2013年XX电网年度运行方式

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审核：

编写：

XX供电局

二零一三年一月

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前言................................................................................................................................................... 3 第一章 2013年新（改）建设备投产计划 .................................................................................. 1

1.1 2013年XX电网发电机组投产计划 ............................................................................. 1 1.2 2013年XX电网新、改建变压器投产计划 ................................................................. 1 1.3 2013年XX电网新、改建110kV及以上输电线路投产计划 ..................................... 2 1.4 2013年底XX城区电网规划地理接线图，见附图1。 .............................................. 3 1.5 2013年底XX主网电网规划地理接线图，见附图2。 .............................................. 3 1.6 2012年底XX电网接线示意图，见附图3。 .............................................................. 3 1.7 2013年底XX电网接线示意图，见附图4。 .............................................................. 3 第二章 XX电网发电预测 ............................................................................................................ 3

2.1 XX电网典型直调水电厂来水情况及水库运用计划 ................................................... 3 2.2 XX电网直调电厂发电计划 ........................................................................................... 4 第三章 XX网区电力电量平衡 .................................................................................................... 5

3.1 2013年新增主要用户及其用电量、投产时间。 ......................................................... 5 3.2 2013年XX电网负荷预测 ............................................................................................. 6 第四章 输变电设备检修计划 ....................................................................................................... 7

4.1 发供电设备检修安排原则 .............................................................................................. 7 4.2 发电设备检修安排原则 .................................................................................................. 8 4.3 供电设备检修安排的原则 .............................................................................................. 8 4.4 2013年XX电网重要输电设备检修计划 ................................................................... 10 第五章 网络结构 ......................................................................................................................... 11

5.1 网络结构变化 ................................................................................................................ 11 5.2 220kV网络正常运行方式 ............................................................................................ 12 5.3 110kV网络正常运行方式 ............................................................................................ 15 5.4 110kV网络变压器中性点接地方式 ............................................................................ 22 5.5 35kV网络运行方式 ...................................................................................................... 24 5.6 10kV配网运行方式安排原则 ...................................................................................... 24 5.7 XX电网电磁环网情况 ................................................................................................. 24 第六章 XX电网典型检修运行方式 ............................................................................................ 25

6.1 220kV网络典型检修运行方式 .................................................................................... 25 第七章 潮流计算与分析 ............................................................................................................. 27

7.1 潮流计算数据 ................................................................................................................ 27 7.2 潮流计算结果分析 ........................................................................................................ 30 第八章 正常及主要检修方式的反事故措施 ............................................................................. 34

8.1 500kV系统潮流稳定情况 ............................................................................................ 34 8.2 220kV系统潮流稳定情况 ............................................................................................ 35 8.3 电网正常方式下和检修方式下的反事故措施 ............................................................ 36 第九章 重要厂、站、用户保安电源 ....................................................................................... 39 第十章 计划用电及负荷管理 ................................................................................................... 40

10.1 XX网区超计划用电限电序位表、事故限电序位表 ............................................... 40 10.2 XX电网负荷侧备用方案 ........................................................................................... 40 10.3 XX网区避峰错峰方案 ............................................................................................... 41 第十一章 无功与电压 ................................................................................................................. 42

11.1 XX电网2012年底无功补偿设备 ............................................................................. 42 11.2 无功平衡情况 .............................................................................................................. 43 11.3 系统电压情况 .............................................................................................................. 44 第十二章 XX网区经济运行方案 ................................................................................................ 46

12.1 XX网区经济调度方案 ............................................................................................... 46 第十三章 安全自动装置的配置情况和整定方案 ..................................................................... 49

13.1 自动重合闸的配置原则和运行规定 .......................................................................... 49 13.2 110kV备自投装置的配置和投退要求 ...................................................................... 51

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13.3 低频低压减负荷方案 .................................................................................................. 54 13.4 小电源解列装置的配置和投退规定 .......................................................................... 58 第十四章 2013年XX电网运行分析及对策 .............................................................................. 62 附录一： XX电网220kV线路热稳定限流表 ......................................................................... 70 附录二： XX电网110kV线路路热稳定限流表 ..................................................................... 72 附录三： XX电网220kV、110kV变压器限流表 ................................................................... 75 附录四： XX电网各厂站母线最大短路电流表（单位：A） ............................................... 78 附录五： 2013年XX网区超计划用电限电序位表 ................................................................ 81 附录六： 2013年XX网区事故限电序位表 ............................................................................ 86

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前言

2012年底XX电网所辖范围包括XX市及十二个县。网内共有变电站67座，变电总容量为8633MVA。其中500kV变电站1座，容量1500MVA；220kV变电站14座，容量3380MVA；110kV变电站53座，容量3753MVA。110kV及以上线路，总长度约3075km，其中220kV线路34条，1575km，110kV线路66条，长度约1500km。

2012年末XX电网统调装机容量达到1183.3MW，其中地调直调机组容量372.6MW，县调直调机组810.7MW。

2013年XX电网计划投产机组容量为254.7MW，主要为风电机组。预计2013年底发电装机容量为1438MW。预计2013年XX电网电力电量需求仍保持一定幅度增长，同比增长约15%。预测今年售电量将达到74亿千瓦时，预计全网最高负荷为1600MW，同比增长约10%。

2013年电网安全基本形势：负荷水平保持较快的增长势头，XX网区的供电形势不容乐观。预计2013年XX电网的负荷较全年同期相比，增长幅度大约在10%-15%左右。夏季高温天气时段，迎峰度夏期间XX电网用电需求较去年同比增长率约为10%。

XX电网小水电资源丰富，统调小水电机组多为径流式电站，汛期水电出力变化较大，小水电管理存在一定的困难。2013年又将增加约247.5MW左右的风电机组，这些因素直接影响了电网负荷预测的准确性，同时给地区电网的安全、稳定运行也带来了一定的风险。

2013年电网基建任务较重，基建施工需电网设备配合停电时间较长，不利于电网的安全稳定运行。

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第一章 2013年新（改）建设备投产计划

1.1 2013年XX电网发电机组投产计划

2013年末XX电网统调装机容量达到1190.5145MW，其中地调直调机组容量379.8145MW，县调直调机组810.7MW。

2013年计划投产发电厂（场）6座共计容量254.7MW（其中水电1座7.2MW，风电247.5MW）。若网区内风电机组均归地调调管，2013年底XX电网地调直调机组容量达733.5145MW。2013年XX电网直调的发电机组投产计划，见表1所示。

表1 2013年XX电网计划新投产发电机组表

序号 厂及 机组名 容量 机组 接入电压 接入 （MW） 类型 等级（kV） 变电站间隔 49.5 风电 风电 风电 水电 风电 风电 220 220 110 35 110 110 湘山站新建间隔 湘山站新建间隔 和平站106 产权单位 预计投产日期 1 天湖风电场 国电广西分公司 2013.10 国电广西分公司 2013.12 2 昌盛坪风电场 49.5 3 南山风电场 49.5 4 兴安川江电站 2*3.6 5 6 合计 兴安唐家冲风电场 兴安源江风电场 49.5 49.5 254.7 大唐XX新能源有限2013.10 公司 溶江站35千伏XX大禹水利基础设2013.12 新建间隔 施建设投资公司 溶江站110千伏中电投广西金紫山间隔 风电有限公司 2013.10 2013.10

1.2 2013年XX电网新、改建变压器投产计划

2013年计划扩建220kV主变1台，扩容220kV主变2台，合计新增220kV变电容量270MVA；新建110kV变电站2座，扩容主变2台，扩建主变2台，新增110k变电容量200MVA。2013年XX电网新建、改建变压器投产计划见表2所示。

表2 2013年XX电网新、扩建变压器投产计划 序号 1 名称 挡村站扩容 容量电压比调压方式 低压电容器 计划投编号 （MVA） （kV） （Mvar） 产日期 #1、#2 2*150 220/110/10 有载 4*8(扣除原有2*10) 2013.11 1

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220/110/35 110/10 110/35/10 110/10 110/35/10 110/35/10 2 3 4 5 6 7 合计 木棉站扩建 栗塘站 北门站 定江站 新坪站 源河站 #2 #1 1*150 1*50 有载 有载 有载 有载 有载 有载 2*5 4+6 1*5.1 6+4 2013.10 2013.12 2013.10 2013.11 2013.08 2013.08 #1、#2 2*50 #1 #2 #2 50 40 40 730

1.3 2013年XX电网新、改建110kV及以上输电线路投产计划

2013年计划新、改建110kV及以上线路项目13项，共计157.61km。2013年XX电网新(改)建110kV及以上输电线路投产计划，见表3所示。

表3 2013年XX电网新、改建110kV及以上输电线路投产计划 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 线路名称 凯歌-胡家站I回 凯歌-胡家站II回 挡村站-栗塘站 栗塘站T接挡瓦线 大丰站-定江站 定江站至大北线T接点#10-#11 湘立牵线 南溶源兴牵线 大灵牵线 侯二牵线 长度电压等级 （km） 17 17 9.7 0.9 4.4 1.3 40.01 0.7 13 4.8 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 型号 LGJ-240/40 LGJ-240/40 LGJ-400/50 LGJ-240/40 LGJX-240/40 LGJX-400/50 LGJX-400/50 LGJ-150/35 LGJ-150/35 LGJ-150/35 LGJ-150/35 计划投产日期 2013.06 2013.06 2013.12 2013.12 2013.11 2013.11 2013.4 2013.1 2013.2 2013.4 2

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11 12 13 合计 飞嘉二牵线 苏永牵线 苏石永牵线 7.8 22 19 157.61 110 110 110 LGJ-150/35 LGJ-150/35 LGJ-150/35 2013.1 2013.3 2013.3

1.4 2013年底XX城区电网规划地理接线图，见附图1。

1.5 2013年底XX主网电网规划地理接线图，见附图2。

1.6 2012年底XX电网接线示意图，见附图3。

1.7 2013年底XX电网接线示意图，见附图4。

第二章 XX电网发电预测

2.1 XX电网典型直调水电厂来水情况及水库运用计划

XX电网典型直调水电厂来水情况及水库运用计划要求见表4所示。

表4 2013年XX电网水库运用计划 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 项目 入库流量 6.66 8.60 24.1 42.1 58.4 （m3/s） 入库水量 0.178 0.21 0.645 1.09 1.56 （亿m3） 发电量（ 万122 11 17 328 1112 青狮kWh） 潭电最大出力 4 4 4.7 13.2 17 厂 （MW） 97.7 53.4 12.3 4.84 3.45 10.7 10.6 2.53 1.43 0.328 0.125 0.093 0.278 0.283 8.75 861 954 652 466 384 15 72 4994 18.1 14.6 12.2 12.8 11.3 5.3 5.4 18.1 月末库水位 211.93 212.85 215.95 218.35 218.4 223.98 224.64 222.6 220.07 217.58 218.58 219.15 （米） 耗水率 14.2 14.4 15.2 14.3 13.3 13.9 12.3 12.5 13.9 14.6 12.1 13.2 （m3/kWh） 入库流量 1.63 2.11 3.41 5.17 5.78 4.90 5.49 3.67 2.66 1.82 3.29 1.78 （m3/s） 银河入库水量 电站 （亿m3） 439 512 914 1339 1547 1270.9 1471 982 690 488 853 477 11202 发电量（ 万658.11721.1912.887.41097.565.08 1176.6 1990.4 1893.2 1263 628.2 614.14 14408 kWh） 4 8 3 6 2 3

