6KV配电线路（共7篇）
6KV配电线路 篇1
1 6k V配电线路常见故障分析
6k V配电线路由于其应用广泛性特点, 因此发生故障的可能性也比较大, 但针对不同的用电对象, 出现故障的原因也有所不同。例如, 一般企业用地的6k V配电线路主要与工厂环境、用电负荷等有关, 而大部分民用供电系统中, 6k V配电线路的故障多由不可抗拒力构成。以下进行详细的分析。
1.1自然因素导致的故障
主要是指自然环境下, 由于各种不可抗拒力所产生的破坏性故障。
其中, 雷电所导致的故障情况最为普遍, 这也是整个6k V配电线路故障防范的重点内容。雷击故障主要有两种形式, 一种是雷电直接击中6k V配电线路, 另一种是雷电虽然没有击中线路, 但落在距离配电线路较近的位置上, 由此产生磁场感应, 导致电压异常。
6k V配电线路的架设长度属于中长等级, 特别是很多用来提供工矿、油田等企业级用电, 路径较长、环境复杂、空间空旷, 附近很少会有居民或高达的建筑物, 因此杆塔特别容易成为吸引雷电的目标。一旦6k V配电线路遭到雷电破坏之后, 就会出现断线、变压器烧毁、绝缘子击穿等情况。
同时, 避雷器安装的不科学或不完整, 也同样是造成雷电导致故障的原因。
除此之外, 还有其他的自然因素导致的6k V配电线路故障问题。例如, 配电线路沿途的树木造成的影响。“十二五”期间, 我国确定了可持续经济发展的战略, 环境保护成为重要内容之一;其中, 树木种植及其他绿化工程如果管理不严, 很容易成为对6k V配电线路的障碍因素。随着树木的生长, 很可能触及线路本身, 遇到狂风暴雨天气, 会压断线路或导致短路。
再如, 一些鸟类造成的线路故障, 也是供电系统所面临亟待解决的问题。“鸟灾”所表现的是, 鸟类在6k V配电线路杆塔附近筑巢, 会将铁丝、树枝等物体夹杂在线路之中, 导致接地故障或短路故障。
一般来说, 自然因素所导致的故障都是不可抗拒的, 也缺乏预见性, 只能通过快速反应来恢复供电。
1.2人为因素导致的故障
人为因素所导致的故障大多是由于管理因素, 一方面缺乏必要的安全用电意识, 责任心不高, 专业技能缺乏, 另一方面, 缺乏必要的监管体系和巡检体系, 造成电力故障一旦发生, 需要较大的成本恢复。
人是人为因素中的关键, 除了管理方面的薄弱之外, 用电的过程中也存在很大的问题。如私自嫁接6k V配电线路、改变功能等。此外, 一些施工过程中对供电线路的保护不加注意, 也会导致线路断裂或设备损坏。
除此之外, 也要考虑配电线路遭到人为破坏等因素。一些不法分子为了谋求利益, 会偷盗线路金属和变压设备。
1.3其他因素导致的故障
一些其他不可控或不可避免地破坏对配电线路造成的故障, 如车祸撞毁杆塔, 或设备老化等。在管理和控制方面, 一般可以假设配电线路故障的不可控制性, 但可以通过设置紧急预案的方式, 提高恢复电力的能力来预防。
2 6k V配电线路故障防范对策
“故障防范”本身是一种被动局面, 是应对不可抗拒的故障出现所采取的措施。目前来看, 针对6k V配电线路的故障防范可以从自然和人为两方面因素入手, 详细分析有以下的防范对策。
2.1提高防雷破坏水平
鉴于雷电破坏的普遍性, 应该提高防雷破坏水平, 提高线路绝缘性, 在安装避雷器的过程中遵循质量第一的原则。6k V配电线路的输出功率较高, 可采取新型的氧化锌避雷器, 考虑到其假设线路较长, 同时应该加强线路变压设备的防雷击水平。
2.2改善线路架设环境
6k V配电线路的应用较多, 这导致其假设范围的广泛性, 针对一些特殊环境, 要进行必要的改造。如山区、河岸以及丘陵地带, 尤其要做好线路四周树木和障碍物的清理, 减少接地故障和短路故障。
2.3建立巡检监督体系
巡检监督体系无论对人为因素还是自然因素都有很好地预防作用, 可以及时发现可能出现的故障因素。如针对“鸟灾”可以在条件允许的情况下, 清理鸟巢, 驱赶鸟类, 保障6k V配电线路的安全;针对一些发生老化迹象的设备, 可以及时更换, 减少突发性停电事故。同时, 巡检监督可以减少人为破坏等行为。
2.4完善电力设施标志
6k V配电线路作为重要的电力设施, 其本身也具有一定的危险性, 如果防护不慎也可能造成人畜触电的现象, 因此需要做好标志提示工作。同时, 标志提示可以减少意外事故, 提醒人们远离电力设施。
3结语
我国范围内6k V配电线路具有“点多、线长、面广”的特点, 是社会经济发展的基础, 也是人民安居乐业的保障;提高其故障防范的能力, 也有助于我国整体电网的安全和稳定, 更好地为社会主义经济建设服务。
参考文献
[1]朱益飞.6-10k V配电线路故障分析及对策[J].电气应用, 2008, 22:24-26.
[2]陈悦.厂用电6k V快切装置动作分析与改进[J].华北电力技术, 2008, 10:39-42.
