10千伏配网

10千伏配网（精选7篇）

10千伏配网 篇1

众所周知, 跌落熔断器又称自落熔丝 (俗称另克) , 它主要用于架空配电线路的支线、用户进口处, 以及被配电变压器一次侧、电力电容器等设备作为过载或短路保护。由于跌落熔断器结构简单、价格便宜、安装维护方便、保护动作迅速可靠、体积小巧等特点, 因此它在架空配电线路上应用广泛, 是中压配电线路上数量占比较大的设备。

而降低故障报修率, 向用户提供安全、持续、可靠的电力是配电网供电能力的有效反映, 以下是对2007年-2009年我供电公司10千伏配网设备故障进行的统计分类图表1:

从以下图表可以看出, 在10千伏设备故障中, 10千伏跌落熔断器故障次数占设备总故障次数的70%以上, 10千伏跌落熔断器自身的故障率也在28%以上, 两者都呈逐年递增的趋势, 经过分析, 发现跌落式熔断器两端头螺丝断裂故障率较高, 占跌落式熔断器故障率的90%以上, 而且绝大多数的故障点是在下端头。

10KV分支线上的跌落式熔断器的上、下端头引线多为绝缘导线, 相对于公用配变跌落式熔断器引线而言, 其两端头受力更大, 在负荷、天气的影响下会出现螺丝断裂现象, 公用配变跌落式熔断器下端头大范围发生螺丝断裂故障究其原因主要是:

1.设备质量。从故障点断裂螺丝的截面来看, 其截面呈蜂窝状, 说明螺丝的机械强度不达标, 在长期的运行中由于自身振动加之其他因素影响易发生断裂故障。

2.负荷影响。由于负荷增长, 各接点部位承受的压力较大, 存在质量隐患的螺丝更易发生故障。

3.天气影响。发生螺丝断裂的情况大都出现在雨后, 尤其是夏季, 在过负荷和骤雨的冲击下, 此类故障猛增。

4.运行周期。发生螺丝断裂的跌落式熔断器大都是城网改造时投运的设备, 同一时期的设备, 存在同样的质量问题, 长周期运行下的机械疲劳, 又遭遇负荷与天气影响, 于是故障集中爆发, 据统计, 截至到2009年底, 运行5年以上的熔断器有519组, 达到总数的59.9%, 已处于设备故障的高发阶段。

针对以上原因, 我供电公司采取了以下措施:

1.对于已出现故障的, 将故障点的三相跌落式熔断器的上、下端头六条螺丝全部更换。

2.购置质量较好的不锈钢螺丝, 利用带电作业的方式逐步更换存在运行隐患的铜螺丝。

3.对以后的配网工程、技改工程及配网大修项目, 所有入网的跌落熔断器, 一律采用高可靠性、免维护的跌落熔断器, 前2条措施属于亡羊补牢型, 此条措施最为关键, 从根源上解决问题。

我公司从2008年初尝试用新型的高可靠性跌落熔断器, 此类熔断器, 与一般的RW系列比较, 主要有以下优点:

1.熔丝管:采用结实牢固的铜铸件和新材料的熔丝管与管壁双层消弧材料, 熔丝管为高强度的抗紫外线环氧玻璃纤维增强、无内外分层型复合管, 使产品做到免维护。

2.熔断器的导电部件:采用高强度铸铜 (C 8 4 4 0 0、C95300、C19210) 或高导电率的无氧铜 (T2) , 熔断器的导电部件采用上下端触头及耳轴表面有加厚的镀银, 厚度不小于50μm, 保证产品长期运行后仍能保持原有的电气性能。

3.安装背板、熔管支架、支撑件、螺栓、螺母:采用不锈钢或热镀锌钢件 (热镀锌厚度大于70μm) , 弹簧、轴销等均采用不锈钢材质且螺纹紧固件采用防松装置, 保证产品运行更可靠。

4.熔断器上部接线端子:采取螺栓固定, 螺母可旋转型式, 推退带动压线板, 具备带电作业更换条件, 熔帽采用防水性设计。

5安装背板、熔管支架、支撑件、螺栓、螺母:采用不锈钢或热镀锌钢件 (热镀锌厚度大于70μm) , 弹簧、轴销等均采用不锈钢材质且螺纹紧固件采用防松装置, 保证了产品运行可靠。

