赵 彦，罗路平，刘小春

（江西省电力公司经济技术研究院，江西南昌 330096）

0 引言

对电网过渡期进行全面深入计算分析，发现电网薄弱环节，预知电网潜在风险，为电网建设项目最佳时序和过渡期电网运行控制措施提供依据，使电网规划与建设、运行平稳过渡。《条例》实施后，为了避免电网故障造成《条例》事故等级，不能仅依靠稳定控制系统切除相应负荷来满足受电需求，还应对电网进行加固补强。因此通过4个方面可操性措施解决电网存在问题：（1）短路电流超标地区，从降低短路电流并结合供电可靠性入手，基于解环、主变压器中性点加小电抗等方法进行方案研究；（2）不满足《电力系统安全稳定导则》第一级标准，进行完善电网结构研究；（3）《电力系统安全稳定导则》第二级标准下，存在热稳定、暂态稳定或电压稳定问题，对已配置的稳定控制系统进行适应性研究，尽量采取稳定控制措施保证电网稳定运行；（4）对符合《电力系统安全稳定导则》，但切负荷量构成《条例》事故等级的供电区，采用基于提高断面稳定极限方法进行过渡期电网建设补强方案研究。

1 电网计算研究基础

1）电源规模：2013年计划投产峡江水电厂、石虎塘水电厂（5、6号机组）、老爷庙II期（笔架山）风电、吉山风电、松门山风电、皂湖风电、清秀风风电，总计新增容量358 MW。届时江西电网统调发电厂28座，其中火电厂11座，水电厂11座,风电场6座。全网统调装机总容量为15 721.3 MW。江西电网接受外电规模2013年为1 940 MW。

2）网络规模：2013年新建马廻岭500 kV变电站(1x750 MVA主变)、扩建鹰潭500 kV开关站(1x750 MVA主变)，总计新增容量1500MVA；新建220 kV变电站13座、扩建220 kV变电站3座，总计新增容量2 910 MVA。届时全网500 kV变电站16座，500 kV变压器25台，总容量为19 000 MVA；全网220 kV变电站121座，开关站4座，变压器206台，总容量为29980 MVA（含用户变电站7个，变压器13台，不含发电厂变压器及电铁牵引站变压器）。

3）负荷水平：2013年江西电网统调最大用电负荷15 800 MW。

2 短路电流计算分析

随着江西电网规模的逐渐扩大，接入220 kV系统的机组不断增多，局部电网220 kV母线短路电流已接近或超过开关的遮断容量，对电网的安全稳定运行造成了极大的威胁。采用不基于潮流的方法对全网220 kV母线进行短路扫描，短路计算结果表明：解开220 kV南观双回线方案，中部地区梦山变电站220 kV母线单相短路电流仍超标（52 kA）；断开220 kV南观双回线路，梦山主变压器中性点均加装12 Ω小电抗方式下，2013年南昌供电区500 kV南昌变电站220 kV母线单相短路电流（50.3 kA）超过其开关遮断容量，梦山变电站的220 kV母线三相短路电流达其开关遮断容量的98%。

3 潮流计算分析

3.1 “N-1”静态安全分析

1）丰城、高安、上高地区受电需求很大，220 kV梦祥I、II线“N-1”时，另1回过载。

2）赣州东部负荷迅猛发展，枯水期间赣州东断面受电接近其630 MW极限（井冈山电厂一期开1台机组），可能存在受220 kV厂渡线“N-1”厂山线热稳定限制，电网结构无法满足“N-1”问题。

