鄂赣联网安全稳定运行控制措施的研究.pptVIP

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。 宣讲主要内容 摘要及引言 1 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 3 结论 4 1.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