作者：徐谦
出版社：浙江大学出版社
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高受电比例下浙江电网的供电安全试读：
前言
本书是针对浙江电网供电安全的研究。
全书主要内容包括：浙江省电网及用电发展现状及预测；浙江省电力能源现状及新能源发展研究；浙江省外来电及其供电安全性研究；浙江省各级电网协调性研究；浙江省高可靠性配电网的研究；国内外供电安全性标准比较和配电网先进技术、市场研究；浙江省智能配电网的发展研究等。在浙江省一次能源奇缺和交直流混联，多馈入高比例受电的情况下，本书介绍了如何通过优化能源结构、分析确定受电能力及安全性判据、增强各级电网协调性、采用高可靠性配电网模型和发展智能配电网等等方面，提高浙江电网供电的安全可靠性。
随着电力体制改革的不断深入，电网的安全性和供电的可靠性显得越来越重要，本书的研究成果可以借鉴。
由于编者的水平有限，书中不妥和错误之处在所难免，恳切希望读者给予批评指正。编者2015年12月于杭州第一章浙江省电网及用电发展情况第一节 浙江电网发展现状一、浙江省国民经济及电网发展概况（一）浙江省经济发展概况
浙江省地处中国东南沿海长江三角洲南翼，东临东海，南接福建，西与江西、安徽相连，北与上海、江苏接壤。浙江省东西和南北的直线距离均为450公里左右。据全国第二次土地调查结果，浙江陆域面积10.18万平方公里，为全国的1.06%，是中国面积最小的省份之一［1］
。2014年年底，全省常住人口5508万人，城镇化率为［2］64.87%。
浙江是中国经济最活跃的省份之一，在充分发挥国有经济主导作用的前提下，以民营经济的发展带动经济的起飞，形成了具有鲜明特色的“浙江经济”，至2014年人均居民可支配收入连续22年位居全国第一。全省产业结构以轻型工业为主，区域特色经济发达，轻纺、机械、电子、食品、皮革、纺织、工艺品、服装等行业在国内甚至国外市场有较强的竞争优势。浙江有“市场大省”之称，商品市场成交额已连年居全国榜首。义乌中国小商品城、绍兴中国轻纺城是全国经营规模最大的专业市场。浙江人还在境内外兴办了一批“浙江商城”、“温州街”和其他市场。浙江电子商务市场规模快速扩大，应用程度不断普及，经营业态日益丰富，产业化程度不断提高，已经成为浙江经济的重要增长点。诞生了阿里巴巴等国内外知名电商企业。依托浙江的块状经济优势，一批专业电子商务平台处于全国同行业领先地位。
浙江省下辖杭州、宁波、温州、绍兴、湖州、嘉兴、金华、衢州、舟山、台州、丽水11个城市，其中杭州、宁波为副省级城市；下分90个县级行政区，包括35个市辖区、20个县级市、34个县、1个自治［3］县。1.地形
浙江山地和丘陵占70.4%，平原和盆地占23.2%，河流和湖泊占6.4%，耕地面积仅208.17万公顷，故有“七山一水二分田”之说。地势由西南向东北倾斜，大致可分为浙北平原、浙西丘陵、浙东丘陵、中部金衢盆地、浙南山地、东南沿海平原及滨海岛屿等六个地形区。2.气候
浙江属亚热带季风气候，季风显著，四季分明，年气温适中，光照较多，雨量丰沛，空气湿润，雨热季节变化同步，气候资源配置多样，气象灾害繁多。年平均气温15～18℃，1月、7月分别为全年气温最低和最高的月份，5月、6月为集中降雨期。极端最高气温44.1℃，极端最低气温-17.4℃；浙江省年平均雨量在980～2000毫米，年平均日照时数1710～2100小时。
春季，东亚季风处于冬季风向夏季风转换的交替季节，南北气流交会频繁，低气压和锋面活动加剧。浙江春季气候特点为阴冷多雨，沿海和近海时常出现大风，浙江省雨水增多，天气晴雨不定，正所谓“春天孩儿脸，一日变三变”。浙江春季平均气温13～18℃，气温分布特点为由内陆地区向沿海及海岛地区递减；降水量320～700毫米，降水量分布为由西南地区向东北沿海地区逐步递减；春季雨日［4］41～62天。春季主要气象灾害有暴雨、倒春寒等。
夏季，随着夏季风环流系统建立，浙江境内盛行东南风，西北太平洋上的副热带高压活动对浙江天气有重要影响，而北方南下冷空气对浙江天气仍有一定影响。浙江省夏季各地雨日为32～55天。夏季［5］主要气象灾害有台风、暴雨、旱涝等。
秋季，夏季风逐步减弱，并向冬季风过渡，气旋活动频繁，锋面降水较多，气温冷暖变化较大。浙江省秋季平均气温16～21℃，东南沿海和中部地区气温度偏高，西北山区气温偏低；降水量210～430毫米，中部和南部的沿海山区降水量较多，东北部地区虽降水量［6］略偏少，但其年际变化较大；浙江省秋季各地雨日28～42天。
冬季，东亚冬季风的强弱主要取决于蒙古冷高压的活动情况，浙江天气受制于北方冷气团（即冬季风）的影响，天气过程种类相对较少。冬季气候特点是晴冷少雨、空气干燥。冬季平均气温3～9℃，气温分布特点为由南向北递减，由东向西递减；各地降水量140～250毫米，除东北部海岛偏少明显外，其余各地差异不大；浙江省冬［7］季各地雨日为28～41天。冬季主要气象灾害有寒潮、大雪等。3.水资源
浙江境内有西湖、东钱湖等容积100万立方米以上湖泊30余个，海岸线（包括海岛）长6400余公里。自北向南有苕溪、京杭运河（浙江段）、钱塘江、甬江、灵江、瓯江、飞云江和鳌江等八大水系，钱塘江为第一大河，上述8条主要河流除苕溪、京杭运河外，其余均［8］独流入海。
浙江地处亚热带季风气候区，降水充沛，年均降水量为1600毫米左右，是中国降水较丰富的地区之一。浙江省多年平均水资源总量为937亿立方米，但由于人口密度高，人均水资源占有量只有2008立［9］方米，最少的舟山等海岛人均水资源占有量仅为600立方米。4.海洋资源
浙江省海洋资源十分丰富，海域面积26万平方公里，大陆海岸线和海岛岸线长达约6500公里，占中国海岸线总长的20.3%。拥有3061个面积大于500平方米的海岛，其陆域面积有1940.4万公顷，其中面积495.4平方公里的舟山岛（舟山群岛主岛）为中国第四大岛。港口、渔业、旅游、油气、滩涂五大主要资源得天独厚，组合优势显著。可建万吨级以上泊位的深水岸线290.4公里，占中国的1/3以上，10万吨级以上泊位的深水岸线105.8公里。截至2013年，有港口58个，泊位650个，年吞吐量2.5亿吨。海岸滩涂资源有26.68万公顷，居中国第三。东海大陆架盆地有着良好的石油和天然气开发前景。舟山是［9］浙江唯一的海岛市，是国家重点开发区域之一。图1-1为浙江宁波港码头。图1-1 浙江宁波港码头5.土地资源
