小水電對麗水電網運行的影響及對策分析

王智平，黃 靜

（1.麗水電業局，浙江 麗水 323000；2.浙江電力調度通信中心，杭州 310007）

隨著近幾年的跨躍式發展，麗水電網初步形成以500 kV為支撐、220 kV為中心、110 kV為主體、以外部受電為主供、水電為重要補充的供電網絡，已成為浙江省供電地域最廣（占1/6）、供電半徑最長、生態特征最顯著的地區電網。

截止2010年4月底，麗水電網擁有500 kV變電所1座，220 kV變電所8座、升壓站1座，110 kV變電所30座、升壓站26座，110 kV及以上變電總容量6 885.5 MVA（其中主網5 515.5 MVA）；麗水地區并網水電裝機容量約占全省并網水電的40%，境內共有并網電站803座，總裝機容量248.383萬kW。

由于麗水地區唯一的500 kV萬象變供區核心尚未真正形成，網架相對薄弱，單一故障安全準則（N-1）問題較多，供電可靠性不高，加上水電“西電東送”、用電負荷“晝夜峰谷倒置”、局部電網擾動等因素，嚴重影響了麗水電網的安全穩定經濟運行。

1 小水電送出受限

麗水市西部的龍泉、慶元、遂昌、景寧等縣（市），小水電資源豐富，總裝機容量較大。但是西部縣（市、區）經濟相對落后，用電負荷較少，豐水期有大量水電電力送出；而東部的蓮都、青田、縉云等縣（區）經濟相對發達、小水電總裝機容量相對較少，且用電負荷較大，需要從外部大量受進電力。麗水電網總負荷較小，占全省負荷的2.5%，占全市小水電站總裝機的45%，小水電大發期間，大量電力需要外送。由于電網建設明顯滯后于小水電電源建設，受220 kV緊宏、雙遂線穩定限額及緊水灘發電廠的影響，西部龍泉、慶元、遂昌等縣市豐水期過剩水電送出最大受限率高達60%～70%，景寧縣水電送出受220 kV鶴溪變單主變的容量限制，最大受限率達40%～50%。因此，小水電送出受限矛盾長期存在，一定程度影響了生態水電能源的充分利用。

針對小水電送出受限的問題，建議采取以下措施：

（1）創新水電調度思路，充分利用該區域內有調節性能的水庫電站，錯開洪水、雨季等利于小水電發電的氣候條件進行檢修，熱帶氣旋、暴雨來臨之后讓徑流電站先發電，均衡化調度發電可使電網有限輸送能力效用最大化，是當前緩解水電送出受限的最有效措施。

（2）加快電網建設，尤其是電網關鍵送出通道，如麗水電網東西部之間即遂昌經松陽220 kV北山變到500 kV萬象變的220 kV線路和慶元220 kV松源輸變電工程。要從根本上解決問題，可考慮在云和、景寧片區建設500 kV變電站。

2 慶元電網穩定問題

220 kV緊宏線遷改工程前后，由于馮家山電站2號機組勵磁不穩，導致慶元電網發生低頻振蕩和擾動。分析原因后得到的初步結論是：由于慶元電網與系統電氣距離過長，如果緊宏線開環或者220 kV宏山變至慶元變的110 kV宏元、宏慶線分列重負荷運行時，稍有擾動就會引發低頻振蕩。由于電網不穩定使水電送出矛盾進一步加劇。針對慶元電網不穩定的問題，建議采取以下措施：

（1）根據目前電網實際，嚴格控制限額。盡可能采用110 kV宏元、宏慶線雙線并列運行方式。若需安排兩線分列運行，負荷一般應控制在13萬kW以內（原限額為16～17萬kW）。

（2）在該片區相對容量較大的水電機組上安裝電力系統穩定器（PSS）。

（3）建設慶元220 kV松源輸變電工程，先架設單回至鶴溪變的220 kV線路和安裝1臺主變；再增加第2臺主變和增設1回220 kV線路至龍泉220 kV宏山變。

3 水電上網峰谷比

為了適應電網調峰的要求，目前麗水電網小水電實行上網峰電價格為谷電價格兩倍的電價政策，并要求控制上網水電峰谷比不超過7.4∶2.6。因此小水電峰電上網電量越多，麗水地區電網企業利潤空間越小，甚至出現虧損。為了提高企業效益，麗水地區電網企業希望控制小水電峰電比例，少發峰電。電網調峰的要求與地區電網企業效益產生了矛盾，建議采取以下措施：

（1）由于徑流式電站和裝機容量較小的有調節性能水庫電站多處于自行調度的狀態，無法控制峰谷比例，只有調節性能較好的電站可以控制峰電比例。因此在現有電價政策下，建議按照核定的總體峰谷比平均水平，共同制定實際可操作的控制峰谷比例的規則，由調度員動態控制調節相關控制曲線。

