長距離海纜線路復役引起的主變無功倒送現象分析

夏紅光，陸丹丹

（國網浙江省電力有限公司舟山供電公司，浙江　舟山　316021）

0　引言

舟山地區海島眾多，長距離海纜的使用，其充電功率很大，一般在春節負荷低谷期，特別是在夜間，電網負荷比較小，且多是一些照明負荷，負荷的功率因數很高，接近1，需電網提供的容性無功很小，因此吸收海纜線路產生的容性無功很少。由于主變負載很低，主變運行消耗的容性無功也很小，易造成電網容性無功過多，向主變倒送的現象[1-3]。舟山五端柔性直流站，無功和有功可分開調節，無功可在容量范圍內按照功率因數-0.95～0.95進行調節[4]。舟山電網風資源豐富，大量的風電接入[5]，能夠吸收部分海纜線路產生的無功功率，在一定程度上緩解容性無功過多的現象。某春節低谷負荷時期，蓬萊供區發生了22 Mvar的無功倒送。下面通過對該例舟山電網發生無功倒送現象的分析，來闡述柔性直流及風電對舟山電網無功調節的積極作用，以及在長距離海纜線路復役時，電網運行需要注意的方面。

1　220 kV蓬萊供區基本情況

舟山電網蓬萊供區由220 kV蓬萊變電站（簡稱蓬萊變，以下類推）供電，主變容量為2×180 MVA，給岱山電網與嵊泗電網供電。嵊泗西部電網由1座110 kV沈家灣變電站供電，柔直舟洋站接入沈家灣變；嵊泗東部電網由110 kV嵊泗變供電，柔直舟泗站接入110 kV嵊泗變，同時35 kV綠華風電接入嵊泗東部電網35 kV基湖變。嵊泗東西部電網之間靠1條35 kV線路作為聯絡線路。嵊泗東西部電網分別通過一回110 kV海纜線路與蓬萊供區主電網相聯，柔直舟衢站接110 kV大衢變，其中美達風電接入110 kV大衢變35 kV側，如圖1所示。

圖1　蓬萊供區接線簡圖

1.1　柔性直流無功調節

舟山多端柔性直流輸電系統同時具備有功功率類和無功功率類的控制策略，有功控制類采取定直流電壓和定有功功率控制模式，無功控制類采取定無功功率和定交流電壓斜率偏差控制策略[6-8]。

（1）在采用定無功功率控制模式時，無功輸入或輸出量由調度端發令控制。舟泗站、舟洋站、舟衢站有功運行范圍為-100～100 MW。各換流站的無功吸收和提供能力按照功率因數的0.95確定，為-35～35 Mvar。無功補償裝置投入電網后引起的母線電壓升高值可按下式計算：

式中：ΔU為母線電壓升高值；Us0為裝置投入前的母線電壓；Q為母線上所有運行的電容器組容量；Sd為母線三相短路容量。

柔直舟衢站、舟泗站和舟洋站3個110 kV接入點母線短路容量如表1所示。

表1　變電站短路容量MVA

根據相應接入點的短路容量，一般無功補償裝置投切引起的電壓偏差不能超過2.5%，因此各柔性直流單次調節輸出的無功容量為：嵊泗變為 10.65～15.8 Mvar， 沈家灣變為 14.65～19.7 Mvar，大衢變為 14.7～27.1 Mvar。

（2）定交流電壓斜率控制策略時，電壓確定，換流站會根據系統容量自動輸出或吸收無功。

1.2　風電場接入無功調節范圍

接入220 kV蓬萊變35 kV側的美達風電為恒頻恒速風機組[9-10]，容量為40.8 MW，額定功率因數為-0.98，因此，整個風電場對于電網相當于一個無功負荷，在風電場按照60%出力的情況下，除去風電場內線路無功損耗，吸收無功容量為5 Mvar。

