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摘要：近年来江西省国民经济和社会发展持续向好，全省用电负荷快速增长，全省2019-2020年新增机组有限且投产滞后于用电负荷增长，电力供应形势呈现紧平衡趋势，若无大型电源投产且无新建通道从区外受入大量电力，全省用电需求将无法得到保障。因此，本文将针对江西省未来两年电力供需形势进行研究，并提出基于加强省间电网互联通道的保障对策，分析对策成效，为江西省电力运行提供一定参考。
关键词：江西省、紧平衡、互联通道、电力运行、保障对策
0 引言
2018年12月28-29日，江西省用电负荷连续两天创下历史新高[1]，电力供需呈紧平衡状态。主要原因为江西省内煤电建设进度已经严重滞后于规划投产预期，形成用电负荷大幅增长与新增发电装机不匹配的情况。2019、2020年若省内无大型电源投产且无新建通道从区外受入大量电力，全省用电需求将无法得到保障。为满足全省用电需求增长，在省内大型电源投产时序滞后的情况下，有必要进行加强省间电网互联通道的研究。
1 江西电网现状及联络概况
江西电网位于华中电网东南部，由南昌等十二个地区电网组成，通过三回500千伏交流线路与华中主网相连，是华中电网重要组成部分。
截至2018年底，江西电网有500kV变电站22座，主变37台，变电总容量28750MVA，500kV线路57条，线路总长度4753km（含网间联络线）。省内主网通过三回500千伏交流联络线（咸宁～梦山双回、磁湖～永修单回）与华中主网实现电力交换。
2 鄂赣联络线输电能力现状
500千伏磁永线起点为湖北省磁湖500千伏变电站，终点为江西省永修500千伏变电站，线路型号为4×LGJ-400/35。500千伏咸梦Ⅰ、Ⅱ线起点为湖北省咸宁500千伏变电站，终点为江西省梦山500千伏变电站，线路型号为4×LGJ-400/35。
2016年底，洪屏抽蓄4台30万千瓦机组投运，电厂一回500千伏线路注入梦山变，此外送线路（以下简称洪梦线）与咸梦Ⅱ线共30公里采用双回路共塔架设。
江西受电情况下，三回联络线正常运行时潮流分布不均，咸梦双回线占鄂赣受电潮流比例约78.5%。在咸梦Ⅱ线、洪梦线N-2（同杆）故障，咸梦Ⅰ线和磁永线潮流分布不均，咸梦Ⅰ线易过载，且鄂赣断面受电极限受洪屏电厂开机方式及运行状态影响较大。
洪屏电厂投运前鄂赣断面咸梦II线“N-1”受电极限为300万千瓦（咸梦Ⅰ线、磁永线分别约190万千瓦、110万千瓦），洪屏电厂投运后在咸梦Ⅱ线与洪梦线同杆故障，洪屏电厂四台机脱网后转移给咸梦Ⅰ线及磁永线受电，为给洪屏电厂留有120万千瓦的容量，鄂赣断面江西受电限额降为180万千瓦。2016年鄂赣联络线切负荷装置升级改造工程投运后，增加稳控切江西负荷60万千瓦，鄂赣断面江西受电限额提高到240万千瓦。
3 提升鄂赣联络线输电能力方案
根据上述鄂赣断面受电极限分析，结合电网现状，考虑从两个方面提升鄂赣联络线输电能力，一是通过技术改造提升联络线的输送极限，二是通过新建或改造线路解耦洪屏电厂外送与鄂赣通道的关系。
因将咸梦II线、洪梦线同杆线路改造为非同杆线路解耦洪屏电厂方案实施难度较大。解耦洪屏电厂外送与鄂赣通道的关系暂考虑新建洪屏电厂出线解决。
综上分析提出以下三个方案：
方案一：提高500千伏咸夢双回线允许温度。在不改变现有线路结构情况下，将导线发热允许温度由原采用的70℃提高到80℃，同时对沿线线路进行校核，部分线路进行改造。
方案二：500千伏咸梦双回线耐热改造。利用原有铁塔，将500千伏咸梦Ⅰ线、咸梦Ⅱ线原钢芯铝合金绞线的线路更换为碳纤维复合芯导线。
