配电线路故障分析报告

第一篇：配电线路故障分析报告

**线故障分析报告

一、情况简介

8888年8月8日08时26分，*变：**开关限时电流速断保护动作跳闸，重合未成,故障电流Ic=70.66A（变比：600/5；折算后故障电流为8479A）；**变：***开关保护动作跳闸，重合成功，故障电流Ia=51.88A（变比：600/5；折算后故障电流为6226A），10kV**线、10kV**福线同时故障。

经现场巡视，08时55分发现10kV*福线3号分支箱本体烧损，09时04分发现10kV*珠线6号环网柜本体烧损。

09时16分，客户反应*苑线由*珠线转供部分发生低电压现象。

09时22分，确认运*部仓库有一台一进四出的电缆分支箱，运*部与**公司协调是否有同型号电缆分支箱，答复有一台一进三出的电缆分支箱，随后联系**公司顾*增派两组人手，并出动2辆随车吊同时运送电缆分支箱。

10时05分，城区抢修班黄*发现*苑线#88杆开关鼻子烧损，进行故障抢修。

10时11分，顾*到达二基地，但吊车未到达。经查看，备品电缆分支箱与实际现场电缆分支箱型号、尺寸均不符合。

10时45分，运*部朱*提醒有备品寄存在三*公司场地，为以前自动化环网柜更换遗留的备品备件。通知一*公司吊车到三*公司仓库吊取备品电缆分支箱。

12时30分，一*公司顾*将2个备品电缆分支箱运至10kV*珠线6号环网柜，清理树障并进行故障分支箱拆除，备品分支箱安装工作。

13时20分，另一个备品电缆分支箱运至10kV*福线3号分支箱，进行故障分支箱拆除，备品分支箱安装工作。

17时30分，10kV*福线3号分支箱安装完成并送电成功。

19时30分，10kV*珠线6号环网柜安装完成并送电成功。

二、原因分析

经调控分中心、运*部及配电运检一班综合分析，判断为10kV*珠线转供10kV*苑线时，合环时产生了冲击电流。由于*珠线6号环网柜设备老旧，电缆头存在薄弱环节，经转供运行20分钟之后，电缆头发生相间短路（短路故障电流达到8479A）。导致*苑线#88杆分段开关接线端子烧损，同时导致*珠*苑联络开关*珠线侧中相联络刀闸刀头烧损。且故障电流通过民乐变II段母线传递至10kV*福线，又导致10kV*福线3号分支箱故障。此为一起非常典型的火烧连营配网大面积停电故障。

三、损失情况和造成影响

这次故障共造成10kV*福线停运2小时30分，10kV*珠线#002+01杆分段开关后段线路停运11小时，停电时户数为88时户，对*东配网精益化管理指数的中压配电线路故障停运率造成一定影响，以上故障引起用户投诉1起，意见工单1起，12345工单1起，还造成了一定的舆论影响。

四、暴露问题

经综合分析，此次故障暴露出我们在组织管理、安全措施、优质服务、备品备件等方面均存在很多不完善的地方，具体如下：

1.面对大面积故障，组织措施混乱。故障发生后，运*部没有高度重视现场情况，仅以一般的故障处理对待，没有及时协调故障抢修人员。现场协调人员对备品备件的熟悉程度不足，没有第一时间进行协调，导致抢修人员到了现场却无事可做（被围观群众看到，导致产生了一起12345工单、一起955598意见工单）。抢修过程中，对需要的备品备件没有提前协调寻找，导致发现问题后才组织人员到仓库查找相应设备。城区高压抢修人员严重缺乏，多起故障同时发生时，仅靠城区运维班上的3-4人根本无法完成巡视、查找、锁定隔离故障点的任务。大班支援存在时间差，未能第一时间到达事故现场。

2.安全措施不完备。发生故障后，故障现场无安全围栏，也未对周围围观人员进行疏散，抢修人员着装不统一，部分人员安全帽佩戴不规范。电缆检修前经提醒后才及时放电，现场电缆头制作过程中未能始终保持可靠接地。

