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摘要：配网调度水平直接影响到配网供电可靠性，要想提高地区配网系统的供电安全性、可靠性，就必须优化配网调度，提高配网调度水平，加强配网调度管理，保护配网系统的安全、稳定与经济运行。本文分析了配网调度管理的现状，以及地区配网调度供电可靠性的提升对策。
关键词：配网调度;供电可靠性;现状;策略
0 前言
配网系统作为电力系统的重要组成部分，其调度水平直接影响到供电运行平稳程度，所以，为了提高配网系统的运行效率，就必须提高其调度水平，只有这样才能优化供电，提高供电服务水平，从而带动整个配网系统的高效运转，创造理想的经济效益与社会效益。
1 配网调度管理现状分析
1.1缺少停电管控计划措施
目前，配网系统管理普遍存在年度计划报告不及时、质量低下等问题，月度计划未能有效执行，临时检修不断出现，从而影响供电的安全、可靠，调度检修未能统一执行申请单，单据填报不规范等，从而造成调度无法被及时地批复，各类调度未能按照规定的时间节点来执行，调度的运行效率较低等，电网风险管控中没有参照预警的规定时间来反馈问题，从而使得配网检修不能及时地展开，停电检修中也出现了多种风险与危机。
1.2 故障区检修方式落后
配网停电检修无法达到预期的安全水平与效率，综合停电管理线条中也出现了资源浪费问题，偏离了精益化管理的目标。同时，配网整体的网架结构也相对薄弱，架空线路较多，其中还存在大量的裸露导线，整个城区无法全面地覆盖电缆。
1.3 非故障区恢复供电自动化水平低
配网系统的自动化水平也相对低下，调控一体化背景下，10kV线路无法达到对变电站中断路器的远距离遥控，线路柱上分段开关也主要以人工操作模式为主，无法配网运行的高要求，监控设备不能及时地获取信息数据，保护配置也相对低下，多数馈线变电站中选择3段式电流，线路柱上开关也未能安装完备的保护，这无疑增大了故障的查询范围，使得故障处理难度也加大，故障的检修与处理需要经历若干程序，增加了故障处理的挑战性。
2 提高地区配网调度供电可靠性的策略
2.1 提前制定停电管理对策
设定年、月停电管理计划，强化停电前期的监督、检查与管理，制定年度停电计划，并要求其上报，严格控制反复停电现象，采用月度停电计划准入制度，但是，要对其准入进行严格把关，加强非计划检修的审批、審核与监督，任何设备的检修都需履行申请流程，以此确保检修工作质量。
基于检修申请单，加强停电检修的整个流程的优化，其中重点明确申请单的填报方法，检修申请单的数目限值以及时间限制。
基于调度操作，实施计划性管理，加强系统停电、复电的操作监督与监管，全面优化调度操作的时效性，形成统一的月度操作计划上报模式，延伸停电、复电的操作时间，做好操作信息的及时上报。同时，也要做好电网风险的监督与管控，从根源上控制电网运行的风险与隐患。
在以上各项措施的基础上还要强化综合停电管理的考核评价，以此来推动并实现综合停电的统一化管理。
2.2 优化故障停电的管控
第一，以故障指示器准确定位故障。此方法的优势为：指示器的警示信号能及时传输至故障所处区位，从而切断故障区，维持其他区域的正常供电，从而缩短停电时间，缩小停电范围，其不足之处在于：需要配置多个故障指示器，增加了成本，为了解决这一问题，关键是要加快故障指示器的更新换代，选择离线架空线路故障定位指示器。
第二，强送定位故障。如果系统未能呈现出非正常信号，可以借助自动化系统来进行故障监控，检测对象为：故障指示仪，系统页面等，要在特定时段内来试探性地对线路送电，以此来评价线路有无故障发生，从而控制线路停电的威胁。
第三，用户信息故障定位。如果线路无法实施强制性送电，则可以通过配网抢修指挥中心来接收来自于用户的故障信号，这一过程中需要配网调度与抢修中心的紧密配合，向负责人发出通报及时切断、隔离故障，再次回归主干线的电力供应。
第四，测量故障距离定位。依托于测距原理来对应算得故障的实际距离，采用10kV线路测距的方法来定位故障所处区域，以此来形成故障定位技术，其组织实施的原理为：首先集中与主干线相关的一切参数、数据，总结不同变电站母线分别在最大运行方式、最小运行模式下的短路电流，以及线路开关跳闸模式下的短路电流，将这两大类型的短路电流做差，得到一个电流差值，并将其换算成阻抗，得到距离值，从而准确地定位故障点。
第五，遥控分合柱上开关定位。因为配网系统的自动化程度相对有限，为了有效控制配网故障的出现和发生，就必须提升配网系统的自动化水平，可以对10kV线路分段开关采用遥控操作模式，从而及时、有效地定位故障所处位置，从而提高故障处理效率，以此来控制现场操作的风险与隐患，进而缩小故障停电影响范围。
2.3 非故障区供电恢复法
