10kV及以下电网

10kV及以下电网（精选10篇）

10kV及以下电网 篇1

摘要：随着我国电网建设进程的不断加快, 电力用户对供电质量要求也越来越高。电网线损是当前电网中经常出现的问题之一, 尤其是10kV及以下电网线损问题更是突出, 因而, 加强10kV及以下电网线损精细化管理非常有必要。基于此, 本文从造成10kV及以下电网出现线损的原因, 10kV及以下电网线损精细化管理以及降低10kV及以下电网线损的有效措施几方面进行了分析与探讨。

关键词：10kV,电网线损,降损措施,研究

线损是供电企业电网中经常出现的问题之一, 线损程度的大小不仅直接反映着供电企业的管理水平, 还对供电企业的经济效益有着一定程度的影响。10k V及以下电网作为电网的重要组成部分, 随着电网建设进程的加大, 其也得到不断的发展, 但是由于诸多因素影响, 导致10k V及以下电网经常出现线损问题, 因此, 供电企业必须加强线损管理, 认真了解导致线损出现的原因, 并采有效的降损措施, 以此确保10k V及以下电网的正常运行。

1 造成10k V及以下电网线损出现的原因

1.1 技术线损影响

技术线损是造成10k V及以下电网出现线损的原因之一, 其主要包括两方面:一是受技术线损的影响的主要因素。这些因素主要有配电变压器、无功补偿电抗器、消弧线圈等电气设备的损耗;配电线路和电力用户专线的线路损耗;电缆、绝缘等电气介质的损耗以及电晕损失等。二是技术线损控制存在的问题。存在严重的电气设备陈旧、老化情况;配电线路线径不合理;设置的电源点不足;一些陈旧、高耗损的配电变压器仍在运行;电力用户不断增多, 导致用电负荷快速增长, 配电变压器无法满足供电要求, 区域配电网无功补偿不足, 从而严重影响功率因数。

1.2 管理线损影响因素的分析

一是供电企业提供的电能计量装置出现问题, 例如电能计量装置精度出现问题, 造成计量误差;电能计量装置在安装工艺和安装位置上出现的问题;造成计量损失。二是在电力营销管理中出现的问题, 例如电费抄核收工作中出现差错引起的损失等。三是供电企业在供电管理过程中, 缺乏有效的监督手段而产生的损失, 例如由于缺乏有效的监督手段导致一些电力用户经常做出偷电、不规范用电的行为。

2 加强10k V及以下电网线损精细化管理

2.1 建立健全完善的线损管理机制

为了避免电网线损, 供电企业必须建立健全完善的线损管理机制, 以此为实现电网线损的精细化管理提供良好的保障。供电企业的高层应关于电网线损问题达成共识, 从而成立一个由供电企业的高层直接领导的专项工作小组, 工作小组成员应囊括供电企业各个部门, 例如供电企业高层领导人员、供电企业管理部门、营销部门以及相关的线损管理人员等, 以此形成一个有效的线损管理组织体系, 促使线损管理工作做到全面统一协调。此外, 供电企业还应充分结合自身实际情况, 制定出科学、合理、可行性高的管理方案, 以此确保线损精细化管理工作顺利、有效的进行。

2.2 规范线损精细化管理

2.2.1 加强基础档案管理

供电企业应为10k V及以下电网建立完整的设备台账, 以便能够及时对电力用户的档案资料进行更新。线损损精细化管理的基础就是加强对设备台账的管理, 以此确保设备台账与电网的一致性。加强基础档案管理, 以动态管理和闭环控制的方式管理基础档案, 不仅能确保记录资料与电网建设及电气设备变更的一致性, 还能保证基础档案的准确性、真实性、完整性。

2.2.2 重视理论线损计算

理论线损计算是评估电网自然线损程度的重要依据, 其重要性不言而喻, 供电企业必须加强对理论线损计算的重视, 将理论线损计算当作降低线损的管理工作来完成。在工作中不仅应严格审核计算过程与结果, 还应对技术结果进行认真的分析并进行总结, 以便为后续降损措施的制定提供保障。

2.2.3 建立并明确线损指标责任制

供电企业应建立并明确线损指标责任制, 通过采取对供电企业的各部门及下属分公司进行考核的方式对线损责任指标进行落实, 还应采取对供电企业的所有部门、班组及个人进行内部考核的方式, 将线损责任指标层层分解并落实。

2.3 引入信息技术

供电企业在进行10k V及以下电网线损管理时, 应引入信息技术, 以此提高供电企业的线损管理水平。例如采取大量应用多功能电子表、大量安装环网计量点的方式以及定期轮换电能计量装置的方法, 以此来提高供电企业的线损管理水平。还有就是利用远程智能化抄表系统, 以此实现对于广大电力用户的远程抄表, 利用智能化抄表系统, 能有效避免人工抄表引起的错抄、漏抄等问题, 从而提高供电企业抄表工作效率和抄表管理水平。

3 降低10k V及以下电网线损的有效措施

一是利用信息化手段进行电网线损管理工作, 以此避免人工失误, 做到及时发现线损异常, 迅速进行正确分析并处理, 从而有效降低电网线损。二是加强电能计量管理, 大量应用和推广自动化电能计量装置, 以此避免计量差错, 提高计量准确度。三是加强电费抄核收管理, 通过采制定科学的电费抄核收管理方法, 来提高电费抄核收工作效率与质量, 以此确保供电企业的经济效益。四是加强电力稽查管理, 充分利用高科技手段, 以此提高电力稽查管理工作效率, 防止电力用户偷电、不规范用电行为的出现。

4 结语

总之, 本文对10k V及以下电网线损精细化管理进行了分析与探讨, 具有十分重要的意义, 不仅有助于进一步实现10k V及以下电网线损精细化管理, 降低电网线损, 还有助于提高供电企业的管理水平, 促进供电企业的升级与转型。

参考文献

[1]李姝, 龚佳怡, 莫颖涛.10kV及以下电网线损精细化管理[J].供用电, 2009, 03:65-68+77.

[2]韦晓初.10kV及以下配电网线损精细化管理及降损措施研究[J].机电信息, 2013, 09:15-16.

[3]李姝, 钟鸣.配电网线损的精细化管理[J].供用电, 2008, 05:65-68.

10kV及以下电网 篇2

[关键词] 10kv ；配电线路 ；故障分析 ；处理技术

【中图分类号】 TV73 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2013）12-332-2

随着我国电力水平的不断提升，电力企业对配电线路运行也有了更高的要求，目前10KV以下的配电线路在运行中还存在诸多故障及引起故障的因素，严重影响了配电线路的安全运行及电力系统的整体供电的稳定性，基于配电线路故障的危害性，及时解决配电线路故障刻不容缓，是当今电力企业尤为关注的话题。

一、10kv以下配电线路运行中的常见故障类型

在故障处理之前需要了解各类故障实际情况才能有针对性的展开故障处理工作，以下是10kv以下配电线路运行中几种常见的故障：

（一）10kv以下配电线路故障的内在原因

配变故障。配电线路出现故障的部分原因是由于其本身的配电设备，若配电线路其本身内部设备由于操作使用不当而出现弧光短路，从而导致配电设备中的变压器失灵，影响整个配电线路的正常运行。

避雷装置故障。部分电力企业为了降低配电线路设备安装成本，选择一些质量较差的避雷装置、熔断器及柱上开关等设备，然而这些设备都是确保配电线路安全运行中的重要设备，这一状况是造成设备故障的主要原因。这些质量较差的设备在长时间运行中很容易出现老化等状况，若设备老化而不及时进行更换，那么老化到一定程度后，设备会直接被击穿，从而造成配电线路停电的现象，影响电力系统的正常运行及供电运输。

绝缘子接地故障。10kv以下配电线路在运行中常因为绝缘子损坏而导致线路中出现绝缘子接地故障。另外还有一种情况就是绝缘子在工作中受到污染会引起放电及闪络等状况，这些状况都是导致配电线路发生故障的诱因。

（二）10kv以下配电线路故障的外在原因

1.自然原因。首先10kv以下配电线路在春季很容易出现架空非绝缘导线之间的短路放电或者绝缘子闪络等线路故障，原因在于春季风力较大，无法保证配电线路运行的稳定性。其次来说，在夏季也是配电线路的高发期，原因在于夏季雨水较多，配电线路的杆塔塔基在低下埋着，在雨水的浸泡或者冲刷下极易导致杆塔出现倾斜或者地基出现不均匀沉降等状况，这些状况是引发配电线路故障的重要原因。据调查了解所知，这类问题一般在农网中比较多发。再者就配电线路而言，配电线路路径很长，沿线上高层建筑结构较少，因此在雷雨季节特别容易遭受雷电打击，雷电故障是配电线路最为常见的故障之一。

2.外力破坏。外力破坏导致10kv以下配电线路出现故障现象十分常见，一般情况下因外力破坏而导致配电线路故障发生可以总结为四种诱因。第一配电线路被树枝刮到或者碰到极易导致断路器跳闸，从而引起配电线路的短路故障。这种故障之所以比较常见，是因为一年四季中大风天气出现的频率较多，若配电线路与树枝之间的距离较近，那么线路与树枝很容易缠绕在一起，导致一系列的配电线路故障。第二，部分非法窃取电力也会造成配电线路出现故障。由于非法盗电而引起配电线路故障发生的机率较小，但是该种状况引起的线路故障相对比较严重，若盗电过程中出现倒杆等恶性事故，会引发真配电线路乃至整个配电网的长时间及大范围停电。第三，日常生活中常见的就是大群鸟类在配电线路柱上开关位置进行起飞，若触碰到线路的关键部分就极有可能会造成相间短路。第四，配电线路工作人员不按照相关规范进行施工操作也会引起设备故障，比如说配电线路操作中最常见的问题就是由于工作人员操作不当而引起的熔断器短路或者是无法正常调整等状况。

