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摘 要：10kV线路具有供电半径长、线路复杂、放射性供电线路多等特点。随着近年来通过农网改造、绝缘线路优化，使10kV电网抗雷电能力、抗暴风雨能力有了较大的提升，但在10kV线路中仍存在有一定的风险事故。本文根据某10kV线路安全运行事故及其风险因素，对10kV线路安全运行期间隐患排查工作进行简要分析，以供参考。
关键词：10kV线路；安全运行；隐患排查
前言
由于受到天气的影响，其中一个供电台区内部出现部分灯突然熄灭、部分灯呈现红色、部分灯正常运行的异常现象。在出现该故障后，该供电台区工作人员立通过对配电室的配电设备进行检测，确定配电设备隔离开关中一相出现熔丝熔断的情况，初步判定为线路接地短路故障。随后，在对线路巡视时发现10kV线路3#杆-4#杆间，三相四线制中某相裸铝线出现断线的情况，且电源侧一段出现与地面接触的现象，文章对引起该起10kV线路故障的影响因素进行简要分析如下：
一、10kV线路安全运行风险因素分析
通过对上述故障断线故障点进一步核查后发现，导线在架设期间有局部死弯损伤，在电力输送前验电期间未能没有发现，从而导致导线强度弱于其他导线。而在事故发生时处于冬季温度较低的时期，导线需承受较大的拉力，在此种情况下，导线所需承受的允许载流量、机械强度增加，最终出现断线情况。
除以上風险因素外，10kV线路在运行过程中雷击故障、外力故障及暴风雨故障也是10kV线路运行时的主要风险因素。其中，雷击故障主要是由于老旧线路中部分型号的绝缘子质量老化，或在线路中没有装设线路型氧化锌避雷器，致使雷击绝缘子爆裂故障频发，或者线路型氧化锌避雷器的过度使用也会造成绝缘导线断线故障；在台风较严重的区域，若台风风速超出10kV线路杆塔最大设计风速，则会导致杆塔出现倒塌的故障。外在事故主要包括鸟害或外力破坏两个方面，比如鸟粪导电致使绝缘子闪络、车辆碰或风筝碰撞导致10kV线路相间短路跳闸等[1]。
二、10kV线路安全运行与隐患排查措施
（一）加强施工导线安全管理
为了最大限度降低10kV内部导线风险因素，在10kV架空线路新建或整改作业时，应严格依据《电力线路技术规程》进行施工作业。同时，在施工作业期间若出现导线死弯情况，需选择剪断或者重新连接等方式。在施工过程中，如若导线在同一截面位置损伤面积超出5.0%但小于10.0%时，则需将导线损伤位置采用绑线缠绕18-20匝后进行补强紧固；若导线损伤面积占总截面的10.0%-20.0%之间，为了避免导线运行期间温度过高导致的断线情况，可在导线面积损坏位置增设一根同等规格的导线进行辅助补强；而对于导线损坏面积超出总导线截面面积的20.0%时，则需将原有导线剪除，并重新连接导线。
（二）重视导线安全运行监测
首先，雷击绝缘子产生的故障：（1）在前期进行安全隐患排查时，线路运维管理人员需及时更换支柱式绝缘子，或进行瓷横担和安装针式绝缘子；（2）在人口分布较稀薄的区域，可以采用新建10kV配网设备的方式，如更换柱上开关、电缆头，或安装线路型氧化锌避雷器等；（3）在10kV线路检修过程中，逐步将以往并沟线夹式导线连接方式转化为安普线夹缠绕接线式连接方式。
其次，台风引起的10kV输电线路故障，主要通过以下方式：（1）线路维护人员定期对10kV线路进行监测检查，及时对失稳的线路杆塔进行加固，或适当增加10kV线路杆塔拉线数量，结合设计风速适当提升抗风能力，从而效降低杆塔倒塌事故，在夜间大风线路巡查过程中，应沿线路上风侧进行检查，避免与断裂导线接触对工作人员造成危害；（2）在10kV巡线过程中应始终坚持线路带电的原则，即使某段10kV线路已停电，也应充争考虑线路恢复电力资源供应的可能，特别是在进线、撤线作业过程中，应严格依据《电力线路事故管理规程》的相关规定，逐步检查杆塔、桩锚及拉线情况，控制无关人员与巡线距离在8.0m以上，最大限度降低跨步电压对周边环境的损害。
其次，在线路检修过程中，10kV线路运维管理人员应重视以下几点：（1）定期清理绝缘子上的污渍，若导线横担端部出现较大范围的污垢，则需将其及时拆除，并根据区域内管理的情况划分出外部灾害重点区域，适当配置重合闸装置；（2）在交通道路主干道上设置醒目的反光漆和警示牌，并定期对杆塔周边的树枝进行修剪以及对周边垃圾进行清理整顿，降低外部破坏对10kV线路造成的损害[2]。（3）在对10kV线路杆塔关键位置定期除锈上油的基础上，可安装短路故障预警器，并结合10kV高峰负荷段红外线测温仪的设置，对故障及时进行排除，避免线路故障对整体线路安全运行产生不利影响。
