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1、宣讲主要内容摘要及引言摘要及引言1鄂赣联网稳定运行计算分析鄂赣联网稳定运行计算分析2安全稳定运行控制措施研究安全稳定运行控制措施研究3结论结论41.摘要及引言摘要为了提高鄂赣联网线的输电能力，满足江西电网的用电需求，本文在对鄂赣联网稳定极限计算分析的基础上，结合江西电网的稳定控制系统现状，提出了在500kV梦山和永修变电站加装双套稳控装置，同时对500kV安源、信州、石钟山、赣州变电站稳控装置进行升级改造，使江西电网萍宜仙、上饶、九江、赣州四大区域稳控系统形成联动态势，进一步提升了鄂赣联网的安全可靠性和稳定运行水平。1.摘要及引言引言江西电网已形成500kV双回路主干网架，中部实现环网，通过3
2、回500kV线路与华中电网联网。随着近几年江西电网负荷大幅增长，2011年单日最大受电达到2260MW，逼近了鄂赣联网线路的稳定极限，使江西电网的安全用电受到严峻的考验。为了提高鄂赣联网线的输电能力，满足江西电网的用电需求，在江西电网2012年运行方式的基础上对鄂赣联网3回500kV线路的稳定极限进行了计算分析。1.摘要及引言引言考虑省内电厂不同开机对稳定极限的影响，寻求暂态稳定失稳时采取切负荷措施的合理区域，并按照电力系统“三道防线”的要求，提出了在500kV梦山和永修变电站加装双套稳控装置，同时对500kV安源、信州、石钟山、赣州变电站稳控装置进行升级改造和联调，使江西电网萍宜仙、上饶、九
3、江、赣州四大区域稳控系统形成联动态势的研究方案。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.1江西电网概述预计2012年江西最大负荷15800MW，扣除厂用电、线损，预计全省最高供电负荷14700MW，考虑电厂最大单机700MW的备用容量进行平衡，由于冬季水电枯水调峰能力下降、火电机组因煤炭损失出力较大、机组检修容量大，2012年全年均存在不同程度的电力缺口，12月份的电力缺额将达到2300MW。2012年江西电网仍通过3回500kV线路与华中电网联网，正常运行方式，除220kV南观I、II回电磁解环外，全网其余220kV及以上线路均合环运行。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.1 热
4、稳定计算鄂赣断面3回500kV线路其中一回检修，再一回线路N-1故障，热稳定极限2400MW。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（1）在冬川受（湘受电，川受电，渝外送）方式，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，未采取措施，鄂赣断面暂态极限为3950MW，电压失稳，电压曲线详见图1所示。图1：咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，电压曲线2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（1）在冬川受（湘受电，川受电，渝外送）方式，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，采取切负荷措施，切除江西电网负荷725MW后，电压恢复稳定，详见图
5、2所示。图2：咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，切725MW负荷，电压曲线2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（2）在冬湘送（湘外送，川外送，渝受电）方式，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，未采取措施，鄂赣断面极限为3360MW，电压失稳，详见图3所示。图3：咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，母线电压曲线2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（2）在冬湘送（湘外送，川外送，渝受电）方式，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，采取切负荷措施，切除负荷707MW后，电压恢复稳定，详见图4所示。图4：咸梦II线三相短路
6、故障，咸梦I线同跳，切707MW负荷，电压曲线2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算基于冬川受运行方式进行计算，主要分析江西省内火电厂不同开机方式对暂态稳定水平的影响，在火电厂不同开机方式，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，暂态稳定极限结果如表1所示。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算可以看出，各种开机方式下，暂态稳定极限相差不大，均处于3770MW4000MW之间，其中西南部地区火电机组满发时，暂态稳定极限相对较高，达到4000MW（方式5），而西南部地区火电开机较少时，暂态稳定极限相对较低，为3770MW（方式3）
7、。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（4）区域切负荷量比较分析基于冬川受鄂赣断面潮流3950MW进行计算，咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳，暂态稳定失稳时采取切不同区域负荷措施，结果如表2所示。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.2 暂态稳定计算（4）区域切负荷量比较分析由计算结果可知，各种运行方式的切负荷量在670MW921MW之间，在所需切负荷量的比较中，依次为南部地区（方式8）西部地区（方式7）东北部地区（方式6）中北部地区（方式5）。由此可见，切中北部地区负荷效果最佳，若按比例平均切除各供电区负荷，则需切负荷761MW。2.
