供电可靠性管理办法范文
时间：2023-09-28 18:08:36
导语：如何才能写好一篇供电可靠性管理办法，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
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，对本年度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年度为提高供电可靠率，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年度主要工作计划
>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；
篇2
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，对本年度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年度为提高供电可靠率，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年度主要工作计划
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；
篇3
关键词：临时检修；零点工程；分段试送；短时合环运行；短时合环倒负荷；带电作业；线路载流量
中图分类号：TM72 文献标识码：A
一、濮阳市区配电网络现状
濮阳市城网有25座110千伏变电站向市区供电。截止目前，配网线路绝缘化率96.2%，电缆化率86.98%，手拉手率95.01%，配网线路互供能力90.5%，无油化率100%，城区配电变压器共计1563台，10千伏开闭所11座。
二、濮阳市城区配电网络运行管理情况分析
1 濮阳配网运行特点
濮阳市城区配网检修开展零点工程、带电作业，严格控制临检，积极采用分段试送、带电查接地等积极的故障处理方法，保障了配网的安全、可靠运行，对检修工作及临检管理严格把关，使配网管理逐步规范化，配网供电可靠性有了很大提高。加强配网合环倒负荷的操作，减少用户平均停电次数，全面实现配网短时合环运行，现在具备有拉手条件的线路均实现了短时合环倒负荷，避免了不必要的线路停电，在很大程度上减少了线路停电次数。在公司10千伏系统内全面实施“配网出线速断保护定值增加时限”，增加了配网站内开关与配网分段开关的时限配合，并取得了很好的效果，线路越级跳闸现象得到了遏制，减少了停电范围，提高了配网供电可靠性。
2 濮阳配网管理情况
配网与主网调度权限划分，以110千伏主变主进开关为分界点，110千伏主变及以下设备由配网调度管辖。
（1）强化基础管理工作，提升配网管理水平
为了工作开展起来有章可循、有据可查，及时修订完善有关规范、规程、标准、制度，健全建立健全了各种配电设备台帐、图纸。制订了《濮阳供电公司用户供电可靠性管理办法》规章制度，为提高配网管理提供了依据。
（2）加强配网设备运行维护工作、确保配网安全稳定运行
为了保证配网安全稳定运行，配网设备管理部门进一步加强了配电线路的巡视检查，加强配电线路及设备接头的红外测温工作，及时消除配电网各类安全隐患。
（3）积极推进带电作业工作，提高了供电可靠性
配网工程能采用带电作业或采用带电作业配合施工的工程项目尽量采用带电作业。2013年全年开展带电作业382次，带电作业减少停电时间248.43小时，节约停电时户数共计2608.12时户，多供电量27.88万千瓦时，减少用户平均停电时间0.15小时。
（4）有效组织抢修，提高了事故抢修反应能力、缩短了故障查巡时间，配网调度与配电中心紧密配合，采取带电查接地、分段试送等手段有效提高了事故处理能力，缩短故障抢修时间。2013年公司故障停电平均持续时间为3.136小时，同比2012年4.0735小时减少了0.9375小时。
（5）加强停电计划管理，缩短停电时间，缩小停电范围。
3 濮阳配网运行存在的主要问题
（1）个别城区110千伏变电站及部分线路不能满足N-1要求。
目前变电站出线放射性配网线路有10条，单向受电的孤立线段，供电可靠性较差。城区110千伏孟轲站、开州站为单线单变，文教站、会盟站单变供电可靠性较差，建议尽快建成双线、双变，满足N-1的要求，提高供电可靠性。
