广东电网公司中山供电局横栏供电分局
摘要：虽然电力系统不断地扩容，并相应地扩大了电网运行规模以满足不断提升的用电需求，但是，由于诸多因素的影响，10kV配电线路故障时有发生，给人们的生产、生活带来了诸多的不便。随着信息技术被应用于配电线路中，实现了10kV配电线路的智能化运行，对提高10kV配电线路的运行效率起到了重要的作用。本论文针对10kV配电线路故障分析及其自动化技术展开研究。
关键词：10kV配电线路；线路故障；自动化技术
引言
10kV配电网不仅覆盖范围广，而且由于电网运行质量直接关乎到人们的日常生产与生活，所以，配电网要处于高质量运行状态。特别是近年来人们生活水平的提高，用电量也相应地提高，给供电企业带来一定的压力。随着信息技术被应用于电力系统中，实现配电线路的自动化、智能化运行，可以降低各种干扰因素给10kv配电线路带来的不良影响，确保10kv配电线路持续而稳定地运行。
一、10kV线路故障分类
1.1速断
故障范围在线路上端，由三相短路或两相短路造成。
主要原因有线路充油设备（如油断路器、电力电容器、变压器等）短路、喷油，春季鸟巢危害、雨季雷电、暴风雨的影响、电杆拉线被盗破坏、伐树砸住导线等自然灾害或人为因素。
1.2过流
故障范围在线路下端，由用电负荷突然性增高，超出了线路保护的整定值或三相短路或两相短路造成。原因基本同上。速断、过流由于故障范围较小，故障原因清晰，所以查找起来比较容易。
1.3接地
全线路范围内均可发生此类故障，基本上可分为永久性接地和瞬时性接地２种。主要原因有断线、绝缘子击穿、线下树木等原因导致多点泄漏。接地故障由于范围较大，故障原因不明显，有时必须借助仪表仪器才能确定故障原因。
二、10kV线路接地故障及处理
2.1单相接地故障的危害
（1）对设备的危害
单相接地故障，变电站10kV母线上的电压互感器在开口三角形上产生零序电压，运行时间过长，会导致电压互感器损坏。故障还可能引起谐振过电压，对设备绝缘产生危害，绝缘被击穿后发生短路事故，造成变压器烧毁，进而诱发电气火灾事故。
（2）对人身的危害
出现导线落地的单相接地故障，配电线路如果持续运行，则会造成近距离的行人，特别是线路夜巡人员发生跨步电压造成的电击伤人事故。
（3）对供电可靠性的影响
排查故障和维修线路，需要对线路进行停电，这对供电企业来说，会直接影响其供电可靠性，特别是在农作物收割期，大风、雨、雪、夜间等恶劣情况下，以及山区、林区等复杂地形情况下，不利于查找和消除故障，会造成更长时间的停电，对供电可靠性有较大影响。
（4）对电能量的影响
单相接地故障会产生大量的大地放电现象，是一种直接的电能损耗，如根据相关规定，配电线路接地运行（不能超过）2h，就会造成大量的电能损失。
2.2判断单相接地故障的真假
（1）电压互感器一相高压熔断器熔断不是接地故障。
电压互感器高压熔断器熔断后，同样会发出接地告警信号。此时，变电运行人员可通过经验进行判断，如发生高压熔断器一相熔断时，熔断相电压降低，另两相电压不会升高，线电压会降低，这与单相接地故障的特征不同。
（2）电压互感器中性点接地没有接好不是接地故障
电压互感器中性点接地没有接好，造成中性点电位漂移，导致三相对地电压失去平衡。这种情况在电压互感器投运时容易出现，通过检查端子箱或控制屏可以排除。
2.3判断单相接地故障的方法和处理
（1）利用小电流接地自动选线装置
变电站安装小电流接地自动选线装置，可以根据故障时的电压、电流信号对各条线路进行甄别，选出故障线路供运行人员参考。但在实际变电站接地选线应用中，会出现少量选线不准确的情况，此时我们应该更加注重选线装置和各个线路的零序电流互感器配合问题。
（2）利用单相接地故障检测装置
随着技术的进步，为了减少接地故障的危害，在某些配电系统中，变电站配出线路开始使用信号源，位置分布分别在配电线路的开始处、中间以及末端处，指示器能够明确地指示故障的实际发生位置，方便检修人员更加迅速地处理故障。
（3）故障后处理
发生单相接地后，运行人员应做好记录，报告当值调度和有关负责人员，并按当值调度员的命令寻找接地故障。根据判断信号和故障特点，断开某条线路的断路器接地现象消失，便可判断它为故障线路。找出正确的故障线路后，调度员通知检修人员查找故障点，消除缺陷。
