基于分層分區的寧波電網演變趨勢及現狀分析

羅軼，袁士超，張勇，胡勤

（寧波電力調控中心，浙江寧波315010）

基于分層分區的寧波電網演變趨勢及現狀分析

羅軼，袁士超，張勇，胡勤

（寧波電力調控中心，浙江寧波315010）

對寧波電網分層分區原則、網架結構和實際運行進行了研究，展示了10年以來寧波電網逐步打開電磁環網、實現分層分區的演變趨勢和實施現狀，分析了基于分層分區的500 kV和220 kV主網運行方式在簡化系統接線、限制短路電流的效果以及實際運行中產生的問題，為寧波電網的調度運行提供參考。

寧波電網；分層分區；網架結構；現狀

0 引言

隨著近年來浙江省經濟的持續快速發展，寧波市的電力負荷也迅速增加，因此，電網電源和各電壓等級輸電線路的建設也在不斷加強。這種變化所帶來的問題有：500 kV和220 kV電網接線趨于復雜、不同電壓等級間的電磁環網增多、系統短路容量逐漸上升，增加了系統的事故隱患，降低了電網的安全穩定水平。

解決這些問題的有效手段之一是實施220 kV及以下電壓等級的電網分層分區運行，即確保堅強500 kV主干電網，以地區性的受端系統為核心，形成一個供需基本平衡的區域，真正解開220 kV電磁環網，僅通過部分聯絡線實現與相鄰電網的應急連接。

電網分層分區運行將消除分區電網與周圍電網不同電壓等級間的電磁環網，靈活分配并改善潮流分布，有效降低樞紐節點的短路電流水平，抑制事故擴大。但是，電網分區運行也容易導致局部電網薄弱，可靠性降低，給電網安全運行帶來一定的負面影響。

從2002年開始，浙江電網逐步實施220 kV分區措施。經過10年發展，至2013年底，作為浙東電網的重要組成部分，寧波電網的分層分區已臻于規范，基本呈現東西兩大片區，分別是：天一變電站/寧海變電站/春曉變電站供區和河姆變電站/句章變電站供區，已基本實現分層分區運行。以下對寧波電網分層分區原則、網架結構和實際運行情況進行分析。

1 分層分區和電磁環網

1.1 分層分區

電網分層是指按電壓等級將電力系統劃為由上而下的若干結構層次，為了合理地充分發揮各級電壓網的傳輸效率，不同容量的發電廠和負荷應當接到相適應的電壓網上。

電網分區是指以受端系統為核心，以其供應電力的發電廠連接在一起，形成一個有功和無功功率供需基本平衡的區域，并經過聯絡線與相鄰系統相連。這種區域的劃分應當以電力和電能供應平衡為標準。

1.2 電磁環網

與分層分區相對的是電磁環網，是指不同電壓等級運行的線路，通過兩端變壓器電磁回路的聯結而并聯運行。

隨著電力網絡的不斷發展健全，實現分層分區，打開電磁環網，是一個必然并且長期的趨勢。在高一級網架結構尚不完善的前提下，電磁環網是必要的臨時過渡階段。

電磁環網一定程度上保證了供電可靠性，但不利于潮流合理分配。同時，在故障情況下，若500 kV雙回線因故障斷開，負荷將轉移到并列運行的220 kV線路上，使其傳輸功率過重，超過穩定限額運行時將有可能造成聯絡線跳開，最終受端系統穩定破壞，頻率和電壓崩潰，失去大量負荷。

因此，電力系統網架結構的發展，即為分層分區和電磁環網這對矛盾互相轉化、在動態中尋求平衡與發展的過程。

2 基于分層分區的電網發展趨勢及現狀

2.1 分層分區發展趨勢

2.1.1 第一階段（2002—2004年）

2002年3月，寧波地區第一座500 kV變電站天一變電站（以下簡稱天一變）投產，寧波電網初步具備分層分區的條件。

2002年8月，寧波開始與紹興、臺州地區實行分層分區。至2004年，寧波電網作為浙東的相對獨立供區，已與相鄰供區完全分區運行，開斷相關220 kV聯絡線（屯上2319、溪上2308、虞屯2318、雅奉2324、龍渚2353等）。如圖1所示。

