35kV配电网（精选12篇）
35kV配电网 篇1
中压网络是我们国家的主要配电网络, 该网络由于网状的网络结构, 且电网的绝缘水平较低, 易发生雷害事故。据统计, 在该电压等级的电网中, 雷击跳闸率居高不下, 且经常发生配电变压器、柱上开关、刀闸被雷击坏的事故。虽然经过农网和城网改造后状况有所好转, 但在防止雷害事故, 特别是防止雷击跳闸事故方面并没有实现根本的好转。在雷电活动频繁的地区, 雷害事故仍经常发生, 极大地影响了中压电网的供电可靠性, 影响了电网的安全稳定运行。因此, 对中压网络的防护现状进行认真的分析和研究, 找出雷害事故频发的原因, 寻求改进和完善的措施是非常有必要的。
1 6～35 k V配电网的防雷现状分析
6～35 kV电网, 一般没有避雷线保护且线路绝缘水平较低, 再加上有如蜘蛛网状的网络结构, 不但直击雷能造成雷害事故, 且感应雷也能造成较大的危害。据对供电部门的运行调查, 在中压电网中, 雷击跳闸率占其总故障率的80%以上, 且经常有柱上开关, 刀闸、避雷器、变压器、套管等设备在雷电活动时损坏, 有些变电所在雷电活动强烈时, 所有6～10kV线路全部跳光, 极大地影响了供电可靠性和电网安全。
2 造成雷害主要的原因
2.1 防雷装置作用
在6～10 kV电网, 沿线路没有避雷线, 主要是靠安装在线路上的避雷器进行保护, 而这些避雷器一般安装在变电所的出线侧和配电变压器的高压侧。线路中间缺少保护, 如线路遭受雷击, 即使这些避雷器动作, 那么线路绝缘子在较高的雷电过电压作用下也会击穿放电。
目前6～10 kV电网所用的避雷器比较复杂, 既有新型的氧化锌避雷器, 又有老式的碳化硅避雷器;既有带间隙的, 又有不带间隙的, 其额定电压、动作电压及动作后的残压有较大的差异。而6～10 kV电网又特别容易发生弧光接地过电压和铁磁谐振过电压。特别是在雷电活动时, 往往由雷电过电压造成绝缘子的击穿、雷电流过后的工频续流, 即单相接地电容电流。若该电流在10～300 A范围之内, 就不能可靠熄弧而形成间歇性的电弧接地, 由于电网是由电感和电容元件组成的网络。电弧的间歇性熄灭与重燃会引起网络电磁能的强烈振荡, 产生较高的过渡过程过电压, 即弧光接地过电压, 该过电压可达3.5 Uρ (Uρ:最高相电压) , 且持续时间长, 遍及全网, 会引起避雷器爆炸。另外雷电过电压, 作为一种扰动还会激发电磁式电压互感器产生铁磁谐振过电压, 铁磁谐振过电压可达3.0 Uρ, 也会对避雷器的运行产生不利影响。在雷电活动时经常发生避雷器爆炸事故, 往往是由于雷电过电压激发引起这两种内过压的作用引起的。另外, 还有些避雷器由于质量的原因在运行中受潮, 或间隙动作后不能可靠熄弧引起爆炸, 从而造成电网接地短路事故, 也对电网的安全稳定运行造成很大影响。
2.2 避雷器的接地问题
据调查, 6～10 k V电网中避雷器的接地存在问题较多, 主要表现在: (1) 接地电阻问题。6～10 kV配电型避雷器接地由于受其场所的限制有相当一部分接地电阻超标, 据我省某供电局统计, 大约有30%左右的配电避雷器接地电阻超标, 有的高达上百欧姆; (2) 接地引下线问题。如一些避雷器的接地引下线采用带绝缘外皮的铅线做接地引下线。一是内部如果折断不易发现, 二是两边的连接头容易锈蚀。还有避雷器的接地引下线在埋入土中与接地体连接处由于腐蚀电位差不同最易发生电化学腐蚀, 有的甚至断裂。据检查这类问题相当严重。再就是运行部门往往只注意按期对避雷器试验校核, 而对避雷器的接地重视不够。而避雷器只有通过良好的接地才能发挥作用。如果接地不良, 避雷器等防雷设备则形同虚设。
2.3 为了电网运行方面的需要
在6～10 kV电网上安装了一定的柱上开关和刀闸, 这对保证电网运行方式的灵活性、提高供电的可靠性起了很大作用, 但仔细检查发现在这些柱上开关和刀闸的防雷保护上存在严重的缺陷, 即在柱上开关和刀闸处有些没有安装避雷器保护, 或者仅在开关的一侧装避雷器保护。这样当开关或刀闸断开时, 线路遭受雷击, 雷电没沿线路传播, 到开关或刀闸开断处, 将发生雷电波的全反射, 反射后雷电压将升高一倍, 这个电压会危及开关或刀闸的绝缘。会使开关内部或外部绝缘发生击穿, 柱上开关被雷电击坏的原因大都是如此。
2.4 多回路同杆架设问题
为了节约线路走廊, 减少占地, 节约投资往往采用多路同杆架设, 大多三回、四回线路同杆架设, 有的甚至达到6～8回同杆架设。但这样带来的问题是, 一旦线路遭受雷击, 引起线路绝缘子对地击穿, 如果击穿后工频续流较大, 则持续的接地电弧将使空气发生热游离和光游离, 由于同杆架设的各回路之间距离较小, 那么电弧的游离会波及到其他回路, 引起同杆架设的各回线路同时发生接地短路事故, 如广东某铝泊厂, 为保证供电的可靠性, 有四回10 kV线路向其供电, 但这四回线路有一段同杆架设, 结果在每年都发生四回线路因雷击同时跳闸的事故, 有时甚至还发生倒杆断线事故, 造成了很大的损失。
2.5 配电变压器雷害事故
目前大多数配电变压器的防雷保护, 只是在变压器的高压侧安装一组避雷器进行保护, 低压侧不装避雷器, 这在北方少雷区是可行的, 但是在南方多雷区和山区、雷电活动频繁的地区, 就经常发生配电变压器雷击损坏的事故, 这主要是由逆变换过电压和正变换过电压造成的, 据调查曾有一个县供电局一年内就有30多台10 kV配电变压器被雷击坏。由于变压器损坏的同时还造成了线路接地短路引起线路跳闸, 影响了电网的安全和供电可靠性。
2.6 防雷设备维护
运行维护方面, 特别是6～10 kV电网担负着直接向用户供电的任务, 由于大多数用户是单电源供电, 缺少备用电源, 造成线路长期无法正常检修, 绝缘弱点得不到及时消除, 防雷设备得不到正常的维护, 使线路耐雷水平下降, 其是雷击跳闸率上升的主要原因之一。
2.7 自动重合闸投运率
因为雷电过电压造成的击穿大都是瞬时性故障, 绝缘子放电后一般都能自行恢复绝缘, 自动重合闸是减少雷害事故、保证供电可靠性的主要手段, 可是由于种种原因, 6～10kV电网自动重合闸的投运率并不高, 这也是中压电网雷害事故偏高的主要原因。
3 整改完善措施
针对以上分析, 对6～35 kV中压电网可采用如下措施进行整改和治理。
3.1 加强完善避雷器保护
因中压电网的主要防雷措施是避雷器, 因而规范、完善避雷器的保护就显得尤为重要。根据6～35 kV中压电网的现状, 在避雷器的保护上采取的治理方法: (1) 在避雷器的选型上应选用保护性能好的氧化锌避雷器, 逐步淘汰碳化硅避雷器, 为了保证避雷器适应中压电网的内过电压状况, 不在内过电压下动作损坏, 可适当提高氧化锌避雷器的额定电压和荷电率; (2) 在柱上开关和刀闸两侧装避雷器保护, 以防止线路遭雷时的开路反射击坏开关和刀闸; (3) 在35 kV进线终端杆加线路避雷器保护, 用以防止线路备用时, 沿线路侵入的雷电波开路反射击坏开关设备, 此避雷器在线路正常运行时, 可用来限制沿线路侵入到变电所的雷电波; (4) 在配电变压器的高、低压侧同时装合适的避雷器进行保护, 防止正变换过电压和逆变换过电压造成配电变压器的损坏; (5) 加强避雷器的运行维护和试验, 防止因避雷器自身故障而造成的电网接地短路事故; (6) 在雷电活动频繁地区, 或者容易遭受雷击的线路杆塔加装线路避雷器进行保护, 根据经验, 为了减少维护工作量, 可以安装复合绝缘的氧化锌线路避雷器进行保护。
3.2 改善中压电网杆塔和防雷装置的接地
(1) 35 k V进线段有架空地线杆塔的接地电阻不应大于10Ω, 终端杆接地电阻不应大于4Ω; (2) 避雷器和配电变压器的接地电阻不应大于10Ω, 重要变压器和避雷器的接地电阻不应大于4Ω; (3) 避雷器等防雷设备的接地引下线要用圆钢或扁钢, 要有防止连接处锈蚀和地下部分因锈蚀开路的措施。
3.3 安装自动跟踪补偿消弧装置
对电容电流超过10 A的电网安装自动跟踪补偿消弧装置进行补偿, 这是有效降低线路建弧率、提高供电可靠性的非常有效的措施。因为雷电过电压虽然幅值很高, 但作用时间很短, 绝缘子发生的热破坏大都是由于雷电流过后的工频续流引起的。而工频续流, 实际就是电网的电容电流, 而某些型号的自动跟踪补偿消弧装置能把补偿后的残流控制在5 A以下, 这就为雷电流过后的可靠熄弧创造了条件。上面提到的广东某铝泊厂四路电源频繁发生雷害事故问题, 在2000年加装了ZXB系列自动跟踪补偿消弧装置后得到了彻底的解决。同时, 中压电网加装自动跟踪补偿消弧装置后还能有效地防止弧光接地过电压和铁磁谐振过电压。
3.4 提高线路绝缘耐压水平
将针式瓷瓶更换为合成绝缘子, 提高线路的冲击耐压水平, 确保只在特别高的雷电感应过电压作用下闪络, 工频续流时因放电爬距大无法建弧而熄灭。此外, 提高自动重合闸的投运率, 加强中压电网的运行维护, 及时排除绝缘缺陷。也可以提高电网耐雷水平, 减少雷击跳闸率, 从而保证电网安全。
摘要：中压电网的防雷是一个系统工程, 需要多方位全面地考虑采取综合的治理措施, 针对我国配电网的防雷保护现状、雷害事故情况及存在的问题进行深入的分析, 并提出了改进措施。
关键词：6～35kV,配电网,雷害事故,措施
35kV配电网 篇2
摘 要：作为电网系统的重要组成部分，10kV配电网运行效率在很大程度上影响着居民供电质量，必须要将各项维护管理措施落实到位，减少运行故障的发生。其中，运维抢修是维持配电网可靠供电的重要措施，确保在故障发生后的第一时间采取动作，利用最短的时间来消除故障，恢复正常供电。为进一步提高配电网运维抢修工作效率，需要在原有基?A上采取措施对流程进行优化，本文对此进行了简单分析。
关键词：10kV；配电网；运维抢修
DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.08.145
