电网周运行方式

电网周运行方式

昭通电网周运行方式数据收集

说明：①该工作为常态化管理工作，请于每周周三前将下周周运行方式数据收集后，发至ztfuhe@163.com邮箱，如有问题，请联系地调方式方婷，联系方式3172470；②请各单位在对应栏填入数据，禁止删掉表中内容或使用其它表格，填写中请注意单位为MW，谢谢工作中的配合！表1主力水电厂水位控制表电站项目单位1月17日1月18日1月19日1月20日1月21日1月22日1月23日5.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.85.635.63005.63404.591.23.8入库流量m3/s发电流量m3/s弃水流量m3/s泄洪流量m3/s上清河三级电站出库流量m3/s末水位发电量mMWh平均出力MW期末蓄能亿kWh表2水电厂开机容量表（MW）电厂上清河三级电站装机容量8.0可调出力0.6大方式出力3.8小方式出力3可开机台数2表3周发电计划表（单位：MW）电站名称运行方式月调度发电计划日平均电量平均负荷共同调度电厂上清河三级电站按来水发电63891.23.8说明：运行方式写明“一至三台”或者写“按来水发电”。表4减扣容量表

水电来水少、水头单位低、出力受阻、综合利用要求等原因出力减少（MW）局部电网窝电（MW）为应对机组临修而考虑的减扣容量（MW）合计减扣容量（MW）电厂

上清河三级电站4.2705.6说明：局部电网窝电电力是在考虑机组出力受阻后的影响送出电力。

扩展阅读：郁南电网201*年电网运行方式

郁南电网201*年运行方式

郁南供电局调度中心

201*年2月

201*年郁南电网运行方式

批准

审核

编写

1

第一章201*年度郁南电网运行情况简介

一201*年底郁南电网规模(1)郁南电网基本情况输变电情况：

电压等级110kV35kV

总变电容量237.5MVA36.85MVA

变压器总台数线路总长（km）

76

462.096224.172

线路条数1519

发电机组容量：

类型

电压等级35kV10kV

总容量60.75MVA17.789MVA

有蓄水能力机组

容量18MVA/

小水电

(2)201*年底郁南电力系统主结线图35kV及以上主接线图见图1。

(3)201*年底郁南县调所辖电网输变电设备和无功补偿情况

变电站

电压等级

变电站名称

主变编号#1#2#1#2#1#1

开关遮断电流(KA)31.531.540404040

2

单台容量(MVA)4031.531.531.531.531.5

电容容量(MVA)6

都城站

110kV

南江口站连滩站千官站

1266

罗旁站芝麻林站平台站建城站通门站河口站

#1#1#2#1#1#1#1#2

40510515555

4058512.53.153.22

81.530000

35kV

输电线路

电压等级110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV110kV35kV35kV35kV35kV35kV35kV35kV线路名称生都线仁都线仁千线仁南线仁罗线都罗线南南线南连线德南线泷连线千连线中连线泷千线都芝线都平线向都线南芝线建芝线芝平线林平线正常限流440440440440440440440440150440440370500310230150201*50300事故限流660660660660660660630630180660660555720450330180240180360导线型号LGJ-240LGJ-240LGJ-240CT本侧对侧600/5600/5300/5300/5600/1600/5LGJ-150+240600/1600/5LGJ-240LGJ-150LGJ-240LGJ-240LGJ-150LGJ-240LGJ-240LGJ-240LGJ-300LGJ-150LGJ-95LGJ-120LGJ-150LGJ-150LGJ-240600/1600/5600/1600/5600/5600/5600/5300/5300/5300/5600/5600/5600/1600/5600/5600/5600/5400/5400/5300/5300/5150/5150/5200/5200/5150/5300/5300/5300/5

35kV35kV35kV35kV35kV35kV35kV35kV建向线建通线向联线连河线河千线千云线云通线江连线150150310260150260150201*80180450340180340180240LGJ-120LGJ-120LGJ-120LGJ-120LGJ-120LGJ-120LGJ-120LGJ-95150/5150/5100/5400/5400/5300/5150/5150/5300/1300/1150/5200/5300/5附：110kV输电线路的电流控制

