10kV配电线路管理技术措施探讨

【文章摘要】

如作为电力系统管理的重要组成部分，搞好配电线路管理对于改善配电网运行的安全性和可靠性起着重要作用。本文首先介绍了10kV配电线路保护的整定计算方案，然后具体探讨了10kV配电线路管理的技术措施，以期为相关技术与管理人员提供参考。

【关键词】

10kV配电线路；管理；措施

配电系统是一个多路辐射又能相互联络的网络系统。10kV配电线路本身具有线路串接级数多、结构复杂等特点，其接线形式通常情况下会采用一条线路配置多台配电变压器或T接多条支路的树枝式接线方式，因线路距离过长、支线路较多，其故障问题也相对较多。做好配电线路管理，是保障10kV配电网正常运行的重要手段。因此，加强有关10kV配电线路管理技术的探讨，对于改善配电线路管理质量具有重要的现实意义。

1 10kV配电线路保护的整定计算方案

1.1 区域站

（1）区域站主变低压侧开关，设置过电流保护作为主变低后备保护、出线远后备保护及10kV母线保护；动作电流依照躲过主变的最高负荷电流，即躲过单台主变检修及故障时的负荷电流；保护采用一段二时限，第一时限为1.1s用于跳开10kV分段开关，第二时限为1.5s用于跳开本侧开关；

（2）区域站10kV出线：①时限过流动作电流要求躲过线路过负载电流，如实验形成的冲击电流或电动机的启动电流等；②限时速断动作电流要求与开关站出线限时速断保护配合，配合系数Kph为1.1；

（3）区域站到住宅区的供电线路：①时限过流动作电流要求与社区变压器的高压熔断器配合，按照时限过流动作电流原则进行设置；②限时速断动作电流，要求与社区高压熔断器配合，按照速断动作电流原则进行设置；[1]

（4）区域站10kV分段开关，可只设充电保护，依照躲开10kV母线充电时变压器励磁涌流，控制0.2s的延时动作，充电结束后保护退出。

1.2 开关站出线

若变压器未使用差动保护而使用过电流保护，则通常其电源线路会较短，当电缆长度在3km以下时，一般使用线路-变压器组保护设备。

（1）对于瓦斯保护或变压器高温需进行跳闸的，应在变压器高压侧安置负荷开关带分励脱扣器，以控制跳闸过程；（2）过流保护动作电流，要求躲开可能发生的的过负荷电流，如水泵、风机的启动电流等；若灵敏度较低，则可采用电压闭锁过电流保护，电流元件应按照躲开变压器额定电流进行整定，低电压闭锁元件的启动电压则依据躲开电动机自起动电压和低于额定状况下的最低工作电压进行整定；（3）速断动作保护电流，要求躲开可能发生的变压器低压侧最大三相故障短路电流。

1.3 对于10kV中性点非直接接地电网中的单相接地故障

（1）在开关站、区域站处的10kV出现较多，应安置微机小电流接地信号设备，以快速诊断出现单相接地故障；对于微机保护，10kV小电流接地选线过程可利用10kV间隔监控保护完成；（2）在10kV母线处安置接地监视装置，以控制信号传输，PT开口三角电压继电器整定值Udz为15V；为降低铁磁谐振，可将微机型消谐器安置在开口三角位置。[2]

2 10kV配电线路管理的技术措施

2.1 恰当选用配网自动化系统

优化型系统是完成配电网自动化线路负荷合理配置的基本保障。在当前配电网中主要采用高扩电压型与电流型两种系统，两系统具有不同的应用特点及应用方式，在实际选用时应依据配电网运行状况进行科学选择。在配电网自动化线路负荷优化配置时应注意的要点包括：

（1）对于配电网系统的负荷转移与故障处理不能单单依赖于通讯系统，应加强系统自动处理与人工处理的相互配合，防止因通讯系统遗漏而导致故障范围的延伸；（2）分段安装断流开关，并隔离处理故障线路，且通过非故障线路实行供电转移；（3）安装远程监控系统，以实时监控配电网运行状况和运行环境，防止出现因数据信息量较大而在较长时间内难以确定故障地点的问题；（4）加强系统对线路负荷的自动均衡，避免线路因负荷超载而出现烧断线故障。

