10kV故障范文

10kV故障范文（精选12篇）

10kV故障 第1篇

某日18时24分, 110kV变电站鞋塘122线路保护动作, #1主变10kV后备保护动作跳开#1主变10kV开关, 10kV母分备自投装置闭锁。

2 系统运行方式

122线路保护动作前, 110kV变电站运行方式如图1所示, 线路1接110kV I段母线运行带全所负荷, 线路2接110kV II段母线热备用, 110kV母分开关运行, 10kV母分开关热备用, 10kV母分备自投装置投入。

3 保护配置及定值

#1主变10kV后备保护 (RCS-9682B) 投入复合序过流IV段, 定值为5.0A (CT变比3 000/5) 、1.7s, 跳主变10kV开关的同时闭锁10kV母分备自投装置。

鞋塘122线路保护 (RCS-9611B) 投入过流II段, 定值为19A (CT变比为600/5) 、0.2s;投入过流III段, 定值为4.8A、0.8s, 重合闸时间为1.5s。

4 动作过程分析

由于10kV系统为中性点小电流接地系统, 因此鞋塘122线路仅A、C两相装设了电流互感器。

4.1 鞋塘122线路保护动作报文

当日18:24:52:982, 鞋塘122线路保护启动。

当日18:24:53:191, 鞋塘122线路保护过流II段动作, 报文显示A、C相故障, 故障电流为82.5A, 一次电流为9 900A。

当日18:24:54:804, 鞋塘122线路保护过流II段动作, 报文显示A、C相故障, 故障电流为81A, 一次电流为9 720A。

当日18:24:55:395, 鞋塘122线路保护过流III段动作。

当日18:24:56:388, 鞋塘122线路保护重合闸动作。

4.2#1主变10kV后备保护装置动作报文

当日18:24:52:750, #1主变10kV后备保护启动。当日18:24:54:018, #1主变10kV后备保护启动。当日18:24:55:720, #1主变10kV后备保护IV段动作, 报文显示A、B、C三相故障, 短路电流为16.3A, 一次电流为9 780A。

4.3 10kV母分备用电源自投装置动作报文

当日18:24:55:938, 10kV母分备用电源自投装置放电。

当日18:24:55:927, 10kV母分备用电源自投装置闭锁开入。

当日18:24:55:970, #1主变10kV开关跳位开入。

5 故障过程追溯

当日18:24:52:982, 鞋塘122线路发生第1次故障 (41ms保护装置启动) , 如图2所示, 255ms过流II段动作, 333ms过流II段返回;308ms开关辅助接点变位, 但实际开关并没有灭弧。根据保护整定时间反推, 鞋塘122线路发生第2次故障约在1 630ms, 1 855ms过流II段第2次动作, 2 436ms过流III段动作, 3 036ms过流II段、过流III段保护同时返回。

当日18:24:54:018 (1 036ms) , 第2处故障发生 (疑似鞋塘122开关真空包爆炸) , #1主变10kV后备保护第2次启动, 2 776ms复压过流IV段保护动作 (间隔1 740ms) , 2 851ms返回 (间隔1 815ms) , #1主变10kV后备保护、鞋塘122线路故障电流消失。

3 436ms鞋塘122线路重合闸动作, 3 526ms鞋塘122开关合位, 3 558ms重合闸返回。

由于主变10kV后备保护动作闭锁10kV母分开关备用电源自投装置, 因此10kV母分开关备用电源自投装置被闭锁。

6 短路电流理论计算

在最大运行方式下, 变电站10kV母线的正序阻抗标幺值RM为0.55;在最小运行方式下, 变电站10kV母线的正序阻抗标幺值R′M为0.63。

(1) 在最大运行方式下, 10kV侧I段母线出口处发生三相短路故障, 系统阻抗归算到110kV变电站10kV母线正序阻抗。#1主变10kV侧短路电流为:

式中, SB为基准容量, 取100MVA;UB为110kV侧的基准电压, 取10.5kV。

(2) 在最小运行方式下, 10kV侧I段母线出口处发生三相短路故障, #1主变10kV侧短路电流为8 720A。

通过理论计算可知, 故障电流值与三相短路时的故障电流较接近, 故110kV变电站#1主变10kV后备保护、鞋塘122线路保护动作正确。

摘要：针对110kV变电站一起10kV线路故障中线路保护和主变10kV后备保护均动作跳闸事件, 通过分析故障信息、重现故障发展全过程来判断继电保护是否正确动作。

10kv配电线路的故障分析 第2篇

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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。

议10kV配网故障与策略 第3篇

摘要：近些年，随着我国社会经济的快速进步，我国对于电力的需求不断增加，如何有效的提高10kV配网的工作效率就成为了相关部门考虑的重要问题，因为配网运行的安全性与社会秩序以及人们正常的生活生产息息相关。所以，需强化配网故障原因分析，并采取有效的预防措施，进而确保配网运行的安全性和稳定性，最终为我国电力行业的快速发展提供助力。本文主要针对当下10kV配网的常见故障进行分析，并提出若干解决策略，仅供大家参考。

关键词：10kV配电网；供电可靠性；常见故障；故障原因；解决策略

当今，随着社会文明的不断进步，各行各业都在快速的发展，而电力的持续、稳定是供电企业需要保证的基础条件之一，只有稳定、可靠的电力供应，才能更好地满足用电客户的需求。作为现阶段在我国使用最普遍的配电网，10kV配网对电力用户的生产、生活有著最直接的影响，同时，随着布线电网的日趋复杂，导致各种问题和故障频频发生，给人们的生命财产安全带来了极大的隐患。

一、现阶段我国10kV配网的常见故障

本文通过对笔者所在城市10kV配网的调查分析，发现我国大多数10kV配网的绝缘能力相对较差，这将带给人们非常大的安全隐患，经过总结，本文将现阶段我国10kV配网所存在的故障总结为以下几个方面：

（一）自然灾害方面的因素

首先，自然灾害的因素是我国电力系统中一个非常重要且属于不可抗力的因素，特别是例如雷电、暴雨以及大雾天气等等，这些都会给配电网造成十分大的安全隐患，甚至会导致整个配电网络出现管线燃烧或者是爆裂等情况，不利于整个配电网络的正常运行；

其次，由于10kV配网的绝缘能力相对较差，因此相关部门在安装的过程中会将其大量的安置在野外或者是空间相对较大的区域，这样一来，整个10kV配网的绝缘子就会完全的暴露在空气中，表面会沉积非常多的灰尘和污垢，这些污垢对于10kV配网自身较为薄弱的绝缘能力来说无疑又是一个沉重的打击。除此之外，由于长期暴露在空气中，雨水等长期进行损害，绝缘子表面潮湿，这样非常容易造成整个10kV配网的闪络放电行为的产生，特别是在雷电天气的时候，由于表面水质沉积加上雷电现象，非常容易造成整个绝缘子出现大面积的短路现象，甚至发生爆炸；

第三，在很多较为边缘的地区，对于10kV配网都采用了传统的并沟夹作为连接的方式，这在很大程度上对于配电网的导线是一个非常大的损害，经常会出现导线承受不住巨大的电力负荷而发生短路的现象。除此之外，避雷器的安装不合理也是对10kV配网损害的重要原因，它将会导致整个雷击电流无法有效的流入大地。

（二）外力破坏给10kV配网造成的故障

外力作用的破坏也是导致整个10kV配网产生故障的另一个非常重要的原因。由于10kV配网面向的客户是整个用户端，因此在其设计过程中会较为复杂，整个布线网络会横跨各条线路以及各种建筑物、植被、公路等，这在很大程度上就增大了10kV配网的故障发生率。本文通过调查分析，将其整体故障情况分为以下几类：

首先，由于树木的生长速度整体超过10kV配网架空线路的安全距离，路面和架空线路通过树木进行连接就会造成整个网络合为一体，导致回流现象的发生，在这种情况下如果地面的车辆经过，或者是地面的施工工具对其进行触碰，非常容易引起短路甚至是爆炸现象，给人们的生命财产都带来了十分大的安全隐患；

其次，在很多城市中10kV配网故障产生还有一非常重要原因就是风筝对其架空线路的触碰或者是城市建筑物，例如高塔等物体的倒塌，两个物体之间接触之后，会造成10kV配网的电路跳闸或者引起线路的整体短路现象；

第三，城市市政道路在施工过程中也会对10kV配网产生非常大的损害，例如，在施工过程中对地面进行挖掘的时候会对地面敷设的电缆造成损害，过高的施工器具也会对10kV配网的架空线造成严重的威胁。综上所述，这些外力作用对于10kV配网的损害也是非常大的，如果不能及时的对其进行整改和处理，将会给人们的生命财产安全造成严重的损害。

