2026年供电可靠性提升情况汇报

2026年供电可靠性提升情况汇报供电可靠性是衡量电网运行质量的核心指标，直接关系用户用电体验、区域营商环境和电网企业精益管理水平。2026年是“十四五”规划收官后的开局之年，也是推进新型电力系统建设、落实大规模设备更新改造政策的关键一年。本汇报围绕年度可靠性指标完成情况、重点治理工程、管理机制创新、存在问题及下一步安排五个方面展开，全面总结2026年供电可靠性提升工作的成效与不足，为“十五五”可靠性规划编制和2027年工作部署提供决策依据。一、年度可靠性关键指标完成情况2026年公司经营区域内供电可靠性各项指标总体达到年度目标值，城市电网和农村电网指标差距进一步缩小，但仍存在局部区域指标波动、故障复电时长偏长等薄弱环节。1.1核心指标完成情况全年用户平均停电时间（AIHC-1）完成2.63小时/户，同比下降0.41小时，降幅13.5%，完成年度目标值（≤2.80小时）；供电可靠率（RS-1）完成99.970%，同比提升0.005个百分点。其中：•城市电网（市中心区+市区）用户平均停电时间0.87小时/户，可靠率99.990%，同比提升0.003个百分点•农村电网用户平均停电时间4.12小时/户，可靠率99.953%，同比提升0.008个百分点•用户平均停电次数（AITC-1）2.15次/户，同比减少0.32次，其中故障停电次数占比62.8%，计划停电占比37.2%1.2指标结构分析按停电性质拆分，全年故障停电时间合计约92.6万时户数，计划停电时间约54.8万时户数。故障停电中，配电网设备故障（含电缆、架空线路、变压器、开关类设备）占比71.3%，外部因素（用户影响、施工外破、树木、异物短路、小动物等）占比28.7%。按停电原因归类统计：停电原因类别占比（按停电时户数）同比变化主要原因简述雷击及自然灾害18.6%下降4.2个百分点安装线路避雷器3.2万组，雷击跳闸率下降31%设备老化故障22.4%下降2.8个百分点更换运行超25年高损耗配变1.1万台施工外破14.5%下降1.9个百分点推广管线保护协议，外破事件同比减少42起鸟害/异物/树障16.2%下降3.1个百分点清理树障4.5万处，安装驱鸟器1.8万只用户内部故障影响11.8%上升1.2个百分点用户产权设备缺乏维护，需加强用电检查计划停电（含检修、工程配合）16.5%下降0.6个百分点推行不停电作业，计划停电占比持续压缩1.3对标分析与区域同规模电网企业对标：我公司用户平均停电时间较区域平均水平（估算约3.2小时/户）低约18%；但城市核心区带电作业化率（86.5%）仍低于先进水平（约92%），高压配网线路联络率（78.4%）处于中游，仍有提升空间。可靠性管理从“指标改善”向“精益化、数字化、全流程管控”转型的任务依然紧迫。数据口径说明：以上指标均按国家能源局《供电系统用户供电可靠性评价规程》及公司年度统计口径计算，涉及同比数据均与2025年同口径对比。未经审计部门最终核定。二、可靠性提升组织体系与目标管理2.1三级组织体系2026年公司建立了“领导小组—工作专班—基层执行单元”三级可靠性管理组织体系：•领导小组：由公司分管生产副总经理任组长，运检部、调度中心、营销部、安监部、物资部主要负责人为成员，每季度召开1次专题会议，听取指标分析报告，协调解决跨部门问题，会议纪要48小时内下发并跟踪落实。•工作专班：设在运检部，由运检部副主任任专班负责人，成员包括配网运行、检修计划、不停电作业、可靠性统计四个专业组，共12人。专班负责月度指标监控、停电计划统筹、故障分析督办和专项治理推进。•基层执行单元：以县（区）供电公司为单位划分可靠性管理责任区，各运检班组、供电所、配电抢修驻点为具体执行单元，负责停送电操作、巡视消缺、故障抢修和用户侧隐患告知。