35kv电网系统

35kv电网系统（精选十篇）

35kv电网系统 篇1

一、35kV轻二线C相断线过程

35k V轻二变主电源来自110k V宏明变电所35k V轻二线, 备用电源来自东方变35k V东二线,常断点设在轻二变2036开关;轻二变电所主变容量2*8000k VA,接带负荷0.72万k W, 其中注水电机2台。

某日轻二变值班员向电网调度员反映35k V母线电压三相不平衡,同时6k V母线电压不正常。电网调度员了解宏明变35k V母线瞬间接地、已复归,宏明变35k V母线电压正常,无任何异常发生。后经轻二变值班员检查设备发现35k V轻二线2037门构至原阻波器间C相引线烧断。

二、5kV中十一线C相断线分析

1.断线电压演变分析

据了解轻二变电所正常运行电压,由此可以看出三相电压对称度很好,根据电网的不对可以证明三相对地电容非常接近,可以不考虑断线后电容的影响。

35k V轻二线接带的轻二变电所主变采用Y/ △ -11接线方式。由于主变低压侧没有故障录波,只能进行理论推理:变压器正常运行时三相电压对称,当高压侧不接地发生非全相运行及C相断线时,主变高压侧C相绕组无电压,因此不产生磁通,A相和B相绕组只获得一半的Uab线电压0.866Ue。主变低压侧A相电压基本正常,BC两相电压降低为0.5倍的相电压。

2.断线时变压器的负载能力

对称分量法就是把不对称的故障用一组对称的正序、负序和零序网络来表示:

非全相运行时,系统的结构只在断口处出现了纵向三相不对称,其它部分的结构三相仍然是对称的,故也称为纵向不对称故障,与不对称短路相似,可以应用对称分量法进行分析, 用插入在故障断口的一组不对称电动势源来代替实际存在的不对称状态,然后将这组不对称电动势源分解成正序、负序和零序分量,它们分别作用在彼此间没有耦合的相互独立的正序、 负序和零序网络中,单相断线故障就其边界条件与两相接地短路相同。

这样就把一个C相断线通过对称分量法转换成为一个负序与零序并联后与正序串联的电路。断线产生的负序电流由故障点流向整个系统 , 其中绝大部分经故障线路流向电源。故障线路负序电流远大于非故障线路,方向与故障相电压相位和与流向系统的负序电流方向都相反。

当主变高压侧C相断线后,低压侧两相电压降为正常电压的0.5倍,当负载不变、为满足输出功率要求,需要大幅度提高相电流,造成高压电机严重过载。轻二变电所6k V电动机装设的过负荷保护当电流达到额定电流的1.23倍时,延时9秒跳闸。

3.断线故障的处理方法

通过以上分析使我们在处理35k V小电流接地系统疑似断线事故时,首先要根据异常现象迅速排除接地故障、PT保险一次熔断、PT保险二次熔断后,其次了解电源侧三相电流是否正常,负荷侧是否有压电机跳闸,第三了解电压源电压是否正常,负荷侧电压一相基本正常、其他两相降低至正常电压的0.5倍左右,根据这三条规则就可以及时准确地判断为电网断线事故。

结论:当35k V电网系统采用小电流接地的方式运行,在35k V线路发生单相断线时,导致电流和电压对称性的破坏, 产生的负序电流使电能质量变坏。如果不能及时处理非全相运行事故,电网中可能同时其它短路故障,造成事故扩大。

参考文献

[1]曹冬梅.电网35k V断线事故的分析与处理[J].科技资讯.2015(1)

35kv电网系统 篇2

第三期

华北电网有限公司安监部2009年03月02日

关于220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故通报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

现将事故通报转发,请各单位认真组织学习,充分吸取吴庄500kV变电站误操作事故和本次事故教训,以多种多样形式的活动确保每一位一线员工受到教育,杜绝公司系统发生类似事故。

附件：国网安全事故快报第2期

国网安全事故快报

第2期

国家电网公司安全监察部二○○九年二月二十八日

河北衡水供电公司220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故快报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

一、事故发生经过

衡水站35kV配电设备为室内双层布臵，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。当日进行＃2主变及三侧开关预试，35kV Ⅱ母预试，35kV母联开关的301-2刀闸检修等工作。工作结束后在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作过程中，21时07分，两名值班员拆除301-2刀闸母线侧地线（编号＃20），但并未拿走而是放在网门外西侧。21时20分，另两名值班员执行‚35kV母联301开关由检修转热备用‛操作，在执行35kV母联开关301-2刀闸开关侧地线（编号＃

15）拆除时，想当然认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2刀闸之间（实际挂在1楼的301开关与穿墙套管之间），即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧（由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线），误认为应该由他们负责拆除的＃15地线已拆除，也没有核对地线编号，即输入解锁密码，以完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2刀闸开关侧地线漏拆。

21时53分，在进行35kV Ⅱ母线送电操作，合上#2主变35kV侧312开关时，35kVⅡ母母差保护动作跳开312开关。

二、原因分析及暴露问题

操作票上未注明地线挂接的确切位臵，加之拆除的301-2刀闸母线侧地线没拿走，而且就放在网门前，后续操作人员出现误判断，暴露出现场管理存在漏洞。

值班员未核对地线编号，未深究为什么应由他们负责拆除的地线‚被别人拆除‛了，随意使用解锁程序，致使挂在301-2刀闸开关侧的#15接地线漏拆，造成在合312开关时发生三相短路。暴露出安全意识淡漠，防误操作管理不严格，工作态度极不认真。

送电前，在拆除所有安全措施后未清点接地线组数，未认真核对接地线编号，把关不严，暴露出工作缺乏严谨性。

三、有关措施和要求

目前，春检预试工作正从南向北逐渐大范围展开，作业点多、面广，现场人员多，系统操作频繁，安全风险大，各单位要深刻吸取事故教训，认真贯彻公司‚关于做好全国‘两会’及春检期间安全工作的通知‛、‚关于深入开展安全生产反违章活动的通知‛要求，举一反三，切实加强现场安全管理工作，防止同类事故重复发生。

一是加强作业现场工作组织，周密制定设备停电检修计划，严格按照计划安排工作，严禁盲目抢工期、赶进度，增强计划执行的刚性。加强作业现场的全过程管理，有关领导和管理人员要加强现场工作监督指导，做到责任到位、措施到位、执行到位。

二是严格执行防止电气误操作安全管理规定，加强倒闸操作的过程管理，严格执行‚两票三制‛，严肃倒闸操作流程，按照操作顺序准确核对开关、刀闸位臵及保护压板状态；认真执行装、拆接地线的相关规定，做好记录，重点交待；严格解锁钥匙和解锁程序的使用与管理，杜绝随意解锁、擅自解锁等行为。

三是认真开展作业现场安全风险辨识，制定落实风险预控措施，重点防止发生触电、高处坠落等人身伤亡事故。加强安全规程规定培训，做好作业前工作交底，确保每一位作业人员对作业现场、作业任务、作业程序、现场危险源以及风险预控措施清楚。

四是深入开展反违章活动，强化安全监督检查，对照《安全生产典型违章100条》，严肃查纠违章指挥、违反作业程

序、擅自扩大工作范围等典型违章现象，确保检修预试平安顺利。

呈送：栾总，张总工、李总监。

分送：办公厅、生产部、营销部、农电部、基建部、建运部、国调中心。

分发：公司系统各网省公司、国网运行公司、国网直流建设

35kv电网系统 篇3

[关键词]35kV及以上输电线路；电网项目；无危险施工管理

[中图分类号]F407.61 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0372-01

35kV及以上输电线路的施工管理，是一项技术含量较高的系统化工程。施工管理的目标是确保输电线路的质量达标，规范输电线路的运行，同时消除电网系统中的安全隐患。35kV及以上的输电线路电压较高，因此危险性也较大。施工人员需要具有专业技术，并控制好工程的期限；项目的管理者需要制定系统化的管理规则，清除施工活动各个环节的危险因素，保证工程施工人员和电网周边居民的人身安全。然而，目前许多电网工程管理单位都不够重视输电线路施工的安全监管，不注意改进管理措施。我们应该转变观念，严格遵守工程项目管理的无危险原则，保证35kVN以上输电线路的安全。

一、35kV及以上输电线路的电网项目无危险施工管理内容

35kV及以上输电线路施工管理的主要目标，是减少和消除生产过程中的事故，保证人员健康安全和财产免受损失。电网项目的无危险管理，更加注重确保工程安全，降低工程事故发生率。具体而言，35kV及以上输电线路的电网项目无危险施工管理内容包括以下几方面：