綠華風電為雙饋感應風電機組[11]，機組容量為19.5 MW，有功和無功可獨立可調，機組功率因數在-0.95～0.95之間可調節，綠華風電無功調節范圍為-6.4～6.4 Mvar。同時風電升壓站高壓側安裝了1套SVG（靜止型無功發生器），容量為10 Mvar。在負荷低谷期，風電機組進相運行，風電場的SVG系統吸收無功，風電場相當于一個無功負荷，除去風電場內線路無功損耗，最大可吸收無功為16 Mvar左右。正常運行時，根據實際運行情況，綠華風電吸收的無功在8 Mvar左右。

1.3　蓬萊供區安裝的電抗器容量

無功倒送事件發生期間，220 kV蓬萊供區電抗器配置容量為72 Mvar，分別為220 kV蓬萊變35 kV 側 2×10 Mvar， 110 kV 沈家灣變 2×10 Mvar，110 kV大衢變1×10 Mvar和 110 kV嵊泗變 4×6 Mvar。

1.4　主變無功損耗及海纜充電功率計算

隨著城市電網建設的需要，35～220 kV電纜線路敷設量逐漸增加。電纜線路與架空線路相比，其單位長度的電抗小，為架空線路的30%～40%；正序電容大，一般為架空線路的20～50倍。架空線路的充電功率相較于其無功損耗可忽略不計。主要考慮主變壓器（簡稱主變）損耗[12-14]。

主變無功損耗計算如下：

式中：ST1，ST2，ST3分別為變壓器高、中、低三側的額定容量；SN為變壓器額定容量；Ud1%，Ud2%，Ud3%分別為變壓器高、中、低壓側繞組阻抗百分數；I0%為空載電流百分數[15-16]。

一般情況下，35 kV電纜線路充電功率小且距負荷的電氣距離近，在計算時忽略35 kV電纜線路產生的無功。但對于舟山海島地區，特別是蓬萊供區嵊泗電網及岱山電網，大量長距離35 kV海纜的使用，其產生的充電功率也不能忽視。因此在進行無功平衡分析時，考慮了35 kV海纜充電功率的影響。

單位長度海纜線路的充電功率計算公式為：

式中：QC為海纜充電功率；XC為海纜容性電抗；f為系統頻率；c為海纜計算電容；UC為系統平均電壓。

2　無功平衡分析

無功倒送發生在 2016年2月4日14∶00左右。在無功倒送發生前，蓬萊變下送無功6 Mvar左右，蓬萊供區嵊泗變1臺主變停役，大衢—嵊泗線停役。14∶00，大衢—嵊泗線路復役，期間發生了蓬萊變主變倒送無功22 Mvar。大衢—嵊泗線路復役前，蓬萊供區分為嵊泗東部電網和蓬萊主供區2部分。在線路合閘前進行蓬萊供區主供區和嵊泗東部電網無功平衡分析，線路合閘后進行蓬萊供區無功平衡分析。

2.1　大衢—嵊泗線路合閘前無功平衡分析

柔直舟泗、舟衢和舟洋站運行正常。嵊泗東部電網主要靠柔直舟泗站及1回35 kV基湖—沈家灣線供電。

春節低谷負荷時期，蓬萊供區負荷為61.1 MW，不計嵊泗變供電部分。蓬萊供區負荷的自然功率因數為0.98左右，因此蓬萊供區需向負荷側提供無功為12.4 Mvar。蓬萊供區運行的海纜線路導線截面為630 mm2海纜線路66 km，截面為500 mm2海纜線路34 km，計算得到110 kV線路的充電功率為58.6 Mvar，35 kV線路產生的充電功率為5 Mvar，則蓬萊供區無功電源為63.6 Mvar。蓬萊變主變無功損耗為3 Mvar，負荷吸收的無功為12.4 Mvar，美達風電吸收無功6 Mvar，柔直舟衢山站、舟洋站分別吸收無功-0.35 Mvar、0 Mvar，則蓬萊供區無功負荷為21.05 Mvar。蓬萊供區電抗器全部投入，容量為48 Mvar（除嵊泗變4×6 Mvar電抗器）。220 kV主變下送無功為5.45 Mvar。與系統查閱得到實際下送無功6.5 Mvar基本吻合。嵊泗—大衢線路合閘前蓬萊供區無功平衡分析見表2。

