10kV配网高压线路

10kV配网高压线路（精选10篇）

10kV配网高压线路 篇1

一、雷电的产生及其危害

雷电是自然界中比较复杂的一种自然现象, 形成的原因比较复杂, 主要是因为大气中的水蒸气以及地面上的湿气在温度较高的情况下, 不断上升, 在冷热气团的相互作用下形成积云运动。在积云运动的过程中产生摩擦和撞击, 分离了电荷便形成了雷电。雷电对生产生活有很大的危害性, 特别是对电气设备和各种建筑设施会造成严重的损坏。由于设备中金属的存在, 在雷云放电时就会产生感应电压, 导致设备上的绝缘体被击穿, 以至于引发爆炸或者火灾。这对设备来说无疑是致命性的危害, 不仅影响到设备的正常运行或者使设备完全崩溃, 而且还会影响人们的财产安全, 造成了巨大的经济损失, 阻碍了整个配网线路的正常运行。

二、雷击配电线路的原因分析

在外界因素和自身因素共同作用下, 配电线路容易受到雷击的损坏。一是配电线路架设范围广泛、设备多样。二是电子设备的特点, 决定了它很容易受到雷电的影响。三是人为的破坏也是使线路很容易遭受雷击的原因之一。大量的10kV线路、开关、塔桥等设备接地线的被盗, 使线路没有接地保护, 这样容易使线路遭受雷击损坏。

对于10kV的配网线路而言, 有很多10kV以上的线路交叉在一起, 较高等级的线路的电压比较强, 容易从远处带来雷电, 而10kV的线路中的防雷设计水平较低, 在多雷区, 就处于劣势地位。因此10kV的配网线路比其他高等级线路更容易受到雷击的危害。在线路的设计上, 针式绝缘使用得较为广泛, 具有对雷击的抵抗和防御明显等优点, 但是如果针式绝缘子遭受雷击击穿, 又不利于发现故障点, 导致延长10kV线路恢复供电时间。线路管理不规范, 也会加大雷击的损坏的可能性。各种线路和设备的安装不规范, 没有按照相应的要求严格进行, 例如对各种接口的焊接不够牢固, 或者是接地网被腐蚀而没有及时地检修、施工项目的破坏以及配电线路被损坏等等, 都会使设备和线路受到雷击。另外, 设备和线路的老化, 例如避雷装置的质量不合格和终年受雷电的影响而失效, 造成各种仪器不准确, 对出现的问题不能及时地反应出来。以上的各种原因, 都会使线路和设备难以抵挡雷电的袭击。

三、配网线路防雷技术的应用

雷击对整个配网线路产生了很大的影响, 严重的会对线路和设备造成干扰, 甚至会导致整个线路和设备系统的炭火, 进而影响到电力行业的工作开展, 对人们的生产和生活用电造成诸多不便, 阻碍了电力系统的可持续发展。因此, 对配网线路进行雷电防护十分有必要。

(一) 从设计开始进行防雷考虑, 选择合适的设备。

为降低雷电的危害, 首先需要在设计、施工上下功夫, 要合理地选择设备和器材, 并且施工的间距要按照一定的规定设置, 加强对线路的绝缘保护, 使10kV的配网线路的闪络概率降低。如果配网线路的绝缘水平处于较低的层次, 当受到雷击的影响、产生过雷电时, 就会使线路的绝缘子闪络, 对设备和线路造成严重的损害。因此, 在雷区范围10kV线路设计要选择通过加大悬式绝缘子的片数, 使用SQ-210加强型瓷横担架设等来提高整个线路的绝缘水平。

(二) 加装线路避雷器。

目前新架设的10kV线路设计上都考虑安装有线路避雷器, 但运行的旧线路基本上都没有安装有线路避雷器, 这部分线路要考虑立项加装线路避雷器进行防雷, 安装的地点选择原则:一是以往经常雷击损坏设备的线路点;二是山坡地势突出线路点;三是周围没有比线路高出物体的线路点。

(三) 加装避雷针避雷。

对于经常遭受雷击损坏设备的线路雷击“黑点”, 可以考虑加装避雷针进行避雷, 通过避雷针避雷也是一个有效的线路避雷方法, 不过加装避雷针一定要有一个良好的接地网, 如接地网达不到要求, 反而令设备更容易损坏。本地区在2008年对部分雷击“黑点”进行试点加装避雷针, 通过记录分析, 效果良好。

(四) 间隙和避雷器的配合。

在配网线路防雷过程中, 避雷设备得到了广泛的应用并取得了很好的效果。然而, 因为无间隙的避雷器经常处于工频电压的影响之下, 且经常承受过电压的压力, 因此避雷器很容易老化, 进而导致各种事故频发, 使供电可靠性降低。基于此, 建议选择免维护的氧化锌避雷器。就目前配网线路的发展来看, 大范围地安装避雷器是不切实际的, 成本太高且运行问题繁多, 而进行线路间间隙的扩大并与避雷器相互结合, 可起到防雷效果。

(五) 对配电设备进行防雷保护。

对配电设备进行保护, 需要在低压一侧安装低压避雷器, 加强外壳与接地处的连接, 对雷击起到一定的防护作用。同时对柱上的开关进行防雷保护, 即在10kV配网线路中安装开关和刀闸, 提高运行灵活性与可靠性, 在刀闸上也要进行相应的防雷保护, 避免对设备造成损害。作为配网线路防雷保护的一部分, 对开关进行防雷保护必须在开关两侧安装避雷器。同时, 要对电站所进行保护, 避免雷雨天气的雷击, 需要在变配电站所的开关处安装间隙避雷器或者是过电压保护器。

(六) 降低配电设备的接地电阻。

降低配电设备的电阻可有效进行雷电防护, 做好安装水平接地体, 并在周围施加防腐剂, 这就对线路的焊接和深埋提出了更高的要求, 如果材料腐蚀, 那么接地的电阻就达不到规定的要求, 阻碍雷击的电流向地下释放, 造成了设备的损坏。因此需要保证焊接和深埋的质量, 保证接地的电阻值, 确保雷电能够顺利释放到地下。

(七) 合理选择避雷器。

实践中我们可以看到, 氧化锌的避雷器避雷效果好, 一方面它的体积小, 重量轻并且具有很强的耐污性, 另一方面, 它具有非线性的电阻特征, 可以迅速吸收雷电的能量, 截断工频续流的通道, 限制了雷击的破坏力和影响力。如果在氧化锌的避雷器中加串联的间隙, 能够提高工作的可靠性和安全性, 更好地吸收雷电产生的过电压的能量。

(八) 加强对避雷器的管理。

安装避雷器是防雷的有效手段, 能够将雷击的损害程度降到最低, 因此, 在对10kV 配网线路进行防雷保护的时候, 要把避雷器的安装放在首位。但在日常工作当中, 也要加强对避雷器管理, 一般避雷器有效使用期为五年, 部分超出使用期的避雷器会老化失去避雷效果, 反而会成为线路负担, 经常容易受雷击击穿造成线路接地, 所以要对避雷器进行列入设备管理, 定期对避雷器实验, 及时更换老化失效避雷器, 确保避雷设备的有效运行, 真正起到防雷的作用。

四、结语

总之, 受自身设备和线路的影响以及外在的因素影响, 10kV 的配网线路很容易受到雷击的影响, 不仅对设备造成了毁灭性的破坏, 还阻断了线路, 使整个供电系统处于瘫痪状态, 无法满足人们的生产和生活用电的需求, 阻碍了经济的发展。因此, 应当对 10kV 配网线路的防雷工作必须引起足够的重视, 合理地对各种设备和线路进行雷电的防护, 采用适当的避雷器, 在不引起跳闸的情况下, 释放雷电之能力, 有效地降低了雷击事故发生的概率。当然, 各个部门应该根据自己的实际情况合理地采取避雷措施, 加强对防雷技术的研究, 减少雷电的损坏程度, 提高供电的可靠性和安全性。

摘要：本文以10kV配网为例, 分析了雷击给10kV配网线路造成的危害及主要原因, 并对10kV配网线路防雷技术进行了探讨, 指出了防雷工作的具体措施, 以实现配网线路的安全高效运行。

关键词：10kV配网线路,防雷,危害

参考文献

[1].李林易.输电线路设计中的防雷措施及应用[J].云南电业, 2010

[2].唐正森, 李景禄.10kV配电网柱上开关雷击分析和防雷措施研究[J].电力建设, 2008

10kV配网高压线路 篇2

XX地块一期商业项目工程，南面有一条东西向10KV高压线（裸线）。距在建建筑物约12米。根据《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46－2005）高压线防护要求：为确保正常供电和施工人员的人身安全，塔吊的任何部位或被吊物边缘与10KV以下的架空线路边缘最小水平距离不得小于2m，垂直距离不小于3m。可以采取切实可行的防护措施，编制本专项防护施工方案。

一、基本情况：

1、2、本次搭设的是10KV带电线路的护线架。10KV带电线搭设时，底部采用钢管五排搭设，上面毛竹四排搭设，采用竹排片封顶。架体与带电线路的水平安全距离不小于1.5m左右，高度约15m，长度根据实际现场要求。

二、护线架搭设技术措施:

1、搭设10KV带电线的护线架时结合本公司《作业指导书》规范施工。考虑到放置时间长达1年多，毛竹埋桩的使用为半年。为安全着想，考虑架体的稳定性和牢固度，增强抗风能力。底部采用钢管搭设符合要求。立杆间距1.200m，步距1.800m，立杆底部采用垫木，垫木长宽为150*200*30。钢管用入地不小于1.5米的短桩用钢扣件连接，剪力撑连续设置，搭设5排为基础。上面采用毛竹封顶。确保高压线路的正常运行。2、3、毛竹的选材：要求7－9寸的粗壮毛竹，三年以上的毛竹。护线架毛竹立杆、横杆、剪力撑和支杆有效部分的小头值

不得小于75mm，大横杆的选材可略弯曲。同一步层的小横杆，毛竹粗细应相差无几。不应粗细混杂，大横杆有效部分小头直径不得小于80mm。粗细但有一顺弯的毛竹，可作用斜拉杆。直径达不到要求的，可双杆合并使用。

4、整个架体的毛竹水平杆、立杆、剪力撑距离高压线不得小于1.5m。

三、毛竹绑扎材料1、2、一般采用10#、12#黑铁丝。立杆接长：采用有效毛竹根拉梢的办法，钢管与毛竹接触有效部位不得小于2m。绑扣不得小于三道。毛竹绑扎时小头应压在大头之上，绑扣不得小于三道，立杆、大横杆、小横杆相交时，应先二根，再绑第三根，不得三根一起绑扎，绑扎必须牢靠。立杆接长垂直偏差不得小于0.5%。

