浅谈如何提升10kV配电线路供电可靠性

2018-11-08林建华

海外文摘·艺术 2018年13期

林建华

（广东电网有限责任公司肇庆封开供电局，广东肇庆 526500）

随着我国国民经济的迅速发展，大量的电气设备被广泛应用，用电户对电力的依赖越来越强，对供电企业的供电可靠性及供电质量提出更高的要求。配网供电可靠性是配网可靠供电的指标，直接反映了一个供电企业的电网状况、管理水平。本文分析了10kV配电线路的易发故障和影响线路可靠性的因素，提出了网架结构规划、配电线路的维护及检修措施，以提高10kV配电线路供电的可靠性。

1 10kV配电线路常见故障和影响可靠性的因素

1.1 10kV配电线路常见故障原因

10kV线路的常见故障原因有：自然灾害、外力破坏。属于自然灾害的故障有雷击、台风、洪涝、其它；属于外力破坏的故障有施工作业、非施工碰撞、被盗、树木影响、小动物等。结合本单位近年来故障类型，自然灾害中雷击为主要危害，外力破坏中树木影响为主要危害。本文就重点对这两类故障展开分析。

1.1.1 雷击故障中多数表现为单相接地、相间短路、断线等永久性故障

雷击造成单相接地的主要原因：（1）雷击造成单相接地，电气设备遭到雷击会出现单相击穿，造成带电设备绝缘损坏形成单相接地；（2）雷击造成线路断线，带电导线跌落地面与大地接触引起单相接地。

雷击造成相间短路的主要原因：（1）同一线路同一地点运行设备遭受雷击，不同相之间绝缘损坏，经由固定导线的横担、金具、电杆等导体间接接触或直接接触引起相间短路；（2）同一线路不同地点运行设备遭受雷击，不同相之间绝缘损坏，出现至少2处或以上落地点，经由固定导线的横担、金具、电杆、大地等导体间接接触引起相间短路。

1.1.2 外力破坏故障中多数表现为单相接地、相间短路、断线、倒杆等永久性故障

外力破坏造成单相接地的主要原因：（1）线路通道附近种植有高杆植物，如高大的竹子和桉树等，如修剪不及时或遭遇大风等极端天气，不满足安全距离的树枝与带电导线碰触引起单相接地；（2）大风天气刮起的广告牌、宣传横幅等异物搭接在带电导体上，潮湿的异物接触横担、金具、电杆等引起线路接地；（3）线路经过在建的建筑物附近，施工人员随意抛掷建筑废料如小铁线等导体，挂在导线上，在大风天气异物挂在导线上随风向移动至固定导线的金具附近，接触横担、电杆等导体引起单相接地。

外力破坏造成相间短路的主要原因：（1）同一地点线路通道附近种植有高杆植物，不满足安全距离的树枝压在至少2相带电导线上，引起不同相之间相间短路并接地；（2）同一线路不同地点线路通道附近种植有高杆植物，不满足安全距离的树枝碰触不同相带电导线，经过大地回路，引起不同相之间接地并相间短路；（3）架空线路弧垂过大、导线松弛和导线间距偏小，当导线大幅度摆动发生碰线或击穿空气放电造成相间短路；（4）大风天气刮起的广告牌、宣传横幅等异物搭接在带电导体上，潮湿的异物接触不同相之间，引起相间短路。

1.2 10kV配电线路影响可靠性的因素

供电可靠性指标的高低直接影响供电企业对用电户持续供应电力的能力，影响10kV线路供电可靠性的主要因素有：预安排停电、设备原因、自然灾害和运行管理因素。

1.2.1 预安排停电

预安排停电指由于线路改造、新建或检修而有组织、有计划的停电。预安排停电主要是为了配合配网计划施工、用户工程、线路日常检修、市政建设等工程预先安排的计划性停电。预安排停电时间的长短直接影响着供电可靠性。

1.2.2 设备原因

10kV配电网的设备原因分为配电网络的结构原因和设备故障两方面。

（1）配电网络的结构原因。10kV配电网络的结构原因主要有：1）电源结构不合理，电源点结构不完善，电源点少。10kV配网供电半径过长，线路上所接变压器数量过多，运行不够灵活，停电检修或出现故障时造成线路大面积停电，影响用户太多。2）配电网络结构单一，主线三分段开关设置和线路环网率偏低，未能满足稳定运行需求。一方面反映在线路分段开关及支线开关设置不合理，不能满足故障处理快速定位及隔离故障点要求；另一方面反映在线路环网率建设滞后，未能满足电网及负荷发展趋势，在计划检修或故障停电时未能进行有效的负荷转供，缩小停电范围，导致在计划检修或设备出现故障时大面积停电。

（2）设备故障。常见的设备故障有：1）设备老化，设备超龄服役，运行时间过长使线路绝缘水平下降，未能定期进行更换和校验，或者设备受到污染形成污闪导致零序电压，使某些绝缘体被击穿形成接地故障。2）设备选型不对或不适应当地地理环境，如有的设备不适用高海拔地区使用，有的设备不适用于高温高湿环境使用。3）线路三相负荷分布不平衡，造成某相超负荷运行，设备负荷过重，引起网络中薄弱环节如开关接头或导线接驳处接触不良，过流能力不足形成过热甚至熔断等故障，最终出现缺相运行情况，造成供电不正常。

