配电分析

配电工区2010年度迎峰渡夏故障分析与防范措施

淮南和绝大多数的中小型城市一样都以10kV架空线路为主分布在城区，而10kV架空线又多为绝缘裸线，近两年，随着淮南城市大建设，结合城网改造，城区中心地段的部分架空线路改为入地电缆。但配电线路因点多、面广、线长，走径复杂，设备质量参差不齐，受气候的、地理的环境影响较大，又直接面对用户端，供用电情况复杂，这些都直接或间接影响着配电线路的安全运行，造成故障率居高不下，迎峰渡夏更是每年配网故障率的高发期，引发的原因很多，我们根据2010年度日常运行中发生的各类抢修故障，总结故障发生的规律性，以采取有针对性的措施来预防或消除，力挣在2011年尽量缩小停电面积，减短停电时间，保证10kV配网能安全可靠的运行。同时对以后10kV线路的规划、设计起到参考作用。

一：2010年度迎峰渡夏故障分析

（迎峰渡夏期是指每年的6、7、8三个月的夏季供电高峰） 2010年迎峰渡夏期间共计发生高低压故障1966起，高压故障248起、低压故障1471起、客户资产故障247起，我们将全部故障进行了分类统计（这里的分类主要针对故障率较高和停电范围较大的进行的细化），同时也是将两个抢修班全部的故障汇总后所进行的一个统一分析。

配电线路故障月度统计

迎 峰 度 夏 期 配 电 故 障 统 计 表

月份 开关类故障 保险器故障 断路器故障 高压断线 电缆故障 变压器故障 其它故障 合计 6 7 8 月份 23 24 9 2 1 1 3 其它故障 0 1 0 7 7 11 66 66 116 合计 13 19 低压空开跳 33 66 低压空开烧坏 11 17 低压电缆 0 0 低压断线 6 7 8 月份 80 133 226 客户故障 40 80 150 6 19 18 3 0 0 160 236 320 2 468 714 合计 6 7 8 51 68 128

51 68 128 2010年迎峰渡夏高压故障月度对比表

120100806040200开关类故障保险器故障断路器故障高压断线电缆故障变压器故障其它故障合计

2010年迎峰渡夏低压故障月度对比表

8007006005004003002001000低压空开跳低压空开烧坏低压电缆低压断线其它故障合计

2010年迎峰渡夏客户资产故障月度对比表

140120100806040200客户故障合计

从对比图中我们可以发现迎峰渡夏期间的故障率是在跟随气温和负荷的上涨也在不断攀升中，这里将主要针对供电方开关类等主要故障进行详细原因分析，客户资产故障不进行分析，因客户资产故障不由我方处理。 配电线路故障统计

迎峰渡夏期间开关类故障共计发生55起，重合成功28起，重合复跳27起，共涉及10个变电所27条线路，仅九石10线就达10起。 发生2次以上故障的线路有13条，分别是大通变07、09、12线各2起；丁山变18线2起；洞山变19线4起，洞山变23、30各2起；金家岭变11线2起；九龙岗变11线10起；唐山变07线3起；田东变11线2起；西山变08线3起，西山变09线2起；合计达38起。

开关类故障原因分析

原因一：因线路设备自身缺陷造成开关故障

部分未改造配电线路的一般情况是线路长，分支多，设备老化严重，低值绝缘子较多，避雷器、绝缘子损坏的也较多，导线松弛，部分档距弧垂过大、因零值、低值绝缘子得不到及时更换，容易造成跳闸接地故障。部分配电线路避雷器长期不作维护，防雷效果较差，容易造成线路接地或雷雨天引起雷电过电压事故。

如丁土07线、丁奥17、18线，铁合金09线等线路就因此类原因多次引发跳闸

原因二：外部因素造成线路故障

1：树障是引起线路跳闸的一个重要原因，尤其在大风大雨天的动作跳闸，重合成功的，有可能就是树障引起的。树障清理一直是线路运行的一个难题，清理树障的难度主要是难砍伐、难修剪、与树主矛盾大，随清随种的现象比较严重。

2：用户设备故障引起的线路跳闸也比较多。长期以来，部分用户的设备得不到维护，设备老化、陈旧，绝缘状况差，容易发生故障，而这种故障往往会引起配电线路跳闸。

3：外力破坏是造成线路跳闸的又一主要因素。这种破坏主要来自近两年来的城市大建设，部分建设者进行野蛮施工挖坏电缆现象时有发生，同时车辆撞击电杆也是外力破坏的一大因素。

