高压35kv（精选12篇）
高压35kv 篇1
摘要：主要针对35 kV高压开关柜异常放电及解决措施展开了探讨, 通过结合异常放电的发现查找过程, 对异常放电原因作了系统的分析, 并给出了一系列相应的措施进行解决, 以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词：高压开关柜,异常放电,电力系统,穿柜套管
高压开关柜是指用于电力系统发电、输电、配电、电能转换和消耗中起通断、控制或保护等作用的设备, 其在诸多电力系统中有着广泛应用。但是高压开关柜也存在着一定的风险故障, 影响着正常的运作, 需要我们采取有效措施进行防范和解决。基于此, 本文就35 k V高压开关柜异常放电及解决措施进行了探讨。
1 异常放电发现查找过程
某110 k V变电站运维工作人员在巡视该变电站过程中, 听到35 k V高压室有异常声响, 进一步聆听, 发现声音来自35 k V某一板高压开关柜附近, 声音是周期性的“嘶嘶”声, 声音较为明显, 所以怀疑开关柜内部某处存在异常放电现象。然后使用厦门红相生产的便携式局放测试仪Ultra TEVPlus+进行TEV (暂态对地电压) 测试。该测试是在设备带电情况下进行的, 来反映局部放电量的大小, 分别对高压开关柜各个间隔和背景值进行测试, 测试结果如图1所示。
通过测试TEV数据发现, 某一板间隔放电量最大, 为60 d B, 其他间隔都低于该处, 而且与开关柜局部放电测试TEV历史测试数据相比明显增大。因此, 可以推断35 k V某一板开关柜内部发生比较强烈的局部放电活动。
2 确定放电部位
将放电情况和测试结果汇报给调度, 按调度命令对某一板停电并隔离, 对该间隔断路器、CT、避雷器做高压试验, 试验数据均合格, 然后对某一板出线铜排做交流耐压试验, 当电压升到30 k V时, 放电声非常大, 同时发现在某一板出线穿柜套管内有电弧产生, 因此确定放电部位在穿柜套管处;将出线铜排和穿柜套管拆掉, 发现铜排窄面 (铜排和套管接触部分) 有铜绿, 而且有损伤痕迹, 如图2所示。
设备运行过程中, 铜排插在套管圆筒里面, 套管外侧则固定在高压开关柜柜顶金属外壳上, 而金属外壳接地, 这样保证了带高电压的铜排与地绝缘, 其绝缘为电容分压式绝缘。该套管内腔与铜排接触部分为圆形, 当铜排放在套管内时, 铜排窄面与套管接触在一起。
3 异常放电原因分析
本文异常放电产生发展过程主要分为三个阶段, 分别是漆层老化击穿过程、铜绿产生及铜排损伤和空气间隙放电过程。
3.1 漆层老化击穿过程
由图2可以看到, 铜排外层涂有黑色漆层, 以防铜排被腐蚀, 铜排窄面与套管圆形内腔紧密接触在一起, 绝缘漆层就位于高电压的铜排和套管之间, 而套管绝缘介质主要为环氧树脂, 绝缘部分就相当于漆层和环氧树脂的组合绝缘, 那么与绝缘漆相比, 环氧树脂介电常数相对较大, 因为绝缘系统在交变电场下, 当介质损耗不太大时, 介质电场分布与介电常数成反比, 所以漆层承受的场强比套管大, 而且其击穿场强较低, 再加上自然环境 (水、氧气等) 的作用, 绝缘漆慢慢老化击穿, 最终将铜暴露在空气中。
3.2 铜绿产生及铜排损伤过程
铜在空气中在水、氧气和二氧化碳作用下, 通过化学反应生成碱式碳酸铜, 即铜绿。铜绿属于离子化合物, 其固体粉末不导电, 铜绿位于高压铜排和套管之间, 相当于在铜排和套管间加了一层绝缘, 但铜绿的耐电强度要比环氧树脂低, 正常运行时, 其承受较高的场强, 在强电场作用下, 在该处产生局部放电, 长期的局部放电作用产生的能量使铜排慢慢灼伤, 并在自然环境作用下使其表面进一步被腐蚀, 最终出现损伤。
3.3 空气间隙放电过程
损伤的铜排与套管内腔不再紧密接触, 而是存在1~3 mm空气间隙, 这种情况下相当于空气和环氧树脂的组合绝缘, 空气的介电常数较低, 因组合绝缘体介质承受场强与介电常数成反比, 所以空气承受较高场强, 而且空气击穿场强较低, 因此此处空气间隙容易被击穿, 产生强烈的局部放电。铜排腐蚀后其表面不再光滑平整, 部分凸起位置场强比较集中, 容易产生电晕放电, 因此, 可以听到比较大的放电声。
4 防范措施
4.1 安装带屏蔽引出线的穿柜套管
原来安装的高压套管未装屏蔽引出线, 虽然套管在浇注过程中, 其环氧树脂内部加入了能使电压均匀分布的屏蔽圈, 但带高电压的铜排与内部屏蔽圈之间仍存在电位差, 就导致了漆层承受较高的场强而老化。因此, 将原来的穿柜套管拆掉, 换上带有屏蔽引出线的高压套管, 其屏蔽引出线一端与套管内的屏蔽圈相连接, 引出的一端安装时需要固定在铜排上, 这样铜排和屏蔽圈就处在等电位, 那么铜排和屏蔽圈之间的绝缘介质理论上不承受高场强。
4.2 在铜排外加装热缩套
热缩套由聚烯烃热缩材料制成, 与绝缘漆相比, 其绝缘性能更好, 而且对铜排起到很好的防腐蚀作用, 其使用寿命也较长, 在电力系统中得到了广泛的应用。
4.3 驱除开关柜内潮气
在开关柜内安装驱潮装置, 通过湿度传感器感受湿度变化情况, 当湿度增大到设定值时, 启动加热片加热, 使潮气蒸发, 同时在开关柜顶部盖板处安装排风扇, 将封闭在柜内的潮气排出, 因为潮气是设备绝缘老化、腐蚀和铜排锈蚀的一个主要外界因素。
5 结束语
综上所述, 高压开关柜作为电力系统中起保护作用的设备, 其正常运作对电力系统的安全有着重要作用。因此, 我们需要认真分析高压开关柜故障发生的原因, 并及时发现异常放电现象, 采取有效措施加以解决。只有这样, 才能保证设备安全运行和可靠供电, 挽回不必要的经济损失。
参考文献
[1]贺欣荣.10 kV配电网开关柜异常发热原因分析及对策[J].机电信息, 2014 (15) .
[2]陈海平.一起典型35 kV开关柜复合绝缘击穿事故分析及整改措施[J].四川电力技术, 2013 (06) .
