电力系统规划(输电网规划)

第七章输电网规划（Transmission

Planning）•电力系统规划(输电网规划)§7-1概述•电力系统规划(输电网规划)

输电网规划的任务：根据设计期内的负荷需求及电源建设方案，确定相应的电网接线，以满足可靠、经济地输送电力的要求。输电网规划的主要内容：①确定输电方式；②选择电压等级；③确定网络结构；④确定变电所布局和规模。输电网设计的基本原则：①可靠性②灵活性③经济性•电力系统规划(输电网规划)电网规划的安全稳定标准：①电力系统安全稳定导则第一道防线：常见单一故障不失稳和不失负荷第二道防线：概率较低的单一故障不失稳，允许所示部分负荷第三道防线：极端严重单一故障尽可能使失稳影响局限于可控范围，防止连锁反应故障②电力系统技术导则（试行）：把电力网络分为端系统、电源接入系统和系统联络线，根据各部分重要性及技术经济条件规定了不同的安全标准•电力系统规划(输电网规划)§7-2：电压等级与输电能力↗↘↗↗↘↘↗•电力系统规划(输电网规划)↗我国各电压等级下的输送能力统计表1MW=1000千瓦＝0.1万千瓦•电力系统规划(输电网规划)电压等级(kV)输送容量(MW)输送距离(km)30.1~13~160.1~1.215~4100.2~220~6352~1050~20605~20100~2011010~50150~50220100~500300~100330200~1000600~200500600~15001000~4007502000~2500146二、架空输电线路的输送能力1、波阻抗和自然功率特性阻抗传播系数自然功率•电力系统规划(输电网规划)①单位长度的线路消耗的感性无功功率和消耗的容性无功功率相等；②线路上同一点处(包括始端和末端)的电压和电流相位大小相等，功率因素等于1。③线路上任何一处的电压和电流的相位相同，而始、末端电压或电流间的相位差则正比于线路长度，相应的比例系数是相位系数β在实际运行中，应该使线路按接近自然功率运行•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)P<Pλ(轻载)P＝PλP>Pλ(重载)输电距离/l2、线路沿线电压分布：线路相当于一个容性元件：线路相当于一个感性元件：线路相当于一个电阻元件•电力系统规划(输电网规划)3、输电距离对线路输送能力的影响线路的功率损耗和电压损失与输电距离成正比；另外随着输电距离的增加，电力系统稳定成为重要的限制因素。因此，在一定的电压等级下，输送能力与输送距离成反比。•电力系统规划(输电网规划)4、制约线路输送能力因素

长距离输电线路的传输能力主要取决于发电机并列运行的稳定性，以及为提高稳定性所采取的措施

中、长距离输电线路，传输能力不决定于系统的稳定，而决定于允许的电压损耗（10％以内）以及功率及能量损耗短线路的传输能力决定于导线的发热条件•电力系统规划(输电网规划)5、电压等级选择的简易计算(前苏联)1)U：电压（kV），P：输送功率（kW）；l：长度（km）应用范围：l<250km，P<60MW2)应用范围：P>60MW，如：l＝200km、P=800MW，则有：（故可以选择500kV）•电力系统规划(输电网规划)§7-3网络接线方案一、负荷及电源的分层、分区接入原则电压等级层次清晰：超高压输电500kV、高压输电220kV、高压配电110kV，35kV、中压配电10kV；低压配电380V，220V分层：按电压等级分层；分区：以枢纽变电所为核心，将其周围的负荷和地区发电厂连在一起，使有功、无功尽可能就地平衡，成为一个自然的供电•电力区系统。规划(输电网规划)分层分区的注意要点：•电力系统规划(输电网规划)500kV超高压环网作为沟通各分区电网的主干网架，并与大区电网联系，接受区外来电以500kV枢纽变电站为核心，将220kV电网划为几个区，各分区电网之间在正常方式下相对独立，在特殊方式下应考虑相互支援电网内不应形成电磁环网。电磁环网是指两组不同电压等级运行的线路,通过两端变压器电磁回路的联接而构成并联运行环路。•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)电磁环网对电网运行有下列弊端•电力系统规划(输电网规划)

