35kV

35kV（共12篇）

35kV 篇1

1 情况概述

河南省获嘉县为典型的农业县, 负荷性质也以居民照明负荷为主, 约占30%。日高峰负荷多发生在每天的中午11—12时或晚上7—10时, 而后半夜负荷很低, 平均负荷率仅为45%左右, 峰谷差率高达80%以上, 致使35 k V综合线损率居高不下 (1.6%左右) , 有的线路如35 k V永中线最高可达4%。为此, 获嘉县供电公司将合理投退主变压器 (本文简称主变) 作为降低35 k V线损率的主攻方向。当然, 这需要提高值班调度员的责任心, 加强对主变的投退管理。

2 解决问题的实践过程

(1) 查阅每台主变的技术参数, 计算出变压器经济运行的临界负荷值, 在不影响安全的前提下, 根据临界负荷来确定变压器的运行方式 (单台或并列) , 制定出了各变电站主变经济运行区分析表, 如表1所示。

(2) 制定了经济负荷曲线图, 并在调度自动化系统上加以应用。为直观起见, 特对每座变电站绘制了柱状图, 实时显示当前负荷状况, 通过颜色提醒调度值班员对主变根据实时负荷进行投退。利用调度自动化系统对主变的投退进行记录, 并查询历史, 对该投主变不投, 造成单台主变重 (过) 负荷, 负荷低谷期, 该退的主变不退进行严格的考核, 杜绝“大马拉小车”等现象。

(3) 对线损率偏高的35 k V线路, 每月加以重点跟踪, 有针对性地查看对应变电站的负荷情况及运行方式的变化 (是否存在事故运行方式和检修运行方式等特殊运行方式) 、主变的投退情况, 并与上月及去年同期线损进行比对, 找出线损偏高的具体原因。

注:S为变电站所带负荷。

3 效果评价

通过合理投退主变的这一实践活动, 获嘉县35k V线损率由原来1.6%下降到了1.2%。而35 k V电压等级每年的供电能量为4亿k Wh左右, 因此通过这一项措施, 每年节电约160万k Wh, 而此活动不需要投资, 只需增强值班调度员的责任心及加大考核力度便可以实现。

35kV 篇2

架线前阶段质量监督检查

建 设 单 位

汇

报

材

料

山西福光风电有限公司 二○一三年十月〃平鲁

各位领导、专家好：

首先我代表山西福光风电有限公司，平鲁败虎堡风电项目部对各位领导、专家的到来，表示热烈的欢迎和衷心的感谢。在各级领导的关心和指导下，和参建各方的共同努力下，平鲁败虎堡瑀丰风电项目工程建设，已顺利完成110kv线路所有杆塔工程，等待省电力质监中心站的各位领导、专家检查验收。现在允许我代表建设方对工程建设情况做简要汇报

一、工程概况：

1、工程规模：平鲁败虎堡瑀丰风电场

49.5MW工程，110kV输电线路工程；起点为败虎堡风电场一期110kV升压站，止点为败虎堡瑀丰风电场110kV升压站，线路长度9.0㎞，新建铁塔27基，其中转角塔 7基、耐张塔2基，直线塔18基。

1）电压等级：110kV； 2）回路数：单回路 3）沿线地形： 20 %高山，80 %一般山区 4）导线型号：JL/G1A-300/40型钢芯铝绞线

5）地线型号：两根地线均采用OPGW光缆（12芯）相导线分裂形 式：导线双分裂，垂直排列。

2、工程参建单位：

建设单位：山西福光风电有限公司

设计单位：山西省意迪光华电力勘测设计有限公司 施工单位：山西弘桥电力工程有限公司

监理单位：黑龙江省润华电力工程项目管理有限公司

二、工程建设质量目标：

1、有效控制建设工程质量通病，不发生重大及以上质量事故，观感质量及施工工艺达到国内同类工程的先进水平。

2、工程项目的分项工程质量检验合格率为100%，建筑工程优良率≥90%，设备安装工程优良率≥96%，工程质量为优良等级，并符合达标投产要求，争取达到省级以上优良工程。

四、工程进度情况：

（1）实际开工时间：201

3年05月20日

（2）计划完工时间：2013年08月20日

（3）实际组立铁塔完工时间：2013年10月11日

四、工程质量管理情况：

1、组织机构及人员配备：项目经理1名；专业工程师1名、安全专业工程师一名

2、指导思想：督促和协调参建单位共同做到；方案设计优化，工程造价合理；项目管理科学，保证合同工期；安全可靠预防，现场文明管理；达标投产移交，实现工程创省级优质工程；

3、策划文件：已下发各个单位相关执行标准及验收规范。

4、质量控制：已组织相关验收组对110kv线路工程进行了验收，并结合了日常的巡检情况一一做了比较，评估为合格。

5、强条及质量通病执行情况：强制性条文执行计划及质量通病总则均已审阅，并跟踪检查了强条执行记录及质量通病检查记录各54份。根据日常的巡检得知，强条及质量通病均已落实到实际工作中。

五、过程问题及经验教训：

该工程施工过程中主要发生了以下几条质量问题，1、组立铁塔期间存在地脚螺栓刷防腐漆不规范，已整改。

2、组塔过程中紧扣的螺栓没有加固“垫片”，已及时整改。

通过发生的质量问题，本项目部要做到，以后的施工过程中加强现场巡视，及分部验收期间加强现场的实际情况的验收。

六、业主项目部中间验收及缺陷处理情况：

根据《110～500KV架空电力线路工程施工质量验收及评定规程》（DL/T5168-2002）、《110～500kv架空电力线路施工及验收规范》（GBJ50233-2005）、《福光风电有限公司和山西弘桥电力工程有限公司的施工合同》及设计图纸的相关规定的要求，对110kv线路进行施工现场和施工内业资料进行了检查，检查结果均符合相关验收规范；该分部工程已具备质监条件。

敬请各位专家指导并提出宝贵意见！谢谢大家！

山西福光风电有限公司平鲁败虎堡瑀丰业主部

2013年12月

六、施工和调整试验中发生的质量问题和处理结果：

根据《110～500KV架空电力线路工程施工质量验收及评定规程》（DL/T5168-2002）、《110～500kv架空电力线路施工及验收规范》（GBJ50233-2005）、《福光风电有限公司和山西弘桥电力工程有限公司的施工合同》及设计图纸的相关规定的要求，对110kv线路进行施工现场和施工内业资料进行了检查，检查结果均符合相关验收规范。同时进行了平鲁败虎堡瑀丰风电项目110KV输电线路单位工程完工验组进行了验收移交工作作。验收结果为：“该工程质量等级评定为合格。

结论：平鲁败虎堡瑀丰风电110kv送电线路具备带电投入使用的条件

七、目前工程开展情况：

浅谈35kV变电运行管理 篇3

【摘 要】变电运行行业是电网运行的支架，做好变电运行电网才能安全稳定。变电运行又很复杂，从大到小的事情每天都得面对，往往因为小问题没处理好而影响了运行。文章就35kV变电运行模式、安全管理以及运行中存在的问题进行了分析。

【关键词】变电站；运行管理；变电运行

变电运行是一个综合性很强的行业，在这个行业中有技术性很强、很复杂的东西，也有技术性很弱、很琐碎的事情。要把变电运行工作做好，不管技术性强的，还是很弱、很琐碎的事情都不能马虎。因为每个方面都是我们安全运行的保障。往往是一些细小的东西没有做好，便潜伏了隐患，最终酿成事故。

1.运行模式

无人值班变电所是变电所一种先进的运行管理模式，以提高变电所设备可靠性和基础自动化为前提，借助微机远动技术，由远方值班员取代变电所现场值班员，实施对变电所设备运行的有效控制和管理。目前随着高科技的发展，无人值班变电所已成为趋势。但要真正做到安全运行，无人值班管理已成为关键问题。

1.1正确理解“无人值班变电所”

（1）无人值班变电所是一种先进的运行管理模式。并不是不需要任何技术措施的无人管理，相反而是更需要充实训练有素的高素质人员，利用先进的设备，互相协调共同搞好管理工作，以达到减人增效的目的。

（2）就现实来说，有些改造后的变电所，从安全角度看，一些具体操作必须有人员到现场，再说有些设备隐患并不能通过自动化系统完全显示出来，为此必须配备人员在场。我公司对无人值班变电所配备两名人员，隶属供电所。

1.2明确运行管理的职责分工

责任不明确就易形成无人负责的局面，我们真正做到了职责分明、政策合理、协调配合共同搞好运行管理的目的。

（1）现场运行人员负责设备巡视、倒闸操作、两票管理和办理工作许可手续等工作。

（2）调度值班员是电网安全运行的操作指挥人，独立完成对设备的运行监视、抄表记录和开关操作等任务。

（3）试修人员的职责是对变电所一、二次设备，远动/自动化系统进行定期预防性试验和调试，并完成电气设备的大小修，消除缺陷及事故检修。

（4）在进行倒闸操作的时候，监护人由工作负责人担任。

2.运行管理

2.1明确运行管理的职责分工

根据已运行的无人值班变电所的运行管理方式，原变电值班被分为两部分：一部分为运行监视、抄表记录和断路器操作，由调度运行值班员通过远动自动化实施；一部分为设备巡视、运行维护、隔离开关操作、安全措施和事故处理，由新成立的操作队到现场实施。

2.2建立行之有效的运行管理制度

（1）岗位责任制。运行值班员、操作队队员、电气检修班成员及通信自动化维护人员必须遵照执行各自的岗位责任制度， 做到分工清楚、责任明确。

（2）设备专责制。无人值班变电所的一、二次电气设备， 通信和远动设备均需专人维护并填写记录。

（3）运行值班制和交接班制。运行值班员实行二班制或三班制，一般应禁止连班工作。交接班应准时、认真、前后衔接、手续清楚、责任明确。

2.3加强变电运行技术维护管理

（1）技术管理的主要任务之一是保证安全经济运行和人身安全。《电业安全工作规程》是多年来经验与教训的总结，尤其对于两票三制（工作票、操作票、工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度）必须认真贯彻执行。