（三）加强导线隐患检测
首先，应定期检测10kV线路接地装置接地电阻，对不合格的接地电阻及时进行调整，其中接地电阻值控制在10.0Ω以下，与10kV设备共用的接地装置接地电阻应在4.0Ω以下。
其次，检查开关柜。在检查过程中，可打开10kV段中置移动式封闭开关柜后盖，确认母线是否与绝缘子接触。10kV线路绝缘子类型主要有支撑绝缘子、套管型绝缘子、绝缘盒三种，其中支撑绝缘子主要用于固定10kV母线铜排，套管型绝缘子可用于间隔10kV母线、柜体，绝缘盒用于保护10kV母线触头。在检测完毕后，若10kV开关柜内绝缘子无裂缝、破损等情况，则可对开关柜内绝缘盒、套管绝缘子位置进行清扫，并采用碘钨灯进行干燥处理，以提高绝缘子绝缘强度。在以上基础上，若干燥后10kV母线绝缘子各相均达到10.0MΩ，则对10kV母线进行工频交流耐压试验，在得出试验电压后，对10kV母线运行外部表现进行观测。假设某10kV线路工频交流耐压试验得出的电压数值为24kV，且具有较为突出的“呲呲”放电声，则可初步判定该10kV线路内部湿度超出标准值，且其绝缘能力低于标准要求，为了避免10kV绝缘能力下降而导致的线路故障，可在线路位置增设加热除湿装置，并据据前期实验的结果，将该线路段进行试点运行。
最后，利用10kV线路运行的历年运维、实验数据，并结合现有数据进行对比分析，了解各故障间的联系，寻找导致10kV线路风险因素的主要原因。
结束语
综上所述，10kV线路运行过程中，雷电、外力损害、杆塔倒塌及线路自身老化等因素都会导致10kV线路出现严重的风险故障。因此，在10kV线路运维管理过程中，应依据区域线路的运行情况，加强安全监测巡查，保证在10kV线路发生故障时可及时进行排除。
参考文献：
[1]张晓波， 贾广鑫. 探析10kV配电线路的施工运行和检修[J]. 化工管理， 2016（30）：213-213.
[2]董晞帆. 10kV配电线路安全运行探析[J]. 工程技术：全文版， 2017（1）：00146-00146.
[3]雷国香. 探析10kV配电网存在问题和线路安全运行的管理方法[J]. 中国科技纵横， 2015（23）：163-163.
关键词：10kV线路；安全运行；隐患排查
前言
由于受到天气的影响，其中一个供电台区内部出现部分灯突然熄灭、部分灯呈现红色、部分灯正常运行的异常现象。在出现该故障后，该供电台区工作人员立通过对配电室的配电设备进行检测，确定配电设备隔离开关中一相出现熔丝熔断的情况，初步判定为线路接地短路故障。随后，在对线路巡视时发现10kV线路3#杆-4#杆间，三相四线制中某相裸铝线出现断线的情况，且电源侧一段出现与地面接触的现象，文章对引起该起10kV线路故障的影响因素进行简要分析如下：
一、10kV线路安全运行风险因素分析
通过对上述故障断线故障点进一步核查后发现，导线在架设期间有局部死弯损伤，在电力输送前验电期间未能没有发现，从而导致导线强度弱于其他导线。而在事故发生时处于冬季温度较低的时期，导线需承受较大的拉力，在此种情况下，导线所需承受的允许载流量、机械强度增加，最终出现断线情况。
除以上風险因素外，10kV线路在运行过程中雷击故障、外力故障及暴风雨故障也是10kV线路运行时的主要风险因素。其中，雷击故障主要是由于老旧线路中部分型号的绝缘子质量老化，或在线路中没有装设线路型氧化锌避雷器，致使雷击绝缘子爆裂故障频发，或者线路型氧化锌避雷器的过度使用也会造成绝缘导线断线故障；在台风较严重的区域，若台风风速超出10kV线路杆塔最大设计风速，则会导致杆塔出现倒塌的故障。外在事故主要包括鸟害或外力破坏两个方面，比如鸟粪导电致使绝缘子闪络、车辆碰或风筝碰撞导致10kV线路相间短路跳闸等[1]。
二、10kV线路安全运行与隐患排查措施
（一）加强施工导线安全管理
