河池电网十二五规划前电网运行分析与风险评估报告.doc

河池电网“十二五”规划前电网运营分析与风险评估报告

广西电网公司河池供电局
2023年05月

第一部分 十二五规划前电网运分析
1、 2023年新（改）建项目及设备规范
1.1 2023年新投产发电机组,内容规定见下表
表1 2023年度河池电网新投产机组登记表
序号
电厂名称
容量（MW）
类型
投产日期
接入电压等级
控股单位
1
中山电站
1*1.25
水电
2023/06/08
35
中山电站
2
中山电站
1*1.6
水电
2023/06/16
35
中山电站
3
中山电站
1*1.25+1*1.6
水电
2023/07/15
35
中山电站
4
达近电站
1*4.0
水电
2023/06/06
35
环江通达水电有限公司
5
标山电站
3*0.8
水电
2023/11/01
35
环江通达水电有限公司
合计

12.1

注：新投产机组只记录地调直接调度的机组。
1.2 2023年度河池网区新（改）建输电线路
表2 2023年度河池电网新（改）建输电线路
序号
线路名称
长度（km）
电压等级（kV）
型号
投产日期
1
110kV庆牵线
19.007
110
LGJ－150
2023/01/15
2
110kV永寻牵线
洛东牵引站T接线
6.03
110
LGJ－150
2023/01/03
3
110kV永牵线
9.035
110
LGJ－150
2023/01/07
4
110kV锡牵线
7.089
110
LGJ－150
2023/01/05
5
110kV兴牵线
5.646
110
LGJ－150
2023/01/05
6
110kV兴贵牵线
都街牵引站T接线
3.774
110
LGJ－150
2023/01/16
7
110kV车孔牵牵线
车河牵引站T接线
3.434
110
LGJ－150
2023/01/05
8
110kV车孔塘南牵线
南丹牵引站T接线
2.937
110
LGJ－150
2023/01/04
9
110kV六水牵线
六甲牵引站T接线
13.84
110
LGJ－150
2023/01/06
10
110kV永怀牵线
叶茂牵引站T接线
6.96
110
LGJ－150
2023/01/18
11
110kV庆寻线
18.938
110
LGJ－400
2023/02/21
12
110kV庆洛线
16.9
110
LGJ－400
2023/02/21
13
110kV庆长线
10.925
110
LGJ－240
2023/02/23
14
110kV庆宜线
15.08
110
LGJ－240
2023/02/23
15
110kV六牵线
17.004
110
LGJ－150
2023/05/15
16
110kV六桥线
42.73
110
LGJ－185
2023/05/21
17
110kV拉铝德线
17.5
110
LGJ－150
2023/05/31
18
35kV寻电一线
10
35
LGJ－185
2023/06/28
19
110kV兴东含线
6.45
110
LGJ－300
2023/08/28
合计

233.279

注：只记录地调调度管辖的35kV及以上线路。
1.3 2023年度河池网区新（改）建变压器
表3 2023年度河池电网新（改）建变压器
序号
名称
变压器
编号
容量比
（MVA）
电压比
（kV）
调压
方式
低压电容器（Mvar）
低压电抗器（Mvar）
投产日期
1
220kV庆远站
#1
150
220/110/10
有载
2*8+6
0
2023/01/15
2
110kV锡山站
#1
40
110/10
有载
4*3
0
2023/04/29
3
110kV水任站
#2
50
110/35/10
有载
3+6.012+1.008
0
2023/06/30
4
110kV含香站
#1、#2
2*50
110/35/10
有载
2*4.008+4*4
0
2023/09/20
5
220kV南冶站（用户站）
#1
150
220/110/10
有载
6*5
0
2023/09/24
6
110kV新村站
#1、#2
2*50
110/35/10
有载
4*4.008+2*4.005
0
2023/11/29
7
110kV吉新站
#1
40
110/35/10
有载
4.8+3.6
0
2023/12/19
合计