（三）设备故障给10kV配网造成的安全隐患

除了上述两点之外，设备故障也是其10kV配网产生问题的一个重要原因，由于设备的质量问题和安装过程中产生的一系列问题给10kV配网造成故障威胁的案例比比皆是，特别是由于设备在安装过程中由于设备之间相互连接的面积和连接的方式不准确，导致整个设备的电阻过大，会造成整个设备的温度过高，进而发生短路。本文通过对设备故障给10kV配网造成的安全隐患总结为以下几个方面：

首先，在现阶段我国电力设施的管理过程中，用户电力设施经常会出现无人管理的现象，也没有专业的人员对配电房进行有效的看管，导致很多地方特别是边远山区的配电房仍然在使用传统老旧的配电设施，加上长期无人对其进行维护和管理，房屋较为破旧，设置会出现漏雨等现象，这样一来，如果电流过大或者超负荷运作，都会出现短路现象，给10kV配网造成了十分大的安全隐患；

其次，在一些工业城市中，由于大量的工厂给城市的环境造成了非常大的污染，空气中的粉尘也给10kV配网的设备造成了许多水泥的沉积，在这种情况下如果该地区长期干旱，一旦有雨下来，就会造成跳闸或者是短路现象，更严重的还会引起各个高压保险线路的损害，给设备自身也带来了非常大的安全隐患。

（四）电网结构产生的影响

因目前大部分电网结构设计中，主要重视短期运行，此类情况和我国提出的长远构建和可持续发展存在直接冲突，和主体发展理念偏离，很大程度上导致目前电网总体结构和社会发展不相符，一方面限制了社会政策的发展，另一方面造成配网工程建设和运行缓慢，且存在很大的安全风险问题。

（五）配网管理产生的影响

配电运行管理过程中，许多配网线路并未基于电网系统的现实状况加装有关的避雷系统，或是在雷击相对频繁区域的防雷工作不足。另外，部分配网线路的巡查人员的总体水平低下或责任感不足，没能发现配电线路中存在的问题或是发现存在的问题却没能对其及时有效的修复。此类情况均属于管理方面的不足，造成了存在的问题难以及时解决，还有可能转化成严重的问题，最终造成配电设备发生故障。而且设计部门在初期配网线路的计划阶段未认真分析将来或许会出现的问题，如果出现了意外情况，就不能及时有效的进行处置，直接增加了消除配网线路故障的时间。

二、对于10kV配网常见故障的解决策略

本文通过对上文的故障及其产生原因的调查和分析，结合现阶段国家上先进的科学技术，将10kV配网常见故障的解决策略总结为以下几点：

（一）针对自然灾害方面故障的解决策略

针对自然灾害和天气给10kV配网造成的故障，本文认为可以采用提高设备自身绝缘子的耐雷水平来使其整体性能得到进一步的提高。随着近几年来自然灾害特别是雷电天气的增多，设备耐雷能力的强弱将直接影响到其使用的寿命。除此之外，在条件允许的情况下，为设备安装专业的避雷器也是一个非常不错的办法，其能够有效的隔绝雷电天气给设备带来的损害，保证设备的使用安全。

（二）针对外力破坏故障的解决策略

外力对10kV配网的破坏也是产生故障的一个重要原因，本文通过调查分析，发现外力作用的破坏可以完全依靠人工能力对其进行改良。例如，在有10kV配网架空线路的地方配备反光板等设施，这样能够引起人们的注意。同时，对于在该地区施工的建筑队伍进行严格的教育，并与其签订责任书，保证其在施工过程中不会对配网的架空线造成损害。除此之外，相关部门还应该对有可能对配网的架空线路造成威胁的地方进行严格的管理，杜绝在此地放风筝的行为，保证整个配网架空线路的安全、稳定。

（三）针对设备故障的解决策略

设备故障作为对10kV配网造成严重安全威胁的一个外力方面的因素，需要相关部门引起广泛的重视。安排专门的人员对配网设备进行定期的检查，对于网络布线的连接部分，技术人员应该彻底摒弃传统的安装线路模式，采用全新的铜铝线夹对其进行固定，进一步保证设备的安全性，严格把好质量关，对于设备在运行过程中产生的问题应该安排专业的人员对其进行及时的处理，保证设备的有效性和安全性。

（四）供电企业需持续健全配网系统的结构

10kV配电线路故障的预防 第4篇

1 配电线路故障原因分析

配电线路的故障原因大概可分为三类:自然条件影响、外力条件影响和线路自身缺陷。

1.1 自然条件影响

(1)雷雨时,雷电击穿瓷绝缘子或击伤线路所带的设备,导线受到雷击造成跳闸。雨水对杆基的冲刷也会为电杆埋下隐患,甚至可能发生洪水冲倒电杆的现象。

(2)大风使树枝接触导线甚至压断导线,造成杆塔倾斜损坏、螺丝松动、导线跳跃、碰线形成短路,还可能由于导线的振动损坏绝缘子形成有阻接地。

(3)大雪时,导线应力和负重会加大,易造成倒杆断线事故,横担和导线上积雪,绝缘子会因泄漏电流而发生沿面闪络事故。

(4)大雾时,空气相对湿度大,绝缘子表面绝缘水平降低,易造成闪络放电现象。

(5)覆冰会使导线荷载增加,可能导致拉断导线或拉倒电杆,融冰时或结冰太多掉落时,也会发生导线跳跃形成短路。

(6)大气中的一些粉尘积附在瓷绝缘子上,造成瓷绝缘子泄漏电流过大而引起故障跳闸。

1.2 外力条件影响

(1)风筝、气球等缠、碰线路造成线路短路。

(2)外力拉动造成杆体晃动,导线发生碰线短路。

(3)泥石流或山体滑坡,直接造成线路损毁。

(4)汽车撞或吊车误碰,造成倒杆断线。

(5)树木生长靠近导线或穿入导线中,形成接地,有雨时还可能造成短路跳闸。

(6)鸟类筑巢或飞翔时靠近导线形成接地或放电。

(7)有人偷盗塔材或偷盗拉线UT线夹,使得杆体歪斜甚至杆塔倾倒。

(8)火灾及在线路附近采石、放炮等引发线路跳闸。

1.3 线路本身存在问题

比如线路所用材料不合格,绑扎导线工艺不正确,线路运行年久失修、材质老化,电气和机械强度降低,负荷增大而导线截面积过小,线路设计和施工时本身存在缺陷等,都会造成事故的发生。

2 预防措施

2.1 做好季节性预防措施

做好季节性预防措施,抓好防风、防汛、防雷、防树、防寒、防暑“六防”工作。

(1)对线路中档距较大的和有转角的线路段,在风季到来前,应及时检查导线弧垂及杆体和拉线状况。

(2)对受外界环境影响造成的一些杆塔基础下沉,应及时填土,杆体歪斜的要校正,并紧固好拉线。一些在线路中起主要作用的耐张杆或铁塔杆,如果地势较低容易积水或易受洪水冲刷的,要及时在杆根部筑防护座。

(3)在雷雨季来临前,要认真检查线路上安装的避雷器,春检时一定要全部试验,不符合运行要求的避雷器必须更换。线路所连接的变压器、跌落式熔断器也应按时检查运行情况,防止因变压器短路损坏而造成线路跳闸。

(4)在线路停电检修时做好统筹安排,及时修剪和砍伐线路附近的树木,防止由于树木引电造成人身触电伤亡和线路接地、短路故障。

(5)抓好线路技改工作,对不合规范的地段要及时整改,选用绝缘水平高、强度大的瓷件,尽可能选用绝缘导线。

2.2 加强巡视,及时处理缺陷

抓好运行巡视、定期巡视、特殊巡视、故障巡视、夜间巡视等工作,保证线路正常运行。对照巡视内容对线路各部位进行检查,有效地发现问题、处理缺陷,真正提高线路运行水平,减少停电事故。

2.3 合理安排检修计划,加大电力设施保护力度

(1)线路运维部门应做好检修计划,做到应修必修,不能为了完成供电可靠率而一而再再而三地拖延检修,危及线路安全运行。应及时将影响线路安全运行的重大隐患和缺陷处理掉,做到防患于未然。

(2)加大电力法律法规的宣传力度,对盗窃多发地段要加强监控,发动群众护线,防止电力设施被盗。

2.4 做好线路运行前验收工作

10kV故障 第5篇

摘 要：随着社会经济的快速发展，其中10kV系统经常发生单相接地问题，影响电力系统正常运行。电力企业得到了很大进步，文章通过分析10kV系统发生单相接地故障原因及危害，总结出10kV系统单相接地故障时的处理方法及其注意事项。

