220千伏线路（精选9篇）
220千伏线路 篇1
随着用电负荷逐年增长,电力系统的网络结构日趋复杂多样,长短线路相互联结的复杂环网及同杆并架多回线路将大量出现,这样一旦故障,将会威胁到整个电网的供电安全。
继电保护是保证电网安全的重要卫士,而整定计算又是继电保护工作中最重要的部分,它的正确性决定了保护动作的正确率,更关系到全电网的稳定性,牵连甚广。山西电网继电保护整定计算涉及范围较大,为了便于管理,需要对某些整定值统一数据、合理取值,下面就山西电网220千伏线路保护装置部分定值的整定方法、取值情况、注意事项进行阐述分析,供整定计算人员及其他运行人员参考。
1. 突变量启动电流
电流突变量启动是作为程序总启动和各个中央处理单元(centralprocessing unit,CP U)电流启动,须躲过正常负荷电流波动最大值整定。目前,山西电网整定“电流突变量启动值”是要保证线路两侧的相电流有两倍灵敏度,一般该电流取值为240A(一次值)。
同时需要注意的问题:
必须保证线路两侧定值一致,这样两侧保护才可以一起启动,所以应取两侧较小值作为启动值;
保护中每个CPU的突变量启动电流应整定相同。
2. 零序启动电流I04
有些装置又称为零序辅助启动电流,这种电流启动方式是保护启动元件的另一种方式,零序辅助启动元件在线路经过大电阻接地短路且突变量启动元件灵敏度不够时作为辅助保护装置启动,启动电流值按躲过最大零序不平衡电流整定。山西电网整定“零序启动电流值”的方法是保证两个条件:保证线路两侧的三倍零序电流有两倍灵敏度,一般取值为240A(一次值)。在计算线路末端短路电流时,山西电网考虑的计算方式为出线N-1方式,这样如果现场需轮流检修一回线路时,也可保证灵敏度,使保护可靠跳闸。所以在出线只有两回线路,轮检一回线路时,为保证灵敏度,该定值有可能降低。
需要注意的问题:
必须保证线路两侧定值一致;
保护中每个CPU的零序启动电流应整定相同;
零序启动电流定值必须小于纵联零序方向电流值;
有些厂家把此定值作为零序反方向元件的零序电流门槛值,以防止区外故障时保护误动。
3. TA变比补偿系数KTA
在光纤差动保护中,都会引入“T A变比补偿系数”这个定值,以避免由于线路两侧T A变比不同引起的不平衡电流,使保护误动。此定值根据各个厂家装置制造的原理不同而整定方法也有所不同。当线路两侧T A变比相同时,两侧保护K T A均为1。当线路两侧T A变比不同时,两侧保护的K T A整定方法按照不同厂家的保护装置归纳为以下几种:
两侧K T A都为本侧与对侧T A变比之比值,与T A二次额定电流无关,例如型号为L F P-931,CSL-103的保护装置。
将T A电流一次值大的一侧K T A整定为1,另一侧K T A整定为本侧T A电流一次额定值与对侧T A电流一次额定值之比值,例如型号为R CS-931,CSC-103的保护装置。
两侧K T A都为对侧T A电流一次额定值与本侧T A电流一次额定值之比值,例如型号为PSL-603的保护装置。
以上三种类型基本包括了全部线路保护T A变比系数的设定,对应整定值时严格按照装置规定。
4. K值
接地距离元件K值的计算直接影响接地距离元件的测量值。对无互感的双回线和单回线来说,K=(Z 0-Z 1)/3Z 1;而对于有互感的双回线,K值固定时,保护范围随故障的不同而变化。为保证选择性,用于直接跳闸的接地距离元件应选用趋于保守的K值,而这意味着灵敏度的降低。对Ⅱ、Ⅲ段尤为不利。为保证灵敏度,对用于纵联保护,闭锁其它保护和选相等接地阻抗的元件,应选用真实的K值,甚至偏大一些。如果微机保护能够自动根据故障量进行判别,选取不同的K值进行补偿计算无疑可起到更好的保护作用。
开关本体三相不一致的动作时间。断路器非全相保护的动作时间尽量缩短。断路器配备重合闸时,非全相保护的动作时间应可靠躲开断路器单相重合闸时间。220k V系统具体时间建议整定范围为不小于(开关重合闸周期+1.5秒—2秒)即:2秒≤T≤3秒;一个半开关的断路器取3秒≤T≤4秒。
5. 光纤保护时钟方式
根据各厂家光纤纵联差动保护和通信传输设备M ST—F的配合试验情况,结合各厂家保护及接口装置的不同特点,为确保保护装置的安全可靠运行,便于保护通道的统一管理,确定了山西省网220k V线路光纤纵联保护(2M)时钟运行方式。
南瑞R CS—931AM保护装置:保护装置时钟设为“从—从”方式,通信PCM时钟设为“主—从”方式;国电南自PSL-603保护装置:保护装置时钟设为“从—从”方式,通信PCM时钟设为“主—从”方式;许继W X H-803保护装置:保护装置时钟设为“主—从”方式,通信PCM时钟设为“从—从”方式;四方CSC-103保护装置:四方CSC-103保护装置可接双光纤,由保护装置进行通道切换。即保护装置的两个2M光电转换接口装置直接与光端机连接,取消PCM环节。
6. 结束语
正确的整定计算、合理的取值可以使保护装置在系统故障时能正确动作,保护系统安全,但定值的取值不能一成不变,随着电力系统的日益发展,要根据运行的实际情况重新考虑取值。整定值都有一定的取值范围,至于具体取多少合适,取决于每个整定计算人员的计算方法和经验,同一项定值的数值在某一种特定情况下又会变成另一个数值,所以要求整定计算人员要不断更新知识,积累经验,掌握好整定计算的技巧。
参考文献
[1]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,熊炳耀.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算.北京:水利电力出版社.1995:30～96
