电网十二五规划前电网运行分析与风险评估方案报告
电网运行分析报告
电网运行分析报告1. 引言电网是现代社会不可或缺的基础设施之一，负责将电力从发电厂传输到各个用户。
为了确保电力的可靠供应和高效利用，对电网的运行情况进行分析和评估至关重要。
本报告将对电网的运行进行分析，探讨其中的关键问题和挑战，并提出一些建议以优化电网的运行。
2. 电网运行情况分析2.1 供电可靠性供电可靠性是评估电网运行情况的重要指标之一。
我们可以通过以下几个方面来分析供电可靠性的情况： - 负荷曲线分析：通过分析电网负荷曲线的波动情况，可以评估不同时间段的负荷变化，进而确定供电系统的容量是否足够满足用户需求。
- 故障分析：对电网中的故障进行统计和分析，可以评估故障发生的频率和类型，并采取相应的措施来提高电网的可靠性。
2.2 能源效率能源效率是衡量电网运行效果的重要指标之一。
以下是一些评估电网能源效率的方法： - 输电损耗分析：通过对电网中输电过程中的电能损耗进行分析，可以评估电能在输送过程中的损耗情况，并提出相应的改进措施，以降低能源损耗。
- 电网调度分析：对电网进行调度分析，优化电力的传输和分配，以确保能源的有效利用和合理分配。
2.3 安全问题电网的安全问题对供电可靠性和用户生命财产安全具有重要影响。
以下几个方面是评估电网安全性的关键问题： - 设备状态分析：对电网中各种设备的状态进行监测和分析，可以及时发现设备存在的故障和损坏情况，以避免可能导致事故的潜在风险。
- 防灾减灾措施：制定相应的灾害应对和减灾措施，如雷击和火灾预防措施，以提高电网的安全性。
3. 电网运行优化建议基于对电网运行情况的分析，我们提出以下一些建议以优化电网的运行： - 加强设备监测和维护：通过引入先进的设备监测技术，及时发现设备故障和损坏，并积极进行维护和修复，以提高电网的可靠性和安全性。
- 优化负荷分配：根据负荷曲线分析结果，合理调整负荷的分配，以避免过度负荷和电能浪费，提高电网的能源效率。
- 强化灾害预防措施：加强对电网的灾害预警和防护措施，如安装避雷器和防火设施，以提高电网的安全性和抗灾能力。
我国《电力工业“十二五”规划》
汇报人： 2023-12-30
目录
• 引言 • 我国电力工业现状 • “十二五”电力工业发展目标 • 重点任务和措施 • 保障措施
01
引言
规划背景
01
电力工业是我国国民经济的重 要基础产业，也是国家能源安 全和国民经济命脉的重要支撑 产业。
02
随着经济社会的快速发展，我 国电力需求持续增长，能源结 构转型和节能减排压力加大， 电力工业发展面临严峻挑战。
加强电力需求侧管理，合理安排电力生产和需求，确保电力供
需总体平衡。
区域性供需平衡
02
根据区域经济发展和能源资源分布情况，优化电源布局和电网
结构，实现区域性电力供需平衡。
应对突发事件
03
建立健全应对突发事件机制，提高应对突发事件的能力，确保
电力安全稳定运行。
电源结构优化目标
优化火电结构
加大火电结构调整力度，重点发展高效、清洁、大容量火电机组 ，逐步淘汰落后的小火电机组。
“十二五”期间，预计全国发电装机容量将达到14.37亿千瓦，年均增长约8.5% 。其中，火电装机容量将达到9.5亿千瓦，水电装机容量将达到3亿千瓦，核电装 机容量将达到3800万千瓦。
电力供需状况
长期以来，我国电力供需总体偏紧， 但同时也存在区域性、季节性、时段 性的供需矛盾。
“十二五”期间，随着我国经济社会 的快速发展，电力需求仍将保持快速 增长，预计全社会用电量年均增长约 6.5%。
电源结构
我国电源结构以火电为主，火电装机容量占全国总装机容量 的约70%。
“十二五”期间，我国将积极发展水电、核电、风电等清洁 能源，优化电源结构，预计到2015年，清洁能源装机容量占 全国总装机容量的比重将达到35%左右。
国家电网公司“十二五”发展规划专项规划之九 生产规划