2.2目标分解与考核年初印发《2026年供电可靠性目标分解方案》，将年度AIHC-1目标分解至各县级供电公司，结合各区县电网结构、设备状况、历史指标水平差异化设定目标值，避免“一刀切”：单位类别2026年AIHC-1目标（小时/户）2025年实际降幅要求考核权重A类（中心城区为主）≤1.201.53≥21.6%25%B类（城乡结合）≤2.603.05≥14.8%25%C类（县域为主）≤4.505.18≥13.1%25%D类（偏远山区）≤6.807.62≥10.8%25%考核实行月度通报、季度评价、年度兑现。月度通报排名后三位的单位，由运检部约谈分管领导；连续两个季度未完成任务进度的，启动专项督导，由领导小组派员驻点帮扶。全年兑现奖励绩效约480万元，对3家未完成半年目标的单位执行了绩效扣减。2.3月度例会与督办机制每月5日前，工作专班编制上月《可靠性指标分析月报》，内容包括：指标完成情况、停电事件清单、超时停电事件专项分析、重复停电线路预警、下月停电计划平衡意见。月报经分管领导审签后在月度例会上通报。建立停电事件“红黄蓝”三级督办机制：•蓝色事件（单次停电时户数<500或停电时长<4小时）：由县公司自行分析，在周报中简要说明•黄色事件（单次停电时户数500~2000或停电时长4~8小时）：县公司3日内提交专项分析报告，运检部专责审核•红色事件（单次停电时户数>2000或停电时长>8小时，含重要用户停电）：运检部当日组织联合分析，48小时内形成报告报领导小组，同步提出整改措施并跟踪闭环全年累计督办黄色事件64起、红色事件9起，全部在15个工作日内完成整改措施闭环。三、电网结构优化与设备改造3.1配电网架结构优化——以“联络率、转供率、绝缘化率”为核心网架结构是可靠性的物理基础。2026年在电网规划层面将可靠性指标纳入配网规划目标约束，所有新建、改造项目从可研阶段即开展可靠性预评估，测算项目投运后对区域AIHC-1的预期改善量。全年完成以下重点工程：•新建及改造10千伏线路472公里，其中电缆化改造86公里。架空线路主要采用JKLGYJ-240/30绝缘导线，电缆采用YJV22-8.7/15-3×400交联聚乙烯电力电缆。•增设线路分段开关312台、联络开关86台。重点对27条单辐射长线路（平均主干长度超过15公里）实施分段+联络改造，线路平均分段数由2.1段提升至3.4段，故障隔离范围缩小约35%。•线路联络率由73.1%提升至78.4%，其中城市核心区联络率达到93.2%。新增联络点全部实现“可遥控、可转供、可遥测”，转供操作时间由平均42分钟缩短至18分钟。•老旧设备更换：更换运行超过25年的高损耗配变11320台，更换ZW32型老旧柱上开关684台，更换运行超20年高压开关柜286面。更换后的配变全部选用S13及以上能效等级，空载损耗较S9型下降约30%。•电缆通道隐患治理：对27条重要电缆通道开展防火槽盒加装、中间接头更换和接地环流监测装置安装，全年更换电缆中间接头326个，杜绝了接头爆炸引发的多回电缆同时故障。3.2继电保护与自动化配置提升继电保护正确动作是隔离故障、缩小停电范围的第一道防线。•全年完成线路保护定值校核4126套，发现并纠正定值不合理问题37处。重点解决了部分老旧线路保护配合时限过紧导致越级跳闸的问题。按照“上下级保护时限级差0.3秒”的整定原则，对重载线路重新核算分支线路与主线的配合关系。•配电自动化终端（FTU/DTU）新增862台，累计覆盖率达68.5%，城市核心区覆盖率达100%。馈线自动化（FA）投入率由58%提升至73%。投入FA的线路，故障隔离时间由人工处理的平均32分钟缩短至自动隔离的47秒，非故障区段恢复供电时间由小时级缩短至分钟级。•推进变电站备自投装置的全面核查，全年完成38座变电站备自投传动试验，发现并消除缺陷9项。对单线单变变电站，结合年度技改项目优先安排第二电源建设，年内解决了4座变电站单电源供电问题。3.3线路防雷与绝缘化改造——“雷击跳闸专项整治”雷击是架空线路故障的首要自然因素。全年安排防雷专项资金2850万元，重点措施包括：•在多雷区（年均雷暴日≥40天的区域）的10千伏架空线路上安装线路避雷器3.2万组，安装密度由平均每公里1.2组提升至2.5组。