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摘要：笔者主要对影响10kV配电网可靠性的主要因素进行了分析，并且提出了10kV配电网的有效措施提高电网安全的可靠运行。
关键词: 配电运行 电气设备 10kV配电
1 影响安全可靠性运行的主要因素
1.1 由于经济的迅速发展，原有的10kV配电网已经不能满足现在供电可靠性的要求。首先，原有的10kV配电网络以架空线为主，接线形式主要为单端电源供电的树枝状放射式，新建的工业开发区和商住小区则通常采用环网供电，电源有的是从就近的架空线上取得。其次，由于在规划网架未完善之前，部分用户急于用电，按规划实施一步到位投资难以落实，因此接线存在一定的临时性。另外，沿主要交通道路的架空线走廊附件，新建筑物施工工地多，直接威胁线路运行安全。总之，城区尤其是老城区的10kV配电网络单薄，转供电能力差，地形复杂，接线较乱，事故率高，供电可靠性低。另外，随着我国经济的发展，20 世纪60、70 年代建设的变电站10kV设备、各路出线的容量及安全性能均已不适应用电负荷和经济发展的需要。其明显的缺陷是: 城区变电站大多数是该区域电网中的枢纽站，10kV系统出线，负荷大，运行年久。加之周围环境因素，造成设备污染严重，设备绝缘强度下降，引发事故的概率逐年增高。
1.210kV配电网的闪路在运行中，设备的绝缘长期承受着工作的电压，当绝缘件表面的积污后，只要在表面污物达到一定的含盐量时，遇到潮湿的状况就会很容易引起闪络。另一方积污还使绝缘的冲击性能大幅度降低，在雷电冲击和内过电压的冲击下，很容易引起闪络。污闪有时发生在一相，也可能多相发生，还可能多处同时发生。当出现污闪后，容易引起单相接地，此时其余两相电压将升高，稳态时为相电压的3倍，暂态时情况下可达成2.5 倍相电压。在正常情况下，非故障相电压幅值升高对绝缘并不造成威胁，若运行环境条件恶劣，绝缘件耐受电压下降，在中性点不接地系统非故障相电压副值升高允许运行的两小时，有可能再出现闪络点。其次，由于污秽使绝缘的冲击特性下降低成本30%～40%，使单相接地出现零序电压。若变电所内互感器特性较差，将激发铁磁谐振，过电压倍数比较高，还可能发生相绝缘闪络击穿，而触发两相接地短路。
1.3 10kV配电网的过电压，电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用，特别是环境条件恶劣，早期建设的设施，先天不足，爬距不够，给电网的安全运行带来很大威胁。弧光接地过电压是一种幅值很高的过电压。当电网电容电流超过一定值时，若不采取措施，接地电弧难于熄灭，将激发起弧光接地过电压，其幅值高于4 倍相电压，这势必对电网的安全运行构成很大威胁。在一些早期建设的10kV配网中，绝缘靠一个针式瓷瓶，这是电网中绝缘等级较低的环节，它不能承受直击雷，感应过电压也会引起闪络。
2 加强配电线路的维护、运行管理工作
2.1 对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器等设备(包括配网使用的各类金具的设计及镀锌质量) ,定期进行试验、检查,及时处理设备缺陷,提高运行水平。对于柱上油开关、高耗能配变等早期投运的老旧设备,逐步淘汰。
2.2 配电线路上加装柱上真空开关,缩小故障范围,减少停电面积和停电时间,有利于快速查找故障。
2.3 加大配网建设改造力度,使配网结构、变电站布置趋于合理,严把设计与施工质量,提高线路的绝缘化水平,实现"手拉手"环网供电,提高配网运行方式的灵活性。
2.4 有计划性地对线路、设备进行巡视,定期开展负荷监测。特别是负荷高峰期,密切注意馈线、配变的负荷情况,及时调整负荷平衡,避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁。
2.5 制定并完善事故应急预案,开展经常性的反事故演习活动,是出色完成事故抢修工作的重要保证。
2.6 加强业务培训,提高综合素质。建立激励机制,使运行人员思想到位、巡线到位、处理故障到位。
