一起10 kV負(fù)荷側(cè)斷線故障的全過程分析

陳海龍，黃華生

(國網(wǎng)福建省電力有限公司南安市供電公司，福建 南安 362300）

某年8 月2 日16:57，某供電所巡視發(fā)現(xiàn)10 kV僑場線23#桿G86 開關(guān)跳閘，經(jīng)過多次故障巡視、研判、試送電，最終確定故障點為10 kV 僑場線油園支線2#桿某開發(fā)區(qū)專變避雷器炸毀，僑場線16#塔A 相引線負(fù)荷側(cè)斷線（斷線點導(dǎo)線卡在橫擔(dān)上）。由于在故障巡視全過程中，數(shù)據(jù)采集缺乏系統(tǒng)完整，由此產(chǎn)生研判誤分析，以致故障范圍定位錯誤，造成搶修復(fù)電超時長（24 h）等問題。

1 故障巡視研判全過程分析

正常運(yùn)行方式下，10 kV僑場線23#桿G86開關(guān)由110 kV 洪瀨變電站供電，與10 kV 康美聯(lián)絡(luò)線聯(lián)絡(luò)，單聯(lián)絡(luò)線路接線圖如圖1所示。

圖1 10 kV僑場線簡化接線圖

當(dāng)天下午16:57，供電所巡線發(fā)現(xiàn)10 kV 僑場線23#桿G86開關(guān)跳閘（控制油園支線），對23#桿后段線路巡線未發(fā)現(xiàn)異常，申請送電后，洪瀨變10 kVⅡ段母線不完全接地，將10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)轉(zhuǎn)熱備用后，接地信號消失（A 相：4.0 kV，B相：6.7 kV，C 相：7.77 kV，3U0：6.53 kV)。通過第1 次試送后分析，研判認(rèn)為故障點在僑場線油園支線。

17:02，調(diào)度臺研判：10 kV僑場線23#桿至油園支線2#桿間用電負(fù)荷公專變有缺相，進(jìn)一步分析研判認(rèn)為故障點在僑場線油園支線，并將故障范圍縮小到23#桿至油園支線2#桿間。

17:19，供電所巡線發(fā)現(xiàn)10 kV 僑場線油園支線2#桿某開發(fā)區(qū)專變避雷器炸毀，斷開油園支線2#桿G292 刀閘后隔離故障點后，試送23#桿G86 開關(guān)，G86 開關(guān)送電后，僑場線線路仍A 相不完全接地，此時23#桿G86 開關(guān)轉(zhuǎn)熱備用，接地信號消失。通過第2次試送情形，研判人員認(rèn)定23#桿至油園支線2#桿間仍存在故障點。

18:05，將10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)轉(zhuǎn)運(yùn)行，召測10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)后段用電負(fù)荷缺相，開關(guān)轉(zhuǎn)熱備用。通過第3 次試送，研判人員認(rèn)為定G86柱上開關(guān)可能存在內(nèi)部故障。

21:06—23:36，組織搶修，對10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)臨時短接處理，隔離G86 開關(guān)。開關(guān)短接后，僑場線線路試送電仍顯示A相不完全接地。

次日3:32，斷開10 kV僑場線23#桿G619刀閘，試送主線路，變電站母線電壓運(yùn)行正常。通過第4次試送正常，研判仍然認(rèn)為故障點在油園支線，也印證排除了開關(guān)內(nèi)部故障的可能性。

次日6:45，申請閉合10 kV 僑場線23#桿G619刀閘，供電所對主線路帶電巡線。

次日6:50，洪瀨變10 kV 僑場線621 開關(guān)轉(zhuǎn)運(yùn)行，線路不完全接地（A相：4.32 kV，B相：6.42 kV，C 相：8.27 kV，3U0：7.05 kV）。通過第5 次試送失敗，供電所帶電巡視，沒有發(fā)現(xiàn)故障點。