（一）工程图纸管理

电网项目的施工图纸，是项目具体施工活动的主要依据。在项目建设开始之前，施工管理单位应当配合工程设计人员、工程监管人员以及施工单位认真审查图纸，详细了解图纸反应的设计思路、施工流程、施工方式以及项目质量标准，如果发现图纸设计过程存在安全漏洞，要及时提出并建议相关人员改正，使这些问题在具体的施工活动开始之前得到解决。工程图纸管理的具体步骤为：首先审查输电线路设置的技术重点，查看输电线路的结构能否满足功能要求；然后查看输电线路型号的选择以及具体的设计方式是否科学；最后综合考察这种设计方式的经济性、合理性以及与施工现场的契合程度。

（二）施工方案管理

施工方案的管理，包括施工组织的管理以及具体施工措施的管理两部分。35kV及以上输电线路的电网项目施工组织方案，应当具备严谨的逻辑性和高度的科学性。组织设计文件，是指导整个电网建设活动的技术性文件，是项目设计图纸在具体施工过程中的体现。具体施工措施的管理，包括对于施工前期准备工作、施工组织的规范化程度、工程技术措施、工程成本造价等方面的管理。施工方案的管理人员应当严格审查项目方案，确保项目方案有助于提升工程质量、缩短工程期限、降低能源消耗、节约经营成本、提高工程使用效率。而最重要的是，这种审查要能够发现项目方案中潜在的危险因素，并及时纠正工程设计上的失误。

（三）技术措施管理

严格管理35kV及以上输电线路的技术性施工措施，有助于减小电网事故的发生率，提高项目的技术含量。技术措施的管理，应当贯穿于建设项目施工至投入使用的整个过程之中。管理人员要重点审查具体的施工行为，确保施工行为符合项目的质量标准和技术要求。管理人员要清楚电网项目的施工技术指标，掌握各种技术评价标准，并督促施工人员严格依照这些技术指标来施工。技术层面的管理，还应当包括电网项目施工技术材料的收集和归类工作，因为这些反应施工活动技术的材料都是施工过程的真实记载，也是评价电网和输电线路质量的重要依据。注意保存技术材料，可以方便日后的电网维护、电网改造和电网使用管理等一些列活动的开展。

（四）现场安全管理

35kV及以上输电线路自身具有较大的危险性，因为存在线路的交叉跨越和平行走向，就有感应电或断线触电等危险，危及工程施工人员和周边居民的人身安全。工程的建设人员要充分认识各种危险因素给施工活动带来的损害，树立安全意识，高度重视施工现场的安全监管。管理人员应当检查施工活动的程序是否符合要求，同时注意施工现场的安全通道是否畅通、防火等器材堆放位置是否合理，以及各种电气设备的使用方法是否科学。现场安全管理的重点应当放在电网工程的主体结构和隐蔽部位上，监管人员要对施工现场进行全方位的排查，不能忽略任何细节。

二、35kV及以上输电线路的电网项目无危险施工管理的具体措施

（一）保证项目质量

工程项目的质量，是项目管理的核心目标。保证了项目质量，也就提高了项目建设的安全性程度。35kV及以上输电线路的电网建设项目质量要求极为严格，这是因为此类建设项目关系到施工人员和周边不特定多数居民的切身安全。如果工程建设人员只顾着追赶工期，而忽视了电网建设质量的提升，那么整个输电系统的质量也就缺乏保障。因此，对电网项目实施无危险管理，首先要保证项目质量。

具体而言，项目管理人员要严格落实国家和地方相关质量和安全标准，认真执行各项安全方针政策，熟悉电网项目的各种技术指标、施工流程以及技术规则，并在此基础上制定出一套行之有效的项目质量保障措施。在具体的施工过程中，监管人员要提倡安全第一的施工理念，强化电网和输电线路设备的质量评价环节。

（二）完善协作机制

要想确保电网项目无危险管理取得实际效果，就要完善工程参与各单位的协作机制。各参与方只有强化质量安全认识，在消除危险的工作中互相配合，共同查处安全隐患，才能为电网项目的顺利开展提供保障。具体而言，电网项目的建设单位要与技术施工单位积极配合，明确输电线路的架设规则和质量标准，并协助监督输电线路的设计和安装过程。强化项目建设各方当事人的合作，还有利于缩短施工期限，并节省建设成本，进而提升项目建设的经济效益。

（三）遵守合同约定

35kV及以上输电线路的电网建设合同，是约束施工单位以及其他工程参与方的重要文件。项目的监管人员要督促工程各方遵守合同条款，严格履行合同约定，确保合同规定的施工目标能得到实现。遵守合同约定，是降低输电线路体系风险性的重要措施。另外，相关单位在进行项目拨款时，也要严格遵守工程建设合同中关于施工总体价格的规定，依照合同来进行款项的划拨，不能随意增加工程拨款。

项目的监管方要熟悉施工合同的相关条款，并监督施工单位按照合同约定建设输电线路。这样做可以节约原料资源，避免不必要的返工，同时也能够提高输电线路运行的可靠性程度，减小电网事故几率。

总结

完善35kV及以上输电线路的电网项目无危险施工管理措施体系，可以从保障电网项目质量、强化工程各方协作和监督建设合同履行三个角度人手，逐步建立起电网项目无危险管理的技术措施体系。35kV及以上输电线路的电网项目施工质量好坏，关系到附近居民的生命财产安全。因此，我们应当高度重视工程建设项目的安全监管工作，从细节人手清除质量隐患，实现35kV及以上输电线路建设工程的经济效益，改善电网的安全性能，用技术手段确保输电线路运行安全。

参考文献

[1]朱安乐，10kV配电网工程项目施工管理[J]科技风，2012（06）

[2]张东山，韩宏霞，35kV及以上输电线路故障分析[J]电力安全技术，2008（03）

35kv电网系统 篇4

河南南阳油田电网地域横跨南阳、唐河、新野、桐柏四地, 呈现“点多、线长、面广”的特点。随着油田改、扩建工程的施工, 自动化站的不断增加, 新设备、新技术、新工艺不断更新, 油田电网日益复杂, 电力调度运行工作量不断增加, 运行情况瞬息万变、突发事件难以预料, 安全形势一直比较严峻。确保安全生产和安全操作, 从而确保南阳油田电网安全、稳定、经济运行一直是电网调度的首要任务。南阳油田电网系统主要有110kV、35 kV、10 kV、6 kV等电压等级。其中除110 kV以外, 其它电压等级均为中性点不接地系统。

在中性点不接地系统中, 变压器的中性点常通过消弧线圈接地。它的作用是:当电网发生单相接地时, 往往产生电弧, 并不易熄灭;而消弧线圈电感电流与接地电容电流方向正好相反;若选取适当的消弧线圈调谐度, 就能使接地电容电流被电感电流有效补偿。通过故障点的接地电流减少, 因此故障相接地电弧两端的恢复电压迅速降低, 这样就可以熄灭电弧, 并能降低过电压幅值, 减少产生弧光接地过电压的机率。对于油田电网的安全、可靠、经济运行, 消弧线圈的运行状况有着重要意义。

1 现状及运行状况

南阳油田电网现在拥有110kV变电站三座, 主变安装容量为239 000kVA, 110kV输电线路6条计238km;35kV变电站6座, 主变容量为72 600kVA, 35kV输电线路16条共计209km;配电线路74条计725km, 配电变压器1990台。供电线路覆盖整个油区。油田电网系统总供电能力21.4万kVA, 最高供电负荷12万k W。为南阳油田的生产、生活用电提供了安全、可靠的保障。

现在的南阳油田东部电网进行了改造, 使用了原先未使用的新设备、新材料, 安全性、可靠性、经济性都大大地增强, 但这些新设备的使用也会带来一些新的问题。

有的不足甚至对电网安全运行具有较大的影响, 这必然会影响到我油田电网的调度安全、可靠、经济运行的实现, 因此我们有必要对其进行评估, 以利于掌握现状, 发现不足, 便于不断地采取改进措施, 以实现电网安全调度。从南阳油田电网2012年1月份~5月份运行情况来看, 多次发生避雷器有关的线路跳闸。

35kV系统跳闸次数较多, 主因还是避雷器抗不过过电压, 应通过上35kV消弧系统, 消除弧光过电压。

避雷器通常接在导线和地之间, 与被保护设备并联。当被保护设备在正常工作电压下运行时, 避雷器不动作, 即对地视为断路。一旦出现过电压, 且危及被保护设备绝缘时, 避雷器立即动作, 将高电压冲击电流导向大地, 从而限制电压幅值, 保护电气设备绝缘。