6KV配电线路 篇2
根据近年来某公司6kV配电线路的实际运行状况,笔者对其常见故障进行统计和分析,探寻故障发生原因,并有针对性地提出防范对策,以期为其他电力企业提高6kV配电线路的管理水平提供一些有益的借鉴。
16kV配电线路雷击事故及防范对策
1.16kV配电线路雷击事故发生原因
6kV配电线路多采用架空线,以钢芯铝绞线为导线。架空线路多分布于旷野 地区,这极大地 增加了线 路遭受雷 击的几率。总的说来,引发6kV配电线路雷击事故的原因主要有以下几个方面:(1)避雷器接地不当。装设避雷器是防止雷击的有效措施,为此该公司所辖地区6kV配电线路上都装设避雷器,并经接地引 下线与土 壤中的接 地装置相 连。按照规 定,6kV配电线路安装在柱上变压器处,变压器低压绕组中性点、变压器外壳、变压器高压侧的避雷器应该同时接地,但实际调研却并非如此。此外,6kV配电线路还存在接地引下线断开、严重腐蚀等现象,导致接地线和接地极未可靠连接,避雷器不能发挥应有功效,从而导致雷击事故的发生。(2)防雷设计时考虑的雷暴日数值偏低。6kV配电线路在设计初期,主要是根据所辖地区雷暴日数值来确定防雷方案的,然而设计时主要考虑的是城市地区而忽视了旷野地区。而6kV配电线路目前有很多都架设在比较空旷的地区,局部雷电活动比较频繁,因此较低的雷暴日数值会造成线路达不到相应的防雷要求,从而导致雷击事故的发生。(3)杆塔接地电阻较大。降低杆塔接地电阻是防雷的常用措施,6kV配电线路 多使用杆 内钢筋直 接接地,没有采用专门的接地极,此种做法在很多时候都难以达 到防雷要求。根据测量,6kV配电线路 的接地电 阻普遍都 比较大,因此容易发生雷击事故。
1.26kV配电线路雷击事故防范对策
1.2.1安装避雷器
安装避雷器是防雷的常见措施,采用不同的安装方式所获得的效果会有差异,具体说来:(1)避雷器安装在易击杆。对于6kV配电线路而言,在临水处、地势较高处、线路转角处和档距较大处容易发生雷击事故,因此需要在易击杆上安装避雷 器。实践表明,随着易击杆上安装避雷器数量的增多,6kV配电线路的耐雷水平逐渐升高,但当左右两侧各安装3组避雷器 时,已经可以耐受97%的雷击,此时再增加避雷器的数量已没有太大意义。(2)每隔3杆安装一组避雷器。研究表明,每隔3杆安装一组避雷器能对绝缘子起到保护作用,并可在一定程度上降低雷电流传播方向上杆塔绝缘子的两端电压。
1.2.2降低接地电阻
降低接地电阻的措施较多,在选择时需要综合考虑线路周围的土壤电阻率、地质、地势、配变设备等因素。目前降低接地电阻的措施主要包括以下几类:第一类是深埋式接地极,即将接地极埋在土壤电阻率较低的深层土壤中;第二类是水平外延接地极,即将接地极设置为水平放射式;第三类是填充电 阻率较低的物质,即在接地极周围填充高效膨润土降阻防腐剂。
1.2.3安装保护间隙
保护间隙在正常情况下是绝缘的,当6kV配电线路遭受雷击后,保护间隙被击穿从而将大量雷电流泄入大地,这就大幅降低了电压。保护间隙具有构造简单且维护便利的特征,有角型、球型和棒型3种结构。以目 前使用较 多的角型 间隙为例,当配电线路遭受雷击时,电弧会沿着羊角迅速向上移 动而被拉长,不会引发间隙的严重损伤,同时可有效减少雷击 时绝缘子炸裂等故障,因此防雷效果良好。
1.2.4安装自动重合闸装置
统计显示,6kV配电线路重合闸成功率可以达到80%,线路在遭受雷击后,多数都能够在跳闸后自行恢复绝缘,因此根据实际情况来 安装自动 重合闸装 置对于防 雷是行之 有效的。目前,6kV配电线路安装自动重合闸装置的还比较少,并且安装时针对性较差,导致某些雷击率较高的线路没有安装自动重合闸装置,而某些雷击率较低的线路却安装了,因此有必 要结合6kV配电线路的运行数据,根据风险评估结果来提高自动重合闸装置安装的针对性。
26kV配电线路设备线夹故障及防范对策
2.16kV配电线路设备线夹故障发生原因
6kV配电线路上连接点较多,而设备连接点是故障频发地区,该处电阻增加会导致局部过热而导致线路和设备燃烧。
统计6kV配电线路设备线夹故障约28起,分析后总结故障原因主要包括以下几个方面:公司运维人员工作不到 位,没有拧紧松动的螺丝而导致接触电阻增大,电流流过接头发热而烧坏设备线夹;使用铁螺丝来连接设备线夹和触头,由于不同材料间存在电位差而导致接头的氧化松弛,从而造成设备线夹烧坏;隔离开关和设备线夹接触面较小,铁屑的存在造成 连接点接触不良;因负荷过大、电流过大而造成线路开关线夹 过热烧坏;线路过电压、短路故障或过负荷等对设备线夹造成冲击,从而导致连接处损坏。
2.26kV配电线路设备线夹故障防范对策
