铁路10kV电力线路

铁路10kV电力线路（精选9篇）

铁路10kV电力线路篇1

1 10 k V铁路电力线路基本特点

10 k V铁路电力线路为铁路运输生产提供电力保障, 其供电可靠性直接影响铁路运输的安全运行。铁路供电系统在构成和功能上存在有别于其他电力系统的特点, 主要体现在以下两个方面:1) 供电可靠性要求高。2) 系统接线形式特殊。铁路供电系统中各配 (变) 电所沿铁路线基本均匀分布, 并且互相连接, 构成手拉手供电方式。铁路供电系统的特点又决定了其电力线路多在野外分布, 线路供电点多且分散、供电臂长, 线路周围环境复杂, 多处山区、旷野, 树木侵害, 交叉跨越多, 绝缘等级偏低, 耐雷水平不高, 易发生树害、雷害和损害等各类故障。由于远离城市及工作场所、交通不便、通讯不畅、环境复杂等, 给故障查找带来很大困难。

2 传统的人工故障定位方式及其缺点

1) 传统的人工故障定位方式。目前, 铁路上对于电力线路查找故障的方法, 采用的是人工二分之一试送法, 依次进行试送操作, 找到故障区间, 然后在本区间内巡视或登杆检查, 直到找到故障点为止。2) 传统人工故障定位的方式缺陷。第一, 故障定位困难、时间长、故障查找困难, 人力、物力消耗大, 一般都需七八个小时, 停电故障延时直接影响铁路运输秩序。第二, 故障定位方式对系统和用户冲击大。

3 铁路10 k V电力线路故障测距定位难度

第一, 铁路10 k V电力线路为中性点对地绝缘系统。线路发生故障时, 短路或接地阻抗均不确定。第二, 铁路10 k V电力线路均为架空、电缆混合线路。导线材质有铝芯、铜芯、钢芯铝绞线等, 线路电抗及接续电阻都不连续或固定, 对于故障定位极为不利。第三, 线路所带设备导致电参数分布不规律。

4 电力线路故障点判断的理论分析

1) 突变行波的传输速度与线路对行波的阻抗。

一般缆线的波阻抗为10Ω~100Ω, 架空线路的波阻抗为300Ω~500Ω。

2) 突变行波在电缆和架空混合线路中的传播特点。

电缆和架空线路两者的波阻不同, 电缆和架空混合线路连接处为波阻不连续点, 行波在不连续点将发生反射和折射。

如图1, 图2所示设输电线路mn在F点发生故障, 故障点产生的暂态电压行波和电流行波以接近光速的速度向输电线路两端传播, 并在波阻抗不连续的地方发生反射和折射。若行波第一次到达m, n端的时间t1和t'1能准确测量, 则可以计算故障点距m端的距离为 (l为线路全长) :

即距n端距离为:

理论上来说, 此故障定位方法不受中性点不接地与接地方式的限制, 也不受电缆与架空是否混合方式的限制, 也不受线路是单电源辐射还是双电源互备运行方式影响, 适合于铁路中性点不接地电力线路的故障定位要求。

5 研究试制故障测距定位装置

基于以上理论我们研究适合于铁路中性点不接地电力线路故障探测及定位的方法并通过试制装置加以验证。

1) 装置构成。

装置主要分为传感、处理存储、网络、后台、授时五部分, 各部分之间既有硬件的连接, 又有软件上的数据交换, 各部分又相对独立完成各自功能。

2) 行波信号采集部分。

故障定位装置利用带电显示器来解决铁路电力线路行波测距装置中的行波信号提取方法, 为铁路电力线路故障测距装置提供基本的条件。

对于50 Hz的工频信号来说, 高压带电显示装置的等效电容为高阻状态, 10 k V电压大部分都分配在此电容上。行波提取电路上仅有5 V左右的工频电压。当线路发生故障时, 高达200 k Hz~2 MHz的高频暂态信号以接近光速从故障点沿线路传输到配电室行波传感器位置时, 由于电容对高频信号的低阻抗作用, 约200 k Hz的高频暂态信号容抗约为50 Hz工频信号时的几千分之一, 绝大部分行波信号在电阻上形成高频压降, 实现行波信号的有效提取。所以线路故障时的行波高频信号主要由电阻阻抗分压, 本装置起到了理想的提取高频信号作用。

3) 行波信号高速连续存储单元。

行波数据采集装置的采样频率一般要求高于500 k Hz, 使用常规的由微处理器直接控制模数转换器A/D的方式很难实现这个要求, 因此, 需要专门设计高速数据采集电路来记录线路故障行波数据, 在高速数据采集电路捕捉到暂态数据后, CPU用较慢的速度读取此暂态数据, 并将其存入由CPU直接控制读写的内存里, 实现暂态行波数据的超高速采集。

4) 行波信号处理运算单元。

突变量经过传感器采集到装置中时, 信号非常弱, 虽经过传感器的有效波形提取、选择, 但仍然含有其他的干扰信号, 所以需进一步有效提取出到达的初次突变信号, 并将其与理论设定值进行比较、放大、数模转换、CPU逻辑运算, 为两侧信号时间对比提供准确参数。其要达到仅仅突变信号被有效放大, 并掌握好触发的门槛值, 在灵敏度与抗干扰之间选择适合的平衡点, 传输误差小等性能。

5) 启动行波信号上送方案。

为在突变信号超过阀值判断后, 仍可追溯突变信号发生的过程, 就要求故障处理装置工作时, 不论有无突变信号, 都不间断在采集运行数据, 并且将数据可靠存储。由于不间断记录数据的数据量大, 所以在合适的时间段后, 装置要自动对前段记录的数据进行运算处理, 需要长期保存的保存, 不需要长期保存的舍弃, 需要上送到数据处理运算中心做判断的, 就自动上送, 并响应数据处理中心的数据请求。

6) 后台数据处理流程。

故障定位装置要求收集A, B两侧测量到的故障行波波头到达时间, 进行故障定位计算。故障定位软件采用技术成熟的C++Builder语言进行编程, 对各种故障行波的情况进行综合分析, 提出了一种可靠、准确、完整的算法。

后台软件的数据流程如图3所示。

7) 高精度时钟授时方案。

利用GPS同步时钟的输出技术, 解决两端行波测距装置1μs的精确时间同步, 以满足300 m以内的测距分辨率, 2μs的两端设置的时间同步精度。

6 实测结果情况

2012年7月23日, 在故障测距定位装置成套研制完成后, 我们在榆次、寿阳配电室进行现场安装。2013年5月17日, 装置所安装的榆次—寿阳10 k V电力线路发生瞬时性故障, 装置在故障瞬间启动, 实现故障瞬间高频行波的采集、运算处理、记录。通过软件运算, 我们得出本次故障距榆次配电室约21.55 km, 经与设备台账及现场巡视检查结果对比, 基本相符。

7 结语

根据铁路电力线路的基本特点和故障类型, 进行铁路10 k V电力线路中性点不接地系统故障测距技术研究是完全可行的。

该技术研究利用线路故障时产生的突变行波信号来分析线路故障点;通过智能示波器的分析手段, 检测到达电源侧的突变行波信号是否为首端, 如不是, 利用计算方法, 还原突变行波到达首端的准确时间;利用暂态信号分析模型、GPS卫星对时技术、能量传递数学模型, 增强对中性点不接地系统线路故障点定位的准确度。试验结果可行, 继续深入研究, 可作为10 k V电力线路中性点不接地系统故障准确定位的有效手段。

摘要：介绍了铁路电力10 kV中性点不接地系统的运行特点, 并针对故障排查难点, 总结了一种利用突变行波信号理论来分析排查线路故障点的方法, 通过试验装置现场进行验证, 为铁路电力10 kV中性点不接地系统故障点精准定位提出一种有效的深入研究方向。

关键词：铁路,电力线路,故障测距技术

参考文献

[1]藤林.一种实用的新型高压输电线路故障双端测距精确算法[J].电网技术, 2001, 25 (18) :110-114.

[2]束洪春.利用双端不同步数据的高压输电线路故障测距实用算法及其实现[J].电网技术, 2000, 24 (2) :10-13.

