10kV电子式

10kV电子式（精选7篇）

10kV电子式 篇1

近几年来, 随着社会的进步, 社会经济和人民生产生活对电力连续供应的依赖性越来越高, 最大限度保障人民生产生活不间断供电已经成为供电部门义不容辞的责任。可是在电力系统运行中的所有故障中, 二次故障是最多的, 在二次故障中常见、的是控制回路异常。断路器本身的辅助转换开关、跳合闸线圈、液压机构或弹簧储能机构的控制部分, 以及断路器控制回路中的控制把手、灯具及电阻、单个继电器、操作箱中的继电器、二次接线等部分, 由于运行中的机械动作、震动以及环境因素, 都会造成控制回路异常。但造成控制回路断线很大部分是断路器操作机构分、合闸线圈的烧毁。特别是在10k V线路由于线路长、环境复杂, 容易出现多次停电操作。因此断路器操动机构线圈烧毁是造成10k V线路停电事故的主要原因, 我们对一些常用的操作机构的原因进行分析、讨论。尤其是10k V GG-1A (F) 型高压开关柜 (ZN9-10) 操作机构表现尤为突出, 该操作机构长期运行中磨损厉害, 使其在传动过程中由于磨损后旷量大, 使辅助开关传动不到位, 不能准确切断和接通合闸回路或分闸回路, 操作机构动作时, 辅助开关没有在正常范围内断电, 导致分合闸线圈长时间带电直至线圈烧坏现象, 机构传动部分老化松动和设计弊端, 不能适应新的技术要求, 无法经济运行, 造成停电事故频繁。而淅川县电业局安装运行这种操作机构的变电站有2座, 共20台。为解决这一问题, 我们经过多次调查研究, 切实到变电站进行多次试验, 做出了有效的解决方案, 并加以应用。

1现状调查

10k V真空断路器辅助开关没有改造前变电站经常会发生烧线圈设备缺陷, 从而影响供电可靠性, 影响用户的用电质量, 降低电能质量, 造成企业经济损失, 我局检修中心组织检修人员通过现象, 走访、统计全县各个变电站事故, 立足实际, 针对断路器烧线圈原因进行调查、分析。

2进行分、合闸线圈烧毁原因分析

(1) 断路器动断辅助触点、分或合闸线圈、操作把手、一些防误闭锁构成回路, 如果辅助触点不能良好的打开, 将导致分或合闸线圈的烧毁。因此辅助开关接触不良是主要原因, 它与机构间的连杆连接由于多次操作造成松紧不当, 产生松动变位, 触点转换不够灵活, 切换不可靠;或切换后触点间的距离太小, 在触点间产生燃弧, 触点无法立即断开。

(2) 操动机构的合闸铁芯顶杆碰到连板时, 不能满足继续上升8~10 mm的要求, 行程和冲程调整不当;或是合闸铁芯动作不灵活, 存在卡涩现象;或是合闸铁芯顶杆伸出太短, 顶杆止钉松动变位, 冲程间隙达不到1.5~2.5 mm的要求等, 均可能导致辅助开关不能正确切换。

(3) 分闸连板的定位螺栓松动, 或分闸连板过“死点”太小, 达不到过“死点”为1.0~1.5 mm的要求。因此, 在断路器合闸过程中, 由于机构振动, 分闸电磁铁跳起, 撞击分闸连板中间轴, 合闸顶杆没能顶住滚轮向上运动, 作了虚功;或顶杆顶着滚轮上升未到终点时, 滚轮就从顶杆滑落, 导致辅助开关不能切换。

(4) 断路器合闸不可靠, 造成辅助开关不能切换;或断路器合闸后, 辅助开关切换后的触点间的距离太小, 在触点间产生燃弧, 触点不能立即断开。因此, 发生合闸线圈烧毁的故障率就相对较高。

3分、合闸线圈烧毁原因确认

通过我们多次反复实验检查发现, 如右图改造前传动机构部分从开关主轴到辅助开关需要多个连接片连接, 并且支撑点多, 调节杆连接花篮片的支撑点灵活不稳定, 致使辅助开关接触不良, 与机构间的连杆连接松紧不当, 多次操作松动变位, 触点转换不灵活, 切换不可靠, 分闸连板的定位螺栓松动, 或分闸连板过“死点”太小, 达不到过“死点”为1.0~1.5mm的要求, 造成到辅助开关位置不准确, 导致开关分合位置不对应发生烧毁分、合线圈现象。

对此, 检修中心及检修试验班组成员苦思冥想挥洒智慧和激情自主钻研一遍又一遍的试验, 实施并制定技术方案:如左图改造后直接从传动机构开关主轴上焊支撑片, 连接调节杆, 使调节杆与花篮片的角度在90度内旋转, 由于连接片直接焊在主轴上, 无形中减少了支撑点和调节杆的活动量, 减少了传动能量的损耗, 增加了辅助开关合、分闸的可靠性, 稳定性, 从而达到减少线圈烧毁缺陷的发生。

通过技术改造, 现在没有因为以上原因出现合闸线圈烧毁故障发生, 基本达到预期目标, 大大提高了10k V线路的供电可靠性, 实现了公司的“三节约”管理。随着社会经济的不断发展, 用户对电网供电的可靠性有更高的要求。可靠、安全用电关乎社会的日常生活, 也关乎社会的经济建设。特别是乡村输配电线路的隐患较多, 实际运行中容易受到各种外界因素的影响造成跳闸。因此, 能否快速的恢复送电是提供一个稳定的用电环境的前提, 提升配电线路运行稳定性和安全性, 使其更好地服务于工农业发展, 为经济的发展奠定更坚实的基础。

参考文献

[1]国家电网公司人力资源部组编.继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2010.12:327.

[2]江苏省电力公司编.电力系统继电保护原理与使用技术[M].北京:中国电力出版社.2006:527.

