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欲望的点滴范文1
关键词：地区电网 供电 可靠性 建议
Abstract: combining with the actual local grid, from local grid scheduling management point of view, from point to surface and analyzes the factors affected area power supply reliability, and use of the concept of scientific development theory and method, gripping nets company "to improve the power supply, scientific development level" this one theme, it put forward to enhance the reliability of the local grid several Suggestions.
Keywords: area power supply reliability Suggestions
中图分类号：U223 文献标识码：A文章编号：
2009年3月南方电网公司明确以提高供电可靠率，科学发展上水平为主题，全面开展深入学习实践科学发展观活动。作为南方电网公司下属地区电网调度管理机构，面对目前电力供应管理粗放，供电可靠率相对较低，尤其是在一些偏远、欠发达地区最为严重，必须认真思考，如何用科学发展观理论和方法，统筹好安全生产与提高供电可靠率的关系，提出切实可行的办法提高地区电网供电可靠率。
一、正确认识提高地区电网供电可靠率的重要意义。
随着经济社会的发展和人们消费意识的不断提高，对电力需求的要求也越来越高，供电可靠率作为供电质量的一个重要指标，越来越受到更多人的关注，供电企业也高度关注提高供电可靠率这一指标。提高供电可靠率，不只是一个单一的指标，而是一个衡量供电企业(单位)人员素质、经营管理水平和安全生产水平等多方面的一个综合指标，以提高供电可靠率为目标，实质是提高电力企业在发、输、变、是树立大服务意识和人民电业为人民的具体体现;电力是国民经济发展的基础，可靠的电力供应是确保经济社会正常运转，提高产品质量、减少经济损失的重要途径，是实现经济社会又快又好发展的基础。提高地区电网可靠率是全省、全网以及全社会提高供电可靠率，科学发展上水平的重要组成部分，也是提高供电单位自身科学发展水平的重要契机。
二、影响地区电网供电可靠率的原因分析。
供电可靠率定义为在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，计算式为：供电可靠率=(用户有效供电时间/统计期间时间)×100%=(1-用户平均停电时间/统计期间时间)×100%。关键量为用户平均停电时间,经过分析确定主要原因有以下方面：
人因：主要表现在调度系统人员素质方面，由于业务素质不高，导致正常操作时间较长，以及事故情况下，判断事故不准确，导致隔离故障恢复送电时间过长，同时也有因为工作经验等不足，检修工期过长，以及方式安排等对可靠性关注不够，没有协调好安全生产与供电可靠性的关系，过多的强调安全，而忽视了供电可靠性问题，对供电可靠性认识不到位，由于上诉诸多原因导致对客户停电时间过长，供电可靠率较低。
物因：主要体现在电网结构不合理，网架结构薄弱，电网规划建设跟不上社会用电需求增长速度，尤其是地区电网和配网，长距离单线链式结构存在较多，一旦事故发生将导致大面积停电事故，同时电网设备技术水平不高，尤其是较为落后地区，电网还处于较为原始的阶段，基本没有实现配网自动化和调度自动化，同时设备老化对用户停电时有发生。电网基础薄弱是导致供电可靠率不高的一个根本原因之一。
体制：体制问题是由于历史的或者特殊的原因，地方电力公司还普遍存在，或者是省、网公司控股等多种形式，但是地方电力公司始终是一个独立经营的经济实体，自负盈亏，强调效益，管理工作相对粗放，对供电质量管理也不到位。地区电网调度对其管理力度不够，缺乏强有力的手段，制约了电网调度管理工作的顺利开展，对提高供电可靠率过程管理带来了很大困难。
三、当前情况下，提高地区电网供电可靠性的建议
