2024年阿拉善供电公司

三季度供电可靠性分析报告

1  指标整体情况 　

2024年三季度阿拉善供电公司全口径用户平均停电时间1.96h/户（供电可靠率99.9111%），同比增加0.52h/户，增幅 36%。其中城市用户平均停电时间1.17h/户（供电可靠率99.9471%），同比增加0.36h/户,增幅44%；用户平均停电频率0.321次，同比增加0.136次。农村用户平均停电时间2.17h/户（供电可靠率99.9017%），同比增加0.55h/户，降幅34%。

2024年三季度各口径指标完成情况如表1所示。

三季度，城市、农村平均停电时间均同比增加，其中预安排主要原因是三季度二批大修工程集中，主要为更换变压器、加装断路器、更换导线等需要停电工程，同比2023年增加52项。故障同比增加原因主要是自然因素和设备原因同比增加，今年三季度阿拉善地区沙尘暴、雷雨天气较去年显著增加，导致瓷瓶、熔断器、避雷器等设备故障及自然因素导致故障停电增加。

表1  中压用户供电可靠性指标汇总

单位：h/户、%、次/户

备注：同比=今年的指标-去年同期指标（后续用到的同比均是）

2024年三季度城市用户供电可靠性指标如表2所示。

表2  城市用户供电可靠性指标

单位：户、%、h/户、次/户、次

备注：减少的停电时间=对应的作业时户数/等效用户数，需计算。

2  供电可靠性基础数据

表3  供电可靠性基础数据

单位：户、条、km、%、段、户/段

各分公司绝缘化率比较低，主要是农村地区线路建设标准采用裸导线，导致绝缘化水平较低，易发生鸟害、异物搭挂等故障，建议各单位采取局部绝缘的方式，降低故障跳闸。

巴彦浩特供电分公司、吉兰泰供电分公司、腾格里供电分公司、额济纳分公司平均每段线路用户数较多，主要是由于阿拉善地区地广人稀，造成平均分段数较大，接带的用户数较多，目前配网工程正在加装分段开关，降低平均分段数及用户数。

3  停电责任原因分析

3.1  责任原因指标情况

表4  预安排及故障停电指标

单位：h/户、%、次/户

添加预安排及故障停电频率及停电时间占比图

图1  平均故障平均停电频率与预安排平均停电频率占比图

图2  平均故障停电时间与预安排停电时间占比图

3.2  预安排停电责任原因分析

3.2.1  预安排停电指标

表5  用户预安排停电指标情况

单位：h/户、%、次/户、h/次、户/次

分析：对同期升高的各项指标进行原因分析,分析与数据一致。

预安排平均停电时间同比增加，主要原因是三季度二批大修工程集中，主要为更换变压器、加装断路器、更换导线等需要停电工程，工程共计52项，同比2023年增加52项。

3.2.2  预安排停电复电时间分布分析

表6  预安排停电复电时间分布情况

单位：次、%

3.2.3  预安排重复停电分析

表7  预安排重复停电情况（剔除调电）

单位：户、h·户、次、h/户

对全口径累计预安排停电3次及以上（剔除调电）（2～3个）事件进行分析。

分析：

110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线重复停电问题事件分析

1.基本情况

110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线位于诺尔公苏木，于2003年11月投运，线路全长49.666km；全线共有32台变压器，总容量为2540kVA，其中公用变台16台，容量为1460kVA，专用变台16台，容量为1080kVA。

2.停电分析

2024年3季度，乌力吉供电分公司诺尔公供电所管辖的110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线共发生6次停电（累计造成4个公变台区重复停电），情况如下：

（1）停电发生时间：2024年8月29日

停电起始时间：2024年8月29日07时16分

停电终止时间：2024年8月29日21时00分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线主线路2号杆分段断路器负荷侧停电

停电持续时长：13.37h

停电时户数：280.53时户

停电原因：110kV诺尔公变10kV9103敖包线大修工程更换绝缘子、顶架计划停电

（2）停电发生时间：2024年8月2日

停电起始时间：2024年8月2日07时05分

停电终止时间：2024年8月2日08时05分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线主线路175号杆T接34号杆巴莱克别3号井公变高压跌落水熔断器负荷侧停电

停电持续时长：1h

停电时户数：1时户

停电原因：110kV诺尔公变10kV9103敖包线巴莱克别3号井公变安装高低压绝缘护套

（3）停电发生时间：2024年7月24日

停电起始时间：2024年7月24日10时09分

停电终止时间：2024年7月24日10时46分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线主线路338号杆T接12号杆8号公变高压跌落式熔断器负荷侧停电

