九江地区20kV网架方案优化研究

陈会员，肖 园，唐 玮，王 伟，雷 涛

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

输电断面的有功潮流控制是电网实际运行中的重要防控手段，它主要依据《电力系统安全稳定导则》中的N-1原则分布计算静态安全潮流约束和动态安全潮流约束[1-2]。静态安全潮流约束是限制电网区间传输功率的主要因素，分区间的功率交换能力计算是电力系统的一项重要研究课题，目前已提出了许多计算方法，但大多数计算方法都是在基态潮流条件下分别增加给定发电机负荷接点的送受功率，进而求解两组节点间的极限传输容量[3-4]。但由于发电机节点的功率调整只能基于设定的目标方案，而这种设定的方案与实际系统运行方式之间往往存在较大的误差，因此计算区域间功率交换能力不仅取决于数学模型和算法的精度，而且取决于各种运行方式的变化[5-6]。本文主要采取N-1静态约束方法，依托电网实际，结合地区网架结构及电网运行变化计算区域断面电力交换能力，根据计算结果优化潮流分布，针对地区电网存在的断面受限问题提出科学可行的优化方案。

九江供电区位于江西北部，目前主要依托马回岭、石钟山2座500 kV变电站以及九江电厂、柘林水电厂2座统调电源供电，随着九江八里湖新区的建设、武九客专的全线贯通，近年来九江西部地区负荷发展迅速，九江西部受电断面潮流较重，度夏、度冬期间陆续出现重过载问题；另外后续随着神华两台百万级别大容量机组的投产以及九江东部地区大量风电等新能源并网运行，九江电厂满发易引发其送出通道出现N-1过载问题，九江电厂小开机易引发九江东部与九江中西部之间的联络通道出现N-1过载问题，因此优化江西北部地区220 kV网架结构和潮流分布，制定合理分片分区方案，消除九江地区220 kV电网供电瓶颈，显得尤为重要。

1 九江电网概况

截至2017年底，九江供电区域内有500 kV变电站3座（石钟山变、马回岭变、永修变），容量3 250 MVA；有220 kV公用变电站17座，主变28台，主变容量4 380 MVA；有220 kV专用变6座，主变11台，容量1 004.5 MVA。有统调电源装机2 618.2 MW，其中火电装机1 360 MW，水电装机532 MW，风电等新能源装机726.2 MW，主要分布在九江东部地区。

九江地区220 kV网架主要存在问题：

1）由于近几年九江地区负荷增长较快，九江中西部断面受电能力已趋于饱和，难以满足地区负荷发展需要；

2）随着神华电厂两台百万机组陆续投运、九江地区新能源等电源陆续投产，九江电厂南送通道存在N-1重过载问题，九江电厂将存在窝出力风险；

3）受港山、湖山线（LGJ-400导线）小线径导线限制，九江中部地区开机方式调整困难，并且不利于地区风电等新能源电力的全额送出。

2 负荷预测

根据预测，到2020年，九江地区统调最高负荷将达到3 550 MW，“十三五”年均增速为10.99%；九江中心区负荷将达到800 MW，“十三五”年均增速为10.53%，九江东部地区负荷将达到850 MW；“十三五”年均增速为11.69%，详见表1。

表1 2020年九江地区负荷预测

3 近期电源及电网规划

3.1 近期电源规划

根据《九江“十三五”电网滚动规划调整报告》（2016版），“十三五”期间，九江地区将投产统调火电厂1座，即神华电厂，装机容量2×1 000 MW，新增统调风电597.52 MW。到2020年，九江电网电源装机总容量将达到5 388.7 MW，其中火电3 360 MW，水电532 MW，风电等新能源1 496.7 MW；九江中部及东部地区火电装机增加至3 360 MW，风电装机增加至543.2 MW，九江中东部地区电源分布较为集中，存在较大的送出压力。

3.2 近期电网规划

根据规划，“十三五”期间，九江地区将新建九江西（1×1 000 MVA）1座500 kV变电站，扩建石钟山3号主变（1×750 MVA）；新建威家、马垱、华林等3座220 kV变电站，扩建红光、杨家岭等6座220 kV变电站。2020年九江电网220 kV及以上电网网架结构图如图1所示。

图1 2020年九江电网220 kV及以上电网网架结构

4 网架校核及网架方案优化

4.1 网架校核

1）方式安排。

为校核网架，尽可能反映电网实际运行状况，仿真计算采用夏季大负荷方式和夏季平均大负荷两种方式。两种方式下九江地区九江电厂、神华电厂均满出力运行，九江地区风电出力按地区风电装机容量的80%考虑（参考九江地区风电实际出力特性），220 kV及以上电网采取全接线方式。

