第一节 本厂在系统中的地位和作用
一、华中电网现状
2002年底华中地区装机容量为52142MW。其中水电装机17985MW，火电装机34157MW。分别占全部装机的34.5%、65.5%。统调装机容量39140MW，其中水电12294MW，火电26845MW。
2002年华中地区发电量221.9TW·h。其中水电发电量64.2TW·h，火电发电量157.7TW·h，分别占全部发电量的28.9%、71.1%。统调发电量168.1TW h，其中水电发电量45.3TW h，火电发电量122.8TW·h。
2002年华中地区全社会用电量为220.3TW·h。统调用电最高负荷30790MW，比上年增长14.72%。
二、湖南省电力系统现状 1．电源现状
2002年底湖南省装机容量为11110.86MW。其中水电装机6135.28MW，火电装机4975.58MW。分别占全省装机的55.2%、44.8%。2002年统调装机容量为7424.65MW，其中水电装机3419.65MW、火电装机4005MW。
2002年湖南省发电量45.387TW·h。其中水电发电量25.329TW·h、火电发电量20.05785TW·h，分别占全省发电量的55.8%、44.2%。
湖南省电网电源主要分布在湖南西部，全省最大火力发电厂为华能岳阳电厂（725MW）。最大水电站为五强溪水电站（1200MW）。
2．网络现状
湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中系统的南部，目前全网分为14个供电区。
湖南电网经两条联络线即葛洲坝～岗市500kV线路及汪庄余～峡山220kV线路与华中电网联系，贵州凯里电厂通过凯里～玉屏～阳塘220kV线路向湖南送电。目前省内已建成五强溪～岗市～复兴～沙坪～云田～民丰～五强溪500kV环网，并且岗市与云田间另有一回500kV线路直接相联。
2002年底湖南省共有500kV变电所5座，变电容量4,250MVA（云田（株洲）2,750MVA，民丰（娄底）1,750MVA，岗市（常德）1,500MVA，复兴（益阳）1,750MVA，沙坪（长沙）1,750MVA）220kV公用变电所54座，变电容量10,590MVA，拥有500kV线路8条894.3km ，220kV线路136条6666km。
2002年底湖南电网共装有无功补偿设备7630.7Mvar，其中电容器6180.2Mvar，并联电抗器1280.1Mvar，调相机50.4Mvar，其他165Mvar。
3．供用电现状
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2002年湖南省全社会用电量为47.76TW·h，其中统调供电量为36.44TW·h。售电量33.173TW·h，统调用电最高负荷6483MW，华中电网净送湖南电量1.59TW·h。购贵州电网电量0.592TW·h。
湖南省负荷主要分布在京广铁路沿线经济发达地区，包括长沙、湘潭、株洲、岳阳、衡阳等地区。
三、娄底市电力系统概况
2002年底娄底市拥有装机容量720.126MW，其中水电65.126MW、火电655.0MW。发电量2.97548TW·h，其中水电0.26015TW·h、火电2.71533TW·h，统调装机容量600MW（金竹山电厂）。
2002年娄底市全部供电量3.125TW·h，最大负荷570MW，统调供电量2.87TW·h，统调最大负荷489MW。
娄底市现有500kV变电所1座，容量750MVA。220kV公用变电所4座，主变6台，容量720MVA。220kV用户自备变电所1座，主变6台，容量211.5MVA。220kV线路11条394km。
四、湖南电网存在的主要问题
1．电源布局受条件限制、受端系统不强
由于动力资源分布不均匀等原因，湖南电网主要电源集中在湘西北地区(柘溪凤滩、五强溪、石门、江垭、凌津滩等)。负荷主要分布在湘东的长、株、潭、岳地区(占全省50%左右负荷)。大量电力远距离西电东送，给湖南电网运行带来许多困难，运行损耗较大、经济性较差。
处于湖南省电网受端系统的长株潭地区，电力电量需求约占全省40%。但目前发电装机容量仅占全省的12.3%。由于受端系统发电能力缺乏，电网支撑能力弱，承受故障冲击能力较差，高峰负荷时系统电压稳定存在一定问题。
2．500kV网架有待加强
湖南500kV电网结构还不够坚强，500kV与220kV仍保持电磁环网运行，电网存在安全隐患。因此，需继续加强500kV骨干网架的建设，并争取早日实现500/220kV电磁环网的开环运行。
3．丰枯差和峰谷差悬殊
2002年湖南省电源中水电比重占55.2%，除东江水电站(多年调节)、江垭水电站(年调节)外，其余的水电站均为季、周、日调节或径流电站。水库调节性能较差，因而造成水电在丰枯期出力和发电量相差很大。1995～2002年湖南统调水电站枯水期电量(月电量)及出力均约为丰水期的1/3左右，非统调水电站调节能力更差，其在电网中并网运行，进一步加大了湖南省水电丰枯期出力差，造成枯水期电网运行困难。
由于湖南省居民生活用电比重的不断提高，使湖南电网系统峰谷差不断拉大。2002年电网统调负荷最大峰谷差达2129MW，电网调峰手段不足，调峰问题日益突出。
4．电网调相调压能力有待加强
湖南省电力市场供需及用电负荷特性发生较大变化后，系统运行的调相调压手段更显不足。主要表现在低谷时电压偏高现象，尤其是在枯水期小负荷方式下部分枢纽点运行电压越限。
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五、电厂在系统中的地位和作用
金竹山电厂扩建工程位于湖南省冷水江市，根据湖南省电力市场发展情况、电力工业发展规划，由于原厂址本身条件限制，电厂进行异地扩建工程建设。本期工程建设容量为1200MW（2×600MW），并预留再扩建2×600MW机组的余地，其接入系统方案主接线方案和出线走廊与老厂无直接关系。
电厂燃料来源为娄底市本地煤，娄底市是湖南省最大的煤炭生产基地，市域内煤炭资源丰富。
金竹山电厂扩建后是湖南电网的骨干电源，作为区域性大厂对湖南电力系统将起到强有力的电源支撑作用，对加强全省主网结构，提高外区电源（葛洲坝、三峡、三板溪水电站）送电湖南能力具有重要的作用。
湖南电网水电比重大，电厂投产后将有利于水火电协调运行，改善电网运行条件。 对湖南电网调峰，调频及调压，提高电网供电质量具有重要作用。 对降低全网发电煤耗，提高发电效益具有重要作用。
第二节 电力市场预测及电力电量平衡
一、电力市场预测
根据湖南省全面建设小康社会的目标纲要和湖南省政府有关部门提供的资料，预计湖南省国内生产总值2000～2010年年均增长9%，2010～2020年年均增长8%左右。
根据党的十六大会议后最新的湖南省电力工业十五规划调整，十一五规划及2020年远景目标，报告拟定高、中、低三个负荷水平，并以高、中方案作为基本方案进行电力电量平衡计算和分析。
湖南省2000～2020年负荷预测如表1-1所示。
表1-1 湖南省2000～2020年负荷预测 年份 项目 高 电量 (TW·h) 中 低 高 负荷 (10MW) 中 低 2000 2002 (实际)(实际) 40.6 40.6 40.6 780 780 780 47.76 47.76 47.76 900 900 900 2005 63.0 60.0 58.0 1200 1150 1120 2006 68.0 64.0 62.0 1300 1245 1200 2007 74.0 69.0 66.0 1410 1345 1290 2008 80.0 75.0 70.0 1530 1450 1390 2009 86.0 80.0 75.0 1660 1570 1490 2010 93.0 86.0 80.0 1800 1700 1600 2015 130.0 117.0 106.0 2610 2400 2200 2020 183.0 160.0 140.0 3800 3400 3000 二、全省电源规划装机安排
湖南省一次能源分布与电力负荷分布具有较大的不均衡性，东部的长株潭地区经济发展较快，是湖南省的负荷中心。但一次能源较缺乏，西部的娄底、邵阳、吉首怀化地区为经济欠发达地区。但其水力和煤炭资源较丰富，同时常德、益阳市为北方煤炭入湘的路口。因此，湖南电网的电源装机规划将从地区自身特点出发，根据以电力市场为导向，以经济效益为中心的原则，实现资源的优化配置。