二、10kv以下配电线路运行故障的处理技术措施

（一）10kv以下配电线路故障处理技术措施

1.确定配电线路故障位置。配电线路故障无论是大是小，都要及时采取相应的处理措施，以免故障的进一步恶化与蔓延，当10kv以下配电线路出现故障时，首先检修人员应根据现场工作人员所提供的配电线路故障信息及实际状况对该故障进行合理分析，正确判别该故障发生的实际原因，从而快速找到线路故障所在的准确位置，只有将这些因素确定后，才能保证故障处理措施的有效性与合理性。其次，配电线路故障类型较多，若只是通过检修人员进行故障分析，一些隐性的线路故障检修人员会无法察觉，从而无法彻底消除线路故障，为了避免这种状况的发生，在故障处理中可以采用故障录波器，通过故障波形图对线路故障进行全方位分析，明确线路故障的危害程度及影响范围。再者，在线路故障排查处理过程中要遵循先主后支的原则，对于检修人员已经排查确认无故障的线路可以在断开分支断路器之前对其进行试送电操作，根据试送电实际状况对无故障配电线路进行逐一恢复，这样可以准确找到线路故障的位置。那么为了确定故障点，还需要向沿线用户了解故障发生的实际状况，从而快速准确的找到线路故障位置，确保配电网的正常供电。

2.配电线路故障排查方法。目前我国电力企业在配电线路故障处理中常用的故障处理方法有三種，第一，测绝缘电阻排查故障法。该故障处理方法是配电线路故障处理中的常用方法之一，该故障处理方法只需要利用兆欧表对配电线路及其内部设备的绝缘电阻进行实际测量，这样哪个位置的绝缘电阻变化或者出现异常，就可以轻松的判断出故障位置。第二，试送电排查法。10kv以下配电线路上有若干个分支线，当线路发生故障时，可以直接通过变电站的电源端或者是配电线路断路器，用试送电合闸的方式来判断线路故障所在的位置。第三，速断与过流排查法。判断线路故障是速断故障还是过流故障的方法很简单，其主要是依据线路故障实际电流大小，在此基础上各级断路器时限整定有效配合下，很快就能够判断10kv以下配电线路是速断还是过流故障。在线路故障处理中查明故障位置及原因十分重要，只有明确这些因素，才能采取行之有效的故障措施，将配电线路中的故障因素彻底清除。

（二）10kv以下配电线路维护管理措施

1.加强对电力用户的管理力度。据调查了解所知，50%左右的10kv以下配电线路故障都是因为电力用户的设备引起的，所以电力企业应加强对电力用户的管理力度，在管理中对于一些可预见的线路安全隐患应及时采取相应的解决措施，只有这样才能从根本上提高电力用户设备运行质量。

2.加强对配电线路的安全巡视。要保证配电线路的安全运行，应加强对配电线路的安全巡视工作，并由检修人员定期对线路设备进行检修，线路中若有老化设备或者损坏的设备应及时予以更换，快速处理线路设备中存在的潜在隐患，将其扼杀在萌芽状态。另外，在洪水暴雨来临之前，工作人员应制定切实可行的应急措施，将故障范围及损害降到最低。

3.加强对配电线路中特殊区段的管理。配电线路中的特殊区段若管理不当，很容易造成大面积线路故障，因此要加强对配电线路特殊区段的管理。所谓的线路特殊区段是指多雷区、易受外力破坏区、重污染区等等，不仅要对这些地区进行重点管理，还要采取一定的预防措施，在不同季节采取不同的预防措施，降低配电线路发生故障的频率。

三、总结

总而言之，要彻底解决10kv以下配电线路常见故障，首先要了解线路故障类型及故障产生的原因，这样在故障处理过程中才能够有针对性的进行检修，大大提高故障处理效率，从而提高10kv以下配电线路运行的安全性与可靠性。

参考文献：

[1]李劲.探讨10KV以下配电线路的故障分析及检修维护[J].价值工程，2012，10（27）.

[2]王坤.浅议10KV以下配电线路的故障分析及检修维护[J].电力工程技术，2012，5（31）.

作者简介：姜华（1978-），男，汉族，辽宁盖州人，营口供电公司配电运检配电专工，研究方向：配电检修。

10kV及以下电网 篇3

随着近年来上海电网10 kV及以下售电量比重的不断增大, 10 kV及以下电网的损耗约占到上海电网总体损耗的63.1%, 而上海城市电网一户一表供电方式给降损工作带来一定的困难, 因此, 10 kV及以下电网采取线损精细管理已成为线损管理的一个关键点。本文从分析线损产生的主要因素入手, 介绍沪东供电分公司对10 kV及以下配电网实施的线损精细化管理。

1 影响10 kV及以下电网线损的因素

线损是指在输送和分配电能过程中, 电力网各个元件所产生的电能损失以及其他损失的统称。线损电量为从发电厂主变压器一次侧至用户电能表为止的所有电能损失, 常用供电量与售电量之差来表示, 线损电量占供电量的百分比称为线损率。

10 kV及以下电网的线损包括与设备和电网结构有关的技术线损以及与管理相关的管理线损。技术线损又包括固定线损和可变线损;管理线损数值上等于实际统计线损和技术线损之差, 统计线损是根据电能表读数计算出来的, 即供电量和售电量之差。

1.1 技术线损的影响因素及线损管理中存在问题

1) 影响技术线损的因素与电气设备和电网结构的有关, 主要包括以下几个方面:

(1) 变压器、调压器、互感器、电抗器、消弧线圈等设备的铁损和铜损;

(2) 配电线路、接户线的损耗;

(3) 电缆、电容器、绝缘子的介质损耗与电晕损失;

(4) 带电设备绝缘不良而引起的泄漏损失;

(5) 变、配电站直流充电装置以及控制、保护、信号、通风冷却等设备的损耗。

2) 技术线损可通过理论计算来预测, 可通过采取相应的技术措施来降低。

目前, 在10 kV及以下电网中, 由于线损管理还存在不少问题, 使得技术线损没有得到有效的控制, 主要问题有:

(1) 低压电网设备严重老化;

(2) 供电线路线径偏小, 供电半径偏大;

(3) 部分高损耗变压器仍在运行;

(4) 居民用电的感性负荷 (家用电器) 增长速度快, 无功比重增大, 功率因素降低;

(5) 配电变压容量与实际用电负荷不匹配;

(6) 负荷变化大、负荷率低、负荷密度低、三相负荷不平衡、中性点偏移等。

1.2 影响管理线损的因素

管理线损是由计量设备误差引起以及由于管理不善和失误等原因造成的, 管理线损无规律可循, 具有不可预知性, 主要通过加强管理再辅以技术手段将其降低。在当前10 kV及以下电网的线损管理中, 造成管理线损增加的主要环节有。

1) 计量管理环节。

由计量装置安装工艺不规范引起的损失以及计量装置本身的精度引起的误差。

2) 营销管理环节。

抄表、核算过程中的差错引起损失, 供、售电量抄表结算时间不对应而造成误差。

3) 用电管理环节。

电网漏电和电力客户窃电引起电能损失。

2 线损精细化管理的结构与功能模块

传统的线损管理方法以手工统计、计算为主, 工作量大, 数据准确性和同期性不能保证, 线损管理不具有实时性, 依此数据的线损分析结论可信度低, 对异常线损的发现和控制能力差, 容易使线损管理陷入被动局面。为了制定和实施经济合理的线损率指标, 发现电网结构、调度、生产技术、用电、计量设备性能等方面的薄弱环节, 以有针对性地采取降损措施并效验其效果, 各级电力部门已采用了先进的线损管理方法和成熟的线损分析系统。

目前, 上海10 kV及以下电网线损管理特别是电网的线损汇总统计, 仍未实现分压、分线、分区、分台变统计。为此, 要采用高效、精细化的线损管理。

2.1 线损精细化管理系统组成结构

线损精细化管理系统的整体结构框架如图1所示。供电侧采集通过电能量采集系统 (EMS) 、配电安全监控及数据采集 (DSCADA) 系统主要采集变电站、大型开关站 (K型站) 关口、线路断路器侧的电能数据;用户侧采集通过台区抄表 (包括人工抄表和居民载波远程抄表) 、负荷管理系统 (简称负控系统) 、大用户远程抄表系统 (简称大用户集抄系统) 主要采集用户侧的电能数据。通过应用接口等技术将采集数据传送至综合数据平台 (IDP) 实现汇总和交换。线损计算、统计时所需的供/售电量、设备参数、潮流等数据, 可直接从IDP引用。未进入IDP的数据, 可通过接口获取。通过企业应用集成 (EAI) 技术, 实现生产管理系统 (PMS) 与营销系统 (CIS) 的数据互联, 为线损精细化系统的构建提供丰富的信息资源。

2.2 线损精细化管理系统的功能模块

要实现线损的精细化管理和分析, 数据支撑、计算分析、综合管理 (如图2所示) 是线损分析管理系统必不可少的三个组成模块。

1) 综合管理模块实现反窃电管理、降损辅助决策管理以及统计报表管理。降损辅助决策管理是指通过对电力设备进行技术改造, 或是改变电网运行方式, 或是采用无功补偿最优配置等手段来降低技术线损。

2) 计算分析模块实现在数据支撑模块的基础上, 进行实际线损计算、理论线损计算以及线损分析。线损分析子模块可以实现分区、分压、分线、分台区计算, 在与理论线损计算结果比较之后, 开展线损分析工作。

3) 数据支撑模块包含基础数据管理、典型库管理、计算网架管理和接口管理4个子模块。基础数据管理模块是整个线损管理系统的基础, 为整个系统的正常运行提供完整、准确、实时的数据;典型库管理模块为聚类分析提供数据信息, 在聚类分析时, 可以将典型的数据保存在典型库中, 以达到共享、查询、快速应用典型案例、典型网架、典型负荷特征的目的。计算网架管理模块就是提供网架图的生成和维护功能;接口管理模块可以使得跟EAI进行数据交换的通道按照EAI的规范输出精细化管理系统中的数据。

3 线损精细化管理的具体实现

3.1 技术条件

开展线损精细化管理应当具备以下几点技术条件:①完整的电网 (拓扑) 信息 ;②完整的客户信息;③电网与客户的正确关联信息;④供电侧各级电能量采集信息;⑤客户侧电能量采集信息。其中, 电网 (拓扑) 信息、客户信息、以及电网与客户的关联信息, 是设置线损计算逻辑关系的依据;而供电侧电能量采集信息、客户侧电能量采集信息, 则是线损实时统计和理论计算的基础数据。