当发生6kV配电线路设备线夹故障时,维修人员需要停电进行检修,此时会给用户的正常用电造成影响,同时给电 力企业带来巨大的经济损失。为了防范此种故障的发生,可以将隔离开关静触头和设备线夹做成一体式“线夹触头”,将导线和隔离开关进行直接连接,从而降低6kV配电线路设备线夹故障的发生率。采用此种方式具有很多优点,例如,可以减小 检修人员的工作量,提高电力企业的经济效益;优化隔离开关 和设备线夹的连接方式,杜绝由线夹烧坏造成的各种事故,提高线路运行可靠性;避免螺丝固定和点面接触,不会发生接触 面积小、接触电阻过大和接触不良等问题。
36kV配电线路其他故障及防范对策
3.1人为破坏
虽然国家法律明文规定,盗窃导线、变压器 和其他电 气设备是违法犯罪行为,但受到巨大经济利益的诱惑,不少不法 分子还是利用特殊工具来实施盗窃行为,这给配电线路的安全运行埋下了巨大隐患。此外,一些居民由于缺乏相关 认识,会随意攀爬杆塔,或在杆塔周围进行挖掘以种植蔬菜等,这些都会对其人身安全造成威胁。
针对上述事件,电力企业要加强宣传力 度,让用户了 解到保护电力设施的 重要性、盗窃 电力设施 的违法性 和应受处 罚性,从而营造良好的电力设施保护氛围,让全民都参与到电 力设施的保护中来。与此同时,电力企业要配合有关 部门,加大对电力设施盗窃的查处力度,构建一支既懂相关法律知识又懂专业知识的工作队伍,通过合理的激励机制来提高工作人员查处和打击电力设施盗窃事件的热情,并且将相关处罚结果定期展示给相关用户,让用户了解电力设施盗窃行为的严重后 果,从而切实维护电力企业的经济利益。
3.2设备老化
6kV配电线路分支多且线径长,很多设备已经超过了使用年限,处于超年限运行状态,很容易发生故障。此外,6kV配电线路走廊的清障工作不够彻底,辖区内存在很多违章建 筑,并且避雷器不能够正常运作,这些都导致了6kV配电线路的故障率居高不下。
针对上述情况,电力企业要对6kV配电线路的运行情况进行排查,及时更换老旧设备,对损坏的设备进行检修,同时彻底做好线路走廊内的清障工作。此外,电力企业要将状态检修和定期检修相结合,确保设备可靠运行。
4结语
浅析6KV线路零序保护误动原因 篇3
1 6KV不接地系统中单相接地故障的特点
(1) 在非故障线路上有零序电流, 其数值等于该线路本身的电容电流, 方向为从母线流向线路。
(2) 故障线路上零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之总和, 方向为从线路流向母线。
(3) 发生单相接地时全系统都会出现零序电压。
热电厂17条6KV直配线路也是采用这三个特点组成的零序保护, 每条线路的出线侧安装零序CT, 配以零序电流继电器使用。发生单相接地时, 零序继电器动作于信号光字, 运行人员结合是否还存在零序电压, 进而选出故障线路。
2 北方铜业热电厂17条6KV线路零序电流保护现状
2.1 线路运行正常, 零序电流保护动作
6KV直配线路中511线路为集团公司机电设备公司备用电源, 由原电缆YJLV/185改为YJV/185后。线路在正常运行时, 即系统三相电压正常, 线路负载正常情况下, 频繁出现零序保护动作。查原因系检修接线时将电缆外皮接地线穿过由电流互感器后直接接地引起。在电缆外皮流过电流的影响下, 引起零序电流继电器误动。将其电缆外皮接地线穿过铁芯后再接地, 这种原因引起的保护误动现象得到解决。
2.2 一条线路发生单相接地故障时, 多条线路零序保护动作
多年来, 热电厂6KV线路一直存在这种现象:每当有一条故障线路接地时, 均会有多条线路零序保护动作。运行人员将所有出现不能恢复的光字信号的线路逐次拉断, 当零电压消失时, 判断线路为故障线路。这样的选线方式, 在多条线路同时出现单相接地时根本无法选出。严重降低了供电可靠性, 很难保证用户的正常生产, 给用户造成很大的损失。将2013年一年中的6KV线路发生单相接地情况进行了统计, 如表1。
从表1可以看出501、504、518、536四条线路在其他线路出现故障时, 零序均会动作。
2.3 6KV线路及零序保护动作电流定值现状
热电厂二期扩建后, 线路改动较大。增设了529、524、504、518、514、533六条线路。由于用户负荷的增加, 加大了电缆的容量, 加长了架空线的敷设。一直未对6KV系统接地电流进行统计计算。多年来一直采用的定值为:501、502线路的零序动作电流一次值为10A。其他15线路的零序动作电流一次值均为5A。
3 线路零序电流的计算
各线路电缆、架空线统计情况如表二:17条回路电缆电容电流为23.07A, 6KV无避雷架空线路单相接地电容电流平均值为0.02A/KM。架空线共长96.2KM, 共1.92A。两台发电机各用4根YJV185电缆, 总长1.6KM, 电容电流为1.6*1.3=2.08A。6KV电缆与架空线电容电流之和为23.07+2.08+1.92=27.07A。电力设备所引起的电容电流增值为电缆和架空线路电容电流之和的18%。即6KV系统单相接地时总的电容电流ICΣ为1.18*27.07=31.94A。
