接地线路故障

2024-06-09

接地线路故障（共12篇）

接地线路故障篇1

农村低压配电网绝大多数采用TT方式运行, 线路长、分支较多, 接户线、进户线较多, 受雨雪、大风等恶劣天气影响较大;低压台区用户多, 用电负荷种类多, 临时用电设备多, 电气设备绝缘老化;部分低压线路架设乱, 与电信等其他线路跨越距离不够;用户户内线路施工质量差, 如穿管导线绝缘损伤、磨破导线绝缘等, 导致线路故障较多。

笔者曾参加过几次台区线路接地故障排查工作, 总结了一套利用接地点流入大地的电流和从变压器接地棒流回变压器的电流相等这个关系来查找故障点的方法, 使用该方法能快速、准确地查出故障, 有的甚至用时不到20 min。方法如下。

(1) 当台区低压线路接地时, 把该台区的剩余电流保护装置短时退出, 使台区恢复供电。用低压钳形电流表测量变压器接地装置的接地棒电流, 一般如果为几安到二十多安, 变化很小, 极有可能是相线接地;如果接地棒的电流很小且变化很大, 极有可能是中性线接地或用户采用一相一地用电。大多数低压线路接地是相线接地。为了便于说明, 以图1所示线路为例, 用低压钳形电流表测接地棒电流, 假设测得的电流为10A。

(2) 用带接收装置的钳形电流表 (有的线路电杆较高, 为避免登杆, 最好多备2—3节绝缘杆) 测量所有出线的相线电流, 找出超过10 A电流 (线路上多少有点负荷) 的相线, 只有这些相线才有接地的可能。假设, 经测量1支路的L1相相线电流大于10 A, 2支路的L2相相线电流大于10 A, 3支路的L1和L2相相线电流大于10 A, 4支路的三相电流都小于10 A。说明1支路的L1相相线、2支路的L2相相线、3支路的L1和L2相相线可能存在接地故障, 对这些相线逐线进行检查, 而由于4支路的三相电流都小于10 A, 可排除存在接地故障的可能。

(3) 用钳形电流表测量1支路的L1相相线电流, 立即测中性线的电流, 如果相线电流与中性线电流相等, 说明此支路没有接地, 再查2支路。如果1支路L1相相线电流与中性线电流相差10 A以上, 说明就是此支路接地, 再往1支路下面查。在1支路的中间位置用同样的方法查, 如果接地现象消失, 说明故障在测量点前面;如果接地现象仍然存在, 说明故障在测量点后面, 如此分段查找, 直到查出接地点为止。如果查明是表箱后面接地, 进表箱前可以同时卡测两线 (四线) , 比分别卡测要准确、方便。

(4) 如经步骤 (3) 排除1支路接地可能后, 再查2支路。如果2支路L2相相线电流与中性线电流相等, 即可排除2支路接地, 再查3支路。如果2支路L2相相线与中性线电流相差10 A以上, 说明2支路接地, 往下查看哪条分支路接地, 分别测量2.1和2.2分支路的L2相线与中性线电流, 其差为10 A以上的说明该分支路接地, 再分段往下查, 直到查出故障点为止。

(5) 排除1支路和2支路接地可能后, 再查3支路。用前面的方法查3.1分支路相线与中性线电流之差是否为10 A以上判断是否接地, 如果线路接地, 直到查出接地点为止。如果3.1支路没有接地, 再查3.2支路。3.2支路L1相相电流如果小于10 A, 可排除3.2支路L1相接地, 不要再查此支路L1相了。如果3.2支路L1相相电流大于10 A, 仍未排除L1相后面接地的可能。再查3.3支路是否接地, 如果该支路接地直到查出故障点为止。如果3.3支路没有接地, 再查3.4支路, 如果该支路L2相相电流小于10 A, 可排除L2相线路故障。那么故障肯定在3.4支路L1相, 直到查出故障点为止。一经查出故障立即处理好或把故障设备隔离, 紧接着把台区的剩余电流保护装置投入。

由于低压瓷绝缘子绝缘裕度较高, 一般不会击穿接地, 但也不能完全排除在外, 如果测量某瓷绝缘子两端的电流相等, 则可排除其接地可能, 如果电流不相等且相差10 A以上, 说明该瓷绝缘子接地。

此方法优点:一是不需登杆, 不需拆线, 确保了安全;二是效率高, 用时最短, 如果在上午或下午用电负荷小的时候, 变压器出线的相线电流很小, 各支路或各相很少有超过接地电流的, 甚至只有一条故障线路电流达到或超过接地电流数值, 查出故障点的速度就非常快了;三是不需要短时停送电试验, 不影响用户用电;四是查找准确性非常高, 完全可以锁定故障点。

此外, 为有效降低接地故障出现的风险, 在日常运维工作中应做好如下预防性工作。

(1) 对配电台区特别是未装设剩余电流保护装置的台区和线损率不正常的台区, 要定期测量其接地棒电流, 如果电流大于250 m A, 说明台区低压系统接地, 应尽快查出接地点, 防止事故扩大和电能量损失。

(2) 定期对变压器接地体电阻进行检查测量, 变压器容量在100 k VA以下的接地体电阻小于10Ω, 容量在100 k VA及以上的接地体电阻小于4Ω, 达不到要求的要进行整改。

(3) 及时对隐患线路进行整改, 确保线路处于良好的运行状态。

(4) 定期对变压器低压侧总剩余电流保护装置、用户末端剩余电流保护装置进行检查和维护, 发现问题立即整改好。

(5) 加强临时用电和移动性用电设备管理, 一定要安装剩余电流保护装置, 并定期检查确保动作可靠。

接地线路故障篇2

摘要：简要分析了10 kV配电线路接地故障的原因，阐述了应对接地故障的有效措施，以期为日后的相关工作提供参考和借鉴。

关键词：10 kV配电线路；接地故障；变压器；避雷器

中图分类号：TM862+.3 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.05.155

原因分析

1.1 非线路设备故障

出现非线路设备故障导致假接地故障的原因有两方面，一方面，在变电站空投10 kV母线时，电压互感器导致铁磁谐振，形成假接地；另一方面，当电压互感器二次侧或一次侧熔断器熔断一相时，熔断相接地电压表指示为零，但是，其他两相都指示正常或者稍微偏低，进而导致出现接地假象。

1.2 线路交叉跨越施工

线路交叉跨越施工引发的事故导致接地故障。在10 kV配电线路交叉施工的过程中，由于出现了一些事故，使得带电线路通过机具、线路接地。这种状况通常是在临近带电作业或者带电作业过程中出现的，其引发的后果非常严重。

1.3 相关设备故障

跌落保险设备、避雷器、开关、变压器等故障引发接地故障。跌落保险某相瓷柱炸裂、避雷器某相被击穿、柱上开关某相绝缘被击穿和变压器某相击穿等，都会导致线路出现接地故障。

1.4 针式瓷瓶扎线松动

针式瓷瓶扎线松动会使得导线掉落在其他设备上，进而导致其接地。扎线松动脱落的原因有很多，例如，瓷瓶的绑扎工艺差、质量低，导致导线长期处于风荷载作用下，使线间应力传递到扎线上，长此以往，就会导致扎线松脱；重冰区线路、高山大档距等区域，扎线承受的拉应力相对较大，很容易导致扎线松脱；长时间使用，使得线路出现老化的现象，导致扎线松脱。

1.5 导线断线、倒杆

导线断线或者倒杆，都会使导线落地。导线受到外力作用或者倒杆，使得线路掉落在地上，进而接地，这种接地故障通常发生在线路老化情况比较严重的地方。

1.6 瓷瓶老化或被击穿

瓷瓶老化或者劣质瓷瓶绝缘被击穿或炸裂，都会导致线路接地。10 kV配电线路在天气晴好、电压正常的状况下发生绝缘炸裂或者击穿故障，都是由于瓷瓶老化或瓷瓶质量差导致的。

1.7 雷电闪络

雷击闪络引发接地故障。10 kV配电线路在受到雷击的情况下，会发生瓷瓶闪络，导线通过横担或者电弧接地。除了瓷瓶炸裂导致的接地故障为永久性的外，通常状况下，由于雷击瞬间单相接地线路会自动恢复绝缘，三相或者两相雷击闪络会使线路出现跳闸的情况。

1.8 外力破坏

由于外力引发的接地故障的原因有3点：①蛇类等爬行动物和鸟类在爬行或飞行的过程中，碰触到了变压器引发接地故障；②非法人员盗窃电力设备导致线路出现接地故障；③树木自然生长导致线路接地，或因为私自砍伐树枝，使其掉落砸断线路，进而发生接地故障。处理故障的有效措施

2.1 准确判别非线路设备故障的假接地

单相接地故障包括以下3种状况：①当发生弧光接地故障时，非故障相电压可能会升至额定电压的2～3倍；②当发生金属性接地故障时，非故障相电压升高，接地相电压为零或接近零；③当发生间歇性接地故障时，非故障相电压时减时增时正常，接地相电压时减时增。当变电站的值班人员发现上述3种现象时，应该根据当时的具体状况穿上绝缘靴，仔细、全面地检查变电站的10 kV设备，然后再考虑线路接地问题，并采用相应的措施处理故障。

