第三季度10kV配网线路跳闸调研报告.docx

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第三季度10kV配网线路跳闸调研报告

XX电网10kV配网线路跳闸

调研报告

10kV配电线路是县级供电企业电力设施的重要组成部分，它们担负着向城乡供电的重要任务，由于长期处于露天情况下运行，又具有点多、线长、面广等特点，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。

根据我公司配电网络的实际运行状况，对今年1-8月期间所发生的10kV配电运行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。

本调研报告只针对属公司资产或运维的线路，不含属用户资产的供电线路或小水电上网线路。

一、总体情况分析

截止2015年8月底，属公司运维10kV公用配电线路共计64条，10kV配电线路累计故障跳闸停电146条次（不含重合闸成功次数,计划检修停电次数），平均故障停电次数为2.28次/条；故障跳闸呈以下特点：

（一）从故障性质上分：

主要有单相接地和相间短路。

1-8月公司配网共发生单相接地60条次，占全部故障的41.1%；相间短路86条次，占全部故障的58.9%。

（二）从设备产权性质上分：

公司资产（运维线路）故障和用户资产故障。

1-8月公司资产（运维线路）范围内发生故障90条次，占全部故障的62%，其中单相接地故障35条次占23.9%，相间短路55条次占37.7%；用户资产发生故障56条次，占全部故障的38%，其中单相接地故障25条次占17.1%，相间短路30条次占20.5%。

（三）从主线、支线上分：

1-8月公司配网主干线发生故障停电19条次，占全部故障的13%，其中单相接地故障9条次占6%，相间短路故障10条次占7%；支线发生故障126条次，占全部故障的87%，其中单相接地故障51条次占34.9%，相间短路故障75条次占51.3%。

