金竹声杨京才（嘉兴电力局浙江嘉兴314000）
对省际联络线永久性开断后给嘉兴电网带来的问题进行了分析，并提出了相应对策和应急措施。关键词：联络线；开断；问题；对策 1999年，嘉兴电网中的瓦石2217线、青嘉2218线同时与上海电网实行永久性开断，由此给嘉兴电网带来了较大的影响。嘉兴电网与外系统的联系仅为钱双2417线、崇禾2407线及花鸣2436线。嘉兴电网对嘉兴发电厂、秦山核电站的依赖程度进一步加大，也增加了对小火电的管理难度。并对系统稳定和嘉兴电网的运行、电压水平及供电可靠性带来严重影响。本文试从以上3个方面进行分析并提出对策。嘉兴电网简介
嘉兴地区位于浙江省北部，与上海市、江苏省相邻。嘉兴电网有220kV变电所7座，嘉兴电厂分别通过220kV嘉瓦2431、嘉山2432、嘉跃2433、嘉新2434线与嘉兴电网的瓦山变、跃新变相连；秦山核电站通过秦跃2428、秦双2424线与跃新变、双山变相连。多年来，省际联络线瓦山变瓦石2217线、嘉善变青嘉2218线与上海电网连接。1999年开始，省际联络线与上海电网作永久性开断。
省际联络线开断后的问题分析对系统稳定的影响
自瓦石2217线、青嘉2218线同时与上海电网开断以后，嘉兴电网的稳定水平大大下降。经BPA程序计算，正常运行方式下，嘉兴地区的220kV变电所（除嘉善变外）的110kV母差保护停役时，若110kV母线三相故障，可能会引起秦山核电站、嘉兴发电厂发电机失稳（见表1）。
（1）嘉兴地区的220kV变电所（除嘉善变外）110kV母线三相短路时，必须在0．5s内切除故障（包括开关动作时间），才能保证系统稳定，而220kV主变的后备保护时间在3～5s左右。
（2）各220kV变电所110kV出线三相短路故障，保护正确动作，系统均能保持稳定。
（3）各220kV变电所35kV母差停用，35kV母线三相短路，主变后备保护动作，可保证系统稳定。
2．2对运行电压影响
如上所述，瓦石2217线、青嘉2218线同时与上海电网解开，使嘉兴电网对嘉兴发电厂、秦山核电站的依赖程度进一步加剧。
表2为用BPA程序对嘉兴电网2000年潮流进行计算的结果（以浙江电网为正常方式，嘉兴电网夏季最大负荷880MW为计算条件）。以上计算表明：（1）2000年夏季高峰正常运行时（指嘉兴发电厂、秦山核电站3台机满出力运行）可使嘉兴电网的电压保持较好水平；一旦发生1台机跳闸，即出现低电压现象，但经一定的调压手段可基本解决；若仅有1台机发电（如1台检修，1台机跳闸或2台机同时跳闸），嘉兴电网的有功、无功将同时出现较大的缺额，系统将出现严重的低电压，不得不将嘉兴电网内的小火电拉出来顶出力，同时还要限电。（2）2000年低谷负荷时，嘉兴电网仍有部分地区出现高电压现象。尤为南湖变、禾城变更为突出。由于这2座变电所的主变分接头是针对当年系统低电压而选择的，因此当220kV系统电压稍高时，南湖变、禾城变供电区域的110kV、35kV电压均将出现高电压。
嘉兴电网内所有220kV主变（除跃新变在第Ⅱ档，嘉善变为有载调压目前在15档）的220kV分接头已在第1档，已无法调整。因此110kV网络低谷时段的高电压现象将在较长一段时间内存在。
地区电网的电压受上述诸因素的影响，全年的电压波动较大。2．3对供电可靠性的影响
当嘉兴电网220kV3条联络线中钱双2417线、崇禾2407线线路出现检修时，电网运行的风险将进一步加大。嘉兴发电厂、秦山核电站运行的稳定性直接影响嘉兴电网的运行。
由于崇禾2407线、钱双线路2417线自500kV瓶窑变经杭州的崇贤变、钱塘变与嘉兴电网相连，花鸣2436线则来自湖州的花城变。预计嘉兴电网2000年系统最大负荷为880MW。在嘉兴发电厂、秦山核电站3台机900MW满发时，潮流基本平衡，电压也较理想；嘉兴发电厂2台机600MW发电时，需从外部输入潮流，电压也较低；1台机300MW发电时，嘉兴电网成为系统末端，有功大量受进，电压严重下降，此时由于湖州地区的电源无经花鸣2436线送嘉兴负荷的可能，而钱双2417线、崇禾2407线的受电与杭州钱塘变、崇贤变的负荷情况息息相关，如遇设备超载，只有限电。
崇禾2407线线路于1960年投运，运行时间长，属老旧设备，1999年中部分线路虽经改造，但该线路长达86km，事故几率仍较高，若钱双2417线线路出现检修，崇禾2407线线路故障跳闸，将造成嘉兴电网较大面积的拉闸限电。
1999年9月已经有因220kV系统稳定问题而地区用电负荷被严格控制在50万kW以内的情况出现，并且按省中调要求双山变、南湖变主变分裂运行，以便在瓶窑母线故障情况下的紧急拉电，给嘉兴电网的供电可靠性带来严峻的考验。同时所有小火电厂也必须保护足够的备用容量以防拉电情况的发生。
3主要对策
综上所述，瓦石2217线、青嘉2218线同时与上海电网永久性开断后，嘉兴电网面临的形势十分严峻。并且在500kV王店变投产前的以后若干年内，随负荷的增加而使矛盾进一步加剧。此问题的根本解决，必须依靠500kV王店变的投运及嘉兴电网配合500kV王店变进行的220kV网络的调整改造来实现。
近期必须采取如下应急措施：
（1）为防止系统稳定破坏，嘉兴电网的220kV变电所的110kV母差保护不得轻易停用。如110kV母差保护需检修，应满足下列条件：（1）该母线上不安排正常操作；（2）天气应晴好；（3）在110kV母差保护停用时，采用主变分裂运行，主变后备保护改时间，或采用增加一套限时电流速断保护；对微机保护可采用增加1个区域等方法，使110kV母线故障时，能在0．5s内切除故障，以确保系统安全。当然，保护时间做了上述修改后，在出线故障时，可能由于保护时间配合问题，出现越级跳闸的情况。但从系统安全的角度上看，明显利大于弊。 （2）由于系统的电压在各种不同条件下波动较大，必须进一步加强电压管理，加强对电容器、主变分接头的管理。在系统出现电压过高、过低时，都能采取有效措施，努力使嘉兴电网的供电电压在合格范围。在夏季高峰负荷来临前，针对嘉兴发电厂、秦山核电站的机组出力计划，对嘉兴电网的部分具备停电条件的220kV变压器，其主变分接头应进行适当的调整。对电容器应增加无功自动投切装置，对电容器组的容量作适当调整（分组）以提高电压调节能力。如双山变的2×10800kvar的电容器，可调整为2×4200＋2×6600kvar。在南湖变、禾城变各加装低压电抗器2×10000kvar。 （3）强化对小电厂的管理。嘉兴电网目前还存在系统供电有可能不能满足社会用电需求的情况，因此必须加强小电厂的有功出力、无功出力的管理。严格执行调度指令，在系统缺少有功时，小电厂的出力必须适时调出来；在系统缺乏无功时，小电厂必须顾全大局将无功出力发足。
