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第一步:
在全面掌握有关理论的基础上积极着手收集资料,拟定该论文大纲;
第二步:
依据指导老师修改后的论文提纲撰写论文;
第三步:
向指导老师提交论文初稿;
第四步:
依据老师的指导对论文进行反复修改;
第五步:
论文定稿并对论文进行装订;
第六步:
对论文答辩进行准备。
2、论文各部分内容及时间分配:
(共7周)
第一部分配网线损管理现状(1周)
第二部分营配信息交流机制存在的问题(2周)
第三部分完善营配信息交流机制(2周)
第部分实施效果(2周)
评阅或答辩(周)
3、参考文献
[1]杨亮明.基于信息系统的线损四分管理常态机制研究与应用,科学出版社,2011
(1):
26
[2]陈姝.抚顺市河北供电分公司线损分析及管理方法研究[D].保定:
华北电力大学,2009
[3]谢娟.淮南供电公司电网线损管理现状与对策研究[D].合肥:
合1f旦]i)lk大学,2008
[4]宋小钟.县级供电企业线损管理研究[D].保定:
华北电力大学,2008
[5]熊信银.《发电厂电气部分》.中国电力出版社,2009;
[6]能源部西北电力设计院编.《电力工程电气设计手册》(电气一次部分)
水利电力出版社,1998;
[7]电力工业部电力规划设计总院.《电力系统设计手册》,中国电力出版社;
2000
[8]鲁铁成.《电力系统过电压》.北京.水利电力出版社,2009;
[9]李佑光、林东.《电力系统继电保护原理及技术》.北京.科学出版社,2009;
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[15]李庚银.《电力系统分析基础》.北京.机械工业出版社,2011;
[16]朱声石.《继电保护原理与技术》.北京.中国电力出版社,1981;
[17]范锡普.《发电厂电气部分》.水利电力出版社,1995;
[18]西北电力设计院.东北电力设计院.《电力工程设计手册》(第一册)上海科技出版社,1980;
备注
审批人:
年月日
诚信承诺
一、本论文是本人独立完成;
二、本论文没有任何抄袭行为;
三、若有不实,一经查出,请答辩委员会取消
本人答辩(评阅)资格。
承诺人(钢笔填写):
年 月 日
目录
8
摘要
线损管理是供电企业自身管理的重要组成部分,在各级电网中发挥着举足轻重的作用。
关键词:
线损管理;
营配信息;
交流机制;
措施
前言
线损管理涵盖多个方面,集成了规划建设、生产运行、效益经营等多个环节。
而在供电基层,线损管理主要涉及了营业和配电两个专业领域。
文章将从线损管理方面着手,结合营配信息交流的实际情况,探讨营配信息交流机制的问题。
线损管理主要根据SAP营销系统和计量自动化系统的相关功能进行。
但由于两个系统的原因,每月的线损分析都需要进行大量的归真计算来弥补系统缺陷。
例如,现场进行的转供电、调荷、报停、报启等操作以及远程信号的问题,会使两个系统的采集电量有偏差,电量偏差使相关馈线或台区线损异常。
而为了消除异常,线损管理员势必会进行大量的电量补录工作使线路线损恢复正常,也花费了大量的时间。
对于真正引起线损异常的其他原因,线损管理员很少有时间去研究分析,也使得真正的业务问题无法显现。
第1章配网线损管理现状
线损异常主要由多种原因导致:
基础数据不准、转供电频繁、工程项目资料移交不及时、偷漏电严重、抄表管理粗放、线损责任在基层单位落实不到位等等。
而从设备方面看,我局l0kV配电线路数量多、分布范围广,由变电站引出后沿线接有很多不同容量的配电变压器和分支线路,每条线路的参数各不相同。
这些参数信息恰恰是构成基础数据的关键。
对于配网运行方式调整或工程项目造成的供售电关系临时改变或永久改变,原有的基础数据信息势必会随之改变,当改变的数据信息无法及时更新时,线损就会受到影响。
1.1配电装置选择