[2]许建安.继电保护整定计算.北京:中国水利水电出版社.2001:26～40
[3]朱声石.高压电网继电保护原理与技术.北京:中国电力出版社.1995,37～60
220千伏线路 篇2
由变电分公司承建的鞍钢营口鲅鱼圈供配电工程220千伏总降压变电站工程开工仪式于6月23日10时举行。鞍钢集团副总经理王明仁、技改部主任陈国锋、处长陈月、姜永芳、项目经理邬全海、能源部部长王太祥、副部长孙伟、鞍钢第二发电厂厂长朱传银、冶金局鞍钢工程质量监督站主任史孝忠等参加了开工仪式。会上，鞍钢副总经理王明仁发表了重要讲话，我公司副总经理刘清和变电分公司经理申晓平分别代表施工单位和项目部表态发言，最后，鞍钢王明仁副总经理发布开工令。
鞍钢营口鲅鱼圈供配电工程220千伏总降压变电站工程是继我公司2005年鞍钢CCPT高炉煤气发电工程220千伏升压站工程后，所承建的第二个鞍钢工程建设项目。该工程位于辽东半岛西海岸营口鲅鱼圈经济技术开发区鞍钢鲅鱼圈钢铁分公司内，总占地面积14700㎡，其中建筑面积9688㎡。电气设计特点为本期安装三台240MVA三相变压器；220kV部分采用全封闭GIS组合电气，本期出现3回，远期出线6回；66Kv部分采用全封闭GIS组合电气，本期出线19回，远期出线30回。该工程施工特点为全部采用室内式，建筑设计较为复杂，计划工期为五个月。
220千伏线路 篇3
随着我国国民经济的高速发展, 城市电力负荷增长速度日益加快, 负荷密度越来越大, 城市供电变电站的容载比逐年下降。特别在负荷密集的中心城区, 土地资源紧张, 变电站选址越来越困难。为节省占地, 提高供电能力, 采用大容量变压器、高电压等级直降带负荷运行已经成为电网发展的趋势。
220千伏变电站10千伏侧带负荷运行能够降低重复降压带来的电网网损、缩短10千伏供电半径、减少变电站布点、充分利用变电容量、降低电网建设投资、节省宝贵的土地资源, 是解决城市供电的有效途径。220千伏变电站10千伏侧带负荷运行, 目前还存在着若干技术问题。10千伏侧系统有其自身特点, 例如, 馈线相对较多, 馈线中可能同时包含架空线和电缆线路, 故障几率大, 10千伏故障若不能及时切除可能会直接波及220千伏电网, 影响面大。220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时, 因为系统短路容量大, 10千伏侧开关遮断容量可能不满足要求, 所以通常采用高阻抗变压器和变压器10千伏侧加装限流电抗器的方法来限制10千伏侧短路容量, 由此又造成主变后备保护灵敏度不足等问题。这些问题的存在, 对电网的安全运行构成了一定威胁, 因此目前电网企业对220千伏变电站选用10千伏侧带负荷运行慎之又慎, 在一定程度上限制了这种供电方式的发展。因此, 解决220千伏变电站10千伏侧带负荷运行的有关技术难题, 最终实现220千伏变电站10千伏侧带负荷安全稳定运行, 具有十分显著的经济效益和社会效益。
本文以典型220千伏变电站为研究对象, 对220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时的保护配置方案进行了系统的研究, 解决了220千伏变电站10千伏侧带负荷运行保护的选择性和快速性的重大问题, 提出的220千伏变电站10千伏侧采用简易母线保护, 缩短了10千伏母线故障保护的动作时间, 有效地防止了由于10千伏系统故障波及220千伏电网, 引起大面积停电等恶性电网事故。
1 220千伏变电站10千伏侧保护配置概况
目前, 国内变电站的10千伏母线一般不配置专用的母线保护, 主变压器低压侧后备保护 (一般为时限过流保护) 承担着低压母线主保护及低压出线后备保护的双重任务。而主变高压侧及中压侧后备保护要作为低压侧的后备。实际上, 由于低压侧限流电抗器的采用, 高压侧及中压侧后备保护的范围达不到低压侧母线, 使低压侧母线仅有简单的时限过流保护作唯一保护, 一旦该保护拒动, 故障无法自动切除, 将引起事故扩大。
如图一所示, 在220千伏变电站10千伏母线的K1点发生故障时, 要靠变压器10千伏侧复合电压闭锁过电流保护动作切除。因变压器后备保护动作时间需要和10千伏侧出线保护配合, 一般整定为1.5~2.5s, 切除故障时间较长, 会引起设备绝缘破坏和设备损坏。若变压器后备保护拒动, 引发上一级电压等级保护越级跳闸, 将造成大面积停电。
在山西某变电站事例中, 主变压器10千伏侧过流保护正确动作跳开主变压器10千伏侧断路器, 只是由于断路器开断失败, 造成事故的扩大。而在玉林某变电站事例中, 10千伏开关柜绝大部分被烧毁。保护拒动的原因究竟是由CT损坏还是二次回路烧损或是保护装置本身引起, 曾引起一定的争论。但变电站主变压器10千伏侧后备保护实际是10千伏母线的唯一保护, 切除故障时间过长是一重要原因。总之, 中低压母线发生故障几率较高, 延时切除故障损失巨大, 装设快速、灵敏、可靠的专用母线保护十分必要。
2 10千伏母线保护方案
目前, 适用于220千伏变电站10千伏母线的保护包括:传统电流差动保护和简易母线保护。
2.1 传统的电流差动保护
传统的完全电流差动保护如图二所示。其是将母线上所有连接元件的电流互感器全部差接后接入差动继电器, 为防止各种可能的原因引起正常运行的母线保护发生误动作, 装设电压闭锁元件。
因常规的10千伏开关柜内的电流互感器只有两个二次线圈, 一个用于测量, 一个用于出线保护, 要实现母线差动保护, 需要再增加一组电流互感器。这样就需要采用特殊的开关柜, 占用空间较大, 且10千伏出线回路数较多, 所有间隔接入差动回路, 需要增加的二次线缆较多, 增加了母差保护由于二次回路故障误动的几率。
