农村配网线路频繁跳闸原因分析及防范措施

2015-11-18巩云峰马振祺

电气技术 2015年11期

巩云峰马振祺

（1. 国网庆阳供电公司，甘肃庆阳 745000；2. 国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050）

GIS随着农村城镇化建设的不断加快，农村地区用电负荷逐年增加，对供电可靠性也有了更高的要求，农村配电网运维压力剧增。农村配电网供电面积大、线路供电半径长、分支线路多、老旧设备也较多，抵御外力因素的能力差，容易发生线路跳闸，中断电力供应，为老百姓生活带来不便[1]。因此，进行农村配网线路频繁跳闸原因分析并提出防范措施，具有重要意义。

1 现状分析

2014年底甘肃农村配网共有 6～10kV线路3656条，线路总长为10.5万km。2014年发生频繁跳闸的 6～10kV配网线路共计 211条，跳闸 1020次，涉及运维单位68家。频繁跳闸线路涉及上级变电站165座，其中110kV变电站64座，35kV变电站101座。频繁跳闸线路的统计口径为一条线路一年内跳闸4次及以上，包括重合闸动作成功。

1.1 按故障设备分析

从故障设备类型统计表（见表 1）来看，导线（电缆）本体故障造成线路跳闸次数最多，占总数的61.47%，其他设备故障引起线路跳闸占比均不到10%。

表1 故障设备类型统计表

1.2 按故障原因分析

从故障原因统计表（见表2）来看，运维不当、外力破坏、客户故障、自然灾害是造成线路跳闸的主要因素。

表2 故障原因统计表

2 故障原因分析

将频繁跳闸线路故障原因从运维和技术两个方面进行分析，找出线路跳闸的主要因素。

2.1 运维原因分析

1）运维管理不到位。频繁跳闸线路中有265次是运维不当造成，占总数的25.98%，主要原因为树障、巡检不到位和消缺不及时，分别为115次、99次和51次。在日常运维工作中，配网运行规程及相关技术标准执行不严肃，设备巡视质量不高，设备缺陷未形成闭环管理，标准化作业流于形式，各级管理及运维人员责任心不强，导致设备长期“带病运行”。

2）防范措施落实不到位。故障发生后没有结合故障原因、故障性质、线路运行情况进行综合分析，制定相应的防范措施，并开展同类故障、同类设备的综合排查，使同类故障重复发生。如某公司 112大西线2014年共发生25次跳闸，12次为树障及鸟害原因引起，防范措施的针对性不强和落实不到位，使运维人员成为“救火队员”，增加了生产成本、降低了工作效率。

3）事故原因分析不清。各级管理和运维人员对频繁跳闸线路分析不到位，不能结合历年跳闸记录进行深入剖析，找出线路运行的薄弱环节。其次农村配网线路供电半径大，线路长，线路分段少，设备监测和检测手段不足，故障发生后查找困难，故障分析缺少有效数据支撑。

2.2 技术原因分析

1）从故障设备分析，导线（电缆）本体故障造成线路跳闸627次，占跳闸总数的61.47%。对导线（电缆）本体故障造成的跳闸进行分析，其主要原因为树障、外部异物短路、建筑施工以及恶劣天气，充分表明农村配网装备水平不高，防御外部破坏能力较差。截止2014年底农村配网架空线路绝缘化率仅为9.27%，投运10年及以上的配网线路2201条，占总数的 49.45%。投运 10年及以上的配变 43270台，占总数的47.15%，S7及以下高损变10552台，油开关277台。

2）从故障类型分析，故障造成变电站出线开关或线路分段、联络开关跳闸 770次，占总数的75.49%。充分说明配网网架结构薄弱，线路互联、互供能力差，平均分段数少，线路在末端故障情况下，仍造成变电站开关跳闸，扩大了故障停电范围。目前农村配网线路供电半径大、距离长，平均26.3km，远远超过技术原则规定的15km。供电半径超过50km的有133条，平均分段数为4.14，平均分段长度达6.21km/段。

3）从故障原因分析，过负荷造成线路跳闸 44次。随着新农村建设和农民生活水平的不断提高，局部地区或村镇出现用电负荷剧增的情况，使电力供应与用电负荷激增的矛盾日益凸显，其主要表现为“卡脖子”问题突出。一是负荷激增后原来的供电线路由于线径太小，载流量不够，同时变压器容量不足，造成过负荷跳闸。二是上级支撑电源点太少，造成 10kV供电线路半径过大，新增变压器布点难以实施。

