TM406丨B经过近几年的城市电网改造，湖北各地市城网110kV网络结构得到了优化和加强，10kV中压配网也逐步形成了以“手拉手”供电方式为主的网络，400V及以下低压配网得到了完善，城市电网结构日趋合理，供电“卡脖子”问题得到了有效缓解，城区供电能力得到了进一步提升，供电可靠性和电压质量等技术指标均得到了显著提高，用电故障得以大幅度下降，在2004年夏季湖北电网比较大负荷达到11531MW、创历史比较高记录的情况下，电网经受住了严峻考验，确保了主网的安全稳定运行，没有发生电网稳定破坏和大面积停电等事故。

　　但是，由于2004年湖北全省用电需求十分旺盛，湖北电网始终处在供需矛盾十分紧张的环境中，特别是在迎峰度夏期间，因用电量和用电负荷大幅增长，用电峰谷差的加大，导致部分城网110kV主变容量不足，部分输配电线路以及部分公用配变满负荷或超负荷运行，电网出现“卡脖子”现象。另外，由于电网出力不足，1~7月，省、地、县三级调度累计拉限电条次达到13 1各地市城网负荷情况1.1武汉城网2004年8月10日武汉地区比较大负荷瞬时达到408.7Mvar，发生时间为21：21，比较低负荷2358. 9MW，平均负荷3 81%地区日供电量77426MWh.在比较大负荷日，设备过载情况为：36条10kV线路过载，2条220kV线路、2条110kV线路过载，所占比例分别为4.7%、4%、1. 4%比较大负荷日220kV主变无过载，110kV有2台主变过载，日比较大负载率超过0.85的220kV主变占37% 110kV主变占武汉城市电网“卡脖子”问题突出的电压等级是220kV电压等级，主要环节是负荷中心的城区网络。220kV公用变电站容载比仅为1.54，110kV电网发展因220kV变电站不足受制约很严重，缺乏220kV主变容量和110kV输出线路间隔。

　　配电网络10kV线路满载、过载问题较为突出，在高温高负荷的考验下，总体运行比较吃紧，先后暴露出一些问题。2003年比较大电流超过400A的线路共101回，经核实其中有10回为临时倒负荷引起，另有11回在澳门路变投运后已解决，2003年县城网改造中解决了23回（含临时改拨线路），用户工程解决有2回，尚余55回亟待解决。在2004年6月底至7月初短暂高温下，仍暴露出新的问题。2004年7月8日当日负荷超过300A的10kV线路共94回，其中负荷超过400A以上的线路有5回。还有154回线路因分支卡口而出现故障，这些线路需要进行改造，消除卡口。

　　2004年配网应急改造措施，增点解决了部分配变卡口问题，配变满负荷或超负荷运行情况得到缓解解在6月底至7月10日高温负荷期间，开展了对配变的负荷测量，实测1 220台，其中过负荷38台，占3.1% 1.2孝感城网2004年迎峰度夏期间，孝感城区比较大负荷125.1MW.在高温大负荷期间，城区主要供电设备未出现过负荷情况。但配网局部卡口现象依然存在，配变因过载烧毁现象仍有发生。

　　载比低，110kV系统高压网架薄弱，变电站主接线不合理，除220kV线路外，其它设备均不能满足“N-1*校验条件。220kV熊2号变负载率89.86%2005年有可能过载，熊变110kV为单母分段带旁母接线方式，且开关遮断容量小于110kV母线并联运行时的短路容量，110kV母线不具备并联运行条件，个别城区110kV变电站由其它220kV变电站供电。110kV严桥变2号负载率94.27%2005年都有可能过载，且近期无增容计划，只能通过10kV母线并联运行予以解决，系统可靠性降低。110kV线路均不满足”N-1中压系统方面：13条环网主干线中10条不满二回、严交馈线、开二回负荷超过400A，尤其是开二回502A，2005年将会超载。负载率超过67%的线路有6条，在1.5倍线路负载水平下将会超载。1.3宜昌城网户专变专供）发生在8月10日，此时110kV系统主变容载比为1.97.当时城区各110kV变电站没有出现过载现象。但承担宜昌主城区供电的220kV白家冲变电所2台变压器全部满载（容量为2X120 000kVA）估计正在建设的220kV桔城变的投入运行后，就可以缓解城区电网的供电压力。

