趙 彥，羅路平，劉小春

（江西省電力公司經(jīng)濟技術研究院，江西南昌 330096）

0 引言

對電網(wǎng)過渡期進行全面深入計算分析，發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)，預知電網(wǎng)潛在風險，為電網(wǎng)建設項目最佳時序和過渡期電網(wǎng)運行控制措施提供依據(jù)，使電網(wǎng)規(guī)劃與建設、運行平穩(wěn)過渡。《條例》實施后，為了避免電網(wǎng)故障造成《條例》事故等級，不能僅依靠穩(wěn)定控制系統(tǒng)切除相應負荷來滿足受電需求，還應對電網(wǎng)進行加固補強。因此通過4個方面可操性措施解決電網(wǎng)存在問題：（1）短路電流超標地區(qū)，從降低短路電流并結合供電可靠性入手，基于解環(huán)、主變壓器中性點加小電抗等方法進行方案研究；（2）不滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》第一級標準，進行完善電網(wǎng)結構研究；（3）《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》第二級標準下，存在熱穩(wěn)定、暫態(tài)穩(wěn)定或電壓穩(wěn)定問題，對已配置的穩(wěn)定控制系統(tǒng)進行適應性研究，盡量采取穩(wěn)定控制措施保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行；（4）對符合《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》，但切負荷量構成《條例》事故等級的供電區(qū)，采用基于提高斷面穩(wěn)定極限方法進行過渡期電網(wǎng)建設補強方案研究。

1 電網(wǎng)計算研究基礎

1）電源規(guī)模：2013年計劃投產(chǎn)峽江水電廠、石虎塘水電廠（5、6號機組）、老爺廟II期（筆架山）風電、吉山風電、松門山風電、皂湖風電、清秀風風電，總計新增容量358 MW。屆時江西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)發(fā)電廠28座，其中火電廠11座，水電廠11座,風電場6座。全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)裝機總?cè)萘繛?5 721.3 MW。江西電網(wǎng)接受外電規(guī)模2013年為1 940 MW。

2）網(wǎng)絡規(guī)模：2013年新建馬廻嶺500 kV變電站(1x750 MVA主變)、擴建鷹潭500 kV開關站(1x750 MVA主變)，總計新增容量1500MVA；新建220 kV變電站13座、擴建220 kV變電站3座，總計新增容量2 910 MVA。屆時全網(wǎng)500 kV變電站16座，500 kV變壓器25臺，總?cè)萘繛?9 000 MVA；全網(wǎng)220 kV變電站121座，開關站4座，變壓器206臺，總?cè)萘繛?9980 MVA（含用戶變電站7個，變壓器13臺，不含發(fā)電廠變壓器及電鐵牽引站變壓器）。

3）負荷水平：2013年江西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大用電負荷15 800 MW。

2 短路電流計算分析

隨著江西電網(wǎng)規(guī)模的逐漸擴大，接入220 kV系統(tǒng)的機組不斷增多，局部電網(wǎng)220 kV母線短路電流已接近或超過開關的遮斷容量，對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行造成了極大的威脅。采用不基于潮流的方法對全網(wǎng)220 kV母線進行短路掃描，短路計算結果表明：解開220 kV南觀雙回線方案，中部地區(qū)夢山變電站220 kV母線單相短路電流仍超標（52 kA）；斷開220 kV南觀雙回線路，夢山主變壓器中性點均加裝12 Ω小電抗方式下，2013年南昌供電區(qū)500 kV南昌變電站220 kV母線單相短路電流（50.3 kA）超過其開關遮斷容量，夢山變電站的220 kV母線三相短路電流達其開關遮斷容量的98%。

3 潮流計算分析

3.1 “N-1”靜態(tài)安全分析

1）豐城、高安、上高地區(qū)受電需求很大，220 kV夢祥I、II線“N-1”時，另1回過載。

2）贛州東部負荷迅猛發(fā)展，枯水期間贛州東斷面受電接近其630 MW極限（井岡山電廠一期開1臺機組），可能存在受220 kV廠渡線“N-1”廠山線熱穩(wěn)定限制，電網(wǎng)結構無法滿足“N-1”問題。

3）2013年500 kV安夢線和500 kV新余變電站仍均未投運，分宜電廠機組非計劃停運，500 kV安源主變壓器“N-1”另1臺主變壓器滿載或輕度過載。

4）220 kV斗梧雙回線（均為LGJQ-400導線）改接形成斗進線和斗向線，斗進線或斗向線“N-1”仍存在熱穩(wěn)定問題。

5）貴溪電廠二期開2臺機組、貴溪電廠三期開1臺500 kV機組方式下，500 kV信州主變壓器“N-1”另1臺接近滿載。

6）九江電廠二、三、四期機組滿發(fā)外送,220 kV港山線或潯山線“N-1”，潯山線或港山線過載。

3.2 “N-2”靜態(tài)安全分析

1）贛州地區(qū)受電受其重要500 kV聯(lián)絡線1回檢修1回故障斷開后，220 kV聯(lián)絡線熱穩(wěn)定問題限制。

2）贛州南斷面的500 kV贛雷雙回線無故障跳開，500 kV贛州主變壓器嚴重過載，金堂變電站220 kV母線電壓為203 kV、長寧和五光變電站220 kV母線電壓為205 kV，贛州南部存在低電壓問題。

