浅谈降低10kV配网故障跳闸率的技术措施
【摘 要】文章首先介绍10kV线路故障跳闸主因分析，分析国内现有配电线路故障定位、隔离技术，提出降低配电网故障跳闸率的方式选择。
【关键词】10kV；配网；故障跳闸；措施
1.引言
近年，随着经济的迅猛发展，城市规模急剧扩张，城市配网结构变得日益复杂。由于配电线路的故障定位、故障隔离等技术一直没有得到较好的解决方案，配电线路故障跳闸率居高不下，严重影响了供电企业优质服务形象。探讨在现有配电骨架网络和电气设备的基础上，利用较少的资金投资和设备升级改造，降低配电线路故障跳闸率的技术措施。
10kV配网系统作为供电系统的最后的环节，它是供电系统与用户连接的“过渡地带”，所起的作用是非常关键的。它的运行好坏直接关系到用户的用电水平，那么如何有效提高10kV配电网的供电可靠性是我们必须解决的问题之一。这关系到配电过程的各个环节，包括电网设备、人员技术水平和管理水平等等。
2. 10kV线路故障跳闸主因分析
随着近年电网投资的加大，10kV配电线路设备可靠性大大加强，特别是10kV配网干线的运行可靠性得到极大的提高，但搭伙于主干网的用户设备由于设备老旧、选型差、维护不力等因素，运行可靠性较低。据近年开平市区配网故障跳闸统计分析，用户设备故障造成线路跳闸的比例超过50%，是配网线路故障跳闸的主要原因。
因此，提高 10kV 配网线路运行可靠性，降低故障跳闸率，除加强运行维护和防外力破坏外，应重点以降低用户设备故障引起主网跳闸入手。下面重点分析用户设备接入主干网的方式，由此选择隔离用户设备故障的物理方式。
从用户设备接入主干网的结构看，用户设备未采取任何保护措施，直接由电源搭伙点接入主干网，这种结构在早期投运的线路，特别是老城区比较普遍，是造成用户设备故障直接波及主网的主要原因。市区早期电缆化改造的线路段，采用了分支箱串连方式供电，用户电缆由分支箱硬搭接进入配电室，何用户设备短路、 接地故障将直接引起主干线路跳闸。另外，在城郊结合部，采用硬搭接方式搭接在城网上的部分支线，由于主供农村或山区，故障率也比较高，也是引起主网跳闸的一个因素。
线路故障跳闸后，隔离故障线路段，恢复非故障线路段供电是当务之急。由于缺乏有效的故障定位技术手段，配网故障定位仍采用原始的故障查找方法。线路出现故障时，由运行维护人员首先对全线展开巡视，查看是否有避雷器爆炸、
树障、电缆头烧伤，用户设备异响等明显的故障原因；未查找到明显故障原因情况下，采用分段试送的方式确定故障位于那个线路段，然后再逐一排查。一般架空线路故障的定位约需 3h 以上，电缆故障的定位约需 5h 以上。配网线路的故障查找难、定位难影响优质服务的一大因素，因此，迫切需要探索一套新的行之有效的方法，降低主干线路跳闸率，快速定位故障点，提升优质服务水平。
3.国内现有配电线路故障定位、隔离技术
由于10kV配网线路短、分支多，电容电流大等特点，成熟的输电线路保护技术无法在配电线路中使用，10kV配网线路的故障定位、隔离技术仍处于探索阶段。目前，国内10kV配网线路保护技术主要有以下几种：
3.1 人工隔离方式
变电站出线开关设电流速断及过电流保护，线路分段和联络开关不设保护功能。线路发生短路故障后变电站出线开关保护动作切除线路，重合闸动作一次。如果是永久性短路故障，再次切除线路。线路运行人员逐个拉开分段开关对线路试送电，逐一排查，来判断故障所在的线路段。
3.2 基于电流、时间原理的馈线故障隔离技术
架空配电线路柱上开关带过电流脱扣线圈，按照电流保护整定的原则，对各开关确定保护定值。线路发生短路故障后，各开关按定值开断故障。
如图 1，当支线1#开关后发生短路故障时，短路电流急剧增大，超过支线 1#开关过电流保护整定值，支线1#开关跳闸，隔离支线故障不影响主干线路正常供电。
图 1
3.3 装设分界负荷开关的故障隔离方式
