地区电网建设（共11篇）
地区电网建设 篇1
0 引言
自动电压控制 (Automatic Voltage Control, AVC) 是提高系统电压质量和经济运行特性的技术。由于系统的电压波动、无功功率分布运行与负荷、电源、网络结构等密切相关, 而且是非线性运行, 所以要实现自动电压控制技术难度较大[1]。当今计算机技术、网络技术、通讯技术已经广泛应用于电力系统的电厂、变电站当中, 使得系统的联系速度大大提高, 这令电网实现统一的AVC有了现实基础, 而AVC系统的建设和应用是电网电压、无功综合控制的主要手段。地区电网AVC系统的建设和应用目前尚处于起步阶段, 系统建设应满足电网控制及软件功能要求, 故这2方面的应用研究对于地区电网建设以及运行管理具有现实意义。
1 地区电网AVC系统的电网控制需求
1.1 全网电压优化功能
当系统各节点无功功率分布处于正常状态时, 一般地区电网均处于要求向系统倒送无功较小的情况。系统需要检测各节点10 k V母线电压状态水平, 发现电压超高或超低的节点, 并找出同一个片网内也就是同一个220 k V变电站供电区域内各110 k V变电站的电压状况, 通过比较各110 k V变电站的电压水平是超高还是超低, 决定主变分接开关的调节顺序。若只有本节点出现电压异常的情况, 那么只调节本节点分接开关;当同一区域大量出现电压超标的问题时, 就可以根据算法考虑调节枢纽变电站分接开关, 从而实现对整个区域电压的调节。通过这种判定方法减少主变抽头的动作次数, 就可消除多变电站主变分接开关同时动作的可能, 以避免震荡的发生, 从而有利于系统稳定运行;另一方面, 由于分接开关动作次数减少, 设备损耗也得以大大降低, 从而减少了系统维护的费用, 这符合经济运行的要求。
1.2 全网无功优化功能
AVC系统同时需要考虑无功功率优化的问题, 当区域内各节点电压处在合格范围内时, 通过调节本区域电网内无功功率分布, 可以达到无功功率分层、分区平衡的目标, 从而提高电网运行时的功率因数[2]。地区电网内部无功功率的调节主要依靠电力电容器的投退来实现, AVC软件需要根据预先编制的策略计算确定区域内各节点上电容器组的投退顺序, 从而实现无功优化, 以满足220 k V变电站关口的无功约束要求。
1.3 电压、无功综合优化功能
以上分析了单一的电压优化和无功优化问题, 但AVC系统最大的优势是能实现电压、无功的综合优化。当出现母线电压超标和无功功率分布不满足优化运行条件的情况时, AVC系统能够在综合判断后自动给出分接头、电容器组的综合控制策略。该策略需要预测设备动作后电压、无功的新状态, 例如, 电容器投入后对于电压的提升达到多少, 无功功率分布出现何种改善, 从而判断出最优控制方案。
1.4 网损的优化
AVC系统同时还能实现网络损耗的优化。它通过对电压和无功的综合判定, 在满足设备运行约束条件 (一般是电压和无功功率关口流向的约束) 后, 在控制策略中采用网速灵敏度分析方法将网络损耗纳入判定策略。由于各节点投入的电容器组不同, 网络损耗值也就不同, 通过将网损纳入控制策略的目标函数可计算出网损的最优运行方案, 从而实现经济运行的目标。
2 地区电网AVC系统的软件功能需求
目前, AVC系统一般以调度EMS系统硬件、软件平台为基础。为了实现电压控制的各种功能以及提供一个良好的管控界面, AVC系统软件应满足以下要求:
2.1 系统设置及管理
AVC软件需要对基本的运行参数及数据进行管理, 管理员可以进行如下维护管理工作:管理人员设置、ID权限维护、数据库管理、软件参数设置。通过这些功能设置, AVC软件可以实现基本的运维管理需求。
2.2 AVC控制系统通用功能
(1) 地区电网AVC系统一般应以EMS主站作为工作平台, 主站具有“四遥”功能, 不需要新增加主站服务器来达到节省投资的目的。 (2) 系统以高级应用软件的模式集成在EMS系统当中, 提供数据交换, 能够集成其他产品。 (3) AVC高级应用应具备区域内部寻优的能力, 实现以灵敏度为主要判定手段的综合控制策略, 同时支持多样的调节方式 (包括自动、手动) , 提供灵活的软件调节方式选择。 (4) 具有多种调节模式, 如单向调节、闭环调节、挂机模式等。单向调节转换需要手工设置;自动调节应为默认模式;挂机属于离线运行模式, 只监控动作, 不下达遥控命令。 (5) 软件需实现多种调节策略及控制模式。调节策略包括单调电容、单调抽头和综合调节;控制模式包括功率因数优先、电压优先和综合调节几种, 对于各个节点、各个元件都可以实现投退。 (6) 软件需要通过开关量及网络拓扑图实现系统运行状态识别, 包括变压器并列运行方式、环网运行方式和开环运行方式等。 (7) 控制参数设置应灵活多样, 支持多种定值类型, 例如运行定值和控制策略定值。 (8) 软件要实现控制策略中的电压无功分区功能, 包括9区图设置和扩展的17区图设置, 以细化状态分类。 (9) 系统需保证数据的可靠性及运行维护的实用性。因此, 系统必须确保数据库数据与显示界面相一致, 并能提供一致性的检测手段, 让系统使用者方便、快捷、准确地进行电网控制。 (10) 系统需具备完善的AVC动作查询功能, 并提供详细的动作次数、动作记录, 要有好的数据界面。 (11) 软件需提供系统闭锁信号界面, 确保用户可以直观地浏览系统状态, 保证设备运行安全。 (12) 提供良好、清晰的运维界面。各个界面必须使用规范的电力系统图标, 确保电网运行信息准确、完备, 以便用户在使用中可以简单、快捷地进行数据浏览。
2.3 电压、无功优化控制使用的数据
(1) 网络的静态参数、网络拓扑图、设备参数等。 (2) 节点运行数据包括遥测量、开关量、遥信量等。 (3) 运行定值包括电压定值、无功定值和功率因数定值, 控制策略包括时段设置方案和季节参数设置方案。 (4) 软件提供节点运行 (闭锁) 信号及其他输入值控制, 包括设备条件闭锁信号、设备类型闭锁信号、限值选择和调节次数控制值等。
2.4 与其他应用软件的接口
AVC系统应当自动从EMS系统获取网络建模 (包括图形和参数) , 并可生成相应的网络拓扑图及设备参数, 在全局寻优中从系统获得可调整的设备及调整量, 同时以此作为控制策略中的约束条件, 来实现控制策略判断。系统应与SCADA接口, 通过其获得运行的实时数据, 并利用SCADA系统将输出结果发送到站端, 以实现遥控、遥调动作;另外, 还可把SCADA系统作为设备一次图形的显示、SOE记录、动作信号查询平台。
2.5 用户接口
AVC高级应用软件需具有友好的用户界面, 以方便用户进行系统监控, 快捷地查看系统状态, 从而观测到全局级、区域级、厂站级的系统运行状态。
2.6 监视运行画面
监视运行画面包括AVC系统的控制信息及运行信息, 具体内容如下: (1) 全局级。包括全局系统运行、投退的控制节点, 可用网络光子牌的形式制定。界面需提供事件查询功能, 在有事件触发情况下可以弹出AVC事件, 需自动记录全部AVC动作事件、故障信息, 提供查询、统计等数据操作功能。 (2) 区域级。与全局级类似, 提供区域系统运行、投退的控制节点, 确保运行人员可以控制区域AVC系统的运行。 (3) 厂站级。厂站级也可叫做节点级, 它提供厂站控制节点, 确保运行人员可以控制厂站AVC系统的运行。厂站图中需提供每个主变的运行状态、功率因数、电容电抗器的投退状态、系统运行状态以及直观的电压、无功运行图标, 以方便用户直观了解节点状态。
2.7 控制参数输入画面
控制参数输入画面包括以下内容: (1) 全局级。提供AVC系统运行情况, 包含控制模式、故障信息和检测周期等。 (2) 区域级。提供AVC系统该区域运行情况, 包含区域控制模式、闭锁类型、动作时间、无功定值、区域运行是否环网等参数。 (3) 厂站级。提供AVC系统厂站运行基本情况, 包含节点电压、控制模式、调节策略、所属区域和主变运行方式等参数。
3 结语
AVC系统能确保地区电网电压、无功控制目标的实现, 提高调度的工作效率, 是进行电网无功管理的重要手段。笔者对电网控制、系统应用的需求以及AVC高级应用软件需要实现的目标进行了详细分析, 同时对系统的组织、建设、运行和维护提出了功能需求, 为地区电网AVC系统建设提供了理论依据。
摘要：以AVC系统建设为背景, 提出了AVC系统电网控制及软件功能需求, 为地区电网AVC系统建设和应用提供了参考。
关键词：地区电网,AVC系统,电网控制
参考文献
[1]王世祯.电网调度运行技术[M].沈阳:东北大学出版社, 1997
[2]苑舜, 韩水.配电网无功优化及无功补偿装置[M].北京:中国电力出版社, 2003
地区电网建设 篇2
（基础产业处 孟宪堃）
近年来，随着本溪国民经济的快速发展，本溪地区的电力负荷和用电量呈持续上涨的趋势，特别是全省大力实施沿海“五点一线”开发、建设以沈阳为中心的辽宁中部城市群的良好机遇，为本溪市迎来了千载难逢的发展机遇，未来本溪电网的供需矛盾将更加突出。目前虽然经过城网建设与改造，本溪电网结构有了一定改善，但由于负荷的不可预测性，使部分地区出现了电力供不应求的新形势，导致一些地区供电设备长期处于重载状态。为了适应新形势的发展，保证国民经济的健康发展和人民生活的用电需求，由市发改委牵头，对本溪县、桓仁县、溪湖区、南芬区、本溪市经济技术开发区进行经济发展调研。
一、全市电网建设基本情况
本溪供电公司隶属于辽宁省电力有限公司，为国家大一型企业。主要担负着本溪市两县四区和丹东凤城县四个乡，共8400平方公里，170多万人口工农业生产和人民生活的供电任务。截止2007年底，本溪地区全社会用电量为117亿千瓦时，最大负荷为1489兆瓦。
截止2007年底，本溪电网共接入各类发电厂（站）43座，总装机容量935.28兆瓦。有送电线路86条，回长1817.919千米；10（20）KV配电线路146条，回长1006千米；变电所55座，其中500千伏变电站1座，220KV变电所11座，66KV变电所43座；变电塔1座。其中
