输配电及用电工程线路

第一篇：输配电及用电工程线路

输配电及用电工程专业技术报告

线路型金属氧化物避雷器在10kV线路上的应

用与效果

审 定：

(技术负责人，高级工程师) 审 核：

(设计室主任，工

程

师) 编 制：

(设计室科员，助理工程师)

安达供电有限责任公司

2016年11月

一、问题的提出

高压输电线路故障跳闸的一个重要原因是雷击故障。安达电网1998～2001年10kV及以上线路故障跳闸统计表明，雷击故障跳闸达到了50%～60%。减少送电线路的雷击故障跳闸已成为送电线路安全运行的一个突出问题，是技术部门一项十分重要的任务。

分析1997年来的安达电网雷击跳闸记录，发现雷击跳闸率最高的是10kV安-庆线和安-学线，仅199

8、1999两年跳闸就达14次，其中安-庆线8次，安-学线6次，占同期整个安达电网10kV及以上送电线路雷击跳闸的43.8%，对电网的安全运行造成了严重影响。如何减少这两条线路的雷击跳闸，成为一个焦点问题。

10 kV安学线长30.3km，拉线塔和自立塔混合使用，共89基，其中70%为山地，全线采用双避雷线，直线塔采用XSH-10/70型合成绝缘子，耐张塔8片XWP2-7防污绝缘子。

10 kV安庆线长52.2km，拉线塔和自立塔混合使用，共156基，85%为山地，全线采用双避雷线，直线塔采用7片XWP-

7、XWP-10和8片LXP-7绝缘子，耐张塔8～9片LXP-7，8片XWP-7和9片XWP-10绝缘子。

安学线和安庆线均处于安达县东南片的丘陵山地，属Ⅱ-Ⅲ级污秽区。两线路投运以来，由于路径地形地貌和当地气象条件较为恶劣，雷击故障一直来较多。为降低线路雷击跳闸率，在1998年前已经采取了

降低接地电阻，安装防雷多针系统等措施。从两线路的接地电阻测试情况看，除个别杆塔外均符合设计和规程要求，但雷击故障仍然频发，装有多针装置的杆塔仍遭雷击。因此，借鉴省内外同行部门的成功经验，考虑在这两条高雷击跳闸率的10kV路线上应用线路型金属氧化物避雷器(ZnO)作为线路的防雷措施。

二、线路型避雷器的基本原理、产品种类及应用情况

1、基本原理

用于送电线路防雷的避雷器并联于线路绝缘子串旁，通过保护绝缘子串，提高线路的耐雷水平，降低雷击跳闸率，达到防雷目的。线路型避雷器分为带串联间隙和无串联间隙两种结构类型。

带串联间隙型避雷器与导线通过空气间隙来连接，间隙击穿电压低于绝缘子串的闪络电压，正常时避雷器处于“休息”状态，不承受工频电压的作用，只在一定幅值的雷电过电压作用下串联间隙动作后避雷器本体才处于工作状态，因此具有电阻片的荷电率较高，雷电冲击残压降低，可靠性较高，运行寿命较长等特点。无串联间隙型避雷器直接与导线连接，利用避雷器电阻的非线性特性保护绝缘子串，与带串联间隙型相比具有吸收冲击能量可靠，无放电延时的优点。同时，为防止避雷器本身故障时影响线路正常运行，无间隙避雷器一般装有故障脱落装置。

2、产品种类

一般ZnO避雷器的典型结构有两种：一为支柱式，另一为GIS型(罐式结构)。支柱式ZnO避雷器可单独装设使用，而罐式结构装于GIS内。支柱式的外壳经历了瓷绝缘——EPDM(三元乙丙胶)——硅橡胶。罐式尺

寸的减少有助于缩小GIS。

2.1支柱式ZnO避雷器

自从80年代末和90年代初以来，ZnO避雷器的使用和被用户普遍认可，大大减少了电力系统的保护问题。在初期的结构中，ZnO元件装在瓷套内，而且端部封装一胶要用O型密封圈加以密封。随着时间的推移，特别在恶劣的环境中，密封圈容易劣化而让潮气侵入。80年代，聚合物壳体避雷器问世，英国Bowthorpe EMP公司制造出一整个系列聚合物壳体避雷器，电压直到400kV。在设计时，ZnO元件柱的表面被玻纤增强的树脂均匀地包封。这种结构无气孔，机械强度高，而且在ZnO柱的表面形成均匀的介电强度。这种壳体的材料为EPDM(三元乙丙胶)。它抗电痕，特别适用于污秽地区。继EPDM聚合物之后，出现了硅像胶壳体，硅橡胶壳体相比EPDM壳体，具有明显的优势，这特别表现在：

①硅橡胶的主化学键上不含碳氮化合物，使之具有高度抗表面污染力和防止碳化泄漏通道时的形成;

②硅原上了附着许多CH3使之具有疏水性，若表面沉积污秽层，硅能将它的疏水性转移到附着膜上，这就是说，低分子量的硅油能够从本体转移到表面，这就叫低浓度硅迁移;

③硅橡胶中硅氧键是一个很强的化学键，因之硅像股能受环境的影响诸如臭氧、紫外线辐射或温度极端波动。

④硅橡胶外壳在内部出现过压力时，它不会像瓷那样爆炸，并有碎片飞出，危及人身及设备安全，硅橡胶仅形成小洞，将压力排出。

⑤硅像胶运输方便，安装容易。硅橡胶相比瓷绝缘减轻重量约50%，

减小长度25%。由于硅橡胶具有以上优异性能，越来越多的制造公司在避雷器上用硅橡胶取代瓷绝缘。如ABB公司目前提供的中压避雷器，80%为硅橡胶避雷器。

2.2罐式新型避雷器

将避雷器作成罐式结构，广泛地用于SF6封闭式组合电器(GIS)中。高电位梯度ZnO元件的使用，大大降低了避雷器的高度。普通ZnO元件避雷器高度为470mm，而高电位梯度ZnO元件避雷器高度仅为250mm。其高度约为普通式的一半，这有助于减小GIS的尺寸。采用高电位梯度ZnO元件，可使避雷器呈单柱式，而不需要柱间引线。这就减小了罐式避雷器的内部电感。高电位梯度ZnO元件的单个通讯能力亦好于普通的ZnO元件。

