低电压的原因及整改措施精选(九篇)

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第1篇：低电压的原因及整改措施范文

关键词：失磁保护 静稳阻抗圆 异步边界阻抗圆

中图分类号：TM312 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（b）-0052-04

1 失磁保护原理

发电机励磁系统故障使励磁降低或全失磁，从而导致发电机与系统间失步，对机组本身及电力系统的安全造成重大的危害。因此，大、中型机组装设失磁保护，其主判据可由下述判据组成。

1.1 静稳极限励磁电压Ufd（P）主判据

该判据的优点是：凡是能导致失步的失磁初始阶段，由于Ufd（励磁电压）快速降低，Ufd（P判据可快速动作；在通常工况下失磁，Ufd（P）判据动作大约比静稳边界阻抗判据动作提前1S以上，有预测失磁失步的功能。

Ufd（P）判据的动作方程为：Ufd≤Kset（P-Pt）

1.2 定励磁低电压辅助判据

为了保证在机组空载运行及P

1.3 静稳边界阻抗主判据

阻抗扇形圆动作判据匹配发电机静稳边界圆，采用0°接线方式，动作特性见下图，发电机失磁后，机端测量阻抗轨迹由图中第I象限随时间进入第Ⅳ象限，达静稳边界附近进入圆内。

静稳边界阻抗判据满足后，至少延时1～1.5 s发失磁信号、压出力或跳闸，延时1～1.5 s的原因是躲开系统振荡。扇形与R轴的夹角10°～15°为了躲开发电机出口经过渡电阻的相间短路，以及躲开发电机正常进相运行。静稳边界阻抗判据动作特性如图2所示。

2 失磁保护逻辑方案

某电厂的发电机保护采用许继电气股份有限公司生产的WFB-801A/F型发电机保护装置（内含励磁变保护）。WFB-801A/F装置提供三种失磁保护方案，电厂选择方案一，逻辑框图如图3所示。

保护“静稳阻抗Z1

某电厂1号机于2013年6月投运，单机容量为360 MW，失磁保护由三个动作元件组成：静稳阻抗元件、机端低电压元件、励磁低电压元件。动作判据为静稳阻抗和机端低电压同时满足整定值，或静稳阻抗和励磁低电压同时满足整定值，失磁二段出口解列机组。失磁保护方案为：

（1）静稳阻抗元件动作，失磁一段出口发信号；

（2）静稳阻抗元件和机端低电压元件动作，失磁二段出口解列机组；

（3）稳态异步阻抗元件动作，失磁二段出口解列机组；增加保护动作的可靠性，保护稳态异步边界圆的动作区远小于静稳边界扇形动作区。

（4）如果失磁二段动作仅切换励磁（或减出力）并发失磁信号，经延时后，若切换励磁（或减出力）失败，则保护三段出口跳闸。

3 1号发电机失磁保护动作情况

2013年07月28日，1号机带有功功率290 MW，无功功率40 MVar运行正常，01时37分53秒，线路主一、主二保护纵联差动保护、C相分相差动保护动作，5333、5332断路器保护跳闸，5333断路器延时976毫秒重合闸动作，5332断路器延时1478毫秒重合闸动作。

7月28日1时37分53秒，500 kV线路C相单瞬故障重合闸动作成功。在线路C相跳闸后重合闸动作前的非全相运行期间，01时37分54秒，1号发电机保护A柜：失磁二段保护动作，机组与系统解列；01时37分54秒，1号发电机保护B柜：失磁二段保护动作、机端三次谐波发信，机组与系统解列。

4 保护动作原因分析

4.1 保护动作行为分析

事故时失磁一段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁二段动作，说明失磁二段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口。

装置动作报告分析：

1号机A套失磁保护二段动作时间为：故障时间：2013-07-28 01：37：54.466， 动作时间：38 ms其中“故障时间：2013-07-28 01：37：54.466”为失磁保护逻辑延时0.2 s后，保护启动时刻，“动作时间：38 ms”为失磁逻辑静稳阻抗和励磁低电压条件满足，延时0.2 s后的出口时间，保护总的动作时间为0.238 s。

从保护动作报告可知，1号机失磁保护Ⅱ段动作出口跳闸，其中定子接地三次谐波保护（仅B柜配置）动作发信为发电机与系统解列后发出的信号，与失磁保护动作没有关联。机组失磁保护动作后，电厂立即对发电机保护装置进行全面检查，其中对失磁保护的相关二次回路进行了重点检查，发现发电机的励磁电压并未接入保护装置。从发变组的故障录波图可以看出，失磁保护是在500 kV龙仁线C相故障跳闸后的非全相运行期间动作跳闸的。失磁Ⅱ段动作时刻，保护装置采样各电流、电压大小如图4所示。