故障隔离期间，当变压器陷入故障或者其他问题时，也不妨选择配网自动化技术来隔离故障，也就是锁定变压器高压端，通过自动地更新、调换跌落式熔断器来隔离变压器，从而降低绝缘水平，控制短路等问题的出现。通过隔离故障，对于10kV联络系统，实际的故障检修与寻找中则要实施停电处理，对于无需检修的线路，则可以尝试合环转电、间接转电等方法来快速回归系统供电。
其中普通的10kV联络线路，间接转电过程中，转供电模式依然保持不变，如果是合环转电，当遇到复杂的运行模式时，则可以切换、调节定值区，这一操作过程中要求专业的人员亲临变电站内部，进行人工地切换与调节。如果实施不停点故障处理模式，当柱上开关发生故障，不妨选择旁路带电作业法，站内的线路重合闸应选择远方投退重合闸软压板的方式来达到目的，这样则有效地控制了人力、财力等的投入，能够达到精益化管理的目标。
2.4 加强配网调度的精益化管理
通过强化配网调度的精益化管理不仅能提高管理效率，还能提高管理工作水平，具体可以从以下方面做起：
第一，强化7S管理。所谓的7S管理就是采用项目的现场改善、科学化建议两大方法来开展常规的管理工作，具体则从整理、整顿、清扫等七大方面入手来强化管理，加强对配网现场的一切人、设备以及材料等集中改造与优化改良，以此来打造出高水平、规范有序的现场。
第二，采用精益化的方法。应围绕配网系统的停电事故来实施流程化管理与规范化约束，具体可以借助DMAIC法，DFSS法等来实现对配网系统的精益化管理，从而达到业务流程的有序规划以及整个配网系统的规范化管理。其中关键是要加强业务之间的协作交流，控制配网管理中的问题和不足，也要引进全新的要素，也要优化配网业务的积极创新，强化其突破性改造，从而实现配网系统的精益化运行。
3 结语
配网系统作为供电系统和用户联系最为直接、关联最为紧密的系统，系统本身布点较多、线路较长、涉及面较广，所面临的工作环境也较差，其运行质量、安全水平等都关系到整个电力系统的发展与效益，为了提高系统运行的可靠性，就必须加大配网调度管理，提高配网供电可靠性，控制不良故障的出现和发生，只有这样才能提高配网系统的运行水平。
参考文献：
[1] 刘健.现代配电自动化系统[M].中国水利水电出版社，2013.
[2] 国家电网公司.电力可靠性管理培训教材[M].中国电力出版社，2012.
[3] 吴文传.电力系统调度自动化[M].清华大学出版社， 2011.
[4] 刘健.配电网故障定位与供电恢复[M].中国电力出版社，2012.
[5] 段鑫.推行电力调度精益化管理的实践[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2011（12）：7-8.
关键词：配网调度;供电可靠性;现状;策略
0 前言
配网系统作为电力系统的重要组成部分，其调度水平直接影响到供电运行平稳程度，所以，为了提高配网系统的运行效率，就必须提高其调度水平，只有这样才能优化供电，提高供电服务水平，从而带动整个配网系统的高效运转，创造理想的经济效益与社会效益。
1 配网调度管理现状分析
1.1缺少停电管控计划措施
目前，配网系统管理普遍存在年度计划报告不及时、质量低下等问题，月度计划未能有效执行，临时检修不断出现，从而影响供电的安全、可靠，调度检修未能统一执行申请单，单据填报不规范等，从而造成调度无法被及时地批复，各类调度未能按照规定的时间节点来执行，调度的运行效率较低等，电网风险管控中没有参照预警的规定时间来反馈问题，从而使得配网检修不能及时地展开，停电检修中也出现了多种风险与危机。
1.2 故障区检修方式落后
配网停电检修无法达到预期的安全水平与效率，综合停电管理线条中也出现了资源浪费问题，偏离了精益化管理的目标。同时，配网整体的网架结构也相对薄弱，架空线路较多，其中还存在大量的裸露导线，整个城区无法全面地覆盖电缆。
1.3 非故障区恢复供电自动化水平低
配网系统的自动化水平也相对低下，调控一体化背景下，10kV线路无法达到对变电站中断路器的远距离遥控，线路柱上分段开关也主要以人工操作模式为主，无法配网运行的高要求，监控设备不能及时地获取信息数据，保护配置也相对低下，多数馈线变电站中选择3段式电流，线路柱上开关也未能安装完备的保护，这无疑增大了故障的查询范围，使得故障处理难度也加大，故障的检修与处理需要经历若干程序，增加了故障处理的挑战性。
2 提高地区配网调度供电可靠性的策略
2.1 提前制定停电管理对策
设定年、月停电管理计划，强化停电前期的监督、检查与管理，制定年度停电计划，并要求其上报，严格控制反复停电现象，采用月度停电计划准入制度，但是，要对其准入进行严格把关，加强非计划检修的审批、審核与监督，任何设备的检修都需履行申请流程，以此确保检修工作质量。
基于检修申请单，加强停电检修的整个流程的优化，其中重点明确申请单的填报方法，检修申请单的数目限值以及时间限制。
