第一篇：電力系統的可靠性分析

電力系統的可靠性分析

胡斌

電力系統自動化是電力系統一直以來力求的發展方向，它包括：發電控制的自動化（AGC已經實現，尚需發展），電力調度的自動化（具有在線潮流監視，故障模擬的綜合程序以及SCADA系統實現了配電網的自動化，現今最熱門的變電站綜合自動化即建設綜自站，實現更好的無人值班。DTS即調度員培訓仿真系統為調度員學習提供了方便），配電自動化(DAS已經實現，尚待發展）。

電力系統是一個地域分布遼闊，由發電廠、變電站、輸配電網絡和用戶組成的統一調度和運行的復雜大系統。電力系統自動化的領域包括生產過程的自動檢測、調節和控制，系統和元件的自動安全保護，網絡信息的自動傳輸，系統生產的自動調度，以及企業的自動化經濟管理等。電力系統自動化的主要目標是保證供電的電能質量（頻率和電壓），保證系統運行的安全可靠，提高經濟效益和管理效能。

發展過程 20世紀50年代以前，電力系統容量在幾百萬千瓦左右，單機容量不超過10萬千瓦，電力系統自動化多限于單項自動裝置，且以安全保護和過程自動調節為主。例如，電網和發電機的各種繼電保護，汽輪機的危急保安器，鍋爐的安全閥，汽輪機轉速和發電機電壓的自動調節，并網的自動同期裝置等。50～60年代, 電力系統規模發展到上千萬千瓦，單機容量超過20萬千瓦，并形成區域聯網，在系統穩定、經濟調度和綜合自動化方面提出了新的要求。廠內自動化方面開始采用機、爐、電單元式集中控制。系統開始裝設模擬式調頻裝置和以離線計算為基礎的經濟功率分配裝置，并廣泛采用遠動通信技術。各種新型自動裝置如晶體管保護裝置、可控硅勵磁調節器、電氣液壓式調速器等得到推廣使用。70～80年代，以計算機為主體配有功能齊全的整套軟硬件的電網實時監控系統(SCADA)開始出現。20萬千瓦以上大型火力發電機組開始采用實時安全監控和閉環自動起停全過程控制。水力發電站的水庫調度、大壩監測和電廠綜合自動化的計算機監控開始得到推廣。各種自動調節裝置和繼電保護裝置中廣泛采用微型計算機。主要領域 按照電能的生產和分配過程，電力系統自動化包括電網調度自動化、火力發電廠自動化、水力發電站綜合自動化、電力系統信息自動傳輸系統、電力系統反事故自動裝置、供電系統自動化、電力工業管理系統的自動化等7個方面，并形成一個分層分級的自動化系統(見圖)。區域調度中心、區域變電站和區域性電廠組成最低層次；中間層次由省(市)調度中心、樞紐變電站和直屬電廠組成，由總調度中心構成最高層次。而在每個層次中，電廠、變電站、配電網絡等又構成多級控制。現代的電網自動化調度系統是以計算機為核心的控制系統，包括實時信息收集和顯示系統，以及供實時計算、分析、控制用的軟件系統。信息收集和顯示系統具有數據采集、屏幕顯示、安全檢測、運行工況計算分析和實時控制的功能。在發電廠和變電站的收集信息部分稱為遠動端，位于調度中心的部分稱為調度端。軟件系統由靜態狀態估計、自動發電控制、最優潮流、自動電壓與無功控制、負荷預測、最優機組開停計劃、安全監視與安全分析、緊急控制和電路恢復等程序組成。火力發電廠自動化 火力發電廠的自動化項目包括：①廠內機、爐、電運行設備的安全檢測，包括數據采集、狀態監視、屏幕顯示、越限報警、故障檢出等。②計算機實時控制，實現由點火至并網的全部自動起動過程。③有功負荷的經濟分配和自動增減。④母線電壓控制和無功功率的自動增減。⑤穩定監視和控制。采用的控制方式有兩種形式：一種是計算機輸出通過外圍設備去調整常規模擬式調節器的設定值而實現監督控制；另一種是用計算機輸出外圍設備直接控制生產過程而實現直接數字控制。水力發電站綜合自動化 需要實施自動化的項目包括大壩監護、水庫調度和電站運行三個方面。①大壩計算機自動監控系統：包括數據采集、計算分析、越限報警和提供維護方案等。②水庫水文信息的自動監控系統：包括雨量和水文信息的自動收集、水庫調度計劃的制訂，以及攔洪和蓄洪控制方案的選擇等。③廠內計算機自動監控系統：包括全廠機電運行設備的安全監測、發電機組的自動控制、優化運行和經濟負荷分配、穩定監視和控制等。電力系統信息自動傳輸系統 簡稱遠動系統。其功能是實現調度中心和發電廠變電站間的實時信息傳輸。自動傳輸系統由遠動裝置和遠動通道組成。遠動通道有微波、載波、高頻、聲頻和光導通信等多種形式。遠動裝置按功能分為遙測、遙信、遙控三類。把廠站的模擬量通過變換輸送到位于調度中心的接收端并加以顯示的過程稱為遙測。把廠站的開關量輸送到接收端并加以顯示的過程稱為遙信。把調度端的控制和調節信號輸送到位于廠站的接收端實現對調節對象的控制的過程，稱為遙控或遙調。遠動裝置按組成方式可分為布線邏輯式遠動裝置和存儲程序式邏輯裝置。前者由硬件邏輯電路以固定接線方式實現其功能，后者是一種計算機化的遠動裝置。電力系統反事故自動裝置 反事故自動裝置的功能是防止電力系統的事故危及系統和電氣設備的運行。在電力系統中裝設的反事故自動裝置有兩種基本類型。①繼電保護裝置：其功能是防止系統故障對電氣設備的損壞，常用來保護線路、母線、發電機、變壓器、電動機等電氣設備。按照產生保護作用的原理，繼電保護裝置分為過電流保護、方向保護、差動保護、距離保護和高頻保護等類型。②系統安全保護裝置：用以保證電力系統的安全運行，防止出現系統振蕩、失步解列、全網性頻率崩潰和電壓崩潰等災害性事故。系統安全保護裝置按功能分為4種形式：一是屬于備用設備的自動投入,如備用電源自動投入，輸電線路的自動重合閘等；二是屬于控制受電端功率缺額，如低周波自動減負荷裝置、低電壓自動減負荷裝置、機組低頻自起動裝置等；三是屬于控制送電端功率過剩，如快速自動切機裝置、快關汽門裝置、電氣制動裝置等；四是屬于控制系統振蕩失步，如系統振蕩自動解列裝置、自動并列裝置等。供電系統自動化 包括地區調度實時監控、變電站自動化和負荷控制三個方面。地區調度的實時監控系統通常由小型或微型計算機組成，功能與中心調度的監控系統相仿，但稍簡單。變電站自動化發展方向是無人值班，其遠動裝置采用微型機可編程序的方式。供電系統的負荷控制常采用工頻或聲頻控制方式。

