电力可靠性管理 的一些文章！
江西三和电力发电设备可靠性管理办法1 范围
1.1 本办法规定了发电设备可靠性管理的主要任务、管理机构和工作职能、统计与分析及相关的管理内容。
1.2 本办法适用于我厂各单位（部门）的发电设备可靠性管理工作。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T793—2001发电设备可靠性评价规程
3 管理机构与工作职能
3.1 为加强本厂的设备管理水平，根据国家经贸委发布的《电力可靠性管理暂行办法》及中国电力投资集团公司发布的《发电设备可靠性管理办法（试行）》，结合本厂的实际情况，特制定本办法。
3.2 发电设备可靠性管理工作的主要任务：
3.2.1 统计、分析发电设备可靠性数据；
3.2.2 用可靠性指标统计分析结果指导发电厂的设计、制造、安装、调试、运行、维护、检修及改造等工作；
3.2.3 用可靠性指标分析和评价电力生产过程的可靠性水平。
3.3 发电设备是指发电主机、辅助设备及输变电设施等。
3.4 发电设备可靠性管理工作实行三级管理，第一级为厂部，第二级为部门（车间），第三级为班组。
3.5 厂部成立可靠性管理工作领导小组，由主管生产的副厂长（总工程师）任组长，成员为各有关部门的负责人。安生生产部是发电设备可靠性管理工作的归口管理部门，并设立可靠性专职或兼职人员。有关部门（车间）、班组设专职或兼职人员。
3.6 厂部在可靠性管理工作中的主要职能:
3.6.1 宣传、贯彻上级管理部门的可靠性管理办法，根据上级可靠性指标要求，结合实际制定本厂的可靠性管理实施细则；
3.6.2 按照可靠性评价规程的要求，及时、准确、完整统计和报送可靠性数据；
3.6.3 将上级下达的可靠性指标分解，落实到本厂的部门和班组，实施量化的目标管理；
3.6.4 定期开展全厂可靠性分析，用可靠性分析结论指导设备检修、运行、制定维护计划，改进工作质量；
3.6.5 针对工作需要，进行各级人员的可靠性业务培训，普及可靠性管理知识，增强可靠性管理意识。
3.7 部门（车间）在可靠性管理工作中的主要职能：
3.7.1 组织落实厂部下达的可靠性工作计划，完成可靠性工作指标；
3.7.2 按时、保质、保量的完成计划检修（包括大修、小修、技改、技措）项目；
3.7.3 根据厂部可靠性工作季度完成情况及分析结论，合理安排设备检修、运行和维修计划，提高工作质量；
3.7.4 及时、准确、完整统计本部门（车间）的可靠性数据并按时报安全生产部。
3.8 班组在可靠性管理工作中的主要职能：
3.8.1 组织落实厂部、车间下达的可靠性工作计划，完成本班组的可靠性指标；
3.8.2 按时、保质、保量的完成计划检修工作，及时消除设备缺陷；
3.8.3 认真做好设备巡视检查；
3.8.4 及时上报本班组的可靠性数据。
4 管理内容与方法
4.1 可靠性管理工程师的任职条件
4.1.1 大专以上学历，具有较强的责任心，具备３—５年及以上现场实践工作经历，熟悉相关计算机应用软件的使用。
4.1.2 需参加可靠性专业培训，并取得任职资格证书。
4.1.3 需熟练掌握发电设备主机辅助设备及输变电设施三大类可靠性统计评价规程，熟悉现场设备和生产管理。
4.1.4 可靠性管理管理工程师的职称、岗位均属技术系列，与其它相应职称、岗位的专业技术人员待遇相同。
4.2 可靠性数据的统计与分析
4.2.1 应按可靠性评价规程和上级有关管理办法的规定对可靠性数据进行统计和报送，并做到及时、准确、完整。
4.2.2 可靠性数据统计中的设备注册要与实际设备一致。
4.2.3 应以统计数据为基础编制季度可靠性指标分析报告。内容主要应包括：主要可靠性指标季度和年累计完成情况、与上年同期对比情况、与目标值的偏差分析；对事件类别、原因和损失等的分析，并提出相应的措施和建议。
4.2.4 可靠性指标分析报告应在主管领导审阅后，下发有关职能部门，成为指导考核生产管理工作的一项依据。
4.2.5 所有可靠性数据（包括发电主机、辅机、输变电可靠性数据）上报实行月报制。
4.2.6 发电主机可靠性数据（主要包括非计划停运事件的简要情况、次数、时间、机组容量、损失电量等）的上报实行周报制。
4.2.7 运行车间每周一上午８：00将上周的可靠性基础数据安全生产部。可靠性数据由安全生产部核实，并经主管领导审定，于上午９：00以前上报分公司安生部、三和公司安生部。
4.2.8 每月１日１７：00以前部门（车间）应将本部门上月产生的主机和输变电设施可靠性数据报安全生产部。
