配电网运营管理策略

配电网运营管理策略（共11篇）

配电网运营管理策略 篇1

摘要：在配电网工作建设中, 要确保工程施工的高质量, 就需要有科学的安全管理措施, 施工安全管理对配电网工程施工具有至关重要的作用。主要对当前配电网工程施工中的安全管理工作进行了分析, 对存在的问题提出了简要的解决策略。

关键词：配电网,安全管理,电力能源,施工设备

目前, 电力能源在经济发展中所起的作用越来越大。在电力企业体制改革不断深入的情况下, 我国的电网发展进入了新的阶段, 配电网作为整个电力能源输送的关键环节, 是电力企业提供的优质供电服务中不可缺失的部分。我国的配电网工程建设量不断增多, 在施工中难免会存在很多安全风险。因此, 如何加强对这些问题的控制、提高施工的安全性, 是施工单位不能忽视的问题。

1 配电网工程施工中安全管理的重要作用

配电网在整个电力系统中主要是对电能起到合理的分配作用, 其分配类型不是单一不变的, 具有多样化的特点。按照电能的具体输送地区可将其划分为城市配电网和乡镇配电网2个方面;按照电压分配, 可分为高压配电网、低压配电网和中压配电网等。从我国的地区特征现状看, 配电网工程施工具有复杂化、专业化的特点。安全管理是保证配电网施工高效进行的必要保证, 其重要性主要有以下3点:1可提高施工的安全性。配电网工程施工是一项具有危险性的活动, 加强安全管理可增强施工人员的安全警惕意识。在施工前, 做好各项安全防护措施, 可避免不必要的施工安全事故发生。2可为经济发展提供必要保证。电力能源在现代社会中的作用不言而喻, 加强配电网工程施工中的安全管理, 可确保电力能源输送的安全、及时和稳定, 有利于经济发展的稳定、健康。3可提高电力企业的整体服务水平。电力企业是较为特殊的服务性企业, 属于国有企业, 但其服务对象为整个经济构成体, 关系着社会的稳定和人们的正常生活。加强配电网施工的安全管理可使电力能源在输送的各个环节中不存在潜在风险, 可做到事前的预防和解决, 从而保持电能的持续供应。

2 配电网工程施工现状分析

2.1 施工的设备和材料

工程施工的正常、稳定进行需要有足够的设备和材料。在很多配电网施工中, 施工单位在施工工期的限制下, 为了尽快在工程期限内竣工, 会加大对施工进程的管理, 而忽视了对施工设备和材料的管理, 导致很多劣质设备和材料应用于工程中, 这不仅会给施工人员的人身安全造成极大威胁, 而且会给工程后期埋下很多的安全隐患, 甚至出现设备和材料的断供;由于经济原因而采用廉价的设备和材料, 可能会出现返工、重修的现象, 浪费了大量的资金成本。

2.2 施工人员

随着市场竞争的加剧, 配电网工程施工项目的建设单位在不断增多, 但各个施工单位在施工安全管理上并没有形成统一的安全管理标准, 施工人员的素质参差不齐, 很多施工人员在施工中的安全意识淡薄, 没有相应的安全保护措施, 而施工单位往往会因经济因素, 在安全管理上以经验式管理为主, 缺少专业的施工团队, 在施工设备工具的选择上也没有专业的技术支持, 对施工人员的素质培训工作欠缺, 作为施工主体的施工人员在意识上缺乏对安全管理的足够认识, 在施工中不具备全面的安全防护措施, 很容易造成安全事故的发生。

2.3 管理人员

工程施工中的安全管理工作顺利进行的条件是施工管理者的倡导, 施工管理人员可起到良好的带动作用。在实际中, 配电网的施工安全管理缺少施工管理层的重视, 关键部位的安全防范措施落实不到位, 管理人员自身素质存在很大的缺陷, 对安全管理工作缺乏认知, 对安全管理工作的具体开展没有建立较为系统、完整的体制, 也缺乏相关的实践经验。此外, 在施工工期的要求下, 很多施工管理者会优先考虑施工进程, 导致安全管理工作处于被动。

3 改进措施

3.1 加强安全风险预测工作

配电网工程施工的影响因素较多, 具有不确定性, 安全事故的发生率较高。因此, 在进行配电网工程施工前, 需要管理人员安排专业人员对施工现场进行全方位、细致化的勘察调研工作, 将其中存在的安全隐患及时排除, 尽可能地将安全风险从源头上消除, 从而为施工的安全管理顺利实施奠定基础。

3.2 增强施工全体人员的安全管理意识

安全管理作为施工的必要措施, 应该贯穿于整个施工过程中, 施工管理人员要提高自身的综合素质, 加强对安全管理重要性的认知, 定期开展安全管理知识讲座;从施工人员的意识方面入手, 在意识上形成自觉性, 施工时可自觉地做好施工安全防护措施。对于高难度的施工程序, 不采取经验式的模式, 要在专业技术人员的指导下施工, 严格把握施工中的关键细节, 以减少风险的产生。此外, 还要加大对施工人员技术的培训力度, 不断将安全理论知识应用于实践, 尽可能地避免安全事故的发生。

3.3 强化施工监督机制

安全管理的顺利开展需要有相应的监督监管部门实时监督, 特别是在较为关键的施工环节中, 一定要严格制订施工标准, 精益求精, 对安全管理的各项制度执行有全程监督, 确保制度的高效、有力, 从而使安全管理在制度的约束下有效实施。

4 结束语

配电网工程施工是在现代电力企业能源输送中的重要环节, 可对电能起到合理的分配作用。针对当前施工安全管理现状, 需要采取合理的应对措施, 避免较大事故的发生, 确保施工顺利完成。

参考文献

[1]杨金成.配电网工程项目的安全管理研究[J].科技创新与应用, 2015 (03) :119-120.

[2]聂建勋.配电网工程项目的安全管理探讨[J].科技与创新, 2014 (19) :101-104.

[3]黄元生, 范玉凤.国内电力工程施工安全管理研究综述[J].山东电力高等专科学校学报, 2013 (03) :77-80.

配电网建设需求管理 篇2

【关键词】配电网；需求；管理

1.配电网建设需求管理的实施和应用

1.1配电网建设需求管理办法

以配电网规划管理为例，简要说明管理办法的内容，其它可研、计划等环节的管理办法可参照制定。

1.1.1管理规范和要求

配电网规划是电网规划的重要内容，应与地方经济、社会、环境发展相协调并纳入地方总体规划。配电网规划应做到协调发展、适度超前、标准统一、因地制宜，有明确的规划目标。配电网规划应以现状配电网为基础，以配电网坚强网架为目标，以经济发展规划和高压变电站规划为导向进行编制。配电网规划中应包含主选和备选方案，一般情况下应2-3年修订一次。进行规划环节建设需求管理应注意：

①编制的配电网规划应具有很强的实际可操作性。以往规划编制完成后，容易出现规划与实际的脱节，并且到规划中后期时，更是规划与实际大相径庭。因此，规划编制要注重地方经济、社会、环境的发展因素，编制合理正选方案的同时，编制备选方案，并及时进行配电网规划修编。

②应优先考虑网架的构建，优化配电网结构。很多配电网建设需求只侧重考虑提高设备健康水平，缺少考虑坚强网架的构建，今后容易出现走回头路，“大拆大建”的现象。因此，应以配电网远景网架为目标，以变电站建设为契机，优先考虑变电站的新建中压出线配套，作为完善配电网网架的重要部分。

1.1.2制定的管理流程规范

a.配电网规划编制时，规划编制责任部门应召集单位内部相关专业人员组成规划编制小组，根据实际情况，可以聘请专业机构协助编制工作。

b.规划编制小组制定编制原则，并做好相关资料的收集，包括高压电网规划，经济发展规划，土地使用规划等。

c.各基层运行管理部门应依据配电网规划编制原则，加强与地方相关部门的联系沟通，落实配电设施用地、线路走廊、电缆通道，提出配电网规划建议，协助规划编制小组初步确定配电网网架主体结构规划建议。

d.规划编制责任部门召集相关部门审核规划编制小组汇总的网架主体结构规划建议，完善配电网架主体结构的规划内容。

e.规划编制小组以审定的配电网架主体结构规划建议为基础，各基层运行管理部门提出的规划建议为参考，以优化电网结构、保障供电能力、提高电能质量和供电服务水平为目标，编制完整的配电网规划建议。

f.规划编制责任部门召集相关部门审核配电网规划建议，规划编制小组修改完善，报公司决策通过后，上报到上级单位审批。

1.2配电网建设需求管理的评估方法

鱼骨图分析法，是将问题的特性与受影响的因素，按相互关联性整理而成的层次分明、条理清楚，并标出重要因素的图形，因其形状如鱼骨，所以又叫鱼骨图，是一种透过现象看本质的分析方法。

采用鱼骨图分析法找出可以表征配电网发展水平的因素。如网络结构水平中主要有中压线路联络率较低、变电层级多、山区线路供电半径过长等；装备技术水平中主要有线路绝缘化率偏低、主要设备标准化率不高、配网自动化覆盖率低等；负荷供应能力中主要有中压线路可转供电率较低、中压线路负载率不均衡且整体偏低等。

以此分析平阳县配电网现状，积极提高中压配电网典型接线模式的比例，解决部分线路供电半径过长，提高线路的绝缘化率等；同时，查找仍存在的问题时发现，中压配电网主干线仍未形成简单、清晰、稳定的网络结构，配网自动化覆盖率低，35千伏电压等级短时间内无法消除等。

1.3提高中压线路联络率是重要的建设需求

由于早期部分变电所落点不合理或不及时、单辐射线路仍然较多、联络方式不合理、线路负载率过高等问题导致配电网网架结构仍不十分合理，线路转供能力偏弱。

加强配电网建设需求的管理在提高中压线路联络率与转供能力方面的具体实施方法有：逐步减少现存单辐射线路，提高线路联络率；分流调整重载线路，提高线路互倒率；梳理调整联络方式不合理线路，简化优化片区网架结构；以配电网规划为指导，科学合理安排配电网资金，提高资金率利用率等。

1.3.1提高中压线路联络率的分片区分析

针对各片区网架和用电特点，开展需求分析。如山门片区内现有35千伏山门变，其中10千伏间隔12个，其中公用线路8条，公用线路环网化率38%，站间联络率38% 。山门片区位于平阳西部山区，电网发展比较缓慢，山区线路较长，线路走向发散，单辐射较多，联络率低，联络难度大。在考虑节约资金的前提下，尽可能地提高现有公用线路的环网化率，特别是站间联络率。

1.3.2制定优化配电网架和提高中压线路联络率的建议方案

仍然以山门片区为例，2013年投资约90万元改造大屋线岭街支线需，将原站间联络提升为生命线，提高转供能力；2014年投资约25万元延伸Ⅱ段城镇线末端400米与Ⅰ段东门线联络，增加一对站内不同母线中压线路联络，使中压线路联络率达到63%，站间联络率达到38%；2015年投资约25万元延伸Ⅱ段农村线末端400米与Ⅰ段晓坑线联络，增加一对站内不同母线中压线路联络，使中压线路联络率达到88%，站间联络率达到38%；2016年投资约260万元延伸山门变Ⅰ段梅岭线末端900米与改造后的凤尾变Ⅱ段凤首线联络，增加一对中压线路站间联络，使中压线路联络率达到100%，站间联络率达到50%。

1.4平阳县配电网建设需求管理的指标体系及绩效考核

配电网建设需求管理的指标体系中主要有：

（1）环网化率及供电可靠性。

（2）电压合格率及供电半径合格率。

（3）线路绝缘化率。

（4）综合线损率及负载率。

同时，这些指标也是绩效考核的内容。

2.配电网建设需求管理的成效

（1）配電网建设需求管理的起点从原来的可研环节前移至规划环节，提高建设需求的前瞻性。规划环节按照适应配电网和经济发展的要求确定建设需求，可研环节在深化项目方案的同时确定建设需求的项目储备，计划环节按照开工条件具备情况安排建设需求的实施计划，需求管理分级目标明确，避免工作混淆和重复。

（2）明确配电网建设需求由发展部门进行管理和优化，且网架优化方面的需求申报改为以发展部门为主，避免设备主人以改造需求为主申报项目的弊端，设备主人缺乏网架优化方面的整体布局意识。

（3）分析建设需求的轻重缓急，优化配电网建设的资金安排，更有效地利用好建设资金，提高配电网建设的投入产出效益。

（4）采用鱼骨图分析法找出可以表征配电网发展水平的因素，并以此分析平阳配电网发展存在的薄弱环节和配电网建设需求管理执行的情况，查找仍存在的问题，找出改进和提升的方向。

3.配电网建设需求管理的进一步完善针对联络结构复杂的网络，应进行优化分析，研究适当减少必要性不强的联络点建设需求，使配电网网络结构简单、清晰，具有规律性。

【参考文献】

[1]黄志伟，葛少云，罗俊平.城市配电网发展策略探讨.电力系统及其自动化学报，2011（ 第23卷）（6）：112-115.

