2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院 江西南昌 330096）
摘要：针对现实某地区丰水期低谷负荷方式，大量风电并网后导致该地区电源外送通道N-1过载问题及该地区中东部枯水期高峰负荷方式断面受限等问题，提出了基于N-1安全约束的220kV电网优化方案，优化了地区潮流分布，消除了该地区220kV电网送供电瓶颈，降低了电网运行风险，提高了电网运行经济性，对电网实际生产运行具有重要的参考意义。
关键词：电网优化；风电；断面；N-1安全约束；
引言
现代电网规模越来越大且越来越复杂，在电网实际运行中，一般把一个大的电力系统分成若干区域及区间的联络断面，对各个断面进行监视及安全稳定分析是电力系统运行和管理的一种重要方法，控制断面潮流是电力系统安全稳定控制措施中的主要手段[1-2]。输电断面的极限输送容量受N-1原则计算得到的静态安全潮流和动态安全潮流约束。其中，限制各区域之间传输容量的主要因素是静态安全潮流约束[3]，分区间的极限输送容量计算是电力系统的一项重要研究课题，目前已提出了许多计算方法[4-7]，但大多数计算方法都是在基态潮流条件下分别增加给定发电机负荷节点的送受功率，进而求解两组节点间的极限传输容量。但由于发电机节点的功率调整只能基于设定的目标方案，而这种设定的方案与实际系统运行方式之间往往存在较大的误差，因此计算极限传输容量不仅取决于数学模型和算法的精度，而且取决于各种运行方式的变化。本文以电网实际运行为依据，基于N-1静态约束为限制条件，结合地区网架特点及运行方式调整计算区域断面电力输送能力，根据潮流计算结果、地区电网现状及现场实地踏勘收资情况提出科学可行的优化方案。
目前该地区主要由500kV变电站B1，G2、G5等2座统调电源以及与区间的联络线供电，随着该地区负荷的快速增长，500kV变电站B1东送断面潮流较重，枯水期高峰负荷方式将出现重过载问题；随着该地区及其周边地区风电的装机规模的不断加大，地区电源的风电占比不断升高，地区电源出力受风资源影响较大，加之风电的反负荷特性及较小的低谷负荷，造成了地区电力外送通道出现N-1过载问题，如断面I、断面II。因此优化该地区220kV电网结构和潮流分布，解决该地区220kV电网供送电“卡脖子”问题，显得尤为重要。
1 地区电网概况
根据地区电网规划，截至2020年底，该地区有500kV变电站1座（变电站B1），主变2台，容量1500MVA；有220kV公用变电站13座，主变20台，变电容量3300MVA；有统调电源装机容量为3749.4MW，其中火电装机容量为1920MW，水电装机容量786MW，风电装机容量1043.4MW。
该地区220kV电网存在主要问题：
1）随着近几年地区负荷快速增长，500kV变电站B1东送断面受电能力已趋于饱和，难以满足地区负荷发展需求；220kV变电站B7存在220kV同塔进线N-2故障切负荷风险。
2）随着该地区及周边地区大量规划风电的陆续投运，地区内外送断面I、断面II无法满足N-1校验，该地区及其周边地区存在大量弃风的问题。
该地区2020年220kV及以上电网接线示意图如图1所示。
图1 地区2020年220kV及以上电网接线示意
2 负荷预测
根据该地区最新负荷预测结果，至2020年，该地区统调最大负荷将达到1700MW，2017~2020年年平均增速为11.42%；至2020年，该地区统调最小负荷为76MW，2017~2020年年平均增速为3.47%。
3 电网优化及前后对比分析
3.1优化前计算分析
1）运行方式
电网模拟校核计算，应尽可能反映电网的实际运行情况。本文采用枯水弱风期高峰负荷和丰水盛风期低谷负荷两种典型方式进行校核计算，两种方式对应的电源出力分别为火电100%、50%，水电25%、90%，风电30%、90%。
2）计算结果及分析
由仿真计算结果可知，电网优化前，枯水弱风期高峰负荷方式B1B2线其中一回N-1，另一回潮流为377.2MW，超过了2×LGJ-240导线40℃极限334MW，为过载运行。丰水盛风期低谷负荷方式断面I的B1B8线其中一回N-1或B8B10线N-1，B1B8线潮流分别为590.4MW、396.7MW，超过了2×LGJ-240导线30℃极限391MW，为过载运行；断面II的B8B11线N-1，G5B12线潮流为322.9MW，超过了LGJ-400导线30℃极限271MW，为过载运行。
3.1电网优化及计算分析
1）优化方案
针对枯水弱风期大负荷B1东送断面受限，考虑加强B1东送通道；针对B7同杆进线N-2，B7甩负荷，考虑增加第三供电通道；针对丰水盛风期小负荷断面I外送受限，考虑减少内断面电源或加强外送通道；针对丰水盛风期小负荷断面II外送受限，考虑减少内断面电源或加强外送通道。综合考虑以上问题，拟定优化方案如下：
（1）将G4B8线破口接入变电站B7，增加了B1东送通道的同时，增加了B7变电站的第三供电通道，加强了断面I的外送通道且较少了断面内电源。
（2）将G5B11线破口接入变电站B12，增加了断面II的第三、第四外送通道。
2）优化后计算结果及分析
电网优化后，加强了B1东送断面，优化新增B7B8线路在枯水弱风期高峰负荷时分担了原B1B2线路其中一回N-1另一回线路潮流，其值由原来的377.2MW降为304MW，在线路40℃热稳极限以内；同时，B7B8线路在丰水盛风期低谷负荷时分担了B1B8、B8B10线路潮流，使其N-1潮流分别由590.4MW降为365.7MW、396.7MW降为285.5MW，均在线路30℃热稳极限以内。断面II新增的两回线路B11B12线及G5B12第二回线，减轻了原B8B11线N-1故障后G5B12线路潮流，其值由322.9MW降为86.1MW。
由优化前后平均负荷方式网损计算比较结果可知，优化后该地区网损较优化前减少0.424MW。因此，本文提出的优化方案是可行有效的，很好地解决该地区电网存在问题的同时，提高了地区电网运行的经济性。
4 结语
1）G4B8线破口接入变电站B7，打通了B1东送断面的第四回通道，加强了该地区中东部电网与主网的联系，优化了地区潮流分布，解决了B1东送断面N-1过载问题。但同时增加了B1变电站的下网负荷，由于该地区负荷的快速发展及火电厂近年实施的“上大压小”政策，最近几年G2火电厂关停可能性较大，使得B1变电站的重过载风险不断增大，建议尽早在该地区东部增加500kV布点。
2）G4B8线破口接入变电站B7，B7变电站增加两回供电电源，解决了B7变电站两回同塔进线N-1切负荷问题，提高了该变电站的供电可靠性。
3）G4B8线破口接入变电站B7，打通了外送断面I第四回通道，改走了内断面电源G4，加强了南部电网与主网联系的同时，减轻了该断面潮流。本文所提优化方案较好地解决了断面I的N-1过载问题。G5B11线破口接入变电站B12，增加了外送断面II的第三、第四通道，断面II的N-1过载问题得到有效解决。但地区外送断面的加强可能导致与之相连的地区间联络线潮流大幅增加，建议优化工程实施的同时做好地区受电控制研究及地区电力送出下级断面的优化方案研究。
论文作者:薄明明1,曹蓓2
论文发表刊物:《河南电力》2018年13期
论文发表时间:2018/12/27
标签：断面论文; 电网论文; 地区论文; 负荷论文; 变电站论文; 潮流论文; 通道论文; 《河南电力》2018年13期论文;