1.2.3 自然灾害因素

台风、雷电、洪水、冰雪等自然灾害会严重影响到10kV配电网的运行安全，如雷电击中配电网会使绝缘子爆裂引起接地或相间短路，或引起开关过流跳闸，严重的甚至引起配电变压器内部绝缘损坏烧毁。根据多年来运行数据分析，本单位辖区范围因属于山区丘陵地带，雷害较为严重，其中每年的4-8月份为雷害集中期，10kV线路跳闸故障大部分为雷击引起。而台风和洪水、冰雪危害程度更大，具有影响面积广、影响设备多、破坏力较强等特点，因本单位地处粤西北山区地带，该类型自然灾害发生几率较低，故本文不再深入探讨。

1.2.4 运行管理因素

设备运行管理不到位，监督手段缺失，或者运维人员配置不合理，也是导致相关配电线路故障发生的一个重要原因。设备管理上不到位，对线路维护和检修不当，将导致设备的隐患缺陷未能及时消除而升级发展，最终形成故障跳闸或设备损坏。监督手段欠缺就有可能无法发现缺陷而致使缺陷长期得不到处理而演变为故障，导致配电设备停运。

2 提升10kV配电线路供电可靠性的相关建议措施

要提高10kV配电线路供电的可靠性，需要从管理和技术两方面着手，重点要提升配网管理水平，对于如何提升10kV配电线路供电可靠性，本文提出以下建议措施：

2.1 合理安排停电计划及停电时间

2.1.1 编写年度停电计划

年末应全面梳理下一年度全年各类施工停电计划，精心谋划，将涉及同一停电范围内的计划尽可能安排在同一时间实施，避免同一设备重复停电。年度停电计划应在年中结合相关项目实施情况进行修编，提升年度停电计划的可行性和执行率。

2.1.2 合理修编月度停电计划

年度停电计划作为作为编写月度停电计划的依据，月度停电计划应在年度停电计划的基础上进行修编。在编写月度停电计划时，应充分考虑各施工任务所需时长、工作量、工作人员劳动强度，结合本单位运维操作人员操作所需时间、设备的地理环境、天气等因素，合理安排停电起始时间。

2.1.3 现场具备带电作业条件的设备，应优先考虑带电作业

所有施工项目必须优先考虑带电作业，如现场确实无法带电作业的，方可考虑列入停电计划实施。近年来带电作业技术逐渐成熟，目前带电作业的方式不只限于轮式带电作业车，还有更加便捷的履带式带电作业车、绝缘脚手架等带电作业方式。轮式带电作业车因无法到达山区大部分配电设备作业现场，虽然便利但具有一定的区域局限性；而履带式带电作业车、绝缘脚手架等带电作业方式更加灵活，可应用于大部分轮式车辆无法到达的场所，非常适合山区县区局开展带电作业任务。目前带电作业可应用于带电更换避雷器、带电修补导线、带电拆火、带电接火、带电更换刀闸等，推行带电作业意义非常巨大。推广带电工作应用，可以大幅度减少用户停电时间及影响范围，极大地提高供电可靠性。

2.2 提升设备管理水平

2.2.1 完善配电网络的结构

利用国家加大对农网改造力度的机会，打造安全、可靠、稳健电网。通过基建、技改、修理等各类项目对存在隐患、残旧、薄弱的电网进行改造，解决配电网络结构不合理问题。首先必须从规划入手，了解电网现状结构、运行状况，针对实际情况进行有深度、有目标的电网规划。并扭转规划思路，由问题导向转为目标导向，改变以往“头痛医头，脚痛医脚”被动的规划思路，重点完善电网架构，加快配电网的建设速度，促进环网结构改造。同时应根据设备实际情况考虑线路分段开关特别是自动化开关的设置，进一步提升配网自动化及智能水平，实现快速隔离故障，并实现远方控制操作，能在最短时间内恢复非故障区域用户的正常供电。从而在停电检修或故障停电时，有效减少影响用户数，缩小停电影响范围，并且在转供电时可以为更多用户提供持续的电力供应。如本单位2017年实施的基建项目21个，其中线路项目12个；修理项目4个，其中线路项目2个，大部分为改善网络结构的项目。项目实施后，本单位10kV公用线路将由目前的5回路增加至10回路，环网率、可转供率将由目前的40%增加至100%，大大提高了电压质量及供电可靠性。

2.2.2 选用成熟可靠的设备，提高设备运行稳定性

选用成熟可靠的设备，降低设备故障率，可有效提高设备运行稳定性。谨慎选用新型设备或新型材料，在新型设备或新型材料未经过运行验证是否可靠时，建议先小范围试点，且不应应用在重要负荷或接入用户数较多的配网主干线。对于不成熟的产品，在设备选型时应慎之又慎。

