停网通知
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停网通知范文第1篇
一、前言
内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古超高压供电局负责内蒙古西部500千伏电网的建设、管理、运行、维护工作，同时还承担着向华北地区送电的重要任务，锡林浩特地区的500kV主网主要负责地区负荷的稳定输出，特别是风电新能源的顺利送出；冬季的稳定运行，能够确保当地供暖的可靠性，承担着一定的政治任务。分析锡盟地区主网的危险点，改善当地的供电条件，对地区的电力发展有着重要的现实意义。
二、锡盟主网的危险点
目前，锡盟主网主要存在网架结构单薄，停电方式安排复杂，风电新能源对电网冲击大，设备选型不合理等危险点。
2.1 锡盟主网的接线特点
目前，锡盟500kV主网的接线方式是采用单线联络方式，塔拉――灰腾梁――汗海，三个变电站通过腾塔Ⅰ线，汗腾Ⅰ线将锡盟地区的电厂和风厂负荷送出。220kV系统通过塔锡Ⅰ/Ⅱ线――腾锡Ⅰ线――腾元Ⅰ线――明元线――兴明线――汗兴Ⅰ/Ⅱ线送出负荷。为满足电网解合环的需要，500kV主网联络运行；220kV系统解环运行，220kV系统的腾锡Ⅰ线和明元线为电网的解合环点。
2.2 锡盟主网的停电方式安排
汗海到塔拉线路长度约424千米，多经过草原、高山，加之当地运行环境恶劣，特别是冬季部分地区巡线困难，为保证线路的正常运行和冬季锡盟地区的可靠供暖，每年冬季来临前需对线路和设备进行停电检修。检修分腾塔Ⅰ线检修和腾塔Ⅰ线、汗腾Ⅰ线同时检修两种，不管是哪一种方式下的工作，都要熟练掌握电网的接线方式，正确进行方式转变，避免因操作不当引起电网事故。
2.2.1 500腾塔Ⅰ线检修，塔拉主变同时陪停，220kV腾锡Ⅰ线投入运行，锡林电网通过腾锡Ⅰ线接入灰腾梁变电站。
2.2.2 500汗腾Ⅰ线检修，灰腾梁站213、224开关投入运行，500kV腾塔Ⅰ线，塔拉主变、灰腾梁主变、锡林电厂机组陪停，220kV明元线、腾锡Ⅰ线运行，锡林电网通过220kV线路接入汗海变电站。
2.3 风电新能源的接入对电网的冲击
锡林浩特地区是我国风能最为丰富的地区之一，这里已建成了一定规模的风电厂，500kV灰腾梁变电站作为风电新能源外送先行变电站，在该地区发挥着重要的作用。但是，不可否认的是，风电对电网的稳定运行存在一定的危害。
2.3.1风电的输入功率跟随风力变化，有明显的季节性和时段的随机性，影响电网制定调度计划。
2.3.2风电的接入，严重影响电能质量，需配备必要的调节手段。
2.3.3风电接入电网，需对电网的可靠性进行重新评估，运行中要严格控制电压质量和输出负荷。
2.3.电接入电网，电网遭受意外扰动的能力明显下降。
2.3.5风电接入电网，改变了短路电流的方向，对继电保护装置提出了更高的要求。
锡林地区在网架结构还不够坚强的当下，应适当控制风电的发展，让其保持一个合适的比例，避免风电的不稳定性冲垮该地区电网。
2.4 设备选型需认真考虑当地的气候特点
锡林浩特地区是温带大陆性气候，冬季寒冷，夏季温热，气温年差较大，，最低气温达到零下40℃，局部地区经常出现零下50℃的低温。现北方地区的设备多为 -40℃ ―― 40℃气候条件能够稳定运行的设备，但有些设备的附属设备在-20℃时就会出现冻害（如500kV LW13-550型断路器的气动机构），为保证设备在低温恶劣气候条件下的安全、稳定运行，500kV变电站要做好防寒防冻工作，同时，设备选型要充分考虑当地的气候特点，不适合锡盟地区的设备类型有：
2.4.1储油空间较小的充油设备，不能满足冬夏温差的变化。
2.4.2无油位视窗的充油设备，冬夏温差变化时无法及时准确的判断油位。
2.4.3容易发生冻害的气动机构。
2.4.4需定期防水，易发生凝露的设备。
结语
在网架结构方面，正在建设白音高勒变电站，汗海到白音高勒、白音高勒到灰腾梁以及灰腾梁到塔拉的二回线路也已开工，随着网架结构的不断加强，电网的停电方式也会更加灵活，供电可靠性也会相应提高，送出负荷自然相应增加；随着特高压战略在锡蒙地区的逐步实施，该地区的网架结构将得到进一步的加强，届时，锡盟坚强电网就会出现，网架结构的危险随之消除。当锡盟建成特高压坚强电网时，电网抗风电能源干扰的能力也会不断增加，只要保持合适的风电比例，就能实现新老能源的和谐发展，在目前情况下，风电的干扰是不得不重点考虑的问题。随着设备的不断改进，不适合锡盟地区的设备在逐渐淘汰，设备选型也会更加容易，设备的可靠性也会越来越高，锡盟主网的运行会变得更加稳定。
参考文献
[1]关于内蒙古电网汗海、灰腾梁地区运行方式及相关运行控制极限调整的通知.华北网调[2013]93号，2013.
（作者单位：内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古超高压供电局）
作者简介
停网通知范文第2篇
关键词：信息采集；管理系统；线损管理；防窃电
作者简介：邹彦祥（1974-），男，山东郓城人，山东省郓城县供电公司，工程师；苏爱丽（1975-），女，山东郓城人，山东省郓城县供电公司，工程师。（山东 郓城 274700）
中图分类号：F273 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）36-0105-01
一、专业管理的目标
1.企业发展对专业管理的要求
为严格执行国家电网公司颁布的用电信息采集系统规范和集团公司用电信息采集系统建设工作要求，统一技术标准，统一设备采购，统一主站建设，统一项目管理，充分考虑单位实际，按照统筹协调，有序高效的原则，稳步推进现场采集工程实施，逐步建成覆盖全县一体化的“全覆盖、全采集、全费控”用电信息采集系统。通过有针对性的技术开发与完善，应用新技术，实现营销管理数据的实时化、自动化处理，优化用电方式，保证电网安全、经济运行，推动供电企业与用电客户及社会共赢发展奠定坚实基础。
2.目标描述
（1）加大负荷预测力度和电力需求分析工作，提高负荷预测的水平。制订不同情况下的错峰、避峰预案和措施，引导用户参与调荷避峰，挖掘转移电网高峰用电负荷，挖掘电网负荷率的潜力，为电网建设及调荷决策提供参考依据。
（2）采取行政手段、经济手段、技术手段、引导手段等方式，作好电力供需平衡和有序供电工作，实现多个负控时段自由设定以及分轮次跳闸。采取行政措施，争取当地政府的支持，调整电力客户的生产班次、错开上下班时间、调整周休息日以及将用电设备检修安排在用电高峰季节或高峰时段；采取技术措施，启动负荷管理系统的控制功能，在负荷高峰时段实施可中断用电和短时限电；采取经济手段，通过峰谷分时电价，激励电力客户控制和调整负荷；采取引导手段，引导电力客户主动合理调整负荷及运行方式，达到削峰填谷、均衡负载、减少设备容量、节约基本电费支出的目的。
（3）实现专变客户在线监测，在对专变在线监测中，由需求侧监测中心内勤人员定期或不定期查看客户用电信息，并通过分析、判断客户用电是否异常，及时提醒管理人员对其关注并进行分析，查找原因，减少损失。
（4）大力推广配变监测及低压集抄系统的应用。监视和管理所有配电变压器的运行状况、跟踪配变的负载变化以及对影响配变特性的九个主要指标（不平衡率、重载率、负载率、波形系数、电压不合格率、配变铁损、铜损、最劣运行率、零序电流）进行连续的横向与纵向的特性跟踪显示分析。对符合条件的用户台区积极开通远程集中抄表功能，结合使用预付费电能表，做到用电提前购电、欠费自动监测。具备了用户现场防窃电、防误接线、故障保护、远方停送电、远方修改电能表参数和负荷控制功能，对提高企业的用电管理水平具有积极的意义。
二、专业管理的范围
变电站、专变客户、公用配变和低压客户的电能量信息采集与管理，以采用3G技术的VPN无线宽带专网作为主要通信载体，以统一的电能量信息采集平台为依托，实现购电侧、供电侧、售电侧综合统一的信息管理，涵盖了传统意义上的厂站电能计量遥测、负荷管理、配变监测计量与低压集抄等系统，满足了供电企业电能信息精益化、标准化管理要求。
三、应用与实践
2011年7月，电网负荷供应紧张，我公司及时启动县经贸局批准的2010年有序用电方案，根据电网负荷情况确定应执行方案等级，同时以短信和电话方式提前通知主要用户在规定时间内停止动力负荷避峰，保证生活居民用电。
2011年5月，通过用户采集终端数据分析比对，发现用电大户康达水泥厂的预付费表计失压电量异常，需求侧监测中心立即派有关工作人员到现场实地查看，排除表计故障，避免了因表计故障对公司造成的损失。发现终端出现故障及时进行维修，做到数据准确。
2011年8月，接到采集终端报警，某玻璃有限公司A相电压失压。需求侧监测中心人员接到报警通知后，马上组织班组成员，放弃手中工作立刻赶往现场，经过检查后发现电压互感器烧毁，由于故障发现早，并且处理及时，在最短的时间内使设备再次正常运行。此次故障排查保证了用户的正常用电，并为公司追补电量1.04万kWh，保证了公司的利益。
四、效益分析
1.经济效益
自2008年底开始建设投运后，我公司开始大批量安装专变客户负荷控制终端、公用配变监测终端和小区低压集中抄表系统，截止到2011年10月底，我公司我公司共安装各类终端1988台。传统的手工抄表需耗费大量的人力和物力，而且由于低压居民用户分布范围广、油价不断上涨，使手工抄表的成本日益增加，公司通过使用小区低压集中抄表代替传统的手工抄表，采用新技术，确保数据的可靠性，提高了抄表成功率，在提高工作效率的同时，也大大减少了抄表成本。
在2010年的需求侧服务与管理过程中，我们利用系统监测，发现客户用电异常33起（缺相、计量装置烧坏、违约用电等），追补电量100360千瓦时，收取违约使用电费6.4万余元，节省人力、物力约10万元。在2010年的电能量信息采集与管理过程中，公司利用电能量信息采集系统系统监测，查处窃电6户，追补电费及违约使用电费7.18万元，查处计量故障31户，追补电费58.4万元。
2.社会效益
公司2011年对电力市场的实际运行情况进行了分析，预测了2011年郓城县电力市场的用电负荷和供电量。针对2011年全网发电能力满足不了用电需求，全省已经实行限额用电的实际情况和当前电力迎峰度夏工作面临的严峻形势，按照上级迎峰度夏有序用电、节约用电的工作部署，突出重点，加大措施，狠抓落实，加强电力需求侧管理，深入开展有序用电、节约用电工作。从2011年5月份开始，特别是2011年7月份到9月份用电期间，需求侧管理班工作人员利用电能量采集信息管理系统随时监控企业用电负荷情况，接到上级命令后立即通知用户压负荷，共对企业下达限电电话通知2690余户次，执行负控操作2036户次。
在2011年有序供电工作中，充分利用电能量信息采集与管理系统的负荷控制功能，努力做到科学用电、节约用电，合理安排客户避峰生产，在为电网经济运行作出了较大的贡献的同时，为工农业生产提供了坚强的电力支撑，公司根据电网限额情况及时调整有序用电方案，对市属重点工程和主要工业企业做到有保有限，确保负荷“限得下，起得来”在负荷相对宽松时，及时与客户进行沟通，督促客户及时进行生产，同时掌握客户负荷动态，在负荷产生波动时，能够尽快与客户进行联系，随时了解生产动向，使所属专线客户及时进行了正常生产，用电负荷得到了快速恢复。
五、技术改进
1.对公司发展的改进方法
根据企业的现状和发展状况来调整公司战略总体要求，立足本职工作，不断研究探索，提升企业的综合科技实力，使供电水平不断提高，从而加快“一强三优”的现代公司的建设步伐，为社会主义新农村建设提供可靠、优质的供电服务。
