CN113078640B - 用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，包括：针对间隔不够的500千伏变电站，根据该500千伏变电站现有出线结构和新建线路方案，生成出线调整方案候选集合；考虑500千伏变电站出线位置、线路重载程度、电磁环网潮流穿越风险、与直流输电能力关联性因素对调整方案候选集合进行出线调整方案的初步筛选；针对初步筛选的出线调整方案，计算不同出线调整方案下的短路电流水平、主网输电能力、地区供电能力和投资花费，综合比较后，确定优选的出线调整方案。本发明能够在全面考虑安全性因素和经济性因素的情况下，尽可能减少仿真计算工作量，同时实现电网短路电流控制要求和安全稳定运行要求。

Description

用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法

技术领域

本发明涉及电力系统规划和运行领域，具体是一种用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法。

背景技术

随着我国人民用电需求的增长，负荷中心电网不断发展，输电线路愈来愈密集，部分500千伏变电站出线已达到8-12回。早期的500千伏变电站设计的终期出线规模一般为6-10回，在规划新建线路的过程中可能出现500千伏变电站出线间隔不足的情况。为满足新建线路的需要，除了扩建间隔外，也可对现有500千伏出线方案进行调整。

间隔扩建的优点是不改变变电站现有出线的接线方式，缺点是受场地等条件限制，资金和工期花费较大。若新增500千伏出线造成变电站短路电流超标，则不宜新增间隔，须进行500千伏出线方案调整。500千伏变电站出线方案调整实质上是500千伏输电网的局部优化，现有技术未全面考虑安各种全性因素和经济性因素，导致无法实现电网短路电流控制要求和安全稳定运行要求。

发明内容

为解决现有技术存在的问题，本发明提供一种500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，能够在全面考虑安全性因素和经济性因素的情况下，利用排除法尽快排除不满足要求的候选方案，尽可能减少仿真计算工作量，同时实现电网短路电流控制要求和安全稳定运行要求。

一种用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，包括如下步骤：

步骤1、针对间隔不够的500千伏变电站，根据该500千伏变电站现有出线结构和新建线路方案，生成500千伏变电站出线调整方案候选集合；

步骤2、考虑500千伏变电站出线位置、线路重载程度、电磁环网潮流穿越风险、与直流输电能力关联性因素对步骤1生成的500千伏变电站出线调整方案候选集合进行出线调整方案的初步筛选；

步骤3、针对步骤2初步筛选的出线调整方案，计算不同出线调整方案下的短路电流水平、主网输电能力、地区供电能力和投资花费，根据短路电流水平、主网输电能力、地区供电能力和投资花费综合比较后，确定优选的出线调整方案。

进一步的，所述步骤1中500千伏变电站出线调整方案包括3类：

(1)开断该500千伏变电站现有的某一回出线；

(2)将新建线路与该500千伏变电站现有的某一回出线进行站外搭接；

(3)将该500千伏变电站现有的某2回出线进行站外搭接。

进一步的，所述步骤2中出线调整方案的初步筛选具体包括：

(1)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否省间或区域间联络线，若是，则排除该方案；

(2)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否省内重要断面的组成线路，若是，则排除该方案；

(3)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否长期重载，若是，则排除该方案；

(4)分析候选方案是否存在较大的电磁环网潮流穿越风险，若是，则该排除方案；

(5)分析开断或进行站外搭接的500千伏出线是否位于直流换流站出线一级断面，或该500千伏线路故障是否为直流输电能力的制约故障，若是，则排除该方案。

进一步的，500千伏变电站出线是否长期重载的判定方法如下：

对于投运时间超过1年的输电线路，全年中运行电流达到额定电流的80％及以上的天数超过90天，则判定线路长期重载；对于投运时间不足1年的输电线路，投运以来运行电流达到额定电流的80％及以上的天数占投运天数的比例超过1/3，则判定线路长期重载。

进一步的，500千伏变电站出线是否长期重载的判定方法如下：分析候选方案是否存在较大的电磁环网潮流穿越风险，判定方法如下：

存在向同一220千伏供区供电的两个500千伏变电站A、B间直接相连的500千伏联络线完全断开，校核主网500千伏N-1及同杆并架N-2故障，故障后500千伏变电站A、B之间的220千伏线路存在过载，则判定存在电磁环网潮流穿越风险。

