110kV架空线路

110kV架空线路（精选12篇）

110kV架空线路 篇1

0前言

由于110 k V架空线路损耗较电缆线路大, 且线路负载变化较大, 从数兆瓦到数十兆瓦不等, 对于一条型号固定的110 k V架空线, 不同区段的负荷水平下线路的线损率也不尽相同, 笔者用数学极值方法对架空输电线路负荷变化时的经济运行方式进行了分析。本文通过分析架空线路的有功功率损耗率, 结合线路的经济运行功率调整线路运行方式, 同时, 以线路经济运行分析为理论支持, 对变电站内无功补偿策略进行了分析计算。

1 架空线路经济运行分析

架空线路的有功损耗主要有两部分构成, 一是负载损耗, 由导线电阻流过负荷电流时产生的损耗, 随负荷电流变化而变化, 所以此损耗又称为变动损耗。二是固定损耗, 由电晕损耗和绝缘子的泄露损耗构成, 可以用并联电导参数来表示。电压等级在110 k V以下的架空线路, 固定损耗主要是由绝缘子表面泄露电流引起, 110 k V及以上架空线路的固定损耗主要由电晕放电引起。

当110 k V架空线路三相电压对称时, 三相架空线对地电导为G, 架空线路运行电压为U, 则三相架空线对地的固定损耗为ΔP0 (k W) 。

图1为电力线路常用的π型等值电路, 设线路末端电压为额定电压U, 以P+j Q表示线路末端的负载情况, 以R+j X表示架空线路的等值阻抗, 以在S’表示通过架空线路等值阻抗后的视在功率, 则有

从 (2) 式可以得出, 若设三相架空线的负载损耗ΔPi, 则有

综上所述, 架空线有功损耗ΔP为

由 (4) 可得到架空线路的线损率为

将 (5) 式中线损率看成线路末端实在功率S'的函数, 一阶求导有

二阶求导为:

从式 (7) 可以看出, 架空线路末端视在功率S’在[0, +∞) 区间, 线损率关于架空线路末端视在功率S’大于等的二阶导数为恒大于0的值, 所以架空线路线末端视在功率在[0, +∞) 的取值区间, 线损率必存在最小值。令其一阶导数级 (6) 式的值为0, 可以得到

将 (8) 带入 (4) 式可求得架空线路的有功损耗ΔP为

将 (9) 带入 (5) 式, 可求得架空线路的最低线损率fmin为

由式 (9) 、 (10) 可知, 当线路的可变损耗等于线路的固定损耗时, 线路损耗率最低, 同时, 当架空线路的并联电导G的取值越小, 线路能够达到的最小线损率也越低。

再者, 若将 (8) 式中线损率看成关于架空线路末端功率因数cos的函数, 当cos取值范围在[0, 1]之间时, 则可以看出线路线损率f是关于cos的单调递减函数, 即当cos=1时, 取得最小值。即是说当架空线路末端视在功率固定的情况下, 该点无功含量越少, 线路的线损率越低;当线路末端无功含量为0时, 线路的线损率最低。

从式 (11) 中可以看出, 当负荷经过线路等值阻抗R+j X后的视在功率S’功率因数为1时, 线路在既定的负载水平上的线损率最低。因此, 线路末端所接负荷应尽量实现的无功就地平衡, 以降低架空线路的有功损耗, 提高线路的经济运行。

2 变电站无功补偿策略

基于式 (11) 即线路末端功率因数为1时架空线路的线损率最低的结论, 对110 k V架空线路末端所供110 k V变电站的无功补偿策略进行分析。某110 k V变电站为线路变压器组接线分列运行方式, 主变为双绕组变压器, 110 k V电源进线经主变供10 k V侧负荷。图2为双绕组变压器等值电路, 设主变高压侧电压为额定电压U, P+j Q为图1中的负荷末端, 在此表示变压器首端负荷输入量, 以P″+j Q″表示主变末端无功负荷需求, Gm为励磁支路电导, PT0为变压器空载损耗;Bm为励磁支路导纳, I0为变压器空载电流, SN为变压器额定容量。

以 (11) 式所求最小线损率f'min时线路变压器首端的视在功率S, 则

变压器自生的无功损耗为

因此, 要使得架空输电线路末端的无功含量为0, 则有

为了降低110 k V线变组运行方式的变电站的线损率, 使得主变末端无功量Q″满足式 (14) 中的无功等式, 则主变低压侧必须结合实际的无功负荷量进行无功电容器组的投切。

设变电站主变低压侧无功补偿量为QB, 变电站主变低压侧所供无功负荷为QZ, 则主变低压侧无功补偿量应该满足

即变电站主变低压侧无功补偿量应该等于主变低压侧所供无功负荷、主变消耗的无功功率减掉架空线路末端补偿的无功量, 将式 (11) 、 (13) 带入式 (15) 可以求出架空输电线路末端无功含量为0时主变低压侧无功电容器组的无功补偿量为

3 算例

某系统A变电站为单母线接线, 经两条110k V线路向某一终端变电站供电, 线路长度30km, 导线型号均为LGJ-240, 三相线路几何均距DM=4 m, r0=0.13Ω/km, 线路末端电压U=110k V, 线路空载试验损耗ΔPL0=341 k W。主变压器为SF11-50000, 空载损耗ΔPT0=35.2 k W, 负载损耗ΔPTZ=175.3k W, 空载电流 (%) 为IT0%=0.5, 短路电压为Uk%=12, A站年度最大有功负荷67 MW, 最大无功负荷24.5 Mvar, 站内未配置无功补偿补偿电容器组。

3.1 该110 k V架空线的经济运行功率

此时, 线路总有功损耗ΔP=2GU2=682 k W。

为了更好体现架空线路在经济运行功率S'best运行时架空线路线损率最低, 通过表1对比了不同输送功率情况下的线损率情况。

通过表1可以看出, 当A变电站输电线路末端输送功率处在经济运行功率S'best运行时, 线路线损率最低, 为2.16%;当线路端输送功率达到最高负荷即70 MVA运行时, 线路线损率最高为2.81%, 架空线路的损失负荷更是达到了1920 k W。

同时由于110 k V A变电站为单母线接线, 正常方式只能安排为主备运行方式, 文中进一步考虑在A变电站可实施线路变压器组分列运行方式下的线路线损率变化情况, 其变化情况如表2所示, 表2中同时考虑了两条架空线路的损耗, 同时线路变压器组在分列运行方式运行时考虑两条线路负荷分配均衡。

从表2可以看出, 110 k V A变电站采用分列运行方式后两回架空线路的综合线损率比主备运行方式时有较大改善。采用分列运行方式时, 线路的经济运行功率为, 占所供主变压器50 MVA容量的65%;而采取主备运行方式时候, 主供线路末端实在功率为槡2*32.54MVA时综合线损率仍然高于3.0%, 此时综合线损率仍然超过分列运行方式的综合线损率0.7个百分点运行, 因此, 对于A变电站, 若能对110 k V主接线方式改造以安排两回架空线路的分列运行, 对该架空线路的综合线损率则有明显改善, 尤其是在负荷高峰时段, 两条架空线路的损失负荷更是从2 188 k W降低至1 443 k W, 降幅达到了34%。

3.2 变电站无功补偿、线路有功损耗及线损率

为了达到线路经济运行状态, 110 k V架空线所供变电站无功补偿应实现就地平衡, 即站内加装无功电容器组, 以减少线路末端输送的无功潮流。为了使得通过线路等值阻抗R+j X后线路末端负荷的功率因数为1, 通过计算得到变电站无功补偿量为QZ+0.0054 Mvar, 可以看出, 110 k V架空线路等效电路末端补偿的无功与变压器励磁支路导纳及漏抗消耗的无功量相当, 其叠加量可忽略不计, 因此加装无功电容器组时只需变电站站内无功补偿量与无功负荷相当时, 线路末端负荷功率因数便接近于1, 此时, 架空线路处于最经济的运行状态。考虑在A站加装足够容量的无功补偿电容器组, 表3为在不同无功补偿量下的架空线线损率。

通过表3可以看出, 当站内未加装无功电容器组时, 架空线损耗线路线损率最大;加装能够完全补偿所供无功负荷时, 线路线损率最低, 两者间架空线路线损率差值达到了0.9个百分点。线路功率因数对线路的线损率有较大影响, 当经过架空线路的无功潮流较大时, 线路的线损率也会有明显增加。

4 结束语

1) 110 k V架空输电线路经济运行参数主要与线路运行固定损耗即电晕损耗和绝缘子漏电损耗影响, 当架空输电线路的固定损耗与负载损耗相等时, 线路末端的运行功率达到最经济的运行功率, 此时线路的线损率最小。因此可根据架空线路的经济运行功率, 结合变电站实际运行负荷情况, 通过调整优化电网运行方式以降低电网线损率, 提高电网的运行效率。

2) 线路经济运行的最小网损还与功率的无功含量有关, 当功率因数越接近1时, 最小线损率值也越小, 此时线路末端等效电容送出的无功量与变压器本体消耗的无功负荷形成一定量的冲抵, 因此当站内实现无功的就地平衡时, 110 k V架空线路的线损率是处在低位运行, 可有效地提高架空线路运行的经济性。

摘要：从110 kV架空输电线路总损耗的基础上, 用数学极值方法推导出了110 kV架空线路上负荷潮流变化时架空输电线路经济运行功率的计算公式, 并得出当架空输电线路末端负荷按经济功率运行时, 其线损率最低, 线路的运行效率最高的结论, 并进一步根据线路负荷潮流中无功含量的变化对线路线损率的影响分析了变电站无功补偿策略。

关键词：架空线,线损率,经济运行,无功补偿

参考文献

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[7]于艳冬.变压器经济运行研究[D], 华北电力大学, 2004-02.

110kV架空线路 篇2

【摘要】电力行业作为国民经济发展的最基本最重要的一项基础能源产业，是真正关系到国计民生的基础产业，而随着我国经济的高速有效发展，对电力的需求量不断增加，自然而然地需要对架空输电线路运行状态进行有效的状态评估。而目前来说，状态评估主要包括故障树模型、马尔可夫（Markov）模型、可靠性框图、贝叶斯网络模型以及神经网络模型等等，本文通过采用基础常见的故障树模型即FTA 分析法，对110～500kv的架空输电线路的运行状态进行有效的评估，从而找到改进高压线路的合理高效的方式方法。

引言

高压的架空输电线路具有传统的地下线路无法比的特点，传统的维修时间长，难度大成本还很高，因此，现在的电子系统已经逐渐采用高压架空的输电方式逐渐远离传统的输电方法。而就现在我国的电力发展水平而说，尤其是输电线路的状态检修方面，并没有一个成熟的模式可供借鉴和套用，我国目前还在探索试验阶段。架空输电线路运行状态的评估工作真正意义上来讲其实就是对高压架空输电线路五个主要的配备部件，其中包括，高压架空绝缘子设备，高压架空导线设备，高压架空金具设备，高压架空地线设备，高压架空接地装备这五个进行检测和实时的评估。通过有关的设备仪器等等对其进行检测判定发现是否出现裂化磨损等等的现象发生，从而及时采取措施，延长设备的使用寿命，提高整个系统的可靠性与稳定性指数。

正文

故障树是一种美国贝尔电报公司发明的采用了逻辑分析的方法，逐层的，从上到下的，与浅入深地分析，体现了以系统工程的方法，来研究安全问题方面的系统性、准确性和预测性。FTA分析方法是面向事件分析，与单纯的只是面向结构考虑硬件失效的可靠性框图分析相比，最大的优势就是其不仅仅考虑硬件失效，而且还允许软件、人为操作和维修加上环境等等各个方面的影响，并且具有很强的直观性。不过也应该注意到其可能忽视掉一些问题，且很容易就被重建。

在故障树的整个的建造过程中一定要遵循以下几个原则，以确保测试的准确有效：

1）明确测试的目的，对整个需要测试的系统的相关资料进行收集整理和分析

2）明确故障事件的准确定义，是什么，什么时候会发生都要有个准确的了解

3）明确选定顶事件，顶事件其实是我们最不愿意看到的，不同的顶事件构造的树也不同

4）明确系统的各种边界条件只有有了明确的边界条件才能够真正的清楚故障树到底应该建到何处才是结束

5）明确各个事件的之间的定义以及逻辑关系，不能出现紊乱矛盾等等无解的情况。

首先应该分析识别出可能导致顶事件发生的各种可能，因为它是我们进行下一步定量分析的合理基础。只有根据定性分析得到的结果对每个事件的重要性大小进行比对，才能真正的帮助评估人员进行有效的合理的解决问题。