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同时随着电力体制改革的不断深入，发电领域的竞争态势已初步呈现。目前一些电源点的前期工作正在进行中，电源的装机进度可能发生变化，故表中新增电源仅列出已立项或在建项目。湖南省电源规划装机安排如表1-2所示。
表1-2 湖南省2002～2010年主要电源新增装机进度 年份 项目 洪 江 水电 碗米坡 凤滩扩机 三板溪 株洲技改 火电 耒阳二期 金竹山扩建 2002 台数1 开工 1 1 2003 2004 台数 2 2 1 1 容量MW 80 200 300300 2005 台数 容量MW 2006 台数 3 2 2007 容量 容量台数 MW MW45 4 1 开工 300300开工 45 80 容量 容量 台数 MW MW 250 600 1 250 三、全省电力电量平衡 1．平衡原则
全省电力电量平衡的平衡原则为：
（1）大型水电站按平水年多年平均发电量计算，大型火电厂按4500h/a估算电量； （2）年底新投产机组当年一般不参加平衡；
（3）小火电机组（50MW级）根据湖南省有关部门编制的湖南省小火电机组关停规划安排退役，即鲤鱼江电厂2×65MW机组和金竹山电厂2×50MW机组计划于2004年底退役，湘潭电厂1×50MW机组计划于2015年前退役；
（4）系统备用容量按系统最高负荷的20%考虑；
（5）夏季水电大发安排火电机组检修，冬季枯水期安排水电机组检修；
（6）三峡送入电力电量取自国家计委基础产业司三峡水电站电力电量分配方案，并根据最新资料进行调整，玉阳线送入电力电量取自湘黔联网供电协议。
2．平衡结果
湖南省电力平衡结果高负荷水平方案如表1-3所示，电量平衡高方案如表1-4所示。 由湖南省电力电量平衡结果可知，高负荷水平方案下十一五期间虽有三峡水电站送电湖南，同时安排了三板溪水电站、金竹山电厂扩建工程投产发电。2010年全省电力电量仍有亏缺，电量缺额为22.58TW·h，电力缺额为5110MW（枯大）。若金竹山电厂扩建工程不计算在内，湖南电网的电力缺额将超过6200MW。
十二五期间，金沙江流域溪落渡向家坝水电站送电湖南，2015年全省电力电量仍大量亏缺，其中电量缺额为56.975TW·h，电力缺额为14170MW（丰大）。
。 2020年全省电力电量平衡中电量缺额为103.485TW·h，电力缺额为24820MW（丰大）中负荷水平方案下，2010年全省电力电量仍有亏缺，电量缺额为15.58TW·h，电力缺额为4030MW（枯大）。若金竹山电厂扩建工程不计算在内，湖南电网的电力缺额将超过5100MW。
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表1-4 湖南省2000～2020年电量平衡表（高方案） 单位 GW·h
一.全省需要电量 二.现有可供电量
1水电 双牌 柘溪 凤滩 东江 五强溪 凌津滩 江垭 葛洲坝 其它
2火电 金竹山 株洲 湘潭 华能 耒阳 鲤鱼江 石门 益阳 贵州送入 其它 三.缺口 四.新投电量 五.新投水电电量 洪 江 碗米坡 凤滩扩机 三板溪 三峡 金沙江
六.新投火电电量 耒阳二期 株洲技改 金竹山扩建 七.盈(+)亏(-)
2002
47760800008600093000 4756945764 4586445964460644616446264 45019 43889 2691926151 2625126351264512655126651 26751 26751 744 585 585 585 585 585 585 585 585 2709 2290 2290 2290 2290 2290 2290 2290 2290 1988 2043 2043 2043 2043 2043 2043 2043 2043 1921 1474 1474 1474 1474 1474 1474 1474 1474 5220 5370 5370 5370 5370 5370 5370 5370 5370 938 1215 1215 1215 1215 1215 1215 1215 1215 563 774 774 774 774 774 774 774 774 1590 2200 2200 2200 2200 2200 2200 2200 2200 1124610200 1030010400105001060010700 10800 10800 2065019613 1961319613196131961319613 18268 17138 2479 2250 2250 2250 2250 2250 2250 1130 1153 1125 1125 1125 1125 1125 1125 1125 1125 3017 2925 2925 2925 2925 2925 2925 2700 2700 3113 3263 3263 3263 3263 3263 3263 3263 3263 1626 1800 1800 1800 1800 1800 1800 1800 1800 522 2410 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2273 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 592 450 450 450 450 450 450 450 450 3465 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 -191 -17236 -22136-28036-33936-39836-46736 -84981 -139111 485 9396 1216618926204562146624156 28006 35626 485 3996 5416 8126 9656 1066613356 17206 24826 485 970 970 970 970 970 970 970 970 792 792 792 792 792 792 792 792 544 544 544 544 544 544 544 544 1000 2000 2430 2430 2430 2430 2430 1690 2110 3820 4920 5930 8620 8620 8620 3850 11470 5400 6750 10800108001080010800 10800 10800 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 1350 5400 5400 5400 5400 5400 5400 -7840 -9970 -9110 -13480-18370-22580 -56975 -103485
2005 2006 200763000 6800074000
200820092010
2015 2020 130000 183000 四、娄底市负荷预测
娄底市是湖南省的能源原材料工业基地，主要工业有煤炭、建材、冶金、机械、化工、电力等行业。骨干企业有华菱集团涟源钢铁公司、锡矿山矿务局、涟邵矿务局、资江氮肥厂、新化水泥厂和金竹山电厂。本市负荷中心集中在娄底市及冷水江市。
娄底市位于湖南省地理中心位置，随着横贯本省南北的洛湛铁路(湖南段)开工建设，娄底市将成为继株洲市后江南地区又一重要铁路交通枢纽，同时由于潭邵高速公路和娄涟高等级公路的建成通车。娄底市的区位优势将更加明显，目前涟源钢铁公司的200,104t/a薄板钢
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项目已经国务院批准开工建设，预计随着该项目一、二期工程相继投产，2006年该公司最终负荷将达到350MW以上，同期资江氮肥厂、新化水泥厂、涟邵矿务局、冷钢的扩建项目也将极大促进该地区的负荷发展。
根据娄底市国民经济和社会发展规划及娄底市电网规划设计负荷预测的负荷水平，娄底市负荷、电量预测如表1-5所示。
