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摘 要 在城市电网10kV配电线路中，单相接地、断线是较为常见的故障，而此类故障的发生，往往直接对供电企业的经济和社会效益造成不良影响。笔者从主网监控员的视角出发，分析了如何利用IES600监控系统来预判此类故障，以及相应的改进措施。
关键词 配电线路；接地；断线；监测手段
中图分类号 TM7 文献标识码 A 文章编号 2095-6363（2017）11-0065-01
10kV配电线路是电力网与用户相连的重要环节。配电网点多线长面广，运行环境较为复杂，在实际运行中，10kV配电线路的单相接地、断线故障占到了故障总数的70%以上。特别是断线（非接地）故障的发生，故障特征不明显，基本上靠用户的反馈信息来处理，直接对供电企业的经济效益和社会效益造成不良影响。
目前，公司的配电自动化系统正在有序建设中，在其充分发挥效益之前，如何加强主网监控系统对10kV配电线路的监测来弥补这一短板，显得尤为重要。
1 10kV配电线路接地、断线故障的辨识
孝感电网的10kV系统和配电网均属于小电流接地系统，有中性点不接地和经消弧线圈接地两种方式。
1.1 中性点不接地系统单相接地故障
金属性接地：10kV线路正常运行时，Ua、Ub、Uc三相电压基本平衡，3U0为0。当一相发生金属性接地时，较常见的如断线直接接地、绝缘子击穿等，故障相电压降为0，非故障相电压升高√3倍，线电压仍然对称。
非金属性接地（高阻接地）：导线与地之间不是完全连接，而是有较高的电阻存在，较常见的如断线高阻接地、树障引起的接地等，其接地電阻变化范围大，故障状态较复杂，一般来说，故障相对地电压下降，但不为0，非故障相电压升高，但未达到√3倍，线电压仍然对称。
需要注意的是，故障相电压并不一定总是最低的，有时可能会高于非故障相，需结合中性点位移电压的取值范围来确定，以正相序为基准，对地电压最高的下一相为故障相。
1.2 中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障
经消弧线圈接地后，接地相电容电流大小和分布与不接消弧线圈时相同，都是在接地点要流过全系统的对地电容电流，不同之处是在接地点又增加了一个电感分量的电流，此电流和原系统中的电容电流相抵消，可以减少流经故障点的电流。在实际运行中，一般都是采用过补偿的运行方式，补偿后的残余电流是感性，采用这种方法不可能发生串联谐振过压问题，因此得到广泛的应用。经消弧线圈接地系统发生单相接地时，以正相序为基准，对地电压最高的前一相为故障相，与中性点不接地系统相反。
1.3 中性点不接地系统单相断线（非接地）故障
10kV线路正常运行时，三相电流数值差别不大，是基本平衡的。当发生单相断线故障时（断口悬空，断点两端均不接地），如跳线断线，开关电器一相接触不良等，三相平衡被打破：故障相电流降为0，非故障相电流降低至√3/2倍相电流，降低幅度还与故障点的距离有关。同时，还可通过电压的变化来辅助判断，电压的变化则与多种因素有关。
当一相靠近电源侧断线，由于故障相的对地电容减小，系统中性点出现位移电压，故障相对地电压则升高为不高于3/2倍相电压，非故障两相电压降低且相等，不低于√3/2倍相电压，线电压对称，不影响对非故障线路负荷的供电。但通常变电站10kV母线上都有数条出线，断线线路占系统总电容的比例不大，因而系统中性点位移电压变化不大，故障相对地电压只是略有升高，非故障两相电压略有降低，3U0的变化不明显，不足以达到告警值，这种情况，极易被监控员忽视。当靠近负荷侧断线时，故障相对地电压降低，不高于1/2倍相电压，非故障两相电压降低且相等，不低于√3/2倍相电压，线电压不再对称，影响对故障线路负荷的正常供电。
1.4 中性点经消弧线圈接地系统单相断线（非接地）故障
与中性点不接地系统的单相断线故障比较而言，对于经消弧线圈接地系统，断线故障相对地电压会降低，但是不会降为0，非故障两相对地电压升高且相等，不高于线电压。此现象极易与单相接地混淆，使监控员对故障造成误判，所以，要重点分析三相电流的变化来加以判断。
