海島電力工程并網(wǎng)接入的分析與設計

李 懿，吳侃侃，李一男

(1.國網(wǎng)舟山供電公司，浙江 舟山 316021；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，浙江 杭州 310008)

隨著國家“一帶一路”建設戰(zhàn)略的落地實施，海洋經(jīng)濟得到迅猛發(fā)展，沿海島嶼與港口開放和開發(fā)加速，以船舶修造、石油儲運和中轉(zhuǎn)物流等為代表的臨港產(chǎn)業(yè)應運而生，蓬勃興起。電力工業(yè)是經(jīng)濟增長和社會發(fā)展的重要能源保證。海洋專屬經(jīng)濟區(qū)范圍的逐漸擴大，各類活動的日益增多，勢必對海島電網(wǎng)的建設和運營提出更高的要求。

一般而言，海島電網(wǎng)可分為聯(lián)網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩大類。聯(lián)網(wǎng)型電網(wǎng)輸送分配能力強，對系統(tǒng)可靠性要求高，適用于大型島嶼或群島地區(qū)，通過架空大跨越線路或海底電力電纜與大陸電網(wǎng)實現(xiàn)互聯(lián)互通，比如±200 kV舟山五端柔性直流輸電工程和500 kV海南跨海交流聯(lián)網(wǎng)工程等。離網(wǎng)型電網(wǎng)普遍規(guī)模較小，在遠離大陸的偏遠島嶼較為常見，例如我國的南沙和西沙地區(qū)。該型電網(wǎng)利用島上原有的柴油發(fā)電機和輸配電系統(tǒng)，將海上風電、太陽能光伏等可再生能源發(fā)電設施和蓄電池儲能裝置有機結(jié)合，構(gòu)成全新的智能微電網(wǎng)。

開展對海島電力工程并網(wǎng)接入的分析與設計，探索發(fā)現(xiàn)其中的建設難點和運營規(guī)律，對提高電網(wǎng)生產(chǎn)精益化管理和推動海洋能源經(jīng)濟發(fā)展均具有十分重要的現(xiàn)實意義[1-3]。

1 海島電網(wǎng)基本概況

1.1 區(qū)位特點與氣象環(huán)境

舟山位于浙江東北部，處于沿海運輸大通道和長江沿江經(jīng)濟帶交匯點，由1 390個島嶼組成，是我國著名的漁場和旅游勝地，也是第一個國家級群島新區(qū)。舟山群島海域隸屬寧波舟山港區(qū)，地處長江經(jīng)濟帶與沿海運輸國際通道交匯點，境內(nèi)深水良港眾多，航道縱橫，江海聯(lián)運，往來業(yè)務繁忙。

舟山群島全年呈現(xiàn)北亞熱帶南緣季風海洋型氣候特征，溫暖濕潤，冬暖夏涼，光照充足，但在夏季較易受臺風和雷暴天氣侵襲,并時常伴有伏旱，冬季多濃霧和寒潮大風。

在舟山地區(qū)，電力設施多在各島嶼之間跨海而建，受到風暴潮霧等惡劣氣象環(huán)境影響和過往船只錨泊損害的幾率較大。做好海島電網(wǎng)施工和運維工作，保證其安全穩(wěn)定運行任務繁重而艱巨[4-7]。

1.2 冊子島電網(wǎng)條件

冊子島位于舟山群島西部，南北長5.5 km，東西寬2.46 km，臨港工業(yè)經(jīng)濟較為發(fā)達。島上現(xiàn)已建有系統(tǒng)變電站1座(35 kV冊子變)，用戶變電站3座(正和變、南洋變和中石化變)。冊子變通過同塔雙回跨海輸電線路(岑子線和港冊線)與110 kV岑港變電站相連。冊子島上無獨立電源點，岑港變?yōu)槿珝u電能輸入唯一通道。

在冊子島，岑子線T接入正和變(正和支線)，承擔對正和造船廠供電；港冊線T接入南洋變(南洋支線)，承擔對南洋造船廠供電；岑石線和岑化線承擔對中石化國家石油儲備基地供電。島上電網(wǎng)設施分布情況如圖1所示。