表1-5 娄底市电力负荷预测
年份 项目 高 电量 中 (108kW·h) 低 高 负荷 中 (MW) 低 2000实际29.329.329.35155155152005 2010 20152020递 增 率(%) 2000~200513.0 12.6 11.7 13.2 12.8 12.3 2005~20107.0 6.6 5.9 7.5 7.2 6.3 2010~2015 2015~2020 6.8 6.5 6.0 7.0 6.9 6.3 6.8 6.8 6.0 7.0 6.9 6.2 54 76 10614753 73 10013951 68 91 122957 1380 19402720940 1330 18602600920 1250 17002300五、金竹山电厂近区负荷预测
金竹山电厂扩建工程位于娄底市冷水江市郊区，其近区负荷范围包括娄底市西部的冷水江市、涟源市和新化县共三个县市。根据三县市国民经济和社会发展规划及娄底市电网规划设计负荷预测，金竹山电厂近区负荷预测如表1-6所示。
表1-6 金竹山电厂近区负荷预测
年份 项目 高 电量 中 (108kW·h) 低 高 负荷 中 (MW) 低 2000实际16.216.216.22832832832005 2010 20152020递 增 率(%) 2000~200510.0 9.1 8.2 12.0 11.6 11.1 2005~20106.0 5.7 5.3 6.5 5.8 4.9 2010~2015 2015~2020 6.4 6.4 5.8 6.8 6.7 6.1 6.0 5.9 4.9 6.8 6.8 6.1 26 35 48 64 25 33 45 60 24 31 41 52 500 685 9501320490 650 9001250480 610 8201100六、娄底市及电厂近区电力电量平衡 1．平衡原则
（1）考虑娄底市负荷特性及供电现状，分丰大、丰小、枯大进行电力平衡，并以中方案作为基本方案进行电力电量平衡计算和分析；
（2）事故和检修备用由系统统一考虑，负荷备用按系统最大供电负荷的5%考虑； （3）金竹山电厂老厂#3、4机组于1976年、1977年投产，5、6机组于1983年、1984年投产，目前金竹山电厂的#4机组已于2001年进行技改，3机组于2003年进行技改，5机组将于2005年技改，6机组将于2007年技改，若按125MW机组技改后再服役10年考虑，则2010年金竹山电厂仍有500MW装机容量，2015年仍有250MW装机容量。
（4）柘溪水电站目前有二回220kV线路向娄底市供电，考虑夏季按300MW、冬季按100MW出力，1.5TW·h电量参入娄底市电力电量平衡。
（5）湘西水电于2005年实现外送，届时将有溆浦、上渡和溆浦，涟源二条220kV线路送电娄底市，根据凤滩水电站扩机工程(2 200MW)接入系统设计报告并结合当地负荷及电源
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的发展情况，湘西水电东送最大送电规模按200、300MW考虑，电量按1.2TW·h，参入娄底市电力电量平衡，2015年停止向该区供电。
（6）浪石滩水电站规划于2010年前投产，筱溪水电站规划于2015年前投产。 2．娄底市电力电量平衡及分析
由娄底市电力电量平衡结果表可知，在金竹山电厂扩建工程投产后的第一年即2008年，该区电力最大富余为1664MW（丰小），最小富余为866MW（枯大），电量富余为4.3TW·h。
2010年该区电力电量仍比较富余，2010年电力最大富余达1584MW（丰小），最小富余为718MW（枯大），电量富余3.5TW·h。
2015年娄底市电力电量平衡结果为电力最大富余800MW（丰小），最大亏缺为76MW（枯大），电量亏缺1.0TW·h。
2020年娄底市电力电量平衡结果为电力最大富余仅88MW（丰小），最大亏缺为1029MW（枯大），电量亏缺6.0TW·h。
从以上电力电量平衡可知，考虑柘溪水电站及湘西水电的西电东送，2015年前娄底市电力电量富余较多，尤其是在丰小方式下金竹山电厂扩建工程的电能基本上将外送。
随着西部大开发的深入进行，湖南西部沅水流域水电梯级开发在其龙头水电站，三板溪水电站建成投产后将会加快沅水三、四期的开发建设进程，其送出电能有可能将进一步增加。
但随着娄底地区负荷的持续增长和金竹山电厂老厂的逐步退役，2020年娄底市电力电量平衡被打破，缺口较大，需要考虑建设金竹山电厂二期扩建工程以适应该区负荷的增长。
3．金竹山电厂近区电力电量平衡及分析
由金竹山电厂近区电力电量平衡结果可知，电厂近区虽然金竹山电厂原有机组要相继退役，但考虑柘溪、浪石滩、筱溪以及湘西水电西电东送后，直到2015年基本能保持平衡并且近期有较大盈余。
考虑金竹山电厂扩建工程按500kV一级电压接入系统，金竹山电厂近区220kV层面及以下的电力电量平衡情况如下。
2008年金竹山电厂扩建工程完全投产，近区电力最大盈余达670MW（丰小），最小盈余174MW（枯大），电量盈余1.6TW·h。
2010年近区电力最大盈余达660MW（丰小），最小盈余119MW（枯大），电量盈余1.3TW·h。
2015年近区电力最大盈余62MW（丰小），最大亏缺401MW（枯大），电量亏缺1.7TW·h。 2020年电厂近区电力电量均出现亏缺，最大亏缺971MW（枯大），最小亏缺398MW（丰小）电量亏缺4.4TW·h，2020年需考虑近区负荷供电问题。
七、电厂送电范围
根据湖南省负荷预测电源建设规划可知，湖南省的长株潭地区经济发达，负荷增长较快，是湖南电网的负荷中心，但由于受煤源、铁路运输和环保等条件的限制，本地电源建设难以满足该地区电力负荷增长要求，同时根据娄底市及金竹山电厂近区电力电量平衡情况可知，金竹山电厂扩建工程所发电能大部分将外送，以此确定金竹山电厂扩建工程送电主要范围为娄底市的娄星区及湖南电网的受端系统长株潭地区。
八、电厂建设时序及发电利用小时数
金竹山电厂扩建工程本期建设规模为2×600MW，并预留再扩建2×600MW机组的余
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地，根据湖南省电力电量平衡并结合电厂项目建议书已经国务院批复的情况，建议于2004年3月15日主厂房开挖，2006年3月31日投产第1台机组，2006年8月31日投产第2台机组。
电厂发电利用小时数按4500h/a考虑。
第三节 电力系统的中性点运行方式
电力系统的中性点（实际上是指电力系统中发电机、变压器的中性点）接地或不接地是一个综合性的问题，中性点接地方式对于电力系统的运行，特别是对发生故障后的系统运行，有多方面的影响，所以在选择中性点接地方式时，必须考虑许多因素。
电力系统中性点的接地有中性点直接接地、经电阻接地和经消弧线圈接地三大类。其中经电阻接地又分经高电阻接地、经中电阻接地和经低电阻接地三种。中性点直接接地、经中电阻接地和经低电阻接地称为大接地电流系统；中性点不接地、经消弧线圈接地和经高电阻接地称为小接地电流系统。
一、中性点不接地系统
电力系统的每一相对地都有电容，它们分布在输电线路全长上和电气设备中，为了使讨论简化，设三相系统是完全对称的，并将分布的相对地电容用集中在线路中央的电容C来代替，如图1-1。因为在中性点不接地系统中发生一相接地时，电力系统相间电压并不改变，因而相间电容所引起的电容电流也不会改变，所以可以不予讨论。
&A、U&B、U&C是对称的，并且在数值上等于在正常工作状态下，电网各相对地的电压U
&A、I&B、I&C分别等于负荷电流I&fA、I&fB、I&fC和各相对电网的相电压，电源各相中的电流I
&、I&、I&、I&、&的相量和，见图1-1（a）、地的电容电流I（b）。此时三相电容电流IA0B0C0A0B0&的相量和等于零，流经地中的电流为零。中性点对地电压U&=0。因此，这种电网，在正IC00
常运行时，中性点接地与否，对系统运行无任何影响。但如果发生一相接地，情况将发生明显的变化。
（a） （b）
图1-1 中性点不接地的三相系统（正常工作状态）
(a)电流分布； (b)A相电流、电压相量关系
图1-2表示当C相在d点发生金属性接地时的情况。接地后故障点d的电压为零，即
