欲望的点滴

前言：想要写出一篇令人眼前一亮的文章吗？我们特意为您整理了5篇欲望的点滴范文，相信会为您的写作带来帮助，发现更多的写作思路和灵感。

欲望的点滴范文第1篇

关键词：新设备；送电管理；制度；流程

引言

电网新设备送电管理是方式计划室的一项细致而复杂的工作，时间上要按照里程碑要求按期投运，安全上要保证送电过程中不能出现差错。但以往的新设备送电管理中存在着管理计划性差、流程改动随意等诸多问题。如：设备变更报送不及时或内容错误导致反复报送，影响送电安排；设备送电时间无计划性，存在抢时间，赶进度现象；设备验收不连贯，对新设备送电中采取先送电，后处理的做法等，都极大地影响了送电工作。

1 解决问题思路

以完善制度为基础：本着“完备性、规范性、实用性”三项原则，对现有管理标准、制度和办法等进行整合，健全新设备送电管理制度。

以优化流程为主线：对新设备送电业务流程进一步优化，按痕迹化管理的要求，使每一个流程清晰明了，责任到人，使其更具可操作性，形成标准化的业务流程。

2 创新管理办法

针对新设备送电所涉及的送电计划、资料受理、设备命名、送电准备、考核改进五个环节具体谈谈孝感供电公司创新管理办法。

2.1 送电计划环节

2.1.1 新设备送电时间计划性不强，工程施工的进度受人为、环境因素影响很大，经常变化，调度部门不注重掌握其具体进度，因此出现设备验收前才接到送电需求，致使调度部门没有足够的时间完成本专业的工作。存在抢时间，赶进度现象。

解决措施：调度部门每月召集基建、营销、运检部门召开送电时间计划协调会。计划会上充分了解施工进度、停电需求，是否受阻延期等信息，滚动修编基建工程1-3月内的送电时间表。电网运行方式人员依据送电时间表可以从容安排时间，完成设备变更单的收资工作和设备命名工作。

2.1.2 各部门讨论停电计划时，一些配合停电的设备容易遗漏。例如设备安装时与邻近设备的安距问题，停电时是否涉及通信光缆问题。待设备安装前发现遗漏，影响了送电安排。

解决措施：调度部门设计了《送电工程停电需求表》，上面罗列了所有停电需要考虑的项目。特别是是否涉及用户停电、吊车进站、安距不够、线路参数实测等容易遗忘的问题。调度部门召集基建停电协调会时，由各部门勾选，编制出完整的停电需求表。方式人员依据停电需求表可提前向省调提出停电需求，避免耽误停电时间，影响送电。

2.2 资料受审环节

2.2.1 同一个工程的多家部门不能同时间上报变更单，导致变更资料无法收齐，影响下发设备命名文件。

解决措施：新设备送电前3个月，召集各报送部门开会，对需要报送的时间点和内容进行布置，督促各单位按节点完成资料上报。新设备投产专责对投产资料进行统一接收，进行审核后登记归档，双方签字后将变更单内容上传至中心网页（变更单如图1）。

2.2.2 报送人对报送资料不清楚，导致报送资料不全或报送内容错误，反复修改，耽误时间。存在抢时间，赶进度现象。

解决措施：修订《新设备送电资料报送清单》，下发各对应部门。调度部门要求各单位指定两名人员专职报送变更单，进行培训后与调度新设备投产专责点对点联系，彼此保持畅通的联系渠道，及时协调解决资料报送工作中存在的问题。

2.3 设备命名环节

2.3.1 设备命名文件下发施工单位后，发现现场与前期报送的变更单不一致，导致命名要发生变更。其次是有些设备要到货安装时才知道其设备状况，前期报送的变更单无法标明，还有施工过程中根据实际情况进行调整发生的变更，都会使命名文件发生不一致。

解决措施：调度部门修订《设备命名编号原则》，对照设备变更单完成设备命名后要到现场进行设备核对，复核后的图纸方可下发到基建单位。

2.3.2 基建单位在设备安装全部完工后对图纸进行现场核对，确无差误后上报调度部门，然后正式行文下发。

解决措施：调度部门收到变更资料后，投运前应完成设备命名、电网潮流分析计算、定值整定计算、调度自动化系统参数修改等相关工作，做好送电前的各项准备工作。各专业按照新设备工作流程完成各自专业工作，时间上没有具体约束，在时间预度上对下一流程有影响。

应用新设备送电流程，在OMS系统中由新设备送电专责发起送电流程，各专业按流程顺序完成自身工作，系统时间有限制，超过时间会有提示和记录，很好地控制了各专业的送电准备工作完成时间。

2.4 送电准备环节

调度部门送电前各专业没有经过联审签字，存在有遗漏的地方没有及时发现，到送电时才发现，影响了送电进度。

解决措施：建立调度各专业联审会签制度，将设备命名、调度协议、送电方案、定值计算、自动化对量等所有准备工作列表，送电准备工作完毕后，调度部门召集各专业召开送电启动会。讨论送电前准备工作是否完备，各专业核对命名是否变更、定值是否上传到系统、省调接火票是否批复等。各专业人员在会签单上签字确认。所有专业全部签字后，方可进行送电操作。

2.5 考核改进环节

新设备送电后只对送电工程中出现的问题进行了总结，没有从制度上提出改进的措施，对各部门出现的问题也没有进行考核，使双方都没有从中得到提高。

解决措施：新设备投运专责在新设备投运后五个工作日内将有关图纸资料整理归档。调度部门在投运后十个工作日内召开会议，对新设备送电工作进行评价、总结，对影响送电的制度要进行完善修订。对各专业责任人和其他单位要按照《考评细则》提出改进工作的要求，并进行考核。