2.2 简易母线保护
2.2.1 保护原理
对于只有单相潮流的10千伏开关, 采用反向闭锁式母线保护, 线路故障时, 10千伏馈线开关通过出线保护的辅助节点向主变10千伏侧过流保护发闭锁信号, 由线路保护切除故障;母线故障时, 线路保护不动作, 过流保护切除母线故障。
简易母线保护原理是如故障发生在母线之外, 则保护发出闭锁信号, 这样进线保护 (或分段保护) 被可靠闭锁, 如图三所示。
如果故障发生在母线上, 则进线保护接收不到闭锁信号, 经一短延时 (该延时主要是为躲开暂态过程, 提高保护可靠性, 一般小于100毫秒) 后出口跳闸。在母线区域内发生故障时, 将快速切除进线断路器, 在用分段断路器带母线运行时, 保护将快速切除分段断路器。该方案的构成如图四所示。
2.2.2 实施方案
简易母线保护根据10千伏母线在区内、区外故障时短路电流分布不同的原理, 由配出线路的故障电流作为区外故障的判据, 由主变电流增大和母线电压降低作为区内故障的保护动作条件, 形成保护逻辑电流。图五表示电流闭锁式母线保护装置的逻辑原理, 该保护作用于主变低压侧和10千伏母联开关。
设计中, 采取每台主变配置独立的保护装置, 每套对应于一台主变、二次主开关及其配出间隔。当两段母线分裂运行时, 两套母线保护分别独立运行。
当两台主变并列运行时, 如果区内故障, 快速保护在第一时限跳开母联开关, 非故障段母线保护返回, 故障段母线的保护装置的第二时限内切除主变低压侧开关。如果区外故障, 通过线路、母联闭锁回路将两段保护闭锁。
简易母线保护可以在目前的主变10千伏后备保护基础上进行改造。保护回路是这样的:利用主变10千伏开关合位继电器的两付常开接点串在一个回路, 判断该开关的位置;同时串接10千伏馈线保护时间继电器瞬动接点形成一母、二母闭锁回路;另外10千伏分段合位继电器连接两段母线的闭锁回路, 与一次设备位置相对应。上述改进回路仅列出的是一段母线改造方案, 对于二段母线与此类似。
因为配电线路故障的概率大, 10千伏快速母线保护的可靠性非常重要, 要求闭锁措施完善可靠, 不至于造成误动。
电压闭锁功能有效防止整套保护的误动;借鉴“三取二”闭锁原理, 采集的主变间隔的三相电流只有两相电流都有变化才开放启动元件, 避免由于元件损坏造成保护的误动。
装置的闭锁措施还应该有电源异常的闭锁、上电延时的闭锁和装置故障的闭锁等。当装置任一元件故障时, 经15s后装置闭锁, 并给出警报, 经手动后复归。
考虑到和变电站备用电源自动投入装置的配合, 在装置背板应设备用空节点, 当10千伏快速保护动作后, 可以将备用电源自动投入装置闭锁。
2.3 几种变压器10千伏侧母线保护的综合比较
传统专用的完全母线保护, 需更换电流互感器 (或增加电流互感器线圈) , 增加的二次电缆较多, 施工难度大, 运行维护困难, 易发生误动。
采用简易母线保护, 实现简单, 缺点是依赖于进线保护 (或分段保护) , 保护装置本身在物理上不独立, 每条馈线保护都和母线保护相联系, 存在着误动的因素, 但相对于传统的母线保护而言简单、易行。
随着智能变电站的建设使用, 继电保护具备了数字化、网络化的特征, 有利于10千伏母线保护的实现, 且光缆取代了二次线缆, 减少了误动的可能。但传统原理的完全母差保护应用于10千伏母线, 仍存在回路多、数字信号同步等问题, 采用简易母线保护仍是一种有效的解决方案。
3 结束语
通过对以上两种变电站10千伏母线保护的分析, 220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时, 采用简易母线保护等技术措施, 能够缩短10千伏母线故障、主变后备保护的动作时间, 有效地解决了由于10千伏系统故障影响高电压系统安全问题, 能够保障220千伏变电站10千伏侧带负荷安全稳定运行。
摘要：本文以典型220千伏变电站为研究对象, 对220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时的继电保护配置方案进行了系统的研究, 解决了220千伏变电站10千伏侧带负荷运行保护的选择性和速动性的重大问题, 提出采用10千伏简易母线保护克服了传统完全差动保护的缺陷, 解决了低压母线故障无速动保护的问题, 有效地防止了由于10千伏系统故障波及220千伏电网, 引起大面积停电等恶性电网事故, 使220千伏变电站10千伏侧带负荷能够安全稳定运行。
220千伏线路 篇4
4月26日，国家电网公司春季基建安全质量交叉互检组一行，在组长XX电力公司基建部XX的率领下，对XX220千伏变电站进行基建安全大检查。XX电力经济技术研究院建管中心主任XX、省送变电建设公司XX、XX渡变项目经理XXX、XX工程建设咨询监理有限公司相关领导陪同检查。
检查组专家先后听取了省公司经研院监管中心、XX项目部关于“基建”安全年活动部署开展和标准化工艺在工程中的应用、安全质量管理等方面的专题汇报。随后，检查组实地查看了XX220千伏变电站工程安全文明施工开展情况，并分专业对土建施工、电气安装、材料堆放、安全警示以及基础资料等进行了仔细的对口检查。
220千伏线路 篇5
