1 对“一流电网”研究整体评价
配网作为电网的末端环节，直接面向广大电力客户，是服务民生的重要基础设施，经济社会对电力的依赖度越来越高，用户对停电的容忍度越来越低，全面建成小康社会，加快推进新型城镇化和新农村建设对配电网供电能力和供电质量提出更高要求。此外，国家密集下发了一系列促进新能源、分布式电源发展的文件，支持力度空前，随着分布式电源快速发展，配电网的功能和形态正发生显著变化，对配电网规划设计、接入管理、运行检修、安全协调控制等方面提出更高要求。
配网发展质量直接影响供电能力与供电质量，关系电网企业的运营水平和社会形象。因此有必要围绕“不限电、少停电、用好电”的目标，根据“一流电网”指标体系和诊断分析的提示方向，结合电网的实际情况，开展 “一流电网”的建设工作，适应深化“两个转变”、全面建成“一强三优”现代公司的发展目标。
“一流电网”深化研究前期工作研究了“一流电网”的内涵和外延，探索构建了“一流电网”的指标体系和标准，有利于诊断分析现有电网与“一流电网”的差距，并据此确定创建“一流电网”的指标目标及制定分阶段提升计划。
2 现有指标体系评价
2.1 过程指标
（1）10（20）千伏中压线路有效联络率
按A+、A、B、C、D、E供电区域分别计算。
计算方法：×类供电区域10（20）千伏中压线路有效联络率=×类供电区域具备有效联络的10（20）千伏中压线路条数/×类供电区域10（20）千伏中压线路总条数。
（2）居民户均配变容量
居民户均配变容量=（∑配变居民用电供电容量-工业用户容量）/居民用户数。指可供居民用户的配变容量与用户数比值，反应地区供电能力的指标。
（3）通信光纤覆盖率
指标定义：该指标为提供智能宽带通信业务的基础
计算方法：通信光纤覆盖率=通信覆盖点数/配网站点总数（具体分类：环网柜和柱上开关）
（4）配电自动化通信覆盖率
指标定义：该指标为实现配网的智能化应用及管理提供保障
计算方法：配电自动化通信覆盖点数/配网总站点数（具体分类：环网柜和柱上开关）
（5）配电自动化“三遥”光纤覆盖率
指标定义：该指标为实现配网的智能化应用及管理提供保障
计算方法：自动化“三遥”光纤覆盖站点数/配网“三遥”需求覆盖总站点数（具体分类：环网柜和柱上开关）
（6）110千伏容载比
由于南通地区20千伏专供区主变容量较大且负荷发展较慢，导致地区容载比存在一定程度的虚高，建议根据中压配电网电压等级的不同按20千伏专供区和10千伏电网成熟区分开考虑。此外，10千伏电网成熟区中还有部分大容量主变（8万千伏安以上），这些主变大多负载较轻，挤占了电网后续发展空间，若有可能，计算时该部分主变容量按5万千伏安考虑。建议按全口径、10千伏成熟区、10千伏成熟区（大容量主变折算折算为5万千伏安后）分别计算。
计算方法：某一电压等级容载比 。其中： 为该电压等级最大负荷日最大负荷（万千瓦）。 为该电压等级年最大负荷日在役运行的变电总容量。
（7）10、20千伏电网N-1通过率
按A+、A、B、C、D、E供电区域分别计算。
计算方法：×类供电区域10、20千伏电网N-1通过率＝×类供电区域10（20）千伏电网中满足N-1校验的线路条数/×类供电区域10（20）千伏电网中线路总条数。
（8）220千伏变电站主变受电力率合格率
指标定义：电网所辖各220千伏变电站（用户专用变除外）受电力率合格率
计算方法：变电站母线电压≥该时段目标电压，同时受电力率≤该时段受电力率上限值；或变电站母线电压<该时段目标电压，同时受电力率≥该时段受电力率下限值的点定义为受电力率合格点；同时必须满足变电站日电压波动幅度不超过9kV的条件。
2.2各供电公司指标及提升措施汇总
