边远 地区 10kV配电网线路大档距综合 治理

梁家余

丽江永胜供电局 云南 丽江 674100

摘要：作为一名基层的电力工人，在对边远的地区配网线路进行运维的5、6年时间里，深深感受到作为一个南网人，身上肩负的责任与义务。让用户用上安全电、放心电有多么的不容易，每当大风季节来临时，依稀记得同事脸上的那一抹无奈的表情和深深的叹息。那是因为如果不出意外的话，我们应该马上又要踏上去抢修、查找故障的路了，由于我们管辖的中压配网线路大多分布在山区，地形起伏较大，配网线路部分途经区域山高谷深地形地貌较复杂，线路路径走向受地形条件的限制，线路途经海拔大多在2000-3500m左右，大多跨越江河、箐沟及峡谷等区域，大档距线路占总线路的40%左右，再加上配网线路分布点多面广占线长，配网的运维管理工作任务十分艰巨。遇到大风天气，以目前的配网网架结构，线路设备极易出现故障只能冒着其他安全风险出去巡视抢修，运维一直处于被动局面，形成恶性循环，较大影响了线路的正常供电和安全运行。因此抓好配网运维管理工作，有效整治中压配网线路中大档距风偏造成的线路故障，降低风偏故障跳闸率，成为目前工作的重中之重。

关键词：边远地区 大档距 10kV松坪线

前言：我局运维的10kV松坪线为2018年故障前十线路之一，19次故障跳闸中11次为大档距风偏故障跳闸，故障停电时户数达到3462.043。2019年1-3月份10kV松坪线故障情况：1月份9次，2月份20次，从保护动作信息分析故障均为相间短路过流III段动作，故障时间大部分在下午15点以后时间段发生。

2019年8月开展综合治理一次后2020年跳闸17次，跳闸率有所下降。但2021年开始又重复跳闸，1月至5月共跳闸23次，其中因大档距风偏引起相间短路跳闸18次，故障率高居我局第一名，严重影响供电可靠性。而且随着人民生活水平的不断提高，居民对用电的需求日益增加，线路频繁的跳闸易引起用户不满导致投诉，给客户服务工作带来很大的压力，遇到烤烟、烤花椒的季节，线路故障停电会对用户造成极大的经济损失，引起一些不必要的经济纠纷。因此对10kV松坪线开展大档距风偏治理成为当务之急。

10kV松坪线档距情况

10kV松坪线根开设计不合理、大档距数量较多。当时是2012年的无电地区通电工程项目架设，因地形复杂，大部分采用水泥双杆及三联杆，不过经现场核实发现无论线路使用档距多大所有的双杆及三联杆的电杆根开分别为2m和2.5m设置，经排查10kV松坪线#106-107档内使用档距达955米，两侧设置三连杆根开也仅为2.5米，水泥双杆横担为非标准构件，横担长度与水泥双杆根开平齐，这也是导致相间距离不能满足要求的原因之一，因此经排查出的13处超过400米档距的两侧杆型不能满足相间电气安全距离的要求，再加上10kV松坪线岩头支线及上喇嘛支线均处于金沙江河谷地带，大风天气频繁发生，线路大档距内三相间导线舞动严重，也是造成线路频繁跳闸的重要原因。

具体缺陷隐患如下：

10kV松坪线树底支线#24杆-#25杆段（约300米）、#30-#31杆段（约400米）、#63-#64杆段（约600米）、#87-#88杆段（约450米）、#89-#93杆段、#103-#104杆段（约800米）；10kV松坪线岩头3组1号支线#1-#2杆段（约300米）；10kV松坪线上啦嘛10组变支线#1-#2杆段（约500米）、#24-#25杆段（350米）、#33-#34杆段（约400米）、#48-#51杆段（约500米）、#54-#56杆段（约800米）、#59-#61杆段（约800米）、#64-#66杆段（约900米）、#75-#76杆段（约350米）。

