供电可靠性标准

供电可靠性标准（共9篇）

供电可靠性标准 篇1

0引言

目前,有些变电站存在主接线设计缺陷导致某种运行或检修方式下使用户被迫中断供电的问题,因此有必要进一步完善变电站的标准设计,以适应提高供电可靠性的需要。本文对目前变电站的设计中10 kV电压等级接线采用3台主变压器、单母四分段接线方式而引发的一些影响供电可靠性问题进行探讨,并提出了解决方案。

1问题的提出

目前,110 kV或220 kV变电站10 kV电压等级接线往往采用3台主变压器、单母四分段的接线方式[1],如图1所示。

这种接线相对于单母三分段接线的优点:某台主变压器停电时,剩余的2台主变压器能平均分担全站的负荷。当2号主变压器停电时,可以让10 kV IIA段母线转由1号主变压器供电,10 kV IIB段母线转由3号主变压器供电;当1号主变压器停电时,可以让10 kV I、IIA段母线转由2号主变压器供电,10 kV IIB、III段母线转由3号主变压器供电。这样就避免了需要将停电主变压器的负荷完全转由另外1台主变压器供电的情况。但出于经济性的考虑,变电站的建设一般随着负荷的增长分期进行,一期工程只建1、2号2台主变压器和10 kV I、IIA、IIB段母线,这就造成了3号主变压器没有建成之前,存在10 kV IIB段母线在某些检修运行方式下需要被迫停电的问题。下面就目前几种不同接线存在的问题进行分析。

a.主变压器高压侧断路器与主变压器间设有隔离开关,主变压器需要停电时存在的问题。单母四分段不完全接线(主变压器高压侧断路器与主变压器间设有隔离开关)如图2所示。当2号主变压器停电而10 kV IIB段母线又需继续供电时,正常的操作顺序:先合上500断路器,断开502A、502B(此时10 kV IIB段母线停电)、102断路器,拉开5020隔离开关,重新合上502A、502B断路器(此时10 kV IIB段母线恢复供电),再继续完成主变压器停电的其它操作。在这个操作过程中,10 kV IIA段母线可以通过500断路器一直由1号主变压器供电,而10 kV IIB段母线则在502B断路器断开的过程中需要短时间停电,影响了对用户的供电。

b.主变压器高压侧断路器与主变间未设压器隔离开关,主变压器高压侧断路器需要停电时存在的问题。单母四分段不完全接线(主变压器高压侧断路器与主变压器间未设隔离开关)如图3所示。与图2相比,图3主变压器高压侧断路器与主变压器间未设隔离开关,此时102T0既是主变压器变高断路器地刀,又是主变压器变高侧地刀。当2号主变压器变高断路器因故需要检修、合上102T0时,2号主变压器需要被迫停电,10 kV IIB段母线需要短时间停电,影响了对用户供电。

c.主变压器高压侧断路器线路侧隔离开关为双工位隔离开关存在的问题。单母四分段不完全接线(主变压器高压侧断路器线路侧隔离开关为双工位隔离开关)如图4所示。某站的主变压器高压侧断路器线路侧隔离开关(如1024)为双工位隔离开关,即隔离开关和接地开关组合成一个整体,公用1个动触头、1台操动机构,实现合闸-接地2个工况位置。该种结构实现了隔离开关和接地开关的机械连锁,省去了两者的电气联锁,避免了误操作。但对于图4的接线,由于主变压器高压侧断路器与主变压器间未设隔离开关,因此当2号主变压器110 kV进线需要停电时,在拉开2号主变压器高压侧断路器线路侧隔离开关1024前,一定要先拉开2号主变压器低压侧5020隔离开关。否则,当102断路器断开后随即拉开1024隔离开关,此时在102断路器断口两侧将出现一侧带电、另一侧接地的情况,没有隔离开关作为明显的断开点,而且可能发生误操作,这是不允许的。而该站主变压器高压侧断路器与主变压器间未设隔离开关,必须拉开低压侧的5020隔离开关作为断开点,与图2的状况一样,影响了对用户的供电。

d.主变压器低压侧未设置隔离开关存在的问题。图5为110 kV变电站接线方式的又一种典型结构,与图2相比,图5的接线是2号主变压器低压侧未设置隔离开关,2号主变压器停电时1号主变压器无法通过502A—502B断路器对10 kV IIB段母线供电,10 kV IIB段母线只能被迫停止供电。图6为某变电站标准设计方案的主接线示意图,与图5相比,图6的主变压器低压侧断路器无法单独进行检修、试验,必须和主变压器一起停电,尤其是2号主变压器问题更加突出,这势必减少主变压器的可用系数,影响供电可靠性。

2解决方案

图2—图6反映的问题都是110 kV变电站3台主变压器、单母四分段接线方式在3号主变压器没有建成之前存在的,必须采取措施加以解决。

2.1扩建第三台主变压器

上面提到的问题均有一个共同的前提,即3号主变压器没有建成。因此,扩建3号主变压器、完善变电站的最终接线是解决问题的最直接、有效的办法。但该措施受制于该站的负荷发展情况(如负荷没有增长到需要扩建第三台主变压器)。

2.2断路器设置主变压器侧隔离开关

由图3—图6反映的问题可以看出,在主变压器高、低压侧断路器、线路停电时,造成主变压器被迫停电,间接导致10 kV IIB段母线也需要中断供电。因此,在主变压器高、低压侧断路器设置主变压器侧隔离开关是避免不必要停电的重要措施,同时可以使运行方式灵活运用。

2.3采取临时措施

在主变压器高、低压侧断路器设置主变压器侧隔离开关仍然无法解决主变压器需要停电时10 kV IIB段母线需要中断供电。一种解决方案是在3号主变压器没有建成之前,将10 kV IIA、IIB两段母线临时连通(如图7虚线框中所示),待3号主变压器扩建时再恢复断开状态。该措施已经在某些变电站得到实施,正常运行时502A断路器供电10 kV IIA、IIB两段母线,502B断路器处于冷备用,该措施的缺点是临时连通母排拆除时需要10 kV IIA、IIB段母线停电。

另一种解决方案是在10 kV IIA、IIB段母线上各设置1个备用柜,用1条电缆将2段10 kV母线连接起来,如图8所示。该办法可以避免上面提到的临时连通母排拆除时需要10 kV IIA、IIB段母线停电的问题,但缺点是需要长期占用2个备用柜。广东电网公司汕头供电局近年来处理类似接线方式问题时就经常采用此种方案。

