海岛电力工程并网接入的分析与设计

李 懿，吴侃侃，李一男

(1.国网舟山供电公司，浙江 舟山 316021；2.国网浙江省电力有限公司，浙江 杭州 310008)

随着国家“一带一路”建设战略的落地实施，海洋经济得到迅猛发展，沿海岛屿与港口开放和开发加速，以船舶修造、石油储运和中转物流等为代表的临港产业应运而生，蓬勃兴起。电力工业是经济增长和社会发展的重要能源保证。海洋专属经济区范围的逐渐扩大，各类活动的日益增多，势必对海岛电网的建设和运营提出更高的要求。

一般而言，海岛电网可分为联网型和离网型两大类。联网型电网输送分配能力强，对系统可靠性要求高，适用于大型岛屿或群岛地区，通过架空大跨越线路或海底电力电缆与大陆电网实现互联互通，比如±200 kV舟山五端柔性直流输电工程和500 kV海南跨海交流联网工程等。离网型电网普遍规模较小，在远离大陆的偏远岛屿较为常见，例如我国的南沙和西沙地区。该型电网利用岛上原有的柴油发电机和输配电系统，将海上风电、太阳能光伏等可再生能源发电设施和蓄电池储能装置有机结合，构成全新的智能微电网。

开展对海岛电力工程并网接入的分析与设计，探索发现其中的建设难点和运营规律，对提高电网生产精益化管理和推动海洋能源经济发展均具有十分重要的现实意义[1-3]。

1 海岛电网基本概况

1.1 区位特点与气象环境

舟山位于浙江东北部，处于沿海运输大通道和长江沿江经济带交汇点，由1 390个岛屿组成，是我国著名的渔场和旅游胜地，也是第一个国家级群岛新区。舟山群岛海域隶属宁波舟山港区，地处长江经济带与沿海运输国际通道交汇点，境内深水良港众多，航道纵横，江海联运，往来业务繁忙。

舟山群岛全年呈现北亚热带南缘季风海洋型气候特征，温暖湿润，冬暖夏凉，光照充足，但在夏季较易受台风和雷暴天气侵袭,并时常伴有伏旱，冬季多浓雾和寒潮大风。

在舟山地区，电力设施多在各岛屿之间跨海而建，受到风暴潮雾等恶劣气象环境影响和过往船只锚泊损害的几率较大。做好海岛电网施工和运维工作，保证其安全稳定运行任务繁重而艰巨[4-7]。

1.2 册子岛电网条件

册子岛位于舟山群岛西部，南北长5.5 km，东西宽2.46 km，临港工业经济较为发达。岛上现已建有系统变电站1座(35 kV册子变)，用户变电站3座(正和变、南洋变和中石化变)。册子变通过同塔双回跨海输电线路(岑子线和港册线)与110 kV岑港变电站相连。册子岛上无独立电源点，岑港变为全岛电能输入唯一通道。

在册子岛，岑子线T接入正和变(正和支线)，承担对正和造船厂供电；港册线T接入南洋变(南洋支线)，承担对南洋造船厂供电；岑石线和岑化线承担对中石化国家石油储备基地供电。岛上电网设施分布情况如图1所示。

图1 周边电网地理接线图

2 并网接入工程简介

并网接入工程源自某电力用户项目。该用户项目位于册子岛北部，为新设采矿权，开采矿种为建筑用石料(凝灰岩)，生产规模每年1 500 t，高峰产能规划为每年2 000 t。项目建设规模：计划投入普通生产线2条、精品骨料生产线1条和机制砂生产线1条。根据负荷分析，某用户项目的负荷性质属于普通用电负荷。

本期工程拟从35 kV册子变接入系统，计划新建输电线路1条、用户变电站1座，新增负荷容量约18 MVA。

3 海岛电力并网接入方案设计

3.1 周边电网情况

目前，册子变主变容量为2×10 MVA，型号SZ9-10000/35。册子变2017年最高负荷为3.5 MW，南洋支线和正和支线所带负荷为7.5 MW，在本项目接入后，考虑设备同时率，将增加负荷约18 MW，最高负荷预计达到29 MW。根据N-1法则考虑，新增负荷投入后，若选择册子变对其进行供电，其现有规模可满足负荷要求，但可能会出现线路过载现象，需预先对册子变现有进线(岑子线和港册线)输送能力进行计算分析[8-9]。

