浅谈郓城电网电压质量调控的综合措施5则范文

第一篇：浅谈郓城电网电压质量调控的综合措施

浅谈郓城电网电压质量调控的综合措施

张璐，王猛，张帅，杨慧

（菏泽郓城县供电公司，山东省郓城县金河路221号，274700）

摘 要：电压是电能质量的重要指标之一。传统的电能质量包含频率、电压和可靠性三个方面。电压质量是指实际电压各种指标偏离规定值的程度。本文结合郓城电网实际，介绍了调控电网电压质量的一些综合措施。

关键词：电压质量；电压调控；综合措施

引言

近些年来，我县在农网的建设和管理上对改善电压质量作了一定的工作，解决了部分地区电压合格率低的问题。但由于历史客观条件的影响和在主观上重视程度不够等原因，我县农网仍普遍存在电压质量不合格问题。因此我们要从以下几个方面来提高电压质量。做好电压监测及时调控

对于县级电网，电压质量调控工作的最终目的，就是保证用户受电端的电压在规定允许的偏差范围以内。在实际工作中，我们不可能对每一用户的电压质量都进行监视，所以有必要选择一些有代表性的变电所作为电压监视的中枢点，如果这些点的电压质量符合要求，电网中其他各点的质量也能基本满足要求。因此我们要确定电压中枢点、选好电压监测点。县级电网电压中枢点的选择原则是骨干工厂、用户的高压母线；以及枢纽变电所及主要的110kV变电所母线。

电压中枢点确定以后，电网的电压调整主要就是中枢点的电压调整问题了。中枢点电压允许偏移范围的确定，通常以电网中电压损失最大的一点及电压损失最小的一点作为依据。中枢点的最低电压等于县级负荷最大时，电压最低一点的用户电压下限加上到中枢点间的电压损失；中枢点的最高电压等于县级负荷最小时，电压最高一点的用户电压上限加上到中枢点间的电压损失。电压监测点的选择应根据《电力系统电压和无功电力管理条例》的规定，能真实反映绝大多数受电端用户的电压质量偏移水平。电网电压调控采用的基本调压方式

2.1逆调压方式

“逆调压”方式是县级电网电压质量调控的首选调压方式：如中枢点供电至各负荷点的线路较长，各负荷的变化规律大致相同，且各负荷的变动较大，则应采用“逆调压”方式。采用“逆调压”方式的中枢点，在最大负荷时保持电压比线路额定电压高5%；在最小负荷时，电压则下降至线路的额定电压。因此在最大负荷时提高中枢点电压以抵偿线路上因最大负荷而增加的电压损耗；在最小负荷时，将中枢点的电压降低以防止负荷点的电压过高。正常运行方式条件下，郓城电网均采用此种调压方式，证明能满足用户的要求。

2.2恒调压方式

如果负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，这时可把中枢点的电压保持在较线路额定电压高(2%～5%)的数值，而不必随负荷变化来调整中枢点的电压，仍可保证负荷点的电压质量，此方式称“恒调压”，又叫“常调压”。在重大节假日期间，如在两个“黄金周”，电网负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，采用这种调压方式也能满足用户的要求。

2.3顺调压方式

如果负荷变动甚小，线路电压损耗小，或用户处于允许电压偏移较大的农村电网，而无功调整 1

手段又严重不足时，可以采用这种方式。但要注意：最大负荷时中枢点电压应保持在比线路额定电压高2.5%，最小负荷时中枢点电压也不应比线路额定电压高7.5%。随着农网建设和改造的不断扩大，企业对电压质量要求也越来越高，因此这种调压方式应减少或避免采用。优化无功电源配置，搞好功率因数监督

改善、提高电压质量，必须紧紧抓住无功平衡和无功补偿这项基础工作。这就涉及到网架建设、电网结构及无功电源配置问题，因为这是实施电压调控的最基本的条件。要求电力用户同步配置并投运相应的无功补偿装置，并对电力用户无功补偿设备提出安全运行要求。为此，既要防止低功率因数运行，又要防止在低谷负荷时向电网反送无功电力。对于带有冲击负荷或负荷波动，而负荷不平衡严重的工业企业，则要求其配置静止补偿器。电压调控经验表明：“集中调压”并不能保证电网所有结点的电压质量，对一些单电源的长辐射线路或对电压要求较严的用户变电所，采用就地补偿才能满足对电压质量的要求。另外，为了做好调压工作，调度部门还应合理安排电网的运行方式。结论

总的来说，要提高电压质量，就要提高电压合格率管理网络，制定《电压质量管理监测细则》和布置电压监测点、统计分析有关数据，制定有针对性的整改计划和措施；经常不断检查和调整三相负荷，尽量使三相负荷平衡，减少电压偏移；定期检查维护配变接地电阻及接地线；采用集中补偿和用户个别补偿相结合的办法来提高功率因数；另外宣传和鼓励用户在低谷时段用电，实现移峰填谷以及对于电焊机等功率因数冲击大的负载用专线供电等等。坚持以上原则就可以改善电网的电压质量、降低网损，使电网运行更经济、更可靠、更稳定，满足全县工、农副业生产和城镇居民生活用电的需求。

参考文献：

[1]钱国安，农电生产管理，辽宁科学技术出版社，1991

手稿日期：2011年5月1日

作者简介：

张璐（1980－）女，工程师，本科，郓城县供电公司调度所。联系电话：*** 联系地址：山东省郓城县金河路221号郓城县供电公司调度所 E-MAIL:zhanglu800501@163.com 王猛（1982－）男，工程师，本科，郓城县供电公司发展策划部。张帅（1978－）男，工程师，本科，郓城县供电公司发展策划部。杨慧（1973－）女，工程师，本科，郓城县供电公司调度所。

第二篇：××电网调控一体化访谈材料(初稿)

××电网调控一体化访谈材料

（初 稿）

一、××电网为什么要做调控一体化工作？

年初，国家电网公司、浙江省电力公司在“两会”上提出了以科学发展观为指导，以确保安全稳定和优质服务为基础，以建设坚强智能电网为主线，以推进“三集五大”工作为重点，切实加强“三个建设”，深入推进“两个转变”，建设“一强三优”现代公司的总体工作要求和战略部署。××市电力局认真学习领会国网公司“三集五大”工作要求，结合我局实际积极探索构建“大运行”体系，全面推进生产管理精益化，试点开展电网调控一体化工作，提高电网安全稳定运行和可靠供电水平。