2.2 线路交叉跨越施工的防治措施

在平行假设线路、交叉跨越线路、同杆假设线路等施工过程中，尽可能不带电作业。特殊情况下，如果必须带电作业，要采取特殊的安全保护措施，防止出现接地故障，同时，要保证施工人员的安全。

2.3 设备故障防治措施

针对此故障，要加强对避雷器、柱上开关、变压器等设备的日常巡视和维护，定期进行预防性试验，保证所有设备始终处于最佳的运行状态。同时，要及时更换老化的跌落保险，在改造或者新建的工程中，要尽可能地选择质量好的跌落保险。另外，要选择合适的避雷器，保证电压参数的正确性，有效防止发生接地故障。

2.4 针式瓷瓶扎线松动的防治措施

加强对线路施工人员的技术培训，保证针式瓷瓶扎线的绑扎质量。对于重冰区，应该选择耐张力强的电线，然后尽可能地缩小档距，这样才能够有效改善扎线的受力状况，避免出现扎线松动的问题。此外，线路维护人员要定期登杆检查线路，发现扎线松动时，要及时采取相应的处理措施。

2.5 断线或倒杆的防治措施

对于已经老化的线路，应该及时投入资金来改造。在改造之前，要加强对线路的巡视、检查、检修和维护等，从而保证线路的安全、稳定运行。对于改造或者新建的线路，各项技术指标都要满足相关规范的要求，防止断线、倒杆等问题的出现。

2.6 瓷瓶炸裂、绝缘击穿的防治措施

在10 kV配电线路施工的过程中，要选择质量好的瓷瓶，及时更换质量差的瓷瓶，从而加强线路绝缘。

2.7 雷击闪络的防治措施

对于重雷区的10 kV架空配电线路，要加强防雷治理，例如，架设避雷线，对于长度超过50 m的电缆，应该在两端安装保护间隙或者氧化锌避雷器。另外，在多雷区，要采用高电压等级的绝缘子，这样能够降低断线事故和雷击跳闸事故发生的概率。

2.8 外力破坏的防治措施

针对外力破坏，要加强安全用电和对电力设施的保护宣传，加强对10 kV配电线路的社会监督，防止盗窃、破坏电力线路和设备的情况发生。对于飞行动物和爬行动物，要采取技防措施，或者有效改造线路，防止动物与导线接触。结束语

总而言之，导致10 kV配电线路出现接地故障的原因有很多，为了保证配电线路的安全、稳定运行，提高其运行的经济效益和社会效益，要加强对10 kV配电线路的检修和维护，针对不同的接地故障采取相应的处理措施。

参考文献

[1]曾希萍.试析农网10 kV配电线路的接地故障与防范对策[J].中国新技术新产品，2012（10）：131-132.[2]孔军.有关l0 kV配电线路接地故障原因及预防策略的分析[J].中国科技信息，2013（14）：128.[3]彭干忠.l0 kV配电线路接地故障及防治措施[J].民营科技，2012（10）：203-204.〔编辑：白洁〕

接地线路故障篇3

【摘要】10kV配网运行可以满足区域电力能源应用的实际需求，供电可靠性与整个电力系统发展有着非常紧密联系。虽然经过一段时间发展，我国10kV配网建设也取得了较为可观的发展成绩。但是对我国10kV配网运行进行深入调查发现，10kV配网运行中受到众多不良因素影响，10kv配电线路接地故障常有发生。配网供电管理工作人员只有其产生原因进行深入分析，才能找寻有效措施进行预防。本文就是对10kv配电线路接地故障原因及预防进行深入研究。

【关键词】10kv；配电线路；接地故障；原因；预防

引言

现阶段，人们生活水平不断提升，社会经济发展速度不断加快，人们对10kV配网供电可靠性也提出了更高的要求。10kV配网作为我国供电网络的重要内容，对其供电可靠性必须要严格保障。要针对以往10kv配电线路接地故障原因，找寻有效措施从根源处进行改善。提升10kV配网供电可靠性已经成为供电企业发展需要重点思考内容，对该内容进行深入分析是具有现实意义的，下面就对相关内容进行详细阐述。

一、10kV配网供电运行现状分析

目前，人们生活水平不断提升，科学技术发展速度不断加快，社会对10kV配网供电运行可靠性也越来越为关注，主要是因为10kV配网供电运行可靠性与配电网络整体运行安全有着非常紧密联系。配网供电可以满足人们生活与经济发展对电力能源的需求，如果在电力能源输送过程中发生不良问题，电力系统运行必定会造成严重影响，对人们人们正常生活也会造成严重干扰。我国10kV配网供电进行深入调查发现，配网供电运行中常有停电问题发生，大多数原因都是因为供电系统发生了故障问题。在配网供电运行中即使出现一个较小的失误，也会对人们的生命财产安全造成严重威胁。经过一段时间发展，我国10kV配网建设取得了较为可观成绩。但电力系统管理水平还需要进一步提升，并没有依据时代发展脚步对电力管理系统进行健全和完善，配网供电可靠性也不能得到良好保障。技术人员没有依据相关标准和规范进行操作，受到众多因素影响导致电网运行故障问题发生。

二、10kv配电线路接地故障原因

（一）维护管理不当

10kV配网建设在户外，配网运行会受到众多不良因素影响，其运行安全不能得到良好保障。雨雪、台风、雷电等不良气候都会影响10kV配网运行可靠性，很有可能导致电力短路问题产生。供电企业要派遣专业的技术人员，定期对10kV配网进行维护修理。找寻电网运行中存在的不良问题，及时进行改善。但是供电企业对10kV配网维护管理工作开展并没有给与相应的重视程度，电网维护管理技术人员工作态度散慢，不能严格依据相关规范和标准进行维护管理工作开展，不能将维护管理工作开展的重要作用充分展现出来，10kV配网供电可靠性不能得到良好保障。还有就是运行故障检测技术过于落后，没有引入先进的配网故障检测技术技术。

（二）线路设计、运行影响

配电线路设计与10kV配网供电可靠性有着非常紧密联系。科学技术不断发展，我国10kV配网自动化建设水平也在不断提升，逐步实现了“分段式”和“联网式”供电模式，但是与人们对10kV配网供电可靠性的实际需求还存在一定差距。线路设计人员在线路设计工作开展过程中，并没有考虑到热胀冷缩对配电线路造成的影响。受到外力和环境温度影响，导致输电线路发生断裂。接地处理不当，对输电线路安全、稳定运行造成了非常不良影响。这些问题都是因为输电线路设计不合理、不科学，降低了10kV配网供电可靠性。还有就是输电线路在实际运行过程中受到的影响，具体包括以下几方面：第一方面，因为输电线路建设在户外，输电线路周围会存在较多的树木。如果没有定期的对线路周围杂质进行清除，很有可能因为树枝等物质落在输电到线上，致使短路故障问题产生。第二方面是倒杆情况对10kV配网供电可靠性造成的不良影响。一般情况下倒杆情况产生都是外力因素影响的，配网运行管理人员注重对电杆应用情况进行检测。电杆长时间应用，但没有得到有效修整，在不良灾害发生后就会导致倒杆情况产生，损害10kV配网供电可靠性。第三方面是瓷瓶闪络放电情况影响。因为瓷瓶长期放置于室外，瓷瓶应用一段时间后在表面会累积众多杂质，再加上瓷瓶自身质量较差，非常容易导致瓷瓶放电闪络问题产生。

三、10kv配电线路接地故障预防对策

（一）注重配电网络维护管理工作落实

想要提升10kV配网供电可靠性，必须要注重配网维护管理工作落实。供电企业必须要派遣专业的技术人员承担电网维护管理工作，保证配网维护管理工作质量和工作效率。供电企业维护管理工作人员需要明确电网维护管理目标，要对众多信息数据进行收集和整理，以10kV配网供电实际情况为基础，制定合理的管理目标，强化配网维护管理的系统化、科学化。要认真分析以往配电网络维护生管理中存在的不良问题，找寻有效措施进行改善。要注重对电网维护管理技术人员进行培训，使得技术人员综合素质可以得到提升。技术人员可以承担起自己的责任和义务，端正自己的工作态度。供电企业还需要加强资金投入力度，引入先进的维护管理技术，确保维护管理工作开展可以跟紧时代发展脚步而不断进步，维护管理水平不断提升。

（二）强化众多元件供电运行可靠性

合理、科学选用变压器设备，避免变压器设备超负荷运行。还需要应用先进的仪器设备，对变压器设备运行故障问题产生原因进行分析，及时对变压器设备运行进行修整，要尽可能的缩减变压器设备维修时间，应用科学技术降低变压器设备的运行损耗。10kV配网中存在众多的开关设备，现阶段应用较为广泛的就是真空开关。为了避免开关发生故障问题后对主线运行造成不良影响，技术人员需要提升断路器配置的重视程度。对城市10kV配网而言，城区和开发区需要应用不同的输电线路，这样才能尽可能的降低电网运行故障问题影响范围。同时也可以将临近线路作为备用线路，促使10kV配网供电可靠性进一步提升。

（三）对配电网络结构进行优化改良

技术要注重对配电网络结构进行优化和改良。对于整體结构设置，要灵活性的应用双回、环网等多种连接方式。结构设计完成后，需要派遣专业人员对10kV配网工程建设区域进行现场勘查，然后对配电网络结构设计进行优化和改良。在相邻线路特定位置上进行断路器设备安装，古战个问题出现后通过相应措施，保证故障线路以外区域10kV配网可以安全、稳定运行。

（四）引入智能化技术

要注重智能化技术引入，而且建设智能电网。自动对10kV配网供电故障信息进行收集，对配电网络运行进行二十四小时全面化监控。不良故障问题发生后及时发出警报，要求技术人员可以在第一时间对故障问题进行处理，促进10kV配网供电可靠性提升。智能化技术还可以实现电力负荷调控，快速找寻故障所在位置，缩减故障问题排除时间。智能化技术应用对促进我国10kV配网建设发展，强化其运行可靠性有着积极影响。

四、结语

只有对10kv配电线路接地故障原因进行深入分析，才能找寻有效措施从根源处进行改善，促进10kV配网供电可靠性提升。相关人员还需要进一步加强研究力度，为人们提供一个良好的用电环境。

参考文献：

[1]倪华君.10kV配网供电可靠性的设计因素和解决方法[J].中国高新技术企业. 2014（19）：45-46.

