江西电网第三轮输电网安全性评价(专业分报告汇总)2.8

1江西电网第三轮输电网安全性评价各专业组查评分报告第一部分电网结构与现状一、查评概况根据国家电网输电网安全性评价专家查评工作要求和新制订的国家电网公司《输电网安全评价性的评价》标准和国家电网公司近年来颁布的安全管理文件、标准和规程，结合江西电网实际，本次对江西输电网安全性评价电网结构与现状专业部分的查评项目包括电源、电网结构、短路电流、静态安全水平、稳定水平、无功补偿、工频过电压、风电等八部分共21个子项目。本次查评的依据为新修（制）订的国家电网公司颁发的《输电网安全性评价查评依据》，参考资料主要有《2010年度江西省电网运行方式》、《2011年度江西省电网运行方式》、《江西电网2011～2012年过渡期计算分析报告》、《江西电网“十二五”主网架规划设计-卷册一500千伏及以上电网规划方案论证报告》、《江西电网“十二五”主网架规划设计-卷册二220千伏电网规划方案论证报告》、《江西电网“十二五”主网架规划设计-卷册三安全稳定计算分析报告》、《江西电网“十2二五”主网架规划设计-卷册四短路电流计算分析报告》、《江西电网“十二五”主网架规划设计-卷册五无功配置方案研究报告》等相关材料。二、查评结果电网结构与现状部分实际评价查评8个大项、21个小项，总标准分为2100分。查评发现问题4项，合计扣分项12项，占应查评项目的21.4％，重点问题项2项，应得分1855分，实得分1419分，得分率为76.5％。由于目前江西电网尚未投运直流输变电工程，因此电网静态安全水平评价以及稳定水平评价中有关电网现状年的直流输电安全评价项目不参与本次评价。得分情况详见下表：项目专业评价项目数不参与评价项目数扣分项重点问题项应得分实得分得分率(%)2.1电源40002002001002.2电网结构1203060048580.82.3短路电流402130010033.32.4静态安全水平82309045502.5稳定水平1844338530980.32.6无功补偿60002002001002.7工频过电压200080801002.8风电220000--合计5681241855141976.5三、江西电网现状及规划情况（一）电网现状3江西电网位于华中电网东南部，通过3条500千伏线路与华中主网相联。江西电网由南昌等十二个地区电网组成，目前500千伏电网已经形成中部主框架环网，并且由主框架网为核心，向西延伸至萍乡、向东延伸至上饶，向南延伸至赣州，向北延伸至九江。截至2010年底，江西省统调发电装机容量为1341万千瓦，其中水电129万千瓦，占9.6%，火电1212万千瓦，占90.4%。全省最大的发电厂为丰城电厂二期，装机容量为140万千瓦；火电厂单机最大容量为70万千瓦，水电厂单机最大容量为12.2万千瓦。江西电网有500千伏变电站12座，开关站1座，变电容量1450万千伏安，线路34条，线路长度2726公里；有220千伏公用变（含开关站3座）89座，变电容量2046万千伏安，线路279条，线路8005公里。2010年，500千伏石钟山变投产，使江西500千伏电网延伸至北部，加强了九江地区与主网的联系，提高了九江东片区的受电能力。500千伏永修主变的投运，使南昌地区500千伏下网能力得到进一步提高。500千伏安源#2变的投运，加强了萍乡地区与主网的联系，萍乡地区受电能力有所提高。220千伏新仙线改造为双回大导线，增加了萍宜仙地区受电能力，改善了仙女湖片区用电受限的局面。随着电网结构的加强，电网的稳定水平和供电能力也得到较大的提高。（二）“十二五”主网规划情况4根据《江西电网“十二五”发展规划》，“十二五”期间，江西500千伏电网将形成梦山～永修～南昌～乐平～鹰潭～抚州～罗坊～梦山及南昌～进贤～特高压～抚州的中部卧“日”字双环网主框架，由中部主框架网向东、南、西、北四个方向形成受端网络。南昌特高压变电站注入中部主环网，除供电中部负荷中心，还依托中部主环网，向西部、北部、南部受端电网供电。