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摘 要：阿坝电网成立一直是四川电网重要组成部分，其不仅承担者阿坝工业、农业、城乡居民生活用电更担负着岷江流域水电输出的重任。阿坝电网成立10余年来，在电网建设和规划上大步前进，电网构架和稳定性上得到了大大的提升。本文主要从阿坝电网结构和特点、电磁环网现象及阿坝县域电磁环网必要性、电力系统分析综合程序、2015年阿坝电网潮流稳定仿真计算分析报告、阿坝县域电网薄弱环节以及运行风险报告、利用电磁环网提高阿坝县域电网供电可靠性分析报告等方面，探析110kV及以下电压电磁环网对阿坝地区县域电网可靠性提高，以为相关工作和研究人员的工作和研究，提供有用参考。
关键词：电压电磁环网；县域电网；可靠性
1 前言
1.1 研究的背景和意义
阿坝州位于四川省西北部，紧邻成都平原，北部与青海、甘肃省相邻，东南西三面分别与成都、绵阳、德阳、雅安、甘孜等市州接壤。自阿坝电网成立以来，一直是四川电网重要组成部分，不仅承担者阿坝工业、农业、城乡居民生活用电更担负着岷江流域水电输出的重任。随着阿坝电网成立10余年以来，在电网建设和规划上大步前进，电网构架和稳定性上得到了大大的提升。截止2015年8月，阿坝地调调度管辖水电站91座，容量57.3万kW；220kV变电站11座，容量312.5万kVA；110kV变电站45座，容量169.9万kVA；35kV变电站68座，容量41.4万kVA。220kV线路6条，线路长度210.975km；110kV线路79条；线路长度1630.336km；35kV线路140条；线路长度2048.37km；10kV线路261条。光伏电站1座，装机容量20MW。
但是历史和地理原因，即使电网规模达到了一定程度，但阿坝电网110kV以下网架结构仍然薄弱：线路基本为放射性架构；单线、单变、串联供电突出；电网运行方式不够灵活；任一主干线路检修或故障将造成一座或几座变电站与主网解列或被迫失电，供电可靠性低。并且大多数县域电网变电站没有同期装置，一旦线路检修将会出现大面积的停电换电操作，停电时间大大增加。由此在电网薄弱环节之上，110kV及以下电压通过短时电磁环网和长期环网运行，一定程度上提高了供电可靠性。本课题就通过阿坝电网现电网构架，利用电科院PSASP（7.1版本）通过潮流计算模拟仿真出110kV与县域35kV电网电磁环网运行，研究分析出阿坝县域电网运行薄弱环节和安全运行风险，分析利用电磁环网提高阿坝县域电网供电可靠性。
2 阿坝电网结构和特点
2.1 阿坝电网结构
2.1.1 阿坝地区地域、气候环境特点
（1）水能、太阳能、风能等清洁能源丰富
阿坝既是长江上游主要支流岷江、大渡河、涪江的发源地，是四川西部重要的水电能源基地，水能资源蕴藏量1933万kW，可开发量1400余万kW。截止2015年8月，全州已投产水电装机容量523万kW。红原、若尔盖地区为广袤的草原，日照丰富，风力持久。目前已开发红原花海太阳能电站、卓坤光伏电站。
（2）山区、多地质灾害
优势：水力势能可以充分开发；
劣势：输电走廊环境恶劣，地震、泥石流、山体滑坡等地质灾害致使输电走廊恶劣的运行环境“雪上加霜”。
（3）气候恶劣
多风、雨雪、雷暴、冰雹等恶劣天气环境
2.1.2 阿坝电网基本情况
（1）500kV电网：阿坝电网拥有500kV变电站3座，变电容量5000MVA；500kV主网架为500kV茂谭双回，用于北部电网的水电输出。
（2）220kV电网：阿坝电网拥有220kV变电站11座，变电容量3125MVA；220kV线路48条，总长度1316.315km。220kV主网架的特点是已在汶川南部形成五条水电送出通道，与成都相连。一条专线对阿坝铝厂供电。北部一回线路220kV东曲线与绵阳相连。
（3）110kV电网：阿坝电网110kV变电站53座，变电容量共2606.3MVA。
（4）35kV电网：阿坝电网35kV变电站65座，变电容量共350.43MVA。
2.1.3 110kV电压构架特点
（1）阿坝电网发展起步晚，标准低，州内各种电力体制并存，对电网的发展带来了较大的影响。一是由于之前发展重水电开发，轻电网建设，致使各县级电网就近接入并网电站联络变情况普遍，如遇电站设备大修年检停电，县级电网将孤网运行或者全停，供电可靠性较低。二是因通道紧张和减少投资考虑，单线单变、串联供电、T接线路“挂灯笼”等现象较为严重，对电网安全运行带来了较大的隐患。牧区电网、九龙电网沿线单线、长距离供电，可靠性较低，2015年初110kV月亮湾变电站投运后，牧区、九龙电网可实现转供，但环网上部分线路线径、CT变比过小（200/5），转供负荷受限且供电末端易发生电压问题及低频振荡，检修安排极为困难。三是部分县电网缺乏备用电源，主设备缺陷和隐患得不到及时消除如阿坝县电网仅有一回110kV线路串供，因无转供能力和孤网运行能力，其110kV安麦线以及麦阿线的绝缘子缺陷迟迟得不到消除。存在阿坝县电网的大面积停电的风险。四是电网电压问题较为突出。由于草原各县民用负荷水平低，供电半径大（最远达300km），110kV以上输电线路充电无功富裕，电压调节能力差，呈现出110kV偏上下限运行，电压波动幅度较大，供电质量问题突出。此外由于分布式小水电和居民用电混杂，升压变和降压变额定电压标准不同，电压合理范围难以调节。
其余4个县：汶川南网接于岷江水电、汶川北网接于威州电站、黑水电网接于竹格多电站并入500kV色尔古变电站、小金电网接于猛固桥电站并入220kV小金变电站、茂县电网是茂县地方电力供电，前端九龙电网。 2.1.4 阿坝35kV县域电网构架特点
由于历史原因，各县供电公司配网较为脆弱，设备老旧严重，维护资金缺乏，设备故障率较高，保护误动拒动情况比较常见。现有农网配套工程进度滞后，布点不足，电站选择就近并网T接或者开π情况常见，近期内县电网供电可靠性和供电质量难以提升。如马尔康电网受主变容量（1.6万kVA）及线路限制，枯期限电严重。金川电网大部分负荷T接于35kV城安线，35kV城安线设备故障将造成金川县大面积停电，供电可靠性极差，同时金川电网至今仍然是借用电站并网线路并入110kV勒乌变电站。阿坝县贾洛、安羌、麦尔玛等区域仅通道35kV达阿线并入主网运行，35kV达阿线故障停运将造成多个乡镇全停。
阿坝州地域广袤和通道资源紧张和建设阻工等因素，现有国网变电站布点不足，电站选择就近并网T接或者开π情况常见，影响了县级电网供电可靠性和供电质量提升。
2.2 阿坝电网负荷特性及电压质量
2.2.1 阿坝电网负荷特性突出
阿坝电网目前最大网供负荷106万kW，年售电量约80亿kW·h。90%为工业负荷，10%分散分布的民用负荷。以汶川、马尔康、金川电网占主要，阿坝电网最大的工业负荷为阿坝铝厂，约30万kW瓦，占网供负荷的1/3。
阿坝电网的电网构架不仅薄弱，再加上负荷负荷和种类及其复杂，严重制约着电网的供电可靠性，也会加重电磁合环运行的风险，如何控制负荷分布和计划用电是阿坝电网可靠运行的关键所在。并且目前电网特点对电压质量的影响也十分大。
2.2.2 阿坝电网电压问题较为突出
由于阿坝电力系统民用负荷水平低，高载能负荷比重大，水电区域性分布密集，加上地域广袤等因素，使得阿坝电力系统负荷供电半径大，110kV以上输电线路充电无功富裕，径流式小水电众多，电压调节能力差，呈现出110kV以上电压偏高运行，局部35kV以下配网末端电压偏低运行，电压波动幅度较大，供电质量问题突出。由于分布式小水电和居民用电混杂，升压变和降压变额定电压标准不同，电压合理范围难以调节
