10kv线路跳闸分析报告

10kv线路跳闸分析报告（精选10篇）

1.10kv线路跳闸分析报告 篇一

简析如何降低10 kV线路故障跳闸率

摘要：随着社会经济的发展，客户对安全可靠的供电提出了越来越高的要求。如何确保配电网安全稳定运行，降低线路故障跳闸率是供电企业关心的问题，因此，分析10 kV 配电线路跳闸的原因并采取行之有效的措施降低配网线路故障跳闸率，减少非计划停电对客户的影响，从而提高供电可靠性十分必要。

关键词：10kV配电线路；故障原因；防治措施

前言

本文某供电局374条10kV配电线路为研究参考对象，对其一年中出现的跳闸故障次数进行统计，结果如下：全年共出现跳闸故障174次，其中，从故障类型的角度统计，由于外力造成故障跳闸33次；设备故障引起的跳闸42次；自然原因引起的跳闸53次；树木障碍28次；动物因素8次；其他原因10次。对上述174次跳闸故障的原因进行分析，如表1所示。引起10kV线路故障的四个主要原因

1.1 自然灾害引发的线路故障

在自然灾害引起的线路故障中，据某供电局一年内的数据显示，雷击事故所占的比例最大，由于10kV架空线路通常较长，位于较为空旷的地方，一旦出现有雷雨天气，最容易使得线路遭受雷击。在10kV配电线路的故障中，雷击故障出现的频率也是最高的，它会造成线路绝缘层的破坏，发生断线事故。雷击是重点防治的因素。

1.2 外力破坏引起的故障

外部施工造成的故障占外力破坏比重的很高，对于发展区域来说10kV配电线路运行的情况也十分严峻，常常会因为外力的破坏而出现故障。随着城市化进程的不断加深，城市中的各项建设在如火如荼地开展着，由此而引发的施工项目会增多。在施工中，如果没有对配电设施给予有效的保护，很容易造成配电线路的破坏，导致电网故障；随着楼房建筑的增多，有些原处于空旷位置的线路被新建筑物所包围，一些违章建筑致使一些线路无法得到合理有效的控制，给线路运行带来了极大的安全隐患，同时也给配电线路的安全运行留下了安全隐患；不法分子盗窃设备，给配电线路造成严重的影响。外力破坏，使10kV配电线路面临的严峻考验。

1.3 设备引起的故障

设备故障占线路故障比例的24%，其中变压器过载跳闸占47%，变压器长期处于超负荷供电状态，其产生的热量很容易造成自身的烧毁。一旦出现变压器故障，配电系统将会停运。另外设备老化，绝缘性能降低，遭受雷击或大电流冲击很容易造成接地短路故障。

1.4 树木造成线路故障

在经济发达的珠三角地区的供电所能把握所有树木对导线保持水平距离2米，垂直距离1.5米的安全距离为数不多。地产开发、市政建设等经济发展所造成的影响让青苗补偿的价格不断翻倍。树木障碍一直是10kV线路运维的一个棘手问题。我们将如何才能降低树木造成的线路故障。常见故障防范措施

2.1 防雷击故障的措施

雷击是造成10 kV 线路跳闸的首要原因，也是大多数农网地区线路跳闸的主要原因。架空线路由雷电产生的过电压有两种：直击雷过电压和感应雷过电压。有关数据表明，10 kV 配电线路由雷击引起故障，绝大多数是感应雷过电压造成的。雷害多发地区可从以下几个方面提高线路的防雷能力：一是加装防雷装置，如线路避雷器、线路防雷接闪器等。据统计，10 kV 线路每200 m 装设1 组金属氧化物避雷器，可使感应雷引起的故障次数减少90% 左右；二是提高绝缘子耐雷水平，及时更换有缺陷的绝缘子，条件允许情况下可将瓷质绝缘子更换为硅橡胶绝缘子；三是做好预防性试验管理，及时淘汰存在缺陷的避雷器，并确保接地电阻合格。

2.2防治设备原因引起的线路故障措施

变压器运行在过载状态的变压器很容易发生故障，对此，在配电变压器的选择上，需要通过相关资料对供电负荷进行合理预测，之后选择容量合适的变压器，比如说新建一个台区，必须实地勘察该区域发展状况、楼群的建筑规划等情况来进行判断。将避雷器安装在变压器的低压侧，以防雷击。定期对避雷器进行检查，保证其避雷效果。变压器在使用前和使用后都应该进行必要的检查。

2.3 防非施工碰撞故障的措施

农网线路多为架空裸导线，抗外力破坏能力低下，对于非施工碰撞引起的跳闸，可采用以下防范措施：一是对易受外力影响的架空线路进行绝缘化改造；二是健全安健环标识，加装醒目的防撞提醒标志；三是对易受车辆碰撞的电杆进行迁移或加固；四是建立黑点档案，对易受外力影响的设备和线段加强巡视；五是加强宣传教育，着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工等行为对人身安全的严重危害性。

2.4 防小动物故障的措施

对于小动物引起的故障，可以采取以下简单而有效的措施：对于户外设备，可对其裸露的电气部分加装绝缘护套，包括户外开关高低压套管接头、变压器高低压套管接头、隔离开关触头等部位。对采用裸导线的杆塔引下线、变压器引下线等更换为绝缘导线。对户外开关柜、室内配电站或开关站，则应做好防小动物的封堵措施，如保证开关柜进出线电缆封堵的密封性、在配电站或开关站门口安装防鼠挡板等。

2.5 管理措施

除了上述介绍的技术措施外，采取行之有效的管理措施，对降低10 kV 线路故障跳闸率也十分重要。严把竣工验收关，确保新设备零缺陷投运。对基建、技改、修理、业扩等工程的验收工作，供电企业应严格按__照有关验收标准开展验收，坚决杜绝有缺陷或隐患的线路、设备投入运行，从源头上把控配电网的健康运行。动态掌握配网设备运行情况，及时发现并消除隐患。结合线路的日常巡视，建立配网线路和设备的黑点档案，对发现的隐患及时记录在案并根据实际情况尽快安排消缺，对短时间内无法妥善处理的隐患，可采取临时措施，并提高巡视的频率，确保隐患的可控在控。开展故障分析工作，提高故障防范能力。分析常见多发或具有典型性的故障发生的原因用来指导今后的工作。在分析时要注意用数据说话，并分析管理上是否存在漏洞，避免空洞而毫无实际指导意义的分析。实例分析

惠州龙门自2012 年开始狠抓中压线路故障跳闸率，管理手段和技术手段双管齐下，多措并举有效降低了10 kV 线路故障跳闸率。技术措施上，在易受雷击的地区加装防雷接闪器，加装线路避雷器，有效降低了雷击故障；管理措施上，建立并及时更新配网黑点档案，并开展常态化的故障分析工作，做到“一故障一分析”，深入分析故障产生的原因，并制定有效的整改措施，尽量避免类似故障的再次发生。结语

随着电网的发展，配电线路朝着合理高效的方向改进。10kV配电线路是连接电网与用户的重要环节，具有分布广泛、运行环境十分复杂的特点。提高10kV配电线路的运行水平对供电可靠率有着直接关系，其可靠性水平对工厂的生产生活以及居民的生活有着重要影响。当下的10kV配电线路中还存在很多问题，常常会导致系统故障。对此，相关工作人员应该对这些故障原因进行深入分析，积极探寻合理有效的防治措施，尽可能地降低故障率。

参考文献：

[1]齐艳超.农网配电线路故障跳闸治理[J].农村电气化，2014，02：9-10.[2]吴俊雄.浅谈如何提高输电线路故障查找的工作效率[J].中国新技术新产品，2014，09：75-76.[3]王正刚.降低10kV配网线路跳闸率的几点思考[J].电源技术应用，2014，06：253.

2.10kv线路跳闸分析报告 篇二

截止2013年10月, 南康供电公司共有10 k V公用线路68条, 总长度1615.78 km, 用户专线11条;公用配电变压器1925台, 专用变1440台;10 k V柱上开关262台, 其中:真空开关202台, 六氟化硫开关60台。

1 南康供电公司10 k V线路故障跳闸情况

2013年1~10月10 k V线路故障跳闸累计76次, 其中:公用线路69次, 用户专线7次;跳闸率1.1176 (次/条) ;8月份跳闸次数为最多高达31次, 跳闸次数最多的线路是10 k V马头线为12次。

2 跳闸原因分析

南康供电公司2013年1~10月10 k V配电线路分类跳闸情况:设备本体原因跳闸5次, 外力因素11次, 用户原因7次, 运行维护不当1次, 自然因素52次。

(1) 上述跳闸情况中, 因自然灾害 (雷击、大雨、强风) 引起跳闸, 占线路跳闸总数的68%为最高, 分析其原因有以下几点:南康供电公司地处江西南部, 为山区、丘陵地带, 10 k V线路大都分布在野外、点多、面广、受季节性 (台风) 影响的特点比较明显, 6~8月这3个月累计跳闸达41次, 占跳闸总数的53.9%, 期间正是迎峰度夏高峰期, 雷雨大风天气多使瓷瓶击穿或避雷器击穿着火等原因导致线路跳闸, 同时温度高、湿度大、树木生长旺盛, 恶劣的大风天气致使树木倾倒、断裂, 断树砸断电杆及线路等电力设备易于发生各类跳闸故障。