四、毛竹绑扎要求：

1、首先将10#-12#黑铁丝剪断加工成形后再进行绑扎，严禁圆圈铁丝带上护线架。绑扎铁丝与竹竿不能呈“八”字形，应大体像“U”形。大、小横杆和斜拉杆都应绑扎在立杆上，做到绞合绑扎，绑扎绞紧一般采用12#圆钢作小绞棍，绞紧时不能用力过猛，而绞断铁丝，一旦发现铁丝被绞断应重新绑扎，切不能留后患。

2、搭设时应由下而上，立杆要竖直夯直实后再进行绑扎，大横杆应设在被跨越物立杆外侧，工具材料、操作人员都必须在大横杆的外侧。护架线搭设过程中确保毛竹和工具与带电线路保持安全距离。

3、立杆绑扎大横杆后，每隔4.5米打剪刀撑。接杆及斜拉相接时绑扎四道严禁二道绑扎。

五、安全要求：

1、护线架搭设施工前，必须有技术负责人、工程负责人向所有参加护线架施工人员进行安全技术交底，明确施工方案。

2、护线架搭设施工过程中，现场都要有专人负责监护，监护人不得离开现场。

3、护线架搭设施工时，施工人员不得在护线架带电线路内侧攀登或作业。

4、护线架施工应选择在良好天气下进行，遇雷电、雨等相对湿度大于85%或5级以上大风时，应停止工作。

5、严禁酒后登高，严禁法定期病人登高，严禁徒工单独登高，严禁高空乱扔杂物。

6、施工人员必须集中思想，按程序施工，带好安全帽，穿好绝缘橡胶鞋，登高人员必须使用安全带，不合格安全带严禁使用。

7、8、护线架搭设必须做到横平竖直、美观大方、安全可靠。搭设完毕后，必须悬挂多块警告牌，防止非登高人员攀登。现场负责人必须对护线架进行一次全面自查，自检合格后，由公司安全部门组织进行验收，合格后必须应悬挂验合格牌。

9、在工程施工完毕后拆除护线架，拆除前应检查薄弱环节，加固后先拆除顶部大横杆、连接杆、扳线两侧小横杆，拆除大横杆、斜拉杆和立杆时，做到一步一清，拆下的材料应由专人传递，不得向下抛扔，严禁个人分段或上下同时拆除，严禁将护线架推到后拆除。

10、本护线架需放置时间较长，应对护线架进行日常性的检查，每隔一段时间对护线架进行检查和加工，如发现护线架有缺陷或损坏，应及时采取补救措施。

10kV配网高压线路 篇3

关键词：10kV配电线路；故障原因；防治措施

中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）32-0128-03

10kV配电网是电力系统的重要组成部分，与广大用电客户有着最为直接的联系，对安全性和可靠性要求较高。通常，10kV配电网中的接线方式错综复杂，长期处于户外，一旦线路中出现故障，将会给片区用户带来极大不便，更可能遭受巨大经济损失。近年来，随着电网改造的深入，施工技术水平的提高，10kV配电网的基础有了较大改善，但由于环境等多种原因，线路故障跳闸仍不时发生。本文对10kV配电网运行中出现的跳闸故障进行了统计分析，结合工作实践经验，最后提出了行之有效的防范措施，旨在有效防治10kV配电线路故障，提高10kV配电网的运维水平。

本文以惠州惠城供电局374条10kV配电线路为研究参考对象，对其一年中出现的跳闸故障次数进行统计，结果如下：全年共出现跳闸故障174次，其中，从故障类型的角度统计，由于外力造成故障跳闸33次；设备故障引起的跳闸42次；自然原因引起的跳闸53次；树木障碍28次；动物因素8次；其他原因10次，各环节所占的比例情况如图1

所示：

图1 各环节占故障总数的比例

对上述174次跳闸故障的原因进行分析，如表1所示。

我们根据以上惠城供电局一年中的故障数据进行分析，并结合惠城供电局水口所的实际运行情况，总结出引起10kV配电线路故障的几个主要原因。有针对性地在水口供电所管辖线路整改措施的落实。

表1 跳闸故障原因

故障归类故障原因次数所占比例（%）

自然因素雷电危害5130%

台风暴雨2

设备故障变压器过载2024%

设备老化16

绝缘损坏6

外力破坏设备被盗219%

外部施工26

车辆碰撞2

飘挂物3

树木障碍树木障碍2816%

其他原因产品质量36%

施工工艺5

变电站设备原因2

动物因素配电房小动物85%

1 引起10kV线路故障的四个主要原因

1.1 自然灾害引发的线路故障

在自然灾害引起的线路故障中，据惠城局一年内的数据显示，雷击事故所占的比例最大，由于10kV架空线路通常较长，位于较为空旷的地方，一旦出现有雷雨天气，最容易使得线路遭受雷击。在10kV配电线路的故障中，雷击故障出现的频率也是最高的，它会造成线路绝缘层的破坏，发生断线事故。雷击是重点防治的因素。

1.2 外力破坏引起的故障

外部施工造成的故障占外力破坏比重的78%，对于发展区域来说10kV配电线路运行的情况也十分严峻，常常会因为外力的破坏而出现故障。随着城市化进程的不断加深，城市中的各项建设在如火如荼地开展着，由此而引发的施工项目会增多。

在施工中，如果没有对配电设施给予有效的保护，很容易造成配电线路的破坏，导致电网故障；随着楼房建筑的增多，有些原处于空旷位置的线路被新建筑物所包围，一些违章建筑致使一些线路无法得到合理有效的控制，给线路运行带来了极大的安全隐患，同时也给配电线路的安全运行留下了安全隐患；不法分子盗窃设备，给配电线路造成严重的影响。外力破坏，使10kV配电线路面临的严峻考验。

1.3 设备引起的故障

设备故障占线路故障比例的24%，其中变压器过载跳闸占47%，变压器长期处于超负荷供电状态，其产生的热量很容易造成自身的烧毁。一旦出现变压器故障，配电系统将会停运。另外设备老化，绝缘性能降低，遭受雷击或大电流冲击很容易造成接地短路故障。

1.4 树木造成线路故障

在经济发达的珠三角地区的供电所能把握所有树木对导线保持水平距离2米，垂直距离1.5米的安全距离为数不多。地产开发、市政建设等经济发展所造成的影响让青苗补偿的价格不断翻倍。树木障碍一直是10kV线路运维的一个棘手问题。我们将如何才能降低树木造成的线路故障。

2 整改防治措施及实施方案

2.1 建立针对雷害事故整改措施

雷击，是10kV线路最不可控的外力因素。通过对雷击故障的数据分析，保护动作主要是零流保护和速断保护，造成线路故障跳闸的现象是瓷瓶击穿及设备烧坏。其中瓷瓶击穿占90%以上，尤其是P-l5型、P-20型针式绝缘子质量存在缺陷。近年来，惠城地区频频发生雷击针式绝缘子爆裂事故。通过故障分析遭受雷击的杆塔接地装置电阻值偏高，基本大于50Ω。在配网线路不断健全不断发展的情况下，特别是发展中区域，就更有必要更换瓷质瓷瓶及整改接地装置。

2012年底水口供电所对10kV鳗场线F7、10kV万新线F8等五条雷击跳闸率高的线路采取以下整改措施：一是杆塔接地此测试统计，整改不符合规定的接地网。二是把瓷质瓷瓶及针式瓷瓶更换成玻璃瓷瓶和套瓷横担。三是选在绝缘薄弱点加装氧化锌避雷器：线路长远超过20公里的架空线路首末段；位于旷野，田园的杆塔；位于向阳的半山坡处及山窝出的杆塔；电缆下地端电缆头处；绝缘导线首末段装设跌落式避雷器。四是加装24台智能柱上开关。断路器跳闸或熔断器自动跌开，电弧熄灭，经过0.5s或稍长一点时间后又自动合上，电弧一般不会复燃，减少停电时间（操作智能型柱上开关要注意操作方法，防止带负荷合闸造成事故。

2013年上半年，在惠城水口区域雷击次数同比2012年上半年下降60%。

2.2 针对外力破坏引起的故障做好防范措施

外力施工破坏是10kV配电线路最棘手的问题。去年惠城局共发生26起外部施工破坏，占外力破坏故障的78%。所以外部施工影响是主要原因。造成故障多发的施工业主有：城市建设、绿化园林、煤气管道或排污或自来水、治安监控监控等。去年水口供电所成立外部施工隐患排查小组，发送正式文件及安全隐患防范措施附件至市级安监部门，抄送镇政府及各相关单位提前做好沟通协调工作，并告知盲目开挖不但给社会生活造成了很大的影响，同时也给施工方造成很多不必要的损失。统计易受外力破坏区段及所处的杆塔架空线和电力电缆并滚动更新。安排线路责任人定期对易受外力破坏区域进行巡视。在重要线路及危险点树立警示牌，并标注抢修联系电话。

近年来，城市车辆增多交通拥挤，道路扩建工程随处可见。这样一来，直接造成电力线路线行周围的施工作业对架空线的影响以及挖土对电力电缆的威胁。2012年惠州供电局水口供电所一年内，电力电缆遭受三环路扩建施工造成故障有9次之多。电力电缆从开始使用到现在有十余年，以往都是使用套管直埋敷设，近年来才规范使用电缆沟敷设并设明显标志桩，由于早年直埋敷设的电缆没有统计埋深，加上市容环境变化速度日新月异，以往的电缆标志桩都因为各种因素丢失。针对这种情况，水口供电所采用地下电缆路径仪，通过耦合线圈对电缆采集并输出电缆高频信号，对直埋电缆的走向及埋深进行准确探测。对测量数据重新统计登记台账以及做好标志，这样一来就可以避免施工器械在不知情的情况下挖断电缆造成线路故障，从而降低外力破坏的故障次数。

2.3 防治设备原因引起的线路故障措施

变压器运行在过载状态的变压器很容易发生故障，对此，在配电变压器的选择上，需要通过相关资料对供电负荷进行合理预测，之后选择容量合适的变压器，比如说新建一个台区，必须实地勘察该区域发展状况、楼群的建筑规划等情况来进行判断。将避雷器安装在变压器的低压侧，以防雷击。定期对避雷器进行检查，保证其避雷效果。变压器在使用前和使用后都应该进行必要的检查。2012年水口供电所，在保证物资利用的同时，对负载重的变压器进行以大换小，更替更换38台，直至2013年上半年水口供电所无发生变压器烧坏故障。