3、应用情况

国外如美国和日本从20世纪80年代开始将避雷器应用于送电线路上，取得良好效果。我国从90年代中后期开始在送电线路使用避雷器来提高耐雷水平，降低线路雷击跳闸率，如广东、四川等地的高压线路应用避雷器都取得较为理想的效果。理论和工程实验都表明安装线路避雷器作为送电线路的防雷措施是可行而且是有效的，但我县此前尚无10kV送电线路上应用线路型避雷器方面的运行经验。

两种型号的线路型ZnO避雷器在伏-安特性、暂态电压承受能力、耐污能力以及密封性能方面，能满足10kV线路的运行和防雷要求。而且，无间隙型避雷器的脱离装置其工频故障电流下的动作特性、耐受电流冲击和动作负载不动作能力均较好，能保证避雷器故障时不影响线路

的正常运行，实现免维护。

避雷器安装地点的选择，主要针对易雷击杆塔和区段。分析两条线路近年来查到的雷击故障点分布，发现雷击杆塔主要是两个区域。安学线集中在83～85号塔之间，故障点主要在左边相和中相，位于相邻的85号塔左相和中相也各有3次故障闪络。安庆线故障点分布相对较广，但7～21号塔区段故障占了一半以上，故障点主要在两边相绝缘子，中相绝缘子闪络较少，该易击区域的地形地貌特征为连续跨越多个山峰，跨越较大，最大一档达879m。为此，将此两个易雷击的区段作为线路避雷器的安装地段，并按故障点情况确定安装避雷器的杆塔。

安学线除83～85号塔外，相邻的8

2、86号塔耐雷水平也较低(见表3)，因此8

2、86号塔也考虑在两边相安装避雷器。安-庆线由于易击段范围较大，故考虑故障的

7、

8、

11、

12、

15、20、21号等7基杆塔安装避雷器，同时对位于顶峰两侧山腰，从地形地貌分析易遭雷击的

13、17号塔也予加装，两线路共确定14基杆塔安装线路避雷器。

考虑到安装费用及线路中相负角保护的特点，一般只在每基杆塔的两边相安装避雷器，结合雷击故障相别情况，安-学线83～85号以及安庆线8号地貌有可能为绕击雷，为防绕击在上述4基杆塔上每相均安装避雷器[1]。

为积累运行经验，视安装地点杆塔结构，分别使用带间隙和带脱离装置的无间隙避雷器。实际安装时安学线以带间隙型避雷器为主，安庆线以无间隙型避雷器为主，共安装线路ZnO避雷器32支，其中带间隙12相、无间隙20相。

线路避雷器的安装地点和类型见表2，安装分装用支架将避雷器外挑，带串联间隙型用支架将避雷器外挑并吊高后与绝缘子串并接。对杆塔的中相，直接用支架将避雷器固定在导线与杆塔之间，对耐张塔边相，采用将避雷器固定于横梁与跳线间方法。另外，线路避雷器的安装应充分考虑风速的影响，对支架结构按线路设计要求进行相应校核。

四、线路避雷器运行情况及效果

线路型ZnO避雷器自2000年6月起分批投入运行，从投入运行以来的情况看，运行情况良好，避雷器动作记录累计已达39次，防雷效果较为理想。安装线路避雷器以来，10kV安学线未发生雷击跳闸，线路避雷器已记录动作20次。10kV安庆线只在2001年7月21日发生一次雷击跳闸，雷击故障点为远离避雷器安装区域的86号杆，线路避雷器动作19次。线路避雷器的动作次数见表2。

在此期间，处于同一区域的10kV线路多次发生雷击跳闸，35 kV送电线路的雷击跳闸率仍较高。

参照DL/T620-1997标准的线路耐雷水平计算参数、方法，线路加装线路型避雷器前雷击杆塔时的耐雷水平计算数据见表3。

表中数据表明，安装避雷器前线路的总体耐雷水平是比较低的。安学线由于使用合成绝缘子、避雷线、塔型等因素，耐雷水平明显偏低。其中8

4、85号塔又因接地电阻较大，耐雷水平很低，致使在特定的地形地貌和气象环境下雷击闪络频发。安庆线的总体耐雷水平尚可，有的杆塔如

11、15号塔超过了100kA，线路雷击跳闸的主要原因应是地形地貌和当地气象条件较恶劣，雷电活动强烈的所致。如15号塔耐雷水

平已达169kA，但因其处于山顶的特殊地形地貌而仍遭雷击闪络。

安装避雷器后，线路的耐雷水平有了较大提高，一般地三相安装避雷器的耐雷水平将提高3～3.6倍，两边相安装的将提高1.6～2倍

[2]

。取三相安装避雷器的耐水平提高3倍，两边相安装避雷器的耐雷水平提高1.8倍，杆塔达到了100kA及以上的耐雷水平，大大提高了线路的防雷能力。

综合两条送电线路安装线路避雷器前后耐雷水平的比较、避雷器动作情况和线路的实际运行效果，可以看到通过应用线路避雷器，提高了线路的防雷水平，大幅降低了线路的雷击跳闸，收到了预期的理想效果。

五、结论

1、从安达电网两条10 kV线路的工程应用结果看，线路避雷器在10kV送电线路的实际应用效果是较为理想的，是一种有效的防雷措施。

2、由于价格成本问题，送电线路大量使用线路型ZnO避雷器的技术经济比较有待论证，但对雷击跳闸率较高的线路，根据地形地貌地质和气象情况，在易雷击段或雷击频繁的杆塔，使用避雷器来提高线路的耐雷水平，降低雷击跳闸率无论从技术上还是经济上都是完全可行的。

