10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析

10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析（精选7篇）

10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析 篇1

文凯，付伟平2，1摘要：针对10kV配网输电线路结构和环境特点，结合雷电流幅值分布概率，分析了配网线路雷击跳闸率高的原因。通过分析配网线路常规防雷措施的优缺点，归纳出配网线路防雷重点，提出了配网防雷新思路。

关键词：配网线路；雷击；跳闸率；防雷措施

The cause analysis of 10kV distribution network transmission line

lightning tripping

XXX1, WANG Xian2, CAO Shu-hao2

（1.XXXX Company, CITY 610000, PROVINCE, Country;2.Chengdu Star-river Technological industrial Co., Ltd, Chengdu 610041, China.）

Abstract: For the 10kV distribution network transmission line structure and environmental characteristics, combined with the lightning current amplitude distribution probability, analyzes the reason of distribution network line high lightning trip-out rate.By analyzing the distribution network line and the advantages and disadvantages of the conventional lightning-proofmeasures, the key of distribution network lightning-proof is summarized, distribution networklightning-proof new ideas are put forward.Key words:distribution network;lightning strike;trip rate;lightning-proof measure

一、前言

随着国家经济发展不断加快，城市化和城乡一体化进程不断加快，配网供电量每年都保持着较高的增长，对配网可靠性的要求越来越高。配电线路是电力输送的终端，是电力系统的重要组成部分。配电线路设备质量参差不齐，受气候、地理环境影响较大，又直接面对用户端，供用电情况复杂。

配电网纵横交错，绵延万里，呈网状分布，很容易遭受雷击，引起停电事故，给国民经济和人们生活带来严重的损失。统计资料表明，雷害是造成高压输电线路停电事故的主要原因。为了确保电力系统安全运行，采取防雷保护措施，做好配电网的防雷工作是相当必要的。

二、配网雷击分析与防雷现状

2.1 雷电的形成

对地放电的雷云绝大多数带负电荷，根据放电雷云的极性来定义，此时雷电流的极性也为负电荷。雷云中的负电荷逐渐积聚，同时在附近地面上感应出正电荷。当雷云与大地之间局部电场强度超过大气游离临界场强时，就开始有局部放

电通道自雷云边缘向大地发展。这一放电阶段称为先导放电。先导通道发展临近地面时，由于局部空间电场强度的增加，常在地面突起处出现正电荷的先导放电向天空发展，称为迎面先导。

当先导通道到达地面或者与迎面先导相遇以后，就在通道端部因大气强烈游离而产生高密度的等离子区，此区域自下而上迅速传播，形成一条高导电率的等离子通道，使先导通道以及雷云中的负电荷与大地的正电荷迅速中和，这就是主放电过程[1]。

2.2 雷电流幅值概率分布

世界上大多数国家对雷电流幅值概率分布采用美国IEEE推荐曲线，即雷电流幅值在7-40kA范围内地闪概率为63.9%，而我国则借鉴原苏联相关行业规程推荐曲线，即雷电流幅值在7-40kA范围内地闪概率为76%[2]。

虽然雷电流幅值概率结果有一定的差别，但是无论采用IEEE推荐曲线还是我国规程推荐曲线，雷电流幅值在7-40kA的地闪必然是雷电防护的主要对象。

2.3 配网雷击跳闸率高分析

根据相关国标和行业标准设计的配网输电线路绝缘水平很低，只能满足常规的安全输电，而对于雷电流这样的大电流过电压几乎没有防御能力。通常情况，5-7kA的雷电流即可造成输电线路跳闸，因此雷电流幅值在40kA以下的大概率分布是造成配网雷击跳闸率高的直接原因。

输电线路雷击跳闸是因为雷电击中输电线路后，基于输电线路或杆塔的等效阻抗产生的过电压而保护电力设备的断路动作。根据相关研究输电线路的等效阻抗远远大于杆塔的等效阻抗，因此雷电绕击对于输电线路的过电压危害也远远大于直击雷的危害。而配网输电线路通常没有铺设避雷线，小电流地闪先导发展随机性较强，击中输电线路的概率较大，因此在配网低绝缘水平下击中导线的雷电流能轻松造成线路跳闸。

另外可人为控制的造成雷击过电压高的因素是接地电阻。雷电流无论从何处击中输电线路都要通过线路的接地而泄放到大地，因此接地电阻的大小也是决定雷击跳闸率高地的主要因素之一。

综上所述，影响配网雷击跳闸率高的原因主要有三点： 1）由于成本和施工量的原因，没有防雷击输电线的措施； 2）国标和行标的限制，配网输电线路绝缘水平低； 3）配网线路全线接地电阻的大小。

三、10kV配网防雷措施分析

目前常规的配网防雷措施都是从主网防雷措施中移植而来，其中各方面的措施给配网防雷水平带来了一定的提升，特别是在良好措施下的配网线路能够有效防住5-7kA小电流地闪。但是基于配网与主网不能等同对待，各防雷设备的差异等原因，防雷措施的移植效果一般。

3.1 接地电阻改造

配网线路接地电阻改造通常有两种方法：

1）水平接地体。这种方法的弊端是很容易腐蚀，使用寿命不长。

2）用降阻剂进行降阻。这种方法也是目前对配网线路接地电阻改造效果比

较好的一种方法。但是对于配网所处地理环境的复杂性，在平原地区或土壤电阻率低的地区实施起来比较容易，但是在沿海或者丘陵地带实施起来就比较困难，通常实施困难的地带进行接地电阻改造会耗费大量的财力和人力。

因此并不是所有配网线路都适合进行接地电阻改造[3]。

3.2 加装避雷器

无论是在配网线路还是主网线路，使用避雷器进行防雷保护是一种效果比较好的措施。10kV配网线路中常用到的避雷器为氧化锌避雷器，这种避雷器运行长时间内承受着工频电压，并且还要间歇承受工频续流和雷电过电压，很容易老化。老化后常常表现为泄露电流随加压时间延长而逐渐增大，严重时将会在运行中导致绝缘损坏，使设备失去保护，造成跳闸断电。

配网线路需安装避雷器数量众多，如需预防性试验检测没有足够的人力和物力条件，而避雷器短路后很难从外观上发现，造成故障点难以查找的情况。

另外10kV配网线路是电力网中电力线路结构最复杂，使用环境最复杂的一类。杆塔尺寸小，周围空间小，直接导致避雷器设计制造结构变小，严重影响避雷器防雷效果，甚至某些复杂线路无法安装避雷器。

3.3 提高线路绝缘水平

10kV配网线路绝缘水平较低，无论是直击雷还是感应雷都很容易造成线路绝缘子闪络。由于配网线路建设受制于相关国标和行标，线路绝缘空间较小，没有专门的防雷设计。同时配网绝缘杆塔线路搭建灵活多变，常有一杆多回路的情况，导致绝缘距离进一步减小。对于这种杆塔，一旦遭受雷击往往各个回路同时跳闸。

