区域电网稳定性分析与研究

孙起鹿+罗贵明

摘 要：基于咸阳北部电网网架，分别对咸阳北部电网的潮流、短路、N-1校核、无功优化、故障检修方式等进行了计算分析，提出了咸阳北部电网的开环方案、主变接地方式及无功优化配置方案等，并针对电网运行中存在的问题提出了解决方案，对该区域电网稳定性发展提出了建议。

关键词：稳定性；潮流；短路；无功优化

中图分类号：TM711；TP39 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2017）08-00-04

0 引 言

电力系统稳定运行是最基本的要求。系统失稳可能会导致系统大面积停电等问题出现，为人民的生活及工农业生产造成巨大损失[1，2]。电力系统电压稳定性涉及发电、输电和配电系统，与电力系统稳态和动态特性的其他方面也有密切联系，其实质是源、网、荷平衡匹配的动态过程[3，4]。电压控制、无功补偿与管理、功角同步稳定、机电保护和控制中心操作等都将影响系统的电压稳定性[5，6]。

咸阳北部电网以甘肃电网的330 kV丰乐变为主要供电电源，由于110 kV电网与电源点距离远，供电半径长，导致咸阳北部电网末端电压较低，网损较大。随着咸阳北部电网负荷的进一步增大，现有的110 kV网架结构已不能适应负荷日趋增长的需要。近期，咸阳北部电网将陆续接入陕西电网运行。电网正处于过渡阶段，网架结构变化较大，在这一过程中如何确保电网的稳定运行就成为至关重要的问题。本文分别对咸阳北部电网的潮流、短路、 N-1校核、无功优化、故障检修方式等进行了计算分析，可在新运行方式下预先发现电网存在的问题和安全隐患并制定相应的对策。

1 咸阳北部电网概况

咸阳北部电网为咸阳地方电网五大供电区之一，是咸阳地方电网的主要组成部分。至2012年底，咸阳北部35～110 kV电网装机容量、输电线路长度、变电设备容量分别占咸阳分公司电网的49.88%、33.14%、37.72%。2016年咸阳北部电网实际最大负荷195.4 MW，预计2017年最大负荷219.5 MW。咸阳北路电网接线示意图如图1所示。

截至2016年底，咸阳北部电网总装机容量为32 MW，其中火电装机容量30 MW，水电装机容量2 MW；截至2016年底，咸阳北部电网共有35 kV及以上降压变电站16座，主变22台，总容量355.3 MVA。其中，110 kV降压变8座，主变10台，总容量为300.5 MVA；35 kV降压变8座，主变12台，总容量54.8 MVA。截至2016年底，咸阳北部电网共有35 kV及以上输电线路32条，总长度400.716 km，其中，110 kV输电线路12条，长度255.416 km；35 kV输电线路20条，长度145.3 km。

预计2016年咸阳北部电网各站的最大负荷合计值约为311.9 MW，若电网的最大负荷同时率按0.63（与2013年相比，受负荷发展影响有所提升）计，则2016年咸阳北部电网最大负荷为196.5 MW。2016年北部电网大负荷方式的计算负荷为196.5+j98.15（MW、Mvar）；小负荷方式的计算负荷为139.52+j69.69（MW、Mvar）。

2 电网潮流计算及N-1静态安全分析

2.1 潮流计算分析

本次选用PSASP软件6.282版进行潮流计算及N-1静态安全分析。

2.1.1 咸阳北部电网电压控制极限规定

正常运行时，330 kV变电站的110 kV母线电压控制范围为110～118 kV，网内110 kV母线电压允许范围为106.7～117.7 kV，35 kV母线允许电压范围为33.95～37.45kV，10 kV母线允许电压范围为10～10.7 kV。

2.1.2 线路潮流重载和过载规定

本次潮流计算规定，线路的计算电流超过线路CT一次侧额定电流的80%为线路重载，超过线路CT一次侧额定电流为过载。

潮流计算所采用的电网接线方式为2016年电网实际运行方式，咸阳北部电网由330 kV丰乐变供电，通过4回110 kV线路与甘肃庆阳电网相联，110 kV大佛寺—新民化工线路断开。计算结果表明，大方式下咸阳北网从甘肃电网受电163.3 MW，北网有功总负荷为160.4 MW，总有功损耗2.9 MW，网损率1.78%。图2所示为大负荷方式下的潮流图。

