110kV线路故障（通用12篇）
110kV线路故障 篇1
摘要：阐述了110 kV联络线单相断线引起线路保护动跳闸事故的过程和系统结线方式,用对称分量法分析了单相断股和断线故障引起跳闸的原因,指出应采取有效措施,尽快消除不对称运行,提高电网安全、经济运行水平。
关键词：单相断线,零序电流,危害
0引言
输电线路非全相运行时,会使电流和电压对称性、中性点直接接地系统对称性遭到破坏,产生负序电流,出现零序电流,使接地装置的电位升高,产生跨步电压与接触电压,威胁人身安全,而且负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路及相连的完好线路中流通,破坏线路的继电保护工作状态,甚至引起保护的不正确动作。对此,本文通过对一起110 kV联络线单相断线引起线路保护动跳闸的实例,分析其跳闸原因,以尽快找到解决故障办法,消除电力系统不对称异常工作状态,保证电力系统安全、稳定运行。
1对称性破坏的实例
1.1系统结线方式
变电站B接受35 kV线路1及110 kV线路2电源,电厂A和变电站B装设低频、低压解列装置,线路2两侧配置保护为距离和零序保护。系统结线及有关潮流如图1所示。
1.2110 kV线路2故障经过
2010年11月13日14时35分,线路2两侧三相电流出现不平衡现象,IA=IC=40A,IB=28A,线路1 B相电流比其它两相大30 A,在变电站B、变电站C检查一次设备,均未发现问题。16时06分,A厂低压解列装置动作,发电机跳闸,B变电站低压解列装置动作,线路2和线路1开关跳闸,在B变电站、C变电站内部检查无故障,C变电站线路2开关未跳闸。16时15分,B变电站合上线路2开关同时,C变电站线路2零序一段保护动作跳闸,重合不成功,故障报告为AC相接地;检查站内设备,无故障。拉开B变电站线路2开关,在C变电站对线路2强送电成功,之后在B变电站合上线路2开关。16时40分和16时43分, C站线路2零序一段保护发生2次动作跳闸,故障报告均为AC相接地。经检查,故障点为B变电站阻波器上端B相导线断线,搭落在阻波器上,处理后线路2送电正常,巡线未发现异常。
2跳闸原因分析
2.1用对称分量法分析单相断股和断线故障[1]
图2(a)表示了单相断股时的不对称形式,网络在M、N区间外三相阻抗都是对称的,在不对称M、N区间仅B相附加有阻抗Z,等值电路如图2(b)所示。
(b)等值电路
按对称分量法原理,M、N区间的不对称电压可以分解成三组对称分量(⊿ÙA1、⊿ÙB1、⊿ÙC1、⊿ÙA2、⊿ÙB2、⊿ÙC2、⊿ÙA0、⊿ÙB0、⊿ÙC0)。不考虑变压器等电感元件饱和时电力系统是线性网络,应用叠加原理,图3可以看作是三相电势分别作用在M、N区间,这样实际的网络就可以分解成3个独立的三相对称网络,每个取B相画出它的电路,则变成图4所示的正序(1)、负序(2)和零序(3)网络。
根据图4各序网络图,列出各自的电压平衡方程为
式中ÈBΣ=ÈBM-ÈBN为M、N区间两侧电源电势的组合;⊿ÙB1、⊿ÙB2、⊿ÙB0分别为M、N区间电压的正序、负序和零序分量;Z1Σ、Z2Σ、Z0Σ分别为M、N区间两侧正序、负序和零序电流所遇到的组合阻抗。
在上述的不对称运行中,如果Z=∞,即在B相断线的情况下图5的复合序网就变成图6所示的情形。由此可见,当电力系统出现不对称运行时,将导致电流和电压的对称性破坏,系统中将出现负序电流和零序电流。
2.2继自装置动作分析
当B变电站处理阻波器上端B相导线断线时,发现阻波器上端B相导线已有部分断股。由于当时风大,导线摆动,断股不断增多,致使线路2 B相传输能力下降,最终断线搭落在阻波器上,加重A电厂的承载负荷,A电厂及B变电站母线AB及BC线电压较低,达到低压解列装置动作规定值(75% 35 kV母线线电压), 导致A电厂和B变电站低压解列装置动作跳闸。
图7 为线路2断线后变电所B母线电压情况示意图。
B变电站线路2由低压解列装置动作跳闸后,线路2由C变电站充电但不带负荷,线路2在末端断线,可以认为线路是对称运行。在B变电站合上线路2开关,即带负荷后不对称运行产生的负序电流和零序电流就明显增大[2],负序电流和零序电流在AC相导线中流通,达到C变电站线路2零序一段保护动作规定值并跳闸,所以故障报告为 AC相接地,此时AC相导线中流通的零序电流并非相间短路电流,没有达到距离保护动作定值,故距离保护不动作是正确的。
3结论
不对称运行对电力系统本身和用户都会带来不同程度的影响,当发生不对称运行后,应尽快查明原因,采取有效措施,争取在最短时间内恢复电力系统的正常运行。
参考文献
[1]蔡洋.电力系统运行操作和计算[M].沈阳:辽宁科学技术出版社,1996.
[2]王世桢.电网调度运行技术[M].沈阳:东北大学出版社,1997.
110kV线路故障 篇2
工程总结
一、工程概况
1.工程规模
（1）工程建设意义、背景及工程地址、路径。
建设意义：*********工程完成后，可为且末、若羌区域农业与加工业提供电力支持，推动当地国民经济的发展。
项目建设地点：该线路施工地点位于*********方向的G315国道公路1722~1803段。
工程建设概况：本工程110KV线路由220kV 且末变起至110kV 塔什萨依变方向到J14# 110千伏线路止，电压等级110kV，输送功率40.4MVA，单回路架设。全线架设一根OPGW 复合光缆作为地线，其中局部单地线塔型与双地线塔型交替时采用一根GJ-50（标记1×7-9.0-1260B）型镀锌钢绞线与OPGW 匹配。
工程名称：*****110千伏联网工程（*****220KV变电站至****）
工程性质：新建工程
（2）基础（杆塔）数量、线路长度。
线路共安装架设杆塔数量298 基,（直线塔102 基，耐张转角塔26 基，砼单杆169 基，砼双杆1基），线路全长约77.24公里。
（3）主要材料型号、参数（基础、杆塔、接地、绝缘、导地线、光缆等）。
基础：C20高抗硫酸盐水泥P42.5
杆塔：7723、7727、7730、7731、7732、7734、7738、ZM31、N5º、Z1、Z1+3共计298基杆塔 接地：Φ12圆钢、-40*4镀锌扁钢
复合绝缘子：FXBW-110/120
导线：LGJ-185/30型钢芯铝绞线
地线：GJ-50（标记1×7-9.0-1260B）
光缆：OPGW-1C1/16B1(0/51-16.2)
2.主要参建单位（建设、设计、施工、监理）
建设单位：电力有限责任公司
设计单位：电力设计院
监理单位：监理有限责任公司
3.施工主要进度节点
（1）开竣工工日期。
计划开工日期：2011年06月28日计划竣工日期：2011年10月30日
实际开工日期：2011年07月30日实际竣工日期：2911年11月10日
（2）验收日期（中间验收、三级自验收、监理运行单位验收、总验收日期）。
重量中间验收：2011年10月05日
三级自检验收：2011年11月13日
监理运行单位验收：2011年11月28日
总验收：2011年12月05日
（3）启动投运日期。
2011年01月05日
4.施工大事记
2011年07月30日线路复测开始
2011年08月14日土石方开挖开始
2011年08月16日第一罐混凝土浇筑
2011年09月17日第一基铁塔组立完成2011年10月05日第一次质量中间验收
2011年10月17日导、地线放紧线开始
2011年10月19日杆塔基础全部开挖完
2011年10月20日铁塔基础全部浇筑完毕
2011年11月05日所有杆塔组立完成2011年11月10日导、地线放紧线全部完成2011年11月13日三级自检消缺完成2011年11月28日监理、运行单位验收
2011年12月05日最终验收
2011年01月11日带电运行
二、施工管理工作总结
1.项目管理总结
我公司承建的*********工程（220kV变电站至*******），由于诸多原因，工程时间紧、任务重、要求高，通过多年对输电线路工程施工经验的总结，我们从开始就对搞好该工程进行了仔细的策划工作，并对于工程的施工特点进行了充分的认识，认为抓好施工策划是保证工程安全优质、确保工期、提高效益的重要环节和手段，把实施施工策划工作作为头等大事来抓。
1）、明确了工程施工的总体目标、质量目标、安全及环境目标。树立了把本工程建设成“达标投产”和“优质工程”的总体目标；分项、分部工程优良率100%、一次验收合格率100%，实现零缺陷移交，争
创优质工程的质量目标；确保工程建设中文明施工，落实环保方案,并采取积极的安全措施，杜绝人身伤亡事故、火灾事故，杜绝交通事故、环境污染事故的安全环保目标。
2）、成立了工程管理组织机构，明确了职责。在电力公司基建工程部的领导下，成立了施工现场管理小组，建立了管理制度。根据国网公司的工程管理办法和“达标投产”的总体要求，认真编写了《施工组织设计》、《施工技术管理办法》、《安全生产管理办法》、《物资供应管理办法》等一系列管理控制文件，明确各岗位人员的工作职责，并把技术、安全、质量等方面的制度措施细化到岗、落实到人，使各部门、施工队人员目标明确、职责分明，有条不紊地进行各项工作。
3）、做好了施工准备工作。对工程开工及转序施工的准备都进行了精心策划，对人、财、物各种资源进行合理的配臵，重点抓好劳动力组织，对满足现场施工的工器具、材料、大型机械等，进行合理的调配供应。工程开工申请报告一次性获得通过，中间转序施工符合监理要求，确保了工程施工的正常进行。
在施工进度管理方面，为确保工程按期完工，开工前制定了施工进度计划，我们着重抓了如下三点：
1）、根据电力公司基建部对工程的总体安排及工期要求，合理安排了该工程的施工计划、组织劳动力、施工机械及材料供应。充分发挥计划决策与调控职能，坚持实事求是的原则，按照“动态管理”的要求，结合施工现场实际77.242公里的线路长度，按照地形，投入2个施工队，分设8个土建施工班组，9个安装施工班组的设臵。总体控制，合理进行网络计划的调整，保证了工期计划的有效控制。
