提高怒江电网送出能力的网架方案研究

赵岳恒，钱纹，王志敏，赵爽，刘民伟，张秀钊，周懋文

（1.云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，昆明650011；2.中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司，昆明650051）

0 前言

怒江州长期受地理环境及自然因素限制，社会经济发展较为落后，电网负荷发展水平与电源开发水平不匹配，富余电力需通过电网层层上送至主网消纳[1-4]。受全省供需形势影响，引流式中小水电集中远距离接入、送出通道热稳及动稳水平限制[5-6]，目前怒江州中小水电送出受限问题较为严重。

随着全省重点载能产业布局逐步完善，未来全省供需形势将逐步发生逆转。且怒江州作为“三区三州”全国深度贫困地区之一，州政府提出了实现贫困县（市）、贫困村全部脱贫摘帽战略目标，积极推进工业大用户招商引资，大力开展产业结构转型升级及生态文明建设。因此充分利用电网平台保障怒江中小水电送出消纳是有积极意义的。

本文在分析怒江现状受阻情况的基础上总结网架解决思路及方向，提出解决中小水电送出问题的比选方案，并从解决受阻效果、运行维护角度、对下一断面的适应性等角度对各方案进行方案比较分析。最终提出有利于怒江电网电力送出及安全运行的网架规划方案，为解决怒江电网中小水电送出问题及潜在运行风险提供决策参考。

1 现状受阻情况分析及解决思路

1.1 现状受阻情况分析

本文采用电力平衡分析及稳定仿真计算等工具，分别以主变容量或线路热稳输送能力、暂稳及动稳水平影响下运行极限为基准对怒江主要送出断面进行受阻分析。

经分析发现，怒江中小水电送出受阻除因整体供需形势供大于求之外，网架因素造成的受阻较为复杂，主要有以下几个方面：

1）受电源集中接入规模较大影响，怒江电网部分通道送出能力不匹配：如220 kV 乙片区电源装机达503 MW，已超过现有两台180 MVA 的主变容量，需通过调整运行方式将片区部分电源由220 kV 丙变及220 kV 辛变送出才能基本满足现状电源送出需求。

2）110 kV 送出通道薄弱，110 kV 丁～己～辛通道需送出本通道近区电源及乙片区部分电源，受平行通道N-1限制，通道存在受阻。

3）220 kV 辛变片区作为怒江州的负荷中心，消纳情况较好。主变容量存在327 MW 裕度。目前调度按主变N-1后1.3倍控制其主变极限，基本能满足丰大方式下现状送出需求。但需关注其枯期水电出力较小时负荷下网受限问题。

4）受怒江电网暂稳及动稳水平限制，难以释放部分通道送出能力：如220 kV 甲主变受限于单主变控制极限及主变分列方式下110 kV 电源支路分配不均安排[7-8]，主变上网能力不能得到释放，从而造成正常运行方式该台主变丰大上网受阻41 MW。

另外，甲、乙片区220 kV 主网通道线路受限于电源均集中于线路末端需长距离送出[9-10]，即使调整甲及乙片区电源满足主网上网能力及乙串补投产缩短电气距离后，仍受限于220 kV线路通道暂稳及动稳水平存在受阻。

1.2 解决受阻思路分析

综上，提出解决怒江中小水电送出的网架方案思路如下：

1）释放甲主变及220 kV 甲乙线、220 kV乙戊线的送出能力。

2）新增通道以加强220 kV 乙、110 kV 丁及己片区的送出能力。

由于怒江电网受阻范围广，受阻因素较为复杂，以上两条解决思路并非相互孤立。在考虑末端甲主变及相关送出通道能力释放后，结合新增通道建设、电压等级选择及电源送出方向等因素综合考虑，经分析，存在以下几个网架加强思路：

