110KV以上（共12篇）
110KV以上 篇1
1 电网节能改造带来的运行问题
1.1负荷密度大, 发展速度过快
由于电网的负荷不断增加, 使得电网所承受的压力因此增加, 这使得不少设备由于负荷过大而导致故障, 严重影响用户电压的稳定性, 出现网络损耗过大的情况, 同时还使得各种故障频频发生。
1.2 配变无功补偿最佳容量的确定
配变低压无功动态补偿是一种有效实现电网有功损耗控制的重要方法, 然而无功补偿的总容量和分组容量的确定是一个相对来说较为复杂的问题, 其与负荷曲线、配变容量以及功率因数等因素有着非常紧密的联系, 同时还包括了电压水平的问题。截至目前为止, 所有的配变均根据30%容量来对补偿容量进行配置, 这种方式是非常不合理的, 极易导致补偿容量严重不足, 或者部分过剩的情况, 并且电压的合格率也还有进一步提高的空间[2]。此外, 在对无功补偿进行分组时, 都未与配变负荷的实际相结合, 这使得无功补偿效率非常低, 并导致降损效果始终无法达到较为理想的估算值内。
此外, 针对露天变压器, 未对其进行无功补偿。由于室外配电变压器副边的无功容量不能够实施有效的补偿, 这不仅能够使高压电网的无功传输容量出现增加, 同时也致使输电线路、配电变压器等各个环节的电网损耗因此不断提高, 并导致当前线路传输能够出现下降, 给电网的稳定性和质量带来影响。
2 110k V 及以上电网的运行管理措施
2.1 运行方式管理
2.1.1定期对电网的理论线损、电网潮流进行分析和计算 , 重点加强各种符合潮流分布情况以及运行方式的线损科学计算, 以此为基础, 充分考虑有效降低电网线损, 提高供电安全性和可靠性等因素, 对电网年度运行方式进行编制, 对出现异常情况时, 如何有效开展有效检修和运行等进行总结。通常情况下, 正常的运行方式主要是指电网的技术线路线损非常低, 并且安全性较高, 同时其运行非常经济。
在对电网进行改造或者新建时, 或者较大用户接入电网运行等情况下, 都可能致使电网的负荷分布或者结构发生较大的变化, 这就需要对电网进行重新的分析、计算、完善和调整。在进行日常调度运行管理的过程中, 应当按个按照电网经济运行及调度要实施年度运行方式的管理, 是其能够达到标准水平。
2.1.2加强计划检修停电管理。当电网处于正常运转时 , 其经济性和安全性都相对较高, 但当出现事故或者在进行检修的过程中, 相较于正常的运行状态, 电网的功率损耗会因此增大, 为此, 加强计划停电管理是非常重要的措施, 尽可能地使检修的时间控制在最短时间内, 并且尽可能地控制停电的线路条数, 使非正常运行方式的网络损耗能够得到最大限度的控制。故我们应对进一步统一主管领导和管理部门, 并对考核制度和管理制度等进行改进, 针对由于施工组织不力、准备不充分或者其他因素导致停电时间延长等情况, 以及由于检修质量较差等因素导致重复停电的情况, 进行严格控制, 并加大考核的力度。
2.2 加强负荷管理与调整
要实现有效的节能控制, 可通过平衡和调整电力负荷的方式来实现降损节能。由于电网的负荷波动往往非常大, 这使得负荷曲线形状系数K值也非常大, 这就使得电能损耗因此增大。为此, 在进行营销管理和调度运行管理时, 应当更加重视侧管理, 促使负荷管理和调整力度增大。特别是针对负荷紧张度较大的地区和时间, 通过实施针对性较强的高峰限电、让电等措施, 更有计划地将峰谷电价差或者组织一部分用电放到后夜、中午用电, 使峰谷得到削弱, 避免峰谷差较大的情况, 促使负荷率得到有效提升, 进而达到有效控制损耗的作用。
2.3 加强主变压器的经济运行管理
我们应当加强主变压器的经济运行曲线的定期编制, 通过理论计算对单台主变压器进行分析, 确保主变压器的经济负荷能够达到最大, 而经济负载率控制在最低;针对有2台机上的主变压器变电站, 可经由计算对经济运行的临界负荷进行明确。
在日常调度工作中, 针对单台变压器的变电站, 由于负荷调控措施和性质的有效性等问题, 实际上是较难实现对变压器经济负荷率下运行的, 但能够通过对负荷调控、变压器容量等进行调控的方式进行合理选择, 确保变压器的经济运行区间能够实现最小经济和最大经济负载;同时还需要根据具体主变压器的经济运行曲线以及负荷大小, 是对2台主变压器的运行方式进行调整, 使损耗能够控制到最低。
2.4 经济运行电压调整及无功优化
2.4.1经济运行电压调整。基于可操作性和实用性的基础上 , 实施“逆调压”的执行原则, 充分运用负荷电压来实现对关系分时段的经济调压。根据相关资料了解到[3], 在110k V及以上电网中, 要实现运行电压的有效提升, 那么必须将占总损耗80%的负载损耗控制到最低;在80%的负载损耗中40%-80%左右为变压器空载损耗, 其中后夜运行电压较高的情况下, 其空载的损耗比例达到了最大, 为此在后夜时, 应当通过对电压进行下限偏移的方式来实现对配电线路的控制, 使损耗能够得到有效控制。
根据供电企业的具体情况, 线损归口管理部门应极大负荷情况的控制, 通过对最小负荷、最大负荷的运行参数进行测定, 再根据测定结果来计算。调度运行部门则需要结合理论计算的结果来实现对电网运行电压科学合理的调度, 并以此来实现有效降低损耗的目的。
2.4.2要实现无功功率的优化 , 那么首先应当加强分区、分层以及就地平衡工作。在进入到建设和规划阶段时, 我们就需要对无功补偿装置进行优化, 基于“由下而上, 由末端向电源端”发展的顺序来实现逐步的平衡补偿;在对运行进行管理时, 应建立起各项指标集合的考核制度, 其中应当包括电容器可用率、电压合格率的强化、制度的建立、功率因素等, 使调度运行人员的日常调度工作能够得到有效加强, 进而促使日常调度工作中, 调度运行人员的变电站无功集中补偿装置的退、投管理能够得到有效补偿, 从而能够更好的实现对电压质量的改善, 促使网络有功功率损耗因此下降, 并促使电网的负载能力和经济性能够得到提高。
3 结束语
110k V及以上电网经济运行管理是当前供电局提高经济效益和运行水平的重要措施, 在研究中对存在的问题进行了分析, 并就如何有效提升管理水平提出了相应的措施, 旨在推动电网运行管理更加现代化、科学化。
参考文献
[1]刘晓华.供电网络的经济运行管理工作探讨[J].能源与节能, 2012, 6 (20) .
[2]陈为化.金融危机环境下电网经济运行技术措施研究[J].华中电力, 2010, 10 (20) .
110KV以上 篇2
根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》（基〔2010〕46号）及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》（2010年版）、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：
许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查（11月上旬对现场进行了安全检查）。
总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。
存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施；编制的安全监理工作方案（安全监理实施细则）、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写；安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大；安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求；方案或作业指导书编、审、批不规范；业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致；数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。
一、许昌110 kV横山变电站工程
1、现场存在问题：
1.1 一个开关接两个用电设备；接地缠绕及接地连接不牢固；
1.2 孔洞无盖板；
1.3 梯子使用不规范；（梯子的最高两档不得站人）
1.4 消防器材不防冻。
二、漯河220kV董庄变电站工程
1、资料存在问题
1.1安全强制性条文实施细则未编制；（也可与质量强制性条文实施细则统一编制）
1.2 无安全检查签证记录。（至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证）
2、现场存在问题
2.1保护零线重复接地接地体过小；（电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm）
2三、信阳110kV滨湖变电站工程
1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字；应急预案无编制人、审核人及批准人签字；
1.2无安全旁站工作计划；
1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表；
2、现场存在问题
2.1接地体过小；接零不规范（缠绕）；
2.2脚手架无剪刀撑；斜道栏杆搭设不规范；
三、扶沟110kV变电站工程
1、资料存在问题 1.1未编制应急预案； 1.2安全旁站记录不齐全；
1.3强制性条文检查表填写不规范。
110KV以上 篇3
1.前言
中石化股份天津分公司热电部降压站主要担负着天津石化公司芳烃部、聚酯部、动力部、空分厂等生产厂的生产、生活供电任务。其中110kV系统采用单母线分段主接线方式，接入系统线路为110KV115热纤2线，116热纤1线，2台油浸风冷有载调压双绕组变压器，2台油浸风冷无载调压双绕组变压器，电压等级110kV/6kV，系统采用中性点经间隙接地方式。母线是电力系统最重要的电气设备之一，所属的母线保护对电网的安全稳定运行起着十分重要的作用。当母线故障时，快速可靠地切除故障母线是电力系统稳定的重要方面。老的110KV母差保护装置已运行近11年了，此保护装置为超期运行的电子类设备，原母差电子元件老化和备件缺乏，严重影响老母差保护的正常运行。鉴于上述原因热电厂决定对110KV降压站110KV母差保护装置进行改造。采用南瑞RCS-915AB型微机母线保护装置。新装置原理先进，运行稳定、可靠性高，为安全生产提供了有利保障。
2.改造前概况
热电部降压站110kV老母差保护装置为老式电子类设备，母差电子元件老化和备件缺乏，2000年投运，2005年随老6kV改造整体迁移装置。现已运行12年之久。在近年度的保护校验中，出现定值漂移等现象，无法彻底处理，很容易造成保护装置误动。
3.110KV微机母差保护的原理
母线差动保护根据除母线上所有支路的电流值计算差动电流。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。构成大差元件作为差动保护区内区外的故障判别元件。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。根据各连接支路的刀闸位置开入计算出每条母线的各自的差动电流，构成小差元件作为故障母线的选择元件。当分段开关刀闸跨越在母线上时，装置自动识别为单母线运行，不选择故障母线。任何一条母线故障则将连接在母线上所有支路同时切除。由于，热电部降压站110kV系统采用单母线分段主接线方式，所以此装置内部由控制字设定刀闸位置，不需引入刀闸位置开入接点。
本装置的差动保护由分相式比率差动元件构成。TA 极性要求支路TA 同名端在母线侧，母联TA同名端在母线1（即I 母）侧，热电部降压站110KV系统主接线示意图如下，母线I、II母分别为4、5母.