（2）部分线路为裸导线，城区中心线路所带负荷过重，互供能力差。目前城网架空裸导线还有44公里，树线矛盾严重。城区中心线路多为负荷中心，负荷发展迅速，虽为手拉手线路，但在夏冬高峰时仍出现线路过载，互倒困难。
（3）电源点布局不合理，110千伏变电容量不足。
城区110千伏变电站布局不合理，不能充分发挥应有的作用，110千伏文教站、开州站、文教站负荷较轻，胡村站、长庆站负荷满载，濮阳配网容载比为2.19，已不满足配网规划要求，部分变电站容载比达1.15，且根据目前的配网现状，转移负荷困难，因此变电站建设应充分考虑负荷情况，切实解决配网运行问题。
（4）随着配网设备的更新换代，新型设备的检修问题已严重困扰着我们，新型免维护设备一般看不到明显的断开点，能否挂地线一直没有定论，使得停电操作时不得不扩大停电范围，无形中延长了操作时间，对我们的优质服务、指标的提升有着一定的影响。
（5）设备存在的问题：通过2013年影响10千伏配网供电可靠性分析原因可以看到，设备原因故障是配电网故障的第一大因素。
1）电缆故障的最直接原因是绝缘降低而被击穿，造成电缆绝缘降低有以下原因，电缆的自然老化或自然灾害等其他原因；电缆头制作工艺不过关。
2）部分电缆线路串点过多、且存在安全隐患。
如I、Ⅱ金堤线中黄段各串10个分电箱，若首端分电箱或进线电缆故障容易造成其它分电箱所带用户长时间受累停电。
（6）用户故障越级跳闸较多，影响配网安全运行。
用户设备故障停电，是故障停电的第二大因素，严重影响了城市配网的安全运行。故障情况主要有BLQ击穿；变压器、令克烧毁；电缆被挖坏；设备处未安装绝缘装置致使异物短路等。
三、濮阳配电网络发展的措施
1 鉴于濮阳配网良好的网格状结构及互供能力，应逐步开展配网自动化项目，实现故障自动检测、自动隔离及恢复无故障线路供电的高级功能，全面提高配网供电可靠性及运行水平。
2 在变电站选址与建设中，生产与营销应紧密配合，确保变电站投运后能解决配网线路过载及配网负荷发展问题。
3 配网建设应充分考虑负荷增长问题，线路载流量应留有余地，考虑配网合环等因素影响，做到超前规划。
4 加强配网系统人员培训工作，切实提高配网系统人员技术业务水平，开展配网调度业务竞赛活动，充分调动人员工作积极性。
5 加强配网设备招标管理工作，统一配网设备标准，杜绝问题设备进入配网，有利于配网运行与维护。
参考资料
篇4
1 概念
供电可靠性是指供电系统持续供电的能力，已经成为衡量一个国家经济发达程度的标准之一，反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，它是考核供电系统电能质量的重要指标。重要城市中心地区达到了4个9（即99.99%）以上，用户年平均停电时间小于53分钟；我国供电可靠率目前一般城市地区达到了3个9（即99.9%）以上，用户年平均停电时间小于3.5小时。供电可靠性可以用如下一系列指标加以衡量：供电可靠率、用户平均停电时间、用户平均停电次数、系统停电等效小时数。供电可靠性的含义还包括：在电力系统设备发生故障时，衡量能使由该故障设备供电的用户供电障碍尽量减少，使电力系统本身保持稳定运行（包括运行人员的运行操作）的能力的程度。
2 遵化公司供电可靠性数据
2011年，我公司完成用户供电可靠性指标RS-1为99.743%，用户平均停电时间AIHC-1为22.49小时/户，用户平均停电次数AITC-1为5.168次/户，累计停电次数为488次，累计停电时户数154425.0；其中预安排停电次数为255次，停电时户数125673.83，预安排停电占总停电次数的52.25%，占总停电时户数的81.38%，用户预安排平均停电时间AIHC-S-1为18.3小时/户。故障停电次数为233次，停电时户数58751.17，故障停电占总停电次数的47.75%，占总停电时户数的18.62%，用户平均故障停电时间AIHC-F为4.19小时/户。