3 结束语

欲望的点滴范文第2篇

【关键词】　低压配电网　故障接地人为接地　中性点共地电系统漏电保护

0引言

低压配电网融贯于各行各业、社会各界，担负着电力能源供销交接、消耗转化的重任。比较高压电网，其线路长、分布广、布局乱、变动大、涉入多、管理难、损耗大、事故多、可改进、提高的空间要大得多。其中低压配电网接地引起的问题最多，最严重，争议也最大，很有必要进一步探讨、研究和澄清。

1　低压配电网的故障接地

1.1　客观原因

故障接地的必然性和多发性，是指自然形成的，非故意的配电网接地故障。主要原因有：

(1)低压配电网线路长、分布广，供用电设备的带电体都是通过绝缘物件固定在大地上，且相对规范性差，变动性、移动性、随意性大，大地和带电体二者相近相随，接地故障的机会很多。

(2)许多低压配电网的产权、管理任归用户，涉电非专业人员太多，因而管理薄弱，私拉乱撤，违规用电现象较多，会加剧接地故障的发生。

(3)低压配电网运行年久，由于老化、磨损、污染等原因造成的绝缘失效，也不可避免的形成接地故障。通过对独立配电变压器的城乡用户(村)配电网的调查(断开中性点接地线，测量配电网与地之间的绝缘)，证实75％以上的配电网有接地故障，多数有多处接地，有的因对地漏电烧残，甚至烧断导线。

(4)现有法规、规范对新产生的门窗接地、路灯照明接地、屏蔽接地等没有或不明确。

(5)对低压配电网供电设制的选用随意性较大，特别是PE线概念不清。

1.2　故障接地的电气特征

由于故障接地是非故意接地，因此是不可靠接地。有较大的接地电阻，不稳定，接地电流一般不会太大，小于或接近负载电流。接地介质大多是土壤、金属、木头、水泥、砖石等，这些物质直接与潮湿的泥土相连接，接地电阻受潮湿程度影响，同时也受接地电流所产生温度的影响而调节变化，其电流往往能稳定在某一水平上，具有容易发生不是太大、很难发现、不知所措、长期存在的特点。其循环规律是：

接地电流增大－接地处加温变干－接地电阻变大，接地电阻变小－接地处降温侵湿－接地电流变小。

又由于过流保护装置的整定值，比接地故障电流值大得多，所以对绝大多数接地故障往往不起作用。因此说故障接地具有隐蔽性。

2　低压配电网的人为接地

2.1　主观目的

人为接地，是指为了达到预期目的，故意将配电网接地，主要指配电变压器低压侧中性点接地。有关资料和人们的传统认识表明，中性点接地的目的通常是：

(1)为了将配电网相线对地电压衡定为相电压，称稳定配电网。

(2)为了增大故障电流，用过流保护装置检查配电网接地故障。

(3)为了使用漏电保护器。

(4)为了防止低压配电网中性点偏移。

(5)为了一相一地用电。

2.2　电气特征

人为接地，必然是可靠接地，接地电阻小，载流大，具有极大的破坏性：

(1)为发生触电漏电事故创造了条件：

由于中性点接地，地就成为电源的一极，地与人、畜密切相关，一旦触电，会立即造成严重后果。配电网出现接地故障，接地电流大，容易引发漏电火灾事故。可见，配电网中性点接地本身就是严重的事故隐患。

(2)人为接地掩盖故障接地：

配电网中性点接地，相当于全电网(通过变压器线圈和配电网负载)都接地，即由于中性点接地，使本来已经具有隐蔽性的接地故障，更难判别、查找和排除，因此说，人为接地掩盖故障接地，形成接地故障积累，加速配电网劣化。

(3)招引雷灾：配电网中性点接地，就是零地合一，当发生直击(空地)雷时，配电网相、地(即零)之间电压突升，把雷电压引入配电网相、零线之间，损坏用电设备，尤其是电子设备。

(4)人为接地，使漏电保护器起不到应有作用。

(5)由很多人为接地和故障接地组成了一个巨大的“共地电系统”，会带来“多电源共地”的后果既存在大量同系统异线同时接地，后果是：

①造成巨大的电能浪费：

不管是人为接地还是故障接地，必然造成巨大的电能浪费。具了解配电网的电能损耗情况中公用低压线路损耗约20％(其中接地损耗约5％)，从用户缴费可以看出，对低压配电网的接地损耗，虽然还无法准确统计，但可以通过供电公司的低压供电考核计量与低压用户的缴费计量的比较来统计。通过中性点接地与否，以及使用监控器与否的比较，证实在配电网中性点不接地并使用监控器情况下，可减少电能损耗约5％-8％，如把用户段的接地损耗都考虑在内，整个低压配电网的接地损耗应该不会小于5％。以此推算，全国每年的接地损耗可达几百、甚至上千亿千瓦时。拆除低压配电网中性点的接地线，监控和及时排除接地故障，就可以避免大量的电能浪费。可见，解决低压电网的接地问题，是一个很值得关注的节电举措。

②带来安全问题：

多年来，在预防触电漏电事故方面，尽管作了大量工作，但触电伤亡、漏电火灾等事故在低压配电网中仍居高不下已是不争的事实。

③产生电污染：

由于人为接地和故障接地，把共地的各电源联成闭合回路。各接地点间的连接阻抗的大小、性质很复杂。系统内各电源的频率、振幅、初相、波形也千差万别。总之，只要有电位差，就会有电流，首先会对大地造成电、磁、热污染。同时，在一定条件下，还可能引起电源波形奇变，产生谐波干扰，造成配电网监控装置的误测、误判、误报、误动、甚至谐振事故。由此看来，很多难以解释的电污染现像，与配电网接地密切相关。

