110kV电网

110kV电网（精选12篇）

110kV电网 篇1

一、简析电网并网技术存在的必要性

1由于资源的有限性,能源消耗的总量不断的增加,尤其是近几年来随着经济的发展,国家开始加大了对电网的建设,尤其加强了对农网、城网技术的改造,高压电网与低压电网之间进行合并形成的并网技术开始被广泛的运用于电力系统中。

2国内电网并网在实际的发展中有其存在和发展的条件,与国际并网技术相比虽然存在一定的差距,但是国内的并网技术在实际运用中能够满足相应的技术指标,针对不同厂家,不同的项目,都要求在可靠、安全的环境中运行的要求。电网并网技术在物理原则的基础上,将传感量测手段、通讯手段、信息化技术、控制技术、计算机技术和物理电网高度集成形成的新兴网络,其传输的媒介是将110kv电网和35KV电网并接起来,以特高压电网为骨干网架,各级子网配合其协调发展。

3并网技术主要作用是对整个电网进行全面的控制,将生产与消费在同一时间发出,提高了生产的效率。其并网的目的是应对可再生能源入网和分布式发电对电网安全的冲击并满足为实时电力平衡提供服务平台的要求。发电时并人供电电网,将110kv电网和35KV电网并网并接,改变了传统供电和发电相分离的状态,电站须服从供电调度,让发电送入电网。110kv电网和35KV电网并网技术的使用,能够满足用户用电的需求量,保证发电持续,电压可靠,其具有自我管理与恢复的功能、兼容性较强,并网技术的快速发展为清洁能源的无缝并网技术提供了良好的借鉴与技术保障,而其他相关技术在电能的运用中无法适应并网技术运行的环境。

4并网技术能够有效实现节能降耗,降低传输成本,实时的促进电力市场建设,提高电力市场效率的同时,完善了电力设备及其技术。

二、简析并网技术的设计思路及其发展现状

2.1简析并网技术的设计方案

并网技术的应用需要设计理念的指导,并网技术将市电和应急设备备用电源独立供电方式,选用并网逆变器灵活并入内部配电网、逆功率保护装置来确保不向外电网馈电,外电网断电时,离网切换装置和控制逆变一体机确保重要负载应急相供电。采用被动式与主动式两种检测方法。被动式检测方法用以实时检测电网电压的幅值、频率和相位,当电网失电,会在电网电压的幅值、频率和相位参数上,产生跳变信号来进行并网技术。将同步发电机并联至电网的过程叫并列或者投入并联,在并列过程中需要避免巨大冲击电流的影响,避免发电机或电网受其损害或者受到干扰。无论是110kv的电网,还是35KV的电网,其并网技术受到几个因素的影响,要求其有一致的相序,频率接近、相位相同。传统的并网技术要求电压相同,若出现差额电压会使开关闭合或者出现瞬态冲击电流的现象。而110kv电网和35KV电网并网技术在对电压进行测量并调节的情况下,做到了对频率的合理控制与管理。

2.2并网技术的发展现状

电力系统在整个工业化与现代化建设中发挥着重要的作用,而并网技术的应用提高了电力系统的现代化水平,降低了电力消耗的成本,清洁环保,实现了社会效益、经济效益与环保效益的协调发展。但是并网技术还存在着一些问题。该技术在实际的运用中还不成熟,需要在实际运用中做到全面、科学的考虑;同时,由于市场的开发程度不够、市场主体混乱、监管力度不够等,在一定程度上会损害电力用户的切身利益。尽管城乡电网进行了大规模的扩建与改造,电力市场化运作环境也日益合理、开放,电力工业在此基础上也取得了一定的发展,而并网技术因其独特性而让用户一时难以接受,需要其在实践中慢慢发挥其作用与效果。最后,该技术的应用还需要相关部门的配合,操作人员也要熟练地掌握好该技术,并要在实践中不断总结和积累相应的经验,弥补其存在的不足。

三、浅析并网技术在青海油田实际生产中的应用

并网技术只有运用到实际生产中才能发挥其作用与功能。目前,青海油田在35kV电网和110KV电网并网,在实际的生产中取得了一定的成效。这一并网技术的成功应用,改变了原始的总负荷4万多MW的负担,改变了燃气轮机发电的现状,升高了电压,将原来6KV的电压升到了35kv,然后再将其与110KV电网进行并网使用,海油田油砂山110KV供电工程的顺利并网,使青海油田逐步告别了柴电、煤电、天然气发电的历史,结束了油田孤网运行的现状,步入了并网运行的新时代。

同时,由于青海油田生产开发规模的不断扩大,用电负荷的逐年增加,要从根本解决日益突出的电力供需矛盾,提高油田生产运行的可靠性,青海油田就需要将并网技术运用到油田生产地区,以期确保工程的高标准建设、高质量施工、高效率监管,实现和满足油田发展的需要。

并网技术的运用不仅能够满足青海地区用户用电的需求量,而且还缓解了用电高峰期的用电矛盾,保证了发电量的稳定与持续,增加了电压的可靠性。同时,其自我管理与恢复及兼容性的特点,在提高能源利用率的同时,避免和减少了单个电网操作所带来的人力、物力、财力方面的消耗与浪费,有利于节能环保,实现社会经济效益、社会效益和环境效益的协调与统一,维持了正常的生产与生活,促进了经济的发展,在以后的生产建设与生活中能够进一步改进和完善该技术,推动生产力与经济的发展。

110kV电网和35kV电网并网技术在缓解国际金融危机和能源危机的过程中,为未来的经济和科技的发展,解决新能源、新材料、节能环保等高科技技术产业和新兴产业的发展问题奠定了一定的基础。大力推进电网并网技术成为了解决能源供应的一个新的发展方向。进一步将其推广到高电压与低电压的结合形成的并网技术,利用其优势互补来提高电能的利用率,为油田以其其他相关领域的生产建设提供指导了借鉴,在实践中不断创新技术,使其不断满足生产力的发展需求。

摘要：本文将从简析110kv电网和35kV电网并网技术存在的必要性,浅谈并网技术的设计思路及其发展现状,浅析并网技术在青海油田实际生产中的应用等几个方面做以简要的分析,旨在了解和掌握并网技术,了解并网技术的现状、功能及其作用等,为其在更广的领域中使用奠定理论基础与实践指导。

关键词：110kv电网,35KV电网,并网技术,功能与作用

参考文献

[1]关于建设35kV或110kv变电站方案的技术经济比较.

[2]多功能并网逆变器及其在微电网中的应用.

[3]光伏发电并网技术.

110kV电网 篇2

国家电网公司部门文件

基建建管〔2005〕67号

各有关单位： 关于国家电网公司220kV和110kV变电站 典型设计协调组第二次协调会议纪要

2005年8月10日，国家电网公司基建部组织，中国电力工程顾问集团公司配合，在北京组织召开了国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计协调组第二次协调会，协调组有关单位和专家参加了会议。会议对变电站典型设计的指导性意见，进度安排，各省阶段性成果的内容和形式，技术方案组合与设计分工，设计报告编制要求以及存在的问题进行了讨论，现将会议纪要如下：

一、会议重申了本次典型设计要认真贯彻落实公司集约化管理思想，始终坚持“安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，努力做到统一性与可靠性、先进性、经济性、适应性和灵活性的辩正统一。

— 1 — 特别是要协调好统一性、适应性、灵活性和先进性之间的关系，发生矛盾时按照后者服从前者的原则进行处理。至于经济性和可靠性之间的关系，要按照公司利益最大化原则，综合考虑工程初期投资和长期运行费用,追求设备寿命期内最优的经济效益。

二、模块化设计是变电站典型设计的精髓，在设计和推广应用过程中必须始终坚持模块化设计理念

模块化设计是通过有限的技术方案组合实现变电站典型设计“适应性”和“灵活性”的必要手段。变电站典型设计各方案中，如各电压等级配电装置、主变压器、无功补偿装置、站用电、主控楼等是开展典型设计工作的“基本模块”；变电站典型设计各方案中“基本模块”的规模，如各个电压等级的出线回路、无功补偿组数及容量大小、主变压器台数及容量等，都是典型设计工作的“子模块”。具体工程可通过“基本模块”的拼接和“子模块”的调整，方便形成所需要的设计方案和投资概算。

国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计推荐方案是各省公司编制实施方案的基础。推荐方案共有220kV变电站典型设计基本方案13个和110kV变电站典型设计基本方案10个（技术方案组合见附件1、2），这些基本方案中的“基本模块”能满足公司系统内绝大部分变电站的设计要求。各省公司在编制实施方案时，首先可在推荐方案中直接选择适用于本省的方案，纳入各省的实施方案中；对于推荐方案中不直接适用的，各省应采用模块化的思想，分析推荐方案，从中找出适用于本省的“基本模块”，— 2 — 再通过“基本模块”的拼接或“子模块”的调整形成拼接方案，纳入到各省的实施方案中；由于地区特殊性和差异性，各省可根据推荐方案的设计原则和思路，设计1～2个特色模块或方案，纳入本省的实施方案中。国家电网公司推荐方案设计首先追求 “基本模块”和各方案的内部优化，在不影响“基本模块”和方案本身合理性的前提下，再考虑不同方案之间的模块拼接，各省公司在通过拼接得到实施方案时，也必须对实施方案进行整体优化。

在具体工程设计阶段，也要采用模块化设计思想，因地制宜的采用典型设计实施方案。在具体工程设计时，对于典型设计范围以内的部分，设计单位要根据实际情况，将典型设计实施方案的模块作为基本要素进行拼接组合，以满足实际工程要求；对于典型设计范围以外的部分，设计单位应因地制宜，按具体情况开展工作，确定相关外部条件。通过典型设计实施方案的推广应用，设计单位可以集中精力进行模块拼接和外部环境处理，大大提高设计质量和工作效率。

三、各省典型设计阶段性成果编制有关要求

由于本次国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计中，推荐方案和实施方案是并行开展工作的（工作流程见附件3）。为了合理有序开展工作，减少重复性工作，现将各省公司下一阶段典型设计工作要求进一步明确如下：

（一）各省典型设计技术导则

按照整体进度安排，各省公司应在8月15日之前完成各自

— 3 — 技术导则的编制和审定工作，并上报国家电网公司核备。

技术导则是变电站典型设计的输入条件，包括两部分：各专业的技术要求和各方案的技术组合，是指导设计单位开展下一步工作的基础条件。各省公司要按照《国家电网公司220 kV和110kV变电站典型设计指导性意见》的要求编制技术导则，这是贯彻国家电网公司集约化管理的过程，是集约化管理在省公司层面上的体现。

（二）各省典型设计阶段性成果

按照整体进度安排，各省公司应在9月20日之前完成各自的典型设计阶段性成果，并上报国家电网公司。

各省公司应在本省技术导则的基础上，按照国家电网公司技术导则和推荐方案（初稿）（具体见协调组第三次协调会议内容）相关要求开展工作，形成各省阶段性成果。阶段性成果主要包括以下三个部分：各省技术导则（修订版），本地区特色的方案或模块，对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。

第一部分技术导则（修订版）。各省应按照推荐方案（初稿）有关内容修改本省技术导则，将推荐方案（初稿）中的“基本模块”进行拼接，形成各省典型设计方案，并纳入技术导则（修订版）。各省技术导则（修订版）具体修改部分应用斜体下划线标出；在技术导则“方案技术条件一览表”中新加一栏：“