2）、合理配臵利用资源是保证高效施工的关键环节，我们在施工中面临“地质条件复杂、地下水涌出严重、工作量大、面广、线路长”的特点，加强对技术人员力量的重点配备，尽力减少施工受阻现象。针对工程线路工地运输运距较长，材料量大、沙漠地形运输困难及地下水涌出严重是此次工程的最大难点。对此，我们及时组织抽调了一批精干队伍，反复勘察了现场，确定了施工及运输方案，配备了多个作业组，合理调配一切人力和机具设备进行了有序布臵及大量采购，保障施工。运输方式采用人力及装载机倒运相结合的方式，确保了工地运输工作的准时完成，为按期进行基础施工、杆塔组立、架线施工提供了较好的前提条件。
3）、应用网络计划管理，科学控制施工进度。在基础施工、杆塔组立、架线工程等工序中，我们组织了基础施工组、杆塔组立组、放紧线组、附件安装组四个小组，以网络计划控制为指导，明确各组施工周期，及时调整工作计划、合理调配资源，用环环紧扣的流水作业方式，保证了施工进度。
2.安全管理总结
我公司把抓好安全工作落实作为搞好安全工作的出发点和立足点，不断完善健全安全工作机制，狠抓人员培训和安全制度、措施的制定、检查和落实，工程施工无一事故发生。
1）、落实安全生产责任制，明确施工人员安全责任。自工程施工开始，我项目部即建全了安全生产管理的领导组织系统，明确了各级安全职责，配齐了专职安监人员，形成了有效的项目部安全三级管理网络，落实责任，坚定目标，制定考核办法、安全奖惩、文明施工的管理制度，做到了工程项目施工组织到位，制度到位。工程所有施工现场均设臵了安全警示标语、标志牌，设立现场安全责任人。除按惯例检查各施工队每周的安全学习教育活动外，还加强了对各施工作业点的巡察工作，重点抓好了高空作业及交通运输两个关键环节。
2）、积极开展安全风险因素的识别和控制，制定相应的防范措施，随时消除事故隐患。按照工程的进度，对施工驻地临时用电、交通安全、挖掘作业、动火作业、高处作业等，重点做好触电、高处坠落、火灾、坍塌、车辆伤害、食物中毒、人员中暑等危害因素的控制。严格落实危险作业票证管理制度，认真做好各项安全措施的落实和现场的监督、监护；坚持各操作作业的开始，必须做到“三到现场”，即“领导干部现场指挥协调，管理人员现场带班作业，安全监督员现场巡回检查”。严格落实集团公司安全生产“六条禁令”，加强施工现场的安全监督检查，严查“三违”行为。加强施工车辆的安全管理，督促做好车辆的安全检查，严禁客货混装，严查影响交通安全的“十大不安全行为”及各类违章现象；对施工驻地食堂、厨房卫生、食品和饮用水定期进行检防止食物中毒事件发生。
3）、坚持文明施工，建设环保工程。在施工现场，我们要求各施工队在进入农田、林区、草场时，必须将损坏青苗控制在最小的限度，做到工完、料尽、场地清，从而减小对农户的耕作的影响，一方面控制了青苗及林木赔偿的额度，降低了工程成本，另一方面，也避免和林业主管部门和农民之间的纠纷，降低了外部环境对施工进度的阻力；杆塔施工时，我们用红白警戒带的宣传旗子将施工范围明确的划定，并设立专人进行施工监护；施工现场各种工器具、材料分区堆放，做到摆放成型，标识清晰。全体施工人员遵守国家法律、法规，尊重当地维吾尔族人员的民风民俗，没有与当地群众发生磨擦，工程施工期间无一起人员违法违纪事件。
3.质量管理总结
我们在抓质量工作中，特别强调注重过程控制，依据程序文件和质量管理办法，严格把好每道工序质量控制关，且每一个施工过程和施工环节都有相应的质量控制措施，并将现场的质量目标分解落实到各工序和施工队、班组，充分发挥质量管理机构和质检员的作用。
1）、加强事前控制和过程管理，重点把好三道关：一是把好材料选购和进货检验关，杜绝不合格品进入现场，如：基础施工中钢筋、砂、石料的进货；杆塔中塔件，架线中的金具、导、地线等外部质量和相应试验报告的检查等。二是把好各道工序控制关，严格按设计要求，规范标准组织施工，如：杆塔基础施工中，实施技术员、质检员现场全过程控制。对架线施工按施工准备、导地线展放、紧挂线、附件安装、导地线压接5个大工序分别进行编写专项施工作业指导书，细致地对工艺质量、安全施工、文明生产与过程控制、监控等分项内容进行了培训、交底。三是把好施工安装控制关。如：在基础施工中，我们坚持使用机械作业。坚持基础浇制基面一次性成功，采取经纬仪找准，及时综合处理，一步到位的成功工艺。在重点施工环节把好三道关的基础上，还坚持加强三级检查制，严格控制各项工序质量，做好隐蔽工程和关键工序过程的连续监控，把好记录关，做到记录真实数据可靠，各类记录、表格齐全，并按规定要求及时
组织三级验收。
2）、加强工序管理。我们在抓工程质量的同时，始终严格执行规范要求，理顺各工序之间的关系。在施工前编制详细的工程施工作业指导书，对施工人员进行工序、安全、质量、技术交底，让每个参加施工的人员掌握工程的施工特点和质量、技术、安全、环保要求，强调在施工中每个施工人员均是质量监督员，认真执行工程的每道施工程序，并严格把关，从而有效地控制了施工的每一道工序每一个环节。如在基础施工时我们控制坑深、钢筋规格、数量、支模尺寸、高差、塌落度、砼浇制、回填土、接地埋设、施工工艺等施工过程；杆塔工程时，我们强调防盗螺栓的朝向必须一致，所用螺栓的规格、穿向必须符合要求、螺栓的紧固率必须达到100%；架线工程中，我们严格控制导、地线的弛度。附件安装中，强调每一个线夹的安装，每一个防振锤的安装均需符合设计要求，杜绝二次返工。我们将质量控制放在施工的全过程中，工程质量得到了有效的控制和保障。
4.技术管理总结
强化技术管理。施工技术是工程施工的重要保证，是确保工程质量的关键，是安全生产的必要手段。针对工程特点和设计要求，根据国家标准、规程、规范及合同要求，我们整理、编写了一系列技术文件、资料和施工作业指导书、以及工程所需的应急预案。严格按作业程序组织施工，每个工序开工前，先组织技术人员进行施工图会审，读通看懂设计图纸，有疑问及时提出并反馈解决；施工人员进入现场施工前必须进行技术交底并记录完整备查，明确规范要求、图纸要求、施工方法，使每道工序标准化，程序规范化。
5.造价管理总结
工程施工中，我们虽然在施工管理各方面，尤其在施工成本控制上下了很大功夫，但工程的经济效益还是不尽人意。其主要原因一是为了保证工期，我们加大了人力、物力、财力等各方面的投入；二是我公司地处内地，由于工程的工期要求，相对的工作量大，为满足工期要求不断的增加人力和机械、材料的投入量，进一步造成了成本的加大，从西安调入一人的来回成本1500元；三是施工地形条件复杂，施工地点、人稀罕至，水质为盐碱性水质，造成的人员自身抵抗力的下降，自然减员情况严重，人员更替率居高不下，也是造成成本加大的原因。四是地下水质与初步设计不符，地下水涌出严重，流沙坑施工难度加大，边坡防护、排水措施等针对流沙坑的施工，加大了我公司对机械、材料、人工的成本投入。五是施工依托道路较少，人力运输距离较远，面对沙漠地道路修筑的维护费用，相应增加了工程成本。六是且末地处偏远，机械租用较之于库尔勒本地价格高出60%以上，并且施工全部材料都是从库尔勒购买运至施工现场，大宗材料的采购平均每吨的运费为240元左右，由此，也加大了材料及机械的使用成本。
三、本项目主要经验与教训
本次工程在电力公司、监理责任有限公司以及其他相关兄弟单位的大力支持与指导下圆满完工，实现了工程目标，但也存在着一些不足，需要我们在今后的工程施工中不断改和提高。
近一年来的工程建设经验，让我们深深感到，搞好工程施工，最重要是以人为本，抓好队伍建设。在工程管理上，注重从“严”、“细”、“精”三方面入手，加强工程过程控制，有效实施动态管理，抓好制度、措施的落实，不断完善质量、安全等管理体系的运行机制，在这方面尤其是搞好工程施工的组织工作，合理配臵资源，加大技术革新工作力度，积极广泛地推广和运用新技术、新工艺。在加强内部管理的同时，要加大与工程施工相关各方的沟通与交流，协调处理好各方面关系，努力营造良好的施工外部环境。只有如此，我们的工程施工才能优质、安全、高效、如期地完成。但是也存在着较多的不足和需改进之处：
1）、资料管理工作还需进一步标准化、规范化、做到工程资料及时收集、及时整理和及时归档。
2）、施工进度、成本控制上还需进一步改进。
3）、设计与沟通还需进一步加强。线路路径选择距公路太远，施工运输、维护困难。
四、工程遗留问题与备忘录
1.未完成的项目和原因及影响工程功能实用的程度
无。
2.后续完成计划
110kV线路故障 篇3
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
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110kV线路故障 篇4
1 110kv电力线路运行中存在的问题
1.1 容易遭受外力破坏
电力线路通常都是架设在户外的, 这样就使得线路在架设的时候会和人们生活的区域重叠, 这样非常容易导致电力线路在运行的时候会遭受到人们无意间的破坏或者是人们蓄意的破坏。不管是哪种破坏都会导致110kv电力线路发生故障, 影响正常的电能供应, 给人们的生产生活带来很大的影响。
1.2 设备本身的缺陷导致的故障
110kv电力线路在进行铺设的时候无法避免的要在户外进行架设, 在户外电力线路非常容易受到风化和腐蚀的影响, 电力线路在进行选择的时候一定要确保线路的质量, 这样在受到风化或者是腐蚀的时候才能不受到影响。但是, 在进行线路铺设的时候, 线路的质量在很大的程度上没有引起足够的重视, 这样线路在质量就会出现不合格的情况, 在受到风化和腐蚀的时候, 由于线路自身的问题非常容易导致电力线路出现故障, 导致电力线路无法进行正常的运行。
