优化供电（共12篇）
优化供电 篇1
前言
配电系统是城市现代化建设的重要基础设施, 随着改造后配电系统运行中暴露的问题越来越多, 配电系统的管理和运行人员需要挖掘更深层次的配电系统相关信息, 从经济性、安全性、供电可靠性、系统协调性、发展适应性等多方面掌握量化指标, 以实现不同地区配电系统间的横向量化比较、系统改造建设前后的纵向量化分析, 挖掘配电系统存在的技术瓶颈, 确定已建成配电系统的供电能力、满足未来负荷需求增长的能力、城市核心地区的抗大面积停电能力等等。
1 配电系统供电能力概述
配电系统的主要职能是将输电系统传输来的电能高效、可靠地分配给电力用户。为了使配电系统安全可靠地运行, 需要基于配电网络的拓扑结构, 结合运行约束, 对供电能力进行合理评估, 以在电网规划、设计和运行过程中进行相应控制, 避免出现超出供电能力运行的不安全状况。科学地计算评估配电系统的供电能力, 已成为当前配电网精细化评估与规划工作的关键一环, 对于优化网络结构、指导配电网的规划和运行, 具有重要意义[1]。
有关配电系统供电能力的研究, 传统上主要借鉴了输电网输电能力的概念, 基于配电网络结构, 在各负荷节点负载一定水平的负荷, 通过配电网潮流计算校核网络负载该负荷水平的能力, 以确定配电系统的供电能力, 具有优化问题中对于目标值试探性逼近和对约束条件后验试满足的典型特点。其分析方法一般比较繁琐, 在网络复杂情况下不一定能够得到准确的结果, 作为优化问题还容易陷入“NP”难境地, 不能快速找出网络的瓶颈设备, 且没有考虑配电网供电安全的“N-1”准则要求。同时, 常规的供电能力分析方法不能明确给出配电系统的最大供电能力、站内供电能力、网络供电转移能力等;对规划电网无法明确评判该电网满足负荷的能力, 不能很好地为配电系统的优化规划工作提供有效建议。
针对以上问题, 本文以联络单元为基本分析单位, 用解析的数学方法明确得到系统所能达到的最大供电能力以及各台主变的最大负载率, 确定系统现有的供电能力相对实际系统所带负荷的适应程度, 并通过对主变运行方式、接线模式的分析提炼影响系统供电能力水平的关键因素, 从而为现状配电网优化改造提供有效的建议。
2 配电系统供电能力分析方法
2.1 变电站站内供电能力
设研究区域内共有n座变电站, 将其分别编号为1, 2, …, n, 各变电站主变台数分别为N1, N2, …, Nn。根据定义, 变电站i的站内供电能力ci可表示为:
式中:i=1, 2, …, n, 表示第i座变电站;j=1, 2, …, Ni, 表示变电站i的j号主变;Ri, j为变电站i的j号主变的容量;k为主变短时允许过载系数, 根据一般电网调度操作规程规定, 可取为变电站i内的最大主变容量。公式成立的条件是当变电站站内最大容量主变停运时其负荷可以均匀分配给站内其余Ni-1台变压器, 这里假定变电站站内主接线方式能够保证上述条件成立。于是, 区域内变电站站内供电能力计算公式为:
若变电站的主变容量一致, 即Ri, 1=Ri, 2=…=Ri, Ni=Ri时, 有:
对应图1, c1=k R1, c2=k R2, c3=k R3, 于是C=k (R1+R2+R3) 。
2.2 配电系统最大供电能力
从整体来看, 如果变电站之间负荷转移通畅, 则电网的最大供电能力是所有设备中容量最大的主变停运情况下系统所具备的最大供负荷能力。假定最大单台容量主变出现在第M座变电站, m∈[1, n], 则电网最大供电能力可表示为:
等式右端表示对于这, z座变电站的整体, 当第m座变电站的最大容量主变故障停运时, 站内其余主变以短时允许过载系数k过载带负荷运行, 其他站的主变以满负荷运行。若变电站i的单台主变容量一致为Ri, 则有:
此时, 网络具备的转移能力即为系统最优的网络供电转移能力Lopt, 满足等式Smax=C+Lopt。
从资源利用的角度来看, 当上式成立时, 变电站的可供容量得到了最充分的利用, 网络综合供电能力达到最大, 可以认为此时的网络供电转移能力是最优的。
当k=1时, 上式可写为:
该公式表明, 若各站主变容量一致, 网络最优供电转移能力为扣除单台主变容量最大的变电站后其余各变电站各取一台变压器的容量之和;具体到两座站互联区域, 其最优负荷转移能力为最小的单台主变容量;对于三座变电站互联区域, 其最优负荷转移能力就是单台主变容量较小的两座变电站的单台主变容量之和。对应图1的最优负荷转移能力Lopt=R1+R2, 此时网络供电能力达到最大为:2R1+2R2+R3。
上述有关最大供电能力的结论主要从电源 (变电站) 满足用户负荷的宏观角度对配电系统的供电能力进行了分析, 实际上存在着配电网络负荷转移通畅和设备容量充足的假定。只有假定系统中各座变电站主变并列运行, 各座变电站之间都互相联络, 且联络线路极限传输容量足够大, 才能使得整个配电系统站间负荷转移畅通, 则能利用上述公式计算得到系统的最大供电能力。
3 供电能力分析的最优化方法
以图2为例, 说明基于联络单元求取式定义的系统供电能力的基本思路。
图2中各变电站以Si标识, 主变以Ti标识。为简洁, 图中仅对S1变电站给出了其全部联络关系情况。
首先给出变电站联络单元的定义说明:在图2中, 变电站S1与S2、S3、S4及S5存在直接联络关系, 在S1发生主变“N-1”故障, 即S1的最大容量主变故障时, 故障负荷能够由S1~S5共同分担转带, 因此称S1与S2、S3、S4及构成以变电站S1为中心的变电站联络单元, 同时称S1为该变电站联络单元的中心变电站, 基于这个联络单元可以分析出满足中心变电站 (S1) 主变“N-1”准则条件下各变电站能够达到的最大负载率;同理, 基于各变电站联络单元都可分析出满足其中心变电站主变“N-1”准则的变电站最大平均负载率。综合各变电站联络单元的分析结果可得到满足所有变电站主变“N-1”准则的最大平均负载率, 从而求得系统最大供电能力。
按照上述分析思路, 可进一步定义主变联络单元。如, 主变T1与T2、T3、T6、T7、T9、T11存在直接联络, T1故障时其负荷能够由其它主变共同分担, 因此称T1构成了以T1为中心的主变联络单元, 同时称T1为该联络单元的中心主变, 基于这个联络单元可以分析出满足中心主变 (T1) “N-1”准则条件下各台主变能够达到的最大负载率;同理, 基于各主变联络单元可分析出满足其中心主变“N-1”准则的主变最大负载率。综合可得满足所有主变“N-1”准则的主变最大负载率及系统最大供电能力。
需要说明的是, 对于低压侧单母分段接线的三主变变电站 (如图2中变电站S1) 来说, 虽然其1#主变与3#主变不直接相连, 但是由于现今的变电站自动化技术能够保证1#主变在故障情况下只经过很短的时间其负荷就被均匀转移至2#主变和3#主变, 因此, 考虑1#主变的负荷在站内经由2#主变再由3#主变转供属于一种特殊的一次转供。所以, 图2中以T1为中心的主变联络单元包含T3。
4 结语
总的来说, 加强配电系统供电能力的优化研究, 可为未来的配电系统规划和改造建设提供有针对性的依据, 进而提高系统建设和运行的经济性以及供电可靠性。同时对配电系统供电能力的优化分析也是全面提升配电系统建设、运行和管理水平的一项基础性工作。对于实际大规模配电系统, 管理者既要从整体上进行技术评价, 又要在关键点上得到细致的量化指标, 这样才能科学地获取完整、系统、宏观与微观兼顾的量化评价结果, 才能实现对电能的科学、合理的优化配置。
摘要：配电系统作为电力输送到用户的最后一环, 与用户的联系最为紧密, 对用户的影响也最为直接, 是保证供电质量、提高电网运行效率、创新用户服务的关键环节。本文结合配电系统供电能力的相关原理, 分析了优化供电能力的思路。
关键词：配电系统,供电能力,优化
参考文献
[1]李彩华.变压器并列运行概述[J].科技资讯, 2014 (21) .