停电持续时长：0.62h

停电时户数：0.62时户

停电原因：110kV诺尔公变10kV9103敖包线8号公变安装高低压绝缘护套

（4）停电发生时间：2024年7月24日

停电起始时间：2024年7月24日8时50分

停电终止时间：2024年7月24日9时45分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线主线路175T接135号杆10号公变高压跌落式熔断器负荷侧停电

停电持续时长：0.92h

停电时户数：0.92时户

停电原因：110kV诺尔公变10kV9103敖包线10号公变安装高低压绝缘护套

（5）停电发生时间：2024年7月24日

停电起始时间：2024年7月24日7时50分

停电终止时间：2024年7月24日8时33分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线主线路175T接119号杆9号公变高压跌落式熔断器负荷侧停电

停电持续时长：0.72h

停电时户数：0.72时户

停电原因：110kV诺尔公变10kV9103敖包线9号公变安装高低压绝缘护套

（6）停电发生时间：2024年9月26日

停电起始时间：2024年9月26日7时41分

停电终止时间：2024年9月26日9时04分

停电范围：110kV诺尔公变电站10kVI母失电

停电持续时长：1.38h

停电时户数：92.46时户

停电原因：110kV诺尔公变919PT故障导致10kVI母失电

    以上6次停电事件对重复停电用户累计停电时长分别为为：110kV诺尔公变10kV9103敖包线9号公变为15.47h；110kV诺尔公变10kV9103敖包线8号公变为15.37h；110kV诺尔公变10kV9103敖包线10号公变为15.67；110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线巴莱克别3号井公变为15.75h。累计造成停电时户数为376.25时户。

3.重复停电主要原因

（1）由于110kV诺尔公变919PT故障导致10kVI母失电，导致线路重复停电。

（2）由于诺尔公供电所协调不到位，导致110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线大修工程材料未能及时到位，致使110kV诺尔公变电站10kV9103敖包线大修工程计划停电时间滞后，未能与消缺工作同步进行，增加了线路停电次数。

4.网架、设备、管理等存在的问题

（1）本次重复停电事件反映出110kV诺尔公变电站站内日常巡视、运维不到位，未能及时发现设备老化、故障，导致线路重复停电，用户供电需求未能得到保障。

（2）诺尔公供电所在对工程进度管理中未能及时协调，沟通致使工程进度滞后。

5.整改措施

（1）建议变电管理处运行人员加强站内设备日常巡视，及时发现站内设备缺陷，避免故障停电。

（2）在今后的工作中将积极协调解决工程进度中的各项问题，统筹开展工程停电计划，合理安排工作，避免线路重复停电情况发生。

3.2.4  预安排停电原因分类分析

表8  预安排停电责任原因情况

单位：次、h/户、%、次/户、h/次、户/次

图3  预安排停电原因占比图

工程停电占比53%，主要是配网工程停电，检修停电占比46%，主要是主网线路检修或变电站综自改造配合停电导致。

3.3  故障停电责任原因分析

3.3.1  故障停电指标

表9  用户故障停电指标情况

单位：h/户、%、次/户、h/次、户/次

分析：

故障同比增加原因主要是自然因素和设备原因同比增加，今年三季度阿拉善地区沙尘暴、雷雨天气较去年显著增加，导致瓷瓶、熔断器、避雷器等设备故障及自然因素导致故障停电增加。

3.3.2  故障停电复电时间分布分析

表10  故障停电复电时间分布情况

单位：次、%

分别对城市用户停电持续时间超过9小时且停电时户数超300的(1～2个）)停电事件及农村用户停电持续时间超过9小时且停电时户数超500的(1～2个）停电事件进行分析。

停电事件一：35kV硝厂变电站9101后滩线

（1）2024年9月20日00时50分至10时54分，35kV硝厂站9101后滩线1号杆避雷器C相击穿引起线路停电，故障导致全线用户失电，停电持续10.07小时，停电时户数704.9。

（2）该线路投运于2009年8月，线路主线为裸导线，运行年限较久，存在不同程度的老化情况，该线路用户均为农牧户。

（3）线路简单故障处理过程：

9月20日早晨雨停后巡线发现35kV硝厂站9101后滩线1号杆避雷器C相击穿，班组人员立即向调度申请站内停电，接到调度已停电指令9101后滩线已转为检修状态后，开始更换避雷器，10时54分故障处理完毕送电。