10kV电子式 篇2

本文以南京丰盛科技园为例, 比较10kV, 20kV配电方案, 然后对两种电压等级的配电网造价进行估算、分析和比选, 最后得出20kV配电网相比10kV配电网具有一定的经济性优势, 并初略分析了20kV电价对供电用户的影响。

1 项目概况

1.1 项目情况简介

南京丰盛科技园项目总建筑面积 (地上及地下) 17.08万m2。其中1～5栋办公楼建筑面积为9.31万m2;酒店建筑面积为4.8万m2;商业建筑面积为2.98万m2。该项目拟分三期开发建设完成, 一期先开发建设1～5栋办公楼, 二期和三期分别开发建设酒店及商业建筑。

1.2 设计依据

1) 业主提供的丰盛科技园区地块规划技术资料及先后开发顺序。

2) 江苏省电力公司城市配网自动化规划建设导则。

3) 南京市电力公司关于中低压配电网建设与改造技术规定。

4) 江苏省建设厅发布的35kV及以下客户端变电所建设标准。

1.3 线路装机容量统计表

园区线路装机容量见表1。

该园区为二路电源进线, 进线电源由供电部门考虑, 并由电缆引入。供电方式采用:前置环网柜—用户中心变电站—子变电站方式供电。在一期地下室拟建2进8出带母联中心变电站1座, 中心站内新上2台1600kVA干式变压器, 提供一期1～5栋建筑及负一、负二层用电。二期酒店及三期商业建筑均分别单独采用子变电站供电。该园区共新上中心站一座 (配置2台1600kVA干变) , 子站2座 (分别配置2台1000kVA和2台800kVA干变) 。

2 方案比较

2.1 比较思路

比较10kV, 20kV 配电网的经济性, 主要得从设备综合投资和年运行费用这两大项进行综合比较。设备的综合投资包括线路、中压配电部分及低压配电部分的投资。其中线路和中压配电部分是主要指标, 而两种电压等级配电网络中的低压配电部分可近似相等, 其投资估算也可近似认为相等。因此在进行两种电压等级配电网的经济性分析与比选时, 主要考虑的是线路和中压配电部分这两个部分。

a) 比较流程:两电压等级配电网经济性分析与比选的具体流程, 如图1所示。

b) 具体步骤:

1) 方案的提出。根据规划区的负荷大小、 负荷分布情况以及所设定的外部条件, 分别提出两种电压等级的规划方案。

2) 工程量的估算。路线按高压配电线路的地理走线接线图进行估算;中压配电网络工程量通过对设备数量及其进出线的长度进行估算。由于10kV 电压等级在国内已比较成熟, 其配电网的估算相对比较容易, 因此本文中的20kV 配电网的估算均建立在 10kV 配电网估算的基础上。

3) 经济性分析。分别计算两个方案的设备综合投资、线损、年运行费用、单位负荷年运行费用。

4) 综合比较两个方案。根据3) 步骤经济性分析数据, 得出结论。

2.2 线路经济计算比较 (数据由设计院提供) 工程设计线路总长5.6km (含外线和内部子站) 。

1) 电缆预算:10kV (3×95) 224万元;

20kV (3×50) 173万元。

2) 线路损耗: 10kVP=11.9kVA;

20kVP=2.6kVA。

10kV15年损耗费:

11.9kVA×10h×365×15×0.599元/kWh=39万元。

20kV15年损耗费:

2.6kVA×10h×365×15×0.584元/kWh=8.3万元。

上述1) 、2) 二项, 20kV比10kV合计可节约81.7万元

2.3 设备费用

10kV20kV

变压器6台 124万元 161万元

环网柜2台 46万元 62万元

高压柜16台 157万元 214万元

合计 327万元 437万元

20kV比10kV设备费用增加:

437-327=110万元

2.4 工程费用

20kV比10kV预估增加约43万元。

2.5 运行费用

10kV供电电费0.599元/kWh;20kV供电电费0.584元/kWh。

按全部负荷6800kW, 15年、全年365天、每天10h计算, 则:

10kV运行费用=6800×10×365×15×0.599

=22300.7万元

20kV运行费用=6800×10×365×15×0.584

=21742.3万元

2.6 综合分析比选

按15年运行计算整体运行费用:

20kV:173+8.3+437+43+21742.3=22403.6万元

10kV:224+39+327+22300.7=22890.7万元

即:一次性投资20kV配电系统, 按15年总体投资运行费用比10kV配电系统要节约487.1万元。

随着经济的快速增长, 特别在经济发达地区, 现有的10kV配电系统容量小、损耗大等问题已日益突出, 很难承受急剧增长的用电负荷要求。由前面计算数据可知, 与传统的10kV配电网相比, 20kV配电网电压不但可以增加供电能力, 降低75%的电力损耗, 还具有显著的环保效益和社会及经济效益。据测算, 输送同等功率, 20kV供电线路的有色金属耗量可减少约50%, 长期运行成本的降低将十分显著。

目前存在的主要问题是, 供电部门的20kV网络建设和普及没有跟上, 用户投资20kV设备后, 还只能用10kV电源, 所配变压器需要增加10kV抽头已备过渡时期使用, 这在一定程度上增加了投资成本, 阻碍了20kV电网的推广。

3 结论

通过对10kV中压配电网和20kV中压配电网经济性的定量比较分析, 可以得出下面结论:

a) 20kV配电网相比10kV配电网有着明显的经济性优势, 前者有着明显节省电网的建设费用及降低年运行费用的优点。

b) 由于20kV配电网相比10kV配电网存在着明显的经济性优势, 建议我国城市中压配电网逐渐取代10kV电压等级, 大力推广20kV中压配电网。

c) 电力部门必须加快20kV电源网络建设速度和普及率, 这样才能真正促进20kV配电网的推广和应用。

摘要：以南京丰盛科技园为例, 比较10 kV, 20 kV城市中压配电网的经济性, 得出20 kV城市配电网比10 kV中压配电网在经济上的优越性, 并分析了20 kV电压等级电价对供电用户的影响。建议我国城市中压配电网推广20 kV电压等级, 以逐步取代10 kV电压等级。

关键词：配电网,经济性,电价

参考文献

[1]张磊.对城镇配电网采用20kV电压等级的探讨[J].农村电气化, 2004 (2) :18-19.

