有功调度及频率管理和无功调度及电压管理

第一篇：有功调度及频率管理和无功调度及电压管理

有功调度及频率管理

10.1 湖北电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹。湖北电网频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分别考核。任何时间电钟与标准钟误差不得超过±30秒。

10.2 为监视电网频率，湖北电网内各级调度机构调度室、发电厂控制室、地区监控中心值班室和110kV及以上变电站应装有数字式频率表和电钟。电网频率表、电钟以省调（或上级调度机构）表计为准。

10.3 正常情况下，发电厂应按照日发电调度计划运行，有功出力的偏差应在日发电调度计划曲线的±3%以内，或按照值班调度员指令运行。发电设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定执行：

1）发生事故紧急停运的，按照现场规程处理，并及时汇报值班调度员；

2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因无法按照日发电调度计划执行的，应及时向值班调度员提出申请后按照值班调度员临时指令执行。

10.4 并网发电机组提供基本调峰的能力必须达到以下要求，发电机组其它各项运行指标与参数必须满足《并网调度协议》中的相关规定。

1）额定容量200MW及以上的火电机组，基本调峰容量不低于机组额定容量的50％； 2）额定容量200MW以下的火电机组，基本调峰容量不低于机组额定容量的30％。

10.5 所有并入湖北电网运行的发电机组必须具备一次调频功能。机组正常运行时其一次调频功能必须投入，未经值班调度员许可，不得退出机组的一次调频功能。

10.6 所有并入湖北电网运行的发电机组一次调频死区、转速不等率、最大负荷限幅等基本性能指标应满足《电网运行准则》中相关规定的要求。

10.7 并入湖北电网运行的200MW及以上容量的火电机组、40MW及以上容量的水电机组必须具备AGC功能。

10.8 具备AGC功能机组的AGC可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间等参数必须满足《湖北电网自动发电控制技术要求》的规定；机组的AGC功能投停方式必须按省调的通知执行，值班调度员可根据电网需要临时投停机组的AGC功能。

10.9 具备AGC功能的机组正常运行时均应投入AGC功能，当调度计划出力超过其AGC 出力调整范围时，发电厂值长应自行退出AGC功能，并汇报值班调度员。当AGC功能退出后，机组出力按日发电调度计划曲线运行。发电厂因设备消缺、运行方式改变不能按规定投入AGC功能时，由发电厂值长向值班调度员提出申请，经同意后方可退出。机组AGC功能因故紧急退出后，发电厂值长应及时汇报值班调度员。10.10 省调值班调度员可根据系统需要修改各发电厂日发电调度计划曲线，相应发电厂应及时增、减发电出力以满足调整后的发电曲线。

10.11 地区电网解列时，孤立小电网的频率调整由所在地区的地调值班调度员或主力发电厂值长负责。几个地区和几个发电厂解列为同一电网时，由省调指定相应的地调值班调度员或主力电厂值长负责频率调整。无功调度及电压管理

11.1 湖北电网发电厂220kV母线正常运行上限、下限值为242kV和220kV，各省调发电厂220kV母线电压运行超过规定限值时，发电厂值班人员应不待值班调度员的指令自行调整，使电压恢复至允许范围内，调整无效时，应立即报告省调值班调度员；变电站220kV母线正常运行上限、下限值为235kV和213kV，变电站值班人员应加强对220kV电压运行的监视，保证各级电压运行在规定范围内，当220kV母线电压超过规定限值时，应及时报告省调值班调度员。

11.2 无功调整应按无功负荷就地平衡的原则，实行无功功率分层分区平衡，减少长距离输送无功，减少电网的有功损耗和无功损耗。

11.3 各级调度机构应按调度管辖范围实行无功电压分级管理,地区电网内电压中枢点及监视点报省调备案。11.4 根据电网稳定水平、调压能力和电网负荷季节性的变化，调度机构按季下达电压考核点电压（或无功）运行曲线，标明正常运行电压和允许的偏差范围。湖北电网电压考核点参见附录六。

