江西电网2030年500kV目标网架研究

陈会员，肖 园，王 丽，罗路平

（国网江西省电力公司经济技术研究院，江西南昌 330043）

0 引言

电网规划是电力系统建设中一项重要且复杂的前期工作，规划质量直接影响电网投资效益及电网运行安全。电网规划的主要任务是根据设计期内的负荷需求及电源建设方案，确定相应的电网建设方案，以满足可靠、经济地输送电力的要求。根据国家特高压电网规划，江西“十三五”时期要加快推进特高压电网建设，未来江西电网将以特高压电网和500kV电网为骨干网架。研究目标网架建设方案，合理布局电源，完善电网结构及分层分区供电模式，对适应未来电网发展的需要具有重要意义。

1 江西电网现状

目前，江西电网位于华中电网末端，由南昌等十二个地区电网组成，目前通过3回500 kV线路与华中主网相联。截至2014年底，江西省全口径电源装机容量达到2 078.24万kW，统调装机容量为1 567.29万kW，其中水电168.97万kW，火电1 362万kW，风电34.32万kW，太阳能2万kW。

“十二五”以来，江西经济增长较快，用电需求总体保持平稳较快增长，2014年江西电网统调电量达到838亿kWh，同比上年807.1亿千瓦时增长3.84%，“十二五”前四年年均增长8.04%；2014年江西电网全社会最大用电负荷为1 710万kW，同比上年1 650万kW增长3.64%，“十二五”前四年年均增长7.72%。

江西电网目前共有500 kV变电站16座，主变25台，总变电容量为1 900万kVA；有220 kV公用变电站132座（含开关站6座，不含电铁牵引站），主变214台，总容量为3258万kVA，用户变6个，主变11台，容量103万kVA。全网500 kV线路43条，总长度为3 622.67 km（含网间联络线路），全网220 kV线路415条，总长度为10 592.47 km。

目前江西电网已经形成中部500 kV环网结构，并且由中部500 kV环网为核心，向西形成500 kV环网、向东延伸至上饶，向南延伸至赣南，向北延伸至九江，呈辐射状网架结构，基本能够满足负荷中心及末端地区电网的受电需求，但由于500 kV布点不足、输电通道单一，且末端均为同杆双回线路，供电可靠性不足，电网抵御事故能力还有待提高。

当前江西电网发展存在的主要问题主要体现在电源装机不足、电源结构和布局不尽合理；局部500 kV布点不足、网架结构有待加强；电磁环网运行带来短路电流超标、潮流控制困难等问题逐步凸显。

2 负荷预测及电源规划

2.1 负荷预测

目前江西人均用电水平较低，为全国平均的53%左右。随着国家中西部振兴战略的深入实施，沿海经济发达地区产业加速转移，江西鄱阳湖生态经济区建设、振兴苏区规划实施上升为国家发展战略，江西要在2020年同步实现小康目标，江西省中长期用电水平呈加速追赶趋势，逐步缩小用电水平与全国水平的差距。《江西省“十三五”电网规划》中采用弹性系数法、时间序列法、回归分析法、分产业预测法等多种方法对我省用电需求进行预测分析比较，预计到2030年江西全社会最大负荷将达到5 700万kW，统调最大负荷将达到5 500万kW，电力需求情况如表1所示。

表1 江西用电需求预测情况

2.2 电源规划

由于江西省能源需求量大且对外依存度高，能源供应压力、能源供应安全、环境承载能力等问题与矛盾并存，因此，江西能源发展总体思路：一是保安全，要积极引进省外能源，输煤通道与输电通道同步建设，构建多元化、多渠道的能源综合运输体系，保障能源供应安全；二是促清洁，要积极推进风电、太阳能等清洁能源，积极争取发展核电，优化省内电源结构，降低排放，保证经济社会可持续发展；三是提效率，要坚持节约与开发并重、改善能源生产和消费结构、提高电力占终端能源消费比重、提高能源利用效率。

目前江西全网装机规模略显不足，整体呈缺电状态，为满足江西电网负荷发展需要，缓解电力供需紧缺局面，到2020年，江西电网将建设南昌、赣州、吉安3座1 000 kV交流特高压变电站，陕北—南昌和金上—吉安两条800 kV直流输电工程，形成“三交两直”的特高压规模，届时江西电网通过特高压交直流以及500 kV省间联络线的外受电规模将达到1 844万kW，到2030年金上—吉安800 kV直流输电工程将双极满功率运行，江西电网的外受电规模预计达到2444万kW；“十三五”期间江西省内还将建设抚州电厂、国华湖口电厂等大型火电电源项目、洪屏抽蓄水电项目以及风电等新能源项目，到2020年江西全网装机规模约达到2 400万kW，2030年江西全网的总装机规模约达到4 200 kW。