6.一次性投资费用高, 但后期运行维护费用很小。对2008年底以来投运的290组高可靠性10千伏跌落熔断器进行运行跟踪, 目前还没有一组出现故障的情况。

下面是效益分析:

普通RW系列跌落熔断器800元/组, 高可靠型跌落熔断器2400元/组。假设对519组剩余的跌落熔断器进行带电作业更换, 故障报修时到达现场时间按45分钟 (0.75小时) , 平均每组带电作业时间0.5小时, 平均每组熔断器所带用户容量515千伏安, 功率因数取0.85, 少供电量137859千瓦时, 电价0.56元/千瓦时, 折合电费15.8万元;熔断器价格差1600元/组, 519组总价差82.4万元, 5.2年后其经济效益差基本持平, 由于此类熔断器生产厂家还没有普及, 因此价格偏高, 大规模生产后, 价格会逐步趋于合理, 但我们的10千伏设备故障报修次数将明显下降, 用户供电可靠性将得到有效提高, 其社会效益是不可估量的。总体来说, 高可靠性跌落式熔断器还是值得推广应用的。

摘要：介绍了漯河市城区10千伏配电设备故障报修分类情况, 分析了10千伏熔断器故障率高的主要原因, 提出了应对措施从而起到降低10千伏设备故障报修率, 提高用户供电可靠, 达到良好的社会效益。

关键词：高可靠性跌落熔断器,降低,故障报修率

20千伏配网技术探讨 篇2

中压配电是高压输电与低压配电之间的桥梁。目前, 我国大多数城市的中压配电网大都采用10kV电压, 也有少数采用20kV和35kV电压。在当今城市用电负荷日益增长的情况下, 增强电网供电能力, 提高中压配网电压, 简化电压序列成为供电企业迫切解决的问题。下面就10kV、35kV、20千伏配网技术的优缺点作比较分析。

1 中压配网采用10kV电压等级供电方式

在20世纪60～70年代, 我国的中压配网基本上完成了10kV电压等级的推广应用工作, 这对配网的发展发挥过重要作用, 基本上满足当时的国民经济发展需要。

10kV中压配网优点是: (1) 对用电负荷密度小于10MW/km2的区域, 经济性比较好。鉴于当前我国大部分中小城市的负荷密度低于10MW/km2, 10kV配电尚能满足这部分中小城市的供电需求; (2) 10kV配电设备的制造水平成熟, 占地面积小; (3) 我国多数工业用户的用电设备都是按照10kV的标准配置, 供电企业对10kV设备的运行、管理和维护已有成熟的运行经验。

缺点是: (1) 10kV配网供电半径小 (一般≤2km) , 出线走廊难以适应城市发展规划; (2) 10kV配网电压受供电距离与供电能力的限制, 需要建设上级电源点太多, 在设备投资、占地、线路走廊、运行管理及节能降损等方面都不利于电网建设成本的降低, 这就制约了城市的长远发展。

2 中压配网采用35kV电压等级供电方式

我国大部分地区将35kV电压电网归为高压配电网, 不作为公用配电网。除了用35kV电压向专变用户供电外, 35kV电压等级不直接向公共用户供电。

若采用35kV为配电网电压等级, 以35/0.4kV方式供电的优点是: (1) 便于对35kV专变用户的供电, 简化了供电网络; (2) 减少了变电站用地和出线回路数。

缺点是: (1) 受低压侧开关额定电流和遮断容量的制约, 35/0.4kV变压器的容量受限 (一般小于3000kVA, 要求0.4kV总开关额定电流5000A, 遮断电流≥35kA) ; (2) 单位容量的设备价格高于其它方案, 按现行电价政策将少收相当数量的电费 (少了高压用户的变损费等) 。

除了采用35/0.4kV供电方式外, 还不可避免的要采用35/10/0.4kV供电方式。这种供电方式, 变电层次更多, 设备投资和损耗更大。优点是:总体线损略有降低;便于对35kV专变用户的供电, 简化了供电网络;供电方案较为灵活。缺点是:单位容量的设备价格高;用户投资大;按现行电价政策将少收相当数量的电费。