11.5 各电压考核点的厂、站运行人员应严格执行调度机构下达的电压（或无功）曲线。有调整手段的厂、站要尽力做到逆调压。

11.6 电网需要时，值班调度员可临时改变电压（或无功）运行曲线。

11.7 发电机、调相机的自动励磁、强励、低励限制装置和失磁保护应正常投入运行，如遇特殊情况需退出运行时，应征得值班调度员同意。

11.8 电压调整的方法：

1)改变发电机和调相机的励磁；

2)投、切电容器、电抗器；

3)调整变压器的分接头；

4)改变厂、站间的负荷分配；

5)改变电网接线方式；

6)启动备用机组；

7)向上级调度汇报，请其协助调整；

8)电压严重超下限运行时，按规定切除相应地区部分用电负荷。

第二篇：电压无功管理工作总结

电压无功管理工作总结

我工区所辖九个变电站，除站外，其余8座变电站装有电容器补偿装置。35KV母线装有电容器13组，容量172600kvar；站35KV侧还装有低压电抗器一组，容量45000kvar。10KV母线装有电容器8组，容量30000kvar，电容器总装设容量202600kvar。截止年底，电容器组可用率达99.99%。10KV母线设有电压监测点8个，截止年底，全工区电压总合格率为99.78%，电压合格率和电容器可用率均达到一流标准。

为了搞好电压无功管理工作，工区成立了以主任为组长的电压无功管理领导组，运行、修试股各设专责人一名，成员由各站站长组成。建立、健全了电压无功设备台帐。并制订了相应的管理制度及考核办法。同时要求各站加强对无功设备的运行维护和管理工作，根据调度部门下达的电压曲线，结合本站实际情况及时投切电容器和调整有载分接开关。

目前尚有变电站3000kvar电容器组急待更换为密集型电容器，另外需更换为有载调压变压器，以利于系统电压的调整。

第三篇：加强调度管理

浅谈如何加强城市燃气输配调度管理

论文作者：胡清梅 许蓓

发表时间：2009年1月8日 前言

城市燃气是现代化城市能源建设中的一个重要组成部分，也是必不可少的能源基础设施。中国的城市燃气事业，经过50多年的努力，尤其从90年代起，由于改革开放之后大量进口国外的液化石油气和国内天然气的开发利用使中国城市燃气事业进入了飞速发展的时期。本文以重庆燃气集团为例，着重分析如何加强城市燃气输配调度管理。

重庆市是全国最早应用天然气的城市之一，从上世纪60年代起已经大量应用于部分工业企业。重庆市天然气输配网络是在工业天然气管线基础上经过30多年的发展延伸，不断成熟并完善。而重庆燃气集团作为当地最重要的城市燃气分销商，天然气输配管网覆盖主城9区及9个周边区县，现有输气管网近8000km，贮、输、配气站144座，年供气能力达17亿m3，管理近200万户。目前已建设完善了重庆市内、中环天然气管网、并已启动重庆市天然气外环管网的建设工作。如此庞大的燃气网络。需要与之相适应的先进燃气输配调度系统和管理水平。因此，加强燃气调度管理是我们的当务之急。2 燃气调度管理现状

随着信息化建设和燃气管网地理信息系统(GIS)以及燃气管网监控调度指挥系统(SCADA)的引进开发和利用，重庆燃气集团的调度管理得到显著提高，上了一个新台阶。但是输配网络的现状和调度管理水平与同行业先进水平相比仍存在一定差距，调度的权威性、准确性、及时性及高效性没有得到充分地体现。

(1)管网布局存在不合理。随着城镇化建设及经济社会发展，全市天然气市场需求按10%以上的比例逐年递增，天然气供应客观存在缺口，用气峰谷差增大。平稳生产组织难度加大。主城区现有部份供气管线的布局因历史遗留与目前市场用气需求逐渐呈现不相适应的局面，部份供气管线呈放射性枝状布局，客观造成部份末端用户用气压力偏低。

(2)SCADA系统功能没有充分发挥。SCADA系统应用的前提是必须有完善、齐全、可靠、准确的基础信息。否则先进水平难以体现。目前集团公司虽然能对输配系统的主要运行参数实现遥测，并能显示、打印、报警，但由于基础性工作不健全和不完整，由此高层次、高难度、高水平的预测、分析和运行优化调度功能没有开发利用，无法实现预测和优化调度，先进功能没有得到充分应用。因此，调度计划的编制仍然依靠传统的人工和经验编制。

(3)调度人员的业务素质和各项技能还有待进一步提高。调度中心既是一个生产部门，又是一个管理部门，因此对调度人员的专业素质要求比较高，同时必须兼具信息化的相关技能。目前集团公司现有调度人员的业务水平与国内先进水平相比有一定差距，这也是制约集团公司调度管理水平的一个原因。3 如何加强城市燃气输配调度管理提高输配效率

