110kV线

110kV线（精选九篇）

110kV线 篇1

2008年9月4日,海南电网电磁环网线路中的110 kV深文线、清会线同时发生故障,该两线两侧开关均正确动作切除故障。该次故障是一起非相邻线路的跨线事故,由于发生在非相邻线的跨线故障在本系统中出现的几率很小,且具有一定的巧合性,因此,本文对该次事故进行详细分析。

1 事故情况简介

9月4日,线路发生故障时,系统中的110 kV文昌站的#2主变由运行转检修状态(如图1,110 kV文昌站的一次主接线,图中黑色开关即为检修开关)。在15:28:20时,110 kV深文线、清会线两条线路同时跳闸,造成110 kV文昌站全站失压,当时该地区有雷雨。保护动作情况如下:110 kV深文线深侧差动保护、接地距离Ⅰ段保护动作,重合闸动作,重合成功;文侧为差动保护动作,重合闸动作,外桥开关(1112)动作,重合成功,1101开关重合闸不动作。110 kV清会线清侧零序Ⅰ段保护动作,重合闸动作,重合成功;会侧为纵联距离、纵联零序保护动作,重合闸动作,重合成功。系统相关的部分主接线如图2所示,图中黑色开关即为110 kV线路的跳闸开关。

2 事故分析

从事故情况初步认为,两条非相邻线路同时发生短路故障的机率是非常小的,如出现该情况,一般常规判断为故障点只有一个,其中另一条线路的保护装置可能误动跳闸。从一次连接图2中可看出,假如这两线非相邻线路的故障点只有一个,那么发生误动的线路为什么不是与其相邻的线路呢?除非这两线路确实同时发生线路故障,现在先根据这两线四侧的故障波形来判断故障发生的位置。

2.1 故障录波图的分析

2.1.1 线路110 kV深文线两侧的故障波形(见图3和图4)

从110 kV深文线两侧波形中可看出:该线发生AB两相接地短路故障,故障时AB两相的故障电压波形趋近于零,为AB两相接地短路的迹象,从AB两相故障电流波形看,电流增大,C相电流变化很小,趋于正常,零序电流增大,同样表现为是AB两相接地短路的波形,因此,从故障电压、电流的波形图来说,该线路故障是符合两相接地短路的原理。

从线路两侧波形图中可测量到,110 kV深文线深侧Ia=780 A,Ib=769 A,3I0max=2196 A,58 ms故障切除,重合闸动作,重合成功;文侧的故障电流值为Ia=2755 A,Ib=2875 A,3I0max=1437 A,同样约58 ms故障切除,该站的外桥开关重合成功。

2.2.2线路110 kV清会线两侧的故障波形(见图5和图6)

从110 kV清会线清侧波形中也可看出:该线也发生了AB两相接地短路故障,AB两相的故障电压波形趋近于零(图5中清澜电厂是角形接线,该线未接入3U0量),为AB两相短路的迹象,从AB两相故障电流波形看,电流增大,C相电流正常,零序电流增大,表现为是AB两相接地短路的波形。会侧的故障电流、电压波形图,故障类型均符合两相接地短路的原理。

从该侧波形图中可测量到,110 kV清会线清侧Ia=3350 A,Ib=3305 A,3I0max=5139 A,59 ms故障切除,重合闸动作重合成功;会侧的故障电流值为Ia=1385 A,Ib=1371.7 A,3I0max=578.4 A,约72 ms故障切除,重合闸动作重合成功。

2.2 综合分析

110 kV深文线的深田侧配置一套PSL-622C纵联保护和一套PSL-621D光纤差动保护,文侧配置了一套LFP-941B高频保护和一套PSL-621D光纤差动保护。110 kV清会线清侧配置两套SEL-321保护,会侧配置两套RCS-941B高频保护。

2.2.1 故障类型与测距

故障打印报告指示的故障类型与测距如下:110 kV深文线:深侧:ABN,D=10.68 km;文侧:ABN,D=10.92 km;

110 kV清会线:清侧:ABN, D=2.62 km;会侧:ABN,D=32.6 km。

2.2.2 保护动作情况分析

(1)110 kV深文线两侧保护均正确动作,深田侧约在58 ms故障切除,开关(检无压)重合闸动作,重合成功;文昌侧约在58 ms故障切除,外桥开关1112在3311 ms时重合(检同期)成功,而开关1101重合闸因判断开关有电流后返回,条件不满足而不动作。

(2)110 kV清会线两侧保护也均正确动作,清侧约在59 ms故障切除,重合闸(检无压)动作,重合成功;会侧约在72 ms故障切除,重合闸(检同期)因条件满足而动作成功。

2.2.3 故障综合分析

根据以上故障信息,结合两条故障线路的实际长度(110 k V深文线L=14.13 km,110 kV会清线L=31.9 km)分析,可以判断该两线上的确均存在故障,那为何非相邻的两线在同一时间内发生同样类型的故障呢?虽然故障发生时有雷雨,可一个雷击能同时击中两条非同杆架设的线路的确少见。或许这两线实际上存在相互交叉的情况?于是将系统的地理接线图进行查看,发现该两线的实际走线是110 k V清会线架设于110 kV深文线的上方,从空中往下俯视,两线有重叠的部分,初步判断该起故障是一起跨线故障,因此根据这一情况,对系统接线进行重新绘制,如图7所示。

通过对两线现场的实际地理接线查证而得知,由俯视角度看,重叠点距离清澜电厂约2.3 km,距离110 kV文昌站约9.5 km;与故障录波图的故障测距结果进行对比,发现故障点误差并不大,于是依据这一故障点对这起故障进行理论计算,与故障录波测得的结果进行对比和分析,计算结果见图7中所列数据,发现两者的结果大致吻合。因此可以判断,这是一起因雷击引起的瞬时性两相接地的跨线短路故障,故障接地点分布在110 kV深文线和110kV清会上。

3 结论

110kV线 篇2

编写：

审核：

批准：

广西建设工程有限公司、12

2004

110kV野风线电缆施工方案

一、工程概况：

1、本工程为柳州市城站路后段跨龙屯立交桥110kV野风线架空线路改电缆工程。线路长460米。线路起于新风变110kV野风线进线构架，终至柳邕路口南站口新#34塔。电缆型号为ZR-YJLW02-1×500。

2、在南站口#34塔约8米处新立一基新#34耐张塔并接通110kV野风线电缆头，新立塔处加接地网与原#34塔地网相连，线路沟通后，拆除旧野风线上#34塔。

3、电缆下塔后敷设于新建电缆沟内，电缆施工完后，沟填中砂覆盖电缆。在电缆下塔处考虑留裕量。

二、组织措施：

1、施工负责人：黄

***

2、技术负责人：罗

3、安全负责人：程

4、工程负责人：梁

5、施工班组：广西线路II项目部

三、停电前工作安排：

1、敷设110kV野风线电缆及光缆，敷设完毕检查110kV电缆PE层完好性，并要求监理、局有关部门、施工方会签；时间4天

2、新风变门杆下及南站口新#34塔架设电缆头平台；时间3天

3、制作电缆终端头并试验；时间5天

四、停电工作安排：

野风线停电：

① 停电范围：110kV野风线线路（新风变143至野岭变157）

② 停电时间：2004年12月25日－2005年1月6日（8：30－19：30）③工作安排：

1、在南站口#34塔约8米处新立一基新#34耐张塔，在新#34耐张塔处开断并拆除野风线旧#34塔至新风变终端塔架空导线；

2、开断野风线#34塔架空光缆与新敷设光缆对接下地；（调度）

3、开断并拆除野风线终端塔至进线门架导线；

4、开断野风线终端塔架空光缆与新敷设光缆对接；（调度）

5、搭建新风变143进线门架及新#34塔电缆头平台；

6、电缆整体试验并通过验收，拆除电缆头平台，恢复野风线线路送电；

五、技术措施：

1、严格按设计图纸、验收规程施工。

2、所使用的工具器应符合安全使用要求，紧线钢丝绳使用φ11的钢丝绳。

3、敷设电缆前进行外观检查，并做PE层绝缘试验，最终以厂家电缆使用技术条件为准。

4、电缆敷设前应对野风线电缆与变电站构架进线相序一致，并做好记录。

5、电缆的最小弯曲半径为20D，2米以上。

6、电缆敷设时，电缆应从盘的上端引出，不应使电缆在支架上及地面摩擦拖拉，每3—5米放置直线电缆滑车一个。电缆上不得有铠装压扁、电缆绞拧、保护层折裂等未消除的机械损伤。

