供电可靠性管理考核办法

第一篇：供电可靠性管理考核办法

附件1：

供电可靠性管理考核办法

为认真贯彻落实公司两会会议精神,提高我公司供电可靠性管理水平，向社会提供安全可靠的电力，结合省、市公司有关文件的规定、同业对标体系相关要求和公司《可靠性指标计划分解表》，特制定本考核办法。

一、各部门职责

1、安全监察质量部

1.1 安全监察质量部是我公司供电可靠性管理归口部门，设供电可靠性管理专工。

1.2负责贯彻执行上级颁发的供电可靠性管理办法及有关规定,制定****区供电公司的可靠性管理办法和考核措施。

1.3负责制定分解公司及各相关单位的供电可靠率指标，并下达供电可靠率指标。

1.4负责我公司供电可靠性的管理工作,校对各种报表数据、记录和资料,建立健全各种管理基础资料,掌握我公司设备供电可靠性指标完成情况,发现问题及时汇报,并采取措施予以解决。

1.5抓好可靠性管理网络的各种活动,对兼职可靠性人员进行培训，对中、低压用户基础数据、运行数据和10kV及以下开 关、变压器、线路等配电设施基础数据、运行数据进行采集及统计。

1.6负责审核临时检修申请单，工作单位应在工作日前一天提报临时检修申请单，经供电可靠性专工、相关部门主任、分管经理分别签字后执行。

1.7负责公司用户供电可靠性管理工作以及公司供电可靠性管理的统计、分析、考核、报表等工作。

1.8监督、检查有关单位供电可靠性指标完成情况和上报供电可靠性基础资料及数据的准确性、及时性、完整性，并进行考核。

2、运维检修部

2.1负责县域内未集约至市公司的35千伏及以下电网设备运维检修、故障抢修和技术改造管理，对所辖范围内设备的停运及检修质量负管理责任。

2.2负责电网实物资产管理、全过程技术监督管理、电网设备技改大修管理和电网设备运检业务外包管理。

2.3掌握设备运行状况，负责编制运检计划（包括春、秋季检修计划）并组织实施，负责运检绩效管理，减少电网设备的计划外检修。

2.4合理安排停电检修计划，组织有关单位进行线路及设备的检修工作，确保检修质量并尽量缩短停电检修时间，努力提高 2 设备可用率及配电系统可靠率指标。

2.5根据公司下达的可靠性指标，做好本单位可靠性管理工作，制订本单位实施细则，确保指标的完成。

2.6及时组织事故处理，缩短事故停电时间。

2.7每月按时向安全监察质量部填报有关报表，并对数据的准确性负责。

3、电力调度控制中心

3.1负责电网的运行管理，编制调度管辖范围内年度停电、月度调度计划，对停电计划严格把关，做到统一检修，尽量减少停电次数和缩短停电时间。

3.2负责调控范围内的设备监视、调控运行、故障处理及10千伏重要用户保供电方案编制。

3.3负责所辖10千伏电网接入工程收资、审核，新设备命名及送电方案制定。

3.4负责日停电计划安排，停电申请的批复，优化调度命令，缩短停电时间。

3.5负责95598抢修类工单接收，负责县域配网故障研判和抢修指挥，督促停电检修单位缩短停电时间。

3.6负责做好本单位可靠性管理工作,按要求填写各种停电记录,建立健全可靠性管理的基础资料。

3.7负责贯彻落实可靠性管理的各种规定,每月按时向安全 3 监察质量部填报有关报表,并对数据的准确性负责。

4、营销部

4.1根据公司下达的可靠性指标，做好本单位可靠性管理工作，制订本单位实施细则，确保指标的完成。

4.2负责向安全监察质量部提供上月增容及新增用户情况，并对数据准确性负责。

4.3负责掌握中、低压用户的动态情况，加强对用户的用电监察，避免因用户原因引起停电。

4.4指导用户合理安排检修计划，缩短用户设备停电时间，减少用户设备的计划外检修，提高用户设备供电可靠性。及时组织事故处理，缩短事故停电时间。

4.5负责由用户引起的线路事故停电的调查、统计工作。4.6负责进行低压用户供电可靠性的管理及统计工作。

5、供电所

5.1负责管辖范围内10KV配电网设备的运行、检修及更新改造并按季度绘制10KV配电系统图。

5.2根据公司下达的可靠性指标制定本单位实施细则，确保指标的完成。

5.3合理安排停电检修计划，缩短停电时间，减少计划外停电，提高设备可用率及供电可靠性。

5.4负责做好本单位的可靠性管理工作,按要求填写各种停 4 电记录,建立健全可靠性管理基础资料。

5.5负责贯彻落实可靠性管理的各种规定,每月按时向安全监察质量部报送用户基础数据、运行数据等可靠性有关资料,并对数据的准确性负责。

二、考核细则

1、指标制定

1.1根据省公司下达的供电可靠率年度指标，安全监察质量部负责将公司指标分解到月度、季度、年度，制订《可靠性指标计划分解表》并下达供电可靠率指标。

1.2各单位按照制定的《可靠性指标计划分解表》，严格控制停电时间和停电影响时户数，确保每月、每季完成考核目标要求，从而确保完成全年计划指标。

1.3所有的计划性停电工作（除配合上级单位管理的变电站停电检修）和非计划性停电工作（不在月、周计划内停电的工作，设备异常迫使临修停电、10kV分支线停电开关后非计划停电检修），都纳入到供电可靠性指标的考核范围。

2、计划性停电指标考核

2.1编制月度停电计划时应参照《可靠性指标计划分解表》，严格将停电时户数控制在指标范围内。因停电时间过长，停电时户数超出指标计划，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚电力调度控制中心100元，季度末统计执行。2.2因同一条10kV公备线路在一个月内重复列入停电计划的，导致停电时户数增加，影响供电可靠率月度指标每降低0.001个百分点，扣罚电力调度控制中心200元，累计后季度末统计执行。

2.3编制春、秋季检修计划时，一个年度内因同一条10kV公备线路分别在春、秋季检修期间重复停电，导致停电时户数增加，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运维检修部200元，累计后年度末统计执行。

2.4在春、秋季检修期间检修过的10kV线路，除不可抗力因素外，因检修计划性不强或线路设备检修质量不高，在检修后三个月内发生异常停电的，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运行单位200元、运行管理单位100元，季度末统计执行。

