几内亚苏阿皮蒂电站同步补偿分析论证

杜才明，黄 颖，高阳涛

(中国水利电力对外有限公司，北京 100120)

苏阿皮蒂(souapiti，以下简称S)水电站是西非几内亚共和国孔库雷河梯级开发的第二级电站，距首都科纳克里135 km。总库容60.17亿m3，为多年调节水库，溢流坝加底孔溢流泄洪。4台单机容量112.5 MW混流式机组，额定水头87 m，总装机450 MW，保证出力184 MW，设计年发电量2 016 GWh。工程于2016年4月正式动工，计划2020年9月首台机投产发电，2021年1月全部竣工，工程按计划进展顺利。

电站通过8.6 km的225 kV双回线路，与下游已建成投产的装机240 MW的凯乐塔(kaleta，以下简称K)电站联网。2个电站95%以上的电力通过3个方向、共5回的225 kV线路，每回均在100 km以上，辐射输送到首都玛尼亚(maneah)变电站(已建)，以及林桑(linsan)、博凯(boke)变电站(待建)，并通过这两个变电站输出到首都以外地区、出口到塞内加尔等西非邻国。

几内亚电网目前处孤网运行状态，只有一条115 km的双回225 kV线路从kaleta-maneah变电站。计划2020年与苏阿皮蒂同期投产的225 kV国际线路互联，主要涉及冈比亚河流域组织(OMVG)的环网线路1 677 km，变电站15个，变压器总容量1 030 MVA。配套高压补偿电抗器16台，容量320 MVar；补偿电容器约200 MVar。区域已建及规划互联主干电网地理接线图如图1。

图1 区域已建及规划互联主干电网地理接线图

1 电压与无功调节的基本原理

电力系统无功功率平衡对电压运行水平有决定性的影响。无功电源充足，且布置合理、调节手段灵活，可以满足较高电压水平下的无功功率平衡。投入无功不足，则电压水平较低；投入无功过剩，则全网或局部电压超高。

无功补偿的基本原理是：把具有容性(感性)功率负荷的装置与感性(容性)功率负荷，就近并联接在同一电路，能量在两种设备之间相互交换，使感性负荷所需要的无功功率由容性负荷输出进行平衡补偿。无功平衡是一个比有功平衡更复杂的问题。不仅要考虑总的无功平衡，还要考虑分电压层、分供电区的无功平衡。无功平衡应遵循分层、分区、就地平衡原则。无功功率在额定电压下的就近平衡是保证电压质量的基本条件。

由旋转电机补偿称为同步补偿，电容/电抗器补偿则为静止补偿。

1.1 无功平衡与电压水平关系

电源与负荷的无功-电压关系曲线不同，主要是电源具有自动电压-励磁调整特点，以稳定电压水平。两者的无功-电压关系曲线如图2所示(1为电源，2为负荷)。

正常情况下电源无功特性曲线1与负荷无功特性曲线2相交于a点，Va为此时无功平衡下的电压水平。如果发电机的无功输出Q增大，无功特性曲线由1→1′，如负荷没有增加，则由发电机的无功特性曲线1′与负荷无功特性曲线2的交点为a″，决定了负荷点的电压为Va″，此时Va″>Va，负荷点的电压偏高。如果负荷有同步的增加，电压特性曲线由2→2′，从而使曲线1′与曲线2′的交点c，所确定的负荷节点电压达到或接近原来的数值Va，维持了原电压水平。同理，如果负荷增加时无功电源没有相应增加，电源的无功特性仍然是曲线1，这时曲线1和曲线2′的交点a′就代表了新的无功平衡点，并由此决定了负荷点的电压为Va′，显然Va′

1.2 高压输电线路对无功平衡的影响

几内亚目前发电机是电网唯一的有功来源，也是电网基本的无功来源。但无功电源除发电机提供外，还有高压线路分布电容的充电功率。由于充电功率与电压的平方、分布电容大小成正比，电压等级越高、线路越长，影响越大。一般110 kV/100 km以上就需计入影响。无功负荷除用电负载的无功功率外，还有电力线路的电感损耗，与输送功率(电流)的平方成正比。因此高压电力线路，特别是220 kV及以上线路的无功特性随负荷呈两极变化，补偿也需要从电抗/电容两方面进行。其无功损耗示意图如图3(其中：△QL为线路电抗的无功损耗；△QB为充电无功功率)。

