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欲望的点滴范文1
关键词：地区电网 供电 可靠性 建议
Abstract: combining with the actual local grid, from local grid scheduling management point of view, from point to surface and analyzes the factors affected area power supply reliability, and use of the concept of scientific development theory and method, gripping nets company "to improve the power supply, scientific development level" this one theme, it put forward to enhance the reliability of the local grid several Suggestions.
Keywords: area power supply reliability Suggestions
中图分类号：U223 文献标识码：A文章编号：
2009年3月南方电网公司明确以提高供电可靠率，科学发展上水平为主题，全面开展深入学习实践科学发展观活动。作为南方电网公司下属地区电网调度管理机构，面对目前电力供应管理粗放，供电可靠率相对较低，尤其是在一些偏远、欠发达地区最为严重，必须认真思考，如何用科学发展观理论和方法，统筹好安全生产与提高供电可靠率的关系，提出切实可行的办法提高地区电网供电可靠率。
一、正确认识提高地区电网供电可靠率的重要意义。
随着经济社会的发展和人们消费意识的不断提高，对电力需求的要求也越来越高，供电可靠率作为供电质量的一个重要指标，越来越受到更多人的关注，供电企业也高度关注提高供电可靠率这一指标。提高供电可靠率，不只是一个单一的指标，而是一个衡量供电企业(单位)人员素质、经营管理水平和安全生产水平等多方面的一个综合指标，以提高供电可靠率为目标，实质是提高电力企业在发、输、变、是树立大服务意识和人民电业为人民的具体体现;电力是国民经济发展的基础，可靠的电力供应是确保经济社会正常运转，提高产品质量、减少经济损失的重要途径，是实现经济社会又快又好发展的基础。提高地区电网可靠率是全省、全网以及全社会提高供电可靠率，科学发展上水平的重要组成部分，也是提高供电单位自身科学发展水平的重要契机。
二、影响地区电网供电可靠率的原因分析。
供电可靠率定义为在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，计算式为：供电可靠率=(用户有效供电时间/统计期间时间)×100%=(1-用户平均停电时间/统计期间时间)×100%。关键量为用户平均停电时间,经过分析确定主要原因有以下方面：
人因：主要表现在调度系统人员素质方面，由于业务素质不高，导致正常操作时间较长，以及事故情况下，判断事故不准确，导致隔离故障恢复送电时间过长，同时也有因为工作经验等不足，检修工期过长，以及方式安排等对可靠性关注不够，没有协调好安全生产与供电可靠性的关系，过多的强调安全，而忽视了供电可靠性问题，对供电可靠性认识不到位，由于上诉诸多原因导致对客户停电时间过长，供电可靠率较低。
物因：主要体现在电网结构不合理，网架结构薄弱，电网规划建设跟不上社会用电需求增长速度，尤其是地区电网和配网，长距离单线链式结构存在较多，一旦事故发生将导致大面积停电事故，同时电网设备技术水平不高，尤其是较为落后地区，电网还处于较为原始的阶段，基本没有实现配网自动化和调度自动化，同时设备老化对用户停电时有发生。电网基础薄弱是导致供电可靠率不高的一个根本原因之一。
体制：体制问题是由于历史的或者特殊的原因，地方电力公司还普遍存在，或者是省、网公司控股等多种形式，但是地方电力公司始终是一个独立经营的经济实体，自负盈亏，强调效益，管理工作相对粗放，对供电质量管理也不到位。地区电网调度对其管理力度不够，缺乏强有力的手段，制约了电网调度管理工作的顺利开展，对提高供电可靠率过程管理带来了很大困难。
三、当前情况下，提高地区电网供电可靠性的建议
1、抓住机遇，强化电网规划建设，优化和完善城农网结构，提高地区电网设备技术水平是提高供电可靠率的基础。
当前正值全国拉动内需，大力开展基础建设，农、城网改造建设也成为电力企业响应国家号召，大力投资，拉动内需的重要措施。地区电网应抓住这一大好时机，优化电网规划，搞好地区电网技术改造、技术进步，加大配网投资力度，尽量选用性能优良、可靠性高、免维护、少维护的设备，逐步提高供电能力，打造安全可靠、自动化水平高的坚强地区电网。缩短低压线路供电半径，建立一大批多电源供电区域，建设背靠背电网，切实打好提高供电可靠率的基础。
