基于分层分区的宁波电网演变趋势及现状分析

罗轶，袁士超，张勇，胡勤

（宁波电力调控中心，浙江宁波315010）

基于分层分区的宁波电网演变趋势及现状分析

罗轶，袁士超，张勇，胡勤

（宁波电力调控中心，浙江宁波315010）

对宁波电网分层分区原则、网架结构和实际运行进行了研究，展示了10年以来宁波电网逐步打开电磁环网、实现分层分区的演变趋势和实施现状，分析了基于分层分区的500 kV和220 kV主网运行方式在简化系统接线、限制短路电流的效果以及实际运行中产生的问题，为宁波电网的调度运行提供参考。

宁波电网；分层分区；网架结构；现状

0 引言

随着近年来浙江省经济的持续快速发展，宁波市的电力负荷也迅速增加，因此，电网电源和各电压等级输电线路的建设也在不断加强。这种变化所带来的问题有：500 kV和220 kV电网接线趋于复杂、不同电压等级间的电磁环网增多、系统短路容量逐渐上升，增加了系统的事故隐患，降低了电网的安全稳定水平。

解决这些问题的有效手段之一是实施220 kV及以下电压等级的电网分层分区运行，即确保坚强500 kV主干电网，以地区性的受端系统为核心，形成一个供需基本平衡的区域，真正解开220 kV电磁环网，仅通过部分联络线实现与相邻电网的应急连接。

电网分层分区运行将消除分区电网与周围电网不同电压等级间的电磁环网，灵活分配并改善潮流分布，有效降低枢纽节点的短路电流水平，抑制事故扩大。但是，电网分区运行也容易导致局部电网薄弱，可靠性降低，给电网安全运行带来一定的负面影响。

从2002年开始，浙江电网逐步实施220 kV分区措施。经过10年发展，至2013年底，作为浙东电网的重要组成部分，宁波电网的分层分区已臻于规范，基本呈现东西两大片区，分别是：天一变电站/宁海变电站/春晓变电站供区和河姆变电站/句章变电站供区，已基本实现分层分区运行。以下对宁波电网分层分区原则、网架结构和实际运行情况进行分析。

1 分层分区和电磁环网

1.1 分层分区

电网分层是指按电压等级将电力系统划为由上而下的若干结构层次，为了合理地充分发挥各级电压网的传输效率，不同容量的发电厂和负荷应当接到相适应的电压网上。

电网分区是指以受端系统为核心，以其供应电力的发电厂连接在一起，形成一个有功和无功功率供需基本平衡的区域，并经过联络线与相邻系统相连。这种区域的划分应当以电力和电能供应平衡为标准。

1.2 电磁环网

与分层分区相对的是电磁环网，是指不同电压等级运行的线路，通过两端变压器电磁回路的联结而并联运行。

随着电力网络的不断发展健全，实现分层分区，打开电磁环网，是一个必然并且长期的趋势。在高一级网架结构尚不完善的前提下，电磁环网是必要的临时过渡阶段。

电磁环网一定程度上保证了供电可靠性，但不利于潮流合理分配。同时，在故障情况下，若500 kV双回线因故障断开，负荷将转移到并列运行的220 kV线路上，使其传输功率过重，超过稳定限额运行时将有可能造成联络线跳开，最终受端系统稳定破坏，频率和电压崩溃，失去大量负荷。

因此，电力系统网架结构的发展，即为分层分区和电磁环网这对矛盾互相转化、在动态中寻求平衡与发展的过程。

2 基于分层分区的电网发展趋势及现状

2.1 分层分区发展趋势

2.1.1 第一阶段（2002—2004年）

2002年3月，宁波地区第一座500 kV变电站天一变电站（以下简称天一变）投产，宁波电网初步具备分层分区的条件。

2002年8月，宁波开始与绍兴、台州地区实行分层分区。至2004年，宁波电网作为浙东的相对独立供区，已与相邻供区完全分区运行，开断相关220 kV联络线（屯上2319、溪上2308、虞屯2318、雅奉2324、龙渚2353等）。如图1所示。

2.1.2 第二阶段（2004—2006年）

2004年7月，500 kV河姆变电站（以下简称河姆变）第一台主变压器投产。2006年6月，第二台主变压器投产。

随即，在宁波地区内部，进一步实施以天一、河姆2座500 kV变电站为核心的分层分区策略，开断2个供区之间的南北两回220 kV联络线（梅凤2P34、淞湾2329）。如图2所示。