关键词：单相接地故障；危害；处理；注意事项概述

电力系统在进行分类时常分大电流接地系统和小电流接地系统。采用小电流接地系统有一大优点就是系统某处发生单相接地时，虽会造成该接地相对地电压降低，其他两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可继续运行1～2小时。10KV系统无论是在供电系统还是配电系统中都应用的比较广泛，故10KV系统是否可靠安全运行直接影响到整个电力系统能否正常运行。然而10kV系统在恶劣天气条件下发生单相接地故障的机率却很大。10kV系统若在发生单相接地故障后未得到妥善处理让电网长时间运行的话，将会致使非故障相中的设备绝缘遭受损坏，使其寿命缩短，进一步发展为事故的可能得到提高，严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。因此，工作人员一定要熟知10kV系统发生接地故障的处理方法，一旦10kV系统发生单相接地故障必须及时准确地找到故障线路予以切除，以确保电力系统稳定安全运行。10kV系统发生单相接地故障的原因及危害

导致10kV系统发生单相接地故障的原因有很多，大致可以分为以下五类主要原因：

（1）设备绝缘出现问题，发生击穿接地。例如：配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地、绝缘子击穿、线路上的分支熔断器绝缘击穿等。

（2）天气恶劣等自然灾害所致。例如：线路落雷、导线因风力过大，树木短接或建筑物距离过近等。

（3）输电线断线致使发生单相接地故障。例如：导线断线落地或搭在横担上、配电变压器高压引下线断线等。

（4）飞禽等外力致使发生单相接地故障。例如：鸟害、飘浮物（如塑料布、树枝等。

（5）人为操作失误致使发生单相接地故障等。

10kV系统的馈线上发生单相接地故障的危害除了使非故障两相电压升高以及可能产生的几倍于正常电压的谐振过电压引起绝缘受损危及到变电设备外，变电站10kV母线上的电压互感器也将检测到零序电流，在开口三角形上产生零序电压，电压互感器铁芯饱和，励磁电流增加，如果未能够得到及时的处理，将烧毁电压互感器，造成设备损坏、破坏区域电网的稳定，引发大面积停电事故。10kV系统单相接地故障的处理

由于采用接地变的变电站，在发生接地故障后，馈线保护可以通过零序保护跳开开关，无需进行处理。所以这里主要讲的是对于采用消弧线圈的变电站所采用的处理方法。当发生单相接地故障后，运行人员可按以下步骤进行故障处理：

当10kV系统发生单相接地后，值班员应马上检查10kV接地选线装置是否动作，10kV线路保护是否动作，在把记录做好的同时，应该报告当值调度和有关负责人员，并按当值调度员的命令寻找接地故障。在查找接地故障时，应先详细检查变电站内电气设备有无明显的故障迹象（如绝缘是否有击穿的痕迹等）。在发生接地故障的10kV系统中，若未通过查看故障痕迹来发现故障点，就需进行各线路接地故障的排查，可采用断开某条线路断路器来查看接地故障现象是否消失，从而来判断该条线路是否为故障线路的方法来确定故障线路，当确定该线路是故障线路时，要立即汇报当值调度员处理，同时要对站内的设备进行一次全面检查。若逐条线路依次进行排查后仍未找到故障线路而接地故障仍然存在时，运行值班人员可考虑是两条或多条线路同时发生了接地故障或10kV母线设备发生了接地故障，然后进行针对性的故障查找。另外，若10kV电压互感器高压侧熔断器熔断时，用于更替的熔断器除必须具有良好的灭弧性能和较大的断流能力外还需具有限制短路电流的作用，切记不得用普通熔断器来代替。在10KV系统中处理单相接地故障时的注意事项

（1）10KV系统带接地故障运行时间一般在规程中规定不得超过2小时。

（2）10KV系统带接地故障运行时，为了防止因接地故障时电压升高使电压互感器发热、绝缘损坏和高压熔断器熔断等情况发生，需加强对电压互感器的监视。

（3）在10KV系统中寻找单相接地故障时，若有关人员汇报某条线路上有故障迹象时，可先拉这条线路。若未发现故障迹象，为了减少停电的范围和负面影响，应先操作有其他电源的线路，再试拉线路长、分支多、历次故障多和负荷轻以及用电性质次要的线路，然后试拉线路短、负荷重、分支少、用电性质重要的线路，双电源用户可先倒换电源再试拉，专用线路应先行通知或转移负荷后再试拉。

（4）在10KV系统中处理接地故障时，禁止停用消弧线圈。若消弧线圈升温超过规定时，可在接地相上先做人工接地，消除接地点后再停用消弧线圈。

（5）做好详细故障记录，以便为下次出现接地故障提供参考。

参考文献

10kV电缆故障查找与排除探讨 第6篇

关键词：10kV电缆故障；故障查找；故障排除；电力系统；电网规模 文献标识码：A

中图分类号：TM762 文章编号：1009-2374（2015）22-0129-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.22.063

1 概述

随着社会的不断进步、城市建设的快速发展，安全高效、可靠性高、使用便捷的电力电缆供电被广泛应用于城市建设中。由于电力电缆的运行环境一般埋设于地下，如果发生故障，对于故障点的监测和分析无法得到确切的结果。如果无法及时进行修复，这将会影响电力系统的正常运行，造成极大的不便及损失。为了保证供电需求和电力系统能够高效可靠地运行，这就要求我们在故障监测和排除方面有相应的应对方法。

2 电力电缆故障的原因

对电力电缆故障发生的原因进行分析，对于如何高效快速判断故障点有着重要意义，而电力电缆故障一般可分为以下三类：

2.1 机械损伤

机械损伤主要是由于安装受损、自然受损、外力破坏等造成的。它是电缆故障中所占比例最高且最为常见的，极容易造成停电事故，造成经济损失和人民生活的不便。

2.2 绝缘受潮

为了确保电力电缆的正常运行，就必须保证绝缘层的完整性。绝缘介质受潮，会导致电阻的降低，漏电电流会增大。主要原因一般是电缆终端或中间接头密封性差、电缆质量不合格、电缆被外界因素腐蚀导致破损。

2.3 绝缘老化变质

电缆在运行过程中，电缆绝缘受周围环境和时间影响，其性能受到影响，会发生一定的改变，导致绝缘强度不高甚至无法绝缘等状况。

3 电缆故障的测试方法

3.1 传统测试方法

由以上原因可知，受各种外界和自身因素的影响，电缆故障会时时发生，在进行故障的维护和修复时必须对电缆故障进行测量，而传统的电缆故障测试方法有电桥法、低压脉冲反射法、脉冲电压法、脉冲电流法等。

3.1.1 电桥法：电桥法是最常用的测试电缆故障的方法，电力电缆的高阻故障差不多占了故障的90%，可以用高压电桥法和低压电桥法进行测量。它指的是被测电缆终端故障相与非故障相短接时，电桥两臂分别接故障相与非故障相，通过电桥平衡，就可计算出电缆故障点到测量端及末端的距离。电桥法测电缆故障如图1所示：

3.1.2 低压脉冲反射法：低阻短、接地或开路故障时，可以用低压脉冲反射法进行测量，这种故障约占电缆故障的10%。它指的是通过计算发射脉冲和发射脉冲的时间差进行测距，原理是利用传输线的电波反射现象。

3.1.3 脉冲电压法：脉冲电压法包括直闪法（直闪法的波形图见图2）和冲闪法。具体指的是，在高压脉冲信号下将电缆故障击穿，然后记录放电脉冲在测量点与故障点来回所需的时间，再进行测距。

3.1.4 脉冲电流法：脉冲电流法是利用互感器将脉冲电流耦合出来，它的波形安全简单，是闪络法的另一种形式。具体指的是通过脉冲在电流行波信号故障点与参考点来回一次所需的时间进行测距。

3.2 电缆故障定点的新方法

3.2.1 人工神经网络（ANN）。人工神经网络具有良好的容错性、自组织性和自适应性，是一种具有新信息处理理论的智能系统。由于它具备较强的学习记忆、识别能力，现在已经被广泛运用于电缆故障测距中。人工神经网络以计算机网络系统模拟生物神经网络，避开了复杂的数学模型来描述的各种映射关系，可以更加简单便捷地找出故障点，为故障测距技术做出了巨大

贡献。

3.2.2 GPS（全球定位系统）行波故障定位。在测试电缆故障的距离中，可以利用全球定位系统，具体指的是利用故障浪涌到电缆两端的时间差来判断故障位置，GPS行波在电缆故障中的应用将故障测距技术向前推进了一大步。

3.2.3 分布式光纤温度传感器（FODT）。分布式光纤温度传感器设备复杂，成本相对比较高，所以其一般用于重要电缆的故障测距。它的工作原理是通过故障点的周围环境温度的变化来检测电缆的正常运行，从而判定故障点的位置。它是在光纤复合电缆中通过激光脉冲时的时间差来测量故障点。