配电网运维抢修工作专业性非常强，同时其还具有非常大的危险性，安全风险非常高，在保证配电网正常供电的同时，还需要确保抢修人员的人身安全，因此要求抢修流程的最优化，最大程度上来排除外部因素的干扰。根据不同类型的配电故障来选择最为有效的应对措施，第一时间进行恰当处理，维持配电网平稳供电。配电网运维抢修工作流程
对配网运维抢修工作特点进行分析，可以将其工作流程分为以下几个步骤，及到达现场、定位故障、隔离故障、物资到位以及现场施工，整个流程可称为抢修生命周期，任何一个步骤出现问题，均会对最终抢修效率产生影响。当配网受自然灾害或者其他因素影响出现故障无法正常供电后，故障抢修点会向系统报修，并通过监控设备将系统实时状态信息传递给控制中心，经过控制中心确定大概的故障类型后，确定初步故障抢修方案，然后安排就近人员进行现场抢修。其中，抢修人员在接到抢修任务时，需要立即赶往现场，并通过电话来通知客服取单，并现场完成故障处理，待抢修完成后，对抢修单相关内容进行如实填写，并通过电话来向相关部门汇报相关情况。对整个流程操作效率进行分析，可以发现传统的电力抢修流程存在较多不足，信息传输速率慢，且存在众多人工环节，抢修业务连贯性较差，还需要做更进一步的调整优化[1]。除了要对硬件设备进行更新外，还需要重视通信技术手段的选择，以求能够及时掌握抢修作业进度，第一时间将故障信息传递给抢修人员，提供过对资源的规范化管理，提高运维抢修工作效率。配电网运维抢修所存缺陷
2.1 故障定位准确性较低
虽然近年来我国电网建设智能化程度不断提高，但是目前配网还未完全实现自动化与智能化，因此在应对系统故障时，并不能很大的清除给故障，大部分还需要通过大量的时间与精力来对故障进行排查和定位，不仅需要大量资源作为支持，同时还会降低抢修效率。并且，基于配电网运行特点分析，在进行配电网故障清除时，存在很大的可能受到天气因素干扰，这样就会降低故障定位结果的准确度，并且还会影响到抢修人员的工作效率，在根本上降低配电网运维抢修质量[2]。
2.2 修复工作效率比较差
为满足配电网建设要求，电力设备的数量不断增多，并且种类在持续更新，不同厂家所应用的技术差异较大，受到外部因素干扰产生的反应的也不同，因此在处理故障时最适用的方法也不同。尤其是对于配电网运维抢修工作来讲，受自然环境因素干扰较大，很多情况下需要在雨雪以及大风天气下抢修，不仅对抢修人员技能水平有较强的要求，同时也是各设备性能的考验，很多情况下因为设备配备不全，或者性能较差，而延误配电网故障抢修工作。
2.3 抢修人员技能水平低
配电网运维抢修工作专业性要求高，除了要有先进的抢修技术作为支持以外，还需要安排经验丰富的人员负责现场故障处理，抢修人员专业水平如何在很大程度上决定着工作综合效率。就抢修工作现状来看，存在大部分抢修人员未受到系统化的抢修知识培训，以个人经验作为工作指导依据，无法进行有效的故障定位与判断，进而影响到配电网抢修效率。只有制定规范可行的抢修流程，才能够实现资源分配的最优化，并最大程度上来调动抢修人员的积极性，从整体上来提高电力抢修人员的专业能力。配电网运维抢修流程优化要点
3.1 科学制定抢修方案
面对不同类型的故障，需要采取不同的方法进行处理，为进一步提高配电网运维抢修工作效率，首先需要制定科学可行的抢修方案，来为不同运行故障的处理提供科学指导，一方面可以保证资源分配的高效性，另一方面还可以提高抢修综合效率。应构建一个专门的抢修部门，负责配电网运行故障抢修工作，不断总结各类故障特点，便于根据故障表现特征来最快速的判断确定故障位置与类型，为抢修工作争取更多时间[3]。对每个阶段遇到的难题进行深入讨论，制定具有针对性的抢修方案，确定各种抢修时间与流程，提高抢修工作的综合效率。另外，抢修方案的存在可以为抢修人员提供作业指导，使其更全面的掌握每条抢修线路的特点，通过进一步的定位和分析，寻找潜藏的故障原因，并通过必要的手段处理，完全消除存在的故障。
3.2 抢修流程调整优化
传统配电网运维抢修多会就工作流程进行研究和调整，以专业特点和部门利益为根本，这样很容易造成相互间系统以及数据资源的孤立，反而会导致故障抢修业务流程封闭。隐刺，在对抢修流程进行优化时，需要提高对数据信息的重视，缩短配电网报修到现场处理之间信息传输所需的时间，为现场抢修人员争取更多时间。根据故障报修信息来进行资源分配以及人员调度，保证配电网电话汇报与相应调度时间安排的科学性。同时，还应加强对抢修人员专业能力培养，定期举办各种配电故障抢修培训活动，针对日常抢修遇到的难题进行科学分析，组织抢修人员相互之间进行经验交流，使其熟练掌握不同类型故障特征以及发生原因，缩短故障判断时间，提高现场抢修综合效率。结束语
结合现状确定我国配电网运维抢修工作中存在的缺陷，并从不同角度出发，分析确定问题存在的原因，然后来对抢修流程进行调整和优化，争取第一时间到达现场完成故障排除，恢复到正常供电。
参考文献：
[1]李国清.配电网运维抢修优化管理研究[J].数字通信世界，2017
（12）：233.[2]程晓晗.关于提升我国配电网抢修效率的探讨[J].电子制作，2016
35kV配电网 篇3
[关键词]35kV输配电线路；雷击故障；防雷措施
經过不断的研究发展，为了有效的减少配电线路的雷击故障，国内外许多学者经过不断的实践和研究，从而提出了许多配电线路防雷和避雷的措施理论，并且在现今的应用中得到广泛的发展，许多学者认为可以通过架设避雷线来有效的防护感应雷，但是相关学者却与其产生争议，认为感应雷不会对输配线路造成危害，所以没有一个统一的配电线路的防雷认识。在我国经过多年的努力许多区域的电力部门已经在雷电观测和防雷保护研究上得到了一定的进展，并运用到架空输配电线路的施工运行中，但是在实际的发展过程中，雷击的危害依然是导致配电线路产生故障的重要原因。特别是在35kV这种中压线路中，防雷措施的应用不明显，在实际的运行中又会受到雷击的危害，所以更应该加强防雷措施的维护。
一、35kV输配电线路防雷措施概述
1.雷电的过电压的类型分析
35kV的输配电线路的主要作用是向广大的用户直接分配电能，因此配电线路网络的安全运行与广大用户的用电质量和安全息息相关，所以就必须通过多种措施来有效的解决线路安全运行，尤其是雷击的危害，当35kV输配电线路受到雷击产生线路故障跳闸，应采取相应措施来有效的降低跳闸率是非常有必要的。我们可以依据电压形成的物理特性，来划分雷电过电压的类型：（1）感应雷过电压，是指在架空的电路线路附近发生雷闪的现象，虽然没有直接击中线路，但是在线路的导线上可以感应出和雷云极性相反的束缚电荷，从而形成雷电的过电压。（2）雷直接击中的导线过电压，是指电路系统中相关输电设备或者线路被雷直接击中，而形成强大的雷电流的泄放通路。（3）雷直接击中杆塔或者被避雷线反击而形成的雷电过电压。具体的示意图如图一所示[1]：
2.35kV输配电线路的雷击跳闸产生的条件
通常情况下，因为雷击放电而产生的导线对地闪络的现象是不能避免的，同时又因为35kV输配电线路的绝缘水平不高，所以直接导致线路产生跳闸的现象。具体的35kV输配电线路受雷击而产生的条件一共有两个方面的主要内容，其一是当线路受到雷击时，输配线路的雷电过电压比线路整体的绝缘水平要高时，就会发生线路的绝缘冲击闪络的现象。其二是发生的冲击闪络现象会经过一定的反应而形成较为稳定的工频电弧，致使35kV的输配电线路产生相间短路，线路发生跳闸的故障。
3.35kV输配电线路的进线段防雷保护存在的问题
35kV的输配电线路的进线段保护是为了防止线路雷击的普遍性举措，主要是指在离变电所的一段线路上实行防雷措施，大概的距离是1-2千米左右。具体的措施是当35kV输配电线路的全线没有架设避雷线的情况下，在离变电所1-2千米的近处线路段上架设避雷线，保护角度为20度，从而使该线段有很好的避雷效果，有效的减少了绕击和反击的总体概率。但是通过许多的数据显示分析，这种措施在雷害较多的地区，只在35kV输配电线路的进线段设立避雷线根本就不能起到保护措施。例如本人所在的供电网络中，有一条35kV平望线望高至川岩段，地处矿产资源丰富的矿山顶上，其4#杆塔就经常被雷击产生线路跳闸。据资料统计，4#杆塔每年至少都会有2-3次的瓷瓶炸裂现象发生。同时还存在许多导致雷击故障产生的问题。具体的有：（1）杆塔的接地电阻超标，经过数据分析在进线段附近的杆塔接地电阻如果存在超标问题，是产生雷击跳闸的直接原因。电阻超标的原因很可能是与接地极受到腐蚀或者与相关规定不符合而产生的。（2）受到中性点的接地方式影响，在35kV输配电线路的中性点接地方式对雷击跳闸的产生也有重要的影响作用，当电流小于11.4A时，当雷电过电压是线路发生闪络，工频电流可以依靠熄弧来使线路的故障建弧率下降，但是如果雷电电流过高会使绝缘子被击穿就不能很好的起到保护作用，当电流大于11.4A时，会形成连续的接地电弧，使周围空气被电弧不断的离解，从而使线路发生相间短路。同时还与35kV的输配电线路的绝缘水平不高有着直接的关系[2]。
二、35kV输配电线路防雷措施
1.安装35kV输配电线路的避雷器
因为35kV输配电线路自身设计的特性会使线路的绝缘水平不高，同时有些线路因为年久失修会使接地装置发生锈蚀，并且许多线路也没有实现全线架设避雷线。因此可以通过安装避雷器的方法来应对，通常情况下根据实践的应用分析，可以在35kV输配电线路适当的安装自带脱离装置的无间隙类型的避雷器，该避雷器主要由绝缘间隔棒和脱离器组成，绝缘间隔棒的主要作用是使导线和避雷器之间存在一定的距离，从而避免线路受到过电压的影响。而脱离器可以在避雷器发生损毁时使避雷器可以快速的脱离导线，防止避雷器受到雷击后使线路接地发生不正常的现象。通常情况下35kV输配电线路的无间隙避雷器的应用参数如图二所示：
2.降低杆塔的接地电阻
