银川电网潮流计算及N-1静态安全分析
- 格式：pdf
- 大小：361.22 KB
- 文档页数：4
《宁夏电力￣２００８年增刊 银川电网潮流计算及Ｎ－１静态安全分析 摆存曦。王庆， （宁夏银川供电局， 金萍。黄娥 银川市７５００１１） 摘要：在宁夏中调提供的２００８年度４种典型运行方式的系统参数基础上嵌入银川地区电网数据。结合银 川电网负荷变化情况选择四种典型方式，进行电网湖流、受电能力、容载比及Ｎ一１静态安全分析。 关键词： 潮流； 受电能力；容栽比；Ｎ一１静态安全分析 中图分类号：ＴＭ７４４．１ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７２—３６４３（２００８）ｚｋ一００２９－０３ １引言 银川电网位于宁夏电网的中部，北与银北电网，南与银 南电网，东与宁东电网相连，是宁夏电网南北送电的主要通 道，为典型的受电型电网，截至２００７年底银川电网已初步 形成了以月牙湖３３０ｋＶ变电站及银川变、新城变等８座 ２２０ｋＶ变电站为支撑点的２２０ｋＶ双环网供电格局，２２０ｋＶ 电网联系紧密，网架结构坚强。同时，银川电网以各２２０ｋＶ 变电站为电源端，呈辐射状向下一级１ １０ｋＶ、３５ｋＶ电网供 电，网内２４座１１０ｋＶ变电站基本实现了双电源、双主变供 电，供电可靠性较高。 ２潮流水平分析 ２．１计算网络及方式 在宁夏中调提供的２００８年度４种典型运行方式的系 统参数基础上嵌入银川地区电网数据。结合银川电网负荷 变化情况选择４种典型方式。在潮流计算中，４种典型方式 下负荷水平的确定以２００８年银川电网负荷预测为准。 ２．２潮流断面定义说明 表１断面定义 断面名称 断面定义 银北～银川 武银乙线＋花常甲乙＋步凤线＋月陶甲乙线 银川～银南 大银甲乙线＋青吉线＋东坡线＋东利线 ２．２潮流结果分析 冬季大负荷方式下，银川电网负荷为１０１４ＭＶＡ，分为 银川变，新城变，平吉堡变，芦花变，掌政变，东山变，金凤 收稿日期：２００８—０６—２０ 作者简介：摆存曦（１９７６一），男，工程师，从事电力调度工作。 变，高桥变８个供电区域，各供电区域负荷所占地区总负荷 比例如图１所示。 １ 图１各供电区域负荷比例统计 ｊ蟠掌政变； 一 川坐； ： Ｆ ｆ娥娈ｉ 托 ｊ 一耕城 ！ 日ｊ、？ＪＩ娈｛ ｝一 监ｊ 口高坼弯｝ 银川变、掌政变所带负荷约占总负荷的４０％，金风变、 高桥变负荷相对较轻。该方式下，２２０ｋＶ线路中，潮流最大 的为月掌甲、乙线，输送功率为２ｘｌ１１Ｍｗ，ｌ１０ｋＶ线路中， 输送功率最大为掌春二回线，输送功率为３９ＭＷ。通过投入 补偿电容器，调节主变分接头，全网电压可在合格范围内。 夏季大负荷方式下，银川电网负荷为９０８ＭＶＡ，２２０ｋＶ 线路中，线路潮流最大的为月掌甲乙线，输送功率约２× １５２ＭＷ。１１０ｋＶ线路中，输送功率最大为掌春二回线，输送 功率为３５ＭＷ，通过投入补偿电容器，调节主变分接头，全 网电压可在合格范围。 ． 冬季小负荷、夏季小负荷方式下，银川电网负荷轻，电压 水平整体偏高，通过退出补偿电容器，调节变压器分接头，铡Ｉｌ电 网的电压在合格范围之内，线路潮流轱瀣，变压器负载痒Ｉ 氐。 根据潮流计算结果，在四种典型方式下，整个银川电网 的线路潮流较轻，变压器、线路等元件都处于比较宽松的运 行环境中。 ・２９・
《宁夏电力）２００８年增刊 银川电网潮流计算及Ｎ一１静态安全分析 受电通 受电通 电固 大坝电厂 青铜峡变 图２银川电网受电通道 ３受电能力分析 以２００８年冬大方式潮流对银川电网受电能力进行分 析，如图２所示。 从图２可看出２００８年银川电网的受电通道主要有： （１）从银川银北断面受人银北地区火电３６８ＭＷ，受电 线路为：武花线，花常甲、乙线，步风线，月陶甲、乙线； （２）从３３０ｋＶ月牙湖联，变受人宁东火申２３７ＭＷ，受电 线路为：月徐Ｉ、Ⅱ线； （３）从灵州电厂受人火电４７ＭＷ，受电线路为：灵东甲、 乙线： （４）受人大坝电厂和宁东地区火电，受电线路为：大银 甲、乙线，青吉线； （５）从西夏热电受人火电３７８ＭＷ，受电线路为平吉 堡一西夏热电２２０ｋＶ双回线。 ３３０ｋＶ受电线路共有２回，２２０ｋＶ受电线路共有１１ 回，在不考虑线路输送功率受电源供应能力、“Ｎ一１”供电准 则和运行方式限制，只考虑线路热稳定极限情况下： （１）３３０ｋＶ受电线路总计可受入极限功率为２３３０ＭＷ： （２）２２０ｋＶ银川Ｉ银北受电线路总计可受人极限功率为 ２４００ＭＷ； （３）２２０ｋＶ灵、东甲乙线总计可受人极限功率为６００ＭＷ： （４）２２０ｋＶ西夏热电一平吉堡双回线总计可受人极限 功率６００ＭＷ； （５）２２０ｋＶ银川银南受电线路总计可受入极限功率为 ９６０ＭＷ。 银川电网２２０ｋＶ受电通道潮流受宁夏丰网运行方式 的影响很大。由于宁夏电网全年大部分时间处于北电南送 运行方式（将银北地区和宁东地区富裕火电送入西北电 网），因此宁夏电网的潮流方向是银北电网向银川电网送 电，２００８年西夏热电厂的投运，为银ＩｉＩ电网增加了一个电 源点。 冬季大负荷方式下，银川电网从银北电网受入的火电 占总受电量的３６％（约３６８ＭＷ），从西夏热电受入的火电占 ・３０・ 总受电量的３７％（约３７８ＭＷ），经月牙湖联变将该地区富裕 的部分火电送入银川电网，该通道受人火电占总受电量的 ２３％（约２３７Ｍｗ）。经这三个受电通道受人的电量占总受电 量的９０％一９５％。 灵州电厂的装机容量为２７０ＭＷ，大部分供给宁东地 区，经灵东甲、乙线送人东山变的火电非常有限，冬季大负 荷方式东山变受人灵州电厂火电占总受电量的４％（４７ ＭＷ）。经银川一银南断面向银南输送电量６０ＭＷ。 在宁夏电网短时处于南电北送运行方式时，银川地区 会从银川银南断面受入部分火电，占总受电量的１０％（约 ｌ０Ｍｗ）。表２对冬季大负荷方式下各受电线路的负载率进 行了统计。 表２ ２００８年典型方式银川电网２２０ｋＶ受电线路负载率统计
（１）银川银北断面受电线路（武花线，花常甲、乙线， 步风线，月陶甲、乙线）负载率武花线为７４％，其余均低 于１０％，如武花线开断，则潮流均匀转移至该断面其他 送电线路，因此任一回线路检修或故障均不会影响受电 能力。 （２）月徐Ｉ、Ⅱ线负载率均低于２０％，线路受电容量裕 度较大。任一回线路检修或故障均不会影响输送能力。但当 月牙湖一台主变运行时，月徐Ｉ、Ⅱ线路输送容量宜控制在 ５００ＭＶＡ，此时，可通过增大其它受电通道输送功率的办法， 保证受电能力。 （３）灵东甲、乙线的负载率均较低，线路受电容量裕度 较大。且任一回线路检修或故障均不会影响受电能力。 （４）西夏热电至平吉堡变线路负载率为３８％，任一回 线路检修或故障均不会影响受电能力。 （５）从大银甲、乙线和青吉线受人火电非常有限，线 路受电容量裕度较大，大部分时间负载率低于１０％。当 月徐Ｉ、Ⅱ线全停时，宁东地区火电将从青吉线送人银 川电网。 通过以上分析，可知银川２２０ｋＶ电网联系紧密，受电通 道分柿较多，总体受电能力较强，受电通道裕度较大。在检 修方式下，Ｗ通过方式调整保证电网受电能力。
《宁夏电力）＞２ｏｏ８年增刊 银川电网潮流计算及Ｎ一１静态安全分析 ４容载比分析 ４．１ ２２０ｋＶ变电站容载比 根据“导则”，２２０ｋＶ电网的容载比一般为１．６～１．９。２００８ 年冬季大负荷方式下银川电网２２０ｋＶ电压等级的容载比为 １．９８，银川变、掌政变所带负荷主要为工业负荷、城市供电负 荷，容载比较小，处在“导则”要求的下限之下，其余均达到或 超过“导则”规定的要求，高桥变容载比最大为５．１。 ４．２ ｌ １０ｋＶ变电站容载比 根据“导则”，１１０ｋＶ电网容载比为１．８－２．２，冬大方式 下１１０ｋＶ电压等级除银川变、惠丰变、民乐变处在“导则” 要求的１．８－２．１下限边缘外，其余均达到或超过“导则”规 定的要求。 ４．３容载比分析 由以上数据可看出，铡Ｉｌ电网经过多年的建设，已在变 电容量的配套建设方面有了长足进步。但是，由于近两年， 电力负荷增长量的绝对值上升缓慢，已使银川电网的容载 比出现不尽合理现象。