1.3 自然外力导致的线路故障
自然灾害的发生对电力线路的影响是非常大的, 恶劣的自然天气会导致电力线路遭受破坏, 例如雷击、暴风和大的冰雪天气, 这样非常容易导致电力线路出现故障, 使得电力线路无法正常进行运行。
2 110kv电力线路运行的维护
2.1 加强配网的安全管理
电力企业要对配网和线路设置专门的人员进行管理, 这样可以更好的确保电力线路在运行的时候不发生故障。电力企业可以认真学习配电线路及设备的运行规程, 在工作中严格执行相关的规程, 这样可以更好的对配电线路进行管理, 同时在对配电线路进行管理的时候, 要对配电线路进行定期的清扫工作, 这样可以避免线路上出现污垢区。在对线路的负责人员进行考核的时候, 可以将规程的执行情况作为考核的主要内容。在对配网进行管理的时候, 可以制定相应的规定, 对配网进行定期的巡视。同时对配电线路的运行情况要进行掌握。完善配网管理的相应规程制度, 可以更好的对配网进行管理, 对配电线路的负荷情况进行记录, 对出现的缺陷情况和巡视情况也要进行记录, 这样即使是发生故障, 也能够非常及时的找到问题发生的原因。对电网的缺陷进行管理, 可以更好的制定管理缺陷的办法, 对消除缺陷做出贡献。在对配电线路进行管理的时候, 可以对配电线路进行标记, 在供电线路上进行相关信息的明示, 这样可以更好的对配网线路进行管理。
2.2 采取相应的技术和制度措施加强维护
110kv电力线路在进行接地处理的时候通常都是使用中性点直接进行连接的。这种接地的方式可以使电压直接进行接地, 对线路的保护性更好, 在很多的线路中, 使用的不是这种方法, 这样就会使得线路在保护措施方面出现很多的问题, 最重要的就是绝缘水平得不到保护。在线路电压过高的情况下, 设备的绝缘性降低使得设备发生故障的几率提高, 在对设备进行维护的时候花费也会非常多, 所以进行直接接地是非常经济性的做法。高压线路在进行运行的时候, 电压过高线路的可靠性也是很高的, 同时线间的距离很大, 这样就使得线路不会出现断裂的情况, 在运行的时候也不会受到很大的破坏。
对线路的电流情况进行掌握可以更好的进行保护, 出现电流过大的时候, 相应的保护装置可以更好的发挥效果, 对出现的故障进行快速的处理, 使得线路的运行安全得到更好的保证。电流速断、时限电流速断和定时限过电流保护。都是对线路电流过大的一种保护, 使得线路的安全得到保证。
在送电线路中, 雷电闪击、鸟害、树木危害、大风及不同相导线混线等, 这些故障大部分是瞬时性的, 当故障切除后, 电弧自动熄灭, 绝缘强度自动恢复, 线路重合送电, 不会再起弧, 所以采用自动重合闸装置可提高供电可靠性, 运行经验证明大约有80%~90%的故障是属于这种瞬时性的, 所以应采用自动重合闸装置以提高供电可靠性, 另外在双端电源供电的高压线路上, 可提高系统并列运行的稳定性, 提高线路输送容量。重合闸按机械分可分为机械型和电气型, 按重合闸次数分为一次重合闸和二次重合闸, 按作用于断路器的方式可分为单相重合闸、三相重合闸和综合重合闸, 按适用线路的结构可分为单侧电.源线路、双侧电源线路重合闸, 双侧电源线路又可分为快速重合闸、非同期重合闸、检定无压重合闸和检定同期重合闸。输电线路对自动重合闸的基本要求如下:手动掉闸不重合;对于重合于永久故障、重合闸只准许重合一次, 而且重合于故障线路时应加速掉闸;低频减负荷装置动作切除线路负荷时不动作;手动合闸于故障切除线路不重合;自动重合闸装置动作次数应符合预先规定, 在任何情况下均不应使断路器动作超过规定的次数, 超过规定动作的次数, 重合闸装置应退出。
距离保护是反映安装处至故障点距离的一种保护装置, 因此, 做为距离保护测量元件得阻抗继电器必须正确反映短路点至保护安装处得距离, 并且不受故障类型的影响, 采用相间电压和相间电流的接线能使上述要求得到满足, 所以距离保护一般都采用接线。距离保护在运行中应有可靠的电源, 应避免运行的电压互感器向备用状态的电压互感器反充电, 使断线闭锁装置失去作用, 若恰好在此时电压互感器的二次熔丝熔断, 距离保护会失压而误动作。
2.3 加强对自然环境损害的防护
自然环境对110kv电力线路造成的损害极大, 需要根据不同的情况进行具体分析。雷电是一种不可抗力, 要完全防止雷电对电力线路的损坏, 在当前的技术条件下是不现实的。但是, 我们能够通过从完善电力线路入手, 提高线路的防雷水平, 从电力线路的地理环境来看, 尽可能的选择土壤电阻偏低同时接地电阻较小的地方架设杆塔, 避免出现雷电绕击。同时, 安装避雷线、避雷器、架设耦合地线等都能够有效的减轻雷击的损害。要有效的防止110kv电力线路被暴风、冰雪的损坏, 主要是加强巡视, 根据天气预报对线路进行全面检查, 消除设备存在的安全隐患, 同时对各个耐张杆的拉线进行相对应的调整, 确保电力线路的杆塔各侧受力均衡, 已经被冰封的线路, 要通过诸如短路融冰等一些现代技术措施加速除冰, 最大限度的降低对电路造成的无可挽回的损害。
3 结束语
110kv电力线路出现运行故障的原因是多样的, 对出现的故障进行分析可以找到导致故障出现的原因, 进而可以找到解决的措施, 这样对电网的运行情况可以起到更好的效果。配网线路的故障发生率得到降低可以更好的对电力线路的运行进行保障, 同时也会给电力企业带来更好的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]李国峰.浅谈输电线路运行与维护[J].科技资讯, 2011 (23) .
[2]陆庆.输电线路运行故障分析[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (7) .
110kV线路故障 篇5
停电施工方案
Xxxx年
批准
审核
编写
一、现场施工作业负责人：xx 现场作业安全员：xx 现场作业人员：xxxxxxxx等 停送电联系人：xxx
二、前期准备工作
在停电前xx天将塔材、金具和工器具运到现场。将跨越10KV城郊线跨越架搭设完毕，并将66KVxx线5#铁塔底段组装完毕。铁塔防腐将安全距离以下施工完成。
三、xx线停电时间xx天，xx线停电时间xx天（每天早6时至晚18时，拆除地线，恢复送电）。
四、工作任务
对66KVxx线组立5#铁塔，并更换66KVxx线1#--6#铁塔导线。66KVxx线1#--4#铁塔剩余部分防腐完成。
五、施工方案
1.第一次66KVxx线停电（停电时间在xx天），在1#的大号侧和6#的小号侧各挂一组接地线，验电后确无电压，然后同时操作进行铁塔组立和放线工作。
（1）先将电厂构架至1#导线架设完毕，在3#铁塔打3条拉线，再进行1#至3#的导线展放，并将导线锚在3#铁塔底部。
（2）将xx变电所构架至6#导线架设完毕，然后进行新5#至6#导线架设，组立新5#铁塔，并拆除旧5#铁塔，然后进行3#至新5#导线展放，并将导线锚在3#铁塔底部。
2.第二次66KVxx线停电（停电后第xx天，停电时间xx天），在1#的大号侧和6#的小号侧各挂一组接地线，验电后确无电压，然后进行第一天2#至3#撤旧和紧线工作和3#至5#放线工作。第二天3#至5#撤旧和紧线工作及接引流和4#直线塔附件安装工作，完成后拆除拉线及各处接地线，确无接地后，通知调度恢复送电。3.铁塔防腐（1）停电时间xx天（2）铁塔防腐工序
动力工具除锈或手工砂纸打磨除锈→质量检查→冷镀锌底漆二遍→质量检查→冷镀锌面漆二遍→质量检查→精细完工
六、技术措施
所有分部工程应遵守《架空送电线路检修工艺规程》及《110—500KV架空送电线路验收规范》 1.铁塔的组立
（1）铁塔各构件的组装应牢固，交叉处有空隙者应装设相应厚度的垫圈或垫板。
（2）当采用螺栓连接构件时，螺杆应与构件面垂直，螺栓头平面与构件间不应有空隙。螺母拧紧后螺杆露出螺母的长度，单螺母不应小于两人螺距，对双螺帽可与螺杆相平。必须加垫者，每端不宜超过两个垫片。
（3）螺栓穿向和紧固的规定：
1）当采用螺栓连接构件时，螺杆应与构件面垂直，螺栓头平面与构件间不应有空隙。
2）螺母拧紧后螺杆露出螺母的长度，单螺母不应小于两个螺距，对双螺帽可与螺杆相平。必须加垫者，每端不宜超过两个垫片。（4）铁塔组立完毕后，将北江线4#塔和6#塔分别连接。2.铁塔防腐（1）铁塔除锈
用钢丝刷、钢铲刀、纱布、砂轮和电动工具打磨钢结构及设备表面，除去铁锈，氧化皮、污物、电焊熔渣、焊疤、焊瘤和飞溅，最后用毛刷或压缩空气清除表面的尘土和污物；除锈等级达到St3级。（2）油漆涂刷 1）刷涂法操作
油漆刷的选择：刷涂底漆、调合漆和磁漆时，应选用扁形和歪脖形弹性大的硬毛刷；刷涂油性清漆时，应选用刷毛较薄、弹性较好的猪鬃或羊毛等混合制作的板刷和圆刷；涂刷树脂漆时，应选用弹性好，刷毛前端柔软的软毛板刷或歪脖形刷。
使用油漆刷子，应采用直握方法，用腕力进行操作；
涂刷时，应蘸少量涂料，刷毛浸入油漆的部分应为毛长的1／3～1／2：
对干燥较慢的涂料，应按涂敷、抹平和修饰三道工序进行；
对于干燥较快的涂料，应从被涂物一边按一定的顺序快速连续地刷平和修饰，不宜反复涂刷；
涂刷顺序，一般应按自上而下、从左向右、先里后外、先斜后直、先难后易的原则，使漆膜均匀、致密、光滑和平整：
刷涂的走向，刷涂垂直平面时，最后一道应由上向下进行；刷涂水平表面时，最后一道应按光线照射的方向进行；
刷涂完毕后，应将油漆刷妥善保管，若长期不使用，须用溶剂清洗干净，晾干后用塑料薄膜包好，存放在干燥的地方，以便再用。2）滚涂法操作
涂料应倒入装有滚涂板的容器内，将滚子的一半浸入涂料，然后提起在滚涂板上来回滚涂几次，使棍子全部均匀浸透涂料，并把多余的涂料滚压掉；
把滚子按w形轻轻滚动，将涂料大致的涂布于被涂物上，然后滚子上下密集滚动，将涂料均匀地分布开，最后使滚子按一定的方向滚平表面并修饰；
滚动时，初始用力要轻，以防流淌，随后逐渐用力，使涂层均匀；
