10kv线路环网

10kv线路环网（精选8篇）

10kv线路环网 篇1

国内原来的配电网大多采用放射型供电方式。该供电方式已不能适应社会经济发展和满足用户供电质量要求,因为一旦在某点出现线路故障,便会导致整条线路停电,由于无法迅速确定故障点而使停电检修时间过长,降低了供电的可靠性[1,2]。为此,现在供电网广泛采用环网接线,正常运行时联络开关为断开状态,系统开环运行;当某一段出现故障时,可以通过网络重构,使负荷转移,保证非故障区段的正常供电,从而可提高配网供电的可靠性。

1 配电自动化

1.1 配电自动化内容

1)馈线自动化。馈线自动化系统可完成馈电线路的监测、控制、故障诊断、故障隔离和网络重构。

2)变电站自动化。其基本功能有数据采集、数据计算和处理、越限和状态监视、开关操作控制和闭锁、信息交换。

3)配电管理系统。主要功能有:数据采集和监控、配电网运行管理、用户管理和控制、自动绘图、设备管理、地理信息系统等。

4)需求侧管理。通过一系列经济政策和技术措施,由供需双方共同参与的供用电管理。

1.2 配电自动化的必要性

为提高供电可靠性,有必要提高电网的自动化水平,实现配电自动化的基本功能,提高配电网的运行管理水平。提高供电可靠性,减少停电的时间和面积,改进供电质量,降低运行费用,使调度员能监视10 kV电网的运行情况,进行合理的调度,提高经济效益,减少人力,避免大量重复性工作。

1.3 故障的定位、隔离及恢复供电模式

在配电网中由馈线引起的停电时有发生,故障发生后,如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上,配电自动化最根本的任务就是在最短的时间内完成对故障的定位、隔离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段[3,4]:

(1)利用装设在配电线路上的故障指示器,由电力检修人员查找故障区段,并利用柱上开关设备人工隔离故障区段,恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长,恢复供电慢。

(2)利用智能化开关设备(如重合器、分段器等),通过它们之间相互配合,实现故障的就地自动隔离和恢复供电。重合器适用于环网或者辐射线路。该方式的自动化水平较高,无需通信就可实现控制功能,成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。

(3)将开关设备和馈线终端单元(FTU)集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置,并与计算机控制中心进行实时通信,由控制中心以遥控方式集中控制。该方式采用先进的计算机技术和通信技术,可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电,避免短路电流对线路和设备的多次冲击。其存在的主要缺点是:要依赖于通信,结构复杂,影响配电系统可靠性的因素较多。

配电网馈线自动化的目的是提高供电的可靠性,所以系统的功能固然重要,但其自身的运行可靠性和经济性则是电力部门最关心的问题[5]。因此,相对而言,以上3种模式中的第2种模式最为符合国内电力行业的实际情况。其主要特点是:

(1)可利用重合器本身切断故障电流,实现故障就地隔离,缩小停电范围;

(2)无需通信手段,可利用重合器多次重合以及与保护动作时间的相互配合,实现故障的自动定位、隔离和恢复供电;

(3)可直接从电网上获取电源,不需要外加不间断电源。

2 架空线路集中智能模式

线路故障处理方式有两种:单元控制式和集中控制式。集中控制式是指现场的FTU将检测到的故障信息上传给主站,由主站根据配电网的实时拓扑结构,按照一定的算法进行故障定位,下达命令给相关的FTU,使开关跳闸隔离故障。此后,主站通过计算,考虑网损、过负荷等情况,确定最佳恢复方案,命令有关FTU完成负荷转移。以下是断路器、分段器加FTU的故障处理模式。

分段器不具有重合功能,FTU检测到变电站出口断路器两次切断故障电流并且线路连续失压一定时间后上报故障给主站。由主站根据FTU故障信息,确定故障区域。通过遥控进行故障隔离与恢复非故障区供电[6,7]。故障定位基本原理就是故障点前的FTU能够检测到故障电流,故障点后的FTU检测不到故障电流,从而确定了故障区域。该供电方案的线路分段及故障分析如图1至图7所示。故障处理过程如下:

(1)线路正常供电时,K7为联络开关,处于断开位置,其余开关处于合闸位置。每台环网柜由一台控制器监测控制,监控中心通过子站通信机查询各FTU的监测数据,如图1所示。

(2)当A点发生短路故障时,变电站断路器CB1跳闸,线路开关仍处于合闸位置,监控中心查询到FTU上报数据,开关K1、K2报送故障电流信号,其余开关无故障电流,如图2所示。

(3)监控中心综合上报信息,判定故障段在A处,发遥控命令使FTU操作开关K2分闸,如图3所示。

(4)监控中心通过FTU查询K2状态,确认成功分闸后,令CB1合闸,恢复除故障段A外的所有正常区域的供电,如图4所示。

(5)当B点发生短路故障时,变电站的C B1跳闸,线路开关仍处于合闸位置,监控中心查询到FTU上报数据,K1、K3报送故障电流信号,其余无故障电流,如图5所示。

(6)监控中心综合上报信息,判定故障段在B处,发遥控命令使FTU操作开关K3、K4分闸,如图6所示。

(7)监控中心通过F T U查询K3、K4状态,确认K3、K4分闸后,令CB1合闸,恢复故障前端区间的供电,同时监控中心令联络开关K7合闸,将故障后端区间负荷由另一变电站转供,至此所有非故障区间恢复供电,如图7所示。

3 系统实现的功能及特点

监视配网运行工况,实现10 k V变电所的开关位置、继电保护、电压、电流、功率、有功和无功电度量的远方监视,优化配网运行方式;快速发现故障和异常,快速隔离故障区段,恢复非故障区域供电,减少停电时间、停电面积;合理控制无功负荷、电压水平,改善电压质量;实现对配网进线开关位置、母线电压、线路电流、有功、无功电度量的监视;当10 kV电网运行出现异常时,能够自动记录故障参数。

4 结语

配电自动化技术已经比较成熟,随着电网自动化技术的发展,自动化设备功能越来越强,集断路器、传感器、FTU和通信设备为一体的配电线路自动化开关可供选择的型号很多,性能可靠,通过对配电网实施自动化改造,可以取得良好的社会效益和经济效益。

摘要：介绍了10kV环网配电自动化的集中智能模式,指出了集中智能模式存在的一些固有缺陷。提出了重合器的实用方案,重合器适用于环网或者辐射线路,该线路的环网柜进线采用断路器,出线采用负荷开关或断路器,环网柜之间采用馈线终端单元(FTU)智能化功能配合,自动完成故障定位、清除、隔离和负荷转移,调试维护简单方便,大大减少停电面积和停电时间。

关键词：智能环网柜,配电自动化,重合器,馈线终端单元

参考文献

[1]孙寄生.10kV环网供电技术研究与应用[J].中国电力,1999,32(2).

[2]中国电机工程学会自动化专委会配电自动化分专委会秘书组.配电自动化分专委会学术讨论会讨论中关注的问题[J].电网技术,1999,23(1).

[3]Jbridgeman M.Measurement of Harmonic Impedance on an LV System Utilsing Power Capacitor Switching and Consequent of Capacitor Induced Harmonic Distortion[C]//8thICHPQ,1998.

[4]袁钦成,张忠华,吴传宏.集中控制与分布式智能相结合的故障后网络重构方案[C]//2001年配网新技术研讨会会议论文集,2001.