图2 网改造前阿坝电网典型的一个输电半径（110kV串长265kM）
3 电磁环网现象及阿坝县域电磁环网必要性
3.1 电磁环网形成的原因
电力系统的电磁环网是指由不同电压等级的供、输电线路通过变压器的电磁回路联系构成的环形电网。通常是在两个相邻电压等级的电气设备间形成，而两个以上电压等级的电气设备间形成电磁环网的情况一般仅在事故处理等过渡时期才暂时出现。由于电网的形成过程是逐级建设，一步步完善的，而电力系统的负荷随着经济高速发展增加的速度很快，为了让电网传输更多的功率，降低成本，相对较低一级电压等级线路也会用来承担远距离的电力输送，因此在输电过程中与高级电压线路会构成联系紧密的网状结构，同时这样也可以在高电压等级线路故障或者检修状态时，低电压等级线路能保障受端区域的一二级负荷正常用电，电网运行的安全可靠性在一定程度上得到了提高。
3.2 电磁环网运行的可行性
虽然《电力系统技术导则》中规定尽量避免电磁环网运行，应当合理布局网架结构，规划设计时尽量考虑下一步的发展，做到发展与实际紧密结合。但是在电力系统的实际运行中，并非一切电磁环网运行方式对系统稳定运行都是不利的，特别是在低一级电压网架结构较坚强而高一级电压网架结构较薄弱的情况下，电磁环网合环比开环运行更有利。
3.2.1 国内电磁环网运行经验
通过分析研究我国华北、华东、南方电网等各大区电网的电磁环网运行方式安排和解环实施方案可以发现：电磁环网是电网建设过程中的产物，当高一级网架还不坚强时有其存在的合理性。随着我国电力市场改革的深入，特别是厂网分开后，电网的经济运行直接关系到电网公司的经济效益。此时，在保证电网安全稳定运行的前提下，电磁环网运行可以充分利用现有的资源、降低电网建设成本、节约建设输电线路的投资、提高输电断面的输电能力和可靠性、降低输电损失，给电网公司带来巨大的经济利益。
3.2.2 国外电磁环网运行经验
国外对电磁环网的安全稳定运行尤其是开环运行的研究并不多，研究重点更多集中在抑制电磁环网内可能产生的功率环流这一主题上。究其原因在于发达国家的电网结构比较坚强，电磁环网故障引起的潮流转移造成的后果并不严重而其合环运行还具有一定的经济性，因此这些国家的主要研究重点在于将柔性控制技术应用于电磁环网中，以消除环流或对功率分布进行控制，提高系统运行的经济性。
3.2.3 电磁环网运行需要坚持的原则
（1）在事故情况下，环网中任一元件（主要是高压元件）断开，即便发生功率转移，也不至造成稳定破坏。
（2）电磁环网运行时，继电保护配置、整定配合好，安全稳定措施实施简单可靠。
（3）电磁环网运行后，受端电压水平应基本不受影响。
（4）电磁环网运行，任一母线短路容量的提高，不应造成开关遮断困难。
（5）电磁环网运行，输电损失不应明显增加。
3.3 阿坝县域电网电磁环网运行的必要性
针对阿坝电网现状，提高县域电网供电可靠性，有如下几种思路：
（1）加强110kV电网建设
加强110kV电网的建设，形成双回或多回线路，增设110kV站点，都能够使110kV电网网架更坚强，供电可靠性更高，一条线路事故跳闸后不至于造成县域电网解列、瓦解的局面。但建设110kV网络的投入资金是巨大的，且现阶段110kV电网网架能够满足各县域电网的符合要求，并不存在负荷受限的问题，因此经济性不高，而且年限也相对较长。
（2）增加现有设备的维护力度
在目前阿坝电网网架的基础上，加强设备的日常维护确实可以在一定程度上减少电网事故的概率，在一定程度上提高县域电网的供电可靠性。但，这不是长久之计。其一，目前县公司本身人手有限，在现有维护工作上另外增加维护工作，加大力度，无疑会让县公司的人员安排更是捉襟见肘；其二，阿坝电网受地理地貌特征所限，厂站、线路多处于高原山区地带，面对不可抗拒的自然灾害，加大设备维护力度，并不能从根本意义上提高县域电网的供电可靠性。 （3）110/35kV电磁环网运行
现阿坝部分县域电网已具备110/35kV电磁环网运行的硬件条件，不需要新的投资建设，需要做的就是继电保护的调整、相位相序的核对、部分小线径线路的改，投入成本相对较低，实现也相对容易。还有部分县域电网还未形成环网布置的，也仅仅是需要新建一条35kV或者110kV线路便可实现电磁环网布置。
110/35kV电磁环网运行，将会大大提高县域电网的供电可靠性。一方面，一条线路或一台主变故障，不会造成全县失电的尴尬局面；另一方面，不仅在重要线路或主变检修期间，县域电网仍然可以保证正常供电，避免孤网运行的不稳定性，而且检修工毕后，恢复送电时也不必采用停电换电方式来恢复县域电网的供电。
综合来看，由于阿坝电网目前的110kV网架薄弱，部分县域电网已具备电磁环网的基础布置，采用110/35kV电磁环网运行方式提高阿坝县域电网供电可靠性是最经济有效的应对措施。
4 电力系统分析综合程序
4.1 PSASP简介
电力系统分析综合程序（Power System Analysis Software Package，PSASP）是由中国电力科学研究院研发的一套具有我国自主知识产权功能强大、使用方便的电力系统分析程序，也是资源共享、高度集成和开放的大型软件包。主要是基于电网基础数据库、固定模型库以及用户自定义模型库的支持，实现电力系统的各种分析计算。PSASP被誉为电力系统规划设计人员确定经济合理、技术可行的规划设计方案的重要工具；是运行调度人员确定系统运行方式、分析系统事故、寻求反事故措施的有效手段；是科研人员研究新设备、新元件投入系统等新问题的得力助手。
4.2 PSASP可实现的功能
PSASP采用稀疏矩阵的技术编写了牛顿法潮流、复杂故障暂态稳定等电网计算程序，使计算规模和速度得到大幅度提高；PSASP暂态稳定程序可考虑任意复故障；具备强大的用户自定义建模（UD）功能，可建立各种元件和系统的自定义模型（电源、负荷、控制保护装置、FACTS元件等），实现程序功能扩充。基于用户自定义模型，可进行潮流、暂态稳定、小干扰稳定等各种计算；提供开放的用户程序接口（UPI）。
（1）稳态分析的潮流计算、网损分析、最优潮流和无功优化、静态安全分析、谐波分析、静态等值等；
（2）故障分析的短路计算、复杂故障计算以及继电保护整定计算等；
（3）机电暂态分析的暂态稳定计算、直接法稳定计算、小干扰稳定计算、电压稳定计算、动态等值、电动机启动、控制系统参数优化与协调以及电磁-机电暂态分析等。
5 2015年阿坝电网潮流稳定仿真计算分析报告
5.1 计算条件
5.1.1 计算背景
电网稳定计算程序使用电科院《电力系统分析综合程序》（PSASP7.1版本）第四章已做详细介绍，根据四川省发布的2015年冬平大发布数据为基础，将阿坝电网110kV电压网络加入，形成阿坝电网独立的潮流分析报告，数据均为2015年阿坝电网实际数据为基础，真实反映阿坝电网基本运行情况。
5.1.2 故障类型、故障切除时间及稳定措施
（1）稳定计算按照《电力系统安全稳定导则》要求，220kV双回或多回线和环网线路按三相短路故障且快速保护投运校核稳定水平；同塔双回线路按异名相故障同时跳闸校核稳定水平；单回线路按单瞬故障重合成功校核；母线故障按母差保护投运校核；
（2）故障切除时间（包括开关动作时间）
220kV线路故障，两端快速保护近端取0.12s切除故障，线路单相故障重合闸时间为实际整定时间。220kV主变或母线故障，快速保护0.12s切除故障。
5.1.3 暂态稳定计算判据
暂态稳定计算结果，同时满足以下3个判据，认为系统稳定；若其中任一个判据不满足，则认为系统不稳定。