铁路10kV电力线路篇2

项目经理部

10KV及以下（含变电台及线路所有管道）

电力线路迁改专业分包合同

合同编号：ZTWJXNHX-站前2标-JD（2014）-迁改DL-006

合同条款

合同编号：ZTWJXNHX-站前2标-JD（2014）-迁改DL-001 工程承包人：中铁五局贵州公司贵阳枢纽

西南环线铁路工程项目经理部（以下简称甲方）

工程分包人：四川华蓥市南方送变电有限公司（以下简称乙方）签约地点：贵阳花溪

签约时间： 2014 年 10 月日就本工程具体情况，遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则鉴于中铁五局与业主已经签订施工承包合同（以下称为总包合同），甲乙双方就分包工程施工事项经协商达成一致，根据《中华人民共和国合同法》及有关规定，为明确双方的权利、义务和经济责任。为保证西南环铁路顺利施工，完成西南环线2标铁路沿线10kv及以下（含变电台及线路所用管道）电力线路迁改工作，在明确分工，加强合作的前提下，为保质保量按期完成工程施工任务，经双方友好协商签订如下合同条款，以资共同遵守。第一条工程概况

1、分包工程名称：西南环线铁路2标10KV及以下（含变电台及线路所用管道）电力线路迁改工程

2、分包工程地点：南明区马寨村；花溪区谷立村、孟关乡；金开区付关村、杨冲村；花溪区杨柳塘村、新关口村；贵安新区罗平村、思雅村、摆门村。

3、分包工程承包范围及工作内容：结合地方规划要求，按设计标准组织实施完成西南环线2标10KV及以下（含变电台及线路所用管道）电力线路迁改工作，拆除红线环围内电力线路，新架部分架空线路、制作电缆终端头和铺设高压电缆穿管地埋过轨，土地、青苗、地面附作物协调处理，环保、排污处理，电磁污染处理，电气设备、瓷附件、电缆终端头、电缆试验与修试、安装高压断电和避雷接地装置、接地电阻检测、隐蔽工程验收、中间检查、末次检查，带电作业或办理停电工作票、搭火送电，迁改技术资料收集整理，交工验收、竣工成册。

第二条合同价款及结算支付方式

1、分包工程数量；10KV电力线路迁改方式过轨处理：50处，10KV电力线路迁改方式平移处理：1公里；低压电力线路迁改方式过轨处理：72处，低压电力线路迁改方式平移处理；4.5公里；变电台迁改量:9座。

2.、双方协商确定本合同价款为；10KV电力线路迁改方式过轨处理：单价￥109500.00元。合计￥5475000.00元（大写：人民币伍佰肆拾柒万伍仟圆整）；10KV电力线路迁改方式平移处理：单价￥248200.00元。合计￥248200.00元（大写：人民币贰拾肆万捌仟贰佰圆整）；低压电力线路迁改方式过轨处理：单价￥29200.00元。合计￥2102400.00元（大写：人民币贰佰壹拾万贰仟肆佰圆整）；低压电力线路迁改方式平移处理：单价￥109500.00元。合计￥492750.00元（大写：人民币肆拾玖万贰仟柒佰伍拾圆整）;变电台单价￥40880.00元，合计￥367920.00元（大写：人民币叄拾陆万柒仟玖佰贰拾圆整）。本合同总价：8686270.00元（大写：人民币捌佰陆拾捌万陆仟贰佰柒拾圆整）。

3、本合同价款是按总包合同质量标准实施和完成本合同工程量所列项目所有工作内容的综合单价，包含了乙方为完成各项目需要的劳务、机械、小型机具、材料及配件、水电气、安装、缺陷修复、利润、税金、安全、环保、调遣（进出场）、临时工程的建设与拆除、治安管理等所有费用，以及合同明示或暗示的所有责任、义务和一般风险等。

4、竣工后经供电局验收合格，交付供电局使用后；乙方提交一份齐全的施工竣工验收资料给甲方，便于甲方向业主验工，乙方出据相关结账手续与发票，甲方一次付清工程款。

第三条合同工期

1、根据双方协商，在施工条件具备的情况下，并在签订合同之后，甲方通知乙方进场开工，35天工期内完成迁改，如遇自然灾害和不可抗力因素工期顺延。

2、乙方应按照合同约定工期组织施工，以不影响甲方土建施工为目标。因乙方原因造成的工期延误，造成甲方损失的费用由乙方负担。

第四条质量标准

1、满足产权单位验收要求及国家电力标准、地方电力线路标准。2．具体施工必须满足以下要求：

2.1.乙方应按相应施工技术规范，甲方提供的的技术交底要求，合理组织施工，加强质量控制，确保工程质量。

2.2甲方、监理、产权单位对乙方迁改施工中进行检查。如果发现迁改质量不符合标准，乙方必须修复，其费用损失由乙方承担，工程质量不符合要求又无法修复的，乙方负责返工重做，且工期不予顺延，同时甲方有权解除合同。

3.乙方在每道工序完成并自检合格后通知甲方、产权单位、现场监理，进行中间环节检查验收，合格后方能进行下道工序施工。

4.乙方如果出现质量事故，必须在第一时间上报甲方，同时按照国家有关规定进行处理。第五条材料供应和试验检测

1.材料供应

工程中所需的专业材料、机具与通用设备均由乙方自购或提供。乙方自购的所有材料应有出厂合格证及检验报告单，并经甲方或监理工程师现场验收合格后方可使用。未经检验或验收不合格的材料严禁使用，验收不合格的材料乙方应立即清除出场，造成的损失由乙方承担。

2.周转材料和机械使用：

乙方应根据具体情况，配备满足本工程需要的机械设备和周转材料。甲方也可根据情况将自己所有的周转材料和机械租赁给乙方使用，双方另行签订租赁使用合同。第六条双方的权利和义务

1.甲方：

1.1向乙方提供迁改工程里程、线路名称、产权单位、地面标高、轨面标高、结构物类型、结构物土建平面、里面图纸等与施工测量、安全、质量和环境标准等相关技术资料。

1.2统筹安排、协调解决施工现场非乙方合同范围内纠纷，如生产、生活用水、用电等。

1.3按本合同约定，办理验收、结算手续，支付乙方工程款； 1.4负责与本工程项目业主、监理、设计、咨询的联系，协调现场工作关系；

1.5随时对乙方施工进度、安全质量进行检查。

1.6组织对乙方施工（或完工）迁改工程进行过程检验和竣工验收，进行竣工文件的整理和报送工作；

1.7就分包工程范围内的有关工作，甲方随时可以向乙方发出指令，乙方应执行；若乙方拒不执行指令，甲方可委托其他施工单位完成该指令事项，发生的费用从应付从乙方相应款项中扣除；若乙方完成工作不符合要求或甲方认为乙方无力完成分包工程，甲方可单方终止合同；甲方有权要求乙方更换甲方认为乙方不称职的人员。

2.乙方：

2.1严格按照甲方提供技术资料组织设计、施工，编制合理施组。优化设计、精心技术交底等。

2.2投入满足施工所需的人、财、物，并纳入甲方统一管理，施工负责人、技术负责人、质量安全负责人、特殊工种等主要人员的资格和上岗操作证复印件须报甲方备案，以上人员应保证及时到位并常驻现场进行对本工程的管理，离开工地必须向甲方履行请假手续。

2.3加强安全教育，认真执行安全技术规范，严格遵守安全制度，落实安全计划，确保施工安全；必须为从事危险作业的施工人员办理意外伤害保险，并为施工场地内自有人员生命财产和施工机械设备办理保险，支付保险费用。保险事故发生时，有责任尽力采取必要的措施，防止或者减少损失。

2.4承担由于自身责任造成的质量修改、返工、工期拖延、安全事故、现场文明施工差造成的损失及各种罚款。

2.5加强现场管理，严格执行建设主管部门及环保、消防、环卫等有关部门对施工现场的管理规定；按甲方标准化工地要求设置标牌，搞好生活区的管理，做好自身责任区的治安保卫工作，做到文明施工。

2.6自觉接受产权单位、甲方、监理、建设单位及有关部门的管理、监督和检查。施工过程中投入必要的安全生产费用，采取完备的安全防护措施，消除事故隐患。

2.7按时提交施工报表、完整的原始技术经济资料，配合甲方办理交工验收。

2.8做好施工场地周围建筑物、构筑物、文物、地下管线和已完工程部分的结构物保护工作；合理使用甲方提供机械设施，不违章操作，违章指挥，因乙方责任发生损坏，自行承担。

第七条施工安全责任（见附件一《迁改工程施工安全责任协议书》第八条施工文明、环保、1.乙方应遵守国家、地方政府及电力部门颁布的有关施工劳动保护、文明施工、卫生管理、环境保护等法规制度。

2.施工现场文明施工设施、保护器材、安全警告标示牌等齐全，乙方承担相应费用。

3.乙方进场后必须接受甲方的安全教育，施工人员未经培训合格，不得上岗作业。

4.需要爆破作业的，乙方应遵守经甲方和监理审批的爆破作业方案，严格执行爆破操作规程，并对在建工程和甲方财产采取保护措施。由于爆破作业引发的任何人身伤亡（包括第三者）、财产的损失乙方承担全部责任。乙方必须严格遵守《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》等有关规定，做好火工品的管理、使用工作。

5.乙方要搞好文明施工和标准化建设。交工前乙方负责对已完工程进行保管并及时清理场地。施工时，应采取措施防止因施工原因致使工程、农田、水体、建筑物及其他设施受到污染和损害。由于乙方施工原因造成的环境污染事件，乙方应负全部责任并承担由此发生的所有费用。

第九条

竣

工

验

收

1.工程具备竣工验收条件的，乙方应通知甲方、产权单位进行现场验收，提供完整的竣工验收资料。

2.由于乙方原因导致工程竣工验收未能通过的，乙方应负责修复相应缺陷或返工，并承担相应的费用和责任。第九条、违约责任甲方责任：

1、提供施工条件指定拆迁范围。

2、未按照合同规定履行责任，乙方有权停工。乙方责任：

1、负责供电局、产权单位联系协商与取得其施工配合，确保交工验收，完善验收手续。资料收集装订成册，备案甲方一份。

2、质量不符合合同规定导致供电局不同意验收、不同意交付使用的，负责无偿返工。

3、施工中发生安全事故的取消在甲方承包工程施工资格。第十条争议的解决方式因本合同产生的或与本合同有关的一切争议，甲乙双方协商解决。若协商不成的，向甲方法人所在地有管辖权的地铁路运输法院提起诉讼。第十一条附则