图3 无功损耗示意图

35 kV及以下线路的充电功率小，线路主要消耗无功功率；110 kV及以上输电线路充电功率随电压的平方等比增加，重载时是无功负载，轻载时又转变成无功源，电容效应使线路尾端电压升高。因此，110 kV以上线路超过一定距离时还需配置电抗器进行补偿吸收。按充电功率的比例，220～330 kV一般补偿度为80%～90%，500 kV及以上为100%。110 kV及以下线路视充电功率大小(受电缆、线路长度及运行工况影响)计算电压水平后确定是否补偿。高压送出线路较长，负荷又很轻时，偏远电站部分发电机因此将进入进相运行状态，但不属于压水调相工况。

1.3 无功补偿位置的重要性及发展趋势

无功补偿设备接入，只能减少接入点之前到各电源之间串接元件的电能损耗，不能减少接入点之后的电能损耗。因此，随着静止补偿设备的技术进步，现代电力系统无功规划重点在电网侧、负荷侧，按照就地平衡的原则，更科学合理地对输电线路、用户进行无功补偿。用户侧、分布式的无功补偿效果最好，但管理不够方便；电网侧、集中的无功补偿配置在负荷中心变电站，现普遍采用静止电容器或SVC、SVG。

经论证的、偏远的负荷中心因短路容量不足的变电站可以配置电机-调相机组，以提高继电保护灵敏度，高峰时调相补偿，低谷吸收线路充电功率。早期电力系统静态补偿技术落后，无功调节设备、手段单一，部分近负荷中心电站配置有一定数量的发电-调相机组。随着更先进的静止型、智能型无功补偿设备的发展进步，同步调相机有被逐步替代退出的趋势。

因此，对无功电源进行合理规划，经济调度运行，对节约电能，提高安全稳定运行水平具有重要的意义。针对几内亚电网无功平衡与电压调整的问题展开分析论证，以明确远离负荷中心的苏阿皮蒂电站不需要设置压水调相功能，为确定机组型式提供设计依据，并为电网无功规划设计提出参考性意见建议，以保证系统安全稳定与合理经济运行。

2 系统总的无功平衡统计分析

2.1 最大自然无功负荷与无功电源总容量的预测

几内亚目前及设计年(2021)电网变压级数为225/110(60)/30(20)kV，部分电网还有15/10/6 kV，未来负荷的无功性质、现电网运行的自然无功负荷系数较难测定。参照《电力系统电压和无功电力技术导则》(DL/T1773-2017)(SD 325-1989)，最大自然无功负荷QD按1.05(自然无功负荷系数)倍最大有功负荷PD，并按1.15倍冗余系数确定最大无功负荷是较合适的、充足的。即：

国内电网总需求：ΣQ1=1.15QD=1.15×1.05PD=1.21PD

总供给：ΣQ2=QG+QL+QC-QR

式中：QG为本网发电机无功功率；QL为线路和电缆的充电功率；QC为容性无功补偿设备总容量；QR为输入邻网的无功功率。

2.2 2021年无功平衡统计

以国内电网及新增冈比亚河流域组织(OMVG)1 677 km的225 kV线路及变电站投入运行为基础，PG=726 MW，其中主干网PD=523 MW，出口PR=203 MW(有功平衡统计过程略，225 kV线路充电功率按14～19 MVar/100 km，补偿电容按变压器容量的20%，补偿电抗按规划值，2035年下同)。

国内及OMVG环网无功需求：ΣQ1=1.21×523=632.8 MVar

国内及OMVG环网无功供给：ΣQ2=QG+QL+QC-QR=450+371.5+348.5-98=1 072 MVar>ΣQ1=632.8 MVar，富裕度达69.4%。

2.3 2035年无功平衡统计

以国内电网、OMVG及新增西非4国电网组织(CLSG)1 300 km的225 kV线路及变电站投入运行为基础，PG=1 456 MW，其中主干网PD=1 330 MW，出口PR=126 MW。

国内及OMVG、CLSG环网无功需求：ΣQ1=1.21×1 330=1 609.3 MVar

国内及OMVG、CLSG环网无功供给：ΣQ2=QG+QL+QC-QR=902.3+594.7+554.5-61=1 990.5 MVar>ΣQ1=1 609.3 MVar，富裕度仍达23.7%。

