无功电压管理典型经验（精选8篇）
无功电压管理典型经验 篇1
无功电压管理典型经验
专业名称：无功电压管理 日期：2006年12月 填报单位: 榆林供电公司
[摘要] 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电网稳定、经济运行和电压质量的基本条件。电压和力率是电网运行的两个重要参数，也是同业对标中的两个重要指标，电压合格率和电网的实时利率与电网中的无功潮流分布密切相关。电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量和力率合格的基本条件，有效的电压控制分析和合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且能够提高电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。本文通过分析无功电压及力率管理中存在的问题，找出解决这些问题的措施，为提高电网安全、稳定、经济运行水平奠定基础。
一、专业管理的目标
无功电压专业目标，按照国家标准和无功功率就地平衡的原则实现35kv及以上电网和用户功率因数达到0.95，6-10kv电网和用户的功率因数达到0.90以上。从而减少公司电网运行过程中功率损耗提高电压合格率。
二、专业管理的主要做法
分析榆林电网无功电压管理方面存在的主要问题，通过对存在问题的分析研究制定相应的措施，改善电网无功潮流分布。电网供电负荷分析
1.1、榆林供电公司110kv电压等级供电用户主要有神华神朔铁路陕西段电气化铁路；榆林供电局通过榆林、神木330kv变电站趸售电量；神木化工有限公司等用户。
1.2、35kv电压等级用户主要是神东煤炭公司国有大型煤矿和部分高耗能用户。用户除高耗能企业外均为一类供电负荷。2.无功电压管理方面存在的主要问题
2.1用户端无功补偿容量不足，造成线路电压损耗增大，用户端电压跌落明显，并且在运行中需要从电网吸收大量，造成电网的无功负担增加和大量的无功功率损耗。2.2 由于历史原因，造成神东煤炭公司“一口电价”政策，使得用户不重视无功补偿装置的运行管理，我公司也没有有力的依据对用户执行力率电价。加之用户自身没有 充分认识到做好无功平衡对自身带来的效益和对电网经济安全运行的作用。
2.3 配网范围内公网用户无功补偿设备配置容量缺额较大，主要靠变电站安装的补偿电容器进行无功补偿调节。虽然变电站主变的压侧功率因数符合标准，但由于线路功率因数较低，造成配网线路电量损耗较多，线路线损率较高。
2.4 大柳塔热电厂由于经济效益的驱使，造成发电机组多发有功少发无功的现象长期存在，大柳塔热电厂线路的上网力率偏高，时常保持在0.99左右。
2.5 大柳塔、松定变电站各有一台无载调压变压器没有进行改造，造成两台主变运行参数难以统一，影响两台变压器并列运行，造成这两个变电站中低压侧母线电压合格率偏低。
2.6 变电站安装的电压及无功补偿设备自动控制装置，由于设备制造质量和设备运行的稳定性不好，投入率不高。
2.7 大柳塔、松定变电站无功补偿电容器容量偏小，加之原来按照煤炭企业管理标准执行，采用分散型电容器设备老化严重，故障率高，可用率低，影响设备正常运行，无功补偿电容器，起不到应有的作用。
2.8 变电运行值班员普遍存在不能根据电网无功负荷和电压变化情况合理投切电容器，存在投上后不退、退出后不投的情况。针对以上问题采取的主要措施以及收到的成效
3.1收集电网和用户运行数据，并对电网运行数据进行分析汇总和整理，组织人员由主管经理带队走访用户，与用户进行面对面的交流，通过大量、详实的数据真是的反映了用户用电过程中无功功率方面存在的问题。同时向用户解释提高用电功率因数对自身带来的经济效益和对电网安全运行的益处。使用户充分认识到自身设备运行中存在的问题，得到用户的支持与理解，并着手开始解决自身设备管理中存在的问题。
3.2 加强对力率调整电价政策的宣传，尤其是对大工业用户宣传力率电价政策，通过一段宣传之后，对部分用户开始执行力率电价，通过价格手段，促使用户安装无功补偿设备并且重视这些设备的运行维护管理，使得用户的无功补偿设备能够投入运行，为电网无功潮流分布的合理性发挥作用。
3.3 在公司内形成制度，定期走访用户，了解用户无功电压设备的运行情况，积极为用户解决设备运行、检修和改造上的遇到的技术难题，及时解决用户设备运行中发 生的各类问题，帮助用户解决无功补偿方案的制定、审查以及经济性论证。使用原来没有安装补偿电容器的用户，安装上了补偿装置，运行效果良好。通过和用户长期的交往和合作，和用户建立了良好的合作关系，更重要的是解决的公司电网在无功功率上的压力，使电网无功分布日趋合理。
3.4每月统计计算各电压等级关口计量装置的有功、无功电度量，计算各电压电压等级的平均功率因数。逐月比较分析每个月功率因数升高或降低的原因，并提出针对性的措施，以达到每个月各电压等级的功率因数在标准规定范围内。
3.5 逐月制定变电站电压曲线及调管电场的电压和无功曲线，并且通过调度值班员严格控制发电厂的利率曲线，通过发电厂多发无功缓解大柳塔地区电网无功功率。
3.6 逐月统计每个变电站主变中低压侧功率因数，确定每个变电站无功电量的缺额，依此下达各变电站电容器投运率的数值。在每个月的运行分析会议上分析各变电站各电压等级的功率因数以及无功补偿电容器的投运率。
3.7 对110kV大柳塔、松定变电站无载调压变压器进行有载调压改造，通过主变调压方式的改造，解决了原来这两各个变电站两台主变并列运行的限制条件，有效的提高了这两个变电站中低压侧母线电压合格率，为用户提供更加优质的电能质量。
3.8 更换并增大110kV大柳塔变电站补偿电容器及容量，解决主变低压侧无功电源不足问题，通过两组3000KVar新电容的投入运行，彻底解决了大柳塔变电站主变6kV侧功率因数长期偏低的问题，该变电站主变6kV侧功率因数从0.70提高到0.99，改善了无功功率分布，提高了主变的效率。
3.9 每月统计计算各电压等级关口计量装置的有功、无功电度量，计算各电压电压等级的平均功率因数。逐月比较分析每个月功率因数升高或降低的原因，并提出针对性的措施，以达到每个月各电压等级的功率因数在标准规定范围内。
3.10就无功补偿设备的运行状况和要求对变电运行值班员进行了全面的培训，通过培训使变电站值班员充分认识无功补偿设备的作用以及投、退条件。使得变电站安装的补偿电容器能够及时、正确的投、退。
3.11 修改运行规程，对主变有载分接头调整和电容器投、退管理制度进行修订，规定变电运行值班员根据调度下达月度电压曲线和各变电站运行的实时功率因数自行调整主变分接头和电容器的投退操作。并且要求变电站值班员首先按照无功功率就地平衡的原则调节无功补偿设备的投入容量，然后在按照电压要求调节有载调压变分接头。通过培训和制度的修订使得各变电站的电容器投运率大大提高，从原来不足60%提高到94.76%。
3.12 在电压监测手段上采用了先进的监测设备，通过调度自动化系统监测统计变电站母线电压合格率，供电电压检测点采用GMS网进行数据采集和传输，能够及时的掌握使各电压监测点的运行电压数据。有效的提高了公司综合电压合格率。
三、评估与改进