2.具体的改进方法
需求侧服务和管理工作主要是通过完善的服务体系、规范的服务流程为所有大客户提供更加优质、方便、规范、高效的服务。目前公司通过移峰填谷，提高电网负荷率，节约电力能源等方法达到最大限度的供需平衡。深入细致地做好电力市场运营情况的调查，按照全县工业发展保重点项目，做好合理的拉路限电的工作方案，达到移峰填谷的作用。进一步提高电网的负荷率：做好企业负荷的分析，合理调整企业轮休、生产班次、用电时间、鼓励低谷用电，达到提高负荷率的目的。
公司以往的电能量信息采集与管理只是针对部分大客户与变电站线路，系统功能单调，居民用户需要抄表员上门抄表，方法过于落后，能量采集通道采用的是GPRS公网，每年要向移动公司缴纳大量费用。针对这些情况公司制定了整改措施，首先专变用户全部配备能量采集终端，使用专变用户在线监测系统，按设定的时间间隔采集客户的电流、电压等信息，并进行电压合格率、电流平衡率分析，随时掌握专变用户用电情况。配变台区系统监控，对高压、低压、台区出线进行断相、停电、断零、漏电等检测，同时还可实现跳闸联动；对台区配电盘开关门检测并报警，进一步提高对配变台区的管理水平。小区集抄系统监控，实现低压居民客户的用电信息实时、自动采集，并进行相应的分析和处理。该系统可以为电力系统规范台区管理，降低台区线损，实现减员增效提供强大的技术支持。在通讯方面建设基于VPN的无线专网通道，既保证了数据网络的安全，又达到了经济实惠的目的。
参考文献：
停网通知范文第3篇
【关键字】智能电网；电网系统；分布式能源；智能化
中图分类号： U665.12 文献标识码： A
智能电网包含了一个智能型电表基础建设，用于记录系统所有电能的流动。通过智能电表，它会随时监测电力使用的状况。智能电网包括超导传输线以减少电能的传输损耗，还具有集成新能源，如风能，太阳能等的能力。从技术发展和应用的角度看，世界各国、各领域的专家、学者普遍认同以下观点：智能电网是将先进的传感测量技术、信息通信技术、分析决策技术、自动控制技术和能源电力技术相结合，并与电网基础设施高度集成而形成的新型现代化电网。根据目前的研究情况，智能电网就是为电网注入新技术，包括先进的通信技术、计算机技术、信息技术、自动控制技术和电力工程技术等，从而赋予电网某种人工智能，使其具有较强的应变能力，成为一个完全自动化的供电网络。
智能电网（smart power grids），就是电网的智能化，智能电网就是电网的智能化，也被称为“电网2.0”，它是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标，其主要特征包括自愈、激励和包括用户、抵御攻击、提供满足21世纪用户需求的电能质量、容许各种不同发电形式的接入、启动电力市场以及资产的优化高效运行。
1、 智能电网分布式能源的智能管理系统和高级的智能仪表体系
1.1分布式能源的智能管理系统
分布式能源是指分布在用户侧的以小规模、小容量、模块化、分散式的方式布置在用户附近的系统，主要包括分布式发电、分布式储能、并网技术和具有潜在功率产品价值的需求，利用侧负荷响应能源梯级资源和可再生能源及资源综合利用设施，如以太阳能发电、风能发电、热电联产、沼气利用等。分布式能源直接安装在用户端，尽量减少中间输送环节的损耗实现对资源利用的最大化。分布式能源是智能电网的技术基础，既可独立运行，也可并网运行，而不管规模大小、使用什么燃料或应用的技术。
1.1.1分布式发电
分布式电网发电可以视为虚拟负荷的分布式发电设备直接由用户控制启停。即使接入配电系统，也可不参与自动发电控制，甚至在配网侧安装逆功率继电器，正常时不向电网注入功率。分布式发电系统自身的特点决定了它不是采用煤作为一次能源，而是大量采用环境友善的可再生能源。可以说，分布式发电技术是与新能源技术密切相关的。
1.1.2分布式储能
基于系统稳定性和经济性的考虑，分布式发电系统要存储一定数量的电能，这样既可以稳定供电，同时，又能提供备用电力以及提高分布式发电机组的可调度性。到目前为止，人们已经开发了多种形式的储能方式，主要分为化学储能和物理储能。然而，成本过高是限制很多储能技术在分布式发电中大量推广应用的问题，因此，提高能量转换效率和降低成本是今后储能技术研究的重要方向。
1.1.3并网技术
在电力系统中引入分布式电源所带来的运行上的问题包括：调压、继电保护、瞬态重合闸、电闪、谐波、变压器接地、孤岛检测等。依据分布式发电系统的特点与功能及其与传统电系统之间的关系，将分布式发电并网系统分为规划、电能质量、继电保护、可靠性等方面的影响。有关研究出了利用电抗器高阻抗值的特性，限制分布式电源提供的短路电流，从而有效地解决了分布式电源与保护之间的协调性问题。
1.1.4需求相应资源
对电网而言，分布式发电的启停可以看成是虚拟负荷的减少和增加。同样，负荷的减少和增加也可等效于虚拟发电的增减。随着电力市场的深入发展，负荷相当于潜在的功率产品的价值正在日益凸现。智能电网的任务在于实现需求响应资源的系统集成，使之在正常、紧急和恢复状态下协调运行。这除了需要研发有关电约束、供电合同、平衡市场以及现货市场外，还需要研发正常、紧急、恢复状态下的各种运行软件，诸如正常状态下的直接负荷控制、固定负荷消费水平、按通知减负荷、分布式发电参与负荷响应程序、缓解输配电阻塞，紧急状态下的频率控制、电压控制、备用和黑启动等。
1.2高级智能仪表体系及需求侧管理
智能电网是在物理的电网之上，建立基础的信息沟通平台，将相关的设备、装置、系统、用户、员工、电能等互动起来。通过对用户侧和需求侧的随需访问和智能分析，从而实现更智慧、更科学、更优化的电网运营管理，以实现更高的安全保障、更可控的节能减排和可持续发展的目标。智能电网要广泛应用先进的设备技术，极大地提高输配电系统的性能。未来的智能电网中的设备将充分应用在材料、超导、储能、电力电子和微电子技术方面的最新研究成果，从而提高功率密度、供电可靠性和电能质量以及电力生产的效率。未来智能电网将主要应用三个方面的先进技术：电力电子技术、超导技术以及大容量储能技术。通过采用新技术和在电网和负荷特性之间寻求最佳的平衡点来提高电能质量。
智能电网通过建立一个数字化信息网络系统将能源资源从开发到终端用户的各种电气设备和其它耗能设施结合起来，通过智能化控制实现供能的精确化、对应化、互助化和互补化，全面提高能源利用效率和能源供应安全水平，将污染与温室气体排放降低到环境可以接受的程序，使用户成本和投资效益达到一种合理的状态。将形成覆盖电网各个环节的通信网络体系，实现电网数据管理、信息运行维护综合监管、电网空间信息服务以及生产和调度应用集成等功能，全面实现电网管理的信息化和精益化。
2、 智能电网的几点思考
基于每个国家对于智能电网概念的理解不同，需求不同。所以，我们不能用一种眼观来看待世界各国智能电网的发展。
国外对智能电网的研究相对于我国来说更早，同时技术也更加成熟，深刻。所以我们要吸收他们的先进技术和经验，但是也不能全盘接收，应该发展中国特色的智能电网。开放才会更快的促进科技的发展。这个观点对于智能电网的研究和发展同样适用。开放、统一标准，让更多的研究机构加入，就会有更多的新技术产生。
给用户提供更多的方便和实惠。人性化的电网概念是至关重要的，智能电网的设计除了在技术方面要深入研究之外，怎样最大限度的满足用户的需要，提供更加便捷的服务是很重要的。开放的市场。就如前面德国对于智能电网的发展一样。用户可以根据自己的需要进行“买电”和“卖电”，这样不仅能够在一定程度上促进电能的有效利用，也会增加用户对电的概念的理解和兴趣。减轻政府部门的工作量。
由于智能电网的研究利用尚处于起步阶段，各国国情及资源分布不同，发展的方向和侧重点也不尽相同， 国际上对其还没有达成统一而明确的定义。根据目前的研究情况，智能电网就是为电网注入新技术，包括先进的通信技术、计算机技术、信息技术、自动控制技术和电力工程技术等，从而赋予电网某种人工智能，使其具有较强的应变能力，成为一个完全自动化的供电网络。
智能电网的发展就像一切事物的发展规律一样：总的趋势是向前的，但是在前进的道路上难免会遇到挫折和考验。这需要我们坚持信念和提高技术，将新的科技应用于实践。在国家政府的扶持下，智能电网必定会展现出其特有的生命力！
参考文献
[1 ]刘向阳，总后勤部某研究所，2009.11
[2] 刘琦琳．智能电网的现实意义[J].互联网周刊，2008．4
停网通知范文第4篇
【关键词】 AMI 高级量测体系
1 引言
最近几年，得益于通信技术和信息技术的长足进步，以及环境保护方面政府条的推动，高级量测体系（advanced metering infrastructure，AMI）成了整个电力行业最热门的项目，这都是因为它在资产管理、系统运行，特别是在负荷响应所实现的节能减排方面有着显著的效果。
AMI作为一套完整的技术运用系统，包括有多方面的技术功能，可以从硬件与软件的角度进行概述，主要是通过双向系统模式来详细记载相应的功能实现，在详细记录用户基本资料的基础上，形成负荷信息的智能化电表，可以及时的获取用户在带有时标段的分时段功能区域，形成多种计量数值的整体运用，包括对用电量、用电需求、电压、电流等多方面的信息，因此，从多方面讲，AMI是一种很适宜的智能化基础模块技术，也是一种运用相当广泛的智能测量体系，在整个功能表现中有着不可替代的作用。
2 AMI的基本概念
AMI是一个用来收集、测量、分析、储存和运用完整的用户用电信息网络处理系统，由安装在用户端的智能电表，位于电力公司内的量测数据管理系统和连接它们的通信系统组成。近来，该体系又延伸到了用户的室内网络，以便于用户可以分析和利用其详细的用电信息。
在遵循标准通信接口、标准数据模型、安全性的条件下，高级量测体系实现双向分时段电能计量、远程控制、电能质量监测、窃电侦测、停电检测、双向通信、多表计接入、嵌入式互联网信息服务，并在用户信息系统支持下实现用户用电服务、电价及费率自动调整、需求响应功能，支持智能楼宇/小区、分布式电源、电动汽车充放电接入与监控。
AMI主要有以下技术特点：（1）是一个面向所有类型用户的用电数据采集与监控系统，克服了建设两套系统（AMR系统、负控系统） 带来的条块分割、用户数据管理分散以及重复投资、管理维护工作量大等问题。（2）功能更加齐全、完善。AMI在整个功能的发挥上，可以通过采集更多的负荷数据，在电网运行人员的完整技术运用中形成高负荷的状态模式，并在全面支持实时电价运用的基础上，形成市场需求化模式的运用，能提供相应的技术支撑，这种技术的整体模式就是能将功能更加的凸显出来。（3）自动化效果更加明显。这种自动化操作与管理的控制程序，能提供共享数据的系统结合，在自动化系统的功能区域，可以实现对整个系统的优化，可以实时的向客户提供相应的用户需求记录，能更好的服务供电量的计算，以及在用户查询电费的时候，可以有效的解决疑难问题，从而更有效的解决相应的实际困境，确保供电网故障原件与停电范围的整体范围，减少实际困难的发生。（4）系统采用标准化设计，具有良好的开放性，能够实现智能电表、应用程序、智能用电设备的“即插即用”。
3 AMI的结构与组成
AMI是一个集成了许多技术和应用的计算机网络系统，包括5个主要组成部分：智能电表、家庭局域网（home area network，HAN）、通信网络、计量数据管理系统（meter datamanagement system，MDMS）和AMI 接口。
3.1 智能电表