4：违章建筑现也在这两年中不断增加，也开始成为影响线路安全运行的因素，这一现象主要存在一些城乡结合部的村子中。 5：外部环境所形成的污秽也严重形响了线路的安全运行。

原因三：人员方法

同时巡视人员在巡视过程中因不能明确线路的故障，存在采用试送方式确定故障点的不当方式。 跌落式熔断器故障。

1：大部分为客户资产线路非全相运行。原因往往是三相开关负荷分布不均；形成线路某相严重过负荷，由于负荷电流大或接触不良到使使跌落式熔断器一相跌落。

2：线路施工和抢修人员在现场没有对照客户和设备应有的负荷情况来安装保险丝，致使发生保险丝过小发生熔断现象，过大则发生跌落式熔断器烧坏现象。 3：部分跌落式熔断器老化。 断路器故障

1：保护定值调整不合理。

2：部分设备自身质量不过硬，主要是因为操作机械或动、静触头故障合不到位，一但线路负荷较大时就会放电击穿本体绝缘子形成故障（如唐山变07线、西山变09线断路器故障） 3：外部各因素引发的跳闸。 高压断线和电缆故障

此类故障主要是由于气候变化或施工不当引发，电缆故障全部为城区的大建设的野蛮施工引发，此种故障一但发生停电面积大，停电时间大，社会影响也较大，就加大工作力度。 变压器故障 主要为过负荷引发 其它故障

主要为瓷瓶闪络放电，客户私自操作设备引发故障，树障，过负荷引发的引线烧断等

低压类故障分析

低压电缆故障共发生43起，共计更换近2000米，主要集中在王郢村、赵圩村、小陈庄、新店集等处，达到31起占低压电缆故障的72%，同时上述地区在配变负荷开关的烧毁类故障也是据高不下，仅负荷开关更换就达 起。由于高发地点全部为城乡结合部的村子，村民用电不规范、形成较为严重的过负荷是故障高发的主因。

除以上地区外的故障主要是以下几点： 1：过负荷（主要是客户负荷增加太快） 2：外力破坏（主要是偷盗） 3：电缆接头处松动、氧化。

低压空开类故障历来是低压故障集中地，迎峰渡夏期间发生就达709起，其中更换270起，主要因为以下几点

1：部分客户家庭用电不当 2：过负荷

3：部分老表箱有漏水现象 4：外力破坏

以上几点也可以说是低压类故障的形成的几大因素。

同时部分地区负荷增长过快，形成过负荷，出现电压低、配变负荷开关跳动频繁等现象严重影响居民供电，同时也为配变的安全运行保留了重大隐患，为解决这一问题2010年配电工区在陈庄五队、唐山路，土坝孜等地区共计更换和新增配变 台。

防范措施：

1：由于这两年的城市建设较多，规模较大，由此引发的外破故障在这两年内也已成为故障的一大主因为杜绝或减少各类外破事故，可以在交通道路的杆塔上涂上醒目的反光漆，在拉线上加套红白反光标志管，以引起车辆驾驶员和施工人员的注意。

2：加强宣传教育，提高群众爱线护线意识，违章施工对人身安全的严重危害性，并在线路杆塔上挂设醒目的禁止警示牌。

3：健全埋地电缆标志。可因地制宜制作一些小标志牌，上刻有清楚醒目的”高压电力电缆”字样，沿电缆走向安装在地面上。 4：在配变运行中，须严格按额定容量配装高、低压熔断器，平时做好负荷测量工作，及时采取相应对策，如调整负荷平衡、增容等。

5：在10kV线路上增加安装短路故障指标器，即使10kV线路发生短路故障，也能快速查出故障点及时排除，降低事故损失。

6：加强运行人员业务培训，提高故障处理的综合能力。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。

7：针对违章建筑从建设初期进行解释、劝阻．并对违章建筑者签发了《电力违章建筑事故隐患通知书》，明确双方责任。

8：加强春秋两检的检修力度，及时消除缺陷，降低线路故障率。 9：结合城市建设的机遇，加强线路改造

10：对供电客户进行家庭供电知识的宣传，让他们懂的如何安全合理用电，可以有效降低低压故障率

11：加大污秽地区线路设备的防污能力。

12：加大山区线路的防雷能力，如西山09线，丁山08线等部分线路有很长一部分就分布在八公山山区内，易受雷击。

配网运行管理中存在的问题

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北京电力顺义供电公司 李玮 中国电力网代表委员说电力专题

