电力系统的可靠性分析（五篇材料）

第一篇：电力系统的可靠性分析

电力系统的可靠性分析

胡斌

电力系统自动化是电力系统一直以来力求的发展方向，它包括：发电控制的自动化（AGC已经实现，尚需发展），电力调度的自动化（具有在线潮流监视，故障模拟的综合程序以及SCADA系统实现了配电网的自动化，现今最热门的变电站综合自动化即建设综自站，实现更好的无人值班。DTS即调度员培训仿真系统为调度员学习提供了方便），配电自动化(DAS已经实现，尚待发展）。

电力系统是一个地域分布辽阔，由发电厂、变电站、输配电网络和用户组成的统一调度和运行的复杂大系统。电力系统自动化的领域包括生产过程的自动检测、调节和控制，系统和元件的自动安全保护，网络信息的自动传输，系统生产的自动调度，以及企业的自动化经济管理等。电力系统自动化的主要目标是保证供电的电能质量（频率和电压），保证系统运行的安全可靠，提高经济效益和管理效能。

发展过程 20世纪50年代以前，电力系统容量在几百万千瓦左右，单机容量不超过10万千瓦，电力系统自动化多限于单项自动装置，且以安全保护和过程自动调节为主。例如，电网和发电机的各种继电保护，汽轮机的危急保安器，锅炉的安全阀，汽轮机转速和发电机电压的自动调节，并网的自动同期装置等。50～60年代, 电力系统规模发展到上千万千瓦，单机容量超过20万千瓦，并形成区域联网，在系统稳定、经济调度和综合自动化方面提出了新的要求。厂内自动化方面开始采用机、炉、电单元式集中控制。系统开始装设模拟式调频装置和以离线计算为基础的经济功率分配装置，并广泛采用远动通信技术。各种新型自动装置如晶体管保护装置、可控硅励磁调节器、电气液压式调速器等得到推广使用。70～80年代，以计算机为主体配有功能齐全的整套软硬件的电网实时监控系统(SCADA)开始出现。20万千瓦以上大型火力发电机组开始采用实时安全监控和闭环自动起停全过程控制。水力发电站的水库调度、大坝监测和电厂综合自动化的计算机监控开始得到推广。各种自动调节装置和继电保护装置中广泛采用微型计算机。主要领域 按照电能的生产和分配过程，电力系统自动化包括电网调度自动化、火力发电厂自动化、水力发电站综合自动化、电力系统信息自动传输系统、电力系统反事故自动装置、供电系统自动化、电力工业管理系统的自动化等7个方面，并形成一个分层分级的自动化系统(见图)。区域调度中心、区域变电站和区域性电厂组成最低层次；中间层次由省(市)调度中心、枢纽变电站和直属电厂组成，由总调度中心构成最高层次。而在每个层次中，电厂、变电站、配电网络等又构成多级控制。现代的电网自动化调度系统是以计算机为核心的控制系统，包括实时信息收集和显示系统，以及供实时计算、分析、控制用的软件系统。信息收集和显示系统具有数据采集、屏幕显示、安全检测、运行工况计算分析和实时控制的功能。在发电厂和变电站的收集信息部分称为远动端，位于调度中心的部分称为调度端。软件系统由静态状态估计、自动发电控制、最优潮流、自动电压与无功控制、负荷预测、最优机组开停计划、安全监视与安全分析、紧急控制和电路恢复等程序组成。火力发电厂自动化 火力发电厂的自动化项目包括：①厂内机、炉、电运行设备的安全检测，包括数据采集、状态监视、屏幕显示、越限报警、故障检出等。②计算机实时控制，实现由点火至并网的全部自动起动过程。③有功负荷的经济分配和自动增减。④母线电压控制和无功功率的自动增减。⑤稳定监视和控制。采用的控制方式有两种形式：一种是计算机输出通过外围设备去调整常规模拟式调节器的设定值而实现监督控制；另一种是用计算机输出外围设备直接控制生产过程而实现直接数字控制。水力发电站综合自动化 需要实施自动化的项目包括大坝监护、水库调度和电站运行三个方面。①大坝计算机自动监控系统：包括数据采集、计算分析、越限报警和提供维护方案等。②水库水文信息的自动监控系统：包括雨量和水文信息的自动收集、水库调度计划的制订，以及拦洪和蓄洪控制方案的选择等。③厂内计算机自动监控系统：包括全厂机电运行设备的安全监测、发电机组的自动控制、优化运行和经济负荷分配、稳定监视和控制等。电力系统信息自动传输系统 简称远动系统。其功能是实现调度中心和发电厂变电站间的实时信息传输。自动传输系统由远动装置和远动通道组成。远动通道有微波、载波、高频、声频和光导通信等多种形式。远动装置按功能分为遥测、遥信、遥控三类。把厂站的模拟量通过变换输送到位于调度中心的接收端并加以显示的过程称为遥测。把厂站的开关量输送到接收端并加以显示的过程称为遥信。把调度端的控制和调节信号输送到位于厂站的接收端实现对调节对象的控制的过程，称为遥控或遥调。远动装置按组成方式可分为布线逻辑式远动装置和存储程序式逻辑装置。前者由硬件逻辑电路以固定接线方式实现其功能，后者是一种计算机化的远动装置。电力系统反事故自动装置 反事故自动装置的功能是防止电力系统的事故危及系统和电气设备的运行。在电力系统中装设的反事故自动装置有两种基本类型。①继电保护装置：其功能是防止系统故障对电气设备的损坏，常用来保护线路、母线、发电机、变压器、电动机等电气设备。按照产生保护作用的原理，继电保护装置分为过电流保护、方向保护、差动保护、距离保护和高频保护等类型。②系统安全保护装置：用以保证电力系统的安全运行，防止出现系统振荡、失步解列、全网性频率崩溃和电压崩溃等灾害性事故。系统安全保护装置按功能分为4种形式：一是属于备用设备的自动投入,如备用电源自动投入，输电线路的自动重合闸等；二是属于控制受电端功率缺额，如低周波自动减负荷装置、低电压自动减负荷装置、机组低频自起动装置等；三是属于控制送电端功率过剩，如快速自动切机装置、快关汽门装置、电气制动装置等；四是属于控制系统振荡失步，如系统振荡自动解列装置、自动并列装置等。供电系统自动化 包括地区调度实时监控、变电站自动化和负荷控制三个方面。地区调度的实时监控系统通常由小型或微型计算机组成，功能与中心调度的监控系统相仿，但稍简单。变电站自动化发展方向是无人值班，其远动装置采用微型机可编程序的方式。供电系统的负荷控制常采用工频或声频控制方式。

