(国网山西省电力公司运城市开发区供电供电公司山西运城044000)
摘要：保证和提高用户供电的可靠性是供电企业的一项基本任务。根据相关的数据分析，电网中很大一部分的停电事故都是由配电网所引起的，而且大多是由于配电网故障引起。当线路发生故障时，用户供电可能会中断，为减少停电造成的损失，需要快速、准确地测定配电网故障位置，然后及时隔离并修复故障，这对于缩短停电时间，减少由于停电对用户造成的损失，提高供电可靠性意义重大。
关键字：10kV配电线路；故障定位
一、10kV配电网配电线路故障
10kV配电网在运行过程中，其配电线路的常发故障包括接地故障、相间短路故障等，接地故障的发展更为常见，而接地故障产生的主要原因较多，自然环境下的雷击或雷雨可能导致接地故障；设备自身的老化及超负荷等会导致接地故障；由于人为原因，包括人为破坏或未有效维护等情况，都是导致线路故障的重要因素。此外，部分动物的活动也会造成线路故障，会影响配电线路供电的有效性与安全性。一般来说，配电网故障包括暂时性故障及永久性故障，暂时性故障可操作断路器重合闸加以排除，永久性故障则需要对配电网加以全面排查，确定故障点并加以处理。同时，10kV配电线路结构十分复杂，包括大量分支线路，对于信号的传输能力较差，并且在接地介质的影响下，配电网会存在较大的接地阻力。另外，10kV配电网的线路通常较长，因而会有较大的对地电容，一旦发生故障，由于线路故障信号本身较弱，因此通常难以确定故障点。
10kV配电线路运行中，可能由于线路及设备绝缘老化导致线路故障的发生，出现线路断裂、线路磨损、线路终端接头损坏等问题。部分10kV配电网的搭设可能需要经过山林等地带，可能会存在与高大乔木相接触的现象，而这种情况下，一旦出现大风或雨雪天气，线路与这些高大乔木之间相互剐蹭，就有可能导致线路故障或线路断裂。
二、10kV配电线路故障定位案例
配网故障定位是基于配网地理信息系统，根据通信系统采集得到的故障信息来判断故障区域，为配网故障进行状态分析提供参考信息。
2.1系统构成
本文结合某配网实际介绍一种基于配网地理信息系统的故障指示器在线故障监测系统，来实现线路故障的快速定位。本系统主要由配网地理信息系统、故障指示器、信息处理单元、数据处理及转发系统、用户监控主站组成。
2.2系统原理
配网故障定位系统主要用于馈线发生单相接地和相间短路故障的检测，当线路有故障发生时，故障指示器启动，同时发出无线调制编码信息，发射子站收到故障指示器的动作信号并经处理后，通过地址编码和时序控制，以短消息的方式发送给信号接收总站，信息处理单元接收到发射子站发来的信息后，经过处理后发送监控主站。安装在监控主站的数据处理及转发系统，接收到发来的信息后进行解调、解码处理，然后将信号传送给监控主站的计算机，信息系统通过纠错校正和逻辑判断运算，对故障点定位后，在配网地理信息系统中标识出来，同时在配网主站中发出告警信号，配网调度员据此可指导运行人员直接到故障点进行故障排除。
2.3定位系统应用分析
目前故障指示器正常运行情况下在配网主站上显示为绿色，检测到短路电流时翻红牌，当检测到接地电流时翻黄牌。以故障发生时#1塔、#20塔故障指示器动作，翻红牌，而其余故障指示器没有检测到故障电流，没动作。由此可见，故障指示器正确动作，大大缩短运行人员排查故障点的时间，有利于减少故障对用户供电时间的影响。
3配网故障自动隔离系统
采用馈线自动化开关对线路进行改造，利用线路配电自动开关实现配网故障的自动隔离和非故障段的恢复供电，减少了供电线路的故障停电范围，缩短了故障查找时间，大大提高了供电可靠性。
3.1基本结构
Z1为带时限保护（限时速断，过流）馈线出线断路器。
Z2-Z3为带时限保护（限时速断，零序）和二次重合闸功能的自动化断路器。
F1-F2为自动化负荷开关，具有分断负荷电流的功能，当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后）时，脱扣快速自动分闸，开关一侧压后延时7s合闸。若合闸之后在设定时间3s之内失压，则自动分闸并闭锁合闸。若合闸之后在设定时间3s之内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5min后闭锁复归。
F3为联络负荷开关。
3.2故障隔离过程
设变电站出线开关重合闸充电时间为15s，当第一台馈线自动化负荷开关F1后段线路出现永久性故障时：
3.2.1变电站出线开关保护动作，Z1跳闸，线路全线失电；同时馈线自动化负荷开关F1、F2失压自动分闸。
3.2.25s后变电站出线开关Z1（重合闸动作）合闸，线路前段带电。
3.2.321s后F1压后延时自动合闸（躲过Z115s重合闸充电时间，为合于永久性故障第二次跳闸重合闸留出裕度）。
3.2.4因合于永久性故障，变电站出线开关Z1再次保护动作跳闸，F1失压分闸并闭锁合闸。
3.2.55s后变电站出线开关Z1第二次跳闸的重合闸动作重合成功，F1开关后段线路即为（自动）故障隔离区域。
3.3非故障段恢复供电过程
当F1至Z2之间发生永久性故障时，F1成功隔离故障点，此时F1前段已成功恢复送电，可指令运行人员断开Z2开关，合上F3联络开关，恢复Z2后段非故障区供电。
3.4故障位置判断
3.4.1变电站出线开关或馈线自动化断路器告警结果诊断为1～5min内连续两次相同“××动作，重合成功”信号，同时配网主站系统有该线路自动化负荷开关断开、闭合、闭锁标志动作信号。
诊断结果：线路分段发生永久性故障，故障区段位于第一台未延时合闸的自动化负荷开关（即闭锁合闸的负荷开关）后段线路，并且故障区域已隔离（若该自动化负荷开关后段还有自动化负荷开关，则故障区间在此两个开关区间线段）。
3.4.2变电站出线开关或馈线自动化断路器告警结果诊断为“××动作，重合不成功”信号，同时配网主站系统有该线路自动化负荷开关“开关断开”信号，自动化负荷开关已分闸。
诊断结果：线路前段发生永久性故障，自动化负荷开关已断开，同时可以确定故障区段在变电站出线开关至第一个自动化负荷开关区间。
3.4.3当变电站10kV母线出现永久性接地故障时，调度按接地试漏顺序表进行接地试漏，确定故障接地线路。
诊断结果：若断开变电站出线开关，母线电压消失，该线路为接地线路。若该线路上有自动化负荷开关（试漏后已失压脱扣），则可以通过强送线路，合上出线开关后，若接地信号在21s内存在，则故障点位于变电站出线开关至第一个分段自动化负荷开关之间；若有多个分段自动化负荷开关，可以根据各开关合闸情况判定接地故障区间，诊断结果后可电话通知运行人员相关信息。
4应用效果
配网故障自动定位系统和故障自动隔离、恢复系统在佛山部分台风和雷暴多发的10kV配网中安装投入运行，并在实际运行中取得了良好的效果：有效减轻了配网线路巡线人员的劳动强度，缩短了查找故障的时间，大大提高了供电可靠性。在恶劣天气下的故障更多地发生在偏远的分支线，有选择地在这些分支线路安装自动化开关可有效自动隔离故障点，最大限度地保障其他用户的正常供电。
参考文献:
[1]张燕雯，程正敏.配电网络故障隔离和恢复供电的探讨[J].上海电力，2018，（5）：12-13.