内蒙古地区电力外送是华北地区实现资源优化配置的重要措施之一。从资源环境、政策导向方面介绍了内蒙古电力外送的背景，分析了国内外及内蒙古地区电力外送的发展过程及现状：在电网发展初级阶段，大部分大电源以“点对网”送电模式进行电力输送；随着电网的发展，出现了“网对网”的送电模式。从技术方面对“网对网”与“点对网”2种送电模式进行了分析和比较，认为“网对网”模式相对运行稳定、经济。结合内蒙古地区的实际情况，分析了目前内蒙古电网的外送能力，得出部分已形成的“点对网”外送通道制约了内蒙古电网发展的结论，并对算例进行了分析，认为内蒙古电力外送电模式采用“网对网”送电更具有优越性。   

     0 引言

　　随着我国经济和社会的快速发展以及用电需求的迅速增加，电力供应和煤炭运输日趋紧张，电网输电压力越来越大。内蒙古作为华北地区乃至全国的主要能源基地，是实现国家“西电东送”政策的有力保障。区内一批大规模的电厂群正在或即将开始建设，电力输出问题已成为内蒙古电网规划的重点。要将内蒙古能源电力基地的大量电力送到负荷所在地，必然需要有一个结构合理的输电网络与之相适应。

　　内蒙古自治区地跨东北、华北、西北地区，东西直线距离为2400km以上。截至2007年9月，内蒙古已查明煤炭资源储量6583.40亿t，居全国首位，主要集中在西部的鄂尔多斯市、中部的锡林郭勒盟和东部的呼伦贝尔市。京津唐等负荷较重的经济发达地区能源极度匮乏，经济发达地区受土地资源、环境、政策导向等因素限制，在负荷中心建设电源非常困难；同时燃料的运输成本不断上升，运力受到不同程度的制约。在内蒙古这类能源丰富地区建设电源，通过电网互联向经济发达而资源短缺的京津唐地区送电是近期及未来一段时间内的一种能源供给方式。

　　“优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网”，这是国务院关于电力体制改革总体目标的重要组成部分。国家推行的“西电东送”战略就是将西部丰富的资源优势转化为经济优势，为东部地区提供清洁、优质、可靠、廉价的电力，促进东部地区的经济发展。国家电网公司总经理刘振亚指出，我国目前所经历的这一轮煤、电、运全面紧张，在很大程度上与电力发展方式有关，即由于电网输送能力不强，优化配置资源的作用得不到充分发挥，不得不以输煤代替输电，导致煤价上涨、铁路运力紧张和资源浪费，同时也加剧了我国东部地区电源无序建设和环境污染。加快内蒙古输电通道的建设不仅是将能源基地的电力输送出去，更是落实我国能源发展战略、优化能源开发和利用格局、提高利用效率的必然选择。

　　1 国内外电力外送模式分析

　　大电源向受端电网送电，是大多数电网互联的最初阶段，它以输电为主，最终将逐步形成互联电网。我国丰满水电站送电沈阳、抚顺、鞍山，新安江送电杭州、上海，刘家峡送电天水、关中，随着时间的推移，送端和中间电网的电源和负荷逐渐增长，初始阶段的输电线转变为联络线。在国外，大的跨国长距离输电线与电网互联线都经历了同样的过程。美国开发哥伦比亚河水电站架设500kV线路从北往南，向加州旧金山、洛杉矶送电而逐步扩展成北美WSCC西部系统，向北与加拿大B、C省和阿尔贝塔省电网相连，构成跨国500kV网架。加拿大魁北克开发大水电站(丘吉尔瀑布水电站莫尼夸根水电站群)，送电蒙特利尔市和魁北克市，拉格朗日梯级水电南送蒙特利尔市和魁北克市，并向美国新英格兰用多端直流送电。巴西建设伊泰普水电站送电负荷中心(圣保罗、里约热内卢等)，并建设直流输电干线与巴拉圭联网。此外，大火电基地和大容量核电站也要求向受端电网送电构成联网，如前苏联西伯利亚火电站群和哈萨克埃基巴斯图兹火电基地向欧洲送电，前苏联中部和西北电网建设核电站向南方电网和波罗的海各国送电，日本在西部海岸建设核电站采用双回1000kV特高压线路向东京湾地区送电等。

　　2 现状分析

　　2.1 现状

　　目前蒙西电网与华北电网通过500kV交流互联，有2种模式：一是由电厂直接向受端电网输电的“点对网”模式，包括：岱海电厂—万全双回、托克托电厂—浑源四回、上都电厂—承德双回；二是通过网间联络线输电的“网对网”模式，包括：丰泉—万全双回、汗海—沽源双回。目前蒙西与华北“网对网”计算的最大传输功率为4000MW，蒙西送出断面极限功率已无法满足电源发展及电力送出，而已建成的“点对网”送电通道占用了大量的线路走廊，制约了蒙西电网的发展。蒙东电网仅伊敏电厂—冯屯500kV交流双回通过“点对网”模式与东北电网相联。

