广东电网有限责任公司珠海供电局519110
摘要：配电线路能否安全运行，主要是看绝缘设备是否完整。而绝缘设备又十分容易受到来自自然界的雷击和大风的影响，以及受到空气的腐蚀，发生材料的变性，导致表面电导增大，从而导致电力事故。笔者因主要是配网自动化线路的一个整体工作参与，以工作经验来分析配电的维护运行及检修以及操作指引。
关键词：10kV配电线路；自动化线路；操作指引；维护检修
1引言
目前，10kV配电线路上大多数都安装大量的无功补偿装置或综合测量记录装置。这些自动装置不仅对降低配电变压器和线路的损耗、提高功率因数以及改善用户电压质量有积极的作用，而且自动测量记录电网运行数据，为配电自动化的全面实施打下了良好的基础。当今社会，故障停电会造成人们无法正常的生活，工厂无法正常开工，整个社会都会因为电力不稳定造成巨大经济损失，所以我们电力系统要努力提高供电稳定性，增加供电量，保证配电网能高效运营，这就迫切要求配电网要从过去的人工配电转向智能化自动化配电。
210KV配电自动化
2.1配电自动化内容介绍
①馈线自动化。馈线自动化系统可完成馈电线路的监测、控制、故障诊断、故障隔离和网络重构。
②变电站自动化。其基本功能有数据采集、数据计算和处理、越限和状态监视、开关操作控制和闭锁、信息交换。
③配电管理系统。主要功能有：数据采集和监控、配电网运行管理、用户管理和控制、自动绘图、设备管理、地理信息系统等。
④需求侧管理。通过一系列经济政策和技术措施，由供需双方共同参与的供用电管理。
2.2故障的定位、隔离及恢复供电模式
在配电网中由馈线引起的停电时有发生，故障发生后，如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上，配电自动化最根本的任务就是在最短的时间内完成对故障的定位、隔离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段：
①利用装设在配电线路上的故障指示器，由电力检修人员查找故障区段，并利用柱上开关设备人工隔离故障区段，恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长，恢复供电慢。
②利用智能化开关设备（如重合器、分段器等），通过它们之间相互配合，实现故障的就地自动隔离和恢复供电。重合器适用
于环网或者辐射线路。该方式的自动化水平较高，无需通信就可实现控制功能，成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。
③将开关设备和馈线终端单元（FTU）集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置，并与计算机控制中心进行实时通信，由控制中心以遥控方式集中控制。该方式采用先进的计算机技术和通信技术，可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电，避免短路电流对线路和设备的多次冲击。其存在的主要缺点是：要依赖于通信，结构复杂，影响配电系统可靠性的因素较多。
配电网馈线自动化的目的是提高供电的可靠性，所以系统的功能固然重要，但其自身的运行可靠性和经济性则是电力部门最关心的问题。因此，相对而言，以上3种模式中的第2种模式最为符合国内电力行业的实际情况。其主要特点是：
①可利用重合器本身切断故障电流，实现故障就地隔离，缩小停电范围；
②无需通信手段，可利用重合器多次重合以及与保护动作时间的相互配合，实现故障的自动定位、隔离和恢复供电；
③可直接从电网上获取电源，不需要外加不间断电源。
3配电网运行分析
3.1配电自动化总体功能在功能
框架中将配电自动化总体功能归纳为四个主要功能组如图1所示。
它们分别为：电网运行功能组、运行计划及优化功能组、维修管理功能组和用户接口管理及控制功能组。目前国内配电自动化的研究和实施主要集中在“电网运行功能”，已投入运行的许多配电自动化系统都具备了运行监视与控制、故障管理和统计报表等功能。但是对“运行计划及其优化功能组”包括电网运行模拟和运行工作计划和优化功能的研究和系统开发相对欠缺。其中电网运行模拟功能的目的就是对配电网历史运行状态状况进行分析和诊断，实现运行工作计划和电网运行的优化。
3.2分析与诊断功能模式
配电网运行分析与诊断可以分为两个大的功能组：
配变及用户运行分析与诊断和电网运行分析与诊断。配变及用户运行分析与诊断功能组以一台配变低压侧的历史运行数据作为分析基础，由配变经济运行分析与诊断、无功补偿装置运行分析与诊断、用户电压质量分析和用户供电可靠性及设备可靠性分析与诊断四个功能模块组成。电网运行分析与诊断功能组包括基于三相潮流的电网运行模拟、电网电能损耗分析与诊断、电网运行优化和系统可靠性分析四个功能模块。该功能组以全系统的历史运行数据为基础，包括所有记录的配变低压侧的数据、对非测点记录的负荷预测数据和馈线首端的历史运行数据。值得指出的是，在历史数据库中所记录的这些数据都应该是经过配电系统状态估计处理后的数据而不是直接采用采集的“生数据”。此外，实际中压低压配电系统中的电流和电压是三相不对称的，因此三相潮流计算是电网运行分析与诊断功能组的基础。
