改革开放以来，浙江省经济持续增长，1999年全省全社会用电量602亿kW^.h，比上年增长11.7％，增幅回升5个百分点。与此同时，浙江电网规模大大发展，电网运行质量有了较大提高。
　　至1999年底，全省500 kV变电所3座4250 MVA，总容量比1991年增加8.5倍，500 kV线路13条1373 km，总长度增加3.33倍；220 kV变电所63座14370 MVA，增加3.4倍，220 kV线路154条5582.6 km，增加1.5倍。电网运行质量提高主要表现为：(1)220 kV电网从单相永久性短路不失去暂态稳定提高到三相短路不失去稳定。(2)浙江南北电网500 kV双回主通道建成，长期以来困扰浙江电网的南北通道输送容量受阻因素基本消除。(3)全省高峰时段平均负荷功率因数从1992年的0.86提高到0.95，全省容性无功补偿度从0.6上升到1.04，电网电压质量有所改善。(4)全省城市电网供电可靠率从1995年的99.474％(RS1)提高到1999年的99.760％(RS1=RS3)。
　　电网是联系电力生产者和电力用户的物质基础，电网在其形成、变化、发展的过程中，有其自身的客观规律。人们对这些客观规律的认识，经历了多次“实践—认识—再实践—再认识”的过程。每一次认识上的升华，标志着电网经历了一次质的飞跃，达到了一个新的水平。本文试图从几个侧面来探讨电网发展过程中一些带规律性的问题，重点是讨论电网结构，供同行们参考。

1　提高区域电网安全水平

1.1　区域电网安全水平的一般要求
　　为了评价一个区域(地区)电网网架结构的安全水平，可以用一个简单的区域电网模型(图1)来代替一个复杂的区域电网。在这个模型中，区域电网的最大负荷需求为P，位于该区域电网内并网运行的机组总容量为P_g，大电网向该区域电网供电的供电能力为P_n(包括n回输电线路，上一级枢纽变电所的变压器容量等)。区域电网的安全水平是指在以下几种工况下，保持对用户连续不间断供电的能力。