2、以指标为导向，强化人员管理、强化电网运行、维护等工作过程管理，是提高地区电网供电可靠率的关键。
吸取先进供电局经验，认真分析电网现状，科学确定供电可靠率目标。同时采取以下办法：(1)狠抓计划管理，对于停电工作要做到 “先算后停”，对涉及到停电的修试、施工、业扩等工作，均按照算好的时间及次数，根据设备停电检修管理标准要求做到按月、年上报计划，由专责人和生技部负责人进行审核,能少停电就少停电的原则，提高供电可靠率。(4)大力开展设备状态检修，通过监测、红外测温等科学手段，按实际需要进行停电检修，坚持统筹兼顾的原则，且做到应修必修，修必修好，切实做到减少用户停电时间，提高供电可靠率。总之加强运行维护检修等各环节的过程管理，是提高供电可靠率次关键。
3、建立健全机构、制定和完善相应规章制度是提高地区电网供电可靠率的有力保障。
提高供电可靠率事关全局，涉及到供电企业多个部门和各个环节，必须要有统一的领导机构和专人负责，真正做到责任到位，因此这需要成立可靠性管理领导小组，统一组织开展提高供电可靠性工作，且必须明确可靠性过程管理专责，必须全过程介入，而不是目前很多地方那样实行的可靠性统计专责，只负责事后统计工作。同时还必须完善相关制度标准，为提高可靠性管理工作提供依据，指导和约束可靠性管理工作，使其真正向设定目标靠拢，为提高地区电网供电可靠性提供保障。
欲望的点滴范文2
关键词:结点等效功率;地区电网;网损;降损方案
中图分类号:TP274
0 引 言
电网网损是指电能在输送和销售过程中自发电厂出线起至客户电度表止所产生的损耗,产生损耗的元件主要包括变压器、输/配电线路、无功补偿设备、电流/电压互感器及二次回路、接户线及电能表等。电力网的网损率是网损电量占总供电量的百分数,是国家考核供电企业的重要技术经济指标,是电力企业完成国家计划和企业考核的主要内容之一;同时,地区电网网损计算也是地区电网经济运行、无功优化及技术改造等的基础。
据统计数据显示,我国当前电网综合线损率与国外先进水平相比差距甚大。同时,电力市场化正逐步在我国实施,电能已作为商品进入市场,各级供电部门,尤其基层供电部门的经济效益直接与电网运行网损和运行费用相关,电网网损直接关系到电力企业的经济效益。因此,降低网损已成为电网企业提高经济和社会效益的最重要途径。
在电力网的实际运行中,用电度表计量统计出的供电量和售电量之差得到的网损电量称为统计网损电量。统计网损电量中一部分称为技术网损电量,主要包括在变压器、输电线路、电容器等中产生的损耗;另一部分称为管理网损电量,主要包括各类电度表的综合误差、抄表的不同时、漏抄、抄错以及线路漏电和窃电造成的损失电量。本文计算的损耗电量是指技术网损电量。
这里所计算的地区电网主要由110 kV和35 kV的输电线路组成,对于35 kV的输电线路可以忽略其电晕损耗,而对于110 kV线路,根据文献[10]在以LGJ[CD*2]120[CD*2]95 mm2截面为主的电网中年电晕损耗只占线路电阻中年损耗的0.01~0.02,而对于150 mm2以及185 mm2以上截面的线路,电晕损耗可以忽略不计。因此,对于该地区电力网的网损计算主要指计算其电流平方成正比的变压器绕组和输电线路导线中的电能损耗。
1 结点等效功率法
1.1 等效功率法的基本原理
当电力网中的元件通过电流(单位:A)表示时,其电能损耗(单位:kW• h)为:
当用功率(kW)和电压(kV)表示时,其电能损耗为:
式中:通过该元件的P(t),Q(t),U(t)和I(t)的有效值平方等于变量P,Q,U和I的二阶原点距E(P2),E(Q2),E(U2)和E(I2),即计算网损时使用的等效值平方P
在电力网中,结点电压的变化范围通常较小,可以用平均运行电压U┆av近似代替U(t),г蚴(1)可写为:
从式(2)可以看出,计算损耗时需要用计算时段内的均方值(也称有效值),即等效功率P┆eq和Q┆eq。如果仅用电度表读数推导出的平均值P┆av和Q┆av来计算网损,不仅其结果偏小,还需要考虑方差对网损的影响。计算等效功率值时,可以利用平均功率P┆av和Q┆av加上方差得到,或者利用等效系数修正出平均功率P┆av和Q┆avУ玫健＊
[BT3+*3]1.2 利用等效系数计算等效功率
电网中各负荷结点的有功功率P(t)和无功功率Q(t)都是时间t的函数,并且P(t)和Q(t)的变化规律很难用解析函数表达,因此一般将它们当作随机变量来处理。考虑到等效功率要比平均功率大,因此可以用┮桓霆大于1的系数K去修正平均功率,以得到等效功率,即P┆eq=K1P┆av,Q┆eq=K2Q┆av。式中:K1,K2分别为负荷曲线P(t)和Q(t)的等效系数。
这样,在用通过电度表得到的平均值计算电能损耗时,应先用平均功率乘以大于1的等效系数得到等效功率后,再计算电能损耗。将等效P,Qе荡入电能损耗公式可得:
图1给出了包括各种可能出现的典型日负荷曲线和相应的持续负荷曲线。图1中,曲线1为二阶梯负荷曲线;曲线2为按π~3π/2范围内正弦曲线变化的负荷曲线;曲线3为先按π~3π/2范围内正弦曲线变化,后按0~π/2范围内余弦曲线变化的负荷曲线;曲线4为按直线变化的负荷曲线;曲线5为按0~π范围内余弦曲线变化的负荷曲线;曲线6为按0~π/2范围内余弦曲线变化的负荷曲线。