电力工业管理系统自动化 管理系统的自动化通过计算机来实现。主要项目有电力工业计划管理、财务管理、生产管理、人事劳资管理、资料检索以及设计和施工方面等。

第二篇：供电可靠性分析报告

供电可靠性分析报告

作者：未知 文章来源：未知 更新时间：2007年03月24日 我要评论(0)

内容预览

专题会议记录

生产技术部 2006年1月17日

时 间: 2006年1月17日14:00-－16:30 地 点: 公司三楼会议室

参加会议人员: 张 诚 袁荣亮 于 泉 曲斌 杜宝林 朱尚海 郁青 朱伟 张国玉 韩大鹏 王作忠 孟学军 刘 伟 张保马 张相德 李 明 许振生 杨 斌 张兆东 仲崇尧 颜志强 周学铭 薛 云 乔 军 黄启寅 主持人: 杜宝林

按照公司工作会议要求，我公司于2006年1月17日组织召开了2005年及四季度供电可靠性与无功电压的专题工作会议，会上有可靠性及无功电压管理专工、调度所、鹤山供电所、罡城供电所、东庄供电所、检修公司六个单位总结2005年及4季度两项指标完成情况，工作中存在的问题及下一步工作措施、打算，张经理对两项工作作重要指示，现将会议情况总结如下

一、供电可靠性指标完成情况： 4季度中压用户供电可靠率城镇 RS-1：99.948%，RS-3：99.948%，共停电490.023时户数，户均停电时间1.149小时，影响供电可靠率0.052个百分点。

农村供电可靠性RS-1：99.878%，RS-3：99.878%，共停电5607.9时户数，户平均停电时间为(AIHC-1)2.7小时，影响供电可靠率0.122个百分点。影响4季度城镇供电可靠性的因素有：

1、临时施工申请停电3次、停电490.023时户数，户均停电1.149小时/户，影响供电可靠性0.052个百分点。1—12月份城镇供电可靠性累计完成99.948%，比去年同期相比下降0.045个百分点，高与一流指标0.048个百分点。农村：4季度农村供电综合可靠率99.878%，比3季度99.770上升0.108个百分点，比去年同期为99.633上升0.245个百分点，比一流指标要求99.6% 高0.278个百分点。本季度农村共停电5607.9时户数，农村用户平均停电时间2.7小时/户。

具体到各月份，农村供电可靠率完成情况为：10月份99.993％，11月份99.924％，12月份99.777％。影响4季度农村用户供电可靠性的因素有：

1、计划检修4次，累计停电564.13.时户数、用户平均停电0.2716小时/户，影响供电可靠率0.0123个百分点。

2、计划施工改建扩建4次，累计停电3049.10时户数、用户平均停电1.468小时/户，影响供电可靠率0.0665个百分点。

3、用户计划申请10次，累计停电1278.69时户数、用户平均停电0.6156小时/户影响供电可靠率0.028个百分点。

4、临时施工12次，累计停电571.45时户数，户均停电0.2571小时/户，影响供电可靠率0.0125个百分点。

5、用户临时申请2次，累计停电95.40时户数，户均停电0.0459小时/户，影响供电可靠率0.0021个百分点。调电1次，累计停电49.4时户数，户均停电0.02378小时/户，影响供电可靠率0.011个百分点。