通常情况下杆塔的接地电阻，在不超过35kV的输配电线路的防雷水平时，这样雷电的电流冲击时就不会对线路产生闪络，所以在接地装置的选择上，应该严格的按照试验规程规定来安装，但是在较高的杆塔上以及雷电频发的地区应该更加严格的控制杆塔的接地电阻值。上述所说的望高至川岩段的4#杆塔，架设好线路时所测得的接地电阻值是10Ω，后因经常遭遇雷击，就增加了接地极的数量，其深度也相应的加深了，另外又加装了避雷器。这样重新检测出的接地电阻值为5Ω。这之后4#杆就大大减少了雷击次数。降低线路杆塔的接地电阻值，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换用电阻率较低土壤，④在接地极周围施加降阻剂等办法。
3.增强绝缘
悬式绝缘子是成串使用的绝缘子，用于电压为35kV及以上的线路上，直线杆塔绝缘子的片数为3片，耐张型杆塔绝缘子为4片。但是其绝缘子串的雷电冲击耐受能力不够高，在雷电高发区域中可以相应加强绝缘，增加其片数。例如直线杆为4片，耐张型杆塔为5片，以提高线路的防雷性能。
4.安装消弧线圈
在对35kV线路安装消弧线圈之后，当雷击线路产生单向接地时消弧线圈会产生电感电流，从而因为与接地电流的补偿作用而使线路的接地电流相应的降低，同时还会因为消弧线圈的嵌位作用，可以很好的阻止铁磁谐振的过电电压的发生。因此为了更好的发挥消弧线圈的作用需要建立有效跟踪电网电容的电流的自动调谐装置，现今主要的应用的装置有两种，其一是随动式补偿系统，可以自动的跟踪电网电容的电流的运动状态，然后自动的调整消弧线圈，将谐振的电压限制在一定的范围内。另一种是动态补偿系统，可以使消弧线圈离谐振点较远，有效的避免谐振过电电压的产生，当电网受到雷击而接地时可以迅速的调整消弧线圈，使其保持在最佳的运行状态，因此可以很好防止雷击对35kV输配电线路的影响。
三、结束语
输配电线路的建设和应用是社会供电的重要组成部分，其中35kV的输配电线路在我国输配电线路中是一个比较重要的组成部分，但因其设计的特殊性导致其防雷效果不高，因此应该采取相关有效措施来预防35kV输配电线路的雷击故障的发生。
参考文献
[1]高新智，仇炜，韩爱芝等.针对某35 kV配电线路防雷问题的探讨[J].高压电器，2010，46（4）：69-73.
[2]邹路，张远凌.论35kV输配电线路防雷[J].民营科技，2012，（12）：71，73.
35kV配电网 篇4
35 kV及以下城市配电网(城配网)基建工程的特点是工程数量大、规模小、项目繁杂、琐碎、市政干扰较多,在以往的城配网改造中工程的后期管理相对薄弱,导致了项目不能按时清理,且同期管理的工程项目众多,人员的变化也加大了项目清理难度。城配网基建工程项目有的前期准备期较长,而施工期却很短;有的因为保障优质服务而不能安排停电工作,计划的施工日期受到约束,经常拖延;有的项目规模小而人员紧张,管理、施工得不到足够重视,使工程的质量和安全得不到有效监督。
自1998年进行城配网改造以来,经过多次“回头望”等工作,发现了城配网基建工程的管理中有很多失控的环节,为此,陕西省电力公司(省公司)针对工程的特点,加大了工程的中后期管理,努力改变以前“重前期轻后期”的做法。
1 加强工程的过程管理
(1)每月定时上报工程进度统计表。制定了供电局和监理公司每月定时上报工程的形象进度,包括本月的工程完成情况、下月的计划、累计完成、工程存在的问题、投运、决算等,涉及工程从批复后开工到结束的各个方面。从供电局和监理公司各自的报表中发现工程进行中存在的问题,及时协调,使工程得以顺利完成。
(2)定期或不定期地进行工程抽查验收。组织有关专家、监理公司人员到各建设单位抽查完工工程的施工工艺、工程规模,正在开工和已经完工工程的资料是否齐全,工程管理制度、标准、合同等文件资料;检查工程管理制度是否执行到位,工作管理流程是否紧密结合工作实际;保障施工安全的技术措施和安全措施是否到位并符合安全规定;抽查单项工程的竣工资料(监理报告、试验报告、验收报告、竣工报告、工程决算及竣工图纸);工程废旧物资处置及再利用工作;工程的财务决算和工程支出情况等。
(3)利用工程简报通告工程完成情况。将各个单位城配网工程完成、决算情况在全公司范围内进行公布,督促各单位保证质量、按期完成工程任务。对工程中存在的问题进行分析,并对下一步重点工作提出详细要求。
2 发挥监理在工程中的监督、促进作用
(1)改变了监理公司以往工作的被动局面。以往的城配网改造工程的监理工作是由各个项目承建的供电局自找监理公司进行监理,这种机制下,监理不能真正发挥作用。导致了工程管理过程中出现项目不符合计划、超概算等一系列问题。
从2006年下半年开始,公司针对这种状况,开始改变做法,将监理工作的招标和合同签订工作收归公司直接管理。这一方案实施以来,监理公司的监理费用也有所下降,2006年、2007年为监理费批复概算的90%,2008年为监理费批复概算的81%和87%,节约了工程成本;监理公司和省公司直接签订合同,监理公司对省公司负责,摆脱了各施工单位的制约,使监理公司真正能对工程起到监理作用。
(2)支持并加大监理的管理工作,从工程的各个方面进行监督管理。城配网基建工程和主网工程基建工程不尽相同,所以监理工作一味沿用主网的方式进行也不现实,监理公司派人到各个单位进行项目的监督工作,由于项目的规模小,监理费用低、工程期短、不能集中施工等特点,若采取主网的监理方式,就会导致监理公司人员费用、来回住宿和交通费用等成本上升,将造成监理公司亏本情况,这样监理工作也不会真正落到实处。所以省公司多次协调各供电局,协助监理,提供相应的办公场所及其办公条件,使监理随时从内部工作网上知道城配网基建工程的进度,两者之间能有效配合,使工程的开工、现场安全质量、整改情况、后期资料整理等各个环节得到有效地监督和指导。监理公司也节约了成本。
(3)监理对工程中起到的积极作用。
1)工程质量控制方面。监理在工程中负责施工组织设计调整的审查,重点部位、关键工序的施工工艺和保证工程质量措施的审查,对施工过程进行巡视和检查,旁站监理的内容,审核、签认分项工程、分部工程、单位工程的质量验评资料,对施工过程中出现的质量缺陷应采取的措施,发现施工中存在重大质量隐患及时下达工程暂停令,整改完毕并符合规定要求时签署工程复工令。
2)工程造价控制方面。审查工程变更方案,进行实际完成工程量与计划完成量的比较、分析,并指出调整措施,按有关规定做好竣工结算工作等。
3)工程进度控制方面。检查工程进度计划的实施;按月填写供电局35 kV及以下城配网基建工程进度月度统计表。
4)工程安全控制方面。严格审核施工单位的安全保证体系,并监督实施;做好现场的安全和文明施工监督、管理工作,督促施工单位现场做好各种安全防范工作。
5)竣工验收及加快决算进度方面。审查施工单位报送的竣工资料;进行工程质量竣工预验收,对存在的问题及时要求承包单位整改;签署工程竣工报告;督促施工单位加快决算进度,并及时上报省公司。
3 结语
35kV配电网 篇5
节能减排是我国经济和社会发展的一项长远战略方针，是贯彻落实科学发展观、构建和谐社会、建设资源节约型社会的重要举措。电力工业作为国民经济的基础产业和主要能源行业，在能源节约工作中具有特殊重要的地位。其中10kV配电网位于电力系统末端，因线路密集、变压器数量庞大，其能量损耗在电力系统总损耗中占据非常大的比例。
一、10KV配电网电能损耗的原因分析
10kV的配电网电能损耗要从技术和管理两个方面分析。
1.10kV配网电能损耗的技术因素。
1.1配电站布局和结构不合理：主要表现一是布点不足，110kV变电站或部分10kV配电站偏离负荷中心，供电范围超出合理供电半径，根据负荷密度大小，城区配电网10kV供电半径宜控制在1.5km～4.0km，低压线路供电半径宜控制在150m～400m，超出这个范围不仅会导致线路损耗增大，而且供电质量也得不到保证；表现二是不顾实际盲目强调供电可靠性，变压器容量偏大，线路冗余，线路迂回，既增大了建设投资又增大了电能损耗。
1.2导线截面选择不合理：主要表现在线径偏小，线路电阻值偏大，线路损耗与电阻值成正比也相应增加。
1.3供电和用电设备损耗严重：配电变压器自身的损耗在10kV配网总损耗中约占80％。电网中运行时间较长的变压器大部分为低效率高损耗变压器，且缺陷较多、自动化水平较低，每年产生的电能浪费十分巨大。
1.4电压质量得不到有效控制，运行电压偏低：对于输送同样的负载功率，运行电压偏低，则需增大负荷电流，损耗相应增大。在允许范围内适当提高运行电压，既可改善电能质量，又可降低线损。
1.5功率因数偏低：配网系统需输送部分无功功率，在输送恒定有功时，功率因数cosφ越小，则需要更大的视在功率和负载电流，而线路损耗和变压器损耗均与负载电流的平方成正比，相应的导致损耗增大。
1.6三相负荷不平衡：变压器的空载损耗（即铁损）在正常情况下是一个恒量，而负荷损耗（即铜损）则随负荷的大小而变化，且与负荷电流的平方成正比。三相负荷不平衡时，三相变压器的负荷损耗可看成三只单相变压器的负荷损耗之和，当三相负荷达到平衡时，变压器的损耗最小；当变压器处于三相负荷最大不平衡运行状态时，其损耗是处于平衡状态时损耗的3倍。低压电网三相负荷不平衡将反映到高压侧，在最大不平衡时，高压线路上电能损耗增加10％以上。
1.7负荷曲线不平稳：在相同的总用电量条件下，负荷曲线越不平稳，峰谷差越大，则线损越大。另外负荷曲线不平稳，某一时段负荷过大，还会要求更大的变压器容量，相应增加了变压器的建设投资和能量损耗。
2.10kV配网能量损耗的管理因素。
2.1线损管理不规范。如改造或更换互感器、电能表等计量设备时电量未抄录，缺少数据时出现估抄现象，关口电量点两侧未同时抄录等。
2.2偷窃电现象严重。一些用户绕表接线，改变计量接线方式，改变计量倍率，电压、电流回路开路或短路，开启电能表调整误差或改变计数器的变速比等。
2.3电网规划不合理，网架结构薄弱，电网建设进度滞后，配电站布点不足，供电半径长，配网自动化水平低等。
