集电线路跳闸原因

集电线路跳闸原因（通用8篇）

集电线路跳闸原因 篇1

一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸

原因分析及预防措施

文/运维管理部

董参参

摘要：风电场变电站最容易发生事故的设备就是架空线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流Ⅱ段动作大多数是二次设备异常引起的误动。本文主要分析了一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸事故，阐述了检查过程及预防措施，从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。

关键字：零序电流互感器

零序电流

接地线

一、事故过程及设备简介：

2014年5月我站35kV润风六线集电线路因零序Ⅱ段动作，断路器跳闸，查看监控系统报文可知，在跳闸前，该集电线路曾多次报整组启动。该线路共计10台箱变，总容量为25MW，线路采用南瑞继保的PCS9612线路距离保护装臵，零序保护电流由外部专用的零序CT引入。跳闸前线路有10台机组并网运行，有功功率约为21.56MW，电流值约为:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。

二、跳闸故障分析：

设备跳闸后，后台监控报文显示为零序Ⅱ段动作跳闸，零序电流0.195A，就地检查综合保护装臵报警情况，报警内容与后台一致，设备动作正确。随后现场人员分析了故障录波装臵记录的跳闸波形，故障录波显示瞬时值波形如图

1、有效值波形如图2。

图1（跳闸时刻电压电流瞬时值）

图2（跳闸时刻电压电流有效值）

通过跳闸故障时刻的瞬时值和有效值分析可知，跳闸时刻35kV母线电压平衡，相电压无明显降低或者升高，也没有产生零序电压，瞬时值波形平滑，无畸变。跳闸时刻电流瞬时值波形为平滑的正弦波，没有发生畸变，所以一次设备没有发生放电现象。通过理论推断可知，如果集电线路发生了接地故障，不但该集电线路有零序电流，该段母线上的接地变也会产生零序电流，对比接地变和跳闸集电线路的零序电流，发现该段母线上的接地变并没有零序电流，如图3所示。由此推断一次设备运行正常，没有发生单相接地，或者相间短路等故障。

图3（跳闸时刻线路零序电流为0.19A和接地变零序电流为0.00A）

图

1、图2都有一个异常现象，在跳闸时刻有零序电流，显示电流值为0.19A，并且35kV润风六线电流Io在跳闸时刻之后还一直存在，显示的电流值为0.19A。以上对图1和图2分析已经得知一次设备并无故障，依据零序电流产生的原理推断，就不具备产生零序电流的条件，断路器跳闸后，三相电流已经全部为0（图1和图2可证实），就更加不可能产生零序电流。

现场人员带着疑问查看了故障录波的实时监测值，此时润风六线断路器在分闸位，该线路显示三相电流为Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考虑到零点漂移认为此时的电流均为0，但是零序电流Io实时监测值为0.137A，如图4所示。为了进一步证实该电流的存在，又检查了该集电线路的综合保护装臵二次实时测量值，该线路的零序电流显示为0.130A，如图5所示。设备跳闸后，故障录波实时监测和线路保护装臵都显示该集电线路的零序电流为0.13A左右，再次确定了该电流的存在。

由以上分析可知，35kV润风六线集电线路零序Ⅱ段动作跳闸，原因为保护装臵检测到了不正确的零序电流引起的保护动作，一次设备无故障。

图4（跳闸后故障录波实时监测线路零序电流显示为0.137A）

图5（跳闸后线路保护装臵零序电流显示为0.130A）

现场分析产生不正确的零序电流有两种可能性，一是二次设备受到干扰产生感应电流，导致装臵检测到了0.13A的零序电流，二是零序电流互感器的一次回路中确实有电流，但是并不是一次回路中产生的，而是电缆屏蔽层接地受到干扰产生的感应电流。分析可知二次设备受到干扰产生感应电流大部分是瞬时的，不可能永久性存在，那么因为电缆屏蔽层产生感应电流的可能性较大，随后现场对第二种可能性展开了检查。

三、现场设备检查：

现场分析该零序电流是由外接零序电流互感器测量的，首先从线路的零序电流互感器及二次接线入手。现场使用钳形电流表测量了零序电流互感器二次线电流，测量到的电流值为0.13A（如图6所示），与综合保护装臵监测到的电流值一致。查看零序电流互感器的名牌可知，该电流互感器的变比为100/1，依据测量到的二次值推断，一次电流值为13A左右。，随后，现场测量了穿过零序电流互感器的电缆屏蔽层接地线，该接地线的电流为6.87A（如图7所示）。

图6（跳闸后测量零序二次电流0.13A）图7（跳闸后测量屏蔽层接地电流6.78A）

根据现场电流互感器的安装结构分析，通过零序电流互感器的电流有两个，第一是电缆的屏蔽层，第二是穿过零序电流互感器接地的屏蔽层接地线（该接地线是把两个电缆的钢铠和屏蔽层都短接在一起再连接到接线上），如图8所示。已经测量到屏蔽层接地线的电流为6.78A，由于电缆太粗，现场无法测量电流，但通过推断可知，电缆接地线和电缆屏蔽层的电流大小相等，那么两个电流相加为13.56A，印证通过二次测量值计算出的一次电流值为13A左右。现场人员判断问题就出在电缆接地线和电缆屏蔽层上。

图8（零序电流互感器）

现场人员仔细检查电流互感器的安装位臵和接地线位臵，发现电缆接地线穿线错误，正确穿线后电缆屏蔽层和电缆接地线的电流大小相等方向相反，相互抵消。由于安装错误导致电缆接地线按照同方向在电流互感器中绕了两圈，即零序电流互感器一次的匝数由1变为2，一次实际测量的6.87A，二次计算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。证实了实际测量值。

我站零序电流互感器为后期改造安装的，安装完成后电缆的接地点都在零序互感器的上端，依据中华人民共和国国家标准--电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范--（GB50168-2006）6.2.9可知，电缆通过零序电流互感器时，电缆接地点在互感器以下时，接地线应直接接地；接地点在互感器以上时，接地线应穿过互感器接地。

该事故发生前施工方进行过电缆接地线穿过零序电流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出现了穿线错误，导致保护装臵检测到了错误的零序电流，引起保护动作。电缆接地线穿过电流互感器正确和错误对比图如图9所示。该缺陷属于工程方施工遗留缺陷，查明原因后联系施工方进行整改，并且对所有零序电流互感器屏蔽层接地线进行了排查，确认其他电缆屏蔽层接地线没有穿线错误。接地线整改后测量电缆屏蔽层接地线还是存在一定的电流，但是并没有通过零序电流互感器，保护装臵测量到的零序电流在0.02左右，设备运行正常。

正确

错误

图9（电缆屏蔽层穿过零序电流互感器接地对比）

四、事故预防措施

零序电流互感器正确的安装非常重要，其中一条要求就是电缆接地点在互感器以上时，电缆接地线应穿过互感器接地，避免高压电缆的屏蔽层的杂散电流和感应电流引起零序电流互感器保护误动。但是在实际施工现场，有些电缆接地线该穿零序电流互感器时未穿，或者倒穿了，造成零序保护不能正确动作。

公司代维现场大部分都是新建变电站，业主的工程和施工人员水平不一。多数现场在工程期间代维人员都入住现场，开始了代维工作，包含工程期间的缺陷管理，甚至不少现场都是我们公司代维人员代替业主进行的安装工程验收。这就要求代维现场人员至少要具备以下两点：

1、全面了解《电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范》等国家标准。如果业主需要公司代维人员代替验收时，现场人员一定要按照国家标准验收，切实保障客户利益最大化，保障后期安全稳定运行。