4.2.9 每月２日１７：00以前将本厂的上月主机可靠性数据汇总，并经主管领导审定后上报集团公司安生部、江西分公司安生部、三和公司安生部；每月６日１７：00以前将上月输变电设施可靠性数据汇总，并经主管领导审定后上报江西分公司安生部、三和公司安生部。
4.2.10 每年７月５日前将本厂上半年的可靠性分析报告、每年１月１５日将本厂上年度可靠性分析报告及可靠性管理工作年度总结上报江西分公司安生部、三和公司安生部。
4.2.11 对非计划停运、降出力事件必须客观、认真地分析原因；对机组非计划停运时间大于３００小时的重大事件应及时上报详细情况。
4.2.12 应充分利用系统负荷的低谷时段和机组的备用时段向中调进行申请进行设备维护和消缺，并将进行这些工作时机组状态的变化，进行客观、准确地统计。
4.2.13 对于可靠性统计工作中出现的虚报、漏报情况，一经发现，厂部将予以纠正并严肃处理。
5 监督检查和奖惩或责任
5.1 本办法由安全生产部和各车间（部门）负责检查。
5.2 本办法按厂《经济责任制考核管理标准》的有关部分进行考核。
6 附则
6.1 本办法由生产技术部负责解释。
6.2 本办法自发布之日起执行。
[本帖最后由cliffcrag于2007-6-2811:27编辑]
提高发电设备健康水平-全面加强可靠性管理工作
—2005年可靠性管理工作总结和下一步工作要点可靠性管理是电力企业全面质量管理和全过程的安全管理，是直接利用数据定量反映一个发电企业设备安全稳定运行水平高低的一项综合性指标,也是作为发电企业提高设备可用率，进行设备技术改造、整治的重要依据。在全国可靠性会议后，召开这次会议，一是通报公司2005年发电设备可靠性指标完成情况，总结公司一年来的可靠性管理工作，二是研究和探讨新形势下如何更有效地开展可靠性管理工作，提高公司发电设备健康水平。
一年来,公司始终把发电设备可靠性管理作为设备管理的重点内容、作为衡量公司设备管理水平的重要指标来抓，通过各种有效措施，可靠性管理工作逐步走向深入,设备可靠性水平得到提高,安全生产持续稳定。
一、2005年可靠性管理工作回顾
1.公司2005年可靠性指标完成情况
2005年发电设备可靠性主要指标：
容量
分类
年份
统计台数
利用小时（小时/台）
计划停运次
数(次/台)
计划停运小时（小时/台）
非计划停运次
数(次/台)
非计划停运小时（小时/台）
等效强迫停运率％
等效可用系数％
20－75（MW）
2004
22
3460.81
3.73
742.44
0.36
14.66
0.32
91.36
2005
23
4199.28
3.55
741.73
0.14
6.28
0.12
91.46
300MW及以上
2004
10
2954.85
1.60
852.25
0.50
3.35
0.06
90.23
2005
12
3710.93
1.64
795.17
90.92
全部
2004
32
3064.26
3.06
828.50
0.41
5.80
0.11
90.48
2005
35
3802.62
2.91
785.14
0.09
1.18
0.02
91.02
2005年输变电设备可靠性主要指标：
设
施
类
型
设施总数
台套公里
电压等级KV
计划停运
非计划停运
连续可用时
H/台
可用系数%
次
小时
次
小时
变压器
102
10-330
160
168.54
3
1.57
4350.75
98.06
断路器
49
10-110
63
106.41
10
0.90
5403.02
98.78
隔离开关
146
18-330
165
99.96
1
0.03
6935.16
98.86
电流互感器
428
10-330
320
67.59
10149.00
99.23
电压互感器
190
10-330
128
71.18
10196.50
99.19
避雷器
152
18-330
134
113.88
8089.45
98.70
阻波器
68
110-330
28
24.31
20061.30
99.73
电缆线路
0.044
330
6
372.27
9379.66
96.42
藕合电容器
45
110-330
17
19.23
23137.30
99.78
组合电器
3
66-330
7
0.38
644458.00
100.00
电抗器
14
20-330
21
186.73
4723.41
97.87
母线
46
10-330
41
138.56
1
4.75
5340.32
98.36
⑴、2005年机组台年利用小时3802.62小时，较2004年同期增加738.36小时,同比增加24.10%.
