江西电网第三轮输电网安全性评价自查报告28.doc

江西电网第三轮输电网安全性评价自 查 报 告一、江西电网概况江西电网现已形成500千伏双回路主干网架，中部以南昌为中心实现了不完全双环网，通过3回500千伏线路与华中电网联网。截止2010年12月31日，全网500kV变电站12座，500kV开关站1座，500kV变压器19台，总容量为14490兆伏安。全网220kV变电站90座，开关站3座，主变压器150台，总容量为21240兆伏安（含用户变5个，主变9台,不含发电厂主变及电铁牵引所主变）。全网500kV线路34条，总长度为3049.412千米（含网间联络线路）,全网220kV线路274 条,总长度为7686.48千米。全省统调发电装机容量1341万千瓦，其中：水电129万千瓦，火电1212万千瓦。2010年，500kV石钟山变投产，使江西500kV 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。500kV永修主变的投运，使南昌地区500kV下网能力得到进一步提高。500kV 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。220kV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。2010年，全网用电负荷受气温、降雨、经济环境影响较大，总体上增长较快。全省经济保持了2009年二季度以来持续回升的态势，用电量继续保持较快增速。2010年，全网统调用电量达614.85亿千瓦时，同比增长16.16，增速同比提高0.38个百分点。2010年江西电网精心调度，合理安排，经受了屡创新高的度夏、度冬高负荷考验，克服了输变电设备检修、冰改任务繁重、基建投产项目集中、强降雨恶劣天气等困难，完成了迎峰度夏度冬、上海世博会保电、南昌中博会保电等重要时期保电任务，保证了江西电网的安全稳定运行和全省电力有序供应。但是，末端地区220kV电网结构相对薄弱，存在小线径导线易过载、缺乏电源支撑等问题，难以满足近年用电负荷迅猛增长的需要。为保证用电需求，电网运行中采取了种种特殊措施，并为此承担了巨大的风险和压力。2011年江西电网用电负荷仍将继续保持快速增长。随着景德镇二期及配套工程和500kV洪源变的投运，景德镇地区电网和景乐地区电网结构得到跨越式的发展。但由于总体电网发展滞后于负荷发展，以及安源电厂“以大代小”工程的实施，加剧了萍宜仙地区电网供电压力。萍宜仙、上饶、赣州等地区部分220kV小线径导线和末端地区缺乏电源支撑问题并未得到改善，仍将影响着这些地区电网受电能力，成为系统运行的制约点。截止到2011年12月31日，江西电网安全稳定运行10337天。二、电网具体情况1、电源截止2010年12月31日，江西电网统调发电厂20座，其中火电厂11座，水电厂9座。全网统调装机总容量为13410.3兆瓦，（600兆瓦级的机组九台，总容量为6000兆瓦，含网调调度的500kV火电机组七台共4680兆瓦,省调调度的220kV机组二台1320兆瓦），其中水电装机容量为1290.3兆瓦，占总装机容量的9.62%，火电装机容量为12120兆瓦，占总装机容量的90.38%。电源装机情况详见表1：表1： 江西电网2010年电源装机容量表（兆瓦）江 西 电 网 统 调 总 装 机 容 量 为13410.3统 计 范 围火 电 厂统 计 范 围水 电 厂容 量占总容量比例台数容 量占总容量比例台数全 网1212090.3833全 网1290.39.6234景德镇电厂4002.98%3柘林电厂4323.22%6景德镇二期6604.92%1上犹江电厂720.54%4井冈山电厂6004.47%2洪门电厂420.31%5井冈山二期13209.84%2东津电厂600.45%2贵溪二期6004.47%2江口电厂40.80.30%4分宜电厂3102.31%2罗湾电厂210.16%3分宜二期3302.46%1万安电厂5333.97%5九江电厂4203.13%2抱子石电厂400.30%2九江三期电厂7005.22%2廖坊电厂49.50.37%3黄金埠电厂13009.69%2 新余电厂4403.28%2新昌电厂13209.84%2丰城电厂136010.14%4丰电二期电厂140010.44%2萍乡电厂2601.94%2瑞金电厂7005.22%22主要输电网架2010年，500kV永修主变的投运，使南昌地区500kV下网能力得到进一步提高；500kV石钟山变的投运，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，缓解了东三县供电紧张的局势；景德镇新厂及配套工程和500kV洪源变的投运，使景德镇地区电网和景乐地区电网结构得到跨越式的发展。