高压35kv 篇2
甲方：乌海成城交大建材有限公司 乙方：
情况说明：35KV宝成线一条归乌海成城交大建材有限公司所有。该高压线路下方土地使用权现归乙方所有。现经甲乙双方共同友好协商，又乙方全权负责该线路的外移工程。具体安全责任协议如下：
1、由乙方负责与供电局协调，甲方在符合规定的情况下配合供电局的工作。
2、整个工程的施工费用由乙方负责。
3、由乙方负责请有专业施工资质的施工队施工。
4、该工程施工中的所有安全问题归乙方负责，与甲方无任何关系。
5、该工程施工过程中，需零时切断甲方供电线路，断电时间必须经甲方同意，且整个断电周期不能超过24小时。若断电周期超过24小时，给甲方公司造成的一切经济损失由乙方承担。（为了保证停电时间不超24小时，所以要求乙方必须先做好外移新线路的架制、打压试验、经供电局验收合格等工作，方可申请停电。）
6、新线路架制的材料必须按要求采用合格品。
7、新线路经验收合格通电后，乙方必须保证在一年内新线路的正常使用。若在一年内新线路出现任何质量问题（由无法抗拒的自然灾害引起除外）由乙方负责。
甲方：乌海成城交大建材有限公司
乙方： 代表人：
代表人： 签订日期：
35kV线路防雷措施分析 篇3
【关键词】线路防雷;雷击形式;接地阳极
一、萍乡市湘东供电公司35kV线路现状
湘东供电公司共有35kV线路10条，线路长度约145km，半数以上的线路处于丘林地带的小山区和水网平坦地带，线路起始两端1～2km的线路架设架空地线，线路中间绝大多数的线路长度无架空地线，杆塔采用金属或混凝土。
二、35kV线路雷击统计及雷害的形式
根据多年运行经验分析，架空线路故障一半以上是雷击引起的，所以防止雷击跳闸可大大降低架空线路的故障，进而降低电网中事故的发生频率，确定雷击区和易遭雷击的线路及杆塔，便于针对性地做好防雷工作，确保线路的安全运行。
三、雷害的形式
雷击造成的事故称为雷害事故，雷击引起线路闪络，一般有两种形式。
（1）反击
雷电击在杆塔或避雷线上，此时作用在线路绝缘上的电压达到或超过其冲击放电电压，则发生自杆塔到导线的线路绝缘反击。其电压等于杆塔与导线间的电位差。雷击杆塔时，最初几乎全部电流都流经杆塔及其接地装置，随着时间的增加，相邻杆塔参与雷电流泄放入地的作用愈来愈大，从而使被击杆塔电位降低。为此，要求提高 35kV线路无架空地线的绝缘水平外，还应降低线路架空地线接地电阻。
（2）绕击
雷电直接击在相线上。电击的概率与雷电在架空线路上的定向和迎面先导的发展有关，若迎面先导自导线向上发展，就将发生绕击。一般与导线的数目和分布，邻近线路的存在，导线在档距中的弛度及其它几何因素等都有关系。为此，要求加强线路绝缘、降低杆塔的接地电阻，重雷区的线路架设耦合地线等。
四、35kV架空输电线路的防雷保护
架空线路每年要经受几次到几十次的雷击，雷电击中导线时，伴随着很大的电流流过，在相导线上所产生的冲击电压会达到绝缘不能承受的高电压。35kV中性点绝缘系统的线路常采用金属或混凝土电杆，因为这些线路的绝缘强度很低，实际上任何一次击中架空地线的雷电，都可以引起从地线到导线的反击，故在这些线路上采用避雷线是不合适的，一般只在进出线两端安装一小段，对这些线路来说，最有效的提高耐雷水平的措施，是装设避雷针、避雷器和保护间隙，雷区活动频繁的线路，应使用耦合架空地线。
架设避雷线是架空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电直击导线，同时还具有以下作用：①分流作用，以减小流经杆塔的雷电流，从而降低塔顶电位;②通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电压;③对导线的屏蔽作用還可以降低导线上的感应过电压。
在无避雷线的线路段，且多雷区及易击点或在山顶高位的杆塔，可在杆塔顶部装设避雷针，作为防雷保护，但应改善杆塔的接地。
为了减少雷击对输电线路安全运行的影响，通常采取多种防雷措施，主要有：降低杆塔接地电阻;架设避雷线;提高线路绝缘水平;加装耦合地线等等。但在防止绕击雷对线路造成影响及高土壤电阻率的线路杆塔防雷问题上，仍不能找到有效的解决方法。为此，迫切需要采取一些新的技术措施来提高线路杆塔的耐雷水平，以减少雷击跳闸率。
1.线路避雷器安装之前的准备工作
线路避雷器主要是用于降低送电线路的雷击跳闸率，而非限制操作过电压，因此线路避雷器宜使用带串联间隙型，并且，安装之前要做好准备工作。
2.进行规定的电气试验
避雷器安装投运前应进行规定的电气试验。测量其绝缘电阻、直流1mA下的电压U1mA及电压为75%U1mA下的泄漏电流，测量结果应与出厂数据比较无明显变化，并应符合规程规定。表1为肇庆四会供电分公司部分线路避雷器的出厂试验和交接验收试验结果。安装过程中要按要求安装好串联间隙，安装投运后要检查并记录计数器的动作情况，以便日后能够对其他线路作分析比较。
3.安装线路避雷器的定点原则
a）线路的运行经验。对线路投运至今的运行情况进行分析，确定易遭雷击的杆塔，分析确定是绕击还是反击。b）线路途经的地形、地貌以及邻近影响。现场勘察线路经过的地段，特别对经过鱼塘、河流及山地等地段的线路要重点分析，记录有可能因地形、地貌条件而使线路杆塔遭受雷击的地段，一般经过此路段的杆塔优先考虑。c）杆塔的接地电阻和相邻杆塔档距。根据线路投产时设计杆塔的接地电阻要求及实际接地电阻值，确定不符合接地电阻设计要求的杆塔并进行改造，对于因地质条件限制而无法达到要求的优先考虑。d）综合以上因素分析，结合交通条件，确定线路避雷器安装的最佳地点。
避雷线受雷击后不应使线路绝缘发生闪络，需降低线路杆塔的接地电阻，或适当加强线路绝缘，对个别杆塔可使用避雷器，雷区活动频繁的线路地段应架设耦合架空地线。
降低线路杆塔的接地电阻，可利用：①增加接地极的埋深和数量;②外引接地线到附近的池塘河流中，装设水下接地网;③换用电阻率较低的土壤;④在接地极周围施加降阻剂等办法。
对于山顶上且高土壤电阻率无避雷线的杆塔和横担接地，并采用连续伸长接地体将每基杆塔的接地装置连接起来的措施，形成一条低电阻通道，可以防止杆塔顶部和杆塔附近的地面突出物的雷电场强发生畸变，即防止线路遭受雷击，同时提高了线路杆塔的平均高度，减少了杆塔、避雷线等投资费用。
适当加强线路绝缘，及时更换线路的零值瓷绝缘子，对雷区的直线杆塔，在保证导线对地安全距离和对杆塔各部件空气间隙的条件下，每相加一片绝缘子增加线路的绝缘，使线路能够耐受感应雷。
为防止雷电绕击线路，对于雷区活动频繁的线路地段应架设耦合地线，即在35 kV线路原有避雷线的基础上，在下层导线的下方3 m处架设一条架空地线，但要考虑到对地的安全距离，其目的是防止雷电绕击线路，保证线路的正常运行。
线路绝缘受冲击发生闪络不能使线路转变为两相短路故障，不导致跳闸，就是使输电线路发生闪络后，不建立稳定的工频电弧，或减少线路绝缘上的工频电场强度。
采用自动重合闸装置，或用双回路供电，线路即使跳闸也不至于中断供电。
对35kV线路采用自动重合闸装置，消除雷击及其它引起的瞬间故障，是减少事故停电的一种措施，同时防止系统故障扩大。
35kV及以上变电站和重要用户的供电，应采用双回路供电方式，但双回路线路应采用不平衡的绝缘方式，即一条线路采用悬式绝缘子，另一条线路采用合成绝缘子，保证线路被雷击或发生严重污闪事故后，不至于两条线路同时停电，增加线路耐雷、耐污能力，确保供电的延续性。
五、湘东供电公司实际采用的防雷方法
根据湘东供电公司时间情况，采用新技术——新接地形式即在电杆下埋入接地阳极，每一基造价3000-5000元，而接地电阻可由原来的无穷大降为10Ω以内，大大的提高了雷击时雷电电流向大地泄漏的水平，保护了线路设备的健康运行。
2013年对麻白线频繁落雷点的杆塔装设接地阳极后，2014年麻白线跳闸次数减到2次，比07年的15次减少了13次，降低率达到87%。效果十分明显。
六、 结语
通过对雷电的观察，主要是雷击地点较为集中时，雷击伤害程度大、时间长、雨量大，由于对线路做了大量的防洪、防雷的前期准备工作，所以在雷雨发生时，110kV及以上线路未发生跳闸故障，但35kV架空线路发生的故障比往年多，损坏的程度较往年严重，通过对雷害的分析，提出35kV架空线路防雷的措施，不断地总结35kV架空线路和无避雷线的线路防雷经验，达到减少35kV架空线路雷击跳闸事故的目的，保证线路的安全运行和对用户不间断地供电。
参考文献
[1]《电气装置工程施工及验收规范》中国建筑工业出版社.
[2]《避雷器安装运行规范》.