電力工業管理系統自動化 管理系統的自動化通過計算機來實現。主要項目有電力工業計劃管理、財務管理、生產管理、人事勞資管理、資料檢索以及設計和施工方面等。

第二篇：供電可靠性分析報告

供電可靠性分析報告

作者：未知 文章來源：未知 更新時間：2007年03月24日 我要評論(0)

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專題會議記錄

生產技術部 2006年1月17日

時 間: 2006年1月17日14:00-－16:30 地 點: 公司三樓會議室

參加會議人員: 張 誠 袁榮亮 于 泉 曲斌 杜寶林 朱尚海 郁青 朱偉 張國玉 韓大鵬 王作忠 孟學軍 劉 偉 張保馬 張相德 李 明 許振生 楊 斌 張兆東 仲崇堯 顏志強 周學銘 薛 云 喬 軍 黃啟寅 主持人: 杜寶林

按照公司工作會議要求，我公司于2006年1月17日組織召開了2005年及四季度供電可靠性與無功電壓的專題工作會議，會上有可靠性及無功電壓管理專工、調度所、鶴山供電所、罡城供電所、東莊供電所、檢修公司六個單位總結2005年及4季度兩項指標完成情況，工作中存在的問題及下一步工作措施、打算，張經理對兩項工作作重要指示，現將會議情況總結如下

一、供電可靠性指標完成情況： 4季度中壓用戶供電可靠率城鎮 RS-1：99.948%，RS-3：99.948%，共停電490.023時戶數，戶均停電時間1.149小時，影響供電可靠率0.052個百分點。

農村供電可靠性RS-1：99.878%，RS-3：99.878%，共停電5607.9時戶數，戶平均停電時間為(AIHC-1)2.7小時，影響供電可靠率0.122個百分點。影響4季度城鎮供電可靠性的因素有：

1、臨時施工申請停電3次、停電490.023時戶數，戶均停電1.149小時/戶，影響供電可靠性0.052個百分點。1—12月份城鎮供電可靠性累計完成99.948%，比去年同期相比下降0.045個百分點，高與一流指標0.048個百分點。農村：4季度農村供電綜合可靠率99.878%，比3季度99.770上升0.108個百分點，比去年同期為99.633上升0.245個百分點，比一流指標要求99.6% 高0.278個百分點。本季度農村共停電5607.9時戶數，農村用戶平均停電時間2.7小時/戶。

具體到各月份，農村供電可靠率完成情況為：10月份99.993％，11月份99.924％，12月份99.777％。影響4季度農村用戶供電可靠性的因素有：

1、計劃檢修4次，累計停電564.13.時戶數、用戶平均停電0.2716小時/戶，影響供電可靠率0.0123個百分點。

2、計劃施工改建擴建4次，累計停電3049.10時戶數、用戶平均停電1.468小時/戶，影響供電可靠率0.0665個百分點。

3、用戶計劃申請10次，累計停電1278.69時戶數、用戶平均停電0.6156小時/戶影響供電可靠率0.028個百分點。

4、臨時施工12次，累計停電571.45時戶數，戶均停電0.2571小時/戶，影響供電可靠率0.0125個百分點。

5、用戶臨時申請2次，累計停電95.40時戶數，戶均停電0.0459小時/戶，影響供電可靠率0.0021個百分點。調電1次，累計停電49.4時戶數，戶均停電0.02378小時/戶，影響供電可靠率0.011個百分點。