方案三：洪屏电厂建设第二回出线。考虑洪屏电厂地理位置、送出条件及周边变电站接入条件，从经济性上初步考虑500千伏永修变，即新建1回500千伏出线至永修500千伏变电站，线路长度56公里，导线型号为4×LGJ-630。
4 方案比较分析
针对以上三种方案，进行潮流计算，计算水平年取2019年，运行方式取夏大方式。
各方案输送能力比较如下：
方案一咸梦双回线提高导线发热允许温度（70℃提高到80℃），咸梦双回线单回极限输送功率可提高至230万千瓦;方案二咸梦双回线进行耐热改造，咸梦双回线单回极限输送功率可提高至270万千瓦。两方案均不改变电网网架，对电网潮流影响较小，线路潮流分布基本一致。
故洪屏电厂满发时，若考虑发生同杆故障，为洪屏电厂出力预留，方案一、方案二实施后断面潮流输送极限应按240、300万千瓦控制。稳控装置投入后，洪屏电厂满开时，方案一、方案二实施后江西受电断面极限分别为300、360万千瓦。
方案三解耦洪屏电厂外送和鄂赣通道关系后，鄂赣断面“N-1”受电极限为300万千瓦（咸梦线190万千瓦，磁永线110万千瓦）。不考虑稳控装置切负荷情况下，鄂赣断面江西受电极限为300万千瓦，稳控装置投运后，鄂赣断面输送能力可按360万千瓦控制。
各方案综合比较如下：
综上分析，考虑断面受电能力提高效果、经济性及工程实施难度，推荐方案一即提高500千伏咸梦双回线允许温度。提高断面输电能力后，正常运行情况下，湖北电网可向江西输送电力300—360万千瓦，对江西省内电力供需形势起到一定缓解作用。
5 结论与建议
本文的研究成果为江西省能源局电力运行保障对策研究提供了一定参考，可采取文中方案一用以加强省间电网互联通道。省间联络输送电力受到送、受端电网开机等多方面因素制约，建议加快省内电源投产进度，以缓解省内电力供需紧张形势。
参考文献
[1] http：//jx.sina.com.cn/news/b/2019-01-02/detail-ihqhqcis2307182.shtml
关键词：江西省、紧平衡、互联通道、电力运行、保障对策
0 引言
2018年12月28-29日，江西省用电负荷连续两天创下历史新高[1]，电力供需呈紧平衡状态。主要原因为江西省内煤电建设进度已经严重滞后于规划投产预期，形成用电负荷大幅增长与新增发电装机不匹配的情况。2019、2020年若省内无大型电源投产且无新建通道从区外受入大量电力，全省用电需求将无法得到保障。为满足全省用电需求增长，在省内大型电源投产时序滞后的情况下，有必要进行加强省间电网互联通道的研究。
1 江西电网现状及联络概况
江西电网位于华中电网东南部，由南昌等十二个地区电网组成，通过三回500千伏交流线路与华中主网相连，是华中电网重要组成部分。
截至2018年底，江西电网有500kV变电站22座，主变37台，变电总容量28750MVA，500kV线路57条，线路总长度4753km（含网间联络线）。省内主网通过三回500千伏交流联络线（咸宁～梦山双回、磁湖～永修单回）与华中主网实现电力交换。
2 鄂赣联络线输电能力现状
500千伏磁永线起点为湖北省磁湖500千伏变电站，终点为江西省永修500千伏变电站，线路型号为4×LGJ-400/35。500千伏咸梦Ⅰ、Ⅱ线起点为湖北省咸宁500千伏变电站，终点为江西省梦山500千伏变电站，线路型号为4×LGJ-400/35。
2016年底，洪屏抽蓄4台30万千瓦机组投运，电厂一回500千伏线路注入梦山变，此外送线路（以下简称洪梦线）与咸梦Ⅱ线共30公里采用双回路共塔架设。
