代艳君

（青海三新农电有限责任公司，青海 西宁 810000）

0 引 言

10 kV配电线路具有线路点多、覆盖面广、线路长及路径复杂等特点，同时受气候条件和地理条件等外部环境的影响较大。如何保证10 kV配电线路安全可靠地运行，并有效排除10 kV配电线路的故障，成为了电力系统中相关人员不得不面对的关键性问题。

1 故障查找原理

10 kV配电线路发生单相接地时，故障点电流很小，导致用户无法正常使用。因此，必须查找故障点并进行处理。

1.1 故障检测

单相接地故障时，故障相电压为零，对健全相电压有较大影响，零序电压增加[1]。此时，配电线路中的电压是故障检测的重点，主要通过母线上的电压互感器开口三角侧电压大小来判断。

1.2 故障选线

当10 kV配电线路产生故障时，由于故障点电压的异常变动会同时出现故障线路两侧以极速传播的暂态行波，在母线处测量端感受到第1个反向行波浪涌，有个别故障折射进非故障配电线路，余下故障点行波返回故障线路[2]。故障发生过程中，基于健全线路和故障线路网络模型的参数呈现出正负。因此，当故障出现时，通过各相电流行波能量的大小进行故障相的识别。

1.3 故障区段判断

故障区段判断是故障隔离前的前置程序。受中性点接地方式等因素的影响，行波选线只能够识别接地线路，而不能识别故障区段。但是发生单相接地故障后，小电流接地故障暂态选线与行波选线的技术能够实现零压时限故障选段。充分结合相邻行波选线技术，瞬时电流闭锁，实现联络转供，实现暂态行波在小电流接地故障的判断。

1.4 故障隔离

主要有两种方案可供选择。（1）隔离故障线路负荷侧。合上电源侧隔离开关，再合上负荷侧隔离开关。此方案的意义在于保持设备的有效性，但电源侧开关开启时，负荷断电。（2）先合上负荷侧的开关，再合上电源侧开关，不能逆向操作。在中性点不接地系统中，单相接地故障不会引起暂态多回路，此时暂不会引发负荷供电不正常现象。因此，封闭型配电线路中，可先拉开负荷侧的联络开关，然后将负荷侧的进线开关合上，使系统与接地线路负荷侧隔开，杜绝了负荷的电流失，最后合上电源侧开关实现隔离。因此，采用第二种方案比较适合。

2 故障查找过程

可靠准确地实现单相接地故障自动快速隔离、非故障区域快速复电，实施系统的电路结构如图1所示。该系统主要由1号主变和2号主变组成，当输电线路正常工作时，正常运行方式是输电线路Ⅱ段母线在左侧，10 kV的Ⅰ段母线在右侧，对应分别运行，此时母开关B100和B900是非合闸状态。拉合负荷由L113或者L123提供。

单相接地故障自愈装置监测输电线路（开闭所）内的母线电压、线路电流及开关状态，识别配电线路运行状态。自愈装置每个构件之间可以进行互相通信，基于典型负荷模式的异常数据信息处理，最终实现对接地线路电源侧的隔离。单相接地故障自愈装置主要由传感器数据采集系统、通信单元、主处理器单元及开关量输出控制单元组成[3]。传感器数据采集系统单元负责收集电压传感器的零序电压和零序电流。通信单元只在需要的时候接收与读取遥控信号的输入而不进行逻辑处理，数据处理功能性较弱，需要与其他自愈系统保持通信。主处理器单元对电压电流开关量输出控制单元进行选线结果分析；识别该输电线路的对应故障，并提出解决对策；负责驱动功率输出并对开关量输出控制单元进行控制。

图1 实施系统

输电线路正常供电时，如果线路发生单相接地故障，自愈装置会立即开启，首先要监测工频电压，对出线回路电流和母线排上的电压进行实时监控。在此之前要确保输电线路上的所有向用电单位供电的电力设施全部安装了单相接地故障自愈装置，且这些内部设备设施之间已通过通信网络予以连接。自愈流程如下：

开始→工频试验变压器电压监测→出现接地故障→电流电压行波监测→输电接地极线路选择→其他装置选线结果→电缆线路接地部位的确定→闭合接地线路负荷侧母联开关→合上接地线路负荷侧进线开关→合上接地线路电源侧开关→结束。

需注意，自愈装置开始运行后需要一直对母线电压保持监控状态，识别出接地故障是否实际发生。当故障自愈装置通过分析认为电压高出额定值，就会提示产生接地故障。自愈装置监测到电流行波后确定电缆线路接地部位，然后通过通信系统来确定与其他机构的选线结果。当发现其他自愈装置的选线结果后，认定接地线路。进行接地线路负荷侧母联开关的闭合与接地线路负荷侧进线开关的闭合，再将接地线路电源侧开关开启的命令发出，从事实现全部故障自愈恢复过程。

3 故障处理的实例

某区供电分公司成立于2016年1月1日，辖区面积216平方公里，共有全民合同工43人，农合工74人，管理各类用电户数39 541户，其中低压客户共计39 025户，单相客户32 548户，三相客户6 477户。该区供电公司所属配网现状为：该区供电公司目前有19座10 kV及以上公用变电站，30台主变电站，总变电容量为2 123.5 MVA；有21座110 kV共用变电站，31台主变电站，主变电站容量为135.6 MVA。近年来，变电站的投产运行盲目扩大，增加了运维成本。由于管理不善和当地恶劣气候环境等不利影响，故障率逐年增加，人工排查配电线路故障的压力剧增，因此需引入故障自愈装置。

通过调查论证，该公司决定引入智能故障自愈装置。当单相接地故障出现时，智能开关控制器开始工作，确定故障区域，定位准确故障范围，将故障区域有效隔离，将非故障停电区域迅速恢复供电，用电的稳定性和可靠性得到了有效保障。故障自动处理装置结束故障处理任务后，对信息处理的数据通过通信装置予以上报，控制站接收信息后进行数据存储、数据分析及数据交换，实现了主线路对分支线路的遥测、遥信及遥控功能。为实现对分支线路的“三遥”目的，该区供电公司购买智能监控系统软件，集成现代测控、电力电子、网络通信及自动化控制领域技术，主界面包括用户管理、操纵日志、连接设置、短信跟踪、信息初始化及线路分许管理等模块供选择，提供远程登入、网络广播及电子邮件通知，用户界面比较友好，具有强大的网络功能、极强的软硬件兼容性及高度的可扩展性。

2018年9月15日，该区供电公司某10 kV配电线路突然断电，过去需要用2 h的人工故障排查工作，在智能检测软件的辅助下，分析了大致故障范围，仅用20 min就实现了故障自愈，从而缩短了故障停电时间。单相接地故障自愈方法的介入，使该输电企业从过去的人工管理型设备运维模式向现代化智能型故障排除管理模式改进，从而提升了输电线路故障处理能力和故障处理效率，满足了客户的用电需求，降低了故障排除成本，强化了企业形象，促进了供电企业的可持续发展。

4 结 论

我国电力行业蓬勃发展，人们的用电需求越来越高，电力企业需不断加强管理。随着国家智能电网工程的全面实施，越来越多的省份和城市开始采用智能型自愈系统来进行输电线路的故障排查与处理。本文以某区供电分公司的10 kV输电线路自愈系统的应用为具体案例，给出了一种故障自动查找与自动隔离的处理措施。通过故障排查的实例分析，证明了此方法的可行性，能够产生一定经济效益和管理效益，增强了供电安全性和可靠性。