一起10kV线路电缆终端头故障分析

正1故障简介2016年10月5日18时许,某县调接到故障信息:位于某变电站外的10kV石某线L1相接地,几秒钟后该线路过流Ⅰ段保护动作,10kV石某线跳闸。20时20分,属地供电所查找到故障原因:10kV石某线1号杆出线电缆终端头发生相间故障。当地供电分公司在得知该故障后,组织人员对现场进行勘察并进行了事故处理。截至10月6日10时30分抢修结束,此次电缆终端头故障造成10kV石某线共计停电16 h左右,损     

梅州电网10kV全电缆线路投退重合闸运行分析

通过对梅州电网10kV全电缆线路故障原因的统计分析,详细阐述了10kV全电缆线路投入重合闸的优点及合理性,结合梅州电网的实际运行情况,从设备运行、事故处理、供电可靠性等方面,对10kV全电缆线路投入重合闸后的运维注意事项进行了深入的分析,为今后10kV全电缆线路投退重合闸提供经验借鉴。     

事故抢修暴露隐患警钟敲响注意安全

2011年夏某日．某地区因一条10kV电缆供电线路故障跳闸引起该条电缆线路停电。停电涉及商户2000余家．居民2000户。接到停电报修通知后，当地电力抢修人员从上午10时起对该条供电的4km电缆线路进行一段一段地排查。直到下午2时，查到线路某处时，     

选型不正确电缆遭烧毁

某电缆送变电工程,整个线路采用10kV交联聚乙烯绝缘电力电缆,长度为426m。由于电缆长度预测裕度过大,电缆实际敷设中多出了36m。为便于日后维修,施工中就在线路中间将多余电缆紧密卷绕5圈直埋于一个土坑里。线路施工完毕后按规程试验合格,但投入运行不到20天就出现故障,断路器跳闸。经现场开挖检查发现：电缆卷绕部位中间几根电缆外护套已严重烧焦脆裂,钢带裸露,电缆周围黄土烤痕厚达50cm,     

无视安全违规抢修触电死亡教训深刻

1 事故经过 某供电公司10 kV线路速断跳闸并重合成功后,根据客户电话投诉反映的停电情况,值班人员通过线路巡视,查出故障为该10 kV线路某支线杆L2相反弓子线夹烧断.查出并隔离故障点后,工作负责人带人回供电所做抢修准备工作.到供电所后,工作负责人电话通知工作票签发人到供电所签发抢修工作票,同时安排抢修人员填写事故应急抢修单和安全技术交底卡.事故应急抢修单和安全技术交底卡在供电所履行审核、签发手续后,工作负责人即带领人员到现场实施抢修.抢修人员来到抢修现场后,在没经调度许可的情况下,拉开该故障线路支线杆下的专用变压器高压熔断器,并在该高压熔断器上口验电、挂一组高压接地线后即开始抢修作业.抢修结束后,抢修人员在下杆过程中,左手不慎碰触同杆架设且正在运行的另一条10 kV线路L3相绝缘线的裸露部分而触电,经抢救无效死亡.经查,死者左手触电,右手和右脚有放电痕迹.     

10kV开关柜单相接地故障原因分析

介绍温州电网某10 kV配电室发生10 kV进线开关柜单相接地故障,从运行条件、试验数据、现场情况展开调查分析,认为C相存在接地故障、真空泡损坏。分析导致C相接地故障后,发现绝缘部件受潮较严重,且现场有放电痕迹,后装设加热器和高压电缆进线隔板等,提高绝缘部件的污闪电压,从而有效防止事故发生。     

预防10kV电缆线路故障的措施

城市输电线路采用电力电缆的比例越来越高,电缆及其附件的安装质量和防护存在的缺陷势必引发电缆故障,文章以现场生产实例,总结了10kV电缆线路故障的主要原因及其预防措施。     

环网柜电缆终端烧毁原因分析

<正>1故障经过2013年5月10日10时13分,10 kV某线接地,运行值班人员进行故障巡线,发现12环网柜冒烟,巡线人员随即联系调度进行停电,并做好安全措施。由于该环网柜位于10 kV某线11开关和13环网柜之间,由于故障段线路没有带客户,随即对其进行了分段隔离处理,11时恢复供电。2故障分析2.1环网柜本体分析故障环网柜为户外型六氟化硫全封闭环网开关设备,柜体型号为SAFE型。现场检查12环网柜本体,发现第     

10kV、35kV电缆中间头烧毁的故障分析

电力电缆是供电线路中重要的组成部分,文章主要针对一起高压电缆终端单相接地引发的电弧烧毁电缆的事故进行研讨,并制定相应的整改措施和建议,旨在提升对10kV及35kV电缆终端检修力度,降低10kV、35kV电缆故障的发生几率,同时加强维修人员管理与培养,以提高电力系统故障维修效率。     

10 kV电缆线路故障的快速查找

<正>1 10 kV电缆线路故障快速查找方法1.1完善基础资料配置保存好10 kV电缆线路的日常运行资料、建设路径图等。基础资料如电缆线路的建设路径图、电子地理图、线路敷设方式、电缆中间接头位置图等。1.2以保证电路准确检测为前提只有将检测设备放置在距故障点的最近处,才能使检测信号衰减最小,保证测量时声磁快速达到一致     