近年来，随着社会生产力的发展，设备制造工艺不断进步，设备自动化水平不断提升，××电网设备整体健康水平显著提高，全局110千伏及以下变电所和市区220千伏变电所全部实现无人值班，2008年我局新的监控自动化系统建成，调度技术支持系统水平显著提高，电网安全可靠运行有了良好的物质基础。另一方面，××电网设备规模快速大幅增长，与2003年相比，我局110千伏及以上变电站数量增长了75%，输电线路长度增长70%。××电网设备的运行管理任务日益繁重，生产一线结构性缺员问题初步显现。原有的生产关系已逐步不能适应先进生产力的发展要求，传统的有人值班、集控站、监控中心运行管理模式有待于向新型的调控一体模式探索迈进。

当前，电网的发展进入了以特高压和智能化为重要特征、各级电网协调发展的新阶段，各级电网调度的战略定位进一步优化。国调、网调、省调更加侧重于大电网安全运行、大范围资源优化配置和大系统运作效率的提升。××市电力局作为地区供电企业，其地调和县调更应着眼于区域安全可靠供电和集约化发展，推进调控一体化工作，将调度运行和设备运行集约融合，使调度员更加全面的掌控电网设备运行状况，以提升地、县级两调度对电网运行的协同能力和整体驾驭能力，保障××电网安全可靠优质供电。

时下，××市委、市政府不断深化“生活品质之城”建设，积极布署“钱塘江时代”城市空间新格局，深入贯彻“和谐创业”的发展模式，高度关注重大民生保障问题，各项举措深受群众欢迎，也引起了国内外媒体的广泛关注。城市的发展对电网的安全可靠优质供电提出了更高的要求，推进电网调控一体化工作，可以有力助推××电网逐步由规模发展到品质提升的转变，全面提高电网的安全运行水平和供电保障能力，实现电网与经济、社会、环境的协调发展。

二、××电网调控一体化做了哪些工作？

我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体要求，按照浙江省电力公司将××电网作为调控一体化试点的工作安排，结合××电网运行实际，总结配网调控一体化、杭钱江监控中心成功运行经验，积极开展了××电网主网调控一体化试点工作，主要有下几方面：

一是虚心取经学习，调研兄弟单位调控一体化先进成果与经验。年初，我局组织相关人员赴北京、厦门等地学习了解调控一体化工作开展情况，在与调研单位进行了广泛的交流和探讨后，在充分借鉴兄弟单位成功经验的基础上，我局开拓思路，勇于创新，更加积极探索和推进了××电网的调控一体化工作。我们对兄弟单位的大力支持表示感谢！

二是创新管理模式，明确工作思路，确定分阶段工作目标。制定了××电网调控一体化总体实施方案，成立了组织机构，明确了工作职责，提出了工作要求，细化了工作安排，明晰了工作思路（将生产运行部门的部分变电站监控人员并入调度部门，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，依靠规范上传的电网信息和智能完善的技术支持系统，全面掌握电网实时运行状态，提高对电网安全稳定运行的可控度），确定了分阶段工作目标（第一阶段：在软硬件水平相对较高的××市区范围首先实现调控一体化试点。第二阶段：在第一阶段试点工作基础上，推进省、地、县一体的调控一体化工作，将××电网500千伏、220千伏变电站设备纳入××电网调控中心统一监控，各县调实现对其运维设备调控一体化管理。第三阶段：在第二阶段试点工作基础上，实现××地区输电网全网调控一体，即配电网以上、500千伏以下设备运行集中监控业务纳入××电网调控中心统一管理，各县调实现对其调度设备调控一体化管理。）。

三是全力高效推进，完善开发××电网调控一体化技术支撑体系。

我局按照国家电力调度通信中心《地（市）级智能电网调度技术支持系统功能规范》，编制了《××地区电网调控一体技术支撑体系建设方案》，对原有调度自动化系统和监控自动化系统进行了扩建，并根据我局调控一体的实施需求开发了满足要求的功能软件（主要有变电所后台远程管理系统、风险预警与辅助决策系统、故障录波与保护信息管理系统、区域无功电压控制系统、视频监控系统等），对调度台实施了调控一体化改造、梳理了原有信息传输规范，为调控一体化工作的顺利实施提供了坚实的技术支撑和保障。

四是梳理业务流程，健全××电网调控一体化制度保障体系。针对调控一体化工作的实施，认真梳理业务流程，建立与之配套的制度保障体系，编写和完善了《××市电力局主网调控一体化管理规定（试行）》等相关规章制度。制度内容涉及职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面。明确了调控一体化模式下各单位与岗位的职责，除全面规范主网调控一体化安全生产管理外，对一些重要方面也做了相应规定，如：在极端自然灾害及突发事件下，调度向操作站移交监控职责，以及按电网风险要求落实管理干部到岗到位等。截止目前位置，相关制度已累计编制达六万字。

五是落实人员保障，开展调控人员选聘与培训。

调控一体化的实施对调度员的综合素质提出了较高的要求，为稳步推进调控一体化的进程、实现电网调度运行管理模式的平稳过渡、安全衔接，我局制定了《调控人员培训实施计划》。并从基层单位（超高压工区、变运工区、变检工区）选聘技术骨干15名，从调度所继保、自动化、通信专业抽调技术骨干5人。根据各自就任岗位开展有针对性地培训，按照跟班实习和集中授课、模拟演练（DTS）相结合的方式。其中监控业务委托变运工区进行培训，对监控的基本原理及电网设备特点进行全面的梳理与讲解。三值人员培训由各相关专业人员及厂家进行集中授课与实际演练。经过培训期间的考核以及运行后表现证明，各岗位人员已具备值班条件。目前，各相关部门反应良好，对各岗位的表现给予了充分肯定。

六是变革组织架构，同步推进××电网“大二次”专业融合 为进一步强化××电网二次系统的统一规划和建设、提升调控一体模式下二次系统运行管理和专业建设水平，我局突破传统的专业界面，变革组织架构，按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合，在更大范围内实现调度业务的统一协调和优化，努力构建满足××电网发展需要的更加安全高效的二次系统管理体系。

