地区主网电压精细化控制解析Word文档格式.docx
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电压越限时间占比：
3.21%
2.25%
白塔岭站35kV4母线线电压
9.58%
3.06%
卢龙站10kV4母线线电压
14.17%
8.01%
南戴河站10kV4母线线电压
注：
电压越限时间占比=电压超出范围时间/24小时
电压峰谷差率=（峰值电压-谷值电压）/峰值电压
三、选题理由
1、秦皇岛电网虽然大部分220kV、110kV变电站均以接入AVC控制系统，但由于历史原因，变压器有载调压分头却不能经AVC系统进行调整。
想要尽快实现对地区主网电压的精细化控制，就必须形成一套能与AVC系统相配合的电压综合调整方法。
2、明年冀北公司将把主网电压纳入同业对标考核范围，实现主网电压精细化管理将为公司提高经营业绩做出贡献。
3、部分非“三遥”站电压质量问题较为突出，影响用户经济效益，不利于地区电网经济运行。
四、技术原理
电网电压由无功潮流分布决定，对主网电压的精细化控制要靠调整电网无功分布来实现。
电网无功调整主要通过主变分接头调挡和电容器组投切来实现。
目前秦皇岛地区变压器分头调整未接入AVC自动控制系统，AVC系统只能调节各站电容器，具有一定的局限性，在电压过低和电压过高的情况下调整能力十分有限。
同时AVC系统对电容器设备异常和母线电压不平衡的情况反映不灵敏，不能及时封锁，此时则需监控员进行人工干预。
因此，我QC小组的研究课题就是基于对地区电网运行方式，负荷特性进行针对性分析的基础上，通过变压器分头调整、完善AVC控制、开展人员素质提升培训、调研负荷类型、加强后续管理、加强电铁负荷管理、限制小电厂无功反送等方法对秦皇岛电网电压进行系统的调整和控制。
与各站AVC系统相配合形成电压调节体系，根据不同的用电负荷性质对主网电压进行针对性调节，使其满足负荷需求。
五、基于PDCA的地区主网电压精细化控制
P：
设定目标：
为了实现地区主网电压精细化控制，我QC小组计划通过“人机联调”手段计划将主网110kV母线电压峰谷差率降为3%，35kV母线电压峰谷差率降为4.0%，10kV母线电压峰谷差率降为4.5%。
非“三遥”站35kV、10kV母线电压月越限时间降到25小时
D：
要因确认
我QC小组利用“鱼骨图”，从“人机法环”四方面分析主网母线电压曲线越线与峰谷差较大的原因。
1、人员技术水平有限。
2014年5月24日，经确认，我班组现有调度员15人，均通过冀北公司调控人员上岗考试，且人均具有11年运行经验，技术熟练，具备正常工作条件。
经分析，人员技术水平有限为非要因。
职务
姓名
工作年限
职称
调度班长
董涤
34年
技师
调度值长
黄耀民、郭长明、崔宝柱、马铁生、白杰
14-23年
技师-高级技师
调度主值
张扬、马小东、李贺、袁彬瀚
6-10年
调度副值
杨明蔚、尹庄庄、连盟、刘华德
2-5年
高级工-技师
2、主变分头档位不合理
秦皇岛电网存在220kV变压器110kV侧分头档位较低，而其下级110kV变电站变压器高压侧分头档位较高的情况，导致地区电网无功分布不合理，主网电压调整效果不明显。
以龙家店和武山地区为例，220kV变电站变压器110kV侧有载调压分头位置如下：
变电站
变压器
分头运行挡位
110kV母线电压实际运行范围（kV）
龙家店
#1
5
110-113.5
#2
111-115
#3
碣石
8
113-115
龙家店供电区域220kV变压器110kV侧有载调压分头位置
10kV母线电压实际运行范围（kV）
靖安
6
10.2-10.5
10.3-10.6
昌城
9.9-10.6
9
9.9-10.7
卢龙
10
10.2-10.6
龙家店供电区域110kV变电站变压器有载调压分头位置
3、部分厂站不具备AVC投入条件
我地区地调调度非“三遥”站共计5座（安山、卢龙、石门、孟石门、南戴河），均不具备AVC控制条件。
靠值班人员人工投切电容器难以及时对主网电压进行调整。
4、电气化铁路影响
电气化铁路用户引起的谐波会影响电网的电压质量，造成电压波动。
一些用户对电网稳定性要求较高，当电网电压出现波动的情况下会对用户的生产造成影响。
5、控制无后续管理
