滇西南電網(wǎng)對中老聯(lián)網(wǎng)老撾電力回送的適應(yīng)性研究

王凌誼 劉民偉 王志敏 張秀釗 付婭璐

（1.云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)研究中心，云南昆明650000；2.中國能源建設(shè)集團云南省電力設(shè)計院有限公司，云南昆明650051）

0 引言

中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司、云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司、南網(wǎng)云南國際有限公司積極響應(yīng)國家“一帶一路”倡議，依托地理優(yōu)勢、能源優(yōu)勢、技術(shù)優(yōu)勢等，成為中國—東盟電力合作的先鋒，積極構(gòu)建與周邊國家電力互聯(lián)互通的清潔能源通道，多次與老方相關(guān)部門及企業(yè)接觸、商談，探討開展中國與老撾之間高電壓等級聯(lián)網(wǎng)的可行性，目前已完成中老聯(lián)網(wǎng)階段性研究。

滇西南地區(qū)作為云南重要的水電基地之一，長期承擔(dān)著西電東送和省內(nèi)送電的重要任務(wù)?，F(xiàn)狀情況下滇西南送電通道已存在送出輕微受阻的問題，隨著“十四五”期間地區(qū)負(fù)荷的發(fā)展，受阻情況雖有所緩解，但由于地區(qū)負(fù)荷發(fā)展速度較緩，通道送電裕度較小，難以適應(yīng)老撾大規(guī)模電力回送，亟需通過網(wǎng)架加強進行解決。

本文以“十四五”末期云南規(guī)劃電網(wǎng)為基礎(chǔ)，重點分析滇西南電網(wǎng)對中老聯(lián)網(wǎng)后老撾電力回送的接納能力、網(wǎng)架適應(yīng)性，并提出相應(yīng)的省內(nèi)電網(wǎng)加強方案，為解決老撾電力回送后滇西南送電通道送出受阻問題提供決策參考。

1 滇西南電力平衡及送出受阻分析

本文以2025年汛期作為計算水平年，考慮中老聯(lián)網(wǎng)老撾汛期回送云南1 000 MW，考慮A電廠分廠運行后滇西南地區(qū)電力平衡結(jié)果如下：根據(jù)“十四五“規(guī)劃預(yù)測，2025年B地區(qū)電網(wǎng)汛期負(fù)荷為738 MW，A地區(qū)電網(wǎng)汛期負(fù)荷為884 MW，B地區(qū)中小水電約338 MW，A地區(qū)中小水電2 345 MW。根據(jù)平衡結(jié)果，A地區(qū)汛期電力盈余2 093 MW，B地區(qū)汛期電力盈余1 327 MW。

具體平衡結(jié)論如表1所示。

滇西南地區(qū)送出能力需主要校核變電站4以北出口斷面，受電磁環(huán)網(wǎng)限制，斷面極限560 MW；變電站2以北出口斷面，受動穩(wěn)因素限制，斷面極限2 550 MW；變電站1以北出口斷面，受動穩(wěn)因素限制，斷面極限6 200 MW[1]。2025年滇西南地區(qū)網(wǎng)架情況如圖1所示。

老撾回送規(guī)模主要受限于變電站4以北地區(qū)電磁環(huán)網(wǎng)內(nèi)500 kV線路故障導(dǎo)致220 kV線路過載，為保證老撾電力回送，需在保持A機組分廠運行的情況下，保證A電廠5臺機組全由500 kV A電廠—變電站2線路送出，此運行方式會增大A機組末端電壓越限的風(fēng)險。同時，變電站4以北區(qū)域電磁環(huán)網(wǎng)保持合環(huán)運行，該運行方式下，發(fā)生500 kV變電站2—變電站4線路N-1故障，潮流將轉(zhuǎn)移至220 kV電網(wǎng)，導(dǎo)致220 kV單回線路超過熱穩(wěn)限制，斷面極限為560 MW，變電站4以北出口斷面受阻367 MW，如圖2所示。

表1 中老聯(lián)網(wǎng)近區(qū)電力平衡結(jié)果表 單位：MW

在基于變電站4以北出口斷面極限560 MW的前提下，變電站2以北送出斷面“500 kV變電站2—變電站1雙線+變電站2—變電站3單線”，斷面極限為2 550 MW，為保證老撾電力回送，則需要匹配調(diào)減A電站及B電廠機組出力共計627 MW，如圖3所示。

圖1 2025年滇西南地區(qū)電網(wǎng)圖

圖2 變電站4以北送出斷面極限

圖3 變電站2以北送出斷面極限

基于上述兩個斷面極限的前提（已考慮受阻），對“500 kV變電站1—變電站8雙線+變電站1—變電站7雙線+變電站2—變電站3單線”斷面進行校核，五線斷面不受限，滿足6 200 MW極限控制要求。

