电网“十二五”规划前电网运行分析与风险评估报告电网公司供电局2010年05月第一部分十二五规划前电网运分析1、2009年新（改）建项目及设备规1.1 2009年新投产发电机组,容要求见下表表1 2009年度电网新投产机组统计表注：新投产机组只统计地调直接调度的机组。

1.2 2009年度网区新（改）建输电线路表2 2009年度电网新（改）建输电线路注：只统计地调调度管辖的35kV及以上线路。

1.3 2009年度网区新（改）建变压器表3 2009年度电网新（改）建变压器2、2009年底地区电网规模2.1 2009年末总装机情况表4 2009年底电网直调发电机组一览表2.2 2009年输变电设备情况网区各电压等级输电线路条数、总长度，各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量，见表5。

表5 2009年底电网输变电设备情况表2.3无功补偿设备配置情况网区各220kV站无功补偿设备情况，见表6。

表6 2009年底电网各220kV站无功补偿设备情况一览表2.4县网小水电情况统计网区各县网小水电装机容量及年发电量，具体要求见表7。

表7 2009年底电网县网小水电情况2.5 2009年末地区电网地理接线图2009年末网区地理接线图及系统一次接线图见附图一、附图二。

3、生产、运行指标完成情况3.1地调直调电厂发电情况统计各地调直调电厂及水火电分月发电量、最大电力、利用小时，具体要求见表8。

表8 2009年电网直调电厂发电情况单位: 万kWh, MW专业DOC资料.专业DOC资料.3.2购电量、售电量完成情况本电网购电量及售电量完成情况，同比增长情况、完成年计划情况。

见表9。

表9 2009年电网月购电、售电表单位： MW.h3.3 网区负荷情况3.3.1网区负荷特性2009年及分月最大负荷、最大峰谷差，见表10、表11。

表10 2009年电网负荷特性指标表单位：MW注明：网区负荷包括为购主网负荷和网区小水电。

表11 2009年电网分月负荷、峰谷差及峰谷比单位：MW注： 1、指购主网负荷(包括网区小水电)2、负荷率=日平均负荷/日最高负荷，峰谷比=日最低负荷/日最高负荷3.3.2 典型日负荷曲线季度典型日负荷曲线，电网最大负荷日网区日负荷曲线，网区最大负荷日负荷曲线。

见表12。

表12 2009年电网典型日负荷曲线单位：MW注：网区总负荷不包括小水电负荷。

2009年度第一～四季度典型日负荷曲线图：3.4 电压情况3.4.1 网区电压合格率统计表表13 2009年电网电压合格率统计表表14 2009年电网各电压等级电压统计表5010015020025030035040045050055060065001234567891011121314151617181920212223243.4.2 2009年电网电压情况分析3.4.2.1、供电电压合格率指标完成情况及分析我局综合电压合格率为99.41%，A类99.44%，B类98.99%，C类99.68%，D类99.45%，E类98.89%，均完成公司考核指标。

从以上数据看，我局E类母线电压合格率累计完成情况较差，主要原因是220kV母线电压合格率偏低由电压越上限引起。

220kV系统电压受500kV系统影响较大，高峰时段当500kV变退出全部低抗投入电容时，容易造成220kV系统电压靠近上限运行，无功就地平衡困难。

在低谷时段，由于处丰水期运行，网区地方小水电出力增多，从主网输送的负荷轻，地方小水电向主网倒送无功运行，造成220KV变电站无功过剩电压越上限运行。

3.4.2.2、220kV变电站无功电压监测和考核情况统计及分析2009年，剔除客观因数造成的考核不合格点，我局220kV变电站主变高压侧无功电压合格率累计完成98.37%。

完成公司下达考核指标。

引起考核不合格点的主要原因是：（1）我局的220kV车河变、永丰变10kV侧带重负荷运行，主变压器中压侧无分接开关，无功电压调节困难。

由于500kV系统供到220kV母线的电压普遍偏高，有时主变压器有载调压开关调至第I档后110kV母线电压仍然偏高，而10kV母线电压却偏低。

由于10kV无功补偿电容器组单组容量较大，当电容器组投入时，容易造成220kV母线电压越上限，甚至无功倒送至220kV主网。

如不进行补偿，则10kV电压越下限运行，使用户端电压偏低，不能正常生产。

（2）500kV变属于“西电东送”主通道上的一个节环点，南网总调对它的电压调节更多的是考虑南方电网，由于有500kV变电源的支撑，我局存在220kV系统母线电压普遍偏高的现象，无功电压调控难度大，合格率低。

（3）境区域水电厂虽说由地调统调无功，但是由于其机组性能原因，无功调节性能比较差，无功出力不能及时根据电网无功潮流分布进行合理调整，严重影响220kV主变压器高压侧功率因素考核。

提高电压合格率采取的措施：1）、高度重视无功电压问题，继续加强无功电力调度和管理，加大变电站无功电压运行管理和无功补偿设备管理的考核力度，强化管理标准的贯彻执行，提高有关部门人员的责任心。

2）、继续加大无功补偿设备的投入力度。

为实现无功电力分层分区平衡的要求，要继续加大无功设备的投入力度，在新建、改扩建项目设计时应根据电网结构、潮流分布等情况建设相应的无功补偿设备，不留缺口，凡纳入建设计划的无功补偿设备应与有功建设配套，同时建设，同时投产。

3）、加强无功补偿设备的运行维护和缺陷处理工作，提高电容器的可用率。

加强对变电站无功补偿装置及相关设备的巡视、测温等工作，及时发现存在的缺陷，对存在问题不能投运的无功补偿设备，要及时进行处理和改造，尽可能提高无功补偿设备的健康水平。

