江西電網過渡期計算分析研究

趙 彥，羅路平，劉小春

（江西省電力公司經濟技術研究院，江西南昌 330096）

0 引言

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

1 電網計算研究基礎

1）電源規模：2013年計劃投產峽江水電廠、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。屆時江西電網統調發電廠28座，其中火電廠11座，水電廠11座,風電場6座。全網統調裝機總容量為15 721.3 MW。江西電網接受外電規模2013年為1 940 MW。

2）網絡規模：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500 kV變電站16座，500 kV變壓器25臺，總容量為19 000 MVA；全網220 kV變電站121座，開關站4座，變壓器206臺，總容量為29980 MVA（含用戶變電站7個，變壓器13臺，不含發電廠變壓器及電鐵牽引站變壓器）。

3）負荷水平：2013年江西電網統調最大用電負荷15 800 MW。

2 短路電流計算分析

隨著江西電網規模的逐漸擴大，接入220 kV系統的機組不斷增多，局部電網220 kV母線短路電流已接近或超過開關的遮斷容量，對電網的安全穩定運行造成了極大的威脅。采用不基于潮流的方法對全網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”靜態安全分析

1）豐城、高安、上高地區受電需求很大，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”廠山線熱穩定限制，電網結構無法滿足“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”靜態安全分析

1）贛州地區受電受其重要500 kV聯絡線1回檢修1回故障斷開后，220 kV聯絡線熱穩定問題限制。

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定問題。

5）羅坊和安源4臺500kV主變壓器下網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線發生三相短路故障跳開，南部地區機組與主系統機組之間功角失穩，需切除井岡山電廠二期1×660 MW機組，才能使系統恢復暫態穩定。采取穩定控制措施前后南部地區主要機組與主網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線發生三相短路，贛州地區失去500 kV系統支撐，僅通過220 kV聯絡線從主網受電，萬燕線、萬虎I、II線、井埠線、萬澄線、萬遂線均過載。計算分析發現贛州斷面受電主要受控萬澄線萬安電廠側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）為降低中部地區短路電流，解開220 kV南觀雙回線，進賢主變壓器下網功率有所增加。進賢1臺主變壓器檢修，夢山主變壓器中壓側發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臺主變壓器中壓側發生三相短路故障跳開，此時萍鄉地區跑馬坪、湘東等變電站220 kV母線電壓為0.84 p.u.，電壓失穩，切除萍鄉地區130 MW和宜春地區30 MW負荷（占萍鄉市負荷14%，占宜春市負荷2%），地區電壓恢復至0.9 p.u.，系統保持暫態穩定。

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的500 kV通道全部斷開，僅靠3回220 kV聯絡線與主網聯系，暫態穩定水平很低，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聯絡線送出，不存在暫態穩定問題，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聯絡線送出，不存在暫態穩定問題，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，景德鎮電廠電力通過斷面3回220 kV聯絡線送出，不存在暫態穩定問題，但機組滿發平均大負荷期間，檔嚴線（為LGJ-400導線）過載。需利用景德鎮電廠二期穩控系統切除相應機組。

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，上饒供電區失去500 kV系統支撐，通過3回220 kV斷面聯絡線受電，地區電壓僅恢復在0.88 p.u.左右，電壓失穩，220 kV志峰線、銅峰線、信源II線，鷹潭主變壓器均過載。需利用上饒區域性穩控系統切除180 MW負荷（占上饒市減供負荷10%左右）。

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

5）西部地區機組大開機，豐城電廠一期機組滿發，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控系統切除1臺機組。

5 江西電網事故預想分析

為貫徹并適應《條例》提出的對電力安全事故定性的新要求，對江西電網過渡期進行事故預想分析，即發生“N-1”故障及“發生嚴重故障（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市供電負荷分布見表1。

表1 2013年江西各設區市負荷分布

2）系統將損失的負荷可能達到《條例》所列事故等級情況：

（1）發生“N-1”故障，系統將損失的負荷未達到《條例》所列事故等級。

（2）發生“N-2”故障，系統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網絡的發展，主網架穩定水平得到顯著提高，末端地區電網結構得到完善，受電能力大大提高。但隨著江西電網規模的逐漸擴大和電網結構的加強，使得江西電網短路電流水平大幅攀升。及時跟蹤電網重要建設項目和負荷水平的變化，對電網2-3年過渡期系統校核計算分析，為電網安全穩定運行提供技術支撐，對電網規劃與建設、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。建議對中部地區進行南北或東西220 kV解環或東部與中部500/220 kV電磁解環專題研究。

2）500 kV羅安雙回線同桿并架同跳，考慮分宜機組運行不穩定因素，萍鄉減供負荷量將達《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，贛州東部電網得到500 kV電源點支撐，從根本上解決贛州東地區受電問題。

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查處理條例》.

[2]DL/755-2001,電力系統安全穩定導則[S].

[3]Q/GDW404-2010,國家電網安全穩定計算技術規范[S].

[4]江西電網“十二五”主網架滾動規劃.