变电所是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、传输和分配的场所。为保证电能的质量以及设备的安全, 在变电所中还需进行电压调整, 各节点和支路中的电压、电流和功率的流向及分布控制以及输配电线路和主要电工设备的保护。变电所又分为输电变电所、配电变电所和变频所。这些变电所按电压等级可分为中压变电所、高压变电所、超高压变电所和特高压变电所。变电所是联系电力生产企业和电力用户的中间环节, 变电所的作用就是变换电压、传输和分配电能。由于变电所由电力变压器、配电装置、二次系统及必要的附属设备组成, 所以经常会遇到一些故障。本文就220千伏变电所的常见故障进行初步分析, 并建议性的提出相应的解决方法。
2 变电所的设备组成
变电所由主接线, 主变压器, 高、低压配电装置, 继电保护和控制系统, 远动和通信系统, 必要的无功功率补偿装置和主控制室等组成。其中, 主接线、主变压器、高低压配电装置等属于一次系统;继电保护和控制系统、直流系统、远动和通信系统等属二次系统。主接线是变电所的最重要组成部分。它决定着变电所的功能、建设投资、运行质量、维护条件和供电可靠性。一般分为单母线、双母线、一个半断路器接线和环形接线等几种基本形式。主变压器是变电所最重要的设备, 它的性能与配置直接影响到变电所的先进性、经济性和可靠性。
3 220千伏变电所的常见故障及解决方法
3.1 电流互感器
常见故障:电流互感器内部有放电现象, 声音异常或引线与外壳间有火花放电现象。主绝缘发生击穿, 并造成单相接地故障。一次或二次线圈的匝间或层间发生短路, 二次回路发生断线故障。
解决方法:当发生上述故障时, 应切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开, 应设法拧紧或用安全工具在电流互感器附近的端子上将其短路;如不能立即处理, 则应将电流互感器停用后进行处理。
3.2 电压互感器
常见故障:一次侧或二次侧保险熔断一相时, 熔断相的接地指示灯熄灭, 其他两相的指示灯略暗。此时, 熔断相的接地电压为零, 其他两相正常略低;电压回路断线信号动作;功率表、电度表读数不准确;用电压切换开关切换时, 三相电压不平衡。二次保险熔断一相时, 熔断相的接地电压表指示为零, 接地指示灯熄灭;其他两相电压表的数值不变, 灯泡亮度不变, 电压断线信号回路动作;功率表, 电度表读数不准确。电压切换开关切换时, 三相电压不平衡。
解决方法:拉开电压互感器的隔离开关, 详细检查其外部有元故障现象, 同时检查二次保险。若无故障征象, 则换好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断, 则应拉开隔离开关进行详细检查, 并报告上级机关。若切除故障的电压互感器后, 影响电压速断电流闭锁及过流, 方向低电压等保护装置的运行时, 应汇报高度, 并根据继电保护运行规程的要求, 将该保护装置退出运行, 待电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时, 需经过内部测量检查, 确定设备正常后, 方可换好保险将其投入。当发现二次保险熔断时, 必须经检查处理好后才可投入。如有击穿保险装置, 则说明击穿保险已击穿, 应进行处理。
3.3 避雷装置
常见故障:避雷装置瓷瓶、套管破裂或爆炸。雷击放电后, 连接引线严重烧伤或烧断。
解决方法:切断故障避雷装置前, 应检查有无接地现象, 若有接地现象则不得隔离开关断开避雷装置, 而应按上级指示处理。
3.4 母线
常见故障:母线断路器跳闸, 整个变电所停电。
解决方法:母线故障的原因多是由运行人员误操作时设备损坏而造成的。当母线断路器跳闸时, 一般应先检查母线, 只有在消除故障后才能送电, 严禁用母联断路器对母线强送电, 以防事故扩大。当母线因因线路故障而线路的继电保护拒绝动作发生越级跳闸时, 应该判明故障元件并消除故障后再恢复母线送电。若母线断路器装有重合闸装置, 在重合闸失败后, 应立即倒换至备用母线供电, 并对母线进行详细检查。
3.5 断路器
常见故障:在远方操作断路器时拒绝合闸。
解决方法:应首先检查操作电源的电压值, 如不正常, 应先调整电压, 再行合闸。当操作把手置于合闸位置时, 绿灯闪光, 合闸红灯不亮表计无指示, 喇叭响, 断路器机械位置指示器仍指在分闸位置, 则可断路器未合上这可能是合闸时间短引起, 此时可再试合一次。如果操作把手置于合闸位置而信号灯的指示不发生变化, 此时, 可能是控制开关接点、断路器辅助接点或合闸接触器接点接触不好, 中间继电器接点熔焊而烧坏合闸线圈, 同期开关未投入等造成, 待消除设备缺陷后, 再行合闸。如果跳闸绿灯熄灭而合闸红灯不亮, 则可能是合闸红灯灯泡烧坏, 应更换灯泡。如果控制开关和合闸线圈动作均良好, 而断路器跳闸绿灯熄灭后又重新点亮, 此时操作电压正常, 这种现象说明操作机械有故障, 则应将操作机械调整后, 再行合闸。当操作把手置于合闸位置时, 跳闸绿灯闪光或熄灭合闸红灯不亮, 表计有指示, 机械分合闸位置指示器在合闸位置, 则可断路器已合上。这可能是断路器辅助接点接触不好, 例如常闭接点未断开, 常开接点未合上, 到使绿灯闪光和红灯不亮;也可能是合闸回路断线及合闸红灯烧坏。此时操作人员将断路器断开, 消除故障后再合闸。
3.6 电容器
常见故障:电容器外壳膨胀或漏油。套管破裂, 电容器断路跳闸, 电容器内部声音异常。
