海底电缆运行对系统电压的影响及解决措施分析

文/胡小康 刘维斌 朱春生

0 引言

随着社会的迅速发展，能源需求日趋增长。我国海上风能资源丰富，主要分布在经济发达、电网结构较强但缺乏常规能源的华东、华南沿海地区。相比陆上风能发电，海上风能发电具有风速较好、发电量高、年利用小时数高等显著优点，且不占用稀缺的土地资源及环境污染较小，因此，海上风电已成为我国风电产业快速发展的新趋势。

一般情况下，海上风电场的电能传输采用海底电缆（以下简称海缆），由于交流海缆具有较大充电功率，特别是大截面、长距离海缆的充电功率特性更加明显。海上风电场与海岛微电网采用联岛海缆连接，其组成的电网系统运行电压水平与无功功率的平衡密切相关：系统的无功电源比较充足，系统就具有高的电压运行水平；反之，无功不足就反映为运行电压偏低。此外，系统中大量的负荷需要一定的无功功率，同时网络元件也会有无功功率损耗。

本文基于桂山海上风电场与海岛微电网生产运行实际情况，分析主变压器调压配合无功补偿设备（SVG）无功调整的运行方式，既满足电网调度对海上风电场送出线路电压及无功平衡的要求，也稳定了风电场母线电压，同时也实现了SVG有功损耗的最小化，提高海上风电场经济效益，为海上风电场与多个海岛微电网联网运行时安全稳定运行提供依据。

1 海上风电场与海岛智能微电网间的电网系统

桂山海上风电场和万山海岛新能源微电网示范项目（以下简称桂山项目）是国际首个海上风电与海岛新能源智能电网应用整合研究项目。桂山项目海缆总体情况如图1所示。

本文所研究的海上风电场采用交流输电方式接入电网，并通过联岛海缆与各个海岛智能微电网连接，连接设备主要包括：风力发电机组（含箱式变电站）、35kV风机集电线路、110kV升压站、110kV送出海缆、35kV联岛海缆，其中，110kV升压站包括110kV升压主变压器和SVG等。

2 海上风电场无功补偿配置

在海上风电场运行期间，感性无功缺额应考虑能够补偿35kV风机集电线路、110kV送出海缆以及35kV联岛海缆容性充电功率；容性无功功率缺额应考虑能够补偿海上风机满发时风力发电机组含箱变、35kV风机集电线路、110kV升压站主变、110kV送出海缆和35kV联岛海缆的感性无功之和。

海缆的无功特性与其电气参数密切相关，而海底电缆的电气参数主要取决于海缆所用的材料和几何尺寸。根据海缆厂家提供的设备说明书，即可得到海缆的电气参数。桂山海上风电场升压站设有两台主变压器，其中，低压侧（35kV）采用单母线分段接线。根据上述无功补偿的配置原则，以及桂山海上风电场海缆分布，每段35kV母线安装1套调节容量 为-23 Mvar～+23 Mvar的SVG型无功补偿装置，共2套。为适应风电场出力的随机波动性，SVG可以连续自动调节，以稳定35kV母线电压及110kV出线无功功率作为控制目标；SVG动态跟踪电网电能质量变化，并根据变化情况自动调节无功输出，实现升压变电站在任意出力下的高功率因数运行。SVG主要参数如表1所示。

图1 桂山项目海缆布局

表1 海上风电场SVG 主要参数

3 SVG设备补偿模式选择与主变调压

3.1 SVG设备补偿模式

SVG设备共有四种补偿模式：固定补偿、动态补偿、电压补偿以及功率因数补偿。

（1）固定补偿：根据SVG设定的无功电流大小，输出一个固定的无功电流，输出的无功电流与设定值保持一致。

（2）动态补偿：SVG自动检测负载无功电流，输出电流随负载无功电流变化。

（3）电压补偿：根据补偿点在高压侧或低压侧设置补偿电压，补偿电压与设定值保持一致。

（4）功率因数补偿：基于动态补偿模式下进行补偿，按照动态补偿模式进行工作，超出设定值后按照电压控制方式进行补偿。

根据SVG实际有功功率损耗记录，在固定补偿、动态补偿、功率因数补偿三种补偿模式下的有功损耗最大，在电压补偿模式下的有功损耗最小。以桂山海上风电场某次保供电任务为例，电网调度要求海上风电场SVG的运行模式为固定补偿，固定补偿与电压补偿两种模式下的有功功率损耗记录见表2所示。因此在SVG设备实际运行中，按照节能降耗的安全生产要求，采用补偿电压的模式明显比其他模式节能。