7、电缆在过转角、穿管前，应提前采用慢速牵引，并在管口放置胶垫。

8、在电缆沟敷设完每一相电缆后,立即把电缆放在电缆支架上后,才进行下一相电缆敷设。

9、用机械设电缆时的最大牵引强度宜符合规范中表5.5.10的规定。

10、机械敷设电缆的速度不宜超过15m/min。

11、机械敷设电缆时，应在牵引头与牵引钢缆之间装设防捻器。

12、敷设电缆前清扫工作场地，牵引过程中电缆严禁触地。

13、电缆敷设时应排列整齐，不能交叉，并及时装设标志牌，20米设一块。

14、电缆敷设完毕后，应及时清除杂物，电缆沟须盖好盖板。必要时，尚应将盖板缝隙密封。

15、制作电缆场地须搭设简易工棚，要求达到防雨、防潮、防尘，以确保在良好的环境下制作电缆头。

16、电缆头接头应接触紧密、可靠，各带电体对杆身及各接地体达到安全距离。

六、安全措施：

1、施工前应开好工前会，做好安全、技术、任务三交底。

2、工作人员进入施工现场，严格按《安规》、《建规》、《十大禁令》及各项安全条例要求进行施工。

3、停电施工时在得到施工负责人停电通知后，分别在三相导线验电挂接地线，并做好安全措施后才能通知工作人员工作。

4、严格执行工作票上所列的安全措施及停电范围进行工作。

5、进站施工应按规定办理有关进站手续，并遵守站内各项规定，不能误碰、乱碰，做到文明施工。

6、杆上工作人员戴好安全帽，系好安全带，保护绳，并设专人监护。进入施工现场，工作人员一律正确佩戴好安全帽。

7、紧线时紧线钢丝绳内角侧禁止站人。

8、施工时，施工人员应做到思想集中，严肃认真，团结协作，听从指挥。

9、施工完毕，拆除临时拉线，接地线。停电施工完毕应检查杆塔、线路上没有危害送电的金属物及杂物，人员已全部下杆后，方可通知调度恢复送电。

七、工程施工危险点

1、钢管塔上安装电缆头

危险点：电缆敷设上塔，搭建电缆平台物品坠落伤及电缆，高空电缆头作业时，物品发生坠落；

采取的安全防范措施为：

电缆敷设上塔，搭建电缆平台作业时，用胶垫队电缆进行保护，高空电缆头作业时，对电缆附件进行统一归放，施工人员检查安全用具是否可靠，设专人监护；

2、试验

危险点：在做升压试验时，易发生试验过压造成击穿电缆；在做整组试验时，易发生误跳回路；

采取的安全防范措施为：

试验时，两端电缆均拆开，暂不接线，两端应用绝缘胶布包扎好，保证足够的安全距离，固定在不被碰到的地方。按电缆试验规程对相应电缆进行试验，保护整组试验时，检查间隔保护回路是否隔离；

八、设备、材料装卸措施：

1、材料装车严禁易碎、易损品互压，材料堆放应遵循下重上轻的原则。

2、使用吊车装卸电缆线盘时，禁止人员站在吊物及吊臂下。并设有专人指挥，信号统一。

九、质量要求：

1、按照《110kV~500kV架空电力线路施工及验收规范》及设计规范施工、验收。

110kV线 篇3

随着电网结构不断优化, 供电可靠性不断增强, 线变组接线方式因为具有投资少、操作简便、易于扩建等优点, 成为了现在新建110kV无源终端变电站的主流接线方式。在总结其原理和特点的基础上, 对现行的线变组接线方式进行改进, 增强其优点。

2 线变组接线方式特点

2.1 线变组接线的基本构成

1) 一次电气设备构成:

线变组接线即110kV线路通过线路断路器与110kV主变压器直接连接, 形成独立的接线单元, 中间没有110kV母线或者110kV母联断路器等设备, 10kV母线由主变10kV侧断路器供电。这种接线包括的一次电气设备主要有110kV线路、110kV线路侧隔离开关、110kV线路断路器、110kV主变侧隔离开关、主变10kV侧手车式断路器和10kV母线等。此外, 110kV线路侧配有线路电压互感器, 相应的断路器和隔离开关两侧都配有接地开关 (10kV手车式断路器因为不需要除外) , 10kV母线段间有母联断路器。

2) 继电保护配置:

线变组接线方式中, 110kV主变压器按常规配置有电量、非电量保护。110kV线路断路器一般不专门配置线路保护, 其保护功能由110kV主变的高后备保护代为实现。10kV母线一般不专门配置母差保护, 其保护功能由110kV主变低压侧快速后备保护代为实现。10kV母线配置有动作于主变10kV侧断路器和10kV母联断路器的备用电源自投装置。

2.2 线变组接线的基本工作原理

1) 潮流输送原理:

线变组接线110kV变电站的潮流流向是110kV线路——110kV主变——10kV母线。站内多台主变分列运行, 10kV侧每台主变向一段或并列运行的多段母线供电, 不同主变供电的母线段分列运行, 中间的母联断路器处热备用状态。根据需要, 也可以在主变低压侧配置两台10kV断路器同时向两段10kV母线供电, 但相应的需要分别给每台主变低压侧断路器配置专门的主变低后备保护。

2) 保护动作原理:

110kV变电站的故障点区域一般可由110kV线路断路器和主变10kV侧断路器划分为110kV线路、主变区域内及主变本体、10kV母线三块。

a.当110kV线路发生故障时, 线路电源侧保护动作, 跳开110kV线路电源侧断路器, 切除故障线路。如110kV线路或主变高压侧发生接地故障且主变110kV侧中性点直接接地, 则主变高后备零序保护也会动作跳开110kV线路本侧断路器。同时相应10kV母线段备自投装置动作, 跳开主变10kV侧断路器并合上分列运行母线段间处热备用的母联断路器, 保持10kV侧正常供电。

b.当主变主保护 (纵联差动保护、非电量保护) 区内或主变本体发生故障时, 根据故障类型, 主变相应纵联差动保护和非电量保护动作, 跳开110kV线路断路器和主变10kV侧断路器, 切除故障主变。同时相应10kV母线段备自投装置动作, 跳开主变10kV侧断路器并合上分列运行母线段间处热备用的母联断路器, 保持10kV侧正常供电。

c.当10kV母线发生故障时, 主变低压侧快速后备保护动作, 跳开110kV线路断路器、主变10kV侧断路器和相应并列运行10kV母线段间的母联断路器, 切除故障母线段, 并闭锁相应备自投装置, 使跳开的母联断路器不再合于故障母线段, 主变高后备同时也作为10kV母线后备保护。如果非故障母线段失压, 则其母线段备自投装置动作, 合上分列运行母线段间处热备用的母联断路器, 保持非故障母线段正常供电。

3 改进型线变组接线方式特点

3.1 改进型线变组接线的基本构成

改进型线变组接线, 是在原接线方式的基础上进行简化, 去掉110kV主变侧隔离开关及其两侧的接地开关, 基本接线如图2所示:

同时, 因为断路器配置没有变化, 所以继电保护配置与原线变组接线的配置相同。

3.2 改进型线变组接线的基本工作原理

断路器配置和继电保护配置较原方式没有变化, 所以改进型线变组接线的潮流输送原理和保护动作原理与原线变组接线的原理相同。

4 两种线变组接线方式比较

4.1 可靠性比较

1) 供电可靠性比较:线变组接线的110kV变电站内, 各台主变互为备用, 只要有一台主变正常运行, 就能保证所有正常10kV母线段的正常供电。因为断路器配置和保护配置不变, 改进型线变组接线也具有同等的供电可靠性。