9、基本模块拼接”，说明该方案是采用推荐方案（初稿）中哪些 “基本模块”或“子模块”拼接、调整而成。

— 4 — 第二部分：本地区特色方案或模块。地区特色方案或模块是指在本地区具有代表性，而无法通过推荐方案模块拼接、调整得到的方案或模块。对于地区特色方案或模块，各省公司应组织力量精心设计，上报时应提供相应的设计图纸，国家电网公司将统筹考虑，认真筛选，具有典型性的方案将择优纳入推荐方案中。各省公司在上报地区特色方案或模块时，应说明这些特色方案或模块的应用情况（包括已通过审查但未投运的变电站）。

第三部分：对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。各省公司应组织基建、生产运行、调度、设计等单位对国家电网公司技术导则和推荐方案初稿进行讨论，提出建议和意见。特别针对推荐方案初稿，各省公司若有更优化、更合理的方案，应与建议和意见一起上报，必要时可附图。

四、推荐方案技术方案组合原则与设计分工

技术方案按照各个方案的典型性和各方案“基本模块”的典型性进行组合：220kV变电站典型设计有户外站和户内站两大类，其中户外站为8个方案，户内站为5个方案，共计13个方案；110kV变电站典型设计有户外站、户内站和半地下站三大类，其中户外站为3个方案，户内站为5个方案，半地下站2个方案，共计10个方案。技术方案组合与设计分工见附件1、2。

以220kV变电站典型设计推荐方案技术方案组合与设计分工一览表为例，每个方案由主变容量及台数、出线规模、接线形式、无功配置、配电装置、布置格局和负责院组成,其中：

— 5 — 主变台数及容量：例如“1/2×120MVA”是指该方案本期建设1台120MVA主变，远景2台20MVA主变。

技术方案组合中，主变台数考虑了本期1台和2台，远景2～4台的情况；主变容量考虑了120、150、180和240MVA主变的模块。

出线规模：例如“220kV：2/4回”是指该方案本期220kV出线2回，远景4回。

技术方案组合中，对于户外变电站，220kV出线规模按照终端变和中间变进行区分：终端变220kV远景出线4回，中间变220kV远景出线6回或8回；对于户内变电站，仅考虑终端变，220kV远景出线2～4回。110（66）、35（10）kV出线按主变容量和台数设定。

接线形式：例如“220kV单母线/双母线”是指该方案220kV本期采用单母线接线，远景采用双母线接线。

技术方案组合中，对于户外变电站，220kV接线形式采用双母线或双母线单分段，并考虑了在本期规模较小时采用单母线作为过渡接线的情况，110（66）kV采用双母线或双母线双分段接线，不带旁路母线，35（10）kV全部采用单母线分段接线，并考虑了低压侧仅接无功和站用变时采用单母线接线；对于户内变电站，220kV接线考虑了内桥，线路变压组和单母线分段等多种接线，110（66）kV接线考虑了双母线和单母线分段接线，35（10）kV全部采用单母线分段接线。

— 6 — 无功配置：例如“2×6Mvar（电容）/主变”是指该方案每台主变配置2组6Mvar并联电容器。

各方案的容性无功补偿装置的容量按主变压器容量10%～30%，确定单组容量和组数；感性无功补偿装置按假定条件设计。

配电装置：例如“220kV软母线改进半高型”是指该方案220kV采用软母线改进半高型配电装置。

技术方案组合中，对于AIS配电装置，220kV考虑了软母线中型，软母线改进半高型、支持管母线中型、悬吊管母线中型等配电装置型式，110kV考虑了软母线改进半高型和支持管母线中型配电装置，66kV考虑了软母线中型和支持管母线中型配电装置，35（10）kV采用户内开关柜；对于GIS配电装置,考虑了户内、户外布置，架空、电缆和架空电缆混合出线的方式。

布置格局：例如“220kV配电装置与110kV 180°或90°布置”是指该方案220kV配电装置（主变进线）与110kV配电装置（主变进线）行对成180°或90°布置。

技术方案组合中，对于户外AIS变电站考虑了220kV配电装置与110kV 180°或90°布置两种情况；户外GIS变电站考虑了220kV与110kV配电装置 180°布置的情况；户内GIS变电站考虑了建筑两列式布置，主变户外布置和全户内布置3种情况。

各省在编制实施方案时，不应拘泥于技术方案组合中单个方案的规模、接线形式、配电装置等具体条件，而应运用模块化的思想，以推荐方案为基础，以“基本模块”合理拼接和“子模块”调整

— 7 — 的方式，对拼接、调整后的方案进行整体优化，确定实施方案。

五、协调组下一阶段的典型设计工作要求

根据国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计的工作需要，协调组增加两次协调会议：

8月31日～9月2日，召开协调组第三次协调会议。主要工作是评审国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计技术导则和推荐方案初稿。推荐方案初稿包括13个220kV和10个110kV变电站典型设计方案的主接线图、总平面布置图、各电压等级配电装置主要断面图、站用电系统接线图、计算机监控系统图、直流系统接线图、二次设备平面布置图和主体建筑（主控楼）各层平面布置图。

9月22日，召开协调组第四次协调会议。主要讨论各省阶段性成果和模块拼接事宜。

六、推荐方案设计报告编制要求

为了便于变电站典型设计编制出版，各设计单位在编制相关设计文件时，图形、文字符号应参照下列标准：图形符号请参照GB/T4728.1～13-1996～2000《电气简图用图形符号》和DL5028-1993《电力工程制图标准》；文字符号请参照GB7159-1987《电气技术中文字符号制订通则》和DL5028-1993《电力工程制图标准》。推荐方案编号原则和具体要求事项见附件4。

— 8 — 附件：1．国家电网公司220kV变电站典型设计推荐方案技术

方案组合与设计分工一览表

2．国家电网公司110kV变电站典型设计推荐方案技术 方案组合与设计分工一览表

3．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计工作 流程图

4．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计设计

报告编制要求

二○○五年八月十八日

主题词：电网 公司 变电站 设计 协调 国家电网公司办公厅

110kV电网 篇3

关键词 数字化;变电站;应用;IEC61850

中图分类号TM76 文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)111-0060-02

数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向,是一个不断发展的过程,就目前技术发展现状而言,数字化变电站是由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建,建立在IEC61850通信规范基础上,能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。110kV西地站数字化改造于2007年9月投入试运行,其采用了基于IEC61850标准的数字化变电站系统架构技术;传统互感器及纯光学电子互感器在数字化变电站中的应用技术;传统高压电器实现智能化控制技术;基于以太网数字接口测控保护装置技术;基于GOOSE机制控制及保护技术;基于光纤简化的二次系统体系架构等关键技术。

1数字化变电站自动化系统的特点

1.1智能化的一次设备

数字程控部件在恶劣环境下抗干扰能力和稳定性的提高,用于一次设备被检测的信号回路与被控制的操作驱动回路采用微处理器。一次设备光电电流传感器的原理是利用磁致旋光效应,即法拉第效应技术设计。从而简化一次变换的过程和常规机电式继电器及控制回路的结构,数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之,普通变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被PLC可编程序代替,常规的强电模拟信号和控制电缆被光电原理的数字量和光纤导线代替。改变了信号传输的模式,信息传递上极为安全准确迅速。

1.2基于成熟的以太网络化技术的二次设备

常规变电站内常规的二次设备,如继电保护装置、防误闭锁装置、 测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造。智能ITU单元集成了故障纪录器(12kHz),集成了断路器诊断系统,集成了同步检测。加上数字控制断路器,ITU单元可以完成选相合、分闸。同时设备之间的连接全部采用高速的网络通信,二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口,通过网络真正实现数据共享、资源其享。常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1.3可靠的自动化的运行管理系统

变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告,指出故障原因,提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告,即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2数字化变电站自动化系统的结构

在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整地安装在开关柜上,实现了变电站机电一体化设计。

通信技术的进步改变了变电站控制系统与开关之间的连接方式,也引起了变电站结构的变化,IEC技术委员会专家建议变电站结构可以分三步完成改变。第一步是传感器与保护装置之间一一对应连接,通过过程总线控制断路器,内容由IEC61850-9-2规定;第二步是将以前控制与测量数据隔开的通信系统组合起来,传感器数据并入过程总线;第三步是将站总线与过程总线合并起来。

数字化变电站自动化系统的结构,目前通常在物理上可分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次,根据IEC6185A通信协议草案定义,这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

2.1过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。

⑵运行设备的状态参数在线检测与统计。 变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

⑶操作控制的执行与驱动。 操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制,电容、电抗器投切控制,断路器、刀闸合分控制,直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的,即按上层控制指令而动作,比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性,能判别命令的真伪及其合理性,还能对即将进行的动作精度进行控制,能使断路器定相合闸,选相分闸,在选定的相角下实现断路器的关合和开断,要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合,在零电流时分断等。

2.2间隔层

间隔层设备的主要功能是:(1)汇总本间隔过程层实时数据信息;(2)实施对一次设备保护控制功能;(3)实施本间隔操作闭锁功能;(4)实施操作同期及其他控制功能;(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;(6)承上启下的通信功能,即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时,上下网络接口具备双口全双工方式,以提高信息通道的冗余度,保证网络通信的可靠性。

2.3站控层

站控层的主要任务是:(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息,不断刷新实时数据库,按时登录历史数据库;(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;(5)具有(或备有)站内当地监控,人机联系功能,如显示、操作、打印、报警,甚至图像,声音等多媒体功能;(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态,在线修改参数的功能;(7) 具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。

3目前常规变电站自动化系统存在着很多技术和经济的局限性

3.1二次设备之间存在互操作性问题

⑴二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互联,必须设置大量规约转换器或保护管理机,增加了系统复杂和设计、调试和维护的难度,降低了通信系统的性能。

⑵当变电站二次设备选择不同厂家产品时,全站自动化系统设备互联成了变电站投产前必须重点安排的一项复杂工作。常常因为设备之间互联通信不畅等原因拖延调试工作周期,使变电站不能按期投运;并且给后期运行维护带来许多不便,给安全生产带来很大的隐患。

3.2传统电流、电压互感器的问题

电压等级越高,短路电流越大。为解决绝缘和传变特性,必须是体积增大,设备得更加笨重,安装运输极不方便。暂态传变特性差。高压系统中要求保护动作速度快,改善暂态传变特性需增加投资。电流互感器二次侧输出对负载要求严格,超高压变电站占地面积大,从开关场到控制室的二次电缆可达 200 米,为保证传变精度,增加电缆截面也不能解决问题。 传变大电流时,会出现铁芯饱和现象,使得差动保护难以实现。

3.3二次电缆对系统可靠性的影响

虽然现有的变电站自动化系统实现了设备的智能化,但这些智能设备之间以及智能设备与一次系统设备和变电站自动化系统之间仍然采用电缆进行连接。电缆遭受电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起二次设备运行异常;在二次电缆比较长的情况下由电容祸合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地,但由于二次回路接地点的状态无法实时检测,二次回路两点接地的情况仍时有发生并对继电保护产生不良影响,甚至造成设备误动作。

3.4设备选择的限制造成成本和加大

一次设备和二次装置之间依然采用电缆硬连接方式,需要敷设了大量的二次电缆。这无论是对设计、施工还是运行维护都存在很大的工作量,并形成可观的成本。信息共享困难。常常存在多套并行的应用系统,却未实现变电站内的公用信息共享,因此不便扩展、难以维护,加大了变电站整体造价及运行维护成本。站内各种二次设备无法互操作。各种二次设备采用私有协议和不兼容的网络,使变电站造价及调试、运行、维护成本大为增加。

4改造后数字化变电站的特点和优势

通过数字化变电站技术改造,能够比较好的解决现有变电站自动化技术存在的上述缺陷。数字化变电站具有简洁的二次接线、更好的保护性能、一致化的计测精度、较高的设备使用效率、更高的系统可靠性,同时数字化变电站设备具有很高的互操作性,设备较易维护和更新,信息实现共享的特点。因此,将传统变电站改造为数字化变电站将是必然趋势。

