2013年1-8月份电力行业运行分析
中国产业竞争情报网2013-11-01 浏览: 39
一、电力行业整体运行情况
2013年1-8月份，国民经济继续向好，电力行业整体运行平稳，全国电力供需总体平衡，但受季节性因素影响，部分地区在高峰时段仍出现少量电力缺口。具体来看，电力投资较快增长，且继续向电网投资倾斜，电源、电网投资结构失衡局面持续改善；全社会发电量明显回升，但水电、火电出力继续“分化”，水电出力持续下滑，连续两个月呈现负增长，为火电出力留出空间，同时因高温炎热负荷激增，火电发电量增速显著提高；全社会用电量大幅增长，第二产业用电量增速继续提升，第三产业及城乡居民生活用电量均较快增长。另外，随着发、用电量明显回升，同时受益于发电成本的持续下滑，电力行业经营状况继续向好。
二、电力投资和建设情况
2013年1-8月份，电力、热力生产和供应业固定资产投资仍保持10%以上的较快增长速度，但仍明显低于全社会固定资产投资增速，占全社会固定资产投资的比重同比继续回落。具体来看，2013年1-8月份，全国固定资产投资（不含农户）262578亿元，同比名义增长20.3%，增速比1-7月份加快0.2个百分点。其中，电力、热力生产和供应业固定资产投资完成额为8726亿元，同比增长12.2%，增速比1-7月份回落0.2个百分点，比上年同期回落4.1个百分点；占全社会固定资产投资的比重为3.3%，与1-7月份持平，与上年同期相比下降0.3个百分点。
图1 2011-2013年电力行业各月累计固定资产投资额及同比增长变动趋势比较
图2 2011-2013年电力行业各月累计投资占全国总投资比重走势
从电力投资结构来看，2013年1-8月份，全国电源工程完成投资2076亿元，同比增长4.5%，占电力基本建设投资完成额的比重为48.15%。电网基本建设完成投资2236亿元，同
比增长15.6%，占电力基本建设投资完成额的比重为51.85%，仍高于电源投资占比。随着电力投资不断向电网投资倾斜，电源、电网投资失衡矛盾持续化解。
图3 2011年11月-2013年8月电网基本建设投资占电力基本建设投资完成额比重走势
另外，从电源投资结构来看，在相关政策的支持与引导下，风电投资稳定增长，水电投资增速也保持正增长；虽然火电盈利状况的持续改善为火电投资规模的扩大创造了条件，但随着节能减排工作的深入开展及电力发展方式转变步伐的加快，火电投资积极性依旧不高，火电投资仍呈现负增长；另外，核电投资也保持负增长。具体来看，2013年1-8月份，水电完成投资828亿元，同比增长13.8%；占电源投资的比重为39.9%，与上年同期相比提高3.3个百分点。火电完成投资524亿元，同比下降3.8%；所占比重为25.2%，与上年同期相比下降2.2个百分点。核电完成投资347亿元，同比下降20.5%；所占比重为16.7%，与上年同期相比下降5.3个百分点。风电完成投资294亿元，同比增长11.2%；所占比重为14.2%，与上年同期相比提高0.9个百分点。
图4 2013年1-8月份电源基本建设投资结构
三、电力生产情况
1、发电设备装机容量情况
2013年以来，全国重点电力建设项目进展顺利，电源新增生产能力与上年同期相比明显回升，电力供应能力持续增强。具体来看，2013年1-8月份，全国电源新增生产能力（正式投产）4710万千瓦，比上年同期多投产1242万千瓦。其中，水电新增生产能力1605万千瓦，比上年同期多投产808万千瓦；火电新增生产能力2092万千瓦，与上年同期相比微降25万千瓦；风电新增生产能力545万千瓦，比上年同期多投产21万千瓦；在相关政策的支持下，太阳能发电快速发展，新增生产能力248万千瓦，比上年年同期多投产217万外千瓦；另外，随着宁德核电一期工程#1机组和辽宁红沿河核电厂一期#1机组相继投入商业运行，核电新增生产能力221万千瓦。
分省来看，2013年1-8月份，新投产电源项目主要集中在以下省份：云南（893万千瓦，其中水电853万千瓦）、江苏（532万千瓦，其中火电508万千瓦）、四川（506万千瓦，其中水电417万千瓦），三省合计新增容量占全国新增容量的41%，其他省份新增容量均少
于250万千瓦。其中，8月份，新投产重点电源项目以水电为主，主要有：华能龙开口水电站、华电鲁地拉水电站各1台36万千瓦机组，三峡溪洛渡水电站1台70万千瓦机组，国投锦屏一级2台60万千瓦机组，以及华润湖北蒲圻电厂二期和华电句容电厂一期各一台100万千瓦机组。
截止2013年8月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量达到115576万千瓦，同比增长9.8%；其中，水电22841万千瓦，同比增长12.1%，占总装机容量的比重为19.8%；火电83869万千瓦，同比增长7.7%，占总装机容量的比重为72.6%；核电为1461万千瓦，同比增长16.7%，占总装机容量的比重为1.3%；并网风电6769万千瓦，同比增长24.5%，占总装机容量的比重为5.9%。
图5 2013年8月末发电设备容量结构
2、发电量情况
全社会单月、累计发电量增速继续回升。2013年1-8月份，全国规模以上发电企业累计完成发电量34320亿千瓦时，同比增长6.4%，增速与1-7月份相比上升1.2个百分点，
与上年同期相比上升2.6个百分点。其中，8月份，全国规模以上发电企业发电量4987亿千瓦时，同比增长13.4%，创2011年6月以来新高，增速环比上升5.3个百分点，与上年同期相比上升10.7个百分点。
分析认为，8月份，全社会发电量增速明显回升的原因有三：一是受宏观经济回暖复苏影响，工业向好推高发电量；二是受季节性因素影响，8月份正处迎峰度夏阶段，持续极端高温天气使得用电负荷激增对发电量产生带动作用；三是上年同期基数较低，也凸显了今年的发电量增速。
图6 2011-2013年各月总发电量及同比增长率变动趋势比较
图7 2011-2013年各月累计总发电量及同比增长率变动趋势比较
3、电源结构情况
2013年以来，随着火电出力的恢复及水电出力的下降，电源结构继续调整。具体来看，2013年1-8月份，火电发电量占全部发电量的比重为80.7%，与1-7月相比下降0.2个百分点，延续2月份以来的持续回落态势，但与上年同期相比提高0.3个百分点。水电发电量占全部发电量的比重为14.7%，与1-7月份相比提高0.4个百分点，但与上年同期相比下降0.8个百分点；核电发电量占全部发电量的比重为2.0%，与1-7月份和上年同期基本持平；风电发电量占全部发电量的比重为2.6%，与1-7月份相比下降0.1个百分点，与上年同期相比提高0.6个百分点。
图8 2013年1-8月份电源结构
火电生产方面，受益于宏观经济回暖用电量回升以及水电减发，同时因电煤供应充足，火电出力明显增加，单月及累计发电量增速显著回升。2013年1-8月份，全国累计完成火电发电量27769亿千瓦时，同比增长5.9%，增速与1-7月份相比上升1.9个百分点，与上年同期相比上升5.2个百分点。其中，8月份，全国共完成火力发电量3951亿千瓦时，同比增速攀升至19.2%，创年内新高，增速环比上升7.8个百分点，上年同期为同比下降6.3%。
图9 2011-2013年各月火电发电量及同比增长率变动趋势比较
图10 2011-2013年各月累计火电发电量及同比增长率变动趋势比较
水电生产方面，因水电大省降水量偏少及上年同期基数较高，水电单月发电量增速延续上月的负增长态势，且降幅明显扩大；累计发电量增速也表现为持续回落。2013年1-8月份，水电累计发电量5061亿千瓦时，同比增长5.7%，增速与1-7月份相比下降3.3个百分点，与上年同期相比下降14.9个百分点。其中，8月份，全国水电发电量完成842亿千瓦时，同比下降10.1%，降幅环比扩大3.6个百分点，上年同期为同比增长48.0%。