（1）功角稳定：故障后，同步系统中任意2台机组相对角度摇摆曲线呈减幅振荡。或者主要机组间相对角度摇摆呈减幅振荡，个别小机组与主网间失步，但切除小机组后，主网能够稳定。
（2）电压稳定：在电力系统受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够恢复到0.8p.u以上。中长期过程中负荷母线电压能够保持或恢复到0.9p.u以上。
（3）频率稳定：在采取了切机、切负荷后，频率不高于51.5Hz，不低于47.5Hz。
5.2 计算内容
2015年阿坝电网丰大、小方式以及枯期大、小方式下的潮流计算；阿坝电网220kV单、双回线及环网线路稳定校核计算。110kV单、双回线路稳定校核计算。
5.3 阿坝2015年丰、枯水期典型潮流计算图
阿坝电网水电资源丰富，但与主网联接薄弱，丰期检修方式下，水电送出线路发生N-2将切除水电并网线路。
5.3.1 丰大典型潮流
阿坝电网负荷为1020MW，110kV上网水电站出力478.4MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。牧区电网充电无功富裕，网内电抗器均投入状态，除了夜晚负荷低谷时电压偏高外，其余时间均正常。2015年丰大方式典型潮流图：
5.3.2 丰小典型潮流
阿坝电网负荷为1015MW，110kV上网水电站出力320MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。110kV各站电压在合格范围。2015年丰小方式典型潮流图：
5.3.3 枯大典型潮流
阿坝电网负荷为1018MW，110kV上网水电站出力315MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。由于枯水期水电出力减少，阿坝变电站由于处于长线路末端，运行电压偏低。另外月亮湾变电站投运后，唐克、若尔盖、俄真通过月亮湾变电站供电，长线路末端电压越下限。为防止系统电压崩溃，阿坝变电站用电负荷控制在12MW。2015年枯大方式典型潮流图： 5.3.4 枯小典型潮流
阿坝电网负荷960MW，110kV上网水电站出力250MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。由于枯水期水电出力减少，阿坝变电站由于处于长线路末端，运行电压偏低。另外月亮湾变电站投运后，唐克、若尔盖、俄真通过月亮湾变电站供电，长线路末端电压越下限。为防止系统电压崩溃，阿坝变电站用电负荷控制在12MW。2015年枯小方式典型潮流图：
6 阿坝县域电网薄弱环节以及运行风险报告
6.1 概述
阿坝电网由于历史原因，在调控统一之前均是各县电网各自为政，缺乏与主网联系，即使近几年阿坝电网在不断发展壮大，但是电网的薄弱环节依旧很明显。在之前章节已详细介绍并举例阐述阿坝县域电网的结构性及供电可靠性，在本章节将会利用PSASP软件，在第五章丰大、枯小两种极端情况下，加入110kV及以下县域电网部分，模拟仿真出县域电网薄弱环节。
6.2 计算条件
便于仿真模型的搭建及潮流分析，根据35kV变电站及小水电实际情况，在仿真软件中直接等值于35kV母线上网、下网负荷。根据实际电网运行情况，模拟潮流动态图，通过人为设置故障，模拟出事故情况，从而作出分析报告。
6.3 阿坝县域电网薄弱环节以及运行风险（丰大、枯小）
6.3.1 汶川县电网
汶川电网目前仅通过35kV郭坪线并入主网运行。在丰大的运行方式下，汶川电网水电出力丰富，上网负荷达61MW。若35kV郭坪线事故跳闸，汶川电网水电机组高频高压切机动作，将导致汶川电网垮网，造成大面积停电事故。若35kV郭坪线故障短时不能消除，汶川电网只能孤网运行，因汶川网内水电厂均不具备调节能力，不得不弃水，造成水资源浪费。
在枯小运行方式下，汶川电网水电出力不足，通过35kV郭坪线下网负荷达8MW。若35kV 郭坪线因事故或受郭家坝站（岷江水电）下网负荷限制跳闸，将导致汶川电网垮网，造成大面积停电事故。若35kV郭坪线故障短时不能消除，汶川南网只能孤网运行，无论在丰水期还是枯水期，35kV郭坪线故障消除后，因35kV郭坪线没有同期装置，不具备同期功能，汶川电网只能通过停电换电方式恢复并网运行，造成停电范围扩大，增加停电操作时间，严重影响汶川电网供电可靠性。
综上所述，汶川电网仅通过35kV郭坪线并网运行以及35kV郭坪线没有同期装置，都严重影响汶川电网的供电可靠性，是汶川电网最为薄弱一环，长期以此方式运行存在较大的运行风险。汶川南网峰期、枯期预计水电出力及用电负荷。
6.3.2 马尔康、金川县电网
马尔康电网负荷主要分为110kV和35kV两个部分，其中110kV部分由110kV主网架供电，供电可靠性相对35kV部分较高，35kV网架是马尔康电网的薄弱环节。35kV电网部分热足电站（18.9MW）、太阳河电站（21MW）、从恩电站（10MW）均通过35kV热桥线并入110kV主网架，但由于35kV热桥线为LGJ-185的单回线路，考虑线路热稳定极限，35kV热桥线上网负荷限制在26MW以内。
在丰水期热足、太阳河、从恩3个电站满发的情况下，总计水电出力接近50MW，远远超过35kV热桥线的热稳定极限，另35kV热桥线运行年代久远、故障频发，因此马尔康地区在丰水期窝电现象十分严重，大大降低了马尔康35kV居民用电的供电可靠性。
金川电网通过35kV金乌线、35kV乌安线经110kV石广东变电站并入马尔康110kV网架。由于线路通道状况不佳，以及受自然灾害的影响，110kV石乌线、110kV桥石线在2015年累计跳闸次数分别高达15次和14次，是整个阿坝州电网110kV线路跳闸次数最多的两条线路。110kV石乌线或110kV桥石线事故跳闸后，金川县电网被迫与主网解列、失电，严重影响金川县工农业生产及城乡居民用电，供电可靠性极低。马尔康、金川县电网峰期、枯期预计水电出力及用电负荷。
7 利用电磁环网提高阿坝县域电网供电可靠性分析报告
基于阿坝各县域电网目前的运行现状及网络构架，针对各县域电网的薄弱环节，在不过多的增加设备新建投资成本，又能快速高效解决阿坝各县域电网供电可靠性低问题的前提下，本文提出利用电磁环网来提高阿坝县域电网供电可靠性的方案。本章将利用PASAP软件的潮流计算功能，结合阿坝州汶川、马尔康、金川、红原、小金5个县域电网的实际情况，在丰水期大方式、枯水期小方式两种极端条件下，进行各县域电网110kV/35kV电磁环网仿真计算分析。
7.1 汶川县电网电磁环网分析
7.1.1 汶川县电网电磁环网结构
针对汶川县电网仅通过35kV郭坪线并网运行这一薄弱环节，结合汶川县电网目前的网架结构，110kV黑郭线和35kV郭坪线带电运行，35kV黑茅线具备带电条件，本节将构建“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”的电磁环网结构，加强汶川县电网与主网的联系，以此来提高汶川县电网的供电可靠性。
7.1.2 丰大方式电磁环网分析
在汶川电网正常运行方式下，将“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”环网运行，辅以表6-1中汶川电网各厂站丰大方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图7所示。
