10kV线路常见故障.doc

1、10kV 线路常见故障原因分析及治理措施一、10kV 线路常见故障1. 短路故障短路故障：一是线路瞬时性短路故障（断路器重合闸成功） ；二是线路永久性短路故障（断路器重合闸不成功） 。常见故障有：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、隔离开关弧光短路故障、雷电闪络短路故障等。引起线路短路故障的因素很多，如外力破坏、自然因素、运行维护不当、设计安装不当、设备本体故障、用户原因等多种因素。1.单相接地故障10kV 小电流接地系统单相接地是 10kV 配电系统最常见的故障，多发生在大雾、阴雨天气。多由于树障、配电线路上绝缘子单相击穿、单相断线等诸多因素引起。单相接地也可能会产

2、生谐振过电压，危及变电站设备的绝缘，严重者将会使变电设备绝缘击穿，造成影响较大的电网事故。单相接地故障具有以下特征：（1 ）当发生一相不完全接地时，故障相的电压降低，非故障相的电压升高，大于相电压，但达不到线电压，绝缘监察装置发接地信号。（2 ）如果发生完全接地，则故障相的电压降到零，非故障相的电压升高到线电压。二、10kV 线路故障跳闸的原因分析1.线路巡视不到位，隐患、缺陷处理不及时。主要表现为一些绝缘子、金具等带病运行，线路绝缘水平降低未及时发现，存在薄弱环节。2.自然灾害等不可抗力，主要以风灾、覆冰、雷雨等恶劣气象因素为主。雷击过电压，主要有直击雷和感应雷过电压，感应雷过电压占 80%

3、以上，在旷野直击雷概率稍高。近年来，10kV 线路绝缘化率逐年提高，绝缘导线在带来安全、防污染、解决树线矛盾等诸多优势的同时存在着一个严重的缺陷，就是架空绝缘线遭受雷害容易发生雷击断线事故（架空裸线雷击时，引起闪络事故，在工频续流的电磁力作用下，电弧会沿着导线滑移，电弧移动中释放能量，且在工频续流烧断导线或损坏绝缘子之前，断路器动作跳闸切断电弧，而架空绝缘线的绝缘层阻碍电弧在其表面滑移，电荷集中在击穿点放电，在断路器动作之前烧断导线，所以绝缘导线的雷击断线事故率明显高于裸导线。断线事故点大多发生在绝缘支持点 500mm 以内，或者在耐张和支出搭头处） 。目前，仍有部分区域对绝缘线路的防雷不重视

4、，对于绝缘导线的防雷措施不够到位，雷雨季节雷击造成的断线事故时有发生。3.变电站出线开关及线路分段开关保护定值整定不合理。每年春季，工业用电户增容集中，线路负荷增长比较快，如果变电站出线开关定值不及时调整，极易造成线路过负荷跳闸发生。另一方面出线开关与分段开关保护定值整匹配不合理（分段开关运行单位为供电所，对开关定值整定问题不重视） ，如果存在分段开关定值大于出线开关定值时，造成分段开关负荷侧发生故障时保护不动作而导致越级跳闸发生。4.鸟窝及树障等异物影响，尤其在绝缘化率低的线路，春夏两季鸟窝和树障影响很大，主要是造成相间短路及单相接地短路故障发生。 5.一些水利线路建成时间早，线路及设备老化

5、严重，改造资金不好落实，遇到恶劣天气容易发生断线及设备烧毁而导致线路跳闸。6.用户设备原因造成的跳闸逐年增加。随着社会经济的发展，用电性质发展为以工业用电为主，用户线路及设备增长迅速。从近两年跳闸事故原因分析可以看出，用户设备管理不到位，缺陷处理不及时造成的跳闸率已上升到 25%以上，直接影响公司 10kV 线路的安全运行。7.社会施工等造成的外力破坏。主要以挖掘机、吊车等设备造成的外力破坏为主。由于电缆线路逐年增加，市政及其他社会施工不注意电缆标示，并且一些用户电缆线路缺少电缆标示，极易造成挖断电缆导致跳闸事故。三、降低 10kV 线路故障跳闸率缩短故障查巡时间的措施随着农网改造、技改项目的