避雷器选用带脱离器的氧化锌避雷器，避免避雷器故障后造成永久性接地。•对跨越林区、水库、山坡口的35处易雷击杆塔段实施架空地线架设或耦合地线改造。•对城市建成区裸导线线路实施绝缘化改造126公里，同步更换绝缘子8750片，采用防污型玻璃绝缘子。绝缘化改造后，树障、异物短路类故障率下降约60%。•对重点线路杆塔接地电阻进行普测，整改不合格接地装置964处，确保杆塔接地电阻≤10Ω（土壤电阻率高的区域≤30Ω）。3.4抗冰防风与通道隐患治理•对山区线路、微地形微气象区线路开展差异化设计改造，完成35条线路防风加固、21条线路防冰改造。防冰改造线路采用抗冰加强型导线（铝包钢芯铝绞线），设计覆冰厚度由10毫米提升至20毫米。•全年清理线路保护区内树障4.5万处，其中危及线路安全运行的高风险树障1.2万处。树障清理实行“一患一档”销号管理，同步建立树障隐患月度排查机制。•排查治理外部隐患点2786处，包括彩钢瓦房、塑料大棚、广告牌、施工工地等易被大风吹起危及线路的物体，对其中无法拆除的采取加固或加装绝缘护套措施。•在鸟害频发区段安装驱鸟器1.8万只、防鸟挡板8600块，对鸟害跳闸率高的线路区段实行“挂图作战”，逐线整治销号。四、停电计划管理与不停电作业推广4.1停电计划“六统筹”管理计划停电虽然可预期，但仍是用户停电时间的重要组成部分。2026年推行停电计划“六统筹”管理，即统筹电网检修、基建工程、用户工程、市政迁改、技改大修、自动化调试六类停电需求，实行“一停多用、综合检修”。具体做法：•年度统筹：每年9月启动下一年度停电计划编制，各专业提报停电需求，运检部牵头平衡校核，对同一线路、同一供电区域的不同停电需求合并安排，形成年度综合停电计划。•月度平衡：每月20日前召开下月停电计划平衡会，对临时增加的停电需求严格审批——除电网故障紧急处理和危及人身设备安全的缺陷外，原则上不受理临时停电申请。•停电时户数预算管理：将年度停电时户数预算分解至各专业、各单位，按月统计消耗进度。全年计划停电时户数预算为62万时户数，实际消耗54.8万，压减11.6%。通过六统筹管理，全年减少重复停电线路86条次，用户年重复停电比例由3.2%降至1.9%。对同一供电区域连续停电超过2次的，在月度例会上专项分析原因并启动问责。4.2不停电作业体系建设不停电作业是压缩计划停电时间的根本出路。2026年公司加大带电作业资源投入，扩编带电作业班组由11个增加至16个，新增绝缘斗臂车8辆、旁路作业车2辆，作业人员经培训持证上岗（持证率100%），全年完成不停电作业18640次，同比增长23.6%。按作业类型分：作业类型完成次数同比增幅减少停电时户数（万）绝缘杆作业法5230+8.2%4.1绝缘平台/斗臂车作业法8610+31.5%11.3旁路作业法（含移动箱变）1860+45.3%9.8发电车保电（临时供电）2940+12.6%6.2合计18640+23.6%31.4关键做法：•带电作业与停电计划联动：检修计划编制时优先考虑带电作业替代方案。具备带电作业条件的项目，原则上不得安排停电。全年检修类计划停电中，带电作业替代率达58%。•市县一体化运作：地市公司带电作业中心统一管理全市带电作业资源，按区域派驻作业小组，建立“日计划、周调度、月评估”机制，降低长途转场时间。•复杂项目重点突破：在配网工程接入、柱上变压器更换、直线杆改耐张杆等复杂项目中推广旁路作业法和移动箱变作业法，全年完成复杂带电作业项目428次，实现了检修作业“负荷零损失”。4.3停电时户数预算管控所有计划停电（含临时停电）均纳入时户数预算管控：•各县级供电公司年初获得年度停电时户数预算额度，按月均衡使用。•单次计划停电在审批流程中同步标注预计停电时户数，超过500时户数的须经运检部分管副主任审批，超过2000时户数的须经分管生产副总经理审批。•全年压减不必要的计划停电186项，合并停电342项，减少停电时户数约19.6万时户数。