在没有采取以上措施之前，由于神华矿区用户电网设备比较落后加之不太重视自己无功补偿装置的运行管理，用电功率因数很低在0.70左右，有些用户的用电功率因数更低在0.60左右。整个矿区电网用电功率因数较低。
1、典型案例分析：
1.1以2003年8月15日9：00为例 1115、1116大苏1、2线总负荷：有功功率P=1.634万KW;无功功率Q=2.68万Kvar；大柳塔热电厂上网负荷：有功功率P=2.35万KW;无功功率Q=0.63万Kvar；这一时刻大苏1、2线功率因数cosφ＝0.52，热电厂功率因数cosφ＝0.97。
若大苏1、2线功率因数按0.90计算,整个大柳塔矿区无功功率缺额为Q缺＝1.889万Kvar；热电厂功率因数按0.90计算,热电厂少发无功缺额为Q缺＝0.5万Kvar。
如果热电厂严格按照0.90功率因数出力，大苏1、2线功率因数按照0.90计算，整改矿区电网此刻无功缺额为Q缺＝1.389万Kvar。
电网在这种状况下运行不仅电网运行的经济性差、安全性也很差，在此种情况下一旦大苏1、2线发生跳闸，矿区电网将会因为无功不足发生电网电压崩溃电网全部失压。对矿区各个煤矿的安全生产造成严重威胁。
采取以上有效措施之后，用户加强了对已安装的无功补偿设备的运行管理，并且在原来没有安装补偿电容器的变电站加装了相应的补偿电容器。矿区电网功率因数得到了很大改善。
1.2 以2004年9月15日9：00为例： 1115、1116大苏1、2线总负荷：有功功率P=4.78万KW;无功功率Q=1.93万Kvar；大柳塔热电厂上网负荷：有功功率P=2.35万KW;无功功率Q=0.83万Kvar；这一时刻大 苏1、2线功率因数cosφ＝0.93，热电厂功率因数cosφ＝0.94。
通过以上电网运行数据反映大柳塔矿区电网功率因数已经达到0.93，改善的电网无功分布，使我公司电网无功功率分布趋于合理，提高电网运行的经济性。说明，用户合理的进行无功补偿不仅能过保证用户的电压质量，而且可以有效的降低电网的有功电量损耗，提高用户自身的经济效益，确保电网安全、稳定、经济运行。2以后工作的方向
2.1 加强学习无功电压管理方面先进的技术，力争将先进的技术应用在电网无功电压技术管理之中，使电网运行的经济性达到提高。
2.2 增加配网线路无功补偿设备的投入力度，采用国内先进的配网补偿方案，彻底解决困扰配网无功补偿的问题。
2.3 认真研究无功自动控制装置的原理、性能以及管理软件，通过研究解决目前这些装置的缺陷，彻底解决后将提高电网无功电压的控制手段和运行水平。
2.4 加强电网需求侧管理，35kV及以上供电的电力用户无功补偿设备的配置按照高峰负荷时变压器的功率因数应达到0.95以上。并且尽量选用根据功率因数自动投且的控制方式。
无功电压管理典型经验 篇2
(1) 35 kV及以上电压供电的, 电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压值的10%。
(2) 10 kV及以下三相供电的, 电压允许偏差为额定电压值的±7%。
(3) 低压220 V单相供电的, 电压允许偏差为额定电压的7%和-10%。在电力系统非正常情况下, 供电企业供到用户受电端的电压允许偏差为额定值的±10%。县级电网的电压合格率应大于90%, 按“县级供电企业争创一流”标准要求, 电压合格率应大于95%。
2 电压偏差超标所带来的危害
(1) 照明负荷。电压低时, 发光效率下降, 如电压降低5%, 亮度要降低15%～20%;电压降低10%, 亮度降低32%。反之, 电压升高5%时, 灯具使用寿命减少一半;当电压升高10%时, 灯具只能维持原使用寿命的1/3。
(2) 整流器、电热、电弧炉等负荷其有功功率与电压平方成正比。当电压降低时, 有功功率也大幅度降低, 从而降低了用电设备的出力;反之, 电压升高时, 则有功功率增加。
(3) 感应电动机及其他电动机类负荷。因感应电动机的转矩与电压的平方成正比, 滑差率与电压的平方成反比, 因而, 电压下降时经常会使电动机过负荷而烧毁, 同时也会使电动机的启动十分困难。而长期高电压运行, 会对电动机的绝缘造成危害。
(4) 电压偏低会降低发、供、用电设备的出力, 增加供电线路及电气设备的电能损失。
(5) 电压偏低常常会引起低电压保护装置动作, 电磁开关、空气开关跳闸, 影响生产的正常进行。而电压偏高也将引起过电压保护装置动作, 甚至烧坏电气设备的电压线圈。
(6) 电压偏低或偏高都会影响到通信、广播、电视等音像的质量, 也会影响家用电器的正常工作。
(7) 如果电网的无功功率严重匮乏, 将导致电压崩溃, 系统振荡, 电网瓦解, 严重危及供电安全。
3 影响电压质量的主要因素
电网在运行中, 其电压是随时变化的, 造成电压波动的原因大致有以下几个方面。
(1) 电网运行方式的改变, 引起功率分布和电网阻抗的改变, 使电压升高或降低。
(2) 电力负荷随季节、昼夜及用户生产流程而变动。在低负荷时段电压偏高, 在用电负荷高峰时段电压偏低。
(3) 供电距离超过合理的供电半径、供电导线截面积选择不当、功率因数过低、无功电流过大等, 都会加大电压损失。
(4) 冲击性负荷、非对称性负荷的影响;调压措施缺乏或调压装置使用不当。
(5) 用电单位安装的无功补偿电力电容器采用了“死补”, 即24 h内不论本单位需用无功容量多少, 都固定供给一定量的无功, 高峰负荷时间向电网吸收无功, 而低谷负荷时间大量向系统反送无功, 造成电压变动幅度的加大。
4 提高电压质量的具体措施
电压调整是一项十分复杂的工作。对于县级电网来说, 首先应建立电压监测点, 安装电压监测控制仪来对电压质量进行连续监测, 即对监测点电压按规定要求确定一个合格范围, 准确地统计出一个周期内总供电时间及电压不合格 (偏高或偏低) 的累计时间, 从而准确地反映出电压质量, 为调整电压提供依据。目前改善电压质量的方法主要有以下几种。
4.1 变压器调压
分无载调压和有载调压2种。无载调压即不带负荷调压, 须在断开变压器高、低压两侧电源之后, 调整变压器的分接开关挡位。和无载调压相比, 有载调压有着明显的优点, 它可以在不停电的情况下进行电压调整, 并且快速、平滑, 不影响供电可靠性;调压范围大, 调压级数多, 调整范围可达额定电压的±15%以上。所以, 为改善农村电网的电压质量, 应将无载调压主变压器更换为有载调压主变压器。
4.2 无功优化补偿
实践证明, 无功优化补偿是提高供、用电设备功率因数、减少无功损耗、改善电压质量的有效途径。其原则是全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡。集中补偿与分散补偿相结合, 以分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合, 以低压补偿为主;调压与降损相结合, 以降损为主。其中补偿设备以移相电力电容器居多。