图1　区域电网模型图

　　(1)在正常方式下，区域电网应按下式达到供需平衡：
　　　　P≤P_g＋P_n　　　　　　(1)
　　(2)符合N－1安全准则。当电网内1个供电元件停役时(如环网或双回线供电，其中1回线路因计划或非计划检修、事故跳闸等停役；2台以上变压器的变电所，其中1台变压器停役等。)，供电能力减少了P_n1；或区域电网中最大容量的1台机组停役，容量减少了P_g1。上述两种情况发生时，仍然要求保持对用户连续供电。此时应满足新的供需平衡，式(1)变为：
　　　　P≤P_g＋P_n－P_n1 　　　　(2)
　　　　P≤P_g＋P_n－P_g1 　　　　(3)
　　(3)当发生多重性严重事故时(称N－2安全准则)，要求不发生电网瓦解、大面积停电的严重后果，并保持向重要用户的连续供电。近年来，对现代化大城市电网，已经提出在发生多重性严重事故时，保持对用户连续供电的更高要求。
1.2　提高我省220 kV区域电网安全水平的措施
　　 经过近几年电网的发展，我省各地区的220 kV区域电网，除少数地区外，一般能满足N－1安全准则。但对区域电网中以下一些多重性严重事故，却较难满足要求：
　　(1) 同杆并架的双回线路同时跳闸，即P_n=0。
　　(2)最大1台容量的发电机组P_g1 停役(个别情况甚至有两台机组同时停役)，同时又因供电设备事故而减少电网供电能力P_n1，在此事故方式下一般较难满足供需平衡，常发生电网原因的限电，即式(1)变为：
　　　　P≥P_g＋P_n－P_g1－P_n1 　　　　（4）
　　(3)枢纽发电厂、变电所的220 kV母线，从双母线改为单母线运行，再发生母线事故，即M=0。例如其中一条母线检修时发生母线事故(简称“单母差”方式)，或在双母线的母差保护退出运行时发生母线事故(简称“停母差”方式)。
　　(4)区域电网内并网运行的大容量电厂，其总容量在负荷需求中所占比例较大(例如50％以上)，发生全厂停电事故，即P_g=0。
　　上述多重性严重事故，本质上反映了电网结构性缺陷。在实际运行中，进行了各种事故预想，并采取了以下措施：
　　(1)按照事故后的功率平衡对所讨论的区域电网在事故可能发生前，提出限电措施。例如台州南部电网，在台州电厂220 kVⅡ段母线单母线运行，再发生母线事故，将造成温州、台州地区严重低电压和部分线路严重过载，曾采取了在台州电厂220 kVⅡ段母线单母线运行期间对温州、台州地区限电的措施。
　　(2)采用自动切负荷装置。仍以台州南部电网为例，当发生前述事故时，采用反映台州电厂出线低电流，温州和台州电网联络线过电流，变电所母线低电压的自动切负荷方案，保持对重要用户的连续供电。
　　(3)提高现有输电线路的输送容量。例如500 kV瓶窑变电所有3回220 kV线路(2回2×300 mm²，1回400 mm²铝芯导线)向杭州东部及嘉兴地区供电。对其中1回2×300 mm²铝合金导线，按允许温升70 ℃进行设计，导线允许输送容量为385 MVA。当嘉兴地区1～2台300 MW机组停役，且瓶窑变向东部供电按1回导线容量控制时，供电能力严重受阻。为此经分析，在保持导线对地弧垂在安全范围以内，并且导线在弹性变形范围以内，将导线允许温升提高到100 ℃，允许输送621 MVA，即提高输送容量60％，效果显著。
　　(4)对暂时难以解决的枢纽发电厂、变电所双母线全停事故，目前主要应在电网运行方式的安排上采取控制性的措施，严格防止发生此类严重性事故或将事故后的损失减到最小。主要有：在安排单母线或停母差的检修方式时，一般应选择较好的天气条件，并且要求检修单位尽可能缩短停电时间，以减少事故发生的概率；调度部门在上述检修期间原则上不再安排检修发电厂、变电所母线上其他设备的操作，以减少由于误操作造成母线事故的概率；调度部门还应当做好地区出力与负荷的平衡等。
　　(5)向缺电的区域电网新建220 kV线路，增强大电网的供电能力。例如温州电网，在温州电厂2×125 MW机组，大电网2回220 kV输电线路(临海～温州线、丽水～温州线)的条件下，可适应400～500 MW的负荷水平。1994年建成第3回泽国～蒲州线(104.1 km)，可适应600～700 MW的负荷水平。1997年将泽国～蒲州线改建为泽国～温州线(82.4 km)，并建成第4回台州～蒲州线(129.7 km)，可适应800～900 MW的负荷水平。
　　(6)新建500 kV变电所,提高大电网的供电能力。
1.3　注意技术经济的合理性
　　在采取提高电网安全水平的各种措施时，应当具体分析区域电网结构的特点，确定技术经济合理的方案，其一般原则是：
　　(1)在当前电力供需矛盾相对缓和的情况下，一般不推荐采用事故前限电的方案。例如据统计，从1997年到1999年4月对台州南部电网限电，限电累计损失电量1700 万kW^.h，损失较大。
　　(2)当多重性事故发生后，在电网事故特征量易于就地采集的条件下，优先推荐采用自动切负荷装置，变事故前限电为真正事故发生后再行限电，减少事故前限电的损失。
　　(3)提高线路的输送容量，应对每一条具体的输电线路进行分析计算，还要对相关变电设备的容量进行校核。如能进一步开展关于提高导线输送容量的系统性研究，对下一步电网运行将更有普遍的指导意义。
　　上述(2)、(3)两项措施，在电网建设的过渡期作为一种补充手段，效益比较明显。例如对杭州东部地区供电，500 kV杭东变已经在建，新建220 kV线路已无必要。提高现有线路的输送容量的措施，见效快，投资省。
　　(4)新建220 kV线路，补强220 kV网络，还是建设更高一级的500 kV电网，需经过技术经济比较后确定。一般认为，新建1回220 kV长距离输电线路，可提高输电能力约200 MW，对负荷水平不高的区域电网比较有效。当受端区域电网的负荷发展到一定水平时，例如一个800～1000 MW负荷水平的受端电网，从加强受端电网的观点，应当及时建设高一级电压的500kV变电所和大容量电厂，才能保证该区域电网的可靠运行。