在500kV电网主网架形成初期，采取500kV-220kV高、低压电磁环网运行。220kV-110kV高、低压电磁环网采取解环方式。江西电网通过500kV磁南线和咸梦、线与华中主网相联。随着500kV网络的发展，电网结构的加强，江西电网500kV主网架稳定水平和输电能力较高，但电网末端地区受电能力不足的现象依然存在。2010年，江西电网各重要断面主要受到N-1和同杆并架线路N-2约束。3、继电保护对于220kV系统保护配置及选型，省调进行了全过程管理，参加工程可研和设计审查、标书审查及设备招标。截止2010年底, 江西电网有220kV线路保护装置1023套，除1条用户线路无电源侧按单套配置、4条终端线路及32条电铁线路无电源侧无保护外,全部实现微机双重化。至2010年底，江西电网共有500kV变电站12个（不含鹰潭开关站），220kV厂、站110个（含5个用户站），公司所属220kV及500kV变电站95个，7个220kV变电站及分宜二期没有配置220kV母差保护，共有215套220kV母差保护装置（其中微机保护214套,微机化率99.53%）， 101个厂、站实现220kV母差保护双重化配置(双重化率88.6%),公司所属89个变电站实现220kV母差保护双重化配置(双重化率93.68%)。省调管辖220kV母差保护共有183套（其中微机保护182套），省调管辖110kV母差保护共有7套（其中微机保护6套）。江西电网有500kV主变压器18台， 220kV主变压器205台(其中含14台启备变)，变压器保护433套(含500KV保护36套），全部实现微机型化，有210台主变实现双重化配置(双重化率94.17%)。4、电力通信截止2010年底，江西电力通信网实现了主干通道光纤化、数据传输网络化。全省主干通信光缆总长度6338公里，光通信已经形成了中部、西部、南部、东部环网，均为自愈环网。中、西、南部环网及近郊光纤电路采用北电2.5G SDH光设备，双向通道保护方式；东部光纤通信电路采用华为2.5G SDH设备，四纤双向复用段保护方式；北部光纤通信电路采用ECI 2.5G SDH设备， 1+1设备保护方式。2010年已建成投运覆盖江西电网主要骨干节点的10G智能光网络(ASON)，覆盖省调、各地调和220千伏及以上重要枢纽变电站，共33个站点。全省共有微波电路1280公里。除南九微波、南昌近郊微波为SDH 155M微波外,全省主干微波多为PDH 34M微波，电厂支线微波多为PDH 8M微波。截止2010年底，全省共135个调度对象，其中126个站点为专网双通道，双通道率达93.33%，另外19个站点是使用了租用通道为双通道。但是全省稳控通道由于共设备和共缆路的原因大部分不满足要求，所以全省通信网络总体不够坚强。5、调度自动化江西省调2009年新建了EMS/WAMS一体化系统，采用南瑞科技的OPEN3000，于2010年8月完成华中网调组织的实用化验收。新EMS/WAMS系统投运后，我们对DTS系统进行了升级，与清大高科合作，采用省地一体化模式建设，实现了与赣州地调DTS系统的模型拼接和联合反事故演习功能。江西省调实用化工作入围2010年国网公司典型经验库。江西电网备用调度系统工程自2009年初启动以来，我们严格按照国家电网公司统一方案审查、统一技术规范、统一设计开发、统一组织实施的原则，积极有序推进工程建设。该项目已于2010年8月通过国调的规范化建设验收。国网公司智能电网第二批试点项目 “二次系统内网安全监视平台”已投入使用。地县调控一体化调度技术支持系统建设有序开展。江西省电力公司确立地县调度自动化系统采用地县及调控一体化模式建设，萍乡、抚州、鹰潭、九江、赣西、赣州、景德镇和上饶8个地区新一代地县调控一体化调度技术支持系统先后启动建设（3个已经投运）。调度数据网络双平面建设有序开展，按照国调提出的调度数据网骨干网和接入网建设总体思路，完成了鹰潭地区调度数据网接入网建设，积极推进调度数据网骨干网双平面江西子区网建设和九江、南昌、赣西三个地区接入网建设，启动省调接入网改造工程。三、查评概况为贯彻落实国家电网公司2011年安全工作意见（国家电网安监20112号）以及安全性评价周期的要求，按照华中电网公司统一部署，2011 年4月，江西省电力公司成立了以杨又华副总经理为组长，华山为副组长，本部有关部门和基层参评单位领导组成的第三轮输电网安全性评价领导小组，下设办公室在安监部，主要负责牵头、协调组织安全性评价工作，制定了第三轮输电网安全性评价工作方案。