图11 2011-2013年各月水电发电量及同比增长变动趋势比较
图12 2011-2013年各月累计水电发电量及同比增长变动趋势比较
核电和其他新能源发电方面，2013年1-8月份，得益于新机组相继投产，核电累计完成发电量676亿千瓦时，同比增长6.7%，增速与1-7月份相比上升1.9个百分点，与上年
同期相比下降3.8个百分点；其中，8月份，全国共完成核电发电量99亿千瓦时，同比增长19.0%，增速环比上升4.4个百分点，与上年同期相比上升16.3个百分点。
风电发电量仍保持较快增长。2013年1-8月份，风电累计完成发电量889亿千瓦时，同比增长40.0%，增速与1-7月份相比上升1.7个百分点，与上年同期相比上升7.6个百分点；其中，8月份，全国共完成风电发电量99亿千瓦时，同比增长51.3%，增速环比上升14.6个百分点，与上年同期相比回落7.7个百分点。
图13 2011-2013年各月核电发电量及同比增长变动趋势比较
图14 2011-2013年各月累计核电发电量及同比增长变动趋势比较
四、电力供应与销售情况
1、电网供、售电情况
随着电网投资规模的不断扩大，我国电网建设成果显著，电网供售电能力及跨区域输送能力不断增强，大范围优化配置资源能力持续提高。2013年1-8月份，全国电网建设新增220千伏及以上变电容量11814万千伏安、线路长度23643千米。
2013年1-8月份，全国电网售电量29570亿千瓦时，比上年同期增长7.3%。全国主要电网统调发受电电量33518亿千瓦时，最高发受电电力合计77536万千瓦，分别比上年同期增长7.7%（日均）和13.8%。
2、跨省跨区送电情况
全国跨区跨省送电继续较快增长。2013年1-8月份，全国跨区送电完成1539亿千瓦时，同比增长15.6%。全国各省送出电量合计5045亿千瓦时，同比增长6.4%。全国进出口电量184亿千瓦时，同比增长15.0%。其中，进口电量47亿千瓦时，同比增长10.9%；出口电量137亿千瓦时，同比增长16.4%。
从送电方向来看，2013年1-8月份，华北送华中（特高压）72亿千瓦时，同比下降0.7%；华北送华东116亿千瓦时，同比下降9.8%；东北送华北105亿千瓦时，同比增长43.2%；华
中送华东537亿千瓦时，同比增长70.6%，华中送南方156亿千瓦时，同比下降13.4%；西北送华中41亿千瓦时，同比下降30.6%；三峡送出电量586亿千瓦时，同比下降8.9%。
1-8月份，南方电网西电东送811亿千瓦时，同比增长5.3%；西电送广东747亿千瓦时，同比增长6.7%；西电送广西64亿千瓦时，同比下降8.0%。
2013年1-8月份全国跨区域送电情况表
五、用电市场情况
1、用电量情况
2013年1-8月份，全社会用电量35003亿千瓦时，同比增长6.8%，增速与1-7月份相比上升1.1个百分点，与上年同期相比上升1.7个百分点。其中，8月份，全社会用电量5103亿千瓦时，同比增长13.7%，创2012年2月以来新高，增速环比上升4.8个百分点，与上年年同期相比上升10.1个百分点。
分析认为，8月份用电量增速大幅增长的原因主要是由于8月中上旬我国大部分地区出现的极端高温天气，居民用电量大幅增加；而工业用电量企稳回升也为用电量增速大幅提升奠定了基础。此外，上年同期基数较低也是影响因素之一。
2、用电结构情况
从用电结构来看，第一产业用电量同比增速由负转正；而随着工业用电量尤其是重工业用电量的显著回升，第二产业用电量增速明显提升；第三产业用电量依旧较快增长；而受极端高温天气影响，城乡居民生活用电量快速增长。
具体来看，2013年1-8月份，第一产业用电量692亿千瓦时，同比下降0.5%。第二产业用电量25654亿千瓦时，同比增长6.3%。第三产业用电量4161亿千瓦时，同比增长10.7%。城乡居民生活用电量4496亿千瓦时，同比增长7.5%。第一、第二、第三产业及城乡居民累计用电量分别占全社会用电量的比重为2.0%、73.3%、11.9%、12.8%，与上年同期相比，第一产业和第二产业分别下降0.2个百分点、0.4个百分点，城乡居民生活和第三产业用电量分别提高0.4个百分点、0.1个百分点。
其中，8月份，第一产业用电量118亿千瓦时，同比增长6.5%，扭转了2012年8月份以来的持续负增长态势；受工业景气度恢复以及上年同期基数较小影响，第二产业用电量
3573亿千瓦时，同比增长12.1%，增幅环比上升3.9个百分点；第三产业用电量为655亿千瓦时，增速继续攀升至15.6%；同期，城乡居民生活用电量为757亿千瓦时，增速大幅提升至21.4%，增速环比上升9.2个百分点。
图15 2013年1-8月份全社会用电结构
从工业用电情况来看，2013年8月份，工业用电量为3509亿千瓦时，同比增长12.0%，增速环比上升3.9个百分点；轻、重工业用电量分别为601亿千瓦时和2907亿千瓦时，分别同比增长6.8%和13.1%，增速环比分别回落3.2个百分点和上升5.4个百分点。
1-8月份，全国工业用电量25222亿千瓦时，同比增长6.2%，增速与1-7月份相比上升0.9个百分点，与上年同期相比上升3.1个百分点；占全社会用电量的比重为72.1%。其中，轻、重工业用电量分别为4203亿千瓦时和21018亿千瓦时，同比分别增长5.8%和6.3%，增速分别比1-7月份上升0.1个百分点和上升1.0个百分点，分别比上年同期上升1.6个和3.4个百分点；占全社会用电量的比重分别为12.0%和60.0%。
从高载能行业用电情况来看，2013年1-8月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑
色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计10777亿千瓦时，同比增长4.8%；合计用电量占全社会用电量的比重为30.8%，对全社会用电量增长的贡献率为22.3%。其中，化工行业用电量2591亿千瓦时，同比增长4.9%；建材行业用电量1997亿千瓦时，同比增长4.7%；黑色金属冶炼行业用电量3572亿千瓦时，同比增长4.6%；有色金属冶炼行业2617亿千瓦时，同比增长5.1%。建材和钢铁行业用电增速分别比上年同期提高5.0和9.1个百分点，化工和有色行业用电增速回落1.2个和1.3个百分点。
3、区域用电情况
从各区域的用电量增长情况来看，2013年1-8月份，全国各省市累计用电量均呈现表现为正增长，全社会用电量同比增速高于全国平均水平（6.8%）的省份有14个，其中增速高于10%的省份为：新疆（31.9%）、重庆（13.2%）、安徽（12.2%）、云南（12.1%）、青海（11.9%）；全社会用电量增速最低的三个省份分别为黑龙江（1.5%）、山西（1.9%）和广东（3.2%）。
六、主要技术经济指标完成情况
发电设备平均利用小时数主要取决于用电量和电力装机容量的增长情况。近年来，受宏观经济形势影响以及全国电力装机容量的快速增长，电力行业的发电设备平均利用小时数存在波动。2013年以来，发电装机容量增速持续高于用电量增速，全国发电设备利用小时数同比呈现持续下降态势。2013年1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时为3016小时，与上年同期相比下降57小时，降幅比1-7月份略有缩小。