2　500 kV电网网架

　　根据浙江省“十五”电力发展规划，到2005年左右，浙江省500 kV主网架基本建成，其主要特征是：(1)浙江电网作为华东电网的一个重要组成部分，通过500 kV王店变、瓶窑变两个结点与华东主网联结。(2)浙江南部形成500 kV兰亭—诸暨—金华—温州—宁波—兰亭的大环网。(3) 浙江北部500 kV电网通过4回跨越钱塘江线路与浙江南部电网联结。因此，“十五”期间，在加强500 kV主网架建设的同时，加强和完善各级电网的网架结构，根本改变网架结构性缺陷，基本具备了条件。
2.1　关于500 kV/220 kV电磁环网
　　在500 kV电网建设初期，限于投资能力的制约，一般是单回线运行，原有的220 kV电网还不具备解环的条件，从而形成500 kV/200 kV弱电磁环网。在弱电磁环网的运行中，当发生单回500 kV线路三相跳闸，可能诱发电网失稳事故。例如在500 kV瓶窑—兰亭单回线运行期间，线路三相跳闸可能引起电网暂态失稳或由于大量潮流向220 kV电网转移而引发220 kV电网的热稳定事故。又如500 kV兰亭—金华单回线运行期间，线路三相跳闸将引发220 kV电网的热稳定事故。为此，采取了相应的安全自动装置，如瓶窑—兰亭线三相跳闸远方减北仑机组出力或切北仑机组，兰亭—金华线三相跳闸远方启动紧水滩电厂发电等，两者目的都是降低事故后电网的输送潮流。所不同的是，对于预防暂态失稳事故，要求自动装置在数10 ms内快速启动、快速执行；而对于预防事故后的热稳定事故，对安全自动装置的动作速度要求不高，可以按秒级甚至按分级启动和执行。这些安全自动装置，在单回线运行的过渡期，发挥了重要作用。随着500 kV瓶窑—兰亭二回线和兰亭—金华二回线的建成，电磁环网由弱变强，下一步，在实施220 kV电网分层分区运行后，将最终消除500 kV/220 kV电磁环网，彻底解决全省电网大面积停电的隐患。目前正在建设的500 kV金华—温州单回线，也将会遇到同样的问题，也需要及时采取相应的电网安全措施。
2.2　限制500 kV变电所220 kV母线的短路容量
　　以500 kV瓶窑变电所为例，对限制500 kV变电所的短路容量进行阐述。兰亭变电所情况类似，不再赘述。
　　500 kV瓶窑变一期工程(1978年投产)220 kV母线短路容量按40 kA设计，断路器、闸刀、母线支持瓷瓶、接地网等设备的动稳定或热稳定均按40 kA选择。随着系统电源容量的扩大和网络结构的加强，到1998年变电所3台变压器(1×500 MVA＋2×750 MVA)投入运行时，220 kV母线单相短路电流已达到49.6 kA。2000年220 kV母线三相短路电流和单相短路电流分别为46、54 kA。2003年为54、62 kA，2005年为57、65 kA。其中单相短路电流大于三相短路电流约8 kA。为此组织有关单位进行了专题研究，可能采取的限制短路电流的技术措施有：
　　(1)单相短路电流大于三相短路电流的原因，是由于500 kV和220 kV两级降压变压器均为中心点直接接地的自耦变压器。由于在另序等效网的各分支中经500 kV变压器分支供给的另序短路电流占主要部分，以及现有系统内220 kV自耦变压器数量已达到相当规模，采取限制新建220 kV变电所自耦变压器的使用，来限制单相短路电流的水平，在短期内没有明显效果。
　　(2)分段开关串联限流电抗器。该方案建设费用较高，瓶窑变现场只具备安装一组串联电抗器的条件。并且将增加对充油设备的运行维护费用。从系统角度看，分段串联电抗器可能会降低系统的暂态稳定水平。
　　(3)500 kV自耦变压器的中心点经小电抗接地，通过选择适当的电抗值可以将单相短路电流限制到允许范围以内。但500 kV自耦变压器中心点经小电抗接地，必须进行工频过电压和暂态过电压的专题研究，以期获得引起变压器中心点电位升高的安全值，以及对系统安全运行可能产生的影响。在国内未见运行实例，还不具备现场实施的条件。此外到2002年以后，三相短路电流水平也将超过50 kA，还必须采取其他的技术措施。
　　(4)220 kV电网分裂运行，包括变电所外部电网分裂运行(220 kV电网分层分区运行)和变电所内部220 kV母线分裂运行。
　　瓶窑变电所改造内容和研究的主要结论为：
　　(1) 将瓶窑变的220 kV断路器、 闸刀、 母线等设备的短路容量和接地网的热稳定容量经改造提高到50 kA。将220 kV母线从双母单分段改造为双母双分段(包括母线差动保护从3段母线差动改造为4段母线差动)。
　　(2)目前在不具备220 kV电网分层分区运行的条件下，首先实行变电所内部220 kV母线分裂运行。对4分段的220 kV母线，母线分裂方式可采取“1/4～3/4”和“2/4～2/4”两种(见图2)，由调度部门根据电网发展水平、电网结构特征和分段负荷的重要程度优化确定。在500 kV杭东变电所未投产前，向杭州东部及嘉兴地区供电的220 kV瓶窑—崇贤3回线是重要的供电线路，宜按“1/4～3/4”方式分裂运行；在500 kV杭东变电所投产后，对杭州西部电网的供电线路(瓶窑—古荡线、瓶窑—东园线等)将逐步上升到重要位置，宜按“2/4～2/4”方式分裂运行。