3.备品备件管理不到位。面对大面积电缆设备类故障，运*部准备备品抢修物资效率较低。对抢修中常用的备品配备不全，出现抢修时无备品可用的情况，只能通过其他渠道获取。（配电设备种类繁多，根本无法备齐所有备品备件，且电缆头等备品备件的有效期一般为2年，大面积电缆故障有时候连续2-3年也碰不到，有时候一年要碰到几次，预估难度非常大。）

4.现场人员优质服务意识差。现场指挥及抢修人员缺乏优质服务的意识，没有及时与故障现场围观群众沟通，安抚客户情绪，导致群众产生误会，引起不必要的投诉、意见工单。抢修人员着装不规范、行为散漫、抽烟、聊天等不规范行为影响了公司形象。

5.应急预案纸上谈兵，缺乏实战性。同时发生多起故障时缺乏有效可行的应急预案，现场协调人员也没有及时有效的应对方式。需从运*部层面制定故障应急预案，该预案需简单易行，并可以有效实施。

6.抢修紧急，缺失完备的电缆试验。按照江苏省最新的交接试验规程，电缆耐压试验必须达到2.5U0并进行5分钟以上。因此次抢修的电缆为一根运行20余年的老电缆，为了防止耐压试验导致其它电缆部件损坏，故在投运前只进行了绝缘测试，未进行耐压试验。

五、整改措施

1.提高人员技能水平。遇到故障时可以在第一时间通过专业依据判断故障范围，并给出能在最短的时间内恢复供电的可行方案。

2.编制行之有效的事故应急预案。通过对最近几年发生的各类疑难故障案例进行分类汇总，总结以前的故障处理经验，编制成事故抢修应急预案，可以在一定程度上弥补新进员工事故处理经验不足的问题，同时提高故障抢修效率。

3.“五年轮检，十年更换”。对配电线路及设备进行“五年轮检，十年更换”的维护改造策略。通过安排年度检修计划，五年内对所有配电线路进行一次全面的停电检修，对运行十年以上且设备状况较差的设备直接列入配网项目进行更新改造。

六、考核意见

考核运*部1000元；考核外协运维单位**有限公司2000元。

第二篇：配电线路故障分析及预防措施

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

第三篇：10kV配电线路接地故障分析

10kV配电线路接地故障分析

摘要：随着经济的增长和生活水平的提高，使得人们对电力更加依赖，对供电质量提出了更为严格的要求。10kV配电线路作为农网主要供电线路之一，对人们的正常用电具有不可或缺的作用。近年来电网的改造促使10kV配电线路的性能有所提高，主要表现在线路跳闸少、线路损耗低、供电方式有所优化等。但是在实际的运行过程中，10kV配电线路出现了诸多问题，配电线路接地就是常见的故障之一，极大的影响了供电的安全性和可靠性。

关键词：10kV配电线路接地故障原因与措施分析概述

近年来，我国供电可靠性和安全性备受全社会的关注。但是由于配电线路具有面广、点多、线长、设备质量差等特点，再加上地理和气候条件影响比较大，对配电线路的安全运行造成了严重的影响。对于10kV配电线路来讲，接地故障复杂多变，较为常见，也难以根治，对配电设备和配电系统的安全、可靠、经济运行十分不利。笔者结合自身的工作经验，对10kV配电线路接地的常见故障进行分析，并提出了有针对性的预防措施。10kV配电线路接地故障的原因

在实际运行过程中，10kV配电线路接地故障往往为单相接地故障，配电线路某一相中某一点失去了对地的绝缘性能，使得电流经过此点进入大地，引发接地故障。如果在气候、地址条件比较恶劣的环境下，接地故障发生频率会越高，对配电设备、电网系统、变电设备、人畜安全造成不同程度的影响。10kV配电线路接地故障主要的原因有以下几个方面：

