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10kv,电缆开关跳闸处理规定(一)
10kV配电线路跳闸原因及保护配置综述
10kV配电线路跳闸原因及保护配置综述
【摘要】文中结合本单位实际，详细阐述了10kV配电线路跳闸原因，10kV配电线路保护配置现状，应配置的保护、保护范围、安装方式、日常巡查项目、及其事故分析诊断的基本原则与处理方法，并提出了反事故措施。
【关键词】10kV线路；跳闸原因；保护配置；反事故措施
1.跳闸情况统计及分析
2011年，我公司10kV配电线路跳闸及接地116条次，重合成功74条次，重合不成功23条次，接地19条次。其中外力破坏28条次，占24%；电气设备原因23条次，占20%；鸟害12条次，占10%，自然灾害17条次，占15%；配变故障及电缆故障36条次，占31%。
通过跳闸故障分析，造成停电故障的主要原因有：一是因大风雷雨恶劣天气、雷击等造成配电线路、设备故障；二是鸟窝及外力破坏；三是客户配变质量及管理不到位造成故障停电。
2.应采取的措施
2.1 线路设备方面
1)线路设备采购过程中一定要严把产品质量关，杜绝引进存在缺陷隐患的设备；
2)线路设备供应厂家应集中化，例如配变、令克、绝缘子等，以免多家厂家供应的产品参差不齐，不利于维护；
3)线路及配变均要装避雷器，避雷器要符合规程要求，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及时进行更换，城区的绝缘线路已安装避雷器，避免了雷电天气跳闸故障的发生；
4)在10kV配电线路上安装短路故障指示器，即使10kV线路发生短路故障，也能快速查出故障点及时排除，降低事故损失。
2.2 线路管理方面
1)加强线路改造，严把设计与施工质量关，验收人员在验收过程中一定要依照安规规定执行，对不符合要求的工程责令予以返工；
2)加强线路的运行管理工作，对管理人员定期进行技能培训和专业知识培训，提高管理人员的水平，保证线路正常运行；
3)加强线路巡视工作，对线路进行定期巡视，并对线路有计划性的进行特殊及夜间巡视，线路发生故障进行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，要做到：故障原因未查到不放过，故障不彻底排除不放过，没有防止故障重复发生的措施不放过；
4)做好线路的清障工作，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，保证线路运行的安全距离；
5)加强线路设备的检修维护，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；
6)加强电力设施保护宣传工作，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，保护线路安全，禁止在电力线路附近及其上空放风筝、钓鱼、抛掷杂物等。
3.10kV配电线路保护配置现状
目前，我公司10kV配电线路均采用微机保护，一般保护配置电流速断保护
10kv,电缆开关跳闸处理规定(二)
线路事故处理
线路事故处理（中心规程）
一、单电源供电线路故障跳闸时的处理：
1.架空线路：
(1)无重合闸或重合闸未动作者，变电站值班员可不与调度联系，立即强送一次后报告调度（无远方操作机构或跳闸次数已够规定的不强送）。
(2)当重合或强送未成功时，应立即报告调度，并对开关设备进行外部检查。如无异状，判断可能强送成功时，可根据调度指令，退出重合闸再强送一次。如强送不成功，则应立即通知有关单位查线。
(3)农网线路在雷雨期间跳闸，当重合闸未动或无重合闸时，可暂不强送，待雷雨过后，可不经查线强送一次。重合或强送成功时，可暂退出重合闸，待雷雨过后投入。
(4)因故退出重合闸的线路，当线路开关跳闸后，不得强送，待查线处理后方可试送。