1—12月份農村供電可靠性累計完成99.806%，比去年同期相比上升0.192個百分點，高與一流指標0.206個百分點，用戶平均停電16.991小時/戶，其中用戶平均預安排停電16.726小時/戶，用戶平均故障停電0.262小時/戶。造成指標的因素主要是35Kv關王站微機保護改造。35kV于莊站10KV更換開關柜，城網改造、公司秋季檢修以及市騰飛公司220kV電汶線施工造成對用戶的供電。

三、本季度供電可靠性工作情況：

1、通過對公司每月各單位停電計劃的匯總、平衡，通過指標計算來控制壓縮停電時間、停電線路條數，對于確實需要停電用戶，結合線路實際，對線路及設備缺陷集中處理。確保了供電可靠性指標的可控、在控。

2、公司各單位做好了秋季檢修工作，秋季檢修前，各單位根椐所分管設備進行認真的巡查，對影響設備運行缺陷編制了檢修計劃，制定保證秋季檢修三大措施，確保了秋季檢修順利開展。

3、本季度公司根據技該計劃，加大了對輸變電設備改造力度，檢修公司對35kV關王變電站設備進行了微機保護改造，改造前、有關部門領導根據現場實際，制定改造措施計劃，通過調正運行方式、旁路開關帶線路負荷形式，保證了對用戶不間斷供電，檢修現場工作人員認真執行保證安全措施，嚴格施工工藝標準確保了改造工作按期完工。

4、檢修公司利用城網資金更換磁窯變電站110kV少油開關為SF6開關，磁窯110KV原開關由于運行時間長，設備老化且絕緣性能下降。改造前公司領導非常重視，組織各單位對改造可能遇到困難進行認真分析，制定了改造措施計劃，檢修公司和技術等部門積極配合，保證該項工作提前完成。5）檢修公司搞好35KV于莊變10KV開關柜改造工作，改造前生技部會同有關部門對改造現場進行認真分析，在保證對用戶供電情況下，和有關單位制定了改造措施計劃，減少對用戶供電量。保證了公司可靠性指標提高。公司根據設備實際組織各單位進行了安全性評價工作，搞好了輸配電設備冬季四防工作。通過公司全體員工大量細致工作。極大的提高了輸變電設備質量，提高了對用戶供電可靠性及供電能力。

6、各供電所加強了對10kV配網線路大修改造維護力度，減少了因線路故障對用戶的供電，7、調度管理自動化程度提高。為輸配電設備可靠運行提供了可靠保證，調度作為電網的運行、監察部門，加強負荷預測和停電計劃管理，結合季節特點及時掌握電網運行狀況、負荷分配，根據停電計劃，靈活的調整電網運行方式，使電網始終處于健康、穩定、經濟運行狀態，提高電網的負載能力，最大限度的滿足用戶的用電需求。

8、做好元旦、春節期間節日值班工作，公司成立了以生產一線人員為主的節日搶險、事故應急搶修突擊隊，備足有關備品備件及安全工器具，專人保管，定期進行檢查、試驗，并履行了節日值班制度，為保障電網安全和最短時間內排除電網故障恢復供電奠定基礎。

9、生技部加強了供電可靠性指標分析，根據調度提供的《輸變電線路、設備、配電線路運行情況統計表》，分析影響供電可靠性的各種因素，為下一步制定可靠性措施及目標提高提供依據。

三、上季度可靠性管理工作中存在的問題整改情況

1、個別單位上報停電計劃工作內容不具體，計劃工作時間過長的問題有所改善，四、目前可靠性管理工作中存在的問題：

1、運行、施工等單位應加強對人員業務知識培訓力度，提高對供電可靠性認識，減少因停送電時間過長，檢修現場因準備不足其他原因造成不能及時對用戶供電，影響對用戶供電。

2、個別單位由于上報停電計劃考慮不周，造成下月臨時停電較多，造成公司不能合理利用每一次停電機會，也影響對用戶供電。

3、部分35kV變電站由于沒有安裝進線開關，只是刀閘進線，在運行方式的調整上十分不便，倒電源需停電進行。因倒電源而影響對用戶供電

4、報停電計劃的各單位要每月5日前將上月停電計劃的執行情況按要求格式報生技部。這項工作檢修公司、鄉電部完成較好。其他單位執行較差。

五、下一步工作打算

1）、提高思想認識，強化組織領導，生技部將把可靠性管理工作作為生產技術管理的龍頭來抓，并把可靠性管理與電網規劃、城網建設與改造、設備運行與檢修管理等各項工作有機結合起來，力求實干、實用、實效，為爭可靠性指標在同業對標在全省排序中進入先進行列。做為計劃停電綜合部門，加大停電計劃的剛性管理。結合季節特點，為保障電網全接線全保護運行，加強對停電計劃的審核，盡量減少計劃停電工作。對確實需要停電輸配電線路，各有關單位要通力合作，按照所分管設備，把影響供電缺陷消滅在萌芽中，避免同一線路重復停電。形成計劃管理為前提，以制度辦法為依據，以指標管理為中心，以現代化管理為目的管理模式，使可靠性管理水平不斷提高。