配网线路改善绝缘水平通常有两种措施：

1）增加绝缘子片数。对于空间足够的杆塔方法可行，但配网线路大多数没有足够空间来增加绝缘子片数。

2）使用绝缘导线来代替裸导线。对于一杆多回路的情况，使用绝缘导线能够很好地改善杆塔上的绝缘水平。但相比较于裸导线，绝缘导线会带来过电压弧根烧断导线的危害。

四、配网防雷方案建议

由于10kV配网线路防雷工作的特殊性，需要有针对地考虑配网线路的结构特点和环境特点而采取适合的防雷措施，规避某些措施所带来的负面影响。配网防雷工作重点总结为三点：防雷击过电压，提高线路绝缘水平和提供良好泄放通道。

防雷击过电压就是要防止线路绝缘子闪络产生工频续流从而跳闸或断线，良好品质的避雷器和良好的接地条件能够有效的泄放雷电流，防雷击过电压。同时近年来也涌现出一种叫波阻式防雷设备，这种设备不但能够提供良好的泄放通道，而且通过波阻器件在雷电流到达绝缘装置前进行削峰降陡，减小雷电流的危害。

配网防雷其中一个重要因素需突破配网线路设计的桎梏，大幅提高绝缘水平。在有限的空间进行增加绝缘子片数和使用绝缘导线的措施不能普遍的解决问题，并且提升绝缘水平幅度有限。另外可以在有限的空间上创造出更多空间，通过改造杆塔本身结构，例如用绝缘横担替代金属横担，从而加大电气绝缘距离，提高绝缘水平。

对重点防护区域采用集合式产品进行综合改造，一方面大幅度提高防雷效果，另一方面杜绝了不同防雷设备生产质量优劣不一和设备简单叠加等缺点。

五、总结

配网防雷是一个复杂而严峻的工程，无论所处环境还是自身结构复杂多变，虽然从主网移植了各种防雷措施，但是简单的移植所产生的防雷效果优劣不一，因此在原有的防雷措施基础上需转变思路，突破配网线路限制，改善配网无法防雷电小电流以及绝缘水平低等缺点。

参考文献

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10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析 篇2

2007年至2010年8月底,泸州电业局所辖范围内共发生了71次35 kV及以上的输电线路雷击跳闸事故,其中仅35 kV线路就有46次,占总雷击跳闸次数的64.8%,成为泸州电业局输电线路雷击跳闸的重灾区。

35 kV输电线路在泸州电业局的电网结构中仍然是被作为联络线使用,并未纳入城市配网进行管理,其中的某些线路还是35 kV变电站的单电源线路。鉴于35 kV线路对于泸州地区电网的重要性,分析35 kV输电线路频繁跳闸的原因,并有针对性地采取防雷措施降低线路雷击跳闸率是很有必要的。

1 35 kV输电线路运行现状

泸州电业局35 kV输电线路在运行中存在以下薄弱环节:

(1)线路普遍运行时间较长,线路老化严重,其中运行30年以上的线路有8条,运行10～20年的线路有5条,运行10年以内的线路有7条;

(2)部分线路未架设架空避雷线,缺少避雷线的屏蔽作用,杆塔及线路完全暴露在雷电的环境中;

(3) 35 kV线路普遍只装设3～4片绝缘子,线路的耐雷水平较低,无论是绕击、反击还是感应雷都容易引起跳闸;

(4)大部分线路的杆塔沿着山顶、半坡架设,或者是位于丘陵地形当中的相对突出点、容易遭受雷击的位置。

2 35 kV线路雷击跳闸的类型

统计分析泸州电业局从2007年至今的35 kV线路跳闸情况,引起线路跳闸的雷击形式如下:

(1)绕击类跳闸。其故障点的特点为:线路架设有架空避雷线,故障点的接地电阻合格,故障点为单基单相或相邻两基同相[1,2],跳闸时故障点附近的雷电流幅值较小,故障点所处地段通常为山顶边坡等易绕击地形,故障相通常为水平排列的边相或垂直排列的上相。

(2)反击类跳闸。其故障点的特点为:故障点的接地电阻不合格,故障点为一基多相或多基多相,跳闸时故障点附近的雷电流幅值较大[3,4],故障相通常为水平排列的中相或垂直排列的中、下相。

(3)感应雷跳闸。其故障点的特点为:线路未架设架空避雷线,故障点的接地电阻合格,故障点为一基多相或单相[5],跳闸时故障点附近的雷电流幅值较大,故障相通常为水平排列的边相或垂直排列的上相。

3 案例分析

以近年来跳闸率最高的35 kV新况北线、洞鱼线、新况南线为例进行分析。

3.1 35 kV新况北线跳闸分析

35 kV新况北线自2007年以来因雷击跳闸12次,占35 kV线路雷击跳闸总数的26.1%。表1为35 kV新况北线2007年至今的所有雷击跳闸汇总。

由表1可以看出:绕击的比例为0,反击的比例为7.7%,感应雷的比例为92.3%。因此,35 kV新况北线雷击跳闸的主要形式为感应雷跳闸。究其原因主要有:1)35 kV新况北线耐雷水平较低,全线杆塔均只有4片绝缘子,其耐雷水平只有20～30 kA;2)35 kV新况北线全线未架设架空避雷线,缺少避雷线的屏蔽作用使得导线极易吸引到雷电流,这也是感应雷跳闸比较多的原因[6]。

3.2 35 kV洞鱼线跳闸分析

35 kV洞鱼线自2007年以来因雷击跳闸7次,占35 kV线路雷击跳闸总数的15.2%。表2为35 kV洞鱼线2007年至今的所有雷击跳闸汇总。

由表2可以看出:绕击的比例为5%,反击的比例为0,感应雷的比例为95%。因此,35 kV洞鱼线雷击跳闸的主要形式为感应雷跳闸。

从表2中还可以看出,35 kV洞鱼线2010年的雷击次数比往年同期高出了许多,而2010年的雷电活动强度并没有2009年高,其中一个重要原因就是2009年该线路进行改造时在45号、46号、52号、53号、54号、55号杆上安装了雷电接闪器。由于35 kV洞鱼线3号～60号杆未架设架空避雷线,安装的雷电接闪器使得雷电击杆率比往年高了很多,造成了该线路在2010年的雷击跳闸率明显增加。

由于雷电接闪器以及各种类型避雷针都是通过牺牲自我的原理来保护线路,吸引空气中的雷电流到杆塔自身,反而间接提高了导线被反击、感应雷击中的风险[7,8]。原本35 kV线路的耐雷水平就比较低,安装了避雷针就相当于增大了线路吸引雷电的能力。因此,笔者认为雷电接闪器以及各种类型避雷针千万不可随意安装,尤其是对于耐雷水平相对较低的35 kV线路更是要慎之又慎。