1—12月份农村供电可靠性累计完成99.806%，比去年同期相比上升0.192个百分点，高与一流指标0.206个百分点，用户平均停电16.991小时/户，其中用户平均预安排停电16.726小时/户，用户平均故障停电0.262小时/户。造成指标的因素主要是35Kv关王站微机保护改造。35kV于庄站10KV更换开关柜，城网改造、公司秋季检修以及市腾飞公司220kV电汶线施工造成对用户的供电。

三、本季度供电可靠性工作情况：

1、通过对公司每月各单位停电计划的汇总、平衡，通过指标计算来控制压缩停电时间、停电线路条数，对于确实需要停电用户，结合线路实际，对线路及设备缺陷集中处理。确保了供电可靠性指标的可控、在控。

2、公司各单位做好了秋季检修工作，秋季检修前，各单位根椐所分管设备进行认真的巡查，对影响设备运行缺陷编制了检修计划，制定保证秋季检修三大措施，确保了秋季检修顺利开展。

3、本季度公司根据技该计划，加大了对输变电设备改造力度，检修公司对35kV关王变电站设备进行了微机保护改造，改造前、有关部门领导根据现场实际，制定改造措施计划，通过调正运行方式、旁路开关带线路负荷形式，保证了对用户不间断供电，检修现场工作人员认真执行保证安全措施，严格施工工艺标准确保了改造工作按期完工。

4、检修公司利用城网资金更换磁窑变电站110kV少油开关为SF6开关，磁窑110KV原开关由于运行时间长，设备老化且绝缘性能下降。改造前公司领导非常重视，组织各单位对改造可能遇到困难进行认真分析，制定了改造措施计划，检修公司和技术等部门积极配合，保证该项工作提前完成。5）检修公司搞好35KV于庄变10KV开关柜改造工作，改造前生技部会同有关部门对改造现场进行认真分析，在保证对用户供电情况下，和有关单位制定了改造措施计划，减少对用户供电量。保证了公司可靠性指标提高。公司根据设备实际组织各单位进行了安全性评价工作，搞好了输配电设备冬季四防工作。通过公司全体员工大量细致工作。极大的提高了输变电设备质量，提高了对用户供电可靠性及供电能力。

6、各供电所加强了对10kV配网线路大修改造维护力度，减少了因线路故障对用户的供电，7、调度管理自动化程度提高。为输配电设备可靠运行提供了可靠保证，调度作为电网的运行、监察部门，加强负荷预测和停电计划管理，结合季节特点及时掌握电网运行状况、负荷分配，根据停电计划，灵活的调整电网运行方式，使电网始终处于健康、稳定、经济运行状态，提高电网的负载能力，最大限度的满足用户的用电需求。

8、做好元旦、春节期间节日值班工作，公司成立了以生产一线人员为主的节日抢险、事故应急抢修突击队，备足有关备品备件及安全工器具，专人保管，定期进行检查、试验，并履行了节日值班制度，为保障电网安全和最短时间内排除电网故障恢复供电奠定基础。

9、生技部加强了供电可靠性指标分析，根据调度提供的《输变电线路、设备、配电线路运行情况统计表》，分析影响供电可靠性的各种因素，为下一步制定可靠性措施及目标提高提供依据。

三、上季度可靠性管理工作中存在的问题整改情况

1、个别单位上报停电计划工作内容不具体，计划工作时间过长的问题有所改善，四、目前可靠性管理工作中存在的问题：

1、运行、施工等单位应加强对人员业务知识培训力度，提高对供电可靠性认识，减少因停送电时间过长，检修现场因准备不足其他原因造成不能及时对用户供电，影响对用户供电。

2、个别单位由于上报停电计划考虑不周，造成下月临时停电较多，造成公司不能合理利用每一次停电机会，也影响对用户供电。

3、部分35kV变电站由于没有安装进线开关，只是刀闸进线，在运行方式的调整上十分不便，倒电源需停电进行。因倒电源而影响对用户供电

4、报停电计划的各单位要每月5日前将上月停电计划的执行情况按要求格式报生技部。这项工作检修公司、乡电部完成较好。其他单位执行较差。

五、下一步工作打算

1）、提高思想认识，强化组织领导，生技部将把可靠性管理工作作为生产技术管理的龙头来抓，并把可靠性管理与电网规划、城网建设与改造、设备运行与检修管理等各项工作有机结合起来，力求实干、实用、实效，为争可靠性指标在同业对标在全省排序中进入先进行列。做为计划停电综合部门，加大停电计划的刚性管理。结合季节特点，为保障电网全接线全保护运行，加强对停电计划的审核，尽量减少计划停电工作。对确实需要停电输配电线路，各有关单位要通力合作，按照所分管设备，把影响供电缺陷消灭在萌芽中，避免同一线路重复停电。形成计划管理为前提，以制度办法为依据，以指标管理为中心，以现代化管理为目的管理模式，使可靠性管理水平不断提高。