3 电力平衡

为了分析电力供应与负荷需求之间的关系，合理安排水火电厂的运行方式以及规划年内机组新增及退役容量，确定系统所需备用容量，本文依据上述电源规划以及负荷预测情况，对江西全网以及分大区电网2015年、2020年及2030年分别进行电力电量平衡计算，计算结果如表2所示。

表2 江西电力平衡情况

计算结果表明，2015年江西电网电力缺口较大，达到274万kW；2020年随着省内抚州电厂等大型电源以及特高压交直流工程陆续投运，满足了江西电力需求增长，约有170万kW左右的电力盈余；2020-2030年江西负荷基数逐步增大，负荷增速逐渐放缓，到2030年，在考虑2 444万kW外受电力情况下，江西电力供需基本平衡。

4 2030年500 kV目标网架

4.1 2020年目标网架

根据国家电网公司审定的《江西“十三五”电网发展规划》（2015年1月），到2020年，江西将拥有特高压交流变电站3座（南昌、吉安、赣州），直流换流站2座（南昌、吉安），通过特高压交流电网与华中、华东电网相联，形成“一纵三横”；500 kV变电站达到32座，500 kV电网形成“两纵四横”。两纵分别是：九江西—马廻岭—永修—梦山—生米—高安—罗坊—吉安特高压—文山—赣州—信丰—雷公山；洪源—乐平—鹰潭—抚州—南广—红都。四横分别是：马廻岭—石钟山—洪源—潭埠—上饶东；安源—锦江—梦山—永修—南昌—南昌东—鄱余—乐平；安源—新余—罗坊—新干—抚州—鹰潭—信州；赣州西—赣州—赣州特高压—红都。

4.2 2030年规划原则及思路

到2030年，随着负荷基数不断增大，电力负荷增速下降，500 kV变电站建设将以扩建和新建相结合的原则，逐步加大变电站主变扩建的力度，解决单台主变供电可靠性问题，适当提高主变负载率和运行效率；变电站新建主要是结合地区负荷发展需要，在不能满足供电要求的区域适当建设新的站点。电网构建具体思路如下：

1）以保障江西电力供需平衡及电网安全可靠运行为目标，统筹规划省内电源布局，优化江西特高压电网布局。

2）根据区域电力平衡情况，分析电力消纳方向，合理构建特高压变电站（换流站）以及电源送出通道。

3）完善电网分层分区供电模式，逐步更换部分老旧设备，降低电网运行风险，合理控制系统短路电流水平。

4）优化电源接入方案，适应未来电网运行需要。

4.3 2030年网架建设方案

“十三五”期间，江西电网将建成“三交两直”的特高压网架，通过交流特高压与湖北电网、湖南电网以及华东电网互联，通过直流特高压与西北电网、西南电网实现互联，江西电网受电通道不断加强，受电能力大幅提高，能源优化配置能力也得到显著提升。到2030年，吉安交流特高压考虑扩建1台3 000 MVA主变，金上—吉安直流双极满功率运行，特高压网架与2020年基本保持一致。

“十三五”时期江西电网实现向1 000 kV升级，500 kW及以上骨干网架特别是末端电网结构得到较大改善，但短路电流超标问题逐渐凸显，远期随着外来电力和省内电源的增加，江西电网依托交直流特高压，构建500 kV南昌电网、西部电网、东部电网、南部电网四个受端分区电网，以控制500 kV系统短路电流水平。分区区域间远距离的电力流主要依托特高压交直流站进行传输和分配，区域间500 kV联络线交换功率减小，中部双环网位于全省输电中心枢纽的功能逐步弱化；江西500 kV电网逐步向分区“蜂巢”形状电网发展将形成一种趋势。

江西电网2030年500 kV目标网架如图1所示。

图1 江西电网2030年目标网架地理接线

4.3.1 南昌电网

南昌电网主要包括南昌供电区，到2030年南昌电网将形成500 kV双环网，内部依托新昌一期二期、丰城二期三期、洪屏抽蓄一期二期等大型电源供电，外部依靠南昌特高压交流、陕北-南昌特高压直流、鄂赣500 kV联络线以及江西北部电网进行电力交换。

4.3.2 西部电网

西部电网主要由赣西、宜春、萍乡供电区组成，西部电网将形成500 kV“日”字型双环网，西部电网内部依靠安源电厂、上高电厂、新余一期二期、分宜一期二期等大型电源供应电力，另外通过500 kV联络线从中部南昌特高压和南部吉安特高压受入电力。

4.3.3 东部电网

东部电网由景德镇、赣东北、鹰潭和上饶供电区组成，东部电网形成500 kV双环网，区内有黄金埠一期二期、贵溪三期、景德镇新厂等大型电源，区外通过彭泽（石钟山）—洪源、南昌东—鄱余、抚州—鹰潭三个通道，分别从北部九江电网、南昌特高压换流站受入电力。