本溪电网各类发电厂（站）43座，总装机容量935.28兆瓦。其中： 1
电业直属电厂二座，装机容量294.5兆瓦；企业自备电厂6座，装机容量326兆瓦；地方及农村小水电站35座，装机容量314.78兆瓦。500千伏变电站1座，即徐家变电站，运行容量1750兆伏安，500千伏线路1回，长度15.846千米。徐家变电站是本溪电网的主要电源点，也是本溪220千伏电网主网架的枢纽点，承担向本溪地区电网供电的重要任务。
220千伏变电站11座（其中隶属本钢矿山专用变电站1座，容量63兆伏安），总容量3014兆伏安，220千伏线路31回，总长1102.962千米。本溪220千伏电网以500千伏徐家变电站为枢纽点，形成三个环形供电网络结构。
66千伏变电站43座，总容量1352.33兆伏安，66千伏线路68回，总长954.886千米。
2008年为积极保护规划变电所所址和线路走廊的用地，解决了以往城市建设中供电设施用地被侵占的不利局面。在市发改委的全面协调下，经过本溪市多个部门的共同努力，《本溪市变电站选址规划（2008－2015）》图集顺利通过了本溪市政府的审查，该图集共规划66千伏及以上变电所14座，新增主变容量4509兆伏安，新建66千伏及以上输电线路近1270公里，该图集的顺利出版，使各有关部门对电网建设有了全面了解同时，为保证列入规划的变电所在办理相关前期手续及具体建设施工中能有序、顺利进行，对已列入规划的变电所所址及线路走廊用地应予以法律上的保护。
该图集共规划66千伏及以上变电所14座，新增主变容量4509
兆伏安，新建66千伏及以上输电线路近1270公里。到“十二五”规划期末，本溪电网将有：500千伏变电所2座，总容量3750兆伏安；220千伏变电所17座，总容量6903兆伏安；66千伏变电所69座，总容量3151.43兆伏安。本溪电网将建成一个具有资源节约型、环境友好型、电力设备及运行管理现代化的先进水平电网。各级电网将具有比较充分的供电能力，网架结构更趋合理，运行方式更加灵活。在城市外围形成以500千伏程家、徐家南北遥相呼应的，17座220千伏变电站分区供电的坚强电网。66千伏和10千伏电网布局更加合理，通信系统更加完善，电网自动化水平大幅度提高，全部实现“变电站无人值班”。本溪电网运行的可靠性、安全性、经济性将显著增强，充分满足城市发展的需求，为地区国民经济发展及人民生活水平提高提供强大的电力供应保障。
二、本溪地区“十一五”后三年及“十二五”期间电网建设情况“十一五”后三年，本溪电网共计新建220千伏变电所5座，增容扩建220千伏变电所6座，新增容量2755兆伏安；新建66千伏变电所17座，增容扩建66千伏变电所9座，新增容量1108.4兆伏安。“十一五”后三年本溪电网建设总投资约36.6亿元。
“十二五”期间，本溪电网共计新建1000千伏特高压变电站1座，变电容量9000兆伏安；新建±800千伏远东直流换流站1座，换流容量3000兆伏安；新建500千伏抽水蓄能电站1座，装机容量800兆瓦；新建220千伏变电所2座，增容扩建220千伏变电所4座，新增容量1197兆伏安；新建66千伏变电所10座，增容扩建66千伏变
电所6座，新增容量690.7兆伏安。“十二五”期间本溪电网建设总投资约132.8亿元。
三、我市电网建设的主要问题
本溪市作为我国振兴东北老工业基地的重点城市，预计未来“十一五”“十二五”期间，随着我市经济的发展，用电负荷将快速增长。虽然我市近年来通过城网、农村电网等等一系列投资改造，极大地改善了我市的输变电供电状况，提高了供电能力。但由于历史欠帐多，仍然存在着部分220千伏变电站主变容量不足。66千伏网架结构不合理，存在66千伏变电站布点少、变电容量不足。10(22)千伏系统部分输变电设老旧，抗灾能力差，故障率高，影响电网运行安全。部分郊区及两县区域用电负荷增长过快，区域配电线路电压质量差，电网供电可靠性不高。
近年来，本溪供电公司在电网建设的问题主要反映以下几个方面。
(一)危及电力设施安全问题
非法采矿、盗矿、开矿放炮，在电力设施保护区域内乱建以及超高机械在电力设施保护区域内违章施工等均危及电力设施安全，非常容易造成倒塔、线路跳闸等影响电网安全运行的事故发生。比如路经火连寨、思山岭、卧龙地区的220千伏南卧线、元兴线等线路由于乱采乱挖多处发生险情。
（二）电力建设的前期补偿问题
市政府已多次以文件形式下发“关于输电线路通道内树木砍伐的若干规定”，目前针对老百姓的无理要求，市供电部门束手无策，不满足
他们的无理要求便不能施工。例如：梨树变6万6线路，11号塔基因为村民对树木赔偿要价过高，而陷于停滞。为确保工程进度，满足本溪市发展用电的需要，政府有关部门应积极配合电力部门按标准做好电力建设的前期补偿工作，对以获取赔偿为目的的蓄意设立各类建筑物和种植各类植物阻碍电力施工的行为加大处理力度，确保电网建设顺利进行。
（三）县区电网建设的规划问题
按照要求，对于开发区和工业园区的电网需要做专项规划，而目前都没有开展这项工作。从本次调研中了解到，各区、县“先建厂（工厂）后找网（电网）”的现象十分普遍，时常发生厂房已经建成确无电可供的尴尬局面。有的地方政府由于对电网不十分了解，想当然的认为有电线就能建厂，根本没有考虑到供电能力不足的问题。此外各县区经济发展中招商引资项目的不确定性，朝令夕改，使得电网管理部门无从下手，对未来电网的合理布局产生严重影响。同时一些项目夸大其实，上报负荷与实际使用相差甚远，也使电网投资存在极大风险。
（四）电网建设审批手续问题。
在电网建设过程中，尽管市委、市政府给予了高度的重视和大力支持，但实际工作中，由于相关的审批程序繁琐、收费标准高，部分县、乡、村政府配合不够积极，甚至出现截留赔偿金等现象，不仅延长了前期审批手续的办理时间，增加了项目投资，并且涉及征占地动迁补偿、林木砍伐等问题，还是难以协调和解决。随着《物权法》等法律法规的实施，电网建设过程中征地、拆迁的难度将越来越大，电网建设成本越来越高。
四、对电网建设的建议
（一）加强保护电力设施安全的力度。2007年，市政府已经下发了《关于加强电力设施保护工作的补充规定》（本政办发【2007】125号）文件，规定中明确指出在输电线路保护区内及邻近地区的施工作业、采矿挖掘、林木种植需征求电力主管部门的意见，但在实际工作中，有关部门未能很好的执行。建议有关部门在规划和审批各项用地及矿产项目时，考虑电网建设用地和电网安全运行的需要，避免在电网建设用地和电力设施重点部位及安全区、防护区内违反法律法规和规定批复用地。并对已批复的影响电力设施安全运行的用地和采矿挖掘应及时整改，以保证电网的安全运行。
（二）建议县、区政府在电力建设改造项目应给予大力支持。协调由于占用果园，林地，而出现村民要价过高的问题，严格按照市政府文件执行。同时县区有关部门应积极配合，对电力设施和输电线路下的树木、违章建筑、违章施工及其他危及电网安全的问题进行专项治理，阻碍砍伐电力线路通道树木的人员严肃处理，确保线路安全运行。建议电网建设应纳入政府公用设施建设和重点工程的范畴，制定统一的补偿标准。
（三）县区政府应对本地区电网做专项规划。近年来县区经济发展迅速，建立起许多工业园区，给予许多优惠政策，加大了招商引资力度，许多企业开工建设和即将开工建设，这对拉动地方产业发展起了重大的作用，但地区用电负荷也在急剧上增，由于县区电网规划的滞后性，出现部分地区用电负荷重载，企业无法用上电的情况。建议县区应加强同市县电力规划部门协作，按饱和负荷密度测算本地区远景变电站布点需求。通过对本地区经济发展目标及地块负荷特性对远景电网负荷及电力资源一次规划到位，为未来经济发展打好坚实的基础。
（四）建立电网建设“绿色通道”问题。本溪地区各级电网作为市政设施的重要组成部分，其建设速度和质量直接影响到地方经济的发展和人民生活水平的提高。本溪市经济呈跳跃式增长趋势，大中型企业的改造和建设速度明显加快，但由于电网建设跟不上地方经济的发展，目前本溪地区已出现多处局部拉闸限电的被动局面。2008年8月16日，市政府下发了《关于加快本溪地区电网建设的通知》（本政办发〔2008〕81号），文件中以明确规定各级政府及有关部门的相关责任，在电网过程规划选址、环境评价、土地预审、办理征地等方面简化审批程序，提高工作效率，加快电网建设速度。
地区电网的无功平衡和电压控制 篇3
关键词：无功平衡；电网运行；无功补偿；电压
随着电网的不断发展和电力体制改革的逐步深化，适应建设“一强三优”供电公司的要求，人们对电压问题的重视程度逐渐增加。本文从分析地区电网电压情况和无功设备状况入手，找出无功电压调整中存在的问题，有针对性的提出解决措施和方法，对提高电网电压管理和用户高质量的供电有着十分重要的意义。
1 某地区电网无功电压现状
1.1 无功设备的基本情况
目前，地区电网共有220 kV主变19台，容量3120 MVA，均为有载调压变压器；110 kV主变62台，容量2717.5 MVA，也均为有载调压变压器。
该地区电网的无功功率补偿设备主要是一台并入220kV电网的60万火电机组和各变电站的电容器组。地区电网110kV及以上变电站无功补偿电容器总容量736.334MVAR，其中220 kV变电站408.504 MVAR，110 kV变电站327.83 MVAR。
1.2 配置原则和调整手段
在无功补偿设备的配置上，主要是考虑分层分区就地平衡的原则，根据主变容量和负荷情况安装足够容量的无功补偿设备。对于220kV电网，应避免远距离、大容量的无功功率传输，力求保持各变电站的无功功率平衡，尽可能使220kV线路的无功功率流动小；对于110kV及以下的供电网，推行低压配变就地补偿，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
无功电压的调整主要是通过调整主变分接头位置、投切电容器和电抗器、改变系统运行方式、调整发电机励磁等方法。
1.3 电压控制情况