分类型看，2013年1-8月份，全国水电设备平均利用小时2265小时，与上年同期相比下降114小时，降幅与1-7月份相比加深97小时；在水电装机容量最大的7个省份中，四
川同比增加88小时、青海、云南、广西、湖南、湖北、贵州分别降低46小时、51小时、119小时、175小时、338小时和509小时。
全国火电设备平均利用小时3323小时，与上年同期相比下降18小时，降幅与1-7月份相比缩小49小时；在火电装机容量超过3000万千瓦的10个火电大省中，除浙江火电设备利用小时提高143小时外，其他省份均比同期有所下降。
另外，全国核电设备平均利用小时5058小时，与上年同期相比下降51小时。全国并网风电1370小时，与上年同期相比提高114小时；在风电装机超过200万千瓦的省份中，除河北、江苏外，其他省份利用小时均有所上升。
图16 2013年1-8月全国各地区发电设备累计平均利用小时比较
电力行业节能减排成效显著。2013年1-8月份，全国供电煤耗率为321克/千瓦时，比上年同期下降4克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.3%，其中水电0.4%，火电6.0%。
七、企业经营情况
2013年8月份，全国电力供需总体平衡，局部偏紧，全社会发、用电量明显回升，电力行业主营业务收入保持稳定增长，同时，主要燃料价格持续走低，发电成本不断下降，电力行业尤其是火电企业经营状况继续向好，利润总额继续快速增长。国家统计局2013年9月27日发布数据显示，2013年1-8月份，全国规模以上工业企业实现利润34864亿元，同比增长12.8%，增速与1-7月份相比上升1.7个百分点。在41个工业大类行业中，25个行业主营活动利润比去年同期增长，14个行业比去年同期减少，1个行业由去年同期主营活动亏损转为盈利，1个行业主营活动亏损比去年同期减少。其中，电力、热力生产和供应业主营业务收入35831亿元，同比增长8.0%；实现利润总额2363亿元，同比增长70.1%；实现主营活动利润总额2138亿元，同比增长82.9%。
图17 2012年4月-2013年8月电力、热力生产和供应业利润增长变化趋势
3 蒙特卡洛法在电力系统可靠性评估中的应用 3.1电力系统可靠性评估的内容与意义 可靠性指的是处于某种运行条件下的元件、设备或系统在规定时间内完成预定功能的概率。电力系统可靠性是指电网在各种运行条件下，向用户持续提供符合一定质量要求的电能的能力。电力系统可靠性包括充裕度(Adequacy)和安全性(seeurity)两个方面。充裕度是指在考虑电力元件计划与非计划停运以及负荷波动的静态条件下，电力系统维持连续供应电能的能力，因此又被称为静态可靠性。安全性指的是电力系统能够承受如突然短路或未预料的失去元件等事件引起的扰动并不间断供应电能的能力，安全性又被称为动态可靠性。目前国内外学者对充裕度评估的算法和应用关注较多，且在理论和实践中取得了大量的研究成果，但随着研究的深入也出现了很多函待解决的新课题。电力系统的安全性评估以系统暂态稳定性的概率分析为基础，在原理、建模、算法和应用等方面都处于起步和探索阶段。由于电力系统的规模很大，通常根据功能特点将其分为不同层次的子系统，如发电、输电、发输电组合、配电等子系统，对电力系统的可靠性评估通常也是对上述子系统单独进行。不同层次的子系统的可靠性评估的任务、模型、算法都有较大区别。电力系统在正常运行情况下，系统能够正常供电，不会出现切负荷的事件。如果系统受到某些偶发事件的扰动，如元件停运(包括机组、线路、变压器等电力元件的计划停运与故障停运)、负荷水平变化等，可能会引起系统功率失衡、线路潮流越限和节点电压越限等故障状态，进而导致切负荷。电力系统可靠性研究的主要内容是基于系统偶发故障的概率分布及其后果分析，对系统持续供电能力进行快速和准确的评价，并找出影响系统可靠性水平的薄弱环节以寻求改善可靠性水平的措施，为电力系统规划和运行提供决策支持。 3.2电力系统可靠性评估的基本方法 电力系统可靠性评估方法可分为确定性方法和概率性方法两类。确定性方法主要是对几种确定的运行方式和故障状态进行分析，校验系统的可靠性水平。在电源规划中，典型的确定性的可靠性判据有百分备用指标和最大机组备用指标;电网规划
电网公司电力可靠性管理办法-制度大全 电网公司电力可靠性管理办法之相关制度和职责，华中电网有限公司(以下简称网公司)负责经营管理电网和本区域内保留的电力企业。为加强和促进华中电网电力可靠性管理,提高网公司的现代化管理水平,确保电网安全、稳定、可靠运行,根据中国电力... 华中电网有限公司(以下简称网公司)负责经营管理电网和本区域内保留的电力企业。为加强和促进华中电网电力可靠性管理,提高网公司的现代化管理水平,确保电网安全、稳定、可靠运行,根据中国电力企业联合会颁发的《〈电力可靠性管理暂行办法〉实施细则》及国家有关规定,结合华中电网的实际,特制订本办法。 第一章总则 第一条可靠性管理目标:建立完善的可靠性管理网络和科学的评价、分析、预测体系,提高华中电网的安全、可靠、经济运行水平。 第二条可靠性管理基本任务:指导和监督各企业建立、健全可靠性管理体系,评价和分析本企业电力设备及系统可靠性,研究和制订本企业电力设备、系统最佳可靠性目标,拟订改进方案并加以实施。 第三条本办法适用于网公司本部、公司所属各电力企业及受委托管理的电力企业。 第二章可靠性管理体系 第四条建立和完善网公司系统统一领导、分级管理的可靠性管理工作体系。 第五条组建网公司可靠性管理领导小组,领导小组组长由网公司主管生产的副总经理担任,可靠性管理领导小组办公室设在网公司生产运营部,由生产运营部负责归口开展网公司可靠性管理的各项日常工作。 第六条网公司可靠性管理领导小组主要职责: (一) 贯彻国家、电力行业有关可靠性管理的法规、制度及标准,制定适合华中电网实际的管理办法、实施细则。接受中国电力企业联合会可靠性管理中心(以下简称可靠性管理中心)的指导,并开展有关工作。 (二) 建立健全华中电网可靠性管理体系,定期采集各企业的发电、供电和输变电可靠性数据,建立华中电网可靠性信息库,按规定和要求审核所有数据、整理并上报可靠性管理中心。确保数据的准确性、及时性和完整性。 (三) 检查、监督、指导系统各企业建立可靠性管理组织机构及可靠性管理信息网络,开展可靠性有关工作。 (四) 定期分析设备、机组和电网的运行可靠性状况,协助有关部门做好全网发电设备、输变电设施的年度检修计划。 (五) 推行电力可靠性的目标管理,对有关企业下达可靠性考核指标,并把可靠性指标作为评价企业安全生产管理水平的一个重要内容。 (六) 与有关方面签定生产运营合同、购售电合同、并网调度协议、安全管理协议等文件中,对设备、机组和电网的可靠性水平提出具体要求。 (七) 组织有关可靠性应用课题研究和技术进步活动,开展国内外可靠性管理先进技术、交流与合作,不断提高华中电网和系统各企业可靠性管理水平。 (八) 每年召开一次电力可靠性指标发布会,全面评价规划设计、设备制造、施工安装、运行管理、检修质量等因素对设备可靠性的影响,并制定年度可靠性管理目标。
