徐 谦，宋春燕

（浙江省电力公司，杭州 310007）

浙江电网通过“十一五”期间的建设和发展，规模容量翻了一番，电网输电能力显著增强。到“十一五”末，已形成500 kV主网架双环网、大部分220 kV电网以各500 kV变电所为中心的环形电网，同时拥有一定数量的220 kV备用联络线，110 kV及以下电网已完全实现分层分区运行，基本满足了社会经济发展的需要。运用科学的电网发展评估指标体系，对“十一五”电网规划实施情况进行科学评估，总结电网建设和发展情况，评估目前各级电网的网架结构、输电能力、配电网可靠性和输变电设备容量利用效率，分析电网发展中的主要经验和存在的问题，可以准确评价当前电网的发展水平是超前、滞后还是比较适宜，为“十二五”乃至今后的电网规划和建设提供决策依据。

1 “十一五”期间电网总体执行情况

“十一五”期间，浙江电网全社会最大负荷增加2020万kW，年均增长12.4%。全社会用电量增加1164亿kWh，年均增长11.2%。电源装机增加2310万kW，年均增长12.5%。到2010年，浙江全社会最大负荷4560万kW，全社会用电量2821亿kWh，电源装机5165万kW。

通过“十一五”期间的电网建设，浙江电网输电能力显著增强。5年中新增变电站484座，新增变电容量11989万kVA，其中500 kV变电容量增加3700万kVA，220 kV变电容量增加4730万kVA，110 kV变电容量增加3559万kVA，新增的变电容量为2005年底的1.16倍。5年中新增线路长度约13330 km，其中500 kV线路增加2604 km，220 kV线路增加4553 km，110 kV线路增加6172 km，新增线路长度为2005年底的55%。经过“十一五”期间的建设，浙江省电力公司的电网资产从2005年初的595亿元增加到了2010年初的1197亿元，相当于再造一个浙江电网。

2 电网评估主要内容和指标体系

2.1 电网评估主要内容

电网发展评估主要有4个方面，即：电网安全可靠水平；电网与电源、负荷及各级电网间发展的协调性；电网利用效率；电网发展的经济效益和社会效益。

（1）安全、可靠、优质是电网发展的首要目标，主要通过一些常规指标进行评估。输电网评估指标有N-1准则、短路电流、电压合格率、线路控制极限水平等；配电网评估指标有N-1准则、高压配电网单线单变占比、中压配电线路互联率等；可靠性评估指标有供电可靠率、各类设备故障率及利用系数等。

（2）电源、电网与负荷是电力系统的三大主体，三者在发展中既相互影响又相互制约，主要体现在各电压等级的电网规模和发展速度能否满足电源增长和电力送出的要求，能否满足供电需要。电网输变电设施对电源增长的适应能力，输电线路和变电容量等主要设备对负荷进一步增长的适应性，各级电网的相互支撑能力，线路容量、变电容量以及投资规模等方面的合理比例等，也是电网评估的重要方面。

（3）在电网高速发展阶段，关注点往往侧重于安全性和电网建设的规模和速度。按照公司资产全寿命周期管理思路，要求电网发展应在满足安全可靠的前提下提高电网资产使用效率，从而提高公司资产寿命周期中的经济和社会效益。

（4）通过售电量、售电收入、线损率、线损电量收益、跨区跨省交换电量等指标评估电网发展经济效益；通过节能减排、节约土地指标评估电网社会效益。

2.2 评估指标体系

电网发展具有自然属性、社会属性、功能特性和客观特性。电网发展的特性及趋势决定了电网应具有安全、可靠、优质、经济、高效、协调、智能等特性，指标体系应能反映这些特性。图1为相关评估指标的关联示意图。

图1 评估指标体系关联示意图

3 典型指标分析

3.1 电网安全可靠水平指标分析

“十一五”期间，随着浙江电网基建项目的不断投产，电网规模也日益扩大。500 kV电网逐步形成“日”字型双环网结构，220 kV电网形成以各500 kV变电所为中心的环形电网，总体稳定水平不断上升，正常方式下均能满足电网N-1的要求。供电可靠性得到提高，2005年浙江电网的用户平均停电时间为26.6325（小时/户·年），到2010年已减少为3.9377（小时/户·年）。供电可靠率（RS1）从2005年的 99.696%上升到 2010年的99.955%。但浙江电网也存在局部电网输电线路重载、短路电流水平日益上升、电压稳定的隐患依然存在等问题，电网的供电可靠性还需进一步提高。表1为500 kV电网2005-2010年间的安全性指标统计，表2为220 kV电网2005-2010年间的安全性指标统计。

3.2 电网协调发展水平指标分析

表3为500 kV电网与电源协调性指标统计。

2005年500 kV变机比为5.05，2010年降至2.82，整体呈下降趋势，说明随着负荷的快速增长和负荷密度的上升，500 kV变压器负载率不断提高，变压器利用效率逐步提升。2005年500 kV变机增速比为0.63，2010年为1.52，可见“十一五”期间浙江500 kV电网降压变压器总容量增长率高于500 kV电压等级并网的电源装机增加率，表明为满足浙江用电继续增长，需要进一步增加电源装机或增加受入电力。