通过数字化改造,可以实现以下目标:通过过程层数字化,取消大量电缆硬连接,降低系统成本。采用IEC61850标准,实现不同厂家设备的互操作,消除站内信息孤岛。设备的互操作性使得用户可以选择最好的系统部件,大幅改善系统集成、现场验收、监视诊断和运行维护等的费用,节约大量时间,增加自动化系统使用期间的灵活性。优化功能布局,减少设备数量,简化二次系统。

因此,对常规变电站进行数字化改造,对于建设资源节约型、环境友好型社会和科技创新型电力企业,通过节能调度实现节能降耗,通过标准化实现信息共享和系统的互联互通,减少投资,降低维护工作量,提高效率和效益,提高大电网的安全稳定水平和灾变防治能力,提高电网生产的科学、智能决策水平,显著提高电网生产效率具有重要的现实意义。

5数字化变电站技术扩展的方向

西地数字化变电站的建设,采用数字化技术使变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化,将保护、控制、数据采集功能集成在最少的平台上,进行了高度的集成。特别提出继电保护的高度集成化,要实现1对N保护功能。为我们今后的数字化建设提供了宝贵经验,因此我们提出区域数字化电网建设,区域数字化电网建设对通信网提出了较高的要求。要求通信网可靠,在一条光缆中断时不影响整个系统通信,在一套光传输设备故障时不影响其它网元的业务传输,能够提供多业务接入,组成综合数据网,提供100M以太网接口、语音接口、低速数据接口和视频接口等。为了满足上述要求,通信网只能采用光纤通信方式,组成4纤自愈环网。光设备采用具有多业务接入功能的MSTP传输设备。使每一个网元都通过两个不同路由相连。同时具备自愈功能。从而保证在一条光缆中断和一个网元故障时其它站点通信不中断。 2009年计划选取宽城县作为试点,在宽城站和数字化电网二次中心站做两个环网的光口互联,系统容量为622M,同时考虑今后的括容可通过更换光口实现平滑升级到2.5G。通过增加相应的网卡可提供1000M的以太网接口。以满足该区域数字化电网建设对通信的需求。在城东110kv变电站建设集中保护控制楼,将一个35kv变电站保护及自动装置集中起来,逐步实现35KV变电站二次设备远程集中控制,实现保护1:N保护和控制。2010年在对一个35kv站进行远程控制的基础上,在1对N功能的基础上实现N对N。开展将多个35kv站远程控制的研究,逐步实现一套二次保护及控制设备完成对多个站多台设备的保护及控制。

常规的综合自动化变电站二次设备及控制均在站内实现。而且全部是1:1面向间隔,随着电网通信设备的发展,通信能够满足100M的站间通信要求,集中建立中心控制站,中心控制站的保护设备一套装置可控一个站或多个变电站线路或变压器保护,大大减少设备总数,减少投资,而且站内二次设备全部简化其中到中心控制站,实现保护1:N或N:N保护和控制,站内只有一次设备和通信设备,减少站内检修、调试及基建费用。

6结束语

西地数字化变电站改造后已正式运行近两年,总的来看设备运行平稳,各类数据采集、传输无误,保护和自动装置动作正常,至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验,满足了安全、稳定的系统运行要求。近几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快,原来制约数字化变电站发展的因素会得到逐一排除,随着数字化变电站运行经验的积累,成熟的数字化变电站取代常规自动化变电站将成为必然趋势。

参考文献

[1] 高翔.数字化变电站应用技校术. 中国电力出版社, 2008.

[2] 陈立新,张宝健. 数字变电站系统(DPSS)的研究与设计实现. 煤矿机械出版社, 2005.

[3] 李九虎,郑玉平,等. 电子式互感器在数字化变电站的应用.电力系统自动化, 2007,4.

作者简介:

李建龙,男,1974-6生, 高级工程师,现从事变电设计工作.

潘卓,女,1986-11生, 学生,中国农业大学.

杨振君,女,1963-1生, 高级工程师,现从事变电设计工作.

朱世梅,女,1968-11生, 高级工程师,现从事通讯设计工作.

高压电网110kV输电线路设计 篇4

截至2006年底, 国家电网公司所管辖农网有110 k V线路11.69万km, 变电站4 634座, 变压器7 809台, 变电容量25 241万k VA, 平均单台容量3.23万k VA。

目前, 110 k V供电线路都采用架空绝缘导体, 不仅提高线路供电的可靠性, 减少了合杆线路作业时的停电次数, 减少维修工作量, 提高线路的利用率;而且可以简化线路杆塔结构, 甚至可以沿墙敷设, 既节约了线路材料, 又美化了环境道路;节约了架空线路所占的空间, 便于架空线路在狭小通道内穿越;减少了线路电能损失, 减少了导线腐蚀, 延长了线路使用寿命。110 k V架空配电线路的特点是农网线路多、供电半径长、大部分为放射式树枝型供电线路, 线路间无联络, 线路分段开关数量少, 线路保护设备仍然简陋。

2 高压电网110 k V输电线设计要求

2.1 110 k V变电站设计

110 k V变电站及其配电网络涉及面广、影响面大, 主要是大型的公用基础设施, 它直接关系到工农业生产、市政建设及广大人民生活等安全可靠供电的需要。

2.1.1 变电站负荷设计

计算负荷是供电设计计算的基本依据, 计算负荷确定得是否正确合理, 直接影响到电器和导线电缆的选择是否经济合理。如计算负荷确定过大, 将使电器和导线选得过大, 造成投资和有色金属的消耗浪费, 如计算负荷确定过小又将使电器和导线电缆处过早老化甚至烧毁, 造成重大损失, 由此可见正确确定计算负荷的重要性。计算变电站的负荷量公式为:

式中, Pbdz为110 k V变电站的供电负荷 (k W) ;Sbdz为110 k V变电站供电控制面积 (km2) ;Pjm为供电范围内的平均负荷密度 (k W/km2) ;ΔPs (%) 为110 k V配电线路的功率损耗 (即线损率) 。

然后根据变电站应达到的功率因素要求, 计算确定变电站的主变压器容量为S=Pbdz/cos (k VA) 。

2.1.2 变电站主变压器台数的确定

主变台数确定的要求:对大城市郊区的一次变电站, 在中、低压侧已构成环网的情况下, 变电站以装设2台主变压器为宜。对地区性孤立的一次变电站或大型专用变电站, 在设计时应考虑装设3台主变压器的可能性。我国110 k V及以上电压变压器绕组都采用Y型连接。城市新建的110 k V变电站的主变压器最终规模一般均为3台。

2.1.3 主接线方式选择

电气主接线是根据电力系统和变电站具体条件确定的, 它以电源和出线为主体, 在进出线较多时 (一般超出4回) , 为便于电能的汇集和分配, 常设置母线作为中间环节, 使接线简单清晰, 运行方便, 有利于安装和扩建。以110 k V进出线2回, 10 k V出线20回, 采用有母线的连接方式为例分别对110 k V、10 k V侧接线方式进行选择。

110 k V侧进线2回, 可选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线。母线分段后重要用户可以从不同段引出两回馈电线路, 一段母线故障, 另一段母线仍可正常供电。 (2) 带旁路母线的单母线分段接线。母线分段后提高了供电可靠性, 加上设有旁路母线, 当任一出线断路器故障或检修时, 可用旁路断路器代替, 不使该回路停电。 (3) 双母线接线。采用双母线接线后, 可以轮流检修一组母线而不致使供电中断, 检修任一回路的母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条电路和与隔离开关相连的该组母线, 其他电路均可通过另一组母线继续运行。

采用单母线分段接线投资较少, 但可靠性相对较低, 当一组母线故障时, 该组母线上的进出线都要停电;采用双母线接线方式, 增加了一组母线, 投资相对也就增加, 且当任一线路断路故障或检修时, 该回路不需停电;采用单母线分段带旁路母线接线方式, 任一回路断路器故障检修时, 该回路都不需停电, 供电可靠性比单母线分段接线强。因此110 k V宜采用单母线分段带旁路母线接线方式。

10 k V侧出线20回, 大部分为Ⅰ类负荷, 选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线, 投资少, 在10 k V配电装置中其基本可以满足可靠性要求。 (2) 单母线分段带旁路母线, 该接线方式虽然提高了供电可靠性, 但增大了投资。

采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求, 且节约了投资。因此, 10 k V侧采用单母线分段接线。

2.2 110 k V输电线塔杆设计

110 k V输电线可采用型号为LGJ-185, 适用的杆型基本有5种, 即:水泥单杆或双杆带拉线、水泥双杆不带拉线、上字型直线铁塔、猫头型直线铁塔和钢管电杆。本文设计所选型号为双杆不带拉线型 (图1) 。地线型号为GJ-50, 设计水平档距为300 m, 垂直档距为400 m。主杆采用离心法制造, 选用230 mm、圆锥度为1/75的拔梢杆段, 全长18 m, 按9+9 (m) 分段。主杆接头用电焊连接, 壁厚50 mm, 用C40级混凝土、Ⅱ级钢筋。

2.3 线缆选择要求

根据导线的作用, 制作导线的材料应选择导电率高、耐热性能好、具有一定的机械强度, 且重量轻、制作方便、价格低廉的材料。因此, 常用的材料有铜、铝、钢等。由于铜的价格较贵, 架空输电线路一般不采用铜线。铝导电性能好, 但机械强度低, 而钢的机械强度较高, 但导电性能较差, 本设计的110 k V输电线为屋外配电装置, 故母线宜采用钢芯铝绞线LGJ。

2.4 绝缘子串设计要求

在发电厂变电站的各级电压配电装置中, 高压电器的连接、固定和绝缘, 是由导电体、绝缘子和金具来实现的。所以, 绝缘子必须有足够的绝缘强度和机械强度, 耐热、耐潮湿。

根据受力特点, 在直线型杆塔上组成悬垂串, 耐张杆塔上组成耐张串。每联悬垂绝缘子的片数由以下方式计算:

式中, n为每联绝缘子的片数;UN为标称电压 (k V) ;a为爬电比距, 35～110 k V大气清洁地区可取1.6～2.0 cm/k V;h为单个绝缘子的爬电距离, 110 k V取1 000 mm。

同时选择户外式绝缘子可以增长沿面放电距离, 并能在雨天阻断水流, 以保证绝缘子在恶劣的气候环境中可靠的工作。穿墙套管用于母线在屋内穿过墙壁和天花板以及从屋内向屋外穿墙时使用, 110 kV可选油浸纸绝缘电容式。

3 110 k V输电线施工技术

3.1 架空线路径选择

线路设计的好坏关系着线路的投资运行费用与运行的可靠性, 路径选择在110 k V输电线路设计中起着举足轻重的地位。线路路径的选择应结合交通条件及地质地形情况考虑。沿线交通便利, 便于施工、运行, 但不要因此使线路长度增加较多。若条件允许, 最好将路径选在交通相对便利的地方, 现在的施工及运输一般都由较大型的机械来承担, 若交通不便, 势必影响施工进度。在可能的情况下, 应使路径长度最短、转角少、角度小、特殊路越少、水文地质条件好、投资少、省材料、施工方便、运行方便、安全可靠。

3.2 架空线间距

导线的线间距离d按下式计算:

式中, lk为悬垂绝缘子串长度 (m) ;U为线路电压 (m) ;f为导线最大弧垂 (m) 。

3.3 防雷与接地技术

110 k V架空输电线路地处旷野, 线路距离长, 均易遭受雷击, 常会造成绝缘子串闪络烧毁、线路跳闸停电等事故。因此输电线路防雷工作在110 k V输电线设计中是必不可少的部分。