(1)加快城市天然气管网和设施的建设与改造，完善输配气系统，进一步提高天然气供应系统的能力和安全可靠性

集团公司从2000年起已加快建设重庆市天然气安全供应保障体系，在实施总投资8.17亿元的“重庆市主城区天然气系统改扩建工程”建设的同时，结合市场情况大力建设区域气源管网，同时每年加大对老旧、隐患管网的改造，有效提高供气能力和效率，实现安全平稳供气。目前重庆市主城区天然气中环、内环管网已基本建成，支状的供气管网逐步形成环网，进一步提高了天然气供应的安全可靠和保障。

(2)进一步完善生产信息化系统，提高调度效率

随着计算机技术、自动控制技术等相关应用技术在各行业中的广泛应用，信息系统在企业经营管理和社会经济生活中所起的作用越来越重要，信息化、数字化的概念也不断深入到燃气行业的技术应用中。随着燃气事业在中国的快速发展，输配调度管理的SCADA系统的使用获得了很高的重视和应用。目前集团公司虽已完成SCADA系统一期建设，但应用范围狭窄，存在系统稳定性不强、系统扩展性不好、采集数据后期处理与分析不够等问题，有待进一步完善。同时，作为燃气管网地理信息系统的城市燃气管道GIS也同样成为城市燃气行业管理中的重要一部分，GIS系统虽然在城市燃气企业中起步较晚，但发展迅速，目前很多企业正在实施将管线管网信息在基本地形基础上图形化、数字化的工作，并取得一定阶段性成果。集团公司也正在建设该系统，将SCADA系统提供的管网运行状况监测数据、GIS系统提供的管网相关资料和数据有机地统一起来，并对重庆市天然气管网进行模拟仿真计算，为管网的调峰调度、抢修处理和优化设计等提供强大的技术支持，从而在安全运行的基础上，通过优化供气方案，降低运行成本等，增强抢险维护的及时性、准确性。

(3)加强调度管理工作，提高管理水平 ① 完善调度管理机构的职能职责，强化调度的权威性和统一性

调度中心负责生产调度工作，必须统一指挥各级生产调度部门，控制、协调生产活动；燃气输、储、配和管网设施运行、维护、抢险全过程的生产运行管理；组织建立调度工作制度，召开调度会议，督促、检查调度会议、指令的执行；燃气管网设施大型抢险、检修、碰口方案的制定、实施和指挥工作，对各单位抢险、维护、碰口工作进行指导与监督。

② 做好科学的气源平衡和气量平衡工作

目前与上游供用气合同每年一签，气源总指标由上游分配，在目前天然气供不应求的局面下普遍存在供应缺口。因此，按照上游下达的供气指标，如何合理分配气源、科学地安排、月度供气计划十分重要。调度人员要根据各管网区域内实际需求和发展趋势，合理编制供气计划，并做好重点客户如CNG加气站、重点、大型工业客户和特殊工艺客户等用气监控工作，实时调整供气计划和调度指令。

③ 做到科学的负荷预测、分析和需求侧管理，切实做好精细化的调度管理

天然气需求量井喷式发展，使得所需的天然气调峰量绝对值增大，天然气调峰问题日益突出。负荷预测是调度人员安排生产、燃气存储、调峰的重要依据，只有建立科学准确的负荷预测才能使气源既能满足需求又不至于与实际负荷差距太大。调度人员应根据历史数据，建立相应的数学模型和数列模型，通过建立气温与负荷，季节与负荷，星期与负荷，节假日与负荷等关系曲线以及年耗气量增长率，特殊情况对负荷的影响等关系，还要对一些重点客户、大户要进行动态跟踪，随时了解他们的生产情况和实际用气情况，建立重点用户预报数据与用气通报制度，基本就能做到科学的负荷预测和分析的准确性，为掌握不同时段供气规律，集团公司按用气负荷大小每年分为三个用气时段，即：1、2、3、11、12五个月为用气高峰时段，4、5、9、10四个月为用气平峰时段，6、7、8三个月为用气低谷时段，并对各时段和节假日日供气数据做了相关分析发现，尽管随着燃气市场的不断发展，公司供气规模逐渐扩大，供气量随季节有规律地变化，供气量逐年上升。高峰时段日均供气量比平峰时段增加80万m3，比低谷时段增加120万m3；三个用气时段日、月均负荷呈逐年递增态势，最大月供气量与最小月供气量峰谷差值5000万m3。四个季节中春节前后、高峰期、平峰期供气波动较大，日供气峰谷差值在120万m3左右，夏季用气较为平稳，日供气峰谷差值在50万m3以内。调度人员可据此分析各类天然气用户的负荷特性，根据客户的需求量，确定城市天然气需求侧负荷曲线；根据供需平衡，天然气供应侧供气曲线为需求侧负荷曲线，并选取所要进行调峰分析的部分供气负荷曲线。同时做好日负荷调配计划，积极与上游积极协调，根据各条管网瞬时流量的用气情况对比前几日的用气变化趋势合理调配，安排好各条管网高峰、低谷供气，达到各条管网都能充足平稳的状况下运行，用好用足供气指标。

