快速查找10kV 配网线路故障的技巧研究

田李缘

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东 韶关 512000）

0 引言

10kV 配网投入使用后，一般会因为跳闸与接地等问题，导致线路无法正常工作，严重威胁电网整体运行的稳定性、供电品质。而若要尽可能解决故障带来的安全问题，就应优化线路运行的效果，通过快速查找锁定故障，缩短停电时长。

1 10kV 配网线路故障查找原则

查找线路故障过程中首要考虑的是技术员的人身安全，在此前提下尽可能维护配电网与设施的可用性，采取标准化、规范化的查找方式，快速锁定线路故障的形成原因，及时除障，以免波及到其他线路，在短时间内恢复供电。在故障查找环节中，应当主干线为先，分支线在后。在日常巡查中未出现异常的线路，应先将分支线的断路装置断开，进行试运行送电，逐一排查恢复无异常的线路。实践中，对于接地故障定位，永久类故障点能采取上述的工作流程，先锁定故障线路，之后再结合可能发生的诱因与环境条件进一步细化锁定。但在瞬时类的故障定位中，仅能通过全线排查的方式处理。总之，相应的工作原则包括：首先，利用科学、高效查找方式，锁定故障与成因、类型、具体点位等，而为预防工作人员与路过行人遭遇危险，所以要确保隔离处理的效率。其次，确认故障成因与所在点位后，尽量控制因为故障波及的停电区域和实际损失。最后，先解决主干线的问题，而后逐段排查分支线[1]。

2 10kV 配网线路故障的查找技巧

在配网中的故障主要有三个大类，即接地、短路、断线。其中，接地故障的诱因包括绕组单相绝缘问题、比例装置与熔断装置的绝缘性能下降、闪络与极端天气等。具体故障表现是变电站处显示母线的电压接地相极小，其余电压数值较大，与线电压相近。而短路故障主要分成瞬时类与永久类。断线故障则一般是由雷击以及其他外力导致的。下文分别针对几个故障类型的查找技巧加以概述。

2.1 接地故障

由于导致接地故障的原因较多，例如绝缘击穿、外力影响等，接地故障是配网线路最常见的故障类型。如今，变电站配备消弧线圈的测控装置可实时采集线路中的容流与残流，支持报警接地故障。但在接地故障位置确定中，还是依赖技术员逐个排查。根据相关的查找工作实践经验，在出现接地故障后，应尽快着手于两项工作，一方面，派遣专业技术员沿线实施排查，着重检查杆塔架线的位置，以及周围有高大树木、电线转角与“T”衔接区域。另一方面，在变电站的配电室中，需针对与故障点有关的避雷装置、套管与跌落保险等绝缘性能下降现象发生概率高的部分，实施针对性排查。假设上述两个部分未找到异常问题，便应准备逐个拉开短路装置，实施全面排查，在此期间主要利用兆欧表对绝缘性与登杆加以排查，确认发生故障的具体位置。

2.2 短路故障

实施线路巡检之前，应结合变电站熔断装置保护动作状态，得出简单判断结果。假设处于电流速断的保护状态，应当能判断出故障通常是两相及三相短路造成，实际点位应当是主干线或是距离变电站较近的位置。假设是过电流的保护状态，通常是非金属性与分支线处短路造成。倘若是电流速断以及过流一同动作，故障点通常是在中段区域。在初步判断后，根据相应结果，安排实地巡检。假设在10kV 配网中全部没有配备断路装置保护，就应根据主干线各分段与分支线上断路装置有无跳闸进行判断。其中跳闸对应线路是故障区域，结合引发短路故障的各类原因，逐个排查，直至确定故障点。如果是架空线，已经配备短路故障的指示装置，技术员能直接根据设备所示内容，快速锁定故障。特别要强调的是，在线路发生短路故障中，有关技术员需在锁定异常点位之后，鉴于故障电流经过的区域容易受其影响。所以，技术员不仅需检查故障点对应电源侧的线路情况，还需查看配电网络中相对薄弱区域的运行状态。