[5]Torben S,Gulbrandsen T.Intelligent Ring Main Unit[C]//Proceedings of the5th International Conference on Trends inDistribution Switchgear,1998:167-172.

[6]刘健,倪建立,邓永辉.配电自动化系统[M].北京:中国水利水电出版社,1999.

[7]张玫.关于环网柜的一些技术问题[J].四川电力技术,2002,25(5):35-37.

10kv线路环网 篇2

工程总结 10kV接入线路工程

编制：

审核：

批准：

**************有限公司

年 月 日

工程总结

一、工程概况

1、项目概况

**********光伏发电项目位于北纬***，东经***。本项目项目场址位于******区域内，属于*******，政府已经将村民搬迁安置到镇区专门的住宅小区；村庄原址需要进行“采矿塌陷区”治理。现已成废墟的宅基地属于“拆旧区”，系村集体废弃用地。场地略微朝南倾斜，坡度约为3度，场地内无较高草木，无水土流水。场地高程在****左右。

****地处*****部太行山南麓，与山西省毗邻，属暖热带季风气候。四季分明，气候温和，光、热、水资源丰富，非常有利于发展工农业生产。但受季风影响显著，冷热分明，干旱或半干旱季节明显，春季气温回升快，多风少雨、干旱频发；夏季炎热，热量充足，降雨集中，局部易涝易旱；秋季秋高气爽，气温降幅较大，雨量减少；冬季寒冷，雨雪稀少。2011年全年平均气温 14.6 °C，全年日照1400小时，全年降水量 860毫米。

2、工程概况

本工程新建一路10kV备用电源，T接于附近*******支线**#杆处，下线处加装可隔离短路故障、可切除单相接地故障的断路器一台，10kV线路采用架空JKLYJ-10-70，线路全长****米，新装250kVA变压器一台，台架安装。栽立12米电杆7基，10米电杆1基。

3、主要参建单位（建设、设计、施工、监理）

建设单位：---------------------设计单位：---------------------总承包单位：--------------------------监理单位：---------------------------施工单位：---------------------------调试单位：

4、施工主要进度节点

本工程自*****年****月***日开工以来，项目部所有人员积极合作，与建设、监理、总包等单位积极配合，与****年***月***日完成所有施工内容，并通过供

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电公司验收合格，*****年**月**日完成新建线路及设备带电投用。

施工过程中，积极对监理单位及总包单位提出的问题进行整改，并努力协调施工人员的矛盾，争取按时顺利完成所有施工任务。

在供电公司进行送电前的检查验收过程中，积极配合验收工作，并及时提交相关验收资料及对验收所提出的问题积极整改闭环，顺利试验线路、设备投用。

二、施工管理工作总结

1、项目管理总结

1.1、编制体系文件，健全管理体系，按照总承包单位的体系管理要求，建立、健全了管理工程技术管理体系，同时在总包和监理的要求下，及时编写了该项目所需的各种技术管理文件，在开工前满足了现场开工要求。

1.2、在技术管理方面，开工前，编制了施工组织设计及对应作业施工方案，在施工前，对所有方案及施工人员进行了施工技术、质量、安全交底，交底执行双签字制度。

1.3、项目部加强对现场的管理力度表现在以下几个方面。施工质量情况实行动态跟踪，施工中出现质量不良现象，及时进行分析，制定解决方法，坚决落实施工方案中的措施，决不允许有水分。

1.4、强化计量管理。本工程中所使用的计量工器具均经过鉴定合格后进行使用，并且所使用的计量器具有专人管理，以保证现场所使用的的计量工器具全部在受控状态。

2、安全管理总结

2.1、开工前组织全体人员进行安全教育与安全考试，合格后上岗工作，对新入职的职工必须经身体检查合格，进行安全教育，时间不少于40学时。并经安全考试合格后，方可上岗安排工作。同时进行相关的环境、消防法律法规教育，应急响应能力的培训。

2.2、特殊作业人员必须经专业理论与操作培训，持证上岗；

2.3、利用每周一安全日活动，进行安全知识和上级有关安全生产文件、规程、指令等的学习；

2.4、执行站班会制度，填写“安全施工日志”，班前做到“三交”、“三查”，强调安全交底的针对性，杜绝违章指挥、违章作业。

3、质量管理总结

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本工程实行工程质量奖优、罚劣的原则，坚持质量好与差与经济挂钩的原则，鼓励施工优秀品，监督杜绝不合格品。项目部制定奖罚细则，监督实行“质量一票否决权”，发现不合格施工项目，严格按项目部有关规定要求进行考核处理。严格执行四级检查验收制度，即班组自检（一级检查）、工地复检（二级检查）、项目部检查（三级检查）、总包（监理）监督检查（四级检查）。做到班组、工地、项目部检查及时、准确，记录填写真实、规范，报验及时、资料齐全完成。做到不合格项目不转入下道工序。出现问题不采取纠正预防措施不施工作业。

三、本项目主要经验与教训

本工程是我公司第一次与总承包单位（***********）进行合作，在整个施工过程中，总承包单位的完善的体系管理制度、周密的施工策划、严格的验收管理制度是值得我们借鉴与学习。通过本工程项目的配合，使得我公司在后续的项目执行过程中的项目项目建设体系更加完善。

四、工程遗留问题与备忘录

无

10kv线路环网 篇3

我国传统的配电网供电模式多是以放射型供电为主,随着科技的快速发展以及人们生活水平的提高,这种供电模式已无法满足当今社会人们对供电的需求。这主要是因为放射型供电模式在运行过程中极容易出现线路故障,一旦故障,便会导致整条线路出现停电,若故障后未及时检修,将会对电能输送的安全性与稳定性造成严重影响。基于传统配电网供电模式存在的不足之处,我国供电行业也在不断优化与改进,近年来,随着环网接线自动化供电模式的应用,有效规避了放射型供电模式中存在的不足之处。应用环网接线自动化供电模式时,若线路处于正常的运行状态,则线路上的开关也会处于点开状态,此时电能的运行相对而言比较稳定。若是线路中某一端发生了故障,检修人员便可通过网络重构将负荷直接转移,以此来保证其他线路供电的正常性,进一步确保整个配电线路运行的安全性与可靠性。

1 10k V 配电自动化概述

1.1 配电自动化的主要内容

配电自动化(DAS)主要是指一种可以使配电企业在远方实时监视、协调以及操作配电设备的自动化系统。配电自动化的主要内容包括有变电站自动化、馈线自动化、配电管理系统、需求侧管理等几大部分。⑴变电站自动化。变电站自动化的功能主要为数据信息采集、信息交换、数据计算、数据处理、开关操作控制与闭锁、越限与状态监测等 ;⑵馈线自动化。通过馈线自动化系统,可以实现馈电线路的自动化监测、控制、故障诊断及隔离、网络重构等功能。⑶配电管理系统。配电管理自动化系统可以实现数据的采集与监控、自动绘图、用户管理与控制、配电网运行自动化管理、设备管理、地理信息系统等。⑷需求侧管理。需求侧管理是指利用一系列科学、合理、有效、经济的政策与技术手段,由供需双方共同参与的供电管理。