根据浙江省第二次土地调查的结果，至2009年12月31日（标准时点），全省耕地2980.03万亩，占18.83%；园地943.52万亩，占5.96%；林地8530.94万亩，占53.91%；草地155.76万亩，占0.97%；城镇村及工矿用地1333.49万亩，占8.43%；交通运输用地319.07万亩，占2.02%；水域及水利设施用地1289.53万亩，占8.15%；其他土地［1］273.53万亩，占1.73%。6.矿产资源
浙江省矿产种类繁多，有铁、铜、铅、锌、金、钼、铝、锑、钨、锰等金属矿产，以及明矾石，萤石、叶蜡石、石灰石、煤、大理石、膨润土、砩石等非金属矿产。明矾石矿储量居世界第一（60%），萤［8］石矿储量居中国第二。省域成煤地质条件差，煤炭资源贫乏；陆［10］域尚无发现油气资源，但海域油气前景看好。7.二次能源
电力生产：浙江省电力总装机容量为7412.45万千瓦，总发电量为2913亿千瓦时，其中6000千瓦及以上发电机组发电量为2852.7亿千瓦时。
热电联产：地方热电联产企业年发电量至少为172亿千瓦时，年［11］集中供热量至少为3.2亿吉焦。8.可再生能源
风能利用：浙江省已建成投产风力发电总装机容量为73万千瓦。风力发电量为12.8亿千瓦时。图1-2为浙江临海括苍山风力发电站。图1-2 浙江临海括苍山风力发电站
太阳能利用：浙江省已建成投产的光伏利用示范项目装机容量为59万千瓦，累计推广太阳能热水器920万平方米。
垃圾焚烧发电：浙江省已建成投产的垃圾焚烧发电机组装机容量为79.6万千瓦，年发电量为48.8亿千瓦时。
生物质能：浙江省生物质能的技术可开发量约为700万吨标煤/年。其中，按目前全省农作物年产量计算，秸秆量约为700万吨（折标煤约为350万吨）；林业废弃物约为500万吨（折标煤约为250万吨）；人畜粪便约为580万吨，可开发沼气14.5亿立方米，折合标煤103.4万吨。9.经济“十一五”时期，浙江经济呈现快速增长态势。2005年，全省生产总值为13365亿元，比上年增长12.8%。其中：第一产业、第二产业和第三产业增加值分别为873亿元、7147亿元和5345亿元，人均生产总值为27552元，比上年增长13.8%。2006—2007年GDP增长率分别达到13.9%，14.7%，而2008—2009年，受国际金融危机影响，增速下降较明显，分别为10.1%、8.9%，2010年又快速回升至11.9%。至2010年，全省实现生产总值27227亿元，比上年增长11.9%。其中：第一产业、第二产业和第三产业增加值分别为1361亿元、14121亿元和11745亿元，人均生产总值为52059元。“十一五”年平均增速达到11.9%，人均生产总值达到52059元，全社会固定资产投资和社会消费品零售总额均突破万亿元，分别达到12488亿元和10163亿元，年均增长率13.3%和16.9%，基础设施明显改善，消费对经济的拉动作用不断增强，进出口总额达到2535亿美元，其中出口达到1805亿美元，年均分别增长18.7%和18.6%。浙江省国民经济发展概况如表1-1所示。表1-1 浙江省国民经济发展概况项目\年份2002002002002002012012012012015678901234行政面积（万平方公10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.里）18181818181818181818499507515521527544546547549550常住人口（万人）1252673788133156186214228272320346375401GDP（亿元）65493887322700066854102109116136158167178177其中：第一产业87392355211059714843100115118141164173184191 第二产业789280432104124753534628752881982117140156173192 第三产业581174515243722275316371422443520586632684729人均 GDP（元／人）52842814355965666267
注：1.取自政府统计年鉴，填写2005年可比价。
2.人均GDP=GDP/常住人口。“十二五”以来，浙江省加快转变经济发展方式，加速推进经济结构战略性调整，全省经济保持平稳增长，2012年浙江人均GDP突破10000美元，达到10340.454美元，超出中国人均GDP 6100美元，并且所辖11个地级市的人均GDP均高于中国平均水平，发展十分均衡，发达程度高，达到中上等发达国家水平。2014年，全省生产总值（GDP）40154亿元，比上年增长7.6%。其中：第一产业增加值1779亿元，第二产业增加值19153亿元，第三产业增加值19222亿元，人均GDP为72967元（按年平均汇率折算为11878美元）。三次产业增加值结构由上年的4.7∶47.8∶47.5调整为4.4∶47.7∶47.9。第三产［2］业比重首次超过第二产业。进出口总额3551.5亿美元，比上年增长5.8%。其中：进口817.9亿美元，下降6.0%；出口2733.5亿美元，增长9.9%。月均出口228亿美元，其中7月份出口266亿美元，创历史新高。历年浙江省生产总值与增速情况如图1-3所示。图1-3 历年浙江省生产总值与增速情况
从国内比较来看，2014年浙江省GDP位列全国第四位。从我省与全国人均GDP对比情况来看，自1978年浙江省有统计数据以来，浙江省人均GDP一直高于全国平均水平，并且与全国人均GDP绝对差值呈现逐年增加的态势。2014年，中国人均GDP为7485美元，而同年浙江人均GDP已接近1.2万美元。这说明浙江省经济社会整体发展水平在全国处于领先位置。