2）继续加大技术改造力度，公司通过城网、农网改造，优化了网络结构，提高城网设备装备水平与供电能力。2006年公司将抓好以下工作，一是完善电网网架结构，完善县城线路实现“N-1”安全可靠供电准则。二是优化配网结构，城区及农村配电线路逐步实现 “手拉手”或环网供电，三是提高电网装备水平。在电网建设改造中，积极采用具有可靠性高、小型化、标准化、无油化、集成化、低能耗、免检修、少维护等特点的新技术设备。

3）强化管理，严格控制非计划停电。在计划检修管理工作中，始终将可靠性管理与生产计划管理紧密结合，安排每一次停电计划时，考虑满足可靠性要求。一是为控制好可靠性目标值，编排月度计划时尽量考虑到可靠性需要，统筹安排，以合理高效利用每一次停电。二是加强设备检修预安排停电的管理，使有关部门协调配合，其中不具备条件的或配合工作未准备好的停电工作不予批准，推行设备停电“一支笔”审批制度，杜绝重复计划停电现象。三是配电网进行施工和检修时，督促有关部门事先制定好工作计划，提前勘察施工或检修现场，优化施工方案，作好施工、检修准备，操作人员、施工或检修提前到位，完工后及时验收送电，尽量缩短停电时间。四是加强故障抢修、临时停电管理。提高处理突发事故能力。

4）积极推行状态检修，合理调整检修周期，提高设备可用率和供电可靠性。每年根据集团公司有关延长检修、预试周期的规定和“状态检修实施细则”的要求，和有关单位编制各专业检修、试验、监督计划，确保供电可靠性指标在目标控制范围。为配合状态检修工作，加强了设备状态诊断，通过带电测试和在线监测、油务监督、红外线热像仪测试、盐密指导清扫等手段，使计划检修停电次数大大降低，提高了输变设备的可用率和供电可靠性。

5）、加强对输配变电设施的检查、巡视、消缺，消除设备隐患。加强对线路多雷区及易冲刷区的巡视、维护，充分利用先进检测设备定期对输变电设备运行薄弱点、连接部位的检测，继续搞好线路通道的清理工作。

6）、和有关单位配合，继续完善城区电网改造后的配套设施，使输配电线路达到“三安三化”要求。督促各施工单位严格执行作业标准卡制度。7）、加强调度运行管理，提高负荷预测水平，根据工作安排与天气变化及时灵活的调整系统运行方式，使系统安全经济、稳定、可靠运行。

8）、加强节假日值班工作、严肃值班纪律，保障各类各级人员在因输配电故障而影响用户供电时能及时到岗到位。9）、提高供电可靠性运行分析水平，运行分析做到有理、有据，数据真实反应当前公司电网运行状况，使公司领导及时掌握了解电网运行情况，为供电可靠性管理水平提高奠定良好的基础。

调度所：电网运行可靠性分析，四季度，电网运行稳定，冬季负荷上升，停电时间明显减少。由于气温下降明显，电网设备出现了一些缺陷。都及时得到处理，没有对电网运行带来影响，四季度调度电量2.08亿千瓦时。

鹤山所：

1、落实计划停电管理到位，确保线路及设备的安全运行，进一步提高供电可靠性。

2、为确保全年供电可靠性，第四季度对线路巡视范围进一步明确，分段划分，责任到人，增强了职工及农电工的责任感和工作主动性。

3、按照公司统一部署，集中开展了“数珠清障月”活动，共清理线路保护区内数珠160000余棵。有利的提高了供电可靠性。

5、张经理对供电可靠性管理工作重要指示（1）、提高认识，加强管理力度。通过05年供电可靠性统计指标来看，我们指标逐步提高，走向规范化轨道，指标在同业指标体系影响很大，下一步重点，分析原因，避免因故障停电、非计划停电对供电可靠性造成的影响。06年工程量较少，两项指标在同业指标中排在较好名次是可行的。为加强对指标管理，各单位之间取长补短，建议有生技部牵头，信息中心、同业指标各单位配合，对指标做一个网页，网页对上级政策，两项指标分析报告，会议交流材料、兄弟单位先进经验，供电可靠性、无功电压管理办法进行登载，达到互相学习借鉴目的，促进指标提高。

（2）结合生技部05年及第四季度指标分析，各单位根据自己实际对05年指标进行分析，并落实历次会议中的问题，看那些没有解决，拿出解决的措施办法来，06年各单位指标要解决一至两个问题，找出重点及制约因素，把解决问题时间、方案、措施报生技部。对课题确实起到提高指标要进行奖励，对完成不好要进行处罚。

（3）要抓好两项指标计划资金落实，技术部门、各承担项目单位要提前准备，作好前期工作，为两项指标提高打下良好基础。

（4）06年各单位要抓好制度及管理办法学习，借鉴先进经验，集思广益，确保两项指标逐步提高。

会上杜主任要求与会人员会后认真落实张经理作的重要指示精神，根据可靠性要求，做好本职工作。

第三篇：供电可靠性分析报告

供电可靠性分析报告专题会议记录

时 间: 2010年12月20日8:00-－11:00 地 点:三楼会议室 参加会议人员: 主持人: 按照局工作会议要求，我局于2010年12月20日组织召开了2010供电可靠性专题工作会议，会上有可靠性管理专工、调度所、**供电所、**供电所、**供电所、4个单位总结2010两项指标完成情况，工作中存在的问题及下一步工作措施、打算，李局对此项工作作重要指示，现将会议情况总结如下

