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摘 要：本文介绍了一起由于邻近线路故障所导致的10kV馈线频繁发生跳闸事故的案例，进而针对该案例的事故原因进行了分析，在得出事故原因的基础上最后提出了相应的解决措施。
关键词：10kV；线路；跳闸
：A
再对比发生故障的馈线跳闸相别与馈线F5跳闸相别，其结果见表2。可以看出馈线F5的跳闸相别与发生故障的馈线跳闸相别并不一致，由于合环运行条件下造成跳闸两条馈线的跳闸相别应一致，所以这也排除了是由于两条馈线存在合环而导致同时跳闸的可能性。
如果10kV线路发生单相接地故障，则10kV母线的非故障相电压将升高倍，从表2中8次跳闸事故记录也验证了这点。因此，可以推断是由于10kV馈线F5自身存在一定的缺陷或隐患，虽然能够承受正常的运行电压，但是对地绝缘不够。在邻近馈线发生单相接地故障的情况下，10kV母线非故障相的电压升高倍，此时存在缺陷或隐患的地方就会被击穿从而造成了短路接地，一旦故障消除再查找线路故障时，因为绝缘又恢复正常，所以根本检查不出问题。
以2011年7月16日跳闸事故为例，10kV馈线F7的C相发生了单相接地故障，使得10kV母线A相和B相的电压升高倍，进而导致馈线F5的A相发生跳闸事故；2011年8月25日10kV馈线F10的C相发生单相接地故障，10kV母线的A相和B相的电压升高倍，进而导致馈线F5的B相发生跳闸事故；而在重合闸不成功的情况下，说明接地故障并未消除，也会导致馈线F5发生跳闸事故。由于10kV馈线的供电半径都较大，其沿线的电气设备比较多，有的比较新，有的则相对残旧。在长期运行过程中，线路避雷器、瓷瓶、柱上开关、电缆头等电气设备的绝缘都会老化，导致绝缘性能降低，邻近线路发生单相接地故障造成非故障相的电压升高从而导致本馈线接地被击穿发生跳闸事故是极有可能的。而要对10kV馈线全线的电气设备进行排查，以发现缺陷和隐患，不仅需要大量的人力和物力，同时还要对馈线进行长时间的停电，代价过大。
3 结论
要对10kV馈线全线进行彻底的排查在客观上是比较难做到的，但该条馈线由于邻近线路故障而频繁发生跳闸事故十分具有典型意义。因此，可以采取一些措施来加强10kV馈线的绝缘性能，消除10kV馈线的缺陷和隐患，以提高10kV配电网的供电可靠性。
（1）重点对10kV馈线的线路避雷器、电缆中间头以及终端头、绝缘瓷瓶和柱上开关等电气设备进行巡检。要充分利用停电机会，从主干线路到支线，有计划有步骤的将那些比较残旧的电气设备更换掉，以消除缺陷和隐患，加强绝缘性能。
（2）在10kV馈线F5的缺陷和隐患彻底消除前，应对F5的重合闸时间予以调整。其他10kV馈线的重合闸时间为1.5s，将F5的重合闸时间调整为滞后一些，让其他线路先合闸，如调整为2.0s。这样即使其他的馈线发生了永久性的故障，当2条馈线同时跳闸后，故障线路先行合闸并加速跳开，这样F5再合闸，就能保证F5的重合成功。
（3）要综合考虑10kV馈线F5的正常负荷电流以及线路安全电流，将F5的CT更换为变比600 /1以下的产品。变比为1000 /1的CT会导致线路的零序II段及III段保护的定值过小，大大增加了误动的可能性。
（4）要提高10kV配电网施工及运行维护人员的培训力度，在严把10kV配电网建设及验收关的基础上，进一步加强运行的检修维护工作，这是保证新投产及现有10kV线路不出现缺陷和隐患的关键所在。
参考文献
袁华，张雄.10kV线路接地故障原因分析及防范措施[J].湖北电力，2011（03）：47-50.
尹星光，宛玉健，张新州，等.10kV线路故障引起相邻线路异常跳闸的原因分析[J].华电技术，2012（05）：26-27.
[3] 徐科林.对装有接地故障指示器的10kV线路接地故障的判断与分析[J].广西电业，2010（02）：92-93.
[4] 陈公锐，吴经伟.谈10kV线路接地故障的防范与消除[J].中国电力教育，2010：435-436.