④ 研究运行的压力平衡达到均衡供气

输配管网压力分布均匀合理是优化调度制度的一项重要内容。气源不同，压力不同。进入门站，中压管网后很可能造成部分管段压力偏高，而有些管段压力过低。这不仅浪费能量，产生不安全因素，还会造成计划外使用气源扰乱供气计划。因此，在燃气中压管网运行中，分析每时、天、月、季所具有的特性，模拟管网系统数学模型，按照压力自动调节理论，将燃气分为“稳定与非稳定”运行工况，根据不同负荷和气源分布，调节确定各门站，配气站出口流量，储气罐出口压力。罐站压缩机开机压力、台数、时间及几大节点压力输配参数。因为管网各节点压力变化是具有一定内在规律，调度人员借助每天的运行统计数据整理、计算、模拟，根据已初步掌握的压力平衡手段只要再深入分析一步，就会大大提高其平衡压力的能力，使输配系统压力更适宜，均衡供气更可靠。

⑤ 探索优化气源调峰。提高储气罐站的调峰能力

由于天然气气源紧张，季节调峰常常使用“压工保民”的方法，这既影响燃气行业信誉又造成极大的经济损失。随着天然气行业的发展，在气源充足而无季节调峰的情况下，利用管网存储天然气是一种应该研究和实施的手段，建议利用近8000km输配管线存储天然气，将中、低压管线压力由0.3kg/cm3提高到0.4kg/cm3以上。由于民用气、CNG的日峰谷差和季节峰谷差都很大，高峰期与低谷期的差量达到120万m3/d以上。管网的调峰负荷大，管网安全运行风险及平稳供气难度进一步加大，使得“移峰填谷”供气工作压力更大。天然气供气负荷应由天然气气源与相应地调峰设施共同承担，在充分利用天然气气源的情况下，不足部分由储气调峰设施补充，在早、中、晚三个供气高峰时间，充分利用球罐开气，以缓解高峰时间的供气压力，加强储气调峰能力。

(4)充分发挥应急机制作用，制定天然气调度保障体系应急预案

① 建立健全紧急应急网络系统，危机管理系统，定期分析供气存在隐患，制定各级应急预案，实现科学的管网事故抢险调度管理。调度中心对可能发生的紧急抢险，应逐一制定假想事故处理程序，并由计算机对该事故工况下的管网压力进行综合分析，根据事故发生后出现的不利情况制定出一套较完整的抢险预案和应急处理程序，并综合指挥降低事故造成的危害。受供气总量、供气压力及调峰能力等因素的影响，为努力缓解供需矛盾，在冬春季用气高峰季节保证管网正常运行，能及时、正确地采取相应的供气调度应急措施，最大程度地保证市民正常生活用气，按用户性质划分供气保障等级，编制分级次、分组的供气方案及应急预案，制定紧急情况下按供气保障等级安排停气先后顺序的预案，以确保安全平稳供气。

② 完善集团公司抢险运行机制，建立专门抢险机构。在涉及天然气经营管理和抢险工作的各分、子公司设立抢险科，设立24小时报警、处警值班电话，配置抢险接警电话值班员，负责辖区内接警、处警和抢修。在集团公司调度中心设立“蓝焰”服务热线。值班人员实行五班三运转，24小时值班。根据110联动指挥部的险情报告及广大市民的求助电话，迅速将得到的信息传递到有关职能部门，协同作战，及时为民排忧解难。集团公司遵从对燃气公共安全高度负责的理念，公开向社会承诺，凡遇到天然气泄漏等报警，接警必出，且在第一时间赶到现场。实行“谁管理、谁负责”的原则，履行相应的抢险职责。

