长距离海缆线路复役引起的主变无功倒送现象分析

夏红光，陆丹丹

（国网浙江省电力有限公司舟山供电公司，浙江　舟山　316021）

0　引言

舟山地区海岛众多，长距离海缆的使用，其充电功率很大，一般在春节负荷低谷期，特别是在夜间，电网负荷比较小，且多是一些照明负荷，负荷的功率因数很高，接近1，需电网提供的容性无功很小，因此吸收海缆线路产生的容性无功很少。由于主变负载很低，主变运行消耗的容性无功也很小，易造成电网容性无功过多，向主变倒送的现象[1-3]。舟山五端柔性直流站，无功和有功可分开调节，无功可在容量范围内按照功率因数-0.95～0.95进行调节[4]。舟山电网风资源丰富，大量的风电接入[5]，能够吸收部分海缆线路产生的无功功率，在一定程度上缓解容性无功过多的现象。某春节低谷负荷时期，蓬莱供区发生了22 Mvar的无功倒送。下面通过对该例舟山电网发生无功倒送现象的分析，来阐述柔性直流及风电对舟山电网无功调节的积极作用，以及在长距离海缆线路复役时，电网运行需要注意的方面。

1　220 kV蓬莱供区基本情况

舟山电网蓬莱供区由220 kV蓬莱变电站（简称蓬莱变，以下类推）供电，主变容量为2×180 MVA，给岱山电网与嵊泗电网供电。嵊泗西部电网由1座110 kV沈家湾变电站供电，柔直舟洋站接入沈家湾变；嵊泗东部电网由110 kV嵊泗变供电，柔直舟泗站接入110 kV嵊泗变，同时35 kV绿华风电接入嵊泗东部电网35 kV基湖变。嵊泗东西部电网之间靠1条35 kV线路作为联络线路。嵊泗东西部电网分别通过一回110 kV海缆线路与蓬莱供区主电网相联，柔直舟衢站接110 kV大衢变，其中美达风电接入110 kV大衢变35 kV侧，如图1所示。

图1　蓬莱供区接线简图

1.1　柔性直流无功调节

舟山多端柔性直流输电系统同时具备有功功率类和无功功率类的控制策略，有功控制类采取定直流电压和定有功功率控制模式，无功控制类采取定无功功率和定交流电压斜率偏差控制策略[6-8]。

（1）在采用定无功功率控制模式时，无功输入或输出量由调度端发令控制。舟泗站、舟洋站、舟衢站有功运行范围为-100～100 MW。各换流站的无功吸收和提供能力按照功率因数的0.95确定，为-35～35 Mvar。无功补偿装置投入电网后引起的母线电压升高值可按下式计算：

式中：ΔU为母线电压升高值；Us0为装置投入前的母线电压；Q为母线上所有运行的电容器组容量；Sd为母线三相短路容量。

柔直舟衢站、舟泗站和舟洋站3个110 kV接入点母线短路容量如表1所示。

表1　变电站短路容量MVA

根据相应接入点的短路容量，一般无功补偿装置投切引起的电压偏差不能超过2.5%，因此各柔性直流单次调节输出的无功容量为：嵊泗变为 10.65～15.8 Mvar， 沈家湾变为 14.65～19.7 Mvar，大衢变为 14.7～27.1 Mvar。

（2）定交流电压斜率控制策略时，电压确定，换流站会根据系统容量自动输出或吸收无功。

1.2　风电场接入无功调节范围

接入220 kV蓬莱变35 kV侧的美达风电为恒频恒速风机组[9-10]，容量为40.8 MW，额定功率因数为-0.98，因此，整个风电场对于电网相当于一个无功负荷，在风电场按照60%出力的情况下，除去风电场内线路无功损耗，吸收无功容量为5 Mvar。