2013年、2014年两年，地区电网综合电压合格率分别为99.967%和99.993%，2015年，将会继续提高。尤其是 2015年投运的220kV涡河变，不仅加强了电网可靠性，也对提升地区电网内县级电网的电压水平起到了关键作用。
2 存在的问题
随着社会经济的迅速发展、城市新区等工程建设，使地区电网规模不断扩大，供电负荷不断攀升。尤其是哈郑直流的落地，使地区电网结构和运行特性发生重大变化，地区电网的无功电压运行管理变得更加复杂，如不采取有效的针对性措施，可能影响供电质量，甚至危及电网安全。
2.1 哈郑直流引起的220kV层面无功传输问题
哈郑直流换流站靠近地区两座500kV变电站，致使500kV母线电压偏高，为调整电压，500kV变电站采取投入电抗器的措施。在降低500kV母线电压的同时，也使220kV母线电压降低，造成220kV线路无功潮流传输偏大，还会出现市际间无功的大量传输。
2.2 高峰时段电压调整能力不足
地区电网的大负荷季节一般在春季的灌溉时期、度冬度夏期间，此时间段电压调整困难。虽然提前采取了电压调整措施，对稳定主网电压起到了积极的作用，但在高峰时段，由于某些线路供电半径大、设备缺陷等原因，仍有电网电压偏低现象。
2.3 对县区供电电网缺少无功管理
地区县区电网的无功调压设备没有建立统一的台账，同时县区35kV变电站大多为无人值班，但又不能实现远方操作，故无功调整比较滞后，不能根据负荷和电压情况及时调整。
2.4 有载变压器调压范围选择问题
根据省调规程要求，220kV主变档位应在中间档位及上下三档范围运行，主变档位可调范围窄。同时有些主变因设备缺陷无法调档，造成调压困难。有些主变因负荷增长过快，还未进行主变调档就被闭锁。
2.5 电容器运行问题
地区电网主要的无功补偿设备是电容器。但电容器运行时发热等因素造成电容器相关设备如连接铝排、电容器本体等设备经常出现故障，而由于检修力量不足或设备备件购买周期长等原因，造成故障电容器检修工期长，电容器整体投入率不高，影响无功电压的调整。
2.6 负荷不稳定问题
地区有部分钢铁加工企业，造成电压调节无法跟上负荷变化的速度。
2.7 AVC调压策略问题
在自动化系统AVC功能中，只能设置各站自身的调压策略，不能将220kV变电站和其所带的110kV变电站的调压策略进行统一考虑，影响AVC的闭环控制。
3 调压措施
3.1 综合考虑各种因素的影响
由于无功电压调整的分散性和分层性，使得其控制比有功功率和频率的控制要困难得多。做好电压监视，控制好无功潮流和电压中枢点电压，合理使用调压手段，才能保证电压的可控、能控、在控。
3.2 提前做好電压调整
在电网运行中，做好负荷的预测工作，当高峰负荷到来之前，就将电容器投入，使电网电压提高至上限运行，这样可防止高峰负荷时电压的过分下降。同时做好预判，如果判断负荷增长较多会引起主变调压闭锁，在无功充足的情况下，先调整主变档位将电压提高至上限运行，待负荷升高后再投入电容器。
220kV主变档位调整应提前申请省调同意，并将地区负荷和电压变化情况及时向省调汇报，征得省调同意后扩大主变档位调整范围。
3.3 加强县区电网无功电压管理
建立县区电网无功设备台账，并制定县区无功电压管理规定和考核办法，确保县调无功电压调整的及时性。
3.4 提出电网改造建设建议
针对供电半径长、供电负荷重的线路和变电站，调度应及时向规划部门提出电网改造建设建议，解决线路末端电压低的问题。
3.5 及时消除电容器缺陷
运维部应加强电容器的运行维护，提高电容器检修处理速度，确保无功设备的投入率保持在较高的水平。尤其是针对经常出现问题的电容器，及早进行技改大修。
3.6 合理优化AVC控制策略
地区电网建设 篇4
一、前期工作的现实困难
与一般的工程建设项目不同, 电网建设工程具有点多、线长、面广的特点, 因而电网建设项目前期管理工作面临诸多现实困难, 概括起来主要有四个方面。
1. 电网规划与城市规划尚未实现无缝衔接
目前, 虽然承德电网“十二五”规划已经市规划局审查并备案, 但还未与城市发展控制性详细规划完全实现有效衔接。因此, 导致电网项目前期工作选址、选线困难, 部分项目由于选址、选线未能落实而长时间搁置。
2. 现行法律法规对前期工作的约束
国家先后出台了一系列与电网建设密切相关的法律法规, 诸如《环保法》、《物权法》、《城乡规划法》与《水土保持法》等。法律法规的约束使得有关主管部门对于项目前期支持性文件的办理要求越来越高。
3. 行业部门之间存在利益冲突
电网工程不可避免地会与其他公共设施存在交叉、跨越或占用等问题, 所涉及的相关部门或个人多会从自身利益出发, 提出避让或高额补偿等要求, 一些存在压矿、穿越保护区或军事区的输变电工程项目则更难以取得支持协议, 前期工作阻力较大。
4. 前期工作力量薄弱
为了更好地应对前期工作的任务挑战, 前期工作机制还有待进一步规范, 专职人员配备有待进一步完善, 设计咨询力量有待进一步强化。
二、电网项目前期流程解析模式创新管理办法
综上所述, 针对承德地区电网建设现状, 若要有效解决相对薄弱的电网结构与快速增长的电力需求之间的矛盾, 同时更好地应对当下前期工作所处的外部环境所带来的新挑战, 就前期工作自身的性质与特点而言, 唯有通过管理模式与方法的不断创新, 方能保证前期工作高效率、高效益的完成。
关键性环节分析:
通过对项目前期工作流程的归纳与总结, 大致可将项目前期工作分为三个任务阶段:1接入系统方案任务段;2可行性研究任务段;3核准支持性文件任务及核准段
三、流程解析
在对管理关键性环节分析的基础上发现, 在项目前期工作的流程中, 接入系统方案审查、接入系统方案批复、可研设计招标、可研设计审查与批复、项目前期“路条”的办理、项目核准的申报及批复环节都是按照政府发改部门、国家电网或网省公司公司的要求执行批次办理, 因此可节约办理时间的空间不大。故而, 接入系统方案设计、可研报告编制、与项目核准所需的规划选址、土地预审、环评、水保意见等支持性文件的办理是加速项目前期工作进度的关键环节。工作实践证明由外部环境管理、人员管理和项目管理三个方面入手, 可有效压缩程序办理时间, 提前项目时间节点, 同时具有可操作性强的特点。
1. 外部环境管理
(1) 在项目可行性研究报告的编写过程中, 对项目中涉及的特殊区域, 诸如线路跨越的居民密集区、自然保护区或军事区等, 通过提高设计深度进行合理规避, 做好方案比选。 (2) 在可研所需支持性协议的办理过程中, 对所需的支持性协议进行统筹梳理, 以保证协议的完备性, 杜绝漏办情形的发生, 确保在土地预审、环保、水保、规划选址意见书等支持性文件办理过程中不需再补充办理支持协议, 加快后续专题评估工作进度。 (3) 对于政府出台的新的举措或法规, 及时贯彻落实;政府职能部门对工程设计提出的新要求, 及时就相关设计内容做出调整, 全力确保上报材料符合政府各相关部门的标准要求, 杜绝二次提交行政审批情况的发生。 (4) 加强对政府的宣传工作, 充分利用领导视察、定期汇报等各种机会向政府领导介绍供电形势和电网状况, 宣传电网建设项目的必要性、紧迫性, 争取理解和支持。
2. 人员管理
(1) 建立覆盖市、县两级供电公司的前期工作网络, 充分发挥县公司在当地的人脉优势。 (2) 加强前期业务培训, 保证县级公司相关岗位人员熟悉了解电网建设前期工作流程和办事程序。 (3) 努力做到学法、懂法、依法、用法, 督促各级项目前期工作人员掌握与电网企业关系密切的有关法律法规和政策规定, 提高自身办事能力。 (4) 实行标准化管理, 将电网建设前期阶段所需各类支持性文件、报告、批复、征询意见函、图纸等制成模版, 供县供电公司使用。
3. 项目管理
(1) 仔细分析电网结构, 预测未来地区电网发展, 多方案比选, 优化接入系统方案设计, 争取一次通过接入系统方案审查。 (2) 协调设计单位由于内部管理问题, 造成的如:系统、土建、电气、二次、线路等专业衔接问题, 加快可研报告编制进度。 (3) 在项目可研收口后, 及时向设计单位取得可研设计文档、相关协议、站址及线路拐点坐标、输变电工程占地面积等前期有关资料, 以便于开展环保、水保等专题评估工作。 (4) 加大可研设计深度, 杜绝在办理土地预审、环保、水保、规划选址意见书等支持性文件过程中, 由于可研深度不够造成的补充、修订大量内容, 影响专题评估进度。
四、管理绩效评估
通过对项目前期管理的不断创新, 承德供电公司电网建设项目前期管理工作逐步完善了项目前期管理工作的标准, 建立了项目前期工作常态化管理的机制, 对今后改善电力设施的建设环境起到了积极的推动作用。同时, 根据地方经济发展的需求和外部建设环境的落实情况合理地安排了项目的建设时序, 有效地控制项目的建设周期和投资, 使电网建设项目在前期工作开展之前就落实了技术规程、规范及对工程站址和线路走廊的相关要求, 避免了后续工作的被动性, 使项目建设趋于良性循环。
摘要：当下电网项目前期工作面临着诸多新的挑战, 就前期工作自身的特点而言, 唯有通过管理模式与方法的不断创新, 方能保证前期工作高效率、高效益的完成。本文通过对项目前期工作流程的梳理, 总结分析出影响前期工作效率与效益的关键性环节, 并从外部环境管理、人员管理和项目管理三个方面提出了解决方案。
地区电网建设 篇5
【摘 要】随着电力系统自动化水平的不断完善与提高，自动电压控制（AVC）系统在各地得到越来越广泛的应用。本文简单介绍地区电网AVC系统的一般结构，并提出一系列针对AVC系统闭环运行的安全控制策略，对提升AVC系统的安全可靠性，指导AVC建设，促进调度自动化系统的发展有着实际意义。
【关键字】电力系统，自动电压控制，安全策略
1、AVC系统概述