2011年湖北省电力运行情况 来源：电力处 2011年，我省电力运行总体平稳有序，电力供应保障有力。全省电力行业抗击了三季 连旱和旱涝急转等自然灾害，经受了电煤资源与运力持续紧张、煤价飞涨以及火电企业全面亏损等特殊困难的严峻考验，在全国18个省市尤其是周边省市都在拉闸限电的情况下，资源禀赋最差的我省打赢了保电这场硬战、恶战、苦战，为全省“十二五”跨越式发展提供了坚强的电力支撑。截止年底，全省全口径装机容量达5314.08万千瓦，增长8.28%；全年发电量2101.67亿千瓦时，增长4.20%；全社会、工业用电量分别为1450.76、1046.01亿千 瓦时，同比增长9.04%、8.60%。 一、电力生产与供应难中求进，成绩斐然 全年发电形势复杂多变，省内主要河流全年总体偏枯，但“丰期不丰、枯期不枯”，火电增发对全省电力供应起主要支撑作用，煤价上涨导致火电企业普遍严重亏损。前三季度我省水电来水少，火电组煤难；四季度枯水期来水充沛，水电大发，火电被迫让路压至最小开机方式运行。从全年电力运行情况看，来水的不确定性直接影响了电煤组运工作，也增大了电网安全稳定运行困难。 （一）全口径发电量稳步增长，发电计划执行情况良好。全年全口径发电量2101.67 亿千瓦时，增长4.20%。总发电量居全国第7 位。不含三峡，全省发电1324.58亿千瓦时，增长12.58%，其中水电389.63亿千瓦时，下降4.36%；火电933.28亿千瓦时，增长21.12%。厂网密切配合，较好地完成了全年发电量计划（完成率100.35%），其中水电100.41%，火电100.28%。 （二）全年来水总体偏少，水电欠发严重。全年湖北电网统调水电厂累计入库水量约8500亿立方米，同比减少一成多，且时空分布极不均匀。春、夏季丰水期来水严重偏枯， 冬季枯水期却来水较丰；鄂西北汉江干流来水总量较多，其他水库来水同比减少一至二成。全年水电发电量1166.72亿千瓦时，同比下降6.35%，水电电量占全部发电量的55.51%，较去年下降近10个百分点。主力水电厂中，除葛洲坝受益于三峡调节年发电量略增外，其他均不同程度减发，其中，三峡累计发电777.09亿千瓦时，下降7.31%；丹江41.08亿千瓦时，下降8.16%；水布垭、隔河岩分别为31.31、23.86亿千瓦时，同比下降8.47%、4.13%，非统调小水电共计发电79.97亿千瓦时，同比下降12.97%。 （三）火电大幅增发支撑全省电力供应，发电量及设备利用小时数创历史新高，但煤价居高不下火电企业全面亏损。全年火电发电933.28亿千瓦时，增长21.12%；火电机组平均利用小时数达5049小时，同比增加543小时，火电机组发电量和设备利用小时数均创历史新高，对全省电力保供工作起到主要的支撑作用。在火电设备利用小时数上升、煤耗下降的前提下，由于电煤资源及运力持续紧张，煤价居高不下，煤质普遍下降，广大火电企业“买市场煤，发政治电”，以高度的社会责任感全力支持全省保电工作。但由于火电机组“越发越亏”，企业自身经营十分困难。初步统计，全省火电企业本年度累计亏损18.5亿元。四季度以后，水情及用电需求有所缓解，加之全力组煤，统调电厂存煤最高达460万吨，创历史最高纪录。 二、电力消费稳步增长，工业后发地市用电增速相对较高 全年电力需求前高后低总体呈稳步增长态势，前三季度全省用电持续保持两位数平稳较快增长，四季度后逐步放缓。从单月用电量绝对值来看，7月份全社会用电144.85亿千瓦时，工业用电108.16亿千瓦时，创历史最高记录，其中7月份我省工业用电量首次过百亿。 （一）全社会和工业用电稳步增长，第一产业用电同比微降，第二产业和城乡居民生活用电增速稳健，第三产业用电快速增长。2011年，我省全社会及工业用电量增速分别为9.04%、
电网运行方式综合管理措施研究 摘要：电网运行方式日益引发人们的关注，为了提升电网运行方式的经济性、 安全性和稳定性，需要注重对电网运行方式的综合管理，要重点管控电网运行中 的各个环节，从电网调度、继电保护、电网预警等方面，实现对电网运行方式的 综合管理，推进电网运行方式的安全高效、稳定与可靠。 关键词：电网运行方式；综合管理 引言 在我国的电网运行方式不断丰富多样的背景下，电网运行的安全性和稳定可 靠性成为了人们关注的目标，而电网的综合管理则成为了至关重要的研究课题。 为了更好地实?F对电网运行方式的控制和管理，要基于其计算量大、整理繁杂琐 碎等特点，从各个方面实现对电网运行方式的综合管理。 1 电网运行方式综合管理的特点 近年来，我国的经济得到了快速发展，在经济发展的同时对电能的需求量也 在不断增加，这样就使得电力企业在发展过程中要对管理水平进行提高，在电网 运行方式上进行综合的管理，对综合管理的特点进行分析，主要体现在以下方面。 1.1 电网运行管理涉及相关条件多 电网运行管理涉及很多的资料、管理方案以及别的检查维修手段，想要在全 部有关要素中选择出最适宜的管理形式进行电网运行的管理非常困难，进行电网 运行管理还必须要提供电网运行方式的报告，例如电网装置的检查维修、电网电 量设计和电网建设过程以及调度过程中的决策依据，管理人员对出现的问题都要 进行重视。电网运行管理过程中所涉及到的内容非常多，因此，管理人员一定要 给予高度的重视。 1.2 电网运行管理计算数据繁杂 电网运行管理的过程中，会牵扯到很多部分的使用资料，例如电量所需资料、制造管理资料、装置情况资料、发电性能资料、检查维修设计资料等，这些资料 在电网运行管理的过程中都要非常清楚，进行精确的计算，电网运行繁多并且容 易出现差错，要认真进行管理。 2 电网运行方式综合管理的必要性 伴随着电力顾客对电能需求电的日益提高，各个区域间的关联越来越紧密， 电网运行的装置也越来越完善，增强电网运行方式的管理十分必要。 2.1 保证不同运行方式下电网的安全运行 由于电网覆盖范围的逐渐扩大，电网的运行管理只凭借当班的调度执行人员 进行调度已经无法完成和计算管理和协调工作。电网在运行过程中，方式会出现 不同的情况，因此，在外界环境的影响下经常会出现很多的问题，其中，负荷和 运行状况以及季节变化都会对电网运行产生很大的影响，因此，加强电网运行方 式综合管理非常必要。 2.2 实现电网经济运行 电网运行需要有非常严格的管理方式，进行正确的计算和分析，这样能够保 证电网运行的经济性和合理性。电网运行过程中存在着很多的问题，其中，调压 方式的落后是主要的影响因素，因此，电网运行方式综合管理方面要对运行方式 进行分析和计算，同时，要保证管理方式的最佳效果，电网运行的安全性要保证 薄弱的环节都能进行保证，同时，要在管理方面进行不断的提升，这样能够保证 电力企业获得更好的发展。
市场环境下电力系统的安全可靠性问题 谭伦农!张保会!刘海涛 "西安交通大学电气工程学院!陕西省西安市#$%%&’( 摘要)在竞争的电力市场中!由于各电力公司*电力采办公司*电网公司分属不同的经济实体!从而 导致在系统运行和规划设计中对系统安全可靠性因素的考虑与传统电力系统存在巨大的区别+文中针对市场环境下电力系统的安全可靠性问题!从电网运行*电网规划*电力系统维修*反事故自动装置等几方面进行了探讨+指出)安全性将融入经济性中!传统电力系统中的安全性指标将不再单独存在!而只是作为可能给相应公司带来经济利益的一种措施,传统电力系统中的某一安全性指标在市场环境下是否会得到执行*执行到何种程度将取决于这一指标的执行是否会给相应的公司带来经济上的好处+ 关键词)电力市场,电力系统,安全性,可靠性中图分类号)-.# /0,1$0/2’收稿日期)0%%$3%43%4+ 5引言 在开放的电力市场中!买卖双方通过互联的电 力网络来协商其价格!进行电能的交易+在一定的需求水平下!买方希望以较低的价格获取电能!而卖方希望以较高的价格卖出电能+显然对买卖双方而言!参与市场的目的是为了追求自身的最大经济利益!而绝非为了系统的安全可靠性+作为电力市场中的另一方!电网公司只有在一个安全运行的电网上才能使得买卖双方的交易成为可能+类似于证券交易所!电网公司对买卖双方收取交易佣金!其收益的大小与交易量的大小成正比!但该收益并非其净收益!因为电网公司不仅要为建设*维护电网付出费用!还要为维持电网的运行支付费用"例如辅助服务的购买(+ 可见!虽然电网公司负责电网的运行!但其维护电网运行的目的仍然是为了追求自身的最大经济利益!