客户停电成本的框架和审查：电力公司的停电损失整合与分析调查报告

客户停电成本的框架和审查：电力公司的停电损失整合与分析调查报告（精选2篇）

篇1：客户停电成本的框架和审查：电力公司的停电损失整合与分析调查报告

LBNL-54365

A Framework and Review of Customer Outage Costs: Integration and Analysis of

Electric Utility Outage Cost Surveys电力利用的断供期 成本调查

Prepared for 准备 Imre Gyuk

Energy Storage Program 能量存储程序

Office of Electric Transmission and Distribution U.S.Department of Energy by

Leora Lawton, Michael Sullivan, Kent Van Liere, and Aaron Katz Population Research Systems, LLC and

Joseph Eto

Lawrence Berkeley National Laboratory University of California Berkeley, CA 94720

Environmental Energy环境能源

Technologies Division November 2003

http://eetd.lbl.gov/ea/EMS/EMS_pubs.html The work described in this report wasfunded by the Office of Electric Transmission and Distribution, Energy Storage Programof the U.S.Department of Energy under Contract No.DE-AC03-76SF00098.LBNL-54365

A Framework and Review of Customer Outage Costs: Integration and Analysis of

Electric Utility Outage Cost Surveys Prepared for Imre Gyuk

Energy Storage Program

Office of Electric Transmission and Distribution U.S.Department of Energy by

Leora Lawton, Michael Sullivan, Kent Van Liere, and Aaron Katz Population Research Systems, LLC and

Joseph Eto

Lawrence Berkeley National Laboratory November, 2003

The work described in this report was funded by the Office of Electric Transmission and Distribution, Energy Storage Program of the U.S.Department of Energy under Contract No.DE-AC03-76SF00098.Abstract

摘要

A clear understanding of the monetary货币的 value thatcustomers place on reliability and the factors

that give rise to higher and lower values is an essential tool in determining investment in the grid.The recent National Transmission Grid Study recognizesthe need for this information as one of growing importance for both public and private decision makers.In response, the U.S.Department of Energy has undertaken this study, as a first step toward addressing the current absence of consistent data neededto support better estimates of the economic value of electricity

reliability.Twenty-four studies, conducted by eight electric utilities between 1989 and 2002 representing residential and commercial/industrial(small, medium and large)customer groups, were chosen for analysis.The studies cover virtually all of the Southeast, most of the western United States, including California, rural Washington and Oregon, and the Midwest south and east of Chicago.All variables were standardized to a consistent metric and dollar amounts were adjusted to the 2002 CPI.The data were then incorporated into a meta-database in which each outage scenario(e.g., the loss of electric service for one hour on a weekday summer afternoon)is treated as an independent case or recordboth to permit comparisons between outage characteristics and to increase the statistical power of analysis results.Unadjusted average outage costs and Tobit modelsthat estimate customer damage functions are presented.The customer damage functions express customer outage costs for a given outage scenario and customer class as a function of location, time of day, consumption, and business type.One can use the damage functions to calculate outage costs for specific customer types.For example, using the customer damage functions, the cost experienced by an “average”

customer resulting from a 1 hour summer afternoon outage is estimated to be approximately $3 for a residential customer, $1,200 for small-medium commercial and industrial customer, and $82,000 for large commercial and industrial customer.Future work to improve the quality and coverage of information on the value of electricity reliability to customers is described

Acknowledgement

The authors thank Imre Gyuk, DOE Energy Storage Program, and Tina Kaarsberg * for their

support of this project.We also thank the utilities that agreed to provide the data used in the report;however, by agreement, we do not identify these firms individually.We also

acknowledge the assistance of Ram Adapa, EPRI, inobtaining one of the data sets.A draft of this report benefited greatly from expert reviews provided by Robin Walther, George Gross, Ali Chowdhury, Reed Edwards, Diane Barney and members of the NARUC Electricity Reliability Staff Subcommittee, Harry Stoller, Michael Sheehan, Frank Harris, and Bernard Neenan.All errors and omissions remain the responsibility of the authors.Ms.Kaarsberg is currently staff to the Energy Subcommittee of the Committee on Science, U.S.House of Representatives.

