趙岳恒，錢紋，王志敏，趙爽，劉民偉，張秀釗，周懋文

（1.云南電網(wǎng)有限責任公司電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)研究中心，昆明650011；2.中國能源建設(shè)集團云南省電力設(shè)計院有限公司，昆明650051）

0 前言

怒江州長期受地理環(huán)境及自然因素限制，社會經(jīng)濟發(fā)展較為落后，電網(wǎng)負荷發(fā)展水平與電源開發(fā)水平不匹配，富余電力需通過電網(wǎng)層層上送至主網(wǎng)消納[1-4]。受全省供需形勢影響，引流式中小水電集中遠距離接入、送出通道熱穩(wěn)及動穩(wěn)水平限制[5-6]，目前怒江州中小水電送出受限問題較為嚴重。

隨著全省重點載能產(chǎn)業(yè)布局逐步完善，未來全省供需形勢將逐步發(fā)生逆轉(zhuǎn)。且怒江州作為“三區(qū)三州”全國深度貧困地區(qū)之一，州政府提出了實現(xiàn)貧困縣（市）、貧困村全部脫貧摘帽戰(zhàn)略目標，積極推進工業(yè)大用戶招商引資，大力開展產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級及生態(tài)文明建設(shè)。因此充分利用電網(wǎng)平臺保障怒江中小水電送出消納是有積極意義的。

本文在分析怒江現(xiàn)狀受阻情況的基礎(chǔ)上總結(jié)網(wǎng)架解決思路及方向，提出解決中小水電送出問題的比選方案，并從解決受阻效果、運行維護角度、對下一斷面的適應(yīng)性等角度對各方案進行方案比較分析。最終提出有利于怒江電網(wǎng)電力送出及安全運行的網(wǎng)架規(guī)劃方案，為解決怒江電網(wǎng)中小水電送出問題及潛在運行風險提供決策參考。

1 現(xiàn)狀受阻情況分析及解決思路

1.1 現(xiàn)狀受阻情況分析

本文采用電力平衡分析及穩(wěn)定仿真計算等工具，分別以主變?nèi)萘炕蚓€路熱穩(wěn)輸送能力、暫穩(wěn)及動穩(wěn)水平影響下運行極限為基準對怒江主要送出斷面進行受阻分析。

經(jīng)分析發(fā)現(xiàn)，怒江中小水電送出受阻除因整體供需形勢供大于求之外，網(wǎng)架因素造成的受阻較為復(fù)雜，主要有以下幾個方面：

1）受電源集中接入規(guī)模較大影響，怒江電網(wǎng)部分通道送出能力不匹配：如220 kV 乙片區(qū)電源裝機達503 MW，已超過現(xiàn)有兩臺180 MVA 的主變?nèi)萘?，需通過調(diào)整運行方式將片區(qū)部分電源由220 kV 丙變及220 kV 辛變送出才能基本滿足現(xiàn)狀電源送出需求。

2）110 kV 送出通道薄弱，110 kV 丁～己～辛通道需送出本通道近區(qū)電源及乙片區(qū)部分電源，受平行通道N-1限制，通道存在受阻。

3）220 kV 辛變片區(qū)作為怒江州的負荷中心，消納情況較好。主變?nèi)萘看嬖?27 MW 裕度。目前調(diào)度按主變N-1后1.3倍控制其主變極限，基本能滿足豐大方式下現(xiàn)狀送出需求。但需關(guān)注其枯期水電出力較小時負荷下網(wǎng)受限問題。

4）受怒江電網(wǎng)暫穩(wěn)及動穩(wěn)水平限制，難以釋放部分通道送出能力：如220 kV 甲主變受限于單主變控制極限及主變分列方式下110 kV 電源支路分配不均安排[7-8]，主變上網(wǎng)能力不能得到釋放，從而造成正常運行方式該臺主變豐大上網(wǎng)受阻41 MW。

另外，甲、乙片區(qū)220 kV 主網(wǎng)通道線路受限于電源均集中于線路末端需長距離送出[9-10]，即使調(diào)整甲及乙片區(qū)電源滿足主網(wǎng)上網(wǎng)能力及乙串補投產(chǎn)縮短電氣距離后，仍受限于220 kV線路通道暫穩(wěn)及動穩(wěn)水平存在受阻。

1.2 解決受阻思路分析

綜上，提出解決怒江中小水電送出的網(wǎng)架方案思路如下：

1）釋放甲主變及220 kV 甲乙線、220 kV乙戊線的送出能力。

2）新增通道以加強220 kV 乙、110 kV 丁及己片區(qū)的送出能力。

由于怒江電網(wǎng)受阻范圍廣，受阻因素較為復(fù)雜，以上兩條解決思路并非相互孤立。在考慮末端甲主變及相關(guān)送出通道能力釋放后，結(jié)合新增通道建設(shè)、電壓等級選擇及電源送出方向等因素綜合考慮，經(jīng)分析，存在以下幾個網(wǎng)架加強思路：

1）考慮從110 kV 層面解決，存在以下三個網(wǎng)架加強方向：

a．往乙方向送出：乙主變已受阻；

b．往辛方向送出：110 kV 線路通道緊張，新建線路困難。辛主變在控制極限下受阻；

c．往丙方向送出：丙片區(qū)存在消納空間，可利用現(xiàn)狀運行方式下斷開的聯(lián)絡(luò)線110 kV 庚-丑、110 kV 己-寅線路通道。

