线路运行丽水电力厂建厂初期,县城内低压配电线路因使用年代久,材料质量差,线路故障频发。由于管理不善,三个发电车间独立供电,多处电杆上有二路电源线路。1957年,实行线路分段管理,包干负责制度。至1965年,桃山火电厂投运后,10千伏线路迅速增加,因在管理上重发电轻供电,线路运行仍无专人负责。
1984年,在企业整顿工作中,电力公司制定了《电力线路运行管理制度》,电力线路运行维护工作走上正常。
20世纪90年代起,线路运行进入规范化。在线路工区下设高压、低压电力线路运行维护班组。对35千伏、10千伏线路的电杆均建立了台账,做到一杆一卡。建立了缺陷处理台账、事故记录台账、接地电阻测量台账等各类预防、检查、测量记录。同时,建立了技术资料管理、运行分析制度、设备缺陷管理、设备定级等技术管理制度。健全了电力安全工作规程、架空配电线路设计技术规程及验收规范等技术规程。
变电运行始于1975年。是年,35千伏路湾变电所投运,因规章制度欠缺,运行人员在值班时仅负责设备的巡回检查、抄表、倒闸操作、事故处理等。1981年、1987年,碧湖、城东变电所分别投运后,加强了变电运行管理工作。变电所实行定员,三班制运行。1987年1月成立变电队,统一管理变电所工作。1984年,在企业整顿工作中,县电力公司制定了《变电运行管理制度》17种,同时实行运行人员岗位责任制。同年,以“两票”(操作票、工作票)、“三制”(交接班制、巡回检查制、缺陷管理制)为主要内容规定了交接班的内容和形式,确定了设备的巡回检查,严格缺陷报告和缺陷监视,加强了防误操作装置的管理。1987年10月,对原17种管理制度进行修订,制定了《变电运行管理制度》15种。设置了五大员,即安全员、培训员、资料员、保管员、生活员。对变电所的工种作了明确的责任规定。1997年12月,因变电所增多,为加强变电工作,撤销原变电队,成立变电工区。2000年后,随着变电运行技术的提高,各变电所先后实行无人值班。至2010年,变电工区对全区变电所实行监控操作,工区设监控中心和操作班。
第二节检修
线路检修1952年以前,因电力线路检修情况资料缺乏,无从记载。1952年,丽水县低压电力线路多数是浙东电力厂遗留,使用达15年之久,木杆根部腐蚀严重,每一根电杆间导线至少有5—6个结头,有大风则多处断线,电杆倾倒。丽水县电力厂建立后,对全城线路进行了整改,对根部腐蚀严重的电杆加上梆木,并对全城用户接火线进行了总检查。翌年7月,对全峰源35千伏变电站实施检修(摄于2008年11月)
城线路进行了调整,调换电杆45基。1956年3月,对城内主要架空线路进行了调换。1958年,在大办钢铁的口号下,线路检修要求做到不停电,线路工对220伏线路带电检修。至1970年代末,电力厂无线路检修组织和检修规章制度,检修人员多数为初级工。
随着企业管理水平的提高,1980年开始加强线路的检修管理工作。1984年,制定《电力线路检修管理制度》,对线路检修要求“到期必修、应修必修、修必修好”。对检修人员要求做到“二好”“四会”,即修好管好;会检查、会分析、会维护、会正确处理缺陷。线路检修有计划地进行。35千伏线路的检修计划(包括年度检修、大修)及10千伏线路的技术改造由生产技术科编制检修计划,下达给运行单位实施。10千伏线路的大修及中小修由运行单位安排检修计划并实施。在线路检修前,要求检修人员做到“五落实”,即思想落实、劳动力落实、材料落实、时间落实、安全技术措施落实。
20世纪80年代初期,由于电网设备陈旧,形成“60年代电网担负80年代供电任务”的落后局面。1981年起,对电网进行了有计划的改造和检修。改造和检修的主要内容为更换导线线径、木杆更换为水泥杆。1986年,全丽水市电力线路全部改换成水泥电杆,改善了电网质量,提高了电网供电可靠性。
1987年,成立供用电管理所,下设线路工区,负责电网高低压线路的维修和管理,至此,电力公司首次有了专门的线路检修组织。
20世纪90年代后,线路检修在技术和设备上有较大改善。为改变因线路检修停电问题,1992年,购置发电车一台,发电容量200千瓦。该发电车保证了市区政府等重要部门的重大活动供电。