参考文献
110KV以上 篇4
1.4抽真空、真空注油、热油循环
新安装的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环。真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。
在安装时应重点注意以下事项:
(1) 110k V及以上变压器必须进行真空注油。本体抽真空时, 应检查油箱的强度, 一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍, 并检查变压器各法兰接口及真空系统的密封性。真空度达到133Pa以下, 抽真空的持续时间应为1/3~1/2器身暴露时间。
(2) 抽真空时对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空, 但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。另外应打开油枕与胶囊之间的连通阀, 使胶囊和油枕处于连通状态, 防止气压不平衡损坏胶囊。
(3) 测量真空度时禁止使用麦氏真空计, 防止麦氏真空计中的水银在使用中进入器身中。
(4) 变压器新油应由厂家提供新油结构簇、糠醛及无腐蚀性硫等报告。到达现场之后, 应取油样进行击穿电压、水分、介质损耗因数、水溶性酸、酸值、界面张力、体积电阻率等各项试验, 各项指标符合限值要求。新油一般不应混合用, 如果需要混合, 则应按照混油的实际使用比例先取混油样进行分析, 试验合格才能使用。抽真空完成之后, 使用真空滤油机进行真空注油。注油时应对变压器油进行加热, 出口油温控制在60℃为宜。
(5) 全真空注油注到合适油位后 (油位指示略高于油温-油位曲线对应值) , 要先关闭抽真空阀门, 同时关闭有载调压开关与本体、胶囊与本体之间的连通阀;再从呼吸器处缓慢破真空至胶囊完全充气, 再按油温-油位曲线进行油位调整。如未进行全真空注油, 则应进行二次补油。补油时需经油枕注油管注入, 严禁从下部油箱阀门注入。补油完毕后, 应先从呼吸器管道对胶囊充气至油枕内没有残留气体, 完毕后应安装好本体的呼吸器;如是有载调压变压器应进行有载调压开关注油, 其油位应略低于本体油位, 注油完毕后安装好调压开关的呼吸器。安装时呼吸器油杯内胶垫要取出, 油杯内油位在油面线以上。
(6) 热油循环的目的是消除安装过程中吸入的水分和空气, 对于恢复变压器的绝缘性能十分重要。对本体进行热油循环时, 应从本体底部出油至滤油机加热过滤后从本体上部注入到本体内。热油循环的时间应严格按照有关标准或厂家规定进行。
(7) 热油循环完毕后应对套管升高座、散热片、瓦斯继电器等部位进行多次放气, 之后进行静置。110k V变压器的静置时间应大于24小时, 220k V变压器的应大于48小时, 500k V变压器的应大于72小时。
2 变压器调试
变压器调试一般可分为两个方面进行: (1) 由安装人员进行的工作, 包括调压开关的动作调试和整体密封试验; (2) 由试验人员进行的工作, 包括本体的各项交接试验。
2.1 整体密封试验
变压器安装完毕后, 应进行整体密封试验的检查。通常采用油枕油面加压的方法:拆下呼吸器, 通过呼吸器连管对油枕内部的胶囊加气压至0.035MPa、持续时间12h。本体、附件及各安装法兰面均应无渗漏、损伤等异常。
2.2 调压开关调试
分接开关和电动机构的联结必须做联结校验。切换开关座内快速机构动作到电动机构内快速步进机构动作结束之间的圈数, 要求2个旋转方向的动作圈数符合产品说明书要求。联结校验合格后, 必须先手摇操作不少于2个循环, 然后电动操作。分接开关本体工作位置、电动机构指示位置和控制后台的位置指示三者应一致。
(1) 手摇操作检查。手摇操作不少于2个循环, 检查传动机构是否灵活;电动机构箱中的联锁开关、极限开关、顺序开关等动作是否正确;极限位置的机械闭锁是否可靠;分接开关每个分接变换位置及分接变换指示灯的显示是否一致, 计数器动作是否正确。
(2) 电动操作检查。先将分接开关手摇操作置于中间分接位置, 接入操作电源, 然后进行电动操作, 判别电源相序及电动机构转向。若电动机构转向与分接开关规定的转向不相符合, 应及时纠正, 然后逐级分接变换不少于5个循环, 检查级进按钮、紧急停车按钮、电气极限闭锁动作、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应准确可靠。
2.3 变压器交接试验
交接试验可以检查变压器安装后的质量情况, 同时也是为变压器的长期运行建立一个初值比较基准。交接试验的项目和判断标准主要有以下内容:
(1) 测量绕组连同套管的直流电阻。对于1600k VA以上的变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%;无中性点引出的绕组, 线间差别不应大于三相平均值的1%;与同温度下产品出厂实测值比较, 相应变化不应大于2%。
(2) 检查所有分接头的变压比, 与制造厂铭牌数据或出厂实测数据相比应无明显差别。
(3) 检查变压器的三相接线组别, 与铭牌标注和外壳上的符号相符。
(4) 高压非纯瓷套管的绝缘电阻、介质损耗因数等试验。
(5) 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数。绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%;吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5。220k V及以上且容量为120MVA及以上时, 宜用5000V兆欧表测量极化指数。
(6) 测量绕组连同套管的直流泄漏电流。泄漏电流的试验结果应与绝缘电阻试验结果结合起来判断, 良好绝缘的泄漏电流应一致。对于110k V、220k V变压器绕组试验电压为40k V;对于500k V变压器绕组试验电压为60k V。
(7) 测量绕组连同套管的介质损耗。对110k V及以上电压等级的变压器绕组试验电压为10k V, 绕组的介质损耗角正切值不应大于产品出厂试验值的130%。
(8) 测量铁芯和夹件的绝缘电阻。变压器的铁芯必须为一点接地。采用2500V绝缘电阻表测量, 持续时间为1min, 应无闪络及击穿现象。
(9) 绕组连同套管一起的交流耐压试验。绕组额定电压为110k V及以上的变压器, 其中性点应进行交流耐压试验。施加电压为出厂试验电压值的80%, 在持续施压的时间内, 变压器不击穿以及内部不出现异常放电声为合格。如果采用感应耐压试验, 应注意试验时间与频率的关系。
(10) 绕组连同套管的局部放电试验。局部放电试验目的主要是检验变压器经过运输、现场安装后状况。试验方法及判断方法按照GB1094.3中的有关规定进行, 试验期间局部放电量的持续水平不大于规定要求的量值, 局部放电量不呈持续增加的趋势。
(11) 绝缘油试验。绝缘油应进行击穿电压、水分、介质损耗因数、含气量、油色谱分析、水溶性酸、酸值、界面张力、体积电阻率、油泥与沉淀物等试验, 确保变压器油合格。
(12) 有载分接开关的检查和试验。对分接开关应测量各个分接头的变比、电阻值、切换程序和切换时间、动作顺序等是否符合要求。分接开关油室中的绝缘油也应取油样进行试验。
(13) 变压器绕组变形试验。变压器安装后应采用频响法和低电压短路阻抗法进行绕组变形测试, 留存数据为今后在运行中检验变压器受到短路电流冲击是否受损而建立比较基准。
(14) 检查变压器的相位, 必须与电网相位一致。
(15) 额定电压下的冲击合闸试验和噪音测量 (验收后进行) 。
所有试验完成后应形成试验报告, 会同出厂资料、瓦斯和压力释放阀等的校验报告、散热片免压和调压开关免吊的厂家承诺书等一起交与设备运行管理单位。
2.4 验收检查
当变压器本体上的工作已全部完成后, 应对变压器进行冲洗, 补漆或重新喷漆。在正式验收前还应进行下列项目的详细检查。
(1) 储油柜及套管的油位高度指示是否符合在环境温度下的要求, 有无假油位现象, 储油柜是否已排净气。
(2) 各处的蝶阀是否处于正常开启状态, 尤其是要注意储油柜、气体继电器处的蝶阀、压力释放阀处蝶阀是否打开, 如有逆止阀注意其油流方向。
(3) 变压器各放气塞是否把气放净, 最后检查排放一次, 并旋紧各处放气塞。
(4) 有载分接开关的档位位置是否正确, 档位指示三位 (本体、机构和远方) 一致, 并经圈数校验, 定位在额定档位或用户规定的档位上, 开关操作灵活;无载分接开关检查三相档位一致, 开关操作灵活, 定位在额定档位或用户规定的档位上并进行直流电阻及变比测试合格。
(5) 检查呼吸器是否正常呼吸, 管路气道是否畅通, 硅胶是否变色和失效, 油杯内注油油位是否合格。
(6) 压力释放阀的锁片 (帽) 是否取下, 压力释放阀处的蝶阀是否打开。
(7) 电流互感器的二次接线连接正确可靠, 进线孔洞有无封堵。
(8) 气体继电器的安装指示方向是否正确, 导气管是否畅通, 集气盒是否充满油。
(9) 检查接地系统的接地是否良好。
(10) 检查气体继电器、温度计、油位计、压力释放阀、突发压力继电器等保护控制线路的接线是否正确。
(11) 检查变压器有无渗漏, 外观是否整洁, 有无异物。
3 结束语
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审核：
编制：
一、适用范围：
本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。
二、编制依据
1.电力工程咨询院有限公司（373-B1871S-D0201）2.电气装置安装工程质量检验及评定规程（DLIT5161）
3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范（GBJ148-90）4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告
三、工作量
SZ11--50000/110变压器1台
四、工作人员安排（负责人、外用工及人员配备分工）
技 术 负 责 人：
施 工 负 责 人：
安 全 负 责 人： 高压试 验负责人：
五、工作期限（包括工日）
安装计划：工期15天。
六、施工机具、材料的准备
1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套
七、施工方案
1、设备到货检查
1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，（带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处）检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。1.2 与物资公司、监理单位共同按装箱单清点部件，核对附件、备品备件、专用工具、随机资料应与装箱单相符，检查附件外观应良好，无锈蚀及机械损伤，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤；检查连接螺栓应紧固良好；根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。1.3 绝缘油检查 绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油；检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验；对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油（压器油、汽轮机油）取样》（GB7597-87）。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。
2、变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查
a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验（根据技术协议要求），应无渗漏。
b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。
c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。
d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。e 满足以上条件后进行冷却器安装。2.1.2冷却器安装
a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。b 散热器组间距应不小于50mm。
d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查
检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。
2.2.2储油柜安装
确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就 位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口 端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再 将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采 用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局 部受力，致使油柜负重后变形。
连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管 下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。