根据分析导致高压架空线路出现故障的主要部件其实就是高压架空电线的各个组成部分。随着由若干个状态量的不同，影响程度也不一。

a）其中影响高压架空线路中的杆塔稳定性的主要因素有：

X1，高压架空线路中的杆塔是否出现倾斜以及倾斜度；X2，高压架空线路中的杆塔表面是否发生脱落、锈渍以及什么程度的了； X3，高压架空线路中的 杆塔主材是否变形以及变形的等级等等； X4，高压架空线路中的杆塔辅材变形率范围； X5，高压架空线路中的杆塔螺栓是否牢固以及牢固性等级指数；X6，高压架空线路中的钢筋混凝土电杆保护层腐蚀度以及钢筋是否出现外露以及外露的指数程度等等； X7，高压架空线路中的普通混凝土电杆是否是出现裂纹以及裂纹的等级等等情况；X8，高压架空线路中的 杆塔拉线和拉线棒锈蚀后直径变化情况； X9，高压架空线路中的杆塔塔材和拉线是否有出现防盗以及被盗的数量等等的情况。另外也可以将每个子事件定义即分为不良状态，注意状态以及良好状态等等三个基本的状态。根据相应状态的评估标准[8]，将每个杆塔子事件的数据进行统计、分类，每一个杆塔的子事件对杆塔的运行状态均采用运行状态影响概率来表示，这些状态影响概率是依据国家电网公司2006年颁布的110～500kV的高压式架空输电线路评价标准（试行）中的扣分程度，并结合现场运行人员针对本地区的特点进行分析而得出。

b）其中影响高压架空线路中的绝缘子的稳定性的主要因素有：

Y1，高压架空线路中的绝缘子表面是否出现污垢以及污垢的情况； Y2，高压架空线路中的 绝缘子表面是否出现爬电比距以及相应的数据等等的情况； Y3，高压架空线路中的瓷质绝缘子自爆率系数； Y4，高压架空线路中的合成绝缘子是否出现破损、龟裂、老化等等情况以及出现的程度等等；Y5，高压架空线路中瓷质绝缘子锁是否是紧销的状态； Y6，高压架空线路中的钢角钢帽是否出现松动等等不安全因素

c）影响高压架空的金具的使用情况共有五个基本状态量（Z）：

Z1，高压架空线路中的金具是否出现锈蚀以及锈蚀的情况； Z2，高压架空线路中的金具是否磨损以及磨损程度系数指标； Z3，高压架空线路中的金具的销子是否短缺以及短缺的实际指数；Z4，高压架空线路中的金具的是否出现松动以及具体的松动的情况； Z5，高压架空线路中的金具强度等级概况。

e）影响高压架空的导地线共七个基本状态量（U）主要因素：

U1，高压架空输电线路中具体的断股处的现断股数量； U2，高压架空输电线路的镀锌钢绞线是否出现锈蚀以及锈蚀状况； U3，高压架空输电线路的导线是否出现地弧垂偏差以及相应的偏差指标； U4，高压架空输电线路导线是否出现弧垂偏差以及偏差的具体系数； U5，高压架空输电线路的同子导线弧垂偏差的具体系数； U6，高压架空输电线路的导线连接器的对应指标； U7，高压架空输电线路的导线强度实际指标。

f）影响高压架空基础及相应的接地状态的主要因素：

V1，高压架空设备中的金属基本的使用情况以及受损的状况等等； V2，高压架空设备中的基础地质时限受损的状况等等； V3，高压架空设备中的基础防护保护措施维修保护力度等等； V4，高压架空设备的接地电阻使用时限破坏程度状况等等； V5，高压架空输电设备的接地装置铺设的实际情况舒适度等级等等。

对架空输电线路的状态根据其影响程度，从小到大，分为一般的状态，重要的状态，参考的状态是一些可以具有参考价值的指标。而对于一个运行中的高压架空输电线路而言，一共分为三种情况，运行状态和停运的状态，又细分为良好、注意以及不良状态这三种状态。其中只要不是良好的状况，都需要及时的有效的进行检查和及时的维修有力的处理。110～550kv的架空输电线路的可靠性指标定义以及相应的计算原理

110～550kv的架空输电线路的可靠性指标无非指的是按照既定的运行条件下，预定的时间，规定的内容下来进行完成既定的概率。

架空输电线路的可靠性指标要素有：例如期望值即期望发生问题的最多次数。还有频率指标就是单位时间里希望发生障碍的次数等等。

本文采用著名的FTA 法评定法，即故障树分析法，就是分析出高压架空输电线路出现故障的故障模式。通过分析高压系统中的最小割集，进一步总结出哪些元件是高压输电线路中的可靠性进一步分析出最薄弱的环节，对其加以改造。如果是给定基本的故障事件出现的概率，就可以定量地评定出FTA即故障树分析法的顶事件出现的概率。实例分析

通过上述所述，可选取220kV高压设备的运行状态进行计算，进一步计算出高压输电设备中的其中的最不稳定的最薄弱的环节，从而计算出各个环节的不良状态概率，以及输电线路出现的不良状态概率情况，以便于进一步及时的求出整条架空输电线路的状态情况，由此计算出整个高压线路的运行状态等级情况。

结语

架空输电线路运行状态的评估是以当前设备的实际工作所能达到的状态为依据的，它通过一系列的先进的分析方法，对事故进行科学的预判，将各种直接原因以及间接原因都找出来，从而将故障的可能性降到最低。这样就有利于工作人员进行有效及时的提供维修，必然可以节省一些不必要的维修时间与不必要的维修费用，相对而言自然提高了整个系统的运行可靠性。

参考文献：

[1]郭永基 电力系统可靠性原理和应用

10kV架空线路综合防雷研究 篇3

关键词：10kV架空线路 综合防雷 技术措施 运行环境

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）09（c）-0072-01

10kV架空线路受绝缘水平低、供电半径大、运行环境复杂且多未安装架空地线等客观因素的影响，发生雷击（特别是感应雷）故障的发生几率较35kV及以上线路为高。2011年，由于雷击引起我局10kV公用线路跳闸重合不成功及故障停电共计44次，占总数的77.1%。而雷击引发的设备故障，主要为避雷器爆裂、瓷瓶爆裂、导线（跳弓）断裂等三方面，分别占所有雷击引起的设备故障的46.2%、21.3%、20.5%。

长期以来，我局对于10kV架空线路的防雷工作十分重视，每年都安排专项资金开展防雷设施的安装、整改工作。以往，我局开展的防雷设施的安装、整改工作主要有线路避雷器安装、防雷线夹安装、接地电阻不合格地网整改、配变台架避雷器轮换、更换绝缘子等。防雷装置的安装、整改地点，主要是根据上一年雷击故障较多的线路及运行人员的经验进行选点，未能综合考虑线路遭受雷击的概率、线路的运行环境、防雷装置的安装数量及安装方式等因素，这就造成了部分10kV线路年年做防雷措施，而雷击故障率依然居高不下的现状。为此，我局拟在2012年下半年，对造成线路发生雷击故障的各类因素进行综合考量，找出最为行之有效的措施，为2013年有针对性的开展10kV架空线路防雷整改工作打下良好的基础。

1 找准雷击高发线段，做到防雷措施有的放矢

（1）“广东电网公司雷电定位系统”是确定雷击范围及雷击强度的重要参考手段，目前已在主网广泛使用。考虑到目前配网线路杆塔数据还未导入“雷电定位系统”，无法在系统中直接导出线路遭受雷击的具体坐标。因此，拟采用逆向查询方式，按照各供电所2008年以来各类雷击故障发生的地点，从配网GIS系统中导出相关故障地点的坐标。同时，利用“雷电定位系统”中的特定时间段雷电查询功能，找出故障地点附近区域落雷的密度及区域位置坐标，在10kV线路GIS地理图上用不同颜色进行标注，从而确定雷击多发线段。

（2）在一般情况下，架空线路雷击故障与地面落雷密度正相关，但不是完全成正比的关系。这主要是由于线路走廊地形地貌对线路防雷影响较大。根据省电力科学院对2008年广东地区雷击造成架空线路跳闸进行统计，有76%的雷击跳闸发生在山区或丘陵地区（其中约40.8%处于山顶、15.3%处于山腰）；平原或潮湿地区、水陆交界发生雷击跳闸的比例约为24%。由此可见，防雷设施整改工作的重点要放在山区，其次是空旷、潮湿、水陆交界地区。

2　把好防雷措施的设计、选型关口，确保防雷措施好用、耐用

（1）我局以往的线路改造工程，主要从消缺、消除隐患、降低负载率等方面考虑，很少从线路防雷的角度进行考虑。今后，要从线路改造的前期现场勘察、设计开始，将线路改造与防雷结合起来，对线行的选址、线路的布线方式等方面进行综合考虑，降低雷击故障率。

（2）我局以往的线路避雷器全部按照三条导线安装的形式，未考虑线路遭受雷击的几率及线路布线方式。虽然三相安装线路避雷器对线路防雷水平的提高效果最好，但在实际应用中显得不经济。我局10kV架空线路主要有水平、垂直、三角等三种布线方式。对于水平布线的架空线路，线路避雷器必须采用三相导线全部安装的形式。而垂直及三角布线的架空线路，线路避雷器的安装方式要结合落雷密度及土壤接地电阻率进行判断。对处于强雷区、土壤接地电阻率较高地区或曾出现雷电绕击的架空线路，要采用三相导线全部安装的形式。对处于落雷密度不大、土壤接地电阻率较低地区架空线路，可采用杆顶相安装方式，提高防雷的经济性。

我局以往的防雷線夹全部按照每基杆塔安装的形式，未考虑经济性的因素。今后，要充分考虑防雷线夹安装地点的落雷密度。在落雷密度不大的地区可考虑隔基安装的形式，提高防雷的经济性。同时，考虑到防雷线夹无法在耐张杆塔安装的特点，可以在耐张杆塔安装线路避雷器，将雷电能量通过工频电弧燃烧及对避雷器地放电两种方式共同释放，从而降低雷电危害。

（3）近来年，我局频频出现避雷器击穿或爆裂，造成10kV线路单相接地或重合不成功的情况。据分析，多数发生爆裂的避雷器为河北沈三开电器制造有限公司2007年以前生产的产品。该类型避雷器2ms方波通流能力不足，造成避雷器在动作过程中因电流耐受能力差而造成损坏。为避免此类现象，今后在选型过程中，避雷器的2ms方波通流能力必须在100A以上、雷电流冲击残压值不大于45kV、0.75倍直流1mA参考电压下的泄露电流不大于50?A。同时，申购的避雷器必须要附带脱离器，脱离器必须有有效和永久脱离的清晰标志，以期在故障巡视过程中，方便查找故障点。

（4）近年来，我局大量使用的P-15针式绝缘子由于耐雷水平低，经常出现雷击爆裂的情况。同时，我局以往都习惯使用BP线夹或缠绕接线方式，作为10kV线路的连接器，而以上方式都不是导线的最佳连接，容易造成导线连接不良，从而在线路遭受强大雷击电流的冲击时容易出现导线或跳弓断裂的现象。为此，今后在基建、修理、业扩工程中的绝缘子设计选型过程中，不再使用针式绝缘子，改为使用耐雷水平较高的柱式绝缘子或瓷横担。不再采取BP线夹或缠绕接线方式进行导线连接，改为使用过流能力较好的C型线夹或安普线夹等进行导线连接。

3　合理布点、规范安装、严格验收，实现防雷装置的效用最大化

（1）改变以往的全线或整条支线防雷整改的粗放型防雷模式，从实用性及经济的角度出发，以雷击多发线段作为重点进行防雷装置布点。

（2）对于各种新型的防雷装置，要主动联系厂家对施工人员开展培训，要使得每一位安装人员都能够熟练、规范的进行安装。在现场安装过程中，供电所运行人员、工作负责人要督促施工人员严格按照要求安装图纸进行施工。在验收过程中，要严格执行广东电网公司的相关验收规范进行，对验收过程中发现的问题及时进行整改，确保工程质量。

4 结语

110kV架空线路 篇4

二维对标是国际输电运行与维护研究组织International Transmission Operations& Maintenance Study (缩写ITOMS, 简称国际输电组织) 长期采用的一种对标方法。主要做法是研究不同电力企业之间设备的单位服务水平和运行维护成本的差异, 分析绩效最佳者采取的维护政策和策略, 以及改变本单位策略的可行性, 决定是否改变及如何改变, 以提高绩效水平。

2110KV架空线路二维对标的内容和模型

2.1二维对标的内容

(1) 110KV架空线路维修。对已投运的110KV架空线路进行的预防性试验、计划性检修及故障后巡检和维修。包括110KV架空线路的预防性试验、计划性检修, 110KV架空线路元部件局部更换 (如更换单串绝缘子, 单相导线等) ;故障后或特殊气象条件下需进行的巡检和维修;110KV架空线路绝缘子刷RTV, 线路标识维修等工作;接地系统的维修;获取进出线路走廊的检修通道和场地相关活动。不包括计划性巡检、线路走廊维护和杆塔防腐;线路的升级改造;线路新建和线路迁移。

