配电网供电可靠性管理问题与对策

高新强，黄有斌，安英会，吴俊芳，江 洪

（1.广西水利电业集团有限公司，南宁 530023；2.广西电力职业技术学院，南宁 530004）

供电可靠性是指供电系统对用户持续供电的能力，直接反映了供电系统对用户的供电能力和服务质量[1]。配电网作为系统对用户供电极其重要和复杂的一环，具有元件繁多、统计资料不足、故障机理复杂等特点，是提高供电系统可靠性的关键环节[2]。本文针对广西水利电业集团10kV配电网实际运行中出现的问题，探讨加强配电网可靠性管理的措施。

1 配电网概况及可靠性指标

广西水利电业集团管辖的10kV配电网中，有供电线路1925条，总长达46766km，其中架空线路46469km，电缆线路297km；线路平均用户数9.27户／线段，架空线路绝缘化率5.1%，双电源用户率2.56%。中压用户总数65462户，变压器65853台，容量5362MVA；其中公用用户43361户，公用变压器43361台，容量2383 MVA；专用用户22101户，专用变压器22492台,容量2979MVA。供电可靠性指标分析见表1，故障停电时间、预安排停电对比见表2和表3。

表1 供电可靠性主要指标分析

故障停电2010年指标偏高，主要因素是年初桂北片区出现冻雨天气，导致部分山区线路断线、断杆情况产生。预安排停电指标总体偏高，从表3可见，2009年检修停电、工程停电指标明显偏大，这说明配电网整体建设水平较低，网架薄弱和转带负荷能力偏低。2010年限电指标所占比重较大，受节能减排影响，部分专线高耗能用户受此影响较多。

表2 故障停电时间对比 （h/户）

预安排停电按照工作性质分为检修停电、工程停电、用户申请停电、限电、调电和低压作业影响，具体停电时间对比见表3。

由表3可见，预安排停电是近年来影响本集团供电可靠性水平的主要因素，故障停电主要集中在10kV配网[2-3]。

表3 预安排停电时间对比 （h/户）

2 配电网可靠性管理存在的问题

据不完全统计，在本集团中，仅有约5.92%的停电是由主网原因引起的，其余均为配网因素造成的。对配电网供电可靠性影响程度大小排序为：预安排停电占61.94%，电网供电能力和网架结构占16.47%，外部因素影响占10.04%，设备与运行维护占5.63%。

2.1 预安排停电问题

计划停电对可靠性影响较大。预安排检修停电时间的分析见表3和表4。当前计划停电指标偏高的因素有：对各类生产计划的整合和执行不力：对同条线路的工程 （设备检修、技改、大修等）和营销项目 （业扩等）的整合不够，重复停电次数多；电网运行协调不够，包括运行方式的安排、继保动作正确性、停电安排合理性等，不能有效实施故障隔离，尽快恢复非故障区域供电。

表4 预安排停电的检修平均停电时间 （h/户）

表5 各电压等级预安排检修停电时间对比 （h/户）

2.2 电网供电能力和网架结构问题

电网规划、建设的合理程度不高，加大了故障发生的概率，还影响到计划停电和故障停电的范围。多数县级供电企业110kV变电站仅有一条110kV线路与主电网连接，一个乡镇或几个乡镇共用一个35kV变电站，且多为单线单变供电，不能满足 “N-l”要求，只要线路停电就会造成整个乡镇甚至几个乡镇同时停电。

农电配网由于其本身所处的地域特性，决定了10kV配电网接线模式采用单电源辐射接线，故障影响时间长、范围较大，供电可靠性较差；同时，还存在供电半径长、设备性能较差，互供能力不足等缺点。农网受资金的限制，改造的农网采用新技术、新设备力度不够，未实行环网和“手拉手”供电，无网络联络开关及刀闸，不能提高网络的互供能力。农村用电户安装漏电保护器推广力度不够，一些重要用电户无一、二级漏电保护器保护，遇有短路、接地、碰相易造成大面积停电，从而不能保证低压电网的可靠运行，使供电可靠性不能得到充分的保证。

2.3 外部因素影响

农电配网由于其本身所处的地域特性，决定了其线路长，均属 “树枝型”电网末端，且跨越高山大岭，这种穿越山区的线路，在雷害、大风大雨、冰冻等天气 （如2008年冰灾），断线倒杆情况极易发生；另外农网用户居住分散，这些外部因素都极大地影响了可靠性指标 （见表6）。

表6 配网故障停电时间对比 （h/户）

2.4 设备与运行维护问题

10kV配电网设备尤其配电线路抵抗自然灾害和外力破坏的能力不足，并存在客户设备老化严重、配电设施运行维护不到位等问题。

此外，线路总用户多，总容量大，线路分割困难或转移不灵活，计划停电及事故处理时停电范围易扩大。出线保护和部分用户进线自落熔丝不配合。架空线路中有跨越电缆，在发生故障时，存在故障点判断、隔离困难且耗时长等问题。