从国际比较来看，2013年浙江省的发展水平（2013年人均GDP为11075美元）处于美国1978—1979年的水平（1978年美国人均GDP为10587美元，1979年为11695美元）。
由于韩国在1998年受亚洲经济危机的影响，人均GDP在当年大幅度下降，而我国经济并未受到影响，因此我省2013年人均GDP与韩国有三个交点，分别位于为1993—1994年，1996—1997年和1999—2000年期间。中国与美国国内生产总值比较如图1-4所示；1960—2013年浙江省、中国、韩国、美国历年人均GDP如图1-5所示。图1-4 中国与美国国内生产总值比较图1-5 1960—2013年浙江省、中国、韩国、美国历年人均GDP
注：数据来源：中国、韩国、美国国家数据来自世界银行World Development Indicators Database；浙江省数据来自历年《浙江统计年鉴》（二）浙江省电网现状
浙江电网是华东电网的重要组成部分，也是全国特高压网络的组成部分。全省通过皖南—浙北2回、浙北—沪西2回及浙南—福州2回共6回1000千伏特高压交流线路分别与安徽、上海和福建相连；全省通过汾湖—上海2回、瓶窑—江苏2回、瓶窑—安徽1回、富阳—安徽2回及双龙—福建2回共9回500千伏超高压线路，分别与上海市、江苏省、安徽省及福建省电网相连。溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程将长江下游的水电直接送入浙江电网。浙江电网包括杭州、嘉兴、湖州、绍兴、宁波、金华、衢州、丽水、台州、温州和舟山电网，以钱塘江为自然分割，形成南北电网，其间通过4回500千伏过江线路相连。浙江电网的交流电压等级包括1000千伏、500千伏、220千伏、110千伏、35千伏、20千伏、10千伏及0.4千伏。直流电压等级包括±800千伏、±500千伏过境及±200千伏柔性直流。目前，浙江电网以特高压交直流混联为特点、以500千伏电网为核心的坚强主网架已基本形成，220千伏电网正逐步实现分层分区，［12］110千伏及以下电网已完全实现分层分区运行。
至2014年底，浙江电网拥有1000千伏变电站3座，变电容量1800万千伏安，线路总长度1186公里；±800千伏换流站1座，换流容量800万千伏安，线路（含过境）总长度416公里；500千伏变电站36座，变电容量7665万千伏安，线路总长度7328公里，±500千伏过境输电线路总长度472公里；220千伏公用变电站280座，变电容量11292万千伏安，线路总长度15193公里；110千伏公用变电站1158座，变电容量10900万千伏安，110千伏输电线路总回路长度20508公里。
2014年浙江省电网规模统计表见表1-2。表1-2 2014年浙江省电网规模统计表电压等级变电站座主变台数变电容量（万线路条数线路长度数（座）（组）千伏安）（条）（公里）1000千伏－－318001186电网500千伏368976651407328电网220千伏2806111129284915193电网110千伏1158233610900207420508电网35千伏电59311051316139512797网10（20）－249024937321729209216千伏电网－－±800千伏1800416－－－－472±500千伏
2014年底，浙江省电源装机共7412万千瓦，其中：常规水电687万千瓦，占9%；抽水蓄能308万千瓦，占4%；核电548万千瓦，占7%；煤电4271万千瓦，占58%；气电1054万千瓦，占14%；风电73万千瓦，占1%，光伏发电50万千瓦，占1%，其他电源421万千瓦；占6%。浙江省境内电源装机构成如图1-6所示。图1-6 浙江省境内电源装机构成
2014年浙江500千伏及以上电网接线详见图1-7。图1-7 2014年浙江500千伏及以上电网接线示意图二、浙江电网分析及规划（一）电网发展速度与规模分析1.电网发展与社会发展的协调性
2006—2014年，浙江省经济增长方式转变和结构调整取得新进展，国民经济保持持续快速增长态势，GDP年均增长率达10.3%。随之，我省电力电量需求迅猛增长，全社会最大负荷年均增长率达10.4％、用电量年均增长率达8.8%。浙江电网发展速度协调性指标如表1-3所示。表1-3 浙江电网发展速度协调性指标 单位：%指标名称\年份20020020020020120120120120167890123413.14.10.11.8.99.08.08.27.6GDP年增长率971915.14.14.10.5.96.43.07.51.5全社会用电量年增长率762516.16.11.11.16.最高用电负荷年增长率6.52.66.15.71962920.18.19.23.10.220千伏及以上变电容量年增6.35.25.68.3长率01918110千伏及以下变电容量年增14.15.19.10.13.10.8.06.79.9长率782397
为满足经济社会发展需要，以及各类电源的电力送出需求，2006—2014年期间，浙江电网220千伏及以上变电容量增长率为13%；110千伏及以下公用变电容量增长率为12.1%。图1-7为2014年浙江500千伏及以上电网接线示意图。2.电网发展规模协调性（1）变电容载比
变电容载比整体上反映某一区域电网变电容量对于负荷的供电能力，其定义为区域内某一时刻投入的变电总容量与对应的负荷的比值。合理的容载比与恰当的网架结构相结合，对于故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，以及适应负荷的增长需求都是至关重要的。计算容载比的公式如下：
式中：R——容载比，千伏安/千瓦；S
P——该电压等级最大负荷日最大负荷，万千瓦；max
∑S——该电压等级年最大负荷日投入运行的变电站的总容量，ei万千伏安。