10kV母线保护应用研究 篇3

关键词：10kV母线,母线保护,GOOSE

0 引言

母线是电力系统中的枢纽元件, 对其进行快速、准确地保护, 有利于高压或超高压电网的稳定, 电力系统安全运行及电力设备安全至关重要。但中国的10 kV母线, 有相当一部分还未设置专门的快速保护, 只是由进线开关保护或变压器后备保护来实现。由于这种方式需要与出线开关相互配合, 有300 ms～500 ms的延时。因此, 布置10 kV母线的快速保护具有相当的现实意义。

1 10 kV母线保护的应用现状及技术要求

无论是工业还是生活用电, 随着用电规模的不断扩大, 对中低压母线进行保护已经势在必行。母线故障如果不能及时排除, 就会造成母线严重烧毁, 甚至发展成“火烧连营”的重大事故。伴随电网的复杂化、部分电网的老化, 主变压器由于遭受外部短路电流冲击损坏的事故逐年增加, 并造成较大的经济损失。对10 kV母线进行保护能在最短时间内切除故障。根据GB 50062—92 电力装置的继电保护和自动装置设计规范, 对于主要变电所的3 kV～10 kV母线及并列运行的双母线, 只有在下列情况下才装设专用的母线保护, a) 需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障, 才能保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时;b) 当10 kV用电系统发生母线故障时, 要靠变压器低压侧的过流后备保护来切除[1]。这种设计方案最大的弊端就是不能满足“快速”要求, 其延时一般在1.2 s～2.0 s, 这可能加大设备的损坏程度, 造成更大的经济损失。一般而言, 对10 kV母线进行保护的技术要求有, (a) 保护可靠性要求高, 不允许拒动和误动。 (b) 保护的构成尽可能简单。避免1次大量增加各种设备, 如, 电流互感器、电缆等。 (c) 保护不受运行方式的影响, 可自动适应母线上连接元件的改变。 (d) 保护可适应安装在开关柜上的运行条件。

2 4种10 kV母线快速保护方式

根据具体实现原理的不同, 10 kV母线快速保护方式大致可分为以下4种方式。

a) 出线过流闭锁式母线保护。这种方式假设被保护的10 kV母线, 只有1条电源进线, 而其他回路均为馈出负荷。在这种条件下, 当母线发生短路故障时, 仅电源进线过流保护启动, 其他馈出线过流保护均不启动, 而任一馈出线上发生短路故障时, 电源进线和故障出线过流保护将同时启动[2]。启用这种保护模式, 不论故障发生在母线内部或者外部, 作为启动元件的复合电压元件以及过流元件都会动作。如果出线保护启动, 则标志着母线保护启动, 否则必须经过短延时等待确认出线保护均未启动后, 其他保护才允许动作。这种保护方式逻辑清晰, 安装和调试相当容易;

b) 方向过流比较式母线保护。在被保护母线的各条进出线上均装设1个方向过电流判别元件, 其正方向过流元件指向被保护的母线, 电流定值按躲过最大负荷电流或最小短路电流来整定, 其应大于所有负荷出线的过流判别元件和所有电源线反方向过流元件的整定值。在这种模式下, 一旦母线发生故障, 电源进线上的正方向过电流判别元件就会动作, 而反方向过流元件均不会动作。当某个带电源的进线发生故障时, 接在该线上的正方向元件不会动作, 而反方向过流元件将动作。因此, 通过比较正、反方向过电流判别元件的动作状态, 就可判别出母线有无故障。一旦正方向过电流判别元件动作而反方向过流元件均不动作时, 母线保护立即启动;

c) 电流相位比较式母线保护。它将接于被保护母线上所有设备的电流互感器TA二次侧的电流引入到保护中, 以电流最大的电源进线电流为比相基准, 对各进出线电流进行比相, 相位一致时判为区内故障, 否则为区外故障[3]。如, 母线内部故障时, 所有负荷出线的电流都不会大于其电流判别元件的定值, 所以它们不会参与比相;

d) 带制动特性的电流差动保护。该方式与电流相位比较式母线保护类似, 它同样需要接入母线上所有支路的三相 (或两相) 电流, 母线保护实时计算母线差动电流, 以判别母线区内外故障。

3 基于GOOSE数字网络技术的新型10 kV母线保护

3.1 基于GOOSE数字网络技术的10 kV母线保护构思

随着数字化、信息化技术的发展, 电网保护中大量运用了信息技术。对于10 kV母线保护而言, 同样可以采取数字网络技术对其进行保护。目前, 数字化变电站的核心技术是采用IEC 61850通信协议代替传统的IEC 60870-5-103规约, 实现所有间隔层设备与监控层的通信。该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模, 采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口, 实现设备之间无缝连接。GOOSE是IEC 61850标准所定义的面向实时突发变量传输的装置间对等通信机制, 直接基于以太网链路层进行传输。GOOSE实现10 kV母线保护的核心思路是, 通过GOOSE将分散在10 kV母线段上的各间隔保护单元, 包括出线保护装置、分段断路器保护装置、进线保护装置联系起来, 实现装置间的信号连接, 进行信息交换传输, 共同完成母线保护功能。其结构见图1。

3.2 基于GOOSE数字网络技术的10 kV母线保护构成原理

利用10 kV母线进线 (变压器低压侧或母联) 保护的过流保护元件作为启动, 并通过10 kV母线的出线保护 (包括线路、电容器等) 出口启动信号对其进行闭锁, 当母线区外故障时, 相关的出线保护能够发出闭锁信号闭锁10 kV简易母线保护;当母线区内故障时, 相关的出线保护不发出闭锁信号, 简易母线保护可快速动作切除故障。

10 kV母线保护不设置专门的保护装置, 而是将母线保护功能集成在变压器低压侧和母联的保护中, 由嵌入在变压器后备保护或母联装置中的动作元件和出线 (包括线路、电容器等, ) 保护装置中的闭锁元件组成。10 kV母线保护构成见图2。

3.3 基于GOOSE数字网络技术的10 kV母线保护优点

a) 保护构成简单, 不需要装设复杂的专用保护设备, 也不需要大量的外部电缆, 容易施工和改造;b) 基于以太网链路层进行传输, 代替间隔层装置之间的电缆连接, 没有了CT电流回路和跳闸出口回路, 保护可靠性更高, 不再受CT断线影响, 不需担心误碰问题;c) 采用GOOSE通信, 具有完善的通信应用服务功能, 可任意增加连接, 可扩展性强。如, 要在10 kV母线上增加几个出线间隔, 只需光缆将他们连起来, 重新设置保护参数即可。不需要像常规母线保护那样增加很多电缆;e) GOOSE信号具有毫秒级的实时性, 装置间信号传输快速;f) 具有完善的回路监视功能, 通过发送报文可实现链路的状态检修。

参考文献

[1]刘翠, 王志南.10 kV变电所母线保护的分析与应用[J].当代化工, 2010, 39 (2) :65-67.

