2010年最大负荷日分析及2011年存在问题报告.doc

2010年珠海地调最高负荷日运行分析及2011年急需建设项目的报告批准： 翁奕珊审核： 冯伯庚编制： 甘德树 蒋芳玉珠海供电局电力调通信中心2010年10月版本号：20091027_12010年珠海地调最高负荷日运行分析及2011年急需建设项目建议的报告数据分析说明： COS=0.95 线路允许载流量以环境温度40为基准 如无特殊说明，负荷数值均为正常方式下的数值。 最大负荷日当天，主网方式如下：1、港北站2主变转检修。2、220kV海临甲、乙线停电检修，110kV母转由大港站110kV大北甲线169开关供电，110kV母由转由大港站110kV大北乙线170开关供电。3、110kV南北乙线线路转检修。北山站南北乙线146开关、母联100开关、110kV II母、#2主变、10kV 母转检修。4、110kV八鱼甲线、八鱼乙线负荷由八一站供电转由大港站供电。5、凤凰站#2主变转检修。6、机场站#2主变、#2接地变、三机乙线155开关转检修。7、南屏站110kV 母及#2主变转检修。8、横山站110kV母及#1主变转检修。一. 2010年珠海地调最高负荷日分析及明年负荷预测2010年珠海地调最高负荷日是2010年8月5日，达到1799MW，年内第7次创新高，较去年增长10.37%；次新高负荷是1792MW，发生在9月8日。主要增长片区是金湾区、斗门区，西部电网(大港站、八一站、斗门站)总负荷达到837MW，较去年增长12.65%，其中斗门站供电片区增幅最大，增长率为20%。今年对澳供电最大负荷日是6月22日(12:20)，对澳门供电负荷达到582 MW，约占该时刻澳门全负荷的89.57%，较去年增长16.63%。2010年澳门全社会用电最大负荷为691MW，较去年增长约3.70%。最大负荷日当天，多回220kV及110kV线路重载（详见附表）。其中220kV海八甲、乙线每回线路负荷达到365MW，负载率达到81%。110kV斗堂甲线重载，负荷高达79.8MW，负载率达到77.76%；斗堂乙线重载，负荷达到73.9MW，负载率达到72.01%。多座110kV变电站主变重载，负载率超过65%的有17台，其中负责横琴新区供电的石山站#3主变负载率达到98.95%（在迎峰度夏期间过负荷运行）。斗门站负荷达到442MW，各主变重载，各主变负载率达到85%以上。预测2011年珠海电网最高负荷2015MW，较今年增长12%。二. 中珠澳区域电网存在的问题及对策1、中珠地区仅通过500kV 香顺甲乙线两回线路与主环网联系，结构薄弱。中珠地区220kV供电范围包括中山、珠海、江门地区的几个变电站以及供澳门。根据中山地调及澳门中调的负荷预测，2011 年夏季，中山地区220kV 及以上电网最高负荷约3696MW，珠海地区2010MW，供澳门电力约540MW，另外还有江门地区的三江、银湖、古井三站负荷共300MW，总负荷需求约6590MW。中珠地区电网地处沿海台风多发区域，电网发生跳闸故障的概率较高，而且还涉及南网向澳门地区供电，供电可靠性的地位相对重要。但是中珠地区仅通过同塔两回500kV 香顺甲乙线与主环网联系，结构薄弱。按照电力安全事故应急救援和调查处理条例（征求意见稿）有关规定，一旦500kV 香顺双回发生N-2 故障，整个中珠乃至澳门地区将成为最有可能发生特别重大事故的地区之一。建议：1加快500kV圭峰站输变电工程建设，2加快桂山狮洋五邑500kV 双回线路工程建设，并在2010 年内投产，以增强中珠地区与主环网的联系，提高中珠地区的供电可靠性。2、中珠地区220kV电网供电可靠性仍然偏低，网架仍然薄弱。（1）在区域机组正常出力的情况下，中山珠海地区多回220kV线路重载，这些重载线路包括220kV海八甲乙线、八南甲乙线、三乐甲乙线、香明甲乙线、桂三甲乙线。其中以桂三甲乙线情况为甚，在夏季负荷期间经常过负荷运行，在珠海A厂机组异常减出力的情况下，为保障电网安全，中山地区在中调的指令下错峰达到230MW。（2）2010年7.19惠州电网大面积停电事故发生后，南方电网、广东电网均高度重视电网的安全运行及电网的风险控制。