新疆巴州開都河流域水電送出線路降損方案研究

(國網新疆電力有限公司巴州供電公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 前 言

近年來，隨著中國電網規模的不斷擴大和電能消耗量越來越大，出現部分電力資源的浪費，這給電力企業造成了一定的經濟損失。目前國家大力倡導建設資源節約型、環境友好型社會，降低輸電線路損耗將是電網發展的必然之路，減少電力資源的浪費，也將會提升電力企業的經營效益，減少電力資源的浪費。

巴州開都河流域水資源豐富，目前該流域已建立6座110 kV水電站，水電送出線路以110 kV線路為主且送出線路較長，同時該區域遠離負荷中心，出力全部通過110 kV線路上送至220 kV紅帆變電站，導致3條水電送出線路長年高損，影響相應分線合格率指標，且造成巴州電網110 kV分壓線損率偏高。因此如何降低3條水電送出線路線損率、降低110 kV分壓線損率，將是提高經營效益、節能降損面臨的重要難題。

下面主要基于電網發展現狀、片區負荷發展等情況，針對巴州電網網架規劃，提出巴州開都河流域水電送出線路降損方案，并對降損方案進行安全、經濟校驗。

1 影響輸電線路線損的因素

1.1 線路電流對線損的影響

線路可變損耗與電流有關，在電阻不變的情況下，流經線路的電流越大，則導致線路損耗就越大。線路線損電量與電流關系為

ΔP=I2R

(1)

式中：ΔP為線路電阻損耗；I為流過線路電阻的電流；R為線路的電阻值。

1.2 系統電壓對線損的影響

在傳輸功率一定情況下，系統電壓等級越高，電流越小，在線路電阻不變的情況下，導線損耗就越小。線路線損電量與電壓關系為

ΔP=U2/R

(2)

式中，U為線路首端的電壓。

1.3 線路電阻對線損的影響

由式(1)可知，在流經電流一定情況下，線路電阻越大，導線損耗就越大。

輸電線路的損耗主要由線路電阻所引起，而影響電阻大小的因素有3個：材料、長度和橫截面積。不同的導線材料具有不同的電阻率，在同種材料下，導線長度越長，截面積越小，則導線電阻越大[1-2]。

2 開都河流域水電送出現狀

2.1 開都河流域網架結構情況

目前巴州開都河流域已建成110 kV水電站6座，分別為：110 kV大山口一級水電站，裝機容量100 MW；110 kV大山口二級水電站裝機容量60 MW；小山口一級水電站，裝機容量49.5 MW；小山口二級水電站，裝機容量49.5 MW；小山口三級水電站，裝機容量49.5 MW；110 kV哈爾莫墩水電站，裝機容量15 MW。水電配套送出線路共計4回，其余為廠間聯絡線路。2019年巴州開都河流域網架現狀如圖1所示。

圖1 2019年巴州開都河流域網架現狀

運行方式說明：110 kV山帆線、山靜線、靜帆線三角環網運行，110 kV一帆線運行帶110 kV小山口一二級水電站，110 kV莫農線運行帶110 kV小山口三級水電站、哈爾莫墩水電站。

2.2 開都河流域水電送出線路線損情況

巴州開都河流域水電送出線路110 kV山帆線、山靜線、一帆線線路較長，均在60 km左右。且該區域水電出力較大，造成線路負載率較大，導致110 kV山帆線、山靜線、一帆線線路高損,見表1至表4。

表1 110 kV山帆線近3年線路線損率

表2 110 kV山靜線近3年線路線損率

表3 110 kV一帆線近3年線路線損率

表4 110 kV莫農線近3年線路線損率

通過表1至表4可看出110 kV山帆線、山靜線、一帆線線路線損率均大于3%，屬于高損線路。以上3條線路每年線損電量總和均超過45 GWh，其中2017年3條線路線損電量最高達51.887 7 GWh，占當年110 kV分壓線損電量的36.23%，導致110 kV分壓線損率偏高。

3 巴州開都河流域水電送出線路降損方案

3.1 水電送出線路降損方案設想

結合巴州電網近、遠期電網規劃，根據開都河流域水電項目規劃，提出新建220 kV和靜變電站、新建開都河流域水電送出線路及開都河流域水電送出線路線徑改造等相關降損方案[3-5]。

1)方案1(推薦方案)

新建220 kV和靜變電站，將110 kV山靜線、山帆線、一帆線改接至220 kV和靜變電站，如圖2所示。

圖2 方案1接線

2)方案2

將新建一回110 kV小山口一級水電站—220 kV紅帆變電站的110 kV線路，同時新建一回110 kV小山口一級水電站—110 kV大山口二級水電站的110 kV線路，如圖3所示。

