王凌谊 刘民伟 王志敏 张秀钊 付娅璐

（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650000；2.中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司，云南昆明650051）

0 引言

中国南方电网有限责任公司、云南电网有限责任公司、南网云南国际有限公司积极响应国家“一带一路”倡议，依托地理优势、能源优势、技术优势等，成为中国—东盟电力合作的先锋，积极构建与周边国家电力互联互通的清洁能源通道，多次与老方相关部门及企业接触、商谈，探讨开展中国与老挝之间高电压等级联网的可行性，目前已完成中老联网阶段性研究。

滇西南地区作为云南重要的水电基地之一，长期承担着西电东送和省内送电的重要任务。现状情况下滇西南送电通道已存在送出轻微受阻的问题，随着“十四五”期间地区负荷的发展，受阻情况虽有所缓解，但由于地区负荷发展速度较缓，通道送电裕度较小，难以适应老挝大规模电力回送，亟需通过网架加强进行解决。

本文以“十四五”末期云南规划电网为基础，重点分析滇西南电网对中老联网后老挝电力回送的接纳能力、网架适应性，并提出相应的省内电网加强方案，为解决老挝电力回送后滇西南送电通道送出受阻问题提供决策参考。

1 滇西南电力平衡及送出受阻分析

本文以2025年汛期作为计算水平年，考虑中老联网老挝汛期回送云南1 000 MW，考虑A电厂分厂运行后滇西南地区电力平衡结果如下：根据“十四五“规划预测，2025年B地区电网汛期负荷为738 MW，A地区电网汛期负荷为884 MW，B地区中小水电约338 MW，A地区中小水电2 345 MW。根据平衡结果，A地区汛期电力盈余2 093 MW，B地区汛期电力盈余1 327 MW。

具体平衡结论如表1所示。

滇西南地区送出能力需主要校核变电站4以北出口断面，受电磁环网限制，断面极限560 MW；变电站2以北出口断面，受动稳因素限制，断面极限2 550 MW；变电站1以北出口断面，受动稳因素限制，断面极限6 200 MW[1]。2025年滇西南地区网架情况如图1所示。

老挝回送规模主要受限于变电站4以北地区电磁环网内500 kV线路故障导致220 kV线路过载，为保证老挝电力回送，需在保持A机组分厂运行的情况下，保证A电厂5台机组全由500 kV A电厂—变电站2线路送出，此运行方式会增大A机组末端电压越限的风险。同时，变电站4以北区域电磁环网保持合环运行，该运行方式下，发生500 kV变电站2—变电站4线路N-1故障，潮流将转移至220 kV电网，导致220 kV单回线路超过热稳限制，断面极限为560 MW，变电站4以北出口断面受阻367 MW，如图2所示。

表1 中老联网近区电力平衡结果表 单位：MW

在基于变电站4以北出口断面极限560 MW的前提下，变电站2以北送出断面“500 kV变电站2—变电站1双线+变电站2—变电站3单线”，断面极限为2 550 MW，为保证老挝电力回送，则需要匹配调减A电站及B电厂机组出力共计627 MW，如图3所示。

图1 2025年滇西南地区电网图

图2 变电站4以北送出断面极限

图3 变电站2以北送出断面极限

基于上述两个断面极限的前提（已考虑受阻），对“500 kV变电站1—变电站8双线+变电站1—变电站7双线+变电站2—变电站3单线”断面进行校核，五线断面不受限，满足6 200 MW极限控制要求。

若不基于前断面结论进行计算（即变电站4以北断面不受限于560 MW的控制极限值），“500 kV变电站1—变电站8双线+变电站1—变电站7双线+变电站2—变电站3单线”五线断面送电需求6 720 MW，断面极限为6 200 MW，断面受阻520 MW，如图4所示。

图4 变电站1以北送出断面极限

综上所述，由于变电站4出口断面、变电站2、变电站1以北断面送出极限的控制，滇西南地区规划电网无法满足老挝回送云南1 000 MW电力。保障了老挝电力回送规模，会造成地区水电送出受阻。

2 滇西南网架加强方案

为解决水电送出受阻问题，提高回送接纳能力，为远期老挝增加电力回送规模留裕度，现提出以下三个网架加强方案：方案一、二，仅加强滇西南送出的东西断面，从滇西南送电出口解决送出受阻的问题；方案三，加强滇西南和滇西北电网的联络，滇西南电力可送至滇西北[2-3]。

2.1 方案拟定

方案一：新建500 kV变电站4—变电站3单线。

新建500 kV变电站4—变电站3单线，线路长度350 km，导线截面选择6×300 mm2。线路两端各配置线路高抗，线路需配置串补，串补度暂按50%考虑，如图5所示。

图5 方案一网架示意图

方案二：新建500 kV变电站4—变电站2单线+变电站2—变电站3单线。

新建500 kV变电站2—变电站3单线，线路长度296 km，导线截面选择6×300 mm2。线路两端各配置线路高抗，线路需配置串补，串补度暂按50%考虑。同时新建500 kV变电站4—变电站2单回线路，线路长度约124 km，如图6所示。

图6 方案二网架示意图

方案三：新建500 kV变电站7—变电站9单线+变电站4—变电站2单线。

新建500 kV变电站7—变电站9单回线路，新建线路长度120 km，导线截面选择4×500 mm2。同时新建500 kV变电站4—变电站2单回线路，新建线路长度125 km，导线截面选择4×500 mm2，如图7所示。

图7 方案三网架示意图

2.2 方案分析

（1）从送电能力来看，方案一、二、三均可有效提高断面送出极限，采用调减地区负荷的方式进行计算：

方案一：“500 kV变电站1—变电站8双线+变电站1—变电站7双线+变电站2—变电站3单线+变电站4—变电站3单线”六线断面主要受500 kV变电站5—变电站1双线N-1故障下动稳因素限制，加强后六线断面极限可达8 700 MW。

方案二：“变电站1—变电站8双线+变电站1—变电站7双线+变电站2—变电站3双线”六线断面主要受500 kV变电站5—变电站1双线N-1故障下动稳因素限制，加强后六线断面极限可达8 600 MW。

方案三：“500 kV变电站1—变电站8双线+变电站1—变电站7双线+变电站2—变电站3单线+变电站6—变电站9单线”六线断面主要受500 kV变电站1—变电站7双线N-1故障下动稳因素限制，加强后六线断面极限可达8 800 MW[4]。

（2）从经济技术比较来看，方案一、二因新建线路距离较长，需配置线路串补和高抗，导致线路投资较高，方案三线路长度相对较短，投资较少[1]。

（3）从工程解决问题角度来看，三个方案均可满足老挝回送1 000 MW的要求，同时为滇西南地区电源发展留有较大裕度，但方案三在解决送出受阻的同时可兼顾解决滇西南地区检修方式下存在较大事故风险的问题。

因此，现阶段推荐方案三作为滇西南电网加强方案[1]。

3 结论

本文对“十四五”末期滇西南规划电网能否适应老挝回送1 000 MW及断面送出能力进行分析，提出了滇西南电网网架加强方案，得出以下几点结论：

（1）滇西南“十四五”规划电网在考虑老挝回送1 000 MW后，通道送出能力不足，其中，变电站4以北断面、变电站2以北断面和变电站1以北断面分别存在367 MW、627 MW和520 MW的送出受阻（计算均不基于前一断面极限能力约束）。

（2）为解决滇西南送出受阻问题，建议新建500 kV变电站7—变电站9单线+变电站4—变电站2单线，建成后可提高送出断面极限至8 800 MW，同时可兼顾解决滇西南地区检修方式下存在较大事故风险的问题。