兴山电网电源现状概述20110727(无附件).doc

兴山电网电源现状概述一、县域内电力系统基本情况1、资源情况：兴山境内河流纵横，雨量充沛，水电资源丰富，主要有香溪河和凉台河两大水系，其中香溪河上游森林植被覆盖度较高，该水系又有南阳河、古夫河两大流域，是兴山水能梯级开发的主要流域。加快水电资源的开发，变水电资源优势为经济优势，是实施兴山可持续发展战略的措施之一。2、电源情况：截止2011年7月，我县已建电站75座，总装机容量205.225MW，其中总装机6MW以上的电站9座120.3MW。除古洞口一级、二级电站为库容式电站外，其它均为径流式小水电站，库容电站装机仅占小水电总装机的四分之一。兴发集团20座/ 142.21MW，占全县总装机的69.29%；昭君电业4座/9.15MW，占全县总装机的4.46%；其它小水电51座/53.865 MW，占全县总装机的26.25%。兴山近5年小水电年均发电量5.5亿度以上（其中：兴发电站4.5亿度、其他电站1.0亿度左右）。3、电网情况：（截止2011年7月）（1）110KV变电站4座352MVA，35KV变电站13座52.8MVA，35KV开关站1座，10KV开关室1座。（2）110KV线路6回75.193km，35KV主线路55回450.998km，10KV线路分布到全县各村。（3）今夏我县最大用电负荷170MW，其中集中供电的工业园区三处，日均用电负荷超过120MW，同时率70%以上。二、兴山电网接入宜昌电网骨架基本情况1、兴山电网接入大电网正常运行方式：（1）座平线雁座线220KV小雁溪变电站；（2）线路导线LGJ-240，最大允许负荷在10万KW（电流600A）。2、因雁座线开关及线路故障，兴山电网接入大电网备用运行方式：（1）座平线座观线莲观线桔莲线220KV桔城变电站（2）线路LGJ-150，最大允许负荷在6-7万KW（电流400A），由于与神农架上网共一回线路，丰水期上网负荷有限。3、综上大网宜西片存在以下问题制约兴山供电质量、制约兴山电网发展：（1）迎峰度夏度冬及线路检修故障时出现上网高峰负荷卡口及用电高峰负荷卡口；（2）供电线路长，供电可靠性及电压质量差，全线串供达到8级。三、兴山电力平衡情况及供需分析由于兴山小水电以径流为主，受季节、降雨量影响较大，不考虑古洞口电站出力，丰水期全径流电站多年发电出力在8-10万KW（考虑古洞口8-12万KW），枯水期全径流电站多年发电出力仅在2-4万KW，而我县的用电负荷多年长期维持在9万KW以上，今年新增工业硅电炉一台，夏季日均负荷12万KW以上。因此丰枯季节的发、用不平衡，需要本县域具备年调节作用的库容电站的调节或依赖大电网的上网或返供电来平衡兴山发供用电负荷。1、兴山电网电力供需分析兴山电网最大用电有功负荷主要取决于兴发电炉生产情况（产品市场因素影响）、大电网对兴山电力分配情况，但总的来说最大用电有功负荷仍出现在每年的夏天，近三年最大负荷均在130MW以上。2、用电负荷特性分析根据兴山四个季度典型日负荷曲线比较，兴山电网平均用电负荷在120MW左右，夏季和冬季负荷高，春秋季负荷相对较小，主要是一部分因为降温和取暖负荷的影响，另一部分是每年的4-10月（平水期、丰水期）由于小水电发电负荷增加，网上返供压力减少，兴发电炉生产不受负荷限制，可以保证最大负荷生产。3、迎峰度夏负荷简要分析每年的夏季丰水期，兴山小水电有短时发电负荷高于用电负荷，由于宜昌大电网对兴山要求不允许小水电上大网，因此电站有弃水现象（今年尚未出现此情况）。若古洞口水库调度合理，可以一定程度上减少电站弃水。4、用电负荷限电情况分析每年12月至次年1月，大电网对本县电网有限负要求，部分工业负荷不能开启，全县用电水平处于较低的水平。5、无功电压分析根据对本县变电站母线电压按丰大方式最低电压、枯小方式最高电压统计分析，均出现越线情况，运行电压不正常。另由于兴发高耗能负荷波动大，导致日电压波动幅度常年在10%左右，不利于变压器的档位调节，同时受此影响平邑口、兴发变电站电容补偿装置至今无法正常投入运行。枯水期电站欠发无功现象严重，由于没有经济手段制约，多年来一直无法调度无功负荷。今年二月底，兴发集团管辖的多家电站已在兴发电力生产部的统一考核管理下加大无功出力，其欠发无功负荷现象缓解，但其它小水电站欠发现象依旧。