10kV线路保护动作原因及改进
10kV配电线路多级断路器同时跳闸原因分析
10kV配电线路多级断路器同时跳闸原因分析
1. 过电流保护触发：多级断路器同时跳闸可能是由于系统中某处发生了过电流情况，超过了多级断路器的额定电流容量，触发了保护装置的动作。
过电流的原因可能是由于系
统负荷过大、短路故障、设备故障等。
2. 短路故障：多级断路器同时跳闸可能是由于系统中发生了短路故障，导致电流突增。
短路故障可能是由于设备绝缘故障、外部物体进入设备、电缆绝缘损坏等原因引起
的。
3. 电力系统故障：多级断路器同时跳闸可能是由于电力系统其他设备或线路发生故障，导致整个系统电压或频率失稳，从而引起断路器的保护装置动作。
4. 断路器故障：多级断路器同时跳闸可能是由于断路器本身出现故障，例如触点磨损、操作机构故障等，导致无法正常工作，从而同时跳闸。
为了准确判断多级断路器同时跳闸的原因，需要进行详细的系统检查和故障分析。
可
以通过检查设备的工作状态、测量电压和电流、查看故障记录等方式来判断可能的原因，
并采取相应的修复措施，以确保系统的正常运行。
10kV配电线路常见跳闸原因分析及对策
10kV配电线路常见跳闸原因分析及对策摘要：10kV配电线路的安全稳定运行对保障电力用户供电安全及可靠性具有重要意义，也是供电企业开展优质服务的重要基础，但现实中10kV配电线路跳闸情况仍时有发生，影响了广大人民群众的生产生活。
本文对10kV配电线路常见跳闸原因进行分析，提出相应的管理措施及技术措施，对降低10kV配电线路跳闸率有一定的指导意义。
关键词：10kV配电线路；跳闸；对策一、10kV配电线路跳闸产生的原因从技术方面分析，主要有：一是线路设计把关不严，导线截面、设备额定电流、CT变比等型号选择不当，档距弧垂过大，交叉跨越线路安全距离不够导致放电，气象条件不符，大量使用架空裸导线，绝缘性能低。
二是网架结构薄弱、线路超期服役、设备老化、造成重过载，绝缘子串中存在不合格绝缘子，长期运行可能发生闪络、击穿放电，发生保护动作，极易引发跳闸事故。
三是自然灾害原因导致。
在绝缘子质量不过关、避雷器性能下降或缺少避雷线的情况下，雷击容易造成绝缘闪络、断线、避雷器被击穿。
暴雨、冰冻现象造成倒杆，大风造成线路舞动引起相间短路或金具断裂，大雾造成绝缘子击穿闪络和电晕。
四是线路建设及维修改造时施工工艺不达标，偷工减料。
如杆塔基础不牢固或埋深不够、拉线未拉紧、线路与电气设备连接未采用铝（铜）设备过渡板（线夹）使非同类金属连接造成氧化、架空绝缘线绝缘耐张线夹没锁死造成脱线、绝缘T接穿刺线夹安装不正确造成导线受损、电缆敷设扭曲弯度过大造成电缆受损、电缆头制作不规范、接地引下线用铝线或铁丝代替、设备安装角度或倾斜度不够造成断开点距离不足、架空线缆紧固点过紧受力过大等原因，导致线路带病运行，容易引发跳闸事故。
五是异物短路，重点有蔬菜大棚膜、防晒篷布、风筝、塑料气球、过街宣传横幅、彩带等绕线、金属丝抛挂，以及鸟害造成绝缘子污闪及短路，地下电缆出线裸露部分小动物短路等。
六是部分材料质量不合格，如避雷器、跌落开关绝缘值不合格或递减速度快，运行中被击穿造成线路跳闸，电杆混凝土标号低，配筋截面不足或减少数量造成开裂断杆，铁附件含杂质导致强度不够，造成横担扭曲变形或断裂，镀锌质量差，锈蚀严重，金具断裂脱落或开销。
分析10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