（2）做好设备台账、缺陷记录、检修记录、大修周期等资料收集整理工作。加强维护，发现问题及时、准确、迅速地排除设备故障。

3.安全运行

电力系统由发电厂、输电、变电、配电和用户等几个部分组成。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的重要作用，它的安全经济运行对电力系统有着重大的影响，与工农业生产和人民生活有着密切联系，因此，搞好变电站的安全运行工作对电力系统的稳定运行有着深远的意义。 变电运行班组管理的好坏直接影响着变电站的安全运行。根据实践，对运行班组的管理重点应放在如下几个方面：

3.1安全管理

安全是企业的生命。变电站运行管理的重点就是安全运行。认认真真落实班组安全生产责任制，坚持贯彻“安全第一，预防为主”的电力生产方针，大力开展反习惯性违章和安全生产的宣传与教育，严格执行“两票三制”。这些，都是电力系统长期经过实践检验行之有效的经验，在变电站必须认真贯彻。近些年来，由于变电站设备的不断增加和技术的更新，所以应及时修订变电站的现场运行规程，自查并完善各种记录，利用计算机自动化系统提高工作效率，把好自己的关口，以确保变电站的各项工作的顺利进行。

3.2专业基础管理

每月制定具体可行的月工作计划，并按时完成。严格执行各项规章制度，如设备定期切换制度、巡视制度、设备验收制度、缺陷管理制度等，及时发现存在问题，保证变电站的安全、经济、可靠运行。同时建立健全设备技术台账，掌握设备的原始资料和运行资料，积累设备的运行和管理经验，加强对变电站薄弱环节的管理，提高设备的健康水平。

3.3技术培训

值班员业务素质的高低直接关系变电运行的安全生产，因此必须将技术培训作为变电运行工作的一个重点来抓。结合实际，采取就地培训的方法，进行岗位练兵。行之有效的培训方式包括：技术讲课、技术问答、现场提问、事故预想、事故处理的评价及讲解等，并定期开展反事故演习竞赛及经验交流会，调动值班员学习业务知识的积极性，从而达到提高值班员业务水平的目的。

3.4思想政治工作和民主管理

坚持不懈地对值班员进行爱国、爱厂、爱站的教育，要使他们时时刻刻把自己放在企业主人的位置上，以主人翁姿态对待工作。每周一次的政治学习不能流于形式，要把宣传党和国家的重大方针、政策和路线，使值班员了解国家的政策和时事当作大事来抓。政治思想工作不能搞成空洞的说教，要紧密联系实际，不回避矛盾，要以理服人。开展各项变电站的民主活动，就是让大家一起来管理和治理变电站，使值班员的各项合理化建议得到采纳和实施，为安全生产献计献策。

3.5文明生产

（1）环境会影响人的行为。明确各自卫生区域，定期打扫、检查，并列入经济考核范围。对全站进行规范化的定置、定员管理，改善站容站貌，营造一个整洁、有序的工作环境，不仅是变电站安全的需要，也是提高值班员的工作积极性不可忽视的一个重要方面。

（2）认真开展建设职工小家活动。其内容包括：积极开展各项民主活动，处处为值班员着想；定期采取与值班员谈心，交换看法，稳定值班员的思想情绪；解决值班员的各种困难，遇有值班员生病、丧事等，积极组织其他值班员的并代表班组进行看望和安抚，以体现班组集体的温暖，使其更能安心工作。变电站值班员年龄结构小，应充分发挥党员和共青团员在工作中所起的积极带头作用，塑造变电站良好的工作作风。

4.结语

随着计算机、通信网络、信息技术的软件和硬件等新设备、新技术的不断应用和发展，使变电所的自动化控制发生了质的变化，为无人值班的建设提供了坚实的技术基础，为企业在变电运行方面减人增效提供了物质基础。

【参考文献】

[1]未来的变电所[J].大众用电，2004，（8）.

[2]黄海东，姚亦清.变电所无人值班运行模式简介[J].供用电，2006，（1）.

[3]陈智雄.变电所运行管理的探讨[J].农村电气化，2004，（8）.

35kV 篇4

6k V～35kV电网一般没有避雷线保护且线路绝缘水平较低，再加上有如蜘蛛网状的网络结构，不但直击雷能造成雷害事故，而且感应雷也能造成较大危害。据对电网的运行调查，在6kV～35kV电网中，雷击跳闸率占其总故障率的80%以上，且经常有柱上开关、刀闸、避雷器、变压器和套管等设备在雷电活动时损坏，有些变电所在雷电活动强烈时，所有6kV～10kV线路全部跳闸，极大地影响了供电可靠性和电网安全性。

雷害事故的原因主要有：

(1)线路缺乏保护。

在6kV～10kV电网线路中没有装设避雷线，主要靠安装在线路上的避雷器进行保护，而这些避雷器一般安装在变电所的出线侧或配电变压器的高压侧，线路中间缺少保护，如果线路遭受雷击，即使这些避雷器动作，线路绝缘子在较高的雷电过电压作用下也会击穿或闪络。目前6kV～10kV电网所用的避雷器类型较多，既有新型的金属氧化物避雷器，又有老式的碳化硅避雷器;既有带间隙的，又有不带间隙的，其额定电压，动作电压及动作后的残压有较大的差异。而6kV～10kV电网又特别容易发生孤光接地过电压和铁磁谐振过电压。特别是在雷电活动时，往往由于雷电过电压造成绝缘子的击穿。雷电流过后的工频续流，即单相接地电容电流较大，如果这个电流在10A～300A的范围之内，就不能可靠熄孤而形成间歇性的电弧接地。由于电网是由电感和电容元件组成的网络，电弧的间歇性熄灭与重燃会引起网络电磁能的强烈振荡，产生较高的过渡过程过电压弧光接地过电压，该过电压可达315kV，且持续时间长，遍及全网，会引起避雷器爆炸。另外雷电过电压，作为一种扰动，还会激发电磁式电压互感器产生铁磁谐振过电压，铁磁谐振过电压可达310kV，也会对避雷器的运行产生不利影响。

(2)避雷器的接地存在问题。

据调查，6kV～10kV电网中避雷器的接地存在的问题主要表现在两个方面: (1) 6kV～10kV配电型避雷器接地由于受其场所的限制，有相当部分接地电阻超标。据某县供电局统计，大约有30%的配电避雷器接地电阻超标，有的高达上百欧姆。 (2) 运行部门往往只注意按期对避雷器进行试验校核，而对避雷器的接地重视不够。一些避雷器的接地引下线采用了带绝缘外皮的铅线，这种接地引下线内部如果折断不易被发现，且两边的连接头容易锈蚀;还有些避雷器的接地引下线在埋入土中与接地体连接处由于腐蚀电位差不同易发生电化腐蚀，有的甚至断裂。据调查，这类问题相当严重。避雷器只有通过良好的接地才能发挥作用。如果接地不良，避雷器等防雷设备则形同虚设。如河南某变电所曾多次发生雷害事故，经检查是该变电所的母线避雷器与变电所地网腐蚀断裂，没有发挥作用所致。

(3)柱上开关和刀闸防雷保护缺陷。

为了电网运行方面的需要，在6kV～10kV电网上安装了一定数量的柱上开关和刀闸，这对保证电网运行方式的灵活性，提高供电的可靠性起了很大的作用。但仔细检查发现，在这些柱上开关和刀闸的防雷保护上存在严重的缺陷，即在柱上开关和刀闸处有些没有安装避雷器保护，或者仅在开关侧装避雷器保护。这样，当开关或刀闸断开时，线路遭受雷击，雷电波沿线路传播，到开关或刀闸开断处，将发生雷电波的全反射。反射后雷电压将升高一倍，会使开关内部或外部绝缘发生击穿或闪络，危及开关或刀闸的绝缘。

(4)多回路同杆架设距离问题。

为了节约线路走廊，减少占地，节约投资，往往采用多回路同杆架设，有的甚至达到6～8回线路同杆架设。但这样带来的问题：一旦线路遭受雷击，引起线路绝缘子对地击穿，工频续流较大，则持续的接地电弧将使空气发生热游离和光游离，由于同杆架设的各回路之间距离较小，那么电弧的游离会波及到其他回路，引起同杆架设的各回线路同时发生接地短路事故。如某冶金厂为保证供电的可靠性，有四回10kV线路向其供电，但这四回线路中有一段同杆架设，结果在每年都发生四回线路因雷击而跳闸的事故，有时甚至还发生倒杆断线事故，造成了很大损失。

(5)配电变压器雷害事故。

目前大多数配电变压器的防雷保护只是在变压器的高压侧安装有一组避雷器，低压侧不装，这在北方少雷区是可行的，但是在南方多雷区和山区就经常发生配电变压器雷击损坏的事故，这主要由逆变换过电压和正变换过电压造成。据调查，曾有一个县供电局一年内就有30多台10kV配电变压器被雷击坏，变压器损坏的同时还造成了线路接地短路引起线路跳闸，影响了电网的安全和供电的可靠性。

(6) 35kV网络备用线路防雷问题。

35kV线路由于在变电所有1～2km的进线段保护，且线路的绝缘水平较高，因此雷击跳闸故障较少，雷害事故也比6kV～10kV少。但35kV网络的备用线路的防雷问题，即那些开关断开而线路刀闸在合闸状态的热备用线路，一旦遭受雷击，雷电波沿线路向变电所传播到开关断开处，会发生全反射，形成2倍的过电压，造成开关损坏事故。

(7)运行维护问题。

6kV～10kV电网担负着直接向用户供电的任务。由于大多数用户是单电源供电，缺少备用电源，因此造成线路长期无法正常检修，绝缘弱点得不到及时消除，防雷设备得不到正常的维护，使线路耐雷水平下降。

(8)自动重合闸投运率低。

因为雷电过电压造成的击穿大都是瞬时性故障，所以绝缘子放电后一般都能自行恢复绝缘，自动重合闸是减少雷害事故保证供电可靠性的主要手段。可是，由于种种原因，在6kV～10kV电网自动重合闸的投运率并不高，这也是6kV～35kV电网雷害事故偏高的主要原因。