1、抓住机遇，强化电网规划建设，优化和完善城农网结构，提高地区电网设备技术水平是提高供电可靠率的基础。
当前正值全国拉动内需，大力开展基础建设，农、城网改造建设也成为电力企业响应国家号召，大力投资，拉动内需的重要措施。地区电网应抓住这一大好时机，优化电网规划，搞好地区电网技术改造、技术进步，加大配网投资力度，尽量选用性能优良、可靠性高、免维护、少维护的设备，逐步提高供电能力，打造安全可靠、自动化水平高的坚强地区电网。缩短低压线路供电半径，建立一大批多电源供电区域，建设背靠背电网，切实打好提高供电可靠率的基础。
2、以指标为导向，强化人员管理、强化电网运行、维护等工作过程管理，是提高地区电网供电可靠率的关键。
吸取先进供电局经验，认真分析电网现状，科学确定供电可靠率目标。同时采取以下办法：(1)狠抓计划管理，对于停电工作要做到 “先算后停”，对涉及到停电的修试、施工、业扩等工作，均按照算好的时间及次数，根据设备停电检修管理标准要求做到按月、年上报计划，由专责人和生技部负责人进行审核,能少停电就少停电的原则，提高供电可靠率。(4)大力开展设备状态检修，通过监测、红外测温等科学手段，按实际需要进行停电检修，坚持统筹兼顾的原则，且做到应修必修，修必修好，切实做到减少用户停电时间，提高供电可靠率。总之加强运行维护检修等各环节的过程管理，是提高供电可靠率次关键。
3、建立健全机构、制定和完善相应规章制度是提高地区电网供电可靠率的有力保障。
提高供电可靠率事关全局，涉及到供电企业多个部门和各个环节，必须要有统一的领导机构和专人负责，真正做到责任到位，因此这需要成立可靠性管理领导小组，统一组织开展提高供电可靠性工作，且必须明确可靠性过程管理专责，必须全过程介入，而不是目前很多地方那样实行的可靠性统计专责，只负责事后统计工作。同时还必须完善相关制度标准，为提高可靠性管理工作提供依据，指导和约束可靠性管理工作，使其真正向设定目标靠拢，为提高地区电网供电可靠性提供保障。
欲望的点滴范文2
关键词:结点等效功率;地区电网;网损;降损方案
中图分类号:TP274
0 引 言
电网网损是指电能在输送和销售过程中自发电厂出线起至客户电度表止所产生的损耗,产生损耗的元件主要包括变压器、输/配电线路、无功补偿设备、电流/电压互感器及二次回路、接户线及电能表等。电力网的网损率是网损电量占总供电量的百分数,是国家考核供电企业的重要技术经济指标,是电力企业完成国家计划和企业考核的主要内容之一;同时,地区电网网损计算也是地区电网经济运行、无功优化及技术改造等的基础。
据统计数据显示,我国当前电网综合线损率与国外先进水平相比差距甚大。同时,电力市场化正逐步在我国实施,电能已作为商品进入市场,各级供电部门,尤其基层供电部门的经济效益直接与电网运行网损和运行费用相关,电网网损直接关系到电力企业的经济效益。因此,降低网损已成为电网企业提高经济和社会效益的最重要途径。
在电力网的实际运行中,用电度表计量统计出的供电量和售电量之差得到的网损电量称为统计网损电量。统计网损电量中一部分称为技术网损电量,主要包括在变压器、输电线路、电容器等中产生的损耗;另一部分称为管理网损电量,主要包括各类电度表的综合误差、抄表的不同时、漏抄、抄错以及线路漏电和窃电造成的损失电量。本文计算的损耗电量是指技术网损电量。
这里所计算的地区电网主要由110 kV和35 kV的输电线路组成,对于35 kV的输电线路可以忽略其电晕损耗,而对于110 kV线路,根据文献[10]在以LGJ[CD*2]120[CD*2]95 mm2截面为主的电网中年电晕损耗只占线路电阻中年损耗的0.01~0.02,而对于150 mm2以及185 mm2以上截面的线路,电晕损耗可以忽略不计。因此,对于该地区电力网的网损计算主要指计算其电流平方成正比的变压器绕组和输电线路导线中的电能损耗。
1 结点等效功率法
1.1 等效功率法的基本原理
当电力网中的元件通过电流(单位:A)表示时,其电能损耗(单位:kW• h)为:
当用功率(kW)和电压(kV)表示时,其电能损耗为:
式中:通过该元件的P(t),Q(t),U(t)和I(t)的有效值平方等于变量P,Q,U和I的二阶原点距E(P2),E(Q2),E(U2)和E(I2),即计算网损时使用的等效值平方P
在电力网中,结点电压的变化范围通常较小,可以用平均运行电压U┆av近似代替U(t),г蚴(1)可写为:
从式(2)可以看出,计算损耗时需要用计算时段内的均方值(也称有效值),即等效功率P┆eq和Q┆eq。如果仅用电度表读数推导出的平均值P┆av和Q┆av来计算网损,不仅其结果偏小,还需要考虑方差对网损的影响。计算等效功率值时,可以利用平均功率P┆av和Q┆av加上方差得到,或者利用等效系数修正出平均功率P┆av和Q┆avУ玫健＊
[BT3+*3]1.2 利用等效系数计算等效功率
电网中各负荷结点的有功功率P(t)和无功功率Q(t)都是时间t的函数,并且P(t)和Q(t)的变化规律很难用解析函数表达,因此一般将它们当作随机变量来处理。考虑到等效功率要比平均功率大,因此可以用┮桓霆大于1的系数K去修正平均功率,以得到等效功率,即P┆eq=K1P┆av,Q┆eq=K2Q┆av。式中:K1,K2分别为负荷曲线P(t)和Q(t)的等效系数。
这样,在用通过电度表得到的平均值计算电能损耗时,应先用平均功率乘以大于1的等效系数得到等效功率后,再计算电能损耗。将等效P,Qе荡入电能损耗公式可得:
图1给出了包括各种可能出现的典型日负荷曲线和相应的持续负荷曲线。图1中,曲线1为二阶梯负荷曲线;曲线2为按π~3π/2范围内正弦曲线变化的负荷曲线;曲线3为先按π~3π/2范围内正弦曲线变化,后按0~π/2范围内余弦曲线变化的负荷曲线;曲线4为按直线变化的负荷曲线;曲线5为按0~π范围内余弦曲线变化的负荷曲线;曲线6为按0~π/2范围内余弦曲线变化的负荷曲线。
在图1中取最大负荷标么值ИP┆max*=1,相应最小负荷和平均负荷的标么值为P┆min*=α(最小负荷率)和P┆av*=f(负荷率)。对二阶梯负荷曲线,取计算时段T的标么值T=1。计算得出等效系数1≤K≤(1+α)/(2α),取最大等效系数和最小等效系数的均方根值作为平均等效系数,可得到:
由于网损电度数与等效系数的平方成正比,因此将平均负荷乘以等效系数K┆avё魑等效负荷时,计算出的网损最大误差小于下式:
将不同的Е林荡入式(3)分别计算后,可以得到当最小负荷率α>0.4时,计算网损的最大误差小于10%。由于地区级电网的负荷率一般均满足α>0.4,因此采用此方法对地区级电网进行网损的计算是可行的。并且,在各种典型负荷曲线中,当α的值相同时,二阶梯负荷曲线的平均等效系数最大。因此,对于不同类型的负荷曲线,按二阶梯负荷曲线的系数取值时,其最大可能误差均低于相应的实际误差值。И
2 算例分析
利用结点等效功率法可以简化电力网网损的计算。因为结点等效功率是表示二阶原点矩的均方根功率,根据等效功率求出的功率损耗乘以计算时段T就是T时段内的网损电度数。这样,求电能损耗问题就变为当网络各结点功率用相应等效功率代替时计算网络的功率损耗问题,对此可用潮流计算的方法进行计算,得出相应的结果。
[BT3]2.1 计算结果
除┮恍┆特殊支路外(如存在功率交换的联络线)。对于本次计算地区的电力网,包括从220 kV变电站的110 kV,35 kV母线起始到110 kV变电站的35 kV,10 kV母线为止的电力网,其各结点的负荷率和最小负荷率均比较高,各结点负荷曲线形状较接近,根据结点等效功率,用潮流计算方法算出的支路功率与支路的实际等效功率基本一致。
该地区共有220 kV变电站7座,将其记为T1~T7。计算网损时对这7座220 kV变电站分别计算,该地区网络损耗现状的计算结果如表1所示。
2.2 技术降损措施
(1) 增加无功补偿。
根据计算结果,增装必要的无功补偿设备,实现无功功率的合理分布。通过网损计算发现,各供电区域的无功损耗均比较大。根据网损计算结果和各供电区的具体情况进行分析,通过增加必要的无功补偿装置,既可提高功率因数,做到无功就地平衡,又可以有效降低网损。增加无功补偿前后的网络损耗如表2所示。
[HJ0]降损前有すλ鸷 /%1.6412.1453.3371.9701.6083.9023.0702.624
降损后有すλ鸷 /%1.3441.7172.5751.5981.3033.0492.5442.078[HJ][HT5SS]
(2) 优化电网结构。
改造和优化电网结构,保证电压合格率,缩短供电距离,简化电压等级,是降低网损的重大措施。