当过电压消失后, 避雷器迅速恢复原状, 使系统能够正常供电。避雷器通过并联放电间隙或非线性电阻的作用, 对入侵流动波进行削幅, 降低被保护设备所受过电压值。避雷器既可用来防护大气过电压, 也可用来防护操作过电压。避雷器的作用是限制过电压以保护电气设备。

电网正常运行时中性点电位为0, 没有电流经过消弧线圈, 当某相如A相发生单相接地, 则作用在消弧线圈两端的电压为相电压, 此时就有电感电流I通过消弧线圈和接地点, I滞后电压90度, 与接地点电容电流I方向相反, 互相补偿抵消。

接地点电流是I和I的相量和, 因此, 如果适当选择消弧线圈电感, 可使接地点的电流变得很小, 甚至等于零, 这样, 接地点电弧就会很快熄灭。一个具有铁芯 (带有间隙) 的可调电感线圈。接于变压器中性点与大地之间。

其主要作用是当系统发生单相接地时, 产生一个与接地 (电容) 电流方向相反的电感电流, 将接地电流补偿成较小的数值或接近于零, 以防止电弧重燃, 从而有效地降低过电压值。

表2为南阳油田电网三座110kV变电站消弧线圈型号参数情况。

在电网实际运行中, 应根据运行情况, 做好消弧线圈档位的调整及补偿度、脱谐度的选择。

2 消弧线圈运行中应注意的问题

依据实际运行情况, 根据《油田电网调度管理规程》的规定, 针对消弧线圈的运行, 应该重点注意以下问题。

1) 消弧线圈的调整应以过补偿方式为基础, 但由于消弧线圈的限制或在特殊方式下, 允许采用欠补偿允许 (应经事先核算) 。严禁在谐振点附近运行;

2) 在电网运行方式变化时, 应及时调整消弧线圈档位, 不同运行方式下消弧线圈档位的选择, 应同时满足以下3个条件: (1) 中性点位移电压不得大于15%额定相电压;

(2) 脱谐度一般不大于10%;

(3) 补偿后的故障残流无功分量不大于5A~10A。

消弧线圈电感电流与电容电流之差称为残流, 其除以电容电流为补偿度。补偿度越高, 电网位移电压越低, 但故障点的残流也会越大, 电弧不易熄灭, 就不能充分发挥消弧线圈的作用。为此可以选用自动调谐的消弧线圈, 并采用经电阻接地的接地方式, 使补偿度得到合理调整;

3) 非自动调谐消弧线圈投入运行后, 凡新增线路投运时, 必须先测量电容电流及不平衡电压, 必要时进行换位调整, 否则消弧线圈应退出;

4) 为了提高消弧线圈的调档的准确性, 应在冬夏两季各测一次补偿电网参数, 为在不同季节消弧线圈的调整提供可靠依据。

3 消弧线圈运行优化

针对油田电网消弧线圈运行的现状, 可以在以下方面采取措施, 以达到优化运行方案, 提高电网运行可靠性的目的。

1) 对在用的消弧线圈加强运行管理, 及时安排测试和掌握中性点位移电压、消弧线圈的补偿度和补偿效果。及时安排测定系统电容电流, 为消弧线圈的科学运行提供依据。合理调整补偿度;

2) 根据电网对地电容电流、电压等级、残流大小、补偿精度等要求, 及时调整消弧线圈档位, 保持电网运行在最佳的脱谐度;

3) 掌握和降低电网不对称度。不对称度是中性点的位移电压与额定电压的比值, 正常运行时, 不对称度不应超过15%。

4 结论

通过全面的评价诊断, 发现薄弱环节和事故隐患, 起到预知事故的作用, 使各级人员对电网运行现状做到心中有数, 为生产决策提供了依据。

通过评价和认真整改, 也有利于推动各项规章制度和措施的落实, 有利于电网安全、可靠、经济运行水平。

参考文献

[1]李福寿.消弧线圈自动调谐技术讲义.上海思源电气股份公司, 2002.

[2]武兰民, 穆广祺, 王天正.消弧线圈在电力网的应用及优选[M].山西电力, 2009, 5.

[3]陈恒, 蔡旭, 汪军.相控式消弧线圈补偿特性[J].电力系统自动化, 2007, 31 (11) :81-86.

35kv电网系统 篇5

关键词：消弧线圈自动调谐原理 自动跟踪补偿

Abstract： With distribution network developing, the grounding capacitive current has becamed more and more higher，the neutral resonant earthing through peterson coil has been one of important measures to suppress the single phase to earth fault current and to clear the earth fault in 6～35kV city network . There exist kinds of peterson coil ，such as turn-regulation type , capacitor tuning type, Magnetic Bias and air gap inductance regulation arc-suppression coil . Then we study the instllation of exchange circle automatic tuning arc suppression coil, introduse more about theprinciple of automatic tuning arc-suppression coil and the existing problems. In order to overcome the existing problems，the paper proposes the all-state compensation principies which track the capacitor current in normal and fault states．So the all-state tuning principles can make good use of the function of Petersen coil to suppress the grounding arc .

35kV电网防雷保护的应用 篇6

35kV电网在我国电力工业中, 特别是在以架空线为主的城市近郊及农村电网中占有相当重要的地位。由于35kV线路不需全线架设避雷线;线路多数为3-4片绝缘子, 本身的绝缘水平较低;线路三相不换位, 三相对地电容不对称, 上述特点使35kV电网总体耐雷水平不高, 当雷击架空线路时, 不论是感应雷过电压还是直击雷过电压都极易引起绝缘子闪络。在我国跳闸率比较高的地区[1], 在高压线路运行的总跳闸次数中由雷击引起的次数约占40%-70%, 尤其是在多雷、土壤电阻率高、地形复杂的地区, 雷击输配电线路引起的事故率更高。

防雷是一个综合的技术经济问题, 在确定具体防雷措施时, 应根据线路的负荷性质、系统运行方式、雷电活动强弱、地形地貌的特点和土壤电阻率的高低等条件, 特别要结合当地原有的运行经验通过技术经济比较来确定。

2 35kV输电线路的防雷保护

2.1 降低杆塔接地电阻

对于一般高度的杆塔, 降低杆塔接地电阻是提高线路耐雷水平防止反击的有效措施。当雷击于线路塔顶或避雷线时, 杆塔接地电阻大则雷电流流过杆塔塔身到达接地装置发生反射后, 使得塔顶电位大大升高, 当塔顶或横担处与导线之间的电位差超过线路绝缘的雷电冲击放电电压时, 会对导线发生闪络, 这一过电压即形成雷电反击。虽然雷击塔顶时线路耐雷水平值与杆塔冲击接地电阻、导线地线间的耦合系数、杆塔分流系数、杆塔等值电感以及绝缘子串的冲击放电电压等诸多因素有关, 但杆塔冲击接地电阻直接影响着线路的耐雷水平。

研究表明:无论线路是否有避雷线[1], 是否装有避雷器, 线路的耐雷水平均随杆塔冲击接地电阻增大而减小, 35kV线路不同接地电阻时的耐雷水平如图1所示[3];对于无避雷线的线路, 耐雷水平主要取决于雷击杆塔的冲击接地电阻, 受其它杆塔的冲击接地电阻的影响很小, 可以忽略[1]。当杆塔冲击接地电阻由100Ω降至20Ω时, 输电线路的耐雷水平可提高3-5倍, 可见线路的耐雷水平在很大程度上取决于杆塔的冲击接地电阻[4]。当接地电阻大于20Ω时, 线路耐雷水平随冲击接地电阻增大而下降的陡度变缓, 原因是冲击接地电阻虽然直接决定了雷击杆塔塔顶电位的高低和雷电流分流的大小, 但避雷器的分流钳位作用使塔顶电位与导线电位接近, 接近的程度与冲击接地电阻无关, 从而减小了冲击接地电阻的影响。

因此为了提高35kV输电线路的耐雷水平, 应尽量减小杆塔的接地电阻, 尤其是35kV进线段有架空地线杆塔的接地电阻不应大于10Ω, 终端杆塔接地电阻不应大于4Ω[8]。

2.2 使用线路型避雷器

线路避雷器一般采用避雷器本体和串联的空气间隙组合结构, 避雷器本体基本上不承担系统运行电压, 不必考虑在长期运行电压下的老化问题, 在本体发生故障时也不影响线路运行。串联间隙有两种, 分别为纯空气串联间隙和合成绝缘子支撑的串联空气间隙, 前者不必担忧空气间隙发生故障, 但在安装时需要调增空气间隙距离, 后者的间隙由于已由绝缘子确定, 安装较为容易, 但支撑串联间隙的合成绝缘子承担着较高的系统电压。