解决方法:当电容器爆炸时, 应立即断开电源, 并用砂子和干式灭火器灭火。当电容器的保险熔断时, 应向调度汇报, 待取得同意后再拉开电容器的断路器。切断电源对其进行放电, 先进行外部检查, 如套管的外部有无闪络痕迹, 外壳是否变形, 漏油及接地装置有无短路现象等, 并摇测极间及极对地的绝缘电阻值, 如未发现故障现象, 可换好保险后投入。如送电后保险仍熔断, 则应退出故障电容器, 而恢复对其余部分送电。如果在保险熔断的同时, 断路器也跳闸, 此时不可强送, 应检查完毕换好保险后再送电。处理故障电容器应在断开电容器的断路器, 拉开断路器两侧的隔离开关, 并对电容器组放电后进行。电容器组经放电电阻、放电变压器或放电电压互感器放电之后, 由于部分残余电荷一时放不尽应将接地的接地端固定好, 再用接地棒多次对电容器放电直至无火花及放电声为止, 然后将接地卡子固定好。由于故障电容器可能发生引线接触不良, 内部断线或保险熔断等现象, 因此仍可能有部分电荷未放出来, 所以检修人员在接触故障电容器以前, 还应戴上绝缘手套, 用短路线将故障电容器的两极短接, 还应单独进行放电。
结束语
综上所述, 变电所在运行中经常会发生各种故障现象或事故。我们变电所设备检修维护工作人员应正确及时地进行处理, 确保220千伏变电所的安全运行。
参考文献
220千伏线路 篇6
220千伏某电站工程于2002年3月18日开工,2002年11月8日顺利投产,投产一年多以来顺利安全运行。为保证主变基础在设备安装及运行过程中基础面不产生开裂、脱皮现象,主变基础采用了清水混凝土工艺。为达到清水混凝土美观、实用的特点,确保清水混凝土质量,工程中采取了以下一系列施工技术措施。
1 施工工艺
要求清水混凝土表面光滑、平整,线条顺直。为保证混凝土的质量,主要从模板、混凝土材料、成品养护三方面加以落实。
施工流程:垫层浇筑→底层钢筋帮扎→模板支护→混凝土浇筑→预埋件埋设→模板拆除→成品养护。
2 清水混凝土模板设计与安装
2.1 模板选型及构造
主变本体基础为正六面体(8.2m×3.94m×1.4m),工程中选用了20厚黑色建筑胶合板作为本体模板。Φ48mm×3.5mm水平通长钢管作为主龙骨。竖向次龙骨80mm×80mm木方。斜撑Φ48mm×3.5mm钢管。对拉钢筋采用Φ8钢筋,拉结主龙骨。
2.2 模板体系构成
为避免混凝土浇筑期间的膨胀造成模板局部变形,基础内部设Φ8对拉钢筋拉紧主龙骨,钢筋端部做成螺口,用80mm×80mm×10mm铁片紧固及微调。
2.3 模板的安装质量控制
模板支设前先在基础垫层上弹出边线,复核无误后按照边线支立已钉好次龙骨的四面模板,拼缝处小心装钉。主龙骨利用斜撑作为支撑系统,在纵横两道主龙骨通过扣件连接好后,保证支撑钢管不走位、错位。上紧对拉钢筋后再次仔细检查轴线位置及表面平整度。
浇筑用的平桥不能架设在模板上,浇筑工人也不能站在模板上振捣混凝土。浇筑过程中设专人观测模板的位置及平整度,发现走位立即进行调整。浇筑完毕后再次观测各面位置,采取对对拉钢筋进行微调的方法调整立面的平整度。
3 混凝土的质量控制
3.1 对商品混凝土原材料的要求对于清水混凝土基础,要求混凝土的塌落度及初凝时间满足工程需要。
(1)对商品混凝土塌落度的要求。混凝土浇筑采用人工推小车浇筑,为保证成型质量,要求入场混凝土坍落度应在5cm到7cm。(2)对混凝土的进场检验。商品混凝土逐车交验,交验的内容有目测混凝土外观色泽、有无泌水离析,对每车的坍落度进行取样检验,是否符合商品混凝土小票规定的技术要求,并作好记录。
3.2 混凝土的浇筑
混凝土浇筑主要采用人工推小车浇筑,插入式振捣棒振捣。
(1)浇筑混凝土的过程中有专人对钢筋、模板、支撑系统进行检查,一旦移位、变形或者松动要马上修复。(2)浇筑时采用标尺控制分层厚度,分层下料、分层振捣,每层混凝土浇筑厚度严格控制在50cm以内,振捣时注意快插慢拔,并使振捣棒在振捣过程中上下略有抽动,上下混凝土振动均匀,使混凝土中的气泡充分上浮消散。(3)振捣棒移动间距为40cm,为保证混凝土密实,混凝土振捣时间控制在50秒,上层混凝土表面应以出现翻浆、不再有显著下沉、不再有大量气泡上冒为准。上层混凝土振捣要在下层混凝土初凝之前进行,并要求振捣棒插入下层混凝土5-10cm。(4)混凝土第一次浇筑后,再隔20分钟进行第二次复振。(5)振捣完毕后用刮杠刮平,再用木抹子压平、压实,不允许用振捣棒铺摊混凝土。
3.3 预埋件的埋设
常规的预埋件埋设多采用从基础垫层架设钢筋骨架支撑预埋件的方法,为便于施工,本工程采用了先浇筑基础本体混凝土,初凝前埋设预埋件的方法,这种方法对埋设时间的要求特别高,如果埋设得过早,由于混凝土尚未达到一定的强度,不足以承受预埋件的重力,则预埋件将会下沉;如果埋设得过晚,由于混凝土已凝固,预埋件将无法埋入混凝土中。
(1)埋设前必须先在预埋件上弹好纵横两道中心墨线,并在基础模板上测设出预埋件对应的中心线位置,钉上铁钉。(2)浇筑完毕后,按照铁钉位置拉纵横棉线,待混凝土达到一定凝固程度后将预埋件插入混凝土内,按照棉线与墨线重合的原理小心将预埋件埋至设计标高上约50mm。(3)在预埋件上立标杆,使用水准仪控制标高,用小锤小心敲打预埋件四角至设计标高。
3.4 混凝土的养护保护
拆模时间定在7天。拆模板之前对混凝土充分洒水进行养护,待拆模后,在混凝土表面再洒一道水,然后用彩条布覆盖,边角接茬部位要严密并压实,养护时间不少于7天。
基础边角制作木框护角,待设备安装完毕后拆除。
设备进场及安装阶段由专人监护,防止习惯性违章造成成品损坏。
4 结论
清水混凝土基础是反映变电站工程质量的关键,因此在工程全过程中应对其中的清水混凝土的施工策划、落实、保护倍加重视。工程中应根据具体情况,做好模板的制作与安装、混凝土的材料选择与施工、成品保护这三项工作。
摘要：介绍220kV某电站工程清水混凝土主变基础的施工方法。
关键词：清水混凝土,模板,成品保护
参考文献
[1]GB50204-2002混凝土结构施工质量验收规范[S].
