110kV高压线

110kV高压线（精选12篇）

110kV高压线 篇1

1 我国110 k V输电线路现状

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

[1]汪静, 刘昆.110kV变电站的综合自动化综论[J].广东输电与变电技术, 2007 (4)

[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

[4]王红斌.浅谈110kV输电线路施工应注意的问题及对策[J].中小企业管理与科技, 2009 (33)

110kV高压线 篇2

湿方案

一、方案目的

1.解决35kV高压室、开关柜、母线桥整体潮湿等问题提出方案。2.除湿设备为一体化控制设计，全自动监控。

二、勘察情况

1.气候环境

永城市位于河南山东江苏安徽四省交界处，属于暖温带亚湿润季风气候，四季分明，光照充足，气候温和，雨量适中。春季温暖大风多，夏季炎热雨集中，秋季凉爽日照长，冬季寒冷少雨雪。这里常年平均气温在14℃左右，年平均日照时数为2200-2400小时，年降水量700毫米左右，无霜期在207-214天之间。

2.现场勘查

35kV高压室照片

开关柜顶部照片

母线桥因为潮湿空气严重爆炸痕迹照片

图4.室外环境湿度为42.5%

图5.室内环境湿度为69% 较高

开关柜顶部湿度为65% 较高

三、35kV高压室、开关柜、母线桥内部潮湿原因分析 根据勘察情况和现场照片，室外湿度最低42.5%、室内湿度为69%、开关柜顶部湿度最大为65%。现场工作人员反映在夏秋季节，一天温差可以达到15℃。

该变电站为相对封闭式设计，在夏秋季节中环境温差较大，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，由于长时间的潮气聚集，会导致开关柜内部或顶部盖板产生凝结的水份或者开关柜局部放电。

在下雨天或环境湿度较大时潮湿现象更为严重，容易引发开关柜或母线桥架局部产生放电现场对开关柜运行存在安全隐患。

当地环境温差可以达到15℃，该变电站为相对封闭式设计，在下雨天或变电站地理结构等问题，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，长时间的运行会引起潮气聚集；对开关柜、母线桥架及整个变电站的安全运行环境存在影响，所以开关柜和母线桥架顶部必须安装除湿装臵，并且对高压室内部进行设计除湿装臵。

四、方案实施

1.除湿方案

依据对宝塔110 kV变电站35kV高压室勘察情况分析，针对高压室、开关柜内部潮湿空气过高，我公司提出以下方案，采用治理、预防等多级配套除湿设计理念来保证变电站对环境温湿度的安全运行要求。

（1）开关柜和母线桥架内部潮湿空气的治理：

在开关柜顶部和母线桥架盖板安装SHK-SEPRI电力设备环境监控系统解决潮湿问题。HK-SEPRI电力设备环境监控系统对开关柜内部运行环境改善并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。其原理潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统除湿，使空气含湿量减少，然后通过对除湿后的空气加热升温，使其相对湿度降低。经过充分循环，使柜内空气湿度降至凝露点以下，完成整个除湿过程。凝露水份采用雾化技术强制蒸发，安全排出柜外再通过工业除湿机将潮湿空气凝露成水分排出室外。

SEPRI-CS-DC顶臵除湿单元安装示例

（2）35kV高压室内部潮湿空气的预防。

在35kV高压室安装室内自动除湿系统。室内将布臵1台SEPRI-CS-L工业除湿机和2台工业风扇、1组湿度传感器。当湿度传感器检测湿度超过55%时，1台工业除湿机工作，将室内的潮湿空气臵换成干燥空气，再通过内部2台风扇循环到整个高压室内部，保证了35kV高压室内的干燥环境，为开关柜等运行提供了安全可靠的条件。

SEPRI-CS-L工业除湿机安装示例

2．除湿设备为一体化控制设计

本设备采用微处理器控制技术，实时监测、数据分析，可精确、高效的监控环境温湿度设备。采用自动投入运行。

室内设备布臵示意图

kV开关柜和母线桥架除湿装臵安装示意图

kV高压室内除湿装臵安装示意图

五、产品介绍、HK-SEPRI电力设备环境监控系统用于电力设备如母线桥架、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、仪表箱等需要除潮湿、防凝露的场合。

该装臵采用微处理器控制技术，针对于母线桥架、开关柜设备内部空间紧凑、环境湿度高、安全距离等因素而研制的产品。大功率快速除湿，凝露水份采用雾化隔离排出。并采用一体化集成设计，体积小、安装方便、维护简单。

除湿装臵示意图 桥架内部潮湿空气经进风口吸入后，先经环境传感器对吸入的空气进行检测，湿度超标，再经特殊风道流动，进入热交换单元处理，把空气中的水份凝露成水珠并且与设备完全隔离后排出，排出的水经雾化单元强制挥发，然后对处理后的空气加热升温，通过风扇把干热空气经出风口吹入桥架内部。经过热交换单元对桥架内部空气强制循环，使桥架内的空气相对环境改善，完成整个热交换过程。

当桥架内部湿度在启动值以下时，每30分钟风扇启动2分钟，循环空气，使采样值更准确，实时监控桥架内部湿度变化。若湿度变化可及时启动热交换单元工作，避免事故发生。

该装臵由智能控制单元、强制循环单元、除湿单元、雾化单元、自检单元、故障告警单元组成。

顶臵式除湿装臵工作原理图

顶臵式除湿装臵结构示意图

◎主要技术参数

□工作电源电压：AC/DC220V±15% □额定功率：≤160W（专门针对开关柜量身订制，功率增强型）□湿度显示方式：整数2位数显示

□除湿启动值：湿度RH=55%（默认），可设定 □工作湿度范围：RH =40%～95% □风扇风量：3m3/min □除湿量：700ml/天（35℃，RH＝85%工况下）□工作温度范围：5℃～50℃ □环境温度范围：-20℃～70℃ □排水方式：超声波雾化

