高可靠性供电

高可靠性供电（共9篇）

高可靠性供电 篇1

随着社会主义市场经济快速发展, 电能的需求量越多, 而原有的输送电能的电网由于长期使用、设备陈旧、技术不先进等, 会造成高供电可靠性低、农村用户停电时间长。如何解决高供电可靠性以及减少用户停电时间是本文主要探讨的问题。

一、农村高供电可靠性存在的问题

现农村供电电网主要是10KV配电网, 其虽得到进步发展, 但仍存在一些问题。并且农村高供电是解决用户正常使用电能的关键, 高供电的可靠性是减少用户停电时间的重要因素。所以供电企业在对农村电网设置时需要多重视对高供电以及高供电可靠性。现在农村10KV配电网不能够正常实现可靠性的高供电。

1) 农村电网设备陈旧。农村电网设备常年使用、缺少维护, 大都普遍老化陈旧。特别是随着农民用电需求量的增加, 电网需要承载更加高电荷、高消耗、高损耗的电能, 加速农村电网设备的陈旧老化。陈旧的电网无法实现长时间运输电能的工作, 这就造成电网故障, 农民无法正常用电。

2) 农村电网设备管理不当。农村经济发展较晚, 在各方面的管理都存在不足。农村电网设备管理也欠缺系统、科学的管理。首先, 农村电网设备确实专业的电力设备管理技术人员, 且现有的电网设备管理人员的电网管理技术不高以及自身的思想素质不足、其次是没有一个比较系统、可靠的电网管理系统、方案[1]。

3) 电网布设结构不合理。农村在开始安装电网时, 由于资金、技术、电力专业人力等不足, 造成了电网布设简单、不合理。随着电网的高供电发展, 电网得到扩建、改造, 但却还是存在电网布设不合理的现象。旧的、细的、分段少的电网常年被使用, 已经很难正常完成高供电的工作。电网虽然得到更新, 但是却不能得到全部更换, 老化的电线与新电线无法合拍的共同实现高供电。

4) 农村电网自动化技术使用少。农村电网在电线正常、电能运输、故障监控等都没有实现自动化系统控制。这就使得电网在出现故障时, 无法及时的监测发现。在电网出现故障时, 维修人员不能及时修复, 增加用户停电时间, 给用户的正常生活、经济生产等带来麻烦。非自动化的电网监控技术, 无法实现现代化电网管理, 给电网管理带来麻烦。

5) 农村10KV配电网技术使用存在问题。农村一般使用10KV配电网进行输电, 其比其他方式更加适合高供电输送。但10KV配电网的发展不够完善, 主要表现:电网用线不当、现拥有电网线老化严重、管理系统自动化水平低且不合理等。不可靠的10KV配电网无法完成可靠的高供电的工作, 甚至给供电工作带来麻烦, 并且造成用户无法正常用电, 增加用户的停电时间。

二、提升农村高供电的可靠性, 减少用户停电时间

农村可靠的高供电是确保用户正常用电的关键。但是由于现在的农村电网的设备陈旧、电网布置不合理、供电局对农村供电资金投入有限, 农村用户用电得不到可靠的保障, 会出现长时间停电, 从而影响农村的生产、农民的生活。下文主要是对提升农村高供电的可靠性提出合理建议, 实现农村的正常用电。

(一) 增加农村电网建设的资金投入

常年高负荷使用的农村电网已逐渐老化, 这需要对严重老化的电网进行更新。供电局需增加农村电网建设的资金、人力投入, 对需要及时更换的电网进行, 并对重要的输电线路使用双回线, 减少电线的承载压力, 防止电网出现故障, 影响用户的正常用电。

(二) 改善农村电网管理

建立健全农村电网管理, 主要建立设备故障监测系统和线路故障监测系统。电网设备和电线在进行高压输电时, 有可能出现不同情况的故障, 影响用户的正常用电。建立完善的农村电网管理系统, 能够较准确、及时的监测到设备和电线出现的故障, 让维修人员能够第一时间进行维修, 减少用户停电时间。且对农村电网管理制定管理流程:按供电标准监控电网情况;对出现故障线路进行及时控制并优化电线减少停电的范围、次数、时间;分析电线标准制定合理的管理体系;优化电线改善方案;增强相关工作人员的专业知识及能力等[2]。

(三) 设置合理的电网结构

农村电网建立初期, 电网结构布置简单, 供电线横截面积小、电网线路没有相互替换的能力, 这就可能出现电网出现故障, 造成长时间停电, 甚至是长时间大范围停电。这需要在有针对性的进行电网结构的修改, 对于主干线正价电线路的开关, 增加电线分支, 避免电路故障出现在主干线上。在人口密集的农村, 采用电缆地埋铺设或者架空绝缘线等。且改造电网结构的电线尽可能的使用半径较大电线。

(四) 使用先进设备, 提高自动化水平

现代计算机、自动化控制、信息系统管理等科学技术的快速发展, 配电网自动化的实现是有可能的。借助以上的技术对配电网的输电情况;电线装套、配电设备、用户用电情况进行信息采集, 及时反馈配电网的情况。通过配电网自动化管理系统, 能够监测、保护、控制、反馈电网的实况, 对出现故障的电路进行维修。

(五) 农村10KV配电网的优化

比较合理的结合综上四点建议, 农村10KV配电网的优化能够较好的完成。不过在对10KV配电网进行优化时, 还需根据农村地理特点设置合理的电网结构, 确保用户用电放心、安心。其次配电网的运行还需要增加专业技术人员, 这样才有实用的专业技术人员能够对10KV配电网的可靠性高供电进行维护、监测以及管理[3]。

三、总结

综上所述, 农村配电网使用的是10KV配电网, 其能够进行高供电功能, 但是由于农村电网陈旧老化, 电网管理系统, 电网相关的技术等原因, 降低10KV配电网的高供电的可靠性。所以针对这些问题, 本文简要的提出几点合理建议。希望农村电网高供电的可靠性得到提升, 减少用户停电的时间。

摘要：现代的发展, 人们的生活越来越依靠电能, 利用电能发展生产力、提供生活资源等。高供电更能够满足人们的需求。而可靠的高供电才能降低用户停电的几率。与城市电网设备相比, 农村的高供电设备的可靠性就显得特别的简陋, 从而也提高了农村用户停电的几率, 增加农村用户停电的时间。本文主要分析如何提升农村高供电的可靠性, 提出合理的增加高供电可靠性的建议, 从而减少农村用户停电的时间。

关键词：高供电,可靠性,减少停电时间

参考文献

[1]冼伟钧.用户供电可靠性与计划停电分析[J].电源技术应用, 2013.

[2]刘艳梅, 梁杰.计划停电对配电网供电可靠性的影响[J].华北电力技术, 2011.

[3]李莉莉.加强配电网计划停电管理, 提高电网供电可靠性[J].中国科技纵横, 2013.

[4]樊恩红, 李晋峰.如何提高供电企业供电的可靠性[J].信息系统工程, 2011.

[5]丁春良.关于减少10KV线路停电, 提高供电可靠率的探索[J].中国科技信息, 2012.

[6]Leigh Bob.通过微电网提高供电服务可靠性及能源安全[J].中国电子商情.基础电子, 2013.

