35kV线（精选九篇）
35kV线 篇1
35K V油建变电所地处大庆市让胡路区中心地带, 该变电所设有两台35KV 8000KVA的主变压器, 每天所带的最大负荷都在6000K V A以上, 电源仅有35K V油水源线、油建线这两回线且这两条改造部分为单塔双回线路, 根据电网运行规定和用户的实际用电情况不允许两回35KV进线同时停电, 这样就给该项工程施工造成很大的障碍。尽管电力集团设计单位作出了施工期间用35KV电缆临时带配的方案, 但这仅是一个线路施工期间确保油建变电所不停电的初步方案, 远远达不到指导施工安装的设计程度。
此时, 35KV油水源线、油建线已严重的阻碍了大庆师范学院新建楼房的施工, 此事情引起大庆师范学院院方领导高度关注, 经常敦促我方尽快线改选迁移线路施工。
由于此工程的施工单位能够严格按照“临时过渡施工方案”的步骤、计划时间和技术要求实施安装施工。最终达到该工程在2011年国庆节期间全部完工, 即保证了大庆师范学院新建楼房正常建设, 又没有间断油建变电所连续供电。
如果核算“临时过渡施工方案”的实施带来的经济效益, 那就是油建变一旦全所停电5天, 那将对油田生产建设和一些用户产生巨大损失。
通过“35KV油水源线、油建线改造工程临时过渡施工方案”在现场实际应用过程的检验, 证明该“临时过渡施工方案”从组织计划到施工步骤及工艺技术要求都是合理可行的, 制定的安全措施是符合实际的。确实起到了线路特殊状态下施工的指导作用, 特别在直线钢管塔中如何变为临时耐张塔的技术措施;35KV电缆临时敷设方式的技术措施, 这两项在未来的线路工程中很有借鉴意义。
1 临时过渡的基本方式
根据工程设计单位提出的“35KV油水源线、油建线单塔双回线改造工程施工停电临时供电措施”在该工程施工前要为油建变电所施工临时电源, 在35K V油水源线01#杆至05#杆间临时敷设35KV YJLV-26/35 1X185型临时电缆 (详见35KV油水源线、油建线改造工程临时电缆线路示意图) , 以此方式实现新2#、和新4#塔能够在停电状态下顺利施工。
2 临时过渡措施及本工程施工的步骤
(1) 停电前的准备工作
(2) 35KV油水源线第一次停电施工
(3) 35KV油建线停电施工 (35KV油水源线、油建线改造工程组塔架线施工)
(4) 35KV油水源线第二次停电施工
3 各步骤施工的具体安排、技术质量达标和安全事项
3.1 停电前的准备工作
(1) 准备工作主要内容:
A、清点该工程的所需要各种材料。
B、35K V临时电缆敷设共计3×510米, 其中开挖210米电缆沟槽及埋设电缆 (包括过路处埋设电缆套管) , 制作电缆终端头, 电缆的耐压绝缘试验, 电缆线路所附的避雷器试验。配置杆塔上安装电缆的托架。安排电缆运行看护的专职人员两名。
C、35KV油水源线05#杆、06#杆两处地锚的施工, 35KV油建线19#杆一处地锚的施工。
D、新2#、新3#、新4#塔的地面组装, 新3#塔的组立。
E、新改造路径中的树木砍伐 (直径300~400mm近70棵) , 一些障耐物清除。
(2) 准备工作时间安排为8天, (9月13日——9月20日)
3.2 35KV油水源线第一次停电施工
(1) 工作内容:
A、停电后做安全措施 (包括验电及挂地线) 和检查安全措施。
B、安装35KV油水源线05#直线杆安装反方向拉线, 使35KV油水源线05#杆~08#杆耐张段临时紧固在05#直线杆。其中导线3根、横担3根分别设置拉线。拆除35KV油水源线原4#塔至原5#塔一档的导地线 (地线不断头) 。将05#杆横担改为耐张方式, , 安装耐张金具及导地线紧线, (详见“35KV油水源线05#直线杆改为临时耐张杆示意图”) 。
C、分别在35KV油水源线01#杆和05#杆安装35KV电缆终端头 (包括电缆托架及电缆外皮接地等) , 分别将电缆头于架空线路连接。
D、在35K V油水源线05#杆安装一组HY10WS2-51/134S型避雷器, 35KV油水源线01#杆安装一组BYLJS-35型电缆保护器。
E、将35KV油水源线01#杆的引流线断开。
F、35K V油水源线第一次停电完成的施工项目;由甲方和生产单位验收。合格后, 35KV油水原线恢复送电。
(2) 本次停电施工安排为3天 (9月21日——9月23日)
3.3 35KV油建线停电施工 (35KV油水源线、油建线改造工程组塔架线施工)
(1) 施工内容:
A、停电后做安全措施 (包括验电及挂地线) 和检查安全措施。
B、拆除35K V油水源线、油建线终端杆 (油建变出口处) 到原2#塔、原3#塔和原4#塔导地线, 拆除35KV油建线原4#塔到原5#塔的导地线 (拆除前必须在原5#塔做反方向拉线) 。
C、用吊车拆除原2#、原3#和原4#三基钢管塔, 用吊车组立新2#和新4#两基钢管塔。
D、架设35K V油水源线、油建线终端杆 (油建变出口处) 到新2#、新3#、新4#的导地线, 架设35KV油建线原5#到新4#钢管塔的导地线。 (35KV油水源线终端杆上引流线在该线路第二次停电时安装)
E、拆除原35K V油水源线、油建线改造段的光缆及终端盒, 架设新改造的光缆及熔接终端盒。
F、35K V油建线停电施工项目;由甲方和生产单位验收。合格后恢复送电。
(2) 本次停电时间安排为5天 (9月24日——9月28日)
3.4 35KV油水源线第二次停电施工
(1) 施工内容:
A、停电后做安全措施 (包括验电及挂地线) 和检查安全措施。
B、拆除35K V油水源线01#杆和05#杆上电缆终端头, 拆除两处爬上杆塔的电缆和电缆托架, 拆除两处的避雷器和电缆保护器。拆除05#杆上的临时拉线。
C、在35KV油水源线06#杆 (原6#塔) 安装反方向拉线 (事先施工完地锚) , 将35KV油水源线05#杆的耐张横担恢复为直线横担, 拆除临时拉线。
D、架设35K V油水源线新4#塔到原6#塔的导地线。架设完拆除06#杆 (原6#塔) 临时拉线。
E、35KV油水源线01#杆恢复过引流线连接。
F、35K V油水源线第二次停电施工项目;由甲方和生产单位验收。合格后恢复送电, 本过程改造完成。
(2) 本次停电时间安排为2天 (9月29日——9月30日)
5 其它
在停电期间一定注重主体线路工程按计划时间完成, 如果光缆部分不能同步完成, 申请在送电后尽快施工完。
35KV北镜线改造工程总结(新) 篇2
工程总结
工 程 总 结
（35KV北镜线输电线路改造工程）
编制单位：桦南县通达电力安装有限公司
编制时间： 2012年12月
工
程
总
结
一、工程概况 1.工程规模
（1）工程建设意义、背景及工程地址、路径。
建设意义：35KV北镜线改造工程完成后，可为宁安市农电公司镜泊乡区域农业与加工业，重点是旅游业提供安全可靠的电力保障，促进当地国民经济及国家级旅游业的发展。
项目建设地点：该线路施工地点位于宁安市镜泊乡、东京城林业供电局所属苇子沟林场，以及江山娇艳实验林场等辖区地段。工程建设概况（路径）： 35kV北镜线由一条主干线路和三条分支线路组成，主干线路起点为35kV北湖头变电所出线终端塔，终点为35kV镜泊变电所进线终端塔；苇子沟林场分支线路起点为主干线路31#分歧塔，终点为苇子沟林场分支线路终端变压器进线终端杆；草帽顶子分支线路起点为主干线路73#分歧塔，终点为草帽顶子分支线路终端变压器进线终端杆；龙泉疗养院分支线路起点为主干线路100#分歧塔，终点为龙泉疗养院分支线路终端变压器进线终端杆。本次改造线路路径基本上是在原路径基础上进行改造，个别杆塔进行调整。工程名称：35千伏北镜线改造工程 工程性质：改造工程
（2）基础（杆塔）数量、线路长度。
线路共安装架设杆塔数量273基,（直线塔12基，耐张转角塔34基，直线单杆217 基，直线双杆10 基），线路全长约35.291公里。
（3）主要材料型号、参数（基础、杆塔、接地、绝缘、导地线、光缆等）。
基础：C20 高抗硫酸盐水泥P42.5 杆塔：772、779、7710、7713、7715、ZM2315、DM2315、60NA3018-90，60NA3018-30-2共计273基杆塔
接地：水泥电杆接地装置采用D1b型式，铁塔接地装置采用T6型式，自杆塔接地孔到接地装置的引下线采用φ12热镀锌圆钢，埋深0.3～0.8米。对个别土壤电阻率高的地方，采取综合降阻措施（如换土、外引、接地模块等）降低工频接地电阻，提高耐雷水平。复合绝缘子：FXWB4-35/100 导线：LGJ-95/20型钢芯铝绞线 地线：GJ-35 光缆：无
2.主要参建单位（建设、设计、施工、监理）建设单位：宁安市农电公司
设计单位：黑龙江省华业电力工程设计院
监理单位：黑龙江省电力工程建设监理有限公司牡丹江农网监理站
3.施工主要进度节点（1）开竣工工日期。
计划开工日期：2011年10月24日 计划竣工日期：2012年12月30日
实际开工日期：2011年10月24日 实际竣工日期：2012年 11月25日
（2）验收日期（中间验收、三级自验收、监理运行单位验收、总验收日期）。
质量中间验收：第一次2012年05月17日，第二次2012年06月15日
三级自检验收：2012年11月26日 监理运行单位验收：2012年11月28日 总验收：2011年12月05日 A.施工大事记
2011年10月25日线路复测开始 2011年10月28日土石方开挖开始 2011年10月30日第一罐混凝土浇筑 2011年12月03日第一基铁塔组立完成 2012年05月06日铁塔基础全部浇筑完毕 2012年05月07日第一次质量中间验收 2012年02月26日导、地线放紧线开始 2012年06月06日杆塔基础全部开挖完 2012年06月16日杆塔组立完毕 2012年06月15日第二次质量中间验收 2012年06月22日导、地线放紧线全部完成 2012年11月26日三级自检消缺完成
2012年11月28日监理、运行单位验收 2012年12月05日最终验收
二、施工管理工作总结 1.项目管理总结
我公司承建的宁安市农电公司35KV北镜线改造工程，由于施工难度大，要求时间紧、标准要求高，根据对输电线路工程多年施工经验，依据该项工程的施工特点，以确保工程安全优质、及 完成“里程碑’计划工期要求为目标，我们一开始就对工程前期进行了仔细的策划。
1）、明确了工程施工的总体目标、质量目标、安全及环境目标。树立了把本工程建设成“达标投产”和“优质工程”的总体目标；分项工程优良率98%、分部工程优良率100%、一次验收合格率100%，实现零缺陷移交，争创优质工程的质量目标；确保工程建设中文明施工，落实环保方案,并采取积极的安全措施，杜绝人身伤亡事故、火灾事故，杜绝交通事故、环境污染事故的安全环保目标。
2）、成立了工程管理组织机构，明确了职责。
成立了35KV北镜线改造工程施工项目部，建立了管理制度。根据国网公司的工程管理办法和“达标投产”的总体要求，认真编写了《施工组织设计》、《安全文明施工实施细则》、《质量通病预防措施》、《强制性条文执行计划》《冬季基础施工方案》《质量、安全保证措施》等一系列管理控制文件，明确各岗位人员的工作职责，并把技术、安全、质量等方面的制度措施细化到岗、落实到人，使各部门、施工队
