山东电网运行方式.doc

二五年山东电网运行方式山东电力调度中心二五年一月批准： 审定：复审：马若新、邱夕兆初审：马志波、牟宏、曹志东、陈玉名编写：雷鸣、张爱华、李鹏博、杨明辉马晓红、张元鹏、王勇目录第一部分上年度运行总结1第一章上一年度新设备投产情况及系统规模1一、上年度新投产设备及设备规范1二、年度末系统规模7第二章上年度生产运行情况分析8一、本网电力电量完成情况8二、主要生产指标8三、电力生产分析8第三章上年度电网安全状况分析9一、系统事故简述、原因分析及防范措施9二、系统安全稳定措施落实情况和效果13三、上年度电网薄弱环节分析18四、安全自动装置动作情况及分析20第二部分本年度运行方式22第一章电力生产需求预测22一、负荷预测22二、发电预测24三、外售电预测25四、电力电量平衡分析25五、调峰能力28第二章500千伏及220千伏电网新设备投产计划31第三章电网主要设备检修计划34第四章本年度电网结构及运行结线方式39一、网络结构的主要变化39二、电网运行方式40第五章潮流稳定计算分析46一、计算条件46二、潮流稳定分析48第六章无功电压和网损管理86一、无功与电压86二、一次网损104第七章安全自动装置和低频低压减负荷整定方案105第八章系统短路容量106第九章电网安全运行存在的问题及措施113附录一输电线路可能最大电流、最低电压128附录二220kV及以上主要厂站母线连接方式155附录三在线预决策安全稳定控制系统运行管理规定178附录四山东电网全接线方式下稳定控制极限186附录五2004年山东电网年度运行方式汇报会议纪要187附录六山东电网安全自动装置配置表188附录七 山东电网低频低压自动减负荷方案201- 1 -2005年度运行方式第一部分上年度运行总结第一章上一年度新设备投产情况及系统规模一、上年度新投产设备及设备规范1. 新增发电容量2004年，电网新增发电容量1852MW。其中统调新增装机3台共580MW，扩容306MW，总计增容886MW。（1）新建机组厂 名设备名称容量(MW)移交试生产日期备注运河电厂#4机组1352/19统调里彦电厂#6机组1452/26统调江泉热电#1机组1353/1自备希望热电#1机组1553/10自备茌平电厂#8机组1254/1自备胜利电厂#4机组3004/25统调江泉热电#2机组1355/1自备济钢燃电#3机组509/16自备济钢燃电#1机组509/28自备济钢燃电#4机组1810/10自备济钢燃电 #2机组1811/16自备茌平电厂#9机组12512/13自备希望电厂#2机组1558/2自备总 计13台1546（2）增容机组厂 名设备名称单台容量(MW)单台增容（MW）运河电厂#14机组14510石横电厂#14机组31515滕州电厂#1、2机组15015聊城热电#4机组11515聊城热电#5、6机组1405临沂电厂#5、6机组1405十里泉厂#4机组14015莱芜电厂#2机组13510黄岛电厂#1机组14015邹县电厂#2机组33535潍坊电厂#2机组33030龙口电厂#3机组22020武所屯厂#4机组666德州热电#1机组6010总 计23台3062. 500千伏及220千伏变电设备容量及台数2004年，电网新增500kV变压器8台，变电容量6000MVA；新增220kV变压器15台，更换4台，共计增容2550MVA。（1）500kV变压器站 名设备名称容量(MVA)移交试生产日期备注长清站#2变7505/25新建聊城站#1变7506/17新建聊城站#2变7507/9新建莱阳站#2变7506/14新建淄川站#3变75011/20新建泰山站#1变75012/5新建泰山站#2变75012/7新建崂山站#1变75012/10新建总 计8台6000电抗器站 名设备名称容量(Mvar)移交试生产日期备注长清站#4低抗605/26新建长清站#1母线高抗1505/23新建莱阳站潍阳线高抗1506/12新建莱阳站#3低抗606/15新建聊城站#1低抗606/18新建聊城站#2低抗606/18新建聊城站#3低抗607/9新建淄川站邹川线高抗18011/18新建淄川站#3A低抗6011/20新建淄川站#3B低抗6011/20新建崂山站#1A低抗6012/10新建泰山站#2A低抗6012/5新建泰山站#2B低抗6012/5新建泰山站#3A低抗6012/7新建总 计14台1140电容器站 