④增加配电网管理难度：

由于大量的人为接地和故障接地并存于同一个“共地电”系统中，接地故障、配电变压器低压线圈、配电网负载等相并联，构成了闭合回路，使配电网故障现象复杂化，很难检测、判别、查找和排除，大大增加了配电网技术管理难度。在实践中，接地故障现象非常怪异，很难判别、查找的配电网故障，往往与接地有关。看来，这种“电源共地”现象不容忽视，而消除“电源共地”现象的主要办法是加强监控和排除配电网接地。

3　漏电保护器

漏电保护器有三个技术特征：一是使用保护器时，配电网中性点必须接地，以形成检测通道。二是用电流互感器作为传感器，检测配电网接地信息。三是配电网N线接地，保护器不动作。经调研发现，就是因为这三 个技术特征(主要是配电网中性点接地)，使漏电保护器产生了严重的频动、拒动，最终导致大多数失效。

3.1　频动

是指漏电保护器动作太频繁。频动包含该动、误动两个方面：

该动是指配电网出现了接地，漏电保护器应该动作。该动有两种情况：一是人畜触电动作，占极少数90％。由于配电网中性点人为接地和故障接地的必然性、多发性、隐蔽性，使漏电保护器动作的机会很多。

误动是指本来配电网没有接地，漏电保护器不该动而动作了。误动也有两种情况：一是电磁干扰可以使检测互感器产生非漏电信号，造成电磁干扰误动，约50％。二是由于配电网中性点接地、配电网对地分布电容和电源开关断口不同步等原因，在电源投切时，通过分布电容的入地电流，使检测电流相量(应为零)瞬间偏移约50％，造成误动。

可见，配电网中性点人为接地和故障接地的电气特征，决定了漏电保护器必然频动。由于配电网中性点接地，必然加剧电磁干扰和检测电流相量瞬间偏移误动。显然，配电网中性点接地是引起漏电保护器频动的根本原因。

3.2　拒动

是指配电网出现接地故障了，漏电保护器该动而不动。拒动有两种：

首先是剩余电流分流拒动。

即当漏电保护器以下的配电网中性线发生接地故障时，保护器不动作，接地故障很难被发现和排除，这时，如果相线再出现接地故障，接地电流会通过中性线的接地故障点回零，减少检测互感器的剩余电流，造成分流拒动。

其次是失效拒动，有两种情况：

一是人为失效，即由于漏电保护器的频动，严重影响正常用电，用户不耐烦，将漏电保护器解除运行或者损坏，由此造成的漏电保护器失效达50％以上，这是漏电保护器存在的主要问题之一。

二是自然损坏失效，主要是由于配电网中性点接地，将雷电引入到配电网相、零线之间，击坏漏电保护器电路板，致使漏电保护器损坏。拒动失效的分解如下：拒动剩余电流分流拒动约30％保护器失效，人为损坏退出拒动约70％。运行约70％，自然损坏约30％。

拒动失效的原因：

配电网中性点接地，掩盖中性线接地，导致漏电保护器剩余电流分流拒动，形成潜在危险；中性点接地，把雷电引入电网，造成漏电保护器损坏失效；中性点接地，引起频动，导致人为解除运行、损坏失效。这些都证明，中性点接地，是造成漏电保护器拒动、失效的根本原因。

几十年来，为了安全用电，在工厂等重要场合，由于漏电保护器频动，基本没有使用。在农村，由于严重影响正常用电、雷击和仍然经常发生触、漏电事故等原因，大多数漏电保护器被解除运行或损坏，名存实亡。

3.3　漏电保护器在应用中的技术问题

现实说明漏电保护器在过于强调配中性点接地的低压配电网中，在技术上是有问题的：

(1)使用漏电保护器的配电网中性点必须接地，而中性点接地，又必然造成漏电保护器频动、拒动、失效，这样就把漏电保护器陷入到一个自相矛盾，不能自拔的怪圈。

(2)由于配电网中性点接地，既使用上漏电保护器，也是先电人，后保护，可见，该技术在严密性、可靠性方面是有缺陷的，使用实践证实，其适用范围是有限的。

(3)由于配电网中性线接地(很难避免)，造成剩余电流分流拒动，使看来不“频动”的漏电保护器早已“失效”，潜伏了更大的危险。越在需要保护(如潮湿)的场所，漏电保护器的频动、拒动、失效会越严重，看来其实用价值也是有限的，应予以重新评估。

4　配电网中性点接地的目的是否合理，能否实现

(1)将配电网中性点接地，相线对地电压就一定是相电压，可以防止震荡，配电网稳定。追求配电网稳定是对的。不过，所谓配电网稳定，应当是配电网电压稳定，而不是配电网对地电压稳定。很明显，中性点接了地的配电网，无论是相电压、线电压还是配电网对地电压，都很容易因受低阻抗接地故障的影响或直击(空地)雷的袭击而波动。而中性点不接地的配电网，不存在上述情况。当中性点不接地的配电网出现相线接地时，另外两相对地电压就升高为线电压，对安全不利。但，如果能保持配电网不接地，配电网地电压则低于相电压，更有利于绝缘和安全。

再者，标准规定的绝缘水平(低压配电网的线间、对地都是>2000V)，完全能够满足线电压的需要。无疑，中性点不接地的配电网要稳定得多。

(2)认为配电网中性点接地，可以增大相线接地故障电流，保证过流保护装置可靠工作，及时切断电源，保证安全。既使在中性点接地情况下，绝大多数接地故障电流仍然远小于过流保护装置的整定值(几十安培以上)。而大干30mA电流就可能把人电死，几百毫安的电流就可以造成火灾，所以，过流保护装置对绝大多数接地故障不起作用，反而由于配电网中性点接地，增大了故障电流，更不安全。

