09-10年电压和无功专业技术监督工作总结11.9.14[大全]

第一篇：09-10年电压和无功专业技术监督工作总结11.9.14[大全]

2009年-2010年无功电压专业技术监督工作总结

近两年在公司各级领导和有关部门的关心支持下,在各供电局技术监督人员共同努力下，全系统无功电压专业技术监督工作在管理、运行等整体水平上有了明显的提高，取得了一些成绩，但同时也暴露出一些不足之处。现对近两年宁夏电网无功电压专业技术监督工作总结如下：

1.取得的成效及完成的主要工作

供电企业

各供电局均能较好地实施本专业的监督管理制度、考核办法，能够按时完成宁夏电力公司下达的重点监督工作；建立了较全面的受监设备技术档案（无功补偿电容器、电抗器、有载调压变压器及用户电容器台帐），且资料管理较规范；能够按要求设置电压质量监测点，并及时增补监测点；电压监测点表计的设置、使用情况满足要求，按时进行定检；对无功补偿设备定期维护，及时修复；按时完成了各变电站电抗器、电容器的检修与预试工作，并积极督促检查用户无功补偿设备的运行情况。

（1）各供电局每年均及时开展对所辖电压监测点的全面自查，能及时增补电压监测点；并对短信电压监测表进行了统一设置和安装，有利于及时掌握各监测点电压情况，便于发现问题尽快采取措施，同时对电压合格率的统计更加准确，快速。

（2）无功补偿设备可用率维持在较高水平。各供电局加大了无功补偿设备的维护，积极完成了各变电站电抗器、电容器的检修与预试工作，保持了较高的无功补偿设备可用率。2009-2010年无功补偿设备可用率均维持在97％以上，高于96％的考核值。

（3）加强地区电网无功电压运行分析工作，规范工作内容及深度

要求各供电局地调负责调管范围内35-110千伏母线电压运行曲线、变电站功率因数考核范围制定、合格率统计，并对电压、功率因数越限原因进行分析，提出合理控制措施；统一报表格式，规范工作内容。负责上报本地区电网调压设备（无功补偿电容器、并联电抗器、有载调压分接头）运行情况分析报表，对调压设备运行情况进行分析，提出合理无功补偿设备配置建议；加强各地区无功电压计算分析，开展计算软件的培训工作。负责对本地区电网年度运行方式、重大检修方式、特殊

运行方式的无功电压计算分析工作，提出保证电压水平、无功功率平衡的控制措施；负责OMS系统中地区电网无功电压专业相关数据录入、报表上报。该项工作的开展对加强地区电网电压管理水平起到较好的推动作用。

发电企业

（4）在电压合格率逐年稳步提高的基础上，2010年加强调压精细化管理。主网电压管理进行了以下工作：

1）运用统计工具，对每月各考核点电压水平进行分析，并结合负荷预测情况与电网运行方式变化情况，制定合理月度电压运行曲线。在运行方式变化较大时，及时更新运行曲线。

2）加大对电压波动考核力度，发电厂220 kV高压母线电压日运行曲线，规定电压波动幅度不大于3kV，即1.4%波幅（考核值为3%）。发电厂330 kV高压母线电压日运行曲线，规定电压波动幅度不大于4kV，即1.2%波幅（考核值为3%）。

3）与自动化处配合，将电压运行水平告警范围缩短（变电站高压母线电压波动幅度由考核值3.5%变为2.73%），提醒调度员对电压水平预先加强控制。

发电厂220 kV高压母线电压日波动幅度不大于4kV，即1.8%波幅。

发电厂330 kV高压母线电压日波动幅度不大于6kV，即1.8%波幅。

220 kV变电站高压母线电压日波动幅度不大于6kV，即2.73%波幅。

330 kV变电站高压母线电压日波动幅度不大于8kV，即2.42%波幅。

4）要求调度员加强对电压水平的监视，对发生电压接近不合格时的值班调度员进行通报。

（5）加强考核力度。根据新颁布的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》的要求，对并网发电厂高压母线电压合格率进行严格监督、考核，对全网电压合格率的提高起到重要作用。截至2010年上半年接入220kV及以上电网的发电企业高压母线电压合格率全部累计为100％。

