降低10 kV配网线路故障停电时间的方法

陈田皓，杨学军，赵瑾，李蜜林

（1.云南电网有限责任公司红河石屏供电局，云南 红河 662200；2.国网湖南省电力有限公司湘潭供电分公司，湖南 湘潭 411100）

0 前言

某10 kV配电线路2020年石屏局故障平均停电时间16.6小时/户，故障停电时间占比52.12%；同时，2020年故障平均停电持续时间为13.51小时/次，同比2019年增加5.37小时/次。传统管理模式和故障处置方法已越来越不适应时代发展的要求。需要优化管理模式，采取有效的改进措施，尽可能的减少故障停电时间，最大限度减少停电给客户带来的不利影响。

1 配网故障的主要原因

1.1 设备故障

10 kV配电网主要由配电设备和配电线路组成，设备问题将直接影响配电线路的安全运行。一是在运的配网设备型号多样，厂家制造工艺和设计水平参差不齐，部分新投设备与现有设备不匹配或带着问题入网；二是项目前期设计不规范，安装、制作工艺与国家相关标准不符；三是配变、线路、金具、避雷器、线夹等设备超期服役老化，性能下降引发故障；四是随着辖区用电需求的增长，网架及设备装备水平跟不上，设备长期过负荷运行。

1.2 外力破坏故障

10 kV配网线路主要为架空线路和入地电缆两种类型，均有受外力破坏发生故障的可能。一是线路保护区内通道清理不到位，部分树障难砍伐、与树主协商困难，随砍随种现象突出，或因用户砍伐树木不当引起故障；二是市政工程、道路交通等大型机械施工作业中，挖断电缆、挂断架空导线；三是在人口密集地区，杆塔密度大，车辆碰撞，造成线路倒杆断线；四是村民私自搭接变压器、不法分子盗窃或破坏电力设施，引起短路故障；五是飘挂物触碰或悬挂在导线上，易造成相间短路。

1.3 自然灾害引起故障

10 kV配网线路长期暴露在外界环境中，具有点多、面广、线路长、线路通道、地理环境复杂的特点，易受不可抗力因数影响。一是雷雨天气，雷击造成避雷器、绝缘子击穿或爆裂，电力设备烧毁；滑坡导致倒杆断线。二是强降雨天气，山区线路易发生滑坡或泥石流，引起倒杆断线。三是受季节性大风影响，农村地区大档距线路易引发风偏放电、断线、设备线夹断裂等故障。四是线路长期暴露在严寒和酷暑的气候环境中，当温度升高，弧垂增大时，可能导致交叉跨越线路舞动发生相间短路。而在低温环境下甚至线路覆冰时，线路收缩应力增大，超过杆塔能承受的最大应力，也会导致倒杆断线。

1.4 客户设备故障

大量用户产权线路直接T接在公用线路上，用户专线或专变因设备装备水平低，运维、改造不到位，未安装分界断路器、客户销户后清理不彻底等问题，引起配电线路越级跳闸，扩大停电范围。

1.5 配网差异化运维不到位

一是日常巡维不当造成线路频繁故障，未对缺陷、隐患形成闭环管理，严重拉低设备巡维质量。二是巡维手段单一，未充分利用新技术及新设备参与巡视。三是线路故障综合分析不到位，未制定切实可行的管控措施，难以避免同类故障重复发生。

2 故障处置存在的问题

2.1 到达现场速度缓慢

运维抢修应急制度、流程不完善，线路故障后人员组织、工器具、故障查线工具准备时间较长。

2.2 配电网故障定位耗时长

地形对故障查找定位耗时有一定影响，发生故障后很难在第一时间抵达现场；大部分配网线路穿越高山沟壑、线路T接点多、分段开关设置不合理、分支线路长，线路通道环境复杂，故障查找人员大多数还是老思想、老套路进行故障查找，遇到隐蔽的故障点很难短时间内发现，造成故障定位耗时过长。

2.3 快速复电受限

1）线路设计标准不高，大多数客户产权线路或大分支线路未安装故障隔离设备，直接硬T接在公用线路主线上，导致分支线上的故障或客户产权的故障无法有效隔离，非故障区域查明故障后也无法立即恢复送电。