无功优化补偿的方式有变电站集中补偿、线路补偿、随器补偿、随机补偿等。其中应用并联电力电容器调压应注意的是: (1) 一般变电站应以变压器调压为主要调压方式, 并联电力电容器补偿只能作为辅助调压手段; (2) 在高峰负荷时应首先投入电力电容器组, 然后根据情况调整电压, 在低谷负荷时应首先调整电压, 根据电压情况, 必要时再切除电力电容器; (3) 利用并联电力电容器调整电压时, 应保证电压的突变幅度不致过大 (不超过2.5%) , 当变电站所需的补偿电力电容器容量较大时应采用分组安装方式, 根据实际情况进行分组投切; (4) 容量较大的电力电容器组应具有自动投切控制装置, 其自动投切方式应以电压控制为主, 以保证能自动、适时地控制无功潮流和电压的变化。
4.3 加强电网改造, 优化电网结构
电网的建设应按“小容量、密布点、短半径”的原则。合理选择供电半径, 尽量改善线路迂回、线路过长、交叉供电、功率倒送等不合理的供电状况;合理选择供电线路的导线截面积;合理配置变、配电设备, 防止其过负荷运行。
4.4 依靠先进的计算机技术, 加强电压管理
浅谈永安地区电网无功电压管理 篇3
【关键词】无功电压管理；无功功率平衡；电压偏差；电压异常；AVC系统
1.无功电压管理：电压偏差
电压偏差是指电网运行状态的缓慢变化使电压发生偏移，其电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统额定电压之差。我国规定电压允许偏差值如下：
（1）发电厂和500kV变电站的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～10%；事故运行方式时为系统额定电压-5%～+10%。
（2）发电厂和220kV变电站的110～35kV母线正常方式时为相应系统额定电压的-3%～+7%，事故后为系统额定电压的±10%。
（3）用户受电端的电压允许偏差值如下：（1）35kV及以上用户的电压波动幅度应不大于系统额定电压的10%；（2）10kV用户为系统额定电压的±7%；（3）0.38kV用户为系统额定电压的±7%；（4）0.22kV用户为系统额定电压的+5%～-10%。
（4）发电厂和变电站的10（6）kV母线应使用户电压符合用户受电端的电压允许偏差的规定值。（带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。）。
2.无功电压管理：影响电压的因素及调整措施
（1）系统电压是由系统潮流分布和系统设备参数决定的，影响系统电压的主要因素是：a）由于生产、生活、气象等因素引起的负荷变化；b）无功补偿容量的变化；c）系统运行方式的改变引起的功率分布和网络阻抗变化d）系统设备参数发生变化。
3.无功电压管理：无功控制与有功控制的差别
在交流输电系统中，有功功率和无功功率各有其特点，因此在控制上差别也较大：
（1）有功功率的发出与消耗比较集中，基本限于网络中各个发电厂和负荷点，网络上的损耗相对较小；而无功功率则不同，由于网络各个元件的电抗远大于电阻，因此各个元件上消耗的无功相对较大，另外由于存在线路的对地电容以及大量补偿用的并联电容器，所以无功功率的发出与吸收遍及网络的各个部分，具有极大的分散性。
（2）有功功率的平衡直接反映在电网的频率变化上，而电网各部分无功功率能否平衡将直接影响到各个部分的系统电压。
（3）在供电网中，因线路电抗占有主导地位，根据理论推导，可以近似认为网络中无功功率的流动取决于两点间电压相量的相位角差值；而有功功率的流动取决于两点间电压相量的幅值差。
4.无功电压管理：电网无功平衡的原则
电网无功平衡的原则是分层平衡和地区供电网络无功电力分区就地平衡。
5.无功管理：电压异常处理
5.1当电网电压异常降低时，值班调度员应采取以下措施进行调整
a）迅速增加发电机无功出力；b）投无功补偿电容器；c）设法改变系统无功潮流分布；d）条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力；e）必要时启动备用机组调压；f）切除并联电抗器；g）确无调压能力时拉闸限电。
5.2当电网无功功率过剩、电压偏高时，值班调度员应采取以下措施进行调整
a）发电机高功率因数运行，尽量少发无功；b）部分发电机组进相运行，吸收系统无功；c）切除并联电容器；d）投入并联电抗器；e）控制低压电网无功电源上网；f）必要且条件允许时改变运行方式；h）调相机组改进相运行。
6.无功电压管理：无功补偿
（1）输电系统的无功补偿主要是为了控制电压，提高输电网络的最大功率传输能力和提高电力系统运行的稳定性；配电系统的无功补偿大多属于负荷的补偿，主要是控制无功，改善负荷的功率因数，改善电能质量。（2）电网中的无功电源有同步发电机、同步调相机、同步电动机、静电电容器、静止无功补偿器、新型无功发生器、高压架空线路和电缆线路的对地电容。（3）并联电容器是一种常用的无功补偿装置，在电力系统中得到了十分广泛的应用。永安电网自2007年以来，自坑边变、尼葛变10kV母线上新安装并联电容器以来，已有17座变电站相继安装并联电容器，改善了永安地区电网的无功电压管理水平新局面。（4）在确定并联无功补偿容量时应该注意以下问题：1）在不同功率因数的条件下，相同补偿容量的补偿效益是不相同的。通常情况下，将功率因数提高到0.95左右为好，体现合理补偿，取得最佳技术经济效益的原则。2）在轻负荷时不允许过补偿，否则由于无功补偿容量过大，会使功率因数超前，向电网倒送无功，是不经济的。
7.无功电压管理：电容器的故障处理
（a）事故情况下，全所失压后，必须将电容器的断路器断开：全所无电后，一般情况下应将所有馈线开关断开，因来电后，母线负荷为零，电压较高，电容器如不事先断开，在较高的电压下突然充电，有可能造成电容器严重喷油或鼓肚。（b）电容器组断路器跳闸后不准强送。（c）电容器熔断器熔断后，在未查明原因前，不得更换熔体送电。d）当电容器组发生下列情况之一者，应立即退出运行：
（1）电容器爆炸；（2）电容器喷油或起火； （3）瓷套管发生严重放电闪络；（4）接点严重过热或熔化；（5）电容器内部或放电设备有严重异常响声；（6）电容器外壳有变形膨胀。
8.无功电压管理：AVC系统
所谓AVC系统是自动电压控制系统的简称，英文为Automatic Voltage Control，是发电厂和变电站通过集中的电压无功调整装置自动调整无功功率和变压器分接头，使注入电网的无功值为电网要求的优化值，从而使全网的无功潮流和电压都达到要求。
目前永安地区AVC系统已涵盖了城区及各个35kV～110kV变电站，对各个变电站的所有有载调压主变及电容器进行自动控制，实现以下功能：
（1）通过AVC方案的实施，在优先满足110kV变电站110kV母线电压合格的前提下，进一步提高永安市区电网各变电站的35kV、10kV母线电压合格率，提高供电质量。
（2）充分利用现有的各种无功补偿设备，在保证全地区110kV变电站功率因数合格的前提下，降低电网的线损率。
（3）通过AVC系统对电网内的主变有载分接头及电容器进行自动调节和自动投切操作，减轻值班调度员和现场变电值班人员的工作量。
（4）通过AVC系统潮流计算，对如何调控地区各电厂的无功出力提出建议，供值班调度员参考调控。
9.总结
通过永安电网设备的合理配置，人员的监控意识不断提高，新设备、新技术的更新应用，使永安电网无功电压管理水平得到很大的提高。
【参考文献】
[1]丁书文.电力系统微机型自动装置.中国电力出版社，2006，1.
[2]张永健.电网监控与调度自动化.中国电力出版社，2009，5.