七是坚持技术创新，实施调控一体化试点变电站改造。我局110千伏花港变、留下变作为试点改造变电站，是本次为适应调控一体化运行而进行标准化改造的变电站典型，具有普遍性。改造工作参照智能化变电站标准进行，目前已实现远方程序化操作、自动化与视频联动、保护远方投退、定值远方调取、修改及软压板投退等功能，基本实现了调控一体化模式下对一、二次设备的最大监视及遥控范围，充分验证和体现了调控一体化模式的可行性和高效性。

三、××电网主网调控一体化工作取得了哪些效果？

我局在国网公司、省公司的正确领导和指引下，在国网公司、省公司各级调研组的悉心指导下，经过局各相关部门和单位精益求精、追求卓越的不懈努力和辛勤付出，2010年4月30日，我局实现了主网“调控一体化”，5月11日正式启用××电网调度控制中心，市区16座220千伏变电站、53座110千伏变电站和6座35千伏变电站纳入“调控一体化”管理，××电网调控一体化第一阶段工作圆满完成。主要取得了以下几方面效果：

一是安全效益得到充分发挥。

调度对电网运行状况的掌控能力明显提高。强大的调度技术支撑体系的实现，使调度更加全面掌握电网一、二次设备状况。如控制过程可视化，变电站监控后台远方调阅，保护、故录信息调阅，进一步提升了对电网、设备运行状态分析的整体性和准确性。目前市区每日监控信息量在8000条左右，调度每日需实时掌握的监控信息量约600条，电网及设备异常得到及时快速处理。

电网风险得到有效预防和控制。实施调控一体化改造后，监控系统《电网实时风险预警及辅助决策系统》可以按照负荷预测、电网拓扑、设备状态评估、故障概率等因数对各项检修工作电网方式进行风险评估，通过对电网实时扫描提醒调度员电网的实时N-1风险；并将电网的风险评估与电网主设备状态检修评估结果相结合，使得风险评估结果得到了量化，对调度实际操作有比较强的指导意义，对电网风险的有效预防和控制提供重要参考。事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。监控系统能够提供实时、准确的事故信息，风险预防与控制系统可自动提供事故发生时的处理辅助预案和处理后的风险评估，能够帮助调度员及时准确掌控电网运行情况，并迅速准确地作出判断，通过远方操作快速隔离处置故障。如5月1日下沙变10千伏Ⅱ段母线接地，调度员仅用2分钟就确认并隔离了故障。

现场误操作几率大幅降低。改造后的调度自动化技术支撑系统实现了调度台的远方程序化操作，可根据调度任务形成程序化的操作步骤，通过远方控制完成设备的自动操作；并对遥控操作提供全过程安全保障。从智能操作票的防误验证、系统层的综合防误、间隔层的就地“五防”到设备状态的视频确认，构筑了遥控过程的防误技术体系。调度遥控操作及智能操作票的应用，大大降低了现场误操作几率，保障了人身和电网设备安全。

交通安全风险有效降低。调度遥控操作大幅减少了运行人员往返变电站的次数，有效降低了运行人员的交通安全风险。

二是企业的社会经济效益得到充分发挥。

提高了生产效率。调控业务范围内工作大量减少了操作人员赶往现场次数，缩短了设备停役时间，有效提高了生产效率。现有调度自动化系统可根据指定目的状态即可自动完成运行方式变更的程序化操作的实现，具体可操作范围包括：开关、闸刀等一次设备遥控，以及投退软压板、定值区切换、保护电源投退等二次设备遥控。5月份，调控中心累计遥控次数42次，区域无功电压控制系统每天自动控制无功设备、变压器分接头约300次；5月10日，通过遥控开关实现了220千伏荷花变投运启动操作，比原有运行管理模式大大提高了工作效率。

提高了供电可靠性。实施调控一体化后，调度对电网运行状况的掌控能力明显提高，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。尤其是主网调控一体化与配网调控一体化紧密衔接后，可以实现从变电站110千伏进线开关至10千伏线路开关站的调控一体化，对电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。

实现了减人增效。通过变革组织架构，创新管理模式，将调度运行和设备运行集约融合，充分挖掘人力资源潜力，采用调控一体集约化模式后，可以更加充分利用人力资源，有效释放运行人员工作效能。我局实施调控一体化后，监控人员数量由原集控站的40名减少到现调控中心的11名，并实现了调度和监控业务的融合。

降低了企业成本。通过充分利用调度自动化系统“遥控、遥信、遥测、遥调、遥视”功能，减少了现场交接班、巡视以及部分设备的操作，相应的交通、人力成本随之有效降低。

四、××电网主网调控一体化工作有哪些亮点？

解放生产力，原有成熟技术通过调控一体发挥了巨大效益。先进的生产关系可以促进生产力的发展，数字化变电站、变电所后台远程管理系统（KVM）和故障录波与保护信息管理等系统都是相对成熟的先进技术应用，在原有运行管理模式下并未发挥较高的生产效益，通过调控一体化的实施，可以使其更好的为电网安全稳定运行和优质可靠供电服务。KVM技术通过调控一体化的实施，通过数据网将变电站后台画面、鼠标键盘、声音延伸至调度台，实现对无人值班站辅助管理，为调度员提供全面的变电所设备运行信息，实现如后台信息的远程检阅、顺序控制、远程打印等先进应用。通过调控一体化的实施，故障录波与保护信息管理系统可以为调度员提供故障初步分析简报，包括故障线路、故障类型、故障测距、故障电流、故障持续时间等基础数据，并可为调度台提供具体的录波波形文件及波形分析工具，为调度员进一步分析故障，及时正确的判断故障情况提供了先进技术支持，保障了电网的安全稳定运行和优质可靠供电。

服务坚强智能电网建设，初步探索建成智能电网调度。随着坚强智能电网建设的推进，可再生能源和用户侧新型用电模式的发展，电网运行控制的难度将加大，以往基于局部信息的电力系统分析控制手段，已难以满足超大规模电网安全稳定运行的要求，需要在技术上实现突破，探索更具敏锐性、综合性、前瞻性和智能化的在线分析控制手段。我局调控一体化工作，经过对技术支持系统功能的完善和进一步开发，使调度员可全方位、多角度掌握电网的实时、未来、故障态信息。通过实时监视电网运行状态，KVM全面掌握变电所实时运行信息，视频提供设备运行状态。实现了全网－变电所－设备的由“面”及“点”的实时态监视。通过风险预警与辅助决策系统实现了从全网至任一母线设备的负荷预测，并实时扫描电网结构，实时提醒电网风险，合理分析电网未来态并提供有效参考。通过自动化系统迅速明确事故基本情况，由保护故录系统及KVM、视频提供故障细节情况，由N-1预警系统提供处理参考方案及要点，提醒电网存在风险，并通过远方控制迅速隔离故障，恢复送电完成了电网故障态处置。