(3)如果配电网中性点接地，同时使用漏电保护器，能解决低压配电网的接地保护和接地损耗问题，当然好，但理论分析和多年大面积的使用实践证实，中性点接地使大多数漏电保护器失效，那么，为此的配电网中性点接地的意义也就不复存在了

(4)凡问起低压配电网中性点为什么要接地，不少业内人士随口就解释说：为了防止配电网中性点偏移，为了稳定电网。似乎已成为常识。

其实，这是误解。要解决配电网中性点偏移问题，主要靠电网三相负载尽量相等，其次是配电网中性线电阻要尽量小。电网稳不稳定，中性点偏不偏移与配电网中性点接不接地没有直接关系。

还有的认为，中性点接了地，可以防止因断中性线造成负载电压转移，损坏用电设备。这也是误解，事实上，它与中性点接不接地没有关系，只要断中性线，中性点接不接地都可能发生损坏用电设备事故。为了避免这种事故的发生，有些低压配电网将中性线多点接地或增加PE线，这实际上是把大地作为第二导线，使配电网减少失去中性线的机会，这种办法确实有效。但，会因此使配电网无法进行接地监控和保护，况且标准中也没有中性线重复接地这种型式。

在容量很小，线路细长的过去，用中性线重复接地的办法来防止断中性线带来的事故，是可以理解的。但在大容量、大线径、短距离线路，过压、过流保护装置齐全有效，发生断中性线的机率很低的今天，如果因此失去接地监控和保护，给配电网带来不安全、电能损耗、难管理、电污染等问题，就太不划算了。

(5)在上世纪五、六十年代，为了节约配电网建设投资，曾采用一火一地供电方式，由于损耗大、不安全，早就不用了。却因此给人们留下一个习惯认识，认为配电网接地是必须的，这也是人们习惯于中性点接地的原因之一。至今还有人一火一地用电，例如在池塘里电鱼，在公用线上偷电、放电等。低压配电网中性点接地给这些不法行为提供了方便。可见，强调低压配电网中性点一定要接地的理由是不充份的，上述中性点接地的目的也是不能实现的。

5　低压配电网中性点接线方式

国家标准GBl3955中，规定低压配电网可采用的接线形式有五种，其中有两种(TN―S、IT)中性点不接地；1978年电力部颁发的《农村低压电力技术规程》第124条，1980年电力部颁发的《电力工业技术管理法规》第496条规定：配电变压器低压侧中性点可直接接地或不接地；配电网中性点不接地方式，在矿井、船舶、医院及部分普通用户使用多年，没有发现有碍配电网正常运行的问题，与中性点接地系统相比，其优点却相当明显。

由于低压配电网中性点不接地：

接地故障信息较容易被准确检出，较方便进行接地监控。适用于中性点不接地系统的网地绝缘监控器，可迅速判断、查找和排除配电网接地故障，保持配电网N、A、B、C都不接地。可见中性点不接地的配电网好管理。

当配电网偶然出现接地故障时，只是形成配电网事故隐患，尚未形成事故，还可以运行，可以在配电网运行情况下判断、查寻接地故障的位置，减少停电时间。

偶然发生触、漏电，形不成大电流，可以大幅度降低人身触电伤害程度和产生漏电火灾的可能性。可以大幅度减少配电网接地损耗，使配电网更节电。

各配电网间没有低阻抗连接，相互独立，互不干扰，净化配电网，可大幅度减轻配电网间的相互污染和配电网对大地的污染。

当配电网偶然出现接地故障或遭到直击(空地)雷袭击时，配电网电压不会出现大的波动，供电更稳定。由于中性点不接地，绝缘件承受电压低，对防污闪，延长配电网寿命有好处。

6　结束语

欲望的点滴范文第3篇

关键词:自动电压无功控制（AVC）系统 变电站电压无功控制装置(VQC) A类电压合格率母线电压

电力企业为客户服务的终极目标是安全、优质、经济地向用户提供合格的电能,而电压是电能质量重要指标之一,无功是影响电能质量的一个重要因素。为了保证用户电器设备的正常运行,在电力系统运行中必须进行系统各结点电压的监视和调节,以保证电力系统电压的偏移在允许的变化范围内。电力系统无功功率的配置及传输是影响电力系统电压变化的重要因素。所以,在电力系统运行中电压和无功功率的自动调整是紧密地联系在一起的。如何快速、经济地实现无功电压的自动调节,是实现电力系统经济运行的关键。

1、现状分析

广东江门市行政区域超过9500平方公里,目前而辖区内拥有110kV以上变电站142座,其中500kV变电站有3座,220kV变电站有21座,110kV变电站118座。为确保各等级电压稳定,需要无功就地平衡,这就要求全部变电站参与无功电压调整。按照本地区的负荷特性,全日将会出现3个负荷高峰时段,在三个峰谷时段前后,都需要进行无功电压调整,如果全部使用人工调节,至少需要280多人同时参与工作,如果利用自动化系统的遥控技术,按每座变电站2分钟的调节时间,则由2名监控员至少需要280多分钟才能完成,无法满足在短暂的时间内完成调压的要求。如果采用变电站电压无功控制装置（VQC）,也只能控制单一变电站的无功和电压,如果在同一时段内,多个变电站的VQC装置同时动作,将可能导致整个区域的无功电压水平偏高,无法体现不同电压等级分接头调节对系统电压的影响,无法做到无功分区分层平衡;因此,必须使用更为先进的自动调压技术,方能达到快速、可靠的目的。

