电力可靠性管理深化应用研究

刘红梅

摘要：随着我国经济建设步伐的不断加快，快速发展的社会经济对于生产和生活用电质量提出了更高的要求，电网面临着非常大的压力。因此，电力可靠性问题成为当下我们必须要研究的课题，电力可靠性的提升，有利于保障生产生活的用电秩序，有助于提高社会生产力和人民的生活水平。

关键词：电力可靠性；影响因素；技术策略；管理策略

1电力可靠性管理的现状及存在的问题

某市下辖16个县市区，由该电力公司所属14个分县局承担电力任务，该电力公司拥有500 kV变电站两座，主变容量3000 MVA；220 kV变电站16座，主变容量4620 MVA；110kV强化电力可靠性管理 助力企业高质量发展变电站77座，主变容量542 MVA；110 kV线路134条，总长2435.184 km；资产总额130.46亿元。现辖区内用电客户数294.6万户，2018年售电量达到22.247 TWh，同比增长5.82%，截至2019年12月，售电量10.813 TWh，同比增长18.92%。随着电量的快速增长，也给电力可靠性提出了更高的要求。截止12月底该网区客户平均停电时间8.45 h/户，“1 h”区域客户平均停电时间0.4 h/户。通过系统间数据的融合和联动分析，梳理出8个方面的重点问题。

一是配网故障率居高不下，管控不力。其中除了中压线路故障率、配网故障/缺陷比外，用户故障出门隐患也在大数据的梳理中显现了出来。二是35 kV输变电设备强迫停运缺乏有效管控，检修质量有待提升。三是重复停电管控有待进一步提升，预警机制缺位。其中有些县级电力公司的故障重复停电率竟高于85%。四是电网建设进度滞后。其中电网规划与负荷预测之间的变化管控缺乏有效融合。另外电网建设速度与地方经济发展速度极不匹配。五是配网快速复电能力相对较弱。2019年全网区故障停电平均持续时间5.85 h/户，明显低于网内一流水平1.06 h/户。六是实际转电力率低于可转电力率。当前计划停电转电力率明显低于网架理论可转电力率30.39%。受制于内部负荷预测管理，生产项目实施管控及停电方案审批等相关工作的协同和有效联动存在不足。七是带电作业发展不平衡。2019年累计开展带电作业1654次，同比增幅108.4%，但带电作业对区域不停电作业的支撑存在两极分化，相关县级电力公司分化严重。八是数据质量还有较大提升空间。经过对数据的梳理和应用核对，很多数据从采集到比对等都有不断完善和提升的空间，数据质量还有很多细致的工作要做。

2五项措施助力电力可靠性管理深化应用

明确电力可靠性管理提升年，其核心仍然是通过对各系统间大数据的有效应用，促进各专业的深度融合，依托数据质量的提升和应用，重点以“构建可靠性多线联动与责任传递体系，深化全过程监督管控”为主线，不断实现“抓数据、补短板、重过程、促协同”的成效显现。

措施一，搭建客户平均停电时间关键指标体系。从数据质量、综合停电、故障停电、客户诉求、技术应用、网架水平六个维度，建立可靠性多线联动管理体系，明确2020年度关键指标，深化停电时间管理与多部门的业务协同，常态化推进过程监督管控。兼顾重点与短板、过程与结果，通过月度通报及评价精确测算各单位管理成效，提高过程监控效果。

措施二，建立“运规合一”机制，加快推进电网建设进度。一是以分县局为工作单元，全面梳理现状中压配电网络，形成2020年县域及县城中压目标网架地理接线图、电气接线图，形成新建及改造项目库、现有配电设备拆除库、规划项目调减库和前期项目调减库，具体指引后期配电网规划建设工作。二是持续推进薄弱线路整治规划，将未通过可研审批的剩余薄弱线路尽快纳入投资计划。三全面开展对可靠性提升见效的项目需求梳理。并启动十四五可靠性规划编制。

措施三，提升配网专业化水平，强控配网中压线路故障率。一是持续推进“中压运维集约化+低压业务网格化”工作，切实提升配网运维质量和效率，提高客户满意度。二是做实配网运行分析，根据配网设备健康水平制定差异化运维策略及巡维计划，有效发现、整治缺陷，实现“故障缺陷比”反转。三是建立故障频发线路常态化监控预警机制，同步推行高故障线路领导帮扶责任制，逐步补齐故障管理短板。四是加大架空线路通道清理力度，积极对接网区内各经济保护林区、自然保护林区等管理单位，争取更多的通道清理空间。五是全面推广配网无人机应用。应用无人机开展日常巡视、故障查找等工作。六是加快推进配网自动化设备的实用化。