易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心，用高低压电磁环网供电而又带重负荷时，当高一级电压线路断开后，所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出，容易出现超过导线热稳定电流的问题。

易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开，系统间的联络阻抗将突然显著地增大。(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和)，因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。

不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于

220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下,许多系统潮流分配难于达到最经济。

需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。一般情况中,往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强,需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。（3）在受端电网分层分区运行的条件下，为控制短路电流和降低电网损耗，新建主力发电厂经技术经济论证后应优先考虑以220kV接入系统的可能性；单机600MW以上大型主力发

电厂，经论证有必要以500kV接入系统时，一般不采取环入500kV超高压电网的方式。大型主力发电厂不宜设500/220kV联络变压，避免构成电磁环网。•电力系统规划(输电网规划)（4）220kV分区电网原则上由500kV变电站提供大容量供电电源，经220kV大截面架空线路，向220kV中心变电站送电，再从中心站（或500kV变电站、大中型发电厂）经220kV大截面架空线路或电缆向220kV终端变电站供电。•电力系统规划(输电网规划)二、供电区之间联络线数目以及发电厂、变电站出线数目的确定供电区之间距离较短（<200km），则按经济电流密度选择联络线导线截面大小和联络线数目。供电区间输电距离很长，则供电区域间的电力传输能力取决于系统稳定性，一般取静态稳定条件下的最大允许输送功率发电厂和变电站出线数不宜过多多回出线尽量避免集中在同一路径上•电力系统规划(输电网规划)三、确定网络结构需处理好网架松散和紧凑之间的关系四、选择合适的发电厂、变电站主接线•电力系统规划(输电网规划)（1）500kV变电站500kV侧最终规模一般为6～8回进出线，4组主变，优先采用一个半断路器接线。单组主变容量可选750MVA、1000MVA、1500MVA220kV侧一般设有16

～20回出线为适应分层分区和提高可靠性，新建500kV变电站的220kV母线优先考虑一个半断路器接线，也可采用双母线双分段两台分段断路器的接线。•电力系统规划(输电网规划)（2）220kV变电站分为中心站、中间站和终端站三类。最终规模3组主变，单台容量：220/110/35可选180、240

MVA，220/35可选120、150、180MVA中心站220kV侧：220kV侧最终规模为8～12回进出线时，可选用双母线双分段一台分段断路器的接线。取消旁路母线需满足：220kV进线N-1；主变N-1；断路器质量可靠。新建220kV变电站原则不再配置旁路母线。对可靠性要求更高的中心站，可选用一个半断路器接线•电力系统规划(输电网规划)中间站220kV侧：可采用双母线或单母线分段。为简化接线和节约占地，尽应量减少中间站。终端站220kV侧：可采用线路（电缆）变压器组接线，主变220kV侧（电缆进线）一般不设断路器，可设接地刀闸以满足检修安全需要。110kV侧：可有6～9回进出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器接线35kV侧：220/110/35变电站35kV侧容量为3×120MVA，可有24回出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器接线

220/35变电站容量为3×150～

3×180MVA，35kV侧可有30～36回出线，宜采用单母线六分段三台分段断路器接线电力系统规划(输电网规划)§7-4

直流输电方式简介金属回路(可选)Id整流器逆变器整流侧换流变压器逆变侧换流变压器AId双级两线中性点两端接地方式BUd1Ud2PAPB电力系统规划(输电网规划)直流输电的主要优点

输送相同有功功率时，直流线路较交流线路造价较低（不考虑换流站的投资），并且功率损耗较小没有系统的稳定性问题能限制系统的短路电流调节灵活方便、速度块，运行可靠调度管理方便