五、××电网主网调控一体化工作中存在的困难及解决措施？

调控一体相关保障体系建设难度较大。原有的制度保障体系及技术支撑体系是面向传统电网运行管理模式建设的，为使调控一体化模式发挥最大效益，必须建立与之相适应的保障体系。其困难主要有以下两个方面：

一、功能需求不明确；

二、改造及建设牵涉面大。为解决上述问题，我局集全局之力成立了包括领导小组、工作小组、技术小组、宣传小组的组织机构。建立以日为单位的工作计划，以周为单位的例会制度，项目任务责任明确到人。各部门及单位思想统一、群策群力、通力合作，积极做好前期的排查及调研，充分利用科学技术的进步成果，全面梳理电网运行业务流程，定期组织保障体系运转演习。4月30日至今，电网运行情况平稳。

六、××电网主网调控一体化工作目前还存在哪些问题？

生产管理的精益化水平有待提升。我局电网调控一体化工作起步成型较快，虽然整体架构已经搭建完成，但部分环节还有遗留细节问题有待梳理和完善，需要花大力气进行充实和协调处理。如调度日志的整理分析和设备专业管理函待进一步有机融合，制度保障体系需要继续编制完善和不断修订改进。

调控人员的素质水平有待持续提升。调控一体化的实施对电网调度、监控人员素质提出了挑战，对现有的岗位设置和定员提出了新的要求，虽然我局前期已经开展了相应的专业融合及培训工作，但人员综合素质的提升是一个长期持续性工作。在今后工作中，我们要进一步规范调控人员各项要求，扎实做好各项培训工作，深入推进专业融合，充分发挥调控人员主观能动性，确保调控一体工作的顺利实施和有效运转。

七、××电网主网调控一体化工作的下一步打算是什么？

调控一体化建设是我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体布署，结合我局实际对“大运行”体系的有益探索和实践，下一步将按照国家电网公司、浙江省电力公司试点工作要求，开展以下几方面工作：

一是推进地县一体的调控一体化工作。

按照××电网调控一体化总体实施方案分阶段工作目标，我局将在后续工作中总结当前市区电网和临安县调调控一体化经验，调整业务范围，明确职责界限，完善地县一体的调度技术支持系统，统一调度业务流程，统一工作标准，在所辖5个县级供电企业全面推进地县一体的调控一体化工作。

二是加快××电网220千伏、500千伏设备的调控一体建设。以属地化为原则，努力推进××地区500千伏监控中心建设工作，尽快完成县区220千伏变电站的杭钱江监控中心接入工作，并最终将杭钱江监控中心和500千伏监控中心的职能并入××电网调控中心，最终实现××电网管辖地域内配电网以上、500千伏及以下电压等级所有一、二次设备的运行集中监控业务。

三是注重专业融合和复合型人才培养。

在调度运行业务模式方面，要更加注重构建统一的“大值班”、“大二次”管理模式。扩充运行专业管理职能，实现电网实时资源优化配置与运行设备管理，在调控中心建立涵盖一次方式、二次系统及调度五大专业的协调管理机制，持续做好继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，优化二次系统业务管理和流程控制以提升电网运行管控的专业能力。同时要健全完善人才培养机制，充分利用好调控员这一重要的复合型人才培养节点，通过不断选拔各一线专业骨干到调度员岗位培养锻炼，然后再回到各自重要的工作岗位，为电网的安全稳定运行和企业的可持续科学发展储备人才力量。

四是探索研究输变电设备调控合一工作。

按照国网公司统一部署，浙江省公司是输电线路状态监测中心建设项目的第一批试点单位，我局承担了省公司此项目的试点建设任务。项目建设的总体目标是建设体现现代智能的集输电线路状态监控、运行管理、指挥决策于一体的输电线路监控中心，计划建设省公司和地市局两级输电线路状态监测系统。其中地市级将通过建设输电线路状态监测值班平台，应用全省统一的输电线路状态监测系统，对各自运维区域内的输电线路进行状态与环境参数的集中监测。今后输电线路状态监测系统将与变电设备状态监测系统进行整合，形成一体化的输变电设备状态监测系统。我局将在其与变电设备调控一体化整合方面进行有益探索和研究。五是为“大生产”体系构建创造有利条件。

通过调控一体化工作的实施，我局生产一线结构性缺员问题得到有效缓解，运行人员紧张的局面得到缓解和改善，运行人员可以有更多的精力投入到“大生产”体系“运维一体化”工作的学习和培养中，这为我局下一步探索实践“大生产”体系提供了有利的人力资源保障。

在今后的工作中，我们将继续坚决贯彻落实国网公司 “三集五大”决策布署以及二季度工作会议精神，加快推进“两个转变”，力争早日建成“一强三优”供电企业，为实现国网公司的科学发展作出贡献。

第三篇：Q_GDW 127-2005 农村电网电压质量和无功电力管理办法

附件3：

国家电网公司农村电网电压质量和无功电力

管理办法

国家电网公司家电工程部

2004年12月

前言

为了加强农村电网电压质量和无功电力的管理，提高农村电网电压质量，特制定本办法。

本办法依据国家有关法规和《电力系统安全稳定导则》及相关技术标准，参照《国家电网电力系统电压质量和无功电力管理规定》和《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》，结合我国农村电网特点和实际情况而制定。本办法解释权属国家电网公司。

目次

前言

1、范围

2、规范性引用文件

3、电压质量和无功补偿基本要求

4、电压质量标准

5、无功补偿

6、专业管理及职责分工

7、调压设备管理

8、电压监测

9、统计考核

10、考核与奖惩

11、附则

国家电网公司农村电网电压质量和无功电力管理办法

范围

本办法规定了农村电网电压质量和无功补偿的基本要求和管理标准适用于国家电网公司系统农村电网电压质量和无功电力的管理。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB156标准电压