3.3 35 kV新况南线跳闸分析

35 kV新况南线自2007年以来因雷击跳闸10次,占35 kV线路雷击跳闸总数的21.7%。表3为35 kV新况南线2007年至今的雷击跳闸次数汇总。

由表3可以看出,35 kV新况南线2009年、2010年的跳闸次数比往年少了很多,其中一个重要原因就是2008年7月对该线路进行了大规模改造,全线架设了架空避雷线。避雷线的主要作用是防止雷直击导线,同时还具有分流作用,以减小流经杆塔的雷电流,从而降低塔顶电位;通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电压;对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。

3.4 35 kV线路雷击跳闸汇总

表4为35 kV线路从2007年至2010年8月底的雷击跳闸次数汇总。由表4可以看出,仅新况南线、洞鱼线、新况北线3条线路的雷击跳闸次数就占据了29次之多,而这3条线路的共同特点就是没有架空避雷线。因此,根据实际工作经验笔者认为,全线架设架空避雷线是降低35 kV线路雷击跳闸率最为行之有效的方法。

4 防雷措施

4.1 技术措施

(1)架设架空避雷线

对于那些没有架空避雷线的35 kV线路来说,威胁它们的主要是感应雷,而限制感应雷的有效手段就是全线架设架空避雷线[9]。架设架空避雷线后的感应过电压如式(1)所示:

式中:k为耦合地线或避雷线对导线的耦合系数;Ui为没有架空避雷线时的感应过电压;U'i为架设了架空避雷线之后的感应过电压。

通过式(1)看出,由于地线对导线的耦合作用,导线上的感应电压将下降。架空避雷线的存在使导线上的感应雷过电压为没有架空地线时的(1-k)倍,耦合系数k越大,导线上的感应过电压越小[10]。其作用效果从泸州电业局35 kV新况南线2008年改造前后的雷击次数统计就可以看出。所以尽量结合大修、技改的时机对没有架空避雷线的线路杆塔进行改造,尽量全线架设架空避雷线。

(2)改善接地电阻

改善接地电阻是输电线路防雷措施最基本的一项内容。降低接地电阻是防止线路反击跳闸的有效手段,反击过电压的表达式见式(2):

式中:U50%为绝缘子串的50%冲击放电电压;k为导、地线间的耦合系数;β为杆塔分流系数;Rch为杆塔冲击接地电阻;Lgt为杆塔等值电感;ha为导线横担高度;ht为杆塔总高度;τf为雷电流波头长度;hg为地线平均高度;hc为导线平均高度;k0为导线与地线间的几何耦合系数。

由式(2)可知,在线路绝缘水平已定的情况下,降低接地电阻Rch是最直接的方法。

降低接地电阻的方法多种多样,需要因地制宜,目前泸州电业局坚持采用两种降阻方式:外引接地方式,也就是俗话说的接地引下线暗改明;以及加装石墨接地模块的方法。外引接地方式在110 kV及以上电压等级线路中已经普遍展开,取得了非常好的实际应用效果。加装石墨接地模块目前已在220 kV线路中推广,效果比较明显,并且石墨接地模块具有轻便、安装方法简单、灵活等诸多优点。

其它各种类型的防雷措施,比如避雷器、避雷针、接闪器等,都是建立在杆塔接地电阻合格的基础之上。避雷针、避雷线是将保护范围内的雷电吸引到自身,通过接地装置安全导入地中,保护一定范围内的物体在此空间不受雷击。为了使雷电流能顺利下泄,避雷针、避雷线的接地体一定要满足要求。

(3)增加线路绝缘

在短期内无法对线路进行大规模改造的情况下,可以对易击段线路杆塔增加1～2片绝缘子,提高该段线路的耐雷水平。

(4)安装线路避雷器

在易击杆塔上安装避雷器是目前较多采用的一种方法,其防雷原理从理论上是行得通的,实际运用中也有比较好的使用效果,但是安装线路避雷器的杆塔接地电阻必须合格,保证雷电流的下泄通道。

4.2 组织措施

(1)进行接地电阻普查工作。每年春季都必须对线路杆塔的接地电阻进行测试,要求全面普查、每基到位,对于不合格的杆塔必须在雷雨季节来临之前进行整改。

(2)建立易击线路杆塔档案。输电线路的防雷分析是一个周期长且很繁杂的工作,必须建立专档用于统计分析。专档不仅要分年、分季节进行纵向统计,同时还应该按照单条线路进行横向统计分析。

(3)坚持召开雷击跳闸分析会。笔者所在单位自2007年以来一直坚持召开雷击跳闸分析会,通过分析不同类型的雷击跳闸事件总结经验、查找运行当中所存在的问题,切实提高了整体的雷击分析水平。

(4)抓住所有线路停电的机会察看线路避雷器上面的读数并建立相关的档案,将有利于对线路沿线雷电活动规律的研究。

(5)积极与当地气象部门联系沟通,加强雷电天气预警,在雷雨季节到来前成立应急抢修工作组,做到快速查障、快速抢修,保证在最短的时间内排除故障,保证电网的可靠运行。

5 结语

泸州地区的年平均雷电日为45天,属于雷电活动较强的地区,经统计发现某些线路通道内的年落雷次数超过1 300多次,这样的雷电密度对于35 kV线路的威胁极大。雷电活动虽然是一个自然现象,但也有规律可循。坚持进行雷击跳闸分析,科学合理地采取相应的防雷措施将有助于降低35 kV线路的雷击跳闸率,有利于提高线路的供电可靠性。

摘要：对泸州电业局近年来35 kV输电线路的雷击跳闸情况进行对比分析,通过真实案例总结出35 kV线路雷击跳闸的主要形式为感应雷跳闸,分析认为缺少架空地线,避雷针、雷电接闪器安装不科学是造成35 kV线路频繁雷击跳闸的主要原因,同时有针对性地提出了不同的防雷措施。

关键词：35kV输电线路,雷击跳闸,防雷措施

参考文献

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[3]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.

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[6]张殿生.电力工程高压送电线路设计手册[M].北京:中国电力出版社,2002.

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[8]陈文旺.浅谈电力系统输电线路与防雷措施[J].机电信息,2009,(4):105-106.

[9]周泽存.高电压技术[M].北京:水利电力出版社,1988.

