怒江电网分列运行后孤网安稳策略分析

冯培磊，刘晓欣，陈潇雅，崔 琳，徐天奇

（1.国网新源安徽金寨抽水蓄能有限公司，安徽省六安市 237000；2.云南电网有限责任公司怒江供电局，云南省怒江傈僳族自治州 673200；3.云南民族大学电气信息工程学院，云南省昆明市 650500）

0 研究背景

怒江大力发展水电，滇西北区域网架结构尚未健全，致使电网研究、建设滞后于水电发展。怒江电网小水电经历了跨越式发展，但怒江电网结构尚未规划完善，电能输出网架建设滞后于水电发展，受输电线路外送极限的限制，电力外送严重不足，从而使怒江地区的小水电不能被充分利用，产生弃水现象[1]。

怒江电网的网络架构呈现为辐射状，位于云南电网的末端。福贡县、贡山县和兰坪县的电网通过福剑线路、兰福线路、剑兰Ⅰ回线与主网相连。泸水地区的电网经苏崇双回线与主网相连。贡山地区和福贡北部地区电源的电源外送通道为220kV剑兰线和220kV福剑线，但是受限于两条外送通道送电功率极限和220kV贡山变电站与220kV福贡变电站电量上网限制，导致怒江电网水电弃水问题一直未得到很好解决。鉴于怒江水电外送困境，采用分列运行这一特殊运行方式，同时对福剑线和剑兰线加入合适串补，不仅提高了怒江水电外送能力，还提高了水电的利用率，解决了怒江水电厂弃水严重的问题，将大部分水电资源通过电网分列线路输送到主网[3-4]。

图1 怒江电网分裂运行架构图[2]Figure 1 Split operation architecture of Nujiang power grid

怒江电网的分列运行增加电力外送的同时，也导致了诸多局部问题更加凸显、对原有电网运行策略不适应，需要重新梳理全网的运行风险点、网架薄弱点及相应的装置并做出适应性调整。电网分列运行后，怒江电网本身运行的困境将依然存在，并且可能导致新的问题。本文首先对怒江电网原有网络和分列后的电网的外送能力进行分析，分析得出分列运行大幅度缓解了怒江电网电力受阻情况，提高怒江电网外送能力，有效解决了怒江电网窝电问题。怒江电网的分列运行也会导致孤网运行情况的发生。本文针对怒江地区分列运行可能出现的情况提出符合实际的切机方案，对区域电网运行稳定具有实际意义。

1 电网分列运行提高输送能力分析

1.1 怒江电网原有网络外送能力分析

怒江电网原始电网电源外送通道极限以动稳功率作为功率极限值[5]，具体如表1所示。

表1 怒江输送通道极限Table 1 Limit of Nujiang river transportation channel

贡山、福贡和兰坪3个地区的电源盈余达到992.75MW，兰坪到剑川的断面输送极限为380MW，电力受阻达到了612.75MW。贡山和福贡两个地区的电源盈余达到925.35 MW，福贡到剑川的断面输送极限为380MW，电力受阻达到了545.35 MW。崇仁到苏屯的断面输送极限为130MW[6]。贡山地区电源盈余达到了462.9MW，贡山到福贡的断面输送极限为220MW，电力受阻达到了242.9MW。泸水地区的电源盈余为14.204MW，泸水地区电源基本能够外送。因此，电源外送受阻地区为怒江州北部的三大县，福贡县电源受阻最为严重，如果贡山电源外送通道达到极限功率，福贡仅能外送160MW，电源受阻达到了302.45MW。

具体电力受阻图如图2所示，由图可知，怒江电网原始网架外送能力有限，电力受阻严重[7-8]。

1.2 怒江电网分列运行220kV福贡变电站、贡山变电站并列外送能力分析

取动稳功率极限作为线路功率最大传输极限[9]。表2计算了怒江电网分列运行并列运行方式下断面输送极限情况。

当贡山地区电源盈余达到了462.9MW，贡山到福贡的断面输送极限为325MW，电力受阻达到了137.9MW。当贡山和福贡两个地区的电源盈余达到977.85 MW，福贡到剑川的断面输送极限为602MW，电力受阻达到了375.85 MW。当贡山、福贡和兰坪3个地区的电源盈余达到1045.25MW，兰坪到剑川的断面输送极限为614MW，电力受阻达到了431.25MW。因此，电源外送受阻地区的怒江州北部的三大县，福贡县电源受阻最为严重，如果贡山电源外送通道达到极限功率，福贡仅能外送277MW，电源受阻达到了237.95MW。