自动电压控制系统简称为AVC系统，主要用于对全网无功电压运行状态实施集中监控及计算分析，并从全局角度出发对地区电网的广域分散无功装置实施优化协调控制[1]。该系统可有效保证全网电压稳定，并提供优质的电压水平，且能切实提升电网的经济运行效益。可以说，AVC系统是电网调度自动化智能软件向闭环控制实践方向的科学拓展，也是地区电网无功电压经济运行的重要技术支撑。为有效降低电网运行的不安全因素，合理实施对命令传输各环节的高智能控制，确保各级控制过程的可靠流畅运行，AVC系统采用了与SCADA/EMS平台一体化的设计方案，有效防止了调度运行人员因维护众多自动化系统而导致工作量大幅增加，进而避免了因大量复杂操作而引发各类不安全问题。
2、AVC系统工作流程
AVC系统与地区电网主站调度中心EMS平台进行一体化设计，通过网络分析模块获取有效的控制模型，通过SCADA获取实时量测数据，并依据电网运行的实时状态展开在线的分析与计算。同时AVC可通过SCADA系统的远动通道输送遥调、遥控命令，对变电站的变压器分接头和低压侧容抗器开关进行合理操作，从而逐步实现全网无功电压的优化分布的目标。
3、AVC安全策略
3.1电網安全运行规范
安全运行是电力系统对主站调度软件，特别是自动控制软件的基本要求。AVC安全策略涉及主站系统安全、软件运行安全、电网安全等各个方面。AVC建立开放式的闭锁信号库，可以方便地自定义和增减闭锁信号，保证程序可靠运行和设备安全调节。
AVC运行管理规范[2]对安全策略的要求包括：支持主网电压过低闭锁。在220kV主网电压过低的情况下，AVC系统要闭锁220kV主变分头上调，同时尽量投入下属110kV及35kV站的电容器，禁止其主变分头上调，防止主网电压崩溃；考虑设备挂牌、检修、控制周期、动作次数等因素，对有上述异常的设备自动闭锁并提出告警；为了防止环流，对于并列运行的主变档位需进行交替调节；对于并列的电容器需进行循环投切；针对主变和电容器建立异常事件告警机制；主进程需自动周期检测并实时响应站端保护信号，根据信号特性（软闭锁/硬闭锁）闭锁相应设备并发出告警。软闭锁类型的闭锁可以自动复归，硬闭锁类型的闭锁需要手动复归；根据权限管理保证系统使用安全，没有配置AVC操作权限的用户不能进行AVC相关操作。
3.2AVC闭锁逻辑
自动电压控制系统（AVC）应具备异常情况下闭锁相应设备的可靠措施与手段[3]。在下列条件时，应闭锁相应设备控制：当所控制的设备有保护信号动作；当控制命令发出超过一定的时间，控制设备不能动作；控制设备的动作次数超过规定的每天最大次数；变压器档位一次控制变化大于一档（即一次只能调节一档）；控制设备有人工操作时；当控制设备量测数据无效、异常和明显错误时；在下列条件下，应闭锁区域内所有设备控制：区域关口无功功率超出设定的闭锁限值；
2、区域关口高压侧母线电压超出设定的闭锁限值。
AVC还应具备以下保护信号处理功能：能够处理保护信号，支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号；能够根据设置的限制条件生成主站端闭锁信号，支持人工复归、自动复归两种类型；能够对站端保护信号与主站端闭锁信号进行合并，并以此判断无功设备是否可控。
3.3保护信号闭锁
AVC可以通过SCADA系统的远动通道接收站端保护信号，并将保护信号与控制设备关联，保护动作时闭锁关联设备，保护复归时可解锁。AVC可以方便地配置保护信号和控制设备之间的关联关系，可以多对一，也可以一对多。
3.4异常事件闭锁
AVC需建立异常事件库，采取事件触发闭锁机制，并支持扩充。AVC考虑的闭锁事件包括：自动读取SCADA/EMS系统中设备检修牌，对检修设备自动闭锁，等待人工复位；根据设备相关联的开关刀闸状态进行网络拓扑，自动判断设备热/冷备用状态，热备用设备可在线控制，冷备用设备自动闭锁；
按安规/运规设计，当电容器和变压器控制次数达到日动作次数限值时，自动闭锁该设备并报警，防止控制次数频繁对设备造成损坏。日动作次数可人工设置并按时间段分配；
电容器和变压器遥控不成功，拒动超过设定次数则闭锁；
处于自控状态时，手工操作电容器或变压器将自动闭锁，即手动优先；
主变并列运行时，两台主变档位不一致时闭锁主变调节并告警。（当两台主变型号不一时，如一台主变7档，另一台主变为17档并列运行时，可人工设定并列档位对应状态）；
3.5其他信号闭锁
除以上闭锁信号外，AVC还应考虑：
1、厂站工况退出、遥控遥调通道出现故障或平台出现其它故障时自动闭锁；
2、用户AVC应用权限，控制用户是否能进行AVC操作及置数，自动记录用户修改参数等操作信息，保证系统安全性。
3.6闭锁信号复归方式
闭锁信号的复归采用两种方式，一种为自动复归方式，即由自动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在所有保护信号和告警信号复归后，则闭锁总信号复归（相当于遥信分闸位置）；另一种为手动复归方式，即由手动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在保护信号和告警信号复归后，需在人工进行确认并复归后，闭锁总信号才能复归。
4、结语
安全闭环控制策略是电网调度自动化AVC系统安全性运行研究的主体内容，合理的闭环控制实践策略直接影响着AVC系统的安全可靠性。因此在系统设计与应用实践中，我们只有从电网的实际运行状况及特征出发，树立提升系统安全性的科学实践目标，有目的、有针对性进行安全控制，才能最终促进电网调度自动化系统的稳定、安全、经济运行与可持续发展。
参考文献：
[1] 黄华，高宗和，戴则梅，等.基于控制模式的地区电网AVC系统设计及应用[J] .电力系统自动化，2005，29（15） ： 77-80.
[2] 劳志春.电压无功自动控制装置在变电站中的应用[J].电网技术，2007，31（S1）：239-240
地区电网建设 篇6
一、配电网建设规模的评价指标体系
规模评价指标体系的制定是整个规模评估工作中一个重要的内容。经过查阅国内外现有评价标准和大量的调查研究和反复的分析比较[8], 根据实际配电网的结构 (如图1) , 按照配电网建设规模综合后评价要达到的目标和设置指标体系的原则, 综合分析处理重复项、相关项和矛盾项, 检验了指标的科学性和完备性, 并运用层次分析法的原理, 建立如图2所示的评价指标层次结构。
该评估指标体系采用分层分类的思想:总的评估目标为某个地区配电网建设的规模, 包含两类准则层:高压变电站规模和中压变电所规模。评估内容为8个评估指标:110k V变电站的总容量、变电站个数、变电器台数, 中压线路总条数和线路总长度以及10k V变电所的总容量、变电所个数、变压器台数。
二、反应地区电网建设规模的模糊隶属函数模型
所建立的评价指标层直接面对原始数据, 因此各单指标的评估是综合模糊评估方法的关键。考虑到电网建设规模各指标的值位于某固定区间, 结合模糊数学知识和专家的经验, 本文统一选取如图3函数曲线作为A、B、C、D、E、F、G、H (分别表示110k V配电网中变电站的总容量、变电站个数、变压器台数, 中压线路总条数和线路总长度及10k V配电网中变电所的总容量、变电所个数、变压器台数) 八个规模指标隶属度函数的曲线。
隶属函数模型为:
其中, µi (x) 为第i个指标的模糊隶属度, i=1, 2, …, 8;Aci为第i个指标隶属函数的中心, 指第i个规模指标中心值;Asi, Ali为第i个隶属函数的宽度, 指第i个规模指标区间值, 并与Aci是线性相关的。
三、反应地区电网建设规模的模糊综合评判方法
综合模糊评判方法具体评估步骤为:
(1) 根据数学规划方法合理确定各指标中心值和区间值, 结合相应的隶属函数模型计算各指综合隶属函数值; (2) 根据各指标实际值xi和相应指标的隶属度值换算出每个指标的适应fj; (3) 确定各规模指标权重wj; (4) 计算评估综合效果值, 根据电网建设应当适度超前的原则和综合效果值可以定性确定综合模糊评估效果:若H>1.1, 规模偏大, 不合理;若1.1≥H≥0.95, 规模适中, 比较合理;若0.85≤H<0.95, 规模偏小, 有点不合理;若H<0.85, 规模很小, 不合理。这样地区电网规划设计工作人员或者管理部门根据评估综合值H很容易定性地确定出地区电网规划建设的总体综合规模水平。
四、算例分析
本文选择了某省三个不同经济类型地区2002年的110/10k V配电网的现状网为例, 经市场调查及查阅电力调度统计年签, 考虑到作为发展中地区, 电网建设应适当超前, 为方便计算, 本文110k V高压配电网容载比计算值统一取2.0, 10k V中压配电网容载比计算值按前面所述方法统一取3.158。表1给出三个地区各规模指标实际值。表2给出三个地区经过数学规划方法计算出的各指标中心值。表3给出了三个地区各评价指标的隶属度。表4给出了三个地区各评价指标的适应度。
综合电力生产各部门意见, 根据专家经验得到各规模指标的重要性权重为: (0.15, 0.15, 0.1, 0.15, 0.15, 0.15, 0.1, 0.05) T, 最终得到综合评估结果值为H= (0.94, 0.98, 0.93) , 这说明了三个地区配电网建设规模的综合评判结论模糊描述为有点不合理、比较合理、有点不合理。该结果与有关专家做出的实际电网建设规模评估结论是一致的。
五、结语
评价指标体系和评估指标模糊模型可操作性强, 具有很强的实用性;在地区电网建设规模综合水平的评估中既具有普遍适应性, 也具有适应不同地区特点的具体针对性, 实现了对地区电网建设规模的综合模糊评价。
摘要：本文给出了一套综合评估配电网建设规模的评价指标体系;把一种基于模糊逻辑理论的决策方法用于地区电网建设规模评估中, 建立了反映规模水平的评估模型和综合评判方法。该方法可以快速、方便地对地区电网建设现状进行分析和评估, 可使人们对地区电网建设的整体状况有更为清晰的认识, 从宏观上把握地区电网建设规模。
关键词：电网规划,建设规模,指标体系,模糊评估函数模型,模糊评估方法
参考文献
[1]唐巍, 郭喜庆, 徐燕生等.农村电网建设与改造技术评估研究[J].中国电力, 2004, 37 (11) :31-33.
