关键词：10kV配电网、调度运行、故障、自愈功能、对策
传统的10kV配电网调度系统通常采用几种提供放射性功率的方法，实际的网络结构不是通过电网调度来形成的，其运行是相对随机的。随着电网的不断完善，人们对电力的需求越来越大，对电网可靠性的要求也越来越高。10kV作为电网运行的分支，配电网络调度在配电网络管理中起着重要作用，但是当出现配电网络调度问题时，电网将面临巨大的运营风险，因此分析10kV配网调度运行故障与解决对策是至关重要的。
一、故障的原因
1.自然因素造成的故障
现实中，最偶然最常见的要属因自然因素造成的最频繁，通常是无法预测的。在自然灾害中，架空的10kV输电线路通常较长且沿途相对开放，从而容易增加雷击的机会并导致配电盘烧毁，绝缘子击穿，会牵连到其他设备的损坏，会对整个电网的运行产生威胁。第二是强风引起的电网运行事故，强风刮擦了电线的某些分支，从而导致杆掉落和跳动等问题。第三是大雨雪天气，这些因素都会导致电网故障。
2.外力因素造成的故障
外力因素也是不可预测的，配电线路由于各种外部因素而发生故障。例如，如果风筝落在电线路附近或扔碎屑在线路上都可能发生短路，导致变电站开关跳闸。另外，由车辆引起的故障相对普遍，并且存在由于非法驾驶汽车而导致线路中断的情况。特别是，在道路两侧竖立的线路经常会出现一些问题。城市在建设和改造中也可能损坏线路，这主要是由于施工造成的地下电缆损坏。其次，相对较大的机器会破坏电网线路。实际上，电缆盗窃也可能导致线路操作运行故障，并且许多盗窃分子通过窃取电缆设备而获得利益。
3.错误下达指令造成的故障
从人为的角度来看，乱序是电网故障的另一个常见原因，所谓的错误命令意味着调度员不直接在现场操作设备，而让其他人员完成工作，而这些作业人员无法区分清楚，这会导致错误的操作。
4.错误操作导致的故障
从技术上讲，该领域的主要问题是开关操作失败。主要有以下原因，首先在维护过程中，技术人员无法完全操作设备，平时没有维护接触点。其次，没有用正确的操作方式。从技术上讲，同时进行维护优化还不足以使得设备健康；审核工作时，审核员不负责，没有及时审核出错误的操作；变电站与远程控制人员之间的通信不足会导致控制台上显示的数据与设备的实际操作数据之间存在很大的差距。
5.设备动作可靠性不足导致的故障
部分自动化设备作为试点工程建设，投入年限较久，配网设备没有相关规定需要定检，故无法确认设备在事故发生后否能正确转供动作。定值维护整定困难，由于配网整定人员素质层次不齐，在面对非典型网架时，即多个联络点情况下，无法根据线路实际运行情况对各联络点的开关进行合理整定。另外，配网的运行方式复杂多变，整定人员需要根据每次的网架结构调整，确认联络点的定值整定是否适用。联络开关管理要求高，部分供电局对配网联络开关的运行方式具有严格的规定，处于热备用的状态是不行的，会导致配网自动化设备无法使用联络功能。
二、解决问题的办法
1.解决自然因素引起的问题。对于自然因素引起的问题，应采取适当的保护措施。例如，在发生雷击的情况下，需要注意以下几点：在传输线上安装避雷器，并保护其他相关设施，定期测试接地网以确保可接受的接地电阻，所选绝缘体的质量应较高。大风天气的措施主要受季节的影响，为此，首先需要增加网格的强度，同时供电部门必须进行严格的规划和建设，以加强对道路两侧线路的建设和保护，确保工程质量。为了防止风雪等，有必要在防范施工管道中滑坡的同时，尽可能提高配电网的抗冰能力。
2.考虑到外力造成的损坏，有必要减少因非法驾驶进入配电网而造成事故的发生率。避开电力杆塔附近的公共交通区域，并在吸引驾驶员注意的地方设置警示牌。同时，要加强电网安全教育和宣传安全设施的重要性，以更好地了解电力设施的重要性。还要加强与城建的沟通，可以保护好电网的安全运行。
3.解决错误下达指令操作的对策
如果功率分配操作中的操作不正确，应立即停止所有相关的命令操作，要仔细的分析和总结，才可以执行进一步的处理。为今后不再出现此类问题，必须严格遵守相关的操作程序，但同时在操作过程中不得遗漏，并且未经允许不得执行任何增、减量操作。如果需要更改相关操作的顺序，则必须在正确完成字段验证并记录过程之后运行它，操作期间需要记录，以确保正确操作。
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4.解决错误操作的对策