630

130.478

2、 2023年终河池地区电网规模
2.1 2023年末总装机情况
表4 2023年终河池电网直调发电机组一览表

电厂名称
容量（MW）
接入电压等级（kV）
控股单位

水电厂
大七孔电站
48(3*16)
110
黔南朝阳发电有限公司
良湾电站
25.5(3*8.5）
110
广西良湾水电开发有限公司
六甲电厂
22.32(2*4.16＋2*1.25+11.5）
35
金城江水电总厂
其中11.5MW机组属广西瑞东投资公司，2*1.25机组属金城江天门峡水电公司
三岔电站
21(3*7)
35
广西桂龙水电有限责任公司
拔贡电厂
8(5*1.6）
35
金城江水电总厂
下湘电厂
9.6(3*3.2)
35
广西下湘水电有限公司
肯足电厂
5(2*2.5）
35
金城江光明水电股份公司
长瓦电站
10(2*5）
35
广西宜州长茂电力有限公司
合作电站
4(5*0.8）
35
广西环江合作电站
达近电站
8(2*0.4+2*1.6+4）
35
环江通达水电有限公司
标山电站
2.4（3*0.8）
35
环江通达水电有限公司
孟洞电站
1.89(3*0.63)
35
广西环江福源水电有限公司
江色电站
4.8(3*1.6)
35
广西环江江色电站
中山电站
5.7(2*1.25+2*1.6）
35
中山电站
合 计
176.21

2.2 2023年输变电设备情况
河池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 2023年终河池电网输变电设备情况表
电压等级
项目内容
数 据
500kV
变电站座数
0
变压器台数
0
变压器总容量（MVA）
0
线路条数
0
线路总长度（km）
0
220kV
变电站座数
6
变压器台数
9
变压器总容量（MVA）
1170
线路条数
16
线路总长度（km）
992.077
110kV
变电站座数
25
变压器台数
42
变压器总容量（MVA）
1417
线路条数
52
线路总长度（km）
1174.616
35kV
变电站座数
1
变压器台数
2
变压器总容量（MVA）
25.6
线路条数
14
线路总长度（km）
148.529
2.3 无功补偿设备配置情况
网区内各220kV站无功补偿设备情况，见表6。
表6 2023年终河池电网各220kV站无功补偿设备情况一览表
站名
组数
每组容量（Mvar）
备注
六圩站
2
9

2
8
车河站
2
9

4
8
永丰站
5
8
#1、#2故障检修，#3未验收
文福站
1
12

1
10
1
8
兴平站
4
8

庆远站
1
6

2
8
合计
25
208

2.4 县网小水电情况
记录网区内各县网小水电装机容量及年发电量，具体规定见表7。
表7 2023年终河池电网县网小水电情况
县名
小水电装机容量（MW）
年发电量（万kWh）
金城江区
10.78
3542
宜州市
8.325
1258.06
环江县
11.34
3990
东兰县
1.51
314.59
巴马县
13.535
4796
凤山县
4.31
1185.65
大化县
0
0
天峨县
0.98
208
合 计
37.245
15294.3
2.5 2023年末地区电网地理接线图
2023年末河池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、运营指标完毕情况
3.1 地调直调电厂发电情况
记录各地调直调电厂及水火电分月发电量、最大电力、运用小时，具体规定见表8。
表8 2023年河池电网直调电厂发电情况 单位: 万kWh, MW
电厂
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
同比增长％
六甲电厂
发电量
239
49
68
379
710
658
541
466
327
66
99
84
3685
-24
最大电力
9.411
9.305
6.727
9.634
9.561
9.558
9.116
9.260
9.586
4.734
4.786
4.714

运用小时数
221
45
63
350
657
608
500
430
302
61
92
77

拔
贡电厂
发电量
75
44
152
296
520
517
566
341
188
0
0
0
2700
0
最大电力
7.450
5.670
8.879
9.078
9.321
9.366
9.415
9.114
8.670
5.246
5.307
5.127

运用小时数
94
55
190
370
650
647
708
426
235
0
0
0

下湘电厂
发电量
65
45
65
251
518
442
477
194
141
57
26
37
2318
-28.1
最大电力
3.2
3.2
5.6
9.6
9.6
9.6
9.6
9.6
9.6
6.4
3.2
3.2

运用小时数
68
47
68
261
540
460
497
202
147
59
27
38
2414
-28.1
大七孔电厂
发电量
932.6235
612.0871
1460.3829
1066.8065
3073.6775
1466.221
3201.414
2265.3374
1550.5293
851.0929
633.8861
643.2415
17757.2997
-39.99
最大电力
16.2
32.2
32.3
48.2
48.5
48.4
48.4
48.2
48.3
48
48.1
47.9

运用小时数
194
127
304
222
640
305
666
472
323
177
132
134
3699
-39.99
良湾电厂
发电量
71
0
0
0
1107
1573
1987
1257
214
80
27
0
6316