□外形尺寸：600mm×138mm×265mm ◎产品特点

□专为电力行业设计。

□适合空间不是太狭窄、能够提供电源的场合使用。□迅速降低电气控制柜内湿度，水份经雾化隔离排出。□顶臵式设计，便于安装。□一体化结构，电源内臵。

□带湿度显示，工作阀值可调，全自动运行。□高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。

环境监控系统控制柜

除湿单元

优点：本系统的环境控制单元采用外部安装，不影响绝缘距离，且针对开关柜、母线桥架内环境进行控制，凝露出的水份经雾化单元隔离蒸发。因为没有铺设排水管道，所以不会影响母线及其他设备的安全运行。本方案采用全自动智能控制，方便操作，可实现无人值守、实时在线监测，同时配备了RS485通迅接口，可进行系统升级。技术参数：

2．SEPRI-CS-L工业除湿机

SEPRI-CS-L工业除湿机是针对电气室除湿并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。本装臵安装在电气室内部，通过局部制造凝露条件使电气室潮湿空气凝露成水并直接排出柜外，可快速有效地降低电气室空气湿度及抑制凝露现象的产生，对因潮湿、凝露引起的电气控制柜及电子装臵配电短路、绝缘或接触不良、机器老化、光学机器长霉、原料潮解固化等故障的预防具有明显的作用。本设备是保障智能电网高效、安全运行的首选除湿设备。技术参数：

 工作电源电压：AC：380V±10% 50Hz  额定功率：≤5kW  显示方式：LCD蓝色液晶显示

 除湿启动值：当设定值小于当前湿度值3%时启动（默认） 除湿量：240L/天（30℃，RH＝80%工况下） 工作湿度范围：RH＝30%～90%  除湿温度范围：5℃～40℃

 环境温度：不低于-20℃，不高于70℃  外形尺寸： 1630×770×470mm  重量：150kg

除湿机安装示意图

设备安装示意图

3．防腐型除湿风扇介绍

防腐轴流风扇采用防腐材料外涂环氧漆加工而成的通风扇，电机采用特种防腐电机，由叶轮组，主体风筒部、集风器三大部分组成。材质选用优质玻璃钢材质制作，选用高质量防腐电机（防爆电机）。

工作电源： 220V/50 Hz 功率：≤0.3kw 尺寸：400x500mm

除湿风扇示意图

六、引用标准

GB/T 191-2000 包装储运图示标志

GB/T 2423.17 电工电子产品基本环境试验规程 GB/T 3785 声级计的电、声性能及测试方法 GB/T 4797.1-2005 电工电子产品自然环境条件温度和湿度 GB/T 5832.2-2008 气体中微量水分的测定 第一部分：露点法 GB/T 6388 运输包装收发货标志 GB 6999-2006 环境试验用相对湿度查算表

110kV高压线 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高压线 篇4

近年来,我国电网的发展较为迅速, 与此同时,电网改造工程也在不断增多,在电网建设过程中,输电线路的设计决定着电力系统的稳定性、经济性以及安全性。输电线路受到当地因素和外部因素影响较多,因此,有效地根据实际环境进行设计将是输电线路工程设计中的主要环节。

1高压输电线路设计的基本控制要点

1.1高压输电线路铁塔控制

对高压输电线路铁塔的关键操作主要包括三方面的工作,一方面是如何布置铁塔,另一方面是如何挑选合适的斜材, 还有一方面是如何挑选科学合理的铁塔形状。具体说来就是,第一,对铁塔布置工作。一般说来,人们将铁塔布置为多交叉形,所谓多交叉形指的就是斜材位于横担的最底部,同时在斜材和横担的各个交接处安装上角钢。多交叉形的铁塔具有的独特优势就是极强的抗载荷能力。第二,挑选合适的斜材材料。在挑选斜材材料时需要考虑很多的因素,包括铁塔需要多长的斜材,铁塔对斜材荷载力矩的要求,以及斜材的倾斜角度等等。第三,挑选科学合理的铁塔形状。铁塔的形状对高压输电线路是非常重要的,不同的铁塔形状具有不同的特点。在挑选铁塔形状时需要考虑很多影响因素,包括高压输电线路铁塔的具体所在区域,铁塔的主材材料,以及具体多少段的主材等等。挑选铁塔形状的目的就是为了保证高压输电线路的正常工作。

1.2输电线路绝缘控制

输电线路的绝缘性是保证高压输电线路正常工作的关键点,所谓输电线路的绝缘性主要是指输电线路的电气设备的绝缘和所接触空气的绝缘。上述两种绝缘操作都是十分有挑战性的,具体说来就是,对电气设备的绝缘操作可能会使得整个高压输电线路出现过电压现象,也可能使得在整个输电线路系统出现电压的最大值。而对与电气设备接触的空气的绝缘可能会出现的现象是但电压值不断的增加时,以及距离不断的加大时,对空气的绝缘强度会出现非线性的饱和。非线性饱和现象的出现为绝缘控制工作带来了很大的难度,此时提升对空气的绝缘效果时非常不容易的。在实际应用中,为了尽量避免出现非线性饱和现象,操作人员通常会适当的减小过电压数值。

1.3高压输电线路避雷控制

高压输电线路在实际的工作过程中经常会遇到雷击,如何提升高压线路的避雷效果是非常重要的。一般来讲,大多数的高压输电线路都使用双避雷线来使其能够抵抗雷击。研究证明在高压边相导线的约40米的范围内是比较容易发生绕击的,因此, 为了有效的提高高压输电线路的避雷效果,设计人员通常会将避雷针安装在铁塔的顶部,理论上这样安装避雷针可以有效减低发生绕击的概率。另外,为了降低发生雷击时的强度,设计人员还会使高压导线和避雷线之间具有合理的间隔。

2 110k V高压线路具体设计技术的应用

2.1优化铁塔基础

高压输电线路所处的地理位置和环境对整个输电线路系统的影响是很大的, 在输电线路中最容易受到环境影响的就是铁塔基础。季节的交替变化,温度变化对铁塔基础的影响是很显著的,具体说来就是,可以影响其抗压和抗拔性能,还影响其抗剪性能,这些性能的改变使得铁塔基础无法满足设计需求,最终使得整个高压输电线路的正常工作受到影响。为了降低环境对铁塔基础的影响,在输电线路的实际搭建中必须按照设计要求进行,当铁塔所处地区的环境对其影响很大时还需要对铁塔基础进行适当的改进,以保证整个高压输电线路的正常运营。