2012年，我公司完成用户供电可靠性指标RS-1为99.811%，用户平均停电时间AIHC-1为9.65小时/户，用户平均停电次数AITC-1为2.426次/户，累计停电次数为240次，累计停电时户数72309.93；其中预安排停电次数为118次，停电时户数53496.55，预安排停电占总停电次数的49.17%，占总停电时户数的73.98%，用户预安排平均停电时间AIHC-S-1为7.14小时/户。故障停电次数为122次，停电时户数18813.38，故障停电占总停电次数的50.83%，占总停电时户数的26.02%，用户平均故障停电时间AIHC-F为2.51小时/户。
3 提高供电可靠性的办法
通过科学合理安排配电检修停电计划，在保证安全的情况下加快检修工作的进程，加快故障处理的反应速度，缩短抢修时间，在现有网架结构的基础上最大限度地减少客户停电时间，提高供电可靠性；同时，我们还在工作实践中不断探索和总结，逐步完善了可靠性管理的相关制度，对管理流程中的各个环节制订了严格的考核标准，以促进管理水平的提高，保证统计数据的完整准确。具体措施如下：
3.1 管理方面 ①定期召开可靠性分析会，及时掌握指标完成情况，对尚未完成指标状况的部分，要加强督促管理机制，有针对性安排工作。制定具体的供电可靠性管理办法、考核办法及相关制度。在完善考核制度的同时，可以加强工作的内容管理，提高我们的管理水平。②加强预安排停电的管理，统筹安排停电检修计划。加强上下级之间、部门之间的协调配合，加强停电申请管理，“先算后停”，严格控制停电“时户数”，以减少重复停电、低效率停电，实现供电可靠性指标的精细化控制。a计划停电管理：结合自身电网结构、设备状况及用电负荷情况，优化编制年度检修计划，编制时要充分考虑实施的周密性、复杂性、合理性、科学性，同时进行可靠性指标预测，及时调整停电检修计划，分级下达综合停电计划及供电可靠性指标。月度停电检修计划在年度停电检修计划基础上，结合当月电网状况、设备情况和外部影响进行适当调整。在计划实施过程中，要加强质量管理和过程控制，做到“准时停电、准时开工、准时完工、准时复电”、“检修零缺陷、试验零遗漏、安全零违章”。尽力做到“实际停电与公告停电零时差”。b临时停电管理：推行主管领导“一支笔”批准制度，大力压缩非计划停电时间，控制重复停电。③加强故障类停电管理。限制故障扩大，减小停电范围，及时抢修恢复供电。④加强停电审批管理，严格控制干线、支线停电次数和停电时间。调度所根据各部门的停电申请进行调整，使各部门的工作协调进行，以减少电量的损失，创造良好的社会效益。⑤加强人员业务培训和职业道德教育力度，提高预安排作业、故障作业能力。⑥充实和加强对用户的技术咨询和技术服务，以及对用户的安全宣传。减少由于用户用电设备故障或使用不当造成故障而带来的影响。
3.2 技术方面 ①在线路上加装故障监测仪，准确查找故障点，缩短停电范围及时间。②减少故障率，做好防雷措施、防小动物措施、防车辆碰撞措施。③做好防止故障发生的工作，加强维护与巡查，积极组织夜巡，建立详细巡视记录，逐一消除，提高设备完好率。对查出的缺陷，按轻重缓急安排检修计划，特别加强对负荷重、故障率高的设备巡视和维护力度。④加强继电保护装置、整定值的管理。依据用电负荷性质及大小动态调整保护整定值，建立开关定值档案；对不稳定的继电保护装置及时更换。⑤加大对变电站（包括开闭所）综合自动化改造力度。⑥加大电网改造力度，优化电网结构。
篇5
关键词：城市配电网；电网供电；可靠性
供电可靠性通常是指电力用户能以多大的可靠程度得到电力系统供给电能的问题，是一个供电系统对用户持续供电的能力。随着经济的发展，观念的变化，供电企业正经历着一场深刻的变革：电力市场自由化。这场变革使供电企业面临新的挑战。不得不采取新的策略、新的技术和管理措施，转变经营理念，提高供电可靠性，提倡优质服务，增强市场竞争实力。
1.影响配电网供电可靠性的主要因素
（1）主要设备老化线损率较高。在配电网络中，一些主要设备如变压器、导线、跌落式开关等故障率较高，对系统的可用率影响较大，特别是老旧变压器更新速度慢，造成城市配电网线损率过高。
（2）设备故障与线路故障。电力系统的各种电气设备、输配电线路，在运行中，都有可能发生不同类型的故障，从而影响系统运行与对用户的正常供电。
（3）配电网自动化系统尚未健全。由于配电网结构较复杂，事故上报自动化程度低，事故处理花费时间长，恢复供电慢，集中监视和远方控制的技术水平与管理手段落后。