分析10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施现代工业生产中，电力设备是必不可少的重要设备之一，而配电线路作为电力传输的重要环节，一旦出现故障将会导致生产中断，给企业带来严重的经济损失。
对10kV配电线路的故障原因进行分析，并制定有效的运行维护检修措施，对保障生产稳定运行具有重要的意义。
一、10kV配电线路故障原因分析1. 设备老化10kV配电线路中的设备随着使用时间的增长，会逐渐老化，导致设备性能下降，甚至出现故障。
主要包括断路器、隔离开关、变压器等设备。
解决方法：定期进行设备的维护保养，及时更换老化设备，确保设备处于良好状态。
2. 温度影响温度是影响电力设备工作的重要因素，如在高温环境下，设备可能会因为过载而引起故障。
解决方法：对设备周围的温度进行检测，当温度超过设备允许的范围时，及时采取降温措施，确保设备正常工作。
3. 外部环境影响10kV配电线路所处的环境往往比较恶劣，例如受到风沙、潮湿等环境因素的影响，导致设备故障。
解决方法：在设备周围加装防护设施，保护设备不受外部环境的影响。
4. 施工质量10kV配电线路的施工质量直接影响设备的使用寿命及运行安全，如接头接触不良、电缆铺设不规范等问题都会引起故障。
解决方法：加强施工质量管理，采用先进的施工工艺和设备，确保施工质量符合标准要求。
二、10kV配电线路运行维护检修措施1. 定期检查定期对10kV配电线路进行全面的检查，包括设备的外观、温度、运行状态等，发现问题及时处理，确保设备安全运行。
2. 设备维护保养对10kV配电线路中的设备进行定期的维护保养工作，包括清洁、润滑、紧固，以及设备性能测试等，确保设备处于良好状态。
3. 故障预防通过对10kV配电线路故障的分析总结，制定相应的故障预防措施，包括提前更换老化设备、加强设备防护措施等，减少故障的发生。
4. 应急处理建立完善的应急处理机制，一旦发生故障，能够立即采取有效的措施进行处理，减少故障对生产造成的影响。
10kV线路故障及引起主变保护动作原因分析
10kV线路故障及引起主变保护动作原因分析摘要：本文首先通过对故障现场及故障录波资料进行综合分析，再现 10kV 线路CT故障发展全过程；然后对10kV 线路保护不动作原因、主变后备保护动原因进行分析；最后提出暴露问题及整改措施；本文对类似的故障、保护动作分析具有一定的借鉴意义。
关键词：故障原因；运行方式；故障录波；保护动作1 事件概述2017年05月22日08时42分07秒596ms，110kV某变电站1、2号主变A、B套保护低压侧复压过流Ⅰ段1时限动作跳开10kV母线分段开关010，08时42分07秒697ms ，2号主变A、B套保护低压侧复压过流Ⅰ段2时限动作跳开2号主变低压侧开关012，导致110kV某变电站10kV母线失压。
1、1 故障前运行方式通过表1、表2可以看出，2017年05月22日08时42分，只有主变后备保护动作，而10kV灯江线线路保护当天无动作，但5月18日10时30分及5月16日02时44分都正确动作过，基本上可以断定，10kV灯江线线路保护在本次故障时拒动的可能性很小。
2 故障原因分析通过录波分析（见图3），T1（08时42分06秒879ms）时刻，主变低压侧C相电压下降为零，故障电流为零，由于10kV系统为中性点不接地系统，故障电流电压分布符合小电流接地系统单相接地特征，判断为10kV系统C相接地；T2（0.25s后）时刻，主变低压侧B相电压急剧下降且BC相故障电流大幅增加，电流电压分布符合系统两相短路故障特征，判断10kV系统由C相单相接地发展为BC相间故障；T3（0.017s后）时刻，主变低压侧A相电压下降为零，A相电流大幅上升，此时系统三相电压为零，存在比较大的三相故障电流，电流电压分布符合系统三相短路故障特征，判断10kV系统由B、C相两相短路发展为ABC三相短路故障。
