35kV线范文

35kV线范文（精选9篇）

35kV线 第1篇

35k V镇高358线是镇江市丹徒区高资镇主供电源之一, 它的安全运行与否将直接关系到高资镇数千户居民和企业用电的可靠性。笔者根据自身多年线路运行与检修经验, 对35k V镇高358线频繁跳闸进行大量分析, 在架空导线悬链线方程基础之上, 对导线风偏情况进行了计算, 最终确定了该线路频繁跳闸原因。同时, 也为架空输电线路运维单位判断相间距离是否满足要求提供了一种简洁的验证方法。

1线路设备基本情况

35k V镇高358主线为110k V高资变和35k V凤凰变的联络线, 自2009年15号-28号改造以来, 线路发生多次跳闸事故, 故障原因不明次数占63.64%, 而2012年江苏省电力公司35k V线路故障跳闸原因不明比率仅为6%, 对用电可靠性造成较大影响。

2线路参数与现场测量

2013年8月19日, 35k V镇高358线过流I段动作, 重合闸成功。镇江供电公司输电运检工区对该线路进行了多次认真分析、排查, 发现27号-28号线档中导线由垂直排列 (相序为:从上到下C-B-A) 变为三角形排列, 使得B、C两相相间距离不足引起相间短路故障。

经专业测量, 27号塔高程H27=11.67米, 28号塔高程H28=17.1米, 档距L=184.764米 (从挂线点算起) 。上相弧垂f上=3.49米, f中=3.95米, f下=3.35米。净空距离最小点为0.997米, 高差0.47米。中相导线和下相导线高程相等点净空距离为1.33米, 位于距27号塔挂点La=92.426米, 距28号塔挂线点Lb=92.338米。

分析测量结果显示, 在中相导线和下相导线净空距离最近点时, 高程差为0.47米, 所以该位置在风偏时产生相间短路可能性极小。然而在中相导线和下相导线高程相等处时, 导线在风偏情况下, 由于相间距离不足而引起相间短路的概率较大。导线因风偏导致相间短路情况极为复杂, 图2是简化后的风偏情况。根据输电线路的运行经验分析, 此时发生因风偏引起的相间短路概率较大。

3数据依据

已知导线型号:LGJ-120/20 (将合成绝缘子及导线近似为悬链线) 。

由于高差△h/l<1/10L。所以cosβ≈1可以不考虑。则最大弧垂为:

式中g1为导线自重比载;M为导线的计算质量;g为重力加速度, g=9.80665m/s2。

式中, αf为风速不均匀系数;βc为风荷载调整系数, 对于低于500k V的线路βc取1.0;μsc为风载体型系数 (空气动力系数) , 对无冰架空线, 线径d<17mm时取1.2, 线径d叟17mm时取1.1;d为架空线外径;wυ为基本风压, Pa;所以刻计算出在风速υ大于某特定值时, 中相导线和下相导线将可能碰线。

当风速υ叟16.2364米每秒 (约7-8级风) , 导线相间发生不平衡摆动时, 即可能发生因相间距离不足而放电。根据以上分析并结合镇江地区近年气象情况, 风偏导致的27号至28号导线相间距离不足是该线路跳闸事故的真正原因。

4处理方案

4.1改变挂点在导线从垂直排列到三角形排列过程中, 27号塔上相 (C相) 导线接28号上相, 27号中相 (B相) 接28号左相 (面向线路前进方向) , 27号下相 (A相) 接28号右相。而28号左相挂点高程小于右相高程, 必然导致两相导线存在高程相等点。所以最简单的处理方法为:改变挂点, 使B相在28号的挂点高程大于或等于C相挂点且挂点间距满足表1中规定。

由于该方案需要操作时间短, 对用户用电可靠性影响较小, 且对比其他整改措施较为经济, 经过多次理论验证后, 决定采用改变挂点来解决相间距离不足的问题。

4.2更换28号塔由于导线排列方式改变导致导线相间距离不足, 所以可以将28号塔改为与27号塔相同的塔排列方式, 同为垂直排列。镇江地区35k V线路常采用7718 (3560JGU3) 或7719 (3560DGU) 两种大转角塔型, 经验算可满足该处机械强度、电气距离等相关要求。该方案可彻底消除由于导线排列方式带来的隐患, 但是由于更换杆塔周期较长, 对供电可靠些造成较大影响, 且投入成本为方案一的20倍以上, 所以没有采取该方案。

4.3加装相间绝缘子如果能在线档中间加装相间绝缘子, 使得三相导线间距固定。也能解决因风偏而导致相间短路的问题, 但相间绝缘子多用于500k V及以上电压等级, 目前市场上尚无35k V用相间绝缘子, 且施工难度相对第一种方案较大, 所以也没有采用改方案。

5结论

制定出调整方案后, 在2013年8月27日完成了线路调整工作。线路调整后经过1年多的运行, 特别是经历了几次台风的考验, 线路一直保持运行正常, 未发生跳闸事故。

在今后的工作中, 高压线路运行单位应严把验收关, 将隐患消除在线路投运前;另一方面, 应加强线路运行人员的专业水平, 特别是应熟悉各种规程, 确保能及时发现不符合规程规定的缺陷, 减少故障跳闸次数, 提高供电可靠性。

参考文献

[1]孟遂民, 孔伟.架空输电线路设计[M].北京:中国电力出版社, 2007.

[2]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.

35 kv变电所电源进线单线运行 第2篇

事故应急措施

单线运行时间：2013年01月25日7:00 ——19:00 秦源一线运行

35KV单线运行过程中若发生事故，运行值班人员首先根据保护信号和监控记录，判明故障情况（包括保护动作情况、开关的位置、负荷情况等），然后决定是否强送电；操作过程中尽量使用遥控操作，以缩短停电时间。故障后恢复送电时，按照用电的重要程度依次恢复送电。事故停电处理程序：

1、故障判断

1）、首先判明故障的性质、位置和停电范围。2）、检查确认当班运行的35KV线路是否带电。

2、事故汇报基本程序：

1）、变电所值班人员向机电工区值班人员汇报现场状况（故障位置、性质、影响范围及预计复电时间等），由工区值班人员通知供电中断应急处理小组成员迅速赶赴变电所。

2）、变电所值班人员向矿调度汇报现场情况，由矿调度室通知机电总工、安全部、生产指挥中心等有关领导赶赴变电所。

3）、事故汇报程序

立即按顺序汇报到矿调度室（机电工区值班人员）——机电工区——机电副总经理——生产副总经理——总经理。

3．事故情况及处理 突然断电时：

1）、分析、判断故障点。根据变电站开关的动作情况、定值保护范围及内部进线开关动作情况，分析、判断故障点在线路还是在内部。明确故障点在变电所内部，对故障点进行隔离。

2）、检查、核实开关位置及保护动作情况。若是进线线路故障，当班值班员应立即向宝鸡供电局集控中心联系询问上级变电站出线开关是否跳闸。检查进线及出线开关位置及保护动作情况，并做好记录。

