2016, Vol. 34 
可靠性是元件、产品、系统在一定时间内、一定条件下无故障地执行指定功能的能力或可能性，是产品质量在其寿命期内的体现[1]。对于电力企业而言，用户供电可靠性可反映出电力系统的持续供电能力，城市供电可靠性指标可以衡量电网建设、运行、技术、管理及服务水平，是考核电力企业综合素质的一项重要指标[2]。
随着乌兰察布地区电网的不断发展与迅速扩大，城市用电需求与日俱增，城市供电可靠性问题日益突出。长期以来，乌兰察布地区电网建设工作存在“重输、轻配”的倾向，造成城市配电网结构薄弱、设备老化、技术管理水平低等问题。为尽快提高乌兰察布地区城市供电能力和质量，结合“十三五”规划，乌兰察布地区电网从城市配电网薄弱环节入手，通过加大投资、改造力度，优化配电网网架结构，提升设备配置水平等手段，有效地提高了该地区的城市供电可靠性水平。
1 乌兰察布地区电网现状1.1 地区电网
乌兰察布市辖1区1市（4旗5县），总面积5.45×104 km2，地区电网覆盖范围内共有电厂58座，总装机容量9616.15 MW；500 kV变电站5座，变电容量8400 MVA；220 kV 变电站17 座，变电容量8166MVA；另外还有110 kV公用变电站45座（单台主变压器变电站21座，2台及2台以上主变压器变电站24座），35 kV公用变电站71座（单主变压器变电站20座，2台及2台以上主变压器变电站51座）。
乌兰察布地区电网中，变电站负荷率超过80%变电站有10座，其中110 kV变电站1座，35 kV变电站9座；负荷率在40%以下的有52座，其中110 kV变电站29 座，35 kV 变电站23 座；负荷率在40%~80%的变电站有53座，其中110 kV变电站15座，35 kV变电站38座。
1.2 配电网2014年，乌兰察布地区共有中压公用线路518回，中压线路总长度为19 116 km，其中架空线路合计18 770 km，电缆线路合计346 km；主干线总长6437 km，其中架空线路合计6284 km，电缆线路合计153 km；配电变压器共计25 901台，总容量为3861 MVA，其中公用变压器10 211台，容量为1045.6MVA。目前，城市配电网馈线绝缘化率58.97%，馈线电缆化率仅为29.19%，城市配电网环网率70.73%。配电网老旧线路较多，并且大部分处于旧城区，由于人口密集，用电需求量大，配电设备施工改造难度很大。虽然配电网线路联络率较高，但因为每条线路基本都为满负荷运行，没有余量来担负其他线路负载，所以线路互带率很低。
城市电网线路主要涉及集宁供电分局和察哈尔供电分局，城市配电线路共计41 条，线路总长467.24 km，最大供电半径为9.7 km。乌兰察布地区10 kV线路接线模式以单辐射为主，共有联络线路29回，单辐射线路12回。虽然2015年的城市配电网环网率比2014年有明显提高，但配网互带率很低，仅为37%左右。
2 城市电网供电可靠性2.1 供电可靠性指标
2014年乌兰察布地区供电可靠率为99.787%，同比提高了0.046%。其中，城市供电可靠率为99.876%，同比降低了0.017%；农村供电可靠率为99.799%，同比提高了0.052%。城市电网故障停电平均持续时间为2.172 h/次，故障停电用户平均停电时间为3.24 h/户。近3年乌兰察布城市电网中压用户供电可靠性主要指标完成情况见表 1。
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表 1 城市电网中压用户供电可靠性主要指标完成情况 |
图 1为乌兰察布地区电网供电可靠性指标与全国平均指标的对比情况。从图 1 可见，2008 年—2010年乌兰察布地区电网的供电可靠性指标高于全国平均水平，主要是因为当时内蒙古地区电网刚引入可靠性概念，统计数据不够准确、及时与完整，导致指标虚高。从2011年开始，由于可靠性管理工作的加强，严格按照准确性、及时性及完整性要求录入数据，统计信息比较规范，能够真实反映乌兰察布地区的供电可靠性情况。
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图 1 乌兰察布地区电网与全国供电可靠性对比 |
2009年—2014年，全国的供电可靠性指标呈逐年上升趋势，2014年达到99.958%；2011年—2014年，乌兰察布地区电网的供电可靠性指标基本保持在99.87%左右（由于检修及改造力度的差别，每年的可靠性指标存在小幅波动）。虽然近年来，乌兰察布地区电网加大了对主网系统的投资、改造力度，但从目前的供电可靠性指标来看，与全国水平相比，乌兰察布地区电网的供电可靠性仍有较大差距，基本处于全国末端水平。