岑子线和港册线为同塔双回架设，导线型号为JL/G1A-240/30，两线路在岑港变侧的出线电缆均为截面300 mm2的三芯电缆，双回电缆沟敷设，电网静态限额载流量为281 A，单回输送容量为17 MVA。其中，两线路在25—32号之间导线变窄，型号为LGJ-185/10，其单回经济输送容量为10 MVA，极限输送容量(周围气温+40 ℃，导线最高允许温度+70 ℃)为26 MVA。

若按经济输送，单回线路输送容量为10 MVA，双回合计可达到20 MVA，将无法满足系统29 MVA的输送要求。

若按极限输送，单回线路输送容量为17 MVA，双回合计可达到34 MVA，可以满足系统29 MVA的输送要求。

在极限容量输送下，现有线路均可满足输送要求，但无法满足N-1要求，需对册子变进线进行增容改造。

3.2 接入方案对比

经过实地勘探后发现，册子变周围青苗赔偿费用较高，政策处理难度较大，站内尚有2个35 kV出线间隔因此原因而无法使用，为历史遗留问题。为保证按时供电，接入系统将通过对原有T接线路进行改道或新建单回输电专线方式来实现。

3.2.1 方案一：对原有T接线路进行改道

对正和支线或南洋支线进行改道，最大优点在于能够规避册子变政策处理风险。南洋船厂经营平稳有序，若对其支线进行改道将导致全厂停工断电，影响正常生产工作。相比之下，正和船厂已破产停工，人员已经遣散，暂无负荷需求，具备改道条件。方案一将建设电缆终端塔，并重新敷设电缆段若干，将正和支线由正和变改道切割至用户变电站，形成新的单回T接线路。

3.2.2 方案二：新建单回输电专线

启用站内剩余的待用间隔，从册子变直接架设单回输电专线至用户变电站，实现供电。方案二实施的前提是妥善解决册子变线路通道土地征用赔偿问题。

输电专线可考虑使用陆地电缆和架空线路合并实现。架空线路导线型号选择JL/G1A-240/30，地线型号选择OPGW光缆(12芯)。陆地电缆选用交联聚乙烯绝缘、皱纹铝金属护套、聚乙烯外护套电缆，型号为YJV22-26/35-ZA，Z-3×300 mm2，排管敷设，环境温度按照20 ℃计算，载流量为309 A，折合传输功率为18 731 kW，可满足负荷新增需求。

3.2.3 接入方案对比

a.方案一和方案二在技术上均可行，皆为单回路供电，均能满足对用户项目的供电要求。

b.从工程周期考虑，方案一建设所需时间短于方案二。

c.从建设费用考虑，方案一投资成本低于方案二。

d.从电网安全稳定性考虑，方案二优于方案一。

综合考虑电网安全稳定性、技术可行性、工程周期、投资成本费用及用户意见，本工程选择接入方案二。

3.3 输电路径确定

本期工程输电部分自册子变侧电缆出线，沿岑子线架空方向电缆敷设至岑子线30号附近，转向东北方向敷设，穿过民房间隙，一直敷设至支家岙东北侧的新建电缆终端塔。之后朝北架空架设约0.5 km，在岑子线26号南侧再次改用电缆向西敷设0.25 km至新建电缆终端塔。自新建电缆终端塔向西北架设约400 m，转向东北方向架设，途经鹅盘山、天顶山，直至小岙山嘴南侧，改由电缆敷设至用户变电站。

新建输电专线包含铁塔15基和电缆若干段，架空线路长度约3 km，电缆线路长度约1.7 km。

3.4 变电短路电流计算

本期工程接入电网系统后，对用户变电站两侧进行三相短路电流校核。经计算，结果符合要求，如图2和表1所示。

短路点位置短路类型短路点平均电压Uj/kV基准电流Ij/kA短路电流值/kAI″Ich35 kV侧三相371.565.267.94210 kV 侧三相10.55.5013.8420.898

注：I″为短路电流周期分量起始有效值,Ich为短路电流全电流最大有效值。

3.5 无功补偿分析

用户变的无功补偿的配置，均应保证高压侧母线功率因数不低于0.95的要求，并能根据电网要求具有灵活投切的功能，一般按照主变压器容量的10%～30%配置。

作为无功补偿要求，用户变内需在10 kV侧配置1组并联电容器，配置容量分别为5 400 kvar，为主变容量(20 MVA)的27%，满足规程要求。电缆充电功率计算公式为

(1)