名设备名称容量(Mvar)移交试生产日期备注莱阳站#2电容器56.1126/15新建淄川站#3A电容器56.11211/19新建泰山站#2A电容器56.11212/5新建泰山站#3A电容器56.11212/7新建崂山站#1B电容器56.11212/10新建（2）220kV站 名设备名称容量(MVA)移交试生产日期备注韩仓站#2变1801/3更换美里湖站#2变1801/6新建中索站#2变1201/16新建桓台站#2变1501/18新建韩仓站#1变1804/7更换杨桥站#1变1504/15新建东城站#2变1506/15新建棋山站#1变1806/24新建平度站#1变1506/26更换临沂站#2变1506/29更换郯城站#2变1207/28新建梁山站#1变1508/31新建广源站#1变1808/23新建广源站#2变1808/23新建蚕庄站#1变1508/27新建银城站#2变1508/30新建尚集站#2变1509/13新建五州站#2变1809/25新建珠山站#3变15011/25新建总 计19台增容25503. 500千伏及220千伏输电线路条数与总长度2004年，电网新建500kV线路3回，开断2回，升压3回，共计增加长度593.2公里；新建220kV线路17回，开断、改造线路8回，共计增加长度497.7公里。（1）500kV线路名称导线型号/长度(km)投产日期备注济长线LGJ-4*400/85.955/21新建济长线LGJ-4*400/84.16/9升压潍阳线LGJ-4*400/1576/12新建聊长线LGJ-4*400/74.2616/20升压聊长线LGJ-4*400/74.246/21升压邹川线LGJ-4*300/191.07711/18邹淄线开断川淄线LGJ-4*300/40.82811/18邹泰线LGJ-4*300/104.69112/4邹济线开断济泰线LGJ-4*300/97.39912/4川泰线LGJ-4*400/100.01412/16新建总 计共10条(增加6条)共增长度593.2 kM（2）220kV线路名称导线型号/长度(km)投产日期备注聊望线LGJ-2*400/33+YJLW-800/2.021/19新建江沈线LGJ-2*400/2.61/24新建曹单线LGJ-400/57.3934/12新建聊桥线LGJ-2*400/37.64/23新建阳古线LGJ-2*400/22.616/10新建阳古线LGJ-2*400/22.616/10新建阳桃线LGJ-2*400/53.5316/10新建阳桃线LGJ-2*400/53.5316/10新建济美线LGJQ-400/39.056/18黄济线改造耿端线LGJQ-400/36.6347/28石端线、耿平线开断、改造石平线LGJQ-400/11.8289/2梁浒线LGJ-400/36.58/31浒都线开断梁都线LGJ-400/42.68/31龙蚕线LGJ/400/59.2088/27龙招线开断蚕招线LGJ-400/39.7088/27岛广线LGJQ-2*300/32.3388/23岛黄线开断黄广线LGJQ-2*300/63.3458/23华银线LGJ-2*400/57.3478/30新建禹银线LGJ-400/50.38/30新建崂广线LGJ-2*300/11.7519/20新建崂广线LGJ-2*300/11.78410/20新建茌聊线LGJ-2*400/36.889+YGLW/0.411/12新建聊蒋线LGJ-400/15.54811/4城川线LGJ-2*400/46.40311/16城峪线开断川峪线LGJ-2*400/27.2211/16城川线LGJ-2*400/45.88511/25城山线开断川山线LGJ-2*400/7.411/25泰红线LGJ-2*400/9.46912/1新建泰汶线LGJ-2*400/16.67212/1新建泰天线LGJ-2*400/13.312/12新建泰天线LGJ-2*400/13.312/12新建钢棋线LGJ-2*400/9.512/12新建总计共32条（增加17条）共增长度497.7kM二、年度末系统规模1. 统调装机容量（包括自备电厂） 单位：MW总容量（均为火电机组）接入500kV等级接入220kV等级254693370205842. 220千伏及以上各电压等级输电线路条数、总长度(包括胜利油田、自备电厂线路)条数长度（kM）500kV192078.6220kV30410553.93. 