西藏昌都電網聯網方案探討

何志強，扎 西，鄭 勇，鄭 蕩

(1.西南電力設計院，四川成都 610021;2.西藏電力有限公司，西藏拉薩 850000)

0 引言

目前，西藏自治區形成了覆蓋拉薩、山南、日喀則、那曲、林芝五個地市的西藏中部電網和昌都、阿里共二個地區電網共“一大二小”三個地市級獨立電網以及由農村小水電、太陽能光伏電站供電的眾多獨立小電網和分散戶用系統，構成了大電網供電和分散獨立電源供電相結合、多能互補的供電格局。

昌都地區地處西藏自治區東南部，東與四川省的德格、白玉、石渠、巴塘四縣隔江相望，東南與云南省的德欽縣接壤，西南與林芝地區毗鄰，西北與那曲地區相連，北面與青海省的玉樹州交界，總面積為11萬km2，占西藏自治區總面積的8.9%，轄昌都、江達、類烏齊和芒康、洛隆等11個縣，是西藏自治區東大門。昌都礦產資源十分豐富。全地區已發現或探明的礦種有52種。昌都地區水能資源開發潛力巨大，境內金沙江、瀾滄江、怒江三江并流，水力資源理論蘊藏量達40 460 MW。

目前，昌都電網供電范圍僅覆蓋昌都縣大部及察雅縣、江達縣、八宿縣和類烏齊縣少量鄉鎮。昌都電網最高電壓等級為110 kV，已形成以110 kV鏈式電網為主網架，以35 kV電網為骨干配電網絡的輻射形網架結構。截至到2010年年底，昌都電網電源裝機為71.2 MW，全部為水電。2010年昌都電網實際最大用電負荷約為34 MW，實際用電能量約為140 GWh。

根據《西藏電網“十二五”發展規劃》，“十二五”期間昌都地區礦產業的電力需求量將呈現超常規增長，此外昌都電網覆蓋范圍遠期將擴大到昌都地區的全部縣份。由于負荷增長迅猛，加之規劃電源全部為水電，與電網負荷特性不匹配，昌都電網豐枯期電力供需矛盾十分突出。

1 昌都電網規劃簡述

1.1 負荷預測

昌都地區“十二五”及以后，礦產業的電力需求量將逐漸成為電力消費的主要大戶，其中主要礦業負荷包括玉龍銅礦負荷、類烏齊菱鎂礦負荷及邦達鎮周邊采礦負荷。此外，遠期“三江”流域水電開發的施工用電負荷及相關建材生產用電負荷也將是昌都電網負荷的重要增長點。

根據《西藏電網“十二五”發展規劃》負荷預測結果，2015年昌都電網用電能量將達到1 TWh，最大負荷將達到183 MW，“十二五”期間電量年均增長32.0%，負荷年均增長26.7%;2020年昌都電網用電能量將達到1.92 TWh，最大負荷將達到344 MW，“十三五”期間電量年均增長13.9%，負荷年均增長13.4%。

1.2 電源規劃

根據《西藏電網“十二五”發展規劃》，昌都電網2013年左右將投產果多水電站(160 MW);2016年左右將投產側格水電站(160 MW)。根據電源建設進度安排，2015和2020年昌都電網電源總裝機容量分別為231.2 MW和391.2 MW(全部為水電)。

1.3 電力供需分析

根據昌都電網負荷預測和電源規劃，其供電平衡結果見表1。從平衡結果可以看出，“十二五”后期果多水電站投產后，昌都電網豐期電力有較大富余，但枯期缺電仍較為嚴重，其中2015年豐期電力富余約為85 MW，枯期電力缺額約為90 MW。“十三五”期間，盡管投產了側格水電站，電網豐期電力富余、枯期缺電的問題仍然突出，其中2020年豐期電力富余約為116 MW，枯期電力缺額約為187 MW。

由平衡結果可以看出，由于昌都電網網內規劃電源與電網負荷特性不匹配，水電豐期大發時，電網負荷較小;枯期出力小時電網負荷較大，“十二五”后期昌都電網豐期多電，枯期缺電的問題十分突出。