篇2：客户停电成本的框架和审查：电力公司的停电损失整合与分析调查报告

客户停电时间是电网建设、运营质量和电网管理水平的综合体现, 是供电企业供电能力、供电质量的重要体现。缩减客户停电时间, 尽量为用户提供不间断供电服务是供电企业改善服务的重要目标和刚性要求。国际先进城市对停电时间有很严格的限制, 年平均停电时间已经降到了很低的水平。比如2010年的年平均停电时间新加坡为2分钟、悉尼为10分钟。随着近年来电网升级、技术革新和管理水平提升, 我国的供电水平也有了极大的提高, 但是与发达地区相比还是有较大差距。比如2010年南方供电公司城市每户的年平均停电时间为6.66小时, 农村的年平均停电时间为14.875小时, 取得了较好的成绩, 但是, 在缩减客户停电时间上还是有许多地方需要改善, 有很多工作要去做。

1 引发客户停电的原因

要改善供电水平, 减少客户平均停电时间, 首先就要分析引发停电的原因。由于电力供应相关对象、技术、管理等因素的多样性, 引发客户停电的原因也是多种多样, 最主要的有:各类因素造成的电网故障、电力设施检修、电力设施建设、用电高峰期限电。而其中引起电网故障的因素同样是多样的, 包括电力设备老化故障、运行时随机故障、客户违规用电造成的故障、以及雷电、冰雪或其他自然力造成的故障等。

电网故障造成的停电能够通过引入新的技术手段, 采取细致的维护措施, 以及在故障发生后快速灵敏地进行修复来加以控制的。电力设施检修和电力设施建设是电网维护、升级改造, 提高电网可靠性和服务能力的必然, 是不可避免的。但仍可以通过采取有效的停电管理措施, 引入带电施工技术等方法来减少由此而造成的停电次数和停电时间。高峰期限电本身就是在用电高峰期减少平均停电时间, 让更多人获得正常用电的一种电力供应的手段, 通过合理的停电管理能够减少必要的限电次数, 提升部分限电对整体供电效果的作用, 更大程度地减少客户平均停电时间。

2 缩减停电时间的措施

引发停电的原因多种多样, 有的是不可预期的, 有的是可以大致估计的, 还有的则是计划之中, 可以较精确控制的。针对不同停电情况可以采取不同的准备措施, 处理难度也不相同, 对于不同停电原因可以采取不同措施, 处理结果也会有所差别。通过分析、归纳引发停电的主要原因及其影响, 可以总结出一些最实用、有效和最具发展空间的相关防治措施。减少客户平均停电时间主要可以从增强供电系统可靠性、加强停电管理等几个方面入手, 在尽量缩减停电时间的同时还需要尽可能多地考虑客户需求, 保证不在紧要时间段停电, 不让紧要用户停电。

2.1 增强供电系统可靠性

增强供电系统的可靠性, 提升电网的持续供电能力, 防止各类故障发生及其对正常供电的影响, 能够有效缩减客户平均停电时间。具体来说可以在防止故障发生、隔离故障影响、排除故障3个方面进行处理:通过一系列技术和管理措施减少电网、供电设施发生故障的几率, 能够从源头上增强供电系统的可靠性;在某些供电设施已经发生故障或者已经被外力破坏的情况下, 提供快速、及时、有效的隔离措施, 能够及时隔离故障设备的影响, 减少故障设备所波及的客户群范围;对故障设备、线路提供快速的故障排除能力, 第一时间恢复受影响客户的正常供电, 能够迅速消除故障的影响, 直接缩短客户停电时间。增强供电系统可靠性具体可以采取的措施主要有以下几点。

2.1.1 加强设备检修和更新

及时对供电设施、设备进行全面、细致的检修, 发现并排除潜在的故障威胁, 及时替换容易发生故障的老旧设备, 在设备发生故障前即对其进行处理。通过对故障进行提前处理能有效防止故障停电的发生, 或者将危害大的、不可预测的随机故障停电转化为影响相对较少的、可以预计和采取准备措施的计划停电。

2.1.2 提高带电作业量

积极使用和推广带电作业技术, 采用带电施工技术, 减少电网施工对停电的依赖, 是当前提高供电系统稳定性, 减少停电时间最有效和最有发展前景的方式之一。通过带电作业的使用, 可以直接减少因电网建设、维护、升级等对供电的影响, 从而大幅减少计划停电次数和停电时间。

