一、主要做法
一是以停电时户数为抓手，压降计划停电
停电计划执行前组织带电作业可行性论证，对无法带电开展的工作，依托电能质量在线监测系统线路分段，辅助开展停电计划合理性分析，确定停电计划最优方案，明确最小停电范围。根据作业内容核定总工作量（人·小时），科学合理确定停电时长。停电计划执行后根据集成数据情况，开展计划执行偏差分析，优化停电方案，动态管控。
二是分层级开展分析，定位关键问题
抓电网基础，从网架结构、变电站供电范围、设备健康状况等方面深入开展区域中压配网梳理诊断，针对存在的突出问题统筹研究制定规划解决方案，确定项目储备建设时序。针对由于网架结构问题导致故障后无法转供的线路，开展网架结构优化，针对单线单变变电站，完成《单线单变专题分析报告》的编制。抓问题线路，排查梳理供电可靠率偏低线路，开展专题分析，针对性开展配网局部绝缘化治理、线路通道治理等措施。
二、工作成效
通过强化分析全过程管控。威海公司供电可靠性管理水平不断提升，城农网供电可靠率保持全省第一。市县域电网协调发展，电网投资效益持续提高。
一是计划停电平均时长显著缩短
通过计划停电管控，2017年度威海公司用户平均计划停电次数0.039次/户，较管控前下降0.008次/户。全年完成带电作业8172次，“零点检修”76次，增供电量1667万千瓦时。通过停电计划工作量核算和标准化作业实施，威海公司计划停电平均停电时长显著缩短，计划停电平均时长由7.68小时缩短至6.85h，月度计划停电时户数偏差降至8.5%以下，停电计划管控日趋精细。2017年全年未出现停电时户数大于1000的较大范围影响供电可靠性事件。
二是用户故障平均停电时间显著减少
通过定位抢修时长过长问题区域，开展针对性治理，实现了配网调控、抢修指挥、配电抢修一体化，迅速判别故障范围，快速定位故障点，合理安排抢修资源，有效降低配网故障停电时间，实现抢修半径不超过5公里、平均到达现场时间不超过15分钟。可靠率偏低问题线路得到有效治理，线路供电可靠率整体提升。2017年度威海公司用户故障平均停电时间显著减少，全年累计完成2.863h，同比下降19%。故障停电平均持续时间由4.6h下降至3.42h。