4 电缆线路的维护措施

电缆线路的正常高效运行保证了人们的供电需求和社会化发展需要，这就必须做好线路的维护工作，及时发现故障位置。只有加强电力电缆的监测工作，确保电缆设备的使用状态良好，才能保证电缆的运行，包括电力电缆的用电负荷监测、腐蚀监测和绝缘性能监测。根据电缆线路进行仔细检查，对于一些破坏电力电缆的行为进行坚决打击，进行法律制裁，对法律系统进行不断完善并不断加强人们的法律意识。

4.1 使用负荷监测

因各时期的电力需求不同，电力电缆的用电负荷也不同，在用电高峰时期，电缆是超负荷的，如果长时期电缆在超负荷的状态下运行，会大大减少电缆的使用寿命。电力电缆用电负荷的最大电流是根据自身的横截面积和种类决定的。为了保证电缆不长时间进行超负荷运行，必须使用高科技仪表进行负荷电流的测量。现阶段的电流测量主要是人工检测。

4.2 温度监测

夏季一般是用电高峰时期，人们的日常生活的用电量需求直线上升，会加大电缆电力负荷，导致电缆温度也会发生变化，所以进行电缆温度检测很有必要，可以避免一些安全性问题的发生，避免导致人们生活的不便和不必要的损失。对于地下电缆温度的检测，要对铺设电缆的地段进行土壤层温度的测量，保证土壤层温度与正常地段之间的温度不超出10℃以上。

4.3 电缆腐蚀监测

对于地下电缆，其安全性的重大问题就是电缆腐蚀，需要引起我们的重点注意。地下电缆埋设的土层结构会随着外界因素和时间的改变而发生变化，所以必须进行定期检测，防止土质的电性出现改变，而导致电缆表层被电解腐蚀，影响电缆的正常运行，地下电缆的土质环境需要保证其干燥性，避免化学和生物腐蚀，在架空电缆时，需要注意的是进行保护层的保护。在进行定期检测时，如果发现问题，需要及时进行解决，保证电缆的安全性和可靠运行。

4.4 绝缘性能检测

为了确保电缆绝缘性能的良好性，保证电缆的正常运行，对电缆线路进行相应的检测是关键的一步，在按照要求进行电缆铺设时，需要制定检测计划，及时修复电缆线路中易产生问题的地段，防止意外情况的发生，对于电缆线路表层的金属套，其绝缘性能必须有保证，认真检测其绝缘性、及时进行修复或者更换由于各种因素导致有漏洞和缺陷的电缆。

5 结语

为了保证电力电网的正常安全稳定运行，必须保证电缆的完整性和安全可靠性。电缆在运行过程中，会受到各种各样外力的影响，会导致电缆故障，无法保证电力系统的正常运行，比如电缆的制作质量、施工过程中的损坏、运行环境和外力作用等都会导致电缆故障。因此必须保证电缆的安全运行，选择质量过关的电缆，提高施工过程中的施工质量，避免一些因施工和安装不当而引起不必要的问题，更应该加强电缆的管理，进行实时监测，确保10kV电缆的正常运行。

参考文献

[1] 刘毅刚.电力电缆故障测寻原理和方法[J].广东电缆技术，2004，（2）.

[2] 胡玉.电力电缆故障探测技术分析与应用[J].湖南有色金属，2001，（1）.

[3] 黄卫东.10kV电力电缆故障的类型及故障点查找分析[J].机电信息，2011，（15）.

作者简介：陈万山（1979-），男，广东江门人，广东电网有限责任公司江门台山供电局助理工程师，研究方向：电气试验。

10kV配电网故障定位系统 第7篇

配电网直接联系用户, 其可靠的供电能力和供电质量是电力企业经济效益的和社会效益直接体现。配电系统因为分支线多而复杂, 要找出具体故障位置往往需耗费大量人力、物力和时间。为了解决这个难题电网公司多采用了传统的配网自动化模式, 如FTU、DTU、TTU、光通讯, 建立大主站等等。但构建的成本高, 主要针对的是中心城网地带, 不能辐射到城郊或郊区或乡镇。我们在原有的故障指示器的基础上做了大量改进与创新, 经过多次实验研发了该系统, 此系统可显示出故障位置和故障时间和故障地点信息, 大提高供电可靠性, 提高工作效率。

一、系统功能

本系统建立的主要目的就是故障的判别和定位。判断需要依据, 所以根据线路上传的数据可衍生出更多的功能。

实时检测线路短路、接地、断线、停电等故障, 帮组运行人员快速查找到故障点, 提高配调和抢修效率, 提高供电可靠性。实时监测线路负荷电流、瞬时接地尖峰电流、线路对地电场, 对过负荷和瞬时性接地故障进行预警, 为安全供电提供决策依据。通过配电网无线数字故障指示系统的实施真正提高企业的现代化管理水平, 提高供电企业的各项经济技术指标。

二、系统组成

系统由数字故障指示器、数据集中器 (DCR) 和主站系统三部分构成。主站系统包括:服务器、工作站、配电网故障定位系统管理软件。

数字故障指示器 (FCI) :故障判断根据内部判据要求, 做出判断, 将故障一些特征信息通过数据集中器 (DCR) 传递给管理软件以确定故障类型。数字故障指示器主要是采集线路上的电流, 对地电场以及线路温度等特征信息, 结合软件系统机制, 可以大大提高接地故障检测的准确性;主要由数据采集模块、电源管理模块、数据处理模块、通讯传输模块等组成。

数据数据集中器 (DCR) :数据数据集中器 (DCR) 是主站与数字故障指示器的桥梁, 将主站命令和数字故障指示器采集到数据通过通讯进行数据交换与传递。主要由电源模块、数据处理模块、通讯传输模块组成

主站部分:由服务器、工作站、配电网故障定位系统管理软件组成。是本套系统的核心部分, 用来处理所收集到的信息, 完成对故障的定位和判断。

配电网故障定位系统软件主要用于管理本系统中的所有硬件设备, 同时根据数字故障指示器 (FCI) 提供的数据进行处理运算, 以判断线路故障类型, 显示线故障位置。从而达到故障判断与定位这一重要功能。表现层主要由五大功能模块组成:电网监控、设备管理、日志管理、系统管理、在线帮助等模块。

三、系统的工作原理

采用过流速断法。不论是两相接地短路 (电流缓慢增大) , 还是农网过流故障 (速断、过流定值整定很小) , 只要变电站出口跳闸, FCI也能检测到并给出故障指示, 是目前可靠性和准确性最高的判据。

接地故障电阻通常表现出很强的非线性和时变性, 特别是在故障初期, 这种特性更加明显。而接地故障回路是一个容性回路, 高频成分容易通过。所以, 接地故障量中通常含有丰富的暂态成分。我们公司采用“小波变换”来分析这类非平稳信号的以达到判断接地故障。

四、系统优势

1、在线取电

传统的障指示器使用的是电池取电, 且由于需要防水, 所以做灌浇密封处理, 不能更换电池, 缺点是使用寿命短, 一般在一年左右。我们采用新型材料, 在10A的情况下, 可取0.5W的功率, 而重量约为原先的1/6。我们的互感器会智能测量电网所提供的功率与自身消耗的能量, 让输入功率总是大于使用功率。当电网功率不足时, 主动关闭设备上的辅助模块, 以节约用电。

2、故障判断更新

我们采用“小波变换”法来判断接地故障。接地故障回路是一个容性回路, 高频成分容易通过。所以, 接地故障量中通常含有丰富的暂态成分。小波变换是分析这类非平稳信号的有效工具。

同时根据电流突变法和过流速断定值法, 接地暂态电流测量法等多种方法由服务端采集到的特征数据对短路、接地检测使用双判据, 使故障判断更加准确。

3、组网方便

现在我们采用树型网络形式:后台----数据集中器 (DCR) ----数字故障指示器 (FCI) 后台与数据集中器 (DCR) 通过GPRS通信联系, 而数据集中器 (DCR) 与数字故障指示器 (FCI) 通过短距离无线通信进行联系。数据集中器 (DCR) 与其周围数字故障指示器 (FCI) 通过后台录入服务器IP后, 完成整个系统自动组网。

4、在线准确测量负荷电流值

在电缆上安装一个导磁金属, 当该金属在闭合状态时, 导磁金属即可产生感应电流, 假设在金属上绕一层导线, 根据右手螺旋定则即可产生电压, 该导磁金属与导线称为感应架。

5、实时监测线路运行环境以及自动升级

我们在故障指示器的节点内加入了温度传感器模块, 以达到实时监测线路运行环境;后台服务器将需要修正的动态参数通过数据集中器 (DCR) 转发给各数字故障指示器 (FCI) , 以达到修改参数和一键升级的目的。