进一步的，所述步骤3具体包括：

(1)计算候选方案下相关厂站最大短路电流，若存在厂站短路电流超标或裕度不足，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(2)计算候选方案下相关主网输电断面能力，对于结构调整前后组成线路不变的输电断面，若地区供电能力相比出线结构调整前下降超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；对于因新建线路和结构调整造成组成线路变化的输电断面，以输电断面能力最大的候选方案作为基准，若其他候选方案对应的输电断面能力相差超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(3)计算候选方案下相关地区供电能力，若地区供电能力相比出线结构调整前下降超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(4)计算候选方案投资花费，若投资花费最低的两个候选方案投资相差超过10％，选择投资花费最低的方案作为推荐方案；若投资花费最低的两个候选方案投资相差不超过10％，则选择对应主网输电能力最大的方案作为推荐方案。

进一步的，主网输电断面能力计算方法如下：

对研究的输电断面，在可能出现的最大运行功率方式下对全网故障进行N-1和同杆并架N-2故障校核；若故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的输电断面功率即为断面输电能力；若故障后系统出现暂态失稳或有元件潮流超过热稳定限额，则调减输电断面功率，直至故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的输电断面功率即为断面输电能力。

进一步的，地区供电能力计算方法如下：

对研究的地区电网，在电网大负荷、地区220千伏及以下机组全开机方式下，进行500千伏主变N-1和机组N-1故障校核；若故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的电网负荷即为地区供电能力；若故障后系统出现暂态失稳或有元件潮流超过热稳定限额，则调减负荷，直至故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的电网负荷即为地区供电能力。

进一步的，若候选方案存在线路搭接，则该方案的投资花费需计入无功补偿设备购置、搬迁及安装费用。

进一步的，设线路AB、BC搭接形成线路AC，且正常运行时A侧电压高于C侧，搭接后新形成的线路长度为L，无功补偿设备购置、搬迁及安装费用FE计算方法如下：

(1)0<L≤100km时，不考虑接入高压并联电抗器，FE为0；

(2)100km<L≤200km时：

i)若线路AB的A侧或线路BC的C侧原来配置有高压并联电抗器，则不考虑新装高压并联电抗器，FE为0；

ii)若线路AB或线路BC的B侧原来配置有高压并联电抗器，则需将高压并联电抗器搬迁至A侧，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；

iii)若线路AB和线路BC的两侧均未配置高压并联电抗器，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为0；若不满足要求，则需在线路AC的A侧装设高压并联电抗器，其补偿度约为40～80％，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用；

(3)L≥200km时

i)若线路AB的A侧、线路BC的C侧原来均配置有高压并联电抗器，则不考虑新装高压并联电抗器，FE为0；

ii)若线路AB、线路BC原来均配置有高压并联电抗器，且部分或全部位于B侧，则需将高压并联电抗器搬迁，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；

iii)若仅线路AB或线路BC原来配置有高压并联电抗器，且高压并联电抗器位于A侧或C侧，则计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为0；若不满足要求，则需在线路AC的C侧或A侧新增高压并联电抗器，其补偿度约为20～40％，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用；

iv)若仅线路AB或线路BC原来配置有高压并联电抗器，且高压并联电抗器位于B侧，则需先将高压并联电抗器搬至A侧或C侧，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；若不满足要求，则需在线路AC的C侧或A侧装设高压并联电抗器，其补偿度约为20～40％，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装、新增高压并联电抗器购置及安装费用；

v)若线路AB和线路BC的两侧均未配置高压并联电抗器，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若不满足设备过电压保护和绝缘配合要求，根据计算结果在线路AC的A侧或双侧新增高压并联电抗器，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用。

本发明提供一种500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，应用500千伏变电站出线间隔不足的输电网结构优化调整，可以实现电网短路电流控制要求和安全稳定运行要求，可产生如下效果：

1、该方法综合考虑短路电流、电磁环网潮流穿越、主网输电能力、地区供电能力和投资花费，为保障出线方案调整后的电网安全运行提供保障；

2、该方法通过初步分析和仿真计算相结合，利用排除法尽快排除不满足要求的候选方案，尽可能减少后续的仿真计算工作量，提高工作效率。

附图说明

图1是本发明一种500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法其中一个实施例的流程图；

图2是本发明实施例中出线方案待调整的500千伏变电站近区电网结构图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本实施例以某省级电网500千伏变电站A的出线调整方案为例进行实验，如图2所示，变电站A位于地区2，已有500千伏出线AC、AD、AE1、AE2、AF、AG、AN1、AN2及2台500千伏主变，站内已无待用间隔。现为满足地区1的电源送出需要，拟新建500千伏线路接入变电站A，但变电站A已无待用的出线间隔，需对A站出线方案进行调整。如图1所示，包括以下步骤。