（4）长时间停电的主要原因：腰坝地区9月19日晚10时左右开始下雨，9月20日00时50分接到故障通知时正下暴雨，人员无法对线路进行巡视，9月20日早晨9时左右雨停后开始巡视线路，10时54分将故障处理完毕。

（5）反映出的问题：线路运行年限较久，避雷器存在老化现象。

（6）针对原因制定提升或改进措施。

加强线路巡视，建立并完善设备台账，对运行年限较久的设备有计划的进行轮换。

停电事件二：35kV布古图变电站9202南寺线

（1）2024年9月19日17时17分至9月20日14时33分，35kV布古图变电站9202南寺线11号被洪水冲倒，故障导致4号杆断路器跳闸，4号杆后用户失电，停电持续21.27小时，停电时户数1169.37。

（2）该线路投运于2004年9月，主线均为裸导线、运行年限较久，线路存在不同程度老化，部分杆塔处于河沟内，该线路所带用户为农牧户、旅游公司、石料厂拌合站。

（3）线路简单故障处理过程：

线路发生故障后，分公司立即组织人员开展线路巡视，找到故障点后，18时57分对线路后段收费站支线负荷进行转带，9月20日早晨7时30分开始准备材料、特种车组织抢修。

（7）长时间停电的主要原因：南寺线所属区域9月19日下午下暴雨，发生故障后，巡视发现该线路11号杆被洪水冲倒，因水大无法开展抢修，9月20日上午开始对线路进行抢修，下午14时33分将故障处理完毕后送电。

（5）反映出网架、装备、管理等存在的问题：

该线路运行年限较久，故障段处于河沟内，对线路运维存在防洪防汛安全隐患，未及完成该处隐患的整改。

（6）针对原因制定提升或改进措施：

加强线路巡视，不定期对河沟内杆塔进行加固，并将该线路列入工程进行整改；部分线路裸导线及杆塔进行更换已列入2024年配网工程进行整改，故障段线路已列入2025年配网工程储备。

3.3.3  故障重复停电分析

表11  故障重复停电情况

单位：户、h·户、次、h/户

对全口径累计故障停电3次及以上（2～3个）事件进行分析。

分析：

事件1：巴彦浩特供电分公司110kV机场变9102城区II线故障重复停电分析

（1）110kV机场变9102城区II线红旗公变停电3次，累计停电持续时间10.12小时、时户数10.12；

（2）线路于2006年投运（2023年由原9104银巴线切改至9102城区II线），线路全长为16.8km，装建容量为24920kVA，公变42台，专变31台，无工业负荷。

（3）事件第一次发生在2024年8月27日16时24分至28日04时55分，因九中支线幸福嘉园小区电缆至电缆分支箱之间电缆中间头烧毁导致线路故障。

第二次发生在2024年9月13日17时44分至14日00时10分，因红旗公变低压电缆故障引起变压器停电事件；

第三次发生在2024年9月14日00时28分至21时26分，因5号电缆分支线T煤炭局箱变高压断路器击穿，引起线路跳闸，停电用户包含红旗公变。

反映出网架、装备、管理等存在的问题

线路运行年限较久，设备存在老化情况。

针对原因制定提升或改进措施。

加强线路设备隐患排查力度并建立台账完善整改措施，对运行年限较久的设备列计划进行轮换。

事件2：2.35kV通古淖变9102农场线故障重复停电分析

（1）35kV通古淖变9102农场线线段“通站10201”、“通站1020101”发生故障停电3次，线段“通站10202”发生故障停电4次，线段“通站1020201”、“通站102020101”发生故障停电5次，累计停电持续时间18.08小时、时户数747.46。

（2）投运时间2015年投运，线路全长为74.92Km，装建容量为7280kVA，公变41台，专变34台。无工业负荷。

（3）事件第一次发生在7月4日18时40分至19时40分，因9102农场线230号杆T生态支14号杆生态专变故障，失电线段“通站102020101”“通站1020201”“通站10202”。

第二次发生在7月28日10时09分至13时12分，因9102农场线后段493号杆力恒家庭农场专变鸟害，造成线路AB相短路跳闸，失电线段“通站102020101”“通站1020201”“通站10202”“通站1020101”“通站10201”。

第三次发生在8月21日15时23分20时30分，因9102农场线11号杆电缆C相引流线断，缺相导致68号杆145号杆分段开关跳闸，失电线段“通站102020101”“通站1020201”“通站10202”“通站1020101”“通站10201”。