由于丰水期各水电厂出力丰富，整个汶川电网水电富裕，汇集水电有功59.335MW经郭家坝送至主网。各厂站35kV电压值在36.002-36.653之间，110kV电压值在114.572～114.658之间，均满足《阿坝电力系统调度管理规程中》电压质量要求。从线路热稳定角度考虑，在丰水期各电厂满发的情况下，35kV郭坪线上网负荷达到34MW，超过其热稳定极限，风险极大，其余各线路负荷均在其热稳定极限之内。环内各线路参数及限额控制 汶川电网电磁环网运行后，若35kV郭坪线事故跳闸或检修，如图8中所示，汶川电网各厂站以单线串供方式并网。汶川电网汇集的58MW的水电出力全通过110kV黑郭线并网，各线路负荷均不会超过各自的热稳定极限。但对于供电末端的三江、照壁及其下接并网厂站由于供电线路过长，会出现电压偏高的现象，存在一定风险，其余各厂站电压均在合格范围之内。另外，若110kV黑郭线事故跳闸，汶川电网汇集的58MW的水电出力只能通过35kV郭坪线并网，远远超过35kV郭坪线的热稳定极限，并且35kV黑茅线负荷也达到38.2MW，同样超过35kV黑茅线热稳定极限，运行风险十分高。
7.1.3 枯小方式电磁环网分析
在汶川电网正常运行方式下，将“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”环网运行，辅以表1中汶川电网各厂站枯小方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图7-3所示。
枯水期由于水电出力减少，但汶川电网整体水电出力还有富裕，枯期电磁环网运行较为稳定，各厂站电压质量合格，各线路均为无过载现象。而且还能避免汶川电网目前运行方式下郭坪线下网负荷受限的限制，因此枯水期汶川电网电磁环网运行既能提高汶川电网的供电可靠性，也不会造成设备过载，是为理想运行方式。
在枯水期，若110kV黑郭线事故跳闸或检修，汶川电网仅通过35kV郭坪线并网运行，35kV郭坪线上网负荷仅4.8MW，其他线路也未过载，且各厂站电压质量均在合格范围之内；若35kV郭坪线事故跳闸或检修，则汶川电网富裕水电通过110kV黑郭线上网，各线路也不会过载运行，各厂站电压质量均合格。因此枯水期汶川电网电磁环网运行能大大提高汶川电网的供电可靠性。
7.1.4 小结
通过上述分析可知，在丰水期环网运行以及110kV黑郭线停运后，35kV郭坪线负荷均超过其热稳定极限，因此建议35kV郭坪线、35kV黑茅线均扩建为两回LGJ-185线路，并在茅坪子变电站增设安控装置，及时切除部分并网水电线路，以保证汶川电网供电可靠性。在枯水期由于水电出力减少，汶川网内水电富裕减少，无论环网运行还是环网后任一线路因故停运，各线路均不会过载运行，且各厂站电压质量合格。因此为提高汶川电网枯水期供电可靠性，建议汶川电网枯水期电磁环网运行。另外，为保证汶川电网电磁环网的安全稳定运行，建议在黑土坡、茅坪子站装设同期装置。表3汶川南线路参数。
7.2 马尔康、金川县电网电磁环网分析
7.2.1 马尔康、金川县电网电磁环网结构
针对马尔康电网35kV网架仅通过35kV热桥线与主网相连，金川县电网仅通过110kV石乌线并网运行的薄弱环节，结合马尔康、金川县电网目前的网架结构，110kV桥石线、石乌线和35kV热阿线、金乌线均带电运行正常，本节将构建“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”的电磁环网结构，加强马尔康35kV电网、金川县电网与主网的联系，以此来提高马尔康、金川县电网的供电可靠性。马尔康、金川县电网电磁环网结构如下图所示：
7.2.2 丰大方式电磁环网分析
在马尔康、金川县电网正常运行方式下，将“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”环网运行，辅以表2中马尔康、金川电网各厂站丰大方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图11所示。
由于丰水期各水电厂出力丰富，整个马尔康、金川电网水电富裕，除开各自消耗电量后仍汇集水电有功61.715MW经邓家桥送至主网。各厂站35kV电压值在36.525～38.746之间，110kV电压值在116.849～119.011之间，除负荷较轻的几个站电压偏高外，其余均满足《阿坝电力系统调度管理规程中》电压质量要求。从线路热稳定角度考虑，在丰水期各电厂满发的情况下，35kV热桥线上网负荷达到28.050MW，略微超过其热稳定极限，稍有风险，其余各线路负荷均在其热稳定极限之内。环内各线路参数及控制限额表4
从环网内分析可知110kV石乌线和35kV热桥线事故后对环网稳定运行影响最大，以下对该两条线路停运的情况进行分析。
马尔康、金川电网电磁环网运行后，若35kV热桥线事故跳闸或检修，马尔康电网各水电厂电量只能通过金川电网并入网，此时35kV热阿线双江口至阿拉伯段线路、35kV阿城将支线、35kV金乌线线路负荷会超过其热稳定极限。
马尔康、金川电网电磁环网运行后，若110kV石乌线事故跳闸或检修，35kV热桥线负荷将达到44.655MW，严重超过其热稳定极限，风险极高。金川地区因为单线串供距离较长的原因，电压会有所偏高。
7.2.3 枯小方式电磁环网分析
在马尔康、金川县电网正常运行方式下，将“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”环网运行，辅以表2中马尔康、金川电网各厂站枯小方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出马尔康、金川县电网电磁环网运行后潮流如图14所示。
马尔康、金川电网在枯水期电磁环网运行时，环网内各线路负荷均未超过各自热稳定极限，且各厂站电压质量合格，在双江口、热足水电出力丰富地区电压偏高。因此马尔康、金川电网枯水期电磁环网运行也是较为理想的运行方式。
在枯水期，由于水电出力较少，马尔康、金川电网电磁环网运行后，若110kV石乌线事故跳闸或检修，如图16所示，网内各线路负荷均不会超过各自热稳定极限，且各厂站电压质量合格，马尔康金川电网均可正常并网运行。若35kV热桥线事故跳闸或检修，如图15所示，环网内各线路均不会出现过载现象，但马尔康、金川电网电压偏低，需无功手段调节。
7.2.4 小结
通过上述分析可知，在丰水期环网运行以及110kV石乌线停运后，35kV热桥线负荷均超过其热稳定极限，以及35kV热桥线停运后，35kV热阿线、阿城江支线、金乌线负荷均超过各自热稳定极限，因此建议35kV热桥线扩建为两回LGJ-185线路，35kV阿城江支线由LGJ-120导线更换为LGJ-185导线，并在阿拉伯变电站增设安控装置，及时切除部分并网水电线路，以保证马尔康35kV电网、金川电网供电可靠性。在枯水期，马尔康金川电网电磁环网运行后，任一线路停运，马尔康、金川电网均可正常运行，不会被迫解列或失电，但35kV热桥线因故停运后，马尔康、金川电网的电压较低。
8 结语
通过七章对阿坝电网的详细介绍，主要在于阿坝电网目前处于较为薄弱阶段，不管是电网结构、电网负荷还是电力设备均为达到坚强电网的标准。只有通过不断的建设和改造，逐渐改变这一现状，利用电磁环网是坚强电网的过度阶段，对于目前阿坝电网而言是一个较为理想的调控手段。
利用PSASP软件，对阿坝110kV及以下县域电网进行了准确模拟，各厂站的负荷均为当时真实负荷，具有较强的可靠性，并且模拟丰小、枯大两种极端情况，更能反应当前电网的真实性。在目前情况下，哪些110kV以下县域电网可以利用电磁环网进行倒闸操作，哪些110kV以下县域电网可以长期利用电磁环网运行以及提出的整改措施均是真实模拟情况。