2、新交接的代维变电现场，代维人员要对零序电流互感器安装，无功补偿电容器的安装等容易出现安装纰漏的设备，进行一次全面的检查，包含重要连接部位的螺栓紧固，高压隔离开关接触电阻测试等，及早发现问题，及时处理问题，避免反送电后影响设备安全运行。

参考资料：

1、中华人民共和国国家标准电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范（GB50168-2006）

2、零序电流互感器安装注意事项_百度文库

http://wenku.baidu.com/view/1067190b7cd184254b353570.html?re=view

集电线路跳闸原因 篇2

截止到2012年8月, 山东电网共有55座风电场, 装机容量达到342.9万千瓦, 最高发电负荷219.8万千瓦。根据“十二五”发展规划, 预计未来风电行业仍将会保持高速发展, 但风电场普遍存在比较容易遭受雷击等不利因素的影响, 为打造电网友好性风电场, 采取防范措施避免风电场雷击事故发生, 确保风电场安全、可靠、稳定运行。

风电场集电线路是风电场主要组成部分, 该风电场共六条集电线路, 总长度为34.2公里, 集电线路所径之处为旷野山脉, 集电线路长, 遭遇雷击的机率较大, 雷击放电引起很高的雷击过电压, 是造成线路跳闸事故的主要原因。据统计, 雷击引起线路跳闸事故占该风电场事故的76%。雷害成为仅次于污闪影响风电场运行安全稳定运行的主要因素, 因此, 完全有必要研究并采取集电线路的防雷措施。

1 典型雷击事件描述

该风电场所处山东省济南地区, 是雷电活动较为活跃, 高土壤电阻率、地形复杂的山区。进入夏季后, 该风电场集电线路发生多次雷击事故。最严重的一次雷击:2012年07月31日20时43分19秒921毫秒, 该风电场35kV第V回集电线路0311开关过流I段保护动作出口, 开关跳闸, 第V回集电线路停运。由于故障时济南地区正在下雨, 第V回集电线路巡检道路无法通过。风电场安排运检人员在8月1日早上对35kV第V回集电线路及所带风机、箱变进行逐一检查。8月1日上午对第V回集电线路进行检查, 没有发现异常。对第Ⅴ回集电线路所带风机、箱变进行检查时发现501箱变内B相过电压保护器、502箱变内B相过电压保护器、503箱变内B相过电压保护器、506箱变内B相过电压保护器、510箱变内A相过电压保护器、511箱变内B相过电压保护器、512箱变内B相过电压保护器发生动作。与第Ⅴ回集电线路事故记录的时间吻合, 其他箱变的过电压保护器均未动作。巡视第Ⅴ回集电线路, 没有发现异常, 集电线路避雷器没有雷击计数器, 无法确认是否动作。检查站内设备, 全部正常。对第Ⅴ回集电线路测绝缘, A相对地绝缘值:6兆欧, B相对地绝缘值:6兆欧, C相对地绝缘值:6兆欧, A—B相绝缘值:14兆欧, A—C相绝缘值:14兆欧, B—C相绝缘值:14兆欧。08月01日17时40分, 第Ⅴ回集电线路送电成功, 风机并网发电。

2 故障原因分析

2.1 从第V回集电线路开关0311保护装置记录看, 是过流I段保护动作, 动作电流28.04A, 远大于过流I段保护定值I=15.7A, 延时43ms保护正确动作出口跳开0311开关。据此推断第V回集电线路或所带箱变发生了短路故障。

2.2 从故障录波波形来分析:从35kV第V回集电线路电流波形来看:

故障时, A、B、C三相电流都同时升高, 说明在第V回集电线路上发生了三相短路故障。

从35k V II母线电压波形来看:

故障时, 35kVII母线电压A、B、C三相同时等幅降低, 且波形对称, 可以判断在第V回线集电路上发生了非金属性三相短路。

2.3 从现场检查情况来看:对第V回集电线路及箱变、风机逐一检查, 未发现三相、相间及单相对地故障痕迹。第V回集电线路所带17台箱变中, 从箱变的过电压保护器中记录的动作时间来看, 有7台箱变的过电压保护在本次故障时动作。

综合以上分析, 此次第V回集电线路0311开关跳闸的故障原因为雷击造成此集电线路上不同箱变的不同相别避雷器同时动作, 导致出现三相非金属性短路, 使得0311开关保护跳闸。

3 集电线路遭雷击的判别与防雷性能评价

3.1 通过几次雷击事故分析, 雷击产生电磁感应所引起的感应雷过电压, 遭受雷击概率最大的是杆塔地网接地电阻过高及避雷线保护角过大的线路。

3.2 防雷性能评价。集电线路防雷性能的优劣的重要指标一般有两个:一是线路雷击跳闸率, 二是线路耐雷水平。

线路雷击跳闸率是指每100km线路每年 (折算到40个雷暴日下) 由雷击引起的线路跳闸次数, 它是衡量线路耐雷性能的综合指标。线路耐雷水平越高, 雷击跳闸率越低, 说明线路的防雷性能越好。所以如何提高线路耐雷水平, 降低雷击跳闸率是防雷设计中非常重要的工作。

线路耐雷水平是指雷击线路时, 线路绝缘子不会发生闪络的最大雷电流幅值。低于耐雷水平的雷电流击于线路不会引起闪络, 反之, 则必然会引起闪络。集电线路雷电流超过线路耐雷水平引起绝缘子发生闪络冲击时, 由于冲击闪络时间很短不会引起线路跳闸, 但若在雷电消失后由工作电压产生的工频短路电流电弧持续存在, 将引起线路跳闸。

4 防止集电线路遭雷击损坏的对策

当发生雷击事件时, 为什么风机叶片或塔筒没有遭受雷击, 而是集电线路频繁遭受雷击, 大致计算, 雷击风机叶片或塔筒, 按三类防雷建筑物首次雷击的雷电流强度, 电流I=100kA (10/350us) , 按照GB50057-94 (2000) 规定及计算方法, 50%的雷电流流入风机基础地网, 风机基础接地电阻为4欧姆 (雷击时, 实际冲击电阻会小一些) 。为此, 该风电场对数次雷击事故高度重视, 邀请设计院、施工单位、当地气象局共同商讨应对方案:

4.1 提高集电线路耐雷水平。在多雷地区不易选择使用普通型合成绝缘子, 由于合成绝缘子两端均压环短接了部分空气间隙, 使其耐雷水平比同样安装高度的瓷绝缘子偏低。

采取对策:将原来的普通合成绝缘子更换为防雷绝缘子;采用陶瓷横担替代原镀锌铁横担。进一步提升集电线路的绝缘水平。

4.2 降低杆塔接地电阻。为了提高集电线路的耐雷水平, 每个杆塔一般都应敷设接地装置, 并与地线牢靠连接, 以使击中地线或塔顶的雷电流通过较低的接地电阻泄入大地。

采取对策:对于部分位于山顶地势较高处杆塔或高土壤电阻率无避雷器的杆塔, 可采用连接伸长接地体将每根杆塔的接地装置连接起来的措施, 以形成一条低电阻通道, 防止杆塔顶部的雷电场强发生畸变。

4.3 重新测量接地电阻, 发现不符合规定的及时整改。检查接地引下线与接地装置的连接是否符合要求, 安装是否规范、可靠。

4.4 完善避雷装置, 定期进行避雷器预试验。风电场列入年度工作计划在3月份雷雨季节前加强对线路的巡视。并抽取易受雷击杆塔上的绝缘子进行耐压试验。

4.5 在降低杆塔接地电阻有困难时, 可采用架设耦合地线的措施, 即在导线下方再架设一条地线。一是加强避雷线与导线间的耦合, 使线路绝缘上的过电压降低;二是增加了对雷电流的分流作用。尤其在山区的集电线路效果更为明显。