严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。
一切检查就绪，准备注油。
2.3 套管试验（应与排油同时进行）
2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。
2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕；
b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净； c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全； d 套管应无渗油现象，油位指示正常；
e 经检查各项条件满足时即进行套管试验；
f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。
i 取套管油样进行色谱分析试验。2.3.3利用吊车进行升高座CT试验
a 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。c 对循环油进行取样试验。d 进行伏安特性试验。2.4 器身检查、套管安装
根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：
a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。2.4.1器身检查
器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。
2.5 吊装套管及变压器组装
a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。
e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。
j 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，与其连通管的连接应密封良好。2.6 电流互感器等附件安装
利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。a 安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处；电流互感器和升高座的中心应一致；绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作准确，绝缘应良好。c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。2.7 注意事项
2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。
八、变压器安装质量要求
1.冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司； 2.附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤；
3.到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货
4.绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。
5.器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%； 6.本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s； 11.补油应在无雨的干燥天气进行。
九、质量保证措施
1.严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定； 2.本施工组织设计工序对质量的要求进行施工； 3.由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录； 4.发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措 施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理； 5.安装调整后，应及时向监理部进行报验。
6.器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。十.变压器滤油措施
1.本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。
2.油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。3.现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。4.所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。5.对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。6.油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。7.各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。8.用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75％以下时进行。9.压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。
10.滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60－80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。
11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。12.大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。
13.滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。14.大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。
15.变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd（90℃）≤0.5％
16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解 气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基 值不应大于1%。
十一.变压器安装职业健康安全措施
1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽；
2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，技 术负责人、安全负责人、工作负责人始终在现场负责施工全过程指导监督；
3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者 坚决不用；
4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件；
5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后，箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护；
7.登上器身或箱顶时，应通过梯子上下，梯子应结实，支撑稳固。所有工具应用绳索上下传递，严禁抛扔； 8.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具 用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，不起绒毛的干净工作服和塑料底新布鞋，严禁随身携带金属物品（工具除外）；
10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的 回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。
11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，吊装过程中要紧密配合，被吊物应绑扎牢固,吊装过程要缓慢,严禁速起速落。12.严禁人员在吊臂下穿行和停留；
13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度；
14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。
15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要 动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。
十二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱
防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。2.危险源：施工工具遗漏在变压器内
防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。3.危险源：高空坠落
防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。
4.危险源：电击伤人
防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。
5.危险源：滤油失火
防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。6.危险源：硬物坠落，损伤设备
防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。
十三、施工环境管理 1.噪声防治 1．1防治标准 根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准，即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。1．2 控制措施
1．2．1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。
1．2．2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。
1．2．3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。1．2．4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。1．2．5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。
1．2．6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。2.固体废弃物控制
2．1施工产生固体废弃物分类
2．1．1可回收利用的固体废弃物；如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。2．1．2不可回收的的废弃物；如：施工渣土
2．1．3危险固体废物；如：干电池、废碘钨灯管等 2．2 固体废弃物控制措施
2．2．1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。2．2．2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。
2．2．3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。
2．2．4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。
2．2．5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。
110KV输电线路状态检修探讨 篇6
摘要 随着我国电力事业的快速发展，输电线路的检修技术水平也在不断提高当中。本文就对于当前我国电力系统中，110KV输电线路状态检修的相关问题进行了分析与探讨。
关键词：电线路状态检修；110kV输电线路；电力设备
在我国电网建设工作不断推进的今天，对于110kV输电线路的状态检修已经成为了日常维护与检修工作中所不可或缺的一部分内容。现代的检修工作的开展，主要依靠各类先进的智能化检修设备进行操作，并且整体管理方式上更加科学有效。检修人员在进行检修中，通过利用先进的检修和试验技术，对于整体线路的运行状况进行判断，结合自身现有经验和有关理论知识，对于检修项目、周期等进行确定，从而完成整个状态检修工作。下文就对于110KV输电线路状态检修的意义和具体技术内容进行了探讨。
1 110kV输电线路的状态检修的意义
