广西壮族自治区电力工业志（1991—2002）（二十九）

（接上期）

四、趸售电价

趸售供电始于20世纪60年代，开始只有农业排灌用电，后来逐步发展到照明、非工业、普通工业和大工业用电。随着电价改革的深入发展，后来在直供用户加收的燃料附加费、综合附加费、新电还本付息加价、电力建设基金、三峡工程基金等都在趸售电价中加收，且这些加收项目除扣减一定比例的转供损失外，基本上不计折扣。1994年起，各类趸售电价由国家计委直接下达。2000年，新的电价改革方案出台时，随趸售电价加收的有关加价也并入趸售电价中。

经过10多年的发展，广西电网覆盖了广西大部分县市。为了减少每月趸售电费结算的工作量，同时也为了防止各趸购转售单位在每月填报售电结构时出现高价少报、低价多报现象，各供电局先后对所属趸购转售单位实行“综合趸售电价”。综合趸售电价以趸购转售单位年度实际售电结构为权数，以经国家计委批准和广西区政府颁布的广西电网分类趸售电价为基础，经加权计算而得，实行一年一定原则，本年度的综合趸售电价依据趸购转售单位上年度的实际售电结构进行核定，报广西电力工业局批准后执行。趸售电价也实行丰枯水期季节电价，但尚未实行峰谷分时电价。

2002年9月2日，制定广西电力有限公司综合趸售电价管理办法（桂电财[2002]108号），根据《电力法》《中华人民共和国价格法》等有关法律、法规和广西物价局有关规定以及广西电网的实际情况，本着“公平、公正、公开”的原则制定，该办法于2002年7月1日试行。

第三节 农村用电电价改革

1997年，广西农电工作会议提出农村电价过高的原因有以下几点:

（1）电力管理体制造成广西区政府对农民的优惠无法得到落实，以农村照明为例，广西区政府规定主电网对农村用户用电价格（计量地点为配电变压器高压侧）为0.314元/千瓦时，趸售县供电部门对农村用户供电价格为0.35元/千瓦时，比广西主电网对农村用户供电价格高11.46%，向乡镇或小电网区对农村用户供应价格为0.60～0.80元/千瓦时，比广西主电网对农村用户供电价格高91%～155%。

（2）农村配电变压器以及农村低压电网都是农民自行集资建设，供电部门不负担这部分费用开支，加上对农村用户电价的计价地点在农村配电变压器侧，配电变压器损耗及低压线路由农民负担。

（3）农村住房普遍比较分散，低压线路供电半径大，导线截面小，线损很大，而且农村用电水平低，基本上是晚上照明用，部分动力如碾米、打砖用电时间短，变压器利用率低，调查发现变损、线损合计为35%。

（4）因农村电价较高，农民负担很重，分摊给农村电工报酬很困难，农村用工每月收入20～40元。

（5）少部分乡镇参与管电后，把差旅费及其他费用开支拿到电管站报销。

（6）由于国家管理政策不明确，对农村用电管理缺乏强有力的政策依据，造成农村电价比较混乱。

（7）对农村电工抄表及收费行为缺乏监督，部分地方电费、电量、电价没有公开。存在少部分人不抄表收费，人情电、关系电、权力电，把线损电量摊到农民头上。

1998年10月4日，国务院办公厅转发国家发计委关于改造农村电网，改革农电管理体制，实现城乡同网同价（简称“两改一同价”）的通知，要求在改造农村电网、改革农电管理体制的基础上，力争用3年时间，统一城乡电价价格，实现同网同价。

经过第一期农网建设和改造项目的实施，各代管县的农网得到很大改善。农村用电有所增长，电价下降。2002年，广西电力有限公司代管的44个县供电企业所属农村用电量达到28.17亿千瓦时，比2001年增长了6.71%，已改造过的台区到户电价由原来平均0.85元/千瓦时降到0.546元/千瓦时。

第四节 2000年电价重大改革

2000年，广西电网进行重大电价改革，取消销售电价双轨制，将新电还本付息加价并入目录电价；将电力建设基金、三峡工程建设基金、城市公用事业附加列入销售电价；城市公用事业附加随电价按比例征收改为定量征收；规范地市县的二级加价（地方电力附加），在广西电网直供和趸售范围内，划分5个价区，第一价区执行国家规定的广西电网销售电价，第二、三、四、五价区在第一价区基础上分别加价2分、2.5分、4.5分、7分。在同一价区内实施统一销售电价。

由于历史原因，广西境内的发电厂上网电价的差距较大，部分电厂上网电价较高，厂网分开后，广西电力有限公司购电成本高，电价体系不尽合理，电网销售利润空间很有限。

第八篇 电网管理与电力调度

自“六五”计划时期开始，广西电网建设加快。至20世纪80年代中期，广西电网建设及生产运行开始步入大容量，高参数、长距离、高电压及高度自动化发展的新阶段，随着电网调度的运行管理逐步向规范化、科学化迈进，随着新技术、新设备的应用，调度设施、调度手段不断更新，逐步实现现代化。

1991年以后，广西电网的结构发生很大变化。随着2002年6月500千伏南宁变电站1台75万千伏安主变压器和500千伏隆林马窝—百色、百色—南宁、平果—南宁、南宁—玉林、玉林—广东茂名输电线路的投产，形成了以500千伏网架为骨干的“西电东送”南通道“三交一直”超高压大容量输电格局。广西境内500千伏形成日字形网架结构，与500千伏南宁变电站配套的220千伏工程形成220千伏环网。500千伏南宁—玉林、玉林—茂名输电线路和220千伏天生桥—隆林Ⅱ线的投运，提高了南昆电铁的供电可靠性。220千伏田岭—档村线路的投运，完善了桂林供电区域网架和解决了变电站之间不能互供问题。至此，南宁、柳州、桂林三个城市形成环网运行。

至1999年，广西境内220千伏电网已形成大化、合山、来宾、西津、柳州等主力电厂构成的主环网和由此向外延伸的多环网或辐射网络，覆盖了广西9个市和5个地区90个县市，并通过220千伏合山—来宾—梧州输电线路和220千伏天生桥—隆林输电线路分别与广东省和贵州、云南两省联网。“八五”“九五”计划期间，500千伏天生桥—贵阳、天生桥—广东输电线路投入建设，220千伏天生桥—云南鲁布革输电线路建成，从而形成了四省(区)互联的南方互联电网。广西于1992—1995年先后建成500千伏岩滩—平果、岩滩—沙塘、沙塘—来宾、来宾—平果四边形网架，1998年，500千伏来宾—玉林梨山输变电工程开工建设，1999年建成投入运行。至2002年底，广西拥有500千伏输电线路558公里，广西电网主网架得到进一步加强。广西主电网已覆盖全区所有县市。

改革开放以来，广西电网坚持“安全第一、预防为主”的方针，实施“统一调度、分级管理”，做到了电网安全、优质、经济运行，改善了电网运行的电能质量，继电保护走上了规范和符合生产运行要求的轨道，电力通信逐步发展到以大容量光纤、数字微波电路为主干电路的数字通信网。

第一章 电力网

20世纪90年代，为实施“西电东送”战略，将红水河上百万千瓦以上的天生桥一、二级和岩滩3个水电厂的电力接入广西电网并向广东送电，建设了与3个水电厂配套送出的500千伏超高压输变电工程。广西电网开始由220千伏向500千伏超高压方向发展。随着“西电东送”主要通道的建设，广西电网500千伏超高压网架的形成，提高了广西电网和500千伏南方互联电网的供电能力和安全可靠性，充分发挥了电网的支撑和电源的补充调节作用，至2002年底，全广西累计建成220千伏输电线路83条，总长4719.03公里；公用变电站40座，总容量723.6万千伏安；升压站24座，总容量379.8万千伏安。220千伏电网已形成大化、合山、来宾、柳州、西津等主力电厂构成的主环网和由此向外延伸的多环网或辐射网络覆盖了广西所有县市，有27个市县建有变电站，并通过220千伏合山—来宾—梧州输电线路和220千伏天生桥—隆林输电线路分别与广东省和贵州、云南省220千伏电网联网。

