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1、降低10KV配电线路的跳闸次数崔坝供电所QC小组亠、QC小组简介小 组 名 称恩 施 崔 坝 供 电 所QC小组小组成员项目分工姓名性别年 龄文化程度职务工种原创侯继武男27本科副所长组长成员贺德发男48初中技术专责活动情况活动时间 11年04月26活动次数 二、选题理由10低V配网是供电企业生产销售环节的重要组成部分，它的安全 经济运行直接关系到用户和供电企业的切身利益。10KV配电线路异常跳闸反应出设备不健康的运行状况。10KV配电线路频繁的跳闸既 影响到用户的正常生产、生活，造成不良的社会影响，又加大了巡线 人员的劳动强度，增加了供电企业的人工成本，降低了供电企业的供 电可靠性，从而影响
2、到公司各项生产、经营指标的完成。2010年初公司给崔坝供电所下达的 10KV配电线路年度跳闸控 制目标为15次，截止2010年底，全所10KV配电线路累计跳闸14 次，虽然较好的完成了全年的控制目标， 但统计数据显示在供电所管 辖的5条10KV配电线路中，仅崔坝供电所所管辖的崔 108斑竹园、 崔109公龙线2条10KV配电线路全年累计跳闸次数高达 10次，占 到整个全所2010年累计跳闸次数的71.43%。本小组决定把这2条10KV配电线路作为“目标线路”把“降 低目标线路的跳闸次数”作为今年QC活动的课题。三、现状调查本小组以2010年崔坝供电所10KV线路跳闸报表为统计依据， 得出统计图
3、表如下。由表3-1和图3-3可见，2010年目标线路2跳闸 次数占到全所10KV线路跳闸次数的比率高达 71.43%,是影响我所 10KV线路跳闸指标的重要因素。月份全所10KV线路跳闸次数目标线路 跳闸次数占全公司10K线路 跳闸次数的比率备注1月002月003月11100.00%4月2150.00%雷雨大风恶劣天气明3133.33%6月22100.00%雷雨大风恶劣天气7月11100.00%明200.00%明11100.00%1明11100.00%11月11100.00%12月00累计141071.43%表3-1 2010年目标线路跳闸次数统计表全所跳闸次数 I目标线路 跳闸次数图3-2
4、2010年目标线路跳闸次数与全所跳闸次数对照图按跳闸原因统计按保护动作统计跳闸原因次数占目标线路累计 跳闸次数的比率保护动作次数占目标线路累计跳 闸次数的比率雷击330%速断880%大风110%树障3 :30%小动物110%台区故障220%过流220%表3-3 2010年目标线路跳闸原因及保护动作统计表雷击-|大风树障I小动物.台区故障图3-4 2010年目标线路跳闸原因及保护动作分析图雷击|树障 口台区故障|大风|小动物图3-5 2010年目标线路跳闸原因排列图由表3-3、图3-4和图3-5可见，影响目标线路跳闸次数多的最大因素是雷击、树障和台区故障。三四、活动动目标2010年累计10次本次
5、QC活动目标：把目标线路的跳闸次数从 下降到2011累计4次（图3-1）。跳闸次数图4-1 QC活动目标图制定目标的依据：2010年供电公司按9次/百公里年的计算标 准，计划将目标线路总跳闸次数控制为14次/年（表4-1）。但2010年目标线路累计跳闸已达到10次，为了完成2011全年的指标值，预 计2011年可将目标线路的跳闸次数控制在 4次/年，从而将百公里. 年的跳闸次数降至4次，达到并优于公司的考核标准。图5-1引发目标线路跳闸次数多的因果关系图目标线路跳闸次数序号线路名称线路长度（KM ）2010年度计划跳闸控制次数1公龙线35.66842中村线34.14533斑竹园线37.0174
6、4湾河线18.2042小计125.03414表3-1 2007年*供电公司10KV配电线路跳闸控制次数分解表（部分）QC活动为了尽快的查找到目标线路跳闸次数居高不下的原因，小组在生产副总的大力支持下，发动机关部室和供电所人员，于2011 年6月下旬，对目标线路进行了一次为期 5天的全面巡查。根据巡查 情况绘制因果关系图如上（图5-1）通过到气象局查阅资料汇制出*市雷区分布示意图如下（图4-2）,目标线路的地理位置刚好为于雷区。图4-2 *市雷区分布示意图全体组员对各末端原因进行集中讨论和分析，一致通过以下几个末端原因为要因。11! 1.雷区、龙卷风多发区4.熔断器不规II1 2. 10KV线路
7、设计缺陷5.低压出线不规丨III 3.避雷器和接地装置不规6、巡视不力针对以上六大要因，制定了对策表（表 5-1）序号要因现状调查目标措施执行人完成时间1雷区、龙卷风多发区新河线部分悬瓷瓶有雷击放 电痕迹，新湖线、红卫线低 值瓷瓶较多，部分台区 10KV避雷器有雷击放电痕 迹。且龙卷风易引起倒杆断 线灾害。加大设备 的绝缘强 度更换低值 瓷瓶，拉加 防雷设施。*2007-7-30210KV线路设计缺陷红庙线与新河线057#-062#同杆架设,测得上下层横担 间距0.6米，低于标准值0.8 米的要求。杆塔刚好位于河 堤，鸟害引起线路跳闸时有 发生。同杆线路 横担之间 的最小距 离大于0.8 米变