一、供电可靠性指标完成情况：

全年中压用户供电可靠率城镇 RS-1：99.648%，RS-3：99.648%，共停电494.023时户数，户均停电时间1.309小时，影响供电可靠率0.052个百分点。

农村供电可靠性RS-1：99.6778%，RS-3：99.678%，共停电5307.9时户数，户平均停电时间为(AIHC-1)3.7小时，影响供电可靠率0.152个百分点。

影响全年城镇供电可靠性的因素有：

1、临时施工申请停电25次、停电532.023时户数，户均停电6.149小时/户，影响供电可靠性0.052个百分点。1—3月份城镇供电可靠性累计完成99.848%，比去年相比下降0.045个百分点，高与一流指标0.048个百分点。农村：全年农村供电综合可靠率99.778%，比去年为99.633上升0.145个百分点，比一流指标要求99.6% 高0.033个百分点。农村共停电5607.9时户数，农村用户平均停电时间28.7小时/户。影响全年农村用户供电可靠性的因素有：

1、计划检修26次，累计停电653.13.时户数、用户平均停电9.2716小时/户，影响供电可靠率0.0123个百分点。

2、计划施工改建扩建13次，累计停电3049.10时户数、用户平均停电1.468小时/户，影响供电可靠率0.0665个百分点。

3、用户计划申请36次，累计停电1278.69时户数、用户平均停电0.6156小时/户影响供电可靠率0.028个百分点。

4、临时施工9次，累计停电571.45时户数，户均停电0.2571小时/户，影响供电可靠率0.0125个百分点。

5、用户临时申请7次，累计停电95.40时户数，户均停电0.0459小时/户，影响供电可靠率0.0021个百分点。

调电1次，累计停电49.4时户数，户均停电0.02378小时/户，影响供电可靠率0.011个百分点。

全年农村供电可靠性累计完成99.806%，比去年相比上升0.192个百分点，高与一流指标0.206个百分点，用户平均停电16.991小时/户，其中用户平均预安排停电24.726小时/户，用户平均故障停电5.262小时/户。

三、全年供电可靠性工作情况：

1、通过对公司每月各单位停电计划的汇总、平衡，通过指标计算来控制压缩停电时间、停电线路条数，对于确实需要停电用户，结合线路实际，对线路及设备缺陷集中处理。确保了供电可靠性指标的可控、在控。

2、公司各单位做好了春季检修工作，春季检修前，各单位根椐所分管设备进行认真的巡查，对影响设备运行缺陷编制了检修计划，制定保证春季检修三大措施，确保了春季检修顺利开展。

3、公司根据技该计划，加大了对输变电设备改造力度，检修公司对35kV城关变电站设备进行了微机保护改造，改造前、有关部门领导根据现场实际，制定改造措施计划，通过调正运行方式、旁路开关带线路负荷形式，保证了对用户不间断供电，检修现场工作人员认真执行保证安全措施，严格施工工艺标准确保了改造工作按期完工。

公司根据设备实际组织各单位进行了安全性评价工作，搞好了输配电设备冬季四防工作。通过公司全体员工大量细致工作。极大的提高了输变电设备质量，提高了对用户供电可靠性及供电能力。

6、各供电所加强了对10kV配网线路大修改造维护力度，减少了因线路故障对用户的供电，7、调度管理自动化程度提高。为输配电设备可靠运行提供了可靠保证，调度作为电网的运行、监察部门，加强负荷预测和停电计划管理，结合季节特点及时掌握电网运行状况、负荷分配，根据停电计划，灵活的调整电网运行方式，使电网始终处于健康、稳定、经济运行状态，提高电网的负载能力，最大限度的满足用户的用电需求。

8、做好元旦、春节期间节日值班工作，公司成立了以生产一线人员为主的节日抢险、事故应急抢修突击队，备足有关备品备件及安全工器具，专人保管，定期进行检查、试验，并履行了节日值班制度，为保障电网安全和最短时间内排除电网故障恢复供电奠定基础。

9、生技科加强了供电可靠性指标分析，根据调度提供的《输变电线路、设备、配电线路运行情况统计表》，分析影响供电可靠性的各种因素，为下一步制定可靠性措施及目标提高提供依据。