3）、传递事故跳闸信息。根据开关位置及保护动作情况，初步确定事故性质及影响范围，立即汇报工区值班领导、技术人员、矿调度室、宝鸡供电局集控中心。

4）、隔离故障点后，尽快恢复供电。（若故障点不能隔离时，应及时组织检修人员进行抢修，并向矿调度室汇报，待抢修完后，再恢复供电。

①.若属内部故障点，则断开故障开关后，联系电气抢修人员说明情况后，申请调度恢复线路送电。依次恢复重要负荷供电。

②.若属供电线路故障，确认内部无故障点后，立即向供电局集控中心汇报情况。③若以上故障无法短时间内恢复矿井供电时，应立即实施非电保安措施（即井下立即撤人至安全地点）。

4、事故的一般处理步骤、要求：

1)、复归音响，查看表计和有关保护的指示动作情况； 2)、检查处理的同时进行汇报； 3)、采取必要的安全措施； 4)、排除故障进行复电； 5)、详细填写各种记录；

6)、事故处理时涉及到地调权限时，应向地调汇报或经其许可后进行；

35kV线 第3篇

关键词：配电线路,上字型杆塔,防覆冰混线

1. 引言

随着国家电网建设和农村配电网完善建设的空前扩大, 西部高寒及高海拔地区的覆冰问题将更加突出, 属覆冰雾凇自然灾害造成线路停电事故也频频发生, 解决输、配电线路覆冰及覆冰混线问题是配电网建设的关键技术之一。宁夏固原地处宁南山区, 属六盘山山脉, 配电线路所经过的高原地带, 海拔均在2000米左右。多年来, 覆冰引起的混线事故及混线烧伤、断线事故发生的概率比其他地区都高。因此, 对配电线路防覆冰的措施与实践运用对电网的安全运行是十分必要的。

配电线路的冰凇种类很多, 但从技术上目前可以找到有价值的防护措施, 如安装抗冰雪环, 大电流融冰、改进杆塔形式和结构等等, 都有很好的效果。但对上字型杆塔覆冰混线采取像大电流融冰而导致烧伤断线面积增多而带来的设备隐患更多, 采取其他防护措施且费用很大。宁夏固原地区35kV配电线路大多在2005年前建设, 占总量90%, 因而防覆冰能力比较薄弱。

2. 本地区35kV电力线路覆冰状况

据统计, 固原地区从1993-2003年底, 3 5 K v配电线路共发生覆冰事故3 6次, 发生覆冰倒杆、断线事故7次, 发生覆冰混线停电事故29次。

2.1 35kV电力线路覆冰原因及特征

宁夏固原35k V彭草、王草、草孟、北王线路地段经黄卯山、城儿山、梁家山等, 东南侧紧靠甘肃边界, 属西北黄土高原地段, 每年特别在冬春交季时, 经常发生雾凇覆冰现象。线路覆冰, 就气象条件而言, 山峰相隔南北两侧冬春季气温相差2℃~3℃, 覆冰的类型为梳状雨凇 (重冰型) , 线路所经杆段在丘陵顶部, 东南风是南侧的鸾暖气流上到山顶后与北部的冷气流汇合, 气温能够正达0℃~5℃之间, 凝结冰的速度很快, 由于空气中含有导电介质, 当梳状冰凇汇集绝缘子表面至导线导致上字型排列混线线路跳闸, 烧伤导线等。

2.2 35kV上字型杆塔覆冰混线原因及特征

(1) 造成35kV线路上字型排列覆冰后导线混线的原因主要有:

导线相间距离小, 特别是中相和杆塔相邻两相一侧的相间距离过小, 覆冰后与气流、风力导致跳线、混线。

(2) 3 5 k V上字型杆结构特征

以ZS2-3上字型杆塔为例相间距离如下:

3. 讨论分析覆冰混线杆塔因素提出可行方法

经过反复论证, 由于上字型杆塔在覆冰地段运用数量大, 仅靠改造杆型等费用很大, 也不现实, 为了扼制覆冰混线事故的发生。我们想到防止覆冰混线的简单途径, 提出了设想并通过三个覆冰季节的实践和观测, 以及小的投入得到了良好的效果。

3.1 将原上字型导线排列在原基础上设计制作组装型铁件

考虑到在原杆铁件上改造和施工都不方便且费时、费力, 设计成组装方便快捷的支持铁件。

(1) 两边相采用双或多瓷横担支持铁件, 有效增大相间距离。

(2) 中相导线悬式改至电杆顶部采用双或多瓷横担支持铁件, 使三相导线呈正三角排列, 覆冰后似水平排列。

3.2 设计制作上字型杆组装型双或多瓷横担支持铁件

根据上字型杆塔边相横担悬挂点的结构特点, 两边相与中相设计制做如图6不同支持铁件。

3.3 支持铁件及瓷横担覆冰承力计算

由于支持铁件可以从大小、厚度及U螺栓固定经试验强度足够, 这里主要计算瓷横担的抗弯破坏负荷。

覆冰混线一般总是在有风的情况下进行的, 且由于含有过冷却水滴的湿空气横掠导线时, 相当于绕流圆柱体的流动, 故流线将发生变化。一部分无风时原本可以被导线捕获的小水滴可能被风吹走, 因而存在一个导线捕获水滴的过程, 导线捕获水滴量的多少与风速和水滴直径d (中值体积直径) 等因素有关。导线覆冰计算方法很多, 这里只选择几种合理的气象组合作为设计的控制气象条件。宁夏固原南部地区农网架空配电线路一般按15mm冰区的典型设计直接套用, 设计选用的气象组合条件选择如表1所示。

宁夏固原南部山区冬季的气象变化比较复杂, 对架空电力线路的影响主要表现为同一耐张段内不同地形、不同海拔高度的各种气象数据的急聚变化。以下计算均以导线型号为LGJ-70/10档距为150m的35kV架空线路为典型, 对农网网配电线路覆冰混线原因进行分析计算。

瓷棒应力超过其破坏应力而断折。引起瓷棒断折的主要原因是导线覆冰时的应力架空线路在设计施工阶段时按15mm冰区、安全系数K=3.0的条件放线, 当运行中遇到覆冰厚度为15mm的气象条件时, 导线应力计算如图4所示。

从计算图中可以看出, 15mm覆冰应力曲线与导线瞬时应力曲线的交点处, 代表档距为143.4m。其物理意义为:导线为LGJ-70的kV架空线路按15mm冰区、安全系数为3.0的条件进行架设;在运行过程中, 当导线的覆冰厚度达到15mm以上时, 代表档距大于143.4m的导线应力最大。

同样, 通过计算, 档距为150m时, 当覆冰厚度达到15mm时, 导线应力计算如图5。

式中σ15—15mm覆冰档距的应力值 (M P a) , 档距1 5 0 m时计算值为1 1 5.7 M P a;

A—导线截面 (m m 2) 。;

