供电配电

供电配电（精选十篇）

供电配电 篇1

在城市地区,从配电系统的规划与改建中获得新变电站的站址和新馈线的地下通道是非常困难的。因此,现有电网的供电能力和优化后的潜力受到越来越多的关注,供电能力也逐渐成为评价配电网的一个新指标。同时,在中国这样快速崛起并发展的国家,由于配电系统的迅速扩张,计算评估现有配电系统供电能力和规划未来配电系统的供电能力都是十分必要的[1]。

配电网供电能力的研究经历了以下3个阶段。

1)以变电容量评估配电系统供电能力的阶段,如容载比法[2]。该阶段以变电站的变电容量为主要依据,从宏观上评价了电网供电能力的大小,这类方法计算简单,但没详细考虑变电站下级配电网对供电能力的作用。

2)网络供电能力计算阶段,如最大负荷倍数法[3]、网络最大流法[4]、负荷能力法[5]。该阶段方法考查变电站变电容量的同时,把馈线作为电网供电能力计算的依据,提出了网络转移供电能力计算的思想,但仅以馈线负荷来估计网络转移供电能力是不合理的,它忽略了变电站对供电能力的影响。而负荷能力方法是计算配电网辐射运行时满足支路潮流和节点电压约束的最大负荷能力,并没有考虑到N-1安全准则条件下负荷转供的情况。

3)计及N-1安全准则,将变电站供电能力、网络转供能力相结合的计算供电能力阶段。文献[6]提出了基于N-1安全准则下负荷转移的供电恢复能力指标,该方法侧重于对电网运行方式供电恢复能力的评估,并不能直接计算最大供电能力。文献[7,8]提出能够计算N-1安全准则条件下的配电网站内、网络转移供电能力的实用方法,该方法未严格建立模型且其假定条件过于理想,因此所得结果存在一定的误差。文献[9]建立了供电能力数学模型,并利用线性规划软件Lingo求解,增加了计算的准确性,但其所建模型以变电站为最小单位,计算结果存在多种可能性,与实际存在一定的差距。

本文借鉴输电系统的最大传输能力等概念[9],系统地建立了供电能力相关概念的定义和模型,并解决了供电能力的精确计算问题。

1 基本概念

定义1 最大供电能力是指一定供电区域内配电网满足N-1安全准则,且考虑到网络实际运行情况下的最大负荷供应能力[7,8,10]。定义向量TTSC为达到最大供电能力时各主变压器(简称主变)的负载率,其中某台主变的负载率为TTSCi。

定义2 可用供电能力是指在保证N-1安全准则条件下,一定的供电区域内配电网在现有负荷基础上可以增加的供电能力[10],即

AASC=ATSC - Ld (1)

式中:AASC为可用供电能力;ATSC为最大供电能力;Ld为配电系统现有的全部负荷。

定义可用主变负载率TASCi为配电系统在满足N-1安全准则时某台变压器可以增加的负载率,即

TASCi=TTSCi-Ti (2)

式中:Ti为变压器i的现有负载率。

配电系统最大供电能力受到2个因素影响,即各变电站主变容量配置和变电站主变间的联络。根据联络的位置,可将其分为同一站内2台主变的站内联络和不同站2台主变的站间联络[8]。变电站主变配置及主接线结构决定了站内联络,一般来说,站内联络总是存在且容量足够大,能够支持主变负荷与同一站内其他主变的转移是畅通且可均分的。本文重点研究站间联络的作用。站间联络是由变电站下级出线及其馈线间联络线组成,构成了保证在N-1安全准则下的变压器负荷转移通道。配电网络结构决定了联络的情况。

定义3 变电站供电能力是指一定供电区域内配电网变电站容量配置及站内联络提供的供电能力,等于在无任何站间联络时的最大供电能力。

值得指出的是,变电站供电能力正好对应了传统仅仅依靠变电站内主变互相转供的规划导则中的容载比概念。当配电系统不存在站间联络(或调度运行中不利用站间联络转移变电站负荷)时,系统最大供电能力将达到最低值。

定义4 网络转移能力是指一定供电区域内的配电网通过增加站间联络而新获得的供电能力。

配电系统最大供电能力为变电站供电能力与网络转移能力之和,即

ATSC=ASSC+ANTC (3)

式中:ASSC为变电站供电能力;ANTC为网络转移能力。

定义5 全联络供电能力是指一定供电区域内配电网所有主变两两互联,即系统达到全联络且联络容量足够大时的最大供电能力。

在现有配电网的基础上,增加变电站和变压器的数量、容量,则可提升变电站供电能力;增加站间联络的数量和容量,则可提升网络转移能力;显然后者更加经济。

定义6 可扩展供电能力是指一定供电区域内配电网通过增加变电站间联络的数量和容量,至全联络且联络容量足够大时所新获得的供电能力,即

AESC=AMSC-ATSC (4)

式中:AESC为可扩展供电能力;AMSC为全联络供电能力。

定义ηESC为AESC与ASSC的比率,即

$\eta {}_{\text{E}\text{S}\text{C}}=\frac{A{}_{\text{E}\text{S}\text{C}}}{A{}_{\text{S}\text{S}\text{C}}}\times 100\%(5)$

当网络中没有站间联络,即网络转移能力为0时,可扩展供电能力达到最大值,定义其为最大可扩展供电能力AESCmax,即

AESCmax=AMSC-ASSC (6)

同理,ηESCmax为:

$\eta {}_{\text{E}\text{S}\text{C}\text{m}\text{a}\text{x}}=\frac{A{}_{\text{Μ}\text{S}\text{C}}-A{}_{\text{S}\text{S}\text{C}}}{A{}_{\text{S}\text{S}\text{C}}}\times 100\%(7)$

AESCmax等于全联络且联络容量足够大时的网络转移能力,此时网络转移能力达到最大值ANTCmax,因此,

$\eta {}_{\text{E}\text{S}\text{C}\text{m}\text{a}\text{x}}=\frac{A{}_{\text{Ν}\text{Τ}\text{C}\text{m}\text{a}\text{x}}}{A{}_{\text{S}\text{S}\text{C}}}\times 100\%(8)$

全联络供电能力和可扩展供电能力的概念对于挖掘一个配电网的供电潜力具有重要作用。

2 最大供电能力模型

第1节建立了供电能力指标族,其中最大供电能力是所有其他指标的基础,一旦计算得到最大供电能力,其余指标便不难计算。本节将给出最大供电能力的数学模型和计算方法。

最大供电能力模型包括2部分:模型1为最大供电能力模型,目的是计算配电系统的最大供电能力,最大供电能力就是模型的目标函数;模型2为负载均衡模型,目的是保证在系统达到最大供电能力的基础上,各主变负载能均衡分配,该模型以主变负载均衡度为目标函数。

本文模型采用线性规划软件精确求解,需将模型转换为线性规划模型,即可输入线性规划软件的形式,因此区分称为原始模型和线性规划模型。

2.1 数学模型1——最大供电能力模型

2.1.1 最大供电能力的原始模型

模型1以最大供电能力为目标函数,依据最大供电能力定义,计及N-1安全准则条件下的负荷转带,并考虑网络实际运行情况,包括主变容量、网络拓扑结构、主变短时允许过载系数、联络极限容量等约束。由于城市配电网线路较短,转带后电压不难满足要求,故模型中忽略电压约束。

对于一个含多个互联变电站的配电网整体来说,其满足N-1安全准则的最大供电能力为:

max ATSC=∑RiTi (9)

式中:Ri为主变i的额定容量;Ti为主变i的负载率。

约束条件包括:

1)负荷转带等式约束

$R{}_i{\rm T}{}_i={\displaystyle \sum _{j\in \Omega {}_1^{(i)}}B}{}_{i,j}+{\displaystyle \sum _{j\in \Omega {}_2^{(i)}}B}{}_{i,j}\forall i(10)$

式中:Bi,j为主变i故障时向主变j转移负荷的大小;Ω${}_1^{(i)}$和Ω${}_2^{(i)}$分别为与主变i站内联络的主变集合和站外联络的主变集合。

式(10)表示主变i故障时,事故前主变i正常所带负荷由站内其余主变和其他站联络主变共同转带。

2)内负荷转带约束

Bi,j+RjTj≤kRj ∀i,j∈Ω${}_1^{(i)}$ (11)

式中:Rj为主变j的额定容量;Tj为主变j的负载率;k为主变短时允许过载系数,可取1.0或1.3。

式(11)表示站内主变j接受故障主变i转移负荷后,所供负荷不超过额定容量的k倍。

3)站间负荷转带约束

Bi,j+RjTj≤Rj ∀i,j∈Ω${}_2^{(i)}$ (12)

式(12)表示站外联络主变j接受故障主变i的转移负荷后不过负荷,由于导则只规定了站内主变互相转带时短时允许过载,因此本文在站间转带时不考虑k,k取1.0。

4)联络容量约束

Bi,j≤Ci,j ∀i,j∈Ω${}_1^{(i)}$∪Ω${}_2^{(i)}$ (13)