[2]李志民, 李卫星, 刘迎春.复杂辐射状配电系统的可靠性评估[J].中国电机工程学报, 2003, 23 (3) :69-73.
地区电网建设 篇7
目前, 国网安康供电公司未建设配电自动化主站, 在配电网设备改造过程中, 适当超前安装了部分具有自动化功能的柱上开关设备, 安康中心城市负荷密集区试点安装了架空线路在线监测系统。目前, 配电终端中一遥比例为13.85%、二遥比例为54.98%、三遥比例为0。
随着社会经济水平的发展和电力体制改革的深化, 对配网供电可靠性的要求日益提高;加之95598业务全面集中后, 配网抢修指挥接派单及时率和故障恢复时长等同业对标指标的考核日趋严格, 而安康公司目前配网自动化建设工作尚属空白, 缺失配网设备调度的技术支持手段, 生产人员无法根据运行数据对配网设备开展系统的分析、消缺工作, 提高配网运行的精益化水平和提高配网抢修业务指标都缺失相应的技术支撑手段, 急需加快配网自动化建设, 开展配电自动化系统和配网抢修调度系统和配电自动化终端设备建设方案的立项储备工作。
2 建设目标和原则
根据国家电网公司和陕西省电力公司的统一部署, 按照国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化规划设计技术导则》要求, 参考安康城市发展定位和城市总体规划, 面向整个安康地区, 以“建设坚强配电网架、保障优质可靠供电;建设配网调控一体平台、提升配网调度水平;梳理配网管理流程、优化配网运行管理;加强信息系统集成、实现多系统之间的信息共享与互动应用”为目标, 以“总体规划、分批实施”和“标准化设计, 差异化实施”为建设原则, 逐步建成覆盖安康全部配网区域的功能完善的“主站+终端”两层结构配电自动化系统。
3 技术方案
(1) 建设配电自动化主站系统, 实现配电SCADA、配网调度管理和馈线自动化, 实现责任区分流, 实现解合环操作分析、负荷转供决策与优化、状态估计、潮流计算等高级应用、调控一体化管理等功能, 达到配电调控一体化的应用要求。根据国网公司技术政策要求, 结合安康调度自动化的实际情况, 采用EMS、DMS独立, 地县一体化建设模式。配电自动化系统采取主站、终端三层结构, 配电终端通过光纤专网或无线通道接入配网主站。建设投资较低, 工程建设周期较短, 分公司通过延长终端方式使用配电调控员工作站, 有利于后期系统维护。
(2) 建设配网抢修调度指挥系统, 实现报修工单管理、故障研判、计划停电范围分析、统计分析、信息集成等功能。配套建设配网调控值班场所。配网抢修调度系统部署在国网安康供电公司自动化机房, 支持地县两级配网抢修业务应用。应充分利用已建自动化系统软硬件资源, 本着高效、经济实用的原则, 建设实时性较强、响应速度快、可靠性高、维护方便的配网抢修业务技术支持系统。利用现有DMS、EMS、PMS、电网GIS系统、营销、95598等相关系统, 通过系统集成实现“源端唯一、信息共享”。配网抢修调度系统支撑配电网故障研判、抢修调度等业务管理需求, 为配电网安全、优质运行提供技术支持。
(3) 结合安康公司实际, 依据《配电自动化规划设计技术导则》, 本着立足现实、合理超前的原则确定了“安康市区所有开闭所实施配电自动化“三遥”终端建设, 采用光纤通信方式;安康地区所有柱上开关、环网单元、配电室及配变实施配电自动化“两遥”、“一遥”终端建设, 采用无线公网通信方式, 同时有条件地区逐步扩展“三遥”功能区的覆盖范围。”的终端配置原则。
(4) 根据实际网架结构、设备状况和应用需求合理选用自动化终端。对网架中的关键性节点, 如架空线路联络开关, 进出线较多的开闭所、配电室和环网柜, 采用“三遥”配置;对网架中的一般性节点, 如分支开关、无联络的末端站室, 可采用“两遥”配置。
(5) 完善配电主站至变电站的骨干通信网并建设变电站至10千伏配电站点的接入通信网, 实现配电自动化信息可靠安全传输;在配电电缆工程设计中设应将光缆管道建设同步纳入一次电缆管道的建设, 预留通信专用管孔, 满足配电自动化中、长期建设和业务发展需求。
(6) 根据能源局36号文和C、D类区域大量使用无线公网通信的实际情况, 明确了安全防护方案。主站采用硬加密的方式, 在前置机采用经国家指定部门认证的安全加固的操作系统, 并采取严格的访问控制措施。在前置机配置安全模块, 对下行控制命令与参数设置指令进行签名。对于公网采集前置机, 与主站之间应采用防火墙等逻辑隔离措施, 实现公网与主站的隔离。严格禁止公网与调度数据网直接相连。配网自动化系统支持基于非对称密钥技术的单向认证功能, DTU等终端设备配置安全加密模块, 与主站系统配合, 对带有基于调度证书的数字签名的控制命令采取安全鉴定和数据完整性验证。
4 结论
配电自动化是实施“智能电网”战略的重要手段, 根据国家能源局发布的《配电网建设改造行动计划 (2015-2020年) 》, 到2020年, 配电自动化覆盖率要达到90%, 配电网建设改造投资不低于2万亿元。建设配网调控技术支持系统将提高配电网运行监测、控制能力, 实现配电网可观可控, 变“被动报修”为“主动监控”, 缩短故障恢复时间, 提升服务水平。实现配电网运行的全面实时监控, 合理安排配网运行方式和维修计划, 提高日常工作效率和生产管理水平, 满足社会经济发展对供电可靠性的要求。提高配电网管理水平, 有效优化抢修资源, 同时也有效践行对社会的抢修服务承诺;合理优化业务流程, 实现配网集约化、精细化管理。
参考文献
[1]邬捷龙, 王俊锴, 杜文学, 等.电网运行监控技术[M].北京:中国电力出版社, 2014.
[2]周耀辉.地区电网调度自动化系统集中监控功能研究[J].电子设计工程, 2011 (24) .
地区电网调度风险预控 篇8
1 电网调度倒闸操作中的风险预控
调度倒闸操作风险预控的关键环节就是操作票的拟写、审核和执行。
1.1 操作票拟写、审核环节的风险及预控措施
操作票拟写、审核环节中存在的风险和相应的预控措施总结如下:
(1) 风险1:操作票拟写的相关运行方式是否与操作时的运行方式一致。针对预控措施:注明拟写操作票时的相关运行方式。 (2) 风险2:操作票对应检修申请票的线路停电区域是否正确并符合实际。针对预控措施:如不符合实际或有疑问时, 应与运行方式和线路方面负责人核实。 (必要时需让线路方面提供线路的单线图) (3) 风险3:负荷是否需要倒供, 是否需要调整系统潮流、电压、频率。针对预控措施:核实检修申请票是否考虑到转移负荷、调整系统潮流、电压、频率等问题。 (4) 风险4:是否会导致相关设备过载。针对预控措施:核实检修申请票是否考虑到防止相关设备过载的措施。如调整运行方式、投切主变压器、开停机、停限电等。 (5) 风险5:是否影响重要用户供电可靠性。针对预控措施:通知重要用户供电方式变化情况, 并做好事故预想。 (6) 风险6:是否考虑到继电保护、安全自动装置的定值调整或投退。针对预控措施:查看继电保护正定方案说明、定值单或与保护专责联系沟通。 (7) 风险7:是否考虑到大电流接地系统主变压器中性点接地方式。针对预控措施:合理调整主变压器中性点的接地方式, 防止大电流接地系统的各部分成为不接地系统。 (8) 风险8:是否考虑到小电流接地系统出线消弧线圈全补偿。针对预控措施:核算消弧线圈补偿度, 合理投、退消弧线圈或调整消弧线圈分接头。 (9) 风险9:是否考虑到线路投入或退出运行时可能出线过电压或欠电压。针对预控措施:提前调整运行方式, 停、限电等。 (10) 风险10:是否考虑到对电网稳定的影响。针对预控措施:调整运行方式、继电保护和自动装置等。11风险11:是否考虑到相关设备冲击合闸试验。针对预控措施:新建、扩建、改建、大修后的输变电设备在投运前均需进行冲击合闸试验。12风险12:是否考虑到相关设备核相试验。针对预控措施:新建、扩建、改建、大修后的线路或主变压器投入运行时, 必须进行核相试验。13风险13:线路停电范围是否考虑周全。针对预控措施:提前与线路工区进行核实。 (特别是涉及到线路同杆架设以及交叉跨越施工的工作)
1.2 操作票执行环节的风险及预控措施操作票在执行环节存在的风险和相应的预控措施总结如下:
(1) 风险1:是否考虑到操作时与合格的调度对象联系。针对预控措施:核实相应的调度对象联系人员名单。 (2) 风险2:是否考虑到设备已确实合环。针对预控措施:查看合环电流、断路器遥信、电网潮流变化情况等。 (3) 风险3:是否考虑到设备的拆接引线的确切位置。针对预控措施:与现场工作负责人核实具体位置。 (4) 风险4:是否考虑到需要向现场操作人员提醒与所操作设备有电气联系的相关设备带电。针对预控措施:提醒现场操作人员相关设备的带电情况。 (5) 风险5:是否考虑到设备具备停电条件的汇报。针对预控措施:核实是否向调度汇报线路具备停电条件。 (6) 风险6:是否考虑到设备具备送电条件的汇报。针对预控措施:送电前核对配合性工作是否竣工;核实所有相关都已竣工并汇报具备送电条件时才可送电。 (7) 风险7:操作过程中监护是否到位。针对预控措施:严格执行监护制度;如发现异常情况, 应马上停止操作。在操作票执行的过程中, 如果发现异常情况, 必须重新拟写、审核操作票后才能执行。
2 在电网事故处理中的风险预控
(1) 制订完善的电网事故处理方案, 并应定期开展反事故演习和事故预想活动。 (2) 电网发生事故时, 事故单位值班员应在第一时间向调度员汇报已发生事故的简况。 (3) 电网发生事故时, 由于可能导致现场值班员情绪不稳定, 应尽量向事故现场的值班负责人下达指令, 并告之操作目的和操作安全注意事项。 (4) 若事故发生在交接班期间时, 必须待事故处理告一段落后, 且交班值班员必须要向接班值班员交待清楚事故处理的情况、遗留工作和相应危障点。 (5) 在处理多电源点的电网事故时, 经常会出现小电网解列运行的情况, 此时应核实相应厂、站是否已失压。 (6) 利用电网调度自动化系统的SCADA工作站画面进行有关资料的链接, 帮助调度员记忆资料。
3 风险预控后的成效
电网调度工作中遇到的倒闸操作和事故千变万化, 在吸取以往的事故教训的基础上, 逐步完善各种风险分析及预控措施, 从而不断提高调度操作和事故处理的预控能力。
石家庄电力调度控制中心通过对电网调度风险的预控, 极大提高了电网调度员对电网实行可控、能控、在控的水平, 在确保电网的安全运行中收到了很好的实际效果。
参考文献
[1]吴光明.地区电网调度危险点预控探讨[J].供用电, 2009.