4）、加强对低压配网无功补偿设备的维护管理工作，加大低压配网无功补偿力度。

对现有的低压无功补偿装置要加强维护和管理，高峰时段，必须使安装在配网二次侧的补偿电容器最大程度的发挥效益，以减轻对主网无功补偿的压力。

对已失去作用的低压无功补偿设备要进行技术改造。

5）、加强对地方小电源和用户无功功率的管理和考核。

为保证系统电压运行在合格围，高峰时段应尽量增加电源的无功出力，提高用户功率因数，低谷时段严禁地方小电源和用户向主网倒送无功运行。

6）、合理安排电网运行方式。

电力系统各电压等级的无功电压水平是紧密相联的，提高电网的电压水平需要中调、地调、县调各级运行及管理人员的密切配合，各级管理人员要加强沟通，研究如何充分利用现有的无功补偿设备，对出现的电压问题及时提出解决措施，。

7）、在现有的依靠人工调控的条件下，要求运行部门加强对变电站无功电压调整有关规定的培训学习，提高对无功电压合理调控重要性的认识，避免人为判断不合理和采取不合理的调控方案。

对一些长期不运行的电容器，要合理拟定无功电压轮换调节方案，合理投切电容器。

8）、督促上级主管部门应尽快解决AVC系统存在的问题，验收应用无功电压控制的自动化，通过科技手段来实现优化区域无功优化和电压质量控制，提高自动化水平，最大限度减轻运行人员无功设备调节工作量，避免人为调控的不合理现象。

9）、突出重点抓好220 kV变电站无功电压管理工作。

要求根据调度中心下达的220 kV变电站电压曲线及不同时段主变一次侧功率因数控制围加强对变电站、地方小电源及用户的无功管理工作，制定具体的无功电压控制措施。

积极与中调联系，配合调整220kV系统电压。

3.5 2009年度电网安全自动装置正确动作率及简要分析说明至2009年底，网区安全自动装置配置情况及动作情况如下表：表 15 2009年电网安全自动装置情况截止2009年12月31日，我局所辖变电站的线路保护、主变保护及安全自动装置除检修时间外，均可根据需要投入运行，装置投运率达100%。

电网继电保护运行情况良好。

全年继电保护装置总动作次数为924次，正确动作924次，正确动作率100%；备自投装置总动作次数 8 次，正确动作率100%。

低频低压减负荷装置、低频低压解列装置均按要求投入运行，装置运行状况良好。

3.6 2009年度电网线损率及简要分析说明3.6.1 网区2009年度线损率完成情况表对网区年度线损率完成情况、与去年同比情况，采取的主要降损措施进行分析。

表16 2009年电网线损率完成情况表单位：MWh3.6.2 网区4年来的线损指标完成情况统计表3.6.3电网线损损失率情况分析：2009年1～12月全局供电量358041.5829万kW·h，售电量346636.9680万kW·h，线损率2.99%，同比升上0.47个百分点，本年线损率偏高的原因：1）、今年供电量补了2004～2008年拨贡电厂农免电量7145.438MW.h，拉动线损率上升0.2个百分点，在考核时应扣除这一因素影响，供电量减去这分部电量，则线损率为2.99%，控制在3%以。

2）、今年负荷上升，由于供售电量抄表时间差，负荷分布不均，线损率同比上升。

3.7 发输变电事故造成的停电最大电力、全年的停电电量2009年电网共发生了110kV及以上线路跳闸事故共54起，35kV及以下线路跳闸事故共479条，除去线路跳闸后重合成功或跳闸线路为空载线路(或环网线路)，未引起电量损失外，共损失电量152.8Mkw.h。

2008年发输变电事故造成的停电电量统计表:(单位：电力MW 电量MW.h)3.8 计划用电、错峰（含避峰）用电及拉闸限电情况年计划用电、错峰（含避峰）用电及拉闸限电情况。

见表18。

表17 2009年电网计划用电、错峰用电及拉闸限电情况表单位：万kWh ,MW说明：2009年电网供电形势平稳，全年没有出现错峰、拉闸限电情况。

3.9 网区各趸售县供电情况网区各趸售县全年供电情况，见表18。

表18 2009年电网各趸售县供电情况单位:万kWh, MW备注：各县市的供电量包含本身的小水电电量。

3.10 检修计划执行情况表19 2009年电网检修计划执行情况表根据局年度计划安排1513项停电工作，实际完成1394项，计划完成率为：92.13%，计划未完成的主要原因是：（1）由于用户原因无法停电的。

（2）配网工作未按时通过验收接火。

（3）原计划实施的工作，由于天气原因、施工设计方面等原因，未能按时完成。

（4）施工单位人手不足，同时进行金城江站、宜山站、老街站等变电站的技改施工，导致工程不能如期完成。

（5）技改、大修任务繁重。

（6）没有备品备件，因此未能完成永丰站10kV#1、#2电容器的消缺工作。

加强计划管理、减少重复停电的措施：（1）生技部督促各部门及时上报月度计划，还应督促外单位进行的技改项目报停电计划，涉及中调管辖的设备必须在每月的22日前上报，上报时注意其他部门需要配合的工作要同时安排，避免重复性停电工作。

（2）在技改、定检工作较多时，生技部应安排召开停电协调会，落实具体的停电时间和需要其他部门协调的工作，特别是涉及用户停电的更要统筹安排，停电计划在每月1日前应正式公布，以便各部门按此安排工作。