式中:Ci,j为主变i与主变j间联络的极限容量。

式(13)表示转移负荷不超过联络通路的极限容量。

5)主变负载率约束

Tmin≤Ti≤Tmax ∀i (14)

式中:Tmin和Tmax分别为主变i的最小和最大负载率。

式(14)表示主变负载率需要介于负载率上下限之间。本文取0～0.95,也可以增加约束,指定某些已知负载率区间的主变。

6)区域负载约束

$D\le {\displaystyle \sum _{i\in {\rm Z}}R}{}_i{\rm T}{}_i(15)$

式中:D为区域给定负载;Z为该区域的所有主变集合。

这种区域是重载区,在实际电网中很可能出现,这些区域的大部分负荷无法转移到该区域以外电网。若有多个这样的区域,增加相应的不等式约束即可。值得注意的是,由于最大供电能力是计算供电负荷的最大值,所以无需考虑轻载区约束。本文计算表明,区域负载约束可能会减小整个区域电网的供电能力,其原因是破坏了负荷的平衡分配。

2.1.2 最大供电能力的线性规划模型

最大供电能力原始模型不能直接利用线性规划软件(如Lingo)来求解,还需对原始模型进行变形,方法如下。

引入主变联络矩阵L′来统一表示站内主变与站外主变的互联关系。考虑站内转带短时允许过载系数k后,L′与站内联络矩阵Lin和站外联络矩阵Lout的关系为:

L′=k(Lin-I)+Lout+I (16)

式中:I为单位矩阵。

矩阵R各元素Ri为联络中心主变i的额定容量,按式(17)对矩阵R进行修正。

R′=L′R (17)

式中:矩阵R′中元素Rj′为考虑k后的主变j最大允许容量。

最大供电能力原始模型转换得到的线性规划模型为:

max ATSC=∑RiTi (18)

$\text{s}.\text{t}.\{\begin{array}{l}R{}_i{\rm T}{}_i={\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{Σ}}}L}{}_{i,j}B{}_{i,j}\\ L{}_{i,j}(B{}_{i,j}+R{}_j{\rm T}{}_j)\le R{}_{j^{\prime }}\\ B{}_{i,j}\le C{}_{i,j}\\ {\rm T}{}_{\min }\le {\rm T}{}_i\le {\rm T}{}_{\max }\\ D\le {\displaystyle \sum _{i\in {\rm Z}}R}{}_i{\rm T}{}_i\end{array}(19)$

式中:NΣ为系统中的主变数量;Li,j表示第i台主变与第j台主变间的联络关系,存在联络关系时Li,j=1,否则Li,j=0。

其中,Li,j(Bi,j+RjTj)≤Rj′为负荷转带约束,源自原始模型中的式(11)和式(12),表示主变i在N-1安全准则条件下,向主变j转移的负荷与主变j所带负荷之和,应不大于考虑短时过载系数k的主变j最大允许容量。其余约束源自原始模型中的式(10)和式(13)—式(15)。

2.2 数学模型2——负载均衡模型

2.2.1 负载均衡的原始模型

求解模型1得到最大供电能力时并不能保证各主变负载较为均衡,很多算例的某些主变负载率甚至会达到极值。其原因是绝大部分算例采用的模型1的最优解并不是唯一的,而线性规划软件只能给出一个最优解。因此,本文采用模型2进行进一步处理。

模型2以主变负载率均衡度为目标函数,从规划和运行规划角度出发,希望系统达到最大供电能力时,各主变负载率的差异应尽可能低,不出现过大或过小的情况。因此,本文将配电系统各主变负载率的方差定义为主变负载率均衡度VVLR,用来表示各主变负载率的差异。而将模型1求解得到的最大供电能力作为约束条件,以主变负载率均衡度为目标函数建立数学模型,保证同等最大供电能力下各主变负载率差异最小,模型2可表示为:

$\min V{}_{\text{V}\text{L}\text{R}}=\frac{{\displaystyle \sum (}{\rm T}{}_i-\overline{{\rm T}}){}^2}{{\rm N}{}_{\text{Σ}}}(20)$

式中:$\overline{{\rm T}}$为各主变负载率的平均值。

式(20)表示所有主变满足N-1安全准则且达到系统最大供电能力时,各主变负载率的方差最小。

约束条件为:

$\{\begin{array}{l}R{}_i{\rm T}{}_i={\displaystyle \sum _{j\in \Omega {}_1^{(i)}}B}{}_{i,j}+{\displaystyle \sum _{j\in \Omega {}_2^{(i)}}B}{}_{i,j}\forall i\\ B{}_{i,j}+R{}_j{\rm T}{}_j\le kR{}_j\forall i,j\in \Omega {}_1^{(i)}\\ B{}_{i,j}+R{}_j{\rm T}{}_j\le R{}_j\forall i,j\in \Omega {}_2^{(i)}\\ B{}_{i,j}\le C{}_{i,j}\forall i,j\in \Omega {}_1^{(i)}{\displaystyle \cup \Omega }{}_2^{(i)}\\ {\rm T}{}_{\min }\le {\rm T}{}_i\le {\rm T}{}_{\max }\forall i\\ D\le {\displaystyle \sum _{i\in {\rm Z}}R}{}_i{\rm T}{}_i\\ {\displaystyle \sum R}{}_i{\rm T}{}_i=A{}_{\text{Τ}\text{S}\text{C}}\end{array}(21)$

式(21)中∑RiTi=ATSC为供电能力约束,系统最大供电能力ATSC为已知值,即模型1的计算结果。实际中也可以采用不等式约束,让∑RiTi≥ATSCα(α为系数)后的值,在稍微降低供电能力的条件下,追求更好的负载率均衡度,此时需要用∑RiTi的计算结果重新得到ATSC。

2.2.2 负载均衡的线性规划模型

将负载均衡原始模型转化为可输入线性规划软件的形式,即

$\min V{}_{\text{V}\text{L}\text{R}}=\frac{{\displaystyle \sum (}{\rm T}{}_i-\overline{{\rm T}}){}^2}{{\rm N}{}_{\text{Σ}}}(22)$

$\text{s}.\text{t}.\{\begin{array}{l}R{}_i{\rm T}{}_i={\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{Σ}}}L}{}_{i,j}B{}_{i,j}\\ L{}_{i,j}(B{}_{i,j}+R{}_j{\rm T}{}_j)\le R{}_{j^{\prime }}\\ B{}_{i,j}\le C{}_{i,j}\\ {\rm T}{}_{\min }\le {\rm T}{}_i\le {\rm T}{}_{\max }\\ D\le {\displaystyle \sum _{i\in {\rm Z}}R}{}_i{\rm T}{}_i\\ {\displaystyle \sum R}{}_i{\rm T}{}_i=A{}_{\text{Τ}\text{S}\text{C}}\end{array}(23)$

3 算例分析

3.1 算例基本情况

算例的配电网示意图如图1所示。图中,数字1—44为节点编号。

算例电网的变电站和联络数据如表1和表2所示。配电网主干线路导体线型均为JKLYJ-185。

3.2 算例结果与分析

根据式(18)—式(23)并采用Lingo计算得到ATSC,再利用式(1)—式(8)计算其余指标,所得结果如下:最大供电能力ATSC为211.2 MVA,可用供电能力AASC为49.2 MVA,变电站供电能力ASSC为143 MVA, 网络转移能力ANTC为68.2 MVA,全联络供电能力AMSC为223 MVA,可扩展供电能力AESC为11.8 MVA,可扩展供电能力比率ηESC为8.25,最大可扩展供电能力AESCmax为 80 MVA,最大可扩展供电能力比率ηESCmax 为 55.94。计算中主变短时允许过载系数k取1.0。

3.2.1 最大供电能力

该网络的最大供电能力为211.2 MVA,将此作为模型2的已知条件,并用线性规划软件求解,可得达到最大供电能力的最均衡分配的主变负载率向量TTSC=。

3.2.2 可用供电能力

算例的可用供电能力可由式(1)算出,为49.2 MVA,可用变压器负载率可由式(2)算出,有TASC=。配电系统的可用供电能力与可用变压器负载率表示其与N-1安全准则下安全边界的距离。当前数据显示主变2与主变6的负载距安全边界较近。有关配电系统的安全边界问题,本文不展开讨论。

3.2.3 变电站供电能力和网络转移能力

该网络供电能力为211.2 MVA,由变电站供电能力和网络转移能力这2部分构成,其值分别为143 MVA和 68.20 MVA,各占67.7%和32.3%。需要指出的是,目前配电规划和运行中仅按照导则,利用站内主变N-1安全准则条件下的互供来确定主变最大负载率,而未利用网络转供提高主变负载率,此时的供电能力刚好等于变电站供电能力,即为143 MVA。实际上,如果进一步利用网络转移能力,供电能力还有较大的潜力可挖。该算例的网络转移能力为68.20 MVA,表示在不增加变电容量的基础上,提高现有负荷水平的47.7%同样满足N-1安全准则,因此采用本文方法能够大幅度地减低新增电网投资,在现今城市资源紧缺、昂贵的情况下意义很大。当然,目前的网络转供操作时间过长,还不能与站内转供相比。配电自动化使得网络转供操作能够在较短时间(分钟级别即可)内完成。具备配电自动化的东京配电网在较低容载比下实现高可靠性的实际情况也证明了本文的上述研究结论。未来智能配电网的发展正好能够提供配电自动化这一条件,因此上述研究结果在智能电网背景下具有应用条件。