2. 改进及完善的措施

(1)加强完善避雷器保护。

因6kV～35kV电网的主要防雷措施是避雷器，那么规范、完善避雷器的保护就非常重要。根据6kV～35kV中压电网的现状，在避雷器的保护上可在如下方面进行治理。 (1) 选用保护性能好的金属氧化物避雷器，逐步淘汰碳化硅避雷器。为了保证避雷器适应6kV～35kV电网的内过电压状况，可适当提高金属氧化物避雷器的额定电压和荷电率。 (2) 在柱上开关和刀闸两侧装避雷器保护，以防止线路遭雷时的开路反射击坏开关和刀闸。 (3) 在35kV进线终端杆加线路避雷器保护，用以防止线路备用时沿线路侵入的雷电波开路反射击坏开关设备，此避雷器在线路正常运行时，可用来限制沿线路侵入到变电所的雷电波。 (4) 在配电变压器的高、低压侧同时安装合适的避雷器，防止正变换过电压和逆变换过电压造成配电变压器的损坏。 (5) 加强避雷器的运行维护和试验，防止避雷器因自身故障而造成的电网接地短路事故。 (6) 在雷电活动频繁地区，或者容易遭受雷击的线路杆塔上加装线路避雷器。根据经验，为了减少维护工作量，可以安装复合外套金属氧化物避雷器。

(2)改善6kV～35kV电网杆塔和防雷装置的接地。

(1) 35kV进线段架空地线杆塔的接地电阻不应大于108，终端杆接地电阻不应大于48。 (2) 避雷器和配电变压器的接地电阻不应大于108，重要变压器和避雷器的接地电阻不应大于48。 (3) 避雷器等防雷设备的接地引下线要用圆钢或扁钢，要有防止连接处锈蚀和地下部分因锈蚀开路的措施。

(3)加装避雷针或架设避雷线。

对35kV线路容易遭受雷击的杆塔，可在杆顶加装避雷针，或在若干基杆塔上架设避雷线以防止直击雷。

(4)安装自动跟踪补偿消弧装置。

对电容电流超过10A的电网，安装自动跟踪补偿消弧装置进行补偿，这是有效降低线路建弧率提高供电可靠性的有效措施。因为雷电过电压虽然幅值很高，但作用时间很短，绝缘子发生的热破坏大都是由于雷电流过后的工频续流引起的。而工频续流实际就是电网的电容电流，而某些型号的自动跟踪补偿消弧装置能把补偿后的残流控制在5A以下，这就为雷电流过后的可靠熄弧创造了条件。同时，6kV～35kV电网加装自动跟踪补偿消弧装置后还能有效地防止弧光接地过电压和铁磁谐振过电压。

(5)提高自动重合闸投运率。

提高自动重合闸的投运率并加强6kV～35kV电网的运行维护，及时排除绝缘缺陷，提高电网的耐雷水平，是减少雷击跳闸率，提高供电可靠性，保证电网安全的有效措施。

3. 结束语

在雷电活动频繁地区，雷害事故经常发生，极大地影响了6kV～35kV电网的供电可靠性，影响了电网的安全稳定运行。因此，必须认真分析和研究6kV～35kV中压网络的防雷现状，找出雷害事故频发的原因并采取改进和完善措施。

摘要：文章探讨了当前6kV～35kV电网的防雷现状及存在问题, 并提出相应的解决措施。

关键词：电网,6kV,35kV,防雷措施,技术改进

参考文献

[1]李东.实用电力接地技术[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]陈天优.农村电网35kV、10kV输配电线路防雷措施的探讨[J].建材与装饰, 2007 (2) .

35KV变电站技术参数 篇5

变压器

SFZ11-8000/35有载调压变压器

高压：36570V

电流：125.7A

额定容量：8000KVA 低压：6300V 电流：733.4

额定电压：35+3*25%/6.3KV

额定电流：132/733.14A

相数：3

额定频率：50Hz

冷却方式：ONAN/ONAN（70%/100%）

绝缘耐热等级：A 使用条件：户外

联结组标号：Ynd11 绝缘水平：LI200AC85/LI65AC25 油箱及储油柜的真空耐受能力50Kpa 空载损耗：7278W 负载损耗：44385W 空载电流：0.22%

短接阻接：7.36%

标准代号：GB1094.1-2-1996

GB1094.3.5-2003 出厂序号：200806045

江苏中电输配电设备有限公司 开关参数

XGN17A-40.5箱型固定式金属封闭开关柜 额定电压：40.5KV

执行标准:GB3906-91 额定电流:50A-100A

防护等级:IP2X

开断电流:2.5KA 重量:1800Kg 山东泰开电气有限公司 电流互感器

型号：LCZ-350型电流互感器 电压：35kV

额定电流比：300/5 额定绝缘水平：40.5/95/185V 厂家：江苏靖江互感器厂 电压互感器

型号：JDZX9-35型电压互感器 额定绝缘水平：40.5/95/200KV 额定电压比：3500/厂家江苏镇江互感器厂 电容器

型号：TVQC2-7.2/2000-4N 额定容量：2000kvar 额定电流：175A 额定电压：7.2kV 容量：500kvar 电抗器

型号：CKSG-30/6.6-6 额定容量：30kvar 额定电流：43.79A 额定电压：6kV

35kV线路技术参数

35kV变电站设计研究 篇6

关键词：变电站；主接线；设备平面布置；综合自动化；电气主接线

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0100-02

为了提高地区的供电质量，我国如火如荼地进行着电网改造工程，35kV变电站建设工程也有大力发展。工程人员在各种不同项目中不断探索各种新技术、新方法，力求达到缩短工期、降低造价、提高质量的要求。

1 主接线和主设备的选择

1.1 主接线选择

某地区农业负荷相对于工业用电比例更大，全年中二、三季度用电负荷相对较大，对负荷平台水平有一定的要求。电气主接线设计分两期进行，终期按照两台主变进行考虑。

对于首期工程。35kV变电站若采用一条35kV进线和一台主变，单元接线为变压器-线路。设计时还注意给二期工程做预留，若断路器、隔离开关等于首期不上，利用瓷柱过渡跳线。35kV电压母线变压器的安装需要结合计量管理及电网位置状况决定；可在35kV进线侧接35kV站变。对于二期工程。主接线采用两回进线，两台主变压器。35kV侧可采用桥形接线分内桥接线和外桥接线，前者适合于操作简单，主变压器运行相对稳定的变电站，后者更适合于操作较为复杂的变电站。与单母线接线相比，桥形接线少断路器一台却增加了操作难度，而我国当前35kV断路器已国产化，没有太大的经济压力。所以，35kV侧两进线两主变压器的变电站，宜采用单母线接线。为满足未来城乡用电标准一体化需求，双回进（出）线将成为变电站的发展趋势，但其造价也大幅度上涨。对此，35kV变电站采取一主一备（即能手拉手）形式，检修时启动备用线路。主备电源设有自动投入装置（BZT）。若主接线超过3回，可采用单母线分段接线，每段宜2～3回，电源进线母线各段宜1回，分段断路器由BZT控制，若地形条件满足，35kV配电装置可进行双列布置，否则只能单列布置。10kV侧主接线，一般采用一期为单母线，终期为单母线分段。

上述接线方式清晰有序、运行方便、经济可靠且运行及检修方式灵活。

1.2 主设备选择

采用低损耗、油浸、自冷、有载调压变压器，容量为2～10MVA。主变若为2台，容量比宜为1∶2；若负荷高峰（≥5MVA）持续时间长，容量比宜为1∶1。全密封变压器在条件允许时优先选择。高压断路器优先选择SF6国产断路器。10kV等级户外布置断路器优先采用柱上真空断路器；解决漏气问题后也可选择10kVSF6断路器。对于10kV等级户内布置断路器采用机构本体一体化的真空断路器较合适。高压隔离开关要求材质好、耐腐蚀的防污型产品；无人值守变电站优先选用GW4型带电动机构的隔离开关。高压熔断器尽量选择质量较好的。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。避雷器选金属氧化物材料，户外选瓷绝缘避雷器，户内选合成绝缘避雷器。电力电容器：优先选用全膜电容器；若电容器组超过2组，要配置6%的空心或干式电抗器。针对季节负荷较大变电站，为提高功率因数，实现无功补偿，宜选可无载投切分组的集合式电容器组。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。

2 设备平面布置

合理的35kV布置需考虑到各个方面，主要包括五种：第一，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋外半高型配电装置，屋外设主变，采用集中式控制保护，设2层建筑物，控制室设于2层。第二，35kV同上，10kV采用屋外中型配电装置，双列布置，设集中式控制保护，控制室设于单层建筑物。于10kV和35kV配电装置间且偏向10kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于35kV配电装置和主变之间。此种布置虽清晰明了、维护方便、易扩建，但高压电器暴露于室外，设备运行条件相对恶劣。第三，35kV、10kV配电装置同上，户外就地设10kV控制保护，35kV设集中式控制保护。控制室设于单层建筑内。此种布置比较节约土地，但比较紧凑导致维护不便，不利于扩建。同第二点设备运行条件较差，对绝缘工作要求较高。第四，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用箱式配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。箱体内置10kV配电装置和全站控制保护，控制室不需另外设置。此种布置节约土地、安装简便、设备运行环境好、检修方便且有利于搬迁扩建。第五，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋内成套配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。控制室内集中设置全站控制保护。此种布置节约土地，检修维护方便，但房屋建设开支大。

针对不同的情况，相对而言，我们推荐第二、第四及第五种模式。

3 变电站综合自动化设计

按照设计思想和安装物理位置的区别可以将系统硬件结构形式分为许多类别，如分布式、集中式、分散分布式等。

分布式为35kV变电站综合自动化系统一种典型的结构形式。装置划分为管理层、变电站层以及间隔层，传送信息采用现场总线进行，独立设计保护系统，间隔层信息采集系统供远动系统和监控系统共同使用，满足分布式RTU技术标准的要求。依照一次设备来组织间隔层，其组成成分为许多不同独立的单元装置，这些单元由担负这集中处理和管理数据，上传下达信息任务的站控层通过现场总线控制。通常根据断路器间隔进行结构布设，分为测量部分、控制部分以及断电保护部分。管理层的主要构成就是计算机，通常为数台微机，要求界面清晰、操作简便。值班人员通常必备的基本技能包括：简单数据处理分析、显示画面、打印等。

集中组屏的分层分布式综合自动化系统一般比较适用于改造35kV变电站的工程中。综合自动化改造时，为缩短工期，工程人员还可对现有的二次电缆进行充分利用。分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统比较适用于新建35kV变电站的工程中。这种结构设计方法是面向电气一次回路或电气间隔的，是一种“面向对象”的设计理念。在间隔层中集中设计各种数据采集单元监控单元及保护单元，并于开关柜上或者别的一次设备旁进行就地分散安装。如此，每个间隔单元的二次设备便独立起来，管信交换和息理由站控机通过光纤或电缆线路实现，从而将二次设备及电缆的材料降低到最低限度，节约了开支并简化了二次回路调试工作。

4 结语

当前，我国35kV变电站建设和改造工程十分紧迫，也极具挑战性。在设计阶段，必须结合变电站实际情况，进行合理的规划和设计，减少甚至彻底消除变电站的缺陷，最大限度地保证人身、电网及设备安全。

参考文献

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讯，2006，（35）.