抽调了公司专业骨干组成电网结构与现状、调度运行与计划、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化、变电运行及电气一次设备和电网应急八个专业工作组负责省公司层面的具体查评工作。公司要求有关部门、公司所属各供电公司，超高压分公司，江西省电力科学研究院，信息通信中心，柘林水电厂，调度通信中心，发展策划部，安全监察质量部，生产技术部针对近年来华中电网和江西电网网架结构的变化情况，分析江西电网在网架结构、主设备配置、调度运行、继电保护和自动装置及通信自动化管理等方面存在的问题，找出影响主网稳定运行的安全隐患，提出整改意见，提高电网安全管理和稳定运行水平。查评范围包括电网220kV及以上发供电设备以及从事设备管理、运行维护、检修、试验、调度等部门和单位。江西电网公用主力电厂（含系统外电厂）涉及电网安全的部分按照调度管理关系组织评价或采用发电厂并网安全性评价结果。评价标准为国家电网公司输电网安全性评价（2011年版）。查评时段：输电网安全性评价现状年为2010年。电网运行指标和统计数据截止到2010年底；电网和设备运行重要（重大）事件截止到2011年6月；电网规划评价水平年为2012年和2015年。查评重点为：跨区、跨省（市）电网的安全性、电网主网架结构合理性以及重要输电断面安全性、电网发供电设备选型配置和设备安全运行状况、主力电源电力外送安全性、电网安全稳定运行“三道防线”能力、电网抵御自然灾害能力、电网防止外力破坏措施、电网设备反事故措施落实情况、电网二次系统及信息系统安全性。省公司第三轮输电网安全性评价自查评具体做法是：各单位根据省公司第三轮输电网安全性评价工作方案的要求，对照各自的查评任务，认真梳理问题；省公司八个专业工作小组在基层单位的工作成果基础上，针对江西电网的安全薄弱环节开展查评，并对各参评单位自查的问题进行甄别确认，由专业工作小组进行评分；省公司安全质量监察部将八个专业工作小组提交的查评分报告进行分析核实，提炼汇总出省公司自查评报告，经生产技术、调度、信息通讯、电科院有关部门和单位审核后提交公司领导审定批准。按照方案要求，4月上旬为第三轮输电网安评准备阶段，主要完成了查评组织机构的建立、宣传发动和组织准备及培训；由于安全性评价标准出台较晚，为此，各地市公司和专业小组以电子报审版作为学习、宣贯的依据。4月27日，江西省公司组织各专业工作组长召开了江西电网第三轮输电网安全性评价工作会，要求各专业及时制定查评操作计划书，并由省公司安监部汇总下发。明确了5月至7月为公司所属各单位及各专业小组自查评阶段。5月24日再次召开了公司本部第三轮输电网安评工作推进会，会议要求各专业小组加快工作进度，在7月31日前完成自查评报告，为下一阶段整改做好准备。各专业小组已于7月25日完成自查评工作。目前已完成第三轮输电网安全性评价专题评价选题（江西电网薄弱点分析）和各专业小组自查报告。江西公司同时积极与中国电科院联系，已经安装了输电网、城市电网安全性评价软件系统并于11月中旬对各地市公司、超高压分公司、柘林水电厂相关专业人员开展软件应用培训。4、 开展江西电网第三轮输电网安全性评价专家复查评为提高评价报告的质量和深度，公司安监部组织专家组进行了为期10天的复查评工作。复查评根据电压等级和对电网影响的重要程度选取了4个500kV的变电站及配套线路、6个220kV的变电站及配套线路和5个主力电厂进行复查。复查专家组根据各专业的自查报告所反映的问题到现场一一核实，同时也根据现场的实际情况提出了新的问题和整改建议，总体情况为：电厂升压站运行情况较好，500kV变电站运行问题较少，220kV变电站特别是运行多年的老站相对问题较多。通过专家组复查评，变电站运行部分新发现问题15项，继电保护部分新发现问题1项，电力通信部分新发现问题1项，调度自动化部分新发现问题2项，电气一次设备部分新发现问题3项，共计新发现问题22项。 五、第二轮输电网安全性评价整改情况 公司高度重视输电网安评整改工作，2007年第二轮输电网安全性评价查评发现的问题总数为474项，截止2011年11月30日前已整改467项，整改率为98.52%；尚未完成整改的有7项,占问题总数的1.48%。（具体未完成的单位见附表E）六、第三轮输电网安评自查结果江西输电网安全性评价，标准规定项数为277项，减项数10项，实际评价项数为267项，发现问题67项，其中重点问题29项。标准规定的标准分为8500分，减项分为285分，应得分8215分，实得分为7210分，得分率为87.77%。其中：电网结构与现状标准查评项目56项，减项8项，实际查评项目48项。标准规定分2100分，减项分245分，应得分1855分，实得分1419分，得分率为76.5。