高压35kv 篇4
关键词：高压35kv,继电保护器,检修,质量,方法
0 引言
电力生产是工业发展中的重点, 电力生产水平对于推动各类基础性生产具有重要意义。变电检修是电网管理的一项重要内容, 变电检修主要是通过对电网中各个设备的检查, 及时发展问题, 排除故障。我国高压35kv继电保护器占据了电网设备的一定份额, 在电网中处于重要的地位, 高压35kv继电保护器的检修工作虽然具有了一定的经验, 但是, 依然存在某些问题和困难。高压35kv继电保护器需要采用高端的检修方法, 以适应电网管理的高标准要求。
1 高压35kv继电保护器检修的基本方案
1.1 日常检修内容和重点
高压35kv继电保护器的检修工作中, 日常检修尤为重要, 通过日常检修, 能够及时发现问题, 从而解决问题。日常检修要注意继电保护装置是否发生漏油现象, 继电保护器的外观是否存在破损, 是否有放点现象, 继电保护器的引线和母线的温度是否在范围以内。检查断路器的指示, 确定断路器分合闸指示正确, 在室内或者室外, 对母线进行日检, 如果母线的形态没有问题, 表面完整, 接头紧固, 没有松动, 绝缘接地完好无损就是继电保护器能够正常工作的状态。日常检修的主要内容和重点都是围绕着继电保护器的物理特征进行查验, 确保运行中的基本状态。
1.2 年度检修的重点部位
对高压35kv继电保护器进行年检, 主要就是为了发现高压35kv继电保护器是否存在哪些缺陷, 影响正常运转。在年检中, 要对继电保护器进行测试, 检查电机风扇, 油门和油保护装置, 还要检修邮箱和附件, 对保护装置进行查验。
对断路器的年检中, 要检查断路器和传动机构, 对断路器进行清洁, 检查电动机的工作状态。查验断路器重要部位的零部件是否完整紧固, 如果出现松动现象要及时进行加固, 对断路器进行预防性试验, 保证断路器的稳定运行。对内外母线进行年检, 检查接地处和线与线之间的紧固状态, 对继电保护器的多个部位进行清扫, 保证继电保护装置的运行正常。年检工作是日检工作的集合, 年检工作更加重视对继电保护缺点的认知。高压35kv继电保护器的功率大, 运行过程迅速, 年检工作需要细致对待。
2 提高高压35kv继电保护器检修质量的方法和对策
2.1 多种检修方案共同作用
我国电网采用高压35kv继电保护器, 就是因为电力生产能力加强了, 智能化设备使用的频繁, 在电网设备中现代化的设备是保证电力生产与输送高质量的重要依靠。
高压35kv继电保护器的检修, 要转变检修观念, 以日常检修和年度检修, 逐渐升级为对主流状态进行检修, 也就是水在各个重点的部位进行检修, 特别是在大功率运行时, 做好相关数据的收集, 通过对数据变化的掌握, 明确数据对于设备运行的基本反映。同时, 采用多种检修方案并存的形式, 采取多角度检修的方案, 通过全方位的控制, 确保高压35kv继电保护器的正常运行。
2.2 实施检修工作的数据管理
在现代的电网管理中, 智能化管理已经是一种常态, 智能化管理的主要措施就是通过数据进行管理。
那么, 在检修工作中, 就要进行数据管理, 把设备相关的运行数据和检修数据进行对比, 设立专门的机构对设备检修工作进行控制, 这样以来通过对数据的管理, 就会显示出继电保护装置的优势, 就会把继电保护器的整体运行状态有直观的反映。对数据进行科学的评价, 是继电保护检修进入自动化管理的标志。
2.3 强化重点部位的检修与分析
高压35kv继电保护器的的组成部分需要检修中掌握好重点部位的控制, 在大范围的检修中, 要做好重点部位的检修和特殊部位的检修, 通过重点部位来观察普通部分是否存在问题, 一旦发生故障, 特殊部位就会首先做出反应, 就会直接快速准确的反映出故障所在的位置, 提高检修的效率。
继电保护器是电网设备中的重点, 而高压35kv继电保护器则是继电装置中的重点类型。强化重点部位的检修是, 通过主体部位来确定故障的重要方法。
2.4 提高检修工作的专业性和科学性
变电检修工作是电网管理的常规性工作, 也是电网管理的重点项目。电力生产在电力科技的推动下, 发生了重要的变化。高压35kv继电保护器的检修工作, 逐渐走向了科学化与专业化的管理道路。科学化就是检修工作需要掌握好设备的基本原理和延展性知识, 专业化就是检修人员要具有高素质, 高标准, 能够认清故障发生的地点, 第一时间做出基本判断, 检修的专业性直接影响到高压35kv继电保护装置检修的顺利与否。
3 结语
电网是一个庞大的系统, 在电网设备中, 各式各样的设备都有独立的运转空间和运行状态。高压35kv继电保护器是电网的重点设备, 担负着电力传输的保障性作用。提高高压35kv继电保护器的检修质量, 就是要防止因设备检修不到位而发生电网运行的危害, 实现通过检修来提高继电保护装置的运行效率, 以促进继电保护装置在电网管理中的重要作用。
参考文献
[1]王翔.变电站继电保护定值整定的研究与分析[J].华东科技:学术版, 2015.
[2]孙立锴, 单相电流微机继电保护测试仪开发[D].南昌大学, 2011.
[3]黄留欣, 黄冰, 傅新鸣.郜迎风.35kv以上高压并联无功补偿装置的继电保护与安全运行[J].2010输变电年会.
高压35kv 篇5
架线前阶段质量监督检查
建 设 单 位
汇
报
材
料
山西福光风电有限公司 二○一三年十月〃平鲁
各位领导、专家好：
首先我代表山西福光风电有限公司，平鲁败虎堡风电项目部对各位领导、专家的到来，表示热烈的欢迎和衷心的感谢。在各级领导的关心和指导下，和参建各方的共同努力下，平鲁败虎堡瑀丰风电项目工程建设，已顺利完成110kv线路所有杆塔工程，等待省电力质监中心站的各位领导、专家检查验收。现在允许我代表建设方对工程建设情况做简要汇报
一、工程概况：
1、工程规模：平鲁败虎堡瑀丰风电场
49.5MW工程，110kV输电线路工程；起点为败虎堡风电场一期110kV升压站，止点为败虎堡瑀丰风电场110kV升压站，线路长度9.0㎞，新建铁塔27基，其中转角塔 7基、耐张塔2基，直线塔18基。
1）电压等级：110kV； 2）回路数：单回路 3）沿线地形： 20 %高山，80 %一般山区 4）导线型号：JL/G1A-300/40型钢芯铝绞线
5）地线型号：两根地线均采用OPGW光缆（12芯）相导线分裂形 式：导线双分裂，垂直排列。
2、工程参建单位：
建设单位：山西福光风电有限公司
设计单位：山西省意迪光华电力勘测设计有限公司 施工单位：山西弘桥电力工程有限公司
监理单位：黑龙江省润华电力工程项目管理有限公司
二、工程建设质量目标：
1、有效控制建设工程质量通病，不发生重大及以上质量事故，观感质量及施工工艺达到国内同类工程的先进水平。
2、工程项目的分项工程质量检验合格率为100%，建筑工程优良率≥90%，设备安装工程优良率≥96%，工程质量为优良等级，并符合达标投产要求，争取达到省级以上优良工程。
四、工程进度情况：
（1）实际开工时间：201
3年05月20日
（2）计划完工时间：2013年08月20日
（3）实际组立铁塔完工时间：2013年10月11日
四、工程质量管理情况：
1、组织机构及人员配备：项目经理1名；专业工程师1名、安全专业工程师一名
2、指导思想：督促和协调参建单位共同做到；方案设计优化，工程造价合理；项目管理科学，保证合同工期；安全可靠预防，现场文明管理；达标投产移交，实现工程创省级优质工程；
3、策划文件：已下发各个单位相关执行标准及验收规范。
4、质量控制：已组织相关验收组对110kv线路工程进行了验收，并结合了日常的巡检情况一一做了比较，评估为合格。