2）繼續加大技術改造力度，公司通過城網、農網改造，優化了網絡結構，提高城網設備裝備水平與供電能力。2006年公司將抓好以下工作，一是完善電網網架結構，完善縣城線路實現“N-1”安全可靠供電準則。二是優化配網結構，城區及農村配電線路逐步實現 “手拉手”或環網供電，三是提高電網裝備水平。在電網建設改造中，積極采用具有可靠性高、小型化、標準化、無油化、集成化、低能耗、免檢修、少維護等特點的新技術設備。

3）強化管理，嚴格控制非計劃停電。在計劃檢修管理工作中，始終將可靠性管理與生產計劃管理緊密結合，安排每一次停電計劃時，考慮滿足可靠性要求。一是為控制好可靠性目標值，編排月度計劃時盡量考慮到可靠性需要，統籌安排，以合理高效利用每一次停電。二是加強設備檢修預安排停電的管理，使有關部門協調配合，其中不具備條件的或配合工作未準備好的停電工作不予批準，推行設備停電“一支筆”審批制度，杜絕重復計劃停電現象。三是配電網進行施工和檢修時，督促有關部門事先制定好工作計劃，提前勘察施工或檢修現場，優化施工方案，作好施工、檢修準備，操作人員、施工或檢修提前到位，完工后及時驗收送電，盡量縮短停電時間。四是加強故障搶修、臨時停電管理。提高處理突發事故能力。

4）積極推行狀態檢修，合理調整檢修周期，提高設備可用率和供電可靠性。每年根據集團公司有關延長檢修、預試周期的規定和“狀態檢修實施細則”的要求，和有關單位編制各專業檢修、試驗、監督計劃，確保供電可靠性指標在目標控制范圍。為配合狀態檢修工作，加強了設備狀態診斷，通過帶電測試和在線監測、油務監督、紅外線熱像儀測試、鹽密指導清掃等手段，使計劃檢修停電次數大大降低，提高了輸變設備的可用率和供電可靠性。

5）、加強對輸配變電設施的檢查、巡視、消缺，消除設備隱患。加強對線路多雷區及易沖刷區的巡視、維護，充分利用先進檢測設備定期對輸變電設備運行薄弱點、連接部位的檢測，繼續搞好線路通道的清理工作。

6）、和有關單位配合，繼續完善城區電網改造后的配套設施，使輸配電線路達到“三安三化”要求。督促各施工單位嚴格執行作業標準卡制度。7）、加強調度運行管理，提高負荷預測水平，根據工作安排與天氣變化及時靈活的調整系統運行方式，使系統安全經濟、穩定、可靠運行。

8）、加強節假日值班工作、嚴肅值班紀律，保障各類各級人員在因輸配電故障而影響用戶供電時能及時到崗到位。9）、提高供電可靠性運行分析水平，運行分析做到有理、有據，數據真實反應當前公司電網運行狀況，使公司領導及時掌握了解電網運行情況，為供電可靠性管理水平提高奠定良好的基礎。

調度所：電網運行可靠性分析，四季度，電網運行穩定，冬季負荷上升，停電時間明顯減少。由于氣溫下降明顯，電網設備出現了一些缺陷。都及時得到處理，沒有對電網運行帶來影響，四季度調度電量2.08億千瓦時。

鶴山所：

1、落實計劃停電管理到位，確保線路及設備的安全運行，進一步提高供電可靠性。

2、為確保全年供電可靠性，第四季度對線路巡視范圍進一步明確，分段劃分，責任到人，增強了職工及農電工的責任感和工作主動性。

3、按照公司統一部署，集中開展了“數珠清障月”活動，共清理線路保護區內數珠160000余棵。有利的提高了供電可靠性。

5、張經理對供電可靠性管理工作重要指示（1）、提高認識，加強管理力度。通過05年供電可靠性統計指標來看，我們指標逐步提高，走向規范化軌道，指標在同業指標體系影響很大，下一步重點，分析原因，避免因故障停電、非計劃停電對供電可靠性造成的影響。06年工程量較少，兩項指標在同業指標中排在較好名次是可行的。為加強對指標管理，各單位之間取長補短，建議有生技部牽頭，信息中心、同業指標各單位配合，對指標做一個網頁，網頁對上級政策，兩項指標分析報告，會議交流材料、兄弟單位先進經驗，供電可靠性、無功電壓管理辦法進行登載，達到互相學習借鑒目的，促進指標提高。

（2）結合生技部05年及第四季度指標分析，各單位根據自己實際對05年指標進行分析，并落實歷次會議中的問題，看那些沒有解決，拿出解決的措施辦法來，06年各單位指標要解決一至兩個問題，找出重點及制約因素，把解決問題時間、方案、措施報生技部。對課題確實起到提高指標要進行獎勵，對完成不好要進行處罰。

（3）要抓好兩項指標計劃資金落實，技術部門、各承擔項目單位要提前準備，作好前期工作，為兩項指標提高打下良好基礎。

（4）06年各單位要抓好制度及管理辦法學習，借鑒先進經驗，集思廣益，確保兩項指標逐步提高。

會上杜主任要求與會人員會后認真落實張經理作的重要指示精神，根據可靠性要求，做好本職工作。

第三篇：供電可靠性分析報告

供電可靠性分析報告專題會議記錄

時 間: 2010年12月20日8:00-－11:00 地 點:三樓會議室 參加會議人員: 主持人: 按照局工作會議要求，我局于2010年12月20日組織召開了2010供電可靠性專題工作會議，會上有可靠性管理專工、調度所、**供電所、**供電所、**供電所、4個單位總結2010兩項指標完成情況，工作中存在的問題及下一步工作措施、打算，李局對此項工作作重要指示，現將會議情況總結如下

