时间：2023-08-21 17:24:11
关键词：信息化配网 DSCADA系统 PMS 精细化管理
引言
中低压配网是是供电部门连接用户的纽带，也是城市基础设施建设的重要组成部分，虽然处于电力网络的末端，但由于其直接面向广大的用户，中低压配网的建设、改造以及运行的经济性和安全性将直接影响到整个电力部门的经济效益和广大电力用户的供电质量，同时对供电部门的各项指标也起着支撑作用。中低压配网的重要地位、公司自身发展需要、同业对标以及客户标准的提高对公司配网管理水平的提出了新的挑战，为建设电网可靠、客户满意、管理高效、业绩优秀、务实创新、与上海国际化大都市相适应的供电服务企业，供电公司需要推行配网精细化管理。
信息化配网是智能电网的一个重要组成部分，也是配网精细化管理的前提和支撑。长期以来，中低压配网庞大的规模、复杂的网架结构、繁杂的设备以及由于各种原因造成的资料缺失为其信息化进程带来很大难度。近年来随着电力输配电生产管理系统PMS（production management system）的深入应用以及同期进行的台帐整理等数据搜集和统计工作的开展，公司的配网信息化取得了很大进展。另一方面，现有成熟的SCADA系统、DSCADA系统的建设、新农村项目的开展又提供了更多深入到中低压配网的实时信息，进一步实现了配网信息化。
如何充分挖掘现有PMS、SCADA系统以及建设中DSCADA系统所具有的数据搜集整合、流程改造能力，在现有信息化配网基础上实施配网精细化管理成为供电公司需要面对的重要课题，本文对此作了初步分析和探讨。
一、PMS、DSCADA简介以及信息化配网的构架
1. PMS系统简介
（1）PMS
PMS系统以专业GIS图形和商用数据库为载体，除了提供电网地理信息直观显示以及设备资料的管理查询功能外，还集成了电网属性信息、拓扑信息、用户信息以及业务信息，包含设备运行管理、调度运行管理等模块，实现巡视、检修、缺陷、台帐、铭牌、停电停役、故障抢修等各项生产工作的管理功能，是公司日常生产运行工作管理平台和图数一体的电力网基础核心数据平台。
（2）PMS特点
PMS具有以下特点：
①强大的数据整合与分析功能：系统网络同步平台保障了用户并行、协同的工作环境。
②扩展性较好：流程设置、规则编辑等功能允许不同的单位和部门对PMS进行个性化设置以满足工作需要，模块化的设计也为更多功能的开发提供了基础。
③系统具有一定分析功能：系统能够实现停电范围、电源点查找、可靠性统计等基础功能。
2.DSCADA系统简介
DSCADA系统的建设以现有10KV基本配置保护或故障指示自动化装置为基础，充分利用现有微机保护在信息采集输出上的优势及电力电缆屏蔽层载波通信技术的成熟，实现10KV配电站的信息采集并传输至控制中心，以基于两层（主站层、配电终端设备层）模式的、多种通信混合的、数据库拓扑方式在10kV配电网中实现配网信息化，覆盖配电站、街坊站、箱变、环网柜，改变目前配电站信息盲区的现状[1][2]。DSCADA系统的建设和完善分两期进行：初期实现配网三遥，与PMS结合判断故障，人工隔离，在建立主站数据库的同时同步建立拓扑结构数据库；二期建成基于IEC61968的配电自动化系统。
通过DSCADA系统采集的配网自动化信息主要包括：K型站内断路器位置信号、相关保护信号以及通道状况信号等，P型站内的馈线仓高压熔断器故障信号、电缆故障指示器动作信号等；采集的测量数据有母线电压、线路三相电流等；同时对整个DSCADA系统进行诊断告警（包括变位、越限、遥测不变化、结点工况、厂站工况、通道工况等）。
3.信息化配网的构架
随着电压等级的降低系统中电气设备的数量成级数递增，中低压配网的设备众多，随着DSCADA的建设，反应中低压配网运行状况的实时信息是海量的，信息化配网的构架也更为重要。
出于生产管理的需要，PMS、SCADA、DSCADA乃至CIS等系统间需要打破孤岛实现数据共享，但各系统间的数据又应保持一定的独立以保证了系统的安全性和灵活性。建议可实施图1所示的数据管理结构，SCADA、DSCADA等所采集的10千伏配电网实时信息接入“电网实时信息平台”，而各系统间的信息则通过综合数据平台以及接口系统实现数据交换与共享。不同于事务型数据库，出于数据备份和安全的考虑，经过综合数据平台加工和集成后的数据存入数据仓库后不再修改或尽量少修改。
图1 信息化配网的构架
二、中低压配网精细化管理
配网信息化的发展为中低压配网的精细化管理创造了条件：
1.线损精细化管理
实际运行中把用电能表计量统计出的供电量和售电量之差称为统计线损，而通过对电网中相应时段内运行参数和设备参数的理论计算得出的由当时电力网的负荷情况和供电设备的参数决定的损耗电量称为理论线损。统计线损与理论线损所差之值即为管理线损，用户的违章用电和窃电在其中占很大一部分比例[3]。理论线损计算是线损管理工作的重点，是用电分析的重要组成部分。但因为网络结构和运行方式均很复杂，同时由于表计配置不齐备、运行数据收集不全、网络的元件和节点数太多，使运行数据和结构参数收集整理很费事，中低压配网的理论线损计算相当困难。因此实际工作中，理论线损的计算频度比较低，覆盖面也较小，难以满足日常生产的需要，也使得线损管理工作更多的停留在指标统计、分析与事后控制的层面上。
信息化配网的推进改变了数据搜集困难、供电范围不明等不利状况，为大范围、深入细分的理论计算提供了数据来源，提高了理论线损计算的实时性和准确性，为线损状况的监控以及线损精细化分析和管理创造了条件，也为线损考核指标的制定和业绩评估提供了依据。通过理论线损与统计线损分压、分线、分台区的比对和诊断，同时结合历史数据比较和常用的电量分析手段，可以及时找出造成高管理线损的原因、杜绝配电网管理上的漏洞，减少不明损失。通过线损理论计算，可以确定配电网的可变损耗与固定损耗比，进而根据负荷预测情况对线损发展趋势进行预测分析，在此基础上实现对线损的预控。
另一方面，DSCADA等系统的建设所实现的海量实时数据采集也为理论线损精细化管理提供了技术依据和参考。从运行角度看影响理论线损的因素主要包括负荷曲线、无功补偿、负荷分布、电压质量等。通过对实时数据的分析整理，及时计算出各出线负荷特性系数，寻找出劣质负荷曲线并加以改进；找出负荷分布不均的线路和区域，通过开环点的调整等平衡负荷分布，对于难以通过运行方式进行调整的热点地区和线路通过规划新增布点、负荷割接等手段加以解决；寻找出三相负荷不平衡的线路并加以调整；而深入到各配电站、街坊站的DSCADA系统直接就可以对电压质量进行监控，在此基础上采取调整低压侧无功补偿等措施。并且通过局部的线损理论计算，可以对所采取的降损技术措施效果进行分析并加以反馈修正，从而选择出经济合理的降损方案。
2.可靠性精细化管理
供电可靠性的管理是一个系统工程，涉及到规划、设计、检修计划安排、故障停复役等诸多方面，需要多个部门的参与。PMS将日常的停电停役、故障抢修、设备管理、检修管理、缺陷管理等纳入了统一的工作平台，为多个部门协作进行可靠性的精细化管理提供了条件。
生产运行中可靠性的精细化管理主要通过故障抢修和计划检修这两个直接影响到用户停电户和停电时间的环节进行：
（1）故障抢修
PMS电网故障抢修管理模块进一步规范巩固优化后的流程；而设备运行部门、承询部门等则可通过查询此模块中故障抢修进程目视看板以及资源管理功能了解事故处理情况和资源使用情况，合理分配抢修资源同时更好的服务用户，提高可靠率和用户满意度；PMS的供电范围分析、电源点查询等功能以及丰富的设备台帐、地理信息、以及建设中的DSCADA系统对配电站、环网柜等设备的监测则为调度员迅速定位和隔离故障提供了条件。
（2）计划检修
计划检修是设备管理的重要组成部分，可考虑在现行设备管理中加入设备级别评定的环节，通过对PMS等系统中设备历史运行数据、故障记录、缺陷记录等对设备的可靠性级别进行评定，在此基础上结合通常所考虑的负荷状况、上下级、地理位置等因素对计划检修进行安排，从而提高检修的针对性和有效性，更加合理的利用检修资源，提高供电可靠性。
通过数据挖掘等数据处理方法还可提取出设备故障时的运行数据特征、故障前相关负载、设备的运行状况之间的关联关系等，分析电力设备负载度、高负载时间同故障之间的关联关系，并通过这些相关信息建立出设备监测的模型库[4]，与实时设备运行数据进行对比，提供调度员及设备主人作为巡视和辅助决策的参考，实现设备可靠性的预控。
同时，通过PMS可靠性管理模块，可以精确的统计故障抢修及计划检修工作的影响用户数、等效停电时间等数据，保证可靠性数据的及时准确完整并支撑可靠性评估管理体系。
3. 建议
从以上分析可看出， 建立在信息化配网基础上的中低压配电网精细化管理是项庞大繁琐的工程，以下几点值得关注和探讨。
（1）数据的加工处理：PMS、DSCADA等系统采集到的数据是海量的，实施时应通过对数据的处理提取出运行管理的关键数据，同时通过着色处理、曲线绘制等方法增加亲切度和直观度，避免冗余数据对管理人员的干扰
（2）流程的合理设置：精细化管理涉及到的部门和生产运行环节都相当多，流程设置的合理性将直接影响推进时各部门工序间衔接配合的顺畅度，因此实施精细化管理的任一模块前都应经过相关人员的仔细讨论和推演，同时在实施时充分利用PMS的流程管理和规则设置等功能及时对流程加以修正
（3）资源的配置：精细化管理的前期准备工作所需要的人力资源极大，因此需要将精细化管理工作的准备与公司日常的工作结合起来。
四、结语
配网建设的发展、电力市场的推进等内外各种因素使得配网精细化管理的实施成为必然趋势，而以PMS、CIS、SCADA以及建设中的DSCADA等系统为核心的配网信息化建设则为配网的精细化管理提供了条件，相信精细化管理的实施也将进一步提升供电部门的管理水平，成为公司向一流供电服务企业发展的一大助力。
作者简介：
吴丹（1981-），男，硕士研究生，工程师、技师，现在国网浦东供电公司从事运行管理工作。
参考文献：
[1]蓝毓俊.现代城市电网规划设计与建设改造[M].北京：中国电力出版社，2004
[2]上海市电力公司.上海电网10kV配电站自动化技术原则[s].2004
[3]吴安宫、倪保珊.电力系统线损.1996年第一版.中国电力出版社