圖1 周邊電網(wǎng)地理接線圖

2 并網(wǎng)接入工程簡介

并網(wǎng)接入工程源自某電力用戶項目。該用戶項目位于冊子島北部，為新設采礦權(quán)，開采礦種為建筑用石料(凝灰?guī)r)，生產(chǎn)規(guī)模每年1 500 t，高峰產(chǎn)能規(guī)劃為每年2 000 t。項目建設規(guī)模：計劃投入普通生產(chǎn)線2條、精品骨料生產(chǎn)線1條和機制砂生產(chǎn)線1條。根據(jù)負荷分析，某用戶項目的負荷性質(zhì)屬于普通用電負荷。

本期工程擬從35 kV冊子變接入系統(tǒng)，計劃新建輸電線路1條、用戶變電站1座，新增負荷容量約18 MVA。

3 海島電力并網(wǎng)接入方案設計

3.1 周邊電網(wǎng)情況

目前，冊子變主變?nèi)萘繛?×10 MVA，型號SZ9-10000/35。冊子變2017年最高負荷為3.5 MW，南洋支線和正和支線所帶負荷為7.5 MW，在本項目接入后，考慮設備同時率，將增加負荷約18 MW，最高負荷預計達到29 MW。根據(jù)N-1法則考慮，新增負荷投入后，若選擇冊子變對其進行供電，其現(xiàn)有規(guī)模可滿足負荷要求，但可能會出現(xiàn)線路過載現(xiàn)象，需預先對冊子變現(xiàn)有進線(岑子線和港冊線)輸送能力進行計算分析[8-9]。

岑子線和港冊線為同塔雙回架設，導線型號為JL/G1A-240/30，兩線路在岑港變側(cè)的出線電纜均為截面300 mm2的三芯電纜，雙回電纜溝敷設，電網(wǎng)靜態(tài)限額載流量為281 A，單回輸送容量為17 MVA。其中，兩線路在25—32號之間導線變窄，型號為LGJ-185/10，其單回經(jīng)濟輸送容量為10 MVA，極限輸送容量(周圍氣溫+40 ℃，導線最高允許溫度+70 ℃)為26 MVA。

若按經(jīng)濟輸送，單回線路輸送容量為10 MVA，雙回合計可達到20 MVA，將無法滿足系統(tǒng)29 MVA的輸送要求。

若按極限輸送，單回線路輸送容量為17 MVA，雙回合計可達到34 MVA，可以滿足系統(tǒng)29 MVA的輸送要求。

在極限容量輸送下，現(xiàn)有線路均可滿足輸送要求，但無法滿足N-1要求，需對冊子變進線進行增容改造。

3.2 接入方案對比

經(jīng)過實地勘探后發(fā)現(xiàn)，冊子變周圍青苗賠償費用較高，政策處理難度較大，站內(nèi)尚有2個35 kV出線間隔因此原因而無法使用，為歷史遺留問題。為保證按時供電，接入系統(tǒng)將通過對原有T接線路進行改道或新建單回輸電專線方式來實現(xiàn)。

3.2.1 方案一：對原有T接線路進行改道

對正和支線或南洋支線進行改道，最大優(yōu)點在于能夠規(guī)避冊子變政策處理風險。南洋船廠經(jīng)營平穩(wěn)有序，若對其支線進行改道將導致全廠停工斷電，影響正常生產(chǎn)工作。相比之下，正和船廠已破產(chǎn)停工，人員已經(jīng)遣散，暫無負荷需求，具備改道條件。方案一將建設電纜終端塔，并重新敷設電纜段若干，將正和支線由正和變改道切割至用戶變電站，形成新的單回T接線路。

3.2.2 方案二：新建單回輸電專線

啟用站內(nèi)剩余的待用間隔，從冊子變直接架設單回輸電專線至用戶變電站，實現(xiàn)供電。方案二實施的前提是妥善解決冊子變線路通道土地征用賠償問題。

輸電專線可考慮使用陸地電纜和架空線路合并實現(xiàn)。架空線路導線型號選擇JL/G1A-240/30，地線型號選擇OPGW光纜(12芯)。陸地電纜選用交聯(lián)聚乙烯絕緣、皺紋鋁金屬護套、聚乙烯外護套電纜，型號為YJV22-26/35-ZA，Z-3×300 mm2，排管敷設，環(huán)境溫度按照20 ℃計算，載流量為309 A，折合傳輸功率為18 731 kW，可滿足負荷新增需求。