　　月10日。比较大负荷时，城区电网线路过负荷情况：10kV西陵二路一回陵07开关；10kV桥张一回（桥02开关一张05开关）10kV桥张二回（桥02开关一张13开关）所占比例：2.13%.城区10kV电网每天限电20MW，约合损失电量200MWh. 1.4襄樊城网50点，有功负荷845.8MW，当日电量17160MWh，均创下襄樊电网历史比较高纪录，其中城网比较大负荷为襄樊城网存在设备过载情况，个别变电站（广场变、郑家山变）夏季负荷重，主变已接近满载；部分10kV出口CT过载；广场、郑家山、樊城、高新等站10kV出口电缆过载，主要是电缆线路与架空线路容量不匹配；部分10kV线路过载，个别线路已经限制报装；公变及低压网络过载情况比较为严重，随着居民生活水平的不断提高及一户一表工程的实施，低压负荷增长迅速而且不容易把握，这2年公变及低压过载情况在夏季高负荷期时有发生，2004年已有20多台公变过载。

　　1.5荆州城网54MW，比2003年比较大负荷200.22MW增长25.63%.2004年7月28日，荆城供区比较大负荷98MW，比2003年比较大负荷82MW，增长19.52%，均创历史比较高纪录。当日运行情况仅有几条线路的载流量接近允许载流量，但部分环网线路（如柳16与周68、航32与柳20、航22与周56等）一旦实行线路互供就会造成开关和线路无法满足供电要求。

　　负荷高峰时期变电站开关CT变比过小的矛盾比较突出，如津丰开关站的供电线路为航22长港线、周56化三线，当津丰开关站分段运行时，航22及周56不过载，当航22或周56带津丰开关站全部负荷时，航22线路及开关CT过载、周56开关CT超载。

　　从2004年迎峰度夏情况来看，新建的10kV线路和台区基本上满足了供电的需求，但部分有较快负荷增长点的区域如大学城的周边地区出现了不同程度的过载现象，目前，古城内虽然实现了环网供电，但在负荷高峰期，每条线路的电流均会达到400A，当故障时无法倒供。配变超载情况比2003年同期有明显好转，仅荆城中心城区有17台配变过负荷。2003年台区负荷超载率为10%，二相不平衡率2004年台区改造后，台区负荷超载率降至1.73%，三相不平衡率降至8.4%.相对于中压电网，低压线路及下户线“卡脖子”

　　的情况比较严重。瓶颈下移，进表线整改工作迫在眉睫。

　　的388起上升33.4%；进表线故障占故障总数的百分比由2002年的18.6%上升为2003年的34.1%无论是绝对数还是百分比均有较大幅度上升。

　　进入2004年，进表线故障每月均高居各类故障榜首，该类故障己成为目前荆州城区配电网络比较大的瓶颈。

　　1.6黄石城网2004年迎峰度夏期间黄石电网比较大负荷出现在7月26日22：45，达912.6MW，而2003年同期比较大负荷为818.5MW（7月28日）比较大负荷增长了94.1MW，增长率为11.5%比较大日电量为19570MWh（7月28日），较2003年比较大日电量17338.6MWh（8月1日）增长了2231.4MWh，增长率为12.87%迎峰度夏期间，110kV还地桥和铜录山主变时有过载现象发生。6~10kV线路中，运行比较大负荷超过300A的线路有9条，另外还有8条线路在240A以上运行，两者相加达到17条，近12. 6%的线路都无法增容或调整负荷，必然造成任一条线路故障，相邻线路无法支援。