具体到中珠澳电网，受220kV香明双回+桂三双回+国乡双回+海八双回共8回线路，断面线路热稳输送容量限制，该断面某双回线路N-2后，有连锁跳闸造成中山部分电网、珠海电网、澳门电网与系统解列，引发大面积停电的风险，要求严格将该断面负荷控制在190万千瓦以内。按照省网的控制原则，珠海平衡情况如下：若洪湾燃机电厂开两套，则珠海电网的乐园站、凤凰站、珠海站、拱北站、南屏站、八一站总网供负荷按940MW控制；若洪湾燃机电厂开一套，则珠海电网的乐园站、凤凰站、珠海站、拱北站、南屏站、八一站总网供负荷按850MW控制。以9月17日1725MW的负荷水平测算，洪湾开出两套出力300MW，则珠海缺口为103MW；如洪湾燃机电厂开出一套出力150MW，则珠海缺口为193MW。（3）珠海市中心城南区、金湾区、澳门地区电网包括220kV珠海站、南屏站、拱北站、八一站、澳门220kV鸭涌河、洪湾燃机电厂共5座220kV站1座220kV上网电厂。上述地区仅依靠220kV海八甲、乙线及220kV珠凤甲、乙线4回220kV输电线路供电（供电结构如附图1），按电网规划及工程建设计划，2010年内上述供电断面的横琴境内将增投1 座变电容量为2*180MVA的220kV变电站，随着重大市政建设项目竣工及横琴经济开发的深入、澳门电力需求稳步增加，断面电力需求将大幅增加；但断面内110kV上网的洪湾柴机电厂已按政策关停退运，区域内失去地方电源的补充，220kV上网的洪湾燃机电厂燃料供应及机组运行状况存在不确定因素，出力具有不确定性。2009年9月15日强台风“巨爵”吹袭珠海期间，220kV海八甲、乙线先继故障跳闸造成上述断面安全受到严重的威协；今年8月9日，我输电部发现N60基础遭遇非法填土而导致倾斜后，导致后续加固、铁塔迁移停电过程中出现供电受限情况，可见，由于网络结构不合理导致该区域供电网络不安全、不稳定性问题突出。中珠电网是南方电网供电澳门的唯一通道，随着南方电网对澳门供电发展不断深入，供电能力、可靠性不断提高，澳门社会用电需求不断扩大，珠海电网输送澳门的负荷及电量及其在澳门全负荷的比例不断增长，必须提高和完善供澳电网的结构，提高省网对中山、珠海、澳门的供电能力和供电可靠性。综上所述，该供电区域承担着珠海主城区及主要工业用户的供电,并肩负着直接对澳安全可靠供电的重任。因此，供电断面急需增加220kV输电通道支撑。建议：加速建设500kV国安站工程及其配套的国安站至珠海站220kV线路工程，并于2010年12月30日前投运，充分发挥500kV国安站对珠海主城南区、澳门电网、金湾区电网的支撑作用。2、加快建设220kV尖八甲乙线线路工程。3、加强深能洪湾燃机电厂机组运行管理，提高其运行可靠性；对洪湾燃机电厂给予燃料差价补贴，使其能在夏季和系统急需时顶峰发电。4、加快500kV加林输变电工程建设的相关工作，确保该站能够在2012年年底前投运。三. 220kV临港站直供有石化、LNG天然气等对供电可靠性有较高要求的110kV用户，但该站却为终端变电站，供电可靠性较低。220kV临港变电站（二期规模变电容量2*240MVA，计划2009年底投运）为终端变电站，仅由220kV海临甲、乙线同塔双回线路供电，存在双回线路同时故障跳闸后全站失压的不安全因素；同时，检修维护时也要求同时停电，此时，仅依靠110kV大北甲、乙线与220kV大港站联络，其供电能力、供电可靠性得不到保障。220kV临港变电站供电范围是临港工业区石化基地，其供电主要负荷是临港工业区工业企业负荷，其中宝塔石化、LNG天然气等大型化工企业用电负荷类型为一、二级重要负荷，对供电可靠性有较高要求。因此，临港站供电可靠性未能满足实际需求。建议：优化电网规划，增加220kV临港站与220kV大港站的联络线路，加强与主网的联络，并尽早建设，形成环网结线，以提高该站供电可靠性。四. 斗门区电网存在的问题西部（尤其是斗门站供电片区）电网110kV网架较多地采用了链接、T接混合结线的环网（在适当位置开环）方式，从而弥补220kV变电站数量、容载比不足而造成的供电能力和负荷转供能力的不足。