摘要： 为确保北京电网经济、可靠地供电，文章从规划的角度论述了已经使用与即将规划使用的各种提高电网输送能力的措施，主要包括改善500kV电网结构，加强和扩大以北京电网为中心的受端电网；送端适当互联；加强北京电网中的无功电源建设；在北京电网中建设电源以提供电压支撑；采用串联补偿技术和紧凑型线路送电等。并对应用柔性交流输电(FACTS)技术和缩短保护动作时间以提高电网输送能力进行了展望。 关键词： 京津唐地区；北京电网；500kV；输送能力；技术措施；电力系统 0 引言
北京500kV电网是京津唐电网的重要组成部分，也是京津唐电网的负荷中心和网架中心。它除承担为首都供电的任务外，还向相邻的天津市、河北省部分地区转送电力，因而在京津唐电网中处于十分重要的地位。作为京津唐电网的负荷中心，北京电网2004年地区 高负荷为9
397MW，约占京津唐电网总负荷的42.67％；2005年8月15日，北京地区 高负荷突破10 000MW，达到10 538MW，创历史新高。由于北京地区的电源建设受燃料运输、水资源及环境条件等的制约，因此对北京地区的供电以外部电源为主。外部电源紧密依靠华北电网，实行“西电东电”并重、多方向发展的原则。根据有关规划部门预测，2010年北京电网 大负荷将达到14
350～16 214MW，2020年将达到2 5545～29 036MW，其外受电比例将达到70％以上。因此，研究提高电网的输电能力对于保证北京电网的电力需求有着重要意义。
1 提高输电能力的物理分析
输电线路的潮流输送可按下式计算
式中，U1和δ1为线路送端的电压和角度；U2和δ2为线路受端的电压和角度；XL为线路的阻抗。
该式本质上反映出提高线路输送能力应从保证线路两端的电压支撑、增大线路两端的功角差和减小线路阻抗等方面考虑。
2 从规划入手提高电网输电能力
北京电网规划的主要目的之一就是保证北京电网具有足够的接受电力的能力。几十年来，在电网规划设计方面，针对不同的情况适时地调整电网规划，并提出相应措施，确保北京电网的供电，其主要措施体现在以下方面。
2.1 加强和扩大以北京电网为中心的受端电网
在1980年以前，北京电网电力供需基本平衡，由本地电源和北京主干220kV电网来保证北京电网的供电。随着用电负荷的增加，北京地区原有的电力资源难以维持和支撑其经济与社会的发展需要，需逐步扩大区外受电规模和受电范围。1985年，大同电厂通过500kV线路向京津送电，适时地形成了北京220kV双环网和天津220kV眼镜形双环网，并在二市之间建立了京津500kV强联系，加强和扩大了京津唐受端主干电网，提高了受端主干电网的安全稳定性和接受外部电力的能力。1995年，随着沙岭子向北京昌平送电，以及盘山电厂的投产，又适时地形成了北京500kV
C形双环网，并建立了与天津电网的双回500kV线路的联系，还特别新建了盘山至安定的500kV线路，进一步扩大和加强了京津唐受端电网的安全稳定性和接受外部电力的能力。到2005年，随着山西多回500kV外送线路、托克托远距离大容量输电系统的投产，蒙西电网外送规模的扩大，进一步扩大和加强了受端电网，形成了京津唐500kV大环网，并加强了与河北南网的500kV双回强联系，从而进一步保证了北京的供电需求和安全。
下面以大同二厂至房山的山西电网向北京电网送电线路为例，说明加强北京受端网络对提高电网输电能力的影响。大同二厂至房山的线路长度约为300km，在北京500kV电网发展的早期，送电线路为单回，电厂点对网送电至北京电网，单相瞬时接地故障情况下稳定极限约为600MW。对于目前的北京电网，由于其受端网络已得到加强，如果仍由一个电厂送电至北京，接入点为昌平500kV变电站，且线路长度、机组参数、线路故障类型均参照大同二厂至房山的输电系统，则其稳定极限可达1
320MW，比原来提高720MW，大大提高了电网的输电能力。
2.2 送端电网适当互联