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最大出力 （MW） 18 25 27 27 27 25 27 27 20 18 24 12 27 月末库水位 735 735.31 735.5 735.61 735.61 735.3 735.31 735.31 735.3 735.35 735.3 735.32 （米） 耗水率 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 0.77 （m3/kWh） 0.77 0.77 0.77

2.2 XX电网直调电厂发电计划

2.2.1 XX电网直调机组发电预测见表5所示。

表5 2013年XX电网直调机组发电预测表（ 亿kWh 、 MW）

月份项目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 合计 2012年实际 0.25 0.31 0.77 1.13 1.45 1.35 1.15 0.78 0.44 0.23 0.72 0.54 9.12 发发电量 电量 2013年预测 0.50 0.31 0.67 0.95 1.33 1.30 1.02 0.62 0.42 0.20 0.56 0.46 8.34 发电量 2012年实际144.5 77.9 182.9 228.3 254.3 262.4 262.4 最最大出大力 出2013力 年预测134.7 69.5 153.6 210.3 235.9 241.7 220.9 最大出力 2012年实际5.5 14.5 51.4 78.7 138.2 103.4 67.8 最最小出小力 出2013力 年预测47 15.2 46.8 76.8 129.6 89.7 51.5 最小出力 187.3 136.3 78.2 223.9 177.1 262.4 165.2 126.7 75.6 189.5 156.2 241.7 57.8 16.3 5.5 21.6 22 5.5 46.2 12.3 4.9 19.6 20.9 4.9 预计2013年XX电网小水电的出力在第一季度仍将维持枯水状况。鉴于去年水情较好，预计今年丰水期的小水电出力与去年持平或略微减少。

2.2.2 影响直调电力最大可能出力的原因分析

XX电网直调小水电数量众多，装机容量居全广西之首。XX电网直调小水电的特点是众多小水电多为泾流式电站，受降雨量的影响

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大，调节性能差。拦江截流的低水头大流量水电站，涨水时，受尾水位的影响，出力大减；枯水时，只有10-30%的出力。县级的电网峰谷差较大，往往是照明时段（17-22点）负荷最高，低谷时段（23-6点）负荷最少。小水电多的县，其主要负荷多为冶炼厂用电，因此调配好大宗工业的用电，使之随小水电的出力而变化，管理好冶炼厂的用电，充分利用小水电能，根据自发电能力，电站不弃水，投入生产的冶炼厂又为最多，使电站、供电企业、厂矿企业三方的效益达到最佳。

第三章 XX网区电力电量平衡

3.1 2013年新增主要用户及其用电量、投产时间。

2013年新增主要用户及其用电量、投产时间见表6所示。

表6 2013年新增主要大用户情况表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 用 户 名 中国化工橡胶XX有限公司 XX鑫友光伏科技有限公司 XX金殿冶炼有限责任公司 XX桂冶粉磨机械有限公司 XX市自来水公司 兴安县松平铁合金有限责任 公司 竹梅洞牵引变电站 二塘牵引变 灵川牵引变 兴安北牵引变电所 立培村牵引变电所 XX桂冶粉磨机械有限公司 XX桂冶实业有限公司 伟业铁合金有限公司 全州县天马有限公司枧塘分公司 容量（万最高负荷 KVA） (万KW) 4.50 0.50 1.63 1.75 1.00 2.50 6.40 7.20 8.20 7.20 6.40 1.75 1.08 2.50 1.25 3.50 0.45 1.43 1.26 0.72 1.80 5.76 6.48 7.38 6.48 5.76 1.20 0.97 2.25 1.13 计划投产时间 2013年3月 2013年9月 2013年2月 2013年10月 2013年12月 2013年4月 2013年1月 2013年2月 2013年1月 2013年1月 2013年1月 2013年12月 2013年12月 2013年12月 2013年12月 供电企业名称 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 XX供电局 临桂供电公司 临桂供电公司 兴安供电公司 全州水电公司 5

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16 17 18 19 银羽冶炼厂 广西兆虹锰业 文华锰业 镧鑫硅锰有限公司 合计 1.25 0.80 5.00 1.30 62.205 1.13 0.72 4.50 1.17 2013年12月 2013年12月 2013年12月 2013年12月 灌阳水电公司 平乐水电公司 平乐水电公司 资源水电公司

3.2 2013年XX电网负荷预测

2013年XX电网负荷全年受大网缺电影响。

XX是著名的旅游观光城市，其用电负荷的主要特点是工业负荷相对较少，居民生活用电等负荷比例较高。XX网区负荷曲线受雨水气候影响非常明显，其负荷谷峰相差很大，主要表现在天气炎热和寒冷天气时负荷达到最高,则峰谷差加大、负荷率降低；丰水季节小水电出力充裕，县网倒送大网负荷较多或对大网电量需求减少、负荷率水平明显降低。

根据2013年XX市经济发展，结合2012年XX全网售电实际分析，预测2013年第一季度维持较快增长速度，增长幅度在15-21%，二季度较去年同比增长速度放慢，增长率8%-12%，第三、四季度增长率约在15%左右。

预计2013年XX电网供电量为77.5亿千瓦时，同比增长约12%。 预计2013年XX电网最高负荷将达到1600MW，较2012年最高负荷1462.69MW,增长约137.31MW，同比增长9.39%。预计XX城区负荷510MW，较2012年最高城区负荷486MW,增长约24MW，同比增长4.93%。

2013年XX电网分月负荷、发电量和售电量见表7所示。

表7 2013年XX网区预测负荷、发电量、售电量表

项目/ 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 全年 时间 网区最大1510 1410 1382 1271 1263 1173 1300 1432 1394 1384 1523 1600 1600 负荷（MW） 6

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网区最小452 负荷（MW） 网区最大负荷增长15 率（%） 434 486 409 407 450 503 516 536 576 512 569 407 8 12 12 10 10 10 10 10 10 11 12 网区平均880 654 负荷（MW） 网区需电量 7.4 5.3 （亿kWh） 需电量增15 长率（%） 780 830 835 845 895 898 860 868 870 910 5.7 6.1 6.3 6.5 6.4 6.2 6.3 6.8 6.9 7.6 77.5 8 12 14 11 12 12 12 10 8 8 8 售电量 7.2 5.1 （亿kWh） 售电量增15 长率（%） 8 5.4 5.8 6.1 6.3 6.1 6.0 6.0 6.5 6.6 7.3 74.4 12 14 11 12 12 12 10 8 8 8 11.8

第四章 输变电设备检修计划

4.1 发供电设备检修安排原则

发供电设备检修应遵循“应修必修、修必修好”的原则。强化检修管理，提高检修质量。设备检修工期根据设备健康状况及检修周期进行合理安排，力求缩短检修工期，延长检修间隔。

设备检修应编制年度和月度计划。220kV设备应在每年10月30日前报送广西电网电力调度控制中心下年度设备检修计划，每月22日前报送下月检修计划，由中调协调后统一进行安排，以加强设备检修的计划性。220kV主变、110kV及以下电压等级的设备必须按照《XX供电局停电管理办法》提前向地调申请，地调在规定时间内批复。

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4.2 发电设备检修安排原则

4.2.1 各发电厂制定机组检修计划安排，由地调结合XX电网电力及电量需求、来水及水电运用计划等因素并配合《2013年XX电网输变电检修计划》，按照“三公原则”进行综合平衡、统筹安排。 4.2.2发电设备的检修，尽量安排在电网负荷较轻时进行；机组检修间隔和检修时间严格按照《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003）规定执行。

4.2.3 各发电厂应加强与地调的联系，在电网许可的情况下，利用低谷、节假日和机组停机备用时间进行临时性消缺，提高设备的利用率； 4.2.4 机组检修做到均衡安排，使系统备用容量满足运行要求； 4.2.5 水电机组检修安排在枯水期进行，以利于水电机组在汛期充分利用水能资源发电。

4.2.6为防止冬季XX电网可能出现的极端情况，原则上在12月下旬～2月中旬不安排芙蓉河电站、银河电站、南桂电站机组检修。

4.3 供电设备检修安排的原则

4.3.1 由于电网结构不够强大，主要输变电设备退出运行将影响系统安全运行。因此变电设备应与发电设备合理安排，相互配合避免重复停电，具体有以下原则：

（1） 输变电设备服从发电设备，即在发电设备检修和出力受阻时同

时安排输变电设备检修；

（2） 线路要服从配变电设备，即配变电设备检修时同时安排线路检

修；

（3） 用户设备服从输配电设备，即输配电设备检修时同时通知用户

安排用户设备检修；

（4） 下一级电压等级设施服从上一级电压等级设施，即在上一级电

压设施检修时同时安排下一级电压设施检修；

（5） 二次设备服从一次设备，即一次设备检修时同时安排二次设备

8

2013年XX电网年度运行方式

的检修、校验等；自动化设备和复用在输电线路上的通信设备、光缆的计划检修，原则上应与一次系统的计划检修同时进行； （6） 经济效益服从设备安全运行；

（7） 线路的停电登检工作，线路及线路两侧设备由同一单位维护的，

应同意考虑安排；线路及线路两侧设备由不同单位维护的，由中调协调安排。

（8） 按照重点基建工程建设配合工作优先的原则，各单位相关的定

检预试、大修技改工作与基建配合工作一并安排，尽可能避免设备重复停电。

4.3.2 供电设备检修时间应安排在电网负荷较轻时进行。110kV及以上设备检修应安排在非雷雨季节、设备潮流小的时候进行，以减少对电网供电可靠性的影响；

4.3.3 小水电资源丰富的农网供电线路检修要充分考虑小水电出力对大网的影响；

4.3.4 应避免枢纽变电站全停检修。

2013年XX电网的设备检修原则上按照已公布的《2013年度电力设备试验、检验计划》进行合理统筹安排。

由于2013年度配合基建施工的停电检修较多、送电任务艰巨，为此要求各设备维护单位和工程建设部按照下列要求加强设备检修管理，严格执行年度检修计划。

（1）各设备维护单位和工程建设部门应根据年度检修计划，做好设备预试、定检、清扫及大修技改等工作统筹和基建配合工作协调，凡需线路、主变、母线等主要设备停电的检修工作和基建配合工作，均应集中安排在检修计划的时间内 完成，避免主设备重复停电。已列入年、月度检修计划的工作，因故不能按计划开工的，需经本单位分管领导同意后报广西电力调度通信中心运行方式科备案。 （2）各设备维护单位和工程建设部门必须加强检修管理，及时组