　　2.2 “点对网”送电模式形成的历史及局限性

　　我国交流电网的形成，最初多是随着电源的出现而扩展，也就是所谓“上一个电厂，拉几条线路”式的接入系统设计方式，很少是根据中长期电网规划而逐步发展起来的，因而很难避免出现不利因素。内蒙古地区“点对网”送电模式形成的一个重要原因是500kV网架结构在初期相对薄弱，无法采用“网对网”送电模式。托克托电厂一期于2003年投产，计划装机8x600MW，而当时内蒙古电网仅有永圣域500kV变电站，是不可能通过500kV电网送出；岱海电厂一期于2005年投产，计划装机8x600MW，虽然2005年内蒙古500kV网架初步形成，但是仍不具备接待如此大规模电厂的能力，特别是丰泉500kV变电站未建成，岱海电厂在内蒙古地区找不到合适落点，故采用直接送出模式；上都电厂一期于2006年投产，计划装机8x600MW，由于此电厂位于锡林郭勒盟正蓝旗，距离内蒙古电网的500kV变电站比目的地华北网承德500kV站远，也只能采用“点对网”送电模式。

　　这种“点对网”模式，在送端电网初期阶段还是简单易行，能够满足送电需要。待到送端网架结构比较坚强时，网络复杂、容量增大，如无网络规划为指导，仅依赖当前局部的发展需要而逐步地自然形成，便会带来送电通道紧张、电力互供能力差、资源配置不合理等诸多问题，不能构成坚强可靠的网络结构和达到安全经济运行的目的。

　　3 “网对网”与“点对网”送电模式

　　3.1 “网对网”送电模式的优点

　　(1)“网对网”供电模式相比于同规模的“点对网”供电模式，可以使供电区超高压主干网架联系紧密，抗干扰能力增强。当系统中出现扰动时，同步电网内所有机组、负荷共同响应扰动，同步电网具有受到扰动后维持系统同步运行的自然特点，从而减轻扰动对系统的影响；同步电网规模越大，扰动带来的波动越小，承受能力越强。

　　(2)“网对网”相比“点对网”模式，网间电力的传输、交换灵活，对电源结构、负荷分布和电力潮流的变化适应性强。华中电网水电比重大，华北及内蒙古电网火电比重大，采用“网对网”模式形成坚强灵活的同步电网，为促进资源的优化配置和高效利用奠定坚实的物质基础，同时可以获得错峰、水火互济、互为备用等联网效益，减少装机和弃水电量，降低电力成本，有利于环境容量的合理分配。

　　(3)采用“点对网”模式时，大型汽轮发电机组经串补线路接入系统存在次同步谐振问题。在超高压远距离输电系统中采用串联电容补偿技术后，当发电机经串补的线路接入系统时，特别是补偿度较高时，很可能使电网的电气谐振频率和大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率产生谐振，造成发电机大轴扭振破坏。

　　(4)与单一“点对网”送电相比，“网对网”送电模式提高了输电线路的利用率，可以避免因输电线路发生故障导致发电机被迫切机的窝电现象，扩大了联网电力交换的效益和电量输送效益。区域电网间的运行交换方便，互补能力强，减少各电网自身的事故检修备用，同时各区域电网间的错峰效益明显，使整个电网的效益得以提高。

　　(5)“网对网”有利于电网建设与电源建设逐步分离，形成电源和电网在运行中相互依存、互相影响的局面。便于电网建设统筹兼顾和电网主干网架的形成。

　　(6)采用“点对网”模式，电源分散接入，占用的输电走廊相对较多，浪费自然资源。

　　(7)“点对网”送电的发电机电价高于“网对网”送电的发电机组电价，属不公平交易，不符合市场竞争规则。将扰乱国家电价市场。

　　3.2 内蒙古西部外送电能力

　　托克托电厂目前装机4800MW，因此托克托电厂一浑源4回500kV最大输送功率也仅为4800MW；岱海电厂一万全双回500kV线路，其中一回因故障或检修断开，另一回线路输送能力大约为1800MW；上都电厂一承德双回500kV线路其中一回因故障或检修断开，另一回线路输送能力大约为1800MW，再考虑机组停运情况，此8回500kV“点对网”输电线路输电功率大约为7-8GW，若此8回线路都与蒙西主网相联，形成“网对网”送电模式，此8回线路的输送功率粗略计算可提高到11GW以上。可以看出，内蒙古西部电网已形成的“点对网”送电模式使输送能力受到了一定限制，导致目前蒙西电网的窝电现象严重。

　　3.3 算例分析

　　中国电力科学研究院在2004年，对大型电源合理接入系统模式做过专题研究。根据国内实际电网数据构造出虚拟大型互联电网，该系统共有5776个节点，6707条线路，是类似于全国互联电网的虚拟电力系统。以示例系统中电源“火电厂”向负荷中心“区域网”送电为例，研究不同方式下送电系统的稳定性。区域网为结构较强的受端网，火电厂装机容量为6x600MW，区域网的送电距离为500km，而在火电厂附近，子网通过3回500kV线路向区域网送电，送电距离约400km，子网中的500kV变电站与火电厂的最近距离只有30km。计算分析中考虑2种方案，如图1、2所示。