T4区域电网主供负荷有两个110 kV变电站,供电区域跨5个县,负荷分散,分布着13个35 kV变电站;17条35 kV线路供电,线路总长近290 km。因此可以考虑在T4区域新建设220 kV变电站,能使原网络中远端的电网结构有明显改善,运行方式更加合理,从而降低T4区域的网络损耗。T5变电站为单台变运行,可以增容2号主变,通过两台主变的经济运行,降低该区域的网络损耗。因T6区域中一条110 kV的供电线路过长(80 km),可考虑通过将其辐射型网络供电改为环网供电,以减小损耗。T7区域电网主供负荷有三个110 kV变电站,负荷分散,供电半径长,造成线路损耗很大, 因此考虑在该区域附近新建设220 kV变电站,主供其中两个负荷较重的110 kV变电站,可以降低区域的网络损耗。优化电网结构前后的地区网损耗率如表3所示。
3 结 语
利用结点等效功率法简化电网网损的计算,将求解电能损耗问题转变为求解功率损耗问题,利用潮流计算的方法进行网损计算。在对该地区电网网损进行理论计算之后,根据计算结果对该地区电网的理论网损进行了进一步分析,找出有较大降损潜力的组成部分,有针对性地拟定了降损方案,并按降损措施修改电网参数后再次进行了网损计算。通过对降损前、后的网损计算结果的比较,验证了降损方案的效果。
参 考 文 献
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欲望的点滴范文3
第一，三相不平衡。农村居民用电的季节性比较突出（夏季和冬季是用电高峰期），加上农村养殖业和种植业的快速发展，农村用电量大幅度增加且每日用电高峰主要集中在17：00-23：00这段时间内。在用电高峰期，部分配电变压器达到满载或过载运行，加上农网改造资金不足而造成大多配电台区不能依托三相四线来调节负荷平衡，最终导致单相线路的负载较重而产生“低电压”现象。
第二，线路设施老化。受到投资规模限制和历史局限性的影响，一、二期农网改造工程（上世纪末启动）的工程建设标准较低，如10kV主干线路大部分采用LGJ-50型导线，配电变压器容量以30kVA和50kVA为主，分支线路基本是LGJ-35型以下的导线。经过长时间的运行，目前相当比例未经二次改造升级的线路设施已经老化，线径普遍偏小且线路电压损失大，远远不能满足目前日益增长的农村用电需求而产生“低电压”现象。
第三，无功补偿容量不足。以往农村用电负荷以纯阻性的负载为主，如今转变为以电动机、空调、电磁炉之类的感性负载为主，加上农村电网位于电力系统末端，无功电源本身先天不足，大量无功功率被感性负载消耗殆尽，使得农村配网功率因素偏低而产生“低电压”现象。
第四，其他原因。变电站母线、配变出口端电压虽然处于合格范围，但尖峰负荷时变压器分接头没有调整到高位，因负荷过重而造成末端低电压；新农村建设的持续推进，使部分村庄地理位置产生变迁，低压线路延伸后原配电台区未能同步移位，导致原有配电台区布点偏离了负荷中心而产生“低电压”现象。
2农村电网“低电压”现象的治理措施
2.1强化电压质量的管理，确保电压稳定
供电企业建立和完善“农村电网低电压”治理的各项管理制度，如《低压台区三相负荷不平衡管理办法》、《电压与无功管理考核办法》、《低压台区错峰用电管理办法》、《电容器投切管理制度》、《电压无功设备运行维护管理制度》等，对农村电网线路电压合格率指标实行严格的管控，明确电压合格率责任单位并定期对电压合格率的完成情况进行公布。
此外，供电企业要切实开展用电营业普查工作，对用户负荷特性进行重点分析，构建“低电压”用户档案。在用电营业普查工作结束后，供电企业要根据普查结果对相应线路进行改造，对台区内超负载严重的变压器进行更换，对无功补偿容量不够的用户下达整改通知，以此来解决相应用户的低电压问题。
2.2三级联调技术
三级联调技术治理低电压问题时，首先需要建设电压监测网络，通过对电网运行监测数据的多维分析，来为相应的联调方案提供及时、完整和准确的依据；另一方面采用调整三相负荷不平衡及低压用户负荷错峰等管理手段，来消除低电压现象。将三级联调技术应用到农网低电压治理时，具体包含如下方面：
（1）一级调压。一级调压针对变电站，主要调节主变分接头的位置和投切无功补偿电容器。监测中心及调度人员通过分析接收到的数据来调整有载变压器档位进行调压，但是改变变压器的分接头只能改变无功分布状况，却不能增减系统的无功，因此需要配合投切无功补偿电容器。
（2）二级调压。二级调压是针对农网10kV线路，可解决馈线的低电压问题，通过在线路装设馈线自动调压器以及无功补偿设备进行配合调压。SVR馈线自动调压器是一种可以自动调节变比以保证输出电压稳定的装置，它是通过改变分接开关位置以改变自耦变压器变比来调整电压的。它可以最大在30%的范围内对输入电压进行自动调节，尤其适用于电压波动大或压降大的线路，将其安装在馈电线路的中后端，将有效减少线路的线损；此外SVR馈线自动调压器也适用于主变不具备调压能力的变电站，将其安装在变电站变压器出线侧，以确保出线侧母线电压合格。