在图1中取最大负荷标么值ИP┆max*=1,相应最小负荷和平均负荷的标么值为P┆min*=α(最小负荷率)和P┆av*=f(负荷率)。对二阶梯负荷曲线,取计算时段T的标么值T=1。计算得出等效系数1≤K≤(1+α)/(2α),取最大等效系数和最小等效系数的均方根值作为平均等效系数,可得到:
由于网损电度数与等效系数的平方成正比,因此将平均负荷乘以等效系数K┆avё魑等效负荷时,计算出的网损最大误差小于下式:
将不同的Е林荡入式(3)分别计算后,可以得到当最小负荷率α>0.4时,计算网损的最大误差小于10%。由于地区级电网的负荷率一般均满足α>0.4,因此采用此方法对地区级电网进行网损的计算是可行的。并且,在各种典型负荷曲线中,当α的值相同时,二阶梯负荷曲线的平均等效系数最大。因此,对于不同类型的负荷曲线,按二阶梯负荷曲线的系数取值时,其最大可能误差均低于相应的实际误差值。И
2 算例分析
利用结点等效功率法可以简化电力网网损的计算。因为结点等效功率是表示二阶原点矩的均方根功率,根据等效功率求出的功率损耗乘以计算时段T就是T时段内的网损电度数。这样,求电能损耗问题就变为当网络各结点功率用相应等效功率代替时计算网络的功率损耗问题,对此可用潮流计算的方法进行计算,得出相应的结果。
[BT3]2.1 计算结果
除┮恍┆特殊支路外(如存在功率交换的联络线)。对于本次计算地区的电力网,包括从220 kV变电站的110 kV,35 kV母线起始到110 kV变电站的35 kV,10 kV母线为止的电力网,其各结点的负荷率和最小负荷率均比较高,各结点负荷曲线形状较接近,根据结点等效功率,用潮流计算方法算出的支路功率与支路的实际等效功率基本一致。
该地区共有220 kV变电站7座,将其记为T1~T7。计算网损时对这7座220 kV变电站分别计算,该地区网络损耗现状的计算结果如表1所示。
2.2 技术降损措施
(1) 增加无功补偿。
根据计算结果,增装必要的无功补偿设备,实现无功功率的合理分布。通过网损计算发现,各供电区域的无功损耗均比较大。根据网损计算结果和各供电区的具体情况进行分析,通过增加必要的无功补偿装置,既可提高功率因数,做到无功就地平衡,又可以有效降低网损。增加无功补偿前后的网络损耗如表2所示。
[HJ0]降损前有すλ鸷 /%1.6412.1453.3371.9701.6083.9023.0702.624
降损后有すλ鸷 /%1.3441.7172.5751.5981.3033.0492.5442.078[HJ][HT5SS]
(2) 优化电网结构。
改造和优化电网结构,保证电压合格率,缩短供电距离,简化电压等级,是降低网损的重大措施。
T4区域电网主供负荷有两个110 kV变电站,供电区域跨5个县,负荷分散,分布着13个35 kV变电站;17条35 kV线路供电,线路总长近290 km。因此可以考虑在T4区域新建设220 kV变电站,能使原网络中远端的电网结构有明显改善,运行方式更加合理,从而降低T4区域的网络损耗。T5变电站为单台变运行,可以增容2号主变,通过两台主变的经济运行,降低该区域的网络损耗。因T6区域中一条110 kV的供电线路过长(80 km),可考虑通过将其辐射型网络供电改为环网供电,以减小损耗。T7区域电网主供负荷有三个110 kV变电站,负荷分散,供电半径长,造成线路损耗很大, 因此考虑在该区域附近新建设220 kV变电站,主供其中两个负荷较重的110 kV变电站,可以降低区域的网络损耗。优化电网结构前后的地区网损耗率如表3所示。
3 结 语
利用结点等效功率法简化电网网损的计算,将求解电能损耗问题转变为求解功率损耗问题,利用潮流计算的方法进行网损计算。在对该地区电网网损进行理论计算之后,根据计算结果对该地区电网的理论网损进行了进一步分析,找出有较大降损潜力的组成部分,有针对性地拟定了降损方案,并按降损措施修改电网参数后再次进行了网损计算。通过对降损前、后的网损计算结果的比较,验证了降损方案的效果。
参 考 文 献
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欲望的点滴范文3
第一，三相不平衡。农村居民用电的季节性比较突出（夏季和冬季是用电高峰期），加上农村养殖业和种植业的快速发展，农村用电量大幅度增加且每日用电高峰主要集中在17：00-23：00这段时间内。在用电高峰期，部分配电变压器达到满载或过载运行，加上农网改造资金不足而造成大多配电台区不能依托三相四线来调节负荷平衡，最终导致单相线路的负载较重而产生“低电压”现象。
第二，线路设施老化。受到投资规模限制和历史局限性的影响，一、二期农网改造工程（上世纪末启动）的工程建设标准较低，如10kV主干线路大部分采用LGJ-50型导线，配电变压器容量以30kVA和50kVA为主，分支线路基本是LGJ-35型以下的导线。经过长时间的运行，目前相当比例未经二次改造升级的线路设施已经老化，线径普遍偏小且线路电压损失大，远远不能满足目前日益增长的农村用电需求而产生“低电压”现象。