在当前的状态检修工作开展的过程中，检修过程需要将整个110KV的输电线路作为整个检修对线单元，这种检修模式从周期上来说本身不能很好的适应当前输电网络的发展。随着检修技术要求和检修质量效率要求的提高，状态检修这种新型检修方式已经成为了当前输电线路检修的重要选择之一。现阶段的线路状态检修中，其检修过程已经将以往的时间作为检修依据的模式进行了改变，并且以实际线路的工况为主要的检测依据。在进行状态检修中，线路检修人员对于线路的状态进行全面的检测，通过对检测数据结果的分析，可以实现对线路的可靠性与寿命的整体评价。这种评价的实现，可以对线路可能出现的故障风险进行分辨，再通过对其发展趋势、故障所处的部位以及故障的具体情况进行判断，从而实现了对故障风险的有效规避，将事前处理的故障控制理念进行实现，提高了整个线路的运行可靠性与稳定性。这种状态检修方式的运用，有效地降低了整个检修过程的人力成本、时间成本和费用成本，并且提高了检测结果的准确性，让110KV输电线路的使用效率得到了提高，并且也让全过程深入监督管控成为了可能。通过状态检修的应用，提高了整个线路高效、安全运行的几率，并且相对于传统的检修模式，降低了后期的检修维护成本和难度，也提高了对线路周边电力设备的保障水平。
2 110kV输电线路的状态检修技术分析
第一，檢测内容。状态检修过程中，需要对于电气、线路环境以及机械力学三个方面进行检测。首先，电气检测主要包括了对于线路的绝缘特性进行检测，检测线路中的瓷、玻璃以及各种绝缘子的具体情况，检测线路接地系统的运行情况，检测绝缘污秽以及雷击故障点等。其次，线路环境检测。在进行线路环境检测的过程中，需要对于线路所处外界环境的具体情况进行检测，检测现场是否存在一些能产生干扰的情况，并且检测线路区域的静电感应场强。与此同时，还要检测线路周边空气中各类粉尘和气体的具体情况，对周边是否会产生灾害性天气进行相应的检测。最后，机械力学检测。机械力学检测主要需要对不同金属器具的磨损状态、锈蚀状态进行检测，并且对于线路中导线的磨损、舞动、振动、线头等情况进行检测。另外，在检测周期的界定上，要针对于不同检测情况，制定不同的检测周期。例如，检测周期的制定可以结合绝缘子劣化率，在连续4年内均为2-3‰的每2年一次，连续4年在2‰以内的每4年一次。
第二，检测技术。现阶段，在110kV输电线路的状态检修中，其检测技术主要包括了绝缘检测、发热检测、盐密检测等多种检测技术，并且不同技术适用于不同的检测需求情况，需要技术人员进行科学的针对选择。绝缘检测主要是输电线路中的绝缘子进行检测，去所检测的绝缘子既包含瓷质绝缘子，也包括了合成绝缘子。相对于瓷质绝缘子来说，合成绝缘子本身的强度、憎水性更好，具有更好的防污能力，整体重量相对较轻，后期维护压力较小，进而其应用范围 已经大大的超过了瓷质绝缘子。在进行绝缘检测的过程中，可以结合对合成绝缘子周围电场的分布情况，对于其绝缘状况进行检测，并且结合其漏电情况，对于绝缘子的绝缘能力和劣化情况进行判断。发热检测则通过依靠各种红外成像设备，对于110KV输电线路中的管线进行检测，从而达到对其线路的具体发热情况进行了解。发热检测的设备随着技术的发展也在不断革新，现阶段主要以红外测温设备和激光测温设备为主。盐密检测则通过相关盐密检测仪器，对于电力系统防污闪点检测，达到对测量溶液的电导率和绝缘子等值盐密度（盐密）测量的目的。另外，检测技术的发展也要重视计算机信息技术的应用，将计算机作为重要的线路状态检测的辅助工具。
3 110kV输电线路的状态检修技术水平的发展需求
状态检修的技术出现和发展应用的时间还相对较短，并且其实际应用中对于专业人员具有相当专业的技术和经验要求。在进行线路状态检修工作的过程中，专业技术人员自身的必须要掌握相应的专业仪器设备的使用，具有足够的软硬件操作能力。相关技术人员要积极参与各项新技术的培训，对于状态检修业务所需的各类技术有着深入的了解，并且加强实际应用操作，从理论层面和技术层面上都有着良好的素质期初。与此同时，在进行线路状态检修的过程中，技术人员本身也要对于整个状态进行科学的检测，并且对故障进行诊断。针对于设备运行过程中状态方面存在的异常、设备可能会出现的故障风险以及如何进行故障处理都要有着足够的应对与预测能力，这样才能更好地保障整个线路稳定的运行。这种能力的提高是需要技术人员具有足够的经验积累才能具有的，在日常的检修操作的过程中，技术人员要深入的对于不同设备的各类运行工况参数和特点进行研究，从而掌握更加全面的检修技术，提高对故障的预测诊断能力。另外，在参与各项交流学习与培训工作中，还要做好对技术人员的激励工作，提高技术人员的学习意识，打造一支具有强大学习能力和专业技术能力的战斗队伍。
4结束语
总而言之，在我国电力系统建设与维护的过程中，110kV输电线路的状态检修已经成为了主流的故障诊断与预防的措施，本身技术上存在一定的优势。状态检修技术的应用，实现了动态化的线路运行管理，这对于提高输电线路运行可靠性，保障电力系统正常运转有着至关重要的意义，同时也是降低后期维护难度与成本的关键技术点。
参考文献：
[1]杨明飞.110KV输电线路状态检修实现途径探究[J].科技与企业.2013（24）
110KV以上 篇7
随着电力系统各种新技术、新设备的广泛应用, 这使得变电站设备各种问题也随之呈现, 加之管理理念严重落后, 这使得当前110kV及以上变电站的设备运行维护始终缺乏有效的管理, 且巡检工作存在的问题也非常多。现对当前我国110kV及以上变电站设备运行情况概括如下。
1.1 设备自动化程序较差
截至目前为止, 我国大部分的变电站设备自动化程度非常低, 多仍然以人工操作为主, 实施自动化管理为辅, 人工辅助管理或者无人管理的自动化变电站设备非常少。甚至还有一些变电站的投退一块重合闸、拉合一把刀闸都需要依靠人工来进行操作, 这种运行模式, 不仅会加重变电站工作人员的工作量, 同时也非常不利于设备的运行, 经常由于人工操作不当或者其他因素导致故障。而在进行巡检的过程中, 由于缺乏自动化系统的指导, 这也使得设备巡检无法快速准确的查找到故障点, 给予及时的处理。
1.2 工作环境条件差
由于一些变电站属于户外型, 故在对变电站进行巡检维护时, 往往需要工作人员进行户外操作, 为此, 自然条件必然会成为影响设备运行的主要因素, 同时其也会工作人员的工作带来影响[1]。例如, 针对炎热天气或者大雨季节, 工作人员在对设备进行巡检时, 往往其希望能够尽快完成任务, 故经常对一些问题疏忽大意;又如, 大雾天气能见度低非常低, 这时在进行巡检时, 非常容易由于无法有效观察而无法及时发现问题。
1.3 人员素质和技术水平较差
变电站设备运行巡检维护对人员的要求非常高, 不仅需要具备专业的理论知识, 同时还需要具备较高专业技能和个人素质, 当然由于非智能化设备还要求工作人员需要具备丰富的经验。但往往在对这种复合型人才培养时, 需要花费较长的时间, 而真正能够吃苦耐劳的优秀人才非常少, 这使得变电站设备巡检维护人手非常有限。若巡检人员的技术水平有限, 对设备的结构、性能了解程度有限, 也非常容易在维护的过程中造成重大事故。
2 变电站设备巡检维护系统的应用必要性
在供电生产活动时, 这个过程是一个动态的、连续的“供电”过程, 这使得在对变电站设备进行巡视时, 需要综合考虑变电站设备存在的安全隐患、健康情况, 而这些都需要依靠人力来完成有效的预防和及时的发现。
但伴随着变电设备的推陈出新, 科学技术的快速应用, 电力系统也逐渐从以往的人工值班的方式, 转变为操作集中监控管理, 这在很大程度上实现了社会智能化发展的需要, 和工作人员工作量的控制, 同时也可推动巡检维护效率的提高。
但这种巡检系统同样存在一些监督管理问题漏洞, 当实施集控中心同一管理后, 在发现问题后向集控中心发出巡视任务后, 那么如何了解巡视组的到位情况, 在巡视过程中发现问题需要怎样上报, 针对大批量的设备需要按照什么程序来开展巡检工作等等, 这些都是设备巡检需要解决的重要问题。而变电站设备巡检系统通过对这些问题进行综合考虑, 不仅能够实现巡检维护工作的及时到位, 同时还能够加大监督管理力度, 使巡检维护工作更好的为变电站的设备运行提供支持。
3 变电站设备巡检维护系统介绍
变电站设备巡检维护系统最初是为了能够有效提升巡检维护工作质量和加强巡检维护人员监督管理而存在的, 在伴随着科学技术的进步, 各种先进技术的融入, 设备巡检维护系统也随之发展成为了智能化、标准化和信息化的巡检维护工作重要工具[2]。
该系统在很大程度上实现了对设备巡检工作的无缝管理, 不仅能够对巡检维护人员的工作到位情况进行监督, 同时还能够及时对设备存在的缺陷进行警示和录入, 此外, 还可对危险点的预防控制进行提示, 当然设备巡检维护系统的功能非常强大。该系统还可通过网络与计算机与其他巡视系统相连接, 不仅不会对GPS卫星通道进行占用, 同时还可更加全面的进行信息的指导、准确的监督, 对保证变电站设备运行稳定性有着非常重要的意义。
4 开发应用变电站设备巡检维护系统需要把握的几个主要环节
4.1 选择实用先进的平台是前提
在对110kV及以上变电站设备巡检维护系统开发时, 应从软件平台和硬件平台两方面来实现。针对软件平台, 我们应当更加强调实用性、先进性、开放性, 其中开放性主要是指系统结构应当保证系统管理开放、应用层面开放和系统开发开放;另数据结构的开放性, 又主要是指标准的外部交换格式、开放的内部数据库格式;此外, 系统支撑技术的开放性同样又可细分为工业图形库、通用开发语言、通用数据库系统以及界面接口标准。
根据平台的实用性则主要是指平台的应用功能应该与供电部门的生产基本规律、应用习惯相符合, 这才能够提高其适用性和针对性;平台软件系统必须具备更高的实用性, 这就能够有效发挥对资源的利用, 避免大量人力资源的投入[3]。硬件平台则主要是, 所选取的产品应当具有通用性, 并且具有较好的实用性, 同时这也是保证软件平台运行的重要基础。
4.2 提高变电站设备巡检维护系统的实用性是关健
在对巡检维护系统进行开发的过程中, 其主要目的是为了能够对变电站设备巡检维护管理中存在的问题进行解决, 这是当前现代化管理的重要手段, 使变电站设备运行得到更好的维护。为此, 我们需要对系统的实用性进行提升, 并将其作为系统开发建设的“灵魂”来进行强化。可从以下几方面来实现更好的开发系统。
4.2.1 提出完备的功能需求
结合变电站设备巡检维护的工作情况, 对所涉及到的各项功能进行分析, 并将其作为系统开发的重要依据, 同时也是确保应用符合实际需要的关键。故在进行调研的过程中, 开发人员需要对变电设备运行人员进行充分的交流, 充分了解设备运行的具体情况, 为功能的开发提供更加科学、合理、全面的信息。
4.2.2 保证录入信息的真实可靠性
针对设备巡检维护信息处理的功能, 可以说是该系统非常重要的功能之一, 若无法获得真实可靠的数据, 那么该系统无疑就成为了一个“摆设”和“空壳”, 甚至没有任何价值可言。为此, 巡检维护信息处理功能对保证整个系统有效运转有着不可替代的作用, 同时这也是保证人员信息、设备信息和指导信息真实可靠的关键。
4.2.3 注重业务流程重组
在对变电站设备巡检维护系统开发时, 无疑是对传统的设备巡检维护流程的挑战。为此, 对以往不符合现代管理模式的流程进行重新梳理, 并通过信息化的管理模式, 可有效提高变电站设备巡检维护系统的合理性和科学性。业务流程重组涉及的方面非常多, 也是与运行人员直接相关的缓解, 为此, 对“人为阻力”进行消除, 能够最大限度地实现对人们变电站设备巡检系统必要性和重要性的认识[4]。
4.2.4 建立企业与开发商的长期合作机制
对企业而言, 其巡检维护系统应当将信息技术和计算机作为运行的核心, 而伴随着时代的进步和科技的飞速发展, 信息技术也在随之转变, 各种新技术和高科技迅速出现, 故使得设备巡检维护系统必然会受到生命周期短和技术更新快等挑战, 而这些仅仅凭借变电站自身力量是无有效应对的。为此, 积极构建开发商与变电站的长效合作机制就显得非常关键, 同时这也是确保设备巡检维护系统寿命周期更长, 技术不断更新的重要措施。
4.3 提高人的素质是基础
变电站设备巡检维护系统的开发, 根本上还是需要工作人员来进行操作, 这就意味着, 工作人员必须对设备巡检维护系统有充分的了解, 并且能够较为熟练的进行操作。为此, 提高工作人员的操作技能和个人素质对系统应用、建设和维护有着重要意义。
而我们在对人员进行培养时, 应当从三方面进行着手, 其一是提高工作人员的基本素质, 也就说提高人员的操作能力, 能够充分了解系统各种提示和分析结果, 并能够及时针对提示给予相应的处理对策;其二是提高领导对系统的重视程度, 只有领导重视, 才能够实现应用系统的有效运用;其三是提高系统管理人员素质, 通过对管理维护水平的提升, 来促使系统更好的运行。
由于设备巡检维护系统是一个现代化的管理手段, 为此, 打造与之相匹配的管理体系, 在确保系统的稳定运行和顺利建设上有着重要意义。
5 结论
在时代发展的进程下, 变电站设备巡检维护工作成为了保证变电站设备正常运行的重要工作环节, 但随着现代科技的进步, 传统的巡检维护存在的漏洞和缺陷也随之体现出来, 以人工操作为主的巡检维护工作已经无法满足现代化变电站设备运行的需要。为了促使变电站设备得到更好的运行, 采用变电站设备巡检维护系统成为了当前发展的必然趋势, 而在对该系统进行开发时, 应当充分结合变电站设备运行的各项情况, 使其能够更加贴合设备运行的需要, 为设备更好的运行创造条件。
摘要：110kV及以上变电站是当前社会发展的重要供电基础, 其设备运行质量可以说直接影响着变电站的经济效益, 本文结合当前110kV及以上变电站设备巡检维护工作现状进行分析, 并提出采用设备巡检维护系统的必要性, 同时对设备巡检维护系统的开发及情况进行了简单介绍。
关键词：变电站,设备运行,现状分析,巡检维护
参考文献
[1]黄彬, 付立思.移动机器人在变电站设备巡检系统中的应用研究[J].农业科技与装备, 2009 (20) .
[2]杨立明.基于RFID技术的变电站设备巡检系统研究[D].浙江大学, 2011.
[3]郝登朴, 卫宁, 贠鹏, 等.500kV变电站智能巡检系统关键技术的应用[J].电力学报, 2009 (25) .