【关键词】系统；过程监测；控制
1 绪论
1.1 国内外生产自动化技术现状分析及发展趋势
总的发展趋势：目前大公司与仪表厂，向成套或系列化发展，在基本工艺近似的情况下，向多品种发展；小公司与仪表厂则在专用仪表方面寻求一席之地，生产特殊结构的仪表或传感器。新技术在仪表中得到应用：近年来，微机、红外线、激光、超声、核辐射技术在仪表中得到广泛应用，从而大大增加了仪表的性能和功能，使仪表具有不同程度的智能作用。
1.2 长庆油田注水过程简介
长庆油田位于鄂尔多斯盆地，属于特低渗透油藏。自20 世纪80 年代注水开发以来，针对特低渗透油藏的开发，采用了适合特低渗透油藏开发的地面注水工艺。目前长庆油田注水过程为水源井来水进供注水站，经计量、精细过滤水处理后，通过注水泵加压，由高压阀组计量分配，通过一条注水干管输至配水间，在配水间控制、调节、计量，输至注水井注入油层。
1.2.1 环网注水，压力波动影响有效注水
面对无法选择的地质地貌，针对特低渗透油藏开发的实际，应用联网注水工艺能够极大地简化流程，提高注水效率，优化了水源。但是，随着油田注水规模的不断扩大，原有的注水系统局部管网负荷过重，部分压力高的注水井达不到相应配注，采取干线提压，造成系统能耗高、效率低下，同时环网注水系统中单井注水量会因注水压力的变化相互干扰，由于环网注水导致超欠注问题亟待解决，它与油田精细注水的矛盾也日益增大。因此，在满足全油田注水量的前提下，如何提高环网注水系统效率是一项十分值得研究的课题。
1.2.2 注水系统环节多、资料录取难度大
日常注水资料主要包括水源、供水、注水过程中涉及的液位、注水分压、管压、注水流量等参数，资料均以报表的形式体现，由于注水井位置相对分散，没有约束手段保证员工能够每两小时按照配注对注水量进行调节，管理难度大，这也对注水参数的真实性带来了疑问，这样的数据对于整个注水系统的分析意义不大，也对决策起到了非常大的负面作用，甚至会误导决策。
1.2.3 注水生产与管理脱节
在实际管理过程中，作业区往往按照油系统基本生产管理单元对注水系统管理，注水站仅对自身进行管理，注水井的管理则归属于配水间所在井场的上级集输站点管理，这就造成了注水系统生产运行和管理的脱节。
1.3 建设意义和主要内容
采油三厂作为长庆油田最大的一个采油厂，各类注水站众多，注水井开井达1877口。由于建设时期不同，受当时建站技术、资金、环境等各方面因素的限制，注水井站建设水平高低不同，特别是在自动化技术装备方面差距较大，严重制约了油田生产，采油三厂从2008年开始着手对数字化注水监控系统进行研究。
1.3.1 建设的意义
对油田注水系统重要生产环节实现自动监控，达到精细注水以及节能降耗目的。从近阶段来看，提高油田注水系统效率是目前油田最大的降本增效点，要真正实现这一目标，以实现节能降耗，最有效的方法就是实现油田注水泵系统重要生产环节实现自动监控。对油田注水系统生产过程实现自动化管理后，能够提高注水井站生产管理及运行水平。
1.3.2 建设的主要内容
本文对油田数字化注水系统的应用进行了研究，主要内容如下：
（1）对油田的注水系统工艺过程分析。课题的应用对象是水源井、注水站、注水井，首先对注水系统的生产工艺过程进行系统分析，与传统注水系统过程管理方式进行对比，确定各个环节的检测和控制参数是系统设计的第一步。
（2）根据系统的工艺过程要求，对自动化测控系统进行总体设计。研究确定系统结构、数据通信方式、组网方式、数据采集、自动控制等技术方案。
2 数字化注水监控系统总体设计方案
2.1 系统设计要求
对于油田数字化注水监控系统，从油田生产和实际需要的角度出发，提出了以下设计要求：系统性、先进性、可靠性、准确性、可扩展性、安全性、共享性、兼容性。
2.2 系统功能
根据长庆油田的基本注水过程，系统主要包括水源井、供注水站、注水井三个主要组成部门，系统必须具备以下基本功能：
数据同步采集：注入地层的水通过水源井、供注水站、注水井的整个过程中的所有数据同步采集。站控实现动态立体流程图显示，能实时动态显示生产参数的变化情况，实时参数异常报警，历史记录查询及生产参数趋势显示等。
注水量自动调节：注水阀组各注水井的注水流量、压力能够传输至注水站，同时注水站可以实现注水量远程设定，包括操作控制、参数设定、阀门的自动控制等。
2.3 系统结构
采油三厂数字化注水监控系统为解决目前注水数据不能同步采集、注水生产流程与管理流程脱节的两大问题奠定了基础。注水系统采取厂、作业区、基本生产单元逐级管理的模式，数据传输则通过各个注水监控单元对底层数据采集后，通过通信网络将数据传送到厂数据服务器，作业区调控中心、厂级调控中心与数据服务器进行数据交换，数据将在厂、作业区调控中心监控界面显示，完成对整个系统进行监测和控制。
2.4 数据传输方案
2.4.1 注水站内部数据传输
注水站、联合站注水系统通常选用西门子/安控PLC作为主站。分布式I/O、传感器、驱动器、执行器等。主站（PLC、PC机等）负责通信管理及下设仪表通信。
2.4.2 外部数据传输
（1）数传电台方式
无线数传电台是利用先进的单片机技术、无线射频技术、数字处理技术设计的功率较大、体积较小的模块式半双工数传电台。所以针对采油三厂油区的特殊环境，尤其水源井的位置相对较远、单独架设光缆费用较高、无线传输可视条件差的现状，我们选取数传电台作为水源井设备的通讯方式。
（2）Zigbee无线通信方式
Zigbee是基于IEEE802.15.4标准的低功耗个域网协议。针对油田井场区域小、数量多的特点，我们选取ZigBee的低成本、短距离通讯方式实现井场内配水间与井场主RTU的通讯，设备则选择了国内技术较为成熟的Super32-L 系列RTU。
（3）光纤、无线网桥综合使用通信方式
2005年我厂开始进行大规模网络建设，经过几年的建设，已经形成了覆盖全厂各单位的网络，目前光纤已接入大多数站点，井场通过光纤和无线网桥的综合使用也具备网络通讯能力，可以为采油厂数字化监控系统提供数据通道。
3 检测仪表与执行机构的选择
3.1 磁电/电磁流量计
对于注水站这样的生产现场，由于本站采集的参数和控制点相对较少，主要对下游配水间进行加压、供水，同时设备安装在室内，有人值班，所以站内流量仪表通常选用具备流量监控并自动累积功能的流量计，即：磁电/电磁流量计。
3.2 高压稳流自控仪
稳流配水技术是通过设定流量，控制器把瞬时流量值和设定值进行比较，若该差值大于死区规定的范围，控制器就会发出指令，驱动电机正旋或反旋来调节阀门，使瞬时流量值接近或等于设定值，对单井配注量进行自动调节，从而使单井配注量始终保持恒定。其注水工艺流程如下图：
稳流配水技术可以克服单井注水量相互干扰、环网注水因压力波动而产生的注水量超、欠问题；稳流配水阀组在工厂预置，现场组装工作量小，建设周期短，能够加快投转注速度。该装置结构简单、重量轻，可以整体搬迁，能够适应长庆油田超前注水开发需要；稳流配水阀组无需随时进行人工调节，实现了无人值守，生产岗位较少，生产管理费用较低。
4 数字化注水监控系统的实现和应用
4.1 现场监控工作站软件设计
系统软件设计采用注水过程管理的思想，注水站、联合站注水系统对站内以及上下游数据进行采集；调控中心通过数据库调用能够显示整个作业区注水系统的全局画面，通过多级画面切换实现各级注水情况监控的目的。
4.2 注水站软件界面介绍
软件操作画面的设计采用主菜单的形式，每幅画面通过菜单按钮进行切换，站内软件能够实现对注水站内、上游水源井、下游注水站参数采集，同时能够实现水源井启停、远程配注等控制功能。
注水站主界面：显示注水站内来水流量、水罐液位、泵压力、注水分压、管压以及各注水干线注水量。
水源井控制界面：注水站能够直接管理上游水源井，实现水源井出口流量、泵电参采集，能够远程启停水源井。
注水井配注界面：能够监控注水站干线来水流量、压力，配水间分压、总瞬时流量，同时能够采集每一口注水井管压、注水瞬时流量、累积流量，可以实现配水量设定，进行注水井远程配注。
4.3 作业区调控中心软件界面介绍
全区注水界面（一级界面）：作业区调控中心一级界面能够直观显示全区目前注水基本状况，其中包括水源井运行状态、排量，各注水站水罐液位以及干线压力、排量等参数。
二级界面：二级界面分别包括水源井数据监控界面、注水站数据监控界面以及各干线监控界面，它们分别详细地将水源井、注水站、注水干线数据进行显示，数据与注水站所采集的一致。
三级界面：三级界面主要显示各单井点配水间压力、流量、配注量、超欠注等参数，通过三级界面的监控达到根据全区注水情况调节供水、注水，根据注水井压力调节系统压力，对产水量、注水量实时监控，使数字化在精细注水中发挥作用。
5 结论与展望
5.1 结论
注水是油田生产过程中非常重要的生产环节，过程涉及多种工艺，其自动控制的程度代表了数字化在油田应用的水平。通过采油三厂在注水井、站应用数字化监控系统，效果良好，取得了几点认识。
对生产工艺过程准确分析是设计数字化监控系统的前提。油田注水系统生产过程包括压力、液位、流量等多个参数的控制，系统压力与流量相互影响较大，所以控制方案必须选择合理，否则会出现误差，甚至导致系统不能稳定运行。
系统设计的目的在于通过技术手段解决目前因生产管理结构导致的注水系统运行与管理的脱节问题，通过对水源井、注水站、注水井系统性的管理达到精细注水、安全注水。
检测仪表和执行机构的选择是自动化设计的第一步，是保证整个系统正常运行的基础，我厂根据系统控制的要求，结合现场管理实际选择了检测仪表与执行机构，选用合理，运行可靠。
5.2 展望
本系统的投用，有效保证了注水系统的平稳性、安全性，极大地减轻了工人劳动强度。但由于监控点的供电、网络、设备稳定性存在缺陷，在监控数据的稳定性方面还不是很理想，仍有许多工作有待完成。
对系统稳定性进行研究，通过网络、电路的优化保证系统运行的基础稳定，同时不断对现有稳流自控装置的运行环境、可靠性进行优化。
【参考文献】
[1]鲍秀华.油田集输、注水泵站生产自动化监控系统的应用研究[J].
[2]董巍，等.长庆油田注水地面工程技术优化分析[Z].
[3]方鹂，等.Q-SY CQ 3419-2010注水站建设标准[S].