一、供電可靠性指標完成情況：

全年中壓用戶供電可靠率城鎮 RS-1：99.648%，RS-3：99.648%，共停電494.023時戶數，戶均停電時間1.309小時，影響供電可靠率0.052個百分點。

農村供電可靠性RS-1：99.6778%，RS-3：99.678%，共停電5307.9時戶數，戶平均停電時間為(AIHC-1)3.7小時，影響供電可靠率0.152個百分點。

影響全年城鎮供電可靠性的因素有：

1、臨時施工申請停電25次、停電532.023時戶數，戶均停電6.149小時/戶，影響供電可靠性0.052個百分點。1—3月份城鎮供電可靠性累計完成99.848%，比去年相比下降0.045個百分點，高與一流指標0.048個百分點。農村：全年農村供電綜合可靠率99.778%，比去年為99.633上升0.145個百分點，比一流指標要求99.6% 高0.033個百分點。農村共停電5607.9時戶數，農村用戶平均停電時間28.7小時/戶。影響全年農村用戶供電可靠性的因素有：

1、計劃檢修26次，累計停電653.13.時戶數、用戶平均停電9.2716小時/戶，影響供電可靠率0.0123個百分點。

2、計劃施工改建擴建13次，累計停電3049.10時戶數、用戶平均停電1.468小時/戶，影響供電可靠率0.0665個百分點。

3、用戶計劃申請36次，累計停電1278.69時戶數、用戶平均停電0.6156小時/戶影響供電可靠率0.028個百分點。

4、臨時施工9次，累計停電571.45時戶數，戶均停電0.2571小時/戶，影響供電可靠率0.0125個百分點。

5、用戶臨時申請7次，累計停電95.40時戶數，戶均停電0.0459小時/戶，影響供電可靠率0.0021個百分點。

調電1次，累計停電49.4時戶數，戶均停電0.02378小時/戶，影響供電可靠率0.011個百分點。

全年農村供電可靠性累計完成99.806%，比去年相比上升0.192個百分點，高與一流指標0.206個百分點，用戶平均停電16.991小時/戶，其中用戶平均預安排停電24.726小時/戶，用戶平均故障停電5.262小時/戶。

三、全年供電可靠性工作情況：

1、通過對公司每月各單位停電計劃的匯總、平衡，通過指標計算來控制壓縮停電時間、停電線路條數，對于確實需要停電用戶，結合線路實際，對線路及設備缺陷集中處理。確保了供電可靠性指標的可控、在控。

2、公司各單位做好了春季檢修工作，春季檢修前，各單位根椐所分管設備進行認真的巡查，對影響設備運行缺陷編制了檢修計劃，制定保證春季檢修三大措施，確保了春季檢修順利開展。

3、公司根據技該計劃，加大了對輸變電設備改造力度，檢修公司對35kV城關變電站設備進行了微機保護改造，改造前、有關部門領導根據現場實際，制定改造措施計劃，通過調正運行方式、旁路開關帶線路負荷形式，保證了對用戶不間斷供電，檢修現場工作人員認真執行保證安全措施，嚴格施工工藝標準確保了改造工作按期完工。

公司根據設備實際組織各單位進行了安全性評價工作，搞好了輸配電設備冬季四防工作。通過公司全體員工大量細致工作。極大的提高了輸變電設備質量，提高了對用戶供電可靠性及供電能力。

6、各供電所加強了對10kV配網線路大修改造維護力度，減少了因線路故障對用戶的供電，7、調度管理自動化程度提高。為輸配電設備可靠運行提供了可靠保證，調度作為電網的運行、監察部門，加強負荷預測和停電計劃管理，結合季節特點及時掌握電網運行狀況、負荷分配，根據停電計劃，靈活的調整電網運行方式，使電網始終處于健康、穩定、經濟運行狀態，提高電網的負載能力，最大限度的滿足用戶的用電需求。

8、做好元旦、春節期間節日值班工作，公司成立了以生產一線人員為主的節日搶險、事故應急搶修突擊隊，備足有關備品備件及安全工器具，專人保管，定期進行檢查、試驗，并履行了節日值班制度，為保障電網安全和最短時間內排除電網故障恢復供電奠定基礎。

9、生技科加強了供電可靠性指標分析，根據調度提供的《輸變電線路、設備、配電線路運行情況統計表》，分析影響供電可靠性的各種因素，為下一步制定可靠性措施及目標提高提供依據。