人员目标明确、职责分明，有条不紊地进行各项工作。
3）、做好了施工准备工作。
对工程开工及转序施工的准备都进行了精心策划，对人、财、物各种资源进行合理的配置，重点抓好劳动力组织，对满足现场施工的工器具、材料、大型机械等，进行合理的调配供应。工程开工申请报告一次性获得通过，中间转序施工符合监理要求，确保了工程施工的正常进行。
在施工进度管理方面，为确保工程按期完工，开工前依据宁安市农电公司“里程碑“计划，制定了施工进度计划，我们着重抓了如下三点：
1）、根据宁安市农电公司对工程的总体安排及工期要求，合理安排了该工程的施工计划、组织劳动力、施工机械及材料供应。充分发挥计划决策与调控职能，坚持实事求是的原则，按照“动态管理”的要求，结合施工现场实际35.291公里的线路长度，按照地形，投入3个施工队，分设4个土建施工班组，6个安装施工班组的设置。总体控制，合理进行网络计划的调整，保证了工期计划的有效控制。
2）、合理配置利用资源是保证高效施工的关键环节，我们在施工中面临“山区地质条件复杂、镜泊湖周边区域地下水涌出严重、工作量大、面广、线路长”的特点，我们及时组织抽调了一批精干队伍，反复勘察了现场，确定了施工及运输方案，配备了多个作业组，合理调配一切人力和机具设备进行了有序布置及大量采购，保障施工。运输方式采用人力及装载机倒运相结合的方式，确保了工地运输工作的
准时完成，为按期进行基础施工、杆塔组立、架线施工提供了较好的前提条件。
3）、应用网络计划管理，科学控制施工进度。
在基础施工、杆塔组立、架线工程等工序中，我们组织了基础施工组、杆塔组立组、放紧线组、附件安装组四个小组，以网络计划控制为指导，明确各组施工周期，及时调整工作计划、合理调配资源，用环环紧扣的流水作业方式，保证了施工进度。—— 安全管理总结
我公司把抓好安全工作落实作为搞好安全工作的出发点和立足点，狠抓人员培训和安全制度、措施的制定、检查和落实，工程施工无一起事故发生。
1）、落实安全生产责任制，明确施工人员安全责任。
施工开始，我项目部即建全了安全生产管理的领导组织系统，明确了各级安全职责，配齐了专职安监人员，形成了有效的项目部安全三级管理网络，落实责任，坚定目标，制定考核办法、安全奖惩、文明施工的管理制度，做到了工程项目施工组织到位，制度到位。工程所有施工现场均设置了安全警示标语、标志牌，设立现场安全责任人。除按惯例检查各施工队每周的安全学习教育活动外，还加强了对各施工作业点的巡察工作，重点抓好了高空作业及交通运输两个关键环节。
2）、积极开展安全风险因素的识别和控制，制定相应的防范措施，随时消除事故隐患。
按照工程的进度，对施工驻地临时用电、交通安全、挖掘作业、动火作业、高处作业等，重点做好触电、高处坠落、火灾、坍塌、车辆伤害、食物中毒、人员中暑等危害因素的控制。认真做好各项安全措施的落实和现场的监督、监护；坚持各操作作业的开始，必须做到 “公司主要领导现场指挥协调，管理人员现场带班作业，安全监督员现场巡回检查”。加强施工现场的安全监督检查，严查“三违”行为。加强施工车辆的安全管理，督促做好车辆的安全检查，严禁客货混装，严查影响交通安全的“十大不安全行为”及各类违章现象；对施工驻地食堂、厨房卫生、食品和饮用水定期进行检防止食物中毒事件发生。
3）、坚持文明施工，建设环保工程。
在施工现场，我们要求各施工队在进入农田、林区时，必须将损坏青苗控制在最小的限度，做到工完、料尽、场地清，从而减小对农户的耕作的影响，一方面控制了青苗及林木赔偿的额度，降低了工程成本，另一方面，也避免和林业主管部门和农民之间的纠纷，降低了外部环境对施工进度的阻力；杆塔施工时，我们用红白警戒带的宣传旗子将施工范围明确的划定，并设立专人进行施工监护；施工现场各种工器具、材料分区堆放，做到摆放成型，标识清晰。全体施工人员遵守国家法律、法规，尊重当地民风民俗，没有与当地群众发生磨擦，工程施工期间无一起人员违法违纪事件。质量管理总结
我们在抓质量工作中，注重过程控制，依据各级质量文件和规程、规范，严格把好每道工序质量控制关，且每一个施工过程和施工环节都有相应的质量控制措施，并将现场的质量目标分解落实到各工序和
施工队、班组，充分发挥质量管理机构和质检员的作用。
1）、加强事前控制和过程管理，重点把好三道关：
一是把好材料选购和进货检验关，杜绝不合格品进入现场，如：基础施工中钢筋、砂、石料的进货；杆塔中塔件，架线中的金具、导、地线等外部质量和相应试验报告的检查等。
二是把好各道工序控制关，严格按设计要求，规范标准组织施工，如：杆塔基础施工中，实施技术员、质检员现场全过程控制。对架线施工按施工准备、导地线展放、紧挂线、附件安装、导地线压接5个大工序分别进行编写专项施工作业指导书，细致地对工艺质量、安全施工、文明生产与过程控制、监控等分项内容进行了培训、交底。
三是把好施工安装控制关。如：在基础施工中，我们坚持使用机械作业。坚持基础浇制基面一次性成功，采取经纬仪找准，及时综合处理，一步到位的成功工艺。在重点施工环节把好三道关的基础上，还坚持加强三级检查制，严格控制各项工序质量，做好隐蔽工程和关键工序过程的连续监控，把好记录关，做到记录真实数据可靠，各类记录、表格齐全，并按规定要求及时组织三级验收。
2）、加强工序管理。
始终严格执行规范要求，理顺各工序之间的关系。在施工前编制详细的工程施工作业指导书，对施工人员进行工序、安全、质量、技术交底，让每个参加施工的人员掌握工程的施工特点和质量、技术、安全、环保要求，强调在施工中每个施工人员均是质量监督员，认真执行工程的每道施工程序，并严格把关，从而有效地控制了施工的每
一道工序每一个环节。如在基础施工时我们控制坑深、钢筋规格、数量、支模尺寸、高差、塌落度、砼浇制、回填土、接地埋设、施工工艺等施工过程；杆塔工程时，我们强调防盗螺栓的朝向必须一致，所用螺栓的规格、穿向必须符合要求、螺栓的紧固率必须达到100%；架线工程中，我们严格控制导、地线的弛度。附件安装中，强调每一个线夹的安装，每一个防振锤的安装均需符合设计要求，杜绝二次返工。我们将质量控制放在施工的全过程中，工程质量得到了有效的控制和保障。
3）、质量目标完成情况：分项工程优良率100%、分部工程优良率100%、一次验收合格率100%，实现零缺陷移交，达到优质工程的质量目标。
4）、强制性条文执行情况：依据Q／GDW248-2008《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》 第7部分 输电线路工程施工，及工程建设强制性条文电力工程部分2011年版第五篇输变电部分各项条款对照检查执行，记录齐全、完整、真实，强制性条文执行率达到100%，对不符合规定要求的整改率达到100%。
5）质量通病的控制效果：施工过程中通过监理单位、建设单位及公司对质量通病控制措施的检查结论是采取的措施有效，效果明显，消除了易于产生质量通病的根源和不利因素，使工程质量达到验收规范标准要求
6）、工艺质量亮点及质量控制措施：
①、冬季基础施工24小时监测暖棚内基础养生温度，保证养生期混
凝土凝结质量，①、每基铁塔设置专人进行螺栓紧固，紧固率达到100%，并全部通过检查验收
4、技术管理总结 强化技术管理。
针对该项工程特点和设计要求，根据国家标准、规程、规范及合同要求，我们整理、编写了一系列技术文件、资料和施工作业指导书、以及工程所需的应急预案。严格按作业程序组织施工，每个工序开工前，先组织技术人员进行施工图会审，读通看懂设计图纸，有疑问及时提出并反馈解决；施工人员进入现场施工前必须进行技术交底并记录完整备查，明确规范要求、图纸要求、施工方法，使每道工序标准化，程序规范化。5.造价管理总结
工程施工中，我们虽然在施工管理各方面，尤其在施工成本控制上下了很大功夫，但工程的经济效益还是不尽人意。其主要原因一是为了保证工期，我们加大了人力、物力、财力等各方面的投入；二是施工地形条件复杂，施工难度大采取的各项措施加大了我公司对机械、材料、人工的成本投入。三是山林地段施工，依托道路较少，人力运输距离较远，相应增加了工程成本。
三、本项目主要经验与教训
本次工程在宁安市农电公司、黑龙江安泰电力工程建设监理公司牡丹江农网监理站以及其他相关兄弟单位的大力支持与指导下圆满
完工，实现了工程目标，但也存在着一些不足，需要我们在今后的工程施工中不断改和提高。
近一年来的工程建设经验，让我们深深感到，搞好工程施工，最重要是以人为本，抓好队伍建设。在工程管理上，注重从“严”、“细”、“精”三方面入手，加强工程过程控制，有效实施动态管理，抓好制度、措施的落实，不断完善质量、安全等管理体系的运行机制，在这方面尤其是搞好工程施工的组织工作，合理配置资源，加大技术革新工作力度，积极广泛地推广和运用新技术、新工艺。在加强内部管理的同时，要加大与工程施工相关各方的沟通与交流，协调处理好各方面关系，努力营造良好的施工外部环境。只有如此，我们的工程施工才能优质、安全、高效、如期地完成。但是也存在着较多的不足和需改进之处：
1）、资料管理工作还需进一步标准化、规范化、做到工程资料及时收集、及时整理和及时归档。
2）、施工进度、成本控制上还需进一步改进。
3）、设计与沟通还需进一步加强。线路路径选择距公路太远，施工运输、维护困难。
四、工程遗留问题与备忘录
1.未完成的项目和原因及影响工程功能实用的程度 无。
35kV线 篇3
在我国, 35kv及其以下的中低压配电系统的运用较为广泛, 由于技术上、投资上等诸多因素的影响, 使得35kv及以下的线路通常采用的是三段式时限配合电流保护, 这样的保护模式使得每条线路中仅有一部分区域在出现线路短路故障后能够快速的切除, 但是剩下的部分故障则需要0.5s过后甚至更长的时间才能够被切除, 使得线路时常被烧毁。因此在保护35KV以下的电力系统时, 需要设计出相应的满足保护功能的算法, 曾经尝试选取滤波性能较好的全波傅氏算法作为保护装置的算法, 此法可以在无需增加硬件的基础上实现数据采集。采用常见的小电流单相接地成为了最基本的故障排除法, 建立起相应的电力系统故障模型, 实现对35KV以下线路过流进行加速保护。随着近年来的微机电保护装置的使用, 对于线路的电流控制更加精准, 目前采用微继电装置实现对线路的保护已经成为了当前发展的主要趋势。
随着社会经济的高速发展, 人们生活水平不断提高, 引起了35kv以下的中低压配电网络结构、用户负荷性质都发生了巨大的改变, 再加上人们对用户需求不断增大, 使得传统的三段式时限配合式继电保护已无法满足目前社会用电的需求, 所以使得增大和完善目前35kv及以下的配电网继电保护装置的保护范围和保护的动作速度成为当前急需要解决的关键性问题, 如果将实用与高压电网中的高速保护方案应用在35kv或35kv以下的配电网中, 不仅有点大材小用的感觉, 还对投资成本要求较高, 显然不太符合实际的情况。本文就主要针对35kv及以下的输电线路中过电流后存在的问题进行分析, 提出了35kv以下线路过电流后加速保护优化措施, 以改善目前35kv以下线路过电流后加保护的缺陷。鉴于此, 本文就主要提出一种适用于35kv及其以下的配电网过电流后加速保护优化方案, 以为相关人士提供理论参考。希望针对35KV以下的线路电流控制做到既能够确保控制的精准, 同时还能够确保控制电流的有效, 从而实现电力系统的安全运行。为不断发展的电力系统提供安全保障, 积极努力推行新的保护方法, 以供相关学者研讨。