[关键词]农村 低电压 管理措施 技术措施
中图分类号：TM725 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）01-0073-01
1 同心地区低电压情况及主要特点
同心县地处宁夏回族自治区中南部，吴忠市的南部，是宁南九个山区县之一，位于山区与川区的结合部。
农村“低电压”现象具有动态性、季节性和复杂性特点。截止2014年底，全县共有63个行政村，4639户农村低压用户存在不同性质的“低电压”现象。
低电压主要特点如下：
1.偏远地区“低电压”。由于同心县地处山区，农村地区地广人稀，居住分散，造成线路供电半径过大，出现“低电压”现象。
2.同心县回族斋月期间，早、晚两个时间段，用电负荷突增，造成配变容量不够，形成新的“低电压”点。
3.部分电网基础薄弱。由于资金限制，历史上电网投资主体不一，建设水平低，尤其是原有的农村电管站承建的线路线径细、老化和供电能力不足现象突出，加剧了“低电压”发生。
4.迎峰度夏时期“低电压”。在每年6月至8月迎峰度夏期间，主要为排灌、降温、新增负荷等各类用电负荷的增长，同时该时期内为同心回族斋月，居民用电比较集中，随之而来的“低电压”更为集中。
2 消除同心地区的低电压的措施
为深入推进同心地区“低电压”治理，同心公司从管理和技术两方面入手，本着“严、细、深、实”的工作理念，全面开展“低压电”治理工作。具体做法如下：
（一）管理方面：
1、加强领导，建立责任保障体系。在年初成立了领导小组，明确分工和责任人。依据国网宁夏电力公司审定的《国网宁夏电力公司同心县供电公司农村低电压综合治理工作方案》，加强目标管理，明确工作要求和时间进度要求，实行分层分级考核。
2、开展普查，建立低电压台帐。2014年11月份，按照国网宁夏电力公司总体要求，对辖区内所有台区进行低电压摸排，普查时我们以供电所为对象，以中压线路为单元，以配电台区为单位在同一用电高峰时段对电压情况进行监测，获取了第一手准确的电压数据。
3、加强日常管理和考核。以台区为单位，开展细致周密的调查分析，梳理产生“低电压”问题的技术层面和管理层面的原因。若能够通过管理手段解决的，则通过管理手段解决。如在运行管理上，做好配变调档，充分发挥配变自身调压能力；三相负荷分配不均衡的配电台区，采取有效管理措施，降低三相负荷不平衡度，减少电压降落，降低线损；做好用户需求侧管理，严把业扩工程验收关。严格考核，建立“低电压”治理工作常态机制。
4、优化“低电压”监测网络
一是健全农村电网电压质量监测网络和管理平台，增加电压监测点数量，现已将D类电压监测点增加到100处。二是加强电压监测仪日常维护和检查，发现运行异常的监测仪及时进行维修或更换。三是开展低压用户典型日电压曲线绘制工作，研究农村配电台区运行规律，不定期开展“低电压”情况普查和抽查工作。
5、宣传引导。通过发放宣传单、走访学校、清真寺、村部、重点客户，在清真寺、村部张贴告示、解决清真寺、村部用电问题等多种形式加大政策宣传力度，呼吁用户要注重集体意识，积极支持低电压改造。
6、加强服务。为用户开通“低电压”治理直通车，迅速快捷的为用户解决低电压问题，减少“低电压”投诉事件的发生，提高服务质量。
（二）技术方面：
1、提升10 kV线路供电能力。
对10 kV供电半径过长线路进行改造，采取在供电区域内将部分负荷转移到其它 10 kV线路的方式进行改造。如2015年110kV线驮石变10kV配出工程，通过增加大截面（采用185平方毫米绝缘导线）10kV出线，将塘坊514塘石线进行切改，以缩短供电半径，提升线路供电能力；对现有不满供电能力的线路进行改造，通过增大线路导线截面，提升供电能力。如同心窑山变512窑黄线低电压线路治理。
2、提升配电台区供电能力
对核查出的102台存在“低电压”现象的配变台区，将过载、重载配变进行增容或新增布点改造，以及低压线路超供电半径的台区进行新增布点，进行负荷切改，以提升配电台区的供电能力。通过对78台“低电压”台区进行增容及新增布点后，可以解决3130户“低电压”用户。通过对26台“低电压”台区进行低压线路改造，提高低压线路导线截面，可以解决1495户“低电压”用户。
3、充分利用各级调压手段进行调压。
对于变电站有载调压主变压器分接头，按照电压曲线并结合无功出力情况及时调整；对存在着超供电半径的线路，这些在暂无规划增加变电站布点的线路末端安装线路调压器，在短期内提高线路的调压能力。如对四条半径过长的10kV线路加装5台10kV线路调压器，有效提升了10kV线路后段电压；对于存在“低电压”的台区中，大部分台区能通过增容及新增布点，提升供电能力，还有部分台区处于山区，配变台区末端只存在几户用户，且只有照明负荷，因此需要安装低压调压器，以提升低压线路的调压能力，今年已完成10台低压调压器的安装，效果明显，后期还需安装120台低压调压器。
4、优化无功补偿
按照分层分区无功就地平衡的原则，在综合考虑技术经济性的基础上，合理确定电压无功设备选型、补偿容量、补偿方式和安装位置等，开展无功优化补偿建设。如在部分供电半径过长10kV线路的中后段加装串联补偿装置6台。在公用配变方面，对新增100kVA以上变压器安装无功补偿，提升配变无功补偿的能力实现。在用户专变方面，严格执行100kVA及以上专变用户功率因数考核，督促用户安装无功补偿装置。
5、加大新设备、新技术的应用
实施综合配变增容，推广新材料、新设备的使用，选用非晶合金配变，利用其空载损耗低，分接开关五档调压的特点，新增102台100kVA以上变压器，提高0.4kV电网首端电压质量，
3 农村“低电压”治理取得的效果
3.1、电力基础设施不断完善。2015年，宁夏公司公司对同心地区投资电网改造资金1.18亿，通过这些改造，进一步完善农村低压电网的结构，大多数“低电压”台区新增设了布点，线径明显增大，线路质量明显改善。
3.2、促进当地农村产业化发展初具规模。通过“低电压”综合治理，所辖农村电网电压合格率、供电可靠性得到提高，为农业发展提供充足、可靠、安全的电力供应，有力地促进了农村经济的发展和农业产业的规模化。
3.3、取得了良好的社会效益。通过“低电压”综合治理，取得很好的社会效益，95598系统投诉“低电压”件数较同期明显回落，居民用电满意度大大提高
关键词：配电网；低电压；发生原因；治疗方法
中图分类号：TM73 文献标识码：A
电能作为人们工作生活中必不可缺的能源，在人类社会中有着极为广泛的应用，这就给电力配电造成了严重负荷，从而进一步加剧了电力配电的困难程度。而在电力的配电过程中，电压无疑是衡量电能质量的极其关键的硬性指标，它对电力设备的工作效能发挥着至关重要的作用。因此，国家电网与社会对配电网低压问题极为关注。在对配电网低电压的有效治疗方法进行探讨前，我们必须明白配电网低电压的发生原因。
1.配电网低电压的发生原因
1.1 用电负荷量大
在城市，城市居民在夜晚的用电量需求急剧增长，尤其是在夏季，由于天气酷热难耐，导致空调等家用电器在广泛使用中给配电网造成了严重的压力，使配电网不得不进行超负荷运转，以满足人们的用电需求。然而，这就极易导致配电网低电压的情况发生。
在农村，每当排灌的农忙季节，农忙季节主要是1月～3月、6月～9月、11月～12月这3个季节段，农民由于忙于农作物的播种浇灌工作，从而造成了机械超负荷运载的状况经常性出现，这就使配电网低电压情况发生。除此之外，随着我国经济的飞速发展，农民的生活水平也日益提高，家用电器也得到了广泛普及，这使得农村用电量也在快速增长的过程中，当然，这也根据地区的不同而有所差异。例如，在南方的春季时节，往往需要对茶叶进行采摘，这就出现了春季的采茶期。因此，在用电高峰分析过程当中，必须考虑到地区不同而导致的用电量差异问题。根据配电网通信所检测到的数据来看，农村的日用高峰时段具体见表1。
1.2 管理层面原因
首先，在供电系统的管理与运营过程当中，往往存在着管理粗放的问题。例如，供配电系统中的供电设备信息记录不全、没有实时更新等，这就导致网络数据库中供电系统的配电网信息资料有遗漏，从而无法对其所发生的故障或问题进行及时有效的修缮和维护，这就导致配电网电压情况的发生，严重时甚至会出现大面积的断电故障；其次，部分地区在营销管理方面不够认真细致。例如，在一些较为偏僻的乡村区域，由于农村用户的接电线路较为松散，这就给电力配置造成了一定程度的浪费，因此，在这些地区，国家电网通常是将高电的配置应用在公共设施的而配置当中来，以便农村在春种秋收的农忙时节，能够保证电力的供应。但是，这就造成农村配电网在进行配电过程中所出现负荷不平衡情况的出现，从而致使配电网低压；然后，对配电网的监测有遗漏。例如，对于农村配电网而言，由于农村用电用户分布松散的缘故，导致无法对配电网进行全面的监测；最后，配电网管理工作不到位。这是由于工作人员在对配电网进行配电的程序操作之前，对配电区域所需的用电量并不能熟练掌握的故。无论是城镇还是乡村，人们对电量的需求都与日俱增，而其中的有些用户则会对线路进行私自改装增容，这就增加了配电网管理工作的难度。
1.3 技术层面原因
首先，导线不匹配。在配电网的实际配置过程当中，存在着导线不匹配的状况，这是因为随着用电量的增长，电网安装人员在更换变压器的时候，往往会忘记对导线进行相匹配的同步更换，这就致使配电网低压的出现；其次，线路的老化问题。对城市而言，由于城市中有些小区多是10年前建造的，当时所采用的供电线路出于资金成本的考量，往往采用的是最低廉的单相的零线接法，这就大大增加了线路的维修难度，并且在电线线路的实际输电当中，极易出现短路情况的发生，这是由于线路经久失修，早已老化；最后，设备落后。由于社会科技水平的不断提高与城市化进程的不断加快，这就使得原有的供电设备日趋淘汰，无法满足现在人们的需求，尤其是在用电峰值阶段，一旦电器同步运行就会出现跳闸断电情况的发生。
2.配电网低电压的有效治疗方法
2.1 优化电网规划
在对配电网进行优化前，首先必须明确配电网的改造目标，并且要对城市中配电网的具体运作状况进行全方位的综合性考量，制定出科学合理的配电网规划，这就要求负责电网规划的人员对每条线路的电力负荷数值都有着明确的认识；其次，根据资金成本对配电网优化设置可行性方案，做好资金预算和规划设计；然后，根据各个城镇乡村的实际情况和用电量需求来制定出合理的规划方案；最后，在电网的优化工程完毕后，必须对配电网进行有效的检测和维护。只有做好电网规划的每一个环节，才能真正起到对配电网的优化作用，提高配电网的工作效率，改善配电网低电压状况。
2.2 电力负荷改善
导致配电网电压低状况出现的一个十分重要的原因就是电力负荷问题，因此，在对电力负荷进行改善之前，我们必须对电力负荷进行调查与分析，根据电力的实际使用量，对区域电力负荷未来的发展状况进行预测，只有对各个城镇、乡村等不同地区的电力负荷采用科学合理配置的方法，才能够有效地改善电力负荷，从而缓解配电网低电压情况的发生。
2.3 中低电压配备原则
要对配电网低电压进行改善，就必须对配电网系统的供应长度、供应范围与供应能力有着清晰的认识，与此同时还要对配电网线路的老化程度、损耗度、可靠性以及负荷率等方面有所了解，并且用户的变压器使用状况进行彻底的查访记录，做到因地制宜。只有这样才能够对配电网中所存在的问题有着明确的认识，从而确保电网系统的安全稳定运行。
2.4 加强运行维护与监督管理
针对配电网低电压的现况，在配电网低电压的治疗过程中，只有加强运行维护与监督管理工作，才能对整个配电网系统形成良性循环。例如，建立用户客户端的明确信息制度，对用电用户的用电量信息以及家装变压器都有着直观的信息记录，从源头发现配电网中可能会存在的问题。与此同时，展开电力负荷与电压质量的实时监测，用来详细掌控低电压的实时数据，以便对配电网的质量问题进行发现和查找，从而推动配电网配电工作的顺利展开。
结语
在我国的电网系统中，配电网对配电起着至关重要的作用，因此，要解决配电网低电压的问题，必须从根源进行深入分析，有针对性地提出改善配电网低压的治疗方法，从而有效地对配电网低电压现况进行改善，推动我国电网的稳步发展，更好地造福百姓。
