幾內(nèi)亞蘇阿皮蒂電站同步補償分析論證

杜才明，黃 穎，高陽濤

(中國水利電力對外有限公司，北京 100120)

蘇阿皮蒂(souapiti，以下簡稱S)水電站是西非幾內(nèi)亞共和國孔庫雷河梯級開發(fā)的第二級電站，距首都科納克里135 km。總庫容60.17億m3，為多年調(diào)節(jié)水庫，溢流壩加底孔溢流泄洪。4臺單機容量112.5 MW混流式機組，額定水頭87 m，總裝機450 MW，保證出力184 MW，設計年發(fā)電量2 016 GWh。工程于2016年4月正式動工，計劃2020年9月首臺機投產(chǎn)發(fā)電，2021年1月全部竣工，工程按計劃進展順利。

電站通過8.6 km的225 kV雙回線路，與下游已建成投產(chǎn)的裝機240 MW的凱樂塔(kaleta，以下簡稱K)電站聯(lián)網(wǎng)。2個電站95%以上的電力通過3個方向、共5回的225 kV線路，每回均在100 km以上，輻射輸送到首都瑪尼亞(maneah)變電站(已建)，以及林桑(linsan)、博凱(boke)變電站(待建)，并通過這兩個變電站輸出到首都以外地區(qū)、出口到塞內(nèi)加爾等西非鄰國。

幾內(nèi)亞電網(wǎng)目前處孤網(wǎng)運行狀態(tài)，只有一條115 km的雙回225 kV線路從kaleta-maneah變電站。計劃2020年與蘇阿皮蒂同期投產(chǎn)的225 kV國際線路互聯(lián)，主要涉及岡比亞河流域組織(OMVG)的環(huán)網(wǎng)線路1 677 km，變電站15個，變壓器總?cè)萘? 030 MVA。配套高壓補償電抗器16臺，容量320 MVar；補償電容器約200 MVar。區(qū)域已建及規(guī)劃互聯(lián)主干電網(wǎng)地理接線圖如圖1。

圖1 區(qū)域已建及規(guī)劃互聯(lián)主干電網(wǎng)地理接線圖

1 電壓與無功調(diào)節(jié)的基本原理

電力系統(tǒng)無功功率平衡對電壓運行水平有決定性的影響。無功電源充足，且布置合理、調(diào)節(jié)手段靈活，可以滿足較高電壓水平下的無功功率平衡。投入無功不足，則電壓水平較低；投入無功過剩，則全網(wǎng)或局部電壓超高。

無功補償?shù)幕驹硎牵喊丫哂腥菪?感性)功率負荷的裝置與感性(容性)功率負荷，就近并聯(lián)接在同一電路，能量在兩種設備之間相互交換，使感性負荷所需要的無功功率由容性負荷輸出進行平衡補償。無功平衡是一個比有功平衡更復雜的問題。不僅要考慮總的無功平衡，還要考慮分電壓層、分供電區(qū)的無功平衡。無功平衡應遵循分層、分區(qū)、就地平衡原則。無功功率在額定電壓下的就近平衡是保證電壓質(zhì)量的基本條件。

由旋轉(zhuǎn)電機補償稱為同步補償，電容/電抗器補償則為靜止補償。

1.1 無功平衡與電壓水平關系

電源與負荷的無功-電壓關系曲線不同，主要是電源具有自動電壓-勵磁調(diào)整特點，以穩(wěn)定電壓水平。兩者的無功-電壓關系曲線如圖2所示(1為電源，2為負荷)。

正常情況下電源無功特性曲線1與負荷無功特性曲線2相交于a點，Va為此時無功平衡下的電壓水平。如果發(fā)電機的無功輸出Q增大，無功特性曲線由1→1′，如負荷沒有增加，則由發(fā)電機的無功特性曲線1′與負荷無功特性曲線2的交點為a″，決定了負荷點的電壓為Va″，此時Va″>Va，負荷點的電壓偏高。如果負荷有同步的增加，電壓特性曲線由2→2′，從而使曲線1′與曲線2′的交點c，所確定的負荷節(jié)點電壓達到或接近原來的數(shù)值Va，維持了原電壓水平。同理，如果負荷增加時無功電源沒有相應增加，電源的無功特性仍然是曲線1，這時曲線1和曲線2′的交點a′就代表了新的無功平衡點，并由此決定了負荷點的電壓為Va′，顯然Va′