为了最大限度降低10kV内部导线风险因素，在10kV架空线路新建或整改作业时，应严格依据《电力线路技术规程》进行施工作业。同时，在施工作业期间若出现导线死弯情况，需选择剪断或者重新连接等方式。在施工过程中，如若导线在同一截面位置损伤面积超出5.0%但小于10.0%时，则需将导线损伤位置采用绑线缠绕18-20匝后进行补强紧固；若导线损伤面积占总截面的10.0%-20.0%之间，为了避免导线运行期间温度过高导致的断线情况，可在导线面积损坏位置增设一根同等规格的导线进行辅助补强；而对于导线损坏面积超出总导线截面面积的20.0%时，则需将原有导线剪除，并重新连接导线。
（二）重视导线安全运行监测
首先，雷击绝缘子产生的故障：（1）在前期进行安全隐患排查时，线路运维管理人员需及时更换支柱式绝缘子，或进行瓷横担和安装针式绝缘子；（2）在人口分布较稀薄的区域，可以采用新建10kV配网设备的方式，如更换柱上开关、电缆头，或安装线路型氧化锌避雷器等；（3）在10kV线路检修过程中，逐步将以往并沟线夹式导线连接方式转化为安普线夹缠绕接线式连接方式。
其次，台风引起的10kV输电线路故障，主要通过以下方式：（1）线路维护人员定期对10kV线路进行监测检查，及时对失稳的线路杆塔进行加固，或适当增加10kV线路杆塔拉线数量，结合设计风速适当提升抗风能力，从而效降低杆塔倒塌事故，在夜间大风线路巡查过程中，应沿线路上风侧进行检查，避免与断裂导线接触对工作人员造成危害；（2）在10kV巡线过程中应始终坚持线路带电的原则，即使某段10kV线路已停电，也应充争考虑线路恢复电力资源供应的可能，特别是在进线、撤线作业过程中，应严格依据《电力线路事故管理规程》的相关规定，逐步检查杆塔、桩锚及拉线情况，控制无关人员与巡线距离在8.0m以上，最大限度降低跨步电压对周边环境的损害。
其次，在线路检修过程中，10kV线路运维管理人员应重视以下几点：（1）定期清理绝缘子上的污渍，若导线横担端部出现较大范围的污垢，则需将其及时拆除，并根据区域内管理的情况划分出外部灾害重点区域，适当配置重合闸装置；（2）在交通道路主干道上设置醒目的反光漆和警示牌，并定期对杆塔周边的树枝进行修剪以及对周边垃圾进行清理整顿，降低外部破坏对10kV线路造成的损害[2]。（3）在对10kV线路杆塔关键位置定期除锈上油的基础上，可安装短路故障预警器，并结合10kV高峰负荷段红外线测温仪的设置，对故障及时进行排除，避免线路故障对整体线路安全运行产生不利影响。
（三）加强导线隐患检测
首先，应定期检测10kV线路接地装置接地电阻，对不合格的接地电阻及时进行调整，其中接地电阻值控制在10.0Ω以下，与10kV设备共用的接地装置接地电阻应在4.0Ω以下。
其次，检查开关柜。在检查过程中，可打开10kV段中置移动式封闭开关柜后盖，确认母线是否与绝缘子接触。10kV线路绝缘子类型主要有支撑绝缘子、套管型绝缘子、绝缘盒三种，其中支撑绝缘子主要用于固定10kV母线铜排，套管型绝缘子可用于间隔10kV母线、柜体，绝缘盒用于保护10kV母线触头。在检测完毕后，若10kV开关柜内绝缘子无裂缝、破损等情况，则可对开关柜内绝缘盒、套管绝缘子位置进行清扫，并采用碘钨灯进行干燥处理，以提高绝缘子绝缘强度。在以上基础上，若干燥后10kV母线绝缘子各相均达到10.0MΩ，则对10kV母线进行工频交流耐压试验，在得出试验电压后，对10kV母线运行外部表现进行观测。假设某10kV线路工频交流耐压试验得出的电压数值为24kV，且具有较为突出的“呲呲”放电声，则可初步判定该10kV线路内部湿度超出标准值，且其绝缘能力低于标准要求，为了避免10kV绝缘能力下降而导致的线路故障，可在线路位置增设加热除湿装置，并据据前期实验的结果，将该线路段进行试点运行。
最后，利用10kV线路运行的历年运维、实验数据，并结合现有数据进行对比分析，了解各故障间的联系，寻找导致10kV线路风险因素的主要原因。
结束语
综上所述，10kV线路运行过程中，雷电、外力损害、杆塔倒塌及线路自身老化等因素都会导致10kV线路出现严重的风险故障。因此，在10kV线路运维管理过程中，应依据区域线路的运行情况，加强安全监测巡查，保证在10kV线路发生故障时可及时进行排除。
参考文献：
[1]张晓波， 贾广鑫. 探析10kV配电线路的施工运行和检修[J]. 化工管理， 2016（30）：213-213.
[2]董晞帆. 10kV配电线路安全运行探析[J]. 工程技术：全文版， 2017（1）：00146-00146.
[3]雷国香. 探析10kV配电网存在问题和线路安全运行的管理方法[J]. 中国科技纵横， 2015（23）：163-163.