关于改善华东电网结构、降低短路容量方案的探讨何肇（华东电力设计院，上海200063）随着华东电网规模的扩大，华东电网面临网络输电瓶颈及短路容量越限两大难题。文章结合皖电东送，分析华东各省电网间的关系，建议重新构筑华东电网的主输电通道，形成一个功能完善的新华东电网。
关键词：华东电网；暂态稳定；短路电流；电力系统1引言
改革开放以来，长江三角洲地区经济高速发展，电力需求旺盛，成为华东电网的负荷中心及其核心组成部分。但该地区500kV主干网络线径较细，每回线路输电能力有限，导致长江三角洲地区500kV电网密集、结构复杂，输电线的短路电流过大，主网架上的部分枢纽变短路容量已接近开关设备的额定值。随着三角洲地区电力需求的进一步增长，其主网架输电瓶颈与500kV输电线短路容量越限间的矛盾将越来越突出。
从华东地区经济发展状况及趋势看，华东经济发展热点地区主要为江苏的沿江经济带、上海地区及浙江的环杭州湾经济带，这将导致上述地区电力需求进一步快速增长。从华东内部资源分布情况分析，华东电网电力流向将主要表现为：苏北电力送苏南（北电南送）、皖（西）电东送及苏南电网内部的西电东送。另外，由于浙江西部地区建厂条件差，若不考虑皖电东送的影响，浙江电网内部的电力流向为东电西送。
2简化华东电网结构，理顺各省电网关系
目前，华东电网主网架虽已基本形成，但由于各省500kV网架还较薄弱，所以华东电网主网架除承担输电任务外，还维系着整个华东电网的安全稳定。随着华东电网装机规模的增大，各省将逐步形成坚强的主网架，系统暂态稳定问题仅存在于极个别偏远地区，华东主网架的主要功能将转变为输电及省间联络，因此，可以根据省间电力交换容量的需要，调整各省网间联络线的规模。
（1）上海电网
上海电网是华东电网中最主要的受端电网，2002年上海电网的最高负荷为12350MW，境内装机容量达9800MW。2005年左右将建成上海500kV主网架，形成徐行—黄渡—泗泾—南桥—杨高—顾路—外高桥二期—杨行的500kV双回环网，通过黄渡—石牌、南桥—王店的双回500kV线路分别与江苏、浙江电网相联，通过葛洲坝—南桥的±500kV直流输电工程与华中电网相联。2007年左右还将建成三峡右岸—白鹤直流输电线路。由于上海地区缺乏一次能源，且可供建设大型电厂的厂址十分有限，地区自发电力不能自给自足，因此，需要区外送入的电力将逐年增大。预计2010年上海最高负荷将达23500MW，需从华东电网受入电力4000MW左右；2020年上海最高负荷将达32000MW，考虑金沙江送上海3500MW后，上海需从华东电网受入电力6000MW左右；远景年，上海电网最高负荷达到饱和值40000MW时，需从华东电网受入电力8000~10000MW左右。安徽有大量的煤炭储量，是华东的主要能源基地，同时，安徽电网与华东电网其它地区间的输电距离短，较区外电力有明显的区位优势，因此，今后上海电力缺口主要由安徽电网送电弥补较切实可行。
（2）江苏电网
江苏电网是华东电网中最大的组成部分，2002年江苏电网最高负荷为21800MW，境内6MW以上机组的总装机容量达22000MW，占华东电网总装机的38左右。江苏电网的用电负荷主要集中在苏南地区，特别是苏州、无锡两地，2002年苏南地区最高负荷达13800MW，苏锡地区最高负荷约为7800MW，而2002年底苏南地区装机为12000MW左右，其中苏锡地区装机仅6700MW。苏锡地区人口密集、土地资源宝贵、环保容量较小，这在一定程度上限制了苏锡地区电厂的装机容量，今后随着电力负荷的增长，该地区的电力缺口也将逐年增加。
预计2010年江苏最高负荷达46000MW，苏南最高负荷达32000MW，电力缺口约为7000MW，其中，苏锡地区最高负荷约为19000MW，电力缺口约为6000MW左右；2020年江苏最高负荷达75000MW，苏南最高负荷达52500MW，电力缺口约为11000MW，其中，苏锡地区最高负荷约为30000MW，考虑四川水电送苏州3500MW后，电力缺口达9000MW左右。由于苏锡地区地处长江下游，长江江面相对较宽，开辟苏北、苏南过江通道较困难，因此，江苏电网的能源流向表现为整体上的北电南送（苏北送苏南），以及苏南电网内部的西电东送。若考虑皖电通过苏锡电网向上海电网送电，将进一步加重苏南电网东西输电通道的压力。今后，随着长江三角洲地区经济的一体化，苏锡电网负荷特性将与上海电网负荷特性十分接近，错峰效益基本不存在，因此，若安徽电网－浙江电网－上海电网联络通道能满足上海受电容量的需要，可以考虑解开江苏－上海、江苏－浙江联络线，减少苏南电网西电东送的压力，降低华东电网各枢纽变电站的短路容量，华东电网整体规模效益仍可通过江苏电网与安徽电网的联络线来获得，江苏电网还可通过江苏与华北电网的联络线调剂电力，互补余缺。