1.输电线路热稳限流值取线路及其两侧开关间隔相关设备中限流值最小的。一般情况下，输变电设备正常运行时负载不能超过该设备的热稳限流，并按N-1原则校核，相关设备N-1校核原则为：输电线路热稳限流值取线路及其两侧开关间隔相关设备中限流值最小的。

2.普通架空线路长期允许载流量（以下简称为“热稳定电流”）按环境温度40℃考虑。

3.特殊或临时运行方式下，普通架空线路长期允许热稳定载流量按环境温度为40℃时架空线路的长期允许最大载流量的1.2倍考虑。

4.限流设备为架空线路的，其事故允许限流按环温为40℃时架空线路长期允许最大载流量的1.5倍校核，时间不能超过30分钟。

5.限流设备为阻波器的，其事故允许限流按其额定电流校核。6.限流设备为刀闸的，其事故允许限流按其额定电流校核。

7.限流设备为电流互感器，设备正常运行时负载不能造成测量及计量CT顶表，并其事故允许电流按不超过额定变比一次电流的20％校核。

(4)新设备投产情况（1）新/改建的输电线路

电压等级

线路始末端

仁安站-36

千官站仁安站-7.5

罗旁站仁安站-LGJ-150+

南江口站

35.5

LGJ-240

12月

南都线解口

LGJ-240

12月

南都线解口

LGJ-240

12月

千都线解口

长度(km)导线型号投产月份新/改建

110kV

罗旁站-10

都城站

LGJ-150

12月

南都线解口

（2）新/改建的变压器

电压等级

变电站名称

罗旁站

主变容量比电压比调压（kV）

低压电容投产

编号（MVA）

#140

方式（MVar）月份

2×4

备注

110kV

110/38.5/11有载

调压

12月新建

二电网运行情况与评价(1)全县发电情况

月份

电量（万度）

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

77642035061710441388125313271323137296163211463

(2)全县供电情况

月份全县供电量

5

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

383918392584257828622574383131503211316913923919349

网供电量

3063141922331960181711862578182818871797

431

328623485

(3)负荷情况

月份县网

51负荷网电

454049453840424442484458

1月

2月

3月

4月

5月

6

7月8月9月10月月

11月

12月

全年平均

465053505058555555496453

44.5

负荷

县供最大负荷64MW与201*年53MW相比增加11MW。网供最大负荷58MW与201*年49MW相比增加9MW。

(4)负荷率情况

月份全县负荷率

6

81.09%

72.45%

83.81%

83.44%

84.64%

79%

85.75%

79%

79%

73%

70.86%

65.11%

79.54%

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月12月

全年平均

全县负荷率与去年相比提高3.24％（201*年负荷率为69.27％）

(5)月度最大峰谷差

月份网电最大负荷峰谷差1262193224305256257278309301024112512

33

(6)电压合格率

变电站母线电压

110kV母线

都城变电站

35kV母线10kV母线

南江口电站

110kV母线35kV母线

7

县网最大负荷峰谷差

312428373233343738303242

合格率

98.45%98.79%97.08%96.78%96.71%

10kV母线110kV母线

95.65%97.89%96.82%92.54%95.87%95.17%93.65%98.56%95.48%98.51%95.72%98.12%94.63%95.64%94.80%95.73%94.86%

连滩变电站

35kV母线10kV母线110kV母线

千官变电站

35kV母线10kV母线

芝麻林变电站平台变电站建城变电站通门变电站河口变电站

35kV母线10kV母线35kV母线10kV母线35kV母线10kV母线35kV母线10kV母线35kV母线10kV母线

(7)继电保护装置动作情况

201*年1～12月继电保护装置跳闸次数统计表

距离/零序保护差动保护速断保护过流保护110KV110KV线路35KV10KV35KV201*年1～12月继电保护装置跳闸次数统计表一二三四五六七八九十十一月月月月月月月月月月月000030000000201*00333110101030201*201*00十二月00020合计111241425165074202830282213711102