1.本合同的债权不得转让，不得用于担保。

2.未尽事宜由双方在合同执行过程中协商，并签署补充协议书。3.本合同从双方签字盖章后生效，甲乙双方履行合同全部义务，竣工结算价款支付完毕，本合同即告终止。

4.本合同4 份，甲方持3份乙方持1份

甲方：（公章）乙方：（公章）

法定代表人：

委托代理人：

电话：

传真：

邮政编码：

开户银行：开户银行：帐号：帐号：

附件1

迁改工程施工安全责任协议书

委托方：中国中铁五局贵阳枢纽西南环线铁路工程项经理部（以下简称甲方）

施工方：：四川华蓥市南方送变电有限公司（以下简称乙方）

为避免发生迁改工程质量缺陷、施工人员违反操作规程而发生安全生产事故、交通安全事故。甲乙双方签订迁改安全责任协议书作为《迁改工程合同》的安全补充协议。甲乙双方应按照协议的内容各负其责，履行职责和义务，保证迁改工程安全正常运行。双方签订如下协议：

一、甲方的安全管理责任：

1、提供施工用地红线和墩、台、路基、涵洞信息，甲方对乙方进场人员、机具进行核实，对安全装置不全的机具和没有职业资格证作业人员应严格禁止进场。

2、甲方负责向乙方进行书面或口头的现场施工环境有关因素及安全交底。

3、甲方随时期对乙方施工进度、施工安全进行检查，对安全装置失灵及没有合法证件的机具或人员有权及时清退。

4、根据不同的施工阶段、周围环境及不同季节、气象条件变化等情况，在施工现场督促乙方施工人员采取相应的安全防护措施。

5、根据乙方管理制度督促乙方按照制度执行，保证施工安全。

6、配合乙方做好迁改工作。

二、乙方的安全管理责任：

1、乙方使用的机料具安全设施必须齐全、有效、符合技术要求，证件齐全、有合格证或检验证，施工人员有相应资质证、有体检证。

2、负责对施工人员人员进行安全生产教育，未经考核合格的无证人员禁止使用，电工必须持证上岗，按照操作规程进行操作。

3、施工人员必须服从甲方交底安排，听从甲方意见，临时方案多听甲方意见，禁止我行我素增加额外费用。

4、按照技术方案进行施工，保证安全顺利按时完成任务。

5、司机、施工人员必须严格遵守交通安全法律、法规及甲方现场的各项规章制度，不得疲劳驾驶、酒后作业与驾驶。

6、严格执行电气工作票制度；严格执行停电、验电、挂接地线、警示、警戒线操作步骤。

7、施工中乙方施工人员违章作业、违章指挥造成的安全事故，乙方承担一切事故责任。并承担因此而造成的甲方工期损。

8、若在甲方电源上接线进行修、焊作业时必须取得甲方批准，并严格按《施工现场临时用电技术规范JGJ46-2005》要求，设置专用配电箱并做PE保护。未按照规范要求执行所发生的安全事故由乙方承担。

9、乙方施工人员必须多听从甲方意见，有权拒绝甲方人员违章指挥。

11、随时保持与产权单位、有权停送电单位保持信息畅通、禁止预约停送电。

12、施工过程中安全隐患未排除，禁止施工作业。

13、施工现场暂时停工时或休息时，应当在施工施工范围内设置明显的安全警示标志或警戒线。

三、第三方造成乙方安全事故时，由乙方向第三方行使主权，与甲方无关。由乙方、第三方双方协调解决。

四、违约责任：

1、因乙方施工质量缺陷或施工违章造成的安全事故，由乙方承担全部责任并承担因此造成的甲方经济损失赔偿。

2、进入施工现场的电气设备、机料具、成品及半成品乙方自己看守，发生损坏、丢失与甲方无关甲方不负任何责任。第三方造成乙方的事件，由乙方与第三方行使主权，甲方不负任何责任。

五、未尽事宜，双方另行协商解决。

甲方（盖章）：乙方（盖章）：

法定代表人：法定代表人：委托代理人：委托代理人：电话：电话：

日期：日期：

附件2 建指会议纪要

铁路10kV电力线路篇3

【关键词】10kv 电缆线路设计运行维护

引言

随着社会经济的不断发展，人们日常生活与生产中用电需求日益提高。作为电力输送的重要组成，10kv电缆线路具有无法替代的作用。现阶段，我国很多城市已经完成了地下铺设10kv电缆线路的工程，而且成功实现了线路架由空转道地下。一般情况下，10kv电缆线路比较藏，而且供电情况复杂，在日常运行中存在不同形式的安全隐患与故障。因此，只有制定并贯彻落实行之有效的电力电缆运行管理与维护措施，才能确保电力系统安全稳定的运行。由于10kv电缆线路故障通常情况下都是永久性，造成的损失比较大，因此，加强其运行管理与维护，对电力工程发展具有十分重要的现实意义。

1、概述10kV电缆线路设计

现阶段，电力企业在进行10kv电缆线路设计时，以XLPE电缆为主，这也是电力企业中普及推广的一类电力电缆。其具有阻燃性高、燃烧难的特点。众所周知，电缆运行中工作温度不能超过70.C，冬季施工，环境温度要高于5.C，如果施工环镜温度一直处于0度以下，那么就要在铺设前对电缆采取加温措施，以免电缆外层断裂。现阶段，XLPE绝缘电缆存在比较多的户内外终端，因此其附件终端以热缩与冷缩为主。其中热缩价格偏低，但是在安装中需要实施动火作业，而且密封性不高；冷缩终端运行性能好，而且安裝简便，但是价格比较高。因此，要结合实际施工环境选择最合适的附件终端。

2、完善10kv电缆线路运行管理的途径

2.1加强巡视电缆线路运行状况

在电缆线路运行中，要严防无证与非法施工行为。在线路施工现场要安排专职监测人员，提供准确而及时的监测信息；此外还要定期巡查运行线路，及时清理电缆线路沟管道中的杂物，检查电缆接头是否老化，测试其绝缘电阻，加固或除锈措施处理电缆线路相关附属设备；此外针对检查岗位要制定相应的岗位责任制，深化在岗人员安全责任意识。

2.2严格保管电缆线路备用物品

企业要安排专人统一保管存放相关电缆备用物品，物品存放地点要保持整洁干燥，还要方便取用。要及时准确登记设备型号，便于归类查找物品。同时还要严格保管10kv电力电缆相关设计图纸等资料，以免丢失。

2.3严格检查10kV电缆线路的保护区

在10kv电缆线路维护保养中主要工作有：电缆线路保护区标示牌是否准确清晰；线路地基及其周围是否有沉降现象；保护区线路是否出现外露；保护区周边是否放置危险物等。此外还要做好数据的检查记录工作，为维修电缆提供数据支持，总结经验与教训。

2.4加强监测电缆线路温度

在电力系统运行中，要定期检查记录电缆及相关设备的温度信息，对于地下电缆线路，可在电路稠密或散热较差的趋于设置温度传感器，温度测量范围包含周围环境、空气、土壤及电缆等温度，根据测量数值描绘温度变化曲线图。在夏季或用电高峰时，要高度重视温度变换，如果温度出现异常，要描绘负荷与电缆温度的曲线变化图，并查找出现故障的原因消除故障。

表1：正常运行状态下电缆芯允计温度

注：含有锡焊中间接头的电缆，短路状态下温度最高值为160℃，而且其持续时间不能超过5s；需在夏季或电缆负荷最大时测定电缆温度，测量位置一般为电缆排列最密处或者散热状况的最差位置。

2.5监测10kV电缆线路电压与电流

10kv电缆线路维修人员，可以依据已安装电流与电压表运行情况了解线路负荷情况，并准确记录相关数据信息。同时依照实际情况计算该电缆线路的最大负荷值，从而获得电力系统出现运行故障时，过负荷的时间与数值。而对于暂时不同或备用电缆线路，要定期在电力系统中进行充电并将继电保护器设置为无时限功能状态，以免电路出现故障能够随时切换。

2.6加强检查电力井、沟及隧道

在电力系统运行中要认真检查线路铺设的电力井、沟及隧道等方面，还要高度重视检查上述位置及其周边附属物。比如，检查电力井盖是否完好、井内空气流通是否流畅；电力沟、井及隧道内是否有积水现象；线路铺设区是否有异物、线路标示物是否出现脱落等。

2.7特殊天气状况下10kv电缆线路的运行

在10kv电缆线路运行中，特殊自然天气状况无法避免，特别是雷击等自然条件对其运行具有非常重要的影响。因此为了有效预防雷击，一般线路都会安装避雷器，该避雷装置比较简单而且造价也比较地。此外对于接地网运行状况也要定期进行检查确保其处于良好的接地状态，同时要制定相关紧急预案应对突发自然灾害。

3、10kV电缆线路运行维护技术未来应用前景

在电力系统运行中，可以利用相关设备检测10kv电缆线路运行状况，及时而又准确地定位问题与故障点，并有效解决出现的问题，降低因断电造成的损失。随着现代化科学技术的发展，现代化的电力检测仪器不断涌现。比如，嵌入式的温度检测器，引因其具有功耗低、体积小而且功能大的特点，在电缆线路上安装比较方便，再通过GPRS板块向控制室传输无线信号；通过红外成像仪器能够有效检测电缆线路绝缘电阻，在检测中能够及时发现比较隐蔽的安全隐患及线路老化问题；在10kv电缆线路绝缘检测时，局部放电技术是非常重要的一种技术。局部放电测量方式有很多，主要包含方向与超高频电感偶合法及差分法。在电缆线路应用中，地理信息技术即GIS技术为电力系统提供了非常重要的3D数据支持，特别是维修人员不容易进入的环境区域，运用GIS系统能够有效降低电力系统运行成本，提高维修效率，有广阔的发展前景。

结束语

综上所述，电力企业在电力系统运行中，对10kv电缆线路加强运行维护，制定行之有效的管理措施，不但能够为10kv电力电缆电缆提供良好的运行环境，预防潜在安全隐患，从根本上提高防控隐患能力，在10kv电缆线路运行中维护管理具有非常显著的优势。在维护与管理双重作用下，10kv电力线路的运行更加高效，推动整个电力系统更加安全稳定的运行

【参考文献】

[1]周端洁.浅析10kV电力电缆线路的设计、运行与维护[J].电子制作，2016，09：96+98.