瓷棒的抗弯破坏应力, 宁夏固原地区架空线路采用的瓷棒均为S-280型, 单只的抗弯破坏应力为500kg, 这里我们以双只瓷棒抗弯破坏应力计算。

从计算结论得到Tk>T, 双瓷棒对150m档距可以满足, 在较大档距可以将瓷棒增加3-4只。

4. 实施后效果检查及经济性分析

4.1 将ZS2-3上字型杆塔改造后, 导线呈正三角排列, 不平衡覆冰时似水平排列, 且线间距离增大800, 不易造成覆冰时混线。

4.2 通过三个冬季的实践证明是可行的, 以最小的投入, 降低了最大的损失, 且以改造成本最低换来最大经济效益。在本地区也得到了广泛的应用。

参考文献

[1] 陈斌, 郑德库.空送电线路导线覆冰破坏问题分析.东北电力学院.吉林132012

35KV调度规程试题 第4篇

时间：

姓名：

一、填空题

1.属地调直接调管的设备，未经（值班调度员）的许可，下级值班调度员，变电值班人员不得擅自改变设备的（运行）、（热备用）、（检修）状态。但危及人身货设备安全时除外，对未经地调指令而进行的操作事后应立即报告（值班调度员）。

2.地调值班调度员下达的调度指令，受令单位接受指令的值班员必须（立即执行）。如认为地调值班调度员下达的调度指令（不正确），应立即向发布调度指令的值班调度员报告，由值班调度员决定该调度指令的执行或取消。

3.（任何单位和个人）不得违反《电网调度管理条例》，干预调度指令的发布和执行，值班调度员依法执行公务，有权利和义务拒绝各种非法干预。

4.实现变电站（无人值班）、（调度自动化）、（综自系统）必须符合规定要求并且运行稳定可靠。

5.调度指令分为（综合指令）、（逐项指令）、（口头指令）三种形式。6.操作指令票必须认真填写，做到（任务明确）、措词严密、字体规范整齐、不得涂改、（设备名称用双编号填写）并正确使用调度术语。7.操作指令票必须经过（拟票）、（审核）、（发令）、（执行）四个环节，其中（拟票）和（发令）不能由同一人完成且必须有（当值调度长）签字。

8.操作过程中有（疑问、事故跳闸或发现异常）时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

9.出紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在（雷雨）、（大风）等恶劣天气、（交接班）或（高峰负荷时间）进行，必要时应推迟交接班。

10.调度指令应使用（设备双重名称）。

二、问答题

1.变压器并列运行的条件有哪些？ 答：a.相位相同、结线组别相同 b.电压比相等

c.短路电压差超不过10% d.电容比不超过3比1 2.设备过负荷应如何处理？ 答：a.投入备用电压器

35kV线 第5篇

在电力系统中,35 k V及以下电压等级的母线由于没有稳定问题,一般未装设专用母线保护。但由于高压变电站的35 k V及以下电压等级系统出线多、操作频繁、容易受小动物危害、设备绝缘老化和机械磨损等原因,仍然有母线发生故障的情况。35 k V及以下电压等级的母线故障要靠主变压器低压侧的后备保护来切除,这种设计方案的弊端是一旦发生母线短路故障时,故障不能被快速切除,而只能等到过流后备保护动作。因后备过流保护动作时间一般整定为1.2~2.0 s,所以在切除故障时将会加大设备的损坏程度,引发相邻设备的大面积烧毁,甚至波及到变压器,造成变压器的烧毁[1]。为了解决在35 k V及以下电压等级的系统发生母线故障时没有快速保护的问题,当前国内外提出的保护方案就是配置常规的母线差动保护,把母线段上各回路的电流量引入差动保护装置(或差动继电器),但需增加的二次电缆较多,电缆投资大,现场施工工作量大,因此很难得到运行单位的认可。本文提出一种35 k V及以下电压等级的母线保护新方法,克服35 k V及以下电压等级的母线未装保护和传统保护方案采集、控制电缆较多且无法直接应用到数字化变电站中的缺点,在继电保护上实现快速切除35 k V及以下电压等级母线故障的目的。

1 GOOSE方式母线保护实现方法

本文采用一种由相关母线段上的所有出线保护测控装置、分段断路器保护测控装置、进线保护测控装置(包括变压器低压侧的接口单元)协调完成的母线保护,当电力网络发生故障时通过分散的各个保护单元(测控装置)判断出故障电流方向以区分是否为母线故障。当母线外部故障时,故障电流方向背离母线,故障近端保护单元功率方向继电器反方向动作,发闭锁跳闸信号,闭锁母线保护[2]。当母线内部故障时,功率方向继电器反方向不动作,不发闭锁跳闸信号,各故障启动的保护单元没有接收到闭锁跳闸的信号就跳开本间隔断路器。本文中提到的闭锁跳闸信息采用IEC61850标准(变电站通信网络和系统标准)为基础的GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)信号[3]。开关量传输采用GOOSE通道,模拟量的采集采用IEC61850标准SMV(Sampled Measured Values)服务报文传输[4,5]。本方案能直接应用于以IEC61850标准为基础建立起来的数字化变电站中,具有实际应用价值[6]。

2 GOOSE方式母线保护内容

2.1 启动元件

通过实时检测各相电流采样的瞬时值变化情况,来判断系统是否发生故障的一种手段,该元件在母线发生相间故障的情况下均能灵敏启动,为保护的主要启动元件,用于开放母线故障动作逻辑,同时用于故障计时。

启动元件的动作方程为:

两个条件同时满足则启动成立。

其中:式(1)中∆Idz为电流突变量启动定值,固定取值(参考取0.15~0.3In)。∆IT为浮动门槛,随着变化量输出增大而逐步自动提高,取K1倍可靠系数(K1参考取1.1~1.3)保证门槛电流始终略高于不平衡输出。

式(2)中为相电流有效值大于固定值Ik(参考取0.15~0.3In)

启动元件按相启动,任何一相启动则保护功能启动。

2.2 功率反方向元件

用于识别正方向故障;方向元件采用90°接线,按相起动;为消除死区,当故障后线电压小于固定门槛(参考取20 V)时,方向判别电压采用记忆电压,记忆电压取故障前三周的电压,方向判别电流仍采用故障后的电流,动作判据不变。方向背离母线时最大灵敏角固定为-30°,动作范围150°。

反方向判据动作后,如任一相间电压小于60 V则保持方向状态。任一相判为反方向则认为该支路功率方向为反方向。对母线上的进线出线等连接元件电压取自所连接母线的电压;对分段元件,其对I母线的方向判别用I母线电压,对II母线的方向判别用II母线电压。