5、强条及质量通病执行情况：强制性条文执行计划及质量通病总则均已审阅，并跟踪检查了强条执行记录及质量通病检查记录各54份。根据日常的巡检得知，强条及质量通病均已落实到实际工作中。
五、过程问题及经验教训：
该工程施工过程中主要发生了以下几条质量问题，1、组立铁塔期间存在地脚螺栓刷防腐漆不规范，已整改。
2、组塔过程中紧扣的螺栓没有加固“垫片”，已及时整改。
通过发生的质量问题，本项目部要做到，以后的施工过程中加强现场巡视，及分部验收期间加强现场的实际情况的验收。
六、业主项目部中间验收及缺陷处理情况：
根据《110～500KV架空电力线路工程施工质量验收及评定规程》（DL/T5168-2002）、《110～500kv架空电力线路施工及验收规范》（GBJ50233-2005）、《福光风电有限公司和山西弘桥电力工程有限公司的施工合同》及设计图纸的相关规定的要求，对110kv线路进行施工现场和施工内业资料进行了检查，检查结果均符合相关验收规范；该分部工程已具备质监条件。
敬请各位专家指导并提出宝贵意见！谢谢大家！
山西福光风电有限公司平鲁败虎堡瑀丰业主部
2013年12月
六、施工和调整试验中发生的质量问题和处理结果：
根据《110～500KV架空电力线路工程施工质量验收及评定规程》（DL/T5168-2002）、《110～500kv架空电力线路施工及验收规范》（GBJ50233-2005）、《福光风电有限公司和山西弘桥电力工程有限公司的施工合同》及设计图纸的相关规定的要求，对110kv线路进行施工现场和施工内业资料进行了检查，检查结果均符合相关验收规范。同时进行了平鲁败虎堡瑀丰风电项目110KV输电线路单位工程完工验组进行了验收移交工作作。验收结果为：“该工程质量等级评定为合格。
结论：平鲁败虎堡瑀丰风电110kv送电线路具备带电投入使用的条件
七、目前工程开展情况：
35kV架空输电线路设计分析 篇6
【关键词】35kV架空输电线路；线路设计；防雷设计
社会发展速度的不断加快，提高了对电网运行稳定性以及可靠性的要求，如果在运行过程中出现故障，将会社会生产以及人们生活带来巨大的损失与影响。为保证35kV架空输电线路运行的稳定性以及可靠性，需要从实际出发，结合线路建设以及运行特征，对线路设计方案进行优化，降低外界各种因素对线路运行造成的影响。
1.配电线路设计要点分析
输电线路建设环境较为复杂，在运行过程中经常会遇到各种因素的影响，为了保证线路运行可靠性与稳定性，在设计时就需要做好各种影响因素的分析管理，选择切实可行的方案。首先，对于变电所35kV进出线与架空线终端引线，在设计时应做好其相互之间的配合，保证进出线架设合理，能够与防雷保护范围进行良好的衔接。其次，对于线路杆塔的选择与设计，在确定设计方案前，进行防线测量的设计人员必须要对施工现场进行全面勘测，确定现场实际地形与地貌等条件，然后确定杆塔设置位置。其中，还需要结合实际情况合理确定杆塔类型，保证设计方案能够与实际需求紧密结合在一起，从实际出发确定杆塔埋深、防腐以及接地等处理，提高输电线路建设整体与地形、地貌、水文以及地质等之间的协调性。最后，设计方案内容表述必须要简单明了，明确设计与施工要点，保证施工人员能够快速掌握方案要求，以此来提高项目施工的效率。在架空配电线路施工过程中，必须要严格按照城建程序进行，遵循勘察、设计、施工程序来进行，保证项目建设质量[1]。
2.35kV架空输电线路设计内容
2.1导线设计
导线是输电线路设计中重要组成部分，在对其进行设计时，应该以系统规划中提供的各项数据与资料作为确定导线截面的依据。在社会发展速度逐渐加快的背景下，社会生产以及人们生活对电量的需求逐渐增加，对输电线路带来的负荷也更大，对导线的要求更高。但是很多输电线路在设计与建设时，并没有进行长远的规划，导致最终线路建成后需要长期保持满负荷运行，对导线造成的损耗比较大[2]。并且如果线路长时间处于满负荷运行状态，就会造成导线连接点持续发热，降低线路运行安全。因此，导线设计必须做好对截面的选择，以项目当地使用实际情况为依据，尽量选择大截面导线，提高其承受负荷的能力。另外，导线选择好后，还应选择规格与导线截面相配的避雷针，以此来保证输电线路的安全。
2.2杆塔设计
杆塔设计应尽量选择用以往的成功型式，如果是选择应用新型的设计方案，必须要充足的设计理由，并且在使用前应做好试验，合格后才可应用。一般情况下，35kV架空输电线路杆塔高度为15m，特殊情况下可以将高度提升到18m，其中对于铁塔高度一般应控制在9m、12m、15m、18m等几种规格。并且应该尽量选择用直线杆型，并且需要与导线型号结合确定选择双杆还是单杆形式；结合线路运行经验以及地质情况等，确定杆塔埋置方式[3]。最后对所有数据信息进行综合分析，确定直线杆杆型以及尺寸，对于部分特殊地区不适合立杆建设的应选择与水泥杆型相结合的铁塔。其中，基础型式的选择主要以地质、环境以及气象等条件来确定。铁搭基础以及钢筋混凝土杆基础的确定，如果以受力型式划分可以分为上拔、下压类以及倾覆类基础，对于上拔、下压类基础来说，其主要承受上拔力与下压力，常见的有拉线盘、地盘等；倾覆类基础承受的主要为倾覆力，一般会选择用现浇台基础。
2.3路径设计
路径设计是35kV架空输电线路设计中的重要环节，此环节设计是否合理，决定着整个项目建设的经济性与可靠性，影响着后期线路运行的稳定性。为了提高路径设计的合理性，要求设计人员必须要多次对施工地点进行勘察，确定出最优方案。首先，确定施工点地质情况，确定山形坡变趋势以及滑坡地带，避免路线处于不稳定地带，对于特殊区域应反复多次测量。并且，路径的确定应尽量避开树木、经济作物以及房屋等，降低项目建设成本。其次，减少转角以及交叉等情况，尽量缩短线路长度，如果遇到特殊地段，也不能为了线路取值而选择山路等施工困难位置。以取直为主要目的，减少线路折线系数，选择施工方便的方案。并且，应尽量避免与通讯线路交叉，交叉情况下不仅施工困难，并且后期维护工作量大，易发生安全事故。最后，尽量避免与河流交叉跨越，尤其是大河流施工难度大，发生故障时抢修困难，如果遇到特殊情况必须跨越，尽量选择河道最窄、土质最好，不易被洪水冲垮的地段过河。
2.4防雷设计
2.4.1架设避雷线
选择架设避雷线的方式对35kV架空输电线路进行防雷设计，要求杆塔上避雷线与对边导线保护角尽量小，提高遮蔽效果，一般情况下应控制在20°，其中山区单避雷线线路控制在25°。杆塔上两根避雷线之间距离，应控制在避雷线与导线间距的5倍左右。另外，线路档距中央导线与避雷线间距，应以雷击档距中央避雷线两者不被击穿确定，公式为S≥0.012L+1，其中S为导线与避雷线间距（m），L为档距（m）。
2.4.2线路外绝缘
为提高线路绝缘效果，可以增加绝缘子串片数，以此来提高35kV架空输电线路的防雷性能。其中，绝缘子片数的增加，会增加投资成本，为控制好项目造价，一般绝缘子片数可增加2～3片，可以结合线路运行实际需求来适当调整。
2.4.3安装避雷针
对于雷害情况严重，并且避雷线架设不方便的路段可以选择用安装避雷线的方式来提高线路防雷性能。部分变电站进出线段没有设置避雷保护线，并且此路段土壤电阻率相对较低时，也需要采取安装避雷针的方式进行防雷设计。
3.结束语
35kV架空输电线路与社会生产以及人们生活密切相关，为保证线路设计的合理性，要求设计人员必须要对施工现场进行详细的勘察，掌握各项数据资料并进行研究，结合实际需求从多个方面进行研究，争取不断提高線路运行的稳定性与安全性。
【参考文献】
[1]梁耀.山区110kV输电线路防雷存在问题分析[J].无线互联科技，2012，（05）：32-33.
[2]吴建林.35kV线路故障引起主变跳闸事故[J].农村电气化，2011，（06）：15-16.