2001年,线路工区在全市电力系统中率先成立了带电作业班。翌年1月,带电作业班首次开展10千伏带电作业,成功更换10千伏变压器熔断器,为全市电力系统首次10千伏带电作业。
2010年,电力线路检修范围为35、10千伏电力线路、电力电缆、配电变压器和电力开闭所。
变电检修20世纪50年代,丽水电力厂创建时设电务组负责内燃机发电机设施的检修,无专业技术人员,检修电压为400伏,检修工具仅一些普通的电器测试仪表。桃山火电厂投运后,在原电务组基础上成立了电气组,人员5人,其中技术人员1人。检修范围为火电厂750千瓦汽轮发电机和1000千伏安主变,虎啸门老厂备用发电机及各种厂用电动机。检修电压为10千伏及以下,检修设备主要为一些简易的电气试验设备。1972年,检修范围扩大到1500千瓦汽轮发电机和1800千伏安主变。电气组人员增至7人。1975年,检修范围扩大到35千伏变电所,检修工具有了改进,购置了QS1交流电桥。
由于联网小水电站的增多及电网的扩大,1981年,在原电气组的基础上成立电气修试队,检修范围为电网内的水电站、35千伏变电所的电气设备定期试验和应急抢修。1987年,检修范围扩大到用户的高压配电、计量等电气设备的交接试验。至20世纪90年代,检修工作渐趋计划化,检修组织和管理日臻完善,制定出“电力修试现场安全管理制度”“一、二次设备试验现场管理制度”“设备检修制度”等10种管理制度。
2000年后,电力检修在组织上成立了检修工区,检修范围和内容增多,除变电所日常维护、消缺外,还承担配电、避雷器的试验、绝缘工器具的试验、高压用户的检修、试验,同时根据水电站的委托承担水电站一、二次设备的试验工作。至2010年,电力检修设备先进,有综合微机保护台、直流高压发生器、绝缘油耐压测试仪、大电流发生器等先进试验设备。电力检修呈高度集成化、轻便型,初步具有一定的智能化水平。
第三节电力调度
调度范围丽水电力厂在1972年之前无调度机构,对10千伏及低压供电线路的停送电工作由供电所业务组负责。随着10千伏用户的增加及电网布局的渐趋合理,为解决城关供电和便于负荷调度,1972年6月,丽水电力厂于城郊后庆桥附近建造简易开关站一座,调度范围为750千瓦火力发电机组2台,1500千瓦火力发电机组1台,10千伏配电线路9条,10千伏电容器2组,农村水电站7座。值班调度员负责井字架上柱上油开关及10千伏用户配变的停送电操作。
由于设备简陋、技术落后、供电容量小,无保护屏和控制屏,致使调度存在严重局限性,一有故障即越级跳闸,造成大面积停电。又因开关站容量小,致使经常造成有电送不出,而对用户又进行限电的不合理现象。
1977年,县电网10千伏线路增至13条。同年12月,调度室归属电力公司用电科管理。1981年,对原开关站进行了改造。改造后的开关站采用分路保护,改变了以往一处故障大面积停电的现象。同时,增置了完整的安全、监视、信号、补偿、保护等设备。1982年4月,调度室从用电科划出,直属电力公司。1984年,县网10千伏出线增至21条。因网络复杂,调度室开始着手电网运行方式工作,同时,继电保护工作划归调度室负责。至1990年底,调度范围有35千伏变电所3座,主变6台,容量33800千伏安;35千伏线路1条;10千伏配电线路27条;小水电站32座,总装机容量17800千瓦。
20世纪90年代以后,莲都区电网调度在技术和范围上都有了较大变化。至2010年,电力调度范围为:220千伏丽水变、枫树变35千伏及以下线路;110千伏白云变、岩泉变、碧湖变等6座变电所的35千伏及以下线路;35千伏变电所8座;35千伏水电站10座;10千伏小水电站110座。运行方式1972年之前,丽水电力厂无专人管理运行方式工作。10千伏县网由桃山火电厂控制室配电值班员,根据用电情况负责对联网小水电的开、停机工作。运行值班长为该项工作的总负责。1972年,建立调度机构后上述工作由调度室负责。由于电网的迅速发展,自1985年调度室开始正常性的运行方式管理工作。主要运行方式有雷季、节日检修、新设备投运、丰水期、枯水期和脱网等运行方式。