每一极可作为独立回路运行，一极故障，另一极仍可运行电力系统规划(输电网规划)直流输电的主要缺点•电力系统规划(输电网规划)换流站的设备比较昂贵

换流装置要消耗大量无功功率，需安装大容量的无功补偿设备换流器是一个谐波源换流装置几乎没有过载能力目前尚无适用的直流高压断路器

以大地作为回路的直流系统，运行时会对沿途的金属构件和管道有腐蚀作用；以海水作为回路时，会对航海导航仪表产生影响交直流输电的经济性分析•电力系统规划(输电网规划)

输送容量确定后，直流换流站的规模随之确定，其投资也就固定下来，距离的增加只与线路造价有关。交流输电则随输电距离的增加，由于稳定、过电压等要求，需要设置开关站。对于交流输电方式、输电距离不单影响线路投资，同时也影响变电部分投资。

就变电和线路两部分，直流输电换流站投资所占比重很大，而交流输电的输电线路投资则占主要部分直流输电功率损失比交流输电小得多

当输送功率增大时，直流输电可以采取提高电压、加大导线截面的方法，由于稳定性的限制，交流输电则往往只好增加回路数•电力系统规划(输电网规划)在输送功率相等和可靠性相当的情况下，虽然换流站的费用比变电所的费用要贵，但直流输电的单位长度线路的造价比交流线路低。如果输电距离增加到一定值时，直流线路所节约的费用正好抵偿换流站所增加的费用，这个输电距离称为交直流输电的等价距离•电力系统规划(输电网规划)部分已建和在建直流输电工程•电力系统规划(输电网规划)葛南线（葛洲坝－上海）±

500kV

：1044.5

km南网（云南－广东）±

800kV：1600km国网（四川－上海）±

800kV：2000km三常

（三峡－

常州）

±

500kV

：890km三广（三峡－广东） ±

500kV

：975km三上（三峡－上海） ±

500kV

：1100km天广线（天生桥－广州） ±

500kV

：960km贵广线（安顺－肇庆

） ±

500kV

：899km贵广二回（兴仁－深圳 ）

±

500kV

：1225km§7-5常规输电系统规划•电力系统规划(输电网规划)常规输电系统规划一般分为方案形成和方案检验两个阶段方案形成（程P121）

任务：根据输电容量和输电距离拟定几个可比的网络方案。目前由技术人员完成，受规划人员经验影响较大

送电距离确定：在有关地形图上量得长度，在乘以曲折系数1.1～

1.15（可根据地形复杂情况选用，或用实际积累的数值）

送电容量确定：将待规划电网分成若干区域（自然供电区），根据各区装机容量和负荷进行电力电量平衡，观察各区电力余缺，明确哪些地盈余，哪些地区不足，哪些电厂属区域性电厂，哪些属地区性电厂，确定各区间•电的力系送统规电划(输量电网规划)

架空线路导线截面选择和校验：一般按经济电流密度选择，并根据电晕、机械强度以及事故后的发热条件进行校验。（1）按经济电流密度选择截面•电力系统规划(输电网规划)（2）按电晕条件校验导线截面•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)潮流计算短路电流计算暂态稳定计算(此外还应静态稳定、电压稳定)调压计算经济计算•电力系统规划(输电网规划)方案检验§7-6直流潮流模型一、潮流方程n个节点的电力网络，如果网络结构、网络元件参数已知，则有：：系统节点总数、：节点导纳矩阵i行j列元素的实部、虚部：节点i的电压幅值：支路i-j的相位差本质上讲：求解、电力系统规划((输故电可网用规N划-)R、P-Q分解法等)二、直流潮流法作如下简化：a．高压输电线：可令线路两端相角差不大：各节点电压的标么值等于1：不考虑对地支路及变压器非标准变比，故有：•电力系统规划(输电网规划)利用节点功率等于与节点有关的支路功率之和，有(i=1,2,…,N-1；不包括平衡节点)•电力系统规划(输电网规划)用矩阵表示有：支路功率：•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)弧度•电力系统规划(输电网规划)三、变结构直流潮流的计算设网络中只有支路k的电纳发生变化，设其变化量为△Bk，则有：则有：△B为电纳矩阵变化量，