优化供电 篇2
摘要：作为供电企业工作内容的一部分，物资管理在其中发挥着非常重要的作用。由于供电企业的行业特点，其电力物资管理与其他行业相比有很大的不同之处，因此，为了满足供电企业的生产物资需求，不断降低企业的生产成本，促进供电企业经济效益和社会效益的双重提高，本文通过分析供电企业在目前的物资管理工作中存在的问题和缺陷，提出了对供电企业的物资管理工作进行优化的举措，根据不断完善的物资管理体系的新思路，在计划性、标准化、统一性方面进一步增强信息化水平，不断强化电力生产物资应急能力的提升。
浅谈配网供电优化管理的有效策略 篇3
【关键词】配网供电;优化管理;有效策略
近年来我国的社会经济已经得到了高速的发展，这对于电力行业的发展史是非常有利的。配网管理工作中不仅需要大量的管理人员，还需要积极采取相应的管理措施，才能使管理水平得到提高，进而推动供电工作的切实展开。在实际配网供电工作中，管理人员应该使自身的专业素质与专业能力得到全面的提高，在工作中对配网供电工作展开优化管理，这样才能使配网供电管理的效率得到全面的提高，最终促进其管理水平能够得到不断的提高。本文基于以上背景，对配网供电优化管理工作实际进行过程中存在的不足进行了分析，并针对存在的不足提出了解决问题的途径，下面就让我们一同走入本文的讨论之中。
一、配网电力工程管理现状分析
（一）配网电力工程管理现状
在前期的工程施工过程中，经常会存在开工得到确认之后工程却不能得到及时动工的现象，这是工程后期施工集中的主要原因，在施工后期中，配网工程往往会出现一种疲软状态，施工的进度十分缓慢，此外，还有很多地区中的施工队伍并不能按照原定时间交工，或者存在质量不达标的现象。从整体上来看，配网工程在施工时容易出现的质量问题主要有以下几种：第一，并没有在施工之前对各项设计方案做到细致与全面。在施工现场，很多操作人员的实际操作过程中往往敷衍了事;在施工过程中，随意现象普遍存在。第二，在一些施工坑道中积存了大量的积水，没有在施工之前将排水系统做到位，这是造成排水效果不好最直接的原因。第三，一些不必要的施工材料在施工现场堆积如山。
另外，值得注意的是，农村的配网建设一般需要迁就农作物的生长期，而工程从立项时候就需要考虑青赔占地以及施工时间的因素在内，往往给了施工人员很多限制。比方说播种时农田需放水，无法施工，播种后到成熟这段时间也无法在田里施工，往往施工的旺季只能是收割后与播种前，以及两稻之间的间隙。
（二）配网工程在管理中出现问题的原因
1.管理力度不够
近年来我国的配网工程数量得到了显著的更加，虽然如此，但是在配网工程中的从业人员始终是严重缺乏的，这在现在已经成为一个不争的事实，工作人员根本不能使实际施工的需要得到满足。配网工程在管理方面的內容每年都在增加，例如新建小区的配网管理以及管理工作中出现的框架物质的使用等内容都在不断增加之中，这种情况的存在使得配网施工过程中经常会面临一些难以解决的问题，这些问题的存在要求管理人员与研究人员应该在实际工作中对相关工作流程进行熟悉，使这些问题对于配电工程管理工作中困难得到相应的减少。
2.管理工作缺少有效性与前瞻性
配网施工在进行前期准备过程中经常会与相关调研工作产生联系，对相关调研工作不全面、需求设计分析不到位，就会直接造成工作速度滞后和工作效率低下等问题，从而造成项目在最终上报以及审核过程中受到严重影响，这样一来项目设计方案的精确性是得不到有效保障的，同时还会对施工进程造成影响。施工后期，各项工作在实际工作中的工作流程与事前设计好的流程是不符的，那么，有突发情况出现思的时候，相关部门没有积极采取有效的措施进行处理，也不能与实际情况相结合对其进行修正。管理部门以及各流程中的施工人员对于实际工作的情况了解的不清楚，对于职权划分的不明确，很容易会出现相互推诿的现象。管理部门不重视自己的责任以及对项目数据的管理，甚至轻视资金结算等工作，在项目施工过程中对施工进度进行过度的强调，直接导致了工程检查效果以及工程结算进度效果的不理想。
二、配网工程管理优化的途径
（一）配网工程管理流程
供电部门应该以年度发展规划中的相关要求作为依据对配网工程进行年度的统计与规划，已经立项报批的项目应由上级部门进行审核，审核之后以相关设计方案为依据，由项目所在区域中的发展规划部门进行第二次审核与批准，最后在管理系统中对已经审核通过的项目进行编号。应在施工前期对项目展开细致勘查，将相关的材料与数据收集起来，再依据相关的材料与数据将与本工程实际情况相适合的实际施工方案设计出来，再将设计方案以及项目物资的实际使用情况上报给相关部门，由施工方通过招投标的方式对质量技术高的施工单位以及监理单位进行选择。待工程完工之后，应该对工程进行细致的验收，尤其是针对资金实际使用情况以及最后的解算工作更应该做到认真与细致。
（二）配网工程管理的有效途径
1.配网工程项目的主要内容
第一，对配网工程项目管理进行严格的执行。工程业主将会对整个施工工程行使管理与协调等职责，在实际工作中对从业人员的专业素质与综合能力进行不断强化，采用培训以及自主学习等方式使相关从业人员的工作能力和职业素质得到相应的提升。第二，在配网工程实际工作中应该对持证上岗制度进行严格的落实，管理制度建设一定要严格，提高从业人员对工程质量好坏进行分辨的能力，同时对施工进度进行有效控制，项目经理应该对工程造价进行熟悉与掌握。第三，工程管理者以及施工人员应该进行相关的管理考核，通过严格的考核与培训使团队整体的业务素质和工作能力得到全面的提升。与此同时，在施工过程中应该对国家统一项目标准进行严格的执行，同时以相应的政策与法规相结合对施工方案进行修改。
2.项目计划、项目跟踪和项目控制分析
项目计划就是以施工过程中涉及到的所有内容为对象展开细致有效的施工前分析等，主要内容包括项目的报表、跟踪、控制。项目跟踪就是项目管理者一施工具体涉及方案及目标位依据，在施工时对与项目施工展开存在的各种影响因素进行详细的记录与报告。项目控制发生在管理实施的过程中，如果施工与原计划相违背，在其施工过程中应该采取相应的措施与方法对其进行纠正，主要包括项目总进度、主要进度以及项目详细进度的控制等内容，项目进度控制管理过程中应该建立起基准计划对实际工作进行跟踪与记录，并与实际结果之间展开对比。
（三）农村配电网管理的途径
如果配电网建设与农作物生长期发生冲突，就只能通过供电所当地的员工与村民沟通达成施工协议来解决。而协调的过程往往是在立项之后才能得到开展，换句话说，如果立项后村民不同意施工，这个项目是根本无法完成或者对其进行变更的。
三、结语
要想将配网供电优化管理工作做好，一方面需要配网各部门中相关从业人员进行通力合作，另一方面需要相关国家部门领导以及相关技术人员进行积极的探索和研究。现阶段我国的社会经济得到了飞速的发展，同时信息化也得到了进一步的发展，同时也会成为未来社会与时代发展的主要方向，配网工程项目管理业务人员应该在未来的工作中对现代信息技术进行进一步的熟悉，对专业技能进行熟练的掌握，对先进的管理技术进行掌握，在未来的工作中严格按照部门要求将自己的职责履行好，相信通过我们的努力在未来一定会将配网工程管理中存在的问题进行彻底的解决。
参考文献
[1]李霖艳.配网供电优化管理面临的挑战与有效措施[J].电子世界，2013（24）.
[2]吴育娟.浅谈如何提高配网供电可靠性[J].现代物业（上旬刊），2014（7）.
[3]郭永平.浅谈配网自动化建设与运行管理问题建议[J].科技与企业，2013（1）.
[4]张贤海.提高配网供电可靠性的措施研究[J].科协论坛（下半月），2013（10）.
[5]张海涛，贺光辉.浅谈农村配网供电可靠性及提高措施[J].中国电力教育，2011（24）.
