线路运行安全可靠（精选八篇）
线路运行安全可靠 篇1
1 现阶段我国山区配网线路运行中存在的问题
1.1 山区配网线路中设计能被故障及跳闸等问题十分明显
目前我国山区配电系统在运行中存在的最大问题是线路跳闸和设备故障, 运行设备残旧和防雷设施落后、供电半径较长、继电保护不配套、配电网设计科学程度不高和设备安全维护不到位等, 这些问题大多表现为抵抗恶劣环境能力较差, 配网的可转供率低, 并且还表现为暴风暴雨发生时, 影响到山区电力线路安全和稳定运行、用户正常用电等。
1.2 山区配网结构不合理
虽然我国目前的山区配网经过了大范围改造, 且其运行的安全性与可靠性有显著提高, 但由于受资金费用等的限制, 山区配网的改造标准比较低, 同时由于使用时间较长, 山区配网设备老化问题普遍存在, 其中很多配电线路是自然延伸, 其线路直径小和供电半径长, 因此没有完全形成“手牵手”模式, 其抗灾能力也比较差。
1.3 环境造成的危害
在配网正常运行中, 外界天气等因素是造成配网事故与问题的重要因素。现在由于边远山区的用户散落分布且距离较远, 山区线路走廊常会为毛竹、树木等所阻, 部分地区环境十分恶劣, 这都给配网线路的铺设带来了一定困难, 同时当配网线路出现故障时, 查找和处理的难度也远大于平原地区沿海地区。
1.4 配网运行的电容电流因素
随着电网发展与线路增多, 单相接地的电容电流不断增大, 有的电网电流达到数百安。由于电容电流增大, 电网出现单相接地时电弧较难熄灭, 导致部分瞬时性接地成为永久性故障。
1.5 用户所致问题
用户自身因素也会对配网线路运行安全性与可靠性造成一定影响, 如高压用户出现故障, 经常会影响到电网运行。如某山区中一用户设备出现了短路故障, 而机电保护设备由于老化并未发挥良好的保护效果, 导致变电所发生故障, 最终导致整条线路出现停电事故, 严重影响了该配网线路其他用户的用电安全。
2 优化山区配网安全可靠运行组织管理措施
2.1 建立高效的组织管理体系
配网的运行可靠性管理具有综合性特征, 需要各个部合理分工与密切配合;为优化山区配网安全可靠的运行, 首先应制定明确的管理体系, 确保管理目标具有实效性, 将山区配网安全、可靠运行的管理工作分配到各个部门中并沟通一个统一而完善的管理体系在每月和季度分析运行情况, 并写出报告给下一季度工作提供参考。
2.2 加大线路巡查和设备检修力度
增强线路巡查、设备早期检测和缺陷消除, 有助于降低停电事故发生率;对山区配网设备进行评估考核, 为其技术改革的立项提供有效依据, 并明确指出配网下一步改造方向;此外加大线路通道工作, 对其清障工作应前后分期实施, 砍掉线路走廊周围的树木, 线路跳闸才会慢慢降低。增强对防雷设施的维护, 定期对接地网实施电阻遥测, 提升对防雷设施的使用效率, 降低由于雷击引起的设备故障。
2.3 选择自动化综合方式处理, 确保处置的准确和及时
故障排除快慢对供电可靠性有直接影响, 在山区配网中应选择全面的自动化系统进行故障排除、定位、网络重组、隔离故障和恢复供电;选择故障的采集处理来检测与定位各个故障点, 结合使用一次性绝缘, 达到恢复供电时的远程控制目的。
2.4 选择地理系统管理计算机
山区配网结构较为复杂, 很多不同种类的设备, 网架结构和运行模式改变, 选择GIS技术进行配网管理是较好措施;GIS配网可以对配网运行轨迹实施量化探究, 同时研究地理信息, 以地理背景为基础, 对设备和配网的运行进行空间化管理, 可以进行数据输出输入、存储、管理查询、分析与决策等。
2.5 不断完善山区的可靠运行管理系统
在此工作中应重视人员培训工作, 建立健全用户停电的数据收集与统计管理体系, 根据山区供电可靠性管理措施, 选择用户程序的评估系统, 以此来衡量用电运行的可靠性, 逐步降低停电时间并提高及时、准确的数据统计, 有助于指导工作。
3 优化山区配网安全可靠运行的技术措施
3.1 创建配网自动化系统
创建山区配电自动化是提高其线路安全可靠运行的新技术, 在实施中应该增强实时状态、开关频率和负载, 及时采集趋势数据, 进行网络化管理, 制定优化方案, 以此来提高供电可靠性。
3.2 中性点接地的应用与有关技术支持
因为电缆的广泛应用以及不断增高的地溶性电流, 在山区配网中中性点运行变化与配套技术应得到广泛应用, 该技术可提升系统过电压, 降低设备损坏的发生风险, 提升馈线自动化对接地故障的判断水平。
3.3 对设备进行状态检修, 注重施工和检修质量
广泛使用统计技术和传感器、光纤和信号采集等对设备状态实施维护, 对设备检修体制好的建议保留好, 保证操作标准化, 同时应根据实际情况对。
3.4 改善施工计划
建设和维护质量, 是增强配网可靠运行的关键环节, 必须对施工企业与现场要求其提供有关报告, 避免发生意外;还要增强巡查线路与监控, 并参加对道路和城市规划及建筑的调查, 选择先进技术与设备, 提高建设质量, 改善在线监测, 提高工作人员的发现故障与解决故障的能力。
4 总结
现在, 山区电网改造在不断升级, 配网现代化要求也不断提高, 不同管理工具的深化可以加强改善, 山区配网的可靠运行在管理上获得质的飞跃, 较大程度上提高了供电可靠率。
摘要：本文针对优化国内山区配网运行维护与安全管理措施作出分析, 以期为提高现有的山区配网运行稳定性与安全性提供有力参考。
关键词：山区,配网线路,运行,策略
参考文献
[1]池卫湖.如何优化配电网络以提高配网10KV线路的供电可靠性[J].中国高新技术企业.2012 (26) :79-81.