3、国产线路型避雷器的运行可靠性虽尚需长期的运行考验，但从两年的运行情况看，两种类型的线路型ZnO避雷器运行可靠。

4、由于线路型ZnO避雷器分有间隙和无间隙，在具体的选择上应注意避雷器与绝缘子串的绝缘配合问题，如合成绝缘子串与带串联间隙避雷器的配合裕度，即避雷器雷电冲击放电电压与绝缘子串U50%的配

合

5、10 kV送电线路应用避雷器取得的良好成效，为在其他高雷击跳闸率高压送电线路的推广使用积累了经验，将对降低送电线路的故障跳闸率，提高电网运行可靠性起到积极作用。

2016年11月

第二篇：配电设备及线路巡视

配电设备及线路巡视、维护、检查管理制度

架空配电线路的巡视工作，是为了掌握线路运行状况，以便及时发现设备缺陷和周围威胁线路安全运行的隐患，预防事故的发生，并为线路抢修提供依据。

一、巡视种类及巡视周期的规定

1.定期巡视：按一定周期进行巡视，目的是掌握线路的运行状况及沿线环境，并做好反外力损坏宣传工作。

2.特殊巡视：遇有重要政治活动、迎峰、大负荷、恶劣自然条件(如雨加雪、暴雨、大风、洪水等)，以及可能危及线路安全的建筑、挖沟、堆土、伐树等情况，对线路或重点地段进行的巡视。

3.夜间巡视：在线路高峰负荷或阴雾天气进行，检查导线接头接点有无发热打火绝缘子有无放电现象。

4.故障巡视：查明线路发生故障的地点和原因。

5.监察巡视：同配电网领导和技术人员进行，目的是了解线路及设备运行情况，鉴定设备缺陷，检查指导配电线路运行人员的工作。

6.巡视周期：

定期巡视： 0.4KV线路三个月至少一次; 特殊巡视：根据需要;夜间巡视：根据需要; 故障巡视：发生事故时;

监察巡视：重要线路和事故多发线路每年至少一次。

二、巡视内容

1.电杆是否倾斜、下沉、上拨;杆基周围土壤有无挖掘或沉陷。 2.杆塔有无裂缝、疏松、露筋、冻鼓，钢圈接头有无开裂、锈蚀、铁塔构件有无弯曲、锈蚀、丢失，螺丝有无松动。

3.电杆有无标号等明显标志;有无危及安全的鸟巢及萝藤类植物;有无被水淹、冲的可能;防洪设施有无损坏、坍塌。

4.横担、金具的巡视：横担有无锈蚀、歪斜、弯曲、断裂;金具有无锈蚀、变形，螺栓是否坚固，是否缺母。

5.绝缘子巡视：绝缘有无硬伤、裂纹、脏污、闪络;针式绝缘子绑线有无松断;瓶头有歪斜;瓶母有无松脱;有无弹簧垫片。悬式绝缘子与销子是否齐全劈开，有无断裂、脱落;瓷横担装设是否符合要求。

6.导线的巡视：导线有无断股、烧伤、背花;污秽地区导线有无腐蚀现象;各相弧垂是否一致，是否过紧，过松。导线接头有无过热变色、烧熔、锈蚀，铜铝导线接头有无过渡线夹(特别是低压零线接头);并沟线夹弹簧垫圈是否齐全，螺母是否坚固;弓子线对相邻设备及对地距离是否符合要求。

7.绝缘线外皮有无鼓包变形、烧熔、磨损、龟裂;各相绝缘线弧垂是否一致，过紧、过松;绝缘护罩的引出线口是否向下，绝缘护罩扣是否紧密;弓子线是否符合最大摆动时对地不小于150MM，线间不小于20MM;沿线树枝有无乔蹭绝缘导线及绝缘护罩，变压器高压管绝缘护罩有无短缺、构脱、龟裂;导线有无卡脖现象。

8.新建线路投入运行一年后，进行第一次登杆检查，重点要查接头、接点，以后按裸铝线登杆检查周期的规定;污秽区周期视污秽程度而定。 9.登杆检查除进行常规检查外，凡有绝缘护罩的，均应打开检查接头是否烧熔、断股、过火、腐蚀松动，并对螺栓再次均匀坚固。

10.绝缘导线为非完全绝缘线，在带电运行状态下，采用绝缘工具方可触及;对事故中断落的绝缘导线，应视同断落的裸导线，采取防止行人接近的措施。

11.避雷器的巡视：瓷套管有无硬伤、裂纹、脏污、闪络;安装是否牢固;引线连接是否良好;上下压线有无开焊、脱落;接头有无锈蚀。

12.接地装置的巡视：接地引下线有无断股、损伤;接地线夹是否丢失，接头接触是否良好;线夹螺栓有无松动、锈蚀;接地极有无外露或严重腐蚀。

13.拉线、拉桩、戗杆的巡视：拉线有无锈蚀、松驰、断股;拉线棒、抱箍等有无变形和锈蚀;拉线、拉桩、戗杆有无偏斜、损坏，周围有无突起沉陷、缺土;水平拉线对地距离是否符合要求。

14.线路交叉跨越的巡视：配电线路与各电压等级电力线路的垂直交叉距离，在上方导线最大弧垂时，是否符合有关规程规定;与弱电线路的垂直距离，在最大弧垂时是否符合有关规程规定。

15.配电线路与被跨越的垂直距离，与房屋建筑物的水平距离，在最大弧垂时是否符合规程有关规定。

16.沿线环境的巡视：线路下方有无建筑工程、草垛、木材堆等易燃、易爆物品;配电线路及其周围有无被风刮起搭落在导线上的树枝、金属物、锡箔塑料布、风筝等。 17.有无危及线路安全运行的建筑脚手架、吊车、树木、烟囱、天线、旗杆等。