表2　線路合閘前蓬萊主供區無功平衡分析

嵊泗東部電網此時靠柔直舟泗站及通過一回35 kV線路由嵊泗西部電網供電。此時嵊泗東部電網負荷18.4 MW，其中柔直舟泗站出力10 MW，綠華風電出力1 MW，35 kV線路輸送7.4 MW，按照負荷功率因數為0.98計，需向負荷側提供無功3.7 Mvar，綠華風電吸收無功7 Mvar，則無功負荷為10.7 Mvar。嵊泗電網35 kV線路產生容性充電功率為12.5 Mvar，則無功電源為12.5 Mvar。嵊泗電網投入電抗器為6 Mvar，因此110 kV嵊泗變下送無功為4.2 Mvar，實際嵊泗變下送無功為1.65 Mvar，此部分無功由柔直舟泗站提供，數值基本吻合。線路合閘前嵊泗東部電網無功平衡分析見表3。

表3　線路合閘前嵊泗東部電網無功平衡分析

在合閘前，蓬萊主供區和嵊泗東部電網無功平衡，未發生無功倒送現象。

2.2　大衢—嵊泗線路合閘后無功平衡分析

2016年2月4日14∶00左右，大衢—嵊泗變線路復役，嵊泗東部電網與蓬萊變相聯。此時蓬萊供區負荷為72.1 MW，按照負荷功率因數為0.98計算，需向負荷側提供無功為14 Mvar。線路合閘后，增加充電功率23 Mvar，則110 kV線路充電功率為81.6 Mvar，35 kV線路充電功率為17.5 Mvar，則無功電源為99.1 Mvar。蓬萊變主變消耗無功3 Mvar，負荷吸收無功14 Mvar，綠華風電吸收無功7 Mvar，衢山風電吸收無功6 Mvar，柔直舟泗站發出無功4.67 Mvar，柔直舟洋站發出無功0 Mvar，柔直舟衢站發出無功0.33 Mvar，無功負荷為25 Mvar，投入電抗器54 Mvar，因此蓬萊供區的無功無法被全部消納，需要向蓬萊變倒送20.1 Mvar。實際蓬萊變倒送無功為22 Mvar，這與觀測到的數據基本吻合。無功倒送發生后，調度緊急命令舟衢、舟泗站吸收無功，使蓬萊供區無功倒送現象發生緩解。線路合閘后蓬萊供區無功平衡分析見表4。

表4　線路合閘后蓬萊供區無功平衡分析

2.3　措施

線路合閘后，嵊泗東部電網和蓬萊主電網相聯。蓬萊變供區增加的線路的充電功率為23 Mvar，合閘前，蓬萊變主變實際下送無功為6.5 Mvar，要保證蓬萊變無功不倒送，在線路合閘前，蓬萊供區低壓側至少增加16.5 Mvar的感性無功，才能保證線路合閘后，蓬萊變主變無功不發生倒送?？梢圆扇?種方式：線路合閘前，增加蓬萊供區感性無功；增加嵊泗東部電網的感性無功；考慮將舟衢、舟洋換流站無功控制策略調整為定交流電壓。以下進行分別分析：

（1）線路合閘前，增加蓬萊供區（不計嵊泗東部電網部分）感性無功。調節蓬萊供區感性無功容量，增加16.5 Mvar，調節后蓬萊變主變下送有功為51 MW，則蓬萊變高壓側功率因數為0.91左右，基本能滿足功率因數要求。由于蓬萊主供區48 Mvar電抗器已全投，因此可考慮調節舟衢站無功出力。正常情況下，舟山五端柔性直流換流站采取的無功類控制策略主要為定無功功率控制策略。調節舟衢站吸收無功15 Mvar。一般無功補償裝置投切，引起的電壓偏差不能超過2.5%，按照大衢變極小運行方式計算，單次調節，無功變化不能超過14.7 Mvar，因此可考慮多次調節舟衢站無功出力，或者舟衢站、舟洋站聯合調節，至少吸收無功16.5 Mvar。