【关键词】节电；技术；管理 ；措施；峰谷平
中图分类号： TD609 文献标识码： A 文章编号：
对企业来说，做好节电工作即降低了生产成本，节约用电既降低了线损、改善了电能质量、保证了电力系统的安全运行。下面从科学管理和技术改造两方面着手，谈谈节电的一些措施。
一、企业供用电系统的科学管理措施
（一）、建立健全各级管理机构和制度，加大监管执行力度
1、没有良好的制度做基础，任何宏伟的蓝图必成虚幻。企业的能源应该进行统一管理，不仅要建立能源管理机构，形成完整的管理体系，还要建立一套科学的管理制度，细化能耗定额管理。制定出各部门各生产环节合理先进的能耗定额，对能耗情况认真计量，严格考核，切实做到节能加奖、浪费受罚，在此基础上才可建立一个能调动广大员工节能积极性合理制定和监督执行经济可行的严谨的用电管理制度。
2、制定的制度不是挂在墙上就完事大吉，最最重要的是如何去实施。制度往往很健全，但是缺乏合理的监督和执行还是等同于没有制度和管理。这就需要管理者动用制度和智慧，逐渐培养职工的节能节电意识，从点滴细微之处凝聚出长效高利。减少水、气、电、热等能源的跑、冒、滴、漏，也能直接节约电能。
3、企业中全员行动节约原材料、做好生产设备保养工作。
（二）、实行用电负荷调整，严格控制高峰负荷
1、合理安排生产调整负荷，实行计划均衡用电，安排大型用电高耗能设备在低谷时运行生产，各工序间统筹合理安排，在企业节电技术措施多元化的基础上，巧用峰谷平用电值，既提高了变压器的负荷系数和功率因数，又减少了变压器和电力系统的电能损耗。
例如：现各大企业公司的冬季供暖工作均由电采暖加热炉替代了原来的燃煤、燃油锅炉供暖，虽然环保但电能消耗量必然加大。此时实行高峰让电，分解峰谷平值电量，严格控制高峰电力负荷，填补负荷低谷。不仅可以提高供电能力，也是节约电能的有效措施。以某企业电采暖加热炉冬季供暖实例：某日的用电量日消耗量1524.8度电。峰值消耗14.4度，平值消耗24度，谷值消耗1486.4度电。每天加热用电量控制比率为：峰值1%，平值2%，谷值97%。即：采用电采暖的加热系统在谷的时段大量用电加温提升炉水的温度，实行低谷时将锅炉内用水用电加热达到理想高温，尽量避开峰时用电，减少高峰电力支出，最大限度的节约能源利用率。同时实时采集数据，进行统计、分析并精确控制各楼层区域温度的均衡性，提高电能运行效率，降低运行成本。
、实行经济运行方式，全面降低电力系统的能耗
1、利用新的技术手段或加强运行管理。对负荷率低于30%的变压器考虑更换退出运行。降低变压器的空载损耗。 2、选用智能型节电器对变压器的功率因数电压电流进行自动监测及时补偿。降低铜损、铁损、线损大马拉小车等情况。
3、经济运行，合理调整变压器运行台数。根据用电的负荷情况适当调整变压器运行台数及容量。对于负荷系数长期偏低的变压器，应考虑更换较小容量的变压器。如果运行条件许可的情况下，三台变压器同时运行，可以在考虑在低负荷时，切除一台或两台变压器，便可降低变压器的空载损失，以消除低负荷时的空载负荷过大造成的电能损失现象。
（四）、对各单位部门采用计划供用电管理，提高能源的利用率
采用智能型电度表，定期监控检定电度表，及时更换计量不准确的电能表。使计量更加准确，减少电能计量误差。通过计量，严格考核，实行计划供用电合理使用和分配电能。
（五）、对供用电设备定期巡视检查，及时发现隐患，同时加强运行、维护、保养
供用电系统的运行维护和提高设备的检修质量和节电工作有着千丝万缕的关系。及时更换带病运行的供用电设备，经常检查供用电设备及供电线路是否有氧化、过热、断股、打火等现象。
二、企业供用电系统的技术改造措施 ： （一）、以新型代替旧型高耗能型低效的供用电设备，以提高效率
1、变压器的节电技术主要可分为设计制造和生产运行两方面。设计制造方面的节电技术，是制造厂家的课题。采用新型电磁材料、新型生产工艺开发研制出高效节能变压器，用以更新改造低效耗能的变压器在生产运行方面的弊端。生产运行节电技术则是利用新的技术手段或加强用电运行管理，降低变压器的空载损耗。
2、建议尽量多使用新型节能高效能电动机，逐步淘汰旧型耗能的电动机。用Y系列（或YX等）电机代替各种高耗能电动机，可以提高平均效率降低噪声。
（二）电机的合理运行可以提高自然功率因数
1、电机与机械负载合理配套。
2、使用Y—节能转换装置。对于现有的定子绕组为形接法而长期轻载运行的感应电动机，可改为Y型接法运行。
3、用可塑性材料——（俗称CC材料）磁性槽泥改造旧电机。也可以将绕线式感应电机的转子绕组改成励磁绕组，同步化运行提高自然功率因数，节电效果同样显著。
4、对电动机采用先进的动态调节：如调压调速、改变极对数调速、转子回路串电阻调速、电磁调速、串级调速、液力耦合器调速、变频调速等措施，同样可以节能提效。 5、降低电机自身的损耗，提高电动机的机械效率，负荷率达40%以上。（三）、根据具体状况合理选择配电线路和供电范围及负荷，使变压器处于用电负荷的中心，避免供电线路过长。减少电压降，10KV供电半径应不超过15KM，避免供电半径过大。运行中配电变压器在三相四线制供电中，应注意三相平衡的原则，降低零线电流。末端电压降增大，线损增大则会增加电能损失。
（四）、及时的进行供电线路改造，降低线损。供电距离过大，线径过细的线路可能会因负荷的增加，而易发生隐患。需要进行更新改造的供电线路必须及时改造，同时采取末端电容补偿，改善电能质量，达到节电的目的。
（五）、大力加装推广智能型节电器和电容容无功补偿器对变压器的功率因数、电压、电流进行自动监测及时补偿装置，保持功率因数在0.9以上，确保电网安全、经济、可靠运行。 （六）、在企业园区应大力推广节能灯、太阳能LED光源的使用。
【结束语】
如果一个企业想要利润最大化,能源管理工作的好坏则是成败的关键之举。降低能耗节电的集中系统全过程管理和控制是一点一滴细微之处不断日积月累持续不断的过程，如果企业依据科学管理和大胆技术创新中更加重视细节、放眼未来，通过采用先进的技术、设备从发电、输电和用电各个环节减少能源浪费，提高能源利用率，为企业的飞速发展和辉煌的进画上浓重的一笔色彩！
参考文献
【关键词】智能建筑；关键环节；质量监控；配电装置；配电箱
智能建筑内部专业设施齐全，自动化程度高。为了保证智能建筑整体运行的先进水平，发挥其智能作用，强、弱电系统的先进性、合理性至关重要。电气工程是一个复杂的系统工程，其强电系统主要设备有：干式变压器、柴油发电机、高压配电装置、低压配电盘、电线电缆及动力照明等。进线系统一般为二路10kV独立电源进线，分列运行，自动切换；配电系统大部分采用双回路自动切换方式，应急电源除了箱内设置自动切换及整流装置外，还可能设置多套UPS电源。弱电系统主要有：楼宇自控、火灾报警、综合布线、电磁屏蔽、安保监控、电视电话等。各系统本身设备精密，结构复杂，技术先进，安全可靠，自动化程度高。
1.协调环节
大楼内强、弱电专业门类齐全，施工队伍多，施工技术水平参差不齐。在各自的承包范围内，施工队往往只注重本工种的进度，而忽视专业交界面的施工。互相扯皮，造成施工协调困难。由于总包单位和这些弱电专业单位没有直接的责、权、利合同关系，在施工中遇到扯皮问题时，总包方根本不予理睬。为了能使各施工单位协调配合，交错施工，质量达标，建设和监理单位要着重抓好以下几个关键性工作。
1.1适时办理交接手续
专业队伍一进场，总包单位就要求限时扫管，办理交接手续，否则不让穿线。而专业队伍从自身效益出发，匆忙办理交接手续怕漏项，总是一边穿线一边扫管，拖延时间。针对这个问题，管理人员一方面要要求专业队伍增加人力，集中扫管，抓紧办理交接手续；另一方面要做总包方工作，办交接手续后对漏做的管盒，只要是图纸上有的，一定要补做，并要求双方顾全大局，互相体谅。
1.2现场督促补管
在穿线过程中，经常遇到管路不通和漏做管盒的问题；开始总包方的对漏做的管盒处理比较容易接受，时间一长，就表现出不耐烦的情绪，拖着不补。为此，尽量要求弱电专业施工方将漏做的管盒一次查清、搞准确，并耐心与总包方说明：大面积的管盒，要求一次性查清，确实不易。甲方和监理要不怕麻烦，多找双方人员交流，深入现场，找部位、指地点，随时补管。并及时组成一个由双方参加的临时小组，专门处理补管事宜，防止出现互相指责，推诿的局面。
1.3分清专业施工界面
强电和弱电的施工设计图纸界面往往分不表，如气体灭火控制屏的220V电源线、空调机的控制柜至电源箱间的管线等虽属于强电的范围，但叵在强电施工单位仔细审图，及早提出问题，并通知设计单位进行修改，让强电方施工有依据，避免扯皮现象。
1.4耐心摩合，交错施工
跨专业之间的施工、调试、需要仔细安排，早作分析，协调进行。如：在电磁屏蔽工程的施工中，施工每前进一步，都伴随着各专业间的协调配合。电磁屏蔽在挂网时，要涉及到土建和风、水、电等专业的协调配合，而各专业一般朝阳只为自己进度着想，只顾自己施工方便，技术交底不深，从而产生互相埋怨、吵闹情绪。甲方、监理人员要深入现场，掌握各专业施工进度，进行耐心细致的工作，土建施工时要督促风、水、电等专业的配合，电磁屏蔽施工前要组织各专业施工队的汇签，制定局部的施工进度配合计划，检查落实每一步琐碎的施工工序等等。做到各专业施工逐步适应计划，以期达到较好的磨合，得到较高的质量保证。
2.设备环节
由于电气工程专业性强，在工程投资少、时间紧、作业面宽、工程繁杂、质量要求高的情况下，若不分轻重环节，“眉毛胡子”一把抓，势必造成人、财、物的浪费。在监控过程中，应认真学习、因地制宜、总结经验、分析工程实际、抓住工程中的关键环节、坚持报难制度、处理解决关键性质量问题、避免施工中的偷工减料和系统混乱状态的发生。
2.1配电装置
配电装置是电气工程的核心，它如同人的心脏，一旦出了毛病，人员和设备就无法正常工作，造成供电可靠性下降，整个工程失去安全感。为此，对配电装置从设备进货到安装调试，都要毫不放松，严格按图施工和规范验收。大楼内变压器、高压开关柜、低压开关柜等设备都比较先进，其生产厂家一般出较具规模，按常理是还会出现技术性问题的。但是，在实际工程中，经过认真检查，常常会发现低压开关柜内回路开关的动作整定电流与设计不符、供货的开关大小满足不了要求等现象。因为整定电流是保护下级设备和电缆的动作值，整定电流小了，开关容易跳闸、停电；整定电流大了，系统出现过载和非金属性短路时开关不跳闸，造成人员和设备的安全事故，施工中来不得半点马虎。在监控过程中应仔细检查，核对图纸，消除事故隐患。
2.2电力电缆
电缆是输送电能的载体，若质量不高，就会造成火灾等事故的频繁发生。工程中使用的电缆绝大多数是沿竖井、桥架和沟道铺设，电缆集中、数量多，规格从4mm2～I85mm2的三芯至五芯电力电缆不等，如不分门别类，严格审查，就会出现施工混乱、以次充好，造成运行中电缆过热、发生危险的现象。如工程中电缆型号有GNHYJE22、GNHYJE、GNHYJV22、GNHYJV、GZRYJV22、GZRUJV ZRYJV等，施工单位在布放强电竖井的电缆时，将50mm2的GNHYJE型电缆换成了GZRYJV型电缆，将10mm2的GNHYJE型换成了GNHYJV型电缆，降低了防火标准和使用性能。我们及时通知了路工单位并更换电缆，追查责任，避免了类似现象的发生。
2.3配电箱
配电箱是接受电能和分配电能的表量也是电力负荷的现场在直接控制器。要使工程中的动力、照明以及弱电负荷能正常工作，能配电箱的工作性能至关重要。工程中配电箱型号复杂、数量多，大建部分配电箱还受楼宇、消防等弱电专业的控制，箱内原理复杂、上筑下级设制合严格。电气系统路工队但多各专业又有自己的使受用特点，在设计中受各方干扰的情况较多，会造成设计修改通知集单增加，配电箱内的设备和回路修改多。若施工单位在订货时只专考虑按蓝图订货而忽视修改，在安装时只顾对号入座而不仔细地刊进行技术审核，就满足不了有关专业功能的要求。电气设备的上下级容量配合是相当严格的，若不符合技术要求，势必造成系统运行不合理、供电可靠性差，埋下事故的隐患。