9

2013年XX电网年度运行方式

织足够的人力、物力，精心编制施工（试验）方案，保证各项检修工作达到预期目的并按时完成。检修工作延期一天以上的需经本单位分管领导同意并报广西电力调度通信中心运行方式科备案。

（3）各运行维护单位仍需按有关规定的时间和要求上报月度检修计划及提交检修申请。

4.4 2013年XX电网重要输电设备检修计划

2013年XX电网重要输电设备检修计划，见表8所示。

表8 XX电网重要输变电设备检修计划

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 单位 停电设备 220kV桂南Ⅰ线 220kV桂湘线 220kV田挡线 220kV苏飞Ⅱ线 220kV永侯Ⅰ线 220kV永侯Ⅱ线 220kV飞大Ⅰ线 220kV苏飞Ⅱ线 220kV沙侯线 XX220kV苏飞Ⅰ线 供220kV沙挡线 电局 220kV飞大Ⅱ线 220kV大和线 220kV桂南Ⅱ线 220kV南湘线 220kV南凯线 220kV桂瑶Ⅰ线 220kV桂瑶Ⅱ线 220kV桂凯线 220kV木大线 220kV桂挡Ⅱ线 停电天数 4 4 10 2 14 14 2 2 6 13 8 21 2 4 2 2 1 1 2 开工日期 2013-1-10 2013-1-10 2013-3-1 2013-3-7 2013-3-11 2013-3-11 2013-3-17 2013-3-25 2013-3-30 2013-3-31 2013-4-5 2013-4-10 2013-4-12 2013-4-15 2013-5-6 2013-5-11 2013-5-15 2013-5-16 2013-5-27 完工日期 检修类别 2013-1-13 大修技改 2013-1-13 大修技改 大修技改 2013-3-10 基建配合 2013-3-8 2013-3-24 2013-3-24 2013-3-18 2013-3-26 2013-4-4 基建配合 基建配合 基建配合 大修技改 基建配合 大修技改 2013-4-12 基建配合 大修技改 2013-4-12 基建配合 大修技改 2013-4-30 基建配合 2013-4-13 大修技改 2013-4-18 大修技改 2013-5-7 综合年检 2013-5-12 大修技改 2013-5-15 大修技改 2013-5-16 大修技改 2013-5-28 大修技改 2013-3-11 预试年检 2013-6-30 大修技改 2 2013-3-10 7 2013-6-24 10

2013年XX电网年度运行方式

序号 22 23 24 25 26 27 28 29 30 单位 停电设备 停电天数 7 2 2 2 15 1 7 7 7 开工日期 完工日期 检修类别 220kV侯挡Ⅰ线 220kV大康线 220kV桂木Ⅱ线 220kV苏飞Ⅰ、Ⅱ线 220kV田茶线 220kV桂木Ⅰ线 220kV城田Ⅰ线 220kV桂挡Ⅰ线 220kV侯挡Ⅱ线 2013-7-1 2013-7-11 2013-7-7 大修技改 2013-7-12 综合年检 2013-10-13 2013-10-14 综合年检 2013-10-15 2013-10-15 2013-10-26 2013-11-2 2013-11-10 基建配合 基建配合 综合年检 大修技改 大修技改 大修技改 2013-11-18 2013-11-24 基建配合 2013-10-19 2013-10-29 2013-10-26 2013-11-8 2013-11-16

第五章 网络结构

5.1 网络结构变化

5.1.1 220kV网络结构变化

XX电网主要通过广西电网供电，辖区内主要有广西电网统调火电厂一座，即永福电厂，其装机容量为600MW（2*300）。

XX电网位于广西电网的北部，属广西电网的末端。XX电网供电范围为XX5城区和周边12个县。

XX电网共有14回220kV线路（沙挡线、沙侯线、城田I线、桂南I线、桂南II线、桂湘线、桂凯线、桂木I线、桂木II线、桂瑶I线、桂瑶II线、桂挡I线、桂挡II线、桂大I线）与大网相连，网内主力电源有永福电厂（2*300MW）。永福电厂有四回220kV出线（永苏I线、永苏II线、永侯I线、永侯II线）与大网相连。

2013XX电网220kV电网无变化。

2013年XX电网220kV线路运行方式由广西中调安排，仍保持合环方式运行。

5.1.2 110kV网络结构变化

2013年改接110kV南凯胡I、II线、形成凯歌到胡家双回、凯歌

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2013年XX电网年度运行方式

到灌阳文市站双回线路；洋田站T接110kV侯岩线、新建飞虎站-洋田站线路、新建大丰站-定江站、定江站T接大北线、栗塘站T接挡瓦线。

5.2 220kV网络正常运行方式

2013年XX电网220kV系统合环方式运行。正常方式下，220kV变电站双母线接线的220kV母联开关合上，220kV主变在满足主变N-1运行要求下并列运行，110kV母线运行方式以流过母联开关电流最小且下级变电站电源取自不同母线段的原则安排，变电站低压侧采用分列运行方式。

如果220kV变电站主变容量不足，为了避免当一台主变故障跳闸造成另一台主变过载倍数1.3倍以上，采用中压侧母线分列运行方式。侯寨站、挡村站为三台主变运行，正常方式下三台主变高中压侧并列运行，当任一台主变退出运行时，为避免剩余主变N-1故障造成过载，需根据实际负荷情况决定剩余两台主变的并分列运行方式。

2013年XX电网共14个220kV变电站（包含220kV康密劳站）。 其中220kV田岭站、茶江站、苏桥站、瑶乡站供XX南部电网负荷，220kV南塘站、湘山站、和平站、凯歌站供XX北部电网负荷，中部电网负荷由220kV侯寨站、挡村站、大丰站、木棉站和飞虎站供电。220kV和平站则为升压站，作为龙胜县及南桂电站、思陇、芙蓉河、兴隆等小水电送出的变电站，为保障和平站的供电可靠性，220kV大和线与110kV大平线电磁环网运行。

XX南部电网由220kV田岭站、茶江站和苏桥站、瑶乡站供电，110kV系统网架得到加强。田岭站主要供电范围为荔浦县龙口站、新坪站和平乐县的同乐站；茶江站、瑶乡站主要供电范围为阳朔县、恭城县；苏桥站主要供电范围为永福县和临桂县。北部电网由南塘站、湘山站和凯歌站供电，110kV塘湘线在湘山站侧开环。XX电网220kV变电站正常运行方式见表9。

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2013年XX电网年度运行方式

表9 220kV变电站运行方式 站名 220kVⅠ母 220kVⅡ母 110kVⅠ母 沙侯线275 侯挡II线277 飞嘉侯线173 永侯I线274 永侯II线276 侯大线174 侯瓦三雉线#1变271 侯寨站 #2变272 侯挡I线273 #3变2003 175 侯鲁线179 侯岩线183 #1变171 #2变172 侯黑线177 #3变103 母联220、120开关并列运行 母联900开关热备用 #2主变低压侧与#1、#3主变低压侧无物理连接 110kVⅡ母 侯雉线176 侯红中线178 母联方式 母联270、170开关并列运行 母联900开关热备用 #3主变低压侧独立母线段运行 侯挡I线223 沙挡线228 挡磨良线123 挡木七普128 田挡线225 桂挡II线226 挡瓦线124 挡村站 #3主变2003 桂挡I线227 #1变221 #2变222 挡七线127 #3主变103 挡三线126 #1主变121 思挡线132 #2主变122 挡英II线134 挡花线135 大平线104 大叠北线106 大灵线110 侯挡II线224 挡木南普129 挡英I线133 挡东线125 大康线2053 飞大Ⅱ线2051 大金线103 桂大I线2057 木大线2055 大丰站 #1变2001 大和线2056 大北线107 大洲线109 母联兼专旁2012、母联100开关并列运行 飞大I线2052 #2变2002 #1变101 #2变102 母联900开关热备用 南凯线2054 南湘线2055 南凯胡I线107 #1主变2001 桂南II线2053 南海线111 桂南I线2052 #2主变2002 南塘站

#2变102 南凯胡II线108 南溶源线 母联2012、100开关并列运行 母联900开关热备用 #1变101 南旺I线104 南旺II线105 南溶兴牵103 13

112 南道线109 塘湘线106 2013年XX电网年度运行方式

田同I线104 田同II线 105 田岭站 单母线分段运行 #1变101 田蒙II线 106 田新线107 田屏社线103 大平线103 和日I线107 田蒙I线108 田龙线109 #2变102 思陇电站 #105 芙兴河线109 母联2012、100开关并列运行，#1、#2主变低压侧无物理连接 单台主变运行 和平站 单母线运行 和日II线108 #1主变#101 桂湘线2053 南湘线2052 湘竹牵II 105 湘城立牵 110 湘全线106 #2主变#102 湘竹牵I 104 塘湘线112 苏石李线107 苏虎麻线109 #2主变102 挡木七普114 挡木南普113 茶社线133 茶二线118 茶屏磨良134 #1主变101 母联2012、100、300开关并列运行 #1主变2001 #2主变2002 山南I线107 湘山站 湘城II线111 #1主变#101 永苏I线2052 永苏II线2053 苏李线105 苏飞I线2055 苏飞II线2054 苏石线106 苏桥站 #1主变2001 #2主变2002 #1主变101 苏百I线108 木大线2051 木挡线2052 木道花线135 木棉站 #1主变2001 桂木II线2055 木金灵牵132 桂木I线2057 #1主变101 木灵线119 单台主变运行 #1主变2001 瑶茶II线2053 茶瑶西I线114 田茶线2055 茶江站 瑶茶I线2054

单台主变运行 茶同线119 14

2013年XX电网年度运行方式

茶瑶西II线113 1号主变101 单台主变运行 苏虎百线113 飞嘉线115 飞福线116 茶瑶西I 单台主变运行 #1主变2001 飞大II线2056 飞嘉侯线114 苏飞I线2054 苏飞II线2053 飞虎站 飞大I线2055 #1主变2001 瑶乡站 1号主变101 茶瑶西II 桂瑶I线2054 桂瑶II线2053 瑶茶I线2055 瑶茶II线2056 #1主变2001 南凯线2055 凯歌站 桂凯线2056 134 135 单台主变运行 说明：田岭站220kV目前为单母线分段接线方式，2010年改造为单母线分段接线后，单母线分段接线合环运行。220kV#1母线运行田茶线2053开关和田挡线2051开关，220kV#2母线运行城田I线2052开关。