高压输电线路雷击跳闸问题研究 篇3

关键词：高压输电线路；雷击跳闸；解决办法

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）14-0089-02

在电力供应以及综合管理不断完善的过程中，为了更好的实现电力的整体需求与不断增长模式，在电力安全生产的过程中，要形成多元化控制的综合措施。在整个电力线路的雷击跳闸的管理中，要针对当前架空输电线路与雷击跳闸现象的出现等问题，形成对整个复杂局面的全面控制，更好解决安全供电中的这一个疑难问题。

1 概述高压输电线路防雷击设计的有效原则

在电力供应管理的模式中，要形成综合控制的有效方式，尤其是在线路防雷设计的过程中，全面抓好相关的基础工作，在提升供电可靠性的基础上，形成对防雷技术的全面控制。因此，在结合传统技术的基础上，要对防雷设计的相关环境因素形成整体的控制。

其中，在结合相关地区地貌特征的基础上，形成相关薄弱环节的控制；在整个缺陷的控制中，对周边的地形地貌、土壤条件以及接地电阻之间的合理关系形成良好的控制。在整个技术管理中，要针对性的形成相应的控制。其中，在供电线路的控制中，可以对存在的薄弱环节与相关因素形成整体的控制，对于提升整个技术运用将有很大的推动性。

2 高压输电线路雷击跳闸问题的产生

2.1 雷击现象的产生

在雷击现象的产生中，对于日常电力供应的安全性有很大的影响，在线路全面遭受影响的过程中，就会出现有绝缘子闪络的现象。如果雷击区域处于地势的相对较低处，就会给整个线路的维护造成很大的影响。

在当前高压输电线路遭受雷击的影响方式中，主要包括有直击雷与绕击雷两种方式。在直击雷的形成中，主要是在雷雨天气过程中带电的云层与地面上的某些单位形成剧烈的放电，在雷电的电压影响中，就会出现相关的融化现象，因此，直击雷就会形成塔顶处的避雷装置发生放电现象。在绕击雷的形成中，主要是不通过避雷装置接触会直接与输电线路发生放电的雷击现象，在一些空旷的地方容易发生绕击雷的现象。其中，在发生雷击现象的过程中，当输电线路的架空高度与地面的距离在20 m范围之内时，就会形成一定的计算公式，主要通过计算公式：

N=r×10 h/1 000×100×T次/100 km·a

其中，T主要就是一年中出现雷雨天气的平均时间，H是输电线路的架设高度，R是雷电与大地之间放电的密度，这样可以形成击距系数与输电线路架设高度之间的数学关系算式为：

β=0.36+0.618ln（43-h）

通过采用相应的计算公式，可以全面算出雷击现象产生的相关数据分析[1]。

2.2 绕击雷相关因素分析

在高压输电线路的技术控制中，主要是根据高压输电线路运行的经验与现场实测的方式，在模拟实验的过程中，形成对绕击雷周边相关因素的计算分析，其中，主要参考计算的因素包括杆塔的高度、周边地形地貌边高压输电线路架空高度、导线的保护角度等。在山区高压输电线路的控制中，主要是要加强在输电线路中绕击率与平地高度中输电线路的3倍控制方式，在山区设计输电线路的过程中，要形成对大跨越、大高差档距的控制，形成对线路雷击水平的相对控制。因此，在一些雷击相对活跃的地方，要对这个区段的线路形成整体的分析，减少相关现象的出现。

2.3 高压输电线路反击成因

在雷击塔以及塔顶部位或者避雷针的相关位置分析中，要对雷击电流流过的塔体以及接地体形成相应的位置控制。在杆塔电位升高的过程中，将在输电线上产生感应电压，当这个指数相对较高达到绝缘闪络现象的电压值时，将会造成导线与接地电阻之间发生相应的闪络现象，形成反击闪络的方式。因此，在整个计算过程中，要形成对接地电阻、耦合系数、分流系数、高压输电线路绝缘等相关数据的控制[2]，更好的形成对整个线路的技术控制，提升线路的整体耐雷水平，都会产生很大的影响。

3 解决高压输电线路雷击跳闸问题的有效对策

3.1 提升高压输电线路的绝缘系数

在高压输电线路的技术控制中，要针对当前技术控制的相关要点，提升整个输电线路的绝缘水平。因此，在高压输电线路与耐雷水平的正比例关系中，形成零值绝缘子的检测方式，提高高压输电线路的绝缘化，确保整个线路耐雷的综合水平。同时，在相关的设计过程中，形成多种绝缘分子性能的综合运用，运用玻璃绝缘子的有效耐电弧与不易老化的技术优点，这样，形成绝缘子本身自洁性以及对玻璃熔融体的效果控制，这样，可以对烧伤之后的新表面形成光滑玻璃体的控制，保证足够的绝缘性能，形成玻璃绝缘子的综合技术控制[3]。

3.2 降低杆塔的接地电阻

在高压输电线路的防雷技术中，要适当的降低杆塔的接地电阻，在保证基础杆塔的土壤中电阻率的情况下，全面降低杆塔的接地电阻，在整个耐雷水平的综合控制中，形成最基础、最全面的技术控制。对于有些地质土壤中电阻率相对较高的线路问题，要形成创新性的技术参数控制，强化杆塔接地电阻的方式，可以通过增加埋设的深度，延长接地极，增加垂直接地极等方式方法，都将有很大的现实意义。

3.3 增加适量的耦合地线

在高压输电线路防雷综合设计中，要适当的增加耦合地线的运用，在整个技术规程运用中，针对雷电活动中频繁的区域，尤其是在发生雷击故障相对较多的杆塔和一些地段，在增设相关耦合地线的基础上，形成耦合地线与避雷针导线之间的耦合，并对流经杆塔的雷电流向形成两侧的分流控制，尽可能的全面提升高压输电线路的耐雷水平，都将有很大的现实作用。

3.4 适当运用高压输电线路避雷器

当安装避雷器杆塔和导线时电位差超过避雷器的动作电压时，就要把避雷器进行分流，老确保绝缘子不发生闪络。根据以往的经验，在因雷击而频繁跳闸的高压输电线路安装避雷器就可以达到很好的避雷效果。同时，对于新投产的高压输电线路，做好高压输电线路的验收工作，确保接地体的埋深是否符合规程的要求，射线长度是否达到设计的长度[4]，接地体与接地引下线有可靠的电气连接，这些都是保证杆塔可靠的防雷基础。对已投运的线路，要加大力度对老旧线路的检查和改造力度，对运行中出现问题的线路和雷击频发区段，要加快人力、资金，尽快对其进行改造，来保证投运线路的安全性。

4 结 语

因此，有效处理高压输电线路时雷击跳闸现象，要综合考虑多方面的因素，针对雷击区域中雷击现象的强弱、地形地貌的特点、土壤电阻的高低等相关情况，结合高压输电线路运行的相关经验与系统运行的方式，通过对防雷设计的有效选取，提升高压输电线路的整体耐雷水平，并在电力部门之间全面合作的基础上，形成系统化的科学管理，可以降低雷击带来的相关损害，提升电力供应的整体效果。

参考文献：

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[2] 陈水明，何金良，曾嵘.输电线路雷电防护技术研究（一）：雷电参数[J].高电压技术，2009，（12）.

[3] 何金良，曾嵘，陈水明.输电线路雷电防护技术研究（三）：防护措施[J].高电压技术，2009，（12）.