1.2 高壓輸電線路對無功平衡的影響

幾內(nèi)亞目前發(fā)電機是電網(wǎng)唯一的有功來源，也是電網(wǎng)基本的無功來源。但無功電源除發(fā)電機提供外，還有高壓線路分布電容的充電功率。由于充電功率與電壓的平方、分布電容大小成正比，電壓等級越高、線路越長，影響越大。一般110 kV/100 km以上就需計入影響。無功負荷除用電負載的無功功率外，還有電力線路的電感損耗，與輸送功率(電流)的平方成正比。因此高壓電力線路，特別是220 kV及以上線路的無功特性隨負荷呈兩極變化，補償也需要從電抗/電容兩方面進行。其無功損耗示意圖如圖3(其中：△QL為線路電抗的無功損耗；△QB為充電無功功率)。

圖3 無功損耗示意圖

35 kV及以下線路的充電功率小，線路主要消耗無功功率；110 kV及以上輸電線路充電功率隨電壓的平方等比增加，重載時是無功負載，輕載時又轉(zhuǎn)變成無功源，電容效應使線路尾端電壓升高。因此，110 kV以上線路超過一定距離時還需配置電抗器進行補償吸收。按充電功率的比例，220～330 kV一般補償度為80%～90%，500 kV及以上為100%。110 kV及以下線路視充電功率大小(受電纜、線路長度及運行工況影響)計算電壓水平后確定是否補償。高壓送出線路較長，負荷又很輕時，偏遠電站部分發(fā)電機因此將進入進相運行狀態(tài)，但不屬于壓水調(diào)相工況。

1.3 無功補償位置的重要性及發(fā)展趨勢

無功補償設備接入，只能減少接入點之前到各電源之間串接元件的電能損耗，不能減少接入點之后的電能損耗。因此，隨著靜止補償設備的技術進步，現(xiàn)代電力系統(tǒng)無功規(guī)劃重點在電網(wǎng)側(cè)、負荷側(cè)，按照就地平衡的原則，更科學合理地對輸電線路、用戶進行無功補償。用戶側(cè)、分布式的無功補償效果最好，但管理不夠方便；電網(wǎng)側(cè)、集中的無功補償配置在負荷中心變電站，現(xiàn)普遍采用靜止電容器或SVC、SVG。

經(jīng)論證的、偏遠的負荷中心因短路容量不足的變電站可以配置電機-調(diào)相機組，以提高繼電保護靈敏度，高峰時調(diào)相補償，低谷吸收線路充電功率。早期電力系統(tǒng)靜態(tài)補償技術落后，無功調(diào)節(jié)設備、手段單一，部分近負荷中心電站配置有一定數(shù)量的發(fā)電-調(diào)相機組。隨著更先進的靜止型、智能型無功補償設備的發(fā)展進步，同步調(diào)相機有被逐步替代退出的趨勢。

因此，對無功電源進行合理規(guī)劃，經(jīng)濟調(diào)度運行，對節(jié)約電能，提高安全穩(wěn)定運行水平具有重要的意義。針對幾內(nèi)亞電網(wǎng)無功平衡與電壓調(diào)整的問題展開分析論證，以明確遠離負荷中心的蘇阿皮蒂電站不需要設置壓水調(diào)相功能，為確定機組型式提供設計依據(jù)，并為電網(wǎng)無功規(guī)劃設計提出參考性意見建議，以保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定與合理經(jīng)濟運行。

2 系統(tǒng)總的無功平衡統(tǒng)計分析

2.1 最大自然無功負荷與無功電源總?cè)萘康念A測

幾內(nèi)亞目前及設計年(2021)電網(wǎng)變壓級數(shù)為225/110(60)/30(20)kV，部分電網(wǎng)還有15/10/6 kV，未來負荷的無功性質(zhì)、現(xiàn)電網(wǎng)運行的自然無功負荷系數(shù)較難測定。參照《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》(DL/T1773-2017)(SD 325-1989)，最大自然無功負荷QD按1.05(自然無功負荷系數(shù))倍最大有功負荷PD，并按1.15倍冗余系數(shù)確定最大無功負荷是較合適的、充足的。即：