3.2.4 全联络供电能力和可扩展供电能力

当该网络达到全联络关系,且联络容量足够大时,最大供电能力达到最大值223 MVA。在主变容量不变的情况下通过新增联络的可扩展供电能力AESC为11.8 MVA,ηESC为8.25%。

该网络的最大可扩展供电能力最大值AESCmax为80 MVA,ηESCmax为55.94%。该值表明通过建设网络到全联络后,最充分利用网络转供提高变电站负载率与完全不利用联络相比,理论上能够挖掘的最大供电潜力。更多算例计算表明,在k=1.0的情况下,ηESCmax一般能够达到50%以上;在k=1.3的情况下,ηESCmax一般能够达到30%以上。

本文在上述模型基础上,给出了精确计算供电能力的线性规划方法,并通过算例展示和验证了上述概念和计算方法。

3.3 最大供电能力计算精度和速度

本文结果与文献[7]比较发现,文献[7]方法存在一定的误差,篇幅限制,此处不再赘述。本文方法计算速度较快,适用于大规模的实际配电网,对于40座变电站网络在3.0 GHz CPU和1 GB 随机存取存储器的个人计算机环境下,全部结果耗时2 s左右。

4 结语

本文较完整地提出了与输电系统最大输电能力、最大传输能力指标族相对应的配电系统最大供电能力指标族;建立了最大供电能力的数学模型,并以主变负载率均衡度为目标函数建立负载均衡子模型,使计算结果更加符合实际。在上述模型基础上,给出了精确计算供电能力的线性规划方法,并通过算例成功进行了验证。

随着智能电网的发展,未来的高级配电自动化为快速网络负荷转移提供了条件,在此背景下,本文为充分挖掘配电系统供电潜力提供了方法。同时,由于高压配电网具有辐射运行情况,因此本文方法也不难适用于高压配电网。

参考文献

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变配电所供电方式 篇2

2、树干式：灵活性较好，对于普通照明及一般电力负荷采用分区树干式供电（与放射式相结合）。

3、链式：对于作用相同、性质相同且容量较小的设备，可视为一组设备，并采用一个分支回路链式供电，每个分支回路所供设备不宜超过 5 台，总计容量不宜超过10kW，

4、混合式：放射式与树干式相结合。

一级负荷：采用双电源供电并在末端切换，非消防负荷自投自复、消防负荷自投不自复。

探讨供电公司的配电线损管理 篇3

关键词 加强;供电;线损;管理

中图分类号 TM72 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)082-0196-01

1 线损管理的组成

线损管理主要由技术线损和管理线损两部分组成。技术线损是基础,管理线损是水平。

1)技术线损主要是指电能在电网运输中输、变、送、配电过程中所产生的电量损失。降低电网损耗的技术措施包括需要增加一定投资对电力网进行技术改造的措施和不需要增加投资仅需改善电网运行方式的措施。2)管理线损是由计量设备误差引起的线损以及由于管理不善和失误等原因造成的线损,因而必须通过加强管理来达到降低的目的。

2 供电公司线损统计的统一要求

为规范线损的统计和考核,使线损率的统计口径一致,对各供电公司昀线损统计做了统一要求,各供电公司的线损必须按以下要求统一上报,严格考核。

1)综合线损率:对供电公司的线损考核指标,是指县级供电公司购电量到售电量的综合损失率。2)一次线损率:是指县级供电公司各购电关口表电量之和到各供電线路出口表电量之和的损失率。3)二次线损率:是指县级供电公司各供电线路出口表电量之和到所有售电(客户)表电量之和的损失率。

3 线损指标的分解与落实

为了做好节能降损工作,要求把线损指标分解下达到具体部门,直至班组,落实到人头,既“组包线、人包变”的管理方式。具体要求是:县级供电公司把全公司的综合线损指标进行分解,将指标下达到各供电所,各供电所将指标再次分解下达到各班组,班组将指标再次详细分解,具体到每台配变变压器,最后配电变压器低压线损指标落实到人。结合经济责任制,实行指标考核与职工的切身利益挂钩,用经济手段刺激和调动全体职工的积极性,努力把线损工作搞好。

4 线损分析的方法及要求

为了保证县级供电公司配电线路安全、优质、经济运行,进一步加强监督工作,准确掌握县级供电公司配电线路运行情况,做好线损管理与考核工作,要求县级供电公司每月按时做好所辖每条线路的线损分析及全公司综合线损分析工作,并于每月8日前报客户服务中心。单条高损线路应从以下几个方面单独分析:1)线路基础技术资料;2)线路当时运行情况及相应参数;3)线损原因分析;4)降损整改方案。

5 节能降损的具体措施

每个县级供电公司必须指定一名专(兼)职线损管理员,每月对本公司管辖的所有线路按分压、分线、分片、分台区进行线损分析,根据当月的线损情况,制定出下一步切实可行的节能降损措施。特别是针对高损线路要详细排查原因,找准症结,采取有效对策,努力将偏高的线损降下来。降损措施应从以下几个方面人手:

5.1 架空线路部分

线损因素有:l)瓷担或绝缘子因脏污放电;2)瓷担、绝缘子扎线松动放电;3)高、低压线路耐张弓子处接地;4)高压跌落保险瓷件放电;5)树枝搭接电力线路;6)低压线路和接户线过长、过细、年久失修、绝缘损坏产生漏电;7)高、低压线路接头、搭头、桩头电阻过大,增加接触面发热损耗等。

处理方法:l)加强线路巡视,发现缺陷及时检修处理;2)确保线路巡视和检修质量。

5.2 变压器部分

线损因素有:1)高能耗变压器;2)变压器三相负荷不平衡,超过标准;3)配电变压器经常过载或空载运行。

处理方法:l)退出高能耗变压器,更换节能型变压器;2)对变压器特别是公用变压器定期进行三相电流平衡测寇,及时调整三相不平衡负荷。出口处不平衡度不大于1O%,其它地点不大于15%-20%;3)及时调整配电变压器容量。

5.3 计量装置部分

线损因素有:1)互感器二次线用铝线连接,接头处氧化造成表计不准;2)表计运输及搬运时受振动使表计不准、或不走使计量有误;3)表计或互感器大量程计量小负荷,造成漏计;4)电能表未按周期校验,引起计量超差等;5)计量箱没按规定全部上锬;6)计量箱内表计铅封不全;7)计量箱内有的表计接线有误;8)计量箱内有的电流互感器一次穿心匝数与名牌倍率及抄表卡记录不相符;9)计量箱内表计安装倾斜度超过规定。

处理方法:l)更换互感器二次线为合格的铜塑线;2)加强表计管理工作,及时对电能表进行检查;3)对大马拉小车的计量装置及时更换,对计量装置要做到配置合理;4)电能表按规定周期轮校(轮校率lOOqc);5)计量箱按规定全部上锁(上锁率100%);6)计量箱内表计铅封齐全(铅封率100%);7)计量箱内所有表计接线正确无误(接线正确率100%);8)计量箱内所有电流互感器一次穿心匝数与名牌倍率及抄表卡记录必须相符;9)计量箱内表计安装垂直,侦斜度不准超过l度。

5.4 无功补偿措施

采取集中补偿、分散补偿和就地补偿相结合的原则,对补偿装置要求自动投切,严禁无功倒送。对l00KVA以上的配电变压器要求装设无功补偿装置,用以减少变压器、电动机等感性负载的无功电流分量,从而达到节能降损的目的。

5.5 加强各配电台区低压线损的管理工作

要求所有的公用变压器二次侧都必须有计量表计,并根据各配电台区当月的线损情况,制定出下一步切实可行的节能降损方案。各供电所对所管辖的所有配电区的低压线损每月要有统计和分析,发现问题及时解决,对高损低压台区不准连续出现三个月。

5.6 加强营业普查

开展经常性营业普查工作,普查的方式由定期、不定期和抽查三种方式相结合。普查的内容有:l)查处窃电和违章用电;2)查电能计量装置是否准确,配置是否合理,接线是否正确,接点是否松动、氧化;3)查电流互感器变比与抄表卡是否相符,一次穿心匝数是否正确;4)查电能表、电流互感器是否烧毁等。通过普查掌握用户用电规律,做到心中有数,及时纠正存在的问题,减少和消除不明损耗。

