怒江電網(wǎng)分列運行后孤網(wǎng)安穩(wěn)策略分析

馮培磊，劉曉欣，陳瀟雅，崔 琳，徐天奇

（1.國網(wǎng)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(wǎng)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(fā)展水電，滇西北區(qū)域網(wǎng)架結構尚未健全，致使電網(wǎng)研究、建設滯后于水電發(fā)展。怒江電網(wǎng)小水電經(jīng)歷了跨越式發(fā)展，但怒江電網(wǎng)結構尚未規(guī)劃完善，電能輸出網(wǎng)架建設滯后于水電發(fā)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(qū)的小水電不能被充分利用，產(chǎn)生棄水現(xiàn)象[1]。

怒江電網(wǎng)的網(wǎng)絡架構呈現(xiàn)為輻射狀，位于云南電網(wǎng)的末端。福貢縣、貢山縣和蘭坪縣的電網(wǎng)通過福劍線路、蘭福線路、劍蘭Ⅰ回線與主網(wǎng)相連。瀘水地區(qū)的電網(wǎng)經(jīng)蘇崇雙回線與主網(wǎng)相連。貢山地區(qū)和福貢北部地區(qū)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(wǎng)限制，導致怒江電網(wǎng)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(wǎng)分列線路輸送到主網(wǎng)[3-4]。

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

怒江電網(wǎng)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(wǎng)運行策略不適應，需要重新梳理全網(wǎng)的運行風險點、網(wǎng)架薄弱點及相應的裝置并做出適應性調(diào)整。電網(wǎng)分列運行后，怒江電網(wǎng)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(wǎng)原有網(wǎng)絡和分列后的電網(wǎng)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(wǎng)電力受阻情況，提高怒江電網(wǎng)外送能力，有效解決了怒江電網(wǎng)窩電問題。怒江電網(wǎng)的分列運行也會導致孤網(wǎng)運行情況的發(fā)生。本文針對怒江地區(qū)分列運行可能出現(xiàn)的情況提出符合實際的切機方案，對區(qū)域電網(wǎng)運行穩(wěn)定具有實際意義。

1 電網(wǎng)分列運行提高輸送能力分析

1.1 怒江電網(wǎng)原有網(wǎng)絡外送能力分析

怒江電網(wǎng)原始電網(wǎng)電源外送通道極限以動穩(wěn)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(qū)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(qū)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(qū)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(qū)的電源盈余為14.204MW，瀘水地區(qū)電源基本能夠外送。因此，電源外送受阻地區(qū)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(wǎng)原始網(wǎng)架外送能力有限，電力受阻嚴重[7-8]。

1.2 怒江電網(wǎng)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(wěn)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(wǎng)分列運行并列運行方式下斷面輸送極限情況。

當貢山地區(qū)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(qū)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(qū)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(qū)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(wǎng)原始網(wǎng)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(wǎng)進行貢山變電站、福貢變電站分列合環(huán)運行，此種策略下，電網(wǎng)穩(wěn)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(wǎng)原始網(wǎng)絡，電源可以多輸送181.5MW。

1.3 怒江電網(wǎng)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(wěn)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(wǎng)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(wǎng)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(qū)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(qū)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(qū)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(qū)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(wǎng)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(wǎng)進行貢山變電站、福貢變電站分列全開環(huán)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(wǎng)原始網(wǎng)絡，電源可以多輸送167.5MW。相比合環(huán)運行，開環(huán)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(wǎng)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(qū)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(qū)受阻電力44.5萬kW。按照優(yōu)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(wǎng)運行穩(wěn)控策略

2.1 蘭坪孤網(wǎng)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(wěn)定分析結果：

通過發(fā)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(wǎng)后，發(fā)電機功角開始振蕩，系統(tǒng)是功角失穩(wěn)的。

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

圖5 發(fā)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(wǎng)后，母線頻率開始振蕩。系統(tǒng)是頻率失穩(wěn)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(wǎng)后，母線電壓開始振蕩。系統(tǒng)是電壓失穩(wěn)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(tǒng)是不穩(wěn)定的。參考以往高頻切機方案，考慮地區(qū)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(wǎng)現(xiàn)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(wěn)定分析結果：

通過發(fā)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(fā)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(wǎng)中存在最大功角差的發(fā)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(tǒng)是功角穩(wěn)定的。

圖8 發(fā)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(wǎng)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(wěn)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(wěn)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(wǎng)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(qū)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(wěn)定分析結果：

通過發(fā)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(wěn)定性較差。

圖11 發(fā)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(wǎng)后，頻率振蕩，穩(wěn)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(wǎng)后，電壓振蕩，穩(wěn)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(tǒng)較難穩(wěn)定的。參考以往高頻切機方案，考慮地區(qū)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(wěn)定分析結果。

通過發(fā)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(fā)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(tǒng)是功角穩(wěn)定的。

表7 現(xiàn)高頻切機方案Table 7 Current high frequency cutting plan

圖14 發(fā)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(wǎng)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(wěn)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(wǎng)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(wǎng)與分列后電網(wǎng)的外送能力進行分析歸納總結，對可能出現(xiàn)的孤網(wǎng)運行提出了切實有效的切機方案，對怒江電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行具有實際性意義，為以后出現(xiàn)的孤網(wǎng)運行提供可靠的參考依據(jù)。