18.有无敷设管道、修桥筑路、挖沟修渠、平整土地、砍伐树木及在线路下方修房屋栽树、堆放土石等。

三、配电变压器巡视

1.变台架构巡视周期与线路巡视相同。 2.变台高度是否符合有关规程要求。

3.各种架构连接是否紧密，铁附件有无锈蚀和丢失，接地是否完好。 4.变压器运行情况是否良好。

5.油位、油色是否正常，有无漏油、异味、声音是否正常。 6.高低压套管是否清洁，有无硬伤、裂纹、闪络、接头触点有无过热、烧损、锈蚀。

7.高压瓷瓶引出线之间及对地距离是否符合有关规程要求。 8.熔断器、隔离开关、避雷器、绝缘子、杆号牌及其它标志是否完好。

9.变压器外壳是否接地，接地是否完好，变台有无倾斜、下沉。 10.变压器上有无搭金属丝、树枝、杂草等物，有无萝藤等附生物。 11.

一、二次熔丝容量。 12.二次电压测定记录。 13.接地电阻测定记录。 14.停运满1个月的变压器，在恢复送电前，应测量绝缘电阻，合格后方可运行;搁置或停运6个月以上的变压器，投入运行前应重做试验。

15.变压器电压、电流的测定。

16.变压器负荷电流测定和测定时间，应根据期负荷率的高低和负荷性质而定。

17.每季至少测定1次，负荷率在70%及以上时，每季应增加一次。 18.变压器负荷为农村排灌时，每年在变压器负荷高峰时间内至少测定1次。

19.变压器三相负荷应力求平衡，零线电流以不应超过额定电流的25%，超过时应调整负荷。

四、配电装置巡视

1.巡视配电箱、配电室等电气设备。

2.巡视时不得进行其他工作，不得越过遮栏;巡视检查设备必须思想集中，按巡视内容进行巡视;巡视后应填写巡视记录;发现问题时，填写缺陷记录单，按缺陷管理办法执行。

3.检查负荷电流值，各种仪表指示灯是否正常。

4.低压刀闸、开关有无闪络现象，操纵机构螺栓有无松动、脱落。并进行漏电保护器试跳。

5.电容器有无渗油、膨胀，表面温度是否正常，内部有无异常响声。 6.三相电流是否平衡，电压是否合格，电容器的端电是否正常。 7.各种熔丝是否熔断。 8.室内照明，室内通风及门窗是否完好，电缆沟有无积水，附属设施是否齐全，有无小动物活动的痕迹，设备是否整洁，环境卫生是否良好。

9.配电箱、配电室每月巡视1次，用电高峰期间应增加特巡。 10.巡视配电箱、配电室等设备时，必须随手将门锁好，以防小动物进入，造成事故。

11.遇有设备发生异常，在可能危及人身安全，造成设备损坏或发生火灾等紧急情况下，可不经请求进行倒闸操作，但事后必须立即向高度部门汇报，并做好记录。

五、各供电所巡视人员按期进行巡视检查，将巡查发现的异常情况填入巡视记录，并将缺陷填入缺陷传递卡，(传递至分公司营销部)以便及时安排检修和处理。

六、供电所责任范围：台区变台熔断器以下为供电所的维护权限。

第三篇：配电线路故障分析及预防措施

配电线路是电力系统的重要组成部分。配电线路点多、面广、线长，走径复杂，设备质量参差不齐，受气候、地理、环境的影响较大，又因直接连接客户端，供用电情况复杂，这些都直接或间接影响了配电线路的安全运行，造成设备故障率居高不下，故障原因也远比输电线路复杂。据统计，固原供电局管辖区域内有50条10kV配电线路参与故障跳闸考核，线路总长2310km，10kV配电线路在2006年发生故障跳闸共24次，达到0.01次/千米•年(0.48次/条•年)。通过对故障分析，试着找出配电线路故障客观规律，并提出预防措施。

1全年线路故障跳闸趋势

从图1中可知，在每年

5、6月份线路跳闸次数最多，而在

11、12月份故障跳闸没有发生。配电线路暴露在野外，极易受到外界因素，特别是气候因素的影响。4～8月份雷电天气较多，全年干旱、少雨、少雪，偶有大暴雨，属典型大陆性干旱气候，沙尘多，雨量小，昼夜温差大。气候变化的季节性特点，决定了配电线路故障的季节性也很明显。从每年跳闸情况看，在4～8月份之间，线路故障跳闸比较严重，与雷电天气关系较大。其他月份的平常天气，线路跳闸次数相对也比较少。近几年冬天是暖冬天气，

11、12月份气候相对较暖和、较稳定，因此设备运行也较稳定。从以上分析，说明10kV配电线路整体抗御自然灾害的能力还较低，即设备的安全系数较低。 2跳闸严重的配电线路

据统计全年故障次数较高的配电线路，年故障2次及以上的线路5条，跳闸总次数13次，占到全年总跳闸24次的54.1。说明10kV配电线路故障跳闸集中在个别几条线路上，而这几条线路中除北郊变电站111中山街线外，其他几条线路都没有经过彻底改造，线路状况较差，线路元件老化严重，线路的故障隐患一直得不到消除，只要发生系统设备故障，或受到气候、外力破坏等因素的影响，线路就发生跳闸，特别是气候发生突变时，线路跳闸就比较严重，也相对较集中。如彭阳变电站122红河线3次故障，发生在4～8月份之间，而且全部与雷电有关。因此，这几条线路在设备运行中，需多加强管理，加强消除缺陷，适时进行改造，进一步降低故障跳闸率。 310kV线路故障跳闸分析

10kV配电线路故障分类统计，见表1。

从表1看出，线路故障的主要原因是部分未改造线路中绝缘子老化严重，设备固有的隐患没有消除，在气候发生突变时，线路跳闸尤为严重。其次是户外电缆头受雷击现象严重，说明电缆头制作工艺存在问题，电缆头抵御雷电攻击的能力较差。另外，树障和用户设备故障也是造成线路故障的重要因素，以上原因造成的故障占到了整个线路故障的66.7。 4线路故障原因分析