4.6 加装避雷针装置。根据当地气象部门的雷击统计和集电线路遭受雷击时箱变过电压指示仪显示, 在第V回集电线路501号～506号风机处的集电线路杆塔为山顶的高位杆塔或山谷迎风口处杆塔遭受雷击的次数最多。

采取对策:在容易遭受雷击的重点区域加装避雷针装置, 将雷电提前引入避雷针, 保护集电电路正常运行。

4.7 对集电线路开关试送一次。当遭受雷击的情况下, 保护动作跳闸, 因地处山区, 雷雨过后, 上山道路无法通行, 耽误设备恢复正常运行时间。

采取对策:发生雷击事件后, 查看故障录波器装置, 确认是因雷击事故造成开关跳闸, 当雷击过后, 可以先对跳闸的集电线路试送一次。当上山道路符合巡视条件时, 再对集电线路加强巡视和检查。

除此之外, 可以在易遭受雷击的线路集中区域通过填充降阻剂或置换接地体附近小范围内高电阻率土石以降低接地电阻等等。

5 结束语

为提高集电线路的防雷性能, 降低集电线路的雷击跳闸率, 应充分考虑当地地形、地貌特点、土壤电阻率的高低、气象及线路运行等各方面的情况, 根据技术经济比较结果, 然后采取相应的防雷措施。在平时运行维护工作中, 加强防雷装置和接地装置的运行维护、定期检查和测量, 保证风电场的安全稳定运行。

参考文献

[1]汪涛.湖北电网防雷状况调研报告.

[2]雷渊, 王建宏.浅谈10kV架空线路的防雷措施.

集电线路跳闸原因 篇3

关键词：风电场 集电线路 雷击 防雷措施

0 引言

截止到2012年8月，山东电网共有55座风电场，装机容量达到342.9万千瓦，最高发电负荷219.8万千瓦。根据“十二五”发展规划，预计未来风电行业仍将会保持高速发展，但风电场普遍存在比较容易遭受雷击等不利因素的影响，为打造电网友好性风电场，采取防范措施避免风电场雷击事故发生，确保风电场安全、可靠、稳定运行。

风电场集电线路是风电场主要组成部分，该风电场共六条集电线路，总长度为34.2公里，集电线路所径之处为旷野山脉，集电线路长，遭遇雷击的机率较大，雷击放电引起很高的雷击过电压，是造成线路跳闸事故的主要原因。据统计，雷击引起线路跳闸事故占该风电场事故的76%。雷害成为仅次于污闪影响风电场运行安全稳定运行的主要因素，因此，完全有必要研究并采取集电线路的防雷措施。

1 典型雷击事件描述

该风电场所处山东省济南地区，是雷电活动较为活跃，高土壤电阻率、地形复杂的山区。进入夏季后，该风电场集电线路发生多次雷击事故。最严重的一次雷击：2012年07月31日20时43分19秒921毫秒，该风电场35kV第V回集电线路0311开关过流I段保护动作出口，开关跳闸，第V回集电线路停运。由于故障时济南地区正在下雨，第V回集电线路巡检道路无法通过。风电场安排运检人员在8月1日早上对35kV第V回集电线路及所带风机、箱变进行逐一检查。8月1日上午对第V回集电线路进行检查，没有发现异常。对第Ⅴ回集电线路所带风机、箱变进行检查时发现501箱变内B相过电压保护器、502箱变内B相过电压保护器、503箱变内B相过电压保护器、506箱变内B相过电压保护器、510箱变内A相过电压保护器、511箱变内B相过电压保护器、512箱变内B相过电压保护器发生动作。与第Ⅴ回集电线路事故记录的时间吻合，其他箱变的过电压保护器均未动作。巡视第Ⅴ回集电线路，没有发现异常，集电线路避雷器没有雷击计数器，无法确认是否动作。检查站内设备，全部正常。对第Ⅴ回集电线路测绝缘，A相对地绝缘值：6兆欧，B相对地绝缘值：6兆欧，C相对地绝缘值：6兆欧，A—B相绝缘值：14兆欧，A—C相绝缘值：14兆欧，B—C相绝缘值：14兆欧。08月01日17时40分，第Ⅴ回集电线路送电成功，风机并网发电。

2 故障原因分析

2.1 从第V回集电线路开关0311保护装置记录看，是过流I段保护动作，动作电流28.04A，远大于过流I段保护定值I=15.7A，延时43ms保护正确动作出口跳开0311开关。据此推断第V回集电线路或所带箱变发生了短路故障。

2.2 从故障录波波形来分析：从35kV第V回集电线路电流波形来看：

故障时，A、B、C三相电流都同时升高，说明在第V回集电线路上发生了三相短路故障。

从35kV II母线电压波形来看：

故障时，35kVII母线电压A、B、C三相同时等幅降低，且波形对称，可以判断在第V回线集电路上发生了非金属性三相短路。

2.3 从现场检查情况来看：对第V回集电线路及箱变、风机逐一检查，未发现三相、相间及单相对地故障痕迹。第V回集电线路所带17台箱变中，从箱变的过电压保护器中记录的动作时间来看，有7台箱变的过电压保护在本次故障时动作。

综合以上分析，此次第V回集电线路0311开关跳闸的故障原因为雷击造成此集电线路上不同箱变的不同相别避雷器同时动作，导致出现三相非金属性短路，使得0311开关保护跳闸。

3 集电线路遭雷击的判别与防雷性能评价

3.1 通过几次雷击事故分析，雷击产生电磁感应所引起的感应雷过电压，遭受雷击概率最大的是杆塔地网接地电阻过高及避雷线保护角过大的线路。

3.2 防雷性能评价。集电线路防雷性能的优劣的重要指标一般有两个：一是线路雷击跳闸率，二是线路耐雷水平。

线路雷击跳闸率是指每100km线路每年（折算到40个雷暴日下）由雷击引起的线路跳闸次数，它是衡量线路耐雷性能的综合指标。线路耐雷水平越高，雷击跳闸率越低，说明线路的防雷性能越好。所以如何提高线路耐雷水平，降低雷击跳闸率是防雷设计中非常重要的工作。

线路耐雷水平是指雷击线路时，线路绝缘子不会发生闪络的最大雷电流幅值。低于耐雷水平的雷电流击于线路不会引起闪络，反之，则必然会引起闪络。集电线路雷电流超过线路耐雷水平引起绝缘子发生闪络冲击时，由于冲击闪络时间很短不会引起线路跳闸，但若在雷电消失后由工作电压产生的工频短路电流电弧持续存在，将引起线路跳闸。

4 防止集电线路遭雷击损坏的对策

当发生雷击事件时，为什么风机叶片或塔筒没有遭受雷击，而是集电线路频繁遭受雷擊，大致计算，雷击风机叶片或塔筒，按三类防雷建筑物首次雷击的雷电流强度，电流I=100kA（10/350us），按照GB50057-94（2000）规定及计算方法，50%的雷电流流入风机基础地网，风机基础接地电阻为4欧姆（雷击时，实际冲击电阻会小一些）。为此，该风电场对数次雷击事故高度重视，邀请设计院、施工单位、当地气象局共同商讨应对方案：

