0 引言

呼和浩特电网是内蒙古电网的重要组成部分，通过XY双回500 kV线路与鄂尔多斯电网相连，通过YN一线和YC二线2回500 kV线路与薛家湾电网相连，通过WC双回线、WQ双回线、YF三回线等8回500 kV线路与乌兰察布电网相连，通过KW双回500 kV线路及3回220 kV线路与包头电网相连。目前，呼包220 kV联络线处于备用状态。

根据《呼和浩特地区输电网“十三五”发展规划修编》 ^[1]，呼和浩特西部金山地区、南部托克托工业园区将分别规划建设1座500 kV变电站，SH—QX新建第2回500 kV线路。本文在该500 kV主干网架结构基础上，研究呼和浩特220 kV电网全接线方式下相互耦合的薄弱环节，提出220 kV电网加强或电磁环网解环方案，进而优化呼和浩特电网运行方式，以满足地区负荷增长需求及供电可靠性。

1 呼和浩特电网发展存在的问题

随着呼和浩特地区500 kV及220 kV电网结构变化，中南部联合供电区500 kV/220 kV电磁环网数量持续增加，同时由于短路电流水平超标问题，YS 220 kV母线将继续保持分列运行，网架结构将更加复杂。由于呼和浩特地区负荷不断增长，且存在多条老旧线路（LGJ-400型），正常运行方式或线路检修方式下，多条220 kV线路出现过载，电网潮流无法灵活输送和互济，不能满足地区负荷增长需求。呼和浩特电网安全稳定运行相关问题总体呈多个断面供电能力彼此制约、机组出力特性与多个断面潮流非线性相关等特点，正常运行及检修方式下设备故障后潮流转移复杂、控制难度增大，给电网安全和调度运行带来隐患。

赛罕500 kV输变电工程位于呼和浩特东南部，投产后，呼和浩特中南部地区电网将形成YS— SH—QX—WC电磁环网结构，该网架结构无法彻底解环，实现多个分区供电模式。在保障电网安全稳定运行的前提下，为了最大化提升呼和浩特电网的供电能力，需采取电网精细化控制手段，一是根据输送潮流大小，分档控制；二是采用单线与断面组合，分层控制。控制方案极其复杂，给调度运行带来很大困难。

2 解环方案计算分析 2.1 短路电流分析

按照《呼和浩特地区输电网“十三五”发展规划修编》，截至2020年呼和浩特电网全接线网架结构如图 1所示，绿色线路为LGJ-400型老旧线路。由于YS主变压器220 kV侧三相短路电流超标，目前采取YS主变压器在220 kV侧分列运行的方式来降低短路电流，但该运行方式会造成电网运行方式复杂。为满足地区供电需求和呼和浩特500 kV输电通道（YS—SH—QX）潮流北送，需给出2台YS主变压器下送和北送输电通道潮流多组配合运行控制方案。同时为减轻调度运行压力，有必要简化控制方案，将YS 2台主变压器合环并列运行。

短路电流计算采用中国电力科学研究院开发的PSD-SCCP电力系统短路电流计算分析平台^[2-4]。以2020年呼和浩特电网全接线方式为基础，计算YS主变压器220 kV侧母线合环并列运行后的短路电流，找出短路电流贡献率大的支路，并将其与部分LGJ-400型老旧线路解开，进而提出3种可行的解环方案。YS 220 kV侧母线短路电流及对YS 220 kV侧三相短路电流贡献率大的支路情况如表 1、表 2。

由以上分析可知，YS主变压器合环并列运行后，YS21—TG线、YS22—TJ线及YS22—SL双回线为YS 220 kV侧提供的三相短路电流可达20.538 kA，占所有电气元件提供短路电流的32.7%。将TJ站和SL站与YS站解环以降低三相短路电流。进一步考虑解环后TJ地区的供电可靠性，建议新建TJ—CY一回线，形成SL—TJ—CY三角环网供电格局。

2.2 解环方案1

将HC—DJ线、DJ—ZJ线、ZJ—YQ线、HT—ZJ线、SL—KE线、WS—KZ线冷备，考虑KE站和CH站接WC方向不可行（因线路经过大青山自然保护区，为保护生态环境，WC方向为不可行方案），初步形成WC独立供电分区、JW—YS—TK供电分区、QX— SH供电分区格局，如图 2。

2.2.1 短路电流计算分析

解环方案1的短路电流计算分析结果如表 3。表 3数据显示，解环后，各站短路电流均降至遮断电流50 kA以下，满足YS主变压器合环运行要求。

2.2.2 稳定计算分析

采用PSD-BPA潮流及暂态稳定分析软件，分析严重故障下地区电压稳定性以及解环前后电网动态稳定性及机组的暂态稳定性^[5]。

该解环方式下，YS—JW线和JW—WC线任1回检修、另1回故障时，YS—JW 220 kV供电区域全部由YS主变压器下送，JS电厂、FT电厂支撑，当JS电厂和FT电厂全停时为最恶劣工况，该地区电压稳定性最差，根据电压稳定判据^[6]，在此工况下分析地区电压稳定性，结果如图 3。由图 3可知，严重故障时，地区电压可保持稳定。