（6）完成进相试验。2009年完成大坝三期、西夏热电发电机组进相试验，2010年完成国华宁东电厂、青铝电厂机组进相运行试验，进一步提高了全网调压能力。通过以上工作，大大提高了宁夏电网电压运行水平，确保全网足够的、快速的无功备用，提高电压合格率，2010年全网220kV、330kV电压合格率均为100%。

（7）宁夏电网自动电压控制（AVC）系统建设

根据宁夏电网的特点，该系统的建设采用分步实施，计划2010年底完成区调主站建设及部分单机容量大于330兆瓦电厂子站建设，2011年底完成全部电厂（单机容量大于200兆瓦）及地调子站建设。截止到目前，区调主站系统已完成各项功能建设，完成4个电厂子站的闭环联调工作，下一步要陆续进行其他5个电厂及4个地调的子站接入。该系统的建设将提高宁夏电网电压运行水平，保证足够的、快速的无功备用，提高电压合格率；实现宁夏电网的经济运行指标，降低网损，产生较大的经济效益；提高电网自动控制水平,大大降低调度工作的劳动强度，实现电压调度的自动化，提高电压质量。

2存在的问题

(1)部分供电企业的无功补偿设备损坏情况较为严重，且故障停运时间较长，对当地电压调节能力造成一定影响。2009年石嘴山局惠农变1组5兆乏电容器损坏时间超过4个月；220kV盐池变所带110kV盐砖线功率因数偏低，经常处于0.9以下，影响盐池变220kV、110kV电压水平。

（2)部分供电局对新颁布的《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》（国家电网生[2009]133号）中规定的母线电压考核要求存在执行不到位的情况。

（3）按照新颁布的《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》(国家电网科[2009]1282号)要求并结合地区负荷情况、电压调节能力，核查了网内330/220千伏主变低压侧无功补偿电容器配置容量，发现平西变、银川变、掌政变、芦花变、关帝变低压侧无功补偿电容器配置容量偏低，虽能维持一定电压水平，但调节裕度不大。

同时大部分供电企业还存在以下普遍问题：1)对用户侧电容器的投切缺乏有效的管理。管理人员对用户无功补偿容量等情况缺乏了解，没有相应的设备台帐。对用户无功补偿容量没有制定相关管理考核制度，用户功率因数偏低的现象时有发生。由于用户生产情况等因素的影响，一些用户未安装无功补偿装置，还有一些用户的无功补偿装置未投入，造成电网无功潮流分布不合理。2)专业技术培训力度不够，没有制定本专业岗位培训计划。

（4）个别发电企业对电压管理缺乏认识，没有很好执行中调下达的月度电压曲线（即内部考核曲线），出现越限点。

（5）风电场并网点母线电压控制存在不足，出现越限情况，其中南山变最高电压多次超出121千伏。

（6）部分发电企业专业技术培训力度不够，没有制定本专业技术监督工作监督计划和岗位培训计划。

（7）部分电厂没有按照要求，在并网后及时进行一次调频、PSS、AGC等试验，相关试验报告也未及时向中调备案。

3、指标考核

电压和力率的监督考核，主要以平时每月各局上报的报表和电网自动化系统采集的数据为准。近两年各局电压、力率的执行情况如下：

（1）电压情况

2009年银川局、石嘴山局、银南局、中卫局220kV及以上母线电压合格率均大于99.995％。由于处于电网末端，电压支撑较弱，供电线路较长，盐池变母线电压波动较大，电压越限次数一直较多，该变电站220kV母线电压合格率一直低于99.95%；2009年底330千伏盐州变投运后转带了盐池变部分负荷，盐池变电压水平有较大提高，截止2010年10月，该变电站220kV母线电压合格率为100%。