3 中压配网采用20kV电压等级供电方式

目前, 国内20kV中压配网直接供电公共用户, 已在苏州工业园区和辽宁省本溪等地区应用;正在规划建的有昆明世纪城、大连长兴岛、深圳等地区。根据苏州工业园区20kV配网运行10多年的运行经验, 结合国外多年的研究和实践, 中压配网采用20kV电压供电方式优点如下:

(1) 可以增加降压变电站主变容量, 提高供电能力, 减少变电站数量, 节省用地, 节省投资。

我国规定10kV电网短路电流要小于20kA, 限制了110/10kV变压器的容量。110kV变电站 (110/10kV) 典型设计采用主变的最大额定容量为63MVA。而当低压侧短路电流、系统阻抗和主变短路电压不变时, 主变的额定容量和低压侧额定电压成正比。在同样短路电流的限值下, 采用20kV电压, 主变容量可比采用10kV电压提高1倍, 成倍提高变电站供电能力, 减少变电站数量, 节省用地。

(2) 可以提高配电线路的送电能力, 减少配电线路数量。

按照城网规划的原则, 按经济电流密度选择导线截面。相同导线, 供电半径相等, 电压由10kV提升至20kV, 送电能力提高1倍, 减少了中压配电线路的数量和线路通道用地。

(3) 增大中压线路的供电半径。

假设配电线路的供电范围为夹角的扇形, 供电区负荷密度为, 配电线路的电压降百分数如下式所示:

导线阻抗 (R、X) 、供电范围夹角 (α) 及负荷密度 (σ) 不变, 供电半径和电压的关系:

可见, 电压由10kV提升至20kV, 供电半径大1.587倍, 供电面积扩大2.5倍, 也就是扩大220k V或110kV变电站的供电范围。

(4) 改善中压电网的供电质量。

送电线路压降:

相同的线路参数和输送功率, 20kV线路和10k V线路压降比:

电压由10kV升至20kV后, 送电压降可减少75%, 提高了电压质量。

(5) 降低中压电网的线损。

统计资料显示, 高负荷密度地区线损主要为10kV及以下配网损耗。线路的损耗功率:

不同送电电压线损比:

可见, 电压由10kV升至20k V, 配网损耗降至原有的1/4。

(6) 节约有色金属。

在输送容量不变的情况下, 电压由10kV升至20kV, 采用的导线截面可以减半, 节约有色金属。

4 结束语

10kV、20k V以及35k V的配电电压, 都有优劣。综所上述, 20k V电压等级较其它优势明显, 已经在苏州、昆明等地多年的实际运行中得到了证明, 技术已经成熟。然而, 20k V与10kV的中压配网也会经历较长时间并存。

浅谈10千伏线路设备运行维护 篇3

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

10千伏配网 篇4

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。

10千伏配网 篇5

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.

浅谈10千伏电网降损的措施 篇6

1 目前线损管理存在的困难和问题:

1.1 线损波动较大, 过程管理、预控能力还有待加强和提高。

如有些变电站更换CT、电能表、计量回路异常等原因形成的可追补的损失电量参数没有详细记录下来;关口电量缺少必要的数据而出现估抄现象;售电电量与关口电量未同时抄录;供、售电量实时跟踪能力较差, 有时贻误处理问题的最佳时机;另外由于负荷的快速增长, 造成了滞留电量的增加。

1.2 网架结构薄弱, 互联互代能力较差。

变电站10千伏出线建设相对滞后, 配网线路缺少必要的电源点支撑, 造成10千伏供电半径长、线路迂回供电, 配网运行不经济;一些高损耗变压器还在运行;部分线路存在线号小、老化严重现象;另外, 还存在一定数量的配电变压器容量与实际用电负荷不匹配的情况, 配变负荷没有在经济运行区间;一些配变三相负荷不平衡, 中性点发生偏移;配网自动化水平还不高。

1.3 无功补偿容量不足。

由于家用电器增长速度较快, 配网的无功补偿设备容量不足, 导致了线损率的升高, 电压质量也难以满足用户的要求。

2 降损节能技术措施

2.1 加快配电系统自动化建设, 提高城网科技含量

配网自动化不仅能有效地减少停电, 提高供电服务质量, 更重要的是可以减少线路冗余容量, 减少线路的投资。因此应对配网自动化进行深入研究, 学习韩日等国的先进经验, 对配网自动化的实用化进行研究和规划, 让配网自动化为降损提供更好的支持。通过配网自动化建设, 形成一套配电网信息化、数字化、自动化信息管理平台, 实现配电设备运行状态和配电网络实时监控, 建立“数字化”配网, 实现系统资源共享, 提高营销服务水平。

