（接上期）

四、躉售電價

躉售供電始于20世紀60年代，開始只有農(nóng)業(yè)排灌用電，后來逐步發(fā)展到照明、非工業(yè)、普通工業(yè)和大工業(yè)用電。隨著電價改革的深入發(fā)展，后來在直供用戶加收的燃料附加費、綜合附加費、新電還本付息加價、電力建設基金、三峽工程基金等都在躉售電價中加收，且這些加收項目除扣減一定比例的轉供損失外，基本上不計折扣。1994年起，各類躉售電價由國家計委直接下達。2000年，新的電價改革方案出臺時，隨躉售電價加收的有關加價也并入躉售電價中。

經(jīng)過10多年的發(fā)展，廣西電網(wǎng)覆蓋了廣西大部分縣市。為了減少每月躉售電費結算的工作量，同時也為了防止各躉購轉售單位在每月填報售電結構時出現(xiàn)高價少報、低價多報現(xiàn)象，各供電局先后對所屬躉購轉售單位實行“綜合躉售電價”。綜合躉售電價以躉購轉售單位年度實際售電結構為權數(shù)，以經(jīng)國家計委批準和廣西區(qū)政府頒布的廣西電網(wǎng)分類躉售電價為基礎，經(jīng)加權計算而得，實行一年一定原則，本年度的綜合躉售電價依據(jù)躉購轉售單位上年度的實際售電結構進行核定，報廣西電力工業(yè)局批準后執(zhí)行。躉售電價也實行豐枯水期季節(jié)電價，但尚未實行峰谷分時電價。

2002年9月2日，制定廣西電力有限公司綜合躉售電價管理辦法（桂電財[2002]108號），根據(jù)《電力法》《中華人民共和國價格法》等有關法律、法規(guī)和廣西物價局有關規(guī)定以及廣西電網(wǎng)的實際情況，本著“公平、公正、公開”的原則制定，該辦法于2002年7月1日試行。

第三節(jié) 農(nóng)村用電電價改革

1997年，廣西農(nóng)電工作會議提出農(nóng)村電價過高的原因有以下幾點:

（1）電力管理體制造成廣西區(qū)政府對農(nóng)民的優(yōu)惠無法得到落實，以農(nóng)村照明為例，廣西區(qū)政府規(guī)定主電網(wǎng)對農(nóng)村用戶用電價格（計量地點為配電變壓器高壓側）為0.314元/千瓦時，躉售縣供電部門對農(nóng)村用戶供電價格為0.35元/千瓦時，比廣西主電網(wǎng)對農(nóng)村用戶供電價格高11.46%，向鄉(xiāng)鎮(zhèn)或小電網(wǎng)區(qū)對農(nóng)村用戶供應價格為0.60～0.80元/千瓦時，比廣西主電網(wǎng)對農(nóng)村用戶供電價格高91%～155%。

（2）農(nóng)村配電變壓器以及農(nóng)村低壓電網(wǎng)都是農(nóng)民自行集資建設，供電部門不負擔這部分費用開支，加上對農(nóng)村用戶電價的計價地點在農(nóng)村配電變壓器側，配電變壓器損耗及低壓線路由農(nóng)民負擔。

（3）農(nóng)村住房普遍比較分散，低壓線路供電半徑大，導線截面小，線損很大，而且農(nóng)村用電水平低，基本上是晚上照明用，部分動力如碾米、打磚用電時間短，變壓器利用率低，調查發(fā)現(xiàn)變損、線損合計為35%。

（4）因農(nóng)村電價較高，農(nóng)民負擔很重，分攤給農(nóng)村電工報酬很困難，農(nóng)村用工每月收入20～40元。

（5）少部分鄉(xiāng)鎮(zhèn)參與管電后，把差旅費及其他費用開支拿到電管站報銷。

（6）由于國家管理政策不明確，對農(nóng)村用電管理缺乏強有力的政策依據(jù)，造成農(nóng)村電價比較混亂。

（7）對農(nóng)村電工抄表及收費行為缺乏監(jiān)督，部分地方電費、電量、電價沒有公開。存在少部分人不抄表收費，人情電、關系電、權力電，把線損電量攤到農(nóng)民頭上。

1998年10月4日，國務院辦公廳轉發(fā)國家發(fā)計委關于改造農(nóng)村電網(wǎng)，改革農(nóng)電管理體制，實現(xiàn)城鄉(xiāng)同網(wǎng)同價（簡稱“兩改一同價”）的通知，要求在改造農(nóng)村電網(wǎng)、改革農(nóng)電管理體制的基礎上，力爭用3年時間，統(tǒng)一城鄉(xiāng)電價價格，實現(xiàn)同網(wǎng)同價。

經(jīng)過第一期農(nóng)網(wǎng)建設和改造項目的實施，各代管縣的農(nóng)網(wǎng)得到很大改善。農(nóng)村用電有所增長，電價下降。2002年，廣西電力有限公司代管的44個縣供電企業(yè)所屬農(nóng)村用電量達到28.17億千瓦時，比2001年增長了6.71%，已改造過的臺區(qū)到戶電價由原來平均0.85元/千瓦時降到0.546元/千瓦時。

第四節(jié) 2000年電價重大改革

2000年，廣西電網(wǎng)進行重大電價改革，取消銷售電價雙軌制，將新電還本付息加價并入目錄電價；將電力建設基金、三峽工程建設基金、城市公用事業(yè)附加列入銷售電價；城市公用事業(yè)附加隨電價按比例征收改為定量征收；規(guī)范地市縣的二級加價（地方電力附加），在廣西電網(wǎng)直供和躉售范圍內，劃分5個價區(qū)，第一價區(qū)執(zhí)行國家規(guī)定的廣西電網(wǎng)銷售電價，第二、三、四、五價區(qū)在第一價區(qū)基礎上分別加價2分、2.5分、4.5分、7分。在同一價區(qū)內實施統(tǒng)一銷售電價。

由于歷史原因，廣西境內的發(fā)電廠上網(wǎng)電價的差距較大，部分電廠上網(wǎng)電價較高，廠網(wǎng)分開后，廣西電力有限公司購電成本高，電價體系不盡合理，電網(wǎng)銷售利潤空間很有限。

第八篇 電網(wǎng)管理與電力調度

自“六五”計劃時期開始，廣西電網(wǎng)建設加快。至20世紀80年代中期，廣西電網(wǎng)建設及生產(chǎn)運行開始步入大容量，高參數(shù)、長距離、高電壓及高度自動化發(fā)展的新階段，隨著電網(wǎng)調度的運行管理逐步向規(guī)范化、科學化邁進，隨著新技術、新設備的應用，調度設施、調度手段不斷更新，逐步實現(xiàn)現(xiàn)代化。

1991年以后，廣西電網(wǎng)的結構發(fā)生很大變化。隨著2002年6月500千伏南寧變電站1臺75萬千伏安主變壓器和500千伏隆林馬窩—百色、百色—南寧、平果—南寧、南寧—玉林、玉林—廣東茂名輸電線路的投產(chǎn)，形成了以500千伏網(wǎng)架為骨干的“西電東送”南通道“三交一直”超高壓大容量輸電格局。廣西境內500千伏形成日字形網(wǎng)架結構，與500千伏南寧變電站配套的220千伏工程形成220千伏環(huán)網(wǎng)。500千伏南寧—玉林、玉林—茂名輸電線路和220千伏天生橋—隆林Ⅱ線的投運，提高了南昆電鐵的供電可靠性。220千伏田嶺—檔村線路的投運，完善了桂林供電區(qū)域網(wǎng)架和解決了變電站之間不能互供問題。至此，南寧、柳州、桂林三個城市形成環(huán)網(wǎng)運行。

至1999年，廣西境內220千伏電網(wǎng)已形成大化、合山、來賓、西津、柳州等主力電廠構成的主環(huán)網(wǎng)和由此向外延伸的多環(huán)網(wǎng)或輻射網(wǎng)絡，覆蓋了廣西9個市和5個地區(qū)90個縣市，并通過220千伏合山—來賓—梧州輸電線路和220千伏天生橋—隆林輸電線路分別與廣東省和貴州、云南兩省聯(lián)網(wǎng)。“八五”“九五”計劃期間，500千伏天生橋—貴陽、天生橋—廣東輸電線路投入建設，220千伏天生橋—云南魯布革輸電線路建成，從而形成了四省(區(qū))互聯(lián)的南方互聯(lián)電網(wǎng)。廣西于1992—1995年先后建成500千伏巖灘—平果、巖灘—沙塘、沙塘—來賓、來賓—平果四邊形網(wǎng)架，1998年，500千伏來賓—玉林梨山輸變電工程開工建設，1999年建成投入運行。至2002年底，廣西擁有500千伏輸電線路558公里，廣西電網(wǎng)主網(wǎng)架得到進一步加強。廣西主電網(wǎng)已覆蓋全區(qū)所有縣市。

改革開放以來，廣西電網(wǎng)堅持“安全第一、預防為主”的方針，實施“統(tǒng)一調度、分級管理”，做到了電網(wǎng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行，改善了電網(wǎng)運行的電能質量，繼電保護走上了規(guī)范和符合生產(chǎn)運行要求的軌道，電力通信逐步發(fā)展到以大容量光纖、數(shù)字微波電路為主干電路的數(shù)字通信網(wǎng)。

第一章 電力網(wǎng)