(2) 其次是外力破坏原因造成线路10 k V线路跳闸占线路跳闸总数的14.5%, 如因车辆撞击电杆, 造成倒杆、断杆;因施工取土挖断电缆, 导致线路短路跳闸。盗窃电力变压器、电力线路等造成线路跳闸。

(3) 专变用户设备原因故障冲击10 k V线路, 造成线路跳闸。主要是因一些专变用户对自身设备疏于管理, 运行维护不力, 电力设备陈旧老化, 不舍得投资更换。因此不断发生设备烧毁事故, 造成10 k V线路跳闸。

(4) 10 k V配网线路设备自身原因, 一是近年来南康负荷发展快, 导线截面小, 极易引发线路故障, 如唐龙线因负荷电流大, 而烧坏刀闸和烧断跳线等故障。二是由于线路年久失修, 网架结构薄弱, 装备水平差, 加之部分线段污染严重, 如龙岭工业园区内线路, 一遇恶劣天气易发生绝缘子击穿放电、引流线断落、隔离开关腐蚀等故障引起跳闸。三是线路导线大部分为裸体线, 档距大, 弧垂超标, 遇大风时易引发相间短路故障。四是由于南康家俱行业兴旺发达, 农村电气化水平提高, 电力需求增大, 配电变压器的增容布点远远跟不上负荷的发展速度, 造成因配变过负荷烧毁引起线路跳闸。

(4) 管理方面的原因运行维护人员对10 k V线路的维护管理不到位, 线路巡视执行不力, 树障清理不彻底、线路隐患、排查、缺陷处理不及时。跳闸后, 没有跳闸分析进而采取有效的预防措施。

3 防范对策

做好线路技术整改工作:南康市是典型的丘陵、山地为主的山区县级市, 全市近五年平均地闪密度 (Ng) 为3.507次/每平方公里年, 平均年雷暴日88日, 雷区等级划分为多雷区 (2.78≤Ng<5.0) 。根据南康电网实际情况, 比较显而易见的是, 以往南康电网雷击故障占绝大多数, 其次为外力破坏原因, 为此我们提出以下防范对策。

(1) 加强线路防雷综合治理, 切实减少雷害。一是对遭雷击频繁的线路进行改造, 提高线路绝缘水平或避免产生雷电过电压, 提高抗雷能力。主要是加强对避雷器泄流通道、接地装置整改工作, 结合安全大检查, 按照市公司防雷差异化改造指导意见要求, 排查避雷器安装、泄流通道、接地装置等防过电压措施是否完善。二是对已发生雷击瓷瓶的杆位, 视线路屏蔽情况, 前后延伸不少于5个杆位, 更换新型防雷绝缘子。

(2) 针对外力破坏现象应采取以下措施:一是利用各种途径大力宣传《电力设施保护条例》, 教育引导大家自觉爱护电力设施。在线路杆塔上装设警示标志、悬挂警告标识牌、书写宣传标语等。在临近交叉路口及公路边杆塔上, 喷涂反光漆, 在拉线上装设反光标志管。二是对电缆隐蔽工程, 要埋设电缆走经标示桩, 防止挖断电缆, 引起安全事故。三是加强对线路沿途的日常巡视检查, 以便及时发现监控线路附近机械作业现场, 有效的制止危害线路安全的行为。

(3) 针对专变用户, 要加强对用户设备的监管力度, 提高用户设备的健康水平。一是要建立健全专变设备运行台帐。一旦发现安全隐患, 要及时通知用户, 并下发整改通知单, 督促、配合用户整改, 杜绝设备带病运行。二是在施工中要严把设备入网关, 严格按设计施工, 不得购置伪劣产品。三是在产权分界处必须装设带接地跳闸功能的分界开关, 并要进行校验和整定定值, 从源头上加以控制。

(4) 完善落实“多运维、少抢修、谁运维、谁抢修”的设备主人责任制:重点完善设备主人制和绩效考核制度, 加快推进配网运维检修规范化管理, 以“少违章、少跳闸、少烧变、少抢修”为基本检验标准, 实现年度控制目标。

(5) 着力提高特巡特维、特检特查水平:根据季节性、时段性、区域性特点, 分别在重要保电、迎峰度夏、迎峰度冬时段, 区分县城、圩镇、农村、重点部位等区域, 安排特巡特维。完善运行分析制度:发生10 k V线路跳闸和配变烧损事件, 运维责任单位必须在1天内提交分析报告;一个月内连续跳闸3次及以上的线路运维检修部应进行专项检查, 提交分析报告, 列入挂牌整治。

4 结语

10 k V配电线路覆盖全市乡村, 主要特点是覆盖面积大、线路长, 为达到“少跳闸”的目标, 必须加强配电网管理, 控制跳闸率, 通过合理的目标管理, 人尽其责, 提高供电可靠性和电能质量。为用户提供持续、稳定、可靠、优质的电力。

参考文献

[1]王春杰, 祝令瑜, 汲胜昌, 等.高压输电线路和变电站雷电防护的现状与发展[J].电瓷避雷器, 2010 (3) .

3.浅谈农村10kV线路跳闸及对策 篇三

关健词：10kV线路 线路跳闸 对策

1 现状情况

农村10kV线路具有分布在野外、点多、线长、面广、易受气候、环境影响等特点。因而在运行中经常发生故障跳闸，严重影響了配电网供电可靠性，不但给自身企业造成经济损失，而且在社会上造成不良影响。

随着国家经济的发展，用户对电力的增长、合格的电压及不间断供电等电力优质服务的需要日益增长，同时，媒体对因管理、设备、灾害等原因造成线路跳闸停电情况的报道屡见不鲜。尽量减少线路跳闸停电的次数及时间，提升服务质量，对于供电公司责无旁贷。

2 10kV线路跳闸分析

2.1 配网设备原因 10kV配网线路设备自身原因，易造成线路跳闸，分析其原因：一是因10kV线路面向用户端，线路通道比较复杂，交叉跨越各类高压线路、弱电线路、铁路、公路、建筑物、堆积物等较多，极易引发线路故障。二是线路长期运行，各类低值、零值绝缘子较多，在部分线段污染严重，检查巡视不到位，一遇恶劣天气造成绝缘子击穿放电，引起线路跳闸。三是因线路档距大，导线弧垂超标，遇大风时易混线，造成相间短路故障。四是因配变烧毁、避雷器击穿、引流线段落等故障。

2.2 专变用户设备原因 专变用户设备故障冲击10kV线路，造成线路跳闸。分析其原因在于一些专变用户对自身设备疏于管理，一些小型企业一是没有设专职电工，二是电力设备陈旧老化，得过且过，不舍得投资更换。因此不断发生设备烧毁事故，冲击10kV线路跳闸。

2.3 自然灾害原因 农村线路较多分布在野外、田间，雷雨天气时有雷击等原因使瓷瓶击穿或避雷器击穿着火等原因导致线路跳闸。同时，农村道路树木种植普遍，恶劣的大风天气致使树木倾倒、断裂，断树砸断电杆及线路等电力设备易造成10kV线路跳闸。

2.4 外力破坏原因 外力破坏原因造成线路10kV线路跳闸时有发生。如因司机违规驾车导致车祸发生撞击电杆，造成倒杆、断杆；因施工取土挖断电缆，造成线路短路等事故发生，导致线路短路跳闸。

2.5 鸟害原因 随着国家对鸟类的自然保护政策加大,鸟类种群数量不断增加，密布林立在空旷田野中的配电线路杆塔也成为鸟类筑巢、休息等活动的钟爱之地。由此，因鸟害引起的线路故障跳闸中的比率也越来越高。

2.6 农村电网发展滞后原因 农村电网发展滞后电力需求，其一配变，由于农村负荷年增长迅速，特别是国家进行家电下乡活动，农村电气化水平提高，电力需求增大，配电变压器的增容布点远远跟不上负荷的发展速度，由此造成因配变过负烧毁引起线路跳闸；其二线路，部分线路陈旧老化，负荷大，导线截面小，质量差，结构较薄弱，抵御自然灾害能力较差，一遇恶劣天气易发生故障；其三断路器，线路未装设分段开关或装设分段开关数量远远不够，安装的分段开关保护整定不到位，一旦线路发生故障，就会越级到变电站保护动作跳闸，并且故障点也不容易查找。

2.7 管理方面的原因 运行维护人员对10kV线路的维护管理不到位，线路巡视执行不力，树障清理不彻底、线路隐患、排查、缺陷处理不及时。发生故障后，没有组织进行很好的分析进而采取有效的预防措施，这些由于管理上的漏洞也是导致线路跳闸故障率居高不下的主要原因。

3 防范对策

3.1 首先要加强对l0kV配电网的科学规划工作，优化组合配电网的设备资源，构建郊区10KV线路系统网络化，其二要通过强有力的配网改造工作，大幅度提高线路设备装备质量，杜绝或减少故障跳闸，将平均百公里线路年跳闸次数控制在0.5次以内，达到配网设备运行标准化的要求。从根本上提高10kV配电网的供电可靠性。