2.1.2 第二階段（2004—2006年）

2004年7月，500 kV河姆變電站（以下簡稱河姆變）第一臺主變壓器投產。2006年6月，第二臺主變壓器投產。

隨即，在寧波地區內部，進一步實施以天一、河姆2座500 kV變電站為核心的分層分區策略，開斷2個供區之間的南北兩回220 kV聯絡線（梅鳳2P34、淞灣2329）。如圖2所示。

圖1 2004年底寧波電網分層分區網架結構

圖2 2006年底寧波電網分層分區網架結構

2.1.3 第三階段（2007—2009年）

這一階段，分層分區策略是建立并完善500 kV層面的堅強網架結構及落實變電容量。

2007—2009年，500 kV寧海變電站（以下簡稱寧海變）、春曉變電站（以下簡稱春曉變）、句章變電站（以下簡稱句章變）陸續投產，并作為新的受電端，加入原天一、河姆供區，對網架結構起到強化補全的作用。寧波地區依然保持東西兩大分區為核心的分層分區策略。東西兩大分區已擴展成為：天一變/寧海變/春曉變供區、河姆變/句章變供區。如圖3所示。

圖3 2009年底寧波電網分層分區網架結構

2.1.4 第四階段（2010—2013年）

這一階段，以上階段500 kV網架完善為前提，分層分區策略主要體現在兩大供區自身內部的調整上，即在確保供電可靠性的前提下，陸續打開部分電磁環網，合理開斷鏈式環網之中部分220 kV聯絡線，改善潮流分配，抑制短路電流。

2.2 分層分區現狀

2.2.1 河姆變/句章變聯合供區

針對3回220 kV長鏈式雙線通道，已開斷其中2回通道（賢蓮2P39/賢花2P40線，淞慈2300/浦慈2313線），僅保留1回。

2.2.2 天一變/寧海變/春曉變聯合供區

因地理環境制約，500 kV網架結構和電源點分布在一定程度上受限，接線相對較為復雜，分以下3點：

（1）天一變（3號主變壓器）/春曉變聯合供區，220 kV依然保持電磁環網運行（新鄔2480線、天咸4485/天祥4486線）。原因主要是春曉變位于北侖地區，為終端變電站，且天一至春曉2回500 kV線路位于同一地理走廊（山區），存在同跳的N-2風險。

（2）天一變（1號、2號主變壓器）/寧海變聯合供區，220 kV依然保持電磁環網運行（惠奉2P47線、廣蔡2325線）。原因主要是，寧波南部地區220 kV網架結構不健全，若打開電磁環網，則出現較多終端變情況，供電可靠性得不到保證。

（3）天一變（1號、2號主變壓器）與天一變（3號主變壓器）之間實行母線分列，通過220 kV長鏈式環網（天一3號主變壓器～鎮海發電廠～洪塘～寧西～潘橋～天一1號、2號主變壓器）構成電氣連接。2013年底隨著500 kV姚江變電站（以下簡稱姚江變）投產，姚江變取代天一變（3號主變壓器）接入220 kV鏈式環網，使得電氣連接縮短，環網為2個：姚江～寧西～澄浪～潘橋～天一（1號、2號主變壓器）和姚江～洪塘～梅梁～惠明～天一（1號、2號主變壓器）。