加装线路避雷器以后, 当输电线路遭受雷击时, 雷电流的分流将发生变化, 一部分经塔体入地, 一部分雷电流从避雷器流入导线传播到相邻杆塔。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, 这种分流的耦合作用将使导线电位提高, 使导线和塔顶之间的电位差小于绝缘子串的闪络电压, 绝缘子不会发生闪络, 因此它具有很好的钳电位作用, 这也是线路避雷器进行防雷的明显特点。

对35kV输电线路“易击段”局部绝缘子串并接线路避雷器来提高线路耐雷水平是一种理想的线路防雷措施[5], 由于线路避雷器的“钳电位”工作原理和较强的熄弧能力, 架设线路避雷器能够明显提高输电线路的耐雷水平, 大大降低线路绝缘的闪络建弧率, 尤其当雷直击导线时避雷器耐雷效果更为显著。文献[1]对有、无避雷线的35kV的线路在不同避雷器架设方案下的耐雷水平进行了研究, 结果表明:同一杆塔冲击接地电阻下, 装设了避雷器的线路其耐雷水平较无避雷器时高, 提高的程度与装设的避雷器组数有关。装设1组避雷器时, 耐雷水平可提高1.2～1.6倍 (有避雷线线路) 或1.5～2倍 (无避雷线线路) , 但仍然很低, 尤其是在高接地电阻情况下;装设3组避雷器时, 有、无避雷线的线路的耐雷水平分别可提高到2～4.4倍和3～5.5倍;装设5组避雷器时, 线路的耐雷水平可提高4～7.5倍 (无避雷线线路) 或5.6～9.8倍 (有避雷线线路) 。因此加装线路避雷器对提高35kV线路的耐雷水平具有非常重要的意义。

实践证明将线路避雷器应用到输电线路雷电活动强烈或土壤电阻率高、降低接地电阻困难的线段, 可有效降低雷击跳闸事故率, 但它的缺点是价格昂贵, 难以普遍推广使用, 一般只用于线路中雷电活动剧烈的易击点、易击段、易击相, 或需要重点保护的线路段。

2.3 加强线路绝缘

35kV线路雷击跳闸率高的一个重要原因是其绝缘水平较低。线路的绝缘水平与耐雷水平成正比, 由于输电线路个别地段需采用大跨越高杆塔 (如跨河杆塔) , 这就增加了杆塔落雷的机会, 高塔落雷时塔顶电位高, 感应过电压大, 而且受绕击的概率也较大。为降低线路跳闸率, 可适当在高杆塔上增加绝缘子串片数, 或采用瓷横担等冲击闪络电压较高的绝缘子来降低雷击跳闸率, 以加强线路绝缘。文献[6]研究了35kV线路不同绝缘子片数情况下的反击跳闸率, 如表1所示。可以看出雷击跳闸率随着绝缘子片数的增加迅速下降, 当绝缘子片数由3片增加到6片时, 线路的反击跳闸率下降了60%左右, 这充分说明对35kV线路采取加强线路绝缘的措施可有效降低反击跳闸事故。

2.4 安装自动重合闸装置

由于线路绝缘具有自恢复性能, 大多数雷击造成的闪络事故在线路跳闸后能够自行消除, 线路绝缘不会发生永久性的损坏或劣化, 这时若重新使断路器合上往往能恢复供电, 因而减小停电的时间, 提高供电的可靠性。因此安装自动重合闸装置对于降低线路的雷击事故率具有较好的效果。

据统计我国110kV及以上的高压线路重合闸成功率达 75%-95%, 35kV及以下的线路成功率约为 50%-80%, 因此各级电压等级的线路均应尽量安装自动重合闸装置[2]。在35kV配网线路上投运单相自动重合闸是最合适的, 因为对于35kV配网线路来说大部分都是单侧电源供电, 主要应用于生活用电, 而单相自动重合闸可以不间断对用户的供电也是在35kV线路中选用单相自动重合闸的一个重要原因。

但是自动重合闸装置本身不能消除由于绝缘子串烧毁、线路掉线造成的事故, 它需要与其他防雷装置配合才能发挥使线路不停电的作用。加装线路自动重合闸作为线路防雷的一种有效措施, 在线路正常运行中和保证供电可靠性上都发挥了积极的作用, 但需要对瞬时故障加强巡视、分析和判断, 并及时查清处理, 防止给线路安全运行遗留隐患。

2.5 安装自动消弧线圈

我国规程规定, 35kV系统单相接地电流小于 10A时, 中性点的运行方式为绝缘运行方式, 单相接地电流大于10A时应采用中性点经消弧线圈接地的运行方式。当雷击引起线路单相接地后, 流过故障点的雷电流瞬时即过, 通过冲击闪络通道以电弧形式出现的工频续流一般在小于10A 时会自动熄灭, 系统恢复正常。而当工频续流大于10A时电弧往往不会自动熄灭, 一般电网工频续流又不会形成稳定燃烧的电弧, 从而导致工频续流时燃时灭, 在系统中引起持续时间较长的弧光接地过电压, 危及一些绝缘水平较低设备的运行安全, 同时在工频续流时燃时灭时, 如果线路又遭受雷击, 引起其它相闪络, 就会造成相间短路引起线路跳闸, 造成停电。

利用消弧线圈的电感电流可以补偿抵消线路因雷击引起的导线单相对地短路电容电流[7], 使其接地点的短路电流小于10A, 促使短路电流自动熄灭, 使之不能建立持续燃烧的接地电弧, 控制了配电网的雷击建弧率, 因而有效地控制了配电网的雷击 动, 但实际上, ) ) 同时, 波沿线路侵入变电跳闸率, 降低了配电网雷害事故。研究认为[8], 不论电压等级大小, 只要系统的电容电流超过10A时, 就应该考虑加装消弧线圈, 但是单相接地时电弧的熄灭及线路雷击跳闸与消弧线圈的运行状况有密切的关系[9], 因此必须根据实际情况合理选择消弧线圈的运行方式。

3 35kV变电站的防雷保护

由于雷击线路比较频繁, 雷电侵入波是造成变电站雷害事故的主要原因, 侵入变电站的雷电波幅值虽然在一定程度上受到线路绝缘水平的限制, 但是因为线路的绝缘水平高于变电站电气设备的绝缘水平, 所以必须采用防护措施, 削弱来自线路的雷电侵入波幅值和陡度, 限制变电站内的过电压水平, 避免电气设备发生雷害事故。

3.1 直击雷的保护

变电站对于直击雷的保护一般采取装设避雷针或采用沿变电站进线段一定距离内架设避雷线的方法解决。我国的运行经验表明, 凡按规程要求装设避雷针和避雷线的变电站, 绕击和反击的事故率都非常低, 每年每100个变电站发生绕击或反击的次数约为0.3次[10]。

变电站直击雷保护应遵循以下原则:

1) 避免雷电直击。所有被保护设备均应处于避雷针 (线) 的保护范围之内, 以避免遭受雷电直击。

2) 不出现反击。当雷击避雷针时, 避雷针对地面的电位可能很高, 如它们与被保护电气设备之间的绝缘距离不够, 就有可能在避雷针遭受雷击后, 使避雷针与被保护电气设备之间发生放电现象, 这种现象叫反击或叫做逆闪络[12,13]。为防止避雷针对被保护物体发生反击, 避雷针与被保护物体之间的空气间隙SK应有足够的距离, 按实际运行经验进行校验后, 标准推荐用公式 (1) 校核独立避雷针的空气间距SK。式中, Rch是独立避雷针的冲击接地电阻;h是被保护设施的高度。

SK≥0.2Rch+0.1h (1)

在一般情况下, SK不应小于5m。除了满足上述两个原则之外, 在变电站的防雷保护中还要根据实际情况合理的布置避雷针和避雷线, 以使整体的防雷性能最优。

避雷针的接地电阻不宜超过10Ω[11], 在高土壤电阻率地区, 如接地电阻难于降到10Ω, 允许采用较高的电阻值, 但空气中距离和地中距离必须符合一定的要求。独立避雷针 (线) 宜设独立的接地装置, 在非高土壤电阻率地区, 其接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时该接地装置可与主接地网连接, 但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间, 沿接地体的长度不得小于15m。独立避雷针不应设在人经常通行的地方, 避雷针及其接地装置与道路或出入口等的距离不宜小于3m, 否则应采取均压措施, 或铺设砾石或沥青地面, 也可铺设混凝土地面。

