QC降低10KV配电线路跳闸次数(共10页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上降低10KV配电线路的跳闸次数一、QC小组简介1、小组情况小组 概况小组成立时间：2003.10小组活动时间：2013.11受TQC教育时间：人均60小时问题解决型2、小组成员简介：（见表）序 号姓 名性 别文化程度组内职务小组分工备 注1张东峰男大 专组 长组织协调工程师2朱海燕女大 学组 员收集材料助 工3王飞飞男大 学组 员编 写技术员4贺 璐男大 学组 员收集材料助 工二、选题理由10KV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

2、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，从而影响到公司各项生产、经营指标的完成。本小组决定把“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2012年芽坪变电站10KV线路跳闸统计，得出统计图表如下。由表3-1和图3-3可见，雷雨大风恶劣天气是影响我站10KV线路跳闸指标的重要因素。线路名称跳闸次数跳闸原因芽坪4一次倒杆，一次刮风，一次雷雨，一次下雨走马梁2一次雷雨，一次刮风李家沟7两次下雨，三次雷雨，两次刮风余家平9两次下雨，四次雷雨，两次倒杆，一次刮风老庄6两次雷雨，两次下雨，一次

3、倒杆，一次刮风降沟7两次雷雨，两次下雨，一次倒杆，两次刮风水厂4两次雷雨，一次下雨，一次刮风庞家沟5两次下雨，两次雷雨，一次刮风表3-1 2012年线路跳闸次数统计表跳闸原因次 数占线路累计跳闸次数的比率保护动作次 数占线路累计跳闸次数的比率雷 击1739%速 断2761%大 风1023%倒杆511%下雨1227%小 计44100%过流1739%图3-2 2012年线路跳闸原因与跳闸次数所占比例图表3-3 2012年线路跳闸原因及保护动作统计表30%60%80%90%100%图3-4 2012年线路跳闸原因排列图由表3-3、图3-4可见，影响线路跳闸次数多的最大因素是雷击、下雨、树障和油区人为

4、的破坏。三、活动目标本次QC活动目标：把目标线路的跳闸次数从2012年累计44次下降到2013累计28次（图3-1）。2013年28次2012年44次图4-1 QC活动目标图四、要因分析料人机人树障隐患熔断器安装不规范线路弧垂过大接地扁铁锈蚀低压出线不规范目标线路跳闸次数多巡视不力设备质量差避雷器和接地装置不规范瓷瓶绝缘低配变缺油管理流程疏漏保护定期未及时修改雷区10KV线路设计缺陷环人法人图5-1 引发目标线路跳闸次数多的因果关系图为了尽快的查找到目标线路跳闸次数居高不下的原因，QC活动小组在车间的大力支持下，发动车间技术人员，于2013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

5、据巡查情况绘制因果关系图如上（图5-1）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。专心-专注-专业1. 雷区2. 树障 3. 避雷器和接地装置不规范4. 熔断器不规范5、 巡视不力五、制定对策针对以上六大要因，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雷区部分悬瓷瓶有雷击放电痕迹，部分油区10KV避雷器损坏后没有及时更换。加大设备的绝缘强度更换低值瓷瓶，加装防雷设施。维护人员2013-7-302树障由于封山育林很多高低压线路全部处在树林当中，导线与树枝有刮碰现象减少刮碰现象更换绝缘导线。外线人员及外协工队2013-10-153避

6、雷器和接地装置不规范10KV避雷器接地不规范。部分油区10KV避雷器损坏后没有及时更换。避雷器和接地装置未定期测试。避雷器和接地装置安装规范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。技术人员2013-8-204熔断器不规范部分油区10KV熔断器用铝丝代替。按配变的容量配置按标准配置和安装高低压熔断器。维护人员2013-8-105巡视不力部分高、低压线路有树障。部分油区爬藤已接近10KV避雷器，甚至伸到变压器高度。部分杆塔爬藤顺拉线已接近导线。部分变压器严重缺油。零树障，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。变修人员2013

7、-8-30表5-1 要因对策表六、对策实施对策一：线路位于雷区，加之“避雷器和接地装置不规范”加大了雷击跳闸的几率。针对这一现状，我们及时更换了部分线路的低值和零值瓷瓶。更换了230组10KV避雷器，并规范了所有避雷器的接地，所有接地装置均达到了“三位一体”的接地规范。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：“线路树障”是刮风及下雨天气导致线路跳闸的主要因素。针对这一现状，我们分批分阶段对油区线路进行绝缘导线的更换，2013年累计更换绝缘导线30公里，同时，联系林业部门对部分线路所涉及的树木进行砍伐，累计砍树5000

8、余棵，使线路跳闸明显减少。对策三：“熔断器不规范”、“巡视不力”直接导致油区故障引发10KV配电线路跳闸。针对这一现状，我们逐步对所有配置不合理的10KV熔断器和低压熔断器进行了更换。并对油区10KV变压器下引线进行改造，更换为绝缘线。对73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、效果检查2013年实施了“要因对策”后，线路跳闸次数得到了较好的控制。2013年线路的跳闸统计表（表7-1）及2013年目标线路跳闸次数占全公司10KV线路跳闸次数比率的对比图（图7-1）如下。跳闸原因2013年次 数占线路累计跳闸次数的比率保护动作次 数占线路累计

9、跳闸次数的比率备注雷 击623%速 断2071%由于今年遇到百年不遇的洪灾，导致因下雨和倒杆引起的跳闸次数明显增多大 风415%倒杆623%下雨1039%小 计26100%过流829%表7-1 2013年线路跳闸次数统计表图7-1 2012年与2013年线路跳闸次数对比图由表7-1和图7-1可见，QC活动后线路跳闸次数明显降低，线路的跳闸次数也由2012年累计44次下降到2013年累计26次。图7-2 2012年和2013年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、大风、倒杆和下雨引起跳闸的次数明显减少。 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

10、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QC活动的预期效果。八、效益分析在经济效益方面：1、QC活动后，线路的跳闸次数大幅减少，供电可靠性明显提高。2、大大减少了巡线人员的劳动强度，同比降低供电企业的人工成本。3、避免了因频繁跳闸导致油井生成中断而导致的其他费用的产生。九、巩固措施1、今后还要进一步加大对雷区的数据统计和分析，对雷击多发点考虑加装避雷器和安装避雷塔。2、加强10KV避雷器和接地装置的管理，在雷雨季节前安排计划对10KV避雷器和接地电阻进行测试。同时，低压避雷器的管理也不容忽视，它对设备防雷也起到至关重要的作用。3、加强油区设备巡视管理，避免油区管理员因责任不清而对设备隐患视而不见现象的发生。4、对其它“非要因”的末端原因也要进一步的分析并制定相应的措施，努力把10KV配电线路的跳闸次数降到最低。