随着站点负荷的日益增长，由于部分线路线径偏小、重载现象增多，该环网结线方式不但失去了原有的灵活性，而且已满足不了负荷转供方式的需要。在2009年年初对110kV斗堂甲、乙线供电片区结构调整后，两回线路负载极均匀的问题已得到暂时解决。但即使是结构调整后，110kV斗堂甲线仍然重载，负荷高达84.2MW， 负载率达到82%。110kV斗堂乙线负荷高达74MW，该两回输电线路负荷总和达到154MW。若110kV斗堂甲、乙线N-1故障后，另一回线路将过载50%，需要采取限措施，将负载电流控制在允许载流量之内。今年8月13日西埔站最大负荷达到90MW，仍比去年增长8%。该站为重载、工业大户变电站，但却采用从110kV变电站母线引接供电方式（结线如附图2）。各主变的负荷如附图所示，已不能满足主变N-1要求，在110kV深埔线或西埔站#3主变故障停运后，该站#1主变过负荷16%。建议：（1）为了优化、加强斗门供电片区110kV电网结构，保证该区域的电网安全稳定运行，加快220kV尖峰变电站工程及其配套工程建设，于2011年4月份前完成建设并投运。（2）斗门供电局立项将西埔站10kV负荷迁移至尖峰站供电，核查迁移负荷量上报地调备案。（3）加快220kV雨塘变电站工程及其配套工程的建设。五. 110kV斗联甲乙线、联榕甲乙线供电片区结线薄弱，供电可靠性低。110kV斗联乙线、联榕乙线重载，负载率分别达到75.49%、59.16%。110kV斗联甲、乙线供电片区负荷达到113MW。预测2011年增长15%，负荷达到130MW。110kV斗联甲、乙线供电片区结线图如附图2所示，由于采用T接和链接混合的结线方式，在双回线路检修时，仅靠110kV红鹤线单回线路转供，受红鹤线供电能力限制，转供方式十分薄弱且片区供电受限。建议：（1）加快红旗站至鹤洲站第二回线路扩建工程、鹤洲站至榕益站第二回线路扩建工程的建设，争取在2011年6月前建成投运。（2）在2011年底前建设220kV新环输变电工程并投运。六. 横琴新区供电受限问题随着横琴新区经济开发的深入发展，横琴新区电力建设满足不了负荷发展需求，将制约横琴新区经济发展。目前，横琴新区仅靠一座110千伏变电站供电，变电容量仅为2*10MVA，横琴风电装机容量为15.75MW，但其出力不稳定且不可调。9月1日，石山站总负荷达到10.301MW，#3主变过负荷8.43%。在9月8日已将10kV富详乙线约2MW负荷转至连屏站马骝II线供电。目前，再无其它将该站负荷转出的手段，但9月28日石山站#3主变最高负荷再次过负荷运行，达到了9.7MW，过负荷2%（轻微过载）。建议：1、立项对石山站#1、#3主变扩容，并于今年12月底前建成投运。2、加快建设220千伏琴韵输变电工程。希望上级电网公司和横琴新区加强沟通、协调，尽快确定横琴新区电压层级，明确横琴新区线路架设方式。七. 珠海电网对澳供电问题2009年珠海电网对澳供电220kV输电线路工程投运以来，在国际金融风暴的负面影响下，对澳供电负荷仍保持平稳增长， 2010年对澳供电最大负荷日是6月22日(12:20)，对澳门供电负荷达到582 MW，占该时刻澳门电网总负荷89.57%，比去年增长16.63%。2010年澳门全社会用电最大负荷为691MW，较去年增长约3.7%。预计2011年澳门电网从珠海电网受入的负荷为540MW（以澳门中调提供数据为准），在220kV珠海站两段母线全失压的情况下，220kV拱河线将严重过载跳闸，造成澳门电网大面积或全部失压的严重后果。建议：于2011年6月底前完成220kV琴韵变电站工程及其220kV对澳输电线路工程建设。八. 采用T接方式双回同杆塔架设的110kV架空线路同停频繁且困难2009年、2010年同塔双回架设的110kV大平甲乙线、凤官甲乙线、凤海线、凤新线、珠新线等双回同塔架设架空线路在停电过程中，为了保证供电片区站点的连续供电，实施了分别解口的措施，大幅增加了输电线路重复停电的次数。其中凤官甲乙线每年每回线路停电总次数为4次。