特大城市主城电网分区运行的问题研究

路晓敏，邓 星，王 璞，李 雪，丁超杰

(1.国网南京市供电公司，江苏 南京 210019；2.江苏省电力有限公司，江苏 南京 210000)

随着电网规模越来越大，部分薄弱环节的短路电流会超过断路器额定遮断容量，严重威胁电网安全运行。针对短路电流超标问题，已有文献对电网结构、电源接入、增加元件等方面做了大量研究[1-5]，得出母线分排、引入高阻抗变压器、限流电抗器、电网解环等均可以降低电网短路电流。

结合南京电网的实际情况，提出3种可以降低短路电流的方案。为考评各种方案的优劣，本文从电力平衡、稳定性、灵活性3方面提出了指标体系，并通过指标计算选择了最适宜南京的分区运行方案。但是分区运行后，中低压侧电网很多“手拉手”、“双链”等网络结构一分为二，电网供电可靠性大大降低，跨区设备停电检修困难重重。对于配电网来说，分区后部分重要用户的双电源位于两个分区，跨区电源切换困难，尤其是中心城区政府、医院等重要负荷密集，政治、经济影响重大。针对跨分区负荷调整困难的问题，提出引入快切装置[6-7]和宽频测量新技术手段解决跨分区调度运行难题。本文研究可为其他特大城市主城电网分区调度运行提供借鉴。

1 南京主城电网运行背景

南京地区220 kV电网目前分为3片区运行，其中东龙分区覆盖了南京大部分的中心城区。随着东龙分区一系列500 kV变电站扩建工程的实施，东龙分区内薄弱环节短路电流超过遮断容量，电网安全稳定压力巨大。

对2021年夏季龙王山扩建主变后电网的短路电流进行计算，考虑供电西环网主变高中侧短路电压百分比为24%，供电东环网主变高中侧短路电压百分比为20%，则东龙分区多处220 kV变电站220 kV母线短路电流超标，如表1所示。通过短路电流结果可以看出，若尧化门等变电站220 kV母线短路，短路电流超过短路器额定遮断容量，断路器无法断开故障点甚至发生爆炸，造成大范围的事故发生。

表1 220 kV母线短路电流超限表 kA

因此，亟需对龙王山扩建后短路电流超标及可能带来的一系列问题展开研究，制定适用于南京的电网运行方案。

2 短路电流降低方案及评价方法

2.1 短路电流降低方案

电网短路电流与系统结构、电源的接入方式等密切相关，抑制短路电流可采用高阻抗变压器、采用限流电抗器、采用电网解环运行、母线分列运行等[8-13]。

(1)采用高阻抗变压器。500 kV变电站主变多采用多台变压器并列运行模式，由500 kV电网下达的短路电流在全部短路电流中占相当大的比例，增大变压器阻抗对于减轻500 kV变压器中压侧母线短路电流有明显影响。为此新上500 kV龙王山变电站第三台主变采用了高阻抗变压器。

(2)母线分列运行。母线分列运行后，电气距离变大，会适当减小短路电流。不过母线分列运行会降低运行操作、方式安排上的灵活性，因此对于已经设计好的变电站很少选择分列运行。为降低短路电流，龙王山变电站220 kV双母线双分段采用分列运行方式。

(3)采用限流电抗器。串联电抗器是当前比较成熟的短路电流限制技术，但会给电网潮流和电压带来一定影响。而且限流电抗器针对电网中单个薄弱点的短路电流限制明显，但不能同时降低多个薄弱环节的短路电流，因此对当前南京电网几个薄弱点短路电流超标的情况不太适用。

(4)电网解环运行。电网结构对短路电流影响较大，不同等级电网之间通过变压器形成环网运行，随着结构不断复杂，系统的短路容量不断升高而限制电网输送能力，因此电网解环运行可减小系统的短路电流。

结合南京220 kV电网的实际情况，提出了3种可有效降低短路电流的运行方案：① 220 kV尧化～仙鹤双线解环，东龙分区解环为东龙(新)和秦淮两个分区运行；② 华京、陵燃各陪停一台，东龙分区合环运行；③ 220 kV高桥～九龙双线解环，华京、大唐南京各陪停一台，东龙分区合环运行。

下面对3种方案进行评价，并最终确定适用于南京主城电网的方案。

2.2 电网运行方案评估指标

结合南京220 kV电网的实际情况，需通过调整电网的网架结构和电源分布来降低短路电流[14-19]。有多种运行方案需进行对比分析， 为考评各种方案的可行性和安全性，从电力平衡、电力稳定和电网灵活性3个维度判断电网合环运行或分区运行的可行性，提出了电网运行方案的评价指标，如图1所示。利用该指标体系可找到满足稳定、短路等各种条件的方案。