(1)生成500千伏变电站出线调整方案的候选集合

根据步骤1可生成3类共15个出线调整候选方案。第一类：开断变电站A现有一回出线，有5个候选方案(由于新建线路是为了加强地区1、2之间的电气联系，因此不考虑开断线路AC)。第二类：新建线路AB与变电站A现有某回出线进行站外搭接，有5个候选方案(由于新建线路是为了加强地区1、2之间的电气联系，因此不考虑开断线路AB、AC站外对接)。第三类：变电站A现有的某2回出线进行站外搭接，有5个候选方案(因为线路AD不与其他线路构成关键断面，因此采用线路AD与A站其他一回出线对接)。出线调整候选方案集合如表1所示：

表1出线调整候选方案集合

(2)进行500千伏变电站出线调整方案的初步筛选

按照步骤2，列表分析15个出线调整候选方案是否涉及省间联络线、是否涉及重要断面组成线路、是否涉及长期重载线路、是否涉及直流近区线路或对直流输电能力有较大影响以及是否存在较大的电磁环网潮流穿越风险，结果如表2所示：方案2、方案5、方案7、方案8、方案12列入初步筛选集合，其余方案排除。

表2出线调整方案候选集合初步筛选

(3)生成500千伏变电站出线调整方案的候选集合

1)计算候选方案的A站最大500千伏母线短路电流，如表3所示：方案5由于变电站A的500千伏母线短路电流超过63千安，排除方案5，方案2、方案7、方案8、方案12进入下一步筛选。

表3初步筛选方案短路电流计算结果

2)计算候选方案对应的输电断面AB、AC、AD限额、输电断面AE1、AE2限额和输电断面AF、AG、DF1、DF2限额，如表4所示：方案2、方案7、方案8、方案12对应的输电断面AB、AC、AD限额相差不超过5％；方案2对应的输电断面AE1、AE2限额相比出线结构调整前下降约22％，方案7、方案8、方案12对应的输电断面AE1、AE2限额相比出线结构调整前下降不超过10％；方案2、方案7、方案8、方案12对应的输电断面AF、AG、DF1、DF2限额相比出线结构调整前下降不超过10％。因此排除方案2，方案7、方案8、方案12进入下一步筛选。

表4出线调整方案候选集合对相关断面输电能力影响

3)计算候选方案对应的A、D站所供片区供电能力，如表5所示：方案7、方案8、方案12对应的片区供电能力相比出线结构调整前下降不超过10％，均进入下一步筛选。

表5出线调整方案候选集合对地区供电能力影响

4)计算候选方案投资花费，结果如表6所示：方案7、方案8由于搭接后形成的新线路过长，需新增容量为160Mvar的并联高压电抗器，无功补偿设备购置、搬迁及安装费用为600万元。由于方案12的投资花费相较方案7、方案8低50％，因此推荐方案12，即线路AD、AE1站外搭接作为出线调整方案。

表6出线调整方案投资花费比较

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (8)

1.一种用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤1、针对间隔不够的500千伏变电站，根据该500千伏变电站现有出线结构和新建线路方案，生成500千伏变电站出线调整方案候选集合；

步骤2、考虑500千伏变电站出线位置、线路重载程度、电磁环网潮流穿越风险、与直流输电能力关联性因素对步骤1生成的500千伏变电站出线调整方案候选集合进行出线调整方案的初步筛选；

步骤3、针对步骤2初步筛选的出线调整方案，计算不同出线调整方案下的短路电流水平、主网输电能力、地区供电能力和投资花费，根据短路电流水平、主网输电能力、地区供电能力和投资花费综合比较后，确定优选的出线调整方案；

所述步骤1中500千伏变电站出线调整方案包括3类：

(1)开断该500千伏变电站现有的某一回出线；

(2)将新建线路与该500千伏变电站现有的某一回出线进行站外搭接；

(3)将该500千伏变电站现有的某2回出线进行站外搭接；

所述步骤2中出线调整方案的初步筛选具体包括：

(1)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否省间或区域间联络线，若是，则排除该方案；

(2)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否省内重要断面的组成线路，若是，则排除该方案；

(3)分析开断或进行站外搭接的500千伏变电站出线是否长期重载，若是，则排除该方案；

(4)分析候选方案是否存在较大的电磁环网潮流穿越风险，若是，则排除该方案；

(5)分析开断或进行站外搭接的500千伏出线是否位于直流换流站出线一级断面，或该500千伏线路故障是否为直流输电能力的制约故障，若是，则排除该方案。

2.如权利要求1所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：500千伏变电站出线是否长期重载的判定方法如下：

对于投运时间超过1年的输电线路，全年中运行电流达到额定电流的80％及以上的天数超过90天，则判定线路长期重载；对于投运时间不足1年的输电线路，投运以来运行电流达到额定电流的80％及以上的天数占投运天数的比例超过1/3，则判定线路长期重载。