第三，无功补偿容量不足。以往农村用电负荷以纯阻性的负载为主，如今转变为以电动机、空调、电磁炉之类的感性负载为主，加上农村电网位于电力系统末端，无功电源本身先天不足，大量无功功率被感性负载消耗殆尽，使得农村配网功率因素偏低而产生“低电压”现象。
第四，其他原因。变电站母线、配变出口端电压虽然处于合格范围，但尖峰负荷时变压器分接头没有调整到高位，因负荷过重而造成末端低电压；新农村建设的持续推进，使部分村庄地理位置产生变迁，低压线路延伸后原配电台区未能同步移位，导致原有配电台区布点偏离了负荷中心而产生“低电压”现象。
2农村电网“低电压”现象的治理措施
2.1强化电压质量的管理，确保电压稳定
供电企业建立和完善“农村电网低电压”治理的各项管理制度，如《低压台区三相负荷不平衡管理办法》、《电压与无功管理考核办法》、《低压台区错峰用电管理办法》、《电容器投切管理制度》、《电压无功设备运行维护管理制度》等，对农村电网线路电压合格率指标实行严格的管控，明确电压合格率责任单位并定期对电压合格率的完成情况进行公布。
此外，供电企业要切实开展用电营业普查工作，对用户负荷特性进行重点分析，构建“低电压”用户档案。在用电营业普查工作结束后，供电企业要根据普查结果对相应线路进行改造，对台区内超负载严重的变压器进行更换，对无功补偿容量不够的用户下达整改通知，以此来解决相应用户的低电压问题。
2.2三级联调技术
三级联调技术治理低电压问题时，首先需要建设电压监测网络，通过对电网运行监测数据的多维分析，来为相应的联调方案提供及时、完整和准确的依据；另一方面采用调整三相负荷不平衡及低压用户负荷错峰等管理手段，来消除低电压现象。将三级联调技术应用到农网低电压治理时，具体包含如下方面：
（1）一级调压。一级调压针对变电站，主要调节主变分接头的位置和投切无功补偿电容器。监测中心及调度人员通过分析接收到的数据来调整有载变压器档位进行调压，但是改变变压器的分接头只能改变无功分布状况，却不能增减系统的无功，因此需要配合投切无功补偿电容器。
（2）二级调压。二级调压是针对农网10kV线路，可解决馈线的低电压问题，通过在线路装设馈线自动调压器以及无功补偿设备进行配合调压。SVR馈线自动调压器是一种可以自动调节变比以保证输出电压稳定的装置，它是通过改变分接开关位置以改变自耦变压器变比来调整电压的。它可以最大在30%的范围内对输入电压进行自动调节，尤其适用于电压波动大或压降大的线路，将其安装在馈电线路的中后端，将有效减少线路的线损；此外SVR馈线自动调压器也适用于主变不具备调压能力的变电站，将其安装在变电站变压器出线侧，以确保出线侧母线电压合格。
（3）三级调压。三级调压主要是针对配电变压器，亦包括调节有载调压变压器的分接头位置和投切无功补偿电容器。
2.3其他治理措施
（1）加强用电宣传，开展助农用电安全系列活动。农村用电具有明显的季节性，如在春节插秧等农忙季节呈现农用机械用电的高峰，因此要在辖区所属的各供电所成立支助农服务小分队，在灌溉、插秧、农闲等期间，走进田间地头、集市、敬老院、排灌站、五保户，为农民解答用电难题，提供贴心式用电服务，引导农民树立正确的用电观念，避免集中用电造成电压质量低。
（2）加强线路的无功建设和运行维护。供电企业要加强线路的无功建设，对高、低压无功设备容量进行合理的配置，确保高、低压无功设备的可用率在96%以上；对无功设备的运行管理进行规范化，加强无功设备的夏季和迎峰度夏前的检查维护，对超期运行或损坏的外熔断器进行更换，对串抗率配置不合理的无功装置等进行合理的改造，提高并联电容器的可靠性。供电企业要切实提高无功设备可用率，可采取的措施包括：密切监视电容器的运行状况，强化无功补偿装置的检修和维护工作，加强对无功优化控制系统的管理；根据地区负荷的实际变动来积极调整线路的运行方式，充分利用无功优化系统；制定科学合理的检修计划，确保检修人员定期或不定期对无功设备及其附属设备装置进行检修和维护。
欲望的点滴范文4
关键词：理论线损；管理线损；降损分析
作者简介：李平波（1979-），男，湖北广水人，广水市供电公司，工程师。（湖北 广水 432700）
中图分类号：F274 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）23-0219-02
一、广水市供电公司公司线路及设备概况
广水市位于湖北省北部，地处桐柏山南麓，大别山西端，属山区丘陵地带，素有“鄂北门户”之称。全市辖17个乡镇办事处，373个行政村，现有人口90万，国土面积2647平方公里。截至目前，全市拥有220kV变电站1座，主变容量12万kVA，110kV变电站4座，主变容量25.6万kVA，35kV变电站11座，主变容量6.92万kVA，110kV输电线路10条177.5km，35kV输电线路24条313.408km；10kV线路80条2005.637km；配电变压器2336台，容量296.8万kVA，低压线路6392.135km。