图1 运行方案评价指标

(1)电力平衡方面。电力平衡是指电力系统所有的有功电源发出的有功功率总和必须满足电网所有用电设备(包括输电线路)所取用的有功功率总和，是电网安全运行的保障和基础。本次方案评价提出充裕性和受阻性两个指标来评价系统平衡情况。

充裕性指标用供电裕度E来表示，是计算预计最大负荷情况下电网的供电裕度：

E供电裕度=P预计最大可调出力+S实际最大受电能力-
L最高预计负荷

(1)

供电裕度大于0代表电网供电能力可满足最大负荷需求，小于0表示最大负荷时供电紧缺。

受阻性指标用受阻率β来表示，是计算电网中机组上网通道受阻或机组出力受阻(如缺煤、缺气、检修、风光不足等)时电网的受阻率：

(2)

受阻率β代表了电网电源或网架受阻造成的供电紧缺，该值越大电网受阻出力越高，供电越紧缺。

(2)电网稳定性方面。电网稳定性方面主要考虑网架调整后系统短路电流不超标和正常、“N-1”、“N-2”下线路不越限，提出薄弱环节短路电流越限率、“N-1”/“N-2”越限率两个指标。两个指标公式分别为

(3)

(4)

为保证电网安全，短路电流越限率必须小于100%，尽量保证电网没有“N-1”越限潮流，“N-2”越限线路数及越限率越小越好。

(3)电网灵活性方面。电网灵活性是指电网的网架结构必须适应负荷变化、设备检修的需要，可以灵活调整。

本文提出灵敏度均值和灵敏度方差两个指标来代表灵活性。灵敏度的公式：

(5)

Xik是指220 kV主变i对500 kV主变k负载的灵敏度，该值越大代表220 kV主变与500 kV主变的等效电气距离越小。

扶贫开发是中国现代历史上一次重大的社会实践，参与其中的干部和人员之多、社会影响范围之广、程度之深，应该都可以载入史册。中国的扶贫开发，除了前述经济社会发展方面的成就之外，在另外一些方面如培养干部的作风和能力、丰富和发展农村治理和政府社会治理的经验和理论等，也都产生了显著的溢出效应。

灵敏度均值和方差的公式：

(6)

对于电气距离近、电网分布均匀的电网其灵活性越好。

2.3 运行方案选择

2.3.1 电力平衡方面

各种方案下的电力平衡如表2所示，并根据平衡表计算了电力平衡裕度和最大的1台机组检修时分区的受阻率。

表2 不同方案下电力平衡表

从表2可以看出，方案一，东龙(新)分区紧平衡，东龙分区主要受制于东善桥变，秦淮分区裕度较大；方案二供电缺口19万kW，受制于龙王山2号、3号主变，负载率达104%；方案三供电缺口49万kW，东善桥、龙王山主变均超载。方案一分区内最大一台机组大唐停机时受阻率将达到50%，方案二和方案三受大唐停机的影响小一些，后续需配套加强大唐-青龙山改造和青龙山升压工程，以减小大唐受阻对电网的影响。

2.3.2 电网稳定性方面

对3种方案的短路电流水平进行校核，薄弱环节的短路电流如表3所示。

表3 不同方案下220 kV母线短路电流超限表 kA

由表3可以看出，3种方案下短路电流均不越限，这也是方案可选的基本条件。

按2021年夏高预测最高负荷水平对3种方案进行“N-1”/“N-2”校核，东九双线、晓中-晓下、龙仙断面会出现不同程度的“N-1”过载，其中晓中-晓下可通过统一潮流控制器(UPFC)控制后调整，故此处不列。尧阳、莫双断面会出现“N-2”过载，具体结果如表4所示。

从表4结果可以看出，3种方案下东九单线“N-1”和尧阳双线“N-2”均会过载，并且方案一过载率最小，方案三下龙仙单线“N-1”会过载，方案二三莫双双线“N-2”过载；

表4 不同方案下“N-1”/“N-2”越限表

2.3.3 电网灵活性方面

对3种方案的灵敏度均值和方差分布用鱼骨图表示(见图2)。

图2 灵敏度分布鱼骨图(上平均值，下方差)

由图2可以看出，方案一的均值最大，而方差最小，这说明500 kV变电站对220 kV变电站的辐射性最均匀，并且电气距离最小，电网的灵活性也最好。

综合电网平衡性、稳定性和灵活性3方面的指标，方案一最适宜于南京主城220 kV电网。

3 分区运行的问题及解决办法

东龙分区220 kV网架解环为东龙(新)和秦淮2个分区运行后，其110 kV及以下电压等级的电网也需要分开。根据220 kV主变不过载、110 kV运行方式可靠灵活、35 kV及以下配网出线灵活3个原则将110 kV及以下中低压配网划分到2个分区。但是分区后电网调度运行面临一些问题，下面对这些问题进行说明，并从调度运行角度提出解决措施。