(2) 110KV架空线路更换。在保持原设计意图和功能不变的情况下, 用等同或新型等同的单位资产更换现已投运的110KV架空线路的工作。110KV架空线路单位资产为整条导线或整基杆塔或整条线路的绝缘子。整条导线是指从一个变电站 (开关站) 到另一个变电站 (开关站) 之间整条三相输电线路。整基杆塔是指单基或多基杆塔, 不含线路绝缘子和导线。整条线路的绝缘子是指整条导线上的所有线路绝缘子。不包括单串绝缘子或单基杆塔的绝缘子。

(3) 110KV架空线路巡检。对已投运的110KV架空线路进行的所有周期性和专项的巡视和检查。项目包括:所有计划性巡视和检查, 包括地面观测、登塔检查、航测、红外热成像测量;结构检查, 包括从地面、建筑、爬高、空中吊篮、直升机或固定翼飞机上进行的所有计划性目测巡视;导线系统和绝缘子的检查和测试;接地系统 (含架空地线和接地极) 的检查和测试;获得进出线路走廊的巡视通道相关活动。不包括发生紧急故障时的巡检。

(4) 杆塔防腐。对已投运的110KV架空线路整基杆塔进行防腐等工作 (如杆塔表面预处理、刷漆、监督和质量管理) 。

(5) 线路走廊维护。对已投运的110KV架空线路周围规定空间内植被、建筑物等进行清障和线路防护工作。项目包括对110KV架空线路走廊区域内植被的修剪、割除、砍伐和化学处理, 火灾隐患管理、通道和相关基础设施维修、防腐、监督和质量管理;获得进出110KV架空线路走廊的通道相关工作。

2.2110KV架空线路二维对标模型

确定维度和指标体系后发现, 不同的公司设备保有量是不一样的, 比如, 一个公司的110KV架空线路长度198公里, 而另一个公司的110KV架空线路长度为52公里, 那么它们的运行维护成本和它们对电网的服务水平是有差异的, 要使具有不同设备保有量的公司服务水平和成本具有可比性, 必须找出一个“桥梁”, 通过这个“桥梁”, 可以剔除设备保有量的不同产生的差异。为了消除差异, 选择对成本和服务水平进行单位化, 以架空线路的长度为单位化的标准。

通过计算得出百公里110KV架空线路运行维护成本和百公里110KV架空线路的服务水平, 然后在同一平台上进行比较, 具体模型见图1:

3110KV架空线路二维对标的应用实例

3.1实例描述及原始数据

本文的实例是在10个地市级供电公司2007年度指标数据的基础上进行的。不包含专业公司如:变电公司、输电公司等。本文仅以输变电资产中的架空线路为例, 对10个地市级供电公司的110KV架空线路进行二维对标评价。这10个公司的110KV架空线路基本数据见表1:

3.2实例的计算

构造两两判断矩阵, 用层次分析法确定架空线路服务水平二级指标的权重设有甲、乙、丙三个专家, 每个专家给出计划停运次数 (A1) 、第一类非计划停运次数 (A2) 、第二类非计划停运次数 (A3) 、第三类非计划停运次数 (A4) 、第四类非计划停运次数 (A5) 、暂态停运次数 (A6) 六个设备服务水平二级指标的两两判断, 采用算数平均法把3个专家的判断矩阵的权重排序排列出来, 并对其取算数平均数可得结果。

3.3二维对标结果

根据计算出的百公里架空线路运行维护成本和百公里架空线路服务水平的综合评价值, 按照前面计算得到的二维对标结果, 分别以百公里架空线路运行维护成本为横坐标, 以百公里架空线路服务水平的综合评价值为纵坐标, 建立二维坐标并做出散点图, 并做平均成本线、平均服务水平线, 见图2:

3.4结果分析

(1) 从图2显示的结果可以把这10家公司大体分为4类:

①区域一:低成本、高服务水平。公司5、公司8处在区域一, 表明公司5, 8在110KV架空线路运营管理上用低成本取得了高服务水平。说明这2家公司在架空线路绩效管理水平高, 是值得各个公司效仿和学习的标杆。同时, 还应该看出公司8的绩效明显优于公司5, 是这10个公司中绩效最佳的, 如果要设立一个标杆公司, 就选择绩效最优的公司8作为标杆。

改进路径:如图2所示, 处于区域一的公司应沿着箭头的方向弧线靠拢, 逐渐的接近区域一的右上角 (理想状态) 。改进策略:持续改善, 维持优势, 挑战新的高度, 推动持续创新。改进方法:动态检测绩效水平, 在保持低成本下的高服务水平的前提下, 不断地创新管理, 建立高绩效的团队, 研究投入产出比, 争取进一步提高绩效水平。

②区域二:高成本、高服务水平。公司10处在区域二, 这说明, 虽然公司10取得了较高的服务水平, 但公司10架空线路的运营成本也很高, 这意味着, 公司10架空线路服务水平的提高从某种程度上是靠加大成本投入实现的。

公司10这种情况在实际中是比较常见的, 设备服务水平 (可靠性) 与设备运营成本 (生产效率) 之间存在一定的平衡关系, 它们总是相对应的, 为了提升设备运行维护水平, 往往需要增加服务设备运营成本的投入, 但这种平衡关系往往是可以打破的, 这就要求企业打破这个“平衡”, 突破这个“瓶颈”。这正式企业要进行绩效管理达到提高绩效的目的。

改进路径:如图2所示, 处于区域二的公司应沿着箭头方向区域一靠拢。改进策略:对110KV架空线路运营成本进行分析, 关键是确定并消除高运行成本、低价值的活动。改进方法:严格分析所有活动的价值, 实时监控设备运行成本的发生, 剔除高运行成本、低价值的活动。

③区域三:高成本、低服务水平。公司3、公司6、公司7处于区域三。这说明这3家公司在110KV架空线路运行维护管理中出现了重大的问题。高的运行维护成本并没有带来服务水平的提高, 对于这个区域的公司必须给予足够的重视, 找出问题的根源。

改进路径:沿箭头方向向区域一靠拢。改进策略:工作流程重新设计。改进方法:直接以标杆企业为参考进行流程再造, 加强对设备运行成本分析和监控, 开展流程评估, 研究能降低成本的策略, 进行流程重组和组织机构重组, 消除各种障碍。

④区域四:低成本、低服务水平公司1.2, 4, 9处在区域四。这说明这4家公司, 在110KV架空线路运营管理中成本投入低, 服务水平也低, 对于处于区域四的公司应该采用以下的方式进行改进:改进路径:沿箭头方向向区域三靠拢然后在压缩成本向区域一靠拢。改进策略:战略投资, 长期关注成本。改进方法:短期内适当增加成本, 提高服务水平, 长期注意压缩成本。

(2) 结果与一维对标的比较。从图2可以看出, 在对110KV架空线路服务水平上公司10的水平最高, 如果单纯从一维角度比较, 那么公司10在110KV架空线路的管理上是绩效最优的公司。但实际上, 只要把成本这一维加进来, 就发现公司10的高服务水平是用最高的运行维护成本换来的。因此公司10并不是绩效最佳的公司。如果单纯用一维来评价就会与实际不符, 会影响策略的制定。而且, 在一维对标下, 得到的结果仅仅是服务水平指标值的高低排序, 而二维对标是多种组合形式分析模型。图2能反映出各个公司110KV架空线路运营成本和服务水平相对情况。不仅比一维对标结果更合理, 而且包含更大的信息量。

摘要：目前国际供电企业输变电资产普遍采用的是二维模式, 单纯的一维对标影响了我国电力企业与与国际间对标的进程。因此, 尽快研究制定一套与国际接轨的二维指标评价体系和方法就显得尤其重要。研究了二维指标体系, 并从实例上进行分析, 验证了二维对标的价值性。

关键词：二维对标,110KV,线路

参考文献

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[2]窦衍军.二维对标研究与实践[C].山东电机工程学会第四届供电专业学术交流会论文集[C].北京:2007.

[3]周竹梅.美国标杆管理行为规范及其启示[J].企业活力, 2008, (6) :60-61.

110kV架空线路 篇5

施工总承包合同

［合同编号：

］

甲方（发包方）：

乙方（承包方）：

签约地点：

时

间：

年 月 日

10kV电力架空线路 #～ ＃杆工程

施工总承包合同

(甲方)：(乙方)：

甲方作为10kV电力架空线路 #～ ＃杆工程发包方，根据工程需要，现委托乙方承担此项目10KV线路工程总承包施工，为进一步明确双方的责任与权益，根据《中华人民共和国合同法》，甲乙双方经友好协商签订本合同，以资共同遵守。

第一条 工程名称

第二条 10kV电力架空线路 #～ ＃杆工程 第三条 工程地点及迁改方案

地点：本合同工程位于。

初步设计及施工图方案：迁改初步方案已经业主（）审定，详见附件。

第三条 工程内容、范围及工程量

本合同工程内容、范围及工程量以审定的施工图为准。主要工程量为：10kV电力线路 #～ ＃杆共 处、长 公里

以上迁改数量均为施工图评审确定的数量，项目具体内容详见相关设计图纸。乙方需按批准施工图完成各杆线线路及设施安装、征地及青苗补偿、验收资料等工作。

第四条 承包方式

乙方包工、包料，包工期、包质量、包安全、包文明施工、包征地及青赔，包组织完成施工图设计以及在工程实施中甲方委托乙方开展与本工程相关的建设内容。

第五条 工程监理

本工程由（广西正远电力工程建设监理有限责任公司）进行监理，监理公司依据监理合同对工程进行“四控制”（质量、投资、进度、安全控制）、“两管理”（合同、信息管理）、“一协调”（协调业主和承包商关系）所采取的相关措施，双方均予以认可或执行。

第六条 合同金额

本项目实行总价承包，合同金额为整人民币（￥），此费用已包含乙方完成

本合同工程的全部费用，并已包含各种难度及风险,由乙方包干使用,自负盈亏,除新增项目外，本合同工程的费用不能调整。

第七条 费用支付及相关要求

1、首期工程预付款：合同签订后14个工作日内，在乙方人员机械全部进场、项目已正式开工的情况下，甲方将按本合同金额的20%（其中预留合同金额的10%作安全文明施工保证金）通过银行转帐的方式一次性汇入乙方银行帐户内。

2、乙方于本项目的杆、塔、导线、电缆等主要材料订货后，应将订货合同交甲方备案并提前按订购合同约定付款时间及数额向甲方申请主要材料款，甲方核实后在7个工作日内支付乙方材料采购款，甲方支付乙方主要材料款限额控制在本合同主要材料款总额范围内。

3、工程量完成达65％，乙方提出申请甲方核实后在7个工作日内再支付合同金额的12％（其中暂扣合同金额的2%作民工工资保证金）；

4、工程量完成达85％，乙方提出申请甲方核实后在7个工作日内支付至合同金额的85％（含已付款）；

5、工程全部完工经验收合格交付使用后，双方办理工程结算确认手续后14个工作日内，甲方一次性支付工程结算余款给乙方（留5%作为质保金，质保期一年）。

乙方收到每一相关款项后应向甲方提供正式的税务发票。

第八条 施工工期

本合同工期为 个月，从本合同签订当天算起共 天。工程质量

工程质量等级：质量等级以国家或行业颁发的施工及验收规程、规范和设计要求的工程质量标准为依据，要求交工验收分项工程质量合格率为100%。工程项目符合投产的要求。

第九条 安全及文明施工

1、安全目标：不发生人身重伤及以上事故；不发生因施工原因引起的电网一类障碍；不发生有责任的一般电网、设备事故；不发生一般施工机械设备损坏事故；不发生负同等及以上责任的生产性重大交通事故；不发生火灾事故；不发生重大职业卫生伤害事故；不发生环境污染事故和重大垮(坍)塌事故；不发生违章、恶性误操作事故；不发生因违反调度纪律而造成的事故；不发生因施工引起的环境破坏和污染事故。

2、乙方必须认真贯彻国家、电力行业有关安全生产的法律、法规、方针、政策以及xxx电网有限责任公司、产权方和甲方的有关规定，接受甲方、监理、产权方和政府相关部门对安全文明施工、环境保护、卫生健康等的监督检查。乙方必须根据电网建设安全风险管理体系建设工作的有关规定，对施工现场及周边环境的危险源及环境因素进

行识别，制定出控制危险源和保护环境的措施，并对危险源、环境因素的识别以及控制危险源和保护环境所制定的措施负责。对高危风险工序的施工作业，乙方须制定专项安全组织技术保障措施报项目监理及产权方审批后方能开工，否则乙方应承担违约责任。

3、乙方必须严格执行国家、行业电网建设安全生产规章制度,层层落实安全生产责任制，建立健全安全生产保证体系和安全生产监督体系，按要求对职工进行安全教育培训。严格现场安全管理，保证文明施工，督促施工现场人员正确使用防护用品，完善和规范安全防护设施。

4、乙方必须按安全目标要求，承担工作范围内的安全责任，对现场的安全施工负直接责任，保证现场施工安全，要督促现场施工人员搞好文明施工，配备相应的安全防护用具和一定的消防器材，认真采取安全防护措施。由于乙方原因造成的事故，均由乙方承担。