关键词：10kV；线路；跳闸
：A
1 10kV线路故障导致邻近线路跳闸事故概况
从2011年7月份以来，某110kV变电站10kV馈线F5频繁发生跳闸事故，经分析都是由于相邻馈线故障所导致的，具体事故源于：科技论文www.udooo.com
情况见表1所示。从表中可以很清楚的看到，10kV馈线F5由于F7和F10等邻近馈线发生故障而出现5次跳闸事故。2 10kV线路跳闸事故原因分析
该110kV变电站10kV馈线F5频繁发生跳闸事故对于配电网的安全运行和供电可靠性都造成了很大威胁。该地区10kV配电网接地方式采取小电阻接地，10kV馈线的零序保护电流为自产。经进一步检查发现，10kV馈线F5之所以发生跳闸事故基本都是由于零序过流保护动作所引起的。此回馈线的CT变比为1000/1，其零序I段、II段及III段的定值分别为0.20A、0.04A和0.04A，一次值分别为200A、40A和40A。一般情况下，若是由零点漂移所引起的保护动作，应该是零序II段及III段保护动作。但经查看保护的动作信息，都是由于零序I段保护动作所引起的跳闸，所以可以判断馈线F5频繁跳闸并不是由于零点漂移引起的。进一步检查发现，在2011年8月16日，馈线F10零序过流保护动作时重合闸成功，保护动作信息显示为相间故障，此次故障没有导致馈线F5跳闸。这说明馈线F7和F10发生线路故障但只要试送成功就不会引起馈线F5跳闸。再对比发生故障的馈线跳闸相别与馈线F5跳闸相别，其结果见表2。可以看出馈线F5的跳闸相别与发生故障的馈线跳闸相别并不一致，由于合环运行条件下造成跳闸两条馈线的跳闸相别应一致，所以这也排除了是由于两条馈线存在合环而导致同时跳闸的可能性。
如果10kV线路发生单相接地故障，则10kV母线的非故障相电压将升高倍，从表2中8次跳闸事故记录也验证了这点。因此，可以推断是由于10kV馈线F5自身存在一定的缺陷或隐患，虽然能够承受正常的运行电压，但是对地绝缘不够。在邻近馈线发生单相接地故障的情况下，10kV母线非故障相的电压升高倍，此时存在缺陷或隐患的地方就会被击穿从而造成了短路接地，一旦故障消除再查找线路故障时，因为绝缘又恢复正常，所以根本检查不出问题。
以2011年7月16日跳闸事故为例，10kV馈线F7的C相发生了单相接地故障，使得10kV母线A相和B相的电压升高倍，进而导致馈线F5的A相发生跳闸事故；2011年8月25日10kV馈线F10的C相发生单相接地故障，10kV母线的A相和B相的电压升高倍，进而导致馈线F5的B相发生跳闸事故；而在重合闸不成功的情况下，说明接地故障并未消除，也会导致馈线F5发生跳闸事故。由于10kV馈线的供电半径都较大，其沿线的电气设备比较多，有的比较新，有的则相对残旧。在长期运行过程中，线路避雷器、瓷瓶、柱上开关、电缆头等电气设备的绝缘都会老化，导致绝缘性能降低，邻近线路发生单相接地故障造成非故障相的电压升高从而导致本馈线接地被击穿发生跳闸事故是极有可能的。而要对10kV馈线全线的电气设备进行排查，以发现缺陷和隐患，不仅需要大量的人力和物力，同时还要对馈线进行长时间的停电，代价过大。
3 结论
要对10kV馈线全线进行彻底的排查在客观上是比较难做到的，但该条馈线由于邻近线路故障而频繁发生跳闸事故十分具有典型意义。因此，可以采取一些措施来加强10kV馈线的绝缘性能，消除10kV馈线的缺陷和隐患，以提高10kV配电网的供电可靠性。
（1）重点对10kV馈线的线路避雷器、电缆中间头以及终端头、绝缘瓷瓶和柱上开关等电气设备进行巡检。要充分利用停电机会，从主干线路到支线，有计划有步骤的将那些比较残旧的电气设备更换掉，以消除缺陷和隐患，加强绝缘性能。
（2）在10kV馈线F5的缺陷和隐患彻底消除前，应对F5的重合闸时间予以调整。其他10kV馈线的重合闸时间为1.5s，将F5的重合闸时间调整为滞后一些，让其他线路先合闸，如调整为2.0s。这样即使其他的馈线发生了永久性的故障，当2条馈线同时跳闸后，故障线路先行合闸并加速跳开，这样F5再合闸，就能保证F5的重合成功。
（3）要综合考虑10kV馈线F5的正常负荷电流以及线路安全电流，将F5的CT更换为变比600 /1以下的产品。变比为1000 /1的CT会导致线路的零序II段及III段保护的定值过小，大大增加了误动的可能性。
（4）要提高10kV配电网施工及运行维护人员的培训力度，在严把10kV配电网建设及验收关的基础上，进一步加强运行的检修维护工作，这是保证新投产及现有10kV线路不出现缺陷和隐患的关键所在。
参考文献
袁华，张雄.10kV线路接地故障原因分析及防范措施[J].湖北电力，2011（03）：47-50.
尹星光，宛玉健，张新州，等.10kV线路故障引起相邻线路异常跳闸的原因分析[J].华电技术，2012（05）：26-27.
[3] 徐科林.对装有接地故障指示器的10kV线路接地故障的判断与分析[J].广西电业，2010（02）：92-93.
[4] 陈公锐，吴经伟.谈10kV线路接地故障的防范与消除[J].中国电力教育，2010：435-436.