220千伏及以上各电压等级变电站座数、变压器台数及变电容量（含胜利油田、恒顺、希望站）变电站座数变压器台数变电容量（MVA）500kV121812500220k二章上年度生产运行情况分析一、本网电力电量完成情况1 年度及分月全口径及统调发电量完成情况2 统调年及分月最大负荷、最大峰谷差及其发生时间3 电网运行方式变化大事记6月，聊城、长清变电站升压至500kV运行，7月，220kV石端线、耿平线分别开断改接为耿端线、石平线，聊城电网与主网间开环运行。聊城电网经聊城站两台主变与主网联系。12月，500kV泰山站投产后，圣方线、莱红线实行跨接形成莱方线、圣红线，圣红线维持开环运行方式。济付线在付家站侧开环运行，章周线在周村侧开环运行，济南泰安电网经济南、长清、泰安站主变与主网联系。4 分月平均停机备用及旋转备用情况5 火电机组年平均利用小时数6 拉闸限电情况二、主要生产指标三、电力生产分析第三章上年度电网安全状况分析一、 系统事故简述、原因分析及防范措施1、聊城站220kV分段21F开关误投过流保护引起连锁掉闸（1）事故经过3月8日，聊城站220kV #2A、2B母线工作结束后送电，恢复母线固定连接方式。16:05，聊城站操作至用220kV母联200 A开关对#2A、2B母线充电时，分段21F开关过流保护动作，跳闸。聊城站分段21F开关跳闸后，220kV徐蒋线、聊城电厂#1、#2机组跳闸，聊城热电#1、#3、#4、#5、#6炉MFT，#5、#6机组跳闸（两厂机组运行共带负荷1520MW）。事故发生后，电网频率最低到49.09HZ， 0.2HZ越限9分5秒。低频减载切除10kV及以下线路187条，负荷415 MW。（2）原因分析聊城站BP-2B母差保护中母联200A开关的过流保护与分段21F开关的过流保护压板为同一压板。当操作投入母差保护母联200A开关充电保护时，误投220kV母联200A开关、分段21F开关过流保护，21F开关过流保护定值为0.7A（换算到一次电流为2100A），当时分段开关电流为2294A，达到了保护启动值。220kV分段21F开关过流保护动作，开关掉闸。聊城站21F开关掉闸后，徐蒋线电流超过1920A，造成弧垂增大，C相对地放电，徐蒋线掉闸。徐蒋线跳闸后，聊城热电厂用电400V电压降低至325V，引起#1、#3、#4、#5、#6炉给粉机变频器欠电压停运（变频器在电压降至90%以下，即无功率输出），燃料丧失，MFT动作，锅炉灭火，#5、6机跳闸。聊城电厂#1、2机为运行人员手动MFT。（3）防范措施电网内BP-2B母差保护反措，不同开关的过流保护设立独立压板。2、温水站220kV母线支持瓷瓶断裂造成两个220kV变电站全停（1）事故经过3月13日07:40，温水站220kV母线进行倒排操作，母差保护屏发“、母线电流断线”信号，没有动作，线路对侧开关跳闸，温水站全站停电；同时造成单电源供电的220kV云蒙站全站停电。（2）原因分析温水站倒排操作，拉开#1主变201-1刀闸时，B相支持绝缘子断裂，将A相支柱瓷瓶拉断，造成220kV#2母线A、B相相间短路。在倒排操作过程中，切换继电器存在质量问题，不能启动自动互联，引起、母电流断线继电器动作，闭锁了母线保护。（3）防范措施对母线倒排使用母差保护互联回路的操作制度进行反措，规定无论中阻抗或微机母差保护都应投入手动互联压板，在互联继电器启动后再进行倒排操作，倒排操作完成后退出手动互联压板。对静触头为刚性连接的刀闸进行反措，静触头改造为缓冲型。3、220kV平度站误操作造成全站停电（1）事故经过4月6日11:18，潍坊站220kV潍平线距离高频保护动作，A、C相故障，潍平线掉闸，重合成功；潍平线方向高频、距离高频保护动作，A、C相故障，潍平线掉闸，未重合。平度站220kV母差保护动作，#2母线掉闸，全站失电，损失负荷70MW。（2）原因分析平度站潍平线-1刀闸工作结束后，做拉合试验时，误合-2刀闸，造成母线接地短路。4、希望电厂全停（1）事故经过4月13日11:30，希望热电220kV聊望线掉闸,无任何保护动作信号(掉闸前聊望线向聊城站送电16MW)，#1机危急保安器动作掉闸（负荷100MW）,220kV#1母线失电（#2母线备用），共损失负荷74MW。（2）原因分析希望热电为企业自备电厂，通过聊望线并网，运行人员打扫卫生时误碰聊望线保护，聊望线掉闸，希望电厂与系统解列。希望电厂解列后，解列系统功率降低，因#1机DEH投入的是功控方式，不但未能关小汽门，反而向相反的方向去开大阀位，致使机组超速保护动作。