4.3.4 南部电网

Wagner在1965年从财政支出的视角最早提出公共服务概念，认为国家财政是提供公共产品和公共服务需要支付的货币。公共服务具有非排他性和非竞争性，单纯依靠市场机制供给公共服务必然导致效率缺乏，政府必须成为公共服务的供给主体[3]3。政府的政治程序和组织结构在很大程度上决定了公共服务的供给质量和供给效率[4]15。基本公共服务满足的是普通社会群体共同的基本消费需求，需要政府通过各种手段来实现基本公共服务供给的效率与公平。

南部电网包括吉安供电区和赣州供电区，南部电网形成“8”字型500 kV双环网，主要通过吉安、赣州两座特高压站和金上-吉安直流特高压受电，区内依靠井冈山二期、瑞金一期二期、吉水电厂、兴国电厂等大型电源提供电力支撑，另外，通过500 kV联络线与南昌电网、东部电网进行电力交换。

目标网架建设方案，重点依托“三交两直”特高压进行区域供电，弱化了区域间500千伏联络线大容量输送电力的功能；构建了南昌电网、东部电网、西部电网和南部电网四个大的分区受端电网，分区内均以500 kV双环网运行，电网结构得到加强，江西电网受电分区更加明确，大大提升了电网的供电能力和运行可靠性，电网运行效率也得到显著提高。

5 电气计算

5.1 潮流计算

为分析目标网架的适应能力和稳定水平，对2030年江西电网目标网架夏季高峰负荷方式进行潮流计算。2030年，江西电网高峰负荷时，江西电网总受电规模为2444万kW，通过陕北直流受入电力1 000万kw（通过1000kV、500kV分层接入），通过金上-吉安直流受入1 000万kW（1 000 kV双极接入）；另通过南昌等三座交流特高压变电站以及鄂赣500 kV联络线受入电力444万kW。经过计算，南昌特高压变电站下网功率为780万kW左右，赣州特高压变电站下网功率为390万kW左右，吉安特高压变电站下网功率为440万kW左右，均能满足主变正常以及N-1故障方式下安全运行需要。江西500 kV电网潮流、母线电压均在正常水平内，且潮流分布均衡合理；中东部电网整体潮流为西电东送，南电北送；西南部电网整体为南电北送、东电西送，无重载断面；在直流单极闭锁、500 kV线路N-1、同杆线路N-2方式下，系统保持稳定，均未出现电网设备重载或过载现象，在保证电网安全运行的前提下，能够满足江西电网负荷发展和大量受入外来电力的需要。

5.2 短路电流计算

随着“三交两直”特高压的建成投运，特高压规模的扩大、省内大批电源的接入以及500 kV电网结构不断完善，江西电网500 kV短路电流水平攀升较快，控制短路电流水平成为电网发展需要解决的重要问题。2030年，由于500 kV目标网架还不具备与华中主网以及江西内部电磁接环的条件，为限制500 kV短路电流，同时避免大幅度消弱网架结构，考虑更换部分电站的老旧开关设备，同时开断局部联络线，减少区间“无效”联络，具体短路电流限制措施如下：

1）更换南昌、梦山、罗坊等老旧开关设备（由50 kA更换为63 kA）；

2）南昌、吉安交流特高压分列运行；

3）断开500 kV南昌东-南昌双回线路、磁湖-永修单回线路以及锦江-梦山单回线路；

4）将500 kV锦江-高安Ⅰ、Ⅱ回线路与罗坊-高安Ⅰ、Ⅱ回线路于高安变站内出串。

短路电流计算结果如表3所示。

表3 2030年500 kV三相短路电流计算结果

由表3短路电流计算结果可以看出，采取上述短路电流控制措施后，江西电网500 kV三相短路电流不超过60 kA，均能控制在开关额定遮断容量63 kA以内，满足电网安全稳定运行要求。

6 结语

江西省自身能源资源比较贫乏的特点决定了江西应积极吸纳外区电能，实现资源优化配置。以促进江西能源安全健康发展为目标，国家特高压电网发展为契机，加快与全国特高压电网的联网步伐，同时，加强江西受端网架建设，构建好接受外区电能的网架基础，特高压电网应与500 kV电网有效衔接，根据江西负荷、电源分布特点，特高压电力应分散注入江西中部、西部、南部等负荷中心地区。

根据江西电力中长期发展规划，以规划的2020年目标网架为基础，提出了2030年500 kV目标网架构建方案，以特高压站点为电源支撑，将江西电网划分为南昌电网、东部电网、西部电网和南部电网四个大的分区受端电网，网架结构更加完善，层次更加分明，电网供电可靠性、供电能力以及运行效率得到显著提高，能够满足江西电网安全稳定运行和负荷发展需要，2030年目标网架与2020年近期目标能够很好衔接。

针对2030年目标网架合环情况下短路电流超标问题，提出了具体的短路电流控制措施，最终江西电网500 kV三相短路电流均能够控制在开关额定遮断容量以内，控制效果较好，同时能够避免大幅度削弱网架结构，并减少区域间的“无效”连接。

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