110KV平行线路

110KV平行线路（精选12篇）

110KV平行线路 篇1

摘要：文章通过实际算例说明平行双回路间的零序互感对零序电流保护带来的影响, 计算平行线路零序电流保护定值时一定要考虑零序互感的影响。

关键词：110KV平行线路,零序互感,零序电流保护

一、问题的提出

在我国电力网中, 110kV及以上电压等级的电网一般都采用中性点直接接地的方式, 称为大接地电流系统。在这种电网中, 线路接地故障占全部故障的80%~90%, 而零序保护的主要功能就是在有接地故障出现时, 能够迅速切除故障。由于零序保护具有灵敏度高、不受系统振荡和短时过负荷的影响等优势, 使它成为110 kV线路的主保护系统之一。

大家都知道:当线路中流过零序电流时, 由于三相零序电流大小相等、相位完全相同, 因此必须借助大地及架空地线来构成零序电流的通路。而当输电线路平行架设或同杆并架时, 由于双回路都以同一大地作为零序电流的返回通路, 三相零序电流之和并不为零, 使得平行回路间存在零序互感的影响。

二、平行输电线路对零序阻抗影响的分析

当相邻平行线流过零序电流时, 将在另一条线路上感应出零序电势, 使得平行线路之间产生零序互感Z1-20, 该值对线路零序电流幅值产生影响。下面以两端都共母线的双回线为例加以说明 (见图1) 。

图1表示两端都共母线的双回输电线路。这两回线路的电压降分别为:

式中:I10和I20分别为线路1和线路2中的零序电流;Z10和Z20分别为不计两回线路间互相影响时, 线路1和线路2的一相零序等值阻抗;Z1-20为平行线路1和线路2之间的零序互阻抗。 (1) 式可改写为:

根据 (2) 式, 可以绘出双回平行输电线路的零序等效电路。如果双回路完全相同, 即Z10=Z20=Z0, 则IÁÁÂ?IÁÃÂ。此时, 计及平行回路间相互影响后, 每条回路每相的零序等值阻抗为:ZÂÁ?ZÂ?ZÃÁÄÂ。

由此可见, 由于平行线路间零序互阻抗的影响, 使输电线路的零序等值阻抗增大。在计算短路电流一回线停运并两端接地的等效图时, 常常采用表1给出的值作为每条回路单位长度的每相等值零序阻抗。

三、线路零序互感对零序保护整定计算分析

众所周知:110kV线路零序保护的整定是基于流过线路的最大最小零序电流来计算的, 而线路中零序阻抗的大小将直接影响流过线路的零序电流。在实际计算中, 一般情况下零序I段按照躲过流过线路的最大零序电流整定, 而用流过线路的最小零序电流校验零序II段的灵敏度。下面以甲、乙双回线为例来说明零序互感对零序电流保护的影响。

(一) 线路正序电抗计算

如图2所示的甲乙双回线, 采取同杆并架的方式, 线路长度7.9 km, 导线型号LGJ-300, 有架空地线。假设:所接系统为无穷大系统, 由此可以计算出单条线路的正序阻抗Z1*和Z0*。

线路正序电阻:

线路正序电抗:X1取0.4Ω/km, 则线路正序阻

线路正序阻抗标幺值:

(二) 线路零序阻抗计算

零序阻抗分以下两种情况计算。

1. 不考虑双回线间的零序互感

零序阻抗标幺值:Z0*=Z1*×3=0.0741。单回线运行时, 线路末端发生单相接地故障流过线路的零序电流最大, 这时流过线路的最大零序电流为:

双回线并列运行, 当端母线发生两相接地故障时, 由于双回线分流, 这时流过每条线路的零序电流最小,

2. 考虑双回线间的零序互感

若考虑双回线间的零序互感, 则零序阻抗标幺值为:Z0*=4.7Z1*=0.116 09。与上面的计算分析相同, 单回线运行线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流为最大。

双回线并列运行对端母线发生两相接地接地故障时, 流过每条线路的零序电流最小。

由以上分析可知, 计算双回平行线路的零序电流时, 考虑零序互感和不考虑零序互感的计算结果相差很大。这里计算单回线运行时, 没有考虑另一条线路检修两端都带地线的情况。而实际情况是当另一回线此时发生接地故障时, 流过的零序电流将在该停运线路中产生零序感应电流, 磁电流反过来也将在运行线路中产生感应电势。由于两个电流方向相反, 使线路零序电流因此增大, 也就是说这时运行线路在线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流要大于上面的计算值。

四、结论

通过以上的算例可以看出, 由于平行线路间存在着零序互感, 所以计算时考虑零序互感的影响更加接近实际情况。对于零序I段, 当双回路中的一条线路检修或者停运时, 由于两端挂地线, 这时如果运行线路发生接地故障, 流过线路的实际零序电流要比计算值大。由于短路电流增大, 这时零序I段保护反而变得很灵敏。但在线路很短的情况下, 零序I段可能已经没有保护范围, 而零序II段如果不考虑零序互感的影响, 计算出的零序电流是偏大的, 这样零序II段保护的灵敏度则会降低, 可能会出现保护拒动的情况。一般来说, 零序II段保护用来保护线路全长, 就必须保证足够的灵敏度。所以, 在计算平行线路零序电流保护定值时, 一定要考虑零序互感的影响。0.5 3 5 0 28 7 1 0.2//0.0 2 4 720.0 7 4 1//0.0 7 4 1A?????

110KV平行线路 篇2

（110KV送电线路）

架线工程监理实施细则

长春国电建设监理有限公司 华润平度风电项目监理部

2011年7月

批准：审核：编写：

年 月 日

年 月 日

年 月 日

本监理实施细则是针对110kv华润新能源青岛隆鑫风电场一，二期工程送电线路的架线分部工程编制的，经总监审查批准实施。

1、架线工程施工应严格执行以下标准、规定及工程设计：

1.1《110kv～500kv架空送电线路施工及验收规范》（GB50233-2005）。1.2《110kV～500kV架空电力线路工程施工质量及评定规程》（DL/T5168-2002）1.3《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》（SDJ226-1987）1.4《铝绞线钢芯铝绞线包装标准》（ANSI/AA531-1981）1.5《镀锌钢绞线技术规定》（YB/T5004-1993）1.6《高压绝缘子瓷件技术条件》（GB772-1987）1.7《盘形悬式绝缘子技术条件》（GB1001-1986）1.8《高压线路有机复合绝缘子技术条件》（JB5892-1991）1.9《高压架空地线盘形悬式瓷绝缘子》（JB/T9680-1999）1.10《电力金具通用技术条件》（GB2314-1997）

1.11《电力金具验收规则、标志与包装》（GB/T2317.4-2000）

1.12《电力线路光缆架空地线（OPGW）的构造标（IEC61396、1996）1.13《对OPGW的电气、机械和物理测试方法》（IEC61396、1996）1.14经批准的本工程的设计图纸、文件、图纸会审纪要及有关设计变更等。1.15施工合同及相关订货合同中，商务条款和技术条款。

1.16本工程的建设管理办法，及业主有关文件、通知要求等内容。1.17铁塔分部工程质量业已转序通过监检，具备架线施工转序条件。1.18《工程建设标准强制性条文》2006年版（电力工程部分）

2、架线前的施工准备（质量预控过程）

2.1工程项目管理应贯彻GB/T50326-2001建设工程项目管理规范，规范施工项目管理行为。

2.2在编制施工作业指导书、技术、安全保证措施，在质量控制、安全控制全过程中，严格贯彻强制性条文。2.3编制架线施工作业指导书的依据：

2.3.1工程项目施工组织设计;

2.3.2施工图及设计说明书;

2.3.3厂家提供的技术资料和试验结果;

2.3.4技术标准、规程、规范及法律法规等：

《反事故斗争二十五条重点措施（修订版）》(国家电网安监【2006】364 号)《国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国家电网工 [2003]168号）

《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化工作规定》（试行）《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》（2005版）《国家电网公司输变电优质工程评选办法》（2008版）

2.3.5结合现场实际地形地貌。

2.4作业指导书内容包括：架设导地线、复合光缆、附件安装、导地线液压、光缆检测熔接及附件安装（含接头盒和余缆架安装）特殊施工方案等。编制施工质量安全保证措施。填报DJS-A2-06表式。经监理审查后报监理部总监审核业主审批备案。

本工程跨越66千伏线路、平莱公路、应按计划施工方案做好施工安全、技术措施。对跨越公路，跨越架的搭设、施工方案，要取得相关部门的认可。2.5架线分部工程装置性材料的检验与报审

2.5.1装置性材料供货商的报审，填报DJS-A9-01表式。报监理审查。

2.5.2架线分部工程所用的装置性和消耗材料，导地线、光缆、架设导地线光缆用的绝缘子、金具、接头盒、余缆架及导电脂，铝包带、防腐漆等。按施工标准要求，经业主、监理、施工、供货商（含光缆商督导）等单位进行开箱、盘检验。导地线及配套金具应做三组拉力试件，由监理见证经相关有资质的单位进行试验，光缆开盘测试和接续及竣工测试尽量用同一台仪表。形成验收书面材料，验检组签署意见。填报DJS-A4-04表式递交业主和监理部审查。对与施工标准不符或矛盾的产品，应即填报DJS-A9-04表式报请业主和监理部组织验证处理。2.6架线使用的机械设备及架设光缆的专用设备及机具、计量器具、检测仪器按施工标准进行试验和检查，有关的器具应做检查和拉力试验。经监理见证，并填报DJS-A4-06、DJS-A4-09、DJS-A4-08表式报监理审查。2.7架线施工人员培训及特殊工种人员的报审

2.7.1对参加架线施工人员施工前进行培训和技术安全交底，经考试合格方准上岗。

2.7.2对参加架线施工的特殊工种人员，其中包括：高空作业人员、液压接人员、牵张机手、焊接工、起重（吊车司机）、光缆熔接检测人员、测量工等。应有相关的专业部门考核的合格上岗证并填报DJS-A4-07表式报监理审查备案。光缆施工和试验人员，在施工前进行技术培训和交底。由施工项目部组织学习。对光缆施工进行交底，使施工人员掌握施工技术熟悉施工方案。

2.8项目部必须根据工期要求，编制材料计划、主要施工机械设备，及架线施工进度计划，填报DJS-A7-01表式，经监理审查、总监审核、业主审批实施。

3、导地线展放施工展放线施工监理

3.1送电线路架线前的监理准备工作如下：

3.1.1组织进行架线施工图纸会审，并形成架线施工图会审纪要。

3.1.2审查施工单位架线施工前施工人员的技术交底、培训教育、考试、体检和对危险作业人员的保险办理。

3.1.3审查施工单位报审的架线方案（作业指导书）、安全质量保证措施等文件。施工承包商的架线施工措施已经由主管领导审批，并向监理部报审。

3.1.4组织物资供应部门、金具供货单位和施工单位，对到货的导线、地线、金具、绝缘子等做开包（盘）抽检。检验后，各单位在《工程材料设备现场检验移交单》、《工程设备材料缺陷管理记录》上签证。