3.2 针对专变用户设备老化、管理不善造成的跳闸问题，要加强对用户设备的监管力度，提高用户设备的健康水平。一是各供电所要建立健全专变设备运行台帐。检查记录，隐患、缺陷排查处理卡，一旦发现安全隐患，要及时通知用户，并下发整改通知单，督促、配合用户整改，杜绝设备带病运行。二是在施工中要严把设备入网关，严格按设计施工，不得购置伪劣产品。三是在产权分界处必须装设分界开关，并要进行校验和定值的整定，从源头上加以控制。

3.3 配电线路遭外力破坏现象不断发生，给配电线路的安全运行造成了极大的危害。针对这一问题应采取以下措施：

3.3.1 利用各种办法大力宣传《电力设施保护条例》，教育引导大家自觉爱护电力设施。

3.3.2 在线路杆塔上装设警示标志、悬挂警告标识牌、书写宣传标语等。在临近交叉路口及公路边杆塔上，喷涂反光漆，在拉线上装设反光标志管。

3.3.3 对电缆隐蔽工程，要埋设电缆走经标示桩，防止挖断电缆，引起安全事故。

3.3.4 加强对线路沿途的日常巡视检查，以便及时发现监控线路附近机械作业现场，有效的制止危害线路安全的行为。

3.4 加强对10kV线路柱上开关、刀闸、跌落保险、避雷器等设施的维护管理，发现问题，及时处理。

3.5 加强对配电变压器的运行管理，一是要搞好负荷监测，防止过负荷烧毁变压器；二是调整好三相负荷平衡，防止因一相负荷过高烧毁变压器线圈，三是注意变压器油位的变化，及时补充变压器油，经常使油位处于合理位置，防止因缺油烧毁变压器。

3.6 加强线路防雷综合治理，切实减少雷害。一是加快线路绝缘化改造，提高线路绝缘水平或避免产生雷电过电压；二是对遭雷击频繁的线路或线段进行改造，提高抗雷能力。

3.7 在线路终端杆、分支杆、耐张杆等易受鸟害的部位装设驱鸟装置，防止飞鸟在导线或杆塔上造成的危害。

3.8 加强线路巡视，加大线路通道内的清障力度，发现隐患及时消缺。

4 小结

4.10kv配电线路的故障分析 篇四

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10kV配电线路的故障分析

10kV配电线路的故障分析

摘要：当今的社会我们不得不注意配电线路的故障分析以及故障的排除．特别对于l0kV配电线路来讲，故障排除与故障分析的对策研究便表现得尤其重要．此文章着重表述了l0kV配电线路所出现的主要故障，引起故障的主要原因做了重要的分析，并且指出了解决这些故障的主要技术措施和注意事项等说明。

关键词：10kV配电线路；10kV配电线路故障分析；对策

中图分类号：U463.62 文献标识码：A 文章编号：

一、10kV配电线路现在所面临的主要问题和现状

城市供电线路、农村供电线路以及其他各种类型的用户线路。所使用的电线类型主要有绝缘导线、高压线缆等各种类型。都涉及在l0kV配电线路，这可见它所包含的范围内容是极其的丰富。l0kV配电线路所涉及到的障碍异常也是多种多样的，故障主要会发生在用电的高峰时候或者是发生在气候异常时候，这些多样的气候变化给配电线路的运行带来了极为不利的影响和不便。在平时工作运行中所发生的故障，其中也包括其在统计过程里所存在的误差等因素。因此本文对此做了些分析以及相应的对策。争取能够用在实处能够解决这一问题。

二、10kV配电线路线路故障的分析

（一）用户设备故障引起线路故障

有的用户设备故障引起的线路故障也比较多，占到了整个故障的26％。长期以来，部分用户的设备得不到维护，陈旧、绝缘状况差、设备老化，容易发生故障。就因为这种故障往往会引起整条配电线路故障跳闸。

（二）配置网络设备造成线路故障分析

1、造成电线杆倾斜从而引起线路故障的原因有很多，比如一些运行中的杆塔基础的不稳固，装设拉线里电杆拉线被严重破坏或者是拉线松弛不起作用等。

2、在线路施工里，存在线夹、引线、设备连

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接不牢固等现象，运行一段时间后，设备接头烧毁引发路线故障等。

3、生活中会造成同时或越级跳闸的原因比较多，如存在保护定值数与实际负荷不符的情况下，其次是柱上断路器保护整定值与变电站出线断路器定值没有级差配合，或是10 kV配电线路中安装的带有保护性能的柱上断路器，而造成断路器保护误动等情况。

4、跌落式熔断器质量较差、10 kV配电台区避雷器或运行时间较长未能及时进行主动更换，很容易被雷电击穿而造成线路停电事故等。

（三）因线路设备自身缺陷造成线路故障

1、配电变压器发生故障也易造成线路跳闸，如：跌落式熔断器烧毁、引线断落等造成线路故障。

2、在户外电缆头的制作方面，由于工艺较粗糙，电缆头密封、接地等处理不良，使得电缆头抵御雷电攻击的能力较差。容易造成电缆头雷击烧毁，进而使线路发生跳闸。

3、部分未改造配电线路的一般情况是线路长，分支多，设备老化严重，低值绝缘子较多，避雷器损坏的也较多，导线松弛，部分档距弧垂过大，导线比较容易混线等。这些都很可能引起线路故障，造成故障率极其高。在运行方面，容易造成接地故障的原因有零值、低值绝缘子得不到及时更换。有的防雷效果较差，部分配电线路避雷器长期不作维护，很容易造成线路接地或者雷雨天引起雷电过电压事故。

（四）线路故障具有明显的季节性

1、在春天这个季节里风大是特点，这很容易造成l0 kV线路相间短路引起故障跳闸；然后很容易将与电力线路临近的一些设立在建筑物上的广告牌刮起，搭挂到l0 kV线路上引起线路故障跳闸。

2、雷雨季节里，雷电较多，线路很容易受到雷击，造成绝缘断线、破坏或变压器烧毁等原因。线路遭到雷击主要有如下几个方面的原因：第一，线路所在区域比较空旷，而l0kv线路通常是没有架空避雷线的，直击雷或者感应雷电电压就会在线路设施薄弱的地方寻找出路，从而造成线路绝缘的损坏。第二，在雷击时容易引起线路接地或者相间短路的原因是绝缘子质量不过关或者存在隐患运行的结果。第三，由于接地装置年久失修，避雷器接地线严重锈蚀，使接地电阻的质量没有达到要求，雷电电流不能快速流人大地而导致线路、设备绝缘损坏造成事故等。第四，一些居民对避雷器的重要性认识不够，使一些该淘

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汰的阀式避雷器仍在运行。第五，劣质避雷器性能下降或失效。

（五）外力破坏造成线路故障

1、由于夏季树木生长快，容易造成树木与导线之间的安全距离不够，一旦遭遇刮风下雨，很容易造成导线与树木放电或树枝断落后搭到导线上造成线路故障跳闸。

2、现在由于自然环境的不断改善，鸟类的数量不断增加，鸟害成为线路故障中不可忽视的原因。

3、城区基建施缺乏统一规划，形成重复开挖，重复建设，电缆线路容易被施机械挖断。车辆违章行驶撞断线路电杆等也会造成线路故障跳闸。

三、针对10kV配电线路的故障的主要对策与措施

（一）现在工作的重中之重是加强对于线路的监督与巡视对于线路的监督与巡视，我们应该有针对性的对不同线路进行不同的巡视规划，争取做到对所有的线路都有计划的进行巡视检修，巡视的主要内容还应该要包括夜里巡视等。在巡视的过程中，我们应该遵循巡视的基本内容以及原则。巡视的内容应该包含以下几个方面。第一，避免重复跳闸，仔细查线，应该做到及时的发现故障排除故障。第二，我们要很快的发现问题解决问题，要对相关的设备进行定期的试验与检修，提高运行的水平。第三，配电变压器、绝缘子等要进行及时的清扫，变压器、避雷器等定期进行电阻测试及耐压试验；加强配电变压器高低压侧熔丝管理，禁止使用不合格保险等措施。

（二）加强配网建设的质量与效率配网的建设是电网建设的一个重要内容。我们应该尽最大努力保证配网建设的质量与效率，争取是配网的结构和变电站的分布的都趋于科学性与合理性，更要争取在最大层次上提高施工的工艺水准以及施工的质量。相关的人员和部门还要应该注意大力倡导线路的绝缘化水平，大力推广生活中药多多使用绝缘导线。另外，对于施工中的安全隐患以及其他缺陷都应该给予及时的消除和解决，要杜绝设计和施工中的种种不科学、不合理等严重问题。

（三）对于更新线路设备，和未改造线路进行彻底改造，线路更新改造应该抓住农网完善化工程的机会。目前，对于线路跳闸比较严重的几条线路，要尽快列入计划中以便更好的进行线路改造，让设备

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达到安全的要求。

（四）在生活环境中加强树障的清理工作。在一些导线下树木集中区、树障重灾区，应考虑线路绝缘化改造，部分线段进行绝缘化改造要进一步加大树障清理力度，减少线路故障跳闸的几率。绝缘化改造应结合目前线路现状采用架空绝缘导线。