20世紀90年代，為實施“西電東送”戰(zhàn)略，將紅水河上百萬千瓦以上的天生橋一、二級和巖灘3個水電廠的電力接入廣西電網(wǎng)并向廣東送電，建設了與3個水電廠配套送出的500千伏超高壓輸變電工程。廣西電網(wǎng)開始由220千伏向500千伏超高壓方向發(fā)展。隨著“西電東送”主要通道的建設，廣西電網(wǎng)500千伏超高壓網(wǎng)架的形成，提高了廣西電網(wǎng)和500千伏南方互聯(lián)電網(wǎng)的供電能力和安全可靠性，充分發(fā)揮了電網(wǎng)的支撐和電源的補充調節(jié)作用，至2002年底，全廣西累計建成220千伏輸電線路83條，總長4719.03公里；公用變電站40座，總容量723.6萬千伏安；升壓站24座，總容量379.8萬千伏安。220千伏電網(wǎng)已形成大化、合山、來賓、柳州、西津等主力電廠構成的主環(huán)網(wǎng)和由此向外延伸的多環(huán)網(wǎng)或輻射網(wǎng)絡覆蓋了廣西所有縣市，有27個市縣建有變電站，并通過220千伏合山—來賓—梧州輸電線路和220千伏天生橋—隆林輸電線路分別與廣東省和貴州、云南省220千伏電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)。

80年代以來，盡管相繼投產(chǎn)了若干大中型水力、火力發(fā)電廠，但電源建設仍然跟不上用電負荷的快速增長，因此缺電局面嚴峻，廣西電網(wǎng)長期處在49.5赫茲以下低頻狀態(tài)運行。1993年，廣西電網(wǎng)通過500千伏輸電線路與云南、貴州、廣東實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)，由于互聯(lián)電網(wǎng)有強大的電源作后盾、產(chǎn)業(yè)結構有了較大幅度的調整。電力市場的供求關系發(fā)生變化，缺電局面開始逐步緩解。

第一節(jié) 1990年電網(wǎng)概況

至1990年底，220千伏電網(wǎng)依然是廣西電力網(wǎng)的主要網(wǎng)架，供電范圍為南寧、柳州、桂林、梧州、北海5個市和8個地區(qū)68個縣市，占全廣西83個縣（市）的81.93%。全網(wǎng)有35千伏及以上電壓等級的輸電線路16750公里，其中220千伏線路1922公里，110千伏線路3467公里；35千伏及以上電壓等級的公用變電站505座，變壓器772臺，其中220千伏變電站11 座，變電容量 135.6 萬千伏安。110 千伏變電站69 座，變電容量221.35萬千伏安。全網(wǎng)統(tǒng)一調度裝機容量181.47萬千瓦，其中水電90.17萬千瓦，占49.69%；火電91.3萬千瓦，占50.31%。1990年，全網(wǎng)發(fā)電量87.32億千瓦時，其中水電42.2億千瓦時，占48.34%；火電45.1億千瓦時，占51.66%。

廣西電網(wǎng)以水電為主，97%的水電均為調節(jié)性能差的徑流式水電廠，豐、枯水期出力懸殊。由于火電裝機容量不足，枯水期間嚴重缺電。1989年豐水期缺電14萬千瓦，枯水期缺電43萬千瓦。由于嚴重缺電，一些大工廠如柳城磷肥廠、來賓八一錳礦、德勝鋁廠、宜山維尼綸廠每年都要停產(chǎn)3～4個月，其他工廠也實行輪流停電，晚上高峰負荷時，還要分片拉閘限電，工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和人民生活用電受到一定影響。

此時，廣西電網(wǎng)開始逐步向500千伏網(wǎng)絡發(fā)展。1989年，500千伏天生橋—廣東輸變電工程開始動工興建，1992年建成投產(chǎn)。

第二節(jié) 電網(wǎng)的發(fā)展

1974年，以110千伏為主的廣西電網(wǎng)初步形成。1984年，220千伏電網(wǎng)已成為廣西電網(wǎng)的主要網(wǎng)架。80年代加快發(fā)展220千伏電網(wǎng)，并初步實現(xiàn)廣西電力送往廣東。90年代隨著紅水河大型水電機組及來賓、柳州等大型火電機組的投產(chǎn)，廣西電網(wǎng)由220千伏網(wǎng)架向500千伏環(huán)形網(wǎng)架發(fā)展。實現(xiàn)與南方互聯(lián)電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)后，各?。▍^(qū)）電網(wǎng)之間相互支持，互通有無，互為備用，提高了廣西電網(wǎng)的安全和經(jīng)濟性。

一、220千伏網(wǎng)架的延伸與發(fā)展

隨著巖灘水電站、天生橋二級水電站、天生橋一級水電站、來賓火電（B）廠、柳州電廠擴建等大機組的相繼投產(chǎn)，以及各地、市、縣用電需求的快速增長，“七五”時期已形成的廣西220千伏網(wǎng)架繼續(xù)向各地延伸發(fā)展。

“八五”計劃期間，廣西先后建設投運220千伏西津—北海平陽變電站、北海平陽變電站—欽州龍灣變電站、500千伏平果變電站—南寧沙田和林村變電站、來賓變電站—黎塘變電站、黎塘變電站—玉林變電站、天生橋二級水電廠—隆林變電站、柳州火電廠—野嶺、楊柳變電站等輸電線路和變電站，220千伏北海市和欽州市電網(wǎng)形成并接入廣西電網(wǎng)。1995年廣西境內擁有220千伏輸電線路37條、2624公里，110千伏輸電線路172條、5084公里，35千伏輸電線路1041條、15199公里。隨著廣西電網(wǎng)供電量的增加和電網(wǎng)的擴大，1995年廣西電網(wǎng)覆蓋了廣西84個縣市。

“九五”計劃期間，先后建設投運220千伏隆林—百色沙坡變電站、沙坡變電站—平果馬頭變電站、馬頭變電站—500千伏平果變電站，貴港市太華Π接黎塘—玉林、北流—容縣、欽州—防城、柳州—荔浦、惡灘水電廠—河池等輸電線路和變電站。220千伏百色地區(qū)電網(wǎng)形成，并接入廣西電網(wǎng)。截至2000年底，廣西境內擁有35～220千伏輸電線路27962公里，其中220千伏輸電線路63條、3824公里，110千伏輸電線路236條、6351公里，35千伏輸電線路1350條、17777公里。至2000年，廣西主電網(wǎng)已覆蓋廣西除龍勝、資源兩個孤立的縣電網(wǎng)外的其余各縣、市。220千伏電網(wǎng)已形成大化、合山、來賓、柳州、西津等主力電廠構成的主環(huán)網(wǎng)和由此向外延伸的多環(huán)網(wǎng)或輻射網(wǎng)絡，并通過來賓—梧州和天生橋—隆林輸電線路分別與廣東省和貴州、云南省220千伏電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)。

2001年，廣西220千伏百龍灘水電廠—車河、玉林—博白、博白—合浦、欽州—北?！掀帧碣e—南寧瑯東、桂平—博白—藤縣輸電線路和220千伏河池車河、南寧瑯東變電站相繼投入運行，使廣西電網(wǎng)220千伏系統(tǒng)聯(lián)系更為可靠、密切。隨著220千伏賀州變電站和220千伏梧州平浪變電站—賀州輸電線路建成投運，玉林、北海、賀州地區(qū)電網(wǎng)實現(xiàn)了聯(lián)網(wǎng)，增強了供電可靠性和輸送交換容量。

2002年，220千伏貴州麻尾—廣西河池車河輸變電工程驗收投產(chǎn)；當年12月，南寧石西—林村220千伏輸電線路建成投產(chǎn)，南寧市5座220千伏變電站實現(xiàn)了“手拉手”環(huán)網(wǎng)供電；220千伏柳州靜蘭變電站和靜蘭變電站—500千伏沙塘變電站輸變電工程的投產(chǎn)，增加了柳州供電區(qū)的供電能力；荔浦田嶺—桂林葁村線路的投運，解決了桂林供電區(qū)域網(wǎng)架結構不完善的問題，提高了桂林電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平。至此，南寧、柳州、桂林三大重要城市已形成環(huán)網(wǎng)運行。

二、500千伏網(wǎng)架的形成

90年代，紅水河上裝機容量百萬千瓦以上的天生橋二級、天生橋一級和巖灘等3個水電廠先后建成投產(chǎn)。為了將大型電廠的電力接入廣西電網(wǎng)并送往廣東，實施國家“西電東送”戰(zhàn)略，電力工業(yè)部安排建設與三個水電廠配套送出的500千伏輸變電工程，廣西電網(wǎng)開始由220千伏向500千伏超高壓方向發(fā)展。

(一)“西電東送”主要通道的建成投運

“八五”計劃期間，500千伏天生橋二級水電廠—廣東羅洞變電站第一回輸電線路建成投入運行，從而形成了廣東、廣西、貴州三省（區(qū)）500千伏電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，并通過天生橋220/500千伏聯(lián)絡變電站與云南220 千伏電網(wǎng)聯(lián)絡而形成南方聯(lián)營電網(wǎng)，同時與四?。▍^(qū)）共同構成南方互聯(lián)電網(wǎng)。

“九五”計劃期間，為了提高500千伏南方互聯(lián)電網(wǎng)的供電能力和安全可靠性，南方電力聯(lián)營公司開始建設500千伏天生橋二級水電廠——廣東羅洞變電站的第二回跨?。▍^(qū)）輸電線路。2002年，隨著500千伏天生橋—廣東茂名第三回跨省線路和500千伏南寧變電站投入運行，“西電東送”南大通道形成“三交一直”超高壓大容量輸電格局，廣西境內500千伏網(wǎng)架形成“日”字形結構。

(二)超高壓環(huán)形網(wǎng)架的形成

為了配合巖灘水電站投產(chǎn)發(fā)電的送出，廣西電力工業(yè)局于“八五”計劃期間先后建成投運500千伏巖灘水電廠—平果變電站、巖灘水電廠—柳州沙塘變電站、沙塘變電站—來賓變電站3條輸電線路，同時新建柳州沙塘500千伏變電站和擴建平果、來賓500千伏變電站。至1995年，隨著廣西第一座500千伏、容量75萬千伏安的柳州沙塘變電站的建成投運，廣西形成了巖灘—沙塘—來賓—平果—巖灘的500千伏四邊形網(wǎng)架。2000年，500千伏玉林梨山變電站投入運行。