高可靠性供电 篇2

陕西商洛供电局 周榜治 7260000

关键词：高可靠性供电费用 收取 探讨

摘要：由于各人对发改价格【2003】2279号理解不同，造成同一用户高可靠性供电费用计算不一。本文对发改价格【2003】2279号文高可靠性供电费用和临时接电费用收费标准予以探讨。如何合理计算高可靠性供电费用和临时接电费用，而不又违反政策。

案例：某用户装接容量600MVA（50MVA×12台），负荷性质为二级负荷。

供电公司设计的供电方案：

供电电压等级：交流110kV ；供电方式：双电源、四回路；计量方式高供高计，电流互感器变比1200/5；设计供电电源为N-3模式，每路容量各600MVA。四条供电线路由用户投资建设，其中两条为电缆线路。该用户应交纳高可靠性供电费用120元/kVA×600000kVA+80元/kVA×600000kVA×2共计1.68亿元（110kV高可靠性供电费用收费标准：电缆120元/kVA、架空80元/kVA。）

该户装接容量600MVA，应以330kV电压等级双电源供电，由于330kV输电、变电设施建设周期长，用户要求以110kV电压等级多回路供电。供电公司设计向该户以四回路110kV供电，即四条回路同时向600 MVA负荷供电，平均每回路供电容量150 MVA。

争议一：供电电源为N-3模式，每路容量各600MVA。N-3模式意味着四条回路任意三条同时出线故障或停运，一条回 路应给全部负荷供电，即每条回路供电能力应达到600MVA。从电力系统运行经验来看，两个电源供电，三条回路通过发生故障概率非常低，如果由一条线路供电，线路载流量达3000A，如不采用分裂导线，一条线路无法提供600MVA的供电能力。供电公司设计供电线路电流互感器变比为1200/5，即每条线路的可供电能力为220 MVA。由此可见，该户供电电源应为N-1模式，每条线路供电容量200MVA。

争议二：用户自建的电缆线路、架空线路，高可靠性供电费用收费标准是按电缆、还是按架空？

用户为了提高供电可靠性，或者受线路通道影响采用电缆线路供电的，电缆线路投资大于架空线路。如果按照电缆标准收取，用户因采用电缆线路增加了投资，供电部部门再按电缆标准来收取高可靠性供电费用，情理不通。发改价格【2003】2279文明确高可靠性供电费用收取范围以计价格【2000】774号文来确定，110kV电压等级用户交纳供电贴费，地下电缆供电不超过架空1.5倍。对应到高可靠性供电费用，按电缆、还是按架空应以“供电”来确定，110kV电压等级一般接入变电站110kV母线，不应以110kV线路是电缆、还是按架空标准来收取，因此，用户投资的110kV线路无论是架空还是电缆，都应按架空收取。

综上所述，该用户该户供电电源为N-1模式，每条线路供电容量200MVA，四条供电线路，除一回供电容量200MVA，其余三回供电容量600MVA，按架空标准收取，应交纳高可靠性供电费用80元/kVA×3×200000kVA计4800万元。如果该用户采用330kV电压等级双电源 供电，同时运行，互为备用，每回线路供电容量600MVA，应交纳高可靠性供电费用80元/kVA×600000kVA（无330kV收费标准，按110kV标准执行）。

一、高可靠性供电费用容量确定

为了节约电力建设投入，合理配臵电力资源，对申请新装及增加用电容量的两路及以上多回路供电（含备用电源、保安电源）用电户，在国家没有统一出台高可靠性电价政策前，除供电容量最大的供电回路外，对其余供电回路可适当收取高可靠性供电费用（发改价格[2003]2279号）。“适当收取”的供电容量，是供电企业在制定供电方案时，经供用电双方协商约定的容量，每一回路的约定容量为该路电源最大供电容量，即在其它回路电源缺失情况下，该回路为保证用户认可的重要负荷运转而允许供给的最大容量，有别于变压器容量。

对两路及以上多回路供电收取高可靠性供电费用，是在国家没有统一出台高可靠性电价政策前，高可靠性电价的过度政策。高可靠性电价是可靠性电价的一种类型。为了提高供电可靠性，必须增加系统的备用容量和备用线路，导致供电成本升高，用户应该承担的较高电价。高可靠性供电是用户在用电过程中，供电企业因线路检修、不可抗力、紧急避险、用电事故、电力负荷等，导致供电线路停止供电时，对用户重要部位保证供电的一种供电方式。高可靠性供电费用，是用户为了提供电可靠性，电网必须增加系统的备用容量和备用线路，用户应该承担的费用。

对申请新装及增加用电容量的两路及以上多回路供电（含备用电 源、保安电源）用电户，在制定供电方案时，与用户协商确定每回路最大供电容量，根据用户多回路运行方式，确定用户应交纳的高可靠性供电费用。

1、对于用户因发展需要而分期建设的项目，供电企业分期提供一路电源，而形成的多回路供电；或者用户报装容量较大，附近没有高一级电压等级，采用多回路供电的，用户内部没有电气连接的两路及以上多回路供电的，供电企业的变电站主变、供电线路不需增加备用容量，用户的多路供电不是为了提高供电的可靠性，而是生产或生活需要，不应收取高可靠性供电费用。

2、对申请新装及增加用电容量的两路及以上多回路供电（含备用电源、保安电源）用电户，当其中一条或多条发生故障，供电企业明确任意一回路可供的最大供电容量。为了满足用户供电需求，供电企业的变电站主变、供电线路必需提供备用容量。计算高可靠性供电费用计费容量时，除供电容量最大的供电回路外，对其余供电回路按可供的最大容量收取高可靠性供电费用。比如，两回110kV线路，同时运行互为备用，正常运行时每回供电容量100MVA，当其中一回线路故障，另一回可供最大容量150MVA，高可靠性供电费用容量应按150MVA收取。当其中一回线路故障，若另一回可供全部容量，高可靠性供电费用容量应按200MVA收取。

因此，对于两回及以上多回路、内部电气连接同时运行供全部负荷的用户，任意一回路不能供全部负荷，在制定供电方案时，应明确每一回路可供最大容量，除供电容量最大的供电回路外，对其余供电 回路均按可供的容量收取高可靠性供电费用。

3、两回及以上多回路供电的用户，一回路运行、其它回路备用，或者同时运行互为备用，其各回线路单独运行均可满足用户全部负荷供电的，除一回以外的其他各供电回路均按照用户全部负荷装见容量收取高可靠性供电费用。

4、两回及以上多回路供电的用户，一回路运行、其它回路备用，或者同时运行互为备用，其中一回单独运行可满足用户全部负荷供电的回路外，其它各回路均不能单独满足全部用电负荷供电的，除供电容量最大的供电回路外，其它回路均按照核定的线路最大负荷或双方约定的供电容量计算。

5、专门用于向用户保安负荷供电的线路，高可靠性供电费用收费容量按用户保安负荷装接容量计算。

二、高可靠性供电费用线路方式的确定

对收取高可靠性供电费用，是按照架空、还是电缆存在争议。一种观点认为，高可靠性供电费用收取按照用户线路的架设方式，用户线路是电缆就按电缆线路标准收取，是架空线路就按架空线路标准收取；另一种观点认为，按照用户线路接入点确定，接入点是电缆就按电缆线路标准收取，是架空线路就按架空线路标准收。