2.5线路检修施工严格执行停电计划刚性管理，除确因不可预见性原因外，无故超出计划时间或因计划不周未能及时完工造成延时的，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚责任单位200元、运行管理单位100元，季度末统计执行。

2.6用户业扩工程经勘查后认定无法带电作业的，应列入停电计划进行，因未提报停电计划，而申请临时停电增加停电时户数的，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚责任单位200元，季度末统计执行。

3、非计划性停电指标考核

3.1因10kV线路发生障碍异常，导致增加停电时户数，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运行单位100元，季度末统计执行。

3.2一个季度内因同一条10kV线路重复发生障碍异常，影响供电可靠率指标降低，每重复一次在原有考核标准基础上加倍扣罚运行单位，季度末统计执行。

3.3因发生障碍异常进行的事故抢修工作，导致增加停电时户数，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运行单位100元，季度末统计执行。

3.4因运行管理不到位等原因而办理事故抢修单的工作（不包括障碍异常进行的事故抢修工作），导致增加停电时户数，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运行单位200元，季度末统计执行。

3.5配电台区的停电工作（包括更换电能表、调变压器档位等需停台区高压侧电源的工作）应配合计划停电安排进行，因未按计划停电进行工作，导致增加停电时户数，影响供电可靠率季度指标每降低0.001个百分点，扣罚运行单位100元、管理单位50元，季度末统计执行。

3.6办理临时检修申请单并经可靠性专工、相关部门主任、分管经理签字的临时停电工作和特殊情况下的临时停电工作，包 7 括：停电计划变更、市政改造等紧急任务、配合上级单位的抢修施工等停电工作，经分管领导签字批准后，不予考核。

三、附则

1、本办法没有涉及到的内容按照上级可靠性管理办法、通知（有效版本）严格执行。

2、本办法由安全监察质量部负责解释，自公布之日起生效。

第二篇：可靠性管理专员岗位职责

1.贯彻国家、电力行业有关可靠性管理的法规、制度、标准及国家电网公司有关电力可靠性管理各项规定，制定适合本公司实际的可靠性管理实施细则和奖惩办法等。

2.按照电力可靠性管理有关规程及规章制度，统计可靠性数据，计算、分析本企业各类可靠性指标，并按时向有关单位报送，确保数据的准确性、完整性、及时性。

3.参与公司设备检修计划的安排工作,提出可靠性指标目标规划，并将可靠性指标的变化作为评价检修质量及技术改造的重要依据；

重要技术改造项目的立项，设备的更改和选型，电网规划和改造等，应提供可靠性理论依据。

4.运用可靠性分析、评价理论，定期对公司设备的可靠性水平进行评价，并根据可靠性评价结论，提出提高公司电力可靠性指标的建议。

5.定期开展可靠性分析，全面分析设备制造、施工安装、运行维护、检修管理等因素对设备可靠性的影响，制定可靠性管理的目标和措施,并加以实施。

6.组织开展可靠性管理与技术培训；准确判断电力设施和所辖电网的可靠性状态，正确填写可靠性记录;熟练运用可靠性信息系统进行统计、分析。

7.负责及时跟踪分析重大的非计划停运、停电事件，在事件定性后将详细的分析材料逐级报送。

8.完成领导交办的其他工作。

第三篇：水力发电厂设备可靠性管理1

水力发电厂设备可靠性管理

第一章

总

则

第一条 为加强水力发电厂（以下简称电厂）的设备管理水平，根据国家经贸委发布的《电力可靠性管理暂行办法》和中国电力投资集团公司《发电设备可靠性管理办法(试行)》，结合电厂的实际情况，特制定本办法。

第二条 发电设备可靠性管理工作的主要任务：

（一）统计、分析发电设备可靠性数据；

（二）用可靠性指标指导电厂的设计、制造、安装、调试、运行、维护、检修及改造等工作。

（三）用可靠性指标分析和评价电力生产过程的可靠性水平。第三条 发电设备是指发电主机、辅助设备及输变电设施等。第四条 本办法适用于电厂设备可靠性管理。第二章 管理机构与工作职能

第五条 电厂成立以厂长（主持工作的副厂长）为组长，总工程师为副组长，各生产部室、企管办负责人为成员的厂可靠性管理领导小组，下设可靠性管理办公室，安全生产部负责人任主任。成员由各有关职能部门的负责人。日常工作由安全生产部负责，并设可靠性兼职工程师。