3.如权利要求1所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：500千伏变电站出线是否长期重载的判定方法如下：分析候选方案是否存在较大的电磁环网潮流穿越风险，判定方法如下：

存在向同一220千伏供区供电的两个500千伏变电站A、B间直接相连的500千伏联络线完全断开，校核主网500千伏N-1及同杆并架N-2故障，故障后500千伏变电站A、B之间的220千伏线路存在过载，则判定存在电磁环网潮流穿越风险。

4.如权利要求1所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：所述步骤3具体包括：

(1)计算候选方案下相关厂站最大短路电流，若存在厂站短路电流超标或裕度不足，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(2)计算候选方案下相关主网输电断面能力，对于结构调整前后组成线路不变的输电断面，若地区供电能力相比出线结构调整前下降超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；对于因新建线路和结构调整造成组成线路变化的输电断面，以输电断面能力最大的候选方案作为基准，若其他候选方案对应的输电断面能力相差超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(3)计算候选方案下相关地区供电能力，若地区供电能力相比出线结构调整前下降超过10％，则排除该方案，剩余方案进行下一步比较；

(4)计算候选方案投资花费，若投资花费最低的两个候选方案投资相差超过10％，选择投资花费最低的方案作为推荐方案；若投资花费最低的两个候选方案投资相差不超过10％，则选择对应主网输电能力最大的方案作为推荐方案。

5.如权利要求4所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：主网输电断面能力计算方法如下：

对研究的输电断面，在可能出现的最大运行功率方式下对全网故障进行N-1和同杆并架N-2故障校核；若故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的输电断面功率即为断面输电能力；若故障后系统出现暂态失稳或有元件潮流超过热稳定限额，则调减输电断面功率，直至故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的输电断面功率即为断面输电能力。

6.如权利要求4所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：地区供电能力计算方法如下：

对研究的地区电网，在电网大负荷、地区220千伏及以下机组全开机方式下，进行500千伏主变N-1和机组N-1故障校核；若故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的电网负荷即为地区供电能力；若故障后系统出现暂态失稳或有元件潮流超过热稳定限额，则调减负荷，直至故障后系统维持暂态稳定运行且无元件潮流超过热稳定限额，此时的电网负荷即为地区供电能力。

7.如权利要求1所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：若候选方案存在线路搭接，则该方案的投资花费需计入无功补偿设备购置、搬迁及安装费用。

8.如权利要求7所述的用于500千伏变电站出线方案调整的输电网结构优化方法，其特征在于：

设线路AB、BC搭接形成线路AC，且正常运行时A侧电压高于C侧，搭接后新形成的线路长度为L，无功补偿设备购置、搬迁及安装费用FE计算方法如下：

(1)0<L≤100km时，不考虑接入高压并联电抗器，FE为0；

(2)100km<L≤200km时：

i)若线路AB的A侧或线路BC的C侧原来配置有高压并联电抗器，则不考虑新装高压并联电抗器，FE为0；

ii)若线路AB或线路BC的B侧原来配置有高压并联电抗器，则需将高压并联电抗器搬迁至A侧，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；

iii)若线路AB和线路BC的两侧均未配置高压并联电抗器，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为0；若不满足要求，则需在线路AC的A侧装设高压并联电抗器，其补偿度约为40～80％，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用；

(3)L≥200km时

i)若线路AB的A侧、线路BC的C侧原来均配置有高压并联电抗器，则不考虑新装高压并联电抗器，FE为0；

ii)若线路AB、线路BC原来均配置有高压并联电抗器，且部分或全部位于B侧，则需将高压并联电抗器搬迁，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；

iii)若仅线路AB或线路BC原来配置有高压并联电抗器，且高压并联电抗器位于A侧或C侧，则计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为0；若不满足要求，则需在线路AC的C侧或A侧新增高压并联电抗器，其补偿度约为20～40％，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用；

iv)若仅线路AB或线路BC原来配置有高压并联电抗器，且高压并联电抗器位于B侧，则需先将高压并联电抗器搬至A侧或C侧，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若满足设备过电压保护和绝缘配合要求，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装费用；若不满足要求，则需在线路AC的C侧或A侧装设高压并联电抗器，其补偿度约为20～40％，FE为原有高压并联电抗器搬迁及安装、新增高压并联电抗器购置及安装费用；

v)若线路AB和线路BC的两侧均未配置高压并联电抗器，计算线路AC单相接地故障三相跳闸和无故障三相甩负荷下线路侧和变电站侧的工频过电压、操作过电压，若不满足设备过电压保护和绝缘配合要求，根据计算结果在线路AC的A侧或双侧新增高压并联电抗器，FE为新增高压并联电抗器购置及安装费用。

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