2）优化前网架校核。

仿真结果表明，网架优化前，夏季大负荷和平均大负荷方式下，220 kV浔威线（南送一级通道）N-1后，浔威线另1回线路潮流达到406～422 MW，超过2×LGJ-300导线40℃热稳定极限383 MW，属过载运行；夏季平均大负荷方式下，威沙线、马妙线（南送二级通道）在线路N-1情况下均存在重过载风险（详见表1）。

表2 优化前仿真计算结果

另外夏季大负荷方式下，九江电厂小开机500 kV马石双线同跳后，220 kV港山线、湖山线潮流分别达到226.7 MW和268.7 MW，超过LGJ-400导线40℃热稳定极限231 MW，属过载运行（详见图2）。

图2 九江电厂小开机500 kV马石双线同跳

4.2 网架方案优化

1）方案制定。

结合九江地区目前存在的供电安全隐患、规划220 kV网架和地区电源建设情况，从提高九江西部地区受电能力、满足九江中部地区电力送出要求、消除九江中东部地区供电瓶颈、有利于地区远期网架构建等角度出发，考虑如下优化方案：

（1）新建500 kV九江西变至妙智变220 kV线路，打通九江电厂至九江西方向通道，分散九江电厂南送通道潮流，缓解南送通道送电压力。

（2）新建蔡岭至鄱北220 kV双回线路，打通九江东三县与江西东部地区220 kV联络通道，将220 kV港山线、湖山线断开运行，消除电网供电瓶颈。

图3 网架优化方案

2）优化后网架校核。

网架优化后，加强了九江中西部地区220 kV电网之间的联络，优化了九江电厂外送通道的潮流分布，220 kV浔威Ⅰ、Ⅱ线潮流由440～460 MW下降至376～404 MW，送电压力大幅减轻，浔威线1回线路N-1后另一回线路潮流控制在347～372 MW左右，能够控制在线路40℃热稳极限以内；马妙线潮流能够控制在130～290 MW，威沙线潮流控制在182～289 MW，满足电网安全稳定控制要求。另外架设220 kV蔡岭～鄱北双线后，加强了九江东部电网与江西东部电网的联系，解决了蔡岭变同杆终端供电问题，同时断开220 kV港山线、湖山线后，消除了电网安全隐患。但是，打通妙智至九江西220 kV通道后，一定程度加重了220 kV浔市线潮流，浔市线送电功率提升至167～224 MW，接近线路40℃热稳极限，因此需要同步增容改造220 kV浔市线，进一步消除短板，提高供电可靠性。

表3 优化后仿真计算结果

5 结语

1）打通九江西至妙智220 kV送电通道后，加强了九江西部与九江中部之间的联络，优化了地区潮流分布，能够解决九江电厂南送通道存在的N-1过载风险；但将一定程度加重220 kV浔市线潮流，建议同步增容改造220 kV浔市线。

2）网架优化方案实施后，消除了九江中部与东部之间的供电瓶颈，有利于九江地区开机方式的调整，优化了九江中部地区及九江东三县潮流分布，减轻了九江电厂南送通道送电压力。

3）220 kV港山线、湖山线断开后，九江东三县将主要依托500 kV石钟山变供电，与江西东部电网合环运行；在石钟山变一台主变检修，另一台主变N-1情况下，九江东三县将通过220 kV电网长距离供电，存在电压稳定风险，建议优化方案实施后继续推进500 kV石钟山变3号主变扩建工程的前期工作。

参考文献：

[1]张雪丽，梁海平，朱涛，等.基于模糊机会约束规划的电力系统网架重构优化[J].电力系统自动化，2015，（14）∶68-74.

[2]李响，郭志忠.N-1静态安全潮流约束下的输电断面有功潮流控制[J].电网技术，2005，（03）∶29-32.

[3]程浩忠，高赐威，马则良，等.多目标电网规划的分层最优化方法[J].中国电机工程学报，2003，（10）∶11-16.

[4]栗峰，王建学，程海花.面向新能源外送消纳的区域间概率可用传输能力计算[J].电网技术，2016，（02）∶348-353.

[5]荆朝霞，江昌旭，王宏益.考虑N-1安全约束的220 kV片区电网最大供电能力计算[J].电力系统自动化，2016，（19）∶145-152.

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