3）2013年500 kV安梦线和500 kV新余变电站仍均未投运，分宜电厂机组非计划停运，500 kV安源主变压器“N-1”另1台主变压器满载或轻度过载。

4）220 kV斗梧双回线（均为LGJQ-400导线）改接形成斗进线和斗向线，斗进线或斗向线“N-1”仍存在热稳定问题。

5）贵溪电厂二期开2台机组、贵溪电厂三期开1台500 kV机组方式下，500 kV信州主变压器“N-1”另1台接近满载。

6）九江电厂二、三、四期机组满发外送,220 kV港山线或浔山线“N-1”，浔山线或港山线过载。

3.2 “N-2”静态安全分析

1）赣州地区受电受其重要500 kV联络线1回检修1回故障断开后，220 kV联络线热稳定问题限制。

2）赣州南断面的500 kV赣雷双回线无故障跳开，500 kV赣州主变压器严重过载，金堂变电站220 kV母线电压为203 kV、长宁和五光变电站220 kV母线电压为205 kV，赣州南部存在低电压问题。

3）丰城电厂一期外送、贵溪电厂外送、景德镇断面外送、贵鹰断面外送、东部断面外送、南部断面外送均存在热稳定问题。

4）上饶断面、萍宜仙断面、九江东断面受电均存在热稳定问题。

5）罗坊和安源4台500kV主变压器下网1 800 MW左右时，罗坊1台主变压器检修，安源1台主变压器“N-1”后，另1台主变压器严重过载。

4 引言稳定计算分析

4.1 主要断面检修时单一元件故障分析

1）南部断面外送功率1 500 MW，500 kV罗文I线检修，罗文II线发生三相短路故障跳开，南部地区机组与主系统机组之间功角失稳，需切除井冈山电厂二期1×660 MW机组，才能使系统恢复暂态稳定。采取稳定控制措施前后南部地区主要机组与主网机组之间功角曲线详见图1、图2。

图1 南部主要机组功角曲线图（无措施）

图2 南部主要机组功角曲线图（采取切机措施）

2）赣州断面：500 kV文赣I线检修，文赣II线发生三相短路，赣州地区失去500 kV系统支撑，仅通过220 kV联络线从主网受电，万燕线、万虎I、II线、井埠线、万澄线、万遂线均过载。计算分析发现赣州断面受电主要受控万澄线万安电厂侧LGJ-400引线过载，使最大切负荷量达580MW（占赣州市减供负荷27%左右）。

3）赣州南断面：500 kV赣雷I线检修，赣雷II线发生三相短路，500 kV赣州主变压器严重过载，切负荷量达470 MW（占赣州市减供负荷22%左右）。

4）为降低中部地区短路电流，解开220 kV南观双回线，进贤主变压器下网功率有所增加。进贤1台主变压器检修，梦山主变压器中压侧发生三相短路故障跳开，进贤另1台运行主变压器过载。

5）西部地区机组小开机，安源1台主变压器检修，另1台主变压器中压侧发生三相短路故障跳开，此时萍乡地区跑马坪、湘东等变电站220 kV母线电压为0.84 p.u.，电压失稳，切除萍乡地区130 MW和宜春地区30 MW负荷（占萍乡市负荷14%，占宜春市负荷2%），地区电压恢复至0.9 p.u.，系统保持暂态稳定。

4.2 500kV变电站母线故障分析

罗坊变电站一段500 kV母线检修，另一段运行段母线发生三相短路断开，由于500 kV罗坊变电站的配串问题，此时西南断面与主网的500 kV通道全部断开，仅靠3回220 kV联络线与主网联系，暂态稳定水平很低，西南断面受电能力大大下降，需控制在600 MW以下。

4.3 同杆并架双回线异名两相同时发生单相接地故障分析

1）220 kV贵月双回线同杆并架同跳，贵溪电厂二期2台机组电力通过1回220 kV联络线送出，不存在暂态稳定问题，但贵铜III线严重过载；220 kV贵铜I、II双回线同杆并架同跳，贵溪电厂三期200 kV机组电力通过2回220 kV联络线送出，不存在暂态稳定问题，但贵源线和贵刘线过载。需利用贵溪电厂二期、三期稳控装置切除相应机组。

2）500 kV乐景线、乐洪线同杆并架同跳，景德镇电厂电力通过断面3回220 kV联络线送出，不存在暂态稳定问题，但机组满发平均大负荷期间，档严线（为LGJ-400导线）过载。需利用景德镇电厂二期稳控系统切除相应机组。