1.配电装置是发电厂和变电所的重要组成部分,它是按主接线的要求由开关设备、保护和测量电器、母线装置和必要的辅助设备构成用来接受和分配电能。
2.配电装置设计原则:
高压配电装置必须根据电力系统条件,自然环境特点和运行检修和施工方面的要求,合理制定布置方案和选用设备,积极慎重地采用新布置,新设备,新材料,新结构,使配电装置设计不断创新,做到技术先进,经济合理,运行可靠,维护方便。
3.配电装置应满足以下基本要求:
1)配电装置的设计必须贯彻执行国家基本建设方针和技术经济政策。
2)保证运行可靠,按照系统和自然条件,合理选择设备,在布置上力求整齐、清晰,保证具有足够的安全距离。
3)便于检修、巡视和操作。
4)在保证安全的前提下,布置紧凑,力求节约材料和降低造价。
5)安装和扩建方便。
1.2防雷设计及接地装置设计
变电所是电力系统的中心环节,若发生雷击事故,将造成断路器跳闸,而引起大面积停电,严重的雷击过电压将有可能损坏主要电气设备,而使变电所长时间停电,因此变电所必须进行防雷保护。
变电所遭受雷害可能来自两个方面,雷直击于变电所,雷击线路沿线路入侵的雷电波,对直击雷的保护一般采用避雷器或避雷线,对雷电侵入波的保护,采用母线上装装设避雷器,设置母线保护段以及采取主变保护,和变压器中性点保护的方法,以限制入侵雷电波的幅值。
一 雷电侵入波保护
1.进线段保护
110kV全线架设避雷线。
2.母线上装设避雷器。
在每个母线上都应装一组,且离主变近一些,避雷器距变压器和其它保护设备之间距离不应大于其最大电气距离。
3.变压器中性点保护
对小接地电流系统,中性点一般不设避雷器,但在多雷区或单进线变电所就应装设,在中性点直接接地系统且变压器分级绝缘时,在中性点设一个避雷器。
根据《25项反措》要求,中性点放电间隙采用水平布置,材料为¢14不锈钢圆钢。
4.3~35kV配电装置:
每组母线上都应装避雷器。
二 直击雷保护
直击雷保护对象是各电压级屋外配电装置以及主控室等,在保护时应注意以下规定:
1.110kV配电装置在架构上,或屋顶上,装避雷针或设独立针,但当土壤电阻率大于1000Ωm时,必须设独立针,以防止反击事故。
2.屋外变压器组合导线母线桥等必须装独立避雷针,而不能将避雷针装在架构上。
3.对主控室及室内配电装置的保护,在雷电活动强的地区应装设独立针。
若屋顶为金属材料,可引至接地装置,若屋子为钢筋混凝土结构,则将钢筋焊成网,接至接地装置。
其它房屋结构要设避雷带,引至接地点。
4.一般110kV变电所装避雷针3~5支,高度为25~35m。
为了防止避雷针与被保护设备或构架之间的空气间隙S1L被击穿而造成反击事故,必须要求SR大于一定距离。
同样为了防止避雷针接地装置和被保护设备接地装置之间在土壤中的间隙Scl被击穿,必须要求大于Scl大于一定距离。
在一般情况下,SR不应小于5m,Scl不应小于3m。
第2章营配信息交流机制存在的问题
5.1电气设备选择的一般原则和技术条件
一 电气设备选择的一般原则
1.应满足正常运行检修、短路和过电压情况下的要求,并考虑远景发展。
2.应按当地环境条件校核。
3.应力求技术先进和经济合理。
4.与整个工程的建设标准应协调一致。
5.同类设备应尽量减少品种。
6.选用的新产品均应具有可靠的试验数据,并经正式鉴定合格。
7.选择的高压电器,应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。
二 技术条件
1.一般按长期工作条件进行选择。
2.按短路稳定条件,进行动、热稳定校验。
3.还要考虑绝缘水平的影响。
5.2高压断路器的选择
断路器型式的选择,除需满足各项技术条件和环境条件外,还应考虑便于安装调试和运行维护,并经技术经济比较后,才能确定。
考虑到可靠性、经济性、方便运行维护和实现变电所的无油化目标,故在110kV侧和35kV侧采用SF6断路器,10kV侧采用真空断路器。