发改价格[2003]2279号文规定高可靠性供电费用和临时接电费用收费标准，由各省（自治区、直辖市）价格主管部门会同电力行政主管部门，在《国家计委、国家经贸委关于调整供电贴费标准等问题的通知》（计价格[2000]744号）规定的收费标准范围内，根据本地 区实际情况确定。计价格[2000]744号规定地下电缆线路供电工程贴费标准不得超过架空线贴费标准的1.5倍，具体标准由各省级物价部门核定。高可靠性供电费用按照供电方式收取应是以供电工程划分，而不是以用户线路来划分。

收取高可靠性供电费用和临时接电费用，地下电缆线路的确定，应按以下方式计收。

1、对于“T”接方式供电的，地下电缆线路指从供电变电站至用户“T接点之间的主干线路是电缆敷设的线路。供电变电站至用户“T接点之间的主干线路有可能是全线电缆，也可能是部分电缆，主干线路的80％及以上是电缆敷设的线路，按照电缆标准计收，或者按照电缆、线路长度的比例计收。

2、对于变电站出线、开闭所、环网单元、电缆分支箱出线的，凡供电接入点电源侧线路为地下电缆的，该供电点接入的用户应按地下电缆计收。

三、临时接电费用的收取

发改价格[2003]2279号规定临时用电的电力用户应与供电企业以合同方式约定临时用电期限并预交相应容量的临时接电费用。临时用电期限一般不超过3年。在合同约定期限内结束临时用电的，预交的临时接电费用全部退还用户；确需超过合同约定期限的，由双方另行约定。停止收取供（配）电贴费前申请临时用电的电力用户已预交贴费的退还问题，仍按计投资[1993]116号文件第104款规定执行。根据本条规定，临时用电期限是供用双方以合同方式约定的，可以是 几个月、半年、一年、二年，但不得超过三年，而不是所有的临时用电不超过3年，具体期限由供用电双方根据临时用电的时间协商确定。在合同约定期限内结束临时用电的，预交的临时接电费用全部退还用户；确需超过合同约定期限的，由双方另行约定。退还比例参照计投资[1993]116号文件第104款。

1、临时接电费用收取范围：对基建施工、市政建设、农田水利、临时用电场所（如商业、文艺、展览、会议等场所）等临时用电。用户申请用电时应与供电企业签订临时用电《 供用电合同》或者《临时接电费交纳协议》，约定临时用电容量、期限、违约责任等内容，并按约定的临时用电容量交纳临时接电费。临时用电期限根据《 供电营业规则》第十二条规定原则上不得超过六个月，供电企业应根据用户工程项目的规模与用户合理确定临时用电期限，对建设项目规模较大、建设周期较长的大中型基建工程临时用电期限不得超过三年。

2、计收单位和收取标准：临时接电费用的计收单位及收取标准，与高可靠性供电费用的计收单位和收取标准相同。收取临时接电费用，地下电缆线路的确定与高可靠性供电费用相同。

3、临时接电费的退还：按照《 供电营业规则》 及原国家计委计投资[1993]116 号文件规定，将临时用电期限划分为4 档：6个月及以内、6个月至12个月及以内、12个月至24个月及以内、24个月至36个月及以内4 档。在合同期限内拆除者，将预收取的临时接电费用全部退还用户；对超过合同期限拆除者，依据实际超期情况按比例退还。

高可靠性供电 篇3

1 高可靠性配网状态检修管理的内涵及其主要做法

1.1 明确配网状态检修的目的和原则

实施状态检修的目的在于利用有效的监测手段和分析诊断技术准确掌握设备状态, 保证设备的安全、可靠和经济运行, 同时科学地进行检修需求决策, 合理安排检修项目、检修间隔和检修工期, 有效降低检修成本, 提高设备健康水平, 最终形成符合状态检修要求的管理体系, 提高检修、运行的基础管理水平。

开展状态检修应当依据以下原则: (1) 保证设备的安全运行。 (2) 加强设备状态监测和分析, 科学、合理地调整检修间隔、检修项目, 同时制订相应的管理制度。以配电变压器为例, 一年一次小修很难做到, 应根据负荷变化有针对性地开展红外测温工作, 并根据测温结果安排小修或者根据预防性试验结论安排大修。 (3) 总体规划, 分步实施, 先行试点, 在试点取得一定成功经验的基础上, 逐步推进。

1.2 完善规章制度, 建立三大管理体系

1.2.1 完善规章制度

在严格执行国家电网有关配网运维检修通用制度的基础上, 结合北碚供电公司的实际情况, 在充分调研及统筹考虑的基础上制订《北碚供电公司配电设备状态巡视维护管理办法》等补充规章制度, 范围覆盖组织机构、状态评价、运维管理、技术监督等管理和技术领域, 确保各项工作有章可循, 夯实配网状态检修管理基础。

1.2.2 建立状态检修管理体系

供电公司成立配网状态检修领导小组、工作小组, 负责制订配电设备状态检修管理规定、配电状态检修工作流程和监督考核管理办法等规章制度。

1.2.3 建立配电设备状态检修技术体系

严格贯彻国网公司配电设备状态检修试验规程、配电设备评价导则和检修导则, 同时结合本单位生产实际修改、完善各专业标准化作业指导书和标准作业指导卡, 以适应状态检修工作的要求。

1.2.4 建立配电设备状态检修执行体系

完善状态评价、检修决策、计划编制、现场实施等流程体系, 加强流程化管理, 进一步体现精益化、规范化管理的各项要求, 提升配电状态检修工作的管理水平。

1.3 强化配网状态检修培训

强化配网状态检修培训主要从以下两个方面入手: (1) 编制《北碚供电公司配网状态检修培训方案》来推进此项培训工作, 同时借鉴国网公司在线培训考试系统的基本原理, 研发北碚供电公司配网状态检修知识考试系统, 并依托该考试系统将状态检修知识及技能的培训, 将其纳入常态化管理, 确保从业人员更加熟悉配网状态检修相关知识及技能, 全面掌握配网状态检修工作流程及评价标准。 (2) 采取以点带面的培训方式, 先由运维检修部牵头组织各运维站、营业所的状态检修负责人进行集中培训, 现场解决他们在实际执行中或操作中遇到的问题, 并进行考试以检验培训效果。然后再由参加培训的状态检修负责人对各自单位的状态检修工作人员进行培训及考试。确保各级人员培训率达到100%, 考试合格率达到100%.

1.4 开展状态巡视评价及状态检修辅助决策

开展状态巡视评价及状态检修辅助决策可从以下几个方面着手: (1) 做好线路设备监测工作, 例如红外测温测负荷、接地检查、开关柜带电局放试验等检测工作。在设备特殊运行、重过载、迎峰度夏期间、遭受故障电流冲击后以及重大保电活动时增加带电检测次数。 (2) 根据对巡视、检测、在线监测等技术手段获取的信息进行分析, 并对设备缺陷、故障性质和出现的概率进行分析, 对在役设备的运行性能进行综合评定。 (3) 借GIS系统、PMS系统数据完善的契机, 将设备故障数据、运行日志、缺陷数据等相关信息纳入状态检修工作体系中, 为状态检修评价和家族缺陷认定等提供相应的技术支撑。GIS系统为电网资源图形管理系统, PMS系统为设备 (资产) 运维精益管理系统。