3.2 避雷器的防雷保护

变电站对侵入波保护的主要措施是在其进线段 (或母线) 上装设避雷器, 使设备上的过电压不超过其冲击耐压值, 同时要在变电站的进线上设置进线保护段以限制流经避雷器的雷电流和限制入侵雷电波的陡度, 使避雷器电流幅度值不超过5kA, 来波陡度不超过一定的允许值。变电站的电气设备中最重要、价格最昂贵、绝缘最薄弱的是变压器, 因此避雷器的选择必需使其伏秒特性的上限低于变压器的伏秒特性的下限, 并且避雷器的残压必须小于变压器绝缘耐压所能允许的程度, 同时它们的数值都必须小于冲击波的幅值, 以保证侵入波能够由避雷器放电来限制。

由于避雷器与被保护的电气设备之间的电气距离直接影响避雷器的保护效果, 规程[11]对避雷器至主变压器之间的最大电气距离进行了规定, 如表2所示。具有架空进线的35kV及以上变电所敞开式高压配电装置中, 每组母线上应装设阀式避雷器或带串联间隙的氧化锌避雷器, 避雷器与主变压器及其他被保护设备的电气距离超过表2的参考值时, 可在主变压器附近增设一组避雷器。

3.3 变电站的进线段保护

35kV及以下线路一般不全线装设避雷线, 因为此类线路的绝缘水平太低, 即使装设避雷线来截住直击雷, 往往仍难以避免发生反击闪络, 因而效果不好, 但在某些特殊地段, 可以和其他防雷措施配合实施以提高耐雷水平。

变电站的进线段保护可以将流过避雷器雷电流的幅值和陡度限制在合理的范围内, 因此它是对雷电侵入波保护的一个重要辅助手段, 规程规定[11]: 未沿全线架设避雷线的35kV 架空送电线路, 应在变电站1-2 km 的进线段架设避雷线, 保护角取20度, 利用其阻抗限制雷电流幅值和利用电晕降低雷电波陡度, 减少由于绕击和反击的概率, 可以使2km进线段范围内35kV线路遭直击雷的概率大为降低, 使此段线路具有较高的耐雷水平。35kV变电所的进线保护接线如图2所示。

对于小容量变电站雷电侵入波过电压的简易保护, 3150kVA-5000kVA的变电站35kV侧, 可根据负荷的重要性及雷电活动的强弱等条件适当简化保护接线, 变电站进线段的避雷线长度可减少到500m-600m, 但其首端排气式避雷器或保护间隙的接地电阻不应超过5Ω, 如图3所示。小于3150kVA供非重要负荷的变电站35kV侧, 根据雷电活动的强弱, 可采用图4的保护接线。简易保护接线的变电站35kV侧, 阀式避雷器与主变压器或电压互感器间的最大电气距离不宜超过10m。

4 结 论

35kV电网工程设计误区 篇7

目前广西农网改造工程承贷建设主体有两家, 分别是广西电网公司和广西水利电业集团有限公司。本期广西电网公司所辖有农网改造任务的县 (市、区) 共44个, 农村人口2588万;广西水利电业集团有限公司所辖有农网改造任务的县 (市、区) 共43个, 农村人口1718万。本轮农网改造升级工程中35k V变电站及线路工程所占投资份额相当大, 在各县区电网中的作用更是举足轻重。做好35k V电网工程的建设工作, 也是好好利用国家资金造福人民的大事。

1 系统部分

1.1 N-1原则的应用

“N-1原则”在可行性研究报告中经常出现, 但不少设计人员对N-1原则的定义并不了解, 只是简单的认为是设计工程某一相邻的线路或所设计变电站的某一设备断开时, 电网的运行情况分析。这个理解是不全面的, 根据《电力系统安全稳定导则DL755-2001》所述, “正常运行方式下的电力系统中任一元件 (如线路、发电机、变压器等) 无故障或因故障断开, 电力系统应能保持稳定运行和正常供电, 其他元件不过负荷, 电压和频率均在允许范围内。这通常称为N-l原则。”由此可见, 应用N-1原则, 应是对联网运行的任一元件逐一断开的情况分别进行分析, 才能够全面考虑到电网安全稳定性, 合理选择设备型号, 避免在实际运行中出现瓶颈。

1.2“W”与“VA”的区分

在进行负荷预测、主变容量选择、潮流计算等过程中, “MW”、“k W”、“MVA”、“k VA”这些单位是较常见的。“MW”与“k W”是有功功率的单位, 而“MVA”与“k VA”是视在功率的单位, 根据计算公式:P=Scosϕ (其中:P为有功功率, S为视在功率, cosϕ是功率因数) 可知, 有功功率与视在功率有区别也有联系。以额定容量为5 000k VA的变压器为例, 当变压器的功率因数为0.9时, 变压器通过的有功功率为4 500k W。因此, 在负荷计算及变压器容量选择的过程中应注意单位的换算, 合理选择变压器容量。

1.3 单相接地故障电流的计算

35k V电力系统为中性点非直接接地系统, 与110k V及以上中性点直接接地系统最本质的区别就是变压器中性点是否直接接地。110k V及以上电力系统中性点是直接接地的, 当在相应电压等级的网络中发生单相接地故障时, 故障电流通常高达几十千安, 相关继电保护会即时动作, 切除故障设备。以桂林220k V挡村变电站为例, 10k V侧分列运行方式下, 220k V母线侧发生单相接地故障电流达24k A, 110k V母线侧发生单相接地故障电流高达30k A。而35k V电力系统是中性点非直接接地系统, 发生单相接地故障时, 故障电流为接地线路对应电压等级电网的全部对地电容电流, 常用计算如下:

1) 单回路架空线路:IC= (2.7~3.3) Ue L×10-3

其中:IC--架空线路电容电流 (A) ;

Ue-电压 (k V) ;

L—架空线路长度 (km) ;

2.7—系数, 适用无架空地线线路;

3.3—系数, 适用有架空地线线路。

2) 同杆双回路:电容电流IC为单回路的1.3~1.6倍。

3) 电缆线路:IC=0.1 Ue L

以上三类联网运行线路的电容电流之和就是单相接地故障电流, 一般情况下不超过10A, 否则需考虑装设消弧线圈限制故障电流。非直接接地系统发生单相接地短路故障, 相关继电保护发出信号报警, 通常允许继续运行1~2个小时。

一些35k V线路及变电站工程设计中, 单相接地故障电流计算值超过10A甚至高达上千安的, 需重新进行核算。以免影响设备的正确选型。

1.4 消弧线圈的合理配置

与消弧线圈的配置关系最大的是对应电压等级的线路的长度, 而目前电力系统中消弧线圈的配置基本是在有新建变电站的情况下, 由负责该变电站可行性研究的设计方考虑, “十二五”电网规划中也未提及此项内容。因此, 在35k V电力系统出现较多35k V线路 (尤其是电缆线路) 新建、改造工程, 而没有新增消弧线圈补偿的情况下, 35k V线路投运前, 启动试运行方案应充分考虑消弧线圈的合理补偿, 避免出现全补偿。若补偿容量不足, 可考虑采用欠补偿运行方式, 但长期运行是有相当的危险性的, 对应消弧线圈电压等线的长线路或多条线路跳闸都可能导致全补偿, 危害电网的安全运行。建议在电网规划中, 特别是35k V电网应考虑消弧线圈的影响。

2 变电站部分

2.1 低频低压减载

低频减载的作用就是在电网受到较大扰动, 发供功率严重不平衡时切除部分负荷;低压减载则是在电网电压过低情况下解列部分网区, 低频低压减载维持主网架的安全运行。目前变电站常配置的低频减载与低压减载功能是集成在同一个低频低压减载装置中实现。1998年兴起的一期农网改造工程, 受资金的制约, 当时建成投产的35k V变电站设备较为简陋, 已经不适应社会经济发展的需求。随着电网架构不断完善, 对电网供电可靠性的要求也越来越高, 尤其是35k V的枢纽变电站, 配置低频低压减载装置对提高地方电网的可靠性意义较大。在电网不稳定情况下, 切除部分负荷或网区, 保障主要网架的正常运行, 避免出现长时间大面积停电对社会的稳定造成的负面影响。对于35k V终端变电站, 无重要供电负荷的就没有必要配置低频低压减载装置。同时也建议地调对县级电网低频低压减载装置进行统计, 在制订年度低频减载方案及低压减载方案时一并考虑。

2.2 小电流接地选线用的零序电流互感器

35k V变电站常配置小电流接地选线装置, 对系统出现单相接地故障的线路及时报警或切除故障。不少设计人员对小电流接地选线的用的零序电流互感器配置及容量选择还不是很清楚。小电流接地选线用的零序电流互感器的作用是采集监控点零序电流, 出现单相接线故障时, 零序电流达到整定值就报警或跳闸。因此, 极有可能出现单相接地故障的出线都应当配置零序互感器, 仅在线路出线配置是不全面的, 像电容器、站用变等需经较长的电缆接入开关柜的, 也应配置零序互感器。根据多年经验, 二次电流为5A时, 小电流接地选线用的零序电流互感器容量选用5VA;二次电流为1A时, 小电流接地选线用的零序电流互感器容量选用2.5VA。