（4）电网结构不合理。配电网网架结构一般较薄弱，大多采用放射式的网状结构，供电半径较大，导线截面较小，线路互代能力、可靠性差，造成设备故障与线路故障停电时影响面较大。
（5）配电网运行经营管理落后，电网运行管理中科技含量较低。
2.配电网系统供电可靠性指标
通常配电系统最常用的是环网开环运行而形成辐射型的供电方式。基于这种供电方式，考虑配电网可以按“配电网-变电站-馈线-殴-设备-用户”的层次建立层次计算结构，通过对各层停电运行数据的计算统计，得到故障停电时间和故障次数等基本指标，再结合用户等数据进行计算，得到整个配电网的可靠性指标。配电网可靠性具体指标有：①系统平均停电频率指标；②用户平均停电持续时间指标；③平均供电可用率指标；④用户平均停电指标；⑤系统平均停电持续时间指标；⑥平均供电不可用率指标。
3.提高配电网供电可靠性对策探讨
3.1技术措施
（1）配电网的合理接线方式与布局。电力网的接线方式一般分为2种类型。一是无备用的单电源接线方式。二是有备用的多电源接线方式。通常为双回路、环形网、两端或者多端供电网以及由它们组合成的网络。其特点是供电方式灵活，用户可以从2个或者2个以上的电源获得电能，供电可靠性较高。但是运行操作多，继电保护复杂且投资较大。
（2）采用先进设备，实现配网信息化和自动化。要提高配网供电可靠性一个重要的手段就是采用先进的设备，并通过通信网络，对配电网进行实时监测，随时掌握网络中各元件的运行工况，真正实现配网自动化，将能大大提高配电网供电可靠性。
（3）积极开展带电作业，实现不停电作业。带电作业就是对高压电气设备及设施进行不停电的作业。发展带电作业是提高供电可靠性重要手段。’带电作业具有很大的优越性。其一，保证不问断供电提高经济效益；其二，联系手续简便，提高工作效率；其三，作业不受时间限制；其四，可以及时消除设备缺陷。
（4）加强技术工人的业务素质，提高维修效率。提高设备预试、检修质量，严格检修工艺，加强设备缺陷管理，在检修中消除电网、设备隐患，力争杜绝返工和重复建设。
3.2管理措施
（1）建立可靠性管理制度。可靠性管理是一项综合性的管理工作，纵向在上需要领导的重视，在下需要员工的关心；横向需要各部门之问的分工、配合。为此，供电企业应成立供电可靠性管理小组，编制供电可靠性管理制度，实行供电可靠性的目标管理，层层分配和细化指标。形成供电可靠性分析制度，每个季度对运行数据进行可靠性分析，并形成报告，作为下季度工作的指导；做好预停电计划，合理安排停电开关，最大限度的采用综合停电模式，可大大减少非故障停电的次数。
（2）全面强化转供电管理。加强转供电管理，是提高供电可靠性最有效的措施，要求在条件允可的前提下，能转供电的工作转供电率达100％。首先要制定转电管理制度和预案：制定停电转供电管理细则、操作流程，规范转电操作过程，确保转电操作安全、高效；制定停电转电具体考核管理办法，严格控制转电时间，将转电具体工作和责任落实到个人和班组；制定不停电转电现场安全操作规范和指引。其次是科学安排停电计划与转电，不断优化转电操作与调度控制协调，合理组织协调，确保转电的高效、安全、可靠和快速性。
（3）加强综合停电管理。每月定期召开停电计划协调会，结合上级电网停电计划，科学合理制定基建、改造、检修、缺陷处理、用户接电、维护、定校、预试等综合停电计划。严把临时停电审批关，除处理缺陷及配合已安排的停电项目外，对可排入月度计划而没有办理的临停申请不予批准，保证了停电的计划性。
（4）加强检修计划管理，推行一条龙检修。在检修管理工作中，将可靠性管理与生产计划管理紧密结合，安排每项检修时，各单位配合工作，合理高效利用停电时间，杜绝重复停电。
（5）加强配电设备、输配电线路运行管理。运行人员应严格按照规定对电气设备、电力线路进行巡视、维护，减少事故隐患，消除事故萌芽，确保配电设备、输电线路的正常运行。提高业务人员技术水平，杜绝各种可能的人为误操作。
4.结束语
随着城市的快速发展，人们对电力的依赖程度不仅是对供电量的需求迅速增加，而且对供电的可靠性要求也越来越高。因此，城市配电供电的可靠性应引起足够的重视，精心做好配电网络的规划和建设，加强配电网络的运行维护，合理灵活的调整运行方式，做到安全可靠供电。
参考文献：
[1]张峰.电力负荷管理技术[M].北京：中国电力出版社，2005.