4.1因线路设备自身缺陷造成线路故障 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，导线易混线等。这些都有可能引起线路故障，造成故障率居高不下。在运行方面，因零值、低值绝缘子得不到及时更换，容易造成接地故障。部分配电线路避雷器长期不作维护，防雷效果较差，容易造成线路接地或雷雨天引起雷电过电压事故。

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。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。 4.2因外部因素造成线路故障

树障是引起线路跳闸的一个重要原因，尤其在大风大雨天的动作跳闸，重合成功的，有可能就是树障引起的。树障清理一直是供电企业线路运行的一个难题，清理树障的难度主要是难砍伐、难修剪、与树主矛盾大，随清随种的现象比较严重。

用户设备故障引起的线路跳闸也比较多。长期以来，部分用户的设备得不到维护，设备老化、陈旧，绝缘状况差，容易发生故障，而这种故障往往会引起配电线路跳闸。

外力破坏是造成线路跳闸的又一主要因素。这种破坏主要来自村民私自操作变压器、盗窃分子在线路上盗窃电力设备或盗割电线，发生以上现象，有可能使裸金属直接搭接在运行的裸导线上，造成相间短路故障跳闸。车辆撞击电杆也是重要的外力破坏因素，电杆被撞后很容易引起线路跳闸，这种现象主要发生在市区、县城或集镇等人口密集地区，在这些地区电杆密度较大，车辆较多，电杆被撞的几率也较大。 异物导电也是引起线路跳闸的外部因素。当铁丝等被投掷到线路上，立即造成线路跳闸。 5预防措施 5.1强化运行管理

从运行角度考虑，运行人员要按运行规程要求，按时巡视设备，及时、准确提供设备缺陷，为检修试验提供依据，及时发现事故隐患，及时检修，从而降低线路故障率。从“严”“勤”“细”“熟”上下功夫。应加强绝缘子、避雷器、电缆的运行维护。按周期开展预防性试验工作，加大检修力度，及时消除设备缺陷，不留隐患。针对电缆头制作工艺差的问题，应加大电缆维护人员的技能培训力度，实行考核上岗。 5.2线路更新改造

应该抓住农网完善化工程的机会，对未改造线路进行彻底改造，更新线路设备，增强配电线路防御自然灾害的能力。目前，应针对线路跳闸较严重的几条线路，尽快列入计划，进行线路改造，使设备达到安全要求。对线路未装设分段断路器的，应尽快改造。 5.3加强树障清理工作，部分线段进行绝缘化改造

要进一步加大树障清理力度，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，减少线路故障跳闸。绝缘化改造应结合目前线路现状采用架空绝缘导线。 5.4加强用户设备监管

部分用户考虑到经济投入的问题，主观上不愿意对设备投资维护，使之在设备安全管理上存在一定程度的管理真空，因此，部分用户设备陈旧得不到维护。这种状况对配电线路的安全运行极为不利，供电企业应加强监管力度，督促用户对其设备进行维护或改造。要经常进行检查，向用户提出整改意见。对不具备运行条件的设备，建议用户退出运行，防止造成更大的损失。 5.5做好防外力破坏工作

配电线路外力破坏现象比较严重。应采取措施进行防范。

在线路杆塔上悬挂警告标识牌、书写宣传标语等，劝告不要攀登带电杆塔，不要打破线路绝缘子或在导线上扔铁丝类异物，不要在线路附近放风筝等。要加强对外力破坏和盗窃重灾区的防范工作。 有计划、有组织地散发宣传单、张贴宣传画、粉刷标语等，积极开展群众护线工作，确立群众护线员，对有功人员进行奖励。 针对违章建筑，从建设初期就应进行解释、劝阻。

逐年解决线路走廊内的清障工作。对盗窃电能或电力设施，造成比较严重的财产损失或引发重大事故的盗窃分子，通过公安系统立案侦破，切实打击盗窃分子的嚣张气焰。

和城建部门及山田建设部门取得联系，配合做好安全生产中的规划、设计、施工等工作，不留电力事故隐患。

配电线路故障成因复杂，使线路故障率较高，预防配电线路故障是一项长期、艰巨的任务，应通过实践不断总结、不断提高。认真分析研究造成配电线路故障的内因、外因，进而采取有效的防范措施，是确保配电线路安全运行的一项重要工作。配电线路故障跳闸和季节的变化有密切的联系，线路运行人员和安全管理人员应积极关注当地的气象预报。分析短期和历史气象资料，提前做好防范措施。对部分线路进行更新改造，提高线路运行、检修水平是降低配电线路故障跳闸的

第四篇：浅谈配电线路故障类型及防范措施

近年来，随着社会经济不断发展，产业结构不断优化，城乡经济步入快速发展，城乡建设不断扩大，居民生活水平明显提升，高效的电能在城乡经济和生活中需求面和需求量越来越大，用电量年年递增，这对城乡10KV配电网的安全可靠运行要求越来越高。10kV线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失，也影响广大城乡企业、单位的正常运行和居民的正常生活，而且在很大程度上也反映了供电企业的优质服务水平。根据配电网络的实际运行状况，对所发生的10kV配电运行事故进行分类分析，并结合配电运行事故，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，这也是供电企业需要深刻思考的问题。现就10kV配电线路故障类型分析及防范措施谈以下观点和体会与大家交流。

一、10KV配电网常见故障类型：

1、配电设备方面因素引起的10KV配电线路故障：①配电变压器故障。由于配电变压器本身故障或操作不当引起弧光短路。②避雷器、跌落开关、隔离开关、柱上开关质量较差或运行时间较长未能进行检修、更换，导致损坏或击穿后形成线路停电故障。③绝缘子破裂、脏污，导致接地或闪络、放电、绝缘电阻降低。④落后的旧设备，易出故障。⑤因线路导线断线或跳线断开搭到铁横担上引发的线路故障。