滚子用后，应尽量挤压掉残存的油漆涂料，或使用涂料的稀释剂清洗干净，晾干后保存好，以备后用。
施工温度控制在15℃以上，夏季控制在38℃以下施工为宜。禁止雨、雪、雾、霜或风沙天施工，湿度不应大于85%，基体表面温度应高于10℃以上，并无凝结水的情况下，方能进行施工。
涂装间隔时间，应在上一道涂层实干后，才能涂刷下一道涂料，在此期间要严格控制复涂间隔时间，以保证涂敷质量。
所有涂层不得漏涂，涂层表面应光滑平整，颜色一致，无针孔、气泡、流挂、剥落、粉化和破损等缺陷，无明显的刷痕，纹路及阴影条纹。每道厚度及总干膜厚度应完全满足该涂料的技术指标及甲方的要求。
七、安全措施
本工程在全部施工过程中应严格执行《电力建设安全工作规程》（架空线路部分）和《电业安全工作规程》（电力线路部分）中的有关规定。
（一）安全组织措施
本工程的安全组织措施采用第一种工作票制度和电力线路任务单。
（二）安全技术措施
1、通过xxx调度对66KVxx线和北水线申请停电。
2、在停电的66KVxx线和xx线装接地线前，先验电，验明该线路确无电压。验电使用相应电压等级、合格的接触式验电器。
3、线路验明确无电压后，在xx线x#大号侧、1#小号侧、xx线T接点各装设接地线二组。
4、危险点：在xx线6#大号侧、1#小号侧、xx线T接点设专人做监护人。工作现场设专人监护。
5、进入现场的工作人员必须戴好安全帽。
（三）其他措施 1.铁塔组立
（1）组塔工作由现场施工作业负责人王海指挥并统一信号、明确分工。
（2）吊车停放位置正确，驾驶员经验丰富。
（3）其它工作人员在工作中要精力集中，按照指挥人员的要求进行操作。
（4）在起吊铁塔就位时，牵引或回松速度要缓慢，工作人员必须等塔材吊稳或停止牵引后方可伸手操作，螺丝孔找正必须用尖搬子，在连接塔脚时，操作人员要找好安全操作位置，然后进行操作安装。（5）调整螺孔时，应使用尖搬子，不得将手指插入螺孔以免剪伤。（6）铁塔在起吊过程中，吊件下方严禁有人行走或逗留。2.放、紧线工作。
（1）放、紧线工作由现场施工作业负责人贺长江统一指挥，并保持对讲机畅通。
（2）放、紧线前，对牵引机械、牵引绳索、工具、滑车、手搬葫芦、地锚等进行严格检查，并在紧线过程中随时检查。（3）放、紧线时，任何人员不得站在导、地线的下方或跨在导、地线的上方，并不得站在导、地线的内角侧。3.防止高空坠落的安全措施
（1）上塔前要检查安全带、腰绳是否完好，上塔时要逐步检查脚钉是否牢固。
（2）杆塔上作业和转位时，不得失去安全带的保护，下线工作前要绑好腰绳后下线，严禁先下线后绑腰绳。
（3）进入横担前和下线前要认真检查各部螺丝和金具、销针是否连接齐全、完好、牢固。
（4）塔下监护人员要认真履行监护职责。4.晚间采取过渡措施，恢复线路送电
晚间送电前，在新组立铁塔上，挂临时直线绝缘子及金具固定导线，确保导线的安全距离，使线路可以达到送电条件。
xxxxxxxxxxxxx水利水电工程有限公司
110kV线路故障 篇6
提高110kV输电线路的施工质量的措施
110KV输电线路在施工过程中是有许多问题需要进行解决的，比如：技术难度、危险系数、施工环境等方面，都对施工造成了一定的困难。在这种情况下如何提高施工质量就更是重点问题了。
（一）做好勘测工作
勘测工作是整个工程的基础，也是重中之重，必须予以足够的重视。作为输电线路施工的第一道工序，勘测工作的基本任务就是在保证线路安全可靠、运行方便的前提下，能够最大限度地缩短路径长度、减少工程的投资。
（二）认真进行架线施工
在进行110KV输电线路的施工过程中，经常会遇到施工障碍的问题，这是不可避免的问题，因为这种障碍物的分布是非常复杂的，且种类繁多，为施工的安全带来了极大的障碍。然而，在这种情况下，往往采取的措施是通过架线的方式来解决，但是在这个过程中还要考虑的一个实际问题就是成本问题。
（三）优化杆塔工程施工
1、基础工程
基础工程的建设对于整个施工过程有着重要的作用，是保证施工质量的基础。杆塔工程施工的过程中，所谓的基础工程实际上就是指杆塔买入地下的部分。如何合理地进行基础工程的建设对于减少几面开挖以及输电线路的安全运行有着非常重要的意义。
2、塔脚
在进行塔脚的施工时，应尽量从杆塔的正侧面根部开挖，同时注意尽量减少挖方量。如果所处位置的坡度较大，那么，当杆塔的长短脚处于最大高差时就不能继续发挥其平衡地面高差的作用，对于此种情况，可采用提高长脚所对应的主柱高度的办法进行处理。
3、排水设施
除了上述两方面的施工外，还要进行排水设施的建设。因为排水设施对于保证工程质量的长期性和稳定性有着重要的意义。
施工中应注意的问题
（一）排除施工来电隐患
为了避免施工过程中安全事故的发生，保障安全生产的顺利进行，在施工过程中应注意以下几点：
1、在输电线路施工的后期，施工单位应严格按照有关方面的要求设置接地点并挂接地线，决不能在没有地线保护的情况下进行施工及相关作业。
2、除极特殊情况外，接地点应设置在靠近连接端子处、各种刀闸负荷一侧以及分支杆的引线上。
3、为方便挂接地线，预留的地线挂借口的宽度应符合相关规定。
（二）确保施工人员的安全
施工人员是施工的主体，是施工的核心。在輸电线路的施工过程中，难免会遇到一些危险性的工作，比如在攀登电力线路铁塔时，施工人员必须经过带点作业的专业训练，同时还必须持有带点作业证，这两点是缺一不可的。
结语
综上所述，我们可以看出，110KV输电线路的施工不是一项简单的工程，而是一项劳动强度非常大、施工的技术含量非常高，而施工的时间却较短的一项工程。在施工的过程中，难免会遇到各种问题，尤其是特殊的地质条件或特殊的天气状况等等，这些因素都或多或少为输电线路的安全造成了一定的影响。因此，在施工的过程中，为了保证施工的安全，必须确保施工人员有一个安全的施工环境，只有在这种前提下才能保证施工质量的提高。在施工过程中经常会遇到一些问题，但是只要一发现问题，就应该立即向有关部门进行报告，并通过协商的方式来解决，最终确保施工的质量。
（作者单位：宁夏龙源电力有限公司）
110kV线路故障 篇7
雷击是对输电线路安全运行产生影响较大的一种自然现象，通常主要以雷电绕击、雷电直击和雷电反击三种类型为主要表现。雷击产生的雷电流的大小（强度）与地理位置、地质条件、季节和气象等许多因素有关，一般平原地区比山地雷电流大，正闪击比负闪击大等。由于雷电直击避雷线档距中间部位所产生的电位较低，绝缘子串两端所产生的电位也较低，所以反击几率较小。但如果直击塔杆顶部会促进塔身对地面产生高电位，绝缘子串两端也会产生高电位，因而发生闪络现象。雷电本身绕击导线发生的几率很低，但是如果直击或者绕击塔杆顶部则极其容易发生跳闸现象。如果是山地地区的塔杆，受地形、坡度及土壤土质影响，发生绕击的几率相对平原来说要较高一些。如果存在山谷风，雷云在移动过程中也有可能会对导线造成直击或绕击，从而造成雷击故障，因此，在海拔相对较高、地形较为特殊的地区，雷电容易直接击中塔杆顶部或者避雷线，产生反击现象。在使用避雷线进行防护时，通常避雷线保护角度越小，发生雷击几率越小，反之则会变大，在保护角相同时，悬挂高度也与绕击的发生几率成正比。
2 雷击障碍表现
雷电直击、反击或者绕击发生之后，将会对输电线路的供电安全产生严重影响，一般其表现主要如下：绕击多造成单相故障，多相故障则多由直击造成；三角排列的上方导线及水平排列的中线故障大部分是由反击造成，偶尔也会发生边相导线绕击现象，但是发生绕击跳闸的几率较小；绕击可能会造成导线上排夹线部位产生烧灼痕迹；直击和反击则可能造成塔杆出现闪络现象，使输电线路档距中间部位出现导线间雷电放电现象。
3 110kV输电线路防雷保护措施
据统计，近几年由于雷击发生的线路跳闸比例高达50%左右，所以，加强防雷保护工作实践，更好的完善防护对策，对于确保110kV输电线路的正常运行具有重要意义。雷电防护措施主要包括直击雷防护、侧击雷防护、感应雷防护三大部分，并采用接闪、分流、屏蔽、均压、等电位、接地等技术措施，全面进行防护工作。防雷保护工作的实施，要从分考虑多方因素，比如地形、地质、地貌、海拔、土壤性质以及接地电阻等，结合实际情况设计防雷保护方案，提升其科学性与全面性。
直击雷防护要根据地形、塔杆的高度、结构等采取直击雷防护措施，包括接闪装置（避雷针、带、网）、引下线和接地装置三大部分。雷击发生时，50%的雷电流将沿接闪将通过引下通路直接泄放入地，50%的雷电流将沿着进出设备的管线泄放，这两种无论是哪种都会对设备和人员的安全造成负面影响，因此，在设计防护方案时必须重视雷电波侵入与雷击电磁脉冲防护。这两种防护措施的关键在于安装电涌保护器。安装电涌保护器的目的是为了限制电压，确保其维持在相对安全的水平，因此需要实施三级防护措施，一级是将电流泄放入地，二级是在一级的基础之上对线路残压实施进一步压制，三级是保护输电线路和重要供电设备，每一级防护的目的都是压制电压，确保其始终维持在安全水平之内，从而降低雷击危害，同时还具备一定的吸收非雷击导致的操作过电压的作用，对于保护输电线路来说具有积极意义。
在强化线路维护时，要根据地形、地貌以及当地的季节变化合理设计线路走廊，确保互相之间具有充足的安全间隙，尤其是架设难度高、跨越大、雷击多的区域，要合理设计方案，进行反复验证以确保安全。在验收工程时，要严格按照验收标准进行把关，包括接地体的埋设深度、射线长度、接地电阻值以及线路走向等，加强检验，严格把关，确保工程质量的同时以最优防雷保护为标准。现在许多输电线路的塔杆工程在实施时都采用了卫星定位系统设计，并且配合雷电定位系统能够对地区周边雷电的发生情况进行预判，这对于提前做好预防措施有着极为重要的参考意义，但是此类系统目前应用受限较多，仍需加强研究，不断进步。一般来说，接地电阻与耐雷水平呈反比，因此，必须根据各地土壤性质和电阻率把控塔杆的接地电阻水平，提升耐雷水平。如果电阻值出现异常，则必须尽快安排人员进行整改，做好定期测量接地电阻值，降低意外情况的影响。