5.3 110kV网络正常运行方式

2013年XX电网110kV系统开环方式运行，110kV网络方式安排的原则为：

城网110kV系统“手拉手”网络开环运行，开环点选择原则在于远方备自投装置的功能利用，且能充分合理利用各220kV变电站的主变容量。

单母线或单母线分段接线配置了进线备自投装置的变电站正常方式下开环运行。

内桥接线配置母联备自投装置的变电站，正常方式下高低压侧分段开关热备用，主变分由不同电源的母线供电。

110kV双回共杆线路原则上并列运行。 5.3.1 城区网络运行方式

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2013年XX电网年度运行方式

110kV系统运行方式全部开环运行，XX城区网络运行方式如表10,XX城区110kV变电站开环点安排如表11。

表10 XX城区网络运行方式 序号 1 起止变电站及开关名称 侯寨站174—大化站104、103—东江站104、103—挡村站125 侯寨站175—瓦窑站103、104—挡村站124（注：侯寨到瓦窑线路上T接有三里店站和雉山站） 开合环方式 开环 开环点 大化站103 瓦窑站103 2 开环 雉山站103 三里店站143 3 侯寨站177—黑山站183、184—叠彩站103、104—大丰站106（注：叠彩站到黑山站线路上T接有红岭站） 侯寨站178—中心站193、194—北门站116、113—大丰站107（注：侯寨站到中心站线路上T接有红岭站） 叠彩站103 开环 红岭站100 中心站194 北门站110 木棉站113 4 开环 5 大丰站109—南洲站164、163—挡村站129（注：挡村站到南洲站线路上T接至木棉站113和普陀站113） 开环 南洲站163 普陀站100 6 7 8 9 10 挡村站127—七星站154、153—木棉站114 飞虎站115—嘉园站113、100—侯寨站173（飞虎站114） 木棉站132—金山站104、103—大丰站103 木棉站119—灵川站184、183—大丰站110 挡村站123—磨盘站114、113—茶江站134（注：挡村站到磨盘站线路上T接有良丰站） 开环 开环 开环 开环 开环 七星站153 嘉园站100 金山站100 灵川站184 磨盘站100 良丰站104

表11 XX城区110kV变电站开环点安排 序号 1 变电站 三里店站#1变 三里店站#2变 东江站#1变 额定容量 40 40 31.5 31.5 40 40 40 主变运行方式 110kV单母线、就地备自投 144运行、143、900热备用 110kV单母线分段带旁路、远方备自投 103、104、300运行、900热备用 110kV单母线、进线备自投 104运行、103、900热备用 110kV单母线、就地备自投 2 东江站#2变 雉山站#1变 雉山站#2变 南洲站#1变 3 4 16

2013年XX电网年度运行方式

南洲站#2变 5 瓦窑站#1变 瓦窑站#2变 黑山站#1变 黑山站#2变 北门站#1变 7 北门站#2变 中心站#1变 中心站#2变 七星站#1变 七星站#2变 大化站#1变 大化站#2变 叠彩站#1变 11 叠彩站#2变 12 红岭站#1变 红岭站#2变 嘉园站#1变 40 40 40 40 40 40 40 40 40 31.5 50 40 40 50 50 50 50 50 164运行、163、900热备用 110kV单母线、进线备自投 104运行、103、900热备用 110kV单母线分段、远方备自投 183、184运行、900热备用 110kV单母线分段、113、116、115运行、110、300、900热备用 110kV单母线、进线备自投 193运行、194、900热备用 110kV单母线、就地备自投 154运行、153、900热备用 110kV单母线、远方备自投 104运行、103、900热备用 6 8 9 10 110kV单母线、远方备自投 104运行、103、900热备用 110kV桥100热备用、113、114运行、桥备投 10kV母联900热备用、10kV备自投投入 110kV桥100热备用、113运行 桥备投、单台主变运行 110kV桥100热备用、113、114运行 13 14 普陀站#1变 50 桥备投、单台主变运行 单台主变运行 110kV桥100热备用、113、114运行 15 磨盘站#1变 良丰站#1变 50 40 50 桥备投、单台主变运行 16 良丰站#2变 110kV单母线、就地备自投 103、300运行、104、900热备用

5.3.2XX南部电网运行方式

XX南部电网包括阳朔、荔浦、平乐、恭城、永福和临桂县共6个县。

17

2013年XX电网年度运行方式

随着2012年110kV屏风站的投运（屏风站电源一路来至T接田岭~社门山站线路，另一路电源一路来至T接入茶磨良线），阳朔县电网主网架得以加强，县网由屏风站、社门山站两个110kV变电站供电，可靠性得到一定的提高。

平乐县有同乐站和二塘站、七堆岭站，恭城县有西河站再加上新建的燕岩站。随着瑶乡站110kV茶瑶西双回线路的投运，西河站及恭城县网的供电可靠性得到一定程度的提高。

荔浦县由110kV龙口站、新坪站供电，2013年新坪站将新增加2号主变，并新建田岭站到新坪站第二回线路，新坪站将有双回线供电，供电可靠性得到一定程度的提高。

临桂县有嘉园站、岩塘站和鲁山站3个变电站。正常方式下侯寨站~岩塘站~鲁山站~侯寨站合环运行。

XX南部电网网络运行方式如表12，XX南部电网110kV变电站开环点安排如表13。

表12 XX南部电网网络运行方式

序号 起止变电站及开关名称 开合环方式 开环 合环 开环点 石门站115、李家寨站103 良丰站104、磨盘站100 苏桥站107—（T接李家寨站103、104—苏桥站105）1 —石门站115、114—苏桥站106 2 田岭站~同乐站双回路 挡村站123—（T接磨盘站）良丰站103、104（T3 接磨盘站和屏风站）—茶江站134 田岭站103—（T接屏风站）社门山站126、1234 —茶江站133 5 侯寨站—岩塘站—鲁山站—侯寨站 开环 开环 合环 开环 社门山站100、屏风站100 百寿站103、飞虎站113（冷备用） 苏桥站109—（T接飞虎站）百寿站103、104—6 苏桥站108 侯寨站173—飞虎站114（T接嘉园站100开关）—嘉7 园站113—飞虎站115—飞虎站100 开环 飞虎站100、嘉园站100 茶江站100、瑶乡站开环 100、西河站114 茶江站114—瑶乡站135（T接西河站114、113）8 —茶江站113、100（T接瑶乡站134、100）

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2013年XX电网年度运行方式

茶江站118—平乐二塘站163、164—同乐站106、9 105—茶江站119 开环 茶江站100、平乐二塘站164

表13 XX南部电网110kV变电站开环点安排

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 变电站 良丰站#1变 良丰站#2变 社门山站#1变 社门山站#2变 同乐站#1变 同乐站#2变 西河站#1变 西河站#2变 二塘站#1变 二塘站#2变 石门站#1变 石门站#2变 李家寨#1变 百寿站#1变 岩塘站#1变 岩塘站#2变 鲁山站#1变 额定容量 40 50 50 50 20 50 31.5 40 31.5 31.5 40 40 40 20 31.5 50 50 主变运行方式 110kV单母线、进线备自投 103、300运行、104、900热备用 110kV单母线分段、桥备自投 123、126运行、100、300、900热备用 110kV单母线分段 103、104、105、106、300运行、100、302、901热备用 110kV单母线 113、300、901运行、114、900热备用 110kV单母线带旁路 163、300、902运行、164、901热备用 110kV单母线分段 114、110、300运行、115、900热备用 110kV单母线分段 104、100、300运行、103热备用 110kV单母线 104运行、103、900热备用 110kV单母线 103、104、300运行、900热备用 110kV单母线 103、104、300、901运行、902热备用

5.3.3XX北部电网运行方式

XX北部电网包括灵川县、兴安县、全州县、龙胜县、资源县和灌阳县共6个县。

灵川县有灵川站、花江站和金山站3个110kV变电站。2013年

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2013年XX电网年度运行方式

计划投运110kV定江站、洋田站，定江站电源来自新建大丰站到定江站线路，另一路定江站T接大北线；洋田站电源来自新建飞虎到洋田站线路、另一路电源来自洋田站T接侯鲁线。

兴安县共有110kV变电站3座，道冠站、溶江站和源河站。道冠站正常方式下在木道花线153开关热备用开环，道冠站由南道线供电，木道花线备用。溶江站由南溶兴牵线和南溶源兴牵线供电，110kV配置了进线备自投装置，正常方式下溶江站南溶源兴牵线115开关开环；源河站由南溶源兴牵线单电源供电。2013年源河站将新增2号主变及第二回进线110kV南源线，供电能力和可靠性得到加强。

全州县网由全州中心站、城北站、城南站、黄沙河站4个变电站供电，黄沙河站正常由湖南网供电。正常方式下城北站由湘城立牵线、湘城Ⅱ线供电，全州中心站由湘全线供电，开环点选择在城北站全城线113开关开环，全城线空载运行。城南站由山南I线供电，开环点在城南站118开关开环。丰水期由于全州县网小水电资源丰富，在小水电出力充足情况下，为满足全州县网充分利用小水电资源的需要，可考虑在全州中心站湘全线183开环。110kV塘湘线在湘山站塘湘线112开关开环。

龙胜县有220kV和平站、110kV日新站与大网相连。正常方式下和日Ⅰ线、和日Ⅱ线双回路并列运行。为提高龙胜县网的供电可靠性，220kV大和线与110kV大平线合环运行。

资源县有110kV旺田站、中峰站与大网相连，另有升压站梅中站作为小水电送出，正常方式下南旺Ⅰ线、南旺Ⅱ线双回路并列运行。

灌阳县有110kV胡家站、文市站与大网相连，文市站暂时双T接在南胡I 、II线路上。待凯歌站110kV送出线路工程投运后，将建成凯歌到文市站双回路。

XX北部电网网络运行方式如表14，XX北部电网110kV变电站开环点安排如表15。

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2013年XX电网年度运行方式

表14 XX北部电网网络运行方式

序号 起止变电站及开关名称 开合环方式 开环 开环点 灵川站183 1 大丰站110—灵川站183、184—木棉站119 木棉站132—金山站104（T接灵川牵引站1043、2 1033——大丰站103）金山站100、103—大丰站104 木棉站135—花江站104、103—挡村站135 3 道冠站153、156—南塘站109 4 110kV大丰站104－和平站103 5 110kV南塘站106－湘山站112 110kV南塘站112—溶江站115、114—南塘站103 6 源河站103 湘山站110—城北站115、100（城北站114—湘山站111）—城北站113—全州中心站188（全州7 中心站184、城南站118、116、湘山站107）全州中心站183—湘山站106 8 南塘站105—旺田站164、165—南塘站104 旺田站166—（T接中峰站105）金紫山风电场9 103 南塘站107—（T接文市站143）胡家站143、14410 —（T接文市站144）南塘站108 开环 金山站100 开环 合环 开环 开环 花江站104 道冠站153 湘山站112 溶江站115 城北站100、113 城南站118 文市站143 胡家站144 开环 合环 合环 开环