3 线路部分

通信光缆的危险影响计算:

随着电网的不断升级完善, 对网内通信的要求也越来越高, 光纤通信越来越多的在35k V网架中应用。与110k V及以上线路一样, 通常光缆也是沿35k V电力线路同杆架设, 挂于杆塔的一侧地线支架。对通信光缆选型时, 必须考虑送电线路的影响, 对通信线路进行危险影响计算。

中性点直接接地系统中, 对通信光缆进行危险性计算所采用的不平衡电流为单相接地故障电流。由前面系统部分里单相接地电流的计算可知, 中性点直接接地系统单相接地故障电流高达几十千安, 与送电线路同塔架设的通信光缆上感应的纵电动势成正比, 单相接线故障电流越大, 光缆上感应的纵电动势就越大, 危险性也越大。

而35k V系统为中性点非直接接地系统, 对35k V线路同塔架设的通信光缆进行危险影响计算时, 采用单相接地故障电流是错误的。在中性点非直接接地系统中, 对通信光缆影响最大的, 是送电线路两相在不同地点同时接地短路时产生的不平衡电流, 通常可达几千安。目前很多短路电流的计算软件尚未能对35k V系统中送电线路两相在不同地点同时接地短路这一故障进行直接计算, 还需根据系统实际接线方式进行分析, 作出阻抗图后计算。

4 结论

在国家政策的推动下, 农网建设蓬勃发展, 大大小小的设计公司如雨后春笋般涌现, 设计队伍是良莠不齐。广西农网改造工程承贷建设主体应严格把好审查关, 各设计单位也应不断的在工作中进行总结, 提高设计水平, 造福于民。

参考文献

[1]电力工程电气设计手册 (电气一次部分) .北京:中国电力出版社, 1996.

[2]电力工程电气设计手册 (电气二次部分) .北京:中国电力出版社, 1996.

[3]电力工程高压送电线路设计手册 (第二版) .北京:中国电力出版社, 1996.

35kv电网系统 篇8

一、35k V电网接地故障案例

某地区的35k V电网在实际的运行过程中, 由于存在某些因素的影响, 致使电网在实际的运行过程中出现了接地故障现象, 影响了用户正常用电的安全性, 对于供电企业造成了一定的经济损失。该地区35k V电网采用的是中性点接地方式, 主要在于这种接地方式的结构简单, 实际应用中不需要附加设备, 具有自动熄弧的特点。当电网工作中发生故障时, 由于该电网中性点不接地方式的非故障相电压变化不明显, 有效地保障了系统的对称性, 避免了短路回路问题的产生。该地区35k V电网运行时会产生风激励下的接地故障及雷电天气中引起的接地故障等, 对于配电网运行的安全性埋下了较大的安全隐患, 影响着电能的输送质量, 需要采取必要的防范措施加强对这些故障的有效预防, 确保整个电力系统正常运行的稳定性。

二、35k V电网接地故障的有效分析

(一) 中性点接地方式及接地故障分析

结合现阶段35k V电网的实际发展现状, 可知不同的中性点接线方式在实际的应用中具有自身的特点。不同的中心点接地方式产生的故障主要表现在:

(1) 中性点不接地运行时, 即使系统的电容电流不大, 在线路发生单相接地故障时, 会产生间歇性的弧光过电压, 使非故障相的电压升高, 影响其设备的绝缘水平。

(2) 中性点经消弧线圈接地。这种接地方式发生故障时, 由于消弧线圈的补偿作用, 故障点接地电流被减小, 可以自动灭弧, 其中线路电压依然保持着对称性, 对于用户的正常供电没有明显的影响。但是, 如系统的运行比较复杂, 由于消弧线圈的电感电流与故障相线路的电容电流产生了相互的作用, 如果消弧线圈选择的补偿方式不得当, 容易发生谐振, 出现过电压, 将会对设备的正常运行造成较大影响。

(3) 中性点经小电阻接地。系统发生了单相接地故障, 将会加大接地电流, 地电位上升较高, 威胁着设备的正常使用。此时, 需要在接地保护装置的作用下快速地切除接地故障线路, 从而间断供电。

(二) 风激励下导线接地故障分析

电力系统在实际的运行过程中容易受到各种客观存在因素的影响, 加大了停电事故发生的机率。其中, 35k V电网接地线路在正常的运行中受到风的影响时, 将会造成导线接地故障的产生, 即线路舞动。所谓的线路舞动主要是指风激励下导线将会随着风的作用进行低频率、大振幅自激振动的过程。在这种故障发生的过程中, 导致配电网的接地线路无法正常地运行, 影响着电网线路及设备的安全性。线路舞动现象出现时, 随着风速的不断增大及其他外部条件的变化, 将会使导线偏离原来的位置, 一定条件下会损坏相关的电力设备。与此同时, 当舞动的幅度过大时, 导线将会与周围的树木接触, 造成地接地故障的出现。风激励下风速的变化将会扩大风激励对配电网的影响范围, 将会加大电网接地故障发生的概率。导线舞动的影响因素较多, 像导线的结构特点、风激励、周边障碍物等, 都可能造成线路发生接地故障。因此, 需要结合概率学的相关知识, 加强对风激励下导线短路接地故障的分析, 为35k V电网的正常运行提供可靠地保障。

(三) 雷电引起的导线接地故障分析

35k V电网在实际的运行过程中容易受到雷电的影响, 主要体现在直击雷与感应雷两个方面。直击雷主要是指雷电直接作用在电力设备上, 促使输电线路的正常工作机制受到了干扰, 致使绝缘子发生闪络, 一定程度下将会使绝缘子被击穿。感应雷主要是直雷电状态下导线的高度的设置不合理, 绝缘性能无法达到行业规范条例的具有要求时, 配电网线路将会遭受雷击。与此同时, 由于线路相关的终端杆塔位置的设置差异性较大, 可能使线路未处于避雷针保护的范围内, 也会引起线路接地故障。电网中性点接地方式的合理选择, 对于雷电事故的有效预防起着必要的参考依据。当雷电流超过线路的额定工作电流时, 将会形成接地电弧, 间接地造成了不同回路间短路现象的出现, 加大了雷击跳闸率。

三、避免35k V电网接地故障发生的防范措施

(一) 完善单相接地的检查机制, 合理地运用信息化技术

单相接地故障的发生, 将会使35k V电网的运行状态出现异常, 从而给某些电力设备的正常运行带来了较大的威胁。因此, 为了及时地排除单相接地故障, 增强配电网电能的输送质量, 需要电力企业的管理部门结合35k V电网的线路布局方式及结构特点。完善单相接地检查机制, 及时地处理这种工作机制中存在的问题, 避免线路之间形成间接接地现象, 进而引发大面积停电事故的发生。在中性点接地方式的选择过程中, 需要在信息化技术的支持下对这种接地方式下的电压、电流、电容等重要的技术指标进行实时地监测, 对于出现故障的接地线路进行及时地维修, 确保配电网的正常运行不受影响。与此同时, 在中性点经消弧线圈接地的过程中, 应重点考虑消弧线圈自身电阻对整条线路的影响, 充分地发挥消弧线圈的实际作用, 增强配电网运行的安全可靠性。

(二) 风激励下导线接地故障的防范措施

为了有效地避免线路舞动现象的出现, 需要采取有效的预防措施增强35k V电网运行的安全性。风激励下导线短路接地故障的预防措施主要包括:

(1) 合理地避开线路舞动易发生区域。相关的研究报告指出, 风速保持在10m/s左右的雨凇地区发生线路舞动的概率相对较大。因此, 线路设计的过程中需要合理地避免这些区域, 为后期电网的正常运行打下坚实的基础。

(2) 增强导线抵抗舞动的综合能量。导线布置时应按照水平方式进行布置, 确保导线与周围树木之间有着足够大的安全距离。与此同时, 采用专业的防止舞动的工具, 一定程度上也会避免线路舞动现象的出现。

(三) 雷电影响下导线接地故障的防范措施

线路雷击事故的发生, 对于35k V电网的正常运行带来了较大的威胁, 影响着电力系统的生产水平。因此, 需要采取有效的措施避免这些现象的出现。这些措施主要包括:

(1) 合理地安装线路避雷器。技术人员应结合35k V电网接地线路的特点, 按照合理的方式在杆塔上安装一定数量的避雷器, 并构建相关电气分析模型, 增强线路正常运行的安全性。

(2) 深埋接地极。为了适当地减小接地电阻, 技术人员在接地线路设置的过程中应考虑将接地极深埋于地下。

(3) 提高杆塔或者线路的绝缘性能。采取性能可靠的绝缘材料, 提高杆塔或者线路的绝缘性能, 增强输电线路的耐雷水平, 有利于降低导线接地故障的发生率。

结语

35k V电网在整个电网的组成中占据着重要的地位, 为某些区域经济的持续发展带来了重要的保障作用。35k V电网接地故障的产生, 不仅影响着配电网的正常运行, 也对智能电网建设步伐的加快带来了一定的阻碍作用。因此, 为了提高电力生产水平, 增强配电网正常运行的安全稳定性, 需要采取必要的防范措施加强对35k V电网接地故障的预防, 确保电力生产计划的顺利实施。

参考文献

[1]沙建忠.子长区35k V电网接地故障及防范措施分析[D].华北电力大学, 2014.