智能电表是一种可编程的、有存储能力和双向通信能力的先进计量设备，是分布于AMI网络上的传感器。其主要功能有：（1）编程设置比结算周期（通常为1个月）更短的计量时段（15 min～1 h），并按设定时段记录从电网传输给用户的能量或由用户电源输入电网的能量，因此可以支持以设定时段为计费单位的电价机制。（2）自动化远程抄表或按需抄表，减少人工抄表所必需的人工、车辆等成本与抄录错误。（3）远程连接与断开室内所有用电设备，实施需求响应并限制不良用电者（如不交纳电费者）的用电。（4）报告电力参数越界状况，检测偷窃电现象，进行电力质量监测等。（5）远程校准时钟。因为要实时记录用电量与电价，所以全网时间的同步是至关重要的。
3.2 家庭局域网
家庭局域网是一种室内局域网，它通过网关或用户门户把智能电表和户内可控的电器装置（如电脑、可编程温控器、冰箱、空调等）连接起来，通过用户能量管理系统与室内显示（in-home displays）设备形成一个响应的能量感知网络。家庭局域网给了用户远程控制室内用电设备的能力，它与用户门户一起提供了一个用户参与市场的智能接口。
3.2.1 用户能量管理系统
通过建立用户能量管理系统，可以有效的解决用户侧能量的问题，在服务模式、效果上能形成有效的需求作用，并且能保证最小化用户不会因为改变负荷而受到多方面的影响，这样能更加灵活的确保用户用电的可靠性和灵活性，提高整个系统的供电可靠性。在此基础上，用户还能积极响应能量管理系统的各项要求，从用电量控制系统与用电控制系统出发。其中，用电量系统主要是针对用户的用电数据、用电方式以及响应的需求进行综合管理，并通过用户的实际用电情况进行有效的控制，譬如，在用户用电量到一定程度的时候，用户可以进行系统的设置要求，在达到顶点用电的同时，就能给与停止供电，这样，对于实时电价、系统运行的整体状况有更加详细的掌控，能及时的进行信息处理，形成需求响应实时方案，构建响应的控制信号。此外，用电控制系统主要是根据用电管理系统给出的相应信号，能进行直接的终端设备需求管理，包括启停设备用电、维持现状或者调整用电量等多方面的功能发挥，更好的实现整个功能的突破。
3.2.2 室内显示设备
室内显示设备包括有多方面的情况，其中对于用户的电价、系统运行功能、用电情况、成本控制等多方面的信息有一个全面的优化，能让用户及时准确的了解到市场信息，并根据市场以及系统要求进行相应的调整，更好的选择好用电模式。
3.3 通信网络
通信网络采用开放的、高安全性的双向通信标准，在智能电表、控制设备和公用事业的事务系统之间建立网络连接，实现在公用事业、用户和可控电力设备之间连续的信息交互。
（1）通信信息。分为下行信息与上行信息，下行信息是由配电市场到用户的数据，包括实时电价信息、系统运行状况信息与召唤用户实施需求响应的命令、电费清单等；上行信息由用户传向电力公司，包括带有时标的用电量、设备用电状况以及对召唤命令的响应情况等。
（2）通信性能。主要是有效性与可靠性，有效性指消息传输的速度，可靠性指消息传输的质量，对通信系统的基本要求是快速、可靠。通知速度越快，响应速度就越快，同时通知的用户越多，响应量就越大。如果通信系统具有事件跟踪功能，那么它可以记录通知发出的时间与收到通知的用户，正确判断用户执行需求响应的情况。常用通信方式有因特网、电力线载波、电话网、移动网、光纤网等。
3.4 计量数据管理系统
处于数据中心中的信息系统和应用是AMI的一个重要组成部分，而其中的最重要的是量测数据管理系统（Meter Data Management System，MDMS）。MDMS是一个带有分析工具的数据库，通过与AMI自动数据收集系统（Automatic Data Collection System，ADCS）的配合使用，处理和储存电表的计量值。它主要包括如下部分：
（1）用户信息系统（Consumer Information System，CIS）。对大量用户信息进行管理，如用户名称、地址、帐号、电话、用电数据、供电优先级、断电记录、用户因实施需求响应所得的补偿以及电费清单等。它用于区别不同的用户，并对用电数据进行有效性认定、编辑和评估（validation editing and estimation，VEE）。
（2）地理信息系统（geographic information system，GIS）。为了获取、存储、检索、分析和显示空间定位数据而建立的计算机化的数据库管理系统。它用于标识电网分布、监控设备布置、用户所在节点位置、用户用电量等。
（3）公用事业WEB站点。用于显示公用事业信息、用电数据、电价、系统状况以及电费结算等，使授权用户方便快捷地访问。为了确保实时性，AMI 对数据延迟（data latency）、数据持久性（persistence）与数据规模（scalability）都有严苛要求。
（4）断电管理系统（outage management system，OMS）。管理断电与恢复，进行电表事故处理与电表资产管理等。
（5）电力质量管理和负荷预测系统。对电力质量实时进行监测及异常报告等；根据系统的运行特性、用电状况等因素，对未来某特定时刻的负荷进行预测。负荷预测是电力系统调度、实时控制、运行计划和发展规划的前提，是一个电网调度部门和规划部门所必须具有的基本信息。
（6）移动作业管理（mobile workforce management，MWM）。对调度中心、调度人员、户外作业人员进行管理。它以客户管理信息、资产管理信息、技术档案信息为基础，通过应用系统、通信网络、手持通信终端，对户外作业进行自动化调度和管理。从而优化资源配置，提高人员工作效率、服务水平和决策能力。
（7）变压器负荷管理（transformer load management，TLM）。对变压器所带负荷进行监测，对超负荷现象进行处理。
（8）企业资源规划（enterprise resource planning，ERP）。通过集成企业内部财务会计、生产、进销存等信息流，快速提供决策信息，提升企业的营运绩效与快速反应能力，体现完全按用户需要进行经营管理的全新思路。
由于AMI处理的数据量很大，复杂度很高，因此要求数据中心的存储容量必须足够大，以满足数据储存、检索、分析处理、计费差错更正、用户投诉处理等需要。
3.5 AMI接口
AMI 通过接口与系统侧应用设备进行通信，为高级配电运行（Advanced Distribution Operation，ADO）、高级输电运行（Advanced Transmission Operation，ATO）与高级资产管理（Advanced Asset Management，AAM）提供可靠的数据支持。
AMI主要为ADO、ATO的如下方面提供必要的数据：断电管理、变电站自动化、分布式资源管理、地理信息系统、高速信息处理、先进保护与控制、微网运行等。
AMI为AAM提供的信息有：资产健康状况、资产运行优化方案、输配电规划、设备维护、工程设计与建设、用户服务、作业与资源管理、建模与仿真等。
4 AMI的收益
4.1 用户的收益
（1）获得需求响应补偿。AMI为用户提供详细的用电信息与用电模式建议，也给予用户按电价、时间、用电量等信息控制用电的能力，从而促使用户从自身利益出发理性地实施需求响应，获得经济补偿。（2）享有公平的电费结算。实时电价与用电量信息使电费计算更加公平合理，避免了估计用电量与平均电价情况下用户交费不足或交费过多的交叉补贴情况。（3）享受优质零售服务。AMI能够使零售商为用户提供更多的电价和服务选择，能够显著地降低新零售商的市场进入成本，从而增加市场中零售商的数量与竞争程度，降低零售电价，提高零售商的服务水平。
4.2 公用事业的收益
4.2.1 激起需求响应
AMI 的一个主要收益是能够为用户提供价格信号与系统紧急状况、实时记录用户的用电信息、自动控制用户的用电行为，从而促成了需求响应和实时定价机制。
4.2.2 提高运行效率与断电管理水平
AMI提供给系统运行机构的实时系统运行信息、用户用电信息以及负荷预测能力，可使公用事业更全面、更快速地实时查看与分析系统状况并提前制定应对策略，从而增强公用事业对电网的监管能力和对用户的服务能力。AMI具有的断电检测与电网故障精确定位能力能够改进断电管理，有效调度维修人员，加快故障修复时间，显著减少断电期间供电中心的工作量。
4.2.3 改进资产管理水平
AMI提供的详细准确的用户需求和用电模式数据能够帮助公用事业高效管理电网资产。通过设备预知维修（predictive maintenance）提前规划资产维护以消除事故隐患，减少偷漏电现象与设备的运行维护和管理成本，保障设备运行的安全健康，最大化资产使用寿命。
4.2.4 提高资本运作水平
AMI具有的远程电表读数能力能够及时提供准确的用电数据，这不但减少了人工抄表成本，而且也使电费结算更准确快捷；远程设备诊断能力能够快速方便地远程连接或断开用户负荷，从而显著地减少公用事业的人工调派成本；AMI激活的需求响应能够延缓对发、输、配环节中的固定资产投资，从而改进资本利用率，优化资本运作。
4.2.5 提高服务能力
AMI可以激活时变定价与需求响应，消除交叉补贴并改进用电效率；远程抄表避免了抄表员到用户家中给用户造成的不便；远程负荷连接和断开功能可有效地进行用电管理；空闲用电检测和窃电报警功能能够优化公用事业收入，并增加计费的公平性；准确及时的电费清单能够减少用户电费查询量与争端事件，增进公用事业与用户的关系，提高用户满意度，降低服务成本。
4.3 社会与环境收益
AMI减少或延迟了发电与输配电设施的建设投资，改进了帐目管理，加快了断电恢复，提高了电力系统的可靠性与效率，从而增加了社会经济效益；清洁能源的利用与需求响应的实施可以改善环境；用电成本的公平分摊促进社会公正、公平；AMI所需要的新技术、新工艺、新产品为制造商提供了革新技术与工艺、研发新产品的动力，从而将促进科技进步。
4.4 为智能电网提供支持
AMI支持用户侧的分布式发电资源接入电网，为智能电网建立通用通信网络和信息系统架构打下了基础。AMI是建立智能电网的第一步，依次是ADO、ATO与AAM。
5 AMI的设计原则
（1）功能可扩展。在设计时必须考虑到未来可能的技术标准、系统接口和监管要求，具有一定的扩展升级能力以容纳新用户与新服务。（2）设备互操作。不同厂商提供的AMI系统、所用的设备器件需要遵守一致的规格和标准。（3）协议统一。有统一的数据传输格式和释义方法，以保证系统间的数据交换与共享。（4）系统安全。包括硬件与软件安全。硬件安全主要指AMI具有应对设备或连接失效的自愈功能；软件安全主要是对用户私密信息不泄露、篡改、伪造和丢失，并且只有授权设备能够收发并正确解析，只有授权用户能够访问等。（5）管理简便。这是对系统最基本的要求。AMI应该易于使用、排错和管理，而同时又不能影响有效性、安全性和可扩展性等。
6 结语
AMI是智能电网通信网的基础，是建立智能电网的第一步。AMI能够为需求响应提供技术支撑，为实时电价的实行提供基础，优化用户的用电模式，使用户的响应行为自动化，为用户、公用事业、社会环境等带来收益。
AMI中的智能电表可以取得用户详细的用电信息，促成分时电价实施，使用户直接参与电力市场。AMI系统通过其通信网络，把用户和电力公司紧密相连，成为实现配电自动化的智能电网的一个基础模块。AMI提供遍及系统的测量和前所未有的大量系统信息，将大幅提升电力公司的运行机制和资产管理流程。
但AMI的投资巨大，且存在回收周期长、资金被套牢等风险。有效的应对策略是统一技术标准、多负荷共用一套设备、政府干预等，以规避投资风险、保证投资收益。
参考文献：
[1]秦立军，马其燕.智能配电网及其关键技术[M].中国电力出版社，2010.