表15 XX北部电网110kV变电站开环点安排

序号 1 2 3 4 5 变电站 灵川站#1变 灵川站#2变 道冠站#1变 道冠站#2变 花江站#1变 额定容量 40 40 40 40 40 主变运行方式 110kV单母线、进线备自投 183、901、900运行、184、380、902热备用 110kV单母线分段、进线备自投 156、154、150、300运行、153、900热备用 110kV单母线、进线备自投 103运行、104热备用 21

2013年XX电网年度运行方式

6 7 8 9 溶江站#1变 胡家站#1变 胡家站#2变 源河站#1变 金山站#1变 50 20 40 50 40 50 20 40 31.5 110kV单母线、进线备自投 114、300运行、115热备用 110kV单母线 143、144、300、900运行、902热备用 线变组接线 110kV单母线分段、母联备投 103、104、900、902运行，100、901热备用 110kV单母线分段 163、164、165、166、100、300、901、900运行、902热备用 10 金山站#2变 11 12 旺田站#1变 旺田站#2变 梅中站#1变 13 梅中站#2变 日新站#1变 14 日新站#2变 15 16 17 18 19 城北站#1变 城北站#2变 城北站#3变 全州中心站#1变 全州中心站#2变 50 40 50 20 单线单变接线 110kV单母线分段 153、154、155、156、150运行 110kV单母线分段 40 63 20 63 110kV单母线 183、184、188、380运行、900热备用 114、115、300、399运行、113、100、900热备用

5.4 110kV网络变压器中性点接地方式

按桂电调【2012】265号《关于调整220kV及以上主变压器中性点接地方式的通知》，根据南网公司调继〔2011〕17号文《关于印发〈防范地区电网较大面积停电风险继电保护专项核查工作要求〉的通知》的要求，为了防范形成110kV中性点局部不接地系统时，带来的设备风险及操作变压器中性点接地刀闸带来的人身风险，现调整

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2013年XX电网年度运行方式

220kV及以上主变压器接地方式,具体安排原则如下：

一、220kV主变压器110kV侧中性点绝缘等级为35kV时，220kV、二、220kV主变压器的220kV、110kV侧中性点接地方式应相同。 三、有一台主变压器运行的220kV变电站安排变压器中性点直接四、有两台及以上主变压器运行的220kV变电站安排两台主变压110kV侧中性点应直接接地运行。

接地。

器中性点直接接地，并分别接于不同母线，其他主变压器各侧中性点不直接接地。如果主变压器容量不同，宜安排容量较大的两台主变压器中性点直接接地运行。

五、自耦变压器、500kV主变压器中性点直接接地运行。 XX电网正常方式下110kV及以上变电站变压器中性点接地方式，见表16所示。

表16 2013年XX电网110kV及以上变电站中性点接地方式 变电站 挡村站 侯寨站 田岭站 大丰站 南塘站 湘山站 和平站 苏桥站 木棉站 凯歌站 茶江站 飞虎站 瑶乡站 东江站 北门站

运行变 #1、#2、#3 #1、#2、#3 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1 #1、#2 #1 #1 #1 #1 #1 #1、#2 #1、#2 接地变 #1、#3 #1、#3 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1 #1、#2 #1 #1 #1 #1 #1 #1 #1、#2 变电站 英才园站 磨盘站 红岭站 鲁山站 石门站 百寿站 社门山站 灵川站 道冠站 二塘站 同乐站 西河站 龙口站 日新站 旺田站 23

运行变 #1、#2 #1 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 接地变 不接地 不接地 不接地 #1 #1 #2 不接地 #2 #1 #1 #1、#2 #2 #1 #2 #2 2013年XX电网年度运行方式

良丰站 雉山站 中心站 三里店站 瓦窑站 黑山站 七星站 南洲站 大化站 金山站 溶江站 李家寨站 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1、#2 #1 #1 #2 不接地 不接地 不接地 不接地 不接地 不接地 不接地 不接地 #1、#2 #1 #1 胡家站 全州中心站 城北站 新坪站 岩塘站 源河站 叠彩站 梅中站 花江站 普陀站 嘉园站 屏风站 #1、#2 #2 #1、#2、#3 #1 #1、#2 #1 #1、#2 #1、#2 #1 #1 #1 #1、#2 #2 #2 #2、#3 #1 #2 #1 不接地 #2 不接地 不接地 不接地 不接地 5.5 35kV网络运行方式

2013年XX电网35kV网络开环运行。正常开环点在社门山站300、同乐站302、良丰站303、北门站300开关、金山站300、城北站302开关开环。

5.6 10kV配网运行方式安排原则

1 、开环点两端的线路负荷应满足线路及设备允许电流的要求； 2 、尽量考虑各变电站间的负荷平衡；

3 、线路上的双电源用户应保证在两回不同电源线路上供电。 4 、为便于操作，尽量采用开闭所负荷开关作为配网线路上的开环点，尽量避免采用刀闸作为开环点。

5 、考虑线路的供电半径不宜过大，减少迂回供电，每条线路的供电范围明晰，减小交叉供电。

5.7 XX电网电磁环网情况

5.7.1 XX电网电磁环网情况

XX电网辖区共十二个县，其中5个为直管县（临桂、灵川、兴安、永福、阳朔县）、7个为代管县（恭城、龙胜、平乐、灌阳、荔浦、全州、资源）。

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2013年XX电网年度运行方式

XX电网110kV及以下系统开环运行，无电磁环网情况，辖区的十二个县级电网无电磁环网情况。

1、 XX电网经110kV田蒙Ⅰ线、田蒙Ⅱ线与梧州电网联络，但为

开环方式运行，无电磁环网情况。

2、 XX电网运行方式调整时，35kV线路正常运行时没有电磁环

网，倒电源时候环网倒供，10kV配网倒电源时使用环网倒供方式。

第六章 XX电网典型检修运行方式

6.1 220kV网络典型检修运行方式

（1） 220kV侯寨站#1（或#3）主变停电

方式安排原则：侯寨站三台主变容量不等，#1、#3主变为180MVA主变，#2主变为120MVA。当侯寨站#1（或#3）主变停电，主要是考虑剩余两台主变负荷能否满足主变N-1的运行要求。当#1或#3主变发生故障造成#2主变过载倍数1.3以上时，平衡侯寨站110kV#1M、#2M母线负荷分配，侯寨站110kV母线分列运行。不需转移110kV负荷。

（2） 220kV侯寨站#2主变停电

方式安排原则：侯寨站三台主变容量不等，#1、#3主变为180MVA主变，#2主变为120MVA。当侯寨站#2主变停电，剩余两台主变容量基本能满足主变N-1的运行要求，保持侯寨站110kV母线并列运行。不需转移110kV负荷。

（3） 220kV挡村站#1（或#2）主变停电

方式安排原则：挡村站三台主变容量不等，#1、#2主变为90MVA主变，#3主变为150MVA。当挡村站#1（或#2）主变停电，主要是考虑剩余两台主变负荷能否满足主变N-1的运行要求。当剩余的#3

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2013年XX电网年度运行方式

主变发生故障造成#1（或#2）主变过载倍数1.3以上时，平衡挡村站110kV#1M、#2M母线负荷分配，挡村站110kV母线分列运行。不需转移110kV负荷。

（4） 220kV挡村站#3主变停电

方式安排原则：挡村站三台主变容量不等，#1、#2主变为90MVA主变，#3主变为150MVA。当挡村站#3主变停电，主要是考虑剩余两台主变容量是否足够，能否满足主变N-1的运行要求。当剩余的#1、#2主变容量不足时，平衡挡村站110kV#1M、#2M母线负荷分配，挡村站110kV母线分列运行。可考虑将瓦窑站负荷转由侯寨站侯瓦三雉线供电。

（5） 220kV大丰站#1（或#2）主变停电

方式安排原则：大丰站任一台主变停电，主要是平衡剩余的主变容量是否满足运行要求。当大丰站#1（或#2）主变停电，剩余主变容量不足时，将灵川站、金山站转由木棉站供电。 （6） 220kV田岭站#1（或#2）主变停电

方式安排原则：田岭站任一台主变停电，主要是平衡剩余的主变容量是否满足运行要求。当田岭站#1（或#2）主变停电，剩余主变容量不足时，将社门山站转由茶社线供电，将同乐站转由茶江站供电。 （7） 220kV苏桥站#1（或#2）主变停电

方式安排原则：苏桥站任一台主变停电，主要是考虑将110kV苏石李线及110kVI号母线经110kV苏虎百线转由飞虎站供电，且百寿站转由苏虎百线供电。以避免剩余主变故障停电时，石门站、李家寨站可以备投成功，将负荷转由飞虎站供电。 （8） 220kV茶江站#1主变停电

方式安排原则：茶江站为单台主变运行，主要是考虑将负荷转由瑶乡站、田岭站电源供电。将二塘站转由同二线供电，由田岭站电源主供；将茶江站110kV1号母线转由瑶乡站供电，110kV2号母线及

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2013年XX电网年度运行方式

110kV茶瑶西I线经茶同线转由同乐站供电，以保障西河站有两路电源，进而保障恭城县城的可靠供电。

第七章 潮流计算与分析

2013年XX电网计算用数据由广西中调统一提供，本网区110kV及以下新投运设备参数来源于XX供电局计划部和工程部。潮流计算中无功电压按《电力系统技术导则》和《电力系统电压和无功电力技术导则》的相关要求进行调整，其中，220kV变电站二次侧无功负荷尽量模拟实际情况，一般按功率因素不小于0.95控制。根据XX电网实际情况，尽量做到无功功率的分层分区平衡，结合电网的送电要求及稳定性要求对运行电压进行调整。

潮流计算工具采用电力科学研究院的《BPA潮流程序（中国版4.0）》

2013年潮流计算分四种典型运行方式，即丰大方式、丰小方式、枯大方式和枯小方式。

7.1 潮流计算数据

四种典型运行方式下XX电网110kV电压等级接入机组出力情况见表17。

表17 2013年XX电网110kV接入机组出力表( MW、MVar)

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2013年XX电网年度运行方式

厂 站 名 银河电站 南桂电站 （临时接龙胜和平乡） 思陇电站 天湖电站 思安江电站 金紫山电场 芙蓉河、兴隆电站 南山电场 天湖风电场 昌盛坪风电场 唐家冲风电场 源江风电场 丰水大方式 27+j5 20+j3 18+j4 0 10+j3 75+j18 35+j5 0 0 0 0 0 丰水小方式 20+j2 15+j2 10+j3 0 6+j4 25+j7 30+j5 0 0 0 0 0 枯水大方式 5+j1 4+j2 0 0 0 70+j18 5+j1 35+j5 35+j5 35+j5 35+j5 35+j5 枯水小方式 2+j1 0 0 0 0 10+j3 5+j1 30+j3 30+j3 30+j3 30+j3 30+j3 四种典型方式下XX电网负荷情况见表18。