國內(nèi)電網(wǎng)總需求：ΣQ1=1.15QD=1.15×1.05PD=1.21PD

總供給：ΣQ2=QG+QL+QC-QR

式中：QG為本網(wǎng)發(fā)電機無功功率；QL為線路和電纜的充電功率；QC為容性無功補償設備總?cè)萘?；QR為輸入鄰網(wǎng)的無功功率。

2.2 2021年無功平衡統(tǒng)計

以國內(nèi)電網(wǎng)及新增岡比亞河流域組織(OMVG)1 677 km的225 kV線路及變電站投入運行為基礎，PG=726 MW，其中主干網(wǎng)PD=523 MW，出口PR=203 MW(有功平衡統(tǒng)計過程略，225 kV線路充電功率按14～19 MVar/100 km，補償電容按變壓器容量的20%，補償電抗按規(guī)劃值，2035年下同)。

國內(nèi)及OMVG環(huán)網(wǎng)無功需求：ΣQ1=1.21×523=632.8 MVar

國內(nèi)及OMVG環(huán)網(wǎng)無功供給：ΣQ2=QG+QL+QC-QR=450+371.5+348.5-98=1 072 MVar>ΣQ1=632.8 MVar，富裕度達69.4%。

2.3 2035年無功平衡統(tǒng)計

以國內(nèi)電網(wǎng)、OMVG及新增西非4國電網(wǎng)組織(CLSG)1 300 km的225 kV線路及變電站投入運行為基礎，PG=1 456 MW，其中主干網(wǎng)PD=1 330 MW，出口PR=126 MW。

國內(nèi)及OMVG、CLSG環(huán)網(wǎng)無功需求：ΣQ1=1.21×1 330=1 609.3 MVar

國內(nèi)及OMVG、CLSG環(huán)網(wǎng)無功供給：ΣQ2=QG+QL+QC-QR=902.3+594.7+554.5-61=1 990.5 MVar>ΣQ1=1 609.3 MVar，富裕度仍達23.7%。

2.4 總的無功平衡結(jié)構與趨勢分析

電網(wǎng)最大無功需求ΣQ1(含無功負荷及線路、變壓器損耗)按最大有功出力、自然無功系數(shù)及可靠系數(shù)進行計算是充分和可靠的。幾內(nèi)亞電網(wǎng)火、水電機組功率因數(shù)為0.8～0.85，電源無功出力QG確定；補償電容容量QC也方便統(tǒng)計(已運行、規(guī)劃變電站均按配電變壓器容量的20%左右配置、占總裝機容量的40%左右)確定。高壓線路和電纜的充電功率也是確定的，如225 kV單導線按14 MVar/100 km，雙分裂按19 MVar/100 km；110 kV按3.4 MVar/100 km計算。上述供需已完全達到平衡，并總體供大于求。

不確定的是負荷無功和線路、變壓器的無功損耗，隨著負荷電流增加而增加，呈動態(tài)變化，但該需求按最大有功的1.21倍進行了封頂計算，完全在預算范圍。

隨著225 kV及以上超高壓輸電線路的建成投產(chǎn)，一方面QL=ωCU2，線路充電功率按電壓的平方和線路長度大幅增加，另一方面超高壓遠距離輸電因經(jīng)濟、穩(wěn)定性和電壓質(zhì)量原因，對功率因數(shù)要求高(225 kV負荷高峰時為0.95～1.00，其他時段也不能小于0.90，均大于發(fā)電機額定值0.85)。因此，超高壓輸電線路長度、輸送功率比重越大，送端(電源端)越呈現(xiàn)無功富余狀態(tài)。投運初期、低谷輕載時因電容效應使受端電壓升高，還需投入高壓電抗器、或機組進相運行吸收過剩無功。

因此，從總的無功平衡計算及電網(wǎng)發(fā)展分析，蘇阿皮蒂機組功率因數(shù)為0.85，并且遠離負荷中心，電力主要通過225 kV高壓線路輸送到100 km外的首都、工礦企業(yè)，以及500 km外的鄰國，要求功率因數(shù)≥0.90，重載時為0.95～1.00，無功容量充足，是不需要、也不允許發(fā)電機長時間同步補償運行的。

3 無功就地補償與平衡計算示例

無功補償應分層、分區(qū)進行，實現(xiàn)就地平衡，是因為遠距離大量輸送(吸收)無功，除占用通道容量，引起電能損耗增加外，還會造成長線路兩端的變電站電壓首尾不能兼顧，電壓質(zhì)量無法保證。

2015年投產(chǎn)的K站裝機容量240 MW，額定出力通過115.7 km的Kaleta-Maneah 225 kV高壓線路輸送電力，不同cosφ電能、電壓損失率計算如表1(雙回路運行，每回120 MW，L=115.7 km，r0=0.10，x0=0.43)。