（3）防范措施希望电厂DEH改投频率控制方式。5、希望电厂解列（1）事故经过7月29日22:40，希望电厂220kV聊望线非全相保护动作，三相掉闸,高频率切除#2机。（2）原因分析希望电厂聊望线保护端子箱进水造成短路，造成聊望线掉闸。聊望线掉闸后，希望电厂与系统解列，解列系统严重高频率，高频率切机装置正确动作切除#2机，消除了功率严重不平衡，#1机带直配负荷运行。6、白杨河电厂保护拒动造成事故扩大（1）事故经过10月2日4:14，博山站110kV山博、线零序过流段保护动作掉闸，重合成功。白杨河电厂甲站110kV母联640开关零序保护动作，掉闸； 乙站110kV博电、线零序过流段保护动作掉闸，重合成功。期间，白杨河厂低频减载装置动作，损失负荷约13MW。（2）原因分析白杨河厂甲站运行人员误退出110kV龙博线零序过流保护、段，当龙博线发生单相故障时，甲站110kV联络线对侧后备保护动作，白杨河厂解列，甲站110kV母联640开关掉闸后，故障点消失，博山站110kV山博线重合成功，甲站手动合上110kV母联640开关后，博山站110kV山博线和乙站110kV博电、线陆续重合成功，系统恢复正常。7、齐鲁乙烯电厂解列（1）事故经过10月6日02:25，淄博站220kV淄烯线振荡解列装置动作,淄烯线掉闸，齐鲁乙烯电厂与系统解列。（2）原因分析齐鲁乙烯电厂是齐鲁石化的自备电厂，多次发生调速器不明原因的自发晃动。8、聊城站多个开关不明原因同时掉闸造成聊城电网解列（1）事故经过10月30日10:52，聊城站#1主变500kV侧5011开关及#2主变500kV侧5032、5033开关掉闸，同时220kV分段21F、22F开关掉闸，聊城电网与主网解列。聊城站两台主变主变同时掉闸联切聊城电厂装置动作切#1、2机（单机容量600MW），希望电厂高频率切机装置动作切#2机（单机容量140MW），运河热电（地方电厂）高频率切机装置动作切#2机（单机容量25MW）；聊城电网最高频率50.15HZ（聊城热电汽机最高转速达3042RPM,估计聊城电网高频切机之前频率50.7HZ）,最低频率49.83HZ,未损失负荷。主网最低频率降至49.10HZ，低频减载装置动作，切负荷合计363.6MW。（2）原因分析聊城站自升压运行后，6月26日和6月28日分别多个开关不明原因掉闸，原因至今未查清。为防止#1、2主变同时掉闸，聊城电网解列后因功率严重过剩扩大事故，装设了聊城站两台主变同时掉闸联切聊城电厂机组装置、聊城电网其它发电机组装设了高频率切机装置，本次聊城站#1、2主变同时掉闸，安全自动装置正确动作切除部分机组，成功防止了事故扩大。二、系统安全稳定措施落实情况和效果1、淄博、潍坊电网东送截面问题潍坊、烟台、威海、青岛四地区最大负荷达到6750MW，超过了年初确定的控制极限近500MW。但由于提前采取了有效控制措施和调节手段，2004年电网没有因淄博、潍坊电网间送电截面卡脖子问题限电拉路。（1）6月底，装设并投入了营丘站淄营线过流切负荷装置；延庆站辛延线过流切负荷装置；青州站辛青线、龙青线过流切负荷、切220kV青弥线装置；田柳站延田线过流切负荷装置；宝都站宝营线过流切负荷装置；王家站青王线过流切负荷装置。上述装置的投入将淄博、潍坊电网间的东送截面的输送极限提高了600MW。（2）500kV淄潍线CT变比在夏季高峰前更换为2500/1，提高了淄潍线送电能力。（3）修订了电网东送安全问题及措施。提前制订东送截面全接线和检修接线方式下电网控制措施。（4）调整了调度EMS系统事故预警策略。目前东送截面的输送潮流减去自动装置切负荷量的结果数值直接显示在EMS画面上，方便了调度员及时调节控制。（5）青岛、潍坊、烟台、威海四地区加强完善了已有的专用事故拉路方案，并报集团公司备案。（6）合理调整了青岛、潍坊、烟台、威海地区内的机组检修计划和东送通道上输电线路的检修计划。（7）确保了青岛、潍坊、烟台、威海地区2004年度低频低压自动减负荷方案在夏季高峰前落实并执行。2、邹蒙线、枣庄、临沂东送问题枣庄、临沂地区电磁环网的存在造成枣庄地区十里泉、新源、武所屯电厂的窝出力。十里泉电厂按期装设并投入十临线、十苍线过流切机装置后，该地区的机组窝出力问题得到解决。3、青岛地区（1）受500kV崂山站两台主变的限制，青岛地区供电问题较为突出。崂山站第三台主变投产后，青岛地区的供电紧张问题得到了有效缓解。