[2]孙其勇.10kV电缆线路运行维护及管理建议之研究[J].中国新技术新产品，2016，08：81-82.

铁路10kV电力线路篇4

1 短路故障分类

1.1 相间短路故障:一是线路瞬时性短路故障;二是线路永久性短路故障。

1.2 接地短路故障:线路瞬时性接地故障;线路永久性接地故障。

2 故障形成原因

2.1 设备载流部分的绝缘损坏, 这种损坏可能是由于设备长期

运行、自然老化, 或由于设备本身不合格, 绝缘强度不够而被正常电压击穿, 或设备绝缘正常而被雷电过电压击穿, 或者是设备绝缘受到外力损伤。

2.2 线路施工质量存在不足, 如电杆基础不实, 应装设拉线处

未装设拉线或者拉线松弛等引起杆基下沉、电杆倾斜等造成短路接地故障, 又如施工中存在引线、线夹、刀闸连接处不够牢固, 运行一段时间后, 因烧损引发线路故障。

2.3 操作人员由于未遵守安全操作规程而发生误操作, 或者误将较低电压的设备接入较高电压的电路中, 也可能造成短路。

2.4外力破坏, 如鸟兽跨越在裸露的相线间或相线与接地物体之间, 或咬坏设备导线绝缘而造成短路, 如放风筝、向空中乱抛杂物落在线路上引发短路或接地, 如雷害及大风大雨等自然灾害引发线路故障, 如机动车碰撞电杆, 造成电杆倾斜或倒杆引发短路。

3 故障判断

3.1 相间短路故障:

线路发生故障后, 微机保护装置动作, 我们可以根据保护动作情况进行初步判断。如果线路发生的是电流速断保护动作, 则可以判断故障点一般是线路两相或三相直接短路引起, 且故障点在主干线或配电所较近的线路可能性较大。因为速断或限时速断保护动作的起动电流较大。如果线路发生的是过电流保护动作, 一般为线路末端分支线路短路引起。如果电流速断保护与过流保护同时动作, 这种情况说明故障点位置电流速断保护与过流保护的共同范围内, 故障点大多位于线路中段。

3.2 接地故障:

线路永久性接地故障, 要采用对线路隔离开关进行分段试拉的方法, 来判断故障点。如果是瞬时性接地故障, 则线路的每一点都有可能发生。

4 故障查找

4.1 短路故障的查找:

10k V电力线路一般都装设分段隔离开关, 在发生配电所断路器跳闸的时候, 对照上面提到的可能发生的各种故障进行分段查找, 直到查出故障点。例如在2008年洛湛铁路容县至大坡区间电力架空线出现接地故障, 施工人员采用分段查找的方法, 最后确定了故障发生的区段。另外10 k V线路短路的瞬间, 往往会发生巨大声音和强光, 故障点周围很大范围的群众都能听到声音、看见强光, 故查找故障时可以多问、多听沿线群众, 搜集有用的信息, 以便快速发现故障点。

4.2 接地故障的查找:

线路永久性接地故障点的查找, 可以按照上面所提的在确定接地故障段后, 根据它可能形成的原因和各种环境因素进行查找, 而对瞬时性接地故障则只能是对全线进行查找。

10kV电力线路防雷技术初探篇5

随着国民经济的发展与电力需求的不断增长, 电力生产的安全问题也越来越突出。对于电力线路来讲, 雷击跳闸一直是影响线路正常供电可靠性的重要因素。由于大气雷电活动的随机性和复杂性, 目前, 对于电力线路雷害的研究还有诸多未知的成分。

1 雷电对电力线路的危害及形式

电力架空线路受到直接雷击或线路附近落雷时, 导线上会因电磁感应而产生过电压, 即大气过电压 (外过电压) , 这个电压往往高出线路相电压的2倍及以上, 使线路绝缘遭受破坏而引起事故。当雷击线路时, 巨大的雷电流在线路对地阻抗上产生很高的电位差, 从而导致线路绝缘闪络。雷击不但危害线路本身的安全, 而且雷电会沿导线迅速传到变电站, 若变电站内防雷措施不良, 则会造成变电站内设备严重损坏。雷击引起线路闪络的形式有两种:

1) 反击。雷电击在杆塔或避雷线上, 此时作用在线路绝缘上的电压达到或超过其冲击放电电压, 则发生自杆塔到导线的线路绝缘反击, 其电压等于杆塔与导线间的电位差。雷击杆塔时, 最初几乎全部电流都流经杆塔及其接地装置, 随着时间的增加, 相邻杆塔参与雷电流泄放入地的作用愈来愈大, 从而使被击杆塔电位降低。为此, 要求提高10k V线路无架空地线的绝缘水平外, 应降低线路架空地线接地电阻。

2) 绕击。雷电直接击在相线上。电击的概率与雷电在架空线路上的定向和迎面先导的发展有关, 若迎面先导自导线向上发展, 就将发生绕击。一般与导线的数目和分布、邻近线路的存在、导线在档距中的驰度及其它几何因素等都有关系。为此, 要求加强线路绝缘、降低杆塔的接地电阻, 重雷区的线路架设耦合地线等。对于10k V无架空线地线的线路, 雷击概率很高。雷电流相当大时, 则雷击电压过高, 就近通过支持绝缘子对地放电, 形成闪络, 严重时引起线路断线、绝缘子击穿等故障。

2 雷害事故的应对措施

雷害事故的发生都有其相应的特征, 只要我们了解和掌握这些特征必定可以采取较好防范措施。

1) 容易遭受雷击的杆塔大部分处于: (1) 山顶的高位杆塔或向阳半坡的高位杆塔; (2) 傍山又临水域地段的杆塔; (3) 山谷迎风气流口上的杆塔; (4) 处于两种不同土壤电阻率的土壤接合部的杆塔。

2) 造成反击的原因: (1) 杆塔的耐雷水平很低; (2) 接地电阻大, 同一杆塔有多相闪络; (3) 闪络杆塔在易受雷击地区, 历年落雷频繁; (4) 相邻的杆塔可能同时闪络 (但不同相) 。

3) 造成绕击的原因: (1) 杆塔处于易受雷击地区, 历年落雷频繁; (2) 杆塔的耐雷绝缘水平设计很高; (3) 接地电阻很小, 同一杆塔发生多相闪络; (4) 一基杆塔或相邻两基杆塔的顶相或同一边相闪络; (5) 山区较高的杆塔, 相邻两基中相或边相闪络。

3 10k V雷害事故的4个阶段

架空线路雷害事故的形成通常要经历4个阶段:架空线路受到雷电过电压的作用;架空线路受到闪络;输电线路从冲击闪络转变为稳定的工频电压;线路跳闸, 供电中断。针对雷害事故形成的4个阶段, 必须采取“四道防线”以可靠的防雷措施, 保证线路供电安全。

1) 由于10k V中心点绝缘系统的线路常采用金属或混泥土电杆, 因此这些线路的绝缘强度很低, 实际上任何一次击中架空地线的雷电, 都可以引起从地线到导线的反击, 故在这些线路上采用避雷线是不合适的, 一般只在进出线两端安装一小段, 对这些线路来说, 最有效的提高耐雷水平的措施, 是装设避雷针、避雷器和保护间隔, 雷区活动频繁的线路, 应使用耦合架空地线;

2) 保护线路导线不遭受直接雷击。可采用避雷线、避雷针或将架空线路改为电缆线路;

3) 在无避雷线的线路段, 且多雷区及易击点或在山顶高位的杆塔, 可在杆塔顶部装设避雷针, 作为防雷保护, 同时还应改善杆塔的接地;

4) 对于山顶上且高土壤电阻率无避雷器的杆塔和横担接地, 并采用连续伸长接地体将每基杆塔的接地装置连接起来的措施, 如图1所示, 形成一条低电阻通道, 可以防止杆塔顶部和杆塔附近的地面突出物的雷电场强发生畸变, 即防止线路遭受雷击, 同时提高了线路杆塔的平均高度, 减少了杆塔、避雷线等投资费用。