（3）三级调压。三级调压主要是针对配电变压器，亦包括调节有载调压变压器的分接头位置和投切无功补偿电容器。
2.3其他治理措施
（1）加强用电宣传，开展助农用电安全系列活动。农村用电具有明显的季节性，如在春节插秧等农忙季节呈现农用机械用电的高峰，因此要在辖区所属的各供电所成立支助农服务小分队，在灌溉、插秧、农闲等期间，走进田间地头、集市、敬老院、排灌站、五保户，为农民解答用电难题，提供贴心式用电服务，引导农民树立正确的用电观念，避免集中用电造成电压质量低。
（2）加强线路的无功建设和运行维护。供电企业要加强线路的无功建设，对高、低压无功设备容量进行合理的配置，确保高、低压无功设备的可用率在96%以上；对无功设备的运行管理进行规范化，加强无功设备的夏季和迎峰度夏前的检查维护，对超期运行或损坏的外熔断器进行更换，对串抗率配置不合理的无功装置等进行合理的改造，提高并联电容器的可靠性。供电企业要切实提高无功设备可用率，可采取的措施包括：密切监视电容器的运行状况，强化无功补偿装置的检修和维护工作，加强对无功优化控制系统的管理；根据地区负荷的实际变动来积极调整线路的运行方式，充分利用无功优化系统；制定科学合理的检修计划，确保检修人员定期或不定期对无功设备及其附属设备装置进行检修和维护。
欲望的点滴范文4
1、实施背景
在社会文明高速发达的今天，随着城市的发展和人民生活水平的不断提高，人们对连续、安全用电需求升高，部分重要客户（如高层建筑、精密工厂、银行、证公司等）对不间断供电有更迫切的需求，对停电、甚至是短时停电都十分敏感。而停电造成的社会影响早已被供电企业高度重视，0.4kV低压配网对于用户接入、缺陷处理、设备定检、维护、事故处理以及上级电网检修需要等操作，经常使用先停电后倒电的方法，造成停电次数较多，时间较长，严重地影响了企业正常生产，也给人民生活带来诸多不便。供电企业自身也因停电减少了售电量，造成经济损失，同时，因辖区用户的频繁停电而造成的投诉事件，也损害了供电企业的社会形象。
“停电”倒负荷主要是基于对上级系统安全和稳定方面的考虑, 这样做当然是安全和稳定的, 但它的代价是被倒线路上的所有负荷要短时停电, 这既损失了负荷电量又造成供电可靠性下降, 影响正常的生产秩序,甚至导致重大的经济损失。目前，220kV、110kV等高压系统，甚至是10kV中压系统早已开展合环转电来避免短时间停电，但在0.4kV低压系统仍是一块空白，这既有安全角度的考量，更重要的是，管理理念的滞后和制度的缺失。如何从理念创新角度解决低压停转电的安全桎梏，从制度规范角度确保运行人员的安全、可靠操作，成为摆在生产管理者面前的一个迫切需要解决的问题。
3、内涵和做法
3.1目标和内涵
为了从技术创新角度解决低压停转电的安全桎梏，从制度规范角度确保运行人员的安全、可靠操作，通过可行性分析和制度创新管控，实现0.4kV低压线路先合环再断开相应断路器的低压合环转电，为此，从设计、新装、停电操作等各个环节修订管理制度，为开展配网0.4kV低压系统合环转电工作做好先决条件。项目的实施对减小停电范围，减少停电次数，降低用户投诉，提高供电可靠性，提升客户满意度都十分有好处。为了尽量的减少用户的停电次数和时间，低压合环转电操作将成为电力系统运行操作中必不可少的环节，在国网系统内都极具有广泛推广和应用价值。
3.2现状分析
3.2.1对停转电流程进行观察、分析，绘制原有停转电操作流程图，从而对具体停转电操作进行统计分析，寻找原有流程增值和非增值的部分，力求流程改善。
图1 原有低压停转电流程图
从图1可以看出，原有停转电操作流程繁琐，操作量大，且操作环节多，存在较大的安全风险和投诉风险，缺乏完善可靠的流程拉动机制。
3.2.2概况描述
（1）辖区电气设备种类繁多，操作方式多种多样，操作人员的熟练度不够。
（2）停转电倒闸操作环节多，衔接不紧密，完成操作的时间取决于员工的技能水平。
（3）操作班人力资源紧张，面临人员少，任务重的艰难处境，操作人员容易产生疲劳，工作效率降低。
（4）缺乏标准化规范化的运行管理模式。
（5）管理系统：培训和业绩奖励制度存在不足之处，对电气操作人员的培训有限，却没有对业绩指标项和运营过程中的实际操作进行细分，对业绩突出者的激励不足。