2.7 加强线路的运行管理工作。签订管理责任书,做到故障原因未查到不放过,故障不彻底排除不放过,把线路跳闸次数、跳闸停电时间与责任单位、责任人的经济效益相挂钩考核。
2.8 制定线路现场运行规程和各种管理制度,建立技术档案。如杆塔明细表、交叉跨越、配网结线图等,并备有各种运行记录,如巡视检查记录、缺陷处理记录等。
2.9 加强用户设备管理工作。对用户设备的管理不能放松。对重大设备缺陷要及时下发通知书,阐述设备故障对自身带来的危害,改善用户电力设备的运行水平,并报送政府安全部门。
3 如何提高10kV配网供电可靠性的技术措施
3.1 缩小配网的故障停电范围，提高配网的转供电能力。对单端电源供电的树枝状放谢性接线，沿线挂接大量的分枝线和配电变压器，在长达几公里或十几公里的线路上任意一处发生故障，都会使全线停电。使用联络开关不但可以大大缩小停电范围，同时也使安排停电范围大大缩小。对于联络开关的选择，当首推柱上式SF6 开关。目前，柱上式SF6 开关的品种主要有柱上断路器、自动重合闸、自动分断器、重合分断器几种，这些开关具有结构简单，性能优越，寿命长，检修周期长，安装简易，安装工程造价较低等优点。柱上式SF6 断路器可以单独安装在支线或干线的中后段，具有自动开断故障电流的功能，能很好地与变电站出线开关配合，自动断开故障段。如图1所示，当S 点发生故障时，柱上式SF6断路器4会自动断开，缩小了停电范围。这种断路器还可用作建立馈线之间的联络，提高供电能力。
自动重合器除了具有上述断路的功能外，还有多次重合的功能，它是一种具有控制和保护功能的智能化开关，还具有与自动分断器配合使用的功能。
自动分断器是一种具有记忆故障电流次数并按设定次数实行分闸闭锁的智能开关，它不能开断故障电流，只能在上一级重合闸分闸
后自动断开。它与重合器配合使用，能最大限度地缩小故障停电范围，自动恢复对非故障段的供电。如图2所示，分段器1设定记忆故障电流2次，分段器2、3、4设定记忆故障电流1次，当A点发生永久故障时，重合闸跳闸，分段器2分闸并闭锁，重合闸合闸对非故障段恢复送电，当B点发生永久性故障时，重合闸第一次分闸时，分段器1记忆故障电流1次，但不分闸，重合器自动重合后再跳开，当重合器第二次跳闸时，分断器1 才分闸并闭锁，重合器再次重合对非故障段恢复供电。
当然，柱上式SF6开关也有使用上的缺点，即故障段停电后变电站或调度不知道，直到用户报告停电才知道，在一定程度上拖延了事故处理时间。
3.2采取综合措施，认真解决污闪问题。10kV配电网安全可靠的关键是解决闪络诱发相间短路及过电压烧毁设备问题。所以，必须采取综合措施，以求得电网的安全可靠运行。
对10kV开关室的支持绝缘子、穿墙套管、刀闸支柱瓷瓶、连杆瓶等，可以加装防污罩。对于母排，可以加装绝缘热缩管。根据部分地的运行实践证明，这不仅提高了防污能力，而且还防止小动物造成短路。
3.3对于落雷较多的10kV 线路，可以采取多种措施来提高其抗雷击的能力。如采用瓷横担代替针式瓷瓶，针式瓷瓶改用瓷横担后，雷击次数会明显减少，只不过瓷横担的机械性能差，对于大档距、大导线线路不适用。
随着用电负荷的增加，市区内使用电缆线路也要增加。在有电缆线段的架空线路，将避雷器装在电缆斗附件，为防止电缆芯线对外皮放电，将接地引线和电缆的金属外皮共接地，电缆另一端的外皮也应接地，如果是架空线路的中间有一段电缆时，则应该在电缆两端装设避雷器。
对于经常处于开路运行，又经常带电的柱上开关而言，它相当于线路的终端。当开关的某一侧落雷时，由于雷电波的反射叠加作用，使雷电压升高一倍，对开关的危害很大。为此，在开关的两侧要安装防雷装置，并将接地线与开关的外壳相联接。
4 结束语
总之，提高10kV配网供电可靠性是一个系统工程，必须要从多方面努力才能取得实效。
参考文献
【1】李强10kV架空线路常见事故分析『J1．新疆电力技术，2007(4)：79—8O
【2】王廣渊．10kV架 配电线路常见事故分析及防范措施l JIl湖北电力，2005(3)：20
【3】康宽政，江门市KIORV架空线路雷击分析和防治措施.广东电力，2008(5)：59- 62．