為了抑制姚江220 kV母線短路電流，已將2通道開斷1回（梅梁～惠明運行通道，梅惠2P46線），梅梁變仍然成終端變運行方式。

綜上，歷數2002—2013年的網架結構趨勢，基本呈現的是一個動態的、謹慎的平衡過程，在外部擴張和對內調整之中，實現有序發展。

圖4所示為至2013年底，天一變/寧海變/春曉變供區和河姆變/句章變供區的基本網架結構。

圖4 2013年底寧波電網分層分區網架結構

2.3 分層分區遠景展望

2014年，新泓口發電廠接入姚江系統，為抑制姚江220 kV短路電流，將繼續開斷姚江-天一2回220 kV通道的剩余1回（姚江～寧西～澄浪～潘橋～天一1號、2號主變壓器），實現姚江和天一分層分區。

2014年，六橫發電廠接入春曉系統，為抑制春曉220 kV短路電流，將先行開斷天一-春曉2回220 kV通道其中1回（新鄔2480線）。

2015年，天一至春曉第三回線路投產，將繼續開斷天一至春曉2回220 kV通道的剩余1回（天咸4485/天祥4486線），徹底實現天一和春曉分層分區。

2016年，隨著500 kV明州變電站（以下簡稱明州變）接入投產，將開斷天一至寧海2回220 kV通道（惠奉2P47線、廣蔡2325線），徹底實現天一和寧海分層分區，并恢復天一變3臺主變壓器合環運行。

3 分層分區的效果

3.1 簡化系統接線改善潮流分布

電網分層分區后，網絡層次分明，接線明確清晰，潮流分配一目了然，充分發揮500 kV線路的傳輸能力，減少220 kV線路的迂回供電，降低線損。正常運行情況下，調度部門能夠針對不同供電區域有的放矢地進行潮流控制，實現無功與電壓的就地平衡。

故障情況下，局部電網的故障不會波及到臨近地區，可有效隔離各個回路在故障過程中的相互影響，保證整個電網安全穩定性不受大的破壞，便于事故后的方式調整和盡快恢復供電。同時，分區網絡構建成輻射型接線的布置方式，也能夠大大簡化繼電保護的配置。

以分層分區的第二階段（2004—2006年）完成前后情況做對比，進行說明。

2004年，雖500 kV河姆變投產，但其主變壓器容量不足（第二臺主變壓器未上），寧波電網自身尚不具備實行東西兩大分區的條件，500 kV河姆變及天一變形成500 kV/220 kV大電磁環網結構。天一供區至河姆供區的南北2回220 kV聯絡線（梅鳳2P34、淞灣2329）運行，向河姆區域轉送負荷，潮流分配缺乏直接有效掌控手段，經常出現500 kV線路尚有輸送裕度，而220 kV聯絡線已過載的瓶頸問題，最終只能對河姆供區拉閘限電。

2006年，隨著500 kV網架的完善，河姆變第3臺主變壓器下送容量的補足，河姆變形成獨立分區運行，220 kV形成輻射型雙回接線供電方式，具備開斷同天一供區的220 kV聯絡線的條件。北侖發電廠無需窩出力，滿發情況下，其至河姆的500 kV雙回線強大的輸送能力能夠充分發揮作用。解開220 kV電磁環網，開斷梅鳳2P34線、淞灣2329線（后以淞浦全分列方式替代，效果基本一致），同時保持之前的屯上2319、溪上2308、虞屯2318線與紹興區域開斷。

這樣，河姆220 kV系統相對獨立，接線非常明確清晰，網絡結構得到極大簡化，220 kV聯絡線又具備可靠的支援作用。

對于調度人員而言，分層分區方式下，對河姆供區潮流的控制手段更加有針對性。該地區夏季高峰階段的負荷控制，何處超限，何處需控制或轉移負荷，能直接落實給慈溪、余姚兩大縣調，控制措施、執行力度均一目了然。

同時，事故情況下，甚至是較嚴重的越級跳閘現象，故障點的查找和排除也更加清晰，便于盡快安排特殊運行方式，恢復供電。

3.2 降低樞紐廠站母線短路電流

在寧波地區，最為典型的是500 kV河姆變220 kV母線短路電流超標問題。因斷路器遮斷容量不能滿足切斷短路電流的要求，則不能保證設備的動熱穩定，故障有連鎖反應的可能，降低了電力系統穩定水平，電網實行分層分區方式是解決短路電流過大的有效途徑。

