第一篇:2018配网投资跟踪与分析:输配平衡,二次井喷,配网还有多少空间?
1.近年我国配网投资已逐渐发生变化
1.1.我国电网仍然是重输轻配吗?
1.1.1.国家电网十二五已经扭转
十二五时期“重输轻配”已经扭转。配网建设主要涉及城市配网、农网改造、充换电站配网、分布式微电网等领域,我国电网投资存在“重电源、轻电网,重输电、轻配网”的情况,由于国家电网并未披露投资的细节数据,因此行业一直有所谓“重输轻配”的观点,但是通过对《供电监管报告》中披露的电网投资数据的分析,我们发现在2011-12年国家电网220kV以下(注意不含220kV,即≤110kV的配网环节)的电网投资占比已经超过50%,说明十二五时期“重输轻配”的不平衡状态已经开始在扭转。
国网社会责任报告披露十二五配网投资占比超过50%。《国家电网2015年社会责任报告》披露,“2015年国家电网公司完成110~750kV电网建设投资超过1767亿元”,750kV以上的特高压电网投资额我们预计480亿元(开工6条特高压,单条线路200亿元投资额,预计第一年投资40%),因此根据电网投资总额可匡算出2015年110kV及以下配网投资额约为2271亿元,占比50%;同时《国家电网2015年社会责任报告》“十二五回顾”部分也有披露,“十二五期间配电网投入持续加大,110千伏及以下配电网投资占到电网总投资的52%”。
1.1.2.南方电网配网占比向来较高
南方电网配网投资占比向来较高,十一五末期已超过50%。南方电网历年社会责任报告均有披露各电压等级的电网投资,2010年110kV及以下投资占比已达57%,十一五时期南网配网投资占比均值为42%。
1.2.配网投资有多大,投到哪了?
我国配网投资中,国家电网公司占80%。以2016年电网配网投资额为例,国家电网2737亿元、占80%左右,南方电网500亿元、占15%左右,独立电网、地方管委会等配网投资占3%-5%左右。
配网设备招标约占配网投资总额的10-15%。①国家电网2016年配网设备协议库存招标总额约273亿元,占2016年国网配网投资10%,2015年配网设备招标总额约265亿元,占2015年国网配网投资12%;②此外,配网投资还涉及线路与材料(导线、水泥杆、绝缘子等)、EPC土建环节(设计/施工/监理)、各地省网供电局/所自主招标的电网升级改造/扩容工程,以及电网中的信息通信软件。③配网线路及材料占15%左右,EPC环节占50%左右,技改扩容部分10%,信息通信软件类占10%左右。
1.3.配网还有多少空间? 增速几何?
十三五时期考核的是配网“累计”投资,而非“年均”投资。2015年7月31日,国家能源局下发《配电网建设改造行动计划(2015-2020)》,提出2015-2020年配电网建设改造投资不低于2万亿元,其中,2015年投资不低于3000亿元,2016-2020年累计投资不低于1.7万亿元。因此行业通常有“年均配网投资3000亿”的说法,但实际上,《行动计划》只是提出2015年配网投资不低于3000亿元,十三五时期的要求是累计投资而非年均投资。
2018-2020年配网投资仍有万亿空间、年均投资3733亿元,同比市场预期的年均3000亿元投资仍有24%以上增速。①2015年国网配网投资约2271亿元,南网配网投资342亿元,两大电网公司总共投资2600亿元,略低于之前规划的3000亿元,我们认为主要是《行动计划》是当年7月发布的,因此实际投资相对于国网南网年初制定的建设采购计划有所滞后;②2016年国网配网投资约2737亿元,南网配网投资500亿元,两大电网公司总共投资3200亿元,主要是《行动计划》等政策指引带来的配网投资热潮,2017年我们保守预计与2015年持平,根据《行动计划》要求的2016-2020年累计1.7万亿元投资,因此2018-2020年三年时间累计投资仍有1.12万亿元空间,年均3733亿元,同比市场预期的3000亿元配网投资将有24%以上增速。随着2018年增量配网要实现试点项目地级以上城市全覆盖,配网有望进入十三五收官投资热潮。