（四）从故障因素上分：

1、设备自身故障跳闸42条次，占全部故障的28.7%；其中：

导线故障条8条次，避雷器故障4条次，变压器故障5条次，断路器故障1条次，绝缘子故障4条次，电缆故障2条次，故障原因不明（没有查出明显故障点）18条次。

2、树障跳闸18条次，占全部故障的12.3%；

3、自然灾害造成跳闸83条次，占全部故障的56.8%；其中：

导线故障18条次，避雷器故障22条次，变压器故障3条次，绝缘子故障8条次，断路器故障2条次，电缆故障条1次，故障原因不明（没有查出明显故障点）25条次。

4、外力破坏跳闸1条次，占全部故障的0.6%；

5、小动物跳闸1条次。

占全部故障的0.6%；

（五）从故障时间上分：

1月份发生故障10条次，占全部故障的6.8%。

2月份发生故障4条次，占全部故障的2.7%。

3月份发生故障18条次，占全部故障的12.3%。

4月份发生故障7条次，占全部故障的4.7%。

5月份发生故障17条次，占全部故障的11.6%。

6月份发生故障29条次，占全部故障的19.8%。

7月份发生故障19条次，占全部故障的13%。

8月份发生故障42条次，占全部故障的28.7%。

以上几个方面可以看出，10kV配网线路故障的分布特点：

1、公司运维资产故障率大于用户资产故障率，主要是因为公司运维资产规模大于用户，公用线路网架在不断延伸。

2、配网支线故障率大于主干线故障率。

主要是因为经过几年的农网改造、大修技改，配网线路主干线大多数已改造，设备装备技术水平有所提高，改造后主干线的故障率明显比改造前减低。

而支线部分没有进行改造，线路老化、设备陈旧依然存在，故障几率自然偏高。

另一方面，特别是属于用户资产部分的支线，由于缺乏运维，线路故障发生的概率大增。

3、从引起跳闸的设备来看，主要有避雷器、导线、绝缘子、断路器、变压器、电缆等设备。

其中避雷器、导线、绝缘子故障率占了整个故障的80%以上。

而避雷器是故障率最高的设备。

4、从发生时间看，故障多集中在5-8月，这是由于XX自身气候特点所形成，5月份开始进入雨季，雷击、大风等自然灾害对配网造成的破坏在加大。

5、故障原因不明占有较大的比重，主要原因：

一是由于35kV新庄变、35kV温泉变的10kV线路保护装置问题，35kV新庄变线路保护重合闸功能不能正常启动；35kV温泉变线路保护无重合闸功能。

线路有时可能发生瞬时性故障跳闸，经试送成功后，供电所没有去查线。

二是重合闸动作不成功，供电所经查线没有找出故障点，这依情况所占比率较少。

三是存在交叉管理的线路，各供电所在自己管辖范围内查完后，没有将故障信息上报。

根据统计配网线路故障停电前十条线路有10kV龙核线、南阳线、国营矿线、河东矿线、荣哲线、师目线、温泉线、城西线、果子山线、嘎佐线。

以上的10kV龙核线、国营矿线、河东矿线、果子山线、荣哲线线路具有它的共同特点：

一是线路覆盖区域、延伸区域宽，分支线多，线路分段开关少。

二是线路都带有煤矿用户，交叉跨越多。

三是线路都经过高山，林区（经济林）。

线路故障多集中在断线、树障、避雷器、变压器故障上。

师目线主要是由线路分支线的树障引起，线路廊道与树木安全距离不够、避雷器击穿等造成。

主干线已经农网改造，故障少。

温泉线主要是设备故障（变压器故障烧毁、跌落保险烧坏、避雷器和绝缘子击穿）跳闸。

城西线主要是因为沙包岩煤矿和仙人洞煤矿、T55支线路的满家湾和碳山坪煤矿线路引起，跳闸主要集中在树障、设备事故。

二、存在的问题

通过对基层供电所线路运维现状的了解和现场查看，公司的配网线路在勘测设计、施工及运维方面存在以下的问题：

配网规划设计方面。

一是在农网改造、大修技改过程中一些设计单位勘查设计不到位，所定线路走向不合理，有的是沿原通道改造，原通道就存在通道问题，如没有避开经济林区，交叉跨越多，跨建筑物多等，部分线路因地形限制，跨越档距过大（没有很好的处理措施）；有的是新架线路，设计人员没有详细的到每个点进行测量和收集相关周边资料，简单用GPS定位后做设计。

设计过程中存在套用图纸，特备是对线路杆塔型号的选择上，没有具体认真的去做设计，最终给运行带来隐患。

二是在设计上不负责任。

如柱上真空断路器的设计安装上存在缺陷，不做防雷接地，只有断路器安装在杆塔上，突出反映是2009-2012年的农网改造项目在10kV良马线、新二线、碳山坪线、南阳线等线路上安装的分段断路器运行过程中被雷击损坏的最多。

在安装位置的选择上，只考虑靠路边近的杆塔，方便运维而没有考虑该点的接地情况，实际上出现了土壤电阻率偏高，接地网按图施工后的接地电阻达不到要求。

还有在杆塔设计上该用耐张杆的地方用成直线杆，该用双瓷横担的线路，用成单瓷横担等等。

施工质量与技术方面。

一是一些运行中的杆塔基础不够夯实，应装设拉线的电杆没有拉线或是拉线松弛不起作用，受外界影响后导致杆基下沉、土壤松软（经雨水冲刷或浸泡），最终电杆倾斜很容易引起线路故障。

二是线路施工中存在有引线、线夹、刀闸连接处不够牢固，运行一段时间后，将会烧损引发线路故障。

三是10kV配电台区避雷器、高压跌落式保险质量较低或运行时间较长未能及时进行校验或更换，易被击穿后形成线路停电事故。

四是施工工艺不规范，没有按照《云南电网公司10kV及以下农网工程施工工艺质量控制规范（试行）》的标准施工。

突出表现在台区绝缘化和设备接地引下线的连接上。

五是在新设备投运上，验收把关不严。

具体表现在业扩报装上，特别是用户设备投产前，相关一次设备的交接试验没有完成就投产。

六是针对氧化锌避雷器而言，电网内还大量存在运行时间到检验周期而没有定检或更换的避雷器。

管理运维方面。

目前供电所运行维护现状：

一是配电班员工对线路的运行维护时间不足，巡视检查不能到位，线路巡视时只针对公司产权范围内的线路巡视，对用户资产范围的线路基本没有开展巡视，只是在停电后查线故障时发现问题才告知用户，而且对配网的运行规程执行不到位。