篇6
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
96年9月至97年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kV真空开关工作，参加了贯庄35kV变电站（96年底送电）、东丽湖35kV变电站（98年12月送电）、小马场35kV变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kV变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kV变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用AUTOCAD绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司WEB网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。
篇7
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
年月至年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
年至年月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，-各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
年月至年月，作为专业负责人，参与编制《区-年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、区概况、区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
年月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，城、路、更换10kV真空开关工作，参加了35kV变电站（年底送电）、35kV变电站（年月送电）、35kV变电站（年月送电），易地新建工作，新建35kV变电站（年月送电、年月带负荷）、路35kV变电站（年月送电）。目前作为专业负责开展110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
篇8
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
**年*月至**年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。完成了新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。**年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
**年至**年*月，主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作。
三、电网规划的编制工作
**年*月至**年**月，本着电网规划编制原则、市区概况、市区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地完成了电网的建设与改造工作。
四、电网建设与改造工作
在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。
参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等，积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排，这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
1、**年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。1、应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。
2、应用**市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。
4、完成配电线路加装自动重合器的试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。
继电保护是电网静静的哨兵，肩负着保护电网安全稳定运行的重任。2009年，在繁重的生产任务面前，继保班能够紧紧环绕着以“人本至上，安全工作在基层”的原则。不断优化安全流程，细化安全管理，保质保量地完成了年度各项安全生产任务。同时，在活动过程中着力于培育长效的安全文化，以“安全、健康、快乐”为长期目标，努力加强队伍建设、制度建设，不断推进现场工作和班组管理的标准化、规范化、信息化，不断提高员工安全素质和安全责任感，谒力营造良好的安全氛围。