3 城市电网供电可靠性影响因素分析3.1 设备配置
表 2为2014年城市中压（10 kV）配电设备运行数据统计。乌兰察布地区配电网设备运行年限普遍较长，设备老化严重，特别是架空线路故障已成为电网停电的主要原因。从表 2中可见，2014年城市中压配电设备运行了20 a以上的线路长达379.038km，运行了10 a以内的线路仅占线路总长度的28.35%；存在71台运行了20 a以上的隔离开关，运行了10 a以内的隔离开关仅占总台数的37.18%；运行在10 a以内的配电变压器占总台数的81.20%，无20 a以上的配电变压器。
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表 2 2014年城市中压配电设备运行数据统计 |
乌兰察布城市配电网设备中的老旧配电变压器数量相对较少，运行稳定，故障率较线路少；而配电网老旧开关设备约占总数量的50%，并且45%以上集中在集宁供电分局管辖范围内，需加大改造力度加以淘汰。同时，开关设备技术水平不高，都不具备自动化功能或实施条件，无法实现配电网故障的自动查找、隔离和恢复。
综合分析，配电网设备老旧及自动化程度低是影响城市供电可靠性的主要因素。城市线路绝缘化率较低，城区线路导线截面普遍在185 mm2以下，线径小且段与段之间不统一，随着用电负荷的不断增加，导致线路发热故障率越来越高。目前配电变压器运行年限虽然都没超过20 a，但仍有部分S7型高损变台继续服役，对配电网的安全及经济性造成不利影响。另外，配电网运行设备的生产厂家、品牌众多，发生故障后，由于结构、机理等不同，严重影响了故障处理时间，导致时户数增加，供电可靠率下降。
3.2 供电可靠性管理在供电可靠性管理方面存在以下问题：
（1） 年度、季度、月度停电计划的重复性问题比较严重。可通过合理安排计划停电时间，合并重复预安排检修计划内容，采取综合停电措施，解决月度重复安排停电问题，大幅减少城市电网用户平均停电时间，提高供电可靠率。2012年预安排停电平均持续时间高达11.627 h/户，2013年和2014年，通过加强停电管理，采取综合停电措施，预安排停电平均持续时间基本保持在6 h/户左右。
（2） 供电可靠性专业人员变动频繁，培训工作欠佳，严重缺乏资深专业技术人员。目前，可靠性专业工作组仅停留在简单的数据录入方面，无法对数据进行深入、细致的分析，实现故障预判、及时采取预防措施。（3） 检修工作管理标准化程度较低，设备、设施技术标准不统一，缺乏故障处理时间的控制及管理机制。检修人员专业技能不高，缺少必要的专业培训，故障处理时间较长（有些常规缺陷甚至需要等待厂家专业人员赴现场处理）。
（4） 设备管理规范化不足，配电网台账更新不及时，缺少配电网MIS等相关信息系统来管理网络和设备。对一些常见缺陷、家族性缺陷等缺乏管理及统计，无系统、标准化的停电检修计划编制、管理模式。
3.3 技术水平中压配电网运行条件复杂，影响运行状态的因素较多，因此中压配电网故障停电的情况较为普遍。配电网直接面对用户，设备承载负荷较大，一旦发生停电故障，会严重影响当地企业及民众的生产、生活秩序，造成巨大的经济效益、社会效益损失。
通过统计乌兰察布城市电网2014年发生的故障停电情况，总结分析了乌兰察布城市电网故障停电原因，停电影响因素分析如表 3所示。从表 3可以看出，2014年乌兰察布城市电网故障停电的最大影响因素是气候，故障停电主要集中在夏季，配电网设备的故障停电次数较多，用户年平均停电时间达到1.41 h/户；计划检修工作是影响预安排停电的最大因素，每年配电网设施的计划检修时间约占预安排停电计划时间的1/2，用户年平均停电时间达到3.434 h/户。
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表 3 2014年乌兰察布城市电网停电影响因素分析 |
乌兰察布城市配电网络结构方面存在以下问题。
3.4.1 配电网转供能力不足据了解，目前国内发达城市的环网率都达到了90%以上，一线城市甚至达到了100%，而乌兰察布城市配电网普遍采用辐射供电模式，转供能力不足，严重影响供电可靠率。乌兰察布市10 kV城市线路共46回，接线模式以单辐射为主，共有联络线路29 回，单辐射线路17 回，10 kV 线路环网率为63.04%。虽然部分线路进行了互联互带改造，但由于线径小，载流量不能满足互带要求，实际环网率远远达不到指标要求。从线路现状分析互转互带能力，发现乌兰察布城市电网转带能力差的原因有：