10KV差动保护110主变速断保护35主变35KV主变其它10KV电容其它保护小计0000003201*013201*00441526272521600000000100000004000000000000001002105971707152210000000400000613301403370全年共发生设备跳闸370次，其中110kV设备跳闸13次，35kV设备跳闸80次，10kV设备跳闸277次，继电保护装置正确率100%。

第二章201*年度郁南电网运行方式

一、201*度郁南电网基本情况新设备投产计划表

1）新/改建的输电线路计划表

电压等级

线路始末端南乡站-连滩站

都城站-18

LGJ-240

12月

新建

长度(km)导线型号投产月份新/改建

110kV

35kV

向阳电站

20LGJ-15012月改建

（2）新/改建的变压器计划表

电压等级

变电站名称

河口

#2站2

38.5/11

调压

主变容量比电压比调压（kV）

低压电容投产

编号（MVA）方式（MVar）月份

无载

0

3月

备注

35kV

新建

二、郁南电网结构变化及简要分析

201*年，随着仁安站的投产，可实现通过仁南线对郁南网供电。形成云浮电厂-天马站-建云站110kV网络三角供电，相互支援。220kV仁安站投产将改变郁南的网络结构，使郁南网有220kV电源点支持，改善郁南电网结构。

下面对电网建设项目投产后的电网结构进行简要分析：1.220kV仁安站输变电项目

220kV仁安站及其配套110kV线路工程投产后，郁南电网网络有220kV电源点支持，将极大提高郁南电网结构薄弱的情况。极大的改善郁南电网结构，解决电力长距离从泷州站送至郁南县城负荷中心的问题，供电可靠性大大提高。但220kV仁安站只有单台220kV主变和一条220kV建仁线输电线路，不符合N-1的电网运行方式，当主变或220kV建仁线故障或检修情况下，郁南电网共5个110kV变电站由110kV泷连线、泷千线供电，供电线路长，供电可靠性差，建议尽快扩建仁安站#2主变并完善220kV母线，以提高供电可靠性。