受技术的先进性、抢修工具或备品备件完备性、抢修人员专业性、抢修班组人员充足率、故障定点正确性、信息传输及时性、调度操作时间的长度等因素影响，故障处理能力受限。目前县级供电企业配网自动化率低，也未能推行状态检修，开展带电作业少。

2.5 基础管理问题

停电计划管理粗放，计划停电安排不合理，基建、技改、维护、业扩接火等各自为政，供电所停电随意性大，造成同一线路 （设备）重复停电。项目管理部门、供电所对施工的掌控能力不强，造成计划停电施工工期延时，扩大了停电影响。运行管理较为薄弱，设备维护不到位，故障多且恢复供电时间长。当发生故障时，巡视强度大，查找故障点难，复电用时长。

目前，配电网可靠性管理，只统计到中压用户，即统计的范围为10kV配电变压器，每台配变为一户，未涉及低压用户。事实上，作为以“户”为统计单位的供电可靠性管理，若只统计到中压用户是不完整的，不能全面反映各类用户实际的供电可靠性。

3 加强配电网可靠性管理的措施

坚强的配网是提高供电可靠性的保证，高质量的设备是配网安全可靠运行的基础，规范配网运行管理和技术标准是加强配网可靠运行管理的工作要求[4-5]。

3.1 加强预安排停电管理

从表4、表5可知，供电企业配网的停电计划管理是最直接影响供电可靠性的重要环节。近年来，本集团逐渐开展对停电计划的采取 “结果管理过程”的方式，即各所属企业可靠性专责根据规定的可靠率指标估算出一年总的可停电时户数，然后会同生技部、调度、营销部共同协商，参照业扩信息、运行部门周期性检修计划及已掌握的小水电站的检修信息安排停电计划，并将可停电时户数按工作要求分解到各部门。可靠性管理牵头部门参照年度停电计划，根据运行、工程、调度、营销、计划等部门单月的详细停电计划制定总的月度停电平衡计划，最终在每月生产经营分析会议上平衡调整，经可靠性专职和分管领导确认后执行。

在工程实施 （故障抢修、设备检修、设备施工）中控制好故障抢修和设备检修中各流程的操作时间及各流程间衔接关系，实现各级配合零时差，缩短总的停电时间，从而提高用户的供电可靠性。要求从故障报入到抢修许可要求各公司控制在60分钟内，精细化的生产管理，力争缩短各环节时间。完善事故应急预案，并对抢修现场人员分工及操作程序统筹安排，使抢修工作环环相扣。同时，当事故抢修工作的速度与安全工作发生冲突时，要求 “安全第一，速度其次”。设备检修中预安排停电细分为切断电源、非施工段线段隔离、设备检修或施工作业、验收、汇报、恢复送电各个子环节。每个子环节进行精细化管理，避免造成用户停电时间的累加。

预安排停电中，通过压缩生产过程中各个不必要的环节与不必要的时间，使生产效率达到最大化。通过细分生产过程的各个环节及其消耗时间，结合农电的实际情况，改善预安排停电的管理模式，包括故障抢修中的自办操作、备品仓库的分区布点、操作班中间点待命、建立跟踪与部门间的可靠性指标机制、建立时间延误点跟踪机制等。提高可靠性的具体措施包括：生产及施工单位提前向调度提交停电计划，由调度采取检修综合优化管理，统筹安排停电计划，避免重复停电；施工部门综合考虑工程进度和内容，在同一停电地段的工程应尽量安排同时进行；停电前应充分做好准备工作，仔细勘察现场，并有详细的施工方案，同一线路的计划检修与施工作业同时进行，同一设备的大修与小修同时进行，同一线路不同类别设备的检修同时进行；在进行线路和变电站技改时，要做好负荷转带或临时供电的计划和准备，尽可能的减少对用户的停电时间。

为增强负荷转移能力，要做好临时电源配置，为电网提供一定容量的临时电源。

3.2 合理规划 建设坚强电网

提高供电可靠性是一项系统工程，本集团从电网的规划、设计以及对现有配电网络的优化改造入手，通过充分地论证，进行电网规划的编制工作，并重点加强对提高配电网可靠性的规划。

1）做好负荷预测工作，合理安排变电站、小水电等电源点建设，确保配电网有充足的电源供应和备用容量，尽可能减少因限电造成的供电可靠性降低。合理布局110kV、35kV变电站站点，在合理供电半径范围内，尽可能均衡各变电站的主变负载率，加强电网的联络，尽可能形成由不同变电站电源构成的双环网接线，以提高负荷转移能力。

2）在配电网中采用多回线、环网、多分段连接等方式，提高利用率和供电可靠性。改善和优化输、配网架结构，提高乡镇电网配电网络“N-l”水平。增设10kV线路分段、线路重合器、分支开关、开关站，以缩小故障与计划检修停电范围。优化10kV架空线路路径，控制耐张段长度，严格控制线路档距。