输电线路的耐雷水平和绝缘能力也是保证其提升其抵抗雷击能力的重要参考因数。影响线路绝缘能力的关键在于绝缘子，因此，绝缘子的选用和管理必须科学、严格且定期强化，在检验时把好质量关，运行时做好管理监督，杜绝质量存在问题的绝缘子挂网运行。对于已投入运行或老化的绝缘子，除了要定期实施对零、低值绝缘子的检测外，还要定期进行更换，保证其对线路运行的绝缘作用。除此之外，对于发生雷击较为频繁的地区要采取相应强化措施，比如酌情增加绝缘子等。事实证明，这种方式能够有效提升输电线路的绝缘能力和耐雷水平，降低跳闸事故的发生率。现在使用较为广泛的绝缘子为合成绝缘子，这种合成品强度高，重量轻，维护方便，防污性能强，有着很好的应用空间，但是由于在多雷区应用极易发生跳闸故障，因而仍旧亟待加强研究，以扩大应用空间，更好的发挥其优势性能。
安装线路避雷器和避雷线（架空线路）也是降低雷击危害的重要措施。避雷线路其虽然应用成本较高，但是对于雷电发生较为频繁的区域有着很好的避雷效果，它与绝缘子合用，能够降低串联间隙放电，确保闪络和跳闸事故的发生，减少停电现象，在日常应用中有着很好的效果，因此，广大输电线路运行管理单位必须根据使用地段情况进行全面考虑，以最小的投入实现最大的防雷保护效益。避雷线作为送电线路最基本的防雷措施之一，在防雷方面具有以下功能：防止雷直击导线；雷击塔顶时对雷电流有分流作用，减少流入杆塔的雷电流，使塔顶电位降低；对导线有耦合作用，降低雷击杆塔时塔头绝缘上的电压；对导线有屏蔽作用，降低导线上的感应过电压。避雷线的存在主要是针对导线进行保护，分流雷电流，发挥对导线良好的屏蔽效果，以免出现雷电直击现象，所以也是日常防雷保护中的主要措施。其他还有诸如安装自动重合闸装置，检验电线路保护角以及确保良好接地等保护对策。
总之，110kV输电线路的防雷保护对策除了要结合线路所在地形进行综合分析之外，还要根据防雷需求选择合适的方式与手段进行防护，以最合理的经济投入获得最大的防雷优势，保护输电线路的安全，确保供电系统的正常运行。
摘要：近些年, 110kV输电线路雷电故障的发生率不断升高, 一方面与设备陈旧, 需进行更新换代有关, 另一方面也是由于防雷保护工作力度有待加强。本文主要针对110kV输电线路雷电故障及保护对策进行分析, 仅供参考。
关键词：110kV输电线路,雷电故障,防雷保护,措施
参考文献
110kV线路故障 篇8
1.1 容易遭受外力破坏
由于110KV电力线路绝大部分都是铺设在大自然之中, 与人们的生活环境必然存在很大一部分的重叠, 由于人们的疏忽大意或者蓄意破坏, 都有可能造成110KV电力线路的故障。
1.2 设备本身的缺陷导致的故障
由于110KV电力线路在自然环境之中, 不可避免的要受到风化、腐蚀等的影响, 进而有可能导致电力线路出现各种故障。除此之外, 电力线路设备自身也有一个老化的问题或者良品率的问题, 一旦出现问题也会导致电力线路无法正常运行。
1.3 自然外力导致的线路故障
自然环境的多变也容易造成110KV电力线路的运行故障, 比如雷击、冰雪、暴风甚至是鸟粪等都有可能导致电力线路无法正常运行。
2 110KV电力线路运行的维护
2.1 加强配网的安全管理, 从管理要效益
2.1.1 各生产单位应该设置配网或线路专责, 做到专人管理。
2.1.2 要组织认真学习《架空配电线路及设备运行规程》, 并按
照规程严格执行, 各单位可以根据实际情况编制本单位的《配电线路现场运行规程》, 例如, 在《架空配电线路及设备运行规程》中对配电线路绝缘子的定期清扫工作是要求根据污秽程度制定, 所以, 各单位要根据不同的10KV线路所处污秽区域制定清扫周期。同时制定相应的考核办法, 对不能认真执行规程的单位和个人严格考核。
2.1.3 解决配网设备管理的问题。
配电线路应该按照规程规定市区每月巡视一次, 农村每季度至少巡视一次。并按照配电线路预防性检查、维护周期, 定期检查杆塔、铁塔基础、杆根、连接线夹、拉线、导线弧垂、交叉跨越距离。配电设备应该检查变压器和变压器台、配变站、柱上断路器、隔离开关、跌落式熔断器、电容器、避雷器、接地引下线等, 定期测量配电设备相关数据, 及时掌握设备运行状况。
2.1.4 加强配网技术资料的管理。
健全配网管理的相应规程制度, 完善配电线路平面图、线路杆位图、低压台区图, 建立高压配电线路负荷记录、缺陷记录、巡视记录、交叉跨越记录、变压器台账、接地装置试验记录等相关基础资料。
2.1.5 参照输电网缺陷管理办法制定配网缺陷管理办法, 根据缺陷的分类做好消缺工作。
2.1.6 完善、规范配电线路的设备标志。
对配电线路名称和杆塔编号、相位标志、开关的调度名称和编号、电缆配出线的标志。在配变站和变压器的围栏上要装设安全警告标示牌。
2.2 采取相应的技术和制度措施加强维护
2.2.1 110k V电力线路多采用中性点直接接地方式
因为中性点直接接地系统的内过电压是在相电压作用下产生的, 而中性点不接地系统是在线电作用下产生的, 因为前者较后者的内过电压数值要低20%~30%。绝缘水平也降低20%左右。额定电压越高, 由降低设备绝缘水平而减少的费用也越多, 所以用直接接地是经济的。同时电压越高线路也越可靠, 高压线不易断线, 线间距离大, 不易受鸟害, 耐电压水平也高, 再辅助于自动重合闸保护, 运行可靠性就大有提高, 所以在110k V及以上系统中多采用中性点直接接地的方式。
2.2.2 电力线路的保护方法
电流速断、时限电流速断和定时限过电流保护均是反映电流增大而动作的保护装置, 速断保护能快速切除故障, 但不能保护线路全长, 限时电流速断又不能保护到下一级线路的末端, 过电流保护虽然可保护到下一级线路末端, 但动作时限太长, 所以为保证快速而有选择性的切除故障, 将上述三段保护组合成一套保护, 称之为阶段式电流保护, 又称为三段式过流保护, 这种保护常用在35~110k V单电源辐射性输电线路上。
2.2.3 自动重合闸装置
在送电线路中, 雷电闪击、鸟害、树木危害、大风及不同相导线混线等, 这些故障大部分是瞬时性的, 当故障切除后, 电弧自动熄灭, 绝缘强度自动恢复, 线路重合送电, 不会再起弧, 所以采用自动重合闸装置可提高供电可靠性, 运行经验证明大约有80%~90%的故障是属于这种瞬时性的, 所以我们应采用自动重合闸装置以提高供电可靠性, 另外在双端电源供电的高压线路上, 可提高系统并列运行的稳定性, 提高线路输送容量。重合闸按机械分可分为机械型和电气型, 按重合闸次数分为一次重合闸和二次重合闸, 按作用于断路器的方式可分为单相重合闸、三相重合闸和综合重合闸, 按适用线路的结构可分为单侧电.源线路、双侧电源线路重合闸, 双侧电源线路又可分为快速重合闸、非同期重合闸、检定无压重合闸和检定同期重合闸。输电线路对自动重合闸的基本要求如下:
(1) 手动掉闸不重合; (2) 对于重合于永久故障、重合闸只准许重合一次, 而且重合于故障线路时应加速掉闸; (3) 低频减负荷装置动作切除线路负荷时不动作; (4) 手动合闸于故障切除线路不重合; (5) 自动重合闸装置动作次数应符合预先规定, 在任何情况下均不应使断路器动作超过规定的次数, 超过规定动作的次数, 重合闸装置应退出。
2.2.4 距离保护
距离保护是反映安装处至故障点距离的一种保护装置, 因此, 做为距离保护测量元件得阻抗继电器必须正确反映短路点至保护安装处得距离, 并且不受故障类型的影响, 采用相间电压和相间电流的00接线能使上述要求得到满足, 所以距离保护一般都采用00接线。距离保护在运行中应有可靠的电源, 应避免运行的电压互感器向备用状态的电压互感器反充电, 使断线闭锁装置失去作用, 若恰好在此时电压互感器的二次熔丝熔断, 距离保护会失压而误动作。
2.3 加强对自然环境损害的防护
自然环境对110KV电力线路造成的损害极大, 我们需要根据不同的情况进行具体分析。雷电是一种不可抗力, 要完全防止雷电对电力线路的损坏, 在当前的技术条件下是不现实的。但是, 我们能够通过从完善电力线路入手, 提高线路的防雷水平, 从电力线路的地理环境来看, 尽可能的选择土壤电阻偏低同时接地电阻较小的地方架设杆塔, 避免出现雷电绕击。同时, 安装避雷线、避雷器、架设耦合地线等都能够有效的减轻雷击的损害。要有效的防止110KV电力线路被暴风、冰雪的损坏, 主要是加强巡视, 根据天气预报对线路进行全面检查, 消除设备存在的安全隐患, 同时对各个耐张杆的拉线进行相对应的调整, 确保电力线路的杆塔各侧受力均衡, 已经被冰封的线路, 要通过诸如短路融冰等一些现代技术措施加速除冰, 最大限度的降低对电路造成的无可挽回的损害。
3 结语
综上所述, 造成110KV电力线路运行出现故障的原因是多元的, 通过分析配网运行中导致故障发生的原因, 提出有效的改进策略, 进一步加强配网设备的选型以及优化, 有利于降低配网故障的发生率。供电企业在进一步提高配电网络的供电可靠性以及运行经济性的同时, 也为企业带来了更大的社会和经济效益。
摘要：本文分析了导致110KV输电线路出现故障的原因, 并且提出了相对应的改进措施, 希望本文的研究能够有助于提升110KV电力线路的运行维护水平, 确保供电稳定和安全。
关键词：110KV电力线路,故障,维护
参考文献
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[2]马润.电力通信系统中电网线路保护通道的运行维护[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.[2]马润.电力通信系统中电网线路保护通道的运行维护[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.