2.4 总的无功平衡结构与趋势分析

电网最大无功需求ΣQ1(含无功负荷及线路、变压器损耗)按最大有功出力、自然无功系数及可靠系数进行计算是充分和可靠的。几内亚电网火、水电机组功率因数为0.8～0.85，电源无功出力QG确定；补偿电容容量QC也方便统计(已运行、规划变电站均按配电变压器容量的20%左右配置、占总装机容量的40%左右)确定。高压线路和电缆的充电功率也是确定的，如225 kV单导线按14 MVar/100 km，双分裂按19 MVar/100 km；110 kV按3.4 MVar/100 km计算。上述供需已完全达到平衡，并总体供大于求。

不确定的是负荷无功和线路、变压器的无功损耗，随着负荷电流增加而增加，呈动态变化，但该需求按最大有功的1.21倍进行了封顶计算，完全在预算范围。

随着225 kV及以上超高压输电线路的建成投产，一方面QL=ωCU2，线路充电功率按电压的平方和线路长度大幅增加，另一方面超高压远距离输电因经济、稳定性和电压质量原因，对功率因数要求高(225 kV负荷高峰时为0.95～1.00，其他时段也不能小于0.90，均大于发电机额定值0.85)。因此，超高压输电线路长度、输送功率比重越大，送端(电源端)越呈现无功富余状态。投运初期、低谷轻载时因电容效应使受端电压升高，还需投入高压电抗器、或机组进相运行吸收过剩无功。

因此，从总的无功平衡计算及电网发展分析，苏阿皮蒂机组功率因数为0.85，并且远离负荷中心，电力主要通过225 kV高压线路输送到100 km外的首都、工矿企业，以及500 km外的邻国，要求功率因数≥0.90，重载时为0.95～1.00，无功容量充足，是不需要、也不允许发电机长时间同步补偿运行的。

3 无功就地补偿与平衡计算示例

无功补偿应分层、分区进行，实现就地平衡，是因为远距离大量输送(吸收)无功，除占用通道容量，引起电能损耗增加外，还会造成长线路两端的变电站电压首尾不能兼顾，电压质量无法保证。

2015年投产的K站装机容量240 MW，额定出力通过115.7 km的Kaleta-Maneah 225 kV高压线路输送电力，不同cosφ电能、电压损失率计算如表1(双回路运行，每回120 MW，L=115.7 km，r0=0.10，x0=0.43)。

表1 电压损失率计算表

计算结果与实际测量值一致，说明功率因数越高，电能、电压损失率越低，当功率因数降低到0.85时，电压损失已超极限许可值10%。显然高峰负荷时更不允许机组调相运行。

225 kV的国际互联电网输送电力，应至少保证cosφ≥0.90，负荷高峰时cosφ=0.95-1.0，否则线路的电压损失率△U%=PL(r0+x0tgφ)/10U2、电能损失率△P%=△U%(1+tg 2φ)/(1+(x/r)tgφ)会明显上升。

或在固定电压降要求下，线路的有功输送能力大幅下降。如LGJQ-500导线，225 kV线路△U%=10条件下，cosφ=1.0、0.9、0.8时，对应的500 km输送能力分别为149、48、36 MW，相差甚远。

4 长距离225 kV线路空载运行工况

S+K两站保证出力为278 MW，电力只够国内使用，旱季将面临的另一极端运行工况，就是225 kV国际互联线路长时间处于轻载或空载运行。该线路很长，由于电容效应，主干电网受端电压超过许可值，需要S站进相补偿运行，也即通过部分机组以电动机调相方式来吸收主网架的大部分充电功率。这也是论证后期，双方已达成不需要迟相同步补偿共识后，外方技术咨询提出的新论点。

论证这个问题需要先弄清以下几个基本数据：①电网允许一个结点集中吸收无功的大小(无功大量集中补偿的限制因素)；②旱季低谷时S+K两站投入的机组台数及进相能力；③225 kV各规划变电站配置电抗器的容量即补偿度。事实上由于线路首尾端的电压降限制，225 kV线路每个节点配置的补偿电抗器一般不超过40～50 MVar，相当于250～300 km(双分裂-单导线)的充电功率平衡，这也是常见设计的最大跨越间距。后面具体计算分析其原因。

4.1 旱季低谷时机组的运行方式

S+K电站是将来西非电网的骨干电站，既担负基荷，又是调峰调频主力电站，且处于主干电网的一个结点。K站为泾流式电站，无调节能力，按上游的S站发电流量等比分配出力。两个电站旱季的保证出力为184+94 MW，根据现电网日负荷峰谷差，低谷、高峰时的出力区间约为(147+75)～(230+118)MW。表明旱季低谷时分别有2+1台机运行。按运行经济性原则，如需进相运行首先是利用这3台机的发电进相能力，不够时才能考虑新增机组进相补偿运行。