保护动作时，机端测量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在静稳阻抗圆Z1圆内，励磁电压0.025 V，有功功率为-108.280 W，动作点落在第三相象限，满足装置动作条件。但区外故障，线路非全相运行，发电机功率落在第三象限，这种现象是不正确的。为此，对发电机保护装置的故障录波数据进行了进一步分析，保护装置启动前后的故障录波图如图5所示。

图5中黄线时刻为线路C相故障时刻，红线为故障前某一时刻，从红线处的计算值可以看出A相电压超前A相电流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前机组处于正常发电状态，A相电压超前A相电流184.972度肯定是不对的，B、C相电压同样超前电流185度和186.2度，由此可以判断机端失磁保护用电流互感器（与发电机差动保护共用）极性接反，而发电机运行期间的差流为零，表明发电机中性点的电流互感器极性同样接反。

由于机端失磁保护用电流互感器极性接反，导致发电机机端测量阻抗在区外500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，其测量阻抗落入了失磁保护的静稳阻抗圆（见图6、7）。

从保护装置动作录波图可以看出，装置失磁保护测量阻抗变化轨迹基本不变，且处于第三象限，位于静稳阻抗圆内。根据失磁保护的动作逻辑，事故时失磁Ⅰ段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁Ⅱ段动作，说明失磁Ⅱ段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口（其中保护动作报告中的失磁保护动作时间38 ms为经过0.2 s延时满足动作条件后的延时，总的动作时间0.238 s）。由于没有将发电机励磁电压接入保护装置，因此“发电机转子低电压”的判据一直满足，加之发电机保护CT极性接反，导致500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，“机端测量阻抗”进入了“机端静稳阻抗圆”的动作区，满足失磁保护Ⅱ段的动作条件而出口跳闸。

4.2 造成保护误动的直接原因

4.2.1 设计错误

由于设计院与保护厂家在设计上存在脱节，保护厂家的失磁保护方案要求引入发电机励磁电压，而设计院在设计上又未将发电机励磁电压设计引入，造成失磁保护设计方案存在问题。导致设计上没有将机组励磁系统电压引入发电机保护装置，致使失磁保护中“发电机转子低电压”判据一直开放。

4.2.2 CT极性错误

由于CT极性错误，造成机端测量阻抗方向错误，导致在500 kV线路C相单相故障跳闸后的非全相运行期间，发电机机端测量阻抗落入失磁保护的“静稳阻抗圆”，从而开放失磁保护Ⅱ段。

4.3 造成保护误动的间接原因

电厂机组保护在设计、安装调试、试验验收等各个环节上均存在管控不到位的问题，在保护装置的安装调试和试验验收期间，对保护装置的相关二次回路、保护动作逻辑没有逐项检查和试验验证，导致发电机励磁电压未接入保护装置的隐患没有被及时发现，在机组带负荷检测CT极性试验中，也未能检查出CT极性接反的问题。

5 解决措施

（1）按发电机失磁保护方案一的要求，将励磁电压接入发电机A、B套保护装置，作为发电机失磁保护动作判据，并进行相关保护逻辑功能及装置采样试验，测试结果满足失磁保护要求。

（2）将发电机失磁保护（差动、失步、误上电、逆功率）用机端CT极性改接，同时机组中性点侧CT极性也做相应调整，以满足失磁保护极性要求，并对改接后的CT、PT相量图进行了测量、验证，测试结果正确。机端及中性点侧CT极性调整前后的变化如图8所示。