至2000年，廣西境內共投運500千伏輸電線路12條，總長2041.81公里；變電站5座，總容量375 萬千伏安。其中由廣西電力工業(yè)局投資建設的輸電線路4 條，總長558.04公里；降壓變電站2座，總容量200萬千伏安（含平果變電站2號主變壓器容量）；由南方電力聯(lián)營公司建設的500千伏輸電線路8條，在廣西境內總長1483.77公里。另外，±500千伏直流輸電線路在廣西境內有749.47公里。2001年2月，500千伏來賓—玉林輸變電工程投入運行。2002年6月，500千伏天生橋—廣東第三回輸變電工程建成投運，以及500千伏平果—南寧輸電線路和500千伏南寧變電站投運。由500千伏平南線、來玉線與天廣Ⅰ、Ⅱ回線及天廣Ⅲ回線組成平果—來賓—玉林—南寧—平果的廣西南部500千伏環(huán)形電網(wǎng)，加上原來平果—巖灘—沙塘—來賓—平果的廣西北部500千伏環(huán)形電網(wǎng)，將天廣Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回線緊密結合在一起，大大加強了“西電東送”的網(wǎng)絡結構，提高電網(wǎng)輸送能力和電網(wǎng)穩(wěn)定極限，對降低輸電線路工頻過電壓水平，改善南方電網(wǎng)廣西境內電網(wǎng)的潮流分布，提高運行水平，對廣西電網(wǎng)和南方電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行都起著重要作用?！拔麟姈|送”廣東通道整體送電能力由300萬千瓦增至370萬千瓦，標志著華南地區(qū)“西電東送”進入一個新的發(fā)展時期。廣西電網(wǎng)在南方電網(wǎng)中充分發(fā)揮了網(wǎng)架的支撐作用和電源的補充調節(jié)作用。

第三節(jié) 2002年電網(wǎng)現(xiàn)狀

一、統(tǒng)調裝機及線路

截至2002年底，廣西電網(wǎng)統(tǒng)調裝機容量為497.35萬千瓦（不含盤縣火電廠廣西份額30萬千瓦，天生橋一級水電廠廣西份額30萬千瓦，天生橋二級水電廠廣西份額54.12萬千瓦，共114.12萬千瓦）。其中水電為269.05萬千瓦，火電為228.3萬千瓦，水電比重為54.01%。廣西電網(wǎng)總計有220千伏輸電線路83條，總長度4719公里；220千伏公用變電站40座，變壓器64臺，總容量723.60萬千伏安；500千伏公用變電壓器8臺，總容量525萬千伏安（其中屬南方公司產(chǎn)權的4臺，容量250萬千伏安）。廣西境內500千伏輸電線路9條，總長度3601.12公里（其中屬南方電力聯(lián)營公司產(chǎn)權的5條，長度為3042.41公里）。

二、發(fā)售電量

2002年，廣西全網(wǎng)“統(tǒng)調”共完成發(fā)購電量263.4 億千瓦時，比2001 年增加5.52%。其中廣西電力有限公司直屬水電發(fā)電量53.98億千瓦時，比上年增加0.11%；直屬火電發(fā)電量18.2億千瓦時，比上年減少18.48%；外購電量（廣西區(qū)內外）191.23億千瓦時，比上年增加10.30%；完成售電量248億千瓦時，比上年增加6.03%。絕大多數(shù)統(tǒng)調電廠發(fā)電量均完成年度合同電量，且均比上年有所增加（增幅5%左右）。

三、基建施工對廣西主電網(wǎng)運行的影響

2002年年初，500千伏天廣Ⅰ、Ⅱ回輸電線路全線架設光纜，500千伏天廣Ⅲ回輸電線路施工，跨越廣西電網(wǎng)500千伏和220千伏輸電線路較多，年末，500千伏貴州—廣東輸電線路施工，跨越廣西河池電網(wǎng)4條220千伏輸電線路，倒閘操作多，致使廣西主要輸變電網(wǎng)架長期處于非正常接線下運行，降低了廣西電網(wǎng)運行的可靠性和安全性。時值廣西遭受暴雨洪水影響，廣西電網(wǎng)已有6個水電廠被迫停運，220千伏平果變電站—南寧石西變電站輸電線路停運后對廣西抗洪搶險和廣西電網(wǎng)的南寧、欽州、防城、北海供電區(qū)安全供電威脅很大。廣西電網(wǎng)通過合理安排運行方式，采取積極有效措施，保證了天廣Ⅲ回線路全線貫通和電網(wǎng)安全運行。廣西電網(wǎng)主干網(wǎng)光纖施工全面鋪開，由于光纖施工需要220 千伏線路停電時間長（最長17 天），時間集中（四季度）給電網(wǎng)運行方式安排造成較大困難。電網(wǎng)通過合理安排運行方式，克服了種種困難，保證了光纖施工基本在2002年年底前完成。

四、電網(wǎng)結構進一步加強

2002年，廣西電網(wǎng)結構進一步加強，投產(chǎn)項目很多，電網(wǎng)的結構也發(fā)生很大變化，主要表現(xiàn)在：

（1）2002年6月，500千伏南寧變電站1臺75萬千伏安主變壓器投產(chǎn)（南方電力聯(lián)營公司資產(chǎn)），500千伏隆林馬窩—百色、百色—南寧、平果—南寧線、玉林—茂名輸電線路的投產(chǎn)，“西電東送”南通道500千伏網(wǎng)架形成三交一直超高壓大容量輸電格局，廣西境內500千伏形成“日”字形網(wǎng)架結構，500千伏系統(tǒng)結構加強，供電可靠性提高。

（2）為了提高中心城市南寧的供電可靠性，與500千伏南寧變電站相配套的220千伏南寧—沙田Ⅰ、Ⅱ回，南寧—瑯東，南寧—石西輸電線路相繼于6、7月投產(chǎn)，廣西第一座科技含量最高的南寧220千伏少人值守五一變電站投入試行，連同東、西、南、北郊的220千伏瑯東、石西、沙田、林村變電站，構成南寧市區(qū)內的220千伏環(huán)網(wǎng)，大大提高了首府南寧市區(qū)內電網(wǎng)的調度靈活性、供電可靠性和供電質量。

（3）500千伏南寧—玉林、玉林—茂名輸電線路的投運，提高了玉林供電區(qū)域的供電可靠性。

（4）220千伏天生橋—隆林Ⅱ回輸電線路的投運，提高南寧—昆明電氣化鐵路的供電可靠性。

（5）柳州靜蘭輸變電工程的投產(chǎn)，增加了柳州供電區(qū)域的供電能力和提高供電可靠性。

（6）220千伏荔浦田嶺—桂林葁村輸電線路的投運，解決了桂林供電區(qū)域網(wǎng)架結構不完善和變電站之間不能互供的問題，提高了桂林供電區(qū)域電壓的安全穩(wěn)定運行水平。至此，南寧、柳州、桂林三城市已形成環(huán)網(wǎng)運行。

五、電網(wǎng)水情

2002年，廣西各流域來水異常，第一季度多數(shù)水電廠來水比正常偏多。第二季度紅水河及郁江流域來水偏少10%，而龍江及融江流域則偏多30%～40%。第三季度為主汛期，紅水河及龍江流域來水比正常偏少24%，郁江及融江則來水偏多14%～42%，8月各河流來水明顯偏多，8月17—21日，4條江河同時發(fā)生大洪水，大化、百龍灘、惡灘、馬騮灘、仙衣灘、左江等水電廠因洪水機組相繼全停。該時段全網(wǎng)水電出力從228萬千瓦下降到109萬千瓦，減少119萬千瓦，電網(wǎng)缺電嚴重。8月份洪水同時暴發(fā)，來水集中，水電廠出力受阻嚴重。第四季度除融江流域外，其他各流域來水開始明顯偏枯，對發(fā)電和蓄水不利。12月中旬，融江流域出現(xiàn)幾十年少見的洪災，洪峰流量達2200立方米/秒，氣候極為異常。

2002年，廣西電網(wǎng)保供電任務十分繁重，按照國家電網(wǎng)調度中心保電規(guī)范標準要求，完成了元旦、春節(jié)、兩會、五一、國慶、六省七方經(jīng)濟協(xié)作會議、黨的“十六大”、南寧國際民歌節(jié)、桂林博鰲旅游論壇等重大保供電工作任務，其中六省七方經(jīng)濟協(xié)作會議實行全網(wǎng)一級保電。由于領導重視，各單位認真制訂安全保供電方案，千方百計提高供電可靠性，扎扎實實地做好保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的各項工作，確保了全年電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

1991—2002年，廣西電網(wǎng)各項技術經(jīng)濟指標見表8-1-1。

表8-1-1 1991—2002年廣西電網(wǎng)各項技術經(jīng)濟指標

2002年廣西電網(wǎng)發(fā)購電量、售電量完成情況見表8-1-2、表8-1-3。

表8-1-3 2002年廣西電網(wǎng)售電量完成情況

表8-1-2 2002年廣西電網(wǎng)發(fā)購電量完成情況

第二章 電力調度

隨著大中型發(fā)電廠的相繼投產(chǎn)和電網(wǎng)不斷發(fā)展，廣西電網(wǎng)調度逐步由一級調度發(fā)展成為三級調度，并隨著新技術、新設備的應用，調度設施、手段不斷更新，逐步實現(xiàn)了現(xiàn)代化。