2006—2014年，我省用电负荷年均增长达到10.4％，属中等增长水平。Q/GDW 156-2006《城市电力网规划设计导则》中规定各电压等级城网容载比的选择范围如表1-4所示。表1-4 各电压等级城网容载比选择范围城网负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率（建议值）小于7％7％～12％大于12％500千伏及以上1.5～1.81.6～1.91.7～2.0220～330千伏1.6～1.91.7～2.01.8～2.135～110千伏1.8～2.01.9～2.12.0～2.2
2014年，全省500千伏电网的容载比为1.80，220千伏电网的容载比为1.88，110千伏电网的容载比为1.99，处于《城市电力网规划设计导则》所规定的中等水平，因此，主变容量的配置相对是合理的。2014年全省500-35千伏电网变电容载比如表1-5所示。表1-5 2014年全省500-35千伏电网变电容载比电压等级500千伏220千伏110千伏35千伏容载比1.801.881.991.88（2）线路容载比
线路容载比反映电网线路的整体输电能力裕度，其定义为考虑线路长度作为权重系数，线路经济输送功率与系统最高负荷条件下线路输送潮流的比值，计算公式如下：
根据系统最大负荷日各输电线路潮流分布情况，经计算，2014年浙江省500、220千伏电压等级线路容载比分别为2.38、2.29，各级电网建设能满足当前负荷供电需要，电网输电线路供电能力具有一定裕度。2014年浙江省500、220千伏线路容载比见表1-6。表1-6 2014年浙江省500、220千伏电网线路容载比电压等级全省电网线路容载比500千伏2.38220千伏2.29（3）可扩建主变容量占比
可扩建主变容量占比反映了变电站具备的扩建变电容量的潜力，其计算公式如下：
结合各电压等级已投运变电站的可扩建主变容量占比及负荷发展速度，分析变电建设对负荷发展的适应性，至2014年底，浙江电网500千伏现有变电站可扩建容量占比为52%；220千伏现有变电可扩建容量占比49%；110千伏现有公用站可扩建容量占比25%；35千伏现有公用站可扩建容量占比3%。2014年浙江电网规模发展裕度指标见表1-7。表1-7 2014年浙江电网规模发展裕度指标 占比值500千伏可扩建主变容量占比52（％）220千伏可扩建主变容量占比49（％）110千伏可扩建主变容量占比25（％）（4）各级电压主变容量比例
2014年浙江电网500、220、110、35、10（20）千伏电压等级变（配）电容量比为19∶28∶27∶3∶23。2014年浙江电网各电压等级变电容量比例如图1-8所示。图1-8 2014年浙江电网各电压等级变电容量比例（5）单位电网规模支撑装机和负荷
电网发展规模协调性指标主要有单位变电容量支撑等效装机、单位线路长度支撑等效装机、单位变电容量支撑用电负荷以及单位线路长度支撑用电负荷等，指标定义如下：
2014年500千伏电网单位变电支撑的等效电源装机为0.71万千瓦/万千伏安；单位线路支撑等效装机为0.74万千瓦/公里；220千伏电网单位变电支撑用电负荷为0.51万千瓦/万千伏安；单位线路支撑用电负荷为0.38万千瓦/公里。总体来看，电网建设规模与电源、负荷规模的匹配性较好。2014年浙江电网发展规模协调性指标见表1-8。表1-8 2014年浙江电网发展规模协调性指标指标名称电压等级 500（750）单位变电支撑等效装机（万千瓦／万千伏安）0.71千伏500（750）单位线路支撑等效装机（万千瓦／公里）0.74千伏220（330）单位变电支撑用电负荷（万千瓦／万千伏安）0.51千伏220（330）单位线路支撑用电负荷（万千瓦／公里）0.38千伏
注：变电容量、线路长度均为省域范围内对应电压等级的总变电容量和总线路长度。3.电网结构
浙江电网是华东电网的重要组成部分，也是全国特高压网络的组成部分。全省通过皖南—浙北2回、浙北—沪西2回及浙南—福州2回共6回1000千伏特高压交流线路分别与安徽、上海和福建相连；全省通过汾湖—上海2回、瓶窑—江苏2回、瓶窑—安徽1回、富阳—安徽2回及双龙—福建2回共9回500千伏超高压线路，分别与上海市、江苏省、安徽省及福建省电网相连。溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程将长江下游的水电直接送入浙江电网。浙江电网包括杭州、嘉兴、湖州、绍兴、宁波、金华、衢州、丽水、台州、温州和舟山电网，以钱塘江为自然分割，形成南北电网，其间通过4回500千伏过江线路相连。浙江电网的交流电压等级包括1000千伏、500千伏、220千伏、110千伏、35千伏、20千伏、10千伏及0.4千伏。直流电压等级包括±800千伏、±500千伏过境及±200千伏柔性直流。目前，浙江电网以特高压交直流混联为特点、以500千伏电网为核心的坚强主网架已基本形成，220千伏电网正逐步实现分层分区，［12］110千伏及以下电网已完全实现分层分区运行。
按规划设计导则要求，500千伏电网电源采用大截面、少回路的送出方式接入电网，电源送出线路不仅满足事故方式下线路热稳定的要求，而且也满足暂态稳定校核的要求。500千伏受端网络做到了遵循加强的原则，构筑以双环网形式为主的电网结构。受端电网的网络结构有较强的无功功率事故补偿的能力，当大容量送电电源线路突然失去1回，或受端电网中最大1台发电机突然切除时，应保持受端枢纽变电站高压母线事故后的电压下降不超过正常值的5%～10%。500千伏变电站的220千伏母线一般为双母线双分段接线，以220千伏上网的电源尽量采用了大截面、少回路的送出方式接入电网。电源既可采用单点接入的方式，也可采用两点接入同一分区电网的方式，以组成环形的电网结构。每一片220千伏远景分区电网原则上由1座500千伏变电站供电，实现分区落实。220千伏受端电网的结构主要以500千伏变电站为中心，实现分区供电，正常方式下各分区间相对独立，各区之间具备线路检修或方式调整情况下一定的相互支援能力。为提高区域电网的供电可靠性和供电能力，防止事故下的变电站全停，220千伏受端电网一般采用了双回路环网结构。