1.2 实现配电自动化的重要意义

实现配电自动化的意义,主要体现在八个方面 :⑴通过智能化、自动化手段,优化各种能源的配合使用,进而有效降低综合能源成本 ;⑵综合应用自动化技术手段、自动化管理手段,有效降低供配电运行中的能源消耗 ;⑶有效改善电能的消耗方式,促进节能降耗 ;⑷提高了电力系统运行的可靠性、安全性,保障了供配电的连续性与稳定性 ;⑸通过主动性、防御性、先进性的维护及服务,保证能源使用的高效、平稳 ;⑹大幅度提高了电力系统的管理效率,从而降低了系统的运行成本 ;⑺利用先进、高效的智能化诊断工具,可准确分析系统运行故障的发生原因,及早维修,以缩短故障的停电时间 ;⑻自动化系统还能及时监视和分析电能质量存在的问题,从而降低故障风险[1]。

2 配电线路自动化功能

配电线路自动化可以实现对馈电线路的进行快速的故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复,最大限度的降低了因电网运行故障引起的停电范围,有效缩短了故障恢复时间。同时,配电线路自动化还实现了对10k V架空线环网配电网正常运行状态的实时、动态监控。而实现10k V架空线环网配电线路自动化功能,需要具备如下几点要求 :

⑴在分支线或用户出门处设置用户分界开关,达到自动切除故障的目的,从而缩小停电时间和停电面积 ;⑵越靠近电源侧的开关,在跳闸后所引起的停电范围便也越大,因此,应该尽量减少靠近电源侧的开关动作次数 ;⑶馈线出线开关跳闸会影响整条馈线的全部供电区域,应该通过增设分段开关的措施,尽可能在出线开关跳闸之前隔离故障区域,以减少出线开关动作次数 ;⑷馈线开关控制器应该根据需求,合理、灵活地配置多种通信模块,在开关动作后,控制器便可将预警信号上传至后台,从而缩短检查人员对故障的查找时间 ;⑸馈线出线开关可依靠自动化开关自动切除永久性故障区域,提高变电站出线开关重合闸成功率。

3 配电线路故障处理及恢复供电模式

10k V架空线环网配电线路中,因馈线问题引起的停电问题比较普遍,一旦发生故障,必须尽快处理,才能保证供电的安全性与可靠性。而配电线路自动化,便能够在最短的时间内实现对故障的定位、隔离以及恢复供电。

⑴利用故障指示器处理线路故障。于架空线配电线路上安装故障指示器,发生故障时,工作人员便可通过故障指示器及时查找到故障区段,然后再利用开关设备,对故障区段进行人工隔离,恢复正常区段的供电。该处理方式虽然简单、有效,但通过长期实践也发现,利用故障指示器处理线路故障时,造成的停电时间较长、供电的恢复也比较慢。

⑵利用智能开关处理线路故障。基于故障指标器处理线路故障时存在的限制,遵循自动化处理的理念,又研制开发出了智能化开关设备,例如智能化分段器、重合器等。将智能化开关设备安装于10k V架空线环网配电线路上时,通过智能化设备之间的相互配合,便可在线路发生故障后进行就地自动隔离,进而及时恢复供电,见图1所示 :

⑶利用远程遥控处理线路故障。经过以上两个阶段的发展后,很多电力企业目前已加入了遥测、遥控、遥信的远程通信管理方式,该方式是指开关设备与馈线终端单元(FTU)集成,使之成为一个集传输、采集、控制功能于一体的智能型装置。将此装置与计算机控制中心相连接,便可进行实时通信,以远程遥控方式进行集中控制,当线路发生故障时,通过远程监控,可以一次性完成对故障的定位、隔离、恢复供电,以此来规避短路时电流对配电线路及其设备的冲击。

根据县级供电企业的发展现状,结合配电线路自动化运行的可行性、经济性要求分析可见,利用故障指示器处理线路故障时,虽然具有简单、有效等优点,但其所造成的停电时间较长、供电恢复比较慢,经济性要求难以满足,不建议选择。利用智能开关处理线路故障在目前供电企业中的应用也比较广泛,其能实现故障就地隔离、缩小停电范围,也无需使用其他通信手段,只通过重合器的多次重合及保护动作时间的配合,便能对线路故障进图1线路故障定位、隔离与恢复过程行自动定位、隔离,进而恢复供电,完全达到了按照规定的程序或指令自动进行操作或控制的要求,实现了“快、稳、准”的自动化目的,此种方式比较合理、经济的,可以推广应用。而第三阶段利用远程遥控处理线路故障属于智能化技术,其虽然比自动化技术更先进,但由于其要依靠通信才能运行,且装置结构较复杂,存在有一定的局限性,因此,应该研究基于无线通信的远程遥控装置,才能保证远程遥控的应用效果[2]。

(图 1 中 :故障发生 -QF1 跳闸 -QF1 重合 -QF1 再次跳闸 -Q1 分闸 -Q2 分闸 -QF1合闸 -QL 合闸)

4 架空线路集中智能模式分析

4.1 线路故障处理方式

在10k V架空线环网配电线路自动化技术的应用下,对于线路故障的处理方式主要有集中控制方式与单元控制方式两种,最为常用的是集中控制方式。集中控制方式是指现场的FTU(馈线终端装置),将监测到的线路故障信息传达给主站,主站再根据配电网的实时拓扑结构,利用相应的算法对故障进行定位,再将命令下达到FTU,使开关跳闸,以此来隔离故障[3]。

4.2 迅速恢复供电的设计

文章就通过实例分析,探讨在架空线路集中智能模式下迅速恢复供电的设计 :⑴可靠性预测模型。配电线路发生故障后,事件的模拟顺序为 :1故障。发生故障,开关跳开,隔离故障 ;2上游恢复供电。将故障的上游分段打开 ;3下游恢复供电。因上开关断开,其他部分仍然失电,便可通过关合联络开关为下游恢复供电 ;4检修。排除故障,将配电线路自动化系统恢复到故障前的状态。

⑵两级恢复供电。如图2所示,当故障发生后,馈线开关断开,馈线上所有用户被停电,若将上游第1个手动开关打开,A段和B段便能恢复供电,但要使A、B段同时恢复供电,便需要较长的时间。基于上述因素的制约,便可选择两级恢复供电方案 :将上游第1个自动开关开断,让A段快速恢复供电,此时B段仍是停电状态,等待手动开关断开后,再合上自动开关,便可使B段恢复供电。这种方案中,A段恢复供电快速,B段恢复供电较慢,但两段都实现了在故障排除前恢复供电,同样的原理,在下游线路中也可使用两级恢复供电方案。

5 结束语

10kv线路环网 篇4

我国山区电网还在大量采用35 k V电压等级送电, 35 k V电网为中性点不接地系统, 线路保护主要配置为电流保护[1]。福建北部南山片区电网带有大量小水电机组, 小水电的存在使得线路故障跳闸后重合闸成功率低, 恢复送电慢, 尤其在雷雨季节, 线路频繁雷击跳闸, 对于径流式电站, 要求能迅速恢复发电显得极为迫切。

为满足电站用户的要求, 针对该片电网结构及保护配置等状况, 采用环网运行以提高电网的可靠性。环网运行将使电网继电保护整定计算复杂化, 尤其是电流保护受运行方式影响大。整定规程建议电网“环网布置, 解环运行”, 因此如何整定、配合以及如何解决整定中存在问题成为能否满足环网运行要求的关键因素。