后加速保护中存在的问题
在实际的35kv以下的线路中安装过电流保护装置, 由于变压器存在着励磁涌流, 安装的保护装置无法躲过该励磁涌流, 所以使得过电流保护装置时常出现误保护动作, 再加上后加速保护动作后并没有信号显示, 这对于人为的检查和判断造成较大的困扰。以下用一个实例来进行说明:图1是一段10kv配电线路, 当该线路中, 一旦B2断路器因为某种原因而出现拒动情况, 那么会导致B1断路器出现保护动作而跳闸, 那么线路就出现了一次永久性故障, 当B1断路器第一次跳闸后, 维护人员进行查看时, 将重合闸重新重合, 再一次的加速保护动作出现跳闸后没有明显的信息显示, 这时人员就较难对故障做出准确的判断, 无法判断出是断路器因为出现误动作而导致跳闸还是保护装置本身就存在着问题从而出现跳闸。
防范措施
当线路中存在着过流后加速导致的故障, 经常给人员的判断造成极大的影响, 导致线路调度员无法准确的判断是线路故障还是其他的隐性故障没有排除, 还是保护装置和开关的构成有问题, 从而延误了整个线路的恢复送电时间, 给大众带来较大的麻烦, 针对过流后加速故障可以通过以下的一些措施来进行防范。
1.在定值整定上, 可以将过流后的加速保护功能暂时退出运行, 或者根据线路的实际情况对变压器励磁涌流大并且超过了整定值的线路, 将过流后加速的保护功能退出, 此外, 在满足线路灵敏度的前提下尽可能的将过流定值放大, 放大到超过配电线路中的励磁涌流, 以重新对线路进行整定。
2.加强和保护装置生产厂家之间的交流和沟通, 交流中着重要求保护装置生产厂家对过流后的加速保护功能进行加强或完善, 要求生产厂家能够在过流后加速功能项中增加过流后速延时功能, 以此来避过线路中的励磁涌流。
3.在日常工作中, 线路调度员加强工作的力度, 重新的对管辖中的配电线路保护装置动作的保护定值整定以及动作的正确性和合理性进行全面的审查, 再结合以往线路中出现的故障经验进行总结, 完善工作内容, 尽最大努力减少同类故障的发生率。
优化的方案分析
保护的原理分析
从理论上来看, 如果当线路中出现了不对称的故障时, 三相电压电流同样也处于不对称的运行状态当中, 当线路中的故障切除或排除后, 这时线路中的三相电压和电流又恢复到对称的状态, 此时线路中的故障会导致出现序分量, 可以根据这一特点来检测序分量, 从而判断出线路中的故障是否是对称状态以及整个系统的运行情况, 在此基础上判断断路器的保护动作行为。如果该线路是多个电源供电, 那么在实际情况中切除一条故障线路通常需要跳开2个断路器, 并且2个断路器在动作时, 时间上存在着先后顺序, 对于配电网来说, 这个时差的影响较大, 所以利用对端断路器动作前后导致本端故障电流变化情况来判断故障的区域, 使得在该区域出现故障时可以加速本端断路器的保护动作, 从而使在短时间中跳闸。
改进后的结线图
根据实际情况, 改进后的原理结线图如图2的虚线框中所示。
从改进后的原理结线图中可以看出, 增加了时间元件, 其作用是为了让断路器能够躲过因变压器带来的励磁涌流。因为当变压器处于空载状态时, 线路中的励磁涌流的峰值最大, 最大时可以达到变压器额定电流的6~8倍, 同时还会存在着大量高次谐波分量以及非周期分量, 虽然说励磁涌流在短时间中很大, 但是其衰减的也很快, 通常经过了0.5s~1.0s的衰减, 其电流都不会超过变压器额定电流的0.25~0.5倍, 所以根据这一特性将后加速时间设置为0.5~0.7s进行保护动作, 则可以完全躲过变压器励磁涌流高峰值时的电流, 从而以保证断路器不会因为变压器励磁涌流而出现误保护动作。
35kv线路及其以下的线路保护定值在设置时按照调度供给最大负荷设置, 后加速保护定值的设置应该在满足线路灵敏性的基础上尽可能的提高, 以保护线路能够完全的避过0.5s~0.7s衰减过后的变压器励磁涌流, 从而最大程度的保护线路。为了进一步的解决因加速保护动作后跳闸没有信号显示问题, 还在后加速动作调整的回路中设置了一个用以显示跳闸信号的信号元件, 从而有利于人员对线路保护的判断。
后加速保护方案的实施
在对35kv及其以下的线路实施过电流后加速保护优化, 其中的一个重点就是要求线路中的继电保护器能够躲过变压器励磁涌流, 要切实的避免出现误动作或者拒动, 从而给线路的运行带来安全隐患。对于35kv的配电网, 仅需要按照上述的结线原理图进行, 让各器件正确的安装在线路中, 如果是10kv的配电网, 如果存在着无法躲过变压器励磁涌流的问题, 仅需要对过电流保护整定值提高即可, 这里仅需要注意一点, 即避免控制过电流保护伸的过远的情况, 再者就是满足线路的灵敏度即可, 最后在思路中加上用以判断线路信号的信号元件就可以实现后加速保护优化。
结束语
35kV线 篇4
审核：
编制：
一、适用范围：
本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。
二、编制依据
1.电力工程咨询院有限公司（373-B1871S-D0201）2.电气装置安装工程质量检验及评定规程（DLIT5161）
3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范（GBJ148-90）4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告
三、工作量
SZ11--50000/110变压器1台
四、工作人员安排（负责人、外用工及人员配备分工）
技 术 负 责 人：
施 工 负 责 人：
安 全 负 责 人： 高压试 验负责人：
五、工作期限（包括工日）
安装计划：工期15天。
六、施工机具、材料的准备
1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套
七、施工方案
1、设备到货检查
1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，（带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处）检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。1.2 与物资公司、监理单位共同按装箱单清点部件，核对附件、备品备件、专用工具、随机资料应与装箱单相符，检查附件外观应良好，无锈蚀及机械损伤，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤；检查连接螺栓应紧固良好；根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。1.3 绝缘油检查 绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油；检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验；对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油（压器油、汽轮机油）取样》（GB7597-87）。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。
2、变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查
a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验（根据技术协议要求），应无渗漏。
b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。
c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。
d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。e 满足以上条件后进行冷却器安装。2.1.2冷却器安装
a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。b 散热器组间距应不小于50mm。
d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查
检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。
2.2.2储油柜安装
确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就 位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口 端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再 将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采 用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局 部受力，致使油柜负重后变形。
连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管 下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。
严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。
一切检查就绪，准备注油。
2.3 套管试验（应与排油同时进行）
2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。
2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕；
b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净； c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全； d 套管应无渗油现象，油位指示正常；
e 经检查各项条件满足时即进行套管试验；
f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。
i 取套管油样进行色谱分析试验。2.3.3利用吊车进行升高座CT试验
a 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。c 对循环油进行取样试验。d 进行伏安特性试验。2.4 器身检查、套管安装
