2011年，是公司实施“两大”改革、推行“两个办法”和落实“221”工程的非常之年，是生技部适应公司改革、加快赶超步伐和缩短差距的关键之年。一年来，在公司领导的正确领导下，在市局的全力指导和督促下，生技部以“三不放过”为前提，以“提高供电可靠性”为龙头，推进安全生产管理的各项工作，实现“一个目标”即以责任，明确自己的职责，约束自己的行为，树立公司形象，提高公司的经济效应和社会效应，齐心协作，努力打拼，圆满完成了各项生产指标，保证了电网安全稳定运行。
2011年工作简要回顾
一、 电网的基本状况
（一）、设备基本状况
至2011年11月30日止，公司拥有35kv及以上变电站18座，总容量209.65mva，同比增加21.07%，综合自动化投运率达38.9%，35kv断路器还有17多油断路器，无油化率达75.71%， 10kv少油断路器26台，无油化率达75.7%，主变有载调压率达40.9%；35kv及以上输电线路28条，385km，同比增加%；水电站1座，总容量2×1600kw；
（二）、设备故障情况及分析
（1）、系统运行状况
电网电压随季节和时间的变化而变化，特别在枯水季节，电站出力下降，电网电压明显偏低，尾端电压严重偏低，主要原因：电网结构不合理，一张输电线路覆盖新化80%的农村的网络仅仅只有1座110kv变电站来支撑，电网电压完全由电站的出力所支配。
电网电流多次出现严重不平衡现象，直接影响电站的发电和用户的用电，甚至引发继电保护误信号。主要原因：高能耗厂矿设计不合理（没有按要求设计继电保护），操作不规范，设备维护不到位，导致用电电流严重不平衡。
（2）、变电设备运行状况
主变及消弧线圈故障4台次；断路器故障15台次，其中雷击破坏3台次，机构故障7台次，多油断路器油质不合格5台次；隔离开关故障11台（触头烧坏）；电流互感器故障5台，；设备线夹故障6次；保护及自动化装置故障7次；直流系统故障3次。主要原因：部分设备严重老化，新增设备质量差，防雷措施差，没有按要求进行设计和施工，反措措施实施力度不够，日常维护不到位等等。
（3）、线路运行状况
线路故障31条次，其中断线故障7条次，瓷瓶击穿18条次，拉线加固5条次，杆基塌方1出；110kv线路跳闸3次，跳闸主要原因为变电站110kv母线pt快速断路器跳闸引起1次，装置参数设置引起2次；35kv跳闸81条次跳闸。
二、各指标完成情况
（一）、检修管理工作
（1）、检修计划管理上新台阶
① 出台了《新化电力公司检修计划管理办法》，制定了检修计划安排的原则，坚持了“无计划不停”的原则。保证了检修计划管理的严肃性，临检率由70.4%下降到29.3%。
② 强化了检修质量管理，作业前有效控制。本着“修必修好”的原则，不断健全质量体系，严格检修工艺，强化过程管理与控制;同时加大验收管理，完善验收流程，强调验收把关力度，强化"谁主管谁负责"的原则。
③ 注重了施工现场，确保施工安全。“人身安全”是我公司今年确保“两条底线”之一。一年来，生技部高度重视作业现场安全，严格落实各项安全措施、作业程序，加大现场把关力度。
④ 加强了应急处理，提高应急处理能力，减少停电时间。今年雷电严重，部分设备严重老化，设备受损特别大，检修人员不分白天还是黑夜，不分晴天还是雨天，依然在一时间赶到事故现场，迅速处理，保证了供电的稳定性，提高了公司的经济效益和社会效益，全年累计抢修达103次。特别是在抗洪抢险中，他们先后抢险15次（变电7次、线路8次），6月8日那天，同时有5个抢险现场，头顶大雨，交通不便，就扛着抢修工具和材料徒步几公里，天黑了，没有放弃，一直到供电正常，但已是深夜了，可是没有怨言。