表3 500 kV电网与电源发展协调性指标

2005年浙江电网500 kV容载比为2.10，2010年为2.05；2005年220 kV容载比为1.8，2010年升为2.01；2005年110 kV容载比为1.84，2010年为1.85；2005年农网110 kV容载比为1.84，2010年升为1.93。“十一五”期间浙江省用电负荷年均增长达到12.42%，属较快增长水平，其容载比水平与Q/GDW 156-2006《城市电力网规划设计导则》中的规定相符。“十一五”期间浙江500 kV电网主变容量配置是适宜的。就分地区而言，负荷增长水平较高、建设难度较大地区的500 kV电网容载比相对较低。

3.3 资产使用情况

表4为500 kV和220 kV电网输电设备2005-2010年的可用系数统计。表5为500 kV电网和220 kV电网输电线路和变电设备运行年限统计。

到2010年，浙江电网500 kV和220 kV变压器可用系数已达到99.9%以上，500 kV和220 kV架空线路可用系数达到99.999%以上，电缆线路可用系数为99.321%～100%。

运行年限为0～10年的500 kV变压器占比93.52%，500 kV线路占比93.40%，500 kV断路器占比99.44%，220 kV变压器占比90.05%，220 kV线路占比85.86%，220 kV断路器占比92.70%。

中压线路电缆化率较高，2005年为33.43%，到2010年上升到42.82%。农村中压电缆线路主要集中在县城电网，2005年电缆化率为15.62%，到2010年上升到23.3%。

表1 500 kV电网安全性指标

表2 220 kV电网安全性指标

3.4 电网效益水平指标分析

通过“十一五”期间的电网建设，浙江电网的经济效益得到了提升，资产规模及各项指标都得到了较大的提高。电网资产原值从2005年初的594.5亿元增加到了2010年初的1196.8亿元。售电量从2005年的1306.5亿kWh增加到2010年的2262亿kWh，线损率从2005年的3.15%降到2010年2.55%，售电收入从2005年的637.73亿元增加到2010年的1247.15亿元。

“十一五”期间，浙江电网通过降低线损减少的CO2排放量为93.72万吨，减少SO2排放量7.6万吨。通过使用GIS设备、同塔双（多）回及“两型”（资源节约型、环境友好型）电网建设标准等措施，节约土地数量约125.21 km2。2005年以来，浙江农村居民通电率达到100%，告别了点蜡烛、点油灯照明的日子，用上了清洁、方便、安全的电能。“两改一同价”大大减轻了农民电费负担，对提高农民生活水平和生活质量、启动农村市场、扩大内需、拉动经济增长起到了重要作用。

4 评估结论

浙江电网通过“十一五”的建设发展，基本满足了浙江省快速增长的经济社会发展和人民生活水平提高的要求，满足了用电负荷发展需求。至“十一五”末，电网网架结构显著加强，已形成500 kV主网架双环网，大部分220 kV电网形成以各500 kV变电所为中心的环形电网，同时拥有一定数量的220 kV备用联络线。输电网满足“N-1”要求，结构较为坚强，但抗事故能力仍有待加强。110 kV及以下电网已经实现完全分层分区运行。全省配电网网架结构得到优化，110 kV单线单变数量大大减少，“N-1”通过率大大提高。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，供电可靠性明显上升。

“十一五”末，浙江500 kV和220 kV电网容载比为2.05和2.01，城市110 kV配网容载比1.85，农村110 kV配网容载比1.93。对照《电力系统安全稳定导则》、《城市电力网规划设计导则》等现有技术导则和标准，结合我省“十一五”用电负荷增长率达到12.42%的实际情况，输电网容载比在合理范围内，其发展是适度的。

通过“十一五”期间的建设，实现了各级电网协调发展，浙江电网的供电能力和供电可靠性显著提高。由于“十一五”期间采用了大容量主变压器、同塔双回路等先进适用技术及国家电网公司“两型”电网建设标准，工程建设造价有所降低，电网输电能耗明显下降，经济效益得到了提升。

表4 输电设备可用系数 %

表5 输电线路和变电设备运行年限统计 （2010年） %

随着浙江省经济增长方式转变和结构调整的新进展，电网建设发展也将面临新挑战，电网运行中存在的某些薄弱环节，如为解决短路电流超标问题而影响电网安全供电、电网的供电可靠性需进一步提高、变电所所址和线路走廊的落实越来越困难、电网抵御自然灾害和外力破坏能力不高、新增电源装机滞后、局部电网由于建设困难造成供电能力不足导致“卡脖子”拉闸限电等问题都有待解决。

“十二五”电网规划建设需要进一步统筹各级电网协调发展。随着区外来电总量的明显提高，应重点发展特高压和配电网建设，并同步开展技改与基建两方面的工作。