5、乙方必须保证现场的文明施工，贯彻落实《中国南方电网有限责任公司基建工程安全文明施工管理规定》中有关安全文明施工及电网基建项目安健环的有关规定，制定出具体实施办法。

6、乙方应按上述要求，采取严格的安全防护措施，承担由于自身安全措施不力造成的责任和因此发生的费用，以及因乙方原因导致甲方承担连带责任的损失。

第十条 民工工资

1、乙方根据国家有关民工工资管理相关规定向甲方交纳合同价款的2%作为民工工资支付保证金。

2、乙方要规范民工工资管理，建立民工花名册，签订民工劳动合同，编制工资表，按月或按合同约定用货币形式将工资直接支付给农民工本人，并将工资发放花名册送甲方项目部备案。

3、乙方在工程开工后每月须向与之形成劳动合同关系的农民工以一定形式公布存储农民工资支付保证金情况，接受农民工的监督。

4、本合同履行期间，乙方拖欠或无故克扣民工工资的，甲方应责令乙方限期支付民工工资；逾期仍未支付的，甲方可在乙方的民工工资保证金中扣发给民工本人。

5、民工工资支付保证金不足以支付被拖欠的民工工资的，不足部分由乙方支付，或由甲方在乙方应付工程款中支付，在工程结算时扣除。

6、每次民工工资支付保证金动用后，乙方应于15日内补交至合同总额的2%，或由甲方在乙方应付工程款中扣补。

7、工程竣工验收合格且工程结算完成后15日个工作日内，未启动民工工资保证金或此保证金有剩余的，甲方将剩余的农民工工资保证金退还给乙方。

第十一条 保险

乙方办理自己在施工现场人员生命财产和施工机械设备的保险，费用由乙方自负。

第十二条 工程验收

工程具备竣工条件，乙方代表甲方按国家及行业的标准、规范向产权方提交“竣工验收报告”申请验收。

1、执行电力建设工程启动及竣工验收规程,建设工程质量管理条例等规定,乙方对自身承包的工程所存在的质量缺陷负责维修。

2、保修范围：乙方承建的全部工程内容。

3、保修期：保修期为 1年；保修期从工程正式验收移交报告单上全部签字盖章完成之日算起。

4、本工程保修期按工程质量保修清单执行,保修期间，乙方应在接到修理通知24小时内派人修理，否则，在紧急情况下甲方可委托其它单位或人员修理。因乙方原因造成返修的费用，甲方在质保金内扣除，不足部分，由乙方交付。因乙方之外原因造成返修的经济支出，由责任方承担。

5、质保金额：按结算价款的5%作为质保金，质保金在竣工结算中扣留。保修期满一年后扣除工程质量返修所发生的费用,甲方在14个工作日内将剩余质保金返还乙方。

第十三条 甲方责任和义务

1、甲方项目部负责在开工前10天组织乙方和设计单位进行图纸会审，向乙方进行强制性条文培训、高风险工序辨识及防控措施专项安全技术交底；

2、按合同约定按时向乙方支付拆迁工程款。

3、甲方项目部协助乙方解决施工推进及建设过程中遇到的施工受阻等施工问题。

4、乙方提交结算资料后10个工作日内完成审核并提出审核意见。

5、甲方未按合同约定履行以上义务，则承担由此导致的费用支出，赔偿由此造成的乙方损失，延误工期予以相应顺延。

第十四条 乙方责任与义务

1、合同签订后10个工作日内，乙方负责向甲方项目部提供总工期网络计划及（季度、月、周）工程进度计划，并按甲方要求按月提交相应进度统计报表、财务结算报告等其他报表。

2、合同签订后3天内按项目施工图设计并报产权方审批同意后再提交开工报告。

4、若工程施工过程中发生工程事故，乙方负责按照国家电监会《电力生产事故调查暂行规定》(国家电力监管委员会令第4号，2004年12月28日)，xx电网公司《电力生产事故调查规程》(xx电网安生〔2005〕18号)、产权方和行业要求，向相关部门提供工程事故报告。

5、对施工场地交通和噪音、环保等管理，乙方必须严格遵守工程当地有关规定，并办理有关手续，所发生的费用由乙方承担。

6、从工程开工之日起，直至颁发整个工程或单位工程的移交责任书之日止：（1）

乙方应对工程设备材料等负有接收、保管和照护的完全责任；（2）乙方负责对已完工程的成品进行维护、保养，并承担修复费用，乙方不得借故拖延修复工作。

7、乙方负责做好施工场地周围建筑物、构筑物和地下管线的保护工作。

8、乙方负责对已竣工工程在交付甲方之前的维护、保养工作，并承担修复费用，不得借故拖延修复。

9、乙方负责施工场地清洁，安全文明施工符合电力设施改建工程安全文明施工管理规定，交工前现场应达到的要求是：满足竣工验收要求。

10、乙方负责组织并解决施工推进及建设过程中遇到的施工受阻等施工问题。

11、由于乙方责任未能按合同约定完成上述工作，应承担的责任是：赔偿甲方损失。

12、乙方赔偿甲方损失的范围及计算方法是：按合同及有关规定处理；合同未明确的，双方协商确定。

13、乙方须把安全措施补助费做到专款专用，如经甲方检查发现乙方未做到的，甲方有权要求乙方停工，直至乙方做到专款专用为止。

14、乙方须在单项工程完工后10个工作日内提交相应的竣工资料，并工程验收合格后10个工作日内提交工程结算资料。

第十五条 现场代表

1、甲方任命 同志作为驻施工现场的代表，按照合同约定的权利、义务，工程实施管理协调。

2、乙方任命驻施工现场的 项目经理按照合同约定的权利、义务，履行合同约定的职责。

3、双方无论哪方换人均需提前7个工作日书面行文通知对方。第十六条 违约责任

1、任何一方未履行合同义务、未完全履行合同义务或者履行合同解除合同，由违约方承担违约责任。

2、乙方未能按经甲方项目部批准的施工计划推进的，乙方应承担违约责任： 每月未，施工进度滞后于工程各关键施工节点进度计划15天内的项目，每天按工程合同价的千分之一向甲方支付违约金；滞后于工程各关键施工节点进度计划超过15天及以上的，每天按工程合同价的千分之二向甲方支付违约金。

合同总工期每延期一天，按其单项工程合同价的百分之一向甲方支付违约金。如乙方施工进度滞后严重，甲方有权终止合同重新选择施工队伍。

3、乙方应采取有效措施确保工程质量达到相关规程规范要求，否则将应承担违约责任：

对施工过程中发生的质量问题、工程阶段（中间）验收和竣工验收中存在的质量问题，甲方有权按工程合同价的千分之二，追究乙方的违约责任。发生工程质量事故的，按实际损失计算；

工程质量问题经合同双方确认并约定整改期限后，乙方必须限期完成整改。乙方未能按要求按期完成整改的，按工程合同价的千分之一向甲方支付违约金。

因乙方原因造成重复验收，乙方按工程合同价的千分之一向甲方支付违约金，并同时承担由此造成甲方重复验收所产生的费用和损失。

4、乙方对高危风险工序的施工作业未制定专项安全组织技术保障措施并报项目监理及产权方审批就自行组织施工的不安全施工作业行为，应承担违约责任，每发生一次，向甲方支付违约金5000元。

5、乙方未按合同约定时间提交竣工资料或完成结算，每延误一天应向甲方支付违约金1000元。

6、从工程开工之日起，至双方完成竣工结算之日止，乙方每发生一次拖欠民工工资事件（包括民工因工资问题到甲方办公地上访的），视为乙方违约，乙方须向甲方支付违约金5000元/次。

7、乙方相关违约金甲方有权从工程款中扣除。

8、甲方如未能按合同约定按期付款，每延期支付一天，甲方应按银行同期贷款利率偿付乙方逾期付款违约金。

9、除非双方协议将合同终止，或因一方违约使合同无法履行，违约方承担上述违约责任后仍应继续履行合同。

10、因一方违约使合同不能履行，另一方欲中止或解除全部合同，应提前10天通知违约方后，方可中止或方可中止或解除合同，由违约方承担违约责任。

第十七条 争议解决

在本协议履行过程中若发生争议，双方应当协商解决，也可以请求进行调解。双方不愿协商、调解或者协商、调解不成的，可向 中级人民法院提起诉讼解决。

第十八条 其他约定

本合同一式【肆】份，均具同等法律效力，双方各执【两】份。附件：

附件

1、设计施工图 附件

2、预算文件（另册）；

（此页以下无正文）

（本页无正文）

甲 方：（盖章）法定地址： 单位负责人： 合同联系人：

电 话： 传真： 邮政编码： 法人代表或授权代理人签字：

乙 方：（盖章）法定地址： 法定代表人： 合同联系人：

电话： 传真： 邮政编码： 法人代表或委托人签字： 开户银行： 开户名称： 开户账号：

合同签订日期：【2012】年【 】月【】日 合同签订地点：

安全生产管理协议

为贯彻“安全第一，预防为主”的方针和“保人身、保电网、保设备”的原则，保证电网安全稳定运行，确保电力生产工作能按计划高效、安全、优质的进行，经甲方（）与乙方（）双方平等协商，就工程乙方在本合同范围内进行的 电力线路施工工程 的电力生产作业达成以下安全协议。

第一条 双方必须共同遵守的法律、法规、规章制度

应包括但不限于以下内容：

《中华人民共和国安全生产法》(2002年6月29日中华人民共和国主席令第70号公布)《安全生产许可证条例》(2004年1月7日中华人民共和国国务院令第397号公布)《中华人民共和国劳动法》(1994年7月5日第八届全国人民代表大会常务委员会第八次会议通过)《中华人民共和国环境保护法》(1989年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过)《中华人民共和国消防法》(1998年4月29日第九届全国人民代表人会常务委员会第二次会议通过)《建设工程安全生产管理条例》(2003年11月24日中华人民共和国国务院令第393号公布)《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》(DL408--91)《电业安全工作规程(线路部分)》(DL409--91)南方电网公司《安全生产工作规定》(南方电网安监〔2003〕29号)南方电网公司《安全生产监督规定》(南方电网安监〔2003〕30号)南方电网公司《安全生产工作奖惩规定》(南方电网安监〔2003〕32号)南方电网公司《电网建设安全健康与环境管理办法实施细则》(南方电网计〔2004〕27号)国家电监会《电力生产事故调查暂行规定》(国家电力监管委员会令第4号，2004年12月28日)南方电网公司《电力生产事故调查规程》(南方电网安生〔2005〕18号)国家有关安全生产的法律、法规和上级主管部门制订的规章制度和工作规定。中国南方电网有限责任公司、广西电网公司颁布的安全生产规程、制度及与安全技术有关的标准。

产权方颁布的安全生产规程、制度及与安全技术有关的标准。甲方制定的安全生产管理制度、标准、现场规程。

第二条 甲方安全职责、权利和义务

应包括但不限于以下内容：

1、甲方有权对乙方的安全资质进行审查，确定其是否符合有关安全生产的要求。

2、甲方要按照相关要求，对乙方进行安全技术总交底。

3、交底前，甲方委托设计向乙方介绍生产现场的情况，并按安全技术总交底要求，做好安全措施。

4、完成施工应采取的安全措施后，在开工前，甲方负责向乙方的工作负责人、工程技术人员以及安监人员在现场按安全技术总交底单内容逐项进行安全技术总交底。

5、当乙方按工程进度需变更施工工作区域时，甲方应监督乙方在变更前对变更的区域重新进行技术交底。

6、在划定的施工工作区域内出现下列情况时，应视为危险性生产区域作业，甲方监督乙方进行专门的安全技术交底工作：带电作业、现场带电距离不符合《安规》规定的安全距离要求、起吊作业、爆破作业、SF6设备解体检修作业、地下有隐蔽管线、组塔(架)作业等有可能造成火灾、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤、高空坠落、交通伤害的情况。在界定为危险性生产区域作业时，除前列安全技术交底单内容外，乙方按相关要求做好专门的安全措施。

7、甲方有权对乙方提交的危险性生产区域作业施工安全措施方案进行审查，并监督乙方严格执行。

8、甲方监督乙方做好所有安全技术交底内容的安全措施。

9、甲方有权监督乙方对乙方的施工人员进行施工前的安全考试，有权拒绝考试不合格者进入电力生产区域和甲方划定的施工工作区内工作。

10、甲方管理人员和监理有权对乙方施工中出现的违反本协议的行为、危及安全生产、危及人身和设备安全的违章作业、安全质量问题当场纠正和制止、发整改通知、按规定提出扣乙方的安全文明施工保证金、做出停工整顿直至中止合同执行等处罚。

11、当乙方需要分包时（如爆破作业等），甲方有权要求乙方对分承包商承担工程的相应资质进行审查，要求乙方做好签订合同、安全管理协议等相关手续，有权要求乙方提供相关材料备查。