高压35kv 篇7
电力变压器是电网中必不可少的设备, 它承担着升降电压以输送和分配电能的作用, 其运行状况对电力系统的正常运行及供电可靠性有极大的影响。近年来, 因变压器设计、制造、过电压防护等方面存在的安全隐患, 江苏省电力公司范围内发生了几起因雷击而导致的主变压器损坏的事故。本文以一起35kV变压器故障分析处理为例, 分析雷电冲击波在变压器三相绕组中的波过程, 通过故障变压器高压绕组结构形式的分析, 指出此型故障变压器存在的缺陷, 并提出相应有效的防范措施。
二、变压器故障过程
该35kV变电所2号主变基本参数如下:产品型号:SZ9-16000/35;额定容量:16000kVA;电压比: (35±3×2.5%) kV/10.5kV;额定电流:264A/880A;联接组:YNd11;短路阻抗:8.34%;冷却方式:ONAN。
该变压器发生故障时的基本情况如下: (1) 保护动作情况:某35kV变电所2号主变本体重瓦斯保护、差动保护动作, 主变两侧开关跳开, 差动故障相为A相。 (2) 防雷设施情况:主变35kV、10kV进线侧均在避雷器保护范围内。 (3) 雷电活动情况:雷电定位系统记录, 在主变发生故障前, 35kV进线电源有雷击, 电流为126kA。变电站35kV进线避雷器B相动作。
三、变压器故障检查及判断
根据现场检查情况, 综合主变本体重瓦斯保护和差动保护动作情况, 初步认定本次故障为变压器本体内部故障, 为此对变压器进行了如下试验检查:
3.1主变压器本体绝缘油色谱试验
对变压器本体绝缘油进行了色谱试验, 其结果如下:
根据三比值法, 计算特征气体的比值:
比值的范围编码为 (1, 0, 2) , 其故障性质为高能量放电, 典型的例子为有工频续流的放电, 以及线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的油的电弧击穿等。
3.2主变压器高压试验
(1) 直流电阻试验:高压侧A相直流电阻偏高, A相绕组存在问题。试验数值如表2所示。
注:有载分接开关处于3档。
(2) 高压介质损耗试验:高低压线圈电容量存在负偏差, 高压侧线圈电容器误差在-10%以上, 低压侧线圈电容器误差在-8%以上。线圈电容量测试数值如表3所示。
注:因受天气影响 (下雨) , 介质损耗值为负值, 所以只提供线圈电容值作比较。
(3) 低电压空载试验:由测试数据而得高压A相线圈存在问题。测试结果如表4所示。
注:在低压线圈侧施加相间电源200V。
(4) 变压器绕组变形试验:高压线圈B、C相频谱曲线较吻合, A相曲线相差加大。
从试验数据来看, 主变油色谱试验结果表明为线圈内部放电, 直流电阻、介质损耗测量、低电压空载、绕组变形试验结果等都将故障点指向高压A相线圈。
3.3主变吊罩检查
通过变压器整体检查 (包括外线圈、内线圈、铁芯、夹件等) , 发现高压A相上部线圈与下部调压线圈发生击穿, 高压绕组上线圈最后3个线饼和调压线圈上部线饼烧损严重, 高压绕组上线圈最后个别线饼有鼓胀、变形现象, 内线圈、铁芯等部件完好。如果故障是由主变低压侧近区短路引起, 那么内线圈应该比外线圈更容易变形, 而且现场检查结果认为, 外线圈线饼变形是因为故障电流流过引起的电动力作用结果。故障情况如图1所示。
根据以上试验检查, 可以判断此次故障是由于雷电波入侵而造成变压器损坏, 下面将对事故原因进行具体分析。
四、变压器故障原因分析
4.1雷电过电压波对变压器的冲击
正常情况下, 变压器中性点的电位为零, 但是雷电波入侵变压器绕组时, 其电位会升高。雷电波入侵变压器绕组可分为单相进波、两相进波、三相进波, 本次故障雷电过电压波沿B相入侵。如图2所示, 变压器为星形接线方式, 当雷电波入侵变压器B相时, 雷电波到达不接地的中性点后将经由其他两相绕组向线路传出。此时B相绕组末端的负载, 既不是零, 也不是无穷大, 而是互相并联的两个串有线路的L-C-K电路, 如图2 (b) 所示。在B相进波时, 中性点电位升高, 其稳态电压分布为2U0/3, 这就导致了A相线圈发生击穿。若是两相进波或三相进波, 变压器中性点将承受更高的过电压, 故障情况将更加严重。
4.2变压器绕组结构的影响
该故障变压器高压绕组结构为高压绕组末端抽头的中性点调压结构, 如图3所示。
这种结构是在高压绕组末端直接抽出分接头分接开关, 调压段采用反连接的型式, 设置于高压线圈中部。其最主要的优点在于节省材料成本, 降低造价。该结构一般用于20kV及以下产品。
图3所示高压绕组末端抽头的中性点调压结构, 其中性点反连接断开处, 即高压绕组上线圈下部与中性点调压线圈上部处的电压陡度分布是最大的。在正常运行中, 这一部分油隙将承受1/2相电压, 在绕组遭受雷电波入侵时, 线圈中部将会承受70%的入侵电压。该变压器在设计和制造过程中只是简单的加大了断开处的油隙, 而没有采取其它有效的绝缘加强措施, 变压器中性点绝缘相对薄弱点发生匝间或线饼间放电, 这很容易造成变压器纵绝缘遭到破坏。
由上可知, 本次变压器高压绕组击穿事故的直接原因是由雷电过电压入侵变压器高压绕组, 使变压器中性点电压抬高, 同时变压器中性点反连接的断开处存在绝缘薄弱点。这些种种不利因素相叠加, 便导致了故障的发生。
五、防范措施
为了避免类似故障再次发生, 我们认为应采取以下防范措施:
(1) 在35kV主变中性点加装金属氧化性避雷器, 有效抑制雷电过电压波入侵而导致变压器中性点过电压的发生。
(2) 对于新上35kV变压器应在设备供应前期关注其结构, 如变压器为该型结构, 应及时要求生产厂商采取有效的绝缘加强措施, 如加大反连接中性点处段间的油隙, 并用绝缘纸板分隔, 中断点两侧线饼增加内径垫条, 在内径侧线饼外加盖绝缘角环等措施, 切实提高设备绝缘水平。
(3) 加强监造、验收力度, 新产品出厂要求进行雷电冲击试验, 以验证变压器绝缘程度良好。
六、结束语
高压35kv 篇8
遥控功能是变电站综合自动化系统中最强大的功能之一，为了保证可靠，通常采用返送校核法。在遥控功能出现故障时，运行人员往往不知所措，一方面说不出具体的原因，另一方面又不知如何上报缺陷。
35 kV变电站高压断路器不能遥控分合闸的原因主要有以下几点：(1)在许多县级供电企业，监控机的维护往往落实不到位，有时交给保护班，有时交给通信班，有时交给信息中心，缺乏统一的专业人员维护，导致其经常感染病毒或数据库修改不全面或断路器实际位置与监控机位置不一致，使其不能正确发送命令或发出的命令得不到正确返校，遥控分合闸失败。(2)检修人员在定检时往往只检查保护装置，而忽略了主处理机，加之运行人员巡视维护不到位，使主处理机经常死机或软硬件出现故障，信号不能有效地上传下达，导致遥控分合闸失败。(3)停电操作时，误将保护屏或断路器机构上的“远方/就地”转换把手扭在了“就地”位置上，而送电时又忘了把转换把手扭在“远方”位置，操作回路断线，遥控分合闸失败。看似简单，但很多运行人员往往忽略了这一点。(4)分合断路器所属的保护装置异常，通常是因环境恶劣引起，如高温、低温或潮湿等，使装置的软件或硬件出现故障，遥控分合闸失败。(5)断路器的操作控制回路故障，这类故障就地都不能进行分合闸，更不要说遥控分合闸了。(6)断路器所属的操作机构故障不能进行机械分合闸，所以更不用说电动和遥控分合闸了，这类机械故障较常见。(7)遥控操作回路所属的装置或元件质量不合格。(8)如果是调度中心不能对断路器进行遥控分合闸，除上述原因外，还有可能是光纤或载波通道出现了故障。
2 不能遥控分合闸的防范措施
高压35kv 篇9
原有35kv控制运行电路存有一定的缺陷, 主要是因为内部穿过的磁通量较多, 造成电路极易出现谐振现象。并且设备元器件在高频状态下, 容易造成同频干扰。但通过现有模式的整改, 使其减少了原有的缺陷。不但降低了设备的故障率, 而且还提高了运行效率。
1 电容式电压互感器及熔断器运行工作原理
1.1 电容式电压互感器运行工作原理
电容式电压互感器在高压电力系统中, 能够完成对电流数据的侦测、传输以及保护等, 使之保证电路系统的稳定性。该互感器与电磁式相比, 其造成成本低, 安全系统稳定性能高, 主要因为该互感器不会与电压系统发生磁铁谐振等现象。电容式互感器分为五部分, 包括:分压电容、补偿电抗器、中间变压器、阻尼器以及运行附属装置。当分压电容逐渐降低电路电压时, 其互感器的绝缘性会有一定程度的降低。补偿电感根据补偿系数的要求进行电压补偿, 一般输出的补偿电压为100, 输出值与分压电容器的电压值具有一致性, 保证两种电容器在运行控制电路中发生工频串联谐振。当运行控制电路恢复至正常状态时, 电压便会升高。此时的运行的电路电压值会超过整个运行控制保护电路中的临界值, 会对阻尼器等设备造成一定的伤害, 并且此时电容器的铅芯出现铁磁谐振现象。所以需要对调谐电抗器以及电感进行二次负荷的计算, 保证运行控制电路的稳定性。