2.4人员素质有待提高。工作人员日常工作中存在抄表不同步、漏抄、估抄或不抄现象。
二、10KV配电网节能降耗措施
1.节能降损的技术措施。
1.1110kV变电站、10kV配电台区、10kV配电站应深入负荷中心，缩短供电半径，减少迂回供电；加快配电网规划建设与技术改造，优化电网结构；降低各级电网供电半径，有效提高供电可靠性，提高电压质量，降低线损。
1.2合理选择导线截面：线路损耗同电阻成正比，增大导线截面可以降低电阻减少能量损耗。在保证用户末端电压质量和输送容量的前提下，应按经济电流密度选择导线截面。根据理论线计算，1OkV线路线损主要发生在主干线的前1～2段上，0.4kV低压线损主要发生在大负荷的回路上。
1.3推广应用新技术、新设备、新材料、新工艺。重点推广使用低损耗、低噪音环保节能型变压器，高损耗变压器应限期更换为低损耗变压器。对一些当前新型的节能高效设备进行尝试使用，如非晶体合金变压器，采用复合开关的低压无功动态补偿装置。
鼓励用电环节采用高效节能产品，减少用电量。如采用节能灯具、节能电子镇流器材、高效荧光灯管、电机节电器等，加强对重点耗能企业的管理，积极采用新技术进行节能降耗。
1.4选用带分接头的配电变压器，通过调整变压器分接头位置以及低压母线无功补偿装置投切容量，实现对运行电压的控制，保证运行电压维持在合理高水平。
1.5科学配置无功设备，加强无功管理。根据无功补偿“分层分区、就地平衡”的原则，在110kV变电站10kV母线以及10kV配电站和10kV台区均配置无功补偿装置，其中10kV配电站和10kV台区补偿容量一般采用动态无功补偿装置，采用共补与分补相结合的集中方式，补偿容量按照变压器容量的20～40%进行补偿。自动补偿装置在正常情况下应能根据无功负荷或功率因数的变化自动投退，提高功率因数。同时应加强用户无功补偿管理工作，适当提高负荷功率因数要求，减少无功流动，降低输电损耗。
1.6改善配电变压器三相负荷不平衡，定期测量检查三相负荷是否平衡，若不平衡应及时调整相间负荷；尽量采用三相四线供电；对配电站出线干线和大电力用户，应回路装设三相短线保护，当任一相导线断线时，能及时切断三相负荷。
1.7调整负荷曲线，可以有效降低线损，负荷曲线越平稳，线路电能损失越小。各地区、各供电所要做好每条线路、每台变压器以及每段线路的调整负荷工作。
1.8其他技术措施。加快实现配网自动化，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。通过配网自动化建设，还能形成一套完整信息数字化的管理平台，实现设备工作的实时监控，同时实现系统资源共享，提高营销服务水平。加快电量远传工作积极推广配网线路、大客户在线监测系统、集中抄表系统、负荷管理在线检测和用电信息发布等先进的现代化技术，进一步完善负荷管理远程工作站使用功能。
2.节能降损的管理措施。
2.1强化线损管理。应开展线损分压、分区、分线、分台区的线损“四分”统计、理论计算、分析和考核工作。在逐步完善10kV公用配电变压器计量表配置、营配信息集成后，分线、分台区统计可全面开展，最终实现统计线损的自动生成。
2.2定期进行配电网网络结构的调整与优化。在保证供电可靠性和系统运行约束的基础上，应进行网架合理的调整和一定的开关优化重组，以控制配电线路的输送半径、平衡不同馈线的负荷、消除过载、使配电网网损尽量减小，提高运行经济性。
2.3加强需求侧管理，建立合理的电价机制，科学引导消费，改善用电特性，提高电网负荷率，提高系统运行的安全性和经济性。
2.4建立健全各级节电的管理机构。加强节电培训工作，不断提高管理人员的素质。
2.5加强线路的维护和保养，定期安排检修，保证线路设备运行工况良好，减少不必要的停电损失和线路损耗。另外还要与相关部门管理合作，加强防盗工作，减少偷电漏电现象，做好用电宣传教育活动，营造全社会反窃电的良好氛围。
10kV配网节能降损有赖于电力部门的各种技术措施和管理措施，有赖于各种新技术、新设备的推广应用，也有赖于广大电力用户节能意识的普及和提高。
参考文献：
20kV配电网接线方式比较 篇6
摘要：本文主要介绍目前20kV配电网常用接线方式的特点及适用范围，然后通过建模计算得出各种接线方式可靠性、经济性数据，并比较了开环和合环运行方式的差异。
关键词：20kV；配电网；接线方式；开环；合环
1 20kV配电网主要接线方式
目前国内、国际上20kV配电网常用的接线方式主要有以下五种：
开环运行：单环网、双环网、三供一备；
合环运行：新加坡花瓣接线、香港接线。
2接线方式介绍
2.1单环网
2.1.1特点
自同一供电区域的两个变电站的中压母线，或一个变电站的不同中压母线馈出单回线路构成单环网，开环运行。任何一个区段故障，闭合联络开关，将负荷转供到相邻馈线，完成转供，在满足“N-1”的前提下，主干线正常运行时的负载率仅为50%。由于各个环网点都有两个负荷开关（或断路器），可以隔离任意一段线路的故障，客户的停电时间大为缩短，只有在终端变压器（单台配置）故障时，客户的停电时间是故障的处理时间，供电可靠性比单电源辐射式大大提高。单环网典型接线如图1所示。
图1 单环网典型接线图
一般采用异站单环接线方式，不具备条件时采用同站不同母线单环接线方式。
优点：供电可靠性高，接线简单，运行方便，可满足N-1安全准则。
缺点：线路利用率较低，仅为50%。
2.1.2适用范围
单环接线主要适用于城市一般区域（负荷密度不高、可靠性要求一般的区域），工业开发区以及中小容量单路用户集中的电缆化区域。
这种接线方式可以应用于电缆网络建设的初期阶段，对环网点处的环网开关考虑预留，随着电网的发展，在不同的环之间通过建立联络，就可以发展为更为复杂的接线方式。所以，它还适用于城市中心区、繁华地区建设的初期阶段。
2.2双环网
2.2.1特点
自同一供电区域两个变电站的不同段母线各引出一回线路或同一变电站的不同段母线各引出一回线路，构成双环式接线。与电缆单环网相比，双环网更易于为用户提供双路电源供电，一条电缆故障时，用户配变可切換到另一条电缆上。按环网单元双母线是否设置分段，双环网有开关型式和两个独立单环网型式。如果环网单元采用双母线不设分段开关的模式，双环网本质上是两个独立的单环网，在满足“N-1”的前提下，主干线正常运行时负载率仅为50%。双环网典型接线如图2所示。
（a）开关站式
（b）两个独立单环网式
图2 双环网典型接线图
A、开关站型式
优点：供电可靠性高，设备利用率为50%情况下，满足N-1-1要求。满足N-1情况下，设备利用率为75%。
缺点：结构复杂，投资高。
B、两个独立单环型式
满足N-1安全准则，设备利用率为50%；方便为沿线可靠性要求高的中小用户提供双电源。
2.2.2适用范围
双环式接线适用于负荷密度大，对可靠性要求高的城市核心区、繁华地区，如高层住宅区、多电源用户集中区的配电网。
2.3三供一备
2.3.1特点
指三条电缆线路连成电缆环网运行，另外一条线路作为公共的备用线路。备用线路正常运行时不带负荷，非备用线路可满载运行，若某条运行线路出现故障，可以通过切换将备用线路投入运行，其设备利用率为75%。三供一备典型接线如图3所示。
图3 三供一备典型接线图
优点：供电可靠性高，满足N-1安全准则，设备利用率高，可达75%。
缺点：受地理位置及负荷分布等因素的影响较大。
2.3.2适用范围
三供一备接线方式适用于负荷密度较高、较大容量用户集中、可靠性要求较高的区域，建设备用线路亦可作为完善现状网架的改造措施，用来缓解运行线路重载，以及增加不同方向的电源。
2.4 新加坡花瓣接线
2.4.2特点
新加坡的输配电网电压等级分为400kV、230kV、66kV、22kV、6.6kV和400V等，其中配电网（66/22kV）采用以变电站为中心的“花瓣形”接线，每个“花瓣”为同一变电站不同变压器之间的环网线路。正常运行的时候采用的是两台变压器提供的两个电源为并列运行。环网不同电源变电站的花瓣间设置1～3个备用联络，开环运行。新加坡配电网花瓣式接线如图4所示。
图4 新加坡配电网花瓣式接线图
66/22kV变电站主接线采用单母线分段方式，两条进线，两台变压器容量分别是75MVA，两段母线的最大负荷不超过一台变压器的容量（75MVA）。
每一个22kV供电环上供电开关点不超过10个，最大容量不超过15MVA，环网最大负荷电流不超400A，且每个环网所带的总负荷最多为其能力的50%，这样就有足够的负荷转换能力。
66/22kV变电站每条母线的出线不超过8条，与本站另一条母线构成环，并且通过联络开关与另一变电站的供电环相连。线路开关具有开断故障电流的能力，系统短路水平不超过25KA，短路切除时间不大于3秒。供电环正常情况下闭环运行，两个开关点之间，采用纵联差动保护，在环网段间任一点出现故障，其他用户都不会发生断电的情况，只有故障点才会暂时停电。但系统短路电流水平较高，且配电站的二次保护配置比较复杂。
优点：供电可靠性高，可满足N-1-1安全准则。
缺点：线路利用率低，为50%，且系统短路电流水平较高，二次保护配置比较复杂。
2.4.2N-1与N-2供电方式简介
（1）N-1
当单个环网的某点出现故障时，该环网变成单电源的运行方式。与之联络的另外一个变电站的环网运行方式不变。“花瓣形”网络N-1供电方式如图5所示。
图5 “花瓣形”网络N-1供电方式图
（2）N-2
当单个环网的电源出现故障时，该环网的负荷全部转移到与之联络的环网上。“花瓣形”网络N-2供电方式如图6所示。
图6 “花瓣形”网络N-2供電方式图
2.5香港接线