1 南山片区35 k V电网示意图

示意图如图1所示。

2 设备状况

南山变为110 k V三圈变电站, 单台主变31.5 MVA, 该站为本片区35 k V电网的主电源系统;其余站为35 k V降压变或电站, 电站为地区小型水电厂, 单个站装机容量在0.5~2 MW之间, 机端电压为0.38~10k V。南山、洋后、迪口变为环网布置, 其中南迪线:27.9 km, 南洋线:19 km, 迪洋线:14.9 km。35 k V线路保护均为微机保护装置, 均配置有三段式电流保护, 各站主变、发电机均配置微机保护装置。

3 计算运行方式选择

电流最大值、最小值及分支系数均基于“常见的运行方式”计算所得, 即考虑正常运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。

4 电流保护整定主要原则

三段式电流保护整定原则如下[2]:

Ⅰ段: (1) 躲本线路末端故障最大电流; (2) 灵敏度按大方式出口故障不小于1即可。

Ⅱ段: (1) 躲本线路末端变压器低压侧故障最大电流; (2) 与相邻线路电流Ⅰ或Ⅱ段配合; (3) 按本线路末端相间金属故障的灵敏度满足要求整定:50 km≥1.3, 20 km~50 km≥1.4, 20 km≥1.5; (4) 动作时间按配合关系整定。

Ⅲ段: (1) 躲负荷电流; (2) 与相邻线路电流Ⅲ段配合; (3) 对相邻线路末端相间故障的灵敏系数力争不小于1.2; (4) 动作时间按配合关系整定。

电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段电流值均应检验能否躲过反方向母线故障电流, 无法躲过时, 投入方向元件。

5 整定过程中遇到的问题及解决方法

5.1 整定顺序[3]

对于环网运行等较复杂电网的整定计算, 从整个网络上进行综合考虑, 对辐射型线路, 先从对侧为末端变的间隔开始整定, 本网中大禄电站306, 山羊坑电站322, 然后逐级向上整定。

对环网线路小系统侧电流Ⅰ段一般比较小, 如迪口变372、洋后变341电流Ⅰ段较小, 这样的保护可先整定。

5.2 边界限额及时间级差

根据福建省变压器反措要求, 110 k V主变高压侧过流时间≤2.3 s, 逐级下降, 主变中压侧过流跳35 k V母联开关时间≤1.7 s, 这就要求南山变35 k V片区所有35 k V线路保护时间≤1.4 s。

在1.4 s的网络中, 时间级差不可取太大, 否则末级时间就不够使用, 在微机保护配合中, 可取0.3 s, 不建议取小于0.3 s的时间级差。

尽管取0.3 s级差, 很多35 k V站的10 k V线路保护时间按逐级原则仍不够使用, 现提出解决建议如下。

(1) 主变10 k V侧后备过流保护与10 k V出线电流Ⅰ段配合, 出线电流Ⅱ、Ⅲ段时间则可重新布置, 如迪口变主变10 k V侧后备过流保护定值为510 A 0.3 s (时间与洋后变342保护0.6 s配合) , 按正常配合洋后变10 k V线路电流Ⅲ段时间≤0 s, 0 s可能无法躲过励磁涌流而造成送电困难, 可以考虑将洋后变10 k V线路电流Ⅰ段整为464 A 0 s, 电流Ⅱ、Ⅲ段时间可选取1~2 s, 电流值按躲负荷电流整定, 这种做法可大大缓解因时间不足造成保护失配问题, 在广大农村电网中值得推广。

(2) 合理设置失配点, 减小影响范围。失配点设置应遵从“保主干网、保重要用户、考虑线路出现故障概率”等方面考虑, 本网迪口、洋后变属于重要用户, 南迪、南洋、迪洋线属主干网, 不应设置失配点, 洋禄、大桥、洋坑、浮坑线线路较短, 出现故障概率较低, 同时大禄、桥下、山羊坑、浮峰口电站属于小水电, 失压后对用户影响相对小, 因此这些地方可设置为失配点, 如大禄电站306与洋后变343电流Ⅲ段时间失配, 山羊坑电站322与洋后变344电流Ⅲ段时间失配。

5.3 相继动作

配置电流保护的环网运行电网, 需考虑因故障电流分流可能导致继电保护相继动作产生越级误动问题, 在整定时间时需规避[4,5,6]。

本网南迪、南洋、迪洋线属于环网线路, 要求南山变352Ⅲ段时间 (1.1 s) +迪口变372Ⅲ段时间 (0.3 s) , 南山变354Ⅲ段时间 (1.1 s) +洋后变341Ⅲ段时间 (0.3 s) , 洋后变342Ⅲ段时间 (0.6 s) +迪口变371Ⅲ段时间 (0.8 s) 均≤1.7S-0.3 s, 即1.4 s, 否则在小方式下环网线路两相故障可能出现因相继动作造成南山变主变中压侧过流1.7 s越级跳闸从而导致该片区35 k V系统失压的现象。

5.4 电流Ⅱ段时间

为使上下级保护定值更易配合, 整个网络定值更合理, 对末端线路电流Ⅱ段可考虑取0~0.1秒, 使上一级电流Ⅱ段时间配合时缩短一个△t, 同时提高上一级电流Ⅱ段灵敏度。

如大禄电站306、山羊坑电站322电流Ⅱ段取0秒, 遇到线末主变内部故障时, 0秒可能越级, 可采用重合闸弥补。

5.5 电流Ⅲ段取值

小系统侧线路电流Ⅲ段定值经常出现为满足线路故障灵敏度而不满足反方向负荷电流要求问题[7], 如迪口变372、洋后变341为满足灵敏度要求电流Ⅲ≤300 A, 但反方向负荷电流>300 A。

电流值按灵敏度要求整定, 并通过投入电流Ⅲ段方向元件是一种解决措施, 但在母线PT断线时会导致电流Ⅲ误动或拒动 (通过保护控制字设置母线PT断线时退方向元件或退电流元件) 。

电流Ⅲ段定值按躲反方向负荷电流整定, 一般情况下, 负荷电流小于线路载流量, 当故障电流小于线路载流量时, 故障电流对线路不会造成多大的损害, 因此这种方式值得推荐。山区雷电频繁, 母线PT一、二次熔断或断线时常发生, 防止电流Ⅲ保护误动显得较重要。

6电网保护整定值示意图

根据整定计算的结果, 将该电网的继电保护定值绘于图纸上, 形成定值网络示意图, 便于分析电网的定值配合是否合理。本电网定值示意图如图2所示。

7结束语

在35 k V电网继电保护整定计算中, 对开环运行辐射型网络, 整定可按常规原则考虑;对环网运行的较复杂网络要考虑电流、相继动作、失配设置、时间配合等问题, 尤其是时间的配置, 受主网边界时间限制, 要求电流保护时限配置紧凑合理, 如何制定一个合理的方案成为整定计算成败的关键。

经过运行经验证明, 只要电网结构合理, 继电保护定值正确, 配合合理, 35 k V电网环网运行方式是安全可行、可靠的。

参考文献

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1 10 k V环网柜概述

一般来说, 配电线路运行通常采用小容量、多分段的环网开环方式, 其优点在于不仅能够满足电能质量的需要, 还能提高供电系统的安全、可靠性。图1为环网线路结构, 其以主线、副线环网结构为基础, 利用内置开关的高压分支箱替换原有的环网柜。