80年代以来，尽管相继投产了若干大中型水力、火力发电厂，但电源建设仍然跟不上用电负荷的快速增长，因此缺电局面严峻，广西电网长期处在49.5赫兹以下低频状态运行。1993年，广西电网通过500千伏输电线路与云南、贵州、广东实现联网，由于互联电网有强大的电源作后盾、产业结构有了较大幅度的调整。电力市场的供求关系发生变化，缺电局面开始逐步缓解。

第一节 1990年电网概况

至1990年底，220千伏电网依然是广西电力网的主要网架，供电范围为南宁、柳州、桂林、梧州、北海5个市和8个地区68个县市，占全广西83个县（市）的81.93%。全网有35千伏及以上电压等级的输电线路16750公里，其中220千伏线路1922公里，110千伏线路3467公里；35千伏及以上电压等级的公用变电站505座，变压器772台，其中220千伏变电站11 座，变电容量 135.6 万千伏安。110 千伏变电站69 座，变电容量221.35万千伏安。全网统一调度装机容量181.47万千瓦，其中水电90.17万千瓦，占49.69%；火电91.3万千瓦，占50.31%。1990年，全网发电量87.32亿千瓦时，其中水电42.2亿千瓦时，占48.34%；火电45.1亿千瓦时，占51.66%。

广西电网以水电为主，97%的水电均为调节性能差的径流式水电厂，丰、枯水期出力悬殊。由于火电装机容量不足，枯水期间严重缺电。1989年丰水期缺电14万千瓦，枯水期缺电43万千瓦。由于严重缺电，一些大工厂如柳城磷肥厂、来宾八一锰矿、德胜铝厂、宜山维尼纶厂每年都要停产3～4个月，其他工厂也实行轮流停电，晚上高峰负荷时，还要分片拉闸限电，工农业生产和人民生活用电受到一定影响。

此时，广西电网开始逐步向500千伏网络发展。1989年，500千伏天生桥—广东输变电工程开始动工兴建，1992年建成投产。

第二节 电网的发展

1974年，以110千伏为主的广西电网初步形成。1984年，220千伏电网已成为广西电网的主要网架。80年代加快发展220千伏电网，并初步实现广西电力送往广东。90年代随着红水河大型水电机组及来宾、柳州等大型火电机组的投产，广西电网由220千伏网架向500千伏环形网架发展。实现与南方互联电网联网后，各省（区）电网之间相互支持，互通有无，互为备用，提高了广西电网的安全和经济性。

一、220千伏网架的延伸与发展

随着岩滩水电站、天生桥二级水电站、天生桥一级水电站、来宾火电（B）厂、柳州电厂扩建等大机组的相继投产，以及各地、市、县用电需求的快速增长，“七五”时期已形成的广西220千伏网架继续向各地延伸发展。

“八五”计划期间，广西先后建设投运220千伏西津—北海平阳变电站、北海平阳变电站—钦州龙湾变电站、500千伏平果变电站—南宁沙田和林村变电站、来宾变电站—黎塘变电站、黎塘变电站—玉林变电站、天生桥二级水电厂—隆林变电站、柳州火电厂—野岭、杨柳变电站等输电线路和变电站，220千伏北海市和钦州市电网形成并接入广西电网。1995年广西境内拥有220千伏输电线路37条、2624公里，110千伏输电线路172条、5084公里，35千伏输电线路1041条、15199公里。随着广西电网供电量的增加和电网的扩大，1995年广西电网覆盖了广西84个县市。

“九五”计划期间，先后建设投运220千伏隆林—百色沙坡变电站、沙坡变电站—平果马头变电站、马头变电站—500千伏平果变电站，贵港市太华Π接黎塘—玉林、北流—容县、钦州—防城、柳州—荔浦、恶滩水电厂—河池等输电线路和变电站。220千伏百色地区电网形成，并接入广西电网。截至2000年底，广西境内拥有35～220千伏输电线路27962公里，其中220千伏输电线路63条、3824公里，110千伏输电线路236条、6351公里，35千伏输电线路1350条、17777公里。至2000年，广西主电网已覆盖广西除龙胜、资源两个孤立的县电网外的其余各县、市。220千伏电网已形成大化、合山、来宾、柳州、西津等主力电厂构成的主环网和由此向外延伸的多环网或辐射网络，并通过来宾—梧州和天生桥—隆林输电线路分别与广东省和贵州、云南省220千伏电网联网。

2001年，广西220千伏百龙滩水电厂—车河、玉林—博白、博白—合浦、钦州—北海—合浦、来宾—南宁琅东、桂平—博白—藤县输电线路和220千伏河池车河、南宁琅东变电站相继投入运行，使广西电网220千伏系统联系更为可靠、密切。随着220千伏贺州变电站和220千伏梧州平浪变电站—贺州输电线路建成投运，玉林、北海、贺州地区电网实现了联网，增强了供电可靠性和输送交换容量。

2002年，220千伏贵州麻尾—广西河池车河输变电工程验收投产；当年12月，南宁石西—林村220千伏输电线路建成投产，南宁市5座220千伏变电站实现了“手拉手”环网供电；220千伏柳州静兰变电站和静兰变电站—500千伏沙塘变电站输变电工程的投产，增加了柳州供电区的供电能力；荔浦田岭—桂林葁村线路的投运，解决了桂林供电区域网架结构不完善的问题，提高了桂林电网安全稳定运行水平。至此，南宁、柳州、桂林三大重要城市已形成环网运行。

二、500千伏网架的形成

90年代，红水河上装机容量百万千瓦以上的天生桥二级、天生桥一级和岩滩等3个水电厂先后建成投产。为了将大型电厂的电力接入广西电网并送往广东，实施国家“西电东送”战略，电力工业部安排建设与三个水电厂配套送出的500千伏输变电工程，广西电网开始由220千伏向500千伏超高压方向发展。

(一)“西电东送”主要通道的建成投运

“八五”计划期间，500千伏天生桥二级水电厂—广东罗洞变电站第一回输电线路建成投入运行，从而形成了广东、广西、贵州三省（区）500千伏电网联网，并通过天生桥220/500千伏联络变电站与云南220 千伏电网联络而形成南方联营电网，同时与四省（区）共同构成南方互联电网。

“九五”计划期间，为了提高500千伏南方互联电网的供电能力和安全可靠性，南方电力联营公司开始建设500千伏天生桥二级水电厂——广东罗洞变电站的第二回跨省（区）输电线路。2002年，随着500千伏天生桥—广东茂名第三回跨省线路和500千伏南宁变电站投入运行，“西电东送”南大通道形成“三交一直”超高压大容量输电格局，广西境内500千伏网架形成“日”字形结构。

(二)超高压环形网架的形成

为了配合岩滩水电站投产发电的送出，广西电力工业局于“八五”计划期间先后建成投运500千伏岩滩水电厂—平果变电站、岩滩水电厂—柳州沙塘变电站、沙塘变电站—来宾变电站3条输电线路，同时新建柳州沙塘500千伏变电站和扩建平果、来宾500千伏变电站。至1995年，随着广西第一座500千伏、容量75万千伏安的柳州沙塘变电站的建成投运，广西形成了岩滩—沙塘—来宾—平果—岩滩的500千伏四边形网架。2000年，500千伏玉林梨山变电站投入运行。