若不基于前斷面結(jié)論進行計算（即變電站4以北斷面不受限于560 MW的控制極限值），“500 kV變電站1—變電站8雙線+變電站1—變電站7雙線+變電站2—變電站3單線”五線斷面送電需求6 720 MW，斷面極限為6 200 MW，斷面受阻520 MW，如圖4所示。

圖4 變電站1以北送出斷面極限

綜上所述，由于變電站4出口斷面、變電站2、變電站1以北斷面送出極限的控制，滇西南地區(qū)規(guī)劃電網(wǎng)無法滿足老撾回送云南1 000 MW電力。保障了老撾電力回送規(guī)模，會造成地區(qū)水電送出受阻。

2 滇西南網(wǎng)架加強方案

為解決水電送出受阻問題，提高回送接納能力，為遠(yuǎn)期老撾增加電力回送規(guī)模留裕度，現(xiàn)提出以下三個網(wǎng)架加強方案：方案一、二，僅加強滇西南送出的東西斷面，從滇西南送電出口解決送出受阻的問題；方案三，加強滇西南和滇西北電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)，滇西南電力可送至滇西北[2-3]。

2.1 方案擬定

方案一：新建500 kV變電站4—變電站3單線。

新建500 kV變電站4—變電站3單線，線路長度350 km，導(dǎo)線截面選擇6×300 mm2。線路兩端各配置線路高抗，線路需配置串補，串補度暫按50%考慮，如圖5所示。

圖5 方案一網(wǎng)架示意圖

方案二：新建500 kV變電站4—變電站2單線+變電站2—變電站3單線。

新建500 kV變電站2—變電站3單線，線路長度296 km，導(dǎo)線截面選擇6×300 mm2。線路兩端各配置線路高抗，線路需配置串補，串補度暫按50%考慮。同時新建500 kV變電站4—變電站2單回線路，線路長度約124 km，如圖6所示。

圖6 方案二網(wǎng)架示意圖

方案三：新建500 kV變電站7—變電站9單線+變電站4—變電站2單線。

新建500 kV變電站7—變電站9單回線路，新建線路長度120 km，導(dǎo)線截面選擇4×500 mm2。同時新建500 kV變電站4—變電站2單回線路，新建線路長度125 km，導(dǎo)線截面選擇4×500 mm2，如圖7所示。

圖7 方案三網(wǎng)架示意圖

2.2 方案分析

（1）從送電能力來看，方案一、二、三均可有效提高斷面送出極限，采用調(diào)減地區(qū)負(fù)荷的方式進行計算：

方案一：“500 kV變電站1—變電站8雙線+變電站1—變電站7雙線+變電站2—變電站3單線+變電站4—變電站3單線”六線斷面主要受500 kV變電站5—變電站1雙線N-1故障下動穩(wěn)因素限制，加強后六線斷面極限可達(dá)8 700 MW。

方案二：“變電站1—變電站8雙線+變電站1—變電站7雙線+變電站2—變電站3雙線”六線斷面主要受500 kV變電站5—變電站1雙線N-1故障下動穩(wěn)因素限制，加強后六線斷面極限可達(dá)8 600 MW。

方案三：“500 kV變電站1—變電站8雙線+變電站1—變電站7雙線+變電站2—變電站3單線+變電站6—變電站9單線”六線斷面主要受500 kV變電站1—變電站7雙線N-1故障下動穩(wěn)因素限制，加強后六線斷面極限可達(dá)8 800 MW[4]。

（2）從經(jīng)濟技術(shù)比較來看，方案一、二因新建線路距離較長，需配置線路串補和高抗，導(dǎo)致線路投資較高，方案三線路長度相對較短，投資較少[1]。

（3）從工程解決問題角度來看，三個方案均可滿足老撾回送1 000 MW的要求，同時為滇西南地區(qū)電源發(fā)展留有較大裕度，但方案三在解決送出受阻的同時可兼顧解決滇西南地區(qū)檢修方式下存在較大事故風(fēng)險的問題。

因此，現(xiàn)階段推薦方案三作為滇西南電網(wǎng)加強方案[1]。

3 結(jié)論

本文對“十四五”末期滇西南規(guī)劃電網(wǎng)能否適應(yīng)老撾回送1 000 MW及斷面送出能力進行分析，提出了滇西南電網(wǎng)網(wǎng)架加強方案，得出以下幾點結(jié)論：

（1）滇西南“十四五”規(guī)劃電網(wǎng)在考慮老撾回送1 000 MW后，通道送出能力不足，其中，變電站4以北斷面、變電站2以北斷面和變電站1以北斷面分別存在367 MW、627 MW和520 MW的送出受阻（計算均不基于前一斷面極限能力約束）。

（2）為解決滇西南送出受阻問題，建議新建500 kV變電站7—變電站9單線+變電站4—變電站2單線，建成后可提高送出斷面極限至8 800 MW，同時可兼顧解決滇西南地區(qū)檢修方式下存在較大事故風(fēng)險的問題。