分界负荷开关主要用于分支线或用户搭伙点，用于隔离分支线或用户故障。分界负荷开关内置电压互感器、电流互感器和 CPU，故障跳闸时带有电压判断和故障记忆，具备跳闸闭锁功能。其主要功能是：
（1）支线或用户设备发生单相接地故障时，开关过流保护动作，分界开关自动分闸，隔离故障线路，不影响其他线路的供电；
（2）支线或用户设备发生相间短路故障时，分界开关在变电站出线开关保护跳闸后立即分闸并闭锁，变电站重合后，由于故障线路已隔离，干线及其他分支用户迅速恢复供电。
3.4 配网自动化模式
基于计算机和通信技术的配网自动化模式，利用计算机网络技术比较电网中各开关元件是否通过短路电流判断电网故障点.改变了用传统的保护配合方法来判断电网故障；简化了继电保护计算，无需各开关元件按电流大小、时间级差进行保护配合，故障定位、隔离及非故障区的恢复供电快速准确，是最适合配电线路保护的方案，但所需投资较大。
4.降低配电网故障跳闸率的方式选择
4.1 人工隔离方式
由于人工隔离方式故障定位需分段试送、逐一排查确定故障点，故障查找难、耗时长，需采用新的技术手段降低线路跳闸率和提高故障定位、隔离的效率。
4.2 基于电流、时间原理的馈线故障隔离技术
某市区配网柱上开关采用的是华仪的真空断路器，带过流脱钩装置，具备实施这一技术的硬件条件。但由于配电网络线路短，分支多，各柱开保护整定级差配合十分困难。而且，柱开所带的电流互感器的测量精度及开关动作时间等对保护动作的选择性影响较大，线路故障时越级跳闸较为普遍，判断故障的准确性、可靠性比较差。同时，采用该技术还容易造成送电或电流冲击时过流脱钩装置误动作，因此，该市区配网线路取消了柱上开关过流脱钩保护。4.3 基于电压、时间原理保护配合的馈线故障隔离技术
该技术需要将柱上开关全部更换为重合器，利用重合器的重合闸功能隔离故障，判断故障的准确性、可靠性较好。但该技术要求变电站开关连续多次重合闸，增加了开关开断短路电流的负担；同时用户设备短时间内重复停电、送电，对设备的冲击电流较大，易造成用户设备损坏引起纠纷。另外，该技术需大批量更换柱上开关设备，一次投资很大，因此该技术仍然不是理想的方案。
4.4 装设分界负荷开关的故障隔离方式
在故障跳闸原因分析中提到，城网线路的故障跳闸绝大部分是由用户设备或支线引起。因此，在用户设备和支线搭伙点装设故障隔离设备，避免用户设备故障波及主网，是减少线路故障跳闸率，提高供电可靠性的经济可行的办法。配网在综合考虑各方面因素的情况下， 按成本最经济的原则在 10kV 线路搭伙点采用以下方式隔离故障：
（1）小容量用户设备搭伙点采用高压丝具隔离用户设备容量在 1600kV 安及以下的，搭伙点采用加装丝具的办法隔离故障。由于高压丝具具有成本低、故障电流切断快的特点，能有效降低用户设备故障直接波及主网的故障跳闸率。在用户设备故障后，可以直接从丝具短线判断故障点，也便于故障点查找。
（2）支线、大容量用户设备搭伙点采用分界负荷开关隔离故障支线、用户
设备容量在 1600kV 安以上的，由于丝具容量限制不再适用，根据分界负荷开关产品特点，搭火点采用加装分界负荷开关的方式隔离故障。分界负荷开关只在支线或用户搭伙点装设，不能作为主干线分段开关，也不能串连使用。支线或用户设备故障后，可以从负荷开关跳闸标志判断，利于查找故障。
4.5提高线路重合成功率
从提高供电可靠性角度来看，变电站内10kV出线断路器均应配置重合闸装置；对于配置重合闸并正常投入的线路要加强重合闸装一置的定检及维护，对于线路或负荷原因未投重合闸装置的线路应妥善解决问题恢复重合闸的正常运行。
5.结束
针对配电网的特点，参考国内目前应用较多的馈线保护技术，配网采用了在现有网络基础上，在支线和用户设备搭伙点上装设丝具或分界负荷开关的方式，达到减少10kV线路故障跳闸和提高故障查找效率的目的，是较为经济可行的办法。
参考文献：
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