110kV线路故障 篇9
作为电力企业, 系统的稳定运行对于企业的长期稳定发展有着重要的意义, 持续稳定的电力供应不仅是人们正常生活的保障, 也是社会经济快速发展的坚强后盾。备自投装置作为电力系统的一个组成部分, 对于保障系统的持续稳定运行有着重要的作用, 因而, 提高备自投装置的正确动作率, 将可能存在的导致备自投误动的隐患消除在萌芽状态就显得尤为必要。
2.故障及原因分析
我们对某供电局2004至2008年来导致备自投装置不能正确动作的故障进行分析:
上表统计数据表明, 接线或设计错误、人员误操作、备自投装置本身元件故障在导致备自投装置不能正确动作中所占比例很大。因而我们从人为和设备方面对影响备自投装置不能正确动作的因素进行全面分析得出以下结论:
(1) 人员方面, 人员素质不高, 责任心不强, 不按验收及试验规程规定操作、对备自投装置接线及原理的认识不够清晰, 图纸及施工设计人员为图方便考虑不足。
(2) 设备方面, 备自投装置插件老化, 程序软件设计考虑不足, 装置厂家配线错误或者配套说明书不够清晰, 旧的软件版本未能及时升级。
(3) 外部设备方面:外部设备或二次电缆故障, 导致备自投装置不能采集到所需判据以及断路器辅助触点故障使其无法判断开关位置等。
3.解决措施
在清楚了导致备自投装置不能正确动作的各种因素后我们针对这些因素提出有效的解决措施:
(1) 首先对于人员方面的因素我们提出要加强对继保人员的培训, 使其认识备自投对于电力系统的重要性, 加强对备自投装置工作原理及运行反措要求的理解, 以便在验收、操作、运行过程中及时发现问题, 及时处理;而且要从规章制度及验收、操作标准作业方面给予继保人员以指导支持, 制定标准的验收、作业指导书及验收标准。
(2) 其次是对于备自投装置安装前设计图纸要进行严格审查, 这也是最重要的一点, 要审查其是否存在设计缺陷, 特别应注意以下三个问题:
第一, 进线备自投跳闸回路的设计问题:进线备自投的跳闸回路一般可通过保护跳闸或手跳两种方式实现, 但两种方式都有各自需要注意的问题。
(1) 采用保护跳闸方式在设计中必须要考虑闭锁重合闸问题, 因为采用保护跳开工作线路开关后, 保护装置会误认为开关偷跳而启动重合闸将原已被分开的线路开关又重新合上, 导致无法隔离有故障的原工作线路, 备自投也因此无法正常工作, 因此必须用另一副跳闸输出接点去闭锁该线路保护的重合闸。建议设计按此方法接线时, 由于有一些厂家的备自投在设计时跳闸输出接点只有一副, 这就要求我们设计人员在审图时要注意要求厂家多配一副跳闸出口接点来实现此功能。
(2) 采用手跳方式就可以不用再考虑闭锁重合闸的问题:因为手动跳闸、遥控跳闸的操作回路已经考虑闭锁重合闸了, 而且这种设计方式比较简单, 但这种设计方式不能加入“手分闭锁备自投”的功能。因为按备自投的设计原则, 在人为手分工作线路开关时 (如变电站需要全停时) 备自投不应该合备用线路开关, 实现这种功能是靠保护合后继电器接点接入备自投装置实现的。因此设计中一般要加入“手分闭锁备自投”的回路。但如果备自投采用手跳方式时也加入“手分闭锁备自投”的回路, 将会造成备自投通过手跳回路跳开工作线路后, “手分闭锁备自投”回路又闭锁备自投, 导致无法合备用线路的矛盾逻辑, 因此手跳方式的设计不能加入“手分闭锁备自投”回路, 即取消保护合后继电器接点接入备自投装置, 这样备自投装置能正确动作。但是, 为了防止人为手分工作线路开关时备自投误投备用线路, 应在备自投的现场运行规程里要求在人工断开工作线路开关前将备自投退出。
第二, 进线备自投合闸回路的设计问题:进线备自投的合闸回路可接在手合或不经手合 (如接在重合闸回路) 两种方式实现, 备自投合闸的接法是根据保护装置实际进行选取的。
(1) 在取保护装置的合后继电器来实现“手分闭锁备自投”的功能时, 备自投合闸一定要接入手合回路, 因为保护装置的合后继电器是接在手合回路中的, 是通过手合来起动合后继电器的, 备自投在收到保护的合后继电器动作信号才具备其动作条件。
(2) 比较早期的微机保护, 在厂家设计时并没考虑合后继电器的采用, 当备用装置应用于这些保护时, 备自投将无法实现“手分闭锁备自投”的功能。此时, 备自投的合闸回路可接在手合或不经手合 (如接在重合闸回路) 均可, 但要注意用电源将备自投装置的合后继电器输入接点短接, 否则, 备自投装置将因为无法满足条作而闭锁装置。
第三, 备自投装置开关位置的接入应取开关机构箱的接点, 而不能取TWJ接点:下面介绍一下取TWJ接点备自投动作时将闭锁备自投的一个实例。
如上图1所示, 当运行A线路发生永久故障时, 运行A线路的光纤纵差保护动作不经延时跳开A线路两侧开关1DL和3DL, 这时1DL重合成功, 3DL则因重合于故障线路再次跳开, 母线I因此而失压, 这时备自投满足动作要求 (母线失压, 运行A线路无流) , 将再次发跳开1DL命令, 1DL即被再次跳开, 此时因1DL保护TWJ继电器动作回路串联开关储能接点 (通常TWJ用来监视合闸回路的正常性, 而合闸回路是与开关储能接点是串联在一起的) , 只有当储能机构储能完成时储能接点接通TWJ继电器才动作, 所以当运行A线路保护重合闸动作成功后, 1DL开关机构处于合闸储能过程中 (这一过程大约要8~10秒的时间) , 储能接点没有接通, 此时备投装置动作跳A线路开关1DL后, 没有及时收到开关分位信号, 而闭锁投备用线B开关信号, 从而造成备自投装置不能正常动作, 全站失压的事故。
所以备自投装置开关位置的接入应取开关机构箱的接点, 这样才能够第一时间且正确地反映开关的合分位状态, 而不受其它因素的影响, 从而保证备自投的正确动作性。
(3) 最后在设备方面我们要确定所引进的备自投质量过关, 或者已投入运行的备自投装置不存在元器件老化或者损坏现象。这就要求我们的采购部门应当依据长久以来的运行经验以及网内反响, 引进故障率低、运行稳定、使用寿命长、质量优、技术先进且符合实际运行条件要求的备自投装置, 如南瑞继保的RCS-9652型备自投装置。同时在保证备自投装置本身质量的同时, 我们还应该在平时的运行维护过程中, 对于与之相关的回路、报警信号认真检查处理, 操作及定检时测量相关回路绝缘良好、开关触点完好, 对于备自投运行中装置本身存在的问题及不足之处及时与厂家沟通解决, 消除一切可能造成备自投不能正确动作的事故隐患, 以保证系统的稳定运行。
4.结束语
110kV线路故障 篇10
随着我国城市电网改造进程的逐步加快, “缆化工程”即110k V及以上电压等级的线路电缆化率的逐渐提高, 高压电缆分支箱、环网柜等新设备投运量的逐渐增加, 使得110k V及220k V的全电缆线路及混合电缆线路的多分支网络化结构开始形成规模;同时, 目前变电所多数为GIS线变组结构, 变电所侧相应采用GIS电缆终端接入GIS气室的结构较多。电缆的故障探测出现了新的难点, 尤其对多分支电缆的故障检测和混合线路的故障检测, 较难实施以往行之有效的方法。主要表现为:①从检测方法来讲。常规高压脉冲检测法是电缆故障探测方法中较为常见的一种注入信号方法, 在电缆终端一侧的分立端口处注入高压探测信号, 在分支处进行接地和不接地处理。但当前, 电缆的接口安全增加的同时, 电缆的各终端均在变电所内, 很多是无户外终端杆形式结构, 使得线路维修人员无法有效地接入故障探测需要注入的测量信号, 以往常规的拆搭头线的方法难以实施, 而GIS气室拔下GIS电缆终端受相关人员及设备的限制, 无法确保质量的可靠性。②从电缆敷设结构拓扑来讲。传统的阻抗测距法伴随高压电缆接头和分支的增加, 使得故障探测脉冲信号在传输中发生衰减, 检测误差随机性的增大, 因而不能有效地对线路参数进行预估, 致使故障判断的距离计算出现不定量的偏差。③从电缆的接地方式来讲。由于110k V/220k V电压等级的电力电缆故障电流非常大, 所以采用铝护套直接接地方式和经过避雷器接地方式, 部分采用交叉互联的连接方式, 使得测量信号也受到其影响, 严重影响脉冲电流法等探测方法的探测精度。④从电缆自身的结构来讲。单芯电缆广泛应用于110k V及以上电压等级, 电缆线路大部分为直接接地故障, 且部分为高阻接地, 为检修方便相关的技术方法为拆除该故障相, 使得传统低压电桥法 (需要借助完好相) 、传统中压二次脉冲法中与完好相对比的方法等也难以实施, 探测方法受到了较大的影响。
2 本文采用的方法
110k V及以上电缆线路大部分采用单芯电缆, 其金属护套的接地方式不同于配网两端直接接地方式, 考虑到正常运行时对金属护套感应电压、金属护套环流的限制, 金属护套常采用三种方式接地:I段式、II段式、III段式, 其中III段式包括交叉互连和I段式加II段式。