（3）对1号发电机失磁保护进行检验，并在发电机保护电流回路整改后，通过带负荷试验验证交流回路的正确性，确保发电机失磁保护功能正常，满足要求。

5.1 失磁保护检验

5.1.1 采样精度检查（见表1）

5.1.2 阻抗判据定值校验

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大灵敏角测试：

动作范围：-10°至-168°，最大灵敏角为-89°；

（2）动作边界测试（见表2）。

5.1.3 机端低电压判据定值校验

机端低电压定值：80 V。

试验时在机端电压通道加入三相电压，然后逐渐减小机端电压至79.92 V，机端低电压判据动作。

5.1.4 励磁低电压判据定值校验

励磁低电压定值：132.8 V。

试验时在励磁电压通道加入电压，然后逐渐减小励磁电压至132.76 V，系统低电压判据动作。

5.1.5 动作时间校验

失磁保护Ⅰ段时间定值：1 s，动作于报警；失磁保护Ⅱ段动作于跳闸；失磁保护Ⅲ段时间定值：2.5 s，动作于跳闸。

模拟静稳阻抗圆动作，实测失磁保护I段报警延时：1.02 s；

模拟静稳阻抗圆动作，励磁低电压判据满足，实测失磁保护Ⅱ段跳闸延时：0.201 s（励磁低电压判据有0.2s固定延时）。

模拟静稳阻抗圆动作，机端低电压判据满足，实测失磁保护Ⅲ段跳闸延时2.44 s。

5.1.6 整组试验

模拟发电机失磁保护动作，信号及出口接点均正常闭合。

5.2 二次回路整改情况

（1）电厂按定值要求，将发电机励磁电压接入了1号发电机保护装置。

（2）电厂完成1号机的机端（主变低压侧）CT及发电机中性点侧1分支、2分支CT极性调整工作。如图9所示，发电机保护用CT二次绕组分别为BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，极性调整后，二次接线均从近发电机侧的极性端引出，即BA1、BA2改为S1引出线接A、B、C回路，S2引出线接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改为S2引出线接A、B、C回路，S1引出线接N回路，该接线方式满足发电机保护的整体要求。

5.3 机组带负荷检查

发电机保护电流回路整改结束后，1号机组开机并网带小负荷（30 MW）进行发电机保护A/B柜CT极性验证性测试，测试结果正确，数据如下（见表3）。

通过二次回路整改以及试验检查后，1号机发电机保护各项功能正常。

6 结语

此次1号机失磁保护因CT极性错误、缺少励磁低电压动作元件造成误动作，通过及时整改，发电机组运行正常。但应从中注意以下问题：

（1）加强继电保护专业人员专业技能、业务流程等内容的培训，提升业务技能水平。

（2）加强现场管理，对设备巡检、核对运行方式等工作加强监督检查，完善继电保护定值签收、流转、执行管理制度。

（3）加强二次系统复核试验、保护回路正确性检查、反措检查等，定期开展保护定值复核工作，特别是与电力系统有关的保护定值，如静稳边界判据与系统等值电抗Xs有关。

参考文献

[1] 电气主设备继电保护原理与运用[M].中国电力出版社，1996.

第2篇：低电压的原因及整改措施范文

关键词：项目管理；过程管控；严防投诉

1 实施“储备管理”

1.1 管理目标与要求

农村低压电网项目储备管理应以提高储备水平为目标，对项目立项、勘察设计、概算编制、项目评审、动态管理等项目储备管理各环节的工作进行规范和统一。农村低压电网项目储备应综合考虑农村电网发展规划、区域经济发展等情况，遵循统一规划、因地制宜、适度超前的原则进行项目储备，确保进入储备库的项目必要、准确、可行。农村低压电网项目储备必须提前进行勘察设计和概算编制，保证随时可以按要求上报有效的项目需求。

1.2 项目立项

立项前，必须做好有关农村低压电网建设与维护需求资料的收集工作，并将其纳入日常工作范畴，形成常态机制。立项时，在满足目前用电需求的前提下，对已有动迁规划的农村低压电网设施不得进行大规划建设改造。对重点发展的农村生产生活区域电网规划建设可适当提高标准，满足今后10至15年的用电需求。对负荷增长较快的农村区域，应采取增加变压器布点或增大变压器容量的方式，保证客户端电能质量。为保证农村地区的供电质量，应逐步缩小农村低压线路的供电半径，并把供电半径不大于200米作为目标，按供电半径长度逐级立项。

1.3 勘察设计和概算编制

勘察设计坚持因地制宜的原则。立项后，应及时组织进行现场勘察，综合考虑各方面因素设计可行的实施方案，填写设计任务书。项目初步设计应包括原状图、规划图和施工方案，图纸要求与现场相吻合，并对工程量进行必要的描述。项目概算作为项目报批的依据，必须严格按照设计方案进行编制。概算编制应满足取费合法、合规、合理，工程量准确等要求，其中概算物资的价格必须按照省公司物资最新中标指导价实时更新。勘察设计和概算编制应与项目立项紧密结合，并在立项后及时进行，确保勘察设计和概算编制在下一次项目储备库滚动调整前提前完成。