110kV同杆塔并架的输电线路几乎每年均有同时停电检修的任务，对于这些的双回线路，如果不采取解口措施，则必然造成供电片区变电站的长时间大范围停电，必然严重影响年度供电可靠性指标。但是，如果采取解口分别停电的措施，必然导致多次的重复停电。其影响是，多次导致110kV变电站单供，大幅增加计划协调、方式安排、调度、变电操作次数，增加了电网安全、操作安全的风险，是引发误安排、误操作的因素之一。以110kV凤官甲、乙线为例，一次更换地线的任务，每回线路需要停电4次、双回路则8次；罗幸站、官塘站8次处于单供的方式下；需要变电部安排32站/次（4T涉及4座变电站）的电气倒闸操作。建议：对同塔双回并架而且是220kV变电站之间的联络线路改造为链接方式，连接的110kV变电站采用单每分段的结线方式，这样可以避免多次重复停电，同时增加方式安排的灵活性。九. 110kV电网存在的问题1、19座110kV变电站存在主变N-1后过载问题在2010年夏季高峰负荷期间，平沙站、鱼林站、西埔站、井岸站、九洲站、吉大站、翠香站、夏湾站、连屏站、红旗站、北山站、官塘站、三灶站、唐家站、石山站、广生站、明珠站、新堂站、嘉华站共19座110kV变电站存在主变N-1后的过载问题。其中负载率超过60%的有8座，情况如下表所示。2010年最大负荷日110kV变电站主变负载率超过60%统计表序号站名总容量(MVA)总负荷(MW)负载率主变N-1后,负载最重一台的负载率1平沙站20*2290.76152.63%2鱼林站50*268.40.72144.00%3西埔站40*2+50880.71104.50%4井岸站31.5+4048.30.71161.40%5九洲站40*2490.64128.95%6吉大站40*3730.64126.32%7翠香站40*2480.63126.32%8夏湾站40*247.60.63125.26%9连屏站40*2480.63126.32%10红旗站40+2035.20.62185.26%11北山站40*2460.61121.05%12官塘站31.5*2350.58116.96%13三灶站40*2410.54107.89%14唐家站31.5+40360.53120.30%15石山站10*2100.53105.26%16广生站40*2400.53105.26%17明珠站31.5*2300.50100.25%18新堂站40*2+50610.49110.53%19嘉华站40+2027.20.48143.16%2010年最大负荷日负载率超过60%的110kV主变统计表站名主变编号容量(MVA)高压侧负荷(MW)负载率石山站#310998.95%井岸站#131.52893.57%唐家站#231.52892.23%北山站#1403385.79%港北站#3201685.26%夏湾站#2403284.21%翠香站#2403181.57%西埔站#1403077.89%平沙站#2201576.32%平沙站#1201474.21%吉大站#1402771.32%西埔站#2503471.16%新堂站#2402668.95%三灶站#2402768.42%广生站#1402668.16%西埔站#3402565.53%罗幸站#1402565.00%红旗站#1201264.74%吉大站#3402464.21%红旗站#24022 58.16%嘉华站#22011 57.37%鱼林站#25027.257.26%针对上述重载情况，建议如下：序号站名总容量(MVA)主变N-1后,负载最重一台的负载率解决问题建议1唐家站31.5+40120.30%1、扩建#3主变或将#2主变增容为50MVA；2、山房甲、乙线部分负荷改调整到港湾甲、乙线供电。2平沙站20*2152.63%1、平沙站两台主变增容为50MVA或40MVA；2、金湾局加快10kV华丰线、美平线与沙美站联络线项目的建设进度。