4.1 提高集电线路耐雷水平。在多雷地区不易选择使用普通型合成绝缘子，由于合成绝缘子两端均压环短接了部分空气间隙，使其耐雷水平比同样安装高度的瓷绝缘子偏低。

采取对策：将原来的普通合成绝缘子更换为防雷绝缘子；采用陶瓷横担替代原镀锌铁横担。进一步提升集电线路的绝缘水平。

4.2 降低杆塔接地电阻。为了提高集电线路的耐雷水平，每个杆塔一般都应敷设接地装置，并与地线牢靠连接，以使击中地线或塔顶的雷电流通过较低的接地电阻泄入大地。

采取对策：对于部分位于山顶地势较高处杆塔或高土壤电阻率无避雷器的杆塔，可采用连接伸长接地体将每根杆塔的接地装置连接起来的措施，以形成一条低电阻通道，防止杆塔顶部的雷电场强发生畸变。

4.3 重新测量接地电阻，发现不符合规定的及时整改。检查接地引下线与接地装置的连接是否符合要求，安装是否规范、可靠。

4.4 完善避雷装置，定期进行避雷器预试验。风电场列入年度工作计划在3月份雷雨季节前加强对线路的巡视。并抽取易受雷击杆塔上的绝缘子进行耐压试验。

4.5 在降低杆塔接地电阻有困难时，可采用架设耦合地线的措施，即在导线下方再架设一条地线。一是加强避雷线与导线间的耦合，使线路绝缘上的过电压降低；二是增加了对雷电流的分流作用。尤其在山区的集电线路效果更为明显。

4.6 加装避雷针装置。根据当地气象部门的雷击统计和集电线路遭受雷击时箱变过电压指示仪显示，在第V回集电线路501号～506号风机处的集电线路杆塔为山顶的高位杆塔或山谷迎风口处杆塔遭受雷击的次数最多。

采取对策：在容易遭受雷击的重点区域加装避雷针装置，将雷电提前引入避雷针，保护集电电路正常运行。

4.7 对集电线路开关试送一次。当遭受雷击的情况下，保护动作跳闸，因地处山区，雷雨过后，上山道路无法通行，耽误设备恢复正常运行时间。

采取对策：发生雷击事件后，查看故障录波器装置，确认是因雷击事故造成开关跳闸，当雷击过后，可以先对跳闸的集电线路试送一次。当上山道路符合巡视条件时，再对集电线路加强巡视和检查。

除此之外，可以在易遭受雷击的线路集中区域通过填充降阻剂或置换接地体附近小范围内高电阻率土石以降低接地电阻等等。

5 结束语

为提高集电线路的防雷性能，降低集电线路的雷击跳闸率，应充分考虑当地地形、地貌特点、土壤电阻率的高低、气象及线路运行等各方面的情况，根据技术经济比较结果，然后采取相应的防雷措施。在平时运行维护工作中，加强防雷装置和接地装置的运行维护、定期检查和测量，保证风电场的安全稳定运行。

参考文献：

[1]汪涛.湖北电网防雷状况调研报告.

[2]雷渊，王建宏.浅谈10kV架空线路的防雷措施.

集电线路、安装工程总结报告 篇4

安装工程Ⅱ标段

（合同编号：XXX）

工程总结报告

（XXX）

XXX施工项目部 20XX年XX月XX日

批准：

审定：

校核：

编写：

工程总结报告

一、工程概况

XXX风电场100MW安装工程Ⅱ标段采用6个集电线路回路，杆塔总计364基，集电线路路径总长62.05km，3×LGJ-120/20单回路架空线15.38km，3×LGJ-185/30单回路架空线46.67km，GJ-35单回避雷线8.25km，YJV23-35-3×50电力电缆2.11m，YJV23-35-3×185电力电缆4.13km，光缆53.15km。监控中心主要有一次电缆展放、二次设备安装与调试。

节点工程完成时间：

基础部分：2010-05-14～2010-07-14 立杆部分：2010-07-15～2010-08-15 放线部分：2010-08-16～2010-09-20 电缆部分：2010-09-20～2010-10-14 光缆展放: 2010-10-15～2010-10-30

二、安装依据

1）《66kV及以下架空电力线路设计规范》 GB50061—97 2）《35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》 GB50173—2006 3）《架空送电线路杆塔结构设计规范》 DL/T5154—2002 4）《送电线路基础设计规定》 DL/T5219—2006 5）《交流电气装臵的接地》 DL/T621—1997 6）《电气装臵安装工程接地装臵施工及验收规范》 GB50169—2006

三、工程进度

（1）工程量

基础开挖364基，累计完成364基；电杆组立364基，累计完成364基；3×LGJ-120/20放线15.38km，3×LGJ-185/30放线46.67km，累计完成62.05km；光缆53.15km，累计完成53.15km。（2）工程形象进度

施工情况：

公司人员于2010年5月3日进场，查看施工现场后随即开始临建设施布臵、施工工器具购买等开工前的各项施工准备。本工程于2010年5月4日正式复测开工，于5月14日完成复测工作。

基础分部工程于2010年5月14日开始开挖。基础开挖、埋设等工序由项目部管理人员配合监理部进行全程监控，并做好技术指导工作和记录工作，基础质量检验由施工队自检、项目部复检、公司专检三级质检，通过一系列管理方法保障基础质量，截止2010年7月15日全部基础回填完成。

杆塔组立分部工程共364 基杆塔，共有DM1-

15、DM2-

18、ZM1-

15、ZM1-

18、ZM2-

18、JM1-

15、JM1-

18、JM2-

15、JM3-

15、NM1-

15、NM1-

18、NM2-

18、NM4-

15、ZS1-18共14种杆塔型式。杆塔于2010年7月15日开始组立，2010年8月15日完成全部杆塔组立。杆塔组立过程中，杆塔的根开、位移及垂直角度均由测量人员使用全站仪现场测量确定，全部杆塔组立后，无论横排、竖排、斜排均在一条直线上。杆塔验收采取一杆一验收的标准、严格控制杆塔组立质量，杆塔检验由施工队自检、项目部复检、公司专检三级质检完成，每道检验严格按照检测大纲执行。确保杆塔组立质量达到优良标准。

架线分部工程于2010年8月16日开始，架线共分6个回路，做到风机每安装完成一台，线路架设一段，放线施工处于8、9二个月中。为保证工期进度，保证质量，我方采取天一亮就上班，中午多休息，晚上工作到天黑才下班，提高了工作效率，使架线工程按照工期计划于2010年10月30日顺利完工。

目前，整体工程完毕，通过最后阶段消缺工作，达到工程验收优良标准。

四、施工质量管理

1.项目部成立了以项目经理为组长的质量管理小组，组员7人，并完善各种管理制度，编写了《质量管理制度》、《质量责任制度》、《质量奖惩制度》、《材料管理制度》等一整套制度，确保工程质量落实到人。

2.严格执行图纸会审制度：项目部工程技术人员在公司技术部门的组织下，对所有图纸进行了认真的审查。

3.进行了全员技术交底：公司及项目部分别对各工程队进行了基础、杆塔组立、架线阶段质量技术交底。在三次交底过程中公司有关人员和项目部领导及技术、质安人员都到现场参加，工程队所有参加施工的员工全部接受交底并在交底记录表上签字。

4.坚持工程例会制度：项目部每月召开一次施工例会及每月安全总结，施工队每周召开一次安全会议，主要就工程安全、质量和进度进行组织和安排。会上，工程队汇报上月施工情况和下月工作计划，项目部根据工程的总体计划，结合实际进行科学调整。

5.严把材料质量关：在施工过程中项目部会同监理部对所有到货材料都进行了严格的加检验，确保无质量问题后才允许其进入现场使用；对于存在的质量问题的材料，责令供货方立即退回并更换，做到绝对不留质量隐患。

6.加大现场监控力度：在整个施工中，项目部积极配合监理部工作，安排专人进行现场监控，在基础开挖、基础回填、杆塔组立放线中，不管严寒酷暑，项目部人员始终坚守现场，做到基础完毕，管理人员方可离场的原则，有效的确保了工程质量。