&=0。这时，按故障相条件，可以写出电压方程式 UCd
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&+U&=U&=0 （1-1） UC0Cd
&C——C相电源电压；U&0——中性点对地电压 式中 U
&=−U& （1-2） 所以 U0C
图1-2 中性点不接地的三相系统（C相接地）
(a)电流分布；(b)相量关系
&C。于是A、上式表明，当发生C相金属性接地时，中性点的对地电位不再为零，而是-U
B相的对地电压相应地为
&Ad=U&A+U&0=U&A－U&CU
&Bd=U&B+U&0=U&B－U&CU
&Ce-j150° &′′=U&Ad=3U 而且 U
CA
&Cej150° &′′=U&Bd=3UUBC
&′′=U&－U& =3U&e-j90 （1-3） UABABC
其相量关系如图1-2（b）所示，相当于原有的线电压三角形ABC平移到了A′B′C′的位
置。即三相间线电压仍保持对称和大小不变，故对电力用户的继续供电并无影响。但是，从式（1-3）及图1-2（b）中均可看出，两个非故障相A和B的对地电压却升高至3倍，所以在中性点不接地的电力网中，各种设备的对地绝缘应按线电压设计，才能承受在一相接地时，非故障相对地电压的升高影响。
假定各相对地电容C均相等。在正常情况下，各相对地电容电流的大小也相等，即
IC0=
Ux
=ωCUx （1-4） XC
在C相接地时，C相对地电容被短接，其对地电容电流为零。非故障相对地电压分别升高&Ad、U&Bd其对地电容电流分别为 为U
&
&CA=UAd=j3ωCU&Ce-j150°=3ωCU&Ce-j60°I
−jxC
&U&&Cej150°=3ωCU&Ce-j120°
ICB=Bd=j3ωCU
−jxC
经过C相接地点d，流入地中的电容电流（即接地电流）为
&C=－(I&CA+I&CB)=－3ωCU&C(e-j60+e-j120)=j3ωCU&C （1-5） I
一相接地时，接地点的接地电容电流绝对值
°
°
10
IC=3ωCUx=3IC0 （A） （1-6）
式中 Ux——相电压（V）；
ω——角频率（rad/s）； C——相对地电容（F/相）。
式（1-6）表明，在中性点不接地的电力网中，一相接地时接地点的接地电流等于正常时相对地电容电梳ICO的三倍，其数值与电网的电压、频率和一相对地电容有关。
系统对地电容则与电网类别（电缆电网或架空电网）、长度和大容量电机的容量及台数有关。
线路一相接地电容电流可近似地用下列公式估计。 对于架空电网
IC=(2.7～3.3)Ux-xl×10-3 （A） （1-7）
式中的系数，没有架空地线时取2.7，有架空地线时取3.3。对于同杆架设的双回路，电容电流为单回路的1.3～1.6倍。
对于电缆电网
IC=0.1Ux-xl （A） （1-8）
式中 Ux-x ——电网线电压（kV）；
l——有直接电连接的这一电压级电网送电线路的长度（km）。
由式（1-7）和式（1-8）可见，电缆电网比架空线电网的电容电流要大得多。
由变电所配电装置及变压器绕组增加的一相接地电容电流，用电网一相接地电容电流的附加比例估算，见表1-7。
表1-7 由变电所增加的一相接地电容电流附加值 电网额定电压（kV） 电容电流附加值（%）
6 10 15 35 60 110 154 220 18 16 15 13 11～12
9～10
8 7 发电机一相对地电容由制造厂提供或通过试验取得，亦可用下式估算
KS3/4
CF= （μF∕相） （1-9）
3(Ue+3.6)n1/3
式中 K——系数，B级绝缘的发电机，取0.04；
S——发电机容量（kVA）； U——发电机额定线电压（kV）； n——转速（r/min）。 发电机一相接地电容电流
IC=3
Ue3
ω CF×10−3=23π fUeCF×10−3=0.544UeCF （A）
发电机电压母线一相接地电容电流可取0.05～0.1A/100m，升压变压器低压绕组一相接地电容电流可取0.1～0.2A。
如上所述，当中性点不接地的系统中发生一相接地时，接在相间电压上的受电器的供电并未遭到破坏，它们可以继续运行，但是这种电网长期在一相接地的状态下运行，也是不能允许的，因为这时非故障相电压升高，绝缘薄弱点很可能被击穿，而引起两相接地短路，将
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严重地损坏电气设备。所以，在中性点不接地电网中，必须设专门的监察装置，以便使运行人员及时地发现一相接地故障，从而切除电网中的故障部分。
在中性点不接地系统中，当接地的电容电流较大时，在接地处引起的电弧就很难自行熄灭。在接地处还可能出现所谓间隙电弧，即周期地熄灭与重燃的电弧。由于电网是一个具有电感和电容的振荡回路，间歇电弧将引起相对地的过电压，其数值可达（2.5～3）U。这种过电压会传输到与接地点有直接电连接的整个电网上，更容易引起另一相对地击穿，从而形成两相接地短路。
在电压为3～10kV的电力网中，一相接地时的电容电流不允许大于30A，否则，电弧便不能自行熄灭，而且由于3～l0kV电力网中使用电缆较多，其绝缘比较薄弱，一相接地转变为相间短路的可能性将大大增加。
在20～60kV电压级的电力网中，间歇电弧所引起的过电压，数值更大，对于设备绝缘更为危险，而且由于电压较高，电弧更难自行熄灭。因此，在这些电网中，规定一相接地电流不得大于10A。
在与发电机或调相机有直接电气连接的6～20kV回路中，为防止单相接地时烧坏电机铁芯，允许的一相接地电容电流更小，可参见表1-8。
表1-8 发电机回路一相接地电容电流的允许值 发电机额定电压（kV）
发电机额定容量（MW）
额定电压下一相接地电流允许值（A）
4
3 2 1
6.3 ≤50 10.5 50～100 13.8、15.75 125～200 18、20 ≥300
二、中性点经消弧线圈接地系统
当一相接地电容电流超过了上述允许值时，可以用中性点经消弧线圈接地的方法来解决，该系统即称为中性点经消弧线圈接地系统。
消弧线圈主要由带气隙的铁芯和套在铁芯上的绕组组成，它们被放在充满变压器油的油箱内。绕组的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的电感，可用改变接入绕组的匝数加以调节。显然，在正常运行状态下，由于系统中性点的电压是三相不对称电压，数值很小，所以通过消弧线圈的电流也很小。
当发生一相完全接地时，消弧线圈处在相电压之下，通过接地处的电流是接地电容电流&和线圈电感电流I&的相量和，如图1-3。这时消弧线圈的电感电流 ICL
IL=
UCUC
= （1-10） XhωLh
式中 Lh和Xh——消弧线圈的电感和电抗。
从图1-3（b）可见，因为电感电流和电容电流有180°的相位差，所以在接地处它们互相补偿。如果IL=IC，就没有电流在接地处通过，实际上，这种完全补偿的情况是不允许的，因为可能引起谐振。
在电力网中，一般都采用过补偿方式，即单相接地时消弧线圈的电感电流略大于系统一相接地电容电流，使补偿后的剩余电流较小。采用过补偿方式，即使系统的电容电流突然减
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图1-3 中性点经消弧线圈接地的三相系统(C相接地的情况)
(a)电流分布；(b)相量关系
图1-4 消弧线圈的原理接线
XH—消弧线圈；YH—电压互感器；LH—电流互感器
少（如某回线路切除）也不会引起谐振，而是离谐振点更远。
选择消弧线圈的容量，应考虑电网五年左右的发展规划，并按过补偿方式考虑，其容量按下式计算
S=1.35ICUx （kVA）
式中 IC——电网一相接地电容电流（A）； Ux——电网相电压（kV）。
在中性点经消弧线圈接地的系统中，一相接地时和中性点不接地系统—样，故障相对地
电压为零，非故障相对地电压升高至3倍，三相线电压仍保持对称和大小不变，所以也允许暂时运行，但不得超过两小时，消弧线圈的作用对于瞬时性接地故障尤为重要，因为它使接地处的电流大大减小，电弧可能自动熄灭。接地电流小，还可减轻对附近弱电线路的干扰。 在中性点经消弧线圈接地的系统中，各相对地绝缘和中性点不接地系统—样，也必须按线电压设计。