在电网建设*运行上的投入应视可能的收益而定!而非仅仅为了系统的安全可靠性+当然!系统安全可靠性的破坏有可能使得各方的经济利益受到损害!但此时市场参与者保证系统安全可靠运行的目的仅仅是为了更好地维护自己的经济利益+换言之!在传统的电力系统运行中!可靠性高于经济性,而在电力市场中!可靠性服务于经济性+在市场环境下!维持电网安全可靠运行的动力来自市场各参与方对经济利益的追求!而非来自各种安全*可靠类的规程+ 本文针对电力系统运行和规划设计中的一些安全可靠性因素做了初步的探讨+ 6电网运行安全可靠性的考虑 67689:安全经济运行的考虑 在传统的电力系统中!;9$标准是输电系统静态安全评估的标准之一!即系统中$个发电机组 或$个电网设备"线路*电缆*变压器(退出运行时! 系统仍应能维持运行<$= +显然!;9$标准的执行将导致系统在正常情况时运行于非最优状态下+而在市场环境下!电网公司的目标是获得最大的经济效益+所以;9$标准是否执行!执行到什么程度!均取决于经济效益+亦即)通过比较;9$安全经济运行与不计;9$安全经济运行"正常网络的经济运行(的经济指标!确定为确保;9$安全经济运行而付出的代价,若不计及;9$安全经济运行!则系统运行可靠性将降低+为此!电网公司可能付出如下代价)>因为负荷预测的不准确性可能导致较计及 ;9$ 标准时更大的停电损失,?因为单一线路或设备故障而导致的可能的停电损失+ 在市场环境下!更可能的情况是系统能够在部 分运行方式下不切机*切负荷的应付部分的设备故障!而在另外一些设备故障或另外一些运行方式下!系统将会以切机或切负荷的方法进行处理!因为此时为保障供电的付出将大于切机*切负荷的赔款+67@备用容量对经济指标可能导致的损害系统运行涉及的备用主要有负荷备用和事故备用+在传统的电力系统中!负荷备用容量的大小应根据系统负荷的大小*运行经验并考虑系统中各类用 电的比重确定<0= !一般为最大负荷的0AB C A!大系统采用较小数值!小系统采用较大数值+事故备用的容量大小应根据系统容量*发电机台数*单位机组 $ $第04卷第4期 0%%0年/月0C 日 D E F 204G E 24 H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H .I J 20C !0%%0 万方数据
电力可靠性监督管理办法 （征求意见稿） 第一章总则 第一条（目的和依据）为加强电力可靠性监督管理，提高电力系统和电力设备可靠性水平，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国安全生产法》、《电力监管条例》等法律法规，制定本办法。 第二条（可靠性定义）本办法所称电力可靠性管理，是指确定和满足电力系统和电力设备可靠运行、电能可靠供应要求所进行的一系列组织、计划、规划、控制、协调、监督、决策等活动和功能的管理。 第三条（适用范围）本办法适用于电力企业开展电力可靠性管理工作，以及国家能源局及其派出机构、国家能源局电
力可靠性管理和工程质量监督中心（以下简称“可靠性中心”）对电力可靠性工作实施监督管理。 本办法所指电力企业，是指中华人民共和国境内以发电、输电、供配电、电力建设为主营业务并取得相关业务许可或按规定豁免电力业务许可的电力企业。 第四条（工作原则）电力可靠性管理应当坚持科学、规范、客观、真实的原则，建立“行业统一标准、企业具体负责、政府监督管理、社会共同参与”的工作机制。 第五条（纲领条款）电力可靠性管理应以保障电力安全生产和电力可靠供应为目标，坚持目标导向与问题导向相统一，推动电力安全生产可持续发展，推动科技创新，提升装备制造与工程质量，提升电力企业管理水平。 第六条(监管职责)国家能源局负责全国电力可靠性监督管理，可靠性中心负责全国电力可靠性监督管理的日常工作，国家能源局派出机构（以下简称“派出机构”）负责辖区内电力可靠性监督管理。 第二章电力企业的可靠性管理职责
第七条（主体责任）电力企业是电力可靠性管理的责任主体，按照本办法、相关规范性文件和标准规程，开展电力可靠性管理工作。 第八条（管理职责）电力企业应当履行下列电力可靠性管理基本职责： （一）贯彻执行国家和行业有关电力可靠性监督管理的规定、制度和标准，制定本企业电力可靠性管理工作制度； （二）建立电力可靠性管理工作体系，落实电力可靠性管理岗位责任； （三）按照国家颁布的电力可靠性评价标准，组织开展电力可靠性分析、评价工作； （四）准确、及时、完整地向可靠性中心报送电力可靠性信息; （五）对重大非计划停运、停电事件进行调查分析，及时上报可靠性分析报告，并落实整改防范措施; （六）开展电力可靠性管理创新及成果应用，提高电力系统和设施可靠性水平；
配电网闭环运行方式研究 徐琳1，张群2，卢继平3，辜锡峰4王磊4张炜4 （1.绍兴电力局用电管理所，浙江省绍兴市312000; 2.绍兴市汤浦水库有限公司，浙江省绍兴市312364; 3.重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室,重庆 400044; 4.贵阳市供电局，贵阳 550001） [摘要] 目前，双端供电已成为常用的供电模式，但国内配电网一般采用闭环设计、开环运行的供电方式。在倒负荷或检修时，通过合、解环操作来减少停电时间和停电范围，提高供电可靠性，但合、解环操作必然会引起非故障线路不必要的停电，给用户造成损失。为了更加有效地减少停电范围和时间，提高供电可靠性，增加供电量，可以采用配电网闭环运行方式。采用这种运行方式，可以充分地利用现有的网络资源，使用户获得两个或更多个电源供电，在提高了供电的可靠性的同时，也大大节省了投资。 [关键词] 配电网；环网；运行方式 Study on the Closed loop Operation Mode of Distribution Network XU Lin1,LU Jiping1,GU Xifeng2 wanglei 2 zhangwei2 (1. Chongqing University, State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology, Chongqing 400044,China; 2.guiyangpower guiyang550001,chian) [Abstract]At present, two terminal power supply has been the common mode. But closed loop design and open loop operation is commonly used in the domestic distribution network. When load is switched or electrical equipment is maintained, power blackout time and range can be decreased by closing the loop or opening the loop so that the power supply reliability can be improved. But the operation would bring unnecessary blackout of normal line and consumers’ lost. In order to reduce blackout time and range and improve power supply reliability and increase the supplied power, closed loop operation mode in distribution network can be used. In the closed operation mode, the network resources could be full of use and it could provide two or more power source to the consumers. It can improves the reliability of power supply and reduces investment largely. [Key words] Distribution Network; Loop Network; Operation Mode 1 简述 随着国民经济的增长，用户对供电可靠性的要求越来越高，供电的可靠与否将直接对用户的生产和生活产生影响。