[2]栾文鹏.高级量测体系[J].南方电网技术，2009，3（2）：6-10.
[3]田世明，徐仁武.高级量测体系关键技术研究[J].电信科学，2010，12（S3）：96-101.
[4]邓桂平，傅士冀，舒开旗，陈俊.高级量测体系探讨[J].电测与仪表，2010，47（7A）：29-31.
停网通知范文第5篇
一、背景调查
2018年11月28日，由中车唐山公司牵头研制的时速160公里动力集中电动车组，获得了由国家铁路局颁发的型号合格证和制造许可证，产品编号为0301，型号为KZ25TA，标志着时速160公里动力集中电动车组具备了批量生产条件和商业运营资格。
根据会议纪要（2018）62号《中国铁路上海局集团有限公司动力集中型动车组维修方案及施工设计方案协调会纪要》及上铁运函〔2018〕1751号《中国铁路上海局集团有限公司关于公布2019年(1.5)调整列车运行图的通知》内容，按照2019 年“1.5”运行图，集团公司将配属动力集中型动车组，担当上海、**、南京至北京的运用任务。根据动力集中型动车组编组情况，综合比选后，动力集中型动车组运用维修在上海南、**、南京客整所进行，故需要对上述客整所进行挂网等改造。会议中明确指出**机务段将担任**至北京间运用任务动力车的检修保养任务，并将动力集中型动车组运用维修场所选为**客整所内的6,7,8,道。2020年1月，往返于**至青岛集中动力型动车组，动力车由**机务段负责检修保养。
由于动力集中型动车组的运输效率较既有机车及车辆存在明显优势，集团公司在全国大面积开行，正式标志着其成为旅客运输的主力军。
二、运行检修保养难点分析
1．动力车特殊性
时速160公里动力集中型动车组长编组由动力车及拖车组成，短编组由动力车、拖车及控制车组成。动力车为HXD1G或HXD3G型机车的“一般改进型”产品；拖车为25T客车的“一般改进型”产品，控制车为25T型客车的“重大改进型”产品。与我段现有的HXD1D、HXD1B、HXD3C型机车构造存在极大的区别，我段目前修订的动力车检修范围、工艺、检修作业指导书等制度资料需进一步建立及完善。
2．对于我段而言，运行检修保养动力集中型动车组没有任何成熟的参考模板和经验，动力车的质量趋势及故障规律有待进一步摸索，质量卡控措施需进一步提高完善。
3．职工业务能力
参与集动车整备、检修的作业人员来自望江门整备车间，之中以往接触的机型主要为HXD1D型电力机车，段内缺乏成熟的师资力量及系统的培训教材资料来对职工开展培训教育，职工对动力车的检修保养业务知识掌握不充分。
4．作业方式
由于动力集中型动车组在**客整所集中开展整备、检修作业，且采取不解编的方式进行。我段作业人员需前往**客整所开展动力车整备、检修作业，且作业过程与车辆、电务、客运等部门结合部较多，在制定作业流程及作业指导书时需考虑多方面的因素，现场安全质量盯控也是较大的难题，工作效率需进一步提高。
5．动力车质量
集中动力型动车组动力车在运用过程中虽已发现一些惯性的质量问题并落实了整治措施，但仍有较多惯性故障还在持续暴露处理，动力车的质量控制对我段来说仍是巨大的挑战，需进一步研究并制定改进改造方案。
6．工装设备有待改进
**客整所以前是作为车辆整备作业场所的，缺乏动力车整备的硬件条件。接触网、三层作业平台、隔离开关操作设施、登高作业台等均为新造设备设施，使用过程中频繁发生故障。在夏季及雨季等特殊时期，由于没有雨棚，车顶及走行职工作业环境恶劣，有待进一步改善。
三、安全质量控制对策措施
1．上线筹备
建立**机务段动力集中型动车组维修、运用准备工作推进表，将各项具体工作进行列项分工，段分管领导每周组织技术科、运用科、安全科、物资设备科、验收室、劳人科、职教科、段办（后勤）、望江门整备车间、望江门运用车间开展对接会议，汇报工作推进情况，并互相组织协调需要相互配合完成的工作。其中一阶段2018年11月列推进工作102项，二阶段2019年2月列推进工作10项，三阶段2019年7月列短编组维修、运用准备工作36项。
2．整理完善技术资料
一是做好技术资料的收集，主要是收集厂家提供的动力车构造原理图、技术参数、检修工艺范围及培训教材等资料，梳理编制适用于我段的学习培训资料，突出与既有HXD型电力机车的变化点、作业关键知识点等。二是积极联系前期运行试验的集团公司相关部门，收集运行试验期间的关键质量信息、惯性故障、作业安全关键以及故障应急处置等资料，明确我段前期职工业务培训及安全质量卡控重点。
在动力车到段前期，技术科主动联系株机公司和连车公司，收集动力车构造原理图、电气原理图、机车零部件参数、逻辑控制说明、数据分析软件、维保手册、使用说明等相关资料。对收集的株洲厂技术资料51项、大连厂技术资料10项进行逐项分析，梳理出10项符合我段实际情况的技术资料，以确保160公里动力集中型动车组运用操纵安全稳定、故障应急处置高效彻底。
3．职工业务培训
积极组织人员培训。合理制定培训计划，统筹兼顾，确保上线人员业务素质达标。
（1）编制培训教材。以动力集中动车组总体介绍、操作办法、走行部、故障处理、电机电器、制动机、关键部件使用、换端作业等为重点，组织技术人员梳理归纳厂家提供的技术资料，以及外局运行试验资料，形成具有针对性的段简编教材，并交付现场使用。
（2）加强作业人员培训。一是针对动力集中动车组与既有旅客列车操纵、调车作业的主要变化，在动力集中动车组开行前，组织望运车间指导司机、机车乘务员在宁波—余姚间市域列车进行跟车学习，促进机车乘务员掌握了解动车组操纵模式、集中开关门、动车组调车及出入所作业。二是对望整车间隔离开关操作人员进行了针对性培训，完成跟车学习36人，隔离开关操作人员培训8人。
（3）强化技术、生产骨干业务能力。按照集团公司机务部统一组织安排，段分别挑选运用科、技术科、验收室、职教科以及望运车间、望整车间的技术、生产骨干多次赴厂家培训，积极与厂家做好技术对接，拍摄图片、收集资料，为段后续自主培训做好资料完善补充。
（4）对接集动车厂家安排专家到段培训。段技术科、职教科积极与大连厂及株洲厂进行协调沟通，邀请理论知识扎实的培训教师及现场经验丰富的高级技师到段授课，以提升我段动车组运用检修人员的业务素质，期间共培训管理、作业人员238人次。
4．设备设施建设
根据集团公司协调会要求，积极与上海车辆段及铁四院联系协调，研究审核应急项目施工图、作业平台和安全联锁、生产生活房屋整修等方案。一是在上海车辆段统一安排下推进房屋设施整修。工具发放间、材料间、一体化合署办公场所（包括机房）、技术人员办公室、会议室、综合班组休息室等设施全部按期投入使用。二是调配、增配充电机、机车电器除尘吸尘器、办公电脑、自助出退勤一体机等检修、整备、运用工装设备，以满足现场生产实际需要。三是协调做好K6、K7、K8股道接触网、隔离开关操作设备、三层作业平台及联锁标志灯的增设工作；同时结合现场实际，对现有检修坑增设了照明系统及简易雨棚，并于2020年扩建为遮阳棚。四是强化后勤保障，结合动车组检修、整备及运用作业实施计划，做好生产办公场所的电话、家具用品以及生活电器的配置，并协调安排职工在**客整所就餐、进出大门等生活事项。
5．文件制度修订
动力车检修整备方面：一是明确检修整备范围。全面梳理厂家提供的动力车D1修、D2修检查标准及范围等资料，技术科组织召开专题会议，比对段既有HXD1D型机车检修范围，细致梳理动力车变化点，制订下发动力车D1修、D2修检修范围，调拨及厂出整车范围，同时分别明确高低压试验、制动机试验程序及整备作业视频手电摄录标准。二是梳理规范整备作业流程。结合动力车在**客整所检修实际，编制下发了**客整所整备作业流程方案；同时编制了**客整所动力车检修、整备、临修作业等流程图。在列车供电装置负载试验设备配备之前，由技术科明确整车试验流程和范围。三是根据检修范围及工艺要求，编制相关检修作业指导书48项，确保作业人员有据可依。
动力车运用方面：一是动态修订运用文件制度。由运用科牵头，积极联系对接，动态修订《运行图管理办法》、《机车管理办法》等专业文件及动力集中动车组调车作业、试运行、回送等管理办法，并及时公布实施。二是编制机车乘务员作业指导书。根据作业标准、文件编制《动力集中动车组司机作业指导书》、《动力集中动车组所内作业指导书》，并于2020年9月年根据集动单司机计划编制了《时速160公里动力集中型动车组单司机乘务作业指导书》。
动力车运用维修安全卡控方面，安全科牵头动态修订《**机务段集中动力动车组运用维修安全措施》，其中主要包括了出入所转线调车作业安全措施，动力车和控制车的检修、整备作业安全措施，动车组重联解编及回送作业安全措施，区间救援安全措施，防错开关门、误操作安全措施，隔离开关作业安全措施，防动车组溜逸安全措施七条安全卡控措施，全方面覆盖集动车运用、维护过程关键流程。
6．动力车质量控制
一是做好全路故障问题库的收集。针对动力车质量波动较大问题，我段要求动力车厂家对全路发生的动力车质量问题进行汇总，建立质量问题库，共享质量信息。
二是由技术科牵头动态梳理我段配属动力车惯性重复以及重点故障。自集中动力型动车组运行以来，通过机统-6分析、现场查证、信息汇总、问题库对比等方式我段梳理形成了动力车惯性质量问题库。
三是对动力车重点质量信息及惯性故障进行分析，提出整改方案，一方面督促厂家做好源头质量的整治，另一方面做好故障未彻底整改完毕前的盯控。
四是技术科牵头，按集动车运行里程、时间周期、季节性等组织检修队伍开展动力车季检、半年检、年检、年度鉴定、春整、秋整、防暑防寒等整治工作。
五是做好整备作业质量盯控。集动车运行初期，我段要求技术科及验收室每日派一名专业技术人员到现场把关，遇到动力车故障信息时做好牵头把关，组织厂家及作业人员及时处置故障，确保集动车无故障准时出库。为确保整备作业范围全部落实，对作业流程逐项分解，制作提示卡，工作者携带提示卡，对完成的每一项工作进行逐个标注，交车前，再对每项工作标注情况进行核对，确保作业范围全部落实。