3.2 通信方案

对于综合自动化监控的变电站和具备光纤网络通信的常规远程终端 (RTU) 控制系统监控的变电站, 利用光纤网络将线路断路器侧的电能量接入电能量采集系统。对于不具备光纤网络通信的常规RTU监控的变电站, 通过公用电话网将线路断路器侧的电能量接入电能量采集系统。

K型站的通信方案则根据《上海市电力公司10 kV配电自动化通讯技术原则》的相关规定将断路器侧的电能量接入配电自动化系统。

各信息系统间的通信方式结构如图3所示。

3.3 计量方案

1) 要实现线损精细化管理, 计量电能表应具备下列功能:

(1) 精度应与客户电能计量精度相匹配;

(2) 具有正、反向有功电能计量和正、反向无功电能计量, 并能分时计量;

(3) 具有测量各相电压、电流、功率及总的功率、功率因数的功能, 并可通过RS485数据通信接口输出;

(4) 采用的通信方式满足DL/T 645—1997《多功能电能表通讯规约》要求, 并能与电能量采集装置实现通信。

2) 110、35 kV变电站和K型站10

kV出线的计量。对于已具备电能表计的10 kV出线, 感应式电能表要加装光电转换装置将电量输出, 而无传输功能的电能表要更换表计装置;对于不具备电能表计的10 kV出线, 采用综合自动化监控系统的变电站、K型站, 要对综合自动化系统进行改造, 以实现10 kV线路的积分电量计算功能, 而常规RTU自动化装置的变电站、K型站, 原则上不对RTU进行改造, 仅在10 kV出线上加装满足表计要求的电能表即可。

3) 配电变压器的计量。

通过安装满足《上海市电力公司配变及杆变负荷监测仪技术规范》要求的负荷测录仪采集该变压器低压侧的总电量。

4) 10 kV高压用户的计量。

通过负控系统或大用户集抄系统采集10 kV高供高计用户的用电量信息。

5) 380 V低压电网的具体计量方案:

(1) 杆上变压器、配电变压器的低压侧安装满足《上海市电力公司配变及杆变负荷监测仪技术规范》要求的负荷测录仪采集装置;

(2) 居民载波集抄系统 (简称集抄系统) 覆盖的台区利用集抄系统采集用户侧电能量;

(3) 集抄系统不覆盖或集抄系统不完备的台区, 用户侧的电能量数据取自CIS系统中每月用户的抄表电量。

4 线损精细化管理系统的应用

沪东供电分公司本着“先易后难”的实施原则, 在41.6 km2的管辖范围内优先选择了具有代表性的黄浦地块 (商业用户集中) 、乍浦地块 (非居民用户集中) 、曲阳地块 (居民用户集中) , 共计约3.3 km2的区域试点实施线损精细化管理。

4.1 10 kV公共线路的线损精细化管理

根据10 kV电网的计量方案 (如图4所示) , 110 kV变电站10 kV公用线路的始末端需设置电能量计量装置的采集点。例如, 某110 kV变电站35号线路, 该线路10 kV电网的供电范围涉及6台杆上变压器。在线路断路器侧安装满足通信要求的数字式电能表, 在6台杆上变压器的低压侧安装满足专业技术规范的负荷测录仪采集装置。通过线损精细化管理系统的分析, 得出该线路日供电量为11 964 kW·h, 日售电量为11 596.36 kW·h, 单日实际线损率为3.11%。

该线路的单日供电量与售电量对比如图5所示。从图5可见, 供电量和售电量趋势基本一致。10 kV公用配电变压器电能量采集装置为负荷测录仪, 其精度达到0.5 s级, 但公用配电变压器的电流互感器不是计量用互感器, 在低负荷情况下的精度较低, 这导致供、售电量存在一定的偏差。

4.2 10 kV专仓用户线路的线损精细化管理

以某35 kV变电站22号线路为例, 该线路的供电范围仅涉及一家高压用户, 属专仓用户线路。参考10 kV电网的计量方案, 在该线路的断路器侧和高压用户侧需安装计量采集装置。通过线损精细化管理系统的分析, 该线路日供电量为9 751 kW·h, 日售电量为9 750 kW·h, 单日实际线损率为0.01%。

该线路单日供电量与售电量对比如图6所示。从图6可见, 该线路的供电量和售电量非常接近, 实际线损率近似为零。

4.3 380 V低压台区的线损精细化管理

沪东供电分公司供电范围内采用精确比对方法的低压台区有3个。以某低压台区为例, 该低压台区的供电范围涉及193户居民用户, 居民载波集中抄表系统完全覆盖台区。因此, 分别通过负荷测录仪和居民载波集中抄表系统可以分别采集该低压台区的供电量和售电量。通过线损精细化管理系统的分析, 该低压台区日供电量为568.96 kW·h, 日售电量为547.44 kW·h, 单日实际线损率为3.78%。

由于该台区的居民载波抄表系统建成较早 (2005年) , 有时会存在一部分售电量传送失败导致实际线损率偏大的问题, 这需要在今后线损精细化管理方法实施的过程中予以解决。

5 结语

线损管理是一个复杂的系统工程, 10 kV及以下电网线损管理一直是国内各供电企业尽力攻克的难题。通过在上海沪东供电分公司线损精细化管理科技攻关项目, 从技术和管理层面上对10kV及以下电压等级配电网对线损管理实施有效的监控, 将线损管理从传统的统计分析转变为线损监控, 通过对全网线损的精细化分析, 找出影响线损率升、降的因素, 从而使降损措施更具针对性、实效性, 使上海电网的线损管理上一个新的台阶。

摘要：线损是电力企业的一项重要综合性技术经济指标, 它综合反映了电网的规划设计、生产技术和运营管理水平, 直接影响到企业的经济效益。根据沪东供电分公司10 kV及以下电网现状, 结合正进行的线损精细化管理项目, 分析了影响线损的主要因素及存在问题, 介绍了沪东供电分公司在10 kV及以下电压电网线损精细化管理系统的结构、功能、具体实现和应用情况, 使10 kV及以下电压电网线损管理上了一个新的台阶。

关键词：10kV及以下配电网,线损,精细化管理

参考文献

[1]贺锡强.线损精细化技术管理在上海电网的实施[J].华东电力, 2009 (1) :1-3.

10kV及以下电网 篇4

第一章 总 则

第一条 为了进一步规范和优化我公司业扩报装流程管理，提高业扩服务效率，更好地满足客户业扩用电报装要求，提升公司的供电优质服务水平，根据《供电监管办法》、《供用电营业规则》、《国家电网公司业扩报装工作管理规定》，结合我公司实际情况，特制定本实施细则。

第二条 本办法适用于公司范围内10kV及以下客户电力业扩工程报装的流程管理工作。

第二章 部门职责

第三条 营销部(客户服务中心)

(一)负责受理客户各类营业申请，引导客户根据不同的用电类别填报申请表和提供所需的申请资料，并将高压客户(含施工用电)申请资料转生产技术部组织勘测。

(二)根据客户需求，参与联合勘测和供电方案的确定及设计图纸的审核。

(三)负责业扩工程中专用变供电的客户内部配电设施及与计费有关的所有高低压业扩工程的电能计量装置方案的制订、选型与检定，及装、拆工作。

(四)负责独立完成低压业扩项目业务。(五)负责客户用电档案的建立和管理工作。

(六)负责与客户签订供用电合同。

(七)参与业扩工程的质量检查、竣工验收、送电工作。

第四条 生产技术部

(一)负责承接营销部客户服务中心传送的业扩工程报装材料，组织相关部门进行联合勘测，确定供电方案，并提供10kV业扩工程供电方案材料，组织方案审批。

(二)负责组织工程图纸审查，编制审查意见。

(三)审核10kV业扩工程预算。

第五条 计划部

(一)负责10kV业扩工程实施管理全过程的组织、协调、监督、考核，并及时与相关部门沟通。

(二)负责用户委托公司施工的工程发包，并与施工单位签订施工协议;随时掌握工程进展情况，负责组织工程质量检查、竣工检验，并及时做好客户工程用电档案、竣工资料的整理与移交。

(三)审核工程决算，及负责工程款回收。

(四)负责向公司考核小组提出高压业扩流程工程项目管理的考核建议。做好高压业扩流程过程统计分析。

(五)负责对涉及配网改造投资项目的审批、计划下达工作。

第六条 调度度

(一)参与联合勘测,做好施工的停、送电及电网运行方案的确定。

(二)参与业扩工程的竣工验收、送电工作。

第七条 输配电部

(一)根据客户需求、城区配网状况及《三明市城市配网中低压建设与改造技术标准》及其实施细则，参与客户供电方案的制定、图纸审查及工程检验工作的技术把关。

(二)负责编制月度停电或带电作业计划，负责工程停电的协调工作。

(三)负责对涉及配网改造投资的项目的上报立项工作。

(四)参与业扩工程的竣工验收、送电工作。

(五)负责工程实施后配网异动管理，配网图纸的异动更新。

第八条 安监部

负责用户委托公司施工工程签订安全施工协议;负责辖区内业扩工程施工安全监督，参与工程质量检查、竣工检验。

第三章 用电申请

第九条 为客户提供来人、来函、电话和互联网等多种报装方式。各供电服务窗口或95598工作人员负责按照“一口式”服务要求指导客户办理申请业务，向客户宣传解释政策规定。

第十条 客户有报装需求时应向客户提供“业扩工程一次性告知书”，告知客户报装申请必备资料清单，同时明确告知客户应选择具有相应资质的设计、物资供应和施工单位。

第十一条 在受理客户业扩报装申请时，受理人员须按要求对客户提供的书面业扩报装申请材料进行审查，对符合申请条件的项目应在《国家电网 SG186工程电力营销业务应用系统》流程录入登记。对于申请材料不齐的客户，应提供预报装服务。正式受理客户申请后，应告知客户业扩工程进行过程中，可通过95598、互联网对流程进度进行查询。