事故后通过现场检查（见图2），灯江线CT靠母线侧A、B、C三相都有电弧闪络痕迹。
结合现场检查及故障录波分析，灯江线CT靠母线侧C相发生接地故障，持续0.25s后发展为BC相间故障，0.017s后，发展为三相短路故障。
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施10kV配电线路是城市或乡村的主要电力配送系统之一，它承担着将高压电力输送到终端用户的重要任务。
由于各种原因，10kV配电线路可能会出现故障，导致停电或安全事故。
对于10kV配电线路的故障原因及运行维护检修措施的了解和掌握，对于保障电网运行安全和电力供应的稳定性至关重要。
一、10kV配电线路故障原因1. 天气原因天气原因是导致10kV配电线路故障的重要因素之一。
强风、暴雨、冰雪等极端天气可能导致电力设备的断线、短路，甚至设备损坏，进而引发停电事件。
2. 设备老化10kV配电线路中的电力设备经过长期运行，随着使用年限的延长，设备的性能可能会逐渐下降，导致设备老化、绝缘性能下降、接触电阻增加等现象，从而增加线路故障的风险。
3. 设备缺陷10kV配电线路中的电力设备可能存在制造缺陷或安装缺陷，这些缺陷可能随着时间的推移逐渐显现，并最终导致设备的故障和线路停电。
4. 外力破坏外力破坏是指外部因素（如施工、交通事故等）对10kV配电线路设备的非正常作用，可能导致设备的损坏、断线等故障现象。
5. 人为原因10kV配电线路的运行与维护需要人员进行操作和管理，如果操作不当或管理不善，可能引发线路故障。
过载操作、误操作、维护不到位等可能导致设备故障。
1. 定期检查对10kV配电线路中的主要设备进行定期检查，包括检查导线、绝缘子、变压器、避雷器、开关设备等，确保设备的正常运行。
2. 清洁维护对10kV配电线路中的设备进行定期清洁和维护，去除设备表面的杂物和灰尘，确保设备的绝缘性能和导电性能。
3. 防护措施加强10kV配电线路设备的防护措施，包括做好防雷、防风、防水等工作，确保设备在极端天气条件下的安全运行。
4. 线路勘察对10kV配电线路进行定期勘察，及时发现线路附近的外部危险因素，并及时处理，以减少外力破坏导致的故障事件。
5. 停电检修对10kV配电线路设备进行停电检修，并在安全措施下对设备进行维护、维修和更换，确保设备的正常运行。
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
10kV配电线路保护误动原因及分析
10kV配电线路保护误动原因及分析摘要：10kV配电线路在系统运行的过程中，经常会存在多种因素导致的保护误动，并造成10kV开关继电保护装置误动作，导致开关误跳闸，进而对用电系统的正常运行产生影响。
电网安全运行与继电保护装置有着密切的联系。
继电保护误动将对人们的用电产生影响。
10kV开关继电保护装置误动导致的跳闸现象比较常见，甚至会损害电网系统。
所以，本文就针对10kV配电线路保护误动的原因进行分析，然后提出相应的处理对策。
关键词：配电线路；误动；原因；分析随着我国经济的快速发展，电力系统的建设规模不断扩大，对10kV供电系统提出的要求越来越高、越来越严格，然而出现的各种故障也呈上升趋势，对社会经济发展和人们生活质量产生了一定的影响。