2、管理方面的因素引起的10KV配电线路故障：①运行管理中影响配网安全的主要因素是巡视不到位，主要体现在员工技能素质不高、责任心不强，对导线在运行中磨损、断股等缺陷以及设备缺陷未能及时发现。②运行管理中消缺不及时，主要是消缺管理流程不清晰、检修质量不高、责

任考核不落实。管理上存在的薄弱，往往使一般缺陷得不到及时消除，甚至扩大为重大缺陷，直至设备、线路发生故障。

3、自然灾害方面的因素引起的10KV配电线路故障：①大雪、冰冻、大风、大雨对10kV架空线路和设备也可以造成重大的直接危害。如2008年广西桂北地区就发生了重大的冰冻雪灾，桂北地区多数县以数千计电杆折断或倒塌，数百计的变台倒塌，这给供电企业造成了重大的经济损失，也给城乡企业、单位的正常运行和居民的正常生活带来了一定的损失和极大的不便。②雷击事故。因为架空10kV线路的路径较长，有些线路沿途地形空旷，海拔较高，附近少有高大建筑物、树木，所以在每年的雷季中常遭雷击，由此产生的故障是10kV架空线路最常见的。其现象有绝缘子击穿或爆裂、断线、避雷器爆裂、配变烧毁等。

4、树木方面的因素引起的10KV配电线路故障：①公司在定期组织人员清理树障的过程中，部分单位、居民对清除树障的重要性认识不足，不予配合，甚至拒绝、阻碍，索要赔偿，漫天要价，使线路隐患不能够及时清理。②随着城乡建设的不断发展，城乡绿化进入高速发展，在带来宜人绿色生态城乡环境同时，对配电线路带来的影响，不容忽视。③在农村实施植树造林，退耕还林等惠农政策项目时，有的农户将树木和经济作物种植在10KV配电线路下面，对配电线路带来一定的影响。④10KV配电线路设计不合理，为了方便施工而导致走向不合理，线路穿插在树林或竹林之中，这对配电线路也有一定的影响。遇刮风下雨，极易造成导线对树木放电或树枝断落后搭在线上，风雨较大或下雪时，甚至会发生整棵树倒在线路上，压迫或压断导线，引发线路故障。

5、外破坏方面的因素引起的10KV配电线路故障：因l0kV线路面向用

户端，线路通道远比输电网复杂，交叉跨越各类线路、道路、建筑物、构筑物、堆积物等较多，极易引发外破坏方面线路故障，具体有以下几个方面:①许多线路架设在城乡公路边，经济发展带来交通繁忙，车辆违章行驶撞倒电杆，造成倒杆、断杆，车辆违章超宽装载刮倒电杆，车辆违章超高装载刮断导线等事故常有发生。②城乡建设步伐加快，旧城改造项目快速增长，基建、市政施工时，对配电网造成破坏，主要表现在两个方面：一是基面开挖伤及地下敷设电缆；二是施工机械、物料超高超长碰触带电部位或破坏杆塔。③城乡街区规模日趋扩大，原来处于空旷地带中的配电线路正逐步被扩大的城乡建筑物延伸包围。部分建筑物直接威胁了线路的安全运行，配电线路安全处于不可控状态。④导线悬挂异物。在一些重大活动庆典中，在配电线路附近施放含锡箔纸的“庆典礼炮”和彩带，学校、社区、广场附近放风筝，城乡生活垃圾中的漂浮塑料、城乡周边农田用的塑料薄膜等物体，也对配电网的安全运行造成了隐患。⑤动物危害。如鼠、猫、蛇等动物爬到配电变压器上造成相间短路。⑥盗窃引发的事故。盗窃电力设施的犯罪分子往往贪图小利而置电网安全而不顾，造成配电变压器损坏、倒杆、倒塔等重大恶性事故危害非常大。

6、用户设施产权方面的因素引起的10KV配电线路故障。①用户电力设施产权普遍存在无人管理或管理不力，配电房防护措施不完善，电缆沟坍塌积水，老型号电力设备带病运行等问题。②用户电力设施运行年久，其内部绝缘、瓷瓶老化严重，经高温或风吹雨淋后易发生故障。③因用户电力设施缺乏维护，故障时分界点的开关未跳闸或高压保险未熔断，有的直接将高压保险短接，造成越级跳开关，发生故障后抢修困难、修复期长。④客户在销户时，为了节省拆除的费用或者为了躲避电费，直接将变压器

等设备拆除，而留下部分带电设备，如高压跌落开关、T接线等，带来极大的安全隐患。这些不负责任的态度，造成10KV配电线路故障姑且不论，更重要的是，一点一点地损害供电企业的经济效益和社会信誉。

二、10KV配网故障的防范措施：

1、针对配电设备方面因素采取的反事故措施：配电设备方面应采用新技术新设备。①随着城乡用电负荷的不断增长，配电网络的规模越来越大，接点和支路也越来越多，年长日久杆塔上的编号会日渐模糊，给检修和巡线造成很大的不便，应每年重新对杆塔编号，确定杆塔、配变位置。②实现配网自动化，对配电网进行实时监测，随时掌握网络中各元件的运行工况，及时消除故障。③安装小电流接地自动选线装置，装置能够自动选择出发生单相接地故障线路，时间短，准确率高，改变传统人工选线方法，对非故障线路减少不必要的停电，提高供电可靠性，防止故障扩大。④在配电线路T接点支路上装设线路接地故障指示器和断路器，用以辅助故障范围及性质的指示。⑤在新建或改造的配电线路中的分段、分支开关采用绝缘和灭弧性能好，检修周期长，高寿命无油化的真空断路器，以减少线路断路器的故障。