表1 電壓損失率計算表

計算結(jié)果與實際測量值一致，說明功率因數(shù)越高，電能、電壓損失率越低，當功率因數(shù)降低到0.85時，電壓損失已超極限許可值10%。顯然高峰負荷時更不允許機組調(diào)相運行。

225 kV的國際互聯(lián)電網(wǎng)輸送電力，應至少保證cosφ≥0.90，負荷高峰時cosφ=0.95-1.0，否則線路的電壓損失率△U%=PL(r0+x0tgφ)/10U2、電能損失率△P%=△U%(1+tg 2φ)/(1+(x/r)tgφ)會明顯上升。

或在固定電壓降要求下，線路的有功輸送能力大幅下降。如LGJQ-500導線，225 kV線路△U%=10條件下，cosφ=1.0、0.9、0.8時，對應的500 km輸送能力分別為149、48、36 MW，相差甚遠。

4 長距離225 kV線路空載運行工況

S+K兩站保證出力為278 MW，電力只夠國內(nèi)使用，旱季將面臨的另一極端運行工況，就是225 kV國際互聯(lián)線路長時間處于輕載或空載運行。該線路很長，由于電容效應，主干電網(wǎng)受端電壓超過許可值，需要S站進相補償運行，也即通過部分機組以電動機調(diào)相方式來吸收主網(wǎng)架的大部分充電功率。這也是論證后期，雙方已達成不需要遲相同步補償共識后，外方技術咨詢提出的新論點。

論證這個問題需要先弄清以下幾個基本數(shù)據(jù)：①電網(wǎng)允許一個結(jié)點集中吸收無功的大小(無功大量集中補償?shù)南拗埔蛩?；②旱季低谷時S+K兩站投入的機組臺數(shù)及進相能力；③225 kV各規(guī)劃變電站配置電抗器的容量即補償度。事實上由于線路首尾端的電壓降限制，225 kV線路每個節(jié)點配置的補償電抗器一般不超過40～50 MVar，相當于250～300 km(雙分裂-單導線)的充電功率平衡，這也是常見設計的最大跨越間距。后面具體計算分析其原因。

4.1 旱季低谷時機組的運行方式

S+K電站是將來西非電網(wǎng)的骨干電站，既擔負基荷，又是調(diào)峰調(diào)頻主力電站，且處于主干電網(wǎng)的一個結(jié)點。K站為涇流式電站，無調(diào)節(jié)能力，按上游的S站發(fā)電流量等比分配出力。兩個電站旱季的保證出力為184+94 MW，根據(jù)現(xiàn)電網(wǎng)日負荷峰谷差，低谷、高峰時的出力區(qū)間約為(147+75)～(230+118)MW。表明旱季低谷時分別有2+1臺機運行。按運行經(jīng)濟性原則，如需進相運行首先是利用這3臺機的發(fā)電進相能力，不夠時才能考慮新增機組進相補償運行。

4.2 空載與發(fā)電狀態(tài)下機組的進相能力

2個電站機組功率因數(shù)按cosφ=0.85設計，供貨技術合同中，每臺機均有制造廠分別作出的充電容量80/60 MVar(額定電壓、頻率下，吸收空載線路的容性無功容量)，額定有功功率下向電網(wǎng)送出(遲相)或吸收(進相)無功容量±60/48.5 MVar的承諾保證。也就是2個電站2+1臺機組，空載(比如電網(wǎng)突然事故甩負荷)下有220 MVar、額定有功負載下有168.5 MVar的無功進相能力。顯然，按一個結(jié)點最多分配40～50 MVar補償功率的話，2個電站只要有1臺機發(fā)電就足夠了，而且Kaleta變電站后期還配置有20 MVar補償電抗，根本不需要任何壓水調(diào)相機組投入。

K站3年多的運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，目前2個225 kV變電站均無電抗器配置、雙回線路運行的情況下，電站送出有功只要達到60 MW就實現(xiàn)無功平衡，機組轉(zhuǎn)入遲相運行狀態(tài)。蘇阿皮蒂機組的功率特性曲線及典型出力參數(shù)如圖4。

圖4 蘇阿皮蒂機組的功率特性曲線及典型出力參數(shù)圖

5 線路允許的集中進相補償深度

225 kV國際互聯(lián)線路部分為雙分裂導線，充電功率按19 MVar/100 km，1 000 km為190 MVar。S+K兩站2+1臺機組空載下的充電功率為220 MVar，能全部補償?shù)?假設不考慮各變電站補償電抗器投入)。最低出力(147+75)MW發(fā)電工況下的進相能力168.5 MVar，吸收線路長度計算比較復雜，但由于負荷電流在線路電感上產(chǎn)生無功損耗，可平衡部分充電功率，顯然發(fā)電工況下的可吸收線路長度要更大。這是2+1臺機組具備的、能補償?shù)艟€路充電功率的進相能力，受線路首尾電壓差限制，實際允許的集中進相補償功率要小得多。