对于10kV配电线路来说，在线路恢复送电合线路开关时，因励磁涌流引起的无时限电流保护误动作较普遍。
电力系统继电保护及自动装置主要是依据电力系统中电流、电压的变化作出相应动作，在设计前期，为尽可能提高逻辑运算结果的准确性，并没有过多地考虑涌流问题。
但在电力系统运行过程中，发现励磁涌流对其稳定运行产生了很大的影响，特别是在10kV线路开关合闸过程，出现多起线路保护误动作事故。
如果不采取措施解决变压器励磁涌流问题，将导致继电保护装置误动作，直接影响继电保护装置运行的稳定性，进而影响电能的输送，甚至威胁整个电力系统的安全稳定运行。
1、继电保护误动跳闸故障的原因1.1工作电源不合适使用合适的工作电源与继电保护装置能够稳定运行息息相关。
但是有些电力公司采用性能差价格低廉的工作电源以减小成本，结果10kV开关继电保护装置安全存在隐患，甚至损害和影响公司的长远发展。
不合格的工作电源将导致10kV 开关继电保护装置性能欠缺，造成10kV开关继电保护装置供电不稳定，给10kV开关继电保护装置的供电带来问题，甚至导致继电保护装置报废。
此外，纹波系数相对较高是不合格的工作电源的较大缺陷，导致10kV开关继电保护装置大大降低使用寿命，10kV开关继电保护装置误动作的概率增加。
10kV线路过电压保护器的故障成因与运行维护
10kV线路过电压保护器的故障成因与运行维护摘要：过电压保护器在输电网中不仅发挥着极为重要的作用，同时还具备了保护输电线路以及限制线路电压的功能。
尤其是在预防雷电对输电线路造成的损坏这方面效果非常明显，在发生雷电时过电压保护器就会将雷电的放电量及时的吸收以达到保护输电线路的目的。
为确保电网的安全稳定运行必须重视电压保护器故障的维修。
本文就10Kv线路过电压保护器常见的故障维修进行了简要的分析和探讨。
关键词:10kV线路;电压;保护器引言在输电线路中过电压保护器对线路的保护具有极为重要意义，正常运行的过电压保护器可以将自然灾害对电路破坏程度降至最低，是保护输电线路安全稳定运行的基础。
虽然过电压保护器应用的目的是为了保护输电线路，但是因为使用过程中的不可预知因素较多，导致其在使用过程中经常发生故障，对输电线路造成严重的损坏。
一、10kV线路过电压保护器故障出现原因分析1、避雷线的选择欠缺合理性虽然将架空地线作为过电压保护器的雷线，限制感应过电压这一方法机构改革实践也取得了比较好的效果，但是这一方法在实际应用过程中存在的潜在风险相对较多。
一般情况下架空地线所具备的绝缘等级都相对较低，如果受到雷电影响的话就很容易出现闪络现象，就会发生绝缘线路被烧断的现象。
所以，必须科学合理的选择避雷线，否则就会影响到过电压保护器的正常稳定工作。
2、输电线路老化较为严重在输电网中经常会发生因为输电线路设备的老化而引起的安全事故，针对这一问题必须予以充分的重视。
在使用过电压保护器的过程中实际上也存在着线路以及相关设备老化的问题，这些设备出现的故障不仅影响了输电线路的正常运行，同时也降低了过电压保护器保护输电线路的效率，埋下了引发重大安全事故的隐患。
3、设备安装不合理输电线路在安装的过程中，一般情况下安装人员所采用的都是并沟线夹的方式进行安装，虽然使用这种线夹安装降低了线路发生故障的几率，但是这种材料在实际安装的过程中依然存在着较大的安全风险，这种并沟线夹长时间使用之后就会出现接触不良的现象，这不但降低了过电压保护器的抗雷效果，严重的时候还会造成输电线路出现断电的问题。