2 实施“过程管控”

2.1 建立健全各项指标考评考核细则，积极开展供电服务质量整治，要求效能监察小组对每个投诉工单实地查证，对属实性投诉和回访不满意的责任人和管理责任人严格实行投诉“四不放过”，即投诉原因未查清不放过、投诉责任人员未受到处理不放过、投诉责任人未受到教育不放过、投诉整改措施未落实不放过。

2.2 明确职责，落实责任。成立安全工作小组，按照“五位一体”的工作要求，明确职责分工，完善工作流程，为高效完成农配网建设任务提供坚强的组织和制度保障；严格执行四大员、班组长负责制，全面了解辖区电网的整体构架和近年项目实施情况，梳理项目储备，加强全程施工环节管控，落实施工队伍现场管理，主动牵头工程施工竣工验收，积极配合施工单位开展属地工作，真正做到对工程建设的可控、在控，全面完成工程建设的预期目标。

2.3 加强施工现场管控，杜绝扰民损民行为。在施工过程中有些施工队伍确实存在有废旧电杆不及时拔除、开挖的泥土不及时清理、接户线改造不更换横旦或用户资产不返还用户等扰民损民事件。要求每个施工现场都有人全程监控，对不到位的及时指出。例如在施工中老电杆因有广电线路未及时拔除且是路中杆，老百姓反映强烈，要及时与广电对接拆除广电线路并及时拔除，对有其他线路挂接的暂时不拆除的电杆，都要与当地村委，产权单位及村民代表共同签字办理移交手续，由相关单位接管。

2.4 加强施工队的管理，对参与农网改造的施工队伍严格加强管控，规范停送电管理，加强停电信息公告，规范与用户沟通的方式方法、礼貌用语、文明施工等，对因施工队伍引起的投诉，采取约谈施工负责人和停工检查以及上报公司采取淘汰机制，确保服务到位，降低客户投诉，保障农网改造升级工程建设有序推进。建立施工队伍微信群，由工作负责人在微信群中通报当天施工过程中碰到的农网建设类投诉及意见的风险和处理的结果，供电所和农电公司跟踪处理，对每一起风险跟踪到客户满意为止。

3 实施“停电严管理”

3.1 理管理流程

围绕省公司文件精神，重点强抓全区配电网停电计划管理，制定了《停电控制内部管理规定》，分解任务，定点到人，有效控制停电。“对涉及同一个停电范围的不同施工项目，安排到同一时间施工，一次停电完成多个项目，严控停电次数。”为了最大限度减少客户停电时间，建立并完善单台配变停电审批流程。一旦涉及配变停电工作，类似流程都要进行审批，确保城镇农村配变2个月、城区3个月不重复停电。同时，指定专职人员每月组织对城区配变关口低电压及用户低电压情况进行全面排查，利用采集数据及现场实测查找低电压原因，采用配变新增布点、配变增容、三相负荷调整等措施消除低电压问题，各类低电压数量得到有效控制。

3.2 严肃责任考核

对于高压线路频繁停电，每月每条10kV线路停电（计划停电除外）超过3次等多条专项考核内容，均对属地责任人从重处罚，同时，加大惩处力度，对供电服务事件的管理责任、直接责任，按照“四不放过”原则，实行至少上挂一级责任追究，同一事项涉及多个问题，处罚就高不就低，经济处罚就最高标准；对责任班组在每次例会上通报批评。

4 结束语

农网建设过程中，难免出现各种意想不到的事情，只要有一点做不到位，就可能引起客户投诉，只要我们在项目规划、实施、验收过程中，积极寻求地方政府支持和村民委员会的支持。认真进行宣传和协调，加强施工现场管控，杜绝扰民损民行为，就能得到老百姓的理解和支持，为农网建设顺利开展打下坚实的基础。

参考文献

第3篇：低电压的原因及整改措施范文

关键词 雷电灾害；闪电感应；闪电电涌侵入；对策

中图分类号 TN95 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2016）166-0128-03

随着通讯技术、计算机网络技术的飞速发展，各种信息设备越来越深入人们的生活和工作中，由于微电子设备具有高密度、高速度、低电压和低功耗等特性，极容易受到各种诸如雷电过电压、电力系统操作过电压、电磁脉冲等造成干扰影响其正常工作，严重的造成损坏并导致系统瘫痪，因此，各种电子信息系统的防雷安全工作显得越来越重要。