（五）运行管理要强化

从运行的角度考虑，工作人员应该按时准确提供设备缺陷，及时巡视设备，为检修试验提供依据，及时发现事故的隐患，及时检修，从而降低线路故障率的增加。从“细” “熟”“严” “勤” 下功夫。应该增强避雷器、电缆、绝缘子的运行维护。按周期及时消除设备缺陷，开展预防性试验工作，加大检修力度，不留隐患。针对电缆头制作工艺差的问题应该杜绝这样的物品存在，平时生活里应该加大电缆维护人员的技能培训，实行考核上岗的政策。

四、总结

。我们应该对10kV线路经常发生的故障进行深度分析与探讨。研究l0kV线路常见故障的防范措施，来争取进一步提高l0kV线路的安全运行水平，提高供电可靠率，以及大家的生活用电的安全。

参考文献：

（1）赵永良：配电线路故障分析及预防措施，农村电气化，2007年7月。

（2）周明：10KV线路常见故障分析及防范措施，广西电业,2009年第二期。

（3）刘艳光：10kV配电线路故障原因分析及防范措施，黑龙江科技信息，2010年第21期。

（4）璨建昌，张黎明：电网配电线路故障分析与对策，油气田地面程，2009年10月。

5.10kv线路跳闸分析报告 篇五

摘要 : 本文主要针对天河供电局沙河所管辖范围内10kV配电线路设备及配电变压器的事故进行分类统计分析。找出存在的薄弱点,积极探索防范措施,这对于提高配电网管理水平具有重要意义。关键词：线路设备

故障原因

防治措施 前言

广州城乡建设不断扩大，居民生活水平明显提升，高效的电能在城乡经济和生活中需求面和需求量越来越大，用电量逐年递增，这对配网的安全可靠运行要求越来越高。10kv线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失、影响广大居民的正常生产和生活用电，而且在很大程度上也反映出我们的优质服务水平。这对于提高配电网管理水平具有重要意义。

一、10kV配电线路设备常见故障类型和原因分析

（1）10kV配电线路设备故障类型

短路故障：线路瞬时性短路故障（一般是断路器重合闸成功）；线路永久性短路故障（一般是断路器重合闸不成功）。常见故障类型：线路金属性短路故障、线路引跳线断线弧光短路故障、跌落式熔断器弧光短路故障、小动物短路故障、雷电闪络短路故障等。

接地故障：线路瞬时性接地故障；线路永久性接地故障。

（2）10kV配电线路设备故障原因分析

短路故障原因分析。雷击过电压引起闪络短路故障。线路缺陷造成故障，弧垂过大遇大风时引起碰线或短路时产生的电动力引起 1 碰线，两相绝缘子击穿短路等故障。线路老化引起断线；线路过载、接头接触不良引起跳线线夹烧毁断线。跌落式熔断器熔断件熔断引起熔管爆炸、拉弧或操作不当引起相间弧光短路。

接地故障接地故障原因分析。外力破坏造成故障，通常是由于汽车撞杆造成倒杆、断线或大风挂起彩钢板等物体造成断线等。线路柱上隔离开关、跌落式熔断器因质量较低或运行时间较长未能定期进行校验或更换，造成绝缘老化击穿引起接地故障。避雷器爆炸或击穿造成故障。直击雷导致线路绝缘子炸裂，多发生在雷雨季节。由于线路绝缘子老化或存在缺陷击穿引起，多发生在污秽较严重的地区。

（3）10kV配电线路设备常见故障实例分析

我所地处天河城乡结合部地区，近年来地区经济发展较快，各类大小车辆过往频繁，道路规划整修速度慢，所以每年都要发生车辆撞到电杆，造成倒杆、断杆、断线等故障。

村民自建房屋造成的房线矛盾日趋严重。虽然线路建设在先，但仍然出现部分违章建筑物，直接威胁了线路的安全运行。在这种情况下，要么电力线路安全处在不可控状态，要么被迫变更路径。

城区大部分线路架设在公路边，经济发展所带来的交通繁忙，以及少数驾驶员的违章驾驶，引起的车辆撞到电杆，造成倒杆、断杆等事故发生。①城市建设步伐加快，旧城改造进程中，有大量的市政施工，在社会固定资产投资增幅明显的背景下，所带来的建设项目快速增长。基建、市政施工时，对配网造成破坏，主要表现在两个方面：一是基面开挖伤及地下敷设电缆；二是施工机械、物料超高超长碰触 带电部位或破坏杆塔。②市区规模日趋扩大，原来处于空旷地带中的高压输电线路正逐步被扩大的城市建筑物延伸包围。虽然线路建设在先，但仍然出现部分违章建筑物，直接威胁了线路的安全运行。这样，要么电力线路安全处在不可控状态，要么被迫变更路径。③导线悬挂异物类。在电力线路附近施放含锡箔纸的彩带，学校、社区、广场附近放风筝，城市生活垃圾中的漂浮塑料、市区周边农田用的塑料薄膜等物体，也对配网的安全运行造成了隐患。④动物危害。如鼠、猫、蛇等动物爬到配电变压器上造成相间短路。⑤盗窃引发的事故比例虽小，但危害程度极大。盗窃电力设施的犯罪分子往往贪图小利置电网安全而不顾，造成的倒杆、倒塔等重大恶性事故危害非常大。

二、配电变压器常见故障类型和原因分析

（1）配电变压器常见故障类型

由于配电变压器本身故障或操作不当而引起，绕组故障、铁芯故障、套管闪络、二次侧短路、过电压引发的故障、熔体选择不当。

（2）配电变压器常见故障原因分析

绕组故障。变压器电流激增，由于部分低压线路维护不到位，经常发生短路，发生短路时变压器的电流超过额定电流几倍甚至几十倍，线圈温度迅速升高，导致绝缘老化，同时绕组受到较大电磁力矩作用，发生移位或变形，绝缘材料形成碎片状脱落，使线体裸露而造成匝间短路。

绕组绝缘受潮。绕组绝缘受潮主要因为绝缘油质不佳或油面降低导致，配电变压器在未投入前，处于潮湿场所或多雨地区，湿度 过高，潮汽侵入使绝缘受潮；在储存、运输、运行过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入变压器油中，使绝缘强度大幅降低；制造过程中，绕组内层浸漆不透，干燥不彻底，绕组引线接头焊接不良等绝缘不完整导致匝间、层间短路；在达到或接近使用年限时，绝缘自然枯焦变黑，绝缘特性下降，是老旧变压器故障的主要原因；某些年久失修的变压器，因各种原因致使油面降低，绝缘油与空气大面积、长时间接触，空气中水分大量进入绝缘油，降低绝缘强度。

铁芯故障。铁芯多点接地，铁芯夹板穿心螺栓套管损坏后与铁芯接触，形成多点接地，造成铁芯局部过热而损坏线圈绝缘；铁芯与夹板之间有金属异物或金属粉末，在电磁力的作用下形成“金属桥”，引起多点接地。

铁芯硅钢片短路。虽然硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流，当硅钢片表面上的绝缘漆因运行年久，绝缘自然老化或损伤后，将产生很大的涡流损耗，铁芯局部发热，造成变压器绕组绝缘击穿短路而烧毁

套管闪络。套管闪络放电也是变压器常见故障之一。胶珠老化渗油后，将空气中的导电尘埃吸附在套管表面，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路；变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖上，引起套管放电或相间短路；变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。

二次侧短路。当变压器发生二次侧短路、接地等故障时，二次侧将产生高于额定电流20～30倍的短路电流，变压器一次侧必然要 产生很大的电流来抵消二次侧短路电流的消磁作用，大电流在线圈内部产生很大的机械应力，致使线圈压缩，绝缘衬垫、垫板松动，铁芯夹板螺丝松弛，高压线圈畸变或崩裂，导致变压器发生故障。

过电压引发的故障。雷击过电压，配电变压器的高低压线路大多采用架空线路，在郊区空阔地带受雷击的几率较高，线路遭雷击时，在变压器绕组上产生高于额定电压几十倍以上的冲击电压，若安装在配电变压器高低压出线的避雷器不能起到有效的保护作用或本身存在某些隐患，如避雷器没有同期投入运行、避雷器接地不良或接地电阻超标等，则配电变压器遭雷击损坏将难以避免。

熔体选择不当。配电变压器通常采用熔断器保护，若熔断电流选择过小，则在正常运行状况下极易熔断，造成对用户供电的中断，若熔断电流选择过大，将起不到保护作用。而在农村配电变压器上，由于各种原因经常采用铜线、铝线和铁丝代替熔丝，使变压器得不到有效的保护。在正常使用中，熔丝的选择标准为：容量在100 kVA以上的变压器一次侧要配置1.5～2.0倍额定电流的熔丝；容量在100 kVA以下的变压器一次侧要配置2.0～3.0额定电流的熔丝；低压侧熔断件应按1.1倍额定电流选择。