发现问题6项，其中重点问题项4项。调度运行与计划标准查评项目25项，减项1项，实际查评项目24项。标准规定分670分，减项分30分，应得分640分，实得分635分，得分率为99.22。发现问题1项。运行方式标准查评项目40项，无增减项。标准规定分760分，实得分755分，得分率为99.34。发现问题1项，其中重点问题1项。继电保护标准查评项目26项，无增减项。标准规定分810分，实得分757分，得分率为93.46。发现问题6项，其中重点问题1项。电力通信标准查评项目24项，无增减项。标准规定分760分，实得分712分，得分率为93.68。发现问题5项，其中重点问题1项。调度自动化标准查评项目14项，无增减项。标准规定分800分，实得分771分，得分率为96.38。发现问题3项，其中重点问题2项。变电站运行标准查评项目41项，无增减项。标准规定分910分，实得分782分，得分率为85.93。发现问题13项，其中重点问题5项。电气一次设备标准查评项目17项，减项1项,实际查评项目16项。标准规定分1290分，应得分1280，实得分1004分，得分率为78.44。发现问题23项，其中重点问题13项。电网应急标准查评项目34项，无增减项。标准规定分400分，实得分375分，得分率为93.75。发现问题9项，其中重点问题2项。现场查评项数汇总表专 业标准评价项数减项数实际评价项数发现问题项数其中重点问题项数电网结构与现状5684864调度运行与计划2512410运行方式4004011继电保护2602661电力通信2402451调度自动化1401432变电站运行41041135电气一次设备171162313电网应急3403492合计277102676729现场查评分数汇总表专 业标准分减项分应得分实得分得分率（%）电网结构与现状21002451855141976.5调度运行与计划6703064063599.22运行方式760076075599.34继电保护810081075793.46电力通信760076071293.68调度自动化800080077196.38变电站运行910091078285.93电气一次设备1290101280100478.44电网应急400040037593.75合计85002858215721087.77六、存在主要问题1. 短路电流问题。随着江西电网电源的大规模集中建设，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遮断容量限制；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。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。3. 东部电网安全稳定问题。2010年，500千伏鹰信双回线同跳，地区低电压问题；500千伏罗安双回线同跳，地区低电压问题。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。2013年，上饶断面为上饶受端电网功率交换断面，是江西电网重要输电通道，大负荷方式下，通道中2回同杆500千伏线路异名两相故障跳闸后，上饶电网将失去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，但上饶供电区将损失大量负荷，可能损失部分重要负荷。5.省调统调机组未进行机组调速系统、原动机建模工作。 6.江西电网220KV线路保护光纤化率较低，约为40%,220KV线路高频保护运行较多。高频保护通道受外界干扰和影响较大，江西电网受高温、雷暴、暴雨、覆冰等恶劣天气影响多，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。7. 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。8. 江西属多雷地区，目前仍有部分变电站110kV、220KV出线未按照国网公司预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施要求加装避雷器；部分运行10年以上变电站接地网未按照规程要求进行抽样开挖检查，有些变电站开挖了但记录不符合要求，如220kV蛇龙变电站运行15年，未进行地网开挖检查抽样；110kV扬眉寺变电站接地电阻不合格且还未进行改造。9. 江西电网部分变电设备运行年限长、技术性能低于现行技术标准的要求，存在健康状况下降、运行可靠性低、因设备停产造成难以保障消缺所需备品备件等问题，对电网安全运行有较大的影响。