⑵、2005年机组等效可用系数为91.02%，较2004年同期增加0.54个百分点。
⑶、2005年机组非计划停运为0.09（次/台），较2004年同期减少了0.25（次/台）。
⑷、2005年机组等效强迫停运率为0.02%，较2004年同期减少0.09个百分点。
⑸、2005年十一大类输变电设施可用系数均达96.42%及以上。
2005年公司发输电设备可靠性指标较2004年同期均有所提高，特别是机组利用小时、运行系数、等效可用系数提高较多；非计划停运次数、机组等效强迫停运率大幅度降低，非计划停运次数同比降低76.90%,是公司成立以来非计划停运发生最少的一年。但是我们也清醒地看到，虽然2005年机组非计划停运次数减少,但机组不安全事件时有发生，同一原因的机组故障停机事件、设备原因的机组临检连续发生要引起高度重视。
2、加强基础工作，提高可靠性管理水平
2005年随着公伯峡水电站#3、#4机组,苏只水电站#1机组的投产发电,公司发电机组的装机容量已达到4989MW,为了充分发挥发电设备的生产能力，公司要求树立全新的安全管理理念，从推行企业业绩评估工作入手，强调要以确保可靠性指标为目标,落实各项制度和措施。
⑴、贯彻落实有关规定，加强公司可靠性基础管理
公司认真贯彻落实2004年10月在浙江召开的“全国电力可靠性管理工作会议”精神、原国家经济贸易委员会颁发的《电力可靠性管理暂行办法》、中电联制定的“实施细则”和《中国电力投资集团公司发电设备可靠性管理办法》，及时修订了《黄河上游水电开发有限责任公司可靠性管理暂行办法》、制订了《黄河水电公司发电设备可靠性控制程序（试行）》。在这些办法、程序中，对公司可靠性管理的任务、要求、机构设置及职责等做出了明确的规定，保证了公司可靠性管理工作的有序开展。
⑵、确保可靠性数据的及时性、准确性、完整性
为了保证各电站按可靠性中心要求“及时、准确、完整”对各项数据和信息进行统计、上报，生产技术部印发了《关于向公司集控管理中心报送安全生产综合信息的通知》，对向公司报送的可靠性数据的报送时间、报送方式、报送内容作了具体的规定。要求实行逐级采集、逐级上报、逐级审核、逐级把关制度。同时对各月上报的可靠性数据认真核实，务求采集、统计、上报的可靠性数据能如实地反映设备的真实状况，可靠性指标成为具有说服力的真实可信的指标，从而最终起到促进电站全面质量管理和全过程安全管理的作用。
⑶、进行可靠性分析,将可靠性指标用于生产,指导生产
开展可靠性管理工作，数据统计只是手段，通过可靠性指标统计分析发现问题是关键，提出改进意见和措施并付诸实施才是目的。公司要求各发电公司认真进行可靠性数据的统计上报外，定期对可靠性数据进行分析，根据每月的安全生产情况提出有针对性的意见和建议，使可靠性工作发挥应有的作用。公司在每月召开的月度安全生产会上，及时通报设备可靠性指标的完成情况，敦促各级领导和有关人员的高度重视。
⑷、开展了可靠性目标管理
可靠性管理是一种科学的管理手段，为了更好地发挥其安全生产指导作用，使可靠性管理在整个生产管理中起到“牵头羊”的作用,公司在广泛征求各单位意见的基础上,将设备管理的指标均纳入可靠性管理指标的范畴,实施发布了《黄河水电公司水电站设备可靠性指标管理实施细则》。选取等效可用系数和非计划停运次数等最具有代表性的指标，制定目标值,纳入各单位“三项责任制”，以及各发电公司与专业公司签订的委托合同中进行考核。根据各电站机组检修计划、设备实际情况，认真测算各电站的年度目标值及公司的总目标,并以《黄河水电公司2005年水电站设备可靠性指标目标值》文件下发。目标值确定后,各电站积极进行指标预测,合理控制检修工期,对影响到机组稳定运行的隐患和缺陷,尽量利用低谷和节假日进行消除,设备的可用率提高,非计划停运得到有效的控制。2005年在黄河来水较好,公司发电量大幅增长的情况下,各电站的设备可靠性指标均有提高,公司等效可用系数完成91.02%,比目标值提高了0.18个百分点。
⑸、开展了可靠性管理工作检查活动。
按照集团公司转发中电联《关于开展全国电力可靠性管理工作自查活动》的通知要求，公司以文件的形式要求各单位对本单位的可靠性管理工作认真进行自查、整改和总结。并组织对李家峡发电分公司、陇电分公司进行了抽查。通过本次检查活动，加强了公司及所属各单位开展可靠性管理工作的认识和重视，进一步促进了可靠性管理工作的程序化、规范化和制度化，对存在的问题进行了总结和整改。
⑹、进行可靠性专业技术培训，提高专责人员的专业管理水平。
2005年公司体制改革后，面对各单位可靠性管理工作新人多的问题，公司及时组织举办了一期可靠性基础知识培训班，公司所属各单位从事可靠性管理有关人员30多人参加了学习。通过对可靠性评价规程、数据填报要求等专业基础知识的培训和交流，使公司开展可靠性基础管理工作得以流畅，达到了预期的目的。2005年中电联推出电力可靠性数据填报网络版应用软件，公司按要求先后两次组织各单位可靠性管理专工进行了学习，为下一步实现可靠性数据网络化应用做好了准备。