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[3]冯飞.胜利油田河口地区35k V线路防雷措施研究[D].山东大学, 2013.

[4]秦晶晶.35k V配电线路防雷措施研究[D].长沙理工大学, 2010.

[5]易小飞.35k V电网防雷问题的分析和研究[D].长沙理工大学, 2013.

35kv电网系统 篇9

(一) 定期进行35k V及以下电网潮流计算、理论线损计算和分析

首先, 要把电网年度的运行方式编制成详细的表格。要编制电网年度运行方式表, 首先要重点对各种运行方式、各种负荷潮流分布情况下的电网理论线损情况进行科学的计算, 依据计算得出的结果来进行电网年度运行方式的编制工作, 同时, 在编制过程中还要考虑到安全可靠供电和降低电网技术线损的因素。年度电网运行方式表的编制, 可以确定电网在各种情况下的运行方式, 包括正常状态和检修、事故的异常状态。一般来说, 安全可靠并且相对技术线损较低的运行方式是正常的运行方式, 而且也是经济的运行方式。其次, 对35kv及其以下的电网潮流、理论线损的计算进行实时改变。在电网运行过程中, 往往会遇到新用户接入电网的状况, 当有较大用户接入电网运行时, 就会导致电网结构或负荷分布情况发生大幅度的变化, 这时就要对电网潮流、理论线损进行重新计算、分析、完整和完善, 另外, 在电网新建和电网改造工程投运的情况下也需要对电网进行重新计算。在电网日常调度管理工作中, 要严格按照电网年度运行方式的标准来执行电网的经济调度与运行。

(二) 做好停电检修时的管理工作

电网在运行过程中不可避免地会出现意外情况, 输电线路分布的地方总是直接受到风、雨、雷、雾灯灾害性天气的影响, 同时还可能受到洪水、滑坡等自然灾害的侵犯, 另外, 工农业污染也会对线路的安全运行构成威胁, 因此, 必须建立完善的电网维修系统。在正常的运行方式下, 电网的运行是既经济又安全的, 但是, 电网在检修中和在出现故障的情况下运行, 电网的功率损耗要远远大于在正常状态下的运行。因此, 供电企业应当加强计划停电管理工作, 在对电网进行检修时, 尽量缩短检修时间, 尽量减少停电的线路条数, 尽可能地采取措施降低非正常运行电网功率损耗。为了做好这些工作, 首先, 县供电企业应当明确统一的归口管理部门和主管领导, 完善企业的管理和考核制度, 提高工作效率;其次, 要实行专人负责制度, 对人为原因造成的超过计划停电时间, 以及因检修质量原因造成的重复停电等, 要追究主要负责人的责任, 对其进行处理, 以增强检修人员的责任心, 同时, 要认真分析问题出现的原因, 尽量避免同类事情的发生。

二、加强负荷管理与调整

在电网运行中, 降低损耗、节约能源的主要手段是调整和平衡电力负荷。在农村地区, 电网具有负荷波动大、负荷曲线形状系数k值大的特点, 这就加重了电网的电能耗费。电网的调度管理工作和营销工作要进行相应的调整, 加大对需求侧管理的重视, 同时要注意对电网负荷的调整与管理, 特别是在负荷比较紧张的时间段和区域, 实行相应的解决措施, 例如, 实行用电高峰期让电、限电等措施, 有计划性的采用峰谷电价差, 或者直接组织一些较大的电力用户在中午、后夜用电削峰填符, 从而缩小负荷峰符差, 提高负荷率, 达到降低线损的目的。

三、保证主变压器经济地运行

电力变压器是电力系统中输配电力的主要设备, 它的正常、经济运行是整个电网正常运行的保证。了解主变压器的经济负载能力是实现主变压器经济运行的基础。只有一台变压器的变电站, 要通过理论公式计算出变电站主变压器的最大、最小负载率;对于两台及两台以上主变压器规模的变电站, 同样要利用理论公式计算出本站主变压器的临界负荷。实际上, 在调度工作的执行过程中, 仅有一台变压器的变电站很难做到在经济的负载率下运行, 这主要是由于负荷性质的原因, 以及负荷调控的措施没有起到有效的作用。解决这个问题的主要方法是:选择容量合理的变压器、加大对负荷的调控, 尽量使变压器保持在最大、最小经济负载范围内运行。对于两台以上主变压器的变电站, 降低损耗的方法主要是按照主变压器的实际负荷大小和经济运行曲线及时调整运行方式。

四、对电压进行经济运行和无功优化

可变损耗和固定损耗是电网损耗的两大组成部分, 在电网运行中, 电压和无功功率是影响电网损耗的两大因素, 因此, 在电压调整和无功率优化的工作中, 电网调度管理部门必须以电网理论线损计算为基础, 分析得出可变和不变损耗各自所占的比例。

1) 注重对经济运行时的电压的调整。对电压进行调整, 要从实用性和可操作性出发。在这项工作中, 调度运行人员必须遵循“逆调压”原则, 进行分时段经济调压。根据对有关资料的统计, 在35kv及其以下的供电网中, 负载损耗一半占总损耗的百分之八十左右, 对此, 要对运行时的电压进行适当提高。在10 (6) k V配电网中, 变压器空载损耗占配电网总损耗的40%~80%, 特别是在后夜运行电压高, 损耗比例更大。所以, 为了减少损耗, 在后夜配电线路要按电压偏移下限运行。供电企业要根据自身的实际情况, 及时测量电网在各种负荷下的运行参数, 然后进行理论计算。调度运行管理部门要根据理论计算的结果, 用科学、合理的手段调节电网运行的电压, 从而达到降低损耗、节约能源的目的。2) 做好无功率优化工作。想要对无功功率进行优化, 做好分层、分区和就地平衡是大前提。在电网的规划和建设阶段, 要重视无功补偿装置的优化配置工作, 同时, 本着“由下而上, 由末端向电源端”的顺序逐级平衡补偿;在电网日常的运行和管理工作中, 要注意将电容器可用率、功率因数以及电压合格率作为员工业绩考核的手段, 促使员工在日常工作中注意做好对无功集中补偿装置的管理工作, 从而在最大程度上改善电网的电压质量, 降低有功损耗。另外, 就是要适当增加电网运行过程中的负载, 尤其是对无功补偿的投退管理和有载调压装置的调整工作, 必须在县级电网的调度规程中明确管理职责和权限, 由调度或变电运行人员认真监视变电站母线电压及主变压器低压侧功率因数, 并且在掌握电网无功负荷分布和电压情况的基础上, 对有载调压装置进行调整。在农村地区, 无功补偿量不足和功率因数较低的情况在电网中普遍存在, 针对这种情况, 要做好有载调压装置调整与电力电容器投退的配合, 即, 在电压较低的情况下, 首先投入电容器, 如果电压仍然不合格, 就要调整有载调压开关的位置, 将其调高;在电压较高时, 操作正好与前面相反, 开关要调到低档位, 如果仍然不合格, 再退出电力电容器。

五、注意提高电力企业员工的业务素质

随着科学技术的迅发展, 新的技术和设备不断被应用, 电网的现代化水平也随之提高, 这对电力企业的工作人员的专业素质也提出了更高的要求。因此, 为了适应新形势的需要, 管理人员必须不断学习新技术、新知识, 提高自身业务素质, 才能更好地胜任本职工作。电力企业要对员工进行适时的培训, 培训要突出实践的重要性, 注重技能训练和岗位练兵。

六、结语

总之, 电力系统与国计民生直接相关, 能够正常安全用电既是人们生活能够正常进行的保证, 也是整个国民经济能够向前发展飞保证, 因此, 保证电力系统的正常运转至关重要。电网的安全、经济运行, 是电网管理工作者的基本目标, 也是电网调度工作的主要任务。这就要求电网管理人员要时刻保持清醒的头脑, 工作中要密切配合, 在遇到事故发生时能够准确、迅速地解除故障。

摘要：安全、稳定、经济的电网运行是各地电力企业孜孜不倦的追求目标。从目前的实际情况来看, 电网系统的信息化水平在不断提高, 电网的覆盖范围在逐渐增大, 因此一旦发生事故且没有得到及时处理, 就会造成大范围、长时间的停电, 给工农业生产和人民群众的生活带来不利影响。因此, 电网的日常管理工作至关重要。本文在对35kv及以下电网安全、经济运行重要性进行了解的前提下, 对如何做好电网日常运行和管理工作提出了几点建议。

关键词：电网,安全稳定,电网潮流,线损

参考文献

[1]黑龙江省电力有限公司.现代电网运行于控制[M].北京:中国电力出版社, 2010.