10kV线路单相接地故障分析篇4

12月18日,35k V某变电站10k V母线电压异常,A相6.97k V,B相5.61k V,C相4.97k V,且各出线负荷均无突变异常。已知投运时10k V母线电压A相6.0k V,B相5.8k V,C相5.8k V。

2 故障发生时电网运行方式

某变电站#1主变带10k VⅠ、Ⅱ段母线运行、#2主变热备用。

3 故障分析与处理

3.1 故障简单分析

调度值班人员发现电压异常,即安排检修、运维人员现场查看,发现零序过压信号,C相接地。测量实际电压,发现保护测量电压基本正常,计量电压C相为0,开口三角形电压约为40V。初步判断计量装置二次C相接地。投入Ⅱ段PT,二次不并,发现故障现象一样,判定二次接地可能性不大,一次接地可能性大。最终判断电压互感器保护测量线圈二次侧中性点没有接地。

3.2 故障时处理步骤

(1)#1主变带10k VⅠ、Ⅱ段母线运行、#2主变热备用。为了减少试拉线路次数,投入#2主变,#1主变带10k VⅠ段母线运行、#2主变带10k VⅡ段母线运行,拉开10k V母线分段开关,两段10k V母线PT均独立运行。(2)经测量发现:Ⅰ段母线计量电压恢复正常,Ⅱ段母线电压故障现象依然存在。由此判断出10k V母线一次接地,且故障位于10k V母线Ⅱ段部分。10k VⅡ段母线出线404梁吴线、405梁东线负荷均无明显异常。试拉404梁吴线后,10k V母线Ⅱ段电压恢复正常,判定10k V404梁吴线C相接地。

4 问题分析

(1)电压互感器二次侧中性点未接地,在10k V系统正常运行时的分析:系统正常时,Ua+Ub+Uc=0,二次中性点为零位。(2)电压互感器二次侧中性点未接地,在10k V系统单相接地时的分析:系统发生C相接地时,由于二次中性点未进行接地,二次绕组C端所测电位为Uab/2约为50V左右,Ua、Ub基本为正常电压,开口三角形电压为40V。

通过以上分析,就不难理解10k V系统无论是正常运行或单相接地时,调控监视平台看到的电压几乎不变的原因。当问题找到后,立即将互感器中性点二次在控制室内一点接地,则上述现象立即消失,电压显示正常。该变电站在以后发生10k V单相接地时,均能显示接地相电压为零,其余两相电压为线电压。电压互感器二次侧中性点接地非常重要,若不接地,当一次侧单相接地时,测量电压基本正常,调度人员很难发现接地故障。电压互感器应用时二次侧不允许短路,而且二次侧必须有一端接地,用于保护或测量时均应注意连接的极性。针对此案例公司开展变电站PT二次中性点一点接地专项检查,消除隐患。(保护厂家不一样,差别大,开展遥信表的专项检查,能补充信息全部补充)。

5 10k V母线三相电压不平衡原因分析

三相电压不平衡,但均在正常范围。可能的原因如下:(1)上级电压三相不平衡。(2)PT一、二次绕组局部匝间短路(改变正常电压变比)或PT二次导线烧断、碰线。(3)PT二次导线使用截面不当(压降大)。(4)线路发生断相或三相所带负荷分配不均衡。(负荷不均);(5)消弧线圈档位不当(消弧线圈容量需要理论计算、电容容量计算,当前典型设计禁止自动投切,系统复杂);(6)PT接线错误;(7)谐振过电压造成显示电压不平衡甚至接地现象。(某变电站,消弧线圈烧毁故障,PT中性点接地形式改变,直接接地后,会造成线路跳闸,如果不接消弧线圈,线路接地降低运行设备绝缘);(8)PT一次保险阻值差别大,改变了原有系统的三相对称,造成中性点的偏移。(某变电站问题持续产生20伏左右电压,测量熔管电阻差别大,改变了原有系统平衡,造成实际电压有变化);(9)表计问题。

6 10k V单相接地故障的危害

6.1 危及变电设备

10k V配电线路发生单相接地故障后,变电站10k V母线上的电压互感器监测到零序电流,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,已发生变电站变压互感器烧毁情况,造成设备损坏、大面积停电事故。单相接地故障发生后,也可产生几倍于正常电压的谐振过电压,危及变电站设备绝缘,严重者使变电站设备绝缘击穿,造成更大事故。

6.2 引起线路跳闸

单相接地故障发生后,可能发生间歇性弧光接地,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。

6.3 系统失去稳定

如某变电站的10k V系统发生间歇性接地,接地点的电弧间歇性地熄灭与重燃,引起电网运行状态的瞬息变化,导致电磁能的强烈振荡,会使该变电站10k V系统失去稳定,严重时将导致10k V系统停运。

6.4 降低供电可靠性

单相接地毕竟是一种故障,一旦发生后要及时查找处理,将造成用户停电,降低了供电可靠性。

6.5 危及人畜生命安全及引发火灾

单相接地故障多发生在雷雨季节即夏秋季,此段时间多雨、多雷、大风、气候潮湿,由于10k V农网线路主要向农村片区供电,而此时正是农民栽种和收割期间,人、畜经常走过的线路下,发生单相接地时可能造成人、畜触电伤害甚至死亡。另外,发生电弧接地时如果周围有易燃物,可能会引发火灾。

7 10k V线路查找接地线路的方法

(1)投入备用变压器,10k V母线分段运行;(2)第一时间通知涉及到接地母线所带线路的运维单位;(3)调度进行负荷分析,初步判断接地线路,试拉找接地;(YY-0,DY-11);(4)配置接地选线系统(某变电站配置了接地选线系统,选线成功率非常高)。

8 结束语

通过实际案例分析了变电站单相接地电压不变的原因,说明了电压互感器二次侧中性点控制室内一点接地的重要性;分析了大小系统开口三角形剩余绕组电压为什么是100V和100/3V;10k V母线电压不平衡的原因;10k V线路单相接地故障的危害;查找接地线路的方法。

摘要：10kV线路单相接地故障是电力系统经常发生的故障之一,危害电网安全运行及人民群众人身安全。文章分析了发生接地故障时,调度监控平台所看到的电压却和平时发生单相接地故障时的电压不一样的原因,以及可采取的具体措施。同时分析了三相电压不平衡的原因,阐述了单相接地故障的危害及查找接地的方法。

关键词：10kV线路,单相接地,故障分析

参考文献

[1]电力工程电气设计手册电气一次部分[M].中国电力出版社,1989.

[2]电力工程电气设计手册电气二次部分[M].中国电力出版社,1991.

接地线路故障篇5

哪些电力线路采用开口三角形单相接地保护？

6KV、10KV和35KV配电线路大多采用中性点不接地系统。当发生单相接地时，虽然可下令使断路器跳闸，但仍会对人身安全形成一定的威胁。因此，中性点不接地系统常采用开口三角形单相接地保护。

由于不可能每条输电线路上均接有电压互感器，所以只将母线上所接的电压互感器二次侧绕组接成开口三角形，并在开口处接一个电压继电器。当系统三相电压对称时，无零序电压，电压继电器不动作；当母线上任一出线发生单相接地时，接地相电压为零，其他两相的电压升高到原来的1.732 倍，三相电压的相量和不为零，开口处出现零序电压，电压继电器动作，发出报警信号。值班员可根据信号和电压表指示判断出系统发生了接地故障，并知道是哪一相，但无法判断是哪一条线路。此时，值班员可通过拉路法来寻找接地线路。由于给出的信号无选择性，所以拉路法只能适用于线路数不多、允许短时一相接地和负荷中断的小型供电网络。

接地线路故障篇6

关键词：输电线路；接地装置；复杂地形；电力系统保护

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0079-02

架空高压输电线路接地装置是输电线路的重要组成部分，其安全可靠运行是电力系统可靠性的一个重要组成部分。对输电线路杆塔接地装置进行规范管理和维护，确保接地装置完整性、降低接地装置的接地电阻是降低输电线路雷击跳闸率、提高线路耐雷水平的有效措施。目前，我国的架空高压输电线路接地装置技术还欠成熟，与国际先进技术尚有一定差距。因此，研究架空高压输电线路接地装置技术，对于提高电力系统的可靠性，促进社会经济发展，具有重要意义。