消弧线圈通过隔离开关接在相应电网的发电机、变压器或专用接地变压器的中性点上，其原理接线见图1-4。
但是，这种接地方式对于运行方式变化较为频繁的系统，由于电容量的不断变化，中性点经消弧线圈接地可能会造成欠补偿从而引发谐振过电压。因此必须根据电容电流大小的变化调整消弧线圈的电感值。但目前在线实时检测电网单相接地电容电流的设备很少，因此消弧线圈在运行中不能根据电容电流的变化及时地进行调节，不能很好地起到补偿作用。特别是由于故障电流减小为很小的残流后, 接地支路的识别更加困难, 这一难题一直未得到很好的解决。
三、中性点直接接地系统
另一种常用的系统中性点的运行方式是将中性点直接接地。这样，中性点的电位在电网的任何工作状态下均保持为零。在这种系统中，当发生一相接地时，这一相直接经过接地点
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和接地的中性点短路，一相接地短路电流的数值很大，因而立即使继电保护动作，将故障部分切除，如图1-5。
在中性点直接接地的大电力系统内，为了减小一相接地短路电流，也可以将中性点经过电抗器接地，如图1-6。这时一相接地短路电流，因受到电抗器的限制而大大减小，即
(1) '(1)
。但通常采用的限制一相接地短路电流的方法是不将全部变压器的中性点都直接接Id 的最大三相短路电流。 图1-5 中性点直接接地的三相系统 图1-6 中性点经过电抗器接地的三相系统 中性点直接接地或经过电抗器接地系统，在发生一相接地故障时，故障的送电线路被切断，因而使用户的供电中断。运行经验表明，在1000V以上的电网中，大多数的一相接地故障，尤其是架空送电线路的一相接地故障，大都具有瞬时的性质，在故障部分切除以后，接地处的绝缘可能迅速恢复，而送电线可以立即恢复工作。 目前在中性点直接接地的电网内，为了提高供电可靠性，均装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合，再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。 中性点直接接地的主要优点是它在发生一相接地故障时，非故障相的对地电压不会增高，因而各相对地绝缘即可按相对地电压考虑；在高电压级时将大大降低电气设备和电网的建设费用。电网的电压愈高，经济效果愈大。而且在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中，单相接地电流往往比正常负荷电流小得多，因而要实现有选择性的接地保护就比较困难，但在中性点直接接地系统中，实现就比较容易，由于接地电流较大，继电保护—般都能迅速而准确地切除故障线路，且保护装置简单，工作可靠。 一相接地是电力网中最常见的一种故障。如上所述，这种大接地电流系统在一相接地时将产生很大的—相接地短路电流，任何部分发生一相接地时都必须将其切除。即使采用自动重合闸装置，在发生永久性故障时，供电也将中断，有时甚至可能导致系统动态稳定破坏。而且在这种大接地电流系统中，一相接地在线路与地之间流过很大的一相接地短路电流，将产生一个很强的磁场，而在附近的弱电线路（如通讯线路或铁路信号线路等）上感应出相当大的电势，轻则引起噪音，妨害通讯，重则可能引起弱电设备的损坏，并危及通讯人员安全或引起铁路信号的误动作，因此，大接地电流系统的送电线路，应与弱电线路保持一定的距离，或在弱电线路上采取有效的保安措施。 沁北电厂、汕尾电厂、金竹山电厂及其他大型火电厂的500kV系统一般都采用死接地方式，220kV系统则采用直接接地的方式。 14 四、中性点经电阻接地系统 过去我国电厂中压系统和城市、农村电网一律采用不接地或经消弧线圈接地的方式。这种对于单相接地故障不立即跳闸的接地方式，有利于提高供电连续性和可靠性。这种接地方式在我国的配电网以架空线路为主，电源容量严重不足，负荷过重，供需矛盾尖锐的时期发挥了重要作用。这种方式特别适用于故障几率高，绝缘可自行恢复的以架空线路为主的配电网，例如农村配电网和中小城市城区电网，以及中小型火力发电厂的中压厂用电系统。 随着社会的发展，目前大城市城区配电网、大中型工矿企业配电网、中小型发电机电压配电网、大型火力发电厂的中压厂用电系统等，均以电缆供电为主，大量的电缆馈线，使得配电网内的电容电流不断增大。部分城市达到几十安培至上百安培，个别城市甚至达到一百多安培，大型的火力发电厂中压厂用电系统也达到了几十安培。这样，传统的接地方式就暴露了许多弊病： （1）内过电压倍数比较高,可达3.5～4 倍相电压。特别是间歇性电弧接地过电压和谐振过电压已超过了避雷器允许的承载能力，这对于具有大量高压电动机的工矿企业和火电厂,绝缘配合相当困难。 （2）单相接地故障下，在升高的稳态电压下运行时间在2h以上，不仅会导致绝缘早期老化，或在薄弱环节发生闪络，引起多点故障，酿成断路器异相开断，恶化开断条件。 （3）配电网的电容电流大增。这使补偿用消弧线圈容量很大。况且，运行中电容电流随机性的变化范围很大，采用跟踪范围有限的自动调谐，不论在机械寿命、响应时间、调节限位等方面也难以满足这种需要频繁地、适时地大范围调节的需要。另外，网络的扩展也有个过程，工程初期馈线较少，后期则会逐渐增多，消弧线圈容量也要随之相应扩大。 （4）电缆为非自恢复绝缘，发生单相接地必是永久性故障，不允许继续运行，必须迅速切断电源，避免扩大事故。消弧线圈在这种情况下不能充分发挥作用。 （5）有些配电网大量采用了对地绝缘水平为相电压级的进口电缆和工频试验电压为28 kV 的进口电气设备（国外配电网中性点多数为电阻接地或直接接地），应用于我国中性点非有效接地系统不够安全。 （6）无间隙氧化锌避雷器应用于中性点非有效接地系统，在单相接地故障状态下的事故率很高。只有给避雷器加设串联间隙或提高其持续运行电压，才能保证其安全运行。 （7）人身触电不立即跳闸，甚至因接触电阻大而发不出信号。长时间触电，人身安全难以保障。 因此，这就提出了改变传统的接地方式的要求，即由原来不立即跳闸改为立即跳闸和由原来中性点非有效接地改为中性点有效接地。单相接地故障，保护立即动作于跳闸。如果电网仍然是中性点不接地方式，由于电容电流较大，将会造成真空断路器或其他开断设备电弧重燃，无法灭弧的情况，同时产生严重的操作过电压，危害设备。这样就要求将中性点改为有效接地的型式，使接地电流由容性向阻性发展，使真空断路器或其他开断设备不致于电弧重燃，迅速开断故障电流。 中性点有效接地方式分为中性点直接接地和电阻接地。采用中性点直接接地，单相接地电流很大，可达到几千安甚至几十千安，虽然保护在较短的时间内跳闸，但接地点仍会因为流过强大的接地电流而严重烧损。采用电阻接地可以限制接地电流在一定的范围内，即达到保护接地点不会因为流过强大的接地电流而严重烧损，又能满足继电保护的灵敏度要求，达 15 到限制单相接地时非故障相产生的瞬时过电压。 因此，目前国内在中压系统中，主要由电缆线路组成的电网，如大城市的10kV城网和大型火力发电厂的6kV厂用电系统，在电容电流超过7A时，均采用中性点电阻接地，单相接地故障立即跳闸的接地方式。解决了上面所述的弊病，而由于立即跳闸而影响的供电可靠性，则可以从提高线路或设备的冗余度来解决。根据DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》第131311条和DL/ T 5153—2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》第41211 条规定，当电厂高压厂用电系统的接地电容电流小于7A 时，其中性点宜采用高电阻接地，也可采用不接地方式；当接地电容电流大于7A时，其中性点宜采用低电阻接地方式，也可采用不接地方式。 1．中性点经电阻接地简介 在6～10kV以至20kV的电网中，目前所采用的有高电阻、中电阻、低电阻接地3 种形式。其阻值与单相接地故障电流的范围如表1-9。 表1-9 电阻接地的阻值 电阻形式 高电阻 中电阻 低电阻 电阻阻值（Ω） 数百～数千 10～100 <10 单相接地故障电流（A） <10 30～300 600～1000 2．高电阻接地 高电阻接地方式以限制单相接地故障电流为目的，并可防止阻尼谐振过电压和间歇性电弧接地过电压，但是它要使总的接地电流增大2倍，主要用于200WM 以上大型发电机回路和某些6～10kV配电网。