1 调查现场基本情况

雷电灾害发生时间：2009年6月26日16时50分；发生地点：嘉兴市行政中心；天气状况：阵雨、雷暴。

2 雷电灾害基本情况

市行政中心广场西侧高杆灯顶端遭受雷击，据目击者称其“形如火龙一般，直接打在灯杆顶部，并伴有巨大声响”此次雷击造成市行政中心安防系统及广场电子屏多台设备损坏，楼宇自动控制系统（BAS）所有控制模块遭损坏，并导致控制系统瘫痪。经工作人员排查后发现：安防系统11台智能快速球摄机损坏，其中5台为全损毁，6台为控制线路损毁、AD矩阵32路报警接口全损毁、AD矩阵64路控制器发生接口部分损毁、广场西大屏数字式视频光端机全损毁、5对250米4米束红外探测器全损毁；楼宇自控系统1-6号楼共计51块Honeywell DDC智能自控模块损坏；广场电子显示屏2块图形卡通信接口损毁、2块控制卡损坏、9块DC5V/40A电源模块损毁，此次雷击共导致直接经济损失65.901 4万元。雷灾未造成人员伤亡。

3 雷击灾害原因分析

3.1 天气因素

天气因素是造成此次雷电灾害的首要原因，据浙江省闪电定位监测数据显示，2009年6月26日全省共发生地闪（云地之间的闪电）27885次，为雷电定位系统建成以来日地闪次数最多的一天。

其中，嘉兴地区的落雷平均密度最高，达到0.64次/km2。

3.2 雷击类型

雷电灾害主要由雷电的3种形式产生，即：直击雷、闪电感应、闪电电涌侵入。直击雷即为当闪击直接击于建（构）筑物、其他物体、大地或外部防雷装置上，产生电效应、热效应和机械力者。闪电感应是指指闪电放电时，在附近导体上产生的雷电静电感应或雷电电磁感应，它可能使金属部件之间产生产生火花放电。闪电电涌侵入是指由于雷电对架空线路、电缆线路或金属管道的作用，雷电波，即闪电电涌，可能沿管线侵入屋内，危及人身安全或损坏设备。

3.2.1 直击雷

根据现场勘察情况，接受雷击的高杆灯地处空旷的市民广场，其高度远高于周围其他物体，且顶端设有避雷针，在接受雷击的同时，保护了周围建筑物等免受直击雷损害，经现场测试，高杆灯灯塔为全金属体，并已做良好接地，接地电阻值为0.8Ω，符合规范标准。现场图片如下：

市行政中心办公楼在6月23日经嘉兴市防雷设施检测所检测，其外部防雷设施符合规范要求，能够满足防御直击雷要求，且在此次雷击中受到损坏的电子显示屏、架空智能快速球摄机无直击雷产生的破裂，烧毁等状况，据此可以判断：直击雷不是造成此次行政中心雷电灾害的主要原因。

3.2.2 闪电感应

通过调查发现，遭受雷击损坏的智能快速球摄机、广场西大屏数字式视频光端机、250米4米束红外探测器、控制广场音乐喷泉的DDC智能自控模块、广场电子显示屏控制卡、DC5V/40A电源模块均为弱电系统的控制模块或低电平电源模块，在对部分损毁模块拆开后发现，其电子线路板无烧痕、灼痕或线路烧毁情况，如图4所示。

因此，可以判断，造成这些控制模块及电源模块损坏的非雷电直击线路产生过电流入侵所致，又由于受损设备多分布于雷击点附近的室外，而位于行政中心内部同样设备基本完好，其不同之处在于室内设备及线路受到建筑物空间屏蔽措施保护，而室外设备则直接在空间电磁场环境中，据此可以判断，智能快速球摄机、广场西大屏数字式视频光端机、250米四米束红外探测器、控制广场音乐喷泉的DDC智能自控模块、广场电子显示屏控制卡、DC5V/40A电源模块是由于雷击瞬间产生的闪电感应在受损设备的信号线路及电源线路上产生的过电压导致设备损坏，由于闪电感应产生的过电压具有瞬时的特性，且为波形传导，不会出现类似于雷电直击线路导致的严重烧毁设备等事故，故对强电设备的危害程度较低，而对于弱电系统及低电平的电源设备具有更大的危害，且由于雷电电磁脉冲在空间传遍，因此，危害范围较直击雷更大。