煤矿井下高压供电网络优化 篇4
1系统优化原则
供电系统的接线方式应保证供电可靠、合理、经济、安全, 运行方式调整方便;故障时保护装置能够迅速、有选择地切除故障点;保证不同等级负荷的可靠性要求;简化接线, 减少供电级数, 便于运行和检修;在保证供电质量和安全生产前提下减少投资、降低线损;接线方式便于随开采工作面延伸变化调整。
2供电网络优化实例分析
某矿东翼6 kV供电系统接线方式如图1所示, 3#变电所、2#变电所、13#变电所、东一泵房等各变电所由中央变电所双回路供电。改造前采用多级供电形式 (简称多级式) , 3#变电所、2#变电所、13#变电所接线方式相同, 如图2所示。正常情况下都采用单母线分段分列运行方式, 时常发生电缆放炮、越级跳闸等故障, 严重影响安全生产。经优化分析, 对系统进行改造, 采用双回路干线式供电 (简称干线式) , 各分变电所供电接线方式如图3所示, 各变电所正常情况下都采用单母线分段分列运行方式, 东三变电所直接由井下中央变电所双回路供电, 大大提升了系统的可靠性和稳定性。
2.1多级式供电系统接线方式分析
多级式供电系统接线方式复杂。由于供电电缆短、截面大、阻抗小, 短路电流大, 各级短路电流相差较小, 加之过电流保护电流、时间级差受上级供电部门继电保护时限和《煤矿安全规程》的要求限制, 保护动作时间及动作电流级差小, 配合困难, 甚至一些变电所进出线开关和母联开关无合适整定值, 越级跳闸时有发生, 保护失去选择性。如图1所示, 从中央变电所到东一泵房电缆总长度不超过3.6 km, 共分5级, 当3#变电所母线侧二相短路电流为4 100 A, 东一泵房变电所母线侧二相短路为4 164 A, 各级间电流级差很小, 过流速断保护的动作电流无法整定;中央变电所至3#变电所电缆长2.1 km, 3#变电所至东一泵房变电所电缆长仅1.5 km, 负荷非常集中, 使3#变电所、2#变电所、13变电所及东一泵房所定时限的过流保护的电流级差和时限级差无法配合, 一旦东一泵房变电所母线侧发生短路或630 kW电机启动时引起故障等, 将直接越级至3#变电所, 造成大面积停电。
如采用系统微机防越级跳闸综合保护, 上下级需设置复杂的时间关联, 当调整运行方式或接线方式时关联发生变化, 过流保护值也需重新整定, 增加了系统维护工作量。
2.2干线式供电方案及效果对比
干线式供电由于级数少、接线方式简单, 按图3所示接线方式, 各变电所至中央变电所都为二级供电, 高爆开关可采用挡位式整定, 整定步长大, 使过流保护容易配合, 当某一分站母线短路时, 仅该段母线失压, 有效缩小了停电范围。
用多级式供电方式时, 当3#变电所母线侧发生短路时, 3#变电所的Ⅰ段或Ⅱ段母线进线高爆开关跳闸, 将使该矿东翼全部停电;采用干线式供电方式时, 仅3#变电所母线停电, 停电范围大大减小。
如某变电所Ⅰ段或Ⅱ段母线检修或接入新的负荷时, 需调整运行方式, 采用干线式供电方式时不影响其他变电所的运行。采用多级式供电方式时不仅高爆开关倒闸复杂, 而且各开关整定值需进行调整, 期间不仅影响生产还易引发事故。
2#变电所、东三变电所带有风机专用变、瓦斯抽放泵、水泵等保安负荷, 由于多级式供电可靠性差, 局部易出现瓦斯积聚等不安全状况;采用干线式供电方式时, 也可根据实际情况将保安负荷直接接于供电干线上。
随着东三上下山采面延伸, 负荷增大, 东三变电所直接由井下中央变电所双回路供电, 不仅线损减小, 也提高了供电质量。
多级式供电时, 上级变电所进线高爆开关带本变电所负荷的同时, 需带下级变电所所有负荷, 至下级出线的高爆开关也需带下级变电所所有负荷, 使高爆开关容量增大, 接线盒、电缆头、电缆热稳定性降低, 事故率增加。从经济角度讲, 多级式供电不仅高爆开关容量增大, 每个变电所需增加2台高爆开关。
由于干线式供电电缆较长, 电缆漏电时不易检测, 可根据实际情况在某两变电所 (如在2#变电所和3#变电所之间) 加装一高爆开关, 此开关不加装保护, 仅作为检漏时使用。
3结语
鉴于煤矿井下供电系统供电级数多接线复杂、常引起越级跳闸事故的情况, 提出了采用双回干线式供电方式, 分支不分级, 简化了供电结构和保护整定配合。改造后, 运行中从未发生越级跳闸等事故, 降低了事故率, 有效地保证了系统的安全运行。
摘要：煤矿井下供电系统中, 合理、科学、便于及时调整的接线方式可以保证井下供电系统的可靠、经济、安全运行。分析了当前煤矿井下供电网络结构中的不足, 提出了在井下电网采用双回路干线式供电代替多级供电方式及减少线损的网络优化方案, 该技术方案的实施, 有效提高了矿井供电的安全可靠性。
优化供电 篇5
【关键词】供电企业；高压客户；业扩报装；优化措施
中图分类号： f426.61 文章标识码：a 文章编号：1672-2310（2015）11-002-31
高压供电客户的业扩报装服务直接影响到了供电企业的经济效应以及人们的生活质量，所以优化业扩报装的服务流程是必不可少的，这也能突出供电企业以人为本的工作原则，不仅能够提高供电企业的工作效率，进一步反映出企业的综合素质，而且还有利于企业在激烈的市场竞争中保持自己的优势地位。客观的发现问题才是有效解决问题的关键，面对优化高压供电客户的业扩报装流程这一重要工作，首先应根据其实际的发展状态认清工作中存在的问题，然后通过不断地更新工作方案以满足人们的正常需电要求，同时迎合企业的发展需要。
1高压客户业扩报装流程中存在的问题
1.1业扩报装的受理过程较慢
业扩报装的受理过程较慢是由于多方面的原因所致，其中包括客户自身条件不足和业务办理机构的工作不足等。首先办理高压供电客户的相关业务都是在人工服务窗口进行的，因此在一定程度上就会拖慢受理的速度。其次，在办理业扩报装业务时多采用“一证受理”，客户需要当场将信息录入系统。还有就是，在办理业务时本来需要客户和受理人员进行密切配合，但在实际的工作中，由于受理人员缺乏热情服务的工作态度，在相关的问题上没有与客户进行及时沟通，导致客户资料准备不齐全、表格填写不正确等情况发生，因此办理的业扩报装业务很难一次性完成。最后，近年来随着高压供电客户的数量不断增多，相应地业务量也在逐步增加，因此在一定程度上制约了业扩报装的受理速度。
1.2业扩报装的审核效率低下
高压供电客户在申请之后到供电企业受理以及正式开工之前需要经过多个环节，其中包括窗口的工作人员将相关资料上报经理、进行竣工检查等，对于一些特殊的用户，还需要进行施工中间环节的检查以及图纸审核等一系列问题。只有落实业扩报装的工作流程，才能有效提升供电企业的工作效率。不仅如此，供电情况和地区的经济发展有一定的内在联系，有些经济落后的地区通常会受到电网供电能力的限制，进而影响业扩报装审核工作的进行。还有就是，相关人员的工作态度不端正，在接受到供电客户的申请后没有及时按照客户的要求跟进各方面的工作，进而严重影响了业扩报装工程的整体进度。
1.3在电电工程验收、检查方面有缺陷
供电企业在受电工程施工过程中没有根据施工环境制定合理的工作方案，也没有按照具体的施工情况进行及时调整相应的应对措施，导致工程在建设过程中存在着较多的潜在危险。在施工过程中没有按时进行检查，因此潜在的危险因素不能得到彻底排除，一旦在竣工后才发现工程中的问题就会导致返工，从而造成时间和资源的过渡流失。
2高压供电客户的业扩报装流程优化措施
2.1提高业扩报装受理人员的综合素质
相关的业扩报装受理部门要打造出一批专业技术高、业务能力强、思想素质高的综合性人才，这样既可以弥补受理人员短缺的现状，还可以有效地提升业扩报装的受理效率。工作人员应树立求真务实的工作态度，坚持为人民服务的工作作风，以热情饱满的工作精神解答客户的每一个问题，用优秀的工作质量来取得客户的信任。同时还应在平时的工作中积累经验，注重理论与实践的有效相结合，这样在面对业扩报装受理过程中出现的突发情况才能在短时期内将其解决。
2.2优化高压供电客户业扩报装的申请程序
科学技术是进行市场竞争的重要保障，供电企业要想在激烈的市场竞争中拥有自己的优势就应充分地发挥出科技的力量。目前大多数的高压客户业扩报装申请都在人工服务窗口进行，这种传统的做法已经不适应当前时代的发展潮流。供电企业应与时俱进，运用高科技技术建立网上受理平台，将相关的材料供应单位与具备资质的施工设计单位放在网络平台上供客户选择。同时还应健全网络受理平台的各项业务，如查询、通知等功能，方便客户能够及时了解自己业务的情况。
2.3优化供电方案的拟定
供电方案的拟定是整个建设工程的关键，供电企业应该严抓这方面的工作。工作人员在收到高压客户业扩报装申请之后，应快速组织人员进行实地勘测，充分了解当地的施工环境。然后根据相关的勘测情况并结合环境的变化来拟定科学合理的供电方案与技术条件书，在拟定的过程中还应保持与客户的沟通，掌握客户各方面的要求，保证客户对拟定的供电方案有足够的参与度与满意度。
2.4提高管理水平，完善业扩报装业务体系
要提升管理人员的责任意识，才能在根本上优化高压供电客户的业扩报装流程。首先，管理人员要充分认识到优化高压供电客户的业扩报装流程对于电力企业的重要性，并学习相关知识；其次，要根据企业自身实况来制定业扩报装的管理体系并在不断地发展中进行完善，其中包括管理制度、工作人员安排、供电工程的施工流程等，其建立与完善需要企业内部之间互帮互助，在这个前提下制定的业务控制程序并对职责进行划分，使业扩报装工作能够高效地完成。
2.5建立完善的监督体系
供电企业应建立完善的监督体系来规范业扩报装工作中的每一个环节。监督工作要坚持以人为本的原则，应完善投诉受理的相关平台，如95598热线和12398电力监管平台等，为工作者进行监督工作创造良好的内部条件，同时还可以保证客户能够参与其中。还有就是，要制定与业扩报装相关的管理制度，明确工作中应严格遵守的规定，进一步规范工作人员的行为。此外还要建立相应的奖励制度，加大对优秀员工的奖励幅度，从而大大激发员工的积极性。
3总结
控制系统供电系统的冗余优化 篇6
关键词：冗余UPS接触器
中图分类号：TMI文献标识码：A文章编号：1007-3973(2010)09-020-02
1、引言
随着工业的发展，生产对控制的要求越来越高，传统的控制方式已经不能满足生产的需求，与之相对应的自动化控制技术得到了广泛的应用。然而这种大规模集成的控制系统对供电系统的要求也越来越高，要保证自动化控制系统运行的可靠性，必须首先保障具有可靠性、稳定的供电系统。在这种需求下，不间断电源(UPS)得到了广泛的应用。在使用的过程中，我们发现传统的UPS存在很多问题，由此做了针对性的优化。