③ 建立指挥顺畅、配合有序、反映灵敏、抢救及时、科学合理的应急救援体系，认真搞好重特大安全事故应急抢险救援预案的演练，大力提升抢险队伍职业素质上下功夫。集团公司出台了《重特大安全事故应急抢险救援预案》，对重特大事故应急抢险救援指挥系统、重特大安全事故报告和现场保护、事故应急措施都作了相应要求，明确了抢险救援组织网络，事故发生后迅速到达现场的保障手段和现场应急救援的具体措施。在重特大事故发生后，管网管理单位负责尽快关闭事故地点管道的上、下游阀门，切断气(水)源，确保抢险救援工作顺利开展；总指挥部和各相关单位、部门负责人将迅速组织实施相应事故抢险救援预案，以积极应对可能发生的重特大安全事故，使抢险救灾工作能够迅速、高效、有序进行，最大限度减少人员伤亡和财产损失，维护正常的社会秩序和工作秩序。

(5)加强调度人员业务素质和技能培养

①近年来集团公司着力打造一支精明强干的调度队伍，以满足不同层次对调度人员的需要。对于从事燃气企业调度业务管理、设计及分析的调度人员，既需要懂得燃气生产调度基本理论、调度设计原理、调度技术、分析方法、计算机操作技术以及生产经营管理等方面的知识，还需要熟悉燃气企业管网、站场生产工艺流程，掌握完整、准确的输配系统工况，了解用户的用气设备及压力、流量要求，这样的调度人员也就是我们通常所称的高素质的复合型人才，这样既可以做到人尽其能，也可以形成行之有效的激励机制。② 建立“人尽其才”的灵活用人机制。作为一名调度工作者，一是培养团结协作，荣辱与共的精神，二是培养勤恳务实的精神，要做到扎扎实实、兢兢业业地工作，高标准、严要求，把自己的工作干出成绩、干出水平。要善于挖掘人才，从关注学历、职称向关注人才的综合素质拓展。改变传统的用人观念，创新用人机制。当今社会人才竞争激烈，调度人员要想在激烈的人才争夺战中取得优势，惟有依靠创新，改变传统的用人观念。

③ 营造有利于调度人员的成才氛围。理论是工作的先导，要建设学习型的调度人才队伍，迫切需要调度系统自己的人事教育理念，用理念创新推动制度创新、机制创新和政策创新。在提高调度队伍专业技能上下功夫。通过发挥调度人才优势，燃气集团调度工作出现新局面，调度工作水平和效率得到进一步提升。

第四篇：无功电压管理典型经验

无功电压管理典型经验

专业名称：无功电压管理 日期：2006年12月 填报单位: 榆林供电公司

[摘要] 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电网稳定、经济运行和电压质量的基本条件。电压和力率是电网运行的两个重要参数，也是同业对标中的两个重要指标，电压合格率和电网的实时利率与电网中的无功潮流分布密切相关。电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量和力率合格的基本条件，有效的电压控制分析和合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且能够提高电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。本文通过分析无功电压及力率管理中存在的问题，找出解决这些问题的措施，为提高电网安全、稳定、经济运行水平奠定基础。

一、专业管理的目标

无功电压专业目标，按照国家标准和无功功率就地平衡的原则实现35kv及以上电网和用户功率因数达到0.95，6-10kv电网和用户的功率因数达到0.90以上。从而减少公司电网运行过程中功率损耗提高电压合格率。

二、专业管理的主要做法

分析榆林电网无功电压管理方面存在的主要问题，通过对存在问题的分析研究制定相应的措施，改善电网无功潮流分布。电网供电负荷分析

1.1、榆林供电公司110kv电压等级供电用户主要有神华神朔铁路陕西段电气化铁路；榆林供电局通过榆林、神木330kv变电站趸售电量；神木化工有限公司等用户。

1.2、35kv电压等级用户主要是神东煤炭公司国有大型煤矿和部分高耗能用户。用户除高耗能企业外均为一类供电负荷。2.无功电压管理方面存在的主要问题

2.1用户端无功补偿容量不足，造成线路电压损耗增大，用户端电压跌落明显，并且在运行中需要从电网吸收大量，造成电网的无功负担增加和大量的无功功率损耗。2.2 由于历史原因，造成神东煤炭公司“一口电价”政策，使得用户不重视无功补偿装置的运行管理，我公司也没有有力的依据对用户执行力率电价。加之用户自身没有 充分认识到做好无功平衡对自身带来的效益和对电网经济安全运行的作用。