3 防范措施

3.1 运维不当防范措施

1）加强设备巡检、消缺：①加强配网设备巡检装备配置，优先解决农村供电所红外测温仪配置不足的问题，充分应用红外测温和负荷实测等手段，及时发现设备缺陷；②加强缺陷闭环管理，发现缺陷及时汇报和登记，严格执行缺陷消除时限，对于不能及时消除的严重缺陷，在缺陷消除前采取有效防范措施；③强化各级管理人员监察性巡视，督促和检查设备巡检工作质量；④全面开展县域配网状态检修工作，根据设备状态评价结果合理安排检修计划，及时消除设备运行缺陷。

2）及时开展树障清理。树障是造成配网线路跳闸的主要因素之一，在日常巡视工作中要严格执行《配电网运行规程》的相关规定，10kV架空线路应与树木保持的最小垂直距离为裸导线1.5m、绝缘导线 0.8m，最小水平距离为裸导线 2.0m、绝缘导线1.0m[2]。对不满足规程要求安全距离的树木及藤蔓类植物，加强与当地政府和公安、林业、安监等部门的协调沟通，做好修剪和清理工作。同时加大穿越绿化带、林区架空线路绝缘化改造力度，降低树害故障几率。

3）常态开展过负荷治理：①加强用电信息采集系统数据统计和分析，及时掌握配变负荷变化情况，按月梳理过负荷配变数据，制定负荷分流控制措施，提前做好项目储备；②加强重载线路及变压器负荷监控，优化供电方式，合理安排变压器阶梯更换与改造，缩短红外测温周期，及时发现和处理接头发热，确保供电可靠性；③与营销部门协作联动，严格落实负荷接入审批制度，杜绝由于人为因素造成配变过负荷。

3.2 外破故障防范措施

1）加强线路沿线施工行为控制。全面掌控线路周边施工信息，及时与施工单位进行沟通协调，了解计划开竣工时间，签订施工安全责任书，协助施工单位制定防范措施和危险点预控措施。对重点防范区域内的施工行为要严密监控，必要时派人蹲守。架空线路附近塔吊要求设置限位装置，施工车辆进出位置设置限高杆。电缆路径上应设立明显的警示标示，对处于施工区域的电缆线路，应设置警告标示牌，标明保护范围。市政管线、道路施工涉及非开挖电力管线时，要求建设单位邀请具备资质的勘测单位做好管线探测工作，对实施方案进行审核，降低线路运行安全风险[3]。

2）做好车辆碰撞预防措施。临近道路两侧的杆塔和拉线，必须加装防撞警示标识，易受车辆碰撞的杆塔、配电设施加装防护装置，如加装防护栏或防撞墩等，防护栏和防撞墩上应喷涂或张贴反光警示标识。

3）预防异物短路故障措施。结合线路巡视工作排查防护区内可能被风刮起造成线路故障的金属薄膜、广告牌、横幅、塑料大棚等，发现后立即清除或固定；春秋季节重点防范线路附近放风筝的不安全行为。结合大修技改及新建工程，加大线路绝缘化改造力度，降低线路因异物短路跳闸的安全风险。

3.3 异常天气故障防范措施

1）预防大风、沙尘天气造成故障措施。大风、沙尘天气主要集中在 3～5月份，多发生在河西地区。一是加强档距过大、弧垂松弛线路的整治，防止大风天气下造成相间短路或闪络。二是做好裸露节点防护，加装变压器（开关）桩头绝缘罩及实施裸露接头绝缘包覆。三是在新建、改造线路设计阶段，采取适当增大导线相间距离，缩短档距，合理选择线路路径等防风措施。

2）预防雨雪冰冻天气造成故障措施。在经常发生严重线路覆冰的区域，认真收集历年覆冰情况、冰凌性质、冻结高度、大冰凌出现月份和次数。改造时考虑适当提高线路设计标准，结合路径选择、绝缘配合、导线布置及应力分析等制定有效防护措施。加强线路通道内树木的修剪清理工作，防止发生由于积雪压断树木造成的倒杆断线事故。