一期6KV输煤02段A相接地故障分析

第一篇：一期6KV输煤02段A相接地故障分析

徐州华润电力有限公司

不安全情况分析报告

异常简题：一期6KV输煤02段A相故障分析

异常部门：

填报班组：继保项目部

填 报 人：

填报日期： 2013-4-28

一、异常起讫时间：

2013-4-27-20:41:55 斗轮机高压零序过流动作

2013-4-27-20:42:00 6KV输煤02段母线PT零序过电压告警 2013-4-27-20:42:01 6KV公用04段母线PT零序过电压告警

二、发生前设备运行工况：

设备正常运行

三、异常经过：

2013-4-27-20:45:01输煤监盘发现6KV输煤02段斗轮机异常跳闸。

20:49:01 继保人员检查斗轮机开关NEP983综保发现高压零序过流动作，6KV输煤02段母线PT NEP982P综合保护零序过电压告警，并发现母线PT柜上方开始冒烟，迅速联系运行当值人员停输煤02段。

21:04:05 6KV输煤02段停电。

由于#3机停机，集控运行人员在倒#3机6KV厂用32段时发现快切闭锁。后经继保人员现场检查：

20:42:01 6KV公用04段母线PT零序过电压告警。

输煤02段停电后6KV公用04段母线PT零序过电压告警仍然存在，检查母线PT一次保险发现保险已爆。三相一次保险全部更换后告警消失，二次电压恢复正常。

21:40:00 6KV输煤02段母线PT被拉出开关柜仓外，发现PT本体均出现烧化痕迹。

22:21:00 检查就地斗轮机高压侧绝缘后，发现A相绝缘降低。

四、保护动作情况：

6KV输煤02段斗轮机高压零序过流定值为0.056A，时间为0.5S。动作值为0.058A，零序过流正确动作。

6KV输煤02段母线PT零序过电压正确告警。

6KV输煤02段取于6KV公用04段，故6KV公用04段母线PT零序过电压告警。

五、原因分析

此次事故发生的直接原因是由于输煤02段斗轮机A相发生单相对地故障，由于二期6KV为中性点不接地系统，而引起其他两相的相电压升高，使得输煤02段母线PT B、C 相承受过高的电压，导致PT被烧坏。

六、异常责任班组、责任人：

七、防止异常对策：

运行人员应加强监视，遇到异常报警信号立即上报通知，及时处理。

检修人员大小修时应更加重视对盲点的检查，防止此类事故的再次发生。

第二篇：接地故障分析

（1）复归音响。

（2）检查6KV系统接地微机选线装置，查明故障线路号，接地起始时间、接地累计时间。（3）按下重判按键进行重判。如两次判断结果一致，则可确定故障线路。（4）根据故障线路号确定故障设备。

（5）汇报值长，调节运行方式，将故障设备停下。

（6）若为母线接地时，应先倒换高厂变看是否为高厂变低压侧接地。（7）到6KV配电时检查接地情况，看是否有明显接地点，是否消除。

（8）若接地点在PT小车、避雷器或小车开关上部，严禁直接拉出小车消除接地，应采用人工接地点法消除接地。

（9）若确定母线接地，无法消除，应立即申请停电处理。（10）接地运行时间不得超过2个小时。

（11）寻找接地时应严格遵守“电业安全工作规程”有关规定，穿绝缘靴，戴绝缘手套。（12）若设备发生瞬间接地，装置可将故障线路号记录下来，按“追忆”键可查出哪条线路曾发生接地，对此设备应重点检查。

6KV母线发生接地故障如何检查处理 共享文档 2018-07-01 1页 5.0分 用App免费查看

6KV母线发生接地故障如何检查处理? 如接地信号同时有设备跳闸,应禁止跳闸设备再次强送。停止不重要的设备。

有备用设备的可切换至备用设备运行。按负荷由次要到主要的顺序瞬停选择。

经上述选择未找到故障点,应对厂用母线、开关等部位进行检查,但应遵守全归程有关规定。切换至备用变运行,判定是否工作电源接地。

如系PT接地,可利用备用小车开关人工接地将PT停电,小车拉出,通知检修处理。经选择未查出接地点,则证明母线接地,汇报值长班长,停电处理。厂用单相接地运行时间不得超过两小时。故障点消除后,恢复故障前运行。