2、抓落实，检修任务圆满完成
（1）大修技改完成情况。2011年，生技部负责的的技改、大修项目共18项，共投资208.2万元。经过努力，到目前为止，大修技改项目15项已基本完成；有3个项目尚未完成，主要原因是启动迟，加上新增了高速公路和高铁施工用电项目比较多，材料没有到位。
（2）反事故措施项目完成情况
①35kv系统电容电流整治，在炉观变新增1台消弧线圈（1100kva），对系统内所有的35kv母线pt和10kv母线pt的一次直接接地改为经消谐装置接地30台。
②对炉观变1#、2#主变110kv中性点间隙进行了更换。
③更换保护用电流互感器43组（35kvｃｔ14组，10kvct19组）；同时将部分可投重合闸装置投入运行。
④更换了白溪变和圳上变的3组蓄电池。
⑤更换了110kv炉观变微机防误装置。
⑥及时调整了坪溪变、金凤变、白溪变、圳上变和双江口电站近区变的主变，同时对双江口电站近区变保护进行了改造，保证了正常的用电次序，保证了设备的安全可靠运行。
⑦对所有的35kv及以上输电线路“三牌”进行了完善和更换。
⑧对水奉线6套路线、炉游白线118套拉线、炉双水线48套拉线、杨吉线6套拉线和横天线3套拉线进行了更换。
⑨对110kv游观线杆塔进行了明导通，对70处35kv线路的架空地线的接地线进行了改造；在横白线、温坪线、炉双水线、横天线和炉劳线安装了14组线路避雷器，接地引线线明导通，重新安装接地装置。
⑩外温坪线51#杆直线杆位耐张。
11 在温塘变晏家线和车田线安装了10kv线路无功补偿装置，对坪溪变10kv线路无功补偿装置进线了搬迁。
12将晨光电站1#机组调速器电液控制改为plc控制，大大提高了开停的可靠性。
13对110kv炉观变、35kv横阳变、温塘变、吉庆变和洋溪变生产区的照明进行了更换；同时对所有变电站的值班室进行了清理。
14对吉庆变、水车变、白溪变和横阳变等5台多断路器的绝缘进行更换处理。
（3）常规检修和抢修工作
①完成了横阳变和白溪变2个常规变电站的预防性检修工作。
②完成了103 项抢修任务，项，35kv以上线路其中变电部分67部分36项，保证了设备健康运行，紧急缺陷消除率达100%;重大缺陷11条，消除9条，消缺率达82%（因备品未到等原因，有2条重要缺陷未能消除）。
③主网面临严重考验，更换瓷瓶3处，断线处理2处，拉线处理2处，拆杆处理1处（杆基严重滑坡）。
（4）新建施工项目
①完场了温塘变2个10kv线路间隔的安装。
②完场了金凤变2个35kv线路间隔和1个10kv线路间隔的安装。
③完成了吉庆变10kv线路间隔的安装。
④完场了洋溪变1个35kv线路间隔和3个10kv线路间隔的安装。
⑤完成了35kv荣华变的安装。
⑥完成35kv高速公路杆线拆迁12回。
⑦完成35kv新建线路洋槎线6.5km和琅天线5km。
（4）季节性工作
①全面开展迎峰度夏工作，采取有效的措施，抑制了系统电压低和电流严重不平衡，保证了电网安全稳定运行。
②全面做好了炉观变、琅塘变、白溪变和吉庆变的防冻融冰改造和防冻融冰设备的检修工作，确保迎峰度冬工作顺利进行。
（5）其他工作
①编制了公司2011年大修技改项目书。
②加大系统高压线损管理，采取有效的措施降低线损。
③加大供电可靠性管理，采取有效的措施降低线路跳闸次数和提高设备的可用率
（二）输电线路管理工作
1、加强基础工作的管理：制定输电线路六防工作方案，建立线路六防台帐。