2.3 保护的配置

如图1,2DL进线保护装置中配置母线保护模块。当进线故障时,发闭锁Ⅱ段母线保护GOOSE信息;当Ⅱ段母线内部故障时,利用过流元件启动,实现跳闸切除进线。

3DL分段保护装置中配置母线保护模块。当Ⅰ段母线故障时,发闭锁Ⅱ段母线保护GOOSE信息;当Ⅱ段母线内部故障时,利用过流元件启动,实现跳闸断开分段断路器。

6DL和7DL出线保护装置中配置母线保护模块。当出线故障时,发闭锁Ⅱ段母线保护GOOSE信号。

3 本保护方法的动作行为分析

图5中点画线为故障时,由对应保护装置发出的闭锁Ⅱ段母线保护信号。闭锁信号的传输通过信号电缆,以接点形式传输给相关的其它分散单元。

3.1 母线内部故障

如图1的d1点发生A相接地故障(母线内部短路),流过的故障电流如图1中所示。对于3DL分段保护装置中母线保护单元,电流方向为Ⅰ段母线流向Ⅱ段母线,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,且收不到相关元件的闭锁信号,保护跳闸,3DL断开。对于2DL进线保护装置中的母线保护单元,电流方向为线路指向母线,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,且收不到相关元件的闭锁信号,保护跳闸,2DL断开。对于6DL与7DL出线保护装置中的母线保护单元,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号。

3.2 出线故障

如图1的d2点发生A相接地故障(母线外部短路),对于3DL分段保护装置中母线保护单元,电流方向为Ⅰ段母线流向Ⅱ段母线,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,但收到7DL出线保护装置发出的闭锁信号,保护不动作。对于2DL进线保护装置中的母线保护单元,电流方向为线路指向母线,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,但收到7DL出线保护装置发出的闭锁信号,保护不动作。对于6DL出线保护装置中的母线保护单元,图4中反方向元件不动作,不发出闭锁GOOSE信号。对于7DL出线保护装置中的母线保护单元,图4中A相反方向元件动作,发出闭锁GOOSE信号。

3.3 进线故障

如图1的d3点发生A相接地故障(母线外部短路),对于3DL分段保护装置中母线保护单元,电流方向为Ⅰ段母线流向Ⅱ段母线,图4中反方向元件不动作,不发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,但收到2DL进线保护装置发出的闭锁信号,保护不动作。对于2DL进线保护装置中的母线保护单元,电流方向为母线指向线路,图4中反方向元件动作,发闭锁GOOSE信号,电流启动元件启动,但收到本单元发出的闭锁信号,保护不动作。对于6DL和7DL出线保护装置中的母线保护单元,图4中反方向元件不动作,不发出闭锁GOOSE信号。

3.4 与传统方案比较

比较图2所示的本方案保护配置原理图和图5所示的传统保护方案配置原理图。可以清晰地看出,在传统方案中,需要设置较多的信号电缆,复杂的电缆接线对保护安装和检修带来不便。传统方案中,采用常规的互感器,开关量的采集仍然采用继电器接点形式,与数字化变电站中采用先进的电子互感器和智能开关差别较大,因此无法应用。参考图2,在数字化变电站建设中,3DL母联保护装置、2DL进线保护装置、6DL和7DL出线保护装置中已经完成了开关量和模拟量的数字采集,数据传输网络已经建立,仅仅需要引入本方案,在分散单元中,完成故障方向判别,并输出结果信号,即可完成母线保护功能(参看方案内容中的保护配置),且输出的闭锁和跳闸信号是IEC61850为标准的GOOSE信息,可以直接在数字化变电站中应用,这是本方案的创新点,具有实用价值。

4 结束语

本文提出了一种基于GOOSE方式的网络化母线保护新方法,充分利用数字化变电站中的数字网络,利用不同保护对象的间隔层装置共同完成35k V及以下电压等级的母线保护,逻辑信号采用IEC61850为标准的GOOSE信息。本方法已经成功在河南金谷园110 k V变电站改造工程中应用。

参考文献

[1]梁晓亮,王波,张勇.几起10LV母线故障分析及其保护装置的研发和应用[J].电力系统自动化,2004,28(17):97-99.

[2]李韶涛,常胜.高压变电站10kV母线保护的分析和研究[J].继电器,2003,31(8):30-32.LI Shao-tao,CHANG Sheng.Analysis and Study on 10kV Busbar Protection of HV Substation[J].Relay,2003,31(8):30-32.

[3]IEC 61850-7-2:2003.IDT变电站通信网络和系统第7-2部分:变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信服务接口(ACSI)[S].IEC 61850-7-2:2003.IDT Communication Networks and Systems in Substations Part 7-2:Basic Communication Structure for Substation and Feeder Equipment Abstract Communication Service Interfaces[S].

[4]IEC 61850-9-1:2003.IDT变电站通信网络和系统第9-1部分:特定通信服务映射(SCSM)通过单向多路点对点串行通信链路的采样值[S].IEC 61850-9-1:2003.IDT Communication Networks and Systems in Substations Part9-1:Specific Communication Service Mapping(SCSM)Sampled Values over Serial Unidirectional Multidrop Point to Point Link[S].

[5]IEC 61850-9-2:2003.IDT变电站通信网络和系统第9-2部分:特定通信服务映射(SCSM)通过ISO/IEC8802-3的采样值[S].IEC 61850-9-1:2003.IDT Communication Networks and Systems in Substations Part 9-2:Specific Communication Service Mapping(SCSM)Sampled Values over ISO/IEC8802-3Link[S].

35kV线 第6篇

伴随着中国社会经济社会的高速发展, 电力工业蓬勃兴起, 电网规模日益扩大, 电网设备数量与日俱增, 输电线路设计成为一项常规性的工作, 特别是对于35k V-110k V的输电线路设计来说, 更是一项常规性的工作。然而当前, 我国35k V-110k V输电线路设计技术与西方发达国家仍然存在一定的差距, 设计技术相对落后、设计策略呈现凌乱化、分散化等问题日益凸显。如何适应新时期电网事业的迅猛发展, 优化和完善原有的35k V-110k V输电线路设计方案, 整合创新科学化的35k V-110k V输电线路设计策略, 切实提高输电线路设计的工作实效, 降低成本, 增加收益, 显得尤为重要。因此, 当前电力工作的中心和要点在于形成一种以状态评价为基础性手段, 以电力生产管理系统为支撑结构的新型输电线路设计体系, 从而真正实现输电线路设计向科学化方向的过渡和跨越。

1 35k V-110k V输电线路设计的重要性

高压输电线路是电力工业的大动脉, 是电力系统的重要组成部分[1]。35k V-110k V输电线路设计是电力事业发展过程中的基础性工作, 做好35k V-110k V输电线路设计能够有效地保证电力事业的可持续性发展, 提高输电效率, 降低输电成本, 更好地适应电力市场的竞争要求, 从而增强电力市场的核心竞争力, 创造更多的企业价值和企业效益, 促进电力事业的蓬勃发展。

2 35k V-110k V输电线路设计要点

2.1 塔杆室定位与塔杆设计

在塔杆室定位和塔杆设计的过程中, 我们首先需要做的是定位模板曲线。模板曲线指的是最大弧垂气象条件下按一定比例尺绘制的导线的悬垂曲线, 即:在最大弧垂的时候, 导线悬挂在空中相似形状。定位模板曲线首先应该计算各气象条件下的比载, 并通过计算临界档距, 判别控制气象条件, 采用临界温度法或临界比载法判别最大垂直弧垂出现的气象条件:覆冰无风、最高温无风, 然后求得定位模板曲线, 并剪切制作。然后选定塔位, 配置档距和选择杆型。塔位选择应遵循如下原则:档距配置原则, 即应最大限度地利用杆塔高度和强度, 相应档距的大小不应十分悬殊, 避免过大的纵向不平衡力, 尽量避免孤立档出现;杆塔使用应尽可能选用较经济的杆塔形式和高度;少占耕地和良田, 减少施工土石方量。