[2]张育峰.加强调度管理, 保证电网安全运行[J].管理科学, 2010.

[3]张良才.浅谈长寿供电局35kv线路防雷研究[J].中国史研究, 2010.

35kv电网系统 篇10

电网经济运行, 顾名思义就是指整个电网系统中供电成本率较低、发电能源消耗较少、电网损率小的情况下能够提供安全、可靠的用电需求。35k V电网主要用于中国城市近郊以及农村供电网, 由于其覆盖面积广大、供电用户数量多, 所以其运行质量的好坏和电能质量的优劣对中国大部分地区能源使用率都有非常大的影响。由于当今社会条件的复杂多变, 严重威胁着我国电网的稳定运行, 其中电网的经济运行是一个强有力的节能指标, 这项技术不仅仅可以节约我国现有的能源, 还可以做到在技术安全的基础上, 选取最佳运行方式、调整电网负荷、提高功率因数, 以达到减少系统损耗, 提高经济效益的目的。

1 电网能源损耗

在电网运行的过程当中存在很大的电能损耗, 包括:电力线路在传输过程中的损耗, 变压器在运行过程中由于电压不稳产生的电能损耗等等, 其中变压器的损耗占有绝大比例。电压的质量直接影响着变压器电能损耗的多少, 电压在电能质量中占有重要的位置, 其中常常用电压偏差来判断供电系统是否运行正常, 它是实际电压与理想电压的差值, 线路上的电压损耗是造成电压偏差的主要原因。目前我国大多数变压器和变电站的运行, 根本就没有考虑到经济因素和电能质量, 因此造成了很多不必要的能源浪费和能源损耗。电网节能和电能质量有着密切的联系, 电网的经济运行是一个艰巨并且复杂的过程, 需要我们长期不断的努力, 合格的电能质量才能有效的促进电能的节约, 这对于电网的经济运行和人们的生活至关重要, 需要我们引起高度重视。

2 35k V电网节能运行技术措施

35k V及其以下的电网建设主要有两方面: (1) 电源方面的建设。 (2) 配电线路方面的建设。在建设的过程当中往往存在一种现象:就是在电源方面的投资往往超过了在配电线路方面的投资, 电源的可靠性非常高, 但是供电线路的可靠性得不到保障。所以35k V及其以下的电网建设需要根据具体情况采用合理的办法, 例如:在城郊电网和农村电网的建设过程当中, 要做到了解负载分布现状, 在原有电网的基础之上进行优化调整, 争取用更少的资金达到更高的效率。目的是把35k V及其以下的电网改造成为经济安全型电网, 为安全供电打好基础。做到在电网运行的过程当中, 最大限度的减少损耗, 提高电网的输送效率和使用效率, 更早的实现我国35k V及其以下的电网经济运行和节能运行。

2.1 做好经济调度, 降低网损

电网的经济调度是以稳定、安全的供电为前提, 对线路和设备等资源进行合理调配, 通过大量计算和实验从而制定出具有针对性、灵活性的经济运行方案, 最终实现全面的电网节能运行的调度方式。 (1) 制定出电网的运行方式, 根据不同季度, 对设备的输电线路进行有机组合, 使其发挥最大潜力降低网损, 尤其是在夏季, 用电量显著增大的情况下, 变压器的电压波动严重, 造成供电系统的不稳定; (2) 依据电网的实际电流变化及时调整运行方式, 做好无功平衡, 对负荷进行适时监控, 保证科学计算的有效性, 使得变压器的台数与容量比分配合理, 满足不同季节、不同时间的用电需求; (3) 优化电网的电压等级和变压器的运行方式, 把电网线损和运行方式结合起来, 强化用电负荷管理, 保证电网的经济运行, 实现最大的经济效益。

2.2 对电网进行合理优化调整

优化电网的重点就是对电压的调整, 要从实用性和可操作性的角度出发。首先, 运行人员需要进行分时段经济调压, 遵循“逆调压”的原则[1]。根据我国有关资料表明, 在35k V及其以下的电网中, 负载损耗一半就相当于总损耗的80%左右, 所以对运行时的电压进行适时调整是至关重要的。在10k V配电网中, 变压器在空载时的损耗就相当于总损耗的40~80%, 损耗比例大, 为人震惊, 所以为了减少损耗, 配电线路在低谷时段要按照电压下限运行, 负荷高峰时段应逼近电压上限运行。根据具体的实际情况, 企业要及时测量电网在各种情况下的负荷参数, 通过有效计算, 调度运行管理部门及时调整电网运行的电压, 运用科学、合理的手段, 达到降低损耗、节约能源的目的。

2.3 做好无功功率优化工作

想要对无功功率进行优化, 做好分层、分区和就地平衡是大前提。进行建设和规划电网时, 要加强对无功补偿装置的改进、完善, 并且采用分模块逐级平衡补偿的方法, 自下而上, 由低端向电源端有步骤的进行平衡补偿。在电网的运行维护工作中, 加强对员工业绩的考核, 可以把电容器可用率、电压合格率和功率因数纳入考核的项目中, 这样就有助于员工对无功补偿工作的重视, 最终实现对电网电压质量的极大改善, 减少有功损失[2]。此外, 在电网运行过程中, 在熟知电网无功负荷分布和电压情况的基础上, 要及时的调整有载调压装置。在偏远的农村, 电网中常常存在无功补偿量偏小和功率因数小的情形, 面对这种状况, 调整有载调压装置和电容器投退的配合工作是十分重要的, 也就是低电压时, 先将电容器投入运行, 若此时的电压仍然满足不了条件, 这时再对有载调压开关的位置进行合理的调整, 使电压值增高;高电压时, 做与前面相反的操作, 开关降到低档, 若电压仍高, 退出正在运行的电容器。

2.4 选择节能变压器, 降低变压器电能消耗

目前, 我国35k V及以下电网使用的变压器大部分都是高能耗的变压器, 我们在进行电网建设时可以采用S15系列变压器, 用该系列的变压器取代旧变压器, 淘汰高能耗变压器, 就会产生十分明显的节能效果。 (1) 在变压器的选择上, 重点考虑变压器容量的使用率和变压器的运行效率, 最终实现变压器有功损耗和无功损耗的最低化。 (2) 科学合理计算变压器的经济负载系数, 对变压器的运行方式进行合理调配, 根据具体实际情况采用分列或者并列式, 以确保变压器在最佳经济运行区工作。 (3) 在变压器运行时, 做到变压器电压分接头的优化选择, 以减少损耗, 只有将变压器经济运行的优化理论与定量化计算相结合, 才能最大限度的降低变压器的电能损耗。

2.5 提高电力企业员工的业务素质

随着我国科技的不断进步与发展, 使得我国电网的现代化水平不断提高, 出现了许多新技术、新设备, 这就对电网工作人员的专业素质提出了更加严格的要求, 实现电网的经济运行, 就必须对电网工作人员进行业务培训, 使其不断掌握新技术、新知识, 提高自身的业务素质, 这样才能在岗位上做到游刃有余, 确保新技术的实现[3]。

3 结论

综上所述, 电力系统与我国的民生息息相关, 不仅仅是人们可以正常生活的可靠保障, 还与国民经济有着密切的联系。因此, 电力系统的经济运行是至关重要的, 只有在我国电力行业中不断引进创新型技术和先进精密的供电设备、提高电力企业员工的专业素质、对电网进行合理配置、选择节能型变压器、适时调整电压、做好无功功率优化工作, 这样才能确保我国电网的经济运行, 实现节约能源的最终目标。

参考文献

[1]朱良意.浅谈降低电力网电能损耗的技术措施[J].科技信息 (科学教研) , 2008 (03) .

[2]衣滨, 王丹丹.浅析供电企业降低线损与低压配电网功率因数的关系[J].黑龙江科技信息, 2010 (15) .