二、广水市供电公司电网存在的问题
广水北部地区无110kV主供电源，使35kV电源超供电半径，导致用户电压低，网络损耗大。
广水杨寨地区是广水的冶金城，以高耗能的电弧炉生产硅铁和锰铁为主，企业生产突变电流较大，无功补偿又不及时和补偿容量不足，使电网电压出现突变。
低压配网由于“二线”过多，三相不平衡问题严重，另由于居民负荷增长，造成低电压等问题，严重影响线损指标。
三、技术线损的主要原因分析和降损对策
1.电压质量对线损的影响
电压质量与线损管理在农村配电网关系密切。在负荷功率不变的条件下，提升电力网电压，电流将相应减小，可变损失也随之降低。因此，升压是降低线损的有效措施，升压可以和目前低电压整治及农网升级改造工程结合进行，以减少电压等级和重复的电压变电容量，适应负荷增长的需要，并降低电力网线损。[1]升压改造后的降损效果如表1所示。
实现电压质量提高的主要手段是加大电网建设投入，从而改变电网改造前的末端电压低、线径细、布点不合理等问题。
配电变压器不靠近负荷中心，可造成线路末端电压降较大，线损增高。如原线路线损率为8.5%（P1），电压合格率为80%，假定电压合格率提高到95%，可以使线损降低到1.95%～6.55%（P2）。
P2=P1-ΔP=8%-[1-1/（1+a/100）2]×100，a=95%-80%
广水市供电公司公司在改造35kV长岭站时，35kV长岭站停运。35kV长岭站配出的10kV长岭线、平林线、云台线、开发区线均由110kV梅林站镇西线供电，由于供电半径增大，线路末端电压降较大，造成当月线损增加约5万千瓦时。
为降低线损，应增加配变布点，努力提高电压合格率。开展低电压测试工作，优先解决低电压台区，通过增加布点，使用户端电压合格率提高，既能满足客户的用电需求，也能降低线损。
解决低电压台区的工作，还应做好以下几个方面工作：一是积极向上级部门申请改造资金，加大农村电网特别是中低压配网的改造力度。做好项目储备工作，并拿出改造方案和初步设计，按照轻重缓急的顺序逐步实施。二是做好安抚用户和解释工作，积极主动为用户服务。减少用户投诉，防止矛盾激化。三是按照国家电网和省公司的总体部署和要求，认真开展好“低电压综合整治”工作，切实解决农村低电压问题。四是抓紧实施农网改造升级工程，对农村中低压设备进行全面综合改造，从基础上整治低电压问题。
2.三相不平衡方面
三相不平衡造成的危害：增加线路的电能损耗；增加配电变压器的电能损耗；配变出力减少；配变产生零序电流；影响用电设备的安全运行；电动机效率降低。[2]
广水市供电公司1335台配电变压器，如按10%变压器三相不平衡计算，即共有133台。假设133台变压器均按50kVA进行计算，133台变压器年售电量为2092万千瓦时，在三相平衡时线路线损率按8.5%计算，年损失电量177.82万千瓦时。假设三相不平衡均为第一种不平衡情况，三相不平衡度为20%，每年因三相不平衡造成线损增加14.23万千瓦时。
三相负荷平衡是节能降损的一项有效措施，对于输送距离比较远的农村配电线路来说，效果尤为显著。在三相四线制的低压网络运行中，应经常测量三相负荷并进行调整，使之平衡。
解决办法：根据相关要求，一般配电变压器出口三相负荷不平衡电流调整到变压器额定电流的10%以内，低压干线及主要支线始端的三相电流不平衡率调整至变压器额定电流的20%以内。
（1）经常性开展三相负荷测试工作，查看本地负荷，列出影响负荷不衡的客户，调整负荷平衡。根据实际情况，由于用电户多为单相负荷或单相和三相负荷混用，并且每相负荷大小不同、客户的用电时间也不同。用电不平衡状况无规律性，也无法事先预知。所以，电力部门应在负荷高峰及平段期间开展三相负荷测试工作，根据测试结果及现场客户用电情况，尽量合理地分配负荷，这是有效的解决办法。
（2）装设调整不平衡电流无功补偿装置，可以有效地解决三相负荷不平衡的问题。该装置具有在补偿系统无功的同时调整不平衡有功电流的作用。其工作原理是使三相功率因数均补偿至1，从而三相电流调整至平衡。
四、管理线损降损分析及对策
管理线损是由误差和人为因素及其他不明因素造成的各种损失。降低管理线损，必须从管理线损人员的角度进行分析，从而预测、控制与引导人的行为。因此，加强管理是降低管理线损的最有效途径。要加强组织领导，健全线损节能管理网络，并建立线损管理责任制，在制度中明确职能科室和生产单位之间的分工，不断完善线损承包考核制度，杜绝以包带管，使线损率指标与全公司营销职工工作质量挂钩。
1.计量管理
加强计量管理，建立完备的线损管理体系，是线损管理工作的基础。重点要抓好以下三个方面的工作：
（1）计量关口表的管理。健全各项计量管理制度，并加强关口表自动化建设。全网表计量装置已于2008年完成TMR上线，从TMR系统就可直接查看计量实时数据，规范了计量装置基础管理，每天即可查出问题，对查出的问题，由营销管理部门牵头，计量、运维、调度等部门都相互配合查找原因，拿出解决问题的方法和措施。根据TMR中每天电量分析，先后分析出铁路专线客户电压互感器B相二次保险熔断，少计电量和所用变电流互感器反接不计量电量等计量事故。三年来，在管理损失上共追补电量达120万千瓦时，直接挽回经济效益达60万元。