[2]张功林，林韩，张榕林，陈彬.配电网发展若干问题探讨.电力与电工，2009（第29卷）（4）：8-9.

配电网运营管理策略 篇3

1 供电可靠性的影响因素

影响配电网供电可靠性的因素复杂多变, 对珠江三角洲地区配电网来说, 影响其供电可靠性的主要因素包括环境因素、配电设备因素、人为因素和其他非故障因素。

1.1 环境因素

配电网所在地的自然环境决定了配电网受外界因素影响的程度。如果配电网架设在风力较大、雷雨多发等自然条件较为恶劣的地带, 便会经常受到风力、雷电等的侵害, 导致配电网设施损坏, 从而降低配电系统运行的可靠性;如果配电网架设在城市开发建设的热点地带, 则将不可避免地受到建筑施工的影响, 很容易损坏配电线路, 导致配电网无法正常工作;如果配电设备设置在低洼地带, 则容易遭受积水影响, 有可能导致设备被水浸泡, 造成设备短路。

1.2 配电设备因素

配电设备会在不同程度上影响配电网的供电可靠性, 主要包括以下几种情况: (1) 变压器故障, 负荷开关故障, 真空断路器故障, 电压、电流互感器故障等都有可能造成停电。 (2) 配电网的线路老化、技术过于陈旧等现象也会在一定程度上提高事故的发生率。 (3) 配电网三相开关中的一相闭合不到位或合不上将会造成线路非全相运行;线路某相严重过负荷, 将使跌落熔断器一相熔断;线路断线和接点氧化接触不良等将造成缺相运行。 (4) 由于线路断线或拉线断线, 而使耐张杆或直线杆倾杆;一相导线断落在地上, 或搭落在电杆和金属上, 或因导线与树枝相碰, 通过树木接地, 都有可能对配电网的正常运行造成十分不利的影响。 (5) 配电设备生产厂商对质量控制不严, 产品没有达到设计要求, 影响了电气设备的正常运行。 (6) 设备在运输途中或安装过程中发生碰撞、挤压, 造成设备受损, 影响设备功能。

1.3 人为因素

人为因素对配电网供电可靠性的影响也不容忽视, 主要包括以下三种情况: (1) 施工人员没有严格按照设备、电缆附件的安装规范要求进行安装, 野蛮施工, 给设备留下缺陷。当负荷增长时, 电力设施发生故障, 引起停电。 (2) 运行人员没有严格按操作规程执行, 发生错误操作, 导致设备保护动作, 引起跳闸停电。 (3) 配电设施被盗, 导致电力供应中断。比如一些“治安黑点”, 即电力设施被盗严重的地区, 一星期发生好几起盗窃事件, 电网受损严重, 造成频繁停电。

1.4 非故障因素和有计划停电

非故障因素和有计划停电对配电网可靠性造成的影响主要包括35 k V和35 k V以上的输变电线路或变电站改造、检修、预试, 配电网检修、改造, 线路在基建、大修、技改、业扩接入等。此类过程需要配电网配合停电, 从而在一定程度上影响了配电网的供电可靠性。

2 增强配电网供电可靠性的策略

2.1 提高设计环节的供电可靠性

如果要提高供电可靠性, 那么就应该在线路规划、设计之初就将环境因素、地理因素等都考虑在内。比如在线路通道不良、树线矛盾突出和靠近居民区宜采用绝缘架空线, 提高绝缘化水平;设计新馈线时, 采用“N—1”接线方式, 并充分考虑馈线的负荷分配, 做到环网可转供, 提高环网线路间的互供能力;按主干线分段原则, 在10 k V主干线上安装干线分段开关、分支线开关, 缩小停电影响范围;在设计处于雷暴区域的线路时, 应考虑安装避雷器、避雷线等防雷措施, 减少雷击故障率;在低洼地区, 要考虑雨水、排涝的影响, 将设备基础适当地提高, 避免因排水不畅使电气设备受淹, 从而确保配电网供电可靠性。

2.2 提升配电设备的可靠性

2.2.1 积极采用科学技术和先进设备

采用科学技术和先进设备能够明显地提高配电网的自动化程度, 从而使配电网能够及时、有效地对事故作出正确的反应, 缩短配电网对事故的反应时间, 确保配电网能够在事故发生时对故障部分进行隔离, 并对非故障部分正常供电, 以减少配电网故障对用户造成的不良影响。因此, 配电网的设计人员和管理人员应当根据当地配电网的特点, 选择恰当的综合自动化系统建设方案, 保障自动化系统能够充分发挥其作用, 降低事故的发生率。同时, 做好配电网的实时监控工作, 了解并掌握配电网的运行状况和故障原因, 以便从中分析出当前系统中存在的问题, 为配电网的技术革新提供依据。比如在发生障碍、异常较多的馈线处增设线路故障指示器, 以便能及时找到故障点;通过站内远方终端RTU向调度SCADA系统传送数据和接受操作命令, 同时也可以向配电网自动化系统传送数据和操作命令。

2.2.2 加大配电网管理和维修力度

提高配电网的管理和维修力度, 完善管理制度, 建立设备台账, 加强电力设施巡视, 及时发现配电网在运行过程中存在的问题, 避免出现配电网带病运行的情况, 从而降低事故发生率, 确保配电网的可靠运行。为此, 应当合理调整配电网的检修计划, 推行“一条龙”检修, 将可靠性管理与生产计划科学地结合起来, 合理利用停电时间, 杜绝重复停电。要求上报停电计划时, 应与停电范围内的生产消缺, 其他需停电进行的基建、业扩、代维工程等同时施工, 以减少重复停电, 从而进一步缩短配电网的停电时间, 提高配电网的运行可靠性。

2.2.3 提高配电网的自动化水平

将计算机技术和信息管理技术应用到配电网的运行管理过程中, 这样不仅能够提高配电网的运行可靠性, 还能起到控制配电网运行成本, 降低配电网管理难度的作用。因此, 在进行配电网改造和维护过程中, 应当加大配电网的信息化建设和数字化建设力度, 逐步实现配电网的自动化、综合化和智能化, 用先进的计算机技术代替人工管理, 有效降低因人为失误而导致的配电网运行事故。同时, 该技术还能够明显提高配电网对故障的反应速度, 减少配电网的故障面积和故障时间, 确保配电网的稳定运行。

2.2.4 增强配电网防护设施

增强配电网防护设施能够提高配电网对自然因素的抵抗能力, 减少因雷击引起的配电网运行事故, 同时还能改善系统过电压对设备的危害, 减少因绝缘设备破坏造成的事故, 增强馈线自动化对单相接地故障的判别能力, 对维护配电网的稳定运行具有重要意义。增强配电网防护设施, 主要从以下几点做起: (1) 选用性能可靠的供电设备, 并做好供电设备的维护工作, 防止各种误操作。 (2) 采用安全自动装置。安全自动装置主要包括低频率自动减负荷装置、高压线路的自动重合闸、自动解列装置、按功率或电压稳定极限的自动切负荷装置等。 (3) 合理配置继电保护装置。继电保护装置包括高低压用电设备的熔丝保护和保护整定值的配合。当电气设备发生故障时, 用保护装置迅速切断故障, 将事故影响控制在最小范围内。 (4) 提高送电线路和变电站主接线的可靠性, 向城市和工业地区供电的变电站进线应采用双回路, 以不同的电源供电 (重要的用户也要采用双回路双电源供电) , 以提高供电可靠性。 (5) 提高线路设备的绝缘化率, 比如采用绝缘导线和集束导线, 开关、跌落等设备的引线采用绝缘线。另外, 加装开关绝缘罩、配变绝缘罩、避雷器绝缘罩、铜排绝缘套管等, 减少因施工机械误碰导线、漂浮物缠绕导线等外力破坏造成线路故障停电。

2.2.5 完善配 (供) 电管理系统

完善配电系统的计算机监控和信息管理系统不仅能提高供电可靠性, 而且具有显著的经济效益。目前, 配电系统的各个领域都在发展自动化, 其趋势将是综合化和智能化。未来的配电管理系统将是一个具备数据采集和监视 (SCADA) 、负荷控制和管理、自动绘制地图和设备管理、工作顺序管理和网络分析等功能的计算机控制系统。

2.3 加强用户设备管理

随着社会的发展, 用电需求日益提高, 用户设备不断增加, 很多民营企业、私人营业为了追求利润, 没有聘请有资格的电工对用户设备进行管理, 导致用户设备经常发生故障。因此, 职能部门应督促用户聘请有资格的电工对用电设备进行有效管理, 定时聘请有资质的施工单位做好设备预防性试验, 并且要求专变用户加装用户分界开关 (看门狗) , 当用户设备发生故障时, 能及时隔离故障, 保证电网的可靠运行。

2.4 扩大带电作业范围并推广状态检修

系统和设备的计划性检修是历年来不可避免的影响因素, 通过加强管理工作的科学化, 可以减少对供电可靠性的影响。合理安排检修计划、提高综合检修率、扩大带电作业范围等都可以减小因检修引起的对配电网可靠性的影响, 其中扩大带电作业范围能有效提高供电可靠性。我国长期实行定期计划维修制度, 其主要特点是将时间周期作为设备维修的基础, 只要到了计划维修的时间周期, 在无特殊情况下都必须对设备进行大修或小修。这种维修制度对保证电力系统的安全运行, 提高供电可靠性起到了预防为主的积极作用。随着电气检测技术的进步和在线诊断、计算机数据信息处理的发展, 状态维修制度也得到了进一步的完善。状态维修的主要特点是利用各种测试手段 (包括常规和在线监测) 、数理统计、在线诊断等技术对运行中的电力设备的实际状态、变化趋势和规律进行科学的预测和评估, 最终作出是否需要进行检修的决定。状态维修与定期计划维修的主要区别在于前者是以实际运行状态取代固定的维修周期。在科学管理的基础上, 状态维修制度比定期计划维修制度要优越, 它不但可以提高供电可靠性, 而且能带来显著的经济效益。

3 结束语

综上所述, 10 k V配电网是电力系统中不可缺少的组成部分, 它直接关系到广大电力用户的用电状况。因此, 保障供配电网的供电可靠性尤为重要, 这就需要相关的工作人员在认真分析影响供电可靠性因素的基础上, 采取有效措施, 不断完善供电系统, 从而提高10 k V配电网的供电可靠性, 并促进我国电力事业的发展。

参考文献

[1]潘渊生.提高10 kV配电网供电可靠性的措施[J].广东科技, 2010 (02) .