至2000年，广西境内共投运500千伏输电线路12条，总长2041.81公里；变电站5座，总容量375 万千伏安。其中由广西电力工业局投资建设的输电线路4 条，总长558.04公里；降压变电站2座，总容量200万千伏安（含平果变电站2号主变压器容量）；由南方电力联营公司建设的500千伏输电线路8条，在广西境内总长1483.77公里。另外，±500千伏直流输电线路在广西境内有749.47公里。2001年2月，500千伏来宾—玉林输变电工程投入运行。2002年6月，500千伏天生桥—广东第三回输变电工程建成投运，以及500千伏平果—南宁输电线路和500千伏南宁变电站投运。由500千伏平南线、来玉线与天广Ⅰ、Ⅱ回线及天广Ⅲ回线组成平果—来宾—玉林—南宁—平果的广西南部500千伏环形电网，加上原来平果—岩滩—沙塘—来宾—平果的广西北部500千伏环形电网，将天广Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回线紧密结合在一起，大大加强了“西电东送”的网络结构，提高电网输送能力和电网稳定极限，对降低输电线路工频过电压水平，改善南方电网广西境内电网的潮流分布，提高运行水平，对广西电网和南方电网的安全稳定运行都起着重要作用。“西电东送”广东通道整体送电能力由300万千瓦增至370万千瓦，标志着华南地区“西电东送”进入一个新的发展时期。广西电网在南方电网中充分发挥了网架的支撑作用和电源的补充调节作用。

第三节 2002年电网现状

一、统调装机及线路

截至2002年底，广西电网统调装机容量为497.35万千瓦（不含盘县火电厂广西份额30万千瓦，天生桥一级水电厂广西份额30万千瓦，天生桥二级水电厂广西份额54.12万千瓦，共114.12万千瓦）。其中水电为269.05万千瓦，火电为228.3万千瓦，水电比重为54.01%。广西电网总计有220千伏输电线路83条，总长度4719公里；220千伏公用变电站40座，变压器64台，总容量723.60万千伏安；500千伏公用变电压器8台，总容量525万千伏安（其中属南方公司产权的4台，容量250万千伏安）。广西境内500千伏输电线路9条，总长度3601.12公里（其中属南方电力联营公司产权的5条，长度为3042.41公里）。

二、发售电量

2002年，广西全网“统调”共完成发购电量263.4 亿千瓦时，比2001 年增加5.52%。其中广西电力有限公司直属水电发电量53.98亿千瓦时，比上年增加0.11%；直属火电发电量18.2亿千瓦时，比上年减少18.48%；外购电量（广西区内外）191.23亿千瓦时，比上年增加10.30%；完成售电量248亿千瓦时，比上年增加6.03%。绝大多数统调电厂发电量均完成年度合同电量，且均比上年有所增加（增幅5%左右）。

三、基建施工对广西主电网运行的影响

2002年年初，500千伏天广Ⅰ、Ⅱ回输电线路全线架设光缆，500千伏天广Ⅲ回输电线路施工，跨越广西电网500千伏和220千伏输电线路较多，年末，500千伏贵州—广东输电线路施工，跨越广西河池电网4条220千伏输电线路，倒闸操作多，致使广西主要输变电网架长期处于非正常接线下运行，降低了广西电网运行的可靠性和安全性。时值广西遭受暴雨洪水影响，广西电网已有6个水电厂被迫停运，220千伏平果变电站—南宁石西变电站输电线路停运后对广西抗洪抢险和广西电网的南宁、钦州、防城、北海供电区安全供电威胁很大。广西电网通过合理安排运行方式，采取积极有效措施，保证了天广Ⅲ回线路全线贯通和电网安全运行。广西电网主干网光纤施工全面铺开，由于光纤施工需要220 千伏线路停电时间长（最长17 天），时间集中（四季度）给电网运行方式安排造成较大困难。电网通过合理安排运行方式，克服了种种困难，保证了光纤施工基本在2002年年底前完成。

四、电网结构进一步加强

2002年，广西电网结构进一步加强，投产项目很多，电网的结构也发生很大变化，主要表现在：

（1）2002年6月，500千伏南宁变电站1台75万千伏安主变压器投产（南方电力联营公司资产），500千伏隆林马窝—百色、百色—南宁、平果—南宁线、玉林—茂名输电线路的投产，“西电东送”南通道500千伏网架形成三交一直超高压大容量输电格局，广西境内500千伏形成“日”字形网架结构，500千伏系统结构加强，供电可靠性提高。

（2）为了提高中心城市南宁的供电可靠性，与500千伏南宁变电站相配套的220千伏南宁—沙田Ⅰ、Ⅱ回，南宁—琅东，南宁—石西输电线路相继于6、7月投产，广西第一座科技含量最高的南宁220千伏少人值守五一变电站投入试行，连同东、西、南、北郊的220千伏琅东、石西、沙田、林村变电站，构成南宁市区内的220千伏环网，大大提高了首府南宁市区内电网的调度灵活性、供电可靠性和供电质量。

（3）500千伏南宁—玉林、玉林—茂名输电线路的投运，提高了玉林供电区域的供电可靠性。

（4）220千伏天生桥—隆林Ⅱ回输电线路的投运，提高南宁—昆明电气化铁路的供电可靠性。

（5）柳州静兰输变电工程的投产，增加了柳州供电区域的供电能力和提高供电可靠性。

（6）220千伏荔浦田岭—桂林葁村输电线路的投运，解决了桂林供电区域网架结构不完善和变电站之间不能互供的问题，提高了桂林供电区域电压的安全稳定运行水平。至此，南宁、柳州、桂林三城市已形成环网运行。

五、电网水情

2002年，广西各流域来水异常，第一季度多数水电厂来水比正常偏多。第二季度红水河及郁江流域来水偏少10%，而龙江及融江流域则偏多30%～40%。第三季度为主汛期，红水河及龙江流域来水比正常偏少24%，郁江及融江则来水偏多14%～42%，8月各河流来水明显偏多，8月17—21日，4条江河同时发生大洪水，大化、百龙滩、恶滩、马骝滩、仙衣滩、左江等水电厂因洪水机组相继全停。该时段全网水电出力从228万千瓦下降到109万千瓦，减少119万千瓦，电网缺电严重。8月份洪水同时暴发，来水集中，水电厂出力受阻严重。第四季度除融江流域外，其他各流域来水开始明显偏枯，对发电和蓄水不利。12月中旬，融江流域出现几十年少见的洪灾，洪峰流量达2200立方米/秒，气候极为异常。

2002年，广西电网保供电任务十分繁重，按照国家电网调度中心保电规范标准要求，完成了元旦、春节、两会、五一、国庆、六省七方经济协作会议、党的“十六大”、南宁国际民歌节、桂林博鳌旅游论坛等重大保供电工作任务，其中六省七方经济协作会议实行全网一级保电。由于领导重视，各单位认真制订安全保供电方案，千方百计提高供电可靠性，扎扎实实地做好保证电网安全稳定运行的各项工作，确保了全年电网的安全稳定运行。