　　1.7荆门城网荆门中心城区10kV配网出现的比较大负荷是在7月29日，达到80MW.电网“卡脖子”现象主要表现在10kV线路导线线径偏小，东宝和苏台站之间实现电源互倒时其线径不能满足供电需求；另一个方面表现在公变满负荷或超负荷运行上，城区现有的138台公用配变中，就有25台配变满负荷运行，20台配变超负荷运行，甚至有超出额定值50%的配变仍在坚持运行。为保证设备的安全，不得不在高峰期间采取压负荷的方式进行间断性的供电措施。

　　1.8黄冈城网2004年8月10日黄州辖区负荷已经达到65MW，超过历史比较大负荷。迎峰度夏期间，在主网络方面存在负荷转移能力不足的问题，即黄州变负荷向城北变、新港变转移的手段不灵活，中压侧的联络和调整方式不够，导致黄州变压力太大，而城北变、新港变却不能出足力的现象。同时在中低压部分存在负荷卡口的现象较突出，初步统计不包括直属分局管辖的两条担负黄州、新港联络10kV线路，共计有12条10kV线路在2004年迎峰度夏期间出现负荷卡口的现象，城区共有40个配电台区出现变压器容量卡口。

　　1.9十堰城网十堰城市电网出现的比较大负荷为321MW，比较大负荷时城市电网设备未发生线路及变压器过载情况，但是，因用电量和用电负荷大幅增长，特别是用电峰谷差的加大，导致部分220kV和110kV主变容量不足，电网出现“卡脖子”现象，突出表现在220kV及110kV电压等级。

　　十堰市城区配网覆盖面过小，企业转供电问题突出，受历史条件限制，十堰市城网与东汽公司电网相互交织，分散在厂际之间的地方负荷长期依靠东汽公司转供。部分10kV线路、配变装接负荷过大，线路卡口严重，由于受十堰市地理条件制约，十堰电网建设中工程项目投资大、线路出线走廊紧张，导致10kV配电网络线路过长，载荷大。同时，十堰郊区配网的10kV线路多为放射性供电，线路大部分满负荷运行。2004年城区配网迎峰度夏期间，市区34条10kV线路有6条线路出现严重过载情况，占17.65%778台公变中有42台变压器出现严重过载，占5.4% 1.10咸宁城网全市出现比较大负荷时间2004年8月10日22时10分，城区电网比较大负荷为98MW，过负荷情况主要是10kV配电线路和配变过载，其中过负荷配电线路有永安一、二回、淦河一、二回及文中线、文浮联络线、行署一回、月亮湾线、温泉一回、龙潭线等，原城网所配的300/5的CT全部卡口，卡口线路占公用线路的33.3%，配变过载的有13台，满载的有36台，分别占总数的4%和11 %.卡脖子问题突出的电压等级在10kV部分，主要环节是在城区集中的配电线路和公用配变上。

　　1.11随州城网网供电量80893.6MWh）同比增长20.7%（2003年同期电量67 000MWh）年累计电量4. 51X108kWh.7月1日至8月12日共拉闸51条次，损失电量177MWh. 1.12鄂州城网从2004年7月上旬开始，鄂州地区持续高温，平均气温34*C左右，鄂州电网用电负荷一路攀升，7月25日22时23分比较大负荷达372MW，创下新高。

　　在持续高温的严峻考验造成用电负荷紧张及企业用电激增的双重压力下压力下，全公司员工上下一心，精心调度，合理安排运行方式，及时地安排检修，确保全市居民生活用电正常，同时兼顾工业用电的使用。