根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：
a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。2.4.1器身检查
器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。
2.5 吊装套管及变压器组装
a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。
e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。
j 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，与其连通管的连接应密封良好。2.6 电流互感器等附件安装
利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。a 安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处；电流互感器和升高座的中心应一致；绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作准确，绝缘应良好。c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。2.7 注意事项
2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。
八、变压器安装质量要求
1.冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司； 2.附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤；
3.到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货
4.绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。
5.器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%； 6.本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s； 11.补油应在无雨的干燥天气进行。
九、质量保证措施
1.严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定； 2.本施工组织设计工序对质量的要求进行施工； 3.由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录； 4.发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措 施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理； 5.安装调整后，应及时向监理部进行报验。
6.器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。十.变压器滤油措施
1.本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。
2.油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。3.现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。4.所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。5.对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。6.油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。7.各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。8.用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75％以下时进行。9.压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。
10.滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60－80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。
11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。12.大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。
13.滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。14.大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。
15.变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd（90℃）≤0.5％
16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解 气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基 值不应大于1%。
十一.变压器安装职业健康安全措施
1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽；
2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，技 术负责人、安全负责人、工作负责人始终在现场负责施工全过程指导监督；
3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者 坚决不用；
4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件；
5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后，箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护；
7.登上器身或箱顶时，应通过梯子上下，梯子应结实，支撑稳固。所有工具应用绳索上下传递，严禁抛扔； 8.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具 用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，不起绒毛的干净工作服和塑料底新布鞋，严禁随身携带金属物品（工具除外）；
10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的 回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。
11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，吊装过程中要紧密配合，被吊物应绑扎牢固,吊装过程要缓慢,严禁速起速落。12.严禁人员在吊臂下穿行和停留；
13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度；
14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。
15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要 动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。
十二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱
防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。2.危险源：施工工具遗漏在变压器内
防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。3.危险源：高空坠落
防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。
4.危险源：电击伤人
防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。
5.危险源：滤油失火
防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。6.危险源：硬物坠落，损伤设备
防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。
十三、施工环境管理 1.噪声防治 1．1防治标准 根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准，即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。1．2 控制措施
1．2．1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。
1．2．2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。
1．2．3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。1．2．4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。1．2．5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。
1．2．6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。2.固体废弃物控制
2．1施工产生固体废弃物分类
2．1．1可回收利用的固体废弃物；如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。2．1．2不可回收的的废弃物；如：施工渣土
2．1．3危险固体废物；如：干电池、废碘钨灯管等 2．2 固体废弃物控制措施