2.2 电网N-1静态安全分析

电力系统静态安全分析是指应用N-1原则，逐个无故障断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否存在过负荷或过电压，用以检查电网结构的合理性和运行检修安排方式是否满足电网安全稳定运行要求。在电力系统静态安全分析時，假设为电力系统从退出某一元件（或事故）前的静态直接转移到退出某一元件（或事故）后的另一静态，不考虑中间的暂态过程，用以检查改变后的电网是否仍满足电网的各种技术要求和约束条件。

本次咸阳北部电网110 kV电压等级静态安全分析结合电网的实际情况有针对性的进行N-1计算，以期发现电网的薄弱环节和存在的问题，为提前安排运行方式、检修方式及电网危险点预控分析提供参考。

2.2.1 110 kV输电线路N-1校核

（1）单回输电线路

咸阳北部电网正常方式下单线运行的公网线路包括110kV新民化工—太村线路，给旬邑城关变供电的110 kV太村—旬邑城关线路，110 kV彬州—永寿城关线路，110 kV罗峪—东秦线路，110 kV亭口—岭后线路。单回线路直馈供电110kV变电站，当给其供电的110 kV线路或输电线路上的任一元件检修或发生故障时，该线路所供区域失去电源，不满足电网N-1准则。110 kV太村变、旬邑城关变、永寿城关站、岭后变、东秦变多处于电网末端，且这些变电站的35 kV或10 kV母线没有与其他110 kV变电站的35 kV和10 kV形成网络，当电源线路故障或检修时，以上6座110 kV变电站无法将所供负荷完全转移出去，不满足电网N-1准则。endprint

（2）有备用线路，但正常运行时是单回线路运行

线路包括给好畤变、永寿城关站、冯市变供电的110 kV线路。其中，好畤变可由110 kV线路大杨—好畤或冯市—好畤供电；永寿城关站可由110 kV线路彬州—永寿城关站或冯市—永寿城关站供电；冯市变可由110 kV线路好畤—冯市或永寿城关站—冯市供电。好畤变正常运行供电时由110 kV大杨—好畤线路供电，冯市变正常运行时由110 kV好畤—冯市线路供电，永寿城关—冯市线路备用，当大杨—好畤线路断开后，好畤变和冯市变的负荷可通过永寿城关—冯市线路供电，满足电网N-1准则；永寿城关站正常运行时由110 kV彬州—永寿城关线路供电，冯市—永寿城关线路备用，当彬州—永寿城关线路断开后，可通过冯市—永寿城关线路供电，满足电网N-1准则。

（3）并联运行线路

咸阳北网并联运行的线路有110 kV罗峪—丁家Ⅰ、Ⅱ回线路，110 kV王塬—彬州Ⅰ、Ⅱ回线路，110 kV亭口—大佛寺Ⅰ、Ⅱ回线路；110 kV罗峪—丁家Ⅰ、Ⅱ回线路给丁家变供电，预计2014年丁家变最大负荷为16 MW，当一回线路断开后，另一回线路可以满足所供变电区域负荷的需求，满足电网N-1准则；110 kV王塬—彬州Ⅰ、Ⅱ回线路彬州变供电，预计2014年彬州变最大负荷为11 MW，当一回线路断开后，另一回线路可以满足所供变电区域负荷的需求，满足电网N-1准则；110 kV亭口—大佛寺Ⅰ、Ⅱ回线路给大佛寺变供电，预计2014年大佛寺变最大负荷为42.78 MW，当一回线路断开后，另一回线路可满足所供变电区域负荷的需求，满足电网N-1准则。

（4）环网线路

咸阳北网110 kV线路环网运行的有长庆桥—彭公—罗峪—亭口四角环网，环网的N-1校核计算结果见表1所列。表中仅列出环网内一回线路断开后，潮流最重的线路。

由表1看出，在大负荷方式下，在长庆桥—彭公—罗峪—亭口四角环网中，环网内的任一回线路断开后，环网内运行线路都将出现过载线路，不满足电网N-1准则。最严重的情况是当110 kV长庆桥—彭公线路断开后，负荷转由长庆桥—亭口线路供电，该线路运行电流达到831.15 A，严重过负荷运行。

2.2.2 变压器N-1校核

（1）单台变压器的110 kV变电站

咸阳北网单变运行的变电站有8座，分别为：丁家变（31.5MVA）、罗峪变（31.5 MVA）、太村变（31.5 MVA）、新民化工變（20 MVA）、冯市变（20 MVA）、好畤变（31.5MVA）、岭后变（20 MVA）、东秦变（20 MVA）。这8座单台主变运行的110 kV变电站与其他110 kV变电站之间的35 kV或10 kV线路未形成网络运行，当主变因故停运时，变电站负荷不能完全转供，不满足电网N-1准则。