校车运行线路安全隐患报告 篇2
尊敬的镇政府领导：
我校在校车运行线路安全隐患排查中发现存在如下五点重大安全隐患：
1、在学府路西头与众裴线交汇处，北面有电线杆变压器和松树，南面有垃圾房，挡住驾驶员视线，在众裴线上无减速带和警示灯。
2、在泗阳三号桥北运河大堆上有150米石子路，路面太差，雨雪天校车无法通过，并且校车陷过2次。
3、渡口范庄、戴庄路旁树枝低垂，影响校车通行。
4、在新建线2公里至5公里段，水泥路两边无路肩，无法会车。
5、在新建线7.5公里处（倪东线与新建线交叉口北60米）水泥路路面损坏。
5、在凌度线3公里处的南大沟小桥，桥两边的护墙严重开裂随时有倒塌的可能。
以上五处安全隐患极大，为了千家万户的希望，确保校车安全运行，恳请政府及时排除以上隐患。
此致
敬礼
报告单位：李口小学
线路运行安全可靠 篇3
关键词：配网,可靠性,供电能力
引言
随着国民经济的发展和社会进步, 人们对电的依赖性越来越强, 因而提高电网的安全运行水平, 提高供电可靠性成为电力系统的首要任务。10 k V配电网是电力系统中不可或缺的组成部分, 整个电力系统对用户的供电能力和质量都必须通过配电系统来体现, 配电系统的可靠性指标实际上是整个电力系统结构和运行特性的集中反映。基于此, 加强配电网改造, 提高供电可靠性, 改善供电服务质量, 逐渐成为供电单位普遍关注的焦点课题。
1 影响10 k V配网安全可靠运行的因素
1.1 外力破坏
近些年来, 随着电力企业自身的发展, 电力系统运行的安全性与可靠性不断提升, 有效确保了企业供电的稳定性。而与此同时, 随着城市建设步伐加快, 各种市政建设遍地开花, 外力破坏导致的电网安全事故时有发生, 给配网安全可靠运行带来很大的隐患。
1.2 恶劣环境
一般而言, 配网在运行的过程中, 设备绝缘部件的边缘往往会承受着较强的工作电压, 随运行时间增长, 暴露在空气中的绝缘部件表面会产生污渍, 当污渍积累到临界含盐量的时候, 一旦遇到潮湿的天气, 就会造成闪络。因此, 闪络故障受季节、天气影响较大。
1.3 过电压
电气设备在运行的过程中, 承受正常的工频电压, 一般来说, 电力系统的运行电压在正常情况下是不会超过最高工作电压的, 但是在特定条件下, 电气设备还要承受大气过电压和内部过电压, 如果配电线路没有考虑充足的防范措施, 容易造成绝缘击穿, 进而发展为线路故障, 影响配电线路的安全可靠运行。
1.4 配电线路的巡视维护水平不足
目前国网系统配电线路运行维护人员普遍不足, 使得巡视的质量和频度不能满足实际需要, 再加上巡视人员的技术水平存在差异, 无法及时发现故障隐患, 久而久之, 小隐患发展为故障。
2 提高10 k V配网安全可靠运行的措施
2.1 加强配电设备管理
以往管理配电设备资料主要是采取纸质图册、表格等备案的方法, 为了做好设备的运行维护工作, 各设备维护单位除了需要更新、维护好所辖范围内各种设备的图形和数据资料外, 还需要重复建立、更新那些与其他单位相关联的信息资料。而配电网的特点是, 结构复杂, 设备量大, 图形和数据资料浩繁, 随着用电负荷的急剧增长、电网结构变动频繁、设备资料不断更新, 传统方法的局限性越来越明显。
要从根本上提高配电网的现代化管理水平, 必须以配电网生产和技术管理为基础, 以PMS系统为核心, 设计出配电网管理的整体解决方案, 以提高配电网的管理水平, 实现增效节能、缩短停电时间、提高供电可靠性和优质服务的目的。
建立以PMS系统为中心的配电运行管理, 有以下突出的优点:
1) 统一设备类型定义, 规范系统设备管理, 解决了以往设备管理各自为政、没有统一标准的弊端。
2) 建立系统统一设备标识属性库、统一图元、统一图形标准, 为系统的设备统计、汇总、分析奠定了基础, 保障了统计数据的规范性。
3) 实现设备的全过程、状态化管理。
4) 实现图纸、台账的流程管理, 规范系统数据流转, 保证业务数据的正确性。
5) 实现配网信息图纸实时浏览, 能够掌握线路的整个变迁情况。
6) 方便的Web查询, 通过台帐关联单线图Web发布功能, 可以实时进行单线图、设备台账浏览及查询, 无需安装任何客户端。
7) 系统突出设备管理为中心的理念, 提供方便的设备管理功能, 对于一个设备可以由台账界面直接关联至其巡视信息、缺陷信息、操作票、图纸信息等。
8) 清晰地权限管理, 在设备维护中坚持“谁的设备谁维护”, 设备台账的维护只能由设备运行单位来完成。
2.2 加强现场管理
2.2.1 做好线路的巡视工作
提高配电线路安全可靠运行水平, 除了加强以PMS系统为核心的设备信息化管理, 还要突出现场管理, 尤其是10 k V故障的巡视与处理。因为10 k V配电线路主要在露天环境中运行, 加上线长、面广、点多以及接线方式难度大等特点[1], 经常会受到周围环境和大自然变化的影响, 从而在运行中发生各种各样的故障。因此, 电力工作人员要加强对线路的维护和巡查工作, 要对故障多发区的线路有计划的进行周期性的维护, 对运行较为可靠的常规线路要做好监督和巡查工作, 对出现的设备老化和故障现象, 必须给以排查与更换, 从而维护线路的安全稳定运行。
2.2.2 避免外力破坏尤其是撞杆事故
10 k V配网故障中, 外力破坏尤其是撞杆事故不仅会造成大面积停电, 恢复供电的抢修工作也需要耗费大量时间, 而肇事车辆一般无处寻找。要减少此类事故的发生, 避免人身和设备的损伤, 可以在设备巡视的基础上, 标出有可能被车撞的电杆, 提前采取措施, 粘贴反光防撞条。在实际工作中又发现反光防撞条有可能脱落或丢失, 这种情况可以采取同时粘贴反光条和刷红白相间警戒色的措施。在事故易发地段, 在电杆根部筑起水泥防撞台, 三管齐下解决事故隐患, 提高了供电可靠率。
2.2.3 树线矛盾的处理
进行带电修剪树木是解决树线矛盾、减少配网事故的一个有效手段, 对由于各种原因生长在10 k V线路下的树木进行带电修剪, 可以避免发生树线摩擦、恶劣天气下树砸线等事故的发生。带电修剪树木需要填写第二种工作票, 采取相应的安全措施。为防止触电等意外情况的发生, 除工作负责人向全体人员说明电力线路有电, 不得攀登杆塔, 树枝及绳索不得接触导线等安全措施外, 需要强调必须戴绝缘手套, 接近或超过裸线路的树枝严禁修剪。
2.3 完善技术措施
2.3.1 加大对环网结构的改造
通过对基础接线方法进行评估, 放射线和树脂网供电的可靠性是很低的, 但是全联数字网的供电可靠性就非常高。10 k V配网将架空裸体的导线作为关键, 单电源放射性的机构表现出供电不稳定缺陷。因此, 10 k V配网应设置为具有较强联络性的环网结构, 实施手拉手电源装置到电源中, 以便充分减少因产生故障所造成的停电时间, 促使线路运行的可靠性得到切实提高, 从而使10 k V配网向自动化方向发展[2]。