1991—2002年，广西电网各项技术经济指标见表8-1-1。

表8-1-1 1991—2002年广西电网各项技术经济指标

2002年广西电网发购电量、售电量完成情况见表8-1-2、表8-1-3。

表8-1-3 2002年广西电网售电量完成情况

表8-1-2 2002年广西电网发购电量完成情况

第二章 电力调度

随着大中型发电厂的相继投产和电网不断发展，广西电网调度逐步由一级调度发展成为三级调度，并随着新技术、新设备的应用，调度设施、手段不断更新，逐步实现了现代化。

根据国家经贸委关于加强电力安全生产调度工作确保电网安全稳定运行的指示，广西区级中心调度、地区调度部门根据

“统一调度、分级管理”的原则，利用现代化技术装备和管理手段，精心调度，合理的安排运行方式，做好水电、火电的经济调度，确保电网安全、优质、经济运行。

广西电网加强了电网调度管理，充分发挥调度机构的职能作用，建立规章制度，强化电网运行的安全管理和电能质量管理，改善了电网电能质量。频率、电压和谐波是衡量电能质量的综合技术指标。1989年前，广西经常处于低频率运行状态，1989年7月1日，在执行广西电力工业局《关于加强计划用电工作若干规定》后，电网频率合格率上升到部颁标准。1993年，广西电网经过500千伏网络和云南、贵州、广西联网，电网频率合格率达到99.9%水平。1999年，广西全网缺无功功率47.4万千乏，受枯水期线路无功功率的影响，致广西丰、枯水期电压波动大，采用补偿电容，电压监视、水、火电厂进相运行和岩滩、大化、西津等水电厂自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）的运行稳定等措施，电压合格率明显提高，由1991年的98.9%提高到2002年的99.36%，网损逐年下降，由1991年2.95%下降到2002年2.1%。

由于广西电气铁路的发展，各地区轧钢厂增加，谐波污染越来越严重。广西谐波中心设在广西试验研究院，加强监测、处理，使谐波影响减少到最小程度。

第一节 调度机构和职能

“广西电网”是指由南宁、柳州、桂林、玉林、河池、梧州、北海、钦州、防城港、贵港、来宾、崇左、百色等13个地区电网以及跨地区联络线组成的，包括上述地区电网内的发电、输电、变电、配电以及用电等所有一次设施以及相关的继电保护、安全自动装置、通信、自动化等二次设施构成的整体。广西电力工业局（广西电力有限公司）是广西电网的领导和管理机构。广西电网实行统一调度，分级管理。网内各级电力调度机构负责所辖电网运行的组织、指挥、指导、协调，以及电网调度、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化等专业管理工作。

至1999年，广西全境83个县（市）已全部建立起电网调度机构，从而形成了广西电网完整的中调—地调—县调三级调度机构和管理机制。

广西电网调度机构按上下级次序分为三级：一级调度为广西区电网调度机构，即广西电网调度中心（简称中调，在与外网进行业务联系时简称广西中调）。二级调度为广西区辖市、地区级电网调度机构（简称地调，在从事调度业务联系时冠以地区（市）名，如南宁供电局调度所简称为南宁地调，梧州局调度所简称为梧州市调等）。三级调度为县级电网调度机构（简称县调，在从事调度业务联系时冠以县名）。

一、广西电网调度中心

1980年底，负责广西电网的生产和基建管理工作的广西电业公司撤销，原广西电业公司中心调度所划归广西电力工业局直接领导，改名为广西电力工业局中心调度所（简称中调所），成为既是广西主电网调度运行的生产单位，又是广西电力工业局的职能机构，对各发电厂和供电单位，在调度运行上起领导作用。

1999年10月10日，广西电力有限公司发文将“广西电力工业局中心调度所”更名为“广西电网调度中心”（简称调度中心）。当年调度中心有职工212人，其中专业技术人员177人，工人35人。电网调度中心管辖范围随着电网的发展而逐步扩大，截至1999年底，广西电网调度中心管辖的统调装机容量为389.972万千瓦（不含盘县火电厂广西份额30万千瓦和天生桥一、二级电厂广西份额分别为15万千瓦、36万千瓦），其中水电厂7座，装机容量为258.972万千瓦；火电厂6座，装机容量为131万千瓦。220千伏输电线路53条，总长为3377公里，220千伏公用变电站29座，变压器45台，总容量486.75万千伏安；500千伏变电站3座（其中属南方电力联营公司产权2座），变压器4台（其中属南方电力联营公司产权2台，容量为100万千伏安），总容量225万千伏安。广西境内500千伏输电线路9条，总长度1876公里（其中属南方电力联营公司产权6条，长度1465公里）。

2002年，广西电网调度中心管辖和统调的范围、容量加大：装机容量为497.35万千瓦，水电装机269.05万千瓦，火电装机228.30万千瓦；公用变压器500千伏4台、275万千伏安，220千伏64台、723.60万千伏安；500千伏输电线路4条、558.04公里，220千伏83条、4719.03公里。

电网调度中心的职责是广西电网实时运行的组织、协调和指挥中心，是统一调度广西电网的省级调度机构，直接指挥13个地区电网的电力调度，直接管辖全广西220千伏及以上电压等级变电站、输电线路和发电机组，监督控制电能质量，负责全广西电力调送及广西电网与云南、贵州、广东三省电网之间的电力输送控制。中调领导层设主任1人，副主任2人，总工1人，副总工2人。中调领导层的职责是对调度中心工作进行技术的领导、协调。中调下设调度、运行方式、继电保护、自动化通信和综合等5个科室。

调度科是广西电网调度专业管理和技术监督的归口管理部门，负责指导、监督、检查广西电网内各级调度机构正确执行电网安全运行的有关法律、法规、规程及制度，负责组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作和事故处理，保证电网安全、优质、经济运行。

运行方式科是广西电网调度、运行总策划部门，负责编制并执行电网运行方式，编制电网内有关新设备投产和调试调度方案，负责广西电网运行方式专业归口管理，负责电网调度信息披露工作，负责执行跨省电网电力电量交易工作，负责电网安全自动装置的运行方式和无功电压及网损的归口管理。

继电保护科是广西电网继电保护专业管理和技术监督的归口管理部门，负责广西电网调度管辖范围内继电保护专业的技术管理、运行管理、定值管理和技术监督。

自动化通信科是负责广西电网调度自动化系统运行维护以及全网自动化专业、通信专业技术归口管理的科室。

综合科负责中心党政综合工作计划与组织协调、文秘、电网调度安全监察及安全保卫、科技教育、预算报账制模式正确运作与监督、企业现代化管理、纪检监察与信访、信息与宣传、会务与对外接待、行政后勤与车辆保障等综合事务。

二、地区调度机构

（一）南宁地区调度

南宁供电局调度室（亦称南宁地调），1970年9月成立，1975年6月开始正式执行网区电力调度全部职能。2001年改为调度管理所，设办公室、调度室、调度班、通信检修班、通信运行班、远动班。

1986年8月，南宁供电局在调度室至林村变电站开始安装利用电力线载波机传送远动装置；1987年起微机远动装置、系统屏幕显示及微波机远传设备投入运行。1991年安装调度自动化调度端计算机系统；1993年自美国引进一套PCS-2000调度自动化系统；1994年该局调度自动化实用化通过验收，成为广西首家地调通过调度自动化实用化验收达标企业。

为适应市区无人值守变电站运行需要，1996年，具有遥信、遥测、遥控、遥调“四遥”功能的SWJ-700系统投入运行。2000年11月，南瑞公司的OPEN-2000系统投入运行，SCADA 系统部分于2001年4月通过实用化验收转入正式运行，PAS、DTS系统部分分别于2002年5月、11月安装完毕并投入使用。2002年该所管辖范围覆盖南宁市、南宁地区、百色地区、河池地区等26个县（市）。截至2002年底累计3315天安全记录。

（二）柳州地区调度

1966年形成南（宁）柳（州）电网后，柳州供电公司调度所成立。1999年，柳州地区电网调度所管辖范围覆盖柳州地市13个县和2个市的30个变电站，在地区调度通信方面已发展成有线、电力载波、无线、微波、光纤等配套齐全的通信网络。1997年12月31日，通过了广西电力工业局组织的调度自动化系统实用化达标验收，可实施对5个110千伏无人值守变电站运行设备远方监视控制、保护定值的整组切换、保护装置的在线监视及综合管理等多项功能。