六是关注集动车途中运行质量。明确乘务员、随车机械师及添乘人员重点检查事项，以确保途中质量信息及时发现并反馈相关部门，提前制定有效的处置措施，缩短入库后故障处理所需的时间，确保集中动力动车组无故障准点出库。
七是质量信息分析总结。我段由检修分管副段长牵头，每月结合月度质量例会对集中动力型动车组质量状态进行探讨，制定阶段的重点工作推进计划及惯性故障整治措施；另外，结合集动车质量状态，段每2个月召开一次质量专题分析会，由各专业科室及作业车间汇报工作开展情况及难题难点，会上各部门协调制定相关质量控制措施及难题解决方案，统筹推进集中动力型动车组顺利开行。
八是做好集动车备品质量管理，技术科按照动力车专业管理分工，对配置在**客整所的动力车配件做好动态抽查确认，每月与主机厂进行对接，一方面确保配件保有量，便于应急抢修所需；另一方面做好配件质量、软件型号、软件版本的核对确认，以确保装车配件满足动力车运行性能要求。
7．编制应急预案并开展应急演练
针对新机型上线，我段安排运用科、技术科、安全科等相关部门系统思考并不断修订完善各项应急措施，确保应急有备。一是比照我段既有机车应急处置预案，制定并动态完善《动力车及控制车机务设备途中常见故障应急处理办法》，并进一步完善应急看板。二是针对动力集中动车组动力车设备检修作业实际，编写了动力集中动车组解编、复编及试验作业流程和预案。三是针对动力集中动车组结构和原理，研究制定了动车组有动力救援有列供、有动力无列供、无动力救援及走行部故障等救援方案及办法。四是开展动车组有动力、无动力及走行部故障等救援应急演练，验证救援预案的可行性。
8．研判安全风险
针对集中动力型动车组运行涉及到的安全管控新难题，我段由安全科牵头组织做好风险研判，提前预想，确保各项安全卡控措施到位。一是针对动力车及控制车解编、回送、调车等作业，加强与车务、车辆部门协调，明确调机或自走行作业方式及牵出线长度，按库内取送车办法，由车站组织取送车的调车作业。二是明确机务、车辆专业的故障查找判断分界点，对涉及防溜、防护及解编时过渡车钩安装等内容及时与车辆部门对接，确保途中故障处置及救援作业流程清晰、职责明确。三是强化动力车及控制车检修、整备作业安全控制措施，加强升弓、机能试验等关键环节风险研判。四是加强结合部劳动安全风险控制，明确固定走行线路，同时围绕隔离开关操作、高低压试验、动车作业及上下机车等重点，细致梳理作业流程，规范防护联控方式，确保结合部劳动安全风险可控。
9.形成一体化作业总体格局
****客整所一体化作业队伍由车辆、机务、电务、客运、厂家售后等相关部门作业人员组成，每天中午10:00由车辆检修组长组织各部门负责人开展生产碰头会，提报并协调当天生产任务，明确当天日的一体化作业内容和流程。每天下午作业结束后，召开生产总结会，提出当日整备作业存在的问题并制定解决方案，同时布置第二天的生产作业计划。每月25日前由车辆段按要求组织相关部门负责人召开月度会议，分析通报当月运用、整备或检修作业中存在的问题，并根据各部门提报的需求情况，制定相应的解决方案。
10.优化集动车整备作业流程
**客整所动车组的整备作业方式采用无电—有电作业方式。具体流程如下：
单组集动车作业流程
（1）动车组在**K6或K7道停妥后，机务检修作业人员（地勤司机）与乘务员对接途中质量信息、数据下载人员下载相关数据后，联系检修组长办理停放车组临近股道（停K6道断K6、K7道，停K7道断K6、K7、K8道）隔离开关断电。
（2）无电作业。隔离开关断电完毕后，由检修组长通知可以开始无电作业后，车辆、机务、电务、保洁、吸污等相关作业人员同步开始无电作业，各作业部门统一悬挂小红牌。相关部门无电作业完毕后，摘除小红牌。
（3）有电作业。无电作业完毕后，检修组长布置对隔离开关进行合闸作业，合闸作业完毕后，一体化作业各部门悬挂小红牌，地勤司机配合车辆部门依次开始高压试验、电务放风试验、防滑试验、安定和感度试验、制动机试验、塞拉门试验。作业完毕后，分别拆除小红牌。
两组集动车作业流程
（1）两列动车组分别在**K6、K7道停妥后，机务检修作业人员（地勤司机）与乘务员对接途中质量信息、数据下载人员下载相关数据后，联系检修组长办理K6、K7、K8道隔离开关断电。
（2）无电作业。隔离开关断电完毕后，由检修组长通知可以开始无电作业后，车辆、机务、电务、保洁、吸污等相关作业人员同步依次开始对两列车组开展无电作业，各作业部门统一悬挂小红牌。相关部门无电作业完毕后，摘除小红牌。
（3）有电作业。无电作业完毕后，检修组长组织对隔离开关进行合闸作业，合闸作业完毕后，一体化作业各部门分别对两列车组悬挂小红牌。地勤司机配合车辆部门以先入库先作业的原则，依次对两列车组开展有电试验，隔离开关操作及监护员分别在非操纵端进行看守。依次开始高压试验、电务放风试验、防滑试验、安定和感度试验、制动机试验、塞拉门试验。第一组集动车实验完毕后地勤司机对集动车进行断电锁门，换另一组集动车开展实验，两组集动车均作业完毕后，分别拆除小红牌。
段会同一体化作业相关部门，通过改善洗车方案、优化隔离开关作业流程等措施，提高了集动车整备作业效率。另外作业期间发现的动车组故障信息，相关部门提报检修组长，由检修组长根据生产进度安排处置时间，确保动车组总体交车进度不受影响。
四、安全质量控制成效
1．检修任务完成
自1月23日集动车开行后以来，截止8月9日，我段共组织开展了动力车D1修整备作业436台次，D2修作业10台次，年鉴*台次，防暑整治*台次，防寒整治*台次.
2.整备作业效率提升
针对集动车开行后出现的所内停留时间短、整备作业时间长的情况，通过与车辆、电务、客运等一体化作业部门积极协调沟通，提高了作隔离开关操作、登顶作业、保洁吸污、电务试验等环节工作效率。在无异常情况下，作业时间从1月23日首台CRH200-J6004动车组整备作业共用时6小时45分钟，到目前单组2小时30分钟、两组3小时30分钟以内，确保了集动车准时出库。
3.关键质量信息及惯性问题库
（1）为确保动车组运行平稳有序，收集全路动车组动力车质量信息，结合整备作业、修程进行排查。截止9月中旬，FXD3-J型动力车共收集全路质量信息333件，其中北京局82件、兰州局109件、上海局142件，针对外局发生的质量信息，排查发现了0020车司机室左边柜插座后侧布线结磨、空调出风管通风堵塞、转向架工艺堵松、动力车过分相感应器安装螺栓松动、站台感应器进水、列供插座进水、列车管碰磨、充电机大线接头过热、主接触器触头松动等较大动力车质量隐患，均及时安排有效处置到位，确保了动力车质量稳定。
（2）通过机统-6分析、现场查证、信息汇总、问题库对比等方式我段梳理形成了动力车惯性质量问题*件，其中已完成整治*件，仍在整治盯控的为*件。
4.机破情况
自集动车开行以来，共发生机破7件，其中FXD1-J发生4件，FXD3-J发生3件。
（1）1月25日CR200-J6004动车组（FXD1-0011/0012）/D711次旅客1:09分从控车FXD1-0012车被发现走行部四个车轮报冒火星，在十二里河站被拦停，区间停车29分钟。
故障原因：踏面清扫手动按钮28-S188卡滞在闭合位，导致踏面清扫一直处于动作位。
措施：将踏面清扫手动按钮28-S188至踏面清扫电磁阀线路拆除，踏面清扫塞门关闭。
（2）2月20日， CR200J-5008动车组（主控车FXD3J-0021、从控车FXD3J-0020）/D712 23:04运行至常州进站前,列车总线网关2以太网通信故障，动力车无牵引力，司机请求常州站停车检查，断电大复位，临停10分钟。
故障原因：从控车FXD3-J0020车GW1、GW2上WTB板运行过程中发生死机引起两动力车之间通信故障，导致列车总线通信故障，从而出现了动力车无牵引力。
措施：连车公司对GW模块软件升级，提高GW的抗干扰性，发生问题时进行自复位处置。
（3）3月7日CR200-J6008动车组（主控动力车FXD1-J0019、从控车FXD1-J0020），7:47:41列车运行至丹阳站， FXD1-J0020车报“辅变2逆变器输出过压”、“受电弓1ADD装置动作”，停车19分。
原因分析：动力车FXD1-J0019受电弓2受异物打击严重变形，动力车FXD1-J0020受电弓1受异物打击严重变形，风管断裂漏风，引起动力车自动降弓。
（4）3月8日，CR200-J6003动车组（主控动力车FXD1-J0009、从控车FXD1-J0010）/D711。8:57司机动力车走行部有异响，临时停车，司机下车检查未发现异常。
原因分析：FXD1-J0009动力车走行部受异物打击，引起第一位轮对左右轮缘有明显硬物硌伤痕迹，左侧踏面上有一条轴向划痕。
（5）5月21日， CR200-J5008动车组（FXD3-J 0020/0021）/D6635，10时54分，司机无法关闭车门，北京站开车晚点17分。
原因分析：电钥匙接触器KE10接触不良引起关门按钮电源无控制电。
（6）6月28日， CR200- J 5009动车组（FXD3-J0023、0022）/D712列车通过丹阳至镇江东站间电分相后，机车突然无电流，微机屏显示“列供四象限故障、列供1、2输出故障、冷却塔风机1、2断路器断开、牵引四象限1、2、4瞬间过流”等故障，列车于23时38分镇江站内4道停车。
原因分析：接触网网压频率和幅值存在畸变，导致牵引四象限输入电流畸变，畸变输入电流大于设定的过流保护值，机车报出牵引四象限输入瞬时过流故障。
（7）8月31日，CR200-J6002动车组（FXD1- J0006/0007号动力车）列车运行至万德站进站前，1时44分微机显示受电弓故障、水冷系统水压异常、辅助滤波柜风机接触器故障、辅助变压器2接触器故障、辅助变压器1接触器故障、滤波电容接触器故障、辅变逆变器2接触器故障等故障信息， 1时46分列车停车，司机降弓大复位后正常。
原因分析：MIO1机箱DI05之后的DI数字量输入信号采集板和DO数字量信号输出板因某种共性原因导致输入信号和输出信号异常，最终造成受电弓无法降下、主断无法分断等故障，更换MIO机箱后，运行正常。
