金沙江下游梯级电站电量留存云南网架方案研究

2022-11-17赵爽王志敏钱纹陈雯

云南电力技术 2022年5期

赵爽，王志敏，钱纹，陈雯

（1.云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南昆明 650011；2.云南电网有限责任公司规划部，云南昆明 650011）

0 前言

金沙江下游河段包括乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四座电站，均为云南、四川界河电站。

溪洛渡、向家坝电站电量留存云南已在《国家能源局关于印发溪洛渡向家坝水电站电能消纳方案的通知》中明确“溪洛渡电站丰期全部电力电量由浙江广东两省按1:1 的比例消纳；枯水期电站留存30%的电量由四川、云南按照1:1的比例消纳，其余电量由浙江、广东按1:1 的比例消纳，由于向家坝电站与云南电网无电气联系，因此向家坝电站枯水期留存云南的电量与溪洛渡电站留存四川的电量进行置换。置换后，枯水期溪洛渡电站留存30%的电量由四川、云南按7:23 的比例消纳，向家坝电站留存30%的电量全部由四川消纳。”

而乌东德、白鹤滩电站电量在《国家能源局综合司关于白鹤滩电站消纳有关意见的复函》中明确，“乌东德、白鹤滩电站枯水期在云南、四川各留存100 亿千瓦时电量，其中云南留存电量包括乌东德电站60 亿千瓦时及通过置换方式留存的白鹤滩电站40 亿千瓦时，其余电量按原规划方案外送东部地区消纳”，并提出“请云南省、四川省会同三峡集团研究具体落实方案。”

本文结合乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝枯季留存云南电量需求，分析金沙江下游电站在云南的消纳方向，按保证枯季电量送出，对电站近区“十四五”电网网架进行设计，为后续电站电力的送出及片区电网的建设提供参考。

1 金沙江下游电站概况及输电方案

1.1 金沙江下游电站概况

金沙江下游河段为4 级开发（梯级水电示意如图1 所示），依次为乌东德（1020 万千瓦）、白鹤滩（1600 万千瓦）、溪洛渡（1260 万千瓦）、向家坝（640 万千瓦），总装机容量4520 万千瓦，多年平均发电量1789.5 亿千瓦时。

图1 金沙江下游梯级水电示意图

乌东德：左、右岸地下厂房各布置6 台单机容量85 万千瓦的机组，装机总容量1020万千瓦。远期考虑龙盘、两河口电站联合运行，多年平均发电量389.1 亿千瓦时，保证出力315万千瓦，利用小时3815 小时。

白鹤滩：左、右岸地下厂房各布置8 台单机容量100 万千瓦的机组，总装机容量1600万千瓦，远期考虑龙盘、两河口电站联合运行，多年平均发电量611 亿千瓦时，电站保证出力547 万千瓦，利用小时3903 小时。

溪洛渡：左、右岸地下厂房各布置9 台700 MW 机组，共12600 MW。远期考虑龙盘、两河口电站联合运行，多年平均发电量640 亿千瓦时，保证出力665.7 万千瓦，利用小时4618 小时。

向家坝：左、右岸地下厂房各布置4 台800 MW 机组，共6400 MW。多年平均发电量307.5 亿千瓦时，保证出力200.9 万千瓦，利用小时5125 小时。

1.2 各梯级电站枯期电量留存云南情况

乌东德：乌东德电站左右岸均直接接入云南主网，结合送电定位、输送通道条件、留存消纳能力，乌东德枯季60 亿千瓦时电量可通过电站自身直接留存云南。

白鹤滩：白鹤滩电站送受端均与南方电网及云南电网无电气联系，枯季留存40 亿千瓦时电量可通过置换方式实现或宜利用白鹤滩右岸电站进行留存。

溪洛渡和向家坝：溪洛渡电站枯期电站留存30%的电量由四川、云南按照1:1 的比例消纳。向家坝电站枯期电站留存30%的电量由四川、云南按照1:1 的比例消纳。由于向家坝电站与云南电网无电气联系，因此向家坝电站枯水期留存云南的电量与溪洛渡电站留存四川的电量进行置换。置换后，枯期溪洛渡电站留存30%的电量由四川、云南按7:23 的比例消纳，向家坝电站留存30%的电量全部由四川消纳。随着两河口投产后，金沙江下游乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝电站联合运行（梯级水电近区网架示意如图2 所示），溪洛渡枯期置换留存云南电量共计76 亿千瓦时。

图2 金沙江下游梯级水电近区网架示意图

综合上述电站枯期电量留存情况，除乌东德电站枯期60 亿千瓦时电量可通过电站自身已建的输电线路直接留存云南外，其余116 亿千瓦时目前仅有通过溪洛渡电站与云南电网连接的两回500 kV 线路进行留存消纳。

2 梯级电站留存方案研究

2.1 乌东德、白鹤滩电量留存能力分析

乌东德电站预计2021 年底全部机组投产。根据三峡集团提供的过渡期发电计划，2021 年、2022 年预计发电量为372 亿千瓦时、361 亿千瓦时，基本达到电站设计发电能力377 亿千瓦时。按照乌东德电站发电能力等比例分配原则，2021 年开始乌东德电站就可保证枯季留存云南电量60 亿千瓦时，留存电量逐月分配如表1 所示。