配电网运营管理策略 篇4

1出现配电网电压偏移的主要原因

1.1大功率用电设备启动、短路故障等

电动机、电弧炉等设备得到启动以后，线路短路电流就会加大，在电压短时电压很有可能会出现偏移的现象，如果不能及时将排除短路故障，还会引起线路跳闸等问题，进一步扩大停电范围。

1.2电网峰谷差引起电压的偏移

电网的潮流变化及运行方式，一天之中可能会出现低谷、高峰之差，在电压变化过程中，电压偏移也会逐渐偏大，因此在某时段高峰电压也会偏低写，低谷时电压又会相对偏高一些。

1.3电压感性负荷增加，功率因素下降，因此电压偏移增大

近年来我国农村乡镇企业得到了快速发展，因此农村电网中的异步电动机也开始增多，这就需要吸收更多的无功功率，此外，配电变压器还需要输出无功功率，当前我国农村电网的无功补偿始终是薄弱环节，因此成功率因数也会下降，这时电压偏移也会增大。

1.4供电半径超规定，供电线路导线截面偏小，电压偏移

近年来经过多次对农村电网的改造和调整，当前农村电网线路整体情况已经发生了显著改变，但是纵观目前的线路情况，其负荷发展始终比较快，甚至一些线路超载非常严重，加上导线截面比较小，造成的结果就是线路损耗非常大，而电压明显偏低。

2电压偏移对电网用电设备造成的影响

各种不同的用电设备都存在其额定电压，各种用电设备都需要在一定的电压条件下工作，保证最佳的工况条件，其设备采用得到正常运行，以保证各用电设备运行的安全性，促进经济效益的提高。如果用电电压超过了允许的范围，用电设备的形成和工作质量都会受到不同程度的影响，值得注意的是，在这种电压条件下很多精密仪器、设备都会受到致命的影响。

2.1白炽灯

在电压高于额定值10%的情况下，白炽灯的寿命将会缩短70%，反之，如果白炽灯的电压比额定电压低，白炽灯的发光效率将会随之下降。

2.2荧光灯

通常情况下在电压低于额定值10%的情况下，荧光灯的发光效率将会下降15%，如果还在在该值的基础上下降，如果采用电感式镇流器荧光灯，将会面临启动困难的危险。

2.3电器控制系统

通常情况下电器控制系统电压在额定值10%以下时，继电器、接触器的吸引线圈吸压力会下降超过15%。此外，电压比额定值高还会造成线圈发热的现象。

2.4异步电动机

浅析配电网的线损管理 篇5

关键词：配电网;线损管理;技术措施

中图分类号：TM73     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0104-02

配电网的线损率是衡量供电企业管理水平的重要指标，因此，加强线损管理是电网经营企业一项长期的战略任务和系统工程，对电网经营企业有着重要的意义。只有制定合理的线损指标、明确线损管理存在的问题、建立完善的线损管理方法，才能使配网的线损管理工作取得实效。

1  线损的定义以及产生的原因

1.1  线损的定义

电能是通过配电网进行传输的，在传输的过程中，变压、配电等环节会出现损耗，因此配电网的损耗就是指在传输电能时出现的线路损耗。从线损的性质分类能够分为两种，分别是技术线损和管理线损。

技术线损就是配电系统中的导线、开关、设备等组成元件的损耗，通过相应的理论能够计算出来;管理线损就是在管理方面不严谨、计量错误等人为因素导致的线损，例如窃电、工作马虎等原因造成的线损。

1.2  线损产生的原因

①电阻损耗：变压器的线圈和线路中的导线都存在电阻，当电流经过时受到电阻的作用，导致电能有小部分的损失，变为热能散失在周围的介质中。

②磁场损耗：变压器和电动机都是需要磁场来保证工作的，磁场的建立也就是电磁转换的过程，由于交变磁场的作用，铁芯会产生涡流和磁滞，这时铁芯会发热，导致电能损耗。

③营业损耗：电力企业在管理制度方面有一定的漏洞，有些工作人员在工作中不仔细以及用户违章用电，导致电能损失。

2  配电网线损管理存在的问题

2.1  营业方面

电力企业原有的经营、销售方法已经不能适应当前社会的需要，但新的营销策略还不完善，导致营业方面存在一些问题。如现行的一户一表制度，实行预收电费等政策，但是对这些表计管理没有十分明确的标准;另外因人力资源偏紧，表计在安装之后没能定期进行检查，导致表计出现故障、逾期不购电等状况得不到及时处理;对偷电盗电没有科学的手段处理，导致流失的电量不能全数收回。这些问题都导致电力的损耗增大，企业的经济效益降低。

2.2  缺乏认识

在线损管理工作中起到指导作用的就是线损理论计算，但是一些电力企业对线损计算还没有足够重视，手段也不够先进，即使有程序也只是把计算结果作为参考;另外，系统开展线损理论计算的周期偏长，存在网络变化了系统计算未同步到位的现象。线损理论计算必须要作为一项日常工作去完成，只有这样才能更好的掌握电网情况，出现问题才能及时解决。

2.3  管理软件的局限性

①软件的功能具有局限性，适应面较窄;②线损计算软件的计算方法不准确、不方便;③软件缺少同其它信息管理系统的接口。

3  降低线损的措施

3.1  提高工作人员素质

线损负责人是降损组织中的要员，主要的工作内容有了解降损工作的开展状况，对工作中存在的问题及时提出修改意见，同时做好引进新技术、交流经验等。

线损负责人不仅要具备营业管理等方面的技能，也应具有组织协调工作能力;因此线损负责人要不断学习新的技术，提高自身的专业技能，尽最大的能力管理，努力做好降损工作;企业要定期对人员进行调整和培训，加强员工队伍的建设，提高人员的综合素质。

3.2  合理规划配电网

①在规划配电网时，要以适度超前、节能环保为基础，使用环保、低损耗、小型化的配电设备和装置，保证电源点的布局合理，尽量就近接入新增负荷，通过缩短供电的半径，降低配电网的损耗。

②电源点要尽量同负荷中心相邻，减少供电的距离，对于10 kV架空和电缆线路要深入到负荷的中心，对于供电半径超过标准的，且负荷较重的线路要依照配电网的规划重新进行调整，要保证线路的后端负荷从较近的变电站或开关站供电;另外，对于110 kV电压等级的要提前计划负荷中心的布点。

③尽量降低低压线路的供电距离，依照《中低压配电网改造导则》中的制度，低压线路的供电距离不能太大，同时还要达到末端电压质量的需求，城区要把供电半径控制在200 m之内，农村控制在300 m之内。

④导线的截面积科学合理，以经济电流密度为主，另外还要检查发热安全电流，中压配电网要具有较强的适应性，主干线路导线的截面要一次选定，中压架空线路主截面要达到240 mm2，分支不能低于120 mm2，低压线路干线截面不能低于185 mm2。

⑤在电网的建设方面，要多应用新的技术和工艺，要采用低能耗的变压器，采用S11和S13系列的变压器和非晶合金变压器，非晶合金变压器的特点在于空载损耗低，要比硅钢片变压器低于70%左右，空载电流下降80%左右。

⑥要坚持“小容量、密布点、短半径的”原则，改造旧的低压线路，根据负荷的需求更换小截面的导线，一方面提高供电质量，另一方面降低配电网的损失。

3.3  优化运行方式

①变压器的使用：变压器的运行同负荷的变化有着直接的关系，保证变压器的运行在最佳的状态。针对有两台变压器的供电点，要结合负荷的大小来决定是分列运行还是并列运行;对于负荷波动较大的可以使用两台容量不同的“子母”变压器，大负荷时使用大变压器，小负荷时使用小变压器，能够有效控制损耗的发生。除此之外，调整变压器的分接头，适当提高供电电压、降低输电电流也能在一定程度上降低损耗。

②优化无功补偿：对配电网的电容器无功补偿，通常采用的是集中、分散、就地结合的方式。电容器自动投切的方式要依照母线电压的高低、无功功率的方向、功率因数、负载电流等进行。针对三相不对称负荷，要考虑采取分相补偿，降低配电网的无功流动。

③优化潮流分布：配电网网络重构要依照网络的潮流分布来进行，通过调整联络断路器和分段断路器的状态来改变网络拓扑，保证配电网处于最佳的工作状态，降低配电网的损耗。网络重构是优化配电网的一个重要措施，对企业的经济、社会效益有很强的推动作用，一方面能够降低损耗，提高经济性，另一方面还能提高电压质量和可靠性。

④优化运行方式：要依照配电网的运行方式积极进行配电网的优化，设计各类运行方式的最小网损方案，在制定过程中要尽量减少线路迂回供电、提高检修工作的计划性，优化无功运行。

3.4  加强应用系统间的协同

①及时掌握配网结构变化，提前做好配网异动后的PMS信息录入及营业资料更新，确保线损统计结果的准确可靠。

②抓好用电采集系统、PMS系统、GIS系统等的基础建设，不断提高配网运行数据的采集成功率。加强各应用系统间的协同，增加数据监测的维度，提高对监测数据的分析质量，明确配网中降损的重点环节。

4  结  语

通过上述分析可知，能源是国家发展的核心，因此必须要合理利用能源，对于电力企业来说，有效控制线损管理是非常重要的，要采取科学有效的策略避免电力的浪费，不断加强线损的管理工作，完善线损管理体系，一方面可以提高配电网的经济性，另一方面也可以提高电力企业的经济效益。

参考文献：

[1] 吴晨声.试论配电网线损管理及降损措施[J].电子世界，2014，（16）.

[2] 唐天伟.配电网线损管理技术[J].电脑知识与技术，2012，（35）.

智能配电网自愈控制策略研究 篇6

1智能配电网自愈意义及方式

1.1智能配电网自愈意义

自愈是智能配电网的特征之一, 该特征是指配电网具有自我预防和恢复的能力。智能配电网的自我预防是指当配电系统正常运行时, 自我预防能够对运行系统进行不断的优化和实时的监控评价;自我恢复是指当智能配电网发生故障时, 其可以自动的进行故障排查、隔离, 最终将智能配电网供电完全恢复。智能配电网的自愈控制涉及到多个领域的多项技术, 其中有计算机技术、继电保护技术和自动控制技术等。因此, 智能配电网自愈是一种集软件和智能装置的综合控制技术, 在我国电力系统的运行中发挥着重要作用。

1.2智能配电网自愈方式

智能配电网要实现自愈控制功能, 主要有以下三种方式即集中控制方式、分散控制方式和集中分散协调控制方式。集中控制方式需要依靠系统主站来完成, 且这个系统主站必须要具有较高的计算功能, 当系统产生故障时其需要将所得的测量信息直接发送到主站中, 通过详细的计算分析, 将故障的类型和位置确定, 并形成有效的控制策略, 再将其传达到智能终端有效执行, 故障处理全过程完全是通过主站完成的。集中控制需要主站与终端数据通信, 但主站分析决策所消耗的时间较长, 无法满足快速切除故障的要求, 因此, 如果仅依靠集中控制方式就要实现智能配电网的自愈控制是无法做到的。分散控制方式是依靠智能终端或保护装的相互配合来实现的。清除故障、恢复供电完全依靠智能终端或局部信息保护装置来完成, 分散控制方式的效率是较高的, 虽然与智能终端间是存在联系的, 但是主站并没有参与其中, 局部信息故障的恢复缺少整体协调力, 也无法适应不断变化的网络运行方式。集中分散协调控制方式, 集合了集中控制和分散控制两种方式的优势, 实现了分布式协调控制。在清查故障时需要智能终端的配合才能够实现, 故障恢复阶段通过主站分析计算之后下发控制命令, 该种方式确保了故障切除的快速性, 并实现了全局的协调优化, 在不断变化的网络运行方式中完全适用, 是当前最为有效的智能配电网自愈控制方式。