2.4改变主变压器投产顺序

单母四分段不完全接线(一期工程先建设1、3号主变压器)如图9所示,若变电站一期投产时缓建2号主变压器,而是先建设1、3号主变压器,并将10 kV设备一次性建成,也可以解决问题。此方案可以避免同一变电站不同期投产的10 kV设备因其厂家、型号不一致,从而造成运行管理、倒闸操作等方面诸多不便的问题,还可以解决馈线多、负荷低的问题,缺点是变电站第一期建设时投资增大。

3建议

通过上述对变电站主变压器几种不同接线存在问题的分析及提出相应解决方案在实际的应用情况,对提高供电可靠性提出以下几点建议。

a.建议设计变电站时充分考虑投资的经济性和供电可靠性。

b.要改变以往用高容载比支撑高供电可靠率的思路,改变长期重主网、轻配网的现象,即通过改善配网结构来提高供电可靠率。

c.实施带电作业、设备在线监测和状态检修、10kV线路不停电合环倒闸操作对提高供电可靠率和客户满意度有积极意义。

d.提高供电可靠率需要从基础管理、电网规划、电网建设、生产运行管理、技术进步等方面开展大量的工作。

摘要：针对有些变电站存在主接线设计缺陷导致某种运行或检修方式下用户被迫中断供电的问题,分析了10 kV电压等级接线采用3台主变压器、单母四分段接线方式而影响供电的原因,提出了扩建第三台主变压器、断路器设置主变压器侧隔离开关、改变主变压器投产顺序等解决措施和提高供电可靠性的建议。

关键词：供电可靠性,变电站标准设计,单母四分段

参考文献

[1]Q/GDW 156-2006,城市电力网规划设计导则[S].

供电可靠性标准 篇2

2010年供电所供电可靠性工作计划

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。

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。

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，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。

供电区域供电可靠性与对策 篇3

建模供电区域内有现代化大中型企业100多家, 有正县级、副县级工业园区各一个, 有大型用电单位26个。供电可靠性将会对这些大型企业的正常运营产生很重要的影响作用。为了使供电区域配电网供电的可靠性的强度有所提高, 需要认真分析与评价供电区域配电网的现状, 提出改造和建设的更加完善的技术原则, 促使供电区域供电可靠性超过99.995%。

1 供电区域配电网现状

(1) 网架结构。供电区域10k V架空网目前主要为辐射式、单联络接线方式, 主要为单辐射接线, 环式接线和分段联络的接线方式不够多样化。部分架空线联络点缺乏, 分段不够科学合理, 主要表现为部分支线联络不密切, 当主干线路发生状况时, 分支线路的压力不能由其他线路帮忙转带, 因此有必要进行进一步的改造和完善。

目前, 供电区域仅有电缆线路一条, 无规模电缆网, 随着城市快速发展, 供电区域电缆网的增长速度会显著提高。

(2) 线路主干线的长度。在城区内, 由于路径资源、电源点的布局等因素, 部分10k V线路的主干线偏长的状况也是存在的, 其中10k V超供电半径线路多达9条, 后期对10k V线路进行科学的改造, 可根据电源点的建设、供电范围的情况等因素来进行。

(3) 线路容量与负荷。2013年底, 供电区域还存在15条重载10k V线路, 19条轻载10k V线路。线路容量不均衡是目前急需解决的问题之一。

(4) 设备水平。部分线路、配变、开关等设备运行年限过长, 负载较重时易发热导致绝缘老化, 因此, 亟待对设备进行更新和改造。

(5) 线路运行环境。架空线路绝缘化率较高。但电缆通道较少, 新建电缆廊道争取架空入地改造, 以提高用户供电可靠性。

2 配电网故障情况分析

供电区域2005年1月至2014年5月, 共发生故障836起, 按故障设备分类, 发生架空线路故障195起, 电缆线路故障64起, 配电变压器故障76起, 开关设备38起, 电杆故障285起, 绝缘子故障22起, 避雷器故障10起, 其他设备399起。其中按故障原因分类, 外力破坏占比例10.17%, 恶劣天气占比例1.67%, 自然灾害占比例2.87%, 运行维护不当占比例48.21%, 设计安装不当占比例2.75%, 设备本体占比例14.11%, 人员管理不当占0.12%, 用户原因占比例19.62%, 其他原因站比例0.48%。

3 供电区域配电网可靠性提升方法与策略

目前城区配电网中的电缆双放射网中的两回电源多是同路径敷设, 并且来自同一变电站, , 与其它电源间的相互协调合作能力不足;还存在着部分线路的支线没有充足的电源联络, 架空线路分段情况不科学等问题;电网的运行与修复、自动化程度、线路互相供应能力也有着比较严重的问题;在事故抢修、基础资料管理情况、状态检修等很多方面也存在不足的地方。

3.1 加强并改善网络的结构布局

多分段多联络、单环网, 双环网等方式是我国目前可靠性较高的配电网接线方式。要想找出改善配电网的最佳模式, 就要对这几种配电网接线方式进行详细地分析与研究。

(1) 多分段多联络接线方式。多分段多联络的配电网在遇到事故的时候可以有效提升线路设备的利用效率和线路设备的储备能力、提高电源支撑作用的能力和供电可靠性、增强线路的负载转供能力。

(2) 单环网接线方式。一般情况下, 会有两个电源来支撑电缆网的这种接线形式, 变电站的两段母线是这两个电源的来源, 正常的运行方式是将联络开关打开, 在发生故障的时候, 通过关闭开关会将发生故障的线路有效隔离, 而正常线路的用户则可以合上开关来进行负荷转供。该接线模式的运行比较灵活, 且具有较高的供电可靠性。

为了满足负荷转供的要求, 各条主干线负载率应该严格控制在50%左右。

(3) 双环网接线方式。采用开环运行方式的双环网接线模式, 是一种有着很高的运行灵活性和较强的供电可靠性的方式, 这种方式能最大量地确保向用户持续供电, 满足重要用户要求双电源供电的需求。

3.2 提高配电设备的质量

配电设备的高质量可以有效地减少故障率, 提高供电可靠性。配电设备的装备水平对设备的检修周期有着明显的影响。因此为了减少由于设备原因造成的停电事故, 要尽可能使用全封闭、少维护、高质量的设备, 来提高供电可靠性。