4.2 空载与发电状态下机组的进相能力

2个电站机组功率因数按cosφ=0.85设计，供货技术合同中，每台机均有制造厂分别作出的充电容量80/60 MVar(额定电压、频率下，吸收空载线路的容性无功容量)，额定有功功率下向电网送出(迟相)或吸收(进相)无功容量±60/48.5 MVar的承诺保证。也就是2个电站2+1台机组，空载(比如电网突然事故甩负荷)下有220 MVar、额定有功负载下有168.5 MVar的无功进相能力。显然，按一个结点最多分配40～50 MVar补偿功率的话，2个电站只要有1台机发电就足够了，而且Kaleta变电站后期还配置有20 MVar补偿电抗，根本不需要任何压水调相机组投入。

K站3年多的运行数据统计表明，目前2个225 kV变电站均无电抗器配置、双回线路运行的情况下，电站送出有功只要达到60 MW就实现无功平衡，机组转入迟相运行状态。苏阿皮蒂机组的功率特性曲线及典型出力参数如图4。

图4 苏阿皮蒂机组的功率特性曲线及典型出力参数图

5 线路允许的集中进相补偿深度

225 kV国际互联线路部分为双分裂导线，充电功率按19 MVar/100 km，1 000 km为190 MVar。S+K两站2+1台机组空载下的充电功率为220 MVar，能全部补偿掉(假设不考虑各变电站补偿电抗器投入)。最低出力(147+75)MW发电工况下的进相能力168.5 MVar，吸收线路长度计算比较复杂，但由于负荷电流在线路电感上产生无功损耗，可平衡部分充电功率，显然发电工况下的可吸收线路长度要更大。这是2+1台机组具备的、能补偿掉线路充电功率的进相能力，受线路首尾电压差限制，实际允许的集中进相补偿功率要小得多。

5.1 线路允许的单侧集中补偿计算示例

从表2中可以得出，225 kV送出线路空载工况下，电容效应使300 km的受端与送端电压比(U2/U1)就达到了1.165，也就是使300 km线路末端电压上升16.5%，达到273.78kV。该长度单、双分裂导线充电功率只有QL=42～57 MVar，S+K站1台机组就能轻松吸收掉。显然，指望1个电站进相运行来吸收补偿数千公里的225 kV线路大部充电功率是不可能的，不是机组功能和容量的问题，而是集中补偿引起的电压差电网根本无法承受。远离负荷中心电站不作迟相补偿也是同一原理。无功补偿应分层、分区进行，尽可能就地平衡，实质上就是基于网损和电压降的限制。这也是225 kV线路单跨长度一般不超过300 km，每个结点配置电抗补偿一般也不超过50 MVar的原因。同理，S+K站进相补偿深度也就基本确定了，即1台常规机组已经足够。

表2 225 kV线路参数电容效应计算表

也可以通过降低电源侧电压来扩大机组进相深度，但多个电站的进相试验表明，受机端电压、厂用电压最低限制(Ue90%)，往往达到1台机的60%左右就无法继续。目前K站1台机发电约60 MW时, cosφ≈1.0，处于迟相-进相平衡点，115 km(双回路)对侧maneah变电站电压上升约5%(12 kV)。

图5是一典型线路的电容效应特性曲线，尾端电压随线路长度显著上升。由于高压线路充电功率由分布电容产生，在沿程变电站基本按线路长度均布并联电抗器，才是限制工频电压升高，保证电压质量的正确方法。

图5 典型线路电容效应特性曲线图

5.2 OMVG、CLSG规划225kV线路的电抗器补偿

225 kV及以上高压线路的无功补偿，需要结合线路长度、潮流分布和受电次序等因素，在各沿线变电站均布电抗器进行平衡，补偿度一般按充电功率的80%，330～500 kV补偿度应达到90%～100%。西非地区OMVG、CLSG规划225 kV线路基本按100%进行补偿。如OMVG线路全长1 677 km，共16个变电站，规划的设计水平年、直至2035远景年的补偿电抗器容量如图6，合计320 MVar。

规划设计表明，即使全程空载运行(含16个变电站，共1 030 MVA变压器都退出)，所配电抗器已能吸收新增线路全部充电功率，也是无需S+K两个电站机组专门来压气进相补偿运行的。2025年以后，随着负荷的上升，部分站的电抗器将减少容量或退出运行。