110KV以上 篇8
1.1 承力索带带电跨越网搭设施工
1) 施工准备
采用承力索带带电跨越网搭设施工的方式必须要做好施工准备工作, 首先应该严格按照跨越架布置图准确的设置拉网地钻, 同时要结合现场跨越档距离, 准确的确定出承力索和两端钢绞线的实际长度。然后将跨越档两旁新线路的边线滑车向内侧预偏2m左右, 再使用预偏绳加以固定。其次在两端新建塔横担上使用专用的挂具挂号拉网滑车和所滑车。最后再在两端杆塔出将承力索、绝愿望连接好。
2) 展放承力索
在承力索的展放之前一定要对绝缘电阻加以测量, 确保电阻相关参数负荷相关标准:绝缘电阻大雨700mΩ, 电阻两极间距2cm。同时引渡绳的电阻也应该达到700mΩ左右, 此时还应该在跨越档的两端选择地势良好的一端作为操作塔, 将承力索盘放置在跨越档操作塔之外。需要注意的是, 在使用专用射绳其将绝缘引渡绳汇过被跨线路时, 必须要使用细引渡声带张力先行引渡过被跨线路。总之承力索的展放必须要使用粗绝缘引渡绳两端来配合带张力引渡越过被跨线路。但是在这一过程当中, 必须要避免带点线路和承力索导线触碰问题的发生, 从而防止承力索灼伤的现象。当承力索跨越线路之后要立即练好两端, 最后再让承力索带上一定张力并紧起来。
3) 安装封顶绝缘网
封顶绝缘网的安装应该使用专用的小滑车连载承力索之上, 并在一端操作塔上塔, 而侧面护网最后上。需要注意的是, 封顶网在上塔之前必须要在地面用拉网绳将封顶网、小滑车、网撑连好, 然后再使用机动绞磨吊封顶网到塔上。其次, 在塔上应该保证每根承力索上下一人, 同时并配合塔上另一端人员安装施工, 从而顺利的将封顶网和侧面护网拉到所预定设计的位置。但是在安装两侧面护网的过程中必须要带上两端紧锁绳。当封顶绝愿望和侧面护安装完毕之后要立即使用机动绞磨来对承力索弧垂加以调整, 同时要使用预紧绳加以配合, 并固定好两侧护网。
1.2 跨越施工
在具体的跨越施工过程当中必须要注意以下5个方面的内容:
1) 引绳的展放首先要将干燥的绝缘尼龙绳从封顶网之上汇过, 然后再用引绳连尼龙绳另一端, 同时在带张力两边就爱那个引绳配合引渡到封顶网上, 总之不论是任何绳索在过封顶网时都应该带上张力;
2) 在跨越施工的过程当中, 必须要合理的设置引绳的接地位置;
3) 需要注意的是, 跨越施工的过程当中, 导绳、地线和任何绳索都不能在封顶网上停留过长时间, 避免电力事故的出现;
4) 在具体的施工过程当中, 必须要保证信号传递通畅, 因此在跨越施工中指派专人监视封顶网系统, 一旦出现异常情况要立即处理;
5) 另外, 在跨越施工现场作业时如果锋利超过四级要立即停止施工, 同时要将导线固定好, 防止事故出现。
1.2 绝缘吊车进行带电跨越施工
1.2.1 工艺特点
使用绝缘吊车进行带电跨越施工能够保证施工安全和施工效率, 这种方式的工艺特点主要有以下几种:
1) 绝缘吊车进行带电跨越施工不仅可以减小电量损失, 而且可以确保施工人员安全, 提高施工效率;
2) 采用绝缘吊车进行带电跨越施工能够自动的调配时间, 并严格的按照设计方案进行施工;
3) 绝缘吊车进行带电跨越施工所采用的绝缘材料和封网材料安全性能都能够得到保证;
4) 绝缘吊车进行带电跨越施工具有良好的稳定性, 在跨越带电施工中临时横担安装在封网档两端铁塔上的安装能够提高施工安全洗漱, 比如这种方式所应用的幼玻璃钢材料, 能够有效减少绳索间摩擦, 提高绳索的受力平衡;
5) 采用绝缘吊车进行带电跨越施工不易收到地形位置和高度的影响, 而且极大的减少了工具使用率, 不仅如此, 这种方式的施工过程更为简单, 可以大幅缩短工期。
1.3 施工技术
1) 迪尼玛绳的使用
众所周知, 水的密度大于迪尼玛绳的密度, 而且大部分刚才的强度都在迪尼玛绳之下, 正因如此迪尼玛绳具有了非常好的电气绝缘性, 尤其是在带电跨越施工技术中承载索工具的应用上有着良好的性能。
2) 在不停电的情况下假设跨越软索
将跨越塔最为支撑体, 能够就爱那个迪尼玛绳变为有力的承载索。然后再将绝缘吊桥放置在牵引绳和导线的下部, 并悬挂于迪尼玛绳上方, 这样可以确保施工的安全、顺利进行。
3) 跨越承载索的架设
一般来说, 在架设承载索的过程当中必须要有有力的支撑点, 大多数跨越施工中往往是将降跨越档两端的跨越塔作为支撑, 然后通过受力分析确定合理孩子后悬挂绝缘吊车, 但是在具体的架设施工中, 必须要充分的考虑中相与边相导线的特点。
2 110KV及以上高压线路带电跨越施工需要注意的几个方面
1) 首先要对尼龙绳的绝缘性进行检验和测试, 确保其相关参数符合相关标准, 因为绝缘性能不好的尼龙绳在具体的施工过程中非常容易出现静电、落点的现象, 不仅降低了施工的安全性, 甚至会导致带电跨越施工人员产生恐慌, 影响施工进度, 降低施工效率;
2) 绝缘生的保管和运输过程当中应该避免挤压和受潮的现象, 最好将绝缘绳网装入人木箱之中。因为绝缘网受潮之后容易出现静电现象, 而且水作为极易导电的半导体如果出现绝缘绳网受潮的问题, 会威胁到施工人员的生命安全;
3) 为了避免带电跨越施工过程中人员伤亡和设施破坏的问题, 必须要对尼龙绳的接头处进行细致的检查, 从而避免因不合理牵放钢丝绳而导致的松动现象, 防止事故出现。如果尼龙绳的街头部位出现松动, 应及时的加以更换, 尽量避免超负荷运行;
4) 在具体的带电跨越施工过程当中, 施工人员作为主体必须要确保其综合素质水平达标, 只有这样才能保证施工过程中的人员安全和技术安全。在这一点上, 可以通过当培训、定期考核的方式来提高施工技术人员素质;
5) 不仅如此, 对于带电跨越施工所需的机械设备、工具等也应该定期做好检验工作, 出现问题要及时的加以养护。其次施工管理人员还应该关注天气情况, 如果遇到恶劣天气, 应该停止施工。最后在现场环境的管理上也应该得到重视, 从而避免因杂物或其他因素而导致施工收到影响。
3 结论
综上所述, 带电跨越施工技术的具体操作方法非常简便灵活, 不仅解决了停电施工所造成的影响, 而且极大的减小了施工人员所受到的安全威胁。不仅如此, 还极大的缩短了施工工期, 在保证供电需求的基础上提高了施工效率。总而言之, 带点跨越施工实际上是一中搞笑的带电施工技术。所以从某种程度上来说, 在确保110KV及以上高压线路带电跨越施工安全和质量的基础上加以技术创兴和应用, 这对于改善人们生活, 促进我国经济发展具有重要的意义。
摘要：随着我国社会经济的发展, 电力需求得到迅速的增长。传统的停电跨越施工方法已经无法满足当前我国经济发展的需要。本文就110KV及以上高压线路带电跨越施工技术进行简单的分析, 并提出一些可供参考的意见和措施。
关键词：高压线路,带电跨越,施工技术
参考文献
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[3]黄思伟.采用绝缘吊桥进行带电跨越施工技术[J].北京电力高等专科学校学, 2011, 28 (8) .
110KV以上 篇9
汕头市自1992年第一条110k V电缆线路投运至今, 已有220k V电缆线路3回、110k V电缆线路29回, 线路长度120多公里。在汕头市区新建的输电线路工程中, 110k V及以上电缆线路越来越被广泛运用。同时, 市区内现有的110k V架空线路也在逐渐入地, 改造为电缆线路。今后, 随着城市建设的不断发展, 110k V及以上电缆线路在市区输电线路中占有的比例会越来越大, 电缆线路的安全稳定运行对整个汕头中心片区电网的安全稳定都有着非常重要的意义。
110k V及以上电缆线路的外护套对电缆有着重要作用, 它不仅起着防护作用, 更重要的是起到电气绝缘作用。一旦外护套受损有缺陷, 形成金属护套接地, 则会破坏电缆金属护套的正确接地, 使金属护套形成接地回路而产生环流, 环流形成会使附加损耗增加, 金属护套发热, 电缆温度升高, 从而降低电缆的输送能力;同时, 外护套受损处的空气及环境中的水份将会快速侵入, 加速金属护套的腐蚀老化, 从而逐渐危及电缆主绝缘。所以, 一旦发现电缆外护套受损有缺陷, 就必须尽快进行修复, 以确保电缆线路安全稳定运行。
目前, 汕头供电局运行维护的110k V及以上电缆线路的外护套绝大多数采用的是波纹铅护套或铝护套挤压聚乙烯绝缘外涂石墨导电层, 这两种外护套抗损能力较弱, 使得在建设敷设或在运行中由于种种原因造成外护套受损存在缺陷。本文针对在工作中遇到的110k V及以上电缆线路外护套缺陷问题, 简单介绍了对外护套缺陷的测寻及修复。
2 电缆线路外护套缺陷产生的原因
(1) 厂家生产制造电缆外护套时存在缺陷。
(2) 在建设敷设施工过程中造成外护套损伤。a.敷设前对工作现场未进行彻底打扫, 使得电缆在敷设时被地面的硬物划伤。b.电缆穿管时未对预埋管的管口进行打磨, 使得管口的毛刺划伤电缆。c.敷设时因牵引力过大或牵引头制造质量不好, 造成在敷设时牵引头与电缆本体连接处断裂, 外护套损伤。d.敷设时野蛮施工或放线滑轮摆放不当, 造成电缆线外护套被割伤或挤伤。e.敷设完成后施工人员监护不到位, 使得电缆线被人为损伤 (如盖板、硬物砸伤等) 。f.敷设完成后未将电缆牢固固定在支架上, 造成电缆滑落砸伤。
(3) 制作电缆中间接头时施工工艺不当造成缺损。a.制作中间接头时, 引出的接地线密封工艺不好, 造成进水受潮。b.竣工试验前, 未将接地部份的石墨导电层刮除干净, 造成放电通路。
(4) 电缆线路运行中出现的缺陷。a.电缆运行中因外力破坏, 造成外护套接地。b.电缆长期运行后, 由于外护套受到外界物质的腐蚀, 引起外护套自然老化而出现缺陷。
3 电缆外护套缺陷的分类
(1) 低阻接地或短路缺陷:电缆金属护层对地绝缘电阻低于100千欧。
(2) 高阻接地或断路缺陷:电缆金属护层对地绝缘电阻高于100千欧。
(3) 闪络性缺陷:电缆金属护层对地绝缘在一定的电压下发生击穿, 待绝缘恢复后击穿现象便完全停止。
4 电缆外护套缺陷的测寻