7.认真执行“三级”检查验收制度：

本工程执行三级验收按照有关标准进行评定，均符合优良级标准，分项工程合格率100%。

8.工程技术资料管理：按照业主、工程公司、监理部档案管理的有关要求对工程资料进行收集、建立、保管等工作。对施工管理文件、原材料质保文件、工程施工记录、工程竣工文件等资料进行了细致的收集和整理。

五、施工质量问题处理

对于在施工中出现的质量问题，我方已按业主、监理要求全部整改闭环。如：

1.底盘埋设时，基面不平整；处理方法，派专人进入坑内将基面操平，并用全站仪测量；

2.拉线棒埋设后，被机械碾坏；处理方法，更换拉线棒；

3.绝缘子在组装前未清理；处理方法，派专人对绝缘子进行清理，做到每片无污泥，并将破损的绝缘子清理出场；

4.操作机构安装位臵偏高，不利于操作人员现场操作；处理方法，同业主、监理协商，和设计联系，并到现场查看实例后将操作机构下移至方便操作人员操作的位臵。

六、质量控制过程评价

XXX安装工程Ⅱ标段共分为1个单位工程，9个分部工程，17个分项工程，17个检验批；试验部分共分6试验项目，6份试验报告。经自检验收，所有分部分项工程质量合格，工程质量保证资料齐全，结构安全保证资料齐全，外观质量符合设计及规范要求，满足设计及规范要求。

七、施工安全管理

1.项目部始终坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，把安全生产工作始终放在一切的首位，建立健全了以项目经理为首的安全管理体系，制定了各类人员的安全生产职责，完善了《安全责任及奖惩制度》、《安全文明施工管理制度》、《防汛应急预案》《高空坠落应急预案》《触电事故应急预案》《突发事件应急预案》等各项安全管理制度，使安全工作做到有章可循、有据可依。

2.项目部领导每周坚持主持召开周安全会议，听取安全管理部门安全监管监察工作汇报及施工队每周安全总结及下周计划；查看施工防范事故的措施，经常深入现场实地检查，现场办公，对风机送电亲自督查监控；关注高温、大风、严寒天气安全施工，采取一切措施确保安全；对进一步抓好安全生产，抓好基层基础工作进行指导，研究措施，提出要求。

3.加大安全生产思想教育、培训力度。狠抓安全生产培训工作，坚持每周召开安全生产例会，参加会议人员达到规定要求，并根据班组自身工作性质，不定期在现场召开安全现场会，坚持开展站班会活动，并根据阶段安全工作需要，组织观看防火灾警示片、安全签名、安全考试、消防演练等活动，在全国“安全月”和节假日中，加大了宣传教育、检查监控、排查治理工作，有效防止安全生产隐患及事故的发生，巩固了安全管理工作。

4.狠抓落实、狠抓现场、狠抓违章。项目部坚持以制度管人，以关爱生命为出发点，强调安全工作落实的力度性，层层制定安全责任制度。施工期间，项目部加强了施工现场监控、检查、督导等工作，狠抓现场，以安全文明施工为标准，对不符合项进行了当即整改。同时，项目部强调安全管理部门及施工队兼职安全员要履行责任与义务，以身作则，敢抓敢罚，对发现有“三违”行为必须当即制止，并进行教育，情节严重者按照有关规定进行罚款；对习惯性违章做到常抓不懈，充分确保安全工作扎实开展。截目前为止，工程无安全事故。

八、试验

绝缘子进场后，我方立即上报绝缘子的合格证及出场试验报告，随即又对绝缘子进行了耐压试验，试验电压72kV，试验均合格后，我方才允许其安装使用；在避雷器安装前，我方对避雷器进行了泄露电流试验，试验结果均小于规定的50uA；对于35kV电力电缆，我方在电缆头做好后，对其进行了交流耐压试验，试验电压52kV，各项绝缘电阻达到要求；所有光缆接续完后，我方对光缆进行了测通试验，7回光缆全部测通。

九、施工图纸

1.XXX风电场100MW工程35kV架空线路施工设计图册及说明 2.XXX风电场100MW工程35kV架空线路施工设计图册及说明（补充图纸）3.XXX风电场工程施工设计〃通讯专业光缆线路施工设计图册

十、集电线路工程大事件

（1）2010年5月4日复测施工开始；（2）2010年5月14日复测完工；（3）2010年5月14日基础开挖开始施工；（4）2010年7月15日基础开挖完工；（5）2010年6月5日拉底盘埋设开始施工；（6）2010年7月15日拉底盘埋设完工；（7）2010年7月15日电杆组立开始施工；（8）2010年8月15日电杆组立完工；（9）2010年8月16日导线架设开始施工；（10）2010年9月20日导线架设完工；（11）2010年9月20日电缆头制作开始；（12）2010年10月14日电缆头制作完工；（13）2010年10月15日光缆展放开始施工；（14）2010年10月30日光缆展放完工；

十一、齐心协力、保工期

我公司承建的XXX风电场100MW安装Ⅱ标段工程，已于2010年10月30日全部完工。施工过程中，我项目部严格按照设计图纸及施工规范的要求进行施工，在业主、监理单位的大力支持与配合下，项目部上下一致、团结同心，克服种种困难，以保质量安全、抓进度为目标，克服大风（10级）、高温（地表45度）、严寒（零下25度）、风沙等恶劣天气。做好各层生产协调关系；克服多点施工，保障质量安全、进度跟进等阻碍；克服早起、晚下班等艰苦施工条件，以不同方式方法对待不同问题，显现了葛洲坝人不怕苦、不怕累、任劳任怨的精神和科学对待问题的作风，做到了质量合格、安全事故为零、分项分部工程均验收合格，质量控制资料齐全、完整、有效。施工质量符合设计及验收规范要求，综合评定合格，为实现工程整体顺利验收做出了努力。

在工程建设和收尾的各个阶段，广大干部和职工本着为党和国家及业主的高度负责的态度，齐心协力克服困难，扎实工作，始终遵循“百年大计、质量第一”的原则，全面完成了工程建设的各项任务。

在这里要感谢XXX工程项目监理部对我们的工程进行安全、质量、文明施工的检查指导工作，工程监理在工程施工当中的每个环节都有计划、有安排。对工程质量及工程管理上做了细致的检查，并且提出了宝贵的意见和建议，我施工方也及时接受监理意见，对工程进行了完善和整改。他们认真负责的工作态度也是对我们的工作负责，促使我们在安全、质量、进度及文明施工中得到了严格把关，并且得到了工程质量整改效果的提高。

XXX工程安装工程Ⅱ标段

输电线路短路跳闸故障的防范措施 篇5

作者：未知 文章来源：中国电力网 点击数：41 更新时间：2007-11-20 23:26:17 【字体：小 大】

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据统计，鸟害、绝缘子融雪闪络、大风刮上的异物这3种原因造成的输电线路短路跳闸故障一直居高不下，给电网安全可靠运行带来了严重的安全隐患。对此，笔者认为应采取以下措施。

(1)输电线路主管领导应高度重视线路跳闸故障，应根据不同季节的气候特点，及时制定线路的定期巡视和特殊巡视制度，并认真执行。所制定的制度要任务明确，责任到人。运行人员若发现绝缘子破损、裂纹、有放电痕迹、有鸟窝或导线上挂有异物，要及时报告并排除。

(2)运行单位要认真研究和分析线路故障的原因和特点，从中吸取教训，并在本系统内经常开展安全大检查活动，提高各级人员的安全意识。做到防微杜渐，警钟长鸣。

(3)设计、生产部门要根据线路所处的污秽区域情况，做好绝缘子的爬距配置工作，使其适应所处自然环境污秽等级的要求。在污秽严重的地区，对爬距不能满足要求的线路，要换成防污型绝缘子或复合型绝缘子，以提高输电线路的防污闪能力。