(1) 线路零序电流保护装置一次动作电流应躲过线路本身的电容电流。
即IOP≥Krel ICX (公式一)
IOP:零序保护动作电流
ICX:第i条电缆线路本身的最大电容电流
Krel:可靠系数, 无时限取4-5, 有时限取1.5-2。
热电厂采取的是无时限告警, 取4。
(2) 按保证零序保护灵敏系数大于2选取时, 该动作电流
即IOP≤ (ICΣ-ICX) /2 (公式二)
ICΣ:电网的总单相接地电容电流A
如表2所示零序动作电流在公式满足公式一, 必须大于表格倒数第二行数值, 而实际运行中501线路零序保护定值一次设为10A。若其它线路发生单相接地, 其本身电容电流已达10.56A, 其零序保护就会动作。这就解释了每逢其它线路发生单相接地故障时, 501必定动作。同样表中504、518、536三个线路本身的电容电流分别为10.12和10.56而其动作电流为5A, 跟501线路一样, 其它线路一旦发生接地故障, 这三条线路零序保护必定动作。可见是因为线路的零序保护定值设置不对, 是造成的一条线路接地多条线路误动的主要原因。依据上述公式一、二条件, 对501、504、518、536线路零序保护定值重新设定为13A, 514、533设定为10A, 其它线路定值不变。零序保护误动现象显著减少。
4 结论
6KV配电线路 篇4
某6k V配电所安装工程包括高低压配电系统、照明配电系统、接地及防雷系统、电话配置系统。工程采用双路6k V高压供电,电缆过道路、进建筑物时穿钢管保护。高低压线路敷设采用VV型铜芯电缆穿钢管明敷,电缆沟内每隔1m一套电缆支架。建筑防雷系统利用建筑物基础钢筋网与主筋焊接作防雷接地。
2 施工准备阶段质量控制
(1)在工程项目开工前,做好施工单位资质及人员资格审查工作,审查施工单位施工组织设计,质保证体系、安保体系等。
(2)熟悉施工图纸,做好图纸自审工作,提前发现图纸中的“错、漏、碰、缺”问题,并组织好图纸会审工作,力争把影响工程质量、使用功能等方面的问题尽量在会审时解决。
(3)审查施工单位报送的施工进度计划,保证人员、材料、机械等进场安排符合要求,确保施工有序进行。
3 施工阶段质量控制
3.1 各种材料、设备进场的质量控制
变压器,配电箱,盘柜,母线,电缆,钢管,灯具,开关插座等材料、设备进场前应做好品牌确认工作。进场验收时,设备应有铭牌并注明厂家名称,附备件齐全,设备开箱检查应由监理、供货方共同进行,并做好检查记录。
3.2 现场安装的质量控制
(1)电力变压器安装:(1)变压器安装前,按照图纸确认预埋件位置、数量,对设备安装基准放线,并对基础表面进行必要的处理。(2)变压器吊装时,要注意保护好变压器的搭接桩头及瓷瓶,要特别注意检查高压线包有否损坏和移位现象,高压绝缘子有无碰擦和损伤,湿控装置包括湿度显示仪表是否齐全。(3)变压器安装完成后,在运行前应检查所有紧固件、连接件安装是否牢固,变压器附带湿控设备等辅助器件是否正确安装,同时严格按规范及厂家说明书要求进行调整试验。
(2)箱、盘、柜安装:(1)基础型钢安装时,应将型钢调直,然后按图纸要求加工基础型钢架,按图示位置架设在预留铁件上,并焊牢。(2)配电柜安装按图纸布置稳放,柜体与柜体,柜体与挡板,均用镀锌螺栓连接,每台柜应单独与接地干线连接。(3)盘柜接线:导线剥削处不应损伤线芯,导线压头应牢固可靠。配电箱内盘面闸具位置应与支线相对应,其下面应装设卡片框架,标明回路名称。配电箱上的电具、仪表应牢固平正整洁,间距均匀,铜端子无松动,启闭灵活,零部件齐全。(4)配线时严格按照配线图配线,接线应留一定余量,盘柜安装电缆芯线和所配导线的端部均标明其回路编号,盘柜内导线不应有接头。
(3)母线安装:封闭母线分段应标志清晰,附件齐全,外壳无变形,内部无损伤,螺栓搭接面平整,其镀银层不应有麻面。母线的配置应按设计规定,要对称一致,横平竖直。
(4)电缆敷设:电缆敷设前应事先将电缆排列图画出来,防止电缆交叉,标志牌应注明电缆编号、规格、型号及电压等级,沿支架敷设电缆,在其两端拐弯处交叉处挂标志牌。
(5)管路敷设:钢管不应直接焊在支架上,支架间距应符合标准要求,暗敷的阻燃塑料管的连接采用套管连接。
(6)照明器具安装:灯具安装时应检查标志灯的指导示方向是否正确,应急灯是否可靠灵敏,灯具金属外壳应做良好接地处理。开关插座安装时均用尺量或吊线测量安装。
(7)防雷接地安装:(1)避雷系统安装:避雷针(带)与引下线之间的连接应采用焊接。配电装置的构架或屋顶的避雷针应与接地网连接,并应在其附近装设集中接地装置。(2)接地系统安装:采用综合接地的方法,将防雷接地、保护接地、弱电系统设备接地等合一,利用建筑物基础内主筋相互连接作为接地体,接地体(线)的连接应采用搭接焊。回填土或浇筑砼后,应摇测接地电阻并记录。