加强项目设计设备选型及采购环节安全质量管理，明确设备质量要求和性能指标，重要的设备要预留足够的安全裕度。优先选用成熟、可靠的设备，严防劣质设备中标，对不符合技术规定和质量要求的设备不予使用。

2.2.3 严把质量验收关，杜绝带缺陷的设备投入运行

做好电力设备的验收管理工作，确保设备安全稳定投入运行。运行单位应全程参与对所辖设备的改造项目的工程验收工作，严格按照相关验收规程对工程进行有深度的验收，严禁新设备带缺陷投入运行。

2.3 提升设备抵御自然灾害能力

2.3.1 提高线路抗雷击能力

采取如下措施可加强线路的防雷能力：（1）在雷电密集区域，杆塔绝缘子应全部更换为防雷绝缘子，并合理选择线路避雷器安装地点，安装防雷绝缘子，能有效防止雷击损坏绝缘子引起的接地及跳闸故障。（2）采用瓷横担提高线路的抗雷能力，能有效地减少线路的雷击几率。（3）对运行超过3年的避雷器应安排预试，对于不合格的进行更换；运行超过5年的，应通过年度计划逐步进行轮换改造。

2.3.2 促进新技术的应用

为提高供电的可靠性，对于新建设的线路和电源，采用可靠性较高的设备和采用新技术施工。（1）推行配网自动化，安装自动化断路器，有重合闸功能的应投入重合闸，可在设备遭受雷击过流跳闸后数秒钟（重合闸时间可调）内重新合闸送电。（2）在运行或新建的配电线路安装带通讯功能的故障指示器，在故障发生后能自动触发信号发送至定位系统，可以在最短的时间内定位故障点。

2.3.3 改善线路运行环境

近年来本单位辖区内配电线路通道附近不断有业主新种植速生桉树等高杆植物，严重威胁到线路运行的安全。对于新种植的高杆植物，可通过发放隐患整改通知书给业主要求移植或修剪、砍伐。对规程规定的线路通道范围内的树障，可以通过及时砍伐来控制。对于新建或改建的架空线路，树障黑点线段考虑采用15米水泥电杆进行架设，或采用绝缘导线，以防在投运后日常清障过程中及台风天气等极端情况下高杆植物碰触带电导线引起设备故障或人身危害。建议在绝缘导线段适当考虑安装线路避雷器，以满足防雷要求。

2.4 提升配网运行管理水平

（1）加强对配电网的管理，首先要做好运维人员的管理，要根据《配电网运行规程》的具体要求，制定详细的考核细则并加以实施，严格考核，以消除运维人员的懈怠思想；其次是明确设备责任人，签订责任书。做好设备运维工作，认真落实上级下达的各项工作任务，做到每项工作、每个设备有人负责，有人跟踪。做好对线路的巡查工作，定期检查电力设备和供电线路的运行状况，按时按质地做好线路的巡视维护工作。

（2）配网管理人员要严格执行行业规范，精细化开展日常设备管理，收集原始资料，通过分析原始资料找出配电网的运行缺陷和故障发生的规律，并根据设备运行状况及设备改造情况，定期开展设备风险评估，制定有效的防范措施。修编本单位降低10kV中压线路故障率方案，制定一线一方案，跟踪落实情况。

（3）对10kV配电线路采取预防措施，每月视运行状况修剪、清理线路通道两旁的树木，确保线路通道的水平安全距离；整改质量不满足要求的线路，更换不合格的线路金具；检查线路是否存在弧垂过大、线间距偏小，如有必要及时调整；检查杆塔基础，检查杆塔本体是否破坏，进行加强和加固；做好设备预试及轮换工作，对于预试不合格的设备应及时安排轮换。

（4）大力推广无人机应用于配网运维工作，采用“人巡+机巡”的巡视模式，充分利用无人机开展巡视及拍照，并记录每基杆塔的经纬度。替代以往靠人步行巡视，一方面大大提高了工作效率及巡视质量，另一方面大大降低劳动强度，有效地解决了因人员配置不足引起巡视强度大的问题，另一方面解决了以往山高路险难以巡视到位的问题。无人机还可以应用到故障查找工作中，在故障跳闸后，通过初步排查，对有故障的线段进行飞行巡视，能快速查找故障点，从而实现快速定位、隔离故障点，大大减少故障查找及故障停电时间。同时充分利用无人机航拍照片进行设备健康状况诊断，编写《10kV线路巡视报告》。巡视报告内应包含缺陷明细、缺陷照片等支撑材料，并提出整改建议，跟踪整改情况，并对巡视报告进行滚动更新。

（5）做好应对各种自然灾害的应急处置方案。坚持把保障电力供应，最大限度地预防和减少因突发事件造成的长时间、大面积拉闸限电，确保居民生活和重要单位用电作为首要任务。平时要做好对自然灾害的应急处置方案，减少人身事故和设备事故。应急处置方案应坚持“以人为本，预防为主，全力抢修”的基本原则，针对台风及汛期灾害等自然灾害，结合辖区内设备情况进行修编，同时要修编《快速复电应急处置方案》，明确复电分工及责任人。管理人员应及时了解天气动态，随时做好抢险救灾准备。