二、存在的不足
1、从2005年可靠性指标看,相对设备老化的盐、八、青三个水电站,特别是青铜峡水电站,非计划停运率较高(0.24%),要引起高度重视。
2、机组计划停运时间过长,仍是影响公司等效可用系数提高的主要原因。2005年公司计划停运台年785.14小时,较集团公司高121.03小时,由此影响公司机组等效可用系数完成91.02%，较集团公司的92.41%低1.39个百分点。为此，在加强检修管理,采用设备“点检”制度的同时,要积极进行状态检修的研究和尝试。
3、加大可靠性指标的分析、分解和评价能力,提升水电站可靠性管理的整体水平,达到降低管理成本,提高经济效益的目的。
4、可靠性工作管理人员的整体素质要进一步加强。从2005年可靠性数据的上报可看出,有些专工对可靠性基础数据(设备状态、事件原因)填报不清,可靠性分析力度不够,致使不能准确反映设备的真实可靠性水平。
三、下一步工作要点
1、加强新投产机组的可靠性管理
公伯峡水电站＃4、#5机组和苏只水电站的#1机组已投产发电，2006年还将有苏只水电站的2台机组和格尔木燃气电站的1台机投产发电。苏只水电站的#1机组从机组投运6个月情况来看，机组发生4次非计划停运事件，机组非计划停运率达1.53%，较全国新投产40兆瓦及以上水电机组投产第一年的非计划停运率高0.20个百分点，等效可用系数较全国新投产水电机组的等效可用系数低0.90个百分点。所以，为了使这些新投产机组尽快稳定运行，吸取同类型已投产机组的经验教训，应从设备监造验收、基建安装和调试中把好质量关，对各种原因所造成的频繁非停事件，在分析事件的原因和部位的基础上采取有效措施，抓住关键环节进行整改。
2、降低非计划停运事件的发生
公司近几年非计划停运事件表明，继电保护及自动装置系统原因造成的非计划停运事件发生率较高，特别是保护误动造成的非计划停运事件在近两年来非计划停运原因中占到37.5％；在黄河梯级水电大负荷运行情况下，尾水人孔门漏水、监控系统老化、机组自动化元件不可靠、电压互感器质量存在隐患等方面的问题更要引起高度重视。为此，针对这些环节，我们要认真分析原因，采取防范措施，避免同类事件重复发生。按照集团公司2006年强迫停运次数要在2005年的基础上下降10%的目标要求，各生产单位要牢固树立“任何事故都是可以避免的”安全理念，实现精细过程控制，加强对机组检修、运行、维护工作的管理，提高设备检修维护质量，进一步控制非计划停运事件的发生。
3、健全体系，建立机制、落实责任
各级单位要认真贯彻落实中电联、集团公司和黄河水电公司印发的可靠性管理办法、规定和实施细则，及时修订和完善本单位的可靠性管理实施细则。通过制度、体系建设，建立相应的激励和考核机制，落实各级可靠性管理人员的责任，使公司可靠性管理工作规范化、程序化和制度化。
4、在“准确、及时、完整”上报可靠性数据的基础上，加强可靠性分析工作
可靠性工作不能只停留在统计和简单的数字分析上，要加大技术分析的力度。不仅要分析指标的完成情况，而且要从可靠性的角度分析非计划事件发生的频率、概率和规律，减少非计划停运事件的发生。公司要求各级单位在可靠性统计工作的基础上，要强化发电设备可靠性的分析工作，通过可靠性分析，找出问题的实质，提出防范措施并加以落实，真正使可靠性指标管理、分析与生产有机结合，能够有效地指导实际安全生产工作，从而形成可靠性数据由统计、分析、评价，再到指导生产实践，这样的良性闭环管理机制。要求各单位要建立设备运行可靠性评价、分析、预控系统，以此指导设备的运行、检修和技术改造工作，提高设备安全、可靠、经济运行水平。
5、通过可靠性目标管理,将可靠性指标与生产考核有机结合
2006年4月,公司安排了可靠性管理工作检查活动，公司安全生产部组织各发电分公司及各专业公司可靠性管理专工对公伯峡发电分公司和宁电分公司进行了检查。从检查的情况和各单位上报的工作总结来看,各单位的可靠性管理组织机构、体系制度比较健全,能够严格执行有关规定、规程和标准。但是如何有效利用可靠性指标进行目标管理，控制、完成公司下达的可靠性指标，以及采取相应的保证措施还不到位。为此，公司要求各发电分公司尽快根据《黄河水电公司水电站设备可靠性指标管理实施细则》和公司下达的2006年各水电站设备可靠性指标目标值，结合本单位实际情况，制订本单位的设备可靠性指标管理实施细则。通过对指标的分解、预测，建立监督、考核机制，从而控制、完成本单位的可靠性指标，确保设备健康水平。
6、做好新版可靠性软件（网络版）使用工作
