地区主网电压精细化控制.docx

1、地区主网电压精细化控制地区主网电压精细化控制奇兵 QC 小组一、小组概况：小组现有成员 15 人，平均年龄 33 岁，其中硕士学历 1 人，本 科学历 10 人，大专学历 3 人，中专学历 1 人。小组成员具有工程师 资格 3 名，高级技师 3 名，技师 8 名。小组基于地区调度班成立， 班组主要负责地区电网 220kV 变电站母线及以下设备、所有 110kV 变电站和部分 35kV 变电站调度工作。作为地区电网的指挥者，班组秉持“细心管理、精心调度、用心 学习、虚心学习”的“四心”理念，不断推进地区电网安全稳定运行。 近几年，班组先后荣获冀北公司“十八大保电工作先进集体” 、“三集 五大杰出

2、贡献奖”、“河北省青年安全生产示范岗”等荣誉称号二、选题背景电力企业管理运行的最基本目标是要安全、 优质、经济地向用户 提供电能 ,电能最重要的质量指标之一是电压。其中主网电压关系到 工、农业生产， 对主网电压进行精细化管理对用户设备运行安全和电 网安全运行都有重要的意义。目前地区电网主网电压水平较低： 110kV 母线电压一般在合格 范围内，其平均峰谷差率为 3.86% ； 35kV 母线电压峰谷差率为5.65% ，10kV 母线电压峰谷差率为 6.89% 。非“三遥”站 35kV、 10kV 母线电压频繁越限，月平均时间达 37 小时。以下为典型日 （ 2014 年 5 月 10 日）一些

3、变电站的母线电压曲线：李庄站110kV3母线线电压白塔岭站35kV4母线线电压电压越限时间占比：9.58%电压峰谷差率：3.06%卢龙站10kV4母线线电压南戴河站10kV4母线线电压注：电压越限时间占比二电压超出范围时间/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

4、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

5、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

6、”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 年技师调度副值杨明蔚、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

7、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）龙豕店#15110-113.5龙豕店#25111-115龙豕店#35110-113.5碣石#38113-115龙家店供电区域220kV变压器110kV侧有载调压分头位置变电站变压器分头运行挡位10kV母线电压实际运行范围（kV）靖安#1610.2-10.5靖安#2610.3-10.6昌城

8、#189.9-10.6昌城#299.9-10.7卢龙#11010.2-10.5卢龙#21010.2-10.6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

9、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

10、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

11、、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

12、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110kV 母分头运线电压运电压峰分头挡线电压运电压峰变电站变压器行挡位行范围谷差率位行范围谷差率(kV)(kV)龙豕店#15110-113.53.18%6111-1142.70%龙豕店#25111-1153.60%6111.5-1142.24%龙豕店#35110-113.52.27%6110.5-1132.26%碣石#38113-1151.77%9114-1161.76%龙家店供电区域220kV变压器110kV侧有载调压分头位置调整前调整后变电站变压器

13、分头挡位10kV 母线电压运 行范围(kV)电压峰谷差率电压 越限 时间(h)分头挡位10kV 母线电压运 行范围(kV )电压峰谷差率电压越限时间(h)靖安#1610.2-10.52.94%0210.2-10.41.96%0靖安#2610.3-10.62.91%0510.2-10.41.96%0昌城#189.9-10.67.07%1.1h79.9-10.45.05%0.2h昌城#299.9-10.78.08%0.8h810.1-10.42.97%0卢龙#11010.2-10.52.94%0610.2-10.41.96%0卢龙#21010.2-10.63.92%0810.3-10.62.91%

14、0龙家店供电区域110kV变电站变压器有载调压分头位置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：调后李庄站110kV3母线线电压调后白塔岭站35kV4母线线电压调整后卢龙站10kV4母线线电压调整后南戴河站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