2.电缆线路：
(1)纯电缆线路不得投入重合闸。
(2)纯电缆线路开关跳闸时，检查电缆两端设备及电缆确无异常后，方可试送。
(3)通过电缆引出至架空线路的开关跳闸时，应详细检查出线电缆，若无异常，视架空线路的巡线情况，决定是否试送。试送
前应将重合闸暂时退出，运行正常后投入。
二、双回并列运行线路其中一回线路开关跳闸时：
1.无重合闸或重合闸未动作时，应立即报告调度，经调度指令可强送一次，强送电时，一般由负荷侧向电源侧送电。
2.当重合或强送失败时，不再强送，通知有关单位查线。
3.双电源环网线路开关跳闸时，发电厂、变电站值班员，不得擅自进行强送，应立即报告调度。调度值班员根据开关保护动作情况，判断故障范围及原因，视系统潮流分布及设备情况进行处理。
三、故障线路强送原则：
1.在局部网与主网联络线跳闸强送时，一般由大网侧强送，小网侧并列；
2.若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、冲击波及较远厂站等，待查明原因后再考虑能否强送；
3.当联络线路开关跳闸且线路侧仍有电压时，厂、站值班人员汇报调度员，由调度员决定进行检同期(具有检同期装置)与系统并列或合环。
4.当联络线路两侧开关跳闸后，值班人员一律不得自行强送，厂、站值班人员应将开关、保护及自动装置动作情况及时向调度员汇报，调度员应根据系统情况选择适当端强送一次，成功后用对侧开关与系统并列或合环。
5.联络线未装(投)重合闸或重合闸未动作，线路开关跳闸后，
调度员可根据保护动作情况及当时的具体情况，选择适当的一端强送一次。
6. 开关遮断次数已达到规定值的前一次，应退出重合闸并汇报调度。若开关再次跳闸，不得强送，跳闸原因消除后并经相关领导同意或检修开关后，方能试送。
7.凡线路带电作业，无论是否需要停用重合闸，跳闸后均不得立即强送，应与所有工作班联系后，再决定是否强送。线路工作负责人在线路不论任何原因停电后，应迅速与值班人员联系，说明能否强送电，其它人员如继续工作，仍应认为该线路带电。
8.禁止用刀闸或熔断器进行强送电。
9.受遮断容量限制不许使用重合闸的开关跳闸后，未经检查，不许强送。经检查开关无异状后可以远方操作强送一次。
10.线路开关故障跳闸后，无论是否重合或强送成功与否，调度员均应将有关保护和自动装置动作情况及故障录波测距通知查线单位，及时派人进行查线。查线人员未经调度许可，不得进行任何检修工作。查线人员应将该线路视为带电线路，地调随时可能对该线路强送电。
线路运行维护单位必须及时将查线结果汇报调度员。
线路事故处理（省公司调控规程）
一、 单电源架空线路跳闸事故处理
1、线路重合闸未动，变电站值班员（监控员）应不待调令自行强送电一次（发电机并网线路除外）。
2、单电源线路重合失败或强送未成功时，值班调度员根据保护动作和变电设备检查情况，选择由电源侧依次强送电或逐级强送电（对于无人值守变电站，可不待现场检查结果）。若强送不成功，而电网运行急需或有重要保电任务，可请示调度机构领导批准后再强送一次。
3、10kV农网线路在雷电期间开关跳闸，暂不强送，待雷电过后可不经查线强送电一次；若重合成功时，应退出重合闸，待雷电过后投入。
二、电缆线路跳闸事故处理
1、纯电缆线路不得投入重合闸。
2、纯电缆线路过电流保护动作开关跳闸，设备又无异常时，值班员可自行强送电一次，不成功时，通知设备管理单位，查明原因并处理后，方可送电。
3、纯电缆线路速断(或延速)动作开关跳闸时，未查明原因、故障未消除前，不得送电。
三、双电源或双回线跳闸事故处理
1、双电源线路跳闸后，应先查明线路有无电压。线路有电
压时应检查同期，严防非同期合闸。无电压时应根据保护和故障录波器的动作情况及天气情况，判断有可能强送成功时，允许强送电一次。线路强送电时，应遵守调度操作规程中的有关规定。