最大电力
8.5
0
0
0
26.5
27.4
27.6
27.4
9.0
7.5
7.5
0

运用小时数
28
0
0
0
434
617
779
493
84
31
11
0

三岔电厂
发电量
168
141
257
537
1005
795
755
806
497
281
189
124
5554

最大电力
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
14
21

运用小时数
80
67
122
256
478
378
360
384
236
133
90
89
2673

肯足电厂
发电量
90.432
59.7792
63.1968
213.5392
247.0816
252.7648
242.2796
280.4448
167.0976
88.272
67.896
41.0736
1813.8574
-17
最大电力
2.5
2.5
3.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
3.5
3.2
2.2

运用小时数
181
120
126
427
494
505
484
481
334
177
136
82
3628
-17
长瓦电厂
发电量
99
93
205
329
470
396
429
321
198
115
99
69
2823
9.46
最大电力
5.1
7.155
7.970
8.800
8.367
8.500
8.000
7.350
7.100
6.105
7.322
3.651

运用小时数
99
93
205
329
470
396
429
321
198
115
99
69
2823

江色
电厂
发电量
18.3
28.5
45
130.9
287.3
257.8
256.4
65.1
38
10.3
12.4
11.2
1161.2
18.3
最大电力
1.5
1.6
1.6
3.2
4.8
4.8
4.8
3.2
1.6
1.5
1.5
1.5

运用小时数

合作电厂
发电量
检修
检修
6.7
117.4
228.4
114.6
134.8
65.9
42.6
14.1
6.7
7.1
738.3
-40
最大电力
检修
检修
0.8
1.6
4
4
4
4
3.2
0.8
0.8
0.8
4

运用小时数

中山电厂
发电量
/
/
/
/
36
170
223
78
58
22
15
14
616
/
最大电力
/
/
/
/
3.0
5.8
5.8
5.8
2.7
2.6
2.5
2.6

/
运用小时数
/
/
/
/
120
293
385
134
215
85
60
54
1346
/
达近电站
发电量
10.0
14.5
135.0
270.0
572.0
595.0
590.0
517.0
237.0
145.0
100.0
15.0
3200

最大电力
0.8
0.8
1.6
3.2
4
4
4
4
3.2
1.6
1.6
0.8

运用小时数

孟洞电站
发电量
55.65
37.17
99.855
141.015
641.34
957.075
735.735
241.815
190.47
76.335
30.24
18.48
3225.18
55.65
最大电力
0.6
0.6
0.6
0.6
1.89
1.89
1.89
1.26
1.26
0.6
0.6
0.6

运用数小时数

3.2 购电量、售电量完毕情况
本电网购电量及售电量完毕情况，同比增长情况、完毕年计划情况。见表9。
表9 2023年河池电网月购电、售电表 单位： MW.h
月份
网区购电量
购主网电量
网区售电量
同比增长％
完毕计划％
购电
售电
购电
售电
1
221876.598
221762.988
244340.6
-28.1
-17.45
5.98
6.79
2
205865.759
205865.759
213142.796
-21.78
-24.10
11.53
12.71
3
250234.196
240718.641
215316.167
-23.95
-23.08
18.27
18.69
4
262980.315
261705.350
257512.646
-12.81
-16.89
23.35
25.84
5
263426.558
259596.811
253012.147
-23.83
-21.66
32.45
32.87
6
279933.552
275158.146
275847.722
-8.02
-13.22
39.99
40.53
7
293655.688
288575.466
271409.529
-4.82
-5.85
47.91
48.07
8
338211.775
328987.338
315285.387
14.90
3.64
57.02
56.83
9
324411.972
309914.992
330394.557
32.96
33.19
65.76
66.01
10
345044.852
325409.802
325409.802
38.93
29.32
75.06
75.05
11
381184.211
357348.910
363275.284
81.83
73.36
85.33
85.14
12
413590.352
383388.638
401423.043
70.93
95.26
96.47
96.29
全年
3580415.829
3458432.841
3466369.680
5.32
3.97
96.47
96.29
3.3 网区负荷情况
3.3.1网区负荷特性
2023年及分月最大负荷、最大峰谷差，见表10、表11。
项 目
负 荷 性 质
负荷（MW）
日 期
同期比 %
（去年负荷）
网区最大负荷
656.93
12月23日
15.88（574.85）
购主网最大负荷
656.93
12月23日
14.27（566.91）
网区最小负荷
179.0
1月25日
-14.96（199.68）
购主网最小负荷
178.76
1月27日
-10.49（199.68）
网区最大峰谷差
237.82
12月7日
18.38（200.91）
网区平均峰谷差
139.5