1.1 环网柜的组成

环网柜作为高压开关设备, 其功能在于可进行环网供电, 通常被设置在钢板金属柜体之中, 或者为拼装间隔式的环网供电单元, 负荷开关和熔断器是其核心组成部分。

1.2 环网柜的特点

环网柜的特点主要有: (1) 为抵御室外恶劣的运行环境, 环网柜在设计之初就采用了全绝缘和全封闭的结构, 以满足实际需求; (2) 环网柜不仅体积小, 而且重量轻, 其原因就在于柜内所有部件排列秩序紧凑, 从而有效提高了环网柜的利用率和工作效率; (3) 与其他电气设备相比, 环网柜的设计结构并不复杂, 安装过程也较为简单, 而且在实际运行中便于操作, 安全性、可靠性较高, 即使发生故障, 维修也比较容易。

1.3 环网柜的分类

空气绝缘和SF6绝缘是环网柜较为常用的方式, 二者主要功能一致, 即皆可分合负荷电流, 也能开断变压器空载电流和短路电流。电缆线路的充电电流和一定距离的线路架空能够有效控制电力系统, 确保其正常运行。无论是环网供电, 还是终端供电, 环网柜的作用至关重要。在环网柜中, 其负荷开关通常为切断负荷、隔离电路、可行靠接地三工位, 而SF6式、产气式和压气式负荷开关可确保三工位的实现。

2 10 k V环网柜的常见故障

2.1 电缆问题

长期以来, 电缆接头是设备安装过程中比较突出的一个问题。就国内目前情况来说, 进口的箱式环网柜和电缆连接器, 其设计风格多为欧式, 优点在于其采用单芯的电缆结构, 便于安装固定, 不仅排除了电缆与套管之间的扭转力矩, 也确保了套管终端装置的贴合性, 从而有效降低了事故发生率;与之相反, 国内的三芯电缆, 不仅安装复杂, 而且电缆的连接也常常出现问题。

三芯电缆只能够对电缆的外护套进行固定, 而单相固定的可靠性较差, 因此连接后, 在电缆自身重力的作用下, 加上电源摆动的影响, 电缆保护套会受到来自单相的扭矩作用。在三芯电缆的安装过程中, 其扭动电缆通常需要借助于外力。而在环网之中, 单芯电缆满足对电缆高度和面积的要求。受长度所限, 电缆安装的核心阶段对精度的要求较高, 因此, 必须加大调整力度, 以免套管破裂, 并防止其他事故的产生。

电缆较为普遍的问题有以下两种。

2.1.1 环网柜与三芯电缆连接处故障

在安装过程中, 三芯电缆通常要核对程序, 其固定需要借助外力扭动, 从而导致内部应力的产生, 并在安装后逐步释放出来。套管受到恢复力矩的作用, 致使其出现裂纹, 严重时, 会造成高压短路。

2.1.2 环网柜电缆头处故障

环网柜体积较小, 且小室空间不大, 因此, 其制作电缆接头的工艺水准要求较高。一旦导体、屏蔽层和半导体未得到妥善处理, 使电缆接头爬电距离未达到标准, 就会导致电缆被击穿。

2.2 绝缘问题

由于某些不确定原因, 经过多次开关操作后, 极易使绝缘板与导电体之间产生松动, 影响其固定性。由于线路受到振动的冲击会产生间歇性的放电, 加之环网柜中的各电气元件均处于密闭环境, 因而难以及时发现故障, 也无法确定故障段, 导致放电产生的电流击穿隔热板而酿成事故。发生绝缘问题时, 持续地放电也会使电流互感器外绝缘发生闪络, 进而出现相间或相对短路。在柜体内的小室中, 由于各部件未被分离, 电弧会冲击裸露在外的母线, 所以不能放松对环网柜的检测, 应及时处理安全隐患。

2.3 母线连接故障

具有全绝缘和屏蔽等特点的插拔式硅橡胶连接器, 其导电可靠性较高, 且受周围环境影响极小。在实际工作中, 可根据需要任意连接组合, 因此, 环网柜扩展母线得到了广泛的应用。但一旦气体发生泄漏, 就会导致环网柜的绝缘水平降低, 灭弧能力也随之下降, 从而造成母线连接发生故障和绝缘击穿。

3 10 k V环网柜故障的预控措施

3.1 环网柜的维护

无论是充气柜开关, 还是环网柜的模块设计, 均处于封闭状态。为不受外部环境的影响, 其所有开关和带电元件都设置于密闭的壳体中, 其优点在于不仅保证了线路运行的可靠性, 也保护了操作人员的人身安全。关于环网柜的维护, 应注意以下几点: (1) 主干网上应最低程度使用分支箱。原因在于其虽具有操作简单、接线灵活的优点, 但作为电缆输电线路的节点, 分支箱仅仅起电缆的分支作用, 而不能调节所有的线路。 (2) 应配置连接于母线上的PT。原因在于其不仅是电动操作的电源, 而且也是配电网自动化监控终端的电源。 (3) 回路数要预留充分。在环网柜、电缆分支箱以及环网型箱式变压器中, 要预留出一定数量的线路, 也可开断主干电缆, 以并进新的环网柜。 (4) 为及时、准确查找事故故障段, 实现配电线路的自动化, 可将故障显示器设置于电缆线路的一侧。

3.2 电缆连接问题对策

对电缆环网柜的高度进行适当调整。经研究发现, 共箱式环网柜的内部连接受制于柜体空间大小, 因此, 只要提升环网柜台的高度, 就可以使安装环境得到有效改善。这样一来, 不仅保证了电缆护套部位处于适当空间, 也可调整电缆芯的长度, 使其与连接器匹配。

充分考虑套管接触面的导电能力。如果电缆连接部位发生故障, 将导致接线端子部位接触不良, 导电面积也将随之缩减。当导电部件处于密闭的环网柜绝缘套内时, 由于热量无法迅速消除会产生降容问题, 一旦有较高电流通过时, 就会导致高温故障。因此, 为避免该类事故的发生, 及时排除所产热量, 10 k V环网柜内应采用外径32 mm的铜管, 所用电缆的截面面积应达到240 mm2或300 mm2。

4 绝缘问题的处理措施

要及时发现和处理环网柜内部部件的绝缘问题, 以降低事故发生率。在安装设备时, 应提升母线的绝缘性能, 室内尽量采用绝缘性能较好的材料。在环网柜中, 其导电体对相间和地的空气距离不能低于125 mm, 绝缘材料的爬距不能低于230 mm, 而瓷器部件也不能低于210 mm。与此同时, 对绝缘重点部件, 例如支座绝缘子、断路器和支持绝缘子等, 应给予高度关注, 明确其放电多发位置。

5 结束语

环网柜故障多半是由安排设置不合理或操作不当引起的, 因此, 必须按照相关规范, 结合实际, 认真、细致地进行相关操作, 以降低故障率, 保障电力系统的稳定运行。配电网管理人员一旦检查出故障, 就要及时处理, 以提升供电系统的维护水平。

摘要：在电力系统中, 10 k V环网柜具有重要作用, 一旦发生故障, 将直接影响用户的正常生产、生活。通过分析10 k V环网柜出线电缆故障, 归纳其主要故障, 并有针对性地提出一些预防措施。

关键词：供电系统,环网柜,常见故障,预防措施

参考文献

[1]张艳萍.10 k V环网柜维护中的常见问题探讨[J].科技传播, 2010, 27 (13) :214-216.