图1 2004年底宁波电网分层分区网架结构

图2 2006年底宁波电网分层分区网架结构

2.1.3 第三阶段（2007—2009年）

这一阶段，分层分区策略是建立并完善500 kV层面的坚强网架结构及落实变电容量。

2007—2009年，500 kV宁海变电站（以下简称宁海变）、春晓变电站（以下简称春晓变）、句章变电站（以下简称句章变）陆续投产，并作为新的受电端，加入原天一、河姆供区，对网架结构起到强化补全的作用。宁波地区依然保持东西两大分区为核心的分层分区策略。东西两大分区已扩展成为：天一变/宁海变/春晓变供区、河姆变/句章变供区。如图3所示。

图3 2009年底宁波电网分层分区网架结构

2.1.4 第四阶段（2010—2013年）

这一阶段，以上阶段500 kV网架完善为前提，分层分区策略主要体现在两大供区自身内部的调整上，即在确保供电可靠性的前提下，陆续打开部分电磁环网，合理开断链式环网之中部分220 kV联络线，改善潮流分配，抑制短路电流。

2.2 分层分区现状

2.2.1 河姆变/句章变联合供区

针对3回220 kV长链式双线通道，已开断其中2回通道（贤莲2P39/贤花2P40线，淞慈2300/浦慈2313线），仅保留1回。

2.2.2 天一变/宁海变/春晓变联合供区

因地理环境制约，500 kV网架结构和电源点分布在一定程度上受限，接线相对较为复杂，分以下3点：

（1）天一变（3号主变压器）/春晓变联合供区，220 kV依然保持电磁环网运行（新邬2480线、天咸4485/天祥4486线）。原因主要是春晓变位于北仑地区，为终端变电站，且天一至春晓2回500 kV线路位于同一地理走廊（山区），存在同跳的N-2风险。

（2）天一变（1号、2号主变压器）/宁海变联合供区，220 kV依然保持电磁环网运行（惠奉2P47线、广蔡2325线）。原因主要是，宁波南部地区220 kV网架结构不健全，若打开电磁环网，则出现较多终端变情况，供电可靠性得不到保证。

（3）天一变（1号、2号主变压器）与天一变（3号主变压器）之间实行母线分列，通过220 kV长链式环网（天一3号主变压器～镇海发电厂～洪塘～宁西～潘桥～天一1号、2号主变压器）构成电气连接。2013年底随着500 kV姚江变电站（以下简称姚江变）投产，姚江变取代天一变（3号主变压器）接入220 kV链式环网，使得电气连接缩短，环网为2个：姚江～宁西～澄浪～潘桥～天一（1号、2号主变压器）和姚江～洪塘～梅梁～惠明～天一（1号、2号主变压器）。

为了抑制姚江220 kV母线短路电流，已将2通道开断1回（梅梁～惠明运行通道，梅惠2P46线），梅梁变仍然成终端变运行方式。

综上，历数2002—2013年的网架结构趋势，基本呈现的是一个动态的、谨慎的平衡过程，在外部扩张和对内调整之中，实现有序发展。

图4所示为至2013年底，天一变/宁海变/春晓变供区和河姆变/句章变供区的基本网架结构。

图4 2013年底宁波电网分层分区网架结构

2.3 分层分区远景展望

2014年，新泓口发电厂接入姚江系统，为抑制姚江220 kV短路电流，将继续开断姚江-天一2回220 kV通道的剩余1回（姚江～宁西～澄浪～潘桥～天一1号、2号主变压器），实现姚江和天一分层分区。

2014年，六横发电厂接入春晓系统，为抑制春晓220 kV短路电流，将先行开断天一-春晓2回220 kV通道其中1回（新邬2480线）。

2015年，天一至春晓第三回线路投产，将继续开断天一至春晓2回220 kV通道的剩余1回（天咸4485/天祥4486线），彻底实现天一和春晓分层分区。

2016年，随着500 kV明州变电站（以下简称明州变）接入投产，将开断天一至宁海2回220 kV通道（惠奉2P47线、广蔡2325线），彻底实现天一和宁海分层分区，并恢复天一变3台主变压器合环运行。

3 分层分区的效果

3.1 简化系统接线改善潮流分布

电网分层分区后，网络层次分明，接线明确清晰，潮流分配一目了然，充分发挥500 kV线路的传输能力，减少220 kV线路的迂回供电，降低线损。正常运行情况下，调度部门能够针对不同供电区域有的放矢地进行潮流控制，实现无功与电压的就地平衡。

故障情况下，局部电网的故障不会波及到临近地区，可有效隔离各个回路在故障过程中的相互影响，保证整个电网安全稳定性不受大的破坏，便于事故后的方式调整和尽快恢复供电。同时，分区网络构建成辐射型接线的布置方式，也能够大大简化继电保护的配置。

