江西电网第三轮输电网安全性评价专业分报告汇总28.docx
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江西电网第三轮输电网安全性评价专业分报告汇总28
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
4
0
0
0
200
200
100
2.2
电网结构
12
0
3
0
600
485
80.8
2.3
短路电流
4
0
2
1
300
100
33.3
2.4
静态安全水平
8
2
3
0
90
45
50
2.5
稳定水平
18
4
4
3
385
309
80.3
2.6
无功补偿
6
0
0
0
200
200
100
2.7
工频过电压
2
0
0
0
80
80
100
2.8
风电
2
2
0
0
0
0
--
合计
56
8
12
4
1855
1419
76.5
三、江西电网现状及规划情况
（一）电网现状
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
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
（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。
2、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。
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
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
9
1
0
0
290
290
100
3.2
电网负荷预测
5
0
0
0
80
80
100
3.3
检修计划工作
2
0
0
0
50
50
100
3.4
电能计划工作
4
0
3.4.4
0
100
95
95
3.5
安全校核和风险评估
5
0
0
0
120
120
100
合计
25
1
1
0
640
635
99.22
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
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
25
0
0
500
500
100
4.2
电网安全自动装置
5
0
0
80
80
100
4.3
无功及电压管理
7
0
0
105
105
100
4.4
发电机组、发电厂机网协调
3
1
1
75
70
93.33
合计
40
1
1
760
755
99.34
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。
”省调统调机组中新投产、改造机组均进行了励磁、PSS装置并网试验，一次调频、进相、低励限制、励磁系统建模试验。
但未进行机组调速系统、原动机建模工作。
因此扣20%标准分，此项扣5分。
建议：
待国网编制的机组调速系统、原动机建模相关技术导则正式颁发后，在国调统一部署下开展省内并网机组的调速系统、原动机建模工作。
组长：
万源 查评组成员：
熊建华、王光、梁文莉
继电保护部分
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、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继电保护专业部分的查评项目包括继电保护设备水平、反措及缺陷管理、全过程管理、运行指标等四部分共26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《江西电网继电保护及安全自动装置配置选型原则规定》、《江西电网继电保护整定及定值管理规定》、《江西电网继电保护软件版本管理办法》、《江西电网省调所辖继电保护命名管理规定》、《江西电网2010年220KV继电保护动作统计分析报告》和《江西电网220kV系统保护设备分析报告（2010年）》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4个大项、26小项，总标准分为810分。
查评发现问题6项，合计扣分项6项，占应查评项目的23.08％，重点问题项1项，应得分810分，实得分757分，得分率为93.46％。
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（%）
5.1
继电保护设备水平
7
0
3
1
285
260
91.23
5.2
继电保护反措及缺陷管理
5
0
1
0
200
180
90
5.3
继电保护全过程管理
10
0
2
0
225
217
96.44
5.4
继电保护运行指标
4
0
0
0
100
100
100
合计
26
0
6
1
810
757
93.46
三、查评亮点
江西电网通过多年来对微机保护装置软件管理的探索，逐步建立了“分级管理，标准台帐，定期发布，闭环流转”的保护软件管理模式，制订了软件管理办法，在各单位均建立了软件版本的标准台帐。
随着OMS系统的建设和不断完善，我们充分利用信息化的建设成果推动管理的标准化，制定了微机保护软件升级管理流程并实现了流程的闭环管理，定期发布入网继电保护装置软件版本，建立了软件管理专人负责制，对重大软件更新均组织动模试验进行验证。
近两年江西省调已发放程序更改通知单近百份，全部存放在OMS系统中，执行情况一目了然。
2007年至今，江西电网220kV及以上系统继电保护正确动作率、系统故障快速切除率、故障录波完好率一直保持100%。
由于各运行单位消缺及时，继电保护主保护运行率保持较高水平，2010年江西电网220KV系统主保护投入率为99.99%，220KV母线保护运行率为99.99%。
四、主要问题以及建议简述
（一）重点问题
1、第5.1.2项“继电保护通道配置原则”：
应得30分，扣分5分，实得25分。
扣分原因:
江西电网220KV线路保护光纤化率约为40%,低于线路保护光纤化率为60%的要求。
高频保护通道受外界干扰和影响较大，江西电网高温、雷暴、暴雨、覆冰等恶劣天气多，220kV系统继电保护和安全自动装置缺陷发生较多，主要为继电保护和安全自动装置通道异常或相关通道设备损坏所致，消缺工作量较大，部分由通道干扰引起的异常，查找和处理困难。
