江西電網2030年500kV目標網架研究

陳會員，肖 園，王 麗，羅路平

（國網江西省電力公司經濟技術研究院，江西南昌 330043）

0 引言

電網規劃是電力系統建設中一項重要且復雜的前期工作，規劃質量直接影響電網投資效益及電網運行安全。電網規劃的主要任務是根據設計期內的負荷需求及電源建設方案，確定相應的電網建設方案，以滿足可靠、經濟地輸送電力的要求。根據國家特高壓電網規劃，江西“十三五”時期要加快推進特高壓電網建設，未來江西電網將以特高壓電網和500kV電網為骨干網架。研究目標網架建設方案，合理布局電源，完善電網結構及分層分區供電模式，對適應未來電網發展的需要具有重要意義。

1 江西電網現狀

目前，江西電網位于華中電網末端，由南昌等十二個地區電網組成，目前通過3回500 kV線路與華中主網相聯。截至2014年底，江西省全口徑電源裝機容量達到2 078.24萬kW，統調裝機容量為1 567.29萬kW，其中水電168.97萬kW，火電1 362萬kW，風電34.32萬kW，太陽能2萬kW。

“十二五”以來，江西經濟增長較快，用電需求總體保持平穩較快增長，2014年江西電網統調電量達到838億kWh，同比上年807.1億千瓦時增長3.84%，“十二五”前四年年均增長8.04%；2014年江西電網全社會最大用電負荷為1 710萬kW，同比上年1 650萬kW增長3.64%，“十二五”前四年年均增長7.72%。

江西電網目前共有500 kV變電站16座，主變25臺，總變電容量為1 900萬kVA；有220 kV公用變電站132座（含開關站6座，不含電鐵牽引站），主變214臺，總容量為3258萬kVA，用戶變6個，主變11臺，容量103萬kVA。全網500 kV線路43條，總長度為3 622.67 km（含網間聯絡線路），全網220 kV線路415條，總長度為10 592.47 km。

目前江西電網已經形成中部500 kV環網結構，并且由中部500 kV環網為核心，向西形成500 kV環網、向東延伸至上饒，向南延伸至贛南，向北延伸至九江，呈輻射狀網架結構，基本能夠滿足負荷中心及末端地區電網的受電需求，但由于500 kV布點不足、輸電通道單一，且末端均為同桿雙回線路，供電可靠性不足，電網抵御事故能力還有待提高。

當前江西電網發展存在的主要問題主要體現在電源裝機不足、電源結構和布局不盡合理；局部500 kV布點不足、網架結構有待加強；電磁環網運行帶來短路電流超標、潮流控制困難等問題逐步凸顯。

2 負荷預測及電源規劃

2.1 負荷預測

目前江西人均用電水平較低，為全國平均的53%左右。隨著國家中西部振興戰略的深入實施，沿海經濟發達地區產業加速轉移，江西鄱陽湖生態經濟區建設、振興蘇區規劃實施上升為國家發展戰略，江西要在2020年同步實現小康目標，江西省中長期用電水平呈加速追趕趨勢，逐步縮小用電水平與全國水平的差距。《江西省“十三五”電網規劃》中采用彈性系數法、時間序列法、回歸分析法、分產業預測法等多種方法對我省用電需求進行預測分析比較，預計到2030年江西全社會最大負荷將達到5 700萬kW，統調最大負荷將達到5 500萬kW，電力需求情況如表1所示。

表1 江西用電需求預測情況

2.2 電源規劃

由于江西省能源需求量大且對外依存度高，能源供應壓力、能源供應安全、環境承載能力等問題與矛盾并存，因此，江西能源發展總體思路：一是保安全，要積極引進省外能源，輸煤通道與輸電通道同步建設，構建多元化、多渠道的能源綜合運輸體系，保障能源供應安全；二是促清潔，要積極推進風電、太陽能等清潔能源，積極爭取發展核電，優化省內電源結構，降低排放，保證經濟社會可持續發展；三是提效率，要堅持節約與開發并重、改善能源生產和消費結構、提高電力占終端能源消費比重、提高能源利用效率。

目前江西全網裝機規模略顯不足，整體呈缺電狀態，為滿足江西電網負荷發展需要，緩解電力供需緊缺局面，到2020年，江西電網將建設南昌、贛州、吉安3座1 000 kV交流特高壓變電站，陜北—南昌和金上—吉安兩條800 kV直流輸電工程，形成“三交兩直”的特高壓規模，屆時江西電網通過特高壓交直流以及500 kV省間聯絡線的外受電規模將達到1 844萬kW，到2030年金上—吉安800 kV直流輸電工程將雙極滿功率運行，江西電網的外受電規模預計達到2444萬kW；“十三五”期間江西省內還將建設撫州電廠、國華湖口電廠等大型火電電源項目、洪屏抽蓄水電項目以及風電等新能源項目，到2020年江西全網裝機規模約達到2 400萬kW，2030年江西全網的總裝機規模約達到4 200 kW。