[2] 贾荣.浅谈农网35kV变电站的综合自动化设计[J].

民营科技，2008，（3）.

[3] 顾工川.35kV数字化变电站的设计[D].南昌大学，

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[4] 王业成.浅谈提高变电站供电可靠性的措施[J].广东

科技，2011，（16）.

[5] 周林.浅谈变电站35kV进出线段防雷保护[A].云南

电力技术论坛论文集[C].2008.

35kV 篇7

目前110 k V、35 k V项目入库的还没有具体的指标体系及评价标准, 项目前期决策管理较为粗放, 对投资规模和投资方向无法进行有合理有效控制, 为此建立110 k V、35 k V前期项目储备库的优化、优选指标体系和评价标准, 形成110 ( 35) k V前期项目储备库优选综合评价体系很重要。

1 项目储备库优选评价体系

1. 1 建立综合评价指标体系

1) 一级指标: 从负荷增长、网架完善、安全供电、经营效益和社会效益五个维度110 ( 35) k V前期项目储备库优选综合评价建立指标体系。

2) 二级指标: 依据一级指标确定结果和单位建设微观驱动因素, 确定二级指标。

3) 附加分指标: 将附加分二的评分依据分为五级, 其次确定各级评分标准对应的项目类别。此外, 为了体现配合道路施工提前建设线路走廊项目和农网升级改造项目的优先性, 将附加分提高; 鼓励项目实施对闲置资产的利用, 因此增设附加分。

1. 2 建立综合评价指标体系结构

指标权重确立主要考虑以下三方面的因素:结合南网公司年度投资策略、地市供电局年度投资计划、属地政府市政建设规划。

1. 2. 1 基本思路

确定基于主观赋权法的权重区间; 然后依据多个被评价对象在指标值数据上的差异, 选择多种客观权重确定方法, 计算指标权重, 从而得到基于客观赋权法的权重区间; 根据两个权重区间所反映的信息, 确定权重区间的置信度和精确度, 并以关联度为主要依据进行指标权重的筛选和优化, 从而得到最终的权重区间。

1. 2. 2 可供选择的赋权方法

常用的主观赋权法有头脑风暴法、德尔菲法、AHP方法、Derect - Ratio、Trade - off、SWING方法、G1 法等; 可选择的客观赋权方法主要有熵值法、均方差法、离差法等。

公式 ( 1) 中, ω 为权重, i为指标标号; j和k为判断矩阵坐标标号; aij为专家对第i个指标相对于第j个指标的重要性打分。

1) 采用熵值法确定的权重。

公式 ( 2) 中: ωk为第k个指标的权重; xik为对第i个评价对象的第k个指标进行规范化处理后的分值; n为被评价对象数量; l为评价指标数量。

2) 采用均方差法确定的权重

3) 采用离差法确定的权重

1. 2. 3 权重区间性质

对于一组已知的指标体系x1、x2、…、xn, 假设分别选择m1 名专家采用AHP方法确定主观权重, 每名专家得到的权重组合为[εi1, εi2, …, εin] ( i = 1, 2, …, m1) , 则可确定每个指标的主观赋权权重区间:

同样, 对于该组指标, 分别采用m2种客观赋权方法计算权重, 运用每种方法得到的权重组合为[ηk1, ηk2, …, ηkn] ( k = 1, 2, …, m2) , 则可确定各指标的客观赋权权重区间, 其公式为:

由此, 确定的主观权重区间和客观权重区间之间存在以下4 种关系:

1) 完全重合关系, , 即;

2) 完全不重合关系, j , εj∩ ηj= Φ , 即;

3) 部分重合关系, j , εj∩ ηj≠ Φ 且 εj∪ηj≠ εj∩ ηj, 此时存在两种情况, 即

4) 包含关系, j, εj∪ηj=εj或ηj, 且εj∩ηj=ηj或εj, 即。

由此可界定权重区间的置信度和精确度。

A.置信度

公式 ( 7) 中, ρj∈ [0, 1]。置信度反映的是主观赋权权重区间与客观赋权权重区间的重合关系, 表示运用两种赋权方法所得权重区间的一致性程度: 当两者完全重合时, ρj= 1; 当两者完全不重合时, ρj= 0。

B. 精确度

公式 ( 8) 中, ξj∈ [0, 1]。精确度反映的是主客观赋权总区间的长度, 表示所有的主观权重与客观权重的一致性程度: 当所有专家和所有确权方法给出的权重都完全相同时, ξj= 1; 当不同专家和不同方法给出的权重具有最大差异 ( 同时存在权重为0 和1) 时, ξj= 0。

对于每个指标xj, 置信度 ρj和精确度 ξj都是越大越好。对于一个给定的综合评价问题, 可以根据决策者的目标和要求来确定合适的置信度和精确度, 以适当缩小权重区间、提高权重的科学性和准确性。指标数量越多, 对单个指标权重的置信度和精确度的要求就越高; 当指标数量较少时, 置信度和精确度的要求可适当降低。在此, 建议取 ρj= ξj= ( 3n - 2) /3n。

1. 2. 4 权重区间的优化步骤

当初始确定的主观权重区间和客观权重区间不满足决策者要求的置信度和精确度时, 需要对权重区间进行优化。优化的基本思路是: 根据各组主观权重和客观权重与权重区间中心的相关度, 循环去除相关度最小的一个权重组合, 然后重新计算置信度和精确度, 直到符合要求为止。为此, 需要明确界定权重区间中心和相关度。

A. 权重区间中心。

B.相关度。首先需要采用统一的符号表示主观权重和客观权重, 记为, 则每组权重的相关度的计算公式为:

其中, ζ 为分辨系数, ζ ∈ [0, 1]。引入它是为了减少极值对计算的影响, 一般取 ζ ≤0. 5。

权重区间优化的步骤可概括如下图所示。

1. 2. 5 指标评分标准确定

1) 由于新建项目对电网的改善程度普遍优于改造项目, 因此对部分指标的评分依据进行分级, 以加大新建项目与改造项目的得分差距。

2) 将评价指标的评分标准分级化, 并确定各项指标对应的项目类别, 从而减少评分过程中的主观影响。

3) 对整个指标体系的评分标度进行调整, 将项目评分体系 ( 不计附加分) 调整为百分制。

为了使评价体系中的各个指标体系的评分标准统一, 将单项目综合评价体系的评分标度改为百分制。由于各项一级指标下设的二级指标的评分标准之和不为100 分, 为了实现百分制, 需将二级指标的评分标准之和的最大值设为基准值, 假设基准值为满分, 其他数值依据其占基准值的百分比来确定其得分。修改后的单个项目综合评分计算公式如下所示。

公式中, y表示单个项目的综合得分, i表示一级指标标号, j表示二级指标标号, xij表示第i个一级指标下设的第j个二级指标的得分, mi表示第i个一级指标下设的二级指标数量, αi表示第i个一级指标的权重, 且Σ5i=1, αi=1。

经过调整之后, 单项目综合评价体系的评分标度改为了百分制, 一方面实现了评价体系中各个评价指标的统一, 另一方面也拉大了单项目的得分范围。

1. 3 同等得分下的项目二次优选

对于出现项目综合评价得分相同情况, 对项目进行二次优选, 具体综合考量项目实施后经济收益和实施成本方面因素, 引入效率型指标, 所选取指标包括单位新增电量投资、单位新增电量输配电成本、单位资产售电量三项指标。

按照此类指标的计算结果作为考量依据, 除此之外, 结合项目建设外部环境, 具体问题具体分析, 如市政要求、客户要求等。综合考虑以上因素后, 确定项目优先顺序。

1. 4 建立综合评价体系

经过指标体系建立、指标权重确定以及指标评分标准确定后, 形成了110 ( 35) k V前期项目储备库优选综合评价体系。

2 结束语

综上所述, 在110 ( 35) k V前期项目储备库优选综合评价体系的实际应用中, 组织在项目可研完成阶段, 由设计单位按照要求进行打分。同时, 采用体系实现了项目的优选排序, 而对于部分110 ( 35) k V项目, 采用不同的建设方案, 得到了同等建设效果, 就需要具体问题具体分析, 还要对项目建设效益因素进行考虑, 具体效益因素包括单位新增电量投资、单位新增电量输配电成本、单位资产售电量情况对比考虑, 才能决定排序结果, 有效指导项目安排。

参考文献

[1]中国南方电网公司.110 k V及以下配电网现有典型接线方式[Z].

[2]中国南方电网有限责任公司.中国南方电网有限责任公司投资规划管理规定 (Q/CSG213025-2014) .2014.

[3]中国南方电网有限责任公司.2015年投资策略[Z].2014.