3.2.3 接入方案對比

a.方案一和方案二在技術(shù)上均可行，皆為單回路供電，均能滿足對用戶項目的供電要求。

b.從工程周期考慮，方案一建設所需時間短于方案二。

c.從建設費用考慮，方案一投資成本低于方案二。

d.從電網(wǎng)安全穩(wěn)定性考慮，方案二優(yōu)于方案一。

綜合考慮電網(wǎng)安全穩(wěn)定性、技術(shù)可行性、工程周期、投資成本費用及用戶意見，本工程選擇接入方案二。

3.3 輸電路徑確定

本期工程輸電部分自冊子變側(cè)電纜出線，沿岑子線架空方向電纜敷設至岑子線30號附近，轉(zhuǎn)向東北方向敷設，穿過民房間隙，一直敷設至支家岙東北側(cè)的新建電纜終端塔。之后朝北架空架設約0.5 km，在岑子線26號南側(cè)再次改用電纜向西敷設0.25 km至新建電纜終端塔。自新建電纜終端塔向西北架設約400 m，轉(zhuǎn)向東北方向架設，途經(jīng)鵝盤山、天頂山，直至小岙山嘴南側(cè)，改由電纜敷設至用戶變電站。

新建輸電專線包含鐵塔15基和電纜若干段，架空線路長度約3 km，電纜線路長度約1.7 km。

3.4 變電短路電流計算

本期工程接入電網(wǎng)系統(tǒng)后，對用戶變電站兩側(cè)進行三相短路電流校核。經(jīng)計算，結(jié)果符合要求，如圖2和表1所示。

短路點位置短路類型短路點平均電壓Uj/kV基準電流Ij/kA短路電流值/kAI″Ich35 kV側(cè)三相371.565.267.94210 kV 側(cè)三相10.55.5013.8420.898

注：I″為短路電流周期分量起始有效值,Ich為短路電流全電流最大有效值。

3.5 無功補償分析

用戶變的無功補償?shù)呐渲茫鶓ＷC高壓側(cè)母線功率因數(shù)不低于0.95的要求，并能根據(jù)電網(wǎng)要求具有靈活投切的功能，一般按照主變壓器容量的10%～30%配置。

作為無功補償要求，用戶變內(nèi)需在10 kV側(cè)配置1組并聯(lián)電容器，配置容量分別為5 400 kvar，為主變?nèi)萘?20 MVA)的27%，滿足規(guī)程要求。電纜充電功率計算公式為

(1)

式中:Q為充電功率，var；C為線路電容，F(xiàn)；XC為線路容抗，Ω；UC為線電壓， V。

輸電專線由架空線路和陸纜線路共同組成。其中，電纜型號為YJV22-26/35-ZA,Z-3×300 mm2。查閱相關(guān)資料可知，電容為0.19 μF/km,電纜線路長度為1.7 km,C為0.323 μF，UC為35 000 V。由式(1)計算可得，輸電專線的充電功率為124.24 kvar。

根據(jù)相關(guān)標準，并聯(lián)電抗器補償總?cè)萘恳话阋鬄榫€路充電功率總和的100%以上。考慮到本工程線路充電功率較小，可不設置并聯(lián)電抗器，采取就地平衡措施。

3.6 中性點設備選擇

按照技術(shù)規(guī)定，中性點消弧線圈設備配置情況需根據(jù)實際電纜電容電流情況進行配置。在35 kV、66 kV系統(tǒng)和不直接連接發(fā)電機、由鋼筋混凝土桿或金屬桿塔的架空線路構(gòu)成的6～20 kV系統(tǒng)，當單相接地故障電容電流不大于10 A時，可采用中性點不接地方式；當單相接地故障電容電流大于10 A，又需在接地故障條件下運行時，宜采用中性點諧振接地方式。

本期工程35 kV電纜長度約為1.7 km，電纜截面選擇3×300 mm2，電纜電容電流按4.07 A/km計算，每段35 kV母線所帶電纜的電容電流為6.92 A，單相接地故障電容電流小于10 A，中性點采用不接地方式，不設置安裝消弧線圈。

3.7 電能質(zhì)量控制與諧波治理

變電站內(nèi)需裝設電能質(zhì)量在線監(jiān)測儀，具備電壓及諧波檢測功能。根據(jù)“誰污染、誰治理”的原則，業(yè)主在進入生產(chǎn)后對諧波進行實測，并根據(jù)實測結(jié)果考慮裝設集中諧波治理裝置，在主控室預留備用屏位。