1 接地装置技术的常见问题

1.1 接地网设计缺陷

在接地网的设计方面，对于每一道设计工序，如果把关不严格，有可能存在安全隐患。接地形式应该根据接地点的土壤环境、气候环境等因素合理选择。

土壤环境一个关键的相关指标为电阻率。一般而言，电阻率高的地方其接地电阻值大。因此，为了适应该类地区的土壤环境，接地体的面积应该做大些，以平衡其电阻率高带来的负面影响。同时，在一些受雷电影响较为明显的地区，其接地电阻理论值超标，将会直接影响接地网的安全可靠性。此外，土壤的酸或碱腐蚀性也是接地体在设计过程中要重点关注的方面。如果土壤过酸或者过碱，很容易导致接地体腐蚀断裂，从而失去了接地网的泄流作用。

1.2 土壤环境与接地体的电化学反应

理论上说，接地体与土壤之间的电化学腐蚀反应时刻都在发生着，反应的程度随着土壤的酸碱性水平而不同。土壤的酸碱性水平越高，接地体的电化学腐蚀现象越严重。发生电化学反应的两个表现为腐蚀微电池和腐蚀宏电池作用。当使用杆塔接地体劣质材料时，产生腐蚀微电池电化学反应的可能较大；当土壤质地及土壤渗透率处于危险水平时，易形成氧浓电池及盐分浓差电池。这两种因素都会增大接地体的接地电阻，降低接地体的导电性能。目前的输电线路装置接地体埋设过程中，这个不利因素往往被忽略，因此留下了故障隐患。

1.3 运行维护不到位

上述两点提及了设计施工过程中关于架空高压输电线路接地装置可能存在的一些技术不足之处，然而，即使初期设计合格，后期管理维护不力，也会加速接地装置的老化失效。因为其运行过程中，时刻都经受着周围环境的弱腐蚀，使接地体与周围土壤的接触电阻变大，特别是在山区酸性土壤中，接地体的腐蚀速度是相当快的。因此需要对建成的输电线路接地装置的进行很好的后期维护，以保证其安全稳定运行，提高运行可靠性。

2 针对接地装置技术不足的改进方法

2.1 关于接地装置的技术改进

2.1.1 改善接地体的防腐性能。理论上讲接地装置的寿命与杆塔结构中的其他部件相同，但是接地装置的运行寿命与土壤的腐蚀性息息相关。因此，很有必要采取防腐措施来提高接地装置的耐腐蚀性。根据国内外相关学者的研究成果，考虑接地土壤酸碱环境，从以下两个方面来改善接地体的防腐性能：注重土壤腐蚀性与接地体面积之间的匹配关系。具体而言，在土壤腐蚀性较强的农田地带、化工厂附近、地势低洼等地区，有针对性地加大接地体的横截面积，降低接地装置的电阻率，提高导电泄流性能。

利用技术手段提高接地体的防腐性能。比如说，在引下线和连接板的焊接处要进行热镀锌处理，增强焊接处的防腐性能，提高焊接处的可靠性。

2.1.2 科学选择接地装置型式。在实际工程应用中，杆塔接地装置大多采用多根水平放射线的形式。针对不同的工程实际，采取改变接地装置型式等优化措施，提高接地装置型式设计的合理性。在一些土壤电阻率相对较低的地区，如农田、低洼湿地等地，其接地装置的型式应该双轨方案，即采用水平接地体结合垂直接地体的方案，以保证其接触良好；反之，在土壤电阻率较高的地区，应该选择连续伸长接地体方案，即沿线路埋设2～3根接地线，一直延伸到下一基塔的接地装置，这种方式可以有效降低高土坡电阻率地区的杆塔电阻，提高接地体可靠性。

除上述两个重要改进方面外，对于改善架空高压输电线路的接地装置可靠性，还可以从提高接地装置施工质量的管理水平、合理应用降阻剂等方面进行提高。

2.2 加强架空高压输电线路接地的运行维护

接地装置的日常运行维护对于提高架空高压输电线路接地装置的运行可靠性，改善其现有的技术不足之处，具有重要意义。通过科学的运行维护可以及时消除接地装置存在的问题，发现潜在的故障风险，可以有效降低杆塔的接地电阻值，从而提升线路的耐雷水平。具体而言，接地装置的运行维护主要从装置部件及地下引线两方面着手。对接地杆塔的接地引下线进行定期巡视检查。通过工作人员的定期检查，可以及时发现接地体装置部件的故障隐患，排除连接螺栓松动的故障，及时更换生锈的螺栓，确保接地引下线的安全可靠。对接地体进行定期进行故障排查。该举措可以防止其受外力破坏而降低效能，在雨水较多的地区，应重点排查，防止接地体被冲刷出地面。此外，定期对接地体的锈蚀情况进行抽查，防止接地体因腐蚀而降低导电性能。

3 适应高山等不同地形下线路接地装置技术

针对新兴的产业园、物流园区，高压输电线路沿着中间绿化带走线。由于一般处于交通方便的地方，易于展开维护工作，且土壤环境条件好；此外，在新兴的产业园物流园区，其一般为人员密集区，防雷要求一般更为严格，因此其接地装置技术可采用目前较为先进、防雷性能更好的新型接地装置—空腹注水式接地装置。它能有效降低高土壤电阻率地区线路接地电阻值，具有较优良的线路防雷效果。

对于常见的高山大岭及经济园区的果园等片区地形，输电线路走线一般分为爬坡式和沿山脊式等几类，其接地装置环境较为恶劣，如土壤电阻率较高等，且不便维护。但是空腹式接地装置结构简单，经济成本较低，施工技术要求不高，可以应用在气候较为干燥的地区、土壤电阻率较高的地区以及雷电活动较为频繁的地区。因此，在具备这类地形特征的地方采用这种方法可以有效地降低施工成本、减少维护量、提高装置运行可靠性。

除此之外，适合于不同负载地形的主要接地装置技术还有深井压力灌注接地技术、电解离子接地装置技术等。深井压力灌注接地技术尽量在原地网外围布置，为在水田中不影响农民耕种及保证外延网不被破坏，外延水平接地埋设深度应达1米以上，皆具有接地电阻稳定、资金节省、安全可靠、使用寿命长等优点。

4 结语

架空高压输电线路杆塔接地装置是输电线路的重要组成部分，是保证输电线路安全可靠的重要措施。本文详细分析了现有接地防护技术的不足之处，从接地网设计、接地体敷设施工、接地体腐蚀等方面分析了目前架空高压输电线路接地装置技术存在的一些问题，并提出了相关改进措施，同时要加强运行维护管理，最后分析了空腹注水式接地装置等新型接地装置。它的应用实施，可以有效地降低施工成本，提高装置可靠性。

参考文献

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[3] 温舒博.输电线路杆塔接地问题分析及对策[J].技术

研发，2013，5（20）.

10KV配电线路接地故障分析篇7

电力系统中配电线路具有点多、面广、线长、走径复杂、设备质量参差不齐的特点, 而且受气候、地理环境的影响较大, 配电线路又直接面对用户端, 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。由于电网改造工程的逐步实施, 使得配电线路的供电方式也发生了一系列的改变, 用中性点不接地“三相三线”替代了传统的“两线一地”的供电方式。变化配电线路的供电输电方式, 既增强了配电线路的绝缘水平, 又大大降低了配电线路的跳闸率, 另外也使供电的可靠性大幅度提高, 并减少了线路损耗, 在电网运行中具有重大意义。然而在实际的运行中, 新的供电方式配电线路却比较容易出现单相接地故障, 尤其是遇到大风、雨雪等恶劣天气时, 其单相接地的故障则频繁发生, 严重地影响了配电网和变电设备的安全经济运行。

1 单相接地故障的原因

1.1 单相接地故障检测如果10kV配电线路发生单相接地故障, 可以通过变电站10kV母线上运行的电压互感器、10kV母线绝缘监察装置检测到接地故障并发出接地信号, 提示值班员进行处理, 经过选线, 最终确定发生单相接地故障的相别和配电线路, 停运该配电线路 (规程规定可以故障运行2h, 但考虑到继续运行一段时间后可能导致单相接地故障扩大成其它事故, 故一般停运) , 汇报上级调度, 由配电线路的运行维护人员处理故障。

1.2 单相接地故障发生的概率, 目前农网10kV配电线路发生单相接地故障的概率是较高的。

1.3 单相接地故障发生的原因10kV配电线路在实际运行中, 通过归纳和总结, 发生单相接地故障主要有以下几种情况: (1) 导线断线落地或搭在横担上; (2) 导线在绝缘子中绑扎或固定不牢, 脱落到横担或地上; (3) 导线风偏过大, 与建筑物距离过近; (4) 配电变压器高压引下线断线; (5) 配电变压器台上的10kV避雷器或10kV熔断器绝缘击穿; (6) 配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地; (7) 绝缘子破裂, 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; (8) 同杆架设导线上层横担的拉带一端脱落, 搭在下排导线上; (9) 线路落雷, 使导线烧断; (10) 清障不力, 刮风时树枝碰线;小动物危害引起;导线、跳线因风偏对杆塔放电;飘浮物 (如塑料布、树枝等) ;其它偶然或不明原因。