摘要：顺义地区配电网的建设严重落后于电源及主网架的建设,该文作者通过调查分析，从运行管理和加强配网建设与改造两方面着手，解决配网运行管理中存

在的问题，提高配网供电可靠性。访问中国电力网

关键词：配电网改造中国电力网资料频道提供电力行业最新统计资料

中图分类号：TM588.5 文献标志码：B 文章编号:1003-0867(2007)01-0020-02

顺义区地处北京市“十一五”规划“构建’两轴-两带-多中心’的城市空间结构”的“东部发展带”的中部，是未来北京城市发展的重心所在。顺义地区的城市化进程高速发展，城市建设和城市功能优化逐渐成为发展重点。“十五”期间，顺义地区生产总值年均递增20.4%，经济发展迅速，带动了电力需求增长，电力供应呈现持续增长态势。近年来，顺义地区电源及主网架的建设日臻完善，但配电网的建设严重落后于电源及主网架的建设,这一问题长期未得到有效解决。随着用电负荷的增长,配网单薄和设备老旧的问题暴露越来越明显，成为电力下送通道的“瓶颈”。下面，我就公司配网存在的问题和改造及提高对用户供电可靠

性谈谈自己的认识。

1 顺义地区配网运行管理中存在的问题

1.1 地区电网简介

顺义地区的配电网主要由架空配电网和电缆配电网组成，截止到2006年10月底，顺义供电公司所属110 kV变电站14座，35 kV变电站15座，开闭站21座，配电室28座；35 kV输电线路27条，总长度398 km； 10 kV架空线路18，总长度2171.836 km；10 kV电缆991条，总长度296.31 km；低压架空线路2771.927

km。

1.2 配网现状及问题

受到远郊区负荷分散，平均负荷密度低的特点影响，线路供电半径偏长的现象比较普遍，主干线路平均长度为4.3 km（现有数据统计），有43条线路主干长度超过了5 km，其中有11条线路的主干线超过了8 km，过长的10 kV线路影响了

线路的供电质量。

导线型号不统一是顺义配电网普遍存在的一个主要问题，主干线路从185～70 m2多种型号，主干线路中，还存在LJ-35、LJ-50、LJ-70型号总长度达300 km的

小截面导线。

线杆及金具、辅材存在较多缺陷，p-10针式绝缘子，老旧阀型避雷器、陶瓷横

担等老旧材料还在大量使用。

从配变容量的角度分析，顺义供电公司10 kV架空线路接入配变容量较大。由负载率可知一部分的配变低载运行，也就是说一方面是设备容量闲置、变压器损耗较大；另一方面，一旦这些配变负荷增长，负载率将会提高，就会导致部分线路

在满载或过载下运行。

网架结构不合理，交叉跨越、跨区域供电等现象普遍存在，联络点少，运行方式

不灵活。

运行环境方面，树线矛盾尤其突出，三线搭挂等问题需长期治理。线路防雷设计仍有待完善，早期架设的绝缘线路未安装放电线夹或箝位绝缘子，老旧阀型避雷器大量存在。仅2005年雷雨集中的8月11～15日期间查明事故原因的44起线

路故障，就有36起是雷击造成的，占总数的86%。

重点工程施工造成的外力破坏故障等问题使得地区配网的故障次数明显增多。截止2006年10月底，外力、车撞杆线82次，占全部次数的22.2%，主要是重点

工程施工引起。

截止到2006年10月底，因用户设备故障，波及主网造成设备停电达17次，占

事故总数的4.6%。

2 提高配电网的运营能力，提供可靠电力保障

根据顺义区配电网发展目标以及对存在的问题进行分析，一方面从增加配网建设与改造，加大科技投入方面着手，逐步建立一个坚实的配电网络；另一方面加强

运行管理，提高配电网的可靠性。

2.1 加强配网建设，奠定坚实的配网基础

根据城网发展规划和配网技术原则，确定了以下建设、技改方案：增加电源布点,调整和加强中压配电线路的网络结构；根据负荷性质、大小、增长幅度合理安装分段点、联络点，以便于检修、事故处理，减少停电，提高供电可靠性；加快改

造单电源用户的力度。

结合社会主义新农村建设，对顺义地区首批社会主义新农村建设试点9个村的供电设施改造提出了初步方案，将低压架空铝线更换为绝缘架空线或集束导线。

缩小供电半径，重点发展区域线路总长控制在5 km以内，供电半径控制在2～3 km，主干线的截面为185 MM2。非重点发展区域，以上指标供电半径可以加大，

截面适当缩小，但应符合规划原则。

加快10 kV架空线路入地，合理有序发展电缆网,提高配电网抵御自然灾害和人

为破坏的能力。

根据变压器负荷情况进行合理分装，缩小单台配电变压器供电范围,减少由于配

变过负荷引起的故障。

更换老旧阀型避雷器为金属氧化物避雷器，加装放电线夹、箝位绝缘子等设备,

提高线路绝缘化水平。

从2004年底开始，经过2005年一年时间，我公司投资2500万对1座开闭站、5

个配电室（包括建南、义宾、仓上、西辛、滨河配电室）、21条配电线路和部分农村低压线路进行改造。共更换10 kV主干线路257 km，对部分高损线路进行技改及对负荷达80%的线路调整了运行方式，加装了分段开关等，此项措施的实施使一些线路过长，负荷较大，末端电压低的用户受益，其电压质量有了明显