2.2 避雷器设计

避雷器是电力系统重要的电气设备之一, 它对电力系统的安全运行起着十分重要的作用。为了切实保证电力设备运行的良好运行, 我们必须加强电力设备中避雷器的试验, 深入了解电力设备中避雷器试验中常见的故障, 从实际情况出发, 采用合适的方式解决各项故障, 深入推进避雷器的科学化应用, 避雷器, 又叫做过电压限制器, 它的作用是把已侵入电力线、信号传输线的雷电高电压限制在一定范围之内, 保证用电设备不被高电压冲击击穿。电力系统运行的电气设备除了承受正常运行电压下的工频电压外, 有时还会遭受到暂时过电压、操作过电压和雷电过电压的作用。由于雷电过电压和操作过电压的幅值均会超过电力设备的绝缘耐受水平, 在过电压的冲击下, 会使设备绝缘损坏而导致设备发生事故。因此必须采取综合措施来限制电力系统中的过电压。避雷器就是电力系统防雷保护措施之一。

2.3 专家系统, 综合诊断

电力工业要综合考虑技术先进性和成熟性, 加强电力设备的状态监测技术、状态诊断技术、状态维修技术等等研究, 是我们开展输电线路设计的前提和基础。充分运用专家经验及人工智能建立的专家系统将会有利于我们做出较为精确的综合诊断分析, 并且通过实践产生的新情况、新思路、新观点又会进一步丰富经验和完善专家系统, 使该系统能够更好的发挥作用。当前, 我们对设备状态的诊断主要集中在建立数据统计分析上。反复的试验、运行、维修数据表明, 设备异常, 伴随着计算机技术和人工智能技术的发展和应用, 设备管理工作的标准化、程序化及数据资料的完整化正进一步增强。

2.4 提高素质, 优化结构

提高从业人员素质是我们做好35k V-110k V输电线路设计的核心和关键。35k V-110k V输电线路设计工作所涉及的专业面广, 技术要求较高, 需要各类专业技术人员分工协作, 加强合作, 需要大量专业人员的参与和合作。随着国家电网的进一步普及, 电力设施快速发展的要求更加迫切, 对35k V-110k V输电线路设计人员素质提出了更高的要求。因此, 迫切需要提高专职人员的综合素质, 引进一大批高素质的35k V-110k V输电线路设计人才队伍, 合理优化人才结构, 适应新时期的35k V-110k V输电线路设计工作。

3 小结

电力工业蓬勃兴起, 电网规模日益扩大, 电网设备数量与日俱增, 输电线路设计成为一项常规性的工作, 做好35k V-110k V输电线路设计能够有效地保证电力事业的可持续性发展, 提高输电效率, 降低输电成本, 更好地适应电力市场的竞争要求, 从而增强电力市场的核心竞争力, 我们只有不断立足电力工作的实践, 一切从实际出发, 大胆创新, 优化管理, 采取科学的组织管理方式, 才能不断更新。35k V-110k V输电线路设计的策略, 紧跟日益发展的电力工业步伐, 为电力工作创造新的更大贡献。

参考文献

[1]王立.35kV～110kV输电线路设计要点分析.高科技与产业化, 2010年, 第12期:44-46

35kV电力线路施工要点 第7篇

1 施工前应该做好的准备工作

1.1 明确施工依据

施工前应组织人员对设计图纸结合现场情况进行认真分析, 同时多与设计单位交流探讨, 理解设计单位的设计意图, 制定科学、合理的电力线路施工方案。发现问题应立即与设计单位联系及时解决, 如有必要建议设计单位对原设计进行变更。

1.2 进行现场调查

近年来, 农民对土地的维权意识有所增强, 用电线路施工与农民利益的冲突也愈演愈烈, 占地补偿成为我们工作中遇到的一个很现实的问题;此外随着我国国民经济的迅猛发展, 新建公路、铁路和新建的居住区、厂区都在不断增加, 因此决定我们在施工前要现场调查工作, 一是进行交通情况调查, 以便于运输准备, 二是进行施工要跨越障碍物调查, 包括需跨越的公路、铁路、电力线、房屋、河流方面等情况, 三是调查杆位所在位置的户主、归属单位、青苗归类, 以便在处理占地补偿问题时做到心中有数。

2 施工过程中需注意的问题

2.1 基础工程施工

用电线路的基础工程目的在于保护杆塔, 施工质量决定着以后杆塔在日后的工作中会不会出现倾倒或者是变形等现象。基础施工的质量的好与坏, 同35 k V电力线路能否安全运行有密切关系。我国各地区土质地层的差异很大, 因此在施工过程中要根据不同的土质地层, 选择不同的施工方式。现阶段我们在杆塔的搭设工程中, 我们主要采用钢筋混凝土作为杆塔搭设的浇筑材料, 这大幅度提高了杆塔的强度和稳定性, 让其长久不会因质量的问题而出现变形或倒塌的现象, 而且在进行钢筋混凝土浇筑的时候, 还要对其进行的养护, 从而使得钢筋混凝土的各方面的性能达到最好。但并不是说所有地层都是适合钢筋混凝土的, 我们在实践中要根据不同的土质地层, 找到适合的施工方式与施工材料。对岩石为基础的施工, 应按现行国家有关标准的规定执行。要先对塔位周边的岩石情况进行一番调查, 了解与当初设计情况是不是存在差异, 要是有很大差异要及时联系设计单位做出相关设计变更。其次就是在岩石上面钻孔插筋、砂浆灌注、承台浇制。岩石基础的开挖要保证岩石的结构整体性不受到破坏, 锚筋安装尺寸以及位置都要反复核对, 待确认无误后再固定浇灌, 并按照现场浇制混凝土的要求进行养护。

基坑施工前的定位注意直线杆一定要保持顺着线路方向位移, 直线杆在横线路方向上的位移不应该超过50 mm。35 k V电力线路不应该超过设计档距的百分之一;分支杆和转角杆的横、顺线路方向上的位移也都不应该超过50 mm。电杆的基础坑深度也应该符合设计的规定。一般电杆基础坑深度按规定的允许偏差值当在+100 mm、-50 mm之内。在允许偏差范围内同基基础坑应该按照最深一坑持平。双杆基础坑两个杆坑深要保持一致, 中心所允许的偏差值不应超过30 mm。电杆基坑如果需要采用底盘的时候, 注意电杆的中心线与底盘的圆槽面要垂直, 将电杆找正后填土夯实, 高度至底盘表面。电杆基坑需要采用卡盘的时候, 在安装前就要将分层回填夯实下部土壤。安装的深度、位置以及方向等都要按设计要求严格执行。深度允许偏差值是50 mm。