在以上诸多种原因中, 导线断线、绝缘子击穿和树木短接是发生配电线路单相接地故障最主要的原因, 对近几年来单相接地故障原因统计, 上述三种原因占接地总故障原因80%以上。

2 单相接地故障的危害和影响

2.1 对变电设备的危害10kV配电线路发生单相接地故障后, 变电站10KV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, 产生几倍于正常电压的谐振过电压, 危及变电设备的绝缘, 严重者使变电设备绝缘击穿, 造成更大事故。

2.2 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, 过电压将进一步使线路上的绝缘子绝缘击穿, 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。

2.3 对区域电网的危害严重的单相接地故障, 可能破坏区域电网系统稳定, 造成更大事故。

2.4 对人畜危害对于导线落地这一类单相接地故障, 如果接地配电线路未停运, 对于行人和线路巡视人员 (特别是夜间) , 可能发生人身触电伤亡事故, 也可能发生牲畜触电伤亡事故。

2.5 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、雷雨等恶劣气候条件和山区、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。

2.6 对供电的影响发生单相接地故障后, 由于要查找和消除故障, 必然要停运发生单相接地故障配电线路, 从而将造成长时间、大面积停电, 减少供电量。据不完全统计, 每年由于配电线路发生的单相接地故障, 将少供电量几万干瓦时, 影响供电企业的供电量指标和经济效益。

2.7 对线损的影响发生单相接地故障时, 由于配电线路接地相直接或间接对大地放电, 将造成较大的电能损耗, 如果按规程规定运行一段时间 (不超过2h) , 将造成更大的电能损耗。

3 单相接地故障有效措施

3.1 预防措施

经过分析10kV配电线路的单相接地故障的原因, 可以采取以下几种方法来预防, 将接地故障的发生频率尽量降到最低。 (1) 定期地巡查配电线路, 主要是检查导线和周围建筑物、树木的距离是否符合规程的要求;电杆顶端有没有鸟窝;导线有没有外伤 (尤其是位于其他工程施工的地段的导线) 及松股;导线的弧垂有没有过小、过大等;绝缘子中导线有没有牢固绑扎及固定;固定绝缘子的螺栓有没有脱松;横担和拉带螺栓有没有脱松, 拉线有没有破股或断裂及被盗。 (2) 定期的进行绝缘测试, 主要针对的是配电线路的分支熔断器、避雷器、绝缘子等一些设备;另外还要重点检查变压器的绝缘性能是否正常, 其高压引下线接头有无良好接触。 (3) 进行检查及试验配电变压器和10 kV公用的变压器, 及时维修和更换不合格变压器。 (4) 检修和维护配电线路时, 重点查看杆塔导线接头有没有发热变形, 线路上的绝缘子有没有被雷击。 (5) 安装避雷器和分支熔断器, 利于雷害预防以及快速的判断和查找故障点;使故障的发生范围缩小, 停电面积及停电时间减小。 (6) 合理的布局配变的位置, 使线路接头发热频率降低;注重线路基础建设, 合理的预测未来的负荷;减小线路供电半径;选择与负荷相配的导线截面;事实证明, 这些改变也可以有效减少10 kV配电线路接地故障的发生次数。

3.2 处理办法

在10kV配电线路发生接地故障时, 维修单位要马上组织相关人员巡视线路, 寻找故障的发生点。在寻找的过程中综合运用“排除法” (分段、分设备、分片) 、蹬杆检查以及绝缘摇测等方法, 在最短的时间内寻找到故障发生点并立即排除故障。如果应用以上方法还无法查到故障发生点, 就要向上级调度请求对该故障线路试送电, 若是送电成功, 那么可能就是由其他偶然和不明的原因导致的;若是送电不成功, 那么就继续用“排除法”查找, 直到找到故障发生点并排除故障。

3.3 应用性技术新设备。

(1) 接地故障的检测系统可以在变电所的配电线出口处进行信号源安装, 同时在配电线路始端、中部、各个分支三相导线进行接地故障指示器的安装以用来指示接地故障的发生区段。如果配电线路发生接地故障, 就能够根据指示器的颜色变化来进行故障范围以及故障点的确定。 (2) 变电所可以安装小电流自动的接地选线装置, 此装置可以自动选择发生接地故障的线路, 准确率较高, 时间较短。而且可以缩短非故障线路不必要的停电时间, 提高电网供电可靠性, 避免故障向周围扩大。在电网实际的运行中, 一定要把此装置与各配电线的间隔零序电流互感器等来配合使用, 否则就不能发挥应用作用。 (3) 金属氧化物避雷器在配电线路与变压器上采用安装金属氧化锌物的避雷器, 其放电效果较好, 结构简单, 残压低, 可承受多重的雷击, 绝缘击穿率较低, 运行较稳定。此种避雷器不仅可以预防大气过电压, 而且能够降低操作过电压。

结束语

由于10kV配电线路的单相接地故障是配电网中故障发生率比较高的一类, 因此严重影响了配电网以及变电设备的安全、经济运行, 所以要在实践中不断摸索总结经验, 增加新设备、新技术的使用范围, 这样才能有效预防10kV配电线路接地故障的发生。

参考文献

[1]黄国良.快速查找在10kV配电线路单相接地故障的应用[J].科技资讯, 2009, (23) .

[2]田洪岩.10kV配电线路单相接地故障[J].农村电气化, 2007, (7) .

10kV配电线路接地故障分析篇8

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10k V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10k V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。

2 10k V配电线路接地故障的原因

在实际运行过程中, 10k V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。10k V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10k V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10k V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10k V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。

3 10k V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10k V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10k V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。

4 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10k V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10k V配电线路的供电质量和安全, 促进10k V线路更好的服务于国家和人民。

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

参考文献

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[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.

接地线路故障篇9

1 配电线路接地故障

配电线路接地故障是指导体与大地的意外连接, 主要可以分单相不完全接地、单相完全接地、电压互感器高压侧出现单相断线或熔断件熔断、空载母线虚假接地等几种。

2 配电线路接地故障的危害

配电线路发生接地故障时, 会产生很大的电压和电流, 不仅会对电气设备造成影响, 影响用户的正常用电, 还极易引起火灾和电击事故, 威胁人们的生命财产安全。配电线路接地故障对电气设备的危害主要有母线压变危害、变电设备绝缘损坏、间歇性弧光接地。母线压变危害常见于单相接地时, 与母线相连的电压互感器二次三角开口有零序电压产生, 该电压使电压互感器铁芯饱和, 励磁电流增加, 会烧毁电压互感器。变电设备绝缘损坏是指单相接地后提高了非接地相电压, 使得其他电气设备非正常运转, 加快了设备绝缘老化, 造成绝缘设备损坏, 使变电设备发生短路。间歇性弧光接地会产生很大的谐振过电压, 使得变电器的绝缘设备被击穿。此外, 过大的电压会将配电线路的绝缘设备损坏, 使整个线路发生短路, 从而引起电气火灾。当配电线路发生接地故障, 且落地的电线接触到人或者是动物, 会形成跨步电压, 使人或者是动物触电, 发生电击事故。一旦发生配电线路接地故障, 需要花费大量的时间进行查找工作, 因此, 也会对用户的正常用电产生影响。

3 引起配电线路接地故障的原因

配电系统大多为室外工程, 架设的线路往往暴露在空气中, 会受到各种恶劣天气和不良地质条件的影响, 因此, 引起配电线路接地故障的原因有很多, 主要可以分为配电系统管理的原因、线路自身的原因、周围环境的原因三个方面。

3.1 配电系统管理原因

电力企业的管理工作贯穿于配电系统的全过程, 从规划设计到施工, 再到运行阶段, 都离不开电力企业的管理, 因此, 电力企业管理工作的好坏直接影响着配电系统的运行状况。现阶段, 我国大部分电力企业的管理力度不足、规章制度落实不到位、内部管理混乱, 这些原因直接导致了配电线路故障的频繁发生。

3.2 线路自身的原因

线路自身的原因也是导致配电线路接地故障的原因之一。在当今社会, 许多企业都以追求经济利益为目的, 因此, 电缆和电线的质量很难得到保障, 劣质的电缆和电线当受到过大的电压和电流时很容易被烧断, 从而造成短路。一些线路长期在高强度的电力负荷下运行, 会加速线路的老化, 使外部绝缘保护层失效, 极易引起电击事故。此外, 一些电力企业对配电线路的维护工作不重视, 没有规范的线路维修规范和流程, 不能及时检查配电线路的运行情况, 使配电设备和配电线路超负荷运行。

3.3 周围环境的原因

配电线路暴露在空气中, 因此, 所受到的环境影响因素较多, 尤其是在雷雨、大风等强对流天气较多的地区, 电线杆和电线架很容易被强风刮倒, 或者是被闪电击中, 这些地区更易发生配电线路的接地故障。此外, 空中漂浮物、鸟类也是影响配电线路正常工作的一个原因, 当漂浮物或者是鸟类落到电线上, 可能会使电线发生短路, 或者是使两条电线形成回路, 从而引起接地故障。