4 安装调试、验收阶段的质量控制
4.1 电气调试原则方案
(1)高压真空断路器试验技术要求:(1)测量绝缘拉杆的绝缘电阻,其值应大于1200MΩ。(2)测量每相导电回路的接触电阻,其值应符合产品技术要求。(3)在断路器合、分闸状态下进行交流耐压试验,工频试验电压为21k V,耐压1min。(4)测量断路器的机械特性。所测各项数据与产品试验数据比较,应没有明显差别。(5)断路器操作机构试验,即试验电压在85%~110%Ue范围内,操作机构应可靠动作。(6)当试验电压大于额定电压值的65%时应可靠分闸;小于额定值的30%时不应分闸。(7)模拟操作试验,在额定电压下对断路器进行合、分闸试验,每次操作断路器,均能正确可靠的动作,各联锁装置动作情况应满足设计要求。
(2)6k V母线试验技术要求:测量相间及各相对地的绝缘电阻,对母线进行工频耐压试验,应符合技术规范要求。
(3)电缆试验技术要求:(1)测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻,绝缘应良好。(2)直流耐压试验及泄漏电流测量,并读取泄漏电流值,其值应符合规定。耐压后测量绝缘电阻,与耐压前所测量的绝缘电阻进行比较应无明显差别。(3)校对电缆线路的相位。
(4)变压器试验技术要求:(1)在各分接头所有位置上,测量绕组的直流电阻,各相测得值的相互差值应小于平均值的4%,线间测得的相互差值小于平均值的2%,并与同温度下产品出厂实测值比较,相互变化不大于2%。(2)检查所有分接头的变压比与制造厂铭牌数据相比应无明显差别,并应符合变压比的规律。(3)检查变压器的三相结线组别应符合设计要求及铭牌上的标记。(4)测量绕组的绝缘电阻及吸收比,绝缘电阻值不应低于产品出厂值的70%,吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不应小于1.3。(5)测量绕组的直流泄漏电流,做好绕组的工频耐压试验,其结果应符合规范的要求。(6)绝缘油试验,应符合规范要求。(7)在额定电压下,对变压器进行5次分合闸冲击试验,每次间隔5min,应无异常现象。
(5)互感器试验技术要求:
电流互感器试验:(1)绝缘电阻测量,其绝缘电阻无标准规定,但一般0.5k V以上的互感器,其次级线圈对外壳不宜低于10MΩ,0.5k V以下的互感器不宜低于1MΩ。(2)变比试验误差百分比应符合规定值。(3)伏安特性试验的结果,应与同型式电流互感器的特性进行比较,无显著差别。(4)线圈对外壳的交流耐压试验:一般在变配电系统中互感器和开关同装在配电柜内,并且互感器与开关瓷瓶等的耐压等级标准相同,因此其耐压试验可以和开关、瓷瓶等一同进行。在对初级线圈进行耐压试验时,必须将次级线圈短路接地,耐压标准
6k V为28k V。
电压互感器试验:(1)电压互感器的接线方式检查。(2)绝缘电阻值一般应不低于出厂试验值的70%。(3)直流电阻测量值应与制造厂的测量数值进行比较,或与同型号同规格的互感器进行比较,应无显著差别。(4)变比试验:在额定电压90%、100%、110%三种电压下测量变比,计算出三个变比误差应是一致的,并且不应超过名牌标明等级所规定的误差值。(5)线圈对外壳的交流耐压试验。(6)空载试验:对于1k V以上的电压互感器可进行空载电流试验。将初级线圈开路,用调压器在电压互感器次级线圈施加额定电压,测量空载电流。
(6)继电器、表计校验及整定的技术要求:(1)所有测量表计、继电器均应按规定进行校验,其相对误差值应不大于规定误差,并及时认真地填写实验记录。(2)所有继电器均应按设计要求正确进行整定,并及时认真地填写实验记录。
(7)系统受、送电应具备的条件:(1)高压配电装置内所有土建工作必须全部完工。(2)所有主要安装项目必须全部完工,并检查合格。(3)各变配电装置内部通讯必须畅通。(4)所有单项调试和系统调试全部完成并检查合格。(5)装置内消防器材和值班设施齐全。(6)直流系统必须投入运行。(7)对操作和监护人员必须进行安全教育并熟悉方案。
4.2 工程验收
配合建设单位组织设计单位、施工单位、设备供应单位、建设行政主管部门等相关单位进行竣工验收,验收合格后交付使用。
5 结束语
以上对配电所的安装过程及调试验收过程进行了详细的阐述,只要精心组织施工,充分发挥现场施工人员的技术、技能与管理经验,做好每一个环节的施工及验收工作,就能保证工程质量,建造出一个令人满意的合格的工程。
参考文献
[1]GB50303-2002建筑电气工程施工质量验收规范.北京:中国计划出版社,2002.
[2]邬宽明.现场总线技术应用选篇[M].北京:北京航天航空大学出版社,2004.
[3]陈家斌.变电运行与管理技术[M].北京:中国电力出版社,2004.