10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析 篇4

1 线路雷击特征分析

架空线路中常见雷电过电压可分为: (1) 直击雷过电压, 是雷电直接击中杆塔、避雷线或导线引起的线路过电压。 (2) 感应雷过电压, 是雷击线路附近大地, 由于电磁感应在导线上产生的过电压。

经验表明, 直击雷过电压对电力系统的危害最大, 感应雷过电压只对35 k V及以下的线路有威胁。

按照雷击线路部位的不同, 直击雷过电压又分为两种情况: (1) 雷击线路杆塔或避雷线时, 雷电流通过雷击点使该点对地电位大大升高, 当雷击点与导线之间的电位差超过线路绝缘的冲击放电电压时, 会对导线发生闪络, 使导线出现过电压。因为杆塔或避雷线的电位 (绝对值) 高于导线, 通常造成反击。 (2) 雷电直接击中导线 (无避雷线时) 或绕过避雷线 (屏蔽失效) 击于导线, 直接在导线上引起过电压, 通常称为绕击。

反击和绕击有不同的特点, 应采取不同的措施, 才能取得理想的效果。区分雷电的反击和绕击, 可通过现场故障表象、耐雷水平计算、雷电流的测量来进行综合分析判断。反击的特征有:一般引起一基多相或多基多相故障, 水平排列的中相或上三角排列的上相故障;杆塔接地电阻较大, 雷电流较大, 塔身高度较高, 导线、金具、绝缘子等有明显放电痕迹。绕击的特征有:一般单基单相或相邻二基同相故障, 水平或上三角排列的边相故障, 杆塔走向为山区大跨越, 杆塔接地电阻较小, 雷电流较小, 塔身高度较低, 山坡杆塔的边坡外侧导线或山顶杆塔, 导线、杆塔地线和接地体无明显烧伤痕迹。

2 雷击跳闸原因分析

线路的雷击跳闸率与线路的塔型、绝缘强度、接地电阻、沿线地形及雷电活动等诸多因素有关。

2.1 线路所处位置地形地貌因素

输电线路将电能由电厂输送至负荷中心, 面临着复杂的地形、地质、气候条件。据统计, 在历年雷击事故中, 有超过2/3的雷击事故发生在山区, 这与高压输电线路所处山区的特殊地形及复杂气候条件有关。雷击闪络线路所处的地形主要有山顶、山坡、山凹、水田、大跨越及风口处。而这些都处于线路的易击段, 如雷暴走廊、四周是山丘的潮湿盆地、土壤电阻率有突变的地带、突出的山顶、山的向阳坡等。

2.2 雷电绕击因素

雷电绕击跳闸率约占80%左右, 是造成线路跳闸的主要原因, 所以防止雷电绕击又是线路防雷工作的重点。雷电绕击率与杆塔高度、避雷线保护角及杆塔地面坡度呈递增函数关系。当塔高增加时地面的屏蔽效应减弱, 绕击区变大。同时杆塔高度增加时电感增大, 雷电流流过杆塔时产生的电压幅值增高。避雷线保护角与绕击区成正比, 保护角越大形成的绕击区越大, 从而使绕击次数增加。随着地面坡度的增大, 导线的暴露弧段也将增大。当线路沿山坡走向架设时, 山坡外侧绕击区增大, 绕击次数增加, 山坡内侧绕击区减小, 绕击次数减少。满足设计规程要求的超高压线路具有较高的防反击水平, 但由于山区地面倾角的影响, 大大降低了避雷线屏蔽的有效性, 特别是转角塔, 由于绝缘子倾斜, 内角相导线向线路外侧偏移, 从而减弱了地线对导线的防雷保护, 使线路雷击故障的概率增加。

2.3 其它因素

随着杆塔接地电阻的增加, 线路耐雷水平会明显降低。线路架设密度的增加也会加大遭受雷击的几率。另外部分雷电流幅值超过设计耐雷水平, 会直接造成反击闪络事故。绝缘水平不足造成耐雷水平下降, 如绝缘子设计串长为25片, 加上均压环后其有效空气间隙约为23片串长, 并且塔头间隙尺寸偏小, 导致线路耐雷水平先天不足。此外合成绝缘子防雷存在问题, 据统计, 从2006年1月至2011年6月, 杭州市电力局管辖的35~500 k V线路因绝缘子遭受雷击而跳闸共115次, 其中合成绝缘子被闪络的有74次, 由此可看出雷击闪络中合成绝缘子闪络故障占较高的比例。对于500 k V超高压线路, 合成绝缘子发生雷击闪络多与均压环位置安装缩短了绝缘长度有关。因此在电气间隙允许的范围内, 适当增加绝缘子长度是十分必要的。但是绝缘子长度的增加, 必然会减少绝缘子串对杆塔的风偏裕度, 增大了绝缘子串发生风偏跳闸的机率。在增加绝缘子长度的同时, 需要增加相应的重锤片, 才能解决线路防雷和防风偏两者统一的问题。

3 输电线路的防雷措施

输电线路防雷设计的目的是提高线路的耐雷水平, 降低雷击跳闸率。在确定线路防雷方式时, 应综合考虑系统的运行方式、线路电压等级和重要程度、经过地区雷电活动强弱、地形地貌特点、土壤电阻率的高低等自然条件, 参考当地原有线路运行经验, 根据技术经济比较结果, 采取合理的保护措施。

3.1 架设避雷线

避雷线是高压线路防雷基本措施, 主要作用是防止雷直击导线, 产生危及绝缘的过电压。装设避雷线后, 雷电流沿避雷线经接地引下线进入大地, 从而保证线路安全供电。根据接地引下线接地电阻的大小, 在杆塔顶部造成不同电位;同时雷电波在避雷线中传播时, 又会与线路导线耦合而感应出一个行波, 但这行波及杆顶电位作用到线路绝缘的过电压幅值都比雷电波直击档中导线时产生的过电压幅值小的多。110 k V电压等级的线路一般都应全线架设避雷线, 保护角大多取20~30°。220 k V及以上的超高压、特高压线路都架设双避雷线, 保护角在15°及以下, 有的线路甚至采用负保护角。

3.2 装设接地装置和降低杆塔接地电阻

装设接地装置是防止架空输电线路雷害事故的有效措施之一。各种杆塔的反击跳闸率一般随接地电阻的增大而明显增高, 且越高的杆塔反击跳闸率越高。降低杆塔冲击接地电阻是提高线路耐雷水平降低雷击跳闸率的有效措施。在土壤电阻率低的地区, 应充分利用自然接地电阻, 在高土壤电阻率的地区, 用一般方法难于降低接地电阻时, 可采用多根放射形接地体, 或连续伸长接地体, 利用接地模块或采用接地降阻剂降低接地电阻值。

