探析10kV配电线路断线故障检测与定位

探析10kV配电线路断线故障检测与定位
发布时间：2022-03-17T08:24:06.359Z 来源：《中国电业》2021年23期作者：盛况夏建彬黄勇
[导读] 10kV配电网无特殊接地故障保护措施，支线多，接地故障引起的电流变化小
盛况夏建彬黄勇
国网浙江长兴供电有限公司浙江湖州 313100
摘要：10kV配电网无特殊接地故障保护措施，支线多，接地故障引起的电流变化小，在馈线头难以检测和发现。

因此，10kV配电网的支路故障在实际中无法及时、准确地检测出来。

配电网支路故障的快速准确诊断和定位，对于保证电网运行的稳定性具有重要意义。

目前，10kV配电网支路故障诊断的数学方法很多，但存在着信息冗余、关键信息难以识别等问题。

决策树方法以其路径优化、定位准确的优点，在10kV配电网支路故障诊断中得到了广泛的应用。

关键词：10kV配电线路；断线故障；检测；定位
1 10kV配电线路断线故障原因分析
1随着工程建设数量和规模的增加，外力破坏引起的线路断裂可能对施工区域周围10kV配电线路造成损坏。

大型设备在施工过程中，一旦长时间超过额定值，很容易引起配电线路部分区域的故障。

这会影响整个配电网的正常运行。

此外，在工程建设过程中，如果某些设备运行不规范，不符合标准，也可能发生环线故障。

2.电气原因引起的断线故障主要集中在短路后受大电流影响而烧毁导线，或绝缘导线受强电场影响而断裂的情况。

3、受天气等自然条件的影响，雷电多发区配电线路容易发生断线事故。

10kV配电线路一旦受到雷击，容易在绝缘区和横担处产生放电条件，产生较大的电弧，引起线路击穿。

4.受线路老化影响，部分配电线路运行时间较长、过旧或瓷横臂断裂，容易造成10kV配电线路断裂。

510kV配电线路因施工质量影响、线路施工质量差、运行管理存在问题，将导致线路故障。

2 配电网断线故障监测系统
2.1系统建设技术目标
利用配电网线路故障监测系统，可以实现对配电网典型线路故障的分析和定位。

应用该系统，通过对辖区配电网结构的分析，建立典型断线故障模型，并进行仿真计算和比较，确定断线故障判据。

通过采集和研究多个终端的各种信号，获取断线故障监测终端的运行状态计算和分析数据，确定其技术要求，下载离线故障监测终端和电厂设备收集的故障信息有线和无线故障监控服务器上的电源。

通过系统的逻辑操作，准确确定断线和故障区段，将故障信息发布到监控中心工作站，并通知相关调度人员。

通过手机客户端进行操作和维护。

2.2关键技术
断线故障判断的原理和方法，利用故障点每相的序电流、故障点两侧的序电流、相邻相的序电压、母线的序电压、故障点两侧的序电压进行采集，分析比较各种信号，通过对二叉树和能量测量方法的互检，综合判断断线故障，最终确定性质，线路故障的相位和区间，线路故障监测终端与主站的通信方式。