随着110kV输电网络逐渐完善，电磁环网运用的越发成熟，电网薄弱问题得到了极大改善，我们将会继续建设不同电压等级网络，彻底改善阿坝电网的网架结构，提高电网的输、供电能力，早日实现阿坝坚强电网。
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（作者单位：国网四川省电力公司阿坝供电公司）
关键词：电压电磁环网；县域电网；可靠性
1 前言
1.1 研究的背景和意义
阿坝州位于四川省西北部，紧邻成都平原，北部与青海、甘肃省相邻，东南西三面分别与成都、绵阳、德阳、雅安、甘孜等市州接壤。自阿坝电网成立以来，一直是四川电网重要组成部分，不仅承担者阿坝工业、农业、城乡居民生活用电更担负着岷江流域水电输出的重任。随着阿坝电网成立10余年以来，在电网建设和规划上大步前进，电网构架和稳定性上得到了大大的提升。截止2015年8月，阿坝地调调度管辖水电站91座，容量57.3万kW；220kV变电站11座，容量312.5万kVA；110kV变电站45座，容量169.9万kVA；35kV变电站68座，容量41.4万kVA。220kV线路6条，线路长度210.975km；110kV线路79条；线路长度1630.336km；35kV线路140条；线路长度2048.37km；10kV线路261条。光伏电站1座，装机容量20MW。
但是历史和地理原因，即使电网规模达到了一定程度，但阿坝电网110kV以下网架结构仍然薄弱：线路基本为放射性架构；单线、单变、串联供电突出；电网运行方式不够灵活；任一主干线路检修或故障将造成一座或几座变电站与主网解列或被迫失电，供电可靠性低。并且大多数县域电网变电站没有同期装置，一旦线路检修将会出现大面积的停电换电操作，停电时间大大增加。由此在电网薄弱环节之上，110kV及以下电压通过短时电磁环网和长期环网运行，一定程度上提高了供电可靠性。本课题就通过阿坝电网现电网构架，利用电科院PSASP（7.1版本）通过潮流计算模拟仿真出110kV与县域35kV电网电磁环网运行，研究分析出阿坝县域电网运行薄弱环节和安全运行风险，分析利用电磁环网提高阿坝县域电网供电可靠性。
2 阿坝电网结构和特点
2.1 阿坝电网结构
2.1.1 阿坝地区地域、气候环境特点
（1）水能、太阳能、风能等清洁能源丰富
阿坝既是长江上游主要支流岷江、大渡河、涪江的发源地，是四川西部重要的水电能源基地，水能资源蕴藏量1933万kW，可开发量1400余万kW。截止2015年8月，全州已投产水电装机容量523万kW。红原、若尔盖地区为广袤的草原，日照丰富，风力持久。目前已开发红原花海太阳能电站、卓坤光伏电站。
（2）山区、多地质灾害
优势：水力势能可以充分开发；
劣势：输电走廊环境恶劣，地震、泥石流、山体滑坡等地质灾害致使输电走廊恶劣的运行环境“雪上加霜”。
（3）气候恶劣
多风、雨雪、雷暴、冰雹等恶劣天气环境
2.1.2 阿坝电网基本情况
（1）500kV电网：阿坝电网拥有500kV变电站3座，变电容量5000MVA；500kV主网架为500kV茂谭双回，用于北部电网的水电输出。
（2）220kV电网：阿坝电网拥有220kV变电站11座，变电容量3125MVA；220kV线路48条，总长度1316.315km。220kV主网架的特点是已在汶川南部形成五条水电送出通道，与成都相连。一条专线对阿坝铝厂供电。北部一回线路220kV东曲线与绵阳相连。
（3）110kV电网：阿坝电网110kV变电站53座，变电容量共2606.3MVA。
（4）35kV电网：阿坝电网35kV变电站65座，变电容量共350.43MVA。
2.1.3 110kV电压构架特点
（1）阿坝电网发展起步晚，标准低，州内各种电力体制并存，对电网的发展带来了较大的影响。一是由于之前发展重水电开发，轻电网建设，致使各县级电网就近接入并网电站联络变情况普遍，如遇电站设备大修年检停电，县级电网将孤网运行或者全停，供电可靠性较低。二是因通道紧张和减少投资考虑，单线单变、串联供电、T接线路“挂灯笼”等现象较为严重，对电网安全运行带来了较大的隐患。牧区电网、九龙电网沿线单线、长距离供电，可靠性较低，2015年初110kV月亮湾变电站投运后，牧区、九龙电网可实现转供，但环网上部分线路线径、CT变比过小（200/5），转供负荷受限且供电末端易发生电压问题及低频振荡，检修安排极为困难。三是部分县电网缺乏备用电源，主设备缺陷和隐患得不到及时消除如阿坝县电网仅有一回110kV线路串供，因无转供能力和孤网运行能力，其110kV安麦线以及麦阿线的绝缘子缺陷迟迟得不到消除。存在阿坝县电网的大面积停电的风险。四是电网电压问题较为突出。由于草原各县民用负荷水平低，供电半径大（最远达300km），110kV以上输电线路充电无功富裕，电压调节能力差，呈现出110kV偏上下限运行，电压波动幅度较大，供电质量问题突出。此外由于分布式小水电和居民用电混杂，升压变和降压变额定电压标准不同，电压合理范围难以调节。
其余4个县：汶川南网接于岷江水电、汶川北网接于威州电站、黑水电网接于竹格多电站并入500kV色尔古变电站、小金电网接于猛固桥电站并入220kV小金变电站、茂县电网是茂县地方电力供电，前端九龙电网。 2.1.4 阿坝35kV县域电网构架特点
由于历史原因，各县供电公司配网较为脆弱，设备老旧严重，维护资金缺乏，设备故障率较高，保护误动拒动情况比较常见。现有农网配套工程进度滞后，布点不足，电站选择就近并网T接或者开π情况常见，近期内县电网供电可靠性和供电质量难以提升。如马尔康电网受主变容量（1.6万kVA）及线路限制，枯期限电严重。金川电网大部分负荷T接于35kV城安线，35kV城安线设备故障将造成金川县大面积停电，供电可靠性极差，同时金川电网至今仍然是借用电站并网线路并入110kV勒乌变电站。阿坝县贾洛、安羌、麦尔玛等区域仅通道35kV达阿线并入主网运行，35kV达阿线故障停运将造成多个乡镇全停。
阿坝州地域广袤和通道资源紧张和建设阻工等因素，现有国网变电站布点不足，电站选择就近并网T接或者开π情况常见，影响了县级电网供电可靠性和供电质量提升。
2.2 阿坝电网负荷特性及电压质量
2.2.1 阿坝电网负荷特性突出
阿坝电网目前最大网供负荷106万kW，年售电量约80亿kW·h。90%为工业负荷，10%分散分布的民用负荷。以汶川、马尔康、金川电网占主要，阿坝电网最大的工业负荷为阿坝铝厂，约30万kW瓦，占网供负荷的1/3。
阿坝电网的电网构架不仅薄弱，再加上负荷负荷和种类及其复杂，严重制约着电网的供电可靠性，也会加重电磁合环运行的风险，如何控制负荷分布和计划用电是阿坝电网可靠运行的关键所在。并且目前电网特点对电压质量的影响也十分大。
2.2.2 阿坝电网电压问题较为突出
由于阿坝电力系统民用负荷水平低，高载能负荷比重大，水电区域性分布密集，加上地域广袤等因素，使得阿坝电力系统负荷供电半径大，110kV以上输电线路充电无功富裕，径流式小水电众多，电压调节能力差，呈现出110kV以上电压偏高运行，局部35kV以下配网末端电压偏低运行，电压波动幅度较大，供电质量问题突出。由于分布式小水电和居民用电混杂，升压变和降压变额定电压标准不同，电压合理范围难以调节
图2 网改造前阿坝电网典型的一个输电半径（110kV串长265kM）
3 电磁环网现象及阿坝县域电磁环网必要性
3.1 电磁环网形成的原因