2) 设备功能完整性比较:在线路变压器组接线方式下, 110kV线路断路器、主变10kV侧断路器和主变的任何一个设备需要停电时, 电流传递回路都将被断开;同时, 按照《南方电网公司电气操作细则》规定, 主变需要停电时, 断路器操作顺序是由低压侧到高压侧, 即线变组接线方式的主变高、低侧断路器都会被顺序断开, 送电顺序则相反;据此, 若高压侧断路器需要停电时, 等同于主变停、送电。即在线变组接线的110kV变电站内, 当有110kV线路或主变的相关设备需要停电检修时, 整个线变组接线单元必须全部停电, 主变所供负荷倒由其他主变供电。

3) 和原线变组接线相比, 改进型线变组接线由于没有110kV线路断路器的主变侧隔离开关, 少了一个明显开断点和两把接地开关。但由于检修工作要求整个接线单元停电, 110kV线路断路器、线路侧隔离开关和主变10kV侧断路器断开、断路器手车拉出至检修位都是可靠的明显断开点, 缺少的接地开关通过在主变110kV侧桩头上装设三相短路接电线替代后同样能满足相应安全措施的要求。同时因为改进型线变组接线断路器配置不变, 潮流输送原理相同, 所以和原接线方式相比, 改进型线变组接线的设备功能完整性并未降低。

4.2 安全性比较

1) 保护动作正确性比较:

因为改进型线变组接线方式因为断路器配置不变, 所以保护配置和动作原理较原接线方式没有变化。当110kV线路、主变区内及主变本体或者10kV母线出现故障时, 保护都能够正确动作, 切除故障。所以, 改进型线变组接线方式具有与原接线方式同等的保护动作正确性。

2) 日常运行与操作的安全性比较:

和原接线方式相比, 因为少了一把隔离开关和两把接地开关, 所以在进行停送电的操作时, 改进型线变组所需要的操作项数更少, 同时也避免了主变110kV侧带负荷拉合隔离开关的可能性, 提高了运行和操作的安全性。

4.3 经济性比较

1) 建设成本比较:

和原接线方式相比, 改进型线变组接线方式精简了一把隔离开关和两把接地开关。现在新建110kV变电站的主流是配置2～3台主变, 那么每新建一个110kV变电站或者技改一个原线变组接线方式的110kV变电站就能减少2～3把110kV隔离开关和4～6把110kV接地开关的投资成本, 经济性非常可观。

2) 日常运行与维护检修比较:

同样因为精简了一把隔离开关和两把接地开关, 日常的相关运行维护工作和每年的检修工作都有所减少, 提高了运行维护和检修的经济性。隔离开关触头发热、操作机构卡塞等是变电一次设备常见、高发的缺陷, 改进型线变组在降低设备缺陷发生率, 减少维护检修工作量方面的优点也是显而易见的。

5 结束语

综上所述可以看出, 改进型线变组接线无论是在可靠性、安全性还是经济性上都比原线变组接线更为优越。在国家大力进行电网建设的今天, 改进型线变组接线是非常值得推广应用的。

参考文献

[1]张保会, 尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2005.

110kV带电方案 篇4

编写:

审核:

批准：

一、工作概述

本次倒送电是从xxx220kV变电站通过利房线110kV线路上送至我站。通过线路侧断路器送至我站110kVGIS母线乃至#1主变降为35kV，由35kV 配电室3个出线间隔分配给3条集电线路电缆将电源送到各个风机，完成各风机调试后，沿该回路可申请上网送电。站用电由所用变将35kV降为400V送至低压配电室以满足变电所所用负荷的需要。

xxx风电一期工程安装工程为终端110/35kV变电所, 主变1台，容量50000kVA，110kV出线1回，110kV单母线接线方式；近期建设为一回110kV变压器接线，低压侧为单母分段接线，二期分别建设1段35kV母线，本期建设1段35kV母线3回35kV出线。1#主变35kV侧进线1回，35kV所用变1台（容量为400kVA）, 35kV配置1组动态无功补偿装置，补偿容量为12Mvar，该组动态无功补偿装置有一面进线开关柜，配置有SVC开关柜测控保护装置。

工作段400V系统主接线为单母线分段接线，其中1#所用变低压侧开关柜1面，2#所用变低压侧开关柜1面，联络开关柜1面。

直流系统采用220V电压，单母分段接线，两段母线间配有隔离开关，每段母线接一套高频开关整流充电机装置。每台充电机装置分别由两路400V交流电源供电。直流系统装设一组容量为200Ah, 蓄电池单体2V，共104节蓄电池。

二、带电前的准备及应具备的条件

1、送电范围内所有工作全部结束，并经相应质检部门验收合格。

2、所有一次设备的相序及相色标识正确。A、B、C相电缆应正确接入对应变压器的A、B、C相。

3、检查变压器的相位，必须与电网相位一致。

4、受电范围内的所有开关柜正确标识，而且醒目，以防止误操作事故。

5、所有保护装置已经按调度下发正式的保护定值单（110kV线路保护、主变保护、35kV保护以及400V保护定值）进行整定，传动试验完毕, 保护动作正确、可靠，以防止继电器保护事故的发生。

6、与线路保护联调已完毕，且动作正确可靠。

7、远动系统已完善,所有开关都能够通过操作站正常操作,且显示正确(开关量、电流、电压等)。

8、受电区域内电气设备全面清扫完毕，卫生符合要求、照明充足。

9、受电区域内建设单位已经准备有足够的消防器材。

10、蓄电池运行正常,能够提供稳定的操作及合闸直流电源；逆变电源运行正常，能够保证后台微机正常工作。

11、检查#1主变压器电压分接开关应该放在规定的档位上，且该档位的直流电阻已经测试合格；检查#1所用变电压分接开关应在要求的位置上。

12、变电站通讯系统应该完善。以便于与调度及时联系。

联系人：xxx

13、xxx风电一期安装工程35kV段所有馈线的开关、母线电压互感器、所用变、接地变、SVC都应置于检修位置上（航空插头取下、小车于试验位置），工作电源进线开关应置于试验位置，以防止开关设备事故。

14、检查400V工作段两个进线开关断开并处于检修位置。15、35kV工作段各馈线开关柜开关在断开位置,并做好明显标识，已接有电缆的开关柜挂“有人工作，禁止合闸”标示牌，以防止发生触电人身伤害事故。

16、变电站内电气设备所接临时施工用电拆除，恢复正式接线。

17、检查所有二次控制回路的控制电源开关完好，且在断开位置。

18、检查所有带电设备的防火及封堵完好，盘柜门及变压器门均应锁好，以防止火灾事故。

19、测试所有将要带电设备（变压器、电缆、母线）绝缘电阻已经合格。20、站内所有操作由临时指挥部负责，严格按照调度命令执行。

21、站内所有工作完毕,施工人员撤出站内。

三、送电步骤及操作

（一）#1主变受电

1、检查变电所400V配电室应正常、将#1主变端子箱电源、#1主变风冷电源、#1主变有载调压电源、#1主变中性点电源、合上开关把手。

2、送上#1主变端子箱电源，检查#1主变冷却风机，确认风机转向正确。

3、正常后将风机切换至“风机手动启动位置”。

4、投入#1主变110kV中性点接地刀闸。根据厂家技术要求，调整保护间隙为120ｍｍ。

5、投入#1主变110kV线路保护屏的二次交、直流控制电源和打印机电源。

6、投入#1主变110kV线路保护屏相关保护压板。

7、检查1#主变110kV线路保护屏保护的光纤通道通信良好。

8、投入#1主变保护屏的交、直流控制电源和打印机的电源。

9、投入#1主变保护屏的相关保护压板。

10、检查#1主变远传通信通道正常。

11、向调度汇报“xxx风电一期工程#1主变已准备就绪，可以受电”。12、110kV线路送电

12.1检查#1主变绝缘良好，档位在要求的位置上。12.2 核对各保护屏装置保护定值已经按地调下发的通知单整定好，而且传动试验已完毕，正确无误。而且投入相应的保护。