[2]阙慧坚.浅谈10 kV母线的继电保护[J].科技咨询, 2008 (18) :32-33.

10kV配电线路故障分析 篇4

宁夏石嘴山供电局10 kV配电架空线路主要分布在平罗县城和乡村两地, 共54条线路, 总长度为1 119.156 km。而且负荷分散, 设备数量多, 其中真空断路器184台, 且10 k V架空线又多为铝裸线。近两年, 随着平罗县城和农村电网大面积改造和升级, 在新建西区和老城区中心地段的部分架空线路改为入地电缆或更换绝缘强度更高的架空绝缘线路。运行中的配电线路不仅要承受机械强度和电气负荷, 还要经受各种天气因素的侵扰, 因而故障机率较大。根据日常运行维护的经验, 同时总结和分析线路中发生的各类故障的原因发现:线路发生各类故障一般呈现一定的规律性, 采取有针对性的措施来预防控制或消除, 从而尽量缩小停电面积和范围, 减短停电时间, 降低停电对大用电客户的经济损失, 减小对普通百姓日常生活用电的影响。保证10 kV配电网能安全可靠的供电、运行, 同时对以后10 k V配电线路的规划、设计起到参考作用。

1 常见故障及其原因

1.1 季节性故障

1.1.1 春节大风时节

深处西北内陆腹地的平罗, 每年春季风沙较大, 而且风季持续时间长, 2月份至5月份是风沙活动最频繁的时期。极容易造成10 kV架空配电线路三相之间短路放电或绝缘子闪烙将导线烧断。在春耕时节, 农田使用大量化肥, 增加了风沙中的导电物质, 同样也容易引起绝缘子串污闪故障。春季大风也可将县城郊区种植蔬菜用的塑料大棚或露天垃圾场大片塑料刮起, 搭到10 k V配电线路或是电压等级更高的线路上, 引起线路事故掉闸。同时, 临近线路的一些设立在建筑物楼顶的基础焊接不够牢固的大型广告牌刮倒, 压断或倒压在线路上, 造成变电站10 kV开关过流保护动作, 引发线路事故停电。

1.1.2 夏季雷雨时节

由于10 kV架空配电线路采用的钢筋混泥土电杆多为土埋, 如有大量雨水冲刷和浸泡, 容易形成电杆倾斜或倒塌事故。如果导线安全距离没有达到设计规程要求, 大雨也易引起导线与金具或其它金具之间短路放电故障。雷雨季节, 雷电较多, 10 kV配电线路易受雷击, 造成绝缘闪络、断线或避雷器爆裂、变台被烧, 引起线路故障。造成这些故障有以下4个原因:a) 绝缘子质量不过关或存在隐患运行。尤其是P-15kV针式绝缘子质量存在缺陷, 在雷击时易引起10 kV线路接地或相间短路;b) 10 kV配电线路防雷措施不足。线路所处区域越空旷越容易招雷击, 而10 kV配电线路一般没有避雷线, 线路直击雷或感应雷过电压就会在线路设施薄弱之处寻找出路, 造成损害;c) 避雷器性能下降或失效。一些专变用户对避雷器的重要性认识不足, 不愿配合我们供电部门进行规定的预试, 使一些淘汰型号或耐压能力、泄流能力不合格的避雷器带病运行;d) 地极不合格。接地装置年久失修, 地下连接部位锈蚀, 使接地电阻值达不到要求, 泄流能力低, 雷击电流不能快速流入大地, 残压高。

1.1.3 冬季严寒时节

北方的冬季气候寒冷、风力较大, 很容易发生倒杆断线事故。当风力太大且雪天时, 易发生绝缘闪络故障。春节前罕见的冻雪天气, 发生了几次断线和绝缘子闪络故障, 严重影响10 kV配电线路稳定运行效果。

1.2 外力破坏性故障

1.2.1 风筝和树木危害

春季晴天放风筝和鸟害或一些人为的向空中乱抛杂物落在导线上, 同样造成10 kV架空配电线路短路或接地, 引起变电站10 kV开关保护动作掉闸。在夏季雨水多, 树木生长的快, 茂盛的树木与架空导线之间安全距离不够, 一遇刮风下雨极易造成导线对树木放电或数枝断落后搭在线上, 风雨较大时, 甚至会发生整棵树倒在线路上, 压迫或压断导线, 引发线路事故。

1.2.2 人为破坏

10 kV配电线路一般沿着公路架设, 一些机动车辆违章驾驶, 倒车或转向时, 不注意后方路况, 将10 kV配电线路电杆碰撞倾斜或撞断, 引起线路故障。这类故障在我们日常维护工作中非常多。同样, 在城区新建楼房或拆迁、修路、架桥时, 由于施工单位挖掘机司机不注意电缆标志挖断主线或分支线电缆, 造成线路故障。在农村, 农民在线路杆塔周围挖沙取土, 引起断线、倒杆事故。不法分子盗窃破坏电力设施, 引起接地短路故障。

1.3 线路施工质量与技术方面存在问题

10 k V配电线路在运行中一些杆塔基础不够夯实, 需要装设拉线的电杆没有拉线或是拉线松弛不起作用, 在受到外力的影响后导致杆基下沉、土壤松软等现象的发生, 最终电杆倾斜。所以, 很容易引起线路故障。而且, 线路施工中存在有:导线接头电阻过大、线夹、刀闸连接处不够牢固, 制作技术和工艺达不到设计要求, 因此, 在线路运行一段时间后, 将会烧损引发线路故障。配电台区避雷器、高压跌落式保险质量较低或运行时间较长未能及时进行校验或更换, 易被击穿后形成线路停电事故。10 k V配电线路中加装的带有保护性能的柱上真空断路器存在保护调试与实际负荷不符, 造成真空断路器保护误动[1]。