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10kV线路保护动作原因及改进万文军（国网武汉供电公司检修分公司汉口配电运检室，湖北武汉430021）【摘要】在10kV配电线路运行过程中，时常发生因配电变压器励磁涌流导致的配电线路电流保护动作。
本文主要从励磁涌流产生的原理及影响入手，重点对10kV配电线路存在的问题进行了分析，并有针对性地的提出了10kV线路保护动作的改进方案，希望给行业相关人士提供一定的参考和借鉴。
【关键词】10kV线路；保护动作；改进【中图分类号】TM773【文献标识码】A【文章编号】2095-2066（2017）34-0042-021引言在实际应用过程中,电力系统继电保护以及自动装置的运行原理为:根据电力系统中电压及电流的变化情况作出及时的动作。
为有效提升逻辑运算结果的精准性,并为对涌流问题予以充分考虑。
然而在整个电力系统的运行过程中,励磁涌流对线路运行的安全性和稳定性产生严重影响,尤其是在10kV线路开关的合闸过程,极易出现保护动作。
如果不采取合理措施对变压器励磁涌流问题加以解决,将会导致继电保护装置出现误动作,对继电保护装置运行的安全性产生直接影响,甚至对电能输送产生一定影响。
2励磁涌流产生原理当变压器励磁电流仅经过其一侧时,通过电流互感器反应到差动回路将出现不平衡的状态。
如果外部出现故障时,因电压降低,其励磁电流也会随之减小,影响也比较小。
然而一旦变压器外部故障被切除或者空载投入后使得电压得以恢复,因变压器铁芯中的磁通无法产生突变,则会产生一个非周期分量磁通,导致变压器铁芯出现饱和状态,进而产生较大的励磁电流,即励磁涌流。
在这一过程中,如果励磁涌流极具增大就会变成差流,幅值比较大,如果不及时采取合理应对措施则会导致差动保护误动的情况出现。
310kV线路保护动作原因及存在的问题在线路运行过程中,如果出现多次10kV配电线路跳闸或者停电后恢复送电时,就会初选过流保护动作跳闸情况,此时自动重合闸出现故障,手动试送则会出现动作跳闸情况,且电力运维人眼对整条线路进行检查之后并未发现问题,无法找到故障点。
经过深入研究发现,随着电力负荷的不断增长, 10kV线路挂接的容量比较小的配电变压器数量不断增多,在线路开关合闸的瞬间,各个变压器产生的励磁涌流就会叠加,加上电动机自启动电流等因素的影响,极易导致线路保护动作跳闸而出现无法送电的情况。
在实际运行过程中,10kV线路通常运用的是三段式电流保护,也就是Ⅰ段瞬时电流速断保护、Ⅱ段限时电流速断保护、Ⅲ段过电流保护。
电流速断保护作为配电线路的主保护,必须具有较高的灵敏度,所以,Ⅰ段瞬时电流速断保护动作的电流一般比较小。
当10kV线路分支较多、线路较长、挂接配电变压器比较多时,励磁涌流则会出现较大的峰值。
加上Ⅰ段瞬时电流速断保护动作的视线为零秒,采取合闸操作之后,励磁涌流的起始值一般会超过Ⅰ段瞬时电流速断保护装置定值,导致电流速断保护出现误动情况。
在整定计算时,为躲过励磁涌流,在于主变后备保护定值进行匹配的情况下,对电流速断保护定值进行适当调大。
经过大量研究表明,励磁涌流大小与时间成反相关,初始时期涌流较大,经过一段时间之后涌流就会降低为零,且经过7~10个工频周波之后,涌流就会自动衰减到可以忽略的范围内。
这一过程中,当涌流衰减为零,线路电流值将与线路的负荷电流接近,流过保护装置的电流即为线路负荷电流。
为避免励磁涌流出现保护误动作之后,可以运用延长动作时间以及提升Ⅰ段电流速断保护装置定值的方式来躲避励磁涌流。
一般来说,在Ⅰ段瞬时电流速断保护回路加入0.15~0.2s进行延时操作。