中电联可靠性中心组织开发的发电、输变电可靠性管理信息系统（网络版）要求在全国进行推广和使用。公司已经组织各相关单位可靠性专工进行了培训和学习，公司的可靠性管理信息系统（网络版）也正在建设中，届时在集团公司的统一安排下一并投入使用。要求各单位可靠性管理人员积极做好新版可靠性软件（网络版）使用前的准备工作，确保新旧版本数据库移植的衔接工作，使公司可靠性管理系统顺利平滑升级。
7、积极开展可靠性专业技术知识的培训，不断提高各级管理人员的可靠性管理水平
可靠性指标管理是衡量设备健康水平的重要手段，公司各级领导和生产管理人员都要对可靠性指标基本术语、数据的概念有所了解，才能定量反映分析设备的健康水平。从可靠性工作检查和交流中看到，目前公司部分各级领导和生产管理人员对可靠性指标基本知识还有所欠缺，在今后的工作中，还要进一步加强可靠性专业技术知识的普及培训工作。公司将继续组织专责参加持证上岗培训,通过专业理论的学习和工作经验的交流，增强可靠性理论素养，进一步提高专业技术管理水平。
总之，可靠性管理是一个专业性强、繁琐而细致的工作,它是促进企业加强设备管理、生产管理的重要手段。公司要求各级单位要认真做好可靠性管理工作，运用可靠性指标分析的有效手段，狠抓设备管理，使公司的设备管理水平再上新台阶。
2005年电力可靠性管理工作总结及2006年重点工作
一、2005年主要工作回顾（一）全面推广应用网络版电力可靠性管理信息系统。
经过三年多的开发、测试和试用，由中电联电力可靠性管理中心主持开发的《用户供电可靠性管理信息系统（网络版）》和《输变电设施可靠性管理信息系统（网络版）》已经完成，具备了推广条件。在该系统的开发过程中，我省根据中电联电力可靠性管理中心的安排，积极主动地承担了其中的部分测试和试用工作，特别是多次承担了《输变电设施可靠性管理信息系统（网络版）》的开发测试和试用工作，均按照要求圆满完成了任务，受到了中电联电力可靠性管理中心的多次表扬。2005年，我省在地市级供电公司全面推广应用了《用户供电可靠性管理信息系统（网络版）》和《输变电设施可靠性管理信息系统（网络版）》，经过一年来的试运行，多次和开发厂家沟通协调，对系统进行了多次完善升级，目前程序运行基本正常，但还需要有关开发厂家在系统运行的稳定性和部分细节方面作进一步完善。
（二）加大检查力度，提高数据的准确性。
2005年8月23日-28日，组织四个综合检查组对公司所属**个供电公司和超高压公司的可靠性管理工作进行了认真检查，重点检查数据的准确、真实、完整等方面，对检查出的问题及时进行了反馈。
11月25日召开了全省电力可靠性专责人员会议。通报了当前可靠性管理工作面临的形势、存在的问题、对可靠性管理提出了新要求，并特别进一步强调了可靠性数据的准确性、真实性、完整性。
（三）进一步扩大电力可靠性统计范围。
2005年城市用户供电可靠性统计用户数达到了43510户，比2004年增加了12.8％。输变电设施可靠性统计110kV及以上架空线路达到19786公里，110kV及以上变压器达到849台，110kV及以上断路器达到2676台，110kV及以上母线达到916段，做到了当月投产的设备下一月即可纳入可靠性统计范围。
（四）成功举办我省第一次电力可靠性知识竞赛。
9月22-23日，***集团公司电力可靠性管理知识竞赛在***成功举行。本次知识竞赛分理论笔试和现场竟答两部分。竞赛内容涉及面广，包括国家电网公司《电力安全工作规程》、《安全生产规程规定》、《电力可靠性基本名词术语》、《供电系统用户供电可靠性评价规程》、《输变电设施可靠性评价规程》、《电力可靠性管理暂行办法》以及电力可靠性管理中心下发的实施细则、电力可靠性管理代码、集团公司的可靠性管理制度等。通过举行知识竞赛，各供电公司电力可靠性管理人员的技术和管理水平得到进一步提高，达到了技术练兵的目的。
（五）组织编制《***电力可靠性规划编制导则》。
为指导我省电力可靠性管理工作，2000年初组织编写了《2000－2003年**电力城网用户供电可靠性规划》。三年来的实践证明，该规划的编制对生产实际有重要的指导作用。为了使今后电力可靠性规划编制工作更有完整性、科学性、客观性和可比性，2005年组织力量编制了《***电力可靠性规划编制导则》，目前已完成了初稿。
（六）大力推进电网建设改造，完善电网结构。
在前几年城网建设改造工作的基础上，2005年我省根据实际发展需要继续大力开展了城网建设改造工作，累计投资10.4亿元。这批城网项目的建成投运，进一步完善了城网结构和提高了城网技术装备水平，为提高城网供电能力和供电可靠性奠定了坚实的基础。
（1）各电压等级电网网架结构大大增强，各城网220kV变电站基本实现环网结构或“C”性结构，城区内的110（35）kV变电站基本实现双电源双主变运行，基本实现了城网满足“N－1”安全可靠供电准则的要求。