电力系统的电磁环网是指由不同电压等级的供、输电线路通过变压器的电磁回路联系构成的环形电网。通常是在两个相邻电压等级的电气设备间形成，而两个以上电压等级的电气设备间形成电磁环网的情况一般仅在事故处理等过渡时期才暂时出现。由于电网的形成过程是逐级建设，一步步完善的，而电力系统的负荷随着经济高速发展增加的速度很快，为了让电网传输更多的功率，降低成本，相对较低一级电压等级线路也会用来承担远距离的电力输送，因此在输电过程中与高级电压线路会构成联系紧密的网状结构，同时这样也可以在高电压等级线路故障或者检修状态时，低电压等级线路能保障受端区域的一二级负荷正常用电，电网运行的安全可靠性在一定程度上得到了提高。
3.2 电磁环网运行的可行性
虽然《电力系统技术导则》中规定尽量避免电磁环网运行，应当合理布局网架结构，规划设计时尽量考虑下一步的发展，做到发展与实际紧密结合。但是在电力系统的实际运行中，并非一切电磁环网运行方式对系统稳定运行都是不利的，特别是在低一级电压网架结构较坚强而高一级电压网架结构较薄弱的情况下，电磁环网合环比开环运行更有利。
3.2.1 国内电磁环网运行经验
通过分析研究我国华北、华东、南方电网等各大区电网的电磁环网运行方式安排和解环实施方案可以发现：电磁环网是电网建设过程中的产物，当高一级网架还不坚强时有其存在的合理性。随着我国电力市场改革的深入，特别是厂网分开后，电网的经济运行直接关系到电网公司的经济效益。此时，在保证电网安全稳定运行的前提下，电磁环网运行可以充分利用现有的资源、降低电网建设成本、节约建设输电线路的投资、提高输电断面的输电能力和可靠性、降低输电损失，给电网公司带来巨大的经济利益。
3.2.2 国外电磁环网运行经验
国外对电磁环网的安全稳定运行尤其是开环运行的研究并不多，研究重点更多集中在抑制电磁环网内可能产生的功率环流这一主题上。究其原因在于发达国家的电网结构比较坚强，电磁环网故障引起的潮流转移造成的后果并不严重而其合环运行还具有一定的经济性，因此这些国家的主要研究重点在于将柔性控制技术应用于电磁环网中，以消除环流或对功率分布进行控制，提高系统运行的经济性。
3.2.3 电磁环网运行需要坚持的原则
（1）在事故情况下，环网中任一元件（主要是高压元件）断开，即便发生功率转移，也不至造成稳定破坏。
（2）电磁环网运行时，继电保护配置、整定配合好，安全稳定措施实施简单可靠。
（3）电磁环网运行后，受端电压水平应基本不受影响。
（4）电磁环网运行，任一母线短路容量的提高，不应造成开关遮断困难。
（5）电磁环网运行，输电损失不应明显增加。
3.3 阿坝县域电网电磁环网运行的必要性
针对阿坝电网现状，提高县域电网供电可靠性，有如下几种思路：
（1）加强110kV电网建设
加强110kV电网的建设，形成双回或多回线路，增设110kV站点，都能够使110kV电网网架更坚强，供电可靠性更高，一条线路事故跳闸后不至于造成县域电网解列、瓦解的局面。但建设110kV网络的投入资金是巨大的，且现阶段110kV电网网架能够满足各县域电网的符合要求，并不存在负荷受限的问题，因此经济性不高，而且年限也相对较长。
（2）增加现有设备的维护力度
在目前阿坝电网网架的基础上，加强设备的日常维护确实可以在一定程度上减少电网事故的概率，在一定程度上提高县域电网的供电可靠性。但，这不是长久之计。其一，目前县公司本身人手有限，在现有维护工作上另外增加维护工作，加大力度，无疑会让县公司的人员安排更是捉襟见肘；其二，阿坝电网受地理地貌特征所限，厂站、线路多处于高原山区地带，面对不可抗拒的自然灾害，加大设备维护力度，并不能从根本意义上提高县域电网的供电可靠性。 （3）110/35kV电磁环网运行
现阿坝部分县域电网已具备110/35kV电磁环网运行的硬件条件，不需要新的投资建设，需要做的就是继电保护的调整、相位相序的核对、部分小线径线路的改，投入成本相对较低，实现也相对容易。还有部分县域电网还未形成环网布置的，也仅仅是需要新建一条35kV或者110kV线路便可实现电磁环网布置。
110/35kV电磁环网运行，将会大大提高县域电网的供电可靠性。一方面，一条线路或一台主变故障，不会造成全县失电的尴尬局面；另一方面，不仅在重要线路或主变检修期间，县域电网仍然可以保证正常供电，避免孤网运行的不稳定性，而且检修工毕后，恢复送电时也不必采用停电换电方式来恢复县域电网的供电。
综合来看，由于阿坝电网目前的110kV网架薄弱，部分县域电网已具备电磁环网的基础布置，采用110/35kV电磁环网运行方式提高阿坝县域电网供电可靠性是最经济有效的应对措施。
4 电力系统分析综合程序
4.1 PSASP简介
电力系统分析综合程序（Power System Analysis Software Package，PSASP）是由中国电力科学研究院研发的一套具有我国自主知识产权功能强大、使用方便的电力系统分析程序，也是资源共享、高度集成和开放的大型软件包。主要是基于电网基础数据库、固定模型库以及用户自定义模型库的支持，实现电力系统的各种分析计算。PSASP被誉为电力系统规划设计人员确定经济合理、技术可行的规划设计方案的重要工具；是运行调度人员确定系统运行方式、分析系统事故、寻求反事故措施的有效手段；是科研人员研究新设备、新元件投入系统等新问题的得力助手。
4.2 PSASP可实现的功能
PSASP采用稀疏矩阵的技术编写了牛顿法潮流、复杂故障暂态稳定等电网计算程序，使计算规模和速度得到大幅度提高；PSASP暂态稳定程序可考虑任意复故障；具备强大的用户自定义建模（UD）功能，可建立各种元件和系统的自定义模型（电源、负荷、控制保护装置、FACTS元件等），实现程序功能扩充。基于用户自定义模型，可进行潮流、暂态稳定、小干扰稳定等各种计算；提供开放的用户程序接口（UPI）。
（1）稳态分析的潮流计算、网损分析、最优潮流和无功优化、静态安全分析、谐波分析、静态等值等；
（2）故障分析的短路计算、复杂故障计算以及继电保护整定计算等；
（3）机电暂态分析的暂态稳定计算、直接法稳定计算、小干扰稳定计算、电压稳定计算、动态等值、电动机启动、控制系统参数优化与协调以及电磁-机电暂态分析等。
5 2015年阿坝电网潮流稳定仿真计算分析报告
5.1 计算条件
5.1.1 计算背景
电网稳定计算程序使用电科院《电力系统分析综合程序》（PSASP7.1版本）第四章已做详细介绍，根据四川省发布的2015年冬平大发布数据为基础，将阿坝电网110kV电压网络加入，形成阿坝电网独立的潮流分析报告，数据均为2015年阿坝电网实际数据为基础，真实反映阿坝电网基本运行情况。
5.1.2 故障类型、故障切除时间及稳定措施
（1）稳定计算按照《电力系统安全稳定导则》要求，220kV双回或多回线和环网线路按三相短路故障且快速保护投运校核稳定水平；同塔双回线路按异名相故障同时跳闸校核稳定水平；单回线路按单瞬故障重合成功校核；母线故障按母差保护投运校核；
（2）故障切除时间（包括开关动作时间）
220kV线路故障，两端快速保护近端取0.12s切除故障，线路单相故障重合闸时间为实际整定时间。220kV主变或母线故障，快速保护0.12s切除故障。
5.1.3 暂态稳定计算判据
暂态稳定计算结果，同时满足以下3个判据，认为系统稳定；若其中任一个判据不满足，则认为系统不稳定。
（1）功角稳定：故障后，同步系统中任意2台机组相对角度摇摆曲线呈减幅振荡。或者主要机组间相对角度摇摆呈减幅振荡，个别小机组与主网间失步，但切除小机组后，主网能够稳定。