2.3.2 切实解决污闪造成的问题
在配电线路中, 因为线路及配电设备运行的环境不同, 线路及其设备所受的污秽也不同, 而设备的污秽程度又直接影响线路及其设备的安全运行, 所以防污工作是一项非常重要的工作。一般根据本地区的运行经验, 可以采取以下防污闪措施:
1) 确定线路的污秽期和污秽等级, 在污秽季节到来之前完成防污工作。
2) 定期清扫绝缘子, 对污秽严重和不易在现场清扫的绝缘子, 更换新绝缘子。
3) 在线监测和更换不良或零值绝缘子, 使线路永远保持耐污闪的绝缘水平。
4) 增加绝缘子串的单位泄露比距, 可以通过增加绝缘子片数或改为耐污绝缘子来实现。
5) 采用憎水性涂料, 当污秽物落到其上后, 便被涂料包围形成一个个孤立的细小微粒, 而不能形成片状水膜的导电通路, 从而可以避免污闪发生。
6) 采用合成绝缘子。
2.3.3 改善雷击绝缘线断线的问题
绝缘导线在雷击击穿点的周围有绝缘, 阻碍了电弧的移动, 使得弧根停留在一点燃烧, 此时即使将保护跳闸的时间调整到最小, 导线也将被几千安的短路电流所损伤, 导致断线事故的发生。更换防雷绝缘子是避免此类事故发生的较好办法[[33], 通过2012、2013年对部分空旷地区架空线路绝缘子的更换, 实践证明大大提高了防雷水平。
3 结语
总之, 只有通过对配电线路的运行管理进行科学分析, 才能够提高管理水平, 降低其故障的发生率, 保证配电网的安全可靠运行, 更好地为当地经济建设服务。
参考文献
[1]银权.有关10 k V配电线路常见故障及运行维护措施的分析[J].电力讯息, 2014 (2) :107-108.
[2]吴剑雄, 高旭启.如何提高配网供电的可靠性[J].甘肃科技纵横, 2014, 43 (11) :56-58.
提高配电线路可靠运行的几点措施 篇4
在亚热带, 尤其是沿海地区, 空气的相对湿度大, 雾气重, 污秽严重, 一年中的夏季、秋季常有台风袭击, 雷雨天气时间较长。近些年来不少城市电网发生了在特殊气候条件下的事故。输配电线路在特殊气候条件下的安全运行显得十分重要, 特别是要做好绝缘子的防污闪、线路防雷及防风工作。
2 绝缘子的防污
户外绝缘子, 常年受到工业污秽或自然界盐碱、飞尘的污染, 在毛毛雨、雾、或湿度大的天气条件下, 绝缘子表面的污秽尘埃被润湿, 表面电导剧增, 使绝缘子的泄漏电流剧增, 其结果使绝缘子在工频和操作冲击电压下的闪络电压 (污闪电压) 显著降低甚至有可能使绝缘子在工作电压下发生闪络。对于运行中的线路, 为了防止绝缘子的污闪, 保证电力系统的安全运行, 可以采取下列措施:
2.1 对污秽绝缘子定期或不定期地进行清
扫, 或采用带电子冲洗, 可有效地减少或防止污闪事故。装设泄漏电流记录器, 根据泄漏电流的幅值和脉冲数来监视污秽绝缘子的运行情况, 发出预告信号, 以便及时进行清扫。
2.2 在绝缘子表面涂一层憎水性的防尘材
料, 如有机硅脂、有机硅油、地蜡等, 使绝缘子表面在潮湿天气下形成水滴, 但不形成连续的水膜, 表面电阻大, 从而减少了泄漏电流, 使闪络电压不致降低太多。
2.3 加强绝缘和采用防污绝缘子。
加强线路绝缘最简单的方法是增加绝缘子串中绝缘子的片数, 以增大爬电距离, 但只适用于污区范围不大的情况, 否则很不经济, 因增加串中绝缘子片数后必须相应地提高杆塔的高度, 采用专用的防绝缘子可以避免上述缺点, 因为防污绝缘子在不增加结构高度的情况下使泄漏距离明显增大。
2.4 采用半导体釉绝缘子。
这种绝缘子釉层的表面电阻为10.6-10.8Ω, 在运行中利用半导体釉层渡过均匀的泄漏电流加热表面, 使介质表面干燥, 同时使绝缘子表面的电压分布较均匀, 从而能保持较高的闪络电压。
3 由于输配电线路的分布错综复杂, 鉴于
目前的技术, 对输配电线路还不可能做到绝对的防雷。此外, 雷击线路时, 自线路入侵的雷电波也是威胁变电所的主要因素。综合考虑技术和经济措施, 提高线路的防雷可以提高电网运行可靠性。输配电线路防雷性能的优劣主要有两个指标来衡量:一是耐雷水平, 即雷击线路绝缘不发生闪络的最大电流幅值;二是雷击跳闸率, 每100km线路每年由雷击引起的跳闸次数。所以要提高防雷水平, 必须做四道防线:a.使输电线路不直击受雷。b.线路受雷后绝缘不发生闪络。c.闪络后不建立稳定的工频电弧。d.建立电弧后不中断电力供应。针对这四道防线可以采用下列措施:
3.1 架设避雷线。
主要是防止雷直击导线, 此外, 对雷电流有分流作用, 减少流入杆塔的雷电流, 使塔顶电位下降。对导线有耦合作用, 降低雷击杆塔时绝缘子串上的电压。对导线有屏蔽作用, 可降低导线上的感应电压。110kv以上电压等级的下列一般要全线架设避雷线。
3.2 降低杆塔接地电阻。
这是提高线路耐雷水平防止反击的有效措施, 规程规定, 有避雷线的线路, 每基杆塔的工频接地电阻。
3.3 架设耦合地线。
即在导线下方架设地线的措施, 是增加避雷线与导线间的耦合作用以降低绝缘子串上的电压, 耦合地线还可增加对雷电流的分流作用。
3.4 采用不平衡的绝缘方式。
同杆架设的双回线路, 采用的防雷措施不能满足要求时, 采用不平衡绝缘方式来降低双回线路雷击同时跳闸率, 以保证不中断供电。不平衡的原则一般是使双回路的绝缘子串片数有差异, 这样, 雷击是绝缘子串片少的回路先闪络, 闪络后的导线相当于地线, 增加了对另一回导线的耦合作用, 提高了另一回线路的耐雷水平, 使之不发生闪络以保证另一回线路可继续供电。
3.5 采用消弧线圈接地方式。
城市的配电线路采用中性点不接地方式, 雷击引起的大多数单相接地故障能够自动消除, 不致引起相间短路和跳闸, 而在两相或三相着雷时, 雷击引起第一相导线闪络和绝缘子串上的电压下降, 从而提高了耐雷水平。
3.6 装设自动重合闸。
由于雷击造成的闪络大多数能在跳闸后自行恢复绝缘性能, 所以重合闸的成功率也较高, 它是保证不中断供电的有效措施。城市的配电线路一般都装设有重合闸, 除双电源及电缆出线较长的线路外。
3.7 装设排气式避雷器。
一般在线路交叉处和在高杆塔上装设排气式避雷器以限制过电压。特别是带绝缘的配电线路, 在受雷击时的过电压比较明显, 装设排气式避雷器以限制过电压是一种有效方法。电缆进、出线, 可利用电缆与排气式避雷器联合作用的典型进线保护。现带绝缘的架空线路正在适当位置安装避雷器以限制过电压。
3.8 加强绝缘。
对于高杆塔, 可以采取增加绝缘子串片数的办法来提高防雷性能, 高杆塔的等值电感大, 感应过电压高, 绕击率也随高度而增加, 因此规程规定, 全高超过40m有避雷线的杆塔, 每增加10m应增加一片绝缘子。