这种方式最大的优点在于不需要对保护装置进行大范围改造,即可有效避免电流速断保护误动。
同时也存在以下几个问题:①随着Ⅰ段电流速断保护装置定值的增加,灵敏度逐渐降低;②延长动作时间,其保护范围就会相应缩短,增加了故障的切除时间,对设备产生严重危害。
4改进方案4.1改进方案1在10kV线路保护中相应增加二次谐波制动闭锁功能,即在对原有定值不改变的前提下,对励磁涌流与故障电流进行区分。
一般来说,励磁涌流中的二次谐波含量较大,而变压器差动保护正式对该特性的利用,对二次谐波制动进行设定来预防励磁涌流引起的保护动作。
如果在10kV线路保护中,相应增加二次谐波制动闭锁功能,一旦线路出现故障,如果没有产生二次谐波,则不闭锁保护,如果线路中产生励磁涌流,则会迅速启动线路闭锁功能,以免因变压器励磁涌流还产生保护误动作。
4.2改进方案2随着电网建设规模的不断扩大,10kV线路负载明显增加,一旦出现故障则短路电流也会明显增加,当线路的出口处出现短路故障时,短路电流瞬间增加,使得变压器二次侧遭受电流的强大冲击,所以,需要对特殊段定制进行设置闭锁重合闸,以免变压器遭受强大电流而烧损。
4.3改进方案3一旦变电站线路出口附近出现故障,且断路器失灵,则需要变压器后备保护在对故障进行切出,通常情况下,其整定时间为2.2s。
因线路出口附近故障短路电流较大,导致故障切出时间较长,极易出现一次设备或者变压器烧毁事故。
所以,电力运维部门应在10kV线路保护加装出口故障断路器失灵这种判别功能。
其特点为线路出口出现跳闸情况之后,短路电流较大且不会自行消失,为此,加装线路出口故障失灵保护,能够避免线路出口故障时,断路器失灵切出时间长所形成的相应危害。
510kV线路保护动作改进的相关管理对策5.1加大配网规划管理力度最近几年以来,由于电网电力负荷的迅猛增长,线路配电变压器的容量也不断增加,负荷较为密集,各变压器励磁涌流的叠加效应也逐步增强。
所以,电力企业相关管理部门应加大对配网规划的管理力度,对线路的负荷进行合理分段,以免因励磁涌流而导致线路保护动作跳闸。
5.2合理调整保护定值42(1)电流Ⅰ端定制依据躲过配电线路变压器来实现励磁涌流的整定,时长为0s。
因空载变压器合闸是个瞬间过程,导致励磁涌流出现叠加,所以很难对配电线路空载合闸送电时的最大励磁涌流值进行核算。
加上电流Ⅰ段没有延时动作定值,所以可以依据保护动作情况以及现场的运行经验来对定值进行适当增加。
(2)电流Ⅱ段定值与整个变电站主变后备保护定值呈反相关,时长为0.2s。
依据变压器励磁涌流随着时间的增加不断衰减的特点,电流Ⅱ段定值设置0.2s短延时,其延时和上有主变后备保护与整定值成反相关,大大提升了保护动作的灵敏度。
(3)电流Ⅲ段定制延时1s,依据躲过线路最大负荷电流进行整定。
在这一过程中,该段定值不需要与上游定值进行反配合,也不必对励磁涌流的影响进行考虑,大大提升长线路末端故障保护的稳定性。
(4)对电流加速段定值予以适当太高,并设置0.1s延时,以免重合闸动作过程中因励磁涌流而导致保护动作跳闸的情况出现,大大减少了线路的停电时间,提升了整个配电线路运行的经济性与可靠性。
6结语总而言之,在实际运行过程中,由于配电线路处于整个电网的末端,具有点多、面广且配变多等特点,大大提升了保护定值的整定难度。
加上,保护配合存在较大的灵活性配合方法不同,其保护效果也不尽相同。