2、针对配电线路的维护、运行管理工作方面因素采取的反事故措施：①对配电变压器、配电线路上的绝缘子、避雷器等设备，定期进行试验、检查，及时处理设备缺陷，提高运行水平。②对于柱上油开关、高耗能配变等早期投运的老旧设备，逐步淘汰。③加大配网建设改造力度，使配网结构、变电站布置趋于合理，严把设计与施工质量，提高线路的绝缘化水平，实现环网供电，提高配网运行方式的灵活性。④有计划性地对线路、设备进行巡视，定期开展负荷监测，密切注意馈线、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。⑤制定并完善事故应急预案，经常开展反事故演习活动，出色完成事故抢修工作。⑥加强业务培训，提高综合素质，建立激励机制，使运行人员思想到位、巡线到位、处理故障到位。⑦加强线路的运行管理，做到故障原因未查到不放过，故障不彻底排除不放过。⑧制定线路现场运行规程和各种管理制度，建立技术档案，如杆塔明细表、交叉跨越、配网结线图等。做好运行记录，如巡视检查记录、缺陷处理记录等。

3、针对自然灾害、天气等因素采取的反事故措施：①对10KV配电线路加强加固，增设防风拉线，加固杆塔基础，必要时多设防冰冻防大雪防倒树的多方向多条拉线。②根据具体情况多设耐张杆塔，多设孤立耐张段，这些虽然加大了线路成本，但可以大大保障线路运行的安全性。③提高绝缘子的耐雷水平，如悬式瓷瓶、针式瓷瓶、瓷横担。在雷击时发生闪络故障，故障发生点集中，进一步提高绝缘子的耐雷水平有助于提高线路的防雷能力。④安装线路避雷器则是一个经济、简单、有效的措施。在变电站10kV出线端、较长且易受雷击的线路上装设氧化物避雷器或防雷金具，以及在变压器高低压侧装设相应电压等级的避雷器。⑤穿刺型防弧金具安装方便，密封性能好，金具高压电极与绝缘导线紧密接触，多次耐受电弧烧灼，运行安全可靠，值得应用。⑥定期检测接地网，确保接地网的接地阻值合格。⑦加强气象部门的联系，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。

4、针对树木、外破坏等因素采取的反事故措施：①加强对配电线路的巡视，做好线路的清障工作。保证线路通道符合规程要求，及时清理整顿防护区内危及线路安全运行的树木。针对违章建筑进行解释、劝阻、下发

隐患通知书，并报政府部门，以明确责任。②为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，可以在交通道路的杆塔上涂上醒目的反光漆，在拉线上加套反光标志管，以引起车辆驾驶员的注意，对遭受过碰撞的杆塔，可设置防撞混凝土墩，并刷上反光漆。③通过散发宣传单、张贴宣传画、粉刷标语等形式，宣传《电力法》、《电力设施保护条例》，对广大群众进行护线宣传和电力知识教育。④在宣传教育的基础上，通过执法系统加大外力破坏特别是盗窃者的打击力度。⑤健全线路杆塔、埋地电缆警告牌、标志牌等。⑥与城建、土管、规划部门加强联系，配合做好安全生产中的规划、设计、施工等工作，不留电力事故隐患。

5、针对用户因素采取的反事故措施：①加强用户设备管理，对用户设备的管理不能放松。②对设备缺陷要及时下发整改通知书，阐述设备故障对带来的危害，改善用户电力设备的运行水平。

10kV配电网是电力系统与用户直接相连的重要环节，点多线长面广，运行环境较为复杂，它的安全运行水平直接影响供电企业的经济效益和社会效益。10kV配网管理，应在实践中总结经验，要做好各方面的管理工作,并积极应用新技术、新设备，预防线路故障发生，提高线路供电可靠性,从而保证电网的安全、经济和稳定运行，更好地满足社会经济发展的需要。

XXXX公司XX部

XXX

2011年XX月XX日

第五篇：10kV配电线路环网现状及应用分析

摘要：环网供电指的是在不同的变电所或者是在同一个变电所的不同母线的两回或者是多回馈线相互之间连接形成的一种环路进行供电的方式。10kV配电线路环网供电已经成为配电网发展的必然趋势。文章对10kV配电线路环网线现状及应用进行了分析。

关键词：10kV配电线路;环状电网;环网供电;变电所;母线;配电网 文献标识码：A

中图分类号：TM727 文章编号：1009-2374(2015)29-0066-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.29.033

1 10kV配电线路环网概述

环网供电指的是在不同的变电所或者是在同一个变电所的不同母线的两回或者是多回馈线，相互之间连接形成的一种环路进行供电的方式。也就是把用于供电的变压器连接成一个双环形供电网路。(如下图1)为了保证供电运行的可靠性，10kV配电线路一般在供电的母线上安装母联开关柜与其他10kV电路进行联络，形成环网供电。它能够有效的解决我国城区单电源供电的缺陷，实现支干线互联供电，而且它还能够将电荷进行合理的分配，进而提高供电效率，提高供电的可靠性。与此同时，当电力线路在运行过程中出现故障的时候，还可以及时的避开故障部位，保证正常供电，这就可以避免因部分故障导致大面积停电事故的发生，不仅可以减少停电损失，避免因停电给居民带来的不便，而且也能够提高故障修复的时间。

2 10kV配电线路环网存在的问题

10kV配电线路环网的应用给我们的生产生活都带来了极大的便利。但是其在具体的应用过程中也面临着各种各样的问题。这些问题的存在对10kV配电线路环网的应用产生着不同程度的影响，随着社会的发展，人们的生活生产对于10kV配电线路环网的要求逐渐上升，对10kV配电线路环网所存在问题的研究也在逐渐的深入。