2、系统结构

电力系统自动电压控制系统(AVC)是电网调度自动化系统（EMS）的有机组成部分,应用先进的计算机技术、网络通讯与自动控制技术,通过AVC对变电站无功补偿设备及主变分接头进行适时调整,有效地控制区域电网无功的合理流动,优化电网内无功潮流的分布,改善电网整体的供电水平,是提高电压质量,减少网损,降低调度监控人员的劳动强度的重要技术手段。

AVC系统包括装设于省调和地调的AVC主站系统,系统主要由软件系统构成,硬件直接采用调度自动化系统的硬件平台,AVC集成于EMS系统的子模块,省调主站和地调主站通过特定的通信规约进行信息交换。省调主站主要负责500kV和220kV等枢纽变电站的无功和电压平衡,地调主站负责地区110kV电网无功电压就地平衡。AVC主站根据最优潮流（OPF）对整个电压控制区域进行软分区,并计算各个关键分区接点或枢纽点的电压目标,通过调度自动化主站下发到各变电站的远动机,远动机接收到控制信号后,执行变压器分接头调节或进行无功设备投退,然后远动机将测量的各级母线电压、无功分布等上送至主站,完成整个闭环控制过程。整个电网AVC系统图如图1所示。

3、控制原理

江门供电局电力调度控制中心根据本地区电网运行的实际状况,会同调度自动化主站厂家对江门电网的无功电压特点和控制模式进行了深入的分析和论证,确定了适用于江门电网的电压控制模块。区域电压无功控制模块从SCADA系统采集接口实时遥测、遥信数据,然后进行滤波,最后输入到控制器环节,控制器监测中枢母线电压、低端母线电压、联络线无功等控制目标是否偏离参考设定值,如果发生偏离,则根据相应的控制规则,下达调节指令,通过站端远动机对无功设备的调整完成闭环控制,使控制目标维持在参考定值,具体控制流程如图2。同时,为避免各控制区域电压无功控制的相互影响,在控制目标中增加了对联络线无功潮流的控制,通过控制联络线无功潮流,保证在仅有部分区域参与控制的情况下,参与控制区域的控制器动作不对其他区域造成影响,具体功能流程如图3。

4、案例实施

自2010年开始,江门供电局对全区110kV变电站和220kV变电站接入AVC系统进行了联调。经过半年时间的试运行,已经全部投入闭环运行,各变电站的无功电压基本实现了自动调节,初步达到系统建设的设定目标。在经过一年时间的运行,发现仍存在以下一些问题:变电一次设备投退较为频繁,低端10kV母线电压跟踪不够及时导致电压合格率未如理想等。经过研讨,通过调整AVC运行策略,调整运行定值等方法,使得无功电压调整更加优化。具体的措施如下:

(1)分析月度设备调节次数报表、主变负荷报表、母线电压曲线等相关历史数据,根据不同的变电站负荷特性制定与其相适应的动作策略,这样既保证了变电站的电压合格率,又有效减少了设备的调节次数,提高了设备运行可靠性。例如,下面是某变电站当电压越上限时的动作策略表。

(2)在AVC系统中将低端10kV母线电压监测范围统一设定为10.1-10.6kV,比电压考核要求的10.0-10.7kV各减少0.1kV,以提醒调度员注意电压越限的趋势,尽早采取处理措施。

(3)对AVC系统窗口信号进行可视化处理:告警闭锁AVC信号、AVC挂牌信息、保护闭锁AVC信号的状态可以在实时告警浏览器中显示,形成了全局级、区域级、厂站级三层监视运行画面,为调度员监视AVC运行工况提供强有力的支持。

(4)全网采用统一参数,根据110kV和220kV两个电压等级主变调节无功不同要求,采用两套比例系数计算主变电流和无功的上下限值。

(5)AVC系统采用自动跟踪负荷曲线变化,整点提前调压的策略,避免负荷在剧烈变化时对系统电压带来冲击。

(6)AVC程序遥控与调度自动化接口采用了多策略处理模块,具备在同一时间点内并行处理多个变电站的遥控请求,大大提高了调压效率。

5、成果分析

全区220kV和110kV变电站自投入AVC闭环运行以来,达到了预期的效果:

(1)通过分析不同变电站的负荷特性,制定个性化监测限值,使得A类电压合格率,长期稳定在99.90%以上,电压波幅明显减小,电压质量得到极大的改观,在投入AVC系统以前,本地区A类母线电压平均合格率只能在95%左右,而是用了本系统以后,2012年全区的A类电压合格率逐步提高,上半年的平均合格率为99.95%,远高于省公司99.84％的要求(如表2)。

(2)降低了调度监控员在主变和电容组设备调节高峰期的劳动强度,使得设备合理动作,减少了设备调节次数。

(3)通过制定合理的调节策略,优化了无功平衡状态,减轻了支路无功传输,降低了网损。

6、后期改进方向

电压无功优化控制关联因素多而复杂,目前江门地调所使用的AVC系统仍在以下两个方向需要做进一步提高:

(1)目前系统所采用的调节策略在细节问题的处理上还是欠缺,需要进一步优化特殊电网运行方式下的调节策略。

(2)建立一个相对完善的无功电压优化数学模型,并提出江门电网基于分层分区原则的AVC混合控制模式。

随着AVC系统功能的逐步完善,它将为实现电网运行安全、经济、优质、高效发挥更大的作用。

参考文献

[1]韩祯样.电力系统自动监视和控制(连载之四)第四讲电力系统经济运行和电能质量的控制(下)[J].电力系统自动化,1980年06期.