香港中电的配电网电压等级主要有33kV和11kV两种，作为城市的主要配电网架，电缆覆盖率达100%。132kV变电站变压器低侧使用双母线断路器，每个11kV母线均由两台及以上的变压器进行供电，满足主变N-1；11kV出线平均每3-4条相互形成一个环网，合环运行，线路满足N-1，2个环网之间设置联络断路器，配电开关房之间采用差动保护系统预防电缆故障，配电变压器用短路电流保护系统。380V低压线环网开环运行，每一个客户至少有两路低压电源供电。因此，在中压配电线路发生故障时，纵差保护能实现就地隔离故障线路，使其分列运行，实现不间断供电；在低压线路故障时，可以在最短时间内采用另一路低压线路恢复供电。中电电网结构如图7所示。
图1-8 中电配电网结构图
优点：供电可靠性高，满足N-1安全准则，线路利用率高，可达75%。
缺点：线路N-1-1时会损失部分负荷，变电站母线检修时，万一线转供负荷较少。
图7 中电配电网结构图
3各接线方式技术经济指标及运行方式比较
3.1技术经济指标比较
经建模比较，各接线方式相应技术经济指标结果如下：
3.2开环、合环运行方式比较
配电网开环、合环运行方式比较如下：
4结论
开环运行的单环网、双环网、三供一备接线经济性较好，单位负荷投资低于合环运行的花瓣、香港接线。但是，单环网、双环网、三供一备接线的供电可靠性水平较低，不能达到99.999%。
35kV配电化线路防雷技术研究 篇7
35k V配电化线路是指参照10k V配电线路建设标准架设的35k V线路,用来解决偏远地区供电问题。由于35k V配电化线路是简易的35k V线路,所以防雷设计与常规35k V线路相似,但若完全照搬常规35k V线路防雷设计方法,如通过提高线路绝缘水平、降低杆塔接地电阻、减小保护角、安装线路避雷器[1]等方法来减少雷击事故,势必造成投资增加,而且还可能达不到预期的防雷效果。因此研究适用于35k V配电化线路的防雷技术是十分必要的。
现有配电网防雷措施主要分为两大类,一类是“堵塞式”防雷措施,另一类是“疏导式”防雷措施。由于经济性缘故,一般采用“堵塞式”防雷措施[1]。35k V架空线路采用较多的防雷措施主要有架设避雷线、线路杆塔接地改造、线路装设避雷器、提高线路绝缘水平等[2,3,4],且不同的防雷措施具有不同的技术经济性。文献[5]基于层次分析法分析了不同防雷措施在输电线路防雷中的特点,从而选择最佳防雷措施。文献[6]指出评价线路的防雷水平应综合考虑线路走廊的雷电活动情况、地形地貌和线路结构等特征。本文分析了常规的架空线路防雷设计方案的特点及经济性,结合35k V配电化线路设计的特点,根据线路雷击跳闸率和线路耐雷水平,选择适用于35k V配电化线路的防雷设计方案。
1 35k V配电化线路设计特点
35k V配电化线路杆塔采用12m和15m直线杆,绝缘子采用复合横担绝缘子。线路绝缘子主要采用悬式复合绝缘子和复合横担绝缘子,二者具有强度高、重量轻、耐污闪能力强等优点,已在美国获得大量应用[7]。杆型按功能主要分为:支撑、耐张、转角、终端4种杆,其中支撑杆塔绝缘子采用复合横担绝缘子,转角、耐张、终端杆采用悬式绝缘子。
1.1 杆型选择
3 5 k V配电化线路架构主要包括:①单辐射方式,即单电源辐射方式;②两分段分支联络方式;③混合供电方式。35k V配电化线路的线路支撑杆采用钢筋混凝土单杆,杆塔的高度在平原开阔地选用12m,在有跨越和特殊地段选用15m。在气象条件较好区域的支撑杆宜选用图1(a)所示的杆型,在气象条件较差区域的支撑杆宜选用图1(b)所示的杆型;线路转角、耐张、终端采用A型杆,如图1(c)所示;T接点处采用门型杆,如图1(d)所示。
采用直线杆塔的线路对地距离较低,受线路杆塔限制,多种防雷措施可行性较差。
1.2 绝缘子的特点
3 5 k V线路绝缘子主要有瓷悬式、瓷柱式、复合悬式、复合横担等几种,由于35k V配电化线路应用环境条件较差,采用轻型化设计,对线路、绝缘子及金具都有重量要求,而复合横担绝缘子具有重量轻、绝缘性能好等特点,所以35k V配电化线路一般在终端、转角、大跨距杆塔采用复合悬式绝缘子,直线杆塔采用复合横担绝缘子。
1.3 线路的应力特性
根据35k V配电化的应用条件和适用范围,35k V线路导线主要采用两种规格,分别为LGJ-70/10和LGJ-95/15。为了验证35k V线路导线应力特性,利用某线路设计软件在典型气象条件下,分析了线路在不同档距下的弧垂。其中,LGJ-95/15在档距为95m的条件下,弧垂约为1m。
1.4 接线方式
3 5 k V配电化线路一般为无备用的单辐射结构模式,主要有无分段、分段、T接(分支)和混合等接线方式。其优点是简单、经济、运行方便,缺点是防雷设计难度较大。
1.5 接地方式
35k V配电化线路与35k V常规线路接地方式相同,一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式。绝大多数单相接地闪络、接地故障能被消弧线圈消除[8]。
2 架空线路耐雷分析
长期以来对雷电过电压的研究主要集中在直击雷过电压上,对感应雷过电压的研究比较少。对于110k V及以上的高压架空输电线路而言,由于线路绝缘水平高,感应雷过电压对线路的影响不大;而对于35k V的架空配电线路而言,由于线路绝缘水平低,感应雷过电压已成为线路雷害跳闸增多的重要原因。根据DL/T 620—1997《交流电气装置过电压和绝缘配合》规程要求,雷击主要分为直击雷和感应雷[9]。
2.1 感应雷分析
按照规程架空线路的感应雷电过电压,在距离架空线路大于65m处,35k V配电化线路无避雷线时,根据彼得逊法则雷击大地时,线路产生的最大感应过电压为:
式中:I为雷电流的幅值(一般情况下,不超过100k A);d为雷击点距线路的距离;h为架空线高度。
由公式(1)可知,架空线路耐直击雷与线路绝缘子的放电电压成正比,线路波阻抗直接影响线路耐直击雷大小。
雷击杆塔顶部且线路无避雷线时,导线可承受的最大过电流为:
2.2 直击雷分析
雷直击线路或绕击时,通过导线的雷电流为
式中:U5 0 %为绝缘子的50%放电电压;Z0为雷电通道波阻抗;Z为架空线路波阻抗。
雷击杆塔顶部,雷电流通过杆塔经冲击接地电阻Rch散入大地。考虑到35k V配电化线路杆塔较低,可以将杆塔用电感等效,线路的耐雷水平:
式中:Rch为杆塔冲击接地电阻;Lg为杆塔等值电感。
防雷计算中线路的防雷水平其实就是把线路最大的电压等效为50%雷电过电压而推算出来的电流值。
3 实例分析
本文对呼伦贝尔市的东乌珠尔至赫尔洪德35k V配电化线路进行分析,该路径沿线地势较为平坦,年平均雷暴日为30天。
东乌珠尔至赫尔洪德35k V配电化线路总长度53.4km,其中转角24次,杆塔共计569基(12m单杆529基,铁塔4基,15m的A杆36基),采用轻型化方式建设。直线杆采用复合横担(FZS-35/5),转角、终端绝缘子采用FXBW-35/70型复合绝缘子,全线杆塔可靠接地。其主要技术参数见表1。
由于转角和终端杆均采用常规35k V线路用杆塔,防雷设计也可参照35k V线路。本文以直线杆塔为例,直线杆是一种常见的杆型,采用复合横担绝缘子,雷击冲击耐受电压为230k V,线路绝缘水平较低。线路耐雷水平分析见表2。
按照过电压保护规程规定的雷电流幅值概率分布曲线:
lg P=-I/44
可以得出超过此雷电流的概率为92.67%,即92.67%的雷电在直击导线情况下将造成绝缘子闪络。雷电直击导线线路绝缘子闪络概率见图2,由图可知,通过提高线路绝缘能力防雷直击跳闸效果较小。采用35k V复合横担绝缘子的35k V配电化线路感应过电压小于线路绝缘子雷击放电电压,而采用3片WP-7绝缘子串的35k V常规线路绝缘能力小于感应过电压,容易造成绝缘子闪络。
4 综合防雷技术性能对比
由于电力线路防雷措施的选择受多方面的影响,如防雷效果、费用、对系统的影响、维护便利性[10]。35k V配电化线路防雷措施的选择应综合考虑上述方面因素,主要的防雷措施见表3。
通过上述对比,防雷措施按效果优劣排序为:降低杆塔接地电阻>装设线路型避雷器>增加线路绝缘强度>架设避雷线>架设耦合地线。对于35k V配电化线路而言,防雷费用按由少到多排序为:架设避雷线=架设耦合地线<提高线路绝缘强度<降低杆塔接地电阻<安装线路型避雷器。
3 5 k V配电化线路防雷设计应综合考虑线路的运行方式、重要程度、线路经过地区雷电活动的强弱、地形地貌特点、土壤电阻率等自然条件,并参考当地原有线路的运行经验,经过技术经济比较,采取合理的保护措施。
5 建议及措施
1)35k V配电化线路防雷设计的目的是提高线路的防雷性能,降低线路的雷击跳闸率。所以在确定线路防雷的方式时,应综合考虑系统的运行方式、线路电压等级和重要程度、线路经过地区雷电活动的强弱、地形地貌特点、土壤电阻率等自然条件,并参考当地原有线路的运行经验,经过技术经济比较,采取合理的保护措施。
2)选择防雷措施应考虑维护费用。35k V配电化线路主要应用于偏远地区,线路维护成本相对较高,所以在选择防雷措施的同时,要避免因避雷措施而增大过高的维护费用。
3)35k V配电化线路防雷设计应从整体系统出发,但对特殊地段应进行针对性的设计。部分35k V配电化线路位于主干线路分支线,线路防雷设计应从整体出发,避免影响主干线路或重要用户可靠供电。
参考文献
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35kV配电网 篇8
1.1 检查35k V配电设备导线、金具有无损伤、是否光滑,接头有无过热现象。
1.2 每间隔半年至一年进行一次母线、绝缘子清扫,特别是污秽地区,应增加清扫次数。
每两年至少进行一次各种型号线夹的紧固检查。
1.3 配合35k V配电设备的试验和检修,检查母线接头、金具的紧固情况与完整性,对状态不良的部件应及时修复。
1.4 配合电气设备的检修,对母线、金具进行清扫,除去支持架的锈斑,更换有锈斑的螺栓及部件,涂刷防护漆等。
1.5 35k V配电设备维护中的几点注意:
(1)根据GB3906-1991规定,开关设备和控制设备中母线的载流量最小应比额定电流有10%的裕度。(2)一般情况下,考虑到散热和为以后增加负载容量,设计图纸中主母线选择一般大一些,此时应严格按照图纸制造,不可随意减小母线规格。(3)同等截面积尽量选择母线宽度比较大的型号,如能选择TMY80×6的不选择TMY60×8的,主要是利于散热。(4)当开关设备和控制设备的运行环境温度比规定温度略高时,要充分考虑母线的载流量裕量是否充足。GB311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》中规定:高于40℃时额定绝缘电压应乘以温度校正系数Kt=1+0.0033(T-40);一般:环境温度每增加3℃,试验电压提高3%。环境温度每增加1℃,额定电流应减少1.8%。(5)两段母线之间的联络母线是主母线的一部分,同样隔离手车上的母线也应视为主母线的一部分。(6)下引母线规格的选择应与其相连接的一次设备(元件)匹配。如按照额定电流应该选择TMY60×6,但该成套设备中隔离开关的接线板宽度为80,安装孔距为40×40;则应选择TMY80×6,确保可以和隔离开关相连接。(7)只有当电气间隙满足不了国家标准要求时,才可在保证截面不变的情况下减小母线宽度,如将原选择的TMY80×6改选为TMY60×8。
2 35k V配电设备电力电缆的调试
2.1 每年春秋两季对户内、外电缆终端头检查,要清撩尘土、油污,并检查绝缘套管有无损坏,接头有无过热、流油、流胶等现象。
2.2 每周应沿电缆走向巡回检查一次。补充丢失损坏的标桩,更换损坏的盖板,填平凹陷洼坑,堵塞入室电缆沟的渗进水口。
2.3 电缆周围动土要派专人监护,防止挖出、击破电缆及人身触电事故。
2.4 摇测绝径电阻,或做预防性试验时,电缆两端与其他设备的
连接头必须打开用干净棉丝破布擦净终端头的灰尘和油污,以求试验结果准确。
2.5 电缆绝缘电阻值或泄漏电流值,与上次试验结果有明显下降或增大时,进户段明露部分有无机械损伤、漏油、放电。
必要时要打开中间盒,分段检查,端头或重做终端头。
3 35k V配电设备电力变压器调试
3.1 测量绕组的直流电阻,25MVA的三相变压器,各相测得值
的相互差值应小于平均值的2%,线间测得值的相互差值应小于平均值的1%;
3.2 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;
3.3 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;
3.4 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;
3.5 测量绕组的直流泄漏电流;
3.6 绕组的工频耐压试验,当变压器容量特别大时,可做直流耐压试验。
4 35k V配电设备断路器调试
测量绝缘拉杆的绝缘电阻、有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻、测量分、合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻、测量每相导电回路的直流电阻、测量断路器的分、合闸时间、测量断路器主触头分、合闸的同期性、测量断路器合闸时触头的弹跳时间、测量断路器分、合闸线圈的最低动作值、工频耐压试验。
5 35k V配电设备隔离开关调试
第一次操作开关时,应慢慢合闸和分闸。合闸时应观察触刀有无侧向撞击,如有撞击现象,应改变触头的位置使触刀片刚好插入触头。触刀插入触头的深度应不小于其宽度的90%,但也不应过大,以免冲击绝缘子的端部。触刀与触头的底闸应保持3~5mm间隙,否则应调整直连接头改变连杆的长度,或调节开关轴上的制动螺丝,改变轴的旋转角度,以调整触刀插入的深度。调整触刀两边的弹簧压力,使接触情况符合规定(以0.05mm×10mm的塞尺检查,线接触时应塞不进去;面接触时其塞入深度:在接触表面宽度不大于50mm时,不应超过4mm;接触面宽度不小于60mm时,不应超过6mm)。
6 结语
35k V配电设备在供电系统中担负着电能输送、变换和分配任务的主电路中的电气设备,是直接生产、变换、传输和分配电能的主要设备,安装于调试必须严格按照国家标准规范进行施工的前提下,创新性地开发、借鉴和引用新型的施工工艺和施工方法,以保证发电厂、变电所设备的可靠运行。
这些设施在安装调试过程中,对从事电气一次安装施工的人员来说,需要把握一些巧妙合理的施工工艺和因地制宜的试验方法,来解决工作实际中的一些问题。
摘要：35kV配电设备的安装调试工作是变电所施工中至关重要,其调试的成功与否直接关系到变电所的正常受电和安全运行,是变电所施工中的关键工序,须引起高度重视,而35kV变电所是国内变配电系统中十分重要的变配电装置,下面即是对常见问题的分析。
关键词：配电设备,安装调试,问题,维护
参考文献
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[4]张志辉.关于运行变压器节电措施的探讨[J].中国科技信息,2005(4).
35kV配电网 篇9
在工业、农业快速发展的背景之下, 输配电线路供电可靠性问题越来越受到各方人员的关注与重视。若受到相关因素影响导致供电作业中断, 除设备无法正常运行以外, 也会给社会大众的日常生活带来不良的影响。并且, 在电力系统快速发展的背景之下, 输配电线路雷击故障发生率逐年提升, 甚至可以说已成为我国当前最主要的输配电线路运行故障。特别是对于35k V配电线路而言, 为了能够降低雷击事故的发生率, 将雷击对配电线路正常运行的不良影响控制到最低限度, 就需要重点关注对配电线路耐雷水平的改善工作。
本文即结合以上背景, 从装设避雷器的角度入手, 分析避雷器在改善35k V配电线路耐雷水平方面的价值。总结如下:
1 避雷器在35k V配电线路中的应用分析
相关研究中显示, 对于一些特殊地段而言, 常规意义上依赖于加强配电线路绝缘强度, 架设避雷线, 增加线路绝缘水平, 或者是控制杆塔接地电阻值等相关措施, 并无法达到令人满意的防雷效果。要想提高整个35k V配电线路的耐雷水平, 还是应当从增设避雷器的角度入手。在35k V配电线路运行期间, 通过于雷电易击段架设线路避雷器的方式, 达到提高线路耐雷水平的目的。具体的实现方式可以从以下两个方面入手:
1.1 线路型避雷器在35k V配电线路中的应用分析
无串联间隙型避雷器 (线路性避雷器) 直接与导线连接, 由于避雷器电阻具有非线性特征, 故而能够使绝缘子串得到可靠的保护。同另一种具有串联间隙特征的避雷器相比, 此种避雷器装置的主要优势体现在:无放电延时、冲击能量吸收可靠。同时, 在应用此类避雷器的过程当中, 为了避免因避雷器自身故障而对35k V配电线路的运行产生不良影响, 故通常会在避雷器内部引入脱离装置。脱离装置的主要构成包括绝缘间隔棒以及脱离器这两个方面。在实际运行中, 避雷器流过过电压电流或雷电流的情况下, 脱离器不做动作, 若避雷器相关部件发生故障损坏, 此时流经脱离器的电流为工频电流, 诱发脱离装置动作, 避雷器可自动与导线脱离, 不会对35k V配电线路的正常供电产生不良影响。除此以外, 避雷器能够在绝缘间隔棒的作用之下与导线保持合理的绝缘距离, 运行期间具有免维护的特征, 综合优势确切。
1.2 串联间隙型避雷器在35k V配电线路中的应用分析
对于此类带有串联间隙的避雷器而言, 在将其与导线相互连接的过程当中, 通过空气间隙实现。间隙击穿电压明显低于绝缘子串所对应的闪络电压。在正常状态下, 避雷器装置处于空闲不动作状态, 不受工频电压因素的影响。在承受一定幅值雷电过电压作用力的条件下, 串联间隙动作会诱发避雷器处于工作状态, 以达到改善35k V配电线路耐雷水平的目的。此类避雷器的主要优势表现在:电阻片荷电率较高, 运行可靠性高, 能够有效控制雷电冲击残压水平, 提高避雷器整体寿命。
根据以上对两类避雷器应用特点的分析, 认为:从改善35k V配电线路耐雷水平的角度上来说, 一般线路可应用上述两类避雷器装置进行保护, 而对于易遭受雷击影响的区域而言, 考虑到避雷器的保护范围多在200.0m以内, 故而需要在进线端终端杆上通过架设带串联间隙避雷器的方式, 改善35k V配电线路耐雷水平, 并达到控制雷击跳闸率的目的。
2 避雷器改善35k V配电线路耐雷水平的机制分析
有关研究人员通过试验研究的方式分析不同避雷器引入方案下, 35k V配电线路耐雷水平的变化情况。总结相关研究结果认为:首先, 对于装设有避雷器的35k V配电线路而言, 在避雷器装设1组、3组、5组条件下, 35k V配电线路耐雷水平有正比例增长趋势, 数据显示, 避雷器装设密度越高, 对于改善35k V配电线路耐雷水平而言效果更加突出。其次, 在雷击作用力影响下, 被雷击杆塔的冲击接地电阻取值将直接对整个35k V配电线路的耐雷水平产生影响。无论避雷器的安装方式为何种类型, 35k V配电线路的耐雷水平都会伴随着被雷击杆塔冲击电阻的提升而下降。最后, 对于35k V配电线路而言, 在引入避雷器的条件下, 按照相邻杆塔各装设1组线路避雷器的方式, 能够使两塔间线路绕击闪络的发生率得到有效控制, 实现改善35k V配电线路耐雷水平的重要目的。
3 结束语
对于我国而言, 35k V配电线路是整个配电网络的基础与关键, 其需要直接面向广大电力系统终端用户供给电能。相关企业主干线路同样以35k V配电线路为主。但, 受到雷击因素的影响, 当前35k V配电线路的供电可靠性水平受到了比较大的威胁。如何改善配电线路的耐雷水平成为了备受各方关注的问题所在。故而, 本文围绕避雷器改善35k V配电线路耐雷水平的相关问题展开集中分析与探讨, 希望能够在后续的实践工作中加以关注与重视。
参考文献