3.3 架设耦合地线

在雷电流活动频繁或经常遭受雷击的地段, 可在导线下方另架1~2条逐基接地的架空地线 (镀锌钢绞线) , 通称为耦合地线, 以改善耦合系数。耦合地线与避雷线一样, 具有分流和耦合作用, 可分流杆塔雷电流12%~22%, 降低绝缘子串上承受的过电压, 减少和防止线路绝缘的闪络。运行经验表明, 耦合地线对降低线路雷击跳闸的效果显著, 约可降低50%左右。但需注意, 在导线弧垂较大时, 档距中央耦合地线与导线间的空气间距应满足电气要求。在考虑架设耦合地线的方案时, 还应对其进行可靠论证, 因为该方案的施工费用相比起其他方案要高出很多, 多数情况下性价比较低。

3.4 采用消弧线圈接地方式

在雷电活动强烈时, 接地电阻又难于降低的地区, 110 k V及以下电压等级的电网可考虑采用系统中性点不接地或经消弧线圈接地方式。这样可使大多数雷击单相闪络接地故障被消弧线圈消除, 不至于发展成为持续工频电弧。而当雷击引起二相或者三相闪络故障时, 第一相闪络并不会造成跳闸, 先闪络的导线相当于一根避雷线, 增加了分流和对未闪络相的耦合作用, 使未闪络相绝缘上的电压下降, 从而提高了线路的耐雷水平。我国的消弧线圈接地方式运行效果良好, 雷击跳闸率大约可降低1/3左右。

3.5 加强绝缘

为了提高线路的耐雷水平, 对个别经常遭受雷击的杆塔可增加1~2片绝缘子。根据规定, 全高超过40 m的有避雷线杆塔, 每增高10 m应增加一片绝缘子。另外, 根据运行经验, 对有避雷线的杆塔 (包括耦合地线) 应逐基接地, 接地装置的接地电阻在雷季干燥时, 有避雷线的杆塔工频接地电阻不宜超过设计规程要求的数值。

3.6 采用不平衡绝缘方式

在高压及超高压线路中, 采用同杆并架双回路日益增多。为降低雷击时双回路同时跳闸的发生率, 当用通常防雷措施无法满足要求时, 可考虑采用不平衡绝缘方法, 如使双回路的绝缘子数有差异。这样雷击时绝缘子片数少的回路先闪络, 闪络后的导线相当于地线, 增加了对另一回路导线的耦合作用, 使其耐雷水平提高不再发生闪络, 保证线路继续送电。

3.7 装设自动重合闸

雷击故障约90%以上是瞬时故障, 所以应在变电站 (所) 装设自动重合闸装置, 以便及时恢复送电。据统计, 我国110 k V及以上的高压线路重合闸成功率达75%~95%, 35 k V及以下线路为50%~80%。因此规程要求“各级电压线路应尽量装设三相或单相重合闸”。同时明确强调“高土壤电阻率地区的送电线路, 必须装设自动重合闸装置”。装设自动重合闸装置是防雷保护的有效措施之一。

3.8 安装线路避雷器

加装避雷器及防绕击避雷针可有效降低线路遭受雷击闪络的概率。线路避雷器有多种类型, 选择合适的避雷器对线路的防雷效果有直接关系。瓷套氧化锌避雷器由于重量大及其安全问题, 不是理想的选择。管型避雷器虽具有较强的灭弧能力, 但是这种避雷器具有外间隙, 受环境的影响较大, 伏秒特性较差, 放电分散性大, 同时会产生载波, 不利于变压器等有线圈设备的绝缘。近年, 国内外开展了应用氧化锌避雷器来降低雷击事故的研究, 并已成功的将避雷器应用到线路上, 将复合外套避雷器安装到线路雷电活动强烈或者土壤电阻率很高、降低杆塔接地电阻困难的线路, 提高线路的耐雷水平。

4 结语

10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析 篇5

架空输电线路是我国电力系统的重要组成部分,它的运行状态决定了电力系统是否可以安全、可靠、稳定的运行。我国的高压输电线路运行事故统计表明,雷击引起线路跳闸事故约占线路总跳闸事故的40%～70%。输电线路雷击跳闸率一直居高不下,雷击跳闸已成为威胁电网安全的最主要、最突出的矛盾[1,2,3,4]。

随着国民经济的发展、电网容量需求增加、电网建设加快,在人口密集、经济发达的珠三角地区,线路走廊日益紧张。而随着线路走廊与土地利用之间的矛盾日益加剧,节约利用土地的措施势在必行,同塔多回线路应时而生。发达国家的经验说明,多回线路同塔并架技术是解决此问题的有效措施[5]。多回线路与相同电压等级的单回路相比,避雷线对导线的屏蔽性能难免会变差,雷击杆塔时塔顶电位增加,线路反击跳闸率变高,并且存在着多回线路同时闪络跳闸的危险[6]。

通常认为,雷电绕击因雷电流较小,一般不会造成同塔多回线路的同时跳闸。线路的实际运行经验亦表明,导致线路同时跳闸的原因多为反击。为此应尽量减小因雷电反击造成的同塔多回线路同时跳闸率。本文主要研究同塔多回线路雷击同跳的机理,为同跳特征的研究和制定防雷措施提供参考和依据。

1 同跳理论分析方法

本文利用ATP软件[7,8]对输电线路进行反击计算,选取2.6/50.0μs的标准雷电流双指数波作为雷电流源[9,10,11,12,13],雷电通道波阻抗取400Ω,输电线路模型采用频率相关(基于相域变换)模型,对应ATP中的JMarti输电线路模型,杆塔采用如图1所示的多波阻抗等效模型[14,15],采用先导法[16]判断绝缘闪络。分别考虑如图2所示雷击塔顶和雷击避雷线两种情况,对同塔多回线路雷击同时跳闸机理进行研究。通过仿真得到绝缘子串两端电压波形,总结出同塔多回输电线路雷击同时跳闸的原因。

2 雷击塔顶及雷击地线

2.1 雷击塔顶

由图3可以看出,雷击塔顶时绝缘子串两端电压先是快速上升,到达塔底时由于负反射波的作用开始下降,且不同位置的反射波叠加在该绝缘子两端使波形出现一定的波动。雷电传到相邻杆塔之后在负反射作用下绝缘子两端电压继续下降,直到塔底正反射波使电压上升。第二临近杆塔负反射波再一次导致该绝缘子两端电压下降,依次类推。

由图4可以看出,由于杆塔左右两侧对称,左回线路和右回线路基本对称,雷电过电压波经过杆塔、地线和相邻杆塔间的来回折反射,施加在绝缘子串两端,当电压达到空气间隙先导起始电压时,先导发展,直至同时闪络。

由图5可以看出,某相导线闪络后,由于工频电弧短接绝缘子串,其电位变为地电位,会在其他没闪络相上耦合负电压,降低了其他相绝缘子串两端电压,起到保护作用。

2.2 雷击地线

雷击地线时绝缘子串两端过电压波形图如图6所示。

从图6可以看出,雷击地线时由于雷击点相对杆塔左右两侧不对称,左回线路和右回线路会出现先后闪络。雷电过电压波经过杆塔、地线和相邻杆塔间的来回折反射,施加在绝缘子串两端,当电压达到空气间隙先导起始电压时,先导发展,直至同时闪络。雷击地线侧的某相导线闪络后,由于工频电弧短接绝缘子串,其电位变为地电位,会在其他没闪络相上耦合负电压,降低了其他相绝缘子串两端电压,起到保护另一侧导线作用。