3.3 实施配电自动化

提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段之一是实行配电自动化, 这种方式能够迅速隔离故障区段, 缩小停电范围, 加快恢复供电。故障自动隔离功能应适应分布式电源接入。

应合理选择配电自动化终端类型, 提高信息采集覆盖范围。根据网架结构、设备状况和应用需求等因素, 来选用合理的自动化终端或故障指示器。对于关键性的节点, 例如主干线的开关、联络开关、进出线较密集的开关站、配电室和环网单元, 应配置“三遥” (遥测、遥信、遥控) 配电自动化终端;对一般性节点, 如分支开关、无联络的末端站室, 应配置“两遥” (遥测、遥信) 配电自动化终端或故障指示器。

3.4 提升管理水平和专业科技水平

对设备缺陷进行专业的技术分析与研究, 随时做好设备状态的检测和故障诊断工作, 是加强配电网的技术管理的有效途径。与此同时, 还要对设备故障检测仪器的配置进行升级, 对设备检修的期限由定期检修逐步变为状态检修, 并且要尽全力避免由于设备发生故障而造成的用户停电。为了减少线路停电时间和次数, 还要推行配电网带电作业的工作。

4 结束语

要想有效改善城市核心区配电网的供电的安全性, 应采取如下措施进行改善和提高:首先要升级配电系统网络的布局结构, 来增强运行过程中的灵活性;其次还要改善电源及运输电力的途径, 提高电源系统的安全性;再次, 把好设备的质量关, 采用高质量的设备, 来降低设备发生故障的情况。此外, 还要做到合理安排供电计划, 统一协调规划, 提高管理运行的水平, 加强设备质量检修的强度, 加强宣传力度, 使外界因素对配电网的干扰有所减少。

摘要：该文通过建模分析供电区域配电网结构、设备管理以及发生的重要停电事故情况, 研究探索供电区域配电网存在的供电风险规律, 并从电网规划设计、建设发展、运行管理等方面提出针对性的解决措施。

关键词：配电网,供电可靠性,解决措施

参考文献

[1]高山.提高浦东电网供电可靠性的分析[J].上海电力, 2005 (01) .

供电可靠性标准 篇4

一、提高供电可靠率工作计划

1、线路上安装分段开关。

2、更换老化绝缘子和配变跌落开关。

3、为减少停电时间和避免重复停电，保证用户供电可靠性，完成供电可靠率指标，根据电网负荷规律和电网设备状况及供电可靠性工作计划安排设备定期检修试验的计划。

4、加大月计划检修力度，集中人员作业、层层配合（低压检修配合高压检修，变电检修配合线路检修）严肃审批制度。加强停、送电管理。检修、施工时，检修人员提前到达现场，并做好开工前的各项准备工作，等候设备停电；检修、施工完毕后。尽快恢复供电，缩短设备停、送电状态转换时间。建立分部门责任考核制度。逐步形成以供电可靠性指导生产运行管理，以生产运行管理保证供电可靠性的闭环式生产管理模式。

5、供电营业所加强配电设备的巡视和配变的负荷监测工作。配变未满负荷、超负荷前应及时调整，转移负荷。

6、加强业务学习，缩短查找故障点时间。

7、积极试行设备状态检修技术，实行状态检修。缩短检修时间。

8、要求每户全年平均停电时间不超过35.04小时，每月根据上月完成情况进行调整确保全年供电可靠率达到99.6% 级以上。

二、每月的主要工作内容及指标分解

1月份根据历年春节负荷增长情况和本供电区的实际情况做2007年春节的负荷预测工作。在春节前要对变电所设备、10KV线路及配变台区进行特巡，并将缺陷分类，能配合的就配合作业，统一安排、集中检修，避免重复停电。供电可靠率预计达到99.90％以上。

2月份主要安排设备运行维护单位，加强所辖设备的日常巡视检查，加大职工业务技能的培训和反事故演习活动的力度，确保在设备故障停电和突发事件时的应变能力。无特殊情况不安排计划检修，对设备巡视检查中发现的一般性缺陷要加强监视运行，并做好统计整理，待春检时统一处理。供电可靠率预计达到99.80％以上。

3月份首先设备运行维护单位将所辖设备的缺陷进行统计整理，做好春检期间的设备消缺、定检、预试、施工等工作计划的编制，安排各施工、检修单位的材料准备和春检前对施工人员、检修人员的集中培训，确保在春检过程中工作的进度，减少设备停电时间，保证供电可靠性。供电可靠率预计达到99.88％以上。

4月份首先对设备的检修计划统一安排，集中检修，结合春检配合作业。加强所辖设备的日常巡视检查，巡视设备要针对春季大风天气频繁的特点，对导线的弛度、杆基是否牢固、接线部件是否完整等情况作为重点进行检查,还要加强避雷装置的检查和维护。4月份农灌负荷开始增大，根据历年负荷增长情况和本供电区的实际情况来预测今年的农灌负荷，确保农灌期间安全可靠供电。供电可靠率预计达到99.00％以上。

5月份是农灌负荷增长的第一个高峰，为确保农灌期间安全可靠供电，提前制定设备正常过负荷和事故过负荷的处理预案，结合春检对所辖供电区内的变电和线路设备进行一次特巡，发现缺陷及时处理，确保安全度过农灌负荷高峰期，另外5月份的检修时间要根据农灌负荷特点，尽量避开负荷高峰期进行，确保对用户的供电可靠率的承诺指标。供电可靠率预计达到99.00％以上。

6月份是我们地区雨季的开始，农灌负荷和系统电压将随着天气的变化而大幅度起伏，为此在巡视设备时，重点检查设备接线处过热情况和充油设备随气温和负荷变化时的油温、油位、油色是否正常。系统电压过高或过低时及时调节变压器分接开关和合理投切无功补偿设备，确保电网安全可靠供电。供电可靠率预计达到99.20％以上。

7月份是气温高、雷雨频繁、农灌负荷大、系统电压偏低，要求在巡视设备时，重点检查开关、刀闸等设备的触头、接线夹是否过热，检查充油设备的油温、油位、油色是否正常，检查变压器、电流互感器等设备是否过负荷。设备检修或消缺的时间，农灌用电低谷时进行。以保证农灌期间的供电可靠率。供电可靠率预计达到99.30％以上。