三、可靠性管理工作中存在的問題整改情況

1、個別單位上報停電計劃工作內容不具體，計劃工作時間過長的問題有所改善，四、目前可靠性管理工作中存在的問題：

1、運行、施工等單位應加強對人員業務知識培訓力度，提高對供電可靠性認識，減少因停送電時間過長，檢修現場因準備不足其他原因造成不能及時對用戶供電，影響對用戶供電。

2、個別單位由于上報停電計劃考慮不周，造成下月臨時停電較多，造成公司不能合理利用每一次停電機會，也影響對用戶供電。

3、部分35kV變電站由于沒有安裝進線開關，只是刀閘進線，在運行方式的調整上十分不便，倒電源需停電進行。因倒電源而影響對用戶供電

4、報停電計劃的各單位要每月5日前將上月停電計劃的執行情況按要求格式報生技科。

五、下一步工作打算

1）、提高思想認識，強化組織領導，生技部將把可靠性管理工作作為生產技術管理的龍頭來抓，并把可靠性管理與電網規劃、城網建設與改造、設備運行與檢修管理等各項工作有機結合起來，力求實干、實用、實效，為爭可靠性指標在同業對標在全省排序中進入先進行列。做為計劃停電綜合部門，加大停電計劃的剛性管理。結合季節特點，為保障電網全接線全保護運行，加強對停電計劃的審核，盡量減少計劃停電工作。對確實需要停電輸配電線路，各有關單位要通力合作，按照所分管設備，把影響供電缺陷消滅在萌芽中，避免同一線路重復停電。形成計劃管理為前提，以制度辦法為依據，以指標管理為中心，以現代化管理為目的管理模式，使可靠性管理水平不斷提高。

2）繼續加大技術改造力度，公司通過城網、農網改造，優化了網絡結構，提高城網設備裝備水平與供電能力。2011年公司將抓好以下工作，一是完善電網網架結構，完善縣城線路實現“N-1”安全可靠供電準則。二是優化配網結構，城區及農村配電線路逐步實現 “手拉手”或環網供電，三是提高電網裝備水平。在電網建設改造中，積極采用具有可靠性高、小型化、標準化、無油化、集成化、低能耗、免檢修、少維護等特點的新技術設備。3）強化管理，嚴格控制非計劃停電。在計劃檢修管理工作中，始終將可靠性管理與生產計劃管理緊密結合，安排每一次停電計劃時，考慮滿足可靠性要求。一是為控制好可靠性目標值，編排月度計劃時盡量考慮到可靠性需要，統籌安排，以合理高效利用每一次停電。二是加強設備檢修預安排停電的管理，使有關部門協調配合，其中不具備條件的或配合工作未準備好的停電工作不予批準，推行設備停電“一支筆”審批制度，杜絕重復計劃停電現象。三是配電網進行施工和檢修時，督促有關部門事先制定好工作計劃，提前勘察施工或檢修現場，優化施工方案，作好施工、檢修準備，操作人員、施工或檢修提前到位，完工后及時驗收送電，盡量縮短停電時間。四是加強故障搶修、臨時停電管理。提高處理突發事故能力。

4）積極推行狀態檢修，合理調整檢修周期，提高設備可用率和供電可靠性。每年根據集團公司有關延長檢修、預試周期的規定和“狀態檢修實施細則”的要求，和有關單位編制各專業檢修、試驗、監督計劃，確保供電可靠性指標在目標控制范圍。為配合狀態檢修工作，加強了設備狀態診斷，通過帶電測試和在線監測、油務監督、紅外線熱像儀測試、鹽密指導清掃等手段，使計劃檢修停電次數大大降低，提高了輸變設備的可用率和供電可靠性。5）、加強對輸配變電設施的檢查、巡視、消缺，消除設備隱患。加強對線路多雷區及易沖刷區的巡視、維護，充分利用先進檢測設備定期對輸變電設備運行薄弱點、連接部位的檢測，繼續搞好線路通道的清理工作。

6）、和有關單位配合，繼續完善城區電網改造后的配套設施，使輸配電線路達到“三安三化”要求。督促各施工單位嚴格執行作業標準卡制度。

7）、加強調度運行管理，提高負荷預測水平，根據工作安排與天氣變化及時靈活的調整系統運行方式，使系統安全經濟、穩定、可靠運行。

8）、加強節假日值班工作、嚴肅值班紀律，保障各類各級人員在因輸配電故障而影響用戶供電時能及時到崗到位。

9）、提高供電可靠性運行分析水平，運行分析做到有理、有據，數據真實反應當前公司電網運行狀況，使公司領導及時掌握了解電網運行情況，為供電可靠性管理水平提高奠定良好的基礎。

5、李局長對供電可靠性管理工作重要指示（1）、提高認識，加強管理力度。通過2年供電可靠性統計指標來看，我們指標逐步提高，走向規范化軌道，指標在同業指標體系影響很大，下一步重點，分析原因，避免因故障停電、非計劃停電對供電可靠性造成的影響。年工程量較少，兩項指標在同業指標中排在較好名次是可行的。為加強對指標管理，各單位之間取長補短，建議有生技科牽頭，信息中心、同業指標各單位配合，對指標做一個網頁，網頁對上級政策，兩項指標分析報告，會議交流材料、兄弟單位先進經驗，供電可靠性、無功電壓管理辦法進行登載，達到互相學習借鑒目的，促進指標提高。

（2）結合生技科2010年，各單位根據自己實際對2010年指標進行分析，并落實歷次會議中的問題，看那些沒有解決，拿出解決的措施辦法來，2011年各單位指標要解決一至兩個問題，找出重點及制約因素，把解決問題時間、方案、措施報生技部。對課題確實起到提高指標要進行獎勵，對完成不好要進行處罰。（3）2011年各單位要抓好制度及管理辦法學習，借鑒先進經驗，集思廣益，確保兩項指標逐步提高。

