1、前言 10kV配電網(wǎng)多采用架空線或以架空線為主的混合結(jié)構(gòu)，一般為放射形供電方式。由于10kV配電線路沿線地理條件較復雜，線路絕緣水平較低，因此線路故障率高。另外，10kV配電網(wǎng)直接面向眾多電力用戶，線路作業(yè)停電的機會也多，如何提高10kV配電網(wǎng)供電可靠性，是10kV配電網(wǎng)改造和建設(shè)的重要課題。
2、10kV配電網(wǎng)基本接線方式 10kV配電網(wǎng)接線方式可分為公用網(wǎng)和專線(網(wǎng))兩類。公用網(wǎng)，基本接線方式有：樹枝網(wǎng)、分段隔離樹枝網(wǎng)、干線(部分)聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)和全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)。
3、影響供電可靠性的主要因素 影響10kV配電網(wǎng)供電可靠性的主要因素有：線路故障率、故障修復時間，作業(yè)停運率、作業(yè)停運時間，用戶密度及分布等。
3.1線路故障率及故障修復時間
線路故障可能是由于絕緣損壞、雷害、自然劣化或其他等原因造成。對架空裸導線：
(1)絕緣損壞是指高空落物，樹木與線路安全距離不足等造成的故障，與沿線地理環(huán)境有關(guān);一般認為絕緣損壞率與線路長度成正比。
(2)雷害造成的故障與避雷器的安裝情況有關(guān);雷害故障率大體上與避雷器安裝率成反比，與避雷器自身故障率成正比。
(3)自然老化引起的故障與線路設(shè)備、材料有關(guān);對同一類設(shè)備、材料，自然老化率與線路長度成正比。
(4)其他原因主要是指外力破壞，人為過失等造成的故障。
(5)故障修復時間與運行管理水平，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，以及配電網(wǎng)自動化水平有關(guān)。因為正確、迅速地判明故障點，可大大縮短故障停電時間。對同一網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，運行管理水平、自動程度相同的配電網(wǎng)，故障修復時間取平均值。
3.2作業(yè)停運率與停運時間
作業(yè)停運是指配電線路因試驗、檢修和施工造成的停運;施工停運則與線路供電區(qū)域發(fā)展情況有關(guān)，發(fā)展中區(qū)域線路施工停運率高，發(fā)展接近飽和區(qū)域，線路施工停運率低。
作業(yè)停運時間與作業(yè)復雜程度和施工技術(shù)水平有關(guān)，一般可取平均值。
3.3用戶密度與分布
用戶密度是指每單位長度線路所接用戶數(shù)。因用戶負荷的不同，各回線路用戶密度一般也不相同。在估計接線方式對供電可靠性的影響時，可取平均密度。
按現(xiàn)行供電可靠性統(tǒng)計指標，對同一接線方式，用戶分布情況不同，可有不同供電質(zhì)量服務指標。
按用戶分布模式分析，用戶大部分分布在線路前段，線路中、后段故障可通過分段斷路器隔離，從而前段線路可恢復運行，故有*的評估結(jié)果;用戶大部分在線路中段的模式次之，用戶集中在線路末端的分布模式zui差。
4、基本接線方式的供電可靠性評估 4.1基本接線方式評估
根據(jù)上述影響供電可靠性的主要因素，按表1設(shè)定的配電線路可靠性指標及參數(shù)，設(shè)斷路器為手動操作，有聯(lián)絡(luò)線路故障隔離操作時間(含故障定位和向完好線段恢復供電時間)為1h，作業(yè)隔離操作時間計入作業(yè)停運時間，對總長同是12km(每段線路長2km)的基本接線方式進行評估。
評估方法采用故障模式后果分析法，評估結(jié)果見表2。
4.2主要因素對可靠度的影響
(1)故障率及故障修復時間：
降低線路故障率對全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)效益zui高，若故障率降至0.05次/km·年，用戶年平均停電時間可由3.4h/戶降至2.7h/戶，減少了20.6%;而樹枝網(wǎng)效益zui低，用戶年平均停電時間可由15.6h/戶降至13.8h/戶，僅減少11.5%。減少故障修復時間有同樣的結(jié)論。