2、双回线路并网运行，其中任一回线路开关跳闸，无重合闸或重合闸未动作，允许强送电一次。当重合失败或强送电失败时不再强送。
3、双回线分裂运行，开关跳闸重合失败时，变电站值班员应立即投入备用线路。
四、故障线路强送原则【10kv,电缆开关跳闸处理规定】
1、若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡、冲击波等，待查明原因后再考虑能否强送电。
2、若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经局主管生产领导同意后，方能强送电。
3、强送开关应至少有一套完善的保护。
4、凡线路带电作业，无论是否需要停用重合闸，跳闸后均不得立即强送，应联系作业单位的调度运行人员后，再决定是否强送。线路工作负责人在线路不论任何原因停电后，应迅速与值班人员联系，说明能否强送电。
5、线路跳闸时，如发生系统振荡，应待系统振荡消除后再强送电。
6、两端有电源的线路，应根据下列原则决定强送端：短路故
10kv,电缆开关跳闸处理规定(三)
10kV出线电缆故障
10KV出线电缆故障分析
一、10kV出线电缆故障及其判断寻查处理经过
2012年1月21日21时，涿鹿110kV变电站10kV母线接地保护动作，瞬间10kv583#出线保护电流速断也动作，室内10kV出线油开关跳闸。重合闸装置动作后，开关重合未成再次跳闸。为保证城镇客户用电，退出重合闸后，21：03时，又手动试送583#出线开关末成，再次跳闸。此时值班员听到室外有放电声音，立即跑到室外进行检查，发现配电室墙上面583#出线穿墙套管处，A相、B相，架空出线的弓子线被烧伤散股，C相弓子线已被烧断开路。三只穿墙套管接线柱处被烧伤，套管瓷绝缘表面也有放电痕迹。值班员到配电室检查发现583#出线开关，油色变黑。
583#线路故障停电后，供电所人员对线路进行了夜巡，未发现故障点。因此初步判断短路故障是由站内583#出线穿墙套管C相弓子线断线引起弧光短路造成。当夜，修试人员检修了583#开关，更换了开关内的油。清洗了穿墙套管，打磨套管的铜接线柱，又重新连接好C相弓子线后，再次试送583#开关。 结果试送时开关再次跳闸，此时认为故障点还是在套管处。因此又去穿墙套管处检查，并未发现异常，说明故障不在此处。经分析认为C相弓子线被烧断的原因，是583#开关试送电时，合在其它故障点上，是短路电流和电动力作用将C相弓子线烧断开路后，产生弧光发出放电声音。为此又寻查从站内10kV出线架构至583#架空线始端杆段的10kV直埋电缆，发现电缆首端的终端头有些损伤，认为故障可能是由此处引起的，因天黑计划在22日重新做电缆终端头处理。 22日早5时，供电所人员再次对583#架空线路和其它分支电缆线路终端头认真进行寻查，因未发现问题，排除了是架空线路发生故障的可能性。修试人员又更换了583#出线开关内的油，制造好电缆终端头，并将出线电缆和583#架空线路从始端杆上断开，再次分段试送电。
当对站内583#一段架空线和10kV出线直埋电缆线试送电时，开关又跳了闸，这说明故障处就在直埋出线电缆段。但由于没有电缆故障测试仪，不能确定电缆故障点位置。便请求兄弟单位协助，用电缆测试仪测出了电缆故障点位置。即在电缆穿越公路的车道下面，此处路面被车轮压深有0.4米之多。由于路面冻土层决硬，要挖出故障处电缆进行处理非常困难，因此领导决定重新敷设一条新10kV橡塑电缆临时送电方案。
二、10kV出线电缆发生故障的原因
1.遭受外力破坏而损坏