35kV 篇8

关键词：110kV变电站,35kV母线失压,故障分析

1故障前改变电站的运行方式

某供电公司110 k V变电站:110 k V东、西母线并列运行;2#主变运行带35 k V东、西母线和10 k V东、西母线并列运行;1#主变空载运行;35 k V四回出线分别带3座公用变电站、1客户变电站, 两出线间隔停运解备。

该变电站主变中、低压侧开关及以上设备由地调调度;35 k V、10 k V母线及其出线由县调调度。由地调监控班负责监控。该站为无人值守变电站, 由县公司变电运维操作班负责日常运行维护;缺陷处理由市公司检修专业负责。

2故障发生及处理情况

2016年2月某日, 03:43地调监控员通知县调值班员:110 k V某变电站35 k V母线东母电压Ua=0.92 k V、Ub=35.79 k V、Uc=36.38 k V, 西母电压Ua=0.77 k V、Ub=36.15 k V、Uc=35.80 k V。县调令其断开出线1 (03:51断开) , 接地现象不消失, 03:57在合上出线1开关时, 监控员:出线1开关控制回路断线, 出线1开关拒合。04:06县调令监控员断开出线2开关, 04:10监控员:出线2开关控制回路断线, 出线2开关拒分。

04:29, 地调监控员通知:352开关、350开关分。04:30县调通知变电运维人员110 k V变电站35 k V东西母线失压, 到现场检查保护信号、跳闸开关及母线所属设备。04:41, 5:01, 县调分别将两座公用变倒备用电源带。04:47县调通知线路运维人员对四回35 k V出线进行事故巡线。

05:23, 变电运维人员汇报:现场检查2#主变、35 k V东西母线及所属设备无异常, 352开关在分闸位置、350开关在合闸位置。县调令其依次断开硖350、其余出线开关。

06:05, 地调将352开关加入运行恢复35 k V西母供电。

06:41, 变电人员汇报35 k V东PT A、B相一次保险熔断、套管炸裂, 县调令其将东PT停运解备, 06:53操作结束。06:54, 县调令变电350开关加入运行。7:14, 变电人员汇报350开关机构卡死开关拒合、351雷A相避雷器引线断线, 县调立即通知市公司检修专业到现场处理。

7:17, 地调令硖1#主变停运。线路运维9:54、10:05、11:19、13:53分别汇报:巡视四回35 k V出线未发现异常, 人员已撤离, 线路具备送电条件。12:08变电运维汇报:收到处理出线1开关控制回路断线工作票一份, 县调令:35 k V出线1开关解除备用 (12:20汇报操作完毕) 。12:43变电运维汇报:35 k V出线1开关合闸回路辅助接点经调整后, 控合成功, 具备送电条件。12:45县调通知监控:出线1开关缺陷处理完毕, 进行遥控试验。12:53地调监控:出线1开关遥控试验成功。13:05县调令35k V出线1开关恢复备用加入运行, 14:11操作完毕。

14:12变电运维汇报:收到处理35 k V出线2开关控制回路断线工作票一份, 县调令:35 k V出线2开关停止运行解除备用。18:12变电运维汇报:35 k V出线2开关分闸线圈烧坏, 已更换。18:16县调汇报地调监控进行遥控试验。18:44地调监控:出线2开关遥控试验成功。18:45县调令:35 k V出线2恢复备用加入运行, 18:53操作完毕。

14:31变电运维汇报:收到处理350开关拒分工作票一份, 需县调令:350开关解除备用。15:55变电运维汇报350开关分闸线圈烧, 已更换, 具备送电条件。

14:53变电运维汇报:收到35 k V东PT故障处理工作票一份。县调令:35 k V东PT做安全措施 (15:18操作完毕) 。

15:10变电人员汇报硖351雷A相引流线断线缺陷已处理。

16:27, 变电人员汇报35 k V东PT A、B相一次保险及套管更换完毕, 验收合格, 具备送电条件。县调令:35 k V东PT拆除安全措施恢复备用加入运行。 (16:53操作完毕) 县调令:投入350开关充电保护, 350开关加入运行对35 k V东母及PT充电。17:05变电人员汇报350开关过流I段保护动作、350开关分闸、35 k V东PTA、B相本体爆裂。县调令:35 k V东PT停止运行解除备用做安全措施 (17:18操作完毕) 。令变电人员检查35 k V东母除PT外其他设备, 17:36变电人员汇报:东母除PT外其他设备无异常。令:350开关加入运行对东母充电 (17:42操作完毕) 。令:将35 k V东PT二次负荷转西PT带 (17:47操作完毕) 。令变电人员:退出350开关充电保护。17:48令:35 k V出线3开关加入运行。 (17:51操作完毕) 。令:35 k V出线4开关加入运行 (17:53操作完毕) 。18:08通知变电:出线3、出线4线路已带电, 验明线路侧三相电压是否正常 (18:20验电正常) 。

次日08:52变电汇报:收到工作票一份:35 k V东PT A、B、C三相PT更换, 高压试验, 二次配线。12:15:变电人员汇报工作结束, 具备送电条件。收到第二种票一份:35 k V东、西PT电压并列装置二次核相。许可:35 k V东、西PT二次分列运行 (12:29) , 令:35 k V东PT拆除安全措施恢复备用加入运行。13:39, 35 k V东、西PT二次并列装置核对相序、相位正确。

3故障分析及存在问题

3.1故障分析

因110 k V变电站35 k V系统A相间歇性接地, 使B、C相对地电压升高至线电压, 造成35 k V东PT故障, 引起2#主变中后备保护复流Ⅰ段Ⅰ时限保护动作跳350, 由于350开关拒跳, 复流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开352开关, 造成35 k V东西母线失压。

变电人员在35 k V东PTA、B相一次保险及套管更换完毕后, 未对PT详细检查, 即报验收合格, 具备送电条件。致使用350开关对故障PT送电, 350开关充电保护动作跳闸, 切除故障。3.2存在问题

(1) 350开关未进行遥控试验, 系统接地时不能有效将母线分段。

(2) 35 k V断路器定期维护、检修质量不高:出线1、出线2遥控操作均出现拒分、合现象;保护动作跳350时该开关拒跳。

(3) 检修人员在35 k V东PT A、B相一次保险及套管更换完毕后, 未对PT详细检查, 排除故障可能。

(4) 县调值班员在不清楚现场保护动作情况时, 就盲目下令试送350开关。

(5) 变电运维人员现场检查设备不仔细, 第一次检查未发现故障设备。

4防范措施

(1) 实行无人值班的变电站, 所有断路器要进行遥控试验, 确保遥控操作正确。

(2) 运维检修部门应根据35 k V六氟化硫断路器检修试验规程中规定的检修类别、检修间隔、检修项目、操作实验及预防性试验项目、联动试验要求等, 遵循“应修必修、修必修好”的原则, 加强35 k V断路器的检修、保养, 确保断路器健康运行。

(3) 检修人员应分析电压互感器一次保险熔断和套管炸裂的原因, 必要时进行相关试验, 避免送电到故障设备。

(4) 县调调控员作为电网运行与故障处理的指挥者, 对规程中母线失压处理规定和主变后备保护理解不透彻。应加强调控员业务培训:做好调度规程和事故处理预案的培训, 使调控员知其理、通其源;做实事故预想, 使每名调控员真正认识到事故预想的重要性, 并且根据系统设备运行情况、电网负荷情况、气候变化等做好各种可能情况下的事故预想, 从而提高调控员的事故处理应变能力。

(5) 变电运维人员作为变电现场巡视检查人员, 没能尽快检查出故障设备。应加强其业务技能培训, 增强责任意识, 尤其是应将变电站现场运行规程中的各项条款认真落实到实际工作中, 为变电设备安全运行奠定基础。

参考文献

[1]国家电力调度控制中心.电网调控运行人员实用手册[Z].

35kV系统铁磁谐振事故分析 篇9

电力系统中存在着许多电感元件和电容元件, 对于配网系统来说, 如变压器、互感器、消弧线圈、电抗器等均属于电感元件, 而线路导线对地电容、相间电容以及高压设备的杂散电容等都属于电容元件。由于电压互感器属铁芯电感元件, 正常情况下, 电感、电容参数的配合远离谐振区, 不会发生铁磁谐振, 而当系统中发生某种扰动 (如操作冲击、雷电等产生涌流) 时, 电压互感器的非线性铁芯就可能磁饱和, 使得感抗迅速下降, 当系统的容抗和电压互感器感抗相等或接近时, 就容易发生铁磁谐振, 产生谐振过电压。铁磁谐振的危害是铁芯磁通密度增大, 激磁电流大大增加, 绕组过热, 而且持续时间长, 可能维持数分钟以上, 对电气设备绝缘构成严重威胁, 可能引起电压互感器熔丝熔断、喷油、绕组烧毁甚至爆炸等事故。另外, 当这种过电压发生时, 还会出现虚接地现象, 其实电网并没有真正接地。特别是在6～35kV中性点绝缘的配电网系统中, 由于电磁式电压互感器引起的铁磁谐振事故较为频繁, 是造成事故最多的一种内部过电压。

试验研究表明, 当谐振发生时, 中性点出现显著的位移, 此时相电压将发生变化, 而线电压却保持不变, 因此, 可以判定铁磁谐振过电压具有零序分量的性质。所以, 系统中性点绝缘是发生铁磁谐振的必要条件, 因为只有电源中性点对地绝缘才有可能发生中性点位移, 对于中性点经消弧线圈接地或中性点直接接地系统, 只有当消弧线圈脱离运行或直接接地的中性点断开而变成中性点绝缘系统时才有可能发生这种过电压。

2 故障情况

某变电站发“35kVⅡ段母线B相接地”信号, 断开接于35kVII段母线上的所有出线间隔后, 35kVⅡ段母线接地信号依然存在。检查发现:35kVⅡ段母线其它一次设备的过程中, 于15:31, 2号主变差速保护动作, 跳开2号主变110kV侧112断路器、35kV侧302断路器、10kV侧002断路器。随即该站35kV备自投装置动作, 合上35kV母联312断路器;10kV备自投装置动作, 合上10kV母联012断路器。15:35, 2号主变35kV侧后备保护装置动作。