第六条 厂可靠性管理领导小组职责

（一）惯彻国家和行业协会有关电力可靠性管理的政策、法规和标准，宣传、执行上级管理部门的可靠性管理办法，审定电厂可靠性管理实施细则或办法。

（二）将上级公司下达的可靠性指标分解，落实到电厂的部门和分部，实施量化的目标管理。

（三）审定确保各项可靠性指标落实的方案、措施、规划。

（四）负责可靠性数据报表的审核、审批。

（五）组织对设备非计划停运及故障事件的原因分析,提出解决问题的对策。

（六）定期组织设备可靠性分析会, 用可靠性分析结论指导设备检修、运行、制定维护计划，改进工作质量。

（七）根据工作需要，安排各级人员的可靠性业务培训，普及可靠性管理知识，增强可靠性管理意识。

第七条 可靠性管理兼职工程师职责

（一）宣传、贯彻上级管理部门的可靠性管理办法，编制电厂可靠性管理实施细则或办法。

（二）在可靠性领导小组的领导下，负责设备可靠性管理的日常工作。

（三）组织协调可靠性管理工作，将上级公司下达的可靠性指标分解,结合电厂情况编制生产技术可靠性指标规划、控制措施及分解方案,报厂可靠性领导小组审批后实施。

（四）按照可靠性评价规程的要求，及时、准确、完整统计和报送可靠性数据。

（五）每月定期进行可靠性指标分析，并在厂《生产技术月报》上公布。

（六）编制提交半年或的可靠性分析报告及可靠性管理工作总结。

（七）做好每可靠性数据的存储归档工作。第八条 各分部的可靠性管理要求及考核指标

（一）《运行日志》、《值长日志》MIS登录无差错、无漏登。

（二）发现、消除缺陷应及时登录MIS填写“设备消缺单”,记录准确、真实，每月底前值长应检查、核实记录。

（三）重大缺陷发现率保证100%。

（四）“设备消缺单”回答率及时率(一般缺陷24小时内签答，重大缺陷12小时签答，危及安全运行的重大缺陷随时签答)应达98%以上。

（五）一般性缺陷月内消除，频发性缺陷半年内应消除，月消缺率主设备应达100%，辅助设备95%以上。

（六）应充分利用系统负荷的低谷时段并且是机组的备用时段向调度申请进行设备维护和消缺，以减少第4类非计划停运次数。

（七）如确需电力工程公司处理的缺陷，分部应以书面形式(如任务通知单、整改通知单)通知电力工程公司处理。

（八）防汛设备、设施(含闸门启闭机及抽水设备等)完好率100%，泄洪设备有可靠的备用电源，汛期无影响闸门启闭的重大缺陷。

（九）继电保护投入率100%，继电保护动作率≥98.0%，自动装置投入率100%，自动装置正确动作率≥99.5%。

（十）机组等效可用系数≥95.08%。

（十一）机组等可用系数定额完成率≥105.0%。

（十二）年最大洪水预报准确率≥92.5%。

（十三）年各次洪水预报平均准确率≥85%。

第九条 对检修、改造项目部的可靠性管理要求及考核指标

（一）社备检修按承包方法的有关规定进行，经计划大修的设备半年内不发生非计划停运事件，经计划小修的设备三个月内不发生非计划停运事件；

（二）检修竣工后的设备应做到无缺陷，无泄漏。

（三）水情自动测报系统畅通率≥95%，可用率≥85%。

（四）通讯设备、生产及调度电话单机月平均可用率应98%以上。

（五）检修过程事件、10kv电压等级以上开关动作试验、PT、CT变更、避雷器等设备试验应作统计，不得有漏登、错登或虚假数据。第十条 生产部可靠性管理要求及考核指标

（一）可靠性管理专责或兼职工程师每月3日前向五凌公司报送审批后的《发电设备可靠性事件数据报表》，每季度后8日内报送审批后的上季度《输变电设备事件数据报表》。

（二）可靠性管理专责或兼职工程师每年7月8日前向上级主管部门提交上半年的可靠性分析报告;每年1月23日前提交上一年的可靠性分析报告和可靠性管理工作总结，（三）发生非计划停运事件时，事后5日内有关部门应及时组织分析并写出书面材料报厂部；

（四）对设备大、小修后半年内，小修3个月内发生的非计划停运事件，电力工程公司或有关公司应组织原因分析，并写出书面整改材料在事件后7天内报厂部。

（五）对非计划停运、降出力事件必须客观、认真地分析原因；对机组非计划停运时间大于300小时的重大事件生产部门应立即向厂部报告,厂部应及时向五凌公司和中电投公司上报详细情况。

第三章 可靠性管理专责工程师的任职条件

第十一条 大专及以上学历，具有较强的责任心，具备3-5年及以上现场实践工作经历，熟悉相关计算机应用软件的使用。

第十二条 需参加可靠性专业培训，并取得任职资格证书。

第十三条 需熟练掌握发电设备主机、辅助设备及输变电设施三大类可靠性统计评价规程，熟悉现场设备和生产管理。

第十四条 可靠性管理工程师的职称、岗位均属技术系列，与其他相应职称、岗位的专业技术人员待遇相同。第四章 可靠性数据的统计与分析

第十五条 要按可靠性评价规程和有关办法对可靠性数据进行统计和报送，并做到及时、准确、完整。

第十六条 可靠性统计中的设备注册要与实际设备一致。

第十七条 应以统计数据为基础编制月度可靠性指标分析报告。内容主要应包括：主要可靠性指标月度和年累计完成情况、与上年同期对比情况、与目标值的的偏差分析；对事件类别、原因和损失等的分析，并提出相应的措施和建议。

第十八条 可靠性指标分析报告应在主管领导审阅后，下发有关职能部门，成为指导考核生产管理工作的一项依据。

第十九条 新机组从投产之日进行可靠性统计，投入商业化运营后进行考核。

第二十条 每月5日前将上月主机可靠性数据汇总后报五凌公司安全生产部（集团公司安全监督与生产部），每季度10日前将上季度主要辅机、输变电设施可靠性数据报送五凌公司（安全生产部、集团公司安全监督与生产部和中国电力企业联合会可靠性中心）。

第二十一条 1月23日前提交上一年的可靠性分析报告和可靠性管理工作总结，7月8日前提交上半年的可靠性分析报告。

第二十二条 对非计划停运、降出力事件必须客观、认真地分析原因；对机组非计划停运时间大于300小时的重大事件生产部门应立即向厂部报告,厂部应及时向五凌公司和中电投公司上报详细情况。

第二十三条 充分利用系统负荷的低谷时段和机组的备用时段向调度申请进行设备维护和消缺，并将进行这些工作时机组状态的变化，进行客观、准确地统计。

第二十四条 对于可靠性统计工作中出现的虚报、漏报情况，一经发现，将予以纠正并严肃处理。第五章 可靠性管理考核细则 第三十五条

安全事件 序号 事

故 厂领导 生产部 门领导 其它部 门领导 责任职

能部门 责任工区（单位）其它 部门 发生特大事故 6个月 6个月 6个月 6个月 6个月 6个月 2 发生重大事故 2个月 2个月 2个月 2个月 2个月 2个月 发生一般性事故及责任人身重伤 0.5个月 1个月 0.5个月 0.5个月 1个月 0.5个月 4 发生一类障碍 100元/次 150元/次

200元/人均次发生二类障碍及责任性人身轻伤

50元/次

100元/人均次发生异常

20元/次

100元/次

注：A、序号4、5项中人的所在单位是指造成事故的直接责任工区或部门；设备事故与人为责任事故等同对待；B、如事故连续发生，处罚累加，可跨月扣发。第三十六条 其它事件

序号 事故 责任部门 责任部门领导 1 双票不合格 100元/张•分 20元/张•分 由于主观原因、消缺不及时或消缺质量达不到要求 100元/次•项 20元/次•项