　　鄂州电网在此期间经受住了考验，获得了良好的社会声誉，没有出现拉闸限电的极端情况。

　　1.13湖北全省情况汇总根据各地市供电公司上报材料，湖北全省情况汇总见表1、2.表1湖北全省城网负荷情况汇总表设备110kV线路10kV配变10kV线路负荷情况>80%过载>80%过载满载过载50%~满载过载武汉孝感宜昌襄樊荆州黄石荆门黄冈十堰咸宁随州鄂州全省表2湖北全省110kV等级容载比统计汇总表武汉孝感宜昌襄樊荆州黄石荆门黄冈十堰咸宁随州鄂州2存在问题及原因分析从各地市城网负荷情况看，除鄂州城网情况稍好外，湖北省绝大部分城网都或多或少地存在设备满负荷或超负荷运行的现象，供电“卡脖子”问题仍然存在。据不完全统计，110kv主变过载4台，110kV线路过载2条，10kV配变过载190台，10kV线路过载69条，综合分析主要有以下原因：随着湖北经济的发展，特别是工业生产的快速增长，高峰负荷增长很快，造成电力需求增长迅猛，带动基础负荷大幅度增加。2004年湖北电网出现历史新高，比较大日负荷达11 531MW，部分城网220kV容载比已低于导则1.6 ~1.9的要求，110kV容载比也低于导则1.8~2.1要求的下限，部分变电站负载率超过了80%凸显变电站容量不足，满足不了负荷快速增长的需求。

　　输配电网络结构不合理，特别是配网“卡脖子”，造成部分地区电力供需紧张。尽管近几年来进行了大规模的城网改造，使电网结构有了明显改善、但城市电网尤其是中低压配电网的结构仍然非常薄弱，存在着局部区域的配变过载及线路“卡脖子”现象。

　　主要问题如下：部分线路过长，线路损耗较大，如荆州市郊的八岭山，因为没有变电站，10kV从秘师桥供电，干线有20km以上。董场线、纪砖线、八岭线、龙洲线、中州线、谢古线等线路干线长度均超过15km.部分线路负荷分配不合理，线路负载过重，挂接用户过多。

　　与配变安装容量相比，部分10kV主干线的线径较细。

　　10kV主干线导线规格过多，不利于电网的负荷管理和负荷倒供。

　　部分城网城郊10kV线路均为辐射型供电网络，负荷无法倒供，且线路基本上为裸线，可靠性较低。

　　部分10kV线路无自动化设备，目前使用的柱上开关保护配合困难。

　　在城郊，低压干支线普遍采用裸导线。尽管下户线采用了绝缘线，但是，由于其干支线为裸导线，仍为偷电创造了有利条件，特别是采用挂接方式的临时用电，如抽水等，这为线损管理带来了极大的困难。

　　高耗能配电变压器增加线损。仅荆州城区就有260多台高耗能配电变压器需要更换。

　　部分城网在城区中心负荷高密集区现有10kV配网无法满足大容量用户供电要求。

　　市政建设与城市电网建设的矛盾日趋突出，由于城市规划变化太多、太快，导致配网规划不断修改，对快速增长的负荷无法准确预测，存在负荷预测保守的情况，导致10kV及以下配网设计标准偏低，部分10kV主环网线路、分支线、低压主干线等导线截面偏小，公用配变的新增容量不能满足用户负荷增长的需求，同时由于配变更换及布点的针对性不强，造成一些改造过的线路负荷仍然相当大，刚解决的供电卡口问题重复出现。

　　城市电网的生活用电比例逐年提高，气候变化使得降温负荷大幅度增长，负荷的峰谷差加大，同时由于负荷发展的不均衡引起局部地区满载或过负荷的情况时有发生。

　　城网改造不到位，成为影响用电增长新的“瓶颈”。经过城网建设与改造，我省设备状况有了较大改观，但是与社会的发展、城市的发展要求还存在差距，技术经济性差、安全性能差的老旧设备在电网中还有部分存在，城市电网发展速度跟不上社会经济发展速度，局部地区供电卡口问题依然突出。而且近几年城网改造主要对产权属供电企业的城市公用电网及部分产权属企事业单位的电网进行了改造。