12.3 根据调度具体要求依次拉开GIS室110kV进线接地刀闸，合上隔离开关。

12.4接调度命令，合上进线断路器，对xxx风电一期工程GIS室母线进行冲击。

12.5冲击正常后,拉开110kV进线断路器，拉开PT间隔接地刀闸。12.6合上电压互感器隔离开关,对GIS室母线进行第二次冲击,在二次侧检查电压,相序是否正确。

12.7 根据调度具体要求依次拉开GIS室主变进线接地刀闸，合上隔离开关。12.8接调度命令，合上主变进线断路器，对xxx风电一期工程#1主变进行冲击。

12.9对#1主变进行冲击试验5次，前两次持续15分钟, 间隔时间15分钟。

后三次每次持续5分钟，间隔时间5分钟。停送电接调度通知。12.10主变第二次冲击后在PT端子箱电压空开上侧，测量电压应正确，检查相序并记录。

（二）35kV段受电

1、对1#主变进行冲击试验5次应无异常现象。

2、冲击变压器时，35kV配电室派专人把守，变压器周围由专人看守。与送 电无关人员禁止靠近，做好相关的安全措施。

3、检查35kV段工作电源进线开关柜带电显示器显示正确，仪表指示正确。

4、第5次冲击过后，检查35kV段进线开关，然后将进线开关送至试验位置。插上航空插头，合上控制、合闸电源。就地/远方操作方式开关投至“远方”位置。

5、与控制室联系在试验位置操作35kV进线开关，应正确可靠。然后将35kV进线开关送至工作位置。

6、检查35kV段母线电压互感器柜，插上航空插头，合上控制电源、将小车送至工作位置。

7、插入电脑钥匙。在远方合上35kV段工作电源进线开关。

8、测量35kV段电压互感器柜PT电压在各处电压应正确，检查相序并记录。

（三）接地变受电

1、检查接地变绝缘良好，组合柜盘门已经关好。

2、然后再检查接地变压器柜开关，送至试验位置。转换开关投向“远方”位置。给上控制、合闸电源。

3、在试验位置远方操作接地变压器柜开关，应正确可靠。然后送至工作位置。

4、插入电脑钥匙，在远方合上接地变压器柜开关，对接地变压器进行3次冲击试验，每次持续5分钟，间隔5分钟。

（四）所用变受电

1、检查#1所变绝缘良好，档位在要求的位置上。组合柜盘门已经关好。

2、然后再检查#1所用变压器柜站用变高压侧开关，送至试验位置。转换开关投向“远方”位置。给上控制、合闸电源。

3、在试验位置远方操作1号所用变开关，应正确可靠。然后送至工作位置。

4、插入电脑钥匙，在远方合上1号所用变开关，对所用变压器进行3次冲击试验，每次持续5分钟，间隔5分钟。

5、冲击完毕，在400V工作段1#所用变检查电压,相序是否正确。

6、将400V工作段1#所用变进线开关检查好，给上控制电源。合上400V工作段1#所用变进线开关。

四、安全措施

1、操作人员应明确分工，听从指挥，各司其职。

2、操作人员及监护人员必须熟悉系统，严格按照此方案进行操作。

3、开启各屏柜门，应使用专用钥匙和工具，以保护设备。

4、坚持文明施工，注意成品保护。

5、攀爬瓷套管时，必须使用电工安全带，防止安全带的铁环损坏瓷瓶。

6、攀爬变压器时，严禁踩踏电缆、接地母线和电缆槽盒等设备造成变形。

7、带电区域应有明显醒目标志，悬挂标示牌。

8、非操作人员严禁进入带电区域。

9、与生产相关部门联系，在配电室配备足够数量的灭火器。

10、现场配备齐全通讯设备（对讲机）。

11、建议成立现场指挥机构，统一指挥、协调现场工作。

12、带电设备应挂警示牌，设安全围栏，派专人监护并保持安全距离，如有

异常情况应立即汇报，特殊情况可先行处理，事后汇报。

13、严禁一人单独操作及测量。

14、加固栏杆、盖好沟道及洞口的盖板。施工无法完成的项目，应设临时围栏和明显警示标志。

110kV线 篇5

随着城市电网的发展,110kV变电站由超短双回线路供电并肩负着重要供电任务的情形越来越多。为了防止拒动,通常为这些线路配置了光差保护,同时投入常规的距离保护和零序保护。但这种配置方式在运行中存在的超越误动安全隐患往往被忽视,影响了供电可靠性。

1 事故案例

2013年某日,220kV甲站110kV 162线路发生出口A、B、C三相短路故障跳闸;同时,110kV乙站两条进线121、122保护均动作跳闸,因两条进线为全电缆线路,故重合闸退出,造成乙站全站失电。甲站为电源侧,乙站为负荷侧且无其它电源接入,线路长约3.2km,一次接线如图1所示,故障前各开关均在合位。

动作报告显示:乙站西线122保护装置于故障后25ms距离Ⅰ段动作,东线121保护装置于故障后26ms距离Ⅰ段动作,东、西两条线路甲站侧保护均未动作。121、122保护定值整定为:距离Ⅰ段0.04Ω,时间0。

东西线配置保护均为光纤差动保护、3段式距离保护和4段式零序保护。故障时,东线和西线电流大小基本一致,小于1.5A;121、122测得电压一致,小于3V;同一线路甲站和乙站电流相位相反,装置计算出的差流接近于零,具有典型的区外故障特征,差动保护正确不动作。

2 原因分析

目前,系统内常见保护装置的距离保护用工作电压均为:

UOPφ=Uφ-Iφ×ZZD

式中,Uφ为测量电压;Iφ为测量电流;φ为A、B、C、AB、BC、CA;ZZD为整定阻抗。

UOPφ的相位与Ⅰφ、Uφ的大小、相位紧密相关,其与极化电压(即参考电压)的相位关系决定了保护是否动作。当系统与线路阻抗比值较大或线路较短时,在线路末端故障和整定点处故障两种条件下,故障电压、电流之间的区别会很小,对整个电压、电流采样回路(包括现场TV、TA及其二次回路和保护装置AD采样回路)要求非常高,该误差不能保证距离Ⅰ段5%的误差要求,可能导致距离保护Ⅰ段发生超越或缩范围。弱馈侧(等效系统阻抗非常大)在正方向区外故障时受此影响尤为明显。由于整个电压、电流采样回路存在绝对误差(包含幅值误差和相位误差),并且测得的电流、电压越小,其相对误差就越大,因此工作电压UOPφ相位误差较大,若装置原理对此类情况无特殊处理,则易造成Ⅰ段距离保护超越。本文的事故案例即为此种情况。

3 可能产生的后果

超短双回线并列运行,分别配有保护BH1、BH2、BH3、BH4,各保护装置距离Ⅰ段投入,如图2所示。

(1)K1点故障时,BH3、BH4保护快速正确动作,但BH1保护可能超越误动,造成单回线故障双回线均动作,使负荷端变电站全站失电。

(2)K2、K3、K4处故障时,BH1和BH3保护可能超越误动,造成负荷端变电站全站失电。

(3)K5点故障时,BH2和BH4保护可能超越误动,造成负荷端变电站全站失电。虽然BH2和BH4处于弱馈端甚至无任何电源,且中性点不接地,但在K5点故障时仍有可能流过一定电流。

综上所述,有必要对110kV超短双回线路保护距离Ⅰ段和重合闸进行调整,以确保故障快速切除的同时保证供电可靠性。由于电源侧与弱馈侧、架空线路与电缆线路性质各有不同,因此相应的整定方案也应有所差异。

4 解决对策

一种简单的解决方法是在线路短于5km或系统与线路阻抗比值大于30时退出线路两侧保护距离Ⅰ段。其缺点是在光纤保护因故退出又发生线路出口故障时可能没有快速保护动作,对设备和系统冲击大。另一种方法是根据每条线路实际情况计算距离Ⅰ段的可靠系数来防止超越,但实施起来较复杂。为此,在实际运行中可采取以下方案。