发改委&能源局增量配网项目有望持续催化配网投资建设加速。增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网,不涉及220千伏及以上输电网建设。2016年12月,国家发展改革委、能源局印发《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》,确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目;2017年7月20日,两部门发文组织开展第二批增量配电网业务改革试点,要求各地在8月11日之前报送3-5个增量配电试点项目;2017年11月发改委专题会表示将启动第三批增量配网试点,2018年上半年实现地级以上城市全覆盖。增量配网项目在全国如火如荼将持续推进配网投资建设。
2.全面解析国家电网2017年配网设备招标
配网设备主要包括10kV-110kV变压器类(配电变压器、箱式变电站、柱上变压器成套设备)、10kV-20kV开关类(开关柜、隔离开关、负荷开关、断路器)等一次设备,以及配电终端、配电主站、配电自动化等二次设备。
2.1.配网设备招标的量价分析
在数量上,2017年一次设备招标略有下滑,二次设备井喷增长。通过对2017年全年国家电网配网设备协议库存招标的梳理,我们发现2017年一次设备变压器类、开关类同比增速为-31%、-17%,二次设备终端、主站同比增速为141%、81%。
在设备单价上,二次设备主站以及一次设备环网箱/柜、箱变单价较高。据国网招标中标设备数量以及各上市公司披露中标合同金额,我们将配网设备招投标单价整理如下,一次设备中,环网柜、环网箱/开闭所、箱式变电站单价较高,均超过11万元每台套;二次设备中,配电自动化主站单价较高,据积成电子中标的包2约3680万元合同预计,主站单价为920万元,配电终端(DTU&FTU)单价约为1.1万元。
在配网设备集采招标总额上,2017 年约 224 亿元,同比减少约 18%,主要是一次设备招标量下滑所致。2015 年 7 月 31 日,国家能源局下发 《配电网建设改造行动计划(2015-2020)》,提出 2015-2020 年配电网建 设改造投资不低于 2 万亿元,其中,2015 年投资不低于 3000 亿元,2016-2020 年累计投资不低于 1.7 万亿元。
在配网设备招标结构上,一次设备招标总额占比90%,二次设备占比10%。一次设备主要是变压器类与开关类,二次设备主要是配电终端和主站。2017年一次设备招标总额201亿元,占比90%,二次设备招标总额22亿元,占比10%,二次设备招标总额略有上升,从2016年5%占比上升至10%。
2.2.一次设备全年招标略有下滑
2017年国网配网一次设备招标中,变压器类招标量同比下降31%,其中配电变压器(非晶+硅钢)与柱上变压器成套设备下滑明显。
2017年国网配网一次设备招标中,开关类招标量同比下降17%,其中高压开关柜与隔离开关略有下滑,环网柜招标数量同比减少近一半,环网箱/箱式开闭所同比略有上升。
《行动计划》提出优先升级一次设备,形成2015-16年一次设备招标高点。一次设备招标占比80%-90%,对全年配网招标及投资影响较大,2017年全年一次设备招标数量下滑,我们认为主要是一次设备在2015年配电网建设改造行动计划》发布后形成了阶段性一次设备招标高点,《行动计划》提出要优化升级配电变压器,更新改造配电开关:
1)优化升级配电变压器。从配电变压器研发、生产、使用等多个环节,运用政策引导和市场机制,促进高效节能配电变压器的推广应用,提高覆盖率;大力推进老旧配变、高损配变升级改造,推动非晶合金变压器、高过载能力变压器、调容变压器等设备的应用。逐步淘汰S7(S8)型高损耗变压器。
2)更新改造配电开关。适应配电自动化及智能电网发展需求,推进开关设备智能化。提升配电网开关动作准确率,对防误装置不完善、操作困难的开关设备进行重点升级改造。开展开关设备核心技术与关键部件的技术研究,全面提升国产化率。2020年全面完成开关无油化改造,开关无油化率达到100%。
2.3.二次设备全年招标井喷增长
