县级供电企业加强可靠性管理的措施探讨（精选）

第一篇：县级供电企业加强可靠性管理的措施探讨（精选）

县级供电企业加强可靠性管理的措施探讨

【摘要】供电可靠性的水平是供电企业的电网状况的直接反应，而供电水平和管理水平的高低，决定着企业经济效益的高低。加强供电可靠性管理，不仅是县级供电企业自身发展的要求，而且是企业优化供电服务，树立良好形象的需要。本文探讨了县级供电企业加强供电可靠性管理的重要性及加强可靠性管理的制约因素，并提出相关措施。

【关键词】可靠性管理，限制因素，措施

1引言

供电系统用户供电可靠性指标，可以直观的反映电力系统对用户的供电能力，也反映了电力企业对国民经济中电能需求的供给程度。随着改革开放和现代化社会的发展，人们的生活水平在不断提高的同时对电能的依赖越来越强烈，对城市供电质量及供电可靠性的要求也越来越高，人们对电能的需求早已超过了仅供照明。此外，创建社会主义一流供电企业必须达到供电可靠性。供电可靠性，不仅是电企确保其自身经济发展的前提，而且是企业管理工作中的一项综合性、长期性重要工作。因此，加强县级企业供电可靠性管理显得尤为重要。2县级供电企业加强可靠性管理的意义

随着国民经济的快速发展，社会的进步和人民生活水平的提高，导致工商业、居民用电需求显著增加。虽然，我国的电网建设也紧跟时代脉搏迅速发展，并且电网结构趋于合理，提高了安全性，但是，目前的电网并不十分完善，任然存在一些待解决的问题：电网建设迟缓；线路和变压器的超负荷运作，导致出现局部停电的问题；无功电源配置器和调节手段达不到满足电能质量的要求，导致因电器设备损坏而停电的事故发生等。尤其是在夏季对电力需求量最大的时候，人们因为停电而叫苦不迭，投诉连连。近年来，大规模停电现象在国内外均有发生，造成了相当严重的经济损失及不同程度的社会影响，这些案例的发生，正是对保障电力系统供电可靠性的运作发出了警告，提醒人们要切实加强供电企业可靠性管理，逐步提高供电质量，保证经济设备安全平稳运行，为用户提供安全持续的供电。此外，供电系统用户供电可靠性指标集中体现了电网建设、技术、管理和服务的水平，而且现在已经成为社会和用户评定供电服务质量的主要参考指标。提高供电可靠性，是县级供电企业管理工作中一项非常重要的工作。通过科学的规划，制定规范合理的可靠性指标，提高供电可靠性，不仅是供电企业利益的核心所在，而且有利于提高供电企业的市场占有率，增强供电企业的竞争力。

3提高县级供电企业可靠性管理的限制因素

目前，县级供电企业正在加强可靠性供电管理，但是，在发展过程中依然存在着限制供电可靠性增强的原因。主要存在五个方面的限制。其一，网架方面的限制因素，主要体现为：线路环网化率、分段数、大分线用户数的限制、装置标准的制约及网架改造本身受耗费“时户数”的限制。其二，思想观念上的认识不足，安全意识淡薄。一些供电企业的可靠性管理，不能确保与安全管理一样做到真正的全员化。配电网可靠性与管理只有企业领导层在重视，基层一线的工作人员对可靠性管理的概念较为薄弱。然而，在实际操作中，可靠性管理基本是贯穿全过程的主线，所以，整个流程都需要全员参与其中。其三，管理网络限制。虽然，不少供电企业都建立了可靠性管理网络小组，但由于缺乏管理人员，往往出现可靠性专职人员身兼数职的情况发生，大量的时间和精力被可靠性外的工作占用。此外，对于事后的统计计算和分析，缺乏事前谋划和事中控制。其四，考核体制的制约。一些供电企业，只考核了10kv线路的市区供电局作为可靠性指标，没有把影响可靠性因素的其他单位列入考查范围。其五，用户的制约。目前，用户业扩工程十分繁重。而供电企业对用户业扩有承诺服务的时限考核，而仅仅为单一业扩使得主干线路停电，显然会损失不少“时户数”。