（1） 线路未实现联络；
（2） 线路自身负载高于接线方式的要求；
（3） 联络线路负载高于接线方式的要求；
（4） 联络线导线截面偏小。
3.4.2 配电网主干线路供电距离普遍偏长地区城市线路主干偏长的线路共16回，占总线路回数的34.78%。普遍存在配电网主干线路供电距离偏长现象，影响停电范围及供电质量。
（1） 乌兰察布地区地域广阔，城市发展速度快，城市线路沿主干街道延伸，线路主干偏长；
（2） 由于上级电源布点不足造成线路主干偏长，一旦发生停电故障，波及范围较大，对社会和经济造成不良影响。
3.4.3 部分地区变电站设置不足目前，乌兰察布城市电源点主要有220 kV集宁变、110 kV虎山变、桥西变及民阜变等，其中110 kV变电站电源主要来自于集宁变，供电可靠性明显偏低。此外，由于目前城市新区的快速扩展，用电负荷分布广但负荷率很低，多数10 kV线路供电半径偏长，供电质量和可靠性较低。计划通过改造，以小容量多布点为原则，增加乌兰察布城市周边的110 kV及220 kV变电站设置数量，通过增加供电电源点，有效降低10 kV线路供电半径。
3.4.4 变电站10 kV出线间隔紧张乌兰察布城市电网较集中，绝大部分变电站10 kV出线间隔利用率超过80%，部分变电站甚至达到100%。如110 kV民阜变10 kV出线间隔目前已全部投入使用，且主要接待城市新区重要负荷，由于负荷较集中，城市新区无备用电源点，形成单辐射状网络，严重影响了城市供电可靠性。
3.4.5 重要用户缺乏双电源供电保障通过统计分析乌兰察布市中心区29个重要用户的供电情况，发现共有17个用户无备用电源，同时21个用户无保安电源，供电可靠性差。
4 提高供电可靠性的措施 4.1 配电网改造 4.1.1 优化配电网络结构结合当前电网的布局结构特点，在设备老旧、故障率高、供电能力严重不足，以及变电站或线路失电后严重影响供电可靠性的区域设计规划中，增加变电站建设数量，优化网络结构，提高电网供电能力，解决电网供电出力受限问题[3]。
在城区范围内，根据当前10 kV网络结构和新增布点，优化变电站之间的线路联络关系，合理进行10 kV网络分段联络，充分释放10 kV网络的综合供电能力；在开发区范围内，适当增加10 kV线路的联络，提高供电可靠性,优化10 kV线路的供电半径，合理进行分段，缩小停电范围。
4.1.2 提高互联率随着城镇化进程的加速，需重点保障居民生活用电，通过提高电网结构互联率，使设备检修、故障时的负荷转移顺畅，提升电网供电可靠性[3]。根据城市发展规划和城市电网建设规划，落实变电站站点和线路走廊，保证新建变电站和线路能够按期投产。规范配电网接线方式，组织研究10 kV配网典型接线方式、目标网架及过渡方式，使配电网接线简单、清晰，并具有较高的可靠性和灵活性。
4.1.3 优化负荷分布方式按负荷容量和数量，优化负荷沿线路的分布方式，使线路和配电变压器容量裕度更加合理；采用多分段适度联络、环网供电等结构，提高故障条件下非故障段负荷的转供能力。依据相关规定及要求，每4—6户加装1个分段开关，实现多分段多联络供电网络模式。对容量超过1500 kVA支线线路末端逐步装设联络开关。例如集宁变出线的921面粉线，线路总长为8.7 km，分段数过少。用户数共32户，经分析计算现状可靠率为99.8859%。2016年对原有2台开关进行改造，更换为智能开关，并增加1处分段开关。
4.1.4 加装环网联络开关对于环网线路，在增加线路分段的基础上再加装环网联络开关，把非故障停电的线段及用户转供出去，可有效缩小停电范围；如进一步实现自动化，可大大减少故障查找及负荷转供时间，有效提高系统的供电可靠性[2]。为此，规划于2017年实施配电自动化改造，新建3台3遥终端FTU。通过方案的实施，增加线路分段数，提高自动化程度，线路的转供能力也将有所提高，计算分析规划后线路的供电可靠率为99.9778%，可提高0.0919%。
4.2 优化配电网设备选型配电网设备改造应结合“十三五”规划进行，统筹做好城市配电网供电设备及自动化改造，优先选用小型化、无油化、少（免）维护、低损耗、节能环保、具备可扩展功能的设备，积极采用新技术、新设备、新工艺、新材料；设备选型应考虑差异化设计要求，在供电可靠性要求较高及灾害多发的区域，宜适当提高设备的选型标准。
在建设和改造中选择可靠性高、免维护或少维护的设备，避免重复更换，尽量做到简化统一，减少维修工作量和停电检修次数。对新开发的地区采用较高的标准，尽量采用先进设备并留有裕度，争取一步到位，达到10 a内无须变动的要求。
