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广东电网有限责任公司江门台山供电局 529200
摘要：对影响配电系统供电可靠性的常见故障和原因进行分析，提出减少用户停电时间及提高配电系统供电可靠性的途径和措施。
关键词：配电系统 可靠性 供电可靠
1前言
配电系统供电部分，指由降压变电站起，根据用户需要将配置好的各电压等级的电能，经配电网络（线路）送至用户的系统部分。这部分的整个系统对用户连续供电能力通常称为用户供电系统可靠性，即衡量供电系统对用户持续供电能力，定义为：在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间日历小时数的比值。由于用户供电系统可靠性作为考核供电企业“安全生产文明双达标、创一流”的必备条件，如何预见配电系统常见的故障、分析原因，减少对用户的停电时间来提高可靠性，将越来越受到有关人员的关注。
2.影响用户供电可靠性的常见故障及原因分析
2.1 线路类（1）线路非全相运行。原因往往是三相开关中的一相没有合严或没有合上；或者是线路某相严重过负荷，而使跌落式熔断器一相跌落；或者是线路断线及接点氧化接触不良等而造成的缺相运行。（2）瓷瓶闪络放电。10 kV配电线路上的瓷瓶（针式、县式）、避雷器、跌落保险的瓷体，常年暴露在空气中，表面和瓷裙内积污秽，或者是制造质量不良，瓷体产生裂纹，因而降低了瓷瓶的绝缘强度，当阴雨受潮后，即产生闪络放电，严重时使瓷瓶击穿，造成接地故障。（3）倒杆。由于外力破坏（如车撞电杆、吊车挂断导线，施工的建筑向下扔杂物拉倒电杆），或者由于线路断线或拉线断，而使耐张杆或直线杆倾杆；或者由于暴风雨、洪水等自然灾害及平时缺乏维护，而使杆根土壤严重流失或强度不够而造成倒杆。（4）断线。由于气候变化或施工不当，使导线驰度过紧而拉断导线，外力破坏造成相间短路而烧断导线或线路长期过负荷，接点接触不良等。（5）短路。多由两相或三相导线，不经负荷而直接碰撞接触，造成混线短接（如外力破坏，车撞电杆、铁丝或树枝横落在导线上等）。（6）接地。一相导线断落在大地上，或搭落在电杆及金具上，或因导线与树枝相碰，通过树木接地，瓷瓶绝缘击穿而接地等。（7）树害。树木生长超过了与导线的安全距离，由于不及时砍伐而使树枝触碰导线，造成线路接地故障，或者树枝断落在导线上，造成线路短路跳闸。（8）柱上油开关故障。油开关分合闸时，由于操作机械或动、静触头故障合不上闸或分不开闸，造成拒合、拒分。（9）跌落式熔断器故障。由于负荷电流大或接触不良，而烧毁接点；或制造质量有问题，操作人员用力过猛而造成跌落式熔断器瓷体折断；或由于拉合操作不当而造成相间弧光短路；或铅丝管调节不当（松动）自动脱落产生缺相。
2.2 变电类（1）配电变压器常见故障主要有铁芯局部短路或熔毁，绝缘损坏；线圈间短路、断线，对地击穿；分接开关触头灼伤或有放电；套管对地击穿或放电。（2）户内10 kV少油或真空断路器故障主要有开断关合类故障，如不能可靠开断、关合、三相不同期等；绝缘性能差，在耐受最高工作电压及短时过电压时发生闪络或击穿；载流能力差，通过负荷电流及短时故障电流发热，熔焊，操作机械性能差，如分合闸失灵，或拒分拒合等。（3）开闭所和配电室部分主要故障设施是电缆进、出线，大都发生在电缆中间接头及电缆端头短路故障。（4）电压互感器故障有铁磁谐振、受潮短路、绝缘劣化局放或击穿。（5）电流互感器故障有二次开路，如引线接头松、端子坏等；受潮使绝缘下降而击穿；绝缘老化、腐蚀而造成电晕放电或局部放电。2.3 不可抗拒的自然灾害因素主要指暴风雨、雪、雷电、洪水、地震的发生而造成系统故障直接影响对用户和社会供电的中断。这些因素虽不可抗拒，但可通过预测和预报，做好防范措施减少损失及影响；若一旦发生，积极抢修也可减少损失影响。