7.5（128.9）
表10 2023年河池电网负荷特性指标表 单位：MW
注明：河池网区负荷涉及为购主网负荷和网区小水电。

表11 2023年河池电网分月负荷、峰谷差及峰谷比 单位：MW
月份

项目
内容
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
全年
网区负荷
最高
462.7
384.1
426.9
444.7
473.3
508.7
515.1
554.7
520.5
563.4
622.6
656.9
656.9
最低
179.0
189.3
234.0
258.9
282.3
263.3
282.6
330.4
320.6
318.9
392.3
389.6
179.0
月平均
298.2
306.4
336.3
351.9
368.4
388.8
394.7
454.6
450.6
463.8
529.4
555.8
409
负荷率（%）
最高
83.6
83.2
91.3
89.6
161.8
97.0
92.92
93.0
94.9
90.1
87.8
86.8
89.4
最低
69.1
72.5
77.1
78.6
86.4
79.47
84.53
85.4
84.2
81
81.4
78.8
67.0
平均
77.1
78.3
84.2
85.1
124.6
88.75
88.84
89.4
88.9
85.4
84.7
83.0
88.2
峰谷差
最高
210.7
170.0
164.0
163.9
79.2
157.57
157.90
171.4
163.9
178.0
209.8
237.8
237.8
最低
128.9
115.3
107.3
105.6
63.8
83
82.13
101.1
95.2
116.2
148.9
148.5
83.0
平均
163.6
144.5
133.3
135
71.5
122.40
122.63
133.0
131.3
147.0
172.0
197.2
139.5
峰谷比（%）
最高
62.5
67.0
72.5
74.4
101.8
79.99
80.98
78.2
80.2
76.6
74.4
75.2
81.0
最低
52.2
54.9
58.8
62.9
82.9
62.60
66.18
67.8
66.3
66.3
65.7
62.1
52.19
平均
58.1
60.1
66.1
68
87.6
73.12
73.40
73.8
73.23
71.4
70.8
68.5
70.3
注： 1、指购主网负荷(涉及网区小水电)
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，广西电网最大负荷日河池网区日负荷曲线，河池网区最大负荷日负荷曲线。见表12。
表12 2023年河池电网典型日负荷曲线 单位：MW
时间/日期
2月15日
5月15日
8月15日
11月15日
11月20 日（广西电网最大负荷日）
12月23日(河池网区最大负荷日）
00:00
236.27
331.26
394.92
415.72
452.17
470.29
00:30
246.30
316.46
397.18
418.00
445.02
496.69
01:00
247.38
322.30
391.03
410.84
433.62
479.90
01:30
228.61
308.51
382.40
413.84
429.81
465.84
02:00
236.17
311.39
390.63
420.84
423.48
467.41
02:30
225.95
300.22
395.73
404.68
429.26
471.93
03:00
227.03
305.08
375.92
394.72
423.80
452.21
03:30
237.46
309.99
366.69
401.11
420.05
453.22
04:00
230.56
299.98
380.14
417.61
402.13
438.56
04:30
229.87
301.48
377.94
412.51
429.35
455.40
05:00
237.92
286.01
369.34
410.19
425.31
454.56
05:30
235.70
309.22
372.52
413.01
446.77
454.49
06:00
233.53
310.09
382.95
409.69
433.13
451.38
06:30
237.11
328.59
372.02
430.94
452.29
470.88
07:00
250.85
339.63
368.87
413.11
464.19
478.79
07:30
250.08
337.75
403.39
439.93
458.30
495.88
08:00
276.85
349.17
394.49
452.00
463.09
499.57
08:30
316.94
351.50
411.24
472.20
495.19
537.55
09:00
331.68
367.75
434.48
495.41
539.66
568.25
09:30
308.38
376.66
441.25
511.03
561.03
567.17
10:00
319.71
378.81
445.88
522.17
555.73
577.67
10:30
313.72
377.55
462.86
524.14
565.03
601.29
11:00
306.03
373.86
455.36
521.38
561.27
588.85
11:30
322.74
386.90
459.40
512.89
586.68
598.73
12:00
295.15
360.66
460.43
509.77
571.05
600.04
12:30
281.40
355.14
454.65
510.57
544.34
574.28
13:00
268.67
341.33
434.28
487.46
529.67
554.50
13:30
267.27
342.93
433.62
490.14
537.78
554.16
14:00
271.82
356.84
427.92
486.42
526.38
548.22
14:30
270.23
351.96
430.46
480.31
522.07
551.10
15:00
283.63
350.23
432.67
493.74
539.52
570.36
15:30
275.14
351.00
443.51
492.41
535.95
570.78
16:00
265.73
346.37
443.58
492.99
531.72
550.31
16:30
287.10
360.57
458.30
513.05