二是供电所员工业务技术水平不足，运行经验不够丰富，在日常的巡视和维护当中抓不住主要环节，查不出线路缺陷和事故隐患，大修技改申报时报不出项目。

集中表现在对设备的性能结构、安装要求不了解，相关检测工具不会使用，测量方法没掌握，评经验做事。

三是大家都忙于做资料应付检查，实际上没有人去认真梳理和总结故障原因，系统的去思考如何解决，结果疲于应付各种问题。

四是由于有应急抢修的施工单位，出了事故都是外请施工队处理，太依靠外部力量，自己不动手，加上心理上怕出安全事故，怕担责任，所有的事都是在请外单位做，无形当中我们员工自己的业务技能荒废。

五是在配网管辖界面没有完全划分开前，交叉管理的线路在查找故障上几个供电所之间有推诿扯皮的现象。

三、配电线路故障原因分析

1、导线断线故障

导线断线故障原因有：

1、原设计投运的少部分铝绞（LJ-）系列导线，运行时易断线的；如10kV白姑河I回线、荣哲线、果子山线的分支线就存在铝绞线。

2、施工工艺不标准，导线与绝缘子的绑扎处、引流绑扎处扎线脱落，造成引流断或烧断导线故障的。

如10kV龙务线因绑扎线脱落，断线发生山火，造成接地停运；3、因各类交跨距离不够，放电烧断导线的。

这类多发生在导线与通信光缆悬挂的钢丝之间。

4、雷击导致断线的，这种情况发生最多，不论是裸导线还是绝缘线，多发生在遭雷击时导线在绝缘子处与横担发生放电。

5、风偏时导线相间发生放电的，在110kV变电站出线的10kV线路因短路电流过大易发生断线。

2、变压器故障

变压器故障原因有：

1、雷击损坏变压器，这种情况发生最多。

主要原因10kV和400V避雷器、接地电阻不合格，避雷器及接地引下线存在接触不良、截面过小等问题雷击时残压过高，造成过电压使变压器绝缘击穿而致烧毁。

2、变压器低压侧短路。

此类问题多发生在用户，由于运行管理不善用户的低压电缆或设备故障后，造成变压器烧毁。

3、小动物引起的变压器故障，这类问题发生在没有绝缘化改造的变压器上，公司系统内的配变已逐步绝缘化改造，而用户侧还存在大量的变压器没有实现绝缘化。

4、变压器桩头故障，这类问题主要是低压出线三相电流不平衡，个别相负荷偏大，加上设备线夹与变压器桩头接触不良，发热氧化后接触电阻增大，最终发生桩头和导电杆烧毁。

3、避雷器故障

避雷器故障主要有：

（1）外因：

一是接地网不合格。

接地装置年久失修，地下连接部位锈蚀、断裂，使接地电阻值达不到要求，泄流能力低，雷击电流不能快速流入大地，残压高。

此类问题在公司设备和用户设备上都存在，用户方面接地网从安装后几乎没有开挖和检测，公司管辖的设备接地网虽然每年都要求检测，但是在有的台区被水泥地面覆盖无法检测，开挖检修更难。

二是避雷器安装不规范，引流线存在缠绕，接地端导线不用线鼻子或是设备线夹，导线与螺栓连接导致接触不良。

三是对避雷器的重要性认识不足，基本上没有进行规定的预试定检或轮换，造成耐压能力、泄流能力不合格的避雷器带病运行，仅凭外观是不能判断其好坏，直到损坏。

（2）内因，从技术角度讲有几种情况:

一是

生产厂家制造工艺不过关，密封不严。

氧化锌避雷器密封老化情况，主要是生产厂采用的密封技术欠完善，采用的密封材料抗老化性能不稳定，密封材料在制造过程中浇注不均匀，长期运行电压下易出现径向电位差。

二是抗老化、抗冲击性能差。

在氧化锌避雷器产品全寿命的中后期，阀片劣化造成阻性电流上升，有功功率增大，长期的热效应显著增加，避雷器内部气体压力和温度急剧增高，引起氧化锌避雷器本体击穿。

三是受潮。

避雷器的两端密封不严，内外温度相差较大时，使潮气或水分浸入，加速了阀片的劣化，造成内部绝缘降低而引起损坏。

4、绝缘子故障

绝缘子在我们配网线路中常用的是：

针式绝缘子、悬式绝缘子、瓷横担这几种。

发生故障最多的是针式绝缘子和悬式绝缘子。

主要以下原因：

一是绝缘子质量不过关（绝缘子材质低劣或制造上的缺陷）或存在隐患运行。

而10kV线路一般没有避雷线，线路直击雷或感应雷过电压就会在线路设施薄弱之处寻找出路，电流经导体与大地之间击穿绝缘子造成损害。

二是污闪事故。

污闪事故是指积聚在线路绝缘子表面上，具有导电性能的污秽物质，在潮湿天气下，受潮后使绝缘子的绝缘水平大大降低，在正常运行下发生的闪络事故。

这类情况经常在煤矿企业的用电设备或线路所经污秽较重的地方出现，遇到雷雨天气，绝缘子发生放电后烧断导线或是绝缘子击穿。

三是从瓷绝缘子的材料组成上看，他是由钢帽、瓷伞、和钢脚组成，并用水泥胶合剂胶粘一起，但瓷绝缘子随着运行年限的增加，其绝缘性能会逐渐的下降，绝缘子劣化，出现低值、零值绝缘子。

平常线路巡视时不易发现，所以在没有打雷下雨的天气下也会发生线路接地故障，在我们的分支线上就存在15年以上的线路，发生故障频率也较高。

四是瓷横担，因为他的爬电距离较大，在线路中引用广泛，主要用在直线杆上，引起故障的主要因素是抗拉强度下降后，在大档距内遇到风偏或是树木倒在线路上时瓷横担发生断裂。

5、断路器故障

公司系统内（包括用户）使用的柱上断路器有主要有ZW32-12G/630、ZW8-12G/630两种型号的真空短路器，从荣将仓库故障断路器解体后来看，几乎全部都是由于灭弧室或是真空泡绝缘击穿与外壳放电造成损坏。

通过调查了解和现场查看发生断路器损害的直接原因是雷击，而往往被雷击坏的断路器都没有做防雷和接地，即使有接地网的断路器，但安装位置的杆塔处于山石地段，只有表层浅土，下面全是石头，接地网的接地电阻达不到要求，也就起不到防雷的效果。

从结构上看真空断路器内部灭弧室相间有绝缘隔板，通过密封胶圈密封，但长期在户外运行，风吹雨淋，密封胶圈有老化的情况，形成密封不严，雨季时空气湿度大，灭弧室可能受潮，绝缘下降，雷击时发生相间短路或是绝缘击穿，造成断路器损毁。