4 线路的防风工作
4.1 加强、加固杆塔的基础。
检查杆塔基础是否下沉、外露, 埋深是否足够, 杆塔本体是否受到破坏, 若不符合规定的要求, 要及时采取措施, 保证杆塔的完好性、安全性, 这是防止倒杆塔的有效措施。特别要注意终端塔、转角塔的加强、加固。
4.2 加强线路的巡视。
线路无功补偿电容器的可靠运行问题 篇5
随着中国科学技术的快速发展, 越来越多的机械企业主要以机电支撑, 无功耗也越来越大。为了提高系统的功率因数、降低其损耗和跟好地调整电压, 在各级变电站无补偿广泛采用并联电容器针对系统进行无功补偿, 且对其合理的划分, 是经济运行范围的基础和基于负荷区间的体现, 准确计算电容器切除和临界载荷量, 可以达到节能的效果和实现经济效益的最大化。并联电容器是当前国内外应用最为普遍的无功补偿装置, 它的优点是:投资小、经济效益高、结构简单, 维修方便, 有较强的适应性, 容量可以任意选择。但由于操作不当或因其他方面, 发生无功补偿电容器损坏, 在运行过程中产生爆炸事故, 对配电设备严重损坏, 甚至可能损坏建筑物或者引起火灾, 这对于供电系统的可靠性是一个严重的威胁。因此, 解决电容器的无功补偿的可靠性问题, 对于提高电网安全可靠性具有重大意义。
1 电容器无功补偿意义
变电站由于传输无功功率也将造成电能损失和电压损失, 设备利用率也相应降低, 而且由无功造成的网损也很大, 因此变电站电力系统在不可能增加投资的情况下必须采取行之有效的电容器无功补偿, 来提高功率因数, 保证电压质量、实现降损节能、增加设备有功容量、提高输变送能力, 确保电力部门和用户总体运行技术指标和经济指标的完成。从而保证供电的安全性、可靠性。
2 电容器在运行中的可靠性问题处理
2.1 电容设备由于喷油或发生爆炸事故
当电容器设备装置由于喷油或发生爆炸的时候, 会产生火苗, 这个时候要立即拉断电源, 采用干式消防设备灭火器把火消灭。仔细分析其中的原因, 这种故障主要是由于电气系统外部过电压, 或者电容设备里面的内部结构出现问题。因此每台熔断设备必须与它所要匹配的型号相一致, 才能防止此类事件的发生。在日常工作时, 熔断设备的熔丝熔断后需要查明原因, 找到根源。需要注意的是, 电容设备禁止选用重合闸, 如跳闸过后需要再次检查原因并且将其维修好后再输电, 以避免造成更大的事故发生。
2.2 电容设备断路设备跳闸
电容器装置的分路熔断设备的保险丝, 在没有熔断的情况下出现跳闸现象。这时候我们应该首先把该设备电放3min之后, 然后再通过观看电流互感器的设备、电容设备外观, 断路设备等情况。如果在这个过程没有出现损坏的地方, 那么它应该是由于母线电压不稳定或外部存在故障问题, 并检查后没有什么异常的情况下, 可以尝试进行连接。否则, 必须进一步地全面针对保护设备做带电实验。通过以上的检查、实验程序, 如果还不能找到出现设备跳闸的原因, 这个时候就要打开电容装置, 每台设备进行检查实验。
2.3 电力电容器的放电
在处理故障电容器的时候, 第一时间断开电容器的断路器, 把断路器两边的隔离开关拉开, 然后检查电气安装接地线。可能出现问题的电容器存在引线接触不好的可能, 一些残余电荷未能释放。放电时, 首先把接地线接地端连接好, 直到没有听到火花放电发出的声音。需要注意的一点是, 维修人员在接触故障电容器前, 必须戴上绝缘手套, 先用短路线将出现故障的电容器将两极短接, 然后用手拆卸和更换。对于双星形接线的电容器组的中性线上, 以及多个电容器的串接线上, 还应单独进行放电。
2.4 对电容器故障的处理及安全注意事项
修理出现故障的电容设备前首先要断开电容设备的电源, 开启断路设备两侧的隔离开关, 放出电容设备的电之后再进行修理作业。因为放电电阻、放电变压设备或放电电压互感设备在放电之后, 电容设备里面会存有没来得及全部放完的电, 所以仍需人工进行再次放电。进行人工放电时, 需要先接好接地电线, 固定住接地端, 再用接地棒对电容设备进行多次放电, 等到接地棒没有出现火花闪烁或发出噼里啪啦的响声才能视作放电完成。电容设备出现问题很可能是引线接触不良或内部熔丝熔断等原因导致的, 还有可能是因为电荷没有放尽, 所以维修人员在与有问题的电容设备触碰前, 要先佩戴好绝缘手套, 接着把出现问题的电容设备两端用断路电线短接, 然后再对故障电容设备进行更换或者拆卸。由于部分电容设备的中性线是接线的形状是双星形, 又有几个电容设备串接在接线上, 所以有必要再进行单独的放电。电容设备在发电设备中是属于相对比较脆弱的设备, 与同级的其他设备相比, 电容设备的绝缘性相对薄弱, 且电容设备独特的内部结构决定了其发出的热量较多, 可是其散热性又较差, 大大增加了其发生事故的可能性, 电容设备的内部构造使用可燃性的材料, 在使用过程中很容易着火, 因而, 电力电容设备最好在通风、低温的环境中运行。
3 运行中的电容器的维护和保养
(1) 电容器组的运营人员需要进行周期性的巡视检查并记录备份, 在有必要的情况下, 还需要缩短巡视检查的周期。
(2) 要保持电力电容器室的干净整洁, 使其拥有照明、通风良好的工作环境, 其室内温度不允许高于40℃或低于-25℃, 门窗也要确保紧实严密。
(3) 电容器的瓷绝缘表面应时时保持清洁, 使之无放电痕迹、无破损, 电容器外壳应保持清洁、不变形、无渗油, 不积尘、不沾染其他污染物。
(4) 经常性地检查接在电容器组的电气线路上的所有接触点, 如接地线、熔断器、开关、断路器等。即便只是线路上的一个接触处发生故障或是一个螺母没有旋紧, 都有可能使电容器早期损坏或导致整个设备发生故障。
(5) 经常性地检查并联电容器是否发生缺损鼓肚漏油、熔丝松弛锈蚀、外观破损、油浸放电线圈渗漏、干式电抗器表面包封有爬电痕迹局部变色、严重积污、油漆脱落、设备撑条移位;油电抗器渗漏油等现象并及时修护。
4 结束语
电容器作为现今优先采用的无功功率补偿装置, 对供电企业来讲非常重要的, 电容器作为现今优先采用的无功功率补偿装置, 是当前乃至今后相当长时期内, 缓解是力供需矛盾, 改善供电质量的一种行之有效的手段之一。它能为电网的经济、安全运行提供有力的保障从而能保证电容器的可靠运行, 使电网运行良好。因此作为工作人员, 应该努力控制好线路无功补偿电容器的可靠运行问题。
参考文献
[1]张鹏.浅谈电力电容器在线监测技术[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2011 (22) :34-36
[2]刘健, 阎昆, 程红丽.树状配电线路并联电容器无功优化规划[J].电网技术, 2006, 30 (18) :81-84.