12、甲方有权组织或参加由乙方责任引起的电网事故、设备事故和障碍的调查处理工作，要求乙方提供相关材料及配合工作，监督乙方按“四不放过”的原则，处理好事故。并有权向乙方提出相应赔偿或处罚要求。

第三条 乙方的安全职责、权利和义务

应包括但不限于以下内容：

１、乙方必须严格执行国家、xx电网公司、xx电网公司、产权方以及甲方的相关的

安全管理制度、标准、现场规程。负责承担施工合同规定范围内的安全文明施工和监督工作，履行对施工范围内的消防和保卫工作。

2、乙方必须维护做好所有安全技术交底内容的安全措施。乙方在施工过程中要做好安全防护措施，不得随意移动、改变在施工现场设置的安全措施，如确因工作需要应经甲方、产权方同意，在监理的监督下进行。

3、乙方的所有工作均必须按xx电网公司《电气工作票技术规范》(发电、变电部分和线路部分)和产权方的要求，填写工作票，详细列出工作的安全措施，并由双方履行工作票的“双签发”手续。

4、乙方按产权方的要求做好工作票(安全技术交底单)所列出的安全措施。

5、乙方的施工人员未经产权方允许不得进入产权方的运行中设备区域。确因施工需要，需经甲方同意并在产权方现场监督下，方能进入作业。

6、在划定的施工作区域内出现下列情况时，应视为危险性生产区域作业：带电作业、现场带电距离不符合《安规》规定的安全距离要求、起吊作业、爆破做业、SF6设备解体检修作业、地下有隐蔽管线、组塔(架)作业，危及生产区域的作业、以及有可能造成火灾、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤、高空坠落、交通伤害等情况，乙方须编制专门的施工安全技术措施方案并送监理和产权方审视同意，并负责组织实施。

在界定为危险性生产区域作业时，乙方必须对施工人员进行专门的安全技术交底工作并配合产权方做好专门的安全措施。

7、乙方应按规定做好相关工作人员的安全技术和技能培训，考试合格后方能参加工作。特殊作业(操作)人员，必须经过有关部门的安全培训，经考试合格，持证上岗。

8、开工前乙方应对施工机械、施工工器具、安全工器具和安全防护设施进行—次检查，确保符合安全规定，而且不超过检验周期。

9、乙方需要分包时，对分承包商承担工程的相应资质审查负责，做好签订合同、安全管理协议等相关手续，并送甲方备查。

10、乙方必须接受甲方、监理和产权方的安全监督检查，自觉遵守甲方和产权方现场管理规定，对甲方监理和产权方提出的安全整改通知必须及时组织整改。

11、乙方应接受并配合事故调查，按要求报送有关事故材料。

12、乙方应对乙方施工人员(含分包工程的施工人员)的违章行为负责：检查发现乙方的施工人员(含分包工程的施工人员)不规范使用安全帽、安全带的，第一次发现，对乙方按200元／人·次扣除安全保证金；第二次发现，对该乙方按400元／人·次扣除安全保证金；第三次发现，对该乙方按600元／人·次扣除安全保证金，并禁止违章人员继续参加施工。

第四条 承包范围内的事故上报

应包括但不限于以下内容：

发生事故时，应当按照国家有关规定，甲方与乙方双方均应及时向上级主管单位或当地人民政府有关部门如实报告，报告内容包括事故发生的时间、地点、事故概况、正在采取的紧急措施等，严禁弄虚作假，隐瞒不报。同时甲、乙方双方均应接受和配合上级主管单位或当地人民政府有关部门的事故调查。

第五条 处罚、赔偿

应包括但不限于以下内容：

1、凡因乙方责任造成的事故和障碍，由乙方承担全部经济损失和责任。同时造成甲方损失的，按《合同法》承担相应的赔偿责任和双方约定的追加处罚。

2、签订合同时预留的安全文明施工保证金(以下简称“安全保证金”)，用于支付由于乙方责任的事故和障碍造成的甲方的损失和甲方对乙方的处罚。对乙方主要责任造成的甲方设备一类障碍，发生一次，扣除安全保证金的10％：对乙方责任造成的一般事故，扣除安全保证金的30~50％；乙方责任的重伤事故，扣除安全保证金的50~70％；由于乙方责任而发生重大及以上事故、一般及以上人身死亡事故，扣除安全保证金的100％。保证金不足以支付甲方的损失时，甲方有权在工程款中扣除。

3、承包期内连续发生两起乙方责任的事故，甲方有权提出终止乙方的承包合同。第六条 附则

本协议作为《10kV电力架空线路 #～ ＃杆工程》的补充，与合同同时签订生效，随合同的结束而失效。

甲方（公章）：

法定代表人（签字）： 或委托代理人（签字）：

乙方（公章）：

法定代表人（签字）： 或委托代理人（签字）：

110kV架空线路 篇6

关键词：弧垂计算；档内角度法；设计

中图分类号：TM726.3 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

弧垂在设计是线路正常运行的重要参数，它的是否合理设计直接影响着线路的安全运行。在对线路弧垂进行设计的时候设计部门应该根据线路的经济性和安全性作为重点去考虑，根据实际情况的需要合理的设计出弧垂角度的大小。如果设计中弧垂太小的话很容易增加线路的拉应力以及震动幅度，再不仅降低安全系数的同时也给投资带来浪费。情况严重时还会引起线路的断开、倒塔、掉串等。如果弧垂设计的太大为了满足实际交叉跨越物的安全距离，就要增加杆塔的高度。高度的增加在带来线路投资费用增多的时候还会引起恶劣天气下线路之间短路、摇摆。所以再设计的过程中应该根据实际情况的需求合理设计弧垂的大小以及弧垂的测量。

一、弧垂的计算

在对10kV架空线路进行设计时候如果档距超过三百米以后在对其进行档弧检测的时候一般采用角度发测量；当档距低于三百米的时候很少采用角度观察法而是采用弧垂板法观察弧垂。

（一）弧垂测量

在进行架空线路设计的时候每种限距和弧垂的设计都应该符合要求。但是在实际的安装运行过程中往往会出现限距的变化，造成变化的原因一般包括以下几种情况；（1）在架空线路下面新建的建筑物。（2）在对线路进行修理的时候对杆塔的位置进行了改变，从而影响了绝缘串子的长度。（3）杆塔倾斜，杆塔歪斜以后线路出现松动并且长时间没有去调整从而造成线路拉长。（4）在相邻档距之间的线路重量分布不均匀，造成导线在悬线夹中间不停的滑动。通过以上的情况我们可以看出再设计的时候应该考虑到各种限距的情况，才会更好的满足设计的需求。在线路进行巡视的过程中，只是单纯的靠眼来进行监察必然会存在一定的局限性，如果感觉某一个限距发生变化应该根据实际的测量结果为依据。在测量过程中一般可以采用耐张、转角、换位等方法进行限距。在进行导线弧垂检测的时候在进行导线交叉位置和导线跨越时与建筑物之间的限距测量时一般不用切断电源。若是遇到高压线路则采用经纬仪进行测量。

（二）架空线路限距的测量

（1）线路限距测量的范围。所谓的限距测量就是导线弧垂的最低点与地面之间的垂直距离。在实际运行过程中架空线很容易跟公路、铁路、居民住宅等产生交叉跨越，所以在进行架空线路设计的时候首先保证弧垂的合理设计从而满足到架空线之间的安全距离。（2）线路限距测量办法。直接测量法；通过使用绝缘测量杆或者是绝缘绳直接接触带点的导线读出现实的数据。仪器测量法；通过使用超声波、经纬仪、激光测量装置等对带点线路进行测量。

（三）弧垂统一计算公式

只有测量好各种数据以后才会更好的计算出弧垂的大小。弧垂的大小简称为f=（ ）2。M是测量位置仪镜中心位置到最近一侧杆塔中心位置的距离（M）。据计算的要求，如果L大于M大于0的时候可以转变为档内角度计算公式；如果M等于0或者是等于L是为档端角度计算公式；如果M小于0或者是L大于M，就变为档外角度计算公式。

二、弧垂的设计应该考虑到配电线路的设计

（一）线路整体的设计要求

在对架空线路进行整体的设计时候应该考虑到每个方面的因素对于架空线路的影响。每个地区的架空线路在实际安装运行的过程中会受到各种不稳定的因素加以干扰。如果当地的风速较多应该考虑到架空线路的松弛度。当线路太松弛强风天气不仅可能会引起架空线路之间短路同时还会造成线路垂直安全距离的变化。很容易造成人员伤亡或者是投资的浪费。所以在进行实际的线路设计过正中要考虑好当地的每个因素，在降低投资的基础上满足弧垂角度的大小从而更好的保障线路的安全。

（二）路中的机电设计对弧垂的影响

在对线路进行设计的时候应该考虑到每个影响因素。（1）外界环境的变化影响。很多时候10kV架空线路在安装过程中遇到的外界环境也各行同，对于不同的外界环境应该测量出相应的外界风速、温度、雷雨次数等。根据相应的计算采取相应的设计办法。（2）导线制造技术的设计。为了更好的满足实际架空线路的设计需求，针对每个地区的弧垂设计时应当采用不同性能的导线。地区的不一样自然导线的相对性能也会存在一定的区别。在正确掌握当地风速、温度等以后选取更适合当地气候的导线。针对这样的外界环境导线的设计参数以及所承受的拉应力都要增强。（3）导线的安装过程对弧垂的影响。10kV的线路杆塔结构和导线的不同型号都影响着导线的安装。有的时候为了实现导线的最大断线拉力和最大负荷只是安装单串的绝缘子串。有的时候档距变大导线安装以后安全距离也就相应的变低为了能够保证安全距离只能增加杆塔的高度或者是相应的导线拉力。（4）防止导线震动。在风速较大的地区风速变化的时候很容易引起导线所承受的拉应力也发生变化。当导线拉应力变化的时候安全距离不断变化的同时也引起了弧垂的改变。弧垂的变化直接给架空线路的安全带来了隐患。所以要想掌握好弧垂的设计就应该设计好导线在风速较大地区的加固措施设计。

（三）线路杆塔的设计对弧垂的影响

一般的线路杆塔的形式包括；直线杆塔、耐张杆塔、转角杆塔和终端杆塔。直线杆塔一般是承受压力最小的杆塔，通常是只是承受导线的垂直方向上的重力而不承当导线的水平拉应力。在实际的设计安装过程中杆塔的要求材质以及高度都会对弧垂大小有一定的影响。杆塔太高造成资金上的浪费同时也增大了弧垂的大小。同时，杆塔在水平上承受的导线拉应力随着外界的变化也会相应的变化，所以针对杆塔的材质也有相应的设计要求。假如杆塔的材质要求不足可能会引起杆塔的倾斜直接带来弧垂的改变。所以想要更好的保证弧垂的稳定应该确保杆塔的材质设计需求。

三、结束语

在实际的运行过程中影响10V架空线弧垂改变的原因有很多因素。所以要想更好的保证弧垂的设计就应该到每个因素对其造成的影响及危害。本文通过以上几种影响因素加以分析更好的了解架空线路弧垂设计中应该考虑到的设计要点。

参考文献：

[1]李博之.压架空线输电线路技术施工手册[M].北京：中国电力出版社，1998.

110kV架空线路 篇7

一、历史背景

2005年峻乙线遭受雷击后, 43#杆南边线上片悬垂击穿, 49#杆南边线中间片悬垂击穿, 该相30#杆管型避雷器动作。峻甲线24#杆管型避雷器动作两相, 但开关没跳闸。据初步统计2005年7月16日的这次雷害经济损失约3.7万元, 损失电量共计5.43万k WH.