提高了供电的可靠性，用户的损失就会减少，供电部门的经济效益也就会增加。但是，电力部门要提高供电可靠性水平，就必须改进生产技术或新建、扩建和改造现有的电力设施，增大系统容量，提高系统和设备的健康水平，因而也就必须增加额外投资[1]。本文在分析了配电网闭环运行的可行性，及其低投资的良好经济性的基础上，提出对配电网中对供电可靠性要求较高的线路进行分段，并采用闭环运行方式的方案，这样就可以避免线路故障时，因倒换开关进行负荷转移而引起的不必要停电，提高了供电可靠性。 2闭环运行方案及实例分析 配电网要进行环网运行主要需要以下几个方面的研究工作：一是根据配电网的供电现状，选择要进行闭环改造的线路及其闭环联接方式；二是对配电网的接线图及其设备数据参数整理得到其数学模型，进行基本的电力系统潮流计算，判断是否可以闭环运行，及改造前后电能质量是否有所改善；三是对改造后的线路进行保护装置动作值的整定和校验，并对闭环运行方式的故障处理和运行操作情况进行分析，论证改造后供电可靠性是否有所提高。 2.1 贵阳市供电局城南配电网基本情况
电力系统可靠性第二次作业 电卓1501 杨萌201554080101 1.什么是电力系统可靠性 电力系统可靠性是对电力系统按可接受的质量标准和所需数量不间断地向电力用户供应电力和电能能力的度量。包括充裕度和安全性两个方面。 2.什么是充裕性 充裕度( adequancy,也称静态可靠性),是指电力系统维持连续供给用户总的电力需求和总的电能量的能力，同时考虑系统元件的计划停运及合理的期望非计划停运 3.什么是安全性 安全性( security,也称动态可靠性),是指电力系统承受突然发生的扰动的能力。 4.电力系统可靠性包括哪几大类 发电系统可靠性，发输电系统可靠性，输电系统可靠性，配电系统可靠性及发电厂变电所电气主接线可靠性。 5.可靠性的经典定义 指一个元件或一个系统在预定时间内和规定条件下完成其规定功能的能力。 6.元件 是构成系统的基本单位 7.系统 是由元件组成的整体，有时,如果系统太大,又可分为若干子系统。 8.电力系统可靠性的评价 通过一套定量指标来量度电力供应企业向用户提供连续不断的、质量合格的电能的能力,包括对系统充裕性和安全性两方面的衡量。 9.不可修复元件的寿命 不可修复元件的寿命是指从使用起到失效为止所经历的时间。 10.故障率 假设元件已工作到t时刻,则把元件在t以后的△t微小时间内发生故障的条件概率密度定义为该元件的故障率。 11.可靠度与不可靠度
可靠度：表示元件能执行规定功能的概率，通常用可靠度函数R（t）表示，在给定环境条件下时刻t前元件不失效的概率：R（t）=P[T>t]，R（t）=1-F(t) 不可靠度：F（t）只元件的损坏程度，称为元件的故障函数或不可靠函数。 R(t)=e^(-λt) F（t）=1- e^(-λt) 12.什么是可修复元件 指投入运行后，如损坏，能够通过修复恢复到原有功能而得以再投入使用。 13.元件描述修复特性指标有哪些？ 修复率、未修复率、修复度、平均修复时间 14.元件修复率 表明可修复元件故障后修复的难易程度及效果的量成为修复率。 通常用表示，其定义是：元件在t时刻以前未被修复，而在t时刻后的△t 微小时间内被修复的条件概率密度： 15.元件未修复率 元件为修复率定义式： 即实际修复时间大于预定修复时间的概率。 16.元件平均修复时间与修复率之间的关系 元件修复度： 元件平均修复时间MTTR:当元件的修复时间Tu呈指数分布时，其平均修复时间MMTR=
电网可靠性分析 随着社会经济的发展, 科学技术的进步及人民生活水平的不断提高, 人们对电力的需求和依赖性越来越大, 对安全稳定供电的要求越来越强。然而, 受到电力系统自身原因和外部干扰的影响, 电网事故时有发生, 这不但使电力经营企业的经济效益受到损失,而且对电力用户和整个社会都将造成严重的影响。 一、影响电力安全的因素 ⑴内部因素 内部因素主要可归纳为: ①电力系统主要元件故障:发电机、变压器、电线故障; ②控制和保护系统故障:保护继电器的隐性故障、断路器误动作、控制故障或误操作等; ③计算机软、硬件系统故障; ④信息、通信系统故障:与EMS系统失去通信、不能进行自动控制和保护、信息系统故障或拥塞、外部侵入信息通信系统; ⑤电力市场竞争环境的因素:电力市场中各参与者间的竞争与不协调、在更换旧的控制和保护系统或发电装置上缺少主动性; ⑥电力系统不稳定:静态、暂态、电压、振荡、频率不稳定等。 ⑵人为因素 不少大事故都与继电保护有关, 而这些保护的选型、整定和检查都与设计人员和运行人员的知识水平、敬业精神息息相关。常见的人为因素可概括为操作人员误操作, 控制和保护系统设置错误、蓄意破坏(包括战争或恐怖活动)等。 ⑶自然灾害 影响供电运行的自然灾害主要包括雨淞和雾淞、冻雨造成电线积冰, 或大雪积压在电线上, 厚度过大时会压断电线;大于7 ～ 8级的风会吹倒电杆, 龙卷风和风暴会刮倒线路杆塔;雷击危害高压线路和变压器,击破磁瓶, 造成跳闸,一有大风,有可能产生震动、跳跃和碰线引起速断保护跳闸;雾、毛毛雨、空气污染等造成“污闪”现象, 导致绝缘子绝缘水平降低, 出现短路事故;暴雨造成铁塔、电杆倾倒或浸泡电器, 引起停电事故;直径大于等于10毫米的冰雹能砸坏电器电线。 二、相应的技术措施 ⑴精心规划电网设计, 做好技术创新工作
2*35000Nm3/h空分装置电气专业设备 运行状况分析报告 一、电气专业主要设备： 10KV配电系统装置两套，由33面杭州杭开电气有限公司的KYN28-12开关柜组成，配SIEMENS保护装置、SIEMENS真空断路器、大连互感器等。10KV高压无功集中补偿装置两套，补偿容量为2*7800KVar，由14面深圳三和电力科技有限公司的高压柜组成，配大连第二互感器生产的CKSC-72（144、108）/11-6串联电抗器、Hertz SKE5-064-400I（300I）并联电容器等。宁变电力设备有限公司的SCB10-2000/10 干式变压器4台、QOSG-78000/10干式起动自耦变压器2台。低压配电系统装置两套，由24面杭州杭开电气有限公司的GCS抽屉柜组成，配SIEMENS断路器、ABB接触器等。苏州友明科技有限公司的加热器调功柜四面，直流系统装置一套。Schneider变频柜9面。SIEMENS 15100KW 1TV1-749-8AE02-Z型10KV电机2台。SIEMENS 2500KW 1RN4 560-2HE80-Z型10KV电机2台。ABB 2700KW AMI 560L2L BSH型10KV电机2台。佳木斯560KW YKK500-6型10KV电机3台。低压电机约52台，有进口的也有国产的。20KW备用柴油发电机1台。二、安全生产情况 从2013年6月中旬送电至今，除了2014年8月16日10KV进线2132穿墙套管暴雨时放电，金川操作人员误操作使2129进线失电，1#空分设备停车（2#空分设备未运行）；2014年9月16日10KV进线2129、2132穿墙套管台风暴雨时炸裂，1#空分设备停车（2#空分设备未运行）；2014年4月11日后1#增压机电机差动隔时日动作停部分设备五次，但没影响给金川供