负荷波动和运行方式的变化会导致主网电压发生变化，调好的主网电压如果没有跟踪调整可能会再次偏离目标范围。
6、地方及自备电厂影响
我地区共有地方及企业自备发电厂13座，经110kV、35kV、10kV线路与系统并网，由于电厂设备原因和管理问题有时导致无功大量反送，引起局部电网电压严重异常。
7、不同性质负荷影响
工、农、商业和民用等不同性质负荷对电压要求不同，10（6）kV配线线路长度及架空线和电缆的区别造成线路压降不同。
因此对母线电压控制不能一概而论。
对策实施：
对策一：
对上下两级变压器的分头综合调整
针对此种情况，我们以电压曲线为依据，整理出电压随负荷变化的规律，对上下两级变压器的分头综合调整，扩大下级变压器分头调整裕度。
对策二：
对不具备AVC投入条件的变电站加强母线电压监视
变电站值班员和调度员增加上述各站10kV母线电压监视频次，确保母线电压运行在10—10.7kV区间。
一旦发现电压有不满足上述范围的情况，需立即进行投停电容器操作。
若10kV母线电压仍不满足要求，则立即由地调进行相关变压器档位的调整。
此外，建议加快非“三遥”站综自改造，尽快满足AVC控制技术条件。
对策三：
调整运行方式避免电气化铁路影响
针对电气化铁路用户引起的谐波影响，我们的对策是调整电网运行方式，将电铁所用电源和工业生产电源分开。
例如：
铁北变电站由220kV徐庄变电站110kV4母线为供电电源，同时110kV铝业、戴卡站也为此母线供电的企业，铝业、戴卡的工业生产会受到电铁谐波影响。
将李北线作为铁北站的主供电源，在李北线异常或检修情况下，将铝业，戴卡站倒至110kV5母线供电，与徐北线所在母线分裂运行。
对策四：
形成专业联动的电压管理流程
形成由监控、调度、方式计划专业形成无功电压问题沟通机制，以周为单位，将前一周运行中遇到的电压问题汇总，每周一召开电压分析会，集中商议解决电压调整措施。
再将实际工作中遇到的问题在每周电压分析会上进行反馈，总结。
形成地区电网无功管理的常态机制。
C：
效果检查
进行地区电网变压器分头档位系统调整后，地区电网电压稳定水平有所提升，电压在规定范围内偏上限运行，切实提升了电压稳定程度。
同时110kV变电站分头档位调低，提升110kV变压器分头调整裕度。
仍以龙家店和武山地区为例：
调整前
调整后
110kV母线电压运行范围（kV）
电压峰谷差率
分头挡位
3.18%
111-114
2.70%
3.60%
111.5-114
2.24%
2.27%
110.5-113
2.26%
1.77%
114-116
1.76%
10kV母线电压运行范围（kV）
电压越限时间（h）
2.94%
2
10.2-10.4
1.96%
2.91%
7.07%
1.1h
7
9.9-10.4
5.05%
0.2h
8.08%
0.8h
10.1-10.4
2.97%
3.92%
经过问题分析和解决办法的实施，各站主网电压有了明显改善。
110kV母线电压峰谷差率降为2.86%、35kV母线电压峰谷差率降为3.65%、10kV母线电压峰谷差率降为4.21%。
非“三遥”站35kV、10kV母线电压月越限时间降低到22小时。
达到设定目标。
以下为调后部分母线电压曲线：
电压峰谷差率由6.02%，降为4.80%
调后李庄站110kV3母线线电压
电压越限消失
电压峰谷差率由2.25%，降为1.49%
调后白塔岭站35kV4母线线电压
电压峰谷差率由3.06%降为2.37%
调整后卢龙站10kV4母线线电压
电压峰谷差率8.01%降为5.08%
调整后南戴河站10kV4母线线电压
综合效益分析：
实现地区主网电压精细化控制直接经济效益难以统计，但综合效益突出。
一是降低电网安全风险；
二是增加设备运行寿命；
三是为电力用户创造经济效益；
四是提高公司声誉和运营指标；
五是为电网其他指标控制提供借鉴。
A：
总结及下步打算
经过这一轮主网电压调整，制定的主网电压调整目标基本完成。
调度协议用户反映电压异常次数由18次（2013年）降为6次（2014年）。
改善了电网经营环境。
随着负荷水平发展和电网结构的改变，电压水平将会有所变化。
构建电压调整常态化机制将是我QC小组的下一步重点工作。
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