方案1:将弱馈侧(负荷侧)距离Ⅰ段退出,保留电源侧距离Ⅰ段,并取0.2～0.3s延时。正常运行时,本线路区内故障主要依靠光差保护切除;相邻线路或设备故障时,相邻线路或设备的主保护无延时切除故障,本线路距离Ⅰ段靠延时躲过区外故障来避免超越。光纤保护退出运行时,需调整运行方式,将双回线路分列运行。此时若发生区内故障,弱馈端虽无距离Ⅰ段保护,但故障电流较小,延时切除危害性不大;若电源侧发生出口相间短路故障,则因距离Ⅰ段有一定延时,故线路无快速保护跳闸。

方案2:在方案1的基础上增设一套特殊保护定值,即投电源侧距离Ⅰ段而不加延时,在光纤保护退出时投入。这样,双回线并列运行时距离Ⅰ段不会超越,双回线路分列运行且光纤保护退出时,电源侧出口故障仍有快速保护。其缺点是,对于备用定值、特殊定值较多的回路,此方式实施较为复杂,容易出错;需到现场更改定值,增加工作量。

方案3:分架空线路和电缆线路进行介绍。

架空线路:将弱馈侧距离Ⅰ段退出,电源侧距离Ⅰ段投入且不带延时;线路两侧重合闸均投入,电源侧重合闸方式为检线无压、母有压方式以及检同期方式,弱馈侧重合闸方式为检母无压、线有压方式以及检同期方式。光纤保护退出时无需调整定值,出口短路有快速保护。当距离Ⅰ段发生超越时,靠重合闸弥补。图2中K1和K5处故障时,重合闸方式保证了无故障线路保护不会重合于故障;K2和K4处故障时,由于母差保护或主变保护跳闸后一般不投重合闸,且会闭锁相关线路断路器重合闸,因此也可以保证无故障线路保护不会重合于故障。但对串供线路而言,K3处发生永久性故障时,若BH5先于BH1、BH3重合,则BH1、BH3重合于故障再次跳闸(距离Ⅰ段和加速距离Ⅱ段);若BH1、BH3先于BH5重合,则BH1、BH3会再次感应到故障而跳闸(距离Ⅰ段)。对于电缆线路,因电源侧不能投重合闸,故当距离Ⅰ段发生超越时,不能靠重合闸弥补,若线路保护装置不能区分线路有压方式,则可能导致全部重合闸均不成功。因此,该方案具有明显的优点,但同时对适用场合有限制。

电缆线路:将弱馈侧距离Ⅰ段退出,重合闸投入(检母无压、线有压方式以及检同期方式);保留电源侧距离Ⅰ段,取0.2～0.3s延时,退出重合闸。按DL/T 584—2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》要求,电缆线路重合闸一般应退出,但此方式并非最优。为避免电缆线路负荷端保护超越动作或开关偷跳失电,电缆线路也可将负荷端重合闸投入,只需保证不重合于故障即可。因此,重合闸投入方式整定为检母无压、线有压方式以及检同期重合闸方式。两种方式均保证线路有压,说明线路无故障。

方案4:对于弱馈端,保护原理增加一闭锁电流,在测量电流小于In(或根据具体情况适度调整,In为TA或线路额定电流)时闭锁距离Ⅰ段。这样,在前述方案的基础上,弱馈端距离Ⅰ段不再退出,能取得更优的保护性能,运行方式也有更大的灵活性。

上述方案各有优缺点和适用场合。当光差保护退出而电源侧距离Ⅰ段设延时动作时,还需校验相关设备短路电流承受能力及对系统稳定的影响。例如,某地区电网某220kV变电站有4回110kV全电缆线路,距离Ⅰ段设延时0.3s。在最大运行方式下,该站110kV母线故障时的短路电流为15.5kA,变压器110kV侧总路及4回出线的断路器和刀闸均能承受31.5kA、3s的短路电流;根据GB 1094.5—85《电力变压器第五部分承受短路电流的能力》规定,用于计算变压器承受短路耐热能力电流的时间为2s。因此,当光纤保护退出,线路出口短路通过距离Ⅰ段延时0.3s动作切除时,符合上述设备承受短路电流能力的要求。根据系统稳定分析结果,该站110kV母线发生三相故障时保持电网稳定运行的时间限值远大于0.3s,不会引起稳定问题且有相当大的裕度,故其整定方案可行。

5 结束语

超短双回线除应考虑拒动问题外,还应重视超越误动的问题,以提高供电可靠性。由于架空线路与电缆线路、电源侧与弱馈侧、终端线路与串供线路特点各不相同,因此计算定值时,应具体情况具体分析,巧妙应用保护动作时间及重合闸方式来选取最优方案。

参考文献

[1]DL/T 584—2007 3~110kV电网继电保护装置运行整定规程[S]

[2]GB 1094.5—85电力变压器第五部分承受短路电流的能力[S]

110kV线 篇6

1. 工程简介

南宁变至邕州变500kV送电线路工程 (以下简称南邕线) 是广西电网建设的重点工程。本工程为双回500kV送电线路, Ⅰ回线路全长60.823km, Ⅱ回线路全长61.529km, 其中双回路共塔段为59.319km。全线共用铁塔161基 (双回路147基, 单回路14基) 。其中SZT2、SZT3、SZT4、ZB11直线塔123基, SZJ10直线转角塔5基, DJ11、JG301、JG302、JG303、SJT1、SJT2耐张转角塔33基。线路导线为4×LGJ-400/35钢芯铝绞线, 地线一根采用GJ-80镀锌钢绞线, 靠近变电站采用LBGJ-80-33AC铝包钢绞线, 另一根采用OPGW-130。

2. 南邕线跨越沙明线情况

(1) 新建的南邕线27#～47#放线段 (约7.2km) 31#～32#档跨越110kV沙明线 (以下简称沙明线) 34#～35#。牵张段情况见表1。

(2) 500kV南邕线31#～32#档跨越110kV沙明线34#～35#档的平断面示意图见图1。

(二) 施工基本方法

沙明线停电施工, 前在31#塔第2个平台 (距地面16m) 安装固定1根□500×26m的抱杆, 在32#塔下的山坡挖4个地锚;沙明线停电后在抱杆与地锚间架设承托绳 (迪尼玛高强度绝缘绳连接成) , 然后在沙明线上方的承托绳上进行封网, 封网好后, 再申请沙明线恢复送电和对500kV南邕线27#～47#进行张力架线施工;架线施工结束后, 对沙明线停电进行拆网, 拆完网后, 再申请沙明线恢复送电。见图2。

(三) 沙明线停电计划

沙明线计划停电封网时间为:2007年__月__日至2007年__月__日, 共停电2天。

每天停电时间:08:00～17:30, 晚上按时恢复供电。

沙明线计划停电拆网时间为:2007年__月__日至2007年__月__日, 共停电1天。

停电时间:08:00～17:30, 晚上按时恢复供电。

(四) 停电前的准备工作

1. 技术负责人向全体施工人员进行技术和安全交底, 明确施工要求, 准备好封网所需的材料。

2. 向运行单位提出停电申请, 同意后填写停电申请票。停电申请票获批准后, 填写停电工作票。

3. 张力架线期间申请沙明线退出自动重合闸装置。

4. 在现场测出锚桩位置 (见图7、图8) , 使拉线对地夹角在45°～60°间, 地锚埋深1.8m。

5. 在铁塔上的抱杆横梁两端跨越档外侧挖好地锚坑并埋设好地锚, 在抱杆横梁两端的跨越档内侧各打两组二联桩。

6.31#塔□500×26m抱杆的安装 (见图3) 。 (1) 在地面将□500×26m抱杆组装好 (采用3m+4m+4m+4m+4m+4m+3m组合) , 并把承托绳的承载滑车安装好。 (2) 把起吊用的滑车悬挂在铁塔的横担上, 牵引系统通过滑车与地面抱杆的起吊钢丝绳相连, 两吊绳的夹角不得超过120°。 (3) 当抱杆起吊到铁塔第2个平台上, 把抱杆的φ12.5悬吊钢丝绳收紧 (抱杆两端各用2根悬吊钢丝绳) , 将铁塔上的抱杆调整水平并绑牢, 抱杆靠铁塔处均用ф12.5钢丝绳绑牢。钢丝绳与抱杆的绑扎要绕过整根抱杆, 抱杆与铁塔用钢丝绳绑处要用麻袋等垫好。 (4) 把抱杆的固定钢丝绳拉至地面 (跨越档外侧的拉线通过6t葫芦) 与锚桩相连并调紧。 (固定钢丝绳的布置参见图7、图8)