2.4 系统和设备的计划性检修这是历年不可避免的影响因素，但是通过管理工作的科学化，可以减少这方面的影响因素。如一些供电企业将每年度的单一性计划检修改为根据设备技术的具体状况和条件情况及联合配电网作业的状态性检修做了偿试，应该说这是一种由定性的传统管理方法向科学的定量管理转变的一个进步。由于一般性事故的发生带有很大的未知性，难以预测，如：人为或外力破坏、交通运输事故等造成的倒杆、断线、短路等。这些都要通过大力宣传《电力法》和加强维护、及时抢修来减少这些因素。
2.5 电网的结构影响由于一些电网结构满足不了安全标准，即在受端系统内发生任何严重单一故障时应能可靠、快速地切除，保持系统稳定。当突然失去任一元件（线路或变压器）时，不得使其他元件超过事故过负荷规定，从而影响了电力负荷的转移、转供能力，使供电可靠性降低。
2.6 电源的供电能力主要指发电厂根据需要，持续、不间断地提供电力、电量的能力。这一影响因素不是某一局部单位所能解决的，需要有关部门根据负荷增长需要、资金等因素统筹考虑和安排。上述原因均是影响配电系统供电可靠性的因素。
3.提高配電系统供电可靠性的途径和措施
3.1 加强配电网结构改造通过增加二次变电站之间的联络线路，实行分段控制和更换导线截面，提高转供能力，从而达到少停电提高供电可靠性目的。近几年来，台山局属各供电局进行了一系列的配电线路改造，联络线的导线截面已达到了150～240 mm2（容许的电流为515 A～610 A），这样除去本身负荷外（约250 A），还能转载300 A左右的电流。如果达到两个二次变电站之间具备3～4条联络线路，即可转载1/2负荷的目的。另外，增设主干线路的分断开关、分支开关、高压用户的分支开关应当实现“熔丝加刀闸”的保护措施。这样有利于最大限度地缩小停电范围。
3.2 改革停电检修制度每年度的配电线路检修停电，是造成的停电时户数较多的原因之一。因此，有必要对年度检修停电的作业项目安排和停电是否科学合理进行一些分析和探讨。配电线路的检修，应根据实际运行情况存在的缺陷多少、是有用户施工作业等灵活处理。如果某条线路工作量大，需要停电时间长，应该单独计划停电时间，而使其它多数常规作业的线路提高送电量。从历年广西配电线路检修停电时间来看，从属于二次变电站的停电时间，一般每次停电一个白天（约10 h）。而配电线路定检作业，一般半天，在中午12点左右就可完成任务，如不安排改造任务，仅处理线路缺陷，5～6 h作业是可以满足的。而送电线路（110 kV）大多数是双回线供电，对变电站无影响。那么配电线路定检停电时间可以说是受变电设备检修时间长短的制约是主要的。按常规110 kV/10 kV二次变电站主结线（如图1）特点，减少停电时间的检修方案有如下：图1 110 kV/10 kV变主接线3.3 停一运一方案通过母联开关，只停电检修预试一台变压器及其附属设备，另一台照样运行，送出全部负荷或利用10 kV分段母线送出1/2负荷，这样就较常规全停电检修减少1/2的工作量，从而减少2/5左右的停电时间。剩下的另一半检修任务，下一次停电完成。该方案特点是变一次作业为两次，检修工作是在带电场地进行，需要加强监护措施。条件是二次变电所的两侧母线须安装分段开关。
3.4 两台主变全停但只安排与主变压器有直接关系的检修预试项目，其它项目在送电后可通过刀闸与带电母线脱离，在不影响正常运行情况下单独进行。4回110 kV进出线的断路器、互感器、刀闸、避雷器及站用变等就可以这样处理。该方案特点是：削减原来一次停电作业量，但以后的作业也是在带电的场地进行，同样需要加强安全监护；另一方面，还要求该变电站的主变、断路器等设备的检修预试周期同步，避免重复停电。
3.5 通过变电站之间的联络线路互相转供负荷方案该方案视城网建设的状况而定，如果每个变电站10 kV都具备3～4条联络线路（每条转供300 A左右），而且导线截面达到240 mm2，变压器的容载比达到1.8～2.1时，即可达到变电站一台主变停运，而配电线路不停电的目的，