2 10kV配电线路接地、断线故障的主站监测现状及改进措施
2.1 监测工作现状
在监控主站端，10kV母线间隔关键遥测值有Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca、3U0，10kV线路间隔关键遥测值有P、Q、Ia、Ib、Ic。发生接地故障时，大多数变电站有接地相关的遥信信息报出，另外，为便于监控员快速识别接地故障，在IES600系统的监控监视页面，还增设了“全网小电流接地系统相电压、3U0监视表”，将每一个相电压和3U0都设置了告警阈值，一旦越限，相应数值就会改变颜色，使得监控员一目了然，能在最短时间内发现并处置接地故障，通过两年多的运行实践，效果良好。
而断线（非接地）故障，监控员只有通过定期巡视（一般情况为每2小时一次）每条10kV线路的遥测值是否正常来判断，很多情况下，受故障条件的影响，电流、电压的变化幅度不大，故障特征不明显，给故障辨识增加了难度。再加上目前，监控范围覆盖全网110kV及以上的70多座变电站，工作量较大，涉及城区配电网的10kV线路就有169条，假设平均每进入一条线路的分画面巡视需要20秒钟，仅仅巡视10kV配电线路就需要将近1个小时，且监控班长期人员不足，监控员无法保证对每一条10kV线路遥测值都有充分的巡视分析频次。所以，在现有的监测手段下，我们无法保证能百分之百及时、可靠地判断出10kV线路断线（非接地）的异常情况来。
2.2 改进措施
加强对监控员的相关技能培训，不断提高其对各种故障的快速辨识能力。
联合自动化运维、继电保护专业共同研讨、计算，在IES600系统的监控监视页面，增设一个“全网10kV配电线路电流监视表”，反映出每一条线路的三相电流值，以及各相差值的百分比，并将相电流以及差值百分比设置告警阈值，一旦越限，则改变字体颜色，让监控员能够一目了然，提高监测效率。
具体效果，则要通过实际运行工作来检验。
参考文献
[1]宗剑，李冠一，等.配电网单相接地和断线故障选线定位方法[J].工矿自动化，2006（4）：35-37.
[2]黄涛，陈禾.中性点不接地系统高阻接地故障的特点及判别[J].广东电力，2008，21（10）：32-34.
关键词 配电线路；接地；断线；监测手段
中图分类号 TM7 文献标识码 A 文章编号 2095-6363（2017）11-0065-01
10kV配电线路是电力网与用户相连的重要环节。配电网点多线长面广，运行环境较为复杂，在实际运行中，10kV配电线路的单相接地、断线故障占到了故障总数的70%以上。特别是断线（非接地）故障的发生，故障特征不明显，基本上靠用户的反馈信息来处理，直接对供电企业的经济效益和社会效益造成不良影响。
目前，公司的配电自动化系统正在有序建设中，在其充分发挥效益之前，如何加强主网监控系统对10kV配电线路的监测来弥补这一短板，显得尤为重要。
1 10kV配电线路接地、断线故障的辨识
孝感电网的10kV系统和配电网均属于小电流接地系统，有中性点不接地和经消弧线圈接地两种方式。
1.1 中性点不接地系统单相接地故障
金属性接地：10kV线路正常运行时，Ua、Ub、Uc三相电压基本平衡，3U0为0。当一相发生金属性接地时，较常见的如断线直接接地、绝缘子击穿等，故障相电压降为0，非故障相电压升高√3倍，线电压仍然对称。
非金属性接地（高阻接地）：导线与地之间不是完全连接，而是有较高的电阻存在，较常见的如断线高阻接地、树障引起的接地等，其接地電阻变化范围大，故障状态较复杂，一般来说，故障相对地电压下降，但不为0，非故障相电压升高，但未达到√3倍，线电压仍然对称。
需要注意的是，故障相电压并不一定总是最低的，有时可能会高于非故障相，需结合中性点位移电压的取值范围来确定，以正相序为基准，对地电压最高的下一相为故障相。
1.2 中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障