为满足经济社会发展需要，以及各类电源的电力送出需求，2010—2014年期间，浙江电网500千伏变电站增加5座，变电容量增加1240万千伏安；220千伏变电站增加50座，变电容量增加2898万千伏安。线路平均长度逐年下降。2014年浙江电网500-220千伏电网结构指标如表1-9所示。
2010—2014年期间，浙江电网110千伏变电站增加293座，变电容量增加4318万千伏安；35千伏变电站增加458座，变电容量增加977万千伏安。线路平均长度逐年下降。全省各地区全地区10（20）千伏电网互联率平均水平为83.73%，全省配网的负荷转供能力较强。2014年浙江电网110-35千伏单条线路长度见表1-10；2014年浙江电网10（20）千伏电网线路互联率见表1-11。表1-9 2014年浙江电网500-220千伏电网结构指标指标名称\年份 500千伏平均单回线路长度（公里／52.3回）220千伏平均单回线路长度（公里／17.9回）表1-10 2014年浙江电网110-35千伏单条线路长度单位：公里/条供电区类型电压等级 110（千伏）8.5全省35（千伏）9.1表1-11 2014年浙江电网10（20）千伏电网线路互联率供电区类型条目 总条数（条）21729全省互联条数（条）18851互联率％）86.8％（二）电网发展安全与质量分析1.220千伏及以上电网安全性（1）N-1通过率/同塔双回线N-2通过率
N-1通过率用以检验电网结构坚强度和是否满足第一级安全稳定标准要求，其定义是在最大负荷运行方式下，在变电站出线开关停运后，该线路全部负荷可通过不超过两次操作就能转移到其他线路供电，此类线路所占的比例，即
同塔双回线N-2通过率用以考查电网结构坚强度和第二级安全稳［13］定标准的实现程度。
至2014年底，浙江500千伏、220千伏电网N-1通过率为100%，电网较为坚强，可承受大部分输电线路N-2故障的冲击。
由于变电所所址和线路走廊的落实越来越困难，同杆并架线路在工程上的应用越来越广泛，再加上台风、雷击等自然灾害频发，线路发生N-2故障的可能性也越来越大，对浙江电网的安全稳定运行构成一定的威胁。（2）短路电流
浙江省地域面积小，电网负荷密度较高，网络结构紧密，系统短路电流水平高。随着电网规模的日益增大，特别是一批500千伏输变电和电源项目的投产，部分枢纽变电站的500千伏母线短路电流水平逐年上升，出现接近或超过设备允许值的现象。同时，随着500千伏主变接地点数量的不断增多，电网零序阻抗日益降低，也出现了部分枢纽变电站500千伏母线单相短路电流大于三相短路电流的现象。2014年浙江省短路电流水平统计情况详见表1-12。
为有效控制电网的短路电流水平，解决部分枢纽变电站500千伏母线短路电流超标的问题，采取了开断500千伏线路、枢纽变电站500千伏线路出串运行、加装主变中性点小电抗等措施。220千伏电网主要通过实施分层分区运行来控制短路电流水平。为了解决部分枢纽变电站220千伏母线短路电流超标的问题，采取了开断220千伏线路、220千伏母线分列运行、加装主变中性点小电抗等措施。表1-12 2014年浙江电网短路电流水平统计表电压等级电网短路电流水平母线节点占比＜50千安71.70％500千伏50～63千安28.30％＞63千安0.0％＜40千安90.44％220千伏40～50千安9.56％＞50千安0.0％（3）特殊方式安全隐患
根据国务院《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）要求，电网负荷600兆瓦以上的其他设区的市电网减供负荷60%以上达到重大事故等级；其他设区的市电网减供负荷40%以上（电网负荷600兆瓦以上的，减供负荷40%以上60%以下）达到较大事故等级；其他设区的市电网减供负荷20%以上40%以下达到一般事故等级。
2014年，在N-2或检修方式N-1等特殊方式下，浙江500千伏、220千伏电网尚存在局部事故隐患。但通过加强计划管理、减少设备停役，做好负荷转移及110千伏备自投装置的运行管理，事故后转供部分负荷等运行方式的调整，以及电网的不断建设和加强，隐患将逐步消失。2.110千伏及以下电网可靠性（1）N-1通过率
2014年，全省110千伏主变N-1通过率已达到94%。中压线路环网化率有较大提高，线路负载率控制在合理水平，能够满足事故条件下负荷转移的需要。与城市电网类似，经过近几年的电网建设，全省农村配电网也得到了逐步改善。2005年和2014年浙江电网N-1通过率比较如图1-9所示。
2005年至2014年间，110千伏电网N-1通过率从58%提高到97%；10（20）千伏线路互联率从47%上升到76%。2014年浙江省110-10千伏线路N-1通过率见表1-13。图1-9 2005年和2014年浙江电网N-1通过率比较表1-13 2014年浙江省110-10千伏线路N-1通过率供电区类型条目电压等级110千伏10千伏全 省总条数（条）207421729满足 N-1条数（条）202016609比例（％）9776（2）供电可靠性/综合电压合格率
供电可靠率指标反映了供电系统对用户持续供电的能力，其定义为在统计期间，对用户有效供电时间与统计期间时间的比值，记作RS-1，公式为：
若不计外部影响时，则记作RS-2，公式为
若不计系统电源不足限电时，则记作RS-3，公式为
综合电压合格率为实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间（分钟）与对应总运行统计时间（分钟）的百分比，公式如下：
2014年，浙江电网市辖供电区供电可靠率（RS-3）为99.95%，综合电压合格率为99.997%；县级供电区供电可靠率（RS-3）为99.9497%，综合电压合格率为99.617%。