4配网自动化线路防范措施
4.1关于投入/退出开关自动化功能
①在投入或退出开关的自动化功能前，必须首先由运行人员通过电话向值班调度员提出申请，经审批后方可执行操作，并在进行相关操作前知会配网监控班。
②对于因检修等原因而需要长期（超过1天）退出主干线分段开关自动化功能的，必须向系统运行部提交检修申请单，待审批后方可实施；对于需要长期（超过1天）退出分界负荷开关自动化功能的，仅需按第①点要求执行即可。
4.2明确转供电范围涉及的自动化开关不退出其自动化功能
在转供电范围内的自动化开关，无需退出其自动化功能；但馈线第一级分段自动化开关在转电范围内时，须在转电前先将馈线第一级自动化分段开关的自动化功能退出（即先将开关控制手柄拉至“手动合”位置，再将控制器旋钮切换至“手动分”位置），线路恢复正常运行状态后再重新投入第一级自动化分段开关的自动化功能（即先将控制器旋钮切换至“自动”位置，再将开关控制手柄拉至“自动”位置）。
4.3关于停电范围内有其他自动化开关时需加挂地线的说明
根据《珠海供电局配电自动化线路调度管理操作指引》规定，检修范围内不需倒闸操作的自动化开关、分界开关不需退出自动化功能。由于自动化分段开关在停电时会自动分闸（即一次电气连接已断开），施工班组根据现场工作点的实际情况，合理加挂班组工作接地线，加挂的接地线在工作票中注明。
4.4明确不合环转电或停电范围内有其他自动化分段开关时，送电后需检查其是否正确动作如果不合环转电或停电范围内有其他自动化分段开关，它会在停电时自动分闸，送电后则经延时自动合闸。为确保线路正常送电，运行单位完成送电操作后，需要检查转电或停电范围内非操作自动化分段开关动作是否正常，也可通过用户侧验电等方式检查，确保线路已恢复送电。
4.5明确转电过程中的开关操作顺序
无论是合环转电还是不合环转电，转电倒闸操作均应遵循“先完成转电操作，再进行停电操作”的原则，以缩短停电时间以及避免检修段线路重复停送电。合环转电的情况下，先合上联络开关，再断开检修段线路负荷侧的分段开关，最后断开检修段线路电源侧的分段开关；不合环转电的情况下，先断开检修段线路负荷侧的分段开关，再合上联络开关，最后断开检修段线路电源侧的分段开关。
5故障处理
5.1及时排除
出现了故障之后应该在最短的时间内上报并且处理，很多时候，因为没有及时的发现和处理，致使故障区域越来越大，最终危害了整个地区的电网线路。通过报道，很多地方因为线路不安全导致的事故频繁发生。很多电路存在老化或者是质量不过关的情况，针对这个问题应该及早的发现，发现之后才能对有问题的线路进行合理的处理。很多农村地区，因为缺乏人员配备，常常会有线路方面的隐患，针对这个情况，有关部门应该加大资金支持，让更多的农村地区有使用安全放心的配电线路，提升整个配电线路的运行安全。
5.2建立可靠的通讯通道和控制平台
现场自动化设备建立起来后，使用怎样的通讯通道至关重要。及时将自动化设备无缝连接到控制平台，控制平台可以可视化到各终端设备，清晰其运行状态和快速分合。当线路出现故障后，快速判断故障区域，隔离故障区域，通过控制指令恢复非故障区域的快速复电。
5.3加强管理
对于10kv的高压线路来说，加强管理是必不可少的一个部分，如果在线路建设好了之后放任不管，那么时间长了就会有很多问题出现。线路的后期管理和维护是不管是哪个地区都需要高度注意的问题，加强对电网的检查和管理是每一个配电线路区域都应该考虑的问题。因为很多线路在建造过程中就不可避免的出现了很多问题，所以在后期的管理过程中的难度会增加。即使如此，也不能忽视损坏线路的潜在危害性。如果线路有磨损或者是漏电的情况，需要马上派人处理。同时，相关的人员应该加强对天气的关注程度，因为很多线路出现故障都是雷击天气造成的，如果及时监测，及时预防，可以避免雷击天气造成的危害。
6结语
10kV配电线路在分布上呈现散点多，在路径上呈现路径长等特点，导致10kV配电线路难于得到有效地维护在自然、人为因素的影响下，10kV配电线路表现出高故障率和高危害性的特点。为了提高10kV配电线路的可靠性，更好地维护10kV配电线路安全，应该加强对10kV配电线路的维护工作，要建立和完善10kV配电线路维护体系中人员、技术、管理、培训等，更主要环节形成，10kV配电线路故障的及时定位，实现对10kV配电线路事物的迅速抢修，在避免10kV配电线路故障损失扩大的同时，确保10kV配电线路的运行稳定和安全。
参考文献：
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