2．2．1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。2．2．2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。
2．2．3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。
2．2．4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。
2．2．5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。
35kV线 篇5
某年5月3日0时30分, 事故35 k V馈线断路器 (型号为ZW24-40.5) 电流Ⅱ段跳闸, 根据保护装置事件记录, 二次电流为87 A, 当时电流互感器变流比为300/5, 即一次电流为5 220 A。
0时59分根据调令送电, 但电压监测显示35 k VⅠⅡ段母线电压不正常 (U相35.44 k V, V相34.56 k V, W相0.3 k V) , 县调随即申请断开该断路器。操作断开后, 电压仍不正常, 调度随即下令合上该馈线断路器。1时12分操作完毕, 上级主变压器后备保护动作跳闸。经现场检查该馈线断路器无明显异常, 随后调度下令断开连接于同母线的其他馈线断路器, 1时32分操作完毕即再令试送该馈线断路器, 随即电流Ⅰ段动作跳闸。经现场检查, 该馈线断路器本体爆炸。
2 事故原因分析
2.1 直接原因
(1) 5月3日凌晨, 当地遭遇了特大雷暴雨袭击, 事故馈线29号、31号、41号杆三相瓷绝缘子被全部击穿, 导致断路器对地短路, 并引发相间短路, 产生电弧, 烧毁绝缘拉杆, 最终使断路器爆炸。
(2) 事故发生时的特大暴雨使断路器本体瓷绝缘子的绝缘降低, 该型断路器瓷绝缘子爬距小, 加上雷电流的反复冲击, 使断路器W相被击穿造成接地。
(3) 断路器W相被击穿造成35 k V系统接地后, 由于深夜以及雷电暴雨的影响, 现场人员无法通过巡视查看出断路器本体W相瓷绝缘子的状况。
2.2 间接原因
(1) 事故断路器存在设计和质量缺陷, 天气正常时试验数据都合格, 但每逢下雨都有瓷绝缘子放电现象发生, 在此之前, 曾因瓷绝缘子长时间放电被迫停运。而同为农网改造工程安装使用的其他型号真空断路器运行正常。
(2) 避雷器与断路器的绝缘配合不够合理, 避雷器的临界动作电压偏高和残压过高, 导致断路器在受雷电过电压损坏后, 再次操作时 (合闸) 使得断路器无法耐受, 加剧了绝缘的破坏, 最终导致了断路器的爆炸。
2.3 事故过程推断分析
根据值班记录和断路器炸毁现场的照片分析, 当时U, V两相的线路侧受到雷击, 雷电波通过线路传到断路器、避雷器及相应的设备上, 断路器Ⅰ段保护动作, 避雷器也动作, 雷击产生的过电压使得断路器U, V两相的对地绝缘分别被严重破坏甚至击穿 (因断路器当时处于运行状态, 因此不可能产生断口间的过电压, 也就是断路器的断口及上瓷套的绝缘没有受到损伤) 。紧接着操作人员又一次合上断路器, 此时避雷器的绝缘早已恢复, 但断路器的绝缘遭受的是永久性破坏, 绝缘水平甚至已远低于避雷器的临界动作电压值和残压值。这样, 在经过两次操作冲击后, 断路器的下瓷套绝缘彻底被摧毁, U相因下瓷套外伞间绝缘被击穿, 通过箱体上的起吊环 (最近点) 形成对地短路;而W相则可能同时存在2处被击穿的地方:下瓷套外伞间和下瓷套内的绝缘拉杆。从现场残留物的状况来分析, W相被击穿后对地短路所产生的电弧主要发生在下瓷套内, 最终造成绝缘拉杆彻底烧毁和W相下瓷套彻底炸毁, 该电弧也是造成控制室内的保护装置始终告警显示W相接地的主要原因。
在U, W两相产生过电压时, V相也必然会产生过电压, 造成V相也因下瓷套外伞间绝缘被击穿, 通过箱体上的起吊环 (最近点) 形成对地短路, 继而引发U, V两相相间短路, 最终造成U, V两相之间因短路电弧的作用发生爆炸, 同时因为V相的过电压发生时间稍滞后于U, W两相, 所以V相所受的损坏最轻。
3 事故中的疑点分析
为何避雷器已经动作, 而最终却导致断路器爆炸?据了解, 与断路器相连的最近的避雷器是母线侧的一组, 该避雷器是按常规电站型避雷器配置和安装的, 其型号为Y5WZ-54/134, 额定电压42 k V, 系统标称电压35 k V, 持续运行电压13.6 k V, 直流1 m A参考电压 (DC) 73 k V, 标称放电流下残压134 k V, 陡波冲击残压154 k V, 2 ms操作能通流容量400 A, 其残压比为1.835 6。如果为了提高避雷器的使用寿命, 提高阀片性能, 则残压比会随之降低, 那么直流1 m A参考电压值也就会随之升高, 也就意味着避雷器的动作电压提高了, 这是对断路器安全不利的。当断路器经受一次严重的雷电过电压后, 尽管避雷器也及时动作了, 但由于断路器的绝缘能力达不到与避雷器匹配的水平, 使断路器的绝缘产生了严重的不可恢复的损坏, 绝缘能力已显著下降, 再次耐受能力 (绝缘能力) 低于避雷器的额定标称直流1 m A参考电压值是很有可能的。当断路器再次经受电压冲击时 (又一次的合闸操作) , 使得原本已经受损的绝缘急剧恶化直至崩溃, 导致事故的发生, 而避雷器因其动作时间短和自恢复性的特点, 能耐受后面的操作冲击而没有损坏, 这就是为何避雷器动作了, 而断路器却最终爆炸的原因。
4 解决的办法及预防对策
35kV线 篇6
目前在上海市电力公司范围内35 kV架空电力线路三相线之间排列方式主要有上字型、下字型、三角型及垂直型4类。当全线存在排列方式有改变的情况,则不同的排列方式之间过渡时的区间,可引起导线线间距离不小于安全距离规定值的情况。对该类情况,在具体的施工中容易疏忽,但必须引起重视,需要结合具体情况进行校验、分析。
本文结合实际工程,对常见的不同排列方式之间过渡的区间的最小相间距离进线进行分析计算,以指导实际施工,保证线路相间距离符合安全距离的规定。
1 三相导线排列方式由下字型向垂直型过渡时的线间距离分析
假设当某一35 kV架空线路三相导线为下字型排列,而接邻杆塔改变为垂直排列时,验证任意两相导线线间距离是否满足相间最小安全距离1.4～1.6 m的要求(考虑为理想状态下,导线没有弧垂)。
1.1 使用标准装置的线间距离分析
考虑到架空电力线路架设导线的横担等材料皆为标准装置,即1 100 mm的横担,上、下2根横担间距离为1 600 mm,则可以将线路装置等效到三维直角坐标系中(见图1),AE=EB=1 100 mm,BC=1 600 mm,AB=1 600 mm,档距AO=d。
如图1所示,两条异面直线AA′和BB′间最小距离XZ应为两直线的公垂线。利用勾股定理计算得知XZ为1 294 mm(1.294 m)。显然不满足1.4～1.6 m的最小安全距离限值。由于当使用1 100 mm的横担不能满足安全距离要求,应考虑用现有的其他典型装置作替代。线路所用横担还有1 350 mm,1 550 mm,1 750 mm 3种规格,可用同样的方法对这3种规格的横担进行计算,得到XZ的最小值分别为1 376 mm,1 400.3 mm,1 420.9 mm。可见,除1 350 mm规格的横担外,另外两种规格横担都可以满足最小安全距离限值的要求。
1.2 使用合成绝缘子的线间距离分析
考虑到后一杆塔垂直排列还有使用合成绝缘子的情况,因此对此类情况也需进行计算验证。因为计算公式与前文相同,因而对此类装置也可使用前文的计算结论。
1.3 解决措施
当架空电力线路三相导线排列方式由下字型向垂直型过渡时,若采用常规的1 100 mm横担,则存在两相导线的线间距离不能满足最小安全距离的要求。这可通过调换大横担的方法来增大线路间的安全距离,又考虑到安全距离裕度的因素,故建议使用AE+EB≥3 100 mm的横担组合。
2 三相导线排列方式由上字型向垂直型过渡时的线间距离分析
三相导线排列方式由上字型向垂直型过渡时的导线线间距离分析如图2所示。假设AO=OC=BP=1 100 mm,AB=PO=1 600 mm,A′B′=B′C′=1 600 mm,档距A′O=d。
由图2可知,A相和B相的距离即为AB线段的长度,显然满足要求,而B相和C相上任意两点间的距离都大于线段AB的长度,故也满足要求。
A相和C相的距离不满足最小安全距离,这是因为对于一个关于轴对称的多面体来说,AA′和CC′的最小距离,就等于A′C和AC′的最小距离,而A′C和AC′的最小距离即为前文所计算的最小距离,所以也可使用前文所计算得到的结论。
3 三相导线排列方式由三角型向垂直型排列方式过渡时的线间距离分析
对三相导线排列方式由三角型向垂直型过渡的情况作相关计算。此排列方式所用的装置规格同图1相同,并仍以此建立三维坐标,三相导线排列方式由三角型向垂直型过渡时的线间距离分析如图3所示。
由图3以及前文的计算与结论可知,A相和B相间的最小距离满足要求,即大于BO(1 600 mm),B相和C相间的最小距离也同样满足要求,即大于BO(1 600 mm),而要使AA′和CC′的最小距离满足要求,则应使AC≥3 100 mm,计算方法同前文。
4 改进措施分析
针对2008年6月上海市闵行区莘庄工业区的一条35 kV架空电力线路三相导线排列方式由下字型转为垂直型时,两相间垂直距离不满足最小安全距离限值的问题,提出了下面两种解决方案。
1) 方案一:
根据前文计算所得,当下字型排列A、B两相都采用1 550 mm横担距情况时,最小安全距离即可满足,如图4所示。
2) 方案二:
在不改变装置结构的情况下,分析是否可以通过改变后一杆塔上的相间距离来达到增大导线线间距离的目的。仍以前文为例,已知:AE=EB=1 100 mm ,BC=1 600 mm,假设A′B′=y(mm) ,为满足最小安全距离的A、B两相间距离,档距A′O=d(mm)。通过计算可知,A′B′为1 815 mm时,XZ>1 600 mm(1.6 m),可见A、C两相满足最小安全距离限值为1.4～1.6 m的条件。
根据计算结果,建议可以将垂直排列杆塔上A相导线(垂直距离)向下移220 mm,C相导线也相应下移,保持与A相导线之间垂直距离为1 600 mm,以满足最小安全距离的要求,如图5所示。
5 结语
线路架设导线的装置类型是影响导线线间最小距离的主要因素,而档距d的影响非常小。以此为根据,闵行供电分公司带电班对35 kV线路元航102线96号杆(三相导线下字型排列)～97号杆(三相导线垂直排列)区间任意导线间最小距离进行现场实测,发现A,B两相导线间最小距离为1 280 mm。因此,当遇到35 kV线路三相导线由上字型或下字型改变为垂直型,建议采取如下措施。
1) 改变前一杆塔水平排列的两相横担水平距离(最小≥3.1m),即采用2根1 550 mm横担以满足最小安全距离要求(如图4)。
2) 改变后一垂直排列杆塔相邻两相横担垂直距离(最小≥1 820mm),即将后一杆塔的对应相的横担下移220 mm以满足最小安全距离要求(如图5)。
参考文献
[1]范明天,张祖平译.配电网络规划与设计[M].北京:中国电力出版社,1999.