现象:接地信号,接地报警;某相电压为零,另外两相电压升高;三项电压不平衡

处理:若三相电压不平衡,查看PT一二次保险是否熔断;若某相电压为零,另外两项电压升高,即发生单相接地,查看机炉是否启动设备,停止接地时候启动的设备或者切换为备用;对发配电系统进行外部检查,查看是否有设备冒烟,有异味,有无接地现象或者异常现象;注意事项:进行外部检查要穿绝缘鞋,带绝缘手套,不得触及接地金属物;进行倒闸操作,要熟悉运行方式,严格遵守刀闸操作的原则,防止厂用电失电和非同其并列;接地运行时间不得超过俩个小时;格力故障设备,禁止用隔离卡开关

6kV配电线路单相接地故障的处理 共享文档 2018-07-01 7页 4.9分 用App免费查看

6kV系统单相接地故障分析及查找 电力系统可分为大电流接地系统（包括直接接地、经电抗接地和低阻接地）、小电流接地系统（包括高阻接地，消弧线圈接地和不接地）。我国3～66kV电力系统大多数采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式，即为小电流接地系统。在小电流接地系统中，单相接地是一种常见故障。6kV配电线路在实际运行中，经常发生单相接地故障，特别是在雨季、大风和雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生。发生单相接地后，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2 h，这也是小电流接地系统的最大优点；但是，若发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。1 单相接地故障的特征及检测装置 1.1 单相接地故障的特征

中央信号后台报警，绝缘监察电压表指示：故障相电压降低（不完全接地）或为零（完全接地），另两相电压升高，大于相电压（不完全接地）或等于线电压（完全接地），稳定性接地时电压表指针无摆动，若电压表不停地摆动，则为间歇性接地；中性点经消弧线圈接地系统，装有中性点位移电压表时，可看到有一定指示（不完全接地）或指示为相电压值（完全接地时）消弧线圈的接地报警灯亮；发生弧光接地时，产生过电压，非故障相电压很高，电压互感器高压保险可能熔断，甚至可能烧坏电压互感器。1.2 真假接地的判断

电压互感器一相高压熔断器熔断，发出接地信号。发生接地故障时，故障相对地电压降低，另两相升高，线电压不变。而高压熔断器一相熔断时，对地电压一相降低(不为零)，另两相不会升高，线电压则会降低。用变压器对空载母线充电时，断路器三相合闸不同期，三相对地电容不平衡，使中性点位移，三相电压不对称，发出接地信号。这种情况只在操作时发生，只要检查母线及连接设备无异常，即可以判定，投入一条线路或投入一台所用变压器，即可消失。系统中三相参数不对称，消弧线圈的补偿度调整不当，倒运行方式时，会发出接地信号。此情况多发生在系统中倒运行方式操作时，经汇报调度，在相互联系时，了解到可先恢复原运行方式，消弧线圈停电，调整分接开关，然后重新投入，倒运行方式；在合空载母线时，可能激发铁磁谐振过电压，发出接地信号。此情况也发生在倒闸操作时，可立即送上一条线路，破坏谐振条件，消除谐振。1.3 检测装置

对于绝缘监察装置，通常采用三相五柱式电压互感器加上电压继电器、信号继电器及监视仪表构成。它由五个铁芯柱组成，有一组原绕组和二组副绕组，均绕在三个中间柱上，其接线方式为Ynynd。这种接线的优点是：第一副绕组不仅能测量线电压，而且还能测相电压；第二副绕组接成开口三角形，能反映零序电压。当网络在正常情况下，第一副绕组的三相电压是对称的，开口三角形开口端理论上无电压，当网络中发生单相金属性接地时(假设A相)，网络中就出现了零序电压。网络中发生非金属性单相接地时，开口两端点间同样感应出电压，因此，当开口端达到电压继电器的动作电压时，电压继电器和信号继电器均动作，发出音响及灯光信号。值班人员根据信号和电压表指示，便可以知道发生了接地故障，并判定接地相别，然后向调度值班员汇报。但必须指出，绝缘监察装置是与母线共用的。2 发生单相接地故障的原因