4县级供电企业加强可靠性管理的措施

4.1 建立可靠性管理制度

可靠性管理作为一项综合性的管理工作，需要领导的重视，下属员工的关心以及各个部门之问的协调分工与密切配合。因此，县级供电企业应专门成立一个供电可靠性管理小组，合理分配层层落实，全面实施电企供电可靠性的程序化管理。首先，操作人员需要按时编制供电可靠性管理制度与执行情况，形成电网企业供电可靠性分析制度，并定时对运行数据进行可靠性分析，形成的报告作为下一个阶段工作的指导依据。第二，采用综合断电模式合理安排停电开关，有效地降低非故障停电的频率。第三，完善管理体系，确保制度措施的有效实施，定期检查分析可靠性指标完成情况，实行奖惩制度，并由专人写出并上报可靠性分析总结。

4.2 提高设备运行的可靠性

大量事实可以证明，采用优质的设备可以大大降低了停电的可能，降低了因设备故障而造成的停电几率，有效地提高了设备的运行可靠性。电力系统的各种电气设备，输配电线路以及自动装置，都会因设备故障问题而导致系统不能正常运行，从而影响正常供电。提高设备的运作水平，做好事前防范工作是确保设备安全运行，降低设备故障率的有效方法。此外，增强变电操作人员对巡视工作的责任心，及时了解每天设备的最新状况，发现设备故障隐患及时处理，了解设备运行周期及其薄弱环节，认真执行设备巡视标准卡，避免因设备故障而引起事故，提高供电可靠性。

4.3 全方位配合开展设备状态检修

安全运行是电力企业管理的难点和重点。认真贯彻落实安全生产责任制，坚持执行以“安全第一，预防为主”的电力生产方针。近年来，电力企业的设备不断更新换代，供电企业应及时修订新的作业运行规程，实行自查并及时完善各项记录，利用计算机自动化系统提高工作效率，严把质量关，确保供电企业各项工作的顺利展开。此外，抓好安全检查质量是决定检查成功与否的关健所在。在检查安全生产的过程中，认真查找问题，理清症结根源，提出解决方案，只有这样安全检查的质量才能得到保证。

4.4 建立安全生产隐患排查治理机制

县级供电企业应增强变电应急能力，建立全面应急管理制度，完善事故应急预案，做好应急储备工作，通过演练使员工熟知事故隐患，提高员工应急能力，争取最大限度地降低事故带来的不利影响和损失。严格落实隐患排查治理，建立安全生产隐患排查治理常态机制，发现问题及时整改，并做好提示化管理，使隐患排查治理工作实现常态化。其次，加大变电站外部环境的清理整治力度，确保电力设备安全运行。确保运行值班人员能够及时找出危险点，增强对工作中存在的危机排查能力，防止由于技艺不精及作业流程不熟悉而引发的事故，确保人身和设备安全。

4.5 减少对用户的停电

增强技术水平和管理措施的执行，减少对用户的停电。围绕供电可靠性目标,制定并严格执行最佳用户停电时数，优先执行带电作业和倒运行少停电方式，避免倒负荷时采取临时供电的技术措施。严格遵守由变电站运行部门根据设备状态评价结果所规定的设备日常巡视周期。对计划内或非计划内的停送电工作，运行人员必须积极配合施工部门，做好事前准备工作。值班人员应及时跟进现场工作进度，为送电做好准备工作，在最快的时间内做好送电工作。

5结束语

供电可靠性是考核一个供电企业管理综合实力的关键，应结合城网改造及各项管理工作的开展，全面加强供电可靠性管理工作，进一步提高县级供电企业供电可靠性管理工作。由

此，不但减少了停电造成的损失，而且能为企业树立良好形象。

【参考文献】

[1]谭庆丰.论如何提高变电安全运行和可靠性措施[J]广东科技,2010,(24)

[2]钟志东．加强城市电网供电可靠性管理的探讨．广西电业，2008，3．

[3]陈丽娟，贾立雄，胡小正.2007年全国输变电设施和城市用户供电可靠性分析[J].中国电力,2008，41(5)：1-8.