维护计划必须严格遵守电网公司的相关规定。同时，必须仔细分析网格的当前状态，确定所使用的调度方法是否合适，并以其他方式更改操作模式。根据设备的潜在影响和风险，制定风险预防措施。在准备过程中，必须做好相关的信息和收集工作，了解当前的供电方式及其电源状态，然后确定相应的调度计划。操作票要逐字检查。发出切换操作命令时，必须严格遵循操作票程序为每个项目发布每个指令项目，并即时监控。收到调度命令后，操作员必须确认实际操作的位置和准确性，并及时停止错误的操作。接受指令时，提供和记录双方姓名和详细信息，包括录音工作。如果认为操作不正确，请立即将其报告给调度员。
5.配网自愈技术模式
配电网络自我修复技术使用自动化设备或系统来监视配电线路的运行状况，及时检测线路故障，诊断故障间隔，隔离故障间隔以及故障部件的电源会自动恢复对非故障区的供电。根据实现方式的不同，可以分为三种：集中控制类型、本地控制类型和本地集中融合类型。
集中管理的配电网络具有自我修复功能。全自动的主站、终端和通信通道，通过配电终端与配电主站之间的双向通信，配电主站会根据配电网的实时收集，配电设施运行信息和故障信号自动计算或以人工方式远程控制开关设备的投切，开关是通过控制遥控开关设备来实现的。优化配电网络运行模式，快速隔离故障并恢复供电。
集中控制类型适用于配电网络中的所有类型的线路，并具有更复杂的保护功能。配电终端与变电站之间的保护合作没有显著差异。但是，馈线故障的隔离和恢复在很大程度上取决于通信的质量，配电网络的基本数据质量以及主站的稳定性。配电网络的自愈功能可能由于主站的通信故障或错误而失效。
如果配电网络出现故障，则无需控制配电主站或配电子站。通过终端通信，保护或时序调整，隔离故障区域，恢复非故障区域的电源以及处理和报告结果。本地控制型配电网的自愈可分为电压时间型、电压电流时间型、阶跃保护型和智能型。不同类型可以用于具有不同功率要求和电网特性的区域。
就地型配电网的自愈模式的优点是可以快速实现故障的定位和隔离。缺点是当在没有故障的区域恢复供电时，配电网络的总体负载分布可能是未知的，过载导致二次故障的情况。下图显示了电压时间型、电压电流型以及智能分布式的技术原理。
4.1电压时间型
基本原理：以电压时间为判据，当馈线发生短路故障时，变电站出线开关保护动作跳闸，站外线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关首次重合闸后，站外线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有站外线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合闸，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。
图1 电压时间型技术原理图
4.2电压电流型
基本原理：在电压时间型馈线自动化基础上，增加了故障电流为辅助判断依据。主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当站外分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当站外分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。
图2电压电流型技术原理图
4.3智能分布式
基本概念：使用高速光纤通信网络，线路中的每个交换机控制器都使用自己收集的状态参数来组合来自相邻控制器的信息，以确定它本身是否就是故障点。做出决定后，可以决定是否参与保护措施。
技术思路：采用点对点通信网络。发生故障时，线路上的交换机控制器将相互通信，收集相邻交换机的故障信息，分析并确定故障的具体位置，并将其控制在最接近故障点的位置，开关将跳闸。
智能分布式技术原理图
结论
通过分析和归纳配电网调度中经常发生的10KV操作故障，本文进行了简要的总结，并针对相应的问题和故障提出了独特的对策和方法。同时，为提高我国电网运行的安全性，确保电网的正常运行，我们将在工作中不断加强这些运行的纲要，不断加强解决问题的方法和措施，从而提高电网运行的安全。在对配网安全运行要求越来越高的今天，应用新技术全面提高10 kV城市配电网的安全性和可靠性，已经是电力系统升级改造的主要方向。而基于10 kV配电网馈线分布式自愈系统的不间断供电技术方案的研究应用，将使10 kV配电网的安全性、可靠性提高一个台阶，拉近与国际先进水平的距离，同时为智能电网提供前瞻性的研究和探索。
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论文作者:池宏博
论文发表刊物:《中国电业》2019年20期
论文发表时间:2020/3/10
标签：故障论文; 电网论文; 操作论文; 线路论文; 变电站论文; 电压论文; 配电网论文; 《中国电业》2019年20期论文;