35kV线 篇7
世界之窗站供电改造工程将在世界之窗站增加两面35kVGIS进线开关柜，开关柜采用的是ABB公司的设备，与一期工程的设备一致。世界之窗站已预留了2面开关柜安装位置，改造工程包含设备拆卸工程，设备安装工程和设备的调试。
1 改造工程内容
1)拆卸工程：主体柜的拆卸、附件拆卸和一、二次电缆接线的拆卸。
2)设备安装：工地运输，开箱检查、主体安装、附件安装、柜间对接、操作机构及传动机构调整、电气接线、电缆固定、孔洞封堵及清理结尾等工作。
3)设备调试：拆卸的开关柜恢复安装后与一期相邻华侨城站的调试，新增加的开关柜安装后的调试。其中，35kVGIS开关柜还包括气室检漏及检压。
2 改造方式
1)世界之窗站降压变电所已预留了35KV开关柜的基础预埋件安装位置。增加35KV开关柜设备的改造，为了运营操作不混乱，原来的柜号顺序不变，改造工程的方法是：拆卸H11和边柜一起左移，将新增柜安装在H11, H12柜的中间，一段母线新增柜为H15号，安装完成，恢复原来接线后这段母线合上电源，改造另一段;拆卸H21和边柜一起右移，再将新增柜安装在H21和H22之间，二段母线新增柜为H25号，安装完成，恢复原来接线，对二段母线供电。
2)根据图纸要求，华桥城变电所到世界之窗的两路电缆按原方式分别接回到原安装柜体内，从白石洲变电所到世界之窗的两路线接到新增柜体上。
3 方案可行性
由于本次改造仅增加两面进线柜，不改变其原的特性和功能，所以改造后仅增加了两面高压柜将来用于引入白石州过来的35KV环网电缆和差动保护光缆，对现有设备的功能和特性不进行改变，改造后不对现有运行线路造成任何影响，故本方案可行。
4 改造方案
4.1 改造总方案
1)世界之窗站降压变电所已预留了35KV开关柜的基础预埋件安装位置。增加35KV开关柜设备的改造，为了运营操作不混乱，原来的柜号顺序不变，改造工程的方法是：一断母线断电，拆卸H11和边柜一起左移，将新增柜安装在H11, H12柜的中间，一段母线新增柜为H15号，安装完成，恢复原来接线后这段母线合上电源，改造另一段;拆卸H21和边柜一起右移，再将新增柜安装在H21和H22之间，二段母线新增柜为H25号，安装完成，恢复原到头来接线，对二段母线供电。
2)要求是华桥城变电所到世界之窗的两路电缆按原方式分别接回到原安装柜体内，从白石洲变电所到世界之窗的两路线接到新增柜体上。
3)安装完毕后，建筑结构板上的设备孔洞用防火材料封堵。
4)新增H15, H25柜体需要安全接地，施工方法和材料与一期一致。
4.2 调整时间
我方将会跟据业主及运营方的要求选择合适的时间进行世界之窗的电缆改造工程，改造时24小时连续作业。
4.2.1 既有线作业
由于世界之窗降压所已开通运行，所有设备均带电，且35KV断路器有可能会受到无线通讯设备和震动有影响。在进行柜体安装时，须将相应母线断电作业，并设置保护装置。
4.2.2 作业时间
改造时为部份双边供电，尽量缩短改造时间。
4.2.3 柜体对接
由于ABB35KV高压开关柜采用短铜棒作为母线，在柜体连接前须预先装上母线及其绝缘护套，在柜体对接时要求对接精度高。
4.2.435KV环网电缆终端拆卸和安装
35KV环网电缆终端需从高压柜上卸下，放至夹层接在电缆分支器上，待将柜体移动后，再将电缆从夹层穿入高压柜内并安装。
4.3 应对方案
4.3.1 既有线作业
为了保证地铁安全运行，同时保证我方施工人员的安全。在不要停电作业时，对于带电区域做出明确标识，设立安全防护围栏，并派专职安全员进行监护。确保所有施工人员不会进入带电区域和未改造的那段母线范围内。由于35KV断路器有可能会受到无线通讯设备和震动有影响，在带电作业时，所有工作人员不得在高压室内使用无线通讯设备并关闭手机，也不得对高压柜产生震动，并以防高压断路器误动作。高压柜设置维护接地，并将分断的电缆设置到维护接地，以防误送电。施工完成后，要仔细清理现场并及时拆除接地装置，以便恢复供电。
4.3.2 作业时间后台联系
在改造过程中，有很多时间是部份，若作业时间不足，我方施工的所需天数也相应增加，为了能尽快完成改造，我单位将进行每天24小时连续作业。在运营调度部提交改造作业申请计划，作业申请通过后在车站车控室请点，由运营OCC批准作业时间后方可进所施工。
4.3.3 柜体对接
由于ABB35KV高压开关柜采用短铜棒作为母线，在柜体连接前须预先装上母线及其绝缘护套，在柜体对接时要求对接精度高。我方具有大量进行过广州地铁一、二、四号线施工，具有丰富经验的技术工人。在进行对接时，我方会派出具有多年丰富经验的技术工人进行施工。
4.3.435KV环网电缆终端拆卸和安装
35KV环网电缆终端需从高压柜内卸下，为了保证不损坏电缆终端，我方会派具有多年电缆终端制作经验的技术工人进行电缆终端拆卸和安装。
4.3.5 配合指导
配合指导主要是由ABB厂家安排技术人员在现场进行改造过程中的技术督导以及处理应急措施。
4.3.6 系统调试实验
设备安装就位前我项目部实验室负责设备的耐压实验(具体见附件)然后再进行就位、一次二次接线。其中通讯调试是由SCADA与厂家配合进行调试，我方负责配合被控综合自动化系统的调试及主控系统、控制中心的系统联调。我方合同所示;在OCC控制中心的综合监控系统，本部合同所示应配合其他系统进行综合自动化调试。
因世界之窗站的35KV各类设备运行情况以及故障信号都与竹子林OCC总控制室系统形成通信，为保证在世界之窗35KV设备扩容改造期间在OCC总控制中心不发生信号报警，通讯系统的屏蔽由SCA-DA专业负责进行屏蔽，包含改造前SCADA数据备份都由SCADA系统专业负责。
4.3.7 改造前期
设备进行改造前与设计、监理、ABB厂家等相关部门，通过会议的形式来进行改造中预想到的问题以及处理办法。
4.3.8 分支器、设备耐压
电缆分支器在改造之前进行耐压试验，耐压为68KV/min。设备拼装完成后进行设备母线耐压，设备母线耐压为68KV/min。
4.4 火灾、安全
在进行世界之窗设备改造时无任何动用明火施工，为施工中预防出现火险情，现场准备干粉灭火器，施工范文拉设警戒线，现场设专职安全员进行改造过程中的安全文明施工监护。
5 施工注意事项
1)准备好足够的照明工具。
2)注意现场秩序，服从运营配合人员的现场管理。
3)送电恢复正常之后，清理作业现场，做到工完料尽场地清。
4)电缆终端在拆卸和安装过程中应注意保护电缆终端。
5)在35KV高压电缆终端的拆卸时，一定要看正确是哪两个开关柜，一定不能搞错，这是保证施工安全的最关键的地方，施工技术人员，施工作业人员及运营配合人员一起，必须确认正确。
6)电缆夹层中，要小心施工，保护好其他电缆不受损坏。
10kV及35kV开关柜设计 篇8
随着我国多年来对电网的大力建设和新一轮农网、城网改造的推进,10kV、35kV开关柜在电力系统中得到广泛应用。虽然国内10kV、35kV开关柜技术已相当成熟,并逐步标准化,但对于不同厂家和项目,开关柜的设计也可能会不同。这就要求我们必须深刻理解并执行相关的国家标准、部颁标准和标准柜型的典型设计要求,以避免给产品的安全运行带来隐患。
1 设计中的关键问题
1.1 安全净距