2） 作业文件办理、审核耗时长， 抢修物资储备不全，故障后常遇到备件不匹配而无法实现快速抢修的情况，电网故障过程抢修效率低。

3 改进方法

3.1 改善网架及装备水平

要从源头上降低故障停电时间必须依靠配网网架、装备水平的提升，配网网架、装备水平的提升会使设备本体、自然灾害导致的故障次数越来越少。一是建立中压配网问题库梳理报送机制，持续动态开展中压线路、重过载低电压高损耗台区、运行方式调整、客户设备管理等问题库的常态化梳理，按照问题解决“快和准”的原则，采用生产修理项目短、平、快解决。二是全面梳理环网率、联络率、可转供电率、电源点分布等基本情况，确保问题精准输出，为后期网架规划立项提供数据支撑，网架问题主要通过规划立项的基建项目才能彻底解决。三是深度参与配网运行、规划管理，组建专业团队，全面梳理配网问题库，多专业、多维度制定可行措施，并组织开展项目前期可研，确保问题精准、措施精准、投资精准。四是结合天气、环境等自然因素，优先开展“故障最多、时户数影响最大、季度内频繁故障5次及以上”的问题线路治理，压实运维单位主体责任，按月对治理效果开展评价。五是结合线路综合治理，做实针式绝缘子、老旧跌落式熔断器、避雷器、防雷、大档距线路等问题的专项整治，安排故障次数多和停电时间长的线路优先治理，快速提升高故障线路的装备水平。六是强化验收，运维单位要对新投线路设备和治理后的线路执行严格的验收流程，验收不合格，拒绝送电，确保线路、设备“零缺陷”投网运行。

3.2 提升配网运维效率

一是优化完善配网状态评价方法和设备差异化运维策略，建立特殊区段清册，聚焦问题线路、特殊区段的巡视，如实记录并组织消缺，降低配网故障率。二是政企联动，狠抓通道清理责任落实。三是将运维重心从注重频次和数量向注重巡视质量上转变，并同步做好“一线一册”，逐步形成配网设备等级指引规划投资和检修策略的运转机制。五是采用“人巡+机巡”的模式，综合应用无人机智能巡检建模、超声波巡检、红外测温等手段，依托数字化、智能化技术，充分释放新技术的优势，高效排查配网隐患和缺陷，形成“一图两库”（高故障线路问题分析图、问题库、项目库），为综合治理提供支撑依据。五是持续强化“设备主人+数据认责”的传递和落实，压实基层所队线路运维责任。

3.3 排查治理客户隐患

按照“边排查、边治理”的原则制定客户线路、设备排查计划，并对客户设备状况、分界点断路器保护定值等开展用电检查，每月根据客户故障出门情况更新“客户故障数据库”。二是消除存量。对于已接入的客户设备利用用电检查或客户走访工作，对客户进行安全用电知识宣传，设备进行检查，发现安全隐患，及时整改到位；针对存量年故障加装“看门狗”断路器或RW12型跌落式熔断器、林木通道清理等整改工作。三是严控增量。对于客户新接入设备，要强化源头管控，严格执行标准设计，确保客户受电方案、设计方案符合标准，其次严控设备选型，客户使用的线路、设备不得低于公用线路、设备的选型标准，在产权分界点必须安装断路器或RW12型跌落熔断器隔离装置，便于隔离故障。四是合法中止供电。对存在重大安全隐患影响线路安全运行的客户，在确保依据充分、过程合法的前提下，依法依规对其中止供电。

3.4 提高配网线路配电自动化

一是在线路的合理位置加装配电自动化开关、故障指示器，线路发生故障通过系统后台查询配电自动化开关动作情况和故障指示牌翻拍情况，通过分析精准定位故障范围，减少故障查找时间。二是提升辖区配自覆盖线路自愈率，针对不具备主站自愈条件、分段不合理、联络为非配自断路器的线路，组织项目立项并分阶段开展改造调试，实现故障发生后配电自动化开关自动隔离故障区段，恢复非故障区段线路的目标。

3.5 加强抢修复电的管理。

一是所有变电站10 kV出线断路器保护应全部投入一次和二次重合闸功能，原则上线路跳闸20分钟内应进行第一次强送，若强送不成功，抢修人员应积极主动与调度沟通协调，具备远程遥控操作的断路器向调度申请遥控操作，不具备远程操作的断路器安排人员快速到场操作，采取二分法的方式缩小故障范围；二是充分利用直流试送仪、超声波巡检仪等新型线路缺陷查找设备研判故障点，迅速定位故障、隔离故障区段，对非故障区域快速复电。三是积极运用带电作业实施抢修，规范开展中、低压电缆旁路作业、应急发电等不停电作业技术在抢修中的应用，争取有效抢修时间。

此外，加强技能水平培训，提升员工故障查找技能，严控设备选型，储备常用的应急抢修物资，建立健全配电网装备技术导则及设备品类优化清单，从源头上确定设备选型，只能采购清单中的设备型号，根据线路设备常见的故障列出需要常用的应急抢修物资清单，根据每年的线路故障次数和原因分析确定需要储备的物资数量，确保应急抢修时不因物资原因造成的长时间故障停电。

4 结束语

10 kV配网线路运维难度大，专业性强，在运行维护中，需要考量的专业要素和技术要点较多，直接关系到供电线路是否安全、稳定。加强配网改造，强化线路巡维，做好电力设施保护宣传，定期开展用电检查，严把验收关，合理选择故障排查方法、及时定位、隔离故障、快速完成抢修是供电企业配网管理的核心工作；通过上述工作措施有效降低故障停电时间，才能提升供电可靠性和客户满意度。