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一、具体问题描述
近年来，随着人民生产、生活日益增长的用电需求，凸显了光山县电网建设基础差，结构不合理，供电环境不完善，管理精细化不足等诸多问题，严重影响了我局供电可靠性管理水平，成为制约企业健康发展的瓶颈。针对这一突出矛盾，我局认真梳理问题产生的原因，从多角度、全方位挖掘影响供电可靠性因素，制定相应措施，多措并举，提升光山电网可靠性管理水平持续攀升，赢得了光山县委及政府和人民群众的理解和信赖。
二、解决问题的思路、方法和实践过程
（一）加强电网建设。一是提升主、配网供电能力，解决迫在眉睫的供电矛盾。2011年至今，我们配合生产管理单位提出并实施35KV主变增容调整16台，改造10KV“卡脖子”线路21条，总长度83.96KM，10KV公变增容调整及新增布点302个，有效提升了我县电网的供电能力，保障了光山电网在负荷高峰期间的安全、可靠运行。二是完善电网结构，有计划地实施
35KV、10KV线路环网建设。我们通过35KV泼砖线、紫槐线、山紫线、山马线、金泼线、金南线等，在光山、紫水、马贩、金楼等4座110KV变电站形成35KV环网；通过城区10KV线路改造和加装线路隔离开关，在城区5个电源点之间形成10KV手拉手供电，这都为我们合理调度、灵活地选择运行方式，在电源点间转移负荷打下了坚实的基础。三是增加35KV、10KV变电站布点，分割原有变电站负荷。
（二）加强调度计划管理。统筹安排各单位的计划停电工作，杜绝了各单位对同一设备的重复停电。严肃停电计划的执行率，加强统计和考核，提高施工单位的责任意识，促进其千方百计地保供电、减少停电范围和停电时间。
（三）细化大型施工管理各个环节。由于大型施工往往涉及多单位的协调、配合。我局要求对大型施工各单位必先组织现场勘察，项目负责人拟定施工方案，优化工作程序，组织召开相关单位共同参加的工作协调会，讨论并确定最终的工作方案。
（四）加强线路通道治理。根据统计，我县线路故障跳闸约有50%以上是由线路通道不畅引起。由于群众的生产、生活区与线路靠得太近，线路与树木间距不足，往往会引起人员误碰，挂断线路，灾害天气时还会存在树倒、线断的安全隐患，严重威胁人身和设备安全。
近两年，我局通过加强与政府部门的协调沟通，取得政府的大力支持，每年都开展涉及全县各乡镇的线路通道治理工作，线路故障跳闸率得到有效的控制和缩减。
（五）针对线路故障影响可靠供电而采取的技术措施。①35千伏电网提高供电可靠性技术措施。近年来，我局就35千伏输电线路提高供电可靠性做了一些有益的尝试。一是在35千伏输电线路重点部位加装避雷装置。二是对35千伏输电线路逐步进行绝缘升级改造，对10条35KV线路老化瓷瓶实施复合绝缘子改造，进一步改善了线路状况，提升了输电线路抵御自然灾害的能力。三是在35千伏输电线路全部安装故障指示仪。故障指示仪有效减少查巡故障的时间，能够为线路尽快恢复供电提供良好的技术保障。②10千伏及以下电网提高供电可靠性技术措施。10千伏及以下电网供电可靠性管理工作是重中之重。据统计，在我县所有的故障停电中，10千伏及以下电网故障引起的占95%以上。我们尝试了以下技术措施：一是加快配网升级改造工程，逐步提升全县配网线路的载流量、绝缘水平和抗击灾害能力。二是在配电变压器加装绝缘护套。三是要持续优化线路继电保护定值，确保系统所配置的继电保护设备满足“四性”要求。
三、对实践过程的思考和对效果的评价
供电可靠性管理应作为一个值得重视的课题，长期研究、不断实践。要实行供电可靠性的专业化管理，走科学、规范、创新之路。要相信采取一切措施来提高电力企业的供电可靠性水平对于生产管理、企业形象和自身的完善、发展都有着极其重要的意义。
