怒江電網分列運行后孤網安穩策略分析

馮培磊，劉曉欣，陳瀟雅，崔 琳，徐天奇

（1.國網新源安徽金寨抽水蓄能有限公司，安徽省六安市 237000；2.云南電網有限責任公司怒江供電局，云南省怒江傈僳族自治州 673200；3.云南民族大學電氣信息工程學院，云南省昆明市 650500）

0 研究背景

怒江大力發展水電，滇西北區域網架結構尚未健全，致使電網研究、建設滯后于水電發展。怒江電網小水電經歷了跨越式發展，但怒江電網結構尚未規劃完善，電能輸出網架建設滯后于水電發展，受輸電線路外送極限的限制，電力外送嚴重不足，從而使怒江地區的小水電不能被充分利用，產生棄水現象[1]。

怒江電網的網絡架構呈現為輻射狀，位于云南電網的末端。福貢縣、貢山縣和蘭坪縣的電網通過福劍線路、蘭福線路、劍蘭Ⅰ回線與主網相連。瀘水地區的電網經蘇崇雙回線與主網相連。貢山地區和福貢北部地區電源的電源外送通道為220kV劍蘭線和220kV福劍線，但是受限于兩條外送通道送電功率極限和220kV貢山變電站與220kV福貢變電站電量上網限制，導致怒江電網水電棄水問題一直未得到很好解決。鑒于怒江水電外送困境，采用分列運行這一特殊運行方式，同時對福劍線和劍蘭線加入合適串補，不僅提高了怒江水電外送能力，還提高了水電的利用率，解決了怒江水電廠棄水嚴重的問題，將大部分水電資源通過電網分列線路輸送到主網[3-4]。

圖1 怒江電網分裂運行架構圖[2]Figure 1 Split operation architecture of Nujiang power grid

怒江電網的分列運行增加電力外送的同時，也導致了諸多局部問題更加凸顯、對原有電網運行策略不適應，需要重新梳理全網的運行風險點、網架薄弱點及相應的裝置并做出適應性調整。電網分列運行后，怒江電網本身運行的困境將依然存在，并且可能導致新的問題。本文首先對怒江電網原有網絡和分列后的電網的外送能力進行分析，分析得出分列運行大幅度緩解了怒江電網電力受阻情況，提高怒江電網外送能力，有效解決了怒江電網窩電問題。怒江電網的分列運行也會導致孤網運行情況的發生。本文針對怒江地區分列運行可能出現的情況提出符合實際的切機方案，對區域電網運行穩定具有實際意義。

1 電網分列運行提高輸送能力分析

1.1 怒江電網原有網絡外送能力分析

怒江電網原始電網電源外送通道極限以動穩功率作為功率極限值[5]，具體如表1所示。

表1 怒江輸送通道極限Table 1 Limit of Nujiang river transportation channel

貢山、福貢和蘭坪3個地區的電源盈余達到992.75MW，蘭坪到劍川的斷面輸送極限為380MW，電力受阻達到了612.75MW。貢山和福貢兩個地區的電源盈余達到925.35 MW，福貢到劍川的斷面輸送極限為380MW，電力受阻達到了545.35 MW。崇仁到蘇屯的斷面輸送極限為130MW[6]。貢山地區電源盈余達到了462.9MW，貢山到福貢的斷面輸送極限為220MW，電力受阻達到了242.9MW。瀘水地區的電源盈余為14.204MW，瀘水地區電源基本能夠外送。因此，電源外送受阻地區為怒江州北部的三大縣，福貢縣電源受阻最為嚴重，如果貢山電源外送通道達到極限功率，福貢僅能外送160MW，電源受阻達到了302.45MW。

具體電力受阻圖如圖2所示，由圖可知，怒江電網原始網架外送能力有限，電力受阻嚴重[7-8]。

1.2 怒江電網分列運行220kV福貢變電站、貢山變電站并列外送能力分析

取動穩功率極限作為線路功率最大傳輸極限[9]。表2計算了怒江電網分列運行并列運行方式下斷面輸送極限情況。

當貢山地區電源盈余達到了462.9MW，貢山到福貢的斷面輸送極限為325MW，電力受阻達到了137.9MW。當貢山和福貢兩個地區的電源盈余達到977.85 MW，福貢到劍川的斷面輸送極限為602MW，電力受阻達到了375.85 MW。當貢山、福貢和蘭坪3個地區的電源盈余達到1045.25MW，蘭坪到劍川的斷面輸送極限為614MW，電力受阻達到了431.25MW。因此，電源外送受阻地區的怒江州北部的三大縣，福貢縣電源受阻最為嚴重，如果貢山電源外送通道達到極限功率，福貢僅能外送277MW，電源受阻達到了237.95MW。