属即时消除的缺陷，接到通知后，非客观原因在20分钟内未赶到现场 200元/次 50元/次

巡视不到位，未及时发现重大缺陷，虽未导致事故，但产生了严重后果者 200元/次•项 50元/次•项 发生明显设备渗漏的 20—50元/处•次 继电保护、自动装置月投入率达100%，每降低1%或1次动作不正确 100元 20元 4 防汛设备、设施完好率达不到要求 200元 50元 通讯设备、生产及调度电话单机平均可用率达不到要求 200元 50元 6 零配件、工器具、检修材料不合格 100元/次 20元/次 第六章 反

馈

第三十七条 本办法应根据执行情况和反馈意见及时进行修订和完善，一般一年审查一次，三年全面修订一次。第七章 附

则

第三十八条 本办法由电厂设备可靠性领导小组负责解释。第三十九条 本办法自发布之日起生效。

第四篇：风电场可靠性管理规范[定稿]

风电场可靠性管理办法 范围

1.1 本规范规定了风电设备可靠性的统计办法和评价指标。适用于我国境内的所有风力发电企业发电能力的可靠性评价。

1.2 风电设备可靠性包括风电机组的可靠性和风电场的可靠性两部分。

1.3 风电机组的可靠性管理范围以风电机组出口主开关为界，包括风轮、传动变速系统、发电机系统、液压系统、偏航系统、控制系统、通讯系统以及相应的辅助系统。

1.4 风电场的可靠性管理范围包括风电场内的所有发电设备，除了风电机组外，还包括箱变、汇流线路、主变等，及其相应的附属、辅助设备，公用系统和设施。2 基本要求

2.1 本规范中所要求的各种基础数据报告，必须尊重科学、事实求是、严肃认真、全面而客观地反应风力发电设备的真实情况，做到准确、及时、完整。

2.2 与本规范配套使用的“风电设备可靠性管理信息系统”软件及相关代码，由中国电力企业联合会电力可靠性管理中心（以下简称“中心”）组织编制，全国统一使用。

状态划分

风电机组（以下简称机组）状态划分如下：

风电机组（以下简称机组）状态划分如下： 状态定义

4.1 在使用（ACT）——机组处于要进行统计评价的状态。在使用状态分为可用（A）和不可用（U）。

4.2 可用（A）——机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。

4.2.1 运行（S）——机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。

4.2.2 备用（R）——机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）和受累停运备用（PR）。

4.2.2.1 调度停运备用（DR）——机组本身可用，但因电力系统需要，执行调度命令的停运状态。

4.2.2.2 受累停运备用（PR）——机组本身可用，因机组以外原因造成的机组被迫退出运行的状态。按引起受累停运的原因，可分为场内原因受累停运备用（PRI）和场外原因受累停运备用（PRO）。

a)场内原因受累停运备用（PRI）——因机组以外的场内设备停运（如汇流线路、箱变、主变等故障或计划检修）造成机组被迫退出运行的状态。

b)场外原因受累停运备用（PRO）——因场外原因（如外部输电线路、电力系统故障等）造成机组被迫退出运行的状态。

4.3 不可用（U）——机组不论什么原因处于不能运行或备用的状态。不可用状态分为计划停运（PO）和非计划停运（UO）。

4.3.1计划停运（PO）——机组处于计划检修或维护的状态。计划停运应是事先安排好进度，并有既定期限的定期维护。

4.3.2非计划停运（UO）——机组不可用而又不是计划停运的状态。状态转变时间界线和时间记录的规定

5.1 状态转变时间的界线 5.1.1 运行转为备用或计划停运或非计划停运:以发电机在电气上与电网断开时间为界。

5.1.2 备用或计划停运或非计划停运转为运行：以机组投入正常运行状态时间为界。

5.1.3 计划停运或非计划停运转为备用：以报复役的时间为界。

5.1.4 备用或非计划停运转为计划停运：以主管电力企业批准的时间为界。

5.1.5 备用转为非计划停运：以超过现场规程规定的启动时限或预定的并网时间为界；在试运行和试验中发生影响运行的设备损坏时，以设备损坏发生时间为界。

5.1.6 计划停运转为非计划停运：在检修过程中发生影响运行的设备损坏时，以计划检修工期终止日期为界。

5.2 时间记录的规定

5.2.1 设备状态的时间记录采用24小时制。00:00为一天开始,24:00为一天之末。

5.2.2 设备状态变化的起止时间，以机组的计算机自动统计记录或运行日志为准，运行日志记录要和计算机自动统计记录相一致。

5.2.3 机组非计划停运转为计划停运只限于该机组临近原计划检修的时段。填报按下述规定：自停运至原计划检修开工前或至调度批准转入计划检修前计作非计划停运；或临近原计划检修时近并经申请征得上级生产技术部门同意和调度批准转为计划检修的时段，从原计划开工时起为计划停运。

容量、电能和时间术语定义

6.1 最大容量（GMC）——指一台机组在某一给定期间内，能够连续承载的最大容量。一般可取机组的铭牌额定容量（INC），或经验证性试验并正式批准确认的容量。

6.2 实际发电量（GAG）——指机组在给定期间内实际发出的电量。

6.3 时间术语定义

6.3.1 运行小时（SH）——机组处于运行状态的小时数。6.3.2 备用小时（RH）——机组处于备用状态的小时数。用公式可表示为：

RH=DRH+PRH＝DRH+ PRIH＋PROH，其中：

6.3.2.1 调度停运备用小时（DRH）——机组处于调度停运备用状态的小时数。

6.3.3.2 受累停运备用小时（PRH）——机组处于受累停运备用状态的小时数。受累停运备用小时又可分为下列2类：

a)场内原因受累停运备用小时数（PRIH）——机组处于场内原因受累停运备用状态的小时数。

b)场外原因受累停运备用小时数（PROH）——机组处于场外原因受累停运备用状态的小时数。

6.3.3 计划停运小时（POH）——机组处于计划停运状态的小时数。

6.3.4 非计划停运小时（UOH）——机组处于非计划停运状态的小时数。

6.3.5 统计期间小时（PH）——机组处于在使用状态的日历小时数。

6.3.6 可用小时（AH）——机组处于可用状态的小时数。AH=SH＋RH

6.3.7 不可用小时（UH）——机组处于不可用状态的小时数。

不可用小时等于计划和非计划停运小时之和或统计期间小时与可用小时之差。用公式表示为：

UH=POH+UOH=PH-AH

6.3.8 统计台年（UY）——为一台机组的统计期间小时数或多台机组的统计期间小时数之和除以8760h，即

对一台设备

UY= PH/8760

对多台设备

UY=∑PH/8760

6.3.9 利用小时（UTH）——指机组实际发电量折合成额定容量的运行小时数。

风电场运行管理

7.1 安全生产

风电场运行与其他发电厂运行有一定的区别，机组台数多且分散、有些机组可能要走很远的路，需要登高作业，还要面对各种恶劣的天气，因此风电场的安全生产管理十分重要。要做好风电场安全生产管理工作，首先要落实安全责任制、安全检查评价和奖惩制度。要制度到位、责任到人，始终坚持“安全第一，预防为主”的方针不动摇，加强安全检查以及落实安全措施，制定应急预案，加强安全学习和培训以及预案演练，使安全隐患消除在萌芽中。