三、10kV配电线路设备故障的防范措施

（1）针对配电设备方面因素采取的反事故措施

配电设备方面应采用新技术新设备。随着城乡用电负荷的不断增长，配电网络的规模越来越大，接点和支路也越来越多，年长日久杆塔上的编号会日渐模糊，给检修和巡线造成很大的不便，应每年重 新对杆塔编号，确定杆塔、配变位置。实现配网自动化，对配电网进行实时监测，随时掌握网络中各元件的运行工况，及时消除故障。安装小电流接地自动选线装置，装置能够自动选择出发生单相接地故障线路，时间短，准确率高，改变传统人工选线方法，对非故障线路减少不必要的停电，提高供电可靠性，防止故障扩大。在配电线路T接点支路上装设线路接地故障指示器和断路器，用以辅助故障范围及性质的指示。在新建或改造的配电线路中的分段、分支开关采用绝缘和灭弧性能好，检修周期长，高寿命无油化的真空断路器，以减少线路断路器的故障。

（2）针对自然灾害、天气等因素采取的反事故措施

对10KV配电线路加强加固，增设防风拉线，加固杆塔基础，必要时多设防冰冻防大雪防倒树的多方向多条拉线。根据具体情况多设耐张杆塔，多设孤立耐张段，这些虽然加大了线路成本，但可以大大保障线路运行的安全性。提高绝缘子的耐雷水平，如悬式瓷瓶、针式瓷瓶、瓷横担。在雷击时发生闪络故障，故障发生点集中，进一步提高绝缘子的耐雷水平有助于提高线路的防雷能力。安装线路避雷器则是一个经济、简单、有效的措施。在变电站10kV出线端、较长且易受雷击的线路上装设氧化物避雷器或防雷金具，以及在变压器高低压侧装设相应电压等级的避雷器。穿刺型防弧金具安装方便，密封性能好，金具高压电极与绝缘导线紧密接触，多次耐受电弧烧灼，运行安全可靠，值得应用。定期检测接地网，确保接地网的接地阻值合格。加强气象部门的联系，积累资料，达到预警预报条件的气象灾害时，提前采取防范措施，最大限度地避免和减少气象灾害所造成的损失。

（3）针对树木、外破坏等因素采取的反事故措施

加强对配电线路的巡视，做好线路的清障工作。保证线路通道符合规程要求，及时清理整顿防护区内危及线路安全运行的树木。针对违章建筑进行解释、劝阻、下发隐患通知书，并报政府部门，以明确责任。为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，可以在交通道路的杆塔上涂上醒目的反光漆，在拉线上加套反光标志管，以引起车辆驾驶员的注意，对遭受过碰撞的杆塔，可设置防撞混凝土墩，并刷上反光漆。通过散发宣传单、张贴宣传画、粉刷标语等形式，宣传《电力法》、《电力设施保护条例》，对广大群众进行护线宣传和电力知识教育。在宣传教育的基础上，通过执法系统加大外力破坏特别是盗窃者的打击力度。健全线路杆塔、埋地电缆警告牌、标志牌等。与城建、土管、规划部门加强联系，配合做好安全生产中的规划、设计、施工等工作，不留电力事故隐患。

（4）针对用户因素采取的反事故措施

加强用户设备管理，对用户设备的管理不能放松。对设备缺陷要及时下发整改通知书，阐述设备故障对带来的危害，改善用户电力设备的运行水平。

（5）针对配电线路的维护、运行管理工作方面因素采取的反事故措施 对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器等设备，定期进行试验、检查，及时处理设备缺陷，提高运行水平。对于柱上油开关、高耗能配变等早期投运的老旧设备，逐步淘汰。加大配网建设 改造力度，使配网结构、变电站布置趋于合理，严把设计与施工质量，提高线路的绝缘化水平，实现环网供电，提高配网运行方式的灵活性。有计划性地对线路、设备进行巡视，定期开展负荷监测，密切注意馈线、配变的负荷情况，及时调整负荷平衡，避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁。制定并完善事故应急预案，经常开展反事故演习活动，出色完成事故抢修工作。加强业务培训，提高综合素质，建立激励机制，使运行人员思想到位、巡线到位、处理故障到位。加强线路的运行管理，做到故障原因未查到不放过，故障不彻底排除不放过。制定线路现场运行规程和各种管理制度，建立技术档案，如杆塔明细表、交叉跨越、配网结线图等。做好运行记录，如巡视检查记录、缺陷处理记录等。加强用户设备管理工作。对用户设备的管理不能放松。对重大设备缺陷要及时下发通知书，阐述设备故障对自身带来的危害，改善用户电力设备的运行水平，并报送政府安全部门。

四、结论

10kV配网是电力系统与用户直接相连的重要环节，点多线长面广，运行环境较为复杂，它的安全运行水平直接影响供电企业的经济效益和社会效益。我们应重视10kV配网管理，应在实践中总结经验，要做好各方面的管理工作,并积极应用新技术、新设备，预防线路故障发生，提高线路供电可靠性,从而保证电网的安全、经济和稳定运行，更好地满足社会经济发展的需要

10kV配电线路设备故障成因复杂，预防配电线路设备故障是一项长期、艰巨的任务，应通过理论、实践不断总结、发展，不断提高。它的安全运行水平直接影响供电企业的经济效益和社会效益。我们应重视10kV配网管理，要做好各方面的管理工作,并积极应用新技术、新设备，预防线路故障发生，提高线路供电可靠性,从而保证电网的安全、经济和稳定运行，更好地满足社会经济发展的。

参考文献：

6.10KV线路架设施工 篇六

(1)电杆基坑与电杆组立

a、在挖电杆前，应先检查全线路杆位标桩是否符合设计图的要求，谨防原按设计勘测已设立的标桩，因外力作用而发生变位或遗失，造成施工上的失误。基坑施工前的定位需符合以下规定：直线杆，顺线路方向位移不应超过设计档距的5%，垂直线路方向位移不应50mm，需安装底盘的基坑，坑底表面要保持水平。电杆的基坑深度，除遇有土质松软、流沙、地下水位较高等情况应做特殊处理外。通常按杆长的1/6考虑，且不得少于1.5mm

b、电杆组立：立杆就是把已组装好的电杆，按照规定的位置和方向，将电杆立起并埋入杆坑。有些电杆还需按规定装设拉线。立杆主要有三个步骤，既立杆与杆身调整、填土夯实、横担安装。

c、立杆与杆身调整。电杆常用起立方法有汽车起重机立杆和抱杆立杆。钢筋混凝土电杆起立前顶端就以水泥砂浆封堵良好。电杆起立经调整后应符合下列规定：

直线杆的横向位移不应大于50mm，电杆的倾斜应控制在杆稍的位移在半个杆稍之内；

转角杆应向外角预偏； 终端杆应向拉线侧预偏。

e、横担安装。铁横担与瓷横担安装，可在立杆后进行，也可在立杆前进行。直线杆单横担装于受电侧；900转角杆及终端杆采用单横担时，应装于拉线侧。横担安装要平直牢靠，横担端部上下歪斜不应超过20mm，横担端部左右扭斜不应超过20mm。上层横担距杆顶不小于200mm。

（2）、拉线安装，拉线的作用是平衡电杆各方向的拉力，防止电杆弯曲或倾倒。

a、拉线安装的一般要求：

拉线志电杆的夹角不宜小于450，即使受地形限制，也不得小300； 终端杆的拉线及耐张杆的承力拉线应与线路方向对正，分角拉线应与线路分角线对正，防风拉线应与线路方向垂直。

B、镀锌铁线制作拉线。当铁线超过9股时应使用镀锌钢绞线，拉线底把使

（3）、放线

a、放线准备工作：清除放线道路上可能损伤导线的障碍物，或采用可靠的防护措施，如碎石地段垫以隔离物，以免擦伤导线；将线轴运至指定地点，一般集中放在各放线段的耐张杆处，并尽量将导线长度相同的线轴按照三个一组集中放在一处，以便于集中利用机械牵引放线及导线接续；线路跨越铁路、公路、电力线、通信线时，应搭设牢固可靠的跨越架。

b、放线：在放线过程中，应竭力防止发生导线生磨伤、断股、扭、弯等现象。导线磨损的截面，如为导电部分截面积低5%以内，可不作处理。铝绞线磨损的截面在导电部分截面积的6%以内，且损坏深度不大于单股线直径的1/3者，应用单股铝线缠绕在损坏部分，缠绕长度应超出损坏部分两端各30mm。当导线截面损坏不超过导电部分截面积17%时，可敷线补修，敷线长度应超越缺陷部分，两端缠绕长度不小于100mm。

c、导线连接,在架空线路中，导线的连接质量，直接影响导线的机械强度和电气接触。导线的连接方法，根据导线材料和截面的不同而有多种方法。其中，钳压接法应用广泛，适用以铝绞线、钢芯铝绞线和铜绞线。钳压接法是借连接管将两根导线连接起来，即把两导线端穿入连接管内后在管外壁加压，凭借管壁与线股间的握着力，使两根导线牢固地连接起来。连接管应具有抗拉强度大和接触电阻小的性能。

d、紧线

紧线方法：紧线前在紧线段耐张杆受力方向的对侧装设临时拉线，一般可用钢丝绳或有足够强度的钢线，栓在横担的两端，以防竖线时横担偏扭（紧线完毕拆除临时拉线）。由专人检查导线，是否有未除的绑线及其他附着物，有无未处理好的缺陷，如有应立即处理。将导线系牢在紧线段耐张杆的悬式绝缘子或蝴蝶形绝缘子上。