3.2.3 闪电电涌侵入

经现场勘察发现，此次雷击除造成室外设备损毁外，通过信号线路与室外设备相连的室内AD矩阵32路报警接口全损毁、AD矩阵64路控制器发生接口及楼宇自控系统室内控制模块也发生损毁，调查中还发现，发生损毁的终端设备均采用同轴电缆、双绞线等金属导体作为传输介质，而采用光纤作为传输线的终端设备均未遭到损坏，据此可以判断AD矩阵32路报警接口、AD矩阵64路控制器发生接口损毁为闪电感应在室外线路上产生的过电压沿信号线路侵入室内所致；而对于楼宇控制系统的失效则应为：当室外音乐喷泉的DDC智能自控模块由于信号线路上闪电感应受到损毁时，过电压波会沿着控制线路总线进入整个控制系统，导致其他室内部分DDC智能自控模块信号控制损坏，又由于市行政中心的Honeywell楼宇自控个系统采用共享总线型拓扑结构，本身存在通信介质或中间某一接口点出现故障，整个网络随即瘫痪的缺点，因此，闪电感应产生的闪电电涌侵入导致整个系统瘫痪。据此可以判断，闪电电涌侵入是导致此次行政中心雷电灾害的另一主要原因。

4 结论

经现场勘察、测试、对受损设备进行分析并结合嘉兴市防雷设施检测所所出具的检测报告，得出结论：此次嘉兴市行政中心雷电灾害所造成的设备及系统损坏是由雷电闪击市民广场高杆灯而产生的闪电感应及在线路上感应出的过电压波侵入所引起的，并无直击雷方面产生的破坏。

5 防雷措施改进建议

5.1 直击雷防护

对行政中心的建筑物及市民广场国旗、高杆灯塔等直击雷防护措施进行定期检测，对检测存在问题的进行认真整改，并在市民广场高杆灯塔、国旗杆等高大金属物附近设立“雷雨天请勿靠近”等警示字样，防止因直击雷造成人员伤亡事故。

5.2 闪电感应防护

1）采取屏蔽措施，对于室外控制模块等弱电设备，应尽量将其设置在金属屏蔽箱中，并对屏蔽箱进行接地，对于室外敷设的信号线路和电源线路应全程穿金属套管埋地敷设，在设备端线路进出屏蔽箱处应将金属管与屏蔽箱相连，在进入建筑物处将金属管与防闪电感应接地端子相连。对于全程穿金属套管有困难的应至少在室外设备接线端及线路进入建筑物端各穿金属套管敷设15m。

2）综合布线，在线路敷设过程中应避免出现大的感应回路，降低雷电电磁感应在线路回路上产生的感应过电压。

5.3 闪电电涌侵入防护

由于市行政中心建造年份为2000年，设计之初在闪电电涌侵入的防护方面未作强制性的要求，因此导致此方面防护力度不足。

1）安装浪涌保护器，安装浪涌保护器的目的在于用分流（限流）技术将雷电过电压（脉冲）能量分流疏导至大地，从而达到保护的目的。电源部分的浪涌保护器防护，电源线路是雷电侵入的主要通道之一，对于高压部分，供电部门有专用的高压避雷装置，而线对线的过压则无法控制。因此，对380V低压线路应进行过电压保护，按国家规范要求应分为3部分：建议总配电房加装浪涌保护器，作为一级保护；在楼层配电箱间加装浪涌保护器，作为二级保护；在所有重要的、精密的设备前端对地加装浪涌保护器，作为三级保护；信号部分的防护，信号线是雷电波入侵的另一个主要途径，因此，要求对进出信息中心控制机房的不同信号线（控制信号、语音信号、视频信号等）应加装相应的信号浪涌保护器，在安装过程中要充分了解信号的传输方式、物理接口、阻抗特性、信号电平等各项数据参数，选择安装适配的浪涌保护器。在实际工程中浪涌保护器的质量、性能的好坏及安装工艺的优劣将直接影响防护的效果，因此，在安装的过程中应选择有相应施工资质的公司来负责。

2）采用光缆，由于光缆的传输介质为非导体，不会成为雷电波入侵的通道，因此在信号传输中采用光缆作为传输介质能够极大降低雷电波入侵造成室内设备损坏的概率，但需要注意的是，光缆的金属护套和金属加强芯能够成为闪电电涌侵入的通道，因此在进入设备之前，应把金属加强芯和护套做接地处理，并在光端机处安装适配的信号浪涌保护器，以达到更好的防雷目的。