7.2 运行维护模式

由于近几年来风电行业发展十分迅猛，多数风电机组制造厂是新加入的厂家，一些风电场也是完全由新的人员进行运行维护。与电力体制改革前有所不同，风电场运行维护的方式(质保期以及质保期以外)，除业主自主运行维护外，委托厂家和第三方运行维护方式逐渐增加,但无论那种方式，需要技术服务方在运行维护方面具备专业的技术装备和技术团队以及丰富的经验。

7.3 运行设备管理

在风电场运行过程中，应做好设备档案管理、设备评级、设备责任到人管理体系建设。应定期进行运行分析、运行报表和技术经济分析，找出运行维护中设备存在隐患，进行消除和技术改造。运行维护标准体系建设

目前国内外有关标准机构如ISO、IEC以及欧洲标准化机构，国内标准化机构，包括GB国家标准、DL电力行业标准以及机械行业标准等，在风电场、风电机组运行维护方面发布了很多标准，如风力发电机组保护性措施-设计、运行和维护要求(DIN EN 50308)，电力行业标准如风力发电场安全规程(DL796-2001)、风力发电场运行规程(DL/T666-1997)、电业安全工作规程(DL408—1991)、风电场事故调查规程、风力发电场检修规程(DL/T797-2001)等。9 风电设备维护检修

风电场中风电设备维护检修可以分为日常维护检修、定期维护、事故检修和状态检修。由于风电场分散的特点，风电设备检修的单一风电场运检合一模式逐步在改变。风电设备检修装备和技术方法也在不断技术进步。

风电场运行检修内容

（1）检修模式

a)集中检修

b)区域性检修

c)专业性检修（2）技术装备

a)检测仪器

b)检修设备

（3）方法

a)专业检修队伍 b)自主运行检

c)厂家维护检修 风电设备维护检修技术

过去我国风电场维护检修主要是每年2次的定期维护，以及机组出现故障时进行的修理。我们称之为“被动式检修”，缺点是当发现故障时，部件已经损坏甚至已严重损坏。由此将造成风电场严重经济损失，特别随着机组容量增加，这种损失会越来越大。因此应提倡主动式维护检修，早期发现事故隐患，根据部件运行的状态，合理安排设备检修时间，以减小故障引起的损失。

10.1主动型预防性检修

应采用状态监控，进行风电机组运行状态趋势分析。在设备各关键部位安装传感器，同时数据传输，经计算分析，与设定值比对后决定是否报警或停机。有关监控的参数如下：

• 各关键部位温度变化

• 功率(有功、无功)变化

• 振动(RMS)变化

• 偏航对风变化

• 变桨角度

• 润滑油品污染在线检测 各种数据应实时记录并建立运行数据库，供今后数据分析。定期发布各机组状态、故障分析报告，供决策部门使用。

10.2风电机组故障诊断

风电机组常常出现各种故障，如何准确及时判断故障原因，是保证机组发电量的关键。风电机组各部件来自不同厂家，往往运行检修人员没有部件的详细资料，机组一旦出现故障就会束手无策。除逐步提高现场人员技术水平和经验外，以下系统有助于故障分析诊断。

• 技术专家分析系统

• 专项技术分析

• Call-Center远程在线技术支持体系

现场人员也可以采取一些简单方法判断故障：

• 借助各种手段迅速找到故障部位

如听、闻、看、摸等，仪器点检：温度、压力、状态等

• 排除法、比对法分析故障

风电设备故障类型

• 机械类、电气类、通讯类、计算机

故障原因分析

一旦找到故障点，就需要对故障原因做出基本判断：

• 对中出现问题

• 间隙过大

• 缺少润滑

• 密封破坏

• 油脂失效

• 冷却或加热系统故障

• 经常过功率

• 雷电损坏

10.3故障处理方法

（1）故障性质：故障出现可能是偶然的，不是批次性的，可能是这个部件加工、运输、安装、调试中质量问题，不是普遍问题；但有的故障是批次性的，应改进后整批更换。因此故障处理有些需厂家处理，有些风电场可以修复，有些需专业厂的专业人员解决。但无论如何风电场做好运行维护工作的目标是能够将绝大多数故障自行修复。因此建立备品备件库十分必要。

（2）备品备件：通过备件仓储和物流平台迅速获得备件支持，及时更换，恢复运行。解决备件问题有下列几种方法：

• 修理

配备修理设备、仪器，常用零件，图纸资料

• 替代

国内部件厂家认证、质量保证、试验、检测

• 物流

备件库团购、网络虚拟库、门对门服务

• 服务和培训

（3）现场修理和机舱上更换

为避免大吊车巨额费用，应尽可能在机舱上修理，有可能的情况下，在现场修理。可以采用如下装备：

• 机舱内维修吊车

• 移动检修作业平台

10.4 大部件(特殊)修理

风电机组中叶片、齿轮箱、发电机等大部件损坏，停机影响时间长，经济损失大。这些损坏部件需要送到专业厂家修理，经过修理后，应进行出厂检测，回装时应进行调整和重新试车。（1）发电机故障

发电机主要出现的故障是短路、轴承损坏等。下列问题是导致发电机损坏的主要原因：

• 转子断条

• 放电造成轴承表面微点蚀

• 局部过热

• 绝缘破坏。

（2）齿轮箱故障

齿轮箱是风电机组中最常出现故障的部件。主要故障有轴承损坏、齿面微点蚀、断齿等。损坏原因除设计、制造质量原因外，齿轮油失效、润滑不当等是齿轮箱故障最常见的原因。齿轮箱故障早期故障诊断：齿轮箱故障早期可能仅仅发生在齿轮或轴承表面。表面材料的疲劳损伤，会引起运转噪音，以及温度的变化。因此，经常巡视检查和连续观察温度、噪音的变化，有助于早期发现齿轮箱故障。有条件应采取振动状态检测，通过频谱分析确认是否已产生疲劳破坏。