建议：
结合基建、技改工程，大力推广应用线路光纤保护，不断提高江西电网220KV线路保护光纤化率，按“十二五”规划的要求到“十二五”末江西电网220KV线路保护光纤化率将达到70%。
（二）其他问题
1.第5.1.1项“继电保护配置及选型”：
应得80分，扣分10分，实得70分。
扣分原因:
南昌供电公司斗门变、超高压分公司赣州变、赣东北公司余干变、赣西供电公司清江变和国电九江（三期）发电厂存在TV只有一个二次绕组用于保护的问题，不满足电压回路双重化的要求；九江妙智变、新昌发电厂和华能瑞金电厂存在TA二次绕组分配不合理而导致出现保护“死区”的问题，不满足电流回路双重化的要求。
建议：
运行单位编制整改计划，结合TV技改工程、一次设备停电和继电保护定检等工作，按照双重化要求，对相关电流、电压回路进行整改。
2.第5.1.6项“相关设备与回路”：
应得60分，扣分10分，实得50分。
扣分原因:
部分老变电站如赣西供电公司清江变、石滩变、渝水变、马洪变、珠珊变、吉安供电公司吉安变、抚州供电公司梅庄变、九江供电公司妙智变、裕丰变、上饶供电公司部分变电站的断路器其三相不一致保护、防跳功能及跳、合闸压力闭锁功能不能由断路器本体完成。
黄金埠电厂500KV变压器保护用TA有2台未使用TPY型TA。
建议：
结合开关更换实现“断路器三相不一致保护、防跳功能及跳、合闸压力闭锁应由断路器本体完成。
”的要求。
黄金埠电厂500KV变压器保护用TA有2台未使用TPY型TA的问题已向华中网调汇报。
3.第5.2.1项“反事故措施实施情况”：
应得80分，扣分20分，实得60分。
扣分原因:
超高压分公司罗坊变和乐平变、国电九江（三期）发电厂的开关站端子箱接地铜排未与二次接地铜排网相连；九江供电公司妙智变及上饶供电公司少数变电站TV二次电压与开口三角电压共用一根电缆；超高压分公司赣州变2#主变220kV侧TV开口三角电压加装了空开；萍乡供电公司跑马坪变、五陂下变、赣东北供电公司垱岭变无直流系统配置图表；景德镇供电公司李家变馈线屏上各出线的直流电源供电方式未采取辐射运行方式，严坞开关站220kV景严I、II线，蛇严I、II线A套保护电源与B套保护操作电源在同一直流馈线柜内。
建议：
运行单位编制整改计划，结合一次设备停电和继电保护定检，按照“反事故措施”要求，对相关回路进行整改。
4.第5.3.4项“继电保护检验管理”：
应得30分，扣分2分，实得28分。
扣分原因:
萍乡供电公司继电保护班组光测试仪器、仪表不足。
建议：
结合技改、大修工程，购置继电保护光测试仪器、仪表，满足继电保护工作需要。
5．第5.3.6项“继电保护图纸管理”：
应得30分，扣分6分，实得24分。
扣分原因:
南昌供电公司斗门变、超高压分公司梦山变、鹰潭供电公司月湖变现场竣工图不齐全；萍乡供电公司班组缺跑马坪变、五陂下变部分二次图纸；赣州、抚州、赣东北、宜春供电公司部分班组或现场二次图纸不全。
建议：
各单位立即补齐班组及运行现场的竣工图纸。
加快建设江西电网继电保护图档管理系统，建设一套覆盖全省电网的省地一体、专业化、流程化管理的继电保护图档管理系统，使继电保护的专业图纸、资料、规程、文件的绘制、审核、修改、保存、流转等各个环节全过程电子化，提高工作效率。
该项目正在实施中，2012年项目完成。
组长：
段惠明
查评组成员：
宿昌王文元罗诚李志宏谌争鸣崔斌
电力通信部分
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电力通信专业部分的查评项目包括通信网结构及业务通道、通信设备水平、通信直流电源、通信技术管理、通信站防雷及运行环境、通信运行指标、通信系统应急预案等七部分共24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《江西电力主干通信网二○一一年运行方式》、超高压分公司、南昌等12个供电公司提交的《输电网电网安全性评价汇报报告（通信部分）》、通信运行分析及检修等相关材料。
二、查评结果
电力通信部分实际评价查评7个大项、24小项，总标准分为760分。
查评发现问题5项，合计扣分项5项，占应查评项目的20.83％，重点问题项1项，应得分760分，实得分712分，得分率为93.68％。
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（%）
6.1
通信网结构及业务通道
5
2
1
150
128
85.33
6.2
通信设备水平
6
1
200
190
95
6.3
通信直流电源
3
70
70
100
6.4
通信技术管理
3
100
100
100
6.5
通信站防雷及运行环境
3
2
110
94
85.45
6.6
通信运行指标
3
90
90
100
6.7
通信系统应急预案
1
40
40
100
合计
24
5
1
760
712
93.68
三、主要问题以及建议简述
（一）重点问题
1.第6.1.2项传输保护、安控业务通道的要求。
九江东片区稳控、西南部稳控、赣州稳控、上饶地区稳控、西部稳控的通道存在共光缆线路和设备情况。
建议：
对通信“十二五规划”提前实施，2013年年底前全网增加一套光传输设备使两套安控装置分别在不同的通信设备上传输；光缆路由在电网基建、技改工程中逐步解决。
（二）其他问题
1.第6.1.1项调度点传输通道和调度业务通道的要求。
赤田、裕丰、叶家山、瑞金、横田、德兴、香屯变、赛城湖变至省调只有一条专网电路，另外一条通过租用电路满足双路由要求。
建议：
继续加大通信专网建设，满足省调至赤田变等8个变电站具备两个及以上独立路由或不同通信方式的专网通道要求。
2.第6.2.1项通信设备水平
目前江西省主干中西南部环网采用北电设备组网，是从2003年至今逐段建设、分期投运的，其建设的周期长、时间跨度大、涉及范围广。
为了节省资金，工程在建设的过程中将原有设备都进行了利用，使得目前网内存在多种不同型号的北电设备，由于设备自身原因，其软硬件兼容性存在问题，影响了通信网的整体性和设备功能发挥，导致通信网性能和可靠性下降。
另外，由于其设备生产商的原因，在国内已不能提供完善的技术支持、备品备件的
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