2.2降低输电线路杆塔接地电阻

为了提升高压输电线路的抗雷击性能,可以采取的有效措施就是减小输电线路中杆塔的电阻。总的说来,高压输电线路中杆塔的电阻是过高的,这是不利于整个输电线路的避雷性能的。因此应该采取适当的措施减小杆塔的电阻值,现阶段常用的方法有两种,分别是将杆塔的电阻深埋入地下,另一种是使得电阻和大地保持水平状态,也就是使得杆塔保持水平的状态。总的说来,这两种方法各有利弊,前一种减小电阻的方法所需成本投入较大,但是整个装置需要的空间较小,后一种方法需要的空间较大,但是需要的成本较小。

2.3减缓电磁影响的控制

高压输电线路具有电磁性,这种电磁性对线路所在区域的环境是有影响的。设计人员应该通过适当的手段减小输电线路的电磁性。影响输电线路电磁性的主要因素有导线弧垂距地高度,导线和周边物体的距离。因此,高压输电线路的实际建设过程中,可以通过适当控制上述两个因素达到减小输电线路电磁性的目的。

3输电电压的设计

3.1线路电压损失

线路上的电压损失与线路长度和截面及材质有关。在不同的敷设条件下应该选用不同的载体,从而决定了在对应的电压等级和敷设方式及线路的敷设。同时,为了保证电压质量合格,方便设计人员校验电压损失是否在要求的范围内,110k V电网中允许的最大电压损失应该根据《输用电规则》中电压的允许偏差来确定。在高压电网110k V输电系统中首先要考虑的因素是压降问题。设计人员应该非常了解每条线路的电压降。在实际设计过程中,有的设计人员会认为在计算了线路上的电压降的基础上,若电压降不满足用户或者受电端电压的要求,用放大电缆截面的方法就可以降低线路上的电压损失。在选择了满足电压降的线缆之后,随着线路敷设,如果遇到上述情况增大线路截面积,那么线路的电阻电抗值也会发生变化,为了保证线缆正常工作不被破坏,与之前选择的线路所匹配的线路保护所用断路器参数也需要配合,故在校验了电压降之后的另一个问题就是校验短路的问题。

3.2输电电压的确定

因为受电端部分会需要一个明确的受电端电压,但是在输配电或者是输变电的过程中,线路阻抗会随着输送线路的增加而升高,因此在线路上的压降就会增大,以至于当到达用户受电端时低于所需电压,导致输电配电不成功。一定的电压等级线路与其送电能力相关。电压等级越高,输电半径相对较大及高压等级线路的输电半径大于中高压电网线路输电半径。 另外,线路中电力负载越多,输电半径越小。综上,输电电压的确定取决于输电电压等级和用户终端密集度。

4三相短路接地故障的分析

高压电网输电中三相短路故障的短路最严重,因为三相全部短路会产生相当大的冲击电流。遇到这种短路的情况,必须马上切除避免危害的发生。如果居民用电网络三相短路电流持续在系统中存在而不切除,轻者会影响到其他的用电设备的正常工作,重者可能会导致火灾,所以对于断路器的校验就是非常重要的工作。 对于普通的高压电网用电单元来说,由于其远离发电机,可采用无限大电源容量的网络短路计算方法。在选择断路器的时候,对断路器的短路保护的校验必须满足该回路短路电流大于断路器的瞬时或短路延时动作电流整定值的1.3倍。

5线路设计

虽然我们已经从理论上了解到线路短路问题基本的计算方法,但也没能够解决输送较远的高压电网输电线路中比较合适的线路敷设和保护参数。因为在实际设计过程中高压电网输电的电压等级,会给设计人员带来顾此失彼的情况。对此, 下面举一个例子进行分析。

假设由于条件的限制,某建筑物附近不能提输小型变压器的安装,且它需要带载用电负荷为110k W,此时就用高压电网输电的形式为此建筑物输电。根据变电所和需要输电的建筑物之间的距离所知,这是一个长距离高压电网输电,而输电电缆的选择是根据高压电网出线端配电型断路器来选择的,现根据110k W的用电负荷来计算其电流,根据计算出的电流可以选择一个合适的断路器,再根据断路器的配比选择电缆。因为是长距离高压电网输电,此时还得计算输电端和用电端的电压降是否在误差允许的范围内。但是此时对该条输电线路的设计并未完全结束,因为是长距离输电,如果在最远端产生短路故障时,断路器的灵敏度是否有足够的能力及时切断短路的线路。尤其是当输电线路发生单相短路的时候,所以对断路器还需要校验其对单相短路电流的灵敏度。

6结束语

总之,高压电网输电线路的设计是一项技术含量较高、劳动强度较大、时效性要求很高的野外工作。输电线路设计的正确与否,不仅影响到线路工程建设的技术经济指标,也牵涉到整个电力系统的安全运行。因此,在设计过程中要避免在线路设计中脱离工程实际,一味生搬硬套。要做好高压电网输电线路设计工作,只有结合实际,因地制宜,通过优化方案,不断探索与创新,进一步加深初步设计阶段的设计深度, 才能满足建设坚强电网的要求,为我国的电力建设创建优质工程提供指导作用。

摘要：随着我国市场经济的发展,国家对电力工程110 k V输电线路等相关施工质量提出了更高的要求,这就要求首先做好输电线路的设计工作,本文首先介绍了高压输电线路的基本控制要点,然后分别阐述了110k V输电线路设计的各项步骤及注意事项。

110kV高压线 篇5

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）

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(1) 初期设计过程中需要注意对线路相位的对应问题, 特别是T线路的对接, 必须要查清主线路起止两端的相位状态和线路连接途中的各种界限改变问题;此外, 当将不同的电力系统相连接的时候很有必要根据各个电力系统的个别习惯, 例如铁路牵引变化等去对线路的相位做出相应的变化。

