山区电网供电可靠性管理策略

山区电网供电可靠性管理策略摘要：供电可靠性是指供电系统持续供电的能力，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表现，反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，已成为衡量一个国家经济发达程度的标准之一。供电可靠性管理是供电系统全面质量管理和全过程安全管理，涉及供电企业管理的各个环节，是供电系统规划、设计、基建、施工、设备选型、生产运行、供电服务等方面质量和管理水平的综合体现。如何有效提高供电可靠性对配网供电有非常重要的意义。本文主要基于山区电网的基础上就配电可靠性管理进行全面的探究。关键词：战略要求；影响因数；现状分析；总体策略引言：随着经济的快速发展，我国社会主要矛盾的转化，电网面临的主要矛盾转变为：人民美好生活的多样化、多层次、高质量用能用电需求与能源电力发展现状所决定的供给之间的矛盾。电力系统不仅要实现远距离以及大容量的电能传输，更要保证用户的可靠供电以及电能质量。电力系统可靠性的研究为实现以上目标提供了很好的手段，它描述了电力系统向用户提供持续、稳定、充足电力的能力。其内涵是将可靠性工程的方法原理应用到电力系统工程之中，从电力系统的规划建设、生产运行、管理指挥等各个方面开展研究，建立提高可靠性的方法，从而实现全电力系统的可靠供电服务。供电可靠性概述可靠性的概念最早可追溯到第二次世界大战之前，当时人们用这个词来描述与重复性有关的参数。科学家们如果在科学测试中重复获得了相同的结果，则认为结果是“可靠的”。20世纪20年代，瑞典工程师WaloddiWeibull为质量管理学提出了疲劳统计模型，贝尔实验室的WalterA.Shewhart博士研究了如何通过统计学的过程控制来改进产品质量。从此，科学家们开始使用可靠性这个指标来检验产品质量，逐渐发展形成了可靠性工程。20世纪40年代，美国军方首次给出了可靠性这个词的确切定义，它是指一种产品在特定时间内和特定条件下完成特定功能的能力。供电可靠性是一个总体概念，具体可分解到对于电力系统各个环节的可靠性研究。电力系统范围很大，包括发、输、变、配等不同环节，每个环节又可以从局部的工作元件和整体的运行系统两个角度来进行分析，因此应当在每个环节抓住重点研究对象，明确关键问题与系统瓶颈，提出不同的可靠性定量计算方法。供电可靠性评价目前，主要依据《供电系统用户供电可靠性评价规程》（DL/T836-2016）评价供电可靠性，通过平均供电可靠率、系统平均停电时间、停电时户数等指标进行管控。（一）主要指标平均供电可靠率是指在统计期间内，对用户有效供电时间小时数与统计期间小时数的比值。系统平均停电时间是指供电系统用户在统计期间内的平均停电小时数，即停电时户数与等效用户的比值。根据用户供电电压，用户可分为中压用户和低压用户。中压用户数是指供电电压为10kV或20kV的客户数量，包括公变数、专线数、高供高计专变数、高供低计用户数和未接管的统建小区、商住小区的专变数。等效用户数：等效用户数是指根据用户的实际在册时间按照统计周期进行折算（一般统计期间为一年），用于消除统计周期内用户数变化对可靠性统计的影响。停电时户数：停电时间（小时）与停电用户数（户）的乘积，用于衡量在设备停电时间内，对停电范围内等效用户的影响程度。停电时户数是计算供电可靠性指标的最重要因子，其综合了时间、用户数量两个变量的影响，在区域总体用户数基本不变情况下，停电总时户数越大，系统平均停电时间就越大，因此提升供电可靠性的关键在于减少停电时户数。影响因素供电可靠性最直接的影响因素是停电，按照停电性质分类包括故障停电和预安排停电。预安排停电：凡预先已作出安排，或在6h前得到调度批准并通知主要用户的停电，包括计划停电和临时停电。计划停电：有正式计划安排的停电，包括检修停电、施工停电和用户申请停电。