2.3 断线故障

配网出现断线故障后，应先确定故障类型，即永久性或者暂时性。而对于断线故障，可借助测量故障距离的方式实现快速查找，如果架空电线出现永久类的断路，技术员即使在变电站中，也能通过相应仪器确认故障距离以及异常杆塔，继而为抢修技术员快速查找提供信息，加快抢修速度。除上述几种查找方式之外，实践操作中，还有其他技巧支持快速锁定故障点，主要分成三个环节，即确认故障性质、测距、定点。其中确认故障形式，是结合当前所知信息，得出故障具体属于某类异常。测距是利用专业设备，就近选择线路中的某个段作为起始点，测量和故障点之间的距离，属于“粗测”。定点就是基于粗测，利用放电声测等方式，准确锁定异常点。配网现实运转中，引起线路故障的因素较多，查找故障中不可完全根据所选方法的规定程序进行，必须根据现实状况，灵活运用各类技巧方式，尽可能缩短前期查找的周期[2]。

3 快速查找10kV 配网线路故障案例分析

以风偏跳闸为例，这种线路故障发生后，其故障状态并不稳定，导致查找难度大。如今，个别配网线路保护由于不同的因素，出现未投重合闸的现象，风偏故障出现后，技术锁定难度大，难以迅速恢复波及到的区域送电，停电周期不得不延长。相关技术员在没有确定诱因与位置的情况下，即使通过打耐压与摇绝缘的方式恢复送电，对应区域同样会在短期内发生二次跳闸。对于已投重合闸部分，故障出现后能随即完成重合闸，但故障问题没有彻底解决，还是容易出现多次跳闸，影响配网送电的稳定性。这对电力公司的经营信誉有巨大危害，容易接到较多的投诉。

3.1 故障线路情况

某条线路在10kV 配网中，911 号开关和35kV 变电站连接，是三条出线中的一个。此变电站利用35kV线和110kV 变电站连接。其中10kV 线路配有保护设备，还连接一个小水电，并且未投重合闸。此10kV 线路长度超过43km，主干线达到31km，配备126 处杆，连接线径是“LGJ-95”。其余是支线部分，包括分支线与次支线。整条线路没有绝缘线。根据线路整体分布情况来看，连接主线的最长分支线是本文主要讨论的对象，下文称之为N 分支线。在线路众多杆中，5 号杆负责对N分支线的控制，设置的速断定值是200A；过流数值则为90A/0.1s。10 号杆是负责主干线的控制，相应设定的速断数值以及过流定植与前者一致。

3.2 跳闸故障分析

首先，保护跳闸记录。上述提到的10kV 线路曾在不足两个月的时间内，出现10 次AB 相间短路，引起过流动作，对应电流集中在40A 附近。其次，故障分支线。根据分支线控制开关上的记录数据能够确定，故障都形成于N 分支线。在变电站911 出现跳闸的同时，N 分支线的控制开关也发生跳闸，由此生成多条跳闸信息。电网管理系统会自动把故障信息以短信的形式，发送给抢修技术员。再次，录波记录。早在此次高频率故障发生之前，出线变电站便经过全面改造升级，35kV 变电站处配置录波设备，借此记录并查询、分析每次跳闸故障发生中电流电压信息。相关技术员根据录波信息，同样能判断出是AB 相间短路，每次跳闸电流峰值都没有太大偏差。上述信息能反映出保护设备动作，并且电流电压波形相差无几。如果发生此种故障情况，基本上就能初步确定这些次线路异常的问题相似性。最后，巡检记录。在本文所述的线路中，第九次跳闸发生，因为故障点所在区域地形复杂、没有故障指示装置、可达性不高等问题，技术员没有准确找到诱因与异常点。但在发生第十次故障之前，巡检技术员遭遇大风，同时得到跳闸故障的通知。根据该巡检情况，诱因是风偏的概率较高。而为证明此猜想，查询故障发生当日的天气，由此发现故障线路区域每次跳闸当日，均出现明显的降温情况。而所在地区降温同时，通常会随之出现大风与降水的情况。种种信息证明，跳闸故障由风偏造成的可能性有所提高[3]。