（2）增加嵊泗東部電網感性無功方式。在大衢—嵊泗變線路合閘前，嵊泗電網很薄弱，主要依靠柔性直流及35 kV線路供電。柔直能提供的短路容量很小，嵊泗變110 kV與35 kV側短路容量很小，若投入大量電抗器，會引起35 kV母線電壓的劇烈變化，使電壓偏差無法滿足規程要求，因此不考慮調節增加嵊泗電網感性無功容量的方式。

（3）若考慮將舟衢站、舟洋站無功控制策略調整為定交流電壓控制策略，即無功按照系統電壓偏差情況自動輸出，由于舟衢站、舟洋站只能感應本端的電壓偏差情況，因此可能造成電壓偏差在允許范圍內，而蓬萊供區無功依然充裕，引起蓬萊變主變無功從低壓側向高壓側倒送的情況的發生。該控制策略不推薦。

綜上所述，大衢—嵊泗變線路復役前，建議采取的措施是柔直舟衢站、舟洋站定無功控制，增加換流站無功吸收。

2.4　2018年蓬萊供區無功平衡情況

2017年9月新增導線截面為630 mm2的海纜兩回，長度為2×8 km，110 kV中柱變新增電抗器容量 1×10 Mvar。

預計2018年春節期間，蓬萊供區負荷80 MW，蓬萊變主變下載功率60 MW，柔性直流出力20 MW，按照功率因數為0.98考慮，則需要提供給負荷側無功為16 Mvar，計算得到蓬萊變主變無功損耗為5 Mvar，不計風電及柔直站吸收的無功，則蓬萊供區的無功負荷為21 Mvar，蓬萊供區110 kV海纜線路產生的充電功率為94.96 Mvar，35 kV線路產生充電功率為17.5 Mvar，無功電源為112.46 Mvar，投入電抗器容量為82 Mvar，因此蓬萊供區可能會倒送無功9.46 Mvar。在不計風電及柔性直流無功調節能力的情況下，蓬萊變主變在負荷低谷期可能發生無功倒送現象，因此需要充分利用風電及柔直的無功調節能力。不計柔直無功調節能力的蓬萊供區無功平衡分析見表5。

表5　不計柔直無功調節能力蓬萊供區無功平衡分析

3　結論

（1）舟山蓬萊供區在五端柔直正常運行情況下，感性無功充足，且風電接入，能夠吸收部分海纜產生的容性無功，一定程度上能夠降低容性無功水平。

（2）在大衢—嵊泗變長距離海纜合閘前，供區整體感性功率和容性功率平衡，長距離海纜合閘后，容性功率突然增大，供區沒有及時地調節感性功率的輸出，因此導致容性功率大于感性功率，蓬萊變主變倒送無功。在低負荷時期，由于某些區域負荷太輕，會采取部分輸電線路雙回線改單回線運行，增加線路壓降來維持電壓質量。當線路復役時，若海纜線路較長，要注意先增加感性功率的輸出，使其能夠補償長距離海纜的容性無功，再進行長距離海纜的合閘，以防止在合閘投運期間及以后產生感性無功不足，發生主變無功倒送的現象。

（3）舟山電網蓬萊供區目前的電抗器補充容量不足，需要利用風電及柔性直流無功調節能力。截至2017年5月31日，舟山多端柔直輸電系統已累計運行568天，總體運行率為94.05%，其中2014年總體運行率87%，2015年總體運行率96.33%，2016年總體運行率為98.83%。自試運行以來，舟山柔直運行情況良好，舟山柔直能夠對舟山電網的無功調節起到積極的作用。