采取的治理措施

从架空线路设计规范着手，配网线路大档距设计审查时，要落实不同档距下三相间电气安全距离，这是防止大档距中央发生闪烙或相间短路造成风偏相间距不足跳闸原因分析的重要运行依据，是确保线路安全运行的重要因素，一般配电网线路导线水平排列档距在1000m以下的线间安全距离按下式计算确定：D＝0.4Lk+U/110+0.65√fc（式中D－导线水平线间距离m；Lk－绝缘子串长度m；U －线路电压kV；fc －导线最大弧垂m）;如10kV线路，导线间距不得小于0.6m，在我们实际运维过程中，一定要弄清楚档距与相间距之间的关系。经计算线路使用档距在450米，三连杆根开在2.5米满足要求，若超过450米以上档距，仍使用三连杆根开在2.5米的杆型就不能满足相间安全距离的要求。同时还要考虑大档距增加导线截面，设计时宜为孤立档设计，档内导线无接头。

结合以上配网大档距大跨越杆型及相间安全距离计算原则，开展10kV松坪线大档距隐患整治措施。

方法一：增加电杆根开。为了尽量减少改造工程量，在原有的根开2.5米三棵独立杆的基础上，弃用中间1根电杆，在选择合适的位置处，新增1棵电杆，间距保证在4.5米以上，沿用原导线及抱箍、绝缘子及金具，新增拉线及拉盘，可达到增加相间安全距离的目的。

方法二：采用相间导线差异弧垂调整法，实现三相不均匀弧垂来实现在大风情况下满足线路运行要求。在原有三联杆的基础上，先确认档内中相降低后是否满足对地及交叉跨越的要求，若满足可采用降低中相挂点抱箍，使水平排列导线改为三角形排列，增大相间物理空间的办法，满足相间安全距离的要求。

方法三：绝缘喷涂。为减轻导线的重量，减少导线承受自身重量的应力，一般大于200米档距不建议使用绝缘导线，因此可采用绝缘喷涂的方法来增加大档距导线间的相间距离。为节约改造成本，可利用绝缘喷涂机器人，对大档距的中间一相（B相）进行绝缘喷涂，使相间距离满足要求。

方法四：采用复合相间绝缘间隔棒。在大档距弧垂最低点或者档距的1/3和2/3处安装相间间隔棒，控制两相导线间的距离，从而解决风偏引起的相间距离不足问题。但由于相间间隔棒在线路中起相间绝缘间隔与支撑连接的作用，当线路受到风激、覆冰掉冰及短路电磁冲击力系统发生振动时，会导致间隔棒承受动力，使间隔棒发生形变，影响使用寿命。且线阶段西南地区，间隔棒安装工艺不熟，运维缺乏经验及手段，因此需慎重选择。

取得的效果

截止2021年5月30日对10kV松坪线大档距治理结束后，由大档距风偏引起的跳闸同比减少了11次，减少停电时户数2340.688。有效遏制了大档距风偏隐患导致线路重复故障跳闸的情况发生，降低了大档距典型线路的故障跳闸整治，提高了供电可靠性，减少了用户投诉，让用户用上了安全电、放心电。同时减轻了供电所运维人员的压力，使被动抢修、以抢代维的局面得到了扭转，实现了主动运维。

结论：针对边远地区10kV配电网线路的档距较大，因风偏引起跳闸较多的线路，可采用增加电杆根开、相间导线差异弧垂调整、导线绝缘喷涂、装设复合相间绝缘间隔棒等措施，增大相间物理空间的办法，使导线满足相间安全距离的要求，能过有效降低线路故障率，提高供电可靠性。

参考文献：

^{《关于中压配网大档距、针瓶扎线松脱隐患整改措施经验交流》-何蜜蜂}

^{《配网运行典型问题分析及处置实用技术手册》唐炳南、何建波}

^{交流架空线路用复合相间间隔棒技术条件（DL/T 1058-2007）}