黄仁胡

(广东电网有限责任公司阳江阳春供电局，广东 阳江 529600)

1 10 kV配电线路故障概述

10 kV配电线路具有线路长、设备数量多、负荷分散等特点，线路还具有开放性和广泛性，且较少采取保护措施，在恶劣天气、外力破坏、电气负荷的影响下，线路故障发生较为频繁，严重影响了配电网的安全运行。10 kV配电线路故障主要有单相接地故障和相间短路故障2种形式，而造成这2种故障的原因主要有设备安装质量不合格、配网设备老化以及恶劣天气、外力破坏因素等。如果故障发生后，抢修作业不及时，就会进一步扩大故障的影响范围，进而影响供电的可靠性。

供电可靠性是考核供电企业优质服务水平的硬性指标。因此，在10 kV配电线路故障抢修中，必须采取有效的抢修措施，提高供电的可靠性。在计算机技术和信息化技术发展背景下，在线路故障抢修中要合理运用自动化设备和专业的技术方法，监测并有效预防配电网故障，同时还应快速确定及隔离故障点，并结合故障的实际情况制定有针对性、有效的抢修措施，从而快速复电，尽量缩短故障停电时间，为供电企业树立良好的社会形象。

2 自动化设备在10 kV配电线路故障抢修中的应用

自动化设备是融合了现代电子技术和通信技术的电力设备，能够实时检测、保护和控制10 kV配电线路故障。因此，供电企业为了提高配电网运行的安全性，引入了馈线自动化开关和故障指示器。本文分别从馈线自动化开关和故障指示器两方面分析了自动化设备在故障抢修中的应用情况。

2.1 馈线自动化开关的应用

10 kV配电网中应用的馈线自动化开关主要有智能柱上断路器、智能柱上负荷开关、分支线分界馈线以及馈线自动化的智能控制器4种。

1)智能柱上断路器。该自动化开关设备结合馈线的实际功能，在其内部配置了自动化控制单元以及保护单元。在实际应用中，当配网发生故障，设备可自动切断短路电流、负荷电流或者是零序电流，加速保护断路器、零序以及重合闸等，以便在运行中快速处理故障。根据配电网的功能分析，通常将智能柱上断路器安装在馈线的支线或干线位置，并设有基本的自动保护和控制单元，最大限度地有效降低误动概率。

2)智能柱上负荷开关。该自动化开关设备可以有效实现馈线自动化功能，不仅可以自动切断负荷电流、零序电流，同时还可以灵活配置电流型和电压型，并兼顾有压(无压)延时合闸功能，能够自动隔离处理故障点，提高抢修工作效率，通常也是安装在馈线的支线或主线位置。

3)分支线分界馈线。分支线分界馈线不仅能够起到自动控制的作用，同时还能起到保护功能，并在馈线出线断路器与干线分段自动化断路器的相互作用下，及时消除故障，如用户侧相间短路故障、单相接地故障等，可有效防止跳闸事件的发生，确保配电网的正常运行。

4)馈线自动化的智能控制器。该设备在使用时，通常与断路器、重合器以及负荷开关连接，通过控制多个参数，提高保护功能，能在配电网运行中有效处理线路故障。

在10 kV配电线路故障抢修作业中，可结合实际情况合理选用馈线自动化开关设备。在10 kV配电线路的动态监测中，配合使用线路故障分段隔离技术和通信技术，使配网线路设备及变电站能够始终处于稳定的工作状态，在减少电源侧开关动作次数的基础上，实现线路故障检测的目的。当线路故障进行隔离处理后，由馈线自动化开关将故障信息准确地传达给配网管理人员，通过分析掌握线路故障情况，安排运维人员快速排查馈线自动化开关后段线路，快速进行故障定位以及隔离故障点，迅速进行故障抢修工作，大大提升了10 kV配电线路故障的抢修效率，降低了线路故障带来的负面影响。此外，作为配网管理人员还应熟练掌握馈线的自动化开关功能，以便在10 kV配电线路故障抢修中能够结合实际情况合理地选用馈线自动化开关，确保配网运行的稳定性和安全性。

2.2 故障指示器的应用

故障指示器主要是用来定位监测线路故障，通常安装在架空线、电力电缆设备以及开关柜(箱变式、环网)中。在故障指示器的实际应用中，必须综合考虑辖区内配电线路的供电情况，利用故障指示器、故障定位主站及通信终端，对配电线路故障实现可视化管理，及时准确地定位线路故障，进而提高故障抢修作业的效率。