图1 线路接线

3.3 故障数据建模

在初步确定是风偏跳闸，所以基本上能确认故障是金属类短路，根据上级供电信息，就能锁定故障位置。而后借助实地排查巡检，进一步细化诱因与故障。为简化分析难度，将11kV 站电源供应无限值，由此就能忽略所有相关的电阻。结合图2 所示，E 是指没有限值的电源；Xt1 与Xt2 是110kV 变电站的两个主变对应等效串联电抗；RL 与XL 分别是35kV 中甲乙线路的电阻、电抗；XT35 是35kV 线路中乙变对应等效串联电抗；RLGJ 与XLGJ 则是经过折算处理后，从变电站到10kV 故障位置的等效电阻与电抗。本线路有关设备技术参数包括：110kV1 号主变，短路阻抗是10.01%、容量20MVA；2 号主变，短路阻抗为10.16%、容量为31.5MVA；在35kV 的甲乙线中，全长超过10km、每千米电阻是0.35Ω、每千米阻抗为0.37Ω；35kV 乙变主变，其额定电压最大与最小值分别是35kV 与10.5kV、短路阻抗为6.3%、容量是MVA。把所有参数都折算在38.5kV 级别上，确定相关等效参数。

图2 单相等效电路

结合保护装置与录波器输出信息，AB 相间短路的电流数值在40A 附近，而CT 变比是200/5，由此确定得到一次值是1600A，换算到38.5kV 级别，相应电流约为436.36A。结合两相短路电流的计算表达式如下。

其中：Id——两相短路电流，A；∑R 与∑X 是指短路回路中一相电阻、电抗数值的和，Ω；Ue——至变压装置二次侧对应额定电压，V。

根据两相短路电流能确认短路电流和无故障相电压的关联。电网中，10kV 线路中的等效阻抗超过110kV以上级别线路，因而在面对10kV 的短路故障问题，可把高级别的电压，当成零内阻无限大的供电源。在上述假设条件下，确认故障属于风偏跳闸，就能确定故障点位，而后安排技术员实地排查即可[4]。在小范围内排查与解决故障环节中，按照流程快速锁定故障点，达到附近开展巡检工作。在此期间，技术员应注意计算误差，以确认点位为中心，沿着线路延伸一段距离。并结合风偏跳闸的诱发原因是大风，所以应当结合线路所在区域的地理条件，确认检查范围。在该次故障查找中，根据系统计算出的故障点，据需沿线排查，其中54 号杆位于丘陵顶部，而55 号杆则位于丘陵底部，处于风口地带，两个杆之间有较远的距离，电缆下垂明显，即使是微风也始终在摆动中，极易产生两相短路问题。除此之外，其他线路段未发现弧垂明显的问题，所以能进一步证实是风偏导致，54 号到55 号就是发生故障的位置。而后技术员根据有关操作标准，选择进行紧线操作，令弧垂缩小。在此之后，遇到大风降水也没有出现跳闸[5]。

综上所述，风偏跳闸故障查找与处理流程为：①出现跳闸动作后，先评估风偏概率。这主要借助对已知信息的分析，得出初步结论。②假设是风偏故障，查找有关线路图与相关数据，得到等效参数。③结合线路保护设备输出的电流数值，以及技术参数、接线状况、导线信息等，确定故障点位距离，快速缩小巡检区域、确认故障点。

4 结语

总之，在发生线路故障后，技术员需利用好各类数据信息，以此做出故障类型的判断，指明查找的方向。而上文提到风偏跳闸故障的查找流程，能有效压缩实地排查故障的范围，加快抢修速度，这对相关领域技术员解决类似故障有参考价值。