QC降低10KV配电线路跳闸次数.docx

1、QC降低10KV配电线路跳闸次数降低10KV配电线路的跳闸次数-崔坝供电所QC小组1小组情况项目分工姓 名性 别年 龄文化程度职务工种原创侯继武男27本科副所长组长成 员贺德发男48初中技术专责 10KV配网是供电企业生产销售环节的重要组成部分，它的安全经济运行直接关系到用户和供电企业的切身利益。10KV配电线路异常跳闸反应出设备不健康的运行状况。10KV配电线路频繁的跳闸既影响到用户的正常生产、生活，造成不良的社会影响，又加大了巡线人员的劳动强度，增加了供电企业的人工成本，降低了供电企业的供电可靠性，从而影响到公司各项生产、经营指标的完成。2010年初公司给崔坝供电所下达的10KV配电线路年

2、度跳闸控制目标为15次，截止2010年底，全所10KV配电线路累计跳闸14次，虽然较好的完成了全年的控制目标，但统计数据显示在供电所管辖的5条10KV配电线路中，仅崔坝供电所所管辖的崔108斑竹园、崔109公龙线2条10KV配电线路全年累计跳闸次数高达10次，占到整个全所2010年累计跳闸次数的71.43%。本小组决定把这2条10KV配电线路作为“目标线路”，把“降低目标线路的跳闸次数”作为今年QC活动的课题。本小组以2010年崔坝供电所10KV线路跳闸报表为统计依据，得出统计图表如下。由表3-1和图3-3可见，2010年目标线路2跳闸次数占到全所10KV线路跳闸次数的比率高达71.43%，是

3、影响我所10KV线路跳闸指标的重要因素。表3-1 2010年目标线路跳闸次数统计表 图3-2 2010年目标线路跳闸次数与全所跳闸次数对照图表3-3 2010年目标线路跳闸原因及保护动作统计表图3-4 2010年目标线路跳闸原因及保护动作分析图图3-5 2010年目标线路跳闸原因排列图由表3-3、图3-4和图3-5可见，影响目标线路跳闸次数多的最大因素是雷击、树障和台区故障。三、活动目标本次QC活动目标：把目标线路的跳闸次数从2010年累计10次下降到2011累计4次（图3-1）。图4-1 QC活动目标图制定目标的依据：2010年供电公司按9次/百公里年的计算标准，计划将目标线路总跳闸次数控制

4、为14次/年（表4-1）。但2010年目标线路累计跳闸已达到10次，为了完成2011全年的指标值，预计2011年可将目标线路的跳闸次数控制在4次/年，从而将百公里年的跳闸次数降至4次，达到并优于公司的考核标准。序号线 路 名 称线 路 长 度（KM）2010年度计划跳闸控制次数1公龙线35.66842中村线34.14533斑竹园线37.01744姚湾河线18.2042小计125.03414表3-1 2007年*供电公司10KV配电线路跳闸控制次数分解表(部分)四、要因分析图5-1 引发目标线路跳闸次数多的因果关系图为了尽快的查找到目标线路跳闸次数居高不下的原因，QC活动小组在生产副总的大力支持

5、下，发动机关部室和供电所人员，于2011年6月下旬，对目标线路进行了一次为期5天的全面巡查。根据巡查情况绘制因果关系图如上（图5-1）通过到气象局查阅资料汇制出*市雷区分布示意图如下（图4-2），目标线路的地理位置刚好为于雷区。图4-2 *市雷区分布示意图全体组员对各末端原因进行集中讨论和分析，一致通过以下几个末端原因为要因。1.雷区、龙卷风多发区2.10KV线路设计缺陷 3.避雷器和接地装置不规范4. 熔断器不规范5. 低压出线不规范6、 巡视不力五、制定对策针对以上六大要因，制定了对策表（表5-1）。序号要 因现 状 调 查目 标措 施执行人完成时间1雷区、龙卷风多发区新河线部分悬瓷瓶有雷

6、击放电痕迹，新湖线、红卫线低值瓷瓶较多，部分台区10KV避雷器有雷击放电痕迹。且龙卷风易引起倒杆断线灾害。加大设备的绝缘强度更换低值瓷瓶，拉加防雷设施。*2007-7-30210KV线路设计缺陷红庙线与新河线057#-062#同杆架设,测得上下层横担间距0.6米,低于标准值0.8米的要求。杆塔刚好位于河堤，鸟害引起线路跳闸时有发生。同杆线路横担之间的最小距离大于0.8米变更设计方案。更换直线横担12根。安装驱鸟器。*2007-7-153避雷器和接地装置不规范部分台区10KV避雷器接地不规范。部分台区低压配电柜（箱）无低压避雷器或低压避雷器接地不规范。避雷器和接地装置未定期测试。避雷器和接地装置