根據(jù)國家經(jīng)貿(mào)委關于加強電力安全生產(chǎn)調度工作確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的指示，廣西區(qū)級中心調度、地區(qū)調度部門根據(jù)

“統(tǒng)一調度、分級管理”的原則，利用現(xiàn)代化技術裝備和管理手段，精心調度，合理的安排運行方式，做好水電、火電的經(jīng)濟調度，確保電網(wǎng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行。

廣西電網(wǎng)加強了電網(wǎng)調度管理，充分發(fā)揮調度機構的職能作用，建立規(guī)章制度，強化電網(wǎng)運行的安全管理和電能質量管理，改善了電網(wǎng)電能質量。頻率、電壓和諧波是衡量電能質量的綜合技術指標。1989年前，廣西經(jīng)常處于低頻率運行狀態(tài)，1989年7月1日，在執(zhí)行廣西電力工業(yè)局《關于加強計劃用電工作若干規(guī)定》后，電網(wǎng)頻率合格率上升到部頒標準。1993年，廣西電網(wǎng)經(jīng)過500千伏網(wǎng)絡和云南、貴州、廣西聯(lián)網(wǎng)，電網(wǎng)頻率合格率達到99.9%水平。1999年，廣西全網(wǎng)缺無功功率47.4萬千乏，受枯水期線路無功功率的影響，致廣西豐、枯水期電壓波動大，采用補償電容，電壓監(jiān)視、水、火電廠進相運行和巖灘、大化、西津等水電廠自動發(fā)電控制（AGC）、自動電壓控制（AVC）的運行穩(wěn)定等措施，電壓合格率明顯提高，由1991年的98.9%提高到2002年的99.36%，網(wǎng)損逐年下降，由1991年2.95%下降到2002年2.1%。

由于廣西電氣鐵路的發(fā)展，各地區(qū)軋鋼廠增加，諧波污染越來越嚴重。廣西諧波中心設在廣西試驗研究院，加強監(jiān)測、處理，使諧波影響減少到最小程度。

第一節(jié) 調度機構和職能

“廣西電網(wǎng)”是指由南寧、柳州、桂林、玉林、河池、梧州、北海、欽州、防城港、貴港、來賓、崇左、百色等13個地區(qū)電網(wǎng)以及跨地區(qū)聯(lián)絡線組成的，包括上述地區(qū)電網(wǎng)內的發(fā)電、輸電、變電、配電以及用電等所有一次設施以及相關的繼電保護、安全自動裝置、通信、自動化等二次設施構成的整體。廣西電力工業(yè)局（廣西電力有限公司）是廣西電網(wǎng)的領導和管理機構。廣西電網(wǎng)實行統(tǒng)一調度，分級管理。網(wǎng)內各級電力調度機構負責所轄電網(wǎng)運行的組織、指揮、指導、協(xié)調，以及電網(wǎng)調度、運行方式、繼電保護、電力通信、調度自動化等專業(yè)管理工作。

至1999年，廣西全境83個縣（市）已全部建立起電網(wǎng)調度機構，從而形成了廣西電網(wǎng)完整的中調—地調—縣調三級調度機構和管理機制。

廣西電網(wǎng)調度機構按上下級次序分為三級：一級調度為廣西區(qū)電網(wǎng)調度機構，即廣西電網(wǎng)調度中心（簡稱中調，在與外網(wǎng)進行業(yè)務聯(lián)系時簡稱廣西中調）。二級調度為廣西區(qū)轄市、地區(qū)級電網(wǎng)調度機構（簡稱地調，在從事調度業(yè)務聯(lián)系時冠以地區(qū)（市）名，如南寧供電局調度所簡稱為南寧地調，梧州局調度所簡稱為梧州市調等）。三級調度為縣級電網(wǎng)調度機構（簡稱縣調，在從事調度業(yè)務聯(lián)系時冠以縣名）。

一、廣西電網(wǎng)調度中心

1980年底，負責廣西電網(wǎng)的生產(chǎn)和基建管理工作的廣西電業(yè)公司撤銷，原廣西電業(yè)公司中心調度所劃歸廣西電力工業(yè)局直接領導，改名為廣西電力工業(yè)局中心調度所（簡稱中調所），成為既是廣西主電網(wǎng)調度運行的生產(chǎn)單位，又是廣西電力工業(yè)局的職能機構，對各發(fā)電廠和供電單位，在調度運行上起領導作用。

1999年10月10日，廣西電力有限公司發(fā)文將“廣西電力工業(yè)局中心調度所”更名為“廣西電網(wǎng)調度中心”（簡稱調度中心）。當年調度中心有職工212人，其中專業(yè)技術人員177人，工人35人。電網(wǎng)調度中心管轄范圍隨著電網(wǎng)的發(fā)展而逐步擴大，截至1999年底，廣西電網(wǎng)調度中心管轄的統(tǒng)調裝機容量為389.972萬千瓦（不含盤縣火電廠廣西份額30萬千瓦和天生橋一、二級電廠廣西份額分別為15萬千瓦、36萬千瓦），其中水電廠7座，裝機容量為258.972萬千瓦；火電廠6座，裝機容量為131萬千瓦。220千伏輸電線路53條，總長為3377公里，220千伏公用變電站29座，變壓器45臺，總容量486.75萬千伏安；500千伏變電站3座（其中屬南方電力聯(lián)營公司產(chǎn)權2座），變壓器4臺（其中屬南方電力聯(lián)營公司產(chǎn)權2臺，容量為100萬千伏安），總容量225萬千伏安。廣西境內500千伏輸電線路9條，總長度1876公里（其中屬南方電力聯(lián)營公司產(chǎn)權6條，長度1465公里）。

2002年，廣西電網(wǎng)調度中心管轄和統(tǒng)調的范圍、容量加大：裝機容量為497.35萬千瓦，水電裝機269.05萬千瓦，火電裝機228.30萬千瓦；公用變壓器500千伏4臺、275萬千伏安，220千伏64臺、723.60萬千伏安；500千伏輸電線路4條、558.04公里，220千伏83條、4719.03公里。

電網(wǎng)調度中心的職責是廣西電網(wǎng)實時運行的組織、協(xié)調和指揮中心，是統(tǒng)一調度廣西電網(wǎng)的省級調度機構，直接指揮13個地區(qū)電網(wǎng)的電力調度，直接管轄全廣西220千伏及以上電壓等級變電站、輸電線路和發(fā)電機組，監(jiān)督控制電能質量，負責全廣西電力調送及廣西電網(wǎng)與云南、貴州、廣東三省電網(wǎng)之間的電力輸送控制。中調領導層設主任1人，副主任2人，總工1人，副總工2人。中調領導層的職責是對調度中心工作進行技術的領導、協(xié)調。中調下設調度、運行方式、繼電保護、自動化通信和綜合等5個科室。

調度科是廣西電網(wǎng)調度專業(yè)管理和技術監(jiān)督的歸口管理部門，負責指導、監(jiān)督、檢查廣西電網(wǎng)內各級調度機構正確執(zhí)行電網(wǎng)安全運行的有關法律、法規(guī)、規(guī)程及制度，負責組織、指揮、指導和協(xié)調電網(wǎng)的運行、操作和事故處理，保證電網(wǎng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行。

運行方式科是廣西電網(wǎng)調度、運行總策劃部門，負責編制并執(zhí)行電網(wǎng)運行方式，編制電網(wǎng)內有關新設備投產(chǎn)和調試調度方案，負責廣西電網(wǎng)運行方式專業(yè)歸口管理，負責電網(wǎng)調度信息披露工作，負責執(zhí)行跨省電網(wǎng)電力電量交易工作，負責電網(wǎng)安全自動裝置的運行方式和無功電壓及網(wǎng)損的歸口管理。

繼電保護科是廣西電網(wǎng)繼電保護專業(yè)管理和技術監(jiān)督的歸口管理部門，負責廣西電網(wǎng)調度管轄范圍內繼電保護專業(yè)的技術管理、運行管理、定值管理和技術監(jiān)督。

自動化通信科是負責廣西電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)運行維護以及全網(wǎng)自動化專業(yè)、通信專業(yè)技術歸口管理的科室。

綜合科負責中心黨政綜合工作計劃與組織協(xié)調、文秘、電網(wǎng)調度安全監(jiān)察及安全保衛(wèi)、科技教育、預算報賬制模式正確運作與監(jiān)督、企業(yè)現(xiàn)代化管理、紀檢監(jiān)察與信訪、信息與宣傳、會務與對外接待、行政后勤與車輛保障等綜合事務。

二、地區(qū)調度機構

（一）南寧地區(qū)調度

南寧供電局調度室（亦稱南寧地調），1970年9月成立，1975年6月開始正式執(zhí)行網(wǎng)區(qū)電力調度全部職能。2001年改為調度管理所，設辦公室、調度室、調度班、通信檢修班、通信運行班、遠動班。

1986年8月，南寧供電局在調度室至林村變電站開始安裝利用電力線載波機傳送遠動裝置；1987年起微機遠動裝置、系統(tǒng)屏幕顯示及微波機遠傳設備投入運行。1991年安裝調度自動化調度端計算機系統(tǒng)；1993年自美國引進一套PCS-2000調度自動化系統(tǒng)；1994年該局調度自動化實用化通過驗收，成為廣西首家地調通過調度自動化實用化驗收達標企業(yè)。

為適應市區(qū)無人值守變電站運行需要，1996年，具有遙信、遙測、遙控、遙調“四遙”功能的SWJ-700系統(tǒng)投入運行。2000年11月，南瑞公司的OPEN-2000系統(tǒng)投入運行，SCADA 系統(tǒng)部分于2001年4月通過實用化驗收轉入正式運行，PAS、DTS系統(tǒng)部分分別于2002年5月、11月安裝完畢并投入使用。2002年該所管轄范圍覆蓋南寧市、南寧地區(qū)、百色地區(qū)、河池地區(qū)等26個縣（市）。截至2002年底累計3315天安全記錄。

