10kV架空线路技术改造原则.doc

第四章 10kV架空线路技术改造原则一、改造范围1.1 导线截面已不能满足供电负荷发展的需要。1.2 城区架空配电线路应逐步实现绝缘化。1.3 电杆位于街道中心、车道、人行道中心，终端杆、转角杆、支路杆拉线影响行人、车辆通行的线路；1.4 使用法兰盘电杆或电杆钢口钢筋外露、锈蚀严重或电杆高度不够；1.5 接地装置锈蚀或接地电阻不满足要求；1.6 绝缘导线未使用专用金具或金具锈蚀严重的；1.7 铁附件锈蚀严重的；1.8 线路避雷器为老式阀式避雷器的；1.9 城区架空配电线路的拉线电杆；二、老旧线路技术改造标准1 电杆1.1 电杆位于街道中心、车道、人行道中心。改造方法：将电杆改迁至绿化道或人行道与慢车道的结合部位。1.2 法兰盘电杆。改造方法：更换为普通钢筋混凝土电杆或预应力钢筋混凝土电杆。1.3 钢筋混凝土电杆钢筋外露；普通钢筋混凝土电杆有纵向裂纹或横向裂纹缝隙宽度超过0.2mm；预应力钢筋混凝土杆有裂缝；电杆弯曲超标。改造方法：更换。1.4 终端杆、转角杆、分支杆有拉线的混凝土电杆。改造方法：更换为方杆或钢管杆。1.5 电杆高度不满足要求、导线对地距离不满足要求。改造方法：升高改造，一条街道的杆塔高度应尽量一致。1.6 电杆钢口锈蚀严重。改造方法：更换电杆。2 导线2.1 绝缘导线严重老化、绝缘层损坏。改造方法：更换。2.2 无验电接地环。改造方法：分支杆侧、耐张杆及部分直线杆应加装验电接地环。2.3 导线输送能力不能满足供电负荷的需要。改造方法：更换，增大导线截面。2.4 城区导线为裸导线，且存在安全隐患。改造方法：更换为绝缘导线。3 绝缘子3.1 P-15及以下的针式绝缘子。改造方法：更换为棒式或复合绝缘子。3.2 X-4.5型绝缘子。改造方法：更换为防污瓷质绝缘子或复合绝缘子。4 铁附件4.1 铁附件严重锈蚀。改造方法：防腐处理或更换。4.2 横担不满足受力要求。改造方法：更换，增大角钢型号或改单横担为双横担。5 金具5.1 金具严重锈蚀。改造方法：更换。5.2 金具有裂纹、变形、损坏。改造方法：更换。5.3 绝缘导线未采用专用金具。改造方法：更换为专用绝缘导线金具。6 接地、防雷6.1 接地装置严重锈蚀。改造方法：改造接地装置。6.2 接地电阻不满足规范要求。改造方法：改造接地装置。6.3 易遭受雷击的线路段应加装线路避雷器，避雷器的接地电阻应满足要求。7 柱上开关7.1 油开关或使用带油绝缘的真空开关，予以更换；7.2 额定电流或额定开断电流不满足要求，予以更换。8 计量装置变电站10KV出线处和手拉手环网供电联络开关处无计量装置的应加装。计量装置按川电生技20033号文分线、分台区线损管理工程技术要求配置。三、新建架空线路的技术原则1 线路路径的选择1.1 线路路径要结合城网规划，积极与地方城镇建设部门协调，统一规划电力线路通道。1.2 电力线路通道宜在街道的一侧。供电区域划分后，如果街道两侧分属不同的供区，避免街道两侧利用高压线路互供；如果街道两侧属同一供区，则可以采用高压线路供电到街对面。2 导线2.1 城区内10kV架空线路宜采用交联聚乙烯架空绝缘导线，从变电站至城区的10kV架空线路根据实际情况也可采用钢芯铝绞线。架空绝缘导线应符合GB14049-1993的要求。2.2 城区10kV主干线应有较大的适应性，正常运行负荷电流一般应控制在其安全电流的2/3以下，导线截面应按长期规划(20年)考虑。 10kV主干线截面应不低于185mm2，支线应根据实际负荷并结合规划情况确定。3 导线排列与档距3.1 为给线路带电作业创造有利条件，10KV单回架空线路宜采用三角排列，双回或四回宜采用垂直排列，架空绝缘导线采用三角或垂直排列时，相间距离不应小于0.4米。