桂林北部电网存在的问题及对策探析

余 奎

（广西大学电气工程学院，广西 南宁 530004）

1 桂林电网简要情况

桂林电网位于广西电网末端，是广西电网、南方电网的重要组成部分和“西电东送”的有力支撑，地处南方电网西电东送北通道的中部，是南网“西电东送”中的一个负荷落点，桂林电网的安全稳定运行直接影响到广西电网及南方电网的安全可靠运行。但桂林北部电网主要依靠500 k V桂林站供电，桂林站主变容量为1×750 MVA，当前主变负载率为53.3%，网区内电源单一、220 k V出线间隔不足，限制了网络发展。桂林北部220 k V电网目前尚未形成环网结构，多为小三角结构，并且不同线路之间共塔走线现象较多，故障时容易出现N－2的情况，供电可靠性不高，且北部电网的主要输送通道导线截面较小。而桂林北部易受冰冻灾害的影响，对网架形成较大的外部冲击。

2 桂林北部电网存在的主要问题

近三年来，桂林网区发生的最高级别的电力安全事件是2012-03-07T01：06桂林供电局220 k V大南线故障跳闸（三级事件），造成全州县网城关站、水晶岗主供电源失电，损失负荷约5 MW，8 110个客户停电；造成灌阳县网110 k V文市站＃1主变停电，损失负荷约6.3 MW，1个客户停电，35 k V城北站＃2主变停电，5 244个客户停电，损失负荷约3 MW；造成资源县网中锋站、城关站主供电源失电，2 040个客户停电，损失负荷约1.1 MW；造成兴安县网溶江站10 k V母线、源河站35 k V母线停电，11 460个客户停电，损失负荷约5.6 MW。本次事件造成南塘站、湘山站两座220 k V变电站以及胡家站、旺田站两座110 k V变电站全站对外停电，梅中站、金紫山风电场站两座110 k V升压站停电。共计损失负荷33.8 MW，损失负荷比例4.74%（大南线跳闸前桂林全社会用电负荷为713.45 MW），停电户数26 855户，停电户数比例为1.79%（桂林供电用户总数为1 503 388户）。此起电力安全三级事件对桂林供电局带来了较大的负面影响，反映出了桂林北部电网网架结构薄弱、变电容量不足、供电可靠性不高的问题。

网区内电源单一、220 k V出线间隔不足，限制了网络发展。桂林站220 k V出线终期12回，现已出线12回，扩建间隔难度较大，且桂林站220 k V出线走廊较为紧张，不便于周边220 k V变电站接入，网络发展受到一定的限制。然而，即使在桂林站第二台主变投产后，由于受到站点出线路径走廊的限制，仍不能较大地发挥优化网架结构的作用。

桂林北部电网220 k V变电站布点不足，220 k V总变电容量为600 MVA，220 k V电网容载比偏低。桂林北部电网为桂林北部四个县（兴安县、资源县、全州县和灌阳县）电网，现有的220 k V南塘站和湘山站分别位于兴安县和全州县，资源县和灌阳县110 k V变电站则分别通过110 k V线路接入南塘站，供电线路较长，可靠性较差，即南塘站作为兴安、灌阳及资源三县唯一的一个220 k V电源点。就整个桂林北部电网而言，220 k V凯歌站处于桂林北部220 k V电网的东部边缘，距离北部电网中负荷较为集中的区域较远。因此，220 k V凯歌站的建成投产仅为灌阳县的110 k V网络提供了可靠的电源点，并未对优化桂林北部110 k V电网网架和满足其发展需求起到较大的作用。

桂林北部220 k V电网目前尚未形成环网结构，多为小三角结构，并且不同线路之间共塔走线现象较多，故障时容易出现N－2的情况，供电可靠性不高，且北部电网的主要输送通道导线截面较小。