三、可靠性管理工作中存在的问题整改情况

1、个别单位上报停电计划工作内容不具体，计划工作时间过长的问题有所改善，四、目前可靠性管理工作中存在的问题：

1、运行、施工等单位应加强对人员业务知识培训力度，提高对供电可靠性认识，减少因停送电时间过长，检修现场因准备不足其他原因造成不能及时对用户供电，影响对用户供电。

2、个别单位由于上报停电计划考虑不周，造成下月临时停电较多，造成公司不能合理利用每一次停电机会，也影响对用户供电。

3、部分35kV变电站由于没有安装进线开关，只是刀闸进线，在运行方式的调整上十分不便，倒电源需停电进行。因倒电源而影响对用户供电

4、报停电计划的各单位要每月5日前将上月停电计划的执行情况按要求格式报生技科。

五、下一步工作打算

1）、提高思想认识，强化组织领导，生技部将把可靠性管理工作作为生产技术管理的龙头来抓，并把可靠性管理与电网规划、城网建设与改造、设备运行与检修管理等各项工作有机结合起来，力求实干、实用、实效，为争可靠性指标在同业对标在全省排序中进入先进行列。做为计划停电综合部门，加大停电计划的刚性管理。结合季节特点，为保障电网全接线全保护运行，加强对停电计划的审核，尽量减少计划停电工作。对确实需要停电输配电线路，各有关单位要通力合作，按照所分管设备，把影响供电缺陷消灭在萌芽中，避免同一线路重复停电。形成计划管理为前提，以制度办法为依据，以指标管理为中心，以现代化管理为目的管理模式，使可靠性管理水平不断提高。

2）继续加大技术改造力度，公司通过城网、农网改造，优化了网络结构，提高城网设备装备水平与供电能力。2011年公司将抓好以下工作，一是完善电网网架结构，完善县城线路实现“N-1”安全可靠供电准则。二是优化配网结构，城区及农村配电线路逐步实现 “手拉手”或环网供电，三是提高电网装备水平。在电网建设改造中，积极采用具有可靠性高、小型化、标准化、无油化、集成化、低能耗、免检修、少维护等特点的新技术设备。3）强化管理，严格控制非计划停电。在计划检修管理工作中，始终将可靠性管理与生产计划管理紧密结合，安排每一次停电计划时，考虑满足可靠性要求。一是为控制好可靠性目标值，编排月度计划时尽量考虑到可靠性需要，统筹安排，以合理高效利用每一次停电。二是加强设备检修预安排停电的管理，使有关部门协调配合，其中不具备条件的或配合工作未准备好的停电工作不予批准，推行设备停电“一支笔”审批制度，杜绝重复计划停电现象。三是配电网进行施工和检修时，督促有关部门事先制定好工作计划，提前勘察施工或检修现场，优化施工方案，作好施工、检修准备，操作人员、施工或检修提前到位，完工后及时验收送电，尽量缩短停电时间。四是加强故障抢修、临时停电管理。提高处理突发事故能力。

4）积极推行状态检修，合理调整检修周期，提高设备可用率和供电可靠性。每年根据集团公司有关延长检修、预试周期的规定和“状态检修实施细则”的要求，和有关单位编制各专业检修、试验、监督计划，确保供电可靠性指标在目标控制范围。为配合状态检修工作，加强了设备状态诊断，通过带电测试和在线监测、油务监督、红外线热像仪测试、盐密指导清扫等手段，使计划检修停电次数大大降低，提高了输变设备的可用率和供电可靠性。5）、加强对输配变电设施的检查、巡视、消缺，消除设备隐患。加强对线路多雷区及易冲刷区的巡视、维护，充分利用先进检测设备定期对输变电设备运行薄弱点、连接部位的检测，继续搞好线路通道的清理工作。

6）、和有关单位配合，继续完善城区电网改造后的配套设施，使输配电线路达到“三安三化”要求。督促各施工单位严格执行作业标准卡制度。

7）、加强调度运行管理，提高负荷预测水平，根据工作安排与天气变化及时灵活的调整系统运行方式，使系统安全经济、稳定、可靠运行。

8）、加强节假日值班工作、严肃值班纪律，保障各类各级人员在因输配电故障而影响用户供电时能及时到岗到位。

9）、提高供电可靠性运行分析水平，运行分析做到有理、有据，数据真实反应当前公司电网运行状况，使公司领导及时掌握了解电网运行情况，为供电可靠性管理水平提高奠定良好的基础。

5、李局长对供电可靠性管理工作重要指示（1）、提高认识，加强管理力度。通过2年供电可靠性统计指标来看，我们指标逐步提高，走向规范化轨道，指标在同业指标体系影响很大，下一步重点，分析原因，避免因故障停电、非计划停电对供电可靠性造成的影响。年工程量较少，两项指标在同业指标中排在较好名次是可行的。为加强对指标管理，各单位之间取长补短，建议有生技科牵头，信息中心、同业指标各单位配合，对指标做一个网页，网页对上级政策，两项指标分析报告，会议交流材料、兄弟单位先进经验，供电可靠性、无功电压管理办法进行登载，达到互相学习借鉴目的，促进指标提高。

（2）结合生技科2010年，各单位根据自己实际对2010年指标进行分析，并落实历次会议中的问题，看那些没有解决，拿出解决的措施办法来，2011年各单位指标要解决一至两个问题，找出重点及制约因素，把解决问题时间、方案、措施报生技部。对课题确实起到提高指标要进行奖励，对完成不好要进行处罚。（3）2011年各单位要抓好制度及管理办法学习，借鉴先进经验，集思广益，确保两项指标逐步提高。