1）考虑从110 kV 层面解决，存在以下三个网架加强方向：

a．往乙方向送出：乙主变已受阻；

b．往辛方向送出：110 kV 线路通道紧张，新建线路困难。辛主变在控制极限下受阻；

c．往丙方向送出：丙片区存在消纳空间，可利用现状运行方式下断开的联络线110 kV 庚-丑、110 kV 己-寅线路通道。

2）考虑从220 kV 层面解决，存在以下三个网架加强方向：

a．往乙方向送出：乙变已无间隔且扩建困难，且220 kV 癸～乙～丙送出通道已受阻，220 kV 甲～乙～戊通道已经压断面极限满送。

b．往丙方向送出：可结合220 kV 癸～乙～丙通道受阻电力从其它通道送出后，220 kV 乙丙线释放的通道裕度共同分析。

c．往辛方向送出：子辛双线在兰城变建成后通道送出能力增强，存在送出可能。

因此，网架方案可采用的思路主要为：释放怒江电网末端甲主变及220 kV 甲乙线、220 kV乙戊线的送出能力。从110 kV 或220 kV 层面通过新增通道将乙、丁及己片区的电源送至丙或辛方向消纳及送出。

2 网架方案研究

2.1 方案拟定

结合以上怒江电网网架改善解决思路，初步拟定两个怒江网架方案如表1及图1所示。受阻60 MW，但辛片区负荷发展前景较好，未来消纳子辛断面受阻能力较强。

表1怒江网架方案拟定与思路对比单位：MW

图1怒江网架方案图

3）从运行维护角度来看，方案一为避免220 kV 乙至辛长线路（160 km）受暂稳限制而导致受阻70 MW，需在乙辛线加增串补装置（暂按串补度60%考虑）才能保证乙辛线汇集的184 MW 电源全部送出。此情况下，怒江电网同时运行三台串补装置，日常运行维护及反措方案制定较为复杂。方案二不需增加串补，日常运行维护较方便。

4）从对下一断面的适应性来看：方案一受限于下一断面控制极限，受阻110 MW。方案二不受限于下一断面极限控制。

综上，方案二基本能解决现状受阻，远期负荷发展适应性最好，对原有网架改动较少，运行维护较方便，对下一断面适应性较好。建议采用方案二作为怒江网架改善方案。其中，方案二所提出的新建220 kV 变电站方案可视怒江电源送出与负荷发展的优先顺序进一步优化其布点位置。

2.2 方案分析

1）从表1可知，方案一和方案二均可释放怒江末端甲片区受阻电力，方案一将乙、丁及己电源分别新增通道送至辛及丙片区。由于丙片区受丙戊单回送出通道极限限制，还需同时加强丙戊第二回通道。方案二将乙、丁及己电源均送至辛方向，并新建一座220 kV 变电站改善丁、己片区110 kV 电源接入。

2）从方案解决受阻的能力来看，在以现状控制极限为基准的前提下，方案一在丰大方式下仅丙戊双线送出受阻60 MW。方案二在丰大方式下乙丙线送出受阻20 MW 及子辛双线送出

3 结束语

本文总结分析怒江现状受阻情况并从改善网架角度提出了解决思路，对应思路拟定了两个网架改善方案并进行了方案分析。得到以下几点结论。

1）怒江中小水电送出受阻除因整体供需形势供大于求之外，网架因素造成的受阻较为复杂：即存在电源大规模开发后，电网主变容量及导线截面与电源规模不匹配的问题，也存在电源集中长距离送出而导致电网稳定水平降低，运行极限反过来限制送出的问题。后者对怒江电源受阻的影响更加深远，进一步加重了电网投资成本及解决力度的不匹配程度。

2）解决怒江中小水电送出的网架方案思路有以下两个重点：

a．释放甲主变及220 kV 甲乙线、220 kV乙戊线的送出能力。

b．新增通道以加强220 kV 乙变、110 kV丁及己片区的送出能力。特别是乙片区110 kV长距离汇集大量小水电，拟定方案时均需考虑缩短电气距离以改善其送出网架稳定性的措施。如方案一中加装串补装置，方案二通过新增220 kV 布点及双回线路通道。

3）本文经方案比较分析推荐方案二为怒江中小水电送出网架推荐方案。方案二基本能解决现状受阻，远期负荷发展适应性最好，对原有网架改动较少，运行维护较方便，对下一断面适应性较好。另外，建议电网规划工作中，可视怒江电源送出与负荷发展的优先顺序进一步优化方案二所提出的新建220 kV变电站布点位置。