人是安全生产的第一要素，一批具有技术过硬、作风优良的专业人才是一线生产班组安全生产的前提和保障。继电保护工作具有理论性强、技术含量高、现场工作环境复杂、危险性大、人才培养周期长等特点。针对这一工作特点，继保班结合班员工作岗位变动频繁、新人多的实际情况，从抓培训入手，不断提高班组员工的素质，确保班组安全生产。
在变电站新建和综合自动化改造中，验收工作是严格把守工程质量的大门，是电网、变电站安全稳定运行的重要闸口，继电保护二次验收是整体工程验收中的重头戏。最近几年，同行业中已经发生多起由于没有把好验收关而导致的电网或设备事故。为严格把住验收关，继保班制定并不断完善了《继电保护规范化验收文档》；并从安全生产大局出发，针对工作中发现的各类安全隐患，先后编制出了《继电保护公共部分验收规范》、《关于综合自动化变电站改造及新建工程设计及施工建议》等十几个工作规范、建议，确保电网和设备的安全稳定运行。
总之，在这几年来的专业技术工作中，自己利用所学的专业技术知识在生产实践中做了一些实际工作，具备了一定的技术工作能力，但是仍存在着一些不足，在今后的工作中，自己要加强学习、克服缺点，力争自己专业技术水平能够不断提高。
篇9
关键词:设备状态检修 设备巡检 状态量分析
一、概述
目前国家电网公司要求各供电公司做好标准化建设,加强“一强三优”现代供电企业的步伐,对电网的主设备提出了更高的要求。传统的定期设备检修的理念和规程已不能完全适应当前电力生产的发展需要,为了充分保障设备运行的可靠性,状态检修更加显现出不可替代的作用。状态检修是供电企业以安全、可靠性、成本等为基础,依靠设备的运行工况、基本状态以及同类设备运行历史等资料,通过设备的状态评估、风险分析,制定设备检修计划,达到设备运行可靠、检修成本合理的一种设备维护策略,是根据设备的状态而进行的预防性作业。
二、实施状态检修工作的必要性
状态检修方式以设备当前的实际工况为依据,而非以传统的以设备使用时间为依据。主要基于两方面的考虑:一是满足供电可靠性的要求,减少停电次数及范围。目前安排的春检预防性试验工作正是春季用电高峰的开始,试验设备多、工程施工和事故引起的可靠性下降,难以实现逐步提高可靠性的要求。二是随着新技术、新工艺在电力设备制造业中的广泛应用,电力设备的质量和性能已经大大提高,有的设备在设计使用年限内已达到免维护水平,若仍延用定期检修管理模式显然已不符合时代的进步。不管设备的状态如何,只要到期就修,从而造成人力、 物力、财力的大量浪费以及供电可靠性的降低。鉴于上述原因,必须从传统的定期检修制度逐渐过渡到以状态为依据的检修制度。
三、状态检修的解决方案
实施状态检修的基础条件是具有健全的设备管理体制;完善的检修质量管理体系;灵活的设备运行方式;齐全的设备管理台帐;高素质的检修和运行队伍及设备管理人员;先进的测试、分析设备。我们在具备以上条件的前提下从以下几个环节入手,开展状态检修:
(一)设备的初始状态即初始值
初始值可以是出厂值、交接试验值、大修后首次试验值等;这个环节包括设计、订货、施工等一系列设备投入运行前的各个过程,做为一个参照标准确定检修的恰当时机。状态检修不是单纯的检修环节的工作,而是设备整个生命周期中各个环节都必须予以关注的全过程的管理。
(二)设备巡检
在设备运行期间,对各类设备规定的巡检内容和巡检周期进行巡检,巡检情况有详细的记录,特殊天气及满负荷运行、大修之后重新投运的设备酌情加强巡检,对设备的巡检要点重点巡视,要求巡视人员能熟练操作巡检中使用设备,清楚设备的正常值范围,给设备管理者提供综合分析诊断的依据,进行例行性试验或诊断性试验。
(三)设备状态的周期调整
设备运行中的带电检测项目,如确认其显示数值准确度足以反映设备正常状态、且实时数据反映设备状态良好,不管是否到预试时间,可以延长或免除例行各类试验。如果设备带电检测或巡检中发现设备异常、经历了严重的不良工况等,可能危及设备安全运行,经设备管理者裁定是否需要停电进行诊断性试验或列入例行试验计划,严重者大修,不适宜大修的予以更换。
(四)状态量的评估和处置原则
状态量达到注意值时,预示设备有可能存在或有可能发展为某种缺陷,一般是对于正在运行的设备,应跟踪监测,并及时报告设备管理者;对于停电设备,在确认并非重大缺陷所致之前一般不宜投入运行。状态量超过警示值时,对于运行设备尽快安排停电进行诊断性试验或维修,并及时报告设备管理者,隐患消除前一般不应投入运行。在相近的运行和检测条件下,同一家设备的同一状态量不应有显著性差异,否则应引起注意。
(五)例行维修和试验计划
计划依据设备巡检和状态量的评估处置原则,按照可靠、安全缜密制定例行维修和试验计划,而不是简单地按基准周期定期进行。平时做好维修和试验的预案及设备分析工作,只要有停电机会,应充分利用停电时间安排设备的维修和试验。
(六)设备运行状态的统计分析
对设备状态进行统计分析,准确掌握设备的状态。目前在线监测技术还不够成熟,我们要充分利用成熟的在线和离线监测装置和技术,如红外热成像技术、变压器油气像色谱测试等,对设备进行测试,以便分析设备的状态,