(2) 在输电线路中, 一旦遇到涉及导线排列方法变化的时候, 例如方向的变化、阵型的变化等情况, 就一定要对各个线路间的距离等参数做出细致有效的检测, 以确保其满足绝缘等线路安全的要求, 因为一旦出现已成定势的线路距离问题, 其善后处理工作做起来将是非常棘手的。

(3) 在进行初期设计之前, 设计人员必须要对实际施工现场做出全方位多项指标的勘测工作, 具体内容包括施工地点的地理地质、生态环境、人文环境等信息。要综合各种现场数据, 配合110千伏的输电需求, 做出相应的设计方案。在勘测过程中要做出相应的记录, 要做到随看随记, 一旦发现问题就立即做出相关记录, 以免观后补记造成误差。

(4) T线连接110千伏的高压电力输送系统, 在设计师需要注明T接点所需要应用的杆型, 并且对连接线路是所需采取的方法做出详细说明。

(5) 一旦遇到高度差悬殊的情况, 最好不要采用“干”字型的抗张杆塔了, 因为这种搭配极有可能导致跳线最空间需求不足的问题, 如果有必要的话, 需要做出相关的各项校验之后方可采用;应用的塔型应为杯或猫型, 并且还要对瓶口电气的距离做出相关的检测。

2、110千伏高压输电工程系统中需要的技术重点

(1) 基础工程项目当中所需的技术重点。钢筋和混凝土是高压输电系统当中的基础施工原料。因为在高压输电系统中转角、导读差等接线过程中需要对线路架设系统施以较大的拉力, 因此需要选择耐拉的钢筋和坚固的混凝土搭配构成稳固性较强的基础原料。此外, 对于基础施工中的岩石原料, 首先需要对施工地点周围的演示质地做出具体的是滴勘探, 并将之与设计初期的记录做出比较, 如有出入的应立即通知设计部门做出修正, 其次在施工过程中要确保整体结构不被破坏, 要确保模具位置尺寸无允许外误差才能开始进行浇灌, 并在浇灌过程中做出相应保养。

(2) 杆塔工程项目当中所需的技术重点。在平原、丘陵等地势相对较好的施工地点, 可优先选用钢筋混凝土结合的混凝土杆进行架设。当遇到地理环境较为恶劣的施工地区, 考虑到实际施工困难, 可采用塔桥架设。杆塔的架设是110千伏高压电力输送系统中一个关键的环节。110千伏高压电力输送系统中的线路在长期运行过程当中, 由于既要作为输电导线又要作为避雷等设备的支撑物, 就要求了其在承受了一定程度的外作用力的情况下, 线身形变扔控制在允许活动的空间范围内, 并且依靠其自身强度不会对线路不慎造成损坏。

(3) 架线工程系统中所需的技术重点

110千伏高压输电系统的具体施工包含着架线前期的准备工作。施工中架线这一项目从展放方式这一角度来讲, 分为拖地和张力两种展放。拖地展放不需要特定的设备, 操作比较简单, 单对导线的磨损较重、放线过程中所需人力资源较多, 放线质量较难把握;张力放线, 就是运用相关的专业机械使得接地线始终保持着一定的张力、在必须得安全距离之内对导线进行展放, 这种展放效率较高、质量可观, 但所需经济成本较高。

(4) 防雷工程系统中所需的技术重点

对于110千伏高压输电来说, 没有全线采取避雷措施的输电线路, 应至少在变电所、架空线连接位置等的所在处的一两千米处线路段进行避雷设施的架设。对于平原地区来讲, 每一根杆塔都要给其配备相应的、与避雷线相连通的接地装置, 以确保整个输电线路的防雷系统可行性。

(5) 光缆施工系统中的技术重点

管道鲜味本身并不会吸引雷电, 单光缆系统中混杂的金属成分应被在避雷过程中得到重视。在架设光缆之前必须对光缆的质量、性能等作出全方位有效的检测以保证光缆施工的顺利进行。由于光缆形体较长、伸展度有限, 施工过程中要注意不能对其进行猛烈的拉伸或扭曲, 同时要选用适宜的接线盒装置。

(6) 减小过度电阻问题的技术重点

所谓的"过度电阻"就是有着纯电阻性质的电弧电阻, 用Rg表示, 在这一设施当中通过的电流的大小跟电弧的长度都是会随着时间的流逝而产生相应的变化的。在电路短路的初期, 通过电弧的电流值极大, 电弧自身长度极短, Rg也很小。而随着短路时间的增加、通过Rg所在支路的电流的减小, 电弧的长度与Rg的值都有着相应的增加。在支路短路过后的约0.1至0.15秒之后, Rg的值则开始迅速增大。所以, 为了提高整个电力输送系统抵制过度电阻影响的能力, 我们可以采取一些能够做到顺势测定的装置, 来避开过度电阻的影响。

总结

110千伏高压输电线路工程技术重点针对整个电力传输系统, 对其运转过程中安全性起到主导性的作用。根据相关的施工图纸, 诸位工程施工技术管理人员参展自身多年的及时操作经验对110千伏高压电力输送的基础工程、支撑工程以及导线铺架工程的实际操作过程中普遍存在的问题进行了有针对性的分析总结, 并提出相应的应对措施, 以达到对整个工程顺利施工以及整体施工质量的保障。

参考文献

[1]季良, 谈亮.浅谈变电站工程土建施工与电气安装的配合[J].中国高新技术企业.2010 (36)

[2]沈国辉, 孙炳楠, 叶尹, 楼文娟.高压输电塔的断线分析和断线张力计算[J].浙江大学学报 (工学版) .2011 (04)

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关键词：高压输电线路,雷击跳闸,防雷措施

雷电对输电线路安全运行危害极大, 经常造成绝缘子闪络事故, 在山区、交通不便的地区, 给巡视、查找故障增加不少困难。广东珠三角地区雷电时常伴有瞬间大风与急雨, 极大的风速经常造成高大树木倒落导线上、输电线振动、横向碰击和倒杆断线的发生。如对这些现象处理不及时的话, 就会造成电力事故, 严重时会危机人们生命财产的安全。