涿鹿110kV站10kV出线，原来是从10kV配电室穿墙套管上边的蓬雨板挂线，经室外水泥杆架构到线路始端杆是架空出线。2003年城网改造时，从架构到始端杆段，全改为用YJLV22-8.7/15kV120平方橡塑电缆直埋敷设出线。2009年4月份，涿鹿县交通局在该站围墙东侧南北方向修建了一条土路面公路，恰好通过10kV583#、584#、585#、586#共4条直埋出线电缆。到2012年直埋电缆处路面，已被大车、汽车车轮压下有0.4米深。由于直埋电缆没有穿钢管保护，多年过车电缆受到重力挤压，使583#出线电缆保护层及内部芯线被车压力损伤，因当时负荷电流不大，电缆还能勉强运行，到2012年年初，583#线路负荷从3000kW增加到5300kW，已超出受损后电缆芯线的允许电流。受损处电缆芯线长时间发热，使电缆绝缘降低，运行中若再受到高电压作用时，使绝缘击穿，引起电缆芯线发生单相接地，又扩大为相间短路故障。
2.系统接地电容电流的影响【10kv,电缆开关跳闸处理规定】
在中性点不接地系统中，由水泥电杆和电缆混合的10kV线路，当系统发生单相接地时，接地点流过的电容电流为10安培或以上时，在接地点产生的电弧就不会自行熄灭，还会引起系统过电压，使绝缘较弱的电气设备被击穿，引起单相接地或短路故障。
涿鹿站有8条10kV出线，有三路对涿鹿城镇和三路对工业用电客户供电。城网改造后10kV电缆线路增加，经计算接地电容电流已达到10安培。但该站10kV母线未设计安装10kV消弧线圈，不能对电容电流进行自动补偿。所以当该站10KV出线电缆发生单相接地故障时，还会引起弧光相间短路，造成开关跳闸。
3.缺乏对电缆线路运行管理经验
该站东侧土公路通车几年后，已发现路面在583#直埋电缆处，被车轮压深，因缺少设计施工资料，不知电缆没穿钢管保护，未引起重视，这样给以后电缆运行留下了故障隐患。过去运行经验认为，10kV系统发生故障，主要是由架空线路造成，电缆线路发生故障主要是电缆终端头造成。所以这次583#出线电缆故障时，仍误认为是583#架空线路故障或是电缆终端头故障造成，没能及时准确判断出故障范围和性质。确定出线电缆故障后，因没有电缆故障测试仪，又不能确定故障点具体位置。这一切都延误了处理故障时间，造成三条10kV线路晚恢复供电。
三、防止10kV系统故障的措施
1.对10kV配电装置更新改造
从该站10kV配电室，穿过土公路到路两侧10kV线路始端杆，新建成砖结构水泥预制盖板的电缆沟150m，又在室外10kV出线侧新建了两座10kV接地变和消弧线圈水泥混凝土基础等土建工程。到5月份，县交通局在原土公路面上铺了沥青油，成为镇内的环城路。公路两侧是由该站南北方向出线的七路10kV线路和一路35kV线路均为同杆架设的杆塔。更新改造工程主要内容施工情况略述如下：
(1)屋内10kV配电装置的更新改造
拆除原屋内运行了20年的GG1A10型开关柜20面，和原10kV出线微机保护屏、控制屏6面。新装KYN—28A小车开关柜24面，其中扩装出线柜4面。新装微机保护和控制屏7面，其中新增一面消弧线圈控制屏。10kV小车开关柜面上装有开关状态智能控制仪，上标有开关柜接线图，能显示柜内温度、湿度等。柜面上还装有开关分、合闸控制按钮、各种位置指示灯和测量仪表等。10kV进线、出线、母联、电容器组、接地变小车开关柜内，装有弹簧储能机构的真空开关及其配电设备，能手动、自动分、合闸。开关柜前、后门机械闭锁，10kV母线为全封闭，柜内还装有带电运行和停电状态的语言报警。另外，还拆除了墙上 10kV 出线穿墙套管，封堵了墙上出线孔，粉刷了配电室，安装了自动排风扇等土建工程。
(2)屋外10kV接地变和消弧圈新装工程
在屋外预制的基础上，安装了JDKJ-400/100kVA，电压比10.5/0.4 kV，三相户外接地变两台，还安装了XDZ-315/10型，额定容量315kVA、额定电压10.5/√ 3kV、额定电流10—52A，具有14个抽头的户外式消弧线圈两台，其本身都附装有DYJZ-Ⅱ-10/10-52A有载分接开关;又安装户外RWK-10型阻尼电阻箱两台。以上设备每段10kV母线各使用一台。为保证安全，设备四周加固定围栏保护。在主控
室内安装的消弧线圈控制屏上，装有两面XHK-Ⅱ型自动调谐控制器，能自动控制每台消弧线圈，又能显示消弧线圈档位、中性点电压kV、中性点电流A、系统电容电流A、补偿后残流值A、调谐度百分数。