2.2 合理进行无功补偿, 提高功率因数

结合技改资金, 对部分变电站增加的容量集中补偿设备, 同时变电站根据电压情况, 要及时进行无功补偿电容器投切, 结合主变有载调压调档, 充分提高供电电压质量;对于线路长、分支多、密度低, 且较分散的10千伏配电线路可采取分散补偿和集中补偿相结合;对于变电所10千伏母线, 可加装高压补偿电容器。

2.3 合理安排设备检修, 搞好输、配电线路维护

要尽可能做到供、用电设备同时检修试验, 以减少停电时间和次数。搞好输、配电线路维护管理工作, 减少泄漏电, 主要是清扫、更换不合格的绝缘子, 修剪树枝, 经常测量接头电阻, 发现问题及时检修。对线路消缺等工作, 要尽可能采用带电作业, 控制停电作业。

2.4 10千伏高压电网损耗分析

10千伏高压电网的损耗主要由线路损耗和公用变压器的损耗两部分组成。

2.4.1 线路损耗计算:

a.高压架空线路的损耗:当电流通过三相供电线路时, 在线路电阻上的功率损耗为△P=3I2R×10-3 (k W) , 以代表日计算, 实测负荷电流为全日24小时的均方根电流值Ijf, 则I-jf=当导线的材料和截面一定时, 线路每相电阻值R与导线的温度有关, 而导线的温度是由通过导线的负荷电流及周围空气温度决定的。因此, 可认为导线电阻由三个分量组成: (1) 基本恒定分量R20, 即线路每相导线在20℃时的电阻值; (2) 当电流通过导线时, 导线发热, 温度升高, 使导线电阻增大, 增加的电阻值△R=β1R20 (其中β1为计算修正系数) ; (3) 当周围空气温度不是20℃时, 导线电阻变化的数值△R=β2 R20 (其中β2为计算修正系数) 。所以, 高压架空线路在代表日的损耗电量为△W=3 R20 (1+β1+β2) ×24×10-3 (k W·h) 。b.电力电缆线路的损耗:电缆线路的电能损耗:导体电阻损耗;介质损耗;铅包损耗;钢铠损耗四部份组成。一般情况下, 介质损耗约为导体电阻损耗的1%-3%, 铅包损耗约为1.5%, 钢铠损耗在三芯电缆中, 如导线截面不大于185mm2, 可忽略不计。电力电缆的电阻损耗, 一般根据产品目录提供的交流电阻数据进行电能损耗的计算。

2.4.2 公用变压器的损耗

a.空载损耗可根据变压器的铭牌参数或试验数据确定, 空载损耗与运行电压和分接头电压有关。b.负载损耗可根据变压器短路的实测数据或铭牌数据确定, 负载损耗与通过该绕组的负荷电流的平方成正比。

2.5 低压线路损耗

2.5.1 根据实际情况, 配电变压器的容量越大, 低压线路的供电线路数也越多。

若低压线路的供电线路数为N, 则低压线路每一路始端的最大平均电流为Imax, Bd/N;

2.5.2 低压线路每一路始端的最大电流并不

相等, 在计算低压线路的损耗电量时, 需要乘以修正系数K1;

2.5.3 低压线路的接线方式对损耗也有影响。

单相两线制线路, 相线和中性线的截面相同, 电流也相等, 单相线路的损耗电量是一根导线损耗电量的2倍。三相四线制线路, 则中性线截面比相线小, 电流也小, 线路的损耗电量是一根相线损耗电量的3.5倍, 若中性线截面与相线相同, 则线路的损耗电量是一根相线损耗电量的4倍。

2.5.4 低压线路的损耗电量又与各低压线路

的负荷分布有关, 如果按照每一线路平均的始端电流和每一路的线路电阻计算损耗电量时, 还应加以修正, 乘以修正系数K2。

2.6 10千伏配电网降损有效途径

根据对10千伏配电网损耗电量的分析, 经过理论计算和实践总结, 对10千伏配电网降损的有效措施和途径分析如下:

2.6.1 确定10千伏配电网经济合理的运行方式。

为保证电网供电的可靠性、连续、安全性, 10千伏配电网可采用合环运行。环网的经济功率是按各线段电阻间的关系分布的, 而自然功率是按各线段的阻抗关系分布的。如果是均一的电网, 各线段的x/R为常数, 则自然功率分布和经济功率分布是一致的。环网的不均一程度越大, 自然功率分布和经济功率分布的差别越大, 有功损耗的差值也越大。为降低线损, 首选应该研究、计算分析10千伏配电网应合环运行还是开环运行。

2.6.2 适当提高运行电压, 确保电压质量。

输送相同的功率时, 提高运行电压可降低电流, 减少损耗。电网中的功率损耗与运行电压的平方成反比, 适当提高运行电压, 既可提高运行电压, 又能降低损耗。

2.6.3 提高功率因数, 减少电网输送的无功电流。

a.改善公用变压器的功率因数。b.合理控制变压器的运行台数。c.停用轻载变压器。d.对低压客户推行无功补偿。e.工业客户就地直接动态无功补偿。这是最有效的无功补偿方式。

2.6.4 合理调整负荷, 提高负荷率。

供电企业要加强需求侧管理, 改变观念, 主动出击, 变需求侧管理为需求侧服务, 通过电价杠杆积极引导客户合理安排生产, 改进生产工艺, 提高负荷率, 减少负荷波动, 均衡用电, 提高供、用电设备的效率, 在降低线路损耗的同时降低企业的生产成本, 实现双赢。

2.6.5 采用节能新设备。

在10千伏配电网规划、改造中, 逐步淘汰老旧变压器, 更换和采用型低损耗节能变压器, 如S11型油浸变压器, SC9系列型干式变压器, 以及非晶合金铁芯配电变压器等低损耗产品。按照《中国南方电网城市电网规划导则》, 在城市电网建设中, 高压直接进入市区, 深入负荷中心, 在城市主要干道实现电缆化, 对所应用的电气设备具有智能化、小型化、防火等功能, 采用组合式变压器或预装式变电站。

2.6.6 加强理论线损计算和管理, 做好对比分析。

充分发挥理论线损计算的作用, 严格按照线损计算的具体要求, 定期进行线损理论计算, 通过分析结果, 以准确的数据及时衡量线损管理的实际效果, 发现网络的薄弱环节, 通过理性分析, 及时调整降损措施, 使降损工作有的放矢, 做出实效。

电网的经济运行是降低供电成本的有效途径。电网降损管理工作者除了采取各种技术措施和管理措施外, 还需要根据电网实际需要, 选择适合本地电网的降损措施, 以取得更高的社会效益和经济效益。

摘要：线损率综合反映了电力网规划设计、生产运行和经营管理水平, 结合实际, 重点介绍了10千伏配网降损的措施。

关键词：10千伏,降损,措施

参考文献

[1]金英.浅析10千伏配电网降损[J].新科教, 2009, 6.[1]金英.浅析10千伏配电网降损[J].新科教, 2009, 6.

10千伏配网 篇7

1 农网改造10千伏配电变压器安装地址的选择

为了便于统一和规范, 10千伏配电变压器台选址应该符合国家电网公司发布的三通一标, 即通用设计、通用设备、通用造价、标准工艺, 同时还要遵照典型设计原则, 在具体规划时应该遵循小容量, 短半径以及密布点的原则, 根据以上原则选择台布点以及容量规模。通常来讲10千伏配电变压器台区的最佳位置是能够使在此区域的低压电网的线路损坏, 投资以及耗材都是最少的。在选择台区前应对此区域内的现状和未来十年电力发展有深入了解和调研, 使得未来十年或者更长时间此台区处于负荷中心, 该措施既可以提升供电单位的经济效益还可以减轻农民负担。总之, 台区位置的选择与低压电压质量, 线路损坏, 工程投资额, 施工情况等密切相关。