解环前后，对地区动态稳定性及机组送出暂态稳定性进行计算分析，以SD电厂送出为例，分析结果如图 4。由图 4可知，解环方案1对内蒙古电网西电东送各断面及外送华北断面动态稳定性均无影响，SD电厂不存在暂态稳定问题。

2.2.3 潮流计算分析

（1）该解环方式下，YS主变压器下送无需控制，主变压器合环后供电能力得到完全释放，与YH线潮流之间的相互制约情况消失。

（2）QX—SH供电分区，HH—SL线和DJ—YQ线为限制该地区供电能力的薄弱环节。为消除该供电薄弱环节，提出利用已有冷备线路站外短接或新建线路加强网架结构的4种加强方案（图 2）。加强方案①：将DJ—ZJ线和ZJ—HT线在ZJ站外短接，表现为HT—DJ线加强一回线；加强方案②：将DJ— ZJ线和ZJ—YQ线在ZJ站外短接，表现为DJ—YQ加强一回线；加强方案③：将YQ—ZJ线和ZJ—HT线在ZJ站外短接，表现为HT—YQ线加强一回线；加强方案④：HH—SL线加强一回线。

对比4种网架结构加强方案，③中HH—SL线控制值在350 MW左右，略大于①和②中HH—SL线的控制值，且③中仅SH—QX双回线N-2故障后导致HH—SL线过载，分区内其他220 kV线路N-1故障均未造成线路过载，而加强方案④完全消除了该分区正常方式下的供电能力受限问题。因此，若利用已有冷备线路加强网架，推荐方案③，若通过新建线路加强网架结构，推荐方案④，且方案④网架最坚强。

（3）WC独立供电分区，由于WC主变压器N-1上送能力导致WC地区新能源送出受限，提出在WC站扩建1台主变压器，解决新能源送出受限问题。

2.3 解环方案2

将HC—DJ线、DJ—ZJ线、ZJ—YQ线、HT—ZJ线、DJ—KE线冷备用，考虑KE站和CH站接WC方向可行，形成WC—JW—YS—TK供电分区、QX—SH供电分区格局，如图 5。

2.3.1 短路电流计算分析

解环方案2的短路电流计算分析结果如表 4。表 4数据显示，解环后各站短路电流均降至遮断电流50 kA以下，满足YS主变压器合环运行要求。

2.3.2 稳定计算分析

解环方案2方式下，在最恶劣工况下，地区电压可保持稳定。解环前后，对地区动态稳定性及机组送出暂态稳定性进行计算分析，以SD电厂送出为例，分析结果如图 6。

由图 6可知，解环方案2对内蒙古电网西电东送各断面及外送华北断面动态稳定性均无影响，SD电厂不存在暂态稳定问题。

2.3.3 潮流计算分析

（1）该解环方式下，YS主变压器下送无需控制，主变压器合环后供电能力得到完全释放，与YS—SH线潮流之间的相互制约情况消失。WC— JW—YS—TK供电分区内，KE—SL线和WS—KZ线为供电薄弱环节，需通过配合火电机组出力和控制KE—SL线+WS—KZ线断面潮流满足风电送出和地区供电需求。

（2）QX—SH供电分区，HH—SL线和DJ—YQ线依然为限制该地区供电能力薄弱环节，对比方案1中的QX—SH分区，方案2中220 kV电网少了CH站和KE站，即该分区220 kV电网中少了SH—CH— KE方向潮流通道，供电限制更为严重。根据方案1提出的利用已有冷备线路站外短接或新建线路加强网架结构的加强方案，方案2采用方案1中提出的加强方案③和加强方案④（图 5）。

对比以上2种网架结构加强方案，③和④均释放了DJ—YQ线的部分供电能力，但均不能完全消除由N-1故障造成的供电能力受限现象，而加强方案④中由其他线路故障后潮流转移引起的DJ—YQ线过载情况最少，故方案2中选择加强方案④加强该分区网架结构。

2.4 解环方案3

将HC—DJ线、DJ—ZJ线、ZJ—YQ线、HT—ZJ线、SL—KE线、WS—KZ线冷备，考虑KE站和CH站接WC方向可行，初步形成JW—YS—TK供电分区、WC—QX—SH供电分区格局，如图 7。

2.4.1 短路电流计算分析

解环方案3的短路电流计算分析结果如表 5。表 5数据显示，解环后各站短路电流均降至遮断电流50 kA以下，可满足YS主变压器合环运行要求。

2.4.2 稳定计算分析

该解环方式下，JW—YS—TK供电分区与方案1相同，WC—QX—SH供电分区比方案2多了WC站电压支撑点，据此可判断该解环方式下不存在地区电压稳定问题。

解环前后，对地区动态稳定性及机组送出暂态稳定性进行计算分析，以SD电厂送出为例，分析结果如图 8。由图 8可知，解环方案3对内蒙古电网西电东送各断面及外送华北断面动态稳定性均无影响，SD电厂不存在暂态稳定问题。