表1 乌东德电站留存云南电量逐月分配情况单位：亿千瓦时

乌东德电站考虑枯季电量60 亿千瓦时留存云南后，对应枯季可外送电量减少60 亿千瓦时，全年可外送电量丰枯电量比平水年由54:46 提高至63:37；枯水年由49:51 提高至59:41。从乌东德接入系统网架情况来看，可通过已建的乌东德～昆北换～铜都（仁和）、乌东德～禄劝换～白邑（龙海）交流通道送至云南的负荷中心——滇中区域消纳。

白鹤滩电站预计2022 年底全部机组投产，根据三峡集团提供的过渡期发电计划，2021 年、2022 年预计发电量为170 亿千瓦时、586 亿千瓦时，2023 年开始达到电站设计发电能力611亿千瓦时。按照白鹤滩电站发电能力等比例分配原则，过渡期2021 年、2022 年留存云南电量为9 亿千瓦时、37 亿千瓦时，2023 年开始留存云南电量为40 亿千瓦时，如表2 所示。

表2 白鹤滩电站留存云南电量逐月分配情况单位：亿千瓦时

从白鹤滩接入系统网架情况来看，其送受端均与南方电网及云南电网无电气联系，枯季留存40 亿千瓦时电量可通过其他与云南电网有电气联系的电站，将留存电量从四川侧置换到云南侧或利用白鹤滩右岸电站与云南电网建立电气联系进行留存。

2.2 溪洛渡、向家坝留存能力分析

溪洛渡电站左岸/右岸机组平水年枯季可发电量为157 亿千瓦时，枯水年枯季可发电量为153 亿千瓦时，如表3 所示。

表3 溪洛渡电站留存云南电量逐月分配情况单位：亿千瓦时

从溪洛渡接入系统网架情况来看，可通过已建的溪洛渡～牛寨换～甘顶、溪洛渡～甘顶的两回500 kV交流通道送至云南的滇东区域消纳。

向家坝电站平水年、枯水年枯季留存云南电量分别为20 亿千瓦时、17 亿千瓦时；两河口、乌东德、白鹤滩投产后，向家坝电站平水年、枯水年枯季留存云南电量分别为27 亿千瓦时、25 亿千瓦时，如表4 所示。

表4 向家坝电站留存云南电量逐月分配情况单位：亿千瓦时

从向家坝接入系统网架情况来看，其送受端均与南方电网及云南电网无电气联系，枯季留存27 亿千瓦时电量通过溪洛渡进行留存。即溪洛渡枯期留存云南电量76 亿千瓦时，均需通过牛寨换～甘顶、溪洛渡～甘顶的两回500 kV交流通道接入云南电网。

2.3 溪洛渡现有网架送电能力分析

如前所述，牛寨换～甘顶、溪洛渡～甘顶的两回500 kV 交流线路枯期即11-5 月期间留存76 亿千瓦时电量，输送电力在180～300 万千瓦之间，现有网架送电能力如图3 所示。

图3 溪洛渡近区电网送电能力

受上述断面送电能力影响，目前溪洛渡留存电量一部分通过现有网架送至云南消纳，一部分通过西电东送直流通道运行方式调整以便足额电量留存云南。

3 金下梯级电站留存云南的网架适应性分析

3.1 白鹤滩留存云南网架分析

由前述分析可知，目前溪洛渡留存云南的76 亿千瓦时电量通过已有的500 kV 网架基本能够满足送入需求，受制于牛寨换流站检修及昭通北部重冰区融冰等影响，已有的500 kV 甘顶～溪洛渡、甘顶～换流站断面无法再接纳其余电力送至主网。综合上述问题，白鹤滩40 亿千瓦时电量留存云南可选以下3 种方式：

方式一为建立白鹤滩与云南电网直接电气联系，改接2 机组接入云南电网留存，如图4 所示。

图4 方式一近区电网建设方案

方式二为通过溪洛渡右岸机组留存云南电网40 亿千瓦时电量，并对云南电网进行加强，如图5 所示。

图5 方式二近区电网建设方案

方式三通过溪洛渡右岸机组留存云南电量经云南送广东直流运行方式调整进行置换，如图6 所示，即：牛从直流枯季送广东电量增加40 亿千瓦时全部经溪洛渡至广东直流外送，云南其它直流枯季送广东电量减少40 亿千瓦时，经其他直流送端换流站与云南主网的联络通道，枯季增加留存云南40 亿千瓦时电量。

上述3 个方案均可实现白鹤滩40 亿千瓦时枯期电量留存云南，方式三为既有直流线路在枯期运行方式上的协调，虽不涉及新建线路，但考虑到白鹤滩留存电量和溪洛渡留存电量电价不同且现有直流外送广东电量电价不同，不同电站、不同直流电量结算方式较为复杂。方式一投资相对低，同时需要将现有接四川电网的机组改接至云南电网，需改变既有电网电气关系，涉及丰、枯期国网与南网间的电网运行调度调整，实施难度较大。方式二留存电量可就近消纳，避免组织省内电力远距离送昭通电网，同时通过加强网架也同步增加了溪洛渡电站送云南电网的调峰能力以及承担系统备用能力，发挥溪洛渡电站的容量效益，可实施性较好。

3.2 向家坝扩机网架适应性研究

向家坝电站计划扩建3 台48 万千瓦机组，扩建机组年发电量10.7 亿千瓦时，初步考虑扩建机组以500 千伏电压等级接入云南电网，预计最快2024 年左右建成投产。因此，上述方式一通过新建向家坝至甘顶的1 回500 kV 线路，同时加强甘顶～鹤城1 回500 kV 线路可实现电站电力的送出与电量留存，如图6 所示；方式二通过新建向家坝至甘顶的1 回500 kV 线路即可实现电站电力的送出与电量留存，如图7 所示。