（2）母线电量不平衡的统计与分析。开展母线电量不平衡率的统计和分析，是检验线损计量系统是否准确的重要手段。220kV及以上电压等级母线电量不平衡率应不大于±1%；110kV及以下电压等级母线电量不平衡率应不大于±2%。广水公司营销管理部门制定母线电量平衡报表，安排计量所每月对各变电站母线平衡情况进行统计上报，及时查出解决问题，确保考核计量的准确无误。
（3）用户计量装置的管理。要加大管理力度，对电量大客户每月进行巡视、检查计量装置，充分利用负荷控制系统对比，及时发现电量增减幅度变化大的情况并查明原因，追补电量及时更换电度表并做好相关记录。确保用户使用经检定合格的计量装置，计量范围正确，容量及CT变比配置合理，接线正确并加封，及时进行周期检定和故障更换。另外，对投入电网运行的电能表，严把质量关，加大投入，更新计量装置，广水公司近年来共更换9年以上使用年限电表1.8万余只，提高了计量的准确度，降低了表损。运行中的电能表月电量超过10万千瓦时的用户采取一季度进行一次现场综合校验，315kVA新装客户在投运时进行现场校验，试验结果要传递到营销管理部门进行审核，以便根据各计量点、计费点等各项数据加以分析和下次分析做依据。采用多种方式方法，建立健全各项制度，进一步提高计量工作的程序化、规范化、法制化管理水平。
2.营业管理
加强营业管理，是降低管理线损的主要措施。重点要抓好以下三个方面的工作：
（1）抄表管理。严格执行抄表日程管理，坚决杜绝擅自更改抄表日程的情况发生，全面执行抄表跟踪制度，定期轮换抄表员，杜绝抄表不同步、漏抄、估抄或不抄现象，确保抄表及时准确，核算细致无误。对集抄表用户每季度现场核实一次，普通表客户要按规定抄表到位，防止估抄、错抄、缺抄的发生。
（2）报装管理。严格按照国家电网公司业扩报装导则及相关规定，会同营销、运维、调度、计量等部门合理确定供电方案，特别是根据报装负荷及实际负荷，按规程配置计量变比和计量精度，送电后及时录入营销系统，确保电量及时抄录。
（3）用电检查及稽查。加大营销稽查力度，定期组织营销相关部门开展用电检查及用电稽查工作，并通过网上稽查，及时发现系统内及客户的问题，对内可理顺员工各个工作流程的执行情况，对外可掌握辖区内的客户用电情况，从而提高用电质量和防止漏电窃电的发生。[3]
参考文献：
[1]虞忠年，陈星莺，刘昊.电力网电能损耗[M].北京：中国电力出版社，2000.
欲望的点滴范文5
关键词：输电网GIS地理信息系统管理
中图分类号：TM421 文献标识码：A
地理信息系统(GeographyInformation System，GIS)是融计算机图形学和数据库以及信息系统于一体的、存储和处理空间信息的高新技术，它把地理位置和相关属性信息有机地结合起来，根据实际需要准确真实、图文并茂地输出给用户。采用GIS技术建立的输电网地理信息系统，在对电力设备通过全球定位系统（Global Position System，GPS）进行定位的基础上，利用GIS平台将电子地图同实际的电网设备、缺陷信息、实时信息等有机地结合起来，实现对电网设备的规范化和可视化管理，做到资源共享，为设备的安全经济运行服务。
地理信息系统在电网管理中的重要性
GIS可以将地图、图象和属性数据有机地结合起来进行综合管理，可以在地图上检索和显示电力设备的线路图和相应的属性数据、图纸和图象等。GIS采用最新计算机图形技术、图象处理技术和关系数据库技术，它不但可以实现以地理图为背景对电网设备的属性和有关信息进行管理，还可以采用矢量图和栅格图显示或生成的功能，对发电厂、变
电站、输电线路的电路图、结构图、工程图和扫描输入的文件和资料进行综合管理。GIS可以对地理信息图上各种要素进行汇总、统计和分析，并将结果在屏幕上显示，同时可以绘图和打印输出。由于它实现了数据库技术与图形操作的紧密联系，也就是说利用
GIS解决了电网台帐的综合管理，因此为电力部门信息的可视化管理提供了有力的工具。
在运行管理方面，可以将电网的台帐、技术资料、图纸等静态数据和电网生产技术管理中产生的许多实际数据输入到地理信息系统，从而使电网生产运行的管理更加科学化，进而大大提高工作效率。
在用电方面，用户不断消耗的电能使负荷数据不断地产生，负荷数据与用户相关也就是与空间位置紧密联系在一起，通过GIS可以对负荷、电能、电费和用户统一进行管理，从而为提高供用电服务质量创造了条件。
电网地理信息系统的功能
电网地理线路图：可采用五十万分之一的电子地图按发电厂、变电站、输电线路的实际位置显示电网地理信息；可按全网域、省域、城市等指定区域无级缩放显示地图及相关目标，显示图形可任意平移。
图层管理功能：以城市、县、镇、公路、河流、发电厂、变电站、输电线路等为图层元素，根据需要可选择一个或多个图层元素在地图上显示。