，ek为一列向量，其第i列元素为1，第j列元素为-1

，其余元素为0，i和j为支路k的起点和终点。令D1=B，D2=ek

，D3=ek

T

，D4-1=－△Bk，根据Household公式令X=B-1，Xk

=B-1ek

,则有：其中：•电力系统规划(输电网规划)对任一支路l，支路两端相角差增量△θl为支路l的潮流增量为支路k的潮流增量为其中，，e

l为一列向量，对应起始节点的相应列元素为1，对应终止节点的相应列元素为-1，其余元素为0支路k原来的有功潮流将上面两式合写成：其中：•电力系统规划(输电网规划)§7-7：网络规划的逐步倒推法•电力系统规划(输电网规划)逐步倒推法的基本思想：1、根据水平年的原始数据构成一个虚拟网络（该网络含系统现有网络、所有节点和待选线路，该网络通常为一连通的、冗余度高但不经济的网络）。2、逐步去除冗余线路，直到网络无冗余线路为止。一、线路有效性指标考虑的因素：a)载流量；b)线路投资。载流多且投资少的线路为有效线路。有效性指标定义为：：线路i的有功潮流：线路i的建设投资：待选线路集•电力系统规划(输电网规划)二、计算步骤•电力系统规划(输电网规划)计算网络的潮流；计算各待选线路的有效性指标、并排序；令l

＝0；去掉有效性指标最小的线路后，若网络出现以下情形系统解列；b)去除后其余线路过负荷，则保留线路l且l＝

l

+1；否则去掉线路l；如果所有的线路均不能去掉则输出网络规划结果；形成新的网络，并转第1步。如图所示为某系统现有网络和待选线路。设线路投资与长度成正比（即在计算中可用长度代替费用进行比较）。试用逐步倒推法确定系统在给定水平年的电网结构。(SB=100MVA，UB＝220kV)100123476•电力系统规划(输电网规划)VO15013016090200

20017080120600MW350MW385MW5100MW80MW400MW100MW100MW320MW节点号发电机出力(MW)负荷(MW)11002平衡节点60003320435080538510064007100合计1335MW1100MW•电力系统规划(输电网规划)节点数据线路数据支路号两端节点线路电抗(p.u.)容量(MW)原有线路数扩建线路数长度(km)11-20.0204300108022-30.02553001010032-40.05103001020043-40.038253001015054-70.0513000120061-50.03063000112071-60.033153000113082-50.043353000117094-50.040830001160104-60.02295电力300系统规划(输电网0规划)190114-60.0229530001902.5319123547VO0.668161.79680.76491.002.850600MW385MW100MW80MW400MW100MW100MW320MW1

0.35322345672.2032350MW10•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)注意：采用逐步倒推法得到的输电网络经济性较好，该网络在给定运行方式下当所有元件都正常工作时不会出现过负荷和网络解列。但由于系统实际运行方式（发电模式和负荷模

式不同）较多，线路也存在随机故障的可能性，因此还需对该网络进行适当扩展以满足可靠性

的要求。即最终选取的网络应同时兼顾经济性

和可靠性。•电力系统规划(输电网规划)§7-8：网络规划的逐步扩展法•电力系统规划(输电网规划)逐步扩展法的基本思想：根据各待选线路对过负荷支路过负荷量消除的有效度，选择适当的线路加到网络上，直到网络无过负荷为止水•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)§7-9：满足概率性安全准则的规划问题（程146）•电力系统规划(输电网规划)基本思想：以系统切负荷量或EENS指

标对待选线路参数的灵敏度指标作为评价待选线路对系统安全影响的依据•电力系统规划(输电网规划)•电力系统规划(输电网规划)定义N安全性下的支路k有效性指标定义N-1安全性下的支路k有效性指标N-1故障数•电力系统规划(输电网规划)支路k的电纳支路k的投资§7-10：基于概率风险评估的输电网扩展规划•电力系统规划(输电网规划)3个预想方案•电力系统规划(输电网规划)