2010年加强了电压精细化管理，减少日电压波动率，保证了主网220千伏、330千伏母线电压合格率均达到了100%。

（2）力率情况

近两年大部分220kV及以上变电站主变一次侧力率一直较好，维持在0.94-0.98之间，仅各别变电站尤其是给直供用户供电的变电站主变一次侧力率偏低，如：银川变力率平均值为维持在0.91～0.93之间。

4、建议

（1）进一步做好无功补偿设备维护和消缺工作，特别是针对无功补偿设备异常情况进行详细的技术分析；个别变电站老化的电容器，应申请报废，及时更换；提高无功补偿设备的可用率和投入率。

（2）加强对供电企业的电压、功率因数和无功设备可用率的考核力度，确保各局各项指标达到技术监督的要求。

（3）对于无功补偿电容器配置容量偏低的变电站，相关供电局应尽快加装无功补偿容量以满足技术导则的配置要求，部分变电站可考虑加装动态无功补偿装置。

建议各供电局应根据负荷发展情况对所辖变电站无功补偿设备配置容量做总体评估，优化变电站无功补偿设备的配置。

（4）各供电局开展110kV、35kV变电站负荷功率因数的考核，掌握所辖变电站负荷的功率因数特性，加强对用户无功补偿设备的管理和考核，确保用户电压和功率因数等指标满足要求，并对用户专业运行人员进行技能培训。

（5）营销部门应加强对直供大用户功率因数管理，督促其按要求配置、投退无功补偿设备，保证其功率因数处于合理范围。

（6）加强对并网发电企业高压母线电压的考核力度。

（7）随着风电及光伏电站接入规模增大，应加强对新能源接入管理，提高对新能源并网管理水平。

（8）各并网发电企业应加强专业技术培训，提高工作人员技术水平。

（9）相关发电企业应按要求尽快完成相关试验，并对涉网保护进行全面核查，确保正确无误。

（10）进行自动电压控制（AVC）系统建设，要求在今年年底之前完成，请各相关发供电单位高度重视AVC子站系统的建设，确保在规定的时间内完成相关工作。

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：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：

[1] 金众，刘颖英，徐永海.电能质量综合评价的分析与研究 [J].电气技术，2006，（1）：27-30.[2] 陶顺，肖湘宁.电能质量单项指标和综合指标评估的研究 [J].华北电力大学学报，2008，（2）：25-29.[3] 黄彬.关于提高小电站无功功率的探索 [J].科技致富向导，2011，（21）.[4] 张亚妮.电力系统的电压管理分析 [J].企业导报，2011，（9）.（作者单位：广东电网公司河源龙川供电局）

第四篇：电压无功工作自查报告

xx供电公司电压无功工作自查报告

电压无功管理工作是一项技术性、综合性较强的工作，电压无功管理与电网的稳定及设备的安全运行有着重大的关系，与社会生产、百姓生活密切相关。历年来，在襄阳供电公司的正确指导下，xx供电公司对该项工作非常重视，制定了一系列办法、制度来规范和提高对该项工作的管理。现从指标完成情况、专业工作开展情况等五个方面对该项工作进行自查汇报，请领导专家多提宝贵意见。

一、指标完成情况

2011年1-10月综合电压合格率完成了99.90%，比2010年综合电压合格率

99.89%同期增长0.01个百分点，与襄阳供电公司下达的99.85%的计划值相比高出0.05个百分点。

指标完成情况

2008年1-4月综合电压合格率完成了99.73%，比2007年1-4月综合电压合格率99.43%同期增长0.33个百分点，与襄樊公司下达的99.60%的计划值相比高出0.13个百分点。其中D类电压合格率完成99.33%，比2007年1-4月D类电压合格率98.64%同期增长0.69%。

指标完成情况

二、电压监测点安装情况

xx供电公司现有电压监测点20个，其中B类1个，C类点7个，D类点1

2个。2007年平均负荷为68MW，按照C类用户每10MW负荷至少应设一个电压质量监测点的要求，C类电压监测点应安装7个，现已安装7个，其中有2块是镇江泰利峰的表，需更换为短信电压监测仪。现有公用变压器585台，按照D类每百台配电变压器至少设2个电压质量监测点的要求，现已安装12个电压监测点。