【4】武晓朦，刘健，毕鹏翔．配电网电压稳定性研新J]．电网技术，2006—12—20
关键词: 配电运行 电气设备 10kV配电
1 影响安全可靠性运行的主要因素
1.1 由于经济的迅速发展，原有的10kV配电网已经不能满足现在供电可靠性的要求。首先，原有的10kV配电网络以架空线为主，接线形式主要为单端电源供电的树枝状放射式，新建的工业开发区和商住小区则通常采用环网供电，电源有的是从就近的架空线上取得。其次，由于在规划网架未完善之前，部分用户急于用电，按规划实施一步到位投资难以落实，因此接线存在一定的临时性。另外，沿主要交通道路的架空线走廊附件，新建筑物施工工地多，直接威胁线路运行安全。总之，城区尤其是老城区的10kV配电网络单薄，转供电能力差，地形复杂，接线较乱，事故率高，供电可靠性低。另外，随着我国经济的发展，20 世纪60、70 年代建设的变电站10kV设备、各路出线的容量及安全性能均已不适应用电负荷和经济发展的需要。其明显的缺陷是: 城区变电站大多数是该区域电网中的枢纽站，10kV系统出线，负荷大，运行年久。加之周围环境因素，造成设备污染严重，设备绝缘强度下降，引发事故的概率逐年增高。
1.210kV配电网的闪路在运行中，设备的绝缘长期承受着工作的电压，当绝缘件表面的积污后，只要在表面污物达到一定的含盐量时，遇到潮湿的状况就会很容易引起闪络。另一方积污还使绝缘的冲击性能大幅度降低，在雷电冲击和内过电压的冲击下，很容易引起闪络。污闪有时发生在一相，也可能多相发生，还可能多处同时发生。当出现污闪后，容易引起单相接地，此时其余两相电压将升高，稳态时为相电压的3倍，暂态时情况下可达成2.5 倍相电压。在正常情况下，非故障相电压幅值升高对绝缘并不造成威胁，若运行环境条件恶劣，绝缘件耐受电压下降，在中性点不接地系统非故障相电压副值升高允许运行的两小时，有可能再出现闪络点。其次，由于污秽使绝缘的冲击特性下降低成本30%～40%，使单相接地出现零序电压。若变电所内互感器特性较差，将激发铁磁谐振，过电压倍数比较高，还可能发生相绝缘闪络击穿，而触发两相接地短路。
1.3 10kV配电网的过电压，电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用，特别是环境条件恶劣，早期建设的设施，先天不足，爬距不够，给电网的安全运行带来很大威胁。弧光接地过电压是一种幅值很高的过电压。当电网电容电流超过一定值时，若不采取措施，接地电弧难于熄灭，将激发起弧光接地过电压，其幅值高于4 倍相电压，这势必对电网的安全运行构成很大威胁。在一些早期建设的10kV配网中，绝缘靠一个针式瓷瓶，这是电网中绝缘等级较低的环节，它不能承受直击雷，感应过电压也会引起闪络。
2 加强配电线路的维护、运行管理工作
2.1 对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器等设备(包括配网使用的各类金具的设计及镀锌质量) ,定期进行试验、检查,及时处理设备缺陷,提高运行水平。对于柱上油开关、高耗能配变等早期投运的老旧设备,逐步淘汰。
2.2 配电线路上加装柱上真空开关,缩小故障范围,减少停电面积和停电时间,有利于快速查找故障。
2.3 加大配网建设改造力度,使配网结构、变电站布置趋于合理,严把设计与施工质量,提高线路的绝缘化水平,实现"手拉手"环网供电,提高配网运行方式的灵活性。
2.4 有计划性地对线路、设备进行巡视,定期开展负荷监测。特别是负荷高峰期,密切注意馈线、配变的负荷情况,及时调整负荷平衡,避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁。
2.5 制定并完善事故应急预案,开展经常性的反事故演习活动,是出色完成事故抢修工作的重要保证。
2.6 加强业务培训,提高综合素质。建立激励机制,使运行人员思想到位、巡线到位、处理故障到位。
2.7 加强线路的运行管理工作。签订管理责任书,做到故障原因未查到不放过,故障不彻底排除不放过,把线路跳闸次数、跳闸停电时间与责任单位、责任人的经济效益相挂钩考核。