3.1 跨分区运行的问题

电网解环后，分区前主城110 kV变电站基本形成“两线两站”、“两线三站”的接线形式，分区后跨分区的110 kV线路将断开，所供变电站由链式改为馈供，方式灵活性及运行可靠性受到影响。共有3座110 kV变电站跨分区运行，不能合排；22条110 kV联络线路串断开。此外分区后为实现主变及线路检修方式，负荷需要在分区间转移，运行方式调整变得更加困难。共有10台220 kV主变检修或停电方式下负荷需跨分区调整；30条110 kV线路停役时需要转移负荷至其他分区。因此，在配网网架短时间内无法更改的情况下，需要研究分区间负荷转移的措施。

3.2 解决措施

通过采取安装快切装置和宽频测量(或PMU)的方法提高负荷在分区间转移的灵活性，解决主变或线路检修时负荷无法调整的问题。

3.2.1 快切装置

开关合解环操作可实现负荷的不停电转移，提高供电可靠性。若合环点两侧位于不同分区，此时合解环会导致不同分区的电磁环网，影响巨大。因此，引入快切装置，通过快速的合、拉开关，快速完成合解环，躲过继电保护动作时间，防止合环潮流引起的继电保护动作。站内快切装置示意图如图3所示。如果甲站两座主变、I/II母位于不同分区则通过快速合母联110开关拉主变101开关的方式实现分区间合解环。

图3 站内快切装置示意图

3.2.2 宽频测量(或PMU)

快切装置可解决变电站内不同分区快速合解环的问题，如果合环点在站外配网线路上，无法用快切实现快速合解环。对于这种情况，采取在110 kV母线或者10 kV母线处安装PMU或宽频测量装置计算合环稳态电流的方法。利用PMU或宽频测量装置可以准确获得合环点两侧电压差，基于系统数据可以得到主变参数、110 kV外网参数。虽然10 kV馈线参数未开展实测，但是只要知道10 kV馈线长度和线缆型号，可以得到10 kV馈线的典型参数。结合站内母线电压相角进行状态估计计算合环稳态电流，从而实现合环热倒，具体如图4所示。

图4 站内出线合环示意图

合环点的电流可用如下公式计算：

(7)

式中Zs——从甲、乙站看进去的的系统戴维南等效阻抗，可通过状态估计获得。

3.2.3 柔直技术

探讨采用基于电力电子变换器的柔性互联技术解决不同分区10 kV配电线路合环热倒操作需求。一种可变换拓扑的柔性互联装置及其接入方式如图5所示。

图5 变电站可变换拓扑的柔性互联装置结构和接入方式示意图

在图5中，虚线框内为可变换拓扑的柔性互联装置，其AC/DC/AC背靠背柔性直流换流器用作柔性互联装置母线与变电站原母线的联络开关；新增一条柔性互联装置旁路母线，并在变电站馈线处配置至柔性互联装置旁路母线的转换刀闸，通过倒闸操作使需合环的馈线通过对应的支路电抗接于柔性互联装置母线，开环运行的馈线仍接于原母线运行。因此，可变换拓扑的柔性互联装置仅需要1台AC/DC/AC背靠背柔性直流换流器，即可满足同一个变电站的多条10 kV出线的合环热倒操作需求。具体合环热倒步骤为：首先合上AC/DC/AC换流器两侧开关，并通过AC/DC/AC换流器的调节，将旁母电压控制成与待合环出线所在母线电压幅值、相位一致；然后合上旁母闸刀，将待合环出线热倒至柔性互联装置供电；调节AC/DC/AC换流器输出，使得合环点开关两侧电压幅值和相位保持一致；然后合上合环点开关，拉开待解环出线开关，调节AC/DC/AC换流器输出，将合环后出线重新热倒至10 kV母线上。

柔性直流互联装置可以为跨分区设备提供很好的灵活性，但是由于柔性直流互联装置成本较高，该方案仍在探讨中。

4 结语

本文从中心城区电网的220 kV短路电流超标问题出发，从电网分区运行方面提出了解决措施，并对分区后电网负荷转移困难和灵活性降低的问题提出了调度运行方面的解决措施。但是安装快切、宽频和柔直装置只是二次手段上的措施，分区运行后还有很多根本问题仅靠二次手段不能解决，需要从大网网架、用户政策等层面进行统筹规划。后续将研究考虑电网发展、与城市发展紧密配套的电网规划策略，制定适应新分区用能感知的用户服务方针，研究跨区用户电源调整策略和可靠供电措施，降低用户停电感知。