2.2 提高配电线路的防雷水平

因配电线路复杂多样，按照当前的技术水平还不能做到对配电线路的完全防雷。配电线路防雷性能的好坏主要通过两个技术指标确定：一是雷击跳闸率，也就是在每100km的线路中因雷击造成的年跳闸次数；二是耐雷性能，即雷击线路绝缘不出现闪络故障的上限电流幅值。为有效改善线路防雷水平，可采取的技术措施有：

（1）使用不平衡绝缘方法。对于同杆架设的双回线路，当其应用的防雷技术措施难以满足防雷要求时，可应用不平衡绝缘方法减少双回线路雷击跳闸率，进而确保供电持续。在雷击过程中，绝缘子串片较少的回路会首先进行闪络，闪络后的导线具有与地线相同的作用，可有效增大对另一回路导线的耦合，从而改善另一回路的防雷性能，保证其不会发生闪络而连续供电。

（2）安置耦合地线。就是在导线底部架设地线，以增强导线与避雷线的耦合作用、减小绝缘子串上的电压，同时地线还可用于雷电流分流。

（3）使用消弧线圈接地方法。配电线路中多使用中性点不接地的工作方式，由此可使雷击形成的大量单相接地故障自动解除，从而避免发生相间短路及跳闸故障；而在三相与两相着雷时，雷击会造成第一相导线闪络相绝缘子串上的电压减小，由此便能改善线路耐雷水平。

（4）安置线路避雷线。避雷线主要用于避免雷击直击导线，且同时具备其他作用：屏蔽导线，可减小导线上的感应电压；雷电流分流，可减少进入杆塔的雷电流，降低杆顶电位；可用于导线耦合，减小导线上的感应电压。

2.3 使用自动重合闸

（1）保护选型，10kV线路保护装置的配置相对简单，但因线路负荷变化较大和线路较为复杂，依据电网保护配置运行实践，应对其进行全面的微机保护；微机保护不仅具备过电流、电流速断和重合闸保护的功能，且具有时限速断及低压闭锁的作用，可完全满足负荷及线路变化对保护类型的不同需求；

（2）10kV配电线路通常使用后加速的三相一次重合闸，因安置在末级保护位置，因此无需与其他保护配合。重合闸使用中需重点关注起重合成功率及减短重合停电时间，以降低停电对用户负荷的影响。重合闸成功率主要受到外力引发故障时的短路物体滞空时间及电弧熄灭时间的影响；电弧熄灭时间通常低于0.5s，但短路物体滞空时间则比较长。所以为保证重合闸的成功率，一般控制重合闸时间为2s。相关数据表明，将重合闸时间由0.8s延长至2s，可将重合闸成功率提升至50%以上。

2.4 使用新型设备与技术

（1）依靠新技术开展配电线路状态检修与状态监测，采用带电测温、油务监督、在线检测等测试手段和分析诊断方法对设备检修进行指导，尽量掌握设备基本性能；（2）提高线路故障处理能力，如在变电所安装小电流接地选线装置，在线路上增设故障指示器，以减少故障诊断时间；对于树线矛盾突出的位置，应更换绝缘导线等；（3）改善配电网线路装备水平，尽量采用柱上负荷开关、真空断路器、硅橡胶绝缘子、金属氧化物避雷器、SF6断路器、交联电缆等设备，以减少因设备老化或质量不达标而引起的不必要停电[3]。

3 结束语

配电线路的管理水平将直接关系着10kV配电网运行的安全性与可靠性，因此，相关技术与管理人员应加强有关10kV配电线路管理技术措施的探讨，总结配电线路保护整定方法及关键部位技术管理要点，以逐步改善10kV配电线路管理质量。

【参考文献】

[1]冯培荣.谈加强10kV配电线路管理技术措施[J].科技创业家. 2012，12（29）：62-63

[2]吴创现.浅议加强10KV配电线路管理技术措施[J].才智. 2011，13（14）：74-75

[3]罗伟.加强10kV配电管理之我见[J].科技信息.