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, 同时还能起到分流作用, 以减小流经杆塔的雷电流, 从而降低塔顶电位, 可以减小线路绝缘子的电压和降低导线上的感应过电压。

线路避雷器具有很好的钳电位作用, 110 k V变压器侧避雷器的选择可选用Y1.5W60/1型, 同时110 k V母线侧可选用Y10WE-100/260型避雷器。

4 结语

随着国民经济实力的增强, 我国的高压输电线路逐渐呈现距离长、容量大的特点。110 k V输电线路作为我国主要的供配电网, 担负着电能输送的主要任务, 其供电可靠性直接影响着电能输送的安全性和经济性。本文通过对110 k V电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了具体问题具体处理的技术工作方法和对策。

摘要：通过对110kV电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了相应的工作方法和对策。

关键词：高压电网,110kV,输电线,设计

参考文献

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[2]李江民, 黄华峰.浅谈110kV高压输电线路的防雷保护[J].湖南工业职业技术学院学报, 2009, 9 (6)

[3]许建安.35～110kV输电线路设计[M].北京:中国水利水电出版社, 2003

110KV巡线制度 篇5

一、目的

为了提高线路巡视质量，保证设备安全稳定运行，制定本制度。

二、适用范围

本制度适用于城铜110KV线路。

三、主管部门

生产技术室。

四、巡视标准

巡线制度的建立均引用于以下条文，制度公示时所示版本均有效，使用该制度时应考虑巡视标准版本更新的可能性：

DL/T741-2001《架空送电线路运行规程》 ； DL408-91《电业安全工作规程》（电力线路部分）； 《中华人民共和国电力法》 ； 《电力设施保护条例》 ；

《电力设施保护条例实施细则》；

Q/CSG 2 0002-2004《架空线路及电缆运行管理标准》； Q/CSG 1 0010-2004《输变电设备状态评价标准》 ； Q/CSG 1 0002-2004《架空线路及电缆安健环设施标准》。

五、作业准备

1.设备巡视人员，需要有较多的检修实际经验，具备独立工作能力，身体健康，适应野外高空作业，并经岗位培训、考试、考核合格。

2.工作负责人应将作业前人员分工、危险点和控制措施交代清楚。3.巡视人员巡视前，应带好必备工具（望远镜、笔记本、笔），携带少量螺母等常用材料，以便于处理巡视检查中能够当场处理的缺陷。

4.为保证巡视人员安全，在任何情况下禁止单人巡线，山区巡线须由三人或者三人以上进行。，六、作业周期

定期巡视：半年巡视一次；

特殊巡视：结合季节、环境、气候和负荷情况进行； 故障巡视：故障后立即进行。

七、作业项目 a． 沿线情况检查

（1）线路通道内有无新建的建筑物及其对线路的安全距离，有无可燃、易燃、易爆物品和腐蚀性气体。

（2）

线路通道内有无栽种的树木、竹子及对线路的距离。（3）

线路通道内有无土石方挖掘，建筑工程和爆破工程。

（4）线路通道内有无架设或敷设的架空电力线路，架空通信线路、架空管道，各种管道和电缆对本线路是否满足安全要求。

（5）线路附近修建的道路、铁路、水库、鱼塘、码头、卸货场、采石场、射击场等是否威胁线路安全运行。

（6）

线路附近有无高大的施工机械及可移动式设备。

（7）

线路附近污源的变化情况，其是否威胁线路安全运行。（8）巡视检修使用的道路桥梁以及路标有无损坏。（9）线路的辅助设施有无损坏和失窃。

（10）了解掌握其它不正常现象，如江河泛滥、山洪暴发、森林起火等。b． 杆塔与拉线检查

（1）杆塔倾斜、横担歪斜及各部件的锈蚀、变形情况。

（2）杆塔各部件的固定情况，如：是否缺失塔材、脚钉、螺栓或螺帽，螺栓是否松动，焊接处或火曲处是否开裂。（3）拉线及其部件有无锈蚀、松弛、断股，张力分配是否均匀，是否缺少螺帽，拉线交叉点是否相碰等。

（4）

塔身与基础的连接是否良好。

（5）基础周围土壤有无突起或沉陷现象，基础有无裂缝、损伤，基础是否下沉或上拔，护基是否沉塌或被水冲刷等。（6）杆塔周围杂草是否过高，能否满足最大风偏要求，塔上有无危及安全运行的鸟巢或异物。

（7）防洪设施是否坍塌或损坏。c． 导线与地线检查

（1）导线、地线有无断股，损伤和闪络烧伤，腐蚀现象。（2）导线、地线弧垂变化，分裂导线子导线的间距变化。

（3）导线、地线有无覆冰、脱冰跳跃、振动上扬、分裂导线有无相互鞭击和扭绞现象。

（4）导地线在悬垂线夹内有无滑动现象。

（5）引流线有无断股，是否变形，以及其与杆塔间的空气间隙是否满足要求。（6）

导线、地线在压接管内有无位移现象。（7）塔上，导线、地线上是否悬挂有异物。d． 绝缘子及金具检查（1）绝缘子的污秽情况，绝缘子的瓷裙有无裂纹、损伤，钢脚及钢帽有无锈蚀、变形或裂纹。

（2）绝缘子有无闪络或局部放电痕迹。（3）悬垂绝缘子串是否偏斜。

（4）金具有无锈蚀、磨损、裂纹、开焊、松动。开口销、弹簧销及螺栓等是否缺少或脱落。e． 防雷设施检查

（1）地线的放电间隙有无变动、烧损。

（2）绝缘地线的跳线间隙和换位处的交叉距离是否满足要求。f． 接地装置检查

（1）地线、接地引下线、接地网间的连接是否可靠。

（2）接地引下线是否严重锈蚀、丢失，埋入地下部分是否外露。g．附件及其他部件检查

（1）

防震锤是否移位、偏斜，钢丝是否断股。

（2）

间隔棒是否松动、离位及剪断，连接处是否磨损或有无放电烧伤。（3）

各种检测装置有无丢失或损坏。

110kV电网 篇6

关键词 110 kV输网工程；准备工作；措施；质量；注意事项

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)011-0126-01

1 施工前的准备工作

110 kV输电线路的施工前，应该严格进行图纸会审，并且认真审查施工方案与施工设计，确保施工前的计划方案的正确无误。基础施工所用的水泥需符合工程混凝土水泥的使用要求。钢筋的质量、钢号、规格必须符合设计图纸的要求和规定，并且要有出厂的合格证明和材质化验报告，同时钢筋表面不得有麻点、裂纹、折叠、分层刮痕、结疤等缺陷。焊条型号必须符合施工图纸的要求，并且要有出厂的合格证明。使用前应做严格的检测，并经工艺性能试验，合格后方能使用，焊药剥落者不准使用。

110 kV输电线路的施工过程中，需严格控制基础立柱断面尺寸、基础根开及对角线、整基基础与中心桩问的位移及扭转。在施工中要严格控制主要几何尺寸，特别是基础根开及对角线，否则将直接影响杆塔组立等后续工作进行。若尺寸出现严重误差时，甚至导致基础报废。

2 110 kV输网工程施工措施

2.1 110 kV输网工程的技术措施

1）网架的建设。一个质量优良、设计合理的网架，能够有效保障电网供电的安全胜和可靠性。随着城市发展和电力系统生产发展的需要，架空线路不仅影响城市的美观，而且对电网的安全运行也存在事故隐患。架空线要取消，转而埋入地下，由电缆取而代之。

2）线路的建设。在进行线路建设前要与市政管理部门进行沟通，使110 kV输电网的建设与城市规划相结合，以便日后对其进行维修和改造。要注意将输电网划分成若干个相对独立的供电区域，并明确彼此间的供电范围，以便在满足负荷密度和运行管理工作需求的同时降低线路出现重叠的概率，增强维护人员工作的安全系数。

3）输变及其附属设施的选择及安装。应本着“短半径、密布点、小容量”的原则进行输变的选择，并将其设置在靠近负荷中心的位置。

4）电缆的敷设。①敷设前要对电缆的型号和规格进行检查，以确保其与施工设汁相符；②对电缆沟的各项指标进行检查，以免出现因标准不统一而导致的返工；③在进行人工敷设时，应注意控制敷设速度，从而防止因弯曲半径过小而导致的电缆损伤；在进行对电缆支架的敷设时，要提前确定敷设的顺序以及各电缆在支架上的位置，以免电缆相互交叉重叠。

2.2 110 kV输网工程的安全措施

1）合理设置输电网的网络结构在进行110 kV输电网建设时，应注意设置分段及联络断路器，以减少检修停电及电网故障的影响范围对于频繁出现跳闸的线路，要第一时间对其进行线路改造，使其达至安全运行的基本要求，从而保障供电的安全和稳定。

2）制定维护计划、采用先进技术管理部门应根据本地实际，制定出一套切实可行的输电线路维护计划，以便在开展日常维护工作时能够有据可循。在工程建设中，应尽量选择那些质量优良的电气设备，并加强对断路器的应用，以便缩短维修时间，确保设备的可靠运行。有条件的地区还可以设置带电检测设备和故障指示器，从而实现输电线路的自动化，一旦出现事故，就能实现对故障区段的自动隔离以及对非故障地区供电的自动恢复。

3）优化输网的周边环境。要尽量将输网的杆塔设置在远离道路的地方，如因特殊原因不能移动，则应在杆塔下部涂抹反光漆或悬挂反光牌，以便引起机动车驾驶员的注意，避免碰撞事故。如果110 kV的架空线路位于空旷的原野上，则应采用支柱式的绝缘子或陶瓷横担，安装金属氧化物避雷器等防雷击装置，并做好地线的铺设。如果110 kV的架空线路位于城区，尤其是位于城区树木繁盛的街道，则应对可能影响供电安全的树木进行修剪，并适当提高电线杆的高度，使导线高于树冠，同时做好防雷设施的设置，避免雷击和意外触电事故的发生。另外，在施工过程中还要避免对导线及附属零件的污染，以便保证输网T程的安全运行。

3 如何提高110 kV输电线路的施工质量

1）做好勘测工作。勘测工作是输电线路施工的第一道工序，也是整个工程的重点，对于施工条件的准确认定和相关图纸的合理设计起着至关重要的作用，因此，相关部门要对勘测工作的质量进行严格控制。勘测工作的基本任务是在保证线路安全可靠、运行方便的前提下缩短路径长度，减少工程投资。110 kV输电线路的勘测工作对于线状测量精度的要求并不高，但是，在进行转角、平距高差等数据的测量时一定要认真对待，不能出现错记或漏记的现象；勘测工作要严格按照测绘的记录程序和操作程序进行，并且要制定相应的复核制度。测绘人员在掌握测绘知识的同时，也应掌握一定的地质、线路设计方面的知识，以便应对不同的勘测环境，提高勘测结果的质量；勘测人员应积极与设计人员进行沟通和技术交底，以便更好地了解设计意图，提高勘测工作的精度和效率。

2）认真进行架线施工。在110 kV输电线路的施工过程中，难免会遇到需要跨越障碍物的情况，这些障碍物种类繁多、分布复杂，给线路施工带来了极大的不安全因素。为了保障安全生产的顺利进行，对于此类问题一般会采用架线施工的方式進行解决。但由于架线施工除了要保障施工人员、设备的安全，还要兼顾材料成本、运输成本、安装协调费用等在可接受范围内，因此，在进行施工前，要注意组织施工及测绘人员对现场进行全面的勘察，充分掌握设备定点位置周围的地质情况，以便设计人员对导线的距离、弧垂等进行合理设计。

3）优化杆塔工程施工。杆塔是导线的承载设备，严格按照设计要求进行杆塔及其防护设施的建设可以有效防止其在运行过程中出现因外力作用而发生的下沉、倾倒和变形等情况，这对于保证工程质量以及输电线路的正常工作具有非常重要的意义。

4 基础施工过程中的注意事项

必须在施工前，检测基础施工所用的工器具和机具设备的机械性能的完好性，在搭设、拆除架线和防护设施的施工期间，应闭锁被跨越电力线路的重合闸装置。施工期间，要随时关注天气预报，避免雨雪、冰雹等恶劣天气，选择风力小、天气晴好的时间段进行施工。

110 kV输电线路工程的基础施工前，一定要将分坑测量以及复测工作的做好。复测施工指在线路施工前，建设单位、施工单位对设计单位提供的平断面图、杆塔明细表进行现场核对测量，检测施工现场与图纸设计是否一致，设计桩是否存在移动或丢失的现象，转角塔位桩及复核杆塔位中心桩位置、断面高程以及档距是否符合设计要求等。

5 结束语

110 kV输电线路是我国电力系统的重要组成部分，它的线路施工是一项劳动强度大、施工时间短、技术含量和危险性都比较高的野外工作，同时还要受到地质条件、天气状况等的严重制约。因此，在施工过程中，工作人员应注意安全，注意细节，努力提高工程质量。相关的技术人员和设计人员也应加强对有关内容的研究，为提高我围电力系统的整体水平做出自己的贡献。

参考文献

[1]程虎.新形势下如何搞好电力建设施工现场的安全管理[J].电力建设,2004.