对部分可靠性较低的既有线路，在原有线路的基础上，对所有分支线路均加装隔离开关或熔断器，合理分段；安装联络开关，加强系统的改造与调整，以限制由于分支线路故障或检修对主干线路造成停电的影响。在相邻的两条线路某一处或两处装设联络断路器，当线路出现故障或计划检修时，通过相应操作，除故障段或工作段外的线路设备仍可正常运行。在原有线路基础上增加主干线路分断开关、分支开关、高压用户的分支开关等，最大限度地减少停电范围，将业务扩展工程、故障停电造成的影响降到最小。

3）加大现有低压配电台区改造力度，规范低压配电台区的型式、供电半径及主要电气设备的选择。以典型设计为基础充分考虑实际用电负荷的负荷结构、自然增长率，选用质量可靠、技术先进、产品成套较好的设备，解决老旧台区设备质量差、互换性差、技术落后、能耗高、长期过负荷等问题。按模块化、系列化、标准化的思路进行配电网的设计、建设改造。采用合理的配电方式，增强系统运行灵活性等。采用节点网络、备用线路自动切换等配电方式，以提高配电网的可靠性。

3.3 加强配电网运行管理

为规范配网设备管理，合理安排检修计划，本集团对配网管理推行综合检修和低谷检修，开展故障分析工作，开展更新和改造老旧设备、提高配网线路外绝缘水平、防治外力破坏、整治线路廊道和 “三线搭挂”等治理工作，加强对用户涉网设备的技术监督，并完善事故应急抢修机制等。

要求各所属公司加强设备和线路的巡视和维护，发现配电设备的缺陷和隐患要及时处理，以减少事故隐患，消除事故萌芽，确保配电设备的正常运行。解决好树线矛盾，对线路通道附近的竹子、树木进行处理，确保线路通畅，尽量减少因竹木碰线、压线引起的故障停电。在条件具备的情况下开展零点检修工作。努力将外力破坏对配网的影响降到最低，主要防止车辆、施工、偷盗等外力破坏，采取相应的措施。

同时，选用免 （少）维护、免检修、易更换、制造工艺过关，满足防尘、防鸟害、节能环保要求的设备；选择及安装满足带电作业、旁路作业和移动电源作业要求的设备。依靠配电网络自动化管理系统实现配电设备的状态监测，缩短对配电系统中故障定位、故障隔离以及恢复供电的时间。各所属公司制定符合实际配电网综合自动化系统方案，升级改造现有配电网，实现配网自动化。

3.4 加强不停电作业管理

加强不停电作业管理，一是推广配电网状态检修；二是加强带电作业管理。

1）配电设备检修周期的长短是影响供电可靠性的重要因素。因此，在设备检修管理上，本集团逐步将故障检修、定期检修方式转变为电网状态检修方式。定期检修的弊端在于极易出现检修过剩。采用电网状态检修方式，加强对运行设备的技术管理，加强各类运行数据的积累，根据设备状态适当调整其检修周期，则能在一定程度上避免过剩检修；并采用如红外热成像仪与局部放电监测仪等先进的在线状态监测手段，通过管理软件系统等工具综合分析各种设备的故障次数、负载率等因素，判断是否需要停电，从而有效地减少了停电次数。

2）带电作业是避免检修停电，保证正常供电的有效措施。本集团在有条件的地区开展10kV配电系统的带电作业，减少停电时间，增加系统可靠性。

3.5 加强基础管理

1）完善供电指标评价体系，推广概率可靠性评估方法，将可靠性指标统计由中压用户向低压用户扩延，并开展对统计数据的深层次挖掘工作，完善基础数据更新。

2）健全设备台帐并使其与实际情况相符。加强对运行设备技术状态的监控，加大对设备巡视、测试、保养维护等工作。对台区存的设备锈蚀、集污、漏油、接地电阻超标、接地线断裂、安全距离不足，以及低压配电网普遍存的接线不规范、不合格产品等各种隐患进行排查，并从细节入手进行有效处理。只有扎实的基础管理工作才能提供准确的基本资料，找到影响配电网供电可靠性的主要原因，提出有效的改进措施。

[1]DL／T 836—2003供电系统用户供电可靠性评价规程[S]．北京：中国电力出版社，2003.

[2]国家电网公司.用户供电可靠性管理工作手册[M].北京：中国电力出版社，2007.

[3]郭永基．电力系统可靠性分析 [M]．北京：清华大学出版社，2003.

[4]宋云亭，张东霞，吴俊玲,等．国内外城市配电网供电可靠性对比分析[J]．电网技术，2008，32（23）：13-18.

[5]陈丽娟，贾立雄，胡小正．2007年全国输变电设施和城市用户供电可靠性分析[J]．中国电力，2008，41（5）：1-8.