2.4弱电设备功能
大楼内弱电设备多，专业性强，每个弱电子系统均有专门的技术人员安装调试，监控管理人员一般对诸多智能系统不可能都精通，应在抓好线管、线槽施工质量的同时，着重对系统设备的功能进行监控。
3.严格质量监控
电气施工安装中，管理人员只有努力提高自身的素质和专业能力，才能做好质量的监控。
3.1认真阅图是做好质量监控的前提
图纸是施工阶段的前提和依据，只有详细消化图纸，对工程每一系统做到心中有数，才能在现场发现问题和纠正错误，做到对工程质量的预控。电气工程系统设备先进、管线繁锁。在电气施工前的每一阶段，都要仔细地审图和校图，特别是对每一份设计修改通知单，都要认真地进行管理，逐一描绘到蓝图上。只有利用这样的修改蓝图，进行工程质量的监控，才能纠正-个又一个错误，保证系统的安全性、正确性和质量的安全可靠性。
关键词：建筑；供配电；监控系统；设计；功能
中图分类号： X924.3 文献标识码： A 文章编号：
1 建筑供配电监控系统的特点
建筑供配电监控系统主要依靠现代传感技术、电子技术、计算机技术以及通讯技术来实现四位一体式的建筑电力监测和保护的综合体系。由于建筑供配电监控系统是由先进科学技术交叉重叠而构成的，所以建筑供配电监控系统具有四个子系统的特点和优势。建筑供配电监控系统的特点主要包括：
1.1建筑供配电监控系统具有智能化的特点
由于电子技术和计算机技术是先进科学技术的杰出代表，因此其运行和使用具有自动化和智能化的特点。
1.2建筑供配电监控系统具有模块化特点
建筑供配电监控系统是对整个建筑物的电气工程系统进行的监控、监测和保护，由于各子系统之间盘根错节，既有一定的联系又具备一定的区别，因此为了便于对各子系统进行管理，多采取模块化的管理方法对监控系统进行差异化区分和管理，不仅有利于进行系统故障甄别和鉴定，而且有利于提高配电设备的检修效率，从而实现建筑供配电监控系统的全面质量管理。
1.3建筑供配电监控系统具有覆盖率广、便于操作的特点
建筑供配电监控系统是一项复杂的系统工程，在进行设计时要充分考虑电气安装工程的各种因素，因此建筑供配电监控系统的覆盖范围较为广泛，既要顾及到电气照明系统，又不能忽视电气安装系统。
2 建筑供配电监控系统的功能
建筑供配电监控系统因电压差异可以分为高压监控系统和低压配电网络监控系统，另外还有系统界面功能，下面主要对这三部分系统功能进行详细论述。
2.1高压监控系统
高压监控系统的功能主要包括五方面，这五方面的功能主要表现为：
第一，适时更新主要开关设备的工作状态，从而可以连续获取设备的最新情况；
第二，高压断路器可以通过遥感技术进行控制，从而便于实现高压断路器的开合状态，另外，遥感技术的引入使得高压断路器具有防误操作和相互闭锁功能，因此，能够有效的避免操作中的失误，从而降低错误率；
第三，通过相关设备指针仪表的指示，能够准确掌握相关配电设施的电力指标数据，其中能够掌握的配电设备的电力指标主要包括：开关柜的相电压、相电流、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、视在功率、功率因数、频率以及电线的电压等；
第四，监控系统能够检测到供配电设备的故障率，检验设备是否发生故障的电力指标为状态量的变化幅度、模拟量的限制等；
第五，高压监控系统能够生成相应的数据报表，从而可以准确权衡各建筑住宅的用电情况，便于配电系统的管理。
2.2低压配电网络监控系统
低压配电网络监控系统是相对于高压配电监控系统的监控子系统，其功能主要包括以下几个方面：
第一，能够准确掌握各低压断路器开关的运行状态和故障发生状态，从而便于供配电设备的控制和检修；
第二，能够快速获取各低压检测回路的电力数据值，如电流、母线电压、有效功率、电度表值以及功率因数等各项指标数据；
第三，能够监测到变压器的变化幅度和变化范围，掌握变压器各时段的运行状态和故障存在风险；
第四，能够根据通讯技术的设计要点获取相应的应急供电系统、直接电流系统的故障报警信息，从而能够进行供配电设备危机管理；
第五，可以通过遥感技术控制低压塑壳断路器，根据情况变化进行塑壳断路器的分闸操作，从而降低操作风险，提高运转效率；
第六，能够对电度计量表进行集中的收集和处理，从而可以根据用户的需要进行相关电度报表的登记和编辑，提高用电管理水平。
2.3系统界面系统
系统界面系统是用于查询和操作的基本界面系统，其功能主要包括：
第一，系统界面是一款以中文为支撑的系统，因此操作步骤以中文指导为依托，即使不懂电脑知识的工作人员也可以进行相关的操作活动；
第二，能够全面掌握实际配电室的电气设备的分布图，并且能够掌握柜面图的最新动态、系统仪表的动态信息；
第三，能够查询电气设备的历史故障清单，并且能够洞察电气设备故障报警、超温报警的情况；
第四，能够使用遥感技术控制整个系统的高低压开关，而且能够对高低压开关设定密码进行安全防护；
第五，能够对备查设备的能耗情况进行实时监测，并且能够根据能耗数据和信息绘制相应的能耗曲线图；
第六，能够实现预留与建筑的自动连接，保证连接的质量。
综上所述，供配电系统是建筑施工中极其重要的部分，因此加强供配电监控系统的管理工作是至关重要的。由上述三大子系统的功能性分析可以发现，监控系统的主要功能是对供配电的电气设备进行监测、检查和保护。对所有电气设备的电气指标，电流、电压、开关状态、有功功率等进行监测，并且利用监测的数据和信息进行统计分析、运筹规划、维修保养，从而实现供配电监控系统的有效性。
3 建筑供配电监控系统的设计要点
建筑供配电的监控系统主要有三大部分组成，分别为信号层、控制层以及通讯层，因此进行建筑的供配电监控系统设计需要对三大层次分别进行设计。此外，软件系统结构设计、抗干扰设计均是供配电监控系统设计的重要组成部分。
3.1信号层的设计要点
电气设备的信号采集过程主要是通过智能传感器与电力信号变送器共同作用完成的，在此过程中，需要将智能仪表直接连通到通讯端口和PCI接口。由于电信号需要经过一系列的分压、整流过程才能够实现信号的标准化和准确化，实现标准化的信号需要经A/D转换后才能够上传数据和信息到上位机。
设备状态信号是供配电监控系统的基本职能之一，对供配电监控系统具有非常重要的作用。设备的状态信号需要经过三部分的处理才能够进入到PLC数字单元，这三部分处理分别为辅助继电器、短路零电压以及辅助触点，设备状态信号才能够完成隔离与采集。设备状态信号的实现工序不仅可靠性强，而且设备状态信号的控制能够体现系统的经济性原则。
3.2控制层的设计要点
由于电力系统的电气设备需要经过连续的操作，因此由设备产生的磁场以及谐波非常显著，因此，进行供配电监控时，应该积极引入抗干扰能力强的面向对象的操作模式。对于整个供配电监控系统需要进行细分控制，对于控制系统的系统性部分可以通过智能化仪表与设备辅助控制来实现，对于电气设备的功能控制、关键设备的动作控制，需要有PLC来完成，这是因为PLC的设计模式独特，因此PLC监控的可靠性强、控制灵活、能够实现逻辑控制。
3.3通讯层的设计要点
通讯层的控制需要使用相应的电力控制软件，根据监控系统对电气设备的监测数据和运行状态，利用控制软件进行数据的统计分析、相关图形图表的生成。通讯层获取的信息可靠性虽然较高，但是仍然会有误差存在，此时可以采用通讯协议技术，通讯技术协议的原理是将通信进行奇偶检验以及帧检验，在检验的过程中实现数据采集，由于采集的数据存储在数据包中，而数据包之间采用的是轮巡机制，从而可以估计出通讯数据中的错误信息。通信协议具有自动存储的功能，即使突然断电也能够将信息进行缓存，在设备重启后会将存储的数据进行恢复，从而实现系统的可靠性和安全性。
3.4软件系统结构的设计要点
系统软件的运行机制采用的是C/S结构，具体的系统监控软件主要包括现场监控终端软件以及管理服务器端软件。两种软件的功能不同，现场监控终端软件主要用于完成各种电气数据以及信息的采集，最终将采集到的数据和信息上传到服务管理器；管理服务器端软件则是根据相应的参数设定值与开关量信息值的比较分析，给出相应的查询结果或者控制系统的执行命令。
软件系统的有效运行需要良好的运行环境作支撑，因此软件运行环境的选取需要满足可靠性要求和通用性要求，并且能够实现通讯的实时性。
3.5抗干扰系统的设计要点
由于电气设备在不断运行的过程中会形成电磁场和谐波，因此会对整个监控系统产生一定的干扰，为了减少系统内部以及系统外部环境的干扰，应该采取相应的抗干扰促使来进行防御，其中最常用的抗干扰模式是在监控系统的软件中增加相应的抗干扰程序。
3.5.1硬件部分的抗干扰设计要点
硬件部分的抗干扰设计可以通过消除干扰源或者切断耦合通道的方式来实现，两种抗干扰措施的根本目的是对干扰磁场进行有效的隔离，并且对谐波进行过滤，从而阻断干扰影响电气设备，而且这种方式还能够降低保护装置自身的电磁敏感性。
3.5.2软件部分的抗干扰设计要点
进行软件系统的设计时，应该加强软件的提醒设置和恢复设置，当系统程序出现强烈干扰时能够实现系统的自动恢复，另外对于重要的数据指标需要进行冗余设计。
关键词：林区电网 电网建设 工程管理
中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）04（c）-0166-02
林区电网建设改造升级工程是电网建设的一项重要环节，现已全面展开，各相关部门要认真贯彻落实各项项目规划，确保规划及时实施，并做好监督、检查工作，这样，才能确保整个工程项目符合国家政策要求，遵循工程管理规范。林区电网建设改造升级工程为社会主义新农村建设提供了优质、高效的服务。本文主要对我局林区电网改造升级工程管理进行了一些探讨。
1 规划及年度计划管理
（1）市电业局组织各县市供电局、设计院等相关单位根据省公司农网改造升级规划编制本供区农网改造升级工程实施方案，并及时报送市发改委。
（2）市电业局按照农网改造升级工程实施方案每年向省公司发展策划部报送下年度及后两年农网改造升级工程前期里程碑建议计划，其中110 kV和35 kV高压技改工程及10 kV及以下配网工程分别作为一个单项以县市为单位分类打捆编制项目计划。
（3）市电业局按照省公司审定后下达的三年前期工作里程碑计划组织各县市供电局、电力勘测设计院等相关单位开展可行性研究等前期工作，农、林网高压技改工程和农网中低压配网工程可同步开展初步设计工作。
（4）市电业局根据农网改造升级规划及项目前期工作进展情况，每年向省公司上报下年度新开工项目建议。省公司年度计划下达后，编制工程建设里程碑计划报省公司。未完成初步设计的项目不列入下年度计划。
2 初步设计管理
（1）初步设计应按照国网公司统一要求采用通用设计、通用设备、通用造价、合理选用通用设计方案和模块，结合新林区小城镇建设、棚户区改造优化设计方案。积极推广“两型一化”（资源节约型、环境友好型、工业化）变电站和“两型三新”线路（资源节约型、环境友好型，新技术、新材料、新工艺），在初步设计文件中进行专门论述以及开展技术经济比较，合理控制工程造价，提高输变电工程全寿命周期的投资效益。
（2）农网高压基建工程由设计单位按照里程碑的时间节点向市电业局基建部报送初步设计文件，市电业局基建部将组织设计、运行等单位和部门进行初步设计预评审。
（3）各县市供电局农网高压技改工程和中低压配网工程初步设计文件应于每月5日前报送市电业局农电工作部，市电业局农电工作部每月组织设计、运行等单位和部门进行初步设计预评审。
（4）设计单位根据预评审意见对初步设计进行修改，修改合格后报省公司委托咨询公司（评审单位）进行评审。农网高压基建工程和高压技改工程由省公司项目管理部门根据评审单位的评审意见下达初步设计批复。农网中低压配网工程由省公司项目主管部门批复初步设计方案，市公司根据初步设计方案批复意见进行初步设计批复并汇编批复项目表报省公司农电工作部备案。
3 概算及合同管理
（1）农网高压工程概算编制和审核执行国家发改委能源局和省公司其相关配套文件规定。