5.7 加强抄、核、算的管理工作

要求:1)抄表要到位、要按时,不能有估抄、代抄、错抄、漏抄现象,抄表时间不能右提前或推后现象;2)无论什么因素影响,抄表人员决不允许有意在电能表上预留电量;3)抄表人员要善于发现问题,不要认为抄表员只抄走码数,收费只收钱,其它如核对倍率和表码,查看电流互感器一次穿心匝数及接线是否正确,接点是否松动氧化,查看铅封等都与己无关;4)用户电量冲减或追加情况要详细注明,并要求有主管领导签字;5)对故障表计能及时发现,并及时报告、处理;6)用户变压器暂停或减容情况应及时说明;7)对用电量较大的用户,上下月电量增减幅度较大时应及时分析,说明原因,并以书面形式向有关部门汇报;8)抄表员在抄表收费工作中,发现辖区内高压或低压供电线路有不安全隐患时,应及时以书面形式通知有关部门及时处理;9)渺表卡要书写整齐、干净,不准涂改,错了只准划线修改,更换表计或冲减电量必须在变动情况记录栏内记录清楚。

5.8 做好计量点管理工作

要求:l)全网关口计量点配置示意图;2)单条线路各配电变压器(下转第199页)

(上接第196页)

计量点配置示意图;3)公用变压器各用电客户(售电)计量点配置示意图;4)各计量点计量装置配置技术资料;5)以单条线路和单台公用变压器为单元进行详细统计,要求每个单元具体共有多少用户,其中大宗工业多少户、非普工业多少户、农业多少户、商业多少户、照明多少户等;共有多少块表计,其中三相三线有(无)功各多少块、三相四线(不带CT)有功多少块、三相四线(带CT)有(无)功各多少块、单相多少块等,在每个单元计量点配置示意图上注明。根据计量点配置示意图审核实抄率,杜绝漏抄现象发生。

6 线损管理考核

供电公司每年对各县级供电公司上半年线损完成情况进行检查,年底按准东供电公司线损技术监督百分制考核细则进行检查打分和评优,对降损节电工作有突出贡献的单位和个人给予表彰,对完不成节电任务的单位,给予通报批评,奖惩与考核按照准东供电公司三项贲任制承包方案兑现。

7 线损管理成效分析

配电网分层供电模式探讨 篇4

关键词：配电网,网架,分层供电,自动化

我国电网发展已经有60多年的历史, 电网建设取得了巨大的成就, 积累了丰富的经验。最近几年, 国家不断加大电网建设的投入力度, 使电网的规模和容量不断增大, 面对越来越庞大的配电网络, 电力工作人员应该更深入地思考如何建设一张更高效更安全地配电网, 以满足用电客户多方面的需求。

1 我国配电网网架情况

国内配电网经过多年的发展, 基本网架组网形式已经比较成熟, 基本存在两种类别的线路模式, 电缆线路和架空线路。分别有不同的组网模式, 其中架空线路多建设单放射、单联络或多分段两联络的网架模式;电缆网络多建设单放射、单联络、“N-1”及“N供一备”接线模式。

2 配电网网架的发展经历的阶段

以电缆线路为例, 配网网架多采用以下的网架建设步骤, 架空线路组网步骤亦可以此为参考。

2.1 负荷发展初期, 多采用单放射线路供电或采用电缆“2-1”单环网结线模式供电。

2.2 负荷发展到一定阶段 (平均每回线路负载率接近40%时) , 如有新的报装负荷, 考虑新建第三回线路构筑“2供一备”或“3-1”单环网。

2.3 当“2供一备”平均每回线路负载率接近55%时, 考虑新建第四回线路构筑“3供一备”。

2.4 当负荷进一步发展时, “3供一备”或“3-1”单环网结线不能满足N-1供电可靠性要求时, 不再在现有网络基础上再增加线路, 重新采用电缆“2-1”单环网结线再次循环发展。

3 现状网架发展将遇到的问题

我国目前综合国力不断提升, 用电需求迅猛发展, 导致配网规模日益庞大, 目前像广东的深圳、广州等地区, 配网规模非常庞大, 有几千条10kV线路, 庞大的线路规模给运行维护带来了很大的压力。另外, 目前很多地区开展配网线路自动化试点建设工作, 线路自动化建设必然会成为将来建设的重点内容。面对如此庞大的网架, 如何更好、更节省地开展自动化建设, 也是将来配电网建设必须面对的问题。为了有效解决上述问题, 有必要在现状组网原则的基础上进行更科学的调整。

4 关于配电网分层供电模式的思路

4.1 分层供电模式的形式

为了将复杂的配电网络进行简化, 必须对其进行分层管理, 把电网划分为主干层和分支层。把建设及管理力度集中在主干层上。其结构模式如下。

如上图2所示, 分层供电模式将配电网分为两层, 其中电气元件1-7构成了主干层, 电气元件A-C、D-F、G-I分别构成分支层。从图上可以看出, 该分层模式有清晰的主干层及支线层, 主干层由线路及开关站构成, 支线层由主干层引出的支线及配电房组成。

4.2 主干层的基本原则

主环进出线电缆均为300mm2, 主干层可根据区域负荷发展情况逐步建成, 主干层在供电区域内以最短的路径组建网架, 负荷一般不直接接入主干层。主干层开关站一般控制在6个以下。每一主干层上的开关站的馈出装见容量不宜小于1500kVA, 开关站进出开关数量大于6个时, 母线宜进行分段, 以提高设备的可靠性。开关站选址尽可能设在靠近负荷中心, 负荷密度较大的区域, 并靠近道路电缆沟处选址。箱变不应接入主干层。

4.3 支线层的基本原则

支线层从主干层中馈出, 在开关站同一段母线进行自环或以放射式接入主干层开关站。支线层电缆为YJV22-150mm2, 支环的供电半径不大于500m。每一支线实供容量不应大于3500kVA, 装见总容量不应超过5000kVA。

4.4 分层供电模式的特点

线路主干层简单、清晰, 主干线路上的开关站个数在6个以下, 有效控制节点数量。

网架扩展性好, 新增用户接入灵活、便利, 主干层节点开关站提前规划布点, 新增用户不接入主干层中, 而直接从开关站馈出。

实现主干线路配网自动化投资小, 效果好, 主干层线路上的节点开关站数量较少, 配置配网自动化设备时投资相对较小, 而供电可靠性却有比较大的提升。

分层供电的模式, 其组网模式与现状典型结线模式基本一致, 同样能按“N-1”单环网、“N供一备”等模式构网, 其建设不需要对现状网络进行大规模的改造。

5 结语

随着配电网规模的不断增长, 中压网架变得越来越复杂, 环网点多, 对日常倒闸操作带来较大安全风险。分层供电模式的优点突出, 可有效解决环网点过多、网架复杂的问题。并可在日后配电网自动化建设中大量节省投资, 为快速提高供电可靠性提供了基础。值得电力从业人员理解并在今后推广应用。

参考文献

[1]城乡电网建设与改造.水利电力出版社, 2001年

供电公司输变配电工程验收管理办法 篇5

第一章总则

第一条 输变配电工程验收是工程建设与改造的一个重要组成部分，也是保证电网安全、优质和经济运行的一项重要基础工作。为适应电网建设发展的需要，加强工程全过程质量管理，进一步明确工程验收的管理责任，形成分工明确、职责清晰、团结协作、运转高效、管理科学、信息畅通的工程管理体系，全面提升工程建设和管理水平，结合镇江供电公司的实际情况，特制定本办法。

第二条 本办法的主要依据是国家、行业及系统内有关安全、质量、环保、设计、监理、施工、物资、技术等法规、条例、规范和导则等。

第三条 本管理办法适用于江苏省电力公司投资建设的所有输变配电工程（包括新建、改扩建、技术改造工程），以及国家电网公司、华东电网有限公司和用户委托镇江供电公司建设的其它工程。

第二章工程验收的阶段

第四条 工程验收分为工程阶段验收和工程竣工验收。

第五条 输电工程的工程阶段验收分为杆塔基础验收、立塔验收、导地线架设验收。

第六条 变电工程的工程阶段验收分为土建工程阶段验收和电气（一次、保护、通信、自动化）工程阶段验收。

第七条 土建工程阶段验收分为主要建（构）筑物基础验收、构架吊装验收、主控楼完工验收。

第八条 电气工程阶段验收分为接地网验收和电气（一次、保护、通信、自动化）安装调试完工验收。

第九条 竣工验收是工程全部竣工后，在施工单位三级自检合格、监理单位初检合格、建设单位预检合格的基础上，由验收委员会批准的验收检查组进行的全面检查和核查。工程竣工验收可以和工程阶段验收的部分工作合并或分开进行。

第十条其余项目（电缆等）的阶段验收和竣工验收按相关验收的规程、标准执行。

第三章工程验收的职责

第十一条市公司生产技术部和各县（市）供电公司生产技术部门是工程验收的归口管理部门，负责组织、协调公司系统和各自单位的工程验收工作。工程建设单位负责组织、协调工程的规划、消防、环保等专项验收工作，其它各职能单位（营销、安监等）在各自职责范围内对工程验收,行使相应的管理职能。

第十二条 输变配电工程验收实行分级管理。市公司生产技术部负责220千伏输变电工程的阶段验收,110千伏输变电工程的阶段验收和竣工验收，市公司本部35千伏及以下输变配工程的阶段验收和竣工验收，以及受省公司委托的工程验收工作。