基于地区电网运行方式研究与分析 发表时间：2016-12-15T10:56:55.133Z 来源：《电力设备》2016年第20期作者：丁晓辉 [导读] 近年来随着地方经济的飞速发展，产生了大量的用电需求，相继建成了大量的电源和电网项目。 （国网宁夏银川供电公司） 摘要：电网的安全有效运行是经济发展的重要保证和提高电网企业经济效率的有效途径。本文在此提出了自己的一些看法，针对电网运行方式的现状及优化措施进行了分析，希望对同行业工作人员提供一定的参考价值。 关键词：地区；电网运行方式；研究与分析 1电网运行方式的现状分析 近年来随着地方经济的飞速发展，产生了大量的用电需求，相继建成了大量的电源和电网项目，大大提高了电网的供电能力，供电可靠性和电能质量也都有了较大的提高但是随着电力负荷的快速发展，社会对电力的需求和依赖程度越来越高，电力建设相对滞后于负荷的增长，同时由于历史的原因，电网中仍有相当数量的老化设备，给电网的安全可靠经济运行带来了隐患同时由于受电网结构的限制，电网内许多合环点的控制条件在正常运行中很难满足。 2电网运行方式的优化措施 优化电网的运行方式需要从设备、网络结构、调度管理等多方面着手进行，进一步挖掘电网运行的潜力，通过科学合理的调度管理，优化电网的运行方式，尽可能地保证电网的安全经济运行具体的改善措施主要有以下几个方面： 2.1搞好无功电压管理 电网的无功平衡是电网运行的一个重要问题，直接关系着电网的运行水平，也是优化电网运行方式的重要手段搞好无功电压管理首先是合理配置无功补偿设备各变电站都应按要求配足无功补偿设备，不能因一时电压的高低而不配或少配电容器；对110kV及以下的变电站电缆线路较多时，在切除并联电容器组后，若仍出现向系统倒送无功，则应在变电站的低压母线上装设并联电抗器，以加大该变电站的无功负荷，达到无功平衡无功补偿设备的容量也要配置合理，变电站内的无功补偿设备的单组容量不宜太大，如单组容量太大，那么在负荷较轻时，不投电容器，造成力率偏低，线损增大，投电容器，造成向网上倒送无功：在配置时应考虑负荷的发展，便于运行操作。然后是合理配置与选择变压器变比和采用有载调压变压器。各电压等级变压器的额定变压比、调压方式（有载或无载）调压范围以及每档调压值，都应满足发电厂变电站母线和用户受电端电压质量的要求并考虑到电力系统10～15年内系统电源建设和结构变化的影响发电厂升压变压器一般采用无励磁调压变压器，调压范围一般可选择±2×2.5%，高压侧额定电压为1.1倍的系统额定电压，对于地区小电厂来说，因上网线路短，为了便于同附近的降压变压器分接头配合，建议变压器高压侧额定电压调整为1.05倍的系统额定电压。其次是做好用户端的平衡，用户无功补偿设各的投人容量，应随用电负荷的大小增减，并维持一定的功率因数，不向电网倒送无功，做到无功就地平衡110kV及以下变电站的无功补偿设备的投人容量，应随时与本站所供的无功负荷相平衡，不得向高压侧电网倒送无功220kV以上变电站的无功补偿设备的投人容量和发电厂的无功出力，由调度部门按照系统调压要求和网络经济运行的原则实行最优分配。最后是积极采用无功、电压自动调节设备，提高电网自动化水平如用户安装的高低压电容器组，采用按功率因素以及电压自动投切方式；变电站的电容器组和电抗器组，采用按无功功率加电压闭锁的自动投切方式；变电站安装的有载调压变压器，采用无功功率和电压控制装置。 2.2建立一个合理的完善的网络 首先，合理的网络结构是保证电压质量和供电可靠性的基础，因此在电力系统规划设计建设中首先应对主要负荷集中地区的最高一级电压网络加强网络联系及电压支持，逐步形成一个坚固的受端系统采取潮流计算和分析可以为电网分析提供定量的理论指导，分析不同负荷、不同运行方式下的电网运行情况，可以提高运行方式调整的灵活性其次是优化低一级电压网络，实行分层供电，为了提高可靠性，可采用环形布置开环运行等结构方式，在正常和事故运行方式时，均能满足有关电压质量的要求合理确定环网的运行方式，在同一电压等级的均一网络宜采用合环运行以降低网损在同一电压等级的均一网络中，各段线路的R/x值相同，环网中功率分布与各段电阻呈反比，这时采用合环运行可取得很好的降损效果在同一电压等级的非均一程度较大的网络宜采用开环运行以降低网损非均一程度较大的网络中，包括电缆和架空线构成的环网截面相差太大的线路或通过变压器构成的环网等，其功率按阻抗成反比分布（功率自然分布），这时选择最优解列点采取开环运行，负荷调整适当对降损是至关重要的。然后是中、低压电网的供电范围应根据电压损失允许值、负荷大小、无功潮流及可靠性要求，并留有一定的裕度，尽可能使供电半径保持在合理的范围内。最后是要实时保证无功电源与无功负荷间的平衡。不但要保证整个电力系统的平衡，同时也要做好分层、分区及每个点（变电所）内的平衡；在规划建设时，无功电源应与有功电源同步进行：电力系统中应有足够的无功电源备用容量和补偿装置，并分散装设于无功平衡和电压调整比较敏感的变电所内。 2.3合理安排电网特殊及事故运行方式 首先，加强设备检修的计划性，检修、基建、技改、用电工程等应配合进行，尽量缩短检修时间、大力推广设备状态检修以及带电检修等，避免因设备检修而对电网运行方式进行频繁调整。然后，合理安排频率异常突发事件下的运行方式频率出现异常时，应该分不同的情况进行拉闸限电处理当频率低于49.1赫兹时，地调值班调度员变电运行值班员应主动迅速将装有低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸当频率低于49.0赫兹时，地调调度员应主动按“事故拉路顺序”拉闸；当频率低于48.8赫兹时，各发电厂按本厂“事故拉路顺序”立即拉闸，当频率低于46.0赫兹时，按地调批准的“保厂用电方案”，各发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其他机组自行从电网解列。最后是，合理安排电压异常突发事件下的运行方式。为了应对电压异常事件无功电源中的事故备用容量应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功电源容量，保持电网稳定运行既有电容器又有有载调压变压器的变电站，当电压低时，应先投人电容器，投人后，电压仍低，可再调整主变压器的分头，直至合格为止，电压高时，先停用电容器，电压仍高时再调整变压器分头电压出现异常时现场值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理。 结语 随着环网变电站的增加，调度人员、运行人员的操作难度操作复杂性及操作风险显著增加，且操作时间明显延长，造成有效检修时间