[2]古顺斌.浅谈输电线路施工管理与质量控制[J].产业论坛,2007,12.

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[4]黄世精.提高110 kV输电线路施工质量的措施探讨[J].技术与市场,2010,10.

110kV城市电网电缆设计探讨 篇7

关键词：110kV,城市电网,电缆,选择,敷设,接地

1. 电缆选择

近年来, 交联聚乙烯 (XLPE) 绝缘电力电缆 (以下简称XLPE绝缘电缆) 在电力系统得到了广泛的使用。由于交联电缆的难燃性, 其PVC的外护套本身也是阻燃的, 而且低毒低烟性的阻燃交联聚乙烯电缆已有很成熟的技术和广泛应用的经验。就目前国内外的电缆设计和实际敷设情况来看, 隧道选用阻燃PVC套的交联聚乙烯电缆, 都不用再考虑其他特别的防火措施。

2. 电缆护套的选择

电缆的外护层, 应符合下列要求:

1) 交流单相回路的电力电缆, 不得有未经非磁性处理的金属带、钢丝铠装。

2) 在潮湿、含化学腐蚀环境或易受水浸泡的电缆, 金属套、加强层、铠装上应有挤塑外套, 水中电缆的粗纲丝铠装尚应有纤维外被。

3) 除低温-20度以下环境或药用化学液体浸泡场所, 以及有低毒难燃性要求的电缆挤塑外套宜用聚乙烯外, 可用聚氯乙烯外套。

4) 用在有水或或化学液体浸泡场所的6～35kV重要性或35kV以上交联聚乙烯电缆, 应具有符合使用要求的金属塑料复合阻水层、铅套、铝套或膨胀式阻水带等防水构造。

敷设于水下的中、高压交联聚乙烯电缆还宜具有纵向阻水构造。

3. 电缆外护层的选择

电缆的外护层主要有PE护层及PVC护层两种。PE护层的机械性能及电气性能均好于PVC护层, 方便施工安装, 但不具有阻燃性能, 主要适用于直埋和穿管敷设。PVC护层则具有阻燃性能, 比较适于明敷于隧道中。

为方便电缆的维护及试验, 外护层外应有一层外电极。外电极可以随外护套一起挤出, 但大部分的电缆生产厂家都采用在外护套上涂一层石墨的办法。为了让石墨层在施工及运行中有脱落时能及时发现, 最好选用红色的外护层或与石墨的颜色有鲜明反差的颜色的外护层。

4. 电缆附件的选择

1) 户内终端在室内条件下使用, 不受大气影响。目前用于XLPE绝缘电缆的户内终端形式多样, 体积较小, 例如80年代后期国内使用的预制件、热缩件、冷缩件、接插式附件等。接插式附件终端可以在无电压、有电压无电流、有电压有负荷等几种状态下接插, 给运行检修带来很大方便。

2) 户外终端相对环境比较差, 附件要承受日晒、雨淋、气温变化、工业污秽等条件且要能保证运行良好。

3) 接头有绝缘接头和直通接头之分。

4) 35kV以上电压电缆金属护层的不直接接地端, 每相均应通过护层绝缘保护器接地。保护器的三相接线方式, 一般情况宜采取Y0接线。

5) 护层绝缘保护的选择, 应满足在使用环境条件下可靠、耐久、监视维护方便和利于安装。

6) 35kV以上电压电缆的金属护层一端互联直接接地情况下, 当可能

出现的工频或冲击感应电压超过护层绝缘耐受强度, 或需抑制对邻近的控制或通讯电缆的感应干扰强度时, 可沿线路并行配置回流线或均压线;对在隧道、沟内敷设电缆的方式, 这时应充分考虑沿支架设置接地干线的作用。

7) 回流线的阻抗及其两端接地电阻, 宜按与系统内最大零序电流和回流线上感应电压相匹配计。均压线的自然接地电阻, 宜大于均压线自身阻抗的30倍。回流线或均压线的排列配置方式, 宜使在正常工作电流时产生的损耗最小。

5. 电缆的敷设

对于各种敷设现场 (如隧道、直埋、沟道、水下等) 应了解敷设总长度、各转变点位置、工井位置、上下坡度以及地下管线位置特性等因素。在检查电缆线路总长度时, 应首先检查线路上有无预留位置, 俗称Ω圈。这种为今后电缆检修所留的电缆余量, 按照规定应在终端、接头、过马路穿管, 过建筑物等处。同时为了使电缆运行可靠, 应尽量减少电缆接头。对高压电缆 (35kV及以上电压等级电缆) 可采用假接头形式完成交叉互联, 这样可以不破坏导体的连接性, 提高电缆输电能力。电缆盘旋转最好选在转变处、接头处、上下坡起始点, 对于66kV及110kV电缆的敷设应考虑牵引机具的放置位置。其次, 要测量各转变处电缆的弯曲半径是否合乎要求。

电缆中间接头处应作防水处理, 因为XLPE绝缘电缆的接头, 不论附加密封多么良好, 总低于原电缆护套, 特别是中低压电缆, 由于没有金属护套, 密封处一旦进水, 将使绝缘部分直接暴露于水中。高压电缆接头虽有金属护套, 但金属护套的连接处仍然存在弱点。因此接头位置最好在电缆沟道、直埋处增加防水措施。例如直埋, 可在接头位置修建一水泥槽, 在处作密封处理后, 再填砂盖板, 然后直埋。同时接头应高于周围电缆, 防止电缆内原已进入的水向接头迁移。

6. 电缆金属护套的连接与接地的方式

6.1. 护套两端接地

66kV及以上电压等级XLPE绝缘单芯电缆金属护套上的感应电压与电缆的长度和负荷电流成。当电缆线路很短, 传输功率很小时, 护套上的感应极小。护套两端接地形成通路后, 护层中的环流很小, 造成的损耗不显著, 对电缆的载流量影响不大。当电缆线路很短, 利用小时数较低, 且传输容量有较大裕度时, 电缆线路可以采用护套两端接地。

6.2. 护套一端接地

当电缆线路长度在500m及以下时, 电缆护套可以采用一端直接接地便。 (通常在终端头位置接地) , 另一端经保护器接地, 护套其它部位对地绝缘, 这样护套没有构成回路, 可以减少及消除护套上的环行电流, 提高电缆的输送容量。为了保障人身安全, 非直接接地一端护套中的感应电压不应超过50V, 假如电缆终端头处的金属护套用玻璃纤维绝缘材料覆盖起来, 该电压可以提高到100V。护套一端接地的电缆线路, 还必须安装一条沿电缆线路平行敷设的导体, 导体的两端接地, 这种导体称为回流线。为了避免正常运行时回流线内出现环行电流, 敷设导体时应使它与中间一相电缆的距离为0.7s (s为相邻电缆轴间距离) , 并在电缆线路的1/2处换位。当发生单相接地短路故障时, 接地短路电流可以通过回流线流回系统的中性点, 特别是当接地故障发生在回流线的接地网中时, 接地电流的绝大部分通过回流线。由于通过回流线的接地电流产生的磁通抵消了一部分电缆导体接地电流所产生的磁通 (两者电流方向相反) , 因而装设回流线后可降低短路故障时护套的感应电压, 同时也防止了电缆线路附近的二次信号和通信用的电缆产生很大的感应电压。回泫线的两端应可靠接地, 截面积应满足短路电流热稳定的要求。

6.3. 护套中点接地

电缆线路采用一端接地感到太长时, 可以采用护套中点接地的方式。这种方式是在电缆线路的中间将金属扩套接地, 电缆两端均对地绝缘, 并分别装设一组保护器。每一个电缆端头的护套电压可以允许50V, 因此中点接地的电缆线路可以看做一端接地线路长度的两倍。

当电缆线路长度为两盘电缆, 不适合中点接地时, 可以采用护套断开的方式。电缆线路的中部 (断开处) 装设一个绝缘接头, 接头的套管中间用绝缘片隔开, 使电缆两端的金属护套在轴向绝缘。为了保护电缆护套绝缘和绝缘片在冲击过电压时不被击穿, 在接头绝缘片两侧各装设一组保护器, 电缆线路的两端分别接地。护套断开的电缆线路也可以看做一端接地线路长度的两倍。如果绝缘接头处的金属套管用绝缘材料覆盖起来, 护套上的限制电压通常为100V, 则电缆线路的长度可以增加很多。

6.4. 护套交叉互联

6.4.1. 护套交叉互联方法

电缆线路很长的 (大约大于1000m时以上时) , 可以采用护套交叉联, 将电缆线路分成若干大段, 每一大段分成长度相等的3小段, 每小段之间装设绝缘接头, 绝缘接头处护套三相之间用同轴引线经接线盒进线换位连接, 绝缘接头处装设一级保护器, 每一大段的两端护套分别互联接地。

6.4.2. 护套交叉互联的作用

1) 感应电压低, 环流小:如果电缆线路的三相排列是对称的, 由由于各段护套电压的相位差为120°, 而幅值相等, 因此两个接地点之间的电位差是零, 这样的护套上就不可能产生环行电流, 这时线路上最高的护套电压即是按每一小段长度而定的感应电压, 可以限制在50V以内。当三相电缆排列不对称, 如水平排列时, 中相感应电压较边相低, 虽然三个小段护套的长度相等, 三相护套电压的向量和有一个很小的合成电压, 经两端接地在护套内形成环流, 但接地极和大地有一定的电阻, 故电流很小。

2) 交叉互联的电缆线路可以不装设回流线:电缆线路交叉互联, 每一大段两端接地, 当线路发生单相接地短路时, 接地电流不通过大地, 此的护套也相当于回流线, 因此交叉互联的电缆线路不必再装设回流线。

3) 电缆换位金属护套交叉互联:将电缆线路分段, 护套交叉互联, 同时再将三相电缆连续地进行换位, 这样不但对称排列的三相电缆护套电位向量和为零, 就是在不对称的水平排列三相电缆中, 由于电缆每小段进行了换位, 每大段全换位, 三相电缆护套感应电压相差很小, 相位差120°, 其向量和很小, 产生的环行电流也几乎为零。因此电缆换位、金属护套交叉互联较单独的护套交叉互联效果更好, 但此种连接方法只适合于电缆比较容易换位的场所, 如隧道等。

7. 结语

110KV电力电缆的设计应结合实际情况进行, 在具体工程设计中应重点考虑电缆走径, 敷设深度, 腐蚀及热稳定校验等方面。在保证线路安全互要求的条件下, 应综合考虑各种因素, 合理地设计, 以便于线路的安全运行和施工, 降低工程造价

参考文献

[1]DL/T5221-2005, 城市电力电缆线路设计技术规定[S].

