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近年来，大理州依托丰富的水利资源进一步加快了中小水电站的建设力度，大理市和漾濞、永平、云龙、鹤庆、剑川、洱源县境内的中小电站建设速度加快，并入大理电网的中小电站越来越多。但在丰水期，由于受大理地区电源、负荷地域分布差异及中小水电季节性强、调节能力不足等特点的限制，大理州局部地区中小水电汛期发电负荷不能就地平衡消纳，富余电力需通过电网外送消纳，输送中因受潮流、系统稳定控制等原因导致中小水电富余电力不能参与大理电网平衡，造成资源利用率低。对此，我局高度重视，从电网规划建设、科学调度、电网运行方式安排等方面做了大量的工作，尽量做到小水电上网电力用够用足。但因富余电力不能全额参与大理电网平衡的矛盾解决较为复杂，涉及电源分布及装机容量、电网输送能力、负荷消纳能力及分布等一系列因素，需要各方面的共同努力才能加以解决。而且，预计今明两年此矛盾将更加凸显。本文主要分析了大理州小水电汛期上网受阻的情况及原因。
一、大理电网、电源及用电负荷现状
1.1大理电网网架结构
大理电网担负着大理州所辖12个县（市）的供电任务，同时也是滇西北地区水电送出的枢纽通道。近年来，云南电网公司加快了大理州电网建设速度，电网规模不断扩大。2010年底，大理州境内有500kV大理变1座；220kV变电站6座，分别为下关变、祥云变、剑川变、苏屯变、洱源变、海东变；110kV变电站26座，覆盖了全州12个县（市），建成了包括500kV、220kV、110kV、35kV、10kV、0.4kV六个电压等级的供配电网络。
1.2大理州中小水电现状
大理州水力资源丰富，理论蕴藏量达930万千瓦，可开发装机容量807万千瓦。不计三江干流，中小河流可开发装机容量约120万千瓦。随着大理州境内加快中小电站建设步伐，现已建成投产水电装机容量为91.5万千瓦，占可开发量的76.25%，其中统调电厂装机为52.12万千瓦，非统调电厂装机容量为39.38万千瓦。在建中小水电装机容量为16.59万千瓦。2010年中小水电发电量为11.89亿千瓦时，其中汛期发电量占比接近60%。大理州中小水电仅西洱河、徐村电站有调节能力，其余均为无调节径流式电站。
表一：大理州中小水电分布及接入系统情况
单位：万千瓦
县域 装机容量 分电压接入系统容量 发电最大负荷 供电最大负荷 供电最小负荷
110kV 35 kV 10 kV
大理市 12.5 10.5 1.2 0.365 11.25 19.69 6.8
云龙县 11.89 3.28 7.9 0.71 10.7 1.9 0.55
永平县 2.45 0 2.3 0.15 2.2 3.7 0.9
漾濞县 41.49 33.5 7.29 0.7 37 1.51 0.28
南涧县 0.38 0 0.29 0.9 0.34 1.5 0.1
弥渡县 0.7 0 0.5 0.2 0.63 2.86 0.38
剑川县 4.12 1 2.2 0.93 3.71 3.45 1
鹤庆县 11.4 8.5 2.05 0.85 10.26 4.98 1.3
洱源县 4.15 0 2.8 1.35 3.73 3.35 0.5
宾川县 2.45 0 1.884 0.17 2.2 4.971 0.73
祥云县 0 0 0 0 0 13.7 3.8
巍山县 0 0 0 0 0 2.63 0.38
合计 91.13 82 64.2 16.72
1.3大理州全社会用电情况
大理州2008至2010年发供电情况表
单位：万千瓦时
2008 2009 2010
全社会用电量 发电量 汛期发电量 全社会用电量 发电量 汛期
发电量 全社会用电量 发电量 汛期
发电量
314700 152368 88401 334200 105594 63244.14 400500 118871 69307.51
注：表中统计的是非统调电站发电量（不含统调电站发电量）
二、2010年大理州中小水电上网受阻情况
2.1大理电网电源装机及负荷情况
2010年电源装机及负荷情况统计表
单位：兆瓦
片区 风电合计 水电合计 装机合计 丰大负荷 丰小负荷
220kV下关变 96 514 610 151 90
220kV剑川变 0 130 130 81 62
220kV海东变 0 26 26 117 73
220kV洱源变 148 61 209 91 49
220kV苏屯变 0 126 126 58 35
220kV祥云变 0 7 7 103 74
合计 244 864 1107 600 383
2.2大理电网电源发电送出受限情况
2010年发电送出受限统计表
单位：兆瓦 兆瓦时
片区 丰大
出力 丰大
负荷 丰小
负荷 控制
极限 丰大
受限 丰大
受限率 丰小
受限 丰小
受限率 年累计
限电量
下关变 526 151 90 0 188 36% 321 61% 5000