由于運營成本及生態環境保護等多方面因素的制約，昌都電網建設煤電或燃油機組的可行性較低，其規劃電源仍將以水電為主，而僅靠網內建設水電電源無法解決并且反而會進一步加劇電網豐枯期電力供需矛盾。因此，要從根本上解決昌都電網供電問題，應考慮與外送大電源或大電網聯網以調節其豐枯期電力余缺。

表1 昌都電網供電平衡結果

2 昌都電網聯網方案設想

2.1 與西藏中部電網聯網

昌都電網負荷中心——昌都縣距西藏電網主要負荷中心——西藏中部電網的拉薩地區直線距離約為630 km，公路(317國道及青藏公路)距離約1 060 km。由于一方面兩者相距較遠，另一方面西藏中部電網同樣存在豐枯電力供需不平衡的問題，其枯期電力缺額尚需通過輸電距離超過1 000 km的青藏直流聯網工程從西北電網格爾木換流站送入，因此昌都電網目前通過與西藏中部電網聯網解決其豐枯期電力供需矛盾經濟性較差，可行性也較低。

2.2 通過馬爾康500 kV變電站與四川電網聯網

四川電網西北部“十二五”至“十三五”期間規劃建設距昌都縣最近的500 kV變電站是馬爾康500 kV變電站。昌都縣距四川省阿壩藏族羌族自治州馬爾康縣直線距離約為550 km，公路(317國道)距離約910 km。由于相距較遠，昌都電網通過馬爾康500 kV變電站與四川電網聯網的方案雖然存在可能性，但其聯網方案投資將極高，因此也不宜采納。

2.3 通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網

昌都縣距青海省玉樹藏族自治州玉樹縣直線距離約為250 km，公路(214國道)距離約為520 km。根據玉樹330 kV輸變電工程可行性研究成果，“十二五”中后期西北電網將建設玉樹330 kV變電站并將其330 kV主網架延伸到玉樹縣。由于昌都縣和玉樹縣距離相對較近，因此昌都電網通過玉樹330 kV變電站與西北電網聯網存在可能性。

玉樹330 kV輸變電工程第一段為日月山至班多水電站(360 MW)單回750 kV線路，線路長度約為240 km;第二段為班多至瑪多至玉樹雙回330 kV線路，線路單回長度約為530 km。

根據該工程可行性研究成果，日月山至玉樹斷面最大輸送能力不足100 MW，僅能滿足玉樹地區用電需要。如若考慮昌都電網經玉樹與西北電網聯網，首先需要研究提高西北電網至玉樹斷面送電能力。

初步設想昌都電網通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網方案為:建設玉樹至昌都雙回330 kV線路及昌都330 kV變電站;為提高該斷面的穩定水平，考慮在該線路中段建設一座330 kV變電站。

2.4 通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網

玉曲河是怒江左岸一級支流，河口以上控制流域面積9 379 km2，多年平均流量114 m3/s，河道總長444.3 km，天然落差 3 122 m，平均比降為 7.1‰，水力資源理論蘊藏量2 510 MW，擬采用8級開發，總裝機容量為1 930 MW。根據目前工作進展，玉曲河梯級電站有望作為“藏電外送”首批開發項目在“十三五”初期投產1～2座電站。

玉曲河下游的碧土電站(初步勘察較為合適的匯集點)距四川電網西南部“十二五”規劃建設的鄉城500 kV變電站直線距離約為120 km，距昌都地區負荷中心——昌都縣的直線距離為320 km，公路(214國道)距離約420 km。由于玉曲河梯級電站至昌都電網和四川電網的距離均較為適中，因此昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網也是可行的。

根據項目業主初步勘察結果，碧土電站距擬建的四川電網鄉城500 kV變電站實際線路距離約為200 km。目前初步考慮玉曲河梯級電站電力匯集后以兩回500 kV線路送至鄉城變。需要說明的是，鄉城變計劃2012年左右投產，其設計過程中已考慮了玉曲河梯級電站的接入。

