一起10 kV负荷侧断线故障的全过程分析

陈海龙，黄华生

(国网福建省电力有限公司南安市供电公司，福建 南安 362300）

某年8 月2 日16:57，某供电所巡视发现10 kV侨场线23#杆G86 开关跳闸，经过多次故障巡视、研判、试送电，最终确定故障点为10 kV 侨场线油园支线2#杆某开发区专变避雷器炸毁，侨场线16#塔A 相引线负荷侧断线（断线点导线卡在横担上）。由于在故障巡视全过程中，数据采集缺乏系统完整，由此产生研判误分析，以致故障范围定位错误，造成抢修复电超时长（24 h）等问题。

1 故障巡视研判全过程分析

正常运行方式下，10 kV侨场线23#杆G86开关由110 kV 洪濑变电站供电，与10 kV 康美联络线联络，单联络线路接线图如图1所示。

图1 10 kV侨场线简化接线图

当天下午16:57，供电所巡线发现10 kV 侨场线23#杆G86开关跳闸（控制油园支线），对23#杆后段线路巡线未发现异常，申请送电后，洪濑变10 kVⅡ段母线不完全接地，将10 kV 侨场线23#杆G86 开关转热备用后，接地信号消失（A 相：4.0 kV，B相：6.7 kV，C 相：7.77 kV，3U0：6.53 kV)。通过第1 次试送后分析，研判认为故障点在侨场线油园支线。

17:02，调度台研判：10 kV侨场线23#杆至油园支线2#杆间用电负荷公专变有缺相，进一步分析研判认为故障点在侨场线油园支线，并将故障范围缩小到23#杆至油园支线2#杆间。

17:19，供电所巡线发现10 kV 侨场线油园支线2#杆某开发区专变避雷器炸毁，断开油园支线2#杆G292 刀闸后隔离故障点后，试送23#杆G86 开关，G86 开关送电后，侨场线线路仍A 相不完全接地，此时23#杆G86 开关转热备用，接地信号消失。通过第2次试送情形，研判人员认定23#杆至油园支线2#杆间仍存在故障点。

18:05，将10 kV 侨场线23#杆G86 开关转运行，召测10 kV 侨场线23#杆G86 开关后段用电负荷缺相，开关转热备用。通过第3 次试送，研判人员认为定G86柱上开关可能存在内部故障。

21:06—23:36，组织抢修，对10 kV 侨场线23#杆G86 开关临时短接处理，隔离G86 开关。开关短接后，侨场线线路试送电仍显示A相不完全接地。

次日3:32，断开10 kV侨场线23#杆G619刀闸，试送主线路，变电站母线电压运行正常。通过第4次试送正常，研判仍然认为故障点在油园支线，也印证排除了开关内部故障的可能性。

次日6:45，申请闭合10 kV 侨场线23#杆G619刀闸，供电所对主线路带电巡线。

次日6:50，洪濑变10 kV 侨场线621 开关转运行，线路不完全接地（A相：4.32 kV，B相：6.42 kV，C 相：8.27 kV，3U0：7.05 kV）。通过第5 次试送失败，供电所带电巡视，没有发现故障点。

次日09:50，洪濑变10 kV 侨场线621 开关由运行转热备用。

次日12:05，巡视发现16#塔C 相引线负荷侧断线，如图2 所示，电源侧引线由瓷瓶固定，负荷侧引线掉在铁塔塔头铁件上，由于故障点为跳线，断开不明显，故不易察觉。

图2 10 kV侨场线16#杆塔断线点

次日16:00，抢修后全线送电正常（第6 次试送，全线送电成功）。

整个查找过程历时23 h 52 min，期间试送电6次、带电巡视3 h。

2 故障形成机理分析

当天正值8 月份雷雨季度，线路遭受雷击，导线跳线处由于雷电波的反射，16#塔C相跳引线断开（负荷侧），断线点卡在横担上。断线弧光极易引起谐振过电压，雷电波沿导线传递过程中，由于某专变插头避雷器老化热容量不足（HY5WS1-17/50），致使工频续流未能有效熄弧，专变避雷器炸毁同时该配变过电压产生故障，熔丝喷弧发黑。熔丝与柱上开关保护关时间不能有效配合，10 kV侨场线23#杆G86开关（控制油园支线）跳闸。