2 高可靠性配网状态检修管理的实施效果

2.1 实现配网设备状态评价全覆盖

2015年完成89台 (线段) 特别重要设备、128台 (线段) 重要设备和696台 (线段) 一般设备评价报告, 共计913台 (线段) , 如图1所示。其中, 正常状态单元881台 (线段) , 占总数的96.5%;注意状态单元23台 (线段) , 占总数的2.96%;异常状态单元5台 (线段) , 占总数的0.54%, 无严重状态单元, 并编制发布了年度配网状态检修综合评价报告和年度综合检修计划。

2.2 依据评价结果制订工程改造计划

以设备状态为指导, 对当年评价为非正常状态的设备 (线段) 制定的检修策略, 全部纳入下年度配网技改、大修工程立项储备改造, 提高配网生产工程立项的针对性和实时性。

2.3 开展配网设备状态巡视维护

结合设备评价结果, 综合考虑配电设备的重要程度、运行环境等因素, 将原配网设备固定的巡视周期改为结合状态评价和运行经验进行动态调整后的巡视维护工作模式。例如, 将公司234条10 k V配电线路细分为531条线段, 根据设备状态评价结果和设备重要程度, 制定了配网设备状态巡视维护工作方案, 缩短29条线段的巡视周期, 延长199条线段的巡视周期, 提高了配网设备巡视维护工作的针对性、质量和效率, 减轻巡视工作量约37%, 配网设备故障率下降12.78%, 配网供电可靠率同比提高0.023%, 如图2所示。

3 结束语

高可靠性供电 篇4

结合上级局召开的“供电可靠性”工作会议内容及我供电所的实际情况，特制定2010年供电可靠性管理工作计划如下：

一、我供电所对2010供电可靠性管理工作的要求

1、健全以所长负责，由有关管理人员组成的供电可靠性管理体系，2010年供电所供电可靠性工作计划。

2、贯彻执行国家和上

级管理部门颁发的有关供电可靠性管理的政策、法规、标准、规程、制度等。

3、做好供电可靠性管理工作的统计、分析和总结工作，在主管领导审核后，按要求及时、准确、完整地报出，对不能确定的事件责任原因，必须报主管部门裁定。

4、加强对员工的供电可靠性业务知识培训和技术交流工作，提高全体职工对可靠性管理工作的认识程度。总结和推广新技术、新成果和新经验，不断提高供电可靠性管理水平。

5、实行供电可靠性指标的目标管理。根据上级主管部门下达的供电可靠性指标，对本的供电可靠性指标进行测算并分解，制定出本单位的保障措施，并将指标按月或季度合理分解至各个生产部门，岗位，进行考核，工作计划《2010年供电所供电可靠性工作计划》。

6、建立供电可靠性分析制度。定期召开供电可靠性分析会，及时掌握本企业供电可靠性指标完成情况，提交详细的分析报告，用于指导生产管理。

二、2010为提高供电可靠率，计划采取的方式、手段

1、加强电网建设，改善电网结构，为提高供电可靠性提供硬件支撑。

2、强化运行管理，大力提高农网在装设备的可用水平。

（1）、狠抓对运行设备的巡视和预防性试验，提前发现缺陷并及时处理，避免和减少事故的发生；

（2）、做好主变压器和配电变压器的负荷监测工作，确保主干线路安全运行；

（3）、强化日常生产管理，督促基层单位堵塞安全生产管理上的漏洞，及时消除事故隐患；

（4）、统筹安排设备计划停运本文来源：文秘114 http://***，最大限度减少停运时间。

3、推广使用新设备、新技术，提高农网现代化管理水平。

4、建章立制，健全网络，使可靠性管理工作逐步走向规范化。

三、2010主要工作计划

1、为了做到有章可循，具有可操作性，计划于年初制定我局供电可靠性管理办法，详细规定各相关单位的责任、权限、奖惩办法及动作方法。

2、严格执行计划停电制度，压缩停电次数和时间；

3、严格执行供电可靠性评价规程，正确使用相关程序软件。认真开展农网的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。

4、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。

5、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：

（1）、本月指标完成情况；

（2）、影响本月指标的因素；

（3）、管理工作及电网和设备的薄弱点分析；

（4）、改进措施及其效果分析。

加强电网的基础建设，是供电企业发展的前提，而加强管理上水平，争效益则是关键。供电可靠率不仅是一个创“一流”的指标，它完全是考核一个供电企业管理综合实力的关键，是经济实力，硬件基础、规划设计、施工建设和综合管理能力的综合体现，是一个系统工程，应结合电网改造，全面加强供电可靠性管理工作，力争今年供电可靠性管理工作再上新台阶。

高可靠性供电 篇5

对于交流电网来说, 由于其自身特性经常出现电压暂降、闪烁等电能质量问题, 严重影响了我国目前配电网供电可靠性。目前国家电网公司城市低压配电网供电可靠性大约是99.99%即为4个9, 对应的用户平均停电时间基本上在0.876 h (约53 min) 左右, 预计在五年以后将达到99.999%即5个9。

新材料、信息技术和电力电子技术的长足发展和广泛应用, 使数字化设备已渗透到人们的日常生活、办公、商业和工农业生产中。另外城市化建设水平的不断提高, 特别是城市现代化工商业发展中敏感负荷的大量使用, 对供电可靠性的要求也越来越高, 即使瞬时的电压波动都会导致设备跳闸停机, 造成巨大的经济损失甚至人身伤亡事故, 对供电可靠性要求达到9个9甚至是10个9, 使城市供电可靠性受到城市高速发展所带来的高供电可靠性要求的严重挑战。随着分布式能源的大量接入, 这一现象将更为突出。

可以看出, 传统的交流配电网已经很难满足用户的高供电可靠性的需求, 改变现有的配电网结构和配电方式显得十分迫切[1]。直流配电不仅可以将各类电源产生的电能通过适配器给交直流负荷供电, 还能改善用户侧的电能质量, 在接纳分布式储能、分布式发电的同时提高供电可靠性, 满足用户高供电可靠性需求, 保证敏感负荷不间断运行, 使用户因电能质量问题而引起的经济损失降到最小。

电能质量问题分析

交流电网的电压变动分布如图1 所示, 其中电压暂降 (Voltage Sags) 是电能质量问题中对用户造成经济损失较大的一种。

按照美国电气与电子工程师协会 (IEEE) 的定义, 电压暂降是指工频条件下电压均方根值减小到0.1~0.9 倍额定电压之间、持续时间为0.5 周波至1min的短时间电压变动现象。电压暂降的幅值和持续时间是标称电压暂降的最重要的两个特征量, 所以说电压暂降是电网中的一种二维骚扰电气现象[2]。

目前, 对供电可靠性的评估指标基本都使用可用度的指标[3]。我国的配电系统平均可靠性为4 个9, 即全年停电时间约1h, 但这1h是一次停电还是多次停电, 单次停电持续了多长时间, 是否包含多次电压暂降和短时中断, 这才是用户关注的焦点。

工业生产中的一些0 类和1 类负载要求的供电可靠性为9个9, 即平均停电时间小于30ms;对于未来电网而言, 配电系统的供电可靠性要达到99.9999% 甚至99.999999% 的目标, 即全年平均停电时间小于1min甚至更短, 需要电网在大量接纳分布式能源的同时稳步提升供电可靠性和电能质量。

如何提高电能质量和供电可靠性

鉴于交流配电网的电能质量和供电可靠性不高, 以及用户对高供电质量的迫切需求, 需要合理优化设计用户本地的供电结构和电能质量控制装置, 并优化成本;为此我们提出了两种提高供电可靠性的方向或愿景:

(1) 站在大电网的角度, 以提高整个大电网的供电可靠性为目标, 形成长期的超级电网的集中式愿景。

(2) 站在用户的角度, 以提高本地供电可靠性和电能质量, 为用户量身定做为目标的分散式愿景。

对于大电网, 可以通过建设超高压输电来提高整个大电网的供电可靠性;对于用户而言, 采用一些定制电力设备来提高本地关键设备的供电可靠性。若从全厂的供配电网甚至大电网着手, 其代价是非常大的, 治理效果也不理想, 无法解决厂用段母线短路、电压暂降或大型设备启动带来的损失。所以, 大多数工厂采用就近设备端的就地解决方案, 确保用户关键负载和整个用户配电网的供电可靠性。

因此, 为了提高电能质量与供电可靠性, 依据分散式治理, 本文提出了一种高电能质量和高供电可靠性的直流配电系统。

直流配电系统

直流配电系统结构

直流配电系统是一种基于直流母线的分布式供电系统, 通过直流母线可以将各种分布式电源融合起来并加以协调控制, 同时又可以把直流电直接输送给电能质量要求高的负荷。

如图2 所示, 在直流配电系统中, 可以将光伏发电、燃料电池等产生的电能直接送给直流母线;而风力发电产生的电能可以整流后送给直流母线, 供给直流设备或逆变后给交流负载;另外, 交流电网通过整流设备与直流母线相连, 储能系统与直流母线相连, 互为支撑, 系统配有数据通信、监控与保护系统。

直流配电系统的功能特点

从系统观点来看, 将发电、负荷、储能装置及控制装置等结合, 形成一个单一可控的单元, 同时向用户供给电能, 既可以与大电网并网运行, 也可以在电网故障或需要与主网断开时单独运行[4]。

对于用户来说, 直流配电系统可以作为一个可定制的电源, 以满足用户多样化的需求, 提高用户的供电可靠性与电能质量。

直流配电系统的监控与保护

由于直流配电系统既要能够并网运行又要能够脱网独立运行, 运行模式常常需要切换和实现双向能量流, 这就带来了一系列复杂的保护与控制问题, 必须对传统的保护与控制方法做出较大调整才能满足系统要求。

对于一般负载, 不管是配电网还是负载故障, 都从配电网中断开, 停止运行。通过熔断器、接触器、断路器和微机保护来实现。

对于敏感负载, 由于采用电力电子设备来冗余供电, 可以利用电力电子技术来实现保护, 我们称之为电力电子保护。电力电子设备带有过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护、短路保护以及接地保护等。另一方面, 电力电子保护还表现于在负载侧发生上述故障时会先动作, 并停止直流输出, 防止干扰传统保护误动, 而电源侧发生故障时, 也不会影响到负载侧。

高供电可靠性的直流配电系统研究与设计

本文提出的高电能质量和高供电可靠性的直流配电系统整体架构如图3 所示。包含光伏发电、风力发电、柴油发电、储能设备、一般负荷、敏感负荷 (这里的敏感负荷均是关键负荷) 以及对应的DC/DC变换器。

直流配电系统的运行控制技术分析

为了维持直流配电网自身的稳定运行, 并提供较高的电能质量, 控制直流母线电压, 使其保持在一定范围内显得至关重要。和交流系统不同, 在直流系统中电压是反映系统内功率平衡情况的唯一指标。控制母线电压主要是通过控制发电单元侧的变流器以及控制储能单元的充放电来实现的。

直流配电系统的工作模式

(1) 可再生能源通过直流母线给负载供电。当可再生能源发电量充足时, 部分发电量供应负载, 部分给储能设备储能。

(2) 大电网通过交流母线给负载供电。当可再生能源发电量不充足或中断时, 大电网作为后备给负载供电。

(3) 储能设备通过直流母线给负载供电。可再生能源和大电网出现电压波动或故障时, 储能设备给负载提供短时的供电。

(4) 柴油发电机通过交流母线给负载供电。在储能设备给负载供电的同时, 柴油发电机启动 (电压输出比储能设备慢) , 给设备提供长时间的供电, 储能和柴电保证重要负载不间断运行。

(5) 可再生能源和大电网电压恢复, 储能设备和柴油发电机退出运行。大电网不正常时, 直流配电网与大电网分离, 进入孤岛运行模式, 保证负载不间断供电;大电网恢复, 直流配电网再次并入大电网。

实例分析

为某半导体工厂设计了一套高电能质量和供电可靠性的直流配电系统, 全厂负荷为20MW, 其中重要负荷2.4MW。为提高重要负荷的供电可靠性 (要求9 个9) , 该部分重要负荷全部采用直流配电系统保护起来, 可以满足负载的高可靠性供电要求。

此半导体厂在某日的18:53:32 , 由于高压侧主变压器跳闸, 直流配电系统投入工作, 至19:05:39 高压侧主变压器恢复正常供电;由于高压输电线路故障, 造成主变压器开关跳闸, 从而导致厂内大面积停电;为保证变频器不因低电压而保护停机, 我们为其设计的直流配电系统及时投入运行, 保证整个系统正常工作, 直至电网电压恢复后直流配电系统退出, 转为交流正常供电, 支撑时间为12min, 波形如图4 所示, 其中曲线1 对应直流母线电压值, 曲线2 对应直流母线电流值。

另外, 为了利用工厂大面积屋顶做太阳能发电, 总共搭建了3.3MW太阳能电池板, 结合当地光照, 最大可提供1.6MW的功率输出。在新能源发电时, 可以减少全厂最大负荷3MW, 有效地消除了负荷最高峰15%。该太阳能系统日输出最大功率为3MW, 日平均发电量最大为7500k Wh, 年平均发电量为273 万k Wh。

为此, 直流配电带来的投资成本效益分析如下:

新能源投资成本分别为太阳能系统投资额5185 万元和运行维护费26.5 万元。

新能源削峰收益按电源投资6000 元/k W计算, 太阳能系统日输出最大功率3MW, 则可延缓系统投资额为1800 万元。

按煤耗350g/k Wh计算, 年平均发电量为273 万k Wh, 则新能源发电的年环境效益为955.5t煤。

如果不计太阳能削峰收益, 仅以太阳能发电效益来收回太阳能发电系统投资成本, 按原来政策补助, 该部分电价为2元/k Wh, 收回太阳能系统投资时间为10 年;现在该部分电价调整为1.2 元/k Wh, 则需16 年收回投资成本。

直流配电系统 (不含太阳能) 在电网发生电压暂降时, 能保证客户关键负荷不间断运行。为此, 直流配电带来的投资成本效益分析如下 (以运行5 年计算) :

直流配电系统 (不含太阳能) 投资成本为初始额650 万元, 运行维护费19.2 万/ 年, 5 年为96 万元。

客户收益以5 年发生12 次电压暂降计算, 每次电压暂降造成8 小时生产中断和生产线上5000 片产品80% 报废, 造成的经济损失至少为1300 万元, 那么5 年总共挽回的经济损失为15600 万元。

由此可以看出, 为客户避免的经济损失远远大于直流配电系统的投资成本, 即收益大于成本。而在实际运行中, 5 年发生的电压暂降次数是大于12 次的, 所以实际上为客户避免的经济损失更大。

结束语

本文针对交流电网出现的电能质量问题, 分析了造成电压暂降的原因和治理措施, 为了提高用户的电能质量和供电可靠性, 构建了基于直流母线的直流配电系统, 分析了系统的特点、保护与运行控制策略。通过工业现场实例分析, 验证了直流配电系统的可行性, 该系统可以提高用户的电能质量与供电可靠性, 给用户带来巨大的经济效益。

参考文献

[1]江道灼, 郑欢.直流配电网研究现状与展望[J].电力系统自动化, 2012, 36 (8) :98-104.