在耐张段操作端，直接或通过滑轮组来牵引导线，把导线张紧，再用钳式紧线器夹住导线，紧线器固定在横担上，驰度观测人员与紧线人员密切配合，通过紧线器来松紧导线，使导线驰度达到要求为止。最后把导线固定在悬式绝缘子或蝴蝶形绝缘子上。

7.10kv线路跳闸分析报告 篇七

关键词：10kV线路,跳闸,接地变,保护动作

0 引言

10kV线路正常供电直接关系到用户可靠供电问题, 10kV线路故障跳闸概率较高, 容易中断用户正常供电, 对用户影响较大。为使10kV线路故障跳闸后快速恢复送电, 本文以某变电站10kV线路开关跳闸扩大至接地变保护动作为例, 分析该事件处理过程, 探讨10kV线路跳闸的快速处理模式, 为10kV线路跳闸快速处理提供参考。

1 概述

某220kV变电站#2主变10kV母线结构为双臂单母线分段形式, #2主变分别供10kV 2甲M、2乙M母线, 每段母线供6条10kV线路, 10kV 2甲M母线供10kV F14～F18, 10kV 2乙M母线供10kV F19～F24, #2接地变挂在10kV 2甲M母线上运行, 10kV母联500、550开关在热备用状态。

某日, 该220kV变电站监控机出现10kV F15元荣线保护动作出口跳开715开关、#2接地变保护动作出口、10kV F15元荣线715开关控制回路断线告警等信号, 监控机显示10kV F15元荣线715开关在分闸位置。

值班员立即到高压室检查, 发现10kV F15元荣线715开关在分闸位置, 保护装置显示零序过流保护动作出口;#2接地变524开关在合闸位置, 保护装置显示高压侧零序过流I段动作出口;其他一、二次设备均正常, 无明显故障痕迹。值班员于是通知相关供电分局进行线路巡视, 查找接地故障点。

2 事件分析

由于城市的发展, 目前变电站10kV线路越来越多采用电缆出线形式, 以致10 kV系统对地电容电流大幅度增加。为抑制接地故障时产生的电容电流, 变电站10kV电网系统需加装接地变压器, 构成低阻接地接线方式, 形成一条零序电流通道, 以便当10 kV系统发生接地故障时, 根据接地点所在位置, 由相应零序保护有选择性动作将接地故障隔离, 以防电弧重燃引发过电压, 保证电网设备安全。

正常情况下, 当接地保护投入时, 存在接地故障的10kV线路保护装置能够快速切除接地故障, 保证设备安全。但上述220kV变电站10kV F15元荣线由于接地故障跳闸后, 10kV接地变保护同时出口动作, 存在事故扩大的安全隐患。

2.1 保护配置情况

上述220kV变电站10kV F15元荣线采用深圳南瑞科技有限公司的ISA-351F型保护装置, 零序电流互感器变比为75/1, 其重合闸与零序保护配置如下:

上述220kV变电站10kV#2接地变采用深圳南瑞科技有限公司的ISA/LSA288B型保护装置, 零序电流互感器变比为150/1。其零序保护配置如下。

2.2 保护配置分析

根据保护配置情况, 可判断上述220kV变电站10kV F15元荣线发生接地故障并且接地电流达到整定值时, 线路零序过流保护动作跳开715开关, 4秒后重合闸装置动作合上715开关。当接地故障持续时间超过1秒, 且故障电流超过保护整定值, #2接地变高压侧保护零序过流I段动作跳开500、550开关;当接地故障持续时间超过1.5秒, #2接地变保护高压侧零序过流II段动作跳开502甲、502乙、524开关, 并闭锁500、550备自投。

注:之前按调度要求退出#2接地变跳主变变低、母联和闭锁备自投的压板, 只保留跳本接地变变高开关压板。

正常情况下, 按照10kV F15元荣线定值单与#2接地变定值单可判断, #2接地变应该在馈线开关保护没有动作或者开关拒动导致接地故障超过整定值的时候, #2接地变保护才会动作出口。但实际情况却是上述220kV变电站10kV F15元荣线保护动作出口跳开715开关后, #2接地变保护仍动作出口跳开524开关, 与保护动作配合不一致。

2.3 报文分析

(1) 经检查10kV F15元荣线保护装置, 保护报文如下:

保护报文显示10kV F15元荣线故障电流大于保护整定值, 07时24分14秒243零序过流保护动作, 4秒后重合闸装置动作, 715开关报控制回路断线告警, 且没有复归。从报文显示可以判断10kV F15元荣线保护正确动作。

(2) 对#2接地变保护装置进行检查, 保护报文如表4所示。

报文显示流经#2接地变的故障电流大于保护整定值, 07时24分14秒292高压侧零序过流I段保护动作。从报文显示可以判断#2接地变保护正确动作。

(3) 由于保护均正确动作, 需停电对设备进行详细检查分析。检修班组对#2接地变零序CT进行升流试验, 验证变比150/1正常, 伏安特性正常。对#2接地变524开关保护进行检查和试验, 外加二次电流检查保护采样正常, 外加0.84A零序故障电流测量保护动作出口时间, 结果如表5所示。

结果显示各段零序保护出口时间与定值相符, 接地变保护装置逻辑基本正确。

(4) 对10kV F15元荣线715开关进行检查, 发现715开关合闸线圈烧坏;对10kV F15元荣线零序CT进行升流试验证实变比75/1无误, 伏安特性正常。对保护进行检查, 外加二次电流检查保护采样正常, 外加0.63A故障电流试验保护出口时间, 带715开关进行传动试验, 测量开关分闸辅助接点到位时间, 三次时间分别是542.4ms、546ms和547ms, 均满足要求, 可确定10kV F15元荣线保护逻辑基本正确。

(5) 后台报文分析

从报文计算得出10kV 2甲M、2乙M母线接地告警与复归时间间隔约1.2秒, 可推断10kV母线发生接地故障持续时间约1.2秒。而#2主变主一、主二保护接地告警信息在母线接地告警后约1秒出现, 与复归时间间隔约为0.2秒, 同样可证明10kV母线接地故障持续时间约1.2秒。

10kV F15元荣线发生控制回路断线告警与复归间隔时间约为0.6秒, 可推断715开关应在接收到分闸信号0.6秒后才分闸到位, 4秒后重合闸动作但由于开关合闸线圈烧坏, 再次出现控制回路断线信号。

综上所述, 10kV F15元荣线715开关分闸时间长达0.6秒, 使接地故障持续时间长达1.2秒, 导致#2接地变保护越级动作, 715开关分闸时间过长是导致本次事故扩大的主要原因。经检修班组反映, 部分运行时间较长的10kV线路开关由于取消预试定检工作, 单靠状态检修监测设备运行情况, 缺乏停电检修维护, 开关机构容易卡阻, 但在分闸操作后能恢复正常性能, 因此认为10kV F15元荣线715开关分闸时间过长是机构卡阻造成, 并且在715开关分闸后恢复正常, 故在保护传动试验时, 开关传动试验时间正常。

3 事件回顾

当10kV F15元荣线发生接地故障, 故障电流大于保护整定值, 0.5秒后线路保护动作出口跳开715开关, 但由于715开关机构异常, 0.6秒后才分闸到位。从接地故障发生, 到隔离接地故障时间长达1.2秒, 导致#2接地变零序过流I段动作, 保护出口跳开500、550开关 (由于500、550开关处于分闸位置, 故现场并没有动作) 。在经过检修班组详细检查维护后, 相关一、二次设备均正常, 并且在得到供电分局确认10kV F15元荣线无故障后, 申请试送, 成功恢复10kV F15元荣线供电。

4 结论

8.10kv线路跳闸分析报告 篇八

关键词：跳闸；山火；输电线路；短路

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0098-01

1 相关情况概述

攀枝花市位于四川西南部、川滇交界处，地处攀西裂谷中南段，属浸蚀、剥蚀中山丘陵、山原峡谷地貌，山高谷深、盆地交错分布，地势由西北向东南倾斜，山脉走向近于南北，地貌类型复杂多样，可分为平坝、台地、高丘陵、低中山、中山、山原6类，以低中山和中山为主，占全市面积的88.38%。界于北纬26 °05 ′～27 °21 ′，东经101 °08 ′～102 °15 ′之间。攀枝花所辖输电线路多位于高山及峡谷地带，输电线路通道内树林浓密、杂草丛生。

攀枝花市气候干燥、炎热，四季不分明，只有雨季和旱季之分。每年6月至10月为雨季，11月至第二年5月为旱季，年平均气温20.3 ℃，无霜期达350 d，全年日照时间长达2 300～2 700 h，因此，攀枝花市又有“太阳城”的美称。在旱季和雨季的交替之间会存在一定时期的风季。风季是攀枝花降温和升温的标志，攀枝花全年气候干燥。