4.1 电缆外护套缺陷性质的确定
确定缺陷的性质是指确定缺陷电阻是高阻还是低阻, 是闪络还是封闭性缺陷, 是接地、短路还是两者的结合。确定缺陷的性质后, 选择相应的测寻方法。
4.2 电缆外护套缺陷点的粗测
4.2.1 脉冲反射法
脉冲反射法是依据线路电磁波的传输及反射原理设计的。具体做法是根据电缆缺陷点电阻的高低, 向电缆金属屏蔽施加不同的脉冲电压。脉冲电压以电磁波的形式在缺陷点与电缆终端之间往返反射。在电缆的终端将电磁波记录下来, 便可根据电滋波波形求得电磁波往返反射的时间, 再根据电磁波在电缆中传播的速度, 计算出缺陷点到测试端的距离。脉冲反射法存在的不足:对于电缆外护套缺陷点的测寻, 由于脉冲反射法受外界干扰比较严重, 其误差可能会较大。
4.2.2 直流电桥法 (工作原理及接线图见图1)
测量前将缺陷相 (如A相) 电缆的金属护套与合格相 (如B相) 金属护套用截面较大的导线相连进行跨接;两相电缆金属护套均采用铅 (铅) 护套, 截面也相同, 所以测得金属护套的截面为M, 电阻率为ρ, 从a点经合格相电缆外护套接到缺陷点电阻为R3, 其电阻值为:
缺陷点接地电阻值为:Re=ρLx/M
因电缆外护套出现缺陷有缺陷点, 所以电桥失去平衡, 电流表出现指示;根据电桥原理, 调节电阻, 使电桥达到平衡, 电流表回零得:
由此计算出缺陷点的大致位置。
4.2.3 压降比较法 (工作原理及接线图见图2)
当调节电阻R, 使直流毫安表在一定的直流电压下通过相等的电流, 此时电缆外护套缺陷点离测试点的距离X可以用以下公式求得:
公式中:U1为开关位置在“1”时电压表指示的电压。
U2为开关位置在“2”时电压表指示的电压。
L为电缆线路全长。
4.3 电缆外护套缺陷点的精测定点
确定出电缆外护套缺陷点的大致位置后, 接下来工作是对该缺陷点进行精测定点。由于电缆外护套的绝缘等级比较低, 因此应采用跨步电压法定点。目前, 汕头供电局所采用的是英国Magple Model T271电缆外护套故障定位仪, 根据跨步电压法来进行缺陷点的精测定点。Magple Model T271电缆外护套故障定位仪的工作原理及使用步骤如下:
工作原理:在对地绝缘的电缆金属外护套上施加一定的直流电压, 一旦外护套有缺陷, 经受不住这个试验电压, 电流就会从该外护套缺陷点流出, 经大地呈辐射状向四周流散, 这时在外护套缺陷点处的电压降会出现峰值, 离外护套接地点 (即缺陷点) 越近的地方电势就越强, 离外护套接地点 (即缺陷点) 越远的地方电势就越弱, 两者成正比关系。
使用步骤:使用Magple Model T271电缆外护套故障定位仪的两根金属探针, 沿着该电缆线路的路径走向, 均匀向前方移动, 逐步量取跨步压降, 根据外护套故障定位仪的指针摆动方向来确定电位差。当金属探针位于缺陷点附近时, 指针摆动, 摆动幅度较大, 而且在缺陷点左右摆向相反, 指向缺陷点位置。当金属探针位于缺陷点正中时, 指针不摆动。这样就可以精确定出外护套缺陷点了。
5 修复外护套缺陷点
精确定出外护套缺陷点后, 接下来的就是对缺陷进行修复。110k V及以上电缆线外护套缺陷修复的方法大致相同。现列举我局修复110k V官珠线、220k V正月线这2回电缆线路外护套缺陷的例子, 简单介绍修复的步骤和工艺。
(1) 根据上述方法测寻、定位出外护套缺陷点后, 将缺陷点处的电缆开挖出8-10米, 清除干净周边的砂土杂物, 架高该段电缆。
(2) 先用玻璃将外护套缺陷点处周围的石墨导电层刮除干净 (一般刮除的长度为缺陷点向两侧外延40-50cm) , 然后用酒精擦抹干净玻璃刮除的地方, 接着割除有缺陷受损的外护套。
(3) 检查该处的金属护套是否有缺陷受损, 如没有就可以继续开展进一步的缠绕包扎修复工作。
(4) 第一步是使用绝缘带缠绕包扎裸露的金属护套, 来回缠绕包扎3次共6层。其目的一方面是恢复外护套的内部绝缘, 另一方面是起到填充的作用。
(5) 第二步是使用3M防水带缠绕包扎在绝缘带上, 共缠绕包扎3层, 防水带需覆盖到电缆外护套酒精擦抹处。其目的是起到防水作用。
(6) 第三步是使用半导电带缠绕包扎在防水带上, 共缠绕包扎1层, 半导电带需覆盖到电缆外护套酒精擦抹处外延5-6cm。其目的是将电缆两端的石墨导电层连接, 起到导电作用。
(7) 第四步是使用PVC自粘胶布缠绕包扎在半导电带上, 共缠绕包扎2层, 自粘胶布需将半导电带覆盖。其目的是提高抗外界腐蚀能力。
通过上述修复, 原外护套缺陷点基本上能达到电缆线路原有的绝缘性能、防水效果、电气性能和密封性能等。
6 结论
对于运行中的电缆线路, 运行人员应定期测量电缆外护套绝缘, 如发现外护套绝缘不合格存在缺陷, 应对该绝缘不合格的缺陷点进行测寻 (粗测后精确定位) , 并尽快进行修复, 以确保电缆线路的安全、稳定运行。
摘要：运行中的110kV及以上电缆线路的外护套对电缆有着重要作用, 一旦外护套受损有缺陷, 一方面会破坏电缆金属护套的正确接地而产生环流, 环流形成会使金属护套发热, 电缆温度升高, 降低电缆的输送能力;另一方面会加速外护套受损处金属护套的腐蚀老化, 从而逐渐危及电缆主绝缘。所以, 一旦发现外护套绝缘不合格存在缺陷, 应对该绝缘不合格的缺陷点进行测寻并修复, 以确保电缆线路的安全、稳定运行。
关键词：电缆线路,外护套缺陷,测寻,修复
参考文献
[1]电力工程电缆设计规范.
[2]电力电缆-全国供用电工人技能培训教材.
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关键词：需求侧管理,大客户,评价,指标体系
0引言
电力需求侧管理 (Demand Side Management, 简称DSM) 最早起源于美国, 通过实施需求侧管理, 可使能源得到合理利用。20世纪90年代初, 电力需求侧管理引入到我国, 对缓解当前能源紧张形势, 促进电力工业有序发展起到了明显作用。
目前对需求侧管理评价的指标体系研究已取得了一定的成果。如文献[1]采用层次分析法建立了DSM实施效果评估的结构模型, 并确定了评估中各项指标的权重。文献[2]站在社会的角度, 建立了综合评价指标体系, 研究了相应的评价方法, 并分析了应用于DSM评价的可行性。文献[3]则针对当前我国DSM评价存在的问题, 从用户侧、供应方和社会三个角度构建了DSM的评价指标体系。文献[4]阐述了模糊综合评价的概念, 建立了DSM的综合评价模型, 还分析了其用于需求侧管理综合评价中的可行性。
可以看出, 现有研究大都从电网公司、发电侧、大用户、社会等综合因素考虑设计一个综合性的电力需求侧评价指标体系, 而基于大客户设计的评价体系相对较少。故本文针对这一实际情况, 提出了基于110kV及以上电压等级用电客户需求侧管理评价的指标体系, 采用模糊层次分析法进行评价, 并通过实际算例验证了所提方法的有效性。
1 需求侧管理概述
1.1 需求侧管理基本概念
电力需求侧管理是指对用电一方实施的管理, 可提高电能利用效率, 保障用电秩序, 减少一次能源的消耗及污染物的排放。与传统用电管理不同, DSM不是从单纯的节省入手, 而是引导用户更加科学合理地使用电能, 同时引进环境保护和资源节约的理念。通过实施DSM, 可促进电网企业、能源服务企业、电力用户合理开展科学用电、节约用电、有序用电等一系列活动, 并且强调参与DSM的各方均能获益。
1.2 需求侧管理的实施手段
实施需求侧管理可采取多种手段, 这些手段概括起来主要有经济手段、技术手段、行政手段以及引导手段等4种。
(1) 经济手段。经济手段指利用电价差异、直接鼓励及需求侧竞价等方法。电价差异有峰谷电价、分时电价等, 直接鼓励有节电奖励、折让鼓励和借贷优惠等措施。采用这些措施, 可使用户和社会均获益。
(2) 技术手段。技术手段指采用先进节电技术和管理技术及其相适应的设备来改变用户用电方式或提高终端用电效率。改变用户用电方式包括负荷控制, 增加低谷和季节性用电设备、蓄能装置和蓄冷蓄热装置等;提高终端用电效率包括使用高效照明系统、高效变压器及其配电系统、高效节能家用电器等。
(3) 行政手段。行政手段是指政府通过法律、标准、政策、制度等规范电力消费和市场行为, 比如可调整企业的作息制度。
(4) 引导手段。通过引导, 可有效改变用户的用电行为。主要的引导手段有:节能知识宣传、信息发布、免费能源审计、技术推广示范、政府示范等等。
2 需求侧管理评价指标体系设计
DSM评价指标以及评价体系的建立是实施电力需求侧评价机制的前提和基础。本文遵循可比性、综合性、系统性、科学性、简明性和可操作性等基本原则, 分析实施需求侧管理后, 对政府、社会、电力用户、供电公司和发电厂而言分别带来了哪些影响, 从而建立了DSM综合评价指标体系, 如表1所示。
如表1所示, DSM综合评价指标体系共有23项指标, 各项指标的含义和相应的计算方法如下:
(1) 可避免的峰荷容量费用:指的是因在电力网络中用电高峰时节电可避免的发电容量, 也就是用电高峰时段避免的电力系统装机容量, 即:
其中:
式中, FM为可避免的峰荷容量费用;ΔMγ为可避免的峰荷容量;Lj为发电机组的单位投资成本;eγ为可避免的峰荷容量系数;Δpf为终端所节省的电力。
eγ一般在如下范围内:双循环燃机发电厂eγ=1.36~1.53;燃煤发电厂eγ=1.41~1.63;外部购电eγ=1.32~1.48。
(2) 可避免的燃料成本:指因DSM使系统避免的燃料成本, 也就是用户的节能量和边际燃料成本两者的乘积, 即:
Fj=U·DC
式中, Fj为可避免的燃料成本;U为用户节能量;DC为边际燃料成本。
(3) 可避免的发电机组启停费用:指因DSM使电力系统避免的发电机组异常启停费用, 即:
式中, Fr为机组异常启停费用;Ft为机组一次启停费用;j为机组异常启停次数, 要依据经验数据得到。