1.4 运行维护经验不足巡视检查不能到位

由于线路运行维护人员技术水平不足, 且运行经验不够丰富, 在日常的巡视和维护当中抓不住主要环节, 查不出线路缺陷和事故隐患。久而久之, 线路会由于这些未查找出来的小安全隐患而发生停电故障。配电线路运行中也存在有高压引线、线夹、刀闸的连接处不牢, 在受到风、雨、雷、雪等外界自然环境的影响后, 易发热、发红, 如不能及时发现处理, 最终烧损或烧断引发线路故障。

2 防止10 k V配电线路发生故障的具体措施

2.1 认真做好六防工作

认真做好六防工作, 即风、汛、雷、树、寒、暑。按照季节变化规律, 找重点做好对应预案。在风季来临前, 对个别档距较大的线路, 应及时检查线路驰度及风偏。掌握大风规律, 平日积累易受风灾地区有关风力, 方向季节性资料, 采取一定的有效防风措施。对受外界环境影响造成一些杆塔的基础下沉或土壤松弛的状况, 应及时填土夯实, 对一些在10 kV配电线路中起主要作用的杆塔, 如果是地势较低, 容易积水或易受洪水冲刷的, 有必要在杆基处筑防护提。在雷季来临之前, 要认真检查台区的避雷装置, 及时校验和更换不符合运行要求的避雷器, 在柱上开关、电缆头等处安装避雷器。同时, 更换、安装耐压等级高的绝缘子, 在受雷害严重的线路上适当采用20 kV电压等级的绝缘子, 提高其耐雷水平。检查、整改接地装置。严格定期测试接地电阻, 保证线路接地电阻值不大于10Ω。

2.2 防外力破坏措施

为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故, 可以在交通道路的杆塔上涂上醒目的反光漆, 在拉线上加套红白反光标志管, 以引起车辆驾驶员的注意。同时, 加强宣传教育, 着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工对人身安全的严重危害性, 并在线路杆塔上挂设醒目的禁止警示牌。加强打击破坏盗窃10 kV配电网线路器材、设备的力度。发动群众护线或聘用义务护线员与地方政府、公安部门签定协议, 紧密配合, 严厉打击犯罪分子。生产运检人员应定期巡视检查10 kV配电线路的杆塔基础、拉线基础和违章筑物, 对存在缺陷的设备及时处理和检修, 对违章建筑物进行清理整顿。健全埋地电缆标志。可因地制宜制作一些小标志牌, 上刻有清楚醒目的“高压电力电缆”字样, 沿电缆走向安装在地面上。

2.3 施工及运行维护管理措施

为了防止导线连接时接触不良, 在线路负荷过重时发热或烧毁, 在施工安装时应严格施工工艺, 把好验收关。同时在线路运行中, 应密切关注10 kV馈线的负荷情况, 及时调整各馈线的负荷, 严禁线路超载运行。而且须严格按额定容量配装高、低压熔断器, 平时巡视时做好负荷测量工作, 如发现问题应及时采取相应对策, 如调整负荷平衡、增容等。在10 kV配电线路上安装短路故障指标器, 即使10 kV配电线路发生短路故障, 也能快速查出故障点及时排除, 降低事故损失。此外, 线路运行管理部门应合理安排检修计划, 按期进行线路检修及其将影响线路安全的重大缺陷和事故隐患处理, 力争做到防患于未然。同时应加强运行人员技术培训, 提高综合素质。在冬季空闲时, 请技能专家到作业现场指导和规范施工行为和步骤。建立激励机制, 使运行人员思想到位、安全到位、巡线到位、处理故障到位。加强企业文化和职业道德教育, 让员工时刻以企业为荣, 奉献社会。

3 结语

以上所谈的这些, 都是笔者日常实际工作中总结的经验和收获, 10 kV配电网是电力系统与用电客户直接相连的重要环节, 其运行环境较为复杂, 它的安全运行水平直接影响供电企业的经济效益。我们应该重视10 kV配电网管理, 使各个生产基层班组相互协调工作, 一切工作以10 kV配电线路安全, 稳定, 可靠运行为要求。同时, 由于配电设备的日益更新, 新产品、新技术层出不穷, 还需要生产技术人员不断加强学习, 掌握更多的新知识、新技术, 才能掌握和管理好配电网络新设备。使之具有较高的技术、经济指标, 增加供电能力, 更好地满足社会经济发展的需要。

摘要：从10 kV配电线路运行和维护的角度, 分析了10 kV配电线路发生故障的一般规律, 提出了有针对性的解决措施, 以加强10 kV配网线路管理, 更好地服务平罗县域经济发展。

关键词：10kV配电线路,故障,原因分析

参考文献

10kv配电线路故障分析 篇5

1.1 树木危害的故障

社会在不断的进步, 人们的生活水平也在不断的提高, 而现今人们在生活过程中非常重视的是环境。为了能更好的满足人们城市生活环境的需求, 地区政府也在大力主张城市绿化的发展策略, 以达到更好的生活环境[1]。但是, 在进行绿化的过程中, 一些树木对配电线路造成了直接或间接的干扰和影响, 不要轻视树木的影响, 正因为这样的影响可能就会对一些人造成伤亡事件的发生。而这也是供电企业以及政府不愿意看到的结果, 所以, 供电企业经常会出面制止一些绿化施工的工人, 或是清除一些已经绿化的树木防止事故的发生, 但是, 有很多的政府以及绿化施工单位的配电线路防护意识淡薄, 经常性的会出面阻止供电企业的工作人员, 由于类似这种的安全隐患没有得到及时的处理解决, 在一些恶劣的天气下, 尤其是在有大风的天气里, 树枝会随风摆动刮到配电线路, 造成配电线路的事故发生[2]。

1.2 雷击造成的线路故障

在10kv配电网线路中, 有很多的线路都采用的是高空架线的方式配送线路。而且, 还有一些线路之间的距离比较远, 中间线路的区域较为空旷, 没有一些高大的建筑物以及防雷击的措施, 尤其是在雨季时或是雷雨较多的地区遭到雷击破坏的程度越来越大。在线路以及线路上的设备遭到雷击后, 很容易会出现绝缘子损坏、线路断线、避雷器损坏、配电变压器烧毁等一些电网线路事故[3]。