4 防治措施和解决方法

4.1 加强配电系统的管理

配电系统的管理工作主要是从电力企业着手, 首先, 在进行配电网络的规划和设计时, 要对线路经过的路线进行实地的勘察, 充分考虑线路的安全范围, 与建筑物或者是树木的距离;其次, 要加强电力企业本身的内部管理, 电力企业要制定相应的规章制度和故障处理办法, 并将各种规章制度真正的落实到每一个员工。这样不仅可以规范员工的行为, 还可以减少不必要的损失, 一旦发生突发事件, 维修人员可以遵循一定的制度和流程及时进行处理;最后, 要提高电力维修人员的基础知识和专业素养, 提高其对突发故障的处理能力。新进的维修人员要由经验丰富的人员带领, 在其积累了一定的实践经验后, 再独自从事线路的维修工作。电力企业要定期对维修人员进行培训和继续教育, 从而提高维修人员的专业技术能力。

4.2 合理安排设备和线路的维护工作

配电系统中出现故障的原因, 除去偶发情况, 大多与配电系统的维护不及时有关, 因此, 电力企业要重视配电系统的维护工作, 定期对所辖范围内的设备和线路进行检修。在进行配电系统维护时要注意以下几个方面:首先, 对于变压器、绝缘设备、避雷装置等要严格按照国家的有关规定按时进行检修工作, 一旦发现绝缘设备或者是绝缘元件测试不合格, 要及时进行更换;其次, 对于新进的配电设备和元件要进行检测, 只有测试合格的后, 才可以安装到配电系统中;最后, 要定期对线路进行维护工作, 因为配电线路的维护工作是一个费时费力的工作, 因此, 电力企业可依据本单位的具体情况, 在进行日常巡检的同时, 制定大规模的季度巡检, 或者是春秋两季巡检。加强配电线路的保护工作, 减少偷盗电线现象的发生。

4.3 减小外部环境的影响

在架设配电网时, 要严格按照国家的相关规范进行施工, 线路架设范围内的不良地质要进行处理, 保证电线杆、电线塔的稳定性, 从而减少行车、大风等因素对线路的不良影响。要给配电设备安装避雷器, 防止雷击事故的发生。

结语

配电系统在整个电力系统中占据着非常重要的地位, 配电系统的完善与否直接关系着电力企业在用户心中的形象, 因此, 要采取切实有效的措施来减少配电线路接地故障的发生, 保障配电系统的安全和稳定。

参考文献

[1]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, 2007.

接地线路故障篇10

在我国的中低压系统中大多数都采用小电流接地方式。当系统发生不对称接地故障时, 中性点电压会有一定的偏移, 不过三相线电压仍然还是保持对称, 不需要急切的切除故障, 这样的中性点接地方式使得供电的可靠性有所提高。不过为了事故进一步扩大为两点或者多点接地, 还是需要尽快找到发生故障的线路, 因此有必要进行故障选线技术的研究。目前常用的故障选线方法主要包括基于故障稳态信息的选线方法以及基于故障暂态信息的选线方法两大类, 基于稳态的选线技术包括群体比幅比相法、有功分量法以及能量函数法;基于暂态的选线技术包括首半波原理以及小波分析法。本文在融合了传统的几种选线方案的基础上, 结合权值整定方法, 提出了基于多种信息量融合的选线技术, 有效解决了单一选线方案带来的误差, 由于引入了线路故障分量隶属度以及每一种选线方法准确度的权重分配问题, 通过判断故障时每一种方案的选线结果接近理论分析的程度来确定权重, 调用了能够反映故障的所有信息, 因此必然能够提高选线准确度。通过仿真软件和现场运行情况充分验证了该方法具有可靠、准确的选线结果。

1零序点电流幅值、相位比较法

通过比较各条馈线的零序电流幅值和相位信息, 从而达到故障选线的目的。该方法的原理是先比较每一条馈线支路的零序电流幅值, 挑选出若干条零序电流幅值比较大的馈线作为可疑接地馈线, 随后深入的去比较这几条线路的零序电流相位信息, 进而确定最终的故障线路。由于接地线路零序电流的相位与正常运行线路的相位相反, 因此, 上述判断中如果某一条馈线的零序电流相位与剩余运行线路的相反, 确定这条线路为故障线路;但是在所有可疑线路的相位相同的情况下, 就判断母线出现了接地故障。

∆ib, max表示∆ibi的最大值, 电网中各条线路的故障测度隶属函数值都通过计算∆ib, max实现, 这样做意味着馈线故障测度值随着馈线的暂态变化量增大而加大, 接地线路凸显出来的可能性更大。

尽管零序电容电流暂态分量复杂度高于稳态分量, 但其中包含着很多的故障信息量, 这可以作为利用暂态变化量法来计算的重要理论支撑, 是否将变化量融入到综合选线中, 我们可以根据馈线中带有的暂态信息情况来决定。

2零序电流有功分量比较法

通过比较馈线之间的零序电流有功分量的大小和方向的不同点, 达到实现准确选线的目的。正常运行中馈线零序电流有功分量方向与母线的零序电压方向一致, 本支路对地电阻流过的电流构成了零序电流的有功部分;接地馈线零序电流有功分量方向与PT开口三角处电压方向相反, 所有不接地线路对地电阻流过的电流构成了该故障线路的零序电流有功部分。通过上述分析, 因此可以通过识别故障时候各条馈线零序电流有功分量方向和大小来构建选线方案, 接地线路的零序电流有功部分数值最大, 而且与其它线路馈线的方向不同, 适用于中低压电缆的小电流接地系统。

通过上述分析, 可以依据线路的有功功率向量来识别接地线路。我们可以根据这种机理来定义第i条馈线的故障测度隶属函数, 采用的函数表达式如下:

由公式 (2) 可以得到, 在比较所有线路的零序有功功率过程中, 其它线路的故障测度隶属函数值由其中的最大值来决定, 这样做的意义是突出零序有功功率最大的馈线, 这样正好满足了我们构思故障测度隶属函数的设计。鉴于零序有功分量的计算只受基波分量的影响, 因此采集到的零序电流的畸变率和各次谐波对计算结果的准确度有较大影响, 因此我们可以得出这样的结论, 当电网的电能质量不符合规程要求的时候, 单一的这种方案会导致计算的结果不准确, 从而出现了误选。

3 能量函数法

把线路的瞬态功率 (瞬态电压乘以瞬态电流) 的积分当作能量函数, 在有接地故障发生之前, 不计绝缘电阻的影响, 馈线的电流和电压相位互差900, 因此此时馈线的能量函数恒为零;当有接地故障发生后, 线路的电流和电压失去了正交性, 接地线路与正常运行线路的能量数值符号相反, 同时接地线路能量值等于非接地线路能量总和, 对于中性点经消弧线圈接地系统而言, 接地线路能量值等于消弧线圈与正常运行线路的能量总和。对于中性点不接地系统而言, 能量函数法等效为基于零序电流方向的选线技术;另外, 电阻元件零序能量函数单调上升, 有利于通过能量函数法实现选线;而电感和电容元件的零序能量是周期性波动的, 其能量函数也是波动的, 不利于实现选线。

设置零序电压的相位为900。接地线路的零序电流相位近似270°, 正常运行馈线的零序电流相位近似为900。可以采用一定的方式把零序电压与零序电流相角差转移到[0°, 180°]上, 转换方式如下:

式中:ϕ5i——馈线i中5次谐波的零序电流相对于零序电压的相位差;

基于上述原理的分析, 采用谐振接地系统时, 配电网某条馈线的一相发生接地, 接地馈线的5次谐波零序电流的相位相比其它没有发生接地的馈线, 呈相反的关系。即理想状态下只有接地馈线的5次谐波零序电流的相位出现在第三或者第四象限 (假设零序电压的相位为0°的情况下) , 同时非接地馈线的相位落在y轴正半轴的一、二象限。但是受实际网络拓扑结构的影响, 现场情况有时候并不一定呈现上述结论, 如互感器相位偏差这样的情况, 都能够使两条以上线路的5次谐波零序电流相位出现在第三或第四象限。基于上述的情况, 提高了这种单一的方案出现误选的可能性。

4融合多种特征信息的选线技术

由于上述3种选线方案是在相互孤立的基础上分析的, 为了实现多种故障特征信息的融合, 需要转化到统一的表达式。首先, 将现场采集到的信号处理过后计算每一种方案的故障测度;然后估测每一种算法在故障选线方面的权重;最后, 依据计算到的测度值和权值计算出每一条线路的故障概率, 选取概率最大的为故障线路。

5 结语

小电流接地系统单相接地故障分析篇11

关键词:小电流接地系统故障选线

1 小电流接地系统简介

1.1 小接地电流系统的概念

中性点非直接接地方式即中性点不接地系统,包括中性点经消弧线圈接地方式系统,接地故障电流往往比负荷电流小得多,故亦称其为小接地电流系统。标准规定X0/X1>4～5的系统属于小接地电流系统。供电可靠性高,对绝缘要求较高。而在电压等级较高的系统中,绝缘费用在设备总价格中占相当大比重,降低绝缘水平带来的经济效益非常显著,一般就采用中性点直接接地方式,以其它措施提高供电可靠性。在电压等级较低的系统中,一般就采用中性点不接地方式以提高供电可靠性,笔者所在地区没有60kV电压等级,因此35kV及以下系统采用小接地电流系统。