四、兴山电网运行风险分析（一）110kV网络风险分析众所周知的原因，本县电网仅与大电网一点连接，不满足N-1，因此本县电网从首端就注定是一个薄弱的电网；同时县小水电电源点与工业园区分布偏离，电能不能就地消耗；另兴山小水电出力受天气因数影响大。上三原因导致在不同季节，兴山小水电上网、工业负荷的用电需求均受到输电线路允许载流量的限制，主要表现在110kV座平线、平兴线线路严重过载。1、枯水期110kV座平线过载严重：座平线输电导线LGJ-240，6.8KM；线路允许载流量655A，受两端设备限制，安全载流量600A，夏季受高温影响，安全载流量一般按500A控制。枯水期（一般上年12月至次年3月）全县小水电上网发电在20MW左右，用电需求130MW左右，需大网返供电90-110MW，座平线传输安全电流超警戒。2011年一季度座平线最大返供有功负荷出现在2月下旬至3月，主要因古洞口、级电站停机，小水电出力不足（及15-20MW），同时兴发5台高耗能电炉生产、葛洲坝水泥厂满负荷生产，导致平52最大返供电106.6MW，日平均值80MW，座平线严重过载及系统电压不合格均创历史新高，不利于电网安全运行，并存在电网突发解列，县网大面积、长时间停电的严重后果。2、丰水期110kV平兴线、兴万线过载：平兴线输电导线LGJ-240，11.5KM；线路允许载流量655A，受两端设备限制，安全载流量600A；兴万线输电导线LGJ-150，14KM；线路允许载流量463A，受两端设备限制，安全载流量400A。丰水期（一般每年6-9月）全县小水电最大发电负荷165MW左右（考虑古洞口两台满发，但不考虑农村电网发、供互抵负荷），日均用电负荷120MW，电网以上网为主。由于兴山电网电源与负荷中心不平衡，导致万家岭、湘坪变电站的上网负荷大量经兴万线、平兴线传输上大网，导致两线路传输电流超安全电流，接近线路最大允许电流；若考虑近一两年内毛家河流域开发上网，平兴线、兴万线将严重过载。3、县电网中高耗能（兴发电炉负荷+水泥厂负荷+工业硅）占全县用电负荷的80%，且单台电炉大容量、负荷升降频繁，若遇冬季某些工厂考虑生产成本避峰生产、小水电蓄水发电，恶性导致系统电压波动范围大；另内因县网枯水期小水电无功不足、外因与大网接入点单一，致使大网及本县电网均无调节能力，致使电网任何一个节点电压严重偏离允许范围（尤其是末端农村电网）。例如2011年3月中上旬，兴山电网首端（平邑口110KV母线）电压波动范围在93.39-111.87KV。附：2011年6-9月日负荷统计4、我县高耗能负荷为电阻性负荷，因此电网35KV、10KV无功负荷能就地平衡。但丰水期，110KV座平线上有功、反无功的现象，也深层次说明了110KV网络的薄弱。（二）35kV网络风险分析由于不同电压等级电网规划建设归口管理的限制，制约了兴山电网110KV变电站、线路的布点，只能根据县内发、供用户的需求，最大能力范围内建设35KV输变电网络，但只能解决燃眉之急，在供电质量、可靠性方面以大大打折。问题主要在以下几个方面：1、正常方式下，由万家岭万31间隔接入的高岚河开关站段至高岚、水月寺、榛子片区，上网电站21座/20.03MW，供电半径最长75.773KM。此片区35KV输电线路的最大经济承载能力及最大允许供电半径均已远远超过，由此产生的电网异常现象有：一是电压偏极端（枯水期低至30KV，丰水期高至42KV）；二是三相电压不平衡；三是丰水期万开线过载；四是“T”接点多，主线路可靠性差，任何一条主线路故障，将影响众多上网电站及用户。2、由万家岭万32间隔接入的马家河、电站、胡家湾、观音河、白龙沟电站（5座/15.07MW）所在的马家河、毛家河流域开发正在进行中，今后一、两年内发电负荷将急剧上升（新增3/20.00MW），现有的LGJ-95的35KV线路将无法承载。3、由万40间隔接入的平水、麻岭、三岔、高桥河电站（4座/7.14MW）及35KV瓦屋变电站，主线路LGJ-70，10KV线路延伸至瓦屋磷矿，末端供电质量无法满足，且无法满足N-1。4、万家岭现有主变（2台、63MVA）在丰水期35KV侧基本满载，不能满足今后发电负荷的增长。5、正常方式下，由兴发变兴46间隔接入的城关变至黄粮、高岚开关站片区，上网电站5座/10.21MW，供电半径最长41.5KM；主干线兴城线、城黄线、开黄线均为LGJ-70，承载能力有限，雷雨天故障率高。