南通供电公司在“不限电、少停电、用好电”三个维度下，所涉及的指标。
3 指标分析、目标设定与提升举措
3.1“不限电”方面
3.1.1关键指标、过程指标现状分析
（1）输电网损失电量（ENS）
目前南通电网每年因停电事件引起的对用户应供而未供的总电量约为50万千瓦时。主要影响指标的原因有：
1、电力用户因投资等原因采用单电源接入方式并网，用电可靠性较差，在上级电源停电的情况下直接解网；
2、部分双电源电力用户未配置备自投装置，在上级电源停电的情况下，不能及时切换供电电源，造成部分用电负荷损失；
3、电网部分变电站主接线为单母线或单母线分段为刀闸的情况，可靠性较差，该变电站当主电源故障时，可能造成全站失电，影响电力用户供电；
4、电网部分变电站因一次接线原因备自投装置无法启用，造成电力用户供电可靠性降低。
（2）110千伏容载比
3.1.2提升举措
（1）与过程指标的关联性分析
规则突破方面：10千伏配电网网架结构需标准清晰。架空网采用多分段适度联络模式，架空线路主干线优先考虑尾端联络，尽量兼顾中部联络，及时整改联络过多（大于5个）、同一段内与同一线路联络两次等问题；
电缆网应采用单（双）环网接线模式，及时整改线路联络过多（大于3个）的问题。
架空网、电缆网线路应最大限度满足“N-1”安全准则，达到网架坚强可靠、运行方式灵活的目的。
技术应用方面：当线路发生故障时，配网自动化技术的应用可迅速查出故障段、快速隔离故障段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积。使线路满足“N-1"安全准则要求。
工程实践方面：线路主干线末端具备联络是线路满足“N-1”安全准则的必要条件，新建或改造线路首先应使相关线路主干线具备末端联络。主干线导线应按照架空240截面、电缆400截面建设，避免转供负荷时“卡脖子”现象。线路主干线应合理分段：段内负荷应尽量控制在1.5兆瓦以内，架空线路分段数不宜超过5段。如有必要在应相关段内建立与其它线路的联络关系，新建、改造联络通道导线应统一按照架空240截面、电缆400截面建设，预留足够的转供裕度。
管理提升方面：开发专业配网“N-1”软件分析系统，在线掌握配电网“N-1”通过率真实情况，为有效提升配网可靠性及时提供准确的基础信息。
（2）实施方案
规则突破方面：通过一流配电网建设项目的实施，以国网《导则》和江苏《细则》为指导，坚持差异化、标准化和可持续发展的规划理念，针对A、B、C、D不同区域设定不同发展思路、目标网架和建设标准，A类区域采用电缆双环网、单环网结构和架空多分段适度联络结构；B、C类区域采用电缆单环网结构和架空多分段适度联络结构；D类区域采用架空多分段适度联络和多分段单联络结构。
（3）效果预计
规则突破方面：以往的中压配网建设，往往简单化地采用加大导线截面、变电站新出线路等方式来满足用电负荷的增长。由于盲目认为提高供电可靠性就是增加联络开关个数，造成联络过多，运行管理有很大风险，从而忽视或很少重视网架结构的建设和优化，造成网架结构不合理，供电可靠性不高等问题；且对线路目的不明确的增容改造，造成投资资金难以发挥应有效益，供电效率得不到有效发挥。上述工程实践中，在满足负荷增长的同时，进一步优化了网络结构，提高了供电可靠性，避免了中压线路重复改造，节约投资资金。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
技术应用方面：配网自动化是运用计算机技术、通信技术等技术手段，对配网进行智能化监控管理。在正常运行情况下，通过监视配网运行状况，优化配网运行方式；当线路发生故障时，能迅速查出故障段、快速隔离故障段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积，使线路满足“N-1"安全准则要求。A+、A类供电区相关节点必须按“三遥”配置，以满足5、15分钟内恢复对非故障段的供电。