2.4 树木障碍引起的故障措施

表2

故障归类故障原因2012年上半年故障次数2013年上半年故障次数同比下降（%）

外力破坏设备被盗6350%

外部施工

车辆碰撞

飘挂物

设备故障变压器过载5340%

设备老化

绝缘损坏

自然因素雷电危害11

06

045%

台风暴雨

树木障碍树木障碍3166%

动物因素配电房小动物13-200%

其他原因产品质量110%

施工工艺

变电站设备原因

树木障碍引起的线路故障，在珠三角经济发达地区都是老大难的问题，这个问题主要是由于房地产过度开发，地面附作物补偿，包括青苗补偿都受到影响。解决办法主要是通过预先找到户主跟其协商，发送隐患通知书，抄送到镇一级政府要求协调，与镇政府的配合协调至关重要。由于目前农耕地的保护，城市规划部明文规定不得在农耕地建设厂房及自建房，外出务工的农民大多数在田地上种植获利快，易管理的速生林。由于涉及面积大，往往在速生林所在的区域的线路都很难协调处理。在这种情况下在水口供电所采用在速生林区架设绝缘导线的方法，可以有效解决树木造成的线路故障。但经过一段时间发现架空绝缘导线遭雷击容易断线，导线容易进水氧化，严重威胁线路安全运行。经过故障分析及研究，总结出以下措施可有效防治雷击断线事故及进水氧化的缺陷：

一是在首末端和每一个断连杆绝缘子的跳线处，将绝缘导线剥离一段绝缘层加装跌落式氧化锌避雷器，可对雷击感应电压起到保护作用。二是线路耐张段内加装线路过电压保护器，对击穿绝缘导线的雷电过电压起作用。三是严格按照工艺要求进行施工架设，放线时使用胶垫滑轮，使用合格的剥线器防止损伤导线。四是导线搭接处使用穿刺型绝缘线夹，其安装简便、结构密封、防腐蚀、防水、绝缘性高，确保绝缘导线使用寿命。

惠城供电局水口供电所2012年上半年及2013年上半年故障跳闸分析如表2所示。

3 结语

随着电网的发展，配电线路朝着合理高效的方向改进。10kV配电线路是连接电网与用户的重要环节，具有分布广泛、运行环境十分复杂的特点。提高10kV配电线路的运行水平对供电可靠率有着直接关系，其可靠性水平对工厂的生产生活以及居民的生活有着重要影响。当下的10kV配电线路中还存在很多问题，常常会导致系统故障。对此，相关工作人员应该对这些故障原因进行深入分析，积极探寻合理有效的防治措施，尽可能地降低故障率。

参考文献

[1] 王辉强.架空10kV配电线路故障原因分析及防范措施[J].中国高新技术企业，2010，（33）.

10kV配网高压线路 篇4

关键词：10kV配网线路,施工,故障分析

0前言

配网线路具有施工范围广泛、路线长、路径复杂、施工环境恶劣、设备质量各不相同的特点,且配网线路与用户直接相连,一旦出现施工故障,将会给用户和供电企业自身带来严重影响。因此,我们应明确10k V配网线路中较为常见的施工故障,采取有效的解决对策,切实保障电力系统的安全、经济、稳定运行。

1 配网线路稳定性概述

配电线路稳定性具体是指传输过程电能的安全性,其中可靠性评估主要针对配电设备,该结果是实施配电技术和制定管理方案的主要依据。在配电系统中,包含电缆、开关以及架空线等多种元件,依据使用情况可将这些元件划分为可以修复和不可以修复两类。

2 10k V配网线路常见施工故障

2.1 常见施工故障种类

2.1.1 外力破坏

外力破坏是指因人力或者除线路以外的其它物体而引发的线路故障,主要包含鸟害、胡乱抛掷杂物等形式。例如,在城市中时常会看见因机动车驾驶员违规操作,碰撞电线杆,继而导致线路故障的现象。

2.1.2 技术以及质量故障

配电线路中部分杆塔根基不稳,拉线装设不完整,有些即便已经装设拉线,但相对松弛,无法发挥自身作用,一旦受到雨水等外界自然因素的干扰,将会出现倾斜,有些严重可能出现线路故障。另外,因避雷器等重要配电设备长时间运行,缺少维修和保养,导致质量逐渐变差,被击穿的概率较高,一旦被击穿,将会产生局部或者大面积停电。

2.1.3 季节性故障

因春天风力较强,在非绝缘线路段十分容易出现绝缘子闪络、短路等现象,进而损坏导线 ;在夏天雨水较大,因大多数情况均是用土埋设电线杆杆基,一旦集中降雨,将会冲刷掉部分土壤,存在电线杆塌斜的危险。同时,雨水也会引发短路放电现象。另外,在雷雨多发的季节,时常出现雷电,配电线路一旦遭遇雷电袭击,将会损坏金具或者导线,有时还会出现绝缘闪络现象。

2.2 产生故障的原因

2.2.1 雷电袭击

因10k V配电线路涵盖的范围较广,遭受雷电袭击的可能性较大。雷电袭击主要包含直接雷击和间接雷击这两种形式,其中直接雷击是指物体直接与雷电接触,造成危害 ;间接雷击是指因相关防雷措施落实不到位,导致绝缘水平不高,因感应过电压引发雷电事故,将会对电网安全构成巨大威胁。

2.2.2 污闪故障

污闪故障主要是指因10k V配电线路中的绝缘子出现污秽闪络,进而引发多处接地故障。在检查10k V配电线路中,通常会发现污秽蓄积是引发绝缘子放电烧伤的主要原因,而污秽闪络是造成线路故障的主要原因。

2.2.3 过电压

过电压主要包含铁磁谐振和弧光接地这两种形式。因10k V配电系统其本质为中性点不接地系统,伴随着配电规模的日益扩大以及应用范围的逐步拓展,相应的对地电容也逐渐增加。当互感器和变压器处于饱和状态时,且一次线圈的中性点与大地直接接触,若遭遇雷电袭击将会出现铁磁谐振过电压,其最大值可能达到线电压的三倍,将会引发避雷器爆炸,有时还会出现绝缘子闪络的现象,严重情况可能损坏与之存在关联的电气设备。另外,如若配电系统单相接地,则健全相电压会超出线电压。位于接地点的电弧若出现非连续性的熄灭和燃烧,一旦遭遇大风干扰,将会出现闪络现象,导致电网运行不稳定。

3 10k V配网线路的故障解决对策

3.1 预防外力破坏

相关部门应组织全体施工人员在施工前期开展岗前培训,学习现代技术,提升施工人员的技术水平,并增强施工人员的责任意识,提高他们的职业道德和综合素质,以便在具体的施工过程中,全面落实各项防护工作,不断提升配电线路的稳定性。为避免出现因机动车辆碰撞而引发线路故障的现象,我们应变更杆塔位置,对于无法变更的,应悬挂明显的反光漆牌,以此来提高驾驶员的注意力。还可通过形式多样的宣传活动,增强人们对配电线路的保护意识,进而主动参与到电力设施的保护工作中。另外,我们还应和公安部门共同努力,严抓损坏配电线路的行为,一旦发现违法行为,将给予严重处罚。

3.2 缩减环境破坏因素

3.2.1掌握施工现场的天气变化规律,尤其要明确当地风力规律。结合相关风力资料,采取针对性的防风措施 ;

3.2.2 定期检查线路杆塔,一旦发现倾斜、松动或者倒塌的杆塔,应及时进行填土夯实处理 ;

3.2.3在雷雨季节到来前期,全面检查本区域内的所有壁雷装置,及时更换陈旧、劣质避雷装置,特殊时期,可适当地减小接地电阻 ;

3.2.4位于化工企业周边的配电设备,应定期实施防锈处理,及时更换绝缘导线、金具等重要工具。定期清扫绝缘子,并保证清扫完全,如若经济条件允许,可以使用具备一定防污能力的绝缘子,增强防污等级,提升防污性能 ;

3.2.5 利用消谐器等专业化设备,消灭铁磁谐振。

3.3 采取雷电预防措施

雷电是引发配电线路故障的主要因素之一,因此,因采取有效的雷电预防措施,全面预防雷电事故。可以在配电线路中装设避雷针等避雷装置,以此来减小出现雷电事故的可能性。另外,因避雷装置的装设,在某种程度上会削减接地电阻,所以,在装设避雷装置的同时,还应增加埋设深度,切实保障配电线路的稳定、安全运行。

3.4 合理设计配电线路

若想提高线路可靠性,则应合理设计配电线路,这是增加线路安全性的根本性措施。近年来,配电线路设计技术日趋成熟,相关部门可依据自身情况,选择合理、可行的设计方案,并可借助计算机仿真技术等现代手段,为配电线路施工提供更加精准的数据参数,避免在配电线路的使用运转过程中出现因参数而停工的现象。计算机仿真技术不仅能全面模拟不同时期的运行状态,还能增加配电线路的适用性。

3.5 制定科学的检修计划

增加配电设备的可靠性,积极推广使用断路器和完全封闭的电器。如若条件允许,可以装设带电检测装置。结合施工现场的具体情况,逐步使用环网柜,其中配电线路的自动化水平是首要考虑要素,一旦出现出现施工故障,将会立即隔离故障区,以免对非故障区域产生影响。与此同时,还可利用故障指示器,切实提高故障处理效率,减小故障寻找时间。

4 结语

10kV配网高压线路 篇5

关键词：防雷技术；10 kV配网线路；运用

中图分类号：TM863 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0044-01

1 防雷技术在10 kV配网线路中的运用原理及运行

环境分析

防雷技术是通过金属杆接地系统，间接的将局部所产生的雷电导入地底，并使其能均匀的分布出去，从而可以有效地使高层建筑物避免雷电引发的危害。

在防雷技术的应用过程中，在明确掌握防雷技术运用原理的基础之上，要充分考虑防雷技术设备所在的地理和气候环境，并分析综合分析其运行环境，以此为据，采取合理的防雷技术手段，如在山区10 kV配电网线路的建设中运用防雷技术，由于其地势原因及其所形成的气候小环境就极易造成线路及电力设备雷击事故的发生，因此，在其防雷技术的运用上，既要使得线路杆塔的高度低于平原地区，又要避开树木区，并综合应用各项防雷技术手段，降低线路的雷击率。

综上所述，在铺设电路以及防雷技术的运用上，我们应当遵循自然规律，充分考察其所处的运行环境，因时因地制宜，并在不同的环境下，依据不同的防雷技术要求，采用不同的防雷措施，做好线路的防雷击工作，维持配电线路的正常运行，从而保证10 kV电力运行的稳定性和安全性，以为各用户提供更加可靠的用电安全保障，降低因雷击事故停电而造成的积极损失。

2 防雷技术在10 kV配网线路中的运用目的

2.1 保护电路及各电力设备

我国目前的防雷技术可以用来保护电力系统中各种电气设备免遭雷击，从而起到防护电力系统的作用。在10 kV配网线路中通过采用降低塔体接地电阻，将高电压转移到地下，以降低雷击对10 kV配网线路的影响，同时对于架空绝缘导线、10 kV配网线路中的变压器设备、柱上开关和电缆分支箱等，防雷技术可以对其做到各个击破，提高整体防雷水平。