发电厂、变电站、输电线路管理：按电压等级、所属单位、调度权限等将发电厂、变电站、输电线路各自进行划分归类，按需要显示一个、一条或一类厂、站、线路相应的电气主接线图、台帐、设备参数、图纸等相关属性数据。经与SCADA 系统相联后，厂、站电气主接线图可显示各电气设备的实时运行数据，输电线路可显示实时潮流。
调度运行管理：经与SCADA系统接口，可显示全网潮流、发电出力、用电负荷等实时信息；链接调度运行管理系统，可自动生成操作票，实现继电保护运行管理、稳定措施投退、调度日报自动生成等运行管理功能。
发电管理：实时显示各发电机组发电出力；显示各发电设备相关技术参数、台帐、图纸、报表等属性数据；对发电厂各机组按当天发电量、月度发电量、年度发电量、历史发电量等形成相应报表；可链接发电计划管理、线损管理、关口电量管理等多种专用工具包。
用电管理：实时显示各地区实际用电负荷；根据各地区属性数据进行负荷预测；可链接用电计划管理、用电负荷统计、用户资料、电费回收等多种专用工具包。
设备管理：对设备的台帐以及运行、维护、检修、异常等数据进行管理。打印输出各种专业报表与图形。对电网数据进行各种检索与统计。
运行维护管理：对巡视、缺陷、检修、故障等运行维护资料进行输入、编辑、查询、统计、输出等各种处理。
各种工作报表、图形资料输出：可按照实际的报表形式打印输出各种报表，用户可以选定任意电网地理图、电气主接线图和各类图纸进行打印输出。
多种资料的集中管理：在设备上可以挂接相片、表格、文档、动画等各种类型的资料，实现对资料的统一管理。
电网地理信息系统的应用发展
通过对实际电网规划流程的分析发现存在以下不足：（1）目前电网规划很大程度上仍依赖技术人员的经验进行论证；（2）电网规划过程涉及面较广，且各地区电网在地理地形、负荷增长、电源结构、管理方式等各方面的实际情况和侧重点也不同，使规划和管理工作往往需要根据不同地区的具体情况，制定适宜的措施，难以总结出普遍适用的规律；（3）实际规划过程与地理信息有很多联系，但目前还未受到应有的关注。要解决上述问题，需要一个能够面对广域分布、海量信息的开发实现平台。
可视化辅助功能
与电网运行不同，电网规划设计需要更加精确的电网接线图，对未来各个水平年的电网进行统一规划。目前，我国电网处于快速发展阶段，电网滚动规划频率加快。每项工程的变动，都会使各个水平年电网地理接线图发生相应的变动。这给测绘工作，计划规划管理工作带来了困难。空间数据库软件的一个显著优势是实现地图和相关数据的结合，实现包括电气计算结果在内的各类信息的数字化、可视化、通过软件自带的二次开发功能，实现自动生成所需的电网地理接线图。
辅助功能开发平台
辅助功能开发平台是在数据层的基础上，实现拓扑分析算法，经济分析评价等功能的开发平台，具有开放性的特点。规划工作中电网方案的设计，形成必须在电网拓扑结构图的基础上完成，目前在系统方案拟定等方面很大程度上仍需要设计人员灵活处理，使得在网架规划中可能遗漏可行的方案。结合GIS 信息和规划数据，通过计算机处理，就能够自动生成可行方案，并得出精确的经济评价结果，辅助规划人员。
为了减小电网规划设计中不确定性的影响，各类标准对常见的典型问题进行了规定。为了加快和规范规划工作，进一步提出了标准化设计理念和方法。但由于实际情况千变万化，在实际规划设计工作中需要考虑各类问题。
空间数据管理模式
数据层中数据类型分为空间地理信息数据和属性数据 （规划数据和电气数据）2种。空间数据是用于表现点、线、面等地理元素的空间位置与空间关系的数据，是其对应空间实体的地理编码，如变电站的地理位置，线路走向等。属性数据是描述系统中地理元素的非空间信息数据，通常反映与空间实体相对应的数据。如变电站电压等级，间隔数，杆塔类型，线路长度等。随着Oracle数据库软件和Mapinfo的进一步结合，采用对象关系型数据库思路，通过建立空间数据索引，将空间实体的空间数据和属性数据存入同一个数据库，实现GIS数据的一体化存储和管理。目前，国网北京经济技术研究院电网规划和工程设计研究中心的基础数据库的建立工作正在进行中。电网规划空间数据库与先进的GPS导航，勘测技术相结合，可实现电网的统一规划与设计，将对现有电网规划思路，管理模式产生重要影响。
结语
将精确的地理信息数据与传统的电网规划的规划数据和电气计算软件的电气数据相结合，通过各种 GIS软件可以实现电网在精确的地理信息下的可视化和空间拓扑分析等功能，进行更加精确的经济评价和方案校验$通过对当前电网规划具体思路的分析，构建了电网规划 GIS 辅助功能框架，实现了通过电网规划表数据生成精准的电网地理接线图功能。
参考文献：
【1】丰强,王洪授,高作毅,陈洪波,熊承山. 基于卫星遥感数据的输电线路地理信息系统应用研究[J]. 华北电力技术. 2010(06)
【2】陆鹏. 基于MapInfo的地理信息系统在配电线路管理系统中的应用[J]. 广西质量监督导报. 2008(09)
欲望的点滴范文6
【关键词】 线损 GIS 管理系统
1 引言