（2）两台变压器的110 kV变电站

咸阳北网配置2台主变的110 kV变电站有：亭口变（20+31.5MVA）、旬邑城关变（20+31.5 MVA）、大佛寺变（63+31.5MVA）和彬州变（20+31.5 MVA），这4座变电站主变容量均不统一。这4座变电站中当一台变压器故障时，变电站所供负荷全部转由另一台变压器供电，但因变电容量不一致，当负荷较大时可能引起变电站内另外一台变压器过载。大方式下咸阳北部电网110 kV主变N-1校核情况见表2所列。

由表2可看出，2014年亭口变、旬邑城关变和彬州变站内一台主变因故停运时，另一台主变可以满足变电区域内供电负荷的需求，满足电网N-1准则；大佛寺变站内大容量变压器因故停运时，小容量变压器不能满足该变电区域负荷的用电需求，不满足电网N-1准则。

3 主变接地方式及短路电流校核

3.1 等效阻抗计算及分析

在中性点接地系统中，不是所有变压器的中性点都接地。变压器接地台数及接地点位置应根据继电保护的要求，在系统继电保护设计中确定。按《电力系统设计手册》的要求，在编制远景短路电流计算阻抗图时应遵循相关的技术原则。咸阳北网东南部地区的网架得到优化改善，在正常方式下，甘肃电网330kV丰乐变两台主变中性点接地运行，陕西电网330 kV王塬变两台主变接地运行，330 kV大杨变两台主变接地运行，110 kV旬邑城关变主变接地运行，其余110 kV变电站主变中性点均不接地。基于现有的网架基础，对咸阳北网110 kV变压器中性点均不接地、旬邑变一台主变中性点接地时的等效阻抗分别进行计算，计算结果表明：

（1）2014年咸阳北部电网110 kV主变均不接地时，除永寿城关站、东秦变、崔木变、太村变、新民化工变、旬邑变、文家坡煤矿变的110 kV母线Z0/Z1比值大于3，其余110 kV母线Z0/Z1的比值都在1.6～3之内。

（2）咸阳北部电网旬邑城关变一台主变接地时，除永寿城关站、东秦变、崔木变的110 kV母线Z0/Z1比值大于3，其余110 kV母线Z0/Z1的比值都在1.6～3之内。110 kV永寿城关站、东秦变、崔木变均位于电网末端，可不考虑主变中性点接地运行。

（3）根据等效阻抗计算结果，2016年底咸阳北部电网110 kV旬邑城关变一台主变中性点接地，即可满足《电力系统设计手册》规定的要求。

（4）2014年咸阳北部电网依据330 kV变电站的地理位置，分3片供电区运行，330 kV变电站的主变中性点均接地运行，使得电网的等效阻抗变化较大，即使不考虑旬邑城关变主变中性点接地运行，网内Z0/Z1的比值大于3的情况也较2015年旬邑城关变主变中性点接地运行的情况好很多。显然，改善网架结构、增加电源支撑提高了电网安全运行水平。

3.2 短路电流校核

基于咸阳北部电网仅110 kV的旬邑城关变一台主变中性点接地运行，各电压等级母线短路电流、短路容量计算。结果可以看出2014年咸阳北部电网短路电流：endprint

（1）110 kV：最大值出现在好畤变，为12.15 kA，最小值出现在旬邑城关变，为2.13 kA。2014年咸阳北部110 kV变电站母线不存在短路电流超标问题。

（2）35 kV：最大值出现在大佛寺变35 kV母线，6.6 kA，最小值出现在新民化工变35 kV母线，为2.75 kA，咸阳北部电网35 kV母线短路电流均未超过开关遮断容量。

（3）10 kV：短路電流最大值出现在彬州变，三相短路电流为24.57 kA，最小值出现在新民化工变10 kV母线，6.5kA。咸阳北部电网10 kV母线短路电流均未超过开关遮断容量。

4 电网无功平衡与优化

咸阳北部电网所属各变电站10 kV母线侧均安装有并联电容器，2015年底容性无功补偿电容器容量为49.8 Mvar，约占变压器总变电容量的12.6%。电力系统容性无功补偿容量配置基本原则是容性无功补偿装置配置采取无功功率就地平衡的原则，做到分层平衡与分区平衡。

4.1 无功补偿装置与平衡分析

2016年底咸阳北部电网共14座110 kV变电站，110 kV变电站的主变总容量为455 MVA。若2014年新投运主变的容性无功补偿装置容量按主变容量的10%考虑容性无功补偿后，容性无功补偿总容量为58.806 Mvar，容性无功补偿装置总容量占主变总容量的13.52%，整体上能够达到无功补偿配置要求。单变电站仅有大佛寺变无功配置未达到其主变容量的10%。