6、系统中所有设备均可自检

通过系统中自带的一套“健康管理机制”来定时实现前端设备状态的监测, 从而达到提醒用户及时更换故障设备, 以确保系统稳定运。

摘要：随着对配电网供电可靠性要求的提高, 配电管理系统对配电系统自动化技术也提出了越来越高的要求。配电网故障点的及时发现显得日渐重要, 是目前国内外研究的热点。论文针对当前配电网的需求, 对国内外在配电系统故障定位诊断方面已有的研究做出了深入的分析, 提出了一套切实可行的解决方案。通过多次现场实验验证, 可以有效地对10kV配电网中的故障进行快速定位和准确的故障判别。

关键词：10kv配电网,故障定位

参考文献

[1]吴学勤、陈树果等:《配电网故障定位应用方法的现状》, 《机电信息》, 2011, 12:1—3。

[2]郭俊宏、谭伟璞等:《电力系统故障定位原理综述》, 《继电器》, 2006, 34 (3) :76-81。

[3]蔡秀雯、杨以涵等:《基于脉冲发射原理的配电网故障定位方法的研究》, 《继电器》, 2007, 35 (2) :1-5。

10kV线路故障的“防”与“治” 第8篇

1 线路故障的“防”

谈到线路故障的预防, 首先要分析各种可能发生故障的原因, 再根据故障原因制定应急处置预案并经过“实战性”演习。另外还要针对不同的天气、地理、负荷等情况, 分析影响线路安全运行的薄弱区域, 并对该区域进行重点巡视。

1.1 分析线路故障原因

(1) 线路接地故障发生的原因一般有:导线断线、导线与绝缘子绑扎不牢、导线弧垂过大、设备绝缘击穿、雷害、鸟害及空中飘浮物搭挂等。

(2) 线路跳闸故障发生的原因一般有:自然灾害、遭受外力、环境污染、继电保护装置误动、人为误操作等。

1.2 线路故障的预防措施

(1) 对线路进行定期巡视。主要是检查导线与树木、建筑物的距离, 导线与绝缘子的绑扎和固定是否牢固, 绝缘子固定螺栓是否松脱, 横担、拉线螺栓有无松脱, 拉线是否断裂或有无破股, 导线弧垂是否过大或过小, 杆塔基础是否牢固 (特别是防风、防汛区域) 、杆塔金具是否齐全等。

(2) 通过应用线路智能巡检系统来规范线路的运行管理, 做到定计划、定时、定人、定点巡检, 减小或消除传统巡线无法监督巡线人员工作状态、信息量少等弊端, 并要结合红外测温、使用高倍望远镜等技术手段, 现场检查判别线路的运行状态, 同时采用巡线管理软件实现线路设备状态的采集、存储和分析, 对线路和杆塔进行规范化的集中管理。

(3) 在线路上加装分段和分支断路器, 缩小故障范围, 减少停电面积和停电时间, 以有利于快速查找故障点。

(4) 对配电变压器定期进行试验, 对不合格的配电变压器进行维修或更换。

(5) 对配电线路上的绝缘子、分支熔断器、避雷器等设备进行绝缘测试, 不合格的及时更换。

(6) 在配电线路上使用高一级电压等级的绝缘子, 提高配电网绝缘强度。

(7) 线路维护单位要制定应急预案, 防止在发生事故时“手忙脚乱”。要经常开展“实战性”反事故演习, 有针对性地对线路维护人员进行事故点预测、查找技巧、处理方法等方面的培训, 从而提高维护人员应对事故的应变能力。

2 线路故障的“治”

2.1 线路故障点的查找

(1) 根据继电保护动作情况查找故障区域。由于线路事故发生的地段不同, 其继电保护动作是不一样的。电流速断保护的保护范围一般为线路全长的1/2以内, 就是说电流速断保护装置的动作跳闸, 故障点一般位于线路靠近变电所的区域;过电流保护的保护范围则是整条线路, 但过流保护装置设有延时继电器, 在与速断保护装置配合使用时, 一般在线路末段发生故障时才动作跳闸。当电流速断保护与过流保护同时动作跳闸时, 故障点大多位于线路中段。

(2) 根据线路路径情况查找故障区域。线路路径在污染区的, 大雾天气或春、秋季节小雨天气情况下, 该线路发生事故跳闸时, 首先应该考虑的是污闪事故, 要重点对污染区线路进行排查;线路路径通过竹、林区的, 在夏、秋季节刮风天气发生事故跳闸时, 应重点检查穿越竹、林区的线路;线路路径在施工区的, 在良好天气情况下发生事故跳闸时, 首先要考虑是否是野蛮施工造成的, 检查时就应特别注意施工区域的情况。

(3) 根据线路的绝缘情况查找故障区域。全电缆线路绝缘最薄弱的地方是终端头、中间接头处。所以全电缆线路发生故障跳闸, 应该首先检查终端头、中间接头是否被击穿;由架空绝缘线和架空裸导线组成的线路, 首先应该考虑架空裸导线是否有故障。

(4) 根据用电性质和负荷情况查找故障区域。线路上如果接有造纸、冶炼等用电企业的, 检查时应该从这些企业开始。因为这些企业用电通常会超负荷, 冶炼企业大部分又采用中频炉, 发生事故的概率较大。

(5) 不管什么原因导致的单相接地故障, 都是通过变电站10 kV母线上运行的电压互感器及母线绝缘监察装置检测到接地故障并发出接地信号, 调度员通过“拉合法”选线, 最终确定发生单相接地故障的配电线路。以前大多是停运故障配电线路, 现在可以按照相关行业规定的时限带接地故障运行, 但考虑到继续运行可能导致单相接地故障的扩大, 故建议在10 kV配电线路发生单相接地故障后就将其停运, 并通知线路维护人员尽快拉开主干分段断路器或分支断路器进行故障点的查找, 以此缩短停电时间和减少停电面积。

(6) 在查找线路故障点时, 巡线人员要及时与故障报修值班人员联系, 因为有许多事故发生后, 群众会打报修电话, 根据报修信息可直接给故障点定位。

2.2 线路故障的处理

(1) 线路故障处理的工作负责人, 必须熟悉该线路的基本情况 (包括地理情况) , 工作班成员的多少, 则应根据线路的长短、路径及事故发生时的天气、时间、范围等情况确定。

(2) 参加处理故障的人员必须配备手机或对讲机, 而且要保持畅通, 以便在找到故障、发生意外情况时及时与工作负责人、工作班成员及调度人员取得联系, 为查找和抢修故障争取时间。另外夜间处理故障应有充足的照明装置。

10(20)kV电力电缆故障分析 第9篇

1 10 (20) k V电力电缆运行故障原因分析

电力电缆输送电能的容量较大, 且敷设于地下, 其敷设方式大致可以分为隧道敷设、沟道敷设、电缆管道敷设和直埋敷设 (包括水下直埋敷设) , 部分区域如发电厂、桥梁等采用架空敷设。目前苏州地区受到地下通道资源的限制或基建投资规模限制, 电缆通道多采用多回路、多电压等级电缆同沟敷设的敷设方式, 给运行管理带来较多不利因素。曾经有过路灯电缆短路着火导致配电及输电电缆故障的情况。

1.1 外力破坏

外力破坏一般可划分为直接外力破坏和间接外力破坏。1) 直接外力破坏通常是基础设施机械化施工包括如挖掘机、铲土机和风镐直接损坏电缆, 造成电缆相间短路或相对地短路, 当即引发电缆击穿故障或伤及电缆绝缘留下事故隐患等。2009年9月15日, 接95598电话, 园区虹光精密仪器公司反映突然跳电。经电缆班现场查勘发现, 由于苏虹路路面拓宽工程, 施工队伍夜间施工。将石竹配电所至虹光精密的20k V用户电缆 (YJ V22-12/24-3×400m m 2) 挖断, 造成相间短路, 开关跳闸, 虹光精密仪器公司失电。2) 间接外力破坏的主要特征是施工现场相距电缆线路有一定距离, 一般判断施工机具不可能直接损伤电缆线路, 因而不被现场施工人员和电缆线路巡视人员重视。通常, 基建施工引起附近地面沉降下陷, 电缆线路失去土壤支撑后因自重发生位移, 电缆位移又使得电缆金属屏蔽刺伤电缆绝缘或电缆附件绝缘结构错位最后导致电缆运行故障, 有部分故障还须通过故障定位来判定。

2009年度苏州外力破坏引发电力电缆线路运行故障的数量约占电力电缆线路运行故障总数的58%。其中, 电力电缆以直埋敷设方式遭受外力破坏的发生故障几率最大, 大都为施工平整土地时将电缆标志物破坏导致, 其次是沟道 (管道) 敷设方式, 多为盖板受压跌落等情况造成。