表18 2012年XX电网负荷情况表 （MW、MVar） 厂 站 名 北门35 北门1#10 北门2#10 南洲1#10 南洲2#10 东江35 东江1#10 东江2#10 雉山1#10 雉山2#10 三里店1#10 三里店2#10 中心1#10 中心2#10 七星1#10 七星2#10 丰水大方式 2+j0 22＋j2 7+j2 25＋j1 3＋j0.5 18＋j5 15+j1 13+j1 27+j4 20＋j3 28＋j5 30+j5 23+j3 26＋j4 16＋j3 17+j3 丰水小方式 -6+j1 7+ j2 3+j1 10+ j3 1.5+ j0 10+ j3 4+j1.5 4+ j1 12+j3 9+ j3 8+ j2 10+j2 6+j1 5+ j1 7+ j2 5+j2 枯水大方式 5+j2 23+j1 9-j2.5 36+j1 5+j0.2 9+j2 15-j2.5 12-j4 25-j2 17+j2 22+j2.5 30+j1 16+j1 19+j1 15-j3 14+j2 枯水小方式 1+j0 7+j2 3+j0.5 8+j2 1+j0.2 10+j2 5+j1 5+j1 4+j1 5+j1 8+j0.5 9+j2 4+j1 4+j1 5+j0.5 4+j1 28

2013年XX电网年度运行方式

瓦窑1#10 瓦窑2#10 大化1#10 大化2#10 黑山1#10 黑山2#10 良丰35 良丰1#10 良丰2#10 金山35 金山10 叠彩10 西河110 蒙山110 石门110 灵川35 灵川1#10 灵川2#10 鲁山110 岩塘110 社门山110 龙口110 胡家110 旺田110 日新110 道冠110 全州110 城北110 城南110 百寿110 二塘110 同乐110 海螺110 新坪110

25+j3 5-j2 15＋j2 4＋j1 32＋j4 23+j2 10+j3 5-j2 5-j1 10+j2 4+j2 27+j4 15+j5 28+j5 20＋j3 36＋j10 10＋j2 0＋j0 25＋j2 22+j9 28＋j4 40＋j18 -20-j4 -50-j3 -20+j0 30＋j12 40+j20 55+j20 30+j10 10+j5 65+j25 10+j6 33+j8 15+j4 11+ j1.5 2+j0.5 5+ j1 2+ j1 12+ j2 10+j2 5+j0.5 1.5+ j0 1.5+ j0 8+j2 4+j2 8+j2 10-j2 18+j5 6-j2 10+ j5 7+ j2 0+ j0 10+ j3 11+j4 10+ j0 17+ j4 -12- j4 -22- j2 -10-j0 10+ j5 30+j15 40+j15 20+j5 5+j3 45+j22 4-j2 33+j8 5+j2 29

23-j1 5+j1 15+j3 6+j2 25+j6 17+j2 23+j5 12-j2 12-j2 35+j10 4-j6 21+j3 40+j5 42+j10 23+j6 42+j10 14+j1 0 35+j5 48+j8 38+j2 67+j24 6+j2 24+j11 14-j1.5 50+j15 50+j20 50+j6 40+j5 5+j2 87+j22 22-j7.5 33+j8 26+j1 8+j1 2+j0 5+j1 3+j1 11+j2 4+j0 13+j2 3+j1 3+j1 25+j3 3-j2 7+j1 28+j3 20+j5 15+j3 20+j5 5+j2 0 18+j3 14+j0 14+j0 25+j12 -2-j2 6+j0 2-j1 13+j3 40+j15 26+j8 30+j5 4+j2 25+jl2 6-j4 33+j8 13+j3 2013年XX电网年度运行方式

源河110 和平35 梅中110 溶江110 李家寨110 花江110 堆岭110 英才园110 普陀110 磨盘110 红岭1#10 红岭2#10 嘉园110 文市110 屏风110 清风110 定江110 洋田110 栗塘110 竹梅洞牵110 立培村牵110 兴安北牵110 灵川牵110 二塘牵110 永福南牵110 20+j5 -35-j12 -30-j3 15+j5 15+j3 8+j2 35+j8 10+j2 10+j2 10+j2 12+j3 10+j2 10+j2 60+j18 15+j2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10+j2 -20-j8 -20-j3 10+j2 8+j2 5+j2 28+j5 8+j1 8+j1 8+j1 5+j1 3+j1 8+j1 40+j8 8+j1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 16+j2.5 18+j8 -5-j2.5 25+j7 35+j12 15+j3 30+j8 13+j2 13+j2 11+j2 15+j2 12+j2 12+j2 42+j10 20+j3 8+j2 10+j2 10+j2 10+j2 50+j10 50+j10 50+j10 50+j10 50+j10 50+j10 12+j2 5+j4 -5-j2 16+j5 12+j5 10+j2 20+j5 10+j2 10+j2 10+j2 8+j1 5+j1 5+j1 30+j6 10+j2 4+j1 5+j1 5+j1 5+j1 5+j2 5+j2 5+j2 5+j2 5+j2 5+j2

7.2 潮流计算结果分析

1、丰水方式

2013年丰水期XX电网网架结构变化较小。在XX电网负荷增长的情况下，丰水期电网由于小水电及风电出力充足，用大网负荷相对较轻，220kV、110kV网络潮流分布基本合理。220kV主变容量满足运行要求。

30

2013年XX电网年度运行方式

根据丰水期潮流计算结果，丰水方式下电网的运行特点及问题体现在以下几方面：

??XX电网220kV系统保持合环运行。丰水季节由于桂北地区小水电充足，基本能满足本地区的用电需求，用大网负荷减少，因此凯歌站、南塘站、湘山站负荷较轻，均有倒送大网负荷的情况。 ??桂北地区充电功率过剩，电压偏高，南塘站、梅中站和胡家站110kV电压超过120kV。和平站作为升压站运行，末端电站的110kV电压均超过122kV。

?由于平乐二塘站供电的钢厂吸收大网无功功率较多，二塘站无功补偿容量不足，使得二塘站功率因数和电压偏低。

??中部电网由侯寨站、挡村站、大丰站、苏桥站、飞虎站、木棉站供电，仍保持“手拉手”结构运行，按照开环点的选择基本上一回110kV线路主供一个110kV变电站，主要输电线路未出现过载现象。其中传输功率较大的线路有大灵线、侯黑线。尽管木棉站、花江站已投运，但由于配套35kV出线工程跟不上，因此灵川站负荷过重的问题仍没有完全解决，需要采取特殊运行方式将灵川氮肥厂转由金山站供电；

??丰水小方式，电网负荷较轻，而小水电仍维持较大机组出力，湘山站倒送有功、无功负荷，全网电压偏高，电压最高点在和平站的出线南山电站和南桂电站及桂北地区的梅中站、胡家站。由于电网负荷较轻，500kVXX站有倒送负荷的可能。

丰大方式潮流计算结果见附图5所示。 丰小方式潮流计算结果见附图6所示。 2、枯水方式

冬季枯水期XX电网网架结构在丰大的电网结构基础上变化较大，枯水期间XX电网小水电出力锐减，但由于风电出力的增加，基本可以满足负荷需求。

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2013年XX电网年度运行方式

根据枯水期潮流计算结果，枯水方式下电网的运行特点及问题体现在以下几方面：

??XX电网220kV系统保持合环运行。枯水季节由于桂北地区小水电出力不足，用大网负荷明显增大。全网潮流分布基本合理。

枯大方式潮流计算结果见附图7所示。 枯小方式潮流计算结果见附图8所示。

枯水期XX电网220kV变电站主变负载率见表19。 枯水期XX电网110kV变电站主变负载率见表20。

表19 枯水期XX电网220kV变电站主变负载率 变压器 田岭站 大丰站 茶江站 挡村站 侯寨站 湘山站 苏桥站 南塘站 木棉站 和平站 飞虎站 瑶乡站 凯歌站 合计 经过

主变额定容量 240 300 150 330 480 330 270 270 150 180 180 180 180 3240 主变计算负荷值 218 160 110 243 308 173 110 51 117 35 32 51 66 1674 负载率 0.91 0.53 0.73 0.74 0.64 0.52 0.41 0.19 0.78 0.19 0.18 0.28 0.37 0.52 备注 2012年的电网建设，XX电网220kV主变田岭站、茶江站、

挡村站、木棉站负载率超过70%，且由于XX电网负荷增长较快，建议加快茶江站、木棉站2号主变扩建工程；同时加快挡村站、侯寨站主变增容工程。

表20 枯水期XX电网主要110kV变电站主变负载率 变压器

主变额定容量 主变计算负荷值 32

负载率 备注 2013年XX电网年度运行方式

灵川站 李家寨 西河站 道冠站 黑山站 三里店 岩塘站 南洲站 东江站 雉山站 北门站 鲁山站 城北站 中心站 金山站 七星站 旺田站 社门山 瓦窑站 同乐站 良丰站 石门站 日新站 叠彩站 百寿站 大化站 英才园 普陀站 磨盘站 红岭站 嘉园站 屏风站 合计 80 40 71.5 80 80 80 81.5 90 63 80 80 70 143 80 90 81.5 60 100 80 70 90 80 70 100 60 80 100 50 50 100 50 80 2430.5 56 35 40 50 42 52 48 41 36 34 37 35 50 49 39 29 24 38 28 22 47 23 14 21 5 15 13 13 11 17 12 20 982 0.70 0.88 0.56 0.63 0.53 0.65 0.59 0.46 0.57 0.43 0.46 0.50 0.35 0.61 0.43 0.36 0.40 0.38 0.35 0.31 0.52 0.29 0.20 0.21 0.08 0.19 0.13 0.26 0.22 0.17 0.24 0.25 0.40 33

2013年XX电网年度运行方式

根据计算，枯水期负载率超过60%的变电站有灵川站、李家寨、道冠站、三里店站、中心站。灵川站主变负载率较高，灵川县应尽快将负荷转至新建花江站供电，优化县网运行方式。永福县网110kV李家寨站投运后，部分负荷已转至李家寨供电，石门站负荷则较轻，永福县网应平衡县网负荷，优化县网运行方式。三里店站负荷应考虑部分转由普陀站供电，以平衡负荷；建议中心站增加3号主变。

第八章 正常及主要检修方式的反事故措施

合理的电网结构是电力系统安全稳定的基础，合理的电网布局应能满足各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应电网发展的要求；任一元件故障或无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，且不致使其他元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求。根据2013年中调潮流计算及稳定计算的结果，XX电网运行分析如下：

8.1 500kV系统潮流稳定情况

随着500kVXX站#2主变及220kVXX～挡村、XX～木棉双回线路的投产，XX网区220kV网架得到加强，供电能力有所增加，但是对XX站的#1、#2主变的依赖性日益显现。但220kV沙侯线线径较小，500kVXX站#1主变检修时，500kVXX站#2主变跳闸，仍导致220kV沙侯线过流；220kV城田I线检修时， 500kVXX站#1（#2）