3.2 10KV架空绝缘线路的档距不应过大，宜控制在50m以内，10KV配电线路的耐张段不宜大于800m。3.3 同杆架设的多回架空绝缘导线的横担最小垂直距离，中压与中压之间不小于0.5米，中压与低压之间不小于1.0m。4 电杆4.1 城网中电杆应采用普通钢筋混凝土电杆，禁止采用法兰盘电杆；转角杆、终端杆和分支杆应采用方杆和钢管杆，设计时应进行强度校验。普通钢筋混凝土电杆的强度设计安全系数不应小于1.7，预应力钢筋混凝土电杆的强度设计安全系数不应小于1.8。4.2 当杆塔上导线（包括高低压）的总截面1500mm2时，直线杆宜采用190梢径的电杆，总截面1500mm2时，宜采用230梢径的电杆，锥度均为1/75。电杆选型设计时应进行校验，电杆生产必须符合相应的国家标准。4.3 当线路转角大于5时应使用耐张转角杆。4.4 电杆的选择应考虑到绿化并结合街道等实际情况，保证一定的高度。电杆上导线布置不超过二层时（包括低压），电杆高度宜选用15m及以上高度，耐张杆宜选用14m及以上方杆（钢管杆）；当电杆上导线布置超过二层时（包括低压），电杆高度宜选用18m及以上高度，耐张杆宜选用16m及以上方杆（钢管杆，方杆的梢径宜为250mm，锥度均为1/40）。4.5 一个城市的线路杆塔高度宜一致，一条街道的杆塔高度应尽量一致。4.6 电杆的埋设深度宜为：杆高（m）12.015.018.0埋深（m）2.02.53.04.7 城区线路严禁使用拉线。5 绝缘子和金具：5.1 架空绝缘导线直线杆绝缘子可采用复合绝缘子，严禁采用玻璃绝缘子。直线杆上绝缘导线的固定应采用耐侯绝缘扎线或2.5 mm2的塑料铜芯线绑扎，不准采用塑料铝芯线绑扎。5.2 架空线路应选用防污绝缘子，线路绝缘水平应与变电站（开闭所）绝缘水平配合。5.3 架空绝缘导线金具应采用专用绝缘导线金具，并配带绝缘护套。架空绝缘导线耐张线夹宜采用铝合金耐张线夹（剥除绝缘法），线夹内的绝缘导线应剥除绝缘层，其剥除长度应与线夹等长，误差不大于5mm，并配置相应的绝缘罩。耐张线夹与绝缘子的连接宜采用二眼联板，并配置相应的绝缘罩。架空绝缘导线的连接可采用异型并沟线夹或楔形线夹：导线截面在120 mm2及以上安装三个并沟线夹，120mm2以下安装二个并沟线夹，并配置相应的绝缘罩，也可采用一个楔形线夹来代替。分支线与主干线的“T接”以及变压器高压引下线与主干线的“T接”可采用异型并沟线夹或楔形线夹。新建设的架空绝缘导线不允许接头。5.4 验电接地环：为了方便架空绝缘导线验电接地，架空绝缘导线宜在以下地点加装验电接地环：分支杆侧、耐张杆及部分直线杆。验电接地环可采用异型并沟线夹、外加绝缘护罩和矩形接地验电环，接地电阻不得大于10。5.5 10KV绝缘架空线路的绝缘层切开部分宜采取相应的绝缘措施并防止雨水浸入，采用AD绝缘自粘带加防水胶带方式。5.6 金具的使用安全系数不应小于2.5。6 铁附件：6.1 线路所使用的所有铁附件必须热浸镀锌。6.2 线路直线转角时必须采用双横担；线路耐张和终端时必须采用双横担。方杆横担应加装撑脚，防止横担下沉和上翘。6.3 横担的设计和安装应考虑导线的相间距离和线间距离。7 防雷接地及其它：大量采用架空绝缘导线易造成雷击断线事故，因此采用架空绝缘导线应采取可靠的防雷措施。7.1 在耐张线夹采取剥除绝缘层的方式时，应使耐张杆横担可靠接地，接地电阻不得大于30。7.2 地处空旷地带的架空绝缘导线应每隔250-300m装设线路型复合绝缘氧化锌避雷器一组，接地电阻不大于10。7.3 10kV柱上开关必须在其两侧装设配电型复合绝缘氧化锌避雷器，接地电阻不大于10。7.4 电缆长度超过50米的，必须在电缆两侧装设配电型复合绝缘氧化锌避雷器；不超过50米的，可只在一侧装设避雷器。7.5 变电站和开闭所的10kV出线都必须要加装避雷器。