国家电网公司“十二五”发展规划专项规划之九生产规划生产技术部2010年9月目录前言......................................................一、总则..................................................（一）规划背景..........................................................................（二）规划目的和内容 ...............................................................（三）规划依据..........................................................................二、“十一五”生产管理基本情况.............................（一）电网装备水平显着提升.....................................................（二）生产管理水平显着提升.....................................................（三）生产效率进一步提升........................................................（四）技改大修管理进一步加强.................................................（五）配网管理和生产管理信息化进一步加强............................（六）“十一五”电网生产过程存在的问题......................................三、“十二五”国家电网安全生产面临的形势和任务 .............（一）特高压大电网对生产管理提出更新更高要求.....................（二）频发的自然灾害对各级电网安全运行形成严峻挑战 ..........（三）风电大规模开发和集中接入对电网运行提出新的要求 ............（四）“一强三优”现代公司建设迫切需要变革传统的生产管理方式错误！未定义书签。
电网供电能力分析(供电能力评估 为电网规划改造提供科学依据)
电网供电能力分析报告本分析报告依据现电网规模及网架参数，根据电压等级对电网的供电能力进行量化，分析了变电站进线、主变、出线以及所带配变的最大供电能力与剩余供电能力，根据负载率等指标，分析电网薄弱环节，对地区电网进行供电能力评估，为电网规划、改造提供科学依据的基础。
一、电网现状（一）电源状况截止年底，地区电源点共计4个，分别是：县330kV汤峪变、户县110kV涝店变、户县35kV叶寨变、10kV武周线。
具体情况如下：1、110kV周汤线（LGJ-300）上一级电源为330kV汤峪变， 110kV周汤线线路最大供电能力120MW，受上一级电网供电能力限制，西安地调对110kV周汤线负荷按不超过90MW 控制。
2、110kV台涝线（LGJ-300）上一级电源为110kV涝店变。
110kV台涝线线路最大供电能力120MW，受上一级电网供电能力及主变容量限制，西安地调对110kV进线台涝线负荷按不超过28MW控制。
3、35kV叶集线（LGJ-120）上一级电源为35kV叶寨变。
35kV叶集线线路最大供电能力21MW，受上一级电网供电能力及主变容量限制，西安地调对35kV进线叶集线负荷按不超过12MW控制。
4、35kV城南变10kV城西线与10kV水泥线为手拉手线路，35kV城南变主变容量6.3+6.3MVA，10kV城西线（型号LGJ-95，CT变比300/5）允许电流300A，供电能力约4MW。
由于上一级电网供电能力受限等原因，电网上一级电源供电能力为134MW。
