汛期电力送出情况分析

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1、2012年保山电网汛期电力送出情况分析一、电网总体情况目前，保山电网形成以220kV网架为支撑，110kV网架为主体的网架结构。保山电网电源主要以水电为主，无火电厂。全市境内水电装机1349MW,其中经220kV电压等级并网的发电厂2座，机组容量483MW；110kV及以下电网装机914MW（含省地调共同调度电厂装机256MW,电力公司电网装机658MW）。正常运行方式下，保山电网通过220kV苏保双回联络线与主网连接，地方电网分四个片区接入主网运行：llOkV保辛三回线供隆阳一施甸电网，llOkV保柯线供昌宁电

2、网，llOkV腾石双回线供腾冲电网,llOkV朝大双回线供龙陵电网。网内小水电多为径流电站，出力受河流来水影响较大，调节能力差。在枯水期地区用电负荷不足部分需从省网补充，在汛期水电大发期间，电网由受端变为电网送端。由于水电装机远大于地区用电负荷的增长，汛期水电外送压力大。二、汛期电力公司电网电力平衡2012年汛期地方电网电力平衡表（单位：万kW.h、MW）水电装机（MW）用电负荷（MW）上网需求（MW）片区地方电网并网装机容量预计最大用电负荷100%开工率90%开工率80%开工率隆阳、施甸、昌宁片区185230-

3、82-59-36龙陵355320-36-428腾冲118160-65-50-34合计658710-183113-42制表说明：1、上网需求=发电出力一用电负荷，下网为负。2、发电能力按照0.8的同时率计算；用电负荷用三个方案：一个100%、90%、80%开工率来计算。3、隆阳、施甸、昌宁片区捆绑分析。从上表中可以看出，隆阳、施甸、昌宁片区装机电源容量小于用电负荷，汛期在用电负荷开工率80%及以上的生产用电情况下，需主网下网22〜82MW左右，不存在电力公司小电发电受阻情况。龙陵片区电网电源容量较充足，用电负荷也较

4、大，其中工业负荷占比重较大，汛期自平衡能力较强。汛期，考虑小电0.8发电同时率，开工率80%的用电情况下仍有28MW的电力富裕。就目前情况看,龙陵片区电网负荷仍处于一个较低水平，如汛期用电负荷得不到恢复，要就地消纳近28MW的发电出力，将是十分困难的问题。腾冲片区电网电源装机容量为118MW,最大用电负荷160MW,电源相对薄弱，在开工率80%的情况下，需从主网下网10〜65.6MW,不存在小电发电受阻情况。综合分析：在汛期，有上网需求的主要是电源装机较大的龙陵片区电力公司电网，但由于110kV朝大双回线上网受电

5、网动态稳定问题和220RV苏保双回线外送能力限制，故没有条件将龙陵片区富裕小电电力外送。隆阳、施甸、昌宁片区及腾冲片区在开工率80%的情况下，仍需从主网下网。三、汛期省调直调电厂、共调电厂送出分析分析前提说明：在地方电网llOkV联络线零上网及省调确定原则基础上分析；发电能力按照0.8同时率计算。在不考虑地方电网llOkV联络线上网的情况下，结合通道送出分配情况分析如下：（单位MW）共调装机省调直调装机发电能力（时率）共调电厂2564831720.8同朝山双回线送出极限保腾双回线送出极限周评调省直88214386

6、共调电厂出力按照象达电厂停机、茄子山水库蓄水考虑。1、朝阳片区送出情况分析从上表可以看出，共调电厂装机容量较大，而送出通道比较紧张,汛期富裕电源送出矛盾突出。汛期HOkV朝大双回线下网需求基本为零，220kV朝山线控制极限决定了苏帕河流域、腾龙桥二级共调电厂的发电出力。原则上，汛期茄子山水库以蓄水为主，象达电厂不考虑发电。此时，苏帕河流域和腾龙桥二级共调电厂发电需求为172MW（按0.8的同时率考虑），按照省调明确的通道分配原则,220kV朝山双回线的控制极限为88MW左右，预计共调电厂出力受限在84MW,受阻率

7、为48.8%。只有当龙陵片区电网有下网需求是才能得到缓解。2、腾冲片区送出情况分析腾冲片区省调直调电厂装机容量为483MW,按照0.8发电同时率考虑，其发电能力为386MWo根据省调通道分配原则，2202保腾双回线送出极限为214MWo考虑汛期llOkV腾石双回线消纳10〜65MW的电力后，出力受阻162〜107MW左右，受阻为42%〜27.7%。在llOkV腾石双回线下网电力减少的情况下，受阻更严重。3、保山电网送出情况分析目前，保山电网统调电厂装机容量为739MW。从整体来看，保山电网仅通过220kV苏保双回

8、线外送，因此即使局部送出不受限，但整体送出仍然受220kV苏保双回线控制极限的限制。根据省调通道分配原则，220kV苏保双回线送出极限按照230MW控制。由于地方小电装机利用率已远高于省调直调电厂及共调电厂，因此地方小电按照自平衡原则考虑，220RV苏保线通道主要是考虑省调直调电厂及共调电厂的外送。同时，地区用电负荷对电厂出力平衡也影响较大。地区用电负荷高，电厂受阻情况稍