第四次故障发生在8月28日13时35分至18时40分，因9102农场线148号杆T希尼套海嘎查支线9号杆B相高压跌落击穿，AB相弧光短路引起线路故障，失电线段“通站102020101”“通站1020201”“通站10202”“通站1020101”“通站10201”。

第五次发生在2024年9月25日10时55分，因9102农场线565号杆T分支1号杆架空线路处，旅游车至线下通过信号旗触碰线路造成跳闸，失电线段涉及“通站1020201”“通站102020101”。

（4）反映出网架、装备、管理等存在的问题

线路运行年限较久，线路设备存在不同程度的老化情况，主线96号杆之后均为裸导线，后端230号杆至471号杆处于沙漠腹地，日常运行维护难度较大。设备老化、用户设备影响、交通车辆是造成本季度故障停电的主要原因，故障集中在线路后端。

（5）针对原因制定提升或改进措施。

加强线路隐患排查力度并建立台账完善整改措施，对运行年限较久的设备列入改造计划，9102农场线230号杆至471号杆已列入2024年配网计划进行改造。

3.3.4  故障停电原因分类分析

表12  故障停电责任原因情况

单位：次、h/户、%、次/户、h/次、户/次

1. 添加故障停电各分类原因停电时间占比图；（注意图例），并简单说明；

图4  故障停电原因占比图

2.找出并明确主要责任原因。

由图可以看出占比较大的是配网故障停电，占比95%，故障原因主要是设备原因和自然因素。

3.自然灾害导致故障停电分析：

本季度发生自燃灾害23次，停电时户数3116时户数，影响停电时间0.3895h/户

案例一：2024-08-25 12:09至2024-08-25 18:15，阿拉善供电公司巴彦浩特供电分公司布站9202南寺线21号杆A项悬瓶被雷电击穿接地，天气暴雨天气，停电影响用户90户，时户数411.6时户，因暴雨当时无法抢修，故障处于前段导致停电范围较大。暴露问题：季节性反事故措施落实不到位，线路设备抵制自然灾害的能力不足。整改措施：对避雷器及时开展试验，接地电阻测试合格，并在雷击区域加装避雷器。

案例二：故障发生时间：

2024年9月19日17时17分至9月20日14时33分

故障时气候情况：暴雨

故障设备：电杆

故障发生及处理简要过程：

9月19日17时17分35kV布古图变电站9202南寺线发生故障4号杆断路器跳闸，故障发生时该区域降暴雨，接到故障信息后，分公司立即组织技术人员开展巡视，巡视发现主线路11号杆被洪水冲倒，因水流较大，无法立即开展抢修工作，18时57分对线路后段收费站支线负荷进行转带，9月20日7时30分左右雨停后开始组织故障抢修，于20日下午14时33分故障处完毕后送电。

故障影响范围：9202南寺线4号断路器后90户用户失电。

故障暴露问题及整改措施：

加强线路巡视，不定期对河沟内杆塔进行加固，并将该线路列入工程进行整改；部分线路裸导线及杆塔进行更换已列入2024年配网工程进行整改，故障段线路已列入2025年配网工程储备。

4  不停电作业分析

表13  不停电作业开展情况

单位：次、h·户、h/户

备注：减少的平均停电时间=作业时户数/等效用户数，需计算

分析：本单位带电作业开展情况。

1.2024年08月09日09时00分至2024年8月10日03时05分对35千伏356伊查线进行工程切改和35千伏和屯池站综自改造，停电涉及吉兰泰分公司所辖3座变电站，共计7条10千伏线路负荷转带，通过“中压发电+母线转带并检同期并网”的作业方式进行同期并网负荷转带，共计减少停电时户数4064时户，提高了供电可靠性。。

2.2024年08月28日08时26分至2024年08月28日20时45分对35kV银根变停电进行检修，停电时长12小时，停电范围35kV银根变10kV9104图克木线、10kV9103苏木线（公网）停电，停电时户数1420时户，采用带电作业方式接入中压发电车，完成负荷转带。

3.2024年08月30日07时30分至2024年08月30日21时30分对35kV紫泥湖变电站停电进行检修，停电时长14小时，停电范围35kV紫泥湖变电站10kV9103水源线、10kV9102紫林线（公网）停电，停电时户数2240 时户，采用带电作业方式接入中压发电车，完成负荷转带。