断路器规范的选择按照《电力工程设计手册(1册)》第259页的表4-6确定。
项目
按工作电压选择
按工作电流选择
按断流容量选择
按动稳定校验
按热稳定校验
断路器
Uzd≥Ug
Ie≥Ig
Idn≥I〃
igf≥ich
It≥I∞
110kV、35kV和10kV侧断路器的选择型号见后设备表。
5.3隔离开关的选择
隔离开关型式的选择,除应满足各项技术条件和环境条件外,应根据配电装
置特点和使用要求等因素,进行综合技术比较后确定。
隔离开关规范的选择按照下表确定110kV侧、35kV侧和10kV侧隔离开关。
隔离开关
—
规程第4.0.5条:
为保证电器和母线的检修安全,35kV及以上每段母线上宜装设1~2组接地闸刀或接地器。
主变中性点装一组接地闸刀,以便于运行调度灵活选择接地点。
各级接地刀闸的型号见设备表。
所选隔离开关
电压等级
隔离开关型号
110kV
GW4-110
35kV
GW5-35
10kV
GN1-10
5.4母线的选择
导线应根据具体使用情况按下列条件选择和校验
一、型式:
载流导体一般选用铝质材料。
对于持续工作电流较大且位置特别狭窄变压器出线端部,或采用硬铝导体穿墙套管有困难的特殊场合,可选用铜质材料硬裸导体。
回路正常工作电流在4000A及以下时,一般选用矩形导体,在4000-8000时,一般选用槽形导体。
110kV及以上高压配电装置,一般采用软导体。
二 按最大持续工作电流选择导线截面S,即
Ig.max≤
Iy
式中Iy—对应于某一母线布置方式和环境温度+25℃时导体长期允许载流量
-温度修正系数
三 按经济电流密度J选择
在选择导体截面S时,除配电装置的汇流母线、厂用电动机的电缆等外,长度在20m以上的导体,其截面一般按经济电流密度选择。
即
J-导体的经济电流密度。
按此条件选择的导体截面S,应尽量接近经济计算截面Sj。
当无合适规格导体时,允许小于Sj。
四 热稳定校验:
按上述情况选择的导体截面S,还应校验其在短路条件下的热稳定
裸导线热稳定校验公式
式中Smin——根据热稳定决定的导体最小允许截面
C——热稳定系数
——稳态短路电流(kA)
——短路电流等值时间(S)
五 动稳定校验
式中
——作用在母线上的最大计算应力
σy——母线允许应力
根据以上要求母线选择如下,
电压等级
母线型号
110kV
LGJ—300
LGJ-240
10kV
矩形铝导体导体尺寸125×
10
5.5绝缘子和穿墙套管的选择
一 绝缘子和穿墙套管应按所规定的技术条件选择,并按环境条件校验。
《电力工程设计手册》1规定:
1.发电厂与变电所的3~20kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管,宜采用高一级电压的产品。
2.母线型穿墙套管不按持续电流来选择,只需保证套管的型式与母线的尺寸相配合。
二 型式选择:
1.屋外支柱绝缘子一般采用棒式支柱绝缘子,屋外支柱绝缘子需倒装时,宜用悬挂式绝缘子。
2.屋内支柱绝缘子一般采用联合胶装的多棱式支柱绝缘子。
3.穿墙套管一般采用铝导体穿墙套管,对铝有明显腐蚀的地区可以例外。
4.在污秽地区,应尽量选用防污盘形悬式绝缘子。
根据以上规定,所造型号见设备表。
5.6电流互感器的选择
一 参数选择
《电力工程电气设备手册》1对CT作如下说明:
1.CT的二次额定电流有5A和1A两种,一般弱电系统用1A,强电系统用5A,当配电装置距离控制室较远时亦可考虑用1A。
2.二次级的数量决定于测量仪表,保护装置和自动装置的要求。
一般情况下,测量仪表与保护装置宜分别接于不同的二次绕组,否则应采取措施,避免互相影响。
二 型式选择:
35kV以下屋内配电装置的CT,根据安装使用条件及产品情况采用瓷绝缘结构或树脂绕注绝缘结构。
35kV及以上配电装置一般采用油浸瓷箱式,绝缘结构的独立式CT,常用L(C)系列,在有条件时,如回路中有变压器套管、穿墙套管,应优先采用套管CT,以节约投资减少占地。