导线断线落地或搭在横担上；导线在绝缘子中绑扎或固定不牢，脱落到横担或地上；导线因风力过大，与建筑物距离过近；配电变压器高压引下线断线；配电变压器台上的6kV避雷器或6 kV熔断器绝缘击穿；配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地；绝缘子击穿；线路上的分支熔断器绝缘击穿；同杆架设导线上层横担的拉线一端脱落，搭在下排导线上；线路落雷；树木短接；鸟害；飘浮物(如塑料布、树枝等)；电缆及其接头受损；其它偶然或不明原因。3 对单相接地故障的危害和影响分析 3.1 对变电设备的危害 kV配电线路发生单相接地故障后，变电站6 kV母线上的电压互感器检测到零序电流，在开口三角形上产生零序电压，电压互感器铁芯饱和，励磁电流增加，如果长时间运行，将烧毁电压互感器。在实际运行中，近几年来，已发生变电站电压互感器烧毁情况，造成设备损坏、大面积停电事故。单相接地故障发生后，也可能产生谐振过电压。几倍于正常电压的谐振过电压，危及变电设备的绝缘，严重时使变电设备绝缘击穿，造成更大事故。3.2 对配电设备的危害

单相接地故障发生后，可能发生间歇性弧光接地，造成谐振过电压，产生几倍于正常电压的过电压，将进一步使线路上的绝缘子击穿，造成严重的短路事故，同时可能烧毁部分配电变压器，使线路上的避雷器、熔断器绝缘击穿、烧毁,也可能发生电气火灾事故。3.3 对区域电网的危害

严重的单相接地故障，可能破坏区域电网的稳定，造成更大事故。3.4 对人畜危害

对于导线落地这一类单相接地故障，如果配电线路未停运，对于行人和线路巡视人员（特别是夜间），可能发生跨步电压引起的人身电击事故，也可能发生牲畜电击伤亡事故。3.5 对供电可靠性的影响 发生单相接地故障后，一方面要进行人工选线，对未发生单相接地故障的配电线路要进行停电，中断正常供电，影响供电可靠性；另一方面发生单相接地的配电线路将停运，在查找故障点和消除故障中，不能保障用户正常用电，特别是在庄稼生长期、大风、雨、雪等恶劣气候条件，和在山区、林区等复杂地区，以及夜间、不利于查找和消除故障，将造成长时间、大面积停电，对供电可靠性产生较大影响。3.6 对供电量的影响

发生单相接地故障后，由于要查找和消除故障，必然要停运故障线路，从而将造成长时间、大面积停电，减少供电量。影响供电量指标和经济效益。4 对单相接地故障的预防和处理办法 4.1 预防办法

对于配电线路单相接地故障，可以采取以下几种方法进行预防，以减少单相接地故障发生。对配电线路定期进行巡视，主要检查导线与树木、建筑物的距离，电杆顶端是否有鸟窝，导线在绝缘子中的绑扎或固定是否牢固，绝缘子固定螺栓是否松脱，横担、拉线螺栓是否松脱，拉线是否断裂或破股，导线弧垂是否过大或过小等。对配电线路上的绝缘子、分支熔断器、避雷器等设备应定期进行绝缘测试，不合格的应及时更换。对配电变压器定期进行试验，对不合格的配电变压器进行维修或更换。在农村配电线路上加装分支熔断器，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点。在配电线路上使用高一电压等级的绝缘子，提高配电网绝缘强度。

4.2 发生单相接地故障后的处理办法 当配电线路发生单相接地后，变电所值班人员应马上作好记录，迅速报告当值调度和有关负责人员，并按当值调度员的命令寻找接地故障，当拉开某条线路的断路器，接地现象消失，便可判断它为故障线路。5 新技术新设备的应用

5.1 小电流接地自动选线装置

在变电所加装小电流接地自动选线装置，此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。目前，已有部分变电站加装了这套装置，取得了良好效果。在实际应用中，应注意此装置与各配出线间隔上的零序电流互感器配合使用，否则不能发挥任何作用。5.2 单相接地故障检测系统