1.3 线路运营管理不合理引起的故障

在配电网运行过程中, 配网线路运营的管理是非常重要的。有些供电公司的运营管理得不到高度的重视, 技术人员的技术水平偏低, 工作人员没有保护配电线路的责任感, 忽视了电网线路的检修工作等, 很多因素影响着运营管理制度的不完善, 在这种情况下, 配电线路运行的过程中也埋下了很多的安全隐患, 这对配电线路日后运行工作中造成了严重的影响, 可能会造成电网线路的事故发生。

1.4 配电设备问题引起的故障

在配电线路运行过程中, 有很多的配电设备未检修或久未更换, 就会产生配电设备不能正常工作而引起的线路事故[4]。如:配电线路上的绝缘子设备破裂, 就会引起配电线路的异常接地现象, 由于绝缘子久未清理, 上面的污垢可能就会引起绝缘电阻的降低、放电等现象, 如果跳线的话还可能造成配电线路的事故发生, 甚至发生人身伤亡事故。还有一些配电设备, 可能工作人员的操作不当, 而导致的配电线路短路等现象。

2 10kv配电线路故障的防范措施

2.1 气候因素的防范措施

在雨季时, 配电线路发生雷击事件是最为频繁的, 尤其是在一些多雷雨的区域更为严重。针对这一问题, 可以提高一些配电线路设备的性能, 比如:绝缘子是配网线路中, 主要抗雷的设备之一, 可以提高绝缘子的性能, 进而来提高其抗雷性能。避雷器对于防雷也有着很好的效果, 而且在安装的过程中简单适用有效, 在10kv配电线路中, 可以在出线端和线路过长空旷区域加设这样的防雷设备, 并且, 在配电线路的一些特定区域也要加装避雷器等防雷设备, 尤其是在变压器的位置[5]。定期性的对配电线路进行检测, 查看其接地的电阻值是否符合要求, 如有不符合要求的, 要及时的进行维修或更换, 时刻做好防雷措施。另外, 供电企业要经常性的与气象部门进行沟通合作, 如果有不利于线路的恶劣天气的话, 也好第一时间了解气候的变化情况, 提前做好防范的措施, 尽量避免或减少配网线路受损发生故障的事件发生。

2.2 加强线路的维护和管理工作

要加强对配电线路的管理和维护, 特别是一些特殊的配电设备, 如, 防雷击的线路绝缘子、和避雷器等设备, 一定要做到定期对其检测, 如发现问题, 要及时的解决线路中的问题, 要时刻的保证这些设备正常运行, 对于一些老式的配电设备以及高耗能的设备, 要对其设备进行及时的淘汰更新, 充分的提高配电线路运行的质量。配电故障有些突发性等是无法避免的, 但是, 我们可以从维修的角度上出发, 维修都是需要停电时间和范围的, 可以在配电线路上增设真空的开关, 这样不仅能减少因配电事故而影响的范围, 也可以进一步缩小因配电事故造成的停电时间和范围, 进一步提高配电线路故障修复的工作[6]。增设工作人员巡视检查配电线路以及配电设备的时间, 并且要进行定期的巡视检查, 在配电线路运行的过程中, 要时刻的检测配电线路运行中产生的负荷变化, 特别的是负荷的高峰时间, 要对配电和馈线的负荷进行观察, 并且要及时的进行负荷的调整, 以免因负荷过高而导致线夹或线路结构过热而引起的烧毁现象, 另外, 建立一支素质较高的应急人员, 要定期的针对配电线路事故的抢修和救援进行相应的演习, 合理有效的提高工作人员的工作素质, 加强供电企业工作人员的技术培训, 提高他们的配电安全意识[7]。了解在配电线路检测维修过程中使用的车辆、机具等相关机械的性能, 进一步的提高对配网线路运行可靠性的能力, 培养工作人员的各项基础技术, 全面的提升配电线路工作人员的检测维护能力。还有制定一套合理有效的配网线路的管理制度, 并且, 把相关的责任落实到相应的安全负责人身上, 提高工作人员的责任心, 以便于在日常工作中, 能对配网电线路运营进行详细的记录、检测、维护等工作。

建立配电线路检测维修的奖罚制度, 对于一些工作人员由于个人的维修操作原因而造成的配电线路中出现的故障或相应的影响采取奖罚制度措施奖罚, 充分的提高配电线路工作人员在工作中的责任心。加强和用电用户之间的沟通, 通过用户在正常用电过程中所提供的信息做为配电线路检测维修的重要参考信息, 了解用户用电的实际需求以及配电线路的改造停电计划与配电设备管理相互结合起来, 使配电设备管理的工作更具有目标性和针对性, 从而有效的保证并提高配网线路的供电质量, 有效的提高配电企业的服务信誉, 和服务水平。

3 结束语

针对于10kv配电线路故障进行了具体的分析和研究, 通过探讨, 我们了解到, 在实际的工作中, 相关人员应该全面的了解10kv配电线路故障的原因, 并且采取有效的措施进行解决, 全面的提高配电线路的安全性, 提高配电线路的使用效率, 促进供电企业的长远发展。

参考文献

[1]袁艺文, 葛永超.10kv电缆故障分析及运行维护措施[J].电子测试, 2013 (18) .

[2]秦栗.10kv配电线路雷击故障特性分析及防雷策略[J].电子测试, 2013 (13) .

[3]刘建生.配电线路故障分析及预防措施[J].技术与市场, 2012 (12) .

[4]周大洲, 张国辉, 李静, 等.交流二次回路检测方案探讨[J].电工技术, 2012 (7) .

[5]梁丰河.10kv配电线路的常见故障及防治措施[J].中国高新技术企业, 2011 (31) .

[6]傅绍伟, 陈忠辉.高压线路故障监测与告警系统[J].电力学报, 2010 (5) .