2、不间断电源(UPS)
传统的UPS分为3类：被动后备式(passive standby)、在线互动式(line，intemdive)和双变换式(double conversion)。
2.1被动后备式UPS
被动后备式UPS为逆变器是并联连接在市电与负载之间，仅简单地作为备用电源使用。
2.2在线互动式UPS
在线互动式UPS为逆变器是并联连接在市电与负载之间，仅起后备电源的作用，逆变器同时作为充电器给蓄电池充电。通过它的可逆运行方式，它与市电相互作用，因此被称为“互动式”。
2.3双变换式UPS
双变换式UPS为逆变器是串联连接在交流输入与负载之间，电源通过逆变器连续地向负载供电。因此，无论市电正常与否，只要负载始终100％由逆变器供电就是双变换式UPS。需要特别指出的是，在标准中，双变换式应有维修旁路，在线互动式可以包括一个维修旁路。事实上，在单机或非冗余并机系统中，若没有维修旁路将给维修、维护带来不便。
3、传统供电系统的原理及弊端
UPS的引入在很大程度上提高了自动化控制系统供电系统的可靠性，但是UPS自身运行的稳定性却给供电系统稳定性带来了隐患。由集成电路构成的UPS控制部分在长时间的运行后会出现老化等现象，在这种情况下需要对UPS进行整体更换，在传统的供电系统电路中，更换UPS时控制系统必须停电，这会影响生产。传统供电原理如图1所示。
4、冗余供电系统改造
为避免由于UPS问题而引起的不必要停机，我们在原有供电系统的基础上，对供电系统进行冗余改造。对UPS的输入部分、控制部分和输出进行优化使供电系统的运行更加稳定可靠。
4.1首先对UPS接入电源部分进行冗余改造
对UPS接入电源部分，我们引入了双电源。并用接触器进行自动转换，当一路电源出现故障时，电路自动切换到另一路，在电路切换的时间内系统由UPS供电(时间有接触器的吸合时间决定)，同时还将两个UPS供电电源的状态引入控制系统，并在上位监控画面上显示，当电源异常是，监控画面将进行声光报警。改造后的UPS接入如图2所示：
4.2对UPS控制部分改造
对UPS控制部分，加入UPS电源的旁通电路，当UPS出现故障需要整体更换时，可以先将UPS设置到本身的维修旁路，使UPS的输入输出接通，然后把UPS旁路开关接通，正常后将UPS输入输出电路关闭。然后就可对UPS进行整体更换；在UPS更换完成后，逆向进行相同动作。在UPS更换的整个过程中控制系统不断电。
4.3对UPS输出部分改造
首先对控制器的电路控制空气开关进行优化，由以前的单个开关控制改为由两个开关并联控制，防止由于空气开关损坏而导致控制器断电；然后对24V直流电源的电路进行优化，将以前两个24V直流电源并联操作的情况改为一用一备，电源箱故障时自动切换到另一个电源箱供电，同时损坏的电源箱自动切除系统。我们对EJA品牌的压力变送器的现场设备实验表明，电源切换的时间内现场设备不会停止运行，完全可以满足生产的需求。UPS输出控制原理如图3所示：
5、结束语
供电企业综合计划管理优化研究 篇7
全面统筹是综合计划管理坚持的主要观点, 综合计划管理是依据专业进行计划编制, 实现全局平衡, 坚持专业服从于综合、部门服从于全局的原则, 制定计划任务和生产指标, 上报审批通过后, 形成供电企业生产经营的指导性文件, 实施全过程的计划管理, 确保供电企业实现生产经营目标。供电企业综合计划管理能够进一步提高市场竞争能力、有效落实生产经营的发展战略。通过实施综合计划管理, 能够将年度综合计划细分到周、月和季度综合计划, 具体落实到每个部门和每个班组的岗位, 能够优化供电企业生产经营的每个要素, 同时, 通过监督检查综合计划的执行情况, 确保综合计划的顺利实施。
2 供电企业综合计划管理的范围
供电企业综合计划是由各个指标计划和专项计划共同组成, 其中指标计划包括了资产质量、电网发展、经营业绩和供电服务。资产质量主要包含资产总额、净资产收益率、流动资产周转率、资产负债率、电费回收等指标。电网发展包括工程建设、技改、大修等指标。经营业绩包括利润总额、工资总额、购电量、售电量、可控费用、线损率等指标。供电服务包括城市供电可靠率、农网供电可靠率、城市综合供电电压合格率、农网综合供电电压合格率。专项计划主要包括基建、零购、生产技改、信息化投入、营销投入、员工教育培训等。
3 供电企业综合计划管理目标
对供电企业的综合计划进行可行性研究论证, 确保科学、合理;要制订科学的管理办法, 完善组织机构, 实施全过程常态控制;对综合计划完成情况及时的统计分析, 及时发现问题, 采取科学措施进行解决;要在综合计划实施过程中找出存在的差距, 采取改进措施, 确保措施的可操作性和针对性。
4 当前供电企业综合计划管理中的问题分析
近些年来, 在供电企业, 综合计划管理体系发挥了计划管理的重大作用, 成效十分显著, 成绩喜人。随着管理的精细化发展, 相应提高了综合计划管理在准确性和预见性、执行力和调控力方面的要求, 需要不断探索改进当前供电企业综合计划管理中所存在的问题。主要包括以下几方面。
4.1 基础资料不充分
由于基础数据收集不科学、分析不合理, 或因为预测方法与实际不相符, 导致供电企业对电量和电力的需求预测、购电量、售电量、电力负荷等指标的预测与实际数据之间存在较大的误差。在供电企业进行电网规划时, 没有协调好电网发展规模和发展速度, 有时存在难以满足社会经济发展的需求, 难以满足负荷的用电需求, 导致没有很好地指导供电企业的年度投资计划。由于在电网项目工作前期不扎实, 不能及时安排和建设基础设施, 难以完成计划。
4.2 指导标准不完善
有些供电企业没有充分重视和科学分析自身的统计资料和生产经营资料, 基础管理相对落后, 难以形成可以对企业本身管理水平的标准, 不能很好地对综合计划工作进行科学指导;每个供电企业资产负债率的指标值和变化方式不同, 劳动生产率指标值和变化方式也不同, 供电企业可以采用本身的标准提高综合计划编制的科学性。
4.3 编制方法不充足
有些供电企业还没有采用成熟的计划管理方法, 例如, 在项目建设中, 采用计划评审能够保证项目的有序进行, 并能严格控制各个环节工作的完成情况, 实现用最短的时间和消耗最少的资源完成项目的目的;采用计划权变方法, 能够保证计划更加灵活, 可以更加科学合理地调整计划, 保证计划有序实施。
4.4 政策研究不透彻
一部分供电企业没有对供电服务区域内战略规划和前瞻性政策进行全面系统的研究, 没有科学筹划, 难以对计划工作进行指导。导致有些已经纳入计划的项目或正在建设的项目, 被迫改变方案或变更施工区域, 与计划管理的科学性和项目建设的合理性严重背离。
4.5 优化功能没体现
在对综合计划中的资源进行优化配置、设定目标值的过程中, 有的供电企业受机会主义行为的影响和某些部门壁垒的限制, 虽然经过多次的协调和反复平衡, 最终的结果还存在没有得到真正的优化的问题, 导致各项指标没有科学的预见性, 准确性还不够。
5 优化措施
近几年, 我国供电企业加快转变了企业的发展方式, 逐步迈向科学化和规范化的管理, 逐步建立完善了同业对标工作中的对标管理体系, 显著提高了计划指标管理的前瞻性和科学性, 唯有对其进行不断的优化, 才可以满足各项要求。优化措施主要包括以下几点。
5.1 加大各项政策的研究力度, 科学指导计划编制
要对国家的电价政策进行研究, 对供电区域政府的项目规划和资金支持政策进行研究, 争取政策支持电网建设和发展的力度。要对地方政府经济规划布局、建设项目、各个区域的功能进行全面研究, 在条件允许情况下, 实施电网同步规划和项目规划建设。供电企业应及时下发政策研究的成果, 科学指导综合计划的编制和目标设定。
5.2 采用科学预测方法, 保证预测的准确性
当前, 要不断深入研究供电区域的经济发展情况与电力、电量需求情况, 同时, 要对气候温度、区域降雨和供电企业的经济效益之间的关系进行研究, 构建出分析模型, 更好地指导预测工作, 保证科学预测, 预测准确。在预测工作中, 一定要营造良好的工作氛围, 提高预测水平。
5.3 加强基础管理, 科学制定综合计划编制指导标准
供电企业要不断加强基础管理, 制定完善企业内部各专业部门的管理制度。工作流程要科学有序, 工作标准和岗位职责要明确。要根据企业本身所统计经验数据来设置常识性指标值, 依据本区域设备状况和电网工作情况及相关的标准要求设置技术性指标值, 采用预测技术对有规律性指标值进行科学预测, 对方案中的内容、基本要素、广度和深度等进行严格的规范, 指导综合计划的编制工作。
5.4 完善项目投资储备管理制度
项目投资储备一定要进行可研方案的科学论证、严格审查和批复3项重要的工作, 确保研究通过后计划实施, 确保储备项目研究到了一定的深度且得到了批复, 确保成为综合计划编制范围内的项目是项目储备库中的, 最终, 保证计划项目的方案经过了科学的优化, 条件成熟, 预算合理, 有必要实施。
5.5 完善信息化管理, 实现信息共享和业务融合
采用信息化管理手段, 推广和应用统一的综合计划管理平台, 能够实现与相关专业系统的数据交换。在信息管理系统中, 要纳入其他专业管控系统、储备项目、综合计划, 实现综合计划的有效管理;通过数据调度中心的调控, 实现相关系统的贯通和充分集成, 将综合储备和计划项目统一纳入ERP及其他专业管控系统中, 强化计划的刚性管理。与此同时, 确保全面共享综合计划、基础设施建设、财务、电力调度、销售、运营的综合信息, 保证能够及时反馈计划执行情况, 有效掌控相关信息情况, 实现综合计划的闭环管理。
6 结语
综合计划管理是当前我国供电企业非常重要的管理方式, 能够保证企业进行实体化经营和市场化运作, 在提高供电企业生产经营能力的同时, 显著提高了经济效益, 在供电企业稳定健康发展中保证了战略目标的实现。不断优化综合计划管理是供电企业内部管理的必然要求, 通过科学优化, 提高了经营管理水平, 社会效益也得到了显著提升。
摘要：总结供电企业综合计划管理的特点, 对综合计划管理的范围和目标进行概述, 详细分析当前供电企业综合计划管理中的问题, 提出供电企业综合计划管理优化的具体措施。可以作为当前我国供电企业综合计划管理的参考。
关键词：供电企业,综合,计划管理,优化研究
参考文献
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[4]张靓熠.浅议提高电网公司企业生产计划管理水平[J].电源技术应用, 2013 (2) .