從理論上對分層分區前后河姆變220 kV母線短路電流作對比，如圖5所示。

圖5 河姆-句章供區220 kV分區前后母線短路電流對比

未實現分層分區，存在電磁環網時，短路電流Ik=Ik0+Ik1。

因為分層分區前，相當于經3臺主變壓器直接到達短路點，總阻抗很小；而分層分區后，打開電磁環網（或部分）后，阻抗增大，短路電流到達短路點后減弱。故分層分區前后對比，Ik1?Ik2，即。

可見，對于系統樞紐點而言，母線接地故障時，若未實現分層分區，220 kV母線短路電流將接近斷路器的遮斷容量。

而實行分層分區，全部或部分開斷220 kV聯絡線運行以后，短路電流下降效果非常明顯，沿途A點、B點的變電站（即慈溪、淞浦片），仍能保持一定電壓。

下述2個例子也說明了分層分區改善短路電流水平。

（1）2009年，根據短路電流計算結果，河姆變220 kV母線單相短路電流達到52.86 kA，超過設備遮斷容量；下半年500 kV句章變及送出工程投產后，河姆變220 kV母線三相短路電流達到57.81 kA，大大超過設備遮斷容量。

為限制河姆變母線短路電流水平，采取河姆-句章內部分區方案，開斷220 kV賢蓮2P39/賢花2P40雙線（賢江～蓮花）。如表1、表2所示。

表1 2009年中河姆-句章分層分區前后短路電流kA

表2 2009年末河姆-句章分層分區前后短路電流kA

（2）2010年，根據短路電流計算校核，500 kV句章～北侖發電廠雙線投產后，河姆變220 kV母線三相短路電流達到50.67 kA，超過設備遮斷容量；若鎮海發電廠3號機組維持河姆供區運行，則河姆變220 kV三相短路電流為52.21 kA。

為限制短路電流，繼續采取河姆-句章內部分區方案，開斷220 kV淞慈2300/浦慈2313雙線（慈溪～淞浦）。如表3所示。

表3 2010年底河姆-句章分層分區前后短路電流水平對比kA

4 實際運行中存在的問題

（1）部分廠站供電可靠性降低。

打開電磁環網會造成的不可避免的影響，即為部分廠站供電可靠性降低。

例如：2006年，實現天一至河姆分區，開斷南北2回220 kV聯絡線以后，寧波地區的部分220 kV變電電成為終端變電站，其中河姆供區的溪鳳變電站，天一供區的梅梁變電站（以下簡稱梅梁變），與合環運行方式相比較，供電可靠性降低。

對于梅梁變的單線供、單線備用方式，裝設220 kV備自投裝置進行彌補，以提高供電可靠性。但系統故障時仍存在短時失電可能。同時，梅梁變既有220 kV備自投動作跳3號主變壓器回路，又配搭主變壓器過載聯切負荷裝置、地方發電廠并網解列裝置，給繼保整定帶來了困難。

（2）重載終端變電站電壓降低，輸送網損增加。

在2006年句章變未投產之前，河姆區域受制于華舜發電廠的開機方式，自身無功電源補償能力不足，由系統側送大量無功，一方面使得電壓損耗增大，下送終端變電站如溪鳳變電站220 kV母線電壓有低于下限的可能；另一方面，線路輸送功率損耗增加，不利于電網的經濟運行。

同樣不容忽視的是，天一供區的梅梁變也有低電壓問題，其下送仕港等鄞州重要鄉鎮，因距離電源中心較遠，線路阻抗較大，壓降較多，影響到下級供電用戶的電能質量。

（3）分層分區所在點變電站運行方式調整存在制約因素。

為提高寧波電網總體供電能力，平衡各供區之間負荷，在夏季高峰或某些檢修方式下，可相應調整220 kV分層分區點變電站的供電方式，并能通過方式調整減少檢修方式下區域電網運行風險。