GB12325电能质量 供电电压允许偏差 SD325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 电力系统安全稳定导则 3 电压质量与无功补偿基本要求

3.1农村电网电压质量合格率达到下列要求：

县供电企业综合电压合格率不低于95% D类居民用户端电压合格率不低于90% 3.2功率因数应达到以下要求

变电所主变压器低压侧功率因数不低于0.9 变电所10(6)kV出线功辜因数不低规范于 0.9：

用户变压毋功率因数不低于0.9；

公用配电变压器低压侧功率因数不低于0.85；

农业用户配电变压器低压侧功率因数不低于0．85。4电压质量标准

4．1农村电网各级标称电压值为：11 0kV、66kV、35kV、10kV、6kV、3kV,380V,220V 4.2供电电压允许偏差

35kV及以上供电电压正、负偏差时绝对值之和不超过标称电压的10%

10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电庄的-7％～+7％。

220V单相供电电压允许偏差值为标称电压的-10％～+7％。

对电压质量有特殊要求的用户，供电电压允许偏差值根据供用电协议确定。

5无功补偿

5.1农村电网无功补偿的原则和方式

5.1.1农村电网无功补偿的原则为：统一规划，合理布局，分级补偿，5.1.2农村电网无功补偿的方式为：集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主。5.2无功补偿容量的确定

5.2.1 35kV及以上变电所原则上补偿主变压器无功损耗，补偿容量根据主变容量的10％～15％确定。

5.2.2 10(6)kV配电变压器应进行无功补偿，补偿容量根据负荷性质确定。容量在l00kVA及以上的专用配电变压器，宜采用分组自动投切补偿装置。5.2.3 l0(6)kV配电线路的无功补偿应根据无功负荷情况采取分散补偿。

5.2.4 5kV及以上的交流异步电动机应进行随机补偿，补偿容量依据电动机空载无功损耗确定。

6专业管理及职责分工

6.1农村电网电压质量和无功电力管理实行统一领导，分级管理。做到分工明确，强化责任制。

6.2国家电网公司农电工作部负责公司系统农村电网电压质量和无功电力管理的指导、监督和检查工作。

6.3区域电网有限公司、省(市、自治区)公司(以下简称网省公司)及其下属地(市、区)公司(以下简称市公司)农电管理部门，负责所辖农村电网电压质量和无功电力的管理，其职责为：

6.3.1贯彻执行国家和上级部门颁发的有关电压质量和无功电力的管理标准、规程、制度等。

6.3.2建立健全以分管领导负责的农村电网电压和无功管理专责人员。

6.3.3编制上报农村电网电压质量和无功电力管理发展规划、工作计划和考核指标。

6.3.4了解和掌握农村电网电压质量状况及电压调控和监测设备的运行情况，做好日常统计报表的管理工作。

6.3.5检查、指导和考核下级公司电压质量、无功电力和功率因数管理工作。

6.3.6组织开展专业技术培训和技术交流工作，总结和推广应用新技术、新成果、新经验。

6.4县供电企业（以下简称县公司）负责所辖电网的电压和无功管理，其职责为： 6.4.1贯彻执行国家和上级部门颁发的有关电压质量和无功电力和管理标准、规程、制度等。

6.4.2建立以分管领导负责，由有关部门专业人员组成的电压和无功管理体系。建立健全电压和无功管理办法、考核标准和定期分析制度。

县供电企业设电压和无功管理专责人，供电所设相应的电压和无功管理专责人。6.4.3编制上报电压质量和无功电力管理的发展规划和工作计划，制定和落实改进电压质量的技术措施，完成上级下达的考核指标。

6.4.4加强电压和无功电力调度管理，制定电压曲线并及时调整电压，保证电网电压处于合格范围之内。

6.4.5做好农村电网建设与改造工程中电压和无功的优化管理工作，把好设备质量关、施工质量关和工程验收关。

6.4.6加强电压调控和监测设备的日常运行管理工作，提高设备投运率和健康水平． 6.4.7做好电压质量和无功电力管理工作的统计、分析、总结工作，按规定及时、准确完整地上报统计报表．

6.4.8对供电所、高压用户等相关人员进行电压和无功专业的技术培训和技术交流工作，总结和推广应用新技术、新成果、新经验，提高电压质量和无功电力管理水平。7 调压设备管理

7.1加强电压质量调控和监测设备定期巡视检查，发现问题及时进行检修维护，确保电压监测设备投运率不低于95％，变电所无功补偿装置可用率不低于96％。7.2农网新建变电所应采用节能型有载调压变压器，对已投运的无载调压变压器要逐步进行有载调压改造。

7.3用户端电压过高或过低时，应及时调整变压器分接头位置。

7.4积极应用地区电网和变电所无功电压优化控制技术，努力提高各类电压合格率水平。

7.5县公司应制订电压监测装置安装、位置变更、定期检查和校验制度。电压和无功专责人员应掌握电压监测装置的正确操作方法，并应加强对电压监测装置的运行巡视检查，对不合格的装置及时进行更换，提高电压监测的准确性和可靠性。电压监测

8.1各类电压监测点的定义：

A类：带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的l0(6)kV母线电压：

B类：32(66)kV专业供电和110kV及以上供电的用户端电压；

C类：35kV(66)kV)非专线供电的和1 0(6)kV供电的用户端电压；

D类：380／220V低压网络和用户端的电压。8.2电压监测点设置原则

8.2.l变电所的10(6)kV母线及35(66)kV用户受电端，都应设定电压监测点。

并列运行的主变，可选其中一台主变的低压侧母线为电压监测点。

8.2.2变电所供电区内有10kV高压用户时，至少设一个高压用户监测点。该监测点应设在具有代表性的高压用户分界点。

8.2.3小火(水)电厂与农村电网并网的联结处应设一个电压监测点，以监测小火(水)电厂的电压质量。

8.2.4每座变电所供电区至少设两个低压监测点，其中一个监测点设在配电变压器二次侧出口，另一个设在具有代表性的低压线客户端。

8.2.5供电所每百台配电变压器设一个低压监测点，但不得少于一个电压监测点：

县公司配电变压器总数超过2000台时，超过部分每两百台设一个监测点。县城低压居民用户电压监测点不得少于3个，设在负荷性质不同的低压客户端。8.2.6各类电压监测点应进行定期轮换。