2）考慮從220 kV 層面解決，存在以下三個網(wǎng)架加強方向：

a．往乙方向送出：乙變已無間隔且擴建困難，且220 kV 癸～乙～丙送出通道已受阻，220 kV 甲～乙～戊通道已經(jīng)壓斷面極限滿送。

b．往丙方向送出：可結(jié)合220 kV 癸～乙～丙通道受阻電力從其它通道送出后，220 kV 乙丙線釋放的通道裕度共同分析。

c．往辛方向送出：子辛雙線在蘭城變建成后通道送出能力增強，存在送出可能。

因此，網(wǎng)架方案可采用的思路主要為：釋放怒江電網(wǎng)末端甲主變及220 kV 甲乙線、220 kV乙戊線的送出能力。從110 kV 或220 kV 層面通過新增通道將乙、丁及己片區(qū)的電源送至丙或辛方向消納及送出。

2 網(wǎng)架方案研究

2.1 方案擬定

結(jié)合以上怒江電網(wǎng)網(wǎng)架改善解決思路，初步擬定兩個怒江網(wǎng)架方案如表1及圖1所示。受阻60 MW，但辛片區(qū)負荷發(fā)展前景較好，未來消納子辛斷面受阻能力較強。

表1怒江網(wǎng)架方案擬定與思路對比單位：MW

圖1怒江網(wǎng)架方案圖

3）從運行維護角度來看，方案一為避免220 kV 乙至辛長線路（160 km）受暫穩(wěn)限制而導(dǎo)致受阻70 MW，需在乙辛線加增串補裝置（暫按串補度60%考慮）才能保證乙辛線匯集的184 MW 電源全部送出。此情況下，怒江電網(wǎng)同時運行三臺串補裝置，日常運行維護及反措方案制定較為復(fù)雜。方案二不需增加串補，日常運行維護較方便。

4）從對下一斷面的適應(yīng)性來看：方案一受限于下一斷面控制極限，受阻110 MW。方案二不受限于下一斷面極限控制。

綜上，方案二基本能解決現(xiàn)狀受阻，遠期負荷發(fā)展適應(yīng)性最好，對原有網(wǎng)架改動較少，運行維護較方便，對下一斷面適應(yīng)性較好。建議采用方案二作為怒江網(wǎng)架改善方案。其中，方案二所提出的新建220 kV 變電站方案可視怒江電源送出與負荷發(fā)展的優(yōu)先順序進一步優(yōu)化其布點位置。

2.2 方案分析

1）從表1可知，方案一和方案二均可釋放怒江末端甲片區(qū)受阻電力，方案一將乙、丁及己電源分別新增通道送至辛及丙片區(qū)。由于丙片區(qū)受丙戊單回送出通道極限限制，還需同時加強丙戊第二回通道。方案二將乙、丁及己電源均送至辛方向，并新建一座220 kV 變電站改善丁、己片區(qū)110 kV 電源接入。

2）從方案解決受阻的能力來看，在以現(xiàn)狀控制極限為基準的前提下，方案一在豐大方式下僅丙戊雙線送出受阻60 MW。方案二在豐大方式下乙丙線送出受阻20 MW 及子辛雙線送出

3 結(jié)束語

本文總結(jié)分析怒江現(xiàn)狀受阻情況并從改善網(wǎng)架角度提出了解決思路，對應(yīng)思路擬定了兩個網(wǎng)架改善方案并進行了方案分析。得到以下幾點結(jié)論。

1）怒江中小水電送出受阻除因整體供需形勢供大于求之外，網(wǎng)架因素造成的受阻較為復(fù)雜：即存在電源大規(guī)模開發(fā)后，電網(wǎng)主變?nèi)萘考皩?dǎo)線截面與電源規(guī)模不匹配的問題，也存在電源集中長距離送出而導(dǎo)致電網(wǎng)穩(wěn)定水平降低，運行極限反過來限制送出的問題。后者對怒江電源受阻的影響更加深遠，進一步加重了電網(wǎng)投資成本及解決力度的不匹配程度。

2）解決怒江中小水電送出的網(wǎng)架方案思路有以下兩個重點：

a．釋放甲主變及220 kV 甲乙線、220 kV乙戊線的送出能力。

b．新增通道以加強220 kV 乙變、110 kV丁及己片區(qū)的送出能力。特別是乙片區(qū)110 kV長距離匯集大量小水電，擬定方案時均需考慮縮短電氣距離以改善其送出網(wǎng)架穩(wěn)定性的措施。如方案一中加裝串補裝置，方案二通過新增220 kV 布點及雙回線路通道。

3）本文經(jīng)方案比較分析推薦方案二為怒江中小水電送出網(wǎng)架推薦方案。方案二基本能解決現(xiàn)狀受阻，遠期負荷發(fā)展適應(yīng)性最好，對原有網(wǎng)架改動較少，運行維護較方便，對下一斷面適應(yīng)性較好。另外，建議電網(wǎng)規(guī)劃工作中，可視怒江電源送出與負荷發(fā)展的優(yōu)先順序進一步優(yōu)化方案二所提出的新建220 kV變電站布點位置。