2智能配电网自愈控制策略

智能配电网的自愈控制策略直接决定了自愈控制的效果, 智能配电网自愈控制策略主要有以下四方面:

2.1分层分区协调智能配电网自愈控制

为了实现智能配电网安全、稳定、经济的运行, 要对智能配电网的不同层次和区域进行协调自愈控制。电网自愈控制的组织架构由两环控制、三层控制和六个控制环节组成。两环控制是指在电网自愈控制中要全面的研究全局控制方案与局部控制功能的协调方法, 并承认局部控制保护的快速性与电网全局控制慢速性两者之间的矛盾;三层控制中三层即局部反应层、高端决策层和中间协调层三部分, 通过发挥中间协调层的作用, 能够将全局控制与局部控制间的矛盾有效解决;六个控制环节是指在完成三层控制的基础上的采集量测、全面协调、工矿分析、优化方案、部署协调和控制行动六个环节。两环控制中的局部控制也被称为智能分布式就地保护控制, 该控制方式在终端保护控制时能够根据故障判断, 直接实现故障区域的隔离, 并恢复供电, 将结果直接上报至主站。

2.2配电网仿真与模拟

配电网仿真与模拟是实现智能配电网自愈的有效策略, 其能够实现的功能包括网络重构、自适应保护、无功控制和自动电压等, 仿真工具有负荷预测、配电网状态评估、电网动态安全评估等, 建模工具有设备模型、发电模型和网络拓扑分析。配电网仿真与模拟技术在实时软件平台, 运用数学分析工具盒预测技术, 结合电网的运行情况, 对配电网运行状态做出精确的评估, 并实现了配电网的优化运行, 对配电网潜在的事件进行预测, 为系统运行人员提供了可行性的建议, 进而实现了配电网自愈。

2.3关键符合保障与大面积停电恢复

在极端条件下智能配电网的内部和外部发生严重故障时, 可以运用被动解列技术和主动解列技术进行恢复。极端条件下智能配电网的负荷保障技术, 有主动解列技术、负荷分配与功率平衡控制方法、智能配电网孤岛划分、黑启动技术。孤岛是指电网部分线路由于发生故障或进行维修而停电时, 由发电装置继续供电, 并与周围负荷形成了供电孤岛现象。根据电源容量、负荷大小、故障前运行情况等, 对孤岛进行合理的规划, 其能够降低停电的影响, 提高系统整体的和启动能力。孤岛划分的重点就是要找到一个合理的解列点, 并准确的确定出孤岛范围。当配电网产生故障时能够在短时间内根据负荷功率信息、分布式电源调节能力, 确定出孤岛的范围, 孤岛内部的分布式电源不仅具有较强的调节能力, 同时也有足够的容量, 其能够确保孤岛安全稳定运行。

黑启动是一种具有自动启动能力的机组, 当电力系统大面积停电时, 该机组可以不依赖于任何的网络, 运用自启动机组带动无自启动能力的机组, 将电力系统的供电能力恢复, 这个过程是逐渐性的, 最终将会恢复整合电网的供电能力。近年来, 在电力系统中微网、分布式电源得到了有效运用, 相关研究学者提出微网黑启动方法, 运用分布式电源和微网, 实现了配电系统自下而上的恢复策略。配电网恢复包括两方面内容:一方面是配电网自启动, 对重要负荷供电起到保护的作用, 将配电网系统分解为若干小系统, 每个小系统中又包含多个分布式电源, 通过分布式电源实现了配电网自启动, 恢复了重要负荷供电;另一方面是大电网恢复, 泛指为大型机组提供备用电源, 黑启动电源增加, 同时要提高了黑启动成功率, 如果黑启动失败了, 那么也可以通过解列操作进行供电。

2.4协调控制配电网自愈控制

基于协调控制的配电网自愈控制方法, 适用于城市中运行的电网, 采用一体协调控制方式, 同时信号处理和控制策略的产生具有很强的适应性, 可自动完成整个控制过程, 需要采集大量的数据, 对电网运行情况做出诊断, 并采取有效的控制策略, 实现了继电保护、自动装置的自动控制, 促进了城市电网安全、稳定运行。此种方法的优势表现在, 可以根据不同的运行情况采取不同的控制方式, 最终实现智能配电网的自愈。

3结束语

综上所述, 智能配电网自愈控制是大型的系统工程, 需要在实践中不断的探索, 在我国技术不断发展的情况下, 自愈控制体系也不断的清晰和完善, 并取得了理想的研究成果, 电力系统会逐渐的成为安全、可靠的基础设施系统, 为人们的生产生活带来更多的便利。

摘要：文章结合作者实践工作经验, 在第一部分分别论述了智能配电网自愈意义和智能配电网自愈方式, 在文章的第二部分从分层分区协调智能配电网自愈控制、配电网仿真与模拟、关键符合保障与大面积停电恢复、协调控制配电网自愈控制四部分阐述了智能配电网自愈控制策略。

关键词：智能配电网,自愈控制策略,研究

参考文献

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中低压电配电网设备故障检修策略 篇7

目前在我国电网的设备维护体系中, 配电网的设备维修己成为一个“软肋”和薄弱环节。随着我国电网运行管理水平的不断提高, 关注配电网建设和运行维护、保障对用户的供电可靠性己成为电网运行管理中备受关注的环节。本文从电缆线路和变压器两个方面探讨了中低压电配电网设备故障检修策略。

1 电缆线路的故障模式后果分析与检修策略评估

1.1 电缆线路故障模式和后果分析

中低压电缆一般为交联聚乙烯电缆.电缆线路由导线、电缆接头 (中间头和终端头) 等部件组成。较常见的电缆故障类型同样包括短路和断线, 故障的危害与架空线路的分析相同。引致故障的原因按发生部件总结如下。

1.2 电缆绝缘破坏和短路故障

1.2.1 引起电缆导线绝缘破坏和短路的原因

(1) 绝缘受潮; (2) 由于绝缘材料与地下化学物质和水反应, 以及受电场作用导致绝缘老化; (3) 因过流和散热不好造成绝缘材料老化: (4) 因施工造成电缆机械损伤; (5) 安装时局部受拉力过大或弯曲过度导致绝缘和护层的损坏。

1.2.2 由电缆中间和终端接头导致的绝缘破坏和短路的原因

(1) 中间接头或终端头在结构不密封或安装不好而造成绝缘受潮; (2) 中间接头或终端头受自然拉力和内部绝缘胶膨胀的作用, 造成电缆护套的裂损; (3) 雷击过电压和内部过电压造成户外终端头绝缘击穿。

1.3 电缆断线故障

引起电缆线路断线的原因主要是施工造成的。非施工造成的电缆断线很多发生在中间接头或终端头。

1.4 电缆线路故障查找与检修策略评估

对电力电缆一般不采用定期检修方法。由于采用电缆沟、直埋等方式地下敷设, 巡视和观察一般也只能发现一些可能引起电缆故障的外部因素。因此对电缆线路故障的检查和故障隐患检测主要需依靠定期预防性试验。

1.4.1 电缆的巡视

采用直埋、电缆沟、隧道等方式架设的电缆, 一般每三个月应巡视一次。巡视内容和作用包括以下几点。

(1) 查看电缆敷设路径的路面有无挖掘的痕迹、线路桩是否完整、有没有堆积笨重物件和酸碱性化学物质等.有助于防范施工、外力和化学物质对电缆绝缘的破坏。 (2) 查看与架空线相连接的户外电缆和终端头, 检查接线状况、引出节点有无发热现象。有助于预防引线、接头断线和闪络故障。 (3) 除外观目测外, 对电缆应重视过流和发热情况。一方面监测电缆负荷电流, 另一方面可选择夏季高峰负荷时对电缆排列最密处、散热条件最差处、有外界热源影响的线段进行温度测量。对发现问题的线段采取降负荷运行、改善散热条件等措施, 防止电缆绝缘的加速老化。

1.4.2 电缆的预防性试验

预防性试验的主要目的是检查设备绝缘受潮、劣化和局部损伤的情况和变化规律。电力电缆的预防性试验项目、周期和功能如下。

(1) 测量绝缘电阻, 周期为1~3年。可发现电缆整体绝缘老化和劣化问题, 但对局部缺陷效果不佳。 (2) 直流耐压试验和泄漏电流测量, 周期为1~3年。可发现缆绝缘中的潜在和局部绝缘缺陷。据有关部门统计, 多数电缆高阻性故障是在预防性试验中击穿和发现的。但频繁进行耐压试验操作也可能加速电缆绝缘的损坏。 (3) 电缆线路的相位检查, 在重装接线盒或拆过接线头后进行。

1.5 电缆的故障定位

由于电缆在地下敷设, 一旦出现故障后, 准确判断故障位置对缩短检修时间和工作量至关重要。主要的电缆的故障定位方法包括以下几点。

(1) 电桥法:适宜于低阻接地和相间短路故障的初步定位。 (2) 音频感应法:适宜于相间短路、高阻接地故障和断线故障的精确定位一般在初步定位后采用。 (3) 脉冲反射法:对于电缆的低阻接地、高阻接地、短路、断线和闪络性故障的初步定位均适用, 故障的性质可以根据反射波形的图形加以判别。尤其适宜进行断线故障、高阻和闪络性故障的探测。即使能准确测出故障点距首端的距离, 仍然不表示可以准确找到故障位置。这是由于电缆在地下敷设是并非走直线距离。尤其对直埋电缆, 必须开挖才能判断是否为故障点。因此在建设施工时建立电缆敷设路径的准确图纸资料, 并标桩清析对快速查找电缆故障同样至关重要。相关资料不全的可以通过重新探测电缆敷设路径, 完善布线资料。

1.6 电缆的故障的在线监测

目前可开展电缆绝缘在线监测的主要测试项目有以下几点。

(1) 直流泄漏成分监测, 可估计交联聚乙烯电力电缆的老化程度。 (2) 直流叠加法。通过接地的电流互感器的中性点加入低压直流电流, 测量相应电缆接地回路的直流成份, 可以诊断电缆绝缘状态。 (3) 介质损耗因数 (tgd) 的在线监测, 可以判断电缆的绝缘状况。 (4) 局部放电监测, 可以检查电缆早期绝缘缺陷。电缆终端和接线盒应是电缆在线监测的重点。在实施在线监测投资成本和维护成本都较高, 实际是否采用需要进行投资效益评估。

2 配电变压器的故障模式后果分析与检修策略评估

2.1 配电变压器故障模式和后果分析

南京供电公司的公用配电变压器中以油浸式为主, 近年开始采用干式变压器。配电变压器包含绕组、铁心、绝缘和冷却系统以及机械固定部件。根据配电变压器的结构, 可将其故障类型可以划分为电气故障 (包括短路故障和断线故障) 、铁芯故障、绝缘和冷却环节故障和机械部件故障。引致故障的原因按发生部件和危害程度总结如下。

2.1.1 绕组短路故障

短路故障主要由绝缘破坏引起。按照三相绕组的短接发生在任意两相之间、相绕组与铁芯、外壳等接地部件之间、匝间等类型, 又可将短路故障划分为单相对地和相间短路、匝间短路等类型。

发生在绕组的相间短路和两相以上短路的主要危害是产生大的短路电流, 加剧变压器发热、振动, 并可能导致绕组烧毁、变压器爆炸、烧毁等严重后果。绕组接地故障则会引起漏电和正常相电压升高、接地线烧断, 可能造成电气绝缘击穿, 并影响附近的用电设备, 甚至导致人身安全事故。引致变压器绕组短路故障的原因如下。