剑川变 123 81 62 35 7 6% 26 21% 13314
海东变 25 117 73 0 -91 0 -48 0 0
洱源变 117 91 49 0 27 23% 69 59% 755
苏屯变 119 58 35 20 41 34% 64 54% 109290
祥云变 6 103 74 0 -97 0 -68 0 0
合计 918 600 383 55 263 29% 480 52% 128361
说明：
①、表中受限及受限率均为最大值；
②、2010年大理地区出现百年一遇的冬、春、初夏连旱气候，来水偏少，发电实际受限电量较正常来水情况下小得多；
③、苏屯变片区受限最严重，6月至12月均受限，11月初开始，与大理电网相关的其他送出通道均有空余容量时仍受限（500kV大理和平双回线11月初最大送出为500MW）。
2.3 2011年发电送出通道极限控制情况
发电送出通道潮流控制极限表
单位：兆瓦
序号 受限断面 控制极限
1 500kV大理和平双回线 850MW
2 500kV大理功果桥线 200MW
3 220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线 200MW
4 220kV大海双回线 210MW
5 220kV大苏双回线 320MW
6 220kV大下雙回线 320MW
7 剑川变主变220kV侧 35MW
8 苏屯变主变220kV侧 20MW
说明：
①、 表中序号7项包括在3项中，序号8项包括在5项中；
②、 表中控制极限序号（2+3+4+5）=930MW，需要经500kV大理和平双回线送出，而500kV大理和平双回线控制极限为850MW。因此，如上表中序号（2、3、4、5）满极限运行，大理电网需从主网下网80MW，减去“剑川变主变上网35MW+苏屯变主变上网20MW”,大理电网不但不能上主网，仍需从主网下网25MW。
2011年发电送出受限预测表
发电出力设定：水电厂按装机95%出力，风电场按装机40%出力。单位：兆瓦 兆瓦时
片区 丰大
出力 丰大
负荷 丰小
负荷 控制
极限 丰大
受限 丰大
受限率 丰小
受限 丰小
受限率 年累计
限电量
下关变 526 158 99 0 169 32% 297 56% 449834
剑川变 152 85 68 35 32 21% 48 32% 84817
海东变 25 122 81 0 -97 0 -56 0 0
洱源变 157 95 54 0 62 39% 103 66% 58110
苏屯变 139 61 39 20 58 42% 81 58% 153328
祥云变 6 108 81 0 -102 0 -75 0 0
合计 1006 630 422 55 321 32% 529 53% 746090
说明：
①、 丰大出力未计两座总装机400MW风电（投产时间未确定）；
②、 受限及受限率均为最大值；年累计限电量为7、8、9、10月水电平均出力分别为70%、80%、90%、85%，风电平均出力为30%条件下的预测值；
③、 按气象预报，大理地区2011年降雨正常稍多，受限电量较2010年将大幅增加（2010年1.28亿，2011年预测7.46亿）；
④、 受限最嚴重的是苏屯变片区，受限率及受限电量均较大；下关变片区受限电量最大；洱源变极端方式下受限率高，但洱源变大多为风电，7—10月平均出力较低，受限电量不大；
⑤、 洱源变片区没有分配上网容量，只有当“220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线”通道有空余才能上网；下关变片区没有分配上网容量，发电用于平衡祥云变、海东变下网，只有当“500kV大理和平双回线”通道有空余才能上主网；
⑥、 如500kV功果桥、220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线、220kV大海双回线、220kV大苏双回线等均按分配极限运行，大理电网需从主网下网80MW，减去分配容量“剑川变主变上网35MW+苏屯变主变上网20MW”,大理电网不但不能上主网，仍需从主网下网25MW，丰大受限401MW，受限率40%，丰小受限609MW，受限率61%；
⑦、 因“220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线”超过分配极限200MW，洱源变片区2011年1月份限制发电394.13MW.h。
三、中小水电上网受阻的原因分析
3.1电网、电源方面的原因