欲望的点滴范文第4篇

关键词：理论线损；管理线损；降损分析

作者简介：李平波（1979-），男，湖北广水人，广水市供电公司，工程师。（湖北 广水 432700）

中图分类号：F274 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）23-0219-02

一、广水市供电公司公司线路及设备概况

广水市位于湖北省北部，地处桐柏山南麓，大别山西端，属山区丘陵地带，素有“鄂北门户”之称。全市辖17个乡镇办事处，373个行政村，现有人口90万，国土面积2647平方公里。截至目前，全市拥有220kV变电站1座，主变容量12万kVA，110kV变电站4座，主变容量25.6万kVA，35kV变电站11座，主变容量6.92万kVA，110kV输电线路10条177.5km，35kV输电线路24条313.408km；10kV线路80条2005.637km；配电变压器2336台，容量296.8万kVA，低压线路6392.135km。

二、广水市供电公司电网存在的问题

广水北部地区无110kV主供电源，使35kV电源超供电半径，导致用户电压低，网络损耗大。

广水杨寨地区是广水的冶金城，以高耗能的电弧炉生产硅铁和锰铁为主，企业生产突变电流较大，无功补偿又不及时和补偿容量不足，使电网电压出现突变。

低压配网由于“二线”过多，三相不平衡问题严重，另由于居民负荷增长，造成低电压等问题，严重影响线损指标。

三、技术线损的主要原因分析和降损对策

1.电压质量对线损的影响

电压质量与线损管理在农村配电网关系密切。在负荷功率不变的条件下，提升电力网电压，电流将相应减小，可变损失也随之降低。因此，升压是降低线损的有效措施，升压可以和目前低电压整治及农网升级改造工程结合进行，以减少电压等级和重复的电压变电容量，适应负荷增长的需要，并降低电力网线损。[1]升压改造后的降损效果如表1所示。

实现电压质量提高的主要手段是加大电网建设投入，从而改变电网改造前的末端电压低、线径细、布点不合理等问题。

配电变压器不靠近负荷中心，可造成线路末端电压降较大，线损增高。如原线路线损率为8.5%（P1），电压合格率为80%，假定电压合格率提高到95%，可以使线损降低到1.95%～6.55%（P2）。

P2=P1-ΔP=8%-[1-1/（1+a/100）2]×100，a=95%-80%

广水市供电公司公司在改造35kV长岭站时，35kV长岭站停运。35kV长岭站配出的10kV长岭线、平林线、云台线、开发区线均由110kV梅林站镇西线供电，由于供电半径增大，线路末端电压降较大，造成当月线损增加约5万千瓦时。

为降低线损，应增加配变布点，努力提高电压合格率。开展低电压测试工作，优先解决低电压台区，通过增加布点，使用户端电压合格率提高，既能满足客户的用电需求，也能降低线损。

解决低电压台区的工作，还应做好以下几个方面工作：一是积极向上级部门申请改造资金，加大农村电网特别是中低压配网的改造力度。做好项目储备工作，并拿出改造方案和初步设计，按照轻重缓急的顺序逐步实施。二是做好安抚用户和解释工作，积极主动为用户服务。减少用户投诉，防止矛盾激化。三是按照国家电网和省公司的总体部署和要求，认真开展好“低电压综合整治”工作，切实解决农村低电压问题。四是抓紧实施农网改造升级工程，对农村中低压设备进行全面综合改造，从基础上整治低电压问题。

2.三相不平衡方面

三相不平衡造成的危害：增加线路的电能损耗；增加配电变压器的电能损耗；配变出力减少；配变产生零序电流；影响用电设备的安全运行；电动机效率降低。[2]

广水市供电公司1335台配电变压器，如按10%变压器三相不平衡计算，即共有133台。假设133台变压器均按50kVA进行计算，133台变压器年售电量为2092万千瓦时，在三相平衡时线路线损率按8.5%计算，年损失电量177.82万千瓦时。假设三相不平衡均为第一种不平衡情况，三相不平衡度为20%，每年因三相不平衡造成线损增加14.23万千瓦时。

三相负荷平衡是节能降损的一项有效措施，对于输送距离比较远的农村配电线路来说，效果尤为显著。在三相四线制的低压网络运行中，应经常测量三相负荷并进行调整，使之平衡。

解决办法：根据相关要求，一般配电变压器出口三相负荷不平衡电流调整到变压器额定电流的10%以内，低压干线及主要支线始端的三相电流不平衡率调整至变压器额定电流的20%以内。

（1）经常性开展三相负荷测试工作，查看本地负荷，列出影响负荷不衡的客户，调整负荷平衡。根据实际情况，由于用电户多为单相负荷或单相和三相负荷混用，并且每相负荷大小不同、客户的用电时间也不同。用电不平衡状况无规律性，也无法事先预知。所以，电力部门应在负荷高峰及平段期间开展三相负荷测试工作，根据测试结果及现场客户用电情况，尽量合理地分配负荷，这是有效的解决办法。

（2）装设调整不平衡电流无功补偿装置，可以有效地解决三相负荷不平衡的问题。该装置具有在补偿系统无功的同时调整不平衡有功电流的作用。其工作原理是使三相功率因数均补偿至1，从而三相电流调整至平衡。

四、管理线损降损分析及对策

管理线损是由误差和人为因素及其他不明因素造成的各种损失。降低管理线损，必须从管理线损人员的角度进行分析，从而预测、控制与引导人的行为。因此，加强管理是降低管理线损的最有效途径。要加强组织领导，健全线损节能管理网络，并建立线损管理责任制，在制度中明确职能科室和生产单位之间的分工，不断完善线损承包考核制度，杜绝以包带管，使线损率指标与全公司营销职工工作质量挂钩。