（2）电压稳定：在电力系统受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够恢复到0.8p.u以上。中长期过程中负荷母线电压能够保持或恢复到0.9p.u以上。
（3）频率稳定：在采取了切机、切负荷后，频率不高于51.5Hz，不低于47.5Hz。
5.2 计算内容
2015年阿坝电网丰大、小方式以及枯期大、小方式下的潮流计算；阿坝电网220kV单、双回线及环网线路稳定校核计算。110kV单、双回线路稳定校核计算。
5.3 阿坝2015年丰、枯水期典型潮流计算图
阿坝电网水电资源丰富，但与主网联接薄弱，丰期检修方式下，水电送出线路发生N-2将切除水电并网线路。
5.3.1 丰大典型潮流
阿坝电网负荷为1020MW，110kV上网水电站出力478.4MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。牧区电网充电无功富裕，网内电抗器均投入状态，除了夜晚负荷低谷时电压偏高外，其余时间均正常。2015年丰大方式典型潮流图：
5.3.2 丰小典型潮流
阿坝电网负荷为1015MW，110kV上网水电站出力320MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。110kV各站电压在合格范围。2015年丰小方式典型潮流图：
5.3.3 枯大典型潮流
阿坝电网负荷为1018MW，110kV上网水电站出力315MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。由于枯水期水电出力减少，阿坝变电站由于处于长线路末端，运行电压偏低。另外月亮湾变电站投运后，唐克、若尔盖、俄真通过月亮湾变电站供电，长线路末端电压越下限。为防止系统电压崩溃，阿坝变电站用电负荷控制在12MW。2015年枯大方式典型潮流图： 5.3.4 枯小典型潮流
阿坝电网负荷960MW，110kV上网水电站出力250MW。220kV母线电压按逆调压原则进行调整，电压合格。由于枯水期水电出力减少，阿坝变电站由于处于长线路末端，运行电压偏低。另外月亮湾变电站投运后，唐克、若尔盖、俄真通过月亮湾变电站供电，长线路末端电压越下限。为防止系统电压崩溃，阿坝变电站用电负荷控制在12MW。2015年枯小方式典型潮流图：
6 阿坝县域电网薄弱环节以及运行风险报告
6.1 概述
阿坝电网由于历史原因，在调控统一之前均是各县电网各自为政，缺乏与主网联系，即使近几年阿坝电网在不断发展壮大，但是电网的薄弱环节依旧很明显。在之前章节已详细介绍并举例阐述阿坝县域电网的结构性及供电可靠性，在本章节将会利用PSASP软件，在第五章丰大、枯小两种极端情况下，加入110kV及以下县域电网部分，模拟仿真出县域电网薄弱环节。
6.2 计算条件
便于仿真模型的搭建及潮流分析，根据35kV变电站及小水电实际情况，在仿真软件中直接等值于35kV母线上网、下网负荷。根据实际电网运行情况，模拟潮流动态图，通过人为设置故障，模拟出事故情况，从而作出分析报告。
6.3 阿坝县域电网薄弱环节以及运行风险（丰大、枯小）
6.3.1 汶川县电网
汶川电网目前仅通过35kV郭坪线并入主网运行。在丰大的运行方式下，汶川电网水电出力丰富，上网负荷达61MW。若35kV郭坪线事故跳闸，汶川电网水电机组高频高压切机动作，将导致汶川电网垮网，造成大面积停电事故。若35kV郭坪线故障短时不能消除，汶川电网只能孤网运行，因汶川网内水电厂均不具备调节能力，不得不弃水，造成水资源浪费。
在枯小运行方式下，汶川电网水电出力不足，通过35kV郭坪线下网负荷达8MW。若35kV 郭坪线因事故或受郭家坝站（岷江水电）下网负荷限制跳闸，将导致汶川电网垮网，造成大面积停电事故。若35kV郭坪线故障短时不能消除，汶川南网只能孤网运行，无论在丰水期还是枯水期，35kV郭坪线故障消除后，因35kV郭坪线没有同期装置，不具备同期功能，汶川电网只能通过停电换电方式恢复并网运行，造成停电范围扩大，增加停电操作时间，严重影响汶川电网供电可靠性。
综上所述，汶川电网仅通过35kV郭坪线并网运行以及35kV郭坪线没有同期装置，都严重影响汶川电网的供电可靠性，是汶川电网最为薄弱一环，长期以此方式运行存在较大的运行风险。汶川南网峰期、枯期预计水电出力及用电负荷。
6.3.2 马尔康、金川县电网
马尔康电网负荷主要分为110kV和35kV两个部分，其中110kV部分由110kV主网架供电，供电可靠性相对35kV部分较高，35kV网架是马尔康电网的薄弱环节。35kV电网部分热足电站（18.9MW）、太阳河电站（21MW）、从恩电站（10MW）均通过35kV热桥线并入110kV主网架，但由于35kV热桥线为LGJ-185的单回线路，考虑线路热稳定极限，35kV热桥线上网负荷限制在26MW以内。
在丰水期热足、太阳河、从恩3个电站满发的情况下，总计水电出力接近50MW，远远超过35kV热桥线的热稳定极限，另35kV热桥线运行年代久远、故障频发，因此马尔康地区在丰水期窝电现象十分严重，大大降低了马尔康35kV居民用电的供电可靠性。
金川电网通过35kV金乌线、35kV乌安线经110kV石广东变电站并入马尔康110kV网架。由于线路通道状况不佳，以及受自然灾害的影响，110kV石乌线、110kV桥石线在2015年累计跳闸次数分别高达15次和14次，是整个阿坝州电网110kV线路跳闸次数最多的两条线路。110kV石乌线或110kV桥石线事故跳闸后，金川县电网被迫与主网解列、失电，严重影响金川县工农业生产及城乡居民用电，供电可靠性极低。马尔康、金川县电网峰期、枯期预计水电出力及用电负荷。
7 利用电磁环网提高阿坝县域电网供电可靠性分析报告
基于阿坝各县域电网目前的运行现状及网络构架，针对各县域电网的薄弱环节，在不过多的增加设备新建投资成本，又能快速高效解决阿坝各县域电网供电可靠性低问题的前提下，本文提出利用电磁环网来提高阿坝县域电网供电可靠性的方案。本章将利用PASAP软件的潮流计算功能，结合阿坝州汶川、马尔康、金川、红原、小金5个县域电网的实际情况，在丰水期大方式、枯水期小方式两种极端条件下，进行各县域电网110kV/35kV电磁环网仿真计算分析。
7.1 汶川县电网电磁环网分析
7.1.1 汶川县电网电磁环网结构
针对汶川县电网仅通过35kV郭坪线并网运行这一薄弱环节，结合汶川县电网目前的网架结构，110kV黑郭线和35kV郭坪线带电运行，35kV黑茅线具备带电条件，本节将构建“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”的电磁环网结构，加强汶川县电网与主网的联系，以此来提高汶川县电网的供电可靠性。
7.1.2 丰大方式电磁环网分析
在汶川电网正常运行方式下，将“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”环网运行，辅以表6-1中汶川电网各厂站丰大方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图7所示。