基于调度操作，实施计划性管理，加强系统停电、复电的操作监督与监管，全面优化调度操作的时效性，形成统一的月度操作计划上报模式，延伸停电、复电的操作时间，做好操作信息的及时上报。同时，也要做好电网风险的监督与管控，从根源上控制电网运行的风险与隐患。
在以上各项措施的基础上还要强化综合停电管理的考核评价，以此来推动并实现综合停电的统一化管理。
2.2 优化故障停电的管控
第一，以故障指示器准确定位故障。此方法的优势为：指示器的警示信号能及时传输至故障所处区位，从而切断故障区，维持其他区域的正常供电，从而缩短停电时间，缩小停电范围，其不足之处在于：需要配置多个故障指示器，增加了成本，为了解决这一问题，关键是要加快故障指示器的更新换代，选择离线架空线路故障定位指示器。
第二，强送定位故障。如果系统未能呈现出非正常信号，可以借助自动化系统来进行故障监控，检测对象为：故障指示仪，系统页面等，要在特定时段内来试探性地对线路送电，以此来评价线路有无故障发生，从而控制线路停电的威胁。
第三，用户信息故障定位。如果线路无法实施强制性送电，则可以通过配网抢修指挥中心来接收来自于用户的故障信号，这一过程中需要配网调度与抢修中心的紧密配合，向负责人发出通报及时切断、隔离故障，再次回归主干线的电力供应。
第四，测量故障距离定位。依托于测距原理来对应算得故障的实际距离，采用10kV线路测距的方法来定位故障所处区域，以此来形成故障定位技术，其组织实施的原理为：首先集中与主干线相关的一切参数、数据，总结不同变电站母线分别在最大运行方式、最小运行模式下的短路电流，以及线路开关跳闸模式下的短路电流，将这两大类型的短路电流做差，得到一个电流差值，并将其换算成阻抗，得到距离值，从而准确地定位故障点。
第五，遥控分合柱上开关定位。因为配网系统的自动化程度相对有限，为了有效控制配网故障的出现和发生，就必须提升配网系统的自动化水平，可以对10kV线路分段开关采用遥控操作模式，从而及时、有效地定位故障所处位置，从而提高故障处理效率，以此来控制现场操作的风险与隐患，进而缩小故障停电影响范围。
2.3 非故障区供电恢复法
故障隔离期间，当变压器陷入故障或者其他问题时，也不妨选择配网自动化技术来隔离故障，也就是锁定变压器高压端，通过自动地更新、调换跌落式熔断器来隔离变压器，从而降低绝缘水平，控制短路等问题的出现。通过隔离故障，对于10kV联络系统，实际的故障检修与寻找中则要实施停电处理，对于无需检修的线路，则可以尝试合环转电、间接转电等方法来快速回归系统供电。
其中普通的10kV联络线路，间接转电过程中，转供电模式依然保持不变，如果是合环转电，当遇到复杂的运行模式时，则可以切换、调节定值区，这一操作过程中要求专业的人员亲临变电站内部，进行人工地切换与调节。如果实施不停点故障处理模式，当柱上开关发生故障，不妨选择旁路带电作业法，站内的线路重合闸应选择远方投退重合闸软压板的方式来达到目的，这样则有效地控制了人力、财力等的投入，能够达到精益化管理的目标。
2.4 加强配网调度的精益化管理
通过强化配网调度的精益化管理不仅能提高管理效率，还能提高管理工作水平，具体可以从以下方面做起：
第一，强化7S管理。所谓的7S管理就是采用项目的现场改善、科学化建议两大方法来开展常规的管理工作，具体则从整理、整顿、清扫等七大方面入手来强化管理，加强对配网现场的一切人、设备以及材料等集中改造与优化改良，以此来打造出高水平、规范有序的现场。
第二，采用精益化的方法。应围绕配网系统的停电事故来实施流程化管理与规范化约束，具体可以借助DMAIC法，DFSS法等来实现对配网系统的精益化管理，从而达到业务流程的有序规划以及整个配网系统的规范化管理。其中关键是要加强业务之间的协作交流，控制配网管理中的问题和不足，也要引进全新的要素，也要优化配网业务的积极创新，强化其突破性改造，从而实现配网系统的精益化运行。
3 结语
配网系统作为供电系统和用户联系最为直接、关联最为紧密的系统，系统本身布点较多、线路较长、涉及面较广，所面临的工作环境也较差，其运行质量、安全水平等都关系到整个电力系统的发展与效益，为了提高系统运行的可靠性，就必须加大配网调度管理，提高配网供电可靠性，控制不良故障的出现和发生，只有这样才能提高配网系统的运行水平。
参考文献：
[1] 刘健.现代配电自动化系统[M].中国水利水电出版社，2013.
[2] 国家电网公司.电力可靠性管理培训教材[M].中国电力出版社，2012.
[3] 吴文传.电力系统调度自动化[M].清华大学出版社， 2011.
[4] 刘健.配电网故障定位与供电恢复[M].中国电力出版社，2012.
[5] 段鑫.推行电力调度精益化管理的实践[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2011（12）：7-8.