变电一工区电压无功管理工作总结 篇4
我工区所辖九个变电站，除李庄站、忻州站外，其余7座变电站
装有电容器补偿装置。35KV母线装有电容器19组，容量277600kvar，10KV母线装有电容器5组，容量18000kvar，电容器总装设容量295600kvar。忻州站35KV侧还装有低压电抗器一组，容量45000kvar。截止2005年11月底，电容器组可用率达99.87%。10KV母线设有电压监测点5个，截止年底，全工区电压总合格率为99.86%，电压合格率和电容器可用率均达到一流标准。
为了搞好电压无功管理工作，工区成立了以工区主任为组长的电
压无功管理领导组，工区设专责人一名，成员由修试股、运行股及各站站长组成。建立、健全了电压无功设备台帐。并制订了相应的管理制度及考核办法。同时要求各站加强对无功设备的运行维护和管理工作，根据调度部门下达的电压曲线，结合本站实际情况及时投切无功设备和调整主变有载分接开关。
（一）、在2012年，我工区在电压、无功管理工作中除正常的维护管理工作外，主要进行了以下工作：
1． 2月27日，汾张站无功自投装置无法自动投切电容器和调主
变分头，因无功自投装置与2＃机箱通讯中断，已进行处理。
2． 3月14日，汾二2＃电容器硅胶变色进行更换处理。
3． 3月18日，李村3＃电容器B相差压动作，对其进行更换。
4． 3月28日，对桥西5＃电容器放电线圈油位低进行注油处理。
5． 3月28日，对桥西6＃电容器B相硅胶变色进行更换处理。
6． 3月28日，对桥西7＃电容器A相硅胶变色进行更换处理。
（二）、目前电压无功方面存在问题：
1、李村变电站1#主变为无载自耦变压器，2#主变为有载调压变，当两台主变并列运行时，无法调整2#主变有载分接开关。VQC因装置老化，一直没能投运。
2、李庄变电站1#主变为无载调压，2#主变为有载调压当1、2#主变并列运行时，不能进行分头调整。
3、逆变变电站由于有大负荷回路，正常运行时负荷变化过大，人为调整比较困难，对电压合格率有一定的影响。
4、汾张VQC对2＃电容器、4＃电容器投退时，有拒动现象。
（三）、建议及措施：
1、建议更换李村1#主变，在2#主变能承载全站负荷时，尽可能让2#主变单台运行，完善VQC装置，使之尽快投运。
2、李庄在2#主变能承载全站负荷时，尽可能2#主变单台运行。
3、逆变变电站加装VQC装置。
无功电压管理典型经验 篇5
——国家电网生[2004]203号
公司系统各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司，电科院、武高所，宜昌、常州、惠州超高压管理处：
为适应厂网分开、电力体制改革不断深化的新形势，进一步加强国家电网公司系统电压质量和无功电力管理工作，提高电网的安全、稳定、经济运行水平，公司组织有关人员在广泛征求公司系统各单位意见的基础上，制定了《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》(以下简称《规定》，详见附件)，现将《规定》印发给你们，请认真贯彻执行。执行中遇到的问题，请及时向国家电网公司生产运营部反映。
二00四年四月二十一日
附件：《国家电网公司电力系统电压质量和无功电压管理规定》
国家电网公司电力系统电压质量和无功电压管理规定
第一章 总则
第一条 电压质量是电能质量的重要指标之一。电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件，对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用。为保证国家电网公司系统电压质量，降低电网损耗，向用户提供电压质量合格的电能，根据国家有关法律法规和《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》及相关技术标准，特制订本规定。
第二条 本规定适用于国家电网公司各级电网企业。所属发电机组并网运行的发电企业、电力用户应遵守本规定。
第三条 各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司可根据本规定结合本企业的具体情况制订实施细则。
第二章 电压质量标准
第四条 本规定中电压质量是指缓慢变化(电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统标称电压值之差)的电压偏差值指标。
第五条 用户受电端供电电压允许偏差值
(一)35kV及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10％。
(二)1OKV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。
(三)220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。
第六条 电力网电压质量控制标准
(一)发电厂和变电站的母线电压允许偏差值
1.500(330)kV及以上母线正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
2.发电厂220kV母线和500(330)kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0%——+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%——+10%。
3.发电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；事故运行方式时为系统额定电压的±10%。
4.带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。
(二)特殊运行方式下的电压允许偏差值由调度部门确定。
第三章 职责与分工
第七条 各电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司应结合电网发展和运行实际情况，不断加强电压质量和无功电力管理工作，在电源及电网建设与改造工程的规划、设计过程中，按照《无功补偿配置技术原则》确定无功补偿装置容量和调压装置、选型及安装地点，与电力工程同步设计、建设、验收、投产。生产管理部门应做到严格验收、精心维护、提高装置可用率；电力营销部门应监督用户遵守供用电合同中关于无功补偿配置安装、投切、调整的规定，保证负荷的功率因数值在合同规定的范围内。
各并网运行的发电机组应遵守并网协议中有关发电机无功出力的要求。
第八条 电压质量和无功电力管理工作，实行统一领导下的分级管理负责制o各电网有限公司、省(自治区、直辖市)童电力公司主管生产的领导(或总工程师)负责此项工作，并明确电压无功专业归口管理部门。
第九条 各级归口部门的职责
(一)贯彻执行国家有关法规、政策和国家电网公司有关规定，制定实施细则，并组织实施。
(二)组织制定和实施改善电压质量的计划及措施，电网(地区电网)无功平衡、补偿容量、设备和调压装置选型、参数、配置地点的审核、工程质量验收及试运行等工作。
(四)负责对电压质量和无功补偿装置及调压装置的运行状况进行监督、统计、分析、考核。
(五)定期召开专业工作会议，并组织相关技术培训。
(六)每年进行电压无功专业的技术和工作总结，总结报告于次年2月15日前向国家电网公司上报工作总结报告电子版，2月底前以正式文件上报。
第十条 各级调度部门负责所辖电网运行中的无功电力平衡和电压质量。电网运行方式应包括无功电力平衡、电压调整等保证电压质量的内容。值班调度员在进行有功电力调度和频率调整的同时，应进行无功电力调度和电压调整。
第十一条 各级电力营销部门负责电力用户根据其负荷的无功需求设计和安装无功补偿装置，按有关规定确定无功补偿容量，保证功率因数达到规定要求。监督电力用户采取措施，防止向电网倒送无功电力。
第四章 电压无功管理
第十二条 电网企业的电压无功管理
(一)认真贯彻执行上级部门的有关规定和调度命令，负责做好本地区无功补偿装置的合理配置、安全运行及调压工作，保证电网无功分层分区就地平衡和各结点的电压质量合格。