山火是旱季输电线路跳闸、电网停电的主要原因之一， 对电力系统安全运行造成极大的威胁。根据一起110 kV输电线路的山火跳闸故障，研究分析输电线路山火跳闸故障的特点，从而采取有效的防山火措施。

2 故障简况

2.1 故障跳闸信息

2012年5月9日16时14分，桐子林220 kV变电站：纵差保护动作，距离I段，开关跳闸，重合成功，选相A、B相，测距6.25 km；顺和110 kV变电站：纵差保护动作，选相A、B相，测距26.66 km。

2.2 事件概述

中心值班人员接调度通知后，立即安排线路人员对110 kV桐顺线进行故障巡视，重点查巡12～15号段。

2.3 线路概况

110 kV桐顺线由桐子林220 kV变电站至顺和110 kV变电站，线路全长28.893 km，导线型号LGJ-240/30，绝缘子型号：XWP2-70，共计杆塔63基。

2.4 故障发生时的天气情况

故障发生时，线路经过地区为干旱天气，攀枝花已连续152 d干旱无雨，日最高温度为38 ℃。

2.5 线路巡视情况

110 kV桐顺线13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，现场照片如下。

13号塔塔型为J2，如图1所示。14号塔塔型为JD2，如图2所示。

图1 13号塔 图2 14号塔

13～14号导线下方山火，如图3、图4所示。

图3 13～14号导线下方山火 图4 13～14号导线下方山火

13～14号导线上放电痕迹，如图5所示。

图5 13～14号导线上放电痕迹

3 故障原因分析

3.1 通道情况

13～14号导线下方发生山火，有树枝、杂草等被烧焦，其余线路通道情况正常，未发现其他异常现象，其余线路区段杆塔均正常。

3.2 选相情况

变电站选相位A、B相，巡视A、B相导线故障。

3.3 测距情况

桐子林220 kV变电站测距6.25 km（定点杆塔13～14号间），测距吻合。

3.4 塔型及相位情况

13号塔塔型为J2，14号塔塔型为JD2，均为耐张塔，导线为三角形排列，上相为B相，下相为A、C相（面向号侧由左至右），A、B相位于靠山坡侧。

3.5 巡视结果

13～14号导线下方发生山火，A、B相导线上有放电痕迹，线路上未发现其他故障情况。

综合分析，此次110 kV桐顺线故障原因为13～14号导线下方山火引起。

4 输电线路山火跳闸事故特性分析

①输电线路通道内有树枝、杂草等可燃物，有火源引起可燃物燃烧，加之气候干燥，燃烧时间长。

②A、B相导线位于山坡侧，离地面距离较C相导线离地面距离近，发生山火故障跳闸可能性较大。

③山火能使导线与地面之间不均匀电场的两极间电荷量大大增加，其原因是山火的燃烧温度可达1 000～1 177 ℃，而一般气体出现明显的热游离的温度为727 ℃，且火势越强，燃烧的时间越长，两极间增加的电荷量越大；山火对导线金属电极加热，可使电子从金属表面游离出来。

④由于山火能使导线与地面的两极间电荷量增加，到一定量时，电场发生强烈畸变，大量空间电荷的复活，产生光子，造成光游离，在局部强场中，发展成为衍生电子崩；衍生电子崩与主电子崩汇合发展成为流注，形成具有高电导和低场强的负先导通道，最后导致线路跳闸。

5 结 语

①输电线路山火跳闸事故必须具备五个条件：可燃物、火险天气、火源、大的火势、导线与地面间电场变化。

②山火是造成输电线路跳闸的主要因素之一，建议从联合地方政府的防火宣传、输电线路工程设计、输电线路运行维护等方面采取措施，最大限度减少山火对输电线路的危害。

参考文献：

[1] 王浩东.输电线路山火跳闸原因分析及对策[J].广西电力，2009，（4）.

9.10kv(线路和电缆)工程协调 篇九

9.6、协调工作（参建方、外部）

工程施工建设需要与相关方（参建方、外部）进行沟通、协调，为使协调工作到位并富有成效，需要与相关各方建立畅通、有效的信息沟通渠道和协调机制。本工程的协调工作由项目经理统一负责，项目部各部门做好相应协调工作。

9.6.1 与工程参建方的协调

⑴ 与建设管理单位协调

◇ 及时向建设管理单位报送开、竣工报告。

◇ 参加建设管理单位组织的工程施工协调会、图纸会审会。

◇ 按规定时间报送工程进度、投资完成情况报表，并申请拨付工程进度款。

◇ 向建设管理单位及时报告工程质量、安全状况。

◇ 向建设管理单位报送物资需求计划，并及时报告到货产品质量、数量等情况。

◇ 施工中按建设管理单位下发的指示、文件执行，并对施工中遇到的有关问题及时向建设管理单位汇报或提出合理化建议。

◇ 接受建设管理单位组织的安全文明施工等检查工作，配合建设管理单位对工程进行竣工验收。

◇ 及时与建设管理单位沟通永久征地、树木砍伐、房屋等构筑物拆迁的事宜。

⑵ 与监理单位协调

◇ 工程各阶段开工前，及时向监理部报送开工报审资料。

◇ 施工中严格按批准的施工文件和监理下达的各项书面通知、要求执行。

◇ 及时向监理报送各项报表、报告、总结及其他资料。

◇ 积极接受和配合监理组织的日常性、阶段性工作检查，对提出的整改要求及时认真整改，并将整改结果报监理复查。

⑶ 与设计单位协调

◇ 对施工图纸、技术文件中有疑问的内容与设计单位沟通，予以确认、澄清、补充、更改。

◇ 施工中发现与设计图纸不符之处或需设计现场确认的问题，及时向设计反映。

⑷ 与物资供货商协调

与物资供货商方面的协调工作，属建设管理单位供货产品，应通过建设管理单位或监理与供货商进行沟通、协调；属自购产品，根据采购合同由项目部直接与供货商联系。

9.6.2与其他施工单位协调

本包与相邻包部分施工塔位同属一个行政区域，因此与其他施工单位的协调工作很重要。

与相关的施工单位建立良好的沟通机制，相关协调人员保持密切联系，定期就青苗补偿等方面的问题沟通、协调，使相关各方有关的补偿政策、补偿标准保持一致。

9.6.3 与工程外部有关各方的协调

与工程外部有关各方的协调亦即地方关系的协调，地方关系协调工作顺利与否将将直接影响到施工工期，为此，成立本包项目工程协调领导小组，由项目经理任组长，项目协调部主任任副组长，项目协调部和施工队设专人负责地方协调工作。

⑴ 与地方政府的协调

◇ 开工前就本工程施工建设有关情况向地方政府报告，取得地方政府的支持，并办理施工许可手续。

◇ 在当地政府部门主持下，组织召开线路经过地区各级代表参加的工程协调会，制订出青苗赔偿、施工临时占地等补偿标准。

◇ 及时交纳必要的相关费用。

◇ 如发生群众不合理阻挠施工事件，必要时请地方政府协助做好群众工作。

⑵ 与沿线群众的协调

◇ 开工前、施工中，大力宣传解释国家相关法律、法规和本工程的有关线路通道清理政策、补偿标准，做好群众思想工作。

◇ 在施工人员进入现场前，专职协调员就施工临时占地、青苗赔偿等，通过乡、村负责人与当事人员联系，以便施工计划顺利实施。

◇ 施工中及时计量青苗毁坏面积，及时按标准足额付款，取得群众的信任。积极协助建设管理单位计量占地、拆房面积。

◇ 尊重当地民风民俗，为当地群众提供力所能及的帮助，与地方群众搞好关系，以使工程顺利进行。

⑶ 与相关单位的协调

根据现场调查，需要与地方相关单位协调的事宜主要涉及本包架线阶段的跨越施工。为此，需做好以下工作：

◇ 在架线施工前对本工程跨越的电力线、铁路、公路、通讯线等，由项目总工带领现场技术人员到线路施工现场进行详尽的调查。

◇ 依据现场调查情况，按照相关规程编制详细、适宜的跨越施工技术方案。

◇ 与被跨越物的管理单位联系，报送跨越施工方案，并办理跨越许可协议。

◇ 跨越准备和跨越施工，邀请被跨越物的管理单位派人参加，进行监督和指导。

◇ 在放线工作结束后，现场施工负责人应清理施工场地，并向被跨越物的管理单位返馈施工完毕的信息。

电缆

(七)协调工作（参建方、外部）

在施工中，应本着友好、协商的原则正确处理与各参建单位、地方政府有关部门的协调关系。与参建方的协调工作

(1)做好与业主的协调与沟通

 积极参加业主召开的生产、协调等会议。按相关要求定期汇报施工情况，并向业主提出适合工程管理好的建议与意见，配合业主顺利完成施工任务。(2)做好与监理单位协调与沟通

 施工中存在的问题应在监理协调会上如实反映。

 施工的进度、图纸的提供情况、材料的到货情况、质量情况应及时向监理工程师进行汇报，以便进行妥善解决，避免影响施工进度。 施工中的合理化建议应与监理工程师进行沟通。

 按要求与监理工程师协调材料的检验、分部工程的中间转序验收、质量监督检查等工作。

 为现场监理代表提供生活、交通及工作方面的一切方便。(3)做好与设计单位协调与沟通

 及时与设计沟通，随时反映施工中出现的各种问题，包括设计差错、地质条件不符、材料代用等。

 施工中的有关疑难应及时与设计沟通，以便进行妥善解决。 对施工图设计中的合理化建议。

 为现场设计代表提供生活、交通及工作方面的一切方便。(4)做好与物资供应单位协调与沟通

 协调掌握材料的生产及供货情况，随时调整和安排施工进度。 协调材料的清点、检验和验收配合工作。

 要求材料的出厂证明、材质报告、检验报告随货提供。 材料缺件的催交、补供等工作。

 协调现场售后服务、督导等工作，为现场提供服务。

 为厂家现场售后服务代表提供生活、交通及工作方面的一切方便。(5)做好与相邻施工单位协调与沟通

 在相邻辖区内，要与相邻施工单位共同沟通，做好与地方政府的协调工作，共同召开地方协调会议，共同制订相关需要承包方负责的补偿、拆迁等标准。 在处理地方关系上要与相邻施工单位保持一致。 协调做好相邻标段分界点的施工衔接等工作。 与其它施工单位互相学习，取长补短。与当地政府及相关单位的协调工作