具体情况见表1:表1 年底电网电源情况统计表单位：MW并网水电站网内并网水电站27座，装机53MW，其中并入国网变电站水电站1座，装机20MW；并入分公司电网变电站电站26座（均为径流式电站），装机34.468MW。
具体情况见表2：表2 年底水电网装机容量统计表单位：MW，组，kV合计34.46 8（二）网架结构电网相对独立，以110kV汤周、台涝、新集线（在建）、35kV叶集线为主供电源，以110kV变、终台变、35kV集贤变为网架主要支撑点，110kV变主要供中部及西南部，110kV 终台变主要供东北部，110kV集贤变主要供中东部，35kV集贤变主要供东南部。
电力工程现状分析报告及未来五至十年发展趋势
电力工程现状分析报告及未来五至十年发展趋势近年来，电力工程在我国经济和社会发展中扮演着至关重要的角色。
随着经济的不断发展和人民生活水平的提高，对电力的需求量也呈现出持续增长的趋势。
本文将对电力工程的现状进行分析，并展望未来五至十年的发展趋势。
一、电力工程的现状分析1. 发电容量逐年增加作为电力工程的核心，发电容量的增长是电力工程发展的基础。
近年来，我国不断加大对清洁能源的投入，大力发展水电、风电、太阳能等新能源电力工程。
根据数据统计，我国发电容量在过去五年中年均增长超过10%，为国家经济提供了强劲的动力。
2. 输电线路的规模扩大随着发电容量的增加，对输电线路的需求也在不断增加。
我国不断加大对输电线路的投资，提升输电能力和电网稳定性。
同时，我国还推进了“西电东送”等大型跨区域输电工程，打通了各地区之间的电力供应网络，为经济发展和区域协同提供了有力支撑。
3. 智能电网的兴起智能电网是电力工程的重要发展方向之一。
通过引入信息技术和通信技术，实现电力系统的可靠性、可用性和经济性的提升。
智能电网可以实现对电力生产、传输和消费的全过程监测和管理，提高电力系统的运行效率和安全性。
目前，我国已经启动了智能电网建设的试点项目，并取得了显著的成效。
4. 电力系统的清洁化在全球环保意识不断提高的背景下，电力工程也正加快向清洁能源转型。
我国积极推进煤电厂的脱硫、脱硝和除尘等技术改造，减少大气污染物的排放。
同时，加快推广利用新能源发电，减少对化石燃料的依赖，提高能源利用效率。
未来，清洁能源将成为电力工程发展的主要方向。
二、未来五至十年电力工程发展趋势展望1. 提高电网安全性和可靠性未来五至十年，电力工程将注重提高电网的安全性和可靠性。
通过引入新的监控技术、故障诊断技术和预测分析技术，实现对电力系统的实时监测和管理，提高对电网故障和异常情况的识别和处理能力。
同时，进一步提升电网的抗干扰能力，降低电网运行风险。
2. 加快推进智能电网建设智能电网的发展将成为电力工程的重要方向。
供电系统可靠性评估与风险预测
供电系统可靠性评估与风险预测一、引言随着电力系统在国民经济中的影响和作用越来越大，供电系统的可靠性和安全性也越来越重要。
供电系统可靠性评估和风险预测已成为电力系统管理和运行的重要内容。
本文将介绍供电系统可靠性评估和风险预测的概念、方法和关键技术。
二、供电系统可靠性评估概述供电系统可靠性是指在特定条件下，系统在指定时间实现规定的电力供应要求的能力。
电力系统的可靠性评估是评估不同因素（如设备故障、自然灾害等）对系统安全性和可靠性的影响，并为系统监控和运维提供有力的支持。
通过可靠性评估，可以找出系统的短板，并采取相应的措施进行加强和改进。
供电系统的可靠性评估主要包括系统可靠性指标的确定、可靠性评估模型的建立以及可靠性分析方法的研究等内容。
其中，系统可靠性指标是指评估系统可靠性的重要参数，如系统平均无故障时间（MTBF）和平均故障修复时间（MTTR）等。
可靠性评估模型则是指用于计算系统可靠性指标的数学模型，主要包括基于概率论和统计学的可靠性模型和基于物理理论的可靠性模型。
可靠性分析方法则是指对可靠性评估模型进行定量分析的方法，如蒙特卡罗法、蒸发-灰度关联分析法等。