输电线路安全运行探讨 篇6
关键词：输电线路,瞬时故障,自动重合闸
0 引言
当前, 社会发展和人民生活水平不断提高, 对电力能源的需求越来越大, 对供电可靠性的要求也越来越高。作为电能传输的通道, 输电线路故障是供电中断的最主要原因, 输电线路的安全直接影响到供电可靠性, 因此供电企业对于输电线路的安全越来越重视。然而, 输电线路的条数不断增多, 输送距离越来越长, 范围也越来越广, 这就给安全运行带来了诸多问题, 笔者在简要分析这些问题的基础上, 重点探讨了如何做好输电线路的安全工作问题, 以保障供电的可靠性。
1 输电线路的安全威胁
输电线路的安全威胁较多, 而且具有一定的地域性特点, 在此结合所辖地区的特点进行说明。
1.1 降雪冰冻灾害
东北地区地处严寒地带, 冬季时间长, 温度低且降雪充沛, 每年因降雪、冰冻灾害导致的线路故障发生较多。而此时正是人民群众生活最需要电能的时期, 因此, 需要特别注意冰冻灾害对输电线路运行的威胁。
1.2 树木原因
动植物导致的线路故障屡见不鲜, 已经成为我国电网安全运行的一个重要威胁, 所辖地区的树木较多, 且大量树木沿输线路走廊布置, 与输电线路距离过近, 就极易发生输电线路通过树木放电的情况。所能采取的措施, 只有修剪树木的枝杈, 但树木又会继续生长。由于保护树木的需要以及树木归属权等问题, 这类问题层出不穷, 为电力人员排除隐患带来了很大困难。
1.3 污秽因素
输电线路的污秽问题, 是由于线路及其杆塔、绝缘子等构件长期户外运行, 受风吹、雨淋、沉积等因素而在绝缘表面形成一层污秽。污秽引发的事故最典型的是污闪, 污闪事故虽然数量不多, 但损害性却很大。引发此类事故的原因主要是绝缘子表面未按期除尘, 尤其在雨雪天气, 绝缘性会大幅降低, 从而导致事故的发生。
1.4 外力破坏因素
外力破坏的形式多种多样, 如大风折断树木压在杆塔或线路上、偷盗运行的低压线路、交通事故导致碰撞线路杆塔、施工原因导致倒电线杆等, 近年来这些事故发生率呈上升趋势。
1.5 设备原因
设备老化等原因也是输电线路的重要威胁, 如断路器非正常跳闸、线路及其构件断裂等。由于输电线路的运行维护工作量大, 而人员极其有限, 因此难以做到在出现隐患时及早发现, 往往是在事故发生后才进行补救。
2 输电线路的安全运行
输电线路的安全运行受到多方面的威胁, 这些威胁中有长期运行导致的, 如污秽闪络, 也有如雷电、撞击等突然事件造成的。因此, 为了保障输电线路的长期安全运行, 既需要从设计、安全措施、日常巡查等方面加以注意, 又需要具备较强的应对突然事件的能力, 降低安全事故造成的损失, 争取在最短的时间内恢复供电。
2.1 预防性的安全措施
2.1.1 输电线路设计
对输电线路的设计应考虑有足够高的安全系数, 将安全作为设计工作的最重要指标。在预算、施工等条件允许的情况下, 应尽量提高输电线路在安全方面的指标。例如, 在我过东北地区, 暴雪、覆冰一直是输电线路安全运行的重要威胁, 而在我国南方特别是沿海地区, 暴雨、洪水、飓风则是重要威胁。应注意, 对输电线路安全运行造成威胁的情况, 往往也是给人民群众生产生活带来灾害的情况, 如暴雪、暴雨、飓风等, 这时候无论是抢险救灾, 还是正常生活, 都需要电力能源的支持。因此, 输电线路的设计中, 应考虑其安全性远高于其他生产行业, 这样才能够在发生自然灾害时, 保障救助工作的顺利开展。
2.1.2 防雷工作
随着安全措施特别是设计施工工作的加强, 很多方面的安全威胁得到了较大的缓解, 但雷电却一直在输电线路事故的原因中占有很大比重。这固然与雷电的不可预知性和防范困难有一定关系, 但如果能将当前的防雷工作做好, 必然可以将雷电导致故障的可能性降低。安装避雷线是做好防雷工作的关键, 通过深埋式的方式可以在一定程度上降低接地电阻, 更好地保证输电线路的安全。
2.1.3 日常安全预防工作
要做好日常的巡视、例行检查等预防工作, 注意天气情况、环境情况的变化, 如雷雨季节到来前应注重检查防雷设备等, 而冬季到来前应特别注意对冰冻、雪灾、覆冰等情况的应对处理。加强杆塔的强度, 保证电线的耐久度, 保证树木枝杈与线路有足够的安全距离, 这些工作都需要在日常工作中加强。针对输电线路中存在的可以预知的问题, 最好的方法就是加强预防, 对于出现的问题能够及时发现并采取有效的措施。
2.1.4 防污闪
防污闪问题也是日常安全的重要工作, 之所以将其单独列出, 是因为当前污闪问题已经变成了一个越来越严重的问题。供电可靠性要求的提高、长期无人运行的需要、有限的巡查人员和越来越多的输电线路, 都为输电线路的防污闪带来了难度。当前可以采取的措施有尽量增加爬距, 采用新型的合成绝缘子、实用污闪涂料等, 这些措施都可以在一定程度上降低污闪事故发生的可能性。
2.1.5 应对外力破坏
针对外力破坏发生的原因, 有针对性地采取措施, 如对于道路两侧的杆塔易出现交通工具碰撞的情况, 可以装设专门的护石和护栏。针对施工原因, 在输电线路附近施工时, 通知电力部门对附近情况予以关注, 特别是布置有地下电缆的地区, 应派专人进行监督, 注意挖掘机等施工工具导致的破坏。加强电力设施保护的宣传工作, 提高群众对电力人员工作的认知度, 由群众配合电力人员做好对输电线路沿线的巡防工作, 有效减少外力破坏对输电线路运行的威胁。加强对电力的执法力度, 可以在一定程度上遏制破坏电力设施事件的发生。建立一支高效的输电线路安全保护队伍, 可以提高输电线路的安全性并节省维护费用。对于问题多发地区, 除了加强监控外, 还要有针对性地强化输电线路检查、修复、维护工作, 以保证输电线路的正常运行。