运行方式的执行:凡属调度管辖的操作,均应根据调度员的命令执行。值班人员在下达执行运行方式时,对变电所预先开列操作票,在变电所值班员开好倒闸操作票后,操作前由调度值班员正式发令。1985年以来,运行方式工作主要是对新投运的变电所及10千伏配电线路进行统一命名,根据大网供电方式及区网负荷变化,及时编制区网运行方式;充分利用水力资源,力求做到经济合理供电,减少迂回供电,降低线损;配合三电科做好调荷节电工作,及时投撤10千伏电力电容器和主变分接头,保证区网电压质量。
2000年后,莲都电网围绕安全、可靠、经济运行的要求开展运行方式工作。运行方式工作要求保持电网健康运行,有缺陷必须及时排除;在电网可靠性上要求电源不能单一,要有一主一备。如10千伏线路在2010年城区已99.03%达到手拉手环网供电;各变电所主变和35千伏线路也达到N—1主备运行要求。在经济运行上要求电网电能质量达到国家规定标准。
继电保护1964年以前,丽水电力厂仅有200匹马力柴油发电机组,继电保护主要是低压盘上配套的反时限过流保护、热电偶过载保护。1965年,桃山火电厂投运后配有继电保护屏。主变和发电机单元保护有:主变瓦斯、主变及发电机组差动保护、低压过流保护、过负荷保护等。保护电源采用直流24伏蓄电池组。无专职人员负责继电保护工作。
1968年,原直流蓄电池改为110伏蓄电池组,原手动改为电动操作。1972年,对发电机励磁回路加装灭磁开关保护。1976年,开始继电保护整定值计算工作。1986年,由于大网阻抗变化较大,因此对市网重新进行电路短路电流计算及整定值复核计算。各变电所主变分别装设差动、瓦斯(轻重)、复合电压闭锁过流、过负荷超温保护。1987年,除路湾变电所外,全市10千伏线路均加装三相一次自动重合闸电流速断、时限过流保护。同年8月,城东变电所消弧线圈用过电流保护。该时期,有关继电保护工作执行《继电保护及系统自运装置检验条例》。至1990年底,市网10千伏保护装置共有127套,其中电流速断保护32套,过流保护40套,后加速保护16套,自动重合闸保护33套,低电压保护2套,过电压保护4套。
2000年后,随着电网的迅速发展,继电保护装置不断更新,按照建设智能电网的要求,莲都电网在专业技术人员及设备上有了较大加强。至2010年,区电网所辖8所变电所均为微机型继电保护装置,具有响应时间短、返回系数高、接线简单、可靠性高、维护简易、功能全面等优点。变电所35千伏则均达到双电源供电标准。在运行中当其中一路电源因故失电后,安全自动装置会自动切除故障线路,投入另一路电源运行。10千伏电路多数达到“手拉手”供电模式。由于自动装置的投入使用,8座变电所均为无人值守,实行远程监视控制电网运行。
通信1972年城关10千伏开关站(简称“348”开关站)建立时,通信设备仅有一门县邮电电话和二路磁石电话机。该年,在学坑口电站安装扬州电讯仪器厂生产的ZDDJ—1型电力载波机,开通了开关站至学坑口电站的载波通信,是浙江省10千伏系统开通的第二个载波通道。1975年,因丽水与缙云二县联网,开通了 ZS—3型载波通道。1978年,增置一门邮电电话与一路至地区电力调度所的直通电话。至1985年,县调度室对变电所及并网小水电站的联系全部依靠邮电电话。1977年5月,雅一电站复合ZI—3型电力载波机1台投运。1980年1月,雅二电站复合ZI—3型电力载波机2台投运。
为改变调度通信落后状况,1985年7月架设了县调至地区调度2的10对通信电缆,并安装了 DL—40调度总机。二路中继线同县邮电局相通,可与地区调度所、“348”开关站、桃山火电厂配电室直通,同时也与局机关部分科室直通。调度总机可作为行政总机使用。1986年4月,市电力调度所安装了无线电话主台,分别在碧湖变电所、大港头供电站、碧湖供电所、雅一电站、雅二电站等单位安装了分台。主台不能同时和两个分台通话。是时,丽水电力通讯由2人专职负责。1988年2月,对原至市调度所的10对电缆进行了改造,安装了20对通讯电缆,通过35千伏电力载波设备与路湾变电所、雅一、雅二电站通话。