第四章 现场勘测、供电方案制定、审批与答复

第十二条 现场勘查前，勘测人员应认真研读客户的用电申请资料，预先了解所要勘查地点的现场供电条件，提前与客户预约现场勘查的时间，携带《业扩报装现场勘查工作单》准时到达现场进行查勘。对申请增容和变更用电的客户，还应查阅客户用电档案，记录客户信息、历次变更用电情况等资料。

第十三条 对申请新装增容的客户，现场勘查时应核实用电容量、用电类别等信息，并根据用电类别、用电规模以及现场供电条件，对供电可能性和合理性进行调查，初步确定供电、计量、计费方案。

第十四条 对申请用电变更的客户，现场勘查时应核实客户名称、用电地址、电能表表位、表号、倍率等信息，检查电能计量装置运行情况。

第十五条 现场勘查完成后，应将勘查结果详细填入《业扩报装现场勘查工作单》。对现场不具备供电条件或不符合用电变更条件的用电申请，应在勘查意见中说明原因，并向客户做好解释工作;对现场存在违约、窃电嫌疑的，存在用电安全隐患、计量故障异常情况的客户，应做好现场记录，请客户签字确认，同时提出异常报告，及时报相关职责部门处理，暂缓办理该客户用电业务。

第十六条 依据《河北省电力有限公司业扩供电方案编制实施细则(试行)》等有关技术标准规定，根据现场勘查结果、电网规划、用电需求及当地供电条件因素，进行技术经济比较，与客户协商确定供电方案，拟定供电方案意见书。

(一)客户接入系统方案应包括供电电压等级、供电容量、供电电源位置、供电电源数(单电源或多电源)、供电回路数、路径、出线方式、供电线路敷设等。

(二)客户受电系统方案应包括进线方式、受电装置容量、主接线、运行方式、继电保护方式、调度通信、保安措施、产权及维护责任分界点、主要电气设备技术参数等。

(三)计量方案应包括计量点与采集点设置，电能计量装置配置类别及接线方式、安装位置、计量方式、电量采集终端安装方案等。

(四)计费方案应包括用电类别、电价分类及功率因数执行标准等信息。

第十七条 供电方案编制完成后，应按照分级管理原则，组织相关部门对供电方案的完整性、合理性、安全性进行审查，形成最终供电方案。原则上低压居民供电方案可由现场勘查人员确定。

第十八条 供电方案审批通过后，应及时根据审批意见编制《供电方案答复单》，盖章后由客户签章确认。

第十九条 高压供电方案的有效期为一年，低压供电方案的有效期为三个月，逾期注销。对因客户原因需要调整供电方案的，应由客户提出书面申请。对因电网原因调整供电方案的，应主动与客户沟通协商，重新确定供电方案后书面答复客户。

第二十条 勘测分工

(一)零散居民申请照明用电由营销部负责勘察，确定表位。

(二)低压新装、增容申请，由营销部组织，营销部有关人员参加勘察。

(三)申请高压用电用户，由生技部组织营销部、输配电部、调度所、计划部与设计单位有关人员参加现场初勘。

第二十一条 现场勘察后，低压供电的动力、照明新装、增容用电的供电方案由营销部报批。

第二十二条 申请高压用电用户的供电方案由生技部初定，营销部、输配电部、调度所会审，并由生技部报批。

第五章 工程预算与收费

第二十三条 在供电方案答复同时，勘测人员按照国家规定的范围及标准，完成计算、审核客户的业务费用，并以《业务交费通知单》书面通知客户交纳;送电前，应收取高可靠性供电费、临时接电费等物价部门批准的其他业务费，并向客户提供相应的票据。

第二十四条 业务费的管理应按照财务管理制度的要求，做到日清日结，对需要退还临时接电费的客户，在其临时用电结束、拆表销户并结清所有电费后，窗口服务人员应及时为客户办理退还手续。

第二十五条 对满足业扩工程用电需求供电企业需建设的电网配套项目，应立即办理项目立项计划报批手续，由建设主体部门按照业扩工程进度要求同步建设。

第六章 图纸审查

第二十六条 受理客户送审的受电工程审图资料时，应审核报送资料是否齐全、有效。对低压供电的客户，报送的资料应包括负荷组成和用电设备清单;对高压供电的客户，应根据《供电营业规则》第三十九条的规定提供受电工程设计文件和有关资料。

第二十七条 按分级管理原则，根据批准的供电方案和国家相关设计标准，业扩项目管理部门组织有关部门对客户受电工程设计文件进行审核，并一次性提出图纸修改意见，以书面形式通知客户，督促其修改直至复审合格。各类用电审核重点：

(一)对低压供电的客户，电能计量方式及装置配置应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448)的要求;进户线缆截面、配电装置应满足电网及客户用电的要求。

(二)对高压供电的客户，主接线方式、与主网电气连接的客户一次设备选型应与供电方案一致;继电保护、自动装置、接地装置的设置应符合有关规程;电能计量方式及装置配置应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448)的要求;进户线缆截面、总开关容量应满足电网及客户用电的要求。

(三)对重要客户，自备应急电源(保安电源)及非电性质保安措施还应满足有关规程规定要求。

(四)对有非线性阻抗用电设备(高次谐波、冲击性负荷、波动负荷、非对称负荷等)的客户，还应审核谐波负序治理装置及预留空间、电能质量监测装置情况。

第二十八条 受电工程设计审核合格后，应及时将审核意见录入营销信息系统，在审核通过的受电工程设计文件上加盖审图专用章，并告知客户下一个环节需要注意的事项。

第二十九条 因客户自身原因需要变更设计的，应将变更后的设计文件再次送审，通过审核后方可实施，否则，供电企业将不予检验和接电。

第三十条 施工企业的资质应符合有关规定，并应依据审核通过的图纸进行施工。正式开工前，客户经理应通知客户将施工企业资质、施工进度安排报计划部备案。

第三十一条 客户隐蔽工程掩埋或封闭前，应报计划部组织对隐蔽工程进行中间检查。

第三十二条 图纸设计后由生技部负责组织有关部门审查，报公司领导批准。

第七章 中间检查与竣工检验

第三十三条 中间检查工作由客户提出，在客户受电工程施工期间，计划部应根据施工进度，依据审核同意的设计文件和有关施工及技术标准，对受电工程中的隐蔽工程部分通知中间检查人员进行中间检查，提出书面整改意见，督促客户整改。

第三十四条 现场检查前，应提前与客户预约时间，告知检查项目和应配合的工作，准备工器具、受电工程中间检查登记表及相关资料。

第三十五条 现场检查时，应记录检查情况、缺陷及整改情况。对检查中发现的问题，应以《受电工程缺陷整改通知单》的形式，要求施工方整改，整改完成后需重新报验。

第三十六条 中间检查合格后，应出具《受电工程中间检查结果通知单》送达客户签收确认，告知客户竣工检验需提交的资料和检验程序，并将中间检查记录、缺陷记录、整改通知记录录入营销信息系统存档。

第三十七条 受理客户竣工检验申请时，客户服务中心应审核客户相关报送材料是否齐全有效，通知相关部门准备客户受电工程的竣工检验工作。

第三十八条 竣工检验前，应提前与客户预约时间，告知竣工检验项目和应配合的工作，携带《受电工程竣工检验登记表》，准备好工器具，组织相关人员准时到达现场开展竣工检验工作。

第三十九条 竣工检验时，应按照国家和电力行业颁发的设计规程、运行规程、检验规范等要求，根据客户提供的竣工报告和资料，对受电工程的工程质量进行全面检查、检验。参加检验人员应一次性提出书面检验意见，并在检验会签单上签字确认;对检验不合格的，应督导整改直至合格。

(一)竣工检验范围应包括：工程建设参与单位的资质，工程施工工艺、建设用材、设备选型及相关技术文件，安全措施。

(二)竣工检验重点项目应包括：线路架设或电缆敷设;高、低压盘(柜)及二次接线检验;配电室建设及接地检验;变压器及开关试验;环网柜、电缆分支箱检验;中间检查记录;交接试验记录;运行规章制度及入网工作人员资质检验;安全措施检验等。

第四十条 竣工检验合格后，应根据现场情况最终核定计费方案和计量方案，记录资产的产权归属信息，及时以书面的形式告知客户竣工检验的结果及接电前的准备工作要求，做好客户受电工程相关资料归档工作。

(1)客户接电前的准备工作，应包括需要缴纳的相关业务费用、《供用电合同》及相关协议签订工作和办理受电装置接入系统运行的相关手续。

(2)收集客户受电工程的技术资料及相关记录，应包括：竣工检验记录、缺陷记录、整改通知记录，客户受电变压器的详细参数及安装信息;安全设施配备情况及运行规程制度记录。

第八章 签订供用电合同、备装表送电、营业归档

第四十一条 供用电合同和电费结算协议属并行业务流程，营销部应在工程竣工的同时，与客户协商、并签订供用电合同。

第四十二条 现场装表前，应根据供电方案和客户受电工程设计文件确认装表条件，持《装拆表工作单》领取电能计量器具及其配套材料，并提前与客户联系装表具体时间。

第四十三条 装表工作完成后，应按照有关规定审核接电条件，精心安排现场送电前准备工作，加强送电后的检查。

第四十四条 客户接电条件包括：新建的供电工程已检验合格;客户受电工程已竣工检验合格;《供用电合同》及相关协议已经签订;业务费已经结清;电能计量装置已经安装并检验合格;客户电气人员具备相关资质;客户安全措施已齐备。

第四十五条 送电前准备工作包括：对电能计量装置进行检验并实施封印。对全部电气设备做外观检查，拆除所有临时电源，对二次回路进行联动试验应核对一次相位、相序。

第四十六条 送电后的检查工作包括：检查电能表运转情况及相序，对电能计量装置进行检查试验并实施封印，会同客户现场抄录电能表示数，记录送电人员、送电时间、变压器启用时间及相关情况。

第四十七条 装表接电完成后，营销部应及时收集、整理并核对归档信息和报装资料，建立客户信息档案和纸质档案，保证客户档案的完整性、准确性和一致性。如果存在档案信息错误或信息不完整，应发起相关流程纠错。