8月份农灌高峰期间加强农业排灌的线路开关、配电变压器、电容器、机电井的巡视检查，对停电的检修集中在负荷低谷时进行，减少停电范围和停电时间，8月份雷雨天气增多，增加异常天气时所辖设备的日常巡视次数，提高值班人员在设备故障停电时，迅速、正确的处理事故，保证电网安全、稳定、优质、经济供电。供电可靠率预计达到99.93％以上。月份农灌期间首先主要保证农业排灌的供电，对设备的检修计划统一在负荷低谷时进行，对变电和10KV线路集中检修，减少停电范围和停电时间，加强所辖设备的日常巡视检查，特别是要加大10KV线路开关、配电变压器、电容器的巡视检查力度，提高在设备故障停电和突发事件时的应变能力，异常天气时加强设备巡视和值班，保证线路故障时及时处理确保对用户的供电可靠性。供电可靠率预计达到99.5％以上。

10月份大面积的农灌用电基本结束，要求将所辖设备的缺陷进行统计整理，做好秋检期间的设备消缺、检修工作计划的编制，安排好检修材料和其他准备工作，统一安排停电检修，避免重复停电。供电可靠率预计达到99.8％以上。

11月份将10KV设备的检修计划尽量安排在66KV线路停电检修时进行，以便减少停电时间。秋检时对变电和线路设备进行细致的检查，安装维护线路分段开关和跌落开关，确保线路故障时能够可靠动作，减少停电范围。异常天气时加强设备巡视和值班，保证线路故障时及时处理，确保对用户的供电可靠性。供电可靠率预计达到99.90％。

12月份加强冬季设备的日常巡视检查，要针对冬季大风、暴风雪等恶劣天气设备易发生的故障，加大职工业务技能的培训和反事故演习活动的力度，确保在设备故障停电和突发事件时的应变能力。元旦前组织对变电所设备、10KV线路及配变台区进行特巡，并将缺陷分类，统一安排集中检修，避免重复停电。供电可靠率预计达到99.95％以上。

供电企业提升供电可靠性的思考 篇5

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

配电系统供电可靠性的供电结构 篇6

电力工业是国民经济的重要部门之一, 它即为现代工业、现代农业、现代科学技术和现代国防提供必不可少的动力, 又和广大人民群众的日常生活有着密切的关系。建国50多年来, 我国城市电网有了很大的发展, 供电用电管理有很大的改进, 有了完善的标准频率和电压体制, 在城乡普及了用电, 整顿了城市电网结构。所有这些, 都为城市供电系统的进一步发展和实现现代化提供了一个基础, 但是要适应今后国民经济的发展, 还有许多问题和困难需要解决。

1.1 根据预测末来几年中我国电力和能源供

应仍然十分紧张。近几年来, 我国国民生产总值迅猛增长, 从我国电力部要求电力发展速度至少要与现代化发展同步。但是从近几年电力工业明显滞后现代化的发展, 特别明显的地区表现在华东电网、华中电网。拉闸限电现象, 所以电力供应仍然是供不应求的。

1.2 随着国民经济的现代化,

城市进程和加快, 城市用电负荷增长迅猛。而且用户对供电的安全性、可靠性、质量要求将越来越高, 但电力系统和配电设备的随机性故障是不可避免, 而且随着系统规模的日益扩大, 特别尽几年电气化铁道的建设, 对已经出现并将普遍出现的公用配电网中, 由于家用和工业电气设备带来的谐波等其它用户的干扰问题, 还没有引起注意。

1.3 大城市中高负荷密度带来的供电困难, 要求全面安排城市电网,

我国在编制1986~2015年电力30年规划时, 估算国内大城市负荷密度最大不会超过25000KW/KM2, 个别市中心可能达50000~60000KW/KM2负荷密度升高后, 向市中心供电将提出更加严格的要求。

1.4 市郊农村经济发展, 特别是乡镇企业的迅

猛发展, 使市郊用电量大大提高, 形成城市供电模式, 一些城乡区供电将会消失和转化。

1.5 随着工业的发展, 环境保护的要求越来越高, 占用土地也将越来越困难。

为了保证城市的美观, 应尽早做出变电站的布局规划, 取得城建部门支持, 预留位置, 或考虑建设地下变电站和采用电力电缆, 以减少线路走廊, 缓和用地困难。

1.6 由于我们配电线路处于架空线路很广, 又长期处于露天之下运行,

所以经常会受到周围和大自然变化的影响, 从而使架空线在运行中会发生各种各样的故障, 所以给我们电力行业带来很多维护工作, 投入了大量的资金和人力, 安全供电的可靠性不明显, 经常做季节性停电检修工作。

1.7 现有大量的陈旧设备将不能适应城市电网发展要求, 应有计划逐步进行改造。

过去大量采用的设备, 技术性能较差:架空采用裸线, 有些开关断流容量小, 开、合性能不可靠, 大量的开关及刀闸不能遥控, 阀型避雷器运行中瓷件易击穿等, 对于这些设备, 都需要按照城网发展的要求, 下决心逐步予以改造。以保证供电的连续性、可靠性。

2 改善和保证城市供电应休取的主要措施

针对上述概述, 所分析和正常中发生的实际情况和问题, 和适应城市供电的发展, 需要采取一系列特殊的措施。

2.1 减少占地面积, 提高单位面积的供电量, 减少供电的长度提高电压质量:△V%= (PR+QX) /

2.1.1 向空中发展,

建设高式层中变电站, 压缩占地面积。2.1.2向地下发展, 建设地下变电站, 减少占地面积。上述作法是为集中供电中心, 减少△V。2.1.3发展小型和组合式设备, 成套设备及封闭设备。2.1.4简化接线、简化设备、简化电压等级, 减少变电层次。2.1.5扩大变电站的变压器容量及台数, 使土地及空间充分发挥作用。

2.2 从结线上增加供电的安全性、可靠性

2.2.1 采用环形供电。2. 2.2采用多回平行线路

供电。2.2.3采用备用电源, 对城市面上中心重要的负荷、军事、医院、政府中心的进线, 采用负荷放射形结线, 箱工变电所T接, 在高压线路上这些站, 采用负荷开关或熔断器保护。2.2.4采用几种不同电源同时供电的方式。2.2.5采用城区配电网络绝缘化结线方式。