2、搞好日常线路巡视维护管理和把好验收关。完成了高速公路及高铁工程杆线拆迁项目验收，完成35kv新架线路卯奉线、洋槎线、及长平线、平小线、芭长线的验收，完成110kv游观线通道砍伐，对35kv水奉线进行为期10天的砍青扫障。
4、狠抓安全生产，确保了没有发生人身伤亡事故，没有发生倒杆事件。
5、以降低线路跳闸和防止倒杆为目标，狠抓大修技改项目的落实与质量验收。
(三)调度管理工作
1、电网运行指标
到2011年11月30日止我公司全年共完成供电量万28232kwh，110kv电压（母线电压）合格率100%，35kv母线电压合格率86.36%，10kv母线电压合格率95.45%。
2、安全生产管理
制订了安全生产管理目标，使每个人都明确了自己的安全责任。严格执行安全规程，坚决杜绝无票工作现象。在倒闸操作前认真填写操作票，到2011年11月30日止调度执行调度操作票共1758份（逐项票171份，综合票1587份），合格率100%。
3、电网经济运行
严格执行检修计划管理。7-12月份计划检修共安排439项，实际执行计划检修221项，临时检修141项，配合检修43项，故障检修64项，计划执行率47.1%，临时执行率34.8%，按时完成检修票432张，按时完成率92.1%，检修票延期37张，检修票延期率7.9%
（四）运行管理工作
1、依照“三不伤害”原则，防止误操作事件的发生，严格执行了操作把关制度，依据市局现场培训要求开展标准化操作，因此，全年没有发生误操作，保证正常额生产。
2、结合市局现场培训和技能鉴定考试，对运行人员举行了四期培训班，并结合琅塘变的设备进行实地模拟操作，效果非常明显。
3、严抓五防闭锁装置管理，全面清理并完善了各变电站的闭锁装置，同时对110kv炉观变闭锁装置进行了微机改造和晨光电站中置柜进行带电闭锁装置改造。
4、用好运行管理系统，规范了各变电站的各项工作。修编并审批了长丰变、琅塘变和荣华变现场运行规程；同时清理和规范了各变电站值班室的环境，强化了防小动物措施和防凝露措施。
5、严格落实检修把关制度，保证检修质量，提高设备的可运行率。
（五）继保管理
1、继电保护运行情况
2011年，电网全部继电保护共动作823次，正确动作806次，正确动作率为97.9%；系统重合闸共动作103次（其中琅塘变42次、温塘变55次、炉观变6次），正确动作103次，正确动作率为100%。
2、工作完成情况
（1）、落实了变电“五防一保”工作实施方案，特制订了《新化电力公司2011年继电保护整改方案》、《新化公司落实变电“五防一保”工作实施方案》和《新化电力公司定值管理制度》。
（2）、完成新的系统阻抗图整定计算工作和编制。
（3）、完善系统定值管理：
① 完成了35kv荣华变投产整定计算工作。
② 完成了炉观变电站35kv线路定值核算工作，并重新进行调整，所有线路保护由原来的两段式改为三段式保护。
③ 完成洋溪主变和35kv线路定值的重新核算工作，改善了35kv洋锰线经常速断跳闸（锰厂电炉启动时）和洋溪10kv线路跃级跳闸到主变现象。完成金凤主变更换定值调整计算。
④ 完成了琅塘变、温塘变、炉观变线路重合闸投入工作。
⑤ 完成了长丰变相应管辖设备定值的投产整定计算。
⑥ 完成了天门电站、金凤锦锈电站、温塘煤矿i线、ii线、琅塘琅芭线10kv新增间隔定值计算。完成了35kv平小线、平长线定值计算工作。
⑦ 完成了坪溪、圳上、白溪、双江口主变调整定值计算工作。
⑧ 完成了所有35kv变电站的10kv线路定值核算工作，（除天门变外，网中网没有数据），继电保护正确动作率升达到95%。