（二）柳州地區(qū)調度

1966年形成南（寧）柳（州）電網(wǎng)后，柳州供電公司調度所成立。1999年，柳州地區(qū)電網(wǎng)調度所管轄范圍覆蓋柳州地市13個縣和2個市的30個變電站，在地區(qū)調度通信方面已發(fā)展成有線、電力載波、無線、微波、光纖等配套齊全的通信網(wǎng)絡。1997年12月31日，通過了廣西電力工業(yè)局組織的調度自動化系統(tǒng)實用化達標驗收，可實施對5個110千伏無人值守變電站運行設備遠方監(jiān)視控制、保護定值的整組切換、保護裝置的在線監(jiān)視及綜合管理等多項功能。

（三）桂林地區(qū)調度

1975年4月17日，桂林電網(wǎng)并入廣西主網(wǎng)后，原供電公司調度室改稱桂林供電公司調度室（亦稱桂林地調）。1991年，桂林供電局調度室更名為桂林供電局調度管理所。

桂林電網(wǎng)并入廣西電網(wǎng)后，從1983年開始，先后有220千伏2回輸電線路及檔村、侯寨2座220千伏變電站投運，與之配套的北門變電站及檔村—北門等一批110千伏變電站及輸電線路也隨之投運。1990—1991年興安火電廠、天湖水電廠先后并入電網(wǎng)，使電網(wǎng)調度的覆蓋范圍包括不同產(chǎn)權的電力企業(yè)。1994年，與南京自動化研究所共同研制SD-1000調度自動化系統(tǒng)。

1998年5月，通過了廣西電力工業(yè)局組織的調度自動化實用化達標驗收。當年10月，與珠海賽西公司開發(fā)新一代SCADA 系統(tǒng)（即MOSAIC監(jiān)控系統(tǒng)），于2000年10月投入運行，2001年退出SDI-1000系統(tǒng)，M6SA1C監(jiān)控系統(tǒng)獨立運行。2002年6月與南瑞科技公司合作，安裝OPEN-2000系統(tǒng)，接入28個廠站信息，實現(xiàn)了14個110千伏變電站無人值班。2002年桂林電網(wǎng)調度負責管理了桂林市及12個縣的輸變電設備。

（四）河池地區(qū)調度

1972年，河池電業(yè)局調度室（亦稱河池地調）成立，至1999年，河池電網(wǎng)調度管理范圍包括以六圩變電站291斷路器、永豐變電站2001斷路器、洛東水電廠184斷路器為分界點以內的河池地區(qū)電網(wǎng)所有輸變電設備。供電區(qū)內絕大部分110千伏及以上的線路使用了微機保護。六圩及錫山等110千伏變電站則使用了微機故障錄波器。調度通信方面則先后開通了載波、微波、無線、光纖等通信電路。1998年1月22日，調度自動化通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收。

（五）玉林地區(qū)調度

1985年，玉林地區(qū)電業(yè)公司調度室改名為生產(chǎn)調度室（亦稱玉林地調）；1991年1月1日，玉林地區(qū)供電局上劃廣西電力工業(yè)局。1999年，玉林供電局調度室管轄范圍覆蓋玉林、桂平、平南、北流、容縣、陸川、博白、貴港等8個縣（市）。供電區(qū)內已有8個110千伏變電站保護完全微機化，共有150套微機保護在運行。部分110千伏和220千伏線路已更換為DGL-11、12型微機故障錄波器。調度通信則是由載波、微波、光纖、無線、程控交換等多種模式所組成，1992年調度自動化主站為ZW-1系統(tǒng)，1995年更新為南瑞公司RD-800系統(tǒng)，1996年底，電網(wǎng)調度自動化通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收。1998、1999年與清華大學合作開發(fā)的EMS（能量管理系統(tǒng)）及DTS（ 調度仿真系統(tǒng)）系統(tǒng)陸續(xù)投入運行，2002年更換為南瑞公司的OPEN-2000系統(tǒng)。

（六）欽州地區(qū)調度

1987年，欽州地區(qū)供電局調度室（亦稱欽州地調）成立。主要負責監(jiān)督、調控110千伏靈山變電站、寨圩變電站及欽州火電廠的運行，嚴格按照中調下達的電量指標監(jiān)督110千伏牛頭灣變電站運行狀況（牛頭灣時屬南寧供電局管轄）。期間，廣西電網(wǎng)功率缺額大，欽州地調經(jīng)常與廣西中調、南寧地調、欽州、靈山、浦北縣調協(xié)調拉閘限電事宜。通信業(yè)務聯(lián)系主要是靠郵局電話，手段非常單一落后。

1993年，原欽州地區(qū)供電局上劃廣西電力工業(yè)局管轄。電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)于1999年3月通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收，其中110千伏牛頭灣變電站綜合自動化系統(tǒng)，具備“四遙”功能，還可遠方讀取、修改保護定值。到2000年，欽州地區(qū)電網(wǎng)調度所調度管轄范圍包括1座220千伏龍灣變電站、8座110千伏變電站、5座35千伏變電站及相應的輸電線路。通信模式有電力載波、微波、無線及郵局電話。

（七）北海地區(qū)調度

1986年9月，北海供電局調度室（亦稱北海地調）成立，當時人員匱乏、設備簡陋、調度手段單一落后。1994年，調度室改名為調度管理所。調度設備逐年得到改善。調度自動化系統(tǒng)于1997年11月5日通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收，該系統(tǒng)功能完善、數(shù)據(jù)信息完整、運行穩(wěn)定。2000年，北海供電局調度管轄范圍包括220千伏變電站2座，110千伏變電站5座、35千伏變電站1座。調度通信手段已由單一的市話發(fā)展到載波、微波、無線、程控交換等多種模式。

（八）防城港地區(qū)調度

1993年9月30日，防城港供電局調度所（亦稱防城港地調）成立。到2000年，調度管轄范圍覆蓋防城港市的港口區(qū)、防城區(qū)、東興市以及上思縣。供電區(qū)內有220千伏變電站1座，110千伏變電站3座，35千伏變電站5座及那板、百龍、百細、小峰、高頂、黃淡等一批地方小水電站。對縣級調度及35千伏變電站用程控電話，對110千伏及以上電壓等級的變電站用程控及載波電話。1998年4月，該所電網(wǎng)調度自動化通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收。

（九）梧州地區(qū)調度

1985年，梧州市電業(yè)局成立調度室（1988年調度室改為調度所，亦稱梧州市調）。1985—1989年，梧州市電業(yè)局管理梧州市、玉林、平南、北流、桂平等縣（市）。1989年10月，梧州市電業(yè)局分為梧玉供電局和梧州市電業(yè)局。梧玉供電局上劃廣西電力工業(yè)局管轄，負責管理梧州、玉林兩市主網(wǎng)的電力調度業(yè)務，管轄220千伏平浪變電站及社步變電站供電區(qū)域。1991年，梧玉供電局分解為梧州供電局和玉林供電局，調度所歸梧州供電局管轄。梧州市調管轄220千伏平浪變電站及梧州、賀州2市部分供電區(qū)域。

1993年開始，220千伏平浪變電站開始使用微機型自動減載保護裝置、故障錄波器及調度自動化系統(tǒng)分站。市調的調度自動化于1996年10月通過了廣西電力工業(yè)局組織的實用化達標驗收。到1999年，調度通信模式有載波、微波、程控交換三種。

第二節(jié) 電網(wǎng)安全穩(wěn)定和經(jīng)濟調度

廣西各級電網(wǎng)調度機構十分重視電網(wǎng)調度部門在電網(wǎng)安全、經(jīng)濟運行中的作用,運用各種設備和手段千方百計保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行的同時，取得了較好的經(jīng)濟運行效益。

一、運行管理

（一）建立和完善規(guī)章制度

1988年12月，廣西電力工業(yè)局對1975年頒發(fā)的《廣西電力系統(tǒng)調度規(guī)程》進行了修訂，1997年改名為《廣西電網(wǎng)調度管理規(guī)程》。

國務院頒發(fā)《電網(wǎng)調度管理條例》后，電力工業(yè)部陸續(xù)頒發(fā)了4個配套文件。為了做好條例的學習、宣傳、貫徹工作，條例及其配套文件頒發(fā)后，廣西電網(wǎng)調度認真貫徹執(zhí)行條例及其配套文件，并于1994年12月將條例及其配套文件發(fā)至廣西電網(wǎng)各個發(fā)供電單位。廣西電力工業(yè)局認真貫徹電力工業(yè)部《加強電網(wǎng)調度管理工作的若干規(guī)定》，結合廣西電網(wǎng)的實際情況，于1998年5月頒發(fā)了《加強廣西電網(wǎng)調度管理工作的若干規(guī)定》。該規(guī)定的頒發(fā)，對加強電網(wǎng)調度管理、理順調度關系、保證電網(wǎng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行、維護電力投資者、經(jīng)營者和使用者的合法權益起到了重要的作用。

（二）加強電網(wǎng)安全管理

1. 編制年度運行方式

1987年起，廣西電力工業(yè)局中調所開始編制廣西電網(wǎng)年度運行方式。年度運行方式對過去一年電網(wǎng)運行的安全情況進行認真回顧和總結，檢查上一年度有關措施的落實情況，總結經(jīng)驗教訓，提出修改、完善措施。在此基礎上，對新一年度的電力電量進行預測和平衡，確定電網(wǎng)的正常運行方式。1993年，500千伏與220千伏電磁環(huán)網(wǎng)運行以及500千伏線路輸送大功率，500千伏系統(tǒng)的安全自動裝置不完善，對系統(tǒng)穩(wěn)定構成威脅。中調所通過對電網(wǎng)的幾十種運行方式進行大量的穩(wěn)定計算分析，并采取改變原有運行方式的措施扭轉了這種被動局面，全年未發(fā)生頻率崩潰事故。1995年，南方互聯(lián)電網(wǎng)規(guī)定，南方互聯(lián)電網(wǎng)各方統(tǒng)一使用BPA 計算程序，統(tǒng)一網(wǎng)絡參數(shù)格式，每年定期交換運行情況及存在問題。1996年起，南方互聯(lián)電網(wǎng)統(tǒng)一各種減載裝置的輪級和時延。