535.59
550.92
17:00
296.55
380.20
458.07
541.13
576.70
583.54
17:30
301.68
383.00
458.79
553.20
593.15
613.78
18:00
314.69
386.94
467.64
569.86
611.94
620.78
18:30
316.52
377.61
459.62
573.91
628.74
650.09
19:00
359.47
370.19
461.97
568.97
611.58
656.93
19:30
366.23
401.10
478.00
557.82
596.31
627.84
20:00
319.28
423.20
513.23
555.32
595.62
630.46
20:30
352.55
417.67
498.98
543.98
586.12
627.08
21:00
341.09
408.31
496.71
521.31
573.45
605.28
21:30
325.28
402.42
484.59
525.40
569.28
609.77
22:00
319.28
405.38
483.94
514.40
545.55
582.92
22:30
291.99
376.98
460.17
450.32
511.35
511.35
23:00
275.44
365.25
433.86
452.44
498.04
528.60
23:30
262.54
375.90
425.03
425.03
471.61
501.83
注：网区总负荷不涉及小水电负荷。
2023年度第一～四季度典型日负荷曲线图：
3.4 电压情况
3.4.1 河池网区电压合格率登记表
表13 2023年河池电网电压合格率登记表
项目
本年电压合格率％
上年电压合格率％
同期比％
A类（10、6KV）
99.44
99.33
0.11
B类（110KV）
98.99
98.34
0.66
C类（35KV）
99.68
99.73
-0.05
D类（380/220）
99.45
99.76
-0.03
E类（220KV）
98.89
99.09
-0.02
综合
99.41
99.30
0.1
表14 2023年河池电网各电压等级电压登记表
项目
电压（ kV）
发生时间
发生地点
220kV母线最高电压
239.51
2023-05-14 12；00
庆远站
220kV母线最低电压
227.39
2023-2-16 08：00
文福站
110kV母线最高电压
120.20
2023-9-09 06：09
永丰站
110kV母线最低电压
94.80
2023-8-22 15:47
文福站
35kV母线最高电压
40.18
2023-4-22 10:55
凤山站
35kV母线最低电压
26.34
2023-6-22 07:15
水任站
10kV母线最高电压
11.24
2023-8-22 16:07
岩滩站
10kV母线最低电压
8.31
2023-3-28 07:32
怀远站
3.4.2 2023年河池电网电压情况分析
3.4.2.1、供电电压合格率指标完毕情况及分析
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%，均完毕公司考核指标。从以上数据看，我局E类母线电压合格率累计完毕情况较差， 重要因素是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河池变退出所有低抗投入电容时，容易导致220kV系统电压靠近上限运营，无功就地平衡困难。在低谷时段，由于处丰水期运营，河池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营，导致220KV变电站无功过剩电压越上限运营。
3.4.2.2、220kV变电站无功电压监测和考核情况记录及分析
2023年，剔除客观因数导致的考核不合格点，我局220kV变电站主变高压侧无功电压合格率累计完毕98.37%。完毕公司下达考核指标。引起考核不合格点的重要因素是：
（1）我局的220kV车河变、永丰变10kV侧带重负荷运营，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，容易导致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电压越下限运营，使用户端电压偏低，不能正常生产。
（2）500kV河池变属于“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河池变电源的支撑，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）河池境内区域水电厂虽说由地调统调无功，但是由于其机组性能因素，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。
提高电压合格率采用的措施：
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营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规定，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营维护和缺陷解决工作，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，要及时进行解决和改造，尽也许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限度的发挥效益，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。为保证系统电压运营在合格范围内，高峰时段应尽量增长电源的无功出力，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营。
6）、合理安排电网运营方式。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、县调各级运营及管理人员的密切配合，各级管理人员要加强沟通，研究如何充足运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，规定运营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结识，避免人为判断不合理和采用不合理的调控方案。对一些长期不运营的电容器，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