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2011年，是公司实施“两大”改革、推行“两个办法”和落实“221”工程的非常之年，是生技部适应公司改革、加快赶超步伐和缩短差距的关键之年。一年来，在公司领导的正确领导下，在市局的全力指导和督促下，生技部以“三不放过”为前提，以“提高供电可靠性”为龙头，推进安全生产管理的各项工作，实现“一个目标”即以责任，明确自己的职责，约束自己的行为，树立公司形象，提高公司的经济效应和社会效应，齐心协作，努力打拼，圆满完成了各项生产指标，保证了电网安全稳定运行。
2011年工作简要回顾
一、 电网的基本状况
（一）、设备基本状况
至2011年11月30日止，公司拥有35kv及以上变电站18座，总容量209.65mva，同比增加21.07%，综合自动化投运率达38.9%，35kv断路器还有17多油断路器，无油化率达75.71%， 10kv少油断路器26台，无油化率达75.7%，主变有载调压率达40.9%；35kv及以上输电线路28条，385km，同比增加%；水电站1座，总容量2×1600kw；
（二）、设备故障情况及分析
（1）、系统运行状况
电网电压随季节和时间的变化而变化，特别在枯水季节，电站出力下降，电网电压明显偏低，尾端电压严重偏低，主要原因：电网结构不合理，一张输电线路覆盖新化80%的农村的网络仅仅只有1座110kv变电站来支撑，电网电压完全由电站的出力所支配。
电网电流多次出现严重不平衡现象，直接影响电站的发电和用户的用电，甚至引发继电保护误信号。主要原因：高能耗厂矿设计不合理（没有按要求设计继电保护），操作不规范，设备维护不到位，导致用电电流严重不平衡。
（2）、变电设备运行状况
主变及消弧线圈故障4台次；断路器故障15台次，其中雷击破坏3台次，机构故障7台次，多油断路器油质不合格5台次；隔离开关故障11台（触头烧坏）；电流互感器故障5台，；设备线夹故障6次；保护及自动化装置故障7次；直流系统故障3次。主要原因：部分设备严重老化，新增设备质量差，防雷措施差，没有按要求进行设计和施工，反措措施实施力度不够，日常维护不到位等等。
（3）、线路运行状况
线路故障31条次，其中断线故障7条次，瓷瓶击穿18条次，拉线加固5条次，杆基塌方1出；110kv线路跳闸3次，跳闸主要原因为变电站110kv母线pt快速断路器跳闸引起1次，装置参数设置引起2次；35kv跳闸81条次跳闸。
二、各指标完成情况
（一）、检修管理工作
（1）、检修计划管理上新台阶
① 出台了《新化电力公司检修计划管理办法》，制定了检修计划安排的原则，坚持了“无计划不停”的原则。保证了检修计划管理的严肃性，临检率由70.4%下降到29.3%。
② 强化了检修质量管理，作业前有效控制。本着“修必修好”的原则，不断健全质量体系，严格检修工艺，强化过程管理与控制;同时加大验收管理，完善验收流程，强调验收把关力度，强化"谁主管谁负责"的原则。
③ 注重了施工现场，确保施工安全。“人身安全”是我公司今年确保“两条底线”之一。一年来，生技部高度重视作业现场安全，严格落实各项安全措施、作业程序，加大现场把关力度。
④ 加强了应急处理，提高应急处理能力，减少停电时间。今年雷电严重，部分设备严重老化，设备受损特别大，检修人员不分白天还是黑夜，不分晴天还是雨天，依然在一时间赶到事故现场，迅速处理，保证了供电的稳定性，提高了公司的经济效益和社会效益，全年累计抢修达103次。特别是在抗洪抢险中，他们先后抢险15次（变电7次、线路8次），6月8日那天，同时有5个抢险现场，头顶大雨，交通不便，就扛着抢修工具和材料徒步几公里，天黑了，没有放弃，一直到供电正常，但已是深夜了，可是没有怨言。