（2）农网高压基建工程初步设计收口概算由省公司基建部批复，农网高压技改工程初步设计收口概算由省公司农电工作部批复，农网中低压配网工程收口概算由市电业局批复。
（3）工程设计、监理、施工、环评和水保等非物资类合同由地市电业局具体负责签订和执行。
（4）实行严格规范的合同管理。要参照电力工程合同范本签订设计、施工、监理和采购等。
（5）工程建设单位与各参建单位签订合同时，要明确工程档案编制整理的套数、深度、质量要求及档案移交时间，确保工程档案与工程同步进行。
4 资金管理
（1）严格按省公司下达的计划执行，严禁虚列和置换工程项目，杜绝把已完工项目纳入农网改造升级工程计划现象的发生。
（2）加强工程资金管理，建立严格的资金管理使用制度，保证资金专款专用、专账核算。
（3）严格审查工程概预算、决算，有效控制工程造价，严防出现高估冒算，套领资金问题，保证资金使用的安全性和使用效率。
（4）农网改造升级工程的资金使用情况接受上级公司财务、审计、纪检等有关部门的监督检查。
5 物资管理
（1）强化物资仓储管理，严把物资质量现场验收关、物资领用关和投运前检验关。同时做好撤旧物资回收管理工作，最大限度的提高了撤旧物资的综合利用价值。为确保不因物资短缺而延误工期。
（2）安排了专职人员负责合同管理和催交工作，及时与厂家沟通，掌握物资的生产和送货情况，以便合理安排施工计划。对供货不及时的厂商，我们及时与上级部门反馈，除采用电话、书面通知等方式催货外，还派出专人到生产厂家监督催货，以保证物资及时到货。
6 安全、质量及进度管理
（1）注重加强预防性管理。按照省公司要求，与施工单位签订《施工合同》的同时还签订了《安全合同》，以合同的方式约定双方责任。层层落实安全管理制度和措施，按照谁主管谁负责、谁施工谁负责的原则，细化了安全责任。
（2）不断提升工程质量。在工程前期，对工作负责人，技工人员提前进行了技能培训，让他们掌握工程的工艺和技术标准，掌握施工中每个阶段的工程量、施工队伍、施工车辆的配置情况，熟悉工作区域、施工图纸等，林区电网升级工程顺利实施提供了可靠保障。
在施工过程中，切实贯彻落实国网公司和省公司有关技术标准，以农网典型设计为基础，加强升级工程技术和设计标准的管理，结合省公司“农网改造升级工程技术导则”，按照适度超前的原则，规划设计各项工程，务求技术标准高，工程质量好，改造程度彻底，杜绝重复投资现象发生。
（3）紧紧抓住工程建设的进度关键环节。充分评估了影响项目实施的内外部条件，编制了工程项目的里程碑计划，并严格对计划完成情况进行跟踪检查。同时进一步加强各部门、各单位之间的沟通、协调工作，加强工程设计、施工、物资供应等各环节密切配合，保证了工程从立项到竣工验收整体工作的紧凑性、连续性、推进性，加快了整体工程进度，确保了农网改造升级工程“里程碑”计划的顺利完成。
7 监理管理
（1）监理工作要贯穿整个农网改造升级工程的所有环节。在工程监理时，要在监理记录中反映对施工安全的监理内容。对于监理中发现的施工单位制定的安全措施不符合现场安全要求，或施工人员存在不符合安全生产工作规定的行为，以及电力设备存在的不能满足电力建设与安全运行的问题，有权提出监理意见，予以纠正，并及时向建设项目单位的施工单位通。
（2）严格执行工程监理制。监理单位要符合资质条件，配备足够、合格的监理人员，认真履行好“四控制”“两管理”“一协调”职责（即：控制安全、质量、进度、资金，做好信息资料管理、工程合同管理，组织协调工程实施），监理人员要做好监理记录，特别是对关键工序、关键部位和关键阶段，必要时要进行旁站监理。
8 验收及档案管理
（1）工程的竣工验收工作在工程验收小组的统一指挥下进行。施工单位、监理单位分别负责三级自检、竣工初检工作。监理初检完成后，市电业局组织相关单位进行预验收和环保、水保内部验收以及交接验收工作。验收人员均应按照验收细则进行验收，验收结果应有详细记录，各个参与验收人员要在自己负责的验收项目上写明验收情况并签字。
（2）验收结束后开验收总结会。验收人员汇报验收情况，提出存在的问题；领导把工程存在的问题综合考虑、统一协调，确定解决方案，落实责任单位和解决期限（一般在投入运行以前）。
（3）档案管理与工程建设同等重要。竣工档案（含竣工图）的编制应符合国家和上级有关部门的规定，各项原始记录、设计变更通知单（工程联系单）及材质复试报告等材料必须符合国家标准，并按要求对工程资料进行整理、立卷、归档。
9 结算工作
（1）工程竣工验收合格后要认真组织施工单位做好工程决算。按照工程项目种类不同分别编制工程决算，做到“严、细、实”，决算不能超计划，对于个别特殊情况，超计划项目要认真核实工程量和取费标准。
（2）要制定对工程决算的审查、审批原则和制度，采用计算机管理，规范工程结算编制工作，提高工作效率和工作质量。
（3）对原施工图提出的方案变更、功能变更、材料变更或其它较大变更，必须提供相关会议纪要或批准文件。
（4）相关会议纪要或报告等工程变更批准文件、变更设计图纸、变更通知单、说明等作为工程结算和审计的依据。
（5）施工单位应在工程竣工验收移交后1月（30日）之内编制上报工程结算书到建设单位审核，建设单位在接到施工单位报送的工程结算书后1月（30日）之内审核完毕并编制整个工程的工程决算书上报市电业局审核后报送省公司审批。
柴河林业局供电局在农网改造升级工程，正在扎实有序的稳步实施，在工程建设过程中摸索和总结出一定的工作经验，也存在着可以改进提高的地方。今后的工作中还需借鉴先进经验，弥补不足，不断完善工程管理体系，努力提升工程管理水平，确保经济、优质、高效地完成农网改造升级工程建设任务！
参考文献
[1] 农村电网改造升级项目管理办法.
【关键词】智能建筑；机电安装；质量监控
前言
智能建筑是集各种先进科技于一体的建筑，对其进行机电安装质量的有效监控必须坚持分而化之的原则，就是对各个机电设备的安装都要严格把关，确保各个设备质量、安装质量都要是质量工程。在施工过程中要注意从整体上做好协调，防止无序施工造成的施工盲点和重复施工，给工程质量埋下隐患。智能建筑是未来城市建筑发展的潮流趋势，其特点和优势在于其智能化，这有赖于大量机电设备的安装与运用。机电设备是智能建筑的重要设施设备，机电设备的安装关系到智能建筑工程建设的整体工程质量。因此，加强对智能建筑的机电安装质量监控，是确保整个智能建筑质量安全的前提。笔者结合多年的工程实践，提出了从施工过程中的工作协调、质量控制等几个方面强化监控的看法。
1 加强施工过程的工作协调
患常积于忽微。智能建筑安装是个复杂的工程，施工队伍庞杂，施工技术水准参差不齐，而且在各自的承包责任范围内，施工队往往只注重本专业内的施工进度和质量，而忽视专业交界面的施工。这样，施工现场主体多，工作千头万绪，倘若单位间缺乏有效的协调，将埋下诸多质量隐患。因此在安装施工过程中，必须确保各施工单位协调配合，交错施工，质量达标。
1.1 避免施工真空或重复施工
智能建筑对电压的要求极为苛刻，强电与弱电的施工设计图纸界面容易出现界限迷糊无法分清的问题，如气体灭火控制屏的220V电源线，空调机的控制柜至电源箱间的管线属于强电范畴，但强电施工单位在施工中发现设计图纸与强电施工要求不符，于是要求设计单位进行修改，从而及时避免了隐患的滋生。厘清施工界面，对避免各个施工单位因无序施工而出现施工真空或重复施工问题。
1.2 交错施工
跨专业间的施工、调试需要仔细安排，早作分析，协调进行水、电等专业的配合，对重点工序进行排查，检查落实。如配电施工与电缆铺设间的交错，墙面电线敷设与墙体装修的交错，这样不仅可以避免施工盲点，保证施工质量，还能提高施工效率。
2 严格把控关键设备的安装质量关
智能建筑与电气工程联系密切。电气工程专业性强，作业面宽，工程繁杂，对质量要求极高。一旦出现关键设备安装问题，将影响整个系统的安全稳定运行，出现智能不“智”的问题。因此，在监控过程中，应做好规划，明确施工方责任，抓住工程中的关键环节，坚持报难制度，及时排除质量故障。
2.1 严把配电装置质量关
如果说电气工程是智能建筑的核心，那么配电装置则是电气工程的核心。因此，必须对配电装置的质量全过程进行严格把关，以确保支撑基础系统稳定运行的配电装置质量安全。为此，必须对配电设备从设备进货到安装调试严格按图施工和规范验收。实际中，建筑楼内的变压器、高压开关柜，低压开关柜等设备在安装中往往会出现技术性问题，像低压开关柜内回路开关的动作整定电流与设计不符，供货的开关大小满足不了实际要求等等现象。考虑到整定电流在整个配电系统中的关键性，整定电流保护下级设备和电缆的动作值，整定电流小，开关容易跳闸停电；整定电流大，系统在出现过载或非金属性短路时会因为无法跳闸而造成人员触电或短路失火等安全事故。因此，配电装置安装过程中要仔细检查，认真核对图纸，及时排查，坚决消除事故隐患。
2.2 现场督促补管
在穿线过程中，经常遇到管路不通和漏做管盒的问题；开始总包方的对漏做的管盒处理比较容易接受，时间一长，就表现出不耐烦的情绪，拖着不补。为此，尽量要求弱电专业施工方将漏做的管盒一次查清、搞准确，并耐心与总包方说明。
2.3 耐心磨合，交错施工
跨专业之间的施工，调试需要仔细安排，早作分析，协调进行。如：在电磁屏蔽工程的施工中，施工每前进一步，都伴随着各专业问的协调配合。电磁屏蔽在挂网时，要涉及到土建和风、水、电等专业的协调配合，而各专业一般只为自己进度着想，只顾自己施工方便，技术交底不深，从而产生互相埋怨、吵闹情绪。甲方、监理人员要深入现场，掌握各专业施工进度，进行耐心细致的工作，土建施工时要督促风、水、电等专业的配合，电磁屏蔽施工前要组织各专业施工队的汇签，制定局部的施工进度配合计划，检查落实每一步琐碎的施工工序等等。做到各专业施工逐步适应计划，以期达到较好的磨合，得到较高的质量保证。
3 施工阶段的质量控制
施工中必须根据已会审后的电气施工图纸和有关技术文件，按照国家现行的电气工程施工及验收规范，地方有关工程建设的法规、文件，经审批的施工组织设计（施工技术方案）进行。施工中若发现图纸问题应及时提出并处理，不允许未经同意擅自变更设计。
严格推行规范化操作程序，编制符合规范、工艺标准，具有可操作性的质量控制程序。每道工序未经有关人员在验收表上签字，不得进行下道工序，记录好工作日志，防止监督流于形式。在施工阶段要严把材料质量关，推行质量控制卡措施，每种材料要有完整的资料（出厂合格证、检测报告、复测报告等）并经过建设单位、监理单位签字才可进场，将不合格材料进入工程的门路堵死；其次要严格控制分部工程的质量关，重点是工序的质量控制。在施工阶段中质量控制要注意细节部分，重点检查和控制。
3.1 基础施工阶段的质量控制
在基础工程施工时，应及时配合土建做好强、弱电专业的进户电缆穿墙管及止水挡板的预埋、预留工作。这一工作要求电气专业应赶在土建做墙体防水处理之前完成，避免电气施工破坏防水层造成墙体今后渗漏； 对需要预埋的铁件、吊卡、木砖、吊杆基础螺栓及配电柜基础型钢等预埋件，电气施工人员应配合土建提前做好准备，土建施工到位及时埋入，不得遗漏。电气施工安装中，管理人员只有努力提高自身的素质和专业能力，才能把好质量关。
4 小结
智能建筑是集各种先进科技于一体的建筑，对其进行机电安装质量的有效监控必须坚持分而化之的原则，就是对各个机电设备的安装都要严格把关，确保各个设备质量、安装质量都要是质量工程。在施工过程中要注意从整体上做好协调，防止无序施工造成的施工盲点和重复施工，给工程质量埋下隐患。智能建筑是未来城市建筑发展的潮流趋势，只有对机电设备安装实现有效监控，确保建筑质量合格舒适，才能使智能建筑为广大老百姓广泛接受。
参考文献
[1] 陈丹青.浅谈智能建筑机电安装质量监控[J].《科技致富向导》，2011（05）。
[2] 梁伟文.智能建筑机电安装监控[J].《中国建设信息》，2008（05）。
关键词 线损；数据；精细化管理
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）03-0052-01