对于10kV、35kV开关柜,必须保证所有裸露的带电元器件间的安全净距,包括相间及相对地间的绝缘距离,否则会引起短路,对整个电力系统造成危害。文献[1]对开关柜的绝缘距离做了规定。单纯以空气作为绝缘介质且海拔高度在1 000m时,要求10kV开关柜相对地及相与相间距离不小于125mm,要求35kV开关柜相对地及相与相间距离不小于300mm,但海拔高度超过1 000m时,应修正绝缘距离。有时受配电室空间狭小的限制和对开关柜小型化的追求,所制作的开关柜的外型尺寸往往不能满足绝缘距离要求,尤其是35kV开关柜,所以需采取措施解决绝缘问题,如采用SMC、DMC绝缘板和高压绝缘热缩材料。采取这些措施时需注意以下问题。
(1)采用SMC、DMC绝缘隔板时,10kV开关柜的带电裸导体与该绝缘板过孔的间隙应不小于15mm,35kV开关柜的间隙应不小于30mm。随着时间的推移,绝缘隔板的绝缘强度会降低,因此要定期进行检测和维护。
(2)实践中,用热缩材料把高压裸露带电导体整个热缩起来时,要确保10kV开关柜的绝缘距离不小于80mm,35kV开关柜的绝缘距离不小于220mm。随着时间的推移,热缩套管的绝缘强度会降低,因此要定期进行检测和维护。
(3)高压导流体与柜壳构架安全距离不足时,在导流体穿越柜壳构架处安装穿墙套管,但此方式只在导流体适合加装可固定套管时采用,一般用于非标开关柜中。
1.2 爬电距离
在满足了安全净距要求的同时不能忽略爬电距离的要求。文献[2]规定了户外设备最小公称爬电比距分级数值,见表1;而文献[3]规定了户内设备最小公称爬电比距分级数值,见表2。
mm/kV
mm/kV
外绝缘污秽等级一般选Ⅱ级,而对于盐雾大或潮湿的地区选Ⅲ级。为满足要求,常采取的措施是增大、增加绝缘子伞群,在开关柜中的电缆室、断路器室增加带温控装置的加热器。
下面以污秽Ⅱ级为例,10kV、35kV开关柜分别取12kV、40.5kV系统的最高电压进行计算:
10kV纯瓷和纯玻璃绝缘相应爬距应不小于18mm/kV×12kV=216mm;
10kV有机材料绝缘相应爬距应不小于20mm/kV×12kV=240mm;
35kV纯瓷和纯玻璃绝缘相应爬距应不小于18mm/kV×40.5kV=729mm;
35kV有机材料绝缘相应爬距应不小于20mm/kV×40.5kV=810mm。
1.3 温升
电力系统开关柜中,各电器元件正常工作时均有不同程度的发热。文献[4]和文献[5]都对开关柜中各组件的温升做出了明确要求,即柜内各组件的温升不得超过该组件相应标准的规定,对于可触及的外壳和盖板,其温升不得超过20K。主回路的温升在额定电流和频率下应遵守GB763—1990《交流高压电器在长期工作时的发热》的规定。
为了达到温升的限制条件,通常采取以下做法。
(1)除了在电气联接面涂导电膏、镀锡、镀银外,关键的还是要加强制造工艺。
(2)设计上应极力避免涡流现象的发生,若无法避免,则需采用磁阻率高的材料或不倒磁材料(如SMC绝缘板、不锈钢板、铝板等)。
(3)对于额定电流较大的开关柜,需增加强迫风冷装置。
1.4 五防联锁
文献[4]和文献[5]对开关柜的五防联锁有明确要求,所以设计制造开关柜须遵守“五防”要求。设计高压开关柜时,通常将开关柜前网门、后网门、接地刀等通过机械闭锁和电气闭锁实现五防要求。
以前设计的高压柜常采用机械程序锁方式,结构简单,但由于存在万能解锁钥匙而很难完全避免误操作,且这一方式无法满足无人值守变电站的要求。在不带断路器的进线开关柜中,只能采用电磁锁方式,但由于电磁锁、传感器和导线均有损坏的可能,且需外部电源供电,因此可靠性差。而高压带电显示装置只是提示性措施,不能作为防误措施。
另外,设计非标准柜时,既要考虑防误要求,又要做到简单可靠。如:因35kV开关柜后网门只有在检修时才打开,故不做成活门,而做成采用特殊螺栓紧固的、需要专用工具才能打开的封板。这样,后网门就不用加电磁锁和其它复杂的机械闭锁或电气闭锁。
1.5 开关柜接地
开关柜中各电器元件均为带电体,为了保证检修时人身的安全,各电器元件外壳(设备安全地)必须安全可靠接地。因此设计制造开关柜时须做到以下几点:
(1)沿所有开关柜宽度方向设专用贯通的接地母线,并通过边柜引出与接地网相连。
(2)开关柜中各电器元件的接地必须与专用接地母线相连。
(3)另外,根据国家电网标准和“反措”要求,保护接地和工作接地必须分开。
1.6 防护等级
为防止人体接近高压开关柜高压带电部分和触及运动部分,设计时,应考虑开关柜需达到的防护等级。GB4208—2008《外壳防护等级(IP代码)》规定了外壳防护等级的要求及试验方法。
防护等级代码中,第一位特征数字表示对固体防护,第二位特征数字表示对液体防护,另外还有附加字母和补充字母。对于户内高压开关柜,只要求对固体防护,故第二特征数字用“X”表示,见表3。
需要特别注意的是,随着防护等级的提高,生产成本会相应提高,散热条件也会变差,因此不能单方面追求高的防护等级,一般以IP3X和IP4X为宜。
1.7 动稳定
在电力系统中,开关柜通常要能承受20、25、31.5、40kA甚至50kA的额定短路开断电流。在开关柜通过如此大的电流时,相间及同相母线间会产生很大的电动力,此时需借助支撑绝缘子的支撑,使母线不产生明显位移。通常,两绝缘子间的距离不应超过1 000mm,对于某些薄弱环节还应给予加强。由于动稳定的理论计算极其复杂,因此一般先依靠经验设计,再通过型式试验加以验证。
1.8 柜内元器件的安装位置
针对不同厂家和项目,开关柜内元器件的安装位置会有所不同,而元器件安装得是否合理直接影响到产品性能指标和现场使用。
1.8.1 避雷器安装位置
高压柜部分柜体,如馈线柜、电压互感器柜等需安装避雷器。避雷器的安装位置除了要考虑绝缘距离要求外,还需考虑现场施工后柜体绝缘间距及用户的安全用电。
因高压电缆屏蔽层在电缆头制作中需引出至接地排接地,而避雷器分别对应安装于高压导流体A、B、C相,故避雷器对应为高压侧,电缆头处为接地端。若避雷器安装位置较低,与电缆头绝缘安全距离不足,则在运行过程中可能会导致事故发生。
建议避雷器安装位置高于柜体底部600mm以上或将避雷器从高压柜中移除,设计在线杆线路侧,安装于高压电缆进出线杆塔处。
1.8.2 电流互感器安装位置设计
在高压开关柜生产过程中,应注意高压电流互感器(TA)对地安全距离。当大变比TA为减少发热采用穿心式时,其内侧配有一等电位铜导线体,该导线是高压导体。互感器制造厂所配铜导线体通常较长,若未注意该导线的浮垂及摆动,则可能造成相间及对地安全距离不足。设计时,将TA铜导线固定也设计在穿芯TA所在相别的铜铝排出口处;若TA垂直安装,则将固定孔设计于上出口处,将多余导线用扎带束于该TA内部。
另外,对于安装高压零序互感器的开关柜,一般将零序互感器安装在柜子底部,但要考虑零序互感器到高压出线接线头的距离,以防现场接出线电缆时不能满足电缆弯曲半径要求。若仍无法满足,则需将零序互感器安装到柜子下的电缆沟内,通过安装支架或直接配孔固定在柜子底部。
1.8.3 二次元件的安全间距
在高压开关柜生产过程中,除考虑二次部分的温湿度感应器及加热器自身安装位置与高压部分安全间距外,还应注意二次导线的安全距离。在高压柜内若用定位片方式固定二次电缆,则在定位片失去粘性脱落后,二次电缆下垂或摆动会造成二次电缆对高压部分安全距离不足,危及一、二次系统的安全。因此,设计时应在开关柜内设置专用走线槽布线,或在柜内设计电缆固定孔及固定支架以固定二次电缆。
2 结束语
随着我国电力建设的不断加大和电力技术的不断发展,开关柜产品越来越完善,这就要求设计制造者集思广益,应用新技术并注重细节改进,做到一二次回路配合兼顾、主辅助元件合理布局,保证开关柜设备的安全可靠。