工程实践方面：主干线、联络通道导线应统一按照架空240截面、电缆400截面建设，预留足够的转供裕度，为电网网架满足“N-1"安全准则要求创造有利条件。
管理提升方面：开发专业配网“N-1”软件分析系统，动态开展网架结构、装备水平现状分析与经济效益评估，按照不同的供电分区，首先要求每条线路必须有联络，然后通过相关措施逐年提高有效联络率，最后要求线路满足N-1安全准则。统筹内外部配网资金，合理制定配网状态管理、网架装备改造、配电自动化建设、系统信息应用等重点工作计划，确保配电网运营管理与技术装备水平匹配，确保在资产全寿命周期内具有合理的投资效益以及较高的资产运营效率，实现电网装备运行状态最优。
3.2“少停电”方面
3.2.1关键指标、过程指标现状分析
（1）配网平均停电时间（SAIDI）、配网平均停电次数（SAIFI）
停电计划的合理安排与否，工作零时差控制，设备健康水平，外力破坏等因素均会对这两项指标产生影响。
（2）110（35）千伏变压器故障停运率
该指标反映一年中平均每百台110（35）千伏变压器故障停运次数。
（3）220千伏及以上输电线路跳闸停运率
根据省公司“三集五大”职能划分，地市公司在该指标中负责220千伏及以上输电线路通道原因造成的线路跳闸停运，主要管控方向为防止外力原因引起的跳闸停运事件，包括吊机碰线、异物挂线、鸟害、树障、交跨不足等。
（4）110（35）千伏高压配电线路跳闸停运率
该指标主要管控方向一是提高设备本体质量，防止雷击、污闪、本体缺陷导致的停运故障；二是加大线路通道管理力度，防止因外力原因导致的线路停运故障。
（5）10（20）千伏线路跳闸停运率
南通地处雷暴频繁地区，基本集中在6、7、8三个雷击活跃的月份，说明配网线路的防雷措施较为薄弱，抵抗雷击能力较差。设备本体及外力因素故障共占比四分之一，设备本体方面多数是由于设备老旧，未及时轮换引起，而外力因素包含建筑施工、车辆撞杆、鸟害、异物碰线等等，防范力度还不够深入。此外由于用户侧设备年久失修、管理不当，因用户原因引起的全线故障频发。
（6）10（20）千伏城网架空线路绝缘化率
随着城市经济发展加快、主/新城区范围不断扩大，架空绝缘化率水平要求逐年提高.绝缘化率的提升对提高线路防外破能力有明显作用，也有助于减少线路故障。
（7）10（20）千伏中压线路有效联络率
目前南通地区大量线路本身负载过大或者对侧线路的转供裕度较小，从而造成对侧联络线路无法转供该线路所有负荷，造成无效联络。还有一种情况是供电半径过长，转供负荷时末端电压不合格，也会造成无效联络。
（8）输电设备在线监测覆盖率
输电设备点多面广，在现有条件下，短期内无法实现在线监控的全覆盖。
（9）变电设备在线监测覆盖率
变电设备在线监测覆盖率指整个评估区域内具备在线监测功能的变电站占总变电站的比例。
（10）输电网状态检修覆盖率
将状态检修的结果作为线路大修、技改工程的依据，有效提升了输电设备的精益化管理水平。
（11）配电网状态检修覆盖率
（12）居民户均配变容量
由于，居住方式相对分散，再加上部分配变还接入动力用户，造成户均容量偏小。近几年，随着经济持续发展，居民负荷增长较快，原有的容量已不满足日益增长的负荷需求，急需通过改造来提升指标值。
（13）配电网（10千伏及以下电网）不停电作业指数