(4)结合春、秋检工作，利用多种形式定期对输电线路绝缘子进行污秽清除，并健全定期清扫、巡视制度，保证清扫、巡视责任制的落实。

集电线路跳闸原因 篇6

摘要：随着社会经济的发展，客户对安全可靠的供电提出了越来越高的要求。如何确保配电网安全稳定运行，降低线路故障跳闸率是供电企业关心的问题，因此，分析10 kV 配电线路跳闸的原因并采取行之有效的措施降低配网线路故障跳闸率，减少非计划停电对客户的影响，从而提高供电可靠性十分必要。

关键词：10kV配电线路；故障原因；防治措施

前言

本文某供电局374条10kV配电线路为研究参考对象，对其一年中出现的跳闸故障次数进行统计，结果如下：全年共出现跳闸故障174次，其中，从故障类型的角度统计，由于外力造成故障跳闸33次；设备故障引起的跳闸42次；自然原因引起的跳闸53次；树木障碍28次；动物因素8次；其他原因10次。对上述174次跳闸故障的原因进行分析，如表1所示。引起10kV线路故障的四个主要原因

1.1 自然灾害引发的线路故障

在自然灾害引起的线路故障中，据某供电局一年内的数据显示，雷击事故所占的比例最大，由于10kV架空线路通常较长，位于较为空旷的地方，一旦出现有雷雨天气，最容易使得线路遭受雷击。在10kV配电线路的故障中，雷击故障出现的频率也是最高的，它会造成线路绝缘层的破坏，发生断线事故。雷击是重点防治的因素。

1.2 外力破坏引起的故障

外部施工造成的故障占外力破坏比重的很高，对于发展区域来说10kV配电线路运行的情况也十分严峻，常常会因为外力的破坏而出现故障。随着城市化进程的不断加深，城市中的各项建设在如火如荼地开展着，由此而引发的施工项目会增多。在施工中，如果没有对配电设施给予有效的保护，很容易造成配电线路的破坏，导致电网故障；随着楼房建筑的增多，有些原处于空旷位置的线路被新建筑物所包围，一些违章建筑致使一些线路无法得到合理有效的控制，给线路运行带来了极大的安全隐患，同时也给配电线路的安全运行留下了安全隐患；不法分子盗窃设备，给配电线路造成严重的影响。外力破坏，使10kV配电线路面临的严峻考验。

1.3 设备引起的故障

设备故障占线路故障比例的24%，其中变压器过载跳闸占47%，变压器长期处于超负荷供电状态，其产生的热量很容易造成自身的烧毁。一旦出现变压器故障，配电系统将会停运。另外设备老化，绝缘性能降低，遭受雷击或大电流冲击很容易造成接地短路故障。

1.4 树木造成线路故障

在经济发达的珠三角地区的供电所能把握所有树木对导线保持水平距离2米，垂直距离1.5米的安全距离为数不多。地产开发、市政建设等经济发展所造成的影响让青苗补偿的价格不断翻倍。树木障碍一直是10kV线路运维的一个棘手问题。我们将如何才能降低树木造成的线路故障。常见故障防范措施

2.1 防雷击故障的措施

雷击是造成10 kV 线路跳闸的首要原因，也是大多数农网地区线路跳闸的主要原因。架空线路由雷电产生的过电压有两种：直击雷过电压和感应雷过电压。有关数据表明，10 kV 配电线路由雷击引起故障，绝大多数是感应雷过电压造成的。雷害多发地区可从以下几个方面提高线路的防雷能力：一是加装防雷装置，如线路避雷器、线路防雷接闪器等。据统计，10 kV 线路每200 m 装设1 组金属氧化物避雷器，可使感应雷引起的故障次数减少90% 左右；二是提高绝缘子耐雷水平，及时更换有缺陷的绝缘子，条件允许情况下可将瓷质绝缘子更换为硅橡胶绝缘子；三是做好预防性试验管理，及时淘汰存在缺陷的避雷器，并确保接地电阻合格。

2.2防治设备原因引起的线路故障措施

变压器运行在过载状态的变压器很容易发生故障，对此，在配电变压器的选择上，需要通过相关资料对供电负荷进行合理预测，之后选择容量合适的变压器，比如说新建一个台区，必须实地勘察该区域发展状况、楼群的建筑规划等情况来进行判断。将避雷器安装在变压器的低压侧，以防雷击。定期对避雷器进行检查，保证其避雷效果。变压器在使用前和使用后都应该进行必要的检查。

2.3 防非施工碰撞故障的措施

农网线路多为架空裸导线，抗外力破坏能力低下，对于非施工碰撞引起的跳闸，可采用以下防范措施：一是对易受外力影响的架空线路进行绝缘化改造；二是健全安健环标识，加装醒目的防撞提醒标志；三是对易受车辆碰撞的电杆进行迁移或加固；四是建立黑点档案，对易受外力影响的设备和线段加强巡视；五是加强宣传教育，着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工等行为对人身安全的严重危害性。

2.4 防小动物故障的措施

对于小动物引起的故障，可以采取以下简单而有效的措施：对于户外设备，可对其裸露的电气部分加装绝缘护套，包括户外开关高低压套管接头、变压器高低压套管接头、隔离开关触头等部位。对采用裸导线的杆塔引下线、变压器引下线等更换为绝缘导线。对户外开关柜、室内配电站或开关站，则应做好防小动物的封堵措施，如保证开关柜进出线电缆封堵的密封性、在配电站或开关站门口安装防鼠挡板等。

2.5 管理措施

除了上述介绍的技术措施外，采取行之有效的管理措施，对降低10 kV 线路故障跳闸率也十分重要。严把竣工验收关，确保新设备零缺陷投运。对基建、技改、修理、业扩等工程的验收工作，供电企业应严格按__照有关验收标准开展验收，坚决杜绝有缺陷或隐患的线路、设备投入运行，从源头上把控配电网的健康运行。动态掌握配网设备运行情况，及时发现并消除隐患。结合线路的日常巡视，建立配网线路和设备的黑点档案，对发现的隐患及时记录在案并根据实际情况尽快安排消缺，对短时间内无法妥善处理的隐患，可采取临时措施，并提高巡视的频率，确保隐患的可控在控。开展故障分析工作，提高故障防范能力。分析常见多发或具有典型性的故障发生的原因用来指导今后的工作。在分析时要注意用数据说话，并分析管理上是否存在漏洞，避免空洞而毫无实际指导意义的分析。实例分析

惠州龙门自2012 年开始狠抓中压线路故障跳闸率，管理手段和技术手段双管齐下，多措并举有效降低了10 kV 线路故障跳闸率。技术措施上，在易受雷击的地区加装防雷接闪器，加装线路避雷器，有效降低了雷击故障；管理措施上，建立并及时更新配网黑点档案，并开展常态化的故障分析工作，做到“一故障一分析”，深入分析故障产生的原因，并制定有效的整改措施，尽量避免类似故障的再次发生。结语

随着电网的发展，配电线路朝着合理高效的方向改进。10kV配电线路是连接电网与用户的重要环节，具有分布广泛、运行环境十分复杂的特点。提高10kV配电线路的运行水平对供电可靠率有着直接关系，其可靠性水平对工厂的生产生活以及居民的生活有着重要影响。当下的10kV配电线路中还存在很多问题，常常会导致系统故障。对此，相关工作人员应该对这些故障原因进行深入分析，积极探寻合理有效的防治措施，尽可能地降低故障率。