表2 案例SVG运行有功功率损耗对比

3.2 主变压器调压

桂山海上风电场配置了两台110kV主变压器（以下简称主变），型号及主要参数均相同，见表3。

表3 案例110kV主变主要参数

主变压器的有载调压档位共有17档，在桂山海上风电场通过110kV海缆首次受电时，SVG设备未投入运行，为保证风场升压站35kV母线电压稳定在35kV,现场运行人员将主变有载调压档位调整在13档。此时，海岛微电网、海上风机箱变高压侧等35kV系统均能保持在35kV电压稳定运行。

SVG投入运行后，采用有功损耗较小的电压补偿模式，进一步稳定35kV母线电压，确保各个海岛微电网、海上风电场安全运行。随着海上风电场小风期、大风期不同时段的变更，海上风机的出力与之相应变化；另外，伴随季节更替，海岛微电网负荷、电网负荷也会出现变化，海上风机输出电能的流向也随之变化。此时，海上风电场35kV母线电压亦会出现波动，SVG为稳定35kV母线电压，会增加无功输出，确保海岛微电网、风机集电线路的电压稳定。在这种情况下，SVG输出较大的无功功率则会随着110kV送出海缆汇至电网变电站，造成电网侧110kV母线电压的升高，而SVG的有功功率损耗同样增加，造成了风电场能耗增加。

为了尽量减少无功功率汇入电网，降低SVG有功功率损耗，同时稳定35kV母线电压，确保各个海岛微电网安全稳定运行，生产技术人员将110kV主变有载调压档位由13档调整至14档。采用SVG电压补偿模式，调整主变有载调压装置档位，调节主变低压侧电压，从而调节35kV母线电压，减少了SVG的无功功率输出，降低了其有功损耗，也减少了无功功率汇入电网侧变电站，稳定了电网侧110kV母线电压。调节前后运行数据对比分别如表4至表6所示（#1、#2主变相类似）：

表4 案例SVG电压补偿模式运行结果

表5 案例SVG固定补偿模式运行结果

表6 案例SVG电压补偿模式运行结果

SVG有功功率损耗的电量需要在时间上进行积累。因此，如表4的第1种方式下，#2 SVG运行半月累计损耗电量为1.72万kW . h；#1 SVG运行半月累计损耗电量为1.22万kW . h。在如表6的第3种方式下，#2 SVG运行半月累计损耗电量为0.98万kW . h；#1 SVG运行半月累计损耗电量为0.73万kW . h。很明显，第3种方式比较节能，而且具有较高的调压水平。

4 结论

在无功功率充裕和平衡的电力系统中，改变主变压器变比有良好的调压效果，应优先采用。但在无功不足的电力系统中，不宜采用改变主变压器变比调压，因为改变主变压器的变比并没有增加系统的无功功率，这就有可能在采用变压器变比改善某个地区电压水平的同时会恶化其他地区无功功率不足，导致地区电压水平进一步下降。因此，在无功不足的电力系统中，首先应装设无功补偿装置来补偿无功功率的缺额。

本文研究的桂山项目包括了海上风电场、海岛微电网两个部分，海缆数量较多，其对整个系统的无功平衡造成了较大的影响，配置了两套SVG后，无功调节容量较充裕；在不同季节风速下，海上风机出力变化较大，海岛微电网负荷也随季节更替出现相应变化。所以，采用主变调压与SVG电压补偿相配合的方式，既稳定了海上风电场35kV母线电压，也稳定了各个海岛微电网进线电压，同时实现了节能降耗，又减少了海上风电场汇入电网无功功率，稳定了电网侧母线电压，是一种可靠性较高、经济性较好的电压调试运行方式。