摘要：对影响配电系统供电可靠性的常见故障和原因进行分析，提出减少用户停电时间及提高配电系统供电可靠性的途径和措施。
关键词：配电系统 可靠性 供电可靠
1前言
配电系统供电部分，指由降压变电站起，根据用户需要将配置好的各电压等级的电能，经配电网络（线路）送至用户的系统部分。这部分的整个系统对用户连续供电能力通常称为用户供电系统可靠性，即衡量供电系统对用户持续供电能力，定义为：在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间日历小时数的比值。由于用户供电系统可靠性作为考核供电企业“安全生产文明双达标、创一流”的必备条件，如何预见配电系统常见的故障、分析原因，减少对用户的停电时间来提高可靠性，将越来越受到有关人员的关注。
2.影响用户供电可靠性的常见故障及原因分析
2.1 线路类（1）线路非全相运行。原因往往是三相开关中的一相没有合严或没有合上；或者是线路某相严重过负荷，而使跌落式熔断器一相跌落；或者是线路断线及接点氧化接触不良等而造成的缺相运行。（2）瓷瓶闪络放电。10 kV配电线路上的瓷瓶（针式、县式）、避雷器、跌落保险的瓷体，常年暴露在空气中，表面和瓷裙内积污秽，或者是制造质量不良，瓷体产生裂纹，因而降低了瓷瓶的绝缘强度，当阴雨受潮后，即产生闪络放电，严重时使瓷瓶击穿，造成接地故障。（3）倒杆。由于外力破坏（如车撞电杆、吊车挂断导线，施工的建筑向下扔杂物拉倒电杆），或者由于线路断线或拉线断，而使耐张杆或直线杆倾杆；或者由于暴风雨、洪水等自然灾害及平时缺乏维护，而使杆根土壤严重流失或强度不够而造成倒杆。（4）断线。由于气候变化或施工不当，使导线驰度过紧而拉断导线，外力破坏造成相间短路而烧断导线或线路长期过负荷，接点接触不良等。（5）短路。多由两相或三相导线，不经负荷而直接碰撞接触，造成混线短接（如外力破坏，车撞电杆、铁丝或树枝横落在导线上等）。（6）接地。一相导线断落在大地上，或搭落在电杆及金具上，或因导线与树枝相碰，通过树木接地，瓷瓶绝缘击穿而接地等。（7）树害。树木生长超过了与导线的安全距离，由于不及时砍伐而使树枝触碰导线，造成线路接地故障，或者树枝断落在导线上，造成线路短路跳闸。（8）柱上油开关故障。油开关分合闸时，由于操作机械或动、静触头故障合不上闸或分不开闸，造成拒合、拒分。（9）跌落式熔断器故障。由于负荷电流大或接触不良，而烧毁接点；或制造质量有问题，操作人员用力过猛而造成跌落式熔断器瓷体折断；或由于拉合操作不当而造成相间弧光短路；或铅丝管调节不当（松动）自动脱落产生缺相。
2.2 变电类（1）配电变压器常见故障主要有铁芯局部短路或熔毁，绝缘损坏；线圈间短路、断线，对地击穿；分接开关触头灼伤或有放电；套管对地击穿或放电。（2）户内10 kV少油或真空断路器故障主要有开断关合类故障，如不能可靠开断、关合、三相不同期等；绝缘性能差，在耐受最高工作电压及短时过电压时发生闪络或击穿；载流能力差，通过负荷电流及短时故障电流发热，熔焊，操作机械性能差，如分合闸失灵，或拒分拒合等。（3）开闭所和配电室部分主要故障设施是电缆进、出线，大都发生在电缆中间接头及电缆端头短路故障。（4）电压互感器故障有铁磁谐振、受潮短路、绝缘劣化局放或击穿。（5）电流互感器故障有二次开路，如引线接头松、端子坏等；受潮使绝缘下降而击穿；绝缘老化、腐蚀而造成电晕放电或局部放电。2.3 不可抗拒的自然灾害因素主要指暴风雨、雪、雷电、洪水、地震的发生而造成系统故障直接影响对用户和社会供电的中断。这些因素虽不可抗拒，但可通过预测和预报，做好防范措施减少损失及影响；若一旦发生，积极抢修也可减少损失影响。
