基于电网分层分区边界条件的电网合环运行探索

雍文涛 杨娜

摘要：研究电网分层分区的边界条件及运行要求，可对下一阶段电网发展、运行等发挥重要指导作用，尤其在电网规划领域，可从宏观角度把握发展方向，提供发展思路。本文结合某省电网实例，首先分析电网分层分区需满足的具有普遍指导性的边界条件;然后，对分层分区后，分区电网恢复合环运行的相关要求展开研究，最后，对地区间联络线在运行中的功能进行定位。

关键词：分层分区;合环;联络线

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）33-0200-02

分层分区[1-3]是电网发展所遵循的一般规律，电网沿着分层分区的轨迹不断向前发展。研究电网分层分区的边界条件及运行要求，可对下一阶段电网发展、运行等发挥重要指导作用，实现了分层分区的引领性，尤其在电网规划领域，可从宏观角度把握发展方向，提供发展思路，明确发展目标。

一、分层分区边界条件分析

一般情况下，对于电网发展初期，大范围的潮流转移往往成为分区主导因素;对网架相对集中、负荷密集的地区电网，短路电流是分区主导因素。

1.电磁环网

电磁环网对电网安全在不同阶段有利有弊，在高一级电网发展初期，保留必要的电磁环网对电网安全往往是有利的;或者，即使对电网安全造成威胁，但由于网架薄弱，一般难以具备解环条件。在高一级电网发展到一定规模之后，电磁环网仍引起大范围的潮流转移，导致地区电网220千伏线路过载，并且安全控制措施复杂等情况下，应考虑解开区域或地区间的联络线。

结合某省电网历史演变实绩予以说明：“十一五”初期，该省江南江北电磁环网存在较为突出的潮流转移问题，500千伏过江线N-1或N-2事故均会因潮流转移而导致220kV过江线严重过载。囿于全省500kV网架结构相对薄弱，在N-1-1后可能出现与大区主网解列的威胁，一直无法解环运行。直至2007年东通道全线贯通，500千伏电网首次形成环网结构，安全稳定水平大幅度提高，江南江北电磁环网具备解环条件。2007年9月19日，该省江南江北电磁环网解环成功实施。

2.短路电流

对于网架相对密集区域，由于短路电流问题而实施分区解环后，分区电网的供电能力按照规划设计导则，[4]一般应满足：L≤T*70%+Gn-1（L为地区负荷，T为地区500千伏主变容量，G为地区220千伏及以下装机容量;Gn-1为停地区最大1台机组后的装机容量）。

另外，按照短路电流水平约束，[5]单座500千伏变电站构建的分区电网在对应2～4台500千伏主变时，其最大可供负荷规模在410～460万千瓦之间;两座500千伏变电站（相距30公里）构建的分区电网在不同的组合方式下，其最大可供负荷规模在380～460万千瓦之间。

结合省内HF、MA、WH等负荷密集区域发展经验，考虑普遍性但不是绝对性，可认为：一个独立运行的分区电网，其最大可供负荷规模在400～450万千瓦左右;换言之，由几个地区组成的处于合环运行的密集区域电网，当区域内总负荷规模达到400万千瓦以上的水平后，考虑区域电网分片解环运行的可能性。

（1）解环边界条件。

表1 分区解环边界条件

电磁环网类 短路电流类

必要性 在发生线路N-1或重要的同塔双回线路N-2故障时，大范围潮流转移导致220千伏线路过载，安控措施控制复杂 原合环区域电网最大负荷≥400～450万千瓦左右

原合环区域500千伏主变与220千伏电源容量之和≥500～600万千伏安

可行性 500千伏电网发展到相对成熟的阶段，一般可抵御N-1甚至N-2故障 分区有3台及以上500千伏主变

解环后分区最大负荷≤T*70%+Gn-1

区域间联络线交换能力不低于单台500千伏主变容量的60%～70%

针对电磁环网和短路电流两类问题，分别提出必要性和可行性条件，用于指导分区解环的具体实施，见表1。

分區解环一般必须在电网同时具备必要性和可行性时方可实施。其中，对于因短路电流问题而解环的电网，必要性条件中满足其中1条即认为地区间可能需要解环运行;可行性条件中3条必须全部满足才认为解环可以实施。对于因电磁环网而解环的电网，若形成较小范围内的独立分区电网，一般也应满足短路电流类解环的3条可行性条件。

（2）合环边界条件。

对单个地区而言，归纳其与周边电网维持合环运行的边界条件，见表2。

对于网架密集区域，以上必要条件满足任意1条即认为地区间仍需要合环运行;可行性条件中3条必须全部满足才认为合环后满足电网运行要求。除以上条件之外，在地区有大量电力需通过220千伏电网送出/受进，同时周边电网存在受电/送电需求时，一般情况下也不宜解环。

（3）分区电网分类。省内部分已有2台主变的地区电网，在实际运行中，由于潮流转移或短路电流问题，可能被迫实施分区运行，例如MA、CH电网。对于此类分区电网，由于其不完全具备解环的可行性条件，我们将其定义为弱分区电网。为便于分析并有所区别，将完全满足解环条件的分区电网定义为强分区电网。