2.4接地故障的预防
（1）严格按照周期巡视线路。巡视中重点检查导线与树木、建筑物的距离，杆塔是否有鸟窝，导线绑扎是否牢固，绝缘子固定螺栓是否松脱，横担、拉线螺栓是否松脱，拉线是否断裂或破股，导线弧垂是否过大或过小等。
（2）定期试验。线路上的绝缘子、熔断器、避雷器等设备应定期进行试验，试验不合格的坚决不用，立即更换。
（3）重要设备定期检查。对配电变压器等重要设备定期进行检查，不符合运行要求的应及时进行维修或更换。
（4）分支线路上加装断路器。此项措施可以在故障时缩小故障范围，减少停电面积和时间，也有利于快速查找故障点。
三、配电线路故障的定位、隔离及恢复供电模式
在配电网中由馈线引起的停电时有发生，故障发生后，如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上，配电自动化最根本的任务就是在最短的时间内完成对故障的定位、隔离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段：
1、利用装设在配电线路上的故障指示器，由电力检修人员查找故障区段，并利用柱上开关设备人工隔离故障区段，恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长，恢复供电慢。
2、利用智能化开关设备(如重合器、分段器等)，通过它们之间相互配合，实现故障的就地自动隔离和恢复供电。重合器适用于环网或者辐射线路。该方式的自动化水平较高，无需通信就可实现控制功能，成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。
3、将开关设备和馈线终端单元(FTU)集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置，并与计算机控制中心进行实时通信，由控制中心以遥控方式集中控制。该方式采用先进的计算机技术和通信技术，可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电，避免短路电流对线路和设备的多次冲击。其存在的主要缺点是：要依赖于通信，结构复杂,影响配电系统可靠性的因素较多。配电网馈线自动化的目的是提高供电的可靠性，所以系统的功能固然重要，但其自身的运行可靠性和经济性则是电力部门最关心的问题。因此，相对而言，以上3种模式中的第2种模式最为符合国内电力行业的实际情况。其主要特点是：
1)可利用重合器本身切断故障电流，实现故障就地隔离，缩小停电范围；
2)无需通信手段，可利用重合器多次重合以及与保护动作时间的相互配合，实现故障的自动定位、隔离和恢复供电；
3)可直接从电网上获取电源，不需要外加不间断电源。
四、10kV配电线路中自动化技术的应用
4.1采用馈线自动化技术
对主站集中型线路区域进行供电。主站集中型线路区域进行供电，是采用馈线自动化技术检测配电终端的故障，并发出警告信息，同时融入变电站保护动作的信号而对故障进行综合性判断，包括发生故障的区域，所产生故障的类型等等都得到明确之后，就需要采用技术措施将故障点隔离处理，使得没有发生故障的区域可以持续供电而不会受到故障的影响。这种故障处理技术对配电线路的类型并没有特殊的要求，也不需要重合闸工作的配合。10kV配电线路的主干线路上连接有开关，备用电源是蓄电池。超级电容则是配置在分解开关中，并以此作为后备电源。但是，主站集中型线路需要依赖于主站和通信技术，如果有故障产生，就会在导致整条配电线路停电。
对分布智能型线路区域进行供电。配电馈线的主干线上安装有开关，所有的电力信息传递都是通过配电终端传递的。相邻的配电终端之间可以进行交换电压，对开关进行调整和改变，并将故障确定下来。分布智能型线路如果产生故障，就会对主站产生一定的影响，但是可以采用快速隔离措施。通信线路所发挥的作用是可以进行通信信息传递，并获得故障隔离信息。对非故障区域进行恢复供电，就要启动恢复供电机制，其中的所有参数都是预先设定的，可以在故障发生后快速启动，以确保没有发生故障的区域可以持续供电。在馈线自动化系统运行中，可以对故障信息自动完成收集、对故障信息进行整理，同时对故障采取技术措施解决。这样，就不需要依赖于主站控制配电线路。但是，分布智能型线路运行中，对智能技术具有较强的依赖性，只有保证通信服务质量，才能够确保配电线路故障的有效处理。所以，其运行维护成本是相对较高的。