另外一种情况是操作机构发生故障，但比率较小，此类故障多是由于操作不当引起。

以上两种断路器都是手动储能，弹簧操作机构，带隔离刀闸。

而且隔离刀闸操作机构和断路器合闸机构之间带有机械闭锁。

有些运行人员不清楚该机构，操作错误，生拉硬扯，造成机构损坏，最常见的是合不上闸。

6、树障

树障是引起线路跳闸的一个重要原因，尤其在大风大雨天气情况下，造成线路跳闸时有发生。

一是公司的10kV线路绝缘化率很低，绝大多数是裸导线。

二是线路经过的区域存在经济林木，如竹子、松树、桉树、核桃等，特别是竹子和桉树生长速度快，老百姓在线路下或周边大量种植。

三是

清理树障的难度大、难砍伐、难修剪、与树主矛盾大，随清随种，这里涉及到许多法律层面的问题。

四是对电力设施保护的宣传力度还不够。

五是存在供电所对能清理的树木没有及时清理，或是清理的力度不够。

7、外力破坏

虽然只发生了1起，车辆挂断花锰线AC相导线后，搭在花冶线上引起跳闸。

这个问题不能忽视，我们有大量的线路杆塔位于公路边，发生车辆撞断杆塔的几率很大。

四、今后的工作重点及建议

（一）运维管理方面

1、建议对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器、真空断路器等设备，定期进行试验、检查，及时处理设备缺陷，提高运行水平。

2、建议在配电线路上加装真空断路器，缩小故障范围，减少停电面积和停电时间，有利于快速查找故障。

特别是线路长、分支多、用户反映停电多的线路。

重点在故障停电次数前10位的线路。

3、根据今后县级公司的管理模式建议利用各种资金加大对配网建设改造力度。

第一方面要在现有的网架基础（包括农网新建线路）上做优化调整，该合并的合并，该分流的分流，目的让网架清晰，不凌乱，便于运行管理。

第二方面重点要实现“手拉手”的环网供电，不仅是实现变电站之间的联络，还要实现在同一变电站出线不同线路之间的联络转供，以提高配网运行方式的灵活性，目前我们公司的一些线路已经具备条件，只要做一点投入就可实现。

第三方面要在配网的分支线上加大改造、修理力度，主干线已改造的重点要放在故障率高、线路老化、安全隐患大的分支线上。

4、要求供电所要有计划性地对线路、设备进行巡视，定期开展负荷监测、设备测温。

特别是重要的供电线路、经济效益好的线路，社会关注度高的线路，在负荷高峰期，密切注意线路、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，造成停电。

5、针对供电所员工在配电运维方面业务技能不足、专业知识不够的问题，职能部门应有针对性的开展培训。

建议培训的内容要实用，不是为了应付培训任务而做，每次培训的内容不要太多，最好是针对他们现场工作中遇到的问题。

培训的方式上可以灵活多样，不是非要到公司来集中统一培训。

在现场能给他们正确的解答，是最容易接受的方式。

6、绩效考核上。

在供电所内部应签订管理责任书，将运维的线路、台区分解到人，落实到人。

不然现在虽然已分成3大班组，但实际运作下来的效果不是很好，还有吃大锅饭的现象，员工抱怨多，这个问题今后必须解决。

考核的目的就是要做到故障原因未查到不放过，故障不彻底排除不放过，把线路跳闸次数、跳闸停电时间与责任人的经济效益相挂钩考核，促使员工努力干好工作。

7、在用户的管理上，供电所检查人员要加大对用户设备检查力度，多与客户沟通，规范电力客户的管理程序，及时下发客户设备隐患整改通知书。

督促客户开展设备整改工作，努力协助、督促客户及时对电力设备进行维护，阐述清楚设备故障对自身带来的危害，培养客户安全用电的意识。

这里需要注意的是方式方法和态度的问题。

（二）针对自然灾害采取的反事故措施

1、提高绝缘子的耐雷水平，特别是针式绝缘子的耐雷水平。

根据近几年来的运行经验，耐张点的悬式绝缘子在雷击时极少发生闪络故障，故障发生点集中在针式绝缘子上，更换、安装耐压等级高的绝缘子，在受雷害严重的线路上适当采用20kV电压等级的绝缘子或是采用可调间隙保护装置，提高线路的防雷能力。