第十三条 县公司生产技术部负责各自管辖范围内35千伏及以下输变配电工程的阶段验收和竣工验收,以及市公司委托的工程验收工作。

第十四条 市（县）公司生产技术部负责工程验收专家库的建立和管理工作。

第四章 工程验收的组织

第十五条110千伏及以上输变电工程公司成立验收委员会，验收委员会主任由市公司生产副总经理或总工程师担任。市公司本部35千伏及以下工程的验收委员会主任可由生产技术部负责人担任。

第十六条市（县）公司生产技术部负责成立验收组进行工程的阶段验收和竣工验收，工程建设部门负责具体配合工作。

第十七条验收组专家由市公司本部生产技术部、基建部、安全监察(保卫)部、电力调度中心、办工室(档案)、电力设计院和公司系统有关单位专家组成。验收组成员报验收委员会批准，组长由验收委员会任命。第十八条工程验收组听取各专业的预检查汇报，核查工程质量的预检查报告，组织各专业现场检查，形成验收书面意见。

第十九条市公司生产技术部和县公司生产技术部负责各自职责范围内的工程验收工作，必要时市公司生产技术部可书面委托县公司生产技术部进行相关工程的验收工作。

第五章 工程验收的主要内容

第二十条 工程验收采取听取汇报、查阅资料、现场查看、取证检查、重点抽查、现场实测及组织座谈等方式。

第二十一条 工程验收时，工程建设单位应提供有关的图纸资料、质保文件、质量标准、验评标准、施工技术记录、检验（试验）报告、验收签证、施工指导书（施工技术措施）等。工程竣工验收时，工程建设单位还应准备下列汇报材料：工程建设情况汇报、工程预检查和生产准备情况汇报、监理工作汇报，施工情况汇报、工程设计总结等内容。

第二十二条 输电工程主要检查验收：

1、工程质量管理体系及实施；

2、试验、试件报告；

3、隐蔽工程检查验收记录；

4、施工技术记录；

5、工程技术资料；

6、工程质量抽查；

7、线路走廊的情况；

8、技术监督报告及反事故措施执行情况。

第二十三条 土建工程主要检查验收：

1、工程质量管理体系及实施；

2、主要施工技术资料；

3、主要施工记录；

4、质量验收记录；

5、出厂合格证及试验资料；

6、隐蔽工程检查验收记录；

7、现场抽查。

第二十四条 变电工程主要检查验收：

1、工程质量管理体系及实施；

2、主设备的安装试验记录；

3、工程技术资料；

4、抽查装置外观和仪器、仪表合格证；

5、检查电气试验与继电保护、远动、自动化、通信装置调试记录；

6、现场试验抽查；

7、技术监督报告及反事故措施执行情况。

第六章 工程验收的程序

第二十五条 阶段验收提前7天提出申请，竣工验收提前15天提出申请。市公司本部项目验收的申请由工程建设单位以工作联系单向生产技术部书面提出，县公司110千伏及以上输变电工程验收的申请由县公司向市公司行文申请。

第二十六条 市公司生产技术部在收到验收申请后，根据验收性质按第五章要求，检查提交的图纸资料、汇报材料等是否齐全，自检、初检、预检是否合格。均具备验收条件后，5天内组织工程的验收，并在验收结束后的3天内提出验收意见。

第二十七条 工程验收实行闭环管理。工程上一阶段验收的整改工作必须在下一阶段工作开始之前完成，并实行闭环管理。

第二十八条 工程验收时如果发现输变配电工程的质量不符合设计要求或质量标准，工程建设单位负责牵头进行协调处理。

第二十九条 工程阶段验收后，工程建设单位对验收要求限期整改的项目应在规定时间内进行消缺整改，并将整改情况书面反馈给工程验收单位确认。在工程验收单位书面确认以前，工程建设单位不得进行工程的下一阶段工作。工程验收单位必要时进行复查和复验。

第三十条 工程竣工验收后，工程建设单位对启动前要求限期整改完成的项目应在规定时间内进行消缺整改，并将整改情况书面反馈给工程验收单位确认。在工程验收单位书面确认以前，工程建设单位不得提出工程启动投运的申请。

第三十一条 对验收要求进一步完善的项目，工程建设单位应抓紧落实，并将完善情况书面反馈给工程验收单位备案，作为工程今后达标、评优的依据。

第七章附则

第三十二条 各县公司可根据管理职责，结合本公司具体情况制定相应的工程验收管理办法。

第三十三条 本办法自发布之日起实施。

配电网不间断供电检修技术研究 篇6

关键词：配电网；不间断供电；检修技术

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0089-01

经济迅猛发展的今天，配电网建设规模持续扩大，对配电网技术、安全、控制能力等方面都提出了更高的要求。配电网作为电力系统的终端，直接面对客户，不停电是客户和系统服务的最高追求目标，配电网不间断供电检修技术的研究，为其提供了新方法。

1 配电网不间断供电检修技术的重要意义

配电网采用不间断供电检修技术具有十分重要的意义，具体表现在下述几方面：第一，使用不间断供电检修技术对电力设备进行检修时，不需对检修的电力设备进行停电处理，有效减少电能损失，确保电网供电可靠性；第二，随着社会工业化的快速发展，对供电可靠性具有更高的要求，不间断供电检修能够确保正常供电，既能减少工业化企业的经济损失，又能及时消除缺陷。

2 配电网不间断供电检修技术

2.1 输电线路的不间断供电检修技术

2.1.1 输电线路不间断供电检修关键技术参数

具体包括下面几类：最小安全距离、最小组合间隙和绝缘工具的最小有效绝缘长度，由于配电网线路中的特、高压线路的杆塔高、尺寸大、走廊海拔高度跨度大等，所以技术参数的选择要综合考虑这些方面的影响因素，然后通过具体的试验获取参数数值。具体研究方法可采取下述方法：①通过理论计算得出不间断供电检修最大操作的过电压水平；②不间断供电检修的放电试验；③根据前面两种方法得出的计算结果计算检修工作的危险率，在进行海拔校正后确定关键技术参数。

针对实际线路的状况进行最大操作电压波形和幅值时，可以不考虑配电网线路和系统的组成结构，全部采用系统最大过电压来确定带电作业间隙方法，同时为了确保整个检修过程的安全性和经济性，以避免由于塔头尺寸控制带来的各种问题。

2.1.2 人员安全防护

配电网不间断供电检修时，由于带电体周围存在场强，尤其是超高压、特高压周围，场强更强，这就对维修人员的安全防护提出了更高的要求。为了对人员进行有效防护，对超高压周围场强采用仿真技术和现场实测相结合，最终得出检修人员在从地电位进入到等电位过程中，人体表场强变化存在下述特点：①检修人员越靠近带电体，人体表场强就越大；②检修人员身体表面场强分布并不均匀，头顶、手尖处较强，胸部较弱；③检修人员等电位作业时，人体表的电场强度达到最大值。根据相关实验研究结果可知，人体皮肤感知的场强为240 kV/m，国内规定人体裸露部位最大场强不得超过240 kV/m，屏蔽服内部场强不得超过15 kV/m。因此，为了确保检修人员的人身安全，在满足关键技术参数的前提下，还要做好下述几方面安全防护：第一，必须穿全套特高压屏蔽服和面罩；第二，进出等电位时要使用电位转移棒，动作必须准确、快速；第三，地电位作业人员也必须穿戴全套屏蔽服。

2.2 配电线路的不间断供电检修技术

2.2.1 配电线路不间断供电检修的安全防护

配电不间断供电检修技术通常包括更换绝缘子、避雷器、熔断器、断引线等，由于作业场所电力设备众多，相—地和相—相的空间间隙相对较小，检修人员工作时极易碰到周围附近的电力设备，因此检修人员不论是采用绝缘手套直接还是间接工作，都必须要穿戴绝缘防护用具。配电不间断供电检修时必须要考虑电力设备内部过电压的影响，为了确保工作过程中不出现击穿和闪络，绝缘工具的绝缘水平必须要按照检修时的最大过电压来确定，同时要使用绝缘工具、遮蔽等构成多重安全防护。配电不间断供电检修采用的防护工具包括绝缘承载设备、绝缘工具及防护用具等，为了确保能保护维修人员的人身安全，设置绝缘遮蔽用具时要按照从近到远、从上到下、从大到小的原则进行，拆除的时候则正好相反。

2.2.2 配电旁路不间断供电检修的安全防护

这对比较复杂的旁路作业，采取以旁路检修方式为重点的作业方法，具体方法主要包括下述两种：第一，旁路电缆作业法。这种方法是将配网负荷转移到旁路电缆以确保检修过程不间断供电。建立电磁暂态计算模型，并对整个过程进行防震计算，研究各种因素对可能产生最大过电压和过电流的影响，分析出极值。根据相关研究结果可知，开断空载电缆虽然会产生较高的过电压和过电流，然而在电缆截面积不超过300 mm2，长度不超过3 km的状况下，现有工具能满足防护要求，能确保检修人员的人身安全；第二，旁路变压器作业法。这种方法是在柱上变压器两端并联旁路变压器，这样能在不间断供电状态下实现对柱上变压器的检修。建立旁路变压器作业电磁暂态计算模型，计算出过电压和过电流极值，根据研究结果可知：当截流电流等于励磁电流时，就会产生较高的过电压。因此检修之前务必要做好安全防护，确保旁路变压器、电缆等设备的技术参数要能满足过电压的安全需求。