34

2013年XX电网年度运行方式

主变跳闸，导致500kVXX站 #2（#1）主变过载。500kV设备检修方式N-1存在问题见表21。

表21 XX网区检修方式N-1情况表

序号 检修元件 负载率电流/视开断元件 过载元件 (%) 在功率 500kVXX#1（#2）主变 500kVXX站#21 （#1）主变 220kV沙侯线 220kV城田I线 116 106 107 131 793 1272 803 750 限值 684 1200 750 750 措施 220kV城田I线 500kVXX#2（#1）主220kV沙侯线 变 增加永福电厂出力，限XX网区负荷 注：按永福电厂出力600MW计算

8.2 220kV系统潮流稳定情况

正常大、小方式下，XX电网220kV系统合环运行。电网任一回220kV线路或任一台220kV主变跳闸，系统均能保持稳定。 220kV变电站发生一台220kV主变跳闸后，运行主变负载率超过1.3倍的主变有田岭站，需要将田岭站负荷及时转移至茶江站供电。 2012年XX网区最大负荷为1462.69MW（12月26日）。网内主要有500kVXX站和永福电厂供电，500kVXX站全停时将导致220kV沙侯线、沙挡线过流，已不能满足XX网区负荷增长的需求。

220kV沙侯线、沙挡线、城田I线任一设备检修，500kVXX站故障全停时可导致220kV沙侯线或沙挡线严重过流，500kVXX站故障全停时，需保证永福电厂开机较大出力。

鉴于500kVXX站为XX电网的主要电源，现有11条（终期12条）220kV出线，为优化XX站电源出线分布的合理性建议尽快改建500kVXX站220kV母线四分段，加快新建XX网区另一座500kV变电站桂南站，加强XX网区输电网络结构。另外，需加快XX电网220kV单线、单变变电站的扩容改造进度，已满足负荷增长的需要和供电可靠性的要求。

2013年XX电网单回220kV线路供电或单台主变供电的220kV变

35

2013年XX电网年度运行方式

电站见表22。

表22 XX电网220kV单线或单主变供电情况统计

序号 电网 220kV变电站 存在风险 N-1故障后可能损失最大负荷（MW） N-1故障后可能引起的电网事故等级 N-1故障解列后的相关措施（安稳、备自投及可恢复供电的路径） 35kV侧损失的5MW负荷可通过调度手段转由龙胜县电网恢复供电。 110kV侧各出线均有备投。 备注 1 XX网区 和平站 瑶乡站 单主变供电，主变跳闸将造成低压侧及低压侧的1个出线小水电站停电。 单主变供电，主变跳闸后损失负荷 单主变供电，主变跳闸后损失负荷 5 无 220kV大和线与110kV大平线电磁环网运行。 2 XX网区 0 无 3 XX网区 茶江站 60 4 XX网区 木棉站 单主变供电，主变跳闸造成低压侧及低压侧的2回出线停电。 9 5 XX网区 飞虎站 单主变供电，主变跳闸后损失负荷 10 6 XX网区 凯歌站 单主变供电，主变跳闸将造成110kV文市站部分负荷停电 40 部分可备投。损失的60MW负荷为110kV二级事件 二塘站，可通过调度手段转由110kV同二线恢复供电。 110kV侧各出线均有备投；35kV侧损失的无 9MW负荷可通过调度手段转由110k灵川站恢复供电。 部分可备投。损失的10MW负荷为110kV用户站（福达站）可三级事件 通过调度手段转由110kV飞嘉侯线或苏虎百线恢复供电。 部分可备投。110kV文市站损失的40MW三级事件 负荷可通过调度手段转由110kV南凯胡I（或II）线恢复供电。

8.3 电网正常方式下和检修方式下的反事故措施

1、永福电厂出力减少方式下的反事故处理措施

XX电网主要依靠500kVXX站和永福电厂供电。220kV电源进线沙挡线和沙侯线线径较小。丰水期在永福电厂出力减少方式下，500kVXX站母线跳闸将导致220kV沙侯线、沙挡线过流，已不能满足XX网区负荷增长的需求。如果永福电厂无法增加机组出力，XX电网只能采取紧急限电措施，否则有可能扩大事故造成两回线路跳闸，导致电网崩溃。

当采取限电措施后，控制220kV线路的电流达到额定输送容量

36

2013年XX电网年度运行方式

以下时，按照2013年事故限电序位表重新调整全网负荷，控制田岭站的负荷在150MW左右，再逐步恢复拉闸线路供电。 2、220kV变电站主变“N-1”故障的反事故措施原则及要求 ? 故障处理原则：将部分负荷快速转移至另一个220kV变电站（通过备投），直至将运行中的另一台主变电流控制其过载倍数在1.3倍以下。同时注意控制其他220kV变电站的主变负荷电流；

? 当主变跳闸时，立即检查本站另一台主变的负荷电流。若过载1.4倍以上，无需调度指令，立即按照转移负荷顺序快速实施拉闸。直至主变电流被控制在1.3倍以下后，立即汇报调度； ? 为了争取时间，操作时可直接解除五防进行操作（要求主变跳闸后5分钟内完成至少一个开关的操作）；

? 调度值班员接到汇报后，立即检查相应拉闸变电站的备自投装置动作情况，检查转移负荷后相关变电站的负荷情况，采取相应措施；

? 变电管理所加强变电设备的监视巡视工作，掌握关键设备（含备自投装置）的运行参数变化，及时发现安全隐患； ? 运行方式改变、故障处理及恢复正常需修改拉闸顺序时，地调应及时通知相应的变电值班员，变电值班员应做好记录并及时修改拉闸顺序；

3、XX电网220kV变电站主变N-1过载应急处理预案见表23（根据2013年预计的负荷水平）。

表23 XX电网220kV变电站220kV主变N-1事故预案表

变压器 过载 情况 应对措施 运行注意事项 #2、#3变无过侯寨站#1变 载 #1、#3变无过侯寨站#2变 载 #1、#2变无过侯寨站#3变 载

侯寨站保持110kV双母联并#1主变971断开，900开关合上 列运行 侯寨站保持110kV双母联并#2主变972断开，900开关合上 列运行 侯寨站保持110kV双母联并 列运行 37

2013年XX电网年度运行方式

1、#1主变901断开，900开关合上 #2、#3变接近挡村站#1变 2、根据负荷情况主要考虑剩余#3满载 主变跳闸后导致#2主变过载，将挡村站110kV母联分列运行 根据负荷情况主要考虑剩余#3主#1、#3变接近挡村站#2变 变跳闸后导致#1主变过载，将挡村满载 站110kV母联分列运行 1、#3主变903断开，900开关合#1、#2变过载挡村站#3变 上 1.22倍 2、挡村站110kV母联分列运行 1、注意田蒙I、II线操作时应先断开备用电源线路开关，防止备自投动作切换； 2、值班员依次拉闸直至运行中的主变高压侧电流小于400A后，即刻汇报调度。 田岭站#1田岭站过载变、(#2变) 1.4倍 1、断开田蒙II线106开关 2、断开田蒙I线108开关 3、断开田龙线109开关 由于金山站、灵川站负荷大丰站#1已转由木棉合上900开关，恢复失压的10kV变、(#2变) 站供电，N-1母线 后无过载情况 1、#1主变901断开，900开关合上 南塘站#1变 南塘站#2满2、根据资源、兴安县的小水电出 载 力情况，调整资源县、兴安县用大网负荷。 1、#2主变902断开，900开关合 上 南塘站#2变 南塘站#1变2、根据资源、兴安县的小水电出 过载1.25倍 力情况，调整资源县、兴安县用大网负荷 3、通知海螺水泥厂减负荷 湘山站#2变湘山站#1变 无过载 湘山站#1变湘山站#2变 通知全州县减负荷 过载1.1倍 苏桥站#1主#2变无过载 变 苏桥站#2主#1变无过载 变 苏桥站保持110kV双母联并#1主变901断开，900开关合上 列运行 苏桥站保持110kV双母联并#2主变902断开，900开关合上 列运行 38

2013年XX电网年度运行方式

和平站#1主 变 茶江站#1主 变 在和平站2号主变投运前，通过220kV大和线与110kV大平线电 磁环网运行，以保障和平站、日新站供电。 茶江站主变跳闸，通过110kV茶瑶西II线恢复茶江站失压母线供 电 1、木棉站主变跳闸，通过挡木南普线恢复木棉站110kV母线供电 2、#1主变301断开，灵川站木灵灵线385开关合上 瑶乡站主变跳闸，通过110kV茶瑶 西I线恢复茶江站失压母线供电 飞虎站主变跳闸通过110kV飞嘉 侯线恢复飞虎站失压母线供电 在凯歌站#2主变未投运前，改变运行方式，通过110kV南凯胡I线 将凯歌站110kV1号母线及文市站部分负荷转由南塘站供电。 木棉站#1主 变 瑶乡站#1主 变 飞虎站#1 凯歌站#1 第九章 重要厂、站、用户保安电源

XX电网220kV变电站及110kV重要电站保安电源见表24所示。 表24 XX电网220kV变电站及110kV重要电站保安电源表

厂站名 保安供电电源 1站用站：911、2站用站：侯寨站 921 3站用站：黑山站919 挡村站 厂站名 保安供电电源 1站用变：910、2站用变：920 3站用变：956 大丰站 1站用站：910、2站用站：920 田岭站 1站用变：910、2站用变：920 南塘站 1站用站：910、2站用站：920 湘山站 1站用变：310、2站用变：320 和平站 1站用站：310、2站用站：金江303 苏桥站 1站用变：910、2站用变：920 39

2013年XX电网年度运行方式

木棉站 1站用变：310、2站用变：35kV木灵灵线 银河电站 龙胜中心站泗水线915线路 瑶乡站 #1站用变310、2站用站：10kV外来电源 思安江 灵川潮田站潮思线304线路 500kVXX站 木棉站35kV棉桂线311线路 茶江站 #1站用变310、#2沙子站394 飞虎站 1站用变：910.2站用变四塘站942 凯歌站 1站用站：310、2站用站：10kV外来电源

第十章 计划用电及负荷管理

10.1 XX网区超计划用电限电序位表、事故限电序位表

为确保广西电网安全稳定运行，保证重要用户正常有序供电，减少损失，根据《电网调度管理条例》和《XX电网调度管理规程》以及中调下发的编制上报要求，编制了《2013年XX网区超计划用电限电序位表》、《2013年XX网区事故限电序位表》。 2013年XX网区超计划用电限电序位表见附录五。 2013年XX网区事故限电序位表见附录六。