(4) 可避免的污染补偿费用:指因DSM让发电厂排放的污染物减少, 也就使污染环境的补偿费用降低。这需依据政府对污染物排放补偿的规定得到, 即:
Fa=G·B
式中, Fa为补偿的费用;G为避免的污染物排放量;B为政府规定的单位补偿费。
(5) 售电收入的减少:指电网企业因采用DSM而减少的售电收入, 即:
式中, F为售电量的降低;w为节能量;q为平均电价。
(6) 电力设备折旧成本:指电网企业采用的节电设备的投资价格折扣费用、设备安装的折扣费用、人员维修保养费用等, 即:
式中, Fx为电力设备的折扣成本;d为由电网企业负责的设备最初的投资费用;n为设备折旧年限;Dt为人员上门维护费用;De为设备安装费用及其他。
(7) 投入的宣传费用:指电力公司推行DSM投入的宣传费用。
(8) 可避免的电力企业投资成本:指电网企业因转移负荷而使电网投资费用降低, 即:
式中, Ia为可避免的电力企业投资成本;ΔMγ为可避免的峰荷容量;I为投资的总费用;Mγ为电网总容量。
(9) 可避免的电力运检费用:指因转移负荷而使电力运检费用降低, 即:
式中, Nb为可避免的电力运行和检修费用;N为总避免电力运行和检修费用。
(10) 提高供电可靠性:因采用DSM缩短了停电时间, 供电可靠性有所提高, 但因DSM而使供电可靠率得到提高之间的具体关系不易用公式表示, 故本文对该指标的数据利用调研专家意见得到。
(11) 提高负荷率:指因采用需求侧管理使负荷率增加的百分点。该指标用这一年的负荷率比前一年负荷率高出的百分点表示 (若本年负荷率低于前一年负荷率, 则采取经验数据) , 即:
式中, K为增加的负荷率;K1为前一年的负荷率;K2为这一年的负荷率。
(12) 最初设备投资成本:指大用户参加DSM需购买节能设备所花费的成本, 涵盖安装费用 (该数据可通过调研得到) 。
(13) 增加的运维成本:指大用户对设备维护的成本, 涵盖改进及维修费用 (数据调研得到) 。
(14) 平均投资回收期:指把节能设备的成本回收要花费的年数 (数据调研得到) 。
(15) 避免的强行限电损失:指用户因响应需求侧管理, 合理安排生活生产, 避免的限电成本。每一个电力用户的停电损失较难用公式具体表示, 故可以采用定性指标来表示。
(16) 获得的补偿:指用户参加需求侧管理, 电网企业和政府所给予的经济补偿。
(17) 最初投资费用:指电力用户因购置节能灯和购买传统白炽灯所花费的成本差额。
(18) 用电费用的降低:指电力用户采用节能灯等设备所节省下来的电费, 即:
式中, Ft为需求方年节电量;h为年运行小时;Qb为原用电设备消耗的功率;Qj为节能设备消耗的功率。
(19) 降低的二氧化碳排放:指发电厂降低的二氧化碳排放量, 即:
其中:
式中, Hco2为二氧化碳减少的排放量 (t) ;μco2为二氧化碳的减排系数;γc为煤中的含碳率;δco2为碳到二氧化碳的转换系数, 一般取3.667;τc为碳释放率;A为可避免使用的燃煤 (t) ;y为标准燃煤折发电的燃煤系数, 一般取1.4;e为发电煤耗 (kg/kW·h) ;p为供应一方可避免的电量 (亿kW·h) 。
(20) 降低的二氧化硫排放:指发电厂降低的二氧化硫排放量, 即:
其中:
式中, Hso2为降低的二氧化硫排放量 (t) ;μso2为二氧化硫减排系数;γs为含硫率;υso2为硫到二氧化硫的转换系数, 一般取2;ηs为硫释放率, 我国的燃煤电厂ηs可取1.0%~1.2%。
(21) 降低的氮氧化物排放:指发电厂降低排放的氮氧化物等, 即:
式中, HNO2为二氧化氮减排量 (t) ;ηNO2为二氧化氮减排系数。
(22) 减少的固体废弃物排放:指发电厂降低排放的固体废弃物, 即:
式中, Hd为固体废弃物减排量;ηd为固体废弃物减排系数。
(23) 减少的废水排放:指发电厂降低的废水排放量, 即:
式中, Hi为降低的废水排放量;ηi为废水减排系数。
3 需求侧管理评价方法
3.1 模糊层次分析法
模糊层次分析法是一种系统性的分析方法, 是在层次分析法基础上, 引入模糊数的概念, 具有简洁实用、所需定量数据信息较少、评价科学等优点, 适合用来分析本文的需求侧管理指标体系。
首先确定元素的从属关系。对于一个集合A, 明确元素x的从属关系, 元素x要么属于A, 要么不属于A, μA (x) =1表x∈A, μA (x) =0表xA。
当确定函数的集合后, 可以建立模糊集x∈U。在论域内, 对于任意的x∈U, x常以某个程度μ (μ∈[0, 1]) 属于槇A, 而非x槇A或x∈槇A, 而槇A则称为模糊集合。
在论域U内, 若存在如下关系:μA (x) :U→[0, 1], 则称μA (x) 为x (x∈A) 的隶属度, 从而一般称μA (x) 为槇A的隶属函数。为了更好地对隶属度进行研究, 引入三角模糊数, 可表示为 (1, m, u) , 当x=m时, x完全属于M, 1和u分别为下界和上界。x∈[1, m]时, ;x∈[m, u]时, 。在1和u以外的完全不属于模糊集M。
3.2 模糊层次分析法数学模型
3.2.1 建立模糊一致判断矩阵
模糊一致判断矩阵指在本层次当中, 和上一层的某个元素有关的元素之间重要性的比较。比如, 本层次中a1~an个元素和上一层的B元素有关, 则矩阵R可表示为:
元素rij的意思是:ai和aj与元素B比较时, ai和aj的隶属度。利用0.1~0.9进行具体的数量化, 如用0.5表示一样重要, 0.6表示稍微重要, 0.7表示显著重要, 0.8表示重要很多, 0.9表示很重要, 0.1~0.4可由以上反比较得到, 即rij=1-rji。
当构造出的判断矩阵不具有一致性时, 可应用模糊一致矩阵的充要条件进行调整。
3.2.2 求指标权重
元素a1~an的权重设为w1, w2, …, wn, 则可得关系式如下:
rij=0.5+a (wi-wj) i, j=1, 2, …, n
式中, a代表人对事物判断的不一致性, 取值范围为0<a≤0.5。
当矩阵R不具有一致性时, 可使用最小二乘法, 转化为最优化问题进行求解, 如下所示:
通过构造拉格朗日函数, 转化为无约束规划问题, 即可求得权重向量w=[w1, w2, …, wn]T。
4 算例
本文以广州市用电大用户为例进行评价分析。全广州市一共有37家大客户、60个变电站, 37家大客户主要涵盖铁路、地铁、航空等交通运输业、钢铁、汽车、塑胶轮胎制造业、电子业等行业。
4.1 指标评价
对大客户综合评价体系进行评价, 首先需建立综合评价的递阶层次模型。目标层选为大用户A, 准则层选为投入B1和效益B2, 方案层选为最初投资费用C1、增多的运维费用C2、平均投资回收期C3、避免的限电成本C4及获得的补偿C5等。
4.2 模糊数据处理
通常调研对象组利用模糊数来表达他们的偏好。本文征求了相关领域三位专家的意见, 将三个比较模糊值整合为一个模糊值, 最终可得模糊矩阵R1为:
可以看出, 上述矩阵不是模糊一致矩阵, 这是因为专家之间对问题认识存在差异及问题的复杂性造成的, 经过调整之后的模糊矩阵R2为:
根据权重计算方法, 可得上述C1~C5各指标的权重为:
w=[0.166, 0.3, 0.2, 0.143, 0.191]T
可以看出, 采用该方法可在一定程度上保证评价的客观性和全面性。同时, 各个指标间的重要性差异较大, 反映出在实施需求侧管理时, 要根据各因素的重要性程度, 合理加以考虑, 才会取得较好的效果。
5 结语
本文介绍了电力需求侧管理的基本概念及相关的实施手段, 建立了需求侧管理的评价指标体系, 并以模糊层次分析法作为评价方法, 以广州市的用电大客户为例, 分析了所提指标体系及分析方法的合理性。从算例分析结果可以看出, 建立基于大客户电力需求侧管理评价的指标体系, 对于保证DSM的正常实施及取得较好的效果, 具有重要意义。
参考文献
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110KV以上 篇11
【关键词】110KV交联电缆；受潮；抽真空；氮气；干燥
随着城市建设的不断发展，电力电网改造也随之不断深入，电缆已成为城区供电网络的主要组成部分，同时给日益拥挤的城市节省了空中走廊，使城市景观得以自然、尽情地绽放。因此，我们作为从事电缆施工安装的工作者，从质量这一百年大计角度出发，更要激励自己以最好的工艺、最佳的工作态度去对待，决不留任何瑕疵于电缆施工安装中。现就工程中遇到的一个事例阐述如下：
1、进水原因
2010年9月，华东送变电工程公司电缆分公司新建的浙江某110KV电缆工程（使用的是某公司生产的XLPE铝护套交联电缆）正如火如荼地进行着。
市区外围架空线路终端塔至1#接头井（其位置设于一露天垃圾中转场内）的电缆长度为572米，该段电缆已于8月25日敷设完毕；1#至2#接头井电缆也于8月30日敷设完毕。终端塔以及1#接头井原施工区域仍然用警示带做着隔离（因垃圾中转场设有门卫进出门制度，1#接头井即未设专人值班监护）。9月3日下午，环卫部门的挖掘机在垃圾中转场内作业时，不慎将该段I回路U相距离端部0.4米处严重损坏，更甚，夜晚忽降倾盆暴雨，从而引起电缆铝护套内腔进水的事件。
2、进水的处理
严峻的问题摆在面前，若不采取行之有效的方法将此难题妥善解决，我们都不知道，这根进水电缆是一块很难咀嚼的“鸡肋”。我们一方面集思广益、收集和分析相关的资料，以寻求一条最佳的解决路径。另一方面，向制造厂家说明事由、征询处理方案。
2.1制造厂家提出的方案
厂家积极配合，提出了处理方案，具体方法是：a）将电缆两端的封头取掉，未进水端用带气嘴的热塑性头帽封住，并用胶带、钢丝扎紧固定；b）用干燥氮气通过气嘴从未进水端对电缆进行充气，氮气压力加到0.1～0.15MPa，同时在电缆进水端用试纸进行水分测试；c）在连续充氮气12～24h后，再用测试水分，当测试不出水分后再连续充氮气4h，以确保内部充分干燥。
2.2去潮处理方案的确定