2.4 系统和设备的计划性检修这是历年不可避免的影响因素，但是通过管理工作的科学化，可以减少这方面的影响因素。如一些供电企业将每年度的单一性计划检修改为根据设备技术的具体状况和条件情况及联合配电网作业的状态性检修做了偿试，应该说这是一种由定性的传统管理方法向科学的定量管理转变的一个进步。由于一般性事故的发生带有很大的未知性，难以预测，如：人为或外力破坏、交通运输事故等造成的倒杆、断线、短路等。这些都要通过大力宣传《电力法》和加强维护、及时抢修来减少这些因素。
2.5 电网的结构影响由于一些电网结构满足不了安全标准，即在受端系统内发生任何严重单一故障时应能可靠、快速地切除，保持系统稳定。当突然失去任一元件（线路或变压器）时，不得使其他元件超过事故过负荷规定，从而影响了电力负荷的转移、转供能力，使供电可靠性降低。
2.6 电源的供电能力主要指发电厂根据需要，持续、不间断地提供电力、电量的能力。这一影响因素不是某一局部单位所能解决的，需要有关部门根据负荷增长需要、资金等因素统筹考虑和安排。上述原因均是影响配电系统供电可靠性的因素。
3.提高配電系统供电可靠性的途径和措施
3.1 加强配电网结构改造通过增加二次变电站之间的联络线路，实行分段控制和更换导线截面，提高转供能力，从而达到少停电提高供电可靠性目的。近几年来，台山局属各供电局进行了一系列的配电线路改造，联络线的导线截面已达到了150～240 mm2（容许的电流为515 A～610 A），这样除去本身负荷外（约250 A），还能转载300 A左右的电流。如果达到两个二次变电站之间具备3～4条联络线路，即可转载1/2负荷的目的。另外，增设主干线路的分断开关、分支开关、高压用户的分支开关应当实现“熔丝加刀闸”的保护措施。这样有利于最大限度地缩小停电范围。
3.2 改革停电检修制度每年度的配电线路检修停电，是造成的停电时户数较多的原因之一。因此，有必要对年度检修停电的作业项目安排和停电是否科学合理进行一些分析和探讨。配电线路的检修，应根据实际运行情况存在的缺陷多少、是有用户施工作业等灵活处理。如果某条线路工作量大，需要停电时间长，应该单独计划停电时间，而使其它多数常规作业的线路提高送电量。从历年广西配电线路检修停电时间来看，从属于二次变电站的停电时间，一般每次停电一个白天（约10 h）。而配电线路定检作业，一般半天，在中午12点左右就可完成任务，如不安排改造任务，仅处理线路缺陷，5～6 h作业是可以满足的。而送电线路（110 kV）大多数是双回线供电，对变电站无影响。那么配电线路定检停电时间可以说是受变电设备检修时间长短的制约是主要的。按常规110 kV/10 kV二次变电站主结线（如图1）特点，减少停电时间的检修方案有如下：图1 110 kV/10 kV变主接线3.3 停一运一方案通过母联开关，只停电检修预试一台变压器及其附属设备，另一台照样运行，送出全部负荷或利用10 kV分段母线送出1/2负荷，这样就较常规全停电检修减少1/2的工作量，从而减少2/5左右的停电时间。剩下的另一半检修任务，下一次停电完成。该方案特点是变一次作业为两次，检修工作是在带电场地进行，需要加强监护措施。条件是二次变电所的两侧母线须安装分段开关。
3.4 两台主变全停但只安排与主变压器有直接关系的检修预试项目，其它项目在送电后可通过刀闸与带电母线脱离，在不影响正常运行情况下单独进行。4回110 kV进出线的断路器、互感器、刀闸、避雷器及站用变等就可以这样处理。该方案特点是：削减原来一次停电作业量，但以后的作业也是在带电的场地进行，同样需要加强安全监护；另一方面，还要求该变电站的主变、断路器等设备的检修预试周期同步，避免重复停电。
3.5 通过变电站之间的联络线路互相转供负荷方案该方案视城网建设的状况而定，如果每个变电站10 kV都具备3～4条联络线路（每条转供300 A左右），而且导线截面达到240 mm2，变压器的容载比达到1.8～2.1时，即可达到变电站一台主变停运，而配电线路不停电的目的，