东部电网形成景乐地区乐平～洪源～潭埠、鹰上地区形成抚州～鹰潭～信州的辐射型网架结构；北部形成永修～马回岭～石钟山～彭泽核电～洪源～乐平～南昌～永修的不完全双环网结构；西部电网形成梦山～罗坊～新余～安源～锦江～梦山的环网；南部电网形成了罗坊～文山～赣州～赣南的双回输电通道，并延伸至瑞金红都变。江西各供电区220千伏电网基本形成以500千伏变电站为中心的链式网架和环网结构，新增的60万千瓦级机组均以500千伏/220千伏两级电压等级接入系统，100万千瓦级机组均以500千伏电压等级接入系统，并注入到环网中的变电站。负荷中心及末端电网的电源支撑能力和受电水平大幅提高。到2015年，江西电网有交流特高压变电站1座、直流换流站1座，有500千伏变电站20座，500千伏容载比达到1.75。江西电网通过1回1000千伏通道、1回直流通道以及3回500千伏线路与华中主网相联，电网受电水平大大提高。四、主要问题以及建议简述5(一)、重点问题1、短路电流问题。随着江西电网电源的大规模集中建设，交流特高压站的接入，变电站及输电线路规模急剧增大，尤其在负荷中心地区，电网联系紧密，环网增多，系统阻抗逐年减小。到2015年，南昌变500千伏短路电流超过开关折断容量限制；南昌电网与新余电网中南昌变、梦山变、进贤变和罗坊变的220千伏母线短路电流水平均超标。另外，昌东变、城东变、西郊变、盘龙山、蒋巷变、瑶湖变、观田变等220千伏母线三相短路电流均超过50千安。建议：按照“十二五”规划推荐的电磁解环方案逐步实施220千伏电网分区分片运行，深入开展南昌、新余地区电磁解环方案的研究，优化解环方案。“十二五”期间，江西电网西南部、东部解环，江西电网220千伏系统分解为中北部、西南部、东部电网三大片运行。2013年前后，西南部与中北部电网解环，罗坊变采取中性点加小电抗措施后，单相短路电流降低至49千安左右，到2015年，新余地区进一步采取内部分片运行的措施，将罗坊变220千伏母线三相短路电流降至44千安以下，单相短路电流下降至42千安以下。2013年，南昌变扩建＃3主变后，南昌电网进行东西向解环，同时解开梧岗～观田线路，南昌电网分为东北部、西部、南部三个片区供电，将短路电流降至单相48.7千安、三相41.8千安以下。62、鄂赣断面和西南部电网安全稳定问题。2010年，鄂赣联网三回500千伏线路任意两回同跳，剩余单回联络线过载；西南部大外送时500千伏罗文双回线同跳，井冈山二期机组与主网机组功角摆开及220千伏联络线过载问题；500千伏文赣双回线同跳，赣州地区低电压及万燕线过载问题。建议：（1）加快推进南昌特高压输变电工程，增加江西电网主网受电通道，提高受电能力。（2）西南部外送时，控制外送断面的功率在60万千瓦，井冈山二期开双机时控制每台机组出力在55万。（3）加快推进南部电网第二回500千伏通道建设，解决文赣双回线同跳问题。3、东部和南部电网的安全稳定问题。2010年，500千伏鹰信同杆双回线同跳，地区低电压问题；500千伏罗安同杆双回线同跳，地区低电压问题。建议：尽快开展“十二五”规划滚动调整，建设东部和南部末端电网500千伏环网以及赣州500千伏红都输变电工程、上饶500千伏横街输变电工程，提高末端低压支撑能力。4、规划电网安全稳定问题。2013年，赣州断面为赣州受端电网功率交换断面，是江西电网重要输电通道，南部大负荷大开机方式下，通道中2回单根500千伏线路同时故障跳闸后，赣州电网将失去500千伏电网支撑，出现高一级电网解列后元件过载问题，采取切负荷措施后，系统能保持稳定，但赣州地区将损失大量负荷，可能损失部分重要负荷。7建议：建议在“十二五”规划期间增加赣州地区第二个500千伏通道，即2013年建设500千伏抚州～红都线路。（二）、其他问题1、电网发展存在诸多不确定因素，江西经济和电力需求的持续快速增长超出电网规划的预期目标，需要重新调整负荷预测水平；并且《条例》出台后，电网生产运行对电网安全提出了更高要求，势必传达到电网规划中。