图2 怒江电网原始网络电力受阻图Figure 2 Original network power block diagram of Nujiang power grid

表2 福贡变电站、贡山变电站并列运行线路输送极限Table 2 Transmission limit of Fugong and Gongshan parallel operation lines

对怒江电网进行贡山变电站、福贡变电站分列合环运行，此种策略下，电网稳定性较高。但是通过上面的分析可以看出，贡山、福贡、兰坪三县依然有大量的电源输送受阻，但是对比怒江电网原始网络，电源可以多输送181.5MW。

1.3 怒江电网分列运行220kV 福贡变电站、贡山变电站全分列运行外送能力分析

取动稳功率极限作为线路功率最大传输极限。表3计算了怒江电网分列运行并列运行方式下断面输送极限情况。

图3 怒江电网分列运行福贡变电站、贡山变电站并列运行电力受阻图Figure 3 Power failure diagram of Nu River power grid running separately in Fu Gong and Gong Shan

表3 福贡变电站、贡山变电站分列运行 （丹贡线断开做断点）线路输送极限Table 3 Transmission limit of Fugong substation and Gongshan substation in separate operation （Dangong line is cut off as breakpoint）

当贡山地区电源盈余达到了462.9MW，贡山到福贡的断面输送极限为404MW，电力受阻达到了58.9MW。贡山和福贡两个地区的电源盈余达到977.85 MW，福贡到剑川的断面输送极限为560MW，电力受阻达到了417.85MW。当贡山、福贡和兰坪3个地区的电源盈余达到1045.25MW，兰坪到剑川的断面输送极限为600MW，电力受阻达到了445.25MW。因此，电源外送受阻地区为怒江州北部的三大县，福贡县电源受阻最为严重，如果贡山电源外送通道达到极限功率，福贡仅能外送156MW，电源受阻达到了358.95MW。

图4 怒江电网分列运行福贡变电站、贡山变电站全分列运行电力受阻图Figure 4 Block diagram of separate operation of Nujiang power grid in Fugong and Gongshan

对怒江电网进行贡山变电站、福贡变电站分列全开环运行，可以提高贡山电源外送能力。但是通过上面的分析可以看出，贡山、福贡、兰坪三县依然有大量的电源输送受阻，但是对比怒江电网原始网络，电源可以多输送167.5MW。相比合环运行，开环运行方式简单，在丰水期依然以此种方式作为主要电源外送方式。

怒江电网分列运行后，220kV 2号贡山变电站主变压器，2号220kV 福贡变电站主变压器投入运行，福剑线和剑兰线加入60%串补度的分列运行方式下，220kV丹福线+220kV贡福线送电极限为40.4万kW，贡山地区受阻电力5.89万kW；220kV兰福线+福剑线送电极限为56万kW，福贡、贡山受阻电力41.8万kW；220kV剑兰Ⅰ回线+福剑线送电断面极限为60万kW，福贡、贡山、兰坪三地区受阻电力44.5万kW。按照优化后的分列运行方式，比分列前多送167MW，按丰水期5个月时间估算，一年可以多送出约6亿kWh电量。

2 孤网运行稳控策略

2.1 兰坪孤网运行时切机方案

当剑兰Ⅰ回线断线后，过多的有功不能往外送，电源出力和负荷完全不匹配。为了解决兰坪的供电恢复，采取进行适当切机[10-11]。切机方案如表4所示。

按以上切机方案，可获得以下稳定分析结果：

通过发电机功角曲线（见图5），可以看出剑兰线三相断线故障形成孤网后，发电机功角开始振荡，系统是功角失稳的。

表4 原高频切机方案Table 4 Original high frequency cutting machine plan

图5 发电机功角曲线Figure 5 Power angle curve of generator

通过母线频率曲线（见图6），可以看出剑兰线三相断线故障形成孤网后，母线频率开始振荡。系统是频率失稳的。

图6 母线频率偏差曲线Figure 6 Frequency deviation curve of bus

通过母线电压曲线（见图7），可以看出剑兰线三相断线故障形成孤网后，母线电压开始振荡。系统是电压失稳的。

图7 母线电压曲线Figure 7 Bus voltage curve

在该切机方案下，剑兰线三相断线后，系统是不稳定的。参考以往高频切机方案，考虑地区电源出力与负荷的匹配，作出新切机方案如表5所示。

表5 兰坪孤网现高频切机方案Table 5 High frequency cutting scheme for isolated network in Lanping