（2）电网装备水平有了质的飞跃。在电网建设改造中，积极采用具有可靠性高、免检修、少维护、小型化、无油化等特点的新技术新设备，例如GIS组合电器、SF6和真空断路器、中置式开关柜、综合自动化等技术含量高的设备；改造淘汰全部老旧设备。220kV及以下变电站全部实现无人值班；10kV开关100％实现无油化；城区10kV线路100％实现手拉手供电并实现多分段；十七地市配网自动化100％得到应用；III类污秽区35kV及以上线路直线串100％更换为合成绝缘子。同时，在城区范围内，全省10kV线路绝缘化率达到了63％，电缆化率达到32％。
（七）积极实施配电自动化系统,提高城网科技含量。
配电自动化系统是现代先进的自动化技术、计算机及网络技术、通讯技术在配电网络中的综合应用。配电系统自动化的实施,进一步提高配电网的科技含量、自动控制水平和管理水平，使中压配电网运行状态达到真正的可控在控，实现故障的自动判断、隔离和非故障段的自动恢复送电，提高了配电网供电可靠性和配电网的营业管理水平。目前全省**供电公司全部实施了配网自动化工程，到目前为止实现配网自动化功能的10kV线路已经达到了611条，占全省市中心＋市区＋城镇10kV公用配电线路的32%。
（八）进一步提高技术装备，推动带电作业的开展。
到2005年底，全省17供电公司全部配备了带电作业车和流动发电车，全省有带电作业车共26台，带电作业人员238名，流动发电车41台。2005年全省累计开展带电作业4914次，比2004年增加1072次；减少停电时户数176142，比2004年增加53045，按全省43510户计算，每年每户平均少停电4.05小时，提高供电可靠性0.0462％。其中，**局开展次数最多，达到1078次，**698次。2005年累计使用流动发电车686次，累计发电1005988kWH，平均每次使用发电1466kWH。
2005年带电作业、发电车使用情况统计
单位
带电作业情况
发电车使用情况
带电作业车数量
带电作业人员数量
带电作业次数
减少停电时户数
发电车数量
发电车使用次数
发电量(kWH)
**
2
10
519
31140
5
150
450000
**
2
19
488
17879
1
24
62652
**
1
6
111
6660
1
48
20990
**
2
13
103
3249
7
47
8450
**
4
103
1425
25650
6
42
18000
**
1
13
293
7325
1
30
37500
**
2
14
415
16600
5
35
72600
**
3
10
362
3216
2
53
108000
**
1
6
50
1545
1
10
3600
**
1
4
353
9880
1
54
47200
**
1
2
26
654
1
24
28800
**
1
6
115
21280
1
32
38400
**
1
7
217
14300
1
15
14175
**
1
5
205
505
1
1
2500
**
1
7
30
943
1
12
9665
**
1
5
96
11500
4
86
68000
**
1
8
106
3816
2
23
15456
总计
26
238
4914
176142
41
686
1005988
二、电力可靠性管理存在的主要问题
电力可靠性管理作为适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一，体现了电力系统和设备的全面质量管理和全过程的安全管理，是电力工业现代化管理的一个重要的组成部分。国内外应用实践表明，电力可靠性在电力系统的规划、设计、基建、施工、设备选型、生产运行、供电服务等方面有着广阔的应用空间，确实是一种切实可行、科学严谨的管理方法。
多年来，集团公司在可靠性管理方面作了大量工作，创造了许多很好的经验和作法，如提出了综合停电计划管理、临时停电一支笔审批、先算后停，推动了带电作业和状态检修的开展，全面开展了配网自动化系统建设，极大地推动了电力生产管理水平的提高。
准确、真实、完整是可靠性管理工作的基础，是可靠性管理工作的生命，是可靠性数据在实际工作中发挥作用、用于指导实际生产的保证。但是，由于多种因素的影响，特别是由于受排名的影响，各单位的可靠性管理出现了一些问题，主要有以下几个方面：
一是部分单位对可靠性管理认识不够全面。对可靠性管理工作的认识有待进一步深化和提高，部分单位只注重指标的高低和排名、只注重分解指标责任，不注重相关配套措施和改进过程,对指标反映出的管理问题研究不够深入,出现了为指标排名而上报数据的现象。
二是部分单位存在比较严重的数据不真实问题。2005年以来，特别是下半年以来，各项指标同2004年同期相比，均大幅提高。为保证数据的准确、真实、完整，虽然生技部作了很大努力，采取了多种措施，但收效甚微，数据指标虚报、漏报现象普遍存在，已不能如实反映各单位的实际状况。主要表现为以下几个方面：