建议：结合目前江西经济发展与用电需求快速增长的形势以及《条例》的新规定，及时对江西电网规划进行滚动修编，整理顺地区电网结构，优化电网网架，确保江西电网“十二五”安全可靠运行，缓解运行压力。2、随着电网结构的加强，高一级变电容量的增大，220千伏母线短路电流逐步攀升，简化网络结构，分区分片运行势在必行，电网规划与建设应充分考虑短路电流问题，逐步创造条件分区分片运行。建议：在工程可研设计中重点研究项目对短路电流的影响及限流措施，积极开展电磁解环的专题研究。组长：万卫查评组成员：桂小强、杨超、王光、熊洲8调度运行与计划部分一、查评概况根据国家电网输电网安全性评价专家查评工作要求和新制订的国家电网公司《输电网安全评价性的评价》标准和国家电网公司近年来颁布的安全管理文件、标准和规程，结合江西电网实际，本次对江西输电网安全性评价调度运行与计划专业部分的查评项目包括调度运行分析、电网负荷预测、检修计划工作、电能计划工作、安全校核和风险评估共五部分25个子项目。本次查评的依据为新修（制）订的国家电网公司颁发的《输电网安全性评价查评依据》，参考资料主要有《2010年度江西电网运行方式》等相关材料。二、查评结果电网结构与现状部分实际评价查评5个大项、25小项，总标准分为670分。查评发现问题1项，合计扣分项1项，占应查评项目的4％，重点问题项0项，应得分640分，实得分635分，得分率为99.22％。得分情况详见下表：项目专业评价项目数不参与评价项目数扣分项重点问题项应得分实得分得分率(%)3.1调度运行分析91002902901003.2电网负荷预测500080801003.3检修计划工作200050501003.4电能计划工作403.4.4010095953.5安全校核和风险评估50001201201009合计2511064063599.22三、主要问题以及建议简述1.2011年二季度由于缺煤少水,火电机组因煤价高发电积极性低,全网出力不足,被迫错峰限电,部分时段高峰备用容量不足一台大机容量,但可以从网间联络线得到华中电网的备用支援互济。因此扣20%标准分，此项扣5分。建议：针对部分时段高峰备用容量不足的情况，采取各项有力措施，加强电网监控。一是加强机组运行管理，督促各火电厂提高运行管理水平，确保机组安全稳定运行；二是加大外购电工作力度；三是加强电网监控，政府主导下，好有序用电工作，严禁超稳定极限运行。组长：王和春查评组成员：余笃民、李小锐、文峰、李建强10运行方式部分一、查评概况根据国家电网输电网安全性评价专家查评工作要求和新制订的国家电网公司《输电网安全评价性的评价》标准和国家电网公司近年来颁布的安全管理文件、标准和规程，结合江西电网实际，本次对江西输电网安全性评价运行方式专业部分的查评项目包括运行方式及稳定管理、电网安全自动装置、无功及电压管理、发电机组发电厂机网协调四部分共40个子项目。本次查评的依据为新修（制）订的国家电网公司颁发的《输电网安全性评价查评依据》，参考资料主要有《2010年度江西电网运行方式》等相关材料。二、查评结果运行方式专业部分实际评价查评4个大项、40个小项，总标准分为760分。查评发现问题1项，合计扣分项1项，占应查评项目的2.5％，重点问题项1项，应得分760分，实得分755分，得分率为99.34％。得分情况详见下表：项目专业评价项目数不参与评价项目数扣分项重点问题项应得分实得分得分率(%)4.1运行方式及稳定管理25005005001004.2电网安全自动装置50080801004.3无功及电压管理7001051051004.4发电机组、发电厂机网协调311757093.3311合计401176075599.34三、主要问题以及建议简述4.4.1子项“新投产、改造机组应进行励磁、调速系统、PSS装置并网试验，包括一次调频、进相、低励限制、励磁和调速系统、原动机建模等试验，水电机组、抽水蓄能机组还应进行黑启动试验。发电机进相试验、甩负荷试验等。”省调统