(1) 绕组因过流和绝缘水平下降而绕组击穿故障击穿; (2) 雷击过电压导致绝缘击穿; (3) 引线对地击穿; (4) 变压器内变压器油或绝缘纸、绝缘油老化、可燃气体增加、瓷套管击穿; (5) 纸板受潮导致绝缘水平下降; (6) 油中有金属颗粒、漏油导致油量不足等; (7) 因冷却风扇和输油泵等部件出现故障。

2.1.2 绕组断线故障

配电变压器的断线故障包括绕组断线、接地线断线等。主要发生部位和原因包括以下几点。

(1) 绕组接头部分接触不良: (2) 高温使线匝烧断; (3) 绕组或引线断股; (4) 铁心接地不良; (5) 端子排、引出线接触不良; (6) 有载分接开关触头接触不良。

2.1.3 铁芯故障

配电变压器的铁芯故障主要表现为:铁芯绝缘故障、铁心多点接地、接地带断裂、铁心叠片短路:夹件、螺栓、楔块等部件松动等。铁芯故障会增加涡流损耗, 引起铁心局部过热, 临近绕组和部件碳化。可能引起更严重的铁心过热烧毁, 接地线烧断等后果。铁芯故障主要原因如下。

(1) 铁心碰壳、碰夹; (2) 油箱内有金属异物, 使硅钢片局部短路。 (3) 铁心绝缘受潮或损伤, 夹件绝缘/垫铁绝缘/铁盒绝缘受潮或损坏等, 导致铁心高阻多点接地。

2.1.4 绝缘冷却系统故障

对油浸式配电变压器, 绝缘冷却系统的主要故障表现为油箱漏油、喷油, 油箱爆炸, 绝缘油老化、局部放电等。对干式变压器则主要表现为有机绝缘材料老化 (包括热老化和电老化) 。除此之外, 各种原因引起的局部放电问题也可纳入绝缘系统故障。绝缘系统故障的原因如下。

(1) 油箱焊接处、螺栓或管子、法兰连接处密封不严导致漏油; (2) 套管和分接开关处渗漏油; (3) 变压器密封不严造成绕组、油受潮; (4) 绝缘破损, 或因过热绝缘老化或炭化; (5) 绕组引出线同瓷套管、瓷套管本身局部放电; (6) 变压器内部发生过热等加快绝缘材料的热分解, 导致变压器油箱压力增高引起喷油或油箱炸裂。

2.1.5 机械环节故障

配电变压器的机械环节故障主要包括:绕组变形、分接开关错位或变形、有载分接开关折断、穿杆螺栓松动、铁夹件松动变形、散热器、冷却器堵塞或产生裂纹、绝缘瓷套管破裂等。引起故障的原因主要包括:短路或长期过热、部件老化、机械应力、设备质量不佳等。

2.2 配电变压器故障查找与检修策略评估

对配电变压器故障的查找和发现仍主要依靠巡视和预防性实验。

2.2.1 配电变压器的巡视

(1) 通过听运行噪声可以发现以下问题。

(1) 过电压和过负荷引起的共振加大; (2) 铁心夹件或压紧铁心的螺钉松动造成振动加大; (3) 变压器内部和套管等外部的局部放电或电接触不良; (4) 其它机械部件松动或磨损故障。

(2) 通过目测和观察可以发现以下故障。

(1) 端子、引线等接线松动、损伤; (2) 油箱过热 (观察局部油漆变色) 、变形、渗漏油等; (3) 瓷件、瓷套管污损、表面龟裂或因过热而表面氧化变色; (4) 受潮 (观察吸湿计变色) ; (5) 单凭气味不可能确定故障, 只有综合对外观和变色的检查结果后才比较完整。

(3) 采用非破坏性带电检测设备巡视。

用测温仪或温度计可以发现变压器各部位温升过高、变压器油温度不正常等。

2.2.2 配电变压器的预防性试验

变压器的试验可以发现绝大多数配变故障隐患。预防性试验类型包括电气试验、油中的含气分析、变压器总的绝缘性能试验、绝缘油试验等部分。各项试验可以发现的故障包括项目有以下几点。

(1) 油中含水量、含气量和溶解气体的色谱分析。 (2) 各部件 (绕组、铁芯、穿心螺栓、铁辘夹件等) 的绝缘电阻、吸收比或 (和) 极化指数:可检查变压器各部件的绝缘程度和绝缘材料的受潮程度。 (3) 绕组的介质损耗因数tgd:可判断变压器的整体受潮, 油质劣化和严重的局部缺陷。 (4) 电容型套管的介质损耗因数tsd及电容值。 (5) 交流耐压试验:是鉴定变压器绝缘强度最有效和最直接的方法。 (6) 有载装置的试验和检查。 (7) 各类测量保护装置及其二次回路试验。

摘要：中低压配电网的设备维护工作相对高压网而言, 更多的受到管理模式和经济性的影响, 而受具体检修技术进步的影响则相对较弱。本文重点从电缆线路和变压器两个方面探讨了中低压电配电网设备故障检修策略。

关键词：中低压,配电网,设备,故障检修

参考文献

[1]陈家斌.电器设备故障检测诊断方法及实例[M].北京:中国水利水电出版社, 2003.

[2]邱仕义.电力设备可靠性维修[M].北京:中国电力出版社, 2004.

配电网运营管理策略 篇8

1 大型工业企业配电网电压无功补偿技术的现状

(1) 以纯电容器补偿形式为主。因为电容器是一个比较脆弱的部件, 但是, 在现在的电网当中, 有很多的谐滤存在, 在通过纯电容器形式对系统进行无功功率补偿的时候, 谐波电流就会被放大, 导致补偿电容器、投切开关和用电设备及相关元器件的破坏。

(2) 采用接触器作为投切开关的方式为主。以接触器作为投切电容器开关的时候, 响应速度通常是比较慢的, 在电气设备无功率变化比较快的时候, 而且在有冲击性负载的系统当中, 就不会实施有效的跟踪补偿。在电容器投入的时候, 一般会产生比较大的涌流。在电容器切除的时候, 还会产生比较高的过电压。当电容器又一次投入时, 那么就需要充分的放电。

(3) 以等容循环投切控制的策略为主。在用等容循环投切制策略的时候, 分组是比较粗的, 而且, 补偿精度也是比较差的。如果电力系统一直处于欠补偿的状态下, 那么平均的功率因数就会低。

(4) 一般是采用普通型的控制器。普通型的控制器抗干扰能力是比较差的, 时常会出现一些死机现象或者是误动作, 这样就不能够在有谐波的系统中工作。同时, 控制器的功能也是比较容易简单的, 这就不能满足先进的补偿系统控制的要求了。

(5) 以三相共补的补偿形式为主。如果在三相不平衡的负载系统当中, 那么就不能实施有效地分相补偿。

(6) 保护措施没有或者是不完善。在补偿的设备出现不正常的时候, 那么就不能实施有效的保护了。

(7) 柜体的结构。成套装置的制作通常是使用器件、分离元, 柜体内部的结构是非常复杂的, 而且组装的工艺难度相当大。

(8) 元器件的整体质量水平并不高。因为元器件是分别在不同的厂家购买的, 那么, 相应的元器件的质量水平自然也就不一样, 在各种的元器件间的参数配合就会不合理或者是不准确, 这样就会导致补偿设备运行的故障率高, 不可靠。

2 大型工业企业配电网电压现存在的问题

(1) 容性无功是通过电容器的投切实现的, 因为容性功率调节的不平滑而呈现阶梯性的调节, 所以, 在系统运行过程当中, 就无法实现其最佳的补偿状态。电容器分组投切, 使得变电站无功补偿效果就会受到电容器组每组电容器容量与分组数的制约, 分组过少, 那么电容调整梯度冲击过大, 分组过多, 那么就需要增加一些开关和保护等附属的设备及其占地面积。

(2) 电容器组仅提供容性无功补偿, 当系统出现无功过剩时, 无法实现无功就地平衡。

(3) 因为系统无功的变化而造成电容器的频繁投切, 这样就会使得电容器的充、放电过程就会频繁, 就会减少其使用寿命, 同时也会对设备的运行带来不可靠因素。

(4) 这种方法需要在变压器上配置有载的开关。变压器带负荷的时候, 调节有载开关的分接头, 这样就会出现短时的匝间短路产生电弧, 影响变压器油的性能, 同时, 还会损坏电气性能和分接头的机械, 所以运行的部门通常采取尽量少调或者是不调有载分接开关的原则, 就担心VQC的综合调节效果难以实现。

(5) 变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小, 其结果是:当无功缺乏较严重的情况下调整分接头, 大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来;系统无功过剩时调整分接头, 把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗, 做法是不合理的。

3 大型工业企业配电网电压无功控制策略

静态的无功补偿系统 (SVC) 的主要内容包括:晶闸管投切电容器 (TSC) 、固定电容器组 (FC) 与晶闸管控制并联电抗器 (TCR) 。因为采用的电力电子器件实现控制, 系统的无机械触点, 控制过程执行的速度快, 并且, 可以把无功补偿的范围扩大到滞后和超前两个可连续调节的范围中, 因为它本身具有的双向无功调节能力, 所以是无功调节的一种最优方案。

与原有的VQC系统相比较来说, 通过改进, 电网的控制就可以达到以下几点的目的。

(1) 电容器作为主要的无功元件, 而电抗器作为调节的元件, 这样可以避免变电站无功波动所产生的电容器频繁投切的问题, 从而可以延长了投切开关与电容器的使用寿命。

(2) 电抗器采用可控硅控制, 它的容量可以连续无级调节, 可以消除仅有的电容器投切时所造成的阶梯式无功补偿, 实现无功的真正就地的平衡, 从而可以降低网损和提高了系统的传输能力。

(3) 扩大了变电站的无功调节容量, 使其具有更优越的电压调节效果, 从而减少变压器分接头的频度调整。

(4) 双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围, 达到无功的优化调节目的, 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。

4 结语

总而言之, 为了保证大型工业企业的用电质量, 减少电网损耗, 通过相应的解决对策, 并加以实施, 将会在一定程度上提高用户的电压合格率, 改善电能质量, 同时将降低网损, 为企业提高了经济效益。

摘要：随着工业生产的快速发展, 对电力方面的需求量也在不断的增长着, 因此, 对供电方面的质量和可靠性都提出了较高的要求。电能质量最为供电的一个重要的指标, 电压幅值是否合格, 主要对工业生产中的产品质量和设备的安全等方面有着很大的影响因素。本文主要是通过对大型工业企业中的配电网电压无功控制所存在的问题进行了相应的分析和探讨, 大型工业企业并根据分析和探讨提出了相应的配电网电压无功控制方面的策略, 便于同行进行指导和参考。

关键词：大型企业,工业企业,配电网,电压,无功

参考文献

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[2]辕尖肿, 江梦攀, 李文彬, 等, 对大型工业企业配电网的变电站无功控制探究[J].电力系统自动化, 2010.

[3]程艳奇, 郭文文, 陶右顺, 等, 大型工业企业配电网存在的不足之处及改进措施研究[J].中国电力, 2009.