绿华风电为双馈感应风电机组[11]，机组容量为19.5 MW，有功和无功可独立可调，机组功率因数在-0.95～0.95之间可调节，绿华风电无功调节范围为-6.4～6.4 Mvar。同时风电升压站高压侧安装了1套SVG（静止型无功发生器），容量为10 Mvar。在负荷低谷期，风电机组进相运行，风电场的SVG系统吸收无功，风电场相当于一个无功负荷，除去风电场内线路无功损耗，最大可吸收无功为16 Mvar左右。正常运行时，根据实际运行情况，绿华风电吸收的无功在8 Mvar左右。

1.3　蓬莱供区安装的电抗器容量

无功倒送事件发生期间，220 kV蓬莱供区电抗器配置容量为72 Mvar，分别为220 kV蓬莱变35 kV 侧 2×10 Mvar， 110 kV 沈家湾变 2×10 Mvar，110 kV大衢变1×10 Mvar和 110 kV嵊泗变 4×6 Mvar。

1.4　主变无功损耗及海缆充电功率计算

随着城市电网建设的需要，35～220 kV电缆线路敷设量逐渐增加。电缆线路与架空线路相比，其单位长度的电抗小，为架空线路的30%～40%；正序电容大，一般为架空线路的20～50倍。架空线路的充电功率相较于其无功损耗可忽略不计。主要考虑主变压器（简称主变）损耗[12-14]。

主变无功损耗计算如下：

式中：ST1，ST2，ST3分别为变压器高、中、低三侧的额定容量；SN为变压器额定容量；Ud1%，Ud2%，Ud3%分别为变压器高、中、低压侧绕组阻抗百分数；I0%为空载电流百分数[15-16]。

一般情况下，35 kV电缆线路充电功率小且距负荷的电气距离近，在计算时忽略35 kV电缆线路产生的无功。但对于舟山海岛地区，特别是蓬莱供区嵊泗电网及岱山电网，大量长距离35 kV海缆的使用，其产生的充电功率也不能忽视。因此在进行无功平衡分析时，考虑了35 kV海缆充电功率的影响。

单位长度海缆线路的充电功率计算公式为：

式中：QC为海缆充电功率；XC为海缆容性电抗；f为系统频率；c为海缆计算电容；UC为系统平均电压。

2　无功平衡分析

无功倒送发生在 2016年2月4日14∶00左右。在无功倒送发生前，蓬莱变下送无功6 Mvar左右，蓬莱供区嵊泗变1台主变停役，大衢—嵊泗线停役。14∶00，大衢—嵊泗线路复役，期间发生了蓬莱变主变倒送无功22 Mvar。大衢—嵊泗线路复役前，蓬莱供区分为嵊泗东部电网和蓬莱主供区2部分。在线路合闸前进行蓬莱供区主供区和嵊泗东部电网无功平衡分析，线路合闸后进行蓬莱供区无功平衡分析。

2.1　大衢—嵊泗线路合闸前无功平衡分析

柔直舟泗、舟衢和舟洋站运行正常。嵊泗东部电网主要靠柔直舟泗站及1回35 kV基湖—沈家湾线供电。

春节低谷负荷时期，蓬莱供区负荷为61.1 MW，不计嵊泗变供电部分。蓬莱供区负荷的自然功率因数为0.98左右，因此蓬莱供区需向负荷侧提供无功为12.4 Mvar。蓬莱供区运行的海缆线路导线截面为630 mm2海缆线路66 km，截面为500 mm2海缆线路34 km，计算得到110 kV线路的充电功率为58.6 Mvar，35 kV线路产生的充电功率为5 Mvar，则蓬莱供区无功电源为63.6 Mvar。蓬莱变主变无功损耗为3 Mvar，负荷吸收的无功为12.4 Mvar，美达风电吸收无功6 Mvar，柔直舟衢山站、舟洋站分别吸收无功-0.35 Mvar、0 Mvar，则蓬莱供区无功负荷为21.05 Mvar。蓬莱供区电抗器全部投入，容量为48 Mvar（除嵊泗变4×6 Mvar电抗器）。220 kV主变下送无功为5.45 Mvar。与系统查阅得到实际下送无功6.5 Mvar基本吻合。嵊泗—大衢线路合闸前蓬莱供区无功平衡分析见表2。