（2）崂山站第三台主变投产前，青岛供电公司为防范可能出现的故障提前准备好了事故处理预案和事故拉路方案。（3）为提高青岛电网内部的供电可靠性，胶州站崂胶线过流切负荷装置和大庄站岛庄线过流切负荷装置均按期投入运行。4、潍坊地区（1）500kV潍坊站主变高压侧额定电压低使得该地区电压质量受到影响。在对500kV淄潍线高抗的投停进行计算分析后，目前淄潍线高抗已作为电网调压的手段，提高了500kV电网的电压水平。（2）潍坊站一台主变掉闸，另一台主变过载问题未能彻底解决。该问题将随着该地区负荷的增长更加严重。2005年500kV益都站投产，该地区实施电磁环网开环后，主变过载问题可采取有效措施加以解决。5、烟威地区烟威地区长期以来受电网结构的制约，是既要机组窝出力又要限电拉路的地区。（1）500kV莱阳站输变电工程投产后，该地区的发供电矛盾得到了全面改善。（2）在调整和修订了烟威电网安全稳定控制系统的功能和定值后，龙口电厂、威海电厂的机组窝出力问题得到有效解决。（3）烟台、威海供电公司提前准备了潍阳线、莱阳站主变故障后的事故处理预案和事故拉路方案。6、济宁、菏泽地区机组出力严重过剩是济宁、菏泽电网迫切需要解决的问题。科澳电厂投产后，该地区窝出力情况更加严重。（1）济菏电网严格按照南部电网开环运行规定的要求，执行有关检修措施及规定。（2）合理安排了济菏电网的机组检修和备用。（3）马青站马曲线、高马线、马都线分别过流遥切运河电厂机组装置投运后，提高了运河电厂的送出能力。至此济菏电网内的菏泽、里彦、济宁、运河电厂出线均配置了过流切机或掉闸切机装置，在任意电厂安排停机情况下，其它电厂机组可以尽可能少受限制多发。（4）曹单线投运后，菏泽电厂安全稳定控制系统进行了相应的调整。7、济南、聊城、泰安地区聊城站、长清站升压、泰山站投产后，该地区网架结构发生了较大变化。（1）聊城电网与主网间联系加强。220kV耿平线、石端线实现短接，形成了耿端线和石平I线。聊城电网与主网实现了开环运行，聊城电网通过聊城站两台主变与主网联系。（2）聊城电网与主网开环运行后，聊城站、长清站装设了防备聊城电网解列或主变过负荷的安全自动装置。地区内聊城热电、茌平、希望电厂和地方小电厂装设了防止聊城电网解列后高频率的切机装置。（3）泰山站投产后，莱红线、济付线、章周线采取开环运行方式，莱红线与圣方线分别开断短接成莱方线和圣红线。济南与淄博电网间电磁环网实现开环运行。济南泰安电网与莱芜电网间电磁环网实现开环运行。8、淄博、莱芜地区500kV淄川站投产后，城川双线同塔故障影响较大，会引起区域内多条线路的不同程度过流。（1）莱城电厂装设了城龙线过流切机装置。（2）白杨河电厂增设了山博线过流切机装置。（3）因淄川站配套的220kV工程未同期完工，受川峪线千峪站侧CT变比限制，淄川站主变暂不投运，220kV母线分裂运行。9、山东并入华北电网问题至2004年底，山东电网与华北电网并网的工程施工已完毕，各项技术条件已具备，目前尚未实现并网运行。（1）山东电网全网经500kV辛聊双线并入华北电网的并网方式已确定。（2）聊城站装设了主变过载联切聊城电厂机组装置。（3）聊城电厂#1、2机、华德电厂#5、6机、邹县电厂#5、6机、石横电厂#14机、黄台电厂#7、8机、威海电厂#3、4机、青岛电厂#1、2机共计19台机组的PSS装置已按要求投入运行。（4）按照安全稳定控制系统简化和各司其职原则，山东与华北事故方式下解列由并网线的低频低压解列装置完成，邹县电厂出线故障引起的电网暂态稳定由现有的在线预决策安全稳定控制系统（OPCS）完成。聊城站、长清站的安全稳定控制系统自成体系，只用来防备聊城电网解列或主变过负荷。邹县电厂、华德电厂的出线故障快切联络线功能不再实施。（5）随着网络结构的加强，山东并华北电网的稳定水平明显提高。山东网内500kV设备检修方式不再考虑与华北电网解网运行，而是利用安全稳定控制系统自动判别实现。10、发电机励磁系统管理和模型参数问题2004年完成了潍坊#2机、威海#3机、青岛#2机、胜利#3机、日照#2机、石横#4机、黄台#7机、华德#2机、邹县#3机等10台机组励磁系统参数的现场试验。综合分析程序下的自定义建模及单机空载工况的仿真计算已开始进行，邹县电厂#1机组调速系统参数测试已完成。11、短路容量辛店电厂短路容量超限问题因资金问题尚未解决。淄川站、益都站投产后对该地区的短路容量有较大影响，还需进一步分析。