线损反映了电网的管理、生产等各方面的水平，对低压台区线损进行精细化管理有利于分析和解决线损问题，且通过负荷中断等工具的运用时，可以快速、准确的掌握低压台区线损的情况，为后续工作的开展提供有力依据。
1 线损精细化系统构造
在电网线损管理需求上，供电公司建立了一个管理系统，这个管理系统主要有两个大系统，一个是生产管理系统，另一个是营销业务系统，通过这两个系统进行信息、资源的获取。综合数据平台集和而成了监视控制系统、数据采集、大用户集抄、负控系统集等一些系统的数据，企业为了实现各个平台信息的共享，综合了过程监视系统、内容管理系统、集中资料处理系统。
低压台区线损计算基础数据含有台区售电量和供电量，数据采集下配变负荷检测系统是提供供电量的数据，而售电量的数据则是通过人工抄表或远程集中抄表，这些数据为低压台区线损计算提供了依据。
2 影响线损精细化管理平台系统的因素
通过负荷检测仪覆盖的配变台区，监测低压台区运行数据，根据负荷检测仪提供的整点电量，上传到供电公司的数据平台上，即国家电网公司SG186系统上，营销业务应用系统对抄表段进行编排，然后将抄表电量综合，用来提供售电量的数据。通过线损平台，将供电量和售电量对应起来，可以对台区线损进行计算。
根据上面的情况，有以下几种因素影响到了线损精细化管理系统平台。
2.1 供电侧的影响
对现场的负荷检测仪采用的是0.5S级别的开口式传感器，只要安装正确，就可以进行供电量测量，对低压配电系统引入负荷检测仪的时间不长，设备在安装和运营的时候没有经验，而根据实际操作来看，进行负荷检测仪的安装时，有流变反接和电压电流相位对应错误的问题，这些问题严重影响到了供电量的正确计量。在负荷检测仪的耐久性和可靠性上面，也没有经验，在工作当中，经常出现负荷检测仪在进行数据传输途中丢失了数据，时常需要人工补救，在负荷检测仪运行时间过长的时候，也发生了计量失效的情况，这个时候又需要人工复位，因此要检测负荷检测仪计量的可靠性还需要进行深入研究。
2.2 影响售电侧的因素
对低压用户进行管理的时候，关联到了两个管理系统，一个是工程生产管理系统，另一个是SG186营销业务应用系统，新用户通过内容管理系统录入的时候，要经过数据库再进入工程生产管理系统，将导入的数据与工程生产管理系统比对，可观察到其因为通过的流程不同，所以，用户图形和信息有可能无法匹配。在处理线损不合理台区时，有可能出现两个系统里面的资料不对应，或者不符合实际的情况。新装用户有可能没有关联到相应台区，因此，相关台区的售电量就会少计算；还有一种情况是用户信息关联到了错误的台区，让两个台区的线损不正常。因此，要保证线损精细化平台使用数据的准确和真实，就必须要保证现有用户关联到正确的台区。
用户表计的实抄率对于线损精细化平台的应用来说，有更高的要求，因为进行估计抄表或者没有抄表时，就会导致用户电量的数据不准确，从而对线损计算产生重大的影响。很多情况下，因为线损偏差太大，进行复查审核的时候，都发现是因为抄表工作人员工作不负责，进行了估抄。
2.3 系统配合对线损精细化管理平台影响因素的分析
有关规定表示，低压客户按照容量分为低压小用户和低压大用户，低压小用户是每个月内进行抄表，而低压大用户是月末进行抄表，然而，在线损管理系统中，低压小用户和低压大用户是共同存在的，两种用户抄表时间不同，存在着时间差。
QS表示的是台区供电量，QC表示的是台区售电量，低压台区的线损率为：q= （1）
如果低压小用户在工作日和休息日时，平均用电量分别是Q'ui（i=0～m'），Q'fi（i=0～D-m'）；低压大用户工作日和休息日时，平均用电量分别是Q''UI（i=0～m''），Q''FI（i=0～D-m''），其中，D表示的意思是线损周期长度，m'和m''分别表示的低压小用户和低压大用户线损计算周期内工作日的天数，因此，这个台区的总售电量就应该是：
（2）
负荷检测仪线损计算周期采用低压小用户抄表周期，那么，在不考虑线路损耗等一些外界因素的情况下，此时的台区理论线损率就是0，那么供电量就应该是：
（3）
将（2）、（3）式代入到（1）当中，可以得到台区计算线损为：
q=
（4）
因为Q''ui>Q''Qfi，从（4）中得出，当m'和m''相差越大，那么系统计算时的误差也就越大，因此，这种情况下不能反映台区线损的状况。
当m'=m''时，q=0。因此，因为抄表同时性对基础数据平台线损计算结果有直接影响，所以在计算的时候，要严格控制抄表的同时性。根据上面的式子可以看出，只有同时对台区低压大用户和小用户进行抄表，才能减小线损的计算误差。
3 对线损精细化基础数据系统未来规划
现在的用户表计一部分用的是微机抄表，用这种方法抄表有两个问题，一个是对电量实际抄表的情况不能很好的控制，第二个方面是就算正常抄表也不能做到和售电量完全同步，因此，按照国家电网的发展和规划，将采用智能标记，这样一来就可以解决上面所说的问题。它主要是通过交互的方法，让用户在长期或者短期的情况下改变用电的模式，对短期容量短缺和电网升级投资的减少有非常大的改善作用。
就目前来说，组网方式已经实现了智能化，对变压器分布广的问题进行了解决，如果在技术上能够实现负荷检测仪和用户智能表之间的实时通讯，那么，高级测量体系对低压用户的覆盖就完全不是问题。
4 结束语
智随着智能电表的广泛应用，配合光线通讯和无线专网建设，供电公司将逐步实现远程抄表。进而及时、准确无误的获取用户的电量信息，提高线损计算的准确率。
参考文献
关键词：数字化改造 工艺自控
随着苏里格气田的快速发展、生产规模的不断扩大，第三采气厂在生产运行管理、用工总量控制等方面面临的压力与挑战日益严峻。鉴于此，第三采气厂通过持续攻关研究，对早期建设的集气站进行了全面的数字化建设、改造，以提高现场运行管理水平、缓解气田发展所面临的人员用工压力。
1数字化集气站改造原则及实现功能
1.1改造原则及目标
改造原则：立足于集气站工艺/自控系统现状，结合现场生产运行管理实际，通过局部工艺优化改造和自控系统配套完善，以最小的改造和最低的投入完成集气站数字化升级改造工作，以满足现场生产、管理要求。
改造目标：提升集气站数字化运行管理水平，进而降低岗位员工劳动强度和人员配置、提升集气站系统运行的安全可靠性，并实现集气站远程监控管理和操作控制。
1.2改造实现的功能
结合数字化集气站的运行管理，改造预期实现三大目标，即“集中监视运行、远程操作管理和就地自动控制”，其主要由“智能自动控制、远程操作管理、视频安防和应急安全管理”等四大功能模块构成。
集气站数字化改造所实现的具体功能（如图1）为：
1）集气站内压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等生产数据自动采集、监测并生成电子报表；
2）压缩机、发电机、UPS等关键设备运行参数监测；
3）进气干管远程开关及放空控制；
4）分离器远程排液及放空；
5）分离器出口流程自动切换；
6）压缩机进口压力自动调节；
7）压缩机远程紧急停机；
8）集气站放空火炬远程点火；
图1数字化集气站改造实现的功能
9）集气站超压保护，远程自动放空；
10）集气站全站紧急关站；
11）气井油压、套压、流量等数据远程监测；
12）气井远程开关控制；
13）集气站远程安防保卫：智能视频、可视门禁、红外报警、远程广播、电子路卡。
2 数字化集气站改造
2.1工艺及自控仪表、阀门改造
结合数字化集气站运行管理目标功能设计，对现场工艺系统进行相应改造，对现场自控仪表及阀门进行配套完善，以满足现场数字化系统运行控制的基本要求。
2.1.1进站区改造（如图2、图3）
改造内容：
1）各干管加装进站控制电动球阀；
2）将原干管放空阀（手动闸板阀）改为电动球阀；
3）将放空总管节流针阀更换为电动调节阀，并在进站总机关放空汇管上加装压力变送器。
图2 进站区改造示意图
改造实现的功能：
1）在站内或干管出现异常、紧急情况时，可远程操控进站电动球阀，实现集气站与各集气干管间的可靠隔离；
2）集气站进站运行异常需进行干管放空时，可通过放空电动球阀、电动调节阀进行应急放空操作；
3）可实时监控放空总管系统压力，并通过调节电动调节阀开度，合理控制放空速度和流量，确保放空操作安全。
图3 进站区改造实物图
2.1.2分离器区改造（如图4、图5）
改造内容：
1）分离器排污系统并联安装疏水阀与电动球阀；
2）将原分离器出口至外输流程控制阀门（手动闸板阀）改为电动球阀；
3）在分离器出口管线上增加压力变送器，用于分离器进出口运行压力监测；
4）将分离器手动放空流程改为电动球阀、电动调节阀组合的自动放空流程。
图4分离器区改造示意图
改造实现的功能：
1）将疏水阀作为分离器主排污控制阀门，实现自动、连续、稳定排污，有效缓解瞬间高速排液对下游设备的冲击，同时避免分离器内长时间或高位积液；
2）将电动球阀作为分离器辅助排液控制阀，在主排污系统运行异常时，可就地自动或远程手动操控排液；
3）利用分离器进、出口压力变送器，实现分离器本体运行压差监控，防止因设备内部冻堵而故障损坏。
4）在集气站压缩机故障停机时，通过自动或远程操控分离器出口电动球阀（至外输管路），实现工艺流程自动切换（集气站天然气不经压缩机增压而直接进入外输流程），避免站场憋压事故发生。
5）分离器本体或站内出现异常、紧急情况时，可自动或远程操控打开分离器放空电动球阀，并通过放空调节阀合理控制放放空速度，确保放空操作安全平稳运行。
图5分离器区改造实物图
2.1.3污水罐区改造（如图6、图7）
改造内容：
在污水罐原磁浮子液位计基础上配装远传液位变送器将监测数据上传站控系统。
图6 污水罐区改造示意图
改造实现的功能：
利用该液位变送器，实现污水罐液位远程监控管理。
图7 污水罐区改造实物图
2.1.4压缩机区改造（如图8、图9）
改造内容：
1）将来自不同分离器的压缩机进气管线在压缩机进口前连通汇合；
2）在汇合后管线至压缩机进气洗涤罐间，依次增加电动球阀、电动调节阀及压力变送器各1台。
图8压缩机区改造示意图
改造实现的功能：
1）实现单台压缩机组同时混合处理多台分离器来气。
2）利用压缩机进口加装的压力变送器，可实时检测压缩机进气压力变化，并作为调节阀控制指令源。
3）在站内其它机组意外停机时，通过压缩机进口电动调节阀自动稳压调节，确保正运行机组正常稳定运行。
4）实现异常情况下压缩机远程自动或手动停机，并自动切断压缩机组进口流程。
图9压缩机区改造实物图
2.1.5供配电系统改造（如图10）
集气站以市电为主电源，通过对站内备用发电机组及UPS系统改造，进一步提高供电系统的稳定可靠性。
改造内容：
1）对原普通型燃气发电机组进行改造，并增加机组“智能检测及自启动”系统；
2）新增10KVA UPS供电电源系统1套，为集气站控制系统及现场仪表、电动阀门提供可靠电源。
改造实现的功能：
1）自动检测内外电通断、发电机运行状态、负荷等；
2）可实现发电机组远程启动，或当市电断开或电压不足时，系统自动报警并自启动发电机；
3）在集气站内外电异常时，通过UPS单元为集气站自控系统、设备及仪表供电。供电时长约2小时。
图10 供配电系统改造实物图
2.2自控及视频安防系统改造
结合数字化集气站现场自动控制、远程操作管理和集中监视运行的基本功能需求，对集气站自控、信息系统进行建设改造和升级完善。
2.2.1自控系统改造
结合近年来气田站控系统实际应用情况，数字化集气站工控系统依然采用“BB硬件 + Honeywell PKS软件”模式。同时结合集气站现场监控点设置，为满足集气站实际使用和扩展需求，将原集气站ControlWave Micro系统的数据库由200点扩容到1000点。
数字化集气站硬件组成（如图11）：为单套核心控制器+通讯控制器，两个8 槽I/O机架及数块I/O卡件，系统点数统一配置为1000点，采用一台高性能串口服务器集成站内第三方设备（压缩机，UPS、流量计等）上RTU传输而来的RS485信号，通过Modbus协议转TCP/IP，最终将数据传送至核心控制器进行处理。