经消弧线圈接地后，接地相电容电流大小和分布与不接消弧线圈时相同，都是在接地点要流过全系统的对地电容电流，不同之处是在接地点又增加了一个电感分量的电流，此电流和原系统中的电容电流相抵消，可以减少流经故障点的电流。在实际运行中，一般都是采用过补偿的运行方式，补偿后的残余电流是感性，采用这种方法不可能发生串联谐振过压问题，因此得到广泛的应用。经消弧线圈接地系统发生单相接地时，以正相序为基准，对地电压最高的前一相为故障相，与中性点不接地系统相反。
1.3 中性点不接地系统单相断线（非接地）故障
10kV线路正常运行时，三相电流数值差别不大，是基本平衡的。当发生单相断线故障时（断口悬空，断点两端均不接地），如跳线断线，开关电器一相接触不良等，三相平衡被打破：故障相电流降为0，非故障相电流降低至√3/2倍相电流，降低幅度还与故障点的距离有关。同时，还可通过电压的变化来辅助判断，电压的变化则与多种因素有关。
当一相靠近电源侧断线，由于故障相的对地电容减小，系统中性点出现位移电压，故障相对地电压则升高为不高于3/2倍相电压，非故障两相电压降低且相等，不低于√3/2倍相电压，线电压对称，不影响对非故障线路负荷的供电。但通常变电站10kV母线上都有数条出线，断线线路占系统总电容的比例不大，因而系统中性点位移电压变化不大，故障相对地电压只是略有升高，非故障两相电压略有降低，3U0的变化不明显，不足以达到告警值，这种情况，极易被监控员忽视。当靠近负荷侧断线时，故障相对地电压降低，不高于1/2倍相电压，非故障两相电压降低且相等，不低于√3/2倍相电压，线电压不再对称，影响对故障线路负荷的正常供电。
1.4 中性点经消弧线圈接地系统单相断线（非接地）故障
与中性点不接地系统的单相断线故障比较而言，对于经消弧线圈接地系统，断线故障相对地电压会降低，但是不会降为0，非故障两相对地电压升高且相等，不高于线电压。此现象极易与单相接地混淆，使监控员对故障造成误判，所以，要重点分析三相电流的变化来加以判断。
2 10kV配电线路接地、断线故障的主站监测现状及改进措施
2.1 监测工作现状
在监控主站端，10kV母线间隔关键遥测值有Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca、3U0，10kV线路间隔关键遥测值有P、Q、Ia、Ib、Ic。发生接地故障时，大多数变电站有接地相关的遥信信息报出，另外，为便于监控员快速识别接地故障，在IES600系统的监控监视页面，还增设了“全网小电流接地系统相电压、3U0监视表”，将每一个相电压和3U0都设置了告警阈值，一旦越限，相应数值就会改变颜色，使得监控员一目了然，能在最短时间内发现并处置接地故障，通过两年多的运行实践，效果良好。
而断线（非接地）故障，监控员只有通过定期巡视（一般情况为每2小时一次）每条10kV线路的遥测值是否正常来判断，很多情况下，受故障条件的影响，电流、电压的变化幅度不大，故障特征不明显，给故障辨识增加了难度。再加上目前，监控范围覆盖全网110kV及以上的70多座变电站，工作量较大，涉及城区配电网的10kV线路就有169条，假设平均每进入一条线路的分画面巡视需要20秒钟，仅仅巡视10kV配电线路就需要将近1个小时，且监控班长期人员不足，监控员无法保证对每一条10kV线路遥测值都有充分的巡视分析频次。所以，在现有的监测手段下，我们无法保证能百分之百及时、可靠地判断出10kV线路断线（非接地）的异常情况来。
2.2 改进措施
加强对监控员的相关技能培训，不断提高其对各种故障的快速辨识能力。
联合自动化运维、继电保护专业共同研讨、计算，在IES600系统的监控监视页面，增设一个“全网10kV配电线路电流监视表”，反映出每一条线路的三相电流值，以及各相差值的百分比，并将相电流以及差值百分比设置告警阈值，一旦越限，则改变字体颜色，让监控员能够一目了然，提高监测效率。
具体效果，则要通过实际运行工作来检验。
参考文献
[1]宗剑，李冠一，等.配电网单相接地和断线故障选线定位方法[J].工矿自动化，2006（4）：35-37.
[2]黄涛，陈禾.中性点不接地系统高阻接地故障的特点及判别[J].广东电力，2008，21（10）：32-34.