3.1.5监理人员要检查钢芯铝绞线、镀锌钢绞线厂家的试验报告，运到现场的钢芯铝绞线、在开盘后进行外观抽查。

3.1.6监理人员要查验工程所用的绝缘子的出厂报告，各项性能必须符合国家标准。对运至现场绝缘子进行外观检查，发现有损坏、者及时清除。

3.1.7导地线的连接要由专人进行。进行压接操作的人员，应取得专业管理部门颁发的操作证。操作者每人都要有自己钢印号并持有效证件上岗，压接操作人员打上自己的钢印。

3.1.8督促施工人员检查直线及耐张塔绝缘子串的规格，并进行抽查。3.2 导、地线的展放施工中的监理巡视

3.2.1监理人员要巡视、抽查导地线的展放情况，各跨越架处必须有专人看管

跨越架的工作状态及导地线对被跨越物的距离，保证导地线不被外力破坏。

3.2.2监理人员监督施工单位在展放中，对导地线避免磨损措施的执行情况。对可能造成导地线磨损的地域要进行巡视，检查导地线在展放中的实际情况。

3.2.3监理人员对已被磨损导线的处理情况要进行检查。重点放在修补管及压接管处。对施工人员认为可不处理的损伤处，监理人员要进行察看并提出监理意见。有分歧报总监理师解决。

3.2.4导线有下列情况时，可不予修补。

3.2.4.1铝或铝合金单股损伤深度小于直径的1/2；

3.2.4.2导线截面积损伤在导电部分截面积的5%及以下，强度损伤小于4%；

3.2.4.3单金属绞线损伤截面为4%以下。

3.2.5导地线压接施工是重要隐蔽施工项目，监理人员要见证和旁站压接过程。监理人员不在场时，不得进行压接作业。操作人员对每个压接管规定做好压接现场记录。压接人、旁站监理人、打上钢印，监理做好检查记录，填写隐蔽工程签证单

3.3 导地线紧线施工

3.3.1紧线前应具备的条件：

3.3.1.1导地线紧线前所有压接管、修补管都经检查合格。

3.3.1.2紧线时各交叉跨越处,有闲散人员及孩童出没处要有施工人员监守。

3.3.1.3紧线时全档通讯畅通、旗号分明。

3.3.2监理人员要掌握经换算的当日温度观测导线驰度。

3.3.3紧线前，监理人员应提醒施工技术负责人注意在主要跨越档不许有导地线压接管；允许有压接管的档内，一根导地线上不允许有2个及以上的压接管。

3.3.4现场监理人员要提醒施工人员将耐张塔的过牵引量，在满足金具安装的条件下控制到最小值。

3.3.5导地线紧线作业应在5级风以下进行。

3.3.6主要做好导地线保护和施工安全工作，导地线、光缆展放过程中，严格按作业指导书中的放线张力进行控制，确保控制档安全距离。各跨越架处、各塔处、各主要设备（设施）必须有专人负责和监护，并有可靠的通讯联络措施（通讯畅通），确保导地线不被损伤。

3.3.7有关导线防护应按作业指导书措施施工，不得随意更改并设专人负责执行和监护。

3.3.8因本工程的地形条件较好，牵张场易选，但导地线牵张段长度及选场必须符合张力架线施工工艺导则各项要求，光缆张牵场的选择因受定长所限，应尽量选择合理机位或采用转向措施。

3.3.9牵张场布置合理导线出口压接落地处必须有足够面积的垫布，导线不得与地面直接接触。

3.3.10加强对控制档、接头过滑车和光缆防扭鞭过滑车的监护，特别是转角塔、跨越塔、高塔处，同时减小牵引速度以防导线、光缆掉槽损伤。光缆在展放施工中要保证包络角不大于30度，光缆最小弯曲半径不小于20D（缆径）>280mm。首尾塔牵张俯角小于60度。

3.3.11临锚时按规范作业，防止导线及光缆卡伤和磨损。光缆临锚拉线与地面夹角不大于15度。横担和塔身无措施不准锚缆。光缆临锚不准用卡线器，均采用专用予绞耐张线夹。导线损伤补处理标准应符合GB50233-2005第7.2.3条表7.2.3执行。

3.3.12导线有下列情况之一者定为严重损伤，应锯掉重接：

A、强度损失超过保证计算拉断力8.5%。B、截面积损伤超过导电部分截面积的12.5%。C、导线损伤的范围超过一个补修管允许补修的范围。D、钢芯断股。

E、金钩、破股已使钢芯或内层线股形成无法修复的永久变形。

3.3.13、在光缆展放中若发生金钩或盘中层间或匝间交错无法展放时，应立即停放及时通知监理及督导鉴定处理。

3.3.14、光缆在展放施工中，严禁连牵二盘以上光缆的施工方法。

3.3.15、监理人员工作要点：以巡查监护导线损伤和旁站地线压接、光缆熔接为主，对导线损伤的处理要检查和监控，如有异议时即时提出监理意见。

4、导地线紧线施工

4.1、紧线前应检查导线直线管位置是否满足施工标准要求，导线是否有可能造成卡线卡管的地方。

4.2、紧线前导地线压接管、补修管应经检查合格，不合格不准升空。4.3、紧线过程中，确保全段通讯畅通;按作业指导书规定的方案措施做好导地线防护。光缆紧线采用厂家提供的专用工具。核对弧垂观测档的位置和档距;检查跨越架、树木等处的导线被挂和磨损;防止余线与钢丝绳等摩擦;防止过牵引，使塔和金具等处在正常受力状态。

4.4、耐张塔平衡挂线，做好导线防护措施，紧线要采用双保险。当采用非平衡挂紧线时，防护措施要得当。

5、附件安装

5.1、绝缘子在悬挂前应逐件擦试干净，并经外观质量检查合格。5.2、绝缘子片大口、各种金具、螺栓等朝向和穿向应符合规定。

5.3、安装附件时，应对导线质量做全面检查，提线挂钩必须包胶。光缆提挂采用专用工具。

5.4、跳线安装不能采用受过牵引的余线，跳线连接板光面达100%接合，核对跳线对塔身间距。

5.5、为防止振动、鞭击损伤导线，紧线合格后应在5天内完成附件安装。光缆从紧线开始到附件安装不得超过48小时。

5.6、光缆防振锤、余缆架、接头盒及引下线的安装工艺，应按设计图纸和厂家安装技术指导书规定进行安装。

6、架线完毕后，监理人员配合施工单位检查导线对地距离、弛度、风偏距离及设计和图纸会审纪要要求的各主要工程质量项目。

附件：

1、地线液压旁站监理记录表

2、导线液压旁站监理记录表

3、地线液压隐蔽工程签证单

4、导线液压隐蔽工程签证单

5、跨越架搭设旁站监理记录表

6、导、地线展放施工检查及评级记录表（线线1）；

7、导、地线直线液压管施工检查及评级记录表（线线4）；

8、导、地线耐张液压管施工检查及评级记录表（线线5）；

9、紧线施工检查及评级记录表（耐张段）（线线6）；

10、附件安装施工检查及评级记录表（线线7）；

11、对地、风偏开方对地距离检查及评级记录（线线8）；

12、交叉跨越施工检查及评级记录表（线线9）；

13、OPGW光缆展放施工检查评级记录表，线线10（光）；

14、OPGW光缆紧线施工检查评级记录表，线线11（光）；

15、OPGW光缆附件安装施工检查评级记录表，线线12（光）；

110KV输电线路状态检修探讨 篇3

摘要 随着我国电力事业的快速发展，输电线路的检修技术水平也在不断提高当中。本文就对于当前我国电力系统中，110KV输电线路状态检修的相关问题进行了分析与探讨。

关键词：电线路状态检修；110kV输电线路；电力设备

在我国电网建设工作不断推进的今天，对于110kV输电线路的状态检修已经成为了日常维护与检修工作中所不可或缺的一部分内容。现代的检修工作的开展，主要依靠各类先进的智能化检修设备进行操作，并且整体管理方式上更加科学有效。检修人员在进行检修中，通过利用先进的检修和试验技术，对于整体线路的运行状况进行判断，结合自身现有经验和有关理论知识，对于检修项目、周期等进行确定，从而完成整个状态检修工作。下文就对于110KV输电线路状态检修的意义和具体技术内容进行了探讨。

1 110kV输电线路的状态检修的意义

在当前的状态检修工作开展的过程中，检修过程需要将整个110KV的输电线路作为整个检修对线单元，这种检修模式从周期上来说本身不能很好的适应当前输电网络的发展。随着检修技术要求和检修质量效率要求的提高，状态检修这种新型检修方式已经成为了当前输电线路检修的重要选择之一。现阶段的线路状态检修中，其检修过程已经将以往的时间作为检修依据的模式进行了改变，并且以实际线路的工况为主要的检测依据。在进行状态检修中，线路检修人员对于线路的状态进行全面的检测，通过对检测数据结果的分析，可以实现对线路的可靠性与寿命的整体评价。这种评价的实现，可以对线路可能出现的故障风险进行分辨，再通过对其发展趋势、故障所处的部位以及故障的具体情况进行判断，从而实现了对故障风险的有效规避，将事前处理的故障控制理念进行实现，提高了整个线路的运行可靠性与稳定性。这种状态检修方式的运用，有效地降低了整个检修过程的人力成本、时间成本和费用成本，并且提高了检测结果的准确性，让110KV输电线路的使用效率得到了提高，并且也让全过程深入监督管控成为了可能。通过状态检修的应用，提高了整个线路高效、安全运行的几率，并且相对于传统的检修模式，降低了后期的检修维护成本和难度，也提高了对线路周边电力设备的保障水平。

2 110kV输电线路的状态检修技术分析

第一，檢测内容。状态检修过程中，需要对于电气、线路环境以及机械力学三个方面进行检测。首先，电气检测主要包括了对于线路的绝缘特性进行检测，检测线路中的瓷、玻璃以及各种绝缘子的具体情况，检测线路接地系统的运行情况，检测绝缘污秽以及雷击故障点等。其次，线路环境检测。在进行线路环境检测的过程中，需要对于线路所处外界环境的具体情况进行检测，检测现场是否存在一些能产生干扰的情况，并且检测线路区域的静电感应场强。与此同时，还要检测线路周边空气中各类粉尘和气体的具体情况，对周边是否会产生灾害性天气进行相应的检测。最后，机械力学检测。机械力学检测主要需要对不同金属器具的磨损状态、锈蚀状态进行检测，并且对于线路中导线的磨损、舞动、振动、线头等情况进行检测。另外，在检测周期的界定上，要针对于不同检测情况，制定不同的检测周期。例如，检测周期的制定可以结合绝缘子劣化率，在连续4年内均为2-3‰的每2年一次，连续4年在2‰以内的每4年一次。