（三）桂林地区调度

1975年4月17日，桂林电网并入广西主网后，原供电公司调度室改称桂林供电公司调度室（亦称桂林地调）。1991年，桂林供电局调度室更名为桂林供电局调度管理所。

桂林电网并入广西电网后，从1983年开始，先后有220千伏2回输电线路及档村、侯寨2座220千伏变电站投运，与之配套的北门变电站及档村—北门等一批110千伏变电站及输电线路也随之投运。1990—1991年兴安火电厂、天湖水电厂先后并入电网，使电网调度的覆盖范围包括不同产权的电力企业。1994年，与南京自动化研究所共同研制SD-1000调度自动化系统。

1998年5月，通过了广西电力工业局组织的调度自动化实用化达标验收。当年10月，与珠海赛西公司开发新一代SCADA 系统（即MOSAIC监控系统），于2000年10月投入运行，2001年退出SDI-1000系统，M6SA1C监控系统独立运行。2002年6月与南瑞科技公司合作，安装OPEN-2000系统，接入28个厂站信息，实现了14个110千伏变电站无人值班。2002年桂林电网调度负责管理了桂林市及12个县的输变电设备。

（四）河池地区调度

1972年，河池电业局调度室（亦称河池地调）成立，至1999年，河池电网调度管理范围包括以六圩变电站291断路器、永丰变电站2001断路器、洛东水电厂184断路器为分界点以内的河池地区电网所有输变电设备。供电区内绝大部分110千伏及以上的线路使用了微机保护。六圩及锡山等110千伏变电站则使用了微机故障录波器。调度通信方面则先后开通了载波、微波、无线、光纤等通信电路。1998年1月22日，调度自动化通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收。

（五）玉林地区调度

1985年，玉林地区电业公司调度室改名为生产调度室（亦称玉林地调）；1991年1月1日，玉林地区供电局上划广西电力工业局。1999年，玉林供电局调度室管辖范围覆盖玉林、桂平、平南、北流、容县、陆川、博白、贵港等8个县（市）。供电区内已有8个110千伏变电站保护完全微机化，共有150套微机保护在运行。部分110千伏和220千伏线路已更换为DGL-11、12型微机故障录波器。调度通信则是由载波、微波、光纤、无线、程控交换等多种模式所组成，1992年调度自动化主站为ZW-1系统，1995年更新为南瑞公司RD-800系统，1996年底，电网调度自动化通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收。1998、1999年与清华大学合作开发的EMS（能量管理系统）及DTS（ 调度仿真系统）系统陆续投入运行，2002年更换为南瑞公司的OPEN-2000系统。

（六）钦州地区调度

1987年，钦州地区供电局调度室（亦称钦州地调）成立。主要负责监督、调控110千伏灵山变电站、寨圩变电站及钦州火电厂的运行，严格按照中调下达的电量指标监督110千伏牛头湾变电站运行状况（牛头湾时属南宁供电局管辖）。期间，广西电网功率缺额大，钦州地调经常与广西中调、南宁地调、钦州、灵山、浦北县调协调拉闸限电事宜。通信业务联系主要是靠邮局电话，手段非常单一落后。

1993年，原钦州地区供电局上划广西电力工业局管辖。电网调度自动化系统于1999年3月通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收，其中110千伏牛头湾变电站综合自动化系统，具备“四遥”功能，还可远方读取、修改保护定值。到2000年，钦州地区电网调度所调度管辖范围包括1座220千伏龙湾变电站、8座110千伏变电站、5座35千伏变电站及相应的输电线路。通信模式有电力载波、微波、无线及邮局电话。

（七）北海地区调度

1986年9月，北海供电局调度室（亦称北海地调）成立，当时人员匮乏、设备简陋、调度手段单一落后。1994年，调度室改名为调度管理所。调度设备逐年得到改善。调度自动化系统于1997年11月5日通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收，该系统功能完善、数据信息完整、运行稳定。2000年，北海供电局调度管辖范围包括220千伏变电站2座，110千伏变电站5座、35千伏变电站1座。调度通信手段已由单一的市话发展到载波、微波、无线、程控交换等多种模式。

（八）防城港地区调度

1993年9月30日，防城港供电局调度所（亦称防城港地调）成立。到2000年，调度管辖范围覆盖防城港市的港口区、防城区、东兴市以及上思县。供电区内有220千伏变电站1座，110千伏变电站3座，35千伏变电站5座及那板、百龙、百细、小峰、高顶、黄淡等一批地方小水电站。对县级调度及35千伏变电站用程控电话，对110千伏及以上电压等级的变电站用程控及载波电话。1998年4月，该所电网调度自动化通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收。

（九）梧州地区调度

1985年，梧州市电业局成立调度室（1988年调度室改为调度所，亦称梧州市调）。1985—1989年，梧州市电业局管理梧州市、玉林、平南、北流、桂平等县（市）。1989年10月，梧州市电业局分为梧玉供电局和梧州市电业局。梧玉供电局上划广西电力工业局管辖，负责管理梧州、玉林两市主网的电力调度业务，管辖220千伏平浪变电站及社步变电站供电区域。1991年，梧玉供电局分解为梧州供电局和玉林供电局，调度所归梧州供电局管辖。梧州市调管辖220千伏平浪变电站及梧州、贺州2市部分供电区域。

1993年开始，220千伏平浪变电站开始使用微机型自动减载保护装置、故障录波器及调度自动化系统分站。市调的调度自动化于1996年10月通过了广西电力工业局组织的实用化达标验收。到1999年，调度通信模式有载波、微波、程控交换三种。

第二节 电网安全稳定和经济调度

广西各级电网调度机构十分重视电网调度部门在电网安全、经济运行中的作用,运用各种设备和手段千方百计保证电网的安全稳定运行的同时，取得了较好的经济运行效益。

一、运行管理

（一）建立和完善规章制度

1988年12月，广西电力工业局对1975年颁发的《广西电力系统调度规程》进行了修订，1997年改名为《广西电网调度管理规程》。

国务院颁发《电网调度管理条例》后，电力工业部陆续颁发了4个配套文件。为了做好条例的学习、宣传、贯彻工作，条例及其配套文件颁发后，广西电网调度认真贯彻执行条例及其配套文件，并于1994年12月将条例及其配套文件发至广西电网各个发供电单位。广西电力工业局认真贯彻电力工业部《加强电网调度管理工作的若干规定》，结合广西电网的实际情况，于1998年5月颁发了《加强广西电网调度管理工作的若干规定》。该规定的颁发，对加强电网调度管理、理顺调度关系、保证电网安全、优质、经济运行、维护电力投资者、经营者和使用者的合法权益起到了重要的作用。

（二）加强电网安全管理

1. 编制年度运行方式

1987年起，广西电力工业局中调所开始编制广西电网年度运行方式。年度运行方式对过去一年电网运行的安全情况进行认真回顾和总结，检查上一年度有关措施的落实情况，总结经验教训，提出修改、完善措施。在此基础上，对新一年度的电力电量进行预测和平衡，确定电网的正常运行方式。1993年，500千伏与220千伏电磁环网运行以及500千伏线路输送大功率，500千伏系统的安全自动装置不完善，对系统稳定构成威胁。中调所通过对电网的几十种运行方式进行大量的稳定计算分析，并采取改变原有运行方式的措施扭转了这种被动局面，全年未发生频率崩溃事故。1995年，南方互联电网规定，南方互联电网各方统一使用BPA 计算程序，统一网络参数格式，每年定期交换运行情况及存在问题。1996年起，南方互联电网统一各种减载装置的轮级和时延。