2.3 减少通道数量, 克服电缆的拥挤情况

2.3.1 提高供电电压,

简化电压等级, 20~35KV在输送容量, 电压质量、供电半径、电能损耗低2~10KV。2.3.2加大电缆截面面积:35~10KV不小于是120mm2。380V~220V不小于70mm2。a.按载流量;b.短路时热稳定S;c.短路最高温度。2.3.3在负荷中心建设配电中心, 减少供电主干回路。

3 城市电网的改造与展望

根据我国有些城市先行试点经验, 城网改造的原则是:从实际出发, 根据需要与可能, 有计划地、合理而充分地利用和改造更新原有设备与电网结构, 积极慎重地采用新技术、新设备;市面上区用旅游区要积极发展电缆供电;使用权架空配电网各有侧重, 互为补充, 配电网要具有不少于30%的容量裕度;为增强配电网的可靠性、灵活性, 积极采用开闭所和小区变供电, 并与城市改造和新区建设同步进行;对实际负荷接近或超过200KW的用户, 采用电缆专线供电等。为了达到上述要求, 应做好如下工作:

3.1 结合城市特点, 制定规划, 实现小区供电

和管理。根据城市特点制定配电网近、中期规划, 供电小区结合行政区和规划街道, 考虑供电半径, 把一个地区分成若干面积0.5~1km2的小区, 负荷密度2000~5000KW/km2构成相对独立的10KV及0.4KV配电系统。

3.2 做好负荷预测, 注意保持弹性, 留有余地。做好负荷预测必须先进行用电调查,

研究系统各行业历年用电量各负荷变化规律, 影响负荷增长的各种因素, 参考国内处同等城市, 同类行业用电水平, 结合城市总体规划中有关产值, 消费水平, 增长速度等指标, 再进行电力、电量增长率分析平衡工作, 要留有余地, 使规划保持弹性。

3.3 采用链球式多电源供电, 为了适应各行对

电的依赖程度的增加, 除建设可靠的电源点外, 再将独立的射或配电线路网络向链环式 (手拉手) 供电过渡。每条配电线路的两端分别接上相邻变电站母线, 即每条配电线路都是电源联络线。正常运行时, 中间柱上开关断开, 两端分别运行, 当其中一个变电站检修时, 合上柱上开关, 另一端变电站就可带上全线负荷。在市区可采用可靠性高, 运行灵活的环式网络。

3.4 发展电缆配电网,

发展电缆化配电网, 采用直埋电缆, 是城市建设的需要, 能改善市容, 解决线路走廊, 但电缆线路投资高, 施工难度大, 所以首先只是在城市主干道和按小区供电的区域, 结合开闭所, 小区变的建设, 电缆供电系统的安全系数一般按架空线2倍考虑, 主电源馈电线路一般采用双回电缆, 当一回电缆损坏时, 另一回电缆能承担整个馈电线路80%的负荷能力, 敷设设电缆应根据负荷的发展, 结合城市建设, 实行土建一次完成, 预埋适当根数的电缆, 根据国外经验发展架空绝缘线也是一个发展方向, 通过国内绝缘线运行经验取得良好的效果。

3.5 发展公用性开闭所, 小区变, 并与城市建设同步进行,

为了增强电网的运行灵活性、可靠性, 减少单位从系统变电站架设专线供电挤占线路走廊的状况, 应在不同变电站的不同馈电线路的联络点或主要用户密集的地区, 建设独立的或辅设有小区变的开闭所, 在负荷密度较高的地区、住宅小区、高层楼群, 旅游网点;在市政、市容对电力有特殊要求的及分散的用户, 采用中心或支线小区变供电, 小区变应位于负荷中心, 接近主街道, 便于高压"л"接及低压干线联接。开闭所、小区变的建设, 必须先于城市建设, 这是城市现代化建设的主要基础设施。

3.6 采用标准化设备, 应具有先进水平的新技

术、新设备, 新设备的选择要力求标准化、系列化、规格化。在满足安全、可靠、经济的前提下, 大力推广新技术, 采用新设备, 在城网改造的过程中, 确定了设备选择的以下原则:

a.架空导线 (绝缘线) 的截面按经济电流密度和远期规划负荷选择, 导线的规格不宜太多。b.配电变压器应采用低值耗节能变压器、干式变压器、SF6气体绝缘变压器。c.开闭所及小区变的开关控制设备应选用先进的联络开头, 提高其断路容量, 为电网高度提供方便。d.110KV及以下电缆线路, 应优先选用友聚乙烯绝缘电缆。

供电可靠性标准 篇7

1.1 主 网

县级供电企业主网主要由输电线路及变电站构成, 电压等级以35kV为主, 110kV为辅。主网接线多为单侧电源单回链式接线及单侧电源单T接线, 变电站主变为1至2台, 容量为3150-10000kVA, 输电线路、变电站主变“N-1”效验通过率较低, 大部分企业小于50%, 因此主网供电能力不强。

1.2 配电网

县级供电企业配电网10kV线路接线方式多为单辐射接线、多分段多联络、单环网等, 大部分企业超过60%的线路为单辐射接线, 主干线规格以LGJ-120、LGJ-95为主, 次干线规格以LGJ-70、LGJ-50为主, 线路“N-1”效验通过率极低, 大部分企业小于30%, 配电网结构薄弱、转供电能力不强。

2 供电可靠性管理现状

2.1 指标统计管理不规范

目前, 县级供电企业供电可靠性指标统计管理按照规定的统计办法进行, 各企业统计数据管理未形成有效的管控机制, 普遍存在基础数据图实不符、更新管理不及时, 运行数据停电事件时间统计、停电原因界定不清、停电范围不清等数据不准确情况, 导致可靠性指标统计不完全、不准确。

2.2 基础管理薄弱

县级供电企业普遍存在可靠性管理体系不健全, 未形成指标管控机制;配网设备基础资料不全, 台帐信息不准确;验收管理流于形式, 配网资料更新不及时;设备及设施运行管理不到位, 应急管理薄弱, 应急抢修效率低的问题。