措施四，严控主网设备强迫停运率，利用指标牵引推动输变电设备规范化管理提升。一是基于可靠性的主网风险分析及设备状态评价结果，建立关键输、变电设备运维质量“可视化、可量化”停电指标评价体系，严控220 kV及以上设备强迫停运，提升110 kV输变电设备的可用系数，补齐35 kV输变电设备运维短板，减少35 kV输变电设备强迫停运次数。二是狠抓设备主人制，切实提升变电运行规范化管理水平，有序推进“规范化检修＋一次性检修”，持续做好输电线路安全隐患排查整治工作，确保设备健康稳定运行。

措施五，全面提升调度运行管理，深入电网风险分析与设备运维、项目投资的有机融合，深挖“逢停必转”潜力。一是持续抓好综合停电管控，严格执行“带电作业能带必带、逢停必转、合并停电、先算后停、停电方案及时户数审查”五步法，强化停电时户数分级审批制度，确保预安排停电时户数可控。二是开展大型预安排停电偏差统计，并纳入月度绩效评价，持续抓好重大停电方案及时户数审查。三是规范配网不停电作业审批流程，明确不能带电作业、不能转供作业审批管理规定，进一步强化“不能带电作业、不可转供”停电审批。四是编制10 kV线路“一线一转供”方案，开展控负荷转电力工作及错峰停电管理，深挖逢停必转潜力。五是推进10 kV线路二次定值综合清理，提高配网运行方式灵活性。六是大力推进带电作业，实现中心集中管理，分布式调配人员的最优资源配置，2020年确保带电作业次数不少于3000次。

2电力可靠性管理深化应用案例研究

根据实际情况，该市电力公司高度重视电力可靠性工作，从电网建设、安全生产、电力服务等方面入手，完善电力可靠性软硬件基础，最大限度为广大客户提供优质可靠的电力供应，经过努力，该市公司电力可靠性指标在省公司电力企业中排名逐步提升，下述以该市电力公司在可靠性管理方面采用措施后的效果。

该市电力公司坚持基本建设与技术改造，全力建设坚强智能电网。近几年，该市电力公司共投入 16 亿元，新建扩建 110-220 千伏变电所 12 座，新增主变容量 167 万千伏安，新增 35-110 千伏线路 121 公里。实施高压电网改造工程200 余项，极大地提高了老旧设备的健康水平和电力质量。加大农配网升级改造力度，新增配变容量 78.43 万千伏安，新增 10 千伏配电线路 622.32 公里；完成新农村电气化县创建，率先在东胜区实现镇镇电气化、提前 1年实现村村电气化。同时，投入 6722 万元，开展农配网改造升级，实施线路绝缘化改造 27.33 公里，增加分段开关 64 处，增加环网点 31 处，接收改造农村农用电力线路。目前，该市电力公司已初步建成以 110-220 千伏电网为骨干网架，高中低三级电网布局合理、衔接匹配的现代化电网，为提升电力可靠率奠定了坚实的硬件基础。

釆用环网电力及每隔两个耐张段装设分段开关的方式来减少停电或缩小停电范围。环网电力，就是把两条线路组成一条手拉手环网，对每条线路进行分段设置控制开关，线路的连接点设置联络开关，利用设备的延时进行停电区间的负荷转换。当电力线路的该一区发生故障时，配电系统具备自动隔离故障区段、自动恢复非故障区段的电力能力，从而达到缩小停电范围和减少用户停电时间、提高对用户电力可靠性的目的。2014 年至今，该市电力公司配电线路全部实现了变电所与变电所间的手拉手环网，装设联络开关 844 台，装设分段开关 4367 台，有效的降低了配电检修时用户的停电时户数，有力的提高了电力可靠性。

3结束语

作为基层电网企业，立足于电网安全和电力可靠性的不断提升仍是核心工作，有效提升电力可靠性深化应用，实现供电可靠性管理的精准到位和稳步提升将是基层电网企业向高质量发展的重要路径和发展基础。

参考文献:

[1]陈铭君.电力可靠性管理深化应用研究[J].企业技术开发，2019，34（06）：135+137.