在变电所的配出线出口处加装信号源，在配电线路始端、中部和各分支处，三相导线上加装单相接地故障指示器，指示故障区段。配电线路发生单相接地故障后，根据指示器的颜色变化，可快速确定故障范围，快速查到故障点。小电流接地微机选线装置的工作原理

小电流接地选线装置首先通过测量母线的零序电压判断哪段母线接地,然后通过各条线路的零序电流与零序电压比较,零序电流落后零序电压90°,确定接地线路.还有一种方式是判断母线接地后,通过探索跳闸，经重合闸延时后重合闸动作，自动合上开关，当零序电压仍然存在，并表明“本线路未接地”；当零序电压不存在，并表明“本线路接地”。只有在中性点不接或经消弧线圈接地欠补偿时故障线路与非故障线路的零序电流才不一致。当经消弧圈过补偿时无法判别。其次接地时利用停电后再重合是不允许的，因为造成短时停电。对中心点不接地电网中的单相接地故障又以下结论：

1、单相接地时，全系统都将出现零压；

2、在非故障的元件上有零序流，其数值等于本身的对地电容电流，电容性无功功率的实际方向为：母线->线路；

3、故障线路上，零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之和，数值一般较大，电容性无功功率的实际方向为：线路->母线；随着小电流接地自动选线不断研究和改进，微机技术和数字技术的应用，其性能在逐步提高，在不接地及消弧线圈接地系统已广泛应用。其选线的正确率有了很大的提高。目前了解到的选线方法压有：

1、零序电压、零序电流突变量和功率方向法；

2、残流增量及有功功率法；

3、并联电组法

4、五次谐波窄带选频，同时提取基波成分、利用相位关系判断故障线路；所有线路同时采样。

5、利用暂态小波分析、稳态过程谐波分析及能量分析等综合判断故障线路。从上述选线方法可以看出，目前的选线装置多个判量综合分析的方法，所以使其选线正确明显提高。

小电流接地自动选线装置存在的问题：

1、作为判据的信号量小，相对测量误差偏大；

2、零序PT、CT的误差及长距离二次电缆引起测量误差；、干扰大、信噪比小；一是电磁干扰，二是系统负荷不平衡造成的零序电流和谐波电流较大；

4、随机因素影响的不确定，运行方式改变、电压水平、负荷电流的变化、接地故障 形式和接地点过度电组的千变万化 ；

5、小电流接地自动选线装置本身的性能不够完善。

利用电网稳态电气量特征提供的故障信息构成的选线方法:

1、基于基波的选线方法：零序电流比幅法，零序功率方向法，群体比幅比相法，零序导纳法，有功电流法，零序电容电流补偿法，相间工频电流变化量法，有功分量法。

2、基于谐波的选线方法——五次谐波电流法。

3、其他方法：最大投影差值，残流增量法。

利用电网暂态电气量特征提供的故障信息构成的选线方法：

1、零序暂态电流法，能量法。

2、能量法。

3、小波分析法。

利用其他方法：

1、注入法。

2、注入变频信号法。

3、负序电流法。

4、利用不对称因素的综合选线法。东滩煤矿6kV系统单相接地故障的处理 中性点不接地系统发生单相接地时，值班员应将接地开始时间、电压指示、接地相别向工区、矿调汇报，并对所内设备进行检查，监视接地情况，如有变化及时联系。6kV系统带一点接地的允许运行时间，不宜超过2小时。