3 提高供电可靠率的方法

3.1 电网规划

重视电网规划, 规划建设结构合理、经济环保、技术先进、信息畅通的现代化电网。

加大电网建设与改造投入, 提高电网规划完成率, 要从结构上优化电网, 提高电网的运行灵活性、可靠性, 确保主网、配网“N-1”效验通过率大于80%。

3.2 技术措施

3.2.1 提高设备技术装备水平

推广配电网新技术、新设备应用, 积极采用免维修、免维护设备, 在线路上安装故障指示器, 缩短故障查找时间。对线树矛盾、线房矛盾突出的进行绝缘化改造, 对污染及雷害较严重的地区, 采用复合绝缘子、玻璃绝缘子、防雷绝缘子等, 提高配电网装备水平。

3.2.2 推广设备状态检测和检修

推广状态维修制度, 利用各种测试手段、数理统计和在线诊断等技术, 对运行中的电力设备的实际状态、变化趋势和规律, 进行科学预测和评估, 以实际运行状态取代固定的维修周期, 根据需要进行检修。

3.2.3 推广10kV带电作业

县级电网用户业扩报装多, 国内10千伏带电作业技术成熟, 在县级供电企业推广带电搭伙及带电检修等作业, 可有效减少停电时间, 提高电网供电可靠率。

3.2.4 加强配电网自动化建设

供配电系统是一个庞大的系统, 设备多, 组网方式多样复杂, 信息量大, 信息变化快。要应用现代计算机监控和信息管理系统, 加强配电网自动化建设, 提高信息化水平, 提高工作效率, 从而提高供电可靠性。

3.3 管理措施

1) 健全可靠性管理体系。

2) 加强综合停电管理。

3) 加强转供电管理, 在电网检修和故障时及时转供负荷, 减少停电范围, 提高供电可靠率。

4) 加强配电网运行管理, 提高设备可用率。

5) 制定各种事故应急预案, 并定期进行演练, 配置适当的移动电源供应急调用, 完善故障抢修管理制度。

6) 建立定期走访用户制度, 加强用电政策宣传, 及时了解客户用电需求, 合理引导用户错峰用电, 对重要用户要求配置自备应急电源, 帮助用户制定相应保供电方案。

4 结 论

综上所述, 县级供电企业提高供电可靠性有效的措施, 是通过科学规划和建设, 打造坚强主网, 可靠、灵活的配电网。各层次县级供电企业必须根据区域电网结构, 因地制宜地采取相应措施策略, 有步骤地开展提高供电可靠性相关工作, 实现供电可靠率有效提升。

摘要：分析县级供电企业电网及可靠性管理现状, 介绍县级供电企业提高供电可靠性的规划、技术和管理措施。

供电可靠性标准 篇8

矿井生产供电运行系统包含配电网络、电源及相应用电设备, 针对其安全性的设计则包含开关、导体、继电保护、变压器、通信与接地防雷等多层面内容, 其中较易被人们忽视的因素便是电源点及配电系统确定阶段如何可靠选择供电运行方式。良好的供电电源、适宜可靠的供电运行方式将影响到整个矿井系统的安全、高效、有序生产性能。因此, 我们只有考虑周全、深入研究、广泛收集电源点资料, 才能切实提升供电运行安全水平。

矿井系统生产中应用电负荷多为一级水平, 供电主体设备包括人员升降立井提升机、通风机、瓦斯抽放设备、主要井下排水泵、采区下山开采排水泵、局部生产应用的通风机等。倘若该类重要运行设备一级负荷电源供电产生了突然性中断, 则很可能引发一线生产人员人身伤亡、重要设备严重损害, 给国家经济带来严重的损失以及较为深远的政治影响。

为有效避免重大供电安全事故的发生, 一级负荷供电应采用两回路方式。在一些有特殊要求的部位, 例如局部井下通风机等设备的一类负荷, 则应确保独立设置两回路形式的电源供电线路, 进而确保矿井供电运行方式的高度安全可靠。

经过实践完成修订的相关煤矿安全生产规程对该类供电两回路方式有了更为细化的明确规定, 即深化要求采区井下变电所应面向局部位置通风机采用分列运行供电方式等。规定有效提升了矿井井下生产各类供电设备应对突发事件的安全性、敏捷性与稳定性。

两回路矿井电源的运行方式包含一用一备、并列运行与分列运行等, 其主体运行方式的选择不同会对矿井系统供电生产安全性与可靠性造成直接影响, 因此我们只有深入生产现场展开调研, 探寻不足、合理选用最佳运行方式, 才能真正营造安全、可靠的矿井供电运行环境, 切实提升生产服务效益。

1 矿井运行供电电源的确定

两回路矿井引入供电电源方式包含两类, 一类来自于外供电网络的同一变电所电源不同母线段, 另一类则来自于不同电源变电所。基于通常矿井位于供电网络末端, 因此实践设计应用第一类方式。

在系统供电说明书环节, 一些工作人员仅对电源变电所主变容量、地理位置、距离展开矿井负荷校验计算, 进而判断电源满足了供电矿井要求。但此种论证过程存在一定的缺陷, 欠缺对电源点现状的综合评价。实践论证中, 我们应合理判断电源点负荷、变压器、线路供电能力、是否存在出线走廊或间隔、变电所主体更新速度与扩容时间、是否采取合理供电运行方式, 进而科学确定该电源点是否真正安全可靠。

2 矿井并列供电运行方式产生的继电保护影响

两回路矿井并列供电运行方式主要指位于变电所两台主变压器高压与低压侧的母线利用联络开关分别相连, 或矿井配电所利用联络开关将两回路电源进行并联并一同展开负载供电。具体运行方式为当矿井地面变电所一号母线馈出开关负载于某点产生故障, 同时由于开关保护机器自身原因没能良好应对故障及时进行中断动作反应, 则地面变电所二号母线联络开关与第二台主变压器在母线电压侧的开关便会相继作出跳闸动作反应。基于变电所两回路电源成并列运行状态, 因而矿井地面变电所的第二台主变压器会依次通过井下变电所与井上开关最终回到矿井地面变电所, 并为出现故障的位置输送电流。

