华晋焦煤有限责任公司电力分公司 王政政

1 引言

现阶段，为能充分满足各地区的日常用电需要，国内电力企业应制定针对性措施，有效规避在检修10kV电力线路时可能产生的安全问题，进而进一步提升线路供电的可靠性及稳定性。由于适用于日常电力资源提供的关键线路，如果潜在安全故障，一方面直接影响人们正常生活，另一方面会造成企业经济损失。为此，应结合具体的电力线路情况，制定检修及维护工作方法，通过有关技术将线路中存在的隐患问题及时找出并妥善处理，保障线路整体运行的稳定性。

2 故障问题以及主要诱因分析

10kV电力线路若想保证日常安全稳定运行，首先应处理的问题为依据实际状况，了解并掌握主要的线路故障种类和主要诱因，在此基础上制定切实可行的防范方案，从而进一步提升线路供电的可靠性。现阶段，导致线路出现问题故障的主要诱因有以下几方面。

2.1 自然因素

因为10kV电力线路会在自然界长期暴露，长时间受到雷电、暴晒以及霜冻等恶劣天气的影响，很有可能发生线路短路、绝缘受损等故障，一方面导致日常供电的可靠性及稳定性降低，另一方面也有可能对线路的安全埋下安全隐患。

2.2 自身因素

具体是指进行配电线路安装时，相关工作人员未能严格依据技术规定选择电线的规格与型号，抑或是在具体施工过程中未遵守操作规范，致使在后续运行期间发生单相接地或是短路等问题，进而对线路整体运行的安全性带来巨大影响。

2.3 运维因素

一般情况下，农村地区不仅位置相对偏远而且整体经济发展条件有限，用于日常维护及检修工作的技术人员无法保证充足的人数配置，且由于管理制度的缺失，该地区范围内的日常维护及整体运行情况未达到预期，而且潜藏着相对严重的线路安全隐患。

3 故障检修技术分析

3.1 利用行波定位线路故障

在忽略电力线路本身损耗的情况下，能将其视为由电容与电感组建的电路，如何某个线路点出现短路、接地等故障，该点可视作一个等效电源，会同时朝向线路两旁发生行波电流反射和暂态电流行波折射。通常在这一时刻下的波阻抗为10～100ω，至于架空线路在300～500Ω，其中可通过线路电容和电感来计算明确行波速度。例如，双端行波测距技术，如果点为故障发生点而且出现线路端与端之间，那么点电压以及电流行波朝向端及端传播，技术人员仅需分别记录，第一个从故障位置出现的行波抵达线路两旁行波采集位置所用时间，便能够将故障点和端、端之间的故障距离计算出来。

测距定位的主要原理如下：如果电力线路在某个位置出现电流或是电压突变情况，线路上的其他位置没有即刻出现变化，而是通过一定速度的电磁波由此点出发出传播其他各点，在其两侧进行传播的电压波以及因其产生的电流波便是行波。影响其传输速度的主要因素为分布的电容及电感，如果将两者忽略传输速度便能够达到3×108m/s，在架空导线中行波速度为v=1/sqrt，而且在不连续的波阻抗处行波出现反射及折射，经过一定传输时间之后消失这部分的暂态能量[1]。

针对发生故障时所出现的首次行波收集、计算与分析，一方面能定位故障，另一方面能识别故障类型。现阶段，行波测距的主要方法为双端及单端测距，其中单端测距虽然成本低但无法保障测距精度，针对另一种测距方法则是结合单端测距增采集装备，虽然会获得较高测距精度但成本偏高。例如，双端测距技术，主要原理为假设2个监测点之间距离长度是L，线路故障位置为2个监测点间的点A，监测点1与其之前的距离是L1，至于监测点2是L2。由发生故障至监测点1、2的行波电流时间是t1与t2，传播速度是V，通过公式得出故障点和监测点采1、2之间的距离是：

再利用提供时间t1与t2，能将故障点和相邻监测点之间距离精确定位，进而对故障定位加以判断。

3.2 故障排查常见方法

常见的排查10kV电力线路问题故障的主要方式如下：

第一，检测绝缘电阻。该种排查故障的方法主要用于排查接地故障，这也是操作便利、应用范围广泛的一种方法。仅需通过兆欧表（如图1所示）测量有关设备的绝缘电阻即可，由此能将确切的故障方位精确定位。兆欧表测量需注意：一是处在使用状态的设备，应在刚停运时测量，旨在让测量结果和实际运行过程中的绝缘电阻相符。二是不可在雷电天气或者是和具备高压导体设备靠近时测量，一般测量条件为设备不带电。三是技术人员从慢到快摇动兆欧表，而且保障转速均匀，在转速达到120r/min需要平稳摇动，通过对摇表指针的观察掌握阻值。四是实际测量中指针如果指向0，背侧对象短路需暂停兆欧表摇动，防止兆欧表被烧坏[2]。

第二，速断与过流法。该故障排查方法在10kV测试时没有较高的精确度，而且容易出现错报及谎报问题。

第三，试送电排查。因为10kV电力线路可能存在较大分支线路，所以此类线路如果发生故障，可以在线路断路器位置通过试送电合闸的手段，定位具体的故障方位。

4 运行维护方法分析

4.1 立杆维护

现阶段，在进行10kV电力线路建设施工时，立杆不仅是一项重要的实施项目，同时还是电力线路的重要构成部分。所以在实际施工中落实维护工作，贯彻并落实立杆铺设的有关规定标准，依据标准检查掩埋深度并要遵照具体数值进行，通过这样的方式进一步提高立杆自身的坚固程度。