图2　瓶窑变母线分方式示意图

　　必须指出，3台变压器的变电所220 kV母线分裂运行，其中必然有1段(或1组)母线只有1组变压器接入，该段(组)母线的可靠性相应降低，并且要对电网运行方式作出一定的限制，影响了电网运行的灵活性。因此变电所内部母线分裂运行，只能作为一种过渡方案。
　　(3)开展220 kV电网分层分区的研究，目标是通过220 kV电网分层分区运行，将220 kV母线短路电流水平限制在50 kA以内。待条件成熟时，可恢复内部母线并列运行的方式。其具体进程将在“220 kV电网分层分区运行”中专门说明。
2.3　500 kV变电所的建设规模
　　经过对500 kV瓶窑变、兰亭变改造和分裂运行方式的研究，促使我们思考一个问题，即500 kV变电所最合适的变压器容量和台数应为多少?考虑的基本原则为：(1)根据目前设备的制造能力，新建变电所远景短路电流水平，500 kV母线宜按63 kA控制，220 kV母线宜按50 kA控制。(2)变电所附近大容量电厂的接入电压等级对变电所短路电流的影响。(3)变电所单台变压器的最大容量，并列运行的变压器台数，应使220 kV母线短路容量不超过允许值。(4)变电所最终规模及运行方式，应能满足10年内当地负荷发展的需求，符合电网N－1安全准则。对向现代化大城市和特别重要负荷供电的500 kV变电所，还应满足N－2安全准则。
　　以500 kV王店变、宁波变为例。在220 kV电网已分层分区运行的条件下，王店变原定远景规模为3×750 MVA，宁波变原定远景规模为[(1×750)＋(2×1000)]MVA，220 kV母线短路电流均超过了50 kA。短路电流较大的原因是在王店变、宁波变的500 kV、220 kV母线均有大容量电厂的接入，特别是宁波沿海鹰龙山电厂在220 kV电网接入影响较大。若采用3台变压器，即“2台～1台”永久分裂运行的方案，使电网运行可靠性降低，尤其对在220 kV电网接入的大容量电厂，对秦山一期核电机组的安全运行可能带来影响，似不可取。据计算报告，远景采用4×750 MVA变压器，按“2台～2台”方式分裂运行，可将短路电流限制在50 kA以下(鹰龙山电厂不在220 kV电网接入)。同时又能较好适应两个地区远景负荷发展的需求。从220 kV电网看，如同是两个独立的变电所，其可靠性较高。在选择可靠的一次设备和继电保护装置的基础上，对变电所公用的交直流所用电系统、变电所综合自动化系统等，也应按照双重化或冗余原则进行设计，防止变电所公用系统故障造成全所瘫痪的事故。
　　需要说明，4台变压器并不是唯一模式，当某个区域电网内500 kV变电所的远景负荷需求按3台变压器能满足要求，且短路容量也在允许范围以内，最终规模确定为3台变压器也是合理的方案。
2.4　关于大容量电厂并网电压等级的选择
　　在电网发展过程中，在500 kV电压等级未出现以前，一些大容量的百万千瓦级电厂首先在220 kV电压级并网接入。其容量在1个区域电网的电力需求总量中，占有较大的份额，甚至还有多余出力外送。这些百万千瓦级的大厂，在220 kV电网接入将可能带来一些什么问题呢?我们不妨先研究1个典型的事例。
　　1998年上海电网某厂4台300 MW机组因循环水系统故障，在2 min内相继跳闸。上海电网突然失去1200 MW有功和460 MVar无功，华东电网周波从事故前50.03 Hz跌至事故后49.7 Hz。事故虽然造成了一定损失，但由于以下几个主要原因，没有造成严重损失。一是上海电网与其他省的220 kV电磁环网已经解开，有效地防止了事故范围的扩大。二是上海电网已增强了从500 kV电网受电能力，从500 kV电网的受电负荷从事故前的1700 MW猛增到事故后的2688 MW，没有造成对电网内用户限电。三是上海电网无功分散平衡，电网内其他各发电厂在事故后迅速提高无功出力，使上海电网电压下降基本在5％合格范围以内。
　　本次事故对浙江电网也有较好的借鉴作用。尽管百万千瓦级大厂全厂停电的事故概率很小，但由于事故后果特别严重，我们在电网规划时必须考虑以下要求：(1)大容量电厂在220 kV电压级并网接入，常常是制约220 kV电网稳定水平(包括暂态稳定和事故后热稳定)的主要因素。(2)对已经在低一级220 kV电网接入的大容量电厂，应分析电厂可能发生的最严重事故，对该区域电网从大电网的受电能力和电压稳定水平进行类似事故的安全稳定校核。保证这种严重事故发生时，不使该区域电网瘫痪，并能保证对大城市和重要用户的连续供电。(3)受端系统接入大容量电厂，以接入较高电压等级较为合理。对新建的百万千瓦级大容量电厂，应积极争取在500 kV电压等级接入，也就是让大容量电厂的出力在全网内统一平衡。电厂送出线路或相关变电设备检修，只对该电厂的送出发生影响。即使其中有1个大厂全厂停电，也不至于造成全网事故，更不会引起某1个区域电网的瘫痪。(4)大容量电厂全厂停电事故，还使电网失去大量无功电源，有可能诱发电压稳定破坏的事故。要尽快开展由于大机组、大电厂突然停役可能引起电压失稳的研究。包括电压失稳的原因、机理，电压稳定运行的计算模型，实时电压稳定状态(裕度)的监测，预防电压失稳的措施等。(5)从当前试行“厂网分开，竞价上网”的发电侧电力市场角度看，在220 kV级区域电网接入的大容量电厂，会在某些方式下对该区域电网的“竞价”起主导作用。例如当区域电网内某些供电设备停役检修使电网供电能力降低，需要在该区域内并网运行的电厂全出力运行时，电网将失去选择的余地。作为电力市场主体的一方，电网在结构上必须要有足够的余度，来“抵制”可能出现的市场扰动。这不但同样要求大容量电厂在高一级电压接入，而且还要求电网的供电能力有足够裕度，促使所有电厂都能公平地竞价上网。

