郁南电网2011年电网运行方式

郁南电网2011年运行方式

郁南供电局调度中心

2011年2月

2011年郁南电网运行方式

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编写

1

第一章 2010年度郁南电网运行情况简介

一 2010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 110kV 35kV

总变电容量 237.5 MVA 36.85 MVA

变压器总台数 线路总长（km）

7 6

462.096 224.172

线路条数 15 19

发电机组容量：

类 型

电压等级 35kV 10kV

总 容 量 60.75 MVA 17.7 MVA

有蓄水能力机组

容量 18 MVA /

小 水 电

(2)2010年底郁南电力系统主结线图 35kV及以上主接线图见图1。

(3)2010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) 31.5 31.5 40 40 40 40

2

单台容量 (MVA) 40 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5

电容容量 (MVA) 6

都城站

110kV

南江口站 连滩站 千官站

12 6 6

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

40 5 10 5 15 5 5 5

40 5 8 5 12.5 3.15 3.2 2

8 1.5 3 0 0 0 0

35kV

输电线路

电压等级 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 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 440 440 440 440 440 440 440 440 150 440 440 370 500 310 230 150 200 150 300 事故限流 660 660 660 660 660 660 630 630 180 660 660 555 720 450 330 180 240 180 360 导线型号 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 CT 本侧 对侧 600/5 600/5 300/5 300/5 600/1 600/5 LGJ-150+240 600/1 600/5 LGJ-240 LGJ-150 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-150 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-150 LGJ-95 LGJ-120 LGJ-150 LGJ-150 LGJ-240 600/1 600/5 600/1 600/5 600/5 600/5 600/5 300/5 300/5 300/5 600/5 600/5 600/1 600/5 600/5 600/5 600/5 400/5 400/5 300/5 300/5 150/5 150/5 200/5 200/5 150/5 300/5 300/5 300/5 3

35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 建向线 建通线 向联线 连河线 河千线 千云线 云通线 江连线 150 150 310 260 150 260 150 200 180 180 450 340 180 340 180 240 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-95 150/5 150/5 100/5 400/5 400/5 300/5 150/5 150/5 300/1 300/1 150/5 200/5 300/5 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

4

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）

#1

40

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

776 420 350 617 1044 1388 1253 1327 1323 1372 961 632 11463

(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

3839 1839 2584 2578 2862 2574 3831 3150 3211 3169 1392 3919 34948

网供电量

3063 1419 2233 1960 1817 1186 2578 1828 1887 1797

431

3286 23485

(3)负荷情况

月份 县网

51 负荷 网电

45

40

49

45

38

40

42

44

42

48

44

58

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

46 50 53 50 50 58 55 55 55 49 53

44.5

负荷

县供最大负荷MW与2009年53MW相比增加11MW。网供最大负荷58MW与2009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.%

79%

85.75%

79%

79%

73%

70.86%

65.11%

79.%

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％（2009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 1 26 2 19 3 22 4 30 5 25 6 25 7 27 8 30 9 30 10 24 11 25 12

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

31 24 28 37 32 33 34 37 38 30 32 42

合格率

98.45% 98.79% 97.08% 96.78% 96.71%

10kV母线 110kV母线

95.65% 97.% 96.82% 92.% 95.87% 95.17% 93.65% 98.56% 95.48% 98.51% 95.72% 98.12% 94.63% 95.% 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

2010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 110KV 110KV线路 35KV 10KV 35KV 2009年1～12月继电保护装置跳闸次数统计表 一二三四五六七十十一月 月 月 月 月 月 月 月 月 月 月 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 3 3 3 1 1 0 1 0 1 0 3 0 2 0 0 9 2 0 0 0 0 0 十二月 0 0 0 2 0 合计 11 1 24 142 51 6 5 0 7 4 20 28 30 28 22 13 7 11 10 2 8

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 0 0 0 0 0 0 3 2 0 0 0 0 1 3 2 0 0 0 0 0 4 4 15 26 27 25 21 6 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 2 10 59 71 70 71 52 21 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 6 133 0 1 4 0 3 370 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 2011年度郁南电网运行方式

一、2011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

20 LGJ-150 12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

9

2011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。

10

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， 35 kV 1M、2M母线、

10 kV 1M、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

11

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、

12

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。

13

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沙埇线与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。

14

（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。

15

(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2011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。

16

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

2011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)

35000 12000 12000 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

5000 5000 1500 8000 1200 2500

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

2011年郁南电网超计划限电序位表

序 站名 号 1 2 3 4 5 6 110kV南江口站 110kV南江口站 电压等级 (kV) 110kV 35kV 元件名称 (及编号) 中材线176开关 南鹰线 负荷 联系电话 (MW) 6 1.5 7271063 7271063 合计 2011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) 18

序 站名 号 1 2 3 4 5 6 110kV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) 15 7271063 合计

15 —— 十一、2011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

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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。

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郁南供电局2011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 1 35kV建芝线 南江口站110kV3M母2011-01-04 08：00 2011-01-07 08：00 2011-01-10 18：00 2011-01-07 17：30 1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 2011-01-12 08：00 2011-01-13 18：00 34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。 4 35kV都芝线、向都线 35kV芝平线 2011-01-12 08：00 2011-03-10 08：00 2011-01-13 18：00 2011-03-13 17：30 34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 32

6 35kV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#1PT 110kV南连线 连滩站110kV中连线2011-03-12 08：00 2011-03-14 08：00 2011-03-15 08：00 2011-03-16 08：00 2011-03-17 08：00 2011-04-25 08：00 2011-08-05 08：00 2011-08-17 08：00 2011-08-25 08：00 2011-09-22 08：00 2011-10-18 08：00 2011-10-20 08：00 2011-10-25 08：00 2011-03-13 17：30 2011-03-14 17：30 2011-03-15 17：30 2011-03-16 17：30 2011-03-17 17：30 2014-04-25 17：30 2011-08-06 17：30 2011-08-17 17：30 2011-08-25 17：30 2011-09-22 17：30 2011-10-18 17：30 2011-10-20 17：30 2011-10-25 17：30 33.5 9.5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。 7 8 9 10 11 12 13 173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 14 15 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 17 18 33

19 南江口站#2主变 都城站110kV仁都线2011-10-27 08：00 2011-12-26 08：00 2011-10-27 17：30 2011-12-26 17：30 9.5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 20 1701开关，110kV仁都 线 34