现场检查发现, 35kV II段母线B相电压互感器爆炸、高压熔断器烧毁, 2号主变302断路器C相电流互感器烧损。电压互感器的型号为JZWX-35, 曾进行过预防性试验, 试验未发现异常, 励磁特性曲线在1.9Un (Un为额定相电压) 下无明显饱和趋势, 三相励磁特性基本一致。

3 事故原因分析

3.1 电压互感器爆炸的原因

图1、2所示为事故过程中两个重要时间点的故障录波图。由于事故发生时当地雷雨交加, 从图1中可以看出, 在14:38左右, 由于线路遭受雷击, B、C相发生了短暂的弧光接地, A相电压升高 , 由于接地时间较短, 持续了约2.5个工频周期, 保护装置未动作。接地消除后, 在A、B、C三相电压恢复的过程中, 线路的对地容抗与电压互感器励磁感抗参数达到铁磁谐振的条件, 发生铁磁谐振, 导致三相电压升高至约2倍相电压, 由于无消谐装置投入, 三相保持谐振状态。在此谐振电压下, 电压互感器的励磁电流迅速增大, 铁芯迅速饱和, 导致绕组严重发热。

谐振持续到14:40左右时, B相因严重饱和, 导致一次励磁电流过大, 绝缘发生烧损, 一次绕组发生匝间短路, 熔断器熔断, B相电压消失, A、C相继续维持谐振。判断B相有接地, 于是将35kVII段母线上运行的35kV永平Ⅰ回、35kV青山凹线轮流停电进行查找。

根据图1可知, 谐振发生后, 35kV II段母线三相电压同时升高为2倍相电压左右, 周期增大2倍, 频率降低到工频的一半, 开口三角电压为86.9V, 这是1/2分次谐波谐振所具有的典型特征。可以判定系统发生了1/2分次谐波谐振。

由于在三相电源的电势中不含1/2次谐波, 但在发生谐振过电压时的波形中, 相对地电压中却含有1/2次谐振分量, 说明1/2分次谐波谐振电压是零序性质的, 只存在于电源的中性点位移电压中。其瞬时电压值可表示为:

undefined (2-1)

因此, 各相对地电压可表示为:

undefined (2-2a)

undefined (2-2b)

undefined (2-2c)

可见, 当发生1/2分次谐波谐振时, 各相对地电压为电源电压和中性点位移电压即1/2分次谐波谐振电压的瞬时值之和, 其有效值可以表示为:

undefined (2-3)

其中UX为1/2分次谐波谐振时的相电压有效值;undefined为1/2分次谐波谐振零序电压有效值;EX50为50Hz工频电源相电压有效值。

在电压互感器发生铁磁谐振时, 由于铁芯严重饱和, 一方面限制了过电压的增长, 1/2分次谐波谐振过电压幅值通常不超过2UX;另一方面也正是由于铁芯的严重饱和, 使得励磁感抗急剧下降, 高压线圈中流过极大的过电流, 导致互感器高压熔丝熔断, 严重时引起互感器爆炸事故。

下面对相关参数进行计算:

因为三相电压互感器为同一厂家、同一型号、同一批次的产品, 2007年7月的预防性试验表明其励磁特性基本接近。因此, 近似认为各相励磁阻抗相等, 并忽略线圈电阻, 根据励磁特性曲线计算出单相励磁阻抗XL:

undefined

其中 Ul为额定线电压;I0为额定线电压下的励磁电流。

2009年4月, 采用电压互感器二次绕组开口三角端注入异频信号的方法对35kVⅡ段母线对地电容进行了测试, 测试结果为3.7μF, 因此, 可以计算出工频电压下35kVⅡ段母线电压互感器的单向对地容抗Xc:

undefined

因此, 阻抗比undefined, 远离1/2分次谐波谐振的谐振区undefined。在正常状态下不会发生谐振, 但系统由于受到雷击而发生B、C两相短暂弧光接地时, 在接地故障消失后, 电压恢复的过程中, 由于产生较大涌流, 电压互感器受到冲击而导致铁芯磁饱和, 此时互感器的励磁阻抗将明显下降, 使阻抗比undefined上升, 其值刚好位于0.01～0.08之间, 因而引发1/2分次谐波谐振。谐振发生后, 由于电压互感器一次侧中性点及二次辅助绕组开口三角端均未安装消谐装置, 事故发生时消弧线圈也未投入运行, 不能及时消除谐振, 因此谐振长时间维持 (B相持续了2分钟左右, 而A、C相将近持续了53分钟之久) , 最终导致互感器爆炸、高压熔断器烧毁。

3.2 原因分析

302断路器电流互感器在谐振持续期间一直承受着谐振过电压, C相由于内部存在缺陷, 发生较强的局部放电, 而且时间较长, 绝缘迅速下降, 到15:31, C相一次绕组与二次绕组之间的绝缘发生击穿, 高压串入二次回路的接地端, 导致电流互感器烧损, 同时相关保护动作, 2号主变三侧断路器跳闸。

4 结束语

这是一起由于电磁式电压互感器铁芯饱和引起的1/2分次谐波谐振事故, 由于系统中未安装限制谐振的消谐装置, 消弧线圈也未投入运行, 谐振未能及时消除, 过电压长时间维持, 导致设备绝缘降低, 最终发生互感器爆炸、高压熔断器烧毁事故。为了预防此类事故重复发生, 根据配网系统实际情况, 建议采取以下防范措施:

1) 将35kV母线电压互感器更换为电容式电压互感器以降低发生铁磁谐振的几率。

2) 如继续使用电磁式电压互感器, 应在电压互感器中性点加装消谐装置, 破坏谐振维持条件。

3) 将消弧线圈投入运行, 补偿电容电流, 使故障时的系统参数远离谐振区。

4) 加强干式互感器的局部放电试验检查, 对新安装的干式互感器进行局部放电试验, 对运行中怀疑存在绝缘缺陷的进行必要的抽查。

参考文献

[1]杜兴伟.中性点直接接地系统PT铁磁谐振抑制措施研究[D].北京:华北电力大学, 2005.

[2]张乃群, 陈军.35kV电压互感器和消谐器的绝缘配合[J].中国设备管理, 1998.

35kV架空线路的防雷改造 篇10

35 k V赵蕉3525线线路长度为15.836 km, 线路杆塔均为铁塔, 共有47基, 线路导线型号均为LGJ-185/30, 地线为GJ-35, 全线采用LXP-7玻璃绝缘子, 直线塔3片, 耐张塔4片, 线路1#～24#段间多为平原地带, 24#～47#段线路杆塔均位于山区。自2006年以来, 该线路24#～47#塔段经常遭受雷击破坏, 共22起, 由此可见, 加强线路防雷保护尤为迫切。

1 线路避雷器的保护原理及选用

1.1 线路避雷器的使用条件

(1) 海拔高度一般不超过2 500 m; (2) 环境温度-40～+45℃; (3) 电力系统额定频率48～62 Hz; (4) 最大风速不超过35 m/s; (5) 地震烈度8度及以下地区。 (超过上述正常条件情况下使用, 用户可和厂家协商供货。)

1.2 线路避雷器的保护原理

当雷电击中杆塔时, 雷电流的流向为2部分, 一部分通过避雷线流到相临杆塔, 另一部分经杆塔流入大地, 杆塔的接地电阻在雷击时呈暂态电阻特性, 通常用冲击接地电阻Rd来表征。

雷击杆塔时塔顶电位迅速提高, 其电位值为:

式中, I为雷电流;Rd为冲击接地电阻;L·di/dt为暂态分量。

雷击时导线上会产生感应电位U1, 它对电位Ut有削减作用, 此时导线上还传输着线路工频电压幅值Um, 当加载在绝缘子串两侧的电压小于绝缘子串50%的放电电压U50时, 线路不会发生雷击现象, 当超过U50时便会发生塔顶至导线的闪络, 公式表示为Ut-U1+Um>U50 (U50通常为定值) , 此时线路遭到雷击破坏。由此可以看出, 线路的耐雷水平与雷电流强度I、杆塔冲击接地电阻Rd及线路绝缘子的50%放电电压U503个因素有关。雷电流强度与线路所经区域的地形特征、地理位置及大气条件相关, 在山区, 要降低杆塔的接地电阻有时候非常困难, 所以绝缘子串经常发生闪络, 这也是为什么输电线路屡遭雷击的原因所在。

在线路上加装了避雷器以后, 当线路雷击产生的雷电流超过一定值后, 雷电流的分流分为3部分:第一部分雷电流从避雷线流到相临杆塔;第二部分经杆塔体入地;第三部分因为避雷器动作加入分流, 使得大部分的雷电流通过避雷器流入导线, 传播到相临杆塔。雷电流在流经避雷线和导线时, 由于导线间的电磁感应作用, 将分别在导线和避雷线上产生耦合分量。因为避雷器的分流远远大于从避雷线中分流的雷电流, 通过避雷器流过导线的雷电流越大, 在导线上产生的感应电压就越大, 对雷击时的塔顶电位Ut的抵消作用就越显著, 当Ut-U1+Um

降低杆塔接地电阻, 我们通常采用2种方法:一种是在铁塔的4个塔脚部位连接延长接地线;另一种是打深井加降阻剂, 在线路工频工作状态下, 2种方法都会使接地电阻值降低。当线路遭受雷击时, 接地线上会产生附加电感, 接地线越长, 附加电感值就越大, 雷电过电压的暂态分量L·di/dt叠加在塔顶电位上, 塔顶电位升高, 这使得绝缘子串更加容易发生闪络。而加装线路避雷器, 对接地电阻值的要求不会太严格, 但大大提高了线路的耐雷水平, 防雷效果非常明显。线路耐雷水平与杆塔冲击电阻的关系如图2所示。

1.3 线路避雷器的安装选点

由于线路型避雷器的一次性投资比较大, 因此安装点的选择要特别重视, 对于防雷改造工程, 应根据线路本身的特点, 历年来的线路运行情况及雷计记录, 并对记录中的各项内容作归类, 结合对线路杆塔参数, 线路经过的地形、地貌、地质情况, 线路的运行参数等各项数据指标进行计算分析, 以便合理确定避雷器的安装数量及安装位置。