1.2 小接地电流系统的供电可靠性和优点

小接地电流系统供电可靠性高。单相接地故障时,因暂不构成短路回路,接地相电流不大,往往比负荷电流小得多,而且三相之间的线电压仍然保持对称,对负荷的供电暂没有影响,系统仍可继续运行1～2小时,不必立即切除接地相,断路器不必立即跳闸,并不立即对设备造成损坏,从而保证了对用户的不间断连续供电,提高了供电可靠性。

1.3 小接地电流系统的缺点

它的主要缺点是在发生单相接地故障时无法迅速确认问题出在那一条线路上。由于这种故障引起的相电压升高对系统性能构成很大威胁,必须迅速查出故障线路并加以排除。复杂局域网尤其是经消弧线圈接地的电网,在接地情况下,如何准确及时选出故障线路对于配电自动化的实现有着重要的意义。

1.4 阳煤矿区35kV电网简介

阳煤集团阳泉矿区电网始建于1984年。25年来随着煤矿生产能力的不断提高,供电网络逐年拓展,已形成了一个规模庞大、结构复杂的电力系统。目前阳煤矿区电网已经形成一个以矿区110kV变电站为唯一电源,接带局域内24个35/6kV用户变电站,两个自备热电厂和三个煤层气发电站。当局部区域因接地造成系统隐患时,如果不能及时排除故障接地线路,将严重威胁到矿井的安全生产。

2 小电流接地系统故障选线

2.1 故障选线的不同原理及其应用

2.1.1 80年代后期研制出的全国第一代选线装置。由于理论和技术上的局限,灵敏度和准确率都不高,90年代后都相继退出了运行。

2.1.2 20世纪初涌现出了以KA2003型小电流接地电网单相接地故障选线装置为代表的新一代选线装置。克服了第一代小电流选线产品存在的诸多影响选线准确率的问题,将各种选线判据有机地集成充分的判据,并与多种数据处理算法和各种选线方法融为一体。构成了各种判据有效域优势互补,能适应变化多端的单项接地故障形态的多层次的全方位的智能化选线系统。KA2003系列89选线装置实时采集系统故障信号,应用多种选线方法进行综合选线,具体包括:智能群体比幅比相法。谐波比幅比相法、小波法、首半波法、有功分量法、能量法、零序电流突变法。装置通过确定各种选线方法的有效域,根据故障信号特征自动对每一种选线方法得出的故障选线结果进行可信度量化评估,应用证据理论将多种选线方法融合到一起,最大限度的保证各种选线方法之间实现优势互补。我想重点介绍一下比幅比相法和谐波法:

智能型比幅比相方法的基本原理是:对于中性点不接地系统,比较母线的零序电压的幅值和相位,故障线路零序电流相位应滞后零序电压90°并与正常线路零序电流反相,若所有线路零序电流同相,则为母线故障。

谐波方法的基本原理是:对于中性点经消弧线圈接地系统,对谐波分量来说消弧线圈处于欠补偿状态,如果线路零序电流中含有丰富的谐波成分,则比较所有线路零序电流分量的幅值与相位,故障线路零序电流幅值较大且相位应与正常线路零序电流反相,若所有线路零序电流电流同相,则为母线故障。

2.1.3 90%以上的小电流接地系统仅安装有两相CT。对这种仅装两相CT小电流接地系统, 至今尚没有理想的接地选线和故障定位方法,仍不得不沿用原始落后的拉路法进行接地选线。两相CT接线的小电流接地系统的单相接地选线与故障定位问题,成为技术难题。山东山大桑教授关于“S 注入法”的提出,是继零序电流法之后,在小电流接地系统单相接地选线及定位方面又一突破,它解决了困扰电力系统几十年的两相CT架空馈线的单相接地选线问题;进一步完善了小电流接地系统两相CT接线体制,避免了为单相接地选线加装B相CT和拉传输零序电流的电缆,从而简化了变电所的一、二次设备,起到了很好的经济效益和社会效益。

此装置由主机和信号探测器两部分组成,主机通过五芯电缆接于PT二次侧(A、B、C、N、L),实时监控三相四线PT的相电压和零序电压运行情况,判断是否有接地故障发生。当发生接地故障时,主机通过PT二次侧向接地相注入一种特殊的电流信号,如图1(1),该电流信号耦合到PT的一次侧,将沿接地线路的接地相流动并经接地点入地,与大地形成电流环,如图1(2)。信号探测器为该特殊信号电流的接收装置,采用高灵敏度无线传感器,对探测到的信号电流经高精度A/D转换后进行滤波,取出注入信号电流并找出故障线路。它只反映注入信号电流而不反映工频及其他各次谐波和零序电流。用于具有配电网自动化系统中时,故障启动后,各个分段开关处的信号探测器利用通讯网络将信号传送到主机,根据故障馈线上各个分段开关传送的对特殊信号电流的探测结果,自动判别故障线路并上传调度中心。

2.2 小电流接地系统发生接地故障时如何快速定位

对于小电流接地系统,如何快速查找单相接地故障,我给大家介绍一些简单可行的方法。

2.2.1 人工查找方法如果变电站内没有安装接地选线装置,线路上也没有安装接地故障指示器或者短路接地二合一故障指示器,也没有很好的接地故障探测仪,那就只好采用人工查找的笨办法了。查找步骤如下:

①通过人工(或调度,以下同)依次拉闸,可知道变电站哪条出线接地,通过调度知道哪相接地。

②接下来有两种方法来查找故障点:一是将线路逐级分段,或者将经常有故障的线路拉开,用2.5kV摇表测接地相对地绝缘,绝缘电阻小的那段为故障段,以此缩小查找范围(当然,在变电站出线侧一定要做好挂接地线等安全保护措施);二是将线路尽可能分段,然后逐级试合送电,与调度互动配合,有零序电压报警时该段为故障区段。

人工查找方法操作很麻烦,如果线路长、分支多、开关分段又少,那就不好操作了,再加上天色和天气不佳,那就更不好处理了。建议还是采用一些设备投资少的科技手段来配合人工查找,可取得事半功倍的效果,既提供了供电可靠性和社会效益,也创造了经济效益。

2.2.2 利用接地选线装置和故障指示器来查找

变电站一般都安装了接地选线装置,虽然有时不准,但可以为人工拉闸提供技术参考。然后在线路上安装一些接地故障指示器(或者短路接地二合一故障指示器),以此指示接地故障途径。目前比较可靠的接地故障检测方法是采用信号源法,比较灵敏的的接地故障检测方法是采用首半波法或者直流暂态分析法。建议采用两种接地故障指示器相结合的方法来查找接地故障比较好,以信号源法为主,以首半波法或者直流暂态分析法为辅。

2.2.3 改变中性点接地方式来查找

配电系统采用中性点不接地或者经过消弧线圈接地方式,有利也有弊。针对故障查找困难的“弊端”和由此带来的一些人身财产安全问题,用户自己也在做进一步的思考,思考出来的方案主要有两种:

①将中性点改为经小电阻接地。改造以后,利用出口断路器的零序两段保护功能和短路故障指示器,基本上可以解决掉70%左右的接地故障查找问题,但还有30%左右的中阻和高阻接地故障不好查找,可能还存在与线路熔断器的保护配合问题。针对这种系统,目前比较好的解决方法是利用数字化的故障指示器,将线路零序电流(电缆)、线路总电流(架空)、对地绝缘电压(架空)等指示器的测量数据通过通讯网络发送到调度系统,经综合分析变电站实时和历史信息,可判断接地点位置。

②中性点改为小电阻+断路器或者中电阻+高压接触器的模式。断路器或高压接触器平时处于分位,只有当检测到系统零序电压抬高以后才延时合闸,短时变为小电阻或者中电阻接地,然后通过以小电阻接地方式下的检测方法来查找故障。另外,由于中性点电阻的通断可以灵活控制,则可以在消弧线圈动作以后,再以一定的合分时序来控制电阻的通断,以便让保护装置动作或者让接地故障指示器识别该信号并指示出接地电流途径。

2.2.4 复杂35kV电网(以我们阳煤矿区35kV电网为例)接地下的综合查找

阳煤110kV枢纽站及其一级35kV站安装了“S注入法”及KA2003两套独立的小电流接地选线系统,且在调度安装分析软件,通过光纤网将数据传回调度,经统计约70%的接地选线比较正确(两套系统判断统一),能及时将接地线路和设备隔离。约30%的情况判断不准确(两套系统判断不统一),此时通过执行接地处置预案,将两套接地选线选出两个区域利用枢纽站母联与非选线区域分成两个相对独立的35kV子系统,经统计接地点多在小电流选线选出的两个区域,此时继续通过枢纽站将其中一个区域倒至另一区域,可确定接地区域,从而进一步通过接地区域的选线装置逐步缩小范围,最终将接地点隔离,实践证明,此种综合查找接地的方法快速、准确、效果明显,特别适合复杂35kV电网接地的查找。

参考文献:

[1]BA2008小电流选线装置说明书.

[2]TY-03微机小电流接地选线装置说明书.