8、更设计 方案。更换 直线横担12根。安装 驱鸟器。*2007-7-153避雷器和接地装置不规部分台区10KV避雷器接地 不规。部分台区低压配电柜（箱）无低压避雷器或低压 避雷器接地不规。避雷器和 接地装置未定期测试。避雷器和 接地装置 安装规且 定期进行 测试加强避雷 器和接地 装置的管 理，定期进 行避雷器 试验和接 地电阻摇 测。*2007-7-204熔断器不规部分台区10KV熔断器用铝 丝代替。部分台区10KV熔 断器和低压熔断器未按标准 配置。按配变的容量配置按标准配 置和安装 高低压熔 断器。*2007-7-105低压岀线不规部分台区低压岀线无任何保 护，采用直通方式。所有低压 岀线
9、设置 过流和漏 电保护加装配电柜（箱）及低压岀线保护装置*2007-7-156巡视不力部分高、低压线路有树障。 部分台区爬藤已接近 10KV 避雷器和穿墙套管，甚至伸 进台区高压室。部分杆塔爬 藤顺拉线已接近导线。部分 变压器严重缺油。目标线路 零树障，无 爬藤。变压 器油位正 常对目标线 路进行一 次彻底的 清障。对所 有配变油 位进行一 次全面检 查。kkk2007-7-5表5-1要因对策表六六、对策实实施对策一：目标线路位于雷区，加之“避雷器和接地装置不规”加 大了雷击跳闸的几率。针对这一现状，我们投入了 19200元，更换了 新湖主线、线卫主线和新河线 600片低值和零值瓷瓶。投入了
10、15300 元更换了部分10KV避雷器及低压避雷器，并规了所有避雷器的接 地，所有接地装置均达到了“三位一体”的接地规。同时开展了为期 一个月的接地电阻摇测，对不合格的接地装置进行了更换。以上措施 大大提高了设备的绝缘水平和防雷能力。对策二：“ 10KV线路设计缺陷”是鸟害频发的主要因素。针对 这一现状，我们对红庙线与新河线同杆架设的058#-061#杆进行重新设计，投入了 5250元更换了横担12根，使同杆线路横担之间的最小 距离达到规程的要求，同时在鸟害频发地段安装了5台风能驱鸟器。对策三：“熔断器不规”、“低压出线不规”、“巡视不力”直接导 致台区故障引发10KV配电线路跳闸。针对这一现
11、状，我们投入了 7800元对所有配置不合理的10KV熔断器和低压熔断器进行了更换。 投入了 3100元对台区10KV下火线进行改造，更换为绝缘线。投入 了 25600元对低压出线“直通式”的台区进行了改造，增加了配电柜（箱）和保护装置。针对树障和爬藤引发的安全隐患，我们于7月上旬组织供电所人员，开展了一次为期 10天的“全面清障”活动，清 除树障385棵，消灭了所有设备上的爬藤，对 35台缺油配变补充了 变压器油。同时我们还修改完善了设备巡视制度， 加大了对巡视人员 的考核力度。.七、效果查查2007年7月实施了“要因对策”后，线路跳闸次数得到了较好的控制。2007年下半年目标线路的跳闸统计表
12、（表 7-1 ）及2007年目标线路跳闸次数占全公司10KV线路跳闸次数比率的分月对比图（图7-1）如下图7-1 2007年目标线路占全公司 10KV线路跳闸次数比率分月对比图上半年下半年月份全公司10KV线路跳闸次数目标线路 跳闸次数占全公司10K线路 跳闸次数的比率目标线路跳闸原因7月1119.09%:龙卷风自然灾害8月1715.88%恶劣天气，雷击引起跳闸9月800.00%10月8112.50%不明原因跳闸11月5120.00%外力破坏，三相短路跳闸12月6 0 J0.00% T累计5547.27%表7-1 2007年下半年目标线路跳闸次数统计表由表7-1和图7-1可见，QC活动后目标线
13、路跳闸次数占全公司10KV线路跳闸次数的比率明显降低（剔除11月份外力破坏因素的影 响），目标线路累计跳闸次数占全公司 10KV线路累计跳闸次数的比 率从上半年的21.74%下降到下半年的7.27%，下降了 14.47个百分点, 目标线路的跳闸次数也由上半年累计 10次下降到下半年累计4次。.上半年下半年图7-2 2007年上半年和下半年目标线路跳闸原因对比图由图7-2可见，QC活动后目标线路因雷击、鸟害和台区故障引起 跳闸的次数明显减少。0987654321跳闸次数 Q活动前Q活动目标值PDC后图7-3 QC效果对比图由图7-3可见，正因为本次QC活动运用了科学的活动方法，从 众多“末端原因”中找到了真正的“要因”，然后进行了深入的“要 因分析”，制定了正确的“要因对策”，最后通过扎实的“对策实施” 取得了