以下这些地点容易受到雷击: (1) 雷暴走廊, 如山区风口以及顺风的河谷和峡谷; (2) 在周围是山丘的气候潮湿盆地内, 在鱼塘、水库、湖泊、沼泽地附近的突出物; (3) 在地质存在断层的地带, 岩石与土壤处、山坡与田地的交界区, 岩石小河区的山谷等地, 是土壤电阻率发生突变的地带, 低土壤电阻率处容易发生雷击; (4) 下面有导电性矿藏及地下水位较高的地面, 易受雷击; (5) 土壤电阻率差别不大的地方, 如有良好土层和植被的山丘、突出的山顶、山的向阳坡地易受雷击。

线路避雷器一般安装在线路易击区, 根据线路的参数算出具体杆塔的耐雷水平, 结合平断面图和雷害记录来分析。

(1) 已有雷害记录的杆塔优先考虑加装避雷器; (2) 处于雷电活动比较强烈的地区, 根据杆塔的平断面图, 结合地形地貌和耐雷水平综合分析, 耐雷水平低的杆塔须加装避雷器; (3) 与已装避雷器的杆塔档距小于300 m的杆塔可以考虑暂不加装避雷器。

2 35 k V赵蕉3525线线路避雷器加装理论计算

2.1 线路理论上的雷击次数

每一雷暴日在每平方公里地面上的落雷次数叫做地面落雷密度, 用γ表示, 单位为次/km2, 不同地区的平均雷暴日Td, γ值也不同。电力行业标准DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定对平均年雷暴为40雷电日的地区 (Td=40) , γ取0.07。避雷线或导线平均高度为h的线路, 每100 km长的线路上每年的雷击次数为:

式中, b为两边导线之间的宽度。

2.2 赵蕉3525线理论雷击次数

赵蕉3525线24#～47#段线路的平均标高为49.6 m, 输电线的平均高度为69.9 m, 两边导线之间的宽度取4 m, 代入上式 (2) 得出:

N=0.28 (4+4×69.9) =0.28×432=79.4次/ (100 km·年)

24#～47#段线路杆塔档距总长3 673 m, 计算该段线路的年雷击次数:

N=1年×3.673 km×79.4次/100 km·年=2.9次/年

即从理论计算出的该段线路年雷击次数大约为2.9次左右。从理论计算和实际记录都说明该线路的雷击是非常频繁的。

线路避雷器的保护范围:

避雷器的保护距离:L (m) = (Uj-U5) / (2α/v) = (Uj-U5) / (2α′)

式中, Uj为设备的冲击耐压强度;U5为避雷器的残压;α′=α/v, α′为电压沿导线升高的空间陡度。

对35 k V线路, 陡度α′取0.5 k V/m。

例如, Uj=355 k V, U5=120 k V, L35= (355-120) /1=235 m。

2.3 线路耐雷水平

耐雷水平是雷击线路时, 其绝缘尚于发生闪络的最大电流幅值或能引起绝缘闪络的最小雷电流幅值, 单位为k A。线路杆塔的耐雷水平采用《电力工程高压送电线路设计手册》中使用的雷击塔顶的计算公式:

式中, U50%为绝缘子串的50%雷电闪络电压 (4片绝缘子时, 值为355k Vp) ;RI为杆塔冲击接地电阻;K=K1K0 (K为导线和避雷线间的耦合系数;K1为电晕效应的校正系数;K0为导线和避雷线间的几何耦合系数, 由导线和避雷线的几何尺寸和排列位置决定, 设K0=0) ;β为杆塔的分流系数 (设β=1) ;L为杆塔电感 (取Lt=0.42×ht) ;ht为杆塔高度;ha为横担高度;hc为下导线平均高度;hg为避雷线平均度高。

上式表明, 杆塔耐雷水平与绝缘子U50%雷电闪络电压成正比, 电压等级越高, 绝缘子串的雷电闪络电压越高, 杆塔的耐雷水平也越高;杆塔的耐雷水平与杆塔的冲击接地电阻成反比, 冲击接地电阻越大, 杆塔的耐雷水平越低;杆塔的耐雷水平还与杆塔本身尺寸有关。因35 k V线路设有避雷线, 式 (3) 中的分流系数β和导线与避雷器的耦合系数K, 设定为β=1, K0=0。将各个杆塔的相关尺寸参数代入公式 (2) , 可计算得到各杆塔的耐雷水平。

3 35 k V赵蕉3525线线路避雷器加装方案

3.1 35 k V线路型避雷器技术参数

35 k V线路型避雷器技术参数如表1所示。

3.2 线路型避雷器加装方案

线路型避雷器加装方案如表2所示。

4 线路型避雷器的安装方式及安装注意事项

(1) 避雷器安装时在每个避雷器上串联安装一个计数器, 来记录避雷器每时间段的雷击动作次数, 便于对线路避雷器的效果作进一步的记录分析。

(2) 线路避雷器安装注意事项:

1) 线路避雷器的复合外套和计数器的玻璃屏蔽罩均为易破易损件, 安装线路避雷器一般都在地形复杂的高山地区, 运输时要做好防护措施以免损坏。

2) 线路避雷器和计数器之间的连接导线不能绕在塔身上, 以免产生感应电流使记数器误动作。

3) 安装计数器时计数器指针平面应与水平面垂直, 以方便读数。

4) 所有的紧固件应牢固可靠。

5) 安装出发前应仔细核对配件 (如螺栓、螺母、脱离器、计数器、导线、支架等) 是否齐全, 有无损坏, 螺栓螺母配合是否良好。以减少安装时不必要的麻烦。

5 结语

架设避雷线, 降低杆塔接地电阻, 提高线路绝缘水平, 采取负角保护, 减小线屏蔽角等是我们通常采用的方法, 尽管这些措施对线路的耐雷水平有一定的提高, 但因架空线路经过的地形、地质、地貌是不尽相同的, 加之线路架设的经济、技术等诸多因素, 这些传统措施不能很好地解决架空线路的防雷问题。从20世纪90年代起, 我国开始研究并生产了线路型避雷器, 并应用在35 k V和110 k V架空线路上, 实践结果表明, 在架空线路上加装线路型避雷器后, 显著提高了架空线路的耐雷水平。

参考文献

[1]王清葵.送电线路运行和检修.中国电力出版社, 2006

[2]DL/T620—1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

[3]武汉高压研究所.输电线路雷击跳闸率计算方法和500kV超高压线路防雷设计中的几个问题.1982

[4]周泽存, 等.高电压技术.北京电力出版社, 2004

35kV变电站微机继电保护探析 篇11

【关键词】35kV变电站；微机继电保护；优点；构成；应用

35kV变电站继电保护的作用是在电力系统发生故障时，通过继电保护自动消除故障或是发出警告，以便电力工作人员及时处理故障，从而达到保证35kV变电站正常运行的目的。微机继电保护是一种新型的继电保护结构，相较于传统继电保护结构，具有较多优点，在35kV变电站中应用微机继电保护，具有十分重要的意义。

1.微机继电保护的优点概述

第一，性能稳定，可靠性高。微机继电保护是以微型计算机强大的运算能力作为基础，对对电力系统是否正常运行进行判据，其数字元件所具有的特性受各种因素影响较小，例如温差变化、使用年限、电源波动等，具有性能稳定，可靠性高的优点。

第二，动作正确率高。相较于传统的继电保护，微机继电保护具有一定的特性，能够实现故障分量保护、状态预测、自动控制等手段，将这些手段应用到继电保护中，能够极大的提高动作正确率。

第三，容易获取附加功能。微机继电保护即是利用微型计算机来实现对继电的保护，通过配置相关辅助设备，例如打印机、显示屏等，并进行联网，能够轻松获取有关电力系统故障的信息情况，例如故障录波、波形分析等，从而为电力部门处理电力系统故障提供了重要的依据。

第四，灵活性较强。微机继电保护能够对电力系统故障状态进行预测并进行自动控制，实现了人机界面，不仅为维护调试提供了便利，还减少了故障处理时间，提高了故障处理效率。通过对微机继电保护的运行情况进行长期观测表明，能够利用微机中的相关软件在现场改变继电保护的特性以及结构。此外，微机继电保护还具有串行通信功能，能够通过网络连接实现远程监控[1]。

2.传统电磁式继电保护的弊端

（1）占的空间大，安装不方便。

（2）采用的继电器触点多，大大降低了保护的灵敏度和可靠性。

（3）调试、检修复杂，一般要停电才能进行，影响正常生产。

（5）使用寿命太短，由于继电器线圈的老化直接影响保护的可靠动作。

（6）继电器保护功能单一，要安装各种表计才能观察实时负荷。

（7）数据不能远方监控，无法实现远程控制。

（8）继电器自身不具备监控功能，当继电器线圈短路后，不到现场是不能发现的。

（9）继电器保护是直接和电器设备连接的，中间没有光电隔离，容易遭受雷击。

（10）常规保护已经逐渐淘汰，很多继电器已经停止生产。

3.结合某变电站改造实例分析35kV变电站微机继电保护应用

某变电站改造传统电磁式继电保护时，两台主变的差动电流速断保护选用CAT221微机保护装置，两台主变的高、低压后备保护装置选用CAT211微机保护，两路35kV电源进线选用RCS—9613微机继电保护，监控平台选用iES—SL300微机保护监控，具体改造过程如下。

3.1主变保护装置的改造

3.1.1主变的差动电流速断保护

CAT221微机保护装置的工作方式为两个CPU（一个测控CPU，一个保护CPU）共同运行的方式。由于是两个CPU共同运行，所以采集数据的CPU插件也有两个，且是独立回路，利用串行通信的方式实现信息交换，即便发生通信故障，也不会对保护动作产生影响。测控CPU的功能较多，主要包括实现网络通讯、完成人机界面、对开关量进行采集、控制主变中性点接地等。保护CPU的主要功能就是进行保护。CAT221微机保护装置中的显示屏幕为液晶显示屏，通过液晶显示屏能够实现在线对所有开关量、输入交流量、整定值以及历史记录进行查看的功能。利用相关软件能够合理调整交流量精度，具体操作由微机装置中的键盘以及显示界面来完成。