2.2 其他方面

使10 kV配网线路电载负荷逐渐减小的同时，还应采用综合防雷措施。除了在所有电网附近架设双避雷线以外，采用自动化空气开关进行双位控制，这样就可以保证引入地端的电压能够平均的扩散。但随着电网所遭遇雷击次数的逐渐增多，加之设备的老化或者雷电的电压伏数的不均匀变化都会为防雷技术在10 kV配网线路中的运用带来影响和技术攻关困难。所以我们要在改造杆塔接地系统，提高电网材质的承受力等方面做出突破。

3 防雷技术在10 kV配网线路中的运用存在的缺陷

3.1 直击雷和感应雷

在10 kV配电网的电压等级中，直击雷和感应雷是配电线路受雷点过电压的影响的主要形式。我国目前10 kV配网线路防雷技术通用的方法是降低塔体接地电阻。

但是这种防雷技术仅适合于广阔的平原地区和土壤电阻率比较低的区域，像高低错落的地区、沿海湿度大的地区不适合使用这种防雷技术。

为了降低塔体接地电阻，同时为了保证接地电阻合格，通常会在4个塔脚位置铺设较长接地网，或者是打设深井并且加设降阻剂，增加土壤和地线之间的接触面积，以达到降低电阻的目的。但遇到雷电袭击时，由于接地线太长而导致附加的电感值增大，而配网的塔顶电压也会大幅度提升，容易造成绝缘子串和塔体的闪络，降低了整个线路的防雷水平。

3.2 高、低压侧容易损坏

在操作实践中，在电缆和配变开关等设备高压侧安装的避雷装备，由于变压器在运行过程中配电变电器在低压侧的低压避雷器缺乏，导致低压侧出现损坏，并进而引起高压侧的损坏，出现被雷击情况。

研究发现，线路的绝缘水平和它的耐电水平相关，我们知道绝缘水平越高，耐电水平也就越高。我国的高压输配电防雷技术还处在初级阶段，各项技术和措施还有待进一步完善，并加强对10 kV配网线路的防雷设计，定时间的对各个防雷措施进行检查和维护，同时防雷工程施工单位也要精心施工，严格的监察，做到最大化的防雷效果，防治结合，保证10 kV配网线路的安全供电。

3.3 雷电跳闸

由于雷电发生的随机性、分散性和不规则性让雷电产生的预测参数通常会在可控范围之外，因而很难全面地去防御到每一个区域，更加不可能面面俱到。

对于雷击事故准线路电网跳闸的原因研究是一个漫长而又艰巨的探索过程。10 kV的配网电线一般都能够抵抗雷电的影响，但由于雷电电压产生的不稳定性，也会致使10 kV的配网线路超负载，引起线路短路或者局部漏电烧毁的事故，所以很难分析出局部跳闸事故的原因。综上，在科技迅速发展的今天，采用良好的防雷措施已经势在必行。

4 防雷技术在10 kV配网线路中的具体实施方法

4.1 采用综合防雷措施

现在科研人员已经逐渐从以前的堵塞型转化为疏导型。从理论上来讲就是准线路跳闸方式。我们需要重新测量该电路杆的接地电阻和其附近土壤的电阻率和阻抗数据从而有针对性的做出防雷工作。如果电阻率偏高则易引起高压情况下阻抗高温现象的发生，并在连锁效应的增幅下导致线路负载过大。通常对于这种情况一般会采用两种方式：①设置自动重合闸装置，和温控继电器。这样可以保证线路配网的线路在过热的环境下实现阶段的局部性断电，从而有效的保护电网。当电网的电压和电流都处于一个平衡的阶段时，温控开关的互锁装置则会自动断开，使电网恢复自行运行。②降低阻抗使电压有效疏导出去。可以根据已经测出的土壤电阻率，重新设计接地的电阻，采用加多加长射线和加打地级的方法将接地电阻降到理想状态，从而将高电压有效的疏导出去，保持电流的稳定及整个电力系统的平衡。这一方法在防雷技术中使用极为广泛，有效地保护了配网线路的稳定运行。

4.2 安装线路避雷器也是防雷技术在10 kV配网线路中

的有效应用

在一些山地、鱼塘、高层建筑等易引起雷电袭击的地带，电力人员一般选择安装线路避雷器。由于这一地带雷电活动频繁，即使采用了综合防雷措施，在雷电频繁的作用下也易使线路发生老化现象、局部地域短时间断电等。

所以在安装线路避雷器以后可以利用避雷针、避雷网等避雷工具有效地进行避雷防御，一些微型雷电甚至都不会对配网线路造成任何影响。因为通过避雷器可以在一定范围内将这一局部雷电所产生的高压带入地下，使雷电分散到大地深处，所以很多单位和企业都采用安装线路避雷器来降低雷电的高压给配网线路带来的影响。

4.3 用电负荷较大的区域重点防护

在一些用电负荷较大的区域，如工厂、学校等区域可以采用搭设避雷线进行防护。避雷线能够有效的屏蔽、分流，防雷效果极佳。通常在10 kV的配网线路中可以设置一个避雷线，从而提高其屏蔽雷电的功能，即使有高压雷电侵袭，配网线路中的电压和电流也不会与外界产生电力共振，整个电力系统也会处于一个平衡的状态。同时为了避雷线的效率能够得到有效的提高，必须要保证各塔区域处于接地状态。在搭设避雷线的同时，要注意保持相应的距离，因为根据电压等级的不同，避雷线所产生的频率也不尽相同。为了节省电力，使配网线路的电力系统更加稳定，设置避雷网是一个很好的选择。

5 结 语

在我国电力系统不断发展的今天，防雷技术在配网线路中的应用已日益增大，但我们也应做出更多的研究和努力，让我们不再防雷，而是利用雷电为社会带来最大的收益。

参考文献：

[1] 舒秦.10 kV配电线路防雷现状及提升策略研究[J].科技创业家，2013，（7）.

10kV配网高压线路 篇6

配电网是电力系统的末端环节, 直接与用户相联系。在配电网的运行过程中, 无功功率的供需关系应时刻保持动态平衡。合理配置配电网的无功补偿装置, 既可以提高其供电的电压质量, 又可以降低网络的有功损耗。配电网无功补偿优化配置中电容位置及补偿容量的确定问题, 是一个非线性、多约束的问题。通过保证系统中有功功率和无功功率的平衡以及运行电压在规定范围内等, 使配电网在运行中有功损耗最小、运行经济性最好, 以求得电容的最优补偿位置和容量。本文研究的内容是配电网稳态运行、系统负荷给定情况下的无功优化问题, 同时采用差分进化算法 (Differential Evolution) 对10 kV配网输电线路的无功优化补偿进行研究。

1 配电网无功优化的理论分析

在电力系统中, 配电网处于末端环节直接与负荷相联。因此, 负荷将从配电网中吸收所需的无功功率。电力线路本身在输配电过程中也要消耗一部分无功功率。在配电网中, 10 kV配电线路的线路电抗将消耗一部分无功功率, 且与线路电抗成正比, 与线路电流的平方成正比。

配电变压器在运行过程中也要消耗一部分无功功率, 主要包括励磁无功损耗和漏磁无功损耗。

10 kV配电网无功补偿方式如图1所示。根据实际运行经验, 在配电网中变电站集中补偿和低压集中补偿的位置和容量有比较成熟和固定的模式, 因此对其进行优化调整的余地较小, 且本文研究的对象 (某县城10 kV配电网) 在此方面的配置已经比较合理, 所以优化的重心是柱上无功补偿。

2 基于改进差分进化算法的配电网无功优化

配电网具有如下几点特性:闭环设计, 开环运行;配电网中的线路分支多、线径细、距离远, 导致R/X比值大, 不能忽略;配电网运行时, 一般采用单电源点供电, 整体呈辐射状;网络中只设一个平衡节点, PV节点较少, PQ节点较多。

2.1 潮流计算

对配电网网络分层后, 其潮流计算步骤如图2所示。具体计算步骤如下:

(1) 初始化各节点电压, 都假设为, 由于线路末端的负荷数据为已知, 通过式求得向量。

(2) 利用网络的辐射状结构, 通过式从线路末端开始计算, 向前推得到各支路电流。

(3) 从根节点开始, 将支路电流代入式中计算出支路的电压降。

(4) 根据各支路的电压降, 利用式通过回代计算得到节点i的电压值。

(5) 计算电压修正值的最大值, 根据ΔUmax<ε (其中ε=10-4) 判断是否收敛, 若该不等式成立则收敛, 否则不收敛, 返回步骤 (2) ~ (4) 重新计算, 直到收敛为止。

根据10 kV配电网的实际情况, 以最大负荷方式、一般负荷方式、最小负荷方式3种典型运行方式的组合代替整个配电网运行时的负荷方式, 建立了对其进行无功优化的数学模型。以不同补偿点投入无功补偿电容器组后, 降低电能损耗所节省出来的电费与无功补偿装置的投资费用之间的最大差值作为目标函数, 并将电压越界情况以罚函数的形式加入到目标函数中, 使目标函数涵盖电压质量、网损效益和投资费用的综合信息。

式中, ΔP0为无功优化前系统有功损耗 (已知) ;ΔPQ为无功优化后系统有功损耗;price为电价 (根据目前我国的综合电价水平定为0.5元/kW·h) ;cost为折算到每年的无功补偿装置的成本;fV为电压越界惩罚函数;fQ为无功越界惩罚函数。

本文将配电网在最大负荷方式、一般负荷方式、最小负荷方式下运行的时间占一年总运行时间的比例定为25%、50%、25%。设在进行无功优化前, 系统在最大负荷方式、一般负荷方式、最小负荷方式下的有功损耗分别为ΔP01、ΔP02、ΔP03。在系统不同的运行方式下, 无功优化的方案也会相应地作出调整。设进行无功优化后, 系统在最大负荷方式、一般负荷方式、最小负荷方式下的有功损耗分别为ΔPQ1、ΔPQ2、ΔPQ3。则ΔP0、ΔPQ可分别表示如下:

电压越界, λV为越界因子, 根据整个目标函数的数量级, 将它设为105, 这样能够保证惩罚函数能对目标函数产生有效地影响。同时, 由于目标函数表述的是综合费用问题, 为了使惩罚函数与目标函数的单位达到统一, 将惩罚函数的单位也设置为元。

2.2 差分进化算法及改进

差分进化算法由Storn和Price在1995年提出, 是一种基于实数编码、随机的并行直接搜索的进化算法。差分进化算法的具体操作如下:

(1) 变异操作。对于种群中的目标个体xil, 通过如下变异操作产生变异个体vil。

r1、r2、r3为1到NP的整数, 互不相同且都不等于i。F的取值范围为[0, 2], 称为缩放因子, 用来控制差分矢量缩放。

(2) 交叉操作。为了增加种群的多样性, 差分进化算法将种群中的目标个体与变异个体进行交叉操作, 产生新的试验个体。试验个体的第j维分量的交叉操作方程为:

式中rand (j) 是0~1之间均匀分布的随机数。CR为交叉因子, 取值范围为[0, 1], 预先设定好, 用来控制种群的多样性。randn (i) ∈[1, 2, ..., D], 为随机选择的维数变量索引, 以保证试验个体至少有一维变量由变异个体贡献, 否则试验个体可能与目标个体相同而不能生成新个体。

(3) 选择操作。F的取值范围为[0, 2], 它控制着算法的多样性和收敛性。F越大算法的全局搜索能力就越强, F越小算法的收敛速率就越快。F值的选取应根据算法和求解问题的具体情况。通过多次试验调节验证, 本文将F取为1, 且固定不变。在试验中, 将F取为1能够满足全局搜索能力, 同时算法的收敛速率也较快。此外, 因为本文已将无功补偿的调节步长取为0.01 Mvar, 其精度已能满足要求, 且单组补偿的电容器容量一般不低于0.01 Mvar, 因此将F取为1, 这样就避免了新生成的种群出现更低数量级的情况。同时, 根据无功优化问题的特点, 对差分进化算法进行如下改进。

下列方程对应着差分进化算法2种不同策略的变异操作:

其中, xlbest为适应度最优的个体。在式 (8) 中变异个体由3个互不相同的随机个体xlr1、xlr2、xlr3组成, 保持了种群的多样性, 因而全局搜索能力强, 但收敛速率慢。在式 (9) 中变异个体由xlbest作引导, 收敛速率快、精度高, 但加大了陷入局部最优解的可能性。

现将这2种变异策略结合起来如式 (10) 所示, 为此引入模拟退火策略, 将λ设置为退火因子。

λ= (G-t) /G, 其中G表示最大迭代次数, t表示当前迭代次数。

从上式可以看出在算法不断的迭代过程中λ由1逐渐变化为0, 使得xlr3的权重逐渐减小, xlbest的权重逐渐增加。这样就使得算法在初始阶段具有较强的全局搜索能力, 随着迭代次数的增加, 收敛精度不断加强, 从而提高了收敛速率。

基于改进差分进化算法, 求解配电网无功优化问题的具体步骤如下:

(1) 输入系统参数和原始数据。包括配电网的线路参数、变压器参数、负荷参数以及完成潮流计算和改进差分进化算法所需的操作设置。

(2) 算法初始化, 在种群空间中进行搜索得到第一代种群。根据初始种群计算配电网的潮流和适应度函数fitness并判断是否达到算法终止计算的条件。

(3) 进行改进差分进化算法的变异、交叉和选择操作, 生成下一代种群;根据新生成的种群再次计算配电网的潮流和适应度函数fitness并判断是否达到算法终止计算的条件。循环此操作。

(4) 在规定的迭代次数内, 输出适应度函数fitness最优时的值以及相应的求解结果。

3 结语

本文采用的改进差分进化算法能够较好地处理配电网无功补偿优化这一多目标问题。对配电网进行无功补偿装置的优化配置, 对用户来说, 提高了配电网供电的电压合格率;对供电企业来说, 降低了配电网的有功损耗, 节省了运行费用。这样既满足了用户对电能质量的要求, 也提高了供电企业的经济效益。基于改进差分进化算法的无功优化在这一方面取得了较好的效果, 为配电网的无功优化研究作出了有益的尝试和探索。

摘要：系统论述了差分进化算法的基本思想和进化原理, 提出了差分进化算法的数学模型。针对差分进化算法变异操作不同表达方式的特点, 对其加以改进, 并引入模拟退火因子算法, 将2种不同的变异操作结合起来, 在满足全局寻优能力的同时, 提高了算法的收敛速率。将改进后的差分进化算法应用于某县城10kV配电网的无功优化求解中, 验证了该算法和模型的正确性和有效性。

关键词：10kV配网,无功优化,差分进化算法

参考文献

10kV配网高压线路 篇7

目前, 我国的配电网络主要以10k V配电网络为主, 由于配电网络负责供电的区域比较广、地形比较复杂、负荷比较分散, 造成10KV线路分支较多, 线路错综复杂的现象, 并且每条馈线上装设开关, 将馈线分成不同的供电区段, 造成运行方式复杂。由于受到各种因素的影响, 10k V配电线路上线路接地现象经常发生, 虽然单相接地故障可短时带接地运行, 但当单相接地时, 另两相对地电压均升高为线电压, 对线路设备绝缘构成威胁, 且间歇性电弧可能在电网中引起过电压, 出现第二接地点, 从而引起相问短路事故, 因此必须在短时内找出故障点, 加以排除。当发生接地故障时, 一般由小电流接地选线装置判别接地线路, 或采用试跳线路等方法查出故障线路, 调度员通知运行单位巡线查找, 如故障点不很显眼, 则须采用逐条拉合支线, 逐一排除, 由于线路长, 用户多, 查找一个故障点, 要较长时间, 甚至两三天, 对供电用户产生较大影响, 这种查找故障的方式不但消耗了大量的人力、物力, 而且会造成线路停电时间过长, 给用户造成一定的损失。为了向用户提供连续可靠的电能, 及时发现故障点、快速消除故障、尽快恢复供电显得尤为重要。

2 10k V配电网线路单相接地故障现象及原因分析

单相接地按其接地性质分为:完全接地、不完全接地和间歇性接地等。

2.1 发生一相完全接地时, 即金属性接地。相电压特征是一相电压为零, 其他两相电压升高到线电压。

2.2 发生一相不完全接地, 即通过高电阻或电弧接地, 相电压特征是一相电压降低, 但不为零;另两相电压升高, 大于相电压, 但达不到线电压。

2.3 间歇性接地, 随击穿放电次数, 三相电压表来回摆动, 接地相电压时减、时增, 非故障相电压时增、时减、或有时正常。

在配电线路在实际运行中, 通过归纳和总结, 发生单相接地故障主要有以下几种原因: (1) 导线断线落地或搭在横担上; (2) 导线在绝缘子中绑扎或固定不牢, 脱落到横担或地上; (3) 变压器高压引下线断线; (4) 绝缘子击穿; (5) 绝缘子污闪; (6) 线路上的分支熔断器绝缘击穿; (7) 树木通道不畅, 导致树接触导线, 在以上诸多种原因中, 树木接触导线、绝缘子击穿和导线上的异物是发生配电线路单相接地故障最主要的原因, 对近几年来单相接地故障原因统计, 上述三种原因占总故障原因的85%以上。

3 单相接地故障的危害和影响

3.1 对变电设备的危害。

10k V配电线路发生单相接地故障后, 电压互感器铁心饱和, 励磁电流增加, 假如长时间运行, 将烧毁电压互感器。单相接地故障发生后, 也可能产生几倍于正常电压的谐振过电压, 危及变电设备的绝缘, 严重者使变电设备绝缘击穿, 造成更大事故。

3.2 对配电设备的危害。

单相接地故障发生后, 间歇性弧光接地产生几倍于正常电压的过电压, 使线路上的绝缘子绝缘击穿, 造成严重的短路事故。同时可能烧毁配电变压器, 使线路上的避雷器、熔断器绝缘击穿、烧毁, 严重时可能发生电气火灾。

3.3 对配电网的危害。

严重的单相接地故障, 可能破坏区域电网系统稳定, 造成更大事故。

3.4 对供电可靠性的影响。

发生单相接地故障后, 一方面要进行人工选线, 对未发生单相接地故障的配电线路要进行停电, 影响供电可靠性。另一方面发生单相接地的配电线路将停运, 在查找故障点和消除故障中, 将造成长时间、大面积停电, 对供电可靠性产生较大影响。

3.5 对人身的危害。

对于导线落地这一类单相接地故障, 假如接地配电线路未停运, 对于行人和线路巡视人员, 可能发生人为触电伤亡事故。

3.6 对线损的影响。

发生单相接地故障时, 由于配电线路接地直接或间接对大地放电, 将造成较大的电能损耗, 假如按规程规定运行一段时间 (不超过2h) , 将造成更大的电能损耗。

4 单相接地的防范措施

对于配电线路单相接地故障, 可以采取以下几种方法进行预防, 以减少单相接地故障发生:

4.1 对配电线路定期进行巡视, 主要是看导线与树木、建筑物的距离, 电杆顶端是否有鸟窝, 导线在绝缘子中的绑扎或固定是否牢固, 绝缘子固定螺栓是否松脱, 横担、拉带螺栓是否松脱, 拉线是否断裂或破股, 导线弧垂是否过大或过小等。

4.2 对配电线路上的绝缘子、分支熔断器、避雷器等设备定期进行绝缘测试, 不合格及时更换。

4.3 对配电变压器定期进行试验, 对不合格的配电变压器进行维修或更换。

4.4 在污秽严重地区, 配电线路上使用高一电压等级的绝缘子, 提高配电网绝缘强度。

5 单相接地故障的处理方法

线路接地时, 变电站运行人员在听到告警铃响后, 会推拉确定具体的10KV接地馈线, 然后电话通知运行单位查线。传统的接地查线处理方法可分为2种:经验判定法和推拉法。

5.1 经验判定法。

一般情况下, 运行单位在接到变电站查线通知后, 有经验的运行人员会首先分析故障线路的基本情况:线路环境 (有无存在未及时处理的树害) , 历史运行情况 (原先经常接地) 等, 判定可能引起的接地点, 然后去现场进行确认。但不在把握线路情况或线路分段较少的情况下, 一般直接将运行人员分组对线路进行逐杆设备全面巡视, 直至发现接地点。

5.2 推拉法。

由线路运行人员对线路分断点的外形或断路器进行开断操作, 并同时用电话与变电站进行联系, 根据操作前后线路接地是否消失来确定接地点的所在范围。推拉法也存在明显的不足:线路单相接地时, 规程规定答应继续运行时间不超过2小时。受此限制, 经常会出现接地原因尚未查清, 查找工作仍在进行, 但变电站就已经拉闸停电的情况。此时会使接地查找工作变得复杂, 停电时间延长。

6 应用性技术、新设备

6.1 小电流接地自动选线装置。

在变电所加装小电流接地自动选线装置, 此装置能够自动选择出发生单相接地故障线路, 时间短, 准确率高, 改变传统人工选线方法, 对非故障线路减少不必要的停电, 提高供电可靠性, 防止故障扩大。目前, 已有部分变电站加装了这套装置, 取得了良好效果。在实际应用中, 应注意此装置与各配出线间隔上的零序电流互感器配合使用, 否则不能发挥任何作用。

6.2 单相接地故障检测系统。

在变电所的配出线出口处加装信号源, 在配电线路始端、中部和各分支处三相导线上加装单相接地故障指示器, 指示故障区段。配电线路发生单相接地故障后, 根据指示器的颜色变化可快速确定故障范围, 快速查到故障点。目前这一检测系统已在一些县局应用, 能够快速查找故障点, 提高供电可靠性, 增加供电量, 取得了较好效果。

6.3 智能配电网的故障自愈系统。

通过10k V配电线路状态监测及自愈控制系统的使用, 使用馈线远方终端FTU成套装置, 在闭环运行线路发生故障时, 可以实时将故障数据传到主机, 系统判定故障点, 同时发出指令直接跳开故障区段两侧断路器切除故障并合上联络开关, 使非故障区段用户的供电不受影响, 实现无缝故障自愈。

结束语

1 0 k V配电线路单相接地故障对变电设备和配电网的安全、经济运行有较大影响, 应在实践中总结经验, 并积极应用新技术、新设备, 预防单相接地故障发生, 发生后尽快查找和消除故障点, 提高供电可靠性, 增供扩销, 减小对人身和设备的危害, 从而保证电网的安全、经济和稳定运行。

参考文献

[1]马志广.配电线路运行[M].北京:中国电力出版社, 2010, 9 (1) :168.