3鱼林站50*2144.00%1、加快110kV定家湾输变电工程施工进度，按期投产；2、金湾局立项将负荷迁移至110kV定家湾站供电，并将负荷迁移量上报地调备案4西埔站40*2+50104.50%斗门局落实：将负荷迁移至220kV尖峰站供电，并将负荷早上报地调备案5井岸站31.5+40161.40%斗门局落实将负荷迁移至锦绣站等供电，并将负荷量上报地调备案6九洲站40*2128.95%计划部、工程部抓紧建设白莲站工程，香洲局落实将负荷迁移至白莲站供电，并将负荷量上报地调备案7吉大站40*3126.32%计划部、工程部抓紧建设白莲站工程，香洲局落实将负荷迁移至白莲站供电，并将负荷量上报地调备案8翠香站40*2126.32%通过配网联络线转供9夏湾站40*2125.26%工程部抓紧建设口岸站工程，香洲局落实将负荷迁移至口岸站供电，并将负荷量上报地调备案10红旗站40+20185.26%1、加快#1主变增容改造工程施工进度；2、加快西湖输变电工程施工进度，将红旗站部分负荷转移至西湖变电站供电。11北山站40*2121.05%可通过配网方式转移部分负荷12官塘站31.5*2116.96%立项对#1、#2主变扩容13三灶站40*2107.89%金湾局立项将负荷迁移至110kV定家湾站供电，并将负荷迁移量上报地调备案14石山站10*2105.26%1、对#1、#3主变进行扩容；2、加快建设琴韵输变电工程15广生站40*2105.26%可通过配网方式转移部分负荷16明珠站31.5*2100.25%1、对#1、#3主变进行扩容改造。2、香洲局立项将部分负荷迁移至红山站供电。17新堂站40*2+50110.53%见斗门配网存在问题及解决建议。18嘉华站40+20143.16%见斗门配网存在问题及解决建议19连屏站40*2加快建设湾仔站建设唐家变电站#2主变容量31.5MVA，带10kV 2、3母共19回馈线，今年最高负荷28.5MW，负载率94%。全站最高负荷44MW，今年七月份调通中心已将10kV港湾甲乙线、软件甲线、金发线4条馈线转相邻变电站供电，8月份最高负荷仍达37MW，当#1主变计划或故障停电时，#2主变过载23%。建议：1、唐家变电站扩建#3主变或将#2主变由31.5MVA增容为50MVA；2、将山房甲、乙线部分负荷改调整到港湾甲、乙线供电。2、110kV珠九乙、丙线N-1后，吉大站、九洲站主变过载问题110kV珠九乙、丙线通过线变组结线方式对110kV吉大站、九洲站共5台主变供电，吉大站、九洲站供电片区只能通过10kV馈线实现互供，无法通过其它变电站支援供电。在110kV珠九乙、丙线两回线路N-1时，两台主变被迫停运。2009年片区主变已不能满足110kV线路N-1要求，在2009年夏季期间110kV珠九乙线重大缺陷处理停电期间，九洲站运行中主变过负荷约10%。建议：（1）于2011年5月前扩建九洲站第3台主变（包括其线路工程）；（2）按期建设110kV白莲站工程。3、8座110kV变电站主变负荷不均衡在2010夏季高峰负荷期，三灶站、广生站、夏湾站等共8个变电站主变负荷不均衡，如下表所示。2010年110kV变电站主变负荷不均衡情况统计表序号变电站名称变压器编号主变容量(MVA)2009最大负荷(MW)负载率(%)1三灶站#1401436.84 #2402771.05 2广生站#1402668.42 #2401334.21 3夏湾站#1401436.84 #2403284.21 4九洲站#1402976.32 #2401847.37 5香洲站#1401642.11 #2401026.32 #3402052.63 6罗幸站#1402565.79 #3401231.58 7北山站#1403284.21 #2402463.16 8广生站#1402668.42 #2401334.21 十. 香洲区、金湾区10kV配网存在的问题10kV线路重载问题及整改要求变电站柜号线路名称2010年最大负荷(A)长期允许载流量（A）负载率%存在问题整改要求责任部门凤凰站F13南村甲线341 400 85%重载加快红山变电站配出工程施工进度（进线电缆增容）。2010年12月底前完成。香洲局新涌站F18南村乙线296 400 74%重载加快红山变电站配出工程施工进度（进线电缆增容）。2010年12月底前完成。香洲局凤凰站F15山场甲259 400 65%重载立项并接进线电缆，进线电缆增容。