针对10kV配电管理分析 篇6

1 配电线路的特点

10 k V配电线路的结构特点是一致性比较差, 就像部分用户专线只接几个用户。与输电线路相比, 有的呈放射状, 同一条线路上有几十台甚至上百台变压器, 有的线路只有几百米, 而有的线路有几千米, 还有一些线路上的配电变压器特别小。

2 提高10 k V配电管理可靠性的措施

尽管10 k V配电线路保护装置的构造配置相对简单, 但是线路结构的复杂性和负荷的多变性还是要求我们做好保护装置的选择工作。通过调查已建成电网保护配置的运行情况, 可知应该采用全面保护配置的微机保护系统, 而且要求微机保护在不影响电网正常运行下具备低压 (或复压) 闭锁、时限速断等特定功能, 更好地满足复杂线路和负荷变化对保护方式的各种需求。

2.1 提高电网可靠性管理水平

完善的电网管理制度建设是电网正常运转的重要制度保障, 是整个10 k V配电网管理中非常重要的组成部分。这就要求采取多种方法加大对电网可靠性的管理力度, 在供电可靠性管理制度的规范下做好相关的制度认证和统计分析工作。同时, 一定要做好各行业之间的配合工作, 更好地为电网的配电管理新增用户提供更为周密的计划审批方案。另外, 还要做好停电情况下的应急预案准备工作, 保证停电时所有的行业都能够采取一定的应急措施。当然还要做好计划停电, 考虑到各个行业的用电需求不同, 因此要合理安排停电的时间, 尽量减少重复性停电以及缩短计划停电时间, 尽可能减少停电对行业发展造成的影响。

2.2 引进先进技术和设备

随着科技水平的进一步提升, 电力企业应该利用现代新设备和技术完善10 k V配电网, 例如可以采用真空断路器、柱上真空开关等现代新技术应用成果延长各种器件的使用寿命。在整个10 k V配电网管理中, 要进行实时监控, 依靠现代科技成果实现输、配电设备的监督和维修, 保证设备始终处于良好的工作状态。对于很多设备, 可以通过先进的测试手段和科学的分析评估方法, 迅速掌握设备的使用性能。值得注意的是, 很多情况下需要进行10 k V配电网的带电作业, 这时候要依靠科技力量设置带电作业班, 并配置相应的带电作业车和带电作业工具, 在确保安全的情况下进行带电作业。带电作业过程中很容易出现事故, 所以需要结合容易出现安全事故的源头进行一对一的预防处理, 降低安全事故发生的概率。要加强职工的安全意识, 定期安排职业技能培训, 培训职工如何处理紧急问题和故障。还要在安装新的电气设备时指导用户安全用电, 尽量采用新的安全设备和电器, 避免不必要的使用和安全问题。

2.3 完善专业运行管理

考虑到配电网的基础性作用, 一定要进行专业的管理服务, 根据实际情况合理调整配电网的运行。在10 k V配电网管理中, 运行工作是必不可少的, 可以为检修工作提供必要的实践指导。也就是说, 运行在10 k V配电网管理中具有非常重要的地位, 一定要严格控制。除此之外, 要做好运行维护资料的记载和维护, 及时记录有关问题和情况, 为日后提供理论指导。其中, 设备的管理维护是管理的重点, 应该切实加强对其的维护。对于相关的运行管理人员, 一定要严格培训管理, 使他们能够运用一定的专业知识检查、维护配电网, 根据相关的配电网管理运行规程做好运行防护工作。

2.4 做好缺陷管理工作

完好的线路是保证10 k V配电网畅通运行的重要保证, 所以要做好线路缺陷管理工作, 及时消除出现的缺陷问题。对此, 要制订专门的缺陷管理工作条例, 严格规定供电局安全生产检修质量管理的具体措施, 将相关的工作过程制度化、条例化, 使得管理工作更具权威性。对于不同的缺陷要区别开来, 针对不同的缺陷等级采取分门别类的管理工作, 从整体上彻底解决缺陷问题。一定要严格要求相关部门领导, 如果在一年内发现缺陷问题不及时处理者, 则要追究当事者的责任。

2.5 监督线路巡视工作

在10 k V配电网的管理中, 一定要做好对线路运行的监督检查工作, 及时发现线路运行中的异常问题, 并根据问题发生的根源提出相应的解决方案。在具体的线路巡视工作中, 要进行实时检查监督, 观察线路是否畅通无阻, 并在监督的过程中评价工作人员的工作质量, 以便在日后更好地完成线路巡视监督工作。

3 结束语

综上所述, 要想确保配电网的顺利运行, 就要做好相应的管理工作, 这是保证人们正常生活与生产的关键所在。由于配电网的基础性作用, 所以一定要做好相关的安全防护工作, 认真排查可能会出现的安全隐患, 避免安全事故的发生。只有做好10 k V配电网的管理工作, 才能保证人们的正常用电需要, 更好地满足社会经济发展的需求。

参考文献

[1]苗强.加强10kV配电管理之我见[J].黑龙江科技信息, 2008 (04) :20.

[2]罗广平.浅谈10kV配电管理[J].装备制造, 2010 (04) :143-144.

10kV系统谐振事故分析 篇7

110kV变电站一次系统正常运行方式下, 10kV母分开关热备用, 10kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行。

1故障情况分析

本次故障从时间先后顺序上可以分为4个阶段。

(1) 第一阶段:10kVⅠ段母线所属外部线路单相接地故障引起系统第一次谐振, 后果为10kV1# 、10kV2# 电容器过压动作, 10kVⅠ号压变B相被击穿, 部分配网设施过压击穿。该阶段情况大致如下:

1) 10kVⅠ段母线接地动作, 进而相电压、线电压异常。监控系统报告如表1所示 (由于电压幅值超过预置门槛, 部分电压数值显示为负) 。

2) 小电流接地选线装置情况如表2所示 (由于小电流选线装置不与GPRS对时, 因此时间有偏差。经过比 对, 小电流选线装置时间比GPRS约快4min) 。

3) 分析:此次谐振先是高频谐振, 后来为基频谐振。高频谐振对10kV电压互感器和外部配网设备产生了第一波冲击, 之后的基频谐振加剧了这种情况。

(2) 第二阶段:拉路选线确定故障线路 (即10kVⅠ段母线和10kVⅡ段母线并列, 利用10kVⅡ号压变来判断) , 完成故障巡线后进行线路试 送期间发 生第二次 谐振。后果为10kV1# 、10kV2# 、10kV3# 、10kV4# 电容器过压动作, 10kVⅡ号压变熔丝熔断, 部分配网设施过压击穿。该阶段情况大致如下:

1) 10kVⅡ段母线接地动作, 进而相电压、线电压异常。监控系统报告10kVⅠ段母线 线电压幅 值 (bc) 越正常上 限14.757V。

2) 小电流接地选线装置报告谐振情况:3U0=154.2V, 频率=49.7Hz。

3) 本次谐振为基频谐振。原先10kVⅡ母所属10kV线路并无故障, 经过这次谐振冲击, 至少引起了10kVⅡ母上线路设备击穿故障, 故障范围扩大。

(3) 第三阶段:依次对10kVⅠ母所属线路和10kVⅡ母所属线路进行拉路, 并找出10kVⅡ母上的故障线路且进行隔离后, 10kVⅠ母所属 线路重新 并入10kVⅡ母运行 时 (查找10kVⅡ母所属线路时, 10kVⅠ母和10kVⅡ母改为 分列运行) , 发生第三次谐振。

(4) 第四阶段:受前几次谐振影响, 配网绝缘薄弱处继续发生新的击穿, 进而造成系统再一次接地, 并引起第四次谐振。

2事件分析

(1) 电网产生谐振的2个必要条件是:1) 系统电感为欠补偿状态, 即回路参数必须满足ωL>1/ωC;2) 电网发生 了外部扰动。

对于条件1) 的说明:一般PT的励磁感 抗在千欧 至兆欧级。根据粗略计算, 10kV出线电缆 (包括所有 支线) 长度为5.435km, 这些电缆 产生的电 容电流为:IC=0.1×UP ×L=0.1×10.5×5.435=5.70 A;架空线路 长度 (含分支 ) 为131.917km, 架空线路产生的电容电流为:IC=2.7×UP×L×10-3=2.7×10.5×131.917×10-3=3.739A。另外考虑变电站、配电室对整个电容电流有15%左右的影响, 110kV变电站的总电容电流约在11.3A左右。由此计算得到110kV变电站系统容抗在1kΩ左右。

对于条件2) 的说明:本次故障发生时有明确的接地现象, 即外部扰动也是存在的。

(2) 中性点非直接接地系统中, 10kV母线上测量和监视的电压互感器, 其一次绕组星形接线, 并且中性点近似直接 接地, 因此, 网络对地参数除了电力设备和导线的对地电容之外, 还有电压互感器的励磁电感, 其均是并联连接的, 各自组成 独立的振荡回路。

令EA、EB、EC为电源变压器的绕组电势, C0为母线和线路的对地电容, LA、LB、LC为电压互感器各相励磁电感。则各相的导纳为:

中性点对地电压为:

UN= (EAYA+EBYB+ECYC) / (YA+YB+YC)

一般情况下, 电压互感器的参数对称, LA=LB=LC, 1/ωLA=1/ωLB=1/ωLC<ωC0。这样YA=YB=YC, 各相导纳呈容性, 三相对地负荷是平衡的, 电源中性点电位是0, 即不发生位移现象。当系统中出现接地扰动时, 导致一相或两相的对地电压瞬间提高, 从而使电压互感器相应相电流增加, 电压互感器铁 芯趋于饱和, 其励磁电感迅速减小, 使得YA、YB、YC中出现感性导纳, 这样YA+YB +YC =∑Y的值显著减小, 导致中性点出现位移电位, 从而形成谐振现象。

(3) 当存在非金属性永久接地故障时, 造成电压互感器过电压, 引起互感器熔丝熔断。系统正常运行时, 系统线路 对地电容所带的总电荷之和为0, 但当某一相接地时, 另两相电压升高到线电压, 这两相的对地电容也随线电压的升高而升高。当接地故障持续, 在线电压作用下, 电荷在接地点和大地之 间构成通路, 产生电容电流。

3处理措施

(1) 制定电网发生谐振时的应对处置预案, 使今后这类情况能得到妥善、快速处理, 尽量缩小停电范围和减少设备损坏。

(2) 组织进行一次设备排摸和相关数据测试, 电压互感器铁芯饱和引起的铁磁谐振过电压必须改变系统参数才能抑制。如果在系统的中性点 上接入消 弧线圈破 坏它的谐 振条件, PT的励磁感抗比较大 (千欧至兆欧 级) , 而消弧线 圈的感抗 (百欧级) 比较小, 这样谐振条件ωL>1/ωC很难满足, 谐振就不会发生。有了消弧线圈后, 电容对小感抗放电, PT中电流就很小而不会烧毁。根据计算, 目前10kV系统电容 电流约在11.3 A左右, 且为中性点不接地系统, 因此其电容电流略微超出10A的限值。针对类似情况要在设备上加以完善, 加装消弧线圈控制系统, 补偿系统发生谐振时的系统参数。

(3) 加装配网线路故障指示仪, 故障指示仪选型应能最大程度方便故障信息查找和掌控。

(4) 研究线路避雷器的改进措施, 当电网发生过电压时, 可以有效地抑制冲击电流, 保护线路设备。

(5) 制定专门措施, 对电网各10kV、35kV系统进行电容电流测量。当电网发生较大变化时, 专门安排测量。同时定期对接地PT和消谐电阻进行试验。

(6) 对用户侧电压互感器进行排查, 尽量减少用户侧电压互感器中性点直接接地数量。

4结语

针对10kV电网产生谐振的分析, 应制定专门的应急预案, 加强备品备件管理, 确立故障处理期间检修人员应急处理办法;加强线路日常资料管理, 提高应对较大范围配网故障的现场处置效率;重新梳理针对该类事故的处置流程, 做到早通知 (相关运行单位) 、少反复 (停送电操作) , 提高故障处理速度。

参考文献

[1]韩涛.电磁式PT一次侧熔断器熔断原因及防治措施的研究[D].保定:华北电力大学, 2006

[2]黄清社.县级10kV配电网的供电可靠性分析[D].长沙:长沙理工大学, 2011