2000年起,由于电网中无人值守变电所的出现,对通信的可靠性、可用性提出了更高的要求。为了开展高速、宽带业务和保证电力生产通道的安全可靠,解决多速率数据业务的接入,2004年起,莲都供电局开始光缆通信网络建设。经过4期工程建设,至2010年,已有通信光缆传输设备13套,PCM接入设备14套,光缆线路近200千米,全网主干网络成环运行。全局35千伏变电所及供电营业所光缆覆盖率达到100%。
莲都电力调度控制中心(摄于2008年2月)
第四节电能质量
电压1952年,丽水电力厂初创时,电压质量无管理,供电电压为180伏。1954年,提高发电质量,电压由原来的180伏提高到220伏。1965—1980年,桃山火电厂独立运行期间,县电网电压由发电厂机端电压的调整和变压器的无载调压接头的调整决定。由于电压质量无专人管理,是时供电质量较差。1978年,在路湾变电所装设10千伏补偿电容器,增加了10千伏电压的调整手段。
1981年,县电网与华东电网并网运行,电网多数区域的电压质量有了明显改善,基本保持正常。由于并网运行的农村小水电站较多,且除雅溪一级电站外均为径流电站,故在丰水期,深夜低谷时段电压偏高。为提高电压合格率,1983年6月开始在县化肥厂、毛巾厂设立电压监视点,对县化肥厂测录10千伏电压值,县毛巾厂测录低压侧电压值,记录时间为每月15日零时至24时。为改善供电质量,自1980年始,对负荷较重的10千伏线路及大用户装置无功补偿电容器。35千伏变电所均装置了10千伏补偿电容器。至1988年,全电网共装有补偿电容器16538千伏,调度室根据电网电压的需要,决定电容器的投入和撤出。1986年7月,市电网第一台35千伏有载调压变压器在碧湖变电所投运,1987年、1988年城东变电所先后投运二台35千伏有载调压变压器,从而使10千伏母线电压能随时得到调整。
2000年后,供电电压合格率在电网中的重要性日益加大,莲都供电局加大了对电网电压的管理工作。通过加强电网建设和改造、强化运行管理、推广无功电压控制技术等手段,使供电电压质量保持稳定,无功电力基本实现分层分区平衡,综合供电电压合格率稳步上升。2010年,莲都区电网电压和供电电压合格率达到98%。
周波1972年,建立调度机构之前,县电网供电周波由桃山火电厂负责调整。建立电力调度室后,调频工作改由调度室负责。1981年前,因电网小,负荷变化大,1977—1980年,雅一电站作为县电网的调频电站。调频能力差,周波不稳定,丰水期系统频率高时达到55赫兹,枯水期水电站出力受到限制,则采用拉停部分线路或大用户,以使周波恢复正常。1981年,县电网与华东电网联网后,电网周波取决于大电网周波。当与大网脱网运行时,地区网周波由地区调度所负责调整,县调度室协助。1988年10月,雅溪一级、二级电站的调度权下放给丽水市调度室调度后,脱网运行时,调频工作由丽水市调度室和雅一电站共同负责。20世纪90年代起,周波调整工作由上级电网负责。
第五节供电安全
丽水电力厂在建厂初期,即依靠工人采取技术措施,提高安全水平。20世纪50年代初,安装电杆仅靠人力拉,往往因人力不足而致使倒杆。1953年,改为葫芦和绳索起重,倒杆事故减少。1952年,丽水城关低压用户进户线羊角瓷瓶均安装在电杆上,线路工修灯时需登杆作业,既不方便又不安全。1953年将羊角瓷瓶改装在用户门口,保证了检修安全。1986年以前,线路立杆使用倒落式扒杆,拉线直接绕在地桩上,杆身调整时电杆摆动较大,当电杆偏移较大时人力不易控制。1986年,35千伏云丽321线改线时,为防止倒杆,采用在使用倒落式扒杆起吊电杆侧方临时拉线改为滑轮组起吊。采用该方法后,经过多条35千伏线路
确保丽水国际摄影节供电安全(摄于2009年10月)立杆均未发生事故。同年,对35千伏输电线路施工时进行技术交底,并在施工中确定现场安全员。同年11月13日,雅一电站电气运行工吴子龙高压触电死亡后,对35千伏联变由原来检修时挂接地线改为接地刀闸。1987年,对雅一电站、雅二电站发电机SN10型10千伏少油开关大排气改为小排气;对各电站、变电所安装了“五防”闭锁装置。1988年,为防止误登带电设备和带电线路,线路工配置了“触电报警器”。为防止高压触电,线路检修时规定,凡上杆作业必须使用等地位保安线。