6 防护效果

嘉兴市行政中心在遭受此次雷击损坏后，在电源、信号等线路上合理增设了浪涌保护器，并对原引入室内的普通信号线路全部换成光缆，同时进行了埋地穿管屏蔽处理。截至目前已安全运行了多年，在此期间嘉兴地区多次出现强雷暴天气，造成电子信息系统及电子设备损坏时有发生，由于嘉兴市行政中心已经采取了有效的防雷保护措施，各项电子系统均安然无恙。

7 结论

本次针对嘉兴市行政中心雷击事故的原因分析及采取的相应整改措施经实践检验是正确、有效的，发挥了较好的作用，同时也证明了在信息化建筑物中除做好外部防雷外，内部防雷工作也非常重要，屏蔽、合理布线及等电位连接等措施在电子信息系统防雷保护中起着举足轻重的作用，我们必须加以重视，防患于未然，以减少雷电灾害带来的巨大损失。

参考文献

[1]《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010.

[2]《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB50343-2012.

[3]《雷电灾害调查技术规范》QX/T103-2009中国气象局，2009.

第4篇：低电压的原因及整改措施范文

关键词：线损技术线损 管理线损

一、线损的定义及组成

线损指电网经营企业在电能输送过程中所发生的全部电能损耗，是电力网综合电能损耗的统称，包括自然线损(电网在电能传送过程中不可避免的电能损耗)和管理损耗(偷漏差错等造成的误差)。

二、线损高存在的问题

（一）线路损耗过高

1．电网规划不合理，电源点远离负荷中心，长距离输电使损耗升高；或因线路布局不合理，近电远供，迂回供电，供电半径过长等原因使损耗升高。

2．导线截面过大或过小，线路长期轻载、空载或过负荷运行，不能达到最佳经济运行状态引起损耗升高。

3．线路老化，缺陷严重，瓷件污秽等原因引起绝缘等级降低，阻抗、泄漏增大，损耗升高。

4．无功补偿不足或过补偿，致使无功穿越，影响了供电能力，使线路损耗升高。

(二)变电主设备损耗过高

1．高耗能变压器不能及时更新改造。

2．运行方式不科学，致使主变压器不能按经济运行曲线运行，造成主变过负荷运行或轻载运行。

3．无功补偿容量小足，无功穿越严重，通过线路、变压器传输，造成功率因数低，电压质量差，有功损耗增加。

4．主设备老化，缺陷不及时消除等原因使介质损耗和瓷瓶、瓷套泄漏增大，导线接头设备线夹接触电阻增大，损耗增加。

(三)配网损耗过高

1．配电变压器容量与负荷不匹配，造成“大马拉小车”或“小马拉大车”，引起损耗增加。

2．配电变压器安装位置不在偏离负荷中心。

3．低压无功补偿不合理，高峰欠补，低谷过补。

4．电压等级设置不合理。高耗能配电变压器没有及时更换。

5．低压线路三相负荷不平衡，引起中性线电流增大，损耗增加。

(四)管理原因分析

1．营业工作中抄、核、收管理不到位，漏抄、估抄、漏计、错计现象严重。

2．对排灌、供热等季节性供电配变不能及时停运。计量设备不按周期检修、校验、轮换。

3．用户违章用电、窃电。

三、降低技术线损的措施

（一）调度经济运行

1．确定环网合理运行方式

电网是合环还是开环运行以及在哪一点开环都与电网安全、可靠和经济性有关。从增强供电可靠性和提高供电经济性出发应当合环运行，但合环运行会导致继电保护复杂化，使可靠性又受影响。所以开环运行应用网损计算结果选择最佳解列点。电网运行首先考虑安全可靠，之后再考虑稳定和经济。因此电网按在满足系统主网设备的N―l安全要求的前提下尽量降低线损的原则进行电网运行方式安排。

2．合理运行电压

电网运行电压对电网中元件空载损耗均有影响。一般35kV及以上供电网络中，提高运行电压l％，可降损1.2％左右。提高电网电压水平，且搞好全网无功平衡工作，其中包括提高发电机端口电压，提高用户功率因数，采用无功补偿装置等。无功平衡前提下调整变压器分接头。10kV配电网中，空载损耗约占总损耗50％～80％，特别是深夜时，因负荷低，则空载损耗比例更大，因用户对电压偏移的要求，应适当降低电压运行。