五、配网故障快速复电与主动抢修5.1故障研判与主动抢修——从“用户报修”到“系统感知”故障抢修效率直接决定故障停电时长。2026年建成基于配电自动化、用电信息采集、故障指示器“三网融合”的配网故障研判平台。该平台实时接入配电自动化主站告警信息、10.2万只智能融合终端和126万只HPLC（高速电力线载波）智能电能表的上电/掉电事件，实现故障自动定位。工作流程：1.线路跳闸或接地告警触发后，平台在1~3分钟内完成故障区段研判，自动生成包含故障范围、可能原因（结合历史缺陷库）、影响用户数的研判报告。2.研判结果自动推送至对应抢修驻点PDA终端和属地供电所，同步发送短信告知受影响区域的重要用户（医院、学校、供水、通信基站等）。3.抢修人员出发的同时，营销系统自动向受影响用户推送停电信息（预计恢复时间），主动告知替代供电方案（如有）。通过主动抢修模式，故障平均定位时间由2025年的28分钟缩短至11分钟，故障平均复电时间（含抢修）由2.1小时缩短至1.5小时，下降28.6%。5.2抢修资源网格化布防按照“城区15分钟、农村45分钟”的抢修响应时限要求，重新优化抢修驻点布局：•全公司设置抢修驻点186个（城区驻点42个、乡镇驻点144个），每个驻点配置抢修人员不少于4人、抢修车辆不少于1台，配备常用抢修物资定额（见附件三）。•城区驻点服务半径不超过5公里，乡镇驻点服务半径不超过15公里。•迎峰度夏、防汛防台等关键时段，在预测重载区域提前部署临时抢修力量（移动箱变车、发电车、应急照明车），前置到风险区域驻守。2026年迎峰度夏期间，通过前置布防将平均复电时间额外压缩26分钟。全年抢修响应情况统计：指标目标值实际完成达标率城区到达现场时间≤15分钟11.2分钟（平均）94.3%农村到达现场时间≤45分钟38.6分钟（平均）92.1%故障平均复电时间≤1.5小时1.5小时100%重要用户停电通知到位率100%100%100%5.3重要用户与民生用户供电保障•全面梳理学校、医院、养老院、供水、供气、通信基站、广播电视等重要民生用户，建立重要用户台账1682户，逐户明确供电电源、备用电源、应急发电接口和联系人。台账每季度更新一次。•对其中362户双电源用户开展备用电源自动投切装置年度试验，发现并整改切换失败隐患23处，确保备用电源“用得上的时候能顶上”。•对单电源重要用户，结合年度项目安排推进第二电源建设，年内完成41户双电源改造；暂不具备改造条件的，签订应急发电车优先保电协议，明确接入点位置和接线方式。•中高考、重要会议、重大活动期间，累计投入保电人员4300人次、发电车186台次，实现重要保电时段零停电。5.4故障复盘与整改闭环——每个红黄事件都要“刨根问底”针对全年发生的9起红色事件、64起黄色事件，全部开展了“一案一分析”，分析报告必须包含以下六个要素：•故障发展全过程时间轴（精确到分钟）•保护动作及自动化装置动作情况评价•暴露出的设备、运维、管理、技术问题•同类型隐患的排查范围和方法（举一反三）•整改措施、责任部门和完成时限•是否需要修订相关制度或作业指导书以全年最典型的3起红色事件为例：•5月14日某城区电缆中间接头击穿事件：因电缆中间接头制作工艺不良，运行3年后在负荷高峰期间击穿，引起同沟3回电缆同时跳闸，造成1个商业综合体和2个居民小区停电4.5小时。整改措施：对该通道全部326个中间接头开展震荡波局放检测，对异常接头全部更换；修订电缆接头制作工艺验收标准，要求中间接头制作全程视频记录并留存备查；重新核定电缆通道载流量，留出20%裕度。•7月22日雷击引发连锁跳闸事件：某35千伏变电站10千伏母线遭受雷击，因母线上3条出线同时遭受感应过电压，且线路开关遮断容量不足导致开关柜内部弧光短路，造成母线失压，影响用户停电5.2小时。整改措施：对该站10千伏开关柜全面开展容性电流开断能力校核，完成6面老旧开关柜更换；加装母线避雷器；修订防雷改造优先级排序规则，将变电站10千伏母线纳入防雷改造重点。