三、开展的专业工作

1.1电压管理

1.1.1加强管理

（1）健全电压无功管理网络，明确分级管理职责范围和工作内容，确保网

络畅通。成立以公司总经理为组长，公司副总经理为副组长，相关部门负责人为小组成员的领导小组，生产和用电部门各设一名专职或兼职电压无功专责，负责日常运行维护工作。

（2）制定相关制度，严格考核。严格执行襄樊供电公司生技部下达的“综

合电压合格率考核办法”和“无功界面功率因数考核办法”，我公司结合具体情况，把指标分解到各个部门，按月考核，年底兑现。

（3）加强对基础台账的统计与分析工作。按月保存真实有效的电压数据，从数据中掌握电压的现状，分析电压管理存在不足，不断持续改进。

（4）加强学习。电压工作涉及生产运行的方方面面，要求管理人员不断学习，提高专业素质，实现更有效的管理。

（5）定期开展校验工作。对电压监测仪坚持一年一校，确保监测的电压数

据准确无误。

1.1.2采取的具体措施

（1）对公变档位进行调整。将档位由二档调到一档。配合无功自动补偿装置使用，在负荷高峰投入无功进行功率调整。通过以上调整后效果很显著，合格率能持续达到99%以上。以后依据负荷、功率因数的变化情况，出现电压超高限或超低限现象，及时调整配变分接开关至合适的挡位，使全年电压基本保持合格。

（2）针对电压监测仪普遍接收不到的信号情况下，2007年10月份联系豪迈亿力厂家，对18块短信电压监测仪进行全部检查，发现在2003年-2004年期间购买的电压监测仪都存在一个通病，就是当移动网出现故障时，电压监测仪的状态会处在一个虚网状态，会出现电压监测仪能接收信号，但不能发回信号的情况，旧的电压监测仪针对这种情况不能自已纠正，只能靠重启电源解决。对12台同类型的电压监测仪经过重启后故障能暂时排除。

（3）有个别电压监测点持续出现电压偏高或偏低现象，经分析是由于公变所带负荷过大或过小。针对此种情况，我们采取的措施是转移公变负荷，使负荷与公变容量配套。

2.1无功管理

配网的无功管理工作主要体现在对公变及用户无功补偿装置的管理。我公司历来重视低压无功补偿装置管理维护工作，对低压无功补偿装置的运行现状作过多次统计分析。

2007年9月份对城区内所有公变无功补偿装置进行了全面检查，对装置出现的问题作了分类汇总，对需更换的无功补偿装置的费用作了估算并经过襄樊供电公司上报到省公司，作为下一步无功规划的参考。

2.1.1 无功管理中存在的问题

（1）无功补偿装置自身质量问题

针对无功补偿装置自身存在设计不合理、元器件质量不合格等问题，2005年我公司以此作为QC课题，专门进行攻关。后与厂家合作，对现有的无功补偿装置从五个方面进行了成功改造。改造后的2台无功补偿装置正常运行至今，效果良好。

（2）居民用户区存在的问题

较早的公用配电房中无功补偿柜多为手动投切操作，由于操作人员有限，基

本不投运。新建公用配电房中安装有带自动控制器的无功补偿柜，但是自动控制器质量有缺陷，故障较多。这两种情况均不利于小区自动无功补偿，既增加了线损，又对电压合格率有一定影响。给公用变无功补偿带来困难。

(3)非居民用户存在的问题

非居民用户中存在向系统倒送无功电量的情况，对系统无功平衡造成很不利的影响。根据功率因数考核的要求，这些用户基本都安装了无功补偿柜，但是在管理上存在较多问题。仅依靠用电上的力率奖惩无法控制无功补偿柜在低谷时段向系统倒送无功的情况。部分用户由于无功知识缺乏或自动控制装置失效，任由电容器投运而向系统倒送无功的现象不可避免地存在。一些用户判断电容器是否应投切的依据就是无功电度表是否已停止转动，而根本不顾及是否因投入过多的电容器会向系统倒送无功。