6KV配电线路 篇5
1 存在难题
(1) 空间上, 现有矿35 kV变电站高压室内已不能容纳一个高压开关柜、控制柜。
(2) 时间上, 现有的变电站内多条控制配电线路, 其控制回路、照明回路、保护回路及信号回路按其作用分别控制在同一柜子上, 要是增加一条新的控制线路, 就得按其作用分别在不同的柜子上进行布线, 矿变电站是20世纪70年代建设的, 现在的电器材料及配件型号、功能及体积均不匹配, 仅控制线路一项布线繁琐费时费力, 同时站内向车间方向铺设的高压电力电缆和控制电缆约200多米, 全部地埋。建筑施工复杂, 挖掘基石就得动用大型机械施工且施工期间全部停电、停产, 现有生产形势不能停产。
(3) 在成本上, 增加高压电力配电线路意味着变电站增容, 其中办手续复杂, 费用很大, 加之从总降变电室电力电缆及站内控制线路及配件费用建设施工费用数目可观。
2 新的改造设想及实施
新安装的建筑石的生产工艺流程是利用原来水泥石的部分生产流程, 虽说是两条生产线, 但有一部分是共用的, 就是生产水泥石建筑石停产, 生产建筑石时水泥石停产。而且要安装的建筑石主机和原水泥石主机位置平行相距50 m, 根据这一特点, 在水泥石主机和建筑石主机之间安置一个高压九闸隔离开关, 利用原来从总降引至的水泥石主机线路做两机电源, 通过隔离开关倒闸操作而给水泥石和建筑石系统都能供电的目的, 同时利用原水泥主机的控制线路, 增加一个220 V、5 A中间继电器通过互锁做为两主机的控制线路。在车间两主机控制线路之间互锁。原车间控制柜上设有停止按钮, 操作上稍有疏忽, 忘记了按停止按钮, 另一条线路则不能启动, 彻底解决这个问题就在倒闸操作手柄处安装两个220 V、10 A的行程开关增加一条新的控制线路, 通过倒闸操作手柄碰撞行程开关而达到线路断电的目的, 一次操作完成 (双保险) 。原来控制线路 (见图1) 。
图1中K K、1KK是转换开关, 其中KK在矿总降, 1KK在车间。
当1KK转到合闸位置3.4时, 合闸线圈H C得电。
线路接通, 合闸完毕。
当开关1KK转到跳闸位置1.2时, 跳闸线圈TQ得电线路接通, 跳闸完毕。
其它回路略改造后水泥石侧增加一条新的控制线路 (在九闸开关处) 。 (见图2) 。
电源取长期带电的220 V交流电, 其中LK1、LK2为行程开关。LK1常开为通电状态, 在操作手柄的下方, LK2常闭为通电状态, 在刀闸操作手柄上方, 利用倒闸操作碰撞行程开关而达到切断、接通交流控制线路的目的, 也就是此线路在水泥石线路为通电状态, LK1为常开, LK2常闭。刀闸在建筑石位置时, LK1常闭断电, LK2通过手柄打到常开状态, 中间继电器失电, 这条交流线路在水泥石、建筑石控制线上是互锁的而新的直流控制线路则为利用中间继电器常开、常闭点而达到水泥石线路和建筑线路互锁, 即水泥石生产时, 建筑石主机不能启动, 反之则相反。
新的水泥石控制线路—合闸回路、跳闸回路 (见图3) 。
先按下启动按钮QA→ZJ线圈带电自锁线路接通, 中间继电器有电。当开关1KK转到合闸位置3.4时, 合闸线圈HC得电。
线路接通, 合闸完毕。
当开关1 KK转到跳闸位置1.2时, 跳闸TQ得电。
线路接通, 跳闸完毕。
其它回路略。
此线路利用中间继电器的3对常开点, 将原水泥石线路和1KK接通的原来电路断开。与保证跟建筑石回路可靠互锁而不受其它线路、电器干扰。
新的建筑石控制回路—合闸回路、跳闸回路 (见图4) 。
当开关转到合闸位置3.4时, 中间继电器线圈失电, 合闸线圈HC得电。
线路接通, 合闸完毕。
当开关转到跳闸位置1.2时, 跳闸线圈TQ得电, 线路接通, 跳闸完毕。
其它回路略。
此线路利用中间继电器的常闭接点将原水泥石1KK开车、停车时所有线路断开, 从而达到和新水泥石线路可靠互锁的作用。
改造后的破碎系统6 kV高压线路, 构思新颖, 设计简单, 工期只在两周内完成, 改造时只用车间维修时间, 不用矿全部停电停产。线路简单, 基本不改变原有电器布局, 线路简单实用, 主线路增加一架10000 V高压九闸隔离开关, 50 m10000 V高压电力电缆;控制线路增加一个220 V5 A中间继电器, 两个220 V10 A的行程开关, 另加一个简单的控制线路, 就能完成此系统操作任务。省去在增加高压开关柜控制柜的繁琐布线, 省去电力输电线路的建筑施工, 把复杂问题简单化, 而且能达到使用效果, 改造后使用到现在效果及佳。
3 结语
此建筑石6 kV高压线路改造, 利用原电气线路作资源, 只在原有线路上略有改动, 线路简单, 运行可靠, 此工程仅电料和建筑施工费用可节约资金20万元, 为企业产品在市场竞争中降低了成本, 增加了市场竞争力, 取得好的经济效益, 为企业的发展做出了贡献, 为高压系统改造树立了一个里程碑。
参考文献
[1]建材企业供电[M].中国建筑出版社.