三 一次额定电流选择:
1.当电流互感器用于测量时,其一次额定电流应尽量选择得比回路中正常工作电流大1/3左右,以保证测量仪表的最佳工作,并在过负荷时使仪表有适当的指示。
2.电力变压器中性点CT的一次额定电流应按大于变压器允许的不平衡电流选择。
一般情况下可按变压器额定电流的1/3进行选择。
关于CT的配置,《电力工程设计手册》1要求:
1.凡装有断路器的回路均应装设电流互感器,其数量应满足测量仪表,保护和自动装置要求。
2.在未设断路器的下列地点应装设电流互感器:
发电机和变压器的中性点,发电机和变压器的出口,桥形接线的跨条口等。
3.对直接接地系统一般三相配置,对非直接接地系统,依具体要求按两相或三相配置。
根据以上要求,选择的电流互感器型号见结果表。
5.7电压互感器的选择
一电压互感器的配置
《电力工程设计手册》1要求:
1.电压互感器的数量和配置与主接线方式有关,并应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。
电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时,保护装置不得失压,同期点的两侧都有能提取到电压。
2.6~220kV电压等级和每组主母线的三相上应装设电压互感器。
3.当需要监视和检测线路侧有无电压时,出线侧的一相上应装设PT。
4.当需要在330kV以下主变压器回路中提取电压时,尽量利用变压器电容式套管上的电压抽取装置。
5.兼作为并联电容器组泄能和兼作为限制切断空载长线过电压的电磁式电压互感器,其与电容器组之间和与线路之间不应有开断点。
二型式选择:
1.6~20kV配电装置一般采用油浸绝缘结构,在高压开关柜中,或在布置地位狭管的地方,可采用树脂浇注绝缘结构,当需要零序电压时,一般采用三相五柱式电压互感器。
2.35~110kV配电装置一般采用油浸绝缘结构电磁式电压互感器。
3.接在110kV及以上线路侧的电压互感器,当线路上装有载波通讯时,应尽量与耦合电容器结合,统一选用电容式电压互感器。
4.兼作泄能用的电压互感器,应选用电磁式电压互感器。
三接线方式选择:
在满足二次电压和负荷要求的条件下,电压互感器应尽量采用简单接线,电压互感器的额定电压选择见下表:
型式
一次电压(V)
二次电压(V)
第三绕组电压(V)
单相
接于一次线电压上
Ux
100
接于一次相电压上
Ux/√3
100/√3
中性点非直接接地
100/√3、100/3
中性点直接接地
三相
100/3
准确度的确定:
用于电度计量,准确度不应低于0.5级,用于电压测量不应低于1级,用于继电保护不应低于3级。
规程还规定:
当电容式电压互感器由于开口三角绕组的不平衡电压较高,而影响零序保护装置的灵敏度时,应要求制造部门装设高次计算谐波滤过器。
2.1配电作业的主要问题
相对营业信息对配电作业的支持,配电信息对营业作业的支持力度明显不足。
尽管有营配一体化系统、配网调度运行系统、GIS系统等支持平台,但系统毕竟不具备完全的自动性,也需要相关工作人员的扶持才可最大化的实现其功能。
例如,配电运行人员要保证供电可靠性,自然需要转供电、调荷等来配合实施;
规划建设人员要保证电网发展建设,自然需要紧跟各项工程项目。
配电人员在追求供电可靠性的同时往往忽视了对转供电、调荷对站-线-变及变-户关系的影响,无法做到及时更新相关系统内容;
规划人员在关注工程进度的同时往往忽视了对工程资料准确性的考核,待工程完结时才发现电子化移交存在问题,影响了站-线-变及变-户关系。
目前,配电作业的主要问题有:
(1)某些工程项目只进行纸质文件传递,无电子化移交流程,在系统上无法查询跟踪;
(2)电子化移交存在移交滞后现象,现场已变动,系统上未及时更新,影响月度线损统计;
(3)某些工程项目的高低压调荷信息及资料未能及时反馈到营销班组;