8.2.7为抽测典型时间段居民用户电压质量状况，宜另行设置移动式统计型电压监测点，作为调查分析的补充。8.3电压监测装置

8.3.1各类电压监测点，都必须装设自动记录型电压监测仪。变电所已装设具有电压监测和统计功能的自动化设备，可以不再装设电压监测装置。

8.3.2运行中的电压监测仪测量精度不应低于0.5级，能按要求打印各项功能数据，每天24小时连续不问断地进行监测记录，并至少保证停电72小时不丢失已监测数据。8.3.3电压监测仪器应进行定期轮测，以确保测量准确度。9统计考核

9.1电压合格率是指实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间之比的百分值。

9.2电压合格率计算方法

9.2.1某监测点电压合格率=[1-监测．县电压超限时间(分钟)／监测点运行时间(分钟)]*100％

9.2.2某薹层单位同类监测点电压合格率

=[1-(∑超上限时问+∑超下限时间)／∑运行总时间] 9.2.3某基层单位农村电网综合电压合格率、Kz=0.5Ka++0.5(Kb+Kc+Kd)／N---------------------------(1)

其中：

Ka：为A类电压监测点电压合格率 Kb：为B类电压监测点电压合格率

Kc：为C类电压监到点电压合格率。Kd：为D类电压监测点电压合格率。

N：指Kb、Kc、Kd类别数。

9.2.4某网省公司的各类电压合格率分别为其各所属单位相应电压合格率与其对应监测点数的加权平均值

Ki=∑NijKij／∑Nij

其中：j=1，2，…n；i=a,b，c，d；N为监测点数

9.2.5某网省公司的综合电压合格率在计算出网省公司的各虞电压合格率后，利用公式(1)计算求出。

9.3农村电网电压和无功统计报表实行分级管理逐级上报的方式。县公司实行月报制，市公司实行季报制，网省公司实行季报制，每季度首月 3日前向国家电网公司农电工作部报出上一季度报表。10考核与奖惩

10.1国家电网公司对农村电网电压和无功管理工作中作出突出贡献的单位和个人进行表彰。

10.2网省公司应将农村电网电压合格率指标列为各级供电公司生产经营考核主要指标。

10.3网省公司应对农村电网电压和无功管理工作中取得优异成绩的单位和个人，予以表彰和奖励；对违反本办法规定的单位和个人予以批评、纠正，或给子处理。10.4县公司应将农村电网电压合格率列为下级部门的奖惩考核指标，并制订详细的考

核办法。11 附则

11.1网省公司可依据本办法并结合本地区实际情况，制订实施细则，并报国家电网公司农电工作部备案。

11.2本办法自发布之日起实行。

第四篇：无功电压电网技术论文

1无功电压所存在的问题

目前的科学设备投入力度小，大部分还是通过人工监视。这种传统的管理模式很难保证电压合格率，所以电网无功电压在目前看来最典型的就是技术和设备上存在的问题，深入加大电压管理也势在必行。

1.1技术和设备上存在问题

技术和设备上常出现的问题主要包括以下几种：

①无功补偿容量不足，例如在新上工程中不安装电容器或容量偏小，甚至为提高其设备档次而牺牲电容器的做法，这类问题就会使无功补偿容量不足。

②电容器配置不合理，例如只在低压使用并联电容器或电容器的全部投入使用都可能会导致电容器不能正常投入使用，无法发挥应有的效益。

③变压器的额定限压不合理，由于网路增强供电半径的减小，就会导致配电网的电压很难满足要求且无法投入运行中。

1.2无功电压管理上的问题

未从源头上规划好无功设备、运行管理之中的管理不到位和管理用户难度大是电压管理上存在的三大问题。要解决首要的源头问题，首先要采取环网布置，开环运行，同时侧重于电能质量和线损的管理。所以不能只考虑对电压的要求，还要进行科学配置。管理用户方面，用户配置不够合理，未规范管理电容器运行，未及时向供电部门提供信息导致变压器扩容时无法同期建成无功补偿设备。

2无功电压的管理

2.1实现目标

为保持电网内被控电站低压侧母线电压在合理方位内，减少网损，减少变电站电容器投停和调整次数，实现自动管理，减轻人员劳动强度，迎合电力市场运营，但以深入开展为目标，各公司会越来越注重经济效益，而探寻到一条适合自己的管理途径，以此提高电压质量，保障电网安全。

2.2解决措施

2.2.1充分发挥无功优化系统的作用为最大范围地实现电压合格，减小电能损耗，保证设备使用次数，使整个运行过程安全进行，要以保证设备安全为前提，合理投入设备，使主变分接开关调节次数达到最小，提高电网调度水平，提高系统的稳定性，保证安全性，达到质量过关损耗降低的理想状态。

2.2.2建立一个完善的网络结构规划、设计、建设一个完善的网络构建，首先要支持最高级的电压网络；其次是要优化低一级的电压网络，做到分层供电，采用环形布置的科学结构；再次是中、低压电网的相互配合，控制好供电半径在合理范围内；最后要保证无功负荷与无功电源之间的平衡。

2.2.3注意电容器运行间存在的问题电容器在运行时会出现以下问题：在低压时，调度所并未下令使用所有的容器，而且功率因数和电压合格率的考核均未到达各变电站的标准。又因向主系统倒送之中，出现电压不正常、功率因数偏低等问题，未及时采取功率因数调节措施。所以一定要重视电容器的运行情况，及时采取功率因数调节的措施，加强对用户电容器的管理力度，定时询问电容器装置的状况。

2.2.4加强对电压质量的管理加强电压质量，首先就是要对主要送电线路的导线进行检查和改造，扩大线径，提高受电电压，降低损耗。同时，调整配电线路，消除因线路过长对电压质量带来的不良影响。重视调压设备的建设对无功容量的配置，对变压器有载调压改造工作是刻不容缓，也是从根本上改变的途径。加强对无功电压的运行中的管理，明确职责，各部门员工各司其职。制订有效的考核管理办法，提高综合电压合格率，确保上传下达指标的达标。