　　计算分析中设置故障类型：故障I为0.00s发生三相接地永久故障，3／2开关串母线侧开关单相拒动故障，故障侧0.10s跳两相，对侧0.10，跳三相，0.35s失灵保护动作，跳开相关开关切除故障，故障后果是切除故障线路。故障II为0.00s发生三相接地永久故障，3／2开关串中间开关单相拒动故障，0.35s失灵保护动作，跳开与拒动开关相连的所有线路，故障后果是切除3／2开关串相连的2条线路。

　　根据2种送电方案暂态稳定计算结果，系统失稳点和维持稳定需要的切机量分别为：故障I下，每一种送电方案都是在火电厂出线侧发生故障时系统失稳，采用图1方案时需要切除火电厂6台机，采用图2方案时需切除火电厂2台机；故障Ⅱ下，采用图1方案时，送电线路任何位置发生故障时，系统都不能维持稳定，其中火电厂出口处故障最为严重，需切除火电厂6台机才能使系统恢复稳定，其他位置故障需切除火电厂2台机：采用图2方案时，火电厂出线发生故障时系统失稳，需切除火电厂3台机才能使系统恢复。可见，图2方案比图1方案暂态稳定性好，即大电源送出采用“网对网”方式优于“点对网”方式。

　　4 远景分析

　　2011—2020年内蒙古自治区电力外送规模是：准格尔煤电基地外送32.4GW，锡林郭勒煤电基地外送26.4GW，呼伦贝尔煤电基地外送19.8GW，霍林河煤电基地外送12GW，上海庙煤电基地外送12GW。

　　未来几年内蒙古地区将建大量的电源点，外送电量逐年增多，而近期还不能形成特高压电网，因而近期及巾期的电网规划仍然以500kV交流外送为主。依托电源建设，在电源点附近建设500kV变电站或开闭站，并结合远期特高压电网送出，满足电源接入，而且逐步形成500kV坚强网架，电源建设与电网建设协调发展。

　　鄂尔多斯地区目前500kV变电站有3座(布日都、树林召、宁格尔)，呼和浩特市的永圣域变电站距离能源集中的万薛地区有100km以上，因此鄂尔多斯地区大规模电源有足够的落点可以接入，问题是没有外送通道。应加快实施准格尔地区宁格尔站的第3条外送通道，并建设布日都—宁格尔500kV线路，在此地区形成“口”字形环网后，通过永圣域和宁格尔2座变电站向外送出，应能满足一段时间内电源的发展需要，远期考虑采用特高压方式向外送电。

　　锡林郭勒地区现在有1座塔拉500kV变电站，500kV网架薄弱，大规模电厂建成后缺少落点，2010年将建成灰腾梁500kV变电站。应将胜利电厂接入塔拉500kV变电站，并由塔拉向平安城开辟外送通道。这样在塔拉、汗海2处形成500kV双通道环网，既加强了地区电网，满足地区供电要求，又增强了电力送出能力。

　　呼伦贝尔地区现在还没有500kV变电站，规划2010年在海拉尔建1座500kV变电站，在伊敏建1座500kV换流站，远期建牙克石、满洲里2座500kV变电站和呼伦、海东2座特高压换流站。海拉尔500kV交流、伊敏500kV直流输变电工程建成后可以满足宝日希勒、五牧场、伊敏等电厂的电力送出。远期可考虑建设满洲里—呼伦—伊敏500kV交流线路，形成呼伦贝尔地区的500kV交流环网，通过呼伦、海东、伊敏3座直流换流站将呼伦贝尔地区的电力送出。

　　随着大型和特大型机组及相应的大容量电厂的建设，对电网的输电能力提出更高的要求，建设特高压电网已是形势所趋。根据国家电网公司及内蒙古电网公司规划，内蒙古地区建设4座特高压汇集站和2个特高压直流换流站，具体方案为：(1)在呼准地区建设1000kV蒙西特高压汇集站，出特高压线2回至北京西，2回至晋北，1回至陕北方向；(2)在上海庙地区建1座1000kV特高压站，出2回特高压线至华中；(3)建设锡盟1000kV特高压汇集站，出特高压线2回至北京东，2回至唐山；(4)在通辽霍林河建1座特高压站，出特高压线路2回至辽宁阜新、2回至辽宁铁岭；(5)在呼盟建呼伦、海东2座800kV直流换流站，通过±800kV直流线路送入华北网。

　　5 结语

　　内蒙古地区煤炭资源丰富，是“西电东送”战略工程的重点地区。借鉴国内外电力送出的发展经历，结合内蒙古地区电网的自身发展因素，宜采用“网对网”送电模式将内蒙古地区的电力送出。“网对网”相对于“点对网”送电模式运行可靠、经济，适合电网的长远发展。（来源：《中国电力》2009年第10期 作者：内蒙古电力科学研究院 牛继荣）