(二)对所安装的无功补偿装置，应随防保持完好状态，按期进行巡视检查。无功补偿装置应定期维护，发生故障时，应及时处理修复，保持电容器、并联也抗器可用率在96%以上；调相机每年因检修和故障停机时间不应超过45天。
(三)为便于无功补偿装置的运行管理，电容器组、电抗器组、调相机等无功补偿装置应配齐相应的无功功率表。运行管理部门应建立无功补偿装置管理台帐，开展无功补偿装置运行情况分析工作。
(四)应根据调度下达的电压曲线及时投入或切除无功补偿装置，并逐步实现自动控制方式。
(五)用电检查部门应对电力用户无功补偿装置的安全运行、投入(或切除)时间、电压偏差值等状况进行监督和检查。既要防止低功率因数运行，也应防止在低谷负荷时向电网反送无功电力。
(六)建立对电力用户电压质量状况反映或投诉接纳核对处理制度，对较严重的电压质量问题，应查清具体原因，提出解决方案，制订计划实施。
第十三条 发电企业的电压无功管理
(一)发电企业应按调度部门下达的无功出力或电压曲线，严格控制高压母线电压。
(二)发电机的无功出力及进相运行能力，应达到制造厂规定的额定值。现役发电机组不具备进相运行能力的，应根据需要限期开展进相运行试验及技术改造工作，并以此确定发电机组进相运行范围。
(三)发电机组的励磁系统应具有自动调差环节和合理的调差系数。强励倍数、低励限制等参数，应满足电网安全运行的需要。
第十四条 电力用户的电压无功管理
电力用户装设的各种无功补偿装置(包括调相机，电容器、静补和同步电动机)应按照负荷和电压变动及时调整无功出力，防止无功电力倒送。
第十五条 无功补偿装置管理
(一)各级电网企业在选用无功补偿装置时，主设备(电容器、电抗器)应选择符合电力行业技术标准和国家电网公司有关要求的产品，其辅助设备应选择型式试验合格的产品，以保证无功补偿装置的运行可靠性。
(二)各级电网企业应制定无功补偿装置试验方法和试验周期，定期进行无功补偿装置试验。
(三)各级电网企业应按时报告无功补偿装置因故障停运时间超过24小时的各类故障，并按时统计、上报无功补偿装置的可用率。电容器和并联电抗器的可用率计算公式详见附录A。
(四)各级电网企业每年应对无功补偿装置出现的各种故障进行分类统计和上报，故障统计表详见附录B。
第五章 无功电源建设与无功配置
第十六条 电网的无功补偿配置应能保证在系统有功负荷高峰和低谷运行方式下，分(电压)层和分(供电)区无功平衡。分层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡，分区就地无功平衡主要是11OKV及以下配电系统的无功平衡。无功补偿配置应按照分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；降损与调压相结合，以降损为主的原则。
第十七条 应避免通过远距离线路输送无功电力，33OKV及以上系统与下一级系统间不应有大量的无功电力交换。对330kV及以上超高压线路充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。
第十八条 220kV及以上电网存在电压稳定问题时，宜在系统枢纽变电站配置可提供电压支撑的快速无功补偿装置。
第十九条 在大量采用10～220kV电缆线路的城市电网中新建11OKV及以上电压等级变电站时，应根据电缆出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。
第二十条 变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置，并根据设计计算确定无功补偿装置的容量。35～220kV变电站在主变最大负荷时，其一次侧功率因数应不低于0.95；在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。
第二十一条 并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切的方式。
第二十二条 35～220kV变电站主变压器高压侧应装设双向有功功率表和无功功率表(或功率因数表)。对于无人值班变电站，应在其集控站自动监控系统实现上述功能。
第二十三条 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)-0.97(进相)运行的能力，以保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力。为了平衡330kV及以上线路的充电功率时，在电厂侧可以适当考虑安装一定容量的并联电抗器。
第二十四条 电力用户的无功补偿
电力用户应根据其负荷的无功需求，设计和安装无功补偿装置，并应具备防止向电网反送无功电力的措施。
(一)35kV及以上供电的电力用户，可参照第二十条规定执行。
(二)10OKVA及以上1OKV供电的电力用户，其功率因数宜达到0.95以上。
(三)其他电力用户，其功率因数宜达到0.90以上。
第六章 无功电力调度与电压调整
第二十五条 无功电力调度
(一)各级调度部门应依照并网运行的发电企业、电网企业提供的无功电源容量以及可调节能力，编制重大设备检修等特殊方式下的无功电力调度方案，并按此实施调度。
(二)无功电力调度实行按调度权限划分下的分级管理，调度部门应对大区间、网省问联络线及各级调度分界点处的无功电力送出(或受入)量进行监督和控制，其数值由相关双方调度部门商定。高峰和低谷时的功率因数宜基本一致。
(三)各级调度应根据负荷变化情况和电压运行状况，及时调整调压装置及无功补偿装置。
第二十六条 电压调整
(一)在满足电压合格的条件下，电压调整应遵循无功电力分层分区平衡原则。
(二)按调度权限划分，进行无功调压计算，定期编制调整各级网络主变压器运行变比的方案，定期下达发电厂和枢纽变电站的运行电压或无功电力曲线。
(三)电网电压超出规定值时，应采取调整发电机、调相机无功出力、增减并联电容器(或并联电抗器)容量等措施解决。
(四)局部(地区、站)网络电压的下降或升高，可采取改变有功与无功电力潮流的重新分配、改变运行方式、调整主变压器变比或改变网络参数等措施加以解决。
(五)在电压水平影响到电网安全时，调度部门有权采取限制负荷和解列机组、线路等措施。
第二十七条 电压质量技术监督
(一)电压质量技术监督工作是生产管理工作的重要内容之一，对规划、设计、基建、运行等环节实行全过程监督管理。
(二)各级电网企业要建立完善电压质量技术监督工作制度体系、组织体系和技术标准依系并贯彻实施。
(三)各级电网企业应对所有并网的发、供电设备进行电压质量技术监督的归口管理；并网运行的发电企业与当地电网企业签定并网协议时，应包括电压质量技术监督方面的内容。
(四)电压质量技术监督要依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电压质量技术监督的专业水平。
第七章 电压质量监测与统计
第二十八条 电压质量监测点设置原则
(一)电网电压质量监测点的设置
并入220kV及以上电网的发电企业高压母线电压、220kV及以上电压等级的母线电压，均属于电网电压质量的监测范围。电压质量监测点的设置，由电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司调度部门负责确定。
(二)供电电压质量监测点的设置
供电电压质量监测分为A、B、C、D四类监测点。各类监测点每年应随供电网络变化进行动态调整。
1.A类带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线电压。
2.B类35(66)kV专线供电和110kV及以上供电的用户端电压。
3.C类35(66)kV非专线供电的和10(6)kV供电的用户端电压。每10MW负荷至少应设一个电压质量监测点。
4.D类380/220V低压网络和用户端的电压。每百台配电变压器至少设2个电压质量监测点。监测点应设在有代表性的低压配电网首末两端和部分重要用户。
第二十九条 电压质量的统计
(一)电压合格率是实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比。
(二)电压合格率计算公式如下：
1.监测点电压合格率(统计电压合格率的时间单位为“分”)
2.电网电压合格率
