一起10 kV負荷側斷線故障的全過程分析

陳海龍，黃華生

(國網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，某供電所巡視發現10 kV僑場線23#桿G86 開關跳閘，經過多次故障巡視、研判、試送電，最終確定故障點為10 kV 僑場線油園支線2#桿某開發區專變避雷器炸毀，僑場線16#塔A 相引線負荷側斷線（斷線點導線卡在橫擔上）。由于在故障巡視全過程中，數據采集缺乏系統完整，由此產生研判誤分析，以致故障范圍定位錯誤，造成搶修復電超時長（24 h）等問題。

1 故障巡視研判全過程分析

正常運行方式下，10 kV僑場線23#桿G86開關由110 kV 洪瀨變電站供電，與10 kV 康美聯絡線聯絡，單聯絡線路接線圖如圖1所示。

圖1 10 kV僑場線簡化接線圖

當天下午16:57，供電所巡線發現10 kV 僑場線23#桿G86開關跳閘（控制油園支線），對23#桿后段線路巡線未發現異常，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 開關轉熱備用后，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，研判認為故障點在僑場線油園支線。

17:02，調度臺研判：10 kV僑場線23#桿至油園支線2#桿間用電負荷公專變有缺相，進一步分析研判認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，供電所巡線發現10 kV 僑場線油園支線2#桿某開發區專變避雷器炸毀，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，G86 開關送電后，僑場線線路仍A 相不完全接地，此時23#桿G86 開關轉熱備用，接地信號消失。通過第2次試送情形，研判人員認定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 開關轉運行，召測10 kV 僑場線23#桿G86 開關后段用電負荷缺相，開關轉熱備用。通過第3 次試送，研判人員認為定G86柱上開關可能存在內部故障。

21:06—23:36，組織搶修，對10 kV 僑場線23#桿G86 開關臨時短接處理，隔離G86 開關。開關短接后，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，變電站母線電壓運行正常。通過第4次試送正常，研判仍然認為故障點在油園支線，也印證排除了開關內部故障的可能性。

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 開關轉運行，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，沒有發現故障點。

次日09:50，洪瀨變10 kV 僑場線621 開關由運行轉熱備用。

次日12:05，巡視發現16#塔C 相引線負荷側斷線，如圖2 所示，電源側引線由瓷瓶固定，負荷側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 故障形成機理分析

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

當10 kV 僑場線23#桿G86 開關在斷開位置時，由于10 kV 僑場線16#～35#桿（聯絡開關在斷開位置）主線路空載無負荷；而16#塔A 相引線是負荷側斷線后卡在橫擔上，在線路后段無三相負荷的情況下，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出。

當10 kV 僑場線23#桿G86 開關在運行狀態時，油園支線的公專變三相負荷形成電氣回路，其電氣原理如圖3 所示，配網電源側的變電站母線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），另外兩相理論值應為0.866 倍相電壓（實際上由于不對稱參數影響后為0.75倍和1.11倍額定值）。另外，負荷側油園支線公專變由于缺相（C相），發出缺相信號。

圖3 負荷側斷線電氣原理示意圖

總之，這是一起典型的負荷側斷線接地故障，但由于非金屬性不對稱接地參數的影響，變電站母線檢測電壓的特癥與正常電源側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，地勢高，為雷害高發區域，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。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，雷電引發的工頻續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1組接地線線，柱上設備鄰近的前后基桿塔逐相安裝復合外套帶固定間隙金屬氧化物避雷器，且配置接地。復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線和穿刺線夾與絕緣導線連接，放電間隙固定，避免導線擺動間隙變化過大、閃絡路徑受自然環境等影響，進一步增強避雷器的防雷效果。若受地形限制，則可選用鍍鎳鋼棒接地。

4 配電網故障研判技術的展望

國內10 kV 大部分采用小電流接地系統，對于單相接地允許2 h 的運行，但實際出于安全性的考慮，均應馬上采取處置方案，也是采用先隔離后轉電的處置方式，所以其優點并不存在，但帶來的問題確很突出，故建議國內相關電力科研機構應對小電流接地系統必要的升級研究應用，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，提出新的判據邏輯策略，減少由于單相接地帶來的安全風險和故障排查困難的問題。近階段10 kV 小電流接地系統提高故障研判準確率的技術建議：

增加配網自動化設備終端的布置應用，增加一、二次成套融合柱上開關（ECVT）、高精度FTU 或DTU終端配置，在主要支線、分斷點補充配置相關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值的波形，采用小波比較等相關原理進行的故障研判，捕捉接地或斷線暫態信號，案例中若主線16#～35#桿有相關故障指示器，則通過采集數據比較應用，能夠第一時間準確研判出故障范圍。

配電自動化DMS系統的研判應綜合用戶采集系統，隨著用戶采集系統中HPLC 電能表的推廣，對用戶采集系統的公專變三相變化情況的大數據在幾s內進行邏輯判斷一般是能夠實現，再綜合變電站母線電壓變化情況形成數據判斷。再對小接地系統各種故障類型（如負荷側斷線接地、電源側斷線接地等）進行的自動研判，并提供列表形成推圖以供運維人員比較，由此進一步研判分析確定故障范圍，減少誤研判誤分析而出現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，配電網故障研判人員應加強電壓異常數值的分析，提高故障分析能力。

5 結束語

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