3）贵溪电厂二、三期小开机，500 kV鹰信、贵信线同杆并架同跳，此时，上饶供电区失去500 kV系统支撑，通过3回220 kV断面联络线受电，地区电压仅恢复在0.88 p.u.左右，电压失稳，220 kV志峰线、铜峰线、信源II线，鹰潭主变压器均过载。需利用上饶区域性稳控系统切除180 MW负荷（占上饶市减供负荷10%左右）。

4）西部地区机组小开机南部地区机组大开机，500 kV罗安双回线同杆并架同跳，萍乡地区电压恢复在0.82 p.u，罗坊2台500 kV主变压器均满载，220 kV分白线过载。需利用萍宜仙区域性稳控系统切萍乡和宜春南310 MW负荷（占萍乡市减供负荷20%、宜春市8%左右）。

5）西部地区机组大开机，丰城电厂一期机组满发，220 kV丰舍、丰金线同杆并架同跳，220 kV丰肖线过载。需利用丰城电厂一期稳控系统切除1台机组。

5 江西电网事故预想分析

为贯彻并适应《条例》提出的对电力安全事故定性的新要求，对江西电网过渡期进行事故预想分析，即发生“N-1”故障及“发生严重故障（如同杆并架同跳、重要输电断面中断）”所列故障（以下简称“N-2”）时，系统将损失的负荷可能达到《条例》所列事故等级。

1）负荷水平:2013年江西省十一个设区市供电负荷分布见表1。

表1 2013年江西各设区市负荷分布

2）系统将损失的负荷可能达到《条例》所列事故等级情况：

（1）发生“N-1”故障，系统将损失的负荷未达到《条例》所列事故等级。

（2）发生“N-2”故障，系统将损失的负荷可能达到《条例》所列事故等级情况如表2。

表2 发生“N-2”故障所列事故等级

6 主要结论及建议

随着500 kV和220 kV网络的发展，主网架稳定水平得到显著提高，末端地区电网结构得到完善，受电能力大大提高。但随着江西电网规模的逐渐扩大和电网结构的加强，使得江西电网短路电流水平大幅攀升。及时跟踪电网重要建设项目和负荷水平的变化，对电网2-3年过渡期系统校核计算分析，为电网安全稳定运行提供技术支撑，对电网规划与建设、运行具有重要的指导和参考意义。

1）2013年解开220 kV南观双回线、梦山2台主变压器中性点均加装12Ω小电抗方案，南昌变电站220 kV母线单相短路电流仍超标。建议对中部地区进行南北或东西220 kV解环或东部与中部500/220 kV电磁解环专题研究。

2）500 kV罗安双回线同杆并架同跳，考虑分宜机组运行不稳定因素，萍乡减供负荷量将达《条例》一般事故；罗坊变电站配串问题使西南断面稳定水平很低；2013年安源主变压器“N-1”存在过载问题。建议尽快建设新余500 kV变电站和500 kV安梦线以及安源电厂2x600 MW级机组。

3）丰城、高安、上高地区受电主要受控于220 kV梦祥I、II线“N-1”过载问题限制，建议梦祥I、II线梦山变电站侧出线共塔处更换为碳纤维导线；梦祥II线全线改造为LGJ-2x300导线。

4）500 kV文赣I线检修，文赣II线故障断开，2013年赣州减供负荷量已达《条例》一般事故，建议建设赣州地区第2个500 kV通道。

5）赣州东断面受电接近其“N-1”极限。建议加快建设500 kV红都输变电工程，赣州东部电网得到500 kV电源点支撑，从根本上解决赣州东地区受电问题。

6）220 kV斗梧双回线改接形成斗进线和斗向线，斗进线或斗向线“N-1”仍存在热稳定问题。建议加快斗梧双回改造工程实施步伐。

[1]中华人民共和国国务院令第599号《电力安全事故应急处置和调查处理条例》.

[2]DL/755-2001,电力系统安全稳定导则[S].

[3]Q/GDW404-2010,国家电网安全稳定计算技术规范[S].

[4]江西电网“十二五”主网架滚动规划.