因此, 可以说并联两回路电源运行方式令矿井变电所的母线中某一馈出开关在产生带负荷故障, 同时没有能够及时断开故障时, 便会令连接该变电所的相应母线下一级别电源两回路母线所连接的开关继续通过另一路电源将电流输送至故障点, 使其无法及时断开。而当矿井供电运行在上述位置产生了三相或两相故障短路现象时, 则会令第二台主变压器母线侧开关产生故障反应并作切断处理, 令矿井地面变电所在母线电压侧全部停电。当其产生故障为接地问题时, 则会影响到选线工作, 令其操作变得较为困难。倘若矿井下的中央变电所母线产生了馈出负载的类似故障则会引发变电所性质严重的全部停电, 更有甚者还会产生越级跳闸故障现象。基于以上因素, 两回路矿井电源不适宜应用并联的操作运行方式。

3 矿井供电一用一备运行方式产生的供电负荷可靠性影响

两回路矿井电源的一备一用运行方式主要指两回路矿井电源中, 其中一条回路为全矿井提供电源供电, 而另一条回路则为备用设备。倘若矿井地面的变电所联络开关呈并联状态, 系统中一台主变压器承担着面向全矿井为其提供电源的供电职能, 而另外一台主变压器则成为带电运行的空载设备作热备用处理, 或整体不带电运行, 用于冷备用。当矿井地面变电所、中央井下变电所与变电所采区的母线侧联络开关整体合闸后便构成了一段供电运行母线, 并成为两回线路、一个电源的主体供电工作模式。

采用该一用一备供电运行方式存在的主要问题在于, 倘若正处于服务运行状态的线路电源突然产生停电现象, 则应通过人工操作开关进行电源切换, 这样便会形成短时间的系统停电现象。从实际层面来讲, 将矿井供电运行一级负荷下降控制为二级负荷进行供电, 直接对供电安全性、可靠性造成了影响。尤其是对于局部或主通风机而言, 在发生停电时倘若由于某种原因造成了电源切换不及时, 便有可能由于其停止运转而产生聚集瓦斯, 进而引发生产安全事故。因此, 在供电运行阶段, 我们应科学遵循煤矿安全规程相关规定, 在应用一用一备两回路电源生产中需制定科学的安全防范措施, 进而有效保障各类通风设备能够在最佳时间 (10 min) 内启动并恢复可靠运行。

4 矿井供电两回路电源分列运行方式

两回路矿井电源采用的分列运行方式, 主要将两回路矿井电源依次连接于各级配电、变电所两段母线中, 进而营造一个两回路各自不相关、不影响的单独电源供电模式。矿井地面变电所联络开关、二号母线联络开关与中央井下变电所、变电所采区等母线侧联络开关全部呈现断开状态, 进而有效构建了两条独立的回路电源线路, 这样一级负荷便可由每一单独的回路电源分别引进相应电源线。

基于该类两回路矿井电源分列供电运行方式的变电所、配电所母线均处于相互独立的不相连状态, 因而不会产生在并联运行阶段中由于故障现象导致停电范围不良扩大等问题。基于引入一级负荷于独立的两回路电源中, 各类局部通风机、瓦斯抽放等具有特殊供电要求的设备便可应用该双回路电源进行装置的自动切换, 进而实现在电源转换阶段不引发停电现象。由此可见, 该类分列运行两回路矿井供电方式较前两种模式具有明显的优势。

5 矿井供电两回路电源运行方式分析

综上所述, 不难看出两回路矿井电源供电运行方式的选择对供电可靠性有较大程度的影响。倘若采用并列供电运行方式则极易出现停电现象并令其范围不断扩大, 甚至引发越级跳闸等不良事故。因此, 两回路矿井电源应不采用不良并列的供电运行方式。而采用一用一备的供电运行方式则在实质层面令一级用电的负荷等级有所下降, 因此只有科学制定相应安全措施, 才能在运用该一用一备供电方式阶段确保各类主要通风机械在较短时间内实现可靠的启动并回复运行。对于具有特殊供电要求的一些局部通风设备, 则不宜采用该类一备一用运行方式。矿井两回路分列供电运行方式可充分满足一级矿井用电负荷所需的供电安全性、可靠性要求, 因此我们应科学采用该类方式, 并进行推广。

6 结语

总之, 通过上述供电运行方式对矿井供电可靠性影响的分析, 我们不难看出, 只有本着科学、可靠、适用、经济的原则, 依据各设备生产需求、现实生产状况, 适宜地选择良好的供电运行方式, 才能切实令故障影响程度降到最低且不引发大面积停电现象, 从而确保矿井供电运行的安全、有序、高效, 进而创造更多的经济效益与社会效益。

参考文献

[1]黄廷谢.浅谈如何提高电网运行的安全稳定性及管理[J].黑龙江科技信息, 2010 (33)

供电可靠性标准 篇9

本文根据杭州城北供电局的实践经验，在工程设计、施工方案编制安排、调度配合、现场工作及事故抢修等多方面总结出了一些提高供电可靠性的办法。

供电系统用户供电可靠性，是电力可靠性管理的一项重要内容，直接体现供电系统对用户的供电能力，反映了电力企业对用户电能需求的满足程度，是供电系统的规划设计、基建施工、设备选型、生产运行、供电服务等方面的质量和管理水平的综合体现。减小停电面积、缩小停电时间从而提高供电可靠率，不仅可以提高供电企业服务水平，增加用户满意度，同时也直接促进供电企业售电量的增加，从而对企业效益的提升起到了重要作用。杭州城北供电局通过历年的实践和研究，从工程设计、施工方案安排、调度配合和事故抢修等多方面取得了一些提高供电可靠性的经验。

一、坚强电网是供电可靠性的基础

经过近几年杭州市政府对城区道路的改造，以及省公司对杭州市电网建设的投入，使得城北供电局配电网架结构日益完善，供电能力大大增强，抵御自然灾害的能力进一步加强。城北供电局在配网改造中一直坚持以低压带动中压，以中压保证高压的网架改造原则。目前已基本形成了一个结构合理、供电可靠性强的配电网络。目前城北供电局10KV线路绝缘化率为100%，公用线路环网化率100%，线路电缆化率达到了75.95%。通过增加线路联络分段点，线路平均分段数达到4.05段/条，而平均每段用户数呈逐年下降，目前仅为3.84户/段，对缩小停电范围减少用户停电起到了积极作用。针对城北供电局范围内变电所布点相对不足的情况，在历年的配网改造中该局努力增加各个局部地区之间的线路联络，保证正常负荷下电网能满足“N-1”校验要求。2008年因外力破坏电缆，110KV东新变和朝晖变先后发生变电所全停故障，得益于配电网的完善联络，该局均在故障发生后半小时左右就恢复了所有10KV线路供电。针对绝缘化架空线路受雷击影响的情况，城北供电局通过科技项目研制了过电压保护器，并进行了大范围的安装，使雷击断线事故发生率大大降低。面对市政工程中电缆被挖频繁的情况，该局加强设备巡护和施工地段专项巡视的密度和频度，减少外力破坏引起的事故发生，还组织抢修班及相关班组人员学习电缆故障指示仪的应用，从而很好的提高了故障时事故点的排查速度，为尽快隔离故障恢复正常供电提供了保证。