1.2 电容式熔断器运行工作原理
熔断器在结构上由5部分组成, 分别为:熔体管、瓷套、棒式支柱绝缘子、紧固法兰以及接线端帽, 熔体管内含有等值较高的灭弧介质, 当电路中通过较大的电流或电压时, 便会击穿熔体管内的金属丝, 电弧效应产生的蒸气便会在管内, 经过石英砂流出其装置。熔断器开断时产生的电压分为2种类型, 一种是爆炸电压, 一种是燃弧电压;现如今主要产生的是爆炸电压, 爆炸电压是熔断器瞬间断开, 形成脉冲波形的电压。溶液内温度达到一定数值时, 便会受到电磁收缩力的影响, 产生“液珠”现象。此时电流密度大, 并且产生的蒸气对电介质具有一定的冲击力, 造成在短时间内造成内部压力的爆炸。熔断器熔断过程不但与电流大小、熔体沸点以及内部压力的大小, 并且与石英彼此之间的撞击程度也有一定的关联。例如:当内部运行控制电路中, 电流不断上升, 内部压力凝聚, 并且内部控制温度已达到熔丝的沸点, 此时熔断器便会处于断开状态。内部石英由初始的静止状态, 便会转变为开始位移, 然后在容器内被压缩, 最终流出容器装置。该装置主要起到的作用, 便是防止过大电流对电路的击穿, 切断最大短路电流的界限。
2 电容式电压互感器高压熔断器熔断因素
电容式电压互感器高压熔断器熔断是由于短时间内承载的电荷量较多, 无法在有效时间内将过多的电荷分散至大地, 造成内部电路的击穿。例如:在遭遇雷雨天气时, 由于避雷针将大量的点电荷传输至大地。但残余的电压部分便会施加于电容式电压互感器及熔断器两侧, 导致内部线路的击穿。出现这种现象的主要因素是因为35kv架设的线路离地面较长, 线路部分产生的电容对仪器造成一定的威胁, 所以这种现象对互感器或熔断器出现熔断的几率很大。其次造成这种熔断现象的另一种原因便是磁铁协调振荡造成的高压电流击穿内部电路, 使其发生熔断现象。当电路发生故障时, 激磁电感L数会随着电流的突变而减小, 造成电容式电压互感器高压熔断器内部的非线性磁通量饱和, 使其在短时间内不能达到正常的工作运行状态, 发生铁磁协调振动的现象, 致使电压互感器及熔断器出现熔断现象。
3 电容式电压互感器高压熔断器熔断原因分析
电容式电压互感器高压熔断器熔断原因可从两方面进行分析, 一方面是由于电容器磁通量过大, 另一方面高频干扰的影响。由于内部磁通量分布不均匀, 造成电压互感器一次电压数值达到峰值。随着运行控制电路内部温度的不断升高, 电容两端的电荷量也会随之增加, 增加至一定范围时, 便会出现电路击穿的现象。其次当电容器及熔断器之间的电容采用并联连接的方式时, 由于励磁电抗与附属设备产生电抗的数值较大, 便会造成谐波振荡现象。中压互感器两端施加的电压因协调振动较高的频率, 也会有较大的变化, 并且运行电流长期高于额定电流, 造成互感器及熔断器出现熔断的现象。
4 电容式电压互感器高压熔断器熔断解决措施
为了解决电容式电压互感器高压熔断器熔断现象, 在解决措施上可改变磁通量的大小可实现对电路电流的控制。在电路中将绕组进行并联, 实现电路无阻尼振动。此时互感器伏安特性二次曲线的拐点要明显高于电压过载环境下的运行状态, 这种措施的实现可以使电容分压器的电容相对较低, 有利于一次性减弱高压强电流的现象。其次在解决措施上可采用线性电感及电容器件, 线性电感及电容器件在高频干扰情况下, 可以防止其他高次谐波的侵袭, 原有高频率谐波无规律振荡, 使电路电流产生阻尼谐波振动, 当波动值超出额定范围时, 便会造成电路部分的击穿, 但是通过改变谐波振动的条件, 可有效降低互感器以及熔断器的熔断条件。
5 结语
通过对电容式电压互感器高压熔断器的分析研究, 使得笔者对此该结构有了更为深刻的认知。改变控制运行电路中的磁通量可减少谐波振动的几率, 使其保证电路运行的稳定性。这种措施现逐步在供电站进行实施, 并取得了较好的业绩成果, 以此带动国内产业经济的发展。
摘要：为了解决35kv电容式电压互感器高压熔断器熔断问题, 笔者在此进行了探究分析。其中包括:运行控制工作原理、熔断因素以及解决措施, 在原因分析中由于电容两端承载过多的点电荷, 造成电路部分中互感器及熔断器的击穿。笔者通过详细的分析研究, 以便于提供可参考性的依据。
关键词：35kv,电压互感器,高压熔断器,工作原理
参考文献
[1]刘晓辉.电容式电压互感器二次电压异常的分析及改进措施[J].浙江电力, 2004, 45 (17) :56-57.
[2]彭开盛.35kv高压保险丝熔断故障原因分析及预防措施[J].电网技术, 2013, 75 (36) :13-14.
[3]陆建.保险丝熔断时间测试系统的研制[J].价值工程, 2011, 30 (18) :49-50.
高压35kv 篇10
对电容电压互感器综合分析可知其包含两部分:电容分压器和电磁单元。
通过对设备原理分析了解到, 电容式电压互感器可以划分为电磁式与电容式。电磁式电压互感器由于其具备的短路阻抗很小, 当设备实施二次绕组时极易发生短路, 将会对输电系统带来十分严重的短路故障, 所以通常需要把熔断器设置在回路中。其对外电路体现为感性, 正常运作时形成比较小的电流并且很少会发生突变, 因此熔断器基本上不容易出现误动作。
电容式电压互感器通过电容分压原理, 通过电容分压器承担系统电压, 形成了很大的容抗, 在故障出现时对短路电流增加有效限制, 进而防止系统产生严重的短路问题。可是35k V电容电压互感器对外电路表现为容性, 在无功投切出现时, 在电容分压器中流入电流的过程中容易产生突变, 导致熔断器错误操作, 增加了维护难度。
2 35k V电容式电压互感器高压熔断器熔断原因
2.1 故障具体描述
某35k V变电站监控设备中断通讯, 当时母线电压A、C相是0, B相为21.87k V。当值人员抵达现场对设备进行检查发现:35k V线路电容式电压互感器发送出断线信号, 对电容式电压互感器二次电压a、c相对地电压全部是0, b相是62.2V, 准确判断出电容式电压互感器高压熔断器A、C相熔断。进而要求线路停电熔丝更换以后系统运行正常。
间隔一周以后, 在雷雨天气的情况下, 该变电站再一次中断通讯, 对三相一次电压当场检查其电压是0, 检测电容式电压互感器二次电压三相对地电压全部是0。线路停电之后对其高压熔断器熔丝更换之后系统运行正常。
半个月以后, 同样是在雷雨天气这一熔断器又一次发生熔断, 结合生产厂家的意见, 直接撤除熔断器, 电容式电压互感器和系统硬件直接相连。
2.2 故障原因
电容式电压互感器高压熔断器熔断的原因是电容式电压互感器一次侧形成了长期的电流或者产生了巨大的瞬间冲击电流。通过对故障分析了解到, 基于特定条件下出现了电容式电压互感器高压熔断故障, 雷雨天气是出现故障的外因。从故障现象可知, 雷电波入侵线路, 避雷器操作, 在电容式电压互感器上增加了134k V残压, 形成了巨大的冲击电流, 但是仅出现us级的时间, 不会熔断熔丝;而35k V一回架空线路长度尚不到20km, 线路对地电容极小, 在单相接地故障中通过系统三相对地电容出现的充放电引发熔断器熔断机会很小。
电容式电压互感器具体包括电容元件以及大量的非线性电感元件, 例如补偿电抗器及其中压互感器, 当线路中的单相接地出现故障时, 非故障相对地电压提高为线电压, 在系统过渡时, 电容式电压互感器中压互感器非线性元件形成磁饱和, 降低了激磁电感, 对连续的分次谐波铁磁谐振有效激发, 促使在补偿电抗以及中压互感器上形成过电压, 一次侧熔断器被熔断, 甚至将补偿电抗器和中压互感器绕组击穿损坏。所以电容式电压互感器的铁磁谐振极有可能由于电流导致高压熔断器熔断。
电容式电压互感器利用串联电容分压实现电压的变换, 也就是把高压施加在几个相串联的电容上, 在一个电容上获得比较低的电压, 之后采取中压互感器完成隔离高低压之间的电气。补偿电抗器与电容式电压互感器漏抗总和必须无限接近等值容抗设计, 便于对容抗压降值进行消除并且随着二次负荷的改变产生电压波动, 可以对电压积极稳定, 避免测量误差。
为了更加明白电容式电压互感器在出现单相接地故障时, 系统过渡过程中是否已经激发铁磁谐振, 可以通过伏安特性试验电容式电压互感器中压互感器。
试验过程中将一次绕组低压端接地, 高压端悬空;在二次绕组上施加工频电压, 通过电压表和电流表测量二次绕组量测的电压和电流。自0.1倍额定电压进行试验, 逐一加大, 直到产生1.9被额定电压结束。通过分析试验了解到, 在80V左右产生了伏安特曲线拐点, 当系统产生单相接地时, 提升非故障相为线电压。
通过对伏安特曲线分析了解到, 此时电容式电压互感器产生了饱和的中压互感器铁心, 明显降低了励磁电抗, 在等效短路中无法忽视励磁支路的存在。较宽频带的铁磁谐振形成于电容式电压互感器内部, 也可能形成高频谐振, 抑或是分频谐振。在这一前提下, 回路中的电流与电容、中压互感器上的电压显著增大了。