2017年全年配网二次设备呈现井喷式增长。2017年配网二次设备中,配电终端(DTU与FTU)与主站同比2016年全年分别增长 141%、81%。
二次设备井喷主要是因为《配电网行动计划(2015-2020)》提出配电自动化覆盖率“三年一倍”。①《行动计划》提出持续提升配电自动化覆盖率,中心城市(区)、城镇地区推广集中式配电自动化方案,合理配置配电终端,缩短故障停电时间,逐步实现网络自愈重构;乡村地区推广简易配电自动化,提高故障定位能力,切实提高实用化水平;②《行动计划》指出配电自动化覆盖率要从2017年50%提升至2020年90%的“三年一倍”自动化提升空间,在2014-16年二次设备招标平稳的态势下,2017-2020年二次设备逐渐扩大招标规模。
2016年国家电网社会责任报告披露年内国家电网城市配网配电自动化覆盖率38.26%,这一自动化率低于南方电网各主要供电局的平均水平。
3.国网系龙头受益二次设备投资加速
2017年二次设备招标呈现井喷式增长,终端、主站2017年招标量同比增速为141%、81%,主要是因为《配电网行动计划(2015-2020)》提出配电自动化覆盖率“三年一倍”;且2016年国家电网城市配网配电自动化覆盖率38.26%,低于南方电网各主要供电局的平均水平。因此我们认为二次设备有望成为未来几年配网投资的重点与机遇,国网系龙头受益二次设备投资加速。
第二篇:配网规划建设分析
中低压配电网规划建设分析
随着国民经济的发展和人民物质文化生活的不断提高,社会对电力需求逐年增长,对供电质量和供电可靠性要求越来越高,其中10kV中压配电网网架的建设更是支接关系到用
户的供电质量及可靠性水平,意义重大。中压配电网的现状
近年来,国家投入了大量资金对城市电网及农村电网进行改造,取得了阶段性的成果,但由于电源不足等先天问题,配电网网架的优化规划一直是供电部门棘手的现实问题。随着近郊城市化程度的迅速提高,对配电网网架结构提出了较高要求,中压配电网网架结构不合理的矛盾日益突出,主要表现为:①现有配电网10kV线路以辐射供电为主,负载率过高,分段不合理,联络数过少,无法满足N-1准则;②现有配电网变电站电源点过少,10kV出线仓位过少,小容量中压用户占用变电站10kV仓位过多,导致变电站10kV仓位利用效率
低下;③网架不合理,线路长、用户多,10kV线路供电半径过大等。中压配电网评估体系
2.1 评估系统的构建 某电力公司经过了过去一、二十年的信息化建设过程,已经形成了大量的信息系统,如电力营销系统、电网调度管理系统、生产管理系统PMS等,特别是PMS系统的建成,真正实现了基于GIS系统的输配电管理,并使基于PMS系统的中压配电
网评估成为可能。
中压配电网评估系统的总体架构,评估系统从PMS、SCADA、CIS系统中采集数据,并经过匹配及分类存储,供评估系统调用。DSADA系统目前正在逐步投运中,其全部建成将使得各级压配电站数据监控成为可能。
2.2 评估指标分析 对配电网现状进行梳理,列出现状指标,并根据不同地区的特点制
定相应的目标值。
对于架空网络,主要分析架空线分段/联络数、架空线分段容量情况、供电半径、负荷转移能力等。对于电缆网络,主要分析负荷转移能力、仓位利用率等,根据用户申请容量大
小,制定相适应的供电方案。中压配电网目标网架结构分析
3.1 “以电源点为中心,分布配置K型站”的原则 对于正处在快速发展期的配电网络,由于现有电源点布点缺乏,10kV出线仓位过少,小容量中压用户占用变电站10kV仓位过多,导致变电站10kV仓位利用率低下。
考虑到10kVK型站接线方式清晰、灵活,其出线带继电保护,且10kV母线带自切,故障点判断容易,可较快实现负荷转移,具备较强的负荷释放能力,故在优化10kV配电网
结构的过程中,应该坚持“以电源点为中心,分布配置K型站”的原则.3.2 配电网“分层分区、适度交错”的原则 长期以来,10kV配电网网架一直存在着错综复杂、参差不齐的混沌状态,这给配电网的运行带来很大的隐患,其主要原因是地区发展不平衡,配电网网架结构没有一个统一的规划原则。在配网规划中,应该按照“分层分区、适度交错”的原则,理顺配电网层次结构,明确区块性质,做到结构合理,避免不同性质的配