4 10k V电力线路常用防雷方法

下面对目前主要采用的3种防雷方法的优缺点进行分析比较:

1) 加装氧化锌避雷器

加装氧化锌避雷器可显著提高线路防雷水平。在杆塔良好接地时, 可有效降低雷电过电压, 迅速将雷电流导入地层, 保护绝缘子不被击穿, 防止大电流侵入变电站。因雷电波长时间为微秒级, 小于开关保护动作时间, 保护来不及跳闸就已经返回, 亦不会引起线路跳闸。但加装氧化锌避雷器也有不少缺点:增加了线路的故障点, 降低了安全系数。若遭连续雷击或当雷电流较大时, 可能会引起避雷器爆炸、线路接地等故障, 造成停电检修。另外, 避雷器在长期工频电压应力下发生故障时, 线路不能确保正常运行。鉴于以上原因, 单独采用避雷器的有效性还不确定。

2) 全线架设避雷线

架设避雷线是送电线路最基本的防雷措施之一。避雷线在防雷方面有以下功能:

(1) 防止雷电直击导线, 雷电直击导线时绝缘子上的承受电压是架设避雷线时的7~8倍;

(2) 雷击塔顶时对雷电电流有分流作用, 减少流入杆塔的雷电流, 使塔顶电位降低;

(3) 对导线有耦合作用, 降低雷击杆塔时塔头绝缘 (绝缘子串和空气间隙) 上的电压;

(4) 对导线有屏蔽的作用, 降低导线上的感应电压。根据《电力设备过电保护设计技术规程》 (SDJ7-79) 、《500k V电网过电压保护绝缘配电与电气设备接地暂行技术标准》 (SD119-84) 对各级电压线路架设避雷线要求如下:

(1) 220k V及以上架空线架设双避雷线;

(2) 10k V架空线一般全线架设避雷线, 在雷电频繁地带架双避雷线;

(3) 60 k V负荷重要, 且雷电频繁宜全线架设避雷线;

(4) 35k V及以下线路一般不沿全线架设避雷线。规程规定, 35 k V线路有避雷线线路耐雷水平为20~30k A。假设上导线高度Hd=8m, 档距L=80m, 雷电强度按30k A计, 根据《架空送电线路设计技术规程》 (SDJ3-79) 推荐如下经验公式:

避雷线与档距中央导线的最小安全距离S=0.012L+1.0, 则S=0.012×80+1.0=1.96m。规程对于满足S的避雷线, 雷击档距中央避雷线时, 一般不会发生档中闪络;若雷未击档距中央, 一般会被杆塔吸引。雷击杆塔时过电压及耐雷水平:

接地电阻RCH=10Ω;

分流系数β=1/[1+Lgt/Lb+RCH×τ (/Lb×2) ]=0.76;

线路绝缘上承受电压的最大值:

Uj=I (βRCH+βLgt/2.6+Hd/2.6) (1-k) =8.9I;

若雷电强度I=30k A, 则Uj=267k V, 此时耐雷水I1=U50%÷ (βRCH+Lgt/2.6+Hd/2.6) (1-K) =11.2k A, 耐雷水平I1<30k A, 而绝缘子50%概率击穿电压U50%=100k V

但全线架设避雷线也有不少缺点, 如投资大, 运行维护不方便等, 更重要的是, 如果雷电直接落在避雷线上, 而10k V线路与避雷线距离不超过1.0m, 在杆塔接地不合格的情况下难以保证不发生闪络, 同样不能起到防雷的作用。

3) 与绝缘子并联放电间隙

放电间隙是最简单的防雷保护装置, 它的构造简单, 成本低廉, 维护方便。放电间隙的工作原理是:当架空电力线路遭受雷击时, 就会在线路上产生一个正常绝缘所不能承受的高电压, 这个外来的大气过电压, 往往使线路上绝缘最弱的地方发生击穿, 将大量的雷电流泻入地层。在装有放电间隙的线路上, 放电间隙就是绝缘弱点。正常情况下, 间隙是对地绝缘的, 而当线路落雷间隙被击穿后, 雷电流泻入地层, 使线路绝缘子或其它电气设备的绝缘不致发生闪络, 起到了应有的保护作用。由此可见, 放电间隙的保护作用和阀型避雷器一样, 所不同的只是放电间隙没有消电的管子和阀性电阻而已。放电间隙按其结构形式的不同, 分棒型、球型和角型等3种。

(1) 棒型间隙。结构简单, 但伏秒特性较陡, 且每次放电时, 电极将会受到严重的烧伤, 甚至不能继续使用;

(2) 球型间隙。它有平坦的伏秒特性, 所以保护性能较好。但在实际应用中, 球型间隙每次放电后有严重的烧伤, 使间隙距离加大, 不能保证下次正确动作, 增加了维护工作量。因此近年来很少采用;

(3) 角型间隙。这种间隙在放电时, 工频电流通过在电极相距最近之处产生的电弧, 由于电动力和热的作用, 使在羊角形间隙上部构成的电弧迅速拉长, 这样电弧一般易于自动熄灭。即使电弧不熄灭, 也会因电弧上拉, 只烧伤羊角间隙的端部, 而在间隙距离最小处则不会严重烧伤, 从而保证下一次能正确动作。由于它有这些优点, 所以角型间隙是目前配电线路上广泛应用的一种防雷装置。但与绝缘子并联放电间隙也有缺点:当雷电将其击穿后, 工频电流将随之通过它入地面, 于是就会在间隙的电极上产生强烈的电弧。要是电弧的电流很小, 一般将会自行熄灭;要是电流达到几十安以上 (如10k V系统中大于20A时) , 电弧就很难自行熄灭, 而变成接地故障了;如果两相以上的间隙同时击穿放电, 那么就相当于相间短路, 势必会使线路跳闸。因此装了保护间隙的线路, 必须尽可能装设自动重合闸装置, 才能保证对用户不间断供电。不管采用何种形式的保护间隙, 其结构应保证下列条件:

(1) 间隙距离稳定不变;

(2) 间隙放电动作时, 防止电弧跳到其它设备上去;

(3) 防止与间隙并联的绝缘子受热损坏;

(4) 间隙正常动作时, 防止电极被烧伤, 影响下次动作;

(5) 间隙的电极宜镀锌;

5 10k V电力线路新的防雷措施

综上所述, 3种防雷方法都有可取之处, 但都有缺点, 如果将这3种方法结合起来取长补短, 则防雷的可靠性会大大增强。现介绍两种新方法:

1) 避雷器并联放电间隙

将避雷器和放电间隙互为备用:雷击时避雷器会首先动作, 避免放电间隙过多动作而损坏;而避雷器损坏不起作用时, 放电间隙接替避雷器动作, 以免线路失去保护。这种方法的好处是可以隔一段距离装设一组, 价格也便宜。

2) 放电间隙串联辅助间隙

3~35k V的保护间隙, 为防止间隙发生误动作, 可在其接地引下线中串接一个辅助间隙, 这样当昆虫、鸟类、树枝或其它外物偶然引起主间隙短路, 不致引起放电和接地, 同时起到辅助灭弧的作用。辅助间隙的距离可采用5~20mm, 各种电压的辅助间隙距离, 如表1所示。

电压为60k V及以上时, 主间隙的距离较大, 可不必再加辅助间隙了。为防止间隙过多地动作, 要求在满足与被保护设备的绝缘配合的条件下, 尽量增大间隙的距离。一般保护间隙的主间隙距离不应小于表2中。

所列的数值。如果间隙过小, 则不能承受正常的过电压和有效的灭弧;如果间隙过大, 则不能将雷电流有效地导入地层。安装间隙时, 主、辅间隙的距离应尽量靠近, 以提高其保护性能。而同一地点3个间隙可共用1个辅助间隙, 不必每相都装。这种方法的优点是:加工简单, 价格便宜, 可靠性较高。

6 结论

铁路10kV电力线路篇6

关键词：自闭贯通线路,S注入法,故障定位,零序

引言

我国6-35KV的配电系统中,单相接地是常见的故障,迅速准确地查找出故障位置是多年来技术工作者希望达到的目标。铁路10KV自闭/贯通线路就是属于这类配电网络,由于受使用环境的限制,在恶劣的气候下,当其发生接地故障时,故障查找和维修困难。故障的及时、准确地定位,能够缩短故障修复时间,并可以尽快恢复系统供电。传统的阻抗测距法由于受自闭贯通线路的走廊变化,阻抗不均匀的限制变得不适用;行波法也由于系统接地电流小、故障行波微弱、初始行波提取困难、电流互感器的测量存在误差、故障行波的识别等环节不足以达到当今需要的精度,且不能探测过零的故障;而基于“S注入法”的故障选线定位原理为:利用线路单相接地时,人为地在PT二次侧向系统注入一个特定频率的信号电流。然后在线路上安装若干信号探测装置,探测这一频率信号电流的路径,从而实现故障定位。本文根据自闭/贯通线路的结构特点,建立了以架空线和电缆混合形式的典型自闭/贯通线路的仿真模型。并在Matlab/Simulink环境下,模拟单相接地故障,在互感器二次侧注入170Hz的信号电流,探测在故障线路上的零序电压与零序电流的相位,分析线路上各段上谐波情况,进而实现故障定位。