2. 安排发电、供电设备计划检修

调度中心在广西电力工业局领导下与发电厂、供电等生产部门一起对电网的主要发、供电设备的计划检修作出科学而周密的安排。发电设备检修安排在轻负荷时进行，要考虑系统有必要的备用容量，在可能情况下，尽量利用低谷、节假日和机组停机备用时间进行临时性消缺。小火电机组检修安排在丰、枯交替时期进行，大容量火电机组检修安排在丰水期进行，水电机组检修安排在枯水期进行。输变电设备检修要配合发电设备检修进行，线路检修要配合变电设备检修进行。下一级电压等级设备检修配合上一级电压等级设备检修进行。二次设备检修配合一次设备检修进行，经济利益服从电网安全运行。220千伏及以上电压等级的供电设备定期检修安排在非雷雨季节潮流小的时候进行，尽可能避免枢纽变电站全站停电检修。1999年，为提高电网电压合格率，电网增加电容器容量10.8万千乏，调度中心下达电压曲线，加强无功电压考核及机组进相运行管理，严格按电压上、下限控制，且每天按24小时对每个变电站进行力率考核。采取非常规办法进行调压，如系统电压偏高时，停运500千伏输电线路等。

2000年，在国家实施的“西电东送”大战略中，广西电网在南方电网中充分发挥网架支撑和电源的调节补充作用，当年实现送广东电力30万千瓦，最大电力45.2万千瓦。2001年送广东最大电力35万千瓦，电量6840万千瓦时。

2001年，广西电网通过加大购入天生桥峰谷电力比例，在来宾火电（B）厂特许权允许范围内进行40次启停调峰，降负荷调峰，满足了电网电力电量要求，很好地解决了电网调峰和个别时段电量不足问题，对降低网内火电机组开停调峰和降负荷调峰次数，减少火电机组运行费用和水电厂的弃水电量起到较大作用。

3. 强化调度纪律和操作管理

南方互联电网是一个超高压、大容量、高参数、长距离、重负荷的大型现代化电网，运行中的任何疏漏和差错都将导致灾难性的后果，因此，确保电网运行安全，强化调度纪律及操作管理关系重大。1986年11月起，广西电力系统各单位组织调度员开展“千次操作无差错竞赛”活动。

1997年，为确保调度员的权威，广西电力工业局再次重申：中调所值班调度员在值班期间是电网运行和操作的指挥人，地调值班调度员、发电厂值长和电气值班长、变电站值班员在调度关系上受中调值班调度员的指挥。地调值班调度员、发电厂值长和电气值班长、变电站值班员接受中调所值班调度员的指令后，应复诵指令，核对无误后立即执行并记入调度日记。任何人不得干涉调度指令的执行。中调所还就调度纪律和操作管理作出具体规定。

4. 经常性地开展安全活动

广西电力工业局中心调度所定期对调度人员进行“安全工作规程”“事故调查规程”考试，每年进行两次全所性安全大检查，发现问题及时处理，消除事故隐患。

1993年，500千伏系统投运以及南方四省区联网运行，电网安全问题非常突出。中调所紧紧围绕安全这一中心来抓电网调度管理工作，进一步开展电网安全重要性的教育，强化调度运行人员的安全意识，对电网的典型运行方式薄弱环节进行各种事故预想，制订反事故措施，重点抓500千伏系统出现事故广西电网失去大电源后可能发生频率和电压崩溃的恶性事故的安全措施；开展安全日活动和安全大检查，及时进行电网运行分析和事故分析，吸取教训，制订对策，防止类似事故发生。

中调、地调人员，各电厂、变电站值班长认真学习、贯彻执行《电网调度管理条例》，学习运用法律手段管理电网，努力实现电网安全、优质、经济运行，进一步强化调度内部管理，严肃调度纪律，坚持开展“千次操作无差错”竞赛，1993年实现29928次操作无差错。由于严格执行“两票三制”，操作票合格率达98.76%。

1998年，各调度部门结合局系统内发生的几起人为误操作事故，针对电网薄弱环节，做好事故预想和反事故演习。对发生的三次电网事故，及时进行分析，从中吸取教训，提高了调度运行人员事故处理应急能力。

1999年，广西电网调度中心按照国调中心组织1999年全国电网调度系统安全年活动要求，开展安全年活动，组织南北两组开展各地区电网间的安全互查活动。首次组织调度中心、南宁供电局、岩滩水电厂参加的电网联合反事故演习，为确保特殊保电期间供电和提高调度人员的事故处理能力提供了保证。

2000年，按照国家电力公司颁发的《特殊时期保证电网安全运行工作规范》要求，调度中心组织制订保电方案，合理安排运行方式，做好事故预想和处理方案；认真抓好防误调度、误操作的发生，定期进行反事故演习和电网运行方式变化后的各类事故预想，举行了2次广西电网联合反事故学习；分析了110千伏大马线事故造成百色电网大面积停电的事故原因并召开了反事故措施会议。

2001年，广西电网调度中心贯彻执行全国调度系统安全工作会议精神，开展广西电力系统“黑启动”方案研究工作，要求各供电局制定本地区失去全部电源、各电厂全厂停电恢复厂用电及机组启动的方案，以保证电网全黑时尽快恢复供电。由于各项工作准确细致、预案充分、措施有力，顺利完成了抗洪救灾、龙滩工程开工、国际民歌节等重大保供电任务。坚持每月以书面形式提出事故预想，分别参加和组织了南方电网、玉林地调的联合反事故演习和内部反事故演习，提高了电网的反事故能力。当年还开展了安全性评价工作，通过评价，对电网的安全性有一个全面客观认识，找出影响电网安全运行的各种因素。

2002年，各级调度通过贯彻国家电力公司1号令，认真落实广西区经贸委《转发国家经贸委关于加强电力安全生产调度工作确保电网安全稳定运行的通知》以及国家电力公司重庆安全生产工作会议精神，结合各自的实际情况，以强化责任心、反违章、建机制为重点，结合电网实际认真开展“危险点”分析和反习惯性违章等活动。

5. 电网事故处理的经验和教训

中调值班调度员在处理电网事故方面，基本都能快速、准确处理，极少发生人为责任事故。主要措施有：

（1）开设技术问答专栏，每半个月一次。

（2）开展“千次操作无差错”竞赛。这一竞赛的开展，增强了调度员在操作中的工作责任心和安全责任感，起到了很好的把关作用。

（3）开展事故预想活动，每值每月以书面形式提出一次事故预想，交给科里备查。预想的内容是当班调度员根据近期保供电任务或设备停电检修运行方式改变后，电网发生事故时处理的措施。

（4）1998年，电网模拟事故仿真系统DTS在调度科开始应用。利用事故仿真系统，根据当前电网薄弱环节，每季度进行一次反事故演习。

事故教训：

（1）1989年11月9日零点班，由于当值调度员精力不够集中，早峰负荷时段柳钢超指标用电，调度员在拉闸限电时，本应拉洛东水电厂的183断路器，而误拉184断路器，导致出现河池电网停电的人为误操作事故。

（2）1993年11月10日中班，南方电力联营公司联调所值班调度员下令给中调所转令对500千伏平果—来宾输电线路进行停电操作，南方电力联营公司发出错误的操作指令后，广西中调值班调度员在转令时又未能及时发现错误如实反映，结果导致岩滩水电站开关跳闸与系统解列，甩掉岩滩水电厂1、2号机共36万千瓦负荷，并造成一台机组被迫检修10多天的系统扩大性事故，这与中调值班调度员在接令后对当时运行方式考虑不周有关，事后该值班调度员受到了处罚。