2.3 变电设备不间断供电检修

2.3.1 不间断供电检修

国内变电站不间断供电技术检修相对较少，广度和深度还远远不足，更多的理论研究集中在母线间隙的放电特性方面。国外相关机构对40多个国家不间断供电检修开展程度进行研究，结合变电站不间断供电检修项目和复杂程度，并对其进行了分级：断路器更换、母线和跳线的更换、构架更换和耐张绝缘子更换属于3级复杂性；支柱绝缘子属于复杂性2级；发热垫紧固、接头清洁、导线更换、核相、检测装置安装等属于2级复杂性。截至目前国内变电站不间断供电检修的项目具体如下：带电检测类、带电检修类、带电断、接引线类等，而对于隔离刀闸、断路器、互感器等基本只在停电状态下进行。在变电设备检修方面，要根据变电站设备的具体特征，如间隙紧凑、设备密集等，研制出专用的绝缘升降平台，同时还要尽量拓展变电设备的不间断供电检修项目。

2.3.2 不间断供电清洗

由于變电设备通常处在外界恶劣的环境中，因此存在污闪的风险，为了有效防止污闪，通常采用的措施有喷涂防污闪涂料、加装增爬裙等，此外对进行清洗也是防污闪的重要手段，在对变电设备进行不间断供电清洗时，常采用机械式清扫装置，如带电水清洗、带电化学剂清洗等。

3 配电网不间断供电检修技术的发展趋势

根据目前配电网不间断供电检修技术的现状来看，未来会向着下述两个方面发展：

第一，随着特高压交直流输电工程的持续建设，不间断供电检修必然会成为重要手段，具体检修工具、方法和标准还需深入研究；

第二，随着对供电可靠性和稳定性要求的提升，配电网不间断供电检修技术必须持续深入进行。

具体来说，目前国内研究主要集中在下述几方面：①特高压不间断供电检修与作业工具；②高海拔不间断供电检修技术研究；③直升机带电作业；④变电设备不间断供电检修和清洗作业等。

4 结 语

总之，目前社会对配电网供电质量的要求越来越高，传统的检修技术难以满足使用需求，只有实施不间断供电检修技术，选用合理的不间断供电技术，并确保检修人员的人身安全，提高检修工作效率，才能从根本上推动电力事业的发展进步。

参考文献：

[1] 汪海.虎石台220 kV变电站不间断供电改造方案研究及应用[D].北京： 华北电力大学，2014.

[2] 范爱文.南屯矿井不间断供电技术的研究与应用[D].济南：山东大学， 2012.

配电网供电可靠性探讨 篇7

关键词：配电网,供电可靠性,影响因素,提高措施

随着经济社会的快速发展, 广大用户对电力企业的供电可靠性的要求不断提高。当前供电可靠性已经成为衡量电力企业的一个重要的技术经济指标, 它不仅能反映企业的供电能力, 还可以反映企业技术水平和管理水平。作为供电企业, 尽可能的减少停电, 是供电服务的一项重要的服务, 也是核心竞争力所在。因此, 研究如何提高配电网的可靠性, 对电力企业有着非常重要的意义。本文对影响供电可靠性的因素进行了分析, 并提出相应的对策。

1 影响供电可靠性的因素

1.1 线路因素

对于10k V供电线路, 架空线路、开关类设备老旧等原因会引起停电。比如:缺相运行, 过负荷、雷击等容易引起缺相运行, 一旦出现会造成系统三相不平衡, 用户设备会因电压过低而无法正常使用, 当严重不平衡时, 会解裂运行, 严重影响供电的可靠性;断线, 由于导线驰度过紧或烧断导线, 可能会造成10k V架空绝缘线被烧断, 进而引起全线断电;短路, 在一些鸟粪或树枝集中的地方, 容易因两相或三相导线出现直接或间接接触, 出现短路现象, 会对供电线路产生较大的危害;倒杆, 大风暴雨等自然灾害, 可能会引起电线杆倒杆, 一旦发生会造成线路断线或者短路等故障, 极易出现大范围停断电。

1.2 设备因素

对于供电线路中的电气设备, 如果出现故障或老化, 对供电可靠性也会造成很大的影响。常见的故障有:变压器故障, 如绝缘损坏、铁芯局部短路、对地击穿、线圈匝间短路或短路等, 变压器一旦出现问题, 会使低压用户失去电力供应, 另外, 变压器维修时间一般都比较长, 会造成用户长时间断电;开断类故障, 对于户外10k V真空断路器, 如果出现断路器不能及时动作, 这样就会造成线下用户不能正常用电, 或造成故障不能及时切除, 加大了用电设备的损坏程度和影响范围;对于开关站和配电室, 电缆的接头及端头位置, 容易出现接触不良或者连接处断裂故障, 导致电能无法正常输送;电压互感器, 则可能因为受潮、绝缘老化、局部放电或击穿等原因出现故障, 若不能及时修复, 会导致二次侧短路, 甚至会因电压互感器产生的热量巨大致使设备爆炸, 对供电可靠性危害极大;此外, 电流互感器如果因受潮而被击穿, 还会引起二次侧开路产生高电压, 造成线包瞬间被烧毁, 影响其他设备运行。

1.3 管理因素

在以往的管理模式下, 电力企业只注重完成上级主管单位制定的供电任务和可靠性指标, 而对用户用电的可靠性重视不够, 对电路系统进行可靠性维护的费用也是由用户均摊。据统计, 影响配电网可靠性最大的人为因素就是预安排停电, 而当前很多电力企业存在停电计划管理粗放、计划安排不合理等问题, 企业内部基建、技改、维护、业扩接火等部门各自为政, 供电所停断电随意性大, 造成同一线路 (设备) 重复停电。项目管理部门、供电所对施工的掌控能力不强, 造成计划停电施工工期延时, 扩大了停电影响。运行管理较为薄弱, 设备维护不到位, 故障多且恢复供电时间长。当发生故障时, 巡视强度的那个钱大, 查找故障点难, 复电用时长。

2 提高供电可靠性的对策

尽管从短期看, 提高供电可靠性会对供电企业的经济效益产生一定影响, 如投资增大、维护成本增加等, 但在电力企业市场化改革的大形势下, 提高供电企业的供电可靠性是符合长远利益的, 也是其提高竞争力的重要手段。根据上一节分析到的问题, 提出相应的提高措施。

2.1 供电企业更加重视供电可靠性, 做到科学管理

供电企业要充分认识到供电可靠性工作的重要性, 建立、健全相应的规章制度和机制, 做到工作开展有章可循、有据可依;同时还应该做好人员保障, 建立专门的管理组织机构负责组织协调供电可靠性工作;每项具体工作落实到人, 形成自上而下的管理体系, 一级对一级负责, 层层落实。

具体的组织措施有:首先, 加强检修, 将供电可靠性与生产计划管理结合在一起, 安排检修时, 每个部门都要积极配合, 合理利用停电时间, 避免随意性停电;对技术人员加强培训, 提高其业务水平, 杜绝各种人为的误操作;加强配电系统信息化建设, 晚上GIS系统, 提高配电系统管理水平;严格按照规定对电气设备、电力线路进行巡视、维护, 实行24小时值班制, 对发现的问题及时处理。开展特巡、夜巡, 减少事故隐患, 消除事故萌芽, 确保配电设备、配电线路的正常运行;从重视程度、管理水平到人员素质建设, 都要为供电可靠性的科学管理创造一个好的条件。

2.2 提高供电线路的合理性, 保障供电安全

对于配电线路, 要选择合理的配电网系统结构和接线, 并制定出科学的运行方式;主干线路进行必要的分段, 出现故障时可以减小停电范围;在人口集中或树木稠密的地方, 要采取架空绝缘线或地下电缆, 架空绝缘线还要配备防雷措施;推广中性点接地技术的应用, 其能够改善供电系统过电压对电气设备的损害, 减少因绝缘设备破坏造成的事故;选择输送容量更大的导线, 10k V主干网要满足“准则”要求;对35k V及以上电压等级变电站形成N-1方式的供电模式, 增设变电站之间的联络线, 提高各站负荷的转供能力。

2.3 选用先进设备, 提高供电管理的自动化水平

对新入网的用户设备, 要提高准入要求, 严格把关;对老旧设备进行必要的改造, 推广应用小型化无油化、自动化、少维护的设备, 从而提高整个配电网的装备水平;提高配电网络的自动化水平, 选择适合企业特点的综合自动化系统方案, 加强对配电网实时运行状态的监控;推广在线监测、诊断技术, 确定合理的检修周期, 从而减少故障停电;加大带电作业技术的应用, 拓宽带电作业的工作范围, 做到检修和施工过程不断电, 最大限度地减少用户的停电时数。

3 总结

随着我国经济社会的快速发展, 电力市场化改革也在不断深入, 提高配电网的供电可靠性是供电企业的核心竞争力所在, 如何加强供电可靠性的管理, 推广先进的技术和设备, 切实提高供电可靠性, 是摆在每个电力企业的一项重要工作。作为电力工作者, 要结合实际工作和行业形势不断地学习和研究, 在实践中有效提高供电可靠性。

参考文献

[1]黄亮标.配电网供电可靠性评价及优化措施[J].东北电力技术, 2014 (06) :41-44.