2 如何选择10千伏配电变压器

2.1 10千伏配电变压器型号如何选择

农村电网改造前, 大部分农村地区采用的是SJ系列的变压器, 这种型号的变压器损耗大。随着科学的日新月异, 我国近几年新开发了几种新型节能型变压器, 型号主要包括S8, S9, S11三类。S9系列配电变压器与之前相比较最显著的特点就是利用有效的材料降低线路损耗, 通过加大铁心的截面积, 从而降低磁场通过密度, 同时通过使用铜质导线加大导线的截面, 使得电流密度降低, 最终使得空载和负载损耗都降至最低。与之前的S7系列的配电变压器比较, 空载和负载损耗均降至10%和25%。S11是在S9的基础上进行改进的, 将S9的铜导线更换为超薄型硅钢片, 使得空载损耗得到了突破。S11的空载损耗在S9的基础上又降低了30%, 但是S11耗费的投资较大。因此, 在农网改造时, 考虑到性价比等因素通常会选择S9型低损耗配电变压器, 原有的变压器以及S7型配电变压器因为高损耗而被淘汰。

2.2 10千伏配电变压器的容量如何选择

原来在安装配电变压器时没有经过科学的分析和计算, 没有考虑到容量的问题, 如果选用容量较小的配电变压器, 变压器容易长时间处于超负荷运转的状态, 加大损耗, 甚至被烧毁。因此在选择配电变压器时, 务必考虑到容量这一因素, 通常在选择时按照变压器容量的百分之四十五到七十来选择。同时考虑农村自身的特点, 因用电量受到季节的影响, 负荷会出现较大波动, 应采用母子变压器或者调容变压器满足供电需求, 这样可以很好的满足因为季节和时间的不同而产生的用电变化。

3 如何安装10千伏配电变压器

3.1 台架的安装

10千伏配电变压器的安装, 需要安装台架, 其台架的杆与杆之间距离在2.5米左右, 变压器的倾斜度不得大于20毫米, 支撑配电变压器的台架距离地面不得少于3米。变压器的脚底与台架需要4根螺丝。配电变压器应用防尘罩防止灰尘, 同时悬挂警示牌。安装铁质材料务必要镀锌, 如果安装的是100千伏安以上的变压器还需要隔离开关。

3.2 安装跌落式熔断器

配电变压器的高低两侧都需要安装熔断器, 与水平地面的垂直距离要高于5米, 相互之间的水平距离不得超过0.5米。为了熔丝管在断裂后能够跌落在地上, 应该保证熔断器与地面成15到30度角, 熔断器之间的距离不得低于0.2毫米。如何选择熔断器开关的熔丝, 则需要遵循配电变压器在短路时能够迅速熔断的原则, 保证熔断时间不超过0.1秒。如果配电变压器的容量低于100千伏安时, 则应该选择超过额定流量2-3倍高压侧熔丝, 反之, 选择1.5-2倍。

3.3 安装避雷器

在高压一侧, 避雷器需要安装在变压器与熔断器之间, 最大限度的靠近变压器, 在雷雨天气时, 可降低因为雷击对配电器的影响, 还可以避免因为雷击部分线路损坏而导致整条线路断电维修, 同时变压器也不易损坏。此外, 为了避免避雷器爆炸导致电压器损坏, 需要在低压侧安装低压避雷器以保护配电变压器。为了使雷电流与残压叠加, 在安装时要将避雷器的接地端与接地装置引上线连接。

3.4 保证接地装置的正确安装

在农网改造中, 农村电网具有变压器分布点多的特点, 在雷雨季节, 10千伏的配电变压器遭受雷击的概率较大, 如果电阻偏大, 未达到规定的数值, 使得雷击电流不能及时流向地面, 避雷器受到的残压将过高, 变压器便会烧毁。因此, 在接地装置的安装过程中务必保证其符合规定数值。变压器的外套也必须与地面充分接触, 拧紧螺丝, 不能利用电焊焊接, 这样操作便于日后检修。新建的配电变压器与改造的变压器之间的引落线需要采用绝缘线, 截面根据额定容量变化而变化, 同时还应将周围建筑物的安全距离考虑其中。

4 结语

除本文所介绍的装置以外, 10千伏的配电变压器还包含断路器负荷开关等保护装置。通过考虑电能质量、线路损耗及施工便利性等多方面的因素, 选择合适的配电变压器及选择合适的台区位置及配备合适的保护装置将大大提升农网改造的电能使用效益, 通过合理选用及安装10千伏配电变压器, 将大大提高乡村供电能力, 也将促进农村电网及经济建设。

参考文献

[1]万吉喜, 雷正飞.农网改造10千伏配电变压器的选用及安装[J].中国科技信息, 2013 (24) .