6KV配电线路 篇6
6 k V配电系统是西石门铁矿电力设施的重要组成部分, 它们担负着向各单位的井上变电所、井下变电所供电的重要任务。当前, 随着电力系统优质服务水平的逐步提高, 对供电可靠性的要求也越来越高。但是西石门铁矿供电线路的情况比较复杂, 又与村镇相邻, 既有井上架空线路, 又有井下电缆线路, 不仅要考虑全矿供电线路的可靠性, 还要考虑到井下工矿复杂给供电的可靠性带来的很多不便。因此, 必须对影响供电可靠性的因素进行分析并提出解决的对策, 以便大幅度的提高供电的可靠性。
1 影响配电网供电可靠性的因素
影响配电网供电可靠性的因素分为故障停电和非故障停电两大类, 针对影响西石门铁矿6 k V配电网的主要因素可分为以下几方面:
1.1 故障停电的原因
1.1.1 外力破坏
井下电缆在运输巷中经常有被刮倒的现象。矿山开采, 放炮在所难免。井下放炮时, 被细小的石子击中, 使绝缘性能降低, 而且井下湿度大、水多、灰尘多, 在电缆绝缘较差的情况下, 很容易发生事故。电缆线路受到外力的破坏、化学腐蚀、电解腐蚀, 又由于长时间过负荷或散热不良, 造成铅皮涨裂, 并由此引起绝缘津水, 以致发生电缆绝缘击穿或中间接头爆炸等事故, 严重影响了系统供电。据统计, 线路外力破坏故障占故障总数的48.15%, 应引起足够的重视。
1.1.2 自然灾害
在6 k V配电网事故中, 自然灾害所占比例也比较大。
架空线路敞露在户外, 会受到气候和环境条件的影响。例如, 雷雨季节易发生雷击事故;大雾季节易造成构件闪络放电;其他如大风、高温、严寒等季节也会从不同的方面对架空线路造成威胁。雨水对架空线路的主要影响是造成停电事故和到杆。毛毛细雨能使脏污的绝缘子发生闪络, 从而引起停电事故;倾盆大雨又会造成山洪滑坡而冲倒线路杆塔。
雷电击中线路时有可能使绝缘子发生闪络或击穿。
高温季节, 导线会因气温升高, 弧垂加大而发生对地放电;严冬季节, 导线又因气温下降而使弧垂减小, 承担不了过大的张力而拉断。
除上述几方面外, 其他造成线路事故的原因还很多。如鸟类在横担上筑窝, 在线路下开山采石, 放风筝以及线路附近有高大的树木等, 都会影响线路的安全可靠运行。
1.1.3 导线问题
导线引起故障的因素很多, 引线与熔丝具、避雷器、开关、刀闸及电缆的搭头天长日久容易松动引起发热。引线与其他设备搭接时, 未使用铜铝过渡设备或使用镀锌螺丝来连接, 以致接头发生电化腐蚀、发热、引起断线, 断线与邻相导线碰接, 最后引起相间短路。
1.1.4 系统保护问题
电网运行的可靠性在很大程度上依赖于继电保护系统的合理设置和动作定值的合理配合, 将故障的影响范围压缩至最小。
《电力设备过电压保护设计技术规程》对变电所线路、电气设备的允许过电压倍数及其保护措施作了规定。总的来讲, 西石门铁矿供配电网6 k V系统的防雷过电压保护是基本完善的, 但存在一些疏漏, 应引起注意并采取措施。
1.1.5 人为因素
在众多的安全设备事故中, 人为的操作不当或误操作占了很大的比例。由于变电人员业务知识和水平的影响, 能否对事故预示和及时处理事故隐患, 避免不应有的事故有很大的关系。另外, 操作人员的责任心、对各种规程的遵守程度, 也决定了供电网络能否正常进行。
1.2 非故障停电原因
包括35 k V及以上的输变电线路或变电所改造、检修、预试以及6 k V配电网检修、改造等, 变电所或用电单位设备检修、改造等, 都会引起6 k V配电网的停电。
2 提高供电的可靠性的措施
针对以上分析的故障原因, 结合西石门铁矿的实际情况, 对提高供电可靠性采取了以下几点技术措施和管理措施:
2.1 技术措施
(1) 根据6 k V配电线路实际情况, 2011年进行全矿供电线路的登杆检查和避雷器试验, 发现问题, 及时整改。重视线路断路器位置的选择, 将线路进行合理的分段。在主干线路、重要分支线增设线路断路器, 这样可把线路分为若干段, 当线路出现故障或停电检修时, 可通过相应的操作, 缩小停电范围, 提高供电可靠性。
(2) 抓好对电气设备及其线路的每年一次的预防性试验。电气预防性试验是判断设备是否存在缺陷、能否继续投入运行、预防设备损坏及保证安全运行的重要措施, 尤其是对西石门矿投入运行已有几十年的老设备, 万万不可忽视电气设备的预防性试验。关于对各种电气设备进行预防性试验的项目、周期、标准, 电力行业颁发有标准, 矿山局也制定有企业标准 (邯邢矿山局电气试验规程) 。关键是认真执行, 这是影响着安全供电的重要问题。
(3) 合理选择导体截面, 这对降低线损具有明显的作用。对导体截面的选择, 首先必须满足发热要求, 即实际电流必须小于导体的允许截流量, 同时应验算压降是否满足规程的要求。在井下巷道内, 要求电缆按标准吊挂;车辆按标准行驶;在放炮多的地方, 对电缆加强防护。
(4) 随着电缆的广泛采用, 对地容性电流越来越高, 中性点运行方式的改变和配套技术的应用, 是改善系统过电压对设备的危害、减少绝缘设备破坏造成的事故、增强馈线自动化对单相接地故障的判别能力的重要手段。选择合理的电力系统结构和接线, 提高送电线路的可靠性, 对系统中重要用户采用双电源供电。
(5) 配电自动化是一项综合了计算机技术、自动控制技术、现代通信技术和电力系统理论的系统工程。配电自动化的主要意义在于:1) 当配电网发生故障时, 迅速查出故障区段, 快速隔离故障区段, 及时恢复故障区的供电, 缩短了停电时间和停电范围, 提高了供电的可靠性。2) 在正常运行情况下, 通过监视配电网运行工矿, 合理控制无功负荷和电压水平, 改善供电质量, 降低线损, 达到经济运行的目的。3) 合理控制用电负荷, 提高设备利用率。4) 自动抄表计费, 保证抄收的及时性和计算的准确性。5) 提高企业效益和管理效益, 达到减员增效的目的。