第二篇：2013年可靠性管理目标和措施

2013年可靠性管理目标和措施

2013年，新昌公司将重点从设备整治和人员培训两个方面着手，加强安全生产的监督和管理。认真贯彻落实中电投集团公司、江西分公司相关生产管理要求，查找差距与不足，从加强设备整治，提高设备健康水平；加强设备点检，防止辅机非停；加强技术培训，提高运行人员应对突发事件的能力；加强设备管理，防止锅炉熄火等方面着手，控制机组非停次数，提高机组可靠性。

加强生产管理、提高可靠性的目标、措施如下：

（一）采用目标管理方式。实施目标管理是我们在可靠性管理上采取的一个重要措施。每年职能部门提出本及分季度的可靠性目标值，分解下达至各项目部，使各项目部明确自己的目标值，有针对性的研究、制订具体的、操作性较强的保证措施和对策，把事后的统计分析用事先的计划指标来控制。通过目标管理，各项目部增强了自我约束能力，管理意识不断提高，保证电力企业可靠性指标的完成。

（二）随着科技的发展，发电企业的科学含量不断的提高，这将对人员的素质提出更高的要求。工作人员不但要熟悉运行、检修、规划、设计等，而且还要懂得计算机以及设备的运行、维护等。因此，为提高可靠性专业人员的业务水平和工作能力，必须加强员工的理论知识和工作实践中培训力度。不断提高人员的业务素质和思想素质，并定期组织业务考核，不断提高员工专业技术理论水平。

（三）严格遵守备品备件的管理制度、避免产生因备品备件短缺原因，造成对设备在突发事故及抢修时延长停电时间。

（四）加强对基础资料收集整理和管理。建立设备台帐。基础资料的完善有助于准确统计出可靠率，可使专业人员对设备存在的缺陷做到心中有数，从而找出影响可靠性的重要原因以便及时进行处理。

第三篇：配网供电可靠性及管理措施论文

摘要:随着国民经济发展,电力负荷增长加快,原有电网由于长期投资不足,设备陈旧,技术落后,形成一些供电瓶颈,配电网供电可靠性已成为刻不容缓的问题。

关键词:配网 供电 可靠性

一、配网供电可靠性的重要性

配网是电力系统的重要组成部分,其安全可靠性将直接影响着国民经济发展和人民生活水平。据不完全统计,我国用户停电故障中的80%是由于配电网故障引起的。因此,如何提高配电网供电可靠性水平有着非常重要的实际意义。

配电系统用户供电可靠性是衡量供电系统对用户持续供电的能力的一个主要指标,它指在统计期间,10 kV配电网对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值:供电可靠率=[1-∑(每户每次停电时间)/(总用户数×一年的小时数)]×100%。配电系统直接与用户相连,是电力系统向用户供应电能和分配电能的重要环节。中压配电网覆盖每条街道,再通过低压配电网延伸至每个用电客户,一旦配电系统或设备发生故障或进行检修、试验,就会造成系统对用户供电中断,会给工、农业生产和人民生活造成不同程度的损失。很长一段时间以来,配电网的发展有些滞后,不能适应广大客户的需求,因此必须加强对配电网的建设与改造,提高供电可靠性以适应电力行业发展的要求。

二、提高配网供电可靠性的措施

(一)从技术入手,提高供电可靠性

1.加强技术措施,大力推广使用新产品

(1)在农村电网改造中逐步使用高压电缆及绝缘导线。在农网改造中使用不同规格的电缆约2.96km,在安全距离不够处使用绝缘线,规格从35～120mm,低压绝缘线,规格从35～95mm,使故障率大为降低,对电网可靠性及安全性提高起到了较大作用。

(2)用棒式绝缘子替换针式绝缘子,针式绝缘子因耐压能力差,在雷雨季节,经常发生击穿,引起单相接地,且故障点不易寻找,延长了停电时间,用棒式绝缘子后,情况大有好转。

