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刘昊实
国网河北省电力有限公司超高压分公司，河北石家庄，050000
在人们日常生活、生产中，输配电线路是非常重要的，也是人们安全用电的保障。换言之，输配电线路是人与电网间的纽带，其安全性直接关系到用电的效率，同时其也在整个供电系统中发挥了非常重要的作用。为了能够保证各行各业高效率使用电气，电网企业就需要强化输配电线路的运行与管理，通过科学合理的技术手段做好输配电线路维护工作，将线路损耗最大限度降低，实现运行效率大幅度提升。基于此，本文通过对电气输配电线路运行管理进行分析，探讨故障形成的原因，在此基础之上提出切实可行的建议。
输配电线路安全运行、日常维护、故障排除等和人们安全用电密切相连[1]。现代化电气网络建设过程中，科学合理地设计以及规划输配电线路是基础，当此环节出现问题时，会造成整个电力系统运行中断。在电气运行管理环节，应该高度重视输配电线路运维工作，强化管理，采用新技术，大幅度提高运行稳定性。同时，因为输配电线路多建设在外部环境，极易受到环境因素影响，造成线路稳定性较差，稳定运行难以保障。特别是随着社会的发展，生产、生活对于电气稳定性提出较高要求，此时更应该提升电网整体安全性能。通过强化输配电线路运行管理工作，能够及时发现故障问题，进而采取有效措施防范与处理，促进电力稳定运行，全面提高电网运输质量。
2.1 案例概述
此次针对某地供电公司电气输配电线路运行管理情况进行了分析，案例中涉及的管辖范围内包含了110kV及以下电压等级架空线路、35kV及以下电压等级电缆线路。在不同类型10kV配电公用变压器台区的后端主要采用的是0.4kV配电线路，发挥的作用是将电能自台区配送到每一户人家。0.4kV电网与10kV及以上电压等级电网对比，前者故障影响范围小，所以此次重点针对10kV及以上电压等级线路运行管理进行分析。
2.2 电网规模
此案例中电网规模具体如下：在2020年12月份，110kV架空线路总长度达到了124.75千米，均为裸导线；
35kV架空线路总长为335.24千米，同样也是裸导线；
10kV架空线路长是2073.08千米，绝缘化率达到了85.19%；
35kV电缆线路总长660.75千米，10kV电缆线路总长3045.71千米，以下重点针对2018年12月、2019年12月、2020年12月三年间电网规模进行了纵向对比，具体见表1所示。
通过表1数据可以看出，案例中架空导线110kV总长度增长明显，35kV有下降的趋势，主要是因为案例中电网企业站在长远发展视角下，高压配电网不再针对35kV变电站新建，重点放在110kV变电站新建方向。10kV总长度有所上升，绝缘化率处于稳定提升状态，2020年高达85.19%，主要是由于电网可靠性要求提高，所以要提升线路绝缘化率。电缆层面，35kV、10kV总长呈现逐渐递增趋势，输配电线路电缆化率有所提升。线路电缆化率计算公式如下：
表1 10kV 及以上线路规模（2018 年-2020 年）
2.3 故障动作情况分布
通过对案例中2018-2020年某区输配电线路故障进行分析，得出重合成功故障发生的次数最多，达到了310次，其次是接地信号故障为130次，重合失败故障为110次，而直接跳闸故障发生次数是30次（具体见表2所示），结合运行经验以及相关数据，只要有架空线路设备混合架设形式线路出现故障，将近50%是瞬时性故障，出站开关动作分闸时便可自动消除或者隔离故障，所以线路出站开关重合以后便能够正常运行。电缆设备出现故障多是永久性的，所以重合闸便失去了价值。当前电网系统采用的保护装置仅对纯电缆线路重合闸保护退出考虑，运用中性点直接接地的形式，此类型的线路较少，长度有限，所以故障发生概率较低。
表2 不同动作情况线路故障发生次数
2.4 故障原因分类分布
针对案例区域输配电线路故障发生的原因进行了统计，重点集中于2018-2020年，具体数据见图1所示。
图1 故障主要原因占比
由图1数据可以看出，选取的案例故障主要原因占比分布中，自然因素占比达到了38.35%，其次是其他原因（包括制度、技术水平等）占比为20.97%，然后是人为原因，占比为13.72%，建设施工占比9.50%，设备老化占比9.06%，巡视无异常占比8.40%，由此可以看出，在输配电线路运行管理中，常见的故障以自然因素、人为因素为主。
3.1 配电线路施工不规范
在以上案例分析中可以看出，输配电线路故障发生的原因是多方面的，而且发生的频率很高，导致故障发生的重要原因是施工准备工作未提前规划好，施工操作不规范，整个过程缺乏相应的质量管理、有效监控，施工工艺存在问题，进而造成诸多环节与技术标准不相符，小问题慢慢积累，在时间的推移下进而形成大问题，引发了配电线路中断故障[2]。若配电线路由于负荷或者折旧而处于长期使用状态，便会导致维护不到位发生线路故障。
3.2 天气变化引起配电线路故障