除压缩机、流量计、UPS等第三方设备运行参数之外，其它监控数据点均采用硬点方式接入，即通过I/O卡件将数据传送给核心控制器进行处理。
所有数据经自控机柜内部交换机连接集气站通讯机柜中可网管交换机，采用重新规划的站控网段进行通讯，与自控系统服务器构成自控系统局域网完成数据通讯。
图11 自控系统硬件构架示意图
2.2.2系统组态及应用
系统组态包括数据库组态和操作界面组态两部分，需充分考虑到集气站就地自动控制、远程操作管理和远程集中监视运行以及各系统兼容、扩展等问题。
1）数据库组态
综合考虑集气站相关生产数据的报警、部分压力点连锁、逻辑功能实现以及辅助参数设置（如孔板计量参数）等因素，通过系统、合理组态，建立标准统一、功能健全的数据库，以满足数字化集气站实际应用需求。
2）操作界面组态（如图12）
操作界面组态时，遵循人机界面简单、直观、易于监控和操作的原则。
标准统一：站控画面采用统一模式、颜色、位号编排、主流程框架布局和受控点（设备、仪表、阀门等）样式，方便现场监控及操作；
分级组态：依据分类管理和细节监控的实际需要，分级、分层次建立监控页面，满足宏观监控和细节管理要求。
功能完备：针对不同数据点类型，具备点细节调阅、查询；关键报警、控制点，密码进入、条件设定。如控制点（控制指令输出），具有可弹出的面板选项及参数录入窗口。
作为整个站控系统的管理终端，所有生产数据信息和受控过程以一种更为全面和易于操控的方式呈现出来，能够更好的服务于现场生产运行管理。
图12集气站流程监控主界面
2.2.3视频安防系统改造（如图13）
通过部署集气站路口道闸、可视门禁、围墙红外报警、站场智能视频、远程广播等单元设备，实现集气站设备运行及人员、车辆出入情况远程监控，增强防盗窃、破坏和异常事件处置能力，确保现场安全平稳运行。其包括：
智能视频：非法闯入报警、图像跟踪锁定；
可视门禁：远程启闭、可视对讲和身份识别进入；
红外报警：周界全面布防、越界闯入报警；
远程广播：远程安全教育、闯入呼叫驱赶；
电子路卡：车牌识别、远程启闭和身份识别通行。
图13 集气站安防系统画面
3数字化中心管理站建设
结合长庆油田公司数字化作业区“电子巡井、人工巡站、集中值守、区域监控、应急联动”运行管理模式要求，并综合考虑后勤保障、运行管理及建设投资等因素，依托处理厂倒班点建设作业区中心管理站（如图15），实现了气田单井、集气站的远程监控管理和应急响应。
图15 中心管理站操作站
3.1中心管理站建设内容
中心管理站利用现有工控网络实现集气站生产数据的接入。从系统构成上，均采用2台冗余服务器配套多台操作站的架构（如图14），管理软件采用Honeywell PKS系统，数据库容量为65000点。
图14 中心管理站网络拓扑图
中心管理站与集气站自控系统构成一个整体的数字化网络，其服务器通过交换机与集气站自控机柜进行通讯，实现集气站生产数据集中采集监控。中心管理站操作站对各集气站监控界面及数据进行重新整合，可远程实时监控和操作管理多个集气站，并根据不同生产实际和管理需要，合理设置系统报警及操作管理权限。
3.2中心管理站实现的功能
中心管理站可远程监管井口以及集气站生产，强化了作业区区部与井站之间的沟通联系，直接实现了生产现场可视化管理。具体功能总结如下：
1）可监控管理现场生产及视频安防系统；
2）可实现生产数据及安防系统自动报警；
3）可查询调阅现场历史数据及画面；
4）可对现场进行远程操作和应急管理；
中心管理站的应用，将分散的生产现场(井、站)的数据信息有机进行整合，便于作业区对所辖集气站、单井整体运行情况实时掌控、统一管理（如图16）。
图16 中心管理站集中监控画面
4改造效果分析
目前，第三采气厂共投运数字化集气站20座，中心管理站2座，成功搭建了集生产、安全于一体的数字化管理体系，提高了现场管理水平：
1）降低了员工劳动强度，提高了生产效率
通过集气站自控、工艺系统升级完善，实现了数字化管理，减少了岗位员工对生产的直接参与和干预，降低了巡检维护强度，岗位员工配置由7人调减为3人；
2）节约了建设资金，方便了现场管理
依托处理厂建设作业区中心管理站，使井区中心站由5个缩减为2个，大幅降低了建设资金和土地投入，且后勤依托条件好，更便于作业区统一运行管理；
3）优化了人力资源配置，提高了管理效率
通过数字化集气站和作业区中心管理站配套建设、改造，实现了区部监控、调度等相关岗位整合，简化了管理层级（取消了井区管理层级）、降低了集气站岗位员工配置，强化了作业区应急维护大班，优化了劳动组织架构和人力资源配置，提高了管理效率。
4）提高了安全可靠性，转变了现场管理模式
在集气站具备现场自控功能的同时，扩展了远程操作、应急处置和集中监控管理等功能，并与作业区中心管理站相匹配，使集气站自动化水平和安全可靠性持续增强，实现了集气站管理模式的根本性转变（如图17）。
图17 改造前后集气站管理模式对比
5总结和展望
随着苏里格气田开发建设工作的深入和数字化集气站优化、完善工作的不断继续，其在气田生产管理中的优势将得以更充分体现，也必将对长庆油田用工总量控制、管理水平提升和5000万吨目标的早日实现起到积极的推动作用。
作者简介：蒋昌星（1972―），男，油气田开发高级工程师，西安石油大学石油与天然气工程专业在读硕士研究生。
参考文献：
[ 1] 王常力, 廖道文. 集散型控制系统的应用与设计
[M ]. 清华大学出版社, 1993.
[2] 刘翠玲, 黄建兵. 集散控制系统[M ]. 中国林业出版社, 2006.
【关健词】煤矿 自动化 供电 对策
中图分类号： U223文献标识码： A
一、前言
本文首先介绍了煤矿井下供电系统的现状和存在问题，然后针对供电自动化改造实际情况，对如何使自动化在煤矿井下供电系统中发挥其应有的作用进行了阐述、分析，通过对实际情况的分析，总结出煤矿面对自动化的发展下一步应该采取的措施，从而保证供电自动化在煤矿井下发挥其应有的作用。
二、供电自动化改造前煤矿井下供电系统的情况
煤矿供电系统比较庞大，而且随着采掘工作面的横、纵向的延伸，供电系统的分支越来越多。因此，供电系统的问题便逐渐的显现出来。
1、大面积掉电后送电时间长，容易导致瓦斯积存或设备被淹。
大面积掉电通常都是突发性事故，所以往往让煤矿供电人员措手不及，虽然煤矿供电部分都有专门的应急预案，但是煤矿井下供电系统分支多，距离远，变电站和中央配电室送电后还得安排专业电工去每个分支的每个配电室对高压开关进行逐台送电。然后采掘工作面的风车、水泵低压才能正常供电。这样一来，少则1个多小时，多则2-3小时才能将停电部位全部送好。在此期间，采掘工作面包括风车、水泵在内的所有设备将无法正常使用，所以很容易造成工作面瓦斯积存、设备被淹等重大事故的发生。
2、保护定值不能连续可调，上下级保护无法配合，造成越级跳闸情况的发生。
由于开关保护器的灵敏度及保护器本身设置问题，过去上下级配电室保护器无法可靠的配合，如果发生短路故障，短路电流同时达到上下级保护器速断整定值，那么保护器将无法识别短路故障点，从而上下级保护全部动作，导致停电面积扩大，造成更大的事故影响。
3、不能区分电压波动和母线失压。
开关本身无法区分电压波动和母线失压，往往由于雷电或其他回路故障引起的电压波动造成失压脱扣，引起大面积停电，造成不该停电的部位也停电了，容易造成事故扩大化。
4、由于漏电保护方案单一，定值调整粗糙。
过去的保护器对于漏电保护方面无法进行精细的整定，造成高压漏电保护形同虚设。
三、井下供电自动化建设目标
1、建立煤矿防越级跳闸及电力监控系统，实现井下配电室、配电点监测监控的同时，利用基因图谱识别模式光纤差动原理彻底解决由短路引起的越级跳闸问题。主要是对上下级配电室间联络线路两端的级联开关的综合保护器进行改造，使其具备联络线纵差功能。对级联开关采用纵差保护作为主保护，过流保护作为后备保护，以彻底避免越级跳闸的发生。
2、提高高压防爆开关保护动作的可靠性和准确性，解决电压波动造成的井下大面积停电问题，提高供电可靠性。
3、实现高压配电室综合选漏。
4、对井下各回路进行电度计量，实现电度量的峰平谷电量统计，为精细管理和考核打下基础。
5、在井下综合保护可靠性得到充分保证的基础上，建立矿井电网远程监测监控系统，在地面调度中心能对井下所有配电室高低压系统进行远程监视、控制和电网运行分析，实现配电室的无人值守。同时大大缩短了事故停电后恢复送电的时间。
6、可通过OPC方式把电网监控的各种信息传给矿井综合自动化平台软件内，实现数据共享。
四、井下供电自动化建设过程中暴露出来的问题
1、供电系统低电压以前只会导致代风车变压器跳闸，影响面积较小，恢复送电较快。而现在由于供电自动化改造后厂家保护器的本身程序的问题导致进线、环线、馈出线都存在跳闸现象，扩大了掉电范围，影响面积广，恢复送电较慢。
2、系统接地以前只会导致代移变的高压开关漏电保护动作跳闸，影响面积较小，恢复送电较快。而如今由于供电自动化改造后厂家保护器的本身整定设置的问题，导致部分进线、环线也跳闸，扩大了掉电范围，给判断事故点和恢复送电都带来了不便。
3、井下供电自动化保护器存在缺陷，多次发现开关在第一次合闸不成功的情况下会一直频繁合闸，如果现场没有电工，会导致开关一直合闸直至损坏甚至着火，这种情况也给远程操作开关带来很大的隐患。
4、井下供电自动化保护器存在死机现象，死机后意味着开关保护失去作用，容易出现安全事故。而且保护死机后无法进行远程操作。
5、大面积掉电后，井下涉及反送电的高压开关，由于没有操作电源，必须有电工到现场送电，从而影响恢复送电速度。
6、供电自动化监测分站电源取自配电室照明综保，照明综保掉电与否无法进行监测，掉电后直到分站电池用尽才能知道掉电了，同时，通讯也就中断了，这也给供电自动化运行带来隐患。
7、煤矿井下低压馈电开关种类繁多，而且大部分低压防爆总开关没有通讯接口或通讯接口无法连接，导致低压总馈电无法融入供电自动化系统中。
8、自动化投入不足，系统不够完善。主要体现在：
1）煤矿由于资金投入的问题，往往不能一次性将井下所有配电室进行自动化改造。一部分配电室没有实现自动化，所以如果一旦上级配电室掉电，那么其下级配电室即使实现自动化也无法进行远程操作分合闸。
2）一部分配电室由于服务年限比较差，内部高压开关老化，机构经常出现故障，不适合自动化使用而不能得到及时更换。
3）煤矿井上下环网可靠程度不高。停电后网络通讯中断，井下供电自动化后台无法与地面调度中心进行通讯，无法第一时间远程操作恢复送电。
9、人员素质达不到自动化发展的要求。无论是管理人员还是现场操作人员，对于自动化的掌握还停留在初级阶段甚至一点都不了解。这给今后供电事故处理，日常检修维护带来很大的问题。
五、如何使自动化在煤矿井下供电系统中发挥其应有的作用
1、对于井下供电自动化改造过程中暴露出的问题必须逐一解决。尤其是保护器死机和开关频繁合闸问题，必须第一时间解决，否则容易导致较大的供电事故甚至人身伤害事故。
2、完善“两化”项目，自动化的建立更需要细心耐心的维护。要清楚自动化系统哪些是易损易坏件，对于这些部位要重点关注。另外对于易损易坏件要及时补充备品备件，保证发生问题后能够及时维修或更换。另外，除了对现有自动化进行完善以外应尽快对没有实现自动化控制的配电室进行自动化改造。对老旧的设备进行更换，符合自动化发展趋势。同时，完善网络备用电源，保证在大面积掉电后备用电池正常工作，保证井下通讯、网络、定位的畅通。
3、加强自动化知识的培训，关注自动化人员的培养，将强自动化系统的巡视、检查、检修。
4、建立健全自动化系统管理制度，用制度约束人的不安全行为，及时发现设备的不安全状态。同时，必须针对自动化实际制定严格的操作规程和检修标准。
六、结束语
自动化给煤矿供电系统以及传统的煤矿供电管理理念带来了革命性的变化，自动化的建立，是建设科学发展标志型矿井的必经之路。但是，自动化是一把双刃剑，只有细心的管理、专业的维护、发展的眼光才能使供电自动化在煤矿越走越远。
