小水电对丽水电网运行的影响及对策分析

2010-02-12王智平

浙江电力 2010年11期

王智平，黄静

（1.丽水电业局，浙江丽水 323000；2.浙江电力调度通信中心，杭州 310007）

随着近几年的跨跃式发展，丽水电网初步形成以500 kV为支撑、220 kV为中心、110 kV为主体、以外部受电为主供、水电为重要补充的供电网络，已成为浙江省供电地域最广（占1/6）、供电半径最长、生态特征最显著的地区电网。

截止2010年4月底，丽水电网拥有500 kV变电所1座，220 kV变电所8座、升压站1座，110 kV变电所30座、升压站26座，110 kV及以上变电总容量6 885.5 MVA（其中主网5 515.5 MVA）；丽水地区并网水电装机容量约占全省并网水电的40%，境内共有并网电站803座，总装机容量248.383万kW。

由于丽水地区唯一的500 kV万象变供区核心尚未真正形成，网架相对薄弱，单一故障安全准则（N-1）问题较多，供电可靠性不高，加上水电“西电东送”、用电负荷“昼夜峰谷倒置”、局部电网扰动等因素，严重影响了丽水电网的安全稳定经济运行。

1 小水电送出受限

丽水市西部的龙泉、庆元、遂昌、景宁等县（市），小水电资源丰富，总装机容量较大。但是西部县（市、区）经济相对落后，用电负荷较少，丰水期有大量水电电力送出；而东部的莲都、青田、缙云等县（区）经济相对发达、小水电总装机容量相对较少，且用电负荷较大，需要从外部大量受进电力。丽水电网总负荷较小，占全省负荷的2.5%，占全市小水电站总装机的45%，小水电大发期间，大量电力需要外送。由于电网建设明显滞后于小水电电源建设，受220 kV紧宏、双遂线稳定限额及紧水滩发电厂的影响，西部龙泉、庆元、遂昌等县市丰水期过剩水电送出最大受限率高达60%～70%，景宁县水电送出受220 kV鹤溪变单主变的容量限制，最大受限率达40%～50%。因此，小水电送出受限矛盾长期存在，一定程度影响了生态水电能源的充分利用。

针对小水电送出受限的问题，建议采取以下措施：

（1）创新水电调度思路，充分利用该区域内有调节性能的水库电站，错开洪水、雨季等利于小水电发电的气候条件进行检修，热带气旋、暴雨来临之后让径流电站先发电，均衡化调度发电可使电网有限输送能力效用最大化，是当前缓解水电送出受限的最有效措施。

（2）加快电网建设，尤其是电网关键送出通道，如丽水电网东西部之间即遂昌经松阳220 kV北山变到500 kV万象变的220 kV线路和庆元220 kV松源输变电工程。要从根本上解决问题，可考虑在云和、景宁片区建设500 kV变电站。

2 庆元电网稳定问题

220 kV紧宏线迁改工程前后，由于冯家山电站2号机组励磁不稳，导致庆元电网发生低频振荡和扰动。分析原因后得到的初步结论是：由于庆元电网与系统电气距离过长，如果紧宏线开环或者220 kV宏山变至庆元变的110 kV宏元、宏庆线分列重负荷运行时，稍有扰动就会引发低频振荡。由于电网不稳定使水电送出矛盾进一步加剧。针对庆元电网不稳定的问题，建议采取以下措施：

（1）根据目前电网实际，严格控制限额。尽可能采用110 kV宏元、宏庆线双线并列运行方式。若需安排两线分列运行，负荷一般应控制在13万kW以内（原限额为16～17万kW）。

（2）在该片区相对容量较大的水电机组上安装电力系统稳定器（PSS）。

（3）建设庆元220 kV松源输变电工程，先架设单回至鹤溪变的220 kV线路和安装1台主变；再增加第2台主变和增设1回220 kV线路至龙泉220 kV宏山变。

3 水电上网峰谷比

为了适应电网调峰的要求，目前丽水电网小水电实行上网峰电价格为谷电价格两倍的电价政策，并要求控制上网水电峰谷比不超过7.4∶2.6。因此小水电峰电上网电量越多，丽水地区电网企业利润空间越小，甚至出现亏损。为了提高企业效益，丽水地区电网企业希望控制小水电峰电比例，少发峰电。电网调峰的要求与地区电网企业效益产生了矛盾，建议采取以下措施：