6、正常方式下，由平邑口变兴409间隔接入的峡口变至建阳坪、将军柱片区，上网电站10座/17.435MW，供电半径最长31.5KM；线路末端以上网电站为主，丰水期导致建阳坪、峡口10KV电压偏高。另外建阳坪、峡口变电站35KV断路器、隔离刀闸故障率较高，影响正常操作。7、城关变电站丰、枯两时期，电压调整困难，主要因为#1、#2主变均为S7产品，运行时间超过20年，且为无载调压。（三）10KV网络风险分析1、除古夫城区、高阳城区、水泥厂供电线路、湘坪10KV上网线路外，其它农网线均“T接”电源，供电质量低、故障率高。2、古夫现有10KV城网不能满足城区负荷发展需求；城乡结合部供电网络有待进一步理顺。3、平水10KV供区由平水电站升压站承担供电任务，无论从设备管理、运行操作上均很混乱，站端故障频繁，严重影响正常供电。（四）电网调度运行及集控管理风险分析1、电网调度管理手段落后：县电网调度自动化系统、图像监控系统已运行七年，“五遥”功能实施可靠性差，基本不能实现在线分析等功能。本公司对电网分析至今仅落实在文字上，缺少全面的实时数据为基准的分析，不能依托管理软件开展系统潮流分析、电网整定计算，对年度数据没有系统的统计、分析。综合自动化变电站投产之初对远动上传数据调试欠缺，影响调度段监控、操作。2、无人站集控管理条件欠缺：现有无人站仅实现定期巡视，远方监屏、远控操作由当值调度兼任，公司未设集控操作、集控站监屏专职人员；集控端软、硬件不具备或缺陷较多。五、2011年下半年至2012年电网将要发生的重大变化（一）发电负荷：集中在毛家河流域的开发，将新增3座/20MW装机，2011-2013年投产。（二）用电负荷：平邑口工业园工业硅一期一台电炉已生产用电，其后期计划不详。古夫城区、高阳、峡口、黄粮负荷逐年增长，但高速建设用电现已逐步减少。因此2011年下半年用电高峰集中在7-9月，最大用电负荷170MW，日均用电负荷120 MW。（三）危机体现：一是本县电网从接入系统首端薄弱的现实，近几年无法从根本解决；二是毛家河流域新建的电站在丰水期发电上网，系列瓶颈问题突出；三是平邑口变电站受水泥厂粉尘污染，导致户外所有设备污闪严重，设备质量已无法保证，若一旦出现故障将导致大面积停电；四是兴山电网现状中提及的各种存在的问题将加剧，兴山电网供电质量无从谈起。六、电网管理应对措施针对以上现状及近期小水电的发展，兴山电网管理本着安全、稳定、最大利益化寻求突破，要应时制宜制定有指导意义的应对措施，主要包括：（一）电网运行1、充分利用水库蓄水情况，经济调度古洞口、电站出力：枯水季节来临前，安排蓄水，为冬季顶峰创造条件；丰水期来临前，结合上游来水量及中短期天气预测，做好发电滕库工作。但近几年县调对古洞口电站的调度手段缺乏（或言之没有调度支配权），主要是由谁来统筹协调水库调度工作不明确。2、制定枯水期调度运行方式：主要在于做好短期发电负荷、用电负荷、返供负荷的预测，根据电网管理要求（大电网限负荷要求、输配电设备允许安全负载、电压无功运行要求）制定古洞口顶峰运行时段、无功管理、限负轮次以维护电力生产秩序，统筹安排运行单位冬修冬试，切合实际审批高耗能电炉开炉申请计划，确保电网安全及最大程度保证供电质量。3、制定丰水期调度运行方式：首先要合理调度古洞口蓄水与发电，避免丰水期时，古洞口电站因水库安全因数而泄洪或者参与发电而导致其它小水电弃水的现象；加大对现有35kV卡口线路的监控，加大对电网运行方式的灵活调度。历年出现的问题是，按地调要求控制上网负荷困难，主要是T接小水电站无法管理，不能全面有计划地安排电站出力，能调度到的电站不按要求执行。因此有必要本着公开公平公正的原则，制定小水电减负原则及轮次并提前告知，避免在大电网不允许小水电上网时无序调度。4、制定小网运行方案及黑启动预案：主要针对因检修或其它原因造成的有计划的小网运行，需在小网运行前一天制定运行方案并通知到用户，确保小网运行安全。同时每月要根据电网运行或变更情况，制定因突发事故导致的小网运行应急预案或黑启动预案。（二）电网建设1、加快110KV金子山（平水）变电站建设，理顺流域电站接入系统；尽可能实现110KV的多点接入，满足N-1 ，彻底改变马家河、平水流域电网结构。2、加快110KV兴万线