7.承托绳由ф12迪尼玛组成。停电前, 在南邕线32#塔下摆放好准备跨越的12条ф12×400m迪尼玛绳, 其中, 四条迪尼玛绳作承托绳, 8条迪尼玛绳作张力放线导引绳。跨越封顶网施工完毕后, 作承托绳用的迪尼码绳, 一端固定在31#铁塔抱杆横梁上, 另一端固定在32#塔下面的地锚上;作为张力放线用的迪尼码绳和南邕线31#后侧、32#杆前侧已提前展放好并升空导引绳构成南邕线27#～47#张力放线段导引绳。

(五) 停电后施工操作步骤

1. 施工负责人的接到110kV沙明线的停电通知后, 方可安排人员登上沙明线34#杆验电。在确认沙明线无电后, 分别在沙明线34#、35#杆上作好三相导线短路临时接地。接地装拆顺序:安装时先装接地端, 后装导线端;拆除时, 先拆导线端, 后拆接地端。

2. 在32#塔底下调好专用放线火箭炮方向, 火箭方向要偏差31#塔10m左右, 点然火箭, 火箭筒飞出时带一根ф2的高强度尼龙线翻越过110kV沙明线, 如图4。

3.施工第一步骤:用ф2尼龙绳带一条ф6迪尼玛绳从南邕线31#塔跨越沙明线到达32#塔;第二步骤:用ф6迪尼玛绳带一条ф12迪尼玛绳 (承托绳) 和一条ф6迪尼玛绳从32#塔跨越沙明线拉到31#塔;第三步骤:用ф6迪尼玛绳带一条ф12迪尼玛绳 (作张力放线导引绳) 和一条ф6迪尼玛绳从32#塔跨越沙明线拉到31#塔, 第三步要重复四次, 因为南邕线是双回路塔, 一边塔有三相导线和一条地线, 即四条导引绳;第四步骤:用ф6迪尼玛绳带一条ф12迪尼玛绳 (承托绳, ) 和一条ф6迪尼玛绳从32#塔跨越沙明线拉到31#塔;第五步骤:用ф6迪尼玛绳带一条ф6迪尼玛绳 (作施工用, 即另一边网施工引线) 和两条ф14锦纶绳 (拉网及固定网) 从32#塔跨越沙明线拉到31#塔。完成一边网骨架施工。施工步骤图如图5 (1) → (2) → (3) → (4) → (5)

4.在32#侧用机动绞磨收紧承托绳, 使承托绳升空至距离沙明线地线4m。用葫芦将4条钢承托绳锚在32#塔下的4个地锚上。作为张力放线用的迪尼码绳, 跨过110kV沙明线后, 立即和27#～31#和32#～47#已展放并升空的导引绳连成一体, 并采取牵引措施, 让它升空。

5. 封顶网的规格为2×8m (宽×长) , 每相使用两张网, 边绳为ф12, 网格绳为ф6, 网边缘每隔2m设有一个环扣, 网与网之间用环扣连接用。环扣可用安全带上的绳扣代替。

6. 在31#塔下面铺2张10×20m的编织布用来展放封顶网。

7. 把编织布铺在地面上后, 将封顶网在编织布上面展开, 再将两张网连接好。把环扣预先安装在封顶网挂耳处。

8. 把所有的环扣、绑扎细绳都必须与ф12的边绳相连, 不得绑在ф6的网绳上。

9. 在抱杆上悬挂小滑车, 用绳索把封顶网拉到抱杆上和承托绳处进行安装。安装封顶网时, 抱杆与每条承托绳连接处应有2名高空人员, 一人的负责安装环扣, 另一人员负责帮助将封顶网提上去。

1 0. 在32#塔方向上通过锦纶绳 (封顶网前后都连接有ф14锦纶绳, 必须确保ф14锦纶绳与封顶网的边绳连接牢固) 把已挂好的封顶网拉到被跨越电力线上方, 一边挂一边拉, 两边要配合。见图6。

11.封顶网拉到位后完全张开 (封顶网中心位置对应被跨越线路中心) , 将连接在封顶网前后两端的ф14锦纶绳固定在抱杆、地锚上, 封顶网与带电线路的架空地线距离不小于2.0m。如不满足, 则收紧承托绳, 使封顶网与带电线路的架空地线距离增大至要求的距离。

12.检查施工现场、拆接地线、恢复送电。跨越架施工完成后, 应对现场进行检查, 确认无误后, 由专人拆除接地线, 接地线一经拆除, 线路即视为带电, 任何人不得再登上110kV沙明线。拆除接地线后, 应再次对现场进行检查, 确认接地线已全部拆除、施工人员已撤离后, 由现场施工负责人通知调度, 终结停电工作票。

1 3. 作为张力放线用迪尼码绳两头分别与27#～31#和32#～47#已提前展放并升空的张力放线导引绳连接后, 构成了27#～47#张力放线导引绳。张力放线执行本工程《架线作业指导书》, 张力放线过程中要经常检查跨越架的情况, 确保跨越架在架线施工期间完好。

(六) 回收封顶网

1. 架线施工完成后, 申请110kV沙明线停电进行拆除跨越架。

2. 收封顶网时, 按安装封顶网步骤的逆步骤进行。先收网再收承托绳, 收绳时, 按大绳出小绳跟进, 人工和绞磨配合带一定张力按循序渐进方式收线, 如图9所示。最后剩下四根ф6迪尼玛绳时, 由人工走线方法回收迪尼码绳。

3. 收绳时应缓收缓松带一定的人工张力, 防止承托绳碰到110kV沙明线的避雷线上。

4. 拆网过程中, 杆上、杆下人员要密切配合, 应设专人指挥, 并与杆上人员联络。严防误操作。

(七) 跨越施工工具材料

封网作业的工器具配置见下表

(八) 总结

110kV线 篇7

1 碳纤维复合芯导线的结构与特点

1. 1 碳纤维复合芯导线的结构

碳纤维复合芯导线是最早由美国和日本开发的一种新型导线,主要应用于航天及空间站。它的芯线是由碳纤维为中心层和玻璃纤维包覆制成的单根芯棒,碳纤维采用聚酰胺耐火处理,碳化而成,高强度、高韧性配方的环氧树脂具有很强的耐冲击性、耐抗拉应力和弯曲应力。碳纤维复合材料的比重为钢的1 /4,强度为钢的2倍,线膨胀系数为钢的1 /10。ACCC核心技术是芯棒制造,关键材料是高温韧性环氧树脂。其外层与邻外层铝线股为梯形截面,其结构和常规钢芯铝绞线(ACSR-Aluminum Conductor Steel Reinforced) 基本相同,见图1。

1. 2 碳纤维复合导线技术特点

1) 强度高。一般钢丝抗拉强度1 240 MPa,高强度钢丝抗拉强度1 410 MPa,而ACCC抗拉强度2 399 MPa,分别是前两者的1. 93和1. 70倍。抗拉强度的明显提高可加大杆塔之间的跨距。

2) 导电率高。由于复合芯的强度 足够高,ACCC不再需要铝线承担受力作用,导线可以采用经过退火处理的软铝,导电率更高(普通导线导电率为61% IACS,退火状态的软铝导电率可超过63% IACS,提高3. 28% )。另外,碳纤维复合芯不存在因钢丝所引起的磁损和热效应,在相同负荷下,具有更低的运行温度,从而减少输电损失约6% 。

3) 载流量大。直径基本相同时ACCC的铝截面是ACSR的1. 2倍以上,因此可较大幅度地提高载流量,其铝截面比较见表1。

4) 弧垂小。ACSR温度从26. 1℃增加到183℃时,弛度从236 mm增加到1 422 mm,提高了5倍,而ACCC弛度仅从198 mm增加到312mm,仅提高0. 57倍。ACCC变化量是ACSR的9. 6% ,高温下弧垂不到ACSR的1 /10,因此能有效减少架空线走廊的绝缘空间,提高输电线路的安全性和可靠性。