注：n为电网电压监测点数
3.供电电压合格率
注：公式中VA、VB、Vc、VD分别A、B、C、D类的电压合格率。
电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司供电电压合格率统计地别为其所属单位相应类的供电电压合格率与其对应测点数的加权平均值。
第三十条 电压合格率统计与上报
(一)年、月度电网电压合格率由电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司调度部门负责统计，并按有关规定报上级有关主管部门。
(二)年、月度供电电压合格率由各级生产管理部门负责统计，并在每月6日(节假日顺延)前利用网络系统逐级上报主管部门。
(三)电网电压合格率、A类供电电压合格率可以利用具有电压监测和统计功能的自动化系统进行统计。
第三十一条 电压质量目标和工作要求
(一)电压质量目标
1.电网电压合格率达到99.0%以上。
2.供电电压合格率达到98.0%以上。
(二)工作要求
1.电压监测仪(表)是监测电压质量的主要设备，其性能和功能应符合相关国家、电力行业标准。
2.电压监测仪(表)应列入电测仪表技术监督范围，以确保监测的数据准确、可靠、有效。
3.为充分反映1OKV用户端和低压网络的电压质量情况，电网企业每年可选择有代表性的配电线路首、末端和用户端巡回检测电压。
4.电网有限公司、省(自治区、直辖市)电力公司各单位应认真做好电压质量的统计分析工作。
5.国家电网公司主管部门定期公布公司系统各单位电压质量监测结果，对于提高电压质量做出显著成绩的单位和个人给予表彰，对达不到电压质量要求的单位给予批评并责令整改，以促进电压、无功管理工作深入开展。
第八章 附则
第三十一条本规定由国家电网公司负责解释。
县城区管理典型经验介绍 篇6
一、坚持高站位谋划，实行一体化管理。2004年5月，经县政府研究决定，在“四镇一城一区”设立城管执法中队和环卫中队，将“四镇一城一区”纳入大城区统一管理。2006年11月，县城管局又将城乡结合部共计90多万平米的11条道路进行了接管，统一了环卫作业时间和标准，完善了环卫考核机制，较好地解决了“主干道好于背街小巷、主城区好于城乡结合部、检查时好于平常”的城市管理难题，减少了部门扯皮现象，促进了城区环卫水平的稳步提升。
二、坚持高标准作业，实行精细化管理。一是实行“三扫两清一保洁”（即早、午、晚三次清扫，早、晚两次垃圾集中清运，全天候无空档保洁）的环卫作业模式，坚持垃圾日产日清，努力达到“四净六无”环卫作业标准。二是实行“称土计量法”和“废弃物折算法”进行环卫精细化考核，（“称土计量法”以百平米为单位，对残留尘土进行称量，一类街不超过1斤，二类街不超1.25斤，每超一两罚款1元。“废弃物折算法”以千平米为单位，一类街果皮不超过4片，纸屑、塑膜不超过4片，烟头不超过6个，积水不超过0.5平米；二类街果皮不超过10片，纸屑、塑膜不超过10片，烟头不超过20个，积水不超过2平米。）在督查操作上实行“三级督查”，县城管局查环卫大队，大队查中队，中队查队员，发现问题就地解决，对责任人员就地处理。三是全面推广使用“新概念”扫帚，将“扫路就像抹桌子”的口号喊响叫亮。四是推行环卫机扫作业模式，投资40多万元购置一台机扫车，对城区几条主要道路实行机扫作业，开创了邯郸市范围内县级城市机扫作业之先河，成为城区的一
1个新亮点，既提高了环卫作业质量和效率，又减轻了环卫工人劳动强度。五是实行洗街工作制，对城区油污路面和污染严重路面，定期不定期进行集中清洗，直至露出路面本色，使城区路面卫生始终保持在一个较高的水平。六是在小广告治理上除采取晚上巡查和集中清理、随有随清的措施外，还实行了晨清制，即晚上新增的小广告、小字报，次日早6：00前便被环卫人员清理干净，各类违章广告即生即灭，根本没有喘息之机和立足之地。
三、坚持高质量服务，实行人性化管理。一是在城管执法过程中实行“一教育、二保证、三罚款、四取缔”四步工作法，做到先敬礼、再说理、后处理，推行城管与商户共建共管活动，以增进理解，加强沟通，缓解矛盾，解决问题，树立城管执法队伍“亲民、爱民、为民”的良好形象。二是大力实施“百片千摊万人”就业工程。在规范路段合理规划摊位，为下岗职工和困难群众提供就业机会，为弱势群体营造良好的经营环境，解决其生计问题，减少社会不稳定因素；实行合理的规费减免，减轻商户经济负担，使其更加理解、支持、配合城管工作；主动与商户交朋友，结对子，及时了解商户困难，尽力帮助解决，从而减少执法阻力，促进管理和谐。三是为解决早夜市摊点和理发店、小吃店乱泼乱倒问题，县城管局从控制污染源入手，购置十几辆三轮摩托式泔水收集车，全天巡回上门收集泔水。
四、坚持高效率工作，实行科学化管理。一是实行街道等级管理。根据城区街道规划，将城区道路分为三类街。一类街为“严管街”，严禁店外经营、摆摊设点，管理上以“堵”为主，严格卡死；二类街为“控管街”，既疏又堵，经统一规划，可在适当地段、规定时间内设置摆卖摊区，开放早夜市，严格限制
无功电压管理典型经验 篇7
1 配电自动化
配电自动化系统的功能基本有5个方面即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图规范设理, 地理信息系统 (AM/FM/CIS) 和配电网高级应用。同一电网调度自动化系统, 配电网与配电自动化监控系统的数据采集, 但内容不同, 目的也不尽相同, 根据以下配电监控变电站配电网络和用户, 旨在提供基本的数据, 大问题。然而, 只有三的监控远程分布函数, 可以被称为配电自动化配电系统监控, 必须补充的基础上, 馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障自动识别, 自动分离, 自动恢复。配电网故障诊断是一个复杂的问题, 根据实际情况和配电网的故障诊断方法和条件的差异, 不同的步骤。诊断方法应适用于单相接地故障, 两相故障, 单相接地故障相, 三相故障。使用范围的中性点不接地或小电流接地系统。为了完成功能大, 分布系统除了可以收集正常情况下料状态量, 也应在故障状态准确捕捉;除了手动遥控, 还应对接驳设备自动控制, 从而实现自动故障隔离和自动恢复。
2 配电网优化控制方法
为了减少干扰应急集中后的损失事故, 降低运营成本, 使系统不安全状态恢复到正常状态, 采取了一系列措施, 控制。如果系统处于紧急状态, 并防止事故扩大的被称为紧急控制, 使系统进入恢复状态。在恢复状态的系统, 需要采取的负荷转移和负载脱落和其他手段, 以尽可能多的损失负荷恢复供电。本文将侧重于恢复控制的网络重构, 电容器和综合优化方法。
2.1 配电网网络重构
配电网络重构是通过选择开关, 接触断路器的开闭状态, 改变网络的拓扑结构, 降低网络损耗, 负载平衡, 改善电压质量, 实现最优运行方式的目的。网络重构是一个复杂的问题, 它是网络结构的优化, 从一个数学模型, 属于非线性组合优化问题。如果系统的网络结构和电气条件允许的话, 每一个单一的故障, 将能够找到一个更可行的转换方案, 计划的多, 可能是一个粗糙的感觉系统的结构更加强大。
在没有接触断路器在配电网络重构是不存在的, 因此, 配电网络重构理论基础上的分销网络有一个环形结构, 开环运行网络。分布在网络中存在大量正常关闭分段断路器和一个常开触点的电路断路器, 负荷波动或故障原因, 每个接驳在轻载和重载之间转换, 配电网络结构使开幕式和闭幕式的交换平衡各分支之间的负载, 这不仅可以增加每个接驳稳定裕度, 消除过载, 提高其安全性, 而且还可以改善整体的电压质量, 降低网损, 提高了系统的经济效益。配电网络重构是一种约束, 非线性, 整数优化问题, 通常以网损最小为目标函数, 电压质量, 变压器容量为约束条件, 配电网络重构算法有很多, 最短路径等方法, 遗传算法, 支路交换算法, 计算快速穷举搜索法, 这些算法我们在处理目标函数, 在不同方面取得了一定进展, 但考虑到配电网络重构的优化网络控制的实践是唯一的一个方面, 在多目标决策下的优化, 还需要其他的优化目标, 约束, 所以这些网络重构算法在实际应用中也需要做一些调整。
2.2 电容器的投切