三、上年度电网薄弱环节分析1、电力东送问题东部地区负荷增长迅速，而发电出力和输电能力没有得到相应增加，增设安全自动装置提高东送能力及500kV系统CT更改变比后，电网东送通道仍经常位于极限附近运行，输电设备安全始终受到严峻考验。电网东送截面上一旦发生淄潍线掉闸，而安全自动装置拒动或处理延误，将造成严重的后果。2、窝出力问题仍比较突出济宁、菏泽电网和聊城电网装机容量较大，均有大量电力需要送出，分别受邹县电厂两台联变和聊长、线稳定限制，济宁、菏泽电网窝出力约700MW、聊城电网窝出力约200MW。窝出力地区的发电厂需要尽量完成电量计划，电网长期处于极限状态，如罗彦线潮流就经常以线路不过流为控制标准，对线路设备的健康水平提出了超出一般要求。3、部分基建项目造成电网过渡方式变化大、存续时间长重要的电网基建项目在建设过程中往往有较多的220kV线路开断配合，从而对现有的电网运行带来不利影响。部分电网基建项目不能按期完成，所形成的过渡方式过于复杂，被迫采取大量临时性安全措施和保护定值，增加了调度中心各专业工作量，电网存在严重安全隐患。如西线升压工程，自5月26日开始至7月9日结束，经历了长时间的聊城电网与主网间电磁环网闭环方式。6月24日，500kV聊长、线同时掉闸，220kV线路严重过流，如果没有预定措施和值班调度员的果断处理，将造成严重的电网事故。4、部分厂站接线不合理三线一变、两线两变的220kV变电站，如汶口站、水浒站、中都站等仍然是单母线，一旦母线停电，网络结构即严重破坏或需限电，对电网安全和可靠供电造成严重影响。500kV变电站的220kV母线对所处地区电网非常重要，设计标准也较高，一般为双母线、双分段接线方式，但由于出线分段不尽合理，造成检修方式难于安排。如崂山站220kV#1A或#2A段母线停电，被迫采取崂水线开环方式，一旦#2A、#1A母线掉闸，青岛电网将与系统解列，大量低频减负荷装置动作。5、电网潮流大起大落为保证发电企业发电量的完成，造成发电机组方式、出力的调整剧烈变动，部分地区发电厂未完成发电量前，发电机组尽量大方式、运行机组高出力，而接近完成时，发电机组又停机备用、运行机组低出力，造成电网潮流大起大落，对电网安全运行措施的适应性造成很大困难。如500kV邹淄线、邹济线停电开断期间，由于济菏地区发电厂为完成电量计划，机组发电负荷率较高，使得邹县电厂500kV系统剩余两回出线潮流比全环方式下三回出线潮流还严重，一旦发生超出预定故障的设备掉闸，将造成严重的电网事故。四、安全自动装置动作情况及分析1.马曲线掉闸事故6月22日21：55，220kV马曲线两侧方向高频、距离高频保护动作，B相掉闸，重合不成；里彦电厂220kV罗彦线电流由600A骤升至1100A，罗彦线过流切机装置动作，7秒后切除6机。济宁电厂220kV宁接线电流由746A骤升至970A，9秒后过流切机装置动作，切除6机。装置动作准确。2.聊城电网解列事故10月30日10：54 500kV聊城站#1、2#主变跳闸，聊城电网与系统解列，聊城站稳控装置遥切聊城电厂#1、#2机(出力800MW)，网内最高频率至50.79Hz，之后，希望热电高频切机动作切#2机(出力120MW)，运河热电高频切机动作切#2机(出力25MW)，频率恢复正常。聊城电网解列事故后各单位低频减载装置动作切除负荷统计如下：淄博：10kV线路12条，负荷28.4MW；临沂：35kV线路7条，10kV线路6条，负荷48MW;枣庄：35kV1条，负荷13MW;济南：线路24条，负荷50.5MW;潍坊：35kV15条，10kV1条，负荷68.5MW，轮全部动作;烟台：17条，32MW；威海：线路16条，负荷37MW;青岛：35kV5条，10kV2条，负荷18.4MW;东营：35kV5条，10kV1条，负荷16.1MW;莱芜：5条，7MW;济宁：6条，18.6MW;日照：35kV2条，10kV4条，负荷14.4MW;泰安：17条，23.8MW；德州：6条，16.7MW；滨州、菏泽未损失；全网总计：切除线路151条，切除负荷392.4MW（其中烟台特轮动作切除负荷2MW；全网低频轮切除比5）。安全自动装置和低频自动减负荷装置动作正确。3.齐鲁乙烯电厂解列10月6日02:25，淄博站220kV淄烯线振荡解列装置动作,淄烯线掉闸，齐鲁乙烯电厂与系统解列。