2.1.3 快速的故障修护

当供电故障已经发生, 应当要快速发现和响应, 立即组织人员在第一时间赶到现场, 并准确快速判断故障点, 及时隔离故障, 减少故障的影响范围, 以最快的速度找出故障原因, 快速排除故障。对于重要客户, 在停电发生时, 应及时配给发电车, 保证客户的供电正常。

2.1.4 加强用户用电管理

严格检查用户的用电情况, 杜绝影响电网稳定的违规用电, 对于用户的违规用电行为及时查处。加强大型用电客户的用电安全管理, 对客户所使用的, 可能影响用电安全的隐患设备, 要求客户整改落实, 防止因用户用电设备故障而造成的停电事故。

2.2 加强停电管理

目前, 供电企业对于停电管理作用和重要性的认识已有了较大提高, 通过提升停电管理水平, 减少了大量不必要的停电, 避免了许多可能需要的停电计划。但目前停电管理水平仍然还不够高, 还需通过改善停电管理, 优化停电策略来减少不必要的停电, 预防可能发生的计划停电, 减少停电所波及的用户群, 保证更多用户更多时间的正常供电, 这是缩减客户平均停电时间的重要方面。此外, 还可以通过采用先进的停电管理系统, 收集多方供电信息, 精确计算出最优化的停电措施, 来减少停电的发生, 缩短停电的时间。主要有以下措施:

2.2.1 加强与客户的信息沟通

通过加强与用户的信息沟通, 及时获取用户用电情况, 及时发现可能造成停电的各类隐患, 并尽早排除之;及时了解客户的用电变化情况, 并为之做好充分准备。当确实需要停电时, 应该在停电前及时通知客户, 给客户以充分的准备时间, 并且要主动与客户进行沟通, 向客户做好客户解释工作, 自身也要做好其他各类准备工作, 使客户的停电损失降到最少, 保证计划停电的如期进行, 防止因误解造成冲突而导致的更大规模停电。

2.2.2 先进的供电管理系统辅助管理

通过采用先进的供电管理系统辅助停电管理, 用计算机系统全面管理停电业务, 以做到详细、完整、细粒度地记录每次停电事件信息, 统计、分析停电相关的各类数据, 寻找技术、服务和管理的可改进之处, 使之能够更好地达到精细管理停电, 减少停电次数、停电范围、缩短停电时间的目的。

2.2.3 采取精细化的停电管理

对于电网施工等各类需要停电的情况, 加强对施工单位的监督, 增进与施工单位的交流, 促使其优化管理施工、检修, 在停电前, 精确计算停电时间。努力做到需停电的施工开始前方停电, 施工结束后便迅速恢复供电, 避免不必要停电, 最大限度减少停电等人的时间。通过合理紧密安排停电时间的施工, 将需要停电的施工集中到一起, 缩短停电期间的无效作业时间, 提高停电的效率, 让停电对施工的作用最大化。

2.2.4 增强施工效率

对于需要停电的施工, 在施工前先仔细做好规划, 特别是对于需要停电的那部分工作, 尽量将其与一般性工作分离开来, 进行集中处理。施工前要合理安排施工细节, 详细考虑各种可能发生的情况, 预备好解决方案, 而不是等到施工时才临时考虑解决措施。施工时要灵活调动一切可以调动的人力资源, 以解决某些工程中的人手不足问题, 保证施工工作在停电时段一次性快速完成, 保证正常供电的快速恢复, 将停电时间和停电次数降到最低。

2.3 缩减客户平均停电时间的其他措施

除此之外, 还有其他一些重要措施可以有效减少客户平均停电时间。比如优化电网结构, 让电力资源尽量平衡分布, 减少一个地方电力充足, 而另一个地方电力匮乏的情况, 通过建立优化电网结构, 给予电网自动分配电力的能力, 当电力生产或需求发生改变时, 迅速地自动调整电力配给达到电力供应平衡的目的。

3 结语

缩短客户停电时间是提高供电服务质量, 为客户提供优质服务的重要课题。对于电网可能的故障, 建立完备的预防机制, 快速的、自动化的恢复机制, 可以大幅提高供电的可靠性, 大量减少意外停电的发生及影响。在确定硬件条件下, 通过实施好缩短客户停电时间的相关管理措施, 提高供电服务水平, 可以大量减少不必要停电。

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