临时停电：事先无正式计划安排，但在6h以前按规定程序经过批准并通知主要用户的停电，包括临时检修停电、临时施工停电和用户临时申请停电。山区电网供电可靠性分析根据影响供电可靠性因素对某某局系统平均停电时间进行分析，具体情况如下：下面从网架、设备、管理和技术四个方面进行原因分析。4.1网架方面主网：单线、单线较多，主网线路、主变“N-1”通过率为不高，整体网架较为薄弱。配网：中低压网络结构以架空单联络、架空两联络、单辐射线路为主，线路分段不合理，主干、次十、分支线三层级分层不明显配网网架薄弱，是导致配网施工停电影响时户数较多的主要原因。4.2设备方面中压线路针式瓷瓶、铜铝对接线夹等五类突出问题尚未完成改造，线路设备健康水平差，线路整体耐雷水平不高，抵御灾害能力不足；故障查找技能水平欠缺、应急队伍装备响应能力较差，抢修复电效率不高；设备运行状态不佳，35kV及以上重过载主变、载线路，10kV重过载线路、重过载配变较多；架空线路占比大、设备状态及装备水平不高，是中压线路故障率高的主要原因。4.3管理方面综合停电管理不到位，过程管控和考核机制还不完善，主配网联动不足，操作效率不高，未能做到准时停电。各单位未能统筹收集各类年度停电需求，计划性不高，2020年年度停电计划执行准确率只有10%；合环转供电率比例不高，还需进一步提升；工程、检修停电定额管理不严，预安排重大停电事件多；配网无人机自动驾驶工作尚未开展，运维管理不到位，抢修作业多；“一故障一分析”执行不到位，故障原因分析不清，对重复故障线路、长时停电用户管控不足；防外力破坏及用户故障出门工作有待加强。4.4技术方面配电自动化实用化水平不高，配电自动化自愈建设尚处于起步阶段，未得到普遍应用，配网自愈线路覆盖率低。在线监测及带电检测等新技术推广力度不够，积极性不高，未能借助科技发展提升运维效率，配网无人机自动巡航覆盖率低，大部分区域未开展无人机自动巡航工作。山区电网供电可靠性管理策略以服务安全生产、服务电网高质量发展为目标，坚持安全第一，进一步完善网架可靠、设备可靠、管理可靠、技术可靠的供电可靠性本质可靠管理机制。差异化制定技术原则、目标网架和投资策略，进一步完善网架评价指标，切实提升转供电能力，提升网架可靠水平。突出降低配网故障率的重要性和导向性，提升配电设备标准化应用水平，降低故障抢修风险，减少故障停电时间，提升设备可靠水平。进一步提升综合停电管理水平，科学高效开展带电作业，提升带电作业成效，加强重复停电和长时停电监控及分析，提升管理可靠水平。加快以自愈为目标的配网自动化建设，尽快提升配网自动化实用化水平，提升技术可靠水平。5.1网架可靠策略紧紧围绕配电自动化覆盖率、10kV线路环网率、10kV架空线路平均分段数等指标做好网架规划建设，进一步推动规划生产深度融合，持续完善运行问题库闭环管控及后评价机制，开展供电半径和超长线路考核，提升中压线路可转供电率。5.1.1贯彻技术导则，践行“主网保安全保供应，配网提升供电可靠性”基本原则，围绕配电网八大关键指标，规划“安全、可靠、绿色、高效”的智能电网。5.1.2建立配农网统一问题库、统一规划项目库，完善多方协同的配网规划问题库，统一收集规划基础数据、及时更新问题库。5.1.3构建清晰网架，推进“成链、成环”高压配网网架及“主次分”三层级分明、供电半径合理、自动化有效覆盖的中压网架建设，根据A、B、C、D类供电区域差异化构建目标网架，逐步解决单线单变问题，在网架建设过程中妥善解决历史遗留五类反措问题。5.1.4规范电源并网，保障清洁能源接入，重点推进小水电发供分离，结合变电站新建、扩建工程规划，同步优化变电站10kV间隔资源利用，做好变电站母线负荷平衡，通过新出线方式解决网架层级过多、电缆布局不合理问题。5.2设备可靠策略紧紧围绕中压线路故障率、故障停电超过48小时用户占比、重复停电用户占比等指标提升设备可靠，持续开展降低中压线路故障率专项行动，减少故障停电时间。