第四篇：供電可靠性分析報告

***分公司2013年供電可靠性總結

一、主要指標完成情況

2013年供電可靠率下達指標為RS-3：99.65，完成99.65，用戶平均停電時間下達指標為AIHC-3：14.576h，全年用戶平均停電次數3.046，平均故障次數0.58，故障停電平均缺電量5809.743，用戶平均安排停電量2.367，預安排停民平均供電量48621.29。

二、故障停電分析及全工作工展情況

全年由于雷擊造成上級高停電有1次，因避雷器、設備線夾，斷路器等故障設備原因造成的停電有5次，運行維護不到位，導致的線路接地停電1次，故障停電時間最長是10kV麟城饋路 7#桿、8#桿公用變故障處理，停電持續時間1小時46分，停電原因是沿湖玻纖故障導致線路接地，所幸的是停電用戶較少。

1、針對“用戶平均停電次數”較多、指標完成情況，公司召集各供電所、調度召開供電可靠性分析會，針對工程停電時間安排存在的不合理情況進行重點分析，通過指標計算來控制壓縮停電時間、停電線路條數和停電用戶數，確保了供電可靠性指標的可控、在控。

2、各供電所針對春季安全大檢查查出的隱患及時進行了消除，對影響設備運行的缺陷編制了消缺計劃。

3、調度中心加強了負荷預測，根據停電計劃，靈活調整電網運行方式，使電網始終處于健康、穩定、經濟運行狀態，提高電網的負載能力，最大限度的滿足用戶用電需求。

4、各供電所加強了對10kV配網線路大修改造維護力度，減少了因線路、設備故障造成對用戶的停電。

5、生技部加強了供電可靠性指標分析，根據調度提供的《輸變電線路、設備、配電線路運行情況統計表》，分析影響供電可靠性的各種因素，為下一步制定可靠性措施及指標的提高提供依據。

通過公司全體員工大量細致工作，極大的提高了電網穩定運行水平，供電可靠率比上年同期有較大幅度的提高。

三、安排停電原因

1、全年計劃檢修30次，累計停電54.13.小時。

2、全年計劃施工請電15次，累計停電11.10小時。

3、臨時施工1次，累計停電1小時30分

四、下一步工作打算

1、嚴格執行計劃停電制度，壓縮停電次數和時間；

2、嚴格執行供電可靠性評價規程，正確使用相關程序軟件。認真開展供電可靠性統計和評價工作，做好供電可靠性數據的采集、存儲、核實、匯總、上報、分析和反饋。

3、計劃在年初完善基礎資料、數據的基礎上，正確填寫各種停電記錄，準確、及時、完整地報送各類供電可靠性數據和報表。

4、開展供電可靠性數據指標的分析工作，每月對供電可靠性指標進行分析，分析內容包括：

5、提高供電可靠性運行分析水平，運行分析做到有理、有據，數據真實反應當前公司電網設備運行狀況，使公司領導及時掌握和了解電網運行情況，為供電可靠性管理水平的提高奠定良好的基礎。

第五篇：智能變電站繼電保護可靠性分析

智能變電站繼電保護可靠性分析

摘 要：繼電保護作為一種先進的反事故自動裝置，在保證供電質量、避免故障的擴大化等方面都起到了非常重要的作用。正是由于繼電保護擔負著電網安全、穩定運行的第一道防線的重任，尤其應當強調其可靠性，這也是衡量智能變電站中繼電保護技術是否先進、是否適用的最主要標準。本文結合某500kV智能變電站的建設為例，就其繼電保護可靠性配置方案進行了分析與探討。

關鍵詞：智能變電站；繼電保護；可靠性

中圖分類號：TM77 文獻標識碼：A

一、智能變電站繼電保護的技術特點

與常規變電站的保護裝置相比，智能變電站中的繼電保護技術主要區別在于輸入、輸出形式出現了較大的改變，即保護裝置的采樣過程變為了通信過程。常規變電站繼電保護裝置，其輸入為TV、TA二次模擬量和間隔位置等物理開關量，輸出則為跳合閘觸點方式，以實現故障的自動跳閘與重合閘。而智能變電站中，其繼電保護裝置利用過程層的網絡數據形式，對通道采樣值、開關量值進行網絡化傳輸，而保護裝置動作以后的輸出信息，也以數字幀的形式傳遞到過程層網絡中，智能一次設備接受到命令后即相應執行跳合閘操作。

同時，在智能變電站繼電保護配置方案中，尤其應當滿足“可靠性、選擇性、靈敏性及速動性”的要求。要求繼電保護裝置應能直接采樣，對于單間隔的保護應能直接跳閘。為保證信息迅速、準確傳遞的需要，繼電保護裝置和智能終端之間的通信要求采用GOOSE點對點的通信方式，繼電保護裝置之間的通信則宜采用GOOSE網絡傳輸的方式。

二、繼電保護可靠性配置方案工程實例

某500kV智能變電站包括了500kV/ 220kV/35kV主變壓器2臺。其中，500kV部分采用的是3/2接線；220kV部分則采用了雙母雙分段接線方式，為GIS設備；35kV為單母線分段接線。變電站自動化系統采用了“三層兩網”的網絡結構，各IED設備之間信息交互采用的是IEC61850標準中的MMS和GOOSE技術。在500kV變電站間隔層、過程層中應用GOOSE跳閘，將斷路器智能終端下放至開關場，以實現對一、二次設備聯合程序化的順控操作。