圖2 怒江電網原始網絡電力受阻圖Figure 2 Original network power block diagram of Nujiang power grid

表2 福貢變電站、貢山變電站并列運行線路輸送極限Table 2 Transmission limit of Fugong and Gongshan parallel operation lines

對怒江電網進行貢山變電站、福貢變電站分列合環運行，此種策略下，電網穩定性較高。但是通過上面的分析可以看出，貢山、福貢、蘭坪三縣依然有大量的電源輸送受阻，但是對比怒江電網原始網絡，電源可以多輸送181.5MW。

1.3 怒江電網分列運行220kV 福貢變電站、貢山變電站全分列運行外送能力分析

取動穩功率極限作為線路功率最大傳輸極限。表3計算了怒江電網分列運行并列運行方式下斷面輸送極限情況。

圖3 怒江電網分列運行福貢變電站、貢山變電站并列運行電力受阻圖Figure 3 Power failure diagram of Nu River power grid running separately in Fu Gong and Gong Shan

表3 福貢變電站、貢山變電站分列運行 （丹貢線斷開做斷點）線路輸送極限Table 3 Transmission limit of Fugong substation and Gongshan substation in separate operation （Dangong line is cut off as breakpoint）

當貢山地區電源盈余達到了462.9MW，貢山到福貢的斷面輸送極限為404MW，電力受阻達到了58.9MW。貢山和福貢兩個地區的電源盈余達到977.85 MW，福貢到劍川的斷面輸送極限為560MW，電力受阻達到了417.85MW。當貢山、福貢和蘭坪3個地區的電源盈余達到1045.25MW，蘭坪到劍川的斷面輸送極限為600MW，電力受阻達到了445.25MW。因此，電源外送受阻地區為怒江州北部的三大縣，福貢縣電源受阻最為嚴重，如果貢山電源外送通道達到極限功率，福貢僅能外送156MW，電源受阻達到了358.95MW。

圖4 怒江電網分列運行福貢變電站、貢山變電站全分列運行電力受阻圖Figure 4 Block diagram of separate operation of Nujiang power grid in Fugong and Gongshan

對怒江電網進行貢山變電站、福貢變電站分列全開環運行，可以提高貢山電源外送能力。但是通過上面的分析可以看出，貢山、福貢、蘭坪三縣依然有大量的電源輸送受阻，但是對比怒江電網原始網絡，電源可以多輸送167.5MW。相比合環運行，開環運行方式簡單，在豐水期依然以此種方式作為主要電源外送方式。

怒江電網分列運行后，220kV 2號貢山變電站主變壓器，2號220kV 福貢變電站主變壓器投入運行，福劍線和劍蘭線加入60%串補度的分列運行方式下，220kV丹福線+220kV貢福線送電極限為40.4萬kW，貢山地區受阻電力5.89萬kW；220kV蘭福線+福劍線送電極限為56萬kW，福貢、貢山受阻電力41.8萬kW；220kV劍蘭Ⅰ回線+福劍線送電斷面極限為60萬kW，福貢、貢山、蘭坪三地區受阻電力44.5萬kW。按照優化后的分列運行方式，比分列前多送167MW，按豐水期5個月時間估算，一年可以多送出約6億kWh電量。

2 孤網運行穩控策略

2.1 蘭坪孤網運行時切機方案

當劍蘭Ⅰ回線斷線后，過多的有功不能往外送，電源出力和負荷完全不匹配。為了解決蘭坪的供電恢復，采取進行適當切機[10-11]。切機方案如表4所示。

按以上切機方案，可獲得以下穩定分析結果：

通過發電機功角曲線（見圖5），可以看出劍蘭線三相斷線故障形成孤網后，發電機功角開始振蕩，系統是功角失穩的。

表4 原高頻切機方案Table 4 Original high frequency cutting machine plan

圖5 發電機功角曲線Figure 5 Power angle curve of generator

通過母線頻率曲線（見圖6），可以看出劍蘭線三相斷線故障形成孤網后，母線頻率開始振蕩。系統是頻率失穩的。

圖6 母線頻率偏差曲線Figure 6 Frequency deviation curve of bus

通過母線電壓曲線（見圖7），可以看出劍蘭線三相斷線故障形成孤網后，母線電壓開始振蕩。系統是電壓失穩的。

圖7 母線電壓曲線Figure 7 Bus voltage curve

在該切機方案下，劍蘭線三相斷線后，系統是不穩定的。參考以往高頻切機方案，考慮地區電源出力與負荷的匹配，作出新切機方案如表5所示。

表5 蘭坪孤網現高頻切機方案Table 5 High frequency cutting scheme for isolated network in Lanping