1.计量管理

加强计量管理，建立完备的线损管理体系，是线损管理工作的基础。重点要抓好以下三个方面的工作：

（1）计量关口表的管理。健全各项计量管理制度，并加强关口表自动化建设。全网表计量装置已于2008年完成TMR上线，从TMR系统就可直接查看计量实时数据，规范了计量装置基础管理，每天即可查出问题，对查出的问题，由营销管理部门牵头，计量、运维、调度等部门都相互配合查找原因，拿出解决问题的方法和措施。根据TMR中每天电量分析，先后分析出铁路专线客户电压互感器B相二次保险熔断，少计电量和所用变电流互感器反接不计量电量等计量事故。三年来，在管理损失上共追补电量达120万千瓦时，直接挽回经济效益达60万元。

（2）母线电量不平衡的统计与分析。开展母线电量不平衡率的统计和分析，是检验线损计量系统是否准确的重要手段。220kV及以上电压等级母线电量不平衡率应不大于±1%；110kV及以下电压等级母线电量不平衡率应不大于±2%。广水公司营销管理部门制定母线电量平衡报表，安排计量所每月对各变电站母线平衡情况进行统计上报，及时查出解决问题，确保考核计量的准确无误。

（3）用户计量装置的管理。要加大管理力度，对电量大客户每月进行巡视、检查计量装置，充分利用负荷控制系统对比，及时发现电量增减幅度变化大的情况并查明原因，追补电量及时更换电度表并做好相关记录。确保用户使用经检定合格的计量装置，计量范围正确，容量及CT变比配置合理，接线正确并加封，及时进行周期检定和故障更换。另外，对投入电网运行的电能表，严把质量关，加大投入，更新计量装置，广水公司近年来共更换9年以上使用年限电表1.8万余只，提高了计量的准确度，降低了表损。运行中的电能表月电量超过10万千瓦时的用户采取一季度进行一次现场综合校验，315kVA新装客户在投运时进行现场校验，试验结果要传递到营销管理部门进行审核，以便根据各计量点、计费点等各项数据加以分析和下次分析做依据。采用多种方式方法，建立健全各项制度，进一步提高计量工作的程序化、规范化、法制化管理水平。

2.营业管理

加强营业管理，是降低管理线损的主要措施。重点要抓好以下三个方面的工作：

（1）抄表管理。严格执行抄表日程管理，坚决杜绝擅自更改抄表日程的情况发生，全面执行抄表跟踪制度，定期轮换抄表员，杜绝抄表不同步、漏抄、估抄或不抄现象，确保抄表及时准确，核算细致无误。对集抄表用户每季度现场核实一次，普通表客户要按规定抄表到位，防止估抄、错抄、缺抄的发生。

（2）报装管理。严格按照国家电网公司业扩报装导则及相关规定，会同营销、运维、调度、计量等部门合理确定供电方案，特别是根据报装负荷及实际负荷，按规程配置计量变比和计量精度，送电后及时录入营销系统，确保电量及时抄录。

（3）用电检查及稽查。加大营销稽查力度，定期组织营销相关部门开展用电检查及用电稽查工作，并通过网上稽查，及时发现系统内及客户的问题，对内可理顺员工各个工作流程的执行情况，对外可掌握辖区内的客户用电情况，从而提高用电质量和防止漏电窃电的发生。[3]

参考文献：

[1]虞忠年，陈星莺，刘昊.电力网电能损耗[M].北京：中国电力出版社，2000.

欲望的点滴范文第5篇

关键词：输电网GIS地理信息系统管理

中图分类号：TM421 文献标识码：A

地理信息系统(GeographyInformation System，GIS)是融计算机图形学和数据库以及信息系统于一体的、存储和处理空间信息的高新技术，它把地理位置和相关属性信息有机地结合起来，根据实际需要准确真实、图文并茂地输出给用户。采用GIS技术建立的输电网地理信息系统，在对电力设备通过全球定位系统（Global Position System，GPS）进行定位的基础上，利用GIS平台将电子地图同实际的电网设备、缺陷信息、实时信息等有机地结合起来，实现对电网设备的规范化和可视化管理，做到资源共享，为设备的安全经济运行服务。

地理信息系统在电网管理中的重要性

GIS可以将地图、图象和属性数据有机地结合起来进行综合管理，可以在地图上检索和显示电力设备的线路图和相应的属性数据、图纸和图象等。GIS采用最新计算机图形技术、图象处理技术和关系数据库技术，它不但可以实现以地理图为背景对电网设备的属性和有关信息进行管理，还可以采用矢量图和栅格图显示或生成的功能，对发电厂、变

电站、输电线路的电路图、结构图、工程图和扫描输入的文件和资料进行综合管理。GIS可以对地理信息图上各种要素进行汇总、统计和分析，并将结果在屏幕上显示，同时可以绘图和打印输出。由于它实现了数据库技术与图形操作的紧密联系，也就是说利用

GIS解决了电网台帐的综合管理，因此为电力部门信息的可视化管理提供了有力的工具。

在运行管理方面，可以将电网的台帐、技术资料、图纸等静态数据和电网生产技术管理中产生的许多实际数据输入到地理信息系统，从而使电网生产运行的管理更加科学化，进而大大提高工作效率。

在用电方面，用户不断消耗的电能使负荷数据不断地产生，负荷数据与用户相关也就是与空间位置紧密联系在一起，通过GIS可以对负荷、电能、电费和用户统一进行管理，从而为提高供用电服务质量创造了条件。