2.2 管理措施
(1) 加强停电计划管理, 避免重复停电。在制定停电计划时, 要将预检、大修等作业计划好。在检修管理工作中将可靠性管理与生产计划管理紧密结合。安排每项检修时, 各单位配合工作, 合理高效利用停电时间, 最大限度地减少重复停电, 缩短停电时间, 提高工作效率。
(2) 重视配电网中设备的选型和更新。利用电网改造对配电网设备进行重点改选, 加大及推广先进设备应用水平。大力推广采用免维修、免维护设备, 如节能配变、开关、真空开关等。通过先进设备的应用, 减少对设备检修次数, 提高供电可靠性。
(3) 提高业务人员技术水平。从管理、技术、科技思维以及电力营销上, 都要加强配电人员的自身素质建设, 搞好岗位培训, 为供电可靠性创建一个良好的氛围, 杜绝各种可能的人为误操作。
(4) 加强配电设备、配电线路运行管理。严格按照规定对电气设备、电力线路进行巡视、维护, 建立详细巡视记录, 对发现的问题及时处理。并根据季节性特点做好预防工作, 有针对性地开展特巡、夜巡, 减少事故隐患, 消除事故萌芽, 确保配电设备、配电线路的正常运行。
(5) 定期做好线路设备防雷、防小动物措施, 经常检查线路、设备防雷装置及引下线和接地体的锈蚀情况, 并按周期做好避雷器、杆塔接地电阻等的测量试验工作。
(6) 定期做好用户用电安全检查工作。及时做好对用户用电安全检查工作, 及时发现用户用电安全隐患并及时予以消除, 杜绝因用户设备问题造成线路跳闸, 影响其他用户的供电。
3 结语
本文针对西石门铁矿6 k V配电网的实际供电情况, 认真地分析了影响6 k V配电系统供电可靠性的各种因素。着重从故障因素的外力破坏、自然灾害、导线的问题、系统保护问题和人为因素几方面分析了故障停电的原因, 并在此基础上提出了提高6 k V配电系统供电可靠性的措施, 它包括技术措施和管理措施, 两者是相辅相成的。只有对症下药, 措施得力, 才能收到良好的效果。
建立一个优良的电网构架, 6 k V配电网供电的可靠性才有保障。加上配套的管理措施和技术措施, 配电网的供电可靠性才会逐渐提高, 才能使生产安全经济运行, 创造更好的经济效益。
参考文献
[1]中华人民共和国机械工业部.GB50052—1995供配电系统设计规范[S].北京:中国计划出版社, 1996
[2]耿毅.工业企业供电[M].北京:冶金工业出版社, 1988
6KV配电线路 篇7
关键词：6kV配电网,中性点接地方式,接地消弧变
1 概述
随着国民经济的不断发展和电力系统的不断完善, 电力系统的安全运行及供电的可靠性已显得越来越重要, 而中性点接地方式的选择是直接影响以上两个指标的重要因素。随着油田电网的扩大及电缆出线的增多, 系统对地电容电流急剧增加, 单相接地后流经故障电流较大, 电弧不易熄灭, 容易产生间隙性弧光接地过电压, 导致事故跳闸率明显上升。为了解决上述问题, 全国电网普遍采用了谐振接地方式, 即在中性点装设消弧线圈。当发生单相接地时, 由于消弧线圈产生的感性电流补偿了故障点的电容电流, 因而使故障点的残流变小, 从而达到自然熄弧, 防止事故扩大甚至消除事故的目的。运行经验表明, 消弧线圈对抑制间隙性弧光过电压和铁磁谐振过电压, 降低线路的事故跳闸率, 减少人身伤亡及设备的损坏都有明显的作用。
2 龙南变接地消弧变的改造
针对配电网内部过电压比较高以及单相接地故障检测困难的特点, 电力集团与北京沛森电气有限公司合作提出一种适用于6k V配电网的中性点经消弧线圈并联电阻接地方式 (在中性点经消弧线圈接地方式的基础上在电网中性点与大地之间再接入一个阻值合适的电阻, 它与电网对地电容构成并联回路) , 并成功研制出了XBD1型配电网过电压抑制及故障定位、隔离成套装置。该种接地方式充分利用中性点经电阻接地方式和中性点经消弧线圈接地方式的优点并摒弃其缺点, 兼具配电网电容电流补偿、内部过电压抑制、单相接地故障选线以及故障区间指示定位等方面的优势;理论分析计算以及数值仿真计算均证明了该种接地方式在较高的过渡电阻下可准确实现单相接地故障选线以及故障指示等功能, 是一种可综合治理6k V配电网单相接地故障危害的新型接地方式。重点解决了这些功能的统一协调性问题以及判定过渡电阻较高的单相接地故障方面, 目前普遍存在的装置灵敏度和准确度偏低等难题。并与2007年12月份在龙南变完成了对设备的安装和调试。
3 针对龙南接地消弧变的系统试验
电网发生永久性单相接地故障后, 采用“零序电流有功增量法”和“零序电流有功最大法”对故障线路进行选线, 理论分析及数值仿真计算证明, 在过渡电阻小于1000Ω的情况下, 可实现准确接地故障选线, 但尚需现场人工单相接地试验的验证。
2008年5月在电力集团统一组织下对上述所提的功能和实现的目标分别在龙南变的出线 (莎中联络线) 及景圆开闭所的出线 (40515线) 对XBD1型过电压抑制及故障选线定位系统分别进行了1320、960、600、240欧姆过渡电阻接地试验及金属性接地试验。
3.1 1300欧姆过渡电阻接地试验数据。 (见表1)
3.2 900欧姆过渡电阻接地试验数据。 (见表2)
3.3 600欧姆过渡电阻接地试验。 (见表3)
3.4 240欧姆过渡电阻接地试验数据。 (见表4)
3.5 0欧姆金属性接地试验数据。 (见表5)
现场实验装置对各项接地实验的数据记录与运行装置的数据记录相一致, 故障接地选线及故障定位指示正确, 景园开闭所和40515线路上安装的故障快速诊断装置均正确动作显示。各项实验指标均达到理论分析及数值仿真计算理想值范围。
结束语