第四十八条 工程验收合格，具备送电条件，由营销部填制送电通知单报送分管生产经理审批后，转调度所下令送电。(本送电通知仅代表客户工程各项手续已办妥，送电操作按调度正规程序执行)。

第九章 时限要求

第四十九条 供电方案答复时限

自受理客户用电申请之日起，居民客户不超过 3个工作日;低压供电客户不超过 7个工作日;高压单电源供电客户不超过 15个工作日;高压双电源供电客户不超过 30个工作日。

第五十条 图纸审核时限

自受理之日起，低压供电客户不超过8个工作日，高压供电客户不超过 20个工作日。

第五十一条 中间检查时限

自接到客户申请之日起，低压供电客户不超过3个工作日，高压供电客户不超过5个工作日。

第五十二条 竣工检验的时限

自接到客户受电装置竣工报告和检验申请之日起，低压供电客户不超过3个工作日，高压供电客户不超过7个工作日。

第五十三条 装表接电时限

自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，居民客户不超过3个工作日，其他低压供电客户不超过 5个工作日，高压供电客户不超过 5个工作日。

第十章 附 则

第五十四条 本办法由公司营销部起草并负责解释,原将电标[2006]27号《将乐县供电有限公司业扩工程实施细则》废止。

第五十五条 本办法自2010年7月1日起执行。

附件一：业扩报装项目管理流程示意图

附件二：供电方案答复单

附件三：图纸会审记录

附件四：业扩工程现场检验整改通知单

附件一：业扩报装项目管理流程示意图

客户申请

零散居民用电申请流程图 非零散居民用电申请流程图

确定并答复供电方案

现场勘测

客户回复

不同意

确定供电方案

同意

通知缴费

工程设计

答复供电方案通知交费

营业收费

设计图纸审查

附件二

供电方案答复单

客户名称

申请日期联系人(电话)

客户申请需求

联合勘察单位

拟定供电方案：

客户回复：

签章

年 月 日

填单日期(签名)

接单日期(签名)

答复日期(签名)

回复日期(签名)

附件三

图纸会审记录

工程名称会审日期年 月 日

设计单位施工单位

建设单位主审单位

会审意见：

会审负责人：

参加会审主要代表

设计单位：

建设单位：

施工单位：

其它单位：

备注：

附件四

业扩工程现场检验整改通知单

工程名称工程编号

工程质检日期：施工单位工程性质

检

查

内

容

及

整

改

意

见

参加部门计划部：施工单位：

生技部：其他部门：

1、不需要停电可整改的缺陷，请于

前整改完毕。

2、需要停电方可整改的缺陷(暂不影响安全供电的)，请结合计划停电进行整改，但最迟不得超过3个月。通知施工单位时间：

通知人：

签收人：

整改结果：

施工负责人：

备

注

扬州供电公司供电所营业业务流程管理办法

文件类型：DOC/Microsoft Word 文件大小：字节 更多搜索：扬州供电公司供电所营业业务流程管理办法扬州供电公司供电所营业业务流程管理办法扬州供电公司供电所营业业务流程管理办法 一,总则

1为规范供电所营销业务管理工作,提高营销管理水平,根据苏电营[2002]1402“江苏省电力公司农村供电所营销管理办法”和扬供电营[2005]378号“关于印发业务流程的通知”,并结合我市农村供电所工作实际,特制定“扬州供电公司供电所营业业务流程管理办法”.2所有营业业务流程应遵守服务承诺时限和流程考核时间.3本办法适用于我市各农村供电所营业业务流程.二,业务申请

管辖范围内的客户用电业务申请应在供电所营业厅递交,营业人员应指导客户填写用电新装,增容,临时用电及变更用电等业务申请,并向客户指明需提供的相关文件和资料,原件用于核实,复印件存档.营业厅负责营业服务,营业资料的管理工作,客户申请需提供的资料如下: 1居民客户(1)书面申请书;(2)户主身份证原件,复印件;(3)房屋产权或房屋产权证明(村,居委会以上)原件,复印件;(4)经办人身份证原件,复印件(适用于经办人与户主不一致的);(5)户主委托书(适用于经办人与户主不一致的);变更户名要提供原户主和新户主的身份证原件,复印件,以及变更后的房屋产权证原件,复印件 2其它客户(1)书面申请书;(2)营业执照原件和复印件;变更户名要提供原户主同意变更户名的书证和新户主的法人身份证原件,复印件,以及变更后的营业执照原件,复印件

(3)申请人身份证明原件和复印件;(4)房屋产权证明(村,居委会以上)或土地使用证原件和复印件,如属租赁客户,应提供租赁协议,一般以房屋产权人的名义装表.确因需要以租赁人名义装表的,需提供房屋产权人同意的书证和电费担保承诺;变更户名要提供原户主同意变更户名的书证和新户主的身份证原件,复印件,以及变更后的房屋产权证原件,复印件

(5)用电设备容量清单;(6)鱼,虾塘等养殖户需用电区域平面图;3增容,变更用电应结清电费.三,业务查勘(一)查勘内容: 1居民客户:(1)核对用电地址,用电性质,确定装见容量;(2)确定该户供电线路,配变,杆号;

(3)计量方式,计量点和配电装置;(4)产权和安全责任分界点;(5)接户材料清单;2其它客户:(1)用电地址,用电性质,用电类别,电价执行标准;(2)确定装见容量;(3)确定该户供电线路,配变,杆号;(4)配变容量,配变内已批准容量;(5)本年度或上年度该配变的最高负荷情况(附电流测量数据),必要时进行测量;(6)客户所拟接的400V线路导线截面情况,客户与配变的距离,附近用电电压情况;(7)确定供电方式,计量方式,计量点和配电装置;(8)产权责任分界点和安全责任分界点;(9)了解客户对供电有无特殊需求;(10)对鱼,虾塘等用电要求较高养殖户,要求客户自行配置保安电源并将这部分内容写入供用电合同中(也可以另签订协议).,并提供客户签字的鱼,虾塘等用电区域平面图;(11)该户与现有运行的供电企业的线路及设备的距离,达不到标准的应督促其出资进行迁移或加固后方可允许供电.(二)查勘要求

1现场查勘应由2人及以上共同查勘;2一般居民客户的查勘由营业班班长和其他人员参加;3其它客户(客户新装容量或增容总容量在20KW以下)的查勘应由营销员,技术员共同参加;4客户新装容量或增容总容量超过20KW,必须上报农电公司,由农电公司派员参加查勘,任何单位和个人严禁通过变通的方式私自扣减容量,绕越审批程序;5营销员负责配变内已批准容量,申请户装见容量,用电地址,用电性质和电价核实,确定计量方式,配电装置,产权分界点,保安电源;6技术员负责确定该户供电的配变,线路,杆号,配变容量,配变的最高负荷,供电线路截面,该客户与配变的距离,安全责任分界点,供电方式,以及用电区域平面图,该户与现有运行的供电企业的线路及设备的距离;7同一用电地址只允许一个用电总户,同一用电总户内不同用电价类别分别建营业户,并分别装表计量,对不具备分别装表的营业户按其不同电价类别的用电设备容量或实际可能的用电量实行定比或定量;8客户新增容量或增容总容量超过50KW及以上者(含农村集中居住区),上报市(县)公司营销部办理.(三)查勘考核时间 居民客户查勘2个工作日内;2 低压客户20KW以下3个工作日内;3 20KW及以上50KW以下,供电所1个工作日内上报农电公司,并准备该户所在配变,线路,负荷,电压等基本情况,农电公司2个工作日安排查勘;4 50KW及以上供电所1个工作日内上报扬州供电公司本部办理.四,供电方案

根据现场查勘和配变,线路等情况是否具备供电条件确定能否同意新装或增容等.1 居民客户

根据客户提交的用电申请,相关资料和现场查勘情况,营业班班长形成书面的查勘意见和供电方案上报分管所长审批.2 其它客户

(1)营销员和技术员根据客户申请和现场查勘情况,以及配变现有装机容量的容载比,配变本年度或上年度最高负荷情况进行分析,对线路的导线截面,客户距电源点的供电半径,用户端的电压等情况进行分析,确定是

否同意,或需要采取的整改措施,形成书面的查勘意见和供电方案上报审批;(2)20KW以下客户供电方案由供电所所长直接审批;(3)20KW及以上50KW以下客户供电方案由农电公司相关人员审核后,由供电所所长审批;3 供电方案答复

审批手续完成后,营业员以书面通知的形式答复客户,低压客户答复周期七个工作日内.五 工程设计和施工 审批手续完成后,营业员以书面通知的形式答复客户,转入工程委托,设计和施工阶段;2 客户工程设计和施工应由相应资质的单位进行,工程材料应符合国家要求,并有3C认证标志;3 工程设计和施工可由客户委托业务部(供电所)设计和施工,严禁“三指定”.六 业务收费 所有业务收费标准应严格执行相关文件和依据,并在营业厅公示,严禁多收,少收或不收;2 所有业务收费必须向客户提供公司统一的票据;3 所有业务收费应同步录入营销系统;七 供用电合同

在装表接电前,所有用电客户必须与供电公司签订《供用电合同》并存档,对到期的“供用电合同”及时进行续签.八 装表接电 受电装置检验合格并签定《供用电合同》后,由营业班办理装表接电手续;2 计量装置的安装应符合相关技术要求和规定;3 装表接电周期:(1)零星居民客户新装或增容3个工作日内;(2)小客户新装或增容5个工作日内;(3)新建住宅小区5个工作日内;九 用电资料归档

业扩报装资料和客户档案必须在装表接电后一周内完整归档.二〇〇八年十月二十日

10kV及以下电网 篇5

关键词：10kv农网;升级改造;标准化建设

农网要进行升级改造，10kv及以下配电网是非常主要的一个部分，因此要对我国的10kv及以下的电网实行标准化建设。在农网的升级改造中往往会出现一种现象，就是不同的设计人员在理解准则和设计规范时会有不同的看法，也就导致了多种设计方案的产生。