按以上切机方案，可以获得以下稳定分析结果：

通过发电机功角曲线（见图8）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰Ⅰ回线三相断线故障，发电机功角开始振荡。功角曲线为减幅振荡。在振荡平息之前，孤网中存在最大功角差的发电机为老王庄1号机组与妥洛河2号机组，但其功角差不超过60°。因此，在该切机方案下，剑兰Ⅰ回线三相断线后的系统是功角稳定的。

图8 发电机功角曲线Figure 8 Power angle curve of generator

通过重要母线频率偏差曲线（见图9）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰Ⅰ回线线三相断线故障，母线频率上升，说明孤网有功功率过剩。切机完成之后，频率下降，频率能维持在49.75Hz左右，频率稳定。

通过母线电压曲线（见图10）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰Ⅰ回线三相断线故障，切机完成之后，电压在1500周波（30s）左右稳定下来，切均高于1.04p.u.，但部分母线电压高于1.07p.u.，无功功率过剩。

2.2 泸水孤网运行时切机方案

当苏屯线断线后，有约50MW的有功功率不能往外送，电源出力和负荷完全不匹配。为了解决兰坪的供电恢复，采取进行适当切机。采用以往高频切机方案，考虑地区电源出力与负荷的匹配，作出切机方案如表6所示。

图10 母线电压曲线Figure 10 Bus voltage curve

表6 原高频切机方案Table 6 Original high frequency cutting machine plan

按以上切机方案，可获得以下稳定分析结果：

通过发电机功角曲线（见图11），可以看出苏屯线三相断线后，功角振荡，稳定性较差。

图11 发电机功角曲线Figure 11 Power angle curve of generator

通过母线频率曲线（见图12），可以看出苏屯线三相断线故障形成孤网后，频率振荡，稳定性较差。

图12 母线频率偏差曲线Figure 12 Frequency deviation curve of bus

通过母线电压曲线（见图13）可以看出苏屯线三相断线故障形成孤网后，电压振荡，稳定性较差。

图13 母线电压曲线Figure 13 Bus voltage curve

在该切机方案下，苏屯线三相断线后，系统较难稳定的。参考以往高频切机方案，考虑地区电源出力与负荷的匹配，做出新切机方案如表7所示。

按以上切机方案，可以获得以下稳定分析结果。

通过发电机功角曲线（见图14）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置苏屯线三相断线故障，发电机功角开始振荡。在600周波（12s）的时候振荡基本平息。所有机组相对功角差不会超过180°，因此在该切机方案下，系统是功角稳定的。

表7 现高频切机方案Table 7 Current high frequency cutting plan

图14 发电机功角曲线Figure 14 Power angle curve of generator

通过重要母线频率偏差曲线（见图15）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置苏屯线三相断线故障，母线频率上升，说明孤网有功过剩。切机完成之后，频率下降，并且在600周波（12s）左右，频率能逐渐恢复到在50Hz左右。

通过母线电压曲线（见图16）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰Ⅰ回线三相断线故障，切机完成之后，电压在800周波（16s）左右稳定下来，切均高于0.75p.u.，母线电压维持在0.95～1.0p.u.。

图15 母线频率偏差曲线Figure 15 Frequency deviation curve of bus

图16 母线电压曲线Figure 16 Bus voltage curve

3 结束语

本文首先对怒江电网的架构进行了深入分析，为解决弃水的实际问题，采用分列运行的方式将电力外送。将原有电网与分列后电网的外送能力进行分析归纳总结，对可能出现的孤网运行提出了切实有效的切机方案，对怒江电网的安全稳定运行具有实际性意义，为以后出现的孤网运行提供可靠的参考依据。