2.2 故障的快速处理
安全预防工作的目的是将安全事故发生的可能性降低, 但故障依然会有发生。在发生故障的情况下, 若能够快速地应对和处理, 就可以减少故障发生带来的损失, 更快地恢复群众的生产生活。
2.2.1 广泛采用自动化设备
当前, 输电线路广泛配置有大量的安全自动化设备, 如继电保护、自动重合闸、自动投切装置等。其中继电保护的作用是在发生故障时将发生故障的线路快速切除, 避免事故范围和影响继续扩大, 并在发生异常情况时予以告警。自动重合闸装置的作用是在断路器跳开时根据需要将断路器合闸, 可以解决断路器非正常跳闸的问题, 还可以将发生瞬时性故障的线路恢复运行。自动投切装置可以在一条线路因故障问题中断运行时快速地投入备用线路, 以恢复电网运行。采用这些措施, 可以有效地提高电网运行的安全性。
2.2.2 做好应急处理
做好应急处理, 首先需要日常工作中的材料支持, 如有准确的数据作保证, 才能快速地分析出事故发生的原因, 以尽快地选择有效的恢复措施。掌握输电线路运行中已经出现过的故障和问题, 日常中已经发现的隐患、相关故障记录等, 才能提高解决故障的效率。对线路故障要进行相应的定性, 并采取不同的解决措施。这些工作既需要日常中做好应急方案, 又需要在事故发生后快速有效的执行。
3 结语
输电线路长期运行必然受到多方面的安全威胁, 所辖地区输电线路的威胁具有地域特点, 要具体问题具体分析, 从技术方面和管理方面同时开展工作。电力人员只有将工作做细做好, 才能提高输电线路运行的安全性, 从而保障供电的可靠性。
参考文献
[1]吉龙军.输电线路的安全运行与保护[J].中国电力教育, 2012 (9)
强化管理保证压力容器安全可靠运行 篇7
一、压力容器严禁超温超压运行
由于压力容器允许使用的温度、压力、流量及介质充装等参数, 是根据工艺设计要求和在保证安全生产的前提下制定的, 因此, 在设计的压力和温度范围内操作, 压力容器可确保运行安全。反之, 如果压力容器超载、超温、超压运行, 就会造成压力容器的承受能力不足, 因而可能导致爆炸事故发生。造成压力容器超温超压运行的原因主要有:压力容器内物料的化学反应引起, 是因加料过量或物料中混有杂质;液化气体的压力容器因装载量过多, 或意外受高温影响;操作人员误操作, 如未切断压力源, 误将压力容器出口阀关闭, 误开启阀门, 以及减压装置不动作。
案例1 2010年8月某化工企业储装易于发生聚合反应的碳氢化合物的压力容器, 因部分物料发生聚合作用而大量释放热量, 使压力容器内气体急剧升温和压力升高, 而引发一起爆炸事故。为了预防这类超温、超压现象, 应该在物料中加入阻聚剂和防止混入能促进聚合的杂质, 同时, 压力容器内物料储存时间不能过长。
案例2 2010年10月某建材企业用于制造高分子聚合的高压釜 (聚合釜) , 在原料及催化剂使用时不当操作, 使物料发生爆聚 (即本来应缓慢聚合的反应在瞬时内快速聚合的全过程) 释放极大热能, 而当时冷却装置又无法迅速导热, 因而发生超压, 酿成爆炸事故。对这类压力容器操作不但需认真谨慎, 还应对每批投用的原料和催化剂等, 从质量到数量都要做到严格控制。对冷却装置等应经常检查其是否处于良好的工作状态。
二、安全控制工艺参数
压力容器在长期运行中, 由于压力、温度、介质腐蚀等复杂因素的综合作用, 必定会产生异常情况或某部分的缺陷, 压力容器操作是在运行中对工艺参数的安全控制, 尽量减少或避免出现异常情况或缺陷。工艺参数是指温度、压力、流量、液位及物料配比等, 具体内容如下。
1. 温度安全控制
温度是指压力容器及其系统的主要控制参数之一, 温度过高可能会导致剧烈反应而使压力突增, 造成冲料或压力容器爆炸, 或反应物的分解着火等。同时, 过高的温度还会使压力容器材料的力学性能 (材料屈服强度等) 减弱, 承载能力下降和压力容器变形。温度过低则有可能造成反应速度减慢或停滞, 当回复到正常反应温度时, 往往会因为反应物料过多而发生剧烈反应引起爆炸, 温度过低还会使某些物料冻结, 造成管路堵塞或破裂, 致使易燃物泄露而发生火灾和爆炸。为严格控制温度, 应从以下方面采取措施:
(1) 正确选择传热介质, 常用的供热载体中有水蒸气、水、矿物油、三联苯、熔盐、熔融金属、烟道气等。正确选择供热载体对加热过程的安全有十分重要的意义, 应尽量避免使用与反应物料性质相抵触的物质作为热载体。
(2) 加强保温措施。合理的保温对工艺参数的控制、减少波动、稳定生产等都有好处, 同时也可防止高温设备与管道对周围易燃易爆物质构成着火爆炸的威胁。在进行保温时, 宜选用防漏防渗的加强薄板做外壳, 减少外界易燃物质泄漏或渗入保温层中积存, 而造成潜在危险隐患。
(3) 防止在反应中发生换热突然中断现象。
2. 投料控制
(1) 投料顺序控制。特别是石油化工行业, 其投料顺序是按物料性质、反应机理等进行制定工艺, 如将投料顺序颠倒极有可能会发生爆炸。
(2) 投料量控制。对于放热反应的装置, 投料量与速度不能超过设备的传热能力。否则, 物料温度将会急剧升高, 引起物料分解、突沸而发生事故。加料温度如果过低, 往往造成物料积累过量, 温度一旦适宜便会加剧反应, 加之热量不能及时导出, 温度及压力都会超过正常指标, 而造成安全事故。
3. 压力及温度波动控制
(1) 压力、温度的波动控制范围。压力容器在反复变化的载荷作用下, 可能会产生疲劳破坏。疲劳破坏是从压力容器的高应力区域开始的, 例如, 在有压力的接管处, 焊接处压力以及温度的大幅度波动等。尤其对有衬里的压力容器, 在操作时更要注意。