工厂供电至低压配电实例论述 篇8

大家知道, 电能是现代工业生产的主要能源和动力。电能既易于由其他形式的能量转换而来, 又易于转换为其他形式的能量以供应用;电能的输送和分配既简单经济, 又便于控制、调节和测量, 有利于实现生产过程自动化。

在一般工厂里, 电能虽然是工业生产的主要能源和动力, 但是它在产品成本中所占的比重很小。电能在工业生产中的重要性, 并不在于它在产品成本中或投资总额中所占的比重多少, 而在于工业生产实现电气化以后可以大大增加产量, 提高产品质量, 提高劳动生产率, 降低生产成本, 减轻工人的劳动强度, 改善工人的劳动条件, 有利于实现生产过程自动化。从另一方面来说, 如果工厂的电能供应突然中断, 对工业生产则可能造成严重的后果。工厂供电工作要很好地为工业生产服务, 切实保证工厂生产和生活用电的需要, 并做好节能工作, 就必须达到以下基本要求:

1.安全。在电能的供应、分配和使用中, 不应发生人身事故和设备事故。

2.可靠。应满足电能用户对供电可靠性的要求。

3.优质。应满足电能用户对电压和频率等质量的要求。

4.经济。供电系统的投资要少, 运行费用要低, 并尽可能地节约电能和减少有色金属的消耗量。

此外, 在供电工作中, 应合理地处理局部和全局、当前和长远等关系, 既要照顾局部的当前的利益, 又要有全局观点, 能顾全大局, 适应发展。

电子系统的可靠性是现代工程机械非常重要的一项性能指标。现在以烟台氨纶在2004年兴建的九期工程为例阐述, 由一级10K伏供电到分级变压器, 再到下级电器柜, 最后到终端使用设备的应用实例。

此工程是氨纶前几期工程的类似翻版, 电气方面极其相似, 但是在细节上又有着千变万化的差别。首先是从开发区岗俞站协调市区政府出头分出一10KV支线, 进入到氨纶峨眉山路的西部工业园区。接入高压柜, 方便进行维护分级向各个车间输送供电。其中一柜接线通过路边的电缆沟入到九期低压室。那里已安装好足够容量的变压器, 并直接由母线排连接电器柜和电容柜。在这里再进行下级分支。

此时用到MNS低压柜技术协议变更 (实例说明)

在原来协议的基础上增加技术要求:

电容补偿柜选用成套的ABB或施耐德品牌。 (包括电容, 补偿控制装置, 开关, 接触器, 电抗器)

提供MNS柜CCC认证。

MNS低压柜主母线排选用80X10 (双) , 分母线排为80X10 (单) 。

MCC室MNS柜主母线排为50X5 (双) , 分母线排为80X5 (单) 。

延伸手柄, 指示灯选用施耐德品牌。

MNS低压柜两个进线柜进线方式为上进线。

MCC室MNS柜中的M08开关改选为MT08H1MIC2.0A。

在原来协议的基础上增加技术要求:

提供MNS柜CCC认证。

MNS低压柜主母线排选用80X10 (双) , 分母线排为80X10 (单) 。

MCC室MNS柜主母线排为50X5 (双) , 分母线排为80X5 (单) 。

延伸手柄, 指示灯选用施耐德品牌。

MNS低压柜两个进线柜进线方式为上进线。

MCC室MNS柜中的M08开关改选为MT08H1MIC2.0A。

以下取其中电加热技术要求为实例说明:

电加热柜标书中的标段1开关量电加热系统废掉不招, 标段2模拟量电加热系统技术协议在原来的基础上增加技术要求:在柜门上安装对应每个加热单元的小量程精确电流表, 当加热单元工作时可以看出可控硅的开度, 加热单元设置手动自动旋钮, 在自动状态时4~20m A可以调节可控硅开度, 在手动状态时自身的模拟器可以调节可控硅开度。加热单元电源为220伏交流。

4.1模拟量电加热系统技术规格与要求:

4.1.1柜体尺寸PS1000×800×2000mm。数量12台。

4.1.2柜体结构为双面双安装板且双开门。

4.1.3电源柜配有电压表、电流表。

4.1.4加热单元共144个主回路为ABC三相电, 控制回路中, 输入控制信号为4—20m A, 有一超温跳闸保护节点, 内部可控硅控制原理要求过零触发变周期控制, 可控硅选用进口品牌 (保用10年) 。

4.1.5出线端子选用WAGO端子。

4.1.6柜顶配有大风量进口风扇, 柜门有进风栅口, 装有防尘处理组件。

4.1.7系统采用TN-C-S制, 柜内带零排、地排。布线采用PVC行线槽。

4.1.8外壳防护等级:IP40以上。

4.1.9提供认证、资格证书, 合格证书, 实验报告。

4.1.10投标方应提前进行技术交流, 图纸投标前确认后方可生效。

4.1.11厂家做整体报价, 即包含加热单元, 和柜内所有元器件, 但也附带分相报价明细表。

加热单元工作时可以看出可控硅输出功率的大小。

加热单元设置手动自动旋钮, 在自动状态时4~20m A可以调节可控硅输出功率的大小, 在手动状态时自身的模拟器可以调节可控硅输出功率的大小。

控制板输入电阻在250欧姆到500欧姆之间。

产品在90℃内工作正常。

参考文献

[1]卢芸.电力工程基础[M].北京:机械工业出版社, 2013.

[2]余键明.供电技术:第三版[M].北京:机械工业出版社, 1998.

浅谈供电企业配电检修管理 篇9

一、供电企业配电检修的原则

供电企业在日常运行的过程中, 需要对设备以及配电线路进行检修, 这项工作既包括停电检查, 也包括带电作业, 其中带电作业具有一定的危险性, 所以, 维护人员必须努力提升配电检修的技术, 防止设备故障或者人员伤亡事故的发生。供电企业配电检修工作, 结合了停电作业与带电作业两项工作, 这样可以提高设备以及线路的使用率, 而且降低了停电的次数与时间, 对当地居民的正常生活有着保障作用。

在配电维修的过程中, 相关技术人员要以提高设备以及线路的输电能力为原则, 最大限度的延长设备与线路的使用年限, 还要提高线路运行的安全性, 这样才能提高供电企业配电检修的质量, 才能提高检修的效率, 使工作人员在比较安全的环境下进行作业, 避免出现人员伤亡的事故。

二、供电企业配电检修管理的措施

1 提高配电检修的质量

在对供电企业配电网进行检修时, 要提高检修的安全性以及准确性, 相关技术人员要对检修的设备以及零件的质量进行仔细检查, 防止不合格产品进入电网中, 影响线路输电的质量以及效率。进行检修的工作人员, 要具有专业的素质以及技术, 其必须经过专业的培训, 或者具有较多工作经验, 对危险故障可以灵活的处理, 这样才能提高检修的安全性。在现场检修时, 工作人员必须深入实际解决问题, 还要及时解决设备存在的缺陷, 这样也有助于提高配电检修管理水平。另外, 供电企业还要制定科学合理的岗位责任制度, 对不同的工作进行合理分工, 还要提高监管的力度, 从而提高工作人员的工作效率。

2 制定高效的配电检修计划

为了提高检修的质量, 供电企业的工作人员首先需要制定科学、合理的配电检修计划, 还要做好准备工作, 不能随意更改检修的流程等内容。制定高效的检修计划, 可以保证企业的工作进度, 在检修的过程中, 工作人员需要安全按照计划进行工作, 还要定期对变压器、开关等重要设备的运行情况进行监督以及测试, 针对停电检修的计划, 需要经过相关领导的审批, 还要做好停送电工作, 这样才能保证企业的正常运营。

3 做好配电检修备用设备、器具的管理

供电企业的配电检修管理工作, 需要应用多种设备与器具, 为了保证检修工作的顺利进行, 相关工作人员要做好设备管理工作, 备品入库时, 要填好验收单, 相关负责人在检查无误后还要签字验收。在存放的过程中, 要根据不同设备的性能对其区别对待, 有的设备需要避免阳光的直射, 有的设备需要做好防潮防水工作, 只有做好配电检修设备的管理, 才能保证设备的正常使用, 才能提高检修的准确性。