　　目前仍有很多供电设施产权属企事业单位和居民小区，而该部分供电网络设备陈旧，供电能力差，成为影响居民用电和用电增长的瓶颈，急需进行改造。

　　外部环境制约了电网建设发展。主要表现在新的电力线路走廊建设困难。一些新建线路因为电力线路通道无法解决而被迫取消。在很多路段因为道路修建不到位、拆迁不到位等原因，导致电力线路无法按照规划红线实施。另外，电力走廊越来越拥挤、越来越受限制，部分地段存在负荷过大的问题，但没有新的电力通道，导致电源无法到达。

　　电网建设资金不足，导致电网建设滞后，不能适应负荷增长的要求，也导致了输配电设备抵御恶劣气象条件和防止遭遇外力破坏能力下降。从1999年以来，除了专项城网改造的资金投入以外，别的渠道资金投入很少，贴费也早已取消；城网改造工程结束以后，资金投入就更少，无法解决供电卡口的问题。负荷的发展是连续的，城网建设同样也必须有连续的资金投入才能保证电网的建设发展适应负荷的不断增长。

　　运行维护和管理水平还有待于加强。城网近年来米用的新设备、新装备较多，但对部分设备的运行维护工作由于运行单位学习和研究得不够深入，存在部分设备缺乏运行维护指导性的规程、规定，运行维护水平有待进一步提高。特别是要加强对线路、主变等设备的超载预测分析，并明确预防措施，要充分运用在线检测、状态检修、带电作业等新技术，合理安排电网运行方式，加强线路巡视，及时消除隐患。

　　3建议针对电网建设滞后，一些输配电线路和变电站处于极限运行状态以及一些电网卡脖子问题，应加快电网建设力度，完善网络结构，优化现有电网资源，增强供电能力。同时电网和电源应统一规划，适度超前建设。只有统一规划，才能优化电源布局，优化电网结构，做到电源与电网相协调，送端和受端相协调，有功和无功相协调；只有统一规划，才能做到输电网与配电网相协调发展，二次系统与一次系统同步发展、协调动作，这是保障电网安全的前提。

　　加强负荷中心城市和负荷中心地区输配电网的统一规划和合理布局，根据城区用电负荷的增长要求，结合城区配变布点的实际情况，对负荷增长情况进行科学地预测，合理选择导线截面和配变容量，并具有一定前瞻性。在城区配网扩容改造中，低压配电网应结构简单安全可靠，应实行分区供电原则，低压线路应有明确的供电范围，并不得越过中压线路分段开关，消除供电卡脖子隐患。

　　针对城市电网用电需求增幅较快，降温负荷比重越来越大，高峰负荷峰值越来越高，持续时间较短且集中在夏季高温时段的问题，要做好以下3方面的工作：一是进一步加强负荷需求预测，监控负荷变化趋势，做好负荷监控系统的运行维护和管理工作。

　　并根据电网实际和负荷预测情况，及时制订限电方案，要避免因设备长期过负荷运行，导致设备严重损坏，危及电网安全；二是在夏季高峰前做好机组检修，提高现有机组的调峰能力；二是尽快出台相关政策，鼓励、引导企业开展需求侧管理工作，采取以经济手段为主，行政手段为辅的需求侧管理措施，协调各方面利益，进行有序错峰和避峰，改善负荷特性。

　　加强设备管理和运行维护管理主要做好以下工作：要积极组织对变电站、线路主设备、开闭所等运行设备进行监督性巡视检查，查出缺陷和隐患及时处理，以确保设备安全。并对重要线路、大负荷线路以及开闭所、重负荷配电变压器等组织安排特巡、测负荷和测温，以便及时掌握设备运行状况。

　　要着手对各电压等级变电站主变和每条线路的历史负载情况进行调查摸底，并对每一设备高峰时期负载情况进行预测分析，并强化设备测温、线路交叉跨越、线路对地距离等检测手段，及时消除设备隐患。充分挖掘电网潜力，调整运行方式，合理调度。