表2　线路合闸前蓬莱主供区无功平衡分析

嵊泗东部电网此时靠柔直舟泗站及通过一回35 kV线路由嵊泗西部电网供电。此时嵊泗东部电网负荷18.4 MW，其中柔直舟泗站出力10 MW，绿华风电出力1 MW，35 kV线路输送7.4 MW，按照负荷功率因数为0.98计，需向负荷侧提供无功3.7 Mvar，绿华风电吸收无功7 Mvar，则无功负荷为10.7 Mvar。嵊泗电网35 kV线路产生容性充电功率为12.5 Mvar，则无功电源为12.5 Mvar。嵊泗电网投入电抗器为6 Mvar，因此110 kV嵊泗变下送无功为4.2 Mvar，实际嵊泗变下送无功为1.65 Mvar，此部分无功由柔直舟泗站提供，数值基本吻合。线路合闸前嵊泗东部电网无功平衡分析见表3。

表3　线路合闸前嵊泗东部电网无功平衡分析

在合闸前，蓬莱主供区和嵊泗东部电网无功平衡，未发生无功倒送现象。

2.2　大衢—嵊泗线路合闸后无功平衡分析

2016年2月4日14∶00左右，大衢—嵊泗变线路复役，嵊泗东部电网与蓬莱变相联。此时蓬莱供区负荷为72.1 MW，按照负荷功率因数为0.98计算，需向负荷侧提供无功为14 Mvar。线路合闸后，增加充电功率23 Mvar，则110 kV线路充电功率为81.6 Mvar，35 kV线路充电功率为17.5 Mvar，则无功电源为99.1 Mvar。蓬莱变主变消耗无功3 Mvar，负荷吸收无功14 Mvar，绿华风电吸收无功7 Mvar，衢山风电吸收无功6 Mvar，柔直舟泗站发出无功4.67 Mvar，柔直舟洋站发出无功0 Mvar，柔直舟衢站发出无功0.33 Mvar，无功负荷为25 Mvar，投入电抗器54 Mvar，因此蓬莱供区的无功无法被全部消纳，需要向蓬莱变倒送20.1 Mvar。实际蓬莱变倒送无功为22 Mvar，这与观测到的数据基本吻合。无功倒送发生后，调度紧急命令舟衢、舟泗站吸收无功，使蓬莱供区无功倒送现象发生缓解。线路合闸后蓬莱供区无功平衡分析见表4。

表4　线路合闸后蓬莱供区无功平衡分析

2.3　措施

线路合闸后，嵊泗东部电网和蓬莱主电网相联。蓬莱变供区增加的线路的充电功率为23 Mvar，合闸前，蓬莱变主变实际下送无功为6.5 Mvar，要保证蓬莱变无功不倒送，在线路合闸前，蓬莱供区低压侧至少增加16.5 Mvar的感性无功，才能保证线路合闸后，蓬莱变主变无功不发生倒送。可以采取3种方式：线路合闸前，增加蓬莱供区感性无功；增加嵊泗东部电网的感性无功；考虑将舟衢、舟洋换流站无功控制策略调整为定交流电压。以下进行分别分析：

（1）线路合闸前，增加蓬莱供区（不计嵊泗东部电网部分）感性无功。调节蓬莱供区感性无功容量，增加16.5 Mvar，调节后蓬莱变主变下送有功为51 MW，则蓬莱变高压侧功率因数为0.91左右，基本能满足功率因数要求。由于蓬莱主供区48 Mvar电抗器已全投，因此可考虑调节舟衢站无功出力。正常情况下，舟山五端柔性直流换流站采取的无功类控制策略主要为定无功功率控制策略。调节舟衢站吸收无功15 Mvar。一般无功补偿装置投切，引起的电压偏差不能超过2.5%，按照大衢变极小运行方式计算，单次调节，无功变化不能超过14.7 Mvar，因此可考虑多次调节舟衢站无功出力，或者舟衢站、舟洋站联合调节，至少吸收无功16.5 Mvar。