按以上切機方案，可以獲得以下穩定分析結果：

通過發電機功角曲線（見圖8）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置劍蘭Ⅰ回線三相斷線故障，發電機功角開始振蕩。功角曲線為減幅振蕩。在振蕩平息之前，孤網中存在最大功角差的發電機為老王莊1號機組與妥洛河2號機組，但其功角差不超過60°。因此，在該切機方案下，劍蘭Ⅰ回線三相斷線后的系統是功角穩定的。

圖8 發電機功角曲線Figure 8 Power angle curve of generator

通過重要母線頻率偏差曲線（見圖9）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置劍蘭Ⅰ回線線三相斷線故障，母線頻率上升，說明孤網有功功率過剩。切機完成之后，頻率下降，頻率能維持在49.75Hz左右，頻率穩定。

通過母線電壓曲線（見圖10）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置劍蘭Ⅰ回線三相斷線故障，切機完成之后，電壓在1500周波（30s）左右穩定下來，切均高于1.04p.u.，但部分母線電壓高于1.07p.u.，無功功率過剩。

2.2 瀘水孤網運行時切機方案

當蘇屯線斷線后，有約50MW的有功功率不能往外送，電源出力和負荷完全不匹配。為了解決蘭坪的供電恢復，采取進行適當切機。采用以往高頻切機方案，考慮地區電源出力與負荷的匹配，作出切機方案如表6所示。

圖10 母線電壓曲線Figure 10 Bus voltage curve

表6 原高頻切機方案Table 6 Original high frequency cutting machine plan

按以上切機方案，可獲得以下穩定分析結果：

通過發電機功角曲線（見圖11），可以看出蘇屯線三相斷線后，功角振蕩，穩定性較差。

圖11 發電機功角曲線Figure 11 Power angle curve of generator

通過母線頻率曲線（見圖12），可以看出蘇屯線三相斷線故障形成孤網后，頻率振蕩，穩定性較差。

圖12 母線頻率偏差曲線Figure 12 Frequency deviation curve of bus

通過母線電壓曲線（見圖13）可以看出蘇屯線三相斷線故障形成孤網后，電壓振蕩，穩定性較差。

圖13 母線電壓曲線Figure 13 Bus voltage curve

在該切機方案下，蘇屯線三相斷線后，系統較難穩定的。參考以往高頻切機方案，考慮地區電源出力與負荷的匹配，做出新切機方案如表7所示。

按以上切機方案，可以獲得以下穩定分析結果。

通過發電機功角曲線（見圖14）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置蘇屯線三相斷線故障，發電機功角開始振蕩。在600周波（12s）的時候振蕩基本平息。所有機組相對功角差不會超過180°，因此在該切機方案下，系統是功角穩定的。

表7 現高頻切機方案Table 7 Current high frequency cutting plan

圖14 發電機功角曲線Figure 14 Power angle curve of generator

通過重要母線頻率偏差曲線（見圖15）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置蘇屯線三相斷線故障，母線頻率上升，說明孤網有功過剩。切機完成之后，頻率下降，并且在600周波（12s）左右，頻率能逐漸恢復到在50Hz左右。

通過母線電壓曲線（見圖16）可以看出：在第10周波（0.2s）的時候設置劍蘭Ⅰ回線三相斷線故障，切機完成之后，電壓在800周波（16s）左右穩定下來，切均高于0.75p.u.，母線電壓維持在0.95～1.0p.u.。

圖15 母線頻率偏差曲線Figure 15 Frequency deviation curve of bus

圖16 母線電壓曲線Figure 16 Bus voltage curve

3 結束語

本文首先對怒江電網的架構進行了深入分析，為解決棄水的實際問題，采用分列運行的方式將電力外送。將原有電網與分列后電網的外送能力進行分析歸納總結，對可能出現的孤網運行提出了切實有效的切機方案，對怒江電網的安全穩定運行具有實際性意義，為以后出現的孤網運行提供可靠的參考依據。