根據(jù)電網(wǎng)諧波監(jiān)測點設置原則，冊子變側(cè)和用戶變側(cè)均需配置電能質(zhì)量實時監(jiān)測設備。

3.8 繼電保護及自動裝置安排

根據(jù)接入系統(tǒng)方案，用戶變以單回35 kV輸電專線接入冊子變。冊子變待用間隔開關(guān)柜內(nèi)一、二次設備裝置齊備，滿足工程接入要求。

雖然用戶變屬于末端變，可不配置保護，但考慮到其作為輸電專線接入冊子變，建議裝設微機保護測控裝置。微機保護測控裝置需具備以下功能：①三段式距離及可經(jīng)低電壓閉鎖的定時限方向過電流保護； ②三相一次重合閘及加速功能；③低周減載保護功能。

冊子變側(cè)出線間隔配置距離保護裝置，用戶變進線間隔配置過電流保護裝置。

3.9 電能量計量系統(tǒng)配置

本工程進線計量關(guān)口設置在冊子變電站35 kV側(cè)。計量關(guān)口點安裝主、副2個電能計量表，電能表精度均為0.5S 級。主電能計量表用作結(jié)算電費的依據(jù)；副電能計量表用作確認主電能計量表是否運行正確，在主電能計量表運行不正確期間，副電能表將作電費計算的依據(jù)。同時，在冊子變側(cè)安裝新的用電信息采集系統(tǒng)終端。

3.10 通信傳輸系統(tǒng)安排

至2017年底，舟山電網(wǎng)共擁有220 kV變電站5座，110 kV變電站28座。海島電力通信專網(wǎng)已由2.5G逐步升級為10G，已經(jīng)形成了一個以光纖為主的高速信息基礎(chǔ)環(huán)形網(wǎng)架。

考慮接入后擁有穩(wěn)定的傳輸通道，本工程接入舟山通信環(huán)網(wǎng)采取光纖通信方式，用戶變經(jīng)冊子變以622M帶寬接入舟山通信環(huán)網(wǎng)，傳輸帶寬為622 Mb/s。工程建成后，傳輸系統(tǒng)拓撲圖如圖3所示。

圖3 工程接入后的通信傳輸系統(tǒng)拓撲圖

根據(jù)變電站址所處位置及一次電網(wǎng)接線，結(jié)合通信規(guī)劃，為滿足調(diào)度、遠動傳輸?shù)男枰酒诠こ绦陆ㄍㄐ啪€路通道5.5 km，由OPGW和ADSS管道光纜2部分組成。在用戶變側(cè)配置華為OSN3500光傳輸設備1臺、協(xié)議轉(zhuǎn)換設備1套，在冊子變側(cè)自新增STM-4光端支路板1塊，開通至舟山地調(diào)STM-4電路，配置相應光配(ODF)、數(shù)配(DDF)、音配(VDF)等配套設施。

本期工程在用戶變電站配置-48 V通信電源模塊。通信電源從變電站內(nèi)通信電源屏中的-48 V電源模塊引出。通信設備共需SDH屏1面、綜合配線屏1面，布置于二次設備室內(nèi)。

4 結(jié)束語

能源是現(xiàn)代經(jīng)濟增長和社會發(fā)展的重要基礎(chǔ)和保障。構(gòu)建安全、高效、清潔、低碳的能源供應體系，是人類的共同理想和奮斗目標。作為能源傳遞的重要媒介，經(jīng)過幾代人的不懈努力，我國電網(wǎng)系統(tǒng)已由傳統(tǒng)單一的電能輸送載體，升級成為能源轉(zhuǎn)換、高效配置和互動服務的平臺。

海島電力工程的并網(wǎng)接入，必須以促進電網(wǎng)各部分協(xié)調(diào)發(fā)展和保證系統(tǒng)整體安全穩(wěn)定為首要前提，既要學習借鑒內(nèi)陸電網(wǎng)類似工程的設計經(jīng)驗，又要結(jié)合海島電網(wǎng)建設運行的特點，并把握未來若干年海上新能源開發(fā)趨勢，統(tǒng)籌兼顧，進而實現(xiàn)技術(shù)人員和設施設備的合理調(diào)配與優(yōu)化使用。