[2]Wenbo Chen.Research and Analysis on Power quality problems for voltage dips[J].Power quality of the Science&Technology Information, 2012, China:52-54.

[3]H.Lee Wills.Power Distribution Planning Reference Book[M].MARCEL DEKKER, INC, Unite State, 2004.

[4]H.Kakigano, Y.Miura, T.Ise, et al.DC micro-grid for super high quality distribution system configuration and control of distributed generations and energy storage devices[J].IEEE PESC06, 2006:3148-3154.

高可靠火工品点火供电控制方法 篇6

火工品点火供电控制电路一般由供电正、负母线接通开关、点火执行开关、指令接口电路、故障隔离电路、火工品桥丝保护电路组成, 具体原理见图1。火工品点火前, 先接通供电电源, 供电A、B母线的正线、负线分别控制, 分步接通。供电母线接通后, 火工品管理器接收点火指令, 执行火工品点火控制。点火完成后发送供电正母线断、供电负母线断。

二、火工品点火供电控制可靠性

2.1点火电路冗余设计

火工品控制电路采用两套电路同时工作, 供电母线由2组电池抽头引出, 分别为主、备火工品供电。火工品控制一条指令同时控制完全独立的主、备份电路, 两套电路冗余设计, 独立输出, 只要有一路控制电路正常工作, 就可以确保火工品正常点火。

2.2点火指令电路可靠性设计

火工品供电母线接通后, 火工品管理器接收点火指令, 执行火工品点火控制, 为实现火工品负母线与指令地线隔离, 在指令接收端采用光耦器件进行地线隔离。

三、火工品点火供电控制安全性

3.1防误点火

火工品点火回路中时, 共采取五道串联保险控制措施, 具体为保护插头解锁、供电负母线接通控制、供电正母线接通控制、供电负母线控制信号锁定、点火控制, 只有5道措施均实施正常, 火工品才能正常点火。

3.1.1保护插头

火工品供电回路中上配置火工品保护插头作为串联保险控制措施。火工品保护插头配置两种, 其一为火工品解锁插头, 另一个则为火工品保护插头。1) 插上火工品保护插头, 火工品供电正、负线处于断开状态, 同时将桥丝两端短路, 起到对点火头的保护作用。2) 正式点火前插上火工品解锁插头, 则接通火工品端供电正、负线;并将静电泄放电阻连接火工品桥丝两端。

3.1.2供电正母线分组控制

为防止某个火工品点火时, 其它火工品提前误起爆而使设备主要功能失效, 按照火工品起爆实施阶段, 将火工品供电正母线控制进行分组, 由不同的母线接通/断开指令控制, 即使误发点火指令, 也不会造成其他母线内的火工品的误爆。母线分组原则:①按照程序规定的火工品点火时序进行母线分组;②将误起爆会有重大影响的火工品进行分组控制;③对于误起爆不会有影响的火工品可以分配在同一组母线。

3.1.3点火控制

点火控制采用场效应管。为防止MOSFET短路导致火工品提前点火, 采取两个MOSFET串联使用, 一条点火指令同时控制两个MOSFET, 每个MOSFET采用一个独立的光耦驱动, 即使某一个光耦或MOSFET输短路, 也不会引起火工品误爆。

3.1.4供电负母线控制信号锁定

为确保火工品在不会提前误起爆, 采用控制锁定信号对火工品供电负线进行锁定。正式点火前, 控制锁定信号将火工品供电负线用继电器断开线包锁定, 使火工品供电负线无法接通。需要正式点火时, 控制锁定信号转为“0”, 供电负线用继电器断开线包则不接通, 此时发送负线接通指令, 可以进行正常点火。为避免三极管短路故障模式, 使供电负线用继电器断开线包始终处于锁定状态, 在线包和三极管之间增加一道继电器触点开关串联。正式点火前, 该继电器触点始终处于接通状态, 只有当需要正式点火时, 而三极管又发生短路故障模式下, 才发指令将该继电器触点断开。

3.1.5故障隔离电路

为防止火工品桥丝搭壳短路, 火工品供电电路中设计有专用故障隔离保护电路, 在点火后发生短路故障的情况下, 该电路能将故障迅速隔离, 保护电源安全。

四、结束语

火工品点火供电控制的可靠性、安全性计一直是系统设计的重中之重, 本文对火工品供电控制的方法和原理进行了分析, 特别是在供电控制电路的可靠性、安全性方面进行了深入的分析, 认为该控制方法安全、可靠, 能够确保任务各阶段点火成功。

参考文献

[1]徐福祥《卫星工程》中国宇航出版社, 2002:10

[2]Q/W 739-97卫星低频电缆网设计规范

浅谈供电企业供电可靠性管理 篇7

1 建立供电可靠性的管理网络

为保证供电可靠性管理的“政令畅通”, 供电企业必须成立以主管生产领导为组长, 由生产技术部、调度运行部、农电工作部、安全监察部、市场营销部、变电运行工区、变电检修工区等相关责任部门负责人及各供电所所长组成的供电可靠性管理网络。实行动态管理, 及时根据人员变动情况对供电可靠性管理网络进行补充完善, 明确各部门的职责, 确定供电可靠性管理的归口部门, 原则上设在供电企业生产技术部。归口部门设专职供电可靠性管理专责人员1名, 具体负责供电可靠性的日常管理工作。另外, 针对各部门职责分工的不同, 在各责任部室及供电所明确兼职供电可靠性管理人员, 并报供电可靠性管理归口部门备案, 分别负责所辖本部室供电可靠性管理的督办、协调、培训等工作。

2 强化供电可靠性的制度管理

要建立健全各项制度, 狠抓管理落实, 根据相关标准、制度要求, 结合本单位实际, 建立一整套供电可靠性管理的标准、制度, 从而确保供电可靠性管理工作的规范化、程序化、科学化。严格执行停电制度, 原则上各单位上报的停电计划, 应根据年度重点工作计划、大修、技改、业扩计划进行上报。根据停电申请, 能带电作业的项目不停电, 能配合的停电项目不单独停电。临时停电计划一般不予安排, 特殊情况需经主管生产领导批准后方可实施, 从根本上杜绝重复停电和计划外停电现象的发生。推行供电可靠性的小指标管理制度, 严格细致管理。所有工程项目必须由施工单位拟订合理的施工方案, 把施工内容、停电时间、停电范围交代清楚。停电范围广、影响大的工程要召开专题会, 制定出最为经济、合理的停电方案后方可施工, 在确保施工安全的基础上, 尽可能地减少停电次数和停电时间。