网结构无序交错。
将配电网分为2个层次:层次一由10kV专线、P型站(开环点前)、K型站及架空线主干线组成;层次二由P型站(开环点后)、K型站至P型站及10kV用户、架空线支线及
杆变等组成。按此结构区分,层次比较清晰,结构较为明确。
将配电网络按区域性质分为“电缆网络”及“架空网络”,在具体规划工作中,应注意电缆
网络及架空网络的适度交错,以“简单易行、利于运行”为原则,避免过度复杂的网络结构。
3.3 配电网目标网架结构 目标网架结构应按照“分层分区”的思想,形成层次清晰、简洁明确的网架结构。对于架空网络,根据架空网络的发展阶段,采取图3的各种方案改造,确保调度运行灵活,负荷转移方便。
对于电缆网络,可参考图5的网架结构,在具体发展过程中,必须做好配电网发展的过渡方案,尤其对于环网接线,应有近期及远期的相应方案,对于规划方向不甚明确、环网成环可
能性较小的地块,不宜采用环网接线。
在电缆网络分层结构中,K型站起着“节点”的作用,在实际建设过程中,宜引导用户集中建设,并以K型站方式为主体,避免日后大规模改造。K型站规划容量不宜超过12000kVA,K型站单条出线负荷控制在4000kVA及以下,P型站则接2000kVA及以下大
用户。配网建设的关键
4.1 10kV架空线分期建设方案 10kV架空线宜采用多分段三联络的连接方式,达到“手拉手”和“N-1”原则。在架空网络建设完善过程中,须注意分段建设及过渡方案的考虑。①在初期负荷较轻的情况下,可采用“一分段一联络”方式,每回线路负载率宜不大于50%;②当线路负载率达到67%左右,考虑采用“二分段二联络”方式;③最终负载率以75%为宜,采用“多分段三联络”方式。以上不同方式应该是循序渐进、逐步优化的过程,并根据附近电源点的情况因地制宜、适度发展。
4.2 环网的过渡方案 对于环网接线方式,应避免主回路电缆迂回,且主回路的环网节点不宜过多,力求缩短主回路成环的建设周期。
考虑到地区发展的阶段性,环网接线模式应考虑过渡方案。在初期,考虑采用单环网接线模式,两条线路负载率不超过50%;随着地区发展,可考虑形成多分段两联络,每条线路负载率不超过67%,提高线路利用率;随着负荷进一步发展,可考虑建设第二环,采用双环网接线。
4.3 K型站配置的数量 变电站建设与K型站设置的关系与K型站所供负荷、变电站主变容量、变电站的供电能力、直供用户和K型站所供负荷在变电站所供总负荷中的比例有关。
在远期配电网络规划时,变电站主变容量为20MVA,平均每段母线可配置1~2座K型站;变电站主变容量为31.5MVA,平均每段母线可配置2~3座K型站;变电站主变容量为40MVA,平均每段母线可配置3~4座K型站。具体需视地区具体情况而定。
4.4 K型站进出线的控制 在电网建设的初期,电源不足是电网建设的主要矛盾。此时,可在地区内设置K型站,延伸10kV母线,增加10kV仓位,利用K型站取得的较好负荷释放能力。当负荷发展一定程度后,考虑改接K型站的进线电源,并尽量实现K型站电源来自2个不同的变电站,形成一定的负荷转供能力,以提高现状变电站的供电能力。
一般而言,建议K型站所供最大容量控制在12000KVA以下。K型站出线若采用辐射接线模式,10kV出线数量可控制在6~12回;若采用环网接线模式,可控制在4~6回。在实际操作中,需视地区内用户、P型站或箱变的数量和容量的具体情况,灵活确定K型站10kV出线数量。小结
10kV目标网架的建设不可能一蹴而就,但必须制定相关的标准、建立相应的原则。在相关原则及标准的指引下,对配电网的相关指标做阶段性分析及评价,找出配电网存在的不足,并明确下一步改造及发展的目标。
实际上,由于配电网设备繁多,接线随意性较强,长期以来,一直没有相关的目标原则。
第三篇:配网施工典型事故案例分析
配网施工典型事故案例分析
前言
随着国家加快建设社会主义新农村,农村配网建设亦是如火如荼地开展。配网施工安全不容有失,现对几个配网施工典型事故进行分析,希望大家举一反三,引以为戒。
【案例一】登杆前未检查电杆及拉线牢固程度,施工中发生倒杆,造成人身死亡事故。