由于电网不断产生能量, 若回路中没有合理的阻尼, 势必会产生不间断的分次谐波铁磁谐振, 过电压数值相当于2-3被的电压幅值。当熔断器电流长时间高于额定电流时, 最终将熔断器熔断。
通过上述分析可以总结电容式电压互感器高压熔断器熔断原因包括两个方面:其一是由于电容器形成了较大的磁通过量, 其二是高频干扰造成的影响。由于内部产生了分布不均匀的磁通量, 导致电压互感器一次电压数值产生峰值。伴随着不断提升的运行控制器内部温度, 也会相应增加电容两端的电荷量, 当增加到一定范围时, 就会产生击穿电路的问题。当电容器以及熔断器之间采取并联连接电容方式时, 通过励磁电抗及其附属设备形成较大数值的电抗, 便会出现谐波振荡问题。将电压施加在中压互感器两端由于较高的协调振动频率, 也会出现巨大的变化, 并且长时间运行电流比额定电流高, 导致互感器和熔断器发生熔断问题。
3 解决电容式电压互感器高压熔断器熔断问题解决措施
为了对电容式电压互感器高压熔断器熔断问题有效解决, 可以通过磁通量大小的改变控制电路电流。在电路中并联绕组, 形成电路无阻尼振动。这时互感器伏安特性二次曲线的拐点需要比运行在电压过载环境的状态高, 采取这一措施能够获得比较低的电容分压器电容, 帮助对高压强电流一次性减弱。可以采取线性电感和电容器件的解决措施, 当高频干扰线性电感以及电容器件的情况下, 能够防止受到其他高次谐波的侵袭, 原有高频率谐波不规律进行振荡, 导致电路电流形成阻尼谐波振动, 当波动数值超过额定范围时, 便会击穿部分电路, 但是利用对谐波振动条件积极改变, 能够不断改善互感器以及熔断器的具体条件。
4 结束语
经过认真分析电容式电压互感器高压熔断器, 可以更加理解这一具体结构。将运行电路中的磁通量进行转变控制可以降低谐波振动的概率, 充分确保电路稳定运作。在供电站中上述措施逐步贯彻落实, 并且得到了比较好的效果, 推动了我国产业经济的健康发展。
摘要：通过分析某35kV变电站控制运行电路, 发现其出现了一些不足, 具体原因是磁通量大量穿过内部, 导致电路容易产生谐振问题。并且在高频状态下的设备元器件, 极易导致同频干扰。文章通过科学改进目前模式, 对影响35kV电容式电压互感器高压熔断器熔断因素进行分析, 有效解决了存在的问题, 不仅减少了设备的故障概率, 还提升了运作效果。
关键词：电容式电压互感器,高压熔断器熔断,原因
参考文献
[1]刘晓辉.电容式电压互感器二次电压异常的分析及改进措施[J].浙江电力, 2014 (17) .
35 kV断路器吊装工具探究 篇11
摘 要：随着我国经济的迅速腾飞，电力系统也跟上了时代步伐。在输配线中，为了保证传输变电可靠性，35 kV户外高压真空断路器得到了广泛地应用。一直以来35 kV断路器吊装一直是一个难题，文章设计了一种新型的35 kV断路器简易吊装工具，以解决长期困扰我们35 kV断路器吊装的一线施工人员。文章主要探究了35 kV断路器吊装工具的设计、具体实施方式及其应用前景。
关键词：35 KV断路器;吊装工具
中图分类号：TM591 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）03-0093-01
一直以来，35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管的吊装基本都是使用吊车。使用吊车有一个非常致命的弊端，就是在临近带电区域进行吊装设备时，吊车与带电设备的安全距离只能使用目测判断距离，容易造成人员伤亡。
对于35 kV断路器用户来说，一旦出现故障，不仅会造成成人员的伤亡，还会使电力系统瘫痪。一旦出现该情况，就会给人们的生产和生活带来不便。
因此，对于能够方便快捷地对35 kV断路器吊装就成为迫在眉睫的问题，而能够方便快捷地对35 kV断路器进行吊装就具有十分重要的意义。
1 35 kV断路器吊装的常见事故分析及措施
1.1 吊装的常见故障
在某输配电断路器吊装过程中，使用吊车对35 kV断路器进行吊装使用吊车把35 kV断路器逐相从构架上吊至旁边空地时，临近有带电设备，安全距离不够，在这种环境下经常容易造成人员触电，导致1～2人死亡。
①暴露： 使用吊车把35kV断路器逐相从构架上吊至旁边空地时，临近有带电设备，安全距离不够容易造成人员触电的频率时有发生。
②可能性：人员触电，导致1～2人死亡几率时有发生。吊装 35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管的风险评估为，评估分数达到100分，属于中等风险，必须编写工作方案经过多方审核。
1.2 具体措施
目前，所采取35 kV断路器吊装过程中安全控制措施有以下3项，具体措施如下：
①根据现在实际需求，适当增加监护人手，以确保吊装过程的安全性;
②在施工吊装过程中要扩大停电范围，避开临近带电设备，以确保带电设备带电影响吊装过程发生触电危险;
③在进行35 kV断路器吊装过程中，吊车装设接地线，这样就可以实现漏电保护，避免因漏电引发安全事故。
虽然采取了上述措施，但是35 kV断路器吊装过程中事故还是频发，基于以上严重事故时有发现，就迫使我们痛定思痛，设计了35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具，以确保吊装人员的生命安全。
2 35 kV断路器吊装工具的设计
35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具，如图1所示，包括：倒“T”字型的吊装工具底座、“7”字型吊装架子，通过紧固螺丝将倒“T”字型的吊装工具底座固定于35 kV断路器龙门架，再把“7”字型吊装架子安装在倒“T”字型的吊装工具底座上，根据实际应用的拉力选用合适型号的微型电动葫芦安装于“7”字型吊装架子，便能实现人工吊装35kV断路器灭弧室瓷瓶套管，不需要使用吊车作业，减小了作业停电面积，保障了其他设备的正常供电并减小作业的风险。
本35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装专用工具包括：“7”字型吊架、钢丝吊绳、微型电动葫芦挂钩、手动升降操作装置、倒“T”字型吊装底座五大块组成，底座与吊架通过螺丝固定，保证其连接紧固。
35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具安装：首先，应该将倒“T”字型吊装底座安装于断路器龙门架上;其次，可以通过螺丝把“7”字型吊架安装于底座上，把微型电动葫芦安装于挂钩上，这样就非常方便实现人工吊装35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管。
该35 kV断路器灭弧室瓷瓶套管简易吊装工具优点很多，但主要有如下优点：
①从设计角度来说，其设计简单易于加工制造，通过螺丝连接组合安装便捷;
②从使用角度来说，底座固定后，“7”字型吊架可旋转便于吊装;
③并且还增加了附带功能，在“7”字型吊装架子上安装微型电动葫芦，实现电动升降大大提高作业的人机功效。
3 35 kV断路器的简易吊装要点
①在吊装时，一定要严格按说明书要求的安装顺序。首先，在安装断路器瓷柱，确保使用设计的35 kV断路器微型电动电动葫芦挂钩，慢慢地调整平衡点下部弹簧筒下垫上木板保护储能装置。
与此同时，作为现场吊车操作人员要统一起吊信号，使用吊车缓缓起吊，在落入支架前注意保护好充气嘴装置，从而防止降落过程中担到支架上而受伤。当其完全落下后，就必须使用螺栓进行临时固定。在与结构安装完成之后，再统一按规定力矩紧固。
②对断路器气体充气，补充气前应对断路器气体进行检查，断路器气体微水含量符合国家规定（≤150 ppm）。充气过程中，检测密度继电器报警、闭锁定值均符合厂家规定充气完毕后对各连接处进行检漏。
③严禁水分和油污粘在阀门上，断路器气瓶与其他气瓶不得混放。
④断路器分、合闸动作应可靠，辅助接点动作准确可靠。指示器动作正确可靠，其分、合为止应符合断路器的实际分、合状态。
⑤断路器的固定应牢固可靠，支架或底架与基础的垫片不宜超过3片，其总厚度不应大于10 mm，各片间应焊接牢固。
4 结 语
综上所述，35 kV断路器吊装工具的研制，对于减少及避免施工人员在输配电施工过程中起到非常重要的作用。然而在对断路器吊装过程中，一定要按照作业规章制度作业，并且要把握吊装要点。笔者希望通过自己设计的35 kV断路器吊装工具，能保障吊装人员生命安全，让他们能够安全放心吊装，平安的回家。
参考文献：
[1] 谷从旺，段永磊，李宝红.断路器本体吊装翻转工具的设计[J].现代制 造技术与装备，2014，（2）.