第二，检测技术。现阶段，在110kV输电线路的状态检修中，其检测技术主要包括了绝缘检测、发热检测、盐密检测等多种检测技术，并且不同技术适用于不同的检测需求情况，需要技术人员进行科学的针对选择。绝缘检测主要是输电线路中的绝缘子进行检测，去所检测的绝缘子既包含瓷质绝缘子，也包括了合成绝缘子。相对于瓷质绝缘子来说，合成绝缘子本身的强度、憎水性更好，具有更好的防污能力，整体重量相对较轻，后期维护压力较小，进而其应用范围 已经大大的超过了瓷质绝缘子。在进行绝缘检测的过程中，可以结合对合成绝缘子周围电场的分布情况，对于其绝缘状况进行检测，并且结合其漏电情况，对于绝缘子的绝缘能力和劣化情况进行判断。发热检测则通过依靠各种红外成像设备，对于110KV输电线路中的管线进行检测，从而达到对其线路的具体发热情况进行了解。发热检测的设备随着技术的发展也在不断革新，现阶段主要以红外测温设备和激光测温设备为主。盐密检测则通过相关盐密检测仪器，对于电力系统防污闪点检测，达到对测量溶液的电导率和绝缘子等值盐密度（盐密）测量的目的。另外，检测技术的发展也要重视计算机信息技术的应用，将计算机作为重要的线路状态检测的辅助工具。

3 110kV输电线路的状态检修技术水平的发展需求

状态检修的技术出现和发展应用的时间还相对较短，并且其实际应用中对于专业人员具有相当专业的技术和经验要求。在进行线路状态检修工作的过程中，专业技术人员自身的必须要掌握相应的专业仪器设备的使用，具有足够的软硬件操作能力。相关技术人员要积极参与各项新技术的培训，对于状态检修业务所需的各类技术有着深入的了解，并且加强实际应用操作，从理论层面和技术层面上都有着良好的素质期初。与此同时，在进行线路状态检修的过程中，技术人员本身也要对于整个状态进行科学的检测，并且对故障进行诊断。针对于设备运行过程中状态方面存在的异常、设备可能会出现的故障风险以及如何进行故障处理都要有着足够的应对与预测能力，这样才能更好地保障整个线路稳定的运行。这种能力的提高是需要技术人员具有足够的经验积累才能具有的，在日常的检修操作的过程中，技术人员要深入的对于不同设备的各类运行工况参数和特点进行研究，从而掌握更加全面的检修技术，提高对故障的预测诊断能力。另外，在参与各项交流学习与培训工作中，还要做好对技术人员的激励工作，提高技术人员的学习意识，打造一支具有强大学习能力和专业技术能力的战斗队伍。

4结束语

总而言之，在我国电力系统建设与维护的过程中，110kV输电线路的状态检修已经成为了主流的故障诊断与预防的措施，本身技术上存在一定的优势。状态检修技术的应用，实现了动态化的线路运行管理，这对于提高输电线路运行可靠性，保障电力系统正常运转有着至关重要的意义，同时也是降低后期维护难度与成本的关键技术点。

参考文献：

[1]杨明飞.110KV输电线路状态检修实现途径探究[J].科技与企业.2013（24）

110kV线路保护配置 篇4

对于110k V及以下电网, 应当尽可能以辐射状网络方式运行, 地区电源也应当以辐射线路接入联络变电所实行环状或双回线布置, 但应当遵循以开环或线路变压器组方式运行的原则。

根据规程要求, 110k V线路保护包括完整的三段相间距离保护、三段接地距离保护、三段零序方向过流保护和低频率保护, 并配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能, 跳合闸操作回路。

众所周知, 输电线的故障有单相短路接地故障、两相短路接地故障、两相短路不接地故障及三相短路故障10种。我国110k V及以上电压等级电网中单相短路故障的几率最多, 其次是两相接地短路, 两者合计约占输电线路故障总数的90%。接地故障用零序电流保护、接地距离保护可以满足要求。两相短路不接地故障的几率很小, 约占2%~3%, 其原因多半是由于两导线受风吹而摆动的频率不等造成的, 三相短路基本都是不接地的, 相间距离保护可以有效切除故障。

输电线路故障不外是绝缘下降、雷害和外力破坏造成的。在我国110k V线路上通常有避雷线, 所以故障时接地电阻一般小于5Ω, 单相经高电阻接地往往发生在树枝生长导致导线经树枝对地放电时, 接地电阻往往很大, 这时由零序过流后备保护切除故障。远后备保护的关键在于避开负荷状态。对于接地故障用零序电流保护可以取得满意的结果, 对于相间故障都用阻抗继电器实现。

1 距离保护

距离保护根据测量阻抗的大小, 反应故障点的远近, 故称距离保护。同时, 由于它是反应阻抗参数而工作的, 又称为阻抗保护。距离保护在任何复杂形式的电网中都可有选择性的切除故障, 而且具有足够的灵敏性和快速性, 因此在高压及超高压线路中获得了最广泛的应用。该装置设置了完整的三段相间距离保护和三段接地距离保护。距离继电器是距离保护的主要测量元件, 应满足以下要求:

1) 在被保护线路上发生直接短路时继电器的测量阻抗应正比于母线与短路点间的距离;

2) 在正方向区外故障时不应超越动作。超越有暂态超越和稳态超越两种。暂态超越是由短路的暂态分量引起的, 继电器仅短时动作, 一旦暂态分量衰减继电器就返回。稳态超越是由短路处的过渡电阻引起的;

3) 应有明确的方向性。正方向出口短路时无死区, 反方向短路时不应误动作;

4) 在区内经大过渡电阻短路时应仍能灵敏的动作 (又称动作特性能覆盖大过渡电阻) , 但这主要是接地距离继电器要考虑的问题;

5) 在最小负荷阻抗下不动作, 此由负荷限制电抗继电器来实现;

6) 不受系统振荡的影响, 此项由振荡闭锁功能得以实现;

相间距离保护反应三相短路和各种两相短路故障而动作, 由于距离保护I段保护范围不受系统运行方式变化的影响, Ⅱ、Ⅲ段也只在有助增电源或汲出电流时才受系统运行方式变化的影响, 但比电流、电压保护所受影响小, 因此110k V电压等级以上线路保护均须装三段式相间距离保护, I、Ⅱ段为主保护, Ⅲ段为后备保护。

接地距离保护反应接地故障也具有相间距离保护的优越性, 加之能和相间距离保护共用硬件, 只是算法不同, 因此该装置配置了三段接地距离保护, I、Ⅱ段为主保护, Ⅲ段为后备保护。

2 零序方向电流保护

110k V电网都采用中性点直接接地方式。在这类电网中发生接地短路 (单相接地短路或两相接地短路) 时, 将产生很大的零序电流, 而正常运行时零序电流很小, 即使经大电阻接地短路时, 零序电流保护也可以有足够的灵敏度。因为系统振荡时没有零序电流, 所以零序电流保护不受系统振荡的影响。阶段式零序电流保护能准确、有效地切除故障几率占到90%的接地故障, 因此在110k V线路中零序方向电流保护得到广泛应用。但其受系统运行方式的影响较大, 系统变压器中性点接地数量的改变将改变它的保护范围。

接地距离保护反应接地故障受系统运行方式变化影响较小, 但受故障点电弧电阻和接地电阻的影响较大, 加之线路发生接地故障的机率高, 故线路保护应配置方向零序电流保护作接地距离的后备保护。本保护配置了灵敏的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段方向零序电流保护。

3 重合闸

在电力系统中, 输电线路是发生故障最多的设备, 而且它发生的故障大都属于暂时性的, 如大风引起的碰线、线路通过线下树木对地放电或异物落在导线上引起的短路等, 这类故障在线路跳开后, 电弧可自行熄灭, 故障点的绝缘基本恢复到正常水平, 这时合上电源就能够恢复正常供电。因此, 自动重合闸装置在高压输电线路上得到极其广泛的应用。在高压输电线路上装设自动重合闸, 对于提高供电的可靠性意义非凡, 即在输电线路发生瞬时性故障时, 可迅速恢复供电, 从而提高供电可靠性;对于双侧电源的高压输电线路, 可以提高系统并列运行稳定性, 从而提高线路输送容量;可以纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸。

根据生产需要, 同时考虑我国的运行经验, 对输电线路的自动重合闸装置 (ZCH) , 提出如下要求:

1) 动作迅速。在满足故障点去游离所需要的时间和断路器消弧室与断路器的传动机构准备好再次动作所必需的时间条件下, ZCH的动作时间应尽可能短。

2) 不容许任意多次重合。如果重合闸多次重合于永久性故障, 将使系统多次遭受冲击, 同时还可能损坏断路器, 从而扩大事故。

3) 动作后应能自动复归。当ZCH成功动作一次后, 应能自动复归, 准备好再次动作。对于受雷击机会较多的线路, 这是必须的。

4) 手动跳闸时不应重合。当运行人员手动操作或遥控操作使断路器断开时, ZCH不应重合。

5) 手动合闸于故障线路时不重合。当手动合闸于故障线路时, 继电保护动作使断路器跳闸后, 装置应不重合, 因为手动合闸前, 线路上还没有电压, 如合闸后即已有故障, 则故障多属于永久性故障, 重合定不成功。

本装置重合闸为三相一次重合闸方式, 可根据故障的严重程度引入闭锁重合闸的方式。重合闸可采用检线路无压重合闸、检母线无压重合闸或检同期重合闸, 也可采用快速直接重合闸方式。检无压时, 检查线路电压或母线电压小于30V;检同期时, 检查线路电压和母线电压都大于40V, 且线路和母线电压间相位差在整定范围内。

4 低频保护和过负荷告警

当系统频率低于整定值, 且无低电压闭锁和滑差闭锁时, 经整定延时, 低频率保护动作。电力系统是按照一定容量来设计的, 当系统过负荷时, 首先伴随的是电流的增大。如果线路长时间处于过负荷状态, 将导致绝缘温度升高, 绝缘材料老化, 引起短路故障, 因此系统应配置过负荷告警功能。由于过负荷多数是在对称负荷情况下发生的, 因此检测到任一相电流超出过负荷定值时, 延时发出告警信号, 提醒值班员进行相应的处理。

摘要：本文从距离保护, 零序方向电流保护, 重合闸, 低频保护和过负荷告警4个方面对110kV线路保护配置进行了论述。

关键词：110kV线路,保护配置,继电保护

参考文献

[1]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社, 1999:1-8.

[2]能源部科技司.DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程[S].北京:中国电力出版社, 1997.

