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。