2. 安排發(fā)電、供電設備計劃檢修

調度中心在廣西電力工業(yè)局領導下與發(fā)電廠、供電等生產(chǎn)部門一起對電網(wǎng)的主要發(fā)、供電設備的計劃檢修作出科學而周密的安排。發(fā)電設備檢修安排在輕負荷時進行，要考慮系統(tǒng)有必要的備用容量，在可能情況下，盡量利用低谷、節(jié)假日和機組停機備用時間進行臨時性消缺。小火電機組檢修安排在豐、枯交替時期進行，大容量火電機組檢修安排在豐水期進行，水電機組檢修安排在枯水期進行。輸變電設備檢修要配合發(fā)電設備檢修進行，線路檢修要配合變電設備檢修進行。下一級電壓等級設備檢修配合上一級電壓等級設備檢修進行。二次設備檢修配合一次設備檢修進行，經(jīng)濟利益服從電網(wǎng)安全運行。220千伏及以上電壓等級的供電設備定期檢修安排在非雷雨季節(jié)潮流小的時候進行，盡可能避免樞紐變電站全站停電檢修。1999年，為提高電網(wǎng)電壓合格率，電網(wǎng)增加電容器容量10.8萬千乏，調度中心下達電壓曲線，加強無功電壓考核及機組進相運行管理，嚴格按電壓上、下限控制，且每天按24小時對每個變電站進行力率考核。采取非常規(guī)辦法進行調壓，如系統(tǒng)電壓偏高時，停運500千伏輸電線路等。

2000年，在國家實施的“西電東送”大戰(zhàn)略中，廣西電網(wǎng)在南方電網(wǎng)中充分發(fā)揮網(wǎng)架支撐和電源的調節(jié)補充作用，當年實現(xiàn)送廣東電力30萬千瓦，最大電力45.2萬千瓦。2001年送廣東最大電力35萬千瓦，電量6840萬千瓦時。

2001年，廣西電網(wǎng)通過加大購入天生橋峰谷電力比例，在來賓火電（B）廠特許權允許范圍內進行40次啟停調峰，降負荷調峰，滿足了電網(wǎng)電力電量要求，很好地解決了電網(wǎng)調峰和個別時段電量不足問題，對降低網(wǎng)內火電機組開停調峰和降負荷調峰次數(shù)，減少火電機組運行費用和水電廠的棄水電量起到較大作用。

3. 強化調度紀律和操作管理

南方互聯(lián)電網(wǎng)是一個超高壓、大容量、高參數(shù)、長距離、重負荷的大型現(xiàn)代化電網(wǎng)，運行中的任何疏漏和差錯都將導致災難性的后果，因此，確保電網(wǎng)運行安全，強化調度紀律及操作管理關系重大。1986年11月起，廣西電力系統(tǒng)各單位組織調度員開展“千次操作無差錯競賽”活動。

1997年，為確保調度員的權威，廣西電力工業(yè)局再次重申：中調所值班調度員在值班期間是電網(wǎng)運行和操作的指揮人，地調值班調度員、發(fā)電廠值長和電氣值班長、變電站值班員在調度關系上受中調值班調度員的指揮。地調值班調度員、發(fā)電廠值長和電氣值班長、變電站值班員接受中調所值班調度員的指令后，應復誦指令，核對無誤后立即執(zhí)行并記入調度日記。任何人不得干涉調度指令的執(zhí)行。中調所還就調度紀律和操作管理作出具體規(guī)定。

4. 經(jīng)常性地開展安全活動

廣西電力工業(yè)局中心調度所定期對調度人員進行“安全工作規(guī)程”“事故調查規(guī)程”考試，每年進行兩次全所性安全大檢查，發(fā)現(xiàn)問題及時處理，消除事故隱患。

1993年，500千伏系統(tǒng)投運以及南方四省區(qū)聯(lián)網(wǎng)運行，電網(wǎng)安全問題非常突出。中調所緊緊圍繞安全這一中心來抓電網(wǎng)調度管理工作，進一步開展電網(wǎng)安全重要性的教育，強化調度運行人員的安全意識，對電網(wǎng)的典型運行方式薄弱環(huán)節(jié)進行各種事故預想，制訂反事故措施，重點抓500千伏系統(tǒng)出現(xiàn)事故廣西電網(wǎng)失去大電源后可能發(fā)生頻率和電壓崩潰的惡性事故的安全措施；開展安全日活動和安全大檢查，及時進行電網(wǎng)運行分析和事故分析，吸取教訓，制訂對策，防止類似事故發(fā)生。

中調、地調人員，各電廠、變電站值班長認真學習、貫徹執(zhí)行《電網(wǎng)調度管理條例》，學習運用法律手段管理電網(wǎng)，努力實現(xiàn)電網(wǎng)安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行，進一步強化調度內部管理，嚴肅調度紀律，堅持開展“千次操作無差錯”競賽，1993年實現(xiàn)29928次操作無差錯。由于嚴格執(zhí)行“兩票三制”，操作票合格率達98.76%。

1998年，各調度部門結合局系統(tǒng)內發(fā)生的幾起人為誤操作事故，針對電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)，做好事故預想和反事故演習。對發(fā)生的三次電網(wǎng)事故，及時進行分析，從中吸取教訓，提高了調度運行人員事故處理應急能力。

1999年，廣西電網(wǎng)調度中心按照國調中心組織1999年全國電網(wǎng)調度系統(tǒng)安全年活動要求，開展安全年活動，組織南北兩組開展各地區(qū)電網(wǎng)間的安全互查活動。首次組織調度中心、南寧供電局、巖灘水電廠參加的電網(wǎng)聯(lián)合反事故演習，為確保特殊保電期間供電和提高調度人員的事故處理能力提供了保證。

2000年，按照國家電力公司頒發(fā)的《特殊時期保證電網(wǎng)安全運行工作規(guī)范》要求，調度中心組織制訂保電方案，合理安排運行方式，做好事故預想和處理方案；認真抓好防誤調度、誤操作的發(fā)生，定期進行反事故演習和電網(wǎng)運行方式變化后的各類事故預想，舉行了2次廣西電網(wǎng)聯(lián)合反事故學習；分析了110千伏大馬線事故造成百色電網(wǎng)大面積停電的事故原因并召開了反事故措施會議。

2001年，廣西電網(wǎng)調度中心貫徹執(zhí)行全國調度系統(tǒng)安全工作會議精神，開展廣西電力系統(tǒng)“黑啟動”方案研究工作，要求各供電局制定本地區(qū)失去全部電源、各電廠全廠停電恢復廠用電及機組啟動的方案，以保證電網(wǎng)全黑時盡快恢復供電。由于各項工作準確細致、預案充分、措施有力，順利完成了抗洪救災、龍灘工程開工、國際民歌節(jié)等重大保供電任務。堅持每月以書面形式提出事故預想，分別參加和組織了南方電網(wǎng)、玉林地調的聯(lián)合反事故演習和內部反事故演習，提高了電網(wǎng)的反事故能力。當年還開展了安全性評價工作，通過評價，對電網(wǎng)的安全性有一個全面客觀認識，找出影響電網(wǎng)安全運行的各種因素。

2002年，各級調度通過貫徹國家電力公司1號令，認真落實廣西區(qū)經(jīng)貿(mào)委《轉發(fā)國家經(jīng)貿(mào)委關于加強電力安全生產(chǎn)調度工作確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的通知》以及國家電力公司重慶安全生產(chǎn)工作會議精神，結合各自的實際情況，以強化責任心、反違章、建機制為重點，結合電網(wǎng)實際認真開展“危險點”分析和反習慣性違章等活動。

5. 電網(wǎng)事故處理的經(jīng)驗和教訓

中調值班調度員在處理電網(wǎng)事故方面，基本都能快速、準確處理，極少發(fā)生人為責任事故。主要措施有：

（1）開設技術問答專欄，每半個月一次。

（2）開展“千次操作無差錯”競賽。這一競賽的開展，增強了調度員在操作中的工作責任心和安全責任感，起到了很好的把關作用。

（3）開展事故預想活動，每值每月以書面形式提出一次事故預想，交給科里備查。預想的內容是當班調度員根據(jù)近期保供電任務或設備停電檢修運行方式改變后，電網(wǎng)發(fā)生事故時處理的措施。

（4）1998年，電網(wǎng)模擬事故仿真系統(tǒng)DTS在調度科開始應用。利用事故仿真系統(tǒng)，根據(jù)當前電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)，每季度進行一次反事故演習。

事故教訓：

（1）1989年11月9日零點班，由于當值調度員精力不夠集中，早峰負荷時段柳鋼超指標用電，調度員在拉閘限電時，本應拉洛東水電廠的183斷路器，而誤拉184斷路器，導致出現(xiàn)河池電網(wǎng)停電的人為誤操作事故。