3 一回闪络对另一回的影响

3.1 耦合系数计算方法

在输电线路的反击计算上,主要有规程法、蒙特卡罗法、行波法(贝杰龙法)等计算方法和ATP程序

耦合系数可由下式计算:

式中:k0为导线和避雷线(或耦合线)间的几何耦合系数;k1为电晕校正系数,对于220 kV输电线路k1取1.25。

几何耦合系数可由无损耗平行多导线系统波的传播方程求得,假定线路是无损耗的,导线中波的运动以近似看成平面电磁波的传播。这样,只需引入波速的概念就可以将麦克斯韦静电方程运用到波过程的计算中。

如图7所示,设有与地面平行的几根平行导线(地线)系统,则n根导线中,导线k的电位可由麦克斯韦静电方程表示为:

式中:Q1,Q2,…,Qk,…,Qn为导线1,2,…,k,…,n单位长度上的电荷;akk为导线k单位长度上的自电位系数;akn为单位长度k与导线n间的互电位系数。

akk和akn可用镜像法算出:

式中:rk为导线k的半径;hk为导线k的平均高度;dkn为导线k与导线n的距离;Dkn为导线n与导线k的镜像k'间的距离;ε0为空气的介电系数;εr为导线所在介质的相对介电系数,此式中εr=1。

在式(2)右侧乘以(v为波速),并以i=Qv代入,则可得:

式中:zkk为导线k的自波阻抗;zkn为导线n与导线k间的互波阻抗。

zkk从zkn可按下式计算:

设有1根避雷线(1)及1根导线(2),则可按式(4)列出:

由于导线(2)是对地绝缘的,故i2=0,于是可得导线与避雷线间的几何耦合系数为:

式中:r1为避雷线的半径;h1为避雷线的、平均高度;d12为避雷线与导线的距离;D12为避雷线与导线镜像间的距离。

对于有3根避雷线(1、2和3)及1根导线(4),则可按式(4)列出4个方程。令u1=u2=u3=0及i4=0代入方程组,则可得3根避雷线共同对导线(4)的几何耦合系数为:

3.2 220 kV同塔双回输电线路

220 kV同塔双回输电线路杆塔计算模型如图8所示,A1、B1、C1和A2、B2、C2分别代表两回线路的ABC三相,S1和S2为两根避雷线。

根据图8所给杆塔计算模型,分别计算出了正常情况和一回闪络后避雷线对导线的耦合系数,结果如表1所示。

以220 kV同塔双回线路为例计算出的一回闪络对另一回耐雷水平提高的影响如图8所示。可以看出,一回先闪络后,提高了对没有闪络回的耦合电压(小于零),即降低了原来绝缘子串两端电压,提高了双回同时闪络耐雷水平。

3.3 220/110 kV混架同塔四回线路

以220/110 kV混架同塔四回线路为例进行说明,如图9-12所示。

由图9-图12可以看出,由于混架线路本身的特点,220 kV和110 kV线路绝缘水平不同,对于整个杆塔而言形成了差绝缘配置,所以当雷击时,110 kV线路会先闪络,闪络后由于工频电弧短接绝缘子串,其电位变为地电位,会在220 kV没闪络相上耦合负电压,降低了其他相绝缘子串两端电压,起到保护220 kV线路的作用;但是由于最上层220 kV导线离110 kV线路较远,所以耦合作用有限,因此对于220 kV线路而言,最上层导线仍需要其他防雷措施进行防雷保护。

4 结论

雷击塔顶时由于杆塔左右两侧对称,左回线路和右回线路基本对称。雷击地线时由于雷击点相对杆塔左右两侧不对称,雷电过电压波经过杆塔、地线和相邻杆塔间的来回折反射,施加在绝缘子串两端,当电压达到空气间隙先导起始电压时,先导发展,直至同时闪络。

某相导线闪络后,由于工频电弧短接绝缘子串,其电位变为地电位,会在其他未闪络相上耦合负电压,降低了其他相绝缘子串两端电压,起到保护作用,提高了双回同时闪络耐雷水平。

难查实因的10kV线路跳闸分析 篇6

(1) 保护定值问题。一是变电站断路器长期运行后, 保护定值小于不断增加的最大负荷, 或者定值输入保护装置时发生错误, 定值过小, 导致小于瞬时的最大负荷值。二是过流定值小于线路末端两相金属性短路值过多, 在线路首端电源侧附近发生瞬时单相接地或瞬时两相闪络放电也会导致过流保护误动作。对此, 建议调度部门加强定值计算整定工作。

(2) 绝缘子污闪原因。瓷绝缘子在雾、雨、尘、雪等环境下, 表面发生污闪, 线路跳闸后又恢复绝缘。有时瓷绝缘子放电痕迹不明显, 尤其是故障发生过久情况下, 更不易通过巡查发现。建议供电所在环境恶劣、可能发生污闪的地方, 更换高一电压等级或防污瓷绝缘子, 并做到线路“逢停必扫”。

(3) 客户原因。客户对内部故障进行隐瞒, 或者客户大负荷启动时的冲击电流引起线路过流跳闸。还有一种情况是, 在变电站用户专线开关柜断路器上装有预付费或负荷控制装置的, 有可能因电费问题或装置问题导致断路器跳闸回路被导通, 而此种情况往往没有故障电流值。对此类问题, 需要供电所提高对客户用电设备的掌控能力, 要多沟通和服务, 及时协助解决大负荷启动等用电问题。

(4) 外界因素。树枝碰触线路或鸟类、异物落在线路上等, 发生电击和燃烧后, 又离开线路。因此, 故障巡视人员不要只盯着线路设备, 也要查看地面落物情况, 看看有没有被电死的鸟, 有没有被烧断的铁丝、树枝等。

(5) 弧垂问题。线路三相弧垂不一致, 在大风时会短路。高负荷、高温度会导致线路弧垂增大, 对被跨越物放电, 线路跳闸又送上后, 负荷减少, 弧垂又恢复一些, 负荷一大, 又引起跳闸。此类问题, 需加强巡视, 发现问题及时整改。

(6) 其他线路接地因素。如果是伴有别的线路长时间接地, 就要考虑母线电压升高 (相电压6 k V升至10k V) , 导致本线路 (指查无原因的线路) 绝缘不良的设备出现绝缘闪络或者避雷器跌落。也有一种特殊情况就是调度接地选线错误, 当逐线路停电时, 正好选到本线路时, 真正接地的线路因接地变短路、支线断路器保护动作等原因故障消失, 导致误判。