3.1.1是大理电网作为滇西北地区水电送出的枢纽通道，承担着大理、保山、怒江、迪庆、丽江电网的富余电力送出任务。但滇西地区送出主通道单一，目前仅能通过500kV大和双回送出，由于受电网稳定（动态稳定）的制约，500kV大和双回送出潮流极限为850MW、220kV大苏双回送出潮流极限为320MW、220kV大下双回送出潮流极限为320MW、220kV大海双回送出潮流极限为210MW、220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线送出潮流极限为200MW，限制了220kV、110kV电压等级线路潮流的输送。
3.1.2滇西地区水电资源丰富，但大多为无调节径流式电站，季节性特点较为明显，存在枯期电力电量不足，汛期电力电量过剩而不能就地平衡消纳。
3.1.3是在国家支持利用清洁能源发电政策鼓励下，大理州风电开发利用速度明显加快。大理大风坝风（48MW）和者磨山风电场（45.75MW）建成投产后，2011年上半年内马鞍山（228MW）、罗平山（210MW）风电场相继全部投产，2011年年内五子坡（200MW）风电场部分投产，220kV剑川、洱源断面潮流受阻情况加剧。
3.1.4是永平境内大型水电站功果桥（900MW）年内投产发电，功果桥电站通过500kV大理变至功果桥500kV线路并入云南电网，因受500kV大和双回线送出潮流的限制，使220kV苏屯、剑川、洱源断面潮流受阻更加凸显。
3.2工业布局、负荷分布方面的原因
大理州虽然具有水电资源丰富的优势，中小水电建设迅速，但是，如果没有配套政策的支持，负荷在州内落点就地消纳中小水电就无法实现。因此，政策的制约是就地消纳水电和如何把资源优势转换为经济优势的关键所在。
四、关于就地消纳中小水电的建议
一是遵循就近上网、就地平衡的基本规律，兼顾各方利益，坚持按地区平衡的原则，鼓励工业企业向电量富余的重点地区落点，如可向鹤庆、剑川、永平、云龙和漾濞落点。州政府提出建设黑惠江流域载能工业布点方案就是一项很好的举措。如项目实施后可将剑川沙溪、洱源乔后、炼铁、漾濞漾江镇沿线的中小水电就地消纳。
二是确保电源项目的合理开发，有序推进。中小水电、新能源的规划应与电网规划相配套推进，中小水电、新能源的开发建设应与电网建设相同步，避免出现缺乏沟通、没有同步性的情况。另外，建议政府加强电源项目的前期管理，例如可将电网企业同意电源项目并网的意见作为政府电源项目核准的必备支持性文件。
五、下一步工作思路
5.1大理电网主网架稳定分析计算；220kV断面潮流分布、稳定控制极限分析；结合大理电网现状，分析大理电网中小水电送出通道受阻的主要原因及采取的措施。
5.2结合大理电网现状，进行大理电网最大接纳风电能力分析；结合“十二五”电网发展规划，对“十二五”末大理电网接纳风电能力进行预测分析。
5.3结合今年开工建设的500kV黄坪变，进行500kV黄坪变建成后主网架稳定分析计算、投产后220kV断面潮流分布、稳定控制极限及小水电送出通道改善情况分析。
5.4结合云南省“矿电结合”政策，制定如何消纳大理州中小水电的措施方案。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
一、大理电网、电源及用电负荷现状
1.1大理电网网架结构
大理电网担负着大理州所辖12个县（市）的供电任务，同时也是滇西北地区水电送出的枢纽通道。近年来，云南电网公司加快了大理州电网建设速度，电网规模不断扩大。2010年底，大理州境内有500kV大理变1座；220kV变电站6座，分别为下关变、祥云变、剑川变、苏屯变、洱源变、海东变；110kV变电站26座，覆盖了全州12个县（市），建成了包括500kV、220kV、110kV、35kV、10kV、0.4kV六个电压等级的供配电网络。
1.2大理州中小水电现状
大理州水力资源丰富，理论蕴藏量达930万千瓦，可开发装机容量807万千瓦。不计三江干流，中小河流可开发装机容量约120万千瓦。随着大理州境内加快中小电站建设步伐，现已建成投产水电装机容量为91.5万千瓦，占可开发量的76.25%，其中统调电厂装机为52.12万千瓦，非统调电厂装机容量为39.38万千瓦。在建中小水电装机容量为16.59万千瓦。2010年中小水电发电量为11.89亿千瓦时，其中汛期发电量占比接近60%。大理州中小水电仅西洱河、徐村电站有调节能力，其余均为无调节径流式电站。
表一：大理州中小水电分布及接入系统情况
单位：万千瓦
县域 装机容量 分电压接入系统容量 发电最大负荷 供电最大负荷 供电最小负荷
110kV 35 kV 10 kV
大理市 12.5 10.5 1.2 0.365 11.25 19.69 6.8
云龙县 11.89 3.28 7.9 0.71 10.7 1.9 0.55
永平县 2.45 0 2.3 0.15 2.2 3.7 0.9
漾濞县 41.49 33.5 7.29 0.7 37 1.51 0.28
南涧县 0.38 0 0.29 0.9 0.34 1.5 0.1