3　220 kV电网网架

3.1　500 kV变电所(或大型电厂)的220 kV系统接入
　　当1个地区新建1个500 kV变电所(或大型电厂)时，需要将原有220 kV系统接入到该500 kV变电所(或电厂)。根据500 kV变电所出线方向的排列，以及待接入的220 kV线路的自然地理走向，过去采用线路不交叉的接入原则，一般原有220 kV线路被分解成东西方向(当变电所是南、北方向出线时)或南北方向(当变电所是东、西方向出线时)两片。原有220 kV电网也被自然分成东西或南北两片。这将给电网运行带来以下问题：当500 kV变电所(或电厂)的220 kVⅠ段或Ⅱ段母线发生事故时，将可能造成一部分电网解列甚至被迫停电。例如：瓶窑变电所向东供电的杭东、嘉兴、湖州片，向西供电的杭州变、古荡变等。为了避免发生局部电网解列或停电的严重事故，在最近几个500 kV变电所(或电厂)的220 kV接入系统设计中，采用将部分220 kV线路交叉接入的方法，以改善区域电网的供电可靠性。下面举例说明。
　　500 kV王店变电所220 kV间隔排列如图3所示。将向嘉兴城网供电的南湖双回线、禾城双回线排列在分段开关的两侧，嘉兴城网最终形成双环网。将向双山、跃新变电所供电的两个双回线中的一

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