5) 耐高温。常规导线受软化特性和弛度特性的影响,工作温度为70 ~ 80℃,提高非常有限,提高载流量主要靠加大导线截面来实现; 而ACCC的耐高温和低弛度特性,导线长期工作温度可达150℃,极限温度高达180℃以上。

6) 重量轻。铝导线截面基本相同时ACCC的重量为ACSR的80% 左右。导线重量的减轻对老线路改造而言,原有杆塔的安全性更有保证。其重量比较见表2。

7) 耐腐蚀、使用寿命长。腐蚀是输电线路的一个很大的问题,大气中的有害物质会腐蚀钢芯和铝线,两种不同金属之间也会产生电化学腐蚀,腐蚀会降低导线强度,缩短导线寿命。而ACCC线芯是碳纤维棒,具有较高的耐腐蚀性,与铝线之间不存在电化学腐蚀,较好地解决了常规导线运行的腐蚀问题。

8) 便于施工。ACCC的放线完全可以按常规ACSR的方法进行, 现有的杆塔结构不必改造。金具与常规ACSR基本一样。

2 碳纤维复合芯导线的研发和工程应用

上世纪90年代美国、日本开始研究碳纤维复合芯导线技术,2000年后开始进行验证试验,2004年首先在美国商业运行,美日两国掌握着ACCC的核心技术,他们达成默契,不向第三国转让该技术。在已经取得一定成果的新型复合材料合成芯导线中,以美国复合技术公司( CTC Composite Techonology Comporation) 生产的碳纤维复合芯铝绞线最为典型,商业运行最早,也是商业化最为成功的。江苏远东电缆有限公司2005年与美国CTC合作成立远东复合技术有限公司,该公司推出的JRLX/T型碳纤维复合芯导线2006年起在国内上百条输电线路挂网运行,使我国成为继美国商业运行后,开发应用该技术较早的国家之一。但由于导线的核心部分碳纤维复合芯是由CTC提供,国内无法生产,即使实现国内生产,碳纤维复合芯的原材料、配方、工艺等核心技术也掌握在美方手中,没有自主知识产权,导致ACCC价格较高,阻碍了其在国内大面积推广应用。从2005年开始,国内许多单位开始涉足ACCC的研究,但多数实力单薄,无法完成从研发到生产的全部过程。2009年后一些颇具实力的研发机构陆续取得重大突破,打破了美日两国的技术垄断,为国产ACCC的生产应用扫清了障碍,目前的关键是提高质量和生产规模,将自主知识产权转化为生产力。

3 热石线改造工程主要内容和特点

3. 1 热石线描述

110 k V热石线分三段,线路全长3. 5 km,其中: 第一段220 k V青热变电站至1号塔为电缆线路,电缆为110 k V铜芯YJLW03- 1×800 ( mm)2型,长度0. 3 km; 第二段1号至12号塔为架空线路,导线型号为LGJ - 185 /30型钢芯铝绞线,地线型号为GJ - 50型,长度2. 5 km; 第三段12号塔至石化变电站为电缆线路,电缆为110 k V铜芯YJLW03- 1×630 ( mm)2型,长度0. 7 km。热石线的5号至9号塔与武钢的110 k V冶高一回线路同塔架设。

3. 2 热石线改造主要内容

1) 利用热石线现有杆塔更换导线和地线,将现有LGJ - 185 /30型导线更换为JRLX/T - 185 /28型导线,将现有GJ - 50型地线更换为OPGW 1C1 /24型光纤复合架空地线。更换导线和地线段线路长2. 7 km。

2) 为满足通信要求,在原电缆沟中敷设24芯非金属光缆至两端变电站,线路长度1. 6 km。

3) 在供电公司和石化变电站增加相应的通信和电能质量监测设备。

3. 3 热石线改造施工的特点

1) 交叉跨越多。本项目由于沿途地貌复杂,工程地点位于武钢、青山热电厂和石化厂区,跨越公路5次、房屋19处、大型输送管道13处、水塘3处、树林8次、围墙9次、高架( 输送带等)设施11次、铁路25次、通讯线3次、10 k V线路9条、35 k V线路3条、110 k V线路4条。施工平面布置及跨越图见图2。

2) 工况复杂,协调难度大。跨越的公路、铁路和高压输电线路隶属不同的单位,且不能停运,只能采用吊车顶线、架设防护架或铺设绝缘网(见图3)的方式跨越,需要协调方方面面予以配合,为施工提供方便。

3) 停电时间短,安全防护要求高。热石线只有7天停电时间,与热石线5号至9号塔同塔架设的武钢110 k V冶高一回线路,必须在热石线停电的第二天配合停电3天。其它所跨越的110 k V、35kV、10 k V线路均带电运行,且距离近。因此,线路施工时防感应电措施是施工的安全重点。

4 热石线改造效果

热石线改造的核心是架空导线增容,即将原来的ACSR架空导线更换为相同截面的ACCC,同时解决通信和电能质量监测等历史遗留问题。根据《武汉供电公司城区变电站出线设备允许运行电流管理 办法 ( 暂行)》规定,ACSR/LGJ 185 /30在环境温度40℃时允许载流量为373 A(导线温度70℃),而ACCC /JRLX/T - 185 /28的耐高温和低弛度特性,使得导线长期工作温度可达150℃,载流量为808 A,所以改造后热石线架空导线部分的载流量是成倍提高的,详见表3。

注: 因目前碳纤维复合芯导线为非国标产品,JRLX/T - 185 /28 导线参数为厂家提供的计算载流量。

由于热石线两端是110 k V电力电缆,其中220 k V青热变电 站至1号塔为110 k V铜芯YJLW03- 1×800 ( mm)2型电缆载流量为686 A,12号塔至110 k V石化变电 站为110 k V铜芯YJLW03- 1×630 ( mm )2型电缆,载流量是595A,所以热石线实际载流量应按照三段导线中载流量最小的第三段来控制,即按595 A控制。扩容改造后的热石线可承载油品质量升级二期项目投产后公司的全部用电负荷,并为今后进一步发展留有余量。

110 k V热石线是武汉电网第二条挂网运行的ACCC,虽然导线价格比常规ACSR高3 ~ 5倍,但使用ACCC原有杆塔不需改造,综合造价仍然较低。

5 结 语

110kV线 篇8

1 110k V变电站进线电缆常见故障

110k V变电站进线电缆故障类型较多, 常见的故障主要有:多相或者单相接地、两相间短路故障、多相断线故障、单相断线故障、相间完全短路等, 这些故障的存在制约了110k V变电站运行稳定性。导致110k V变电站出现上述故障的原因主要表现在如下方面。

首先, 110k V变电站进线电缆在进行敷设时存在较大随意性, 线路敷设具体路径不够清楚, 导致进线电缆线路较为混乱。

其次, 部分110k V变电站进线电缆敷设深度较浅, 在日常运行过程中容易受到外界外力影响, 导致进线电缆出现故障。

第三, 部分110k V变电站进线电缆敷设长度较长, 这就增加了进线电缆出现故障的概率。

第四, 110k V变电站进线电缆对于线路绝缘强度要求较高, 在进行线路接头处理时, 对于施工工艺的要求也较为复杂,

第五, 110k V变电站进线电缆在日常运行过程中, 总体负载变化较大, 同时在线路的相间容易出现不平衡的情况, 导致各个相间容易导致发热情况, 这就无形中增加了110k V变电站进线电缆出现故障的概率。

2 110k V变电站进线电缆工程的施工工艺与方法

2.1 110k V变电站进线电缆工作接地施工工艺与方法

110k V变电站进线电缆的工作接地也被称作配电系统接地, 也就是在110k V变电站TNC系统和TNCS系统中, 为了让进线电缆运行满足接地需求所进行的接地施工。

在具体施工中可以采用直流绝缘监测接地、变压器中性点接地、通信电源正极接地等, 这些接地方式可以直接与110k V变电站主线网直接相连, 还可以在其中加入阻抗之后接入到电路中。

