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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Ⅰ、Ⅱ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2.5GSDH光设备，双向通道保护方式；东部光纤通信电路采用华为2.5GSDH设备，四纤双向复用段保护方式；北部光纤通信电路采用ECI2.5GSDH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SDH155M微波外,全省主干微波多为PDH34M微波，电厂支线微波多为PDH8M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[2011]2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