1、自闭/贯通线路单相接地故障机理

自闭/贯通线单相接地故障是指三相输电导线中的任一相导线因为某种原因通过电弧、金属或电阻有限的非金属接地。由于系统的中性点非有效接地,当系统发生单相接地时,故障点不会产生很大的短路电流,但是各线路电容电流分布有一定规律性。所以通过这种可循的规律性就可以依据一定的装置确定出故障线路。

对于中性点不接地系统在正常运行时,各相对地电压是对称的,中性点对地电压为零,电网中无零序电压。由于三相对地电容C0相同,在各相电压作用下各相电容电流相等并超前相应电压90°。

⑴当系统发生单相接地故障时,中性点电压上升为相电压,非故障相对地电压为电网线电压。但线电压仍保持对称。即故障相电压为零,非故障相电压升高。

⑵根据对称分量法分析,单相故障时电网中会出现零序电压和零序电流。

⑶故障相线路接地点前端零序电压超前零序电流90°,接地点后端零序电压滞后零序电流90°,这是本文建立零序分析模型实现故障定位的关键。

⑷接地电阻不影响零序电流与零序电压的相位关系,接地电阻不同,故障特性都一样。

2、自闭/贯通线路仿真模型的建立与仿真

铁路10KV自闭/贯通电网是一个铁路沿线的单一辐射网,系统接线简单,供电线路长,根据TB100-99,10KV自闭电网的供电臂为40～60KM。

自闭/贯通线路担任着铁路行车安全信号的供电,一旦发生故障,将会造成重大的经济损失。所以供电可靠性要求异常高。目前,铁路上已经采取了多种方法来保证供电的可靠性。如通过采用双电源供电和安装备用电源自投装置来保证电源的供电可靠性。然而,目前装设的老式保护当线路发生故障,特别是单相接地故障时难以判断故障发生区段,使故障排除时间长,系统不能尽快恢复供电,浪费大量的人力物力,严重影响自动闭塞信号正常运行。

建立模型过程中,利用在自闭/贯通线路发生单相接地故障时,母线PT二次测注入一非工频(1 7 0 H z)信号,在故障相上探测工频和非工频信号情况,可以建立一个基于“S注入法”的谐波分析模型。在电力系统分析中,可以经过不对称分析,对单相故障后故障线路上零序电压电流的相位差情况分析进行故障定位,这样可以建立一个基于“S注入法”的零序分析模型。

2.1基于“S注入法”的谐波分析模型

2.1.1模型建立

根据自闭/贯通线的结构特点,在C相发生金属性接地故障时,在故障点前端注入一个170Hz的信号电流,在线路上检测工频和170Hz的信号,则故障点前应该检测得到170Hz的信号,而故障点后检测不到170Hz的信号,从而可以进行故障定位得到故障点。本文用Simulink建立了自闭/贯通线路的谐波分析动态仿真模型。

模型参数设置:

电源模块:选用PSB中已存在的3-Phase-Source模块,Yg接法,线电压设置110KV,频率为工频50Hz,A相初相为0°,内阻为2.172,电感为0.0576H。

负荷模块:在自闭/贯通电网中,负荷一般是不对称的,但是不对称程度小,且仿真时主要监测线路上的信号情况,所以该模型为了方便,统一设置成三相对称负荷,功率因数为0.85。

变压器模块:主变采用PSB中的三相双绕组模型,变比设置为110;10,其余参数R1=R2=0.002pu,L1=L2=0.08pu,漏电阻设为10000,漏抗设为inf。

母线PT模块:采用三相三绕组饱和变压器模拟母线互感器,容量为960VA,绕组1为一次侧,Yg型,电压为1 0 K V,R1=0.002pu,L1=0.08pu;绕组2为开口三角形,电压为100/3V,电阻和电感均为一次侧的1/3;绕组3为星型,电压为100V,电阻和电感与绕组2一样。漏电阻为10000pu。

信号源模块:以PSB中固有交流源并接一个大电阻10000欧姆作为理想恒流源,频率170Hz,峰值为6A。

2.1.2仿真实验

该模型仿真时间设置成0s到0.3s,在0.05s到0.3s发生C相贯通线单相金属性接地故障,故障持续时间0.25s。故障时在母线P T二次侧C相以一恒流源注入一170Hz、幅值为6A的信号电流,用FFT模块监测信号电流情况,得出结论。

运行仿真后:通过查看FFT1、FFT2、FFT3、FFT7的谐波电流情况,得到结果如下图2～5所示。

2.1.3仿真结果

故障点前任意两点均有工频50Hz的信号和170Hz的注入信号。故障点后Ⅰ段仅有工频50Hz,故障点前Ⅱ段有工频50Hz和170Hz注入信号。故障点后Ⅰ段与故障点处均只有50Hz,没有170Hz的信号。A相母线上只有工频信号。

2.2基于“S注入法”的零序分析模型

2.2.1模型的建立

根据自闭贯通线路的结构特点,仿照上述模型的方法,也是在0.05s到0.3s贯通线C相中点处模拟一金属性接地故障,通过在母线PT的二次测C相注入一170Hz的恒流源。由于自闭贯通线路是小电流接地系统,发生单相故障时会在电网中产生零序电流和零序电压,根据电力系统分析,在故障相的接地点前端零序电压将超前零序电流90°,而在故障点后端零序电压将滞后零序电流90°。按照这一结论,可以建立如下自闭/贯通线路单相接地故障的零序分析仿真模型。

2.2.2模型的仿真实验

该模型仿真时间设置成0s到0.3s,在0.05s到0.3s发生C相贯通线单相金属性接地故障,故障持续时间0.25s。故障时在母线P T二次侧C相似一恒流源注入一170Hz、幅值为6A的信号电流。在C相线路各开关站处设置几个测量零序电压电流相位差的单元,便于测量各点零序电压电流相位差,为故障定位提供依据。对于所测信号频率问题下面给出了详细分析。

第一步,在线路上分别设置两个测量170Hz的零序电压电流差和50Hz的零序电压电流相位差的装置,经过故障模拟仿真,测量170Hz与50Hz信号零序情况,两示波器输出的波形分别如图6、7所示。

从图6、7可以看出,在这种基于“S注入法”的自闭/贯通线路故障定位新系统中,监测线路上零序电压电流相位差时,3-Phase Sequence Analyzer模块对170Hz的信号不敏感,0.05s时C相发生单相接地故障后,从示波器上显示零序电压电流差不明显,而对于工频信号,则可以明确显示零序电压超前零序电流90°。

第二步,基于前一步得的结论,将所有测量单元里的3-Phase Sequence Analyzer模块均设置为工频信号,经过仿真后,所得结果如图8、9、1 0所示。

第三步,改变接地电阻,重复第二步。

2.2.3仿真结果

(1)当3-Phase Sequence Analyzer模块分别设置为测量170Hz和50Hz信号零序电压电流相位时,前者实验波形不明显反映电压电流相位,而后者实验波形能基本准确反映零序电压电流相位。

(2)当所有测量单元3-P h a s e Sequence Analyzer模块均设置为测量50Hz零序电压电流相位时,故障点前Ⅰ段和故障点前Ⅱ段零序电压均超前零序电流90°,而故障点后零序电压滞后零序电流90°。

(3)当改变接地电阻时,所得出的波形与金属性接地情况基本相同。

3、结论

3.1谐波分析模型

谐波分析模型仿真结果分析后,A相母线的信号无170Hz的谐波,说明A相无信号注入。测量故障点前的信号时,总是有工频和170Hz的信号,而故障点后和故障点处则没有170Hz的信号,可以断定故障点处的信号电流已经通过接地模块全部注入地。故障点后Ⅰ段无170Hz信号,故障点前Ⅱ段有170Hz信号,表明系统定位得出的故障点位置与模拟位置相符合。总之,根据建立的谐波分析模型和上述4个FFT模块测量的信号仿真结果分析,本文建立的谐波分析模型是可行的,可以用于自闭/贯通线路的单相接地故障定位。

3.2零序分析模型

理论上讲,当自闭/贯通线路发生单相接地故障时,对于任意频率的信号,故障点前零序电压都应超前对应的零序电流90°,故障点后零序电压应滞后对应的零序电流90°。所以对于注入的170Hz信号而言,用零序分析模型实现故障定位是可行的。图6中,3-P h a s e S e q u e n c e Analyzer模块分析的是170Hz的零序电压电流相位差,观察波形,发现在故障前后都没有明显的相位差,这是由于该模块对非工频信号不敏感所致,后期将在仿真方面作进一步的工作。对于图7,可知该模块对于50Hz的信号敏感,可以明确反映测量处的零序电压电流相位差。

自闭/贯通线发生C相接地后,在C相线路上安装零序电压电流相位差检测装置,通过对示波器上显示出的波形分析,模拟的C相接地故障点介于零序电压电流相位差90°与-90°之间。当接地电阻不同时,各处零序电压电流相位差与金属性接地情况相同,这就为对故障区间的定位提供了有利的证据。综上,本文建立的零序分析模型是可行的,能用于自闭/贯通线路的单相接地故障定位。

“S注入法”对于自闭/贯通线路的故障定位适应性较好,技术上是可行的。对于实际中的线路,更多条件都不是理想状态,远远比文中所建模型复杂,但是本文做的工作却可以对探究定位方案提供借鉴。当然在后续的系统设计中会遇到更多的难题,但是结合了“S注入法”和无线通信构建新的故障定位系统无疑会给自闭/贯通线故障定位带来一种新思路。