[3]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京:中国电力出版社, 1982:187-190.

110KV单母线路验收报告 篇5

陕西地方电力（集团）公司宝鸡分公司：

由我公司（天水金强电力工程有限责任公司）承建的110KV草田线路Ⅲ标段116＃（不含）—田家庄变构架安装工程,自2009年7月25日开工,历经五个多月的艰苦努力,终于2010年元月8日全面完工。在施工过程中，由于客观条件制约，曾经三次设计变更，变更后线路全长约19.2km。（较原设计加长了约1.094km）全线带双地线，导线采用LGJ-300/40，地线采用1*7-8·7-1175。全线杆塔共计71基，（其中铁塔31基较原设计增加了7基），砼双杆40基（较原设计减少了6基）。全线地质地形较原设计描述也有较大变化。

施工期间，我们严格履行《电建2009·74》合同内容，认真落实我方职责。严格按照施工图文件和国家规范。精心组织施工，保证工程质量和工程进度要求，严把质量施工关，同时监理工程师认真负责，长期住守工地，亲临现场，检查监督，一丝不苟，使每道施工程序都能严格按照国标、规范操作实施，可靠地保证了工程质量。

我们对水泥、砂子、石子、混凝土配合比、砼试件抗压强度、导、地线接续液压等均做了检测检验。在全部合格的情况下才进行施工操作。确保基础工程质量。施工完毕我们自检排查，对发现的缺陷以及缺材逐一进行消缺补材处理，目前，我们公司负责施工部分已具备预验收条件，欢迎业主尽快安排时间指导验收！

天水金强电力工程有限责任公司

110KV平行线路 篇6

【关键词】110kV输电线路；施工；质量；勘探；架线

随着我国电力事业的发展，我国的高压输电线路逐渐趋向距离长，容量大的方向。我国已采用以110kV电缆线路直接进入城区无人值班变电所或地下变电所，将110kV直接降压为10kV (也有采用20kV等级)，配电线路用10kV电缆环网供电到各配电变压器，然后，各配电变压器出线用低压电缆送到各负荷中心，总之，高压输电线路是电力系统的重要组成部分，也是电力工业的大动脉。因此，如何通过控制110kV输电线路的施工，保证线路工程的质量和进度，是110kV输电线路施工中工作的重点。

1.如何控制好11OkV输电线路的施工质量

1.1做好勘测工作

输电线路的勘测是整个工程的首要关键点，方案的合理性对线路的经济、技术指标和施工、运行条件起到十分重要的作用。为了做到既合理的编短路径长度、降低线路投资又保证线路安全可靠、运行方便，所以线路勘测工作是对设计人员业务水平、和责任心的综合要求相当高。因此，必须严格对其质量进行控制。对专业的测绘队伍而言，线路测量实际就是断面测量是一个原理比较简单的工作，但是在工作中我们也需要注意一些问题：

首先，110kV输电线路测量不像渠道、公路等这类线状测量精度要求高，只要将转角的角度，杆塔桩之间的距离和高差测准，那么就能很好地完成任务。所以，平距高差和转角这些关键的数据测绘时一定要测准，记对，测绘时要按检核条件，严格按照测绘的操作程序和记录程序进行。测绘人员不但要掌握测绘知识，也要能掌握一定的输电线路设计、地质等方面的知识。最后，测绘人员要能及时地和设计人员沟通，要能了解设计意图，以提高测绘的精度及效率。

1.2认真进行架线施工

因电力线路跨越的障碍物种类繁多，且跨越点复杂给跨越架线施工带来较大的安全隐患。为加快施工进度，减轻工作人员的劳动负荷，确保工程施工任务的顺利完成，常常使用架线施工。在11OkV输电线路施工中，常常遇到跨越各种障碍物的跨越架线施工。架线施工的过程中要考虑施工的安全性和经济性，必须考虑人员和器材的安全，也要注意运输成本、材料成本、安装费用、协调费用等要在可接受的范围内。

因此架线前的准备工作就显得尤为重要了，在进行施工前，要注意组织施工及测绘人员对现场进行全面的勘察，充分掌握设备定点位置周围的地质情况，以便设计人员对导线的距离、弧垂等进行合理设计。这其中要重视放线导地线连接弛度观测，紧线及附件安装。架线施工从展放方法来讲，分为拖地展放、张力展放。

1.3优化杆塔工程施工

杆塔是导线的承载设备，严格按照设计要求进行杆塔及其防护设施的建设可以有效防止其在运行过程中出现因外力作用而发生的下沉、倾倒和变形等情况，这对于保证工程质量以及输电线路的正常工作具有非常重要的意义，下面就结合具体部位对如何提高杆塔工程的施工质量进行说明：

1.3.1基础工程的优化

高压输电线路的基础即杆塔埋人地下的部分。基础优化对于减少基面开挖，保护环境尤为重要。基础施工质量的好坏，对高压输电线路的安全运行关系极大。因此，如何加强电力基础工程的质量控制应引起我们的高度重视。为配合杆塔高低脚的使用，塔位降基应考虑基础保护范围内将基础降为同一作业面，保护范围的高差采用深埋主柱，这样降基可大幅度减小，而且杆塔高程相应地提高了。

1.3.2塔脚的优化

施工过程中，应考虑减少施工基面挖方量。如果地形坡度较大，塔的长短脚已用到最大高差，这样的情况一般的方法是采用长脚对应基础主柱升高的办法来平衡过多的高差，万一不能满足要求，可做特殊基础，或者对短脚所在摹面适当挖方。

1.3.3排水设施的利用

排水设施可以有效降低雨水、山洪以及其他地表水对基面的冲刷作用，对于保证工程质量的持久稳定具有重要意义。因此，只要塔位存在坡度，就应在塔的上坡一侧挖方并根据实际情况设置排水沟，以便对山坡汇水面内的地表水进行拦截和排除，从而确保基面及基础保护范围内的土体稳定。另外，为了确保排水设施不会因为长久的冲刷而遭到破坏或降低效能，还要对其加装护壁。护壁材料的选择应根据塔位周围的实际情况区别对待，如果周围土质粘性较低，则可采用预制的混凝土块；如果周围为强风化岩石，则可就地取材进行浆砌；如果周围土质粘性较大或植被较好，则可采用植被充当护壁。

1.3.4基面的优化

在进行基面施工时，实施原有土石方的开挖或多或少会给土体的稳定性带来不利影响，而乱堆积的挖方则会增加边坡所要承受的压力，若再加上雨雪侵蚀，就很容易诱发滑坡、塌方等灾害。因此，在基面的施工作业结束后，要及时对基面进行处理，将废弃不用的挖方移除，以便消除安全隐患，确保线路的正常运行。如果塔位的风化和冲刷现象特别严重，则应在整个工程施工的后期进行基面护面的建设，之所以选在后期是为了避免在建设过程中遭受意外损坏。在进行护面建设前，要先对基面进行清理，扫除泥土、碎石等杂物，并根据基面坡度做成斜面，以方便排水。

2.特别注意事项

2.1对施工危险点进行重点控制和预防

在制定相應的安全制度和方案措施时，应该充分发挥施工人员的积极性，充分考虑施工人员的安全生产经验和技术措施，形成“零事故”施工的目标。由施工人员主动参与的安全施工规章制度，不仅可以提高工程安全施工的水平，同时经过长期的安全施工约束，就会使施工人员自动形成一种安全施工的行为准则。必须把施工过程中存在的一切潜在危险因素和危险点事先作详细的分析辨识，并有针对性的采取相应的安全防护措施加以控制和解决。在多工种交叉作业的线路施工现场或导线高空架设过程中必须悬挂各种醒目的安全标志牌。并由专门的技术和监管人员进行现场指导和监护。

2.2排除施工来电隐患

在输电线路施工的快结束的时候可能发生突然通电的现象，由此引发的触电严重威胁着施工人员的生命安全，因此有关部门规定该阶段的施工必须挂接地线，施工人员在接地线的过程中仍然存在触电的危险。为了避免此类情况的发生，保障安全生产的顺利进行，就应做到：

①在输电线路施工的后期，施工单位应严格按照有关方面的要求设置接地点并挂接地线，决不能在没有地线保护的情况下进行施工及相关作业。

②除极特殊情况外，接地点应设置在靠近连接端子处、各种刀闸负荷一侧以及分支杆、耐张杆的引线上。在不违反相关规定的前提下，如有需要可在主导线上增设接地点并安装专用接地环，并在施工设计图上及时、准确地标明各接地点的具体位置，以便施工人员查阅。

③为方便挂接地线，预留的地线挂借口的宽度应符合相关规定。

2.3确保施工人员的安全

在输电线路施工安全管理过程中要坚持把施工人员的人身财产安全工作放在首位，充分结合工程项目的实际情况,把施工人员、施工器具、施工环境等因素有机结合形成综合施工安全管理制度，有效地控制施工过程中人的不安全行为和物的不安全状态。输电线路检修施工工作结束后，要认真核实所有参加线路检修施工的工作人员及材料工具等确认已全部从杆塔、导线及绝缘子上撤下，在反复确定后，然后才能拆除接地线，一旦接地线拆除，即认为线路已有电，检修施工人员不得再登上杆塔在导线安全距离范围内做任何工作。

【参考文献】

［１］顾济江．1lOkV输电线路工程设计施工问题探讨[J]．广西电业，2003，(7)

［２］吴东灵．对高压输电线路工程设计施工问题的探讨[J]．建材与装饰(下旬刊)2008．(06)

高压电网110kV输电线路设计 篇7

截至2006年底, 国家电网公司所管辖农网有110 k V线路11.69万km, 变电站4 634座, 变压器7 809台, 变电容量25 241万k VA, 平均单台容量3.23万k VA。

目前, 110 k V供电线路都采用架空绝缘导体, 不仅提高线路供电的可靠性, 减少了合杆线路作业时的停电次数, 减少维修工作量, 提高线路的利用率;而且可以简化线路杆塔结构, 甚至可以沿墙敷设, 既节约了线路材料, 又美化了环境道路;节约了架空线路所占的空间, 便于架空线路在狭小通道内穿越;减少了线路电能损失, 减少了导线腐蚀, 延长了线路使用寿命。110 k V架空配电线路的特点是农网线路多、供电半径长、大部分为放射式树枝型供电线路, 线路间无联络, 线路分段开关数量少, 线路保护设备仍然简陋。

2 高压电网110 k V输电线设计要求

2.1 110 k V变电站设计

110 k V变电站及其配电网络涉及面广、影响面大, 主要是大型的公用基础设施, 它直接关系到工农业生产、市政建设及广大人民生活等安全可靠供电的需要。

2.1.1 变电站负荷设计

计算负荷是供电设计计算的基本依据, 计算负荷确定得是否正确合理, 直接影响到电器和导线电缆的选择是否经济合理。如计算负荷确定过大, 将使电器和导线选得过大, 造成投资和有色金属的消耗浪费, 如计算负荷确定过小又将使电器和导线电缆处过早老化甚至烧毁, 造成重大损失, 由此可见正确确定计算负荷的重要性。计算变电站的负荷量公式为:

式中, Pbdz为110 k V变电站的供电负荷 (k W) ;Sbdz为110 k V变电站供电控制面积 (km2) ;Pjm为供电范围内的平均负荷密度 (k W/km2) ;ΔPs (%) 为110 k V配电线路的功率损耗 (即线损率) 。

然后根据变电站应达到的功率因素要求, 计算确定变电站的主变压器容量为S=Pbdz/cos (k VA) 。

2.1.2 变电站主变压器台数的确定

主变台数确定的要求:对大城市郊区的一次变电站, 在中、低压侧已构成环网的情况下, 变电站以装设2台主变压器为宜。对地区性孤立的一次变电站或大型专用变电站, 在设计时应考虑装设3台主变压器的可能性。我国110 k V及以上电压变压器绕组都采用Y型连接。城市新建的110 k V变电站的主变压器最终规模一般均为3台。

2.1.3 主接线方式选择

电气主接线是根据电力系统和变电站具体条件确定的, 它以电源和出线为主体, 在进出线较多时 (一般超出4回) , 为便于电能的汇集和分配, 常设置母线作为中间环节, 使接线简单清晰, 运行方便, 有利于安装和扩建。以110 k V进出线2回, 10 k V出线20回, 采用有母线的连接方式为例分别对110 k V、10 k V侧接线方式进行选择。

110 k V侧进线2回, 可选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线。母线分段后重要用户可以从不同段引出两回馈电线路, 一段母线故障, 另一段母线仍可正常供电。 (2) 带旁路母线的单母线分段接线。母线分段后提高了供电可靠性, 加上设有旁路母线, 当任一出线断路器故障或检修时, 可用旁路断路器代替, 不使该回路停电。 (3) 双母线接线。采用双母线接线后, 可以轮流检修一组母线而不致使供电中断, 检修任一回路的母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条电路和与隔离开关相连的该组母线, 其他电路均可通过另一组母线继续运行。

采用单母线分段接线投资较少, 但可靠性相对较低, 当一组母线故障时, 该组母线上的进出线都要停电;采用双母线接线方式, 增加了一组母线, 投资相对也就增加, 且当任一线路断路故障或检修时, 该回路不需停电;采用单母线分段带旁路母线接线方式, 任一回路断路器故障检修时, 该回路都不需停电, 供电可靠性比单母线分段接线强。因此110 k V宜采用单母线分段带旁路母线接线方式。

10 k V侧出线20回, 大部分为Ⅰ类负荷, 选用以下几种接线方案: (1) 单母线分段接线, 投资少, 在10 k V配电装置中其基本可以满足可靠性要求。 (2) 单母线分段带旁路母线, 该接线方式虽然提高了供电可靠性, 但增大了投资。

采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求, 且节约了投资。因此, 10 k V侧采用单母线分段接线。

2.2 110 k V输电线塔杆设计

110 k V输电线可采用型号为LGJ-185, 适用的杆型基本有5种, 即:水泥单杆或双杆带拉线、水泥双杆不带拉线、上字型直线铁塔、猫头型直线铁塔和钢管电杆。本文设计所选型号为双杆不带拉线型 (图1) 。地线型号为GJ-50, 设计水平档距为300 m, 垂直档距为400 m。主杆采用离心法制造, 选用230 mm、圆锥度为1/75的拔梢杆段, 全长18 m, 按9+9 (m) 分段。主杆接头用电焊连接, 壁厚50 mm, 用C40级混凝土、Ⅱ级钢筋。

2.3 线缆选择要求

根据导线的作用, 制作导线的材料应选择导电率高、耐热性能好、具有一定的机械强度, 且重量轻、制作方便、价格低廉的材料。因此, 常用的材料有铜、铝、钢等。由于铜的价格较贵, 架空输电线路一般不采用铜线。铝导电性能好, 但机械强度低, 而钢的机械强度较高, 但导电性能较差, 本设计的110 k V输电线为屋外配电装置, 故母线宜采用钢芯铝绞线LGJ。

2.4 绝缘子串设计要求

在发电厂变电站的各级电压配电装置中, 高压电器的连接、固定和绝缘, 是由导电体、绝缘子和金具来实现的。所以, 绝缘子必须有足够的绝缘强度和机械强度, 耐热、耐潮湿。

根据受力特点, 在直线型杆塔上组成悬垂串, 耐张杆塔上组成耐张串。每联悬垂绝缘子的片数由以下方式计算:

式中, n为每联绝缘子的片数;UN为标称电压 (k V) ;a为爬电比距, 35～110 k V大气清洁地区可取1.6～2.0 cm/k V;h为单个绝缘子的爬电距离, 110 k V取1 000 mm。

同时选择户外式绝缘子可以增长沿面放电距离, 并能在雨天阻断水流, 以保证绝缘子在恶劣的气候环境中可靠的工作。穿墙套管用于母线在屋内穿过墙壁和天花板以及从屋内向屋外穿墙时使用, 110 kV可选油浸纸绝缘电容式。

3 110 k V输电线施工技术

3.1 架空线路径选择

线路设计的好坏关系着线路的投资运行费用与运行的可靠性, 路径选择在110 k V输电线路设计中起着举足轻重的地位。线路路径的选择应结合交通条件及地质地形情况考虑。沿线交通便利, 便于施工、运行, 但不要因此使线路长度增加较多。若条件允许, 最好将路径选在交通相对便利的地方, 现在的施工及运输一般都由较大型的机械来承担, 若交通不便, 势必影响施工进度。在可能的情况下, 应使路径长度最短、转角少、角度小、特殊路越少、水文地质条件好、投资少、省材料、施工方便、运行方便、安全可靠。

3.2 架空线间距

导线的线间距离d按下式计算:

式中, lk为悬垂绝缘子串长度 (m) ;U为线路电压 (m) ;f为导线最大弧垂 (m) 。

3.3 防雷与接地技术

110 k V架空输电线路地处旷野, 线路距离长, 均易遭受雷击, 常会造成绝缘子串闪络烧毁、线路跳闸停电等事故。因此输电线路防雷工作在110 k V输电线设计中是必不可少的部分。

架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线, 同时还能起到分流作用, 以减小流经杆塔的雷电流, 从而降低塔顶电位, 可以减小线路绝缘子的电压和降低导线上的感应过电压。

线路避雷器具有很好的钳电位作用, 110 k V变压器侧避雷器的选择可选用Y1.5W60/1型, 同时110 k V母线侧可选用Y10WE-100/260型避雷器。

4 结语

随着国民经济实力的增强, 我国的高压输电线路逐渐呈现距离长、容量大的特点。110 k V输电线路作为我国主要的供配电网, 担负着电能输送的主要任务, 其供电可靠性直接影响着电能输送的安全性和经济性。本文通过对110 k V电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了具体问题具体处理的技术工作方法和对策。

摘要：通过对110kV电网输电线路中导线、塔杆、变电站、绝缘子串等关键技术的分析, 提出了相应的工作方法和对策。

关键词：高压电网,110kV,输电线,设计

参考文献

[1]汪静, 刘昆.110kV变电站的综合自动化综论[J].广东输电与变电技术, 2007 (4)

[2]李江民, 黄华峰.浅谈110kV高压输电线路的防雷保护[J].湖南工业职业技术学院学报, 2009, 9 (6)

[3]许建安.35～110kV输电线路设计[M].北京:中国水利水电出版社, 2003

浅析110KV线路运行与维护 篇8

1 线路运作时期面对的不利现象

第一, 会受到外力的干扰。因为此类线路一般是处在外在环境之中的, 和我们的生活区域有着很多的重合, 因为不注意或是故意破坏, 都会导致其受到影响。最近几年, 此类线路受到人为干扰的几率也增加了, 像是随意砍伐和不合理的活动等都会使得其受损。而且会使得电力单位无法有效的运作, 使得群众的生活受到很大干扰。第二, 装置自身的不利现象引发的问题。因为此类线路是存在于外在环境之中的, 其必然会受到风雨等外在环境的干扰, 有时候会引发很多的电力线路方面的不利现象。除了这些现象之外, 线路装置本身的不利现象, 比如老化和自身的品质太差等等也会使得线路不能够有效的运作。第三, 外力导致的问题。外在环境的改变会使得线路的运作受到大干扰, 像是雷电和风暴等问题的发生都会使得线路不能够有效的运作。其中雷电是使得线路运作受到干扰的关键要素。通过分析得知, 在我们国家的跳闸几率较高的区域之中, 有40%到70%的都是因为雷电而导致的。

2 关于线路的运作和维护

2.1 降低人为的破坏问题的发生

第一, 电力结构应该和执法机构有效的联系到一起, 经由强化线路的铺筑领域之中的人民的安全思想等, 来切实的降低破坏现象的发生几率。第二, 电力机构要积极的开展宣传工作, 向附近区域的群众积极的宣传相关的法规条例, 确保其可更好的分析条例内容, 进而更加自觉的开展线路维护等活动。而且, 针对那些周围有建设工作开展的, 有关的巡视工作者要积极的避免吊车等大规模的设备在线路维护范围之中的活动, 同时要告知建设方相关的安全规定, 针对那些不听从意见的, 要告知其积极的整改, 而且要告诉有关的安全机构, 对此类活动积极地惩处。如果110KV电力线路的杆塔或者拉线基础距离行车道路的距离很近的时候, 就需要成立电力设施保护工作组织体系, 通过建立严密的规章制度, 明确各个部门对于保护电力线路的职责以及具体的分工, 从而使得电力设施能够处于有效的保护范围之内。

2.2 使用合理的技术方法做好维护工作

第一, 在其线路维护层次之中, 添加物联网科技, 经由相关的传感装置, 对线路运作的具体状态综合化的论述, 而且指引巡视工作者使用合理的应对方法, 处理存在的不利现象。第二, 要设置综合化的维护体系, 强化定期维护的力度, 积极的处理装置自身面对的不利现象和老化等的问题, 防止其因为自身的品质不良而发生不利现象。因为在电网合环工作开展的时候, 配调的调度员主要负责合环操作, 而配电网能够得到的馈线电压为10kv、电流以及有功和无功相应的幅值, 并不能得到合环点电压之间的差值, 这样求解该差值就成为所面临的主要问题之一。一般而言, 求解电压差值的方法主要有两种, 其一, 假如合欢点其上游的电源属于并列运行, 或者说其电源来自于相同的变电站, 而其母线并不相同, 并且两段之间的负荷差值相差较小, 此时的母线电压相角差就比较小, 此时可以考虑将其忽略, 将功率的重新分布作为考虑的重点;另外一种方法是:假如合环点的上游电源的来源属于是不同的变电站, 这时就必须将相角差纳入到考虑范围之内, 在计算出差值之后得出合环电流的精确数值。此时, 可以借助地调EMS在线计算软件, 原因在于, 当系统的运行方式未发生较大的变化的情形下, 各个合环节点之间的电压的差值一般处于较为恒定的状态, 所以可以借助相关的计算软件对变电站不同母线之间的电压相角进行较为精确的计算, 从地调向配调发送, 这样就可以将变电站不同母线电压之间的相角差较为精确的计算出来了。需要注意的是, 假如配电网具有属于自身的计算软件, 那么借助EMS计算软件计算出来的最终结果就可以当做是基本条件, 在此基础之上完成配电网合环值的计算。需要指出的是, 这些都需要配电网具有较高的自动化水平, 原因在于其需要估计配电网以及在线计算等。