对电压时间型线路区域进行供电。电压时间型线路在运行中需要配合使用变电站重合闸，以将产生故障的区域与没有产生故障的区域分开，其处理方式就是在对主干线进行分段处理的时候，都会应用电压负荷开关和时间负荷开关。当线路出现故障的时候，变电站自动跳闸。当线路所连接的开关被通电后，会出现延时合闸。如果故障点合闸的时候，就会立即跳闸，非故障点的线路就可以恢复供电了。这种技术使用便利，短时间内就可以使得非故障区域恢复供电。但是，变电站需要进行两次重合闸，就意味着需要两次瞬间停电。
4.2采用分布智能型FA技术
1、工作原理
配电馈线主干线上各个相邻开关的配电终端通过通信网络（光纤/GPRS），相互交换电压/过流、开关位置和故障状态等多种信息。发生故障时不需主站参与控制快速隔离；而后通过通信获得相关的开关已经隔离故障信息，按预定的恢复机制恢复正常区间供电的一种馈线自动化系统。
2、特点
⑴DTU可自行收集处理相关故障信息并进行控制决策
⑵不会对系统造成多次过流冲激
⑶架空与电缆线路都适用
⑷不依赖于主站完成配电网故障自愈控制，动作速度快
⑸对通信的速度、稳定、要求比较高；投资比较大运维要求高
4.3采用主站集中型FA技术
1、工作原理
主站系统根据配电终端检测的故障告警信息，结合变电站保护动作信号综合判断，确定故障类型和故障区段，自动或手动隔离故障点，恢复非故障区段供电。
2、特点
⑴线路类型无限制，架空、电缆、混合都适合
⑵不要求变电站重合闸配合
⑶无须保护配合，便实施，管理简
⑷分段不受限，扩展灵活
⑸主干线路开关采用蓄电池为后备电源，分界开关配置超级电容为后备电源
⑹依赖通信及主站，投资较大，每次故障，整条线路存在短时停电
4.4采用电压时间型FA技术
1、工作原理
主干线分段及联络开关采用"电压-时间型"负荷开关，与变电站重合闸配合，自动隔离故障，恢复非故障区间的供电。当线路发生短路故障时，变电站保护跳闸，第一次重合闸，开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站再次跳闸，同时FTU通过电压－时间逻辑判断出故障点并闭锁两端开关；故障隔离后，变电站二次重合，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。
2、特点
⑴开关采用"来电即合、无压释放"的原理，无蓄电池，真正免维护；
⑵不依赖通信及主站实现就地智能保护功能；
⑶资金投入小，周期短，见效快；
⑷适合城郊或农村架空中压配电；
⑸需要变电站2次重合闸配合，用户须受2次短时停送电影响；
⑹故障区负荷侧恢复供电大于45S。
4.5采用电压电流型FA技术
1、工作原理
电压电流型馈线自动化是在电压-时间型基础上，增加了故障电流辅助判据。使非故障区间分段开关在第一次重合闸后闭锁分闸，减少第二次重合闸后恢复供电时间。其次主干线设置带时限和二次重合闸的分段断路器，其后端线路发生故障自行切除，大大减少变电站出线断路器的跳闸次数。
2、特点
⑴减少50％变电站出线断路器跳闸，缩小故障引起的停电范围；
⑵变电站出线断路器重合成功率大幅提高，可达到90％以上；
⑶减少重合闸恢复供电时逐级合闸时间，减少非故障区段停电时间；
⑷无通信可对故障就地迅速隔离；
⑸适用于10kV架空、电缆等结线；
⑹变电站保护动作时间至少在0.15S。
结束语
10kv配电线路是主要的输电线路，如果在实际运行中受到诸多因素的影响而导致线路运行中不断地出现故障，就会造成不良的影响，不仅影响电网的运行效率，而且还会给供电企业带来一定的经济损失。这就需要对配单线路的故障进行分析，并采取自动化技术措施，以确保配电线路稳定运行。
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