继电保护可靠性分析（精选五篇）

第一篇：继电保护可靠性分析

电力系统继电保护可靠性分析

摘要：随着社会经济以及电力事业的不断发展，我国人民的需电量日益提升，在供电安全性、可靠性与稳定性方面也提出了更高的要求。然而，电力系统是一个极为复杂的系统，其牵扯的内容较多，任何一个分支系统的损坏都会影响到电力系统的正常运行，而其负面影响轻则降低居民用电质量，重则危及到人员生命安全。电力继电保护技术中能够在极短的时间内对故障元件进行监测与切除，有效解决了运行人员在发现与切断故障元件过程中时间上的限制性，对电力系统的正常运行起着不可忽略的重要促进作用。基于此，本文就电力系统机电保护可靠性进行分析与研究。

关键词：电力系统；继电保护；可靠性 引言

现阶段，随着国内市场经济的不断推进，电力工程建设的规模也越来越大，整个电力系统的复杂程度也越来越大，覆盖的整体范围也越来越广，电力系统内部所使用的电力系统设备也越来越高，设备运行的精细度也越来越高。这在很大程度上就导致电力系统内部继电保护在整个电力系统中的作用也越来越大，人们对于继电保护装置运行的可靠性的要求也越来越高。因此，全面的实现电力系统内部继电保护可靠性的分析，有着较为重要的理论和电力工程实际意义。

一、继电保护的性能要求

继电保护的主要任务是及时切除故障元件，以及与自动装置(如重合闸、备自投等)配合调整电网运行方式。但众所周知，电力系统的特点是发、输、供、配、用同时完成，系统具有高度耦合性和复杂性。因此，继电保护要完成设定任务，除了其接线必须正确之外，还应具备以下性能:

（一）选择性。保护配置一般按主保护、后备保护双重化原则考虑。所谓保护的选择性，是指当设备故障时应该由该设备的主保护予以切除故障，只有当主保护拒动时，才允许由后备保护切除故障。否则会造成停电范围扩大化。

（二）可靠性。继保装置由大量电子器件搭接而成，所谓可靠性就是指这些电子器件集合体执行指令的可靠程度，也就是要求不误动、不举动。该性能是对继保装置的最基本要求。

（三）灵敏性。即在规定范围内发生故障时，不论短路点的短路类型和位置如何，以及短路点是否存在过渡电阻，保护装置都能够正确反应并动作。

（四）速动性。电力系统的故障影响基本以毫秒为单位进行衡量，如果保护装置不能在整定时间点完成故障处理行为，那么即使最终故障被切除，但其造成的影响已经无可挽回，已经使某些设备形成不可恢复的损坏，进而违背了保护配置的初衷。

显然，以上四个特性之间有统一的一面，也有矛盾的一面。在实际配置保护和整定计算时，应统筹考虑，综合平衡，争取整体指标最优化。

二、继电保护系统的可靠性指标

（一）继电保护系统的具体含义

电力系统内部的继电保护系统是整个电力系统的一项基本性系统，其与电力系统内部其他系统的主要区别在于继电保护系统并非整个电力系统运行的环节，而是一种电力系统安全监督环节。继电保护系统能够在较多方面满足电力系统对于整个电力运行灵敏性及可靠性的要求。整个电力系统内部所有的电力装置都应该在继电保护当中。继电保护系统在实际的安全监测过程中由较多的硬件及软件共同构成，其中每一部分都直接和影响到整个继电保护系统的正常工作。

（二）继电保护系统的根本任务

继电保护系统的根本任务是当整个电力系统出现电力故障时，继电保护系统能够能够在第一时间内做出准确的判断，同时也能够采取一些应急性的应对措施。例如：对于一些远距离的电力故障情况，继电保护系统能够使其最近的断路器实现断路操作，并能够发出相关的警报信号，提醒电力维修人员进行相关的维护活动。此外，继电保护系统能够在满足电力系统相关要求的同时，有效的降低整个电力系统内部电力装置的损坏情况。当整个电力系统处于正常的运行状态时，继电保护系统将一直处于对电力系统的监控状态，全程的检测电力系统内部各项指标是否处于正常的工作状态。

（三）继电保护系统的可靠性指标

所谓的继电保护系统可靠性指标就是指继电系统内部元件的质量、配置的技术是否系统合理，继电保护元件或者继电保护设备在正常规定的条件下能否完成预定的功能。可靠性指标可以概括为两个方面，第一为设备运行的可靠性，第二为设备功能的可靠性。电力系统设备功能的可靠性是指继电保护系统在电力系统正常使用的过程当中，其进行正常工作的概率。设备功能性可靠性与继电保护设备发生误动及拒动有着直接的关系。设备运行的可靠性是指继电保护设备在整个电力系统运行过程中，每时每刻都处于工作状态的概率。