（2）1993年11月10日中班，南方電力聯(lián)營公司聯(lián)調所值班調度員下令給中調所轉令對500千伏平果—來賓輸電線路進行停電操作，南方電力聯(lián)營公司發(fā)出錯誤的操作指令后，廣西中調值班調度員在轉令時又未能及時發(fā)現(xiàn)錯誤如實反映，結果導致巖灘水電站開關跳閘與系統(tǒng)解列，甩掉巖灘水電廠1、2號機共36萬千瓦負荷，并造成一臺機組被迫檢修10多天的系統(tǒng)擴大性事故，這與中調值班調度員在接令后對當時運行方式考慮不周有關，事后該值班調度員受到了處罰。

（3）1996年2月11日白班，220千伏來賓—社步變電站輸電線路故障，造成線路瞬時接地，線路兩側斷路器跳閘，重合閘動作不成功跳三相，引起3個220千伏（社步、長望、平浪）變電站失壓，梧州地區(qū)電網(wǎng)頻率瞬時降至43赫，引起系統(tǒng)崩潰、中勝火電廠和昭平、合面獅水電廠機組全停的事故。原因是來社線的高頻方向保護在檢修后，中調值班調度員由于監(jiān)督不力，一連幾天均未投運，使高頻方向保護未能發(fā)揮應有的保護作用。事后對調度科全科人員給予批評和經(jīng)濟處罰。

（4）1999年，正確處理了500千伏平果變電站主變過負荷事故、500千伏來賓變電站電流互感器爆炸事故、500千伏沙塘變電站主變誤動事故、200千伏林南線電流頂表和“五一”電廠側阻波器接頭發(fā)熱起弧事故，避免了供電區(qū)停電事故的發(fā)生。

由于加強了安全管理，調度中心1996—2001年連續(xù)6年實現(xiàn)國家電力公司“安全目標”，2000年和2001年獲廣西電力有限公司“安全杯”競賽銅獎。

二、經(jīng)濟調度

20世紀90年代，南方互聯(lián)電網(wǎng)形成以來，廣西電網(wǎng)的經(jīng)濟調度工作取得了可喜的成績。繼大化水電廠之后，建成了具有季調節(jié)性能的巖灘水電廠，從而形成了紅水河梯級水電廠與原有的水電廠群構成的水庫群。1993年，廣西電網(wǎng)開展了紅水河流域與郁江、龍江、融江水電廠的流域補償調度，每年可多發(fā)水電1%～2%。1996年開始利用短期梯級優(yōu)化調度程序對巖灘、大化梯級水電廠實施，每日可獲得10～20萬千瓦時的增發(fā)電量。1997年推廣應用這一調度措施，全年共進行57日·次水量補償調節(jié)調度，共增加電量1.73億千瓦時。同年，廣西電網(wǎng)正式采用巖灘水電廠長期優(yōu)化調度方案與中長期天氣預報相結合，共獲得增發(fā)電量1.08億千瓦時。從1997年9月1日起，應用分期洪水調度科研成果將巖灘汛限水位219米提高到221.5米，提前均勻蓄水，每年可增發(fā)水電量4250萬千瓦時，為電網(wǎng)創(chuàng)造了較大的經(jīng)濟效益。

在運用水庫群優(yōu)化調度研究取得成果的同時，還采取按電網(wǎng)調度發(fā)、購電成本優(yōu)化順序表安排日調度計劃，按豐、枯水期安排水、火電機組優(yōu)化經(jīng)濟運行等措施。豐水期由水電帶基本負荷，汛期來水之前提前預泄、騰空庫容多發(fā)電，汛末適時攔截洪尾，提高水位運行；枯水期水電廠保持高水位運行，以提高效率，減少耗水；平時盡量提高火電廠高溫高壓發(fā)電比，安排煤耗率低、效率高的高溫高壓機組滿發(fā)多供，開展電網(wǎng)優(yōu)化調峰研究，采取降低電網(wǎng)發(fā)購電成本等切實有效的措施。1992—1994年，對全網(wǎng)9臺統(tǒng)調的高溫高壓機組的鍋爐燃燒器進行改造，加裝了船體燃燒器，提高了機組的調峰能力。1995—1998年，高溫高壓機組降負荷調峰9141臺·次，多發(fā)水電電量約36.56億千瓦時。為了避免高溫高壓機組頻繁啟停，豐水期間采取輪流啟停方式，1997年，運用該措施輪流啟?；痣姍C組140臺·次，共多發(fā)水電1.74億千瓦時。豐水期，水電廠采取啟閉閘門調峰措施，低谷時段開閘多放水，負荷高峰前關閘提高水頭，以增大機組調峰能力，減少小、火電機組啟停調峰費用。1998年6—9月期間，還采取了加大購買西電高峰電力比例的措施，超購電101天，減少火電啟停調峰費用171.35萬元，減少棄水，多發(fā)電量2.20億千瓦時，電網(wǎng)降低成本支出1653.97萬元。另外，購入低價西電，以降低廣西電價成本，也收到了顯著的經(jīng)濟效益。1999年3月，廣西電網(wǎng)進入枯水期，水電出力銳減，為了抗旱保春耕，廣東向廣西電網(wǎng)送電；同年6—7月豐水期到來，廣西還電給廣東，體現(xiàn)了聯(lián)網(wǎng)的優(yōu)點，給兩廣帶來了互惠互利的經(jīng)濟效益。

1999年，廣西電網(wǎng)投運發(fā)電機組9臺，總容量25.6萬千瓦，全部是徑流水電機組，使電網(wǎng)水電比重增加到66.6%，在原規(guī)定豐水期電價下浮15%的基礎上，豐水期低谷時段再優(yōu)惠。豐水期采取加強洪水預報，攔蓄洪尾，增加晚峰出力等措施，使水電增發(fā)9.10億千瓦時，水能利用率年提高率達到11.71%，比部頒標準3%高出8.71%。

2001年，廣西各電廠枯水期除巖灘水電廠受天生橋調蓄作用影響外，其余各流域偏枯30%～40%，對各電廠發(fā)電不利。電網(wǎng)調度中心制定了經(jīng)濟調度原則：①充分發(fā)揮水電機組優(yōu)勢，盡可能利用水力資源，多發(fā)水電，發(fā)揮好水電機組的調峰、調頻以及事故備用作用，盡量避免和減少棄水。②根據(jù)下達給各電廠的任務，在確保整體效益的基礎上，按比例協(xié)調安排發(fā)電計劃。③汛末做好水電站蓄水工作，枯水期保持高水頭運行。

調度中心認真抓好電網(wǎng)經(jīng)濟調度，積極開展網(wǎng)際間購電優(yōu)化工作?？菟谄陂g，調度中心積極組織電源，采用枯水期借廣東電量，豐水期還電量的措施解決了電網(wǎng)出力不足的問題。此外還通過豐水期加大購天生橋電力比例的辦法來解決電網(wǎng)調峰問題。

2002年，廣西電力有限公司電網(wǎng)調度中心加強水電廠水庫調度運行管理，節(jié)水增發(fā)電量6.54億千瓦時，在汛期安排來賓火電（B）廠大幅度啟停調峰，使水電增發(fā)電量5000萬千瓦時。通過實施巖灘、西津水電廠有調節(jié)能力水庫中長期優(yōu)化調度運行方案，充分利用水庫蓄水增加枯季發(fā)電量1.54億千瓦時。利用短期洪水預報技術，安排麻石水電廠洪峰前發(fā)電預泄6次，安排西津水電廠發(fā)電預泄兩次，分別增加水電發(fā)電量349萬千瓦時和1140萬千瓦時。

網(wǎng)損管理是電網(wǎng)經(jīng)濟調度的一個重要方面。廣西網(wǎng)損管理范圍包括11個發(fā)電廠、25個220千伏變電站、1個500千伏沙塘變電站以及500千伏天生橋水電站—平果變電站、平果變電站—來賓變電站、巖灘水電廠—平果變電站、巖灘水電廠—沙塘變電站、沙塘變電站—來賓變電站等輸電線路的線損。隨著調度管理范圍的變更，實現(xiàn)了分層分區(qū)考核計算，改變了以前“吃大鍋飯”、職責不清的傳統(tǒng)計算方法。加強對關口計量裝置的檢測和電量統(tǒng)計分析，有效地減少了不明電量的損失，對電壓互感器二次壓降較大的廠進行了技術改造，使這些廠的壓降符合規(guī)定要求；加強對無功電壓的管理，努力實現(xiàn)無功就地平衡，以最大限度減少網(wǎng)絡損耗。1994年，在電網(wǎng)網(wǎng)損管理中堅持理論計算指導實踐，進行母線電量平衡，更換不合格的關口電量表計，查堵不明電量損失，全年共追回電量2024.35萬千瓦時。為分清責任減少不明電量損失，提出了網(wǎng)損計算修改辦法，當年5月實施以來，效果良好。全年網(wǎng)損率為2.7%，比局考核數(shù)降低了0.5%。經(jīng)多方共同努力，廣西電網(wǎng)的網(wǎng)損率從1991 年的2.95% 降 到 2002年 的 2.10%，取得了顯著的經(jīng)濟效益。

第三節(jié) 電能質量

電能質量的好壞不僅關系到電力設備本身和電力系統(tǒng)的安全，同時還關系到用戶用電設備的安全。通過采取各種措施，廣西電網(wǎng)的電能質量得到了改善。

一、頻率

20世紀80年代以來，盡管廣西相繼投產(chǎn)了若干大中型水、火力發(fā)電廠，但電源的建設仍然跟不上用電負荷的快速增長，由于缺電，電網(wǎng)長期處在49.5赫以下低頻率狀態(tài)運行。調度中心努力抓好電網(wǎng)調度頻率管理工作，加強調度紀律、完善調度員責任制度。1989年7月1日后，在執(zhí)行廣西電力工業(yè)局《關于加強計劃用電工作若干規(guī)定》中，嚴格細致地考核各網(wǎng)區(qū)的電力、電量指標，扭轉了上半年長期低頻率運行的狀態(tài)，使電網(wǎng)頻率合格率上升到部頒標準。