三、供电系统风险预测概述供电系统风险预测是指在对系统进行可靠性评估的基础上，对未来系统可能出现的风险进行预测和评估。
风险评估是指对可能引发系统故障和事故的因素进行分类和分析，并提供相应的风险管理措施。
供电系统的风险预测主要包括风险因素的分类、风险矩阵的建立以及风险评估方法的研究等内容。
风险因素的分类是指对可能引发系统故障和事故的因素进行分类和分析。
风险矩阵则是根据风险因素的严重性和发生概率来评估风险等级的数学模型。
风险评估方法是指对风险矩阵进行定量分析的方法，如层次分析法、熵权法等。
四、供电系统可靠性评估和风险预测应用案例1. 基于可靠性评估的变电站重要设备保养管理变电站作为电力系统的重要组成部分，可靠性评估及风险预测应用于变电站设备的保养管理具有重要意义。
电网十三五评估报告
电网十三五评估报告1. 概述电网是国家现代产业发展的重要基础设施，对经济社会发展起着关键作用。
"十三五" 是指中国国家电网公司在2016 年至2020 年期间进行的发展规划，本评估报告旨在对此期间的电网建设情况进行全面评估。
2. 前期规划与目标电网"十三五"发展规划旨在推动电力系统实现可靠、安全、高效、清洁的目标，满足经济社会发展对电力的需求。
具体目标包括：加快电网升级改造、提升电网安全稳定性、促进电力市场化发展、推进智能电网建设等。
3. 发展情况评估3.1 升级改造在"十三五"期间，国家电网公司投入巨资进行电网升级改造工作，该工作取得了明显进展。
通过升级改造，电网的传输能力大幅提升，用户供电可靠性显著提高，服务质量得到了明显的改善。
3.2 安全稳定性电网的安全稳定性是保障电力供应的重要因素。
在"十三五"期间，电网安全稳定性得到了有效提升。
国家电网公司加强了对电网设备的监控和维护，大大降低了断电和事故的风险，提高了电网的可靠性。
3.3 电力市场化发展电力市场化是电力行业发展的重要方向，也是"十三五"期间电网建设的核心任务之一。
国家电网公司积极推进电力市场化改革，加强了市场竞争，提高了电力供应的效率和质量，为用户提供了更加多样化的选择。
3.4 智能电网建设智能电网是电力系统向着高效、智能方向发展的重要标志。
在"十三五"期间，国家电网公司加大了对智能电网建设的投入，推动了智能电网的发展和应用。
通过智能电网建设，电力系统的供需匹配更加精准，电力资源得到了更加有效的利用。
4. 存在的问题与建议4.1 技术创新电网建设需要不断引进和应用新技术，提高电网的安全稳定性和供电能力。
未来应加大对新能源与储能技术的研发和应用，加强对智能电网、电力物联网等前沿技术的推广，不断推动电网技术创新。
4.2 区域不平衡中国地域辽阔，各区域的经济发展水平存在差异。
电力抢修安全风险评估报告
电力抢修安全风险评估报告尊敬的领导：根据您的要求，我为电力抢修的安全风险进行了评估并撰写了报告，现将详细内容汇报如下。
第一、风险评估的背景和目的电力抢修是解决电力供应中突发事件的紧急救援措施，对于保障人民群众生命财产安全和社会稳定至关重要。
然而，在抢修过程中，由于工作环境复杂多变，涉及高压电等危险因素，存在一定的安全风险。
为确保电力抢修工作的顺利进行和工作人员的安全，本次评估的目的是分析电力抢修工作中潜在的安全风险并提出相应的防范措施。
第二、可能存在的安全风险根据实地调研和相关数据分析，电力抢修工作可能存在以下安全风险：1. 高压电触电风险：电力抢修工作中，工作人员需要接触到高压电设备，存在因电器设备损坏、设备操作不当等原因导致的电触电风险。
2. 高空作业风险：电力设备的安装、维修和抢修涉及到高空作业，存在坠落、物体掉落等高空作业风险。
3. 其他危险物质：电力抢修现场可能存在有害气体、化学物质等其他危险物质，存在中毒、爆炸等风险。
4. 人为因素：电力抢修工作中，人员疲劳、工作操作失误、操劳过度等因素可能导致意外事故发生。