10kv线路环网 篇6

随着经济的飞速发展与科技的进步, 城市都发生了很大的改变, 人们的生活方式也在不断演变, 居民生活用电越来越多, 城市的电网线路经过多次升级改造也发生了很大的变化, 逐步形成了许多用电负荷密集区。因此, 城市电网中选取电缆化供电的方式早就已经变成了配电网发展的必然走向。

1 环网柜选型及实际配网应用

1.1 环网柜电气接线方式

一般来讲, 环网柜主要是有组合电器以及负荷开关柜组成, 电气接线模块化, 操作功能模块化。环网柜的电气接线方式非常的灵活, 它可以依据不一样的电气接线进行搭配组合, 从而实现功能不一样的环网供电以及电能分配。

1.2 环网柜的选型

环网柜有多种多样的型号, 也有着迥然不同的功能, 但是它最主要的目的与任务是接受电能以及分配电能, 它一般可以用在双电源环网供电以及终端供电上。环网柜会通过输出线与输入线接线, 接进电杆线路杆线以及分支线路;DD/NS双电源负荷开关可以进行环网供电;PF带熔断器可以保护应用在直供箱变线路, 避免因箱变而发生故障从而导致越级跳闸的事情发生;高压测量装置还可以衡量在环网线路中的供电能源选配等。如果将环网柜应用于自动化线路之中, 就可以配置具有遥控、遥信、遥调、遥测这四种功能的环网柜, 由负荷开关与断路器等一次设备和二次设备的保护装置、FTU监控、电源以及自动化软件等组成;将主机与各环网柜和开关柜所配置的如:光纤或者通信电缆等传输线路远方控制单元经信接口和相连接, 这样一来环网柜可以自动检测一些线路上的障碍, 并且能够自动隔离故障区域, 对非故障区域及时恢复供电。在城市电网中可以依据不同的需要选择它所对应及相配的环网柜进行组合搭配。

(1) 在设备的选型上要注意到设备的可靠性与经济效益相协调。在目前市场上, 进口以及全进口的环网柜虽然可靠性高、性能好, 但是它的价格也是昂贵的;与之相反, 国产的环网柜虽然较为便宜, 但是它的性能以及设备的可靠性较低;因此在选择环网柜上, 可选取价格适中、设备性能好不错以及比较可靠的合资环网柜。

(2) 环网柜的回路数宜在三回与六回之间比较合适, 这样比较适合用户分布及发展变化, 避免路数较长而引起电缆过长的问题。

(3) 要考虑到环网柜与配电自动化、智能化之间的配合, 不去选用负荷开关, 而是使用断路器;带电动操作机构或者PT的环网柜应配置配电自动化监控单元或预留接口。

1.3 实际应用

一个地区通过发展现今需要扩建与改造, 而相邻近的四条10k V架空线路也需要调整为电缆线路, 因此在城市配网上大量使用了环网柜, 这也使这个地区的电网电能得到更加灵活的分配。首先, 一定要选择带有计量装置的联络环网柜, 它可以实现四条线路的计量以及联络;其次, 选取四台环网柜应用在线路上实现它的供电功效。将环网柜按照设计进行安装, 电缆敷设完毕后, 电缆终端头进行制作并且与环网柜安装接引。这样可以通过环网柜的供电方式, 避免一些由于用户侧的问题而导致整个线路都停电的事件, 可以将停电的范围进一步缩小, 从而加大设备可靠性。因为, 一旦环网柜的负荷侧出现了问题, 熔断器将会熔断, 而相对应的负荷开关进会跳闸, 将断开问题线路与普通线路, 这样对那些普通线路的功效是没有影响的, 并且等到问题解决了, 将负荷开关合上, 就可以给停电区域恢复供电。

2 环网柜维护

在环网柜的模块设计中, 充气柜开关是一个封闭性很强的系统, 它所有带电的设备或者零件以及开关都是在壳体中, 整个开关设置基本上是不会受到外部条件的影响, 因此这可以保证设备运行的可靠性以及确保人身安全, 实现开关免维护。但是如果在壳体中带有起到避雷作用的装置, 那么就应该每年对它进行一次预防性的试验。在城市电网中应用的环网柜不仅会给城市的电网发展到来新的机遇, 使其能够更好地供应电力资源, 而且它会在未来的城市电网工作中担任更大的角色。

(1) 电缆线路的节点是环网柜, 它的操作非常简单, 并且接线也很灵活。但是分支箱是不能够对每路进行直接操作的, 它只能够作为电缆分值的身份被使用, 因此分支箱最好是不要放在主干路上使用的。 (2) 由于城市在不断的发展, 为了日后城市扩建考虑, 要预留回路数以便随着城市的扩建而扩展。预留的方式有以下几种:在电缆分支箱与环网柜以及环网型箱式变预留出线路数, 也可以在主干电缆上重新接入新的环网柜。 (3) 应该配备接于母线上的PT, 它不仅可以作为电动操作的电源, 而且还可为实现配电馈线自动化的监控终端提供电源。 (4) 应该在那些没有实现配电自动化的电缆侧边加装短路故障指示器, 这样可以让检修人员快速找到故障段, 提高短路故障段查找速度。 (5) 电缆沟和基础之间应该进行封堵, 这样可以将户外运行的环境做一个好的改变, 将设备的使用寿命进一步延长。 (6) 在对环网柜进行操作时, 要仔细地检查各种指示信号, 对于有压力的开关, 一旦发现压力不足, 则严禁操作。

3 环网柜主要故障原因与对策措施

3.1 故障分析

(1) 电缆的固定方式是固定外护套, 却没有办法实现实质性的固定。虽然在进行施工的时候电缆已经搭接好了, 但是由于电缆自身的重量与电动力以及外力的摆动, 会使电缆的搭接处发生故障。 (2) 在目前的城市配网工作中, 一般是选用三芯电缆, 因此在电缆的搭接时应该先进行核对, 然后再进行分别固定。三芯电缆一般在搭接完成后, 它的长度就已经确定了, 因此在制作电缆终端头时, 会存在误差问题。 (3) 共箱式的环网柜在户外环网室中, 它的高度会比较低, 因此, 对电缆的线芯长度有限制, 对安装的精准度也有要求。

3.2 对策措施

3.2.1 技术措施

(1) 适当地将共箱式环网柜的高度进行增高, 首先可以从它的设计上着手, 从根本上来增加高度;其次是提高环网柜的整体基础, 使电缆沟的深度能够和电缆的弯曲半径相匹配, 达到电缆单芯增长的效果。 (2) 注意安装时的工艺要求。要克服接线端子平面从倾斜到平行的扭转力, 要使用力矩扳手, 避免工作人员使用普通扳手。

3.2.2 管理措施

(1) 加强对工作中的环网柜的温度检测, 由于环网柜是封闭式的开关柜, 不能够打开进行检测, 因此, 应该使用红外成像测温仪对四周的备用电缆仓位以及轻载仓位进行观察和检测。 (2) 对环网柜定期进行局部放电检测, 及时掌握环网柜的运行状态, 在缺陷未扩大时进行及时消缺, 减少环网柜故障的发生, 提高供电可靠性。 (3) 建立环网柜维修替换机制, 对有缺陷或者发生故障的环网柜, 视情况对损坏不严重的环网柜进行及时维修, 延长环网柜使用寿命, 避免资产浪费, 提高供电设备的经济效益。

4 结束语

由于受到了城市景观以及架空线路走廊的限制, 越来越多的电力线路被改造成地下电缆线路。在弄堂街巷所等负荷分配转供点, 1 0 k V户外箱式的环网柜在城市配电中起着分支、分段以及联络的作用, 在城市的扩建与改造中得到了更为广阔的运用。

摘要：在现代生活中, 环网供电以它独特的魅力成为配电网络电缆化的主要形式, 相比其它供电而言, 环网供电更具经济效益与可靠性。随着城市的规模不断扩大, 城市配网也随之不断发展, 而这将给环网供电带来更多的机会。环网供电这种形式在供电的案件占据的比重越来越多, 而环网柜作为环网供电的主设备, 也自然而然受到了更多的关注。文章主要探析环网柜的运用选型与故障维护以及解决故障的方法策略。

关键词：环网柜,城市配网,检修管理

参考文献

[1]魏柱, 刘轶峰.环网柜应用实例[M].北京:科技出版社, 2006.