我们认为，制造厂家采用的试纸水分测试手段仅仅是定性的测试，不能具体测量出电缆内水分的含量值，电缆内的干燥程度如何也心中无数。针对以上考虑，为求得最佳去干燥效果，我们决定在采用厂家提供的方法进行充氮干燥的基础上，对他们的处理方案作了补充和修改，具体步骤如下：a）去潮工作前，让电缆自动滴水至无水滴止。b）将电缆两端用带气嘴的热塑性封帽进行密封处理。c）在1#接头井对电缆进行抽真空。d）抽真空20h以后，在终端塔对电缆充氮气吸收水分，同时在1#接头井继续对电缆抽真空。e）采用微水测试仪测量上述干燥效果。上述去潮处理方案、步骤拟定，同时决定在电缆出气端用微水测试仪测量出口处氮气中水的体积分数时，将此值与以下两个值进行比较，以作参考：一是电缆进气口处干燥氮气中水的体积分数的测量值；二是经过充氮的完好电缆（没有进水），其出气口氮气中微水的体积分数测量值 。
2.3去潮处理方案的实施
2002年9月7日上午10时左右，1#接头井I回路U相电缆不再有水滴滴出。当日下午13时，我们将I回路U相电缆（进水）与V相电缆（没有进水）在1#接头井和终端塔两端分别用带气嘴的热塑性封帽并加包自粘胶带进行密封处理。接着，对U相电缆开始抽真空，同时，用DP19型微水测试仪对气罐本体氮气中水的体积分数进行测试，数据为0.100ML/L；并对V相电缆进行充氮气、测量，测得结果为V相电缆氮气中水的体积分数为5.772ML/L。9月8日下午16时，U相电缆真空度达到238Pa，我们开始从终端塔端向U相电缆进行充氮，1#接头井对U相电缆继续维持抽真空。9月9日下午14时，U相电缆真空度达到147Pa，进行微水含量测量，结果不太满意，我们判断出是冲氮气处理时间比较短的原故。于是，继续保持充氮气处理。9月9日下午18时，在1#接头井U相电缆再次进行测量，测得U相电缆出气口氮气中微水的体积分数，为5.294ML/L，比V相电缆的还要低，达到了预期的效果。
3、总结与反思
本次对进水电缆进行去潮干燥处理，为我从事电缆施工六年来首次所遇，因此格外慎重，原本考虑用硅胶是否变色来判别电缆中水分在与否，但经过再三思量比较，认为采用微水测试仪测量，数据比较直观、精确，这是硅胶是否变色靠肉眼来判别所不能比拟的。另一方面，采用抽真空与充氮同步进行去潮干燥处理的方法，其优点和效果更胜于单一地采用充氮干燥处理的方法。
通过这次意外事件的发生以及事件发生后妥善解决的整个过程，让我对电缆施工安装中该方面陌生领域有了拓宽、认识、了解与掌握。同时，也让我们加以反思，虽然本工程就电缆防水防伤方面作了诸多防范措施：如严格电缆交货交接验收；敷设前疏通电缆管道、去除棱角毛刺；敷设动力采用电缆输送机传输、人力辅助牵引（防止超牵引导致牵引头产生裂纹使电缆进水）；排除与土建单位交叉作业等等，但是，一点小小疏忽——因为1#接头井未设专人值班监护，造成上述波折，应该在我们脑海中敲响警钟，即对待工程质量等各该方面来不得一丝一毫的松懈与马虎，否则，将后患无穷。
4、结束语
电缆是输变电工程的主要设备，一旦电缆进水受潮后，而不采取措施进行去潮干燥处理，在高压电磁场的作用下将会逐步形成水树枝放电，破坏主绝缘，直到击穿。因此如何保证电缆的质量，对日后电缆的可靠运行非常重要。对此，建议注意对电缆的选型、制造、运输、保管、施工安装以及运行维护巡视等各个环节，均应严格把关，认真对待，杜绝一切瑕疵和隐患留于工程中。
参考文献
[1]史传卿.电力电缆安装运行技术问答.北京：中国电力出版社，2002.
110KV以上 篇12
一、实际中发现的问题
某日251开关所带线路因鸟害发生单相接地故障 (主接线图和保护配置见图1) , 故障发生在距系统侧53.2kM处 (距离系统为83.3%) 的地方, 故障发生后0.5秒乙变电站的主变220kV侧间隙零流动作跳开主变各侧开关, 甲变电站的251线路0.5秒零序II段动作, 然后重合成功。由于主变跳闸, 导致220kV站所带的110kV变电站短时失电。
二、原因分析
从这次故障主变跳闸的经过看, 由于251终端线路故障主变中性点过电压使间隙击穿放电导致主变间隙零流保护跳闸, 从而使所带的负荷短时失电, 从保护变压器本身来看, 间隙跳闸无可厚非, 从保护动作、整定都正确设置, 但影响了供电可靠性, 未来电网发展, 220kV站所带110kV变电站数量增加, 对供电可靠性影响较大, 这是实际运行中出现的新问题, 需要我们重新审视有关保护配置和保护配合的问题, 这在以往的整定规程中都没有提到过。为了观察线路故障时, 间隙保护动作的可能性和概率, 对不同地点的故障选点计算, 如表1所示。
按照前面的算法, 观察分析上表中数据, 此条线路在距系统侧大约60%以后地点发生线路单相接地故障, 暂态电压作用下击穿间隙的概率很大, 放电间隙一般是一种比较粗糙的设施, 气象条件、调整的精细程度、放电间隙的距离以及连续放电的次数, 对间隙的击穿与否都有影响, 所以, 我们在这里只能说明间隙击穿的概率大小和可能性的多少, 但实际中发生了这样的案例, 影响了供电可靠性, 从专业上就要想办法解决或尽量避免, 所以得出结果, 类似终端220kV线路 (带经间隙接地的终端220kV变压器) 这样的线路发生间隙击穿的可能性非常大, 因而提出一个普遍性的新问题, 怎么样在间隙零流保护跳闸之前即变压器能够承受过电压之前, 让线路先跳闸重合成功而避免影响供电可靠性。也就是本文论述的主题思想, 如何实现线路保护与主变间隙保护的配合呢?这里主要指终端线路与主变间隙零流的配合问题 (因为间隙零序过压原则较为保守, 其一原则:按系统中性点部分接地, 发生单相接地故障, 零序过压元件不应动作即线路发生故障时, 动作电压大于中性点电压U0op≥3U0=3α×Ug/ (2+α) 。其二原则:动作电压应低于变压器中性点绝缘的工频耐压值即U0.op≤1.5Uen---工频耐压。所以一般情况下, 零序电压保护性能比较稳定, 相对间隙零流保护动作的可能较小, 笔者认为它应是间隙保护的最后一级后备保护)
终端线路与主变间隙零流的配合问题, 这是面临实际运行出现的新问题而提出的观点。这主要是零序电流II段与间隙保护配合的问题, 零序I段保护线路的一部分, 动作时限为0秒, 只要在它的保护范围内的故障, 它的动作时间比间隙保护短得多, 肯定比间隙保护前动作, 实现时限的自然配合。零序II段保护线路全长, 一般安排时限为0.5秒, 定值需保证线末故障有灵敏度。相对定值较高。这样的话, 就可能出现上述的现象。为实现间隙跳闸之前即变压器能够承受过电压之前, 让线路先跳闸重合成功而避免影响供电可靠性, 一加快线路保护切除故障时间, 降低动作定值, 尽量降低间隙承受过电压的幅值和时间。二是在允许的范围内, 加大间隙保护距离。
随着供电区域的延伸, 上述的终端线路越来越多, 同时由于备用串带负荷方式的频繁出现和电网的发展, 单电源多级串带转供线路在地区电网也越来越多。笔者在实际整定计算中发现, 单电源多级串带转供线路零序保护段受多级配合线路选择性的制约, 零序I段、II段整定已不可能像单条终端线路零序I、II段灵活地调整定值和时限, 零序II段时限配合常常超出下级变压器间隙零流0.5秒的时限;这样, 110kV线路或220kV线路越靠近间隙变压器故障, 变压器越容易间隙击穿而发生甩负荷现象。对配置有全线速动主保护的220kV线路, 问题还不严重, 可对于无全线速动主保护的110kV线路, 相对出现的几率就大些。
三、解决办法
(一) 终端线路
针对上面的分析提出的保护采取办法, 笔者根据整定原则和长期的工作经验提出以下两种配合方法:
第一种:一是零序I段仍按线末最大零序电流整定, 时限为0秒。二是零序II段按躲线末故障最大不平衡电流整定, 时限上考虑和主变间隙零流配合, 让线路先跳, 现在保护装置多为微机保护, 动作快, 时限取为0.25-0.3秒。
第二种:因此种线路为终端线路变压器组, 零序一段可伸长保护范围, 可伸到变压器内部整定, 保护线路全长, 优点是可以躲过变压器间隙零流0.5秒的时间, 实现时限上的配合, 缺点是容易与主变差动保护失去选择性, 可以加0.15秒的级差。零序II段可以按躲过变压器低压侧故障最大不平衡电流整定, 因为零序I段已伸入变压器内, 时限了实现了与变压器间隙零流的配合, 所以零序II段就不用配合了。时限可以取0.5秒。
上面只是在纯技术方面提到的方法和措施, 如果在线路对侧即负荷侧加装开关并配全线速断保护后, 也是一种解决办法。但增加了投资和维护费用。当主保护拒动时, 还需要上面的技术措施。
(二) 单电源多级串带转供线路
对于单电源多级串带转供线路应遵循下级电网服从上级电网、局部问题自行消化的整定原则, 应可能满足主网选择性的要求, 唯一的办法是适当调整经间隙接地变压器的间隙零流动作时间, 尽可能让变压器躲过线路单相故障对它的影响, 而当变压器中性点绝缘受到耐受电压的侵害前, 最少有间隙零序过压以较短0.5秒时限切除故障。
四、结束语
在华北电网、内蒙电网都存在类似的电网结构, 经与同行咨询, 目前, 天津市电力局、四川部分局都因此问题而调整了经间隙接地变压器间隙保护的时限, 就是为了提高220kV、110kV电网供电可靠性, 改善保护的配合性能。因此, 前面的观点、解决方法, 无论是对110kV及以上电压等级单条终端线路还是110kV及以上电压等级单电源多级串带转供线路具有一定的普遍性, 具有推广的价值。
本文是笔者对实际中发现的问题做的一个研究和探讨, 希望对实际工作有一定的帮助。
摘要：针对110kV及以上电压等级单电源线与主变间隙保护相配合存在的问题, 文章详细分析了问题存在的原因, 从整定方案和保护配置的角度给出了解决方案。归纳这一问题的普遍性, 以避免其他电网发生类似问题。
关键词：110kV及以上电压等级单电源线,间隙保护,配合问题
参考文献
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