提高线路绝缘化水平和安全性能。逐步实现架空线路绝缘化，并根据当地市政建设要求和电网实际情况，适时适当地采用地下电缆。消除现有10 kV线路接地、外力破坏等事故，解决架空线路维护量大、故障率高、树线矛盾突出、线路设备停电比例大等问题。对于大风及暴雨、冰雹等自然灾害频发的地区，可以使用大截面或加强型导线，雷电分布密集地区可以安装避雷器和避雷线[2, 3]。
4.3 提高配电网技术水平在城区范围内，以现状网架为基础，优化改造已有网架结构，向目标网架过渡。大力推广带电作业，在预安排停电比例较大的情况下，提高不停电作业水平是保障用户供电可靠性的有效办法。逐步建立和完善带电作业安全管理、带电作业奖励及停电作业审批等制度和规范；积极引进新技术，探索新方法，为带电作业创造条件，逐渐扩大带电作业领域[3]。
推广应用先进测试仪器和在线检测设备，及时准确掌握设备的健康水平，减少停电试验工作，降低设备故障概率。应用配电网GIS、DMS等系统，提高配电网管理水平，实现设备生命周期管理、配电网实时调度作业管理、故障智能处理。提高配电自动化水平，对于负荷增长趋于稳定、一次网络比较成熟，以及网架结构很薄弱、暂时无法改造的地区，采用配电网自动化系统，隔离故障区段，缩小故障停电范围，加快故障恢复时间。
4.4 改变配电网管理模式 4.4.1 加强各层级电网间的相互配合加强各层级电网间的相互配合，适当考虑层与层之间的负荷转移和相互支援，形成整体协调、供电能力充裕的电网结构，以满足用电负荷需求，确保供电可靠性，提高电网运行效率。
4.4.2 加强综合停电管理加强综合停电管理，按照工程建设和生产运行相结合、大修技改和预试定检相协调、主网检修和配网检修相结合、局内工作和外部工作（公路、市政迁改等）相结合的原则，进行综合停电管理计划，加强预安排停电管理。
4.4.3 提高故障响应速度加快客户中心对用户故障的响应速度，及时合理地安排、调配抢修人员。研究制定城市电网供电应急预案，提高城市电网应对突发事件的应急响应能力，确保城市供电重要用户在突发严重事故情况下的恢复供电能力。适当增加移动式发电设备，提高供电企业的应急处理能力[3]。内蒙古电力（集团）有限责任公司考核办法中，要求城市电网故障停电平均持续时间≤5 h/次[4]，即城市电网中任何一起引起用户失电的故障，要求供电单位抢修班组在5 h内处理完毕并恢复送电。
4.4.4 合理调整检修周期改进检修策略，积极推行状态检修，合理调整检修周期。随着设备装备水平的不断提高，应相应调整检修策略。开展综合检修，按设备间隔安排计划检修，尽量统一同一间隔内所有设备的检修周期，避免同一间隔设备重复停电。针对10 kV电缆故障率较低的情况，开展故障后检修，取消周期性预试工作，有效降低计划检修停电次数，提高设备的可用系数及供电可靠性。
4.4.5 采用全寿命周期成本核算改变电力系统建设投资模式，采用基于可靠性的全寿命周期成本（LCC，Life Cycle Cost）分析、核算。例如，欲对达到设计寿命的10 kV馈线进行改造时，先利用LCC对架空线投资费用、电缆投资费用、单位停电损失费，以及设备残值取值级已到寿命的架空线路和电缆故障率等进行分析计算，得出元件级成本、系统级成本及战略效益等数据，最终通过总成本对比分析选定最佳方案，确保综合效益最高。
5 结语随着城市的快速发展和人民生活水平的不断提高，不仅对供电量需求迅速增加，而且对供电的可靠性要求也越来越高。供电企业应抓住机遇，以“十三五”规划为契机，加大配电网结构改造和技术创新力度，努力提升管理手段，以提高城市供电能力和供电可靠性水平，使企业的经济效益和承担的社会效益都能得到保障[5]。
| [1] | 张渺,朱志海,张冀东,等.提高内蒙古城市电网供电可靠性的措施探讨[J].内蒙古电力技术,2012,30(4):50-53, 75. |
| [2] | 张渺,张冀东,张鹏,等.内蒙古电网可靠性指标分析及可靠性水平提高措施[J].内蒙古电力技术,2013,31(5):22-27. |
| [3] | 杨泓,李刚,韩建军,等.城市配电网规划及存在问题分析[J].内蒙古电力技术,2009,27(5):1-5. |
| [4] | 内蒙古电力(集团)有限责任公司.内蒙古电力可靠性管理办法[R].呼和浩特:内蒙古电力(集团)有限责任公司, 2012. |
| [5] | 张渺,张冀东,董文娟,等.内蒙古电力可靠性统计分析预测评价平台建设及应用[J].内蒙古电力技术,2015,33(5):6-9. |