[5]蒋楠.综合计划管理在发电企业中应用实践[J].中国电力教育, 2013 (26) .
煤矿供电系统技术优化研究 篇8
一、煤矿基本情况介绍
从2004年开始, 某矿投产运行, 它的服务年限大概是57a, 生产能力为91万t。现在, 其运行设备容量与装机容量两者依次为8000k W与9900k W, 在煤炭领域众多企业里面处于相对领先的地位, 但是其实际用电容量为3800k W。另一方面, 对于其供电系统来说, 主要是推行现阶段业界较为普及的深井三级供电模式来运作, 具体来说, 也就是先自地面变电所向中央变电所供电, 然后向采区变电所供电。这一个矿建成了35k V/6k V地面变电所1座, 主要是通过双回路35k V级电源线路连接, 总计有两根, 除此之外, 还通过分列运行模式。对于地面变电所来说, 其35k V主接线, 主要是通过全桥接线方式, 通过单母线分段接线的方式连接6m V母线。其6k V配电装置一方面与地面变电所相连接, 另一方面还与矿区变电所相连。其下井电缆的型号是YJV42-3×120mm2, 其敷设方向是顺着副井井筒一直至矿井下中央变电所, 然后将6k V电源馈出至每一个采区变电所, 然后向其他区域 (例如运输或采掘区等) 。现阶段, 随着国家对煤炭需求量的找不到增加, 煤矿生产能力的日益增加以及机械化程度的逐渐提升, 煤矿开采过程中配置的供电系统已很难充分满足需求, 所以应当不断对其优化, 使其不断趋于完善。
二、供电系统技术优化策略
(一) 优化地面变电所的相关策略
第一, 矿井主变扩容。现阶段, 因煤矿下组煤开采的需要, 再加上机械化水平的日益提升, 用电设备的负荷同样逐渐提升, 按照当前该领域三层煤开拓的电力负荷考虑, 我们可以看出原主变 (也就是S9-3150k V/35k V) 已无法有效满足安全运行容量所需要的负荷值, 鉴于这一个方面的原因, 需要对原主变进行扩容。按照实际电力负荷值统计结果, 我们没有必要更换35k V变电所电源进线, 同时还能够使用35k V与6k V母线, 在这里, 仅仅把两台3150k VA的主变实施扩容就可以了, 完成扩容之后它的数值为6300k VA。兼顾当前变压器带载调压与节能损耗技术的具体应用状况, 我们在这里选用两台变压器, 两者的型号相同:也就是SZ11-6300/35±3×2.5%/6.3k VYd116300k VA, 两者可以实现输出电压七档带载可调的功能。
第二, 无功补偿自动化。由于我们对原来的主变进行了扩容, 因此过去的150kvar的固定电容补偿装置同样需要加以改进。为可以实现为下组煤投产后提供满足需求的生产负荷的目的, 矿井功率因数必须满足或者在临界点 (0.95) 以上, 因此应补偿420kvar, 这样, 我们在这里选用TDWK3-6/4200-6-1A-N变电站无功综合自动调节补偿, 除此之外, 并且应当自过去的6k V母线高压馈电开关接线中, 分成2部分进行补偿, 各个部分的容量必须保持在210kvar, 同时, 各个部分需要进一步分成三组, 需要设置各组容量是30、800、1000kvar。另一方面, 因为这里不会涉及基建工程安装, 这样就能够使用原电缆线路, 最终能够大幅缩减优化工期, 缩减了优化投入。
(二) 优化井下供电系统
第一, 使用采、掘供电分开模式。为最大限度地降低生产环节各个方面的干扰, 同时实现不断完善采区变电所供电的设计, 在优化过程中, 可以自供电源头这一方面出发来研究供电分开问题。可引入综采、综掘设备负荷专用配电开关, 并且积极引入移动变电站或专用变压器, 保证彼此间的独立性, 这样就可以真正避免“井下停电, 影响一片”的现象, 从而能够充分确保当某环节停电之后, 别的环节仍可以保持正常运行。
第二, 高压深入采区负荷中心。鉴于综采面采煤相关设备具有偏大的功率, 因此可以通过移动变电站与开关组合起来的列车来进行供电, 同时结合采区变电所变压器供电, 以上述2个途径协同的模式。具体来说, 其可以通过下面的方法进行:电压1140V采面设备主要是通过电气设备列车对其供电, 同时该列车与工作面之间的间距必须处于120m左右, 处于负荷中心周围, 但是其高压电源基本上是从和它间距偏小的采区变电所而来的。选择供电电缆的过程中, 应按照具体状况, 使用高压屏蔽绝缘监视软电缆, 敷设过程中应当每间隔大约, 配备高压接线盒一个, 这样做旨在便于撤除高压电缆移设列车, 伴随采面的不断向前, 通常而言, 每月需要移设一次列车, 最好是在月底检修的时候移设列车。同时, 对于采面辅助运输设备来说, 其供电主要是通过移动变电站或和它间距偏小的采区变电所变压器完成。
在综掘工作面供电上, 主要通过移动变电站进行, 具体应当把它安装在巷道开门点周围的进风巷道中, 并且应当选择相敏保护低压馈电开关, 这样主要是为了确保顺槽超过一百米长的时候, 防止出现电气设备过流保护操作失灵这一个现象, 并且还应当根据负荷大小将移动变电站挪向负荷中心, 从而能够为不同生产用电需求提供保障。
第三, 将双风机双电源引入到掘进工作面。该措施旨在解决迎头无计划停风的问题。要是掘进工作面的两个风机电源来自于不同的变压器, 并且两个变压器或的电源是从变电所6k V不同的母线段高压配电开关, 则处在矿井高压电源分列运行时, 还能够充分保障风机有效不间断供电, 最终能够持续向工作面供风, 尽可能地为煤矿安全掘进提供保障。同时, 还能够为检修维护采区供电系统提供便利条件。
三、供电系统技术优化之后的具体应用效果分析
(一) 其运行可靠性明显提升
对35k V变电所主变进行扩容之后, 能够使整个系统可靠性有所提升, 并且还能够实现一用一备。主变采用7档带载调压, 可以非常便利的在一个相对较大的区间中对系统电压进行调整, 充分保障机电设备一直处于额定电压条件工作, 尽可能地发挥出其效能, 还能够尽量降低设备控制回路的错误操作, 并且可以在很大程度上提高其使用年限。
(二) TDWK3-6/4200-6-1A-N无功综合自动调节补偿
能够与当前业界较为普及的微机综合自动化保护系统实联网, 并且能够根据功率与电压的不同, 对电容器组与变压器有载分接开关选择不同的控制措施, 从而能够实现无功就地平衡补偿, 最终能够提高电网功率因数 (将其提高至0.98) 。利用该方式可以明显减少变压器与整个供电线路的损耗, 使电压质量与设备输电能力有所提升, 并且还能够减少电费使用量。
通过下列的式子能够计算改进之后的无功自动补偿与固定容量补偿线路的损耗降低量。
上面的式子里面, cosφ1与cosφ0两者分别为自动与固定补偿功率因数, 两者的数值大小分别为0.98与0.88;P是指煤矿正常运行时的用电容量, 在这里, 其大小为3818k W;R是指线路每相电阻, 其大小为3.774Ω;U是指其具体电压值, 其大小为36k V。
求解过程中, R是每千米线路长度与电阻两者相乘的值, 即0.3019×12.5, 经过求解其数值是3.774Ω。
线路损耗减小量求解可以通过下面的公式进行:
上面的公式里面, 取煤矿正常运作时间为330d。以F1描述每年线路损耗减小量, 则有F1=P'×0.65=252252×0.65=16.4万元。在这里, 我们定价电费为0.65元k Wh。
根据调整线路功率因数有关标准要求, 其自过去的0.8提高至0.98以后, 在这种情况下, 则煤矿电费支付降低了0.8%。电费减少量为F2=0.8%×9253160.52=7.4万元/a, 那么总电费减少量为F=F1+F2=16.4+7.4=23.8万元/a。
第三, 优化井下供电设计的应用效果。在实践中引入采区变电所双回路供电模式, 使得开采过程中的每一个环节独立供电, 供电主要是通过高压深入综采工作面负荷中心来实现, 并且还引入了双风机双电源, 以上策略真正避免了整个故障跳闸或供电系统事故等所致的停电现象出现, 最终充分保障采掘工作面不间断供电, 为公司生产安全奠定了坚实的基础。
四、结束语
优化电网结构,提高供电可靠率 篇9
关键词：电网优化,保护,架空线路,防雷
普光气田作为一个新开发的气田, 供电负荷主要为高含硫天然气的开采、集输、处理等, 98%的负荷为一级负荷, 供电可靠性要求很高。普光气田35k V架空线路分布于崇山峻岭之间, 雷暴日44天/年, 属于典型易雷区地形地貌。35k V架空线路发生多条次跳闸, 系统电压产生波动, 造成集输站、净化厂部分设备非计划停车事故, 给普光气田的安全生产带来严重影响, 因此需要提高电网可靠水平。分析跳闸原因, 一是雷雨天气条件下雷击引起线路跳闸或线路绝缘降低, 引起线路两相短路或者单项接地, 线路跳闸;二是由于电网结构、保护装置配置不尽完善。为了减少电网事故, 需优化电网结构和防雷接地改造, 提高供电可靠行。