2.2.5加强无功优化补偿对变电站进行集中补偿，并利用并联电容器，最后通过有载调压主变进行调压。有载调压灵活、调压幅度大，且在电网无功不足的情况下能改变电压分布，尽管其对提供无功无济于事，但这一缺陷正好可由并联电容器加以弥补。投入电容器的使用不仅增加了网络的无功电力，还能提高网络电压。但如果进行较大幅度的调压，就会造成一定的浪费，成果并不经济，所以在应用并联电容器的情况下，调压应注意以下四点问题：

①在高峰负荷时，应首先投入电容器组的使用；在低谷负荷时，应先考虑电压的调整。

②一般变电站应以变压器调压为主要调压方式，并联电容器手段做好辅助调压的工作。

③利用并联电容器调整电压时，应保证电压突变幅度，还要对电容器容量较大时采取分组安装的方式，分组投切。

④对容量较大的电容器，其自动投切方式要采用电压控制为主的方式，从而保证能自动、适时地控制无功潮流和电压的变化。

3结束语

电网的电压质量决定着电力部门所生产的产品质量。电网技术中的电压和无功管理两层面是电压质量和功率因数好坏的根基，同时也是电力企业的重要考核指标。电网无功系统提高了电网电压合格率，降低了网损，减轻了工作人员的劳动强度，所以要做好对无功电压的管理，提高供电的质量，解决好发展之中的各类问题是供电部门的职责，这样可以在加大对无功电压的管理力度的同时，提高电网技术水平。

第五篇：提高无功电压措施

电能质量管理存在问题及对策分析

黄君添

2012-8-13 14:39:57 来源：《中国电力教育》2012年第18期

摘要：电能质量的好坏很大程度上影响客户的满意度，影响优质服务。从基层电能质量管理的角度出发，对供电企业电能质量管理现状进行分析，并针对性提出对策。

关键词：电能质量，现状，对策

电是人民生活和工农业生产最为广泛使用的能源。随着科学技术和国民经济的不断发展，电力电子精密仪器的大量使用，对电能质量的要求越来越高。与此同时，现代电网的用电结构也发生了很大的变化，非线性负荷和冲击负荷的大量接入，使得电力能源受到的污染日益严重。为客户提供安全、可靠、优质的电能是供电企业神圣不可推卸的责任，电能质量的好坏很大程度上影响客户的满意度，影响优质服务，影响公司向国际先进供电企业迈进的步伐。因此，必须从管理上和技术上下功夫，切实提高电能质量。

一、电能质量概念及评价标准

1.电能质量的定义

电能质量是指电力系统中电能的质量，通过公用电网供给用户端的交流电能的品质。电能质量通常包括电压质量和电流质量。电压质量包括电压偏差、电压频率偏差、电压不平衡、电磁暂态现象、电压波动与闪变、短时电压变动、电压谐波、电压间谐波、电压缺口、欠电压、过电压等。电流质量与电压质量密切相关。电流质量包括电流谐波、间谐波、电流相位超前与滞后、噪声等。电能质量管理主要是电压质量的管理。

2.电能质量指标

（1）电压偏差。电压偏差是指供电系统在正常运行条件下，实际电压与系统标称电压的偏差。常用二者的偏差值对系统标称电压的百分数进行度量。其数学表达式为：

式（1）中δU为电压偏差；Ure表示实际电压，kV；UN表示标称电压，kV。电压等级大于等于35kV的供电电压的正、负偏差的绝对值之和不超过系统标称电压的10%。如果供电电压上下偏差同号（均为正或负），则按较大的偏差绝对值作为衡量标准；电压等级小于等于10kV的三相供电电压允许偏差为系统标称电压的±7%；低压220V单相供电电压允许偏差为系统标称电压的±7%和-10%。

（2）频率偏差。频率偏差是指标称频率为50Hz处于正常运行方式的电力系统中，系统频率的实际值与标称值之差。计算公式为：

式（2）中δf表示频率偏差，fre表示实际频率，fn表示系统标称频率，它们的单位为Hz。规定我国电力系统正常频率偏差允许值为±0.2Hz，当系统容量较小时，偏差值可以放宽到±0.5Hz。

（3）谐波。谐波即对周期性的交流量进行傅里叶级数分解，得到频率为大于1的整数倍基波频率的分量，它是由电网中非线性负荷产生的。谐波的危害较为严重，不仅降低了发电、输电及用电设备的效率，而且能使变压器局部严重过热，加速用电器具的老化，导致继电保护和自动装置的误动作，导致信息丢失，使通信系统无法正常工作等。

（4）三相不平衡。电力系统中的三相电压不平衡主要是由负荷不平衡，系统三相阻抗不对称以及消弧线圈的不正确调谐等引起的。电力系统在正常运行方式下，电量的负序分量均方根值与正序分量均方根值之比定义为该电量的三相不平衡度，用ε表示，公式为：

式（3）中u1、u2分别为电压正序、负序分量均方根值，kV。规定电力系统公共连接点正常电压不平衡度不得超过2%，短时不得超过4%；接于公共连接点的每个用户，引起该点正常电压不平衡度允许值一般不得高于1.3%。

二、电能质量管理现状分析

1.电能质量的总体状况

经过最近几年电网建设和技术改造的大规模投入，电网结构日趋完善，线路的输送能力和变电容量已基本能满足用电需求。充裕的电容器、电抗器无功补偿设备以及有载调压变压器的普遍使用，客观上为电能质量的提高奠定坚实的基础。据统计，2010年广东地区的综合电压合格为93%，尽管比2009年有了较大的提高，但与国内先进供电企业相比仍有一定的差距。调研结果显示，由于管理上的不足导致电压越限的占60%，特别是县级子公司，管理措施不力，各项指标与直属供电局相差甚远。

2.电能质量管理中存在的问题

（1）变电站母线电压调控不及时。变电站母线电压调控不及时是影响A、B、C类电压越限的主要原因，在影响2010年全口径A类电压越限时间因素中约占49.5%，在全口径11类电压越限时间中约占57.1%，在全口径C类电压越限时间中约占48.9%。这反映了变电站母线电压自动化调节手段不足，调度管理水平还有提升空间。

（2）小水电上网管理不到位。小水电上网管理薄弱是影响变电站35千伏和10千伏母线电压越限的主要原因，在影响2010年全口径A类电压越限时间因素中约占18.8%，在全口径B类电压越限时间中约占25.9%，在全口径C类电压越限时间中约占16.3%。这一点在山区供电局尤为突出，应采取技术措施和管理措施进一步加强小水电上网管理，改善A、B、C类电压质量。