2.8 制定线路现场运行规程和各种管理制度,建立技术档案。如杆塔明细表、交叉跨越、配网结线图等,并备有各种运行记录,如巡视检查记录、缺陷处理记录等。
2.9 加强用户设备管理工作。对用户设备的管理不能放松。对重大设备缺陷要及时下发通知书,阐述设备故障对自身带来的危害,改善用户电力设备的运行水平,并报送政府安全部门。
3 如何提高10kV配网供电可靠性的技术措施
3.1 缩小配网的故障停电范围，提高配网的转供电能力。对单端电源供电的树枝状放谢性接线，沿线挂接大量的分枝线和配电变压器，在长达几公里或十几公里的线路上任意一处发生故障，都会使全线停电。使用联络开关不但可以大大缩小停电范围，同时也使安排停电范围大大缩小。对于联络开关的选择，当首推柱上式SF6 开关。目前，柱上式SF6 开关的品种主要有柱上断路器、自动重合闸、自动分断器、重合分断器几种，这些开关具有结构简单，性能优越，寿命长，检修周期长，安装简易，安装工程造价较低等优点。柱上式SF6 断路器可以单独安装在支线或干线的中后段，具有自动开断故障电流的功能，能很好地与变电站出线开关配合，自动断开故障段。如图1所示，当S 点发生故障时，柱上式SF6断路器4会自动断开，缩小了停电范围。这种断路器还可用作建立馈线之间的联络，提高供电能力。
自动重合器除了具有上述断路的功能外，还有多次重合的功能，它是一种具有控制和保护功能的智能化开关，还具有与自动分断器配合使用的功能。
自动分断器是一种具有记忆故障电流次数并按设定次数实行分闸闭锁的智能开关，它不能开断故障电流，只能在上一级重合闸分闸
后自动断开。它与重合器配合使用，能最大限度地缩小故障停电范围，自动恢复对非故障段的供电。如图2所示，分段器1设定记忆故障电流2次，分段器2、3、4设定记忆故障电流1次，当A点发生永久故障时，重合闸跳闸，分段器2分闸并闭锁，重合闸合闸对非故障段恢复送电，当B点发生永久性故障时，重合闸第一次分闸时，分段器1记忆故障电流1次，但不分闸，重合器自动重合后再跳开，当重合器第二次跳闸时，分断器1 才分闸并闭锁，重合器再次重合对非故障段恢复供电。
当然，柱上式SF6开关也有使用上的缺点，即故障段停电后变电站或调度不知道，直到用户报告停电才知道，在一定程度上拖延了事故处理时间。
3.2采取综合措施，认真解决污闪问题。10kV配电网安全可靠的关键是解决闪络诱发相间短路及过电压烧毁设备问题。所以，必须采取综合措施，以求得电网的安全可靠运行。
对10kV开关室的支持绝缘子、穿墙套管、刀闸支柱瓷瓶、连杆瓶等，可以加装防污罩。对于母排，可以加装绝缘热缩管。根据部分地的运行实践证明，这不仅提高了防污能力，而且还防止小动物造成短路。
3.3对于落雷较多的10kV 线路，可以采取多种措施来提高其抗雷击的能力。如采用瓷横担代替针式瓷瓶，针式瓷瓶改用瓷横担后，雷击次数会明显减少，只不过瓷横担的机械性能差，对于大档距、大导线线路不适用。
随着用电负荷的增加，市区内使用电缆线路也要增加。在有电缆线段的架空线路，将避雷器装在电缆斗附件，为防止电缆芯线对外皮放电，将接地引线和电缆的金属外皮共接地，电缆另一端的外皮也应接地，如果是架空线路的中间有一段电缆时，则应该在电缆两端装设避雷器。
对于经常处于开路运行，又经常带电的柱上开关而言，它相当于线路的终端。当开关的某一侧落雷时，由于雷电波的反射叠加作用，使雷电压升高一倍，对开关的危害很大。为此，在开关的两侧要安装防雷装置，并将接地线与开关的外壳相联接。
4 结束语
总之，提高10kV配网供电可靠性是一个系统工程，必须要从多方面努力才能取得实效。
参考文献
【1】李强10kV架空线路常见事故分析『J1．新疆电力技术，2007(4)：79—8O
【2】王廣渊．10kV架 配电线路常见事故分析及防范措施l JIl湖北电力，2005(3)：20
【3】康宽政，江门市KIORV架空线路雷击分析和防治措施.广东电力，2008(5)：59- 62．
【4】武晓朦，刘健，毕鹏翔．配电网电压稳定性研新J]．电网技术，2006—12—20