以分层分区的第二阶段（2004—2006年）完成前后情况做对比，进行说明。

2004年，虽500 kV河姆变投产，但其主变压器容量不足（第二台主变压器未上），宁波电网自身尚不具备实行东西两大分区的条件，500 kV河姆变及天一变形成500 kV/220 kV大电磁环网结构。天一供区至河姆供区的南北2回220 kV联络线（梅凤2P34、淞湾2329）运行，向河姆区域转送负荷，潮流分配缺乏直接有效掌控手段，经常出现500 kV线路尚有输送裕度，而220 kV联络线已过载的瓶颈问题，最终只能对河姆供区拉闸限电。

2006年，随着500 kV网架的完善，河姆变第3台主变压器下送容量的补足，河姆变形成独立分区运行，220 kV形成辐射型双回接线供电方式，具备开断同天一供区的220 kV联络线的条件。北仑发电厂无需窝出力，满发情况下，其至河姆的500 kV双回线强大的输送能力能够充分发挥作用。解开220 kV电磁环网，开断梅凤2P34线、淞湾2329线（后以淞浦全分列方式替代，效果基本一致），同时保持之前的屯上2319、溪上2308、虞屯2318线与绍兴区域开断。

这样，河姆220 kV系统相对独立，接线非常明确清晰，网络结构得到极大简化，220 kV联络线又具备可靠的支援作用。

对于调度人员而言，分层分区方式下，对河姆供区潮流的控制手段更加有针对性。该地区夏季高峰阶段的负荷控制，何处超限，何处需控制或转移负荷，能直接落实给慈溪、余姚两大县调，控制措施、执行力度均一目了然。

同时，事故情况下，甚至是较严重的越级跳闸现象，故障点的查找和排除也更加清晰，便于尽快安排特殊运行方式，恢复供电。

3.2 降低枢纽厂站母线短路电流

在宁波地区，最为典型的是500 kV河姆变220 kV母线短路电流超标问题。因断路器遮断容量不能满足切断短路电流的要求，则不能保证设备的动热稳定，故障有连锁反应的可能，降低了电力系统稳定水平，电网实行分层分区方式是解决短路电流过大的有效途径。

从理论上对分层分区前后河姆变220 kV母线短路电流作对比，如图5所示。

图5 河姆-句章供区220 kV分区前后母线短路电流对比

未实现分层分区，存在电磁环网时，短路电流Ik=Ik0+Ik1。

因为分层分区前，相当于经3台主变压器直接到达短路点，总阻抗很小；而分层分区后，打开电磁环网（或部分）后，阻抗增大，短路电流到达短路点后减弱。故分层分区前后对比，Ik1≫Ik2，即。

可见，对于系统枢纽点而言，母线接地故障时，若未实现分层分区，220 kV母线短路电流将接近断路器的遮断容量。

而实行分层分区，全部或部分开断220 kV联络线运行以后，短路电流下降效果非常明显，沿途A点、B点的变电站（即慈溪、淞浦片），仍能保持一定电压。

下述2个例子也说明了分层分区改善短路电流水平。

（1）2009年，根据短路电流计算结果，河姆变220 kV母线单相短路电流达到52.86 kA，超过设备遮断容量；下半年500 kV句章变及送出工程投产后，河姆变220 kV母线三相短路电流达到57.81 kA，大大超过设备遮断容量。

为限制河姆变母线短路电流水平，采取河姆-句章内部分区方案，开断220 kV贤莲2P39/贤花2P40双线（贤江～莲花）。如表1、表2所示。

表1 2009年中河姆-句章分层分区前后短路电流kA

表2 2009年末河姆-句章分层分区前后短路电流kA

（2）2010年，根据短路电流计算校核，500 kV句章～北仑发电厂双线投产后，河姆变220 kV母线三相短路电流达到50.67 kA，超过设备遮断容量；若镇海发电厂3号机组维持河姆供区运行，则河姆变220 kV三相短路电流为52.21 kA。

为限制短路电流，继续采取河姆-句章内部分区方案，开断220 kV淞慈2300/浦慈2313双线（慈溪～淞浦）。如表3所示。

表3 2010年底河姆-句章分层分区前后短路电流水平对比kA

4 实际运行中存在的问题

（1）部分厂站供电可靠性降低。

打开电磁环网会造成的不可避免的影响，即为部分厂站供电可靠性降低。

例如：2006年，实现天一至河姆分区，开断南北2回220 kV联络线以后，宁波地区的部分220 kV变电电成为终端变电站，其中河姆供区的溪凤变电站，天一供区的梅梁变电站（以下简称梅梁变），与合环运行方式相比较，供电可靠性降低。

对于梅梁变的单线供、单线备用方式，装设220 kV备自投装置进行弥补，以提高供电可靠性。但系统故障时仍存在短时失电可能。同时，梅梁变既有220 kV备自投动作跳3号主变压器回路，又配搭主变压器过载联切负荷装置、地方发电厂并网解列装置，给继保整定带来了困难。