20世纪90年代,随着电网的发展和设备的科技先进性提高,电网安全的技术措施主要转移到对规章制度的执行和对人员的管理上。加强了从业人员的安全知识培训,实施培训、考试、持证上岗制度。在施工期间,加强了现场安全稽查。开展“危险点查找与控制”等活动以保证安全生产。
2000年后,电网安全技术措施主要依靠设备科技成分的增加。在施工操作和生产管理上开展一线员工QC活动,小发明、小技术改革每年均有10项左右,加强了电网安全和人身安全。
第八线损
线损管理普明电灯公司时期,供电线损无管理制度,亦无管理人员。民国27年(1938)浙东电力厂在丽水三分厂相继建厂后,开始对供电线损进行管理。当时以财务支出情况为依据计算出每月实际损失电量,并以此确定线损率。嗣后各民营小电厂对线损的计算均以财务收支概况进行估算。
1952年3月,丽水电力厂设立专职统计人员,对售电量等经营项目进行统计,在此基础上估算出线损,直至1964年底,由于计量和管理工作不完善,对线损率的计算均无科学依据。
桃山火电厂投运后,随着电网的发展和管理水平逐步提高,1984年,电力公司建立了由计划、调度、供电等部门负责人组成的降线损领导小组。在计划财务科设兼职人员负责全公司的线损管理工作,同时由调度室负责10千伏以下线路的线损管理工作。用电管理科负责指导供电所的线损管理工作,并协助供电所负责分电压等级、分片、分线进行统计分析。线损领导小组每季度召开一次线损分析会议。同年7月,制定了《线损管理制度》。
1988年,线损管理工作改由三电科负责。同年,对各生产经营部门分别下达了年度线损指标。直至20世纪90年代,线损管理工作由三电科负责,该科设专职线损管理员1人。2000年,线损管理已实现了10千伏单线线损计算及全局综合理论线损计算,并逐步开始实行台区线损管理工作。此管理形式持续至2004年。
2005年,莲都供电局被省电力公司推荐为全国49个线损规范化管理试点县之一,全面推行线损标准化模式管理。实现了以抓电能损耗管理为切入点,全面推进在生产、基建、营销等各方面的基础工业,建立了规范、科学、严密的电能损耗管理体系,实行全过程闭环管理。具体实行了线损分析量化、投运了“电费账务中心”、建立了变电所远抄系统、建设了负荷管理中心,实现了电量数据实时传送。至2010年,健全了分区块管理体系并在供电所全面推行分层次、分电压、分线路、分台区的管理方式,电能损耗指标趋于合理。线损率民国20年(1931),普明电灯公司因配电线路陈旧,管理不善,全年线损电量4910千瓦时,合线损率14%。32年(1943),浙东电力厂丽水分厂因政局动荡,管理困难,线损急剧上升。如碧湖分厂因驻军众多,窃电严重,而电厂管理人员又无法对其取缔,该年度平均线损率达33.31%,12月高达47.69%,以至该厂在年度营业报告中哀叹“实有赖各方之维护与协助,始得解决。”
20世纪50年代,丽水电力厂对线损管理工作主要以反窃电为手段。1951年,经过“三反”“五反”运动,窃电现象减少。1952年度,线损率为6.41%。1960年,线损率为8.85%。1965年,桃山火电厂投运,10千伏电网初步形成,但低压配电网络仍是五十年代所建,布局不合理且又陈旧,加上用电管理水平较低,1965—1970年,平均线损率为14.53%。1971—1980年,线损率平均为21.34%。由于受“文化大革命”的影响,10千伏电网未能进行有计划的改造,用电处于无管理状态。1976年,线损率高达30.51%。由于不正常的高线损,造成企业经营困难。为改变高线损状况,1979年,县电力公司对全县电力用户进行了营业大普查。同年,年平均线损率降至18.43%。1980年以后,加大了对电网的计划改造。1986年,对10千伏电网采取了降线损技术措施,全公司线损有了明显降低。1988年,年平均线损率为6.35%。1990年,年平均线损率为6.14%。
20世纪90年代后,企业对线损加强了管理,随着管理水平的提高和技术手段的采用,线损率降至合理水平。
2000—2010年莲都区线损率一览表
表11-3-1