第二部分本年度运行方式第一章电力生产需求预测一、负荷预测根据2003和2004两年电力高峰负荷增长情况，综合考虑山东省经济社会等宏观面带来的电力供需形势变化，预计2005年山东电网最高发电负荷预测值为2300万千瓦，比2004年的1990.6万千瓦增长15.5%，将出现在7、8月份或12月份。2005年分月最大负荷、平均最大负荷、最大峰谷差见下表：山东电网2005年分月负荷预测 项目月份最高负荷（万千瓦）平均最高负荷（万千瓦）最大峰谷差（万千瓦）119900179107302193001833572031960018690650419000181196705192001827663062040018935730723000202828208230002048983092050019028690102040019231700112180020654810122300021791830月平均2075819312734全年最大23000217918302005年春、夏、秋、冬四季的典型日负荷曲线见下图：二、发电预测1.发电计划由于地区电网窝出力是影响电厂最大可能出力的主要因素，故主要电厂的最大可能出力按所属地区电网分述如下：济宁菏泽电网主要受邹县厂两联变上送功率800MW和宁接、接鱼、罗彦、马曲断面的N-1线路过流限制。2005年初济宁菏泽电网发电出力为3472MW，预测济宁电网最大负荷1300MW左右，菏泽电网600MW左右，需窝出力700800MW。随着该地区新机组科澳电厂2机组4月份投产，窝出力容量将增加到880MW。根据电网负荷情况，2005年济宁菏泽电网的济宁、运河、里彦、菏泽及邹县电厂1、2机组的最大可能出力为26843212MW。对于聊城电网，需控制聊长、线送电不超过1300MW。该地区聊城、聊城热电两电厂的最大可能出力为1806MW，预测电网负荷527718MW，由于自备电厂（茌平热电、希望热电）上网电力在200MW左右，聊城电网需窝出力100200MW。11月份聊城鲁能热电7机组投产后，将增加窝出力300MW。2005年聊城电网聊城电厂和聊城热电的最大可能出力为18272018MW。其他地区的电厂不存在窝出力问题，其全年的最大可能出力为其铭牌容量。2.可调容量、备用容量安排由于2005年山东电网电力平衡总体趋紧，备用安排时优先满足负荷备用和事故备用。负荷备用按预测最大发电负荷的2安排，事故备用按预测最大发电负荷的4或系统内的最大单机容量安排，其余容量作为检修备用。正常情况下白杨河电厂的100MW油机作为应付机组临修的检修备用。国家电网生【2003】426号文件印发的电业生产事故调查规程明确规定：区域电网、省网实时运行中的备用有功功率低于发电负荷的4或系统内的最大单机容量，且时间超过30分钟，定为电网一类障碍。区域电网、省网实时运行中的备用有功功率低于发电负荷的4或系统内的最大单机容量，且时间超过2小时，定为一般电网事故。华北电网调【2004】18号文件印发的华北电网备用容量调度管理暂行办法规定：山东电网的高峰负荷备用容量在20000MW发电负荷水平时应不小于400MW，数额随着电网负荷水平的增长按照比例进行相应的调整；“华北电网及各省网的事故备用容量应不小于本网最大发电负荷的10或不小于本网最大单机容量”；“各省网部分时段的备用容量小于本办法的规定时，应采取错峰、限电等有效手段进行调整，以满足本网相应时段的备用容量的要求”。根据上述规定，山东电网孤立运行时备用容量低于最大发电负荷的4或电网中一台最大机组的容量两者之一的小值，或与华北电网并网运行时备用容量不能达到最大发电负荷的2和系统中最大单机容量之和，应采取错峰、限电等有效手段进行调整，直至能够满足备用容量的要求。三、外售电预测四、电力电量平衡分析(1)全网电力平衡2005年分月平衡暂未考虑与河北的互供电力；由于新建机组集中在年底投产，济宁菏泽电网窝出力问题也要在年底才能解决，预计夏季7、8月份将分别出现30.5、9.6万千瓦的电力缺口。详见下表：2005年全网分月电力平衡 单位：MW月度统调装机容量自备电厂上网电力电网窝出力计划检修最大可调出力全网用电需求旋转备用=*4%电力盈缺=-=+-1234244001058125521511199007968152234244001030234520449190007606893234244009302160207341960078435042342440079226612037119000760611523559400920275020289192007683216235594007221475217622040081654672370940049402361523000920-30582385940043502382423000920-9692407940072721302162220500820302102407940077022302147920400816263112467940071914652289521800872223122512940010853752406923000920149注：1、统调装机容量不包括省调调度的企业自备机组。 