直流配电网的电压协调控制策略 篇9

面对经济的快速发展,用户对供电可靠性、电能质量等要求不断提高,传统的交流配电网面临着诸多挑战。相比于传统的交流配电网,直流配电网在分布式电源接入、增大输送容量、提高电能质量和供电可靠性等诸多方面有着显著优势[1,2,3,4]。

在直流配电网中,直流电压是反映系统平稳性的重要指标,直流电压稳定,就可以确保网络的功率平衡,维持系统运行平稳。直流配电网中电压协调控制策略的研究难点在于:①分布式能源的功率扰动会引起直流电压的波动;②因大容量换流器的投退或电网侧系统故障引起的剧烈功率波动可能会引起直流电压崩溃。

直流配电网的协调控制策略可参考多端柔性直流输电系统的控制策略。文献[5-6]提出的主从控制策略实现简单,原理清晰,但对换流站的通信要求较高,一旦通信失败,整个网络将面临崩溃的危险;文献[7]将自适应电压下降控制策略应用于多端柔性直流输电系统,多个换流站共同协调控制直流电压,不依赖通信,但是该控制策略难以实现潮流的自由控制,且当负荷较低时,多台定电压控制换流器的电压差值将在网络中引起环流,不利于系统平稳运行;文献[8]提出了直流电压偏差控制策略,从换流站通过检测直流电压变化而动作,该方法能实现定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动转换,但在控制模式转换的过程中,直流电压变化较大,会对系统产生较大的暂态冲击;文献[9]提出了直流微网中的电压分层控制策略,各电力电子器件通过检测直流电压变化来协调各变流器的工作方式,该控制策略对直流微网可以实现有效控制,但直流配电网中一般有多个换流站与交流主网互联,因此该控制策略不适用于直流配电网。

本文综合电压偏差控制与下降控制两者的优点,设计了直流配电网的电压协调控制策略,既可以实现稳态运行时的精确潮流控制,又能够保证控制模式的平滑切换。各控制单元根据本地信息量选择动作方式,当直流电压波动较小时,主换流站控制直流电压;当系统发生较大扰动而使主换流站失去控制直流电压能力时,从换流站根据检测到的直流电压变化量进入下降控制;储能装置通过快速充放电实现控制策略的平滑切换。同时,该控制策略考虑到了直流电压的稳定裕度、换流器容量和储能装置荷电状态(state of charge,SOC)等实际条件,实现了多约束条件下的直流电压协调。为验证该控制策略对直流配电网的有效控制,基于PSCAD/EMTDC建立两端直流配电网的系统模型,并对不同运行模式下的系统进行仿真研究。

1 直流配电网的组成及协调控制策略

1.1 系统组成

根据系统的接线方式不同,直流配电网的拓扑结构分为放射式、环式和两端配电三种[1],本文只讨论后两种拓扑结构,均有多个接入交流电网的换流站,其中,控制直流电压的换流站为主换流站,剩余的换流站为从换流站。本文采用两端配电系统进行分析,如图1所示,该系统主要包括以下四部分。

1)并网换流站。直流配电网经模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)与交流主网相连。在系统正常运行时,从换流站控制有功功率,主换流站控制直流电压;当主换流站退出运行或因主网故障有功输入受限而失去调压能力时,从换流站将继续控制电压,维持系统平稳。

MMC有触发频率低且电能质量高的优点,其拓扑结构及子模块结构如附录A图A1所示,它由6个桥臂组成,每个桥臂由多个相互连接且结构相同的子模块与一个电抗器串联组成。MMC换流站的控制策略采用带前馈解耦的矢量控制,调制方式采用最近电平逼近调制(nearest level modulation,NLM)[10]。

2)分布式电源。直流配电网中的分布式电源主要包括直流电源和交流电源两大类。本文以光伏阵列和永磁直驱风力发电机(PMSG)为代表分析分布式电源的并网问题。这两种电源通过DC/DC变换器和AC/DC变流器接入直流母线,本文分别采用Boost变换器[11]和电压源换流器(VSC)[12]实现并网。正常运行时,通过调整端口电压和电流保证光伏阵列运行于最佳伏安特性曲线,通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线,从而使光伏阵列和直驱风机均运行于最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)模式[13],提高新能源利用率;当系统供电冗余时,应降功率运行。作为系统规划时需要考虑的问题,分布式电源在整个系统的渗透率不应过大,否则将影响系统的运行可靠性。

3)储能装置。储能装置采用蓄电池储能,通过双向DC/DC变换器接入直流母线,本文采用Buck/Boost变换器[14]。当蓄电池放电时,变换器工作于Boost模式,向直流母线提供电能;当蓄电池充电时,变换器工作于Buck模式,储存直流母线多余电能。

4)负荷单元。直流负荷通过DC/DC变换器或直接并入直流配电网,采用DC/DC变换器时可利用移相控制保证负荷侧直流电压稳定[15];交流负荷通过MMC换流站并入直流配电网,控制交流侧电压幅值和频率恒定[16]。系统有功输入不足需要减载时,负荷切除顺序由负荷的优先级确定。

1.2 稳态运行参考值的确定

在给定直流配电网拓扑结构及直流电压参考值前提下,整个网络的状态变量(包括各节点直流电压及主换流站输入功率)将随从换流站有功参考值的变化而变化,为保证给定运行状态下各电气量不越限,应通过潮流计算给出合理的调度方案[17]。

在计算直流配电网直流侧的局部潮流时,主换流站作为平衡节点,电压已知,无需计算;从换流站、负荷和分布式电源作为P节点,电压未知,从换流站直流侧功率为有功参考值减去换流站损耗,负荷功率和分布式电源功率作为不可控变量通过预测得到。

利用牛顿—拉夫逊法进行潮流计算,给出相应的收敛判据,多次迭代得到平衡节点的输入功率和P节点的节点电压,进而判断在给定参考值时各电气量是否越限,若某个电气量越限,则改变从换流站的有功参考值重新进行潮流计算,直至系统能够安全平稳运行。

1.3 直流配电网的电压协调控制策略

通过潮流计算,可以确保直流配电网在可预知的运行状态下平稳运行,但当负荷和分布式电源出现功率波动或大容量换流器突然退出运行时,应利用直流配电网的系统级控制实现电压快速稳定。

以换流器注入直流网络的功率参考方向为正,本文提出的电压协调控制策略如图2所示。主从换流站和蓄电池均为调压器件,分布式电源和负荷以恒功率单元处理。图2中:Udc为直流电压;Udcref为直流电压参考值;PG为主换流站输入功率;PGmin和PGmax分别为主换流站的最小和最大允许输入功率;PGref为稳态运行时主换流站的输入功率;PLi为第i个从换流站输入功率;PLmini和PLmaxi分别为第i个从换流站的最小和最大允许输入功率;PLrefi为稳态运行时第i个从换流站的输入功率;PBES为蓄电池的输入功率;PBES_min和PBES_max分别为蓄电池的最小和最大允许输入功率;PDG为分布式电源的输入功率;PDG_ref为稳态运行时分布式电源的输入功率;PLOAD为负荷功率;PLOAD_ref为稳态运行时负荷功率。

1)当直流电压波动不超过一定范围时,各控制单元端口直流电压稳定,主换流站控制直流电压,当输入功率超过额定值时,将转入限流模式,不再维持直流电压。主换流站的控制策略如附录A图A2所示,通过设定比例—积分(PI)调节器的上下限,保证输入功率不越限。

在实际系统中,为了保证功率流动,各节点电压不相等,控制策略转换的直流电压门槛值应大于各电力电子器件稳态运行时直流电压的最大波动范围,从而保证器件动作的可靠裕度,本文将主从换流站的控制策略转换门槛值定为(1±3%)Udcref。

2)当从换流站端口直流电压波动不超过±3%时,从换流站控制有功功率;当直流电压超出范围并且输入功率在额定值范围内时,采用定直流电压的下降控制;当输入功率超出最大允许范围时,转入定功率控制。

当系统中存在多个从换流站时,若所有从换流站均检测到端口电压低于0.97(标幺值)或高于1.03,则各从换流站相互配合,共同维持直流电压稳定;由于线路损耗会产生压降,若某个从换流站检测到的端口电压不低于0.97或不高于1.03,则该从换流站将继续运行于恒功率模式。在实际情况中,若要求各个从换流站控制直流电压的优先级别不同,则可根据从换流站的不同优先级别灵活设置不同的直流电压门槛值,当直流电压变化时,各从换流站依照各自直流电压门槛值由低到高的顺序依次进入电压控制模式。

图2所示的U-P下降特性曲线可表示为:

式中:PL为从换流站的输入功率;Pref为有功参考值,通过潮流计算给出;kB为下降系数,当系统中有多个从换流站时,可根据各个从换流站的不同容量特性设置不同下降系数,以增强控制的可靠性与灵活性;U*dc为从换流站进入下降控制的门槛值,分别为1.03或0.97。

从换流站的控制策略如附录A图A3所示,对电压控制器进行下降特性的调整,对3个PI调节器的输出取最大最小操作得到idref,实现了定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动切换。

3)当蓄电池并网端口侧的直流电压波动在一定范围之内(本文定于±5%)时,蓄电池处于闲置状态;当直流电压超出范围时,蓄电池并网变换器进入下降控制,与从换流站相互配合,进行直流电压二次调整。较高的控制策略切换门槛值可避免DC/DC变换器在Boost与Buck模式间频繁切换,从而提高了蓄电池的运行寿命且减小了电力电子器件频繁动作引起的谐波[18]。

蓄电池的并网变换器的U-P下降特性曲线与从换流站类似,其中PBES_ref=0,U*BES_dc取为1.05或0.95。参考从换流站的控制策略,蓄电池并网变换器的控制策略如附录A图A4所示,其中Ibat为蓄电池的放电电流。

4)当系统出现较大功率缺额且各调压器件的输入功率均达到容量极限时,直流电压将长时间处于较小值,当负荷侧检测到直流电压小于0.95且经过一定延时后,负荷将按照优先级别分阶段进行切负荷操作,直至系统的直流电压恢复到0.95,切除负荷的功率总额最小值应满足:

当系统的分布式电源渗透率较高且系统负荷较小时,直流电压将长时间处于较大值,当分布式电源检测到直流电压大于1.05且经过一定延时后,应调整MPPT模式为降功率运行。分布式电源减少的输出功率最小值应满足:

直流配电网中各单元协调控制总体结构如图3所示,各控制单元根据检测到的端口直流电压等本地信息量进行模式选择,保证系统的平稳运行。

2 系统的运行模式及对应的控制策略

直流配电网通过换流站与交流主网联网运行,负荷侧对可靠性和电能质量的要求决定了主换流站出现故障退出运行或调节能力受限时,系统仍能够平稳运行,通过分析主换流站的工作状态可以分析网络的协调控制策略,本文根据主换流站的工作状态将直流配电网分为恒压控制模式、限流控制模式和退出运行模式三类。

2.1 恒压控制模式

此模式下主换流站正常工作,作为平衡节点控制直流电压,通过潮流计算给出的从换流站初始参考值确保系统的安全平稳运行,对应于图2的运行曲线①。若从换流站正常工作,风电机组和光伏阵列工作于MPPT模式,蓄电池充电一定容量后处于待机状态;若某一从换流站退出运行或输入功率受限,应根据直流电压波动范围调整系统运行策略。不考虑网损,该工作模式下主换流站的输入功率为:

当PGmin<PG<PGmax时,系统可以平稳地运行于该模式。

2.2 限流控制模式

该模式下主换流站无法继续作为平衡节点控制直流电压,由从换流站进行电压控制。该模式可能出现在以下2种情况。

1)主换流站输入功率超过换流器额定值时,换流站进入限流模式运行。根据进入限流模式前的换流站运行状态,限流模式分两类:由于整流电流越限而触发的限流模式称为“整流受限模式”;反之,由于逆变电流越限而触发的限流模式称为“逆变受限模式”。

2)交流系统故障导致电压跌落使得向直流配电网输送功率骤减时,主换流站进入限流模式运行。该情况下的主换流站工作点发生变化,当交流系统故障为三相接地短路,则PG为0。若交流主网发生的故障为永久故障,该运行曲线在主换流站切除之前将不再变化;若交流主网发生的是瞬时故障,故障清除后,主换流站仍运行于恒压控制模式。

该模式下主换流站输入功率有限,调压能力受限,直流电压有可能发生波动,当从换流站检测到端口直流电压波动范围大于±3%时,将进入下降控制模式,维持系统平稳。不考虑网损,该工作模式下从换流站的输入功率为:

当PLmin<∑PLi<PLmax时,系统可以稳定地运行于该模式;当∑PLi>PLmax或∑PLi<PLmin时,应切除次级负荷或减少分布式电源功率而使从换流站的工作点落在下降曲线区间内。

2.3 退出运行模式

该模式指的是交流侧断路器跳开,内部闭锁,主换流站与交流主网不再有功率交换。由于平衡节点的消失,系统中各个元件的端口电压将偏离直流电压参考值,当从换流站检测到其端口电压低于0.97或高于1.03时,将进入下降控制模式,维持电压稳定,对应的控制策略如附录A图A5所示。若换流站退出运行之前工作于整流模式,则从换流站有功输入增大PG,对应于图A5的工作点Ⅰ;若主换流站退出运行之前工作于逆变模式,从换流站有功输入减小PG,对应于图A5的工作点Ⅱ。

如果所有从换流站均运行于最大容量额定值且仍存在功率缺额时,直流电压将继续处于较低水平,负荷在检测到其端口直流电压且经过一定延时后按照负荷优先顺序分阶段进行切负荷操作,直至电压恢复;如果所有从换流站均运行于最小容量额定值且存在功率盈余时,直流电压将继续处于较高水平,分布式电源根据检测到的端口直流电压选择降功率运行,直至电压恢复。

2.4 模式切换过程

在上述任意两种模式互相切换过程中,若系统功率出现大幅缺额或盈余,直流电压将短时出现较大的波动幅度,变化范围可达到|ΔUdc|>5%,对应于图2曲线④⑤。利用蓄电池与从换流站的配合实现主从换流站控制策略的无缝转换,尽量减小控制策略切换过程中由于功率不匹配带来的暂态冲击。若从换流站的功率输出越限,则从换流站以PLmax或PLmin恒功率运行,不参与调压,对应于图2曲线⑥⑦。

由于蓄电池的容量有限,应保证蓄电池的SOC值SSOC维持在一定范围(本文取为40%<SSOC<80%),避免蓄电池运行在深度放电和深度充电状态,保证其运行寿命[19]。对蓄电池的SOC实时监测,当监测到SOC值超过该范围(SSOC>80%或SSOC<40%)时,关闭蓄电池,利用分布式电源或者负荷单元的配合实现模式切换。

3 仿真分析

为了验证本文提出的直流配电网电压协调控制策略的有效性,采用PSCAD/EMTDC软件仿真,所搭建直流配电网的拓扑结构如图1所示。直流母线额定电压为±7.5kV,两端电网电压均为10kV,通过网侧变压器将电压降为6kV。

MMC换流站子模块的电容额定电压为0.8kV,每个桥臂采用30个子模块组成,子模块电容值为1 000μF,并网等值电阻和电感分别为0.02Ω和1mH,桥臂滤波电抗的电感为4 mH,仿真时对MMC换流站进行戴维南等效处理以加快仿真速度[20]。主换流站容量为2 MW,无功参考值为0;从换流站容量为2.5 MW,无功参考值为0,U-P特性曲线的下降系数为-1 MW/kV。

小型永磁直驱风力发电系统容量为1.5 MW,风机额定风速为10.5 m/s,切入、切出风速分别为3m/s和15m/s,交流侧输出电压为0.69kV,额定频率为12.18Hz,通过VSC并网运行;光伏阵列由光伏电池板的串并联组成,短路电流为0.65kA,开路电压为2kV,最大功率点电压为2.13kV,最大输出功率为1.3 MW,通过Boost变换器并网运行;储能装置由铅酸蓄电池的串并联组成,容量为0.6 MVA/0.5 MW,SOC最大值和最小值分别定为0.8和0.4,SOC初值定为0.8,U-P下降系数取为-2 MW/kV。初始条件下光照强度为1 000 W/m2,温度为25℃,风速为10m/s。

交流负荷为2 MVA,功率因数为0.95,额定电压为0.38kV,并网换流站的交流电压参考值为6kV;直流负荷为3 MW,直接并入直流配电网。

节点参数和线路参数如表1和表2所示,其中,规定各单元注入直流配电网的功率方向为正,从换流站的有功参考值暂定为2.25 MW,Pmin和Pmax分别为节点的最小和最大输入功率,不考虑直流负荷接入直流配电网的损耗率。

编制潮流计算程序,得到各节点直流电压及输入功率如表3所示。

由表3可知,在该运行状态下,各节点直流电压偏差均不超过0.01,且主换流站输入功率不越限,系统可以平稳运行。下面分别对不同运行模式进行仿真,直流电压均采用标幺值。

3.1 恒压控制模式仿真结果

图4给出了当分布式电源功率输出变化时的仿真结果。图4中:Pw和PPV分别为风机和光伏功率。1.5s之前,稳定运行结果与潮流计算结果基本一致,如图4(a)和图4(d)所示。

1.5s时,风速变化至7 m/s,光照强度变化至500 W/m2,由图4(b)和图4(c)可知,分布式电源功率输出共减少约0.9 MW,由于功率缺失,直流电压下降,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最小值0.98,主换流站通过PI控制器的调节增大输入功率,如图4(d)所示,在400ms后将直流电压稳定为1;2.5s时,风速变化至9 m/s,光照强度变化至1 200 W/m2,分布式电源输出增加约0.9 MW,由于功率盈余,直流电压上升,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最大值1.015,主换流站通过PI控制器的调节减小输入功率,如图4(d)所示,在200ms后将直流电压稳定为1。

该模式下的直流电压稳定于0.97~1.03,对应于图2的运行曲线①,通过主换流站与交流主网的功率交换调整实现直流电压稳定。由于从换流站和蓄电池检测到的端口电压均未超过界限,所以两者均不参与系统调压。

3.2 限流控制模式仿真结果

图5给出了直流配电网工作于限流控制模式下的仿真结果。风速和光照强度不变,分布式电源输出功率保持1.75 MW恒定,从换流站初始有功参考值为2.25MW,1.5s之前的运行曲线与恒压控制模式一致。

1.5s时,大容量直流负荷突然投入,直流负荷由3 MW增加到4.5 MW。由于系统有功出现大幅缺额,直流电压骤降,如图5(a)所示,主换流站通过增大输入功率以维持功率平衡,但受限于主换流站容量,其无法满足系统缺额,主换流站转入限流模式运行,如图5(b)所示。由于系统仍存在功率缺额,直流电压将继续下降,约1.55s时,从换流站检测到端口直流电压下降为0.97,其控制策略转为下降控制,有功输出增大,如图5(c)所示;约1.6s时,蓄电池并网变换器检测到直流电压下降为0.95,蓄电池也转入下降控制策略,开始快速放电,如图5(d)所示。1.75s时,直流电压稳定于0.94,从换流站输入功率稳定于2.5 MW(额定功率),蓄电池输出功率为0.4 MW,对应的控制策略为图2曲线⑦。

经过短时调整后,主从换流站输入功率均达到极限,且蓄电池的SOC持续减小,如图5(e)所示,因此直流电压仍小于0.95。负荷侧检测到端口电压后经过一定时间的延时,切除1.5 MW的次级负荷,由于功率盈余,200ms后直流电压升高至1,从换流站和蓄电池相继检测到端口电压达到0.95和0.97,从换流站由下降控制转为恒功率控制,蓄电池停止放电,此时SOC为0.47。

3.3 退出运行模式仿真结果

图6给出了直流配电网工作在退出运行模式下的仿真结果,对应于附录A图A5的运行曲线。2s时,主换流站交流侧断路器跳开,输入功率降为0,如图6(b)所示,系统只通过从换流站与交流主网相联。

由于平衡节点的消失,主换流站的输入功率需由从换流站承担,从换流站输入增大,如图6(c)所示,则电压下降,如图6(a)所示。2.05s时,从换流站检测到直流电压下降至0.95,其控制策略切换为下降控制;2.15s时,蓄电池检测到端口电压达到0.97,其控制策略也转入下降控制,快速放电,如图6(d)所示。从换流站和蓄电池均以最大输出功率运行,但输入功率仍小于负荷,电压仍将下降。负荷侧检测到直流电压小于0.95后在2.25s时切除0.5MW负荷,此时功率盈余,电压上升,2.5s时,直流电压达到0.95,蓄电池停止放电,SOC稳定于0.72,从换流站也相应地减小功率输出,约在2.65s时电压稳定于0.97。

由于稳定后由从换流站为下降控制,因此直流电压并不等于1。整个协调控制过程中电压变化平缓,系统不会产生大的暂态冲击,实现了各个模式之间的平滑切换。

4 结语

直流电压是保证直流配电网功率平衡的重要条件,本文提出了多约束条件下的直流配电网电压协调控制策略。各电力电子器件的控制切换条件由直流电压变化量、并网器件容量以及蓄电池SOC决定,以上变量均为本地信息量,不依赖通信,实现了各电力电子器件的分散自律控制,同时通过协调各器件的工作方式保证了系统的高可靠性。

关于配电网安全管理问题的探讨 篇10

关键词：配电网；安全管理问；探讨

中图书分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）32-0110-02

最近几年来，全国各地地质灾害频繁发生，多个地区出现了严重的灾情，这种天灾会给供电企业的配电网安全管理带来了很大的影响。如果作为供电企业不能保证配电网的安全运行，那么电压事故也将会随之出现。所以配电网的安全管理工作对于系统的正常供电以及电力员工人身安全都有着非常重大的意义，可以说做好了配电网安全管理工作，就是从根本上加强了配电网的建设，减少事故的发生率，从而保证了电网安全稳定的运行和提高了电网的运行效率。

因此，应将配电网的安全问题作为工作的重点。而作为电力系统的工作人员，一定要在日常的工作中加强对设备状态巡查工作，做到尽早发现隐患并及时消除，文章分析了影响配电网安全管理问题的主要因素，并对这些因素进行了一些初步的探讨。

1 影响配电网安全问题的主要因素

通常所讲的电力系统配电网，一般就是指的10 kV电力网络，它是连接电力系统与用户之间的重要枢纽。所以说配电网安全可靠的运行不仅影响着居民的正常生活，还对国民经济、社会稳定起着非常重要的作用。尤其是近年来，随着电力系统的改革不断深入，配电网的规模也随之不断扩大，但是由于配电网本身的缺陷和一些其他影响的因素，导致电力系统安全事故时有发生，下面就影响配电网安全问题的主要因素进行分析，并对影响配电网的安全问题进行了初步的探讨。

1.1 电力系统配电网设备的落后

由于我国各地区经济发展情况不一致，因此各地区对电力需求也不尽相同，导致最初建设的电网差别很大。到目前为止，我国仍然有很多地方的存在配电网网架结构薄弱、技术、设备相对落后等问题，导致电力系统在供电过程中问题不断。虽然目前在全国范围内都在进行大规模的电力系统改革升级工作，使得有些相对落后的地区配电网出现有所好转的现象，但是仍然存在由于资金以及安全运行维护人员不足的问题，导致配电网的运行状况没有得到本质的改变。所以，我们也只能在现有的配电网配置上，对影响配电网安全问题进行分析了。

上文分析了由于少部分地区电力系统存在资金以及安全运行维护人员不足的问题，导致想要在短时间内改变现有的配电网问题变得不是很现实，所以我们只有在目前已有的基础上加以改善：首先我们可以加快对变电所的改造工作，同时还可以采取一系列可行的技术措施，尽量减少电量事故的发生，进而在一定程度上改善现有配电网的运行状况。

1.2 消弧线圈系统

消弧线圈的装设情况，目前在主网部分的变电站普遍采用的消弧线圈是手动调匝式，这种消弧线圈采用的是手动调节分接头模式。一般而言，电力系统内电网的对地电容都是要经过计算后在调整的，但是这种消弧线圈在运行过程中的脱谐度是不能直接控制的，也就是说它不能做到随着电网对地的电容电流变化而做出相应的改变，这样不仅限制了它功能的发挥，还使得其不能适应电网自动化的要求。