1 线路跳闸典型事故案例
(1) 2009年8月22日, 354、370管理中心甲、乙线同杆的15#铁塔被雷电击中, 甲线354线路B相过引线被烧断。造成220k V普光变354、370管理中心甲、乙线限时速断保护动作, 开关跳闸, 甩13000k W负荷。
(2) 2011年7月24日, 雷击355大湾线和366净化厂施工电源线2条线路同塔的2#塔三相绝缘子, 三相短路造成2条线路同时速断保护动作跳闸, 35k V系统电压降至正常电压的12%, 而净化厂用电设备未躲过系统电压波动, 引起净化厂甩负荷13880k W, 事故造成净化厂紧急关断。
2 采取措施
(1) 优化35k V系统架空线路电网结构:对354、370管理中心甲、乙线, 357、368普首甲、乙线双回路线路改变供电方式, 采取一主一备供电。防止雷击引起两条线路同时跳闸, 避免短路电流过大引起电网波动;拆除366净化厂临时电源线。354管理中心甲线做为主供电源、3 70管理中心乙线做为备用电源;357普首甲做为主供电源、368普首乙线做为备用电源。
(2) 35k V保护装置进行保护升级改造:由于35k V保护装置采用与一次设备配套的西门子7SJ63系列微机保护装置, 其采用模块化的设计理念, 与国产保护装置设计上存在根本性的不同。因此在按照我们给定保护定值进行配置时, 出现与以往国产保护装置运用的差异, 在投入运行后, 发现原有微机保护程序配置不合理, 保护逻辑繁琐, 调整定值时, 容易出现逻辑错误, 导致线路发生故障时, 保护装置不能按照设计定值时限动作, 故障点不能快速、准确切除, 造成普光变电站35k V系统电压波动, 扩大事故范围。
将原有35k V保护逻辑进行修改优化, 去繁就简, 开放零序保护重合闸功能, 关闭速断保护重合闸功能, 避免速断保护跳闸重合对系统大波动影响。现有保护逻辑更简易, 适用性更强, 适合我国的保护设计模式, 更好地实现给定定值的功能, 保证了继电保护装置的选择性、速动性、灵敏性、可靠性。
微机保护程序优化后, 保护装置都能迅速、准确动作, 切除故障点。根据故障录波显示, 电压波动均控制在0.1秒内, 小于炼化企业0.5秒的相关标准, 满足普光气田电力系统各级电压母线分段开关BZT装置0.5秒的时限要求, 满足系统电压波动时装置不停车的技术设计要求, 没有造成事故扩大, 提高了供电质量, 电力系统运行安全稳定, 有力的保障了普光气田安全生产。
(3) 35k V系统架空线路防雷改造:根据普光气田电网35k V架空线路防雷接地现状开展杆塔接地电阻测试;根据雷击杆段, 制定防雷改造方案;实施杆塔的接地装置改造。
(1) 选择合适的地段, 加装线路有串联间隙氧化锌避雷器, 降低雷击绕击线路的几率。
(2) 增设电杆避雷线、金属横担与接地点外下引线, 改善雷击泄流电气通道。
(3) 接地装置改造, 尽量减少接地电阻, 增大接地装置瞬时大电流的散流能力, 提高线路耐反击雷水平。
(4) 对部分无避雷线的末端线路补充架设避雷线, 提高避雷水平。对部分未架设避雷线的由主线路至集气站场的分支电杆线路, 补充安装避雷线支架, 安装避雷线。
3 应用效果分析
(1) 35k V线路2011-2014年保护动作线路跳闸详见表1。
(2) 效益分析。
从统计可以看出, 35k V架空线路改造前2009-2013年共跳闸64次, 平均每年12.8次。自从35k V架空线路优化改造后, 2014年线路跳闸3次, 改造效果明显。
每次线路跳闸到恢复送电平均按6小时计算, 根据线路承担装置、井场、办公区域情况不同, 每一次线路跳闸直接经济损失:
平均设备维修费:8万元
事故跳闸平均停电时间6小时损失费:6万元
平均车辆、人工费:2万元
每一次线路跳闸直接经济损失共8+6+2=16 (万元)
按照每年减少事故跳闸9次计算, 共减少经济损失9x16=144万元, 经济效益可观。若考虑电网事故跳闸引起系统波动, 从而影响净化厂安全生产, 对下游八省市平稳、持续供气产生的社会效益更是巨大。
参考文献
[1]李凤娥.专业化管理提高供电可靠性[J].科技创业家, 2012 (17) .
基于负荷密度的供电优化方案分析 篇10
1 数学模型的建立
1.1 数学模型
为了便于建立优化选择分区电网内220 k V变电站供电方案的数学模型,做如下假设。
(1)分区电网是由1个500 k V变电站供一片220 k V地区负荷的格局,且负荷均匀分布。
(2)220 k V变电站供电范围是以变电站为圆心的圆,各220 k V变电站供电区域相等。
根据工程经济学的相关理论,以建设投资与运行损耗总费用最小为目标函数,该数学模型表示为:
式中:i为方案编号;Fi为各方案在投资有效年限内电网建设投资和年运行损耗费用归算到投资年的现值费用;Ki和Ni分别为各方案的网络建设投资费用和网络年运行损耗费用;β为年费用的折现系数。鉴于电网运行的实际情况,所建立的数学模型还须满足下列约束条件:
式中:NT,NT max和NT min分别为单座220 k V变电站内主变压器台数以及及其最大值和最小值;ST,ST max和ST min分别为单台220 k V变压器额定容量以及其最大值和最小值;Y1为单座220 k V变电站进线总数;∑Y1max为所有220 k V变电站进线总数的最大允许值;NS为220 k V变电站个数;Kc min和Kc max为220k V电网容载比最小值和最大值;P为分区电网内总负荷,MW。
1.2 网络建设投资费用
假设整个建设投资费用发生在规划末期,则网络建设投资费用可以表示为:
式中:ZB为220 k V变电站投资;ZL1为220 k V变电站进线投资;ZL2为110 k V高压配电网主干线建设投资。
220 k V变电站建设投资可表示为:
式中:ZB1,ZB2,ZB3和ZB4分别为建筑工程费、设备购置费、安装工程费和征地费等。
220 k V变电站进线投资可表示为:
式中:JL1为220 k V线路每公里单价;L1为变电站平均进线长度,可进一步表示为:
式中:D为地形修正系数;R为单座220 k V变电站的平均供电半径,与负荷密度δ(MW/km2)有着密切关系。
R表示为:
110 k V高压配电网主干线建设投资为:
式中:Y2为单台220 k V变压器110 k V侧出线回路数;L2为110 k V高压配电网出线每回线路长度;JL2为110 k V线路每公里单价。
1.3 年运行损耗费用
根据相关理论,220 k V进线的年电能线路损耗费用NZ 1、110 k V高压配电网的年电能线路损耗费用NZ 2和220 k V变电站三绕组变压器的年综合电能损失费用NZ 3可以表示为:
式中:
式中:ΔP1为变电站220 k V进线线路总的有功损耗;ΔP2为110 k V高压配电网的年电能线路损耗;ΔPZ为220 k V变电站三绕组变压器的年综合电能损失;τ为年平均最大负荷损耗小时数;T为变压器年投入运行小时数;Jd为平均电价;r1和r2分别为220 k V和110 k V线路的单位电阻;UN1和UN2分别为220 k V和110 k V;cosφ为功率因数;Ku为不均匀系数;KP和KQ分别为有功和无功经济当量;ΔP,ΔQ为变压器有功和无功功率损耗;P0和Q0分别为变压器空载损耗和空载励磁功率;S1为变压器一次侧平均负载视在功率;PKi和QKi(i=1,2,3)分别为各绕组的短路损耗和漏磁功率;C2和C3分别为三绕组变压器二次和三次负载分配系数;KT为负载波动损耗系数;S1N,S2N和S3N为三绕组变压器各侧额定容量。
年运行损耗费用主要包括年折旧维护费NZ0和年电能损耗费用NZY2个方面,即:
2 优化方法
根据电网运行实际情况,初步确定分区电网内220 k V变电站主变容量与台数的组合,去除不满足约束条件的供电方案,即得可选供电方案集合,然后通过计算比较得出最优方案。具体步骤如下:
(1)根据电网运行实际情况,确定模型相关参数值;
(2)根据约束条件得到可选供电方案集合;
(3)计算集合中各供电方案下建设投资与运行损耗总费用;
(4)比较各供电方案所需总费用得到最优供电方案。
3 算例及结果分析
