送电

低压线路状况：目前从10kV配电变压器低压空开或者低压刀闸出线接至低压分接箱，低压分接箱低压线路复杂多变，若某条低压线路出现短路情况或者零线带电，无法快速查找并隔育故障线路。 旧式故障查找方法：对于低压线路故障及零线营电来说，将会一条条解开低压分接箱支线后尝试合上变压器低压空开（图1）用市电送电来判断故障及零线带电线路，如果解开的线路不是故障线路，故障电流会对低压设备进行冲击，影响其性能，在这过程中要投入的时间、人力、物力都是很大的，甚至经常试送市电查找故障会造成用户频繁停送电，极易导致用户投诉。

随着近年来城市结构调整和城镇化改造持续推进，配电网也伴随着开展各类涉及中低压网架的“城中村”及“上改下”改造。作为连接广大用户分配给各类用户电能的“最后一公里”和国民经济和社会发展重要公共基础设施的配电网,迁改过程中存在的检修手段运用能力和高质量可靠性要求之间的不平衡矛盾，会伴生出大量的改造过程时户数损失，持续烤验着供电企业的检修策略制定水平和对传统停电检修手段的不停电替代更新能力。在城市配电网迁改这一计划性工作中，国网杭州供电公司坚持“新装设备先送电、改造设备逐一割接”总体原则，基于综合不停电检修策略实施，不断拓展综合不停电检修手段的应用广度和深度，通过全员贯彻不停电服务理念，建立和嵌入以不停电检修为核心理念的先进管理模式，采用先进不停电检修手段，不断压降改造检修时户数损失。实现了保证城市电网高质量可靠供电，提升用电营商环境和用户用电满意度，加速推进新型电力系统建设的成效。

目前松山供电公司共有76条配电线路，1876个配电台区，其中机电井台区226处，所有配电台区停送电需进行现场操作，由于农村用电的特性导致部分台区经常处于空载运行状态，特别是机电井台区经常处于空载运行状态，导致线损、变损增加；同时由于管理人员的短缺，频繁的停送电作业降低了人员工作效率，导致停送电时间不及时，不仅增加了人员工作量而且导致空载运行时间增加。同时，由此产生的变压器空载运行损耗由供电企业承担，无疑增加了企业的运营成本。目前，随着配电网的不断升级改造，加强智能配电网建设，提高供电可靠性和供电质量的管控，对公司配电网的建设和管理提出了更高的要求。近年来随着配电台区数量的增长，现有的运维管理方式与目前的配电网建设不相适应。 为更好地对10千伏配电台区进行控制和管理，决定研制基于配电台区的智能化远程遥控跌落熔断器，具体解决以下问题：一是能够远程遥控分合跌落熔断器，代替人工拉合熔断器，较低工作强度，提高工作效率。二是通过实时监控采集配电变压器运行数据，上传至后台监控系统，能够及时发现空载运行或故障等异常运行状态的变压器，及时将其退出运行，降低变压器空载运行时间，减少电能损耗，同时可以有效防止故障扩大为事故，提高配电网的安全可靠运行。+

该新型紧固件已经应用于220kV航云站#2、#3主变、220kV石开站#1主变、220kV伍仙门#3主变变低套管因严重漏油更换瓷套施工中，成功解决了变压器低压套管严重漏油故障。产生了减少大量的人工、重型工具方面的直接效益。此外还使得处理这一故障需要的主变停电时间减少了近一半，主变得以早日送电运行，其在保障电网设备安全运行，减轻电网运行风险，提高供电可靠性方面，产生了良好的社会经济效益。 该装置有着压紧力大、使用难度低、成本低、操作简便、基本无需维护等突出优点。已经在广州局内部进行推广，广泛的应用于变压器套管检修工作中，日后也将在各地市供电局进行推广，具有显著的社会效益和广泛的推广价值。对于迅速消除缺陷，减少停电时间，降低电网风险，保障用户供电具有重要意义。

6月12日，国家能源局批准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等310项能源行业标准。将于11月26日实施。

3月29日，大湾区直流背靠背广州工程(以下简称广州工程)正式投运，它与正在建设的大湾区直流背靠背东莞工程(以下简称为东莞工程)同为广东目标网架建设的重要组成部分。此系列工程建成后，将从根本上化解广东电网短路电流超标、多直流落点风险、大面积停电三大问题，显著提升广东电网电力供应和配置能力。预计2022年将支撑西电东送电量不低于1883亿千瓦时，广东省东西部电力交换能力由410万提升至1000万千瓦。

目前，接入海北10千伏配电网的小水电和光伏电站，经排查存在以下问题：一是电站并网点分断设备以跌落式熔断器、隔离开关为主，部分电站未安装分支开关；二是上网线路不具备内部故障隔离功能，分界点开关较少，设备均无“三遥”功能，不能精准动作，线路发生故障时，开关不能及时跳闸，致使恢复供电时间延长；三是当配网设备出现故障或异常，因10kV线路长，路途远，导致排查困难重重，不仅延误供电时间，而且经常造成主线大面积停电，影响供电可靠性。同时，在检修过程中存在反送电的安全风险，直接危及作业人员的人身安全。随着国家“双碳”战略的实施，能源供给侧越来越多的新能源（光伏、水电）接入配电网，对配电网安全、运维、管理、调度等多个方面带来了严峻的挑战。

国家发改委、国家能源局等多部门发文:支持构网型储能技术研发与工程示范;选择典型场景应用构网型控制技术;研究完善储能价格机制和财政金融政策，等相关文件对于构网型储能的定位:显著提高新能源接入弱电网的电压、频率等稳定支撑能力，大幅提升风电光伏大基地项目输电通道的安全稳定送电能力;具备主动支撑电网电压、频率、功角稳定能力

深远海风电具有资源丰富、利用小时数高、不占用陆上土地等优势，对于推动实现碳达峰碳中和具有重要意义。以深远海风电为核心的海上能源岛，通过“海上风电+”的融合发展模式，能够提高海域综合利用率，提升整体效益，降低开发成本。建设以深远海风电为核心的能源岛，涉及漂浮式海上风电等能源开发技术、电制氢（氨）等能源综合利用技术、柔性直流输电和管道输氢等能源外送技术。介绍以深远海风电为核心的能源岛总体构成，比较分析适用于深远海风电为核心的能源岛大规模能源外送的输电技术，分别测算了汇集1000 MW漂浮式海上风电的能源岛通过柔性直流送电的成本、电制氢后通过管道输氢的成本，并将输电成本与输氢成本进行了比较。通过比较分析，以深远海风电为核心的海上能源岛适宜选择柔性直流输电技术或者管道输氢作为能源外送方案。测算结果表明，在2023年、2030年和2050年，输送距离为100~200 km时柔性直流输电方案的经济性均要优于输氢方案；输电方案与输氢方案的选择需综合考虑成本和登陆地区的消纳能力；预计在2050年，离岸100~200 km不同比例的电氢混合外送综合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之间，与西部北部风光新能源基地、西南水风光基地外送东部的成本相比具有竞争力。

由于农村地区地域广阔，其电力线路设施具有配电线路长、分支多的特点，从而容易造成作业人员走错位置或者误登其它带电线路和设备，进一步发生电力安全事故。另外由于国家政策大力发展光伏产业，现在乡村的户用光伏容量不断增加，产生的电量有时不能完全消纳，从而造成线路反送电，对人员施工造成较大的安全隐患。因此，为了减少人员误登杆、线路反送电等电力事件的发生。我们研发了乡村带电线路检修新型电杆装置。