摘要：结合国内10kV、35kV开关柜产品实际情况,探讨10kV和35kV开关柜设计中关于安全净距、爬电距离、温升、五防联锁、防护等级、开关柜接地、动稳定、柜内元器件安装位置等问题,并提出解决方案,为开关柜产品或工程设计者提供了产品开发设计经验和思路。
关键词：开关柜,温升,绝缘,联锁,接地
参考文献
[1]GB 50060—1992 3-110kV高压配电装置设计规范[S]
[2]GB/T 5582—1993高压电力设备外绝缘污秽等级[S]
[3]DL/T 539—1993户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件[S]
[4]GBT 11022—1999高压开关设备和控制设备通用技术规范[S]
35kv电力线路“遇”雷 篇9
据统计:长期以来输电线路发生故障的最主要的原因是由于雷击造成的, 短短的两年里, 在北京电力公司35k V架空线路发生跳闸数是391次, 在这些跳闸情况内光是雷击造成的就有197次, 雷击引起的跳闸占总跳闸的百分之三十八, 在大兴区35k V线路遭受雷击引起的跳闸有11次。由此可见, 雷击是导致35k V线路故障的重要原因之一, 通常衡量线路防雷性能好坏的标准有2个, 一个是看线路由于雷击造成的跳闸率, 二是线路的耐雷击水平, 也就是抗雷击的能力。据分析35kv电力线路的防雷现状发现线路绝缘水平低, 导线和绝缘子老化, 线径过小, 在雷击时最容易出现绝缘子损坏和导线断线。
2 35kv电力输电线路
输电线路在整个电力系统中占很重要的位置, 它把巨大的电能输送到各个地方, 它连接着各个变电站及各个重要用户。我国地处温带个别地区处于亚热带气候, 所以受到雷电活动的情况比较频繁, 而电力线路连接有的相隔几百公里, 遇到的地理条件和气象条件都不一样, 因此很容易遭受雷击, 我国电力系统各类型的事故和障碍中, 输、配电力线路的雷击事故占很大比例。输电线路雷击事故容易引起跳闸, 既影响电力系统的正常供电, 增加了输电线路和设备的维修工作, 并且由于输电线路上的落雷, 雷电波沿线路侵入变电站, 往往会引起设备绝缘损坏, 影响安全的供电, 可见输电线路的防雷可以减少电力系统雷害事故和由于雷击造成的损失, 可以提高线路本身的供电可靠性, 还可以使变电站及发电厂的安全运行得到保障。
2.1 雷击故障类型
雷电活动会对地面产生放电, 便引起非常大的热效应、电效应及机械力, 从而造成破坏。雷电是一个非常严重的自然灾害。由于电力线路分布很广连接距离又远就很容易遭到雷击, 雷击一般分为直击雷和感应雷击, 所谓的直击雷就是雷云对地面的物体直接放电现象叫做直击雷, 架空的电力线路受到直击雷或者是线路附近的落雷时, 导线上会因为电磁感应产生电压就是外过电压。这种电压是线路相电压的2倍以上, 由于电压过大就导致绝缘子遭到损坏从而引起事故。
对于35k V及以上电压等级的输电线路, 直击雷是线路危害的的主要危害。直击雷的类型有反击和绕击两种类型。一般雷击造成的输电线路的危害有3种:1) 第一种是接地电阻超标, 造成输电线路耐雷水平降低, 此时雷击避雷线或塔顶, 杆塔的电位逐渐升高引起反击使线路跳闸;2) 第二种是接地电阻合格, 但是由于雷电的电流太大, 超过了线路预计设计的耐雷水平, 此时雷击避雷线或塔顶, 引起反击致使线路跳闸;3) 第三种是雷绕击击到输电线路线路, 致使线路跳闸。
2.2 35k V线路耐雷水平分析
由于35k V线路的绝缘水平低, 而且线路杆塔也一般没有作接地, 所以35k V线路抗直击雷和感应雷的水平都较低。35k V线路基本上不全线架设避雷线, 所以雷电直击线路的可能性非常大。35k V线路都应该以提高雷击跳闸后的重合成功率为主要防雷措施, 以疏为主。
3 常实施的防雷措施
3.1 降低杆塔接地电阻
35k V输电线路分布比较广泛、途径的地形也比较复杂, 必须要做好输电线路杆塔接地电阻的检测工作, 了解和掌握不同的地形不同的土质的, 它们接地电阻的超标情况和接地装置的完好度情况。一般降低杆塔接地电阻的方法有:采取重埋接地网、增加接地面积等方式。还有采用爆破接地技术、多支外引式接地技术、降阻剂、离子接地系统等方式。
1) 爆破接地技术:爆破接地技术是近几年发展起来的一种降低接地装置接地电阻的一项新型技术, 它的原理是通过爆破制裂, 然后用压力机将低电阻率的材料强行压入爆破裂隙内部, 借此来改善大范围内土壤的导电性的目的, 通俗的讲究是大面积土壤改性技术。
2) 接地电阻降阻剂:在接地极的周围敷设降阻剂, 便可以起到增大接地极外形的尺寸, 从而降低与周围土地介质之间的接触电阻的作用, 因此可以降低接地极的接地电阻, 降阻剂只能用于小面积内的集中接地和小型的接地网时效果非常明显, 如果面积与接地网都很大则降阻剂的效果就没那么显著。降阻剂是化学降阻剂是由几种物质配制而成的, 它具有导电性能非常好的强电解质及水分, 这些强电解质和水分被网状的胶体包围着, 而网状胶体的空隙被部分水解的胶体填充着, 让它不会随着地下水和雨水的关系流失掉, 因此长期保持良好的导电作用, 该技术已被广泛普及和推广。
3) 多支外引式接地装置:这种方法必须接地装置周围有导电性能良好及不冻的河流湖泊, 在设计和安装时一定要考虑到连接接地极干线自身的电阻所带来的影响, 所以外引式接地极的长度不能超过100m。
3.2 安装线路避雷器
实践证明把线路避雷器应用在雷电活动比较强烈而且频繁或土壤电阻率较高、降低接地电阻有困难的线路段, 可以很大程度的提高线路的耐雷水平并且安装线路避雷器可以降低反击及绕击的效果都非常好。
通常要考虑安装线路避雷器的地点为:供电的可靠性要求特别高而雷击跳闸率只增不减的、用一般的降阻措施不见效果的, 雷击位置是随机分布的线路没有固定性, 通过技术经济对比可以考虑全线路段安装避雷器。
3.3 绝缘子防雷
绝缘子可以并联放电间隙进行疏导型防雷, 该方法技术是借鉴国外的运行成功的经验。该技术可应用在以提高重合成功率为主要目的的35k V电力线路防雷治理上, 如果超过35kv达到110k V线路上也可以有选择的安装。安装防雷放电间隙, 其实就是在绝缘子串两端并联一对金属电极有被叫做招弧角或者是引弧角, 从而构成保护间隙, 一般保护间隙的距离要小于绝缘子串的串长。在架空线路遭受雷击时, 在绝缘子串上会形成很高的雷电过电压, 又因为保护间隙的雷电冲击放电电压比绝缘子串的放电电压低, 所以保护间隙会在第一时间放电。而连续不断的工频电弧在电动力和热应力作用下会经过由并联间隙所形成的放电通道, 引至招弧角端部, 然后再招弧角的端部燃烧以此来保护绝缘子幸免于被电弧灼烧。
3.4 架设避雷线
普遍的线路防雷装置是避雷线, 避雷线不仅能降低绝缘子承受的电压幅值在雷电直击线路时还可以将雷电电流直接引入大地内。避雷线防止雷电直击导线, 使作用到线路绝缘子串的过电压幅值降低, 在雷击杆顶时, 避雷线对雷电有分流作用, 可以减少流人杆塔的雷电流, 避雷线的保护范围呈带状, 十分适合保护电力线路。
摘要：电力线路分布非常广泛, 连接的距离也非常远, 连接距离有数百里的, 正因如此所以这些输电线路很容易受到雷击, 线路落雷后沿着输电线路传入变电站的侵入波会影响着变电站的电气设备从而出现重大性事故, 因此对电力线路的保护就非常重要, 比如如何做安全的防雷措施防止雷击等, 其中对防治雷击保护的研究就有很重要的意义, 下面我就浅谈35kv及以下电力线路相关知识, 希望本文可以使电力相关工作者对电力线路的认识。