（2）重载终端变电站电压降低，输送网损增加。

在2006年句章变未投产之前，河姆区域受制于华舜发电厂的开机方式，自身无功电源补偿能力不足，由系统侧送大量无功，一方面使得电压损耗增大，下送终端变电站如溪凤变电站220 kV母线电压有低于下限的可能；另一方面，线路输送功率损耗增加，不利于电网的经济运行。

同样不容忽视的是，天一供区的梅梁变也有低电压问题，其下送仕港等鄞州重要乡镇，因距离电源中心较远，线路阻抗较大，压降较多，影响到下级供电用户的电能质量。

（3）分层分区所在点变电站运行方式调整存在制约因素。

为提高宁波电网总体供电能力，平衡各供区之间负荷，在夏季高峰或某些检修方式下，可相应调整220 kV分层分区点变电站的供电方式，并能通过方式调整减少检修方式下区域电网运行风险。

但是，调整分区点220 kV变电站的运行方式时，例如，220 kV梅梁变、淞浦变电站均可灵活调整为天一、河姆供区各占一半的全分裂方式，因其为3台主变压器，正常时若维持正常单接正、双接副的方式，主变压器负载将得不到合理匹配。为满足负荷平衡，将强迫倒排若干间隔，出现非常规接线方法，不利于正常调度运行和缺陷处理。

（4）检修方式时下级合环问题。

2013年，宁波电网东西两大供区之间已无220 kV变电站属于非同一系统的情况，下级110 kV变电站均可合环倒电源。

然而在某些检修方式下，例如天一变（1号、2号主变压器）与天一变（3号主变压器）之间的220 kV长链式环网通道断开，则电气距离拉远，天一220 kVⅠ段、Ⅱ段之间110 kV系统必须停电倒负荷。方式较为特殊，十分不利于地调层面的运行操作。必要时，为减少停电时间，可采用BZT倒负荷，但存在BZT动作失败、下级变电站全停的风险。

同样，对于天一至宁海弱电磁环网，在天宁5475或一宁5476任一回线检修方式下，受惠奉2P47、广蔡2325线限额限制，需临时实施强迫开断惠奉2P47、广蔡2325线的分区措施。此时下级非同一系统不能合环。

（5）输电线路断面限额。

电网分区运行必然使局部电网结构减弱，引起潮流分布改变，使局部地区出现输电瓶颈，并可能造成一些变电站运行电压偏低。根据电网具体情况需要在相关变电站增装必要的安全自动装置。部分输电线路断面限额瓶颈及处置方案如表4所示。

表4 部分输电瓶颈线路及处置方案

5 结论

在经济持续发展、电力负荷迅速增加，电网不断建设完善的形势下，适时进行分层分区，打开电磁环网，是电网在动态中寻求平衡与发展的过程。

要科学合理规划，不断加强500 kV，220 kV主干网架建设，同时也加强受端系统电源的及时接入，相互促进，形成具有坚强输送网架和可靠电源支持的独立分区受端系统。

[1]王梅义，吴竞昌，蒙定中.大电网系统技术[M].北京：中国电力出版社，2000.

[2]毛雪雁.浙江电网中远期分层分区安全稳定性分析[J].华东电力，2001（09）∶11－13.

[3]李继红，黄良宝，徐谦，等.一种降低短路电流水平的措施——母线分裂运行[J].电力系统自动化，2001（14）∶62－63.

[4]孙维真，叶琳，王超，等.浙江电网网架结构及分层分区方式研究[J].浙江电力，2010（01）∶4－7.

[5]戴彦，李继红.分层分区在浙江电网的应用[G]//第二十八届中国电网调度运行会收录论文集.北京：中国电力出版社，2003.

（本文编辑：徐晗）

The Analysis on the Evolving Trend and the Current Situation of Ningbo Power Grid Based on Hierarchical and Regional Principles

LUO Yi，YUAN Shichao，ZHANG Yong，HU Qin
（Ningbo Electric Power Dispatching Center，Ningbo Zhejiang 315010，China）

The paper investigates hierarchical and regional principles，power network structure and practical operation of Ningbo main power grid.Besides，it expounds the gradual opening of electromagnetic loop networks in Ningbo power grid in recent ten years and the evolving trend based on hierarchical and regional principles as well as status quo of implementation.The paper also analyzes problems of 500 kV and 220 kV main network operation modes based on hierarchical and regional principles in system wiring simplification，short-circuit current limiting as well as actual operation，providing reference for dispatching and operation of Ningbo power grid.

Ningbo power grid；hierarchical and regional principles；power grid structure；status quo

TM711.1

：B

：1007-1881（2016）04-0012-06

2015-12-04

罗轶（1981），男，高级工程师，从事电力调度运行工作。