2.3 配网范围内公网用户无功补偿设备配置容量缺额较大，主要靠变电站安装的补偿电容器进行无功补偿调节。虽然变电站主变的压侧功率因数符合标准，但由于线路功率因数较低，造成配网线路电量损耗较多，线路线损率较高。

2.4 大柳塔热电厂由于经济效益的驱使，造成发电机组多发有功少发无功的现象长期存在，大柳塔热电厂线路的上网力率偏高，时常保持在0.99左右。

2.5 大柳塔、松定变电站各有一台无载调压变压器没有进行改造，造成两台主变运行参数难以统一，影响两台变压器并列运行，造成这两个变电站中低压侧母线电压合格率偏低。

2.6 变电站安装的电压及无功补偿设备自动控制装置，由于设备制造质量和设备运行的稳定性不好，投入率不高。

2.7 大柳塔、松定变电站无功补偿电容器容量偏小，加之原来按照煤炭企业管理标准执行，采用分散型电容器设备老化严重，故障率高，可用率低，影响设备正常运行，无功补偿电容器，起不到应有的作用。

2.8 变电运行值班员普遍存在不能根据电网无功负荷和电压变化情况合理投切电容器，存在投上后不退、退出后不投的情况。针对以上问题采取的主要措施以及收到的成效

3.1收集电网和用户运行数据，并对电网运行数据进行分析汇总和整理，组织人员由主管经理带队走访用户，与用户进行面对面的交流，通过大量、详实的数据真是的反映了用户用电过程中无功功率方面存在的问题。同时向用户解释提高用电功率因数对自身带来的经济效益和对电网安全运行的益处。使用户充分认识到自身设备运行中存在的问题，得到用户的支持与理解，并着手开始解决自身设备管理中存在的问题。

3.2 加强对力率调整电价政策的宣传，尤其是对大工业用户宣传力率电价政策，通过一段宣传之后，对部分用户开始执行力率电价，通过价格手段，促使用户安装无功补偿设备并且重视这些设备的运行维护管理，使得用户的无功补偿设备能够投入运行，为电网无功潮流分布的合理性发挥作用。

3.3 在公司内形成制度，定期走访用户，了解用户无功电压设备的运行情况，积极为用户解决设备运行、检修和改造上的遇到的技术难题，及时解决用户设备运行中发 生的各类问题，帮助用户解决无功补偿方案的制定、审查以及经济性论证。使用原来没有安装补偿电容器的用户，安装上了补偿装置，运行效果良好。通过和用户长期的交往和合作，和用户建立了良好的合作关系，更重要的是解决的公司电网在无功功率上的压力，使电网无功分布日趋合理。

3.4每月统计计算各电压等级关口计量装置的有功、无功电度量，计算各电压电压等级的平均功率因数。逐月比较分析每个月功率因数升高或降低的原因，并提出针对性的措施，以达到每个月各电压等级的功率因数在标准规定范围内。

3.5 逐月制定变电站电压曲线及调管电场的电压和无功曲线，并且通过调度值班员严格控制发电厂的利率曲线，通过发电厂多发无功缓解大柳塔地区电网无功功率。

3.6 逐月统计每个变电站主变中低压侧功率因数，确定每个变电站无功电量的缺额，依此下达各变电站电容器投运率的数值。在每个月的运行分析会议上分析各变电站各电压等级的功率因数以及无功补偿电容器的投运率。

3.7 对110kV大柳塔、松定变电站无载调压变压器进行有载调压改造，通过主变调压方式的改造，解决了原来这两各个变电站两台主变并列运行的限制条件，有效的提高了这两个变电站中低压侧母线电压合格率，为用户提供更加优质的电能质量。

3.8 更换并增大110kV大柳塔变电站补偿电容器及容量，解决主变低压侧无功电源不足问题，通过两组3000KVar新电容的投入运行，彻底解决了大柳塔变电站主变6kV侧功率因数长期偏低的问题，该变电站主变6kV侧功率因数从0.70提高到0.99，改善了无功功率分布，提高了主变的效率。