设备运行状态的统计分析是一项复杂的工作,涵盖变电运行与检修、试验、继电保护、调度和安全监察等专业,涉及面广。我们建立了生产管理系统,利用系统所具有的分析和统计功能,为设备的状态检修提供比较高效的信息,以完善的管理系统对设备状态数据进行综合分析,得到准确、科学合理的结果,正确的指导状态检修工作。
四、客观的评价状态检修
设备状态检修管理的核心是如何基于对设备状态评估的结果,制定出经济、合理的维修、试验计划。设备检修的目的是通过检修消除设备缺陷,恢复设备的设计能力和出力,保证设备在检修周期内稳定可靠运行。状态检修做到了有的放矢,减少了检修工作的盲目性,大幅度减少检修时间,提高了设备的可用率。
计划检修时间比较集中,在2～3个月的时间内进行,每天都有停电检修,工人疲劳。状态检修的实施提高了供电可靠性;减少了维护工作量,降低检修成本,减少了倒闸操作次数,延长设备使用寿命;减少了变电站误操作的机率,确保了人身安全和设备安全。
五、正确的认识状态检修
状态检修的工作具有复杂性、长期性、艰巨性、科学性、不能对状态检修存片面的看法认为减少停电次数,拉长检修周期,少干活,又能保证安全的浮浅认识。状态检修需要科学的管理来支撑,相应的检测试验技术来保障。但我们的生产技术管理仍存在许多薄弱环节,基础管理不能提供完整的设备档案记录及运行、检修、试验记录,或运行检修记录不详、不衔接、资料丢失等。各级专业人员多年延续下来的定期检修制度严重束缚人们的思维,只知道按“规程”办,至于该不该修则很少考虑。检修周期的确定、检修项目的变更是否合适,怎样在实践中去检验,寻找规律,找出每类设备检查或检修较经济的周期,在这方面我们专业管理人员做得不够。
六、结束语
随着电力网规模的扩大,变电站作为电能输送及分配的枢纽,其设备故障对系统安全运行的影响越来越大,定期检修已不能满足供电企业生产目标,国家电网的要求和社会发展的需要。对变电设备进行状态监测及故障诊断,改传统的计划周期性检修为状态检修,则可大大降低电力企业的生产成本。大名供电公司下大力度推进变电设备状态检修管理理念的应用,使专业管理水平上了一个新台阶。
2007年以创建一流供电企业契机,制定了《大名县供电公司状态检修管理办法》及相关的设备管理规定,结合设备实际情况,对变电设备做出了细致的状态评估和相应的维修策略规定,为推广设备状态检修提供了制度保障。做到当修必修、需修才修,修必修好的原则从而节约了维修费用,减少了停电时间。变电设备状态检修工作的实施在我局取得了良好的经济效益和很好的社会影响,这都得益于设备状态检修的实施。
参考文献:
[1]状态检修试验规程―中国电科院07年4月版。
[2]国家电网公司设备状态检修规章制度和技术标准汇编。
篇10
【关键词】 10kV配电网 可靠性 管理策略
1 对10kV配电网可靠性产生影响的主要因素
1.1 内部因素
影响10kV配电网可靠性的内部因素包括以下三个方面：
首先是线路问题。线路存在非全相运行的问题，某些原因导致线路缺相运行，比如某相负荷过重导致跌落熔断器一相熔断，或者线路断线接触不良或者接点氧化等等；10kV配电网中线路上一些瓷体长年暴露在外，比如瓷瓶或者避雷器等，其表面积满灰尘污垢，导致瓷体绝缘水平下降，或者由于瓷体自身质量存在缺陷，绝缘水平与设计要求不符等，如果处于易潮湿、受潮的环境，可能会产生闪络放电的问题，如果情况严重还可能会击穿瓷体，发生接地故障；断线也是线路问题中比较常见的，施工过程中导线驰度过紧出现拉断导线的情况，外力对线路造成破坏，发生相间短路，导线被烧断等等；短路问题也比较常见，导线上横落异物，比如铁丝或者树枝等，导致两相或者三相导线不经负荷直接发生碰撞接触犯，发生混线短接；此外，还有接地问题，主要表现为导线断落搭在电杆上，或者直接落在地上，这些均有可能导致线路接地。
其次为变电问题，变电设备常见问题主要为配电变压器、配电室、电流互感器与电压互感器等等，其中配电变压器容易发生铁芯局部短路、损坏绝缘的问题，或者线圈间发生短路或断线，对地击穿；而配电室的主要故障来自于电缆的进出线，通常电缆中间接头或者电缆端头容易出现短路故障；电流互感器的常见故障包括引线接头松头或者端子故障，过热绝缘老化导致局部放电，或者环境潮湿导致绝缘水平下降；电压互感器的常见问题包括铁磁谐振、受潮短路、绝缘下降以及局部放电等等。
最后是网架结构的问题，实际情况中我国很多地方的配电网结构规划都存在不合理的地方，无法满足现有的安全标准，如果受端系统出现严重的单一故障，则无法故障切除的时效性与可靠性得不到保证，对系统运行的稳定性产生影响；网络中各线路之间的互联能力低下；如果需要对配电系统进行维护或升级，则引起的停电范围比较大，严重影响到10kV配电网的供电可靠性。
1.2 外部因素
对10kV配电网运行与供电可靠性产生影响的外部因素包括三个方面，即环境因素、人为因素以及作业停运等，其中环境因素表现出一定的不可抗性，因此限于篇幅此处仅针对人为因素以及作业停运进行分析：
首先是人为因素，配电网的可靠性会由于人为过失而降低，人为过失可能来自于外部人员，也可能来自于设备维护人员，比如外部人员施工过程中挖伤电缆，或者由于其乱堆杂物导致线路故障等；而设备维护人员可能存在操作失误、设备维护不当等问题。因此要针对不同的情况采取适当的防范措施，针对外部人员导致的故障，可以通过悬挂醒目标识引起人们的注意，加强电力安全知识的宣传等；而针对工作人员则要加强培训，提升其技术水平与专业能力。