如耒阳电厂300MW、沁北电厂和湘潭电厂600MW机组的发电机中性点均是高电阻接地方式，金竹山电厂本期600MW机组的发电机中性点也采用了高电阻接地方式。其特点是在单相变器二次侧加电阻接地，这样可降低二次侧的电阻值。 在发电机内部发生单相接地故障，为了减轻铁芯的烧毁程度，故障电流超过表1-9所示数值，须瞬时切机。 发电机中性点若采用消弧线圈接地方式也可以将故障点残余电流限制在表1-9范围内，而不要求瞬时切机。但此时须注意发电机出口避雷器的选型与发电机的绝缘配合，对无间隙氧化锌避雷器不推荐采用。 在6～10kV配电系统以及发电厂厂用电系统，当单相接地电容较小，故障不跳闸时，采用高电阻接地可以减少故障点的电压梯度，阻尼谐振过电压。 为了遏制间歇性电弧接地过电压，至少应使IR =(1～1.5)Ic。考虑到故障电流宜限制在10A 以下，以维持2h的运行条件。因此，故障电容电流Ic大于4～5A的网络，就不宜采用高电阻接地，从而大大限制了这种接地方式的推广应用。 3．低电阻接地 配电网中性点低电阻接地方式曾在上海、广州、珠海等地的城区配电网使用。80 年代初美国为我国首批300MW机组设计的火力发电厂厂用电系统中性点也采用此种接地方式。 这种中性点采用小于10Ω电阻接地方式的特点是获得一个大的阻性电流叠加在故障点上,其优点是: （1）快速切除故障，过电压水平低，谐振过电压发展不起来，可采用绝缘水平较低的电缆和设备。 16 （2）减少绝缘老化效应，延长设备寿命，提高网络及设备可靠性。 （3）把双重接地（异相故障）的几率削减至最低限度。 （4）为采用简单的、有选择性和足够灵敏度的继电保护提供了可能性。 （5）可以采用无间隙氧化锌避雷器。 （6）自动清除故障，运行维护方便。 （7）人身安全事故及火灾事故几率降低。 湘潭电厂二期2×600MW机组厂用电中性点接地就采用了这种方式，接地电阻为5.77Ω，600A。 这种低电阻接地方式的接地故障电流达400～1000A甚至更大，以提高接地保护的灵敏性和选择性，另一个原因是为了避开高压电动机的起动和线路冲击合闸。当接地保护如图1-7（a）所示采用三相电流互感器，二次按零序滤过器方式构成时，由于高压电动机起动电流中含有直流分量，三相电流互感器不同程度饱和，或特性不均衡，都会使零序接地保护误动作。另外，当电流互感器变比较大，而零序过流整定值较小时，配合上也会出现困难，常需增加中间变流器解决。 (a) (b) 图1-7 零序保护的两种构成方式 这种数百以至上千安的接地故障电流会带来3个问题: （1）容易“火烧连营”，电缆一处接地，大的电弧会连带烧毁同一电缆沟或电缆隧道的其他相邻电缆，扩大事故，酿成火灾。 （2）低值电阻中流过的电流过大，电阻的热容量与IR成正比，给电阻的制造带来困难。 铸铁电阻难以胜任这种大的电流冲击，合金电阻的造价太高，而且体积太大，每台约1.5～2m。 （3）引起的地电位升高达数千伏，大大超过了安全允许值。通信线路要求地电位差不超过430～650V；低压电器要求不大于(2U+1000)×0.75=1000V。电子设备不能承受600V的电位差，人身保安要求的接触电压和跨步电压在0.2s切断电源情况下不大于650V，延长切断电源的时间，将更会有危险。 4．中电阻接地 为了克服低电阻接地的弊端而保留其优点，可以采用中电阻接地方式，其要求是: （1）保证IR =(1～1.5)Ic，以限制内过电压不超过2.6倍（此2.6倍，是高压电动机可以承受的最大过电压，也是当未发生间歇性电弧接地过电压时，网络上出现的较严重的过电压限值) 。分析表明，进一步增大IR 减小电阻，对降低内过电压收效不大。具体配电网可据Ic ，推算出需要的电阻值。 （2）保证接地保护的灵敏度和选择性。推荐采用如图1-7(b)所示的零序电流互感器，以避开三相电流互感器不平衡带来的问题。 （3）保证设备人身安全。按前述通信干扰、人身保安和设备安全的要求，在具有接地电阻在不大于0.5Ω的发电厂和变电所，一般不存在问题。但在接地电阻不大于4Ω的用户受电配电所，故障电流则不宜超过150A。这意味着回路中的Ic 和IR 均宜控制在100A左右。 当Ic 超过100A 时，可以采取以下措施：增加变电所的母线段数，减少一段母线上连接 17 3 2 的馈线数量；在母线段上或长馈线上加装隔离变压器，给中性点接地电阻串联一个干式小电抗，把Ic 补偿到100A 以下。 这一做法与超高压并联电抗器中性点接地电阻串联小阻抗的作用相似。 我国自80 年代初引进美国EBASCO公司电站设计技术以来，国内大型机组中压厂用电系统通常采用中性点经低电阻接地的方式，其单相接地电流中的电阻性分量远大于电容性分量，前者一般取600A（美国有些公司推荐400～1200A），以便将单相电弧接地过电压限制在2.6 倍额定相电压以下和保证保护的灵敏度及选择性。近年来，我国在与欧洲的某些公司合作的项目中，发现并不是所有的国家中压电网中性点接地IR都需要这么大的，我国的一些设计院（如西北电力设计院）对此也进行了大量的研究工作，认为采用中电阻接地更好，电阻的取值一般在40～100Ω之间，电阻性电流在100～40A之间。如西北电力设计院设计的禹州电厂（2×300MW）电阻取值为40Ω，电阻性电流约为100A，已经投产运行多年以上；信阳电厂（2×300MW）电阻取值为100Ω，也已经投产运行3年以上；石咀山电厂（2×300MW）和平梁电厂（4×300MW）电阻取值为40Ω，已经投产运行；广东省电力设计研究院设计的台山电厂1号、2号机（2×600MW）电阻取值为23Ω，电阻性电流约为160A。 台山电厂的3号～5号机组（3×600MW）工程设计亦采用23Ω的中电阻接地。湛江奥里油电厂（2×600MW）、汕尾电厂（2×600MW）、大唐潮州三百门电厂（4×600MW）、阳西电厂（4×600MW）等的中性点电阻值都采用40Ω。 金竹山电厂本期中压厂用电系统也采用了中性点经中电阻接地的方式。 由于电力系统中性点接地问题牵涉的范围很广，所以在选择中性点接地方式时，必须综合考虑各种因素，才能获得合理的结果。正因为这样，世界各国处理中性点接地问题，各有特点，很不一致。 目前我国电力系统中性点的运行方式，大体是： （1）对于6～l0kV系统，主要由电缆线路组成的电网，在电容电流超过7A时，均采用中性点电阻接地，单相接地故障立即跳闸的接地方式。 （2）对于1l0kV及以上的系统，主要考虑降低设备绝缘水平，简化继电保护装置，一般均采用中性点直接接地的方式。并采用送电线路全线架设避雷线和装设自动重合闸装置等措施，以提高供电可靠性。 （3）20～60kV的系统，是一种中间情况，一般一相接地时的电容电流不很大，网络不很复杂，设备绝缘水平的提高或降低对于造价影响不很显著，所以一般均采用中性点经消弧线圈接地的方式。 （4）lkV以下的电网的中性点采用不接地的方式运行。但电压为380／220V的三相四线制电网的中性点，则是为了适应受电器取得相电压的需要而直接接地。 第四节 现代电力网 一、现代电网的主要特征 （1）现代电网具有一个坚强的500kV及以上电压等级网络构成的主网架。由于发电机组的容量愈来愈大，传输距离愈来愈远，电力网覆盖的区域愈来愈广(跨省、跨国，甚至跨洲)，输电的电压等级也愈来愈高。随着新技术，特别是空间技术的发展，超导和陶瓷材料的问世， 18 交流输电距离已可增加到2500km，超高压直流输电距离已可增加到6500km。电压等级也已由500kV向更高(如750、ll00kV)发展。 （2）各现代电网之间有较强的联系，而且这种联系愈来愈紧密。通过实践，人们认识到，从充分发挥现代大电网的优越性，充分合理利用能源，提高现代电网运行的经济性，实现事故状况下互相支援的要求看，强联系比弱联系有更大的优越性。为了克服强联系带来的事故状态下可能波及另一电网的弱点，目前世界上应用超高压直流输电网络将大电网之间背靠背地连接起来的作法，已经得到了迅速的发展。 （3）为了提高对现代化大城市供电的可靠性，超高压电网进入城区并以多重环状网络向城市供电。如南宁、柳州、桂林等城市已由220kV环网供电，柳州即将出现500kV供电。 （4）电压等级简化和供电电压提高。为了便于设备生产、管理和提高电网运行的经济性，减少变压次数，各国正在进行电压等级的整顿、简化和统一。