(3)用真空断路器替换油断路器。真空断路器技术性能及安全性远远高于油断路器。

(4)金属氧化物避雷器替换阀式避雷器,以增强线路避雷和防止过电压能力。

(5)采用全密封式变压器,原S7型变压器,投入运行后,使变压器吸入太多水分,影响变压器寿命和运行安全。现在逐步使用全密封式变压器,此类变压器安全、可靠、经济,应用后变压器事故有所减少。2.采用先进设备,实现配网自动化。采用先进设备(自身故障率低),通过通信网络,对配网进行实时监测,随时掌握网络中各元件的运行工况,故障未发生就能及时消除。实现配电网络自动化,能自动将故障段隔离,非故障段恢复供电,通过选择合理的与本地相适应的综合自动化系统方案,在实施一整套监控措施的同时,加强对电网实时状态、设备、开关动作次数、负荷管理情况、潮流动向进行采集,实施网络管理,拟定优化方案,提高了配网供电可靠性,使99.99%的供电可靠率得以实现。另外,联络开关与切换开关相互配合,可使由故障造成的部分失电负荷转移到其它系统,恢复供电,从而缩短非故障线路的停电时间。

3.重视施工及检修质量。施工、检修质量是提高配网可靠性非常重要的环节,必须严格把关,减少故障率。特别是配网使用的非标准金具的设计及镀锌材料的质量,是当务之急。否则,紧接着大量严重的锈蚀金具更换,工作量特别繁重,供电可靠性得不到保证。这一项极易疏忽,必须引起高度重视。采用高度可靠的发、供电设备,做好发、供电设备的维护运行工作。

4.提高供电线路可靠性,对系统中重要线路采用双回线。目前农电配网中,架设双回线的还比较少,双回线路供电,输送能力大,输电线路可靠性很高。主干线增设线路开关,架设分支,把分支线路故障停电范围限制在支线范围内,减少停电范围。

(二)加强管理,提高供电可靠性

1.建立决策管理层、指标控制层和支持层三级保证体系。供电企业应成立可靠性领导小组,由办公室、企管、生技、营销、财务、调度及相关部门的主要领导、可靠性专责人员参加,主要负责制定和落实提高供电可靠性的各项管理、技术措施及配电网络建设规划方案的讨论、制订,认真贯彻执行上级相关规定和办法,切实完成可靠性指标。各相关部门亦配备相应的可靠性兼职人员,认真贯彻执行上级有关供电可靠性的规章制度、考核细则,督促完成公司下达的可靠性考核指标。各有关部门可靠性管理兼职人员组成供电可靠性管理网络,负责可靠性的各项具体管理工作,使信息传递和有关资料整理、上报工作,及电网规划、设计、基建、施工、生产运行等相关工作有条不紊。

2.改革停电检修制度,计划管理停电。加强停送电管理。实行每周生产例会制度,由分管生产的领导统一安排停电检修工作,加强部门间停电信息沟通,实现一次停电,多家配合,避免重复停电,严禁计划外停电,彻底杜绝随意性停电。及时制订上报月度计划、周计划,由调度部门统一管理和协调,编制合理的停电检修计划,使变电、线路、业扩、农网改造等停电有机结合起来。

3.实现配网自动化和计算机管理。

(1)调度自动化:实现配网自动化是提高供电可靠性的必然趋势,在目前条件下,首先使开关站和变电站实现调度自动化。开关站的远动情况是:遥分,遥合,开关合分状态,各种信号继电器的信号量,10kV母线电压及10kV进出线电流。终端RTU采用RTS-200型交流采样分布式模块化结构,调度端为SWJ-700型系统,无线通道,附有一部无线电话。

(2)MIS开发:MIS的开发,从管理上保证供电可靠性。MIS中的关键是GIS(地理信息系统)的开发,即要有一张好的地图。在地图上几乎标出每一根电杆的位置,将把全公司各供电所、变电站、调度室等全部用光缆连接起来,做到信息共享。这使配网在规划、故障点的定位、停电范围的显示、找配网的薄弱环节等等起到较大作用。

我们将继续紧紧围绕“保增长、保民生、保稳定”的决策部署,禀承“努力超越、追求卓越”的企业精神,提高配网供电可靠性,树立良好的供电企业形象,保证向用户不断供给质量合格的电力,从而实现全面的质量管理和安全管理,并日益满足电网安全运行和优质服务的要求。

第四篇：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指标，安全监察质量部负责将公司指标分解到月度、季度、，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。

第五篇：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。