图6 补偿电抗器容量图

6 薄弱电网环境下的非典型调相运行

水电机组典型调相运行是电动机式压气调相，即并网后关闭导水叶，用压缩空气将转轮室水位压至泄水椎以下，转轮在空气中被动旋转，发电机变成电动机从系统吸收部分有功，同时发出或吸收无功。该调相方式水轮机不在非保证出力区运行，具有无损害、能耗小(一般为机组容量的2%～4%)的优点，但调相-发电工况转换时间长，不灵活，也不能单独运行、给电网进行黑启动，只适用于需要机组常态、长期调相运行的电站。前面已论证了S站并不需要该功能。

6.1 空载与轻载调相

几内亚及周边国家电网目前处于孤网运行状态，设备可靠性很差，频繁全网停电与黑启动建压送电组网。停电后第一台机组通过长距离225 kV线路向负荷中心送电，从空载、非保证出力区轻载，再到保证出力区(混流式机组为≥45%Pe)发电，时间较长(一般在0.5 h以上)，由于线路空载或轻载，初期机组是进相运行的。正常运行情况下，为了防止线路跳闸或别的机组突然甩负荷，运行机组总要留有一定的事故备用容量，即低于额定出力下运行。

从机组的功率特性曲线可以看出，空载或轻载工况下，机组的无功送出与吸收容量显著增加，有功出力又小，机组的工况及对系统的作用与典型调相工况类似，可以定义为空载/轻载(发电调相)；典型调相属于电动调相。由于空载到非保证出力区的长时间运行，对水轮机空化等有一定影响，国标要求是8 000 h基准运行时间或2年内不超过800 h，IEC标准是500 h。按每年黑启动送电100次，每次0.5 h，即使全部由一个电站来完成，S站有4台机轮换，每台机也只有25 h，是完全满足规范要求的。

保证出力以上的进相运行，深度控制按发电机功率特性曲线，无时间限制,但应注意控制机端及厂用最低电压，或高压线路尾端电压上升在许可范围。

K站运行3年多来，已数10次通过115km的Kaleta-Maneah 225 kV线路向主网黑启动送电，在线路两侧均无电抗器配置的情况下，机端额定电压时机组最大无功进相约35 MVar，接带有功负荷后逐步减少，进相-迟相分界点约为30/60 MW-单/双回出线，尾端电压上升约5%。S站发电及国际互联电网建成后，到周边linsan、Boke站的距离与到Maneah站相当，且对侧均有电抗器配置，无功与电压调节手段更加灵活、更有保障。

6.2 发电调相与电动调相

电网黑启动过程需要短暂的发电调相运行，其与电动调相的主要区别如表3。

表3 发电调相与电动机调相特点对比表

空载/轻载下的发电调相的最大特点是从“调相”到“发电”工况转换迅速，能适应弱网、孤网环境下的冲击负荷变化，快速恢复用户供电，保证电网安全稳定运行。显然压水电动调相没这个作用，也不能黑启动送电建网。

发电调相工况下的非保证出力区短时运行，事实上也是任何常规机组开停机时都需经历的过渡过程，只是大网环境下时间更短。

7 结 语

电力线路无功损耗与充电功率，分别由导线的分布电抗与分布电容产生，无功补偿应分层、分区进行，实现就地平衡。无功补偿设备的接入，只能减少接入点之前到各电源之间串接元件的电能与电压损耗。无功远距离大量输送或吸收，会占用通道容量，造成两侧电压失衡。苏阿皮蒂电站远离负荷中心，主要通过西非225 kV互联线路输送电力，发电高峰时段应减少无功输送，保持高功率因数运行，以降低网损，提高电压质量。机组自身的无功容量富裕，不需要电动调相运行。低谷时段发电机组少，线路轻载运行，充电功率由规划分布在各变电站上的电抗器补偿吸收，补偿度大于80%。凯乐塔变电站等电网节点的进相无功补偿深度以50 MVar为限，1台机组发电时即可以满足要求，不能大量、集中进行进相无功补偿。

苏阿皮蒂作为西非区域电网的大型骨干电站，因远离负荷中心，不需要、也不能电动调相运行。孤立电网黑启动送电及稳定可靠性要求，只能利用常规机组的发电调相能力。其与下游凯乐塔电站联合调度的组合运行方式，能满足、并确保任何电网运行工况下的无功补偿与电压调节需要。