由于丰水期各水电厂出力丰富，整个汶川电网水电富裕，汇集水电有功59.335MW经郭家坝送至主网。各厂站35kV电压值在36.002-36.653之间，110kV电压值在114.572～114.658之间，均满足《阿坝电力系统调度管理规程中》电压质量要求。从线路热稳定角度考虑，在丰水期各电厂满发的情况下，35kV郭坪线上网负荷达到34MW，超过其热稳定极限，风险极大，其余各线路负荷均在其热稳定极限之内。环内各线路参数及限额控制 汶川电网电磁环网运行后，若35kV郭坪线事故跳闸或检修，如图8中所示，汶川电网各厂站以单线串供方式并网。汶川电网汇集的58MW的水电出力全通过110kV黑郭线并网，各线路负荷均不会超过各自的热稳定极限。但对于供电末端的三江、照壁及其下接并网厂站由于供电线路过长，会出现电压偏高的现象，存在一定风险，其余各厂站电压均在合格范围之内。另外，若110kV黑郭线事故跳闸，汶川电网汇集的58MW的水电出力只能通过35kV郭坪线并网，远远超过35kV郭坪线的热稳定极限，并且35kV黑茅线负荷也达到38.2MW，同样超过35kV黑茅线热稳定极限，运行风险十分高。
7.1.3 枯小方式电磁环网分析
在汶川电网正常运行方式下，将“黑土坡-郭家坝-茅坪子-黑土坡”环网运行，辅以表1中汶川电网各厂站枯小方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图7-3所示。
枯水期由于水电出力减少，但汶川电网整体水电出力还有富裕，枯期电磁环网运行较为稳定，各厂站电压质量合格，各线路均为无过载现象。而且还能避免汶川电网目前运行方式下郭坪线下网负荷受限的限制，因此枯水期汶川电网电磁环网运行既能提高汶川电网的供电可靠性，也不会造成设备过载，是为理想运行方式。
在枯水期，若110kV黑郭线事故跳闸或检修，汶川电网仅通过35kV郭坪线并网运行，35kV郭坪线上网负荷仅4.8MW，其他线路也未过载，且各厂站电压质量均在合格范围之内；若35kV郭坪线事故跳闸或检修，则汶川电网富裕水电通过110kV黑郭线上网，各线路也不会过载运行，各厂站电压质量均合格。因此枯水期汶川电网电磁环网运行能大大提高汶川电网的供电可靠性。
7.1.4 小结
通过上述分析可知，在丰水期环网运行以及110kV黑郭线停运后，35kV郭坪线负荷均超过其热稳定极限，因此建议35kV郭坪线、35kV黑茅线均扩建为两回LGJ-185线路，并在茅坪子变电站增设安控装置，及时切除部分并网水电线路，以保证汶川电网供电可靠性。在枯水期由于水电出力减少，汶川网内水电富裕减少，无论环网运行还是环网后任一线路因故停运，各线路均不会过载运行，且各厂站电压质量合格。因此为提高汶川电网枯水期供电可靠性，建议汶川电网枯水期电磁环网运行。另外，为保证汶川电网电磁环网的安全稳定运行，建议在黑土坡、茅坪子站装设同期装置。表3汶川南线路参数。
7.2 马尔康、金川县电网电磁环网分析
7.2.1 马尔康、金川县电网电磁环网结构
针对马尔康电网35kV网架仅通过35kV热桥线与主网相连，金川县电网仅通过110kV石乌线并网运行的薄弱环节，结合马尔康、金川县电网目前的网架结构，110kV桥石线、石乌线和35kV热阿线、金乌线均带电运行正常，本节将构建“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”的电磁环网结构，加强马尔康35kV电网、金川县电网与主网的联系，以此来提高马尔康、金川县电网的供电可靠性。马尔康、金川县电网电磁环网结构如下图所示：
7.2.2 丰大方式电磁环网分析
在马尔康、金川县电网正常运行方式下，将“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”环网运行，辅以表2中马尔康、金川电网各厂站丰大方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出汶川电网电磁环网运行后潮流如图11所示。
由于丰水期各水电厂出力丰富，整个马尔康、金川电网水电富裕，除开各自消耗电量后仍汇集水电有功61.715MW经邓家桥送至主网。各厂站35kV电压值在36.525～38.746之间，110kV电压值在116.849～119.011之间，除负荷较轻的几个站电压偏高外，其余均满足《阿坝电力系统调度管理规程中》电压质量要求。从线路热稳定角度考虑，在丰水期各电厂满发的情况下，35kV热桥线上网负荷达到28.050MW，略微超过其热稳定极限，稍有风险，其余各线路负荷均在其热稳定极限之内。环内各线路参数及控制限额表4
从环网内分析可知110kV石乌线和35kV热桥线事故后对环网稳定运行影响最大，以下对该两条线路停运的情况进行分析。
马尔康、金川电网电磁环网运行后，若35kV热桥线事故跳闸或检修，马尔康电网各水电厂电量只能通过金川电网并入网，此时35kV热阿线双江口至阿拉伯段线路、35kV阿城将支线、35kV金乌线线路负荷会超过其热稳定极限。
马尔康、金川电网电磁环网运行后，若110kV石乌线事故跳闸或检修，35kV热桥线负荷将达到44.655MW，严重超过其热稳定极限，风险极高。金川地区因为单线串供距离较长的原因，电压会有所偏高。
7.2.3 枯小方式电磁环网分析
在马尔康、金川县电网正常运行方式下，将“邓家桥-石广东-勒乌-金江-阿拉伯-热足-邓家桥”环网运行，辅以表2中马尔康、金川电网各厂站枯小方式下的有、无功值为基础，仿真模拟出马尔康、金川县电网电磁环网运行后潮流如图14所示。
马尔康、金川电网在枯水期电磁环网运行时，环网内各线路负荷均未超过各自热稳定极限，且各厂站电压质量合格，在双江口、热足水电出力丰富地区电压偏高。因此马尔康、金川电网枯水期电磁环网运行也是较为理想的运行方式。
在枯水期，由于水电出力较少，马尔康、金川电网电磁环网运行后，若110kV石乌线事故跳闸或检修，如图16所示，网内各线路负荷均不会超过各自热稳定极限，且各厂站电压质量合格，马尔康金川电网均可正常并网运行。若35kV热桥线事故跳闸或检修，如图15所示，环网内各线路均不会出现过载现象，但马尔康、金川电网电压偏低，需无功手段调节。
7.2.4 小结
通过上述分析可知，在丰水期环网运行以及110kV石乌线停运后，35kV热桥线负荷均超过其热稳定极限，以及35kV热桥线停运后，35kV热阿线、阿城江支线、金乌线负荷均超过各自热稳定极限，因此建议35kV热桥线扩建为两回LGJ-185线路，35kV阿城江支线由LGJ-120导线更换为LGJ-185导线，并在阿拉伯变电站增设安控装置，及时切除部分并网水电线路，以保证马尔康35kV电网、金川电网供电可靠性。在枯水期，马尔康金川电网电磁环网运行后，任一线路停运，马尔康、金川电网均可正常运行，不会被迫解列或失电，但35kV热桥线因故停运后，马尔康、金川电网的电压较低。
8 结语
通过七章对阿坝电网的详细介绍，主要在于阿坝电网目前处于较为薄弱阶段，不管是电网结构、电网负荷还是电力设备均为达到坚强电网的标准。只有通过不断的建设和改造，逐渐改变这一现状，利用电磁环网是坚强电网的过度阶段，对于目前阿坝电网而言是一个较为理想的调控手段。
利用PSASP软件，对阿坝110kV及以下县域电网进行了准确模拟，各厂站的负荷均为当时真实负荷，具有较强的可靠性，并且模拟丰小、枯大两种极端情况，更能反应当前电网的真实性。在目前情况下，哪些110kV以下县域电网可以利用电磁环网进行倒闸操作，哪些110kV以下县域电网可以长期利用电磁环网运行以及提出的整改措施均是真实模拟情况。
随着110kV输电网络逐渐完善，电磁环网运用的越发成熟，电网薄弱问题得到了极大改善，我们将会继续建设不同电压等级网络，彻底改善阿坝电网的网架结构，提高电网的输、供电能力，早日实现阿坝坚强电网。
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（作者单位：国网四川省电力公司阿坝供电公司）