浅析姚安电网故障频发的原因及对策李文昌

浅析姚安电网故障频发的原因及对策李文昌

李文昌

（姚安供电有限公司云南姚安675300）

摘要：对姚安县10kV配电网故障频发原因进行分析，提出有针对性治理措施，为提升供电可靠性服务。

关键词：10kV线路；故障率；措施

姚安电网10kV线路故障频发，一旦线路故障停电影响范围广、复电周期长，对供电可靠性指标影响较大。全县综合供电可靠性指标逐年提升但依旧不满足安全生产达标评级99.96%的要求，10kV线路故障是制约着我们电网供电可靠性提升最大的一个短板，通过数学统计分析找出姚安电网10kV线路故障频发原因，制定切实可行的整改措施，通过不断完善落实治理措施，降低10kV线路故障跳闸率，是提升我们供电可靠性的关键举措。

1姚安电网故障原因分析

近四年姚安电网共发生线路故障605次，连续两年故障次数超过175次，降低故障率是必须加以解决的问题，姚安电网故障原因分析如下。

1.1设备运行维护水平低

一是目前配网运维还停留在“救火”模式中，主动检修意识差使得隐患发展为故障。二是基层员工业务技术水平不足，运行经验不够丰富，在日常的巡视和维护当中抓不住主要环节，非要等到线路缺陷和隐患发展为故障才能被发现。三是城市绿化进入高速发展期，树障清理过程中村民阻阻拦，漫天要价，使树木隐患不能够及时清理，刮风下雨易引起线路间歇性接地。

1.2设备的技术装备水平低

一是姚安县10kV线路绝缘化率为5.4%，绝缘化率较低，裸导线故障故障率较高。二是老旧变设备故障率偏高，其中S9及以下型号配变占比56%，老旧配变缺陷率较高，避雷器老化，跌落熔断器烧蚀是主要的设备故障。三是10kV适中线等7条线路绝缘子“经年老化”，目前已经处于故障浴盆缺陷高发期，绝缘子雷击、湿闪、低阻值、零值放电等导致线路故障情况频发。四是铜铝对接型设备线夹使用较多，受外界环境影响容易在接头处发热折断导致线路短路故障频发。五是我县配网自动化水平较低，故障查找依赖绝缘检查等传统方法，存在无法快速定位故障点及故障停电范围扩大等问题。

1.3客户侧设备造成主网故障增多

一是用户产权电力设施普遍存在无人管理、预试定检缺失等问题，管理跟不上是导致客户故障出门的要因。二是部分客户老旧设备年久失修，技术标准偏低，其内部绝缘老化，密封性能下降严重，经高温或风吹雨淋后易发生故障。三是客户侧设备产权分界点开关设备设置不足，大部分存在采用死连接或跌落熔断器熔丝不匹配问题，客户侧故障时无法自动切除，造成越级跳闸。四是客户销户管理不规范，客户为节省销户拆旧费用，利用线路停电机会直接将变压器等设备拆除，留下“三不管”高压线路，线路倒杆断线故障也比较普遍。五是施工单位为了承揽客户工程大幅压低工程报价以谋取中标，中标后物资从不同渠道获得，虽然也有出厂、试验合格证等标识，但是运行一段时间之后各种故障就开始出现，这一关键因素是导致我们客户故障逐年增多的主要原因。

1.4季节性故障频发

春季主要是异物缠绕及风偏安全隐患，农网10kV线路跨山跨箐，档距大弧垂不平，三根同方向载流导体互相吸引，容易发生架空裸导线之间局部微气象短路绞线。夏秋季节主要是线路雷击故障，我县雷击故障占所有故障的53.2%，10kV线路供电半径较长且防雷措施不足，线路延线未装设避雷针及避雷线，避雷器及接地装置也只安装在变压器处布点较少，线路直击雷或感应雷过电压无法就近泄放，一般会在绝缘薄弱处形成放电通道，导致雷击故障频发。