1.2 电缆附件制造质量缺陷

目前苏州公司采用的电缆附件主要有预制式、冷缩和热缩三种, 电力电缆附件为多层固体复合介质绝缘结构, 因其制造质量原因和安装质量原因而引发的电缆运行故障约占电缆运行故障总数的27%。其主要表现为附件沿面放电、握紧力不足、材质老化等情况。1) 沿面放电如中间接头密封结构设计缺陷, 地下水份或潮气在电场的作用下, 直接渗入电缆中间接头内部, 并在界面凝结成水珠, 导致电缆表面电阻急剧下降, 产生沿面放电, 最终导致附件内部相间短路故障或相对地短路故障;2) 电缆本体在运行过程中因负荷的变化、环境温度的变化而热胀冷缩, 电缆附件与绝缘层之间界面热胀冷缩所形成呼吸效应, 特别是热收缩型电缆附件不能够随之弹性变形而丧失密封作用, 呼吸效应将大气中的水分和潮气带入电缆附件中, 引发电缆附件内部相间短路故障或相对地短路故障;3) 预制型电缆中间接头和终端由于材料回弹性和定伸强度较差使得复合界面握紧力达不到规定压强的要求, 即使在干燥的条件下, 也会引发界面沿面放电故障。4) 附件材质早期老化如电缆终端因气候老化或内部机械应力开裂、松脱, 引发电缆早期故障;电缆终端基材耐漏电起痕性能不能满足大气质量每况愈下、运行环境恶化的苛刻要求, 表面严重树枝状炭化, 导致电缆终端外绝缘沿面放电。

1.3 电力电缆施工质量缺陷

在电力电缆线路敷设施工时, 由于受到电力电缆施工工期限制、施工地理条件包括环境条件和天气条件限制以及施工机具和人员素质条件限制, 时常会出现诸如电缆两端端部进水、电缆外护套划伤、电缆金属屏蔽层崩裂或电缆本体机械应力内伤等施工失误, 引发电缆早期运行故障。统计结果表明, 施工质量问题引发的电缆线路早期运行故障约占电力电缆线路运行故障总数的12%, 如果严把施工队伍资质和试验关口, 其中绝大部分施工质量问题是完全可以避免的。2009年5月20日, 金湖湾3#配电所至荣域配电所20k V冷缩式电缆中间接头故障。从事后分析看, 原因为:安装人员在安装时, 抽拉应力锥内支撑条检查未到位, 收缩绝缘主体时可能将缠绕在主绝缘断口与连接管空隙处的半导电带带出至应力锥绝缘表面处, 形成通电通道击穿。

1.4 电力电缆本体制造质量缺陷

提及电缆本体制造质量, 人们首先关注的就是电缆绝缘层中的微孔和杂质, 还有电缆绝缘层的偏心度。近十年来, 电力电缆制造技术快速发展, 电缆生产厂家通常采用三层同时挤出干法 (氮气) 交联工艺, 经过电缆微孔杂质在线检测技术、电缆导体和绝缘在线测偏技术后, 电力电缆本体质量大幅提高。但是, 面临激烈的市场竞争, 部分电缆制造商往往在电缆制造过程中尽可能地取负公差尺寸以降低制造成本, 其结果是生产过程中稍有不慎或管理疏漏, 便会导致电缆本体制造缺陷, 现在我们常见的主要有以下几种情况:1) 电缆绝缘层中局部区域的微孔、杂质数量和尺寸超标;2) 绝缘层、内外半导体屏蔽层的偏心度超标;3) 内外半导体屏蔽层突异物缺陷;4) 金属屏蔽层开裂等缺陷。

2 结论

10kV配电线路故障处理与预防 第10篇

电网中10k V等级配电线路, 因易受到自然以及人为因素的印象, 常发生各种故障, 这不仅影响了生活生产的用电需求, 同事故障会造成严重的后果, 本文分析了现有事故的具体原因, 在此基础上, 提出了相应的预防措施和有效方案。

1 常见故障的原因

1.1 雷击事故

在电力建设工程中, 10k V配电线路的架空通常较长, 对于处于特殊环境下的配电变压器, 例如跨越了林区和在山顶处的杆塔及建筑物旁, 在雷雨时期通常会遭受雷击, 其引发的事故是线路架空中较遇到的。其表象为爆裂、绝缘子击穿、避雷器爆裂、断线以及配电变压器烧毁。

(1) 绝缘子的质量不复合规定或存在一定的隐患, 特别是配电线路中使用年限久的瓷质绝缘子, 其绝缘性能降低, 在雷击时容易造成线路接地和相间短路现象; (2) 配电线路没有足够的防雷措施。10k V网络系统覆盖面大, 有较大概率遭遇雷击, 不仅直击雷可以产生危害, 而且因为不完善的防雷设施, 存在较低的绝缘和耐雷水平, 因此地闪和云闪所形成的感应电压会产生相当大危害, 进而使得设备损坏, 影响到整个电网的安全; (3) 没有合适的保护整定值应用于六氟化硫的断路器; (4) 避雷器性能降低甚至失效; (5) 接地不符合规范。接地的装置年代久远失修, 且地下连接发生锈蚀, 没有符合要求的电阻值, 泄流能力较低, 不能使雷击电流迅速流向大地, 其具有较高的残压。

1.2 接地事故

(1) 污闪的故障。10k V配电网络由于绝缘子污秽, 使的线路经常发生多点接地的现象。依据检查10k V配电线路, 发现有一定数量绝缘子会由于表面积污而被放电烧伤, 因此绝缘子污秽的放电是引起线路发生单相接地现象的主要因素。 (2) 铁磁谐振存在过电压。10k V配电系统是中性点不接地类型的系统之一, 伴随规模的逐渐扩大, 网络中对地的电容也逐渐加大, 在此网络中, 空载的变压器和电磁式的电压型互感器具有较大的非线性电感, 容抗比感抗小很多, 并且电磁式的电压型互感器会有一次线圈型的中性点接地现象, 当遭到雷击或者倒闸操作时, 常常可以形成铁磁的谐振, 其产生电压最大值约是3倍的线电压, 可以导致绝缘闪络和避雷器爆炸, 还有可能烧毁电器设备。 (3) 弧光接地存在过电压。当单相接地发生时, 相电压将会被提升至线电压大小, 但如果造成单相间歇性型的对地闪络或者在大风外力下处于线路中的树木间歇性地会对导线放电, 间歇性地重燃和熄灭接地点的电弧, 导致电网运行处于时刻变化的状态, 进而引起电磁能具有强烈的振荡, 且在健全相与故障相之间导致的瞬时过电压, 其最大的过电压约是3.5倍的线电压, 而故障相最大过电压约是2倍的线电压。如果网络中还有绝缘性的弱点, 必将发生击穿, 并导致短路进而危及值电气设备, 造成严重的事故。

1.3 自然因素导致的事故

(1) 树障影响。在林区, 线路和树木交叉或平行的现象到处都是。树枝断落置于线上, 树刮倒砸线, 人为的伐树, 还有树枝摆动扫线导致树砸在线路上, 发生线路故障, 具有相当严重的危害。 (2) 风的影响。超过杆塔自身机械强度的过大风力, 会使杆塔损坏或倾斜, 导致导线碰线、跳跃和振动, 产生保护的动作。 (3) 冰雪的影响。在寒冷的冬季, 当导线上有了严重覆冰现象, 会导致导线断线或断股的事故, 当覆冰掉落时, 会发生闪络事故或导线跳跃。 (4) 气温变化影响。当气温变化时, 导线相应张力也会发生变化。在炎热夏季, 因为导线的扩长, 弧垂会变大, 会在交叉跨越的地方发生放电事故。而在寒冷的冬季, 因为导线发生收缩, 增加了相应的应力, 也会导致断线的故障。

1.4 其他因素导致的事故

(1) 外力破坏导致的事故。 (2) 系统突然有过大负荷电流, 过大冲击电流会导致线路跳闸事故。 (3) 设备陈旧且较长的使用年限, 没有及时更换导致的事故。

2 采取的预防措施

2.1 防雷击措施

(1) 安装或者更换耐压级别高的瓷横担或绝缘子。雷击10k V的架空线路中最常见的设备事故是瓷质绝缘子的事故, 因此在线路中配置复合的绝缘子, 提升耐雷性能。 (2) 在架空的线路上配置金属氧化物线路型的避雷器, 在配网设备中, 例如电缆头、柱上开关、配电变压器等地方也要配置避雷器, 慢慢将老式的阀型或碳化硅磁吹的避雷器进行淘汰。 (3) 整改和检查接地的装置。定期严格地对10k V配网中接地装置相应的接地电阻进行检查测量, 整改不合格, 使得线路中的接地电阻值小于10Ω。 (4) 设置正确保护定值。必须正确的设置动作中的电流大小, 在前后的断路器之间要配置不同的延时量, 这样不仅能够降低受到瞬间的冲击电流而发生跳闸的次数, 亦能够避免在不同位置处的断路器同时发生动作的现象, 减小了停电的范围。