10.2 XX电网负荷侧备用方案

为了保证广西电网和XX电网的安全运行，在迎峰度夏等供电紧张的特殊时期，XX电网需保留能在十分钟内快速切除负荷的备用，根据广西中调的安排，考虑到所限负荷的实际负荷量及负荷的不同时性，具体安排总计300MW的负荷备用容量如表25所示。

40

2013年XX电网年度运行方式

表25 XX电网负荷侧备用方案

编号 站名 开关编号 110kV田蒙I线108或田蒙II线106 最高负荷（MW） 联系电话 田岭巡检站：3802284，3802294，0773－7230316 主要用户 蒙山县负荷 备注 1 田岭站 53 遥控操作 2 田岭站 110kV田新线107 35kV城大II线309 山南I线107 35kV山城线303 110kV溶江站溶车I线312 35kV社东线329 110kV灵川站灵城线386 47 3 4 5 6 7 8 城北站 湘山站 湘山站 溶江站 社门山站 灵川站 23 60 21 33 26 37 300 田岭巡检站：3802284，荔浦县负3802294，0773－荷 7230316 城北站：3802036，全州县 0773－4812749 湘山站：3802401，全州县才0773－8542928 湾镇负荷 湘山站：3802401，全州县 0773－8542928 监控组3802377、兴安县负3802320 荷 监控组3802377、阳朔县负3802320 荷 监控组3802377、灵川县负3802320 荷 网区最高（MW） 1462.69 遥控操作 遥控操作 遥控操作 遥控操作 遥控操作 遥控操作 遥控操作 比重20.5 （%） 说明：1、负荷侧备用方案要求在10分钟内操作完毕；2、桂电调【2012】281号文按文件要求：对于中断供电将造成人身伤亡或发生中毒、爆炸和火灾等情况的电力一级负荷，不列入限电序位表，负荷侧备用容量按不低于2012年最高负荷20%编制。

合计

10.3 XX网区避峰错峰方案

2013年XX网区避峰错峰方案见表26 所示。 表26 2013年XX网区避峰错峰方案 县份 兴安 全州 临桂 阳朔 平乐

避峰错峰50MW避峰错峰100MW避峰错峰150MW避峰错峰200MW时各县指标 70MW 90MW 65MW 30MW 60MW 时各县指标 65MW 80MW 65MW 30MW 50MW 41

时各县指标 60MW 70MW 60MW 25MW 40MW 时各县指标 55MW 55MW 60MW 25MW 35MW

2013年XX电网年度运行方式

荔浦 恭城 灵川 龙胜 资源 灌阳 永福 全州中心站 合计 50MW 40MW 70MW 26MW 20MW 25MW 40MW 45MW 35MW 60MW 20MW 20MW 20MW 35MW 40MW 30MW 50MW 20MW 15MW 20MW 30MW 40MW 25MW 50MW 15MW 12MW 15MW 25MW 12MW 8MW 8MW 6MW 598 MW 533 MW 468 MW 418 MW

第十一章 无功与电压

11．1 XX电网2012年底无功补偿设备

2012年底XX电网110kV及以上变电站无功补偿设备情况见表27。

表27 2012年底XX电网变电站无功补偿设备情况表

站名 组数 单组容量Mvar 8 8.7 8 10 8 12.02 10 8 10 8 10 备注 站名 灵川变 组数 1 2 1 1 1 1 1 2 1 2 3 1 单组容量Mvar 4.0 4.8 4.8 5 4 3 3.6 4.2 6.6 4.2 4.8 4 备注 一、220kV变电站 2 侯寨站 1 6 大丰站 2 南塘站 2 3 2 湘山站 1 2 挡村站 4 4 田岭站 良丰变 胡家变 大化变 鲁山站 源河站 42

2013年XX电网年度运行方式

2 2 3 木棉站 1 2 飞虎站 1 1 瑶乡站 2 1 凯歌站 3 1 1 茶江站 1 合计 二、110kV变电站 2 中心站 2 雉山站 1 岩塘站 2 1 新坪站 2 西河站 2 1 日新站 1 4 石门站 1 旺田站 1 2 瓦窑站 2 1 同乐站 2 1 溶江站 1 苏桥站 二塘站 李家寨站 1 2 8.016 6.012 9 6 8 10 12 10 10 8 8.016 10.008 12.024 447.908 4.5 4.8 4.2 5 8 2.4 5.01 3.6 7.2 4.2 3.6 6.0 3.6 4.2 3.6 5.004 3.6 6 2.4 4.2 金山变 黑山变 叠彩变 东江变 红岭站 嘉园站 2 4 2 1 1 1 4 1 1 1 4.2 4.2 6.6 6.0 4.8 6.012 5.01 4.2 6.012 3.0 百寿变 1 3.6 花江站 北门站 南洲站 城北变 英才园站 七星站 普陀站 磨盘站 道观站 三里店站 社门山站 合计 2 2 2 2 1 2 2 2 4 2 1 2 2 2 2 1 1 2 4.2 4.2 6.012 6.0 4.8 6 3.0 4.2 5 5.04 4.8 4.8 5.01 3.0 6.0 4.2 4.8 5.01 445.684

11.2无功平衡情况

南方电网的运行电压水平对西电东送主通道的稳定及影响很大，而广西电网对西电东送无功电压支撑具有举足轻重的作用。因此为了充分发挥广西电网对“西电东送”的电压支撑作用，广西电网要求各地区电网应根据无功分成分区就地平衡的原则配置电容器，努力提高下网功率因数。

2012年XX电网全网电压合格率99.96 %。其中A类电压99.94%、

43

2013年XX电网年度运行方式

B类电压99.91 %、C类电压100%、D类电压100%、E类电压91.21%。E类电压合格率是最低的。

根据2012年电网电压统计情况来看，由于XX电网长线路较多，充电功率过剩，仅有220kV永福电厂可进相吸收部分充电功率，存在电压偏高问题。XX电网的无功电压有如下特点：

丰水期：无功电压合格率低的原因为电压越上限及倒送无功造成。XX电网有充足的小水电资源，因此丰水季节由于网内发电机组进相能力不足，造成大量的小水电在送出有功的同时也送出大量的无功，无法本地消耗而倒送220kV系统，而由于220kV长线路的充电功率也多，因此造成网内220kV电压普遍偏高。尤其是处于桂北地区的南塘站、湘山站和和平站的母线电压均达到或超过240kV。XX网区220kV变电站电容器全退，变压器档位调至最低档，220kV电压仍维持在235-239kV之间运行，由此造成110kV电压长时间越上限运行，监测点最高电压达到124kV，部分农网站电压则更高，电压合格率偏低。

枯水期：小水电资源丰富的农网站由于小水电出力下降，只能依靠大网的供电，且由于处于电网的末端，需要从大网吸收大量的无功，电压普遍下降。

11.3 系统电压情况

2013年电网运行电压存在的主要问题有： 1、

丰水季节由于桂北地区小水电充足，基本能满足本地区的用电

需求，用大网负荷减少，因此，南塘站和湘山站负荷较轻，尤其是湘山站。桂北地区电压偏高，南塘站、梅中站和胡家站110kV电压有可能达到120kV。2012年9月份110kV金紫山风电场二期投运后，接入110kV旺田站的风电机组容量达到99MW，作为电

源点的接入，桂北地区的电压最高已达到了123.4kV。 2、

和平站110kV出线南桂电站、思陇电站接入系统上网发电，

和平站作为升压站运行，电压偏高，思陇电站、南桂电站的110kV

44

2013年XX电网年度运行方式

电压超过120kV。 3、

田岭站供电的区域小水电资源不是太丰富，因此丰枯季节田岭

站的运行特点基本一致，吸收大网无功功率较多，主要原因是二塘站供电的二塘钢厂无功补偿容量不足，七堆岭站的增加供电，这也是造成二塘站电压偏低的原因。 4、

金山站无功吸收较多，主要原因为东氮厂、金殿公司无功补偿

不足，需要用金山站的10kV无功补偿装置补偿35kV的无功功率；特别当灵川氮肥厂通过灵川站的35kV旁母转由金山站灵金线供电时，这种运行不合理更加明显。 5、

荔浦龙口站无功补偿不足，经大网传输无功功率较多。 为保证电网安全经济运行，2013年在无功电压管理方面应该采取以下主要措施：

（1）根据无功分层分区就地平衡的原则，大网应采取有效措施，确保500kV系统实现无功平衡，避免过剩的无功功率灌入220kV，造成220kV及以下系统的电容器不能投入；同时也会危及220kV系统的安全稳定运行；

（2）其次应加强农网县无功电压的管理。在新工程建设时考虑补偿设备的配套投入，避免投产后从大网吸收无功，导致电压水平下降；同时加强各县小水电无功出力的控制，指导各县网合理调整小水电出力，提高功率因数；

（3）考虑到XX电网电压偏高问题，接入电网变压器分接头应尽可能选择低电压档位裕度较大的变压器；

（4）加强对现有无功补偿设备的管理，提高设备的完好率和投运率，规范无功补偿设备的投退和有载调压站压器的调节措施并按照设备缺陷管理办法规定进行监督考核。

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2013年XX电网年度运行方式

第十二章 XX网区经济运行方案

12.1 XX网区经济调度方案

12.1.1 经济调度原则

（1） 在满足电网供电可靠性和电能质量安全要求的前提下根据公平、公正、公开的原则开展经济调度工作；

（2） 要充分发挥电网中水电机组的优势，合理利用水力资源，特别是在汛期要千方百计多发电，避免或减少水电厂弃水。在电网运行中，注意发挥好水电机组的调峰、调频和事故备用作用；

（3）优化电网运行方式安排，合理安排电网设备检修方式，争取多供电、供好电；

（4）加强无功电压管理，加强网损分析，降低损耗。 12.1.2 XX电网经济调度措施

12.1.2.1 加强电力系统负荷预测工作。对未来电力负荷变化趋势和特性作出预测，是编制电力系统供需平衡计划的基本依据。XX是旅游城市，气温对负荷影响较明显，应加强与气象部门合作，收集资料，不断提高负荷预测的准确率；

12.1.2.1 丰水期充分利用来水多发水电，减少弃水，提高水能利用率；枯水期水电厂保持蓄水。在满足中调下达的负荷曲线前提下，充分发挥天湖电站、银河电站、青狮潭、思安江电站的水能资源，采取各种措施多发。在丰水期零点班，要求天湖电站、银河电站减负荷运行。

12.1.2.2 加强电网设备计划检修管理，减少电量损失。在安排停电计划时，应结合电网的实际情况，合理安排停电计划，使电网潮流更合理，减少线损。如在丰水期不安排110kV芙兴和线、和日Ⅰ线、和日Ⅱ线、陇和线、银日线等停电，枯水季节不安排永侯Ⅰ线、永侯Ⅱ线、永苏Ⅰ线、永苏Ⅱ线停电，同时加强对计划检修的停送电操作管理，尽量缩短停电时间；

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