二、领导重视与员工全员参与

近些年来杭州市区内市政改造力度不断加大，配电网自身设备更新和改造也提出了更高的要求，这些工作都对供电可靠性工作造成了相当的压力。面对不利局面，城北供电局努力化压力为动力，在设备运行管理、配网改造等工作中全方面全过程的贯彻了供电可靠性概念。局领导对供电可靠性工作给予了足够的重视和关心，全体同仁和兄弟单位也作出了不懈努力。该局制定了《城北供电局供电可靠性管理办法》，该制度除了直接与用户供电可靠性有关的管理部分外，还从电网的规划设计、施工计划安排、停电申请、停复役操作、设备的维护检修和故障抢修等各方面确立了相关标准，从制度层面确保了可靠性管理工作的顺利开展。2009年该局举行了供电可靠性工作交流会，使城北供电局各科室班组明确了可靠性工作的重要性和努力的重点。针对目前市政工程较多，外力破坏事故增加较多的情况，城北供电局加强抢修力量。针对事故高发时段，抢修班通过合理安排班次，保证有2个抢修组待命，节约了事故抢修时间和时户数。针对电缆线路和电缆故障不断增加的情况，该局积极组织原线路工作人员参加电力电缆工培训，实现跨专业的技能学习，培养具有综合技能的线路运行和抢修人员，从而提高工作效率和事故抢修速度。

三、合理安排配网检修改造

1)长期以来配网设备的更新检修采取定期分批的办法，而忽视了设备由于安装地点和负荷状况上的不同而造成的健康状况的不同。对此，城北供电局通过大量的设备维护经验和理论研究，建立了配网设备定级和状态检修方案，并应用于实践之中。通过这一方案该局在保证设备安全的基础上减少了不必要的设备停役检修，从而提高了供电可靠率。

2)从历年的实践来看，供电可靠率的水平主要取决于配网改造的工作水平。城北供电局紧抓这一重点，对配网工程从设计环节开始紧抓每一个步骤，完善工程项目。在设计过程中，在不影响施工安全和工程质量的前提下，该局充分考虑可靠性的要求，从设备选型、开关位置和带电作业等多方面达到少停电的目的。

在过去大家对供电可靠性不够重视的时候，10KV配网改造往往采用停全线一起施工的粗放施工模式，造成了时户数的大量损失。如2004年某次线路改造工程，一天的工作停电时间就将近9个小时，停电用户33家，损失时户数近300个。随着供电可靠率要求的不断提高，城北供电局由设计人员牵头组织施工单位、设备运行班组和调度等相关部门讨论施工方案，以求集思广益。对施工方法精益求精，将大工程层层细化，采用分线逐个割接、分步分段停送电等方式，在保证安全的前提下对每一个时户数都“斤斤计较”。在2008年的另一项工程中，改造线路范围内涉及用户34家，但实际仅使用时户数27个，有效的提升了供电可靠性，也避免了大面积停电对用户造成的影响。

施工过程中为减少停电时户数，城北供电局尽量采用带电作业缩小停电范围，全年共完成带电作业388次，节省时户数5232个，提高供电可靠率0.026%。对于现场施工，城北供电局各相关部门在现场交底阶段就对现场进行仔细勘察，明确施工当天车辆的进出通道、设备材料的堆放位置、施工的先后顺序和各市供电的人员力量安排。工程施工当天相关班组班组在工作停电前就到达现场检查准备工作，确认完备后再进行停电。局领导和生技科也经常赴现场检查施工队伍人员设备是否充足、施工安排是否合理。通过以上方法该局节约了停电工作时间，也增强了施工安全性。

3)改造工程的工作时间受工作量、施工机械和施工人员能力等的约束，在短期内很难有较大的提高。但从停役时间到许可时间，从汇报时间到复役时间这两段时间往往过长。城北局调度所通过关注施工进度，认真准备，精心操作，积极和操作班以及与各运行班组密切协作，施工班组在保证安全的前提下，先做好新设备的准备工作，然后再实施停电作业。在工作结束前，要求现场工作负责人提前通知运管中心。运管中心一方面及时指挥操作班前往现场进行操作准备，另一方面及时和设备主人班组联系，要求其前往施工现场进行工程验收工作。通过紧抓停役许可和汇报复役时间，该局减少了工作停电时间上的浪费，提高了供电可靠率。

四、故障抢修精细化管理

提高事故处理速度，尽快恢复对用户供电是提高可靠性指标的一个重要环节。在夏季高温期间，高低压事故频发，城北供电局抢修班克服困难，采取早班加班4小时，中班提前上班的方法，保证了事故最多工作最繁忙的下午到傍晚期间始终有2个抢修组投入到事故处理中。

由于该局的抢修班同时也是正线开关和调度站的操作班，市调为工作需要调整负荷等工作常常会占用抢修班较多的时间。在这种情况下，城北供电局调度班和抢修班以及市调保持密切联系，关注操作情况。当正线操作和事故抢修可能发生时间上的冲突时，当值调度及时联系线路班、变电班或装表班组织力量投入到事故抢修中去，从而避免了操作对事故抢修带来的影响。这样在计划工作时调度能够直接指挥相应班组进行操作，减少了抢修班在路上的往返时间，更好的保证了事故抢修力量，使全局各班组无论在计划工作还是事故抢修上都能够灵活调动，达到人力资源的最优分配。

五、总结

目前，城市日新月异，道路建设和电网改造也以空前的速度发展。在大规模的改造中，通过上述多种方法，市区供电局完全可以实现对用户的少停电甚至不停电，从而提高供电可靠率指标，更好的为广大电力用户服务。

参考文献

[1]张筱玲.加速城市配电网改造是提高供电可靠性的关键[J].江西电力, 1997.