110 k V变电容量不足，电网存在薄弱环节，供电可靠性不高。目前部分110 k V变电站存在重载甚至过载现象，故障情况下负荷转移困难，供电可靠性不高，无法满足N－1故障运行要求，当主变检修或故障时，供电能力受限，将会造成部分区域停电。且旺田及胡家站由南塘站获取电力，线路输送距离较长，线路网损较大，供电经济性及可靠性均较低。

3 兴安县电网症结所在

3.1 当前220 k V变电容量不符合长期发展需求

南塘站主要向兴安供电，但后续建成的尚科、中联科伟达、尚鼎、尚合等光伏企业，将会为兴安县的电力需求带来高速增长，仅仅依靠当前的一个220 k V南塘站很难适应后续的生产过程中的电力需求。

3.2 供电可靠性不足

当前110 k V源河变电站由单线单变供电，可靠性不高。110 k V溶江站也是单变运行，在检修主变以及发生故障情况下，难以进行负荷转移，将导致部分负荷限电，两个变电站都不能实际做到电网N－1故障运行。另外，在南塘—道冠线路故障退运情况下，需要将110 k V木花道线合环运行，但该线路线径小、跨越距离长，将会造成电压及可靠性较低的问题。

3.3 近区电网网架发展潜力不足

一是电源点不足。重要负荷大锰、海螺水泥及主要的源河、道冠、溶江变电站都是由南塘站供电，此外，在枯水期，这一电源还需向资源县、灌阳县提供电力支持。当一台主变因故障退出时，另一主变将过载，无法实现N－1故障运行能力。二是出线间隔不足。光伏工业的建设和投产，对电力的需求和可靠性要求越来越高。但是220 k V电压等级的出线间隔仅4回，210 k V电压等级的出线间隔仅9回，而且已是终期水平，无法再新增间隔，已无法满足近区大用户及已建110 k V变电站增加电源线等负荷增长需求。

3.4 当前210 k V变电容量同样不符合长期发展需求

由于兴安电力负荷集中分布，周边110 k V变电站的重载、过载情况时有发生，特别是道冠、溶江这两个110 k V变电站的负载率最大可达到90%，已不能满足负荷发展的需要。若道冠或溶江站任一主变故障，该部分站点其余主变均将严重过载，尤其是溶江站（1×50 MVA）主变故障退出运行时，负荷转移困难，将会直接造成供电范围内部分区域停电。

4 对策思考及必要性分析

为满足桂林北部兴安县负荷发展需要，优化电网网架结构，提高供电可靠性，有必要增加电源点，以缓解南塘站的供电压力，便于可能新增的110 k V变电站和电厂并网，因而，在兴安严关镇建设220 k V变电站是有必要的。新增的220 k V变电容量可满足负荷快速发展的需要。在负荷中心——光伏产业园一带新增一座220 k V变电站以增加全县的220 k V变电容量，能满足兴安负荷特别是光伏产业园负荷的快速增长。当前至少一座发电厂、两座110 k V变电站、一座220 k V变电站待接入电网。南塘站目前已无备用间隔，且站内已无场地扩建，若这些站点均接入南塘站，南塘站的220 k V和110 k V变电间隔不能再接入布点，且现有的变电容量也很难满足其供电需求。因此，再建一座220 k V变电站才能接入新建的变电站及发电厂。考虑在变电站建成后，兴安北牵T接110 k V南塘—溶江线路段改接入，形成110 k V兴安—兴安北牵，1回保持T接110 k V南源溶线路，这不仅为兴安北牵提供了1回直供电源，满足了兴安北牵正常及特殊情况下供电可靠性的要求，并且也优化了兴安局部110 k V供电网络。

［1］电力工业部电力规划设计总院.电力系统设计手册［M］.北京：中国电力出版社，1998.

［2］水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册：电气一次部分［M］.北京：中国电力出版社，1989.

［3］宋维佳，王立国，王红岩.可行性研究与项目评估［M］.2版.大连：东北财经大学出版社，2007.

［4］陆晓燕.220 k V陆屋送变电工程可行性研究［D］.南宁：广西大学，2011.