（3）1996年2月11日白班，220千伏来宾—社步变电站输电线路故障，造成线路瞬时接地，线路两侧断路器跳闸，重合闸动作不成功跳三相，引起3个220千伏（社步、长望、平浪）变电站失压，梧州地区电网频率瞬时降至43赫，引起系统崩溃、中胜火电厂和昭平、合面狮水电厂机组全停的事故。原因是来社线的高频方向保护在检修后，中调值班调度员由于监督不力，一连几天均未投运，使高频方向保护未能发挥应有的保护作用。事后对调度科全科人员给予批评和经济处罚。

（4）1999年，正确处理了500千伏平果变电站主变过负荷事故、500千伏来宾变电站电流互感器爆炸事故、500千伏沙塘变电站主变误动事故、200千伏林南线电流顶表和“五一”电厂侧阻波器接头发热起弧事故，避免了供电区停电事故的发生。

由于加强了安全管理，调度中心1996—2001年连续6年实现国家电力公司“安全目标”，2000年和2001年获广西电力有限公司“安全杯”竞赛铜奖。

二、经济调度

20世纪90年代，南方互联电网形成以来，广西电网的经济调度工作取得了可喜的成绩。继大化水电厂之后，建成了具有季调节性能的岩滩水电厂，从而形成了红水河梯级水电厂与原有的水电厂群构成的水库群。1993年，广西电网开展了红水河流域与郁江、龙江、融江水电厂的流域补偿调度，每年可多发水电1%～2%。1996年开始利用短期梯级优化调度程序对岩滩、大化梯级水电厂实施，每日可获得10～20万千瓦时的增发电量。1997年推广应用这一调度措施，全年共进行57日·次水量补偿调节调度，共增加电量1.73亿千瓦时。同年，广西电网正式采用岩滩水电厂长期优化调度方案与中长期天气预报相结合，共获得增发电量1.08亿千瓦时。从1997年9月1日起，应用分期洪水调度科研成果将岩滩汛限水位219米提高到221.5米，提前均匀蓄水，每年可增发水电量4250万千瓦时，为电网创造了较大的经济效益。

在运用水库群优化调度研究取得成果的同时，还采取按电网调度发、购电成本优化顺序表安排日调度计划，按丰、枯水期安排水、火电机组优化经济运行等措施。丰水期由水电带基本负荷，汛期来水之前提前预泄、腾空库容多发电，汛末适时拦截洪尾，提高水位运行；枯水期水电厂保持高水位运行，以提高效率，减少耗水；平时尽量提高火电厂高温高压发电比，安排煤耗率低、效率高的高温高压机组满发多供，开展电网优化调峰研究，采取降低电网发购电成本等切实有效的措施。1992—1994年，对全网9台统调的高温高压机组的锅炉燃烧器进行改造，加装了船体燃烧器，提高了机组的调峰能力。1995—1998年，高温高压机组降负荷调峰9141台·次，多发水电电量约36.56亿千瓦时。为了避免高温高压机组频繁启停，丰水期间采取轮流启停方式，1997年，运用该措施轮流启停火电机组140台·次，共多发水电1.74亿千瓦时。丰水期，水电厂采取启闭闸门调峰措施，低谷时段开闸多放水，负荷高峰前关闸提高水头，以增大机组调峰能力，减少小、火电机组启停调峰费用。1998年6—9月期间，还采取了加大购买西电高峰电力比例的措施，超购电101天，减少火电启停调峰费用171.35万元，减少弃水，多发电量2.20亿千瓦时，电网降低成本支出1653.97万元。另外，购入低价西电，以降低广西电价成本，也收到了显著的经济效益。1999年3月，广西电网进入枯水期，水电出力锐减，为了抗旱保春耕，广东向广西电网送电；同年6—7月丰水期到来，广西还电给广东，体现了联网的优点，给两广带来了互惠互利的经济效益。

1999年，广西电网投运发电机组9台，总容量25.6万千瓦，全部是径流水电机组，使电网水电比重增加到66.6%，在原规定丰水期电价下浮15%的基础上，丰水期低谷时段再优惠。丰水期采取加强洪水预报，拦蓄洪尾，增加晚峰出力等措施，使水电增发9.10亿千瓦时，水能利用率年提高率达到11.71%，比部颁标准3%高出8.71%。

2001年，广西各电厂枯水期除岩滩水电厂受天生桥调蓄作用影响外，其余各流域偏枯30%～40%，对各电厂发电不利。电网调度中心制定了经济调度原则：①充分发挥水电机组优势，尽可能利用水力资源，多发水电，发挥好水电机组的调峰、调频以及事故备用作用，尽量避免和减少弃水。②根据下达给各电厂的任务，在确保整体效益的基础上，按比例协调安排发电计划。③汛末做好水电站蓄水工作，枯水期保持高水头运行。

调度中心认真抓好电网经济调度，积极开展网际间购电优化工作。枯水期期间，调度中心积极组织电源，采用枯水期借广东电量，丰水期还电量的措施解决了电网出力不足的问题。此外还通过丰水期加大购天生桥电力比例的办法来解决电网调峰问题。

2002年，广西电力有限公司电网调度中心加强水电厂水库调度运行管理，节水增发电量6.54亿千瓦时，在汛期安排来宾火电（B）厂大幅度启停调峰，使水电增发电量5000万千瓦时。通过实施岩滩、西津水电厂有调节能力水库中长期优化调度运行方案，充分利用水库蓄水增加枯季发电量1.54亿千瓦时。利用短期洪水预报技术，安排麻石水电厂洪峰前发电预泄6次，安排西津水电厂发电预泄两次，分别增加水电发电量349万千瓦时和1140万千瓦时。

网损管理是电网经济调度的一个重要方面。广西网损管理范围包括11个发电厂、25个220千伏变电站、1个500千伏沙塘变电站以及500千伏天生桥水电站—平果变电站、平果变电站—来宾变电站、岩滩水电厂—平果变电站、岩滩水电厂—沙塘变电站、沙塘变电站—来宾变电站等输电线路的线损。随着调度管理范围的变更，实现了分层分区考核计算，改变了以前“吃大锅饭”、职责不清的传统计算方法。加强对关口计量装置的检测和电量统计分析，有效地减少了不明电量的损失，对电压互感器二次压降较大的厂进行了技术改造，使这些厂的压降符合规定要求；加强对无功电压的管理，努力实现无功就地平衡，以最大限度减少网络损耗。1994年，在电网网损管理中坚持理论计算指导实践，进行母线电量平衡，更换不合格的关口电量表计，查堵不明电量损失，全年共追回电量2024.35万千瓦时。为分清责任减少不明电量损失，提出了网损计算修改办法，当年5月实施以来，效果良好。全年网损率为2.7%，比局考核数降低了0.5%。经多方共同努力，广西电网的网损率从1991 年的2.95% 降 到 2002年 的 2.10%，取得了显著的经济效益。

第三节 电能质量

电能质量的好坏不仅关系到电力设备本身和电力系统的安全，同时还关系到用户用电设备的安全。通过采取各种措施，广西电网的电能质量得到了改善。

一、频率

20世纪80年代以来，尽管广西相继投产了若干大中型水、火力发电厂，但电源的建设仍然跟不上用电负荷的快速增长，由于缺电，电网长期处在49.5赫以下低频率状态运行。调度中心努力抓好电网调度频率管理工作，加强调度纪律、完善调度员责任制度。1989年7月1日后，在执行广西电力工业局《关于加强计划用电工作若干规定》中，严格细致地考核各网区的电力、电量指标，扭转了上半年长期低频率运行的状态，使电网频率合格率上升到部颁标准。