其次为作业停运，所谓作业停运即是对线路进行检修、试验或者施工过程中要求断电作业。从某种程度而言，线路供电区域的发展情况会对施工停运产生直接的影响，如果供电区域处于发展中阶段，则作业停运率相对就高，反之则停运率低于；此外，施工技术水平的高低又会对作业停运时间起着决定性作用。
2 提高10kV配电网可靠性的管理措施
2.1 管理策略
要提高10kV配电网的可靠性，不仅要依靠良好的电网架构、配套的检修措施，还要融入科学的管理策略，以保证配电网可靠性指标得以正常发挥，具体而言，要实现以下管理目标：
2.1.1 保证数据的准确性
要保证生产管理的有效性，就要以准确、真实的数据信息为基础，通过分析系统数据将生产实际情况正确反映出来，由此可见，保证数据的准确性与真实性是管理重点。在日常工作中我国配电网供电企业的一些员工对电力可靠性管理理念的认识不够深刻，尽管采取的一系列措施有效的提高了供电可靠性相关数据的准确性，但是并没有完全消除可靠性指标存在的偏差。因此，要进一步加大管理力度，做好供电可靠性的宣传工作，使得10kV配电网可靠性管理理念深入人心，全面落实《电力可靠性监督管理办法》等相关制度规范。
2.1.2 加强目标管理
虽然经过一段时期的实践与发展，现阶段配电网的供电可靠性管理工作已经初具规模，积累了大量的数据信息与管理资料，但是还未实现与配电网管理的密切结合。要加强目标管理，促进10kV配电网供电的可靠性管理由被动性查缺转变为主动性预防，控制检修停电；要将目标管理理念融入配电网可靠性管理中，首要条件是保证目标的科学性、合理性以及可行性，制定管理目标时要密切结合每个供电区域、电力用户的实际情况来进行，一改传统的由事后分析到问题汇总的被动工作模式，转变为利用状态检测法对设备运行状态进行全程监控的主动工作模式，提升目标管理的有效性。
2.1.3 提高配电网故障的反应效率与复电时间
一些大型的供电所要遵循明确分工、配备精良、技术高超的原则设立常态值班的专业抢修单位，配备应急电源车，针对一些重要客户提高故障抢修反应效率，进一步缩短复电时间；提高急修服务管理水平，制定可行、有效的急修预案，并全面贯彻落实执行；日常工作中一些急修用品、相关配件等要做好充足的储备；做好急修人员的培训工作，全面提升其专业素质，树立服务意识。
2.1.4 加强需求侧管理
采取各种有效的预控措施以及紧急事故应对措施，结合不同程度的电力缺口提高各种需求侧管理方案与错峰用电方案的有效性。电力企业要与对应的政府管理部门加强联系，由电力企业主导、政府部门协助进行缺电形势宣传引导；做好相关数据的收集工作，提高负荷预测的准确性；做好地方电厂发电计划管理工作，与电力调度部门互相配合，将地方电厂的调峰作用充分发挥出来；将客户服务中心的主要作用充分发挥出来，及时向用户准确相关错峰停电与事故停电信息，保证用电管理的有序性。
2.1.5 加强对线路设备的巡视
在10kV配电网可靠性管理过程中，日常的风险防范至关重要，因此加强线路设备的巡视工作，可以提高发现问题的及时性，在第一时间采取合理的措施解决问题，通过有效的事前控制减少停电事故。具体而言，要针对一些易发热的部位进行重点控制，首先进行分析建档，然后再根据故障对系统的影响程度按从大到小的顺序进行检修，将可能会演化为故障的隐患及时排除；采取定期检修与状态检修相结合的线路设备维修保养措施，检查部件包括密封开关、变电器、接地电阻以及防雷设施等等，在控制检修成本的基础上提高检修效率，从而提高整个10kV配电网的运行可靠性。
2.2 技术策略
首先针对不符合现有规定的配电网进行全面的改造与完善，增大线路导线截面积，以能够满足日常负荷并预留适当裕度为标准；实现相邻10kV配电网线路的联络，缩小停电范围；针对系统中一些重要用户，可以采用双电源供电模式；其次，针对一些条件允许的区域，可以选择综合自动化系统方案，逐步实现配电网的网络自动化；自动化系统所包含的监控系统可以实现对电网实时状态、相关设备、实际负荷、潮流动向以及开关动作次数等相关参数的监控与采集，实现网络管理，提高10kV配电网的可靠性。再次，提高线路断路器位置选择的合理性，通常主干线路以及重要的分支线路要利用线路断路器分为若干段，从而减少线路故障后的停电范围；针对树线矛盾突出或者人口稠密的区域，可以采用架空绝缘或者敷设地下电缆的方案；在线路中设置10kV开闭所，进一步增加10kV出线回路的数量，减小10kV线路供电半径。最后，在10kV配电网管理中大力推广中性点接地及相关配套技术，由于电缆的应用范围越来越广，对地容性电流也越来越高，利用中性点接地及相关配套技订，可以防止系统受过电压危害的影响，并且馈线自动化对单相接地故障的判别能力也可以得到提升。
3 结语
总之，供电可靠性工作是一项系统工程，需要不断提高电网科技含量及配电自动化水平，更需要全员、全过程、全方位的管理，从组织、管理、技术上采取各种积极有效措施，以不断提高供电可靠性。
参考文献：
[1]10kV涛，洪伟.提高10kV配电网供电可靠性[J].农村电气化，2008，2.