浅谈10千伏线路设备运行维护 篇7
关键词：10千伏电力线路,设备运行维护,巡视方法,维护重点,外力影响
发挥10千伏电力线路和设备的功能在于稳定的结构和全面维护,应建立在认清10千伏电力线路稳定运行意义的基础上,从技术和环节的应用和执行入手,提高10千伏电力线路和设备运行维护的绩效。
1 10千伏电力线路设备运行维护的方法
10千伏电力线路设备运行维护应从线路和设备巡视方面入手,这样可以达到对10千伏电力线路设备的全面控制,确保10千伏电力线路的供电稳定性和优质化。
1.1 对10千伏电力线路设备的定期巡视
以定期的方式对10千伏电力线路和主要设备进行巡视,同时掌握10千伏电力线路周边的环境,并有教育和宣传电力保护的职责和功能。
1.2 对10千伏电力线路设备的特殊巡视
如果出现大风、暴雨、雷电、火灾等情况时,应对10千伏电力线路危险部位和特殊设备部分进行特殊巡视,以便控制10千伏电力线路和设备可能出现的问题。
1.3 对10千伏电力线路设备的监察巡视
电力企业组织专门技术人员、管理人员和部门领导对10千伏电力线路设备进行巡视,监察巡视的目的是消除10千伏电力线路设备巡视工作的缺陷,对10千伏电力线路设备巡视工作的不足地方进行整改,确保10千伏电力线路设备的稳定。
2 10千伏电力线路不同设备运行维护的要点
2.1 杆塔运行维护的要点
首先,要检查杆塔的外观和位置,避免杆塔出现位移、倾斜、裂缝、锈蚀等问题,避免因杆塔而出现10千伏电力线路不稳定。其次,要对杆塔的周边进行清理,防止藤蔓对杆塔稳定的影响。再次,去除杆塔和线路上鸟巢、风筝、树枝等杂物。最后,恢复被水、风、气所损坏的杆塔部位。
2.2 金具运行维护的要点
首先,对10千伏电力线路金具进行外观检验,确定锈蚀、变形等危害的位置。其次,调整金具松动的螺栓。再次,对铁件进行防护操作,避免出现锈蚀。最后,清理金具,避免金具出现闪络和放电的问题。
2.3 线路运行维护的要点
要对线路的损伤、烧伤、腐蚀等问题进行确定,避免问题的扩大。检验线路牵拉的张力,避免过松或过紧问题的产生,检验线路连接的接触点,是否存在跳线、少线夹等问题。除去线路上的塑料带、污染物,保障线路运行的稳定[1]。
2.4 设备开关的运行维护
检验设备开关的外观,避免出现腐蚀和漏油等问题;检验设备开关的接地性能;建立设备开关油位、气压等关键参数;检验开关动作的灵活性,避免出现开关误动。
2.5 配变台区运行维护的要点
要对配变台区的周边进行清理,要将易爆、易燃等危险物品远离台区,避免对配变的影响。检查配变的外壳和散热管有无脱漆、锈蚀,变压器有无渗油现象,铭牌及标志牌是否完好,声响是否正常,有无异声,接地引下线是否正常,台架高度是否符合规定,配变跌落式熔断器的安装对地距离是否足够。
3 预防和处理10千伏电力线路设备外力影响的要点
3.1 鸟害的防治
可以在10千伏电力线路上安装驱鸟器,加强线路巡视,及时发现鸟巢并拆除,避免10千伏电力线路因鸟害引发的停电事故[2]。
3.2 人力破坏的防治
防止人力破坏对10千伏电力线路造成危害是整个巡视和维护工作的难点。近几年,由于塔吊、打桩机、移动式起重机、挖掘机等大型机械在线路通道内外的施工作业,经常会出现线路跳闸,以及货车、拖拉机等撞电杆的事件。为了防止此类事故的发生,要求运行人员在定期巡视及特殊性巡视中提前发现此类危害,并在易撞电杆上张贴警示标志,必要时对施工方发放整改通知书要求其及时整改[3]。
3.3 雷击的防治
防止雷电即防止雷电热效应、机械效应、过电压效应以及电磁效应对10千伏电力线路的危害,当它对大地放电时,会造成巨大的破坏,当雷电击中电力线路时,雷电流经过电力线路泄入大地。即使雷电没有击中电力线路,当雷击发生后,导线上感应的异号电荷失去束缚,向导线两侧流动,这些电流通过线路侵入变电站或袭击电气设备,在设备上形成过电压,当过电压高于设备的额定雷电冲击耐受电压时,设备就会损坏[4]。10千伏线路除了在开关、变压器、电缆线路安装避雷器外,还应在线路雷电易击区、钢管塔等处安装避雷器,并做好避雷器的轮换工作,同时对各种接地设备进行定期的接地电阻测试,确保接地良好,还要采用先进的避雷装置进行有效的避雷。
4 结语
综上所述,目前电能已经成为经济、社会、生活、生产中最主要的能源,如何确保电力的有效供应成为电力行业必须做到的工作和保障。当前应以10千伏电力线路的运行维护为中心,明确电力线路运行维护的种类,了解10千伏电力线路运行维护的方法,防止10千伏电力线路受到外界的伤害,使10千伏电力线路得到充分地运行维护,保障10千伏电力线路的正常运行,发挥10千伏电力线路的设计价值和功能,满足各界对电力稳定的需求。
参考文献
[1]余红.配网20kV线路保护单相高阻接地问题探讨[J].云南电力技术.2011.(03):57-59.
[2]丁玥.10kV配电线路故障定位系统的分析与应用[J].科技创新导报.2011.(25):161-162.