所以,随着经济及社会的不断发展,电网的不断发辫,在对保护定值进行整定计算的过程中,应对线路负荷性质、线路结构以及励磁涌流等多种因素对重合闸及电流保护的影响予以充分考虑,并结合实际情况对各种方式予以灵活选择,切实提升保护动作的灵敏度和选择性,为确保电网供电的安全性与稳定性打下坚实基础。
参考文献[1]熊婷婷,曾祥君,王媛媛,等.非有效接地电网单相接地故障选线技术综述[J].电气技术,2013(5):1~6.[2]尹星光,宛玉健,张新州,等.10kV线路故障引起相邻线路异常跳闸的原因分析[J].华电技术,2012(7):23~27.[3]王庆华.馈线继电保护误动作分析及防止对策[J].广西水利水电, 2014(3):54~55.收稿日期：2017-8-12作者简介：万文军(1967-),男,高级技师,本科,主要从事配电运检工作。
10kV配电线路的运行维护及检修工作探究胡启伟（国网四川省电力公司成都市官仓供电分公司，四川彭州611930）【摘要】在电力系统中，针对10kV配电线路的维护及检修是非常重要的，为避免在电力输送过程中出现故障，因此，对遇到的主要问题进行总结，从而分析相关原因，并及时采取对应的处理措施，做好安全防范。
在本文中，做了相关的探讨，以供借鉴参考。
【关键词】配电线路；电力故障；维护；检修【中图分类号】TM75【文献标识码】A【文章编号】2095-2066（2017）34-0043-02前言伴随着社会的不断进步与发展,我国的电力行业也突飞猛进,作为基础设施的输配电线路建设也一路跟进,当然,出现的问题也是越来越多[1]。
和一般的输电线路对比而言,10kV 的配电线路极容易受到一些因素的干扰影响,例如天气情况、自然条件、鸟类动物等等,此外,这些线路的搭建多数在农村,人们的意识觉悟偏差,安全意识不强,也常常出现人工破环的情况。
针对可能出现的上述种种情况,我们就结合配电线路的运行特征,进行更进一步的探讨,以期查找问题,分析原因,采取措施,做好预防事故的准备工作。
1产生故障的影响因素1.1自然因素大多数配电线路的设计,没有结合当地的自然属性特征来思考问题,由于地形地貌的不良因素,导致配电线路没有较好的通道,尤其在林木较多的地方,一旦遇到吹风下雨的天气甚至雷击就有可能引起线路短路[2]。
一般在人烟稀少的的山林或者旷阔地带,在潮湿多雨的季节和空气湿度大的地方,容易出现短路故障等问题,使得配电线路变得不安全和不稳定,进而引起更大的故障。
1.2外力因素由于,10kV配电线路路径较长,跨度大,不稳定性因素多,特别在农村区域,分布较广,监管力度薄弱,通过的行车过高或者人们在砍伐开采过程中,没有较强的行为活动安全意识[3]。
所以,外力活动的破坏对设备造成了一定程度的影响,严重的情况,可能还会引发一些事故。
1.3设备因素从我国配电线路网来看,有些范围出现配电线路与其他线路交叉跨越安全距离不足,在风吹日晒的自然环境条件下,导致线路出现老化,降低了线路的功效,或者存在超负荷运行的情况,使得线路松弛变软,弧垂增大,可能碰触到周边的东西,导致出现故障问题。
另一方面,设备在采购、安装之初就存在一定质量缺陷,没有及时发现,或者听之任之,麻痹大意,也会给线路运行带来隐患。
1.4管理因素对于电力行业系统而言,其具体在配送电路、电网的管理上有待加强,体系不完整,人员力量不足,业务能力欠缺,由于这些因素,造成对运行维护管理和检查检修的工作难度增加,无法做到随时监管,也就不能确保正常工作[4]。
除此之外,配电线路的管理人员的综合素质偏低,工作中出现敷衍了事的情况,没有较强的安全防范意识,职业能力低,配电线路的管理和维护制度不完善,最终,给线路生产运行留下了安全隐患,使得故障频繁出现(见图1)。