一、重视规划

（一）使用标准化的设计方案

农网的规划方案要有规范性，农配网的设计升级项目的基础就是方案的规划，我们可以从线路绝缘化的改造与新建馈线、台区改造三方面开始，对项目工程的规格、范围与配置等一一进行说明和确定，这样同一台区可以避免多次改造。例如：线路绝缘化的改造要对范围内引线架和台架都要进行改造，改造的同时还要将分段开关等配置的要求考虑在内，每台分段开关一般在5到10台配变。台区改造会根据315kVA的配变标准来对低压线路与台架出线进行合理配置，可以很大程度上避免配变增容的多次改造。

（二）标准化设计的全面使用

典型的设计方案要被大力推广，对10kv及以下的农网要有标准统一的图纸材料、线路附件配置、接户线的升级改造、设备材料、台区改造设计等，最好附上设计的土里，施工人员可以更好的理解设计意图。

（三）设计图纸

为了进一步提升农网的升级改造图纸的设计质量，应该对设计图纸的具体方面进行规范，如图纸的标注和内容、说明等，设计图纸因此避免了多样的理解，也方便他人查看。另外，对设计人员与图纸查看人员的专业培训也是必不可少，这要求很高的综合素质与专业水平高的工作人员，工作人员在查看图纸时，为了使10kv及以下农网的设计资料审查过程更加流畅，应该对相关的图审卡进行编写，对工程项目的设计质量的评价要完整。我们要从长远的角度去考虑问题，对农网的全生命周期进行管理，对农网在供电方面的质量与可靠性进行提高，最大程度上降低全周期的费用，接线模式要进行标准化和长远目标性的规划，注意设计标准有差异和改造工程的模块化问题，这样才能更高效的开展10kv及以下农网改造工程，在技术方案和农网典设的应用方面都得以推广。

（四）设计图纸审查的标准化

10kv及以下的电网升级，设计资料在审查的时候要方便，《农配网工程标准化图审卡》的编写一定程度上使图纸的标准化审查有了依据，农网的升级工程设计的质量评价可以从以下几个方面来进行，设计资料的完整度、设计内容是否有符合性、技术的合理性等。对设计方案标准化审查可以保证了农网的升级质量。

二、设备材料标准化

10kv及以下的农网升级改造工程中，规划设计人员在选型时会按照自己的理解来进行，往往会导致了采购的材料和设备类型众多。例如，低压电缆就有YJLV-1kV-4×25～240等十八种，绝缘导线多达32种。品种繁多型号使采购的难度加大，同时招标与库存的困难也加大，厂家的供货时间延长，一旦升级改造工程变更，这些材料就没办法应用，就形成了积压库存，从而造成了浪费资源和资金。因此，对10kv及以下的农网升级改造要重视材料的型号与设备等问题。

可以通过制定相关文件来统一设备的选型，如《10kv及以下电网工程表转化设备材料库》，这样可以统一规范工程中所使用的材料型号和设备，ERP物资编码可以被使用，每个地区的10kv导线与电缆选用的等级不超过三个，0.4kv的导线所选用的等级不超过两个，0.4kv的电缆选用的等级不超过五个，配变的型号不超过四个等级。

设备材料在选型方面要进行严格控制，要对各县电力公司所报送的农网物资材料的型号进行严格审查，根据相关规定开裂材料清单，如果有些特殊的材料则需要在材料库中未列出型号进行批准。

三、标准化的安装工艺

（一）汇总配电线安装的工艺

农网升级的安装工艺要标准化，这是对施工质量的保障，工程施工中的质量要达到“安全、美观、可靠”的要求，因此，就要对施工的安装工艺进行规范标准化。对10kv及以下农网的施工现场要进行实时跟踪，将工艺的问题进行详细分析，从而对原有方案进行改进，进一步在农网的升级工程中推广应用。农网升级工程的“三架”要被规范，也就是配变台架的规范、开关架的规范、电缆引线的规范。在“三架”被规范的同时，接户线、高低压杆线和设备接点等也要进行安装工艺方面的规范。

将配电线路在施工过程中的安装典型工艺进行总结，编写相关规范案例。10kv及以下的农网配电线路在典型的工艺和杆型等方面的描述最好配有现场的照片，并通过文字加以说明，图文解说的方式更加直观，这样施工的安装工艺就有了量和形的标准。通过这样的文件编写可以是农网的管理人员与施工人员都有了相关培训，对安装工艺等细节更好的掌握，提升专业水平。

（二）标准化的档案资料管理

在农网的升级改造中，档案资料进行标准化也是一个非常重要的环节。将农网升级的工程资料清单等进行统一整理，还有各种档案的格式等统一规范，整个资料的收集都要按照标准化流程走。工程验收制度要进行标准化规范，对于一些隐蔽的工程更是如此，施工的企业要对施工记录进行详尽的填写，记录内容也要符合统一规范。通常是电网升级改造的项目经理等管理人员进行严格检查并合格后才能签证隐蔽，明确工程验收的主体责任人，项目的建设实施也竣工验收等工作要有行为准则，根据相关文件来行事，不合格的项目工程是不能进行交付的。10kv及以下农网升级的工程项目应使用一个工程一个档案的原则，把工程资料进行整理，根据档案归档的一些要求来对整个项目进行归档管理。要完整的记录整个工程的过程，从施工准备到实施过程、竣工等一系列。

四、标准化建设的意义

农网的升级改造工程项目在设计方案上秉着更加合理，更加高效，更加全面的原则，激励避免重复的改造，在资金投入方面减少了成本。另外，停电次数也会减少。再者，典型设计的方案可以以图册的方式更加直观的被展示，更加简单易懂。施工人员可以更少的发生错误，提高了工程进度。在设备的材料方面，标准化建设可以在订货的型号上减少很多，提高了厂家供货速度，也使物资招标等环节更加方便。从整体上看，不同的项目之间可以对材料进行调剂，以减少资源浪费。另外，工程的管理人员由于申请ERP的物资编码可以更加有效地进行工程管理。

结语

近年来，我国对于10kv及以下的农网升级改造的脚步正在加紧，提升工程质量水平是我们迫在眉睫的任务。在保证工程的可靠性与安全性的同时，要提升工程施工的效率。农网的标准化建设可以很大程度上帮助工程的实施。在电网升级改造的过程中要对设计方案、审查方案、设备材料、材料选型等方面实施标准化，标准化的实施有利于提升10kv及以下农网升级改造工程的整体质量水平与管理水平。

参考文献：

[1]辛伟平.浅谈10kV及以下农网升级改造工程的标准化建设[J].广东科技，2012（07）.

[2]王彦甫.浅析10kV农网升级改造工程的勘测设计[J].科技信息，2012（09）.

[3]卢虹宇.智能电能表的检测常见故障分析[J].中国电力教育，2013（26）.

10kV及以下电网 篇6

电网的经济运行就是指整个电网系统在供电成本率比较低或者是发电能源消耗率及电网损率都处于最小的条件下能够顺利运行以提供可靠安全的用电需求。当前社会条件下,电网的经济运行是一项具有很强的实用性的节能技术。这项技术需要我们能够在保证技术安全、经济合理的基础上,使现有的设备、元件等得到充分的利用,做到不投资或尽可能少的投资,通过相关技术论证,选取最佳运行方式、调整负荷、提高功率因数、调整或更换变压器、电网改造等,在传输相同电量的基础上,以达到减少系统损耗,从而达到提高经济效益的目的[1]。

1 电网能源损耗

电网系统中有很大的电能的损耗,在这其中,包括有变压器产生的电能损耗,电力线路的损耗等等。变压器的损耗占有相当大的比例[3]。当前多数的变压器及其供电系统都是在自然的状态下运行的,与此同时,传统观念及习惯性错误做法的影响下,现有变压器不一定在经济区间运行。因此,造成了许多不必要的损耗。

另外,现有的网络结构不够合理,也是造成电网损失的重要原因之一。已有的电网设计与布置中,城农网线路存在大量的交错、重叠和迂回供电现象,供电半径过大,造成了浪费[2]。变压器的台数与容载比分配不合理,由于存在负载波动以及季节性波动,对于不同季节不同时间的电网用电量需求的变压器存在这浪费现象。已有电网的配变的安装地点尚未做到合理,经济、农网的节能装备不足、电力线路导线截面不够优化合理、电网的电压等级不够简化以及节能型变压器缺乏使用都是阻碍电网经济运行的重重困难。

2 35 k V电网节能运行技术措施

在传统的35 kV电网的建设中,电源的投资通常超过配电线路的投资,电源的可靠性满足N-1条件,而10 kV线路供电可靠性无法保证。因此,要根据城网和农网负载分布的特点,在原有的基础之上做一定的调整以及改造。根据电网中变压器与供电线路的分布状况,优化负载经济分配和电网经济运行方式。把电网建成“安全经济型电网”,为电网安全供电奠定良好的基础。在电网运行中最大限度地降低电网的线损,为缩小与发达国家电网线损的差距做出贡献。

2.1 选用节能型变压器,淘汰高能耗变压器

目前我国10 kV和35 kV的电力变压器低损耗产品是S9系列变压器,运用该系列的变压器对还在使用中的高能耗变压器进行改造,合理规划,予以淘汰或更新改造,都取得了比较理想的效果。在电网改造设计中对新型变压器的容量选择,不仅应考虑到变压器容量利用率,同时更应考虑到变压器的运行效率。使变压器运行中的有功损耗和无功消耗最低。合理计算变压器经济负载系数,使变压器处于最佳的经济运行区;平衡变压器三相负荷,降低变压器损耗;合理调配变压器的并列与分列的经济运行方式;优化选择变压器运行电压分接头;合理考虑变压器的特殊经济运行方式,降低损耗;根据不同用户,采用一些特种变压器等等针对于变压器所采取的措施,都是为了通过对变压器的控制使用进而得到电网节能运行的目的[4]。

2.2 合理调节电网配备使其能够经济运行

电网要考虑的是全系统的经济性,做到配电网及其设备的经济运行是降低线损的有效措施。通过以下的几种措施能够达到目的:合理调整配电线路的联络方式;按经济功率的分布选择网络的断开点;推广带电作业,减少线路停电时间。这三种措施能够有效地减少损耗与浪费。