次日09:50，洪瀨變10 kV 僑場線621 開關(guān)由運(yùn)行轉(zhuǎn)熱備用。

次日12:05，巡視發(fā)現(xiàn)16#塔C 相引線負(fù)荷側(cè)斷線，如圖2 所示，電源側(cè)引線由瓷瓶固定，負(fù)荷側(cè)引線掉在鐵塔塔頭鐵件上，由于故障點為跳線，斷開不明顯，故不易察覺。

圖2 10 kV僑場線16#桿塔斷線點

次日16:00，搶修后全線送電正常（第6 次試送，全線送電成功）。

整個查找過程歷時23 h 52 min，期間試送電6次、帶電巡視3 h。

2 故障形成機(jī)理分析

當(dāng)天正值8 月份雷雨季度，線路遭受雷擊，導(dǎo)線跳線處由于雷電波的反射，16#塔C相跳引線斷開（負(fù)荷側(cè)），斷線點卡在橫擔(dān)上。斷線弧光極易引起諧振過電壓，雷電波沿導(dǎo)線傳遞過程中，由于某專變插頭避雷器老化熱容量不足（HY5WS1-17/50），致使工頻續(xù)流未能有效熄弧，專變避雷器炸毀同時該配變過電壓產(chǎn)生故障，熔絲噴弧發(fā)黑。熔絲與柱上開關(guān)保護(hù)關(guān)時間不能有效配合，10 kV僑場線23#桿G86開關(guān)（控制油園支線）跳閘。

當(dāng)10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)在斷開位置時，由于10 kV 僑場線16#～35#桿（聯(lián)絡(luò)開關(guān)在斷開位置）主線路空載無負(fù)荷；而16#塔A 相引線是負(fù)荷側(cè)斷線后卡在橫擔(dān)上，在線路后段無三相負(fù)荷的情況下，未形成電氣回路，因此變電站10 kV 母線檢測三相電壓3U0（開口電壓）不會檢測到越限值，所以沒有線路接地信號發(fā)出。

當(dāng)10 kV 僑場線23#桿G86 開關(guān)在運(yùn)行狀態(tài)時，油園支線的公專變?nèi)嘭?fù)荷形成電氣回路，其電氣原理如圖3 所示，配網(wǎng)電源側(cè)的變電站母線TV 檢測到非金屬性不對稱接地信號（開口三角電壓40～50 V 左右，一次側(cè)電壓7 kV 左右），斷線相C 相電壓用相量圖法計算理論值為1.5倍相電壓（實際1.43倍額定值），另外兩相理論值應(yīng)為0.866 倍相電壓（實際上由于不對稱參數(shù)影響后為0.75倍和1.11倍額定值）。另外，負(fù)荷側(cè)油園支線公專變由于缺相（C相），發(fā)出缺相信號。

圖3 負(fù)荷側(cè)斷線電氣原理示意圖

總之，這是一起典型的負(fù)荷側(cè)斷線接地故障，但由于非金屬性不對稱接地參數(shù)的影響，變電站母線檢測電壓的特癥與正常電源側(cè)非金屬性接地信號故障相似，并且故障點隱蔽，在特殊雷雨季度人員難以排查到位，以致于誤判斷、誤分析。