当分区电网是由1座500 k V变电站供一片220 k V地区负荷时,以此作为算例,重点研究了不同负荷密度下分区电网内220 k V变电站个数、变电容量和变压器台数三者合理配置的最优供电方案。其参考江苏电网运行实际情况得到相关参数如下:
(1)500 k V变压器容量主要考虑500 MV·A、750 MV·A和1000 MV·A;
(2)500 k V变电站容载比为1.6;220 k V电网容载比最小值和最大值分别为1.6和2.1;
(3)500 k V变电站220 k V侧出线为10~16回;220 k V变电站110 k V侧出线按单台主变4回出线计算;
(4)220 k V变电站主变容量主要考虑90 MV·A、120 MV·A、150 MV·A、180 MV·A和240 MV·A;主变压器最少为2台,最多为3台;
(5)变压器全年运行小时数为8 760 h,年平均最大负荷损耗小时数为5 000 h。功率因数为0.9,平均电价为0.55元/(k W·h),地形修正系数为1.3;
(6)负载波动损耗系数为1.018;有功和无功经济当量分别为0.1和0.05;220 k V三绕组变压器二次和三次负载分配系数为0.95和0.05;
(7)220 k V进线线路单位电阻为r1=0.039Ω/km;110 k V出线线路单位电阻为r2=0.093 5Ω/km。
根据以上参数,结合上文所给出的数学模型和优化方法,以年费用最小为目标,得到不同容量等级下500 k V变电站供电时分区电网内220 k V变电站个数、变电容量和变压器台数三者合理配置的最优供电方案。表1为分区电网由一座2×500 MV·A的500 k V变电站供电时的最优供电方案结果,表2为分区电网由一座2×750 MV·A的500 k V变电站供电时的最优供电方案结果,表3为分区电网由一座2×1 000 MV·A的500 k V变电站供电时的最优供电方案结果。
从表1中可看出:分区电网由一座2×500 MV·A的500 k V变电站供电,负荷密度不超过20 MW/km2时,220 k V变电站内容量组合选用2×120 MV·A较为经济,分区电网内需建设5座220 k V变电站;当负荷密度增大至20 MW/km2以上,选用容量组合3×120 MV·A较为经济,此时分区电网内只需建设3座220 k V变电站。
从表2中看出:分区电网由一座2×750 MV·A的500 k V变电站供电,负荷密度不超过10 MW/km2时,220 k V变电站内容量组合选用2×120 MV·A较为经济,分区电网内需建设7座220 k V变电站;当负荷密度增大至10 MW/km2以上,选用容量组合2×180 MV·A较为经济,此时分区电网内只需建设5座220 k V变电站。
从表3中看出:分区电网由一座2×1 000 MV·A的500 k V变电站供电,负荷密度不超过4 MW/km2时,220 k V变电站内容量组合选用3×150 MV·A较为经济,分区电网内需建设5座220 k V变电站;当负荷密度增大至4 MW/km2以上,选用容量组合3×180 MV·A较为经济,此时分区电网内只需建设4座220 k V变电站。
4 结束语
文章以建立优化选择分区电网供电方案的数学模型为基础,充分考虑电网实际运行中各种约束条件,讨论不同负荷密度下分区电网最优供电方案。结果表明,当分区电网内负荷密度较小时,应优选220k V变电站容量较小的供电方案,此时变电站个数虽较多,但整体经济效益占优;当分区电网内负荷密度较大时,选用220 k V变电站容量较大的供电方案较,此时所需建设变电站个数也相应较少。该结果对于电网规划具有参考价值。
参考文献
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优化供电 篇11
电网无功容量的优化配置能够降损节能，减少有功功率的不必要损耗；同时还能有效提高电压质量，在增加企业经济利益的同时体现出电力企业的社会责任感。为进一步加强农网无功优化补偿建设工作，提高农网无功补偿能效和供电质量，更好地服务社会主义新农村建设，因此，需要从技术层面实现电网无功分布的最优化，从管理层面上实现电网无功管理的科学化、规范化。
二、电网建设及运行现状
1.电网建设现状
经过近几年的建设，特别是农网中低压改造升级项目的实施，县供电企业农村电网得到了较快的发展，电网结构不断改善、网架薄弱的问题得到很大程度上的改善，电网的供电能力和自动化水平有了大幅度提高，电网损耗进一步降低，农网的供电能力、安全性、可靠性及电能质量水平都有了较大幅度的提高。
2.电网运行及管理水平
目前，县级电网基本都已形成了以220kV变电站为中心，以110kV变电站为骨架，以35kV变电站为辐射的布局合理、调度灵活、安全可靠的电网。10kV配电网是由110kV及35kV变电站的10kV配电装置、开闭所、配电室、箱式变及附属设备、分段开关(柱上)、环网柜、电缆分支箱、架空和电缆线路等组成的电力网络。380/220V低压配电网则包括配电变压器(或箱式变)低压套管引出线、低压配电装置、低压干线、低压分支线、楼头分线箱、接户线等。高压变电站的10kV主接线一般采用单母线分段接线，每台主变带10kV出线4-6回。10kV开闭所一股采用单母线分段接线，进线2回，出线4-6回。10kV配电室一般采用10kV单母线方式。配电网线路由架空线路、电缆线路、或架空线电缆线混合线路组成，以架空线路为主。县级供电区域的输电线路、主变等设备可用系数等均达到99%以上，综合线损率连年下降，供电可靠率不断提升。
三、当前无功管理存在的主要问题
1.无功优化的问题。部分变电站无功补偿容量配置不足，不能满足无功增长的需要；部分变电站为非分组投切式电容器，其投入或退出后对无功潮流影响较大，必须进行改造，改造为分组投切式。要实现有效的降损，必须从电力系统角度出发，通过计算全网的无功潮流，确定配电网的补偿方式、最优补偿容量和补偿地点，才能使有限的资金发挥最大的效益。
2.无功测量问题。目前10kV配电网的线路上的负荷点一般没有安装无功表，且人员的技术水平和管理水平参差不齐，表计记录的准确性和同时性无法保证。这对配电网的潮流计算和无功优化计算带来很大困难。380V 终端用户处通常只装有有功电度表，要实现功率因数的测量是不可能的。这也是低压无功补偿难于广泛开展的原因。
3.电网谐波问题。谐波的测量和治理需要尽快建立防治体系，解决和预防由于工业发展带来的谐波问题，以便防患于未然。
4.无功倒送的问题。无功倒送会增加配电网的损耗，加重配电线路的负担，尤其是采用固定电容器补偿方式的用户，在负荷低谷时可能造成无功倒送。观察加装无功补偿装置线路的无功运行数据可发现，在负荷高峰时功率因数较低，在晚间负荷少时却出现过补现象，主要原因在于用户无功补偿容量达到极限时，线路补偿装置不能实现自动调节。
四、全网无功补偿模式
全网无功补偿是一个多变量多约束的混合非线性问题，需要综合考虑农网全网运行情况，以各节点电压合格、网络关口功率因数等为约束条件，根据给定的目标值（提高功率因数、全网网损最小、年运行费用最小或年支出费用最小），进行全网无功优化计算，确定系统的最优补偿点和最佳补偿容量，无功优化补偿就是根据全网无功优化计算结果，调节有载调压变压器分接头，投切静止补偿器和并联电容器，实现跟踪负荷变化的电压和无功动态调节，满足电网安全、经济运行目标。总体思路是：电网最优无功补偿规划先自下而上，确定最优补偿容量，然后再自上而下进行分层最优运行控制。全网无功优化补偿策略主要体现在：高压网以变电站集中补偿为重点，中压网以10kV线路补偿和配电变压器低压侧集中补偿为重点，低压网及以下以用户侧分散补偿为重点。
1.高压配电网无功优化补偿模式
模式一：动态无功补偿模式
对新建变电站、枢纽变电站、无功负荷波动变化比较大的变电站以及相对比较重要的变电站采取动态无功补偿装置。
模式二：分组自动补偿模式
依据电网无功现状在未进行无功自动补偿的变电站10kV母线上适当安装自动投切装置，使无功功率尽可能实现分站、分压、分线平衡，降低高压电网损耗。对补偿容量相对不足、无功补偿设备陈旧的变电站逐步进行更新改造。
模式三：电容器固定补偿
无功负荷变化范围小的部分变电站，安装固定电容器组对变压器本身空载损耗和所带无功负荷就近补偿。
模式四：无功补偿+滤波
对于存在谐波污染的工矿业或是对谐波要求比较严格的场所，采用无功调节单元+无源滤波模式。
2.中低压电网无功补偿模式
模式一：配变低压侧集中补偿+中压线路补偿
对线路较长、负荷重、功率因数低的10kV配电线路，采用配变随器补偿与线路补偿相结合的方式。配变低压侧集中补偿可使低压台区实现分层、分区就地平衡，线路补偿用于补偿线路无功基荷和未进行无功补偿的配电变压器空载损耗部分。