3）豐城電廠一期外送、貴溪電廠外送、景德鎮(zhèn)斷面外送、貴鷹斷面外送、東部斷面外送、南部斷面外送均存在熱穩(wěn)定問題。

4）上饒斷面、萍宜仙斷面、九江東斷面受電均存在熱穩(wěn)定問題。

5）羅坊和安源4臺500kV主變壓器下網(wǎng)1 800 MW左右時，羅坊1臺主變壓器檢修，安源1臺主變壓器“N-1”后，另1臺主變壓器嚴重過載。

4 引言穩(wěn)定計算分析

4.1 主要斷面檢修時單一元件故障分析

1）南部斷面外送功率1 500 MW，500 kV羅文I線檢修，羅文II線發(fā)生三相短路故障跳開，南部地區(qū)機組與主系統(tǒng)機組之間功角失穩(wěn)，需切除井岡山電廠二期1×660 MW機組，才能使系統(tǒng)恢復暫態(tài)穩(wěn)定。采取穩(wěn)定控制措施前后南部地區(qū)主要機組與主網(wǎng)機組之間功角曲線詳見圖1、圖2。

圖1 南部主要機組功角曲線圖（無措施）

圖2 南部主要機組功角曲線圖（采取切機措施）

2）贛州斷面：500 kV文贛I線檢修，文贛II線發(fā)生三相短路，贛州地區(qū)失去500 kV系統(tǒng)支撐，僅通過220 kV聯(lián)絡線從主網(wǎng)受電，萬燕線、萬虎I、II線、井埠線、萬澄線、萬遂線均過載。計算分析發(fā)現(xiàn)贛州斷面受電主要受控萬澄線萬安電廠側(cè)LGJ-400引線過載，使最大切負荷量達580MW（占贛州市減供負荷27%左右）。

3）贛州南斷面：500 kV贛雷I線檢修，贛雷II線發(fā)生三相短路，500 kV贛州主變壓器嚴重過載，切負荷量達470 MW（占贛州市減供負荷22%左右）。

4）為降低中部地區(qū)短路電流，解開220 kV南觀雙回線，進賢主變壓器下網(wǎng)功率有所增加。進賢1臺主變壓器檢修，夢山主變壓器中壓側(cè)發(fā)生三相短路故障跳開，進賢另1臺運行主變壓器過載。

5）西部地區(qū)機組小開機，安源1臺主變壓器檢修，另1臺主變壓器中壓側(cè)發(fā)生三相短路故障跳開，此時萍鄉(xiāng)地區(qū)跑馬坪、湘東等變電站220 kV母線電壓為0.84 p.u.，電壓失穩(wěn)，切除萍鄉(xiāng)地區(qū)130 MW和宜春地區(qū)30 MW負荷（占萍鄉(xiāng)市負荷14%，占宜春市負荷2%），地區(qū)電壓恢復至0.9 p.u.，系統(tǒng)保持暫態(tài)穩(wěn)定。

4.2 500kV變電站母線故障分析

羅坊變電站一段500 kV母線檢修，另一段運行段母線發(fā)生三相短路斷開，由于500 kV羅坊變電站的配串問題，此時西南斷面與主網(wǎng)的500 kV通道全部斷開，僅靠3回220 kV聯(lián)絡線與主網(wǎng)聯(lián)系，暫態(tài)穩(wěn)定水平很低，西南斷面受電能力大大下降，需控制在600 MW以下。

4.3 同桿并架雙回線異名兩相同時發(fā)生單相接地故障分析

1）220 kV貴月雙回線同桿并架同跳，貴溪電廠二期2臺機組電力通過1回220 kV聯(lián)絡線送出，不存在暫態(tài)穩(wěn)定問題，但貴銅III線嚴重過載；220 kV貴銅I、II雙回線同桿并架同跳，貴溪電廠三期200 kV機組電力通過2回220 kV聯(lián)絡線送出，不存在暫態(tài)穩(wěn)定問題，但貴源線和貴劉線過載。需利用貴溪電廠二期、三期穩(wěn)控裝置切除相應機組。

2）500 kV樂景線、樂洪線同桿并架同跳，景德鎮(zhèn)電廠電力通過斷面3回220 kV聯(lián)絡線送出，不存在暫態(tài)穩(wěn)定問題，但機組滿發(fā)平均大負荷期間，檔嚴線（為LGJ-400導線）過載。需利用景德鎮(zhèn)電廠二期穩(wěn)控系統(tǒng)切除相應機組。