7、安装规范且定期进行测试加强避雷器和接地装置的管理，定期进行避雷器试验和接地电阻摇测。*2007-7-204熔断器不规范部分台区10KV熔断器用铝丝代替。部分台区10KV熔断器和低压熔断器未按标准配置。按配变的容量配置按标准配置和安装高低压熔断器。*2007-7-105低压出线不规范部分台区低压出线无任何保护，采用直通方式。所有低压出线设置过流和漏电保护加装配电柜（箱）及低压出线保护装置*2007-7-156巡视不力部分高、低压线路有树障。部分台区爬藤已接近10KV避雷器和穿墙套管，甚至伸进台区高压室。部分杆塔爬藤顺拉线已接近导线。部分变压器严重缺油。目标线路零树障，无爬藤。变压器油位正常对目标

8、线路进行一次彻底的清障。对所有配变油位进行一次全面检查。*2007-7-5表5-1 要因对策表六、对策实施对策一：目标线路位于雷区，加之“避雷器和接地装置不规范”加大了雷击跳闸的几率。针对这一现状，我们投入了19200元，更换了新湖主线、线卫主线和新河线600片低值和零值瓷瓶。投入了15300元更换了部分10KV避雷器及低压避雷器，并规范了所有避雷器的接地，所有接地装置均达到了“三位一体”的接地规范。同时开展了为期一个月的接地电阻摇测，对不合格的接地装置进行了更换。以上措施大大提高了设备的绝缘水平和防雷能力。对策二：“10KV线路设计缺陷”是鸟害频发的主要因素。针对这一现状，我们对红庙线与新河

9、线同杆架设的058#-061#杆进行重新设计，投入了5250元更换了横担12根，使同杆线路横担之间的最小距离达到规程的要求，同时在鸟害频发地段安装了5台风能驱鸟器。对策三：“熔断器不规范”、“低压出线不规范”、“巡视不力”直接导致台区故障引发10KV配电线路跳闸。针对这一现状，我们投入了7800元对所有配置不合理的10KV熔断器和低压熔断器进行了更换。投入了3100元对台区10KV下火线进行改造，更换为绝缘线。投入了25600元对低压出线“直通式”的台区进行了改造，增加了配电柜（箱）和保护装置。针对树障和爬藤引发的安全隐患，我们于7月上旬组织供电所人员，开展了一次为期10天的“全面清障”活动，

10、清除树障385棵，消灭了所有设备上的爬藤，对35台缺油配变补充了变压器油。同时我们还修改完善了设备巡视制度，加大了对巡视人员的考核力度。七、效果检查2007年7月实施了“要因对策”后，线路跳闸次数得到了较好的控制。2007年下半年目标线路的跳闸统计表（表7-1）及2007年目标线路跳闸次数占全公司10KV线路跳闸次数比率的分月对比图（图7-1）如下。表7-1 2007年下半年目标线路跳闸次数统计表图7-1 2007年目标线路占全公司10KV线路跳闸次数比率分月对比图由表7-1和图7-1可见，QC活动后目标线路跳闸次数占全公司10KV线路跳闸次数的比率明显降低（剔除11月份外力破坏因素的影响），

11、目标线路累计跳闸次数占全公司10KV线路累计跳闸次数的比率从上半年的21.74%下降到下半年的7.27%，下降了14.47个百分点，目标线路的跳闸次数也由上半年累计10次下降到下半年累计4次。图7-2 2007年上半年和下半年目标线路跳闸原因对比图 由图7-2可见，QC活动后目标线路因雷击、鸟害和台区故障引起跳闸的次数明显减少。 图7-3 QC效果对比图由图7-3可见，正因为本次QC活动运用了科学的活动方法，从众多“末端原因”中找到了真正的“要因”， 然后进行了深入的“要因分析”，制定了正确的“要因对策”，最后通过扎实的“对策实施”取得了QC活动的预期效果。效益分析在经济效益方面：1、QC活动

12、后，目标线路的跳闸次数大幅减少，刘格供电营业所的供电可靠性由上半年累计值99.4522提升到下半年累计值99.7754。根据供电可靠性同比计算，目标线路少损电量3.35万KWH，增收1.54万元。2、大大减少了巡线人员的劳动强度，同比降低供电企业的人工成本2124元。3、避免了因频繁跳闸导致用户生产中断或原料报废而引发的理赔纠纷。在社会效益方面：1、供电企业在广大电力客户中树立了优质服务的良好形象。2、维护了社会正常的用电秩序和良好用电环境。八、巩固措施1、今后还要进一步加大对雷区的数据统计和分析，对雷击多发点考虑加装放电间隙和避雷器。2、加强10KV避雷器和接地装置的管理，在雷雨季节前安排计

13、划对10KV避雷器和接地电阻进行测试。同时，低压避雷器的管理也不容忽视，它对设备防雷也起到至关重要的作用，所有配电柜（箱）的低压避雷器均要正确投入，纳入管理的范围。3、采用技术手段防止鸟害。鸟类活动引起线路相间短路跳闸，鸟巢和鸟粪也有可能导致绝缘子绝缘下降而引起线路接地和跳闸。4、加强台区设备巡视管理，避免台区管理员因责任不清而对设备隐患视而不见现象的发生。5、对其它“非要因”的末端原因也要进一步的分析并制定相应的措施，努力把10KV配电线路的跳闸次数降到最低。九、活动体会QC活动激发了广大职工参加企业管理、改进设备运行质量的积极性和创造性，为2008年我公司全面开展“安全生产精细化管理年”打下了坚实的基础。