二、原因分析

1. 不利的地理条件是频遭雷击的首要条件。

峻甲线全长7.5公里, 其中3#~11#杆塔是110k V铁塔线路, 此段线路绝缘程度高, 带有架空避雷线, 接地电阻小, 抗雷击水平高, 从没发生过雷击事故。从11#~44#杆, 地处鹤佳公路西侧, 地势平坦, 易遭雷害。是重点防范地段。

2. 杆塔接地电阻不合格是雷击跳闸的主要因素。

三、对策与防范措施

1. 峻乙线由于地处高岗频遭雷击, 为提高线路的抗雷电能力, 全线路架设避雷线。

2. 管型避雷器对防止因雷击而反击穿有显著的效果, 所以在易遭雷击的峻甲线22#、峻乙线30#杆上已分别安装了一组。

3. 采用ZC—8接地摇表和钳型接地电阻测试仪两种方法测量杆塔接地电阻, 使每基杆塔接地电阻均合格。

4. 对于利用水泥杆内的钢筋作为接地下引线的, 全部更换为钢绞线。对于接地电阻不合格的全部进行了处理。

采取以上对策后至今没发生过雷击跳闸的事故, 说明此对策的可行性, 所以对新建的110k V鸟山线路采用架空复合地线是防雷的新工艺, 能避免以上雷害对矿井的影响。

四、工程概况及主要参数

1. 铁塔高度直线塔双回24米高, 断线塔18米高, 共组立铁塔17基。

2.110k V鸟山甲、乙线双回路线路, 导线采用LGJ—150/25, 全长4.2公里。

3. 架空地线。一回采用GJ-35导线, 另一回采用OPGW光纤复合架空线路OPGW-1C/12 (M48/R47—16) 地线。

4. 该线路导线连接采用国内新型602380-7型接续安普线夹。

5. 采用FXB-110/100型棒式合成绝缘子。

五、光纤复合架空地线的主要特点

1. 采用不锈钢作为光纤单元的保护材料, 并且在不锈钢管中

填充阻水油膏, 可以有效地保护光纤, 使光纤免受潮气和水分浸入。并且使得光纤单元在线路单相短路时和遭受雷击时能承受较高的热效应温度, 而光纤的传输性能等不受任何影响。

2. 不锈钢管具有较高的机械强度和抗拉伸及抗侧压能力, 保证光缆的设计使用寿命达到30年以上。

3. 不锈钢管结构OPGW与常规避雷线的结构组成、机械、电

气特性相似, 可方便地更换原有线路杆塔的常规避雷线, 不需对原有杆塔进行改造和增加强度。

4. 该光缆结构紧凑, 外径、截面较小, 重量较轻, 有效地提高了光缆的抗风荷载、冰荷载的能力。

5. 通过精确调整铝包钢线的铝层厚度, 从而调整铝包钢线的

电导率, 能使光缆在尽量缩小缆径的同时具有较高的抗拉强度, 承受较高的短路电流, 从而提升耐雷水平。

六、施工注意事项及质量保证措施

1. OPGW光缆一般与架空电力线路同杆架设、同期安装。

2. 安装时OPGW和所有的金属器械必须可靠接地, 以避免由于电容和电感耦合造成对人员和设备的伤害。

3. OPGW的架设, 原则上线路必须停电作业, 不能在大风、雷雨等恶劣气候下施工;

贯彻高压架空线路安全工作的组织措施, 遵守电力系统的有关工作规程。

4. OPGW宜采用张力放线机布放, 防止OPGW直接与地面尖锐沙石等摩擦。

敷设时, 应有专人随线观察光缆端头防扭鞭通过滑轮时的运行。尤其是交通要道、通信线、电力线等处跨越架, 必须设专人监护。

5. 而导致光缆受到不必要的伤害, OPGW布放过程中, 不应出现任何突然的的振动、拉拽或导线跳动。

确保光缆最小弯曲半径在500mm以上, 绝不能受挤压和扭转。通常情况下放线张力应不大于OPGW的20%RTS, 在任何情况下, 不得超过25%RTS。

6. 牵引机应缓慢加速至5米/分得低速, 如确认一切正常, 可平稳加速至最大60米/分, 实际的牵引速度应根据实际情况由总指挥决定。

7. 在紧线时, 沿线下方不允许站人。在任何情况下, 紧线张力不允许超过OPGW的40%RTS (即OPGW的MAT) 。

8. 防水处理对OPGW非常重要, 开盘测试后要将防水帽恢复直到架设完成。

在架设过程中, 所有的安装人员须正确操作和使用安装金具, 采用相应的个人保护措施进行作业, 否则都可能对施工人员和OPGW光缆造成损害。

9. 在街道、高速公路上作业时, OPGW放置应和车流方向一

致, 并派专人指挥交通, 采用警告、交通导向标志来划定工作区域, 必要时可请公安交警协助疏导交通。

七、经济效益

110kV架空线路 篇8

某地110kV输变电送电线路工程, 线路路径总长约283KM, 全线共分为13个标段。我公司负责第1标1段的施工。线路地形主要为平缓丘陵、残丘, 较少部分段为河网、泥沼, 沿线地面高程约20～210m。沿线植被发育、水土保持较好, 少量小型不稳定人工边坡需恢复植被, 修筑截排水沟。全段被树林及经济作物覆盖, 主要有松树、桉树、水稻、菜地等。本标段基础型式共5种, 分别是:斜插式基础 (16腿) 、等截面斜柱基础 (21腿) 、斜柱板式基础 (27腿) 、挖孔桩基础 (单桩7腿、双桩承台式13腿) 、灌注桩基础 (4腿) , 共五种基础型式。

2 等截面斜柱式基础施工过程

2.1 降基面和分坑尺寸的确定

土石方开挖前, 应进行线路复测, 确定中心桩位置、线路转角值、档距值及塔位中心高程、档中跨越物高程和位置, 再按设计图纸的要求确定出降基面和分坑尺寸。

2.1.1 施工基面降基

基础开挖施工时, 在保证塔腿能露出地面的前提下, 宜在天然地面直接开挖基坑, 对确实需降低施工基面, 根据降基面数值及附近地形, 用经纬仪测定出降基面的范围桩。

2.1.2 分坑测量方法

仪器架于塔位中心桩O, 对中整平后, 水平度盘调零, 前后视相邻两直线塔。直线塔水平转90°, 定出横线路方向桩K。以横线路方向桩K为基准, 左、右分别转45°, 正倒镜定出四个辅桩C1、C2、C3、C4。以O点为基准, 在OC1线段上分别量取L0=√2A, L1=2√ (A-a) , L2=√2 (A+a) , A为该基础半根距, 定出坑口中心及坑角控制桩1、3, 量取2×a (a为坑口尺寸) 尺长使其两端分别固定在1、3桩上, 拉紧尺长的中点则定出桩, 同样使尺长的中点折向另一侧定出4桩, 这样坑口放样完成 (测量方法见图1) 。同上方法定出另外基础坑口位置。

2.1.3 坑口位置的确定

因基础底板需采用钢模, 坑口底部尺寸考虑到立模、拆模, 底板宽度加0.5m;坑口上部尺寸应考虑放坡尺寸, 基坑边坡坡度按表1确定。

对于挖孔桩基础, 以桩柱中心为坑口中心, 以桩柱尺寸加护壁尺寸 (2×0.15m) 为坑口尺寸, 承台施工须在桩身检验后才能进行。

2.2 基础开挖

基坑开挖工序为:分坑→开挖→放坡→支护→检查→超深处理→验收。基础土石方采用人工开挖时应用仪器准确定位。

基础坑深的测量控制:以各腿的施工基面为准, 对坑深度进行测量, 用经纬仪测量坑底之间及坑底与中心桩之间的相对误差。

基础水平位置尺寸控制:经纬仪设置在中心桩, 根据各基坑施工基面和地脚螺栓露出的高度或插入角钢顶面高度, 在基坑对角方向打两个同一高程的水平桩, 水平桩高出地脚螺栓或插入角钢顶0.3m以上, 然后在水平桩上打小铁钉放样对角方向;最后拉水平线, 把各基坑底中心的对角根开放样到水平线, 用垂球传递到坑底, 检查坑底中心的位置是否符合设计要求, 同时在坑底放样出基础底部四角点及掏挖高度。

2.3 基础浇制

浇制工序为:钢筋、模板安装→地脚螺栓固定→混凝土搅拌→入模、振捣→养护→拆模

2.3.1 钢筋笼、模板安装方法

1) 用45°对角线法定出辅助高程桩;2) 固定架子:在坑口用钢格组合架搭设架子, 在坑口挖槽嵌固架子, 以不影响立模及根开、对角线测量即可;3) 钢筋笼安装:根据辅助高程桩弦线上的标记, 找出主柱钢筋笼对角、中心位置, 在基坑内绑扎并在四个对角底部用混凝土块支撑, 最后用垂球调正整个钢筋笼后其上部用铁丝固定于坑口架子上;4) 底层模板安装:根据辅助高程桩弦线上的标记, 找出底层模板对角、中心位置, 在坑内组装好, 用垂球通过弦线上所确定的对角尺寸对模进行找正, 另外弦线高程对模板四角操平, 用支撑顶木固定;5) 二、三层模板安装:在底层模板的四角上架设托架角钢, 将二层模板安装在四根托架角钢上, 并在二层模板托架角钢下支垫同基础等标号混凝土块, 三层模板用同样方法安装在二层模板上, 二、三层模板支撑同底层模板一样 (图2) 。6) 立柱模板安装:在台阶模板四角上架设托架角钢, 将立柱模板安装在四根托架角钢上, 立柱模板要有围楞加以固定, 在立柱模板中下部四角围楞上用钢绳将其悬吊在坑口架子上。用垂球找正四角操平, 四周用支撑木支撑牢固 (图3) 。

2.3.2 地脚螺栓的安装

地脚螺栓有方形间距地脚螺栓和圆形间距地脚螺栓两种, 分别见图4和图5。模板安装好, 进行地脚螺栓固定, 采用小样板的辅助工具来操平找正地脚螺栓。

等截面基础因地脚螺栓与基础立柱按相同坡度向铁塔中心桩倾斜, 当其方向、尺寸、坡度满足时, 将地脚螺栓下部点焊在基础钢筋笼主筋上, 可在地脚螺栓下部处立柱模板两边开孔, 调整时先用#8铁丝绑扎地脚螺栓底部四角, 当坡度、方向、尺寸满足时与主筋点焊牢固, 拆除铁丝, 恢复模板。

2.3.3 基础浇筑

1) 垫层混凝土强度为C10, 基础为C20;应严格控制混凝土配合比, 对混凝土原材料每次称量的偏差, 不得超过表2中允许偏差的规定。2) 混凝土浇筑采用机械搅拌混凝土, 下到铺垫的铁皮上, 再由人工浇入基坑。坑深超过2m时应采用滑槽或溜斗下料以防混凝土离析。浇筑的混凝土应分层振捣, 浇筑完后, 应及时将基础各层台阶表面及顶面用砂浆抹面。直线塔四个基础顶抹成平面, 转角塔应根据设计提出的预偏要求, 抹成斜面。基础顶面原浆抹光, 禁止采用水泥砂浆二次抹面找平。3) 混凝土浇筑质量检查应符合下列规定:a、严格控制水灰比, 坍落度每班日或每个基础腿应检查两次及以上;b、配比材料用量每班日应至少检查两次;c、应以试块为依据, 检查混凝土强度。

2.3.4 混凝土的养护

浇筑后应在12h内采用覆盖草袋并浇水养护, 天气炎热干燥有风时, 应在3h内进行养护, 养护日期不得少于7昼夜。

2.3.5 模板及支架拆除

在混凝土强度能够保证其表面及棱角不因拆除而受到损害且强度不应低于2.5MPa时, 方可拆除模板。由于柱截面沿塔身主材坡度倾斜, 故施工时应注意当浇注混凝土养生强度达到设计强度的70%时方可拆模 (要求5d后拆模) , 拆模时必须在其内角侧用撑木做好分段支撑, 保证立柱不变形倾斜, 当其强度达到设计强度的100%时方可回填, 回填时要均匀填土。

3 结语

110kV架空线路 篇9

1 同塔双回多回线路差绝缘防雷的原理

在双回或者多回线路中, 通过增加或减少线路的一回线路的绝缘水平, 当线路发生雷击闪烁时, 根据电的特性, 雷电流流向绝缘水平低的一回, 以保护其他同塔线路不发生闪烁跳闸。

2 绝缘子上安装并联间隙装置作用

当雷击线路时, 并联间隙起到招弧角的作用在间隙高低压放电点之间形成通道疏导雷电流和电弧, 避免雷电流在绝缘子表面进行放电造成永久损伤而最终导致线路重合不成功的事件发生。

3 采用安装并联间隙装置原则

应在不增加单回线路跳闸率的前提下, 提高双回或多回线路的耐雷水平。

4 输电线路雷击安全安装技术指标

输电线路的绝缘配合, 应满足输电线路在工频电压、操作过电压各种条件下安全可靠地运行, 同时符合雷过电压的要求, 即并联间隙的50%雷电冲击电压、线路工频电压和操作过电压、与线路杆塔耐雷水平三者相配合, 以根据杆塔的实际情况设计出每一基杆塔绝缘子上安装并联间隙的有效距离, 避免在工频电压下、操作过电压下线路发生闪络跳闸, 保证雷击过电压优先在并联间隙装置上闪络而非在绝缘子上发生闪络, 有效保护绝缘子及“疏导”雷电流。

4.1 线路工频电压、操作过电压以及雷电过电压空气间隙定值

根据《110k V~750k V架空输电线路设计规范》 (GB50545-2010) 规定, 110k V输电线路在相应风偏条件下的带电部分与铁塔构件的空气间隙最小值应满足工频电压下电气间隙0.25米, 操作过电压下电气间隙0.7米, 雷击过电压下电气间隙1米的要求[2], 另外也要根据每一个变电站及线路实际情况进行校验。

4.2 并联间隙装置安装空气间隙距离选择

当线路塔窗间隙裕度足够时, 在各回线路每相增加1片绝缘子后仍满足运行要求时, 可在选定一回三相绝缘子中安装并联放电间隙。并联间隙距离取绝缘子干弧距离长度的80%-85%之间。