8、鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.3 静态稳定计算（1）正常方式，在鄂赣断面3890MW基础上进行计算，同增鄂三峡5台760MW机组出力，相应减少江西5台火电机组出力，即黄金埠电厂2台650MW机组、井冈山电厂二期1台660MW机组、景德镇电厂二期1台660MW机组、新昌电厂1台700MW机组，静态稳定计算结果为稳定。正常方式鄂赣断面静态稳定极限在7000MW以上，远高于暂态稳定极限。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.3 静态稳定计算（2）在咸梦I、II回断开方式，鄂赣断面仅磁永线1回500kV线路，在鄂赣断面2400MW基础上进行计算，同增鄂三峡2台7
9、60MW机组出力，相应减少黄金埠电厂2台650MW机组出力。当黄金埠电厂2台机组总出力降至70MW时，静态稳定计算结果为稳定，此时磁永线输送有功功率约3550MW；当黄金埠电厂2台机组总出力进一步降至50MW时，静态稳定计算结果为不稳定。由此判断鄂赣断面单回500kV线路时，静态稳定极限为3550MW左右。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.4稳定计算结果分析（1）根据以上计算结果，最严重大扰动情况，为咸梦II线三相短路故障，咸梦I线同跳。在冬川受方式下，鄂赣断面暂态稳定极限约3950MW；在冬湘送方式下，鄂赣断面暂态稳定极限约3360MW。由此可以看出鄂赣联网三回联络线稳
10、定极限受限于热稳定极限。（2）不同开机方式对暂态稳定极限影响较小，其中西南部地区火电机组满发时，暂态稳定极限相对较高，西南部地区火电开机较少时，暂态稳定极限有所降低，降幅在1%以内。2.鄂赣联网稳定运行计算分析2.2 稳定计算分析2.2.4稳定计算结果分析（3）暂态稳定失稳时，需要采取切负荷措施，切除不同片区负荷，所需切负荷量有所差异。切除南昌周边片区负荷时，所需切负荷量相对较少，切除远离南昌片区负荷时，所需切负荷量相对较大。（4）目前上饶地区、九江地区、萍宜仙地区、赣州地区均配置了区域稳定控制系统，其中上饶地区稳控系统最大切负荷量为200MW，九江地区稳控系统最大切负荷量为220MW，萍宜仙
11、地区稳控系统最大切负荷量为210MW，赣州地区稳控系统最大切负荷量为270MW，共计切负荷总量为900MW，能够满足切负荷量的要求。3.安全稳定运行控制措施3.1 稳定控制系统现状截至2011年底，已投入运行的稳定控制系统有：西南部外送稳定控制系统（包括井冈山一期、井冈山电厂二期、瑞金电厂、罗坊变、文山变、吉安变、龙岗变稳定控制装置），赣州电网稳定控制系统（包括赣州、虎岗、燕丰、埠头、山田变、渡口变、瑞金变、坪岭变、嘉定变、金堂变稳定控制装置），九江电网稳定控制系统（包括石钟山变、海山变、新港变、九钢变、铅锌变、红光变稳定控制装置），上饶电网稳定控制系统（包括信州变、龟峰变、上饶变、玉山变、茅
12、家岭变、王源变稳定控制装置），萍宜仙电网稳定控制系统（包括安源变、渝水变、仙女湖变、袁州变、五陂下变、跑马坪变、泉田变、湘东变、下浦变稳定控制装置），丰城电厂二期稳定控制装置，黄金埠电厂稳定控制装置，九江电厂三期稳定控制装置，丰城电厂一期稳定控制装置，贵溪电厂二期稳定控制装置，柘林电厂稳定控制装置，景德镇电厂稳定控制装置，分宜电厂稳定控制装置。 3.安全稳定运行控制措施3.2 稳定控制系统配置方案依据稳定计算结果，对鄂赣联网线路稳定控制系统配置如下：（1）鄂赣联网线路一旦发生“n-2”故障存在暂态稳定以及热稳定问题，因此考虑在500kV永修、梦山变电站增加双套稳定控制装置。（2）500kV信州
13、、石钟山、安源、赣州变电站已有稳控装置增加与500kV永修变电站的通信通道，并进行软件和策略表修改。3.安全稳定运行控制措施3.2 稳定控制系统配置方案依据稳定计算结果，对鄂赣联网线路稳定控制系统配置如下：（3）500kV永修、梦山变电站稳控装置与上饶地区、九江地区、萍宜仙地区、赣州地区区域性稳定控制系统共同组成鄂赣联网稳定控制系统。500kV永修变电站的稳定控制装置为鄂赣联网稳定控制系统的主站，500kV梦山变电站的稳定控制装置为鄂赣联网稳定控制系统的分站，将采集的信息上送500kV永修变电站，500kV信州、石钟山、安源、赣州变电站的稳定控制装置为鄂赣联网稳定控制系统的执行站，接收500kV永修变电站稳控装置发送的切负荷命令后，向各自区域内的稳定控制装置转发切负荷命令。4.结论随着江西负荷的不断增长，受鄂赣联网线输电能力的限制，未来江西受电将受到严重影响。本文在进行大量稳定计算的基础上，提出了在500kV梦山和永修变电站增加双套稳控系统，同时对500kV安源、信州、石钟山、赣州变电站稳控装置进行升级改造和联网，使江西电网萍宜仙、上饶、九江、赣州四大区域稳控系统形成联动态势，进一步提高了鄂赣联网的安全稳定运行的可靠性，大大提升了江西电网的受电能力，将会对社会效益和经济效益的增长产生长远的影响。