5.1 線路允許的單側(cè)集中補償計算示例

從表2中可以得出，225 kV送出線路空載工況下，電容效應使300 km的受端與送端電壓比(U2/U1)就達到了1.165，也就是使300 km線路末端電壓上升16.5%，達到273.78kV。該長度單、雙分裂導線充電功率只有QL=42～57 MVar，S+K站1臺機組就能輕松吸收掉。顯然，指望1個電站進相運行來吸收補償數(shù)千公里的225 kV線路大部充電功率是不可能的，不是機組功能和容量的問題，而是集中補償引起的電壓差電網(wǎng)根本無法承受。遠離負荷中心電站不作遲相補償也是同一原理。無功補償應分層、分區(qū)進行，盡可能就地平衡，實質(zhì)上就是基于網(wǎng)損和電壓降的限制。這也是225 kV線路單跨長度一般不超過300 km，每個結(jié)點配置電抗補償一般也不超過50 MVar的原因。同理，S+K站進相補償深度也就基本確定了，即1臺常規(guī)機組已經(jīng)足夠。

表2 225 kV線路參數(shù)電容效應計算表

也可以通過降低電源側(cè)電壓來擴大機組進相深度，但多個電站的進相試驗表明，受機端電壓、廠用電壓最低限制(Ue90%)，往往達到1臺機的60%左右就無法繼續(xù)。目前K站1臺機發(fā)電約60 MW時, cosφ≈1.0，處于遲相-進相平衡點，115 km(雙回路)對側(cè)maneah變電站電壓上升約5%(12 kV)。

圖5是一典型線路的電容效應特性曲線，尾端電壓隨線路長度顯著上升。由于高壓線路充電功率由分布電容產(chǎn)生，在沿程變電站基本按線路長度均布并聯(lián)電抗器，才是限制工頻電壓升高，保證電壓質(zhì)量的正確方法。

圖5 典型線路電容效應特性曲線圖

5.2 OMVG、CLSG規(guī)劃225kV線路的電抗器補償

225 kV及以上高壓線路的無功補償，需要結(jié)合線路長度、潮流分布和受電次序等因素，在各沿線變電站均布電抗器進行平衡，補償度一般按充電功率的80%，330～500 kV補償度應達到90%～100%。西非地區(qū)OMVG、CLSG規(guī)劃225 kV線路基本按100%進行補償。如OMVG線路全長1 677 km，共16個變電站，規(guī)劃的設計水平年、直至2035遠景年的補償電抗器容量如圖6，合計320 MVar。

規(guī)劃設計表明，即使全程空載運行(含16個變電站，共1 030 MVA變壓器都退出)，所配電抗器已能吸收新增線路全部充電功率，也是無需S+K兩個電站機組專門來壓氣進相補償運行的。2025年以后，隨著負荷的上升，部分站的電抗器將減少容量或退出運行。

圖6 補償電抗器容量圖

6 薄弱電網(wǎng)環(huán)境下的非典型調(diào)相運行

水電機組典型調(diào)相運行是電動機式壓氣調(diào)相，即并網(wǎng)后關閉導水葉，用壓縮空氣將轉(zhuǎn)輪室水位壓至泄水椎以下，轉(zhuǎn)輪在空氣中被動旋轉(zhuǎn)，發(fā)電機變成電動機從系統(tǒng)吸收部分有功，同時發(fā)出或吸收無功。該調(diào)相方式水輪機不在非保證出力區(qū)運行，具有無損害、能耗小(一般為機組容量的2%～4%)的優(yōu)點，但調(diào)相-發(fā)電工況轉(zhuǎn)換時間長，不靈活，也不能單獨運行、給電網(wǎng)進行黑啟動，只適用于需要機組常態(tài)、長期調(diào)相運行的電站。前面已論證了S站并不需要該功能。