2．110kV罗旁输变电工程

110kV罗旁输变电工程位于郁南县建城镇罗旁村委，将110kV南都线解口接入，该工程投产为郁南县建城镇罗旁村委、桂圩镇的发展提供可靠的电力供应。

三、典型正常运行方式和重要检修下的运行方式

220kV仁安站、110kV罗旁站建成投入运行后运行方式1)各变电站运行分析1.110kV都城站

110kV都城站满足“N-1”供电要求,都城站与主网联网有110kV仁都线、都罗线、生都线。

正常运行方式为：由110kV仁都线、都罗线供电，10kV1M、2M并列运行。运行方式见图。

重要检修方式下的运行方式：

A.110kV仁都线、都罗线检修时，由110kV生都线供电，#1、#2主变并列运行，110kV1M、2M并列运行。

B.主变检修时，一台主变检修时，另一台主变运行。2.110kV南江口站

110kV南江口站满足“N-1”供电要求，与主网联网有四回110kV线路，分别为110kV仁南线、南南线、南连线、德南线。

正常运行方式为：由110kV南连线或仁南线供电，110kV1M、2M并列运行，运行方式如图。

重要检修方式下的运行方式：

南江口与主网联网有四回110kV线路，不安排两回线路同时停电情况下都可保证正常供电。3.110kV连滩站

110kV连滩站满足“N-1”供电要求，与主网联网有110kV南连线、

泷连线、千连线。

正常运行方式为：由110kV泷连线供电，35kV1M、2M母线、

10kV1M、2M母线并列运行状态，运行方式如图。重要检修方式下的运行方式：

A.110kV泷连线检修时，运行方式由110kV千连线供电。4.110kV千官站

110kV千官站满足“N-1”供电要求，与主网联网有110kV千连

线、泷千线、仁千线。

正常运行方式为：由110kV泷千线或仁千线供电，运行方式如图。重要检修方式下的运行方式

A.110kV泷千线检修时，由110kV仁千线供电。5.110kV罗旁站

110kV罗旁站不能满足“N-1”供电要求，与主网联网有110kV

仁罗线、都罗线。

正常运行方式为：由110kV仁罗线供电，运行方式如图。重要检修方式下的运行方式

A.110kV仁罗线检修时，由110kV都罗线供电。

6.35kV芝麻林站

35kV芝麻林站满足“N-1”供电要求，与主网联网有35kV南芝线、都芝线、建芝线。

正常运行方式为：由35kV都芝线供电，35kV1M、2M并列运行，10kV1M、2M并列运行，运行方式如图。

重要检修方式下的运行方式

A.35kV都芝线检修时，由35kV建芝线供电。B.主变检修时，由另一台运行。7.35kV平台站

35kV平台站不满足“N-1”供电要求，与主网联网有35kV都平线、

芝平线。

正常运行方式为：由35kV芝平线供电，运行方式如图。重要检修方式下的运行方式

35kV芝平线检修时，由35kV都平线供电。8.35kV建城站

35kV建城站满足“N-1”供电要求，与主网联网有35kV建芝线、建向线、建通线。

正常运行方式为：由35kV建向线供电，运行方式如图。重要检修方式下的运行方式

35kV建向线检修时，由35kV建芝线供电。9.35kV通门站

35kV通门站不满足“N-1”供电要求，与主网联网只有35kV建通线，云通线。

正常运行方式为：由35kV云通线供电，运行方式如图。

重要检修方式下的运行方式：35kV云通线检修时，由35kV建通线供电。9.35kV河口站

35kV河口站不满足“N-1”供电要求，与主网联网只有35kV连河线、河千线。

正常运行方式为：由35kV河千线供电，运行方式如图。

重要检修方式下的运行方式：35kV河千线检修时，由35kV连河线供电。

四、10kV环网线路运行方式：

(1)都城站10kV都城Ⅰ线与10kV都城Ⅱ线可环网。(2)都城站10kV都城Ⅰ线与10kV白木线可环网。(3)都城站10kV都城Ⅰ线与10kV河堤线可环网。(4)都城站10kV都城Ⅱ线与10kV河堤线可环网。（5）都城站10kV都城Ⅱ线与10kV新灶线可环网。（5）连滩站10kV东坝线与10kV龙塘线可环网。（6）连滩站10kV历洞线与千官站10kV农林线可环网。（7）连滩站10kV连滩线与10kV上桥线可环网。（8）连滩站10kV沙线与10kV龙塘线可环网。（9）连滩站10kV宋桂线与10kV罗咀线可环网。（9）千官站10kV千湾线与河口站10kV大湾线可环网。（10）千官站10kV大方线与10kV大塘线可环网。（11）千官站10kV大全线与10kV葵旺线可环网。（12）千官站10kV千官线与10kV双龙线可环网。（13）建城站10kV宝珠线与10kV庞寨线可环网。（14）建城站10kV罗顺线与10kV江咀线可环网。（15）建城站10kV罗顺线与10kV桂圩线可环网。（16）建城站10kV建东线与10kV罗旁线可环网。（16）建城站10kV建东线与10kV新田线可环网。（16）建城站10kV建西线与10kV合村线可环网。（16）芝麻林站10kV冲口线与10kV罗旁线可环网。

（17）芝麻林站10kV桂圩线与10kV岗罗线可环网。（16）通门站10kV冲汉线与10kV冲梅线可环网。（16）通门站10kV旺久线与10kV顺塘线可环网。（16）通门站10kV通门线与10kV罗沙线可环网。