2.3 合环模板的建立

结合配电网合环操作当中所具有的特性, 可以做出合环操作的简化模板, 在完成合环模板的构建之后, 可以在现有的配点自动化系统中加以应用, 在保存了配电网的合环点的模板之后, 录入相应的基础数据, 并加以保存, 在进行合环操作时首先将相应的基础数据载入, 通过相关负荷数据的读入, 点击界面上显示的开关盒, 即可完成合环电流的计算。调度员借助相应的计算结果对所实施的合环操作的可行性加以审视, 这样可以极大的提高合环电流计算的精准性。

2.4 强化对自然问题的防护力度

自然环境对于此类线路的影响很是严重, 要结合不一样的状态来展开分析工作。雷电是一种不可抗力, 要完全防止雷电对电力线路的损坏, 在当前的技术条件下是不现实的。但是, 我们能够通过从完善电力线路入手, 提高线路的防雷水平, 从电力线路的地理环境来看, 尽可能的选择土壤电阻偏低同时接地电阻较小的地方架设杆塔, 避免出现雷电绕击。同时, 安装避雷线、避雷器、架设耦合地线等都能够有效的减轻雷击的损害。要有效的防止110KV电力线路被暴风、冰雪的损坏, 主要是加强巡视, 根据天气预报对线路进行全面检查, 消除设备存在的安全隐患, 同时对各个耐张杆的拉线进行相对应的调整, 保证塔杆的所有方向的受力是一致的, 对于那些被冰冻的区域, 要经由合理的方法来融化, 尽量的降低其对于线路的不利影响。

通过如上的分析我们得知, 导致线路发生问题的原因非常多, 要切实结合具体状态, 开展全方位的分析活动, 认真的辨别导致运行问题的原因, 而且使用合理的应对方法。由于经济高速发展, 此时此类线路占据的分量开始增多。它的覆盖区域非常宽, 由于一直存在于外在五境之中, 所以要提升其应对灾害的水平。要切实的结合地区的自然环境, 强化分析力度, 使用合理的维护方法。认真积极地开展维护工作, 把问题的隐患控制在发生之前, 进而保证体系的运行稳定, 保证供电活动的畅通。

参考文献

[1]陆庆.输电线路运行故障分析[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (7) .[1]陆庆.输电线路运行故障分析[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (7) .

[2]马润.电力通信系统中电网线路保护通道的运行维护[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.[2]马润.电力通信系统中电网线路保护通道的运行维护[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.

110KV平行线路 篇9

1 110kv-220kv输电线路的设计原则

安全是设计输电线路的首要原则, 只有在安全的前提下才可以保证电力输送的正常运行。在对110kv-220kv输电线路进行设计时, 一定要重视这个问题, 提高设计人的安全意识。在实际时要细致周到, 对设计方案中存在的问题进行及时全面的处理, 保证施工的正常进行, 确保电路运行的安全。这就要求设计员不仅要有很专业的知识, 同时也要有一定的经验, 能及时发现设计方案中的问题。如果设计人员的综合能力不过关就会导致实际方案出现隐患, 在具体的施工时导致施工事故的发生, 在施工完成后的运行时, 也会提高故障几率。

在设计110kv-220kv的输电线路时对输电线路铺设地点进行勘察是十分必要的。输送线路的设计就是要保证施工的正常进行, 所以要从实际出发, 结合施工现场的具体环境, 做到具体问题具体分析, 提高施工时的可行性。而且还能从多个角度对输电线路进行设计, 使输电线路的设计工作可以更好的完成。输电线路在进行设计的时候, 要对塔杆的位置和距离进行很好的控制, 这样可以更好的避免输电线路遭受到破坏, 同时在施工的时候也能更加保证安全。在设计工作中, 对输电线路进行施工时使用到的材料质量也要进行更好的控制, 保证输电线路在以后的使用安全。

2 110kv-220kv输电线路在运行中存在的问题

现今我国人口对用电量的需求越来越大, 在电能运输过程中的安全保证就尤为重要。110kv-220kv线路的电能输送是居民用电的重要保证。这就要求我国不仅要加快110kv-220kv线路的建设同时要及时得解决其在运行中所遇到的各种问题, 保证居民的正常用电。110kv-220kv输电线路在运行过程中遇到问题有很多, 具体总结其来主要有量大方面, 一种是人为的破坏, 另一种是自然灾害的影响。

2.1 人为的破坏

输电线路一般都假设在户外, 这样经过人口密集地就是不可避免的。输电线路就会有意或无意得被认为破坏, 从而导致电力输送不能正常得运行, 这就是我们说的人为破坏。在人为破坏中大部分都是无意识的破坏, 其根本原因在于人们对电力线路保护意识的薄弱, 用电时的不规范。虽然是无意识的破坏但其带来的后果还是很严重的, 经常给国家和个人造成巨大的损失。

2.2 自然因素影响

自然灾害对电力输送带来的影响是非常巨大的, 同时造成的后果也是无法估计, 因此我们一定要重视这个问题。其中影响最大的就是雷电。自从输电工程发展开始, 架空输电线路的雷击跳闸就一直是妨害电力系统尤其是配电系统的平稳运行的重要因素之一, 雷害事故几乎占线路全部跳闸事故的1/3以上, 由此可见它的破坏力。另外低温雨雪天气也是影响电力输送的另一个大的方面。当电线被冰雪覆盖时会使电线本身的重量增加, 从而导致电线出现断裂, 继而是电力输送不能正常进行。

3 维护110kv-220kv输电线路的正常运行的措施

3.1 设备更新升级

设备的使用是有一定的寿命的, 所以对设备的更新升级就很必要了。尤其是110kv-220kv电线路通常架设在野外, 经受着风霜雷电侵蚀, 使用寿命比理论上要低。对电线进行固定时间的检查, 更换就是维护110kv-220kv输电线路正常运行的必须措施之一。另外随着科技的不断发展, 很多设备正在不断的更新换代, 110kv-220kv输电线路相关的设备也是如此。更新设备不仅可以更安全, 更快速的进行电力输送, 同时也可以逐渐减少维护的难度。

3.2 加强针对雷电的防护措施

雷电作为一种自然外力, 它的产生是不可避免的。既然如此, 我们就必须按照实际情况, 提高控制输变电人员的技术、素质以及电线的绝缘度等。山区中的线路, 由于山坡存在倾角, 使其暴露的面积较大, 存在更多的风险。我们要想有效的做好输电线路防雷保护, 最基本的一个方法就是架设避雷线。避雷线的主要就是为了避免雷直击导线, 此外还有分流作用, 对导线的屏蔽作用及对导线的耦合作用。此外还可根据线路的运行经验, 在大跨越或多次遭受雷击数杆塔装设线路型避雷器。接地也是这对雷电的一种有效措施。接地是为了将已经纳入防雷系统的闪电能量泄放入大地, 良好的接地才能有效地降低引下线上的电压, 避免发生反击。

3.3 对大风, 雨雪等自然灾害的防治措施及加强巡检

110k V-220k V输电线路针对大风、雨雪等自然灾害的情况, 首先在设计输电线路时就需要采取一定的防治措施。尤其是在类似灾害频发的地区, 要针对不同架设的地的实际情况因地制宜, 尽量将遇到的风险在设计之初就设想到, 这样可以减少输送运行时的故障几率。在大风、覆冰季节到来之前一定要对输电线路进行全面的检查, 消除输电线路及其设备的缺陷, 在大风雨雪天气中, 针对大风、覆冰地段塔杆的运行状况, 一定要严格的进行检查, 调整耐张杆各侧的拉线, 保证塔杆的受力均匀。对于容易遭受大雪冰雹等天气的灾害线路, 可适当采取短路融冰技术、过电流融冰技术以及热力融冰技术等加速线路上的冰雪融化。

日常生活中, 我们要加强巡逻, 并实施监测, 防止出现输电线路发生事故而工作人员还未知情的情况。若是工作人员在巡视的过程中发现输电线路附近有工程在进行施工, 一定要严格禁止吊车等大型施工机械的违章操作, 若是输电线路杆塔和拉线基础距行车道路比较近, 应采取附近埋设护桩来进行处理, 避免人为因素的破坏。

3.4 加大宣传和惩治力度

目前, 由于外力破坏而引起线路故障的案例层出不穷, 针对这一点, 必须采取强有力的措施来解决这类问题。首先需要政府和执法部门一起维护线路的正常运行, 执法部门要严格按照法律惩处那些故意破坏国家电网正常运行的人。其次, 还要增强宣传力度。

结束语

110k V-220k V输电线路在运行期间的故障有很多, 其原因也是多种多样。针对导致电路运行的故障要做到具体问题具体分析, 积极探索维护电力线路的手段, 这样才能多方位、全时段地对线路进行保护, 及时排除导致电力线路故障的隐患, 更好得保障输电线路的安全运行, 保证供电的稳定。

摘要：当今各种用电设备的层出不穷导致人们用电需求的不断加大, 电网的正常安全运行就显得尤为重要, 是经济快速发展的保障。110kv-220kv输电线路作为电网的重要组成部分因此它的运行及维护就是供电正常安全的保证。由于输电线路一般架设在野外, 所以在输送过程中面临着很多的问题。只有正确的分析和解决这些问题才能保证输电线路的正常运行。

关键词：110kv-220kv,输电线路,运行,维护

参考文献

[1]彭智.110Kv-220k V输电线路的运行与维护研究[J].中国电业 (技术版) , 2014.

[2]黄磊.110kv-220kv输电线路的运行与维护[J].科技创新与应用, 2013.