10kV配网输电线路雷击跳闸原因分析 篇7

随着我国对电力的不断需求, 刺激了其不断的发展。人们越来越关注供电问题, 在实际的供电过程中, 市场发生配电线路跳闸故障, 对用户的用电安全造成威胁, 电力企业的经济效益也受到影响。本文以10k V配电线路跳闸为切入点, 分析探讨了引发10k V配电线路跳闸故障的相关原因, 提出相关预防措施, 切实预防线路跳闸故障的发生。

二、10k V配电线路跳闸原因分析

10k V配电线路跳闸是配电线路常见故障之一, 引起10k V配电线路跳闸的因素有很多, 主要分为自然因素影响与人为因素影响, 除此之外还存在着设备本身故障因素导致配电线路跳闸的情况, 以下是具体原因分析。

1人为因素。 (1) 施工技术问题。施工技术问题是导致10k V配电线路跳闸的主要因素。在施工中, 如果架空裸导线路导线与支持瓷件绑扎不实, 导线连接点搭接缠绕或是压接不合格造成放电, 线路与电气设备连接没有采用铝设备过渡板, 使非同类金属连接造成氧化引起高温烧断导线。在架空配电线路时, 如果过分紧固配电线, 会硬性导致线路损伤, 久而久之, 便会引起线路各种故障问题进而导致配电线路跳闸。除此之外, 线路接地装置不合格也会导致配电线路跳闸。户外的接地引线本身质量不符合要求, 再经过长期的氧化, 会大大增大引线阻值, 在遭遇雷电冲击时, 不能完全确保将雷电电流导入地下, 进而导致配电线路发生故障而跳闸。 (2) 外力破坏作用。所谓的外力破坏作用是指人为的破坏电力线路, 使得线路断路而导致跳闸。尽管外力破坏作用不是导致10k V配电线路跳闸的主要因素, 却也有着重要的影响。现阶段随着配电线路的发展, 电力线路多采用性质优良但造价较高的金属材料, 一些不法分子, 窃取线路设备, 直接导致线路跳闸。

2自然因素。自然因素影响占据着所有配电线路跳闸影响因素的主导地位, 绝大多数的线路跳闸都是由于恶劣的自然条件作用在线路上, 引发线路故障进而导致跳闸。例如大风、大雪、雷电天气等。大风天气会造成电杆折断或者倾斜现象, 使得配电线路拉力增加, 进而导致线路断路的情况发生。大学天气使得加注在线路上的荷载变大, 也可以导致线路断路。对于雷电天气, 如果线路发生老化影响绝缘性, 就会使得线路被雷电击穿导致局部电流过大引发跳闸。除此之外, 还存在着其他自然因素的影响, 导致配电线路发生跳闸, 故而, 在实际的配电线路使用过程中, 要充分做好防护工作。

3设备因素。设备故障时导致配电线路跳闸的直接因素。配电线路本身质量不过硬, 加之长期暴露在空气中, 受到外界不良因素的作用, 使得线路极易发生老化现象, 导致线路绝缘性能下降, 易发生线路跳闸故障。不仅如此, 以下与配电系统相关的电力设备如变压器等发生故障时, 也容易导致配电线路跳闸。故而, 在实际的电力系统运行中, 要做好相关养护与维修工作。

三、预防配电线路跳闸的重要性分析

前文已述, 由于各种各样的因素影响, 使得配电线路极易发生电路跳闸故障, 然而配电线路跳闸故障无论是对用户来说还是对电力企业来说都会导致一些不必要的损失。就电力企业而言, 配电线路发生故障, 不仅仅反应出电力工程施工质量不良, 还大大影响了电力企业的经济效益与社会效益, 不仅如此, 一旦线路跳闸, 相关检修人员就要进行故障排查工作, 如果因支线故障引起线路跳闸却不知哪段支线发生故障, 就要全面排查配电线路, 大大增加了维护配电线路的工作量。就用户而言, 配电线路跳闸不仅影响着用户的正常用电, 还在一定的程度上损害电气设备, 影响电气设备的正常使用, 造成许多不必要的困扰。故而要切实做好配电线路跳闸故障的预防工作, 将电力企业与用户的损失风险降到最小, 确保电力企业供电可靠性与用户的用电安全。

四、探讨预防10k V配电线路跳闸相关措施

前文已述, 预防10k V配电线路跳闸对于电力企业与用户来说至关重要。所以, 要切实做好10k V配电线路跳闸的预防工作。以下是对10k V配电线路跳闸相关预防措施的具体分析。

1提高施工技术水平。预防配电线路跳闸首先要从提高施工技术水平做起, 在施工过程中, 不仅要按照相关流程规范进行施工, 更要确保施工的质量。在选择线路方面, 要选择那些质量优良且绝缘性能良好的, 抗老化作用较强的配电线路。在施工过程中, 要注意施工的规范性, 例如架空配电线路时, 要确保配电线路不受损伤, 且电线杆质量要过硬且要埋深, 避免出现电线杆折断的现象。不仅如此, 要结合现代化技术, 实现配网自动化, 通过计算机网络与现代监控基础, 监察配电线路, 一旦发现问题, 准确判断故障点及其原因, 及时修理维护, 有效进行配电线路跳闸预防工作, 很大程度上推动着电力系统的发展。

2优化电力设备。预防配电线路跳闸不仅要确保配电线路的质量与安全问题, 也要确保其他相关电力设备的质量, 只有确保电力系统中每个电力设备的运行质量, 才能避免由于电力设备故障引起线路跳闸现象的发生。

3加大监管力度。对配电线路加大监管力度可以有效防止人为因素中外力破坏因素对配电线路的影响, 同时要落实责任, 将监管区域划分成几个部分, 使得个人责任更加的明确化, 一旦发现问题及时解决, 不仅提高了监管效率, 也进一步防止配电线路发生跳闸故障。

4加大宣传保护力度。防止配电线路跳闸故障, 不仅要从电力企业做起, 更要提高人们对配电线路的保护意识。加大宣传保护力度, 避免外力破坏作用对线路的影响, 在一定程度上保护着配电线路, 防止其发生跳闸故障。除了以上几种预防措施之外, 还要做好配电线路的养护工作, 确保线路使用性能, 从各个方面做好配电线路故障的预防工作。

结语

综上所述, 线路跳闸故障是10k V配电线路常见且难以解决的问题之一, 且配电线路的跳闸对于电力企业与用户来说, 都会造成一定的损失。故而要切实做好相关预防工作, 要从人为因素、设备因素等方面入手, 逐一解决导致配电线路跳闸的相关问题, 切实保护好配电线路, 防止跳闸故障的发生, 推动电力系统运行的发展。

摘要：配电线路跳闸对电力企业的可靠供电、用户的安全用电都会造成一定程度上的影响, 本文着重探讨了10kV配电线路跳闸原因分析及预防措施。

关键词：10kV配电线路,跳闸故障,原因分析,预防重要性,相关措施

参考文献