部分主变油色谱数据异常，如：赣州供电公司220kV嘉定220kV变电站#1主变2011年4月周期例行油色谱分析总烃163L/L（超过注意值），沙洲坝110kV变电站#2主变2011年2月27日油色谱分析氢气超标，且相对2010年数据有增加趋势，赣东北供电公司220kV德兴#2主变油色谱分析总烃超过注意值；部分220kV主变压器未完成抗短路能力校核工作，省内江西变压器厂、沈阳变压器厂早期生产的主变由于厂家被兼并，资料遗失等原因造成未能完成抗短路能力校核，还有部分新投主变也未完成校核工作；对15年及以上的220kV电力变压器未进行油中糠醛测试；部分老旧220kV电力变压器散热器脏污，散热效果不好，本体渗油问题严重。220kV石滩变、昌东、跑马坪、德兴、临川、梅庄、斗门高型布置变电站，运行年限久，存在水泥架构龟裂、表层脱落、钢筋外露等缺陷。10.变电站现场运行规程、图纸等技术资料存在资料不全、图实不相符等问题。如泉田变电站泉老线缺少相关设备试验报告，泉鑫线间隔缺少二次部分竣工图纸。湘东变电站缺少部分交接资料。五陂下变电站10kV高压室高压开关柜没有对应图纸资料。垱岭变电站改造后的图纸未到站，缺少部分二次图纸，并有一些图实不相符情况，现场运规要及时修订，垱岭变电站现场运行规程发布、实施同一时间，不符合规定，变压器紧急事故状态下处理程序应为先处理后汇报。蛇龙变电站部分老设备的一次图纸资料不健全。李家变电站技改后图纸资料为及时移交。五陂下变电站10kV高压室高压开关柜技术资料及安装说明书、合格证、出厂、交接、预防性试验报告不齐全。罗河变35kV南方线新投运，资料未移交。11.雷击是江西电网输电线路故障跳闸的主要原因，线路防雷工作任务艰巨。据统计，220kV及以上输电线路的雷击跳闸次数占总跳闸次数的一半左右，其比重位居各类故障跳闸原因之首。防雷工作存在的主要问题包括：近年来江西省的雷电活动强度居高不下；部分输电线路的防雷设计水平不能满足要求，保护角偏大，如早期使用量较大的ZGUT1塔型；局部地区的接地电阻不满足反措要求，降阻效果不理想；赣南山区短时局部强雷暴天气引起多相闪络、多条线路短时相继闪络的概率较大；防雷改造治理缺乏针对性，对部分防雷措施的使用范围、安装要求认识不够；近年部分批次的可控放电避雷针的效果不良。12. 外力破坏对输电线路安全运行的影响仍是重要问题。据统计，江西电网220kV及以上输电线路的外力破坏跳闸次数约占总跳闸次数的30%左右，其比重仅次于雷击跳闸。外力破坏中吊车碰线和违章施工仍是重点需防控的对象，其主要原因是近两年来，各地高新区开发建设、高速电铁施工、城市绿化种植和临时性的小型基建等项目增多，大量电力设施保护区内的施工未经电力主管部门审批，也未告知电力部门，加上施工人员电力安全意识不强，违章施工时有发生。13. 部分变电站未安装高压脉冲电子围栏或已安装但未投入使用，赣东北、吉安、景德镇、南昌、萍乡、上饶供电公司部分或全部变电站安防系统未与公安110服务系统联网。14. 220kV变电站存在不具备双路由通信通道的问题，如220kV赤田、裕丰、叶家山、瑞金、横田、德兴、香屯变、赛城湖变电站。15. 变电站火灾报警系统存在问题，如吉安公司葛山、永和变电站火灾报警系统运行不稳定，经常出现误报警。景德镇公司蛇龙变报警系统未验收投入使用；李家变未安装报警系统；浮梁变报警系统备用电源未开启；鄱北变报警系统模块已坏。萍乡公司各变电站探测器未定期检验清洗；五陂下变电站无火灾报警及自动灭火装置。鹰潭公司泉塘变、雄石变火灾报警系统无法复归；五湖变防火报警装置无电源。七、改进措施1. 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。2.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；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；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. 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，提高末端电网安全稳定水平。4. 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，提高赣州电网供电可靠性。5. 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。6. 严格按照预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施要求对110kV及220kV出线安装避雷