7.6 所有高低压设备外壳均必须接地。7.7 低压绝缘线路除在电源点接地外，主干线的末端和各分支线的末端，零线应重复接地。每个低压电网的重复接地点不应少于3处，接地电阻值为10。三相四线制接户线在入户支架处，零线也应重复接地。8 柱上开关：8.1 柱上开关应选用干式真空断路器；8.2 开关额定电流不应小于630A，支线不应小于400A；8.3 开关额定短路开断电流应不小于16kA；8.4 线路长度超过1.5kM、支干线宜加装分断开关。8.5 用户专变容量315kVA及以上的应加装负荷开关或断路器。8.6 柱上开关作为环网线路分段开关时，应在开关两侧加装隔离刀闸；作为支路开关时，应在电源侧加装隔离刀闸，安装点应加装避雷器。9 计量装置10KV配电线路在线路首端应安装电能计量装置；开闭所进出线按需要设置电能计量装置；有功率交换的配电线路联络开关处应安装正反向电能计量装置。第五章 配变台区技术改造原则确定预测目标 搜集与整理资料 中国储能网讯：近日，海南电网“十二五”配电网规划细化工作启动会暨配电网规划设计培训班在海口召开。会议部署了海南电网公司“十二五”电网规划细化工作，强调继续坚持“以我为主”、“以市场为导向”、“以解决现状问题为着力点”和“电网规划一体化，输配网规划统一协调”的总原则。 会议决定成立专门工作组，对规划细化工作进行职责分工，任务分工。其中，各供电所负责更新10千伏电网单线图，协助绘制10千伏电网地理接线图，并根据配电网规划指导原则，提出管辖范围10千伏及以下配电网“十二五”升级改造项目建议。 据介绍，此轮规划细化工作将用时3个半月，历经启动、收集资料、明确改造项目、报告编制和报告评审5个阶段。7月底，海南电网公司有关部门将完成全省各市县配电网规划细化报告的评审工作。规划试点先行，完善规划方案。为了检验规划模板与方案在基层单位的实施效果，和县供电公司选择了配电管理水平较好、技术力量较强的西埠供电所进行试点。试点方案选择一条 10千伏线路，通过分支线、台区、低压支线一直规划到套户部分。试点供电所定期反馈实施情况和存在问题，由工作组派员现场研究解决，最终对原规划模板做了 7处主要改进并定稿：一是取消表中台区历年电量统计，因为该数据对当前负荷预测意义不大；二是低压支线计算负荷按用户数量统计计算，配变及其引线的计算负荷按低压支线负荷汇总统计；三是明确改造排序的五项主要原则和依据；四是确定末端低电压的统计方法；五是重新明确 10千伏支线的规划负荷按所带配变容量计算，同时率暂取 0.5；六是考虑工作量和实际效果，对次要的 10千伏分支线不再规划；七是对 10千伏主线规划负荷计算，先统计近几年各条线路的电量及增长率，按电量增长率推算10千伏主线的最大负荷。有序有力推进，严把审核汇总。试点供电所的数据收集和规划文本样本完成后，经审核通过，和县供电公司再次组织各供电所负责人、技安员召开配网规划推进会，首先对试点单位完成的模板进行系统讲解学习，并现场讨论提问，确保所有实施单位掌握具体方法，再布置规划任务，提出工作要求。要求对每一个台区、每一根电杆、每一只表箱全部到位，确保对当地经济发展进度的掌握和基础资料收集的准确，分时间节点完成。各单位将完成的数据收集情况、建改计划安排、规划文本提交领导组审核，领导组对数据收集准确性、规划正确性和科学性进行仔细审核，并根据数据反映的情况、年度资金计划、各单位配网历史和现状统筹考虑建改计划安排，审核通过后定稿发布。超前编制预算，科学储备项目。基层各单位通过对所辖区域的所有台区进行数据摸排收集，根据公司发布的规划文件，结合地方实际和潜在用电需求的大小、台区低电压状况、原供电方式的合理性等因素，按照 2年基本解决农村低电压问题、规划期内滚动修订的原则，按照建改计划先后提前编制预算，分级建立储备项目库。