浙江省电网运行指标见表1-14；2014年浙江省供电可靠率（RS-3）分布表见表1-15。表1-14 浙江省电网运行指标指标名称2014年供电可靠率（RS‐3）（％）99.95市辖供电区综合电压合格率（％）99.997供电可靠率（RS‐3）（％）99.9497县级供电区综合电压合格率（％）99.617表1-15 2014年浙江省供电可靠率（RS-3）分布类型供电企＜99.99.828％99.897％99.965％～99.99％≥99.业个数828％～99.～99.99.99％～99.999％（个）（15小897％965％（52分钟～999％（5分时）（9～15小（3～9小3小时）（5～52分钟）时）时）钟）个数个数个数个数个数个数市辖供电11108110区县级供电640058501区751066611全省3.电网设备水平（1）设备可靠性
2014年，浙江电网500千伏变压器强迫停运率为0次/百台•年，500千伏架空线路强迫停运率为0.075次/百公里•年；220千伏变压器强迫停运率为0.17次/百台•年，220千伏架空线路强迫停运率为0.171次/百公里•年；110千伏变压器强迫停运率为0次/百台•年，110千伏架空线路强迫停运率也为0次/百公里•年。
2014年，浙江电网500千伏变压器可用系数为99.9141％，500千伏架空线路可用系数99.6898％；220千伏变压器可用系数为99.7016％，220千伏架空线路可用系数98.3472％；110千伏变压器可用系数为99.9083％，110千伏架空线路可用系数99.7233％。电网设备整体可靠水平较高，500-110千伏输电设备强迫停运率及可用系数详见表1-16。表1-16 2014年浙江电网设备强迫停运率及可用系数统计指标500千伏220千伏110（66）千伏变压器架空线路变压器架空线路变压器架空线路（次／百（次／百公（次／百（次／百公（次／百（次／百公台 •年）里 •年）公里 •里台 •年）公里 •里 •年）年）年）强迫停运00.0750.170.17100率可用系数99.914199.689899.701698.347299.908399.7233（％）（2）设备运行年限
2014年，浙江电网按10年以下、10～20年和20年以上三个区段分别统计该运行年限内的设备数量占总设备数量的比例，详见图1-10。图1-10 2014年浙江电网变电设备运行年限分布
注：不含35千伏电网设备。（3）输变电资产退役设备的平均寿命
浙江电力公司退役设备在2008年、2009年、2010年左右达到高峰，随着资产寿命周期管理的推进，退役设备数量逐年下降，但是寿命基本呈现出逐年提高的水平。浙江电力公司将进一步加强资产寿命管理，在确保安全可靠的前提下，不断降低运营成本。浙江电网110（60）千伏及以上输变电资产退役设备的平均寿命统计见表1-17。表1-17 浙江电网110（60）千伏及以上输变电资产退役设备的平均寿命统计年变压器断路器隔离开关全封闭组合电器份（GIS）退役平均退退役平均退退役平均退退役平均退数量役寿命数量役寿命数量役寿命数量役寿命（台）（年）（台）（年）（台）（年）（台）（年）202403289100014
注：退役设备平均寿命=Σ单台设备退役时寿命/退役设备数量。（4）电网综合线损率
2014年浙江电网综合线损率为4.49%，其中500千伏和10千伏及以下电网配网线损率分别为0.61%和3.76%。2014年浙江电网综合线损率见表1-18。表1-18 2014年浙江电网综合线损率名称线损率综合线损率（％）4.49其中：500千伏线损率（％）0.613.7610千伏及以下配网线损率（％）（三）特高压电网规划
2017年规划建成南昌—浙南特高压交流输电线路工程，2018年规划建成金沙江二期—浙江特高压直流输电工程。到2020年，初步形成坚强智能电网。（四）500千伏电网规划1.2020年主网架规划
到2020年，浙江500千伏主网架将基本形成远景目标网架。以西线的特高压交、直流站为核心，以东线的沿海大电源为支撑的东西双向供电布局基本形成，主网结构坚强，供电安全可靠性较高。
2020年浙江500千伏及以上电网接线示意图详见图1-11。图1-11 2020年浙江500千伏及以上电网接线示意图2.2030年主网架规划（1）电源总体规划布局
远景浙江境内规划建成“三交三直”特高压站，即特高压交流浙北、浙中、浙南站，和特高压直流浙北、绍兴、浙西站，从落点位置与系统功能上形成特高压交、直流互济的总体格局。
浙江境内的大型火电、核电厂主要集中在东部沿海地区，特高压交、直流站主要落点在中西部地区，为满足浙江电网用电负荷需求，远景浙江电网将建成以西部特高压、东部大型电厂为支撑的双向供电格局。（2）电网总体结构设想
根据浙江省的地理和电网特点，可将浙江主网架划分为浙北、萧绍、宁波（舟山）、金衢丽、台温五大片。根据电力平衡分析可知，远景高负荷方案在计及特高压直流定点输入的情况下，浙北电网电力缺口为566万千瓦、萧绍电网电力缺口为888万千瓦、宁波（舟山）电网电力盈余595万千瓦、金衢丽电网电力盈余301万千瓦、台温电网电力盈余400万千瓦。
台温电网保持回浦—丹溪、瓯海—浙南两个输电通道可基本满足盈余电力外送需求，因此暂不考虑增加往金华、丽水方向的东西向联网通道。宁波（舟山）电网保持江滨—古越、河姆—舜江、明州—舜江、宁海—苍岩四个输电通道与萧绍电网相连，可满足盈余电力外送需求，因此暂不考虑增加宁波向绍兴的方向的联网通道。金衢丽电网电力供需基本平衡，无大规模电力外送要求，因此暂不考虑增加金华西部往萧绍方向的联网通道。萧绍电网与浙北电网均为负荷较重的区域，且都有特高压交、直流站作为支撑，相互之间电力交换需求不大，因此浙北、浙南区域之间暂不增加跨钱塘江联网通道。
远景浙江电网仍保持目前的9回500千伏省际联络线。
2030年浙江500千伏及以上电网接线示意图详见图1-12。图1-12 2030年浙江500千伏及以上电网接线示意图（五）220千伏电网规划
浙江220千伏电网规划建设方案重在“结构加强”，通过电网安排建设，将全面建设以各500千伏变电站为中心的220千伏环形电网，通过分片运行控制电网短路短路电流水平，同时各220千伏电网片区之间具有足够的220千伏备用联络线，能够在电网发生严重多事故时，保障电网安全运行。（六）110千伏电网规划