2005年5月26日,某县电力公司在拆除旧线路施工中,因未打临时拉线,发生一起电杆断裂倒杆人身死亡事故。
一、事故简要经过
2005年5月26日,某供电公司拆除某中学院内0.4kV线路2挡导线(LCJ-35)和1基1Om电杆。工作负责人谢×安排肉×拆除中学院外第1基终端杆导线,巴×协助,伊×登杆解开直线杆导线的扎线。谢×自己拆除中学院内另一基电杆东侧蝶式绝缘子及导线,当其拆完三相导线后,电杆突然从根部断裂(断裂电杆周围地面环境潮湿,杆体根部存在严重裂纹,杆根内部腐蚀严重),谢×随杆坠落,经抢救无效死亡。
二、发生事故的主要原因
1.电杆本体存在严重缺陷。发生断裂倒杆的电杆周围地面环境潮湿,杆体根部存在严重裂纹,杆根内部腐蚀严重已近断裂,当拆除电杆上导线的绑线后,电杆失去了水平方向的平衡力,随即发生倒杆。
2.施工方法欠妥。拆除耐张杆导线前没有打临时拉线,违反《安规》6.6.5“紧线、撤线前,应检查拉线、桩锚和电杆。必要时应加固桩锚或加设临时拉绳”的规定。
3.登杆人员在登杆前,违反《安规》6.5.8“在撤杆工作中,拆除杆上导线前,应先检查杆根,做好防止倒杆措施……”的规定,未检查杆根及电杆的牢固程度就盲目登杆。
三、暴露出的问题
1.安全生产责任制没有真正落实。相关人员安全生产意识淡薄、安全责任制不落实,未能有效加强现场作业管控。
2.现场勘察不仔细。现场勘察中对作业环境及老旧电杆是否存在严重影响施工安全的隐患查看不细,施工方案考虑不周,未能采取有针对性地防范措施。
3.安规执行不到位。作业人员安全意识薄弱,自我防护能力不强,在登杆前,违反《安规》6.5.8“在撤杆工作中,拆除杆上导线前,应先检查杆根,做好防止倒杆措施……”的规定,未检查杆根及电杆的牢固程度就盲目登杆。
四、此类作业一般安全工作要求
1.线路拆旧工作,工作负责人应和线路运行管理单位人员一同进行现场勘察。根据勘察情况,有针对性地制订施工方案和保证安全的组织、安全、技术措施。
勘察内容包括:需要停电的范围、保留的带电部位和作业现场的条件、环境。特别是对运行时间长的老旧线路,应仔细检查电杆是否完好、拉线是否牢固(电杆是否有横裂纹,盐碱地中混凝土杆、拉线及拉线棒是否锈蚀等),必要时可进行开挖检查。
2.作业前要开好班前会,进行危险点分析和预控,明确告知工作班成员并采取有针对性的措施加以防范。
3.撤线撤杆工作要设专人统一指挥,明确分工,做好协调配合,监督检查现场安全措施的执行。
4.耐张杆撤线前必须对电杆、拉线等受力情况进行一次全面检查,必要时打临时拉线,确认无问题后开始撤线。
【案例二】擅自超越或变更工作范围作业,触及带电设备,造成触电死亡事故
2004年11月17日,某县电业局在10kV配电线路检修工作中,由于工作班组无票作业,在工作中擅自变更工作地点,致使误登带电电杆,造成触电死亡事故。
一、事故简要经过
2004年11月17日9时许,某供电所二班班长白××与本所安全员卢××计划扶正10kV坤头后西线70、71号坤头后大队变台(H型变台)电杆。卢××电
话通知农电工徐×到坤头后大队变台和三大家东支线(T接于坤头后西线45号)变台(H型变台,三大家东支线6号、7号),把二个变台杆根挖开松土。但徐×却来到其管辖线路大岗子变台前2基杆大岗子支线(T接于坤头后西线11号)16号杆处松土。卢××、白××监护操作人员拉开了10kV坤头后西线22号杆隔离开关,并在23号杆装设了接地线后,卢××电话联系徐×,徐×告诉其在大岗子。随后卢××、白××来到此处时,见徐×正在松开大岗子支线16号杆杆基的回填土,卢××、白××、徐××都以为大岗子支线是从坤头后西线22号杆线路开关以下T接的,是在停电区域内,默认了变更工作地点,并随即准备工作。检查拉线时发现拉线的UT线夹已紧到位,需要几个大号螺母垫上。卢××安排徐×去找配件,白××则准备上杆解开导线绑线,卢××说:“你先别上杆,我去车里取验电器。”卢××正走在途中,听到放电声,回头发现白××已经触电。接线示意图如图1-6所示。
图1-6 接线示意图
二、发生事故的主要原因
1.电工班长白××、安全员卢××没有统筹安排当天工作,对当天作业停电的范围不清,当来到徐×擅自变更的T接于坤头后西线11号杆大岗子支线16号杆时,都认为此地段也在停电范围内,默认了工作地点的变更。认为线路已经