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铁路10kV电力线路篇7

铁路接触网线路通常为中性点不接地的10k V高压系统, 主要包括自闭 (自动闭塞) 和贯通 (电力贯通) 两种线路。该系统涉及行车安全, 要求的可靠性高。但在实际中由于该系统供电臂距离较长、周围环境复杂等原因, 极易发生故障, 尤其是单相接地故障。目前大多数自闭贯通线路仅安装了老式保护设备, 传统的基于阻抗原理的故障定位方式不适合应用于该系统[1]。利用故障产生的行波信号可以确定故障距离是现代故障定位的一个发展方向。

1 10k V自闭贯通线的电气结构

铁路10k V自闭贯通线路具有电力系统的一般特点, 但又有其特殊性。铁路沿线信号设备的电源由自闭线专门提供, 而当这些设备发生故障时则可由贯通线提供。铁路沿线小型车站的工作和生活用电也由贯通线来提供。自闭线和贯通线都为双端电源供电, 正常工作时为单端电源供电, 当线路失压时可由对端提供电源。自闭线和贯通线负荷主要为小型低压变压器, 由于负荷电流小, 线路分布电容电流所占比重较大, 电缆较长时甚至超过负荷电流。

2 自闭贯通线路行波故障测距的基本模式

根据行波测距基本原理和铁路10k V自闭贯通线路电气结构, 故障测距可分为单端方式和双端方式测量。单端测距是利用识别故障点的反射波加以测距的。由于该线路一般为架空、电缆混合线路, 结构复杂, 同时受周围环境的影响, 所以单出线和双出线故障点反射波位置不同, 而且行波在一次设备、线路联接处的反射和折射非常复杂, 致使故障点反射波波头有明显的衰减和畸变, 其识别非常困难。因此, 自闭贯通线路中不宜采用单端测距方法。

双端行波故障测距法可以较大幅度地降低上述因素对测量结果的影响。它原理简单, 测距结果更为可靠, 只需检测故障点行波波头到达时刻, 无需考虑反射与折射行波。因此, 在铁路10k V的自闭贯通线上宜采用基于小波变换模极大值的双端行波故障测距方案, 实现更为可靠、更为准确的故障测距方式。

双端测距是利用初始行波浪涌到达线路两测量端时的绝对时间差来计算故障点的距离[2]。如图1所示, 假设线路在F点处发生故障, 初始行波浪涌便以相同的传播速度到达测量M端和N端, 分别形成两端的第1个反向行波浪涌, 所用的绝对时间分别为TM和TN, 则有:

式中DMF和DNF分别是M端和N端母线到故障点的距离;L为线路全长。

将式1求解得到M端和N端母线到故障点的距离如式2所示。

根据输电线路的分布参数可以得到如式3所示的行波传播速度[3]。

式中L1是输电线路的电感, C1是输电线路的电容。

由于故障暂态行波信号具有明显的奇异性。而小波变换模极大值可以用来检测故障暂态信号的奇异性。文献[4]从数学的角度论证了小波变换的模极大值的定义和通过小波变换的模极大值理论来检测故障点的可行性。图2是阶跃信号经过小波变换后的模极大值图形, 从图中可以看出, 在信号突变时, 小波变换呈现模极大值。由于该方法所测得的故障初始行波浪涌到达时刻是稳定的, 同时, 该方法也具有较强的抗干扰能力, 因而所获得的故障初始行波浪涌到达时刻也是较可靠的。

3 行波测距方案仿真与分析

为了验证本方案的有效性, 采用双电源输电线路进行小波模极大值组合行波故障测距仿真实验。仿真故障类型为单相经过50Ω过渡电阻接地故障, 故障点距离M端35km。

3.1 仿真参数

铁路输电线路:电压10k V, 频率50HZ, 长度100km, R=1.74e-5 (Ω/m) , L1=0.000967 (m H/m) , C1=1.203e-5 (μF/m) 。在MATLAB仿真环境下搭建系统的模型如图3所示。

3.2 仿真结果与分析

当铁路自闭贯通线路MN发生单相经50过渡电阻接地时, 在线路两端测量到单相暂态行波电流及其小波变换模极大值分布如图4、图5所示。

在线路两端测量到单相暂态行波电压及其小波变换模极大值分布如图6、图7所示。

从以上仿真图可以得到如表1、表2所示的M端、N端故障初始行波电流、电压分量在分解尺度下的小波变换模极大值分布情况。可以得到故障初始行波浪涌到达M端的时刻为tM=20174μs, 到达N端的时刻为tN=20276。

根据式3可以得到行波的传播速度为:

根据式2可以得到故障点到M端和N端的距离为:

由此可见, 该测距结果与实际故障距离较为接近。所以在不考虑铁路线路长度误差和线路两端的仿真数据间的时间误差时, 通过基于小波模极大值的双端行波测距方案能够较准确地获得故障点到线路两端的距离。

4 结语

基于小波模极大值的双端故障测距方案理论清晰, 结构简明, 实现简单。所得到的仿真波形与理论分析相吻合, 表明该系统对铁路10k V自闭贯通线故障测距具有效性, 为铁路故障定位的开发和设计提供了一种前期参考。

摘要：介绍了铁路10kv自闭贯通线路的特点和电气结构, 对自闭贯通线路行波故障测距的基本模式进行了阐述, 对于双端故障测距原理进行了较详细的分析。研究了基于小波模极大值的双端故障测距方案, 并进行了MATLAB仿真验证。结果表明该方案效果良好, 能够较准确地获得故障点的位置。

关键词：铁路自闭贯通线,故障检测,小波变换

参考文献

[1]葛耀中.新型继电保护和故障测距的原理与技术[M].西安:西安交通大学出版社, 2007:256-335.

[2]徐丙垠, 李京, 陈平.现代行波测距技术及其应用[J].电力系统自动化, 2011, 23 (14) :62-63.

[3]姚建国.铁路贯通自闭线路行波故障测距技术[J].内蒙古科技与经济, 2012, 25 (7) :85-89.

铁路10kV电力线路篇8

在电力系统中,配电线路有许多等级——电压在35 k V以上的主要用于远距离的配电,10 k V的配电线路主要用于连接电网和用户。在输送电力的过程中,10 k V配电线路是最后环节,也是整个配电系统的核心。但是,由于配电线路比较长,覆盖面比较广,设备质量又参差不齐,并且还会受到地理和环境的影响,所以,在整个电能输送的过程中,配电线路难免会有线损和故障。这不仅会影响人们的正常用电,还会直接给电力企业带来经济损失。因此,一定要在10 k V配电线路实施阶段科学、合理地设计配电线路。在整个工作过程中,要根据配电线路的实际状况选择适合的电气设备,以保证10 k V配电线路能够安全、可靠运行,进而降低线损,使整个电力系统安全、稳定运行,提高电力系统的经济效益和社会效益。

2 10 k V配电线路设计的前期准备

2.1 配电装置选择

在选择配电装置时,需要考虑的因素比较多,主要有以下几点:①特定地区背景下的地形因素、天气因素和水文条件等,同时,也要考虑气候、温度和湿度等因素。如果周边温度比配电装置最小承受温度要低,则需要对其进行保温,严格控制开关的破冰厚,使其不超过设计的最高要求,避免寒冷天气时发生电力事故。如果周边温度比较高,可以优先选用湿热带型配电装置,并对其进行适当的防护。②在设计配电装置时,要兼顾其抗震要求,落实具体的地震预防措施,使其与国家电力抗震设计要求相符合,确保配电装置处于安全的运行状态。③在选择配电装置时,要考虑风力因素,根据实际情况合理确定配电装置的安装高度,使其具备较好的稳定性。④如果配电装置的安装区域海拔比较高,需要有针对性地选择配电设备,并进行外部绝缘频率试验和冲击试验。⑤在工业区或居民区内部安装配电装置时,要注重噪声的问题,以免影响正常的工业生产或居民生活。

2.2 电器与导体选择

在选择电器和导体时,需要考虑以下因素:①确保电器和导体的绝缘水平符合国家标准;②电器的最高承受电压和电流要符合回路中最高运行电能和高出回路的持续电流;③检验电器和导体的短路电流,并整体考量短路电流的衰减时间、异步电动机和电容补偿装置对电流的影响等;④结合设计规划容量要求计算短路电流以及电器和导体的动、热稳定性。

3 10 k V配电线路的设计要点

3.1 l0 k V配电线路的编制说明

设计依据、工程概况和配电线路路径都属于10 k V配电线路整体编制说明范畴。具体来说,设计依据就是调查施工环境,并在严谨的设计规程框架内收集、整理和归纳工程项目设计任务书、电力系统设计文件和相关合同等。工程概况即要确定设计线路的长度、电压等级和起始点等指标,要勘察配电线路周围的地形,结合地形情况选择避雷线和导线规格、耐张串数量、绝缘型号,以确定和设计杆塔的样式和数量等。同时,还要立足全局,对地区性整体规划进行考量,选择正确的配电线路路径,避免路径选择不合理干扰周边的其他工程。另外,要避免与地下光缆、管道和障碍物等发生碰撞,以免引发纠纷。