(2) 温度、充装量控制。盛装液化气体的压力容器, 应严格规定充装质量, 以保证在设计温度下压力容器内部存在气相空间, 因为压力容器内的液化气体是气液两相共存, 并在一定的温度下达到动态平衡, 即介质的温度决定其压力, 只有充装量被严格控制, 才能确保最高温度下安全运行。
三、严格遵守压力容器操作规程
精心操作是积极避免和减少操作中压力容器事故的有效措施, 一是制定合理的工艺操作记录卡片, 并认真做好记录, 二是操作人员严格遵守工艺纪律和安全操作规程。压力容器的宏观检查要列入操作人员的巡回检查制度中。
压力容器应做到平稳操作。平稳操作主要是指缓慢地进行加载和卸载, 以及运行期间保持载荷的相对稳定。
四、加强异常情况应急处理
在用的压力容器, 特别是反应容器, 随着压力容器内介质的反应及其他条件的影响, 往往会出现异常情况, 例如, 停电、停水、停气或发生火灾等, 需要操作人员及时进行调节和处理, 以保证生产运行的顺利进行。
案例3换热压力容器常见故障与应急措施, 见表1。
压力容器的操作人员在压力容器运行期间应执行巡回检查制度, 对压力容器进行检查。检查内容包括工艺条件、设备状况以及安全装置等方面。在工艺条件方面, 主要检查操作条件, 包括操作压力、操作温度、液位、储罐等是否在安全操作规程规定的范围内, 压力容器工作介质的化学成分、物料配比、投料数量等, 特别是那些影响压力容器安全的成分 (如产生腐蚀、压力升高等) 是否符合规定要求。
操作人员在进行巡回检查时, 应随身携带检查工具, 如扳手、检测专用仪器仪表等, 沿着固定的检查路线和检查点, 仔细观察阀门、机泵、管线及压力容器各部位, 查看运转是否正常, 各个连接部位是否有跑、冒、滴、漏现象。巡回检查要定时、定点、定路线。
案例4 2011年4月某化工企业一台运行中的压力容器突发机械故障, 严重威胁安全, 经操作人员采取紧急措施停止运行, 并及时上报车间和厂领导。压力容器停止运行后立即泄放压力容器内的气体和其他物料, 使压力容器内压力下降, 并停止向压力容器内输入气体和其他反应物料, 同时做好与其他相关岗位的联系工作。压力容器的停止运行操作虽然简单, 但仍应认真操作, 稍有疏忽就会酿成事故。例如, 换热容器是使工作介质在压力容器内进行热量交换, 以达到生产工艺过程中所需要的将介质加热或冷却的目的。操作换热压力容器时, 应先引进冷流后引进热流, 所有引进的冷热流速度要缓慢, 以防设备内外冷热不均而产生较大的温差应力, 造成压力容器变形而发生泄漏和损坏。
五、认真填写操作记录
操作记录是生产过程中的原始记录, 它对保证产品质量、安全生产至关重要。操作人员必须注意观察压力容器内介质压力及温度的变化, 同时要及时、准确、真实地记录压力容器实际运行状况等有关参数。
六、需做好的准备工作
应做好新开工、检修开工、停产较长时间开工的压力容器准备工作, 以确保做到一次试车成功。压力容器系统操作可划分为:机泵操作、罐区装卸操作和设备工艺操作三大部分。每项单元操作必须有安全规程和操作流程, 具体准备工作如下。
(1) 操作台梯子、平台、栏杆完好;安全装置齐全、灵敏、可靠;照明正常;地沟盖板及下水井盖全部盖好, 道路畅通;消防设备齐全完好;操作及维修用备件齐备, 水、电、蒸汽、风、氧气、通风正常等。
(2) 操作人员应熟悉了解压力容器与装置, 以及工艺流程。工艺流程主要包括:压力容器吹扫及贯通试压工作完毕;单元容器的试运, 有衬里的压力容器烘干及新工艺管线脱脂、钝化工序完成;系统置换残余空气, 拆下肓板;加入工艺介质及物料, 建立工艺循环;清理残留的焊渣、铁屑、氧化皮各种杂物等, 然后进入压力容器系统试运转。操作人员在上岗操作前, 必须按规定着装, 带齐操作工具, 特别是专用的操作工具应随身携带。进入有毒、有害气体的车间或场地时, 还要带好防尘、防毒面具等劳动保护用品。操作人员按规定认真检查压力容器、机泵及工艺流程中的进出口管线、阀门、电器设备、安全阀、压力表、温度计、液位计等各种设备及仪表附件的完好情况。操作人员最后确认压力容器及设备能正常运行后, 才能进行启动系统投入。
七、压力容器系统运行中的检查
(1) 压力容器及其系统升温过程中的检查。当升温到规定温度之前应对压力容器及其管道、阀门、附件等进行恒温热紧。因这些装备检修时都是在冷态下进行的, 升温时易发生泄漏, 通过热紧以保证压力容器及其设备运行的要求。热紧时对螺栓用力适当, 并确保紧固力矩一致, 防止螺栓断裂造成事故。
(2) 备用设备必须经过检查, 确保其始终处于良好状态, 并能随时启用。在试运行中, 检修人员应与压力容器操作人员密切配合, 共同加强巡回检查。
(3) 压力容器及其装置进料前要关闭所有的放空阀门, 然后按规定的工艺流程, 经操作人员、班组长、车间值班领导三级检查确认无误后, 才能启动机泵进料。在进料过程中, 操作人员要沿工艺流程线路跟随物料流程进行检查。
线路运行安全可靠 篇8
10k V农网线路的特点是点多、线长、面广, 易遭受各种自然灾害和外力的破坏。经过近年的农网改造, 防雷、抗台风能力得到增强, 但线路事故仍时有发生。本文就线路的常发事故进行分析, 并对反事故的措施进行探讨, 以求提高线路安全运行水平。
1 10k V农网线路的常见事故及原因分析
在10KV农网的线路运行中, 根据多年来的经验总结, 主要可以总结为以下几方面的内容:
1.1 雷击事故