110kV电网 篇8

一、电网无功电压运行统计

无功潮流是关系电力系统运行质量的关键环节, 对整个电力系统的运行起着关键性的影响, 关系着其运行的安全性和经济性, 因此需要对无功潮流分布进行合理的分配。由于受到重视有功忽视无功思想的影响, 电网在无功分析方面存在着不足, 进而引发了一系列的问题, 阻碍了整个电力系统的健康运行。就该片区而言, 最高统调负荷达到61873MW, 并且呈现逐年增长的趋势, 到去年年底, 电网统调机组容量达到5283.7MW, 拥有220kV变电站54座, 220kV主变83台, 110kV变电站168座, 110kV主变268台, 且该片区的220kV电网分布呈现出五纵六横的格局。

为了更好的了解该片区的电网电压水平, 需要借助一定的统计方法, 对220k V、110kV电压的数据进行采集和分析。在电网的运行中, 各个片区的监控点的电压存在着一致性, 因此可以根据这一原理, 计算出各枢纽220kV、110kV变电站的电压最大值和最小值的平均值。可以将电压的最大值和最小值进行列表分析, 进而了解到各个分片区整体的电压水平, 并及时的发现各个片区出现的电压异常的现象, 并采取有针对性的措施。

在对数据进行采集和分析的时候, 需要保证数据的典型性和代表性, 进而提高参考的可行性和科学性。通过对该片区的十个典型片区的电压情况进行分析, 发现了电压普遍较高的片区和较低的片区, 并对整个片区的电压情况形成一个清晰的认识。通过对电压情况的分析, 得出了该片区经济发展和装机容量的问题, 进而及时发现电网格局不平衡的问题。

二、电网的功率因数水平分析

就电网的主力电厂而言, 根据各时刻点的有功、无功负荷数据, 可以得到各个点的功率因数, 在此基础上, 画出相应的功率因数时间序列图。通过对序列图的观察和分析, 可以得出电网运行的电压规律。

对该片区而言, 主力电厂的功率因数较大, 在0.9以上, 但是不同的季节会导致不同的功率因数, 因为夏季的负荷较大, 而冬季的负荷较小, 进而导致夏季的功率因数小于冬季的功率因数, 并且冬季的功率因数只有在晚间出现负荷高峰期时会出现一定程度的下调。与此同时, 各个厂的功率因数的调节步伐是一致的。

该片区220kV、110kV变电站的夏季负荷高峰出现时, 中部、南部、西部变电站的功率因数会达到0.95以上, 东部变电站功率因数广泛在0.88-0.93, 这就充分的说明了该片区东部电网存在着无功不足的问题, 为了满足整个电网运行的需求, 需要降低各个发电机的功率因数, 再加上母线电压的限制, 致使电网的动态无功备用的水平较低。而东部片区的部分变电站功率因数在负荷高峰期时仅为0.86, 可见该片区没有较大的无功潜力进行挖掘。

为了更好的适应整个电网系统的发展, 各个机组会根据电网的电压情况实行进相运行, 这样就会使母线的电压上升至235k V, 在这一情况下, 高电压会发挥较大的作用, 因此需要对相应的机组进行有效的控制, 进而减轻片区的无功倒送的现象。

三、220kV、110kV电网的无功平衡分析

在该片区的电网运行中, 片区的无功补偿系数的确定是依据电厂的满发且功率因数为0.93的运行环境。就2012年该片区东部电网运行参数而言, 部分220kV变电站无功总配置系数为1.24-1.3, 而国家要求的无功技术系数为1.32-1.5, 可见未能够满足技术规定的系数要求。当该片区东部电网处于运行最大负荷时, 会出现严重的无功补偿不足的现象, 并且无功补偿的分布很不均衡。除东部片区外, 部分变电站无功配置系数较高, 超过了平均的配置范围, 并且该片区的无功功率在整个电网的无功配置系数中占有较大的比例, 出现了一定的无功过剩的问题。其他片区的无功配置系数相对较为合理。

可见, 该片区处于供电紧张的情形中, 但是大部分的电网都是按照功率因数在0.9以上进行运行的, 但是缺乏动态无功备用的电厂。如果以2012年的最大负荷日电厂出力进行估算, 就会发现该片区局部电网的无功补偿配置系数较低。

通过分析不难发现, 该片区的电网受到电源和负荷分布不均衡的影响, 各个片区在无功电压方面的表现也不尽相同, 呈现出不同的特点。特别是中部片区是该的电网首端, 线路较多, 加上充电功率较大和电厂较多, 进而导致无功多但是补偿容量严重不足以及负荷相对较轻的现象, 进一步引起了电网无功过剩且电压过高。而东部片区是该片区电网的末端, 也是经济发展较快的片区, 负荷较重且经常出现用电的高峰期, 加上无功配置不足, 进而引起了无功不足且电压偏低的现象。其次, 220kV电网与110kV电网之间的交换较小, 这就导致了在负荷高峰期会出现无功补偿容量不足且投运不足的现象, 进而导致功率因数不合格。就其各个片区的无功分区平衡而言, 该片区做的较好, 并且联络关口的功率因数也较低, 较好的保证了电网的安全稳定运行。但是由于节假日是用电的高峰期, 会出现用电量以及负荷最大的情况, 这时就对电网的运行提出了更高的要求, 这就需要对其实施进相运行, 进而缓解该片区的在用电高峰期电压过高的矛盾。

另外, 由于部分220kV线路较长, 线路充电功率较大, 在变电站负荷较轻时, 及时将该变电站及所供下级变电站所有电容器退出的情况下, 该变电站无功仍过剩并导致电压升高。

四、该片区220kV、110kV电网无功电压方面的问题以及建议

通过对该片区的无功电压分析, 可以发现在电网的运行中存在着诸多问题, 严重的制约了电网的健康运行, 并且影响了供电的质量和效率。一般而言, 主要包括以下几个方面的问题:

(一) 对电容器的管理和逆调压方面的缺陷

在该片区的电网运行中, 对于负荷增长较快的片区而言, 存在着电容器管理不当以及缺乏对逆调压的认识, 这就需要以负荷增长为参考, 进行合理的无功补偿, 同时加强对现有的电容器的管理, 并提高对逆调压的重视, 合理的对现有的无功装置进行设计和安装。除此之外, 要配置一定数量的低压减负荷装置和投切负荷装置, 在电压较低时, 要提高电压的稳定性, 进而避免破坏性事故的发生。

(二) 电压转移难以满足电网系统的需求

在该片区的用电负荷发生转移时, 对变电站的主变分接头的档位进行合理的设置, 如果处理不当, 就会引发主变的低压侧电压偏高, 这样就难以满足系统运行的需求, 以致无法投入电容器补偿无功。为了解决这一问题, 需要对变压器进行一定的技术改造, 调整变比, 进而有效的降低中压侧电压。

(三) 缺乏对用户电容器的整体把握

在该片区, 用户的电容器的数量占到片区电网的电容器的三分之一左右, 由于数量大分布复杂, 导致电网企业对用户的电容器的投运情况的了解不够全面, 导致在对用户功率因数的考核制定标准的过程中出现与输电网的功率因数的参考标准之间的矛盾。为了解决这一问题, 需要提高电力部门的监控力度, 加强管理, 不断研究和完善对用户功率因数的考核办法和执行力度。

(四) 无功补偿形式单一

在该片区的电网运行中, 应用的无功补偿设备主要是并联电容器, 形式过于单一, 难以满足电网运行的需求。建议在存在较长供电线路且变电站在负荷轻时段出现无功过剩的变电站增设并联电抗器以吸收过多的无功功率。

(五) 对小水电的无功出力考核不合理

在电网的运行中, 缺乏对中小水电的无功出力考核的科学性和合理性, 因此需要加强对电网的功率考核因数的重视, 并且顺应市场经济的要求, 激励大的电厂配合调压管理和研究电压功率因数考核的办法, 为电网的正常运行创造有利的条件。

此外, 还需要注意以下几个环节的重视, 保证电网的正常运行:为了解决一些站点的主变无功穿越量较大的问题, 加强其所在的220kV分区电网无功配置, 优化合理增加电容器配置。对于电压偏低或者是无功过大的现象, 应检查现有无功补偿设备的可用情况和投切策略, 保证能及时投入这些补偿设备, 进而保证整个电网的高效稳定运行, 最大限度的提高电网运行的安全性、经济性和科学性。

摘要：本文以四川某片区的电网发展为例, 对电网的无功电压进行了统计, 并指出了无功电压中存在的主要问题, 重点探讨了相应的解决方案和措施, 目的是为片区的电网运行提供指导和借鉴, 进而实现无功电压的优化和科学管理, 最终实现电网的可持续发展。

关键词：电网,无功电压,数据,平衡分析,数据采集监控系统

参考文献

[1]李海峰, 王小英, 杨志新.江苏电网无功电压现状分析[J].江苏电机工程, 2011 (01) .

[2]汪卫华, 曹新频.无功电压自动控制装置定值整定及其运行问题[J].供用电, 2009 (05) .

110kV电网 篇9

高压电网110kV的供电线路都是运用架空的绝缘体。一来提升了线路供电的可靠性，缩短了修理的工作量，线路的使用率大大提高。二来还方便线路杆塔的构建，节省了大部分的材料，而另一种方式则是沿墙进行铺设，这样一来不仅可以减少材料的应用，也可以减少对环境道路的不利影响，减少了电能的浪费，由于是与墙贴合，因此还增长了导线的腐化周期。

1 110KV电网输电线路的现状

由于我国经济的迅速发展和人民生活水平的不断提高，所以我国高压电网的范围大、容量大的特点慢慢凸显出来，而我国最为关键的电网配置的其中之一就是110kV的输电线路。电能的输送主要来源于它。电能输送期间的经济性和安全性，和电网供电的可靠性有最直接的关系。目前，110kV的供电线路采用的是架空的绝缘体。提高供电性的同时，减少了合杆作业的停电次数，避免了不必要的大面积停电，简化了线路杆塔的构造。不利用架空绝缘的时候，可以沿着墙体铺设，节省材料消耗的同时，也美化了周边的环境。节约出来的架空空间，方便更小的通道内让架空路线来回穿梭。高压电网110kV的架空配电线路的最大特点就是：供电的半径长、农网线路居多。但同时缺点也暴露无遗，分断的开关少、线路保护设备简陋和各个线路之间没有联络。

2 输电线的设计

2.1 主变压器的数量

对于大城市郊区的变电站，在中、低压侧已经构成环网的条件下，装载2台主变压器最好。对于地区相对孤立的大型专用变电站，在设计的时候装载3～4台主变压器为宜。在我国，高压电网110kV的变压绕组都采用Y型的链接结构。城市中新建的高压电网110kV的主变压器的规模都采用3台为准。

2.2 负荷量的计算

负荷的计算是供电设计中最基本的数据，计算的负荷值是否合理，将直接影响到导线的选择和电器的选择是不是经济合理。如果计算的结果偏大，就会影响导线和电器的选取过大，造成有色金属和投资的不必要浪费。如果计算的结果偏小，也会影响导线和电器提前老化甚至烧掉，造成的损失将是不可估量的。因此，正确合理的计算负荷量，对于导线和电器的布置尤为重要[2]。