工作主要成效自新一轮农网改造规划工作开展以来，各基层单位积极配合实施，和县供电公司在规划推进过程中，不断完善实施方案、工作方法，取得了明显成效，达到了预期效果。对工作量最大的基础数据收集工作已经按时间节点完成，并提交县供电公司领导小组审核。 2010年 6月，经公司配网规划工作领导组审查通过，和县供电公司农村配电网规划（ 20102015）（以下简称规划）正式出台，规划共六章，十八节，并附上全县 11个供电所工程项目及资金汇总表，为十二五期间全县农村10千伏及以下配电网的建设改造提供了详细的计划安排和充分依据，并且其大部分内容被纳入 2010年公司系统开展的“十二五”电网规划、新农村电气化建设规划、农网升级工程规划中；同时健全完善了全县农村配电网的第一手基础数据资料。在 2010年底新一轮农网升级工程正式启动后，和县供电公司按照规划方案，有序组织实施，立即启动了108个配电台区、 19条10千伏线路共 3579万元的投资改造任务，由于项目库完备，现场勘察、改造方案和工程预算已提前准备好，工程进度明显加快，一改过去因准备不足严重影响工程进度的顽疾。总结起来，和县供电公司农村配电网规划工作主要呈现出以下几个特点并发挥出效用：一是系统性，自一、二期农网改造以来，对全县配电网现状进行了一次系统全面的摸底，通过对套户部分的规划，第一次将配网规划与电能表轮换工作紧密联系起来。二是规范性，规划工作推进的过程，也是落实新农村电气化建设标准、省市公司农网完善工程技术导则要求的过程。三是实践性，通过规划，对农村用电需求进行分类，充分考虑地域差异、城乡差异、发展潜力差异，并对 10千伏线路、低压线路和配电变压器的分别确立选择依据，标准和依据的确立来自实际，操作性强。四是有序性，通过规划后滚动建立项目库，编制预算，进一步增强了配网建改的有序性，确保先改造的都是最紧急的、最必须的。现在，和县供电公司已经按照规划方案的要求，对各基层单位的配电网规划情况进行了认真审核，并正式发布实施。在推进过程中，和县供电公司对规划进度慢的单位定人、定时进行培训帮扶，督促各单位按时完成次年建改计划项目的方案勘察和预算编制工作，同时，按照省公司农网完善工程技术导则要求和典型模式对技术力量薄弱的单位提供建改方案指导。和县供电公司将督促各基层单位根据县公司总体资金计划，每年提前做好项目前期准备工作，求提前备料，组织实施，真正让百姓用按照农网升级和完善工程管理办法的要上安全电、放心电。城市配电网规划探讨摘要：目前电力系统配电网络普遍存在混乱、脆弱、装备陈旧落后、自动化水平低等等问题，不适应现代化建设和发展的要求，国家投入巨资进行配电网改造。为此，就城市配网一次规划、二次规划应考虑的几个问题提出见解，强调配网要建设好、规划应先行的重要性。关键词：配网规划；一次规划；二次规划；配网自动化 当前，国家投入巨资进行城市配网建设与改造，如何搞好这项工作，最大发挥所投入资金的经济效益和社会效益，笔者认为首先要搞好配网规划。1配网现状近年来，电力供求关系已经发生了重大变化，由过去的长期缺电走向了缓和，某些地区甚至出现了供大于求。但是，由于长期以来电力建设存在“重发、轻供、不管用”问题，致使配网十分脆弱落后，主要表现在：网络混乱薄弱；装备陈旧落后；供电半径太大；导线截面太小，绝缘水平低；无功补偿严重不足；配电变压器容量不足；自动化水平极低。从以上分析可知：目前我国城市供电的突出问题是：可靠性低、电能质量差、停电时间长。2一次规划目前一般城市配网结构普遍比较混乱，根本原因就是配网建设缺乏规划指导的结果。以往由于资金严重不足，无法统一规划、统一建设，负荷一上来，就近拉一条线，临时应付，造成网络结构混乱，不仅所投资金难以发挥应有效益，有时反而给电网的安全经济运行带来麻烦。