弥渡县 0.7 0 0.5 0.2 0.63 2.86 0.38
剑川县 4.12 1 2.2 0.93 3.71 3.45 1
鹤庆县 11.4 8.5 2.05 0.85 10.26 4.98 1.3
洱源县 4.15 0 2.8 1.35 3.73 3.35 0.5
宾川县 2.45 0 1.884 0.17 2.2 4.971 0.73
祥云县 0 0 0 0 0 13.7 3.8
巍山县 0 0 0 0 0 2.63 0.38
合计 91.13 82 64.2 16.72
1.3大理州全社会用电情况
大理州2008至2010年发供电情况表
单位：万千瓦时
2008 2009 2010
全社会用电量 发电量 汛期发电量 全社会用电量 发电量 汛期
发电量 全社会用电量 发电量 汛期
发电量
314700 152368 88401 334200 105594 63244.14 400500 118871 69307.51
注：表中统计的是非统调电站发电量（不含统调电站发电量）
二、2010年大理州中小水电上网受阻情况
2.1大理电网电源装机及负荷情况
2010年电源装机及负荷情况统计表
单位：兆瓦
片区 风电合计 水电合计 装机合计 丰大负荷 丰小负荷
220kV下关变 96 514 610 151 90
220kV剑川变 0 130 130 81 62
220kV海东变 0 26 26 117 73
220kV洱源变 148 61 209 91 49
220kV苏屯变 0 126 126 58 35
220kV祥云变 0 7 7 103 74
合计 244 864 1107 600 383
2.2大理电网电源发电送出受限情况
2010年发电送出受限统计表
单位：兆瓦 兆瓦时
片区 丰大
出力 丰大
负荷 丰小
负荷 控制
极限 丰大
受限 丰大
受限率 丰小
受限 丰小
受限率 年累计
限电量
下关变 526 151 90 0 188 36% 321 61% 5000
剑川变 123 81 62 35 7 6% 26 21% 13314
海东变 25 117 73 0 -91 0 -48 0 0
洱源变 117 91 49 0 27 23% 69 59% 755
苏屯变 119 58 35 20 41 34% 64 54% 109290
祥云变 6 103 74 0 -97 0 -68 0 0
合计 918 600 383 55 263 29% 480 52% 128361
说明：
①、表中受限及受限率均为最大值；
②、2010年大理地区出现百年一遇的冬、春、初夏连旱气候，来水偏少，发电实际受限电量较正常来水情况下小得多；
③、苏屯变片区受限最严重，6月至12月均受限，11月初开始，与大理电网相关的其他送出通道均有空余容量时仍受限（500kV大理和平双回线11月初最大送出为500MW）。
2.3 2011年发电送出通道极限控制情况
发电送出通道潮流控制极限表
单位：兆瓦
序号 受限断面 控制极限
1 500kV大理和平双回线 850MW
2 500kV大理功果桥线 200MW
3 220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线 200MW
4 220kV大海双回线 210MW
5 220kV大苏双回线 320MW
6 220kV大下雙回线 320MW
7 剑川变主变220kV侧 35MW
8 苏屯变主变220kV侧 20MW
说明：
①、 表中序号7项包括在3项中，序号8项包括在5项中；
②、 表中控制极限序号（2+3+4+5）=930MW，需要经500kV大理和平双回线送出，而500kV大理和平双回线控制极限为850MW。因此，如上表中序号（2、3、4、5）满极限运行，大理电网需从主网下网80MW，减去“剑川变主变上网35MW+苏屯变主变上网20MW”,大理电网不但不能上主网，仍需从主网下网25MW。
2011年发电送出受限预测表
发电出力设定：水电厂按装机95%出力，风电场按装机40%出力。单位：兆瓦 兆瓦时
片区 丰大
出力 丰大
负荷 丰小
负荷 控制
极限 丰大
受限 丰大
受限率 丰小
受限 丰小
受限率 年累计
限电量
下关变 526 158 99 0 169 32% 297 56% 449834
剑川变 152 85 68 35 32 21% 48 32% 84817
海东变 25 122 81 0 -97 0 -56 0 0
洱源变 157 95 54 0 62 39% 103 66% 58110
苏屯变 139 61 39 20 58 42% 81 58% 153328
祥云变 6 108 81 0 -102 0 -75 0 0
合计 1006 630 422 55 321 32% 529 53% 746090
说明：
①、 丰大出力未计两座总装机400MW风电（投产时间未确定）；