原故障指示灯与主站采用无线通信方式，单向通信，主站信息显示。

由于输电线路故障电气特性的复杂性，常出现误报警。

配电网线路故障监测系统中的线路故障监测终端增加了主站下行通信通道，实现了双向通信，在改变现场指示的同时利用现场数据。

实现了数据的双向交互，采用拓扑分析与现场调查判断相结合的方法，避免了现场虚假报警的发生，提高了准确率。

线路故障监测终端具有较强的抗干扰能力，能够在复杂的环境中有效地传输信号。

3 10kV配电线路断线故障的检测
3.1单相断线故障的检测
在单相线路故障检测中，重点关注故障位置两侧电压的变化。

在实际运行中，重点可以放在以下几个方面：第一，虽然电源侧零序电压大幅度下降（约50%），但断线的产生并不影响电源侧的电压。

对线路正常供电无明显影响；其次，应特别注意电压的变化是否会受到故障位置变化的影响。

通常，电源侧的最大电压可达到正常值的150%。

此时，故障位置另一侧的电压可降至原电压的50%；第三，由于负载侧电压直接受到故障条件的影响，负载侧相位电压大大降低（约50%，甚至为0）。

同时，其零序电压将增加1.5倍，电压不对称，一旦发生线路故障，电源将无法正常工作。

10kV配电线路单相故障后，线路电流和负序电流方向发生逆转，负序电流应大于线路电流值。

利用该条件可以快速准确地判断配电线路故障，实现配电线路故障检测。

3.2多相断线故障的检测
与单相断线一样，多相断线也会导致电压和电流的变化。

首先，由于多相断线引起的电压变化，供电侧电压将大幅上升，但在严重情况下，负载侧电压将下降，负载侧电压将降至0。

供电侧电压对称，不影响配电线路，但负载侧电压与供电侧电压不同，不对称，可能影响正常供电。

其次，如果发生两次断线故障，负序电流将减小到0，断线故障前后的电流变化很大，可以在此基础上确定线路故障。

3.3关键技术
断线故障判断的原理和方法，利用故障点各相的序电流、故障点两侧的序电流、相邻相的序电压、母线的序电压和故障点两侧的序电压来采集、分析和比较各种信号，通过二叉树互查和能量测量法综合判断断线故障，最终确定线路故障的性质、相位、间隔、线路故障监测终端与主站的通信方式。

原故障指示灯与主站采用无线通信方式，单向通信，主站信息显示。

由于输电线路故障电气特性的复杂性，经常发生误报。

配电网线路故障监测系统中的线路故障监测终端增加主站下行链路通信通道，实现双向通信，并在改变现场指示的同时使用现场数据。

实现了数据的双向交互，采用拓扑分析与现场调查判断相结合的方法，避免了现场虚警的发生，提高了准确性。

线路故障监测终端抗干扰能力强，能在复杂环境下有效传输信号。

在线监测的难点在于传感器的现场环境较差，易受通信、谐波、电压突变和电磁干扰的影响，影响测量信号的准确性和数据的稳定性。

4 10kV配电线路断线故障的定位
4.1单相断线故障的定位
10kV单相配电线路故障定位时，应注意以下几点：一旦发生配电线路故障，故障区两侧电压值会有一定的变化。

这将导致故障位置两侧的零序电压变化。

在定位此类故障时，首先按有关规定对全线进行分段，然后将动态监测设备设置在相应的节点位置，或将其他类型的监测设备设置在相应的位置。

当单相线路发生故障时，相应的监测设备将记录并采集电压变化，并与采集的零序电压进行必要的集成，然后将相应的内容上传至变电站。

当实际分析中发现相邻节点的相电压或零序电压变化较大时，可将该区域视为故障区域。

在此基础上，可
以对该区域进行进一步的故障排除，进一步提高故障定位的准确性。

4.2多相断线故障的定位
首先，两根导线的击穿是最重要的故障之一，分析这类故障的主要目的是关注电源侧零序电压的变化，同时分析另一相的电压降。

此类故障的产生将导致电源侧零序电压显著升高，故障产生前的相电压（一般负载侧三角形电压，电源侧TV开度小于100V）。

配电线路端部断开后，供电侧TV分闸δ电压降至0，负载侧电压接近100V，如果断开导致断线故障，这种现象与上述情况相反，因此可以准确地定位断线故障。

其次，在三相断线故障情况下，定位的主要过程是确定电源侧的相电压，确定电压变化，进一步确定相电压相对于故障前的值。

在这种情况下，可以检测故障区域两侧的电压，以定位故障。

除了上述配电线路断线故障定位方法外，还可以通过“粗定位”和“精定位”来确定故障的具体位置。

所谓粗定位，主要是在配电线路发生故障时，通过供电来定位故障点。

在实际运行中，高压脉冲电流主要通过故障电源施加到故障点。

一段时间后，暂停高压脉冲电流，并检查电缆沟的状况。

如果发现保护层损坏，此处给出故障位置；“准确定位”主要指使用绝缘电阻表帮助定位故障。

在实际操作中，首先确定故障点，然后切断区域内的电缆，测量两侧的供电电阻，测量线路端子的绝缘电阻。

如果值为0，则显示该位置的线路故障。

结论
10kV配电线路断线故障的检测和定位是非常重要的，直接影响着整个电力供应的稳定性和可靠性。

本文主要从单相断线故障检测和定位、多相断线故障检测和定位等方面阐述了配电线路断线故障检测和定位等方面的内容，能够进一步增强断线故障检测和定位的准确性以及可靠性，一旦发生断线故障能够及时检测和定位，从而为故障有效排除做好准备，对进一步提升电力系统运行稳定性以及可靠性具有现实意义。

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