[2]王世才.电工基础[M].北京:中国电力出版社, 2007.

10kv线路环网 篇7

随着城市经济的不断发展, 输电线路走廊日趋紧张, 预计未来数年电缆入地工程在甘肃省也将以爆炸性的速度增长。环网柜作为电网中的一个重要节点应用越来越广泛。环网柜存在着不同的类型和配置, 不同地区有着不同的方案与喜好。网柜的建设方案进行分析, 得出甘肃地区配电网入地工程环网柜建设方案。

2 甘肃省运行中暴露的问题

甘肃地区环网柜随着长期的运行, 暴露出了一些问题。

1) 断路器进线由于上下级保护配合的问题, 保护定值多无法整定, 无法实现保护功能大材小用, 绝大多数的进线断路器保护功能形同虚设。

2) 组合电器单元出线间隔用于长距离线路、大容量电机的线路, 容易被短时过电流诱发熔断器频繁动作, 增加了一线人员运行难度。

3) 出线回路数有限, 一般为2回到4回, 随着负荷的发展, 最后往往会出现出线回路紧张, 无法继续接入负荷的情况。

4) 部分环网柜运行年限较长, 发生气箱内气压不足而引起的绝缘强度下降, 且无气压显示, 分闸时电弧烧毁设备, 甚至引起设备爆炸。

5) 由于环网柜进出主干线线径大都采用三芯交联聚乙烯300-400平方毫米的电力电缆, 对施工工艺的要求很高, 容易发生电缆头接触不良烧毁, 且安装过程复杂耗时较长。

6) 海拔地区昼夜温差较大, 柜体内容易发生凝露现像, 建议在上述地区采用非金属外壳的环网柜。

3 环网柜配置方案

环网柜的型号市场上种类较多, 如何即保证系统可靠运行, 又节省投资、便于运行维护, 本文从以下几方面进行探讨。

3.1 绝缘介质

环网柜按绝缘介质分可分为空气绝缘、固体绝缘、SF6绝缘三种。空气绝缘柜制造工艺简单、价格低, 但体积大、运行成本高, 适用于资金有限对空间位置宽裕的场所;固体绝缘是将环氧树脂作为绝缘介质填充于环网柜内, 类似于干式变压器, 体积小、运行维护方便、环保, 近年来渐渐在各地电力部门有所应用, 但西北地区尚无长期运行的经验;SF6绝缘有着性能优异、安全可靠、尺寸小、免维护等优点, 是市场上的主流设备。

3.2 组合形式

环网柜按照柜内电气部件的联接方式可以分为共箱型和单元型两种。

共箱型环网柜是指将数条出线间隔的开关本体、母线、开关轴等部件共同安装在一个充满SF6的不锈钢箱体内, 柜内可安装SF6断路器或SF6负荷开关, 每个气箱最多可装设6台开关;手动操作机构、电动操作机构单独安装在单另的操作机构室内, 共箱式环网柜有着节省空间, 对外结点少, 绝缘性能优良, 适合于恶劣的环境中运行。

单元型采用模块化设计, 各模块单元可以任意组合, 在设计安装时均较为灵活, 单元型环网柜可将进线柜、母联柜、出线柜按每间隔一个单元进行制造, 单元与单元之间采用专用的硅橡胶连接器进行连接。该形式具体工程中可根据工程实际进行模块化设计、组装, 且后期随着负荷的增加扩展较为方便。在我国的中东部地区应用较为广泛。

3.3 配置方案

环网柜间隔按其开断方式可分为负荷开关单元、真空开关单元、组合电器单元共三种, 根据工程的具体情况有以下几种方案。

3.3.1 进线断路器、出线负荷开关

此种方案的优点在于能够对进线即电缆线路的主干线进行保护, 可迅速的隔离故障点, 出线负荷开关仅具备正常情况下的操作功能, 但由于配网线路结构的复杂性以及保护定值的上下级配合等原因, 电力调度部门很难给出合适的定值参数。

3.3.2 进线负荷开关、出线断路器

此种方案与上一种方式配置恰恰相反, 克服了上一种模式的缺点, 将保护功能下移到环网柜出线段, 工程实际应用时只需简单的速断保护即可实现保护功能, 哪条分支故障断开哪条, 保证了其余线路的供电可靠性。但这种模式无法在主干线发生故障时起来保护作用, 一旦主线发生故障将会引起全线停电, 同时造价也略高。

3.3.3 进线断路器、出线断路器

此种方案进出线均具备切断故障电流的能力, 主线与分支线均能保护到位, 在上述各个方案中造价最高。

3.3.4 进线负荷开关、出线组合电器

这种方案将保护功能通过熔断器来实现, 造价相对较低, 由于功能齐全、造价低廉、无需外接电源、运行维护方便的特点。

3.4 电气二次部分

3.4.1 保护配置

鉴于实际运行中甘肃省地区电缆线路的故障率较低, 且保护整定上下级配合较为困难, 一旦保护发生误跳对于线路的可靠性影响较大, 环网柜进线不设保护, 出线如采用断路器配置宜设保护, 保护应能与上级保护策略相配合, 不宜复杂一般采用“三段式电流保护”为主, 保护装置宜选用保护测控一体化装置, 安装于二次小室内

3.4.2 测量仪表

测量仪表对于环网柜的运行维护十分重要, 甘肃省就曾发生过由于SF6漏气而发生爆炸的事故, 配置开关状态指示器、SF6气压指示器、带电指示器、故障指示器、并增加带电接地闭锁功能, 外附一次接线图。

环网柜由于位置、空间紧张一般不设计量点, 如需设置计量点, 需增设10k V电压互感器柜, 并增设PT、CT专用二次绕组。

3.4.3 操作电源

操作电源系统一般有两种形式, CT取电或增设独立PT取电, 早期的环网柜也可通过套管式电流互感器加电容式储能装置进行供电, 近年来随着配网自动化的日益兴起, 保护装置、DTU、通信等精密设备对电源的要求越来越高, 一般采用PT取电的方式, 一般通过专用电压互感器柜, 将10k V变为100V的交流电, 再通过整流装置变为直流48V对阀控式铅酸蓄电池组进行充电, 蓄电池容量参照事故维持2小时进行计算选取。