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35kV配电网 篇10
关键词：10kv,配电网,配电柜,变压器
变压器和配电柜是10 k V配电网线路中的重要设备, 采取正确的方法安装变压器和配电柜, 对提高设备的使用寿命和保证配电网的供电质量具有十分重要的意义, 应引起配电安装技术人员的重视。
1 10 k V配电网线路变配电安装技术
1.1 配电柜安装技术
1.1.1 埋设基础型钢
在埋设基础型钢的过程中, 应先根据施工图纸确定型钢安装的位置和高度, 然后确定型钢的中心线, 做好安装标记。做好安装标记后, 将基础型钢吊运至标注好的位置, 并调整到水平位置后进行固定。在固定的过程中, 应在基础型钢的底部铺垫一些钢筋, 将基础型钢和钢筋牢固地焊接在一起。在焊接牢固后浇筑混凝土, 这样可以有效地避免由于压力过大或其他原因造成的基础型钢下沉。
1.1.2 搬运配电柜
在搬运配电柜时, 尽量避开下雨天气, 防止设备被雨淋。在搬运配电柜之前, 应采取一定的措施固定配电柜, 这样可以防止由于配电柜设备中心不平衡导致的倾倒。如果有特殊要求, 可以采用分拆运输的方式, 在搬运的过程中尽可能避免配电柜设备的损坏。
1.1.3 检测配电柜
配电柜被运送至安装现场后, 应该有专业的技术人员对其进行开箱检测。检测的内容包括配电柜的型号、规格是否符合设计规定, 配电柜是否有损坏。如果发现配电柜有损坏应及时处理, 以免在之后的运行过程中造成不必要的安全事故。此外, 在检测配电柜时, 应小心谨慎, 防止人为原因对设备造成损坏。
1.1.4 安装配电柜
基础型钢上浇筑的混凝土凝固后开始安装配电柜。在安装过程中应根据设计图纸进行安装, 在不妨碍其他设备安装的前提下, 将配电柜放置在相应的位置, 然后进行微调, 保证所有配电柜的间距均匀、适中, 排列整齐。之后根据相关规定进行固定。配电柜的固定通常需要采用螺栓, 如果遇到特殊状况, 也可以采用电焊的方式进行固定。在焊接过程中, 应该保证每个配电柜至少要焊接四处, 且焊缝位于配电柜的内侧。应该注意的是, 自动装置盘、机电保护盘和主控柜不能采用焊接的方式进行固定。
1.2 变压器安装技术
变压器是10 k V配电网线中的重要组成部分之一。变压器的安装技术对整个配电网的运行十分重要, 也是10 k V配电网线路变配电安装技术的主要研究对象之一。
1.2.1 安装前的检查
在安装变压器之前, 应该由专业的技术人员对图纸资料中的各项内容进行研究, 在了解了相关的施工方法和技术指标后, 才能进行安装, 这样便于做好技术交底工作。在安装变压器设备之前, 应该认真检查变压器设备是否有生产许可证、产品合格证书、检验报告等, 必要时也应对变压器内的各种绝缘构件进行检查。如果发现有裂纹、缺陷、缺损等问题, 则立刻停止安装。在检查变压器油箱时, 应该采用合理的检查方法, 检查变压器的油路是否畅通, 变压器的油箱是否存在渗油、漏油的问题。同时, 还应该认真检查变压器设备的所有螺栓是否加固良好, 尽可能避免因变压器在运行的过程中出现松动而造成安全事故。
1.2.2 变压器的搬运
在搬运变压器时, 应该注意以下几方面: (1) 在搬运变压器之前, 应该设计好搬运路线, 必要时采取一定的应急措施, 防止突发状况的发生。 (2) 在起吊变压器装置时, 为了保证设备能够平衡起吊, 应该把绳索套在变压器设备的吊耳上, 避免偏移。 (3) 变压器设备起吊至一定高度后暂时停止, 由专业的技术人员对起吊状态进行检查, 确认准确无误后再继续起吊。 (4) 将变压器吊运至车辆上时, 应该选择容量较大的车辆。为了防止在运输过程中由于车辆颠簸造成的设备损坏, 应该用绳索对变压器设备进行固定。 (5) 在运输过程中, 车辆尽量避免剧烈的冲击, 保持匀速行驶, 保证设备的安全。 (6) 进行二次搬运时, 应该与电工配合, 注意控制好变压器的受力点, 保证其符合相关的规定。
1.2.3 变压器的安装
安装变压器, 应该注意以下几方面: (1) 安装设备之前, 应该先检查变压器设备是否存在损坏, 然后选择合适的方向进行变压器设备的入位。 (2) 确定好变压器的进入方向后, 选择正确的安装工具, 用吊链将变压器设备吊运至合适的安装位置。 (3) 变压器入位时, 应该注意两条轨道之间的距离。比如对部分拥有气体继电器的变压器, 应该根据变压器的气流方向, 控制变压器的高度, 这样能够有效降低变压器发生故障的概率。 (4) 通常情况下, 应该将变压器尺寸安装的距离误差控制在2.5 cm左右。如果安装图纸没有特殊的规定和说明, 变压器的安装距离应该控制在80 cm以上, 两个同门之间的距离通常应控制在1 m左右。
1.2.4 变压器的检测
在安装完成之后, 为了保证变压器能够正常运行, 应该对其进行检测。在检测变压器时, 应该检测变压器运行保护装置的安装状况、事故排油装置的安装状况、消防设备的安装状况和引线的安装位置。此外, 在变压器正式使用之前, 应该对其进行4~6次的全压冲击合闸试验, 经检测正常后, 才能将变压器投入运行。
2 10 k V配电网线路变配电安装注意事项
在10 k V配电网线路变配电安装的过程中, 应该注意以下几个方面: (1) 做好接地工作。安装接地装置是保证变压器和配电柜的必要措施, 接地装置高压侧避雷装置接地点、低压侧接地点、配电柜的外壳都应该和地线系统进行连接。 (2) 安装吸湿器。吸湿器是保证变压器正常运行的重要装置, 其作用是进行呼吸和过滤, 为变压器的储油柜提供优质的空气。在安装吸湿器时, 应在变压器使用前将密封垫拆下, 保证吸湿器能够正常工作。 (3) 安装避雷装置。避雷设备能够有效降低变压器和配电柜被雷、电击中的概率, 是保证10 k V配电网正常运行的重要装置。避雷器应该安装在跌落保险之后, 且与变压器保持同步投切的方式, 不能把避雷器安装在跌落保险之前。
3 结束语
1 0 k V配电网线路变配电设备的安装是一项系统性非常强的工作, 因此, 在安装过程中, 各环节工作人员应该各司其职, 严格按照规定安装变配电设备, 保证10 k V配电网的安全运行。
参考文献
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探析10kV配电网施工技术 篇11
国网大庆供电公司
摘要：近些年来，电力市场发展形式良好，而且也有显著效果。电力行业能有良好的发展前景有两方面的原因，一方面是因为经济的发展，另一方面是有技术的支持。配电网施工技术就是其中一种，而且也是使电力体统完善的主要原因。10kv配电网是电网系统中一部分，对电力的发展有影响。因此为了让用户能够安全用电，要保证配电网能够稳定。本篇文章主要是探讨了10kv配电网的施工技术，分析稳定性的措施
关键词：10kv配电网；施工技术；稳定性措施
10kv配电网就是输电系统，但是这个系统比较稳定，而且这种系统能够直接面对使用的用户。使用10kv配电网一方面能使输电工作很安全同时使其稳定运行；另一方面可以让电力企业在其运行的时候获益。因为这种配电形式比较典型，因为对于配电网的研究就从这个形式开始。10kv配电网的运行需要先进的设备维护，因此对于配电网的探讨也要研究其运行设备。在对研究的过程中要知道存在的问题，同时合理解决，使配电网运行有效。
1、10kv配电网中的问题
1.1外力破坏
随着经济的高速发展，10kv配电网很难满足现如今用户的电力需求。主要表现在以下几个方面：
首先，原有的10kv配电网主要以架空线路为主，其中接电线路的形式也呈现出一定的树枝状。配电网运行的附近主要采用的是环网供电的形式，电源的取得形式也逐渐依靠于架空线路的落实情况。
其次，在任何一种配电线路运行之前都需要对其进行改进和完善。但是往往有些线路在设计的过程中对规划工作的重视程度明显不强。一些用户对电力资源的需求比较急，所以说，电力系统的规划工作就很难进行落实。所以说，线路安装中的问题就对电力系统的安全运行造成严重的影响。
不仅如此，道路两旁道路上的架空线路会受到周围施工工程的影响，所以说，电力线路的架设工作的影响因素相对较多。因此，在实际的工作中，需要对其运行状况以及供电能力和地形等情况进行深入介绍和分析，在提升保证配电网运行高效性的基础上，降低供电的危险性。另外一点比较重要的原因就是城区中的电力系统，如果出现多，负荷大还会对周围的生态环境造成较为严重的影响。因此，会引发较为强烈的安全事故。
1.2闪路
在10kv配电系统运行的过程中，很容易出现闪路的现象。如果设备的绝缘结构长期处于一种工作压力较大的情况下，或者是绝缘体表面的污垢相对较多，表面的含盐量过多或者是产期处于潮湿的环境中，必然会出现严重的闪路现象。另外，如果绝缘设备的冲击性能出现了严重的下降，或者是经过了较为强烈的雷电和闪电，使得电压和电流发生了明显的变化，同样会出现闪路的现象。
從闪路的形式上可以看出，可以出现在一相上也可能是多相同时发生，这就是污闪现象。因此就会出现严重的单相接地的现象。在这种情况下，两相电压会逐渐升高。可见这种情况比较危险，如果不进行及时的处理会出现严重的电力系统的运行故障问题。一般来说，电压的幅值升高，而且不是故障原因，不会对电力系统或者是环境造成严重的威胁。但是，绝缘体的耐受电压的能力下降，并且在一段时间内一直持续，就会出现严重的闪络点。另外，单相接地会出现零序电压的情况也是由于污秽造成。久而久之，变电站的互感器性能会逐渐降低，很容易出现绝缘闪路现象，形成短路。
1.3过电压
所谓的过电压也是电网运行中一种不可避免的情况，其和工频电压等共同对电气设备的正常运行产生严重的影响。如果实在自然环境比较恶劣或者是电气设备的设施也不是十分完善的地方，过电压会对电网运行的安全性产生严重的影响。另外，弧光接地过电压也是一种幅值相对较高的过电压，在电网的容量超过一定的数值时，可能会对接地电弧产生较为严重的影响。很容易影响到电网的正常运行。