改善。

2.2 强化责任意识，加强配网运行管理

做好配网运行、消缺工作，及时消除线路隐患，提高设备运行建康水平。

改善运行环境，争取园林及地方的支持，加大解决突出的树线矛盾力度，给

线路保护区内创造无树、少树的安全走廊，降低配网故障率。

加强施工现场的反外力破坏宣传力度，减少重点施工现场的外力破坏次数。

严格控制非计划停电，加大带电作业用在消缺工作、新报装用户接火工作中的比

例，加大带电作业项目的研发和培训工作，推广带电作业应用范围。

2005年6月份我公司在顺义区大力支持下，开展了电力设施隐患整治工作。截止到2005年10月共清除输配电线路保护区内各类隐患一千多处。其中包括：在市挂账督办的4处线下隐患，在顺义区挂账督办的363处电力设施隐患及未列入区挂账的输配电线路保护区内的各类隐患七百多处，电力设施隐患整治工作取得了一定的成果，树线矛盾得到了很大程度的缓解。从统计上报数据可以看到，2005年与2006年1～8月配电故障数据对比看出，电力设施隐患

整治的成效，从2005年树碰线23次下降到2006年的9次。

3 经济效益和社会效益

3.1 经济效益

降低线损，提高电能质量。一年多来配网的改造已初见成效，一些线路过长，负荷较大，末端电压低的用户从改造前的末端电压180～140 V，到改造后末端电压达到205～220 V之间。通过试运行在10 kV郭家务线路上全封闭、全采集、全监控的计量整改装置可以看到，郭家务线路共有变台48个，平均月供电量约400 MWh，该路2004年7月至2005年6月总线损率在12%，改造后线损率降至平均8%，平均每月减少损失16 MWh，预计每年减少损失192 MWh，折合资金约9

万余元。

提高供电可靠性。通过2005年一年时间的改造，顺义地区配电线路120条线路实现联络，其中城区57路全部实现环网互带。统计可以看出，截止至2006年8月底，城区供电可靠性为99.8167%，用户平均停电时间10.69时/户，用户平均停电次数2.685次/户。相比去年同期，供电可靠性提高了0.0159%，用户平

均停电时间减少了0.9258时/户。

3.2 社会效益

设计合理、安全可靠的配电网，提高了地区供电优质服务水平，为顺义区的经济发展与和谐提供了保障，促进了两个精神文明建设，树立了供电部门的良好形象。

4 结束语

配网是公司实现销售、提供服务的基础，直接与客户和企业的利益相连，从电力改革的输配分开的趋势、从当前奥运电力的需要、从安全生产、企业效益等多方面考虑，我们都应该加大配网的的建设和改造。但我们也清醒的认识到，由于历史原因，公司的配网建设大多是由用户出资建设的，用户拥有配电网产权，导致配网资产产权与设备运行维护职责权分离，造成多年来公司未对配网设备运行维护投资，配网运行薄弱。2004年公司建制调整后，为扭转北京地区配电网由用户投资建设导致的配电网发展无法统一规划，投资后资产产权关系混乱，以及维护不及时等现状，我们开始按北京电力公司的有关文件要求接收用电客户投资建设形成的共用配电设施资产。为了保证电网的安全经济运行，提高供电可靠性、提高供电服务质量，从2005年我公司开始开展了农网二、三期工程和三个阶段的消除电网隐患工程。其中农网二、三期工程共计2，总投资1.3亿元，涉及单电源变电站的外电源和站内设备改造、变电站主变增容、10 kV线路改造、小区的一户一表改造及外电源改造，农村低压电网改造等项目。先期投资2500万对1座开闭站、5个配电室，21条配电线路和部分农村低压线路进行改造。不可否认，对配网改造先期注入资金量是巨大的，但收效是需要一定时间的，但我们也应该看到，10 kV配电网作为重要的营业市场，是公司实现利润和对用户服

务的基础和前提，是增强盈利能力，实现公司经济效益增长的保障。