对110k V变电站进线电缆进行工作接地的主要目的是为了保证整个110k V变电站系统电位稳定, 可以有效减少电力低压系统进入到高压系统之后形成的过电压危害。

另外, 110k V变电站进线电缆接地能够对电压升高而带来的功效进行有效控制, 确保110k V变电站运行稳定性。

2.2 110k V变电站进线电缆施工过程中电缆参数特性控制

在进行110k V变电站进线电缆施工时应当对电缆参数特性进行针对性控制。在具体操作中, 应全面考虑电容给整个电缆工程带来的影响。110k V变电站进线电缆与传统架空线使用电缆有着较大不同, 其要求的总体间距比较小, 同时110k V变电站进线电缆所使用的绝缘材料的电常数比较高。

在具体施工的过程中应把控如下两个方面。对110k V变电站进线电缆所设置的金属保护套在进行施工时应当选择单相接地, 保证其中没有感应电流出现, 同时进线电缆中正负序阻抗的实际计算应当和架空线类似。

另外, 以金属护套的两端交叉互联或者直接互联接地, 护套内的感应电流于金属护套产生的闭环回路中出现与芯线电流反方向的护套电流, 同时出现护套损耗, 致使线芯的正、负序电阻降低, 而正、负序感抗则上升。此时, 短路电流经过大地部分则忽略不计, 我们可视为短路电流整体都是以金属护套为回路, 零序阻抗最小。

一般可以对110k V变电站进线电缆的零序阻抗进行实测, 若实测条件达不到, 可以对该数值可以使用估算公式进行估算, 但是若110k V变电站使用的是铁磁三相电缆, 在进行这些电缆的零序阻抗计算时则较为复杂, 通常需要考虑所处位置磁场的导磁率。

2.3 110k V变电站进线电缆保护接地施工工艺与方法

110k V变电站进线电缆进行保护接地施工主要目的是为了防止110k V变电站电气设备、配电设备、线路杆塔等部件的金属外壳出现漏电而进行的接地。在具体施工过程中, 110k V变电站进线电缆通常可以采用TN2S接地系统、TN2C2S接地系统、TN2C接地系统、TT接地系统、IT接地系统等。其中采用形式最多的是TT接地系统, 该接地系统的优势是其内部使用的PE线路是直接接地的, 这样110k V变电站进线电缆中外露的设备可以和PE线直接相连, 能够保证110k V变电站中保护开关实现准确动作。

其次, 110k V变电站进线电缆高压系统接地, 在具体施工中, 可以使一个装置或者一组相连的装置通过一根引下线进行独立接地。偶尔需以两根接地线来分别接地, 尤其是具备二次元件的一次装置。通过这些方法, 可以有效预防不良现象, 如二次装置毁坏、出现一根接地线断裂、出现高压电穿身二次回路等。

2.4 110k V变电站进线电缆防雷接地施工工艺与方法

110k V变电站进线电缆避雷接地对于保证变电站运行稳定性有着较为关键作用。在具体施工的过程中, 应当对避雷线、避雷针、避雷带等保护装置进行针对性的规划和设计, 从而保证电流可以直接进入到大地中。相对于传统接地方式, 110k V变电站进线电缆在进行接地时, 应当秉持就近原则, 接地点在进行选择时应当对各类电气设备的距离进行综合考虑。

3 110k V变电站进线电缆工程施工过程中应注意的相关问题

根据先前110k V变电站进线电缆工程施工经验可知, 施工过程使用最多的是钢材, 如果总体施工难度较大, 所含短路电流较高, 在具体施工中可以采用铜材料。为了确保110k V变电站进线导线运行稳定性, 在具体施工中应当做好进线电缆防腐蚀工作。特别是110k V变电站处于腐蚀性较强的环境, 应当对进线电缆进行镀锌, 对进线电缆进行完整的保护。

其次, 还可以增强110k V变电站进线电缆的横截面积, 这个过程中需要考虑到进线电缆施工难度与施工成本。另外, 还可以在进线电缆的表层涂抹防腐蚀涂料, 该种方法价格较为低廉, 施工工艺也较为简单, 但是由于涂料在进线电缆表层时间比较短, 因此, 在进行110k V变电站进线导线的维修时可以适当采用这种方法。

4 结语

综上分析, 影响110k V变电站进线电缆工程施工质量的因素是多方面的, 因此, 这就要求110k V变电站进线电缆工程施工技术人员在具体施工的过程中, 应当从110k V变电站进线电缆工程施工的实际情况入手, 找出影响施工质量的相关因素, 制定出针对性的110k V变电站进线电缆工程施工方案, 更好地确保110k V变电站进线电缆工程施工质量。

参考文献

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110kV线 篇9

1 运行方式

1.1 双主变运行

内桥接线变电站接线图如图1所示, 当主变无工作, 且进线无故障未退出运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线热备用, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入的运行方式情况相同) 。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分热备用, 110 k V母分备自投投入。

1.2 单主变运行

当110 k V内桥接线变电站单主变运行时, 运行方式一般采用一回进线供全站负荷, 另一回进线开口热备用, 110 k V备自投装置投入的方式。当1号主变运行, 2号主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线热备用, 110 k V母分运行, 110 k V进线备自投投入。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线热备用, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入。

2 母线故障后保护动作情况

2.1 运行方式一

进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分运行, 110k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 进线B线路有压, 110 k V线路备自投充电。

(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 因110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110 k V备自投动作合上进线B断路器, 保证对2号主变的供电。

(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 2号主变差动保护动作, 跳开进线B断路器、110 k V母分断路器及2号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ段母线有压, 110 k V备自投不动作, 保持由1号主变供全站负荷。

2.2 运行方式二

进线A运行, 进线B运行, 110 k V母分断路器热备用, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V母分备自投充电。

(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器及1号主变低压侧断路器, 并闭锁110 k V母分备自投装置, 由2号主变供低压侧全站负荷。

(2) 110 k VⅡ段母线故障时同上。

2.3 运行方式三

当2号主变停役检修时, 2号主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。

(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ, Ⅱ段母线无压、进线A无流、进线B线路有压。110 k V备自投动作, 合上进线B断路器, 110 k VⅡ段母线带电, 但此时2号主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。

(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 因110 k VⅡ段母线不在2号主变的差动范围内, 且不在1号主变的差动保护及高后备保护范围内, 只能通过进线A对侧保护动作跳闸。重合失败后, 110 k VⅠ、Ⅱ段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110 k V备自投动作, 经延时跳开进线A断路器后合上进线B断路器, 恢复对110 k V母线的供电。由于故障点仍存在, 此时进线B对侧保护动作跳闸, 并进行一次重合, 对故障母线再次冲击后加速跳闸, 全站失电。

2.4 运行方式四

当2号主变停役检修时, 主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。

(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器。此时110 k VⅡ段母线仍有压, 110 k V线路备自投失电, 但全站低压侧已失电。

(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 同理, 进线B对侧保护动作跳闸, 重合失败, 此时110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110 k V线路备自投动作, 跳开进线B断路器, 合上进线A断路器, 恢复对110 k V母线的供电。由于故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全站失电。

3 故障分析及处理建议

由以上分析可以看出, 在双主变运行时, 110 k V备自投装置可以实现在故障母线隔离后的备用电源倒入, 保证低压侧负荷的正常供电。但当单主变运行且110 k V备自投装置正常方式投入情况下, 在110 k V母线发生故障后会造成全站失电, 且可能会多次对故障点进行送电, 造成故障设备损坏加重, 甚至扩大事故。下面就110 k V内桥接线变电站110 k V母线故障处理过程中注意事项及对运行方式三、四情况下备自投方式调整提出整改建议:

(1) 母线故障后, 应及时调整现场设备状态 (含保护投退) , 并及时查找故障点。如故障点查明已隔离或故障已检修完毕后 (如经检查无明显故障点, 建议对母线进行绝缘试验) , 对母线进行冲击应使用相应进线的对侧断路器进行 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分断路器进行, 避免事故范围扩大。

(2) 运行方式一、二, 母线发生故障后, 虽低压负荷未损失, 但应注意观察供电主变的负载情况, 必要时转移部分负荷防止主变过载。