2、合理的解决措施
2.1缩小配网的故障停电范围，提高配网的转供电能力
如果供电的电源是单端，而且接线的方式是放射性，那么要配置大量的分支线，而且还要安装配电变压器，但是当一处的变压器或者是线路出现故障的时候，全部的线路都会断电，这给用户带来不便。可以如果在配电上使用联络开关，那么断电的范围会减少，又或者是只安排一部分的地区停电，这样可以有效的控制停电范围，以免造成不利的影响。现在配电系统使用的开关有很多，有自动重合闸还有重合分段器等等。而且这些开关的结构相对简单，其性能也超过其他的开关，而且其他条件不变的情况下，这些开关的使用时间更长。在配电系统上安装这种开关也很容易。
2.2采取综合技术措施，认真解决污闪问题
10kV配电网能够安全是因为在运行的时候，可以解决短路以及设备烧毁等问题，因此在配电网运行的时候要采取措施，使电网更安全。在10kV配电网的开关室内，安装绝缘套管以及连杆瓶。而电网中的母排也要有绝缘热缩管。
3、10kV配网工程存在的问题
（1）10kv配电网的网架很薄，而且其绝缘程度差。配电网的形式多为放射式，线路之间的联系少，而且每一条线路中都承载着较大的负荷，使线路之间不能相互供应。而且线路的长，使用的用户有多。还有大多数的配电器都安装在主干线上，变压器在运行的时候灵敏度差，出现故障的次数多。因为配电网架薄，因此在出现恶劣天气的时候，配电线路不绝缘，这样就会导致出现安全事故。
（2）可靠性管理工作还存在薄弱环节，全员参与意识有待进一步加强。
（3）电网建设中科技含量及自动化水平不高，特别是配电网异常薄弱，自动化建设刚起步。
（4）城、农网改造以及故障、外部破坏等因素对供电可靠性影响较大。
4、提高10kV配网工程可靠性的措施
（1）重新规划电网，保证其运行的有效性。对配电网的规划，可以保证电源在布局的时候是合理的，而且通过规划可以使电网的结构优化。
（2）在整改配电网之后，系统中的变电站在运行的时候，要坚持“N-1”准则。配电网适合多回路辐射，而且在供电的时候，也可以采用环网接线的方式。
（3）如果电网中的电源是新增的，还有一些新的线路，那么使用的设备都应该是具有可考虑的设备。供电的方式可以是手拉手方式。这种供电的方式可以与配电网的自动化模式相适应。而且当线路出现故障的时候，还会判断是哪个环节出错以及将故障的线路隔离等，从而使配电网能够安全供电。
（4）改造旧线路，配电网中有些线路已经出现老化现象，而且该线路的电力集中，这些线路会对影响整段的配电。如果不能将线路更新，那么在配电供电的时候就应该采用双电源的方式。改造旧线路对设备的要求不高，而且不会额外增加投资。对这些线路施工的时候，应该在停电之前进行，这样可以防止出现运行问题。
5、结束语
10kV配网工程的建设是一项系统性较强的工程，需要参与施工人员相互间的密切配合和协作才能最终完成。因此，有关技术人员应在工作中深入研究、积极探索、勇于创新，从而为我国电网系统的进一步发展做出贡献。
参考文献：
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10kV配电网状态检修探析 篇12
电网状态检修工作的开展已经历了很长时间, 但是浙江省电力公司将其实际应用在10kV配电网中只是近几年的事, 因此其工作的开展仍然存在较多待探讨的地方。
1配电网状态检修的概念
根据浙江省电力公司相关文件解释, 配电网状态检修可简单描述为:建立在完整且准确的配电网设备台账基础上, 利用先进的配网设备运行状态监测系统, 结合可靠性评价以及设备周期性寿命管理等手段, 对配网设备的实际运行状况作出准确的判断, 并根据分析结果对有需要的设备合理安排检修, 从而有效减少冗余检修以及提高设备利用率, 以保证配网的供电可靠性, 提升供电服务质量。
2当前开展配网状态检修的必要性
2.1配电网的特点
当前电力需求日益增长, 作为与电力用户关系最为密切的配电网压力最为明显, 因此现在配电网在运行以及检修中有着以下特点:
(1) 结构复杂且网架相对薄弱。根据供电原则一般配电网均采用辐射型网络结构, 尽管通过线路“手拉手”等手段增强了配网环通率以及负荷转供能力, 但仍然不能避免每一次计划检修或设备故障造成大范围的停电。
(2) 配网设备分散加大维护难度。相较于输变电设备, 配电网设备分散在全网络各处, 使得设备的维护难度加大, 同时运检效率较低。
2.2配电网传统检修存在的不足
因为对配电网设备没有全面的评价, 不能准确反映设备的实际工作状况, 所以只能采用定期检修方式。如此的检修极容易出现需修不修、无需维修反强制维修的现象, 既不合理也存在较大的盲目性, 造成运维力量的浪费以及运维成本的提高, 而且很可能频繁停电检修却没有全面修复设备。
为全力配合地方市政规划以及节约土地资源, 同时满足不断增大的电能需求, 很多线路采取多回路同杆共架的方式来提高线路走廊的利用率。这样对其中某一设备进行维修, 势必需要相应范围内的线路配停, 这时如果没有重点进行检修, 会造成电量的白白损失, 不利于供电企业经济效益的提升, 更会降低企业社会供电服务形象。
2.3配电网状态检修的优势和意义
从配电网络的特点以及传统检修方式的分析, 不难得出传统定期检修模式存在较大的不足, 已经无法适应越来越高的电能质量供应需要。通过配电网状态检修概念可以看出其通过准确地判断配电网设备的实际运行状况, 及时发现和识别配网设备潜在的隐患, 同时根据其分布情况、重要程度以及发展趋势作出合理的分析诊断, 有针对性地提醒设备运维单位对需要维修的设备进行处理, 最大限度地减少了盲目维修以及漏修的现象, 提高了配网运维效率和供电可靠性。可以预见, 配电网状态检修必将逐步取代定期检修而成为配网设备的主要检修模式。
3配电网状态检修相关理解误区释疑
3.1配电网状态检修不属于计划检修
任何形式的检修都必须依托计划, 这对于供电企业来说是至关重要的。因此状态检修也属于计划检修, 只是不同于传统的定期检修。
3.2配电网状态检修等同于不检修
配电网状态检修是利用一系列先进手段对配网设备运行状况准确评价, 并分析诊断后科学指导检修工作的方式, 其先进在于“预防为主, 排除冗修, 应修必修, 修必修好”, 而不是不检修。
3.3配电网状态检修等同于不停电检修
配电网状态检修最重要的目标是减少停电, 提高供电可靠性, 而不停电检修 (包括带电检修) 也能达到这个目的。但是配电网状态检修核心理念为状态监测、工厂化设备轮换以及带电检修, 促使从配电网规划开始一直到配电网运维应朝着利于配电网带电作业开展的方向发展, 这在一定程度上会出现更多不停电检修作业, 但不代表仅有不停电检修。
4配电网状态检修的基础保障
4.1完善配电网设备基础数据
开展配电网状态检修的首要条件是具有完整准确的配电网设备数据台账。公司不断完善配电GIS系统数据的完整性和准确性, 为分析配电网设备的运行状况提供了良好的数据保障;另一方面, 营配贯通工作的开展进一步提升了配电网设备基础数据的质量, 为进一步开展好配电网设备状态检修打下了坚实的基础。
4.2提升在线监测水平
掌握了配电网设备的初始状况后, 在线监测对于配电网状态检修的开展起着决定性的作用, 主要通过设备接头、导线接头红外测温、接地电阻测试、配变负荷监测、超声波局部放电等了解设备运行状况。只有利用全面先进的在线监测技术, 才能够对各类潜在隐患进行科学准确的检测, 从而达到对设备故障及时处理的目的。但是目前配电网在线监测水平相对较低, 仍需要大量人工的检测干预, 有待进一步提升监测水平。
4.3提升故障诊断水平
对应于在线监测, 状态检修目前对于各类监测信号的处理仍停留在简单的统计, 同时故障诊断模型以及判断标准不健全, 只能作出简单的诊断。需要通过积累状态检修经验对状态检修模型加以充实, 不断提升检测信号处理深度, 从而提升故障诊断水平。
4.4加强配电网运维人员技术培训
由于种种因素, 目前配电网运维人员技术水平参差不齐, 总体素质低于配电网状态检修发展趋势的要求, 而优秀的配电网运维人员是状态检修工作顺利开展的一项重要保障。因此, 需要对配电网运维人员做好理论宣贯和技术培训, 使之了解配电网状态检修的意义以及工作开展中需要掌握的技能等。同时组织形式多样的技能培训, 使配电网运维人员能够更快地掌握先进技术, 了解新型配网设备原理的应用。
4.5不断提高配电网不停电检修能力
根据配电网状态检修的本质要求, 需要不断提高不停电检修能力。停电检修不仅需要提前7天通过报纸等媒体向社会公布计划, 而且作业时的程序也较复杂。相对采用不停电检修不受时间约束且省时省力。另外, 无论是从供电企业的经济效益、社会供电形象, 还是从电网、人身安全考虑, 提升配电网不停电检修能力都是十分必要的。
4.6制定完善配电网状态检修开展规范
配电网状态检修工作涉及运维人员的安排、设备基础数据的维护、在线监测、故障诊断分析、检修计划的制定及执行等多个方面, 因此, 为了有序高效地开展配电网状态检修工作, 需要制定完善的管理制度、专业的技术实施细则以及详细的工作流程等规范。
4.7建立配电网状态检修团队
配电网状态检修各环节之间需要良好的协调和沟通, 才能够保障工作的顺利开展, 这离不开一支分工明确、团结一致的团队。
5结语
综上所述, 配电网状态检修工作虽然已经开展了一段时间, 但由于目前受在线监测和故障诊断等诸多因素所限, 配电网状态检修工作的开展依旧有着较多需要克服的困难, 其仍然属于有待进一步深入研究的新课题。随着科学技术的迅速发展, 实施配电网状态检修的条件日益成熟, 结合状态检修的核心理念的科学性和合理性, 其必将逐步取代传统的定期检修成为主流的配电网检修模式。希望本文能够为其他供电企业开展配电网状态检修工作提供借鉴。
参考文献
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