基坑回填土时注意要将土块打碎以后再进行回填。35 k V电力线路的基坑每回填300 mm的时候按规定就应该进行一次夯实;土质相对松软的基坑, 回填土的时候应多次夯实或者采取另外的加固措施。电杆基坑回填土后, 还要设置防沉土层。防沉土层的上部面积要大于坑口面积;培土的高度要超出地面300 mm。

2.2 杆塔工程施工

在35 k V用电线路施工过程中, 杆塔的施工非常重要, 杆塔的搭设是建造用电线路的重点, 因此在施工的时候一定要格外注意杆塔的施工质量, 保障杆塔在日后工作时不发生变形或者倒塌, 从而影响电力的正常供应, 给生产和人民生活带来不便。35 k V电力线路一般选择环形钢筋混凝土电杆, 在安装前要进行外观检查, 主要检查表面外观是否光洁平整, 放置地面进行检查时, 要注意有无纵向裂缝, 发现有横向裂缝, 其宽度不应超过0.1 mm, 电杆杆身不应弯曲, 弯曲度要小于杆长的千分之一。还要检查电杆的顶端是否封堵良好。电杆壁厚是否符合规定, 电杆壁是否均匀, 有无露出钢筋、水泥跑浆等现象发生。

钢圈连接操作要选用经过焊接培训并且考试合格的焊工操作。一般采用电弧焊接, 在焊接前要把钢圈焊口上的异物清理干净。电弧焊接时要找准焊接位置, 严格执行相关作业规定, 要先点焊3~4处然后进行对称交叉焊, 严禁在焊缝中填塞焊条和其它金属杂物。焊接后焊缝表面应与基本金属平缓连接, 不应该有裂缝和漏焊以及未焊满的陷槽。在焊接后严禁用水降温, 要等待温度缓慢下降。电杆焊完后要在上部钢圈处打上作业焊工代号钢印。

35 k V电力线路直线杆的倾斜要小于杆长的千分之三, 实际作业过程中记住几个50 mm:直线杆和转角杆的横向位移小于50 mm;直线杆与中心桩的横向位移小于5 0 m m;横隔梁安装后尺寸偏差应该在50 mm内;叉梁上端抱箍组装尺寸偏差也在50 mm内安装绝缘子时要注意必须安装牢固, 还要在安装时考虑到防止积水。在进行安装前应该清除表面上灰垢和附着物。安装悬式绝缘子时要注意与电杆、导线金具连接处无卡压等现象发生。闭口销或开口销不应该出现折断、裂纹等现象。开口销的注意开口角度应该在30°~60°之间, 闭口销、开口销严禁使用其它材料代替。35 k V电力线路采用的瓷悬式绝缘子, 安装前要做好检测工作, 使用大于5000 V的兆欧表逐个测定绝缘电阻, 一般在干燥条件下的绝缘电阻值要大于500 MΩ。

2.3 架线工程施工

用电线路的架线施工包括了放线导地线连接、弛度观测、紧线及附件安装等几个方面。首先涉及到的是放线滑车的选择, 一般以不小于导线的直径10倍为宜。架线施工通常从展放方法上可分为张力展放和拖地展放。两者各有优缺点, 张力展放导线不落地, 能防止线材磨损, 相对拖地展放方式效率较高, 缺点是机械笨重, 费用也比较较昂贵。拖地展放相对比较简单, 不需要什么专用设备, 缺点是会磨损导线, 需要大量人员参与, 放线质量也不如张力展放。两者可以根据具体情况选择。

35 k V导线架线过程中要注意对已展放的导线进行外观检查, 主要检查导线是否发生断股、扭曲、磨伤、金钩、断头等现象。钢芯铝合金绞线、钢芯铝绞线其损伤截面积小于导电部分截面积的5%, 应将损伤部位的棱角与毛刺用砂纸磨光。在一个补修金具的有效长度范围内, 如果钢心铝线如果出现钢心断股或铝部分损伤面积超过25%或者单金属绞线损伤面积超过25%, 虽然连续损伤在允许修补范围之内, 但是损伤长度已超过了一个补修金具所能补修的长度需要切断重接。破股、金钩已使钢心或内层线永久变形的导线, 都需要切断重接。导线在连接前要注意检查两端线头的扭绞方向和规格, 严禁在档距内连接不同绞制方向、不同金属材料、不同规格的导线。

35 k V导线与接续管之间按规定要采用钳压连接, 首先注意导线的规格与接续管型号要配套。导线与连接管在连接前应该对导线表面和连接管内壁的清除污垢, 清除范围是连接部分的2倍。连接部位的铝质接触面, 应该涂上一层电力复合脂, 使用细钢丝刷仔细清除表面氧化膜, 然后进行压接。钳压后的导线端头绑线应予保留, 导线端头露出长度不要小于20 mm。压接后的接续管发现有明显弯曲时应该校直, 使之弯曲度控制在管长的2%。压接后接续管的导线两端附近不应该有灯笼、抽筋等现象, 要使用涂刷电力复合脂涂刷两端合缝处、出口处和外露部分。采用接续管连接的导线或避雷线, 接续管不小于95%, 螺栓式耐张线夹不小于90%。

2.4 用电线路的检修施工

用电线路检修的目的在于保障设备正常运行。用电线路在投入使用后, 要坚持定期或不定期的对线路进行检查, 及时发现和解决存在的问题以及安全隐患。线路检修人员要对整个线路全面了解, 并记录线路的相关情况, 以便后期的查询。

由于地震、台风、泥石流、冰雹等自然灾害和某些人为因素, 用电线路会经常遭到被坏, 造成停电事故, 这个时候要尽快组织人员进行检修施工。首先要针对事故制定抢修方案, 力征在最短的时间来内解决线路故障。抢修过程中如果发生线路变动, 要待完成抢修施工后补上有关变动内容的工程图纸。对进行用电线路抢修的工作人员, 除了要遵守的平常的安全措施外, 因为检修线路随时会有来电的可能性, 必须还要严格执行送电线路停电工作的有关规定。进行检修的施工人员在检修施工开始之前必须要先联系所在地区调度, 先获得作业许可。然后进行验电工作, 必须验明待检查施工线路上确无电压, 然后进行短路接地, 在线路施工点两端各挂一组截面不小于25 mm2的软铜线, 这样可以保证在短路时不会被烧断, 还要用直径大于10 mm2的金属棒插入地下, 插入地下的深度要足够深。

完成用电线路检修施工后, 必须要进行确认工作, 确保全部检修施工人员和检修用材料工具等都已经不在杆塔、绝缘子和导线上, 方可拆除接地线, 在拆除接地线后, 所有参加检修工作人员不可再上杆塔进行任何工作。在确定接地线组数无误并按规定交接后方可向调度汇报同时恢复送电。