当可以环网的10kV线路在变电站开关出现故障时，指令供电所操作环网开关实现转供电，改变10kV环网线路的运行方式。

五、郁南电网主要设备检修计划（见表）六、郁南电网反事故措施

(1)防止误操作、误发令事故

调度要严格执行《电业安全工作规程》、《郁南县电力系统调度管理实施细则（实行）》等规程，操作要严肃认真，使用调度术语及复诵，严格按照两票三制、两措等制度规范调度操作。

(2)防止电压崩溃

做好变电站电容器组及线路无功补偿装置的维护消缺工作；对上网地方电源的无功加强监控，无功潮流分层分区，以站为单位，就地平衡。

(3)防止频率崩溃

在夏季用电高峰来临前，重新核实低周减载装置按省调要求整定并正确投入。加强对地方电源的监控，做好顶峰发电准备。

(4)防止电网设备事故

加强输电、变电、配电设备的巡视消缺工作，掌握设备运行状况，及时消除设备障碍，防止事故扩大。

(5)做好反事故准备

拟定反事故措施、黑启动方案、有关保电方案及超计划、事故限电方案，发布电网风险预警通知书，开展事故预想与反事故演习，提高调度员应变能力与技巧。

(6)防止保护与方式失配

完善保护管理，定期核算，根据电网结构的改变或运行方式的调整及时更改保护进行配合。七、安全稳定自动装置情况

(1)低频低压减载装置

按省中调文件要求，云浮局对郁南电网编制201*年低频减载方案中无减载线路。

(2)无功电压自动控制装置（VQC）

郁南电网各变电站没有安装VQC装置。

八、电网丰枯水期典型方式下潮流分析、无功分析

(1)夏大方式运行分析

正常运行方式安排，丰水期水电满发情况下，建城镇、宝珠镇部分小水电及向阳一级电站、恒源电站经35kV向都线上网，最高功率约为6MW；宋桂滩电站部分小水电用35kV连宋线上网，最高功率约为4.5MW，大湾电站经35kV湾电线输出到110kV千官变站最高功率约为3MW；河口电站经35kV河电线上网到河口站，最大功率约为0.6MW；河泵电站经10kV河泵线上网河口站，最高上网功率约为0.5MW。

在丰水期间，建城镇、宝珠镇部分小水电及向阳一级电站、恒源电站经35kV向都线上网功率大，都城站、芝麻林站的35kV母线电压将会偏高，导致系统35kV母线电压偏高；河口站、通门站、建城站的10kV母线电压由于小水电上网而偏高。

因此需要根据小水电上网情况调整变压器抽头及适当调整电容器组的投退，以满足电压合格要求。

(2)夏小方式运行分析

水电欠发情况下，我县地方电源最高负荷约为7000kW，我县吸省网最高负荷约为6万kW。上网水电负荷所占比例很低，负荷高峰期电网系统电压将偏低，需适当提高变电站的变压器档位电压，进行电容投退补偿无功。

(3)冬大方式运行分析

估计第四季度居民负荷比6－8月会增加0.4万左右，我县吸省网最高负荷约为6万kW，负荷峰谷差将达3万左右。整体系统电压偏低，受负荷峰谷差影响大，需频繁调整变压器档位，投退电容。

九、负荷预测

201*年各变站最高负荷预测

变电站都城站南江口站连滩站千官站

预测最高负荷(kW)

350001201*1201*5000

17

发生月份12月12月12月12月

罗旁站芝麻林站平台站建城站通门站河口站

50005000150080001201*500

12月12月12月12月12月12月

全县最高负荷预测发生在12月份，最高负荷预测7万千瓦，居民用电最高负荷约5万。

十、超计划限电、事故限电情况

201*年郁南电网超计划限电序位表

序站名号123456110kV南江口站110kV南江口站电压等级(kV)110kV35kV元件名称(及编号)中材线176开关南鹰线负荷联系电话(MW)61.572710637271063合计201*年郁南电网事故限电序位表

7.5序站名号电压等级(kV)元件名称(及编号)负荷联系电话(MW)