切换电容器一般配送网络优化, 主要功能是提高电能质量和降低网损, 电容器开关配电网络优化控制具有十分重要的意义。长期以来, 研究规划阶段的电容器优化配置的比较文学, 运行电容器优化投切的研究非常有限。后来, 许多学者在电容器的切换策略进行了大量的研究, 一些学者在配电网络模型进行了研究, 并给出了算法的进一步改进。
例如, 在中低压配电网的三相负荷, 是由于随机变化, 一般是不平衡的, 但大多数的电容器优化投切的研究是基于三相负荷平衡假设条件。三相负荷不平衡将导致供应点电压, 电流不平衡, 从而增加线路损耗, 同时停靠在供电点上的电机运行的不利影响。因此, 很多学者开始研究三相模型, 这是在配电网三相负载不平衡补偿方法, 也有一些文献中使用的电容器优化投切三相负荷模型的研究, 取得了较好的效果。
就优化方法而言, 不少文献和著作都介绍了各种各样的算法, 具体可以分为两类:数学模型的解析算法和优化问题的人工智能算法。前者主要有非线性规划、线性规划、整数规划、混合整数规划和动态规划等算法;后者有人工神经元网络算法、遗传算法、模拟退火算法、搜索法等现代启发式算法。解析算法迭代次数少, 收敛速度快, 但得到的往往是局部最优解。智能算法计算速度较慢, 但在全局最优性方面较好。在实际应用中, 采用解析类算法的相对多一点。
3 综合优化
如果你考虑的安全网络重构和电容器投切组合, 这是计划和安全的配电网络优化。配电网络重构是一个约束整数规划问题, 配电网电容器是一种非线性整数规划问题, 甚至当单独考虑的一个问题是非常复杂的, 如果他们是一起审议会更加复杂, 网络结构的优化影响电容器, 电容器和反过来影响网络结构的优化, 相互作用两者的。在一个大的分销网络, 有一个解决方案, 将综合优化问题分解成一个网络重构和电容器投切优化子问题, 对问题的交替迭代逐步逼近最优解。重建算法的优化过程, 得到每一个可行的改造方案, 根据负载, 电容器切换过程的基础上, 重建方案的综合优化方案, 然后根据目标函数的最优解的迭代, 不断逼近, 直到最后的可行方案, 这种配电网预防控制的综合优化方法, 由于所针对问题及求解过程的复杂性, 使得在线应用具有一定的困难, 一般用在离线的运行规划、安全性分析与调度当中。电容器采用基于遗传算法的投切方法进行计算, 在现有的补偿设备基础上, 以网损最小为目标, 在满足电压约束前提下, 使整个网络有功损耗最小。
结束语
配电网优化控制方法在理论上已经有许多控制的方法, 但在实际的应用过程中, 由于存在着许多不确定因素, 如环境因素、政府政策等, 最优化的结果很可能是个综合、折衷的结果, 而不是单个方面优化后的最佳结果。配电网的运行是多个指标的综合体现, 在具体的操作中, 可以考虑如何将这些约束条件进行简化处理, 并进行综合考虑, 从而达到配电网优化运行的目的。
摘要：配电网优化控制方法在理论上有许多控制方法, 但是在实际应用过程中, 因为有许多不确定因素, 简化了约束条件, 并进行综合考虑, 从而实现优化运行的目的。本文在配电自动化的基础上进一步阐述配电网优化控制的方法。
电力基建安全预控管理典型经验 篇8
电建
电力安防 关键词: 电力建设 安全 管理
电力基建安全预控管理典型经验
[摘要]众所周知，基建行业是事故高发行业之一。抓好基建安全管理工作不仅是对人的生命负责、对企业负责，更是对社会负责。多年来，电力基建安全管理积累了丰富的经验，制定下发了详实的安全管理规定和措施，但在实际执行过程中，安全管理信号层层衰减、措施落实不到位的现象依旧普遍存在。本文结合电力基建工程施工管理实际，系统分析了安全管理执行不力的主要因素及应采取的预控措施；对开展好电力基建施工安全预控管理的组织机构设置、工作流程及要点、考核评价及持续改进等方面进行了分析说明。2008年电网建设任务异常繁重，安全风险尤为突出。我公司立足于“精细而简单”改进了基建施工安全预控管理的方式和方法，落实安全预控管理措施的执行力得以大幅提升；安全文明施工管理状况得以明显改善，确保了施工安全“零事故”。
一、专业管理的目标描述
1.1专业管理的理念或策略
围绕造成安全管理执行不力的主要因素进行管理策划，制定出引起各级安全管理者高度重视安全管理的激励措施；以精细而简单的过程控制管理，和科学闭环的安全监督管理方法，全面提升建设、监理、施工等主要安全责任主体的安全管理执行力，使“安全第一、预防为主”的安全管理工作方针得以有效落实。
1.2专业管理的范围和目标
1.2.1范围：电网建设110kV及以上输变电工程的施工安全预控管理。
1.2.2目标：创建绿色施工环境，确保安全“零事故”。
1.3专业管理的指标体系及目标值（见表1）
二、专业管理的主要做法
2.1专业管理工作的流程图（见图1）
图1：电力基建安全预控管理工作流程图
2.2主要流程说明
2.2.1主要流程控制要点及方法说明
1）节点1：与监理、施工单位签定安全补充协议
2008年是集团公司落实科学发展观，加快推进“一强三优”现代公司建设的关键年，全省电网建设进入高峰期。省集团公司一般采用统一的合同范本与全省的电力基建监理、施工单位成批签定合同，统一的原则性要求明确，而难以兼顾具体项目的特点及各市供电公司的基建安全管理方式。各市供电公司基建部作为代行项目法人要想切实抓好项目安全管理，必须高度重视安全预控管理的策划工作，结合当地实际和项目的施工特点梳理、把握好安全管理要素和要求，与监理、施工单位签定好安全补充协议。安全补充协议的质量直接影响着监理、施工单位对安全管理的重视程度和安全管理执行力的发挥。因而项目建设单位务必要把安全补充协议的起草当作重点工作来抓，要集思广益地征求意见、充分借鉴以往工程安全管理的经验教训，在安全监督管理职能部室的指导下开展好此项工作。
追求效益最大化是企业的基本属性。合同总承包价是承包商对工程履行施工安全、质量、进度及保修等全部责任义务的总价款。为提高承包商对安全管理的重视程度，在安全补充协议中，宜将安全管理费用按一定比例从合同总承包价中独立出来，将总的安全管理目标和要求进行分解、量化，做到以过程安全预控管理作为安全管理、监督考核的工作依据。通过安全补充协议的签订，让“安全就是效益”的观念深植于监理、施工单位管理者心中，而对抓好施工安全过程控制管理高度关注。
2）节点2：对监理、施工单位进行安全管理辅导培训
安全管理执行不力主要表现为两类情况：一是责任主体在思想上就重视不够，不想严格执行；二是责任主体虽然思想上重视，但受自身安全知识不足和安全管理能力有限的约束而无力有效执行。不论是思想上的、还是能力上的不足，都必须通过强化安全教育培训来解决。面对艰巨的电网建设任务，各级基建管理人员的安全管理执行力明显显示出不足，随机性管理表现突出，而疏于安全管理的事前策划预控管理。面对此类客观情况，建设单位必须树立起“安全管理工作重心下移、安全预控关口前移”的安全管理理念，把对监理、施工单位主要管理人员进行安全基础知识和管理方式的教育培训作为重点工作来抓，努力提高其安全防范意识和能力，才有可能通过各级安全责任主体的共同努力去抓好现场安全管理，确保施工安全。
抓好安全教育培训的关键点：
没有足够的安全知识做支撑，安全风险识别能力有限，就会对诸多安全隐患熟视无睹，不可能对抓好基建安全管理的重要性引起高度重视。因此，在安全基础知识培训方面，务必要立足于安全管理要素分类清晰、具体明确；安全基础知识通俗简单容易理解，要与人身安全、设备安全挂钩培训，让受培训者能知其然而知其所以然，提高安全风险识别能力，从思想上走出无知者无畏的盲区，变“要我安全”的被动管理意识为“我要安全”的主动管理意识。
有效的管理方式是保证安全管理具备良好执行力的重要载体。在管理方式培训方面，应要立足于精细和简单，做到“四个凡事”（凡事标准清晰、凡事执行简单、凡事有人负责、凡事有人监督。）。多年来的基建安全管理经验可清楚的让大家感受到：笼统、原则的管理要求难以在基层产生良好的执行力。安全管理是全员、全过程、全方位的管理，若要全员有效执行，就必须做到能把复杂的工作要求分解量化为诸多操作简单、工作和评价标准明确的分项工作。
3）节点3：监理单位编制安全管理实施规划
监理单位要依据建设单位的管理要求和工程特点编制《监理安全管理实施规划》，确保规划内容详实、针对性强、工作标准明确、执行落实有良好的操作性，忌套用范本应付公事。《监理安全管理实施规划》必须发挥承上启下的桥梁作用，既要全面落实建设单位的安全管理要求，又要对施工单位的安全管理起到指导、监督控制作用，不能存在相互矛盾、管理脱节等现象。