該變電站于2010年開始智能化改造，改造內容主要包括了信息一體化平臺、繼電保護應用、一次設備智能化、智能巡視、輔助設備智能化、綠色能源這六大部分。其中，在繼電保護應用的改造中，該變電站500kV、220kV及主變壓器電氣量保護（包括斷路器失靈保護及重合閘功能）全部采用了雙重化配置，所有220kV斷路器失靈判別功能在220kV母差保護中實現。另外，主變壓器非電量保護仍按照單套配置，并放置在戶外智能終端柜中，母聯（分段）斷路器充電過電流保護也是按照傳統單套配置。過程層設備配置

該變電站在智能化改造期間，在500kV線路中新加設了一套線路保護PCS―931GM、線路電壓合并單元PCS―220MA、GOOSE交換機，共同組成了線路智能組件柜。同時，還新加設了第二套線路保護L90、兩套斷路器及母線電壓接口裝置BRICK、一套智能數據錄波及分析裝置SHR―2000。

在220kV 線路隔離開關與原常規電流互感器之間，則新安裝了一組光學電子式互感器、兩個戶外智能組件柜以及兩套線路保護。在35kV線路側，新加設了3號主變壓器、2號低壓電抗器本體、一次高壓組合電器、電抗器保護測控裝置PCS―961l、在線監測裝置PCS―223A。繼電保護配置

該變電站各元件及線路的繼電保護配置，如圖1所示。

（1）500kV主變壓器兩套電氣量保護采用的是PST―1200U，非電量保護則采用的是PST―121081。500kV線路保護第一套為CSC―103AE，第一套遠跳就地判別裝置CSC―125AE，第一套斷路器保護為CSC―121 AE；500kV線路保護第二套為PCS―931GM，第二套遠跳就地判別裝置PCS―925G，第二套斷路器保護為PCS―921。500kV第一套母差保護為PCS―915，第二套母差保護為BP―2c。

（2）220kV線路第一套保護為PSL―603U，第二套保護為PCS―931GM；母聯（分段）斷路器保護為PCS―923G。220kV第一套母差保護為BP―2C，第二套母差保護為PCS―915M。

（3）220kV及以上保護均采用的是常規采樣，網絡跳閘方式。35kV保護仍采用的是常規采樣、常規跳閘方式。

（4）過程層采用了智能終端，按照保護雙重化配置，與對應的保護裝置均采用的是同一廠家的設備。500kV系統第一套智能終端采用JFZ―600，第二套智能終端采用PCS―222B。220kV系統第一套智能終端采用PSIU―601，第二套智能終端采用PCS―222B。

（5）500kV線路、220kV線路、主變壓器500kV側和220kV側均配置三相電壓互感器，母線也配置了三相電壓互感器，線路、主變壓器保護用的電壓直接取自于三相電壓互感器。在220kV母差保護屏上有一個電壓并列切換開關，母線電壓互感器運行時，投入“正常”位置，當一組母線電壓互感器退出運行時，根據情況人工切至“強制正母”或“強制副母”位置。在該變電站中，沒有配置電壓切換與并列裝置。網絡架構設計

（1）500kV的GOOSE網絡架構

500kV的GOOSE網絡總體結構為單星形網，雙重化的兩套保護分別接入2個獨立的GOOSE網。GOOSE交換機按出線、主變壓器、母線等間隔配置，同一串的第1、2套保護分別配置2臺交換機，2套保護GOOSE網相互獨立；而中斷路器保護、智能終端以及測控端的2個GOOSE口，則分別被接到同一串的2個間隔交換機中，并利用裝置原有的雙GOOSE口進行配置，而不需要再另外搭配GOOSE口。除母差保護外，所有間隔之間沒有保護GOOSE聯系，當任意一臺交換機發生故障時，也不會對其它間隔的正常運行帶來影響。

（2）220kV的GOOSE網絡架構

220kV的 GOOSE交換機，則按照出線、主變壓器、母線、母聯（分段）等多間隔配置。其中，第1套線路保護裝置按照每4臺接入1臺交換機配置，而第2套線路保護則按照每6臺接人1套交換機配置。母聯（分段）保護按照單套配置，2個GOOSE口分別被接到2套網絡的間隔交換機當中，并直接利用裝置原有的雙GOOSE口配置，而不需要另外配置GOOSE口。

500kV、220kV開關測控裝置按照單套進行配置，并分別接入GOOSE 的A網。其中，間隔層、過程層設備及GOOSE網絡，以及站控層中的保信子站、錄波子站由繼電保護人員專業負責管理。而站控層設備、網絡報文記錄分析儀及MMS網絡等，則由自動化人員專業負責管理。設備故障及缺陷問題的處理，應由兩專業共同協調負責。

結語

在我國近年來變電站的智能改造過程中，繼電保護技術始終是智能變電站的核心技術之一。具有高度可靠性的繼電保護配置方案、網絡架構，對于保證變電站運行的安全與可靠，都起到了非常積極的作用。為實現堅強智能電網的建設目標，我們更應當加強對繼電保護領域相關技術的研究與探索，以促進智能變電站建設的進一步發展與完善。

參考文獻

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