第三季度：10kV配网线路跳闸调研报告

1XX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%。2（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33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4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5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，6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7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。8三、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9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10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