总结国内外电力系统运行经验，网络发生多重性事故虽然概率很小，但后果却很严重，往往会造成大面积停电，甚至全系统瓦解。网络设计应注意从网络结构上尽量避免或减少发生功率大转移的问题，在增加投资不多的前提下，应采用送端电厂之间及向同一方向输电的几组送电线路之间不联接的方案。但由于有时相邻的送端电厂相联，可以提高送电能力而节省大量投资，而功率大转移的问题可采取送端电厂间的联络线解列或切机等自动控制措施来解决，因此在经过详细论证的情况下也是可行的。大同二厂、神头一厂、神头二厂均属于山西境内的电厂，他们通过输电通道向北京和河北南网送电，在电网建设规划中，详细论证了大同二厂、神头一厂、神头二厂互相联接及其与山西电网互联的必要性。大同二厂向京津唐系统供电的稳定极限计算结果见表1所示。
表1 大同二厂向京津唐系统供电的稳定极限计算结果
线 路 名 称
电压/kV
长度/km
送 端 网 络 结 构
故 障 型 式
稳定极限/MW
大同—房山单回
500
300
与山西省220kV网不联
单相瞬时故障
600
大同—房山单回
500
300
通过联络变压器与山西220kV网相联
单相瞬时故障
910
大同—房山双回
500
300
与神头电厂不联
单相永久性故障
1 260
大同—房山双回
神头—徐水双回
500
500
300
300
有大同至神头500kV联络线路110km
有大同至神头500kV联络线路110km
单相永久性故障
单相永久性故障
4 080
4 080
由表1可以看出，若没有大同至神头的联络线路，大同二厂向京津唐系统输送2 000MW电力需要3回线路；神头地区以孤立电厂向东输送2 000MW电力也需要3回线路。建设大同至神头的联络线路并与山西省电网相联后，可使向东输送4000MW电力所需的线路回数由6回减至4回，节约资金可观。
上述计算和论证是在华北电网发展初期进行的。根据目前华北电网2015年目标网架规划，以线路三相永久性故障校验系统稳定，故障切除时间为100ms。经过计算可以得知，在大同—房山线加串联补偿的情况下，大同—房山双回与神头—保北双回线路的稳定极限为4
100MW；当增加侯村—石北双回后，6回线路的送电极限为6 440MW，与单独增加2回线路的送出电力相比提高的输送容量并不大。
因此，根据对山西电网向京津唐电网送电的特定网络的研究可知，输电系统在送端适当互联可以提高输送能力，但是送端过分互联对提高输送能力的作用不大。
2.3 加强北京电网无功电源建设
无功功率不能远距离输送。无功问题不仅是一地区内的问题，同时也是一区域性的问题。为了保证系统在各种运行方式下无功功率的平衡，尤其在受电比例较高的北京电网中，为了避免发生在大负荷、输电线路输送潮流较大的情况下出现严重故障时发电机和输电系统不能够满足负荷的无功需求，不能支撑系统大量无功损耗而造成系统电压迅速下降，导致局部或全局性电压崩溃，必须在北京电网负荷中心地区配置足够的无功补偿设备，以保证其有足够的调节能力与调节幅度。
外网到北京电网有6条长距离500kV送电线路(大同—房山双回、沙岭子—昌平双回、托克托—浑源—安定双回)，每条输电线路的平均长度在250km以上，线路负荷一般小于线路波阻抗功率的1.5倍，当采取各种措施提高电网输送能力后，外网500kV线路的输送功率可超过其自然功率，达到1
300MW。华北电网常用的LGJ-400×4型500kV线路的电抗率为0.275Ω/km，则长度为250km的线路电抗为68.75Ω，当输送波阻抗功率（这里按照1
000MW考虑）时每条线路的电流为1 050A。如果双回线中开断1条线路，则将使线路的无功损耗由1 364Mvar上升到1 636Mvar，增加272Mvar；如果6回路中失去1个通道，则将使线路的无功损耗由1
364Mvar上升到2 045Mvar，增加681Mvar。采取各种措施提高电网的输电能力后，每条线路的输送功率可达1 300MW，线路的电流为1
365A，6条输电线路消耗的无功为2 306Mvar。如果开断1条线路，则将使所有线路的无功损耗由2 306Mvar上升到2 766Mvar，增加460Mvar；如果失去1个通道，则所有线路的无功损耗由2306Mvar上升到3457Mvar，增加1151Mvar。如果考虑线路开断后负荷中心侧电压降低将增加线路的无功损耗，降低线路电容提供的无功功率等因素，则系统的情况将更加恶化，在严重故障形态下很容易发生电压崩溃事故。因此，在北京电网建设充足的无功电源（如1
200Mvar），并且具有强大的调节能力，对于提高电网的输电能力是十分必要的。
2.4 在北京电网中建设电源以提供电压支撑
