典型LNG廠站電力系統電壓穩定的影響因素分析

馬慧超，唐 煒，陳 莉，樊貝貝，張 慶

（1.中石化天津液化天然氣有限責任公司，天津 300457；2.中國石油大學（華東）新能源學院，山東 青島 266580；3.中石化中原油田分公司供電服務中心，河南 濮陽 457000；4.中國石化天然氣分公司，北京 100029；5.青島瑞能達電氣技術有限公司，山東 青島 266000）

0 引 言

液化天然氣（LNG）供電站負荷大多為無功損耗較高的電動機，定補后雖然也有電壓調控作用，系統功率因數基本能滿足要求[1-3]，但由于其無法及時響應負荷動態變化及外電網電壓暫降造成的電壓快速變動而存在如下問題[4-6]：外電網電壓暫降晃停電動機，電動機啟停或者重加速瞬間無功需求大，補償不足，母線電壓快速跌落，容易觸發相鄰電動機的過流保護和低壓保護等，使無功功率分布更加不平衡，導致電壓進一步下降，如此惡性循環，最終可能導致電壓失穩，造成企業關鍵用電設備大面積非停[7-9]；輕載情況下出現過補，向電網倒送無功，增加線損，同時也容易導致諧振過電壓[10]。

只有監測統計站區電壓的動態情況，確定造成系統電壓波動的關鍵因素，合理確定電壓穩定裝置布置點和無功等補償量，才能實現電壓穩定，減少因電壓問題的非停次數，降低網損，提升企業安全穩定運行水平[11]。因此，進行供電系統動態電壓穩定優化調控具有重要意義[12]。本文基于典型液化天然氣（LNG）廠區的電力系統實際運行情況，建立電磁暫態仿真模型，對影響電壓質量的關鍵因素展開研究，基于討論結果為提升電能質量的方法提供優化建議。

1 典型LNG廠區的概況和電網模型的建立

1.1 數學模型

計算現場等值電路各部分的標幺值，在Digsilent軟件中進行電氣設備建模。

1.1.1 線路模型

短線路采用串聯的阻抗Z=R+jX等值，中長線采用π型等值線路，長線路使用分布參數進行建模。

1.1.2 變壓器模型

雙繞組變壓器的方程為：

1.1.3 負荷模型

用電設備的種類雖然很多，但都是由基本負荷組成的，包括異步電動機、同步電機、電加熱爐、整流設備和照明設備。異步電動機的等值電路為：

1.1.4 電力系統等值電路

經過長期的實踐發現，標幺值的等值電路在電力系統中適用最好，具體步驟如下。

（1）基準值的選取：選取統一功率基準SB=100 MVA或SB=1 000 MVA。

（2）參數標幺化：選擇基準值后，可以按照前面的方法將參數進行標幺化。

（3）做出系統的等值電路：參數進行標幺化后，可以做出系統的等值電路，如圖1所示。

圖1 等值電路

1.2 仿真模型

廠區變電站主變容量2×25 MVA（#1、#2主變），110 kV電源線2回；6 kV出線14回；每臺主變裝設1×4 008 kVar電容器組。本站110 kV側設備及配電裝置短路水平按照不低于31.5 kA設計，6 kV側設備及配電裝置短路水平按照不低于31.5 kA設計。主接線圖和廠區電力系統的仿真模型如圖2所示。

2 6 kV集中式無功補償對電網功率因數的影響

無功補償是維持系統電壓穩定的一種常用措施。目前，無功補償的方法較為成熟，大多采取集中補償、分散補償和個別補償3種方法。不同的電壓穩控措施，對系統功率因數影響不同。因此，本部分將系統無補償、系統進行集中式定補償和分散補償的效果進行對比，討論在維持電壓穩定方面的優勢。