[2]邓四珍.电力调度事故处理环节中危险点预控[J].中国新技术新产品, 2011-12-10.
地区电网建设 篇9
地区电网的安全运行,不仅关系社会发展、国家安全与社会稳定,而且关系人民群众的切身利益[1,2]。近年来,由于地区电网的发展建设滞后于负荷的高速增长,电网普遍存在瓶颈现象。尤其是高峰负荷时段,部分设备常处于重载甚至过载运行状态,难以满足电网安全运行的要求,致使电网安全裕度降低、运行风险加大,地区电网安全稳定运行和持续可靠供电面临更加严峻的挑战。因此,针对地区电网开展运行风险分析,客观定量地评估地区电网运行风险,可有效探明电网薄弱环节,制定科学的运行风险控制预案与检修停电计划,是保障地区电网安全、稳定和可靠运行的必要手段。
目前,地区电网安全分析以传统静态安全分析为主,它以离线方式采用N-1准则校验电网静态安全性,主要方法有灵敏度法[3]、直流潮流法[4]和补偿法[5]等。这些方法应用已较为成熟,但由于忽视了故障发生的概率,不能对电网风险的不确定性做出科学的分析。在电网规划的充裕度评估[6,7,8]中,虽然考虑了事故概率因素,并采取必要的校正措施对系统潮流进行再调度,但其主要应用于电网的规划建设,指标抽象,不能有效指导电网运行维护。
针对电网传统可靠性分析的固有缺陷,电网运行风险评估方法于20世纪90年代末提出[9],并已取得了较大的发展[10,11,12,13,14]。但目前的评估方法仍存在不足之处,即只考虑部分因素影响,实现电网运行风险评估,缺乏系统性地计及继电保护和备用电源自动投入(以下简称“备自投”)装置动作以及调度员切负荷操作等因素对运行风险的影响。
备自投虽然可大大降低电网事故跳闸失压风险,但其与保护的动作都会改变电网拓扑结构及运行方式,电网运行风险也随之发生变化。为了准确科学地评估电网运行风险,必须计及继电保护与备自投装置动作对其影响。为此,本文提出适用于评价地区电网运行风险的指标体系和计及电网变化过程的电网运行风险评估方法。该方法针对地区电网关注的负荷损失这一重要风险点,以电网运行风险评估理论为基础,充分考虑了电网变化过程中的各种关键因素,计及了继电保护与备自投装置的动作、调度员切负荷操作等因素对电网运行风险的影响。以深圳电网2010年夏大运行方式为算例,验证所提出的方法的实用性和可操作性。
1 地区电网运行风险指标体系
地区电网调度人员关注的风险点主要是节点失压与支路过载引起的负荷损失。为此,根据风险理论[10]定义了地区电网的失压风险指标RLOV和过载风险指标ROL:
式中:s为电网状态;G为电网负荷损失状态的集合;MLOV(s)和MOL(s)分别为反映电网状态s因节点失压和支路过载引起负荷损失的严重程度;P(s)为电网状态s的概率;Ln(s)为仅考虑由于负荷节点失压导致的电网负荷损失;Lb(s)为仅考虑支路过载引起的电网负荷削减;L0为电网总负荷。
综合式(1)与式(2),定义地区电网运行风险指标R为:
式中:a1和a2分别为RLOV和ROL的权重。本文取a1=a2=1。
可见,运行风险指标R综合反映了由于节点失压与支路过载引起的负荷损失与发生概率的关系。
同时,为揭示电网各节点和支路的运行风险,定义了节点i的失压风险指标RLOVi和支路j的过载风险指标ROLj:
式中:Ln.i(s)和Lb.j(s)分别为节点i失压造成的负荷损失以及支路j过载造成的负荷削减。
由式(1)~式(5)共同构成了地区电网运行风险指标体系。该指标体系以负荷损失为出发点,分为系统级指标和元件级指标。前者反映了故障对整个电网的宏观影响,后者表明了故障的局部性影响。同时,指标具有标幺值意义,以便于不同电网及其不同运行方式下的比较。
2 计及电网变化过程的运行风险评估方法
计及电网变化过程的地区电网运行风险评估方法,综合计及了继电保护与备自投的动作、调度员切负荷操作等影响电网变化过程的关键因素,真实反映了电网运行变化过程,因此能实现对电网运行风险更为科学的评价。
2.1 基于雅可比矩阵奇异的电网孤岛—失压分析
潮流计算的雅可比矩阵非奇异,表示电网不存在孤岛;若矩阵奇异,则可通过检测雅可比矩阵的列相关系数进一步分析电网内是否存在孤岛以及孤岛的组成[15]。由于雅可比矩阵的子矩阵H=P/θ,与雅可比矩阵具有相同的奇异性[16]。因此,基于雅可比矩阵奇异的孤岛—失压分析可转化为对雅可比矩阵的子矩阵H的分析。具体方法是:首先,通过检测矩阵H的列相关系数,判别电网是否存在孤岛;然后,分析孤岛的组成;最终,判别孤岛内节点是否失压。
设待检测的电网含有k个节点,则其矩阵H列相关可表示为:
式中:ck和ci分别为矩阵H的第k列和第i列列向量;ηi为列相关系数,ηi取值为0或-1。
列相关系数矩阵为:
η=(U(k-1))-1uk (7)
式中:矩阵U为矩阵H三角分解所得的上三角矩阵;U(k-1)为U前k-1行和列构成的矩阵;uk为矩阵U的第k列前k-1个元素组成的列向量。
基于雅可比矩阵奇异的孤岛—失压分析步骤如下。
步骤1:对待检测的电网形成矩阵H,计算列相关系数,并记电网中编号最后的节点为当前节点。
步骤2:若列相关系数全为-1,则电网内无孤岛,转至步骤4。
步骤3:若列相关系数不全为-1,即含有为0的列相关系数,则电网存在孤岛。所有列相关系数为-1的节点与当前节点同属于一个孤岛。将列相关系数为0的节点提取出,组成一个新的待检测电网,转至步骤1。
步骤4:电网内孤岛检测完毕。若解列成孤岛的局部电网(负荷节点)中无电源,则判定为孤岛内的负荷节点失压。在工程实际中,由于地区电网部分解列成孤岛后,孤岛内的节点通常不能满足供电要求,因此,一般可认为孤岛内的负荷节点失压。
值得一提的是:由于潮流计算是电网运行风险评估的基础,雅可比矩阵是否发生奇异以及奇异原因分析是潮流计算必不可缺的步骤。因此,利用基于雅可比矩阵奇异的方法检测孤岛,无需增加风险评估过程额外的分析计算时间开销,相比于传统图论方法检测孤岛,更为快速有效,且易于实现,具有明显的优势[15]。
2.2 电网变化过程因素分析
继电保护的正确动作可快速有效地切除故障设备,是电网安全稳定运行的保障。但是,继电保护的动作将造成电网拓扑结构的改变和潮流的转移,可能导致其他支路严重过载,甚至诱发故障连锁反应,造成大面积停电的灾难性事故。电网中配置距离Ⅲ段保护,不仅将其作为后备保护,而且也是为了预防支路的严重过载;同时辅之调度运行人员的切负荷操作,从而实现对电网过载的有效控制,以保障电网的安全运行。因此,继电保护动作对电网运行风险的影响呈现不确定性和复杂性。此外,为了提高电网供电可靠性,地区电网还装设了大量的备自投装置,以降低电网失压风险。可见,影响电网变化过程的各因素,均直接关系到地区电网运行风险,在风险评估中只有合理地计及这些因素,才能使评估结果更具科学性,更符合工程实际。
由于计及了多种电网变化过程因素,运行风险评估的难度也随之增加。传统的电网N-1静态安全分析,在计及保护和备自投装置的动作后,将可能升格为N-1+1甚至N-K+M分析,电网拓扑结构变化呈现复杂性与随机性。因此,在评估中需系统地模拟故障扰动后电网恢复到新稳态运行点的变化过程,其特殊性考虑如下:
1)为满足电网运行对热稳定性要求,对严重过载且满足距离Ⅲ段保护动作定值的支路,保护动作予以切除。
2)电网备自投装置的动作情况是通过备自投装置表[17]及其备自投动作判据的综合分析获得。备自投装置表储存了电网中所有备自投装置的相关信息:备自投装置编号、工作电源侧母线、备用电源侧母线、备自投装置类型、投退状态以及备自投电气参数等。可见,备自投装置表可实现备自投的自动匹配。备自投动作判据可归纳为:①工作电源失压;②备用电源正常;③不允许连续动作。
2.3 评估流程及其使用的潮流计算方法
综上所述,计及电网变化过程的地区电网运行风险评估流程如图1所示。
为提高评估效率,引入灵敏度法[3]提高潮流计算速度,即对支路开断且未造成电网节点失压的状态,直接采用灵敏度法求得支路开断后的电网潮流。灵敏度法是将支路开断视为正常运行情况的一种扰动,只需在断线前电网潮流计算结果的基础上,以节点注入功率的增量模拟断线的影响,仅需很小的计算量,即可求得断线后的电网潮流,具有计算速度快、精度高的优点,可大大提高电网运行风险评估的效率。值得注意的是,由于灵敏度法原理的局限性,无法处理支路开断引起电网分块的情况。因此,若支路开断造成电网内节点失压,则采用牛顿—拉夫逊法或快速解耦分解法计算电网潮流。
3 算例
3.1 电网基本参数
以深圳电网2010年夏大运行方式为算例,验证本文提出的地区电网运行风险评估指标体系和计及电网变化过程的运行风险评估方法。涉及电网运行风险评估的输电元件主要有输电线路和变压器。2010年夏大方式,深圳电网共有4座500 kV变电站,34座220 kV变电站,140座110 kV变电站,其中12台500 kV主变,95台220 kV主变,407台110 kV主变。500 kV,220 kV,110 kV主变总容量分别为11 250 MVA,21 450 MVA,23 443 MVA。电网中有500 kV线路11回,220 kV线路99回(含5回电缆),110 kV线路335回(含73回电缆)。该运行方式下最大负荷预计为11 800 MW。