主要有如下几个方而： ４．３．１ 变电站容栽比合格率偏低 在２７座运行中的１１０ｋＶ变电站容载比在“导则”规定 范围内的仅为５座，合格率仅为１８％；未达规定下限的有３ 座，占１１％；而超过规定上限的有１９座，占有率已达７０％。 这意味着银川】１０ｋＶ电网容载比不合格率接近８１％。 ４．３．２容载比在分布上的不均衡性 银川变，惠丰变、民乐变容载比相对偏低，一般在”导 则”规定的下限值之下，其比值约在１．０～１．８范围内。当这些 变电站在低容载比和高负简条件下运行，如遇主变检修、故 障停运，会出现主变满载或过负荷的供电卡１：３现象，影响正 常的供电，为电网的安全稳定运行埋下隐患；而在开工不足 （或处于停产、半停产状态）的区域和刚投产的新建变电站 以及涉及向小城镇或农网供电的区域，其变电站容载比一 般偏高，在“导则”规定的上限值运行，严重的则较大程度地 超越上限值，其容载比比值约在３—２５范围内。这类变电站 是造成银川电网变电容载比不合格率较高的最直接和最主 要因素，这种状况使得银川电网相当一部分变电设备的空 闲容量增大，也造成了主变“空耗”的增加，给电网的经济运 行带来不利影响。 ５ Ｎ一１静态安全分析 ５．１ ２２０ｋＶ电网Ｎ一１分析 在不考虑１１０ｋＶ负荷转移的情况下，各２２０ｋＶ变电站 进线均满足Ｎ一１准则，即失去任何一回进线，可以保证向 下一级电网正常供电。银川变、掌政变、东山变主变存在不 满足Ｎ一１安全准则的情况，其中银川变一台主变停电，另 一台主变过载５２％；掌政变一台主变停电，另一台主变过载 ８５％；东山变容量为１５０ＭＶＡ主变停电，另一台９０ＭＶＡ主 变过载２６％。高桥变单主变运行，主变停电时可将ｌ １０ｋＶ 负荷全部转移；金凤变单主变运行，一台主变停电将损失全 部负荷。 如果考虑１ １０ｋＶ负荷转移情况时，各２２０ｋＶ变电站进 线仍然满足Ｎ—ｌ准则；同时由于银川电网１１０ｋＶ形成了若 干环形网络，联系比较紧密，事故情况下可将部分负荷通过 １ １０ｋＶ联络线有效地转移。满足Ｎ—ｌ要求。 ５．２ ２２０ｋＶ检修情况下的Ｎ一１校验（Ｎ一２） 计算分析可知，２２０ｋＶ变电站进线均满足Ｎ一２准则。 ２２０ｋＶ变电站主变的Ｎ一２校验（考虑通过１ １０ｋＶ备用 电源回路转移负荷情况），除２２０ｋＶ平吉堡变、银川变、新 城变部分１１０ｋＶ专线用户负荷无法全部转移，掌政变、东 山变１０ｋＶ负荷无法转移，不满足“Ｎ一２”之外，其他变电站 负荷均可全部转移，满足“Ｎ一２”。总体负荷转移能力较强， 但存在以下几点问题： （１）２２０ｋＶ银川变全停情况下，通过吉庆线转移负荷， 吉庆线负载率达到ｌ １０％，存在安全隐患。 （２）２２０ｋＶ芦花变全停情况下，通过凤北线转移负荷， 风北线负载率达到了９１％，银川变负载率达到９９％，存在 安全隐患。 ５．３ １１０ｋＶ电网Ｎ～１分析 １１０ｋＶ线路Ｎ一１校验：银川１１０ｋＶ电压等级的线路主 要为架空线路。架空线基本 均采用钢芯铝绞线，型号绝大 部分为ＬＧＪ一２４０，１ １０ｋＶ线路最大导线截面３００ｒａｍ！，＿最小 导线截面为１８５ｒａｍ 。２００８年冬季大负荷方式下１ １０ｋＶ线 路负载率均在５０％以下，ｌ １０ｋＶ线路负荷转移裕度比较大。 除了燕鸽湖变、镇北堡变单电源线路供电外，其他变电站 １１０ｋＶ线路均满足Ｎ一１准则。 ｌ１０ｋＶ主变Ｎ一１校验：银川电网１１０ｋＶ变电站除燕鸽 湖变、惠丰变、黎明变、镇北堡变、连湖变、文萃变、双渠１３变 为单主变运行，不满足主变Ｎ—Ｉ外，光华变、民乐变、银川 变、永宁变亦不满足主变Ｎ一１准则，占变电站总数的１４％， 具体如表３所示。 表３有功缺额统计表 变电站名称 缺额（Ｍｗ） 光华变 民乐变 银川１变 永宁变 由表３可看出，有功缺额最大的为民乐变，约为９ＭＷ 左右，如考虑通过１０ｋＶ配网转移负荷情况，则以上变电站 满足Ｎ—ｌ要求。 ６结论 （１）在４种典型方式下，银川电网整体线路潮流较轻， （下转第７２页） ・３１・