即使由于上海地理位置及电网结构特殊等原因，必须从苏锡电网送电至上海电网，也应考虑从苏州电网中切出一部分机组接入上海电网，而不是通过苏锡电网向上海电网送电，这主要是因为输送相同电力时，采用前一种方法时两电网短路电流远小于采用后一种方法时的短路电流。例如，徐行（上海）—石牌（江苏）线路极限输送功率约为2400MW，2010年，若徐行变500kV母线发生三相短路，江苏电网通过石牌变将向徐行变输送短路电流20kA左右；反之，若石牌变500kV母线发生三相短路，上海电网将通过徐行变向石牌变输送短路电流22kA左右。而若考虑将装机容量为2400MW的电厂通过约50km的500kV线路接入徐行变，那么，徐行变500kV母线发生三相短路时，电厂提供的短路电流仅为6~7kA，若考虑将其接入徐行地区220kV电网，则其对徐行变500kV母线短路电流的影响更小。
（3）浙江电网
浙江电网是华东电网中的第二大电网，2002年浙江电网最高负荷为15500MW，境内6MW以上机组的总装机容量达18310MW，占华东电网总装机的32左右。浙江电网被钱塘江分隔为浙北和浙南电网两大部分，其中，浙北电网供电范围包括嘉兴、湖州和杭州三个市，在东、西两面分别与上海电网和安徽电网相联。目前，浙江电网的电力流向是浙北送浙南，随着负荷的增长及浙江沿海火电的开发，浙江电网内部电力流向将逐步过渡到浙南少量电力送浙北。2002年浙北电网最高负荷约为5700MW（嘉兴约1500MW、杭州约3300MW、湖州约900MW），装机容量达7200MW。
浙北电网的电源主要由杭州西部的水电、抽水蓄能电站（水电及抽水蓄能容量合计约2800MW）、杭州东部的火电（约1000MW）和嘉兴地区的杭州湾火电核电群组成（火电及核电容量合计约2500MW），电力由嘉兴流向湖州及杭州中部。今后，虽然浙北的用电负荷仍主要集中在杭州湾地区，但随着位于嘉兴地区的杭州湾火电核电群（规划总容量约12000MW）及杭州东部的燃机电厂的逐步建成，浙北电网的电力流向将是东部（包括嘉兴地区、杭州东部地区）电力向西送入厂址资源贫乏的杭州及湖州中西部地区，这与皖电送上海的潮流方向相反，因此，皖电送上海电力经浙江北部电网比经苏南电网更为合理。
预计2010年浙江电网最高负荷达31800MW，浙北电网最高负荷约11000MW，浙北电网装机约12800MW，其中东部装机8600MW左右；2020年浙江电网最高负荷达54000MW，浙北电网最高负荷约18400MW，浙北电网装机约18300MW，其中东部装机13700MW左右。另一方面，由于在杭州湾北岸这一狭小地带集中了大量电源，若在该地区形成密集的500kV电网，则会导致该地区500kV枢纽变短路电流较大，再通过这样的网络与上海电网相联，必将导致浙北及上海电网枢纽变短路电流越限。因此，应考虑将浙北电网分成湖州电网和嘉杭电网（嘉兴电网和杭州电网）两部分，同时，杭州湾火电核电群也分成两部分，一部分接入湖州电网，满足湖州地区的负荷需求，另一部分接入嘉杭电网，满足嘉兴及杭州东部电网的负荷需求。安徽电网可通过4回大截面500kV线路经湖州电网与上海电网相联，通过2回500kV线路与杭州电网相联，将电力送入杭州电网。另外，金沙江送华东的第3条直流线路可考虑落点杭州中部电网，满足杭州电力负荷的需求。与苏锡地区一样，随着长江三角洲地区经济的一体化，嘉兴、杭州电网的负荷特性将与上海电网的负荷特性十分接近，错峰效益基本不存在，且安徽—湖州—上海的4回大容量输电通道能满足上海负荷增长的需要，因此，可以解开嘉兴电网与上海电网的联络线，降低上海及浙北电网各枢纽变电站的短路容量，华东电网的整体规模效益仍可通过浙江电网与安徽电网的联络线来获得。另外，浙江电网还可通过浙江与福建电网的联络线调剂电力，互补余缺。
（4）华东电网结构分析
2020年左右长江三角洲地区可能存在6回直流线路：三峡—常州、锦屏—苏州、三峡—上海（2回）、金沙江—上海、金沙江—浙北，总容量达17700MW。整个长江三角洲电网都属强受端电网，网内任一节点发生短路故障，都必将导致苏州、常州、上海及浙北电网的电压瞬间过低，从而引起长江三角洲地区网内的所有直流线路瞬间闭锁，断开苏州电网、嘉兴电网与上海电网间的联系可将每片电网内直流输入功率限制在3500~7700MW，减小直流功率波动影响的范围。
基于以上考虑，2020年左右华东电网内应逐步形成安徽—湖州—上海大容量输电通道（建议采用6×810mm2导线），满足上海及湖州地区的电力需求。江苏、浙江电网应相对独立，分别通过安徽－江苏、华北－江苏及安徽－浙江、福建－浙江线路与外部[1][2]下一页