根据近年来深圳电网故障统计数据,并参考国家电力监管委员会电力可靠性管理中心发布的2004年—2009年可靠性指标,确定了深圳电网运行风险评估的可靠性基础参数。枚举正常运行状态、N-1状态和N-2状态(同杆并架双回线以及有电气联系的相邻元件),构成系统状态集,计算各系统状态概率。
3.2 电网变化过程模拟
为更清晰地阐释本文所提出的方法实现的电网变化过程模拟,选取深圳电网某事件进行说明,所涉及的局部电网如图2所示。
该事件为西仙线与西玉Ⅰ线2回110 kV线路发生共模故障,潮流转移至西玉Ⅱ线,致使其严重过载,过载率高达50.2%,超过其所配置的距离Ⅲ段保护定值,该保护动作切除西玉Ⅱ线;西玉双回同时退出运行,导致电网内新玉站、新安站(均为110 kV变电站)失压;由于平安站至新安站之间配置了备自投装置,该备自投装置可靠动作恢复新玉站和新安站供电;最后,仅丽仙线过载41.9 MW,过载率为29.0%。调度员对此部分过载负荷进行切负荷操作。
3.3 结果与分析
本文对2010年夏大方式下深圳电网运行风险进行了评估。为了比较说明电网变化过程各因素对运行风险的影响,本文设计了4种策略分别评估其运行风险指标。其中,策略1为不计及备自投装置和保护动作,策略2为仅计及备自投装置动作,策略3为仅计及保护动作,策略4为综合计及了影响电网变化过程的各关键因素。各策略下所求得的运行风险指标评估结果如表1所示。
策略1未计及保护和备自投装置动作,系统发生故障后,处理手段为简单的过载负荷切除。比较策略1和策略2可知,计及备自投装置动作后,电网失压风险明显降低。说明配置备自投装置后,可提高地区电网的供电可靠性,有效降低电网失压风险。
策略3相比于策略1,电网失压风险提高,而过载风险略为降低。这是由于计及保护动作后,电网中严重过载支路将被切除,电网过载风险因此降低。但是,由于该部分支路的退出运行可能导致的电网内部分变电站失压,电网负荷损失增大,电网失压风险随之升高,这与支路过载易诱发故障连锁反应的事实相符。
通过以上分析可知,继电保护与备自投装置的动作对地区电网运行风险均产生不同程度的影响。因此,只有策略4,即充分计及继电保护和备自投装置的动作以及调度员的切负荷操作,才能使评估结果更加符合电网实际运行情况。
为深刻揭示深圳电网运行风险机理,探明电网薄弱环节,有必要比较电网中各节点和支路的元件级指标,并对电网进行薄弱环节和灵敏度分析。
3.3.1 失压风险
对该运行方式下电网内各变电站节点失压风险进行了排序。限于篇幅关系,仅列出了电网中失压风险最大的5个变电站,如表2所示。
从失压风险计算结果可知,电网失压风险较大的变电站主要是单回路供电的110 kV变电站。可见,影响失压风险的因素主要有以下3个方面:
1)网络结构。对于单回路供电的终端变电站,供电线路的强迫停运将造成其失压;对于相同电压等级的供电线路,线路越长,其故障率越高,越容易发生故障,失压风险也就越大。
2)支路的载流量限制。当电网中部分支路发生故障时,电网中潮流往往会发生转移,使得相关支路过载运行。当支路严重过载且满足该支路距离Ⅲ段保护动作定值时,距离Ⅲ段保护动作切除支路,造成变电站跳闸失压,甚至诱发故障连锁反应。
3)变电站负荷量的影响。负荷越重的变电站失压造成的负荷损失越严重,失压风险越高。
由以上分析可知,为降低电网内变电站的失压风险,电网的设备维护部门应加强巡视和维护,以降低线路事故跳闸率。同时,要加快配套线路的建设,并加装备自投装置。
3.3.2 过载风险
对该运行方式下电网中各支路的过载风险进行排序。表3仅列出过载风险最大的5条支路。
由表3可见,该电网过载风险较高的支路,主要集中在220 kV主变和部分与电源点连接的线路上。支路的负荷过载风险主要与电网潮流分布、支路自身的负载能力以及相关支路故障率有关。由于变压器和电源供电端线路承载电网潮流较为集中,且负载较重,易发生过载,故这些支路常成为电网内负荷过载风险较高的支路。电网运行部门应重点加强对220 kV主变和电源供电端线路的运行维护工作,并有针对性地进行相应变电站的扩容建设。
3.3.3 薄弱环节和灵敏度分析
薄弱环节和灵敏度分析有助于探明电网的薄弱环节,指明电网运行风险控制的关键和重点。表4为深圳电网薄弱环节的计算结果。R′为某一元件故障率为0时的电网运行风险指标,ΔR为电网运行风险指标变化量。按照ΔR大小进行排序,表4中列出了电网运行风险指标减小量最大的5个元件。
表5为元件故障率变化对电网运行风险水平变化的灵敏度分析结果,表中列出了灵敏度最大的5个元件。ΔR和Δλi分别为电网运行风险指标和元件故障率的变化量。
分析表4和表5的结果可知,深圳电网中部分重载支路的可靠性水平对电网运行风险有着十分重要的影响。经计算,正常运行时,110 kV简横双回和110 kV创万双回的负载率分别达92.6%和92.4%,育新变的负载率达到90.3%,均接近满载。而500 kV岭深甲、乙线负载率高达57.5%。清水河站的分裂运行致使站中主变的运行风险加大。可见,重载以及单回供电的支路是深圳电网运行风险的薄弱环节,因此,电网的运行风险度指标对其故障率比较敏感。运行维护部门应加强潮流信号检测和运行维护工作;规划部门在电网未来规划设计中,应针对性地进行改建和扩容。
以上风险指标及其分析结果均与深圳电网的实际情况相符。
4 结语
客观、定量地评估电网运行风险对保障电网安全稳定运行具有重要意义。对地区电网运行风险的评估必须计及影响电网变化过程的各关键因素,才能使评估结果更加符合电网运行实际,真实反映电网运行风险水平。本文提出的计及电网变化过程的地区电网运行风险评估方法,充分考虑了继电保护与备自投装置动作、调度员切负荷操作对电网运行风险的影响,可实现对地区电网运行风险的快速科学评估。以深圳电网2010年夏大运行方式作为算例,验证了本文所提出的评估方法的实用性和可操作性。
地区电网建设 篇10
【关键词】微电网；青海；偏远地区；应用前景
引言
从2006年始，青海省电力公司启动了计划总投资达13亿元的大电网区域内“户户通电”工程，致力于解决青海农牧区4.69万户无电户、21万多人的用电问题。截至2008年底，除地处偏远地区大电网供电区域覆盖范围之外的极少数农牧户和游牧户之外，青海省的农牧民全部实现户户通电。青海省电力公司介绍，青海许多牧区自然条件差、牧民们居住分散，“户户通电”工程投资成本非常高，户均通电成本达3万元，偏远牧区甚至达到4万至5万元。
微电网的应用可有效解决青海高原偏远地区供电困难问题，同时微电网减少了长距离输电线路的建设，减少投资成本，提高了供电质量和供电可靠性。对于偏远地区供电问题微电网的应用前景将十分广阔。
1、微电网技术概述
微电网是一组微电源、负荷、储能系统和控制装置构成的系统单元。微电网中的电源多为容量较小的分布式电源，即含有电力电子接口的小型机组，包括微型燃气轮机、燃料电池、光伏电池、小型风力发电机组以及超级电容、飞轮及蓄电池等储能装置。近年来，小规模发电装置、电力电子技术以及数字控制器的发展使微电网的实现成为可能。微电网作为供电系统的补充，是充分利用分布式发电的一种方式，具有成本低、电压等级低以及污染小等特点。目前世界上许多国家己开展微电网研究，立足于本国电力系统的实际问题提出了各自的微电网概念和发展目标。作为一个新的技术领域，微电网在各国的发展呈现不同的特色。
2、青海高原牧区居民生活及用电现状
青海省牧区居民，主要以藏族为主，生活方式为游牧生活，夏天居住在夏季草场，冬天居住在冬季草场。牧民多在自己的草场建造房屋，由于自然条件差居住极其分散，交通及通讯非常不便。牧民夏季居住在山上，居住时间约为4～5个月，居住以帐篷为主。冬季牧民将牛羊迁徙至过冬草场，冬季草场牧民居住以土坯房为主，居住地牧民聚居规模一般为2～5户，半径1公里范围内居住户数约为10户。牧民依草而居，距城镇远，输电线路电网覆盖困难。牧区牧民处于游牧生活状态，用电负荷较小，主要以生活照明为主。调研中发现牧民目前生活用电主要采用300W～500W左右的便携式太阳能发电系统。受储能装置的
3、青海高原牧区微电网应用与传统大电网供电比较
3.1传统电网投资大
传统的供电方式是由集中式大型发电厂发出的电能，经过电力系统的远距离、多级变送为用户供电的方式，即“就地消费”，微电网能够有效减少对集中式大型发电厂电力生产的依赖以及远距离电能传输、多级变送的损耗，从而延缓电网投资，降低网损。