当10 kV 侨场线23#杆G86 开关在断开位置时，由于10 kV 侨场线16#～35#杆（联络开关在断开位置）主线路空载无负荷；而16#塔A 相引线是负荷侧断线后卡在横担上，在线路后段无三相负荷的情况下，未形成电气回路，因此变电站10 kV 母线检测三相电压3U0（开口电压）不会检测到越限值，所以没有线路接地信号发出。

当10 kV 侨场线23#杆G86 开关在运行状态时，油园支线的公专变三相负荷形成电气回路，其电气原理如图3 所示，配网电源侧的变电站母线TV 检测到非金属性不对称接地信号（开口三角电压40～50 V 左右，一次侧电压7 kV 左右），断线相C 相电压用相量图法计算理论值为1.5倍相电压（实际1.43倍额定值），另外两相理论值应为0.866 倍相电压（实际上由于不对称参数影响后为0.75倍和1.11倍额定值）。另外，负荷侧油园支线公专变由于缺相（C相），发出缺相信号。

图3 负荷侧断线电气原理示意图

总之，这是一起典型的负荷侧断线接地故障，但由于非金属性不对称接地参数的影响，变电站母线检测电压的特症与正常电源侧非金属性接地信号故障相似，并且故障点隐蔽，在特殊雷雨季度人员难以排查到位，以致于误判断、误分析。

3 配电线路跳闸成因和防范措施

10 kV 侨场线线路故障的主要原因是：线路通道位于山区，地势高，为雷害高发区域，配电线路防雷水平明显不足，线路绝缘子绝缘水平低（较多老化绝缘子），线路避雷器安装覆盖率较低，线路避雷器没有完善的接地系统。针对线路上绝缘水平问题，提出防范完善措施：一是局部加强绝缘提高线路绝缘水平，线路老旧针式绝缘子、X-4.5悬式绝缘子全部更换。提高线路绝缘水平，雷电引发的工频续流因爬距大而无法建弧。二是在山上、空旷高雷击地带须逐基、组相加装避雷器，5基杆左右装设1组接地线线，柱上设备邻近的前后基杆塔逐相安装复合外套带固定间隙金属氧化物避雷器，且配置接地。复合外套带固定间隙金属氧化物避雷器本体高压电极采用软导线和穿刺线夹与绝缘导线连接，放电间隙固定，避免导线摆动间隙变化过大、闪络路径受自然环境等影响，进一步增强避雷器的防雷效果。若受地形限制，则可选用镀镍钢棒接地。

4 配电网故障研判技术的展望

国内10 kV 大部分采用小电流接地系统，对于单相接地允许2 h 的运行，但实际出于安全性的考虑，均应马上采取处置方案，也是采用先隔离后转电的处置方式，所以其优点并不存在，但带来的问题确很突出，故建议国内相关电力科研机构应对小电流接地系统必要的升级研究应用，如小电阻接地、消弧线圈中电阻接地等方式，并配合配电自动化的研发，提出新的判据逻辑策略，减少由于单相接地带来的安全风险和故障排查困难的问题。近阶段10 kV 小电流接地系统提高故障研判准确率的技术建议：

增加配网自动化设备终端的布置应用，增加一、二次成套融合柱上开关（ECVT）、高精度FTU 或DTU终端配置，在主要支线、分断点补充配置相关采集高精度的故障指示器采集点。

故障指示器必须配合高精度采集器，能够捕捉单相接地暂态值的波形，采用小波比较等相关原理进行的故障研判，捕捉接地或断线暂态信号，案例中若主线16#～35#杆有相关故障指示器，则通过采集数据比较应用，能够第一时间准确研判出故障范围。

配电自动化DMS系统的研判应综合用户采集系统，随着用户采集系统中HPLC 电能表的推广，对用户采集系统的公专变三相变化情况的大数据在几s内进行逻辑判断一般是能够实现，再综合变电站母线电压变化情况形成数据判断。再对小接地系统各种故障类型（如负荷侧断线接地、电源侧断线接地等）进行的自动研判，并提供列表形成推图以供运维人员比较，由此进一步研判分析确定故障范围，减少误研判误分析而出现故障巡视查找时长长等问题。在案例中若能够捕获断点16#前后两点的电压值，则通过逻辑比较，是很容易判断并缩小故障范围的。

在配电自动化未配置完备的情况下，配电网故障研判人员应加强电压异常数值的分析，提高故障分析能力。

5 结束语

本文针对一起10 kV 配电线路负荷侧断线故障案例，分析故障巡视产生误研判的全过程，提出绝缘导线断线的防范措施，对负荷侧断线等配电网故障的综合研判提出展望，以供相关单位参考。