由于电气输配电线路较长，极易受到天气变化的影响，例如雷电、风雨等都会导致输配电线路运行中出现故障。在案例分析中可以明显看出，自然因素故障原因的占比是最高的。在输配电线路故障中，雷电因素是影响最大的，输配电线路极易受到雷击进而造成较大的破坏，严重时会导致整个线路瘫痪，并且较短时间内很难恢复正常使用，输配电线路出现短路现象以后，雷击会带来过载干扰。而风雨会借助强大的冲击力使输配电线路稳定性遭受破坏，引发电压分布不均衡问题，输配电线路具有较大的牵引力，而且杆塔坡度也较大，这也在很大程度上会对正常供电带来直接影响。特别是最近几年，人们对于电力需求量越来越大，输电线路运行压力也随之增加，而当前输配电线路耐热性、压缩力无法满足线路运行需求，老线路更换不及时。虽然在防雷击方面使用了避雷器，但是如果避雷器电压超出承载力，同样也会引发线路避雷器故障，在避雷器无法正常工作时便会引发线路故障。以上提及这些都会对电气输配电线路运行带来影响，管理的难度会越来越大[3]。
3.3 人为因素引起故障
电气输配电线路运行管理过程中，人为因素也影响到运行的平稳性，主要从以下两个层面进行分析。第一，人为给予线路破坏，有些非法分子为了谋取个人利益会偷盗、损坏输配电线路以及设备，在线路遭受人为破坏以后，必然也会引起不必要的故障发生。而且如果人为违规使用一些大功率电器同样也会造成电路过载或者短路故障的发生。第二，输配电线路运行管理人员操作失误导致故障的发生。输配电线路处于长时间使用状态下，极易出现设备故障、绝缘层破损、导线断股等现象，如果管理人员专业水平有限，或者缺乏责任心，这些问题极易被忽视，导致线路故障恶化，电力系统运行异常。另外，运行管理人员不熟悉线路运行情况，难以高效完成运行管理工作，无法将所有隐患一一排查，进而增加了故障发生的概率[4]。
4.1 合理采用排障技术
第一，针对风雨故障排除时，要特别关注雨淋对线路带来的较大干扰性。输配电线路长时间处于外界环境中，风雨故障是难以避免的，此时就需要引进先进的雨淋除尘技术，强化检查，仔细勘查各个塔的具体情况，将风雨天气带来的线路干扰降到最低。第二，针对雷击故障排除时，除了可以安装避雷针以外，还可以在输配电线路上架设耦合地线，使导线和闪导体连接得到有效改善，减少了相间短路以及绊倒等带来的较大干扰，三相或者两相闪光引发的闪光电流第一相电压有效降低。第三，针对冰雪故障排除时，可通过定期清理线路走廊，排除后续安全隐患，强化施工质量，延长线路使用寿命。
4.2 合理选择故障检测方式
在电气输配电线路故障纠正过程中，检测方式的选择非常关键，所以在检测故障之前，工作人员要充分了解输配电线路具体情况，进而从中选择最适合的检测方法，确保故障诊断更加科学，能够及时将故障排除，尽快恢复正常运行[5]。比如输配电线路常见检测方式有状态、电子两种形式，检测人员要在检测之前将故障类型、位置、原因明确，然后采用先进的仪器设备分析传输线误差等，错误定位以后，快速排除。
4.3 开展状态运维工作
第一，要不断强化日常巡视工作，这也是确保高效运行与管理的重要手段之一。日常检查中要将监督管理工作做到位，尤其是事故检查、夜查、专项检查方面。由于输配电线路极易受到恶劣环境的影响，所以强化巡查与检测能够在很大程度上将事故排除，同时还要做好记录，每一个事故都应该认真对待、细致分析与调查，形成故障数据库，为后续故障排除提供重要的依据。第二，完善检测环节，应该做好预防措施，尽可能减少线路受干扰的概率，强化检测与维护的同时，准确识别弱电线路、杆塔倾斜等情况，检查与维护时要将带电操作与停电相结合，保证运行的高效性。
4.4 提升设备性能
电气输配电线路覆盖面较广，很多都在户外，外界环境影响是难以避免的，线路老化、损坏速度很快，这也在很大程度上会对运行稳定性造成影响。所以，输配电线路规划过程中要对地理位置、气候条件等情况充分了解，仔细分析，保证输配电线路规划的合理性[6]。同时，为了能够尽可能避免恶劣天气带来的较大干扰，降低故障发生的概率，还要针对不同天气制定不同的应对方案，确保故障发生时能够及时应对，为线路更好地运行与管理奠定良好的基础。
4.5 引入新技术
科学技术的快速发展为电气输配电线路运行管理带来了较好的机遇，特别是在故障排除方面，可以引进新技术手段，快速查找故障以及隐患，确保运行管理的稳定性。比如，可以在运行管理中融入计算机技术、5G技术、远程监测及传感器技术，实时在线监测输配电线路运行情况，当发生故障时能够及时报警，针对一些小问题可以实现自动化排除故障，促进输配电线路运行管理自动化、智能化发展。
电气输配电线路是保证电力稳定运行的关键，做好运行及管理工作，能够在很大程度上提高运行效率。为此，电力企业应该充分了解故障产生的具体原因，针对性地采用有效的排障技术，同时还要提高故障监测的能力，做好日常维护、监测工作，确保线路始终处于正常运行状态下，保证用电的稳定性。
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