各台设备接线情况：接地变一次线圈首端，用10kV电缆连接屋内每段10kV母线投切接地变的小车开关柜。接地变一次线圈Y型接线，中性点经10kV单报刀闸接消弧线圈首端。接地变二次线圈首端，用低压电缆连接主控制低压配电盘，供站内低压用电负荷使用。消弧线圈的尾端，连接阻尼电阻箱内RXHGB14.24欧/600瓦过渡电阻首端，电阻尾端接地。阻尼电阻可以防止消弧线圈产生谐振过电压及适应过补、欠补、最小残留三种补偿方式。
(3)10kV出线电缆更新改造工程
考虑到该站城网10kV线路有6路是环网接线开环运行，按最大负荷计算，每路10kV新出线电缆选用了两条YJLV22-8.7/15kV240平方三芯橡塑电力电缆明敷在预建的电缆沟内，在两条电缆首端终端头把同相芯线和出线小车开关柜内并联连接，两条电缆末端在10kV线路始端杆上，用镀锌钢管保护，角钢支架固定，电缆终端头同相芯线和杆上安装的10kV单板刀闸在电源端并联连接，刀闸负荷端按相序和10kV线路导线相连。另外，在始端杆上还安装了10kV氧化锌避雷器，作为电缆线路的防雷保护，为防止鸟害还安装了警鸟器。
2.提高10kV电缆线路设计和安装水平
变电站10kV出线电缆和穿越公路的多条10kV电缆，为了便于电缆的敷设和抽换，要求建筑砖结构的主电缆沟敷设,沟内安装角钢支架，能敷设多根电缆，并可靠接地。穿越公路和城镇街道的单根10kV橡塑电缆，要穿入镀锌钢管内敷设，埋深不小于0.7m。钢管的内径和电缆直径比不得小于1.5倍。需用多根钢管连接敷设时，两根钢管之间的连接应采用直径较大的短钢管套接，不宜采用直接对焊连接，更不允许带间隙单独对接。从沟道引出在杆上敷设的电缆，也要穿入2m或以上长钢管固定敷设。交流单芯电缆不得单独穿入钢管内敷设，钢管还要可靠接地，封堵顶部。
穿越农田和街道旁的10kV电缆，可以采用直埋电缆敷设，深度不应小于1m。直埋电缆上下部，在沟底铺以不小于100mm厚的软土或沙层并加盖保护，其覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm。保护板可采用混凝土板或砖块，电缆沟回填要分层穷实，街道两旁的人行道路面还应加预制盖板。电缆走向应加方向水泥预制标桩，并留有设计施工资料。10kV电缆线路在运行中，电缆终端头和接头处容易发生故障。主要原因是由于终端头制造工艺和安装存在缺陷。因此要求选用质量较高的10kV冷缩终端头和接头，由具有制造经验的专职人员，按照制造厂说明书中要求进行。安装橡塑10kV电缆终端头，不得让终端头的三相冷缩管弯曲受力，从芯线端子处再用绝缘防老化线自然弯曲和线路导线或刀闸相连。电缆终端头要装设10kV氧化锌避雷器，其接地装置接地电阻不大于10欧姆。电缆线路的两端在沟道敷设，其长度要求留有余度。橡塑绝缘电缆线路完工，需做绝缘电阻和交流谐振耐压试验。
3.加强对10kV线路的运行维护管理工作
(1)按巡视周期对线路进行认真地巡视检查工作，发现线路存在的缺陷，分轻重缓急进行处理消除缺陷。
(2)每年定期对10kV线路进行一次停电检修工作。
(3)作好电缆线路预防性绝缘试验工作。
变电站10kV出线电缆，每年用2500V或5000V兆欧表测量绝缘电阻。橡【10kv,电缆开关跳闸处理规定】
塑电缆每三年用ST3598变频谐振高压试验装置，用20HZ~300HZ对电缆主绝缘对每相做谐振耐压试验，试验电压值1.6U。(U。橡塑绝缘电力电缆额定相电压(kV)，10kV橡塑电缆Uo=8.7kV)试验时间5min。10kV分支电缆线路，每年做绝缘电阻和接地装置的接地电阻的测试。每3—6年做一次交流谐振耐压试验。
四、改进10kV系统故障的判断、寻查和处理方法。
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