2.3 支撑线路的杆塔设计

110kV输电线路最基本也是最重要的支撑结构就是杆塔，在对支撑线路杆塔进行设计的时候，不仅仅要考虑线路本身条件限制的因素，更要考虑杆塔的分段模式、横膈面的杆塔分布、以及传力等诸多因素。常用的斜材构造是交叉型的斜材构造，它属于基本的单位，而为了使得减少杆塔本身受外界因素的影响，则可以在通电线路中杆塔本身的节点之间的位置增加短角钢的应用，这样，就能够有效的稳定其结构。

塔身斜材的性能会受到诸多因素的影响进而降低杆塔本身的结构的抗压性能。而影响其性能的因素有：水平面夹角的度数，应以40°～50°之间;还有选材的质量、主体材料本身的长度以及分段等等。

2.4 输电线材料的选择

由于110kV的输电线路本身就具有危险因素，因此为了使其性能及使用寿命的延长，则必须在材料的选择上慎重。在设计之初，就要在以此电线在电网中的作用为前提来选择合适的材料电线。为了保证电线的作用的发挥达到设计的目的，一般尽量选择耐热性高、导电效率高这样的材料。当下使用的大多是钢、铝、铜这类的材料，而其中的姣姣者则就是铝了，铝本身的导电性就很不错，而且使用的寿命很长，这就满足了前面所提到的几项要求。

2.5 110kV高压输电线路的绝缘设计

在110kV输电线路中由于本身电压的高度，所以就显得本身的加固连接及绝缘都十分重要，因此就需要针对性处理这些问题。而处理这些问题一般都是经绝缘子、导电体以及金具这类道具的操作来完成，这就对其绝缘的强度和强度的性能有着比较高的要求，这样一来，不仅增加了安全性，也为后期施工加固提供了有利的条件。

2.6 输电线路防雷结构的设计

由于110kV线路本身分布广，线路比长的特点，使得受雷击造成的跳闸停电和绝缘子串烧毁的可能性很高，而这样一来高压电路的防雷设计自然就成为了线路设计时的重要问题之一。在110kV的防雷设计则需要考虑诸多因素。第一，输电线路所存在的地方的周边环境：花草树木及房屋建筑等。为了防止对这些因素进行干扰，就要对具有导电致使出现雷害的各种因素进行清除调整;提高避雷线性能，确保材料合格。第二，避雷线本身必须要演变向导线的一侧进行外移，因为避雷线本身可能会对高压线路产生不利的影响。第三，保证线路和避雷线之间的距离标准且垂线的方向要维持一定的间距。

3 结论

通过上述材料的分析，可以得知线路的分布，线路的基础设计，材料的选定等都会影响高压电网的运行效率，而且我国最主要的供配电网就是110kV输电线路，它的职能就是负责电的输送和配置，它的可靠程度直接影响到输送过程中的安全性和经济性，因此解决上述问题显得至关重要。所以，科学的线路分布、因地制宜的基础设计和低价高能的选择材料，设计好每一个步骤的工作，考虑到每一个步骤出现的问题，研究好每一个步骤的关键技术，才能有效的提高高压电网的总体性能。

摘要：高压输电线路是我国电网运行的基础,是肩负电能输送的重要任务。目前,随着社会的发展,我国经济发展水平逐渐的提高,电网建设速度的加快,其不仅实现突破性的发展,同时对供电的安全性和可靠性也提出了很高的要求。本研究主要根据110KV电网输送线路的现状进行分析110kV电网输电线路的研究设计,以能够达到电网输送线路设计要求,保证电网运行的安全、可靠、经济。

关键词：110KV,电网,输电线路,设计

参考文献

[1]郑贤国.高压电网110kV输电线路设计探析[J].城市建设理论研究(电子版),2012(31):104-105.

[2]张志友.110KV高压输电线路设计问题的若干思考[J].中国电子商务,2012(22):79-80.

[3]罗阳洋.110k电网输电线路设计中的技术对策研究[J].建材与装饰,2012(36):126-127.

[4]周举,彭坚,钟谦.广西电网110kV线路冰灾事故分析与加固改造措施[J].广西电力,2008(6):145-147.

某城市110kV变电站电网规划 篇10

一、110 kV变电站变压器台数的选择

变电站变压器台数选择应满足供电可靠性的“n-1”安全准则, 当变电站断开一台主变压器时, 其余主变压器的容量应能保证向下一级配电网供电, 则主变压器在正常运行时的负荷率可按下式求得:

k=[n-1]St/n St

式中k为主变压器的负荷率;St为单台主变压器容量;n为主变压器的安装台数。可见, 当n=2时, 负荷率k=0.5;n=3时, 负荷率k=0.67;n=4时, 负荷率k=0.75;若其余主变压器的容量考虑具备1.3倍的过负荷能力, 则:n=2, k=0.65;n=3, k=0.87;n=4, k=0.975。

以上分析说明, 变压器台数越多, 就有越大的优越性, 但是, 当110kV变电站的变压器是4台以上时, 为使变压器的负荷能平均分配至其他运行中的变压器, 其110 kV侧及10kV侧的接线就较为复杂。因此, 某城市新建的110 kV变电站的主变压器最终规模一般为3台。

二、变电站接入系统的方式

早期建设的110 kV变电站, 其接入系统的方式主要采用双电源、双主变内桥接线。这种调度灵活方便, 但主变负载率低, 正常情况下一条线路只带一台变压器, 线路走廊利用率比较低 (见图1) 。

后来随着城市建设的快速发展, 线路走廊的建设难度日益加大。开始采用辐射+T接接入系统。这种接入系统方式电网结构简单清晰, 变电站采用线路变压器组单元接线, 正常情况下一条线路可以带2台变压器, 线路走廊利用率较高, 2009年4月投产的110kV变电站开始采用这种接线方式 (图2) 。为提高主变负荷率, 变电站最终规模开始按照3台主变设计, 并在之后的110kV电网规划时, 大部分110kV变电站按照三回路辐射+T接结合线路变压器组的接线模式接入系统。在条件具备的情况下, 110kV电源要尽可能来自2个220kV变电站, 导线截面的选择一般是一条240mm2的架空导线T接2台40MW的主变, 一条300mm2的架空导线T接2台50MW的主变。这种接线模式一定程度上提高了线路走廊的利用率。

三回路辐射+T接结合线路变压器组的接线模式, 其优点在于变电站站内一、二次设备接线简单, 投资省, 便于运行和维护, 同时网架具备一定的柔性, 新变电站接入可以沿原线路T接或T接延伸, 比较容易应对规划之外新增的站点, 网络重组调整比较容易。但是这种接线模式在生产运行方面仍存在一些缺点, 主要是线路故障时保护不具备选择性, 扩大了停电范围;线路检修停电操作不便, 集控站操作人员需要多头奔波操作;同时因负荷发展迅猛, 电网建设滞后, 110kV变电容量不足, 线路检修造成主变被迫停运, 负荷转移困难。

为了解决三回路辐射+T接结合线路变压器组接线模式在线路检修停电方面存在的缺点, 在110kV输变电工程开始实行二线三变不完全扩大外桥接线模式 (图3, 以下简称二线三变) 。该接线原则在2个220kV变电站之间建设一个双回路走廊, 位于走廊附近的2个110kV变电站采用二线三变接线模式, 可以实现该变电站有两回线分别来自不同220kV变电站进行“手拉手”供电的电源。二线三变的导线选择要考虑到一回线路停役后, 另一回线路将带3台主变的负荷, 因此架空导线截面应尽量选用300mm2。同时, 应控制变电站全站负荷不超过100 MW, 也就是一条架空线路所能承带的最大负荷。

二线三变接线模式的优点是线路没有T接, 线路故障保护跳闸具有选择性, 运行方式调整方便, 便于变电站和变压器之间负荷的转移, 正常情况下一条线路可以带1.5台变压器, 线路走廊利用率较高, 线路检修停电操作方便。缺点是站内一、二次设备接线复杂, 占地较大, 网架刚性很强, 形成一个链组后不能轻易去改变, 规划外新增站点不容易接入, 同时一个110kV变电站仅有两回进线, 可靠性有所降低。目前, 内桥接线、三回路辐射+T接结合线路变压器组、二线三变接线三种接线模式在某城市110kV城网规划上皆有应用。位于2个220kV变电站之间的站点推荐采用二线三变接线, 其余区域就电网现状和走廊情况灵活采用二线三变或三回路辐射+T接结合线路变压器组接线模式, 内桥接线已较少采用, 一般用于用户专用变。

三、与政府部门联合规划, 编制电网远景布局规划

(一) 问题的提出及解决方法

城市电网是城市的基础设施之一, 与城市的发展密不可分, 城市发展规划没有预留变电站的站址和线路通道, 再好的电网规划也无法实施。在实施联合规划之前, 电网规划在实施中经常遇到一些棘手问题:一是由于缺乏沟通交流, 电力部门对城市建设、区域负荷发展的信息了解掌握有限造成变电站布点不尽合理。二是可利用土地资源日益稀缺, 变电站选址及高压走廊经常无法落实。三是与城市规划建设不同步, 电力建设经常要开挖城市道路, 造成建设过程的手续报批难、实施难, 资金浪费大。电网布局规划最后由政府职能部门组织, 市、区政府、电力、规划、市政、土地等部门的专家进行评审确定, 形成具有法律效力的规划文件, 为电网预留了充分的发展空间。

(二) 联合规划之电力负荷预测

电力负荷预测是电网规划的基础, 是电力建设的依据。应用于电力负荷预测的方法很多, 常用的有电力弹性系数法、回归分析法、趋势外推法、人均用电指标法、横向比较法、负荷密度法、单耗法和时间序列预测法。

某市规划局开展联合规划的优点是, 可以充分利用某市各分区控制性规划, 采用分区负荷密度预测法、单位建筑面积电力负荷指标预测法和人均综合用电量法对分区的远期 (2020年) 和远景负荷进行预测, 并综合城市规划建设的发展趋势, 考虑规划用地性质和地块容积率的调整等不确定性因素, 各分区预测最终负荷预测值选取上述3种方法的最大值。

(三) 联合规划之远景电网布局规划

根据负荷预测的最终值, 采用220kV容载比为2.0的标准, 确定各个地区220kV变电站的需要容量并进行布点;110kV供电负荷按照区域最终预测负荷减去每个220kV变电站所带的10kV负荷, 以80MW计算后, 采用110kV容载比为2.0的标准, 确定110kV变电站的需要容量并进行布点。变电站所选址靠近现有或规划道路, 以保证变电站设备运输以及进出线的便利;同时考虑变电站不靠近医院、学校等人流量大的公共场所, 兼顾对军事设施、电台、导航台、机场的影响。变电站布点确定以后, 就可以对这些点按照电网规划原则进行接线, 形成远景目标网架。某城市规划设计院再根据目标网架, 结合规划路网、绿化带和市政走廊安排高压线路通道。

四、结语

110kV变电站“套餐式”地选用上述已经确定的3种接入系统方式, 对上一年度的电网规划进行滚动修编, 一个网络清晰、接线简洁的电网规划就跃然纸上, 有效、有序地指导着城市电网的建设。

摘要：文章在介绍某城市110kV变电站接线模式及系统接入方式的基础上, 总结其110kV电网规划编制的方法和优点。

110kV电网 篇11

关键词：110kV变电运行变电检修技术分析

众所周知，变电检修是变电系统工作中非常重要的环节，是保障110kV及以下电网运行稳定、安全的重要手段。近年来，伴随着我国经济的快速发展，110kV及以下电网系统也逐渐在技术与设施上得到了相应的提升。就110kV及以下变电检修工作而言，其具有综合性强、技术复杂、操作难度大等特点，给检修工作带来了很大的难度，在实际的检修过程中，主要表现为检修目的不明确、检修成本高而效果不理想、技术要点不全等等现象。以下就当前阶段我国110kV及以下变电检修的现状与存在的问题进行分析。

