10kV线路单相接地故障分析及快速隔离复电策略

10kV线路单相接地故障分析及快速隔离复电策略

王琳 云南曲靖供电局调度控制中心

摘要： 随着调控一体化、县调集约化的全面实施，地区供电局及所属县级供电单位生产资源高度整合，系统运行管理的统一性、规范性显著提升。但是基于变电、配电班组驻点减少，运维人员到达操作、抢修现场时间增加的客观事实，在配网故障发生时，如何充分利用现有技术支持系统快速、有效地查找隔离及处置，缩短停电时间和范围，成为急需思考和解决的问题。

关键词：现状调查，故障确定，流程优化可行性，执行策略应用

一、现状调查

配网10kV线路单相接地故障常见原因：导线断线、倒杆、线路设备损坏、树障、外力破坏。线路设备包括绝缘子、避雷器、配变等。外力破坏包括社会车辆及人为破坏。少数情况下属人为车辆外力破坏，大多都是因雷雨、大风、冰雪等自然灾害导致线路断线倒杆、避雷器瓷瓶绝缘击穿，树木与线路因风偏安全距离不足，设备重过载导致绝缘老化引起。

二、 高压线路接地故障的确定

1、 接到关于变电站10kV母线接地的通知时，要查看接地相别，各相对地电压数值，不断变化还是比较稳定，以便于对接地情况进一步分析。

2、排除变电所(发电厂)绝缘监视装置本身故障。如果一相对地电压为零或降低，其他两相电压不变，表明是母线TV熔断器一相熔断。如果是一相对地电压为零或很低，另两相电压升高；或一相对地电压升高，另两相对地电压降低，表明是线路单相接地或缺相。

3、排除高压用户内部高压接地故障。向高压用户说明接地线路名称，接地相别，责成高压用户对高压设备进行巡察。

4、要区别高压线路缺相与接地故障。线路上的跌落式熔断器熔断一相或发生断线未落地，绝缘监视装置也会显示三相对地电压不平衡，类似接地情况。

三、10kV线路接地故障传统处置流程及优化可行性

当10kV线路发生单相接地故障时，传统处置模式下运维人员需要到现场全线查找并隔离故障，导致停电范围大、时间长。配网自动化系统建设推进以来，配电自动化主站、终端、成套开关设备和相关附属设备占比逐步增多，智能电网雏形渐成。10kV线路发生故障后，线路上的DTU、FTU按保护配置情况动作隔离故障区域，同时遥信、遥测信号上传至调度端配电自动化系统。因此，可以应用配电自动化系统智能断路器遥控功能在10kV线路单相接地故障处置中作为快速隔离复电的调度切入点。

四、执行策略

总体思路:以“安全第一”为前提，应用配电自动化系统功能，充分发挥技术手段优势，快速锁定故障区段，隔离后将非故障设备复电。缩小停电范围，进一步减少停电时户数。

(一)快速隔离策略:

(1)收到运维单位报障时，遥控断开线路上有关分段智能断路器或变电站出线断路器。

(2)未收到有效报障信息时，应结合拉路序位表、断路器三相电流不平衡情况、运行经验、负荷性质等依据综合判断，按照一定优先级对变电站10kV出线断路器进行拉路。

(二)快速复电策略:

(1)按照“二分法”适用原则，选择断开主线上分段智能断路器，再遥控变电站10kV出线断路器对线路试送电。

(2)试送电时密切关注变电站10kV母线电压变化情况，准确判明接地故障是否仍然存在。若接地仍然存在，继续按照“二分法”适用原则，再断开主线上一级智能断路器，直至10kV母线电压恢复正常，将非故障区段逐步复电或转供。

五、依据依从

1、《南方电网异常处置管理业务指导书》第 B.3 条“中性点非直接接地系统线路异常处置原则由各省(区)电网公司组织制定”。

2、《云南电网有限责任公司配网事故异常处置管理业务指导书》第 5.5.3 条“处理接地故障的一般原则”第5条“6kV、10kV线路接地故障检查和处理可采取“排除法”、分段隔离、分段试送等方式进行”。第5.5.5 条“6kV、10kV线路发生接地，线路是否需要转为冷备用，值班调度员根据相关单位的要求安排操作”。