（1）停电事件填报不全面，停电事件该填的不填；
（2）停电事件停电时间填报不准确，停电时间故意少填；
（3）停电事件定性不准确，明明有工作却填成受累停运备用。
三是2005年我省已在地市级供电公司全面推广应用了《用户供电可靠性管理信息系统（网络版）》和《输变电设施可靠性管理信息系统（网络版）》，今后要继续做好县级供电企业网络版电力可靠性管理信息系统的推广应用。 呵，和电力公司学习一下可靠性管理方面的知识！！
发电设备可靠性管理过程评价体系的探索和实践
2000年全国电力可靠性管理--工作会议交流材料吉林省电力有限公司可靠性管理过程评价
开展可靠性管理过程评价的背景
可靠性管理发展的概况
今天在这里，有幸参加全国电力可靠性管理工作会议，和各位代表进行交流和学习，感到非常高兴。几年来，我国的电力可靠性管理工作可以说变化巨大，它经历了由政府直接管理到纳入行业管理服务的重大转变实现了中央直属企业管理到全行业管理的重大变革；它由单一的为生产服务，转移到规划设计、制造、安装和生产运行等整个电力生产过程中来；由单纯的统计分析转移到指导生产上来。可以说，指标分析工作在快速深入，正在向多元化、立体化方向过渡，可靠性管理工作向深度和广度发展，所有这些极大地促进了机械制造、基本建设和生产水平的提高。
管理面临的挑战和机遇管理上的探索和实践
编写评价体系的具体思路和想法
可靠性管理评价体系是吉林省公司编写的发电生产过程评价体系一部分。它主要评价生产管理过程的可靠性管理工作,从
四个方面对可靠性管理工作进行综合评价。
基础管理工作指标及分析管理
修后质量评价专业知识熟练程度
一、管理部分评价
1、1文件和规章制度是可靠性管理的准则、依据和标准,所以首先评价文件和规章制度的贯彻落实情况
有没有?——怎么样?——是否闭环?
1、3机构、人员和微机等硬件是作好可靠性工作的前提和保证，有了这个保证，可靠性工作才能正常运转通过检查领导小组和管理网络是否建立、健全，是否及时调整？小组和网络人员的岗位责任制是否落实？领导小组和管理网是否定期召开会议？微机是否满足要求并具备联网条件？来评价机构、人员的高效和有序运转情况。在这部分评分中，特别强调可靠性领导小组组长和生产部主任安装可靠性管理程序给予加分。
1、4、可靠性管理方法、途径和是否闭环管理是能否管好的关键，所以评价中对管理过程要求比较严格
通过检查辅机生产事件填写人是否按标准和时间填报？可靠性专责工程师数据的收集途径、上报程序和时间是否合理？是否存在漏报、误报？再根据省公司掌握的可靠性专责上报数据情况，评价填报数据的准确和完整性。
指标分解是可靠性指标管理的一个环节，将主要可靠性指标列入各个发电企业经营责任书中，各发电企业再将指标分解落实到各分厂和班组，让全体职工都关心主要可靠性指标的完成情况，进而重视指标管理及设备缺陷的处理，可使发电设备的可靠性稳步提高。通过检查主要可靠性指标计划分解和实施情况，评价全员参与管理的意识和计划的完成情况。
培训是提高网络人员业务和管理水平的过程。
通过检查培训计划和内容及人员是否按有关要求进行学习？评价管理者参与管理的程度
总结和分析是积累经验和提高管理水平的过程，是找出设备存在问题的钥匙。
通过检查季度的主要可靠性指标和生产事件的总结和分析情况，每季度是否召开指标和大的生产事件分析会？评价生产管理水平，监督设备的治理情况。
1、5参加大的生产事件分析和大修、技术改造项目可靠性及经济性论证过程是可靠性指标指导生产的“现场”
通过检查可靠性专责是否参加有关技改、大修项目的可靠性指标与经济性的论证？是否参加大的生产事件分析会？评价
可靠性指标指导、服务生产情况。通过检查是否有开展状态检修的计划，是否有新的思路？评价可靠性管理是否有超前
意识。
二、指标分析及管理评价
通过计算等效可用系数和非计划停运次数定额完成率是否达到定额值？通过检查是否有提高等效可用系数（可用系数）和降低非计划停运次数的措施？通过检查可靠性指标是否指导、服务生产？评价发电设备的综合能力及水平。
评价中对查出漏报和误报重新核算指标。评价对象和评分标准见相关材料。
三、机组修后质量评价
机组的大小修是消灭设备缺陷的良机，大修要求必须创全优。通过检查大、小修机组修后是否有不停机运行的计划及措施？累计运行时间如何？评价修后的综合情况，这也是电网对机组可靠性的要求。
对发电企业评价后的反响
可靠性管理评价编写完成，已陆续对几个电厂进行了评价，收到了比较好的效果，在评价过程中基层认为：
①评价体系比较全面地对可靠性管理进行了评价。
②评价对上级下发的文件和规章制度的贯彻落实情况，有详细的监督条款。
③对可靠性的规范化和科学化管理起到了促进作用，激发了用可靠性指标管理生产及设备的热情。
④增加了可靠性管理的内涵，要求开展的生产事件分析对生产有很大的指导意义