•11月3日市政施工外破事件：某道路改造工程施工单位未按协议约定擅自使用大型机械开挖，将10千伏电缆挖断，导致该路段沿线27户专变用户和4个小区停电3.8小时。整改措施：联合市政管理部门建立施工信息共享机制，提前获取开挖计划；对高风险施工点安排专人现场监护；推动市政府出台《电力设施保护区内施工安全管理规定》，明确施工前必须经供电企业书面确认交底。六、数字化手段赋能可靠性管理6.1配电自动化实用化提升针对部分配电自动化终端“装了不用、用了不准”的问题，开展专项整治：•全年完成终端在线率专项整治，FTU/DTU在线率由91.2%提升至98.6%，FA正确动作率由86%提升至94.2%。•对遥控操作实行“月统计、季分析”，全年遥控操作1150次，遥控成功率96.8%；对遥控失败的47次操作逐项分析原因，完善防误闭锁逻辑28处。•完成配电自动化主站系统升级，故障研判准确率由82%提升至92%。6.2可靠性统计自动化•升级可靠性统计系统，实现停电事件自动采集与人工填报“双轨并行、自动比对”。从调度OMS系统、配电自动化主站、营销95598工单系统自动抓取停电信息，与可靠性系统填报数据智能比对，偏差超过5%自动预警。•全年可靠性数据准确率由96.4%提升至99.2%，彻底杜绝了漏报、迟报、瞒报现象。数据质量检查纳入月度通报，全年下发数据质量问题通报9期，纠正问题数据286条。•95598工单停电信息与可靠性系统联动，用户报修工单自动关联对应停电事件，实时更新预计恢复时间，减少重复报修工单约22%。6.3停电影响分析与辅助决策基于配电网GIS拓扑和用户档案数据，建立了停电影响自动分析模块。每次停电事件发生后，系统自动生成停电影响范围图、涉及用户清单（按重要程度分类）、预计损失时户数，并自动比对同线路历史停电记录，提示重复停电风险。该模块在2026年全年辅助编制停电方案1860份，有效降低了重复停电和超范围停电。七、用户侧可靠性与需求侧协同7.1用户产权设备隐患治理用户产权的配电设备故障引发越级跳闸、影响其他用户的事件全年发生83起，占总故障次数的7.6%，是外部因素中占比最高的类别。为此：•联合属地政府部门开展用户用电安全专项检查，全年检查专变用户4210户、重要用户全覆盖。重点检查用户配电室设备运行状况、保护定值整定、预防性试验执行情况、应急自备电源配置情况。•对发现隐患的用户，下达《用电安全隐患整改通知书》，明确整改要求和期限。全年下达通知书647份，完成整改销号521份，整改率80.5%。对逾期未整改且危及公共电网安全的26户用户，依法依规采取中止供电措施（提前7天送达停电通知书），整改验收合格后恢复送电。•对10千伏专变用户开展继电保护定值专项校核1260户，纠正保护定值不合理、保护退出运行等问题341处——用户进线保护定值不当是用户故障越级跳闸的最主要原因，定值校核后用户故障越级跳闸次数下降了52%。7.2低压用户供电质量提升•全年新增及改造低压台区2146个，更换接户线3680公里，解决低电压用户1.86万户。•对12398、95598投诉中涉及电压质量的工单实行“接单即办”，全年处理电压质量问题工单486件，平均处理时长4.2天，同比缩短1.8天。•建立台区智能监测体系，在1.2万个台区安装智能融合终端，实现台区电压、电流、负载率的实时监测。对电压偏低台区自动预警，把问题解决在用户投诉之前。全年通过主动监测发现并解决低电压台区386个。7.3需求侧协同与有序用电迎峰度夏期间（7~8月），全网最大负荷达到1860万千瓦，同比增长8.4%。通过需求响应机制，累计邀约用户582户，实际响应负荷48.6万千瓦，响应率达到91.2%。需求响应的实施避免了因负荷高峰导致的设备过载停运和拉闸限电，保障了电网安全稳定运行，全年未发生因电源性缺电导致的拉闸限电。八、存在的问题与薄弱环节在肯定成绩的同时，必须清醒看到当前可靠性工作仍存在以下突出问题和薄弱环节：8.1电网结构方面•单线单变变电站仍有9座，主要分布在偏远县域。这些变电站一旦主变或进线故障，将造成全站停电，直接影响区域供电可靠性。