咸阳北部电网网内电厂容量都很小，总装机32 MW，其中，朝阳电站装机容量2.0 MW，三水河电厂30 MW，发电厂发出的功率与当地负荷平衡后，发电厂发出的无功功率可忽略不计，北部电网所需的无功主要依靠外网和本网内的容性无功补偿装置提供。在不考虑无功备用容量，网内容性无功补偿装置全部投运的情况下，2015年大方式下咸阳北部电网无功缺额为66.96 Mvar，2016年无功缺额为84.194 Mvar。

4.2 无功优化

咸阳北部电网在大负荷方式时公网变电站电压不合格的只有大佛寺变的110 kV母线电压，且大佛寺变的容性无功补偿容量较低，仅占主变容量的8.89%，因此，考虑在大佛寺变增补容性无功补偿装置。

110 kV大佛寺变主变容量94.5 MVA，单台主变容量分别为63 MVA和31.5 MVA，容性无功补偿容量8.4 Mvar，分组为2×（2.1+2.1） Mvar；2013年该变最大负荷为2.241 MW，2014年预计最大负荷为10 MW，变电区域负荷增幅较高。根据大佛寺变负荷增长的实际情况，结合现有容性无功补偿容量，在该变再补偿一组1×（2.1+2.1） Mvar电容器。在大佛寺变10 kV母线增补4.2 Mvar的电容器后，该变110 kV母线电压为106.96 kV，较补偿前升高1.01 kV，满足所要求的下限值。35 kV和10 kV母线电压合格。

110 kV母线电压不合格的用户变有小庄煤变和火石咀变的110 kV母线，电压分别为105.94 kV、105.64 kV，这两座变电站所需电力分别通过110 kV大佛寺—火石咀线路、110 kV大佛寺—小庄煤Ⅰ、Ⅱ回线路提供。按照本次无功补偿原则，这两座用户变高压侧的功率因数考虑为0.9，因其位于电网末端，线路损耗本身较大，建议加大这两座用户变的容性无功补偿力度，功率因数以补偿到1为宜。

5 结 语

从电力平衡、潮流计算、静态安全分析、主变接地方式及短路电流校核、电网无功优化等方面分析，给出如下建议：

（1）电力平衡

随着彬州变接入330 kV王塬变，而110 kV好畤变接入330 kV大杨变，咸阳北网将由330 kV丰乐变、王塬变和大杨变三座330 kV变电站共同供电，变电总容量为6×240 MVA；若考虑北网的东南部地区仍由330 kV丰乐变提供部分电力，按联络线的极限输送容量考虑，联络线发生N-1、N-2故障时，电力均有盈余。按供电电源的主变容量考虑，正常方式下三座330 kV变电站的变电容量完全满足咸阳北网的电力需求；当其中任两座变电站的110 kV母线因故停运时，电网的电力严重不足，需采取限负荷措施。

（2）潮流计算

建议优化电网35 kV和10 kV网架结构，形成“手拉手”网络，使得单台主变运行的变电站在主变因故停运时，可将其全部或部分负荷通过35 kV和10 kV网络转移到相邻的变电站，减小停电范围；建议根据电网负荷的实际增长情况，及时建设第二回供电线路，以保证电网供电的可靠性；在大负荷方式下，在长庆桥—彭公—罗峪—亭口四角环网内的任一回线路断开后，环网内运行线路都将出现严重过负荷线路，这种情况下必须采取限负荷措施来保证电网的安全运行。

（3）短路计算

2016年底咸阳北部电网110 kV旬邑变一台主变接地，满足《电力系统设计手册》规定的要求。咸阳北部电网各变电站母线电压均未超过开关遮断容量，无需调整运行方式或更换断路器。电网依据330 kV变电站位置，分3个区运行，保证其主变中性点均接地运行，使电网的等效阻抗较大，零序阻抗与正序阻抗的比值更为合理，建议优化西部地区的110 kV网架结构。

（4）无功优化

在110 kV大佛寺变的10 kV母线再增补4.2 Mvar的电容器，以减少线路无功电力的下传，抬高110 kV母线电压。建议加强用户变的无功管理。应要求用户变容性无功补偿容量至少能平衡其无功负荷，以减少110 kV线路的无功电力的长距离输送。另外，电网还需在靠近负荷中心位置增加电源点，提供电压支撑，缩短供电半径，减小线路无功损耗，做到无功的分层分区平衡，减少无功穿越。

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