第三、风险评价和防范措施1. 高压电触电风险评估：对于高压电触电风险，应严格执行操作规程，确保工作人员持证上岗，并加强相关培训，提高职工的安全意识。
同时，要加强现场管理，确保电力设备的绝缘状态良好，定期进行设备检修和保养，保证设备的安全可靠性。
2. 高空作业风险评估：电力抢修工作中的高空作业应严格遵守相关规章制度，确保工作人员正确使用各种防护装备，如安全带、安全网等。
同时，要加强对高空作业操作人员的培训，提高他们的安全技能和意识，确保操作的规范性和安全性。
3. 其他危险物质风险评估：电力抢修工作现场应建立严格的安全防护措施，合理设置通风设备，确保室内空气质量，防止有害气体积累。
对于有毒化学物质，要采取正确的存储和使用方法，规范操作，避免污染和泄漏。
4. 人为因素风险评估：电力抢修工作中人为因素的影响较大，应加强人员配置和管理，保证工作人员的合理休息和作息时间，避免疲劳作业。
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电网“十二五”规划前电网运行分析与风险评估报告电网公司供电局2010年05月第一部分十二五规划前电网运分析1、2009年新（改）建项目及设备规1.1 2009年新投产发电机组,容要求见下表表1 2009年度电网新投产机组统计表注：新投产机组只统计地调直接调度的机组。
1.2 2009年度网区新（改）建输电线路表2 2009年度电网新（改）建输电线路注：只统计地调调度管辖的35kV及以上线路。
1.3 2009年度网区新（改）建变压器表3 2009年度电网新（改）建变压器2、2009年底地区电网规模2.1 2009年末总装机情况表4 2009年底电网直调发电机组一览表2.2 2009年输变电设备情况网区各电压等级输电线路条数、总长度，各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量，见表5。
表5 2009年底电网输变电设备情况表2.3无功补偿设备配置情况网区各220kV站无功补偿设备情况，见表6。
表6 2009年底电网各220kV站无功补偿设备情况一览表2.4县网小水电情况统计网区各县网小水电装机容量及年发电量，具体要求见表7。
表7 2009年底电网县网小水电情况2.5 2009年末地区电网地理接线图2009年末网区地理接线图及系统一次接线图见附图一、附图二。
3、生产、运行指标完成情况3.1地调直调电厂发电情况统计各地调直调电厂及水火电分月发电量、最大电力、利用小时，具体要求见表8。
表8 2009年电网直调电厂发电情况单位: 万kWh, MW专业DOC资料.专业DOC资料.3.2购电量、售电量完成情况本电网购电量及售电量完成情况，同比增长情况、完成年计划情况。
见表9。
表9 2009年电网月购电、售电表单位： MW.h3.3 网区负荷情况3.3.1网区负荷特性2009年及分月最大负荷、最大峰谷差，见表10、表11。
表10 2009年电网负荷特性指标表单位：MW注明：网区负荷包括为购主网负荷和网区小水电。
表11 2009年电网分月负荷、峰谷差及峰谷比单位：MW注： 1、指购主网负荷(包括网区小水电)2、负荷率=日平均负荷/日最高负荷，峰谷比=日最低负荷/日最高负荷3.3.2 典型日负荷曲线季度典型日负荷曲线，电网最大负荷日网区日负荷曲线，网区最大负荷日负荷曲线。
见表12。
表12 2009年电网典型日负荷曲线单位：MW注：网区总负荷不包括小水电负荷。
2009年度第一～四季度典型日负荷曲线图：3.4 电压情况3.4.1 网区电压合格率统计表表13 2009年电网电压合格率统计表表14 2009年电网各电压等级电压统计表5010015020025030035040045050055060065001234567891011121314151617181920212223243.4.2 2009年电网电压情况分析3.4.2.1、供电电压合格率指标完成情况及分析我局综合电压合格率为99.41%，A类99.44%，B类98.99%，C类99.68%，D类99.45%，E类98.89%，均完成公司考核指标。