5.2.1优选物资品类，选好设备、优化储备物资库的物资品类。5.2.2落实标准设计、标准施工、标准验收、标准件应用“四个标准”，加强施工组织管理，改进施工工艺，缩短因新工程并网接火造成的停电时间。5.2.3解决重过载线路和设备，及时更换老旧设备，满足可靠性要求。5.2.4落实降低中压线路故障率措施，开展“一线一策”分析，做好差异化运维，重点做好综合防雷治理，推进五类反措的整改。5.3管理可靠策略紧紧围绕合环转供电比例等提升管理水平，提高综合停电管理精细化水平，推进合环转供电能力最大化应用，持续提升合环转供电比例，全面开展配网无人机自动驾驶巡线工作，提升设备运维水平；完善快速复电机制，提升急修能力，降低中压故障平均复电时间，减少外力破坏和用户故障出门数量。5.3.1加强基础数据管理，做好设备台账和可靠性基础数据维护，确保中压用户、低压用户、公用线路、专用线路等基础数据的准确性，并唯真唯实开展指标分析与评价。5.3.2优化电网运行方式，综合考虑电网风险、负荷分布、设备投运及检修、断面受限等情况，合理安排年度运行方式及迎峰度夏期间的运行方式，确保电力系统的动态稳定保障电网安全稳定运行和可靠供电。5.3.3加强综合停电管理，首先考虑“能转必转、能带不停，能保尽保”，确实需要停电的以停电损失电量最少为目标确定停电窗口，从状态检修、工程检修时间定额、转供电、合并停电事件、不停电作业、重大停电事件管理等“六大优化措施”进行综合停电优化，做到“先算后停”，原则上同一10kV线路全年只安排一次停电、三个月内不得重复安排对用户计划停电、迎峰度夏期间不安排影响用户的停电。5.3.4加强转供电管理，统筹安排各类停电（用户侧、配网、主网及基建等），转供电做到“能转必转”“先转后修”。5.3.5科学高效开展带电作业，组织各施工单位开展带电作业项目补充认证工作，明确各施工单位可开展的配网带电作业项目范围，原则上基建工程、业扩和用户工程优先采用带电作业方式开展，能带不停。5.3.6提升设备操作效率，做好计划停电操作均衡实施，加强运维人员到位管理，落实主配联动和调度潮汐值班机制，全面推进程序化操作、自动下令、自动许可、远方遥控、远方修改定值等功能。5.3.7做好用电检查工作，协助客户做好设备维护，减少客户设备故障出门。重点抓好小水电用户、专变用户管理，减少用户故障出门。5.3.8做好防外力破坏措施，以风险预控为主线，充分运用“人防+技防”管控手段开展防控工作。5.3.9提升快速复电管理水平，利用调控一体化与配网集约化优势，充分发挥调度故障处理指挥中心功能，加强统筹协调，建立故障处理机制，提升故障事故处理能力，降低因故障造成的用户停电影响。5.3.10强化数字化技术支撑，开展数据分析，挖掘生产、营销、计量数据价值，为提升供电可靠性提供决策支撑，开展数字化创新，利用数字化技术解决提升供电可靠性业务过程中的痛点难点。5.4技术可靠策略紧紧围绕配网自愈线路覆盖率、配电自动化终端在线率等指标提升配网自动化实用化水平，大力推进配网自愈功能建设，2021年实现县城及以上区域自愈线路全覆盖。5.4.1加强配电自动化建设，科学配置自动化分段开关和自动化联络开关，结合实际配置次干线自动化开关，逐步退出普通开关和负荷开关，加快推进全电缆线路重合闸投入，提升配网自动化有效覆盖率、配网自动化自愈投入率。5.4.2开展带电检测、在线监测工作，采用各类自动化及信息技术支持手段以及各类离线、在线的检测手段等技术开展运维工作。5.4.3提升故障处置效率，采用暂态录波故障指示器、接地故障查找仪等设备快速定位故障区段。结束语综上所述，持续强化可靠性工作与规划建设、系统运行、设备运维、供电服务的多线联动和责任传递，实现停电模式由“停电作业为主、不停电作业为辅”到“不停电作业为主、停电作业为辅”的转变。同时，将可靠性指标统计口径拓展为全口径，城市可靠性管