（3）线路和台区供电半径过大。近几年来城镇统一规划步入正轨，负荷日益增大，用户对供电可靠性和电能质量的要求提高，配网建设一度滞后，已不能满足社会经济发展的需求，需对现有城镇线路做出针对性规划。具体的问题表现在：供电电源点单一，线路供电半径大，电压质量差，在事故及正常检修线路停电。10千伏线路供电半径过大是影响C类用户电压合格率的主要原因，在影响2010年全口径C类电压越限时间因素中约占19.2%。10千伏线路、台区供电半径过大在影响全口径D类电压越限时间因素中约占40.1%。

（4）县级子公司电压质量管理水平有待提高。据统计，2010年县级子公司A类电压越限时间为1276.88小时，是母公司A类电压越限时间的10倍。县级子公司D类电压越限时间为2949.47小时，是母公司D类电压越限时间的7倍。反映出县级子公司电压质量管理水平有待提高。

（5）用电设备造成的污染缺乏治理。随着用电需求量增加，配电网中整流器、变频调速装置、电气化铁路等大量非线性负荷、冲击负荷和不平衡负荷接入系统，对供电质量造成严重污染。目前，谐波、电磁干扰、功率因数降低已成为电力系统的三大公害。由于对这些污染缺乏有效的治理，给电力系统安全、稳定运行造成一定的危害，同时也使电气设备过热、产生振动和噪声，并使绝缘老化，寿命缩短，甚至发生故障或烧毁。

三、提高电能质量的对策

1.建立完善电能质量指标管理体系

针对电能质量管理上存在的问题，完善电能质量管理构架，建立电能质量管理责任传递机制，将电能质量指标逐级分解下达，细化到地市供电局生技、计划、市场、调度及变电、区县供电局等运行单位，区县供电局将指标分解下达到供电所和班组，并将相关指标纳入评价考核。建立电压合格率指标月度分析和通报机制，地市供电局每月通报电压合格率指标完成情况，按照变电站各级母线电压合格率、“站—线—变—户”关系，系统开展指标分析工作，及时查找导致电压越限的因果关系，以及在管理上、技术上存在的问题，制定整改措施和计划。

2.加强小水电上网管理

由于对小水电上网缺乏有效的管理手段，受利益的驱使，上网电压严重越上限，尤其在边远山区的10千伏公用混合网，存在整个丰水期电压严重越上限的情况。应完善小水电上网管理制度，加强对小水电机组上网电压的监测。研究制定小水电上网调度管理办法，组织开展小水电机组励磁控制方式的普查，研究制定小容量水电机组上网电压实时（准实时）监测的技术方案，完善小水电上网功率因数考核机制。研究制定工作方案，将小水电机组恒功率因数的励磁控制方式调整为恒电压的励磁控制方式。组织开展水电站升压变压器抽头位置普查，校核升压变压器抽头位置定值，完善水电站升压变压器抽头位置定值管理。研究月度功率因数考核改为实时功率因数考核的可行性。从提高电压合格率和公司效益角度出发，分析评估小水电上网峰谷电价、三度无功电量抵扣一度有功电量以及小水电上网按照固定功率因数要求进行核算电价的影响，研究并提出小水电上网电价改进建议，完善小水电上网协议。

3.加强运行管理

强化变电站母线电压自动化调节手段，加强主网电压无功设备管理，全面完善变电站的AVC、VQC系统，加强变电站无功补偿设备巡视、预试和消缺工作，紧急缺陷消缺及时率达到100%，重大缺陷消缺及时率达到95%，无功补偿设备可用率达到95%以上。根据电网运行方式和季节性负荷变化，及时调整AVC定值。针对地区特点，在编制运行方式时注重电压无功运行方式的优化，在确保系统安全稳定的前提下，按照区域电网电压无功分布最优的控制原则，重点针对夏大、冬小、丰大这三种典型方式，制定不同的电压无功控制目标和策略。

4.优化配电网规划、加快电网建设

针对广东电网负荷峰谷差异大，无功调控难度较大问题，进一步做好电网无功补偿规划工作，2013年110千伏及以上电网无功补偿基本实现分层分区就地平衡。按照地区负荷差异配置足够的容性无功补偿，满足负荷需求及高峰时期正常电压水平；配置一定容量的感性无功补偿，优先解决部分区域电网电压偏高，以及负荷低谷期线路充电功率较大的变电站；根据不同负荷密度对10千伏线路供电半径的要求，全面梳理现有达不到规划技术原则要求的线路清单及所在区域，结合“十二五”电网规划的修编，进一步优化变电站布点规划，适度增加变电站数量，使10千伏线路供电半径能控制在合理范围，满足线路末端电压质量要求。进一步优化配网规划，配电站按照“小容量，多布点”的原则，尽量设置在用电负荷中心，合理增加配电站数量，使380/220伏低压线路供电半径控制在合理范围，满足线路末端电压质量要求。

5.完善和规范电压监测管理

规范电压监测点设置，规范电压合格率指标的统计，严格按照《电能质量技术监督规程》和《供电监管办法》的要求，设置各类电压监测点，C类和D类电压监测点的选取必须具有代表性，能准确反映该类电压的实际水平。制定电压合格率监测和指标统计工作规范，各地市供电局D类电压监测点数应逐年增加3%，采用35千伏电压供电的新用户需安装电压合格率监测装置。

6.加强电能质量污染源技术监督和治理

利用电能质量监测系统、计量自动化系统全面监测电网电能质量干扰源分布情况，组织对电能质量干扰源的普测，并定期进行完善，监督指导干扰源用户进行电能质量污染治理，减少对其他正常用户电压质量的影响。建立一个在线监测、定时检测和随机抽查相结合的谐波监测系统。非线性干扰源接入电网时，应进行电能质量评估，充分考虑其对敏感和重要用户的影响，选择合适的供电电压等级和接入点，严控设备的入网关，在其完善干扰源治理并通过验收后，方可接入电网。

四、结语

良好的电能质量有利于电网的安全、稳定、经济运行，有利于保障工农业生产和人民生活的正常进行，加强电能质量的管理无疑是利国利民且任重道远，为此既要加强电源侧的管理，也要加强负荷侧的管理。

参考文献：

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