故障点处理措施根据配置不同可分为3种模式：①故障指示器模式。该模式主要是将故障指示器安装在配电线路上，直接由运维人员对配电线路实时监控。②故障指示器与通信终端的结合模式。在无线通信技术的支持下，运维人员无需进行线路巡视，如果线路发生故障，故障指示器系统会自动采集故障信息，并对故障进行初步判断和综合分析，传递给配网管理人员，可节省故障分析时间，提高抢修效率。③故障指示器与故障定位主站、通信终端的结合模式。主要通过遥测故障电流信息，并以无线传输的方式传给主站及相应的配网管理人员。因此，当系统监测数据显示线路故障时，会自动收集并分析故障信息，合理判断故障类型、位置及范围，并向主站及配网管理人员发出故障报警信号。

如果10 kV配网线路已安装故障指示器，当10 kV配网在运行中出现接地故障或短路故障时，区域内的所有故障指示器就会处于闪烁状态，快速定位故障点，向配网管理人员发出故障警示，并采取有效的故障抢修措施，有效提高10 kV配网运行的安全性、稳定性。例如某区域10 kV配网在运行过程中突然发生故障，在故障指示器的指示下，配网管理人员第一时间获取故障信息，快速定位故障后，将故障点进行隔离，并向调度部门申请，开展抢修作业，以最快的抢修速度恢复供电，降低配网故障的影响范围。通过故障指示器的应用和改变传统的人工线路巡视模式，实现对线路故障的实时监测，不仅节省了人工，还提高了抢修效率，有效提升了配电网的服务水平。

3 自动化设备应用实例

2020年初某供电所管辖范围内发生多起10 kV配电线路故障，严重影响了该所的供电质量。本文以35 kV松柏站10 kV大车线F05线路故障抢修为例，对自动化设备的应用进行了分析。

3.1 线路故障概述

2020年2月15日21：45，35 kV松柏站10 kV大车线F05线路发生跳闸事故。事故发生当天为中雨天气，该线路属于馈线自动化线路。当天刮风下雨天气吹断树枝，导致树枝搭在10 kV大车线#50—#51杆段导线上造成线路跳闸。

3.2 故障原因

发生此次线路故障的原因主要有：①松柏供电所对线路日常维护不到位，未能及时、完全消除线路缺陷、隐患。②10 kV大车线线行跨越坡岭，树木较高、较脆，在雷雨大风天气容易被吹倒搭在线上，造成安全隐患。

3.3 故障处理过程

当35 kV松柏站10 kV大车线F05线路发生故障时，立即组织运维班组进行故障处理，21：45开始故障处理，23：50全线恢复供电。具体故障处理过程如下。

1)2020年2月15日21：45，运维班组接配调通知，35 kV松柏站10 kV大车线F05线路过流动作，重合成功，#15杆15T1开关已停电，供电所立即组织运维人员进行故障巡视。

2)2020年2月15日22：05，初次巡查发现15T1开关后段线路无异常、60T1开关和新光支线4T1开关均在分闸位置(2个开关均具有重合闸功能)、中国移动支线1T1开关已退出运行，22：07向调度申请试送10 kV大车线#15杆15T1开关，试送不成功。

3)继续对15T1开关后段线路进行故障巡视，22：20手动断开10 kV大车线下朗支线2T1开关、退出60T1开关和新光支线4T1开关分合闸压板，22：46向调度申请试送10 kV大车线15T1开关，试送不成功。

4)由上述操作判断故障点在15T1开关至下朗支线2T1开关至60T1开关段线路，继续对该段线路进行故障巡视，23：28发现10 kV大车线#50—#51杆段线路有树枝搭线造成线路跳闸，清理树枝后，23：35向调度申请合上10 kV大车线下朗支线2T1开关，23：50向调度申请试送15T1开关，试送成功，全线恢复供电。

3.4 自动化开关应用

在此次线路故障抢修过程中合理应用了自动化开关设备。故障发生后，运维人员对10 kV大车线15T1开关闭锁合闸操作，对故障点进行正确隔离处理，同时对10 kV大车线60T1开关、新光支线4T1开关进行失压分闸，自动隔离处理故障点，提高抢修工作效率，以最快速度恢复全线供电，有效提升了配电网运行的稳定性和安全性。

4 结语

为有效提升10 kV配电线路故障抢修效率，应结合线路实际情况，合理运用馈线自动化开关和故障指示器等配网自动化设备。通过自动化开关的实际应用，帮助运维人员快速查找并定位故障点，自动隔离故障点，及时展开故障抢修，以最快速度恢复全线供电，保证配电网良好的运行状态。