南通地区的配网工程、业扩接入、抢修、消缺等能采取不停电作业的项目，一般不安排停电处理，最大限度的做到少停电，但是仍存在一些问题：一是不停电作业范围大，覆盖南通四个区、五个县，而作业人员配置和车辆配置少，有些时候不能完全满足业务需求；二是作业人员从事带电作业的时间较短，对于复杂作业项目经验不足，需进一步加强理论和技能培训。
（14）电网设备与用电客户信息关联率
目前电网设备与用电客户信息关联率99%以上，中、低压设备与用电客户信息已实现关联，35kV及以上用户由于系统原因未实现关联。
（15）电网设备（含表箱）GIS空间信息准确率
该指标反映电网供电拓扑关系的可视化能力，是故障抢修管理等信息化高级应用的基础。目前，南通中低压沿布已基本完成，从已经沿布完成的中压线路来看，一些中间杆的精度不能达到要求，主要是因为此前中压沿布施行业务外包，受限于费用等因素，协议中规定将关键杆塔沿布到位，并非全部电杆，准确性较高，但离100%的目标尚有差距。配网线路、设备变化量较大、变化周期较短，难免存在遗漏和不准确的情况，也是影响该指标的因素。
（16）故障报修到达现场时间兑现率
南通公司按照国家电网公司“十项承诺”之一，提供24小时电力故障报修服务，供电抢修人员到达现场的时间一般不超过：城区范围45分钟；农村地区90分钟；特殊边远地区2小时。但随着配电网规模的日益扩展，该项承诺的实现越来越难。一是设备种类、体量都明显增加，给故障报修带来了较大的难度；二是迎峰度夏期间由于负荷较高，故障量呈倍数增长；三是现有的人员、车辆及工器具的配备不能完全满足要求。目前南通地区低压抢修基本实现业务外包，各单位定期对外协抢修人员进行培训、确保按时到达现场并按规范完成抢修工作。
3.3“用好电”方面
3.3.1关键指标、过程指标现状分析
（1）清洁能源电源占比
南通地区清洁能源电源占比为7.73%，有较大的提升空间。
（2）综合线损率
根据省公司年初下达综合线损率指标，与财务、营销协同配合，完成情况良好。
（3）城市综合电压合格率
目前，公司城市综合电压合格率99.984%，主要包括电压监测点设置率、电压监测点有效率、配变低压侧电压合格率等工作质量。电压监测设置A、B、C、D四类监测点。
（4）农网电压合格率
目前，公司农村综合电压合格率99.628%，主要包括电压监测点设置率、配变低压侧电压合格率等工作质量。电压监测设置A、B、C、D四类监测点。
（5）分布式能源接入服务能力
目前指标没达到最佳。主要原因是，分布式电源的接入服务能力，涉及到公司内部各部门及环节较多，而这些部门的具体经办人员的业务能力、业务水平、服务素质，有参差。同时，包括用户的设备安装施工周期在内的总周期偏长，也体现为服务能力不足。
（6）清洁能源（分布式）消纳率
南通地区现状清洁能源（分布式）消纳率为100%，整体状况较好。
（7）主网电压合格率、220千伏变电站主变受电力率合格率
主网电压、主变力率合格率反应出电网无功电压管理水平，目前指标控制较好，年合格率达到100%。影响指标的主要原因有：
1、在节假日期间（特别是春节期间），因用电负荷下降幅度较大，电网呈现低负荷、高电压态势，有可能会出现电压越上限造成不合格情况的发生；
2、因设备缺陷、工程投运等原因造成电网无功设备不可用时间较长，影响电网电压、力率指标调节手段。
（8）220千伏变电站主变受电力率合格率
同主网电压合格率。
（9）退役设备平均寿命
退役设备平均寿命是反映电网资产管理效益水平的重要指标。通过统计变压器、断路器、隔离开关等设备的平均退役年限来表征江苏电网退役设备平均寿命指标。
论文作者:李伟伦,曹锦晖
论文发表刊物:《电力设备》2017年第24期
论文发表时间:2017/12/18
标签：线路论文; 电网论文; 电压论文; 指标论文; 南通论文; 故障论文; 合格率论文; 《电力设备》2017年第24期论文;