1993年，广西电网通过500千伏网络和云南、贵州、广东电网联网，依靠互联电网强大的电源作后盾，随着产业结构的调整，电力市场的供求关系发生变化，缺电局面开始缓解，电网管理上确保电网频率合格率的严格要求，电网频率合格率一直维持在99%以上。1994年，由中调所、大化水电厂、华中理工大学联合开展广西电网AGC （自动发电控制）试验研究，控制的判据是电网频率是否在50±0.1赫范围内以及给定的500千伏进出广西电网的联络线功率差额。该工程1994年立项，1995年9月初步完成，1996年1月正式投入试运行。1998年6月，AGC软件通过由国家电力调度通信中心主持的实用化验收之后，系统运行状态一直保持良好。在大化水电厂试验成功的基础上，相继在岩滩水电厂、西津水电厂实施了AGC工程，并将陆续对桂林火电厂和柳州火电厂实施AGC （自动发电控制）工程。

电网调峰是调频的一种特殊方式。社会用电结构的不断变化，使得电网负荷的峰谷差有所增大，负荷率下降，再加上广西电网水、火电调节性能较差这一特点，给广西电网的调峰造成了困难。广西电网调峰主要采取以下措施。

（1）汛期：地方小火电机组和燃气轮机组服从电网需要实行统一调度，纳入系统调峰，统调火电机组按最低允许运行技术出力参与调峰。

（2）丰水期：根据需要加大购入调峰电力比例。

（3）供电部门尽量做好削峰填谷工作。

（4）政策上扩大丰、枯、峰、谷电价的实施范围，尽量鼓励用户在低谷用电，减少峰谷差，提高负荷率。

（5）7万千瓦及以上火电机组采取轮流启停调峰（有命令规定的除外）。

尽管采取了上述措施，但由于广西电网水电比重大（占一半以上），峰谷差大（1999年达138.1万千瓦），为了保证电能质量，在每年的丰水期水电厂仍不可避免出现弃水调峰现象。据统计，1995年广西电网因弃水调峰损失电量5.01亿千瓦时。由于滇、黔、桂、粤互联电网的电源充足，互补性强，同时，国民经济的结构性调整在不断地显效，且“八五”计划及“九五”计划前期发电装机容量增长速度加快，电力供求逐渐从短缺转向平衡进而出现暂时的过剩。此外，由于AGC工程的实施，在90年代，广西电网运行的频率居于合格水准之上。其中 1998 年为 99.97%，1999 年为99.98%，2002 年为99.999%，从根本上改写了广西电网低频运行的历史。

二、电压

20世纪80年代，广西出现电网枯水期无功功率过剩、电压偏高的问题，为此开始进行发电机进相运行试验工作。广西电力工业局组织对洛东、拉浪、麻石、田东、柳州、桂林等发电厂的部分发电机组作了无功进相运行试验，掌握了第一手资料和数据，为下一步全面开展发电机组进相运行打下了基础。

广西电网和全国各省（自治区）电网一样，对电压的监控和管理是分层分级进行的，而这个“层”和“级”的划分是随着电网的发展变化而变化的。长期以来，由于多方面的原因，广西电网的无功电源建设始终没有引起足够的重视，以致跟不上有功电源的发展。80年代，随着国民经济快速发展，电网缺无功、缺调节手段的问题十分突出。1993年，滇、黔、桂、粤互联电网已形成，从1993年7月220千伏南宁林村变电站2号主变压器投运开始，凡新建220千伏变电站均安装无功补偿设备。但因无功补偿问题积欠太多，每年仍有大量的无功缺额。80年代末、90年代初以来,广西电网对一批发电机组进行了进相试验取得了成功，但终因无功电源问题积欠太多，丰水期电网运行电压仍继续偏低。220千伏母线最低电压，1993—1999年分别为 170、170、172、182、193、194、173千伏。500千伏母线最低电压，1995—1999年分别为489、497、502、499、487 千伏。枯水期低谷时段电压偏高，500千伏母线1993—1999年最高电压分别为565、560、588、558、558、569、550千伏。如此越限的运行电压，无疑给供用电设备以及电网的安全稳定运行带来极大的影响。据统计，1999年广西全网缺无功功率约47.4万千乏。由于丰、枯水期电网电压波动大，为了保证电能质量，采取的主要措施有：

（1）不断增加补偿电容器容量，加强对电容补偿装置的管理，提高投运率。2002年全网共增加电容器容量37.19万千乏。

（2）对所有并网电厂按时下达电压曲线,加强无功电压考核以及机组进相管理,严格按电压上下限控制。

（3）加强电压的在线监控。

（4）严格考核各供电网区的下网无功功率，每天24小时对每个变电站进行功率因数考核。

（5）在非常情况下，采取一些非常规办法进行调压。

（6）对全网的无功潮流优化调度，降低网损，保证电压质量。

90年代后期至2002年，除采取上述措施外，各供电区陆续在部分变电站安装了无功电压自动联调装置，增加无功电压自动调节手段，降低电压波动程度，系统电压水平得到较大改善。统调系统电压合格率由1993年的95.29%提高到2002年的99.36%，上升了4.07%，电压质量得到进一步提高。

1993—2002年 广 西 电 网220千伏及以上电压等级中枢点电压合格率和责任频率合格率统计见表8-2-1。

表8-2-1 1993—2002年广西电网220千伏及以上电压等级中枢点电压合格率和责任频率合格率统计 单位：%

三、谐波

谐波是电能质量指标的一项，反映的是电压的波型质量。谐波产生主要来自非线性负荷，广西主要谐波源为南宁—昆明电气化铁路。南昆电气化铁路投产后，4个220千伏变电站的电铁负荷的谐波分量均有不同程度超标注入电网，造成电压波形畸变，个别变电站的无功补偿电容器由于二次谐波放大，不能投运。其次是电弧炉负荷和电力电子型负荷（如梧州、崇左、钦州、河池、玉林供电区中频炉炼钢，利用感应涡流发热原理进行冶炼），整流负荷（主要是化工、电解铝负荷）。

（一）谐波管理

1993年，国家发布了GB/T1454G—1993《 电能质量公用电网谐波国家标准》。广西电力中心试验所系统室设谐波专业组，开始电能质量测试分析工作，每年对部分供电区进行普查、评价，对影响较大的用户进行专业测试，成立了标准试验室，定期举办专业会议和培训班。

1995年，成立广西电力谐波检测中心。1996年，广西电力工业局发布了《广西电能质量公用电网谐波监督管理制度》。2000年，开始对有关单位进行谐波、三相电压不平衡度、闪变3个指标进行考核。广西谐波监督归口管理在广西电力有限公司生产技术部，广西电力试验研究院为技术归口单位，各发供电单位建立了谐波监督小组，配置了电能质量测试分析仪，不定期对供电区内测点进行测试分析，定期上报谐波监督报表及总结。

（二）改善电网谐波的措施

（1）加强电网和电源的建设，增加对谐波的抵御能力。

（2）加强对谐波用户的监督管理，对新接入及新增容的谐波用户严格控制，签订供电协议时，用户承诺注入谐波电流不超标，满足国标要求。

（3）加大宣传力度，普及谐波知识，提高用户意识。

（4）对超标较严重的非线性用户暂时还未开展谐波治理的变电站，应采取措施避免或减轻谐波对电容器的影响，在变电站无功补偿电容器设计时，应考虑背景谐波及接入负荷性质，合理选择串联电抗器及分组容量，对谐波用户较多的变电站，将无功补偿电容器组设计为滤波器，集中治理。

（5）重要的供电中枢点，应考虑加强动态无功支撑，安装动态补偿装置，如3伏静止无功补偿装置。

（6）安装电能质量在线监测装置。

（待续）