能源问题，是各个大国越来越关切的重大问题；事关我国现代化建设和全面建设小康社会的大局。深刻认识当前我国的能源资源形势，对于进一步做好能源的科学合理管理和节约用能工作很有意义。线损管理涵盖管理科学中的方法、理论、政策、制度等，又涉及计算机，电力等相关技术。因此，寻求一种技术角度来优化线损管理是追求的目标。结合电力网的地理特性、基于GIS开发适用于电力企业的理论线损管理系统，是当前较为多见的线损管理实现方案。
2 线损管理的意义
线损是电能在电网传输过程中产生的损耗，以热能的形式散失在周围介质中。包括：有功电能损失，武功电能损失，电压损失，习惯称为有功损失为线损。线损又分为，实际线损，理论线损，管理线损。
电力网规划、电力网接线方案的比较和变电所的设计，都需要进行线损理论计算。这种规划、设计阶段的线损计算所要求的准确度并不高，但要求计算方法简便、实用，所以表格法和计算曲线法比较理想。局部的线损理论计算，可用于对一些降损技术措施的效益进行预计，通过技术经济比较来选择经济合理的降损方案。比较全面细致的线损理论计算，可以确定线损电量的大小及其构成，也可以揭示技术线损电量与运行的电压水平、负荷率、平均功率因数等因素之间的关系，从而能比较科学地制定降损的技术措施；全面的线损理论计算的结果，还可与统计所得的统计线损电量相比较，从而估算电能损耗的大小。
节约能源是我国现代化建设的一个重要环节，是大国关心的重要问题。而电能又是日常，生产，生活必须的能源，因此如何管理，降低传输过程中的能源损耗是迫切需要解决的问题。对线损加强管理能够将节约的能源损耗用来进行其它的能源投资。能降低生产成本，提高效率与社会效益。促进技术，设备革新，以及管理思想，制度的提升。最后能够缓解我国地区电力短缺，供需紧张的现状，促进国民经济的持续，稳定地发展。
3 基于GIS的线损管理
GIS是现代科学技术发展和社会需求的产物，是包括自然科学、工程技术、社会科学等多种学科交叉的产物。它将传统科学与现代技术相结合，为各种涉及空间数据分析的学科提供了新的方法，而这些学科的发展都不同程度地提供了一些构成地理信息系统的技术与方法。为更好地掌握并深刻地理解地理信息系统，有必要认识和理解与地理信息系统相关的科学。
近年来，GIS得到的迅猛发展与很多国家对其投入的技术，物质支持是密不可分的。GIS技术以其空间地理分析和强大的数据库被广泛的应用到许多行业中。电网线路分布广泛，地域特征突出。因此GIS可以很好的应用于电力系统，来对信息进行采集，分析，处理，提升企业生产，管理效率。
GIS以地理为角度出发建立计算机程序和地理数据组织而成的信息模型，进行数据采集，空间分析，并有动态预测的能力。从目前应用的行业GIS系统的应用中可以看到，电力GIS在统筹分析全网线路，设备空间分布的同时，还能将页面可视化，将图形结合数据显示到界面上，从而使得工作更加科学，便利，经济。
基于GIS的中低压线损管理系统的建立是一个长期的过程，因此可以划分不同阶段，分目标来完成。在系统的研发过程中，近阶段要实现的目标主要包括：搭建地理信息平台可完成常用操作。为了保证充分地利用地理信息系统的网络拓扑结果，需要良好的网络结构数据库设计。实现电力企业空间数据、属性数据的输入、存储、分析、管理、查询和输出的科学化。在有了拓扑结果的基础上，进行线损计算，同样需要良好的计算数据准备和对计算结果的数据库查询设计。建立理论线损计算模型，实现中低压电网的理论线损计算与分析。解决地理信息系统与管理信息系统之间的数据重叠共享问题，避免多系统数据的处理的重复。
管理系统时要兼顾几个原则：完整性原则，可靠性原则，扩展性原则，安全性原则。系统应完整地具备空间数据和属性数据的采集、处理、查询和输出，以及理论线损计算等基本功能。，电力系统设备节点多，线路分布广泛，网络结构复杂。因此，要保证系统的可靠性和稳定性。应用于电力系统的GIS技术叠加了大量的电力专业成分，这就要求我们所选用的GIS系统平台具有强大的二次开发能力、良好的网络拓扑分析功能。安全技术也是本系统的另一关键所在，系统不仅能够抵御蓄意或无意的攻击破坏，还要具备完善的权限控制机制，从而区别对待不同级别的用户，进行科学管理。
系统功能是否完善直接决定着系统的价值，系统包括数据处理功能，图形操作功能，电网管理功能。利用等值电阻的均方根电流法时所需数据较少，且代表日均方根电流获得相对容易，且电量分配是按比例的，本系统保留这种方法，因此可以得到精确度较高的计算结果。
4 结语
电网线损它可以反映电网结构和运行方式的合理性，同时也能够反应整体的管理水平。基于GIS开发的线损管理系统，在数据库的完备性，平台界面的友好性，使用的简便性都有了很大的提升改善。电力部分进行线损管理，降低损耗，是提高经济效益不可缺少的一部分。基于地理信息系统的线损管理系统进一步提高线损工作人员的工作效率。
参考文献：
[1]郑春燕，邱国锋，张正栋，胡华科.地理信息系统原理、应用与工程[M].武汉大学出版社，2011.
[2]廖学琦.农网线损计算分析与降损措施[M].中国水利水电出版社，2003.
[3]吴安官，倪保珊.电力系统线损[M].中国电力出版社，1996.