第四篇：供电可靠性分析报告

***分公司2013年供电可靠性总结

一、主要指标完成情况

2013年供电可靠率下达指标为RS-3：99.65，完成99.65，用户平均停电时间下达指标为AIHC-3：14.576h，全年用户平均停电次数3.046，平均故障次数0.58，故障停电平均缺电量5809.743，用户平均安排停电量2.367，预安排停民平均供电量48621.29。

二、故障停电分析及全工作工展情况

全年由于雷击造成上级高停电有1次，因避雷器、设备线夹，断路器等故障设备原因造成的停电有5次，运行维护不到位，导致的线路接地停电1次，故障停电时间最长是10kV麟城馈路 7#杆、8#杆公用变故障处理，停电持续时间1小时46分，停电原因是沿湖玻纤故障导致线路接地，所幸的是停电用户较少。

1、针对“用户平均停电次数”较多、指标完成情况，公司召集各供电所、调度召开供电可靠性分析会，针对工程停电时间安排存在的不合理情况进行重点分析，通过指标计算来控制压缩停电时间、停电线路条数和停电用户数，确保了供电可靠性指标的可控、在控。

2、各供电所针对春季安全大检查查出的隐患及时进行了消除，对影响设备运行的缺陷编制了消缺计划。

3、调度中心加强了负荷预测，根据停电计划，灵活调整电网运行方式，使电网始终处于健康、稳定、经济运行状态，提高电网的负载能力，最大限度的满足用户用电需求。

4、各供电所加强了对10kV配网线路大修改造维护力度，减少了因线路、设备故障造成对用户的停电。

5、生技部加强了供电可靠性指标分析，根据调度提供的《输变电线路、设备、配电线路运行情况统计表》，分析影响供电可靠性的各种因素，为下一步制定可靠性措施及指标的提高提供依据。

通过公司全体员工大量细致工作，极大的提高了电网稳定运行水平，供电可靠率比上年同期有较大幅度的提高。

三、安排停电原因

1、全年计划检修30次，累计停电54.13.小时。

2、全年计划施工请电15次，累计停电11.10小时。

3、临时施工1次，累计停电1小时30分

四、下一步工作打算

1、严格执行计划停电制度，压缩停电次数和时间；

2、严格执行供电可靠性评价规程，正确使用相关程序软件。认真开展供电可靠性统计和评价工作，做好供电可靠性数据的采集、存储、核实、汇总、上报、分析和反馈。

3、计划在年初完善基础资料、数据的基础上，正确填写各种停电记录，准确、及时、完整地报送各类供电可靠性数据和报表。

4、开展供电可靠性数据指标的分析工作，每月对供电可靠性指标进行分析，分析内容包括：

5、提高供电可靠性运行分析水平，运行分析做到有理、有据，数据真实反应当前公司电网设备运行状况，使公司领导及时掌握和了解电网运行情况，为供电可靠性管理水平的提高奠定良好的基础。

第五篇：智能变电站继电保护可靠性分析

智能变电站继电保护可靠性分析

摘 要：继电保护作为一种先进的反事故自动装置，在保证供电质量、避免故障的扩大化等方面都起到了非常重要的作用。正是由于继电保护担负着电网安全、稳定运行的第一道防线的重任，尤其应当强调其可靠性，这也是衡量智能变电站中继电保护技术是否先进、是否适用的最主要标准。本文结合某500kV智能变电站的建设为例，就其继电保护可靠性配置方案进行了分析与探讨。

关键词：智能变电站；继电保护；可靠性

中图分类号：TM77 文献标识码：A

一、智能变电站继电保护的技术特点

与常规变电站的保护装置相比，智能变电站中的继电保护技术主要区别在于输入、输出形式出现了较大的改变，即保护装置的采样过程变为了通信过程。常规变电站继电保护装置，其输入为TV、TA二次模拟量和间隔位置等物理开关量，输出则为跳合闸触点方式，以实现故障的自动跳闸与重合闸。而智能变电站中，其继电保护装置利用过程层的网络数据形式，对通道采样值、开关量值进行网络化传输，而保护装置动作以后的输出信息，也以数字帧的形式传递到过程层网络中，智能一次设备接受到命令后即相应执行跳合闸操作。

同时，在智能变电站继电保护配置方案中，尤其应当满足“可靠性、选择性、灵敏性及速动性”的要求。要求继电保护装置应能直接采样，对于单间隔的保护应能直接跳闸。为保证信息迅速、准确传递的需要，继电保护装置和智能终端之间的通信要求采用GOOSE点对点的通信方式，继电保护装置之间的通信则宜采用GOOSE网络传输的方式。

二、继电保护可靠性配置方案工程实例

某500kV智能变电站包括了500kV/ 220kV/35kV主变压器2台。其中，500kV部分采用的是3/2接线；220kV部分则采用了双母双分段接线方式，为GIS设备；35kV为单母线分段接线。变电站自动化系统采用了“三层两网”的网络结构，各IED设备之间信息交互采用的是IEC61850标准中的MMS和GOOSE技术。在500kV变电站间隔层、过程层中应用GOOSE跳闸，将断路器智能终端下放至开关场，以实现对一、二次设备联合程序化的顺控操作。