江西受电情况下，三回联络线正常运行时潮流分布不均，咸梦双回线占鄂赣受电潮流比例约78.5%。在咸梦Ⅱ线、洪梦线N-2（同杆）故障，咸梦Ⅰ线和磁永线潮流分布不均，咸梦Ⅰ线易过载，且鄂赣断面受电极限受洪屏电厂开机方式及运行状态影响较大。
洪屏电厂投运前鄂赣断面咸梦II线“N-1”受电极限为300万千瓦（咸梦Ⅰ线、磁永线分别约190万千瓦、110万千瓦），洪屏电厂投运后在咸梦Ⅱ线与洪梦线同杆故障，洪屏电厂四台机脱网后转移给咸梦Ⅰ线及磁永线受电，为给洪屏电厂留有120万千瓦的容量，鄂赣断面江西受电限额降为180万千瓦。2016年鄂赣联络线切负荷装置升级改造工程投运后，增加稳控切江西负荷60万千瓦，鄂赣断面江西受电限额提高到240万千瓦。
3 提升鄂赣联络线输电能力方案
根据上述鄂赣断面受电极限分析，结合电网现状，考虑从两个方面提升鄂赣联络线输电能力，一是通过技术改造提升联络线的输送极限，二是通过新建或改造线路解耦洪屏电厂外送与鄂赣通道的关系。
因将咸梦II线、洪梦线同杆线路改造为非同杆线路解耦洪屏电厂方案实施难度较大。解耦洪屏电厂外送与鄂赣通道的关系暂考虑新建洪屏电厂出线解决。
综上分析提出以下三个方案：
方案一：提高500千伏咸夢双回线允许温度。在不改变现有线路结构情况下，将导线发热允许温度由原采用的70℃提高到80℃，同时对沿线线路进行校核，部分线路进行改造。
方案二：500千伏咸梦双回线耐热改造。利用原有铁塔，将500千伏咸梦Ⅰ线、咸梦Ⅱ线原钢芯铝合金绞线的线路更换为碳纤维复合芯导线。
方案三：洪屏电厂建设第二回出线。考虑洪屏电厂地理位置、送出条件及周边变电站接入条件，从经济性上初步考虑500千伏永修变，即新建1回500千伏出线至永修500千伏变电站，线路长度56公里，导线型号为4×LGJ-630。
4 方案比较分析
针对以上三种方案，进行潮流计算，计算水平年取2019年，运行方式取夏大方式。
各方案输送能力比较如下：
方案一咸梦双回线提高导线发热允许温度（70℃提高到80℃），咸梦双回线单回极限输送功率可提高至230万千瓦;方案二咸梦双回线进行耐热改造，咸梦双回线单回极限输送功率可提高至270万千瓦。两方案均不改变电网网架，对电网潮流影响较小，线路潮流分布基本一致。
故洪屏电厂满发时，若考虑发生同杆故障，为洪屏电厂出力预留，方案一、方案二实施后断面潮流输送极限应按240、300万千瓦控制。稳控装置投入后，洪屏电厂满开时，方案一、方案二实施后江西受电断面极限分别为300、360万千瓦。
方案三解耦洪屏电厂外送和鄂赣通道关系后，鄂赣断面“N-1”受电极限为300万千瓦（咸梦线190万千瓦，磁永线110万千瓦）。不考虑稳控装置切负荷情况下，鄂赣断面江西受电极限为300万千瓦，稳控装置投运后，鄂赣断面输送能力可按360万千瓦控制。
各方案综合比较如下：
综上分析，考虑断面受电能力提高效果、经济性及工程实施难度，推荐方案一即提高500千伏咸梦双回线允许温度。提高断面输电能力后，正常运行情况下，湖北电网可向江西输送电力300—360万千瓦，对江西省内电力供需形势起到一定缓解作用。
5 结论与建议
本文的研究成果为江西省能源局电力运行保障对策研究提供了一定参考，可采取文中方案一用以加强省间电网互联通道。省间联络输送电力受到送、受端电网开机等多方面因素制约，建议加快省内电源投产进度，以缓解省内电力供需紧张形势。
参考文献
[1] http：//jx.sina.com.cn/news/b/2019-01-02/detail-ihqhqcis2307182.shtml