式中:Q为充电功率，var；C为线路电容，F；XC为线路容抗，Ω；UC为线电压， V。

输电专线由架空线路和陆缆线路共同组成。其中，电缆型号为YJV22-26/35-ZA,Z-3×300 mm2。查阅相关资料可知，电容为0.19 μF/km,电缆线路长度为1.7 km,C为0.323 μF，UC为35 000 V。由式(1)计算可得，输电专线的充电功率为124.24 kvar。

根据相关标准，并联电抗器补偿总容量一般要求为线路充电功率总和的100%以上。考虑到本工程线路充电功率较小，可不设置并联电抗器，采取就地平衡措施。

3.6 中性点设备选择

按照技术规定，中性点消弧线圈设备配置情况需根据实际电缆电容电流情况进行配置。在35 kV、66 kV系统和不直接连接发电机、由钢筋混凝土杆或金属杆塔的架空线路构成的6～20 kV系统，当单相接地故障电容电流不大于10 A时，可采用中性点不接地方式；当单相接地故障电容电流大于10 A，又需在接地故障条件下运行时，宜采用中性点谐振接地方式。

本期工程35 kV电缆长度约为1.7 km，电缆截面选择3×300 mm2，电缆电容电流按4.07 A/km计算，每段35 kV母线所带电缆的电容电流为6.92 A，单相接地故障电容电流小于10 A，中性点采用不接地方式，不设置安装消弧线圈。

3.7 电能质量控制与谐波治理

变电站内需装设电能质量在线监测仪，具备电压及谐波检测功能。根据“谁污染、谁治理”的原则，业主在进入生产后对谐波进行实测，并根据实测结果考虑装设集中谐波治理装置，在主控室预留备用屏位。

根据电网谐波监测点设置原则，册子变侧和用户变侧均需配置电能质量实时监测设备。

3.8 继电保护及自动装置安排

根据接入系统方案，用户变以单回35 kV输电专线接入册子变。册子变待用间隔开关柜内一、二次设备装置齐备，满足工程接入要求。

虽然用户变属于末端变，可不配置保护，但考虑到其作为输电专线接入册子变，建议装设微机保护测控装置。微机保护测控装置需具备以下功能：①三段式距离及可经低电压闭锁的定时限方向过电流保护； ②三相一次重合闸及加速功能；③低周减载保护功能。

册子变侧出线间隔配置距离保护装置，用户变进线间隔配置过电流保护装置。

3.9 电能量计量系统配置

本工程进线计量关口设置在册子变电站35 kV侧。计量关口点安装主、副2个电能计量表，电能表精度均为0.5S 级。主电能计量表用作结算电费的依据；副电能计量表用作确认主电能计量表是否运行正确，在主电能计量表运行不正确期间，副电能表将作电费计算的依据。同时，在册子变侧安装新的用电信息采集系统终端。

3.10 通信传输系统安排

至2017年底，舟山电网共拥有220 kV变电站5座，110 kV变电站28座。海岛电力通信专网已由2.5G逐步升级为10G，已经形成了一个以光纤为主的高速信息基础环形网架。

考虑接入后拥有稳定的传输通道，本工程接入舟山通信环网采取光纤通信方式，用户变经册子变以622M带宽接入舟山通信环网，传输带宽为622 Mb/s。工程建成后，传输系统拓扑图如图3所示。

图3 工程接入后的通信传输系统拓扑图

根据变电站址所处位置及一次电网接线，结合通信规划，为满足调度、远动传输的需要，本期工程新建通信线路通道5.5 km，由OPGW和ADSS管道光缆2部分组成。在用户变侧配置华为OSN3500光传输设备1台、协议转换设备1套，在册子变侧自新增STM-4光端支路板1块，开通至舟山地调STM-4电路，配置相应光配(ODF)、数配(DDF)、音配(VDF)等配套设施。

本期工程在用户变电站配置-48 V通信电源模块。通信电源从变电站内通信电源屏中的-48 V电源模块引出。通信设备共需SDH屏1面、综合配线屏1面，布置于二次设备室内。

4 结束语

能源是现代经济增长和社会发展的重要基础和保障。构建安全、高效、清洁、低碳的能源供应体系，是人类的共同理想和奋斗目标。作为能源传递的重要媒介，经过几代人的不懈努力，我国电网系统已由传统单一的电能输送载体，升级成为能源转换、高效配置和互动服务的平台。

海岛电力工程的并网接入，必须以促进电网各部分协调发展和保证系统整体安全稳定为首要前提，既要学习借鉴内陆电网类似工程的设计经验，又要结合海岛电网建设运行的特点，并把握未来若干年海上新能源开发趋势，统筹兼顾，进而实现技术人员和设施设备的合理调配与优化使用。