1 雷击线路跳闸原因分析

架空输电线路雷害事故的形成通常要经历这样4个阶段: (1) 输电线路受到雷电过电压的作用。 (2) 输电线路发生闪络。 (3) 输电线路从冲击闪络转变为稳定的工频电压。 (4) 线路跳闸, 供电中断。针对雷害事故形成的四个阶段, 现代输电线路在采取防雷保护措施时, 要做到“四道防线”: (1) 防直击, 就是使输电线路不受直击雷。采取的措施是沿线路装设避雷线。 (2) 防闪络, 就是使输电线路受雷后绝缘不发生闪络。采取的措施是加强线路绝缘、降低杆塔的接地电阻、在导线下方架设耦合地线等。 (3) 防建弧, 就是使输电线路发生闪络后不建立稳定的工频电弧, 采取的措施是系统采用消弧线圈接地方式、在线路上安装管形避雷器等。 (4) 防停电, 就是使输电线路建立工频电弧后不中断电力供应。采取的措施是装设自动重合闸、双回路线路采用不平衡绝缘方式等。

2 输电线路防雷措施

(1) 开展雷电参数的分析工作。结合输电智能巡检系统科技项目的实施, 对110k V及以上输电线路杆塔均实现GPS卫星定位, 并将数据输入雷电定位系统中去。今后凡是地区内出现雷电日时, 都可及时查询输电线路附近雷电活动情况, 进行雷电活动参数的分析, 以确定线路可能遭受雷击的几率, 划分出输电线路遭受雷害的等级, 并采取相应的防雷措施。 (2) 架设避雷线。这是高压线路防雷的基本措施, 其主要作用是防止直接雷击导线, 发生危及绝缘的过电压。装设避雷线后, 雷电流即沿避雷线经接地引下线进入大地, 从而可保证线路的平安供电。依据接地引下线接地电阻的大下, 在杆塔顶部形成不同的电位;同时雷电波在避雷线中传波时, 又会与线路导线耦合而感应出一个行波, 但这行涉及杆顶电位作用到线路绝缘的过电压幅值都比雷电波直击档中导线时发生的过电压幅值小的多。110k V及以上电压等级的线路普通都应全线架设避雷线。 (3) 使用线路避雷器。在多雷区, 使用合适的线路避雷器对防止雷害事故非常有效。因为避雷器动作后限制了绝缘子两端的电位差, 可有效地防止反击事故发生。现场运行经验表明。在雷电多发地段的线路上安装若干组线路避雷器。对防止雷击跳闸事故非常有效。为了限制雷电波沿线路侵入发电厂或变电所。可在线路的终端塔再安装一组线路型避雷器。据有关资料介绍。安装线路避雷器的杆塔对接地可不做严格要求, 这是不恰当的。因为线路避雷器像其他防雷设施一样。也是通过接地装置把雷电流泄人大地.因而对杆塔接地电阻和接地引下线都应严格要求, 因线路上安装的避雷器不便维护。所以要尽量选用免维护的线路避雷器。 (4) 降低杆塔接地电阻。雷击杆塔时的塔顶电位与杆塔接地电阻密切相关, 降低杆塔接地电阻是防止反击的有效措施。接地电阻超标的杆塔往往是在山区地质和地势复杂的地段, 降阻十分困难。应根据具体情况特殊设计。充分利用杆塔所在处的地形。采用切实可行的降阻措施在实际工程中。存在一些不当的降阻措施, 如对杆塔进行降阻时。不管地质结构如何, 都采用打深井的方法进行降阻处理。因为杆塔接地的主要作用是防雷。而雷电流属于高频电流。有很强的趋肤性, 在地中的流动也只是沿地表散流。深层土壤并不起作用。因此送电线路杆塔接地应以水平射线结合降阻剂降阻的方法进行降阻改造。而不能单纯依靠打深井的办法进行降阻。根据经验。充分利用现场地势, 沿等高线做水平射线.或在岩性地带利用岩性裂缝铺设水平接地体并施加膨润土类降阻剂。可有效地降低杆塔接地电阻。 (5) 架设耦合地线。耦合地线的主要作用:一是增大避雷线与导线之间的耦合系数, 从而养活绝缘子串两端电压的反击和感应电压的分量;二是增大雷击塔顶时向相邻杆塔分流的雷电流。在导线下方架设耦合地线的分流和耦合作用, 使线路耐雷水平提高。对于110k V输电线路, 不仅减少反击跳闸次数, 也减少了一相导线绕击后再对另一相造成反击跳闸的机率。 (6) 提高线路耐雷水平, 加强线路绝缘。线路运行单位应加强对绝缘子的全过程管理, 加大对绝缘子的检测力度, 严把质量检验关, 防止劣质绝缘子挂网运行。对于已经挂网运行的绝缘子, 应严格按照《架空送电线路运行规程》的规定, 定期对零、低值绝缘子进行检测, 对不合格的应及时更换, 并对绝缘子的劣化率进行统计和分析, 确保线路绝缘始终满足运行要求。此外, 对于个别特殊区段和一些雷击频繁地区, 可采取一些有针对性的措施, 适当加强线路的绝缘配合, 以提高其耐雷水平。通常情况下110k V线路单串悬垂绝缘子串的绝缘子为7片, 单串耐张绝缘子串的绝缘子为8片, 基本能满足防雷要求。但为了进一步增强线路的耐雷水平, 提高绝缘子串承受的50%冲击放电电压值, 每串绝缘子串可适当增加1片。实践证明, 一些增加了1片绝缘子的新线路投入运行后, 耐雷水平大大增强, 很少发生雷击跳闸事故。合成绝缘子以其重量轻、强度高、免维护、防污性能好等特点深受一些线路运行单位的青睐, 广泛使用于线路的不同区段。但运行经验表明, 在多雷区使用合成绝缘子, 往往容易造成雷击跳闸事故。究其原因, 合成绝缘子虽有上述优点, 但其缺点也是显而易见的, 如常规尺寸的合成绝缘子的防雷性能较差, 110k V线路上的合成绝缘子雷电全波冲击耐受电压仅有500k V, 而相同电压等级线路上的瓷绝缘子雷电全波冲击耐受电压却高达600k V, 比合成绝缘子高出20%。 (7) 采用消弧线圈接中央式。在雷电活动剧烈时, 接地电阻又难于降低的地域, 关于110k V及以下电压等级的电网, 可采用系统中性点不接地或经消弧线圈接中央式。这样可使大多数雷击单相闪络接地缺点被消弧线圈消狐, 不至于发长成为继续共频电弧。而当雷击惹起二相或许三相闪络缺点时, 第一相闪络并不会形成跳闸, 先闪络的导线相当于一根避雷线, 添加了分流和对未闪络相的耦协作用, 使未闪络相绝缘上的电压下降, 从而提高了线路的耐雷水平。我国的消弧线圈接中央式运转效果良好, 雷击跳闸率大约可以降低1/3左右。 (8) 装设自动重合闸。雷击缺点约90%以上是瞬时缺点, 所以应在变电站 (所) 装设自动重合闸装置, 以便及时恢复送电。据统计, 我国110k V及以上的高压线路重合闸成功率达5 7%~9 5%, 因此规程 (SDJ7-79) 要求“各级电压线路应尽量装设三相或单相重合闸”。同时明白强调“高土壤电阻率地域的送电线路。必需装设自动重合闸装置”。装设自动重合闸装置是防雷维护的有效措施之一。