浙江省110千伏电网以提高供电可靠性为目标，全面建设结构合理、先进可靠、经济高效的现代配电网。一是结构合理，按照差异化的原则，将供电区域细分为A+、A、B、C、D、E类（详见表1-19），分类制定相应的建设标准和发展重点，构建输配协调、强简有序、远景结合、标准统一的网络结构。二是先进可靠，采用集成、环保、低损耗的智能化设备，使得配电网具备自愈能力，供电可靠性和电能质量达到世界领先水平。三是经济高效，推行模块化设计和标准化建设，优化网络结构和运行方式，实现资源优化配置和资产效率最优。表1-19 供电分区划分标准供电区域A＋ABCDE市中心农村或—市区或市区或6 城镇或1 直辖市区或 δ≥0.1 ≤ δ—15 ≤ δ≤15≤ δ≤15≤ δ≤630≤1市中心区农村或—省会城市、市区或6 城镇或1 δ≥30或15 ≤ δ≤0.1 ≤ δ—计划单列市≤ δ≤15≤ δ≤6行政30＜1农级别市中心区市区、城农村或地级市（自——δ≥15牧或6 ≤ δ≤镇或1 ≤ δ0.1 ≤ δ治州、盟）区15≤6＜1农农村或县（县级城镇或1 ————δ≥6牧0.1 ≤ δ市）≤ δ＜6区＜12
注：δ为供电区域的负荷密度（MW/km）。
按照《配电网规划设计技术导则》（Q/GDW1738-2012）中关于供电分区划分标准的要求：
中压配电网建设应重点考虑按照目标网架构建区域电网，注重电网建设规范性、统一性，同时加强对配电网组网方式合理性的规划研究，以及电网智能化规划研究。2020年浙江省将建成世界领先的现代配电网，适应分布式电源高渗透率接入以及电动汽车、储能装置的“即插即用”。第二节 浙江省用电情况一、全社会用电量及负荷增长情况
近些年，我省电力需求呈现持续较高增长，浙江省全社会用电量由2005年的1656亿千瓦时增长到2014年的3506亿千瓦时，全省用电量年均增长8.7%，其中第二、第三产业用电量年均增长率分别为8.1%、12.4%。第二产业特别是规模以上工业的用电量情况基本决定了全省用电增长，而第三产业与第二产业相比其用电量增速近年明显加快。居民生活用电量由2005年的173亿千瓦时增长到2014年的421亿千瓦时，年均增长率为10.4%。2005—2014年，全省最高负荷每年平均增加397万千瓦，年均增长率为10.2%。“十二五”以来，全社会用电量增速明显变缓。2011年，全省全社会用电量累计3120亿千瓦时，同比增长10.47%；其中：第一产业用电量19.36亿千瓦时，同比增长11.93%；第二产业用电量2427.20亿千瓦时，同比增长10.0%；第三产业用电量317.72亿千瓦时，同比增长14.20%。城乡居民生活用电352.63亿千瓦时，同比增长10.56%。2012年，全省全社会用电量累计3210.6亿千瓦时，同比增长3%；其中：第一产业用电量21.09亿千瓦时，增长8.94%；第二产业用电量2448.75亿千瓦时，增长0.89%；第三产业用电量348.8亿千瓦时，增长9.78%。城乡居民生活用电391.9亿千瓦时，同比增长11.13%。2013年，全省全社会用电量累计3453亿千瓦时，同比增长7.46%；其中：第一产业用电量24.09亿千瓦时，增长14.2%；第二产业用电量2598.1亿千瓦时，增长6.1%；第三产业用电量390.7亿千瓦时，增长12.0%。城乡居民生活用电440.0亿千瓦时，同比增长12.27%。2014年，全省全社会用电量累计3506亿千瓦时，同比增长1.54%，从用电结构看，第二产业、第三产业用电比重提高，而第一产业和居民用电比重降低，工业用电稳步回升，全社会用电量随之稳步回升。2014年，全社会最大负荷为6109万千瓦左右，同比增长4.3%，统调非整点最大负荷5774万千瓦，同比增长5.70%。2005—2014年浙江用电情况见表1-20。“十二五”以来，全社会最大用电负荷由2010年的4560万千瓦增长到2014年的6109万千瓦，平均每年增加387万千瓦，年均增长率为7.6%，2011年增速最大达到16.9%。2005—2014年浙江用电情况表详见表1-20，浙江省全社会用电量、最大负荷详见图1-13。表1-20 2005—2014年浙江用电情况年份2002012012012012012005 —2014年平均501234增长率（％）全省最高负荷（万千25445653354758561010.2瓦）00127925.13.16.－增长率（％）2.67.04.3229全省用电量（亿千瓦1652823123213453508.7时）6.84.20.00.63618.14.10.1.－增长率（％）2.97.588164754其中：第一产业用量13.17.19.21.24.23.6.0（亿千瓦时）933609094－63.10.11.8.14.－增长率（％）2.7921991942131220242244259265第二产业用量（亿千瓦8.1时）1.96.57.28.88.12.518.14.0.－增长率（％）106.12.1790789第三产业用量（亿千瓦14327831734839040912.4时）.3.2.7.8.7.213.15.14.9.12.4.－增长率（％）71442179074居民生活用电（亿千瓦17331835239144042110.4时）.2.9.6.9.0.2人均用电量（亿千瓦338539569586627－－时）2.59428图1-13 2005—2014年浙江省全社会用电量及最大负荷