3 配電線路跳閘成因和防范措施

10 kV 僑場線線路故障的主要原因是：線路通道位于山區(qū)，地勢高，為雷害高發(fā)區(qū)域，配電線路防雷水平明顯不足，線路絕緣子絕緣水平低（較多老化絕緣子），線路避雷器安裝覆蓋率較低，線路避雷器沒有完善的接地系統(tǒng)。針對線路上絕緣水平問題，提出防范完善措施：一是局部加強(qiáng)絕緣提高線路絕緣水平，線路老舊針式絕緣子、X-4.5懸式絕緣子全部更換。提高線路絕緣水平，雷電引發(fā)的工頻續(xù)流因爬距大而無法建弧。二是在山上、空曠高雷擊地帶須逐基、組相加裝避雷器，5基桿左右裝設(shè)1組接地線線，柱上設(shè)備鄰近的前后基桿塔逐相安裝復(fù)合外套帶固定間隙金屬氧化物避雷器，且配置接地。復(fù)合外套帶固定間隙金屬氧化物避雷器本體高壓電極采用軟導(dǎo)線和穿刺線夾與絕緣導(dǎo)線連接，放電間隙固定，避免導(dǎo)線擺動間隙變化過大、閃絡(luò)路徑受自然環(huán)境等影響，進(jìn)一步增強(qiáng)避雷器的防雷效果。若受地形限制，則可選用鍍鎳鋼棒接地。

4 配電網(wǎng)故障研判技術(shù)的展望

國內(nèi)10 kV 大部分采用小電流接地系統(tǒng)，對于單相接地允許2 h 的運(yùn)行，但實際出于安全性的考慮，均應(yīng)馬上采取處置方案，也是采用先隔離后轉(zhuǎn)電的處置方式，所以其優(yōu)點并不存在，但帶來的問題確很突出，故建議國內(nèi)相關(guān)電力科研機(jī)構(gòu)應(yīng)對小電流接地系統(tǒng)必要的升級研究應(yīng)用，如小電阻接地、消弧線圈中電阻接地等方式，并配合配電自動化的研發(fā)，提出新的判據(jù)邏輯策略，減少由于單相接地帶來的安全風(fēng)險和故障排查困難的問題。近階段10 kV 小電流接地系統(tǒng)提高故障研判準(zhǔn)確率的技術(shù)建議：

增加配網(wǎng)自動化設(shè)備終端的布置應(yīng)用，增加一、二次成套融合柱上開關(guān)（ECVT）、高精度FTU 或DTU終端配置，在主要支線、分?jǐn)帱c補(bǔ)充配置相關(guān)采集高精度的故障指示器采集點。

故障指示器必須配合高精度采集器，能夠捕捉單相接地暫態(tài)值的波形，采用小波比較等相關(guān)原理進(jìn)行的故障研判，捕捉接地或斷線暫態(tài)信號，案例中若主線16#～35#桿有相關(guān)故障指示器，則通過采集數(shù)據(jù)比較應(yīng)用，能夠第一時間準(zhǔn)確研判出故障范圍。

配電自動化DMS系統(tǒng)的研判應(yīng)綜合用戶采集系統(tǒng)，隨著用戶采集系統(tǒng)中HPLC 電能表的推廣，對用戶采集系統(tǒng)的公專變?nèi)嘧兓闆r的大數(shù)據(jù)在幾s內(nèi)進(jìn)行邏輯判斷一般是能夠?qū)崿F(xiàn)，再綜合變電站母線電壓變化情況形成數(shù)據(jù)判斷。再對小接地系統(tǒng)各種故障類型（如負(fù)荷側(cè)斷線接地、電源側(cè)斷線接地等）進(jìn)行的自動研判，并提供列表形成推圖以供運(yùn)維人員比較，由此進(jìn)一步研判分析確定故障范圍，減少誤研判誤分析而出現(xiàn)故障巡視查找時長長等問題。在案例中若能夠捕獲斷點16#前后兩點的電壓值，則通過邏輯比較，是很容易判斷并縮小故障范圍的。

在配電自動化未配置完備的情況下，配電網(wǎng)故障研判人員應(yīng)加強(qiáng)電壓異常數(shù)值的分析，提高故障分析能力。

5 結(jié)束語

本文針對一起10 kV 配電線路負(fù)荷側(cè)斷線故障案例，分析故障巡視產(chǎn)生誤研判的全過程，提出絕緣導(dǎo)線斷線的防范措施，對負(fù)荷側(cè)斷線等配電網(wǎng)故障的綜合研判提出展望，以供相關(guān)單位參考。