2、安装线路避雷器则是一个经济、简单、有效的措施。

在线路较长易受雷击的线路上装设脱扣型金属氧化物避雷器或防雷金具，以及在柱上真空断路器两侧、变压器高低压侧装设相应电压等级的脱扣型避雷器，减少雷击对设备的损坏。

建议逐步将系统内非脱扣型避雷器更换为脱扣型避雷器。

3、定期检测接地网，在雨季来临之前，要认真检查线路、台区的避雷装置，及时校验和更换不符合运行要求的避雷器。

检查、整改接地装置，严格定期测试接地电阻，保证线路接地电阻值不大于10Ω。

4、对个别档距较大的线路，在雨季来临前，应及时检查线路驰度及风偏，采取一定的有效防风措施，如加杆减小档距、裸导线更换为绝缘线、加大相间距离、适当收紧线等。

5、对受外界环境影响造成一些杆塔的基础下沉或土壤松弛的状况，应及时填土夯实，对一些在10kV线路中起主要作用的杆塔（尤其农网），如果是地势较低，容易积水或易受洪水冲刷的，有必要在杆基处筑防护提。

6、对于低温雨雪天气我们要重视，特别是高海拔地区的线路，典型的是10kV白姑河I\II回线、10kV龙务线已经连续2年发生雪灾事故，有必要对线路老化，导线线径小、无钢芯的支线进行改造或更换，减小档距等措施。

7、要重视天气预报，时刻关注天气，多与当地的气象部门了解，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。

8、要提高配网施工检修的工艺。

检修人员、验收人员必须按照标准、作业指导书的要求开展工作。

（三）树障防控

1、大力加强农村安全用电和电力设施保护宣传活动，让老百姓知道在电力设施周围种植树木、高杆植物将危机人身安全和可靠供电，同时杜绝老百姓砍伐超高树木造成压断导线的事故。

2、积极了解地方政府的相关部门和树主，协调配合砍伐配网线路通道内树木。

做好安全措施进行砍伐或修剪树枝，严防树木断落砸断、搭接引起的线路跳闸。

（五）防止外力破坏

1、按照配网线路有关规定，扎实开展配网线路电杆、拉线与道路不符合安全要求缺陷的专项排查治理工作。

消除安全隐患，减少机动车辆碰撞电杆、拉线引发的线路跳闸。

2、加大电力保护的宣传力度，增强居民用电保护用电的意识，密切关注地方各种建设对电力设施的影响。

及时发现存在的隐患及时采取控制措施，防止外力破坏危机电力设施的安全运行。

重点关注地方建设对配网线路影响，严防车辆撞杆、车辆挂断导线、车辆碰断拉线等外力破坏影响电力设施的安全运行。

3、关注电力线路通道内各类安全警示标准，对主要路口、路边的电杆进行砌护或粘贴醒目标志，确保电力架空线路，电力电缆线路保护范围设置足够鲜明的标识，对所属电力架空线路，电力电缆线路进行全面检查，对标识牌不清、不足、甚至没有的立即进行补充完整。

五、其他需要关注的问题

1、没有发生故障跳闸的线路，并不代表他的运行工况较好，实际上风险更大。

如电缆线路：

10kV城中线、河滨线、城南线，城区主干线路，其电缆线路占大多数，电缆一旦发生故障停电，它的负面影响是非常大的，特别担心的是电缆出问题后查找的时间可能很长，关键是没有相关的电缆故障检测仪器来判断具体的故障位置。

2、110kV变电站的10kV出线CT问题。

随着电网规模的不断扩大，在110kV荣将变、110kV花椒坪变10kV母线上的短路电流越来越大，这两个站存在出线CT变比偏小的线路，一旦在离变电站较近的地方发生相间短路，将造成CT饱和，其结果是保护CT绕组输出的电流不准确，发生保护越级跳闸的事故，近两年来已发生了3起，这个问题需要解决。

3、线路上使用的设备线夹。

以前在T接处或是跳线处多使用的是并沟线夹，但现在越来越出现问题，按要求要逐步淘汰，使用C型线夹，更换的量非常大，今后需要逐步更换。