线路2L40的改造以增加其传输容量。分三个阶段：

1998年完成北段，2001年完成南段，2004年完成过河段。

线路2L22和2L39的断开改接。从MDN到WYH的线路2L22和从NEL到COK的线路2L39分别被断开，改接为从NEL到MDN线路和从NEL到WYH的线路。

线路2L39和2L51的断开改接。从NEL到COK的线路2L39和从BND到MDN的线路2L51分别被断开。改接为从BND到COK间的电缆线路，和从

NEL到MDN间的架空线路。研究条件•电力系统规划(输电网规划)

根据电源规划，位于城市北部区域的一座本地发电厂

(BUT)

可能改造升级

。 (改造前由于环保原因只发无功)。这将对城市北部区域系统的潮流分布产生显著影响。因此在评估中要考虑如下两个情况：

(a)

在发电厂BUT没有有功输出，代表发电厂BUT升级之前的情况。(b)

考虑发电厂BUT升级，其有功出力2004年前（包括2004年）为900兆瓦，2004年之后为1400兆瓦。

规划的时间跨度是从1998年到2007年的10年期间。用1995年的系统负荷曲线代表未来各年的负荷曲

线形状。假定每年有2%的负荷增长，但各年的负

荷持续曲线形状保持相同。即是说,每年中8760

个小时负荷与当年峰值负荷有相同的增长比例。可靠性参数•电力系统规划(输电网规划)输电架空线的平均强迫停运数据电压（千伏）架空线路自身失效终端相关失效失效频率(次/年/100公里)修复时间(小时/次)失效频率(次/年)修复时间(小时/次)607.3294.380.0919.512300.72610.710.10713.965000.5988.190.3877.42电缆的平均强迫停运数据电压（千伏）电缆自身失效终端相关失效失效频率(次/年/100公里)修复时间(小时/次)失效频率(次/年)修复时间(小时/次)602302.4131.2220.86221.640.0180.2220.100.06变压器的平均强迫停运数据•电力系统规划(输电网规划)电压（千伏）元件自身失效终端相关失效失效频率(次/年)修复时间(小时/次)失效频率(次/年)修复时间(小时/次)602305000.0190.0500.032321.1291.59342.860.0220.0740.07024.4320.3928.07经济性数据•电力系统规划(输电网规划)（a）单位停电损失：60加元/兆瓦时（b）折现率：8%（c）经济寿命：45年（d）资本投资：现有的系统：0加元线路2L

40增容改造：1998年240.5万加元2001年392.1万加元2004年200.0万加元

线路2L22和2L39改接：1998年120.0万加元线路2L39和2L51该接：1998年120.0万加元系统可靠性和风险费用评估划(输电网规划)第一种情况下(BUT发电厂没有有功出力)原有系统和3个方案的期望缺供电量(EENS)(兆瓦时/年)年份原有系统2L40增容2L22/39改接2L39/51改接199810326951227084119991272822132099452000158595614152105320012040112615129117920022604140616197138420033249169817273160120044156207118359192220055203258819531231920066289315120765•电力27系5统3规200776133765220473444第一种情况下(BUT发电厂没有有功出力)原有系统和3个方案的期望损失费用(EDC)(万加元/年)划(输电网规划)年份原有系统2L40增容2L22/39改接2L39/51改接1998199920006.24.273.65.12007.64.979.35.719.55.784.96.320012.26.890.87.1215.68.497.28.320019.510.2103.•6电力系9统.6规324.912.4110.211.5第二种情况下(BUT发电厂有有功出力)原有系统和3个方案的期望缺供电量(EENS)(兆瓦时/年)•电力系统规划(输电网规划)年份原有系统2L40增容2L22/39改接2L39/51改接19987754331201662619999314731288165720001156515137506932001149456314654736200218396191558278520032259682165188452004287374917464