2011年4月底前完成。香洲局凤凰站F41山场乙线226 400 57%重载立项并接进线电缆，进线电缆增容。2011年4月底前完成。香洲局凤凰站F37东坑乙线334 400 84%重载加快东坑乙线联络线路工程施工进度。2010年12月底前完成。香洲局拱北站F1侨光甲线603 800 75%重载加快口岸变电站施工进度，将部分负荷转口岸变电站供电。2011年4月底前完成。工程部 香洲局夏湾站F12侨光乙线437 800 55%重载加快口岸变电站施工进度，将部分负荷转口岸变电站供电。2011年4月底前完成。工程部 香洲局兰埔站F13日华甲线586 800 67%负荷不均衡改开环点调整负荷，将开关站1母部分负荷转2母供电。2010年12月底前完成。调通中心夏湾站F3日华乙线214 800 24%负荷不均衡改开环点调整负荷，将开关站1母部分负荷转2母供电。2010年12月底前完成。调通中心新涌站F31恒运(中经花园)线377 400 94%重载加快红山变电站配出工程施工进度，部分负荷转红山站供电。2010年12月底前完成。香洲局新涌站F41特区线345 400 86%重载加快红山变电站配出工程施工进度，部分负荷转红山站供电。2010年12月底前完成。香洲局福溪站F7界冲甲线392 400 98%重载带线路全段负荷，建议优化结线，增加线路分段开关。2011年4月底前完成。香洲局福溪站F2福溪乙线352 400 88%重载带线路全段负荷，建议优化结线，增加线路分段开关。2011年4月底前完成。香洲局福溪站F6沥溪乙线298 400 75%重载带线路全段负荷，建议优化结线，增加线路分段开关。2011年4月底前完成。香洲局福溪站F12通良线399 500 80%重载改开环点调整负荷，将通良线部分负荷转油站线供电。2010年12月底前完成。调通中心香洲站F3香北甲480 800 60%重载改开环点调整负荷，将开关站1母部分负荷转2母供电。2010年12月底前完成。调通中心香洲站F33香北乙460 800 58%重载改开环点调整负荷，将服装厂线、胡椒园线部分负荷转相邻联络线供电。2010年12月底前完成。调通中心罗幸站F2飞鹏线280 400 70%重载改开环点调整负荷，将飞鹏线部分负荷转宝刚线供电。2010年12月底前完成。调通中心罗幸站F12金鼎甲线363 400 91%负荷不均衡将金鼎甲线部分支线改跳线至金鼎乙线供电。2011年4月底前完成。香洲局罗幸站F1金鼎乙线124 400 31%负荷不均衡将金鼎甲线部分支线改跳线至金鼎乙线供电。2011年4月底前完成。香洲局红旗站F11西一线296 360 82%重载加快西湖变电站施工进度，将部分负荷转西湖变电站供电。工程部 金湾局红旗站F12西二线336 360 93%重载加快西湖变电站施工进度，将部分负荷转西湖变电站供电。2011年4月底前完成。工程部 金湾局红旗站F2南翔I线384 400 96%重载加快西湖变电站施工进度，将部分负荷转西湖变电站供电。2011年4月底前完成。工程部 金湾局红旗站F20南翔II线374 400 94%重载加快西湖变电站施工进度，将部分负荷转西湖变电站供电。2011年4月底前完成。工程部 金湾局红旗站F4青科园乙线391 400 98%重载解决八一站10千伏出线走廊问题，2011年4月底前完成。金湾局三灶站F11高新甲线316 400 79%重载加快2010年配网项目施工进度，调整负荷。2010年12月底前完成。金湾局三灶站F12高新乙线310 400 78%重载加快2010年配网项目施工进度，调整负荷。2010年12月底前完成。金湾局三灶站F8柏力线377 400 94%重载加快2010年配网项目施工进度，调整负荷。2010年12月底前完成。金湾局三灶站F13三灶甲线0 400 0%负荷不均衡将三灶乙线#21杆鱼弄支线改跳线至三灶甲线供电。2011年4月底前完成。金湾局三灶站F18三灶乙线258 400 65%负荷不均衡将三灶乙线#21杆鱼弄支线改跳线至三灶甲线供电。2011年4月底前完成。金湾局鱼林站F5三灶甲线312 400 78%负荷不均衡鱼弄支线改跳线后改三灶甲线开环点，调整负荷。