按“十四五”规划应于2025年前全部解决，因投资计划调整和征地问题，仍有滞后。计划2027年底前通过扩建第二台主变或新增第二回进线全部解决。•农村线路联络率仅68.2%，仍有312条10千伏单辐射线路。部分线路供电半径超过20公里，末端电压质量无法保障，故障时无法转供。这需要通过农网巩固提升工程分年度逐步解决。•部分电缆通道满仓运行，新增电缆敷设空间不足，运行中的电缆散热条件差，载流量受限，存在过载隐患。需与市政部门协调新建综合管廊或对老旧通道实施改造扩容。8.2设备质量与运维方面•运行超过20年的老旧开关柜仍有1862面，部分型号（如GG-1A型）为上世纪产品，开断能力不足、五防功能不完善，存在安全隐患，计划用3年时间全部更换完毕。•电缆线路振荡波局放检测覆盖率仅52%，对电缆本体和接头缺陷的主动发现能力不足。2027年将检测覆盖率提升至80%以上，重点覆盖重载电缆和重要通道。•配电自动化终端在线率虽已达98.6%，但FA策略单一，对多分支、多联络的复杂网架适应性不足，部分区段FA动作后仍需要人工干预。2027年将针对复杂网架完善自适应FA策略。8.3管理方面•个别县公司对可靠性指标重视程度不够，存在“重抢修、轻预防”的倾向。全年有7个县公司因故障重复发生（同一线路或同一设备类型故障≥2次）被通报，但整改深度不足，同类问题反复出现。需在2027年强化故障复盘质量和整改刚性。•可靠性统计人员流动较大，部分县公司统计员由运维人员兼任，对统计口径的理解和执行存在偏差。2026年虽组织了2次集中培训，但基层数据填报质量仍有提升空间。2027年将建立可靠性统计持证上岗制度。•综合检修“一停多用”执行不平衡，个别单位停电计划编制粗放，临时停电比例仍达到18%，高于15%的控制目标。需进一步收紧临时停电审批权限。8.4外部环境方面•市政施工外破事件虽然同比下降，但全年仍发生63起，占总故障次数的5.8%，是外部因素中第一大类别。随着城市基础设施建设持续加速，外破防控压力将持续存在。需要进一步深化与住建、市政、交通等部门的联动机制，推动将电力设施保护纳入施工许可前置条件。•树障清理受林业、园林政策限制，部分区域树线矛盾突出。尤其是风景名胜区、水源保护区等区域，树木修剪需履行审批程序，周期长、协调难度大。需要由地方政府牵头建立树线矛盾联合处置机制。九、2027年工作思路与重点任务9.1总体目标2027年供电可靠性目标初步确定为：•用户平均停电时间（AIHC-1）：≤2.20小时/户，较2026年再降16%•供电可靠率（RS-1）：≥99.975%•城市电网用户平均停电时间：≤0.70小时/户•农村电网用户平均停电时间：≤3.50小时/户•不停电作业化率（计划工作）：≥65%•配电自动化FA正确动作率：≥96%•重复停电用户比例：≤1.2%9.2重点任务序号重点任务主要内容责任部门完成时限1单线单变变电站治理完成5座变电站第二电源建设发展部、运检部2027年12月2老旧设备“清零”行动更换老旧开关柜620面、高损耗配变8000台老旧配变运检部、物资部2027年12月3配电自动化深化应用FA覆盖线路占比提升至80%，自适应FA试点运检部、调度中心2027年10月4电缆状态检测全覆盖振荡波局放检测覆盖率提升至80%运检部2027年11月5农村网架补强新建联络线路68条，线路联络率提升至75%发展部、运检部2027年12月6用户侧隐患“清零”重要用户隐患整改率100%，专变定值校核覆盖率100%营销部2027年10月7可靠性数据质量提升数据准确率≥99.5%，统计持证上岗运检部2027年6月8不停电作业能力再提升增加带电作业班组4个，作业次数突破2.2万次运检部2027年12月9.3保障措施•投资保障：2027年计划安排配网可靠性提升专项投资6.2亿元，其中老旧设备改造2.4亿元、网架结构优化1.8亿元、配电自动化0.9亿元、电缆状态检测0.4亿元、不停电作业装备0.7亿元。