3.5 环网柜建设方案

甘肃省电缆线路在进行规划设计时结合该地区未来10-20年的远期规划, 在建设、运行过程中出线回路考虑远期负荷发展, 做到永临结合, 预先抢占输电通道, 提前建设基础, 并预留1-3回间隔作为备用。

环网柜选型上倾向于选用SF6作为绝缘介质的共箱式环网柜, 采用两路电源进线, 2-6回间隔出线, 进线采用负荷开关间隔配置, 出线采用真空开关或组合电器配置, 所有环网柜具有手动加电动操作机构加配电自动化接口, 在接入负荷时, 原则上采用环网柜加电缆分支箱方案, 对于各地新建的开发区、新城区等负荷并未完全成型地区, 造当增加出线间隔的预留数量。具体的网架结构如图2所示

4 结论

本文结合现行市场中环网柜的使用现状, 本着“节约资金、适度超前”的原则提出了一套成熟的环网柜配置方案, 将环网柜规格进行规范标准化, 也能够进行资源的整合, 减少资源的闲置, 可有效的提高电缆供电系统的电能质量和供电可靠性, 体现出良好的经济效益及社会效益。

参考文献

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10kv线路环网 篇8

关键词：10kV环网柜,电缆箱式设备,巡视,测温

0引言

随着科技发展和进步, 企业对供电可靠性和电能质量的要求也越来越高。国家电网公司提出了状态检修的目标, 以提高设备利用率。要实现状态检修, 状态监测就变得越 来越重要, 而电气设备温度是反映设备运行工况的一个重要指标。

电气系统中大量设备过热故障引起的火灾90%以上是进出线电缆连接头接触不良造成的。此外, 在线运行温度检测技术难度较大, 无法进行温度在线监测, 而不得不降容使用设备, 造成了很大的浪费。因此, 进行电缆头温度在线监测的研究和示范工程建设, 充分发挥设备的能力, 保证设备安全运行, 尤其是保证电力系统主要设备装置的可靠运行, 提高电力生产的质量, 已刻不容缓。

城市经济高速发展的现在, 电缆线路在城市配网中的应用越来越广泛, 环网柜、开闭所也随之广泛应用于配网电缆线 路中。电缆头作为电网安全可靠运行的薄弱环节, 其性能质量不仅取决于电缆头的材料, 更取决于电缆头的制作工艺, 还与实时负荷大小有关。上述任一因素都可能导致10kV环网柜、开闭所及开关柜内电缆头出现发热情况, 如果没有及时巡视到位或监测发现, 负荷持续 增长, 电缆头温 度将上升, 直至引发 爆炸, 其甚至会使柜内绝缘套管炸裂, 公共气箱漏气, 造成整个环网柜或开关柜报废。一台常见的两进四出的环网柜价值30万元, 再加上检修材料费、施工费还有停电损失, 事故损失约为35万元。开闭所造价更高, 损失将会更大。所以, 电缆头发 热后果相当严重, 需加强巡视和测温, 防范事故发生。

1目前无线测温系统存在的问题

目前市场上已有的电缆头无线测温系统大多采 用独立的测温传感器, 传感器通 过捆扎等 方式安装 在电缆头 的外表层上。此类无线测温系统存在以下问题:

(1) 采取这种安装方式, 当设备运行一段时间后, 会造成传感器不牢固甚至脱落。

(2) 测温传感器仅与电缆头外表接触, 测得的温度与电缆头实际发热温度有较大偏差。

(3) 受安装空间所限, 应用场合受外部结构和安装条件影响较大。

(4) 传统传感器都采用电池供电, 电池存在使用寿命问题, 需要定期更换, 无法真正意义实现免维护。

2内置测温传感器测温的优势

本次采取传感器与电缆头一体化集成的方案, 无线测温传感器内置于电缆头绝缘塞防护帽中, 或者浇注于电缆头绝缘塞中, 还可以集成到带电指示器中。测温传感器采用感应取电方式供电, 无需更换电池。通过一体化设计实现测温传感器易安装、高可靠、免维护。

通过对电缆头温度进行测量和监视, 可以全面了解其绝缘老化情况, 准确评估其工作状态, 及时发现其故障隐患, 对提高电缆头运行可靠性、减少故障发生次数、降低故障损失具 有重要意义。

(1) 该系统试用后, 明显提高了运行人员发现电气设备缺陷的能力, 对保证供电可靠性起到了很大的作用。

(2) 避免了无法准确测量电缆头温度或测量偏差大、不可远传、无法实时在线监测发热点等缺陷。

(3) 该系统实现了温度在线监测, 也可以向智能开关控制器、智能变电站通信管理机等设备转发数据, 为一、二次设备智能化提供温度测量信息, 降低了运行维护人员工作强度, 提高了电气设备安全运行水平。

(4) 提高了电气设备的运行水平, 降低了电气设备因过热问题损坏的几率, 大大降低了设备的运行维护费用。

(5) 有效减少了电量损失, 提高了供电量。过去, 由于进出线电缆头发热无法观察和检测, 只有发热造成放电起火或故障短路后才能发现问题, 往往会造成某段母线停电或一个间隔停电, 抢修难度非常大, 可能导致局部地区长达几个小时或 上十小时的停电。

(6) 节省了运行人员的设备巡视费用。

3系统结构

基于创新的专利技 术, 把温度传 感器嵌入 安装到电 缆头中, 实现了测温传感器和电缆头制造安装工艺的完美结 合, 彻底解决了测温传感器的安装工艺问题, 极大地提高了电缆头测温技术的可用性。电缆头测温系统组成如图1所示。

电缆头测温系统由无线测温传感器、无线温度采集器和后台专家系统组成。测温传感器内置于电缆头, 传感器与采集器之间采用ZigBee无线通信技术实现信号传输, 采集器通过RS485接口或ZigBee无线通信接口向后台专家系统或 第三方信息集成系统发送数据。

4结语

10kV环网柜、箱式开闭所、常规开闭所、开关柜及变电站10kV出线的电缆头一般 由热缩式 或冷缩式 绝缘材料 制作而成, 具有铜屏蔽层和铠装层接地措施, 可以带电触摸, 特别是10kV环网柜、箱式 开闭所电 缆头可以带电插拔。常用的电气测温设备是红外测温仪, 其原理是利用红外成像技术测量发热点温度, 但不能穿透柜体金属对电缆头进行直接测温。10kV环网柜、箱式开闭所及开关柜内电缆头正常运行方式下不仅不外露, 而且被金属柜门密封 (环网柜柜体大门打开后, 每个间隔还有金属门) , 不仅有机械闭锁 装置, 还有电气闭锁装置, 只有在停电后合上接地开关, 才能解除 闭锁打开金属门, 否则设备正常运行时无法对环网柜、箱式开 闭所及开关柜内电缆头进行巡视、测温。供电企业不会为了监测电缆头有无发热而 把每台环 网柜或开 关柜停止 运行, 解除备用, 这将违背供电企业持续提供优质服务的初衷。所以10kV环网柜、箱式开闭所、常规开闭所和变电站内中压出线开 关柜内电缆头的测温问题亟待供电部门解决, 本文就为此提供了一个可供选择的方案。

参考文献

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[2]曾辉.CTM-3型电缆头温度智能监测系统[J].电气应用, 2005 (1)

[3]盖文福.高压电缆温度在线监测系统中热点位置研究[J].电力设备, 2008 (9)