1当前阶段我国110kV及以下变电检修存在的问题

1.1缺乏明确的检修目的

变电检修工作对于110kV及以下变电系统来说，是非常关键、非常重要的环节。而当前的现状是，许多电力系统中的变电检修工作缺乏一个明确的检修目的，致使检修人员在检修工作中，抓不住重点，检修工作草草了事。而110kV及以下变电检修本身就是一个综合性强、技术含量高的工作，对于现场的操作难度极大。

检修工作的实际目的就是在变电运行的过程中，如果有电气设备出现故障，能够通过检修来预测以及定位故障，以便采取措施，对变电系统进行补救。但如果检修工作没有一个明确的目标，就不能为故障预测与采取措施提供依据。

1.2变电检修人员综合素质较弱

在实际的工作中，110kV及以下变电检修工作存在的普遍现象就是检修人员的综合素质不高，没有较高的专业技能，自身技术能力较为滞后。尤其在近几年，各项科学技术不断发展，110kV及以下变电系统也逐渐在技术上、设备上进行了更大的完善与优化，电网也逐渐向智能化方向发展。

然而，从事变电检修的工作人员，自身缺乏新知识与新技术的掌握，面对全新的电气设备无从下手。一旦在实际工作中遇到设备故障，传统的检修技术根本不适应，也就因此导致了变电运行更大的故障，给电力企业带来较大的损失。而从另一方面来讲，综合素质与业务能力的欠缺更是严重制约企业发展的主要因素。

1.3变电检修安全意识淡薄

变电检修工作本身就是一个危险系数极高的工作，在实际的工作中本来也需要采取严格的风险防范措施。一些变电检修人员缺乏对变电检修工作危险性的认识，在实际的工作中，不仅不规范进行操作，更没有实施严格的保护措施，这不仅给自身的生命健康安全造成威胁，也严重威胁着他人的生命安全，是不负责任的表现。而有的企业在检修工作时，是有采取防护措施的，但技术人员自身没有安全意识，不按照规范来操作，也很容易造成变电安全事故，从而造成不可挽回的损失。

1.4变电检修人员心理素质较低

面对有非常高危险系数的变电检修工作，要求变电检修工作人员必须要有很高的专业技能与安全防范意识，还要有较高的心理素质。这也是保证操作规范，从而确保检修工作顺利进行的关键人为因素。

一方面，较强的心理素质是人的成长与发展的必要因素，只有心理素质好，才会发挥最好的技术与能力。另一方面，面对企业与社会的压力，处理不好，很可能阻碍变电检修工作的开展。

2针对110kV及以下变电检修采取的措施

由此可见，当前阶段我国110kV及以下变电检修工作还存在着很多问题，这些问题不仅严重影响了变电运行安全，更决定着电力企业的效益与供电质量。而且，夏高温天气和秋季农忙用电高峰给电网带来了严峻考验，电网设备高温高负荷运行下易产生缺陷，给电网安全稳定运行埋下隐患。因此，我们必须针对这些问题采取合理、有效的措施，保障变电检修工作的质量，从而保证变电运行安全稳定。

2.1优化变电检修处理方式

随着人们经济水平的提升，人们对于电力的需求也不断增大，因此，想要实现安全、稳定的电力供应，改变变电检修的一些缺陷，就必须改变当前变电检修的处理方式。面对电力企业市场化的发展趋势，110kV及以下变电检修作业必须根据市场与国家的实际情况与企业条件，改善电力设备的状态检修，将不规范、不合逻辑、不符合实际情况的状态检修予以优化。并且作业现场应装设围栏，悬挂“止步，高压危险”的标示牌，由专人监护，严禁非作业人员进入检修现场。事实证明，对于110kV及以下变电检修必须从实际情况出发采取有效的检修方式。对于新建或者改建的项目，应率先采取状态检修的方式，事先做好变电系统的检测与诊断设备安装，逐步推广开来，而对于很少出现故障的电气设备，则没有必要设置实时监测设施，只需要定期进行检修工作。

2.2提高变电检修技术要求

变电检修技术与管理方法是促进110kV及以下变电检修工作长期发展的重要因素，而这对于变电检修技术人员来讲，是一种任务更是一种使命。充分的发挥变电检修工作人员的专业技能与经验，配合企业的合理管理，转变陈旧的观念，不断提高变电检修的技术。

首先，应不断加强110kV及以下变电检修的管理，提高检修的效率，明确好检修工作的目的与方向。

其次，充分做好检修工作的后备支持，完善各项风险防护措施与技术需求。

最后，还应不断加强对检修技术人员的培训，不断提高其技术水平，规范其操作与行为，全面确保检修工作质量。

2.3完善并加强变电检修相关制度管理

完善并加强变电检修相关制度主要从三个方面进行：

第一，必须提高检修人员自身的意识，根据实际情况与相关工作经验，采取绩效考核的方式，将责任划分落实，促使检修人员自身提高对检修任务的安全意识与责任意识，积极投入工作。

第二，逐步完善对110kV及以下变电检修的计算机检修管理模式，有效提高工作能力与工作效率，按照规定的检修流程与操作来进行检修工作，从而控制好风险。

第三，做好新技术、新工艺与新设备等操作规范制度，进一步规范技术人员的行为规范。

检修工作开始前，工作负责人必须明确检修工作任务、现场风险点、安全管控措施等注意事项，严格执行班组作业安全质量控制卡。作业现场，变电检修班、高压试验班、继电保护班分头推进，到岗到位人员严把检修安全质量关，确保检修工作顺利完成。

3结语

由此可见，110kV及以下变电检修工作不仅是保障变电系统安全稳定运行的基本，更是决定电力企业经济效益与社会效益的关键环节。针对当前阶段我国110kV及以下变电检修工作中存在的问题，必须结合市场实际与变电系统的条件，采取相应的措施进行防治与补救。在作业现场，要求检修人员认真执行标准化作业流程，本着对设备负责，对自己负责的工作态度，一丝不苟，严谨细致地进行各项操作。注重现场安全措施的实施，坚决执行危险点控制措施，对数据进行准确判断，严格把关，充分发挥绝缘监督作用。供电公司也要不断加强人员能力的提升与意识的培养，完善各项相关制度，提高检修技术，改善检修处理方式，全面、整体性的提高110kV及以下变电检修工作的效率与质量。

参考文献：

[1]田玉芝，高颖华，金宏光.对110kV及以下变电检修技术的探析[J].黑龙江科学，2014，05：266.

[2]何基城.110kV及以下变电检修探究[J].科技风，2012，14：117+129.

[3]陆建峰.浅析110kV及以下变电检修[J].科协论坛（下半月），2010，10：21.

[4]曾李阳光.浅谈110kV及以下变电检修的技术要点[J].广东科技，2014，10：78-79.

110kV电网 篇12

关键词：锦屏施工电网,110kV输电线路,防雷治理

110kV输电网在沿线避雷线的保护下, 通常具有较高的防雷特性。但由于锦屏电网110kV输电线路架设在丘陵、山地等经济性能较低的崎岖边坡地带, 同时伴随地面倾角的影响, 输电线路容易遭受雷电绕击事故的破坏, 导致线路发生跳闸停电事故, 影响输电线路的供电可靠性。

1 线路基本概况

110kV联锦Ⅰ、Ⅱ回线路投运于2005年, 是锦屏一级水电站施工主供电源, 线路全长2×20km。110kV联松线投运于2008年, 是锦屏电网的双回进线电源之一, 全长42km。110kV联东线投运于2008年1月, 线路全长5km。通过以往几年电网运行资料的统计分析, 110kV线路遭受雷击故障的频率较多, 是造成系统故障的主要原因, 自2010年以来因雷击造成110kV线路发生跳闸引起电网发生停电事故的情况就有5起, 线路因雷击发生瞬间故障跳闸重合闸成功的情况有几十次。

2 降低铁塔接地电阻的技术措施

对于雷电反击而言, 可以采用降低杆塔接地电阻的方法提高输电线路的综合耐压水平, 改善加强线路避雷线、杆塔部分的泄流通道的连接, 降低线路发生雷击跳闸事故率。线路接地体对土壤的阻值大小, 是线路落雷后泻流通畅与否、保证线路能否安全运行不会因雷击跳闸的重要环节。为此, 除了保证每一基杆塔的接地体从设计到施工保证质量以外, 把每一耐张段两尽头杆塔的接地体进行加强改善, 并在施工中对开挖深度、回填过程严格按要求进行施工, 以改善接地体与土壤的接触面积和电阻, 这样, 使线路的每一耐张段形成一个相对独立的单元接地网, 大大提高了线路的耐雷水平。

2.1 接地装置改造技术方案

据现场实际调研, 110kV联锦一二回、联松线、联东线所在地大多在海拔2000米以上, 地质多为岩石结构。该条件是最为恶劣的一种情况, 其土壤电阻率为1500~2500Ω·m;此种杆塔多为人迹较少的地区, 施工较为困难, 杆塔建在岩石上几乎没有土壤和其它粉末状介质, 即使埋设了钢筋, 由于与周围无法形成统一地网不能建立起有限的沟通, 这种情况对接地网的构成不利, 必须通过对介质的改造来达到满足接地网要求, 否则会造成接地电阻极大, 难于满足雷电释放的要求。根据以上情况结合土壤电阻率的典型参考值取适当的参考设计值。

2.2 具体改造实施方案

根据线路基本情况和运行线路防雷改造原则, 同时, 依据现有的技术资料和历史记录, 对110kV联锦一二回、联松线、联东线改造工程, 具体实施方案分以下两种:

(1) 对接地引下线及接地体锈蚀严重的进行更换。

(2) 对接地引下线及连接螺丝、水平接地体锈蚀严重的进行更换。对接地电阻不合格的杆塔增加NT-E型非金属离子接地体。

针对以上改造方案, 如改造后接地电阻值不合格, 应对杆塔所在地的土壤电阻率进行测量, 并与设计参考值比较, 差别较大的应增加水平接地体或非金属离子接地体的用量。

3 避雷器加装

110kV联松线与110kV联东线、110kV联锦I、II回线路有大部分线路路径都处于高海拔地区, 气候因素影响电网的稳定。针对锦屏电网在雷雨季节时易发生雷击线路引起的电网事故, 为加强电网的稳定, 减少雷击线路引起的事故, 特此对110kV联松线N22铁塔、N72铁塔, 联锦I回N213铁塔、N214铁塔, 联锦II回N213铁塔、N214铁塔, 联东线N12铁塔等多雷区域每基加装3只纯空气间隙避雷器, 并分别采购一组纯空气间隙避雷器以做备用。

4 结论和对策

加强线路巡查, 检查并更换线路上损坏的避雷器, 在推进行波测距装置安装的基础上, 结合锦屏电网110kV输电线路运行实际情况勘察, 并结合上述研究分析, 统计出部分铁塔需要加装线路避雷器, 并对线路接地电阻不合格的地方进行接地电阻改造以提高锦屏电网110kV系统的防雷水平。通过以上技术改造方案的改造及实施, 锦屏电网110kV输电线路的各项指标都上升了一个大的台阶, 线路的防雷水平和设备综合指标等都有了比较明显改善和提高, 如110kV联锦I回线从2011~2013年近2年未发生一次雷击跳闸事故, 线路各方面运行状况良好。

参考文献