圖3 方案2接線

3)方案3

將110 kV山靜線、山帆線、一帆線3條高損線路導線更換為LGJ-400導線，如圖4所示。

圖4 方案3接線

3.2 降損方案對比分析

3.2.1 潮流計算

計算條件：1)基于開都河流域夏季水電大發情況下潮流計算；2)國網電力科學研究院《電力系統分析綜合程序》

根據潮流計算分析結果得出，3個方案潮流均分布較為合理，無過載線路。

方案1(見圖5)實現了開都河流域水電出力就地上送至220 kV和靜變電站，縮短了110 kV水電送出距離，且便于水電送出區域電壓調整。方案2(見圖6)將開都河流域水電群形成110 kV電壓等級環網上送至220 kV紅帆變電站，降低了水電送出線路負載率。方案3(見圖7)僅更換了開都河流域水電送出線路導線，潮流未發生變化。

圖5 方案1潮流分布

圖6 方案2潮流分布

圖7 方案3潮流分布

3.2.2 網架結構

方案1梳理了開都河流域水電送出線路網架結構，形成了以220 kV和靜變電站為片區的水電送出網架；方案2形成了開都河流域水電送出線路多個同電壓等級環網；方案3網架結構無變化。

3.2.3 線路降損結果對比分析

計算條件：1)基于開都河流域年度平均出力；2)國網電力科學院《電力系統分析綜合程序》網損分析模塊對3個方案進行線路線損計算分析[6]。2018年110 kV大山口水電站及大山口二級水電站年發電量為6.7×108kWh，小山口一、二級發電量為5.44×108kWh，小山口三級及哈爾莫墩水電站年發電量2.78×108kWh。

方案1水電送出線路線損率大幅下降，線路線損率均低于1%，見表5所示。以2018年開都河流域發電量計算，110 kV水電送出線路年損失電量約1.1×107kWh。考慮本地消納電量4×108kWh，通過220 kV設備上送電量，220 kV線路損失電量約8.0×106kWh，主變壓器損失電量3.0×106kWh。方案1共計年損失電量約2.2×107kWh，較目前電網損失電量減少約3.0×107kWh。方案1主變壓器理論線損結果見表6。

表5 方案1線路損耗明細

表6 方案1主變壓器理論線損結果

方案2水電送出線路線損率降幅不大，且莫農線線損率有所增加，見表7。以2018年開都河流域發電量計算，水電送出線路年損失電量約3.5×107kWh，較目前電網損失電量減少約1.6×107kWh。

表7 方案2理論線損結果

方案3水電送出線路線損率均下降，但一帆線、山帆線、山靜線線損率仍較大，見表8。以2018年開都河流域發電量計算，水電送出線路年損失電量約3.55×107kWh，較目前電網損失電量減少約1.65×107kWh。

表8 方案3理論線損結果

3.2.4 經濟性

投資效益對比見表9。

方案1：需新建220 kV變電站1座，擴建2個220 kV間隔，新建220 kV線路2條，共計110 km。110 kV線路改接長度約20 km。預計投資20 000萬元。

方案2：新建110 kV線路2回，長度66 km，擴建3個110 kV間隔。預計投資3600萬元。

方案3：導線更換長度約180 km，同時需要更換線路桿塔。預計投資11 700萬元。

從經濟性來看，方案2投資較省，較方案1和方案3省出16 400萬元和8100萬元。

3.2.5 最終推薦方案

根據潮流計算、理論線損計算及經濟方面分析，方案2線路降損效果不明顯，且方案2形成110 kV環網較多，給電網運行、保護定值匹配帶來較多困難，因此不考慮該方案；方案3線路降損效果不明顯，未起到網架梳理效果，同時不利于后期開都河流域水電項目建設發展，因此不考慮該方案。

表9 投資效益對比

方案1線路降損效果明顯，優化了開都河流域水電送出網架結構，同時使220 kV紅帆變電站—220 kV和靜變電站具備較強互供能力，形成合理的網架結構，同時有利于后期開都河流域水電項目建設發展。若以年度降損電量3.0×107kWh計算，每年將為巴州公司減少效益損失1000萬元。

雖然方案1投資較大，但從電網發展、節能減排、提升公司效益方面，方案1優于其他方案。因此推薦方案1。

4 結論及建議

1)通過新建220 kV和靜變電站，有效縮短了開都河流域水電送出線路長度，同時提高了水電外送線路電壓等級，大大降低了開都河流域水電送出線路線損率，有效解決了開都河流域水電送出線路長期損失電量較大問題，使巴州電網110 kV分壓線損率降低1%左右，在分壓線損合理區間。

2)新建220 kV和靜變電站梳理了開都河流域水電送出線路網架結構，也提高了220 kV紅帆變電站互供能力。為后期開都河流域水電開發提供了接入點，滿足了今后電源發展需求。

3)針對某流域水電群建設初期，應結合水電群規劃情況，合理規劃220 kV變電站布點，縮短110 kV線路半徑，減少因長距離輸送造成線路高損問題。