以青海省海西州都兰县沟里乡为例。沟里乡现有住户279户，居住地形主要为山谷中，居住分散。若以新建大电网线路进行供电，需新建35千伏输电线路1条，与最近的电源点连接约为70公里；新建35千伏变电站1座；新建10千伏供电线路116公里；新建配变25台，总容量1550千伏安；新建0.4千伏配电线路113公里。根据以上工程量计算，工程总投资约1亿元，平均每户通电成本为35.8万元。如果采用微电网供电，每10户建设一个10千瓦的分布式光伏发电站，按照10千瓦分布式光伏发电站市场价20万元计算，投资金额为560万元，考虑户与户之间微电网电力线路建设，总投资也将远远小于通过大电网供电的投资。
3.2传统电网运行维护复杂
由于牧民居住地距离已有电网线路较远，如果采用新建电网线路与已有电网线路连接进行供电，线路建设距离长。10千伏线路的供电半径不能满足要求，采用35千伏线路进行供电，需建设相应的变电站等设施。线路经过地区多为无人区，交通不便，线路巡查困难大，出现问题维修困难，停电时间长。微电网供电线路均在用户周围，线路长度短，电压等级低，出现问题，维护人员可直接进入现场排查故障，缩小了停电时间。
3.3微电网供电质量与供电可靠性高
传统电网由于线路输送距离长，线路损耗大，末端电压低，严重影响用户用电质量。另外，输电线路出现问题，将影响整条线路上的用电负荷，停电范围大。微电网是对周边范围内用户进行供电，为独立供电系统，一个出现问题，不影响其他微电网正常运行，停电范围小，供电可靠性高。
3.4微电网建设要求低
与常规的集中供电电站相比，微电网无需建设配电站，可避免或延缓增加输配电成本，没有或很低的输配电损耗，可降低终端用户的费用；小型化，对建设场所要求不高，不占用输电走廊，施工周期短，高效性灵活，能够迅速应付短期激增的电力需求同时还可以降低对环境的污染等。
结论
综上所述，青海省地广人稀，建设微电网，不仅可以有效解决牧民的生活用电问题，极大的提高青海省高原牧区的通电率，且建设的成本低、建设要求、供电质量及运行维护等均优越于传统电网，因此，微电网在青海高原偏远地区的应用前景十分广阔。
参考文献
[1]时珊珊，鲁宗相，周双喜，等.中国微电网的特点和发展方向[J].中国电力，2009.42（7）：21-25.
[2]徐建忠.分布式供电和冷热电联产的前景[J].节能与环保，2002.3.30：10-14.
作者简介
浅谈地区电网电压无功管理 篇11
近年来，惠州经济将继续保持平稳快速，供电负荷也将不断增长，如果地区无功管理不善，则无功补偿容量不足或者分布不合理，将会导致电网供电电压质量差。电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、人民生活用电、用电损耗、工农业安全生产和产品质量都有直接影响。电压是电力系统电能质量的重要指标之一，而电压与无功是密不可分的，电力系统的运行电压水平取决于无功功率的平衡。
2 惠州电网的无功现状
2.1 基本情况
至2013年4月23日止，惠州供电局电网现状如下：35kV及以上变电站131座，其中500kV站4座，220k V站23座，110k V站95座，35k V站9座。挂网运行的主变压器共270台，变压器总容量25684.950MVA，其中500k V主变24台，容量6756MVA;220k V主变48台，容量9420MVA;110kV主变183台，容量9105MVA。35k V主变15台，容量403.950MVA。根据潮流分析，2012年惠州电网典型方式下220k V及110 kV电压水平均能满足要求，但部分区域电容器是否足够、完好，对无功电压调节能力影响很大。
惠州与外网联接220 kV线路功率因数均达0.99以上，惠州电网与外网220k V线路交换无功有47.3Mvar，且基本为送出，惠州站、福园站500 kV主变变高均出现无功反送，经分析，该两分区无功平衡能力较好，惠州站由于昭阳电厂无功出力较大，而该分区实际无功可以平衡，无功反送实际来自昭阳电厂，如为避免无功反送，需降低昭阳电厂出力。总之，在理论上，惠州220 kV层及110 kV层电网无功基本可以实现自身平衡，并且220kV层电网有1229.7Mvar的盈余，但实际上受220 kV变电站大量低压电容器无法投入影响，部分片区仍需通过500 kV下送大量无功。为确保各220 kV站都能更好就地平衡，减少500 kV下送无功，须研究AVC、VQC策略原则，提高各220kV片区无功平衡能力，加强无功补偿容量配置及维护。
2.2 无功分片平衡分析
以全网110 kV变电站无功就地平衡，并尽量提高主变变高功率因数为原则，进行电压调节，根据分析，惠州整体电压水平良好，220kV主变下送无功基本可控制在较小范围，220 kV主变变高功率因数均能满足要求，但仍有部分片区110 kV层无功不能平衡，且主要在于仲恺和雍园等重负荷区域，而湖滨、九潭、风田等片110 kV层无功平衡能力较差，仅有少量无功盈余不多。三栋、镇隆、金源、东澎片因有丰达、剑潭以及白盆珠水电厂上网，无功有所盈余，但镇隆由于负荷较重，且无功需求较大，需增加丰达电厂无功出力，否则分层无功不足。
仲恺、雍园在110 kV片区电容器全部投入下，仍需经220 kV主变下送无功9.3Mvar和34.8Mvar来平衡，而湖滨、九潭、风田、铁涌、鹿江和联丰片虽有无功盈余，但仅为7.2Mvar、3.1Mvar、8.2Mvar、14.3 Mvar、15.2 Mvar、15.5 Mvar，在实际运行中，可能因为无功补偿故障率较高、部分110 kV无功电源配置不足、220 kV变电站10 kV电压偏高电容器无法投入、可投电容器投入率不高以及无功损耗等原因，部分片区需从220 kV主网吸收大量无功来达到平衡。
2.3 惠州电网无功电压管理工作重点
加强地方电厂发电曲线管理，灵活调节地方电厂无功出力；
加强各县（区）小电源上网无功电压管理，负荷低谷期间要求少发无功；
提高AVC (VQC）整定及运行管理水平，根据各片区变电站无功容量配置情况，及时调整AVC (VQC）整定定值，不断优化调节策略，在保证电压无功均合理的条件下积极投切电容器和调整主变抽头，使各站始终保持合理的电压水平，不断提高电压质量。
市场部门应加强用户侧功率因数考核，减少10kV线路无功输送，保证母线电压水平。
编制无功电压装置运行管理实施细则，规范无功电压装置运行管理，统筹考虑惠州全网的电压无功优化，实现惠州全网无功优化和集中控制，降低网损。
每月跟踪主变功率因数和母线电压统计，定期总结AVC运行情况，加强变电站无功电压分析，找出存在的问题，分析原因，提出改进措施，并形成分析报告。
定期进行无功电压调节设备缺陷统计，根据其对电网运行及经济调度的影响，分轻重缓急，与设备维护部门沟通，催促其尽快消缺。对于无功补偿容量有较大缺额的变电站，督促相关单位进行扩容，实现该片区的无功平衡，避免从上级或者长线路输送无功功率。
相关单位应将检查AVC (VQC）装置运行情况做为日常巡视项目，以及时发现AVC (VQC）装置异常情况。
加强对调度员的电压无功培训，要求调度员掌握电压无功调节措施和AVC (VQC）动作原理并监控到位。
3 无功电源建设和无功电压运行管理建议
加强无功电压管理，设备维护部门应积极处理缺陷，做到有重点，有先后，保证电容器可投率在96%以上。
加强用户侧功率因数管理，市场部门应督促用户维护好电容器组，确保无功就地平衡，尽量提高功率因数在0.95以上，尤其是针对重负荷变电站所在片区。
市场部门应加快县区小水电直采，提高小水电无功上网监控，建议龙门县调加强小水电上网功率因数管理，尽量提高功率因数，降低小水电上网电压，避免永汉站等的电压偏高。同时建议增加永汉站低压电抗器或更换变压器，提高无功及电压调节能力。
南海站无无功补偿设备，只靠自备机组无功出力来调节功率因数，一旦机组跳机造成无功缺额严重，风田片电压下降明显，从保证电网安全及经济效益出发，建议加装无功补偿装置。
部分片区已实现AVC控制，且由于AVC控制策略为区域无功平衡，涉及设备较多，其运行状况好坏与电容器、主变调压设备完好及AVC功能是否齐全、定值设置是否合理、测控装置测量精度是否满足要求及通信通道是否可靠等因素关系密切，应尽快完善AVC分析功能，提高动作不正常或策略不合理等问题查找效率，更好发挥AVC作用。建议南瑞应加强AVC功能对异常情况的分析和统计功能。
结语
电力系统中无功功率是否平衡，直接影响电压的质量。为保证电压质量，满足用户的用电要求，系统中必须有充足的无功电源备用，加强电网无功电压管理显得尤为重要。无功电压管理工作是一项即复杂又细致的工作，它关系到供电企业的生产和经营管理工作中各个部门与各个环节，供电系统各级管理单位都要重视其管理工作。
参考文献
[1]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2009.
[2]广东电网公司惠州供电局.惠州电网2013年运行分析[Z].
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