3）貴溪電廠二、三期小開機，500 kV鷹信、貴信線同桿并架同跳，此時，上饒供電區(qū)失去500 kV系統(tǒng)支撐，通過3回220 kV斷面聯(lián)絡線受電，地區(qū)電壓僅恢復在0.88 p.u.左右，電壓失穩(wěn)，220 kV志峰線、銅峰線、信源II線，鷹潭主變壓器均過載。需利用上饒區(qū)域性穩(wěn)控系統(tǒng)切除180 MW負荷（占上饒市減供負荷10%左右）。

4）西部地區(qū)機組小開機南部地區(qū)機組大開機，500 kV羅安雙回線同桿并架同跳，萍鄉(xiāng)地區(qū)電壓恢復在0.82 p.u，羅坊2臺500 kV主變壓器均滿載，220 kV分白線過載。需利用萍宜仙區(qū)域性穩(wěn)控系統(tǒng)切萍鄉(xiāng)和宜春南310 MW負荷（占萍鄉(xiāng)市減供負荷20%、宜春市8%左右）。

5）西部地區(qū)機組大開機，豐城電廠一期機組滿發(fā)，220 kV豐舍、豐金線同桿并架同跳，220 kV豐肖線過載。需利用豐城電廠一期穩(wěn)控系統(tǒng)切除1臺機組。

5 江西電網(wǎng)事故預想分析

為貫徹并適應《條例》提出的對電力安全事故定性的新要求，對江西電網(wǎng)過渡期進行事故預想分析，即發(fā)生“N-1”故障及“發(fā)生嚴重故障（如同桿并架同跳、重要輸電斷面中斷）”所列故障（以下簡稱“N-2”）時，系統(tǒng)將損失的負荷可能達到《條例》所列事故等級。

1）負荷水平:2013年江西省十一個設區(qū)市供電負荷分布見表1。

表1 2013年江西各設區(qū)市負荷分布

2）系統(tǒng)將損失的負荷可能達到《條例》所列事故等級情況：

（1）發(fā)生“N-1”故障，系統(tǒng)將損失的負荷未達到《條例》所列事故等級。

（2）發(fā)生“N-2”故障，系統(tǒng)將損失的負荷可能達到《條例》所列事故等級情況如表2。

表2 發(fā)生“N-2”故障所列事故等級

6 主要結論及建議

隨著500 kV和220 kV網(wǎng)絡的發(fā)展，主網(wǎng)架穩(wěn)定水平得到顯著提高，末端地區(qū)電網(wǎng)結構得到完善，受電能力大大提高。但隨著江西電網(wǎng)規(guī)模的逐漸擴大和電網(wǎng)結構的加強，使得江西電網(wǎng)短路電流水平大幅攀升。及時跟蹤電網(wǎng)重要建設項目和負荷水平的變化，對電網(wǎng)2-3年過渡期系統(tǒng)校核計算分析，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供技術支撐，對電網(wǎng)規(guī)劃與建設、運行具有重要的指導和參考意義。

1）2013年解開220 kV南觀雙回線、夢山2臺主變壓器中性點均加裝12Ω小電抗方案，南昌變電站220 kV母線單相短路電流仍超標。建議對中部地區(qū)進行南北或東西220 kV解環(huán)或東部與中部500/220 kV電磁解環(huán)專題研究。

2）500 kV羅安雙回線同桿并架同跳，考慮分宜機組運行不穩(wěn)定因素，萍鄉(xiāng)減供負荷量將達《條例》一般事故；羅坊變電站配串問題使西南斷面穩(wěn)定水平很低；2013年安源主變壓器“N-1”存在過載問題。建議盡快建設新余500 kV變電站和500 kV安夢線以及安源電廠2x600 MW級機組。

3）豐城、高安、上高地區(qū)受電主要受控于220 kV夢祥I、II線“N-1”過載問題限制，建議夢祥I、II線夢山變電站側(cè)出線共塔處更換為碳纖維導線；夢祥II線全線改造為LGJ-2x300導線。

4）500 kV文贛I線檢修，文贛II線故障斷開，2013年贛州減供負荷量已達《條例》一般事故，建議建設贛州地區(qū)第2個500 kV通道。

5）贛州東斷面受電接近其“N-1”極限。建議加快建設500 kV紅都輸變電工程，贛州東部電網(wǎng)得到500 kV電源點支撐，從根本上解決贛州東地區(qū)受電問題。

6）220 kV斗梧雙回線改接形成斗進線和斗向線，斗進線或斗向線“N-1”仍存在熱穩(wěn)定問題。建議加快斗梧雙回改造工程實施步伐。

[1]中華人民共和國國務院令第599號《電力安全事故應急處置和調(diào)查處理條例》.

[2]DL/755-2001,電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則[S].

[3]Q/GDW404-2010,國家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算技術規(guī)范[S].

[4]江西電網(wǎng)“十二五”主網(wǎng)架滾動規(guī)劃.