110KV平行线路 篇10

天湖—全州110 kV送电线路山高路陡,途径铁路、河流、城镇,放线施工难度较大。导线展放采用人力兼机械牵引沿地面展放导线,即拖地放线。拖地放线到每一杆塔处,将导线穿过放线滑车后,继续向前展放。放线开始,可将数根导线同时展放,而后,因长度或重量的增加,可停止展放一部分,分别先后牵引。拖地放线可不用牵引设备和大量的牵引钢绳,方法简便。

2 放线的工艺要求

2.1 放线一般工艺要求

(1)放线前,调查通道所跨越的电力线、通信线、房屋、公路、河流、山谷、悬崖等,以便于下一步工作的开展。

(2)展放前,根据地形情况、导地线长度、耐张段长度合理布线,以求接头最少,余线少,压接管避开不允许有接头的档。

(3)在放线过程中,要注意保护导地线不受损伤,防止导地线产生磨伤、断股、金钩及灯笼箍等。注意导地线原有断头位置和制造厂在线上设有标志的地方,查明有关问题的原因,妥善处理。

(4)领线人对准方向,应注意线间不要交叉,并与放线人员保持通信畅通,控制拉线前进速度,下坡时不得猛冲。拉线人员要分开,并走在一条直线上,人与人之间的距离以使导线不拖地为宜。

(5)在使用放线滑车前应对其进行外观检查,带有开门装置的滑车如果无关门保险,严禁使用。

(6)采取机械牵引放线时,牵引绳之间用Φ4小钢丝绳在牵引绳的活头套上绕成绳箍连接,绳箍至少绕4圈。牵引绳与导线用蛇皮套连接,蛇皮套夹持导线的长度不少于导线直径的30倍;蛇皮套尾部用#12铁丝绑扎,绑扎长度视导线截面而定,一般不少于20圈。

(7)牵引放线的速度不宜过快,一般每分钟不超过20 m。牵引绳与导线的接头过滑车时,护线人员要严加监视。

2.2 市区路段展放导线措施

(1)展放工作应尽量避开人流和车辆高峰期,展放过程中要分段看管,避免伤及车辆和行人。市区内的建筑物、附属设施较为复杂,导线展放时,要避免导线纠缠于建筑物、附属设施上。架空绝缘导线展放时,还应避免导线损伤,对个别与建筑物、附属设施较近的导线部位,应采取防护导线损伤的措施。

(2)搭设跨越架。因市区内施工环境复杂,架线施工中搭设跨越架是必要的环节。跨越架搭设在交通要道处时,要征得交通管理部门的配合。跨越架要搭设牢固,合理利用空间,尽量少占用道路,并应检查其稳固程度,周围设置防护围栏,远点设立醒目标示。

(3)在市区的导线一般跨越多电源点和不同电压等级的电力线路。市区内不同电压等级的电力线路,在交汇处通常会出现同杆塔架设的情况。施工前,要分清不同电压等级的线路怎样联络,并应判明电源点方向,确认各类联络开关和分段开关的位置。

3 拖地放线的安全措施

(1)放线盘应安置牢固、制动灵活,以防止导线突然从线盘上松脱形成硬弯、背花等问题出现。当线盘上的导线接近展放完毕时,应减慢牵引速度,防止导线尾部甩出鞭击伤人。

(2)放线前,如需登杆断开被跨越的低压配电线、广播线或次要通信线时,登杆前应检查杆根牢固情况,防止倒杆引起人员伤亡事故,而断开的导线应暂时绑在杆柱上,避免任意摆动。

(3)放线时,在路口、越线架、车辆行人来往频繁的地方以及河流、外露岩石等地方应设专人监护导线展放情况,防止导线磨损及伤及行人。在杆塔下面的人员应注意监视导线通过放线车是否通畅无阻。发现导线跳槽,应立即发出信号停止放线,以免拉断导线或倒杆。

(4)放线时,前后信号必须明确、统一、畅通,以免误会。

(5)导线通过岩石地带可垫草袋、木棍、橡胶轮胎等物体,防止导线磨损。

(6)导线穿过放线滑轮时,操作人员不得在放线滑车正下方牵拉导线,以免导线弯度过大引起松股。

(7)在导线制造过程中,若导线有断股、磨伤等缺陷,往往在缺陷处作标记,因此在放线过程中,应认真检查导线外观。若发现标记处应查明缺陷原因,将导线按施工质量标准进行处理。

(8)人力牵引导线放线时,拉线人之间要保持适当距离,以不使导线拖地为宜。领线人由技工担任,对准前方不得走偏。放线时,每相导线不得交叉,放线人员随时注意信号控制拉线速度。如遇到险坡,应采取先放引绳或设置扶绳等措施。通过竹林区时,要防止竹尖扎脚。

(9)如采用机械牵引导线,牵引钢绳与导线连接的接头通过放线滑车时,应设专人监视,牵引速度每分钟不宜超过20 m。

110KV平行线路 篇11

关键词输电线路;110kV;防雷设计

中图分类号TM72文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)121-0008-01

雷电是一种常见的自然现象,随着近年来我国电力工业建设和发展的逐步加速,输电线路的覆盖面日益增大,由于雷击而引发的电力事故也渐渐呈上升趋势,为电力行业的安全运行和可靠供电带来了威胁与隐患,也给社会带来巨大的经济损失。根据一项针对几十年间国内外输电线路故障的分析统计得出:在跳闸故障之中,约有50%～70%的原因来自输电线路遭受雷击。在110kV输电线路设计时,尤其要注重避免由于遭受雷击而引起事故。因此,摸清雷电活动规律,在进行110kV输电线路设计时充分考虑多种方面的因素,选择合适的设计方案来尽量避免雷击事故,从而提升安全运行率和供电可靠性,是摆在我们面前的一个重要课题。本文拟结合110kV输电线路设计来进行一些经验的总结和技术方法的探讨。

1输电线路遭受雷击的理论分析

110kV输电线路往往位于空旷的野地地区或者山区,自然条件不佳,线路距离大,属于雷击的高发地带,容易发生由于雷击而导致的绝缘子串闪络烧毁,进而造成线路跳闸停电事故的情况。输电线路遭受雷击而引发事故的原理如下:如果有包含着大量电荷成分的雷云在数显线路上空出现,雷云就会在地面的作用下形成强大的电场。当雷云经过输电线路杆塔时,由于杆塔的高度往往很高,因此能够比较容易地破坏空气绝缘,形成雷云向地面的放电通道,此时,强大的电流就会从空中注入电力杆塔,并经由杆塔的顶端以电流行波的方式进行放电,并进而循着导地线向两端以电压行波的方式传播。此时,强大的电流需要经过接地电阻才能排出,而同时发生的雷击过电压则会完全作用在线路杆塔的绝缘子上。一旦电流的放电电压高于绝缘子的闪络电压,就会在架空输电线路上发生绝缘闪络现象。一旦闪络形成了工频电弧,二次保护系统就会接受到来自电压、电流互感器上的信号二产生系统保护动作,从而引发电力线路跳闸事故。

输电线路防雷的思路,首先是使雷击发生的可能性降至最低,此外,在无法避免雷击时,应尽可能地使外绝缘上承受的过电压降至最低。只有长期细致的观察分析,确定输电线路区域内频发雷区和杆塔以及雷害性质,才能达到以上的目标,从而为线路的设计提供数据和依据。这是一项长期的艰苦的工作,需要结合多方面人员的力量和配合,最终提升所设计的数显线路的耐雷水平,保障电网安全运营。

2110kV输电线路的防雷设计

2.1选择科学的输电线路路径

对输电线路进行设计时,应使线路尽量避免处于易击区之中。假如必须经过易击区,则尤其要加强对此段线路的防护工作,这样的措施属于避免雷电引发跳闸事故的最根本措施。许多电网运营部门的大量经验均表明,输电线路最易遭受雷击的地点往往属于线路中的某些特定地区,这类地区被称为“选择性雷击区”或者“易击区”。

根据经验,以下的一些地区均属于“易击区”:一是“雷暴走廊”地区,比如顺风的河谷和峡谷,以及山区风口等处;二是被山丘包围的潮湿盆地,比如输电线路杆塔四周的水库、湖泊、沼泽地、鱼塘等;三是一些存在土壤电阻率不连续分布的地区,比如山坡与稻田的交界区,岩石与土壤的交界区,地质断层地带,以及山脚下有小河的山谷等区域,在其低土壤电阻率处容易诱发雷击;四是地下水位较高的地域以及地下有导电性矿的地域;五是杆塔所在区土层比较良好,山丘上植被较多,土壤电阻率差别比较小,这种情况下的雷击往往发生在山的向阳坡以及突出的山顶等区域。

2.2合理架设避雷线

110kV输电线路防雷的有效措施还包括合理架设避雷线。避雷线可以起到防止雷直击导线的作用。此外,避雷线的作用还包括:首先具有分流作用,可以大幅降低流经杆塔的雷电流,也使塔顶电位下降;二是通过与输电导线之间的耦合,使线路绝缘子的电压在很大程度上减小了;三是导线上的感应电压由于避雷线的导线的屏蔽作用而得到了降低。一般来讲,线路的电压的高低与采用避雷线的实际效果成正比。而且,线路电压越高,则避雷线在线路造价中所占的比重越低。因此,在进行110kV输电线路的设计时,应全线架设避雷线。此外,为使避雷线的屏蔽效果得到增强,应降低绕击率以使得雷电难以绕过避雷线而直接击中导线。同时边导线对避雷线的保护角也不应过大,一般情况下,设计为20°-30°。为使避雷线充分发挥其保护作用,在输电线路的每基杆塔处,均应使避雷线接地。

输电线路的避雷线除去防雷的功能之外,还兼具做种用途,如作为载波通信的通道;以及减小潜供电流并使不对称短路时的工频过电压大幅减少;还能起到降低电力线对通信线的干扰屏蔽功能。结合避雷线的不同用途,可以以两种模式进行避雷线悬挂:一是在线路杆塔上直接悬挂避雷线,二是在避雷线与线路杆塔之间加设绝缘子。考虑到各相导线与避雷线之间的距离往往不等,其间所产生的互感值不一定相同,所以,及时正常条件下三相导线上存在平衡的负荷电流,避雷线上依然可能存在一个纵电动势。假如此时将避雷线在每基杆塔均接地的话,就容易增加了线路的电能损失。结合公式可以得出,与线路长度和负荷电流的平方成正比。对于本文所涉及的110kV长30～50km输电线路,线路的电能损失有可能超过10万度。所以,在设计110kV输电线路时,一般来讲,推荐使用绝缘避雷线避免过多的电能损耗。此外还应强调的是,虽然避雷线是绝缘的,在雷击发生时,由于在雷电先期放电阶段,避雷线的绝缘就已被击穿而呈现接地状态,因此其防雷效果不会受到影响。

2.3加强输电线路的绝缘水平

对于110kV输电线路来讲,其耐雷水平与绝缘水平之间为正比关系。因此,确保110kV输电线路有合适的绝缘强度,强化零值绝缘子的检测,能够在很大程度上提高线路耐雷水平。在进行110kV输电线路的设计时,应结合各类绝缘子的实际性能,对其防雷参数与特征进行分析。其中,玻璃绝缘子不易老化、耐电弧,零值自爆,自洁性能良好,再加上玻璃物质属于质地均匀的熔融体,及时被高温烧伤,表面仍是光滑的玻璃体,可以继续发挥绝缘性能,因此,设计线路时应首选玻璃绝缘子。

2.4进行合理的接地设计

对于穿越山区的110kV线路来讲,很多海拔的土壤电阻均大于1000欧米,需要设计为放射形接地装置来使杆塔的接地电阻满足相关规定值,而射线的辐射范围往往在几十米。在坡度大、地形复杂的地区,也可以使用降阻剂来使接地电阻下降,此时射线的辐射范围可以稍微降低些。根据使用经验,降阻剂的效果是比较显著的。首先,它可以与金属接地体紧密接触,从而大幅度减少了接触电阻;其次,由于降阻剂可以向周围土壤渗透,在接地体周围形成一个低电阻区域,从而降低周围土壤电阻率。

3结束语

输电线路的防雷设计,一定要结合本地区的地形、地貌,并参考区域内原有的输电线路的运行经验与数据进行多方面的论证和比较,从而确定出合理的设计方案。应该看到,输电线路设计中的防雷是一个复杂的过程,只有在设计的各个环节,在各相关部门的密切配合之下,才能保证设计质量,有利于工程的顺利进行,减少雷击事故,保障电网安全。

参考文献

[1]国家电网公司东北电力设计院.电力工程高压输电线路设计手册[S].