2、统调装机容量按济宁电厂1、2退役计算。可见，夏季7月份即使不安排计划检修，还将出现30.5万千瓦的电力缺口。如考虑夏季高温机组可能的降出力和临故修，电力缺口将更大。为保证电网安全运行，夏季高峰负荷时将不安排机组检修，春秋季节的检修计划应调整平衡。在安排月度电力平衡时，适当留出一定的冷备用容量,考虑局部电网的安全裕度安排机组的计划检修；当停机容量过大造成电网安全裕度不足时，应开启地方小火电和企业自备电厂的备用机组，并制定有效的移峰或限电方案（窝出力的济宁菏泽电网除外）；机组计划消缺尽量安排在周末、节假日或负荷低谷时进行。(2)局部电网电力平衡 烟威电网烟台、威海地区地区分月电力平衡（包含唐田、莱西） 单位(MW)月份地区负荷可调容量检修容量功率缺额输送极限限电数量1(5)2454221022046492002(5)24252210021592003(15)25122210030286604(15)2482221033060286605(25)2292221041049280006(30)2353221035549875207(35)26832210047370408(35)27812210057170409(25)26452210345780800010(15)26002210300690866011(5)26912210300781920012(5)275523601255209200从上表看出，2005年高峰负荷时烟台威海电网还有一定的富裕容量。当机组停机容量较大造成安全裕度不足时，烟台、威海供电公司需提前准备移峰限电方案。个别月份网内机组的检修计划需调整平衡。潍-青-烟-威东部四地区东部四地区分月电力平衡 单位（MW）月份及气温四地区最大负荷可调容量检修容量功率缺额稳定极限限电数量同塔故障单线故障1(5)667443303302674-294002(5)644543304702585-294003(15)640243303302402-267004(15)636243305252557-267005(25)624243305502462-245006(30)633343303552358-2300587(35)75834330032533650400008(35)75414330032113650400009(25)69054330345292036504000010(15)67204330525291536504000011(5)74414780525318636504000012(5)7735478012530803000355080/0由表可见，应根据东部电网的安全裕度安排该地区机组的计划检修；当停机容量过大造成东部安全裕度不足时，应首先开启地区内的地方小火电和企业自备电厂的备用机组，再按照移峰限电方案在青岛、烟台、威海、潍坊地区限电错峰；机组计划消缺应尽量安排在周末或节假日负荷低谷时进行。五、调峰能力1.系统分月调峰能力分析 单位：MW项目月度最大峰谷差P1P2调峰能力盈余173001393600986957627200133035094285483650013726069718124046700133059794067805630013445449500131367300142858510065752782001610603113098968830016106391127572696900143558310066114810700014285669937944118100152664910553278128300161068710860262注：P1为高峰期间出力备用，P2为低谷期间出力备用，按照备用容量管理办法的规定，P1取最大发电负荷的7，P2取取最小发电负荷的5。（1）两班制小容量发电机组开停全网单机容量50115MW机组共30台，容量共2303MW，占全网统调容量的10.2%。受发电厂