如果考慮昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網，初步設想從玉曲河梯級電站電力匯集點(碧土電站)出2回220 kV線路至昌都縣。為提高線路的穩定水平同時考慮當地供電需要，可考慮在邦達附近設220 kV中間變電站。

在玉曲河梯級電站外送方案確定的前提下，即便玉曲河梯級電站不能在“十二五”期間投產，也可先建成相關輸變電工程提前實現昌都電網與四川電網的聯網。

3 聯網方案初步比較

以下對可行性相對較高的昌都電網通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網和通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網方案進行初步的方案技術經濟比較。

3.1 方案投資初步比較

根據初步設想的聯網方案，昌都電網通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網方案在不考慮日月山至玉樹斷面加強的情況下，需要建設330 kV變電站兩座，330 kV輸電線路約1 040 km(線路路徑暫按沿公路走線考慮，下同)，總投資約為30億元。昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網方案需要建設220 kV變電站兩座，220 kV輸電線路約840 km，總投資約為21億元。

通過方案投資初步比較結果可以看出，后者投資遠遠低于前者。

3.2 聯網通道送電能力和送電可靠性

昌都電網若通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網，昌都至西北電網主網只有一個通道，其距離長達約1 300 km，其中330 kV通道長度約為1 100 km并且缺乏電源支撐，聯網通道送電可靠性明顯較差。若不加強西北電網至玉樹斷面的輸送能力，聯網通道送電能力也無法滿足要求。

昌都電網若通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網，昌都至玉曲河電力匯集點距離約為420 km(到第一落點距離約為280 km)。根據西藏中部電網已建成的220 kV輸變電工程經驗，其送電能力完全可以滿足昌都電網負荷發展需要。

3.3 方案實施可行性

昌都電網若通過玉樹330 kV輸變電工程與西北電網聯網，一方面應保證玉樹330 kV輸變電工程能按計劃投產，另一方面還需要加強西北電網主網至玉樹斷面的送電能力。由于線路距離長，供電負荷小，該方案的經濟效益較差，從目前情況看其實施的可行性較低。

根據目前工作進展，玉曲河梯級電站目前各項前期工作推進較快，有望在“十三五”初期投產1～2座電站。此外在玉曲河梯級電站外送方案確定的前提下，可先建成相關輸變電工程提前實現昌都電網與四川電網的聯網。

綜上所述，昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網的實施可行性更高。

根據方案進行初步的方案技術經濟比較結果，昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網方案經濟性明顯較優，其聯網通道送電能力和送電可靠性也較高，此外其方案實施可行性也較大，因此初步推薦昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網以解決其豐枯期電力供需矛盾。

圖1 昌都電網聯網方案設想

4 結論與建議

1)由于區內規劃電源有限且全部為水電，電源出力特性與負荷特性不匹配，要解決昌都電網供電問題，必須通過與外送大電源或大電網聯網的方式解決。

2)從目前情況看，要考慮昌都電網經玉樹與西北電網聯網，由于與西北主網距離較遠且僅以一個通道相連，此外該通道330 kV線路單回長度將達到約1 100 km且中間缺乏電源支撐，因此需要對該方案的送電可靠性和送電能力進行進一步研究，尤其需要研究加強西北電網至玉樹斷面的輸送能力。

3)玉曲河梯級電站目前前期工作推進較快，其可能的電源匯集點與昌都電網和四川電網的距離均較為適中。昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網，一方面可充分利用玉曲河梯級電站的外送通道，另一方面玉曲河梯級電站也可作為聯網通道的重要支撐。此外，該方案有利于加快推進玉曲河梯級電站前期工作的開展，進而推動聯網方案的設計論證進度。因此，其實施的可行性較高。

4)根據方案初步比較結構，建議昌都電網通過玉曲河梯級電站與四川電網聯網以解決其豐枯期電力供需矛盾。

5)根據目前工作進度，玉曲河梯級電站最早也要在“十三五”初期投產。如要實現昌都電網“十二五”期間與四川電網聯網，可結合玉曲河梯級電站輸電規劃，研究提前建成相關輸變電工程實現聯網的可行性。

建議盡快推動玉曲河梯級電站輸電規劃及后續本體電站和相關輸變電工程設計工作。

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