(1)开工前就本工程施工建设有关情况向地方政府报告，取得地方政府的支持，并办理施工许可手续。

(2)在当地政府部门主持下，组织召开线路经过地区各级代表参加的工程协调会，制订出塔基永久性征地、青苗赔偿、树木砍伐、房屋等障碍物拆迁补偿标准。

(3)根据施工进度及时与地方政府相关部门(土地局、林业局和水利局)联系，办理线路通道内树木砍伐、土地征用等手续。

(4)在施工人员进入现场前，专职协调员就施工占地、房屋拆迁、青苗赔偿等，通过乡、村负责人与当事人员联系，以便施工计划顺利实施。

(5)做好工程建设中施工沿线的宣传工作，让群众了解本工程建设的重要性，取得沿线群众的理解和支持。尊重当地民风民俗，为当地群众提供力所能及的帮助，与地方群众搞好关系，以使工程顺利进行。

(6)与被跨越物的管理单位联系，报送跨越施工方案，并办理跨越许可协议。

(7)保持与地方政府各有关部门的联系，配合招标方重点做好与地方土地、林业、环保、公安、交通、电力、气象、卫生防疫等部门的各项协调工作，为施工的正常开展创造良好的条件。

10.10kv线路跳闸分析报告 篇十

摘 要：简要分析了10 kV配电线路接地故障的原因，阐述了应对接地故障的有效措施，以期为日后的相关工作提供参考和借鉴。

关键词：10 kV配电线路；接地故障；变压器；避雷器

中图分类号：TM862+.3 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.05.155

原因分析

1.1 非线路设备故障

出现非线路设备故障导致假接地故障的原因有两方面，一方面，在变电站空投10 kV母线时，电压互感器导致铁磁谐振，形成假接地；另一方面，当电压互感器二次侧或一次侧熔断器熔断一相时，熔断相接地电压表指示为零，但是，其他两相都指示正常或者稍微偏低，进而导致出现接地假象。

1.2 线路交叉跨越施工

线路交叉跨越施工引发的事故导致接地故障。在10 kV配电线路交叉施工的过程中，由于出现了一些事故，使得带电线路通过机具、线路接地。这种状况通常是在临近带电作业或者带电作业过程中出现的，其引发的后果非常严重。

1.3 相关设备故障

跌落保险设备、避雷器、开关、变压器等故障引发接地故障。跌落保险某相瓷柱炸裂、避雷器某相被击穿、柱上开关某相绝缘被击穿和变压器某相击穿等，都会导致线路出现接地故障。

1.4 针式瓷瓶扎线松动

针式瓷瓶扎线松动会使得导线掉落在其他设备上，进而导致其接地。扎线松动脱落的原因有很多，例如，瓷瓶的绑扎工艺差、质量低，导致导线长期处于风荷载作用下，使线间应力传递到扎线上，长此以往，就会导致扎线松脱；重冰区线路、高山大档距等区域，扎线承受的拉应力相对较大，很容易导致扎线松脱；长时间使用，使得线路出现老化的现象，导致扎线松脱。

1.5 导线断线、倒杆

导线断线或者倒杆，都会使导线落地。导线受到外力作用或者倒杆，使得线路掉落在地上，进而接地，这种接地故障通常发生在线路老化情况比较严重的地方。

1.6 瓷瓶老化或被击穿

瓷瓶老化或者劣质瓷瓶绝缘被击穿或炸裂，都会导致线路接地。10 kV配电线路在天气晴好、电压正常的状况下发生绝缘炸裂或者击穿故障，都是由于瓷瓶老化或瓷瓶质量差导致的。

1.7 雷电闪络

雷击闪络引发接地故障。10 kV配电线路在受到雷击的情况下，会发生瓷瓶闪络，导线通过横担或者电弧接地。除了瓷瓶炸裂导致的接地故障为永久性的外，通常状况下，由于雷击瞬间单相接地线路会自动恢复绝缘，三相或者两相雷击闪络会使线路出现跳闸的情况。

1.8 外力破坏

由于外力引发的接地故障的原因有3点：①蛇类等爬行动物和鸟类在爬行或飞行的过程中，碰触到了变压器引发接地故障；②非法人员盗窃电力设备导致线路出现接地故障；③树木自然生长导致线路接地，或因为私自砍伐树枝，使其掉落砸断线路，进而发生接地故障。处理故障的有效措施

2.1 准确判别非线路设备故障的假接地

单相接地故障包括以下3种状况：①当发生弧光接地故障时，非故障相电压可能会升至额定电压的2～3倍；②当发生金属性接地故障时，非故障相电压升高，接地相电压为零或接近零；③当发生间歇性接地故障时，非故障相电压时减时增时正常，接地相电压时减时增。当变电站的值班人员发现上述3种现象时，应该根据当时的具体状况穿上绝缘靴，仔细、全面地检查变电站的10 kV设备，然后再考虑线路接地问题，并采用相应的措施处理故障。

2.2 线路交叉跨越施工的防治措施

在平行假设线路、交叉跨越线路、同杆假设线路等施工过程中，尽可能不带电作业。特殊情况下，如果必须带电作业，要采取特殊的安全保护措施，防止出现接地故障，同时，要保证施工人员的安全。

2.3 设备故障防治措施

针对此故障，要加强对避雷器、柱上开关、变压器等设备的日常巡视和维护，定期进行预防性试验，保证所有设备始终处于最佳的运行状态。同时，要及时更换老化的跌落保险，在改造或者新建的工程中，要尽可能地选择质量好的跌落保险。另外，要选择合适的避雷器，保证电压参数的正确性，有效防止发生接地故障。

2.4 针式瓷瓶扎线松动的防治措施

加强对线路施工人员的技术培训，保证针式瓷瓶扎线的绑扎质量。对于重冰区，应该选择耐张力强的电线，然后尽可能地缩小档距，这样才能够有效改善扎线的受力状况，避免出现扎线松动的问题。此外，线路维护人员要定期登杆检查线路，发现扎线松动时，要及时采取相应的处理措施。

2.5 断线或倒杆的防治措施

对于已经老化的线路，应该及时投入资金来改造。在改造之前，要加强对线路的巡视、检查、检修和维护等，从而保证线路的安全、稳定运行。对于改造或者新建的线路，各项技术指标都要满足相关规范的要求，防止断线、倒杆等问题的出现。

2.6 瓷瓶炸裂、绝缘击穿的防治措施

在10 kV配电线路施工的过程中，要选择质量好的瓷瓶，及时更换质量差的瓷瓶，从而加强线路绝缘。

2.7 雷击闪络的防治措施

对于重雷区的10 kV架空配电线路，要加强防雷治理，例如，架设避雷线，对于长度超过50 m的电缆，应该在两端安装保护间隙或者氧化锌避雷器。另外，在多雷区，要采用高电压等级的绝缘子，这样能够降低断线事故和雷击跳闸事故发生的概率。

2.8 外力破坏的防治措施

针对外力破坏，要加强安全用电和对电力设施的保护宣传，加强对10 kV配电线路的社会监督，防止盗窃、破坏电力线路和设备的情况发生。对于飞行动物和爬行动物，要采取技防措施，或者有效改造线路，防止动物与导线接触。结束语

总而言之，导致10 kV配电线路出现接地故障的原因有很多，为了保证配电线路的安全、稳定运行，提高其运行的经济效益和社会效益，要加强对10 kV配电线路的检修和维护，针对不同的接地故障采取相应的处理措施。

参考文献

[1]曾希萍.试析农网10 kV配电线路的接地故障与防范对策[J].中国新技术新产品，2012（10）：131-132.[2]孔军.有关l0 kV配电线路接地故障原因及预防策略的分析[J].中国科技信息，2013（14）：128.[3]彭干忠.l0 kV配电线路接地故障及防治措施[J].民营科技，2012（10）：203-204.〔编辑：白洁〕