6.1 空載與輕載調(diào)相

幾內(nèi)亞及周邊國家電網(wǎng)目前處于孤網(wǎng)運行狀態(tài)，設備可靠性很差，頻繁全網(wǎng)停電與黑啟動建壓送電組網(wǎng)。停電后第一臺機組通過長距離225 kV線路向負荷中心送電，從空載、非保證出力區(qū)輕載，再到保證出力區(qū)(混流式機組為≥45%Pe)發(fā)電，時間較長(一般在0.5 h以上)，由于線路空載或輕載，初期機組是進相運行的。正常運行情況下，為了防止線路跳閘或別的機組突然甩負荷，運行機組總要留有一定的事故備用容量，即低于額定出力下運行。

從機組的功率特性曲線可以看出，空載或輕載工況下，機組的無功送出與吸收容量顯著增加，有功出力又小，機組的工況及對系統(tǒng)的作用與典型調(diào)相工況類似，可以定義為空載/輕載(發(fā)電調(diào)相)；典型調(diào)相屬于電動調(diào)相。由于空載到非保證出力區(qū)的長時間運行，對水輪機空化等有一定影響，國標要求是8 000 h基準運行時間或2年內(nèi)不超過800 h，IEC標準是500 h。按每年黑啟動送電100次，每次0.5 h，即使全部由一個電站來完成，S站有4臺機輪換，每臺機也只有25 h，是完全滿足規(guī)范要求的。

保證出力以上的進相運行，深度控制按發(fā)電機功率特性曲線，無時間限制,但應注意控制機端及廠用最低電壓，或高壓線路尾端電壓上升在許可范圍。

K站運行3年多來，已數(shù)10次通過115km的Kaleta-Maneah 225 kV線路向主網(wǎng)黑啟動送電，在線路兩側(cè)均無電抗器配置的情況下，機端額定電壓時機組最大無功進相約35 MVar，接帶有功負荷后逐步減少，進相-遲相分界點約為30/60 MW-單/雙回出線，尾端電壓上升約5%。S站發(fā)電及國際互聯(lián)電網(wǎng)建成后，到周邊linsan、Boke站的距離與到Maneah站相當，且對側(cè)均有電抗器配置，無功與電壓調(diào)節(jié)手段更加靈活、更有保障。

6.2 發(fā)電調(diào)相與電動調(diào)相

電網(wǎng)黑啟動過程需要短暫的發(fā)電調(diào)相運行，其與電動調(diào)相的主要區(qū)別如表3。

表3 發(fā)電調(diào)相與電動機調(diào)相特點對比表

空載/輕載下的發(fā)電調(diào)相的最大特點是從“調(diào)相”到“發(fā)電”工況轉(zhuǎn)換迅速，能適應弱網(wǎng)、孤網(wǎng)環(huán)境下的沖擊負荷變化，快速恢復用戶供電，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。顯然壓水電動調(diào)相沒這個作用，也不能黑啟動送電建網(wǎng)。

發(fā)電調(diào)相工況下的非保證出力區(qū)短時運行，事實上也是任何常規(guī)機組開停機時都需經(jīng)歷的過渡過程，只是大網(wǎng)環(huán)境下時間更短。

7 結(jié) 語

電力線路無功損耗與充電功率，分別由導線的分布電抗與分布電容產(chǎn)生，無功補償應分層、分區(qū)進行，實現(xiàn)就地平衡。無功補償設備的接入，只能減少接入點之前到各電源之間串接元件的電能與電壓損耗。無功遠距離大量輸送或吸收，會占用通道容量，造成兩側(cè)電壓失衡。蘇阿皮蒂電站遠離負荷中心，主要通過西非225 kV互聯(lián)線路輸送電力，發(fā)電高峰時段應減少無功輸送，保持高功率因數(shù)運行，以降低網(wǎng)損，提高電壓質(zhì)量。機組自身的無功容量富裕，不需要電動調(diào)相運行。低谷時段發(fā)電機組少，線路輕載運行，充電功率由規(guī)劃分布在各變電站上的電抗器補償吸收，補償度大于80%。凱樂塔變電站等電網(wǎng)節(jié)點的進相無功補償深度以50 MVar為限，1臺機組發(fā)電時即可以滿足要求，不能大量、集中進行進相無功補償。

蘇阿皮蒂作為西非區(qū)域電網(wǎng)的大型骨干電站，因遠離負荷中心，不需要、也不能電動調(diào)相運行。孤立電網(wǎng)黑啟動送電及穩(wěn)定可靠性要求，只能利用常規(guī)機組的發(fā)電調(diào)相能力。其與下游凱樂塔電站聯(lián)合調(diào)度的組合運行方式，能滿足、并確保任何電網(wǎng)運行工況下的無功補償與電壓調(diào)節(jié)需要。