二、分区电网恢复合环运行的要求

1.弱分区电网合环运行要求

电网分区运行后，形成的分区电网应具备一定的稳定性，在单一设备检修或故障方式下仍能维持独立运行;但对弱分区电网而言，在500千伏主变N-1或者分区内大机组退出情况下，则往往需要恢复与周边电网合环运行。电网结构不稳定，倒闸操作多，风险大。因此，只有当电磁环网、短路电流等问题突出，不分区运行不能解决问题时，方可考虑两台主变带独立供区运行，并应制定详细的运行预案。

2.强分区电网合环运行要求

强分区电网通常有2座500千伏变电站，主变规模一般在3～5台之间。按N-1原则，考虑主变下受的不均衡性，主变最大负载率可达80%左右。因此，在分区内大机组退出情况下，满足：L-Gn-1≤（3～5）T×80%，强分區电网可维持独立运行;否则，也应考虑与周边电网合环。

2.合环电网选取原则

对于与周边2个及以上分区电网之间存在联络线的分区电网，在电网需要合环运行时，往往面临一个问题，即优先与哪个分区电网合环较为适宜。以下分别从分区间的互供能力、短路电流控制等角度进行分析。

（1）互供能力。在分析解环边界条件时提出的其中1个可行性条件是区域间联络线交换能力应不低于单台500千伏主变容量的60%～70%;该条件针对联络线本身的交换能力，保证其满足分区电网事故或检修方式下的电力需求。事实上，除联络线本身外，系统还要求与之相连区域电网的供电能力也应有一定裕度。

一般情况下，每对互联分区电网间的联络线至少有2回及以上。按照单台主变容量的60%～70%，2回联络线的交换能力基本满足要求。因此，在选取优先合环的分区电网时，除考虑潮流流向、控制网损等因素外，还要求该分区电网的500千伏主变容量裕度或可提供的装机容量不应低于单台主变容量的60%～70%;否则，应增加与之合环的分区电网。

（2）短路电流控制。在选取合环分区电网时，还需考虑的因素是短路电流水平控制。分区间投合联络线，需满足分区内500千伏主变500千伏侧和220千伏侧短路电流均不超标的约束。按照500千伏和220千伏侧均接近或达到开关遮断容量上限的最优约束，可得到电网可供负荷规模、分区内500千伏主变容量T、220千伏侧装机容量G三者之间的关系。在研究分区电网与相邻多分区之一合环时，可参照作为择优比选合环分区的重要因素：

Min（Gn1+Gn2+Tn1+Tn2）;

s.t. Max（Gn1+Gn2）≤390万;

Tn1+Tn2+Gn1+Gn2≥500～600万;

Tn1-1+Tn2+Gn1+Gn2≤500～600万;

其中：Tn1-1为分区停1台500千伏主变后的容量。

例如：根据规划，2020年前省内WH电网内部将分为东、西两片运行;WH东网分区主变容量Tn1=200万千伏安，220千伏装机Gn1=132万千瓦，与之相邻的MA分区主变容量Tn2=150万千伏安，220千伏装机Gn2=320万千瓦，WH西网分区主变容量Tn3=375万千伏安，见图1。

比较两种合环方案：WH东网分区和WH西网分区合环;WH东网分区和MA分区合环。按照短路电流约束，两分区电网合计接入电源规模应满足：Max（Gn1+Gn2）≤390万，与MA分区合环显然超过这一限值，考虑裕度，建议WH东网分区与WH西网分区合环。

根据前文所述电网分层分区边界条件及恢复合环运行的要求，结合省内各地电网条件的差异，规划“十二五”省内电网分区定位（见表3）。

表3 “十二五”末省内电网分区定位

2012年 2013年 2014年 2015年

分区解环 分4片;

新增MA～WH解环 分4片 分5片;新增AQ～HF解环 分6片;新增WH～TC解环

强分区 江北电网、江南电网 江北电网、江南电网 其他分区 其他分区

弱分区 CH分区、MA分区 CH分区、MA分区 CH分区、MA分区 MA分区

三、结论

本文结合规划实践经验，全面梳理总结了电网分层分区的边界条件，并研究提出分区电网恢复合环运行的相关条件及要求。基于理论研究成果，对“十二五”省网解环方案及分区电网进行了对照分析，对今后一段时期指导电网规划、建设及运行都将发挥重要指导作用。

参考文献：

[1]王梅义，等.大电网系统技术[M].北京：中国电力出版社，1997.

[2]安徽省电力经济技术研究中心.安徽电网2012～2016年电磁环网解环规划[R].合肥：安徽省电力经济技术研究中心，2011.

[3]安徽省电力公司.安徽省电力公司“十二五”电网发展滚动规划[R].合肥：安徽省电力公司，2012.

[4]国家电网公司.城市电力网规划设计导则（国家电网科〔2006〕1202号）[S].北京：国家电网公司，2006.

[5] 安徽省电力公司电力经济技术研究院.安徽省地区电网目标网架典型模式研究[R].合肥：安徽省电力公司电力经济技术研究院，2012.

（责任编辑：王意琴）