电网地理信息系统的功能

电网地理线路图：可采用五十万分之一的电子地图按发电厂、变电站、输电线路的实际位置显示电网地理信息；可按全网域、省域、城市等指定区域无级缩放显示地图及相关目标，显示图形可任意平移。

图层管理功能：以城市、县、镇、公路、河流、发电厂、变电站、输电线路等为图层元素，根据需要可选择一个或多个图层元素在地图上显示。

发电厂、变电站、输电线路管理：按电压等级、所属单位、调度权限等将发电厂、变电站、输电线路各自进行划分归类，按需要显示一个、一条或一类厂、站、线路相应的电气主接线图、台帐、设备参数、图纸等相关属性数据。经与SCADA 系统相联后，厂、站电气主接线图可显示各电气设备的实时运行数据，输电线路可显示实时潮流。

调度运行管理：经与SCADA系统接口，可显示全网潮流、发电出力、用电负荷等实时信息；链接调度运行管理系统，可自动生成操作票，实现继电保护运行管理、稳定措施投退、调度日报自动生成等运行管理功能。

发电管理：实时显示各发电机组发电出力；显示各发电设备相关技术参数、台帐、图纸、报表等属性数据；对发电厂各机组按当天发电量、月度发电量、年度发电量、历史发电量等形成相应报表；可链接发电计划管理、线损管理、关口电量管理等多种专用工具包。

用电管理：实时显示各地区实际用电负荷；根据各地区属性数据进行负荷预测；可链接用电计划管理、用电负荷统计、用户资料、电费回收等多种专用工具包。

设备管理：对设备的台帐以及运行、维护、检修、异常等数据进行管理。打印输出各种专业报表与图形。对电网数据进行各种检索与统计。

运行维护管理：对巡视、缺陷、检修、故障等运行维护资料进行输入、编辑、查询、统计、输出等各种处理。

各种工作报表、图形资料输出：可按照实际的报表形式打印输出各种报表，用户可以选定任意电网地理图、电气主接线图和各类图纸进行打印输出。

多种资料的集中管理：在设备上可以挂接相片、表格、文档、动画等各种类型的资料，实现对资料的统一管理。

电网地理信息系统的应用发展

通过对实际电网规划流程的分析发现存在以下不足：（1）目前电网规划很大程度上仍依赖技术人员的经验进行论证；（2）电网规划过程涉及面较广，且各地区电网在地理地形、负荷增长、电源结构、管理方式等各方面的实际情况和侧重点也不同，使规划和管理工作往往需要根据不同地区的具体情况，制定适宜的措施，难以总结出普遍适用的规律；（3）实际规划过程与地理信息有很多联系，但目前还未受到应有的关注。要解决上述问题，需要一个能够面对广域分布、海量信息的开发实现平台。

可视化辅助功能

与电网运行不同，电网规划设计需要更加精确的电网接线图，对未来各个水平年的电网进行统一规划。目前，我国电网处于快速发展阶段，电网滚动规划频率加快。每项工程的变动，都会使各个水平年电网地理接线图发生相应的变动。这给测绘工作，计划规划管理工作带来了困难。空间数据库软件的一个显著优势是实现地图和相关数据的结合，实现包括电气计算结果在内的各类信息的数字化、可视化、通过软件自带的二次开发功能，实现自动生成所需的电网地理接线图。

辅助功能开发平台

辅助功能开发平台是在数据层的基础上，实现拓扑分析算法，经济分析评价等功能的开发平台，具有开放性的特点。规划工作中电网方案的设计，形成必须在电网拓扑结构图的基础上完成，目前在系统方案拟定等方面很大程度上仍需要设计人员灵活处理，使得在网架规划中可能遗漏可行的方案。结合GIS 信息和规划数据，通过计算机处理，就能够自动生成可行方案，并得出精确的经济评价结果，辅助规划人员。

为了减小电网规划设计中不确定性的影响，各类标准对常见的典型问题进行了规定。为了加快和规范规划工作，进一步提出了标准化设计理念和方法。但由于实际情况千变万化，在实际规划设计工作中需要考虑各类问题。

空间数据管理模式

数据层中数据类型分为空间地理信息数据和属性数据 （规划数据和电气数据）2种。空间数据是用于表现点、线、面等地理元素的空间位置与空间关系的数据，是其对应空间实体的地理编码，如变电站的地理位置，线路走向等。属性数据是描述系统中地理元素的非空间信息数据，通常反映与空间实体相对应的数据。如变电站电压等级，间隔数，杆塔类型，线路长度等。随着Oracle数据库软件和Mapinfo的进一步结合，采用对象关系型数据库思路，通过建立空间数据索引，将空间实体的空间数据和属性数据存入同一个数据库，实现GIS数据的一体化存储和管理。目前，国网北京经济技术研究院电网规划和工程设计研究中心的基础数据库的建立工作正在进行中。电网规划空间数据库与先进的GPS导航，勘测技术相结合，可实现电网的统一规划与设计，将对现有电网规划思路，管理模式产生重要影响。

结语

将精确的地理信息数据与传统的电网规划的规划数据和电气计算软件的电气数据相结合，通过各种 GIS软件可以实现电网在精确的地理信息下的可视化和空间拓扑分析等功能，进行更加精确的经济评价和方案校验$通过对当前电网规划具体思路的分析，构建了电网规划 GIS 辅助功能框架，实现了通过电网规划表数据生成精准的电网地理接线图功能。

参考文献：

【1】丰强,王洪授,高作毅,陈洪波,熊承山.  基于卫星遥感数据的输电线路地理信息系统应用研究[J]. 华北电力技术. 2010(06)

【2】陆鹏.  基于MapInfo的地理信息系统在配电线路管理系统中的应用[J]. 广西质量监督导报. 2008(09)