如岩滩水电厂就只有15.75kV、500kV两个电压等级。随着城市用电量的增长，城市中高层建筑的增多，负荷密度的增高，城市供电电压有从l0kV升高的趋势。 （5）为确保现代电网的安全、稳定、优质、经济运行，提高供电可靠性，配置了一整套与一次系统相适应的安全稳定控制系统，以电子计算机为核心的调度自动化监控系统，电力专用通信系统，气象、水文、雷电监测系统。这些系统是构成现代电网不可分割的重要组成部分。 （6）现代电网有一支雄厚，有丰富理论和实践经验，素质较高，善于应用电子计算机、系统工程理论来研究、分析、管理、指挥这个巨型的、复杂的现代电网的科研、技术专业人才队伍。 认识和理解了这六大特征，我们就能有的放矢地去研究、分析、指挥和管理现代化的电网。 二、现代电网的运行状态 1．运行状态概述 当电力系统中的各种发电、变电、输电、配电及用电设备之间的相互连接情况已经确定时，电力系统的运行状态是由一些运行变量（或称运行参数）的变化规律来描述的。这些运行变量包括有功功率、无功功率、频率、电压、电流、磁链、电动势以及发电机转子间的相对位移角等。 电力系统运行状态一般可分为稳态和暂态。实际上，由于电力系统存在各种随机扰动因素（如负荷变化），绝对的稳态是不存在的。在电力系统运行的某一段时间内，如果运行参数只在某一恒定的平均值附近发生微小的变化，我们就称这种状态为稳态。 稳态还可以分为正常稳态、故障稳态和故障后稳态。正常稳态是指正常三相对称运行状态，电力系统在绝大多数时间里处于这种状态。故障稳态是指正常运行的电力系统受到扰动后能自动恢复到原来运行状态或过渡到新的稳定运行状态。故障后稳态是指电力系统稳定运行受到破坏，经采取措施后达到的运行状态。 电力系统暂态一般是指从一种运行状态变到另一运行状态的过渡过程。在暂态中，所有运行参数都发生变化，有些则发生剧烈的变化。此外，运行参数发生振荡的运行状态，也是一种暂态。 2．运行状态分析方法 19 对电力系统运行状态的分析研究，除了对运行中的电力系统进行实际观测和必要的动态模拟试验外，大量采用的方法是把待研究的系统状态用数学方程式加以描述，运用适当的数学方法和计算工具进行分析计算。描述电力系统状态的数学方程式，反映了各种运行变量之间、运行变量与系统参数之间的相互关系，也称为电力系统的数学模型。例如，在潮流分析计算中经常使用的有n个节点的复杂网络的节点方程式为 & &i=Yi1U&1+Yi2U&2+……+YinU&n=∑YUIijj j n &i、U&j是运行变量，Yij是系统参数。 式中的I 所谓系统参数是指系统各元件或其组合在运行中反映其物理特征的参数。例如，各种元 件的电阻、电感（或电抗）、电容（或电纳）、时间常数、变压器的变比、系统的输入阻抗、转移阻抗等，都属于系统参数。系统参数主要取决于元件的结构特点，也同其额定参数密切相关。元件的额定参数，例如，额定电压、额定电流、额定容量、额定功率因数、额定频率等，反映了对元件结构的设计要求，同时也规定了元件所适用的运行条件。无论对电力系统进行何种状态的分析研究，都必须进行系统参数的计算。 三、现代电网的统一调度 1．统一调度的必要性 电能的普遍使用，必须以电力工业的大发展为前提。现代社会中，电力工业作为基础产业，对国民经济起着支撑作用；作为公用事业，它服务于国民经济各行各业，服务于千家万户。当今世界，各国发展电力工业的一个共同规律就是发展现代电网。现代电网是电力工业服务于各部门、服务于千家万户的物质形式。它是由发电、供电、用电以及电网调度所需的技术设施共同连接而成，它是联系紧密、结构复杂、层次分明的系统工程。它把许多发电厂与成千上万用户在广泛的地域内紧密联系在一起，使得电能的生产、输送和使用在其中连续不断地进行。现代电网的发展越来越大，它不仅冲破了市界、省界，而且冲破了国界，构成跨国的大电网。因为大电网能够合理利用动力资源，减少电力建设投资，提高电网运行的安全水平和电能质量，具有明显的优越性。但是，电网越大，技术就越复杂，要求的自动化水平就越高，对生产过程的管理也就越严格。由于电能的生产、输送和使用是瞬间同时完成的，中间没有储存环节，所以发电厂的出力必须随时进行调整，才能和不断变化的用电负荷保持平衡，电能质量指标之一的频率才能保持在规定范围内。现代电网一旦发生事故，其传播之迅速，影响之大，后果之严重，都是其它行业的事故所不能比拟的。因此，保证现代电网安全、可靠、优质、经济运行，现代电网一旦发生事故，能正确、及时处理，把事故控制在最小范围内，这是现代电网必须实行统一调度管理的根本原因。 建国以来，特别是党的十一届三中全会以来，尽管电力工业的发展速度不慢，但仍然满足不了我国飞速发展的国民经济和日益提高的人民物质、文化生活水平的需要。为了扭转长期的缺电局面，80年代出现了多家办电的新格局。在国务院提出的“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”和“因地、因网制宜”方针的指导下，电力工业体制改革全面展开。多家办电带来了产权的多元化以及利益的多元化，它一方面大大促进了现代电网的发展，另一方面也使现代电网的管理更加复杂，不同产权和管理方式的电厂给现代电网的统一调度带来了困难。“省为实体”使省局在经济上与网局是平等关系，也给统一调度带来了新的课题。尤其在持续缺电和电力工业体制改革处于探索阶段的形势下，调度管理集中反映 20 了省局与省局之间、省局与网局之间、电力企业与用户之间、不同产权的电厂与电力企业之间的利益关系等重大问题。这些关系若处理不好，就会影响发挥现代电网的优越性，甚至会危及现代电网本身的安全和经济运行，给用户和社会带来灾难。 原国务院总理李鹏曾强调指出，统一调度是现代电网管理的客观规律，要运用技术的、经济的、法律的和行政的手段来保证统一调度。并多次指示要搞一个全国性的《电网调度管理条例》。按照李鹏总理的指示，为适应时代的需要、改革的需要以及新形势下现代电网管理的需要，国务院已颁布了《电网调度管理条例》，从1993年11月1日起实施。这是国务院发布的关于现代电网调度管理的行政法规，具有强制约束力。 2．统一调度的原则及方式 如前所述，确保现代电网的安全、可靠、优质、经济运行，对保障国民经济持续、稳定和协调发展具有十分重大的意义。要做到这一点，必须加强现代电网的调度管理，实行统一调度、分级管理的原则，按照计划用电的原则，维护电力系统整体利益和保护有关单位合法权益相结合的原则，调度值班人员履行职责受法律保护的原则，调度命令具有强制力的原则等。 所谓统一调度，就是指根据电能生产的特点，现代电网必须要有一个调度机构来统一组织编制和实施全电网的运行方式。包括统一安排发电、用电的短期计划，安排主要发、供电设备的检修，部署全电网安全稳定和继电保护设施等；统一指挥现代电网的操作和事故处理，统一部署和指挥发电厂的功率调整以适应电网高峰、低谷负荷的变化，统一指挥现代电网的频率调整和电压调整；统一指导全网调度自动化和电力专用通信设备的运行；统一协调水电厂水库蓄水的合理使用，以及计划用电的实施、监控等其它涉及现代电网运行的重大事宜。这个调度机构就是对全系统的安全、可靠、优质、经济运行负责的现代电网最高一级的调度机构。 由于现代电网是依电压等级分层、依行政区划分的一个巨型复杂系统。统一调度要有较高的效率，电网最高一级调度机构就不能包揽一切，而必须分级管理，实行在电网最高一级调度机构领导下的各级调度机构的分级负责制，发挥各级调度机构的主动性和积极性，在规定的调度管理范围内，具体落实统一调度的各项要求，自主处理职责范围内的调度管理事宜。 统一调度、分级管理是一个不可分割的整体。统一调度是分级管理基础上的统一调度； 分级管理是统一调度下的分级管理。统一调度、分级管理作为一个原则通常只简单称为统一调度。统一调度不仅是电能生产特点的要求，也是发挥现代大电网优越性的要求。 现代大电网有很多优越性。它能承受较大的冲击负荷，保持频率、电压稳定；能使不同地区间的电能互相调剂，发电机组互为备用，能提高供电可靠性，增强防御自然灾害和系统事故的能力，能有效地进行水火电调剂，合理利用能源，取得较好的社会、经济效益，能充分利用地域不同和时差进行补偿调节，发挥错峰效益，缓和用电高峰时的电力紧张局面等。 总之，现代电网的安全主要靠统一调度来保障，电能的质量要靠统一调度来保证，电网的经济效益要靠统一调度来发挥。