停电,在未验电、装设接地线等安全措施的情况下,就开始登杆作业,触及带电导线,发生触电。
2.电工班长白××、安全员卢××违反《安规》2.3.2“在停电的线路或同杆(塔)架设多回路线路中的部分停电线路上的工作”应填用第一种工作票的规定,违反工作许可制度的相关要求,不使用工作票,不履行工作许可手续,现场不采取安全措施,冒险登杆作业。
3.现场工作组织混乱,未将工作班人员集中,统一交代工作任务,未进行安全交底;工作中电工班长、安全员工作职责不清;徐××擅自变更工作地点,白××、卢××到达现场后,不但未制止,反而同意变更作业地点。
三、暴露出的问题
1.安全生产管理工作混乱,工作随意性大。电工班长、安全员未遵守安全生产工作的基本程序和基本要求,10kV线路停电作业不使用工作票,不履行工作许可手续、不执行保证安全的技术措施,在工作中随意变更工作地点。
2.安全意识淡薄。安全员履责不到位,未纠正作业班组无票作业的严重违章行为。在徐××擅自改变工作地点后,白××、卢××到现场后也未进行纠正。电工班长组织开展10kV电气作业时,未执行保证安全的组织措施和技术措施;对线路接线方式、运行状态不清楚。
3.作业准备不充分。作业前不召开班前会,不集小工作班人员当面交代工作任务和安全注意事项,未明确工作地点和人员分工。
四、此类作业一般安全工作要求
1.根据工作计划安排,组织进行现场勘察,确定具体工作内容,查看现场施工(检修)作业需要停电的范围、保留的带电部位和作业现场的条件、环境及其他危险点。召开班前会,由工作负责人对作业中存在的危险点及预控措施、临近带电设备、线路等向工作班成员交代清楚,并进行确认;进行人员分工,准备安全工器具及所需工具、材料。
2.根据工作任务办理工作票,严格履行许可工作手续。
3.工作前认真核对工作现场的线路名称及杆号,按工作票上所列安全措施,严格落实停电、验电、挂接地线等安全技术措施。
4.在需用拉绳扶正电杆时,登杆前先检查杆根是否牢固、埋深是否足够。
安排人员上杆绑好拉绳后,解开导线绑线。对于没有拉线的直线杆,应先打好临时拉线,再刨坑松土。
5.刨坑松土时,监护人要加强监护,密切注意电杆状态,防止倒杆。
6.扶正电杆后,分层回填并夯实。电杆基础完全夯实牢固后,再登杆恢复绑线。
【案例三】无票作业,停错线路(或线路接线错误),作业前不验电、不装设接地线,造成触电死亡事故。
2004年3月11日,某县供电公司在拆除台区避雷器工作中,操作时停错线路,作业未使用工作票,作业前未采取验电、装设接地线等措施,发生一起人身触电死亡事故。
一、事故简要经过
2004年3月11日,某县供电公司进行前常台区避雷器拆除作业。根据当天工作内容,应拉开四铺变121号陈庄主干线的沱河支线014号杆前常分支线跌落式熔断器,工作班成员刘××却拉开四铺变121号陈庄主干线064号杆线路跌落式熔断器。工作班人员认为前常台区已停电,在未办理“两票”、未进行停电、验电、装设接地线,未带任何安全工器具和登高工具的情况下,由监护人托着姬××爬上配电变压器台,当姬××刚接近避雷器时触电坠落,经抢救无效死亡。接线示意图如图1-2所示。
图1-2 接线示意图
二、发生事故的主要原因
1.作业前在工作地点未采取验电、装设接地线等安全技术措施。工作班成员违反《安规》7.1.2“在高压配电室、箱式变电站、配电变压器台架上进行工作,不论线路是否停电,应先拉开低压侧刀闸,后拉开高压侧隔离开关(刀闸)或跌落式熔断器(保险),在停电的高、低压引线上验电、接地”的规定,在未拉开前常台区高压侧跌落式熔断器、未验电、未装设接地线的情况下,冒险登配变台作业。
2.无操作票进行操作,停错线路。前常台区原来接于陈庄主干线,由064号杆的跌落式熔断器控制,因有树障,临时改接到沱河支线,但是相关资料并未及时调整。由于没有使用操作票,未明确应拉开的熔断器编号,在无工作监护人的情况下,刘××到现场操作停电时按原来的接线方式拉开了064号杆线路跌落式熔断器,致使前常台区仍然带电。