[2]国家电网公司生产技术部.2004年架空输电线路雷击跳闸分析报告[R].

[3]高电压技术[M].北京:水利电力出版社.

[4]中华人民共和国电力行业标准110-500 kV架空输电线路设计技术规程[S].

110KV平行线路 篇12

近年来,我国电网的发展较为迅速, 与此同时,电网改造工程也在不断增多,在电网建设过程中,输电线路的设计决定着电力系统的稳定性、经济性以及安全性。输电线路受到当地因素和外部因素影响较多,因此,有效地根据实际环境进行设计将是输电线路工程设计中的主要环节。

1高压输电线路设计的基本控制要点

1.1高压输电线路铁塔控制

对高压输电线路铁塔的关键操作主要包括三方面的工作,一方面是如何布置铁塔,另一方面是如何挑选合适的斜材, 还有一方面是如何挑选科学合理的铁塔形状。具体说来就是,第一,对铁塔布置工作。一般说来,人们将铁塔布置为多交叉形,所谓多交叉形指的就是斜材位于横担的最底部,同时在斜材和横担的各个交接处安装上角钢。多交叉形的铁塔具有的独特优势就是极强的抗载荷能力。第二,挑选合适的斜材材料。在挑选斜材材料时需要考虑很多的因素,包括铁塔需要多长的斜材,铁塔对斜材荷载力矩的要求,以及斜材的倾斜角度等等。第三,挑选科学合理的铁塔形状。铁塔的形状对高压输电线路是非常重要的,不同的铁塔形状具有不同的特点。在挑选铁塔形状时需要考虑很多影响因素,包括高压输电线路铁塔的具体所在区域,铁塔的主材材料,以及具体多少段的主材等等。挑选铁塔形状的目的就是为了保证高压输电线路的正常工作。

1.2输电线路绝缘控制

输电线路的绝缘性是保证高压输电线路正常工作的关键点,所谓输电线路的绝缘性主要是指输电线路的电气设备的绝缘和所接触空气的绝缘。上述两种绝缘操作都是十分有挑战性的,具体说来就是,对电气设备的绝缘操作可能会使得整个高压输电线路出现过电压现象,也可能使得在整个输电线路系统出现电压的最大值。而对与电气设备接触的空气的绝缘可能会出现的现象是但电压值不断的增加时,以及距离不断的加大时,对空气的绝缘强度会出现非线性的饱和。非线性饱和现象的出现为绝缘控制工作带来了很大的难度,此时提升对空气的绝缘效果时非常不容易的。在实际应用中,为了尽量避免出现非线性饱和现象,操作人员通常会适当的减小过电压数值。

1.3高压输电线路避雷控制

高压输电线路在实际的工作过程中经常会遇到雷击,如何提升高压线路的避雷效果是非常重要的。一般来讲,大多数的高压输电线路都使用双避雷线来使其能够抵抗雷击。研究证明在高压边相导线的约40米的范围内是比较容易发生绕击的,因此, 为了有效的提高高压输电线路的避雷效果,设计人员通常会将避雷针安装在铁塔的顶部,理论上这样安装避雷针可以有效减低发生绕击的概率。另外,为了降低发生雷击时的强度,设计人员还会使高压导线和避雷线之间具有合理的间隔。

2 110k V高压线路具体设计技术的应用

2.1优化铁塔基础

高压输电线路所处的地理位置和环境对整个输电线路系统的影响是很大的, 在输电线路中最容易受到环境影响的就是铁塔基础。季节的交替变化,温度变化对铁塔基础的影响是很显著的,具体说来就是,可以影响其抗压和抗拔性能,还影响其抗剪性能,这些性能的改变使得铁塔基础无法满足设计需求,最终使得整个高压输电线路的正常工作受到影响。为了降低环境对铁塔基础的影响,在输电线路的实际搭建中必须按照设计要求进行,当铁塔所处地区的环境对其影响很大时还需要对铁塔基础进行适当的改进,以保证整个高压输电线路的正常运营。

2.2降低输电线路杆塔接地电阻

为了提升高压输电线路的抗雷击性能,可以采取的有效措施就是减小输电线路中杆塔的电阻。总的说来,高压输电线路中杆塔的电阻是过高的,这是不利于整个输电线路的避雷性能的。因此应该采取适当的措施减小杆塔的电阻值,现阶段常用的方法有两种,分别是将杆塔的电阻深埋入地下,另一种是使得电阻和大地保持水平状态,也就是使得杆塔保持水平的状态。总的说来,这两种方法各有利弊,前一种减小电阻的方法所需成本投入较大,但是整个装置需要的空间较小,后一种方法需要的空间较大,但是需要的成本较小。

2.3减缓电磁影响的控制

高压输电线路具有电磁性,这种电磁性对线路所在区域的环境是有影响的。设计人员应该通过适当的手段减小输电线路的电磁性。影响输电线路电磁性的主要因素有导线弧垂距地高度,导线和周边物体的距离。因此,高压输电线路的实际建设过程中,可以通过适当控制上述两个因素达到减小输电线路电磁性的目的。

3输电电压的设计

3.1线路电压损失

线路上的电压损失与线路长度和截面及材质有关。在不同的敷设条件下应该选用不同的载体,从而决定了在对应的电压等级和敷设方式及线路的敷设。同时,为了保证电压质量合格,方便设计人员校验电压损失是否在要求的范围内,110k V电网中允许的最大电压损失应该根据《输用电规则》中电压的允许偏差来确定。在高压电网110k V输电系统中首先要考虑的因素是压降问题。设计人员应该非常了解每条线路的电压降。在实际设计过程中,有的设计人员会认为在计算了线路上的电压降的基础上,若电压降不满足用户或者受电端电压的要求,用放大电缆截面的方法就可以降低线路上的电压损失。在选择了满足电压降的线缆之后,随着线路敷设,如果遇到上述情况增大线路截面积,那么线路的电阻电抗值也会发生变化,为了保证线缆正常工作不被破坏,与之前选择的线路所匹配的线路保护所用断路器参数也需要配合,故在校验了电压降之后的另一个问题就是校验短路的问题。

3.2输电电压的确定

因为受电端部分会需要一个明确的受电端电压,但是在输配电或者是输变电的过程中,线路阻抗会随着输送线路的增加而升高,因此在线路上的压降就会增大,以至于当到达用户受电端时低于所需电压,导致输电配电不成功。一定的电压等级线路与其送电能力相关。电压等级越高,输电半径相对较大及高压等级线路的输电半径大于中高压电网线路输电半径。 另外,线路中电力负载越多,输电半径越小。综上,输电电压的确定取决于输电电压等级和用户终端密集度。

4三相短路接地故障的分析

高压电网输电中三相短路故障的短路最严重,因为三相全部短路会产生相当大的冲击电流。遇到这种短路的情况,必须马上切除避免危害的发生。如果居民用电网络三相短路电流持续在系统中存在而不切除,轻者会影响到其他的用电设备的正常工作,重者可能会导致火灾,所以对于断路器的校验就是非常重要的工作。 对于普通的高压电网用电单元来说,由于其远离发电机,可采用无限大电源容量的网络短路计算方法。在选择断路器的时候,对断路器的短路保护的校验必须满足该回路短路电流大于断路器的瞬时或短路延时动作电流整定值的1.3倍。

5线路设计

虽然我们已经从理论上了解到线路短路问题基本的计算方法,但也没能够解决输送较远的高压电网输电线路中比较合适的线路敷设和保护参数。因为在实际设计过程中高压电网输电的电压等级,会给设计人员带来顾此失彼的情况。对此, 下面举一个例子进行分析。

假设由于条件的限制,某建筑物附近不能提输小型变压器的安装,且它需要带载用电负荷为110k W,此时就用高压电网输电的形式为此建筑物输电。根据变电所和需要输电的建筑物之间的距离所知,这是一个长距离高压电网输电,而输电电缆的选择是根据高压电网出线端配电型断路器来选择的,现根据110k W的用电负荷来计算其电流,根据计算出的电流可以选择一个合适的断路器,再根据断路器的配比选择电缆。因为是长距离高压电网输电,此时还得计算输电端和用电端的电压降是否在误差允许的范围内。但是此时对该条输电线路的设计并未完全结束,因为是长距离输电,如果在最远端产生短路故障时,断路器的灵敏度是否有足够的能力及时切断短路的线路。尤其是当输电线路发生单相短路的时候,所以对断路器还需要校验其对单相短路电流的灵敏度。

6结束语

总之,高压电网输电线路的设计是一项技术含量较高、劳动强度较大、时效性要求很高的野外工作。输电线路设计的正确与否,不仅影响到线路工程建设的技术经济指标,也牵涉到整个电力系统的安全运行。因此,在设计过程中要避免在线路设计中脱离工程实际,一味生搬硬套。要做好高压电网输电线路设计工作,只有结合实际,因地制宜,通过优化方案,不断探索与创新,进一步加深初步设计阶段的设计深度, 才能满足建设坚强电网的要求,为我国的电力建设创建优质工程提供指导作用。

摘要：随着我国市场经济的发展,国家对电力工程110 k V输电线路等相关施工质量提出了更高的要求,这就要求首先做好输电线路的设计工作,本文首先介绍了高压输电线路的基本控制要点,然后分别阐述了110k V输电线路设计的各项步骤及注意事项。