一句话，统一调度，分级管理体现了现代电网管理的客观规律，反映了我国社会主义建设的经济规律。现代电网的安全、可靠、优质和经济运行是国家利益所在，也是现代电网内广大发电、供电和用电单位的共同利益所在。所以，要贯彻“人民电业为人民”的方针，保障国家利益和与电网有关的各单位的共同利益，就必须对现代电网实行统一调度、分级管理。 21 四、现代电网的发展趋势 1．我国一次能源分布概况 如前所述，现代电网已进入超高压、长距离、大容量、高度自动化的时代，今后将会继续沿着这个方向迅速发展。 我国能源资源比较丰富。就绝对数量而言，常规能源中煤、水力、油等都属世界前列。根据1980年的资料，煤炭地质储量很大，但比较可信的只有2万多亿吨；水力的现存储量为6.4亿kW，一般可供经济开发的约占50％，即3亿kW左右；石油资源为300～600亿吨，可开采量为几十亿吨。但是，这些能源的地区分布很不均衡，地区间的富裕程度相差悬殊。我国煤炭探明储量中将近80％分布于北方(其中64％集中于华北地区)，10％在西南，而江南8省只占2％。石油探明储量的98％在北方，其中东北、华北占80％以上，而整个南方尚无经济上可供开发的油田，海上和西北正在积极勘探。天然气已探明储量有限，67％在四川。水力资源90％则在西南、西北、中南地区，其中长江中上游干支流，西南其它大河，红水河以及黄河上游占绝大部分。根据国家规划，到上世纪末，我国几个重要，能源比较丰富又较现实的开发地点是：山西的煤炭基地；广西红水河梯级天生桥至大藤峡10级电站，总容量1100万kW，发电量600亿kW⋅h；黄河上游龙羊峡至青铜峡梯级16级电站，总容量1260万kW，发电量490亿kW⋅h，西南的四川、云南、贵州的龚咀、铜街子、二滩、桐子林、鲁布格、漫湾、乌江渡、彭水等，总容量800万kW，发电量430亿kW⋅h，华中的湖北、湖南的丹江口、葛洲坝、隔河岩、柘溪、凤滩、东江、五强溪等，包括三峡低坝或中坝方案在内，总容量1850万kW，发电量600亿kW⋅h。各大区能源资源情况，详见表1-10。 表1-10 各经济协作区能源资源情况 能源资源 蕴 藏 量 (亿吨标准煤) 全 国 华北 东北 华东 中南 西南 西北 能源资源占全国比重（%） 合计 能源 其 中 煤炭 水力 能源资源构成（%） 石 油天然气油页岩 水力 煤炭 能源富裕程度（t/人） 石 油 天然气 6808.96 100 100 100 100 67.4 30.4 2.2 693 2989.95 43.9 64.0 1.8 14.4 98.2 1.3 0.5 2680 261.01 3.8 3.1 1.8 48.3 54.6 14.2 31.2 293 409.54 6.0 6.5 4.4 18.2 72.9 22.5 4.6 141 379.49 5.6 3.7 9.5 2.5 44.5 51.8 3.7 142 1943.78 28.6 10.7 70.0 2.5 25.2 74.7 0.1 1218 825.19 12.1 12.0 12.5 14.1 66.7 31.3 2.0 1216 注 l. 煤炭、油页岩用1980年底探明保有储量，石油、天然气用1980年底原始地质储量，水力用1979~1980年普查理论蕴藏 量，乘100年。 2. 标准煤折算比率：煤炭0.714t／t，石油1.43t／t，天然气1. 33t／l000m3，油页岩0.142t／t，水力按火电煤耗350g／kW⋅h。 3．人口用1980年统计数。 量的15.4％。华东、中南由于人口密集，人均能源只为全国平均水平的20％。江南的湖北、湖南、广东、江西、福建、浙江、江苏、安徽，加上沿海的山东、河北、辽宁以及吉林、河南均属于能源不富或能源贫乏区。这13个省的资源量只占全国的13％，而人口占63％，能源消费量占65％。尤其是能源消费集中的江南地区能源资源最缺乏。为解决能源问题，必然会出现北煤南运、西电东送的格局。 22 经济协作区 从表1-10中可以看出，华东、东北、中南三大区能源资源不多，合计只占全国能源蕴藏 2．现代电网发展趋势 随着电力工业建设规模的扩大，坑口火电厂和大型水电厂的建设，必然会打破历史形成的地方电力系统的疆域，逐渐连成大区域或跨区域的现代电网。也只有依靠现代电网才能把诸如水力、煤炭、石油、天然气、核能等一次能源转化为电能，并把它们有效地联系在一起，通过长距离输送，进行分配，互相支援，彼此配合，取得最大的经济效益。 影响现代电网供电能力、可靠性和经济性的重要因素是电压和电流。电力网的输送容量直接受着电压损耗、功率及能量损耗、导线发热、系统稳定等情况的制约。当电能输送容量一定时，电压越高，电流越小，电流越小，损耗越小，发热越小，稳定性越好。所以，提高电压是提高电力网输送容量的有效措施。但是，电压越高，电气设备的投资越大，碰到的需要解决的技术问题越复杂。因此，确定一个合理的电压等级，必须进行全面的技术、经济论证。我国目前的跨省电网的主要供电半径一般不超过1000km，供电功率在200万kW左右，已经形成主要骨架的500kV高压交流输电已可满足要求。经初步计算分析认为，容量200万kW，距离近1000km时，500kV的经济性、稳定性都较好。随着三峡水电站的建设，几个跨省电网将实行互联，随着西南地区水力资源的大力开发，大量水电长距离东送，将需要更高的高压输电，如750、l100～1200kV高压交流，或±500、±750kV高压直流，或高压交直流联合使用。美国、日本、前苏联、意大利等国都在建设1000kV或更高的超高压输变电工程，为提高现代电网的稳定性和经济性，美国除采用更高的电压送电外，正在采用超导发电机（同 、超导新能源贮存系统（具有非常高的转步电抗Xd可由常规发电机的2.0左右降到0.5以下） 换效率、发电和贮存双向性能，快速调整无功功率）等新的稳定性技术。 现代电网的另一个发展趋势是大机组不断增多。为了降低火电厂的投资，减少运行费用，提高经济效益，首先是增加单机容量。一般而言，设备投资增长速度比设备容量慢，例如火电设备从5万KW增加到20万kW，增长了3倍，而设备投资仅增加了1～2倍。这是由于设备制造黑色和有色金属消耗量随单机容量增加而减少。同时，凝汽式发电机组的单机容量从10万kW增加到80万kW，煤耗从364g／kW⋅h降到324g／kW⋅h时，具有明显的经济效益。图1-7是火电厂装机容量与电能成本的关系曲线。从图中可以看出。降低电能成本的主要因素是增加单机容量和机组数目。经计算分析，凝汽式发电厂的容量从120万kW增大到 图1-7 装机容量与电能成本的关系曲线 图1-8 核电站每千瓦投资和装机容量的关系 23 300万kW，单机容量30万kW的机组从4台增加到10台，则单瓦投资降低7％；如果采用6台50万kW的单机容量，单瓦投资则可降低10％。 核电站的功率增加也会使效益增加。因为核电站的常数部分比热电站的大，所以当核能功率增大时，效益也同时增大。根据前苏联提供的资料，核反应堆功率从21万kW增加到l00万kW，每千瓦投资降低42％～48％，成本降低37％。主要是核反应堆和厂房等的造价降低较明显，如图1-8所示。 水电厂和火电厂、核电站不同，影响投资和效益的因素较多。水电厂的功率增加会使单瓦造价降低，但不会很明显。因为水电厂的投资中主要费用是土建工程，如大坝、引水渠道及淹没损失等。这几项费用一般占水电厂总投资的70％左右。土建工程主要与坝址的地质、地形、水文、库容直接有关。水电厂的投资还与水头、流量(包括洪水量)有关。因此，要根 据具体情况进行优化分析。 现代电网的第三个发展趋势是自动化程度越来越高。电网调度自动化系统是近30年发展起来的。当前已形成包括数据采集和控制(SCADA)、发电自动控制(AGC)、经济调度运行(EDC)、电网静态安全分析(SA)以及调度员培训模拟(DTS)在内的能量管理系统(EMS)。这个系统的范围和功能还在不断发展。为了进一步提高现代电网的稳定性，已经使用了低频减载、振荡切机、振荡解列、远方切机或切负荷、电气制动、汽机汽门快关、系统稳定器等装置。世界各国的电力系统专家正在进一步研制、开发实现在线稳定监视的决策控制系统，不久即可实现全系统实时闭环稳定控制。 24 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容