3 结语

在进行35 k V用电线路施工时, 规范的施工方式不仅可以降低劳动成本、大幅度提高施工效率, 还可以控制各种事故的发生率。随着我国进入一个全面改革的历史新阶段, 对用电线路质量的要求也越来越高, 我们要严格按照国家规范标准, 采取科学的手段来提高施工质量, 更好地促进国民经济繁荣发展。

参考文献

浅析35kV线损的理论计算 第8篇

根据2013年本县电网负荷曲线, 我们选取了5个代表日, 分别为:4月份的1日、9日、24日, 5月份的1日、11日。

4月9日和5月11日的日最高负荷270 MW、平均负荷200 MW以上, 为电网负荷高峰期 (农灌大负荷) 代表日;

4月1日最高负荷为180 MW, 平均负荷为135 MW, 为电网负荷平常期代表日;

4月24日、5月1日分别为雨后和节假日, 最高负荷分别为150 MW、160 MW, 平均负荷均为116 MW, 为电网负荷较低期代表日。

二选取基础数据

1.35 k V理论线损的计算, 是指电网正常运行方式下带有负荷的线路, 本文选取了14条典型的35 k V线路。空充、备用线路及电网非正常运行方式的线路不在本计算范围之内。

2.主变、输电线路参数, 依据《隆尧县电网2013年电网运行方式》及电网GIS中数据, 导线单位长度电阻值从《电线电缆常用数据速查手册》查得。

3.电网运行数据从电网SCADA系统获取。

三计算方法

计算理论线损时, 电流值采用均方根电流法;分段连接的输电线路, 在主变不同运行方式下进行分段计算损耗;主变损耗进行单独计算, 最后累加汇总。如:隆显线3604、显魏线358两条线路与显化站、魏庄站主变各自单独计算, 分别计算出隆显线3604和显魏线358的线损率, 这样计算出的线损值更贴近实际运行情况。

具体计算步骤为:1.计算代表日的电流。提取每个代表日24个小时的整点电流, 然后按公式1计算出均方根电流。

Ijf代表日均方根电流

Ii代表日24个整点通过变电站总开关的电流

2. 线路单根导线电阻值为线路长度乘以对应导线型号的单位长度电阻值。

3. 线路损耗按W=3I2Rt计算。

4. 主变铜损计算, 当变电站单主变运行时, 直接选取均方根电流依据公式3计算;当双主变运行时, 电流分配系数按公式2计算, 求得对应的主变电流, 然后按公式3计算出主变损耗。

SN主变容量

ΔP=ΔP0+ΔPd (I/Ie) 23

ΔP主变损耗

ΔP0铁损

ΔPd铜损

I均方根电流Ijf乘以负载分配系数

Ie变压器额定电流

5. 主变损耗电量W变=ΔPt

6. 总损耗电量=W线+W变

四数据分析

1. 负荷数据分析。

(1) 今年我县电网日最大负荷增长明显, 较去年增2万k W达27万k W。

(2) 截至到2013年7月8日, 今年日最大负荷超过20万k W的天数为50天, 去年同期日最大负荷超过20万k W的天数为69天, 日最大负荷超过20万k W持续天数相比去年少19天, 大负荷持续天数的减少, 也是今年相比去年同期累计线损低的原因之一。

2. 线损理论计算值的数据分析。

本次线损理论计算的变电站的主变运行方式:莲子、东尚、尹村、白寨、周村站长期单变运行;红山、王村、千户、牛桥站4月1日和5月1日为单变运行。

(1) 典型日的数据分析。

4月1日最高负荷180 MW, 平均负荷135 MW, 莲子、东尚、尹村、白寨、周村站单变运行, 功率因数取0.9情况下线损率为1.93%, 功率因数取0.95情况下线损率1.83%, 功率因数取0.99时线损率为1.75%;35 k V变电站正常运行, 功率因数取0.95情况下线损率为1.94%。

4月9日最高负荷270 MW, 平均负荷200 MW, 莲子、东尚、尹村、白寨、周村站单变运行, 功率因数取0.9时线损率为2.31%, 功率因数取0.95时线损率2.19%, 功率因数取0.99时线损率为2.1%;35 k V变电站正常运行, 功率因数取0.95情况下线损率为2.25%。

4月24日最高负荷150 MW, 平均负荷116 MW, 莲子、东尚、尹村、白寨、周村站单变运行, 功率因数取0.90时线损率为1.9%, 功率因数取0.95时线损率1.80%, 功率因数取0.99时线损率为1.72%, 35 k V变电站正常运行, 功率因数取0.95情况下线损率为1.92%。

5月1日最高负荷160 MW, 平均负荷115 MW, 莲子、东尚、尹村、白寨、周村站单变运行, 功率因数取0.90时线损率为1.48%, 功率因数取0.95时线损率1.40%, 功率因数取0.99时线损率为1.34%;35 k V变电站正常运行, 功率因数取0.95情况下线损率为1.51%。

5月11日最高负荷270 MW, 平均负荷为200 MW, 莲子、东尚、尹村、白寨、周村站单变运行, 功率因数取0.90时线损率为2.52%, 功率因数取0.95时线损率2.39%, 功率因数取0.99时为2.29%;35 k V变电站正常运行, 功率因数取0.95情况下线损率为2.52%。

以上列出的数据可以推出以下几个结论:

(1) 在日均负荷不低于115 MW的情况下, 负荷越高, 线损越大。

(2) 功率因数的提高, 对应线损率是降低的。

(3) 莲子、东尚等变电站根据负荷选择单变经济运行的方式对降低35 k V线损率是很有效果的。

(2) 理论计算线损值高的路别数据分析。

从下表所列的35 k V线损理论计算值可以看出, 线损值高的为以下几条大负荷、长线路及一拖二、一拖三的前段线路, 其理论值大部分在2%以上, 甚至在3%以上。而其后段线路线损值比前段明显减小。

(3) 电网非正常运行方式下的线损理论计算值要高。

4月1日因柳行站检修, 固城、王村站负荷倒马固线3373路供电, 线损理论值为2.44%, 同样的负荷在正常运行方式下, 柳固线362线路理论线损值为1.7%;5月11日, 莲子站倒白寨站352开关供电, 隆牛线3615线损值高达3.85%, 这个就是典型的一拖三长距离迂回供电的线路。

(4) 柳尚线361线路, 虽然理论线损计算值不高, 但损耗构成占比较有说明意义, 变损是线路损耗的2~3倍, 变损占总损耗比例较大。

35kV线 第9篇

雷击通常分为直接雷击和感应雷击两种。雷云对地面物体直接放电的现象叫直接雷击。在送电线路附近, 雷云对地放电时, 因电磁感应而产生强大的电动势对送电线路造成的冲击叫感应雷击。在雷电直击于架空线路后, 雷电波将以极高的速度沿线路向两侧传播, 这种在导线上流动的雷电波叫雷电侵入波。在农网建设与改造过程中, 切实加强防雷措施, 可以提高农网供电可靠性。