长春热电二厂认为
1、评价体系对提高发电设备的可靠性是必要的。
2、备用中发生的非计划停运及降出力漏报扣分较多。
四平热电公司认为
1、整个评价体系扣分太多，加分太少。
2、评价中要求电厂对二级单位考核，但省公司并未下文或制定这方面的考核原则，资金也没地方出等。
开展可靠性管理评价遇到的问题
1、评价时基层建议，规程中备用期间的降出力和非计划停运的填报和运行期间一致，影响上报数据的真实性和缺陷的处理，应做相应的修改这样可使备用期间的生产事件如实填报，并且能够使缺陷得到及时处理。
2、〈电力可靠性管理工作若干规定》应根据电力工业的发展进行增补，使评价体系更合适、更充分的对可靠性管理工作进行评价。在第七条的（5）中，应增加定期开展可靠性知识竞赛活动，在第七条中还应增加以可靠性指标作为评估设备检修质量和制定检修计划的重要依据；在第六、七条的（1）中，应增加领导小组的组长半年至少听取一次可靠性管理职能部门的情况汇报，在第六条的（5）中，应增加每年至少对机组的可靠性管理情况进行一次评价，评价内容应作为机组上网和制定省公司、发电厂年度技术改造和大修计划的重要参考依据、
3、希望中心能够制定可靠性管理考核原则办法，各省公司根据情况制定自己的细则，这样会加大可靠性管理工作的力度，因为没有和经济挂钩的评价，其作用受到削弱。
下一步开展可靠性专业评价的设想
1．认真研究开展生产事件的在线录入和可靠性指标的深度统计分析工作，提高生产事件的反应及设备缺陷处理速度，提高管理者用可靠性指标指导生产的能力。
2、学习外省的先进管理经验和做法，完善评价体系。
3、开展经济可靠性工作，所谓经济可靠性是指发电设备的可靠性在满足电网要求的条件下，，对发电设备投入最少、收益最大，而进行的技术改造、大小修、维护和允许等工作。利用各种方式，进一步提高管理者对可靠性和经济性关系的认识，提高可靠性指标指导生产的管理水平，避免不必要的人力、物力和财力的浪费
各位领导、各位代表：
我们今天正面临着飞速发展的电力行业，技术更新和进步日新月异，在可靠性的管理上应不断创新，脚踏实地的继续作好“全过程的安全管理和全面的质量管理”工作，积极投身到状态检修和寿命评估，降低发电成本中来，不断地为提高发电企业设备运行的可靠性和经济性作出新的贡献。
由于编写者水平有限，可靠性管理评价体系一定有很多问题和不足之处，敬请提出宝贵意见，谢谢！。
序号
评价项目
评价内容
评价方法和对象
评分标准
1．5
报表情况
严格执行省公司的可靠性数据报表制度和其它有关规定，保证上报数据及时、准确和完整
1、重点检查可靠性专工、生产部主管可靠性主任和可靠性领导小组组长等。并根据省公司统计情况进行
2、根据可靠性评价办法、统计编码规定和其它规定进行
1、事件定性不准或十位码不对扣0.5分/次（编码本上无例外）
2、数据上报不准确或不及时扣3分/次
3、检修费用和工期未填扣1分/次
4、可靠性专责数据来源途径未按要求扣2分/月.次
5、值长记录不全、和其它记录矛盾扣2分/初
6、事件和工作票等有出入扣2分/项
7、领导干预如实上报扣5分/次
1.6
数据统计分析
进行生产事件、可靠性指标的统计和分析工作，并开展指标考核。
1、
按省公司印发的发电设备可靠性管理及本厂有关规定进行
2、
重点检查可靠性专工，生产部主管可靠性主任和可靠性领导小组组长等
1、
生产事件和可靠性季度总结及分析缺少扣4分/次，推迟扣2分/次，分析流于形式扣2分/次，每月进行一次酌情加分
2、
没有按要求上报扣4分/次
3、
没召开季度指标分析会或季度没下达主辅机指标计划，生产人员不了解指标完成情况2分/次.人
1.7
参加生产经营情况
是否参加主要生产事件分析，为提高设备可靠性积极采取措施
1、
按省公司印发的发电设备可靠性管理及本厂有关规定进行
2、
重点检查可靠性专工，生产部主管可靠性主任和管理组织人员。
1、没有召开生产事件分析会扣5分/次
2、可靠性专责、可靠性领导小组组长没有参加主要生产事件分析和重要技改、大修项目的可靠性指标方面的论证和总结扣3分/项
1.8
开展状态检修情况
有计划、内容
重点检查可靠性专工，生产部主管可靠性主任和管理组织人员。
1、
有开展状态检修的年度计划加2分
2、
思路正确，内容新加2分
3、
可靠性工作有创新加4分
1.9
培训工作
定期按时开展培训工作
按照国家、上级和本单位的制度检查
缺少培训制度和计划扣3分/次，没按要求时间和质量培训扣1分/次，班组以上技术人员全部培训一次/年酌情加分
借鉴了！谢谢 這個更詳細喔!我只能吸收其中一些!沒接觸過
Never too too old to to learn.
楼主辛苦，学习了！谢谢分享！
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