②、 受限及受限率均为最大值；年累计限电量为7、8、9、10月水电平均出力分别为70%、80%、90%、85%，风电平均出力为30%条件下的预测值；
③、 按气象预报，大理地区2011年降雨正常稍多，受限电量较2010年将大幅增加（2010年1.28亿，2011年预测7.46亿）；
④、 受限最嚴重的是苏屯变片区，受限率及受限电量均较大；下关变片区受限电量最大；洱源变极端方式下受限率高，但洱源变大多为风电，7—10月平均出力较低，受限电量不大；
⑤、 洱源变片区没有分配上网容量，只有当“220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线”通道有空余才能上网；下关变片区没有分配上网容量，发电用于平衡祥云变、海东变下网，只有当“500kV大理和平双回线”通道有空余才能上主网；
⑥、 如500kV功果桥、220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线、220kV大海双回线、220kV大苏双回线等均按分配极限运行，大理电网需从主网下网80MW，减去分配容量“剑川变主变上网35MW+苏屯变主变上网20MW”,大理电网不但不能上主网，仍需从主网下网25MW，丰大受限401MW，受限率40%，丰小受限609MW，受限率61%；
⑦、 因“220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线”超过分配极限200MW，洱源变片区2011年1月份限制发电394.13MW.h。
三、中小水电上网受阻的原因分析
3.1电网、电源方面的原因
3.1.1是大理电网作为滇西北地区水电送出的枢纽通道，承担着大理、保山、怒江、迪庆、丽江电网的富余电力送出任务。但滇西地区送出主通道单一，目前仅能通过500kV大和双回送出，由于受电网稳定（动态稳定）的制约，500kV大和双回送出潮流极限为850MW、220kV大苏双回送出潮流极限为320MW、220kV大下双回送出潮流极限为320MW、220kV大海双回送出潮流极限为210MW、220kV大剑Ⅰ回线+大洱Ⅰ回线送出潮流极限为200MW，限制了220kV、110kV电压等级线路潮流的输送。
3.1.2滇西地区水电资源丰富，但大多为无调节径流式电站，季节性特点较为明显，存在枯期电力电量不足，汛期电力电量过剩而不能就地平衡消纳。
3.1.3是在国家支持利用清洁能源发电政策鼓励下，大理州风电开发利用速度明显加快。大理大风坝风（48MW）和者磨山风电场（45.75MW）建成投产后，2011年上半年内马鞍山（228MW）、罗平山（210MW）风电场相继全部投产，2011年年内五子坡（200MW）风电场部分投产，220kV剑川、洱源断面潮流受阻情况加剧。
3.1.4是永平境内大型水电站功果桥（900MW）年内投产发电，功果桥电站通过500kV大理变至功果桥500kV线路并入云南电网，因受500kV大和双回线送出潮流的限制，使220kV苏屯、剑川、洱源断面潮流受阻更加凸显。
3.2工业布局、负荷分布方面的原因
大理州虽然具有水电资源丰富的优势，中小水电建设迅速，但是，如果没有配套政策的支持，负荷在州内落点就地消纳中小水电就无法实现。因此，政策的制约是就地消纳水电和如何把资源优势转换为经济优势的关键所在。
四、关于就地消纳中小水电的建议
一是遵循就近上网、就地平衡的基本规律，兼顾各方利益，坚持按地区平衡的原则，鼓励工业企业向电量富余的重点地区落点，如可向鹤庆、剑川、永平、云龙和漾濞落点。州政府提出建设黑惠江流域载能工业布点方案就是一项很好的举措。如项目实施后可将剑川沙溪、洱源乔后、炼铁、漾濞漾江镇沿线的中小水电就地消纳。
二是确保电源项目的合理开发，有序推进。中小水电、新能源的规划应与电网规划相配套推进，中小水电、新能源的开发建设应与电网建设相同步，避免出现缺乏沟通、没有同步性的情况。另外，建议政府加强电源项目的前期管理，例如可将电网企业同意电源项目并网的意见作为政府电源项目核准的必备支持性文件。
五、下一步工作思路
5.1大理电网主网架稳定分析计算；220kV断面潮流分布、稳定控制极限分析；结合大理电网现状，分析大理电网中小水电送出通道受阻的主要原因及采取的措施。
5.2结合大理电网现状，进行大理电网最大接纳风电能力分析；结合“十二五”电网发展规划，对“十二五”末大理电网接纳风电能力进行预测分析。
5.3结合今年开工建设的500kV黄坪变，进行500kV黄坪变建成后主网架稳定分析计算、投产后220kV断面潮流分布、稳定控制极限及小水电送出通道改善情况分析。
5.4结合云南省“矿电结合”政策，制定如何消纳大理州中小水电的措施方案。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。