序站名号123456110kV南江口站电压等级(kV)110kV元件名称(及编号)中材线176开关负荷联系电话(MW)157271063合计

15十一、201*年度电网运行中存在的主要问题和建议

1、110kV连滩站、千官站、罗旁站和35kV平台站、建城站、通门站只有1台主变，不满足N-1要求。如果主变故障，会造成客户停电，供电可靠性低。

2、110kV都城站只有110kV仁都线有光纤通道，如果发生故障，则会造成局本部通信中断、信息中断。

3、35kV建城站、通门站，35kV开关为多油开关，保护为电磁型保护，设备残旧，落后。

4、35kV变电站没有同期装置和河口站没有备自投装置，需要停电转换运行方式，会造成客户停电，供电可靠性低。

5、35kV变电站的RTU已运行了11年，设备残旧，元件老化，缺乏备品备件（原生产厂家已转产，不再生产自动化设备），误码率高，故障率高，运行

速度慢且不稳定。

6、调度中心人员偏少，人手不够，调度班、通信和自动化班所配置的人员也不能满足工作要求。

28

30

郁南供电局201*年电网检修计划

序号

停电设备

计划停电时间

停电间隔停电户数停电时户数申请单位

工作内容

施工单位客户是否限电本年已停电次数转电方式备注135kV建芝线南江口站110kV3M母201*-01-0408：00201*-01-0708：00201*-01-1018：00201*-01-0717：30154小时9.5小时输变电部输变电部通信光缆施工开关、TYD预试，保护定检、清抹。更换110kV仁南线南江口站构架至终端塔地线2线、德南线170开关、110kV德南线都城站#1主变中301开关、#主变中302开关、35kV1M母线、31PT、3站用变、都芝线304开关、向都线305开关、都平线306开关、备用Ⅰ线303开关201*-01-1208：00201*-01-1318：0034小时输变电部1：设备预试、开关保护定检、清抹维护；2：更换避雷器。435kV都芝线、向都线35kV芝平线201*-01-1208：00201*-03-1008：00201*-01-1318：00201*-03-1317：3034小时81.5输变电部输变电部35kV都芝线通信光缆施工线路迁移5

635kV都平线都城站110kV#1PT、190开关都城站110kV#2PT南江口站110kV#1PT南江口站110kV#2PT千官站110kV#1PT110kV南连线连滩站110kV中连线201*-03-1208：00201*-03-1408：00201*-03-1508：00201*-03-1608：00201*-03-1708：00201*-04-2508：00201*-08-0508：00201*-08-1708：00201*-08-2508：00201*-09-2208：00201*-10-1808：00201*-10-201*：00201*-10-2508：00201*-03-1317：30201*-03-1417：30201*-03-1517：30201*-03-1617：30201*-03-1717：30201*-04-2517：30201*-08-0617：30201*-08-1717：30201*-08-2517：30201*-09-2217：30201*-10-1817：30201*-10-201*：30201*-10-2517：3033.59.5小时9.5小时9.5小时9.5小时9.5小时33.5小时9.5小时9.5小时9.5小时9.5小时9.5小时9.5小时输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部输变电部线路迁移清抹、预试清抹、预试清抹、预试清抹、预试清抹、预试南乡至连滩线路连滩站出线同塔架设开关间隔调整。开关、TYD预试，保护定检、清抹清抹,预试。78910111213173开关、110kV中连线连滩站110kV1M母线、#1PT千官站110kV泷千线158开关；110kV泷千线1415开关、TYD预试，保护定检、清抹16都城站#1主变都城站#2主变南江口站#1主变#1主变三侧开关、CT、保护装置试验#2主变三侧开关、CT、保护装置试验#1主变三侧间隔开关、CT、保护装置试验1718

19南江口站#2主变都城站110kV仁都线201*-10-2708：00201*-12-2608：00201*-10-2717：30201*-12-2617：309.5小时9.5小时输变电部输变电部#2主变三侧间隔开关、CT、保护装置试验开关、TYD预试，保护定检、清抹201*01开关，110kV仁都线

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