模式二：配变低压侧集中补偿
对线路较短、负荷轻的的10kV馈线，不必进行线路补偿，采用在配变低压侧进行集中补偿，主要补偿配电变压器消耗的无功功率，实现低压台区就地无功平衡，有效减少配电变压器和配电线路的损耗。对配电变压器逐台补偿，会使补偿总容量加大，增加补偿装置的总投资。
模式三：中压线路补偿
对线路较长、负荷轻且较为集中的中压馈线，可只进行线路补偿，而不必对每台配变进行无功补偿。若采用手动投切的并联电容器组固定补偿方式，补偿容量可取所有配电变压器空载损耗总和。该补偿模式不能减少传送用户功率而引起的配变损耗，与逐台配电变压器装设无功补偿装置相比总投资少，维护工作量小。
模式四：低压线路补偿
在负荷较重的低压配电线路上进行补偿，作为电机随机补偿和变压器补偿的辅助手段，线路无功补偿的作用主要是减少线路无功损耗和向电源侧输送无功功率。
模式五：无功补偿+滤波
电力系统中的主要谐波源有变流器、电弧炉、电石炉等，对厂矿企业等容易产生谐波污染的高压用户的专用变压器以及含谐波源较多的配电台区，可在相应变压器低压直接装设带有滤波单元的无功补偿装置，补偿变压器的无功损耗，改善用户端功率因数，同时可兼顾调压以及谐波治理。
措施：
五、无功补偿管理的信息化应用
（一）采用无功优化及管理系统，解决无功优化计算问题。该系统通过与调度自动化系统、营销系统的交互采集到的配网各节点运行电压、无功功率和有功功率等实时运行数据和各设备实际运行状态为无功优化计算的依据；以无功、电压不越限，有载调压开关每天动作次数不越限，无功补偿装置动作次数不越限，功率因数在合格范围内为约束条件；根据实际情况以电压质量、系统有功损耗、变压器分接头和电容器投切次数为目标进行无功优化分析计算。
1.实现对高压电网、中低压电网的无功优化分析，显示出设备运行状态所处区域，给出改善运行状况的建议。
2.实现对高压电网、中压电网的无功补偿规划，自动选出最优的补偿点及补偿位置，给出补偿前后的运行数据对比，显示节能降损的效果。
（二）采用AVC无功运行优化集中控制系统，实现全网无功优化控制。采用AVC电压无功优化集中自动控制系统进行综合优化处理后,形成有载调压变压器分接开关调节和无功补偿设备投切控制指令，然后利用调度自动化系统的“四遥”功能，实现地区电网无功电压优化运行协调、自动控制。主要可以实现以下功能：
1.全网无功优化控制
（1）当电网内各级变电站电压处在合格范围内，做到控制本级电网内无功功率流向合理，达到无功功率分层就地平衡，提高受电功率因数。
（2）同电压等级不同变电站电容器组根据系统计算决策谁优先投入。
（3）同变电站不同容量电容器组根据系统计算决策谁优先投入。
2.全网调节电压运行优化
（1）当无功功率流向合理，某变电站10kV侧母线电压超上限或超下限运行，处在不合理范围时，分析同电源、同电压等级变电站和上级变电站电压情况，决定是调节本变电站有载主变分接开关还是调节上级电源变电站有载主变分接档位。
（2）电压合格范围内，高峰负荷提高运行电压，低谷负荷降低运行电压。
（3）条件允许的情况下，在负荷低谷期对两台主变并列运行的进行减变运行，从而降低母线电压。
（4）实施有载调压变压器分接开头调节次数优化分配。
（5）实现热备用有载高压调压变压器分接开关档位联调。
供电企业业扩流程优化的实践 篇12
1 流程优化的总体思路及定位
1.1 总体思路
以“缩短客户接电报装时限、提升客户满意度”为目标, 全力打造“县公司层面的平面协作机制和供电所层面的点对点”的阳光业扩管理体系, 最终实现售电能量稳步攀升和“政府放心, 客户满意”的经济效益、社会效益的“双丰收”。
1.2 定位
(1) 转变人员服务观念, 实现由管理向服务的转变, 弱化“管用户”的意识, 强化“以客户需求为导向”的服务意识, 推行客户经理一对一负责制和客户代办员制, 打造“客户导向型”服务体系。
(2) 转变部门协作观念, 推行业扩管理联合办公制, 实行业扩管理业务订单考核, 构建县公司层面的平面协作机制。
(3) 加大信息告知力度, 推行“四卡”导引和样本告知服务。在业扩流程的关键节点, 推行信息导引卡, 提升用电客户的知情权, 从而促进客户的自觉配合, 为加快流程推进创造条件。
(4) 优化流程, 结合实际情况归并部分节点, 通过简化程序实现流程加速。
(5) 创新业扩工程评价机制, 实行客户工程义务监理, 提升客户对供配电工程的质量意识, 杜绝伪劣工程和设备入网, 为电网的可靠运行奠定基础, 最大限度地保障客户连续可靠用电。
2 流程优化策略
2.1 主动上门服务
推行主动上门服务方式, 由以往的客户向供电企业“跑电”转为供电企业给客户“送电”。改变以往客户经理在业务受理、方案答复、设计资质审查、中间检查申请、竣工报验环节坐等客户报资料、报申请的工作方式。客户申请用电业务, 只需在业务受理、供电方案答复、资质审查、供用电合同签订4个关键环节到供电企业来办理。主动上门服务方式的成效是直接减少了客户往返营业厅的次数, 方便了客户业务的办理。主动上门服务方式的成功应用主要得益于客户经理联系卡、申请资料告知卡、设计审查资料告知卡、竣工报验资料卡的全面推广。例如, 原有的竣工报验过程中, 需要客户先给供电企业提供合格的资料, 经受理合格后, 才启动竣工验收环节。依托“四卡”为载体的主动上门服务, 客户可依据“竣工报验资料卡”, 先行准备申报资料, 电话申请开展竣工报验, 减少了客户往返营业厅的次数, 提高了办事效率, 缩短了客户接电报装时限, 提升了客户对供电企业的服务满意度。
2.2 联合办公, 构建平面协作机制
(1) 实行业扩周例会联合办公制。每周定期召开由客户服务中心组织, 安全运检部、客户经理参与的联合办公会, 共同对供电方案进行集中审批会签, 对业扩流程进行跟踪通报, 对停电接火统一进行计划安排, 通过集中办公平台协调部门之间的协作, 避免用电客户多头找、到处跑的现象。
对于列入绿色通道的国家、省、市、县重点项目用电工程, 在现场勘察结束后1个工作日内, 由客户服务中心组织召开供电方案审查会。
(2) 实行订单考核制。将每个用电申请视为一个订单, 从客户办理用电申请开始, 至完成报装接电的全部流程节点进行订单考核, 考核主要围绕时限是否超期、业务是否规范2个方面进行, 保证了业务流程高效、高质运转。
(3) 实行外勤联合办公制。对用电客户的业扩工程, 实行联合勘察、联合验收、联合送电, 由客户经理一岗牵头, 相关职能部门参与, 采取一次性办结方式, 克服部门各自为政、行而无果、议而不决的弊端。
2.3 样本服务, “四卡”导引
推出资料样本。对农业排灌、房地产开发、非煤矿山、一般工商业等不同类别的用电申请审核信息, 编制详细的示范说明, 使用电客户直观地了解到依法合法用电, 需要提报的资料明细和相关证照, 为快速办理业务创造条件。
推出流程样本。对业扩流程的程序、内容和工作时限进行说明, 使用电客户在办理业务初期, 就能对整体业务流程的每个环节中客户、供电企业、施工方的职责义务具有较为深入的了解。
推出工程样本。为了使客户对受电工程的设计、材料说明、概预算标准有一个感性的认识, 针对较为简单的50~250 k VA变压器之间的7个容量, 分别制定了变台和箱变共计14种设计方案供客户参考。工程方案样本的提出, 为后期的受电工程施工创造了一个相对便利的条件, 从一定程度上缓解了客户与设计、施工单位因施工价格打拉锯战而导致客户报装接电时限太长的问题。
推出“四卡”导引服务, 在业务受理环节由客户经理向用电客户提供客户经理联系卡、申请资料告知卡, 在供电方案答复环节向客户提供设计审查资料告知卡, 在中间检查环节向客户提供竣工报验资料卡。通过导引卡告知客户各流程节点中客户、供电企业、施工方的责任、义务、工作时限等, 使用电客户无形之中参与到业扩流程的监督管理中来, 在方便客户办理业务的基础上, 充分体现了客户的主人翁地位。
2.4 程序简化, 流程提速
以优化业务流程为出发点, 归并了部分流程节点, 通过简化程序实现流程加速, 即现场勘察和供电方案拟定、答复方案和确定业务费用、中间检查受理和中间检查、竣工报验与竣工验收、供用电合同签订与业务费用收取合二为一的“流程五合并”。
“流程五合并”是挖掘内部管理潜力, 在样本服务、“四卡”导引服务、主动服务、推行业扩办理“四联合”、严格订单考核的基础上, 实现的一个重要变革。
2.5 工程评价, 促进电网安全