图2 影响停转电操作时间的鱼骨图
3.3低压合环转电可行性
3.3.1低压合环转电的优缺点分析
低压转电方式
合环转电
优点 1.消除短时停电，增供电量；
2.精简、优化低压转电流程；
3.满足部分重要用户对不间断供电的要求；
4.消除用户因频繁停电引起的投诉，提升用户满意度；
5.操作简单，易推广，社会效益、经济效益显著。
缺点 1.低压合环穿越电流过大时，易造成合环点（低压母联开关）跳闸；
2.国网系统在0.4kV低压系统合环操作领域的相关制度规范一片空白，尚无经验可循；
可见开展低压合环转电项目利大于弊，我们可以通过完善0.4kV低压系统合环操作领域的相关制度，来保证电网设备的安全稳定运行。
3.3.2摸底辖区现有具备低压合环转电条件的设备情况
图6 普查辖区站房设备情况
通过普查站房设备情况，可见湖里辖区绝大多数的站房设备满足低压合环转电基本条件（变压器额定电压比相同、联结组别相同、两台变压器分接头调整的档位一致，变压器阻抗电压在允许偏差范围内，两台变压器容量比不大于3：1，转电后变压器不发生过载等），因此，辖区具备开展低压合环转电项目的先决条件。
3.4项目的改进措施
3.4.1低压合环转电流程改善
通过对原有0.4kV低压转电流程进行观察，寻找原有流程增值和非增值的部分，并创新性的提出低压合环转电的管理理念，改变原有管理模式，在系统中协调信息和拉动流程。
图3 低压合环转电流程图
3.4.2建立设备相关台帐
我们通过完善设备参数台帐，建立配网公用变变压器容量、变压器联结组别、实际运行档位、联络开关台帐，联络点相位测量记录，建立公用配变合环点电子和书面台帐，以便于运行设备基础数据的管理。
3.4.3低压合环转电注意事项
1、实施配网公用变压器400V系统合环转电进行低压运行方式调整，实现低压不停电转电，应严格遵守配电变压器并列条件，同时应测算转电后运行中变压器不发生过载。
2、进行400V系统合环转电应严格遵守变压器并列运行条件，联结组别不同变压器严禁低压侧并列运行。
3、低压并列前应确认各变压器额定电压比相同，两台变压器分接头调整的档位一致，变压器阻抗电压在允许偏差范围内，两台变压器容量比不得大于3：1。
4、进行低压合环转电操作前应先对合环点进行不同变压器电源点低压各相核对相位，保证合环点相位一致，并建立台帐管理。
5、对于10kV侧为不同电源端的两台变压器需采取低压并列方式改变400V侧运行方式时，应先进行变压器10kV侧开关合环操作，再进行变压器400V侧开关合环操作，严禁采取直接通过400V侧开关合环的操作方式进行。
3.4.4 制度规范
将低压合环转电形成公司标准文件发文《湖里供电分局（公司）配网合环转电管理规定》。编制并修订《湖里供电分局（公司）配电线路及其设备运行维护规程》、《湖里供电分局（公司）设备安装及检修（消缺）验收规定》等管理制度，明确在停转电实际操作过程中的任务和职责分工和新装设备“三合二”闭锁解除的过程管控，使合环转电管理进入规范化、制度化阶段。
图4湖供标【2009】23号 Q/FJDB-222031－2009 《配网合环转电规定》
3.5实施过程
3.5.1低压合环转电工作前期准备
1、 对湖里辖区配网公用变设备，建立变压器容量、变压器联结组别、实际运行档位、联络开关台帐。
2、 对湖里辖区配网具备低压合环转电的联络点，进行相位、相序测量记录。
3.5.2 对具备合环转电站房进行解除低压“三合二”功能，并核对联络点不同电源相位，确保相位正确。
3.5.3 低压合解环操作步骤
1、检修工作前合解环操作
图5 检修工作前低压合解环操作过程
2、检修工作后合解环操作
图6 检修工作后低压合解环操作过程
图7 低压合解环操作过程
4、成果的实施效果
4.1在该项目的实施过程中，解决了合环点两个不同电源并列运行必须具备条件等技术难点，通过制度管理保证配网安全运行，明确解决合环点两个不同电源并列运行条件，修订管理规定；组织配网低压合环点两个不同电源相位测量，确认两不同电源变压器容量、阻抗、变压器运行档位一致，解除“三合二”功能，并将排查、测量结论建立台帐；对解除“三合二”功能后的运行安全管理模式通过操作管理规范避免误操作行为发生。配电网不停电转供电的研究为合理安排运行方式、提高运行人员操作效率提供了有力的理论基础，也为提高电网可靠性提供了一个有效的措施，并能满足客户对不间断供电的高需求。在驾驭大电网能力的同时也能做好供电企业的优质服务。