作者简介:

接地线路故障篇12

1 10k V配电线路接地故障查找方法

就目前而言, 10k V配电线路接地故障查找方法比较多, 各种方法都有自己的特点、适用范围及优缺点, 所以需要对这些方法有一个较为清楚的认识, 以便在实际操作过程中快速、准确的应用。

1.1 传统的接地故障查找方法

传统的10k V配电线路接地故障的查找方法可分为两种, 经验判断法和推拉法, 这两种方法操作简单, 但随着电力技术的发展, 及电网规模的扩大, 已不适应电力系统发展需求, 存在的许多缺点, 如经验判断法对变电站的要求较高, 安全隐患较大, 不适用意外情况;而推拉法对运行时间有限制。

1.2 绝缘摇测判断法

由于绝缘子绝缘不良原因引起的接地故障次数较多, 因此, 通过绝缘子绝缘不良方面的原因来查找10k V配电线路接地故障也是一种比较有效的方法。而如何快速有效地发现绝缘不良的绝缘子则成为此类线路接地故障故障查找方法的关键。

1.3 线路整体绝缘摇测法

线路整体绝缘摇测法比较适用于长度较短, 配电变压器数量较少, 没有交叉跨越其他10k V及以上电压等级线路的10k V线路。能够对线路进行绝缘水平监测, 总体掌握线路绝缘情况, 若传统的处理方法查找不出线路接地故障时可以考虑。

在用线路整体绝缘摇测法查找线路接地故障时, 将摇测点两侧绝缘值进行比较, 较低的一侧应为故障段。在判断故障段的故障相前, 应确保线路配电变压器和电容器均被可行断开, 否则, 绝缘摇表示分别摇测的三相绝缘值其实是三相相通的绝缘值, 比真正的单相绝缘值要小许多。摇测后将所有摇测故障段的三相绝缘值进行比较, 绝缘值最低的一相应为故障相。按此法依次范围查找故障段, 直至找到故障点。在线路预防性试验中, 晴天摇测绝缘电阻时经验值大于100MΩ为合格。若在晴天摇测中配电变压器丝具没有被拉开, 则经验值大于50MΩ即为合格。对于具体的某条线路的某段, 应在线路投运时测量并详细记录当时的绝缘电阻值及环境温度, 建立完备的线路绝缘档案。在晴天线路接地故障查找中测得的绝缘值, 统计经验是低于40MΩ为不合格, 若测试中配电变压器缆具没有被拉开, 则低于30MΩ即为不合格。对于具体的某条线路的某段, 应与最近一次预防性试验的绝缘值进行纵向比较, 若绝缘值有较大幅度的下降 (下降幅度在40%以上) , 则可确定为绝缘损坏。对于线路分断点较少的线路, 可在线路中间解开耐张杆引流线, 将悬式绝缘子两侧视作开断点, 分别在两侧摇测绝缘来判断接地故障点。

1.4 线路绝缘抽查摇测法

对于存在交叉跨越或邻近有其他带电线路, 不挂短路接地线无法保证工作人员安全的线路, 宜用抽查摇测法进行绝缘测量。绝缘抽查摇测的重点是避雷器和针式瓷瓶。悬式瓷瓶由于在设计中采取了最少两片, 降低电压使用的双保险方案, 其外观良好, 绝缘故障的机率极少。现场绝缘摇测的具体方法为:将避雷器及针式瓷瓶拆下, 放在潮湿的沙地上, 针式瓷瓶要倒放, 将瓷裙埋入沙地最少2cm, 用绝缘摇表线的L端接避雷器或针式瓷瓶的金属端, 将E端插入沙地, 根据需要接屏蔽G后, 即可测试。应注意的是沙地必须潮湿, 针式瓷瓶要倒放, 否则, 摇表电流引线只能采集到瓷件泄漏电流的一部分, 会使测量的绝缘电阻值比实际的高许多。用抽查摇测法即可以对单个绝缘子进行测量, 也可以对一批绝缘子进行测量, 可大大提高检测效率。但是在对一批绝缘子进行测量时, 若发现绝缘值偏低, 仍然需逐个判断, 一直到找出低值绝缘子为止。准确判断出支线的绝缘状况后, 可综合评价整条线路的绝缘状况, 以便及时采取更换瓷件等措施, 提高线路绝缘水平, 确保线路安全运行。

通过分析以上方法的适用范围、优缺点、及注意事项, 可以有助于实际应用, 其中, 采用整体绝缘摇测法操作简便, 速度快, 可以起到较好的效果, 值得推广应用, 但在实际接地故障查找过程中还需结合具体情况运用合理的方法, 接下来笔者通过具体实例来说明10k V配电线路接地故障查找方法的应用及分析处理。

2 10k V配电线路接地故障查找处理实例分析

2.1 故障查找及处理概况

某夜间出现雷雨大风天气, 在凌晨1点左右调度发现10 k V SF线非金属性B相接地, 经试送后, 接地信号没有消失, 于2点将10 k V SF线停运。对10 k V SF线进行故障巡视, 并根据故障性质重点, 初步判断为树线距离不足, 并根据SF线运行图, 如图1所示, 进行故障巡查。

经巡视后, 线路前半段杆未发现故障, 早晨5点与调度联系后, 拉开P0428柱上开关, 前半段试送成功 (第一步, 蓝色表示) 。为缩小故障范围, 9点与调度联系后, 拉开P0432柱上开关、合上与10 k V SL线联络的P0407柱上开关, 对SN支进行试送, 送电成功 (第二步, 青色表示) 。此时故障范围缩小至#57~#92杆、SN支#1~#4杆及ST支。10点时再与调度联系后, 要求拉开P0431柱上开关、合上与10k V TX线联络的P0417柱上开关, 对ST支进行试送, 但在操作P0417柱上开关过程中, P0417上开关SF线侧中相打火, 故停止了操作。由于在试送过程中P0431柱上开关发生异响, 怀疑此柱上开关存在故障导致线路单相接地, 立即将此情况汇报调度要求对此柱上开关进行绝缘试验, 试验后未发现问题绝缘状况良好。经过多次巡视后仍未发现缺陷。

遇此情况后现场将沿线所有三相变压器跌落式熔断器拉开 (考虑故障为非金属性中相接地, 线路单相变接在2个边相上, 故单相变跌落式熔断器并未拉开, 并联系调度再次试送, 试送后调度通知单相接地仍然存在。下午2点解开#58杆线路搭头用P0432柱上开关对SN支#1~#4杆进行试送, 经操作后试送成功 (第三步, 紫色表示) 。线路故障段被定位#59~#92杆间。再次巡视线路仍未发现故障, 决定对故障断进行登杆检查, 检查后仍未发现故障存在。下午9点决定将所有配电变压器进行再次隔离, 空送线路试送成功。当操作#65-2杆某单相变跌落式熔断器后一声巨响, 调度反映线路接地后瞬间消失。立即安排隔离该台配变 (图1中D1) , 恢复其余配变正常供电。11点该台配变更换结束, 至此10 k V SF线抢修结束。

2.2 故障分析

2.2.1 故障的初步判断

SF线接于DS变, 该站未安装消弧线圈, 10 k V系统接地是通过10k V压变及出线保护共同判断的。当某条线路接地后, 该段母电压测量系统报该段母线接地, 线路保护装置根据压变电压及本装置测量到的零序电流来判断接地故障是否发生在本线路上。当时接地电流很小, 母线发出了接地告警信号, 但线路并未计算出是哪一条, 是通过试拉路找出了接地线路, 且调度判断为B相接地。

2.2.2 故障性质确定

故障性质对故障点的判断起着重要作用, 在整个故障处理过程中, 调度一直判断为单相接地, 而事后根据调度自动化系统得出的10k V SF线电压量测图可知, UA、UC两相电压降低且仍有较高数值, UB相电压升高, 母线线电压仍保持对称, 故应为两相非金属性接地, 对现场故障查找及判断产生了一定的影响。

2.2.3 线路故障排查时存在的问题

在此次故障查找中, 根据B相非金属性单相接地的故障性质, B相是中线, 把重点集中在中线查找。由于故障单相变接在两边相上, 在首次拉开配变排查故障时, 忽略了单相变。

2.2.4 故障配变试验分析

事后对故障配变进行了检查, 外观无明显放电痕迹, 初步判断是配变内部故障。接下来对配变高压直流电阻、低压直流电阻、绝缘电阻及耐压进行试验, 结果见表1。

通过故障配变的试验报告, 进行了如下分析:

(1) 高压直流电阻、低压直流电阻良好, 可以判断不是由于单相变匝间短路引起的故障。

(2) 绝缘电阻为零, 耐压试验失败, 可以判断单相变内部绝缘损坏, 具体要有待配变解体后查明。

2.3 接地故障查找处理思考

(1) 提高联络柱上开关操作成功率。联络柱上开关是运方调整和故障抢修时, 用电负荷转移的重要保障。在本次故障抢修中, 若P0417柱上开关可以正常操作的话, 可以缩短P0431柱上开关至P0407柱上开关之间不必要的停电范围, 以便非故障段用户尽快恢复供电, 提高供电可靠性。

(2) 要多在主干线、大分支出口点加装故障指示仪, 并在运行图上做好记录, 以便迅速查找故障点、缩小停电范围。

(3) 线路在分支、转角等情况下, 排列方式会发生改变, 中间相并不一定就是B相, 故在运行维护中要加强相色牌的管理。

3 结语