3 结语

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1.1高压交流输电线路雷击产生的危害

雷击事故是一种难以完全避免的灾害,发生灾害时,电力装置和配电缆甚至是周边建筑都会产生一定程度的破坏。雷击事故的危害主要表现在两个方面。

(1)通常情况下,雷击事故的电压均会超过80k V,极易击穿电器绝缘,使电力设备发生闪络的现象。可能会造成电路跳闸,使周边地区大面积停电,影响周边居民的正常生活用电和劳动生产。严重时可能引起电力方面的火灾甚至导致周围群众发生触电事件。

(2)若发生雷害事故且发生频率较高,电力企业需要对电力装置或配电电缆进行维修和抢救,电力企业会因此造成巨大的经济损失,使企业的运营成本大大增加。电力企业会因为雷击事故削减大量的经济效益,不利于电力行业的发展。

1.2高压交流输电线路线路雷害的原因分析

雷害事故产生的原因包括人为因素和自然因素,目前我们可以完善的是人的工作,然后有针对性的进行改进来降低雷击的伤害。主要有以下四点。

(1)很多雷击灾害频发的地区主要问题是电力设施和防雷装置的设施没有进行落实,监督和指导不足,相关的管理制度未得到完善。

(2)当地的防雷措施和布置工作没有因地制宜,没有结合当地实情。尽管防雷设施全部到位、措施已经得到实行,但是却没有达到预期效果,或者由于各种原因使已经使用的设施没有得到安全保护。

(3)就我国整体情况而言,我国很多偏远地区的高压交流输电线路建设工作未能引起相关部门的重视。在输电线路的建设过程中,政府的财政支持力度较小,防雷装置达不到应有的数量,导致防雷水平仍然比较低。

(4)相关部门没有对配电线路和防雷设施进行全面的安全检查,很多故障没有被排查出,埋下了雷害事故的安全隐患。

2高压交流输电线路防雷技术研究

2.1降低杆塔接地电阻

降低杆塔接地电阻技术一种通过降低杆塔的冲击接地电阻来提升输电线路耐雷水平的防雷技术,其原理是降低杆塔接地电阻时,雷击塔顶时塔顶电位升高的程度降低导致绝缘子所承受的过电压程度下降,从而有效降低线路的雷击跳闸率。传统的降阻方法包括物理降阻和化学降阻两类,物理降阻包括延长接地电极、深埋接地电极、使用复合接地体、更换电极周围土壤等,而化学降阻则主要指的是敷设降阻剂来降低土壤电阻率。根据电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》、雷季干燥条件下,每基杆塔不连避雷线时的工频接地电阻不宜超过表1所列数值。

值得注意的是,通用行业标准里对杆塔接地电阻的要求是较为宽松的,但根据实际的工程经验,山区、多雷区的联络线路或重要线路,其杆塔接地电阻最好能降低到20Ω以下,实际施工过程中,相关技术人员首先需要准确勘探每基杆塔的地形地势情况,然后结合塔四周的土壤电阻率及其分布情况、土壤的酸碱度、地质结构等因素,选用恰当方法降低杆塔接地电阻。

2.2架设耦合地线

架设耦合地线可认为是在降低杆塔接地电阻出现困难时所采用的方法,其原理是通过在导线下方加设一条接地线的方式实现增加导线和地线之间的耦合作用和降低杆塔的分流系数,达到降低线路的反击跳闸率的效果。对于110kv高压交流输电线路而言,其材料多采用GJX-25型钢绞线,悬挂位置为直线塔—导线下横担下4.5米,耐张转角塔—导线下横担下3.5米,安装位置一般为铁塔左侧面。实际架设过程中,技术人员需要充分考虑耦合地线与导线的电气距离配合,特别是交叉跨越时的配合,同时做好杆塔强度的校核工作避免杆塔荷载过大。

2.3易击段杆塔加装线路避雷器

线路避雷器技术是通过在线路上安装与线路绝缘子串联或并联的线路避雷器装置,从而提升安装处线路的绕击和反击耐雷水平,降低雷击跳闸率的一种防雷技术。就现阶段的线路避雷器安装而言,ATP仿真软件可以提供线路采用线路避雷器前后的耐雷水平等相关参数,为整个安装方案奠定重要基础。但考虑到杆塔所在处地形地貌等因素的影响,实际安装方案应考虑如下几点。