从以上数据看，我局E类母线电压合格率累计完成情况较差，主要原因是220kV母线电压合格率偏低由电压越上限引起。
220kV系统电压受500kV系统影响较大，高峰时段当500kV变退出全部低抗投入电容时，容易造成220kV系统电压靠近上限运行，无功就地平衡困难。
在低谷时段，由于处丰水期运行，网区地方小水电出力增多，从主网输送的负荷轻，地方小水电向主网倒送无功运行，造成220KV变电站无功过剩电压越上限运行。
3.4.2.2、220kV变电站无功电压监测和考核情况统计及分析2009年，剔除客观因数造成的考核不合格点，我局220kV变电站主变高压侧无功电压合格率累计完成98.37%。
完成公司下达考核指标。
引起考核不合格点的主要原因是：（1）我局的220kV车河变、永丰变10kV侧带重负荷运行，主变压器中压侧无分接开关，无功电压调节困难。
由于500kV系统供到220kV母线的电压普遍偏高，有时主变压器有载调压开关调至第I档后110kV母线电压仍然偏高，而10kV母线电压却偏低。
由于10kV无功补偿电容器组单组容量较大，当电容器组投入时，容易造成220kV母线电压越上限，甚至无功倒送至220kV主网。
如不进行补偿，则10kV电压越下限运行，使用户端电压偏低，不能正常生产。
（2）500kV变属于“西电东送”主通道上的一个节环点，南网总调对它的电压调节更多的是考虑南方电网，由于有500kV变电源的支撑，我局存在220kV系统母线电压普遍偏高的现象，无功电压调控难度大，合格率低。
（3）境区域水电厂虽说由地调统调无功，但是由于其机组性能原因，无功调节性能比较差，无功出力不能及时根据电网无功潮流分布进行合理调整，严重影响220kV主变压器高压侧功率因素考核。
提高电压合格率采取的措施：1）、高度重视无功电压问题，继续加强无功电力调度和管理，加大变电站无功电压运行管理和无功补偿设备管理的考核力度，强化管理标准的贯彻执行，提高有关部门人员的责任心。
2）、继续加大无功补偿设备的投入力度。
为实现无功电力分层分区平衡的要求，要继续加大无功设备的投入力度，在新建、改扩建项目设计时应根据电网结构、潮流分布等情况建设相应的无功补偿设备，不留缺口，凡纳入建设计划的无功补偿设备应与有功建设配套，同时建设，同时投产。
3）、加强无功补偿设备的运行维护和缺陷处理工作，提高电容器的可用率。
加强对变电站无功补偿装置及相关设备的巡视、测温等工作，及时发现存在的缺陷，对存在问题不能投运的无功补偿设备，要及时进行处理和改造，尽可能提高无功补偿设备的健康水平。
4）、加强对低压配网无功补偿设备的维护管理工作，加大低压配网无功补偿力度。
对现有的低压无功补偿装置要加强维护和管理，高峰时段，必须使安装在配网二次侧的补偿电容器最大程度的发挥效益，以减轻对主网无功补偿的压力。
对已失去作用的低压无功补偿设备要进行技术改造。
5）、加强对地方小电源和用户无功功率的管理和考核。
为保证系统电压运行在合格围，高峰时段应尽量增加电源的无功出力，提高用户功率因数，低谷时段严禁地方小电源和用户向主网倒送无功运行。
6）、合理安排电网运行方式。
电力系统各电压等级的无功电压水平是紧密相联的，提高电网的电压水平需要中调、地调、县调各级运行及管理人员的密切配合，各级管理人员要加强沟通，研究如何充分利用现有的无功补偿设备，对出现的电压问题及时提出解决措施，。
7）、在现有的依靠人工调控的条件下，要求运行部门加强对变电站无功电压调整有关规定的培训学习，提高对无功电压合理调控重要性的认识，避免人为判断不合理和采取不合理的调控方案。
对一些长期不运行的电容器，要合理拟定无功电压轮换调节方案，合理投切电容器。
8）、督促上级主管部门应尽快解决AVC系统存在的问题，验收应用无功电压控制的自动化，通过科技手段来实现优化区域无功优化和电压质量控制，提高自动化水平，最大限度减轻运行人员无功设备调节工作量，避免人为调控的不合理现象。