小电流接地选线装置误判断的分析与对策

某日,某县城变电站10kV出线接地故障报警,MLN98型小电流接地选线装置选出L3,L5,L6三条10kV线路为故障线路。但经拉闸选线测试,只有L6有接地故障,L3,L5并无接地故障。拉开L6线路后,所有信号恢复正常,并且经巡线人员巡线检查,也未发现L3和L5线路有接地故障。那么,为什么L3和L5会发出这种报警信号呢?经运行人员认真比对设备原理和检查线路参数,     

电压互感器极性接反导致母线接地告警

正1故障情况2020年12月31日13时30分许,某35kV变电站10kVⅠ段母线报L2相电压互感器断线。变电运维人员到现场检查后发现该段母线L2相电压互感器烧毁,L3相熔断器熔断。随后检修人员对该相电压互感器进行了更换,重新投入运行后10kV母线三相电压运行正常,10kV母线电压表显示U,V,W三相的电压均为5.8kV,经检查10kV分路保护装置报该母线接地。     

一例10kV配网电缆线路故障分析

正1故障经过某日18时36分,某公司110 kV变电站10 kV某线路过流I段保护动作跳闸,重合闸未成功。调控中心通知当地供电所巡线。20时45分,该供电所工作人员向调控中心汇报,跳闸原因是某支线高压电缆故障。20时50分,经调度许可,该供电所办理配电抢修单对故障电缆进行了抢修。23时55分抢修工作结束,该线路恢复正常供电。2原因分析交联电缆由于载流能力强,电流密度大,对导体连     

一起电缆终端头压接线鼻子断裂事故

1事故概况 2015年某日,某110 kV变电站883电容器断路器动作跳闸,运行人员现场检查883开关柜无异常,随即报告了调度申请检修,又通知了检修人员。检修人员立即赶到现场,到室外883电容器处进行初步检查,发现以下故障现象：883电容器户外电缆终端头A相压接线鼻子断裂,断裂处的电缆护套已烧焦;断裂处喷出的电弧将铝排支撑瓷瓶下部瓷群被击穿断裂;     

10 kV断路器自动跳闸故障分析

1事件经过2017年11月,某35kV变电站值班人员反馈,10kV Ⅱ段母线580断路器跳闸,造成580电容器退出运行,且保护装置没有发出故障信号。运维人员迅速组织抢修,到达现场后发现,590电容器处于运行状态,初步判断为580断路器出现故障。2故障分析和处理10kV Ⅱ段母线的一次接线图如1所示,580断路器和590断路器由同一个隔离开关控制,590电容器正常运行,580断路器合不上,造成580电容器退出运行,所以初步判断为580断路器发生故障。     

变电站10 kV开关柜局部放电异常分析

1变电运维人员发现缺陷情况2021年7月2日,变电运维人员在例行巡视110kV某变电站过程中发现10 kV某线路925开关柜处存在异常声响,后通知试验人员到现场进行局部放电测试。在局部放电测试过程中,发现10 kV某线路925及相邻10 kV某线路926开关柜后上柜处存在局部放电异常信号。当日天气晴,温度30℃,空气湿度50%。925,926开关柜柜顶母线仓封板缝隙处空气式超声波检测信号较大,背景值为31 dB,异常信号最大幅值分别为42dB,39 dB。     

10kV母线接触面发热原因分析及处理

1现场情况2019年8月9日接调度通知,220kV某变电站报10kVⅢ麒容1开关柜电缆室内发热287°,危急缺陷。检修人员迅速到达现场,首先与运行人员进行交流,询问发热部位,查看运行人员测温部位图片,发热部位温度高达287°,初步判断该发热部位位于Ⅲ麒容1L1相下触头与电流互感器连接的铝排电流互感器侧紧固螺栓处过热,然后办理工作票进行工作。     

10 kV母线接触面发热原因分析及处理

正1现场情况2019年8月9日接调度通知,220kV某变电站报10kVⅢ麒容1开关柜电缆室内发热287°,危急缺陷。检修人员迅速到达现场,首先与运行人员进行交流,询问发热部位,查看运行人员测温部位图片,发热部位温度高达287°,初步判断该发热部位位于Ⅲ麒容1L1相下触头与电流互感器连接的铝排电流互感器侧紧固螺栓处过热,然后办理工作票进行工作。2     

一起施工造成10kV线路停电故障分析

1故障简介2021年9月22日11时22分,某35 kV变电站10 kV 590西某线A支线02号杆断路器速断保护动作跳闸,造成A支线停电。运检人员11时35分到达现场,检查发现A支线23号和24号杆之间线下有挖掘机在施工,询问挖掘机驾驶员得知,停电原因为施工中挖掘机铲头触碰导线造成线路速断跳闸。11时50分,运检人员认真检查线路后,向调度中心申请对A支线02号杆断路器送电,合闸成功,A支线全线恢复送电。此次因挖掘机施工造成的10 kV线路故障共计停电近30 min,损失负荷700 kW,损失电量约350 kWh。     

10kV穿墙套管烧毁事故原因分析

正1故障前某35 kV变电站接线及运行方式该变电站属无人值班,共有2台主变压器(以下简称主变)2条35 kV线路为进线电源点,35 kV母线为单母线不分段,10 kV采用室内开关柜式单母线分段,共有5条10 kV出线;故障前由35 kV 3239线路带该站负荷,全接线方式运行。接线方式如图1所示。