2.1 自身设备引起的接地故障。如果低电压和弱电线因同杆架设不能达到安全的距离，使得10kV配电线路发生较大的弧垂变化，从而造成放电接地。另外，配电线路所使用的悬瓶质量差、安装不稳定、容易发生松脱，且长期运行出现了老化等现象，导致绝缘被击穿、炸裂，引发接地故障。再者，变压器、避雷针、线路开关等器件被击穿、炸裂也会引发接地。这些接地故障对电力系统的正常运行造成了很大的影响。

2.2 自然原因造成的接地故障。①环境树木对线路造成的影响。目前我国很多配电线路都是建设在山地绿化区或者植被比较丰富的地区，这就使得对10kV配电线路的设计带来了一定的困难。在这样的环境下，线路周围的树木经过长期的生长，可能会超出线路的高度，树木的树枝和树干对线路造成一定程度的压迫。在大风或者雷雨天气，树木不断摇晃对线路造成较为严重的破坏；当然，雷雨天气树木容易受到雷击的可能，引发接地故障。②恶劣的天气造成线路接地。我国10kV配电线路大多数都是采用架设线路的方法，线路长、半径大，且一般电路都处于户外空旷的地区。在雨季或者雷电易发季节容易对线路的运行造成威胁。一旦发生大风雷雨天气，有时会击穿避雷针，烧坏变压器。另外，线路复杂多变，负荷较大，在雷雨天气容易造成线路的接地故障。

2.3 人为因素造成线路接地故障。①不法分子的偷盗行为。有的不法分子为了一己私利，不顾国家的法律法规，偷盗国家电缆，给电力系统的安全运行带来了不利影响，同时对国家和人民群众的安全带来了严重的危害。我们应该严厉打击这种偷盗行为，保障我们的用电安全。②车辆对电线杆造成破坏。随着交通运输事业不断发展，车辆发生道路安全事故的频率越来越高。由于部分人员在行驶车辆时不遵守交通规则，对路边的电线杆造成了破坏，影响了线路的运行。我们大多数电线杆都采用钢筋水泥结构，并不是特别结实，也没有相应的保护措施，车辆的不正确行驶非常容易对线路造成一定的影响，威胁着国家和人民群众的安全。10kV配电线路接地故障的预防措施

3.1 采用先进的技术材料。电力企业应该在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，避免因自身设备对线路造成接地故障。一般情况下，应该对负荷过大或者比较重要的线路，配备绝缘性比较好的导线和配套的耐张线夹；对容易出现故障的接头位置，用接触良好、可与不同导线进行连接的穿刺线夹进行固定，有效的控制和避免接地故障的发生。为了有效的避免故障扩大，可以通过快速、精确的自动选择设备选择电流较小的接地装置应用于变电站中，确保供电的质量和安全。

3.2 优化设备部署。在10kV配电线路设计中，应该根据布线的要求和周围的地理、气候因素对“三线”进行合理的整改和部署，保证高低压线路的实际距离在安全距离之上。同时，相关的电力技术人员应该认真按照国家相关的技术标准与规定，对配电线路进行必要的整改，降低或者消除断线等安全事故。另外，应该定期对线路进行严格的巡检，及时更换老化、劣质、破损的瓷瓶，并对其进行高质量的捆扎；对老化、破损比较严重的柱上开关、变压器、避雷针等装置，必要时可以进行更换，以降低线路接地故障，确保线路正常运行、性能可靠、功能齐全。

3.3 对自然原因破坏的预防措施。大风、大雨、雷电天气等自然因素是我们无法预知也不能改变的，只能采取相应的预防措施。在线路施工前，应该对设备进行加厚处理，以此提高线路的稳定性。在制造过程中，严格按照相关的规定，对设备安装避雷针、变压器等装置，提高设备在户外空旷地区的预防灾害的抵抗力。同时，在施工前，相关技术人员应该深入施工现场，对周围的建筑、树木进行了解，最大限度的避开树木集中区域，对线路进行最科学合理的规划，保证架空线路的安全。