2011年4月底前完成。金湾局 调通中心鱼林站F6三灶乙线298 400 75%负荷不均衡鱼弄支线改跳线后改三灶乙线开环点，调整负荷。2011年4月底前完成。金湾局 调通中心鱼林站F12白井电子线382 500 76%重载加强巡视金湾局平沙站F13美平线335 400 84%重载加快美平线至沙美站联络线项目施工进度，调整负荷。2010年12月底前完成。金湾局平沙站F6华丰线240 360 66%重载加快华丰线至沙美站联络线项目施工进度，调整负荷。2010年12月底前完成。金湾局十一. 斗门配网存在问题1、西埔站片区西埔站2010年最高负荷92MW，负载率高达83%，已不满足主变N-1要求。当一台主变因故检修或故障停运时，将有22MW负荷无法转供电，需要拉闸限电。建议：加快完成尖峰变电站建设、投运，加快实施尖峰站10kV配出工程，解决配网负荷分配不合理状况。2、井岸站片区 井岸站2010年最高负荷50MW，负载率高达70%，在度夏期间不能满足主变N-1。预计2010年该负荷仍保持平稳增长，达到53MW。当一台主变因故检修或故障停运时，将有26MW负荷无法转供电，需要拉闸限电。由于负荷分配及变电站布点不合理影响，井岸站与新堂站之间联络线路不足，且联络线路重载，不利于负荷转供。建议：加快完成锦绣变电站建设、投运，加快实施锦绣站10kV配出工程，增加配网立项将井岸站部分负荷改接黄杨站，解决配网负荷分配不合理状况。3、新堂站片区 新堂站2010年最高负荷64.7MW，负载率高达58.5%，预计2010年该负荷仍保持平稳增长，达到68MW。当#3主变因故检修或故障停运时，#1、#2主变将满载。由于负荷分配及变电站布点不合理影响，井岸站与新堂站之间联络线路不足，且联络线路重载，不利于负荷转供。该站10kV备用间隔不足。建议：加快完成锦绣变电站建设、投运，加快实施锦绣站10kV配出工程，实施新堂站部分线路改接，解决配网负荷分配不合理及备用间隔不足状况。4、嘉华站片区 由于白蕉站须退出运行，白蕉站10kV负荷改接至嘉华站线路供电，导致该片区10kV线路可靠性低。嘉华站现有主变配置不合理（#1变40MVA，#2变20MVA）,#1变因故检修或故障停运时，#2变将过载，将有14MW负荷无法转供电，需要拉闸限电。建议：加快实施联兴站10kV配出工程，解决配网负荷分配不合理状况。珠海供电局电力调度通信中心二一年十月二日附表1：220KV重载主变一览表线路名额定功率(MW)实际有功峰(MW)负载率允许载流量海八甲线452367.0081.11%1250海八乙线452364.4080.53%1250八南甲线380304.5080.11%1050八南乙线380304.5080.11%1050三乐甲线380269.2070.83%1050三乐乙线380265.7069.90%1050南拱甲线434277.0063.77%1200南拱乙线434276.6063.68%1200乐凤甲线380208.5054.86%1050乐凤乙线380208.1054.75%1050附表2：110kV重载线路一览表线路名称额定功率(MW)实际有功峰(MW)负载率允许载流量(考虑瓶颈)斗堂甲线101 79.80 78.87%559斗联乙线89 67.50 75.49%494斗堂乙线101 73.90 73.04%559堂埔线89 62.90 70.35%494斗深甲线89 55.50 62.07%494联榕乙线89 52.90 59.16%494八鱼乙线89 48.80 54.58%494珠兰乙线111 52.00 46.72%615珠九乙线109 47.00 42.99%604珠兰甲线110 40.00 36.41%607附表4：2010年最大负荷日220kV主变重载情况站名主变编号容量(MVA)高压侧负荷(MW)负载率斗门站#318014886.61%斗门站#218014987.19%斗门站#118014685.15%大港站#318010762.57%大港站#218010661.99%大港站#1905665.96%附图1：附图2：