（2）增加嵊泗东部电网感性无功方式。在大衢—嵊泗变线路合闸前，嵊泗电网很薄弱，主要依靠柔性直流及35 kV线路供电。柔直能提供的短路容量很小，嵊泗变110 kV与35 kV侧短路容量很小，若投入大量电抗器，会引起35 kV母线电压的剧烈变化，使电压偏差无法满足规程要求，因此不考虑调节增加嵊泗电网感性无功容量的方式。

（3）若考虑将舟衢站、舟洋站无功控制策略调整为定交流电压控制策略，即无功按照系统电压偏差情况自动输出，由于舟衢站、舟洋站只能感应本端的电压偏差情况，因此可能造成电压偏差在允许范围内，而蓬莱供区无功依然充裕，引起蓬莱变主变无功从低压侧向高压侧倒送的情况的发生。该控制策略不推荐。

综上所述，大衢—嵊泗变线路复役前，建议采取的措施是柔直舟衢站、舟洋站定无功控制，增加换流站无功吸收。

2.4　2018年蓬莱供区无功平衡情况

2017年9月新增导线截面为630 mm2的海缆两回，长度为2×8 km，110 kV中柱变新增电抗器容量 1×10 Mvar。

预计2018年春节期间，蓬莱供区负荷80 MW，蓬莱变主变下载功率60 MW，柔性直流出力20 MW，按照功率因数为0.98考虑，则需要提供给负荷侧无功为16 Mvar，计算得到蓬莱变主变无功损耗为5 Mvar，不计风电及柔直站吸收的无功，则蓬莱供区的无功负荷为21 Mvar，蓬莱供区110 kV海缆线路产生的充电功率为94.96 Mvar，35 kV线路产生充电功率为17.5 Mvar，无功电源为112.46 Mvar，投入电抗器容量为82 Mvar，因此蓬莱供区可能会倒送无功9.46 Mvar。在不计风电及柔性直流无功调节能力的情况下，蓬莱变主变在负荷低谷期可能发生无功倒送现象，因此需要充分利用风电及柔直的无功调节能力。不计柔直无功调节能力的蓬莱供区无功平衡分析见表5。

表5　不计柔直无功调节能力蓬莱供区无功平衡分析

3　结论

（1）舟山蓬莱供区在五端柔直正常运行情况下，感性无功充足，且风电接入，能够吸收部分海缆产生的容性无功，一定程度上能够降低容性无功水平。

（2）在大衢—嵊泗变长距离海缆合闸前，供区整体感性功率和容性功率平衡，长距离海缆合闸后，容性功率突然增大，供区没有及时地调节感性功率的输出，因此导致容性功率大于感性功率，蓬莱变主变倒送无功。在低负荷时期，由于某些区域负荷太轻，会采取部分输电线路双回线改单回线运行，增加线路压降来维持电压质量。当线路复役时，若海缆线路较长，要注意先增加感性功率的输出，使其能够补偿长距离海缆的容性无功，再进行长距离海缆的合闸，以防止在合闸投运期间及以后产生感性无功不足，发生主变无功倒送的现象。

（3）舟山电网蓬莱供区目前的电抗器补充容量不足，需要利用风电及柔性直流无功调节能力。截至2017年5月31日，舟山多端柔直输电系统已累计运行568天，总体运行率为94.05%，其中2014年总体运行率87%，2015年总体运行率96.33%，2016年总体运行率为98.83%。自试运行以来，舟山柔直运行情况良好，舟山柔直能够对舟山电网的无功调节起到积极的作用。