10kV配网高压线路 篇8

在我国大部分地区用户基本上都使用10k V的配电网络, 然而在实际的工作中, 由于10k V电网铺设时间较长和使用频率较大, 使线路容易出现老化问题, 部分位置的绝缘能力下降问题, 乃至由于遭到人为的破坏, 使线路整体的载荷能力降低, 整个输电电压不稳定, 最后使居民的生产生活受到了很大的影响。面对这些问题需要及时的对线路进行改造。

2 施工准备阶段

在对配网线路进行改造之前, 要先把需要使用的工具、材料以及具体的工作进行规划, 要避免由于施工人员到达后却立即进行施工而耽误宝贵的工作时间, 减少由配网改造工作对人们生活工作造成的影响。必须对施工的整体情况进行详尽的调查, 如果发现存在问题的地方要及时提出与调整, 与此同时要在图纸上进行详细的标注, 同时还要对材料的供应问题进行分析, 确保施工中的材料供应链不会断, 不会对施工的工期造成影响。选择正确的运输交通工具, 针对一些道路不通、地势不好的地区要做好二手运输的操作, 对整个路线的改造与规划进行综合分析与评定, 确定法案的可行性, 要在施工前对施工中有可能出现的一些突发性问题都进行考虑, 将存在安全隐患消除。使10k V配网线的改造工作可以顺利的开展。

3 施工管理措施

在对电网线路进行建设和改造的过程中, 应该先将原有的设备和线路进行拆卸, 然后再对新的安设方式进行设计, 若在施工的过程中发现了问题必须及时的向有关部门进行汇报, 召集相关人员进行沟通与技术交流, 要防止各部门和各个施工人员自顾自的干, 避免出现结果和设计要求不符的情况出现。在对安设方式进行设计时一定将当地的城乡发展情况结合起来, 确保施工具有可行性, 保证建设完工后其功能可以满足当地的生产生活的实际要求。一般都是将线路分为若干个独立的供电网, 这样一来不仅有方便了以后的管理操作, 还可以有效的降低电网的整体负载情况, 摆正了配网运行的稳定性与安全性。新建的10k V配电网络, 要使其环形网络能开环运行, 这样的话即使是在运行中发生了故障也可以转移操作平台, 可以有效的防止出现大面积停电的问题。

在电线杆的建设过程中, 要注意电线坑的填埋与挖掘工作, 要保证挖坑位置的正确, 不然就导致了工作时间的浪费。尽管这些都是基础工作, 但是一旦出现了问题就会留存许多的安全性隐患。对以后的管理工作也会带了不便。基坑深度的误差要保证在±50mm范围, 若是建设双杆基坑, 要保证其误差范围在±30mm内。埋设电线杆的时候要注意对混凝土的使用, 确保混泥土是符合国家规定的标准, 在进行浇灌之前要涂好脱模剂, 然后要定时的进行浇水养护。

现阶段的配网线路架设选择的都是环网方式, 同时也被称为“手拉手”式的配网线路架设, 因为其存在方便经济的特点, 不需要建立大型的开关站, 其整体的性价比又比较高, 所以受到广大设计工作者的追捧和青睐。由于环网方式利用的是主线直接连接的方式, 因而实现了环网配电操作。这样就可以把不同电源、不同区域之间进行互换, 可以有效的提高地区供电设施的稳定性和安全性。然而这种方式对线路的要求是非常高的, 一旦出现故障, 所有负荷都需要由备用线路来承担, 因此在配网线路架设需要注意这一点。

4 具体施工中的管理措施

4.1 电杆基坑施工

在进行电杆基坑及埋设施工中, 必须对施工误差加强管理, 由于电杆基坑是基础性的施工环节, 如果出现了较大的误差, 将会给后续的施工带来许多的安全隐患。在基坑的深度上, 要将误差控制在±50mm的范围, 然而岩石基坑一般要稍微超过或者等于设计中的数值。双杆基坑的深度, 不仅需要将误差控制在±30mm以内, 并且两杆基坑应在深度要大致相等。在底盘进行安装的过程中虽然允许一定程度的偏差, 但管理人员还需将电杆组立后存在的偏差控制在规定的范围内。在对现场混凝土进行浇筑施工时, 施工人员要使用表面接缝严密的模板, 并且在浇筑前要涂好脱模剂。在模板拆除后, 工作人员需要对上面的水泥和砂浆进行扫除和清理, 方便下次的使用。要使基础埋设施工的质量得到提高, 工作人员还应根据现场施工的要求, 对混凝土的组成成分进行合理科学的配比。将《普通混凝土配合比设计技术规定》定为主要的技术标准, 与此同时还要预留轻度储备, 避免混凝土强度的偏差从而影响基础施工的稳定。在浇筑过程中, 一般是使用机械捣固的方式进行浇筑混凝土, 每天两次的对配比材料的使用量进行检查。浇筑工作完成后的12h以内, 工作人员要浇水养护, 并要在模板外层加上遮蔽物, 维持混凝土的湿润是浇水次数的目的。施工人员在使用养护剂的时候必须先对模板表面进行检查。查看其是否清洁, 涂抹养护剂之后就要停止浇水养护的工作。

4.2 拉线安装

在对拉线进行安装的过程中, 要对埋设线深度和方向质量加强管理, 保证埋设拉线盘的方向和深度与施工方案的要求相符。特别是要保证拉线盘和拉线相互垂直, 在连接的位置上要使用双螺母来进行固定。在回填土施工时, 为了让土块夯实, 需要先将土块打碎。在架设导线时, 发现导线外部存在断裂、扭曲以及磨损等问题, 工作人员需要立即的进行更换。

4.3 变压器的更换

在更换变压器的时候, 要派专业人士进行观察, 避免变压器在装卸的过程中出现偏移、倾倒的现象。在变压器的运输过程中, 要将防振工作做好, 确保变压器可以完好的运输到现场。在安装变压器设备前, 还要对对变压器的附件及其外观进行检查, 如果发现有严重的损伤或锈蚀情况, 要进行及时的处理, 避免变压器在安装完成后给配网线路的运行留下安全隐患。

5 安全管理措施保证

为了使10k V配网线路改造施工的质量得到保证, 要严格执行安全管理标准。在实际的施工过程中, 不仅要遵守“劳动法”等相关法律, 企业要严格遵守《建筑施工安全检查评分标准》 (JG59-99) 等相关的规定, 还要实际的施工设计方案相结合。一方面保证工程的质量, 另一方面要使施工人员的安全得到保障。在对施工现场情况的进行勘察后, 要根据当地的实际情况选择合理的技术和合适的材料。要针对改造过程中存在的重点和难点, 采用有针对性的生产技术。要充分发挥项目管理存在的优势, 保证各个阶段安全生产, 各个部门的通力合作来提升整个工程的安全质量和效率。

6 结束语

在对10k V配线网络进行改造时, 科学先进的设计电网结构, 不仅可以有效降低故障发生的机率, 还能有效对不同的管辖范围进行设置, 使电网的供电范围进一步缩小, 配线网络一旦出现问题就可以快速找到出现问题所在的位置, 这样就可以有效的缩短停电时间, 降低由停电对人们生产生活造成的影响。此外, 相关的电力企业要逛结合企业自身的实际情况, 在电网维护方面制定相应的计划, 对电网的安全性进行定时排查, 确保电网运行中整体的稳定性和安全性。

摘要：近些年, 伴随着我国社会经济的快速发展, 10kV配网线路供电在人们的生产生活中起着举足轻重的作。所以, 对供电配网的可靠性及安全性也提出了更高的要求和标准。本文主要阐述10kV配网线路的改造工程中主要的两个部分, 施工之前的准备工作、施工过程中的操作和管理方法及措施。

关键词：10kV,配电路线,改造工程,施工管理

参考文献

[1]蔡伟勇.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].广东电网有限责任公司江门开平供电局, 2014, 10 (15) :189.

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[4]蒋利辉.10k V配网线路改造工程施工及管理方法[J].桂林市银都电力建设开发有限公司, 2015 (24) :132~133.

10kV配网高压线路 篇9

在架空配电线路的设计中,防雷设计是决定10 k V配电线路可靠性的一个重要因素。随着电力系统的发展,因雷击配电线路而引起的事故也日益增多,例如,瑞典1986年公布的电网故障分类表明,由于雷击而引起的事故占所有事故的51%;日本50%以上的电力系统是由雷击配电线路引起的。在我国一些线路跳闸率比较高的地区,高压配电的总跳闸次数中,由雷击引起的约占40%~70%,尤其在雷电活动强烈、土壤电阻高、地形复杂的地区,雷击配电线路而引起的事故率更高,将给社会带来巨大的经济损失。

多年来,如何提高配电线路的耐雷水平已受到人们的日益重视,各国采取了许多措施,如采用不平衡绝缘、线路加强绝缘、降低杆塔接地装置、线路上安装避雷器等。配电线路杆塔接地装置通过杆塔或引下线与避雷器并联,其作用是将直击于配电线路上的雷电流引入大地,以减少雷击杆塔引起线路停电和人身事故。无疑,降低杆塔接地装置的接地电阻是提高线路耐雷水平的一项十分重要的措施。以本所多年的运行管理经验和有关的统计结果表明,改善接地是最有效的防雷改进措施。

1 雷电产生的物理条件,直击雷和雷电感应的形成及危害

要研究10 k V配网线路防雷技术措施,首先要明白以下问题:(1)雷电是什么;(2)雷电的形成;(3)雷电的特性;(4)雷电危害的方式。

雷电是一种司空见惯的自然现象,然而对它的成因,直到今日仍然处于假说阶段,当今被人们所接受的假说是:大气中的饱和水蒸气遇冷成水滴,该水滴在强烈的上升气流冲击下被分解成带有不同电荷的水滴,一般来说,小水滴多带有负电,大的水滴带有正电,而小水滴又容易被气流带走,于是形成带有不同电荷的两种水气团,这就是雷云。