6、逐年开展，线路健康水平明显提高，电网网架结构趋于合理。从以上分析可知，10kV 线路故障跳闸原因复杂，针对问题突出、造成跳闸率高的方面，我们采取了以下的技术措施和管理措施。1.及时发现缺陷和隐患，及时消除。为提高优质服务水平，我们尽量减少计划停电的时间。由 10kV 线路运维管理单位负责依据公司停电计划，制定线路清扫、消缺计划，根据计划停电范围做到“停电一次清”，把 10kV 线路的检修、预试常态化，使线路始终在健康状态下运行。2.安装局部绝缘装置减少停电事故的发生。这种方法造价相对较低，效果明显，主要适用在鸟害、树障严重且线路本身绝缘化率低，多为裸导线地方。主要在线路耐张、转角等鸟类经常筑巢

7、的地方安装。在雷雨天气，鸟窝未及时清除的情况下，可避免线路跳闸发生。在树樟处理困难的地方可在干线小段安装，避免阴雨天气事故跳闸发生。3.安装在线监测“ 遥信”故障指示器，缩短故障查巡时间。我公司安装在线监测故障指示器后，效果明显。当线路发生故障跳闸后，该支线指示器将给线路专责发出事故短信通知，专责根据短信指示的故障点，很快查巡到故障点，大大缩短了故障查找时间。尤其在线路供电半径长、支线多的情况下，效果更加明显。目前， “二遥”功能的故障指示器可以准确检测线路短路故障、接地故障、过流、停电、送电等状态；同时可以检测线路负荷电流、故障电流及温度等，对于短路故障及接地故障及时发送信息，对于其他信息及

8、时上传以利于我们实时监控线路运行状态，是我们值得推广使用的智能化线路维护产品。4.合理安装分段开关，合理整定定值。10kV 线路供电半径不超过 10 公里，但是超过 5 公里的不少，而且支线比较多。10kV 线路变电站出线开关一般是三段式保护，段电流速断保护、段限时电流速断保护， 段定时限过电流保护。在线路变电站出口 2 公里以外加装分段开关且定值整定与出线开关相配合，当分段开关负荷侧发生故障时，其首先动作，一定程度上缩小了事故范围。5.加强线路的防雷保护。农网 10kV 线路的绝缘水平比较低，且没有避雷线、耦合地线、线路避雷器等保护措施。线路一般在旷野，直击雷和感应雷都有影响，以感应雷过电压

9、为主。我们更换冲击 U50%放电电压较高的绝缘子，以提高配电线路的绝缘水平，提高配电线路的耐雷水平。选用免维护氧化锌避雷器，对配电线路中的易击段进行有选择的安装，安装处除线路中的易击段外还应在相应的配电设备（配电变压器、柱上开关等）进行安装，对配电线路进行全面的保护。此外还要采取降低接地电阻等措施。对于绝缘导线为主的架空线路，设计时一定要重视防雷设施的配置，加装放电间隙及氧化锌避雷器且合理安装，施工阶段要严格按照规定安装。6.建立与客户的互动机制。当前农村乡镇企业发达，用户专变数量远远超过公用配变的数量，用户专线数量也占一定比例。从跳闸故障原因分析，由用户设备问题造成的事故率不断升高。在工业户密集地区，由供电所建立短信平台和联谊机制，即当某条线路发生事故停电后，由短信平台立即给用户发短信告知详情，安抚用户，另一方面请用户协助查找其自身设备是否存在事故点，如发现异常，及时反馈到供电所。既加快故障查巡速度，又拉近了与客户的关系，得到了客户的支持。