在农网建设中, 比较常见的事故主要常见于雷击现象的发生, 在雷击事故中, 有因为外界的自然因素导致的, 也有因为线路本身的原因导致的, 那么在线路自身的缺陷方面, 主要表现在以下几点:
1.1.1 缘子质量不过关。
在雷击事故发生中, 发生几率最大的原因就是因为绝缘子的质量原因导致的, 绝缘子的质量对线路的安全运行有着非常重要的关系。如果绝缘子的质量不好, 那么在发生雷电天气的时候, 就容易使绝缘子发生爆裂, 从而导致10KV的线路在接地上发生短路现象, 对农网线路运行造成损坏。
1.1.2 我国的农网线路在1998年的改造中, 对线路进行了改
造, 在改造的过程中, 对变压器进行了更新, 安装了氧化锌避雷器装置, 但是对于那些线路较长的地方却没有进行安装, 这样在有雷击的天气中, 就非常容易使这些线路发生雷击事故。
1.1.3 在农网建设中, 线路的接头位置非常重要, 在以前的接头位置, 一般都是采用的并沟线夹来进行连接, 有的甚至都不用线夹。
实际上使用线夹和缠绕都无法达到有效连接的目的, 这样就会导致接头的连接不良, 在雷电天气的时候, 由于无法经受强大电流的冲击而发生事故。
1.1.4 对于避雷器的接地设置一定要符合标准, 在电阻上不能
大于十欧姆, 这样才能有很好的泄流能力, 在发生雷击的时候, 可以快速的将电流传向大地, 从而有效的保护了线路的安全。
1.2 台风、冰雪破坏事故
按最大设计风速25米/秒设计的杆塔, 刮10级以下台风, 杆塔是没问题的, 台风刮倒杆塔的原因主要有:
1.2.1 在对线路和杆塔进行施工的时候, 没有按照工程所要求
的规范标准来执行, 致使在施工后很多的项目标准没有达标, 有的是因为基础的埋设不够深, 那么在有大风的时候, 就会发生摇动的现象, 从而影响了线路和杆塔的稳定性。
1.2.2 台风的风速过大, 已经超过了当初设计时的界限, 正常情
况下, 十级台风的风速为二十五米每秒, 十一级台风的风速为三十米每秒, 十二级台风的风速为三十三米每秒。
1.2.3 由于大部分的农网线路都是处于郊区农村的, 有的甚至
覆盖到边远的山区, 在这种恶劣的天气下, 在有大雪的时候, 由于气候的寒冷, 会在线路上造成结冰现象, 这种覆冰会对线路造成很大的负荷, 从而造成线路的断裂。那么在气温升高的时候, 冰雪融化, 线路又会反弹上来, 这样断裂的线路负接就会造成短路的发生, 从而发生故障。
1.3 线路过载运行或导线连接器接触不良引起发热、断线事故。
1.4 线路设备残旧, 使用年限长, 设备存在缺陷, 引发相关事故。
以上分析的是常见的10k V农网线路事故, 这些事故, 对线路的危害极大, 给当地工农业生产造成较大的损失, 给当地居民生活带来不便。下面就如何减少10k V线路的事故, 保障线路安全运行谈谈反事故措施。
2 反事故的措施
2.1 防雷击反事故措施
2.1.1 更换、安装支柱式绝缘子或瓷横担。
雷击10k V农网线路针式绝缘子事故, 是最多见的设备事故。造成这类事故的原因除了地区雷暴多之外, 针式绝缘子质量不过关也是主要原因, 早期采用的P-1 5、P-20单裙、双裙及多裙针式绝缘子, 经运行证明, 该产品质量普遍低劣, 耐雷水平低。可以将这类绝缘子更换为支柱式绝缘子或瓷横担, 新架设的10k V线路亦应选用支柱式绝缘子或瓷横担, 运行经验证明, 支柱式绝缘子和瓷横担的耐雷水平及产品质量比P-15和P20针式绝缘子好得多。
2.1.2 安装氧化锌避雷器。
在空旷的地区, 由于没有高大建筑物引雷, 雷直击线路是常有的事, 所以宜在空旷的10k V农网线路上安装线路型氧化锌避雷器, 新安装的配网设备如配变、柱上开关、电缆头等也必须安装氧化锌避雷器, 以加强对10k V线路及设备的防雷保护。
2.1.3 选用安普线夹。
在今后的10k V线路改造和检修中, 逐步淘汰并沟线夹作导线连接器, 并严禁不用线夹而缠绕接线, 应选用连接性能较好的安普线夹。
2.1.4 检查、整改接地装置。
定期检查测量10k V线路上接地装置的接地电阻, 不合格的给予整改, 保证接地电阻值不大于10欧。新安装的10k V线路接地装置接地电阻也不宜大于10欧, 与1k V以下设备共用的接地装置接地电阻不大于4欧。
2.2 防止台风、冰雪破坏反事故措施
2.2.1 对10k V线路杆塔应定期进行检查, 制定完善的检查制度, 对不够牢固的杆塔及时进行加固基础或增加拉线。
新立杆塔应严格按设计要求施工。
2.2.2 适当提高最大设计风速, 华南地区可以按30米/秒最大风速设计。
2.2.3 在冰雪天气到来之前, 除应加固杆基、对断股导线及时修复外, 还应把档距较大的导线和杆塔作为重点巡视对象。
冰雪封冻时, 要及时做好除冰冻工作。
2.3 生产技术部门应密切注意各10k V馈线的负荷情况, 及时调整割接各馈线的负荷, 严禁线路超载运行。
2.4 在负荷高峰期运用红外线测温仪测量导线连接器的温度, 一旦温度异常, 立即进行处理, 避免高温熔断导线。
3 在农网建设中, 10KV的线路安全运行, 对我国的电力事业正常运转有着非常重要的作用。
在农网线路运行的过程中, 会因为很多的外界因素和线路本身的因素而发生事故, 这些事故的发生会对我国的电力事业产生很大的影响, 所以要加强农网线路的反事故措施。在反事故措施中, 一方面要从设备的自身找原因, 进行施工的时候一定要严格的执行施工标准的规范, 不得违反相关的操作。另一方面要加强广大群众的保护意识, 政府和电力系统的相关部门要做好宣传工作, 将电力事业的保护工作宣传到位, 为我国农网建设打下坚实的基础。