3.2 l0 k V配电线路的杆塔设计

耐张杆塔、终端杆塔、转角杆塔和直线杆塔是我国配电线路杆塔设计中比较常见的。耐张杆塔的应用界面是直线段特定距离,其对水平拉力有良好的承受性,能确保直线段弧垂。但是,导线的水平压力比较大,可以将2个不同方向的悬式绝缘子设置在耐张杆上,并使其拉紧到横担上。绝缘子的连接方式是跳线,能够有效控制耐张杆张力,而终端杆塔和转角杆塔会在杆塔设计中合理应用该跳线。

3.3 l0 k V配电线路的机电设计

3.3.1 适合的气象条件

在具体的工作过程中,要了解配电线路所处地区的情况和周边的气象条件,将气候因素和配电线路长度作为选择不同气象区域时的重要指标和考量要素。同时,还要综合计算气象区域气候、地理环境,确保10 k V配电线路机电设计处于最佳的气象条件中,以保证配电线路的设计应用效果良好。

3.3.2 导线设计要求

参考具体的配电设计要求、工程具体布局等指标合理选择导线截面,在数据分析的基础上验证导线型号和规格,并决定是否将电气特性和机械性能作为导线截面的选择依据。配电线路的设计规划要具体,确保导线架设情况、安全系数和使用性等各项参数都包含在内,使导线设计更加完整、合理。借助现代化的仪器描述导线的力学特征分布,以便明确不同温度背景下导线弧垂数值,并予以登记。

3.3.3 绝缘子串组装模式

依据杆塔结构和导线型号等选择和确定绝缘子串组长模式。通常情况下,绝缘子串的选择比较简便,只需要在配电线路内部考量导线的断线张力和荷载重力两项指标。而在选择特殊绝缘子串的过程中,需要考量的因素比较多,包括大沟、档局和大导线要求等,也要考量气候因素和地形因素,以达到良好的绝缘子串组装效果。

3.3.4 配电线路中导线的防震设计

导线防震设计比较复杂,需要兼顾的内容也比较多,要严格考量风向、架设高度和地形应力引发的导线振动问题。电力系统的线路运行会受到导线振动频率和振动大小的影响。电力人员要结合具体线路背景,将导线防震设计工作落实到位。另外,在防震过程中,要全面考量导线安全系数、使用应力、运转能力、气候和地形等因素,以提高防震设计质量。

4 结束语

总而言之,电力系统10 k V配电线路的设计难度比较大,涉及到的专业性内容比较多。电力人员要结合具体工程背景,合理选择和应用配电线路,既要考量其实用性和美观性,更要兼顾具体工程实践中的经济因素和环境因素,使10 k V配电线路设计具有安全性、可行性和有效性,从而为电力行业的健康稳定发展提供保障。

摘要：简要叙述了10kV配电线路设计的重要作用,介绍了10kV配电线路设计的前期准备,并且分析了10kV配电线路的设计要点,以期为日后的相关工作提供参考。

关键词：电力系统,10kV配电线路,设计要点,配电装置

参考文献

[1]王中杰.试论10 k V配电线路设计技术要点[J].中国科技信息,2014,18(21):73-75.

[2]李五相.10 k V配电线路设计技术要点探讨[J].电力工程,2014,25(03):182-184.

铁路10kV电力线路篇9

1 交联电缆及电缆头的概述

1.1 交联电缆

交联电缆是交联聚乙烯绝缘电缆的简称。交联电缆适用于工频交流电压500kv及以下的输配电线路中。目前铁路供电部门10kv电力线路使用的电缆绝大部分都采用了交联聚乙烯绝缘。其结构如图所示。

1.2 电缆头

电缆分为电缆终端头和电缆中间接头。电缆终端头是将电缆与其他电气设备连接的部件。

电缆中间头是将两根电缆连接起来的部件。终端头与中间头统称为电缆附件。电缆附件应与电缆本体一样能长期安全运行, 并具有与电缆相同的使用寿命。良好的电缆附件应具有以下性能。

(1) 线芯接触良好

主要是联接电阻小而且联接稳定, 能经受起故障电流的冲击;长期运行后其接触电阻不应大于电缆线芯本体同长度电阻的1.2倍。

(2) 联接牢固

应具有一定的机械强度、耐振动、耐腐蚀性能;此外还应体积小、成本低、便于现场安装。

(3) 绝缘性能好

电缆附件的绝缘性能应不低于电缆本体, 所用绝缘材料的介质损耗要低, 在结构上应对电缆附件中电场的突变能完善处理, 有改变电场分布的措施。

2 电缆头的制作工艺及电缆敷设的探讨

2.1 关于安装应力控制管的探讨

2.1.1 应力控制管的作用

热缩应力管的作用是疏散高压电缆的电应力。电应力控制是中高压电缆附件设计中的极为重要的部分。电应力控制是对电缆附件内部的电场分布和电场强度实行控制, 也就是采取适当的措施, 使得电场分布和电场强度处于最佳状态, 从而提高电缆附件运行的可靠性和使用寿命。对于电缆终端而言, 电场畸变最为严重, 影响终端运行可靠性最大的是电缆外屏蔽切断处, 而电缆中间接头电场畸变的影响, 除了电缆外屏蔽切断处, 还有电缆末端绝缘切断处。

热缩应力管的材质构成是由多种高分子材料共混或共聚而成, 一般基材是极性高分子, 再加入高介电常数的填料等等。电缆附件中热缩应力管主要用于缓和分散电应力的作用。一般应力管的参数由三部分组成, 一是介电损耗, 这个损耗值大小, 决定高压循环发热量。二是介电常数, 大小一般要求达到20-30, 三是体积电阻率, 电缆附件网有说明要达到10的10到12次方。

2.1.2 应力控制管安装的技术要求

要使电缆可靠运行, 电缆头制作中应力管非常重要, 而应力管是在不破坏主绝缘层的基础上, 才能达到分散电应力的效果的。在电缆本体中, 芯线外表面不可能是标准圆, 芯线对屏蔽层的距离会不相等, 根据电场原理, 电场强度也会有大小, 这对电缆绝缘也是不利的。为尽量使电缆内部电场均匀, 芯线外有一外表面圆形的半导体层, 使主绝缘层的厚度基本相等, 达到电场均匀分布的目的。在主绝缘层外, 铜屏蔽层内的外半导体层, 同样也是消除铜屏蔽层不平, 防止电场不均匀而设置的。

为尽量使电缆在屏蔽层断口处电场应力分散, 应力管与铜屏蔽层的接触长度要求不小于20mm, 短了会使应力管的接触面不足, 应力管上的电力线会传导不足, (因为应力管长度是一定的) 长了会使电场分散区 (段) 减小, 电场分散不足。一般在20~25mm左右。

2.2 关于制做电缆头处理屏蔽问题的探讨

制作电缆终端或接头时剥除一小段屏蔽层主要目的是用来保证高压对地的爬电距离的, 这个屏蔽断口处应力十分集中, 是薄弱环节!必须采取适当的措施进行应力处理。 (用应力锥或应力管等)

剥除屏蔽层的长度以保证爬电距离;增强绝缘表面抗爬电能力为依据。屏蔽层剥切过长将增加施工的难度, 增加电缆附件的成本完全没有必要。

2.3 关于电缆头制作前及制作后技术要求的探讨

电缆头制作先后应进行外观检查, 表面无损伤, 除进行绝缘电阻测试 (10kv用2500V兆欧表) , 还应进行直流耐压试验。在加压过程中, 泄漏电流突然变化, 或者随时间的增长而增大, 或者随试验电压的上升而不成比例地急剧增大, 说明电缆绝缘存在缺陷, 应进一步查明原因, 必要时可延长耐压时间或提高耐压值来找绝缘缺陷。

2.4 电缆敷设的要求的探讨

2.4.1 电缆线路路径的选择

a.在满足安全的前提下, 要节省投资, 尽量选择路径最短的处所。

b.便于安装和维护, 电缆路径要尽可能减少穿越各种管道、铁路、公路和其他高低压电缆等设备的次数。

c.电缆路径要考虑远景规划, 尽可能避开拟建筑工程、各种管线工程、公路等需要挖掘的地方。

d.便于搬运, 施工、且容易维修的地方。

2.4.2 电缆的搬运与展放

a.电缆应在电缆盘上搬运, 搬运 (运输) 时禁止将电缆盘平放 (包括平放保存) , 以避免电缆的自重使电缆绝缘受到损坏。

b.短电缆可按不小于电缆最小弯曲半径的规定卷成圈, 在四处捆紧后搬运, 在装卸和搬运过程中, 应防止电缆和电缆盘受伤, 不得在地面上拖拉, 卸车时严禁将电缆盘直接从车上推下。

c.电缆在展放时, 电缆盘应穿轴, 放在支架上。展放时电缆不得在地面上拖动 (用人扛, 人员应站在电缆的同一侧) , 展放的电缆应有弛度。放下电缆时, 应按先后顺序轻轻放下, 不得乱放。

2.4.3 直埋电缆的施工

a.直埋电缆在敷设前, 应进行外观检查, 表面无损伤, 同时进行绝缘电阻测试 (10kv用2500V兆欧表;1kv及以下用1000V兆欧表) , 1kv以上的电缆还应进行直流耐压试验, 确认良好后方可敷设。