2.1 系統無補償的功率因數情況

當LNG廠區電力系統不采取任何補償時，由圖3可知，在此種運行方式下總變母線電壓為0.97 p.u.，區變一運行電壓為0.96 p.u.，區變二運行電壓為0.96 p.u.，系統電壓運行在較低狀態。整個系統對外功率因數為0.862，不符合電網對電能質量的要求。其中，變電所一的功率因數為0.92，變電所二的功率因數為0.83。綜上，如不補償，則不滿足電網供電要求，其中總變電所和變電所二必須補償。

2.2 6 kV集中式定補4.008 Mvar的功率因數情況

由圖4可知，在6 kV集中式定補4.008 Mvar的運行方式下，總變母線電壓為0.99 p.u.，變電所一運行電壓為0.98 p.u.，變電所2二運行電壓為0.97 p.u.，系統電壓運行在較低狀態。相較于無補償時，系統的電壓有所恢復。整個系統對外功率因數為0.98，其中變電所一的功率因數為0.92，變電所二的功率因數為0.83。綜上所述，總變集中補償達到了滿足電網供電的要求，但是對比無補償的結果可以發現，此種補償方式主變過補而變電所一和二欠補，引起了系統電壓分布不均。在主變和區變間進行大量的無功流動，造成廠區損耗增加。

2.3 系統采用分散補償的功率因數情況

此處未做優化，只是簡單綜合前面兩部分討論給出的一種可行的分散補償方法，即總部每條母線補償1 Mvar，變電所一補償1.1 Mvar，變電所二補償5 Mvar。由圖5可知，在此種運行方式下，總變母線電壓為1 p.u.，變電所一運行電壓為1 p.u.，變電所二運行電壓為1 p.u.，系統電壓運行運行較為理想。整個系統對外功率因數為0.999接近于1，其中變電所一的功率因數為1，變電所二的功率因數為0.978。變電所二的功率因數還有問題，可以發現變電所一和主變補償可能基本上夠用，變電所二的補償偏少，主要原因是沒有優化，只是憑經驗配置，效果雖然很好但仍有待改進空間。

圖2 典型LNG變電所建模圖

對比發現該方法總的補償量增加了，增加補償量存在成本損耗。這部分成本是否能夠小于降低網損、穩定電壓、提高功率因數所帶來的收益，需要通過優化方法來解決。

3 電動機的啟停等因素對電壓穩定的影響

3.1 變電所二BOG壓縮機啟停對電壓穩定的影響

如圖6所示，該BOG壓縮機接于區變二6 kV母線上，額定功率為1 000 kW，額定功率因數為0.74，正常運行時效率為99%，額定轉速2 971.419 r/p。啟動時，該電動機的沖擊功率和轉矩達到其額定的3.8倍，正序沖擊電流達到8.8倍，需要的最大無功在11 Mvar以上。如此大的無功需求和電流，導致本機機端的電壓出現電壓暫降，最大暫降深度達到0.6 p.u.。

由圖7可知，為加快仿真速度，BOG壓縮機單機0.5 s時切除，1.0 s時自動啟動（實際電動機停機后必須手動啟動）。切除過程中，總變、變電所二、變電所一電壓都有不同程度的上升，系統處于微過壓運行狀態，但是也算正常運行狀態，不會造成其他影響。在它的啟動過程中，本機極端電壓下降到0.938，110 kV側降低較少，對外電網影響小。變電所一降低到0.98 p.u.，對變電所一正常運行影響不大。變電所二減低0.96，沒有穿越0.95的供電要求。

3.2 變電所二高壓外輸泵機啟停對電壓穩定影響

圖3 無補償情況下的功率因數

圖4 集中定補情況下的功率因數

圖5 分散補償情況下的功率因數

圖6 BOG壓縮機啟動仿真結果

如圖8所示，該高壓外輸泵接于變電所二6 kV母線上，額定功率為1 875 kW，額定功率因數為0.8，正常運行時效率為99%，額定轉速2 971 r/m。啟動時，該電動機的沖擊功率和轉矩達到其額定的2.9倍，正序沖擊電流達到8.3倍，需要的最大無功在17.74 Mvar以上。如此大的無功需求和電流，導致本機機端的電壓出現電壓暫降，最大暫降深度達到0.12 p.u.。