当线路塔窗间隙裕度不足, 在原绝缘子的基础上增加安装绝缘子后不满足运行要求时, 则在选定线路绝缘子两端直接安装并联间隙。并联间隙距离取绝缘子干弧距离长度的85%-90%之间[3]。

4.3 并联间隙装置高低压引雷杆的设计

基于上述几点要求, 我所专家组对原有并联间隙装置进行优化设计, 在地电位端引雷杆设计出可调节板, 可根据杆塔实际情况进行调节间隙距离, 详细见图1。

4.4 并联间隙装置电气试验

本次试验在江门供电局试验研究所的高压场地, 使用的工具为高压发生器, 然后通高压发生器来模拟当发生雷击时安装在绝缘子上并联间隙装置实际的工作状况。本次试验使用的是FXBW4-110/100复合绝缘子及FC70P/146玻璃绝缘子, 分别对复合绝缘子、复合绝缘子与玻璃绝缘子组合后安装并联间隙装置后进行冲击试验。试验得出数据如表1。

通过数据可以看出上述安装并联间隙的绝缘子都满足工频耐受电压及雷电全波冲击耐受电压, 但并联间隙距离为FXBW4-110/100干弧距离的80%的最小干弧距离只有944mm, 不满足在相应风偏条件下的带电部分与铁塔构件的空气间隙最小值1米的规定, 因此该安装距离不可使用, 而当线路塔窗间隙裕度不足, 在复合绝缘子上安装并联间隙时, 间隙距离取绝缘子干弧距离长度的85%-90%之间比较合理;当线路塔窗间隙裕度足够在原复合绝缘子上加装一片玻璃绝缘子时, 期并联间隙装置的间隙距离取绝缘子总干弧距离长度的85%-90%之间比较合理。

5 实际应用

2010年-2015年江门输电线路历次跳闸杆塔附近雷电流落雷中85%的雷电流分布在0-50k A范围内。根据线路雷击跳闸线经验, 选择在110k V古崖甲、乙线, 圣马甲、乙线等“一雷同跳”的重灾线路进行安装。2015年10月对110k V古崖甲线进行安装并联间隙装置, 线路是FXBW4-110/100复合绝缘子, 线路塔窗隙裕度不够, 在绝缘子长度87%之间安装并联间隙装置, 根据核算, 虽然甲线耐雷水平下降, 但根据历年雷击雷电流分析, 满足线路运行, 而由于在甲线疏导雷电流, 间接提高了乙线的耐雷水平, 保证了乙线的安全运行。

6 结束语

同塔架设多回线路杆塔产生雷击过电压时, 由安装在其中一回线路上的差绝缘防雷间隙引雷杆进行放电闪络, 疏导工频电弧, 避免绝缘子任何损伤, 使线路跳闸重合成功而不发生因雷击线路永久故障, 且保护了同塔架设的其他线路不发生雷击闪络跳闸事件。安装并联间隙装置的输电线路减少线路避雷器安装避免了因避雷器故障而导致线路跳闸;减少线路防雷的运行成本;总体提高线路的耐雷水平;线路雷击时由差绝缘防雷间隙引雷杆进行放电, 避免了绝缘子损坏及导线损伤;避免了由雷击引起同塔多回线路同时跳闸事件, 提高输电线路的供电可靠率。

摘要：分析江门沿海地区地区雷电活动情况, 提出使用差绝缘并联间隙装置安装要求, 设计出可调节距离差绝缘并联间隙装置, 根据杆塔实际耐雷水平及塔窗间隙裕度进行安装差绝缘并联间隙装置。在110kV同塔双回或多回架空输电线路上进行合理安装并联间隙装置, 取得了较好防雷效果, 以分享其他同行单位学习应用。

关键词：差绝缘防雷,可调节,并联间隙装置,110kV

参考文献

[1]GB/T50064-2014.交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范[S].

[2]GB50545-2010.110k V-750k V架空输电线路设计规范[S].

110kV架空线路 篇10

1.1 基础施工

在基础施工中, 杆塔往往被埋入地下, 这个部分是供电线路的基础设施, 尤其是架空线路中基础的更需要严格要求, 电力系统在正常使用时杆塔不应发生超过规范运行的沉降或者在外力的影响下不能出现较大的倾斜或者变形, 这就要基础的施工严格按照规范执行。基础在施工中应按照施工设计的要求进行施工, 按照当地的地基情况选择合理的基础形式与施工方式, 从而达到技术指标。

1.2 杆塔结构施工

杆塔的施工主要是将杆塔的组件进行安装, 实现组立, 这个环节是架空电力线路施工中的有一个重要的环节。我国在110~500KV的输电线路中所采用的施工技术为整体组立与分体组立。当前对高压和超高压的线路杆塔的施工多为分体组立方式, 主要是考虑到杆塔的高度与地形因素, 在施工中对其技术要求主要集中在安装稳定性与施工顺序上, 外抱杆、内悬浮、落地摇臂等都可实现组立要求, 同时也应考虑杆塔的刚度要求, 将风载、导线重、覆冰等考虑到施工中, 以此保证杆塔的使用质量。

1.3 架空线路的架线施工

架线施工的过程中必须强调线路的张弛度与施工安全, 在施工中应做好导线连接、附件安装、架线准备等, 在架线中以拖地展放、张力展放两种。张力放线是利用机械实现, 使之保证张力, 并与交叉物保持安全距离, 而拖地展放不需要特殊设备, 但是对线缆的磨损严重, 需要人工操作, 二者在施工中需要注意控制导线的磨损系数与张力控制, 这样才能保证架空线路的施工质量。

2 110~500KV架空线路施工要点

2.1 工程测量

施工中必须对所有的技术参数进行测量, 其目标就是实现设计需求保证质量。送电线路中线路的复测与地基的测量、杆塔定位、拉线长度确定等都是施工过程中必须进行的测量工作。在施工的过程中也需要随时进行基础找平、杆塔定位、交叉跨越测量等工作而这是为了保证施工质量。线路复测在施工中较为重要, 高压送电线路在施工中必须保证杆塔和线路的定位才能保证误差在允许的范围内, 所以在施工中线路复测是十分重要的施工准备与施工监控工作。

2.2 基础施工

前面提及的基础施工是杆塔与架空线路的重要基础, 所以施工中必须重视对其质量的保证, 如果施工不当就会导致其出现沉降等, 或者在外力影响下而倒塌。所以在施工中基础施工是一个重要工作。我国的电网分布广泛, 其地质的差异较大, 在施工中应根据实际的情况选择适当的施工方式, 其目标就是保证地基的安全。同时在现场施工过程中应对技术手段进行控制, 保证质量, 如混凝土和钢筋混土浇注地基, 是高压线路中经常出现的基础形式, 其中转角塔因为上拔力较大, 所以选择钢筋混凝土材料, 这种基础抗上拔的性能突出, 稳定性好。而岩石基础的施工中应注意对岩层的勘测, 研究其与设计十分一致。如果有差异则应进行实地勘察并将数据汇总, 以考虑变更施工措施等, 适应当地岩层情况, 也可在岩石上进行加固施工, 保证基岩的稳定。岩石基础的开挖也应注意, 在施工中应保证其整体性, 锚筋的安装必须反复核对, 保证设计与施工标准一致才能进行浇注加固, 并保证养护时间。

2.3 杆塔的组立施工

杆塔的组立是构建架空线路的核心施工项目, 杆塔的受力有直线性和耐张型, 选择合适的杆塔是保证线路经济与安全的重要基础。混凝土杆和顶部应力混凝土杆适应与平地与丘陵方便运输的区域。组合铁塔则适用于运输与施工相对困难的区域, 如果出现走廊受到区域和大跨度垂线的情况, 应选择此类杆塔。杆塔的组立需要重视组织与安全, 必须建立具有整体领导能力的指挥部, 对整体施工进行全面的指挥, 协调各个工种的工作, 以此保证组立的顺利实施。

2.4 架空网络的架线施工

对于110~500KV线路的架线工程而言, 其线路的展放必须采用张力放线, 在展放过程中不能使用拖地作业。在较低电压等级的架线施工中也应尽量采用张力放线。张力放线和紧线技术可以防止导线在施工中形成不必要的磨损。张牵设备应在施工过程中保持一定的张拉力, 从而对交叉物保持安全距离。虽然可以保证导线的展放质量, 提高施工效率, 但是机械设备的成本稍高。在每一项放线完成后, 张拉机械应临时进行锚固。为了避免导线振动而断股, 锚线的水平张力应控制在一定的范围内, 即保持线缆有一定的松弛度。锚固是同相的导线间应保持一定能的拉力差异, 使得导线上下错开, 与地面的距离在施工中应保持在5m以上。进线前应进行检查, 保证导线在放线滑车上的位置, 避免跳槽;保证导线不出现绞股的情况, 如果有应进行及时处理然后施工;保证直线压接管的位置, 使其不能影响导线的张拉;保证导线在张拉前不存在明显的损伤, 如有应进行处理后在施工, 但修复后应安装间隔棒等装置, 这样才能保证导线张拉的质量。

2.5 接地系统设置

杆塔与架空线路的防雷系统施工是重要的施工内容, 杆塔形式与绝缘子形式都会影响雷电对杆塔的影响。主要是影响其电阻值。所以在施工中接地系统施工也是一个重要的技术要点, 所以应强化接地系统施工的规范性, 加强杆塔接地的质量, 尤其是系统的完整性, 杜绝缺失元件等情况的发送, 同时也应对施工中发现的缺陷进行及时的维护, 尤其是在施工期间应对已经完成的接地进行日常维护, 保证其可靠性。

3 结束语

高压线路的架空线路施工主要的技术要求就满足设计需求, 保证供电安全, 在施工中应注意施工测量、基础施工、杆塔组立、线路架设、接地维护等工作, 这些施工要点的质量保证是保证架空线路施工安全与质量的重要内容。

摘要：针对高压线路的施工技术要求与要点进行了分析, 阐述了施工中应注意对实际环境的勘察, 并合理采用施工技术措施保证电力架空线路的施工质量。

关键词：高压电网,技术要求,要点分析

参考文献

[1]张亢.高压输电线路施工质量控制探析[J].科技视界, 2012.

[2]王小阳.确保输电线路基础施工质量的技术措施探讨[J].科技视界, 2012.

[3]章金平, 万勇.架空输电线路施工过程介绍[J].科技信息, 2012.

[4]刘健.现代高压输电线路施工技术[J].电气技术, 2012.

110kV架空线路 篇11

关键词：10 kV配网架空线路；带电作业；检修

中图分类号：TM75 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0121-01

供电公司的电力基础设施的风险性一般都比较高，如果在运行检修工作中出现特殊的情况，就可能会导致严重的安全事故，并且严重的影响到供电的可靠性和安全性。由于人们的生活和生产与配电网线路之间具有十分密切的联系，因此在电力需求不断扩大的今天，人们对供电公司的电能质量要求也变得越来越高。而供电公司要想将安全可靠的电能提供给用户，就必须要认真的做好10 kV配网架空线路的运行检修工作。在10 kV配网架空线路的运行检修工作中带电维修作业具有十分重要的作用，因此，本文对10 kV配网架空线路的运行检修带电作业进行了探讨。

1 10 kV配网架空线路带电作业概述

10 kV配网架空线路具有设备密集、复杂的特点，这样就使得带电作业的空间受到了极大的限制，而且很容易使作业人员心理上面临着较大的压力，再加上狭小的操作空间，在这些因素的综合影响下使得带电工作人员的生命安全受到严重的威胁。因此在带电作业之前，工作人员必须要准备好相应的带电安全措施，将需要采用的作业方式明确下来，从而确保自身的人身安全以及供电的可靠性。

相对于输电网而言，配电网虽然具有较低的电压，但是却存在着较小的对地距离、狭小的空间、复杂的线路、密集的设备等特点，这样就进一步加大了配网带电作业的难度。

10 kV配网架空线路带电作业通常来说主要包括以下几点内容：

安装和更换故障指示器、修补架空导线、架空电缆头拆火、架空电缆头接货、架空线接火、架空线拆火、架空线路缺陷处理、架空线设备检查等。

2 10 kV配网架空线路带电作业的特殊性

2.1 10 kV配网线路带电作业的特殊方式

要以不同的带电作业方式为根据，选择不同的带电作业工具和带电作业方法，只有这样，才能够使带电作业的效率得以提升。一般来说，带电作业方式分为综合不停电作业法、绝缘杆作业法、绝缘手套作业法等。以不同的带电作业电位方式可以将其划分为间接作业法和中间作业法，而中间电位又被人们称为绝缘手套作业法，间接电位作业法又被人们称作地电位作业法和零电位作业法。

多重绝缘防护是带电作业的安全前提，要想使作业人员和设备的安全得到确保，在具体的带电作业过程中必须要加多重安全防护形成。其中不仅包括主绝缘用具，同时也包括辅助绝缘用具。绝缘工具主要包括绝缘安全帽、绝缘靴、绝缘服和手套、绝缘斗等。因此为了有效的避免作业人员受到电击的情况，就必须要求每一位作业人员都要对全套的绝缘护具进行穿戴。绝缘手套作业法是城市10 kV配网架空线路带电作业非常关键的一项技术，而绝缘杆作业法属一种辅助的工作方式。