当不同的电荷的雷云把空气间隙击穿放电时,即发生所谓的雷电。如果大气中的雷云接近地面时,则在地面上会感应出与雷云相反的异性电荷,若雷云再继续接近地面以至把空气间隙击穿时,便是雷云对地放电。

1.1 雷云放电的特征

(1)主放电时雷电流的幅值可达几十至几百千安。(2)放电时间极其短促,一般主放电时间约为30~50μs。(3)主放电的温度可达20 000℃,使周围空气急剧膨胀,因而产生耀眼的闪光和巨大的声响。(4)放电的雷电流伴随有电磁效应、热效应和机械效应,因此对电气设备及建筑设施有很大的危害。雷云放电时,主放电引起的电磁场在雷击点附近的金属机构和导线上产生感应电压,其幅值有时高达几十万伏,它会使电气设备绝缘击穿,甚至引起爆炸和火灾。雷电流通过导体时,会产生很大的热量,使金属导体熔化。雷云对地放电时,产生强大机械力,损坏电气设备。这种机械效应是由于雷电流通过时残留在介质中的电荷之间产生的静电力引起的。

1.2 直击雷和雷电感应是怎么形成的

(1)直击雷。在大气中带有电荷的雷云对地电压高达几十亿伏。当雷云对地面上突出物的电场强度达到空气的击穿强度时所产生的放电现象称为直击雷。任何遭到直击雷侵袭的设施或设备,很少能免遭其害。(2)雷电感应。雷电感应通称为感应雷,由于产生的机理不同又分静电感应和电磁感应。1)静电感应,是雷云接近地面时,在地面突出的机构物顶部被感应出大量的异性电荷,一旦雷云与其他异性雷云放电后,聚集在该构筑物顶部的感应电荷就失去束缚,以雷电波的形式高速传播形成的。2)电磁感应,是发生雷击时,雷电流在周围空间产生迅速变化的磁场,在附近的金属导体上感应出很高的电压。上述两种雷电感应,均能影响或导致电气设备的绝缘击穿。

2 雷击配电线路的主要原因

(1)由于部分线路铁塔、开关、配变等的接地线被盗严重,使设备失去保护,被盗的接地线未能及时接上而造成雷击线路、避雷器等情况。(2)由于10 k V线路一般上方都有多处110 k V以上线路交叉跨越,高电压等级的线路从远处带来雷电,加上10 k V线路本身的防雷设计比高电压等级的线路要低,当同样都位于多雷区时,由于10 k V线路的先天不足,防御雷电的能力,当然会显得较为脆弱,经常遭受雷害也不足为奇。(3)由于设计上的原因部分10 k V线路使用针式绝缘子。显然针式绝缘子在线路档距跨度大、抵御强风、台风、雷电等恶劣环境上使用,效果明显优于瓷横担,但是如果针式绝缘子发生内部击穿时,故障不易被发现,而且我们现在使用的针式绝缘子都是耐压35 k V的绝缘子,在强雷电时被击穿、击破,由于绝缘子本身的耐压高,有可能还可以继续正常工作,这种情况巡视是很难发现问题的。若这些隐患和薄弱环节不排除,线路仍会遭受雷害影响。(4)由于线路杆塔、开关、配变地网安装不规范、不合格,例如接地圆铁与接地角桩焊接不良、接地网年久失修,地网腐蚀、遭到周围基建施工破坏,甚至挖断等都是造成配电线路容易遭雷击的原因。(5)避雷器质量不良或长期经受雷电冲击失效等原因,使避雷器形同虚设也是造成配电线路容易遭雷击的原因。(6)测试接地电阻方法不规范、仪器不准确导致误判断留有隐患也是造成配电线路容易遭雷击的原因。

3 现阶段10 k V配网常用的防雷技术和措施

(1)现阶段配电线路防雷主要采用降低塔体接地电阻的方法。这在平原地区和土壤电阻率比较低的地方实施起来应该相对较容易,但是对于广东江门这样的丘陵地区,特别是部分山区杆塔,要保证接地电阻合格则往往在4个塔脚部位采用敷设较长的接地网或打深井加降阻剂,以增加地线与土壤的接触面积降低电阻率,在工频状态下接地电阻会有所下降。但遭受雷击时,因接地线过长会有较大的附加电感值,雷电过电压的暂态分量Ldi/dt会加在塔体电位上,使塔顶电位大大提高,更容易造成塔体与绝缘子串的闪络,反而使线路的耐雷水平下降。

(2)在配变开关、电缆等设备高压侧安装避雷器,这样保护的变压器在运行中还会有一些雷害事故。这是由于一般配电变压器未在低压侧装设低压避雷器的缘故,这时不仅会发生低压侧的损坏,也会发生高压侧的损坏。其损坏机理为:1)雷直击低压线路或低压线路遭受感应雷,使低压侧绝缘损坏。2)低压侧受雷击使高压侧绝缘损坏,这是因为此时通过电磁耦合,在高压侧绕组也会出现与变压器变比成正比的过电压(正变换过程),由于高压侧绝缘的裕度比低压侧小,所以可能造成高压侧绝缘损坏。3)雷直击高压线路或高压线路遭受感应雷,此时避雷器动作,在接地电阻上产生压降。由此产生的电压降,作用在配变低压侧的中性接地点上,使配变低压侧出线相当于经导线波阻接地。因此在配变的接地线上产生了高电位,并且大部分都加在配变低压侧出线上,造成配变损坏,所以要在配变低压侧安装低压避雷器。

(3)延长闪烁路径,使电弧容易熄灭,局部增加绝缘强度,如在导线与绝缘子相连处加强绝缘,以及采用长闪烁路径避雷器等。

(4)采用比线路电压高一级的绝缘,最好采用陶瓷横担、悬式绝缘子,以提高线路绝缘水平。

(5)在线路或设备上人为地制造绝缘薄弱点即间隙装置,间隙的击穿电压比线路或设备的雷电冲击绝缘水平低,在正常运行电压下间隙处于隔离绝缘状态,雷电过电压下间隙击穿接地,放电降压而起到保护线路或设备绝缘的作用。

(6)在干燥的时间段如春节前1个月进行地网接地电阻测试,以保证测试的准确性。

(7)定期进行地网接地电阻测试,及时对不合格的地网进行改造。

(8)加强线路的巡视和保护宣传工作,保证配电线路的防雷设施不受侵害和破坏。

(9)如果条件许可尽量使用地下电缆线路代替架空线路。

(10)定期进行避雷器的周期轮换工作,淘汰旧式防雷设备。

4 线路避雷器防雷的工作原理

在线路未装避雷器时,雷电流完全通过杆塔或引下线接地装置倒泄流入大地,但是,由于存在接地电阻,塔顶电位会迅速升高,特别是对于接地电阻较高的杆塔,当塔顶电位与导线感应电位的差值超过绝缘子串临界闪络电压U50%时,就会出现绝缘子串闪络,并可能产生工频电弧直到线路断路器跳闸。对于某些地处土壤电阻率较大地区的杆塔,由于接地电阻难以降低,使得常规的防雷遇到了难题。

在线路中装设线路避雷器,将避雷器的伏-秒特性与绝缘子串的伏-秒特性相配合,当线路遭受雷击(或绕击、反击等)时,线路避雷器可靠动作,以保护绝缘子串不发生闪络。具体过程是:当塔顶电位超过避雷器的导通电压时,避雷器动作,此时杆塔上的雷电流分流发生变化,一部分仍旧沿杆塔或引下线、接地电阻泄入大地,另一部分则经避雷器流入导线,于是导线和避雷线上都有雷电流流过。由于电磁感应作用,雷电流分别在导线和避雷线中产生耦合分量,导线上较大的雷电流耦合分量使得其电位迅速升高,使杆塔对导线放电得到了有效的控制,从而达到防雷效果。因此,线路避雷器就是利用其很好的钳电位作用来遏制绝缘子串上放电电压的出现,从而达到防雷效果的。

以下是具体的理论分析:配电线路杆塔接地装置的冲击阻抗与配电线路的跳闸率直接有关,线路杆塔接地装置冲击接地电阻严重影响线路的防雷水平。关于防雷设计,除了采用架空地线减少雷电直击导线外,同时还要限制塔顶电位,降低塔顶与导线之间的电位差,以防止反击。当雷击配电线路杆塔时,雷电流i经塔顶和接地装置而流入地下。

式中,RI为杆塔接地装置的冲击接地电阻;L为杆塔的电感,一般与其高度成正比;β为避雷线对雷电流的分流系数。

铁塔电位升高主要是因为杆塔和接地装置的综合效应。雷击塔顶时塔顶电位为:当塔顶电位Vt与配电线路相导线上由于感应和耦合的电位之差超过绝缘子串的放电电压时,绝缘子串发生闪络,可能导致线路的跳闸或停电事故,影响电力系统的正常运行。加装避雷器以后,当配电线路遭受雷击时,雷电流的分流将发生变化,一部分雷电流从导线传入相临杆塔,一部分经塔体入地,当雷电流超过一定值后,避雷器动作加入分流。大部分的雷电流从引流线流入,通过避雷器进入地网。雷电流在流经导线时,由于导线间的电磁感应作用,将分别在导线上产生耦合分量。因为避雷器的分流远远大于从导线中分流的雷电流,这种分流的耦合作用将使导线电位提高,使导线和塔顶之间的电位差小于绝缘子串的闪络电压,绝缘子不会发生闪络,因此,线路避雷器具有很好的钳电位作用,这也是线路避雷器进行防雷的明显特点。从图1中不难发现,加装线路避雷器对防雷效果是十分明显的。

5 10 k V配网采用加装线路避雷器进行防雷的优势

因为线路避雷器具有钳电位作用,对接地电阻要求不太严格,对山区线路防雷比较容易实现,因而加装线路避雷器对防雷效果是十分明显的。

从式(1)可以看出,塔顶电位与杆塔接地装置冲击接地电阻的密切关系,因此,对接地装置进行正确的设计能够有效地提高配电线路运行的可靠性。从式(1)可知,冲击接地电阻值越低,雷击时加在绝缘子串上的电压就越低,发生闪络的概率就越小。所以在配电线路接地设计时,冲击接地电阻是一个相当重要的参数。在冲击电流作用下,接地装置的冲击接地电阻一般低于工频接地电阻,但是冲击接地电阻因土壤性质、冲击电流峰值及接地装置的几何形状不同而相差很大。因此在实际的接地装置设计中仍以正常工频电阻值作为考虑的依据,同时考虑一定的降低裕度。为此在配电线路设计中,如果工频接地能达到10~15Ω,设计上即被认为优良。但是通过降低接地电阻来完成防止反击事故是比较困难的。为了降低反击闪络率就必须将接地电阻值降到所要求的电阻值,事实上在一些本来土壤电阻率就偏高的地方是很难做到的,从技术经济比较的角度来看也不是上策,必须综合考虑其他防雷措施。