所以，由于这种消弧线圈在结构上本身就存在不足，导致其运行状态也受到很大的限制，正常情况下这种消弧线圈只能运行于过补偿状态，而在欠补偿状态时却只能较短时间运行。而通常会将其脱谐度调整为百分之十，目的是为了防止中性点谐振过电压。但是在实际的应用过程中，通常又是将其调整为20%～30%，也就是说这种情况下，如果出现断线情况，很可能就会在系统内出现谐振过电压，一旦出现了谐振过电压，则将会严重影响系统配电网的安全稳定运行。

1.3 电容电流的增加

随着我国经济的快速发展，各地区城市化进程也在不断的加快，因此电网建设的规模也在不断的增大。在城市化电网建设规模不断扩大的形势下，不可避免的会出现电力电缆逐渐增加的现象。如在城市电网的改造过程中，由于种种原因最终导致出现必须将一部分电力架空线路改造为电力电缆输送现象不足为奇。这样一来对电力系统的影响是：进一步扩大了电网的电容电流。而对于10 KV的配电网电容电流可以达到30～60 A，这种大小的电流在系统中出现单相接地时，可以导致电弧不能自行熄灭，进而会出现稳定或者间歇的弧光过电压现象。这种过电压的危害是波及范围比较广，以及可能会击穿一些绝缘性能不是很强的电力设备。

1.4 中性点不接地

所谓中性点不接地，通常是指在电力系统110 kV配电网中，有时为了限制单相接地的短路电流，而采用对部分终端站中性点不接地的方式。而在这种方式下的

110 kV电网，一旦出现非全相运行情况，则在中性点很可能出现偏移电压，这种偏移电压将会严重危害到变压器正常运行。

2 关于配电网安全管理的有效对策

2.1 改善消弧线圈的结构

电力系统中消弧线圈的消弧原理是：利用电容电流与电感电流的相位相差180°进行补偿，从而达到消弧的目的。但是上文提到了，目前在主网部分的变电站普遍采用的消弧线圈是手动调匝式，由于这种消弧线圈本身存在的缺陷，限制了其功能的发挥，以至于不能满足电力系统自动化的需要。因此，为了能够满足配电网对消弧线圈的要求，可以对现有的消弧线圈在结构上进行一定的改造。

例如，为了使得原来的消弧线圈达到自动调谐以及远方控制效果，可以采用单相有载开关替换原来的手动调节开关。因为如果为老式的消弧线圈配置了这种单相有载开关以后，就可以很方便的在正常不接地状况下直接进行调节，并且由于其切换状态几乎都是在空载状况下进行的，所以其使用寿命也会变长。

为了使消弧线圈在限制弧光过电压方面的功能也有所改观，就必须采用一定的措施，限制其在工作过程中出现的谐振过电压。如果消弧线圈在工作时的电流与系统的电容电流相等的话，那么中性点偏移电压的数值就能达到我们需要的要求了，在这种情况下，节点电流将会非常的小，也就不会引起弧光过电压了。

对于上面所提到脱谐度的问题，我们可以采用在消弧线圈内串入大功率阻尼电阻，用增大阻尼功率的方式来改善。这种方法的原理是将电网形成后的不对称电压看成一个几乎不改变的定值，这样就可以通过改变阻尼功率的方式来达到改善脱谐度的目的。

而为了使老式消弧线圈也能具有实时的反应电网运行数据的功能，必须要改变原来的手动调节，而使其具有分接头自动调节能力，这样才能保证其始终工作在最佳的工作位置，也就达到了使其工作在最小电流状态的目的。目前我们所应用的措施是：充分利用计算机技术对电容电流进行准确的测量，再经计算机计算处理以后，对需要调整的电弧线圈发出自动调整的命令，并将相关的参数自动显示出来，这样就可以真正满足了电网自动化的要求。

2.2 抑制谐振过电压

影响谐振过电压抑制的一个重要因素是：对于铁磁谐振过电压，它本身就是非线性过程，并且产生的谐振过电压会因为参数不同而不同。所以就算是装设了消谐器以后，仍然还是不能完全避免谐振电压的产生。而从电力系统的运行经验来看，通常在配电网中性点位置采用接入消弧线圈的方式，是抑制谐振过电压过程中比较有效的措施。

2.3 增设过电压保护器

目前系统内采用最多的国产避雷器，是一种叫做无间隙氧化锌的避雷器，由于其在参数的选择上本身就不完善，使得其保护效果并不理想，尤其是在含有高压电动机的电网效果更差。在这种情况下，为了能有效的保护高压电动机的安全，必须要采取必要的措施抑制操作过电压。

2.4 加强对配电网的规划管理

对电力系统配电网的规划管理一定要科学合理，这样可以为电网在以后的运行和和维护中减少很多不必要的工作量，系统在运行过程中出现的问题相对也会减少很多，同时还应该对用户的配网设备加强管理措施，对于同一电网内的所有用户要统一的规划方案，以确保系统的运行的效率。

3 结 语

电力与我们每个人的生活、工作和学习都密切相关。所以，维护配电网的安全稳定运行、以及保障输电网络的畅通是人民正常生活和国家稳定发展的必要前提。而对于电力企业而言，努力提高其对电网的安全管理效率，不仅仅是对电力员工生命安全一种负责的态度，也是提高电网运行经济指标的一项重要措施。所以无论在公在私，对于配电网的安全管理问题，电力企业的责任都很重大。而要想不断提高电力系统的服务水平，竭力保证电力系统的安全可靠运行，就必须努力提高电网安全管理员工的自身综合素质和业务水平。

参考文献：

[1] 孙文，刘期.关于配电网安全管理问题的探讨[J].黑龙江科技信息，2010，（35）.

[2] 陈国鑫.有关电网安全运行的有关探讨[J].中小企业管理与科技，2010，（12）.

[3] 刘建光.基于配电网安全管理的探讨[J].中国新技术新产品，2012，（10）.

配电网运营管理策略 篇11

关键词：配电网,合环操作,电流计算,调控

1 配电网合环概述

随着配电网的不断建设和发展, 配电网的结构设置也逐渐趋于合理化, 也进一步提升了多电源互联互通的比率, 对此, 如何改善提升供电网的稳定性也成为配电网合环中需要着力考虑的问题。在实践中, 常常使用不停电负荷转供作为主要操作手段。从操作原理上看, 配电网合环模式主要是指让两个变电站的低压母线各带一条配电线路[1], 并在配电线路之间通过联络开关实现互联。在配电网正常运行时, 联络开关断开, 当配电网运行出现故障时, 即某个变电站所带出线路的开关需要检修或者发生异常时, 则需先合上联络开关, 再断开该站的出线开关, 利用另一个低压母线和两端的配电线路来实现配电网的持续供电, 配电网络合环示意图如图1所示。

当需要进行带电合环操作时, 在联络开关没有打开前, 其两侧的电压差不为零, 当联络开关闭合后, 其对应两侧的电压差为零。合环以后, 联络开关两端电压差瞬时发生变化, 必将引起环流的出现, 如果环流过大, 还会引起路线过载或者路内继电器保护误动, 导致故障问题的出现, 影响供电系统的正常使用。在配电网执行合环操作时, 在合环开关处会产生冲击电流和稳态电流, 为保障配电网的安全稳定运行, 获取科学准确的合环电流是关键。在功能相对完善的配电自动化系统中, 各终端设备会将开关状态、继电保护、馈线负荷等实时信息传递至主站, 为高效准确的数据计算奠定良好基础。

2 合环稳态电流的计算

对应如图1所示的配电网合环系统, 在执行合环操作时, 可结合叠加原理对两个线路的电流进行叠加, 分别包含:合环之前各支路的初始电流以及由联络开关两端电压向量差引起的环流。对于合环之前各支路之间的初始电流[2], 运行人员可以结合传统的潮流计算获得, 也可以从SCADA系统中直接获取。因此, 如何计算合环支路环流也成为合环稳态电流计算的关键。结合图1所示的合环网络来看, 如果假设两个子网络对应的合环节点分别是p和q, 采用戴维南等值后, 对应的合环示意图如图2所示。

其中, Zloop为合环点的等值阻抗, 对此, 区分对待联络开关是否为设备开关, 如果是, 则Zloop为阻抗。如果两个节点经母联等零阻抗支路合环, 则Zloop的取值为零。从上述图形来看, 可以得到如下三个等式:

联立上述三个方程组时, 不难发现在三个方程组中存在三个未知量, 如果进一步展开, 则一共有六个方程组和六个未知量, 经过求解方程组, 不难得到方程组的求解结果。在求解上述方程组的过程中, 首先要确定合环支路负荷等效阻抗Z1, 结合如图3的示意图来看, 在配电网运行中, 负荷节点往往沿梳状结构分布, 对负荷的实时分布也无法准确及时的获取。因此, 在具体计算中, 可以结合等效负荷模型, 用集中负荷来等效馈线上分布的电荷, 借以保障简化前后的电压差△U近似或者相等。

对于任一确定的合环操作, 通过合环支路的电流, 在配电网中各支路的分布式是完全确定的, 因此在求解合环支路环流I觶loop对其他支路的作用和影响时, 分布系数法得到了广泛的应用。假设配电网中任一支路li对合环支路电流分布系数为Ci, 则在合环操作系统中, 通过支路的稳态电流可以用公式 (4) 表示

3 配电网合环电流调控策略分析

做好复杂配电网合环电流计算工作, 是开展有效电流调控的前提和基础。在开展有效的配电网合环调控策略之前, 首先要准确计算出合环冲击电流和合环稳态电流, 当这两个电流超越限度时, 要因地制宜的采取有效地调控策略, 将合环电流将至限值以下, 为操作人员的安全合环操作营造良好的条件。在配电网的合环操作实践中[3], 常常是因为合环冲击电流过大而出现速断保护动作而致使合环操作失败。对于文章的讨论, 合环操作电流主要是指合环冲击电流, 但也要同时兼顾防止出现合环稳态电流过大而出现的保护性动作。从合环稳态电流和冲击电流两者的关系来看, 两者之间存在一定的比例关系, 一般来说, 合环冲击电流降低的同时也会造成合环稳态电流的下降, 因此, 需着力将配电网的冲击电流控制在限值以下, 同时, 需要检验合环稳态电流, 查看其是否越限。

在具体操作实践中, 为了实现配电网调控合环电流, 实现安全合环, 常用的措施是进行电容器投切和网络重构, 在很多情况下, 只要使用上述两种方式中的一种即可实现良好的调控效果, 但是为了进一步提升改进调试的效果, 丰富调整调控手段, 常常综合使用两种调控手段, 因此, 有必要重点研究综合调控现象。以调控中常用的遗传算法为例, 在进行综合环综合调控数学模型时, 若采用完全遍历形成搜索空间, 则不仅会延长搜索时间, 带来资源的浪费和消耗, 也会导致在搜索过程中形成大量的不可行解, 影响算法的计算效率, 故常常对这些算法进行程序设计, 最终以程序的形式来实现。应用遗传算法解合环电流综合调控问题, 在算法收敛以后即得到综合调控合环电流的可行方案, 但也只是得到所有方案结束以后的最终状态, 并没有确定各种调控手段的顺序, 一般来说, 调控顺序也会影响最终的调控效果, 如以某种方式调控时会出现电流或者电压过大的情况, 而换一种调控顺序, 则效果则会大不相同。

参考文献

[1]白玉东.计及分支负荷分布的配电网合环稳态电流计算[J].现代电力, 2011 (12) :34-38.

[2]邓哲林.复杂配电网合环电流调控的实用化策略研究[J].现代电力, 2012 (12) :11-16.