2.2 接地防雷措施

(1) 提升配电网络系统防雷性能。采用避雷线和避雷针, 增强变电所的进线段处的直击雷保护性能, 增强避雷线和杆塔的接地, 使其小于10Ω, 终端杆塔小于4Ω的接地电阻, 合理的配置避雷器的保护, 配置性能好的避雷器, 减小避雷器实际的接地电阻, 牢固可靠接地引下线, 要有符合要求的截面。 (2) 增强配电网络中的防污闪工作。重污区域要提升线路的绝缘性能, 增加外绝缘之间的爬距, 要符合电瓷外绝缘对不同地区的污秽等级需求, 且要有适当裕度;增强外绝缘处的清扫, 结合维护, 安排清扫的周期, 提升绝缘性能。 (3) 避免配电网络中的铁磁谐振现象。其有许多方法, 例如电磁式的电压型互感器中的一次绕组要是的中性点没有接地和配置专用消谐器。

2.3 定期巡视

全面地掌握线路整体运行状况和沿线具体情况, 通常每月需要有一次的巡视, 依据线路环境, 季节的变化及设备状态, 适当地极大巡视的次数。 (1) 巡视线路沿线。巡视过程中需要清理防护区内的草堆和土堆这些障碍物, 和可能损伤到导线的树枝, 检查沿线地域正在运行工程情况和其他异常现象。 (2) 杆塔的检查巡视。其各部件基础是否塌陷或者被雨水冲刷, 是否倾斜, 是否外露水泥杆钢筋, 杆身是否有裂纹, 周围的土壤有无下沉和凸起现象。 (3) 巡视导线。是否有闪络烧伤、损伤、断股的痕迹, 三相导线之间的弧垂是否保持平衡。交叉设施、导线对地以及其他物体之间是否有符合规程的距离, 导线有无严重的腐蚀, 线夹是否有锈蚀。 (4) 瓷瓶及绝缘子的巡视。检查其有无脏污现象, 瓷质部位缺少开口销和弹簧销或者有无裂纹。 (5) 巡视接地及防雷装置。是否齐全防雷设备, 避雷器有无正常动作, 接地的引下线有无完善。 (6) 拉线的巡视。有无断股、松弛、锈蚀的现象, 是否均匀受力, 下把和拉棒有无腐蚀损坏。

2.4防外力影响措施

(1) 为减少和杜绝车辆碰撞杆塔现象发生, 在交通道路沿线的杆塔上涂以引人注意的反光漆, 并在拉线上配置红白色反光的标志管, 是为了使车辆驾驶员有足够的注视。 (2) 增强宣传的教育, 重点在高压线路沿线放风筝和违章施工产生的严重危害, 挂设引人注意的禁止警示牌于线路杆塔。 (3) 增强盗窃和破坏配网线路设备和器材的力度。 (4) 运行部门需要定期的检查线路中的拉线基础和杆塔基础, 及时检修和处理存在的缺陷。 (5) 完善埋地的电缆标志。采用不锈钢型的小标志牌, 写上引人注意的字样, 沿电缆方向配置于地面上。

2.5 运行治理维护措施

(1) 线路正常运行中, 需要密切关注线路相应的负荷状况, 及时地调整各个线路中的负荷, 禁止线路超载现象。 (2) 配变运行时, 要严格地按照规定的容量配以高和低压型的熔断器, 做好平时的负荷测量, 及时地采取对策, 例如调整负荷增容和平衡。 (3) 降低导线连接处接触不良的现象, 安装时要注意施工的工艺, 把好验收;随后, 要增强运行的维护和检查。 (4) 配置短路故障检测器于10k V线路上, 即便10k V线路出现短路的故障, 也可以迅速找出故障点并及时的排除, 减小了事故的损失。

3 结论

10k V配线线路是当前配电网的主要组成部分, 减少10k V配电线路的故障发生次数并做好监测预防, 是保障其正常、安全供电的根本方法, 只有这样, 才能保证正常供电水平。

参考文献

[1]高新智, 仇炜, 韩爱芝, 李景禄, 陈国盛.针对某10kV配电线路防雷问题的探讨[J].高压电器, 2010, 04:69~73.

[2]唐军.珠江三角洲某地区10kV配电线路防雷性能评估及其策略研究[D].华南理工大学, 2012.

10kV故障 第11篇

关键词：10KV架空线;常见问题;防止对策

一、对10KV配电线路检修中的故障原因进行判断及控制的重要意义

配电网是由无功补偿电容、架空线路、杆塔、电缆、隔离开关、配电变压器以及一些附属设施等构成的。在电力网中起重要分配电能作用的网络就称为配电网;配电网大都使用了闭环设计，运行采用开环式，其总体结构表现为辐射状。在对配电线路进行检修时，因为线路的电压高，电流大，应当采取有效的措施保护作业者的人身安全。对配电线路中可能存在的故障原因进行准确判断，能够在很大程度上避免可能发生的危险，有效的降低了安全事故发生的概率。对故障原因进行准确判断就能及时消除，保障了配电线路检修的正常进行，从而使线路故障能够及时排除。因此，对配电线路的故障原因进行准确判断及采取有效防范措施，对整个配电线路的正常运行具有十分重要的意义。

二、10kV架空线路常见故障原因

2.1单相接地故障原因

单相接地故障多发生在潮湿、多雨天气，是由于树障、配电线路上绝缘子单相击穿、导线接头处过负荷烧断或氧化腐蚀脱落、单相断线等诸多因素引起的。

2.2雷击

随着两网架空绝缘线的增多，雷击事故越来越多，由于城市配电线路周围多为高楼大厦，而高层建筑上大多装有避雷设施，所以城市配电线路基本不受雷击的影响。但是农网线路遍布田间、丘陵、山坡，成为了整个周围的最高点，一旦发生雷击，就成为了雷击电流的通道。架空绝缘线遭受雷害事故明显比架空裸线多，雷害损害情况比较严重。绝缘架空线雷害事故比较严重的主要原因：一是绝缘线的结构所致，绝缘导线采用半导体屏蔽和交联聚乙烯作为绝缘层，其中使用的半导体材料具有单向导电性能，在雷云对地放电的大气过电压中，很容易在绝缘导线的导体中，产生感应过电压，且很难沿绝缘导线表皮释放;二是绝缘导线遭受雷击后的电磁机理特殊，造成雷击断线较多。架空裸线雷击时，引起闪络事故，是在工频续流的电磁力作用下，电弧会沿着导线（导体）移动，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移动，电荷集中在击穿点放电，在断路器动作之前烧断导线。

2.3鸟害

鸟落到线路上、筑巢造成的相间短路，多发生在线路的T接杆、转角杆、隔离开关安装处，因为这些部位联络线密集，相间距离虽然能满足安全距离30cm的要求，但是安全距离裕量不够，鸟类在下落或起飞时翅膀展开，很容易发生相间短路，而且联络线密集也是鸟类筑巢的良好场所，筑巢的树枝、铁丝等，往往会引起相间短路。

2.4线路、设备本身原因

导线弧垂过大，遇刮大风导线摆动，易造成短路。另外线路、设备运行时间较长，绝缘性能下降，也会造成短路故障的发生。

2.5断路故障原因

2.5.1外力破坏

车辆撞断电杆、超高车挂断导线、树木等异物砸断导线等造成断路。

2.5.2雷击

空旷地带的绝缘线易被雷击而造成断线故障，从事故现场看，断线故障点大多发生在绝缘支持点500mm以内，或者在耐张和支出搭接处。

2.5.3线路、设备本身原因

导线接头处接触不良或过负荷烧断跌落式熔断器，郑州地区的配电变压器都是采用跌落式熔断器作保护，有时由于负荷电流大或接触不良，而烧毁触头;也有制造质量的问题，操作人员拉合不当用力过猛，而造成跌落式熔断器瓷体折断。

三、配电线路的故障原因分析

（一）内因造成故障原因的存在

线路自身的故障原因：主要是指一部分线路使用年限久远，老化严重，线路自身的隐患一般不易消除。同时天气的变化、季节的变化都会导致故障的发生。

变压器造成故障原因：主要是指在遭遇雷雨天气时，变压器的避雷设备出现故障而导致的线路接地，造成故障。

导线断线造成故障原因：由于施工工艺的影响，导线与绝缘子之间的扎线脱落，从而造成导线烧断，产生故障原因。

相间短路造成故障原因：线路档距过大，导线弧度过大，当遇到大风天气时会导致相间短路故障，产生故障原因。

自然灾害造成线路故障：造成配电线路故障的原因主要包括配变雷击损坏引起的配电线路的过电压、配电线路断线引起的配电线路的过电压及配电线路中的铁磁谐振引起的配电线路的过电压。由于10KV的配电线路的路径较长，加之周围空旷，极易雷雨天遭遇雷击。