[3]尹惠慧.10kV配网架空线路馈线自动化技术探讨[J].科技创新导报.2011.(25):120-122
66千伏送电线路防雷措施的探讨 篇8
1 66KV输电线路的防雷措施
针对66kv输电线路的具体情况, 输电线路防雷通常从以下几个方面着手:一是采用避雷线或将架空线路改为地下电缆的方式保护线路导线不遭受直接雷击;二是改善避雷线的接地或适当加强线路绝缘;三是使绝缘受到冲击发生闪络时避免导致线路跳闸;四是即使线路跳闸也不中断供电。因此, 可采取自动重合闸装置或用双回路式环网供电。
1.1 架设单避雷线
如果重要的66kV线路经过平均年雷暴数为30以上的地区, 宜沿全线架设避雷线。它的作用主要是防止雷直击导线, 同时还有分流作用以减少流经杆塔的雷电流, 从而降低塔顶的电位。
如图1, 雷击时, 由于有了避雷线, 强大的雷电流IL一部份经杆塔接地流入地中, 一部分经避雷线流向杆塔两侧流入地中, 这就是避雷线的分流作用。为了提高避雷线对导线的屏蔽效果, 减小雷电绕击率, 避雷线对导线的保护角应减少外边相避雷线的保护角或者采用负角保护, 66kV线路保护角通常应在25°。而为了起到本身的作用, 避雷线应在每个杆塔处接地。
1.2 装设自动重合闸装置
66KV送电线路遭受雷击而引发线路跳闸事故, 主要与下列四个因素有关:线路绝缘子的放电电压、有无架空地线、雷电流强度、杆塔的接地电阻有着密切的关系。要雷电引起的雷击跳闸率降低到可接受的程度, 在进行线路防雷设计时首先应弄清楚雷害造成的各种途径。由于线路绝缘具有自恢复性能, 大多数雷击造成的闪络事故在线路跳闸后能够自行消除。因此, 安装自动重合闸装置对于降低线路的雷击事故率具有较好的效果。
1.3 加强线路绝缘
由于输电线路个别地段需采用大跨越杆塔, 这就增加了线路的落雷机会。经实验室多次试验证明:等长的合成绝缘子串和瓷绝缘子串的耐雷水平是相同的。所以, 实际运用通常采用增加绝缘子片数来提高线路绝缘水平, 在原有绝缘子串上再加装一片绝缘子, 加大大跨越档导, 地线之间的距离, 以加强线路的绝缘。为了降低雷击时双回路同时跳闸的机率, 采用通常的防雷措施无法满足要求时, 可考虑采用不平衡绝缘方式, 也就是使双回路的绝缘子片数有差异。
1.4 降低杆塔接地电阻
杆塔接地电阻增加主要有以下原因:接地体的腐蚀、化学降阻剂失效、外力破坏等等。为了降低杆塔接地电阻, 首先应尽可能用杆塔金属基础、卡盘等自然接地。当接地电阻不能满足需求时, 再增加人工接地体。若检查接地体引上板与接地引下线或塔身连接螺栓锈蚀, 可解开接地体引上板与接地引下线或塔身连接螺栓, 清除铁锈, 涂上导电脂, 重新牢固安装;或者可在避雷线与塔身之间附加一根钢绞线, 一端固定在避雷线上, 另一端加接线端子与塔身牢固连接。针对66KV的输电线路, 一般线路的接地电阻应该在10~20欧姆之间。
2 加强线路检修与管理
在介绍了66KV输电线路常规防雷技术措施的基础上, 由于雷电活动是小概率事件, 随机性强, 要做好输电线路的防雷工作, 必须抓住防雷的关键点。
2.1 加强管理, 消除隐患
针对施工、运行中的问题, 按照设计原则, 实测杆塔土壤电阻率, 根据接地体的总长度和埋深要求, 提出合理的接地电阻设计值。而对于基建部门要严格按图施工, 把好施工质量关。并加大监督力度, 实行上一道工序对下一道工序负责, 下一道工序对上一道工序验收, 上下互动, 相互监督。
2.2 统一技术要求
对一些高土壤电阻率地区的大跨越杆塔, 要强化技术手段的应用, 如增加接地射线的长度、根数或采用延伸接地等措施, 尽可能地降低杆塔的接地电阻, 力争不超过相同土壤电阻率设计值的50%。
3 防雷装置维护
前面分析了架空输电线路应用中的防雷措施, 对于提升运行维护能力将起到很大的帮助。尤其对防雷及防过电压装置的运行维护, 将起到关键的作用。
通常情况下避雷线和耦合地线的保护角是不会变化的, 这就必须重视线路接地电阻的测试工作, 确保接地装置完好雷击闪络与接地装置的完好性有直接的关系, 因此, 降低杆塔接地装置的接地电阻是减少雷击跳闸发生的有效手段。从导泄雷电流的角度讲, 接地电阻应考虑整个泄流通道的电阻, 是接地体电阻、接地引下线电阻和接触电阻的总和。
在做好防雷装置运行维护工作的同时, 还应该对线路的雷害跳闸事故作调查分析, 在雷雨季节来临前, 要重点检查地线锈蚀、短路情况, 接地引下线的连接情况, 测试接地装置电阻值, 对偏大的要及时处理。要认真实事求是地把每一次雷害事故原因调查清楚, 写出报告, 然后综合起来分析, 明确防雷工作的问题在那里, 这样便制定出来更有针对性, 有效性的防雷措施, 确保电网安全运行。
4 结语
送电线路防雷工作存在的问题和如何运用好常规防雷技术措施的基础上, 我们认为雷电活动是小概率事件, 随机性强, 要做好送电线路的防雷工作, 就必须抓住其关键点。需要电力工程技术人员的不断努力, 发挥技术才能, 积累经验, 不断创新;善于利用新技术, 新设备, 全方位地探索出更先进, 更有效, 更经济的防雷技术。综上, 为防止和减少雷害故障, 设计中我们要全面考虑高压送电线路经过地区雷电活动强弱程度、地形地貌特点和土壤电阻率的高低等情况, 还要结合原有高压送电线路运行经验以及系统运行方式等, 通过比较选取合理的防雷设计, 提高高压送电线路的耐雷水平。
摘要：输电线路的雷击不仅带来经济损失, 造成大面积停电, 甚至危及生命安全。文章以工业常用的66KV输电线路为例, 从架设避雷线、装设自动合闸装置、加强线路绝缘和降低塔地电阻四个方面防止输电线路雷击的具体措施。并分析了架空输电线中防雷装置的运行与维护与管理, 以确保电网安全运行。
关键词：线路防雷,避雷线,装置,维护
参考文献
[1]解广润.电力系统过电压[M].北京:水利电力出版社, 1995:45～50.