5．临修情况
根据动力车运行质量，我段还积极组织做好了动力车临修故障的抢修工作。如1月24日CR200- J6004动车组因0012号动力车踏面清扫装置不良，导致该车1-4D轮对踏面异常磨损，结合**客整所内无镟轮设备的现状，通过安排动力车解编后回送到我段乔司作业区进行镟轮作业，并在复编后按要求做好相关试验。如3月7日CR200- J6008动车组0019动力车的2弓和0020动力车的1弓因弓网不良，导致受电弓打击损坏后无法及时恢复运行，同时因**客整所内3条动车组整备作业线均无天车设备对故障受电弓进行更换，我段积极与上海车辆段联系，利用**客整所内既有车列存放股道的移动作业平台，对动力车两只故障受电弓进行了更换。同时，我段严格执行总公司及集团公司有关属地抢修的原则，对北京局配属的动力车在因控制线路接地短路，导致跳空开后使用客运机车救援回所的情况，及时制定应急预案，并安排专业技术人员会同厂家积极组织做好故障的抢修工作，并在该趟动车组出所点前及时完成了故障的抢修工作，确保了正常的运输秩序。
6.碎修情况
自1月23日以来共FXD1-J共预报61件、FXD3-J共预报90件，合计共预报151件，误报警66件，处理故障89件，其中FXD1-J发生13件，FXD3-J发生76件。
部件
车型
高压电器
低压电器
列供系统
牵引变流系统
网控系统
车体走行部
制动系统
6A、CMD
合计
FXD1-J
3
4
2
1
3
13
FXD3-J
3
39
2
14
9
1
7
1
76
合计
6
43
4
14
9
2
7
4
89
处理的主要故障有：
1、FXD1-J型：
⑴FXD1-J010受电弓2阻尼器不良更换；
⑵FXD1-J020列供短接接触器无法释放，更换接触器和微机控制箱；
⑶FXD1列供插座进水，进行打孔排水作业等
2、FXD3-J型：
⑴FXD3-J021变流柜2冷却法兰漏液，更换水冷基板；⑵FXD3-J020电钥匙辅助触头未闭合到位，更换司控器3次； ⑶FXD3-J021主断2卡分，更换主断；
⑷FXD3-J020、 021、022、023站台检测感应器进水接地烧损，更换感应器。
⑸FXD3-J023变流柜2内复合母排三的螺栓有灼烧，更换更换复合母排二、三；
⑹FXD3-J020辅变2负载接地，更换充电柜内防雷器； ⑺FXD3-J023制动机自检BCCM模块异常，更换列车管控制模块；
⑻FXD3-J020 1D齿轮箱漏油落驱动。
⑼FXD3-J020、021、022、023辅变元件，更换ACU主机箱。
⑽FXD3-J020、021、022、023自动过分相装置故障，全部进行了更换等等。
停网通知范文第6篇
关键词锅炉房/计算机控制/供暖
AbstractDiscussestherequirementsformonitoringandmanagementofthescopesfromboilerhousesforheating,steam-waterandwater-waterheatexchangers,smallscaleheatingnetworkstolargescaledistrictheating,therelatedhardwareconfigurationandtheapproachestorealisetherequiredfunctions.
Keywordscomputercontrol，heating，boiler
5.1供暖热水锅炉房内监测与控制的主要目的应为：
·提高系统的安全性，保证系统能够正常运行；
·全面监测并记录各运行参数，降低运行人员工作量，提高管理水平；
·对燃烧过程和热水循环过程进行有效的控制调节，提高锅炉效率，节省运行能耗，并减少大气污染。
对于热水锅炉，可将被监测控制对象分为燃烧系统和水系统两部分分别进行讨论。整个计算机监测控制管理系统可按图5-1形式由若干台现场控制机（DCU）和一台中央管理机构成。各DCU分别对燃烧系统、水系统进行监测控制，中央管理机则显示并记录这两个系统的在线状态参数，根据供热状态况确定锅炉、循环泵的开启台数，设定供水温度及循环流量，协调各台DCU完成各监测控制管理功能。
5．1．1燃烧系统监测与控制
图5-1锅炉房计算机的监控系统
对于链条式热水锅炉，燃烧过程的控制主要是根据对产热量的要求控制链条速度及进煤挡板高度，根据炉膛内燃烧状况及排烟的含氧量及炉膛内的负压度控制鼓风机、引风机的风量，从而既根据供暖的要求产生热量，又获得较高的燃烧效率。为此需要监测的参数有：
·排烟温度：一般使用铜电阻或热电偶来测量；再配之以相应的温度变送器，即可产生4～20mA或0～10mA的电流信号，通过DCU的模拟量输入通道AI即接入计算机。
·排烟含氧量：目前较多采用氧化锆传感器，可以对0.1%～21%范围内的高温气体的含氧量实现较精确的测量，其输出通过变送器后亦可转换为4～20mA或0～10mA电流信号。
·空气预热器出口热风温度：同上述测温方法。
·炉膛、对流受热面进出口、省煤器出口、空气预热器出口、除尘器出口烟气压力：测点可根据具体要求增减，一般采用膜盒式或波纹管式微压差传感器，再通过相应的变送器变为4～20mA或0～10mA电流信号，接入DCU的AI通道。
·一次风、二次风风压，空气预热器前后压差：测量方法同上。
·挡煤板高度测量：通过专门的机械装置将其转换为电阻信号，再变成标准电流信号，送入DCU的AI通道。
·供水温度及产热量：由水系统的DCU测出后通过通讯系统送来。
燃烧系统需要控制调节的装置为：
·炉排速度：由可控硅调压，改变直流电机转速
·挡煤板高度：控制电机正反转，通过机械装置带动挡板运动
·鼓风机风量：调鼓风机各风室风阀或通过变频器调风机转速
·引风机风量：调引风机风阀或通过变频器高风机转速
为了监测上述调节装置是否正常动作，还应配置适当的手段测试上述调节装置的实际状态。炉排速度和挡煤板高度可通过适当的机械机构结合霍尔元件等位置探测传感器来实现，风机风量的调节则可以通过风阀的阀位反馈信号或变频器的频率输出信号得到。
燃烧过程的控制调节主要包括事故下的保护，启停过程控制，正常的燃烧过程调节三部分。
·事故保护：这主要是由于某种原因造成循环水停止或循环量过小，以及锅炉内水温太高，出现汽化。此时最重要的是恢复水的循环，同时制止炉膛内的燃烧。这就需要停止给煤，停止炉排运行。停止鼓风机，引风机。DCU接收水温超高的信号后，就应立即进入事故处理程序，按照上述顺序停止锅炉运行，并响铃报警，通知运行管理人员，必要时还可通过手动补入冷水排除热水，进行锅炉降温。
启停控制：启动点火一般都是人工手动进行，但对于间歇运行的锅炉，封火暂停机和再次启动的过程则可以由DCU控制自动进行。封火过程为逐渐停止炉排运动，停掉鼓风机，然后停止引风机。重新启动的过程则是开启引风机，慢慢开大鼓风机，随炉温升高慢慢加大炉排进行速度。
正常运行调节：正常运行时的调节主要是使锅炉出口水温度维持在要求的设定值，同时达到高燃烧效率，低排烟温度，并使炉膛内保持负压。这时作为参照的测量参数有炉膛内的温度分布、压力分布、排烟含水量氧量等。锅炉的给煤量可以通过炉排速度和挡煤板高度（即煤层厚度）确定，鼓风机则可以根据空气预热器进出口空气的压差判断其相对的变化，此时可以调整控制量有炉排速度、煤层厚度（调整挡煤矿板高度）、鼓风机转速、各风室风阀、引风机转速或风阀。上述各调节手段与各可参照的测量参数都不是单一的对应关系，因此很难用如PID算法之类的简单控制调节算法。目前，控制调节效果较好的大都采用"模糊控制"方法或"规则控制"法，都是根据大量的人工调节运行经验而总结出的调节运行方法。
当燃烧充分时，锅炉的出力主要取决于燃煤量，因此锅炉出口水温的控制主要靠炉排速度及煤层厚度来调节，煤层厚度与煤种有很大关系，炉膛内燃烧状况可以通过炉膛内温度分布及煤层风阻来确定。燃烧充分时炉膛内中部温度最高，炉排尾部距挡渣器前煤已燃尽，温度降低。鼓风机则应根据进煤量的增减而增减送风量，同时通过观测排烟的含氧量最终确定风量是否适宜。引风机则可根据炉膛内负压状态决定运行状态，维持炉内微负压，从而既保证煤的充分燃烧，又不会使烟气和火焰外溢。根据如上分析，可采用如下调节规则：
每h一次，根据炉膛内温度分布调整煤层厚度及炉排速度，最高温度点后移，则将炉排速度降低5%，同时将挡煤板提高5%，当最高温度点前移时，则将炉排速度提高5%，同时将挡煤板降低5%。
每2h一次：若出水温度高于设定值2℃以上，则将炉排速度降低5%，若出水温度低于设定值2℃以上，则将炉排速度加大5%，加大和减小炉排速度的同时，还要相应地将鼓风机转速开大或减小。当采用风阀调整鼓风量时，则调阀，观察空气预热器前后压差使此压差增大或减少10%。
每15min一次：若排烟含氧量高于高定值，则适当减少鼓风同风量（降低转速或关小风阀），若低于高定值，则增加鼓风机风量。
每15min一次：若炉膛负压值偏小（或变为正压），加大引风机转速或开大风阀，若负压值偏大，则降低引风机风量。
以上调节规则中，所谓"合理的炉膛温度分布"取决于锅炉形式及测温传感器安装位置，需通过具体运行实测分析后，给出"合理"，"最高温度前移"，"最高温度后移"的判据，然后将其再写入DCU控制逻辑中。同样，排烟含氧量的设定值，含氧量出现偏差时对鼓风机风量的修正等参数也需要在锅炉试运行后，根据实际情况摸索，逐步确定。当然这几个修正量参数也可以在运行过程中通过所谓"自学习"的方法得到，在这里不做过多的讨论。
5．1．2锅炉房水系统的监测控制
锅炉房水系统的计算机监测控制系统的主要任务是保证系统的安全性；对运行参数进行计量和统计；根据要求调整运行工况。
·安全性保证：保证主循环泵的正常运行和补水泵的及时补水，使锅炉中循环水不会中断，也不会由于欠压缺水而放空。这是锅炉房安全运行的最主要的保证。
·计量和统计：测定供回水温度和循环水量，以得到实际的供热量；测定补水流量，以得到累计补水量。供热量及补水量是考查锅炉房运行效果的主要参数。