四、工作中面临的主要困难、问题和建议
（一）面临的主要困难和问题。近年来，为解决我县部分地区10KV供电半径超长、电压偏低、供电可靠性差的问题，我局在全县共建设35KV简易变电站3座。35KV简易变均使用郑州凯特公司生产的KT2000系列保护装置，设置的保护有：主变速断、过流、过负荷；10KV线路速断、过流、低电压保护等。运行中发现存在如下问题：1）、10KV线路断线故障，在断两相以上时低电压保护动作，单相断线不反应。单相断线后，值班员从监控后台看不到变电站有异常现象，所供线路断线后如果长时间不被发现将危及群众人身安全，存在一定的安全隐患。2）、我们提出以上问题后，根据厂家的建议，又在线路上安装了零序电流互感器，但很快发现无法合理设置零序保护定值。由于10KV属于小电流接地系统，其接地电容电流极小且与线路长度成正比，线路首端即使发生单相金属性接地也测不到零序电流。
（二）解决问题的方法和建议。（1）、35KV简易变电站10KV线路单相断线后，调度自动化系统监控后台会短时弹出“PT断线告警”窗口，但由于自动化系统误报信号过多，变电站实时画面又看不出断线故障（只有线电压，没有相电压显示），故障告警现象往往会被值班人员所忽视。针对这一现象，我们安排调度值班员必须加强实时监控，定时查阅调度自动化系统的“事件顺序记录”，高度重视35KV简易变10KV线路“PT断线告警”，把它视为线路接地的故障告警，及时安排线路维护管理单位组织设备故障巡视。（2）、与郑州凯特公司沟通，建议增加零序电压保护，该保护能够比较准确地取得故障数据，可以作为接地故障的可靠判据。（3）、组织调度运行人员对简易变电站保护系统的学习、培训和使用，尤其要加强设备监控的力度，及时发现和消除设备隐患。（4）、35KV台区变保护系统配置存在不完善、不合理现象。建议省、市公司在与厂家签订相关协议时，必须强调保护系统对各种故障现象的正确、可靠反映，并能保证使用单位的方便应用，这样才能提升电网的安全可靠性。
近年来，随着人民生产、生活日益增长的用电需求，凸显了光山县电网建设基础差，结构不合理，供电环境不完善，管理精细化不足等诸多问题，严重影响了我局供电可靠性管理水平，成为制约企业健康发展的瓶颈。针对这一突出矛盾，我局认真梳理问题产生的原因，从多角度、全方位挖掘影响供电可靠性因素，制定相应措施，多措并举，提升光山电网可靠性管理水平持续攀升，赢得了光山县委及政府和人民群众的理解和信赖。
二、解决问题的思路、方法和实践过程
（一）加强电网建设。一是提升主、配网供电能力，解决迫在眉睫的供电矛盾。2011年至今，我们配合生产管理单位提出并实施35KV主变增容调整16台，改造10KV“卡脖子”线路21条，总长度83.96KM，10KV公变增容调整及新增布点302个，有效提升了我县电网的供电能力，保障了光山电网在负荷高峰期间的安全、可靠运行。二是完善电网结构，有计划地实施
35KV、10KV线路环网建设。我们通过35KV泼砖线、紫槐线、山紫线、山马线、金泼线、金南线等，在光山、紫水、马贩、金楼等4座110KV变电站形成35KV环网；通过城区10KV线路改造和加装线路隔离开关，在城区5个电源点之间形成10KV手拉手供电，这都为我们合理调度、灵活地选择运行方式，在电源点间转移负荷打下了坚实的基础。三是增加35KV、10KV变电站布点，分割原有变电站负荷。
（二）加强调度计划管理。统筹安排各单位的计划停电工作，杜绝了各单位对同一设备的重复停电。严肃停电计划的执行率，加强统计和考核，提高施工单位的责任意识，促进其千方百计地保供电、减少停电范围和停电时间。
（三）细化大型施工管理各个环节。由于大型施工往往涉及多单位的协调、配合。我局要求对大型施工各单位必先组织现场勘察，项目负责人拟定施工方案，优化工作程序，组织召开相关单位共同参加的工作协调会，讨论并确定最终的工作方案。