(4)某些工程项目的高低压调荷信息及资料有反馈到营销班组,但信息与资料的准确度未经核实。
2.2现有系统平台的主要问题
2.3主要问题总结
现有系统无法自动排除大量掺杂的干扰因素,此现象无法避免,期待相关部门组织完善。
工作人员能做的就是依照现行制度,及时归真线损。
而线损管理员归真线损需要掌握现场操作的必要时间节点,因此需及时把控转供电、调荷、工程项目电子化移交等的详细信息。
第3章完善营配信息交流机制
针对目前营配信息交流机制的现状,需按照实际的线损管理需求制定管控手段加以疏导,使营配信息能够及时交流反馈,避免形成信息“孤岛”。
为此,我局及时发布了《关于规范中压转供电操作及工程项目关键信息记录的通知》,要求:
(1)各供电所配电班组应在《中压转供电记录表》上准确记录10kV馈线转供电操作,并每天反馈给线损管理员;
(2)各供电所工程项目管理员应在原工程项目资料管理的基础上,增加相关馈线(台区)、送电时间、系统修改时间等关键信息的记录,并在规定时限内完成。
各供电所工程项目管理员应将相关记录信息每天反馈给线损管理员;
(3)各供电所线损管理员根据反馈的记录及时归真线损。
该《通知》的发布将线损异常管理由“事后分析”转变为“事中监控”,线损管理员可以提前掌握线损异常原因,实时对线损异常进行归真和备注,为降低馈线线损异常率提供了保障。
表3-1《中压转供电记录表》
表3-2《工程项目实施记录表》
第4章实施效果
自《通知》发布之日起,我局的营配交流机制日渐好转,线损管理也受益颇丰,馈线异常率明显降低。
4.1馈线异常率情况
截至2013年12月,我局共有馈线1525条,合格率95.18%,异常率4.92%。
以12月为例,12月共归真197条线路,归真后有异常馈线75条,归真处理后异常率由17.84%下降至4.92%。
其中:
(1)因转电调荷导致馈线线损异常为71条,占归真总数36.04%;
(2)因系统原因产生折算电量不准引起的馈线线损异常为65条,占归真总数32.99%;
(3)因双电源用户自行切电引起的馈线线损异常为20条,占归真总数10.15%;
(4)因在途业务引起的馈线线损异常为21条,占归真总数10.66%;
(5)因线变关系与现场不一致引起的馈线线损异常为14条,占归真总数7.11%;
(6)因表计引起的馈线线损异常为6条,占归真总数3.05%。
由上述可知,转电调荷及系统原因是导致线损异常的主要因素。
表4-1月度馈线异常率统计
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
馈线数目
1453
1456
1465
1475
1481
1492
1511
1518
1525
初始异常数
380
370
364
317
272
287
309
295
异常率
26.15%
25.41%
24.85%
21.49%
18.37%
19.24%
20.45%
19.43%
17.84%
补录归真数
130
139
213
191
165
184
183
197
归真后异常数
250
231
151
126
107
103
82
75
归真后异常率
17.21%
15.87%
10.31%
8.54%
7.22%
6.85%
8.34%
5.40%
4.92%
4.2总结归纳
转电调荷因素是影响线损的主要因素。
若是该环节没有做好记录且交流反馈不畅,将会对线损异常率产生很大的影响。
另外,从图表3中的数据变化情况来看,馈线归真前异常数持续下降,表示基础数据的准确性越来越高;
归真数量增加,表示对线损管理的重视程度增加了,同时营配沟通机制也加强了,有依据可以归真了;
归真后异常率持续减少,表示查无原因的异常在持续减少。
同时,剔除了大量的操作因素及系统问题,我们能明确核查线损异常的方向,即向三类案件方面及站-线-变、变-户关系方
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