（2）建議進一步放開對地區電網企業內部經營考核時的峰谷比限制，使麗水小水電能更好地滿足電網調峰的要求。

（3）建議將縣級供電企業逐步收購為省公司、國網公司資產，彌補用電負荷較少的縣（市）局因水電過網費逐步取消、水電峰谷比較高等因素帶來的經營虧損，以利于生態水電資源的合理利用。

4 迎峰度夏用電指標

2009年7月份連續干旱15天，麗水地區負荷連創新高。7月20日，麗水地區最高負荷達102.8萬kW。由于用電指標是根據上年7-8月高峰用電水平進行分配，而麗水地區網供負荷與來水情況有較大關系，因此在連續出現干旱天氣時，實際用電負荷與用電指標有較大缺口，建議采取以下措施：

（1）合理安排有調節能力水電廠的水庫調度，在迎峰度夏前保持較高水位，在用電指標缺額時能充分發揮頂峰發電作用。

（2）考慮麗水電網連續多年臨時增加指標20萬kW，建議在每年分配迎峰度夏用電指標時一并考慮帶帽指標。

5 電網故障恢復供電

2009年8月15日，由于110 kV聯絡線故障跳閘，云和電網與系統解列，孤立運行42 min左右，因沙鋪礱電站調頻不穩定導致云和電網瞬時失電，后由110 kV線路備自投動作恢復主網供電。以上事故說明，小水電豐富地區在局部電網故障時，由片區小水電調頻維持獨立電網暫時供電模式將向以備自投動作恢復主網供電為主模式的轉變。

地、縣兩級調度的水電站大部分都安裝了高低壓解列裝置，為以備自投動作恢復主網供電為主模式提供了條件。但由于麗水小水電站規模不一、布點分散、T接線眾多、電源與供電線路混雜，很難在電網故障情況下切除小水電電源線路。

針對電網故障恢復供電問題，建議重新設置并網電站機組的高低頻率和電壓解列裝置動作值，縮小頻率動作區間和調整時限，加快故障情況下并網運行水電站切機的速度，盡快使備自投動作恢復主網供電。

所有總裝機容量6 000 kW以下的電站頻率整定區間調整為51～48 Hz、動作時限為0.5 s，電壓125～70 V、動作時限為0.5 s；6 000 kW及以上的電站頻率整定區間調整為50±1 Hz、動作時限為3～5 s，高壓切機整定值為發電機母線電壓額定值120%、動作時限1～2 s，低壓切機整定值為發電機母線電壓額定值70%、動作時限為3～5 s。慶元、景寧縣屬于負荷輕、小水電多、網架相對薄弱片區，對于在裝機容量6 000 kW以上的電站高低頻率和電壓解列裝置的動作時限可適當放寬，切機動作時限及低壓切機動作時限均延長到8～10 s，便于在孤立電網功率相對平衡情況的由較大水電站機組調頻運行。

6 電網無功電壓

由于小水電電源重心偏離用電負荷重心，豐水期關口220 kV無功倒送難以控制，電壓變化范圍較大，嚴重影響電網的電能質量，麗水地區關口功率因素合格率長期徘徊在較低水平（2009年平均僅為62.5%，全省倒數第一）。2010年2月，針對電網特點，將小水電無功倒送的劣勢轉化為機組進相運行的優勢，取得了明顯的效果，使麗水地區關口功率因素合格率迅速提高到98.85%。

針對電網無功電壓問題，建議采取以下措施：

（1）調整并網電站功率因數考核辦法，鼓勵水電機組進相運行。

（2）各220 kV集控站、各縣級調度SCADA主站系統增加關口功率因素統計考核及無功倒送報警功能，實現地、縣兩級調度和變電運行人員緊密協同優化無功電壓運行。

（3）實施220 kV變電所VQC優化策略，在電壓優先的前提下，倒送有功時退出電容器運行。同時節日用戶電容器與負荷同步退出。

（4）增加就地無功平衡的手段，修復投運220 kV宏山變、鶴溪變電抗器，考慮在220 kV遂昌、楓樹變裝設一定容量的電抗器。

（5）盡快建設麗水電網AVC區域無功優化主站系統，逐步連接各子站，實現全區范圍110 kV、220 kV變電所的電容器合理投切。

7 結語

在全國小水電豐富、經濟欠發達的地區電網中，小水電對麗水電網運行的影響，有一定的代表性，小水電滿發與電網穩定運行的矛盾將隨著經濟和電網的發展而改善，所采取的技術手段與管理措施也需要根據不同的情況，邊實踐、邊改進，穩步推進而顯現效果。

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