2多措并举降低故障跳闸率

2.1落实差异化运维，提升设备运维水平

一是依据状态评价结果制定差异化巡视计划，在标准巡视频次基础上，适当延长运行状态良好的线路设备运维周期，对状态评价差、运行风险高的线段进行重点巡视、治理，提升电网设备的健康水平。二是按照“定区段”“定责任人”“定时限”“定巡视标记”的要求开展巡视，确保巡视到位率达100%。三是对配电设备重大隐患排查结果进行回头看，建立“巡视隐患消缺”动态跟踪机制，通过自主检修减少隐患演变为故障情况。四是与当地政府建立清障联动机制，制定特殊区段清障计划，减少树木风偏导致线路跳闸。五是建立故障跳闸说清楚机制，每月召开专题分析会由各运维部门对每次故障跳闸进行分析，制定控制措施加以落实，切实起到督促开展主动运行维护的作用。

2.2加大投入解决电网卡脖子问题

一是对10kV姚安联网线、大河口II回线等6条线进行升级改造，采用差异化设计在跨越村庄及途经林区区段采用架空绝缘导线架设，将绝缘化率提升至22%。二是利用小城镇中心村改造项目批量更换60台S9型变压器，配套实施避雷器、跌落熔断器老化消缺，降低设备故障率。三是通过隐患整改更换10kV大河口线P-10型号绝缘子，提升线路绝缘水平。四是通过安全隐患整改项目有针对性开展10kV适中线、红梅线、三角支线、地索支线的登杆检查，对有放电痕迹的低值、零值绝缘子进行更换，通过小修提升线路绝缘水平。五是推广接触面积更大、耐受机械力更强的钎焊型设备线夹，逐步淘汰铜铝对接线夹。六是实施16条分支线跌落熔断器的新装，将“死连接”改为“开关连接”便于开展绝缘检测及故障隔离，落实22组10kV线路分支线跌落熔断器更换为带通信功能的智能断路器项目，完善线路保护定值，提升电网智能化水平。

2.3强化客户侧安全管理，降低故障出门次数

一是按照供电营业规则要求客户故障出门收取停电损失费和违约用电罚金，以经济手段引导客户开展自主运维及检修，降低客户故障率。二是开展“地条钢”及高耗能专变用户的营销稽查并限期整改，开展客户用电检查，对检查发现的树障、分界点开关设备不齐、实验超期等客户侧安全用电问题督促客户闭环整改，减少故障出门的情况。三是组织开展已经销户的高压用户清理整顿，对设备已经拆除的高压客户分支线限期拆除，超期未拆的破坏性拆除，消除存量，动态跟踪销户客户拆旧管理，杜绝增量。四是编制优秀产品名录，客户申请用电时引导客户做好主设备选型，减小客户工程市场恶性竞争带来的问题。

2.4重点开展线路防雷整治，提升电网防灾能力

一是列项对排查出的12处档距超过400米的大档距线路实施Z3杆改门型杆，通过改造增大线路相间距离，降低风偏绞线引起线路故障概率。二是按周期开展配变接地电阻检测，对2016年接地检测中发现的接地电阻不合格的44台配变增加接地桩实现降阻目的，确保雷击过电流得到充分泄放。三是对连续两年线路故障次数超过9次的10kV左门线、王家坡线、大河口线在地势较高处的杆塔上装设39组避雷针及跌落式避雷器，通过地势较高处的杆塔上避雷针的引雷作用形成防雷保护区避免直击雷直接落入电网，通过跌落式避雷器使感应雷过电压入地，两者有效配合降低雷击跳闸率。四是对运行年限超过8年的36组阀式避雷器进行更换，淘汰容易自爆的阀式避雷器。五是严把避雷器入网关，客户工程及农网项目设计一律选用带脱离器的跌落式避雷器，自动脱扣防止金属氧化物避雷器损坏时事故扩大。六是开展迎峰度夏安全检查，雨季前开展专项防汛隐患排查及整治，杜绝有责任的倒杆断线事件。

3.结束语

综上所述，通过降低故障率四大举措的落实，有效降低线路故障率，为公司供电可靠性提升保驾护航。

参考文献：

[1]王辉强.架空10kV配电线路故障原因分析及防范措施[J].中国高新技术企业，2010（33）.