10 kV配电线路故障查找与处理方法

邸海峰，菅文志

(国网黑龙江尚志市电业局有限公司，哈尔滨 140000)

10 kV配电体系属于中压网络，在配电系统中的主要任务是承担高压和低压负荷，也是系统和用户的交互枢纽，一旦在运行过程中发生问题又无法及时解决，就会影响到电网整体性能。10 kV配电线路具有以下几大特性：连接点较多，覆盖区间较大，线路设计复杂，并且会受到外部条件干扰。怎样确保10 kV配电体系发挥出应有效用，解决10 kV配电线路运行过程出现的问题，已然是摆在电力领域面前的难题。

1 单相接地故障的危害

1.1 损坏配电设备

一旦配电线路在运行过程中出现单相接地问题，电压参数就会出现波动，本身处于标准范围的电压变为谐振过电压。由于谐振过电压严重超出标准区间，负载电流和端口电压急剧攀升，超过线路可以承担的最大指标，由此便会向外放电，导致变电设备的绝缘能力下降，甚至会出现击穿等问题，严重影响中性线和相线的稳定，致使老化磨损程度上升，威胁系统的稳定运行，还有可能引起火灾等高危事故。

1.2 影响日常生活

如果出现单相接地的问题，相关部门要及时处理，实际检修过程中要对周边区域进行停电处理，而这就会影响到正常生产生活，造成一定经济损失。如果检修时无法准确定位，或遇到难以处理的问题，这一区域将会持续断电，直到问题解决后才能恢复供电。

2 故障查找原理

10 kV配电线路如果出现单相接地问题，故障位置的电流指标将趋近零，致使用户电能供应中断。所以要及时查明原因，有效解决。

故障检测。发生单项接地问题后，故障点位的相电压跳转为零，致使零序电压升高，影响相电压的稳定。在检测故障原因时，应当从电压参数着手分析，利用母线配备的电压互感装置和三角侧电压进行测定。

故障选线。一旦10 kV配电体系无法正常运行，故障点位的电压波动就会扩大到线路周边，出现快速传输的暂态行波，在母线检测位置可以测定到首个反向行波。出现问题后，正常线路和故障线路的相关参数会发生变动，可以通过行波信息判断故障位置。

故障区段判断。故障位置的区间测定是隔离的基础所在。由于中性点接地模式的差异，行波测定只能检测到接地线路，但无法测定具体故障区间。而出现单相接地问题以后，综合分析小电流接地问题和行波线路就可以确定故障区间。

故障隔离。进行隔离操作时通常有以下两种方式：a.隔离故障线路的负载端，先闭合电源侧的隔离开关，再闭合负载端开关。这一方案是为了保证装置的稳定性。b.顺序闭合负载端和电源端的隔离开关，不可以调整闭合顺序。对于中性点不接地的系统来说，单相接地问题并不会引起暂态回路增多，也无法在短时间内引起负荷供电异常。所以对于封闭型线路来说，可以先断开负荷侧开关，再闭合进线位置开关，由此便可以隔离系统和负荷线路，防止问题扩大化。综合来说，第二种方案优势明显。

3 故障查找过程

如何自动完成故障区间查找并自动隔离故障位置，成为系统稳定运行的关键所在。某个系统中存在两台主变设备，输电线路正常运行时，左侧为Ⅱ段母线，右侧为Ⅰ段母线，母联开关处于开启状态。

单相接地问题自动检测系统主要是结合实际线路运行情况，测定输电线路母线电压参数和开关工况。自愈系统中的每个模块都能够有效交互，以典型负荷模型的问题资料为基础，可以实现接地线路电源位置的隔离操作。自愈系统主要有以下几大模块：以传感设备为核心的数据收集模块、信息传输模块、数据处理模块，和开关量检测模块。其中传感设备完成对各个位置的电流、电压参数收集；通信模块在接收信号后完成对数据的接收和发送，无需做出逻辑判断便可以和其他系统有效交互；主控模块完成对电压、电流参数，以及开关量的把控，确定实际选线结果，测定线路出现的具体问题并给出相应解决方案，向开关量控制模块发射驱动信号来完成对应操作。

输电线路处于正常运行状态时一旦出现单相接地问题，自愈系统便会启动。第一步测定工频电压指标，实时测定出线位置的电流参数和母线电压值。进行这一操作之前需要保证输电线路中各个模块均配备有自愈系统，同时各个模块之间可以利用网络进行交互。自愈过程如下：启动自愈系统→监测主变设备的工频参数→系统发生单相接地问题→电流电压参数测定→接地线路的具体确认→其他设备的选线数据→明确电缆线路的接地位置→跳转接地线路负载端的母联开关→闭合进线开关→闭合电源位置开关→自愈功能完成。值得重点注意的是，自愈系统启动后，要对母线电压指标进行实时监测，判断接地问题是否真实出现。一旦自愈系统根据数据分析结果测定电压参数超过标准范围，便会确定接地问题的出现，随后通过测定行波信息来明确线路发生接地问题的位置，并依靠通信模块和其他系统进行选线信息的交互，根据其他自愈系统给出的选线结果综合判断出现接地问题的线路位置。在此之后，跳转母联开关和进线开关，给出启动命令，至此便完成了一次有效的故障自愈操作。

4 故障处理实例

某地区供电部门始建于2016年初，共计覆盖区间超过210平方公里，下属员工多达100人次，实际管理用户数目接近39 000户，其中属于低压模式的用户量为39 025户，单项用户和三项用户分别32 548户和6 477户。纵观区域内供电企业架设的配电网络，10 kV及以上的变电站共计19座，主变装置多达30台，变电容量超过2 120 MVA；110 kV的变电站共计21座，主变设备超过30台，变电容量为135 MVA。在近年来的不断发展过程中，变电站不切实际的投产运转显著提升了维护成本，加之管理体系尚未完善，且该地区环境条件恶劣，故障发生次数连年提高，导致人工监测任务量显著提高，亟需采用自愈系统进行改善。

根据企业的实际发展情况，企业确定在系统中加入自动故障自愈系统。一旦运行过程中发生接地问题，自动开关控制设备随之启动，精确测定故障区间，并对其进行隔离操作。对未出现故障的位置重新恢复电能供给，确保电能输送的稳定程度达到要求。故障自愈系统在完成问题处理后，通过内部的通信模块将数据信息向上提交，控制中心将发送过来的数据资料存放在数据库中并对其进行合理分析，完成各线路的遥控、遥信、遥测功能。可以说该项技术集电力技术、测控技术以及通信技术于一体，主控界面为用户提供信息管理、数据筛选、连接设置和初始化等功能，用户界面简洁明了，便于人工操作。

基于相关数据记录可以发现，该区域供电企业的10 kV配电线路在9月中旬出现了断电问题，以往采用人工检测的方式通常要花费2小时以上。但随着自动检测系统的引入，可以快速有效确定问题区间，仅耗时20分钟就完成了一次自愈操作，整体上缩短了由于故障造成的停电周期。