3 電力平衡

為了分析電力供應與負荷需求之間的關系，合理安排水火電廠的運行方式以及規劃年內機組新增及退役容量，確定系統所需備用容量，本文依據上述電源規劃以及負荷預測情況，對江西全網以及分大區電網2015年、2020年及2030年分別進行電力電量平衡計算，計算結果如表2所示。

表2 江西電力平衡情況

計算結果表明，2015年江西電網電力缺口較大，達到274萬kW；2020年隨著省內撫州電廠等大型電源以及特高壓交直流工程陸續投運，滿足了江西電力需求增長，約有170萬kW左右的電力盈余；2020-2030年江西負荷基數逐步增大，負荷增速逐漸放緩，到2030年，在考慮2 444萬kW外受電力情況下，江西電力供需基本平衡。

4 2030年500 kV目標網架

4.1 2020年目標網架

根據國家電網公司審定的《江西“十三五”電網發展規劃》（2015年1月），到2020年，江西將擁有特高壓交流變電站3座（南昌、吉安、贛州），直流換流站2座（南昌、吉安），通過特高壓交流電網與華中、華東電網相聯，形成“一縱三橫”；500 kV變電站達到32座，500 kV電網形成“兩縱四橫”。兩縱分別是：九江西—馬廻嶺—永修—夢山—生米—高安—羅坊—吉安特高壓—文山—贛州—信豐—雷公山；洪源—樂平—鷹潭—撫州—南廣—紅都。四橫分別是：馬廻嶺—石鐘山—洪源—潭埠—上饒東；安源—錦江—夢山—永修—南昌—南昌東—鄱余—樂平；安源—新余—羅坊—新干—撫州—鷹潭—信州；贛州西—贛州—贛州特高壓—紅都。

4.2 2030年規劃原則及思路

到2030年，隨著負荷基數不斷增大，電力負荷增速下降，500 kV變電站建設將以擴建和新建相結合的原則，逐步加大變電站主變擴建的力度，解決單臺主變供電可靠性問題，適當提高主變負載率和運行效率；變電站新建主要是結合地區負荷發展需要，在不能滿足供電要求的區域適當建設新的站點。電網構建具體思路如下：

1）以保障江西電力供需平衡及電網安全可靠運行為目標，統籌規劃省內電源布局，優化江西特高壓電網布局。

2）根據區域電力平衡情況，分析電力消納方向，合理構建特高壓變電站（換流站）以及電源送出通道。

3）完善電網分層分區供電模式，逐步更換部分老舊設備，降低電網運行風險，合理控制系統短路電流水平。

4）優化電源接入方案，適應未來電網運行需要。

4.3 2030年網架建設方案

“十三五”期間，江西電網將建成“三交兩直”的特高壓網架，通過交流特高壓與湖北電網、湖南電網以及華東電網互聯，通過直流特高壓與西北電網、西南電網實現互聯，江西電網受電通道不斷加強，受電能力大幅提高，能源優化配置能力也得到顯著提升。到2030年，吉安交流特高壓考慮擴建1臺3 000 MVA主變，金上—吉安直流雙極滿功率運行，特高壓網架與2020年基本保持一致。

“十三五”時期江西電網實現向1 000 kV升級，500 kW及以上骨干網架特別是末端電網結構得到較大改善，但短路電流超標問題逐漸凸顯，遠期隨著外來電力和省內電源的增加，江西電網依托交直流特高壓，構建500 kV南昌電網、西部電網、東部電網、南部電網四個受端分區電網，以控制500 kV系統短路電流水平。分區區域間遠距離的電力流主要依托特高壓交直流站進行傳輸和分配，區域間500 kV聯絡線交換功率減小，中部雙環網位于全省輸電中心樞紐的功能逐步弱化；江西500 kV電網逐步向分區“蜂巢”形狀電網發展將形成一種趨勢。

江西電網2030年500 kV目標網架如圖1所示。

圖1 江西電網2030年目標網架地理接線

4.3.1 南昌電網

南昌電網主要包括南昌供電區，到2030年南昌電網將形成500 kV雙環網，內部依托新昌一期二期、豐城二期三期、洪屏抽蓄一期二期等大型電源供電，外部依靠南昌特高壓交流、陜北-南昌特高壓直流、鄂贛500 kV聯絡線以及江西北部電網進行電力交換。

4.3.2 西部電網

西部電網主要由贛西、宜春、萍鄉供電區組成，西部電網將形成500 kV“日”字型雙環網，西部電網內部依靠安源電廠、上高電廠、新余一期二期、分宜一期二期等大型電源供應電力，另外通過500 kV聯絡線從中部南昌特高壓和南部吉安特高壓受入電力。

4.3.3 東部電網

東部電網由景德鎮、贛東北、鷹潭和上饒供電區組成，東部電網形成500 kV雙環網，區內有黃金埠一期二期、貴溪三期、景德鎮新廠等大型電源，區外通過彭澤（石鐘山）—洪源、南昌東—鄱余、撫州—鷹潭三個通道，分別從北部九江電網、南昌特高壓換流站受入電力。