1993年，廣西電網(wǎng)通過500千伏網(wǎng)絡和云南、貴州、廣東電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，依靠互聯(lián)電網(wǎng)強大的電源作后盾，隨著產(chǎn)業(yè)結構的調整，電力市場的供求關系發(fā)生變化，缺電局面開始緩解，電網(wǎng)管理上確保電網(wǎng)頻率合格率的嚴格要求，電網(wǎng)頻率合格率一直維持在99%以上。1994年，由中調所、大化水電廠、華中理工大學聯(lián)合開展廣西電網(wǎng)AGC （自動發(fā)電控制）試驗研究，控制的判據(jù)是電網(wǎng)頻率是否在50±0.1赫范圍內以及給定的500千伏進出廣西電網(wǎng)的聯(lián)絡線功率差額。該工程1994年立項，1995年9月初步完成，1996年1月正式投入試運行。1998年6月，AGC軟件通過由國家電力調度通信中心主持的實用化驗收之后，系統(tǒng)運行狀態(tài)一直保持良好。在大化水電廠試驗成功的基礎上，相繼在巖灘水電廠、西津水電廠實施了AGC工程，并將陸續(xù)對桂林火電廠和柳州火電廠實施AGC （自動發(fā)電控制）工程。

電網(wǎng)調峰是調頻的一種特殊方式。社會用電結構的不斷變化，使得電網(wǎng)負荷的峰谷差有所增大，負荷率下降，再加上廣西電網(wǎng)水、火電調節(jié)性能較差這一特點，給廣西電網(wǎng)的調峰造成了困難。廣西電網(wǎng)調峰主要采取以下措施。

（1）汛期：地方小火電機組和燃氣輪機組服從電網(wǎng)需要實行統(tǒng)一調度，納入系統(tǒng)調峰，統(tǒng)調火電機組按最低允許運行技術出力參與調峰。

（2）豐水期：根據(jù)需要加大購入調峰電力比例。

（3）供電部門盡量做好削峰填谷工作。

（4）政策上擴大豐、枯、峰、谷電價的實施范圍，盡量鼓勵用戶在低谷用電，減少峰谷差，提高負荷率。

（5）7萬千瓦及以上火電機組采取輪流啟停調峰（有命令規(guī)定的除外）。

盡管采取了上述措施，但由于廣西電網(wǎng)水電比重大（占一半以上），峰谷差大（1999年達138.1萬千瓦），為了保證電能質量，在每年的豐水期水電廠仍不可避免出現(xiàn)棄水調峰現(xiàn)象。據(jù)統(tǒng)計，1995年廣西電網(wǎng)因棄水調峰損失電量5.01億千瓦時。由于滇、黔、桂、粵互聯(lián)電網(wǎng)的電源充足，互補性強，同時，國民經(jīng)濟的結構性調整在不斷地顯效，且“八五”計劃及“九五”計劃前期發(fā)電裝機容量增長速度加快，電力供求逐漸從短缺轉向平衡進而出現(xiàn)暫時的過剩。此外，由于AGC工程的實施，在90年代，廣西電網(wǎng)運行的頻率居于合格水準之上。其中 1998 年為 99.97%，1999 年為99.98%，2002 年為99.999%，從根本上改寫了廣西電網(wǎng)低頻運行的歷史。

二、電壓

20世紀80年代，廣西出現(xiàn)電網(wǎng)枯水期無功功率過剩、電壓偏高的問題，為此開始進行發(fā)電機進相運行試驗工作。廣西電力工業(yè)局組織對洛東、拉浪、麻石、田東、柳州、桂林等發(fā)電廠的部分發(fā)電機組作了無功進相運行試驗，掌握了第一手資料和數(shù)據(jù)，為下一步全面開展發(fā)電機組進相運行打下了基礎。

廣西電網(wǎng)和全國各?。ㄗ灾螀^(qū)）電網(wǎng)一樣，對電壓的監(jiān)控和管理是分層分級進行的，而這個“層”和“級”的劃分是隨著電網(wǎng)的發(fā)展變化而變化的。長期以來，由于多方面的原因，廣西電網(wǎng)的無功電源建設始終沒有引起足夠的重視，以致跟不上有功電源的發(fā)展。80年代，隨著國民經(jīng)濟快速發(fā)展，電網(wǎng)缺無功、缺調節(jié)手段的問題十分突出。1993年，滇、黔、桂、粵互聯(lián)電網(wǎng)已形成，從1993年7月220千伏南寧林村變電站2號主變壓器投運開始，凡新建220千伏變電站均安裝無功補償設備。但因無功補償問題積欠太多，每年仍有大量的無功缺額。80年代末、90年代初以來,廣西電網(wǎng)對一批發(fā)電機組進行了進相試驗取得了成功，但終因無功電源問題積欠太多，豐水期電網(wǎng)運行電壓仍繼續(xù)偏低。220千伏母線最低電壓，1993—1999年分別為 170、170、172、182、193、194、173千伏。500千伏母線最低電壓，1995—1999年分別為489、497、502、499、487 千伏?？菟诘凸葧r段電壓偏高，500千伏母線1993—1999年最高電壓分別為565、560、588、558、558、569、550千伏。如此越限的運行電壓，無疑給供用電設備以及電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來極大的影響。據(jù)統(tǒng)計，1999年廣西全網(wǎng)缺無功功率約47.4萬千乏。由于豐、枯水期電網(wǎng)電壓波動大，為了保證電能質量，采取的主要措施有：

（1）不斷增加補償電容器容量，加強對電容補償裝置的管理，提高投運率。2002年全網(wǎng)共增加電容器容量37.19萬千乏。

（2）對所有并網(wǎng)電廠按時下達電壓曲線,加強無功電壓考核以及機組進相管理,嚴格按電壓上下限控制。

（3）加強電壓的在線監(jiān)控。

（4）嚴格考核各供電網(wǎng)區(qū)的下網(wǎng)無功功率，每天24小時對每個變電站進行功率因數(shù)考核。

（5）在非常情況下，采取一些非常規(guī)辦法進行調壓。

（6）對全網(wǎng)的無功潮流優(yōu)化調度，降低網(wǎng)損，保證電壓質量。

90年代后期至2002年，除采取上述措施外，各供電區(qū)陸續(xù)在部分變電站安裝了無功電壓自動聯(lián)調裝置，增加無功電壓自動調節(jié)手段，降低電壓波動程度，系統(tǒng)電壓水平得到較大改善。統(tǒng)調系統(tǒng)電壓合格率由1993年的95.29%提高到2002年的99.36%，上升了4.07%，電壓質量得到進一步提高。

1993—2002年 廣 西 電 網(wǎng)220千伏及以上電壓等級中樞點電壓合格率和責任頻率合格率統(tǒng)計見表8-2-1。

表8-2-1 1993—2002年廣西電網(wǎng)220千伏及以上電壓等級中樞點電壓合格率和責任頻率合格率統(tǒng)計 單位：%

三、諧波

諧波是電能質量指標的一項，反映的是電壓的波型質量。諧波產(chǎn)生主要來自非線性負荷，廣西主要諧波源為南寧—昆明電氣化鐵路。南昆電氣化鐵路投產(chǎn)后，4個220千伏變電站的電鐵負荷的諧波分量均有不同程度超標注入電網(wǎng)，造成電壓波形畸變，個別變電站的無功補償電容器由于二次諧波放大，不能投運。其次是電弧爐負荷和電力電子型負荷（如梧州、崇左、欽州、河池、玉林供電區(qū)中頻爐煉鋼，利用感應渦流發(fā)熱原理進行冶煉），整流負荷（主要是化工、電解鋁負荷）。

（一）諧波管理

1993年，國家發(fā)布了GB/T1454G—1993《 電能質量公用電網(wǎng)諧波國家標準》。廣西電力中心試驗所系統(tǒng)室設諧波專業(yè)組，開始電能質量測試分析工作，每年對部分供電區(qū)進行普查、評價，對影響較大的用戶進行專業(yè)測試，成立了標準試驗室，定期舉辦專業(yè)會議和培訓班。

1995年，成立廣西電力諧波檢測中心。1996年，廣西電力工業(yè)局發(fā)布了《廣西電能質量公用電網(wǎng)諧波監(jiān)督管理制度》。2000年，開始對有關單位進行諧波、三相電壓不平衡度、閃變3個指標進行考核。廣西諧波監(jiān)督歸口管理在廣西電力有限公司生產(chǎn)技術部，廣西電力試驗研究院為技術歸口單位，各發(fā)供電單位建立了諧波監(jiān)督小組，配置了電能質量測試分析儀，不定期對供電區(qū)內測點進行測試分析，定期上報諧波監(jiān)督報表及總結。

（二）改善電網(wǎng)諧波的措施

（1）加強電網(wǎng)和電源的建設，增加對諧波的抵御能力。

（2）加強對諧波用戶的監(jiān)督管理，對新接入及新增容的諧波用戶嚴格控制，簽訂供電協(xié)議時，用戶承諾注入諧波電流不超標，滿足國標要求。

（3）加大宣傳力度，普及諧波知識，提高用戶意識。

（4）對超標較嚴重的非線性用戶暫時還未開展諧波治理的變電站，應采取措施避免或減輕諧波對電容器的影響，在變電站無功補償電容器設計時，應考慮背景諧波及接入負荷性質，合理選擇串聯(lián)電抗器及分組容量，對諧波用戶較多的變電站，將無功補償電容器組設計為濾波器，集中治理。

（5）重要的供電中樞點，應考慮加強動態(tài)無功支撐，安裝動態(tài)補償裝置，如3伏靜止無功補償裝置。

（6）安裝電能質量在線監(jiān)測裝置。

（待續(xù)）