电网中电压的 强有力的支撑者是电源，包括发电机、调相机以及同步电动机（抽水蓄能电厂中的水泵水轮机，其抽水和发电工况均可提供电压支撑）。电容电抗器，包括静止无功补偿装置（SVC）等可以提供或吸纳电网无功功率以调节本节点的电压，但是必须在有电压支撑的系统中才能正常发挥作用。
2020年以后，北京电网中外送电所占比例将超过70％，此时在北京电网及输电通道附近建设主力电厂不单是可满足就地供应负荷的需要，而且还可以在暂态和后暂态过程中提供动态无功和电压支撑，提高系统的有源无功备用，从而提高电网的输送能力与系统稳定性。
2.5 应用串联补偿技术和紧凑型线路
北京电网接受的主要是西电东送的电力，如山西电网的电力、蒙西电网的电力和托克托电厂点对网直送的电力等，它们均采用长距离超高压输电线路输送。由于输电线路感抗较大，因而限制了线路的输电能力。串联补偿的原理是利用串联电容器的容抗抵消掉部分线路感抗，这样就相当于缩短了线路的电气距离，从而达到提高系统稳定极限和输电能力的目的。目前，在大同—房山的500kV线路、丰镇—万全—顺义的500kV线路上，均采用了串联补偿装置（补偿度分别为35%或45%）以提高输电能力。
紧凑型线路是通过对导线排列的变化来达到改变线路正序电抗的目的。紧凑型线路的正序电抗仅为常规线路的70％～80％，这相当于在常规线路上加装了补偿度约为20％的串联补偿装置，因而线路自然功率不仅可提高约30％，而且还可以节约线路走廊。目前，上都电厂向京津唐电网的送电线路和北京500kV环网上的昌平—房山线采用的都是紧凑型线路。
3 采用新技术和新设备的展望
除了采取上述措施以提高电网输送能力外，目前正在研究通过其他新技术、新设备和新的计算标准来提高电网的输送能力和电网的稳定性，主要包括灵活交流输电（FACTS）技术的应用和缩短故障切除时间等方法。
3.1 FACTS技术的应用
传统的电力调节措施，由于机械开关动作时间长、响应速度慢，无法适应在暂态过程中快速灵活连续调节电力潮流、阻尼系统振荡的要求。FACTS技术是20世纪80年代后期出现的新技术，它将电力电子技术与现代控制技术相结合，以实现对电力系统电压、线路阻抗、相位角、功率潮流的连续调节与控制，从而提高输电线路输送能力和电力系统稳定性水平，降低输电损耗。
北京电网作为受端电网，需要从远方大量受电，通过在北京电网中的适当地点安装SVC、静止无功发生器(STATCOM)等以控制线路电压，在送电线路通道上采用可控串联电容补偿器(TCSC)、静态同步串联补偿器（SSSC）等以降低线路阻抗，安装统一潮流控制器（UPFC）、线间潮流控制器（IPFC）等以改变功角等FACTS装置将可以较大幅度地提高线路的输送能力。
3.2 缩短保护切除时间
对500kV输电系统进行稳定计算时，一般将近故障点侧的故障切除时间选为80ms或100ms，远故障点侧的故障切除时间选为100ms。这些时间均在《电力系统安全稳定计算暂行规定》的范围内，并且具有一定的裕度。
在北京电网的输电通道上普遍采用的是SF6断路器，根据统计，目前大多数SF6断路器制造厂均能够做到使500kV断路器的全开断时间小于或等于40ms。随着光纤通道的普遍应用，当线路的2套全线速动保护均采用光纤保护时，近端保护动作时间可以取为10～15ms，远端保护动作时间可以取为28～35ms。
另外，根据对国内某些地区500kV线路故障切除时间的统计，并且考虑一定裕度，北京电网500kV输电线路近故障点侧的故障切除时间可以取为55ms（断路器动作时间40ms，保护动作时间15
ms），远故障点侧的故障切除时间可以取为75ms（断路器动作时间40ms，保护动作时间35 ms）。经过计算，如果采用上述故障切除时间，则丰镇—万全—顺义、大同—房山输电通道的极限输送容量可以提高150～300MW，可节约投资7
300～10 600万元。
4 结束语
北京电网是华北电网和京津唐电网的重要受端电网和负荷中心，为了提高500kV电网的输送能力，保证向北京供电，需要从规划阶段起重视加强电网结构、合理布局电源、增加无功电源，以及采用紧凑型输电线、TCSC，缩短除切除故障时间等新技术措施，可以较明显取得成效。 
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