[2]刘家芳, 许飞.超高压输电线路雷击跳闸典型故障分析[J].高电压技术, 2006, 32 (4) :114～115.
220千伏线路 篇9
关键词：10千伏,线路设备,运行维护技术
随着我国电网中高压线路覆盖面积的逐渐扩大,为了保证我国电网能够顺利地为我国民众提供服务,如何对电网中10千伏电力线路进行较好的维护成为了我国电力行业关注的问题之一,而在对10千伏电力线路维护中稳定结构与全面维护是其维护重点,针对这种情况,对10千伏电力线路设备运行维护技术的要点进行相关分析研究就显得很有必要。
1对10千伏电力线路设备运行维护的主要方法
1.1定期巡视
在电力线路设备运行维护人员进行10千伏电力线路设备的日常维护中,定期巡视是我国普遍采用的一种维护方法。在具体的10千伏电力线路设备的定期巡视中,相关巡视人员需要对线路设备周边的环境进行充分了解,以此进行进一步的10千伏电力线路设备的运行维护。
1.2特殊性巡视
在10千伏电力线路设备的维护中,相关维护人员除了需要对其进行定期巡视,还应考虑10千伏电力线路设备周边的天气情况,在出现恶劣异常的天气状况时,对其进行特殊巡视。具体来说,相关维护人员应在10千伏电力线路设备周边出现雷击、大风、火灾、暴雨等自然现象时,对10千伏电力线路设备的危险部位与特殊设备进行重点巡视,以此防备可能因恶劣天气导致的设备损害,保证其正常的为我国民众提供服务[1]。
1.3监察巡视
在10千伏电力线路设备的运行维护中,除了日常进行的定期巡视与特殊自然天气下进行的特殊巡视,相关电力企业还应派出专业人员与部门领导进行10千伏电力线路设备的监察巡视。所谓监察巡视,指的是相关专业技术人员对10千伏电力线路设备巡视中的不足问题进行监察与纠正的一种巡视方法,通过这种方法能够有效的提高10千伏电力线路设备的安全性与可靠性,保证了我国电网的安全运行。
2对10千伏电力线路设备运行维护的要点
2.1塔杆的巡视
在10千伏电力线路设备中,塔杆是其重要组成部分,对其的相关维护自然也较为重要,在相关巡视人员进行具体的塔杆设备巡视中,其应主要对塔杆的倾斜与外观进行检查,避免10千伏电力线路设备出现裂缝或锈蚀,保证其正常的运行。在完成10千伏电力线路设备塔杆的巡视后,相关巡视人员还应对塔杆附近的杂草进行处理,防止其对塔杆造成破坏[2]。
2.2金具与绝缘子的巡视
在10千伏电力线路设备中,金具与绝缘子同样是其重要的组成部分。相关巡视人员在对金具的具体检查中,需要确定金具是否出现锈迹,如其出现较为严重的上锈现象,相关巡视人员就需要对其进行具体维护;而在对绝缘子的检查中,相关巡视人员需要检查绝缘子本身的状态,以此保证其能够较好的为10千伏电力线路设备提供服务。
2.3电力线路的巡视与维护
在对10千伏电力线路设备中的电力线路的巡视中,相关巡视人员需要对电力线路自身的损伤、腐蚀等情况进行检查,防止这类问题的存在及恶化影响我国电网的正常运转。此外,相关巡视人员还应对10千伏电力线路设备点联系Ian路的松紧问题进行检查,并对其线路上存在的垃圾进行处理,以此保证10千伏电力线路设备的正常运行[3]。
3对10千伏电力线路设备运行维护的危害防护
3.1防鸟害
在我国电网系统中,鸟类向来是一种较为危险的电网危害来源,特别是在每年的春季,鸟类的大量筑巢对电网的运行造成巨大的隐患,这一点对于10千伏电力线路设备来说也不例外。针对这种情况,为了保证10千伏电力线路设备的安全运行,我国相关电力企业应在这一时期派专人进行10千伏电力线路设备上鸟类巢穴的清理,防治因鸟类巢穴造成的10千伏电力线路设备变压器烧毁等情况的发生,保证我国电力运输的正常进行[4]。
3.2防人为破坏
在10千伏电力线路设备的正常运行中,来自于人为方面的破坏同样需要相关电力企业因其重视。这类破坏一般由大型机械、车辆碰撞等事故造成,为了防治这类事故对10千伏电力线路设备造成破坏,相关电力企业应派专人在相关重点事故高发区域张贴警示标志,并通过重点巡视的方式避免这类事故的发生。
3.3防雷击
在10千伏电力线路设备的相关危害中,雷击属于较为严重的一种自然灾害,一旦其发生就会对10千伏电力线路设备造成严重的破坏,针对这种情况相关电力企业必须做好完备的10千伏电力线路设备防雷措施。具体来说,电力企业需要在10千伏电力线路设备重点位置安装避雷装置,还应定期对这些装置进行检查与更换。此外,相关电力企业还需要做好10千伏电力线路设备的防雷接地工作,以此实现10千伏电力线路设备的安全运行,避免雷击危害的发生。
4结语
由于10千伏电力线路设备的自身特点,对其进行运行维护也较为困难,本文就10千伏电力线路设备的维护技术要点进行具体分析,洗完能够以此促进我国电力事业的相关发展。
参考文献
[1]赵磊.10千伏线路设备运行维护技术要点分析[J].电子技术与软件工程,2014,05:146.
[2]解培松,单子慧.浅谈10千伏线路设备运行维护[J].黑龙江科学,2013,12:83.
[3]赵勇.电力系统输变电资产管理研究及应用[D].山东大学,2013.