2、抓落实，检修任务圆满完成
（1）大修技改完成情况。2011年，生技部负责的的技改、大修项目共18项，共投资208.2万元。经过努力，到目前为止，大修技改项目15项已基本完成；有3个项目尚未完成，主要原因是启动迟，加上新增了高速公路和高铁施工用电项目比较多，材料没有到位。
（2）反事故措施项目完成情况
①35kv系统电容电流整治，在炉观变新增1台消弧线圈（1100kva），对系统内所有的35kv母线pt和10kv母线pt的一次直接接地改为经消谐装置接地30台。
②对炉观变1#、2#主变110kv中性点间隙进行了更换。
③更换保护用电流互感器43组（35kvｃｔ14组，10kvct19组）；同时将部分可投重合闸装置投入运行。
④更换了白溪变和圳上变的3组蓄电池。
⑤更换了110kv炉观变微机防误装置。
⑥及时调整了坪溪变、金凤变、白溪变、圳上变和双江口电站近区变的主变，同时对双江口电站近区变保护进行了改造，保证了正常的用电次序，保证了设备的安全可靠运行。
⑦对所有的35kv及以上输电线路“三牌”进行了完善和更换。
⑧对水奉线6套路线、炉游白线118套拉线、炉双水线48套拉线、杨吉线6套拉线和横天线3套拉线进行了更换。
⑨对110kv游观线杆塔进行了明导通，对70处35kv线路的架空地线的接地线进行了改造；在横白线、温坪线、炉双水线、横天线和炉劳线安装了14组线路避雷器，接地引线线明导通，重新安装接地装置。
⑩外温坪线51#杆直线杆位耐张。
11 在温塘变晏家线和车田线安装了10kv线路无功补偿装置，对坪溪变10kv线路无功补偿装置进线了搬迁。
12将晨光电站1#机组调速器电液控制改为plc控制，大大提高了开停的可靠性。
13对110kv炉观变、35kv横阳变、温塘变、吉庆变和洋溪变生产区的照明进行了更换；同时对所有变电站的值班室进行了清理。
14对吉庆变、水车变、白溪变和横阳变等5台多断路器的绝缘进行更换处理。
（3）常规检修和抢修工作
①完成了横阳变和白溪变2个常规变电站的预防性检修工作。
②完成了103 项抢修任务，项，35kv以上线路其中变电部分67部分36项，保证了设备健康运行，紧急缺陷消除率达100%;重大缺陷11条，消除9条，消缺率达82%（因备品未到等原因，有2条重要缺陷未能消除）。
③主网面临严重考验，更换瓷瓶3处，断线处理2处，拉线处理2处，拆杆处理1处（杆基严重滑坡）。
（4）新建施工项目
①完场了温塘变2个10kv线路间隔的安装。
②完场了金凤变2个35kv线路间隔和1个10kv线路间隔的安装。
③完成了吉庆变10kv线路间隔的安装。
④完场了洋溪变1个35kv线路间隔和3个10kv线路间隔的安装。
⑤完成了35kv荣华变的安装。
⑥完成35kv高速公路杆线拆迁12回。
⑦完成35kv新建线路洋槎线6.5km和琅天线5km。
（4）季节性工作
①全面开展迎峰度夏工作，采取有效的措施，抑制了系统电压低和电流严重不平衡，保证了电网安全稳定运行。
②全面做好了炉观变、琅塘变、白溪变和吉庆变的防冻融冰改造和防冻融冰设备的检修工作，确保迎峰度冬工作顺利进行。
（5）其他工作
①编制了公司2011年大修技改项目书。
②加大系统高压线损管理，采取有效的措施降低线损。
③加大供电可靠性管理，采取有效的措施降低线路跳闸次数和提高设备的可用率
（二）输电线路管理工作
1、加强基础工作的管理：制定输电线路六防工作方案，建立线路六防台帐。