金属表面疲劳破坏：如果疲劳破坏已发生，多数情况下，由于表面材料的脱落，润滑油中就会发现金属微粒。如果总不注意油中杂质，甚至有可能杂质阻塞油标尺，使检查人员在已缺油情况下误以为不缺油。因此通过不断检查润滑油中金属微粒的变化，也可以有助于早期发现齿轮箱损坏，这时风电场人员应尽快安排检修，尽可能在机舱内不拆卸齿轮箱的前提下，处理损伤表面或更换已损坏的部件。

齿轮箱漏油：齿轮箱漏油常常是风电场运行维护中令人头痛的事情。有可能齿轮箱漏油落到其他电气控制元件内导致电气短路而引起停机。由于经常漏油，齿轮箱内如果油量减少会影响润滑效果，也会引发故障，因此需经常检查，必要时进行加油。11 数据管理中国风电材料设备网

数据库对于风电场运行检修管理十分重要。数据库包含机组运行数据库、检修数据库、设备参数数据库、电能统计数据库、备件数据库、工具材料数据库等。

11.1 现场数据采集和报送

• 数据构成和采集存储

风电场运行数据主要包括风资源、风电机组机械和电气参数、变电系统数据等组成。风电机组一般由实时(毫秒或秒级)、平均值(2分钟或10分钟)数据构成。为了避免存储空间过大，多数厂家采取将实时高速采集的数据只显示不存储的策略。经过对实时高速采集数据平均计算后的数据(预处理)，倒入数据库存储在当地存储器上。• 数据传送

风电机组(群)多数采用串口通讯(RS485)、以太网方式进行数据传送。数据被传送到风场服务器上，再将数据传输到集团服务器上。

11.2 SCADA系统

SCADA系统包括现场风电机组(群)集中监视和控制系统，以及远方风电场数据监视(控制)系统和数据统计、处理、报表、分析系统。

SCADA系统的优劣对于提高风电场运行维护管理水平至关重要。

SCADA系统不仅仅显示风电场中机组运行实时数据和统计数据以及控制机组启停等操作，同时可以根据运行维护数据反映风电场管理水平、设备的状态以及设备可能存在的缺陷等问题。

对于风电场来说，除风电机组运行监控外，应包括电气系统运行和控制。变电系统中的运行控制内容、风资源数据应和机组监控整合在一起，包括测风塔风资源数据、变电系统运行参数监视、SVC系统、变压器有载调压控制、场内外电能系统计量等，以及关口表计量远方数据采集。

• 数据报送体系

风电场风电机组、变电系统的运行维护数据通过通讯系统实时上传到集团公司。

• 数据后期分析

上传的数据应形成各类报表，如日报、月报、年报、检修报表、电能及损耗报表、可靠性报表等。为提高设备可靠性和经济性，检验前期设计的正确性，运行数据的后期分析十分重要。通过数据对比分析，可以分析设备选型是否正确，如风轮直径、塔架高度、机组性能，以及风场微观选址的正确性，如尾流、地形等影响。• 数据趋势分析

通过运行数据分析，可以得到机组趋势分析，例如：关键部位温度变化趋势、振动参数变化趋势。可以通过专家分析，或软件分析，确定设备是否需要检修。不同机组、不同位置机组功率曲线趋势分析，可以了解机组是否存在传感器故障、安装角不当、过功率控制、偏航控制策略问题等。电能损耗分析可以得到不同时期、不同风速下电厂损耗规律，指导节能降耗措施制定，提高风电场功率因数、降低无关损耗包括有关损耗，提高风电场经济效益。• 其他管理手段 MIS系统：

MIS系统核心是采用基于Web的BS架构，是实现风电场办公、财务、备件、人事、安全监察、计划统计、生产技术、实时运行、设备维护检修、基建等信息化管理、供业主决策的现代化手段之一。

GPS：通过卫星定位系统与Call-Center客户服务中心系统，迅速确定故障机组位置，指挥移动检修车辆赶赴现场抢修(险)，并连接GIS地理信息系统以及GPS安防系统，保证风电场安全稳定运行。

风电场人员运行检修技术能力提高

针对目前风电场新员工较多的情况，应加强员工的技术、安全、管理制度方面的培训。根据风电场野外、高空作业的特殊条件，进行专项培训，如登高作业培训、逃生训练、急救培训，应对风电设备、电气设备的原理、结构、操作方面的知识进行培训，使员工在正式参加风电场工作之前就具备最基本的电业安全知识、电力法律法规、技术基础知识、动手操作能力等方面的知识和基本技能，避免工作中发生人身和设备事故。1 岗前培训：

• 基本原理学习

• 安全培训

• 登高训练

2专业培训：

• 机械部分理论及动手操作培训

• 电气系统理论及操作培训

• 仿真培训

• 经验积累(现场实习)3 考核：

风电场应定期组织员工进行安全、技术考核，如安全规程、技术理论和技术操作，并根据考核结果竞争上岗。

总结

我国风电场运行维护检修工作面临很多新问题，需要通过不断提高风电场运行检修人员的技术水平，采用专业化的技术手段，建立良好的风电场运行维护技术管理体系，才能有效解决目前存在的问题，保证风电场良好发电稳定性，确保整个风电行业健康发展。

第五篇：供电可靠性

供电可靠性

供电可靠性是指供电系统持续供电的能力，是考核供电系统供电质量的重要指标,反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，已经成为衡量一个国家经济发达程度的标准之一；供电可靠性可以用如下一系列指标加以衡量：供电可靠率、用户平均停电时间、用户平均停电次数、用户平均故障停电次数；我国供电可靠率目前一般城市地区达到了3个9（即99.9%）以上，用户年平均停电时间<3.5小时；重要城市中心地区达到了4个9（即99.99%）以上，用户年平均停电时间<53分钟。