3.4 对人为因素破坏的预防措施。在线路施工过程中，不能一味的追求速度，赶工期，必须重视项目工程的质量，保护好地下电缆不受损害。同时，严厉打击那些偷盗国家电缆的不法分子，加大监督巡逻力度打击犯罪活动，保护线路的稳定性。另一方面，应该增强驾车司机遵守交通规则的意识，安全驾驶，文明行车，降低因交通事故对电线杆的破坏，减少人为因素引发的线路接地故障，进一步保证国家和人民群众的生命财产安全。总结

10kV配电线路接地故障复杂多样，发生频率高，影响范围大。为了确保国家和人民群众的用电安全，在实际工作中应该不断总结实践经验，在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，优化设备部署，对不可消除的自然因素和人为因素造成的故障做好预防措施，从而保证10kV配电线路的供电质量和安全，促进10kV线路更好的服务于国家和人民。

参考文献：

[1]徐峰.10kV配电线路单相接地故障分析[J].科技与企业，2011，08:259-260.[2]柯俊杰.10kV配电线路接地故障查找及分析[J].无线互联科技，2011，05:30-31+34.[3]戴剑汉.10kV配电线路接地故障查找及分析[J].科技风，2012，14:157+163.[4]田飞龙.10kV配电线路接地故障原因及有效预防措施[J].通讯世界，2013，13:119-120.

第四篇：配电线路故障类型及原因分析

配电线路故障类型及原因分析

北京丹华昊博电力科技有限公司 配电线路是电力输送的终端，是电力系统的重要组成部分。配电线路点多线长面广，走径复杂，设备质量参差不齐，运行环境较为复杂，受气候或地理的环境影响较 大，并且直接面对用户端，供用电情况复杂，这些都直接或间接影响着配电线路的安全运行。配电线路设备故障率居高不下，故障原因远比输电线路复杂。

一、常见故障类型。a、人为因素造成的故障。

1、驾驶员违章驾驶引起的车辆撞到电杆，造成倒杆、断杆等事故发生；

2、基建或市政施工对配网造成破坏：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、部分违章建筑物直接威胁线路的安全运行；

4、导线悬挂异物类：“庆典礼炮”和彩带、风筝、漂浮塑料；

5、动物危害：鼠、猫、蛇等动物爬到配电变压器上造成相间短路；

6、盗窃引发的倒杆、倒塔等重大恶性事故。

b、自然灾害造成的故障。通常是指雷击事故。因为架空10kV线路的路径较长，沿涂地形较空旷，附近少有高大建筑物，所以在每年的雷季中常遭雷击，由此产生的事故是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。

c、树木造成的故障。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，引发线路事

故。

d、配电设备方面的因素。

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、绝缘子破裂，导致接地或绝缘子脏污导致闪络、放电、绝缘电阻降低，跳线烧断搭到铁担上；

3、避雷器、跌落保险、柱上开关质量较低或运行时间较长未能定期进行校验或更换，击穿后形成线路停电事故；

4、原有的户外柱上油开关是落后的旧设备，易出故障。

5、管理方面的因素。

二、故障原因分析。

a、线路设备老化严重，因种种原因发生故障的，气候突变时尤为严重。配电线路的一般情况是线径长，分支多，线路未改造，设备老化严重，因线路走廊的清障工 作未作彻底，违章建筑，树害，山田建设造成导线对地距离不够，低值、零值绝缘子较多，避雷器坏的也较多，导线松弛，弧垂过大，导线混线等原因，都有可能引 起线路故障，因此故障率居高不下。