参考文献：

集电线路跳闸原因 篇7

1 中压配电线路故障跳闸原因分析

中压配电线路由于所处环境较为复杂, 容易受到多方面因素影响, 从而引发故障跳闸问题, 影响其正常运转, 结合以往经验, 中压配电线路故障跳闸原因体现在以下方面:

1.1 配电线路设备自身问题

配电线路与设备由于长期受到各种外界因素的不良影响, 导致电缆绝缘体材料受潮、受损, 绝缘性能受到不良影响, 甚至出现绝缘子爆裂、无法正常工作等问题, 或者由于电缆长时间工作, 自身出现老化、破损问题, 容易受侵蚀发生腐蚀问题, 以及电缆中间头与终端头缺乏精准计算, 导致其无法被正常制作与装配, 进而造成配电线路出现故障跳闸问题。

其他的配电设备, 例如:露天电线杆油开关质量低下, 长时间经受风吹雨打出现故障问题;其他设备装置, 例如:避雷设备由于长期受外界影响, 或年久失修, 也会造成故障跳闸问题, 以及变压器的不当操作等都可能造成严重的故障跳闸问题。

1.2 绝缘子串的闪络放电引发的故障跳闸问题

(1) 配电系统中出现暂态过电压或大气过电压, 导致系统内部瞬间过电压现象发生, 过高的电压值会冲击和破坏绝缘子串, 导致绝缘子发生闪络放电现象, 出现触地放电现象, 此时大地充当了保护性角色, 对应的跳闸动作发生, 配电线路运转暂停。

(2) 所选择的绝缘子串是否达到了合格的质量等级与安全标准, 否则则会导致绝缘子串瞬间所承受的电压过高, 发生闪络放电问题, 通过大地发生短路问题, 达到对配电线路的整体保护作用, 跳闸问题发生。

1.3 配电线路链接处烧毁导致的故障跳闸问题

配电线路建设过程中, 必须要将导线链接问题纳入重点考虑范围, 优选优质材料、达标导线, 注重导线以及引流线链接处的科学处理, 由于配电线路长时间工作, 再加上受到外来因素的不良影响, 会导致链接处发生氧化问题, 对应的电阻也会上升, 一旦出现高负荷电流, 就会导致链接处温度过高, 时间长了, 链接处导线容易被烧毁, 燃断, 从而引发故障跳闸问题。

1.4 外部不良条件导致故障跳闸问题

中压配电线路通常处于一个相对复杂、恶劣的环境条件下, 这就使得配电线路很容易遭受来自各方因素的侵袭和干扰, 例如:狂风、暴雨、雷电、酸雨腐蚀等等, 这些自然现象都会造成配电线路受损, 同时, 自然界树枝触碰配电线路导致的跳闸问题, 以及人为的破坏作用等都可能导致故障跳闸问题。

2 中压配电线路故障跳闸防范防范与解决对策

2.1 降低杆塔接地电阻

通过控制杆塔接地电阻能够有效预防自然因素的破坏作用, 因为降低杆塔接地电阻能够从整体上提高中压配电线路的抗雷功能, 防止跳闸问题发生。

例如:某地域内雷击活动经常出现, 且配电线路所经过地区地形较为复杂, 易遭受雷电袭击, 导致线路故障跳闸问题, 通过对该地区配电线路杆塔接地的调整, 重新埋设了接地引下线, 并对复杂地形中的土壤实施了优化改良与处理, 对于极为特殊复杂的地段, 则延长所埋设的接地体, 经过施工后, 输电杆塔接地电阻值显著降低, 获得了有效的防雷抗雷效果。

未改良前该地区的接地电阻值在20Ω以上, 甚至高达40Ω以上, 经过改良后的接地电阻值逐月降低, 先逐渐降低到20Ω以下, 最终直至降至10Ω以下。不同杆塔型号在改良前后的电阻值变化 (下表) :

2.2 防范自然、外力的侵蚀

自然外力影响是导致中压配电线路故障跳闸问题的一大原因, 其中绝缘导线很容易受到破坏性影响, 防范这一问题的科学方法就是装配防弧金具, 其与绝缘子中心相距15-20厘米内将一小部分绝缘导线的绝缘层剥掉, 装配上防弧金具, 从而确保雷电过电压在防弧金具和绝缘子钢脚间进行定位闪络, 确保短路电流被限制在防弧金具中, 这样就预防了导线过热受损问题, 而且这一方法实施简单、成本低, 预防雷电过击而烧断导线。

2.3 更新绝缘子, 提高其质量与安全性

绝缘子质量高低以及安全标准都会直接影响配电线路故障问题发生概率, 因此, 必须注重绝缘子类型与质量的选择, 优选高质量、高安全等级的绝缘子, 逐步改换瓷绝缘子, 变成硅胶绝缘子, 因为这种绝缘子相对体积较小、质量轻, 抗污能力强, 无需测零值等等, 而且硅胶绝缘子能够很好地抵抗外界污染, 预防碳化泄露问题的发生, 与以往的瓷绝缘子相比, 其所需爬距也大幅度降低, 具有多方面的优势特征。

2.4 安装安普线夹

对于中压配电线路的优化改造, 应该注重导线连接性能的优化, 应该把并沟线换掉, 变成安普线夹, 因为这类线夹的连接性能更优, 从而维护配电线路整体安全, 同时要坚决禁止忽略线夹直接缠绕接线现象的出现。

2.5 积极防治合闸冲击电流

导致配电线路故障跳闸的问题多种多样, 其中合闸冲击电流问题也是一个具有代表性问题, 应该善于从这一点入手进行控制, 可以将保护延时装置设在配电线路中, 通过延长其保护延时, 对合闸电流加以规避, 相反, 如果不采取保护延时措施, 则应该适度地提升电力动作定值, 从而确保合闸冲击电流被有效调控。

2.6 加大宣传控制, 减少外力破坏

配电线路故障跳闸问题的出现在很大程度上都与外界干扰因素密切相关, 因此, 应该从外力因素入手进行集中防范与控制, 具体做法为:

(1) 调动媒体、信息等工具加大宣传性保护, 重点加大对距离架空线路较近的居民或过客进行宣传教育, 可以通过拉条幅、设警示标语等来进行警示提醒, 禁止用绝缘导线晾晒衣物, 一旦出现违规人员轻则给予警告, 重则依法处理。

(2) 通过设置反光镜或其他显著性标语来提醒过往车辆, 控制车辆与杆塔的不良撞击, 所导致的故障跳闸问题。

(3) 加强巡视、巡查力度。制定专门、专业人员加大巡查力度, 重点对中压架空线路进行巡查, 特别遇到交通线路施工问题时, 要时刻关注施工区域内配电线路的频率, 对于出现杆塔基础遭挖掘, 配电线路遭破坏等问题, 则要做好同道路施工企业的联系与沟通工作, 并试着同国家相关管理部门取得联系, 争取问题的合理、科学解决, 维护配电线路的安全运行。

3 总结

中压配电线路故障跳闸问题是配电线路运行面临的一大问题, 必须加大对这一问题的整顿与整改力度, 分析问题出现的原因, 并对应采取有效解决对策, 从整体上维护配电线路的安全运行。

参考文献

[1]程博恩.浅析配电网电压和故障原因[J].电源技术应用, 2012 (11) .

[2]包明宽.对输电线路运行故障的原因分析[J].中国电力, 2013 (12) .

[3]刘卫东.配电线路故障原因分析及对策[J].中国电力教育, 2011 (05) .

[4]胡毅.输电线路运行故障分析与防治[M].北京:中国电力出版社, 2012.