4.2 线路巡视

第一，有效制定巡视计划。确定巡视路线与相应的间隔时间，若是未出现紧急故障勿要随便更改制定的巡视计划。夜间巡视期间，应做好各项照明与防护措施，尤其是巡视农村电力线路，建议指派两名工作人员负责巡视检查。

第二，特殊巡视。应考虑到线路的沿线地形分布于天气情况，落实巡视线路的科学规划，防止错误的路线选择与天气原因影响到巡视人员的人身安全。

第三，事故巡视。科学划定发生线路事故的地区，为出现线路故障之后的首要工作，而且巡视人员应亲临现场检查事故根源，认真分析事故起因且详细记录，这样也能为处理类似线路事故提供必要参考。如何在巡视过程中无法确定具体的线路事故原因，应及时汇报线路运行的地形、环境以及气候因素。

4.3 线路防雷

第一，接地电阻的改良。10kV电力线路可能会横跨不同地区，因为拥有不同的土质不所以拥有不同的土壤电阻率，针对接地装置自身电阻值进行测量时，不满足接地电阻标准的土壤电阻率开展同时测定。如果在交界位置的山石较多，而且电阻率整体偏小无法满足实际要求。基于此，在该区域采对于原本接地体将长度适当延长与对接地体补打垂直的方式，保证电杆的实际接地电阻小于10Ω，并且设备杆也要保证接地电阻小于4Ω。与此同时，依据标准要求将内部接地体实际埋深加以明确：一是耕地位置有效控制埋深不超80cm；二是较多山石耕地维持将埋深有效控制不超过30m；三是刨除耕地其他区域的接地体埋深不能超过60m，选择搭接方式并在接地焊接处均匀涂抹防腐涂料，旨在让接地体拥有更强的防腐蚀能力[3]。

第二，贯通线提高绝缘性。有关贯通线提高抗雷击性能，提高整体绝缘水平是最为直接有效的一种方法。可以将针式绝缘子重新安装成支柱式绝缘子，雷害经常发生区域的电缆耐张杆、终端杆，由两片绝缘子串增加3片，从而让线路拥有更高的耐压水平。在检查线路过程中发现受损绝缘子应该及时更换，将存在严重受损绝缘层的绝缘线及时更换，还要更换并修复不合格的接地装置与避雷设备，通过并举多项举措帮助贯通线提高整体绝缘水平，减少贯通线发生故障的概率。如果在沿线存在较多生产厂房，则需要考虑到绝缘子有可能积累大量的沿线沙尘、工厂粉尘，影响线路整体绝缘水平，也有可能受到雷电过电压的影响发生污闪问题，建议通过复合式绝缘子强化绝缘能力[4]。

第三，定期检查防雷装置。据相关调查表明防雷装置发生损坏的情况，一般装置很容易受到外部施工、耕种等相关因素影响，直接降低了防雷击能力。定期巡视线路各个防雷装置，重点检查营业线的附近施工项目，进入耕种季节认真检查防雷装置是否发生破损，从而更换发生老化或是损伤的防雷设备，以此保证防雷装置处在良好状态[5]。与此同时，在重点防雷区域安装醒目标志，旨在警示不能靠近防雷设备，由此降低发生雷击故障的次数。相关作业人员，应该针对安装于恢复防雷设备进行定期技能培训，确定防雷装置的日常巡视任务，并要落实定期管理和检测防雷设施工作，确保贯通线路的整体防雷水平。

5 线路检修工作相关注意事项

如果电力线路发生故障，则会直接停止输配电以及电力供应活动，从而造成难以弥补的经济性影响，也可能带来严重的用电问题，及时一些检修工作人员能将检修任务完成，可是进行检修活动依然会影响用电体验，所以应尽可能保证检修活动的有效性与及时性，依据具体的电力线路分布情况建立监测系统，这样相关技术人员，便能依据变电所的在线监测系统，在此基础上建立可以全面用于线路情况监控的功能系统，相关监控参数为电线弧垂及接头温度等情况，在整个监控系统中，可以结合线路实际监控需求建立定位系统和预警系统，电力线路如果在某处发生故障问题，此时无论是定位系统还是预警系统都能发挥功能作用，帮助检修工作人员减少分析故障问题所用时间。

除此之外，应高度重视配网优化工作，这是因为电网建设在一定程度上，有利于线路整体运管工作提升智能化和自动化水平，这一系统在发生线路故障问题之后，能及时自动隔离问题线路，至于其他未发生故障问题的线路能在短时间内恢复配电以及供电能力。

6 结语

导致10kV电力线路产生问题故障的原因较多，如自然因素、人文因素及设备自身等原因，但是无论是哪一种故障因素，均有必要依托日常维护、检修工作加以解决或是规避。因为，电力线路属于组成电力系统的重中之重，为使其稳定安全运行，相关电力单位要在重视技术使用、设备维护的同时，针对自然或是外力因素诱发的显露故障有效规避，通过合理可行的维修管控模式，规范维护检修操作，从而为电力线路的安全运行提供坚实基础。