一、接地时的现象：

1、高压接地微机选线装置报警，后台上位机系统报警。

2、发生完全接地故障时，绝缘监察电压表，三相指示不同，接地相电压为零或接近零，非故障相电压升高倍，且持久不变。

3、发生间歇接地故障时，接地相电压时减时增，非故障相电压时增时减，或有时正常。

4、发生弧光接地故障时，非故障相的相电压有可能升高到额定电压的2.5～3倍。

5、6kV系统，电压指示情况。

相电压：故障相降为0V；非故障相电压升高到6kV。线电压：正常6kV。

二、接地故障寻找方法：

1、依据高压接地微机选线装置，试拉显示线路。

2、分割电网

1）将电网分割成电气上互不联接的两部分。2）将线路向另一母线系统切换。3）对线路进行解并环操作。

3、试拉线路

1）试拉故障可能性大，绝缘程度较弱的线路。2）试拉对用户影响较小，分支线路较多的线路。3）试拉对用户影响较小，分支线路较少的线路。4）试拉母线系统及变压器。

三、故障查找步骤

1、区分接地现象在1＃（2＃）还是3＃变压器；

2、区分接地现象在变压器Ⅰ臂还是Ⅱ臂；

3、查看高压微机接地选线装置报警路好、编号及打印线路号，并进行试拉；

4、若无明显接地点，通知井下中央变电所进行倒闸操作。1）6kVⅠ臂接地时

（1）、合上井下中央变电所Ⅱ段、Ⅲ段联络柜19#、20#柜，（2）、拉开21＃、29#进线柜；（3）、观察接地现象是否转移

①若接地现象转移到Ⅱ臂，则故障线路在井下Ⅲ段母线上，试拉Ⅲ段母线上馈出柜。②若接地现象仍在Ⅰ臂则

（4）、合上21＃、29＃开关，拉开20＃开关；

（5）、合上井下中央变电所Ⅰ段、Ⅳ段联络柜39#、1#柜；（6）、拉开33＃、35＃进线开关；（7）观察接地现象是否转移

①若接地现象转移到Ⅱ臂，则故障线路在井下Ⅳ段母线上，试拉Ⅳ段母线上馈出柜。②若接地现象仍在Ⅰ臂，则故障线路在6kVⅠ臂地面馈出线路，分别进行试拉。2）6kVⅡ臂接地时，处理方法与上类似。

四、处理接地故障的注意事项

1、系统发生单相接地应及时处理，尽快对故障线路停电，防止事故扩大，以免造成更大损失。

2、倒闸操作时要注意观察负荷情况，防止变压器过负荷。

3、双回路变电所应进行到回路操作进行判断。

4、在进行系统接地点的倒闸操作中或巡视配电装置时，值班人员应穿上绝缘靴戴上绝缘手套，不得触及接地金属物。

5、在进行寻找接地点的每一操作项目后，必须注意观察绝缘监视信号及表计的变化和转移情况，并做好记录。

6、在某些情况下，如电压互感器高压侧或低压侧熔丝烧断时，或相对地电容显著地不相等，监视绝缘绝缘地仪表指示可能不正确，此时，事故处理人员应认真分析，正确判断。

7、倒闸操作时，各变电所值班人员必须听从35kV变电所值班人员地指挥，及时迅速地进行配合，并及时汇报所内情况

第三篇：35KV接地故障分析报告

35KV厂露线接地短路报告

一、事件经过

2015年5月22日12时59分00妙279毫秒，网控来35kV故障录波器启动、“35kv I母接地（含装置告警）、35kv I母接地变控制屏装置告警、35kv I母差保护装置告警、35kv小电流选线装置告警、301开关装置告警、303开关告警”。

二、现场情况检查

就地对一期继电小间、35kV配电室各保护装置进行检查： 一期小间“厂火线”（301开关）、“厂露线”（303开关）有“接地报警 装置报警”报文，#1输电变保护屏

（一）和

（二）有零序电压告警，35kV母线保护柜微机母线保护装置“电压动作”告警灯亮，35kV故障录波器启动。

检查35kV Ⅰ母A相电压：36.7kV、B相电压：35.3kV、C相电压：0kV。

三、过程分析

2015年5月22日12时59分00妙279毫秒，35kV Ⅰ母C相发生接地故障，C相电压下降为0，A、B两相上升为线电压，35kV故障录波器图形如下：

35kV Ⅰ母接地故障时，在Ⅰ母上运行的负荷有“厂火线”（301开关）、“厂露线”（303开关），故障时刻Ia、Ib、Ic录波器图形如下：

在故障时刻“厂露线”（303开关）C相电流波形出现毛刺，“厂火线”（301开关）C相电流波形无变化。“厂火线”（301开关）、“厂露线”（303开关）保护装置在故障时刻均报“接地报警 装置报警”。