（二）外力造成故障原因的存在

受到不良天气的变化影响，而生成的故障原因：线路检修的不当而存在的故障;由于违章操作而形成的故障;人为的盗窃导线、破坏电力设施的行为，危及了电网的安全，形成故障;在输电线路下进行不安全行为操作，例如，在配电线路下烧农作物，易导致线路跳闸，形成故障;电力线路上的树障形成故障，随着城市建设的不断深入和发展，城市绿化已经成为当前的一个热点问题，城市绿化树木在一定程度上对配电线路有一定的影响，在正常的配电线路走向上，树障会影响供电系统的安全稳定运行，特别是在刮风下雨时，树木放电或树枝断落在电线上，导致线路故障的形成。

四、10kV架空线路常见故障防范措施

4.1单相接地故障防范措施

及时修剪树线矛盾突出地方的树木。

采取防雷措施，以减少因雷击而造成的单相接地故障。另外，为了减少由于绝缘子表面和瓷裙内积污秽，或者是制造质量不良在阴雨受潮后，而产生闪络放电，造成接地故障发生，在线路建设（改造）中必须选用合格的、质量好的绝缘子，并在安装前进行耐压试验，保证安装质量。

在负荷高峰期时，运用红外线测温仪，测量导线接头处的温度，一旦发现温度异常，立即进行处理，避免高温熔断导线。

4.2短路故障防范措施

4.2.1防止外力破坏措施

为减少车辆碰撞杆塔事故，尽量迁移杆塔，不能迁移的可以在杆塔上悬挂醒目的反光漆牌，以引起车辆驾驶员的注意。

采取设置醒目的禁止警示牌、印发传单等方式加强宣传教育，以防止风筝、彩条等造成短路故障的发生。

加强和市政园林部门的联系，及时修剪影响运行安全的树木。

力求得到当地公安、治保部门的配合，制定有效的措施和具体防范方案，加强打击破坏盗窃10kV线路塔材及金具等电力设施的力度。

运行部门定期巡视检查10kV线路的杆塔基础、拉线基础和违章建筑物，对掏空的杆塔基础、拉线基础进行及时维修，对存在缺陷的设备及时处理和检修，对违章建筑物进行清理整顿。

4.2.2防止雷击措施

在空旷的10kV架空线路上，采取安装金属氧化物避雷器等防雷措施。避雷器安装密度控制在200～360m左右，具体应根据环境因素和运行经验掌握。另外，还可以在每基杆上选择一相、二相、三相、顶相、边相、或每相错杆安装避雷器。由此来满足安全、经济运行的要求。

在线路建设（改造）中必须选用合格的、质量好的绝缘子，并在安装前进行耐压试验，保证安装质量。

五、结语

10kV母线接地故障的分析处理 第12篇

研究目的:目前电力系统使用的小电流接地选线系统, 在使用过程中存在选线正确率偏低的问题, 给电力网安全运行带来一定的风险。传统的单相接地采用的问题①分割电网法、②短时间切断线路法试拉线路, 但当出现两条及以上的线路发生同名相接地故障时, 采用以上两种方法就很难辨出故障线路。

电力系统最常见同时也是最危险的故障是发生各种类型的短路。短路的类型包括三相短路、两相短路、两相接地短路和单相接地短路。不同类型的短路发生的概率是不同的, 大量统计数据表明, 电力系统中, 单相接地短路次数占所有短路次数的75%以上。若发生单相接地故障后电网长时间运行, 会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。

配电线路单相接地故障的危害:①长时间运行, 将烧毁电压互感器, 造成设备损坏、大面积停电事故。②单相接地故障发生后, 可能发生间歇性弧光接地, 也可能造成谐振过电压, 使线路上的绝缘薄弱点击穿, 造成严重的短路事故, 也可能发生电气火灾事故。③如果发生导线落地这一类单相接地故障, 对于行人或线路巡视人员 (特别是夜间) , 可能发生跨步电压引起的人身伤亡事故。

本文通过一起判断单母线分段及出线接地故障, 讲诉了新的处理方法、步骤。

1 事故过程

1.1 正常运行时35k V东风变一次主接线

如图1, 为正常运行时35 k V东风变的一次主接线, 系统供电方式为:东风变#1主变运行带全站负荷, #2主变热备用。10k VⅠ、Ⅱ段母线PT分运。

1.2 事故概况及保护动作情况

2015年1月5日14时28分, 因一辆建房吊装车辆违章作业误碰断同杆塔架设10k VA、10k VB线C相导线, 微机告警窗口显示:东风变电站10k VⅠ、Ⅱ段母线接地告警。一次系统图显示10k V母线三相电压不平衡, A、B两相升至为线电压, C相电压为零。如图2所示。

2 事故分析

2.1 事故推断

根据金属性接地的电压特征:故障相电压为零, 非故障相电压升高为线电压。由此可判断为:该变电站10k V系统C相金属性接地故障。

出现10k V金属性接地故障的原因, 大致可分为以下几类:①10k V单一线路接地故障;②两条及以上线路同名相接地;③10k V母线设备故障。

我国规定35k V及以下电压等级系统采用中性点非直接接地方式 (包括中性点经消弧线圈接地方式) , 在这种系统中发生单相接地故障时, 不构成短路回路, 接地电流不大, 所以允许短时运行而不切除故障线路, 从而提高供电可靠性。但这时其他两相对地电压升高为线电压, 这种过电压对系统运行造成很大威胁, 因此值班人员必须尽快寻找接地点, 并及时隔离。

2.2 接地故障的寻找方法、步骤

分割电网法:如图3所示:合上#2两侧开关, 拉开10k V母线分段100开关, 判断故障区域;拉开10k V母线分段100开关后, 10k VⅡ段母线电压恢复正常, 10k VⅠ段母线电压未恢复, 判断为10k VⅠ段母线C相接地。

短时间切断法:利用短时间切断法对10k VⅠ段母线各出线分别试拉路查找故障线路, 拉开10k V A线1101开关, 接地未消失, 再合上10k V A线1101开关, 恢复供电;拉开10k V B线1102开关, 接地未消失, 再合上10k V B线1102开关, 恢复供电;拉开10k V C线1103开关, 接地未消失, 再合上10k V C线1103开关, 恢复供电;拉开10k VD线1104开关, 接地现象未消失, 再合上10k V D线1104开关, 恢复供电。通过对10k VⅠ段母线各出线分别试拉路, 未能找出接地故障线路, 排除10k V单一线路C相接地故障。判断为站内10k VⅠ段母线设备故障或两条及以上线路同名相接地故障。当10k VⅠ段母线各出线开关全部拉开, 10k VⅠ段母线电压恢复, 排除10k V母线设备故障;判定为两条及以上线路同名相接地故障。如图4所示:当依次拉开10k VD线、10k VC线、10k VB线、10k VA线时, 10k VⅠ母线电压恢复正常, 可排除10k VⅠ母线接地故障, 判断为10k VA线C相接地故障, 同时10k VB、10k VC线、10k VD线中至少有一条线路C相接地。

逐一试送线路法:当出现两条及以上线路同名相接地故障时, 则应拉开10k VⅠ段母线所有出线开关后, 逐一试送, 查找故障点。如图5所示:依次试送时, 当合上10k V D线1104开关后, 10k VⅠ段母线电压正常;当合上10k V C线1103开关后, 10k VⅠ段母线电压仍然正常, 即怀疑10k V B线与10k V A线同名相接地。当合上10k V B线1102开关后, 10k VⅠ段母线电压出现异常, 显示C相接地, 如图6所示:再次拉开10k V B线1102开关, 电压恢复正常判定10k V 1102 B线C相接地。即判定为10k V B线与10k V A线同时出现C相接地故障。

2.3 接地故障的后续处理

如图6所示:指令变电运维人员将10k V1101 A线与10k V1102 B线分别由热备用转检修, 通知线路运检单位处理, 通知95598值班人员并汇报公司相关领导。

处理完毕后, 恢复原正常运行方式。通知95598值班人员并汇报公司相关领导。

3 结论

出现10k V金属性接地故障的原因, 大致可分为以下几类:①10k V单一线路接地故障;②两条及以上线路同名相接地;③10k V母线设备故障。

从处理接地故障步骤中可以看出, 可采用三种方法:①分割电网法;②短时间切断法;③逐一试送线路法。

4 效果

通过逐一试送线路法, 在单母线发生单条或多条线路发生同名相接地故障时, 就能快速排查出接地故障线路, 从技术上解决了传统的单相接地采用①分割电网法、②短时间切断线路法试拉线路, 很难辨出故障线路的弊端。快速排查出接地故障线路从安全角度避免了单相接地对设备的进一步损坏、事故的扩大和人身安全的威胁, 从经济效益上分析降低了电网的损耗。

参考文献

[1]国家电网《电网调控运行人员》使用手册.2013.

[2]国家电力调度运行实用技术问答.2000.