（4）安装、运行维护中存在的问题

安装方法不正确，出现安装接线错误导致无功装置存在假运行状况。维护工作不细致，无功补偿装置能否持续正常投入运行与运行人员的正确维护有很大的关系。一线生产人员由于缺少无功补偿设备方面的运行维护知识，出现故障后不知如何处理，导致无功装置停运。

2.1.2 解决办法及建议：

（1）对部分非居民用户向系统倒送无功的问题，供电部门有责任对其做好正确用电的培训教育工作，同时应制定和落实相应的考核措施以及设置合适的计量器具。从技术手段来讲，要合理配置电容器的组数和容量。

（2）购买质量合格的无功补偿装置，或购买一批无功装置备品备件，由维护人员自已更换。将已损坏无法修复的无功补偿装置退出运行。

（3）请专家到现场对一线生产人员讲解相关知识，并把正确的安装方法和维护要点纳入到日常管理中，确保新无功设备接线正确，运行维护中出现问题能、会处理。

四、专业管理存在的问题

（1）、电压监测仪存在信号接收不及时，或接收不到信号的情况。需到现场长进行调整，一是耗损费时间，二是耗损费人力物力。

（2）、对用户的无功补偿的管理力度不大，虽查找出原因，但对用户无功补

偿的管理需要用户的积极配合，目前没有形成对用户无功补偿装置的管理制度。

（3）、需加强对无功设备巡视，加强对无功补偿设备运行、投运情况进行详细记录。

五、下一步工作安排

（1）采取调整公变档位和提高无功补偿装置投运率相结合的办法提高D类电压合格率。

（2）加强对台区无功补偿装置的巡视和维护，联合用电部门，加大对用户无功补偿装置的监控力度。

（3）加强对无功补偿装置的统计与分析工作。把台区功率因数与台区线损结合起来，对能正常投运无功补偿装置的公变，对其每月的功率因数与线损，作跟踪统计，通过数据比较分析新装无功装置的投入产出比，为下一步提高台区无功补偿装置投运率，提供决策依据。

（4）与人力资源部配合，做好技术培训工作。

第五篇：电压质量和无功电力管理办法

电压质量与无功电力管理办法

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第一节

总则

电压质量和功率因数是农电企业的重要技术指标，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、工农业用电和人民生活用电都起着直接影响作用。而无功电力又是影响电压质量和电网经济运行的一个重要因素，因此坚持电压质量和无功补偿综合治理原则，充分利用有载调压手段，并根据无功情况及时投切电容补偿装置，切实改善电压质量和搞好无功电力补偿。为规范和加强农村电网电压质量管理工作，提高用户供电电压质量，尤其是重点改善居民用户端电压质量，根据国家及省电力公司对农村电网电压质量和无功电力管理办法结合我局情况制定本办法。