所以，现在改造配网不能简单化地加大导线截面或改为电缆、增大配变容量，不能简单化地“头痛医头，脚痛医脚”，哪有毛病改那里，而是应该借国家城网改造的东风，首先做好配电网络的规划，并在统一规划的指导下进行配网的建设和改造，使其逐步成为现代化合理的电力网络结构。这样才能使配网适应长期发展的要求，适应城市现代化的要求。配网一次规划应着重考虑以下几个问题。2.1结构规划配网结构对供电可靠性起关键作用，城市配网结构必须重点考虑负荷转移能力。对于一般城市可以采用环网结构，即手拉手方式或对供方式，比较简单易行，可靠性指标可达到“N1”，负荷转移率为50。对于可靠性要求高的，可以采用双回线加备自投结构，可靠性指标也只能达到“N1”，但投资翻一番。值得注意的是，一个城市的配网结构不能太复杂，应该尽量简化，结构形式最好不要超过两种，而且要以一种为主。结构越简化，运行维护越方便，可靠性也越高。22站点规划这方面点多面广，主要是供电范围的划分，线路的选线，开关站、配变的选址等。做好这些工作，必须和城市发展规划紧密结合，不仅要以经济发展规划和城市用地规划来进行负荷预测和负荷分布，划分供电区域，确定导线截面、开关站规模和配变容量，同时，还要与城市建设规划相配合，确定线路走廊、开关站和配变位置。随着城市现代化发展，架空线、柱上开关、杆上变压器必然越来越被地下电缆、开关站和箱式变压器所取代，因此，和城建部门积极合作，及早预留电缆沟道以及开关站、箱式变压器和电缆分接箱位置是十分重要的。当然，这些位置的选取是比较灵活的，像人行道、绿化带、停车场或大楼间的角落，都是相当理想的地点，不需征地、盖房，大大节省投资。23无功规划长期以来，由于资金和体制的原因，我们只顾及线路、开关、变压器这些配网基本元件的建设，这仅满足能够用上电这点基本要求，对于电压质量、电网损耗等问题则无暇顾及，据调查，有的配变功率因数竟低于06。因此，无功配置仍是配网规划的一个重要内容。城市配网无功规划应该按照分层分区平衡，实现无功装置自动投切，功率因数大于090的原则进行。24改造规划这里指设备改造规划。目前城市配网设备普遍陈旧落后，能耗高，自动化程度低，维护频繁，根本无法适应现代化电网的运行要求，改造工作十分紧迫。而这些设备往往又担负着重要的供电任务，改造期间必须考虑供电的可靠性和连续性，所以，根据轻重缓急做好改造规划是相当必要的。设备改造必须立足高起点、国产化原则，采用能耗低、可靠性高、少维护或免维护、寿命长、价格适宜的产品，尽量配置通信接口，开关类设备要求具备电动操作功能。3二次规划对配网来讲，二次规划主要指自动化规划。配网自动化是近几年来的一个热门话题，个别城市也进行了有益的尝试。但是，对于大部分城市来讲，现在进行大规模实质性建设还为时过早，他们的当务之急是构建坚实、合理、灵活的一次网架。然而，规划是考虑电网中长期发展的事情，科技进步，市场要求，企业发展，必然要提高配网的自动化水平。因此，自动化规划应该作为配网规划的一个重要方面来考虑。配网自动化能否实施，实施的效果如何，既取决于一次系统的建设，也取决于二次系统的配置。配网自动化在阶段规划上应重点考虑以下三个问题。31结构规划自动化结构应满足开放性、可靠性、安全性、简化性原则，达到能资源共享、安全运行、维护方便、节省投资的目的。自动化结构可从纵向和横向两个方面去规划：a）纵向结构可根据配网规模、规划的通信网结构和二级机构的设置，信息流量的情况，设置两层结构或三层结构。三层结构的中间子站起上传下达的作用，通常是变电站或供电所，它将现场终端的信息加工处理后按要求上报主站，将主站的命令转发到终端并可完成本辖区内的故障处理功能，在规划时要明确其信息采集范围和监控范围。b）横向结构，一是上层主站的结构，二是底层终端间的结构。上层DADMS主站上除配电SCADA、配电故障处理系统外，还应将AMFMGIS、用电负荷管理、用户投诉及停电管理、远方抄表、配