3.未使用工作票作业,安全措施不明确。工作负责人违反《安规》7.1.1“配电设备[包括……、配电变压器台架、低压配电室(箱)……]停电检修时,应使用电力线路第一种工作票”的规定,无票组织作业,未明确现场安全措施。
4.现场监护不力,违章组织作业。工作监护人未认真履行安全职责,在现场未采取安全措施的情况下,还托着姬××爬上变台冒险进行作业。
三、暴露出的问题
1.工作随意性大、缺乏防范作业风险的能力。不执行《安规》所要求的保证安全的组织措施及技术措施;不按照倒闸操作的有关规定进行操作;现场作业时,不带登高作业工具和验电器等安全工器具。
2.安全意识淡薄。作业人员执行《安规》的自觉性差,自我保护意识淡薄,对作业中存在的危险点辨识与控制能力不强,未养成良好的作业习惯。
3.工作监护人不负责任,违章指挥,保证安全的组织、技术措施在现场得不到落实。
四、此类作业一般安全工作要求
1.根据工作任务的需要(如对现场情况不熟悉、不了解)组织现场勘察,进行危险点分析,制订预控措施。在作业前,要进行安全技术交底,并在作业中注意防范。
2.严格执行“两票”和工作许可制度。作业前必须按规定履行许可手续,工作负责人在得到许可人许可工作的命令后方可组织进行工作。
3.现场停电操作须由监护人和操作人两人进行,操作时核对现场设备名称、编号无误后,在监护人的监护下按照操作票逐项进行操作。
4.严格执行保证安全的技术措施。作业前必须停电、验电、装设接地线,按规定悬挂标示牌,并设置围栏。
5.严格执行施工作业的各项规定,必须根据作业需要和作业安全要求携带安全工器具和个人安全防护用具。
第四篇:城网配网2012年城区配网运行分析
城网配网2012年城区配网
运行分析总结
一、2012年城网中心运维工作总结 1.1抢修工作总结
2012年1-9月完成配网抢险任务800余次,其中10KV抢险任务27次,0.4KV及以下抢险任务约八百多次,其中春节和迎峰度夏占多数。
1.2隐患排查,消缺工作完成情况
2012年开展拉网式隐患排查共计6次,(春节前保电隐患排查、工作任务书隐患排查、迎峰度夏隐患排查、王坪开园隐患排查、配网开关设备专项隐患排查、红外测温专项隐患排查)发现隐患共计78项,已消缺77项,未消缺隐患1项(17变压器台0.4KV低压隔离刀闸缺失)。1.2.1配变三相负荷调平、调整情况
负荷调整:千禧变(千禧变部分负荷转至水利局、东鑫龙变)、计生委变(部分负荷转至玉林民居变)、纸厂变(纸厂变部分负荷转至血站新增公变)
负荷调平:东鑫龙变、蜀丰变、工业局变、农业局变 1.2.2低压超负荷设备消缺汇报
1)、0.4KV超负荷线路更换导线情况,水利局变、蜀丰变、江城变、劳动变、2)、10KV线路空开新增3台,分别是10KV通南线厍洪支线开关、10KV通南线九更渡支线开关、10KV城东一线县车站支线开关
3)、城南5社公变更换为200KVA(原为50KVA),新增315KVA血站公变一台,分流纸厂变负荷(纸厂变315KVA),江城变更换为400KVA(原为315KVA)。1.3顺利完成多项保电任务
2012年城网中心顺利完成了春节保电、元宵保电、两会保电、王坪开园保电、两考保电、普法汇演保电工作及其它2个保电任务,共计8个保电任务。
二、城配问题分析
2.1变压器无低压隔离刀闸的变台新装低压隔离刀闸; 2.2城南6社变、千佛3社变、城北6社变没有0.4KV低压主线;
2.3通南线厍洪支线开关故障,不能实现分闸操作; 2.4通江城乡结合部发展迅速,低压配电线路线径普遍偏小、导线凌乱;其中新二中片区、三完小片区、城北6社片区最为典型。
第五篇:郊区配网台区低电压治理关键因素分析
郊区配网台区低电压治理关键因素分析
摘 要:阐述了台区低电压及其危害,从人员因素、方法因素、设备因素、环境因素4个关键因素分析了郊区配网台区低电压治理对电力企业经济效益及社会发展有着重要意义。
关键词:台区;低电压;关键因素
一、低电压及其危害
(一)低电压定义及其成因。由于供电线路陈旧、供电线路布局不合理、电力变压器过负荷供电或电网负荷的功率因数过低等原因引起的用户计量装置处电压值持续一小时低于国家标准所规定的电压下限值,称为“低电压”。