110k V电缆线路主要短路故障类型为两相短路、三相短路、单相接地短路, 其中前两种故障类型短路电流基本上是通过电缆线芯形成回流, 流过金属护套中的电流比较小, 金属护套电流的影响可以忽略。
当发生单相接地故障时, 若电缆金属护套采用I段式、II段式连接方式, 故障指示器安装时能把金属护套环流消除, 直接测到的是线芯电流。若电缆金属护套采用交叉互连方式, 金属护套充当回流线的作用, 使得金属护套中有故障电流流过, 同时也有感应电流流过, 该感应电流是因为三相电缆线芯电流不平衡引起的感应电流。因为工程安装的限制, 故障指示器需直接安装在电缆外面, 这时指示器测到的电流不但有故障电流还有金属护套上流过的电流。
本文介绍一种尤其适用110k V/220k V辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统故障的在线检测方法, 其核心原理是借鉴配网系统的故障指示装置, 通过仿真不同地点的故障, 分析高压单芯电缆故障时电流的变化规律, 确定故障区段, 从而缩小检测范围。
现根据单芯电缆的结构, 按照工程中的数据, 利用PSCAD对单回路三相电缆的主绝缘故障 (导体与金属护套短接时) 建立仿真模型, 其中的电缆参数按照沈阳古河电缆公司生产的110k V铜芯XLPE绝缘皱纹铝护套电力电缆 (标称面积400mm2) 中的参数进行设置。
3 110k V电缆线路的单相接地故障仿真
线路电缆护层采用交叉互联接地方式, 故障相为A相, 故障点的位置发生主绝缘 (导体与金属护套短接时) , 线路电压等级为110k V, 故障持续时间为1s, 水平排列, 每相电缆之间的间距为0.2m, 地下电缆深度为2m。
当故障点发生在交叉互联第二大段中的第二小段时 (见图1) , 在故障点前测量点3 (交叉互联第一大段中的第三小段) 、测量点5 (离故障点前最近的一组指示器) 及故障点后测量点6 (离故障点后最近的一组指示器) 检测的A、B、C三相电流幅值的仿真结果如表1 所示。
正常负荷电流约为195A, 功率因数为0.9。金属护套的电流约为24A, 护套电压约为0.2V。正常情况及各测量点电压电流波形如图2~6 所示。
4 故障判断原理
4.1 故障电流的分布规律
以A相单相接地故障为例, If为故障电流, 如图7所示。
故障指示器在1、2、3 处测的电流为 (忽略护套感应电流和负荷电流) 如表2 所示。
同理可得到B、C相及不同位置发生单相接地短路时, 指示器测到的电流都符合如下规律:故障点前测量的故障相电流大于1/2 故障电流, 故障点后测量的故障相电流小于1/2 故障电流;故障点前非故障相 (故障点到相距最近的接地点之间) 测量电流有可能大于1/2 故障电流, 故障点前其他非故障相测量电流小于1/2 故障电流;故障点后非故障相测量电流小于1/2 故障电流。
当系统最大和最小短路电流相差不大时, 1/2 故障电流值比较容易确定, 实际现场大多数是这种情况;然而当系统最大和最小短路电流相差比较大时, 宜采用主站集中式动态判断方法:主站实时判断通过光纤通讯的电流值, 当发现相邻的两点之间电流值之比大于1.3, 即判定短路故障点在此处。
4.2 故障判断原理
(1) 安装位置
电缆线路故障原因大部分是因为交叉互连接头绝缘不好造成的接地短路, 故指示器安装在交叉互连或接地箱处。
(2) 功能
解决以下两种状态下发生的故障:电缆线路送电时开关合到故障上;运行中发生的短路故障。
(3) 判据
电缆线路发生短路故障时, 线路电流的一个变化特征是:电流有一个正的跳变;另一个特征是:在发生短路故障后的一个很短的时间间隔内, 线路在继电保护装置的控制下, 故障电流会被出口断路器切断从而线路电流下降为零, 如图8 所示。
1) 检测电流是否大于定值。检测电流是否大于过流定值, 并持续一个 ΔT时间, 该时间与现场安装的指示器保护装置定值配合;I > IsetΔT>Tset;过流定值的大小选择为短路电流的0.5 倍, 当指示器检测到电流大于0.5倍短路电流 (该短路电流需要预先设置) , 并持续一个ΔT时间, 故障判断启动。
2) 检测线路是否断电。从故障判断启动开始计时, 在规定的时间内若指示器检测到线路无电则指示器判定为故障, 否则不判为故障。
3) 给出故障信号。若指示器检测到故障, 进行当地发光指示, 并可以与主站系统通讯进行自动故障定位。
4) 故障区段定位。采用以上判据可保证故障相故障点前指示器动作, 故障点后指示器不动。那么故障区段就是在最后一个动作指示器和后面第一个没有动作指示器之间的线路上。由于交叉互连环流的影响, 非故障相有可能也会动作, 那么两种方案排除非故障相动作的问题:①若有主站系统, 故障指示器会把故障数据送到主站, 主站比较各点的故障电流大小, 确定故障相, 故障区段。②若无主站系统, 需要同变电站配合, 先确定故障相, 然后顺着故障相, 根据故障指示器指示查找故障区段。
5) 躲励磁涌流。一般励磁涌流是两倍的变压器额定电流 (最大为8 倍) , 一般短路电流比励磁涌流大, 综合考虑三种方式躲励磁涌流。若变压器空载投入, 励磁涌流导致指示器误动, 可采用来电复位的办法复位指示器;若变压器投入时负荷大于某个固定值, 那么不符合指示器动作条件, 指示器不会动作;另外适当增加过流延时时间躲励磁涌流。
5 结束语
基于此原理设计生产的适用于110k V/220k V电缆的专用故障指示器首次应用罗氏线圈方式进行信号采集, 具有大电流不易饱和的特性, 采集电流范围 (0~15000A) 广泛, 不仅覆盖全部电力电缆的各种应用环境, 还可以进行有效地电气量检测, 并能够有效规避线路重合闸、变压器空载投切的励磁涌流及负荷空载投切等各种干扰。结合光纤通讯的优点, 可靠地将故障电气量上传到调度中心, 汇集成电力系统综合判定故障区段的数据, 判定故障以协调相关人员进行快速修复线路故障、恢复系统供电, 大大减少故障巡线时间, 提高供电可靠性。目前已在现场运行中取得了良好的效果, 受到用户好评。
摘要：根据单芯电缆的结构, 按照工程中的数据, 利用PSCAD对单回路三相电缆的单相接地故障建立仿真模型。通过分析故障点发生在不同位置时, 3个测量点检测的A、B、C三相电流幅值分布规律, 同时充分考虑实际运行环境中遇到的问题, 力求逻辑严密, 从而提炼出故障判断原理。基于此原理设计生产的适用于110kV/220kV辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统的专用故障指示器已在现场运行中取得了良好的效果。
对110kV线路重合闸的探讨 篇11
摘要：文章论述了110kV线路的重合闸原理与功能，分析了某110kV线路出现重合闸事故的原因，并探讨了重合闸事故所暴露的问题与防范对策，以确保电力系统的稳定安全运行。
关键词：电力系统；架空线路；110kV线路；重合闸
中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）11-0127-02
随着我国社会经济的快速发展，人们对电的需求量不断增大，为满足人们日益增长的电量需求，并保证电力系统的稳定运行，在线路中设置了重合闸装置，以提高供电安全，减少停电损失，加大线路的送电量，但重合闸自身也会出现故障问题，需要采取一定措施给予防范，本文就110kV线路的重合闸进行了探讨。
1 线路重合闸原理与功能
1.1 线路重合闸原理
线路重合闸所指的是架空线路故障被清除之后，会在短时间里闭合断路器。通常在正常状况下，架空线路中的故障有90%以上是瞬时故障，像鸟害、雷击等引发的故障，继电保护动作把短路故障切除后，无电源提供电流后，电弧就会熄灭，待充足的去游离时间之后，空气就能恢复绝缘性，此时线路中的重合闸装置就会将断路器进行重新合闸，线路无故障之后，继电保护器无再动作跳闸，输电线路就能恢复正常运行了，线路重合闸成功。而输电线路中，也存在10%左右的永久性故障，如果永久性故障不能及时切除，就可能会扩大电网事故，严重影响电力线路的稳定安全运行。像导杆、去游离时间不足等故障，就属于永久性故障，当断路器合闸之后，线路故障依旧存在，使得继电保护器将断路器再次跳开，线路重合闸未成功，要解决永久性故障，可运用下列方法予以解决：在线路重合闸当中，引入人为延时，对电弧与电离空气进行去游离，也可调整断路器，并延时时限几秒钟即可，以解决线路中的导杆故障或者去游离时间不足等问题。目前架空线路的重合装置多为自动装置，能自动恢复供电。
1.2 线路重合闸功能