4.2024年09月26日07时27分至2024年09月26日21时27分对35千伏新建查哈线启动验收，停电涉及吉兰泰分公司所辖2座变电站，共计5条10千伏线路负荷转带，通过“中压发电+母线转带并检同期并网”的作业方式进行同期并网负荷转带，共计减少停电时户数2848时户，提高了供电可靠性。采用同期并网方式完成线路负荷转带，共计减少停电时户数2848时户，提高了供电可靠性。

5.2024年09月28日07时至2024年09月29日3时对35千伏苏宏图变电站全站停电，停电时长5小时，停电范围：35千伏苏宏图变电站1座，3条10千伏线路（公网）停电，停电时户数为1365时户，采用带电作业方式接入中压发电车，完成负荷转带。

6.阿拉善供电公司开展对35千伏和屯池变电站的综自改造工作，通过前期的现场勘查，并多次召开协调会，制定负荷转供方案，于2024年8月9日16时，通过35千伏查和线对车载变进线充电，并完成10千伏负荷的全部转带，实现全站负荷通过车载变顺利带出，减少对该地区对外停电时长。9月10日，35千伏和屯池变电站综自改造顺利结束，车载变退出运行，历时1个月的负荷转供，减少停电61200时户数，保障了该地区盐场等重要工业负荷可靠用电。

5  结论及建议

（1）三季度指标的总体情况。

2024年三季度阿拉善供电公司全口径用户平均停电时间1.96h/户（供电可靠率99.9111%），同比增加0.52h/户，增幅 36%。其中城市用户平均停电时间1.17h/户（供电可靠率99.9471%），同比增加0.36h/户,增幅44%；用户平均停电频率0.321次，同比增加0.136次。农村用户平均停电时间2.17h/户（供电可靠率99.9017%），同比增加0.55h/户，降幅34%。

（2）影响指标的主要原因。

三季度，影响指标的主要主要原因是三季度二批大修工程集中，主要为更换变压器、加装断路器、更换导线等需要停电工程，同比2023年增加52项。故障同比增加原因主要是自然因素和设备原因同比增加，今年三季度阿拉善地区沙尘暴、雷雨天气较去年显著增加，导致瓷瓶、熔断器、避雷器等设备故障及自然因素导致故障停电增加。

（3）工作亮点：本单位本季度在提高供电可靠性方面、停电综合管控的有利举措。

按照全年完成87项配网“三高一长”和1项存量及增量频繁停电存量问题治理要求，生技部组织各分公司结合春查检修工作，组织开展逐基登检和大修技改工程实施，加快推进配网“三高一长”问题治理。针对频繁停电问题，已组织开展专题会议，针对1项存量的问题，已完成现场整改，新增的3项频繁停电线路和台区，已全部完成治理。

2.采取“外委+自主”开展的模式，对城区线路外委开展红外检测，目前正在实施。开展分公司人员无人机取证，并组织开展无人机巡检，截至目前已完成957公里，占比年度计划总线路长度的105%，已提前完成全年任务目标。

3.加强配网越级跳闸问题治理。下发《阿拉善供电公司配网保护执行方案(试行)》，为加强配网调度自动化功能应用，积极推进所属中压配电网各级馈线开关、分段、分支、分界开关定值整定执行工作，明确各单位配电网继电保护工作职责，利用技术手段减少故障越级频次和停电范围，提高供电可靠性。截至目前已完成9座变电站主变及线路三段式保护定值调整（其中2座变电站为农村），已实现级差保护的线路共计122条。

4.积极开展配网不停电作业技术应用。三季度全口径不停电作业累计完成1025次，累计2636次，不停电作业化率92.75%。继续加大不停电作业，积极利用中低压发电车转带技术开展负荷转带，补充转带装备，进一步提高转带能力。

5.组织开展防汛抗早电力保障工作。按照《关于进一步做好2024年电网设备防汛抗早工作的通知》要求，组织做好极端天气下电网设备运维工作的建议措施落实，重点对配电线路杆塔基础、拉线、防洪设施进行排查并记录，提前做好应对措施，迎峰度夏期间未发生大面积停电事件。

6.组织做好配电自动化终端调试调通工作。组织对所辖线路配电自动化终端开展摸底统计并制定三年规划，重点对存量的未调通终端开展治理，完成巴彦浩特分公司69台新建智能开关一直未上线治理，提高自动化终端调试调通率，并严格按照“三同时”要求，做好新建配电自动化工程验收把关。