2.3 合理配置电网的补偿装置

由于我国运用35 k V及其以下的电网是大部分地区是在农村实施的,因此农村地区的电网能够经济运行成了整个电网节能运行的重要组成部分。增装无功补偿设备,提高功率因数;在有功功率合理分配的同时,应做到无功功率的合理分布,能减少损耗;合理考虑并联补偿电容器的运行。这些措施既能够保证电网能够满足用电需求,又能够做到不浪费,是比较可行的方法。

2.4 经济调度,有效降低网损

电网经济调度是以电网安全运行调度为基础,以降低电网线损为目标的调度方式。电网经济调度是属于知识密集和技术密集型领域,是按电网经济运行的科学理论,实施全面电网经济运行的调度方式[5]。合理制定电网的运行方式以及根据电网实际潮流变化及时调整运行方式,使电网线损与运行方式密切结合,实现电网运行的最大经济效益。尤其在农网运行中,应合理调度电力负荷,强化用电负荷管理,从而达到配电网络的降损节能。

2.5 注意提高电力企业员工的业务素质

电网的现代化水平随着科学技术的发展以及新的技术和设备的应用而不断提高,对电力企业的工作人员的专业素质也提出了更高的要求。因此,管理人员必须不断学习新技术新知识,提高自身业务素质,才能更好地胜任本职工作。电力企业要对员工进行适时的培训,培训要突出实践的重要性,注重技能训练和岗位练兵。

3 结语

总之,整个国家的电力系统与本国的国计民生具有密切的关系。正常而且安全的用电不仅仅是人们正常进行生活以及生产的可靠保证,同时也与国民经济息息相关。因此,电网的正常运转以及节能措施的有效实施,是电网管理工作者的基本目标,也是电网调度工作的主要任务。我们相信,依靠电网管理人员的工作与有关部门的密切配合,我国的电网运行在以后的实践中一定能够取得更加了理想的效果。

参考文献

[1]吕晔,杨军,王建国.变电站设计与运行中的节能技术应用[J].农村电工.2011,(10):33.

[2]黑龙江省电力有限公司.现代电网运行于控制[M].北京:中国电力出版社,2010.

[3]张育峰.加强调度管理保证电网安全运行[J].管理科学,2010,(5):30-32.

[4]马汉文.35 kV及以下电网安全稳定经济运行[J].科技风,2011,(2):61-62.

10kV及以下电网 篇7

关键词：10kV及以下配网,运行维护,检修措施

1 10k V及以下配网的常见故障

1.1 人为引起的故障

10k V及以下配网因为其功能定位, 所以往往具有点多面广的特点, 这使得其非常容易受到外界因素的影响, 而人为因素作为外界因素之一, 同样也会给配网运行造成不利影响, 进而使其产生故障。具体而言, 因人为因素而引起的故障可以分为以下两种: (1) 配网线路在施工建设过程中, 如果没有严格遵守相关的施工标准, 导致线路施工质量不合格, 那么就可能给后期运行使用带来隐患, 同时也会给配网的运行维护和检修工作造成极大的不便; (2) 如果配网线路的杆塔安设在交通事故多发地段, 且同时也没对其设置必要的防护措施, 那么就可能造成其因为车辆碰撞等事故而出现损伤, 进而引发线路故障。

1.2 天气和环境引起的故障

如上文所述, 配网线路容易受到外界天气和环境因素的影响, 尤其是当出现雷击、狂风以及暴雨暴雪等恶劣天气时, 配网线路特别容易受到影响, 进而引发故障。

1.3 外在因素引起的故障

10k V及以下配网属于电力系统的基层线路, 而且因为线路覆盖面过广且维护不便等原因的影响, 造成其中有大量的线路和设备存在老化问题。当前各个地区的用电量都在持续增大, 而相应的配网线路维护投入却没有相应的提高, 进而使得配网线路面临着运行压力增大和线路设备老化加快的双重挑战, 这也使得其发生故障的几率显著增加。

1.4 管理不善而引起的故障

相对于电网的其他部分, 10k V及以下配网的运维投入往往存在严重不足的问题, 线路设备的更新以及改造力度也存在比较大的滞后情况, 致使配网线路的运维和检修质量处于较低水平, 进而增加了故障发生的风险。此外, 基层电力工作者因为受到自身专业素质以及工作责任心的影响, 在实际工作中可能存在无法正确解决存在问题或懈怠的现象, 这同样也给配网线路的运行埋下了安全隐患。

2 10k V及以下配网运行维护

2.1 定期巡检

对于10k V及以下配网的运维工作来说, 首先要做的就是做好定期巡检工作。通过定期巡检, 可以对当前配网线路和设备的运行情况以及运行中存在的问题做到及时发现, 这为隐患的及时消除奠定了基础。而在进行配网定期巡检的过程中, 要特别注意对线路开关、接地装置等重要设备进行详细的检查和测试, 要确保其工作状态良好。

2.2 加强预防性试验

在对10k V及以下配网加强巡检的同时, 还应做好预防性试验工作。现实中, 很多设备故障仅仅通过外观检查是难以发现的, 此时为了确保这些设备运行的安全可靠, 就必须通过预防性试验来进行检测。例如对变压器、避雷器、真空断路器以及绝缘子的绝缘电阻、接地电阻等进行测试。通过预防性试验可以及时发现设备中存在的安全隐患, 从而为设备的检修处理或及时更换提供了依据。

2.3 立杆维护

对于10k V及以下配网的运行维护来说, 立杆维护是其中的一项基础性工作。具体而言, 要确保立杆的深度达到杆高度的1/6左右。如果立杆所在地的土壤存在黏性较差以及疏松等问题时, 还必须通过采取混凝土浇筑加固等措施来增强立杆的稳固性。

2.4 防雷维护

对于10k V及以下配网来说, 为了增加其对抗雷击的防护性能, 可以使用新型的瓷横担替代传统的角钢横担。此外, 考虑到我国农村10k V及以下配网的架空线路的安装大多采用的是三角形状态, 还应该适当增加导线间的距离来保障线路安全。

3 10k V及以下配网的检修措施

3.1 配网线路检修

在配网线路的日常检修过程中, 要对线路是否存在断线、烧毁以及破坏等问题进行重点检查, 同时, 对配网线路之间是否存在接触不良的情况也应进行详细检查。如果发现配网线路存在以上问题, 那么就必须及时安排人员进行排查和处理。此外, 线夹内导线的拔出问题也要重点检查, 一旦发现存在拔出痕迹就必须安排人员进行密切观察, 以预防不安全问题的发生。

3.2 杆塔检修

对于配网杆塔尤其是那些长时间投入使用的杆塔, 要做好定期检修工作, 重点检测其是否存在歪斜、下沉等变形情况;对于杆塔基础也要进行定期检测, 如果发现基础存在损伤等可能危害到杆塔安全的问题, 就必须及时采取措施来对基础进行加固。最后, 对于杆塔固定原件是否完整以及杆塔拉线是否存在松动等问题也应进行详细的检测。对于以上检测过程中发现的问题, 如果是小问题, 就应在当场就立即进行处理;而对于较大的问题, 则必须通过上报后及时制定解决方案来进行处理。

3.3 对故障进行排除

对于10k V及以下配网的故障来说, 一般可以采用分段检查的方式来进行排除。例如对于一些隐形接地故障, 传统的蹬高排查法往往难以起到很好的效果, 且排查效率较低, 此时如果采用分段排除法, 则不仅可以实现对故障点的准确判断, 而且还极大地提高了故障排除工作的效率。此外, 建立配网自动化系统 (如图1所示) , 提升10k V及以下配网的运行监控质量, 对于故障的及时发现和排除也具有积极意义。

4 结束语

现实中, 10k V及以下配网在工作中经常会出现各种故障, 从而给电力供应安全带来了不利影响。因此, 做好配网线路的运行维护与检修工作十分重要, 必须引起我们充分的重视。

参考文献

[1]于海滨.解析10KV及以下配网运行维护与检修[J].科学中国人, 2015 (23) :10.

[2]黄志煊.浅析10k V配网架空线路的运行维护与检修[J].企业技术开发月刊, 2014, 33 (3) :69-70.

[3]万家均.关于10k V及其以下配网运维检修的研究[J].中国电子商务, 2013 (21) :232.

10kV及以下电网 篇8

1引入无功动态补偿方式的背景

该局供电辖区共有10 kV线路158条、3 022 km, 公用低压台区1 764个, 用户配电变压器7 182台, 年供电能量8.98亿kW·h。长期以来, 在农网设备管理中, 特别是10 kV分支排灌线路、用户产权的线路以及低压线路, 由于历史原因和涉及用户投资等问题, 部分设备无功补偿状况不容乐观。加之无功负荷增长不均衡, 负荷的季节性特点比较鲜明, 负荷曲线起伏较大, 致使功率因数高低不稳。同时, 设备数量大, 线路分布广, 也降低了传统无功补偿手段的效果。

2 无功动态补偿工作思路

配电网无功优化坚持“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则, 逐步推广先进适用的无功动态补偿新技术、新设备。就降损节能效果来说, 最有效的手段就是实现就地补偿, 因此我们把重点放在中低压配电网方面。即:在10 k V线路原有固定补偿的基础上, 适当采用具有免维护动态连续调节功能的无功补偿装置, 低压配电台区采用电能质量同步补偿装置和低压无功动态补偿装置, 实现无功补偿由静态到动态的转变, 由原来的补偿基准点到补偿发源点的转变, 由局部补偿到全网综合优化补偿的转变, 全面提高了无功补偿装置的技术装备水平。

3 主要做法

3.110 kV线路的无功补偿

根据10 kV线路路径长、分支多、负荷分散的特点, 对10 k V线路主要采用分段和分散补偿及集中补偿方式, 确定相应的补偿容量, 优化设备的补偿位置, 提高电压质量。对供电半径较长的线路, 由于末端负荷的急剧增加, 补偿的重点也必须向末端移动。该局在全部158条10 kV线路上采用“三分之二法”进行线路无功固定补偿。