（1）由于径流式电站和装机容量较小的有调节性能水库电站多处于自行调度的状态，无法控制峰谷比例，只有调节性能较好的电站可以控制峰电比例。因此在现有电价政策下，建议按照核定的总体峰谷比平均水平，共同制定实际可操作的控制峰谷比例的规则，由调度员动态控制调节相关控制曲线。

（2）建议进一步放开对地区电网企业内部经营考核时的峰谷比限制，使丽水小水电能更好地满足电网调峰的要求。

（3）建议将县级供电企业逐步收购为省公司、国网公司资产，弥补用电负荷较少的县（市）局因水电过网费逐步取消、水电峰谷比较高等因素带来的经营亏损，以利于生态水电资源的合理利用。

4 迎峰度夏用电指标

2009年7月份连续干旱15天，丽水地区负荷连创新高。7月20日，丽水地区最高负荷达102.8万kW。由于用电指标是根据上年7-8月高峰用电水平进行分配，而丽水地区网供负荷与来水情况有较大关系，因此在连续出现干旱天气时，实际用电负荷与用电指标有较大缺口，建议采取以下措施：

（1）合理安排有调节能力水电厂的水库调度，在迎峰度夏前保持较高水位，在用电指标缺额时能充分发挥顶峰发电作用。

（2）考虑丽水电网连续多年临时增加指标20万kW，建议在每年分配迎峰度夏用电指标时一并考虑带帽指标。

5 电网故障恢复供电

2009年8月15日，由于110 kV联络线故障跳闸，云和电网与系统解列，孤立运行42 min左右，因沙铺砻电站调频不稳定导致云和电网瞬时失电，后由110 kV线路备自投动作恢复主网供电。以上事故说明，小水电丰富地区在局部电网故障时，由片区小水电调频维持独立电网暂时供电模式将向以备自投动作恢复主网供电为主模式的转变。

地、县两级调度的水电站大部分都安装了高低压解列装置，为以备自投动作恢复主网供电为主模式提供了条件。但由于丽水小水电站规模不一、布点分散、T接线众多、电源与供电线路混杂，很难在电网故障情况下切除小水电电源线路。

针对电网故障恢复供电问题，建议重新设置并网电站机组的高低频率和电压解列装置动作值，缩小频率动作区间和调整时限，加快故障情况下并网运行水电站切机的速度，尽快使备自投动作恢复主网供电。

所有总装机容量6 000 kW以下的电站频率整定区间调整为51～48 Hz、动作时限为0.5 s，电压125～70 V、动作时限为0.5 s；6 000 kW及以上的电站频率整定区间调整为50±1 Hz、动作时限为3～5 s，高压切机整定值为发电机母线电压额定值120%、动作时限1～2 s，低压切机整定值为发电机母线电压额定值70%、动作时限为3～5 s。庆元、景宁县属于负荷轻、小水电多、网架相对薄弱片区，对于在装机容量6 000 kW以上的电站高低频率和电压解列装置的动作时限可适当放宽，切机动作时限及低压切机动作时限均延长到8～10 s，便于在孤立电网功率相对平衡情况的由较大水电站机组调频运行。

6 电网无功电压

由于小水电电源重心偏离用电负荷重心，丰水期关口220 kV无功倒送难以控制，电压变化范围较大，严重影响电网的电能质量，丽水地区关口功率因素合格率长期徘徊在较低水平（2009年平均仅为62.5%，全省倒数第一）。2010年2月，针对电网特点，将小水电无功倒送的劣势转化为机组进相运行的优势，取得了明显的效果，使丽水地区关口功率因素合格率迅速提高到98.85%。

针对电网无功电压问题，建议采取以下措施：

（1）调整并网电站功率因数考核办法，鼓励水电机组进相运行。

（2）各220 kV集控站、各县级调度SCADA主站系统增加关口功率因素统计考核及无功倒送报警功能，实现地、县两级调度和变电运行人员紧密协同优化无功电压运行。

（3）实施220 kV变电所VQC优化策略，在电压优先的前提下，倒送有功时退出电容器运行。同时节日用户电容器与负荷同步退出。

（4）增加就地无功平衡的手段，修复投运220 kV宏山变、鹤溪变电抗器，考虑在220 kV遂昌、枫树变装设一定容量的电抗器。

（5）尽快建设丽水电网AVC区域无功优化主站系统，逐步连接各子站，实现全区范围110 kV、220 kV变电所的电容器合理投切。