(二)低电压危害。(1)降低各类电机的启动转矩、最大转矩、最大过负荷能力,严重时将会导致电机无法启动。(2)影响照明类家用电器的照明度,使电视、广播、通讯等信号质量下降,降低电气设备的使用寿命。例如当电压降低5%,普通电灯的照度降低1 8% ;电压降低10%。则照度降低35%。由于电源电压下降。引起电灯功率下降、光通量减小和照度的降低。特别是对那些利用放电现象而发光的放电灯的影响。如果电源电压过低,灯就不能稳定起燃。当瞬时电压下降1 5%时,放电灯将开始熄灭。(3)低电压运行使线路损耗增加。当电压较低时,正常运行时的三相负荷平衡状态就会发生变化。由于负荷不平衡和三次谐波电流的作用,产生零序电流和零序电压.会使电网及设备的无功负荷增加,降低功率因数,增加损耗。(4)电网电压降低到一定程度时会出现电压崩溃,造成大面积停电事故。(5)用户投诉增多,影响公司优质服务形象。由于低电压的存在会导致用户使用电力的质量受到影响,进而会引起用户的不满,进而增加用户投诉的几率,从而影响公司的形象。
二、郊区配网低电压台区治理的关键成功因素
关键成功因素(Critical Success Factors,CSF)的概念由洛克特(Rockart,1979)提出,引入信息系统研究领域,用于需求分析和信息系统规划。CSF是指为了取得满意的结果将保证个人、部门或组织在竞争中取得成功或良好的业绩和表现,必须给予特殊和持续关注的管理问题和组织领域。1987年Slevin和Pinto把关键成功因素的概念应用于项目管理研究。
(一)人员因素。(1)培训力度不够。为加强低电压台区治理,电力企业需要组织低电压治理专项培训,不定期组织企业内部人员技术培训,组织专业人员进行低电压信息PMS系统培训及录入工作。(2)技能水平有待提高。台区治理成员需多次参与培训,要求其对于低电压治理手段有较为深刻的掌握,并且能够针对供电现场不同的情况制定出合理的治理方案。
(二)方法因。(1)电压检测手段少。在低电压现象发生后,台区治理人员可通过现场检测及时获取信息,为方便采集台区低电压信息,需尽快完善配网运行监测系统中配备的电压监测模块,实现实时监控全部台区及用户的电压质量信息。(2)台区运行管理不到位。台区低电压治理需有专人负责,专人管理,定时、不定时进行现场台区及用户电压质量采集,学会利用配网运行监测系统进行台区电压质量信息的实时监控。(3)系统平台信息录入错误。经核查发现,GIS、PMS系统数据库一些参数未填写或者录入错误,系统按照录入参数计算时,造成遥测数据不合格,影响了地区整体指标。
(三)设备因素。(1)供电线径细、半径长。部分10kV线路存在不同程度的老化现象,加之近年来城乡负荷增长迅速,供电线径及供电半径不满足现有重负荷的要求,造成线路压降大、耗损大,末端电压低,部分线路存在严重“卡脖子”现象。(2)无功补偿能力不足。随着城乡经济发展,供电区域内产生无功的电器使用增多,线路原有的无功补偿柜无法满足需要,导致线路功率因数低,线损增加,台区末端供电电压偏低。合理提高供电电压,对电网进行升压改造是降低线路损耗的有效措施。(3)变压器供电能力不足。部分台区变压器容量小,由于变压器容量与带载能力成正比,导致小容量变压器不能满足高负荷台区的用电需求。因此要增加电源点,提高高压和10kv线路的供电能力,同时对过负荷配变进行增容或者分容改造,对于低电压干线进行升级。
(四)环境因素。(1)受季节性影响较大。迎峰度夏时期易发生“低电压”现象。在每年6月至9月迎峰度夏期间,随着各类用电负荷的增长,随之而来的“低电压”更为集中,主要出现在降温负荷突增时段。因此要选用节能型变压器,对长时间连续运行的设备提倡使用节能型电机,但此类电机目前起动转矩偏小,频繁启动负载慎用,负载率在85%左右的设备才推荐使用,否则不能体现除节能效果。
三、结束语
通过台区“低电压”综合治理工作的关键因素分析,找准治理落脚点,加快治理步伐,不仅满足了农村目前迫切需求,延长了配电设备的使用寿命,给企业用户带来了巨大的经济效益,同时也促进了社会的经济发展和社会和谐。
参考文献:
[1] 李彩霞,赵玉珍,郭建锋,电网中低电压运行的危害及预防措施 [J].煤炭技术 2007年1期