第二节

职责分工

1．生产计划部负责局电压质量的综合管理，负责电压 监测点的配置、数据汇总上报及综合协调工作。

2．生计部负责变电站10kV、35kV母线电压的管理。

(1)对局所属变电站电压和无功实行调度管理，保证电网电压处于合格范围之内。

(2)加强有载调压开关的日常维护管理，当操作次数达到规定次数时，要及时进行检修维护。

(3)按规定加强设备的定期巡视检查，发现问题及时解决，确保设备可靠运行。

(4)掌握电压检测装置的正确操作方法，并加强对电压检测装置运状况的巡视检查，对不合格的装置及时进行校验或更换，提高监测的准确性。

(5)做好管辖范围内电压和无功数据的统计分析，并于每月27日前将汇总后的数据报市场营销部。

3。

农电服务部负责lOkV及以下电压等级无功电压的管 理工作。

(1)负责购进电能质量符合国家标准。

(2)负责局lOkV及以下电压等级无功补偿装置的运行维护，确保设备可靠运行。

(3)负责配电变压器的运行管理，及时调整配电变压器分接头，保证电压质量合格。

(4)对供电所、用户实行无功考核，并进行力率多奖罚。

(5)掌握客户用电力率和无功补偿设备安装投运情况并指导和帮助客户提高用电力率，合理投切无功补偿设备，改善电压质量。

(6)掌握电压检测装置的正确操作方法，并加强对电压检测装置的运行巡视检查，对不合格的装置及时进行校验或更换，提高监测的准确性。

(7)做好l OkV及以下电压等级电压和无功数据的统计分析，并于每月2 7目前将汇总后的数据报市场营销部。

4．修配公司负责变电站调压装置、无功补偿设备及其保护和自动装置的调试、缺陷处理工作。

第三节

电压质量标准

1.农网电力系统各级电压网络系统额定电压值为： llOkV，35kV，10kV、6kV，380V，220V。

2．发电厂的3 5kV母线电压允许偏差值：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的一3％～+7％；事故运行方式时为系统额定电压的—10％～+1O％。

3.发电厂和变电站的1 0(6)kV母线电压偏差值应使所带线路的全部高压用户和经配电变压器的低压用户的电压满足第4款的要求。

4．用户端的电压允许偏差值

(1)35kV及以上高压用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10％。

(2)l OkV高压用户受电端(入口电压)电压允许偏差值 为额定电压的一7％～+7％(9.3～10.7 kV)。

(3)380V电力用户电压允许偏差值为额定电压的—7％～+7％(353～407 v)。220V电力用户电压允许偏差值为额定定电压的一10％～+7％(198～236V)。

(4)对电压质量有特殊要求的用户，供电电压允许偏差值及其合格率由供用电协议确定。

第四节

电压监测点的设置

1．农村电网所属的110kV变电站的10kV母线，35KV变电站的1 0kV母线及3 5 kV用户受电端，都应设立电压测点。对两台主变并列运行的只选其中一台主变母线为电压监测点。对双母线的只选主母线为电压监测点。

2。

变电站供电区内有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。

3。

每座变电站供电区至少设低压监测点两个，分别设在具有代表性的低压线客户端。县城和城镇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。

第五节

无功补偿

1．农村电网无功补偿的原则和方式

(1)农村电网无功补偿的原则：统一规划，合理布局，分级补偿，就地平衡。

(2)农村电网无功补偿的方式：集中补偿与分散补尝相结合，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。

2．功率因数要求

(1)变电站主变压器二次侧功率因数在0.90及以上。

(2)1 0kV出线功率因数在0.90及以上。

(3)公用配电变压器二次侧功率因数在0.85及以上。

(4)100kVA及以上容量的用户变压器二次侧功率因数在0.90及以上。

(5)农业用户配电变压器低压侧功率因数应在0.85及以上。

3。无功补偿容量的确定

(1)35kV及以上变电站原则上补偿主变压器无功损耗可按主变容量的10％～15％补偿。

(2)10(6)kV配电线路宜配置高压并联电容器，电容器的安装容量不宜过大，一般约为线路配电变压器容量的5％～1 0％，并应采用分组自动投切补偿装置。

(3)配电变压器应安装随器无功补偿装置，并应采用分组自动投切补偿装置，其补偿容量根据负荷性质来确定。

(4)5kW及以下的交流异步电动机应进行随机补偿，其补偿容量依据电动机空载无功损耗确定。

第六节考核

本办法按照通许县供电局电压无功管理考核办法考核。

第九章

通许县供电局电压无功管理考核办法

一、为了进一步加强电压无功管理，提高供电质量，增加局综合效益，特制定本办法。

二、电压合格率

1、电压管理实行分级管理方式，生产计划部为归口管理部门，局指标计划中各分类考核单位为各分类电压管理单位。

2、电压合格率按月分类对相关责任单位考核，考核指标及责任单位按照局指标计划执行，各责任单位应将分类综合指标按月层层分解到基层站所，并将分解结果报送一流办。一流办根据每月统计数据对各级责任单位考核，每高于(或低于)考核指标O.O1奖励(或扣罚)责任单位10元。