2、搞好日常线路巡视维护管理和把好验收关。完成了高速公路及高铁工程杆线拆迁项目验收，完成35kv新架线路卯奉线、洋槎线、及长平线、平小线、芭长线的验收，完成110kv游观线通道砍伐，对35kv水奉线进行为期10天的砍青扫障。
4、狠抓安全生产，确保了没有发生人身伤亡事故，没有发生倒杆事件。
5、以降低线路跳闸和防止倒杆为目标，狠抓大修技改项目的落实与质量验收。
(三)调度管理工作
1、电网运行指标
到2011年11月30日止我公司全年共完成供电量万28232kwh，110kv电压（母线电压）合格率100%，35kv母线电压合格率86.36%，10kv母线电压合格率95.45%。
2、安全生产管理
制订了安全生产管理目标，使每个人都明确了自己的安全责任。严格执行安全规程，坚决杜绝无票工作现象。在倒闸操作前认真填写操作票，到2011年11月30日止调度执行调度操作票共1758份（逐项票171份，综合票1587份），合格率100%。
3、电网经济运行
严格执行检修计划管理。7-12月份计划检修共安排439项，实际执行计划检修221项，临时检修141项，配合检修43项，故障检修64项，计划执行率47.1%，临时执行率34.8%，按时完成检修票432张，按时完成率92.1%，检修票延期37张，检修票延期率7.9%
（四）运行管理工作
1、依照“三不伤害”原则，防止误操作事件的发生，严格执行了操作把关制度，依据市局现场培训要求开展标准化操作，因此，全年没有发生误操作，保证正常额生产。
2、结合市局现场培训和技能鉴定考试，对运行人员举行了四期培训班，并结合琅塘变的设备进行实地模拟操作，效果非常明显。
3、严抓五防闭锁装置管理，全面清理并完善了各变电站的闭锁装置，同时对110kv炉观变闭锁装置进行了微机改造和晨光电站中置柜进行带电闭锁装置改造。
4、用好运行管理系统，规范了各变电站的各项工作。修编并审批了长丰变、琅塘变和荣华变现场运行规程；同时清理和规范了各变电站值班室的环境，强化了防小动物措施和防凝露措施。
5、严格落实检修把关制度，保证检修质量，提高设备的可运行率。
（五）继保管理
1、继电保护运行情况
2011年，电网全部继电保护共动作823次，正确动作806次，正确动作率为97.9%；系统重合闸共动作103次（其中琅塘变42次、温塘变55次、炉观变6次），正确动作103次，正确动作率为100%。
2、工作完成情况
（1）、落实了变电“五防一保”工作实施方案，特制订了《新化电力公司2011年继电保护整改方案》、《新化公司落实变电“五防一保”工作实施方案》和《新化电力公司定值管理制度》。
（2）、完成新的系统阻抗图整定计算工作和编制。
（3）、完善系统定值管理：
① 完成了35kv荣华变投产整定计算工作。
② 完成了炉观变电站35kv线路定值核算工作，并重新进行调整，所有线路保护由原来的两段式改为三段式保护。
③ 完成洋溪主变和35kv线路定值的重新核算工作，改善了35kv洋锰线经常速断跳闸（锰厂电炉启动时）和洋溪10kv线路跃级跳闸到主变现象。完成金凤主变更换定值调整计算。
④ 完成了琅塘变、温塘变、炉观变线路重合闸投入工作。
⑤ 完成了长丰变相应管辖设备定值的投产整定计算。
⑥ 完成了天门电站、金凤锦锈电站、温塘煤矿i线、ii线、琅塘琅芭线10kv新增间隔定值计算。完成了35kv平小线、平长线定值计算工作。
⑦ 完成了坪溪、圳上、白溪、双江口主变调整定值计算工作。
⑧ 完成了所有35kv变电站的10kv线路定值核算工作，（除天门变外，网中网没有数据），继电保护正确动作率升达到95%。
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