同时, 为了解决固定无功补偿装置易欠补或过补的缺点, 降低人员维护操作强度, 该局根据线路的电压、无功、功率因数等参数, 为多条功率因数低的10k V线路在合理的地点安装了无功自动跟踪补偿装置, 以单级或多级组合方式, 合理控制并联电容器组的投切, 补偿无功, 从而提高了线路的功率因数和电压质量。

3.2 10 kV配电台区的无功补偿

由于河间市农村村域经济的发展, 农村公用配电变压器的小工副业和家用感性负荷增长较快, 该局采取“试点先行、以点带面”的做法, 在认真分析、测算低压线路数据的基础上, 充分利用台区原有设备, 结合实际情况, 在变台上应用具备无功自动补偿功能的综合配电箱, 在低压线路上安装了低压线路无功补偿器。共在小村村、果子洼村、西庄村等25个试点台区应用了低压随线补偿技术。

根据农村电网无功补偿应遵循“集中补偿与分散补偿相结合, 以分散补偿为主”的原则, 该局对100kV·A以上的工副业配电变压器安装了自动补偿JP柜装置, 此装置可根据负荷变化情况, 自动投入或退出补偿, 其补偿容量达到配电变压器容量的15%以上, 功率因数提高到0.92左右。针对农业排灌配电变压器点多、面广, 季节性应用较频繁的特点, 该局专门设计了带随机补偿功能的预付费磁卡电能表箱, 从低压负荷侧对无功进行补偿。目前75%以上的机井计量控制箱配备了随机补偿装置。

3.3用户无功补偿

对于用户的用电设备, 我们鼓励、督促用户对设备进行就地补偿, 加装随机补偿电容器, 将电容器组与用电设备的供电回路并联, 来改善电压质量, 提高功率因数, 降低线损, 提高电动机的可靠性和利用率, 激发了农村“五小”用户对无功补偿装置投资的积极性。

4 效益分析

以南洼线556路10 kV线路为例, 该线路长度24.343 km, 线路总容量5 540 kV·A, 出口电压10.3kV, 主干线型号为LGJ-70/50, 线路负荷率32%, 功率因数补偿前为0.83, 补偿后为0.92, 线损率补偿前为5.71%, 补偿后为4.92%。经计算, 可节省的线路损耗约为6.75 kW, 每千瓦时电能按照0.5元计算, 每年约可直接节约费用2.96万元。该线路无功动态补偿装置投资8.22万元, 由此可以算出收回投资的年限约为2.78年。以1台无功动态补偿装置寿命期为10年计算, 剩余的7.22年节省的电费开支约为21.37万元。

10kV及以下电网 篇9

1 鸟害的基本特点

笔者根据长年的观察, 鸟儿搭建鸟窝对设备的损害主要有以下几个特点:

(1) 危及电网安全运行的鸟害集中发生在10 k V及以下电压等级配网部分。

(2) 鸟儿搭窝都在矗立的耐张杆塔上的双横担位置, 这个位置刚好正是鸟儿熟悉的一般树杈的高度, 而且双横担及斜撑铁共同组成了一个窝状的物理结构。

(3) 易造成危害的鸟种基本以花喜鹊为主, 而这种鸟儿似乎格外愿意和人类做邻居, 鸟窝一般都搭建在人类活动的区域附近, 包括配网线路上。

2 应对鸟害的措施

将鸟窝危害的原理了解充分之后, 在具体的鸟害防治工作中, 我们通过与树杈鸟窝的对比, 针对双横担的构造做了反复的研究, 进行了大胆的改造和试验, 最终得出结论:防鸟害必须先封住鸟窝搭建的“地基”。

第一步, 挑选出频受鸟害的A线路进行彻底清扫工作, 与环保部门沟通后捣掉所有的鸟窝。

第二步, 加工制作双横担防鸟害的关键配件———配网防鸟害横担挡板。

第三步, A线路共有8基耐张杆塔, 全部安装上防鸟害横担挡板。

经过2013年度春、夏两季的验证, A线路上未再出现鸟窝重新搭建现象。

3 工作原理

(1) 根据10 k V及0.4 k V配网线路杆塔不同规格横担的标准尺寸, 制作两块相应尺寸的长方形薄铁板 (耐腐蚀、耐风化) 。

(2) 比照横担, 在支撑绝缘子的安装位置将挡板打孔 (垂直于长度方向制成变距孔) 。

(3) 于双横担上平面两侧将挡板滑入, 再利用绝缘子穿孔加固到横担上平面, 这样一来, 双横担上平面就形成了一个真实的平面, 封住了窝状结构, 使鸟儿无法插枝搭窝。

4 防鸟害挡板量化生产的关键点

此项措施的效果已经过验证, 关键的物件———防鸟害横担挡板可量化生产, 可随双横担一并安装投运, 具有投入小、效果好的优点, 技术可推广利用。防鸟害挡板量化生产过程中有两个关键点:

(1) 挡板材质。挡板对厚度无要求, 但要求其可抵御长期的由运行环境因素带来的腐蚀、风化侵害。建议使用薄铁板, 做好防锈蚀工艺处理。

10kV及以下电网 篇10

1 引发配电线网故障的常见原因

1.1 设备老化引发线路故障

由于种种原因, 在10k V变电站的配电线网中普遍存在设备老化的问题, 不同程度地引发电路运行故障。严重影响局部或供电半径范围内的正常用电。

1.2 自然因素引发线路故障

配网电路在运行过程中, 自然因素引发的线路故障也较为常见, 比如:雷击、大风等。

1.3 外力损坏或施工质量不高引发线路故障

在常见的线路故障中, 车辆撞毁路边线杆引发的故障停电是比较多的。有的线路故障多发段, 还是架线施工时, 导线线距不标准, 间距过小, 遇大风天气, 线路因夏天热胀软化容易粘连, 造成短路。

1.4 控制管理原因引发线路故障

在对配电线网故障分析的调查中, 我们发现工作人员专业知识不够, 敬业精神有限, 日常线路巡查没有尽到责任心等也是引发配电线网故障的原因之一。

2 10k V及以下配电线路的检测

2.1 自然环境对线路影响的检测与线路运行对环境污染的监测

然环境对配电线路的影响监测, 主要是指恶劣天气对线路绝缘性能、雷击阻坑等性能的在线监测。线路运行对环境污染的监测主要是指线路运行过程中对无线电的干扰或对环境的污染情况的监测。

2.2 各类金具的机械强度和锈蚀情况的检测

配电线网传输电能的导线及各类金具, 随着长期运行机械性能会逐渐老化, 因此, 必须定期进行导线、金具剩余机械强度及其运行状态检测;时刻掌握导线磨损和接头的锈蚀情况, 及时了解导线振动、杆塔固定不牢引发的的位移等故障隐患信息。

2.3 玻璃和复合绝缘子状态检测

玻璃以及绝缘子是配电线网用量较多的电器, 在运行状态检测中主要是污秽监测则和雷击检测, 有利于线路遭遇雷击出现故障位置的快速确定, 并能区分雷电对导线的损害情况, 以便迅速组织检修。

3 配电线网的日常运行维护和故障检修

当前, 配电电网运行越来越复杂, 随着自动化和智能化技术在工作中的应用, 变压器、电线、开关设备的有效操控、检修和维护技术进一步专业化, 因此, 加强日常运行维护和故障检修, 才能确保电网设备安全高效的运行。

3.1 迅速准确地定位

对于在日常巡查中没有发现隐患的配电线路突发故障, 工作人员通过了解的信息和经验准确判断故障原因, 从而迅速找到故障位置。为了更进一步掌握故障的详细信息, 可用故障录波器监测的形图对故障做更加详尽的分析研究, 充分掌握故障对线路运行的影响状况。然后, 遵循先干路, 后支路的检修顺序, 分段断电检修。检修完毕试送电, 逐级排除故障。对于无法查出的故障路段, 分段监测主干和分支线路, 对没有故障信息的试送电, 直至查出线路故障位置, 以便加以维修。另外, 除了仪器检测外, 在日常巡查中, 注重收集沿线用户反映的隐患信息, 将其作为重点维护对象, 有利于预防突发事故。

3.2 及早排查隐患

在日常线路运行监测维护时, 故障排查始终是工作重点, 对可能出现事故的隐患, 要立即更换、维修, 及时排除;突发故障就实施分段检查, 先干路后之路, 逐一排查故障疑点, 确定故障位置后迅速组织人员维修。排查的主要技术节点就是掌握接地的方式。

3.3 提高检测技术水平, 确保故障诊断高效

根据线路设备日常维护记录掌握的潜在故障隐患, 划分检测重点, 在人员巡查和仪器监测中增加工作密度, 不断提高检测技术水平, 从而确保故障诊断高效。隐患险于故障, 检修优于停电, 责任重于泰山, 只有及时排除隐患, 迅速检修故障, 才能确保配电线路安全顺利运行。

3.4 完善电网运行监测系统

随着供电线路的自动化、智能化控制管理技术的应用, 配电线路运行的状态检测更急需现代化手段操作执行, 使隐患故障监测的排查, 迅速高效准确, 因此, 10k V变电站要引进互联网技术, 利用高新技术软件建立线路监测系统, 24小时实施在线监控。电路一旦出现故障, 信息迅速传入系统监控中心, 工作人员迅速掌握事发路段和故障原因, 能够及时排除, 确保供电顺利运行。

4 结语

随着工业的发展, 排放到空气中的有害气体和烟尘对空气造成了污染, 污染的空气严重损害了人体健康, 影响植物生长, 破坏生态平衡, 为了使天更蓝, 人们正积极行动起来, 提倡低碳生活, 使用洁净能源, 因此, 电能在人们生产生活的应用日益广泛, 城市、农村的电能应用从单一的照明, 进入到工业、农业、商贸、服务各个领域以及人们生活的各个方面, 因此, 只有及时高效地隐患排查和故障检修, 才能确保配电线路安全顺利的运行。

参考文献

[1]卓剑光.探讨10KV以下配电线路的运行维护及检修[J].黑龙江科技信息, 2010, 29:17.

[2]邓雁.基于10kV及以下配电线路的运行维护及检修的分析[J].通讯世界, 2014, 18:131-132.

[3]韦志高.10kV以下配电线路的运行维护及检修[J].技术与市场, 2012, 12:55+57.