4.2通过低压合环转电时间明显降低
在项目实施前后低压转电操作时间由原来的平均47.1分钟降低到平均15.1分钟，大大提高了辖区的供电可靠性，实现了“少停多供”的目标。
4.3阶段效果检验，实现100%不停电转电
在此项目实施过程中，项目小组对项目进行抽查检验，验证实施效果。
2010年5月份共低压合环12次，我们结合查看投诉记录在10年5月均没有发生频繁停电及停电通知投诉事件，可见开展低压合环转电对减少低压用户的频繁停电起到了显著的促进作用。
4.4效益分析
4.4.1社会效益
实施低压合环转电后，可将停电时间缩为最短、停电次数降至最低，这是电力行业优质服务的有力技术支持。湖里配网管辖区域内，90%以上为外商投资企业，连续性保证用电要求高，停电将给企业造成重大损失，即使时间再短，对企业的生产影响也很大，也使电力行业优质服务质量大打折扣。因此减少停电时间、次数对社会意义远远大于电力行业自身的售电收入。提高连续性供电可靠性，可满足外资企业用电的严格要求，对改善厦门经济特区的投资环境、吸引外资和西门经济的发展都有重要的意义。
现代化的生活，电已经成为人们生活中不可缺少的一部分，各种用电设施越来越广泛、精密，即使瞬间的停电也可能给用户带来巨大的经济损失随之而来的则是用户投诉量的加大。因此，低压合环转电管理创新项目的推广与应用，减少对用户的停电，实现了“零”停电投诉的目标。提升客户满意度、提升供电企业的社会形象、维系社会的安定，及人民的安居乐业有着至关重要的意义。
4.4.2经济效益
目前湖里配网公用0.4kV低压配网对于缺陷处理、设备定检需要改变运行方式时，通常采用先停电后倒电的方法，造成短时停电次数多，停电时间长，电量损失大，给人民生活带来诸多不便。同时，供电企业自身也因停电减少了售电量，造成经济损失。
通过此项目的实施，2009年至2010年10月份期间，湖里分局共进行低压合环转电102次，增供电量97920kW.h。
（1） 直接收益：按当年每度电平均售电单价为：0.75元/kWh，产生直接经济效益73440元。
（2） 间接收益：参照2008年厦门市万元GDP电耗为800.83 kw.h，间接经济效益=增供电量（kw.h）×万元GDP电耗=122.27万元。
5、成果的创新点
5.1从无到有
目前低压合环转电操作领域在国内其他单位没有形成规范化的文件章程，尚无经验可循。该项目的研究、实施、应用在国网系统内具有领先性、可操作性和推广性，填补了国内低压合环转电操作领域的一块空白。
5.2从保守到革新
从设计、新设备投运、日常设备检修维护源头就提出解除0.4kV系统低压开关的“三合二”闭锁功能，对原有的设计理念，新设备安装工艺，以及验收规范都是一次创新性的变革，并严格进行制度管理，对低压合环转电工作实施过程管控，确保配网安全运行。
5.3以小见大
该项目是在配电生产一线中发现问题、分析问题、解决问题、总结经验的典型管理创新项目，其项目立项过程、创新研究过程、项目管控过程都具有典型推广价值，可作为基层管理解决类似问题的经验模式加以推广。
5.4实现 “电”像空气
欲望的点滴范文5
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：
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【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)
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【关键词】 线损 GIS 管理系统
1 引言
能源问题，是各个大国越来越关切的重大问题；事关我国现代化建设和全面建设小康社会的大局。深刻认识当前我国的能源资源形势，对于进一步做好能源的科学合理管理和节约用能工作很有意义。线损管理涵盖管理科学中的方法、理论、政策、制度等，又涉及计算机，电力等相关技术。因此，寻求一种技术角度来优化线损管理是追求的目标。结合电力网的地理特性、基于GIS开发适用于电力企业的理论线损管理系统，是当前较为多见的线损管理实现方案。
2 线损管理的意义
线损是电能在电网传输过程中产生的损耗，以热能的形式散失在周围介质中。包括：有功电能损失，武功电能损失，电压损失，习惯称为有功损失为线损。线损又分为，实际线损，理论线损，管理线损。