该变电站于2010年开始智能化改造，改造内容主要包括了信息一体化平台、继电保护应用、一次设备智能化、智能巡视、辅助设备智能化、绿色能源这六大部分。其中，在继电保护应用的改造中，该变电站500kV、220kV及主变压器电气量保护（包括断路器失灵保护及重合闸功能）全部采用了双重化配置，所有220kV断路器失灵判别功能在220kV母差保护中实现。另外，主变压器非电量保护仍按照单套配置，并放置在户外智能终端柜中，母联（分段）断路器充电过电流保护也是按照传统单套配置。过程层设备配置

该变电站在智能化改造期间，在500kV线路中新加设了一套线路保护PCS―931GM、线路电压合并单元PCS―220MA、GOOSE交换机，共同组成了线路智能组件柜。同时，还新加设了第二套线路保护L90、两套断路器及母线电压接口装置BRICK、一套智能数据录波及分析装置SHR―2000。

在220kV 线路隔离开关与原常规电流互感器之间，则新安装了一组光学电子式互感器、两个户外智能组件柜以及两套线路保护。在35kV线路侧，新加设了3号主变压器、2号低压电抗器本体、一次高压组合电器、电抗器保护测控装置PCS―961l、在线监测装置PCS―223A。继电保护配置

该变电站各元件及线路的继电保护配置，如图1所示。

（1）500kV主变压器两套电气量保护采用的是PST―1200U，非电量保护则采用的是PST―121081。500kV线路保护第一套为CSC―103AE，第一套远跳就地判别装置CSC―125AE，第一套断路器保护为CSC―121 AE；500kV线路保护第二套为PCS―931GM，第二套远跳就地判别装置PCS―925G，第二套断路器保护为PCS―921。500kV第一套母差保护为PCS―915，第二套母差保护为BP―2c。

（2）220kV线路第一套保护为PSL―603U，第二套保护为PCS―931GM；母联（分段）断路器保护为PCS―923G。220kV第一套母差保护为BP―2C，第二套母差保护为PCS―915M。

（3）220kV及以上保护均采用的是常规采样，网络跳闸方式。35kV保护仍采用的是常规采样、常规跳闸方式。

（4）过程层采用了智能终端，按照保护双重化配置，与对应的保护装置均采用的是同一厂家的设备。500kV系统第一套智能终端采用JFZ―600，第二套智能终端采用PCS―222B。220kV系统第一套智能终端采用PSIU―601，第二套智能终端采用PCS―222B。

（5）500kV线路、220kV线路、主变压器500kV侧和220kV侧均配置三相电压互感器，母线也配置了三相电压互感器，线路、主变压器保护用的电压直接取自于三相电压互感器。在220kV母差保护屏上有一个电压并列切换开关，母线电压互感器运行时，投入“正常”位置，当一组母线电压互感器退出运行时，根据情况人工切至“强制正母”或“强制副母”位置。在该变电站中，没有配置电压切换与并列装置。网络架构设计

（1）500kV的GOOSE网络架构

500kV的GOOSE网络总体结构为单星形网，双重化的两套保护分别接入2个独立的GOOSE网。GOOSE交换机按出线、主变压器、母线等间隔配置，同一串的第1、2套保护分别配置2台交换机，2套保护GOOSE网相互独立；而中断路器保护、智能终端以及测控端的2个GOOSE口，则分别被接到同一串的2个间隔交换机中，并利用装置原有的双GOOSE口进行配置，而不需要再另外搭配GOOSE口。除母差保护外，所有间隔之间没有保护GOOSE联系，当任意一台交换机发生故障时，也不会对其它间隔的正常运行带来影响。

（2）220kV的GOOSE网络架构

220kV的 GOOSE交换机，则按照出线、主变压器、母线、母联（分段）等多间隔配置。其中，第1套线路保护装置按照每4台接入1台交换机配置，而第2套线路保护则按照每6台接人1套交换机配置。母联（分段）保护按照单套配置，2个GOOSE口分别被接到2套网络的间隔交换机当中，并直接利用装置原有的双GOOSE口配置，而不需要另外配置GOOSE口。

500kV、220kV开关测控装置按照单套进行配置，并分别接入GOOSE 的A网。其中，间隔层、过程层设备及GOOSE网络，以及站控层中的保信子站、录波子站由继电保护人员专业负责管理。而站控层设备、网络报文记录分析仪及MMS网络等，则由自动化人员专业负责管理。设备故障及缺陷问题的处理，应由两专业共同协调负责。

结语

在我国近年来变电站的智能改造过程中，继电保护技术始终是智能变电站的核心技术之一。具有高度可靠性的继电保护配置方案、网络架构，对于保证变电站运行的安全与可靠，都起到了非常积极的作用。为实现坚强智能电网的建设目标，我们更应当加强对继电保护领域相关技术的研究与探索，以促进智能变电站建设的进一步发展与完善。

参考文献

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