电力系统可靠性评估指标 1.1 大电网可靠性的测度指标 1. (电力系统的)缺电概率 LOLP loss of load probability 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的概率，即 ∑∈=s i i P LOLP 式中：i P 为系统处于状态i 的概率；S 为给定时间区间内不能满足负荷需求的系统状态全集。 2. 缺电时间期望 LOLE loss of load expectation 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的小时或天数的期望值。即 ∑∈=s i i T P LOLE 式中：i P 、S 含义同上； T 为给定的时间区间的小时数或天数。缺电时间期望LOLE 通常用h/a 或d/a 表示。 3. 缺电频率 LOLF loss of load frequency 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的次数，其近似计算公式为 ∑∈=S i i F LOLF 式中：i F 为系统处于状态i 的频率；S 含义同上。LOLF 通常用次/年表示。 4. 缺电持续时间 LOLD loss of load duration 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的平均每次持续时间，即 LOLF LOLE LOLD = LOLD 通常用小时/次表示。 5. 期望缺供电力 EDNS expected demand not supplied 系统在给定时间区间内因发电容量短缺或电网约束造成负荷需求电力削减的期望数。即 ∑∈=S i i i P C EDNS 式中：i P 为系统处于状态i 的概率；i C 为状态i 条件下削减的负荷功率；S 含义同上。期望缺供电力EDNS 通常用MW 表示。
设备可靠性管理制度（试行） 1 主题内容及适用范围 1.1 本制度规定了设备可靠性管理在数据录入、汇总、分析、发布和考核、职责分工等方面的要求。 1.2 本制度适用于******* 公司对设备可靠工作的管理。 2 引用标准下列标准、规程、规范所包含的条文，通过在本制度中引用而构成本制度的条文。本制度出版时所示版本均为有效。下述所有规程、规范都会被修订，以最新有效版本为准。 国家电力监管委员会24 号令《电力可靠性监督管理办法》国家电力监管委员会《火力发电机组可靠性评价实施办法（试行）》电力行业标准DL/T793-2001 《发电设备可靠性评价规程》电力行业标准DL/T837-2003 《输变电设施可靠性评价规程》 3 管理内容和要求 3.1 职责分工 3.1.1 技术部是公司可靠性管理的归口部门，其职责是： （1）贯彻执行有关电力可靠性监督管理的国家规定、技术标准，制定公司电力可靠性管理工作标准及要求； （2）建立电力可靠性管理工作体系，落实电力可靠性管理岗位责任； （3）建立并维护电力可靠性信息管理系统，采集并分析电力可靠性信息； （4）按有关规定准确、及时、完整地报送电力可靠性信息； （5）开展电力可靠性成果应用，提高电力系统和电力设施可靠性水平； （6）开展电力可靠性技术培训。 （7）定期召开可靠性指标分析会，分析指标完成情况，研究原因、制定措施。 3.1.2 在技术部设置可靠性管理工程师，负责可靠性管理的日常工作，其职责是： （1）具体负责可靠性指标的制定，经部门经理审定, 报公司领导批准后下达，并
对可靠性指标的完成情况提出考核建议； （2）负责电力可靠性信息管理系统的维护，对可靠性的各项数据进行整理汇 总； （3）按规定负责设备可靠性数据的发布和上报； （4）负责对可靠性数据录入人员的业务指导和培训。 3.1.3设备注册数据的录入由技术部各专业负责，各专业指定1名专业工程师具体 负责。其分工如下： 3.1.3.1发电主机设备（指锅炉、汽轮机、发电机、主变）注册数据的录入由技术部可靠性管理工程师负责； 3.1.3.2发电辅机设备注册数据的录入由技术部各专业按分管范围分别负责； 3.1.3.3输变电设备（按本制度规定的统计范围，下同）注册数据的录入由技术部电气专业负责。 3.1.4发电主机设备运行事件的录入由发电市场部总值长负责，发电辅机设备运行事件的录入由发电市场部各专业工程师按分管范围分别负责，输变电设备运行事件的录入由发电市场部电气专工负责； 3.1.5技术部计算机专业协助可靠性管理工程师对可靠性管理系统数据库的维护，并负责系统网络软硬件系统的维护，确保可靠性管理系统的正常运行。 3.2 统计评价范围 3.2.1发电设备分发电主机设备（以下简称机组）和主要辅助设备，其统计评价范围 是： 3.2.1.1机组的统计范围包括锅炉、汽轮机、汽轮发电机和主变压器（包括高压出线 套管）及其相应的附属、辅助设备，公用系统和设施； 3.2.1.2 主要辅助设备为磨煤机、给水泵组、送风机、引风机、高压加热器、低压加热器、循环水泵、凝结水泵、一次风机、给煤机、空气压缩机、捞渣机、启动锅炉、除氧器、电除尘、脱硫系统等，其中： 32121 磨煤机（含电动机）：磨煤机进出口门之间的所有部件及装置（含润滑油系统、减速装置、监测和保护装置等）。 32122 给水泵组（含前置泵、液力偶合器、电动机或辅助汽轮机）：给水入口阀至出
电网运行情况介绍及下一步工作安排 2014年5月份，500kV武川变投运，新增武川变到察右中变双回线路，内蒙古电网500kV输送能力有所提高，各断面输送能力分别为：布乌+断面磴河断面1200MW、响布断面1200MW、坤德断面450MW、呼包断面3150MW、呼丰断面5000MW、内蒙外送断面4000MW。电网西部断面极限增加，一定程度上缓解了大乌海地区电力送出问题；500kV呼丰断面极限虽然增加500MW，但呼包断面极限只增加了150MW，电网西部装机富裕容量仍然不能送到呼市及以东地区，电力平衡依然困难。 一、2014年上半年工作总结 1、电网运行情况 内蒙发电机组容量的构成：截止2014年6月底全网统调发电装机容量4783万千瓦。其中直调装机容量4635万千瓦，火电机组装机容量3318.7万千瓦（燃煤机组装机容量3252万千瓦，燃气机组装机容量66.5万千瓦），水电装机容量54万千瓦，风电装机容量1129.6万千瓦，光伏装机容量133万千瓦。自备机组装机容量为696.7万千瓦，占直调火电机组的20.99%。 供电负荷运行水平： 1-6月份电网地区用电负荷最大1564万千瓦（6月17日），同比增加15.5%，最小1077万千瓦（1月31日）同比增加16.8%；网供（网供=全网发电-东送）最大负荷2259万千瓦（6月17日），同比增长13.3%，最小1780万千瓦，同比增长14%。
发电负荷运行水平： 1-6月最大发电负荷2622万千瓦（6月18日），同比增长10.13%，接纳风电769万千瓦（5月24日），同比增长8.41%。 二、存在问题 1、由于电网中东部地区（包括呼市、薛家湾、乌兰察布及锡林郭勒地区）电源点缺乏且东部地区负荷增长较快；西部地区（包头及其以西地区）装机容量富裕，负荷增长较慢，电网存在电源点分布不均衡、西部窝电的问题。中、东部地区在现有负荷基础上，中、东部机组开全方式且机组出力不受阻的情况下（不考虑风电和光伏出力），基本可满足中、东部地区及东送供电，但是没有裕度。一旦机组正常检修或发生非停，会造成电网中、东部地区供电及东送电力平衡困难。2014年1-7月，发生降低东送电力81次（7月份次数最多，23次），最大降幅2000MW；地区供电受限天数36天，最大受限电力1860MW（5月29日）。电网西部装机富裕容量仍然不能送到呼和浩特及以东地区，电力平衡依然困难。 2、内蒙古电网的电源结构比较单一，供热机组装机比例较高，导致供热期电网调峰能力不足。同时，自备电厂在全网装机中占比较大，自备电厂机组自发自用，不参与自由负荷波动调整，不参与全网日常调峰，严重影响电网调峰能力及新能源接纳。 3、风电受季节性的制约，不能作为电网常规电源使用，风电的大规模接入及其随机性、间歇性、难以准确预测给电网运行