电力网规划、电力网接线方案的比较和变电所的设计，都需要进行线损理论计算。这种规划、设计阶段的线损计算所要求的准确度并不高，但要求计算方法简便、实用，所以表格法和计算曲线法比较理想。局部的线损理论计算，可用于对一些降损技术措施的效益进行预计，通过技术经济比较来选择经济合理的降损方案。比较全面细致的线损理论计算，可以确定线损电量的大小及其构成，也可以揭示技术线损电量与运行的电压水平、负荷率、平均功率因数等因素之间的关系，从而能比较科学地制定降损的技术措施；全面的线损理论计算的结果，还可与统计所得的统计线损电量相比较，从而估算电能损耗的大小。
节约能源是我国现代化建设的一个重要环节，是大国关心的重要问题。而电能又是日常，生产，生活必须的能源，因此如何管理，降低传输过程中的能源损耗是迫切需要解决的问题。对线损加强管理能够将节约的能源损耗用来进行其它的能源投资。能降低生产成本，提高效率与社会效益。促进技术，设备革新，以及管理思想，制度的提升。最后能够缓解我国地区电力短缺，供需紧张的现状，促进国民经济的持续，稳定地发展。
3 基于GIS的线损管理
GIS是现代科学技术发展和社会需求的产物，是包括自然科学、工程技术、社会科学等多种学科交叉的产物。它将传统科学与现代技术相结合，为各种涉及空间数据分析的学科提供了新的方法，而这些学科的发展都不同程度地提供了一些构成地理信息系统的技术与方法。为更好地掌握并深刻地理解地理信息系统，有必要认识和理解与地理信息系统相关的科学。
近年来，GIS得到的迅猛发展与很多国家对其投入的技术，物质支持是密不可分的。GIS技术以其空间地理分析和强大的数据库被广泛的应用到许多行业中。电网线路分布广泛，地域特征突出。因此GIS可以很好的应用于电力系统，来对信息进行采集，分析，处理，提升企业生产，管理效率。
GIS以地理为角度出发建立计算机程序和地理数据组织而成的信息模型，进行数据采集，空间分析，并有动态预测的能力。从目前应用的行业GIS系统的应用中可以看到，电力GIS在统筹分析全网线路，设备空间分布的同时，还能将页面可视化，将图形结合数据显示到界面上，从而使得工作更加科学，便利，经济。
基于GIS的中低压线损管理系统的建立是一个长期的过程，因此可以划分不同阶段，分目标来完成。在系统的研发过程中，近阶段要实现的目标主要包括：搭建地理信息平台可完成常用操作。为了保证充分地利用地理信息系统的网络拓扑结果，需要良好的网络结构数据库设计。实现电力企业空间数据、属性数据的输入、存储、分析、管理、查询和输出的科学化。在有了拓扑结果的基础上，进行线损计算，同样需要良好的计算数据准备和对计算结果的数据库查询设计。建立理论线损计算模型，实现中低压电网的理论线损计算与分析。解决地理信息系统与管理信息系统之间的数据重叠共享问题，避免多系统数据的处理的重复。
管理系统时要兼顾几个原则：完整性原则，可靠性原则，扩展性原则，安全性原则。系统应完整地具备空间数据和属性数据的采集、处理、查询和输出，以及理论线损计算等基本功能。，电力系统设备节点多，线路分布广泛，网络结构复杂。因此，要保证系统的可靠性和稳定性。应用于电力系统的GIS技术叠加了大量的电力专业成分，这就要求我们所选用的GIS系统平台具有强大的二次开发能力、良好的网络拓扑分析功能。安全技术也是本系统的另一关键所在，系统不仅能够抵御蓄意或无意的攻击破坏，还要具备完善的权限控制机制，从而区别对待不同级别的用户，进行科学管理。
系统功能是否完善直接决定着系统的价值，系统包括数据处理功能，图形操作功能，电网管理功能。利用等值电阻的均方根电流法时所需数据较少，且代表日均方根电流获得相对容易，且电量分配是按比例的，本系统保留这种方法，因此可以得到精确度较高的计算结果。
4 结语
电网线损它可以反映电网结构和运行方式的合理性，同时也能够反应整体的管理水平。基于GIS开发的线损管理系统，在数据库的完备性，平台界面的友好性，使用的简便性都有了很大的提升改善。电力部分进行线损管理，降低损耗，是提高经济效益不可缺少的一部分。基于地理信息系统的线损管理系统进一步提高线损工作人员的工作效率。
参考文献：
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[2]廖学琦.农网线损计算分析与降损措施[M].中国水利水电出版社，2003.
[3]吴安官，倪保珊.电力系统线损[M].中国电力出版社，1996.