3.9 每月统计计算各电压等级关口计量装置的有功、无功电度量，计算各电压电压等级的平均功率因数。逐月比较分析每个月功率因数升高或降低的原因，并提出针对性的措施，以达到每个月各电压等级的功率因数在标准规定范围内。

3.10就无功补偿设备的运行状况和要求对变电运行值班员进行了全面的培训，通过培训使变电站值班员充分认识无功补偿设备的作用以及投、退条件。使得变电站安装的补偿电容器能够及时、正确的投、退。

3.11 修改运行规程，对主变有载分接头调整和电容器投、退管理制度进行修订，规定变电运行值班员根据调度下达月度电压曲线和各变电站运行的实时功率因数自行调整主变分接头和电容器的投退操作。并且要求变电站值班员首先按照无功功率就地平衡的原则调节无功补偿设备的投入容量，然后在按照电压要求调节有载调压变分接头。通过培训和制度的修订使得各变电站的电容器投运率大大提高，从原来不足60%提高到94.76%。

3.12 在电压监测手段上采用了先进的监测设备，通过调度自动化系统监测统计变电站母线电压合格率，供电电压检测点采用GMS网进行数据采集和传输，能够及时的掌握使各电压监测点的运行电压数据。有效的提高了公司综合电压合格率。

三、评估与改进

在没有采取以上措施之前，由于神华矿区用户电网设备比较落后加之不太重视自己无功补偿装置的运行管理，用电功率因数很低在0.70左右，有些用户的用电功率因数更低在0.60左右。整个矿区电网用电功率因数较低。

1、典型案例分析：

1.1以2003年8月15日9：00为例 1115、1116大苏1、2线总负荷：有功功率P=1.634万KW;无功功率Q=2.68万Kvar；大柳塔热电厂上网负荷：有功功率P=2.35万KW;无功功率Q=0.63万Kvar；这一时刻大苏1、2线功率因数cosφ＝0.52，热电厂功率因数cosφ＝0.97。

若大苏1、2线功率因数按0.90计算,整个大柳塔矿区无功功率缺额为Q缺＝1.889万Kvar；热电厂功率因数按0.90计算,热电厂少发无功缺额为Q缺＝0.5万Kvar。

如果热电厂严格按照0.90功率因数出力，大苏1、2线功率因数按照0.90计算，整改矿区电网此刻无功缺额为Q缺＝1.389万Kvar。

电网在这种状况下运行不仅电网运行的经济性差、安全性也很差，在此种情况下一旦大苏1、2线发生跳闸，矿区电网将会因为无功不足发生电网电压崩溃电网全部失压。对矿区各个煤矿的安全生产造成严重威胁。

采取以上有效措施之后，用户加强了对已安装的无功补偿设备的运行管理，并且在原来没有安装补偿电容器的变电站加装了相应的补偿电容器。矿区电网功率因数得到了很大改善。

1.2 以2004年9月15日9：00为例： 1115、1116大苏1、2线总负荷：有功功率P=4.78万KW;无功功率Q=1.93万Kvar；大柳塔热电厂上网负荷：有功功率P=2.35万KW;无功功率Q=0.83万Kvar；这一时刻大 苏1、2线功率因数cosφ＝0.93，热电厂功率因数cosφ＝0.94。

通过以上电网运行数据反映大柳塔矿区电网功率因数已经达到0.93，改善的电网无功分布，使我公司电网无功功率分布趋于合理，提高电网运行的经济性。说明，用户合理的进行无功补偿不仅能过保证用户的电压质量，而且可以有效的降低电网的有功电量损耗，提高用户自身的经济效益，确保电网安全、稳定、经济运行。2以后工作的方向

2.1 加强学习无功电压管理方面先进的技术，力争将先进的技术应用在电网无功电压技术管理之中，使电网运行的经济性达到提高。

2.2 增加配网线路无功补偿设备的投入力度，采用国内先进的配网补偿方案，彻底解决困扰配网无功补偿的问题。

2.3 认真研究无功自动控制装置的原理、性能以及管理软件，通过研究解决目前这些装置的缺陷，彻底解决后将提高电网无功电压的控制手段和运行水平。

2.4 加强电网需求侧管理，35kV及以上供电的电力用户无功补偿设备的配置按照高峰负荷时变压器的功率因数应达到0.95以上。并且尽量选用根据功率因数自动投且的控制方式。