3 加强供电可靠性的月度管理

要加强供电可靠性数据的统计分析, 提高供电可靠率。及时上报供电可靠性运行统计表, 加强对各类停电事件进行分析, 对下月工作提出加强管理的具体要求, 另外, 要坚持由主管生产领导组织召开月度供电可靠性专题会议。在月度分析会议上, 各责任单位汇报分管的指标完成情况, 针对存在的问题, 提出改进措施意见, 并计划下一步工作打算。认真研究提高供电可靠性的具体措施, 将供电可靠性管理放在电力生产的各个环节上, 使供电企业每一位员工都认识到供电可靠性管理的重要性。在日常管理中, 要充分利用95598电力客户呼叫中心, 加快事故抢修速度, 强化客户安全检查力度, 减少客户故障对供电可靠性的影响, 对于不符合安全要求的设备禁止挂网运行, 同时加强客户电工的业务培训, 提高其业务素质, 减少因外部人为因素造成的停电。

4 完善供电可靠性的技术手段

供电企业提升供电可靠性的思考 篇8

切实提高供电可靠性, 是供电所管理水平的综合体现。本文从基层供电企业角度出发, 从电网规划领域, 建设领域, 运行管理领域, 技术创新领域, 多个领域对提升供电可靠性方面进行了探讨。在基础管理领域中, 要着重做好编制可靠性岗位工作职责和流程细则;加强供电可靠性指标分解和预控管理;加强可靠性相关工作岗位的培训工作;做好配网GIS基础数据的普查和维护工作。在供电服务领域, 主要从加强用户设备管理;做好需求侧管理;做好应急电源管理工作方面加大力度。

1 电网规划领域

1.1 编制电网规划

1) 积极配合公司开展城市中长期电力负荷规划研究和城市电网饱和网架规划专题研究。

2) 高度重视配网规划工作, 配合完成年度配网规划编制工作, 重点解决配网转供能力低、线路重、过载等问题, 以提高配网可转供电率、标准化接线率, 为目标形成配网规划项目库。

1.2 优化电网架构

1) 规范10k V配电网接线方式。对特殊重要用户采用多回路专线备自投供电, 协调好配电网络接线和用户接线的关系;对一般用户因地制宜发展单环网、双环网、三供一备等接线方式;控制配电线路供电半径, 对线路进行合理分段。

2) 供电模式网格化管理。进行区域网格化划分, 发挥属地化管理优势, 开展电网规划网格化管理, 实现责任到人、到点, 为电网建设、可靠性、设备管理等网格化管理奠定基础。对于网格内的配电网形成标准接线, 使接线清晰, 结构稳定, 网络简单可靠, 实现坪山辖区接线方式标准化, 切实提高整个片区供电可靠性。

1.3 配合做好配网自动化专项规划

积极推进核心区域配网自动化建设, 同步开展智能配电网试点区域建设工作。

2 电网建设领域

1) 配合加快重点工程建设, 完善电网结构, 全面及时完成电网建设任务, 使电网建设投资计划完成率、电网工程项目投产计划完成率、竣工结算完成率、线路长度投产计划完成率等指标达到100%。

2) 结合基础数据普查, 改造配网现有过载、重载线路和公用配变、五防功能不完善的开关柜, 完成坪山辖区内10k V架空裸导线的整改, 进一步提高电网设备技术水平。

3 运行管理领域

3.1 加强综合停电管理

1) 提高配网年度、月度停电计划的科学性, 提高配网月度停电计划的执行率。对施工队上报的停电计划按照流程严格审核, 配基工程提前与规划建设部做好沟通, 提高停电工作的计划性和准确性, 严禁职工队伍盲目上报计划, 严控临时停电。

2) 减少相同线路重复停电次数。除用户工程和紧急缺陷、紧急配基工程外, 其他类停电可适当延后, 结合年度计划, 尽量争取综合停电, 对于未上报计划的相同线路停电, 可提前搭单处理, 严控重复停电。

3) 做好计划停电的可靠性影响评估。提前评估上报计划的停电对可靠性造成的影响, 采用“先算后停”的指标预控方法, 主动出击, 提高完成可靠性指标的紧张感, 对影响较大的停电事件要多方讨论, 及时调整和优化不合理的停电计划。

4) 做好计划停电施工作业的风险评估。对施工较为复杂的计划停电, 特别是配网基建工程类停电, 需提前进行停电后施工作业风险评估, 对环境较为恶劣、存在安全隐患、工作量较大的地段需督促施工队伍做好科学分工, 严防停电取消和延时停送电。

5) 做好缺陷的统计和及时处理。值班人员发现缺陷后, 按照缺陷处理流程, 在缺陷处理时间内, 统筹安排, 尽量考虑与上报计划的停电搭单综合停电处理。

3.2 加强转供电管理

按照基本原则外, 可借鉴其他单位合环转电的成功经验, 尝试合环转电的实施应用, 对具备合环转电条件的计划停电, 优先考虑合环转电操作。

3.3 加强作业时间全程管理

1) 狠抓停电现场技术交底。加强现场技术交底表单管理, 严禁交底流于形式, 严格审核单线图与现场一致性, 对环境较为恶劣、存在安全隐患的工作地段要提前管控, 提供技术指导。

2) 严格按照作业停电时间标准审批停电申请。根据现场技术交底, 将现场施工作业时间按工作量进行分解量化, 做好与施工队伍的沟通, 提前做好现场施工作业风险评估, 对施工环境较为恶劣的地段给与适当的时间裕量。

3) 严控倒闸操作时间。在倒闸操作前, 需全面检查工器具的完整, 操作开关较多、装设接地线点较繁的停电需提前合理分组, 安排人员蹲点驻守, 对站内停电需提前一定裕量时间与变电沟通。

4) 加强施工现场的监督。当值人员在停电后需加强现场监督, 特别是施工环境较为恶劣的工作地段的监督, 督促施工队伍合理分工, 严防施工队伍消极怠工、偷工减料, 严控延时停送电。

5) 严格统计停电、送电时间的准确率。停电后对比工期申请计划时间和实际停送电时间, 进行统计分析, 确保主要检修工作的停电时间不超过定额标准规定时间的比例达到90%, 对施工较为怠慢的施工队伍要进行备案记录。

6) 完善复电预报机制, 要求现场施工人员必须在施工完工前半小时向调度人员报告预计工作完成时间, 由调度提前通知操作人员到操作地点做好恢复送电操作准备。

3.4 推进配网故障快速复电工作水平

1) 完善快速复电工器具的配置。加强与上级部门的沟通, 尽快完善发电车、电缆故障监测仪等工器具的配备, 提高快速复电硬件水平。

2) 优化快速复电管理机制。 (1) 梳理10k V线路下辖用户通讯录, 特别是重要用户清单, 完善重要用户快速复电绿色通道。 (2) 强化指标管理, 全面落实快速复电各项指标, 按照公司生产管理人员现场作业到位标准要求, 加强现场作业的管理和检查监督, 及时如实填写DIS系统快速复电模块, 并做好数据分析和各项指标的预控管理。 (3) 加强承包商的管理, 针对急修外委承包商故障处理响应速度、设备修复时间、施工质量等建立评价机制, 组织急修外委承包商实行分片驻点, 缩短外委急修人员到场时间。

3) 加强技术支持。 (1) 及时总结经验, 编制快速复电流程指引手册, 对较为典型的急修案例备案收集分析, 开展各项类交流会和配电技术比武; (2) 加强技术培训, 组织开展故障查找与诊断、应急发电设备操作、PDA及信息系统应用等培训, 进一步提高配网抢修人员技能水平。