线路雷击跳闸分析及优化措施 篇8

关键词：线路；雷击跳闸；分析；优化措施

为提高输电线路防雷的工作水平，电力行业对地区性所管辖的输电线路雷击跳闸情况与雷电活动的关系分别按照时间、区域、电压等级、雷电流幅值与地形进行了分析。结果证明：线路雷击跳闸情况与雷电活动间存在着一致性，但电压等级、雷电流与直流线路极性不同时，这二者的差异比较大。相关数据表明，近年来雷电活动呈现加强的趋势，而线路雷击跳闸率呈现下降的趋势，这说明了地方性防雷工作的开展效果较好，防污调爬与防雷改造工作起到很好的实际效果。

一、线路防雷的一般任务

线路防雷的一般任务是利用技术上和经济上合理的措施，把雷击事故减少到最小的程度，以确保供电的可靠性和经济性。防雷通常有四道防线：

（1）不绕击。绕击是指避雷线对线路防雷的作用不少绝对的，所以，雷绕过避雷线而直接击中到导线上的现象。因此要利用避雷线或是改用电缆等措施，尽可能的使雷不绕击到导线上。

（2）绝缘子不闪络。绝缘子顾名思义就是用来支撑输电导线与防治发生电流回地的发生，因此要利用改善接地或是绝缘的加强等措施，使得避雷线或是杆塔受到雷击后，绝缘子不闪络。

（3）稳定的工频电弧。即便绝缘子串闪络，也要尽可能的不转变稳定的工频电弧，开关不跳闸。所以应该减少绝缘子的工频电场强度或是在电网中性点运用不接地或是经消弧圈地的方法，使由雷击导致的部分单相接地故障能够自动的消除，避免引起相间短路与跳闸。

（4）不中断电力的供应。即使开关跳闸也不要中断电力供应。因此，可以运用自动重合闸或是双回路环网供电等措施。所以，在送电线路防雷中，准许有一小部分由雷击造成的线路绝缘子闪络，然后使用减少建弧率及自动重合闸的方式，将雷击造成的停电事故数减少到最小的伤害程度。

二、防雷建议

1.防雷的管理工作

防雷的管理工作要结合防雷的时间与区域规范进行开展。防雷的时间一般是在每年的3月底之前就要完成，区域的规划实施则要在每年的6月之前完成，防雷重点时间段为6月—8月，所以，要加强防雷的管理工作，及时发现并改正管理过程中遇到的缺陷。

2.改造防雷线路

要全面提高线路的绝缘配置，缩短绝缘子清除日期；所以，要全方位的改造线路防雷的措施，特别是对处在山顶或是半山腰的杆塔进行重点保护改造，提高防雷电绕击的水平。

3.差异化的防雷工作

线路防雷电反击与绕击的工作同等重要，一定要做好降阻的工作，尤其是重点塔位要安装线路避雷器；线路防雷电绕击的工作，要合理的改造防雷较弱的部分；相对于直流线路而言，更应该加强正极性线路的防雷措施。

4.防雷设计标准

在进行线路防雷设计工作时，通常使用负保护角与多分裂导线，相应的也要提高对线路绝缘配置。雷电的发生是小概率事件，有较强的随机性，因此，要重点做好输电线路的防雷措施，为了防止与减少雷电的伤害事故，我们要全面的考虑到高压输电线路所途径的区域，还要对雷电发生的强弱程度、地理形势特征和土地的电阻率高低等情况进行了解和掌握，通过对防雷设计的合理运用，这样就可以提高高压输电线路的防雷水平。要认真思考项目在设计阶段中线路的防雷和接地的工作，根据实际情况，采取合理、科学的防雷措施，电气与防雷设备要选择可靠性高与质量可靠的物品。

三、雷击对线路的影响

从电力工程的角度来看，电力系统中停电的事故几乎大多数是雷击造成的。雷电放电所生成的雷电电流高达数十甚至数百千安，因此造成了巨大的电磁效应、热效应与机械效应，它是导致电力系统绝缘故障与停电事故的重要的原因。另外，雷电放电所产生的电流也会造成设备损坏。

1.线路的感应雷过电压

雷电放电击中设备周围的土地，在电力线上感应中等程度的电流与电压。最严重的事件是直接雷击，特别是若雷击击中附近的用户进线口架空输电线。间接雷击与内部浪涌发生的概率都较高，绝大多数的用电设备损坏都与它有关。因此，电源防浪涌的重点是对少数的浪涌能量的吸收与抑制。

2.线路的直击雷过电压

在雷雨天线路很容易受到雷击，所以受到直击雷也很正常。因此，直击雷过电压的形成的是由雷电直接击中杆塔的避雷线或是导线而造成的过电压。直击雷要比其他形式的雷击造成的损害程度要的大多。

3.绕击时线路的耐雷水平

设置避雷线的线路，仍具有雷绕过避雷线而击导线的可能，出现这种情况，通常会造成线路绝缘子串的闪络。绕击时导线上的电压幅值会随雷电流幅值的增大而增大，若是超过绝缘子串电压的50%，则绝缘子会闪络。

4.线路的雷击跳闸

雷击导线造成跳闸需要具备两个条件，一是雷电流超过线路耐雷的水平，造成线路绝缘发生冲击闪络；因为雷电流沿着闪络通道入地，时间只有短短的几十微秒，线路开关来不及动作，所以还需要满足第二个条件，就是冲击电弧转变为稳定的工频短路电弧，线路才会跳闸。

四、线路防雷的措施

1.基本措施

设置避雷线，主要的目的是防止雷直接击中导线，并且还有分流作用来减小流经杆塔入地的电流，进而降低杆塔电位。降低杆塔接地电阻，能提高线路耐雷水平和降低雷击跳闸率的有效措施。运用耦合地线，它的作用是增加避雷线和导线的耦合作用，用来降低绝缘子串上的电压。④运用不平衡绝缘方法，这种方法能降低双回路雷击时的跳闸率，确保不中断供电。⑤运用消弧圈接方法，它可以使大部分的雷击单相闪络接地故障被消弧圈消除，会引起持续工频电弧。⑥对绝缘进行加强，这是为了降低跳闸率。

2.导线防止雷击断线和雷击跳闸

导线被雷击断线的防治措施：（1）架设架空避雷线，该方法可以免除维护，但缺点是投资较高，防止绕击的效果较差，容易造成线路反击。（2）安装氧化锌避雷器，此方法可以限制雷过电压和配电线路的感应过电压。但缺点是保护范围较小，投资成本较大。（3）安装线路过电压保护器，这种线路过在安装时，在运行中是不承受运行电压的，所以使用寿命长，可免维护。但缺点是只能防护雷电过電压。

导线雷击跳闸的防治措施

（1）针对送电线路所经过的地段与地理位置的杆塔采用相应的防雷措施，对高压送电线路的绝缘水平进行加强。（2）加强对零值绝缘子的检测，确保高压送电线路足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的主要因素。（3）采用玻璃绝缘子，该种玻璃绝缘子有较好的耐电弧和不易老化的优点，且绝缘子本身具有绝缘性能。

结语：

雷电的发生是一个复杂的自然现象，它概率小，随时性较强，所以要通过各个部门的共同合作，才能够减少发生雷电的伤害现象，将损失降低到最低限度。同时，还要做好符合要求的共用接地网，全面的考虑防雷和接地的情况，保障线路与设备的安全性，避免受到雷击的伤害。针对线路雷击跳闸的现象要及时的分析并采取相应的优化措施。

参考文献：

[1]彭向阳，周华敏.线路雷击跳闸分析及策略[J].电力建设，2010，（01）：64-67+71.

[2]梅鹏飞.线路雷击跳闸分析及防护措施[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2011，（03）：31-34.