（四）加强线路通道治理。根据统计，我县线路故障跳闸约有50%以上是由线路通道不畅引起。由于群众的生产、生活区与线路靠得太近，线路与树木间距不足，往往会引起人员误碰，挂断线路，灾害天气时还会存在树倒、线断的安全隐患，严重威胁人身和设备安全。
近两年，我局通过加强与政府部门的协调沟通，取得政府的大力支持，每年都开展涉及全县各乡镇的线路通道治理工作，线路故障跳闸率得到有效的控制和缩减。
（五）针对线路故障影响可靠供电而采取的技术措施。①35千伏电网提高供电可靠性技术措施。近年来，我局就35千伏输电线路提高供电可靠性做了一些有益的尝试。一是在35千伏输电线路重点部位加装避雷装置。二是对35千伏输电线路逐步进行绝缘升级改造，对10条35KV线路老化瓷瓶实施复合绝缘子改造，进一步改善了线路状况，提升了输电线路抵御自然灾害的能力。三是在35千伏输电线路全部安装故障指示仪。故障指示仪有效减少查巡故障的时间，能够为线路尽快恢复供电提供良好的技术保障。②10千伏及以下电网提高供电可靠性技术措施。10千伏及以下电网供电可靠性管理工作是重中之重。据统计，在我县所有的故障停电中，10千伏及以下电网故障引起的占95%以上。我们尝试了以下技术措施：一是加快配网升级改造工程，逐步提升全县配网线路的载流量、绝缘水平和抗击灾害能力。二是在配电变压器加装绝缘护套。三是要持续优化线路继电保护定值，确保系统所配置的继电保护设备满足“四性”要求。
三、对实践过程的思考和对效果的评价
供电可靠性管理应作为一个值得重视的课题，长期研究、不断实践。要实行供电可靠性的专业化管理，走科学、规范、创新之路。要相信采取一切措施来提高电力企业的供电可靠性水平对于生产管理、企业形象和自身的完善、发展都有着极其重要的意义。
四、工作中面临的主要困难、问题和建议
（一）面临的主要困难和问题。近年来，为解决我县部分地区10KV供电半径超长、电压偏低、供电可靠性差的问题，我局在全县共建设35KV简易变电站3座。35KV简易变均使用郑州凯特公司生产的KT2000系列保护装置，设置的保护有：主变速断、过流、过负荷；10KV线路速断、过流、低电压保护等。运行中发现存在如下问题：1）、10KV线路断线故障，在断两相以上时低电压保护动作，单相断线不反应。单相断线后，值班员从监控后台看不到变电站有异常现象，所供线路断线后如果长时间不被发现将危及群众人身安全，存在一定的安全隐患。2）、我们提出以上问题后，根据厂家的建议，又在线路上安装了零序电流互感器，但很快发现无法合理设置零序保护定值。由于10KV属于小电流接地系统，其接地电容电流极小且与线路长度成正比，线路首端即使发生单相金属性接地也测不到零序电流。
（二）解决问题的方法和建议。（1）、35KV简易变电站10KV线路单相断线后，调度自动化系统监控后台会短时弹出“PT断线告警”窗口，但由于自动化系统误报信号过多，变电站实时画面又看不出断线故障（只有线电压，没有相电压显示），故障告警现象往往会被值班人员所忽视。针对这一现象，我们安排调度值班员必须加强实时监控，定时查阅调度自动化系统的“事件顺序记录”，高度重视35KV简易变10KV线路“PT断线告警”，把它视为线路接地的故障告警，及时安排线路维护管理单位组织设备故障巡视。（2）、与郑州凯特公司沟通，建议增加零序电压保护，该保护能够比较准确地取得故障数据，可以作为接地故障的可靠判据。（3）、组织调度运行人员对简易变电站保护系统的学习、培训和使用，尤其要加强设备监控的力度，及时发现和消除设备隐患。（4）、35KV台区变保护系统配置存在不完善、不合理现象。建议省、市公司在与厂家签订相关协议时，必须强调保护系统对各种故障现象的正确、可靠反映，并能保证使用单位的方便应用，这样才能提升电网的安全可靠性。