·运行工况调整：根据要求改变循环水泵运行台数或改变循环水泵转速，调整循环流量，以适应供暖负荷的变化，节省运行电费。
图5-2为由2台热水锅炉、4台循环水泵构成的锅炉房水系统示意图。图中还给出建议的测量元件和控制元件。
2台锅炉的热水出口均安装测温点，从而可了解锅炉出力状况。为了了解每台锅炉的流量，最好在每台锅炉入口或出口安装流量计，一般可采用涡街式流量计。涡街式流量计投资较高，可以按照图5-2那样在锅炉入口调节阀后面安装压力传感器，根据测出的压力p3，p4与锅炉出口压力p1之压差，也可以间接得到2台锅炉间的流量比例。2台锅炉入口分别安装电动调节阀来调整流量，可以使在2台锅炉都运行时，流量分配基本一致，而当低负荷工况下1台锅炉停止或封火，循环水泵运行台数也减少时，自动调节流量分配，使运行的锅炉通过总流量的90%以上，封火的锅炉仅通过总流量的5%～10%，仅维持其不至于过热。
图5-2锅炉房水系统原理及其测控点
温度传感器t3，t4，t5和流量传感器F1一起构成对热量的计量。用户侧供暖热量为，GF1cp(t3-t4)，其中GF1为用流量F1测出的流量。锅炉提供的热量则为GF1cp(t3-t5)，二者之差是用于加热补水所需要的热量。长期记录此热量并经常对其作统计分析，与煤耗量比较，既可检查锅炉效率的变化，及时发现锅炉可能出现的问题，与外温变化情况相比较，则又可以了解管网系统的变化及供热系统的变化，从而为科学地管理供暖系统的运行提供依据。
泵1～4为主循环泵。压力传感器p1，p2则观测网路的供回水压力。安装4台泵时的一般视负荷变化情况同时运行2台或3台水泵，留1台或2台备用。用DCU控制和管理这些循环水泵时，如前几讲所述，不仅要能够控制各台泵的启停，同时还应通过测量主接触器的辅助触点状态测出每台泵的开停状态。这样，当发现某台泵由于故障而突然停止运行时，DCU即可立即启动备用泵，避免出现因循环泵故障而使锅炉中循环水停止流动的事故。流量传感器F1也是观察循环水是否正常的重要手段。当外网由于某种原因关闭，尽管循环水泵运行，但流量可以为零或非常小，此时也应立即报警，通过计算机使锅炉自动停止，同时由运行值班人员立即手动开启锅炉的旁通阀V4，恢复锅炉内的水循环。
泵5，6与压力测量装置p2，流量测量装置F2及旁通阀V3构成补水定压系统，当p2压力降低时，开启一台补水泵向系统中补水，待p2升至设定的压力值时，停止补水。为防止管网系统中压力波动太大，当未设膨胀水箱时，还可设置旁通阀V3来维持压力的稳定。长期使一台补水泵运行，通过调整阀门V3来维持压力p2不变。补水泵5，6也是互为备用，因此DCU要测出每台泵的实际启停状态，当发现运行的泵突然停止或需要启动的泵不能启动时，立即启动另一台泵，防止系统因缺水而放空。流量计F2用来计算累计的补水量，它可以是涡街流量计，也可以采用通常的冷水水表，或有电信号输出的水表。
5．1．3锅炉房的中央管理机
如图5-1所示，可采用一台中央管理计算机与各台DCU连接，协调整个锅炉房及热网的运行调节与管理。中央机主要工作任务为：
·通过图形方式显示燃烧系统、水系统及外网系统的运行参数，记录和显示这些参数的长期变化过程，统计分析耗热量、补水量、外温及供回水温度的变化。
·根据外温变化情况，预测负荷的变化，从而确定供热参数，即循环水量及泵的开启台数、供水温度、锅炉运行台数。将这些决定通知相应的DCU产生相应原操作或修改相应的设定值。负荷的预测可以根据测出的以往24h的平均外温w来确定：
(5-1)
式中为Q0设计负荷，t0为设计状态下的室外温度，Q为预测出的负荷。考虑到建筑物和管网系统的热惯性，采用时间序列的方法来预测实际需要的负荷，可能要更准确些。
式（5-1）中的负荷尽管每h计算一次，但由于是取前24h的平均外温，因此它随时间变化很缓慢。每hQ的变化ΔQ仅为：
（5-2）
其中tw,τ-tw,τ-24为两天间同一时刻温度之差，一般不会超过5℃，因此ΔQ的变化总是小于Q的1%，所以不会引起系统的频繁调节。
根据预测的负荷可以确定锅炉的开启台数Nb：Nb≥Q/q0，其中q0为每台锅炉的最大出力。由此还可确定循环水泵的开启台数。
要求的总循环量G=max（Q/(Δt·cp）Cmin)，其中Gmin为不产生垂直失调时要求的最小系统流量，Δt为设定的供回水温差。由于多台泵并联时，总流量并非与开启台数成正比，因此可预先在计算机中预置一个开启台数成正比，因此可预先在计算机中预置一个开启台数与流量的关系对应表，由此可求出要求的运行台数。
·分析判断系统出现的故障并报警。锅炉及锅炉房可能出现的故障及由计算机进行判断的方法为：
--水冷壁管或对流管爆管事故此时补水量迅速增加，炉膛内温度迅速下降，排烟温度下降，炉膛内温度迅速下降，排烟温度下降，炉膛内压力迅速由负压变为正压。
--水侧升温汽化事故此时锅炉热水出口温度迅速提高，接近达到或超过出口压力对应的饱和温度。
--锅炉内压力超压事故测出水侧压力突然升高，超过允许的工作压力；
--管网漏水严重测了水侧压力降低，补水量增大；
--锅炉内水系统循环不良测出总循环水量GF1减少很多，压差p3-p1或p4-p1加大；
--除污器堵塞测出总循环水量GF1减少，当阀门V1、V2全开时压差p3-p2、p4-p2仍偏小，说明压力传感器p2的测点至循环水泵入口间的除污器的堵塞。
--炉排故障测出的炉排运动速度与设定值有较大差别；
--引风机、鼓风机、水泵故障相应的主接触器跳闸，或所测出的空气压差或水循环流量与风机、水泵的设计状况有较大出入。
利用计算机根据上述规则及实测运行参数不断进行分析判断，即可及时发现上述事故或故障，并立即采取报警和停炉等相应的措施，从而防止事故的进一步扩大或故障转化为事故，提高运行管理的安全性。
5．2蒸汽-水和水-水换热站的监测与控制
对于利用大型集中锅炉房或热电厂作为热源，通过换热站向小区供热的系统来说，换热站的作用就同上一节的供暖锅炉房一样，只是用热交换器代替了热水锅炉。
图5-3为蒸汽-水换热站的流程及相应的测控制元件。水侧与图5-2一样，控制泵5、6及阀V2根据p2的压力值补水和定压；启停泵1～4来调整循环水量；由t2，t3及流量测量装置F1来确定实际的供热量。与锅炉房不同的是增加了换热器、凝水泵的控制以及蒸汽的计量。
图5-3蒸汽-水换热站的测量与控制
蒸汽计量可以通过测量蒸汽温度t1、压力p3和流量F3实现，F3可以选取用涡街流量计测量，它测出的为体积流量，通过t1和p3由水蒸气性质表可查出相应状态下水蒸气的比体积ρ，从而由体积流量换算出质量流量。为了能由t和p查出比体积，要求水蒸气为过热蒸汽。为此将减压调节阀移至测量元件的前面，如图5-3中所示，这样即使输送来的蒸汽为饱和蒸汽，经调节阀等焓减压后，也可成为过热蒸汽。
实际上还可以通过测量凝水量来确定蒸汽流量。如果凝水箱中两个液位传感器L1、L2灵敏度较高，则可在L2输出无水信号后，停止凝水排水泵，当L2再次输出有水信号时，计算机开始计时，直到L1发出有水信号时，计时停止，同时启动凝水泵开始排水。从L2输出有水信号至L1开始输出有水信号间的流量可以用重量法准确标定出，从而即可通过DCU对这两个水位计的输出信号得到一段时间内的蒸汽平均质量流量，代替流量计F3，并获得更精确的测量。当然此处要求液位传感器L1、L2具有较高灵敏度。一般如浮球式等机械式液位传感器误差较大，而应采取如电容式等非直接接触的电子类液位传感器。
加热量由蒸汽侧调节阀V1控制。此时V1实际上是控制进入换热器的蒸汽压力，从而决定了冷凝温度，也就确定了传热量。为改善换热器的调节特性，可以根据要求的加热量或出口水温确定进入加热器的蒸汽压力的设定值。调整阀门V1使出口蒸汽压力p3达到这一设定值。与直接根据出口水温调整阀门的方式相比，这种串级调节的方式可获得更好的调节效果。
供水温度t3的设定值，循环泵的开启台数或要求的循环水量的确定，可以同上一节一样，根据前24h的外温平均值查算供热曲线得到要求的供热量，并算出要求的循环水量。供水温度的设定值t3,set可由调整后测出的循环水量G、要求的热量Q及实测回水温度t2确定：
t3,set=t2+Q/（cp·G）
随着供水温度t3的改变，t2也会缓慢变化，从而使要求的供水温度同时相应地改变，以保证供出的热量与要求的热量设定值一致。
对于一次网为热水的水-水换热站，原则上可以按照完全相同的方式进行，如图5-4。取消二次供水侧的流量计F1，仅测量高温热水侧的流量F3，再通过即可和到二次侧的循环水量，一般高温水温差大，流量小，因此将流量计装在高温侧可降低成本。测量高温水侧供回水压力p3、p4可了解高温侧水网的压力分布状况，以指导高温侧水网的调节。
图5-4水-水换热站的测量与控制
调整电动阀门V1改变高温水进入换热器的流量，即可改变换热量。可以按照前述方法确定二次侧供水温设定值，由V1按此设定值进行调节。在实际工程中，高温水网侧的主要问题是水力失调，由于各支路通过干管彼此相连，一个热力站的调整往往会导致邻近热力站流量的变化。另外，高温水侧管网总的循环水量也很难与各换热站所要求的流量变化相匹配，于是往往造成外温降低时各换热站都将高温侧水阀V1开大，试图增大流量，结果距热源近的换热站流量得到满足，而距热源远的换热站流量反而减少，造成系统严重的区域失调。解决这种问题的方法就是采用全网的集中控制，由管理整个高温水网的中央控制管理计算机统一指定各热力站调节阀V1的阀位或流量，各换热站的DCU则仅是接收通过通讯网送来的关于调整阀门V1的命令，并按此命令进行相应的调整。高温水侧面管网的集中控制调节。将在一下节中详细介绍。
5．3小区热网的监测与调节
小区热网指供暖锅炉房或换热站至各供暖建筑间的管网的监测调节。小区热网的主要问题也是冷热不均，有些建筑或建筑某部分流量偏大，室内过热，而另一些建筑或建筑的另一部分却由于流量不足而偏冷。这样，计算机系统的中心任务就是掌握小区各建筑物的实际供暖状况，并帮助维护人员解决冷热不均问题。