架空线路中，大多数为瞬时故障，而瞬时故障是能够迅速恢复运行的，这加大了供电线路的可靠性与安全性，减少了停电的损失。继电保护误动或者操作技巧失灵所带来的断路器误动等，可使用重合闸进行补救，合理运用重合闸，能有效提高电力系统并列运行的安全稳定性，当重合闸成功之后，系统会恢复原来的网络结构，这增加了功角特性里的减速面积，利于电力系统恢复安全稳定的运行，还进一步提高了系统暂态水平，加大了线路的送电量。
2 110kV线路的重合闸事故原因
2.1 重合闸事故简要
某110kV变电站是某县公司枢纽变电站，该变电站的接线方式是110kV的单母线运行，而110kV的Ⅰ号线与Ⅱ号线作为电源线进行并列运行，而Ⅲ号线与Ⅳ号线是两条馈线，并有两台主变，主变#1与#2的容量分别是31.5MW与20MW，其主线运行如图1所示。110kV的Ⅲ号线因雷击，其零序1号段出现保护动作，Ⅲ号线156开关跳闸，而重合闸不动作，经运行人员对一次设备的无异常检查后，汇报调度，并手动合闸156开关，且送电正常。
2.2 110kV线路重合闸故障原因分析
在此线路重合闸中，其方式为检无压方式，由保护装置的动作信号看，线路故障时，保护正确的动作跳闸，并且重合闸也被启动，不过没有发出重合命令，等10s之后，线路重合闸出现整组复归。在该过程中，所关注的关键问题是：导致线路重合闸条件不能满足的原因是什么？为了弄清这一问题，对线路保护装置给予检查，线路申请停电之后，检查线路的保护装置，先在没有加入母线电压的状况下，对线路单相的接地故障进行模拟，其保护装置能够正常动作，重合闸也能可靠重合，接着在母线电压加入的状况下，对单相的接地故障进行模拟，其保护装置也能正常动作，不过重合闸却不能重合。为了进一步弄清母线有压下，重合闸无法重合的原因，运行人员依据保护装置相关的技术说明书，对保护装置中的保护定制单与保护逻辑等给予了仔细研究，当对保护定值单进行核对时，发现“抽取母线电压的投退”一项时，其定制单是投入，在技术说明书中，该功能没有相关描述，通过厂家技术人员询问之后，其功能解释为：控制字如果是投入，能够实现母线无压线路的有压合动作。通过线路保护装置的检查可知，出现重合闸故障的原因是：厂家未对抽取母线电压的投退控制字给予描述，让保护整定人员错误理解，把原来应该退出的投入控制字，使得重合闸检的无压方式由检线路无压转变成了检母线无压，从而让线路故障中的重合闸条件与要求不相符，线路重合不能正确动作。将控制字改为退出之后，当再次对单相接地故障进行模拟时，线路保护装置能够正常动作，并且重合闸能够重合。
3 线路重合闸故障所暴露的工作问题与防范对策
3.1 线路重合闸故障所暴露的工作问题
在110kV的线路重合闸故障中，暴露出了一些工作问题，其具体表现在下列两方面：一是在保护定值整定时，没有认真按照保护装置相关的技术说明书进行操作，也没有依据设备实际运行状况进行整定，尤其是控制字投退方面，未仔细研究，并与厂家技术人员及时沟通，而是依据自身理解来整定；二是在保护装置检验的时候，也未根据保护装置相关的技术说明书与设备实际运行状况，对线路故障进行模拟，致使定值投退是否合理没能及时检查出来。
3.2 线路保护工作问题的防范对策
为了确保线路的正常稳定运行，继电保护与整定人员可从下列方面做好线路运行的保证工作：首先，继电保护人员与整定人员应该详细了解线路的各类保护方式程序图，对压板功能内涵与使用规定等进行充分理解，并及时与厂家相关技术人员进行有效沟通；其次，通过举一反三加强其他继电保护的了解检查，特别是同一类产品的检查，以避免相似事件的再次出现；最后，继电保护试验人员在定检时，可依据设备的实际运行状况，模拟线路故障试验，从而找出微机保护当中存在的各类问题，以确保线路的正常安全运行。
4 结语
在110kV线路保护中，线路重合闸对线路供电的可靠性与安全性提高，具有重要的保障作用，若重合闸出现问题，对线路运行具有很大的影响，不仅会造成经济损失，甚至还会带来生命健康威胁，为了尽量排除重合闸所带来的影响，保证电路的正常运行，在重合闸应用之前，应该模拟电路系统的实际运行状况，对重合闸各类运行方式进行试验，及时发现问题，并排除问题，保证线路重合闸能够正确动作，从而确保电力线路的正常稳定运行。
参考文献
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110kV线路故障 篇12
2010年7月9日,某110kV变电站110kV胜05线路保护装置动作,胜05断路器跳闸重合闸成功,但该装置并未发出任何保护动作信号,只发出“装置故障”告警信号。胜05保护装置(有故障录波功能)也无法显示故障录波图。
2 相关情况
(1)胜05线路微机保护装置为南瑞LFP-941A型。
(2)潮流方向为YH变电站110kV万11断路器→胜04断路器→WZH变电站110kV母线→胜05→胜洲。当时胜05断路器及线路处于热备用状态,如图1所示。
(3)发生故障时有大风大雨。
(4)电话联系上一级YH变电站,得知YH变电站故障录波装置未启动,但万11线路保护装置(PXH-112X型)零序功率方向信号继电器曾动作3次,信号掉牌2次。
(5)胜04线路保护装置为LFP-941A型,虽然胜04为WZH变电站电源进线断路器,胜04线路保护方向由WZH变电站指向YH变电站,与胜05线路故障方向相反,胜04线路保护装置不动作,但能从胜04线路保护装置取出反映胜05线路发生故障时的波形图(当时#Ⅰ主变压器负荷较小)。
(6)胜04故障录波图中,电流、电压波形分析数据见表1。
微机分析数据:C相故障电流为2.56A;故障距离为29.5km;零序电流为1.59A。
相关设备参数:胜04线路保护用电流互感器变流比为300A/5A;胜05线路保护用电流互感器变流比为300A/5A;胜05线路保护零序Ⅲ段整定值为1.3A/1.5s。
由此可知,A、B相电压正常,C相电压略有降低,C相电流是A、B相电流的2倍,有零序电流和零序电压产生。零序电流超过胜05线路零序Ⅲ段保护整定值1.3A/1.5s后,胜05断路器跳闸。线路故障消失后,胜05断路器重合闸成功。此次胜05断路器跳闸是因胜05线路发生C相单相接地故障引起,故应为“零序Ⅲ段”保护动作。
(7)现场试验。为查明胜05线路保护装置动作后不发信号和不能录波的原因,使胜05断路器断电,在胜05线路保护屏端子排处进行瞬时相间短路及瞬时单相接地短路模拟试验。试验发现胜05线路Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段距离保护和Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段零序保护都能正常动作,胜05断路器也能可靠跳闸并重合成功,各段的保护信号都能正确发出,保护装置故障录波功能良好。
随后模拟胜05线路零序Ⅲ段间歇性单相接地故障,因零序Ⅲ段定值为1.3A/1.5s,在连续3次加入故障模拟量时,第一、二次控制在1.5A/1s左右,使加入的故障模拟量只启动零序Ⅲ段保护而不使保护出口跳开断路器,第三次控制在1.5A/2.5s左右,以保证保护动作出口使断路器跳闸。三次加入故障模拟量的时间间隔控制在2s左右。试验发现,保护装置在第三次动作出口跳开断路器后,综合自动化装置发出“胜05保护装置故障”信号,胜05保护装置显示屏上的事件纪录只有“QC”,无故障波形图,这与胜05线路保护动作、断路器跳闸实际情况相同。胜05线路末端相间间歇性短路的Ⅲ段距离保护模拟试验结果也是同样的,故认为该保护装置存在软件程序设计缺陷。
(8)现场试验后,发现保护装置存在一定缺陷。由于941A装置的CPU板与MONI(启动和管理机)插件相互独立,CPU板动作完全正确。MONI插件在故障发生前频繁启动,最后一次启动后,MONI插件正在做报告时故障又一次出现,达到零序Ⅲ段定值,故CPU正常动作,但MONI的报告处理元件不能同时进行多次报告工作,因而丢失故障报告。上述偶然原因造成了跳闸无报告现象,但装置能够准确及时地判断故障,正确跳闸。现场通电试验发现,在加入启动电流后,运行恢复正常,再立即加入故障电流,结果只出现一次启动报告,而无第二次故障报告。厂方人员表示,现场无法消除该保护装置的这种缺陷,需回厂进一步研究。
升级了保护装置的程序芯片后,模拟试验不再出现上述现象。
3 故障结论
胜05断路器跳闸是因为胜05线路末端发生C相单相接地故障,胜05线路零序Ⅲ段保护动作正确。线路经过渡电阻单相接地的间歇性故障,使保护装置短时间内多次启动;又因存在缺陷,保护装置失去动作信号记忆和写报告功能。发生此种非常见故障时,保护装置虽然能正确跳闸,但不能发出保护动作信号及录取故障波形(据线路队反映,故障后对胜05线路做了巡线检查,发现第187#杆C相4个绝缘子表面有放电闪络痕迹)。
4 防范措施
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