(2)作業(yè)停運率及作業(yè)停運時間：
由于用戶增容報裝的原因，對運行管理較完善的電網(wǎng)，作業(yè)停運率降低空間不大。縮短作業(yè)停運時間，若從4h縮短至2h，對樹枝網(wǎng)用戶年平均停電時間可由15.6h/戶降至9.6h/戶，減少了38.5%;而全聯(lián)絡(luò)樹支網(wǎng)用戶年平均停電時間也可由3.4h/戶降至2.4h/戶，減少了29.4%。
表1配電線路可靠性指標及參數(shù)
| 項目 | 故障率(次/km·年) | 修復時間(h) | 作業(yè)停運率(次/段·年) | 施工時間(h) | 用戶密度(戶/km) | 典型分布 |
| 數(shù)值 | 0.1 | 3 | 0.5 | 4 | 1.5 | 均勻 |
表2基本接線供電可靠性評估結(jié)果
| 基本接線方式 | 用戶年平均停電時間(h/戶) | 供電可靠率(%) |
| 樹枝網(wǎng) | 15.6 | 99.8219 |
| 分段隔離樹枝網(wǎng) | 9.1 | 99.8996 |
| 干線(部分)聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng) | 5.1 | 99.9418 |
| 全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng) | 3.4 | 99.9612 |
(3)用戶分布模式：
對樹枝網(wǎng)和全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)，用戶分布模式對供電可靠性無影響。對分段隔離樹枝網(wǎng)，用戶分布模式對供電可靠性的影響如前所敘。對主干線聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)，若用戶大部分直接接入主干線，供電可靠性較高;反之，供電可靠性就較低。
4.3開關(guān)類型和系統(tǒng)自動化對可靠性的影響
(1)開關(guān)類型：
10kV配電線路上常用開關(guān)設(shè)備有：柱上斷路器、負荷開關(guān)和隔離開關(guān)。若能裝設(shè)過流脫扣的柱上斷路器，可有效地縮小故障影響范圍，提高供電可靠性。若使用隔離開關(guān)，故障修復和施工完成后恢復供電，要增加操作停電時間。上述分析基本上是以負荷開關(guān)為藍本。
(2)系統(tǒng)自動化：
對配電系統(tǒng)可靠度有較大影響的一個因素是故障定位和隔離，以及向完好線段恢復供電時間。若配電系統(tǒng)實現(xiàn)了自動化，故障隔離操作時間可大大縮短，如遠方手動操作時間可縮短至幾min～十幾min，全自動操作則可以縮短至幾min內(nèi)完成。如全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)，實現(xiàn)自動化后故障隔離操作時間降至0.2h，用戶年平均停電時間可由3.4h/戶降至2.4h/戶，減少了29.4%，供電可靠率則可提高至99.9726%。
5、結(jié)束語
從對基本接線方式的評估結(jié)果可知，樹枝網(wǎng)供電可靠性zui低，全聯(lián)絡(luò)樹枝網(wǎng)供電可靠性zui高。由于10kV配電網(wǎng)是隨著電力用戶的增加而不斷發(fā)展，線路建設(shè)初期雖然暫未能實現(xiàn)聯(lián)絡(luò)，也應對主干線進行分段和分支線的隔離。一旦聯(lián)網(wǎng)條件成熟，應盡早實現(xiàn)聯(lián)絡(luò)，從根本上提高10kV配電網(wǎng)的供電可靠性，并為將來實現(xiàn)配電自動化提供堅實的基礎(chǔ)。聯(lián)絡(luò)一般從主干線做起，避免全線路長時間停電的發(fā)生，然后按重要分支線、一般分支線逐步實現(xiàn)全聯(lián)絡(luò)。另外，重視線路元件的質(zhì)量，降低線路故障率，以及合理地組織施工、檢修，都可有效地提高10kV配電網(wǎng)的供電可靠性。
