提高怒江電網送出能力的網架方案研究

趙岳恒，錢紋，王志敏，趙爽，劉民偉，張秀釗，周懋文

（1.云南電網有限責任公司電網規劃建設研究中心，昆明650011；2.中國能源建設集團云南省電力設計院有限公司，昆明650051）

0 前言

怒江州長期受地理環境及自然因素限制，社會經濟發展較為落后，電網負荷發展水平與電源開發水平不匹配，富余電力需通過電網層層上送至主網消納[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、送出通道熱穩及動穩水平限制[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業布局逐步完善，未來全省供需形勢將逐步發生逆轉。且怒江州作為“三區三州”全國深度貧困地區之一，州政府提出了實現貧困縣（市）、貧困村全部脫貧摘帽戰略目標，積極推進工業大用戶招商引資，大力開展產業結構轉型升級及生態文明建設。因此充分利用電網平臺保障怒江中小水電送出消納是有積極意義的。

本文在分析怒江現狀受阻情況的基礎上總結網架解決思路及方向，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電力送出及安全運行的網架規劃方案，為解決怒江電網中小水電送出問題及潛在運行風險提供決策參考。

1 現狀受阻情況分析及解決思路

1.1 現狀受阻情況分析

本文采用電力平衡分析及穩定仿真計算等工具，分別以主變容量或線路熱穩輸送能力、暫穩及動穩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。

經分析發現，怒江中小水電送出受阻除因整體供需形勢供大于求之外，網架因素造成的受阻較為復雜，主要有以下幾個方面：

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

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

3）220 kV 辛變片區作為怒江州的負荷中心，消納情況較好。主變容量存在327 MW 裕度。目前調度按主變N-1后1.3倍控制其主變極限，基本能滿足豐大方式下現狀送出需求。但需關注其枯期水電出力較小時負荷下網受限問題。

4）受怒江電網暫穩及動穩水平限制，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受阻41 MW。

另外，甲、乙片區220 kV 主網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]，即使調整甲及乙片區電源滿足主網上網能力及乙串補投產縮短電氣距離后，仍受限于220 kV線路通道暫穩及動穩水平存在受阻。

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 丁及己片區的送出能力。

由于怒江電網受阻范圍廣，受阻因素較為復雜，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送出通道能力釋放后，結合新增通道建設、電壓等級選擇及電源送出方向等因素綜合考慮，經分析，存在以下幾個網架加強思路：

1）考慮從110 kV 層面解決，存在以下三個網架加強方向：

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：丙片區存在消納空間，可利用現狀運行方式下斷開的聯絡線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～戊通道已經壓斷面極限滿送。

b．往丙方向送出：可結合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，網架方案可采用的思路主要為：釋放怒江電網末端甲主變及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、丁及己片區的電源送至丙或辛方向消納及送出。

2 網架方案研究

2.1 方案擬定

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

表1怒江網架方案擬定與思路對比單位：MW

圖1怒江網架方案圖

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）受暫穩限制而導致受阻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狀受阻，遠期負荷發展適應性最好，對原有網架改動較少，運行維護較方便，對下一斷面適應性較好。建議采用方案二作為怒江網架改善方案。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展的優先順序進一步優化其布點位置。

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。由于丙片區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110 kV 電源接入。

2）從方案解決受阻的能力來看，在以現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 結束語

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

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，網架因素造成的受阻較為復雜：即存在電源大規模開發后，電網主變容量及導線截面與電源規模不匹配的問題，也存在電源集中長距離送出而導致電網穩定水平降低，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丁及己片區的送出能力。特別是乙片區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架穩定性的措施。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）本文經方案比較分析推薦方案二為怒江中小水電送出網架推薦方案。方案二基本能解決現狀受阻，遠期負荷發展適應性最好，對原有網架改動較少，運行維護較方便，對下一斷面適應性較好。另外，建議電網規劃工作中，可視怒江電源送出與負荷發展的優先順序進一步優化方案二所提出的新建220 kV變電站布點位置。