3.1.2主变高、低压侧后备保护

选用CAT211微机保护装置，具有主变高、低压侧速断、过负荷、过流等保护功能。其主要功能是准确提供交直流模拟量、采集脉冲量、开关量，为主变高、低压后备保护提供便利。其保护功能还可以为主变单侧断路器提供手动和遥控分合控制。主变高、低压后备保护中，CAT211微机保护装置所具有的保护功能还能针对主变单侧断路器情况分别提供手动和遥控分合控制两种手段。主变高、低压侧后备保护中，CAT211微机保护装置的保护功能不仅表现为对复合电压闭锁的三段过流保护、母线充电保护以及三段过负荷保护功能，还能表现为对零序过压发信、母线PT断线判别以及控制回路断线判别的功能。

3.2电源线微机继电保护

RCS—9613微机继电保护的主要功能是同时对两路35kV电源光纤纵差、过流、过负荷以及定时限速断进行保护。在35kV变电站电源线继电保护方面选用RCS—9613微机继电保护具有众多优点：性能稳定、可靠性高、动作快速；操作回路灵活、适应机构广；选配插件充分满足现场需要；全封闭机箱有效隔离强弱电；抗干扰能力强；对外电磁辐射符合标准；事件报告处理功能完善等。RCS—9613微机继电保护功能主要表现为以下方面：对短线路光纤纵差进行保护；对零序过流进行保护；对三段式的定时限方向过流进行保护；对一段定值分别独立整定的合闸加速进行保护；对低周减载进行保护等。

3.3监控平台的微机继电保护

iES—SL300微机继电保护中的软件系统包括5种模块：数据库编辑模块、通讯服务器模块、图形绘制模块、数据库服务器模块、人机对话模块。其中数据库编辑模块和通讯服务器模块相配合能够完成网络RTU；而其余三种模块相配合能够为实现保护功能提供重要的支持。以上5种模块共同配合就具备变电站监控通讯和保护功能。在35kV变电站中iES—SL300微机继电保护具有明显的优点：第一，硬件处理能力强、运行速度快、稳定性高；第二，软件运行稳定、功能扩展性好；第三，完备的通讯功能，支持多种通讯方式，例如串行通讯、总线通讯、以太网通讯等方式；第四，满足现代化变电站运行要求，能实现无人值班变电站正常运行。第五，传统电磁式继电保护装置接线繁琐、机械触点多的问题得到解决。

4.结语

综上所述，本文对35kV变电站微机继电保护进行了分析与探讨，具有非常重要的意义。35kV变电站是否正常运行对于我国国民经济发展及人民日常生产生活有着严重的影响，加强35kV变电站继电保护，并大力引进先进科学技术、设备，能够为35kV变电站的正常运行提供可靠的保障。

参考文献

[1]郝文新.35kV变电站微机继电保护设计[J].山西建筑，2008，32：182-183.

[2]刘亚辉.35kV变电站微机继电保护研究[J].中国电业（技术版），2013，03：14-16.

35kV 篇12

随着社会主义经济的不断发展, 社会总体用电需求量不断加大, 为了进一步完善电力线路这一基础设施建设, 以满足各地区生产与生活对电能所提出的要求, 相应电力线路架设工程施工项目随之增加。在此背景下, 针对流沙地域而言, 在进行35k V、10k V线路架设施工的过程中, 为了确保在规定的工期内保质保量的竣工, 并提高施工的综合效益, 就需要结合流沙地域的实际特点, 实现相应施工技术的完善落实。

1流沙地域实施该电力线路架设的基本情况

1.1施工概况

本电力工程线路架设施工项目主要是在陕西省榆林市地区进行, 该地属于典型的毛乌素沙漠地域, 而该地的地貌使得在实际施工的过程中, 车辆难以实现有效通行, 对于相应的施工人员而言, 施工条件十分艰苦且存在一定危险性。因此, 在面对流沙地域给施工带来的种种不便, 要想实现该电力线路架设施工的安全落实, 并提高施工的质量, 确保在规定的工期内竣工, 则在进行线路设计的过程中, 针对杆塔基础施工, 使用的是加强型基础, 而在电力线路的导线上, 加入防震锤以实现防震功能, 提高线路的使用性能与寿命, 同时, 为了确保杆塔周围地基的稳固性, 以草方格的方式来落实固沙对策, 为了进一步加固杆基则采用了垒沙袋的方式来实现。

1.2施工的重难点

在实际落实施工的过程中, 不论是在设计上还是测绘上都因流沙地域本身的特殊性, 致使难以实现有效测量, 各个施工控制点经常被沙土掩埋, 同时也难以实现杆基等的定位分桩。在实际施工时, 难点在于:第一, 在进行加强基础这一施工时, 如以传统的浇水渗透法进行处理, 不仅需水量大, 在缺少的沙漠地区, 运水也是一个大问题;第二, 在底盘以及拉线盘上, 其重量分别达到了800/400斤, 这一重量要求必须应用相应的施工设备。基于加强型基础下, 在实际施工的过程中, 需要在立杆后实现临时加固处理, 进而才能够确保后施工工序的落实, 尤其是将相应钢丝绳进行解除这一工序, 在进行混凝土浇筑的过程中, 至少需要2个小时的时间才能够完成这一解除工序, 因此, 实际施工的效率低且成本加大。如果以临时拉线和埋地锚的方式进行施工, 需要投入大量的人力与设备来进行地下开挖工程, 且效率也不高, 总体施工成本依旧偏高。基于流沙地域地势整体上起伏过大, 在实际进行导线展放施工时, 经常因打绕问题而致使导线报废, 同时, 在导线弛度的调整上也经常会出现断线的问题。此外, 在相应铁件等配件上一般都是以散件为主, 在流沙地区被掩埋而丢失的情况频繁发生, 无形之中也加大了成本投入;而在扬沙天气下进行施工作业的过程中, 相应沙尘极为容易进入到机械设备之中, 进而经常会导致设备出现故障问题, 而流沙地域缺少机械设备的支撑, 很多施工环节将会因此而推延, 进而影响了施工进度。

2流沙地域35k V、10k V线路架设施工技术的具体应用

2.1针对线路坐标不准问题的解决技术方案

以当前的坐标定位技术进行坐标定位的过程中, 在流沙地域中, 经常发生坐标偏移的问题, 甚至坐标反方向的为题, 进而致使在实际进行线路测量工作的过程中, 难以实现对线桩点的有效明确。针对这一问题, 在实际进行线路坐标定位时, 可先明确几个大点, 然后以相应参数为急促, 与施工项目监理等人员协作, 利用大点参数为相应的控制点, 借助全站仪、棱镜等为工具, 实现测量后, 以三角函数来算出大点位置, 然后以其为控制点, 按照相应设计图纸, 根据相应数据来进行具体测量, 在此过程中需要将数据信息记录在GPS中, 为后续施工工作的开展提供相应的定位依据。

2.2分桩与拉线长度的明确

在进行这一线路架设施工的过程中, 采用拉线杆塔则需要以拉线来实现对杆塔的固定, 在流沙区域中, 进行这一施工会受到地势地貌的影响, 在定位拉线坑位置的过程中难度极大, 相应拉线长度的计算也相对较难。因此, 这就需要实现相应施工技术方法的有效落实。总体而言, 所需要的主要测量设备为塔尺、标杆等。

针对单杆四方拉线方式, 在进行坑位测定、相应线长计算时, 主要是在针对平地以及倾斜地两种情况来进行的。其中, 针对平地地形, 结合图纸所提供的数据, 包括悬挂点的高度 (H) 、埋深 (h) 以及相应杆身与拉线夹角, 带入公式d= (H+h) tga+e、d0=Htga+e这两个公式中, 得出坑中心M、拉棒露出地面点N与杆塔中心桩O的距离, 即d与d0。在拉线长度计算公式上, 即L=d0sin (90°±θ) /sina+C, 其中在θ角的测量上, 基于在施工中已经落实, 因此, 在计算的过程中, 采用正选定律进行计算, 不仅简单方便, 且相应的计算结果较为准确, 能够为实现对杆塔拉线长度的准确定位奠定基础。

针对双杆带X型拉线方式, 其和单线拉杆下关于分坑与拉线长度的计算是一样的, 针对地面平整的地方, 以单杆下的测定方法来定位分坑位置, 当线坑与杆坑间存在高度差时, 则可以倾斜地面下的相应测量计算方法来进行测量与计算。在此过程中, 针对拉线交叉点经常发生的摩擦等问题时, 要适当将拉线坑与电杆间的距离加大, 长度控制在400毫米左右;在拉线长度的计算上, 同样和单杆方式下相同。

2.3基础开挖、临时加固以及施工设备的保养

在基础开挖工程施工中, 流沙地形使得设备在挖沙的过程中回填的速度很快, 要想解决这一问题, 就需要确保各相关施工技术人员和设备协同作业, 提高下底盘与涵管等的速度, 然后在找正之后落实基础加固处理, 然后再进行相应的立杆。在临时加固施工上, 当前, 加可调节式的卡具应用于这一施工中, 能够起到很好的加固作用, 且能够提高该项施工的效率与质量, 并且能够减少机械设备作业的繁琐工序, 进而提升施工的综合效益。在导线放置上, 要将其放在地势高的地方, 且采用机械牵引的方式放通线, 一次展放三根, 同时, 为了确保施工弛度的达标, 则需要对线路的耐张段进行优化调整, 采用经纬仪来进行观测, 以满足实际施工之需。在施工机械设备的保养上, 要将这一工作贯穿于施工的始终, 做好设备的防沙尘与清沙尘工作。

3结束语

综上所述, 针对流沙地域, 在进行电线杆塔线路施工的过程中, 为了克服这一地形地貌给施工所带来的难度, 提高施工的质量与经济效益, 就需要在实际施工的过程中, 结合重点、难点施工环节来实现相应施工技术的完善落实。通过文中这一项目的实际施工表明, 采用相应的技术手段能够为有效提高施工的经济效益奠定基础。

参考文献

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