2 防雷问题分析

2.1 客观存在的问题由于大气雷电活动

的随机性和复杂性, 目前世界上对送电线路雷害的认识研究还有诸多未知的成分, 再加上送电线路处于大自然环境中, 遭受自然破坏可能性极大。此外由于现在观测技术上的局限性, 还无法准确测量和捕捉到线路遭受的每一次雷击的技术参数。比如对送电线路造成跳闸的主要原因是反击还是绕击等问题。这造成防雷措施针对性不强。

2.2 设计方面存在的问题

在20世纪80年代建造的110k V及以下线路设计时均未提供土壤电阻率, 接地电阻设计值随意性大。由于山区大高差、大挡距。也普遍存在保护角偏大, 避雷线对导线屏蔽效果不良等问题。

2.3 运行维护方面存在的问题

第一, 因送电线路不断老化, 原有送电线路接地电阻普遍较高, 在许多遭受雷害的送电线路杆塔中。普遍发现接地电阻值偏高的现象。据分析, 有的是历史因素造成的, 如高山土壤电阻率偏高;有的是设计参数不当, 施工不当;而有的是多年运行后逐渐升高的, 如线路接地改造不到位、未能有效降低现象等。

第二, 线路杆塔接地也存在比较严重缺陷, 送电线路接地装置存在相当数量的不良缺陷, 如:接地装置年久失修、残缺不全、接地电阻逐年增加、降阻剂严重腐蚀接地体, 这些损坏的接地装置将导致耐雷水平严重下降, 甚至可使雷击跳闸率成倍上升。运行中许多事例充分说明接地装置不良与雷击跳闸率升高有着直接的因果关系。

第三, 接地改造质量控制不严, 未达到预期效果, 接地装置改造是一项隐蔽性的工程, 如果没有实施中间环节的有效检查监督, 而只作最后阶段的象征性验收, 往往要留下隐患, 如偷工减料、投机取巧等影响线路耐雷水平的不良手段就在所难免, 因此不少接地装置改造并未收到实际的效果。

3 防雷措施

对于线路防雷工作, 应按照“层层设防, 突出重点, 因地制宜, 兼顾财力”的原则进行, 有针对性地采取各种有效措施为线路设置一道道有力的屏障, 防止雷电波的侵入, 提高线路的耐雷水平, 从根本上降低雷击跳闸率。

3.1 架设避雷线

架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线, 同时还具有以下作用:一、分流作用, 以减小流经杆塔的雷电流, 从而降低塔顶电位;二、通过对导线的耦合作用可以减小线路绝, 缘子的电压;三、对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。通常来说, 线路电压愈高, 采用避雷线的效果愈好, 而且避雷线在线路造价中所占的比重也愈低 (一般不超过线路的总造价的10%) 。110k V线路应全线架设避雷线。为了提高避雷线对导线的屏蔽效果, 保证雷电不致绕过避雷线而直接命中导线, 应当减小绕击率。避雷线对边导线的保护角应做得小一些, 一般采用20°~30°。为了起到保护作用, 避雷线应在每基杆塔处接地。

3.2 防雷设计

设计时要考虑山坡坡度对某些杆塔的影响, 运用有效屏蔽角公式计算校验避雷线有效保护角。在以往进行防雷设计时, 只要求遵照规程规定满足杆塔避雷线保护角的要求就行了, 忽略了山坡角对防雷保护角的影响, 这就造成了杆塔防雷保护角不能满足防雷设计的实际要求, 增加了线路闪络次数, 影响了电网安全运行。针对我市运行线路容易受绕击的情况, 建议采用有效屏蔽角计算公式校验杆塔有效保护角, 以便设计时针对保护角偏大情况采取相应措施以减少雷电绕击概率。

3.3 装设线路自动重合闸装置

输电线路遭受雷击跳闸一般都是瞬时性接地故障, 大多数情况下都能在线路跳闸后自动重合成功, 因此, 装设线路自动重合闸装置, 能大大提高线路的供电可靠性。

3.4 降低杆塔接地电阻

降低杆塔接地电阻是最直接、最有效的防雷措施之一。接地电阻阻值的高低是影响杆 (塔) 顶电位高低的关键性因素。杆塔接地电阻如果过大, 雷击时易使杆 (塔) 顶电位升高, 对线路产生反击。若接地电阻满足要求, 则雷电波侵入时, 绝大多数雷电流将沿着杆塔导入大地, 不致破坏线路绝缘, 从而保证线路的安全运行。

3.5 加装线路避雷器

避雷器应用在线路上作为防止直击雷防护, 在国内已有十余年的应用历史, 目前架空输电线路上装设的避雷器, 运行情况良好。虽然应用避雷器对架线线路进行防雷保护的机理和理论还有疑问和争论, 但它确实能消除或减少架空线路受雷击的事实已被越来越多的人认识与接受。

3.6 装设耦合地线

对于已经架设了避雷线且经常受雷害侵袭的杆段, 若接地电阻受条件限制很难降低时, 可在导线下方增加一条架空地线, 称为耦合地线。耦合地线虽然不能减少绕击率, 但能使该基杆塔地网与相邻杆段的地网得到良好的连接, 相当于埋设了连续伸长接地体, 这样当雷电反击线路时能增大对相邻杆塔的分流系数和导、地线间的耦合系数, 间接地降低了杆塔的接地电阻, 从而保护线路不发生闪络。一些经常遭受雷击的线路在加装了耦合地线后, 线路雷击跳闸率降低了40~50左右。

3.7 应用雷电定位系统进行分析

雷电定位系统是一种全自动实时雷电监测系统。当线路发生雷击跳闸时, 雷电定位系统能准确定位雷击杆塔, 帮助巡线人员及时查找故障点, 大大节省巡线人员的故障巡视时间, 使线路及时恢复供电, 确保线路的供电可靠性。同时, 通过对雷电定位系统的统计分析, 能及时掌握雷电活动的规律、特性和有关数据, 对防雷工作大有裨益。

结语

由于输电线路对于保“网”的重要地位, 如何减少输电线路的雷害事故成为电力系统安全稳定运行的一项重要课题。架空线的防雷工作是一项长期复杂的系统工程, 从工程设计阶段就要认真加以考虑, 应根据本地的实际情况, 采取切实可行的防雷方案, 选用质量可靠的电气设备和可靠性高的防雷设备。同时真正按照等电位的原则, 做好符合要求的共用接地网, 综合考虑防雷与接地, 只有这样输电线路和设备才能避免遭受雷击。

摘要：架空输电线路是电力系统的重要组成部分。由于它暴露在自然之中, 故极易受到外界的影响和损害, 其中最主要的一个方面是雷击。架空输电线路遭遇雷击, 从而影响线路的供电可靠性。因此, 采取有效措施降低线路的雷击跳闸次数, 不仅可以提高输电线路本身的供电可靠性, 而且可以使变电所、发电厂安全运行得到保障。本文对主要分析110kV及35kV送电线路的防雷问题及防雷措施, 供同行参考。

关键词：雷击,问题,防雷措施

参考文献

[1]许颖.浅析避雷针 (线) 防直击雷作用[J].防雷世界, 2003, (12) .