第五篇：电力系统电压和无功管理条理

电力系统电压和无功管理条理

1.电压是电能的主要质量指标之一。电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、工农业安全生产、产品质量、用电单耗和人民生活用电都有直接影响。无功电力是影响电压质量和一个重要因素。各级电力部门和各用电单位都要加强对电压和无功电力的管理，切实改善电网电压和用户端受电电压。

2.为使各级电压质量符合国家标准，各级电力部门做好好电网的规划、建设和管理，使电网结构、布局、供电半径、潮流分布经济合理。各级电压的电力网和电力用户都要提高自然功率因数，并按无功分层分区和就地平衡以及便于调整电压的原则，安装无功补偿设备和必要的调压装置。

3.电压和无功电力实行分级管理。各网、省局、地（市）县供电（电业）局都要切实做好所属供电区的无功电力和电压质量管理工作。制订职责范围和协作制度，并指定一个职能部门设专（兼）职负责归口管理。

各级电力部门要对所管辖电网（包括输椟电线路、变电站和用户）的电压质量和无功电力、功率因数和补偿设备的运行监察、考核。各电力用户都要向当地供电部门按期报送电压质量和无功补偿设备的安装容量和投入情况，以及无功电力和功率因数等有关资料。电网和用户都要提高高压装置和无功补偿设备的运行水平。

1.电力调度部门要根据电网负荷变化的和调整电压的需要，编制和下达发电厂、变电站的无功出力曲线或电压曲线。

2.发电厂的发电机的变电站的调相机要严格按照调度下达的无功出力曲线或电压曲线按逆调压的原则运行，没有特殊情况或未经调度同意，不得任意改变无功出力，并要按调度部门的规定，定期报送发电机的有功一无功负荷曲线（――曲线）。水、火电厂在系统需要时，按调度指令，发电机可改为调相运行。

3.变电站装设的并联电容器、电抗器组，除事故和危及设备安全情况外，都要按照调度命令或电压曲线按逆调压的原则运行。

4.当电网电压偏移和波动幅度较大时，按设计规程，应采用有载调压变压器，对220V千伏（直接带10千伏地区负荷）和110千伏及以下电压的变电站至少采用一级有载调压；已建成的上述变电站和分接头不合适的变压器应根据需要逐步改造和更换为有载调压变压器。对220千伏（不带10千伏地区负荷）及以上电压的变电站根据系统调压是否需要，对变压器可靠性的影响及投资进行综合研究后确定。用电单位若需装置调压设备，应报请电力部门批准。

变压器的分接头要按照电压管理范围分级管理，有载调压变压器的分接头要按照电压曲线或调度命令及时调整。

1.用户在当地供电局规定的电网高峰负荷时的功率因数，应达到下列规定：

高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的电力用户功率因数为0．90及以上；其他100千伏安（千瓦）及以上电力用户和大、中型电力排灌站功率因数为0．80及以个；趸售和农业用电功率因数为0．80及以上。

凡功率因数未达到上述规定的新用户，供电局可拒绝接电。

2.电力用户装设的各种无功补偿设备（包括调相机、电容器、静补和同步电动机）要按照负荷和电压变动及时调整无功出力，防止无功电力倒送。

自备电厂、地方电厂、小水电、余热电厂的机级都应按照双方协议或调度规定方式运行。

3.为调动用户改善电压，管好无功设备的积极性，凡受电容量在一百千伏安（千瓦）及以上的用户均应按国家批准的《功率因数调整电费办法》的有关规定，实行功率因数考核和电费调整。

1.各级电力部门和电力用户都要按无功电力分层分区和就地平衡的原则，做好无功补偿设备的规划、设计、建设、合理安排无功电源。电力部门在建设有功电源同时，应根据电网结构、潮流分布等情况建设相应的无功补偿设备，不留缺口，并应纳入建设计划与有功配套建设，同时投产。

2.新建或扩建的电电机，不仅应能送出无功，而且应能吸收无功；调相机应合理扩大迟相容器，以适应高电压、大电网无功补偿的需要。

1.各网、省局可结合本地区实际情况，制定本条例的实施细则。

本条例自发布之日起施行。2.