　　要加强变电站出线设备允许运行电流管理以及变电站出线电缆沟的整治工作，要依据每回线路的设备能力明确其运行的电流限制值，以保证设备在比较大供电能力以下运行，避免电缆沟起火引起的大面积停电事故。

　　针对城市电网存在的问题，采取以下措施：（）考虑2005年的负荷自然增长与新增用户的供电需求，局部地区仍有可能出现过载。因此必须预先做好夏季负荷高峰到来时的负荷需求侧管理。

　　（2）要结合基建、技改工程对卡口设备进行改造和更换。

　　针对2003年先锋变电站电缆沟起火事故暴露出来的问题，要切实加强对湖北省变电站出线电缆沟的整治工作。

　　要做好配网运行维护工作：10kVCT卡口要及时更换；0kV各线段负荷分配不均衡要及时调整；配变三相电流要进行测量，不平衡的要及时调整；要加强对低压网的中性线及重复接地的维护。

　　（6）争取政府提供优惠政策来支持电力项目建设，以保证项目的顺利建设，缩短周期。

　　每年迎峰度夏期间，要加强组织领导，合理安精心调度，制定紧急事故预案，督促工作落实。成立迎峰度夏领导小组，组织指挥电网事故处理及应急处理工作，对应峰度夏工作中可能遇到的情况进行分析，做好对应措施的准备工作。及时通报协调事故处理及应急进展情况；安排迎峰度夏值班及后勤保障；统一对外宣传和对社会发布电力信息。

　　要研究进一步增强电网设备抵御自然灾害能力的工作，加强与气象部门的联系，不断积累气象资料，确定设备运行的特殊微气象区段，从源头着手，特别是要从设计入手，切实采取有效的技术措施，增强设备抵御恶劣气象条件的能力。要加强对自然灾害的预防和技术监控工作，要重点对雷害区、山体滑坡区、污秽区、地矿区、洪水区、舞动区、树障、房屋、交叉跨越等危险源加强巡视，并对其进行技术分析，掌握其规律，再通过技改等针对性措施进行预防和处理。要按照“四不放过”的原则，认真分析每次事故的原因，及时有效地采取应对措施（含管理措施）。

　　加强技术监督管理，对设备健康状况进行早期诊断和分析，做到超前控制、超前防范。技术监督工作要适应电网发展的需要，实行动态化管理，技术监督工作的重点要向电网转移，切实加强对电网一、二次设备、电能计量装置和发电厂直接涉及电网安全等方面的监督管理；技术监督的监督形式、监督内容和监督范围要扩展，要实施多种手段、多种形式、全领域、全过程闭环的技术监督管理。

　　认真研究城网建设与城市发展的有关政策问题，争取政府支持，给城网改造工作创造宽松的环境。要在总结城网改造的经验基础上，研究城网建设与城市发展的有关政策问题，要多借鉴经济发达省市的成功经验，积极做好工作，争取政府和国家电网公司出台有利于城市电网建设与改造的政策。如目前矛盾比较突出的输配电线路走廊问题、开发区电源配套建设问题，用户报装容量过大造成供电资源闲置的问题、新建小区电源配套问题等，要专项进行研究，争取有利的政策。

　　提高配网管理水平，建立城网建设可持续发展机制。一是要加强配变的负荷管理，各供电公司要在夏季用电高峰到来之前，研究、调整配变容量的配置，同时要对线损高、故障多的台区逐步进行彻底的达标改造；二是要加强配网的基础管理，清理并建立好供电设备的有关用户信息的基础资料，加强配电系统停电管理，提高管理水平；三是要认真研究城市配网设备的技术标准，提出合理的、统一的技术标准，避免由于采用技术标准不同造成的不足或浪费。

　　多方筹措资金，加大城市电网改造与建设的力度，彻底解决电网“卡脖子”问题。