在电力系统设备发生故障时，衡量能使由该故障设备供电的用户供电障碍尽量减少，使电力系统本身保持稳定运行（包括运行人员的运行操作）的能力的程度。

国家电压质量标准和供电可靠率指标

电压质量标准

（一）在电力系统正常状况下，客户受电端的供电电压允许偏差

为：

1．35kV国家电压质量标准和供电可靠率指标 及以上电压供电的，电压正、值之和不超过额定值的10%；

2．10kV及以下三相供电的，为额定值的±7%；

负偏差的绝对 3．220V单相供电的，为额定值的＋7%，－10%；

（二）在电力系统非正常状况下，客户受电端的电压最大允许偏差不应超过额定值的±10%；

（三）当客户用电功率因数达不到《供电营业规则》规定的要求时，其受电端的电压偏差不受上述限制；

（四）城市居民客户端电压合格率不低于95%，农网居民客户端电压合格率不低于90%。供电可靠率指标

（一）城市地区供电可靠率不低于99.89%，农网供电可靠率不低于99%；

（二）减少因供电设备计划检修和电力系统事故对客户的停电次数及每次停电的持续时间。供电设备计划检修时，对35千伏及以上电压等级供电的客户的停电次数，每年不应超过1次；对10千伏电压等级供电的客户，每年不应超过3次；

（三）供电设施因计划检修需要停电时，应提前7天将停电区域、线路、停电时间和恢复供电的时间进行公告，并通知重要客户。供电设施因临时检修需要停电的，应提前24小时通知重要用户或进行公告；

（四）对紧急情况下的停电或限电，客户询问时，应向客户做好解释工作，并尽快恢复正常供电。

第二节10kV农网供电可靠性分析与采取的措施

据有关资料显示，10kV配网故障率占整个电网故障率的70%，在10kV配网中10kV农村电网的故障率又是最高的。这主要是10kV农网线路最长，容易受外界因素的影响，线路设备建设质量较差，平常检修、施工停电较多，停电时间较长，影响供电可靠性。这次农网改造虽然取得了较好的效果，但由于多年来农村电网投资欠帐太多，加之资金短缺，一般都只注重了35kV以上变电站和线路的建设改造以及10kV城区配网改造，而对10kV农网的投资相对较少，至使10kV农村电网整体设备健康水平和技术水平并不高。可以说，10kV农网停电次数多、时间长，成了提高农网供电可靠性的一个“瓶颈”问题。严重影响了农村经济的发展，这也与国家服务“三农”，建设社会主义新农村的战略布署也不相符。本文就当前10kV农村电网故障率较高、停电时间较长的一些原因进行分析，提出了一些改进措施，供同行参考。1 影响10kV农网供电可靠性原因分析

1.1 配电变压器控制设备绝大多数是跌落式熔断器，跌落式熔断器故障率较高

配电变压器是指6~35kV配电系统的变压器，是电网中处于电力传送最后一级的变电设备，数量最大。但它的自我保护能力很差，保护控制变压器的担子交给了高压开关设备。当前配电变压器常用的高压控制、保护设备有下列三种：跌落式熔断器、高压断路器、高压限流熔断器。在农网10kV配电线路中，有90%的配电变压器和10kV配电线路分支都使用跌落式熔断器。

跌落式熔断器保护是反时限非限流熔断器保护，它是一种在熔断器动作后，熔件自动跌落到一个位置以提供隔离功能的熔断器，用于户外装置。由于其结构简单、价格便宜等优点，目前在配电网中大量使用。跌落式熔断器存在着诸多问题，例如品种规格少、开断能力不足、熔件安秒特性不准确、熔管变形、选用不正确、劣质品较多、操作维护不当等。据统计，配电变压器故障的80%是发生在跌落式熔断器上。1.2 跌落式熔断器维护操作不当造成故障停电

一是电工操作不正确，造成跌落式熔断器熔丝拉断，更换熔丝等使停电时间加长；二是电工操作用力过猛造成跌落式熔断器损毁，鸭舌断裂、瓷套断裂等。这样必须对10kV线路停电，以便更换跌落式熔断器；三是由于平时维护不好，跌落式熔断器各部分锈蚀、变形较重，操作多次不能合好；四是跌落式熔断器安装位置不合适，不利于电工操作，造成操作事故，使10kV线路停电；五是电工操作不正确造成事故，使线路故障跳闸。

抽查结果显示，有80%的跌落式熔断器要操作和调整三次才能合好，只有10%的一次就能合到位，另有10%由于多次拉、合造成跌落式熔断器损毁。一次能合到位的都是对管理的跌落式熔断器性能熟悉，操作要领十分准确，操作正确的电工，同时平时维护工作做得比较好，比较周全；而损毁的跌落式熔断器都是锈蚀较重，严重缺乏维护的跌落式熔断器。特别是一些小厂家生产的次品，极易损毁，造成10kV配电线路故障。

1.3 跌落式熔断器保护特性与10kV线路出口保护配合不正确

如图1所示，1为跌落式熔断器16A熔件保护特性曲线；2为10kV配电线路出口定时限过流保护区；3为10kV线路出口无时限过流保护区。

10kV系统中不同容量变压器的熔体额定电流一般可按下表选择。

表 10kV系统变压器熔断器的额定参数

一般对于小容量变压器由于保护用熔体额定电流值小，其熔断电流值比10kV配电线路的保护整定值小得较多，所以保护配合的问题容易解决，当配变容量增大时，熔体额定电流值增大，就会造成其安秒特性与10kV配电线路的保护整定值不能配合的问题。上表所示，160kVA配电变压器跌落式熔断器的熔丝额定电流为25A，其0.1s熔断电流则高达1000A以上，0.3s时熔断电流达到650A以上，现在10kV配电线路过电流保护Ⅰ段的整定时限一般为0.3s，整定电流一般在400A以下，无时限电流速断保护整定电流一般在900A以下。这样两者的保护配合就成了问题。这主要是因为跌落熔断器为空气灭弧，熔体熔断后燃弧时间较长所致。

从图1可以看出跌落熔断器的熔断曲线完全不能与10kV线路出口保护配合。当配变出现大电流故障时，熔断保护不能起到保护作用，越级为10kV线路保护动作，造成整条线路停电，降低供电可靠性性