3.5 开展特殊运维工作

1) 分析历史跳闸情况, 对跳闸较为频繁的设备和工作地段建立黑点档案, 在日常巡视中重点巡察。

2) 开展10k V线路风险分析, 对设备水平较为薄弱、环境较为恶劣、盗窃现象较为严重, 市政施工较为频繁的人口密集区, 发现有安全隐患但不能及时整改的地段建立日常重点巡维档案, 重点巡视。

3) 迎风度夏期间, 加强对重过载10k V线路、公变的负荷监控和预测, 及时更新统计重过载10k V线路、公变清单, 上报规划建设部, 在工程项目未下达前, 重点巡视监控, 严防线路设备过负荷跳闸。

3.6 加强班组人员管理

比如做好各项操作的专项学习及开展配网技能演练比赛等。

3.7 提高配网“三防”及抵御电网事故的能力

1) 编制“三防”专项应急预案, 组织各部门、各班组集中对预案进行讨论, 确保预案的科学性和指导性。

2) 编制在上级变电站失压后配网事故应急预案, 防止大面积停电事故, 对不能及时进行转供电的10k V馈线需统计分析, 上报规划建设部及时整改。

3) 认真组织内部各部门联合开展防风防汛暨配网事故演习, 加强各部门的沟通, 并做好与区管委会、街道办等政府部门联合演习工作, 确保发生事故后与政府部门高效协作。

3.8 严把增量设备入网关

1) 严格按照配电设备验收规范, 抓好业扩工程中间检查, 严格审核配电设备安装、调试和试验合格单, 在施工队上报停电计划时必须提供验收人员签名的验收单, 在设备发生故障时对验收相关人员进行责任考核, 确保新投运设备满足投产要求。

2) 加强抢修过程监督, 严禁施工队伍施工忽略质量, 盲目追求速度, 电缆头制作需持证工作, 加强电缆头等设备现场制作安装工艺的监督管理, 配合上级部门对施工作业人员进行考核。

3.9 狠抓存量设备运维管理

1) 推进网格化运维, 确保设备运维到位。 (1) 将辖区按照运维班组配置“网格化”划分片区, 10k V线路责任到人。 (2) 严格按照中低压配电运行管理标准、作业指导书等要求, 做好配电线路巡视、负荷监测、消缺等设备日常运维工作。

2) 推进配电设备状态检修工作, 做好电缆振荡波局放检测工作, 在年底前完成200段电缆振荡波局放检测。

除以上几点外, 降低外力破坏影响也是其中很重要的一方面, 比如加强巡视, 及时处理安全隐患;并加强宣传等多方面。

4 技术创新领域

在配网大力推进设备在线监测与带电检测技术, 振荡波测试工作。

4.1 大力开展配网带电作业

1) 加强与上级部门沟通, 全面开展配网架空线路常规带电作业项目, 积极组织开展各项前期准备工作, 对具备现场作业条件的尽量100%采用带电作业。

2) 加强新型带电作业技术和作业项目的研究与推广应用。配合继续试点开展配网旁路带电作业, 扩大不停电作业范围。

4.2 提高10k V线路重合闸投入率

做好10k V线路重合闸投入情况的统计, 除用户专线、未加固的芬兰ABB主变等存在绝缘薄弱情况的主变所带千伏线路不投重合闸外, 原则上其余千伏线路均投入重合闸。

4.3 推进配网自动化建设

县供电企业供电可靠性管理新思路 篇9

1 建立科学管理体系

(1) 建立决策管理层、指标控制层和支持层三级供电可靠性管理体系。县供电企业应成立以主要领导为组长, 主管领导为副组长, 安监科、调度所等部门第一责任人组成的供电可靠性管理领导小组, 由各供电所所长和供电可靠性专责人为工作小组成员, 并确定领导小组的主要职责。领导小组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制定, 对各项供电可靠性管理工作做出决策, 并对供电可靠性进行考核。

(2) 完善规章制度, 提高管理标准。根据实际情况, 把《供电可靠性管理制度》和《供电可靠性管理细则》贯穿于生产经营、电网建设全过程, 为电力规划、基本建设、生产运行、检修维护、营销管理提供切实可行的依据, 使供电可靠性指标和责任挂钩, 对每月、每季的供电可靠性指标措施进行考核。

(3) 推行目标优化管理。定期召开供电可靠性分析例会, 由供电可靠性领导小组副组长主持召开各相关人员参加供电可靠性分析会;每季度召开一次由主管领导主持, 公司供电可靠性领导小组成员和公司所属各有关部门人员参加的供电可靠性分析会, 总结全公司各部门供电可靠性指标任务完成情况及存在的主要问题, 查找影响供电可靠性的直接原因, 布置下月 (季) 主要工作任务及要求, 编制供电可靠性指标的滚动计划, 对供电可靠性指标进行超前预控。

2 做好预停电管理

(1) 加强停、送电管理。实行每日生产调度会制度, 由分管生产的领导统一安排停电检修工作, 对计划停电、设备检修、故障处理等工作科学管理, 加强部门间停电信息沟通, 实现“一线停多处干, 一家申请多家工作”, 避免单一工作及重复停电, 严禁计划外停电, 彻底杜绝随意性停电。及时制定上报月度计划、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、农网改造等计划停电有机地结合起来。

(2) 减少农村停电的影响。做好及时报送停电计划, 减少停电次数, 尽可能缩小停电范围, 缩短停电时间, 从而降低停电对用户的影响。

(3) 对停电范围广、停电时间长的工作实行工程项目管理。要求施工队伍提前1周制定施工方案, 充分做好一切准备工作, 分段、分时联合施工, 尽可能缩小停电范围, 减少停电时间。

3 强化基础资料和运行管理

为加大农村供电可靠性管理工作力度, 供电企业应指导督促供电所完善供电可靠性基础资料管理, 并进行准确统计;对所辖线路所有的运行数据进行统计分析, 并与往年数据进行比较, 及时查找线路本身或管理上存在的问题, 有针对性地采取措施进行整改。由于农网改造使线路的变化非常大, 因此, 应及时对10 kV线路重新进行统计, 并绘制详细的地理接线图。做好线路设备的运行巡视和记录, 对线路存在的缺陷做到心中有数, 重点巡查、及时处理, 从而进一步提高农村供电可靠性。

4 提高故障抢修速度

县供电企业成立事故抢修队, 24 h值班, 执行周密的供电方案, 一旦发生事故, 尽快转移负荷, 隔离故障点, 把停电范围尽量缩小。电网发生事故后, 检修人员能马上到岗, 事故备品备件准备齐全。配备必要的车辆和通信设备, 提高事故快速处理能力。

5 提升科技管理水平

(1) 实现开关站和变电所调度自动化。在调度自动化的基础上, 加快配电网自动化建设, 采用小电流接地选线装置, 准确地判断故障线路, 快速地把故障隔离或排除, 避免10 kV出线轮流拉闸查找, 以快速排除故障, 减少停电时间。

(2) 提高配电网装备水平, 积极采用免维修、免维护设备, 如六氟化硫断路器、真空断路器等。35 kV变电所应建成或改造为无人值守变电所。

(3) 推广热倒合环。热倒合环操作可以避免负荷转供过程中倒闸操作所引起的短时间停电, 对于那些要求保证连续供电的用户非常实用。在严格执行有关规定和保证安全且具备条件的前提下, 推行带电作业。