4 提高检修人员巡检的水平

巡检人员主要是在设备与线路正常运行时, 对其运行状况进行检查, 如果发现设备存在异常工作的情况, 必须对其进行及时处理, 这样可以降低设备运行的安全隐患, 还能降低安全事故对周围环境的影响。在设备检修的过程中, 工作人员要及时切断电源, 还要根据相关规定, 采取必要的防护措施, 消除设备与线路的安全隐患, 避免出现设备损坏或者人员伤亡问题。在配电系统中, 配电室与箱变都是比较重要的位置, 所以, 巡检部门一定要多安排巡视人员对其进行严格监控, 保证低压装置的指示灯以及信号灯等显示正常。负荷测量也是巡检工作中比较重要的内容, 巡检人员需要定期对电流表进行测量, 一旦发现其无法正常使用, 则必须进行及时的更换。工作人员还要检查低压配电装置内低压电器内部有无异声、异味, 配线及各部接线端子有无过热松动现象;检查雷雨过后配电室有无漏水, 电线、电缆沟是否进水, 瓷绝缘有无闪络、放电现象;检查变压器套管是否清洁, 检查变压器各个电气连接点有无锈蚀、过热和烧损现象。

5 提高对悬挂接地线的管理

为规范安全操作, 消除安全隐患, 在供电企业配电线路检修悬挂接地线时, 应注意以下事项, 加强管理。首先, 悬挂接地线必须带绝缘手套。如果验电器损坏, 未验明线路无电压, 地线挂在有电线路上, 不戴绝缘手套是会造成人身触电危险的。其次, 悬挂接地线必须有接地针, 在接地线的接地端须使用接地针。再次, 接地线的长度应满足要求, 配电线路检修, 由于杆型不同、电压等级不同, 接地线的长短也不相同, 因此在接地线配置的时候, 配置一定长度的接地线组数。最后, 应注意接地棒与接地线连接时的接触面积。配电户外检修用接地线与接地棒的连接处通常借助一铜线鼻子用螺丝压接住, 应用两个固定桩, 保证接地与接地棒端的接触面积和牢固程度。

结语

综上所述, 配电检修管理工作是保证供电企业正常运营的重要工作, 这项工作具有较强的专业性, 也具有一定的危险性, 所以, 工作人员一定要提高对这项工作的重视, 还要加强安全意识, 在工作中, 根据相关规章制度, 规范操作。检修人员还要具有一定的工作经验, 针对突发事故要有沉着应对的素质, 供电企业需要对检修管理人员进行特殊的培训, 这样才能提高配电检修的质量以及安全性。在对配网进行检修时, 要做好准备工作, 对配电设备以及器具都要妥善保管, 这样才能保证检修的准确性, 使配电网更加安全、可靠的运行。

参考文献

[1]贺鸿祺, 周前, 王丽, 方万良.配电网检修计划制定的实用方法研究[J].陕西电力, 2006 (07) .

供电配电 篇10

1 城市10k V配电网典型接线模式

1.1 电缆线路接线模式

为有效利用现有的单环网网架基础, 进一步优化网络结构, 增加电源点。首先, 可以借鉴双环网设计思路, 在单环网之间增设联络线, 联络线设在重要负荷处, 实现单环网三电源两主一备供电。然后, 通过在两组独立的单环网之间设置联络线, 可在单环网两侧电源全部失去的情况下, 通过投入单环网间的联络线, 将本环网负荷转移由对侧环网供电, 从而提高供电可靠性。另外, 双环网运行方式灵活, 通过开环点的设置能够对环间负荷进行平衡。

1.2 架空线接线模式

以满足馈线“N-2”停运要求为目标, 架空线应在失去两路电源后仍能够向外转移全部非故障段负荷。如采用两联络接线模式, 架空线正常运行时的负载率不能高于50%。如采用三联络接线模式, 架空线正常运行时的负载率不能高于66%。

2 城市配电自动化建设实践

2.1 配电自动化体系结构

配网自动化体系结构决定了配网监控数据的流程、通信系统的结构以及管理工作的流程。选择一种实用的、稳定的、可持续发展的体系结构对于整个配网自动化的建设和发展是至关重要的。城市配电自动化建设采用的是集中采集、集中应用模式, 体系结构, 其中, 配网自动化主站系统在企业应用集成总线 (EAI) 基础上, 以GIS为平台, 集成基于实时应用的配网自动化和基于信息化应用的配电管理系统;配网自动化终端设备包括用于变电站的配电自动化通信汇集点、DTU、FTU等;通信方式按照配网自动化需求, 根据各信息量传输速度和时间要求, 因地制宜的建设相对独立、先进通信系统, 采用光纤和无线公网等多种通信手段。

2.2 配电自动化系统设计原则

配电自动化系统必须遵循IEC61970/IEC61968 标准, 在现有自动化的基础上, 统一构建数据采集及生产管理平台, 做到各个相关自动化系统及管理系统最大程度地信息共享, 按照电监会《电力二次系统安全防护总体方案》关于网络安全区域划分的规定, 结合城市配电网实时数据中心系统以及生产管理系统的建设, 为实现应用服务的智能化集成与管理, 在建设配电自动化系统时需同步建设主站运行服务总线OSB。

2.3 馈线自动化建设方案

实施馈线自动化的目的一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复, 最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间;二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围, 就必须使线路合理分段, 故障时只跳开靠近故障区域的下游开关, 使开关动作引起的停电范围最小。另外, 在进行故障隔离和供电恢复的过程中, 尽量使开关不做不必要的动作, 以减少开关动作次数, 延长开关的使用寿命。

2.3.1 10k V架空线路。10k V配网中性点接地方式以中性点经消弧线圈接地为主, 10k V架空线路以单放射型和“2-1”联络型为主, 主干线上带有多条分支线, 分支线再延伸出多条小分支线, 线路结构复杂, 而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电, 影响范围较大。因此, 10k V架空线路按“电压- 时间”型自动化方案配置, 当10k V线路最长路径 (指变电站到最远10k V用户的路径) 超过8k M时, 或主干线用自动化分段开关分段超过3 段时, 应配主干线分段断路器。主干线分段断路器FB (配备时限保护) 将主干线分为两段, 分段原则主要考虑线路的负荷分布, 开关两侧的馈线负荷或线路长度应尽可能相等。

2.3.2 10k V电缆线路。随着电缆化率的不断提高, 电缆线路故障率增长态势比较明显, 且线路故障都会导致变电站馈线开关跳闸 (或手切) , 造成整条线路的用户停电, 故障定位和故障隔离等技术手段的欠缺, 不能满足日益增长的供电可靠性要求。由于城市现状光纤通道匮乏, 不具备实施三遥自动化的通信条件。电缆线路配电自动化参考架空馈线自动化的技术路线实施就地控制型自动化, 实现故障定位和故障隔离。主干线分段点采用具有电压- 时间时序逻辑判别和设定时间内故障过流分闸闭锁功能 (简称UIT模式) 的智能开关柜单元, 通过与变电站馈线开关重合闸配合, 不依赖主站和通信, 自动完成主干线路的故障隔离。分支线开关柜配置过流、零序保护, 就地切除短路和接地故障。

2.4 配电开关站自动化方案

2.4.1 配电网络结构。城郊网格式电缆配网结构最适用于实现配电自动化。一般双母线工作, 分段开关处于热备用状态。开关站大部分采用电缆出线, 各段线路长度较短。

2.4.2 配电开关站自动化实现的基本功能。模拟量采集:三相电压、电流、有功、无功、计算电量、功率因素、频率等;开关量采集:开关状态、贮能状态等;远方/ 就地控制:对开关进行分合闸操作;进线/ 出线/ 分段继电保护功能;分段备自投;故障自动隔离;故障隔离后的负荷恢复。

2.4.3 配电开关站自动化的基本配置。从完成的功能来看可选择:纯FTU模式和保护监控合一模式。采用纯FTU模式时:一般开关柜已有常规继电器保护或熔断器。FTU安装于各回路上, 采集各类数据及故障电流。其故障隔离及恢复供电由子站/ 主站系统完成。

3 配电网自动化的要求

3.1 通过系统监测功能及时发现用户计量表故障

防止窃电, 避免用电量损失。具备可的、高速率的通讯。具备完善的、能识别故障电流的、满足室外恶劣环境的故障控制器, 以及实现断路器远方操作。

3.2 能通过系统监测功能及时计算线路线损

使线路能在最佳的经济状态下运行。系统的电量控制和功率控制可促进电费回收。配电网自动化的主站系统应具有扩充性和开放性功能, 主站软件功能完善, 硬件上有足够的处理速度和裕度。

3.3 通过实时监控系统

监测每条线路上的负荷运行情况, 及时发现不安全因素, 消除事故隐患, 使配电网安全运行。

结束语

随着计算机和网络技术的不断完善, 电力系统正朝着自动化、智能化方向发展。我们需要不断提高配电自动化水平, 以此来提高运行、生产管理、规划水平, 从而达到配网真正的优化, 提高供电可靠性、改善电压质量, 降低线路损耗、减人增效。

摘要：配电网自动化发展可以提高系统供电的可靠性。本文以配电网为切入点, 结合城市配电自动化系统, 研究配电网自动化运行, 提出一系列配网自动化要求, 促进配网自动化发展, 有利于促进电力企业又好又快发展。

关键词：配电网,接线模式,供电可靠性,配电自动化

参考文献

[1]宋若晨.基于环间联络和配电自动化的配电网高可靠性设计方案[J].电网技术, 2014 (7) .