6 我所雷区线路加装线路避雷器后的效果

共和供电所管辖的10 k V平岭线位于丘陵和山地,线路长(主干线供电距离约15 km),多年来经常发生雷击跳闸故障,据统计,10 k V平岭线在2007年1—10月共发生16次雷击跳闸,虽然采取了各种措施,效果均不明显。2008年1月,在易遭雷击的10 k V平岭线雷击比较集中的#136塔、#148塔、#164塔分别装设了3组共9只线路型氧化物避雷器,安装方式是在10 k V平岭线#136塔、#148塔、#164塔按照如图2~图4所示安装线路避雷器,新敷设线路避雷器地网使线路避雷器地网阻值为10Ω以下,为了方便更换损坏的避雷器,我们用GWR-10/630隔离开关来控制线路避雷器,避雷器采用深圳银星生产的带脱离式瓷外套避雷器HY5S-17/50FT,3组线路避雷器经过2个雷雨季节的考验,发现避雷器能正确动作,安装10 k V平岭线路未发生因雷击故障及跳闸事故。

7 线路避雷器的安装和注意事项

(1)选择多雷区且易遭雷击的配电线路杆塔,最好在铁塔上安装。(2)安装时尽量不使避雷器受力,并注意保持足够的安全距离。(3)避雷器应单独敷设接地线,其截面不小于25 mm2,尽量减小接地电阻的影响。(4)线路避雷器的地网要另外敷设,不能采用原铁塔的地网,建议做成10Ω以下。(5)安装牢固,排列整齐,高低一致。(6)引下线应短而直,连接紧密,采用铜芯绝缘线,其截面应不小于上引线:16 mm2,下引线:25 mm2。(7)与电气部分连接,不应使避雷器产生外加应力。(8)引下线应可靠接地,接地电阻值应符合规定。(9)投运后进行必要的维护:1)结合停电定期测量绝缘电阻,历年结果不应明显变化;2)检查并记录计数器的动作情况;3)对其紧固件进行拧紧,防止松动;4)定期测量线路避雷器的接地电阻,对不合格的地网及时进行改造;5)更换质量不良的避雷器组件。

8 关于线路避雷器的选型问题

无间隙的氧化锌避雷器响应快,放电稳定,但通流容量要大些,残压也高些,且长期承受电压,老化快,试验不便。而带间隙的避雷器存在放电时延、放电电压不稳定,正负极性下的放电电压相差大,环性间隙可达100 k V以上,但平时不承受电压,老化慢,试验周期可延长,残压可以选低些,至于通流容量是否可小些,还有待论证。因而选用时,可根据位置和安装条件灵活选用。

9 结语

10 kV配电线路防雷应当引起足够重视,现阶段最好的办法还是采用装设避雷器,既泄放了雷电荷,又不引起跳闸,其他的方法可根据实际情况选择,对减少雷击故障引起的损失具有重要的作用。共和供电所尝试应用线路氧化物避雷器防止10 k V配电线路雷害故障取得了初步效果,是鹤山配电历史上的一个尝试,装设线路避雷器的线路均未发生雷击跳闸,在此基础上,我所2008年开始在新建的10 k V线路上安装线路避雷器,以进一步探讨积累应用线路避雷器防雷工作的运行经验,降低雷电的损失,但线路避雷器在电力设备中毕竟是新事物。避雷器是过电压保护电器,线路防雷用金属氧化物、氧化锌避雷器可以防止雷击塔顶和雷绕击导线后绝缘子的冲击闪络,但是其防雷效果主要取决于氧化锌、金属氧化物避雷器本身的稳定性能。线路各种防雷措施都有其针对性,在选择线路的防雷方式时必须先找出线路遭雷击跳闸的原因,然后采取相应的防雷措施,只有这样才能在防雷保护上取得真正的实效。

参考文献

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[2]何金良,曾嵘.电力系统接地技术[M].北京:科学出版社,2007

10kV配网高压线路 篇10

随着配电网精益化管理的要求越来越高, 10k V配电网线损管理已明确划分成高压线损和台区低压线损两部分, 分别由不同部门负责, 从而在管理层面避免了配网高压线损和台区线损的混淆不清, 有利于找出高损线路和台区, 并实施具有针对性的降损措施。

1 线损监控的关键技术和基本条件

实现10k V配网高压线损的精益化、准实时监控是提高10k V配网线损管理水平的基本前提。其需解决的关键技术包括: (1) 全省1000多万块电表中快速定位筛选出10k V高压线路供售电关口表计; (2) 营销系统表计台账到用采系统表计读数的一一映射, 准确读取电量数据; (3) 10k V线路—关口表计挂接关系的准确描述及供售电量计算; (4) 基于线路拓扑结构的互联线路线损计算模型及分析; (5) 非完整电量数据的偏差分析计算; (6) 防人工干预的严密完整业务流程管控。

10k V配网高压线损范畴为变电站10k V母线的出线开关至线路公变台区低压总表、高供高计专变的高压总表、高供低计专变的低压总表。它包括10k V线路、公变变损、高供低计专变变损等部分。因此开展10k V线损监控需具备的基本技术条件为:变电站10k V出线开关、10k V公专变、10k V上网电站的智能抄表终端能基本实现全覆盖。智能抄表终端可在每日00:00:00自动冻结电量, 并通过无线虚拟专网将冻结电量示值自动发送至用电信息采集系统。线路与智能抄表终端的挂接关系明确, 从而可计算分析每一条线路、每一个地区的供售电量和线损电量。目前在线智能采集终端和信息通信处理技术在配电网中已得到广泛应用, 具备开展10k V配网高压线损准实时、精益化管理的基本技术条件。

2 线损监控统计原理与实现方法

2.1 统计原理

实现10k V配网高压线损的监控, 首先可采取FTP方式每月将10k V线路、变电站、配电台区、表计台账及挂接关系从营销系统中传输过来, 再采用数据复制方式将用采系统的供售电关口表日冻结电量示值每日同步过来。然后根据10k V线路、供售关口表计、综合倍率、计量方式等台账及挂接关系, 来统计分析区域和线路的线损情况。图1所示为线损相关台账、数据基本关系原理图。

10k V线路的线损统计, 在供售电表与线路挂接关系的基础上, 可计算每条线路的线损。对于存在互联的10k V线路, 当运行方式改变时, 表计与线路的挂接关系并不是固定的, 此时可根据线路的互联拓扑关系, 建立线路线损打包统计计算模型。

当智能抄表终端的日冻结电量数据无法按时上传至用电采集系统时, 势必会影响线路和区域的线损统计结果。此时在进行月线损情况分析时, 通过非统计周期的偏差估算方法, 可以对无法按时上传的表计电量进行一定的修正。如月线损统计周期为每月第1天的00:00:00至每月最后一天的24:00:00, 用表计每月最后一天24:00:00的电量冻结值减去每月第1天00:00:00的电量冻结值, 即可以得到该表计每月的电量值。当由于表计通信原因等导致某月最后2天的电量冻结值上传不成功时, 可直接计算此表计该月倒数第3天的电量冻结值与该月第1天的电量冻结值之差, 作为此表计该月的电量, 并通过其实际的统计天数求得日平均电量, 最后用日平均电量乘以额定统计天数与实际统计天数的差值, 即得到一个电量偏差估算值, 从而可以对该月表计电量进行修正。

2.2 实现方法

由于用电采集系统中包括了所有电压等级和类型的供售电表计, 在进行10k V配网高压线损监控时, 先需对计量点表数据库进行筛选, 过滤得到10k V线路的供售电关口表, 再对过滤后的表计数据开展进一步的计算分析。

供电关口表和售电关口表可通过计量点表的“CP_TYPE_CODE”字段进行区分, 当该字段分别等于3、4、5、6时, 表示该计量点表为专变、公变、变电站、发电站表。因此10k V线路供电关口表的筛选条件为: (1) CP_TYPE_CODE必须等于5或6; (2) 采集对象表的“OBJ_VOLT_CODE”字段必须等于AC00101, 得到10k V等级的供电表; (3) 通过表计所属线路的“LINE_ID”找到线路记录, 并根据线路的公专线标志“PUB_PRIV_FLAG IS”过滤掉10k V专线供电表。

10k V配电线路售电关口表的筛选条件为: (1) CP_TYPE_CODE必须等于3或4, 过滤得到专公变售电表; (2) 专变通过计量点表“MP_LEVEL”字段等于为1, 过滤掉非总表的专变售电表; (3) 专变计量点表的“TYPE_CODE”必须为01, 公变计量点表的“TYPE_CODE”必须为02, 过滤掉非计费的专变售电表和非关口表的公变售电表; (4) 采集对象表的“OBJ_VOLT_CODE”字段等于AC00101、AC02202、AC03802, 过滤掉非10k V、220V、380V等级的专变售电表。

通过上述筛选条件即可以得到10k V线路的供售电关口表, 从而可以通过关口表计的唯一资产编号从用采系统中将日冻结电量数据复制过来, 作为10k V配网高压线损计算分析的数据基础。图2所示为10k V配网高压线损监控分析计算流程。

3 线损监控系统设计

10k V配网高压线损监控模块在配电运检管控平台上进行开发, 目前该模块包括关口表、馈线组、线路表计关系、分线线损、变电站线损、区域线损等6个功能部分。后续将会继续开发理论线损计算与应用等功能部分, 并将完善操作流程管理。各部分界面通过点击主界面右上角的图标即可打开。

其中关口表部分存储了基于上述10k V供售电关口表计筛选条件所得到的所有供售电关口表计。

馈线组部分展示了10k V线路的打包统计分组情况, 用户可根据10k V线路的互联拓扑结构, 自行建立、删除和修改馈线组, 然后在分线线损部分中将某条线路关联到馈线组, 即完成了打包统计。

线路表计关系部分可以维护线路与表计挂接关系、以及互联线路的打包统计。其通过增加或删除供售电点, 可以维护线路上表计的挂接关系。相关供售电点表计必须为关口表部分中已存的表计, 且不能人工录入, 需通过查询录入。在基本属性中, 可以选择所属馈线组完成打包统计。

分线线损以线路为单位, 其根据线路部分中维护后的供售电表与线路的挂接关系, 计算每条线路的线损, 并可以查询每条线路供售电点的明细电量和线损。

变电站线损在线路线损计算的基础上, 通过对该站所有10k V出线的线损进行打包统计而得。区域线损可以统计供电所、县公司、地市公司、省公司的线损情况。

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