但是，調整分區點220 kV變電站的運行方式時，例如，220 kV梅梁變、淞浦變電站均可靈活調整為天一、河姆供區各占一半的全分裂方式，因其為3臺主變壓器，正常時若維持正常單接正、雙接副的方式，主變壓器負載將得不到合理匹配。為滿足負荷平衡，將強迫倒排若干間隔，出現非常規接線方法，不利于正常調度運行和缺陷處理。

（4）檢修方式時下級合環問題。

2013年，寧波電網東西兩大供區之間已無220 kV變電站屬于非同一系統的情況，下級110 kV變電站均可合環倒電源。

然而在某些檢修方式下，例如天一變（1號、2號主變壓器）與天一變（3號主變壓器）之間的220 kV長鏈式環網通道斷開，則電氣距離拉遠，天一220 kVⅠ段、Ⅱ段之間110 kV系統必須停電倒負荷。方式較為特殊，十分不利于地調層面的運行操作。必要時，為減少停電時間，可采用BZT倒負荷，但存在BZT動作失敗、下級變電站全停的風險。

同樣，對于天一至寧海弱電磁環網，在天寧5475或一寧5476任一回線檢修方式下，受惠奉2P47、廣蔡2325線限額限制，需臨時實施強迫開斷惠奉2P47、廣蔡2325線的分區措施。此時下級非同一系統不能合環。

（5）輸電線路斷面限額。

電網分區運行必然使局部電網結構減弱，引起潮流分布改變，使局部地區出現輸電瓶頸，并可能造成一些變電站運行電壓偏低。根據電網具體情況需要在相關變電站增裝必要的安全自動裝置。部分輸電線路斷面限額瓶頸及處置方案如表4所示。

表4 部分輸電瓶頸線路及處置方案

5 結論

在經濟持續發展、電力負荷迅速增加，電網不斷建設完善的形勢下，適時進行分層分區，打開電磁環網，是電網在動態中尋求平衡與發展的過程。

要科學合理規劃，不斷加強500 kV，220 kV主干網架建設，同時也加強受端系統電源的及時接入，相互促進，形成具有堅強輸送網架和可靠電源支持的獨立分區受端系統。

[1]王梅義，吳競昌，蒙定中.大電網系統技術[M].北京：中國電力出版社，2000.

[2]毛雪雁.浙江電網中遠期分層分區安全穩定性分析[J].華東電力，2001（09）∶11－13.

[3]李繼紅，黃良寶，徐謙，等.一種降低短路電流水平的措施——母線分裂運行[J].電力系統自動化，2001（14）∶62－63.

[4]孫維真，葉琳，王超，等.浙江電網網架結構及分層分區方式研究[J].浙江電力，2010（01）∶4－7.

[5]戴彥，李繼紅.分層分區在浙江電網的應用[G]//第二十八屆中國電網調度運行會收錄論文集.北京：中國電力出版社，2003.

（本文編輯：徐晗）

The Analysis on the Evolving Trend and the Current Situation of Ningbo Power Grid Based on Hierarchical and Regional Principles

LUO Yi，YUAN Shichao，ZHANG Yong，HU Qin
（Ningbo Electric Power Dispatching Center，Ningbo Zhejiang 315010，China）

The paper investigates hierarchical and regional principles，power network structure and practical operation of Ningbo main power grid.Besides，it expounds the gradual opening of electromagnetic loop networks in Ningbo power grid in recent ten years and the evolving trend based on hierarchical and regional principles as well as status quo of implementation.The paper also analyzes problems of 500 kV and 220 kV main network operation modes based on hierarchical and regional principles in system wiring simplification，short-circuit current limiting as well as actual operation，providing reference for dispatching and operation of Ningbo power grid.

Ningbo power grid；hierarchical and regional principles；power grid structure；status quo

TM711.1

：B

：1007-1881（2016）04-0012-06

2015-12-04

羅軼（1981），男，高級工程師，從事電力調度運行工作。