从国际上来看，表1-21列出了由国际能源机构（International Energy Agency，IEA）统计的2012年世界主要经济体及浙江省各产业用电量比重数据。表1-21 2012年世界主要经济体及浙江省各产业用电量比重数据地区农业和林业（第工业（第二商业、公共服务和交通居民生活一产业）产业）（第三产业）用电全球2.79％42.28％27.95％26.98％发达1.32％32.02％35.15％31.51％国家欧盟1.71％37.04％32.08％29.17％澳大1.11％38.20％31.05％29.64％利亚法国1.87％26.34％35.33％36.46％英国1.22％30.80％31.86％36.12％日本0.10％29.90％38.86％31.14％美国0.83％22.70％39.59％36.88％韩国2.51％52.06％32.16％13.27％中国1.22％57.67％21.65％19.46％台湾巴西4.92％44.32％25.88％24.88％印度17.62％44.14％16.26％21.98％俄罗2.10％45.74％34.30％17.86％斯中国2.45％67.68％14.80％15.07％浙江0.66％76.27％10.86％12.21％
根据表1-21中所示各经济体的用电量结构数据，基本上可以将上述经济体分为三类：以印度为代表的经济体，第一产业用电量占比达到17.62%；以中国、俄罗斯、巴西、韩国、中国台湾为代表的经济体，第一产业用电量占比低于5%，第二产业用电量明显高于第三产业用电量；以发达国家为代表的经济体，其第三产业用电量与第二产业接近，甚至超过第二产业。由此可清晰地勾勒出电量产业结构的演变方向：随着经济社会发展，第二产业用电量比重逐渐减小，第三产业用电量比重逐渐增大，发展到第二、第三产业用电量比重相当。浙江省第二产业电量比重高于西方发达经济体，第三产业电量比重低于西方发达经济体，未来用电量比重结构有很大的调整空间，第三产业用电量比重仍可大幅提升。
此外，由表中数据还可以看出，浙江居民生活用电占全社会用电量的比重比全国高1个百分点，这说明当前我省居民生活水平超出全国平均。但是，浙江省居民生活用电在全社会用电量中的比重（12.21%）与发达国家差距悬殊（31.51%），甚至低于世界平均水平（26.98%）。究其原因主要是生活方式上的差异，相比美国、丹麦等发达国家，我省生活用电多元化程度相对较低。图1-14 2011年世界主要国家和浙江省人均用电量
图1-14给出了世界主要国家人均和浙江省人均用电量指标的对比，不难看出，不同国家的经济发展水平不同，人均用电量的差异也比较大。总的来说，发达国家人均用电量高于发展中国家的人均用电量。2011年，以西方发达国家为代表的经济体人均用电量均高于5000千瓦时，而中国人均用电量为3312千瓦时与西方发达国家还有一定差距。但是浙江省人均用电量为5694千瓦时，远高于中国人均用电量，并略高于英国人均用电量，说明浙江省的经济发展在全国遥遥领先。二、受电量情况“十一五”时期浙江省供用电矛盾较为突出，浙江省区外购电保持增长势头（见表1-22）。2005年，区外购电负荷、电量分别达到731万千瓦、392亿千瓦时，分别占全省最高用电负荷和用电量的28.8%和23.7%。“十一五”时期，区外购电量年均增长率分别为7.4%、4.6%。至2010年，浙江省区外购电负荷、电量分别达到1047万千瓦、491亿千瓦时，占全省最高用电负荷和用电量的16.1%、17.4%；2014年，全省区外购电负荷、电量（含省内华东装机分电）分别为1791.2万千瓦、910.8亿千瓦时，占全省最高用电负荷和用电量的29.3%、26.1%。由图1-15所示，2005—2014年期间，区外购电负荷基本占年最大负荷20%以上，而区外购电量自2007年起逐年增加，区外购电量占全社会用电量的比重约14%～26%左右。表1-22 浙江省区外购电力电量情况（含华东直调分电）年最高用增区外购增区外购全社会用增区外购增区外份电负荷长电负荷长电负荷电量（亿长电量长购电（万千率（万千率占比千瓦时）率（亿千瓦率量占瓦）（瓦）（（％）（时）（比％％％％（％）））））216.15.02540217319.328.8165739223.707952－16.15.014.29507310.024.8191633717.6016062－016.16.14.345084924.6219730714.08.9091772011.28.38508742.922.723265.939416.906382010.41006.59023.222.024716.243417.60292011.16.14.13.4560104723.0282149117.41212102016.46.10.18.5331153028.7311758418.7191591216.054722.615350.328.032113.0679.4921.21422－23.027.58577.0147625.234537.5835.824.210832035.61094.31791.229.334871.0910.89.026.1164图1-15 浙江省历年区外购电力及电量占全社会用电比重
不计华东分公司在浙江省境内的机组，2014年浙江省外购电量合计663.7亿千瓦时，占全社会用电量的19.0%。不计华东分公司在浙江省境内的机组，2014年浙江省外受电电量合计1503万千瓦，占全省负荷的24.6%。三、用电结构分析
以下分别按分用户与分电压等级两种模式对浙江省用电结构进行分析。
从分电压等级看，我省用电量占比最大的电压等级是10千伏和380伏/220伏，分别占总电量的57.47%和22.92%，占据了我省大部分的市场份额。浙江省2014年各电压等级用电量占比如图1-16所示：图1-16 2014年浙江省各电压等级用电量占比
我省用户从类别上分四大类：大工业用电、一般工商业及其他用电、农业生产用电、居民生活用电。从分用户类别来看，我省比重最大的是大工业用户，其次是一般工商业。这两类用户户数仅占13.2%，但用电量占比却高达83.8%。2014年浙江省用户数量和用电量统计汇总见表1-23。表1-23 2014年浙江省用户数量和用电量统计汇总用电类别营业户数用电量电量占比户数占本年（亿千户均（万千瓦（万户）比瓦时）时／户）10合计2462.533016.781.23100％0％0.57.5.36221735.77324.01一、大工业用电54％％
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