1.4 用户配电变压器的维护检修不当

（1）一些棉纺厂、化工厂、水泥厂等企业，环境污染物较多，造成电器设备的表面积污量大，不能及时清除，容易发生污闪事故，致使10kV配电线路停电；同时污物可能造成电器设备的腐蚀损坏，造成停电事故。

（2）一些用电户不常生产，或为季节性生产，如砖窑、糕点厂等。还有很多企业开工不足，时停时开，配电变压器也时停时用。开工生产前不能对配电变压器等电气设备进行全面的清扫检修，配电变压器以上电气部分出现问题时造成10kV配电线路停电。

（3）一些用电负荷较大，而转包频繁或季节性用电较强的企业，如石子厂、砖窑厂等，一般情况下用电设备管理水平较低，加之运行环境恶劣，发生事故较多，引起10kV配电线路停电次数相当多。

1.5 一条10kV配电线路所带配电变压器太多，造成供电可靠性较低 有的一条10kV配电线路带有四、五十台配电变压器，每次10kV配电线路停电就造成大量用电客户停电。同时一条线路上的各用电设备相互影响大，难以保障电能质量，由于不同的用电客户对电能质量的要求差别较大，对电能质量要求较高的用电客户反应强烈。

据有关资料显示，每条10kV配电线路带20多台配变为宜，由于10kV线路建设受资金限制和企业的投资收益比限制，对于开发区及工业企业较多、负荷较重的地区，配电变压器台数可少一些，而用电负荷较低，配电变压器单台容量较小的地区要适当增多一些。

1.6 配电线路网络的自动化水平较低，造成供电可靠性低 当前10kV配电线路手拉手和线路分段，一般只在城区搞了，但在农村线路中搞的还不够，对10kV农网自动化建设只是刚起步。据有关资料显示，供电可靠性是不可能达到99.9%以上的，要想供电可靠性有提高，必须加大投入，提高10kV农网科技含量和自动化水平。提高10kV农村配网供电可靠性的一些措施

2.1 加强设备检修管理，减少设备停电时间，提高供电可靠性

（1）加强计划停电管理，减少停电次数和停电时间，提高供电可靠性。各单位申请停电必须报送月度停电计划，在每月一次的生产协调会上进行讨论和批准，能合并的停电进行合并，能压缩时间的进行压缩。未列入月度计划的停电一律由总工或生产经理审批，从而减少停电次数和时间。（2）停电检修一般分三段：停电时间、检修时间和送电时间，加强这三个阶段的管理，采取有效措施，严格各阶段的操作时间管理，把各阶段时间压缩到合适的程度，以提高供电可靠性。

（3）配电台区改造和业扩接火尽量采用带电作业。按照一定规则，在配电网络上设置预留接火点和接火装置，既减少业扩接火停电，又提高优质服务水平，切实体现行业作风的转变和提高。

2.2 作好10kV农网自动化工作

10kV配网自动化的开展一般要走三个阶段：一是10kV农网线路设备的更新改造，二是配电线路的合理分段和联络，三是二次设备、通讯设备和软件开发应用。

这次农网改造大都未把10kV农网自动化列为改造重点，这与农网资金有限，电网投资历史欠帐太多有关，在10kV农网配电线路开展线路分段和联络“手拉手”建设，以提高线路的供电可靠性是比较现实的做法。在有条件的情况下，可在部分线路采用电压—时间型分段器。

分段器由VSP5型真空负荷开关、故障探测器(FDR)、电源变压器(SPS)等三部分构成。VSP5型真空负荷开关,其特点是： 1）采用SF6气体灭弧、绝缘;2）真空灭弧室串联隔离开关, 增强了断口的击穿强度，可达90kV;隔离开关与真空灭弧室之间有可靠的联锁； 3）采用电磁操动机构，电保持。有电合闸, 失电后自动分闸，机构简单，非常可靠;4）也可手动操作合闸,在手动合闸位置时,自动控制失效；在手动处于分闸时，方可进入自动控制； 5）出线端采用电缆密封，外绝缘可靠；

6）机构也密封在SF6气体中,避免了大气的腐蚀,因此是可靠的免维护产品,可达15年免维护期。

故障探测器(FDR)，它的功能是控制开关的分、合闸，在线路发生故障时,配合变电站断路器的重合闸,判断故障段,并将故障段两端的开关闭锁,恢复正常区段的供电。它的基本特性是：

1）线路来电, 经延时X(7s,14s,21s„.)后使开关合闸;2）合闸后进行检测延时Y(5s), 若在此时间失电，则将开关分闸闭锁(再来电时开关不能合闸)；若在此时间内没有断电，则开关不闭锁；

3）若在合闸延时中突然失电,且时间超过3.5s，则实现逆向分闸闭锁(逆向来电不合闸)；

4）若在合闸延时中出现低电压(＜30%UL)，开关实现逆向闭锁(从另一端来电不合闸）； 5）开关两端同时有电，被闭锁，不能合闸。

FDR的合闸延时有两挡(Long和Short 挡)；也可以设置成分段开关和联络开关两种状态（S和L挡）。这种电压—时间型分段器的优点是: 1）逻辑简单，判断准确； 2）可靠性高，免维护可达15年；

3）这种方式已有30余年的运行记录，运行稳定，可靠性高； 4）FDR系统不需蓄电池，免除了十分讨厌的电池维护工作。电压—时间型分段器的分段、联络改造投资不太多，可有效地提高10kV农网配电线路的故障停电时间，提高供电可靠性。对提高农网供电可靠性不失为一个切实可行的方案。2.3 应加强农网改造中对可靠性评价与规划的力度 农网改造最重要的目标是提高供电可靠性和节能降损，电压合格率应包含在供电可靠性的范围中。在发达国家的供电可靠性规程中，停电概念是指对用户的供电电压低于或超过合格电压的状态，而非电压下降为零。

在这次农网改造中，的确解决了电网卡脖子问题，解决有电送不出去的问题，解决因供电容量不足而对用户限制用电的问题，解决检修停电时间长的问题等等，这些归根到底是提高供电可靠性，但没能作为目标体现在农网改造之初的规划设计中，以提高供电可靠性指标为目的做出全面细致的方案。农网改造虽然取得了很大的成绩，但供电可靠性与要求差距很大。因此，加强农网改造对可靠性评价规划的力度，做好规划，制定切实可行的方案，分步实施，是提高农网可行性的一个十分重要的工作步骤。