4.3.4 南部電網

Wagner在1965年從財政支出的視角最早提出公共服務概念，認為國家財政是提供公共產品和公共服務需要支付的貨幣。公共服務具有非排他性和非競爭性，單純依靠市場機制供給公共服務必然導致效率缺乏，政府必須成為公共服務的供給主體[3]3。政府的政治程序和組織結構在很大程度上決定了公共服務的供給質量和供給效率[4]15。基本公共服務滿足的是普通社會群體共同的基本消費需求，需要政府通過各種手段來實現基本公共服務供給的效率與公平。

南部電網包括吉安供電區和贛州供電區，南部電網形成“8”字型500 kV雙環網，主要通過吉安、贛州兩座特高壓站和金上-吉安直流特高壓受電，區內依靠井岡山二期、瑞金一期二期、吉水電廠、興國電廠等大型電源提供電力支撐，另外，通過500 kV聯絡線與南昌電網、東部電網進行電力交換。

目標網架建設方案，重點依托“三交兩直”特高壓進行區域供電，弱化了區域間500千伏聯絡線大容量輸送電力的功能；構建了南昌電網、東部電網、西部電網和南部電網四個大的分區受端電網，分區內均以500 kV雙環網運行，電網結構得到加強，江西電網受電分區更加明確，大大提升了電網的供電能力和運行可靠性，電網運行效率也得到顯著提高。

5 電氣計算

5.1 潮流計算

為分析目標網架的適應能力和穩定水平，對2030年江西電網目標網架夏季高峰負荷方式進行潮流計算。2030年，江西電網高峰負荷時，江西電網總受電規模為2444萬kW，通過陜北直流受入電力1 000萬kw（通過1000kV、500kV分層接入），通過金上-吉安直流受入1 000萬kW（1 000 kV雙極接入）；另通過南昌等三座交流特高壓變電站以及鄂贛500 kV聯絡線受入電力444萬kW。經過計算，南昌特高壓變電站下網功率為780萬kW左右，贛州特高壓變電站下網功率為390萬kW左右，吉安特高壓變電站下網功率為440萬kW左右，均能滿足主變正常以及N-1故障方式下安全運行需要。江西500 kV電網潮流、母線電壓均在正常水平內，且潮流分布均衡合理；中東部電網整體潮流為西電東送，南電北送；西南部電網整體為南電北送、東電西送，無重載斷面；在直流單極閉鎖、500 kV線路N-1、同桿線路N-2方式下，系統保持穩定，均未出現電網設備重載或過載現象，在保證電網安全運行的前提下，能夠滿足江西電網負荷發展和大量受入外來電力的需要。

5.2 短路電流計算

隨著“三交兩直”特高壓的建成投運，特高壓規模的擴大、省內大批電源的接入以及500 kV電網結構不斷完善，江西電網500 kV短路電流水平攀升較快，控制短路電流水平成為電網發展需要解決的重要問題。2030年，由于500 kV目標網架還不具備與華中主網以及江西內部電磁接環的條件，為限制500 kV短路電流，同時避免大幅度消弱網架結構，考慮更換部分電站的老舊開關設備，同時開斷局部聯絡線，減少區間“無效”聯絡，具體短路電流限制措施如下：

1）更換南昌、夢山、羅坊等老舊開關設備（由50 kA更換為63 kA）；

2）南昌、吉安交流特高壓分列運行；

3）斷開500 kV南昌東-南昌雙回線路、磁湖-永修單回線路以及錦江-夢山單回線路；

4）將500 kV錦江-高安Ⅰ、Ⅱ回線路與羅坊-高安Ⅰ、Ⅱ回線路于高安變站內出串。

短路電流計算結果如表3所示。

表3 2030年500 kV三相短路電流計算結果

由表3短路電流計算結果可以看出，采取上述短路電流控制措施后，江西電網500 kV三相短路電流不超過60 kA，均能控制在開關額定遮斷容量63 kA以內，滿足電網安全穩定運行要求。

6 結語

江西省自身能源資源比較貧乏的特點決定了江西應積極吸納外區電能，實現資源優化配置。以促進江西能源安全健康發展為目標，國家特高壓電網發展為契機，加快與全國特高壓電網的聯網步伐，同時，加強江西受端網架建設，構建好接受外區電能的網架基礎，特高壓電網應與500 kV電網有效銜接，根據江西負荷、電源分布特點，特高壓電力應分散注入江西中部、西部、南部等負荷中心地區。

根據江西電力中長期發展規劃，以規劃的2020年目標網架為基礎，提出了2030年500 kV目標網架構建方案，以特高壓站點為電源支撐，將江西電網劃分為南昌電網、東部電網、西部電網和南部電網四個大的分區受端電網，網架結構更加完善，層次更加分明，電網供電可靠性、供電能力以及運行效率得到顯著提高，能夠滿足江西電網安全穩定運行和負荷發展需要，2030年目標網架與2020年近期目標能夠很好銜接。

針對2030年目標網架合環情況下短路電流超標問題，提出了具體的短路電流控制措施，最終江西電網500 kV三相短路電流均能夠控制在開關額定遮斷容量以內，控制效果較好，同時能夠避免大幅度削弱網架結構，并減少區域間的“無效”連接。

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