2.4.3 潮流计算分析

（1）该解环方式下，JW—YS—TK供电分区与方案1相同。

（2）WC—QX—SH供电分区，在北送大潮流方式下，HH—SL线和DJ—YQ线仍为限制该地区供电能力的薄弱环节，需控制DJ—YQ+HH—SL线断面潮流，根据方案1提出的加强方案，采用方案③或④加强该地区网架结构；在南送大潮流方式下，DJ— KE线为限制地区供电能力和风电送出的薄弱环节，需控制DJ—KE线断面潮流，提出通过加强DJ—KE线（加强方案⑤）或CH—XS线（加强方案⑥）满足地区供电及风电送出需求，如图 7。

对比以上网架结构加强方案，③和④均释放了HL线的部分供电能力，但均不能完全消除由N-1故障造成的供电能力受限现象，而加强方案④若配合分区内火电机组出力，可消除HH—SL线过载现象，解决分区内供电能力受限问题。加强方案⑤和⑥对释放DJ—KE线供电能力效果几乎相同，仍需控制DJ—KE双回线或DJ—KE线+CH—XS线断面潮流，且WC地区风电送出仍部分受限，若加强方案⑤或⑥在实际中均不可行，可将DJ—KE线冷备，形成WC独立供电分区。

2.5 解环方案比较 2.5.1 经济性

3种解环方案均在规划新建JW、TK 500 kV变电站基础上进行分析，除规划新建220 kV变电站所需的新建线路外，对比3种方案不同走线路径及加强方案的建设经济性，方案1网架结构规划线路及加强网架所需新建线路最少。方案2和方案3中，WC—CH双回线、WC—KE双回线需分别建设2条输电线路走廊，而方案1中，CH—SH双回线只需建设1条输电线路走廊，综合评估线路走廊路径长度，方案2、方案3中的线路走廊路径长度为方案1的2倍甚至更多，从建设经济性角度分析可知，方案1最经济。

2.5.2 网架结构坚强性

在北送大潮流下，3种方案中，限制QX—SH分区供电能力的薄弱环节均为DJ—YQ线和HH—SL线，均可通过将YQ—ZJ线和ZJ—HT线在ZJ站外短接或新建HH—SL另1回线加强网架结构。对比方案1中的QX—SH分区，方案2和方案3分区220 kV电网中少了SH—CH—KE方向潮流通道，供电限制更严重，若利用已有线路将HT—YQ加强一回线后，3种方案均可释放DJ—YQ线或HH—SL线的部分供电能力，且方案1中HH—SL线供电能力最大，若通过新建HH—SL线第2回线加强网架结构，方案1可消除分区供电能力受限问题，即方案1网架结构最坚强。

2.5.3 风电送出能力

在南送大潮流下，WC地区风电大发，分析3种方案WC地区风电送出情况。

方案1方式下，WC主变压器上送需满足N-1校验，导致WC地区接带风电受限，控制WC 2台主变压器上送640 MW，风电最多可送出834 MW，若WC站扩建1台主变压器，风电送出将不受限。

方案2方式下，需控制WS—KZ线+KE—SL线潮流508 MW，若通过WC地区风电进行调整，KZ及DE风电汇集站共送出风电812 MW；若配合分区内火电机组如FT 1号、2号机组调整，风电送出将不受限。

方案3方式下，需控制DJ—KE线219 MW，DJ— KE线+WC—QX双回线1720 MW，JQ电厂和SD电厂满发情况下，风电送出仅为688 MW，DJ—KE线加强一回线后，需控制DJ—KE双回线潮流470 MW，若通过WC地区风电进行调整，WC地区风电送出792 MW；CH—XS线加强一回线后，需控制DJ—KE线+CH—XS线潮流483 MW，若JQ电厂不开机，WC地区风电送出787 MW；若配合JQ电厂开机进行调整，风电送出将不受限。

由以上分析可知，方案2、方案3中风电送出能力与火电机组开机情况相关，即使在网架结构加强后，若相关火电机组停运，风电送出能力均有不同程度的受限情况，方案1则不存在此情况，且方案1风电送出受限最少，在WC扩建1台主变压器后，风电送出能力将不受限。

3 结论

通过对3种解环方案进行分析可知，3种解环分区方案均可满足YS主压器并列运行要求，主变压器并列运行后短路电流均不超标，且YS主变压器下送无需控制，供电能力可得到完全释放，与YS—SH线潮流之间的相互制约情况消失，可有效缓解或消除其他多个断面供电能力彼此制约、机组出力特性与多个断面潮流非线性相关等问题，能够解决当前电网存在的供电能力受限、机组出力（含新能源）送出受限等问题，简化极其复杂的分层分档控制方案。

方案1在建设经济性和网架结构坚强性方面均优于方案2、方案3，分析方案1解环分区后电网存在的薄弱环节，提出利用已有冷备线路站外短接或新建HH—SL一回线加强网架结构，且新建HH—SL一回线可充分释放ZJ—YQ线和HH—SL线的供电能力，消除地区供电受限问题，在WC扩建1台主变压器后新能源送出不受限，综合比较后，方案1为最优方案。