由圖9可知，為加快仿真速度，高壓外輸泵單機0.5 s時切除，1.0 s時自動啟動（實際電動機停機后必須手動啟動）。切除過程中，總變、變電所二、變電所一電壓都有不同程度的上升，但是也算正常運行狀態，不會造成其他影響。在它的啟動過程中，造成相鄰電動機端如BOG壓縮機端電壓下降到0.924，110 kV側降低較少，對外電網影響小。變電所一降低到0.953 p.u.，沒有穿越0.95的供電要求，對變電所一正常運行影響不大。變電所二降低0.26，對變電所二有一定影響，但也基本未列入電壓暫降統計的行列。

3.3 變電所二高壓外輸泵和BOG壓縮機同時啟停對電壓穩定影響分析

如果前述一臺高壓外輸泵和一臺BOG壓縮機同時啟停，由圖10可知，同時停機對系統影響較小，系統未出現較大的過電壓。但是，同時啟時對系統影響大，同時啟動造成系統母線的電壓暫降，引起電壓穩定問題。一般來講，該兩臺機組不但自身無法啟動很可能會造成相鄰機組尤其是變電所二的機組出現晃停現象，還會對變頻控制和接觸器控制產生更大影響。所以，機組啟停順序一定要做好優化，不僅考慮要工藝問題，還要考慮電網的能力。

當前的補償方式為集中式補償4.008 Mvar。按照前述分析，給出一種可行的分布式補償方法（總部每條母線補償1 Mvar，變電所一補償1.1 Mvar，變電所二補償5 Mvar）。相應BOG啟停，高壓外輸泵啟停，兩者同時啟停仿真總結電壓的關鍵點如表1所示。

對比分析得到如下結論：

（1）BOG壓縮機和高壓外輸泵的啟停對電壓穩定產生了影響，均會引起電壓的波動；

（2）高壓外輸泵較BOG壓縮機對電壓的影響更大，引起了更嚴重的暫升和暫降；

（3）BOG和高壓外輸泵同時啟動，會造成母線電壓下降到0.82 p.u.，持續時間在200～300 ms，足以引發相鄰機組被晃停（尤其變頻設備和按照國外保護要求設計的機組）或者大面積非停的事件；

（4）可以推斷，同母線兩臺外輸泵同時啟動的問題更嚴重；

（5）分散補償較現有集中補償在電壓穩定方面更具優勢；

圖7 BOG壓縮機啟停機仿真結果

圖8 高壓外輸泵機啟動仿真結果

表1 BOG壓縮機和高壓外輸泵機同時啟停仿真電壓關鍵點

圖9 高壓外輸泵機啟停機仿真結果

圖10 BOG壓縮機和高壓外輸泵機同時啟停機仿真結果

（6）未經優化的就地分散補償不能達到電壓穩定的目標。

因此，建議采用優化就地補償或采用動態補償方式來實現電壓動態穩定。

4 結 論

本文通過建立典型LNG廠區的電力系統仿真模型，研究了6 kV集中式無功補償對電網功率因數的作用效果和電動機啟停等因素對電壓穩定的影響規律，主要得到如下結論：

（1）總變集中補償雖然達到了足電網供電要求，但是對比無補償的結果，此種補償方式主變過補而區變欠補，引起了系統電壓分布不均，在主變和區變間進行大量的無功流動，造成廠區損耗增加；

（2）分散補償基本能滿足需求，該方法總的補償量增加了，當增加補償量的成本小于降低網損時，才可以在穩定電壓的同時提高經濟效益，因此提高功率因數所帶來的收益需要通過優化方法來解決；

（3）壓縮機和高壓外輸泵的啟停均會引起電壓波動，高壓外輸泵對電壓的影響更大，而母線兩臺外輸泵同時啟動的問題更嚴重，建議采用優化就地補償或者動態補償方式來實現電壓動態穩定。