首先,避雷器的安装需尽可能做到经济性与实用性并存。考虑到雷击具有分散性、统计性和不确定性的特点,应当选择多雷区且易遭受雷击的线路段中被雷击频度最大的杆塔安装避雷器。可考虑在带绝缘的110k V高压交流输电线路上装设如图2所示的排气式避雷器,当线路遭受击穿时,外部间隙和内部间隙会在强大的过电压下被击穿,整个供电系统接通,产生的工频续流会在短时间内使避雷器内部的温度迅速上升,使管子内壁的材料燃烧产生大量灭弧气体以熄灭电弧。由于排气式避雷器具有残压小、经济性强、可靠性高等一系列优点,故已在110k V高压交流输电线路中有着广泛的应用。

3结语

输电线路遭受雷电袭击引起的跳闸停电事故,不但影响电力系统的正常稳定运行,同时还増加对输电线路维护和修理的工作量。基于此,只有将输电线路的设计、分析、防雷等环节结合在一起,利用彼此的数据和经验不断的完善和提高,才能充分保证输电线路的可靠性。

摘要：110kV高压交流输电线路是电力系统与用户相连接的关键环节,相关的防雷工作不可或缺。本文基于此,首先分析了110高压交流输电线路雷击事故危害及产生的原因,然后从防雷方式、技术角度、管理角度等不同方面对提升防雷水平的措施进行了探讨,望对相关工程人员带来一定帮助。

关键词：110kV输电线路,防雷技术,原因分析,提高建议

参考文献

[1]林韦君.浅析110kv高压交流输电线路安全运行管理的方法探究[J].科技创业家.2011,6(11):90-91.

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1 雷击线路跳闸原因分析

在发生架空高压输电线路雷击过程中, 主要有四个反应阶段:第一阶段, 雷电对高压输电线路产生影响, 出现过电压现象;第二阶段, 高压输电线路出现闪络反应;第三阶段, 高压输电线路由冲击闪络到稳定工频电压的变化过程;第四阶段, 高压输电线路出现跳闸现象, 导致电力运行停止。因此, 雷击对高压输电线路正常运行有直接的影响, 而发生雷击事故的因素比较多, 例如:线路气候环境、线路地理环境等各种因素都会导致雷击事故的发生。下面对常见影响因素进行分析:

1.1 线路气候环境影响因素

由于我国各地区地势情况存在很大的差异, 气候气象、温度湿度也有所不同, 经过对各地区雷电活动情况调查与分析得知, 每个地区都有不同的雷电活动周期与规律, 例如:高山、丘陵、江河等地区, 地形、气候、温度等自然元素都有很大的差异, 并且较为复杂, 雷雨、风暴天气较为频繁, 这些地区中的高压输电路线就会很容易受到天气的影响, 雷电会对各高压输电线路区产生不同程度的干扰, 例如:易雷击区域, 遭到雷击后反应就会相对严重些, 会出现线路跳闸, 供电受阻现象, 易雷点区域, 遭到雷击的影响后会出现闪络现象。可以说, 高压输电线路所处位置的气候环境影响也是雷击事故发生原因之一。

1.2 110~220k V高压输电线路地理环境影响因素

高压输电线路埋设过程中, 土壤电阻率与杆塔接地电阻率对高压输电线路的作业状态因影响非常大, 若是土壤电阻率过大, 就会影响杆塔接地电阻, 进而出现反击现象, 最后出现跳闸。若是山区地带的高压输电线路在此基础上在遭受雷电袭击, 在山坡角度的影响下会使导线暴露弧面增加, 进而出现雷电绕击的现象。由此可见, 高压输电线路所处位置的地理环境也可能引起雷击事故发生。

2 具体应对措施

2.1 架设避雷线

架设避雷线是防止高压输电线路雷击事故发生的基本做法, 可以有效避免雷电直接对高压输电线路袭击, 并且架设避雷线还有分流、导线耦合、导线屏蔽等作用。分流作用主要表现为, 减少杆塔上的雷电流, 促进塔顶点位降低;导线耦合作用表现为, 降低线路绝缘子电压;导线屏蔽作用表现为, 降低导线过电感应。避雷线对线路电压较大的雷击预防效果较为突出, 同时架设避雷线投资成本相对较低, 受到广泛应用。

2.2 装设线路型避雷器

线路型避雷器残压低、限压装置有优异的保护性能、可做成无间隙或带间隙的避雷器和通流容量大、体积小、重量轻。可根据线路的运行经验, 在大跨越或多次遭受雷击数杆塔装设线路型避雷器。但造价高、保护范围有限 (只保护本基杆塔) 、维护工作量大、需定期检测维护, 所以不宜大面积使用。

2.3 避雷线有效跳通, 提高泄流能力

由于过去我国部分地区输电线路不考虑地线载波以及电线上电能损耗, 只能采用全线接地。因地线挂线金具与铁塔挂线耳之间是线接触, 我们发现地线与铁塔难以做到可靠接地, 根据运行经验, 发生过雷击的铁塔, 地线挂线孔的螺栓丝扣有烧熔现象。分析后我们认为, 该点对雷电流泄流来说是一个间隙。因此我们认为耐张塔两侧地线应予以跳通, 且跳通后与塔体可靠连接, 这样, 在每个耐张段内提供泄流通道, 可以提高输电线路耐雷水平。

2.4 接地

接地是为了将已经纳入防雷系统的闪电能量泄放人大地, 良好的接地才能有效地降低引下线上的电压, 避免发生反击。为了最大限度的保障人身安全, 一定要做好电气设备接地工作, 从作用上来看, 接地主要包括三种:保护接地、工作接地和防雷接地。

在防雷接地棒的选择上, 应选择, 铜镀钢接地体棒。铜镀钢接地体有以下优点:铜镀钢接地棒单根长度1.22m, 可以通过螺纹连接器组装成任意长度, 因此可以增加垂直接地极长度实现降低接地电阻;铜镀钢接地棒直径小, 安装方便, 不用破坏路面;安装难度小, 周期短;铜镀钢接地棒抗腐蚀能力优异, 使用寿命长达40年, 铜的导电性是钢材的8倍, 抗腐蚀性是钢材的10倍。