在继电保护系统进行可靠性分析的过程中常采用的方法为故障树分析方法、马夫克夫故障分析方法及高等数学统计概率分析方法。此外，在进行继电保护系统可靠性分析的过程中如果采用数学统计概率分析方法由于受到电力系统可修复性的影响，对于整个计算分析结果的求解较为不利。

三、提高继电保护可靠性的措施

（一）牢抓继电保护的验收工作

继电保护作为电网安全稳定运行的第一道防线，担负着保卫电网和设备安全运行的重要职责。因此，在实际工作中，要严把继电保护验收关，继电保护调试完毕，施工单位应该进行严格自检、专业验收，然后提交验收单由建设单位组织设备部、检修、运行等部门进行保护整组试验、二次回路检查以及开关跳合闸试验，要求各保护屏、电缆标识清晰明了。经各项试验检查正常后恢复拆动的接线、元件、标志、压板，确认二次回路正常在验收单上签字。对于验收不合格的工程，应重新整改至合格后方可投运。

（二）提高继电保护装置运行与维护能力

继电保护装置运行与维护对可靠性同样起着至关重要的作用。一是加强运行人员的培训，运行人员要熟悉保护原理及二次图纸，应根据图纸核对、熟悉现场二次回路端子、继电器、功能及出口压板；二是严格按照“两票”的执行情况及继电保护运行规程操作；三是发现继电保护运行中有异常或存在缺陷时，要加强监视，并对可能引起误动的保护按照继电保护相关管理制度执行，然后联系检修人员处理。

（三）加强继电器触点工作可靠性检验

继电器是继电保护装置的重要组成元件，对于新安装或定期检验的保护装置，应仔细观察继电器触点的动作情况，除了发现抖动、接触不良等现象要及时处理外，还应该结合保护装置整组试验，使继电器触点带上实际负荷，再次仔细观察继电器的触点是否正确动作，以保证继电器触点工作可靠性，提升继电保护运行可靠性。

（四）做好继电保护系统的技术改造工作

对缺陷多、超期运行且保护功能不满足电网要求的保护装置，要及时升级或进行综自改造。在技术改造中，对老旧的电缆、端子排、保护装置进行更换，并充分考虑可靠性、选择性、灵敏性、快速性“四性”要求，以避免因装置老化造成不必要的误动或拒动。

在网络通信技术和计算机技术不断发展的进程中，继电保护技术也取得了突破性的进展，有效突破了传统的格局，提升了电力系统继电保护的自动化水平。为此，继电保护人员要通过学习不断完善自身的知识结构，提升业务技术水平，并与时俱进，以将我国电力系统继电保护的自动化水平提升到一个新的高度。

（五）加强对于继电保护系统二次巡检工作

加强对于继电保护系统预防工作的投入，在很大程度上能提升整个继电保护系统运行的可靠性。因此，加强对于继电保护系统二次巡检工作有着较大的意义，能使较多安全问题在初始阶段予以解决。在进行具体的检查工作当中，应尽量做到全面仔细，特别是对于继电保护设备开关的检查、压板装置的检查以及警报铃及指示灯等相关方面的检查工作要深入仔细，对其中的任何一项功能的检查都不能有所遗漏，一旦出现问题，就会导致整个继电保护的运行不力，所以一定要选择工作认真负责的巡查人员定期进行二次巡检。

结束语

在我国电力系统事业不断发展与进步的进程中，对于继电保护技术也提出了更高的要求。我们只有对继电保护技术和继电保护设备进行不断的研究，并结合科学技术来对继电保护技术进行不断的创新与完善，使其不断满足我国电力系统的发展要求，才能将电力系统中存在的故障进行有效遏制，全面提高继电保护的运行可靠性，从而进一步推动我国电力系统运行效率有效提升。

参考文献：

[1]郑远德.基于动态故障树的继电保护可靠性建模及应用[D].华北电力大学,2012.[2]欧阳前方.电网可靠性评估中的继电保护概率模型研究[D].重庆大学,2007.[3]杨珊珊.中低压配电系统继电保护的优化及其软件开发[D].山东大学,2008.[4]原云周.继电保护系统的可靠性分析及在电网中的应用[D].天津大学,2008.[5]刘云根.电力系统继电保护与自动化装置的可靠性分析[J].机电信息,2012,24:17+19.[6]周凯.电力系统继电保护不稳定所产生的原因及事故处理方法分析[J].数字技术与应用,2010,11:121+123.

第二篇：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

[1]杨超.智能变电站的继电保护分析[J].数字技术与应用，2012（08）.[2]徐晓菊.数字化继电保护在智能变电站中的应用研究[J].数学技术与应用，2014（10）.[3]曹团结，黄国方.智能变电站继电保护技术与应用[M].北京：中国电力出版社，2013.

第三篇：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。

第四篇：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。

第五篇：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。