1、导线断线故障：易断铝绞线；导线与绝缘子的绑扎处、引流绑扎处扎线脱落；交跨距离不够；

2、配电变台故障：跌落烧毁、配变烧毁、引流断等；

3、变压器避雷器损坏；

4、相间短路故障：线路档距过大，导线弧垂过大，大风时易混线，造成相间短路故障

5、低值、零值绝缘子造成故障；

6、保护定值不准；

7、电缆头爆炸引起故障；

8、私自操作设备引发故障：村民私自操作台变跌落熔丝具；或在跌落熔丝具触头上私自缠绕铁丝代替熔丝；

9、各类交跨距离不够引起线路故障：因l0kV线路面向用户端，线路通道远比输电网复杂，交跨各类高压线路、弱电线路、道路、建筑物、构筑物、堆积物等较多，极易引发线路故障的；

10、偷盗线路设备，盗割导线等造成线路停运；

11、车辆撞断电杆引起线路停运；

12、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；

13、窃电造成短路跳闸：有的线路用户窃电较严重，而用户窃电一般是用裸金属线直接搭接在运行的裸导线上，有可能造成相间短路故障跳闸；

14、其它原因不明的故障。文章来源：故障定位

第五篇：配电线路故障分析及防范对策（本站推荐）

配电线路故障分析及防范对策

10kV配电网是电力系统中不可缺少的组成部分，它直接关系到用电客户是否能够使用安全可靠的电能。由于长期处于露天运行，又具有点多、线长、面广，结线方式复杂多变等特点，因此在运行中10kV线路经常发生故障不但给供电企业造成经济损失，而且还影响了广大城乡居民的正常生产和生活用电。近年来，经过大规模的配电网改造，高低压配电线路网架有了明显的改观。但是，从近几年来实际运行看，仍然存在许多的问题。下面，我从以下几个方面来加以分析和探讨： 1、10KV配电网现状

现有10KV配电线路10条，其中农村供电线路6条，用户专用线路4条。10KV线路总长度123.7KM，其中公用线路总长度85.13KM，公用线路中绝缘导线线路5.081KM，占10.94，高压电缆2.894KM。

全所现在装配电变压器210台，总容量27209KVA。其中公用变配电变压器123台40350KVA，用户产权配电变压器90台56859KVA。有柱上开关45台。

2、配电网事故障碍异常运行情况

从近4年来的运行情况来看，配电网事故障碍异常次数下降趋势，但是距我们的生产目标相比，还有很大的差距。下面把2004年的运行情况与近年同期的运行情况做一下对比（见附表1）：

2.1近4年配电网事故障碍异常次数对照表：总体分析可见有下降趋势，但下降幅度不大。从表中看中2002年发生次数较少，就当时工作及运行状况来看，可能是在统计过程存在的误差造成的。

2.2 配电线路历年历月事故障碍异常比较表（见附表2）：从此图中可见，每年的3月份、从近4年的发展趋势看（见附表3），5月份、7月份是事故障碍异常发生机率高峰期。每2月份、8月份是事故发生的谷段，3月－5月份达到一次波峰，7月份达到全年发生次数的最大值，9月－12月份比较持平。究其原因：3－5月份是气候由寒冷变暖的时段，是雨季由少变多的时段，而7月份则是多雨多风的季节，可见气候的变化会给配电线路的运行带来很大的影响。

2.3 从事故障碍异常的分类来看：线路事故、障碍明显减少，线路跳闸次数也在逐年减少，接地线路分段开关动作次数有上升趋势，线路分支跌落开关动作持续上升（图表中事故指变电所开关跳闸重合不成功，障碍指变电所开关跳闸重合成功，接地指配电线路单项接地故障，跳闸指主干线路柱上开关跳闸，开关指分支线路开关跳闸，跌落指线路上分支跌落开关跳闸）。这说明了：由于配电线路上合理地安装配置了大量的柱上开关和跌落开关，将线路故障范围从技术上分割成几个部分，进而缩小了线路出口开关跳闸的机率。

3、配电线路故障原因分析

配电线路常见故障有外力机械性破坏和设备电气性故障两方面，但无论是机械性破坏方面的倒杆、断杆、断线、雷击，还是电气性故障方面的接地、短路或缺相，一般情况下可从下面几个方面分析：