2.2 10 kV配网架空线路特殊的网络结构

首先，10 kV配网架空线路往往往具有较近的对地距离，10 kV配电网线中广泛的运用到了PQ-15T类型的绝缘子，主要选择双悬式X-4.5作为耐张杆绝缘子。由于选择了这两种材料，因此10 kV配网架空结构线路具有0.5 m的最小距离以及非常低的对地距离。

其次，10 kV配网架空线路具有复杂的线路排列。目前10 kV配网线路中双回路水平排列是主要的排列方式。同时其还存在着三角形的排列方式和多回路水平相结合的方式，有时候在同一通道具有多达五条线路的现象也会出现在配网线路中。

最后，较大的线路档差距，10 kV配网线路在广大的乡镇中往往选择60 m左右的线路档，在城市中一般都是40～50 m的线路档，甚至还会出现20 m的线路档。

3 10 kV带电作业过程中需要注意的问题

3.1 带电作业人员需要注意的问题

首先，作业人员和监护人员必须要具备丰富的带电作业实践经验，同时要采用符合带电作业要求的绝缘工具，比如绝缘绳索、绝缘安全带、绝缘帽、绝缘手套、绝缘操作棒等。

其次，还要对管理组织制度、防护措施、操作规程、安全措施等予以严格的执行。

最后，要在符合带电作业要求的天气和环境中开展带电作业。

3.2 带电作业的安全防护措施

首先，配网带电作业人员必须要保证没有妨碍作业的心理障碍和生理障碍，具有健康的身体；掌握带电作业的操作方法和基本原理；对作业绝缘工具的适用范围有清晰的了解。

其次，配网带电作业人员必须要经过专门的培训，而且在相应的考试具有合格的成绩，并且做到持证上岗。

最后，带电作业人员还要将《配电线路带电作业技术导则》和《电业安全工作规程》掌握住，同时还要了解一定的触电急救措施。

只有具备一定数量的绝缘防护用具、带电作业专用车辆、器具等，才能够进行10 kV带电作业。因此，必须要认真的做好这些绝缘设备工具和器具的日常保养工作，对其进行科学合理的存储、保管，真正的做到独立保管和分类存放。

总之，这些设备用具典型的特点就是具有较高的自动化、机械化程度，而且安全、可靠、使用、灵活、方便，在10 kV配网架空线路带电作业中引入这些设备能够使作业的高效性、可靠性和安全性得到切实有效的保证。

3.3 明确带电作业的工作规范和管理制度

要有效地保证0伏配网架空线路带电作业的安全性，就必须要明确带电作业的工作规范和管理制度，确保带电作业管理工作的有效性。因此供电企业必须要对带电作业管理部门的职责进行层层分解，以10 kV配网线路带电作业的特点为根据对专职专责进行设置。

与此同时，供电企业还要将相应的技术管理机制建立起来，通过技术管理能够对带电作业的项目进行有效的开发，而且做好技术管理工作还可以保证将相应的技术管理资料保管好，这样对后期工作的开展十分有利。

除此之外，还要对带电作业指导书和工作制度进行严格的执行，开展规范的带电作业的标准就是带电作业工作指导书和工作制度，所以在具体的带电操作过程中，带电作业人员必须要严格地以带电作业指导书和工作制度为根据进行操作，这样除了可以使带电工作人员的安全性得以确保外，还可以极大地提升带电作业工作的有效性。

4 结 语

10 kV配网架空线路带电作业在保障供电线路可靠性、安全性的工作中发挥了十分重要的作用，因此，供电公司必须要充分重视10 kV配网架空线路带电作业工作，只有这样，才能够使供电公司的优质服务质量得以提升。

在具体的工作过程中，供电公司要以平时输送电能的具体情况为根据对安全、科学的带电作业方式进行不断的探索和研究，同时还要以带电作业的特点为根据选择正确的防护措施，不仅要使工作人员的人身安全得到保证，还能够将高质量的电能提供给广大的用户，最终有效地促进供电公司的经济效益和社会效益的不断提升。

参考文献：

[1] 雷宁.浅谈10 kV配网架空线路运行检修带电作业[J].宁夏电力，2009，（3）.

[2] 龚杭章.配网带电作业安全影响因素及防护分析[J].无线互联科技，2011，（8）.

[3] 彭向阳，周华敏，郑晓光，等.架空线路在线监测系统建设及运行分析[J].电力建设，2009，（9）.

10kV绝缘架空线路防雷探讨 篇12

随着我国新农村规划工作的深入展开,10 kV绝缘架空线被大量使用,雷击断线现象也越来越多。所以,如何有效解决这一问题,保证10 kV绝缘架空线路安全运行,对于配电网系统来说十分重要。击过电压闪络是一种在大气压下或高于大气压时的电弧放电形式,过电压闪络时,往往在两相或三相(不一定在同一电杆上)间发生闪络而形成金属性短路通道,瞬间的电弧电流很强,会引起数千安培工频续流,电弧能量短时间内将急剧增强,熔断导线,造成雷击断线事故。

1 绝缘架空线的特点

1.1 绝缘架空线的优点

(1)绝缘性好。相较于裸导线,绝缘架空线外有绝缘材料包裹,能够对外界环境起到隔离作用,可有效提高线路的供电可靠性。(2)美化、绿化环境。绝缘架空线外有塑料皮,比较美观。另外,使用绝缘架空线可对其附近的绿化带放宽修剪,绿化环境。(3)安全。绝缘架空线可以有效减少社会人员误碰触电事故,有较高的经济与社会效益。(4)输送能力强。和同截面裸导线相比,绝缘线因外层绝缘皮散热良好,等同于加大了导线的散热面积,可以提高架空线路的最大载流量。

1.2 绝缘架空线的缺点

(1)雷击断线事故多。绝缘架空线遭受雷害事故明显比架空裸导线多,雷击损害情况比较严重。绝缘导线遭受雷击后常常发生断裂而落在地上或其他构件上,由于有良好的绝缘性能,断线事故常表现为线路缺相或非金属性接地,这就给故障查找带来了一定的困难。(2)易氧化。绝缘导线在施工过程中常常因施工不规范而进水且不挥发,当绝缘层破裂或未封头时,水通过毛细作用以及热胀冷缩进入铝导线内,并结聚在弧垂的低处;加上环境污染水带有酸性,在电场作用下酸水与铝易产生电解作用,加速对导线的腐蚀,使导线出现鼓肚现象,甚至发生断线,缩短了导线寿命。

2 绝缘导线雷击断线原因

2.1 绝缘导线自身结构是其易断线的重要原因

从事故统计来看,断线故障点大多在绝缘子负荷侧20 cm左右。绝缘架空线雷击易断线的主要原因有:绝缘线的结构所致,绝缘导线采用半导电屏蔽和交联聚乙烯作为绝缘层,在雷云对地放电的大气过电压中,很容易在绝缘导线的导体内产生感应过电压,在绝缘层击穿时电弧很难沿绝缘导线表皮滑移释放,而是在击穿点持续放电,击穿点发热严重最终导致导线熔断;架空裸导线雷击时不易断线的原因:架空裸导线发生闪络时,在电磁力的作用下,电弧弧根会沿着导线向负荷侧滑移,电弧在滑动中释放能量(现场表现为裸导线负荷侧连续放电白斑),热量不集中且在工频续流烧断导线前,断路器动作跳闸切断电弧,所以裸导线较绝缘线的雷击断线故障率低。

22架空配电线路绝缘水平低

引发雷击故障的另一主要原因是由于10 kV架空线路绝缘水平较低。10 kV架空线路耐张杆常采用2片盘型绝缘子绝缘,直线杆采用1只针式或柱式绝缘子绝缘,根据资料显示,2个XP-70型玻璃绝缘子的冲击放电电压约为220 kV,在雷暴天气时,无论是雷击杆塔还是雷击导线,甚至是感应雷都极易引发绝缘闪络事故。

例:防雷规程DL/T620—1997中,通过近似公式来估算架空线路感应过电压。当距离架空线路65 m外发生雷云对地放电时,线路上感应雷过电压最大值:

式中,I为雷电流幅值;hd为导线对地平均高度;S为导线与雷击点距离。

当雷电流幅值为80 kA,导线对地平均高度为10 m,导线与雷击点距离为80 m时，Ug≈25×80×10/80=250 kV>220 kV,易发生闪络事故。

3 10 kV绝缘导线防雷措施

3.1 优先选用线路氧化锌避雷器

国际上广泛采取的一种防雷措施便是在10 kV绝缘架空线路上安装氧化锌避雷器,以防护雷击过电压。阴雨天当杆塔遭到雷击时,瞬间电流很强,正是因为安装了氧化锌避雷装置,对雷电流进行了有效分流,超强电流一部分经过杆塔接地物体直接被大地吸收,而本杆塔无法承载的那一部分则通过线路避雷器分流到导线上,依靠附近的杆塔接地物体传输到地面,被大地所吸收,才能够有效地防止绝缘线断线问题。因此,安装这种避雷器可大大降低雷击跳闸现象的发生几率。另外,加装了氧化锌避雷器的配电线路,由于大部分雷电流可以通过避雷器与大地进行中和,线路上的电压波动就不会太大;而没有加装氧化锌避雷器的线路,雷电流无处可去,就会造成线路上的电压剧烈波动且峰值很大,最高可达270 kV以上。由此可见,加装线路氧化锌避雷器对于预防雷击断线事故有着十分显著的功效。

安装要求:在资金充裕的情况下,每基杆塔均安装效果最好;资金相对有限的情况下,可在易遭雷击地段重点安装,如空旷地带,鱼塘、水库、湖泊、沼泽地边,土壤电阻率突变地带等。杆塔接地电阻越小效果越明显,故应尽可能降低接地电阻,宜控制在10Ω以下。

存在问题:(1)根据架空线路运行规范要求,线路避雷器每5年须进行试验,大量安装避雷器运维压力较大。(2)避雷器发生故障时,往往是内部击穿,外观现象不明显,不利于故障查找。

3.2 安装防雷保护间隙

通过研究大量工程实践和文献可知,防雷击断线事故措施无非就是我们经常所讲的“堵塞”与“疏导”2种。堵塞因10 kV线路耐雷水平低,基本不可能实现,其只可用于110 kV及以上电压等级的线路。因而唯一可行的就是疏导,在10 kV绝缘架空线路比较容易发生雷击的地方进行穿刺型保护间隙的安装,能够使保护间隙在绝缘子之前放电,起到疏导作用。原理是利用保护间隙有效控制雷击过电压的幅值,进而抑制雷击闪络后的工频续流起弧效应,避免10 kV绝缘架空线路发生过流烧损断线事故。

存在问题:目前市面上防雷间隙主要有防雷金具、防雷支柱绝缘子、防雷金具加防雷支柱绝缘子,它们都存在外间隙过大的问题(厂家往往是根据绝缘子爬电距离0.8倍来确定外间隙距离),防雷效果没有避雷器好。优点:投资少,安装方便,免维护,运维压力小。

3.3 安装防弧线条

将导线的绝缘层以绝缘子轴线为中点,向两侧剥离约30 cm,在剥离段加装防弧线条或并联同截面裸导线,在雷击引起绝缘子闪络之后,工频续流电弧在电动力的作用下迅速沿着被剥离的导线向负荷侧滑移,因弧根不固定,可有效避免导线雷击断线事故。

存在问题:(1)在绝缘子处破坏了导线的绝缘。(2)绝缘破坏处若防水密封做不好,易导致绝缘导线进水。优点:投资省,施工方便。

3.4 加强对架空线路的管理

夏季一般是我雷雨多发季节,在雷雨季节来临之前应做好以下方面的工作:(1)校对接地导线的电阻,对不符合有关规定的,应该予以检修、更换。(2)加强配网故障分析。对有关档案、技术资料应进行整理与归纳,针对每个时期的雷击事故情况做好记录与分析工作,以便有关人员很好地了解与掌握雷电活动情况,并按照不同的情况采取相应的防雷措施,以降低雷害事故的发生几率,保证供电正常。

4 结语

10 kV绝缘架空线路是现阶段我国配电网的重要组成部分,其广泛分布于城市、郊区、农村等地区。在10 kV绝缘架空线路跳闸故障中,由雷击引起的约占80%,所以,必须对此给予高度重视。应采用优选线路氧化锌避雷器,加装防雷保护间隙、防弧线条,加强对架空线路的管理等措施,有效提高10 kV架空线路的综合耐雷水平,确保架空线路的供电安全。

参考文献

[1]陈中明.配电网架空线路感应雷过电压产生机理与防护[J].广东电力,2008,21(5)

[2]沈海滨,陈维江,张少军,等.一种防止10 kV架空绝缘导线雷击断线用新型串联间隙金属氧化物避雷器[J].电网技术,2007,31(3)