3、《云南电网配电自动化监控管理业务指导书》第 4.3 条“故障处理情况下的配电自动化开关遥控操作”第 4.3.2 条“配网调控员利用沿线可遥控开关直接开展分段隔离，分段试送电工作”。

六、典型应用

(一)收到报障信息，调度处置思路及要点:

1、运维单位向调控员汇报有效故障信息(线路名称、故障设备杆号、区段、相别等)。

2、调控员依据报障信息，遥控断开故障线路上相应分段智能断路器，若线路无智能断路器或智能断路器无法遥控操作，则断开相关变电站该故障线路的出线断路器，直至10kV母线电压恢复正常。

3、调控员通知运维单位对线路进行排查。线路是否需要转为冷备用，根据运维单位的要求安排。

4、故障区段线路或设备隔离以后，调控员遥控线路分段智能断路器或变电站出线断路器对线路进行试送电。

(二)未收到报障信息，调度处置思路及要点:

1、10kV线路单相接地故障跳闸，调控员查看OCS系统、配电自动化系统10kV线路保护动作情况、重合闸动作情况、FTU动作情况等，收集线路故障信息、结合智能断路器闭锁情况分析判断故障区域。

2、10kV 线路单相接地故障不跳闸，调控员对变电站10kV出线断路器进行瞬时拉路检查，直至10kV母线电压恢复正常，确定故障线路名称、接地相别、各相对地电压情况后通知线路运维单位进行巡视。

3、调度与运维人员沟通选取隔离点，运维人员操作断开线路分段断路器后，调控员试送主线。

5、若试送正常，通知运维单位继续排查停电断路器后段线路。若试送不正常，将该断路器后段负荷进行转供电，对前段线路继续排查

七、 接地故障处理的要求

1、线路开关跳闸重合后或强送成功后，随即出现单相接地故障时，应立即下令将此开关断开。

2、试拉接地线路前应及时通知相关重要用户、高危行业用户、担负保供电任务以及重要会议、重要活动的线路运维单位。

4、线路发生接地故障时，调度员在得到关于故障线路供电范围内发生高压断线或威胁人身安全的情况报告后，应立即下令将故障线路、故障设备隔离。

6、故障线路停运及分段试送成功后，调控员应及时通过配网OMS系统发布停复电信息及通知配抢中心。

八、问题分析

1、问题描述：部分配网自动化断路器由于通讯信号弱、现场设备缺陷、参数设置错误等原因，导致来电合闸失败、远方遥控闭锁等异常，造成线路停电时间长。控制措施:调控员可尝试2-3次遥控操作，若失败则通知自动化专业处理，短时处理不好的，立即通知运维人员现场操作。

2、问题描述：在运维单位对故障线路进行排查前，调控员遥控断开智能断路器隔离线路部分区段后，用变电站出线断路器试送电时接地故障仍然存在，造成对故障点再次冲击。控制措施:试送电时调控员密切关注变电站 10kV母线电压变化情况，准确判明接地故障是否仍然存在。

3、问题描述：存在社会车辆、人员触碰运行线路的公共安全风险。控制措施:调控员明确主线名称后，优先断开变电站出线断路器紧急避险。

九、工作展望

1、随着变电站小电流接地选线装置跳闸回路完善、系统中性点接地方式改造等技改项目逐步推进，10kV线路发生单相接地故障后变电站出线断路器将直接跳闸，相较靠调控员判断、拉路查找故障，将进一步缩短故障切除时间。

2、调控员通过遥控分段智能断路器，使到现场需要数小时的就地操作时间减少至数分钟，提高处置效率，降低了运维成本及劳动强度。

3、配电自动化系统功能应用不断加深。随着调度主站侧 “四遥”功能进一步完善，10kV线路上的配电自动化设备实时数据、运行状态将更清晰直观地呈现在调控员面前，电网运行工况更加可视化和透明化，可常态化进行10kV线路计划停复电、调电、事故处理、紧急错峰限电等各类操作。

参考文献

【1】《云南电网配电自动化监控管理业务指导书》云南电力出版社，2018.10

【2】云南电网有限责任公司10kV真空柱上断路器自动化成套设备技术规范书.云南电网公司.2018.11