3、每月2 6日为电网电压监测抄表例日(节假日顺延)，各监测点均须抄录电压合格率数据，填写电压监测月报表，以站所为单位做出电压分析报告，经单位主管审核签字后，报送所属部门电压管理人员。

4、每月2 7日前(节假日顺延)，各责任单位将当月电压合格率分类汇总报表和分析报告经部门主管审核签字后分别以书面和电子邮件方式一并报生产计划部。

5、每季末月2 7日前(节假日顺延)，各责任单位，将当月电压合格率分类汇总报表经部门主管审核签字后分别书面和电子邮件方式一并报生产计划部。

6、对于抄表报送过程中误报、漏报数据的，每次扣罚责任单位100元，对于弄虚作假捏造数字的，每台次扣罚责任单位500元。

7、各责任单位在日常工作中应加强对电压监测仪的运行维护，定期对设备进行巡视，保持表计的完好清洁，发现故障应及时处理，现场不能处理时应于2个工作日内拆回局维修调换，对于因疏于管理造成表计损坏经认定为责任事故的，每次扣罚责任单位20O元，造成表计丢失的由责任单位照价赔偿。

8、电压监测点位置的变更，由管理单位写出书面申请报生产计划部核实批准后变更。未经批准擅自变更电压监测

点位置的，每次扣罚责任单位100元，变更工作未能在规定时间内完成的，每延迟一天扣罚责任单位l0元。

9、一流办每月将会同生产计划部对各单位电压合格率完成情况进行检查，并对检查情况按照相关规定进行考核。

三、无功管理

1、无功管理实行分级管理方式，生产计划部为归口管理部门，各级设备运行维管单位即为相应级别无功管理责任单位。

2、功率因数按月分类对责任单位进行考核，考核指标及责任单位按照局指标计划执行。当完成指标等于考核指标时，奖励责任单位2分，在此基础上，每增加0.01奖励责任单位0.5分；当完成指标小于考核指标时，每降低0.01扣罚责任单位1分。

3、电容器可用率对相关责任单位按年考核，考核指标及责任单位按照局指标计划执行，超过(或低于)指标奖励(或扣罚)责任单位5分。

4、每月2 7日前(节假日顺延)，各责任单位将月《电容器可用率报表》经部门主管审核签字后分别以书面和电子邮件方式一并报生产计划部。

5、各责任单位每年应针对无功管理中发现的薄弱环节制定相应的措施计划，积极落实整改，重点应加强配变和小动力客户的无功就地平衡工作。

6、各责任单位应加强对变电站、线路以及配变台区电容器的运行管理，根据电压质量和负荷情况及时进行电容器的投切。

四、生产计划部将通过调动自动化系统不定期检查无功电压运行管理情况，对于未及时对功率因数和电压超标情况采取有效措施的站所，每发现一次扣罚相关站所50元。

五、每月2 8日前(节假日顺延)，各责任单位将当月各

级功率因数报表，电压无功分析报告，经部门主管审核签字后分别以书面和电子邮件方式一并报生产计划部。

六、每季末月2 7日前(节假日顺延)，各责任单位将当季调压、力率、无功补偿统计表，经部门主管审核签字后分别以书面和电子邮件方式一并报生产计划部。

七、每季首月1 O日前，各责任单位将上季电压无功分析报告，经部门主管审核后以电子邮件方式报生产计化部。

八、生产计划部根据各部门报表、分析，编制月（季）汇总报表，编写季度电压无功综合分析报告，在上级规定时间前及时向上级主管部门和局领导报送报表分析，并监督落实分析报告中制定的整改措施。

九、各责任单位应保证报表报送的及时、准确，迟报1天罚款100元；误报、漏报1处罚款100元。

十、本办法自2006年1月1日起执行。