单纯看上述波形无法确定故障线路在哪一负荷上，汇报当班值长，采用瞬停法方式以确定故障负荷： 14时03分拉开“厂矿甲线”，观察保护装置，接地报警报文没有消失，输煤调度汇报：35KV #2箱变进线C相跌落保险下口电缆放炮，正在隔离并组织处理。14:33 隔离完毕，厂矿甲线送电，检查正常；14:37分35KV露天变电所4318、4317线停电，检查接地未消失，露天拉开35KV厂露甲线露天侧4303开关后，35KV 一母线接地消失，检查35kv 一母线电压Ua：21.6kv、Ub：21.6kv、Uc：21.8kv，三相电压平衡正常，35kv一次系统正常。

四、问题处理情况 1、35KVⅠ母C相接地，C相电压为0，A、B相电压36KV。经瞬停查找为厂露甲线接地，输煤35kv #2箱变C相跌落保险下部负荷侧电缆放炮处理完毕，19:40其所带负荷半连续和快装恢复运行。

2、组织人员搜集各保护装置动作报文，35kV故障录波器波形文件，分析此次故障保护装置动作情况。

3、编写分析报告。

4、故障时电容电流 5.0A，消谐装置产生电感电流 5.2A，残流 0.2A，脱谐度 4.0%，证明新改造消弧消谐装置起到一定作用，使Ⅰ母系统在故障情况下持续运行了1小时以上，未造成事故扩大。

六、下一步采取的措施

1、加强设备巡检，发现问题及时汇报处理。

2、对故障录波器的波形进行及时分析，提高班组整体分析事故能力。

3、掌握接地故障产生且未跳闸情况下对故障点的查找方法。

继电班

2015-05-24

第四篇：防止输煤PLC故障应急预案

防止输煤PLC故障应急预案

1、输煤程控系统PLC基本概况

输煤程控系统由上位机监控系统、PLC控制系统、自动配煤系统、输煤保护传感设备、叶轮遥控系统、闭路监控系统六部分组成。PLC控制系统选用美国AB Logix5000，主站与远程站之间采用双工冗于电缆进行通讯，上位机与PLC之间通讯，通讯速率可达5M波特，组网软件采用的是RSNETWORX(3.00.00)；下位组态软件采用的是Logix5000，#1机组的版本是11.11，#2机组的版本是10.00；通讯软件采用的是RSLinx 版本是2.40.01；上位组态采用的是DCS组态软件。

2、应急方式

1）输煤程控系统PLC突然断电、失灵情况下，立即联系电工班进行查看，并将情况汇报部门领导，同时由电工班人员会同运行人员对输煤系统设备进行手动启动试验，事故抢修期间全部使用手动启动设备进行上煤工作。

2）输煤程控系统PLC突然断电、失灵情况下，由电工班立即联系设备厂家（黑龙江省自动化研究所）巩伟（手机：***），来技术人员进行抢修。

3）输煤程控系统PLC突然断电失灵情况下，电工班必须保证设备的正常手工启动，对于重点部位设专人协助运行人员工作。

3、输煤程控系统PLC突然断电失灵可能出现的情况

如果一旦出现故障，设备将无法进行程序控制及监控，以现有的运行每班人员只能保证输煤皮带的手动运行，且各个点的运行监视人员的通讯联系非常困难，极易发生现场设备损坏事故。而且系统的恢复需要厂家到位，时间会至少超过48小时，厂家到场后需要停止整个系统数个小时，重新调整系统，在这个时间内，系统处于自动失控状态，煤仓存量不能支持锅炉系统长时间的运行，即使投入全部人员手动启动设备，只能再对设备没有保护的情况下运行，强行启动设备的如果造成事故，势必将影响正常的输配煤工作。

4、防止输煤程控系统PLC突然断电失灵的控制措施

1）定期对输煤程控PLC进行检查，发现异常时及时通知部门，并做好记录

2）认真检查程控接线有无过热、松动现象

3）输煤程控PLC每月检查一至二次，并做好检查记录 4）储备好输煤程控PLC备件一套

5、恢复输煤程控系统PLC前应采取的措施

1）电工班对程控主控制盘、各远程站继电器柜进行全面的检查，无异常后方可试运。

2）电工班和程控值班员、各皮带专责对现场设备进行认真检查，无异常后方可试运。

3）做好现场试运必须采取的各种临时安全措施，防止出现意外。

第五篇：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：

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