投资计划向可靠性贡献度高的项目倾斜，建立项目储备库与可靠性问题的映射关系，确保“好钢用在刀刃上”。•人员保障：扩大不停电作业人员规模至186人，新增配电自动化运维人员15人。建立可靠性管理、配电自动化、带电作业三个专业的岗位胜任能力认证体系。•机制保障：持续完善“领导小组—工作专班—基层执行单元”三级管控体系，深化停电计划六统筹和时户数预算管控，将可靠性指标与干部考核、评优评先、绩效分配深度挂钩。建立可靠性提升“红黑榜”，每月公示各单位指标完成情况和整改进度。•政企协同：推动县政府将电力可靠性纳入营商环境评价体系，联合住建、市政、公安、林业、园林等部门建立电力设施保护联席会议制度，每季度召开1次联席会议，协调解决树线矛盾、施工外破、线路廊道等外部难题。十、结语2026年供电可靠性提升工作在公司上下共同努力下取得了阶段性成效，用户平均停电时间、供电可靠率等关键指标均完成年度目标。但对照先进水平和人民群众日益增长的美好生活用电需要，我们的工作仍有不小差距。2027年，公司将坚持“人民电业为人民”的企业宗旨，以“不停电就是最好的服务”为理念，持续深化可靠性提升三年行动计划，全面建设结构坚强、运行灵活、智能高效的现代智慧配电网，为地方经济社会高质量发展提供更加可靠、更加优质的电力保障。附件一：2026年可靠性指标月度完成情况表月份AIHC-1当月（小时/户）AIHC-1累计（小时/户）RS-1当月（%）故障停电次数计划停电次数备注1月0.080.0899.9894123迎峰度冬2月0.050.1399.9932812春节保供电3月0.110.2499.9855231春季检修4月0.160.4099.9786745春季检修5月0.190.5999.9748338雷雨季节开始6月0.220.8199.9709142迎峰度夏准备7月0.351.1699.95313828迎峰度夏高峰8月0.411.5799.94515622台风影响9月0.281.8599.96210435秋检开始10月0.192.0499.9747240国庆保供电11月0.332.3799.9559656配网工程集中投产12月0.262.6399.9707861迎峰度冬全年2.632.6399.9701006433—附件二：县级供电公司年度指标完成情况排名排名单位名称AIHC-1（小时/户）目标值（小时/户）完成情况备注1A区供电公司0.821.20超目标完成城市核心区2B区供电公司1.151.20完成—3C区供电公司1.682.60超目标完成—4D县供电公司3.424.50超目标完成—5E县供电公司4.154.50完成—6F县供电公司4.784.50未完成雷击故障偏多7G县供电公司5.866.80完成—8H县供电公司6.436.80完成—9I县供电公司7.186.80未完成线路老化严重附件三：抢修驻点物资定额配置标准（节选）物资类别物资名称规格型号城区驻点定额乡镇驻点定额线路材料10kV绝缘导线JKLGYJ-240/30500米300米线路材料10kV钢芯铝绞线LGJ-240/30500米500米线路材料低压电缆YJV-0.6/1kV4×240200米100米金具悬式绝缘子FXBW4-10/7030只20只金具耐张线夹NLD-420套15套设备柱上断路器ZW32-12/T630-202台1台设备跌落式熔断器RW12-15/2006只4只设备避雷器HY5WS-17/5012只9只线缆附件电缆中间接头10kV3×400冷缩2套1套线缆附件电缆终端头10kV3×400冷缩4套2套照明应急照明灯LED便携式2台1台安全工器具验电器10kV2支2支安全工器具接地线10kV25mm²×3+12组2组附件四：2026年红色事件清单与整改闭环情况序号发生日期事件简述停电时户数（万）事件等级整改措施完成情况15月14日某城区电缆通道中间接头击穿，3回电缆同沟故障3.8红色已完成（更换接头、修订工艺标准、通道载流量复核）26月23日某35kV变电站10kV母线故障全站失压2.6红色已完成（开关柜更换、母