3．调整负荷曲线、平衡三相负荷

三相负荷不平衡，将增加线损。这是因为三相负荷不平衡时,各相的负荷电流不相等，就在相间产生了不平衡电流，这些不平衡电流除了在相线上引起损耗外，还将在中性线上引起损耗，这就增加厂总的线损。如果三相负荷平衡，则向量差为零，即（IA+IB―IC=0）应当尽可能使各相负荷相对平衡，否则，中性线上将有电流流过。中性线上流过的电流越大，引起的损耗也越大。因此在运行中经常调整变压器的各相电流，使之保持平衡。以降低线损。一般要求配电变压器出口处的电流不平衡度不大于10％。因为不对称负荷引起供电线路损耗的增加与电流不对称度的平方成正比。

在低压三相四线制线路中线路的电流不平衡附加线损也是相当大的，定期地进行三相负荷的测定和调整工作，使变压器三相电流接衡，同时低压的零线电流也要接近零，这也是无需任何投资且十分有效的降损措施。

(二)网架结构

1．调整不合理网架结构

加强电网规划，引导电源合理布局，优化电网结构和供电范围。在电网规划中，优化电网结构。分区供电，就地平衡，减少电网输电损耗，降低供电成本；110千伏及以上输变电工程项目必须进行节能降耗评估。

2．增建线路回路，更换大截面面积导线

根据最大负荷和相应的最大负荷利用小时数，与经济电流密度比较，如果负荷电流超过此导线的经济电流数值，应采取减少负荷电流或更换导线，架设第二回线路，加装复导线。我市农网采用的架卒钢芯铝绞线较多，在选择导线截面时其经济电流密度选1.65进行计算，10kV架空线不应小于35mm2，低压架空线不应小于16mm2。

(三)设备性能

1．合理配置变压器

对于长期处于轻载运行状态的变压器，应更换小容量变压器；对于长期处于满载、超载运行的变压器，应更换容量较大的变压器。变压器容量的选择，一般负荷在65％～75％时效益最高。配电变压器应尽量安装于负荷中心，且其供电半径最大不超过500米。农村用电有其自身的特点，受季节和时间性的影响。用电负荷波动大，有条件的地方可采用子母变供电，在负荷大时进行并联运行，一般负荷可采用小容量变压器供电，负荷较大时可用大容量变压器供电。无条件的地方一般要考虑用电设备同时率，可按可能出现的高峰负荷总千瓦数的1.25倍选用变压器。

2．增装必要的无功补偿设备，进行电网无功优化配置

功率因数的高低，直接影响损耗的大小，提高功率因数，就要进行无功补偿，无功补偿应按“分级补偿、就地平衡”的原则，采取集中、分散和随器补偿相结合的方案。对没有安装集中补偿装置的变电站10kV母线上加装电容器组，使无功得到平衡。在线路长负荷大的10kV线路上安装并联电容器进行分散补偿；对容量为30kVA及以上的10kV配变应随器就地补偿，使配变自身无功损耗得到就地补偿；对7.5kW及以上年运行小时数在100h以上的电动机重点进行随器补偿。

3．强化计量装置的更换和改造

用电计量装置应安装在供电设施产权界处，并提高计量装置的准确度。选用降损效果较好的电能表、防窃电能表。实行一户一表计量每户电量并作为收费的依据。有利于监督、分析用电损失情况，及时消除损耗高的原因：

四、降低管理线损的措施

随着日前电网改造的深入和电网结构的优化，其固有技术线损呈现逐年降低趋势，电网基本处于经济运行状态，因此降低管理线损已成为当务之急。

（一）加强用电管理

广泛深入开展《电力法》及其配套法规的宣传。认真做好防窃电改造工作，增强供电计量设施的防盗可靠性，最大程度地遏制窃电的发生，减少因窃电造成的损失。加强各营业管理岗位责任制。减少内部责任差错，防止窃电和违章用电。充分利用高科技手段进行防窃电管理。坚持开展经常性的营业稽查和用电检查，对发现由于管理不善造成的电量损失采取有效措施，以降低管理线损。

(二)加强线损异常管理

应采取每月召开一次线损分析会，分析存在问题，针对线损较高或居高不下的情况，查找管理方面存在的问题以及电网结构布局的薄弱环节与不合理之处，制订整改措施，责任落实到部门、个人。使问题能及时发现和解决。

(三)加强理论线损计算工作

通过线损理论计算及时查找线损的升降原因或结症所在，准确地掌握各公变、各馈线在各个不同用电季节、各种不同用电负荷线损变化规律及特点。