测量各户室温是对供暖效果最直接的观测，但实际系统中尤其是对住宅来说，很难在各房间安装温度传感器。比较现实的方法就是测量回水温度，根据各支路回水温度的差别，就可以估计出各支路所负责建筑平均室温的差别。如果各支路回水温度调整到相同值，就意味着各支路所带散热器的平均温度彼此相同，因此可以认为室温也基本相同。一般住宅的回水温度测点可选在建筑热入口中的回水管上。对于大型建筑，可选在设备夹层中几个主要支路的回水干管上。
要解决冷热不均问题就需要对系统的流量分配进行调整，在各支路上都安装由计算机进行自动调节的电动调节阀成本会很高，同时一旦各支路流量调节均匀，在无局部的特殊变化时，系统应保持冷热均匀的状态，不需要经常调整。因此可以在各支路上安装手动调节阀，通过计算机监测和指导与人工手动调节相配合的方法实现小区供暖系统的调节和管理。为便于人工手动调节，希望各支路的调节阀有较准确的开度指示。目前国内推广建研院空调所等几个单位研究开发流量调配阀，有准确的阀位指示，阀位可锁定，并提供较准确的阀位-阻力特性曲线，采用这种阀门将更易于计算机指导下的人工调节。
根据上述讨论，计算机系统要测出各支路的回水温度，并将其统一送到供暖小区的中央管理计算机中进行显示、记录和分析。测出这些回水温度的方法有如下两种方式：
集中十余个回水温度测点设置1台DCU。此DCU仅需要温度测量输入通道。再通过专门铺设的局部网或通过调制解调器经过电话线与小区的中央管理联接。当这十几个温度相互距离较远时，温度传感器至DCU之间的电缆的铺设有时就有较大困难，温度信号的长线传输亦会有一些干扰等影响。这种方式仅在建筑物较集中、每一组联至一台DCU的测温点相距不太远时适用。
采用内部装有单片机的智能式温度传感器，可以连接通讯网通讯或通过调制解调器搭用电话线连至中央管理计算机。这样，可以在距测点最近的楼道墙壁上挂上一台带有调制解调器的温度变送器，通过一根电缆接至回水管上的温度传感器，再通过一根电缆搭接邻近电话线。目前这类设备每套价格可在1000～1500元人民币之间。如果每1000～3000m2建筑安装一个回水温度测点，则平均每m2供暖建筑投资在0.50～1元间。
小区的中央管理计算机采集到各点的回水温度后，可在屏幕上通过图形方式显示，使运行管理人员对当时的供热状况一目了然。还可根据各支路间回水温度的差别计算各支路阀门需要的调整量。对于一般的带有阀位指示的调节阀，这种分析只能采用某种基于经验的规则判断法，下面为其一例：
找出温度最高的10%支路的平均温度max，温度最低的10%支路和的平均温度min，全网平均回水温度。
若max-min<3℃，不需要再做调节。
若max->2℃，将温度最高的10%支路阀门都关小，与相比温度每高1℃关小3%5～%；
若max-<-2℃，将温度最低的10%支路阀门都开大，与相比温度每高1℃开大3%～5%；
根据上面的分析结果，计算机显示并打印出需要调节的支路及其调节量。运行管理人员根据计算机的输出结果到现场进行手动调节。在供暖初期每3天左右进行一次这种调节。一般经过6～8次即可使一个小区基本实现均匀供热。
采用流量调配阀时可以使调节效率更高，效果更好。此时需要将现场各流量调配阀的实际开度、流量调配阀的开度-阻力特性性能曲线及小区管网的连接关系图输入中央管理计算机，有专门的算法可以根据调整阀门后回水温度的变化情况识别出管网的阻力特性及热用户的热力特性，从而可较准确地给出各流量调本阀需要调整的开度[4]，每次调整后，调整人员需将实际上各调节阀的调整程度输入计算机。计算机进而计算了下一次需要的调整量，像这样一次高速可间隔2～5d。模拟分析与实验结果表明，一般只要进行3～4次调节，即可使各支路的回水温度调整到相互间差值都在3℃以内，实现较好的均匀供热[8]。
目前，许多供热公司和有关管理部门开始提出装设热量计，以按照实际供热量收供暖费，各种采用单片计算机的热量计相应出台。这种热量计多是由一台转子式流量计和两台温度传感器配一台单片计算机构成。转子式流量计每流过一个单元流量即发出一个脉冲，由单片机测出此脉冲，得到流量，再乘以当时测出的供回水温差，即可行到相应的热量，由单片要对此热量值进行累计和其它统计分析就成为热量计。目前的单片机稍加扩充就可以具有通讯功能，通过调制解调器将它与电话线连接，就能实现热量计与小区供暖的中央管理机通讯。这样，不但各用户的用热量能够及时在中央管理机中反映，各用户的回水温度状况还能随时送到中央管理计算机中，从而可以对网的不平衡发问进行分析，给出热网的调节方案。这样，将热量计、通讯网与小区中央管理计算机三者结合，就可以全面实施小区热网的热量计量、统计与管理、运行调节分析三部分功能，较好地解决小区热网的运行、管理与调节。
5．4热电联产的集中供热网的计算机监控管理
热电联产的集中供热网可以分成两部分：热源至各热力站间的一次网，热力站至各用户建筑的二次网。后者的控制调节已在前几节讨论，本节讨论热源至各热力站间的一次网的监控管理。
一次网有蒸汽网和热水网两种形式，对于蒸汽网，各热力站为前面讨论过的蒸汽-热水换热站，一次网的管理主要是各热力站蒸汽用量的准确计量，这在前面也已讨论。下面主要研究热水网的监测控制调节。
若忽略热网本身的惯性，则系统各时刻和热力站换热量之和总是等于热源供出的总热量，此外各热力站一次网循环水量之和又总是等于热源循环泵的流量，不论是冷凝式、抽汽式还是背压式热电厂，其输出到热网的热量都不是完全由各热力站的调节决定，而是由热电厂本身的调节来决定，取决于进入蒸汽-水换热器的蒸汽量。由于热电厂控制调节输出热量时很难准确了解各热力站对热量的需求，同时还要兼顾发电的要求，不能完全根据各热力站需要的热量调整，于是热源供出的热量就很难与各热力站实际需求的热量之和一致，这样，就导致控制调节上的一些矛盾。
为简单起见，假设热电厂向蒸汽-水加热器送入固定的蒸汽量Q0，如图5-5，若此热量大于各热力站需要的热量，则各热力站二次侧调节纷纷关小。以减小流量。由此使总流量相应减少，导致供回水温差加大。如果电厂维持蒸汽量Q0不变则各热力站调节阀的关小并不能使总热量减少，而只是根据网的特性及各热力站调节特性的不同，有的热力产流量减少的多，使得供热量有所减少；有的热力站流量减少的幅度小，则供热量反而电动阀加。同样，如果Q0小于各热力站需要的总热量时，各热力站的调节阀纷纷开大，使流量增加，由此导致供回水温差减小。热力站1，2可能由于热量增大的幅度大于水温降低的幅度，供热量的需求得以满足，但由于流量增大，泵的压力降低，干管压降又减小，导致3，4的资用压头大幅度下降，阀门开大后，流量也增加不多，甚至还要下降，这样，供热量反而减少。由此可见在这种情况下各热力站对一次侧阀门的调节实际是对各热力站之间的热量分配比例的调节，而不是对热量的调节，如果各热力站都是这样独立地根据自己小区的供热需求进行调节，而热电厂又不做相应的配合，则整个热网不可能调整控制好。实际上热电厂也会进行一些相应的调节，例如发现t供升高时会减少蒸汽量，t供降低时会增加蒸汽量，但Q0总是不可能时刻与各热力站总的需求量一致，上述矛盾是永远存在的。
图5-5热电厂与各热力站之间的平衡
因此，就不宜对各个热力站按照第5.1、5.2节中的讨论的，根据外温独立调节。既然各热力站一次侧阀门的调节只解决热量的分配比例，那么对它们的调节亦应该根据对热量的分配比例来调节。一种方式是如果认为供热量应与供热面积成正比，则测出每个热力站的瞬时供热量，根据各热力站的供热面积，计算每个热力站的单位面积q。对q偏大的热力站关小调节阀，对q偏小的则开大调节阀，这样不断修正，直至各热力站的q相同为止。再一种方式则是认为各散热器内的平均温度相同，房间的供热效果就相同。由于散热器的平均温度等于二次侧的供回水平均温度，因此可以各热力站二次侧供回水平均温度调整成一致目标，统一确定热力站二次侧供回水平均温度的设定值，根据此设定值与实测供回水平均温度确定开大或关小一次侧调节阀。按照这一思路，对各热力站的调节以达到热量的平均分配为目的，以实现均匀供热。热电厂再根据外温变化，统一对总的供热量进行调整，以保证供热效果并且不浪费热量。由于整个热网所供应的建筑物效果并不浪费热量。由于整个热网所供应的建筑物均处在同一外温下，因此，一旦系统调整均匀，对各热和站调节阀的调整很少，热源的总的供热以数随外温改变，各热力站的调节阀则不需要随外温而变化，只当小区二次系统发生一些变化时才需要进行相应的调节。
要实现这种调节方式，就必须对全网各热力站的调节阀实行集中统一的控制调节。可以在每个热力站设一台DCU现场控制机，测量一、二次侧的水温、压力、流量及二次侧循环泵状态，并可控制一次侧电动调节阀。通过通讯网将各热力站连至中央管理计算机。由于热力站分布范围很大，通讯距离较过远，这时的通讯可通过调制解调器搭用电话线，也可以随着供热干管同时埋设通讯电缆，使用双绞线按照电流环方式通讯。中央管理机不断采集各热力站发送来的实测温度、压力、流量，定期计算热力站发送来的实测温度、压力、流量，定期计算热力站发送来的实测温度的设定值与和各热力站实测值的比较，直接命令各热力站DCU开大/关小电动调节阀。各热力站二次侧回水温度的变化是一惯性很大且缓慢的过程，因此应采有0.5～1h以上的时间步长进行调节，以防止振荡。
除对热网工况进行高速外，计算机控制系统还应为保证系统的安全运行做出贡献。当热力站采用直连的方式，不使用热交换器时，最常见的事故就是管道内超压导致散热器胀裂，DCU可直接监视用户的供回水管压力，发现超压立即关闭供水阀，起到保护作用。无论直连还是间连网，另一类严重的事故就是一次网漏水。严重的管道漏水如不能及时发现并切断和修复，将严重影响供热系统和热电厂的运行。根据各热力站DCU监测的一次网供回水压力分布，还可以从其中的突然变化判断漏水事故及其位置，这对提高热网的安全运行有十分重要的意义，这类系统压力分析与事故判断的工作应属于中央管理机的工作内容。
5．5参考文献
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