[2] 杨耀根.10～35 kV系列SF6断路器中吸附剂安装位置[J].电工电气，199
2，（4）.
高压35kv 篇12
某35kV变电站2013年进行了综合自动化改造, 主变保护采用南京磐能电力科技有限公司生产的DMP-322差动保护、DMP-323高压侧后备保护、DMP-324低压侧后备保护。35kV变电站一次接线如图1所示, 35kV#1、#2主变运行于35kV母线, 带35kV所有负荷及10kV母线负荷。
2015年2月19日18时12分12秒80毫秒, #1主变差动保护差流越限告警动作 (差流定值为0.41A) , 差动保护没有启动动作 (差动定值为1.1A) , 35kV#1主变101、3501开关没有跳闸。差流A相为0.26A, B相为0.27A, C相为0.45A;高压侧差动保护电流A相为0.831A, B相为0.826A, C相为0.412A。
2 故障检查
#1主变差动保护出现差流越限告警后, 立即检查站内负荷情况及保护动作信息。经查, #1主变差动保护范围内的一次设备无故障痕迹和异常, 其余设备和线路无保护动作信号;主变油样化验及高压试验结果无异常;二次比率差动保护定值及保护逻辑均正确。同时, 对变压器各侧的电流互感器进行特性试验 (匝比极性试验、磁化曲线试验) , 结果显示匝比、极性均符合设计要求, 且电流互感器都满足10%误差曲线要求, 测量差动回路不平衡电流也在正常范围内, 因此此次故障与电流互感器特性无关。
通常, 变压器差动保护的不平衡电流产生原因如下:
(1) 变压器各侧电流互感器型号不同, 即各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流;
(2) 实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流;
(3) 改变变压器调压分接头引起的不平衡电流;
(4) 暂态条件下短路电流的非周期分量对电流互感器的影响和变压器空载投入产生的励磁涌流引起的不平衡电流。
由于差流越限告警是在正常运行且无调压操作时发出的, 因此不存在暂态条件下和调压分接头引起不平衡电流的情况。2015年2月20日白天负荷较小时, 差流越限告警消失, 于是对#1主变保护外部电流回路进行相量测试, 并和装置采样信息进行比较,
现场分析差动保护显示电流, 发现#1主变高压侧差动保护C相电流幅值与高后备保护C相电流幅值不符。随后对#1主变高压侧差动保护电流、高压侧后备保护电流、高压侧测量电流、低压侧差动保护电流、低压侧低后备保护电流、低压侧测量电流进行采样测试, 判断#1主变35kV侧差动保护TA二次回路接线可能存在错误。再采用数字三相伏安相位表 (SMG3000B型) 检查#2主变各侧TA电缆相序、电流幅值和角度、电流与电压角度后, 初步发现3501开关差动保护TA二次C相电流分流。
3 故障处理
根据故障检查结果, 把#1主变由运行转为检修, 对3501开关端子箱及开关机构内部电流互感器二次接线进行检查。通过测量、校验3501开关户外端子箱的电流互感器回路后没有发现问题。于是打开3501开关机构端子箱, 检查3501开关内部电流互感器二次接线, 发现3501开关端子箱内部差动保护二次电流端子C相和N相在端子排内侧有个短接线 (如图2虚线所示) , 而这导致了寄生回路的产生, 造成C相差动保护分流、差流越限。
保护人员解开短接线后, 对该开关电流互感器所有二次接线端子进行紧固, 并按照开关接线图, 对所有电流回路的尾端进行了重新短接和接地。从3501开关一次侧对开关内部的电流互感器进行了一次大电流通流试验, 结果显示电流互感器差动保护绕组、高后后备保护绕组、高压测量绕组的接线正确。处理完毕后, #1主变由检修恢复运行, 数字三相伏安相位表 (SMG3000B型) 结果显示#1主变各侧电流互感器二次电流相序、电流幅值和角度、电流与电压角度正确。
查阅历史记录发现该变电站于2013年进行过35kV增容改造, 在主变恢复供电期间, 因电流互感器变比错误曾进行过一次二次倒电流互感器变比工作, 因此推断这正是造成#1主变高压侧差动保护电流互感器二次电流端子C相和N相存在短接线的原因。
4 原因分析
在主变投运前曾进行过主变保护带负荷测试相位和差电压 (或差电流) , 以检查电流回路接线的正确性。但当时主变10kV侧只带站用变负荷, 无其它负荷, 因此负荷很小, 施工单位测试后认为差动保护二次回路接线正确, 可投运。正式投运后, 由于系统发生过穿越性故障使得主变差动保护误动作跳闸, 因此又带负荷 (10kV侧负荷仍然只带站用变负荷) 测试了相位和差电压 (或差电流) , 以检查电流回路接线的正确性。但仍然检查不出问题所在, 直到第二次发生主变差动保护差流越限告警事故, 检查电流互感器电流回路后, 才发现35kV侧电流互感器差动保护二次电流端子C相和N相短接的接线错误。
5 防范措施
(1) 加强变电站与调度通信设施建设及维护。由于此前上传调度监控组的告警信号不完善, 本次差流越限告警信号未上传至调度监控组, 从而未能及时发现并处理故障, 因此应安排专人负责管理和维护通信设施, 梳理各变电站远动信号, 并分类校核, 确保重要信息准确上传。
(2) 应按规定定期对继电保护、自动装置及二次回路进行监视、检查及操作, 及时发现继电保护及二次回路的缺陷。二次回路变动时, 应按审批后的图纸进行操作, 无用的接线应隔离清楚, 以防止误拆或寄生回路的产生。
(3) 加强变电站改造现场技术管理和人员业务培训。严格执行现场标准制度, 深化标准化作业, 实现现场作业全过程的安全控制和质量控制;变电站值班人员应注重对差动保护工作原理的学习, 了解主变大小差动保护的电流互感器二次回路接线方式, 以避免此类事故的发生;变压器差动保护投运后带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 时, 应注意变压器所带负荷大小, 以便根据测试结果正确判断接线。
6 结束语
在变电站改造验收时, 要注意对主变差动保护装置差流进行校验, 以保证差动保护的可靠性。但新投产变压器的负荷较轻、负荷电流很小 (尤其是两圈变某侧负荷电流很小时需要带较大的负荷才能保证测试结果的正确) , 导致投产前的差动保护带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 的结果不一定正确。
摘要：针对某35kV变电站#1主变差动保护差流越限告警而主变及差动保护范围一次设备无异常的情况, 从继电保护、二次回路角度, 采用三相伏安相位表进行分析, 发现故障是由主变差动保护二次电流端子C相和N相短接造成的, 指出变压器差动保护投运后带负荷测试相位和差电压 (或差电流) 时, 应注意变压器所带负荷大小, 以便根据测试结果正确判断接线。
关键词：变压器,差动保护,差流,短接
参考文献
[1]熊启新.变电站二次回路识图与分析[M].北京:中国电力出版社, 2010
[2]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2009
[3]上海超高压输变电公司.超高压输变电操作技能培训教材继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2007
[4]景敏辉.电力系统继电保护动作实例分析[M].北京:中国电力出版社, 2012
[5]国家电力调度通信中心.国网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2009