铜材的成本相对较大, 但是由于寿命要比钢材长很多, 减少大量的维修、改造等费用, 同时还能节约人力与时间, 并且性能远超于钢材, 因此, 从综合经济、使用效率等多方面考虑, 钢材具有更高的应用价值。

3 应用防雷新技术的研究

3.1 低杆塔接地电阻

降低杆塔的接地电阻能够使雷击杆塔时的电位升高变小, 通过这种方法, 再结合架设避雷线的措施, 有效地将二者结合起来, 可以达到很好的防雷效果。当地网的接地阻值很大时, 我们可以增大地网型号或增加地网辐射线。

3.2 线路避雷器的应用情况

在经过理论计算分析之后, 再结合相关实践, 我们发现, 将线路避雷器应用到线路雷电活动强烈或土壤电阻率高、不容易降低接地电阻的线段, 能够很好地提高线路耐雷水平。近年美国AEP和GE公司等在雷电活动特别严重地区的输电线路上安装线路避雷器, 运行效果会非常明显。

3.3 线路装设耦合地线的研究

要想保障线路更好的防雷性能, 使线路的雷击跳闸率明显的降低, 可以在导线下面加挂耦合线, 特别是杆塔的接地电阻很大, 超过了20Ω的时候, 或所处地质条件非常的不好 (>2000Ω·m) 的情况下, 这是要想降低杆塔接地电阻是很不容易的, 加挂耦合地线能在雷击杆塔时起到分流作用和耦合作用, 使杆塔绝缘子串上承受的电压变小, 使线路具备更高的耐雷能力。

架设避雷线、装设线路型避雷器、提高泄流能力、接地等防雷措施可以为降低高压输电线路雷击事故有很大的作用。而在应用这些有效的措施同时更应该注意钢类新技术的应用, 对其全面了解, 加大防雷效率, 为高压输电线路正常运行提供保障。在对防雷技术的研究中, 针对低杆塔接地电阻、线路避雷器的应用情况以及线路装设耦合地线等方面进行详细研究, 促使供电系统能够顺利运行。

参考文献

[1]李涛, 程旭.研究并分析110kV、220kV架空输电线路复合绝缘子中并联问隙防雷保护[J].中国科技纵横, 2013 (7) .

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【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高压线 篇12

在传统的介损测试中, 由于试验电压不大于10kV, 与设备实际的运行电压相差甚远, 所以, 即便是在运行电压下绝缘下降, 在10kV左右的试验电压下, 设备的绝缘缺陷也不一定能反映出来, 许多情况下, 测试数值可能符合规定值, 但电气设备实际的绝缘状况却与测试结果不一致, 尤其是在外界干扰较大时, 测量的误差就更大, 因此, 高电压下的介损测量就更加显示出重要的现实意义。

1 缺陷发现情况

草桥110kV站101电流互感器型号为LB9-110W, 牡丹江互感器厂生产, 2005年投入运行, 该站的间隔负荷多为重要用户, 2009年11月1日在草桥站例行试验中, 按照规程要求增加了高电压介损试验, 发现101CT0.5Um/ k V试验电压下介损超标, 各项试验数据如下:

2 缺陷分析及处理

测量电压从10kV到0.5Um/ k V, 三相介损增量均超过0.002, 电容量的变化量远超0.5%, 而电压升至Um/ k V时, 介损又降至10kV电压下水平, 电容量变化量仍远超1%。经分析认为造成介损随电压升高先升高后下降的主要原因是由于油中含有离子杂质 (卡登效应) 造成的。

电流互感器在运行中会产生一些水分和杂质, 主要原因有:1) 纸制品的吸收性高, 容易受潮;2) 纸中含有的杂质和纤维会脱落在油中;3) 设备绝缘部件中残存的水分在运行中会逐渐挥发出来;4) 绝缘油老化过程中会产生气体、有机酸和蜡状物等。水分容易吸附杂质, 在电场作用下电离产生离子, 溶解到油中并逐渐渗透到绝缘纸中, 从而使绝缘纸电导增大, 损耗增加。

油中离子主要封闭在固体介质 (主要是绝缘纸) 内部和固体介质间很小的孔隙里。它在没有外电场作用时杂乱无章地运动, 并不消耗能量;在有外电场作用时会沿电场方向往复运动, 产生离子振荡运动损耗 (见下图) 。电流互感器低电压下损耗很小, 介损容易受离子振荡运动损耗的影响。

当外场强很低时, 离子运动速度很慢, 一个周波内多数离子未到达对端固体介质, 就又随电场交变返回到起始固体介质, 运动距离很短;随着场强的升高, 一方面离子运动速度加快, 运动距离增加, 到达固体介质的离子增加, 而且在电场作用下水分和杂质离解的离子增加, 离子浓度升高, 导致离子振荡运动损耗增加, 从而使电流互感器介损随测试电压升高而增加。

当外场强较高时, 离子运动速度较快, 一个周波内多数离子能到达对端固体介质, 但不能穿过固体介质, 所以运动距离受限;随场强的升高, 一方面到达固体介质的离子趋于饱和, 另一方面随离子浓度增加, 离子相遇机会增多, 复合概率增大, 浓度也趋于饱和, 导致离子振荡运动损耗增加趋缓, 这时无功容量随电压平方快速增加, 从而使电流互感器介损随测试电压升高而下降。

由此试验数据说明, 这三只电流互感器绝缘油中存在离子性杂质, 考虑到其为母联电流互感器, 带路的次数频繁, 重要程度较高, 而且该互感器工作环境比较恶略, 由于10kV下的介损已经有了异常表现, 并且用高电压下的介损结果进行了印证, 所以现场进行了更换。

3 结论

电气设备在试验电压5～10kV之间, 介损随电压的变化不大, 检测不到tanδ随电压变化的现象, 不能够准确判断设备的绝缘状况。在较高电压下测量介质损耗, 可以检查出绝缘中是否夹杂有气隙、受潮等缺陷, 并且可以绘制利用介损随电压的降低而变化的曲线, 准确分析设备绝缘健康水平。

参考文献

[1]DL/T596-1996.电力设备预防性试验规程.