2.1 合环存在的问题

10kV配电线路环网在电力运输中的应用尽管对电力的发展起到了重要的推动作用，但是在实际的操作过程中问题是一直存在的，其中环网合环的问题便是引人关注的问题之一。从当前环网线路的进行合环是所采取的方式来看，目前主要还是集中冷倒和热倒这两种方式上。所谓的冷倒就是在线路借电的时候，断开该线路的电源，然后合上两条线路间的联络开关;而热倒则是指在线路不停电的情况下，闭合联络开关，然后再断开借电线路的变电所出线开关。根据实际的操作情况来，在采用冷倒的过程中一般借电线路的停电时长大约在0.5h，而采用热倒方式的时候则可以避免停电的状况。相关数据表明，在我国10kV电路网络中冷倒合环出现的概率高达80%多，而热倒只占据着不到20%的电路。尽管说这两种合环方式的应用实践已经达到了一定的时间长度，但是在实际的应用中安全隐患还是存在的。

从热倒来说，一般在进行热倒的过程中人们必然会采取以下两步工作：一是进行潮流的计算，通过相关的计算后判断出该线路是否能够进行热倒方式合环;二是进行核相工作，在进行合环之前，对两条线路的相位进行测量，以核对两相位的是否一致。在实际的操作中为了保证热倒方式能够在环网合环的过程之中能够实施，往往需要在热倒之前向有关的部门提出申请，然后由相关的部门进行调度汇报，在核对保证当前的状况能够进行热倒方式合环之后，热倒合环的方式才能够被采用。从热倒的步骤来看，两个步骤的操作相对来说都是较为简单的，但是在实际的操作过程中第二步却存在一定的安全隐患，10kV配电线路中配网的改造是较为频繁的，并且线路的联络点也是较多的，在该种情况下只要线路出现了改动，则会涉及到联络点相位的变化，这也就意味着每次进行热倒合环必须要进行核相工作，否则将会引起安全事故的发生。

2.2 环网中线损管理问题

相关数据显示，近几年，我国在电网管理方面存在较多的问题，其中就环网供电线路而言，线损管理问题便是环网中暴露出来的最大问题之一。随着人们生活、生产需求的提高以及我国电网建设的逐步完善，社会各界对于供电可靠性的要求越来越高，在该种情况下为了保证供电的可靠性，线路的联络点逐渐呈现增长的趋势，联络运行方式的改变在近几年也呈现出频繁态势。在这种线路较为复杂的情况下，人们发现诸多的联络点并没有计量的电度表，这就导致了电损的出现。并且该种情况下的线损状况很难得到统计，在进行线损率的计算时也难以做到准确计算，计算出来的结果多是粗略的。这导致窃电调查的工作难以得到开展，只能依靠普查和举报，最终的结果必然是劳民伤财。并且每条线的线损情况还不能得到降低，而在该种情况下只能依靠要求用户安装负荷管理系统。

3 10kV配电线路环网故障防范措施及解决办法

3.1 针对合环问题的解决办法

针对合环方式的应用情况，在进行合环问题的解决时，人们想要获得理想的结果，必然要引用相关的电力设备和相关的检验技术。从合环的两种方式来说，在采取冷倒的合环方式时，工作人员需要保证两条线路处于无电状态。而在该过程中要做到两点才能保证冷倒合环方式的很好实施。一是完善断电操作的流程，通常情况下，停电工作的进行是较为复杂的，因为没有提前通知的停电操作很容易给用户的生活生产带来影响，还极有可能造成社会的经济损失。目前的停电流程通常是提前发布停电通知，以便用户做好相关的生产安排，在到通知日后相关部门便可执行停电措施。这种流程只能说避免了用户对于突发性停电的不满，但是依旧难以弥补用户的经济损失，因此在操作流程上需要完善，尽可能的采取停电供电两步走的方式进行操作，也就是从其他线路引电工作的开展。在验电方面可以引进一些较为先进的验电断路器，例如多功能高压户外真空断路器，这种断路器能够对于进行冷倒的线路进行验电。通过对对方线路电压的检测来判断对方是否有电，如果存在电压则对其进行闭锁操作。这种断路器的引用很好地解决了冷倒中的验电问题。此外，即使是在热倒的状况下，该断路器的应用也能够发挥很好的作用，当线路中相位差超过了设定值后，断路器内部将会进行自动的锁定，保证其他操作的正常进行。

3.2 通过相关措施加强对线损的管理工作

结合10kV配电线路环网中线损问题的分析，不难发现解决线损管理问题最直接的办法就是通过一定的措施加强对线损的管理工作。首先，增加联络点计量电度表的安装。电度表的增加能够很好的发现环网线路中电量的损耗情况，这为相关部门进行电损的统计以及稽查部门进行窃电活动的调查提供很大的便利。其次，加强技术管理方面措施的应用。例如安装负荷管理系统，但是这种负荷管理系统的安装并不是局限于对用户的强行要求安装，而是由电力部门牵头进行大型负荷管理系统的建设。最后，加强对线损情况的及时统计和复核工作。尽管现今的检测仪器的应用能够很好地做到线损的监察，但是想要真正的做到线损的管理，还需要依靠工作人员及时进行数据的收集，及时进行信息的复核，最后实时进行相关问题的解决。

4 结语

10kV配电线路环网的普遍应用可以很好地解决我国现阶段城市配电网陈旧和效率不高等问题。但其在具体的应用过程中也存在着一些问题。随着城市化发展速度的不断加快，这些问题也亟待解决，只有解决了这些问题，才能够使配电环网更好地为民众服务，从而提高10kV配电线路的供电能力和可靠性，保证居民的正常生活和企业的正常生产。与此同时，还应不断地对配电环网进行建设和改造，以满足城市化发展对于电力的

需求。

参考文献

[1] 李恩杰.配电线路的常见故障与防范措施[J].科技传播，2012，(9).

[2] 田炎明.浅析10kV配电网存在的问题及解决办法[J].机电信息，2011，(36).

作者简介：唐博晓(1990-)，男，广东台山人，广东电网有限责任公司江门台山供电局电气助理工程师，研究方向：配电运维。

(责任编辑：陈 倩)