4）节点4：编制安全管理实施细则
施工单位应在监理人员的指导下认真编制《施工安全管理实施细则》。监理单位要对施工单位编制《施工安全管理实施细则》进行指导、审查把关，确保《监理安全管理实施规划》和《施工安全管理实施细则》的安全管理内容和方式有机配合。安全文明施工二次策划包括但不限于以下主要内容： a)工程概况。
b)安全文明施工管理目标。
c)安全文明施工管理组织机构。
d)安全文明施工责任制。
e)管理规章制度以及消防、交通、保卫、防触电、防汛、防雷等措施。
f)施工现场总平面布置要求，包括临时建筑、设施、道路、作业区、办公区、生活区、大型施工机械的布置等。
g)安全文明施工设施和安全标牌、标识及其设置等。
h)环境保护措施，包括粉尘、噪音控制措施；现场排水和污水处理措施；植被保护措施；施工区域内现有市政管网和周围的建、构筑物的保护措施。
5)节点5:审查安全管理实施规划和细则
市公司基建部应对上报的《监理安全管理实施规划》和《施工安全管理实施细则》认真审查讨论，不合格的，责令返工。务必保证安全管理要素完备、管理措施具体、执行标准明确易操作。
6)节点6：对安全管理措施落实情况进行安全监督检查
基建部应按照《变电工程安全检查表》（详见附表1）和《输电工程安全检查表》（详见附表2）所列检查项目，每月对监理、施工单位的安全管理资料及施工现场安全管理情况进行检查，并做好详细记录，计算出安全管理得分率（经济考核的依据）。安全监督部门可对项目安全管理情况进行抽查和现场指导，直至提出处罚意见，反馈基建部的同时，并视情况向公司领导汇报。
7)节点7：对监理、施工单位的安全管理情况进行考评
基建部应将月度安全检查情况（包括安全监督部门反馈的监督检查意见）及整改要求，以现场会议的形式及时向监理、施工单位进行通报，督促其立即整改、限期完成。同时，依据月度安全检查情况的得分率、及《安全管理补充协议》的具体规定，对监理、施工单位下达考评意见。
2.2.2流程中的主要记录（见表2）
2.3确保流程正常运行的人力资源保证
2.3.1电力基建安全预控管理组织机构图（见图2）
图2：电力基建安全预控管理组织机构图
2.3.2组织机构图中各部门职责说明
2.3.2.1总经理：对公司安全管理工作负总责。
2.3.2.2分管副总经理：协助总经理抓基建安全管理工作；签发安全管理制度和文件；对本公司基建管理职能部门的安全管理情况进行指导、检查和考评。
2.3.2.3安监部：对公司基建安全管理提供技术指导，下达安全监督管理规定；对施工现场安全管理状况进行监督检查，提出指导或监督考核意见，及时反馈基建部，并向公司领导汇报。
2.3.2.4基建部：基建施工安全全过程管理的主管部门，负责工程建设现场安全文明施工的规划、监督和指导。
1）依法选择具有相应资质和安全业绩的设计、监理、施工单位，并与其签订安全管理责任书，明确各方工程安全管理责任。
2）编制工程建设项目安全文明施工总体规划，提出工程建设项目安全文明施工管理目标、管理及保障措施，在工程建设全过程的有效实施进行监督、指导。
3）依法管理工程项目，坚持合理工期、合理造价，为安全文明施工创造条件。
4）定期组织安全文明施工检查，对监理、施工等工程参建方建立安全绩效考核制度和激励机制。
2.3.2.5监理单位：依据法律、法规、工程建设强制性标准及工程建设监理合同实施监理，重点履行好以下安全文明施工管理职责：
1）根据建设单位提出的项目安全管理目标及安全文明施工规划，制定相应的控制措施。
2）在监理大纲、规划中明确工程项目安全监理目标、措施、计划和工作程序。
3）监督施工项目部自身安全保障体系的有效运转，严格审查安全文明施工方案和安全技术措施，并监督实施。
4）配备合格的专责安全工程师，确保责任意识和专业能力满足安全控制要求。
5）对重要工序、危险性作业和特殊作业实施旁站监理。
6）控制工程关键节点（如开工、土建交付安装、安装交付调试以及整套启动、移交运行等）所具备的安全文明施工条件。
7）协调解决各施工承包商间交叉作业和工序交接中影响安全文明施工的问题，并进行跟踪控制。
8）定期组织安全文明施工检查，监督检查施工现场安全文明施工状况，发现问题及时督促整改，实行闭环管理。
2.3.2.6施工单位：是工程项目安全文明施工的主体，重点作好以下安全管理工作： 1）按照建设单位提出的项目安全管理目标及安全文明施工规划，编制有针对性的工程项目安全文明施工二次策划，提交监理审核后实施。
2）建立健全安全文明施工的各项规章制度和操作规程。
3）保证安全文明施工所需资金的投入，安全文明施工补助费用专款专用。
4）开展危险点辨识及预控活动，编制有针对性的安全技术措施（方案），并确保措施（方案）的有效实施。
5）按规定配备合格的专（兼）职安全管理人员；定期组织安全文明施工检查。
6）加强施工管理人员和作业人员的安全教育培训，特殊工种须持证上岗。
7）向施工人员提供合格的劳动保护及安全防护用品（用具），并监督其正确使用。为施工现场从事危险作业的人员办理意外伤害保险。
8）严格工程分包、劳务分包的安全管理，将农民工等临时作业人员的安全教育培训等纳入正式员工管理范畴。
9）遵守环境保护的法律、法规，绿色施工，减少施工对环境的危害和污染。
2.3.3安全管理人员能力说明：
1)爱岗敬业、具有良好的责任意识和团队合作精神；
2)熟悉《电力建设安全工作规程》、《建筑法》、电网建设管理流程及施工相关工作规定等基建安全管理的基本知识；具有两年以上的基建施工管理经验。
3)具有良好的语言和文字表达能力，掌握计算机应用的基本技能。
2.4保证流程正常运行的专业管理的绩效考核与控制。
2.4.1绩效考核的方式
2.4.1.1对基建部的的绩效考核与控制
安全监督部门通过对施工现场的安全管理状况进行监督检查，对基建部提出安全监督检查绩效考核意见，向公司分管副总经理汇报，由分管副总经理下达内部考评意见。若发生人身重伤及以上事故、重大施工机械设备事故、重大火灾事故等，由公司总经理下达安全考评意见。
2.4.1.2建设单位对监理、施工单位的绩效考核与控制
公司基建部按照《变电工程安全检查表》（详见附表1）和《输电工程安全检查表》（详见附表2）所列检查项目，每月对监理、施工单位的安全管理资料及施工现场安全管理情况进行检查，并做好详细记录，计算出安全管理得分率。依据月度安全检查情况的得分率、承包合同及《安全管理补充协议》的具体规定，对监理、施工单位下达考评意见，通过合同管理予以兑现。
2.4.2绩效评价的指标体系
1）是否发生人身重伤及以上事故、重大施工机械设备事故、重大火灾事故；
2）月度安全检查评价得分率是否低于95%。
2.4.3主要参考标准和规章制度
《电力建设安全工作规程》、《建筑法》、《国家电网公司电力建设工程施工安全监理管理办法--国家电网基建[2007]302号》、《国家电网公司重特大生产安全事故预防与应急处理暂行规定》、《国家电网公司安全生产工作奖惩规定》、《国家电网公司电力生产事故调查规程》等。
三、评估与改进
3.1专业管理的评估方法
基建部汇总月度安全检查情况（包括安全监督部门反馈的监督检查意见），通过计算安全管理得分率，评估工程建设安全管理过程控制状态的优劣。
3.2专业管理存在的问题
1）在人员素质方面，监理、施工安全管理人员专业水平偏低，建筑工地从业人员农民工较多，缺少系统的操作技能训练,安全防范意识和能力不足。
2）在管理方式方面，笼统、原则性的管理要求还一定程度的存在，精细化管理还有待于加强。凡事标准清晰、凡事执行简单、凡事有人负责、凡事有人监督的管理目标尚未扎实贯彻。
3.3今后的改进方向或对策。
1）对现有管理流程的应用情况进行总结、分析，找出安全预控管理漏洞和难点，采取针对性措施进行优化改进。在流程改进中，一方面巩固现有管理成果；另一方面梳理调整管理不顺畅、缺乏可操作性的管理环节，进行流程重组和优化。在过程管理中，进一步把典型的复杂的工作要求分解量化为诸多操作简单、工作和评价标准明确的分项工作，逐步形成精细化管理模块，便于培训推广和保证全员的有效执行。
2）继续强化安全管理教育培训工作，常抓不懈，一是努力实现安全教育的“制度化”、“通俗化”和“人性化”，扎实提高建设、监理、施工单位三方安全责任主体的安全防范意识、安全风险识别和控制能力；二是强化安全责任意识，形成主动、自觉抓安全的“我要安全”的管理格局。
四、补充说明