3.1线路速断跳闸常见原因：

3.1.1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。

3.1.2伐树造成。由于带电伐树时采取的安全措施不到位，使树倒在导线上，或树枝搭落导线上造成相间短路。

3.1.3动物危害。如鼠、鸟、蛇等动物爬到母线或配电变压器上造成相间短路。

3.1.4雷电危害。由于雷击等原因使瓷瓶击穿或避雷器击穿等导致线路跳闸。

3.1.5大风、雨、覆冰等其它原因引起导线震荡、联线、断线或恶劣天气狂风刮倒大树砸断导线。

3.1.6外力撞击。如司机违规驾车导致车祸发生撞电杆，造成倒杆、断杆等事故发生。

3.1.7计量装置。由于雷雨天，线路高压计量箱及变压器低压总表烧坏着火，导致线路相间短路跳闸。

3.2过流跳闸的常见原因：

3.2.1低压线路发生短路。

3.2.2负荷电流过大。工矿企业大设备、大机床猛一启动，过高的冲击电流造成线路跳闸。

3.2.3线路老化等。由于负荷增长过快，线径过细，使线路长期处于不经济运行状态，久之，导线严重发热，在薄弱环节打火烧断导线、跳线或熔丝熔断，引起短路，产生短路电流，导致线路事故跳闸。

3.3线路接地的常见原因：

3.3.1清障不力。刮风时树枝碰线。

3.3.2绝缘子破裂，使导致接地或绝缘子脏污在雾雨天闪络、放电、绝缘电阻降低；跳线烧断搭到铁担上。

3.3.3导线烧断落到地上导致接地。

3.3.4避雷器击穿。

3.3.5小动物危害引起。

3.3.6导线、跳线因风偏对杆塔放电。

4、配电线路故障防范措施

4.1加大配网建设改造力度，使配网结构、变电站布置趋于合理，提高施工质量和工艺水平，提高线路的绝缘化水平，大力推广使用绝缘导线。对于施工中发现的缺陷隐患要及时消除，对设计、施工不合格的要予以返工。

4.2加强线路巡视工作。对线路有计划性的进行特殊及夜间巡视，进行线路故障巡视时，要细心查线，发现故障及时彻底排除，防止重复跳闸。定期进行电气设备的试验、检修工作，及时处理设备缺陷提高运行水平。如：定期清扫绝缘子、配电变压器，对变压器、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。

4.3加大线路附近树木砍伐力度，保证线路通道符合规程要求，使线路运行不受树木生长干扰。

4.4合理安装线路开关设备，配置开关定值，防止线路因故障越级。安装位置要便于巡视检查，便于操作；避免开关停电时涉及面积过大；开关处要配备避雷器。新安装的柱上开关，一定注意导线与开关接线柱的连接，防止松动，防止过热。

4.5在雷雨季节到来前，线路、开关及配电变压器要装避雷器，并定期进行绝缘电阻、工频放电电压试验，对不合格或有缺陷的避雷器要进行更换。

4.6做好护线宣传工作。成立义务护线组织，通过张帖标语、宣传公告等形式，向广大群众进行线路保护宣传工作，特别是在伐树、拆除建筑物时要采取安全措施，禁止在电力线路附近及其上空放风筝、抛掷铁丝、包装带、绳索等物，禁止在线路下方堆放柴草、垃圾及易燃易爆物品。

4.7加强用户设备管理工作。在大部分的配电障碍中，由用户设备引起的占60以上。所以，要加强对用户的设备巡视，对用户设备的管理不能放松。对重大设备缺陷要及时下发线路防护通知书，积极跟用户做工作，改善设备的运行水平。必要时，可以通过正常手续，对用户设备进行停运。

5、结束语

通过对配电线路运行分析，找出线路故障的原因，总结规律，有针对性的加强预防，并采取有效的措施来保证线路的可靠运行。