9）、突出重点抓好220 kV变电站无功电压管理工作。
要求根据调度中心下达的220 kV变电站电压曲线及不同时段主变一次侧功率因数控制围加强对变电站、地方小电源及用户的无功管理工作，制定具体的无功电压控制措施。
积极与中调联系，配合调整220kV系统电压。
3.5 2009年度电网安全自动装置正确动作率及简要分析说明至2009年底，网区安全自动装置配置情况及动作情况如下表：表 15 2009年电网安全自动装置情况截止2009年12月31日，我局所辖变电站的线路保护、主变保护及安全自动装置除检修时间外，均可根据需要投入运行，装置投运率达100%。
电网继电保护运行情况良好。
全年继电保护装置总动作次数为924次，正确动作924次，正确动作率100%；备自投装置总动作次数 8 次，正确动作率100%。
低频低压减负荷装置、低频低压解列装置均按要求投入运行，装置运行状况良好。
3.6 2009年度电网线损率及简要分析说明3.6.1 网区2009年度线损率完成情况表对网区年度线损率完成情况、与去年同比情况，采取的主要降损措施进行分析。
表16 2009年电网线损率完成情况表单位：MWh3.6.2 网区4年来的线损指标完成情况统计表3.6.3电网线损损失率情况分析：2009年1～12月全局供电量358041.5829万kW·h，售电量346636.9680万kW·h，线损率2.99%，同比升上0.47个百分点，本年线损率偏高的原因：1）、今年供电量补了2004～2008年拨贡电厂农免电量7145.438MW.h，拉动线损率上升0.2个百分点，在考核时应扣除这一因素影响，供电量减去这分部电量，则线损率为2.99%，控制在3%以。
2）、今年负荷上升，由于供售电量抄表时间差，负荷分布不均，线损率同比上升。
3.7 发输变电事故造成的停电最大电力、全年的停电电量2009年电网共发生了110kV及以上线路跳闸事故共54起，35kV及以下线路跳闸事故共479条，除去线路跳闸后重合成功或跳闸线路为空载线路(或环网线路)，未引起电量损失外，共损失电量152.8Mkw.h。
2008年发输变电事故造成的停电电量统计表:(单位：电力MW 电量MW.h)3.8 计划用电、错峰（含避峰）用电及拉闸限电情况年计划用电、错峰（含避峰）用电及拉闸限电情况。
见表18。
表17 2009年电网计划用电、错峰用电及拉闸限电情况表单位：万kWh ,MW说明：2009年电网供电形势平稳，全年没有出现错峰、拉闸限电情况。
3.9 网区各趸售县供电情况网区各趸售县全年供电情况，见表18。
表18 2009年电网各趸售县供电情况单位:万kWh, MW备注：各县市的供电量包含本身的小水电电量。
3.10 检修计划执行情况表19 2009年电网检修计划执行情况表根据局年度计划安排1513项停电工作，实际完成1394项，计划完成率为：92.13%，计划未完成的主要原因是：（1）由于用户原因无法停电的。
（2）配网工作未按时通过验收接火。
（3）原计划实施的工作，由于天气原因、施工设计方面等原因，未能按时完成。
（4）施工单位人手不足，同时进行金城江站、宜山站、老街站等变电站的技改施工，导致工程不能如期完成。
（5）技改、大修任务繁重。
（6）没有备品备件，因此未能完成永丰站10kV#1、#2电容器的消缺工作。
加强计划管理、减少重复停电的措施：（1）生技部督促各部门及时上报月度计划，还应督促外单位进行的技改项目报停电计划，涉及中调管辖的设备必须在每月的22日前上报，上报时注意其他部门需要配合的工作要同时安排，避免重复性停电工作。
（2）在技改、定检工作较多时，生技部应安排召开停电协调会，落实具体的停电时间和需要其他部门协调的工作，特别是涉及用户停电的更要统筹安排，停电计划在每月1日前应正式公布，以便各部门按此安排工作。