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不知这一篇可否：
10kV配电线路保护的整定计算
一、10kV配电线路的特点
对于县级供电公司来说，主要的管辖范围是市内配网线路，以10KV电压等级为主，但是10kV配电线路结构特点是一致性差，如有的为用户专线，只接带一、二个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百m，有的线路长到几十km；有的线路由35kV变电所出线，有的线路由110kV变电所出线；有的线路上的配电变压器很小，最大不过100kVA，有的线路上却有几千kVA的变压器；有的线路属于最末级保护，有的线路上设有开关站或有用户变电所等。
二、问题的提出
对于输电线路（35KV及以上），由于其比较规范，一般无T接负荷，至多有一、二个集中负荷的T接点。因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可一一计算，一般均可满足要求。对于配电线路，由于以上所述的特点，整定计算时需做一些具体的特殊的考虑，以满足保护四性的要求。
三、常规10KV线路整定计算方案
我国的10kV配电线路的保护，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。特殊线路结构或特殊负荷线路保护，不能满足要求时，可考虑增加其它保护(如：保护Ⅱ段、电压闭锁等)。下面的讨论，是针对一般保护配置而言的。
(1)电流速断保护：
由于10kV线路一般为保护的最末级，或最末级用户变电所保护的上一级保护。所以，在整定计算中，定值计算偏重灵敏性，对有用户变电所的线路，选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。
①按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。
实际计算时，可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。
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目录
一、10kV配电线路的特点
二、问题的提出
三、常规10KV线路整定计算方案
四、10Kv保护整定中容易被忽视的问题及对策
五、有关保护装置的选型及调试
参考资料
继电保护整定计算
简单介绍
摘 要 电力系统继电保护对输电线路保护整定计算要求很高，讨论得也很多，但供电可靠性主要还是体现在配网10KV线路上，配网线路如果整定不好很有可能会扩大事故范围，因此配网线路的保护整定也需要给予足够的重视。
本文对10KV配电线路保护整定计算方法、常见问题、解决措施及保护装置调试等问题进行了分析、探讨。
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送电线路状态检修的探索
摘要：通过对送电线路检修工作中绝缘子盐密测试、绝缘子检测零值、导线接续管和引流板测温等工作的研究，对以设备状况来替代以时间为周期的线路检修、维护，进行了探索。
关键词：送电线路；状态检修；维护
1 引言
送电线路的检修、维护，目前仍执行部颁《架空送电线路运行规程》以时间为周期，实行强制检修维护，这种不论设备新旧、质量好坏，不问地理气候条件、设备运行状况、不同材质的绝缘配置的盲目检修维护，使设备的检修维护工作过剩量很大，造成人、财、物的浪费，也使电网的供电可靠率下降。
随着送电线路的结构、材质科技含量的不断提高，设计标准、要求的不断更新，监测设备、诊断手段的
不断升级完善，如何将以时间为周期的检修方式科学地转换到以按诊断设备状态的智能型检修方式，是当前面临的实际问题，只有通过科学地预测、预试、分析判断，变“线”检修为点“（段）”检修，真正使设备做到“该修必修、修必修好”的预知型检修即状态检修方式运作，才能达到设备运行安全、经济、可靠，企业减人增效的目的。
2 现行规程对线路检修维护的要求
送电线路地处野外，饱受风、雨、雾、冰、雪、冰雹、雷电等大气环境的影响，同时还受到洪水、山体
滑坡、泥石流等自然灾害的危害，另外工农业的环境污染，采石放炮，农田、水利改造等人为因素也直接威胁着送电线路的安全运行，因此，送电线路的检修维护就显得非常重要，部颁《架空送电线路运行规程》中部分检修项目和周期见表1。
按表内项目要求，检修人员整年忙于奔波，检修维护设备仍难以按规程标准完成，同时备注栏内的延长或缩短周期的具体要求可操作性差，造成设备检修维护质量参差不齐，管理部门也无法全面掌握设备的真实运行状况，结果多数检修项目还是采用事后检修维护方式，使运行中的设备难以保证健康、安全地运行，而且还大量占用了线路停电时间，所以开展送电线路的状态检修是发展趋势。
3 开展状态检修的基础
首先运行单位应按照线路设计、基建和长期安全、经济运行综合考虑，在新建线路扩初审查时，要求设
计单位在线路设计寿命年限内综合考虑经济效益，多为今后安全运行提供技术上的保证。如线路跨越树木，应考虑抬高跨越。
线路金具应采用科技含量高、维护量小的线夹、防振锤等。绝缘配置选用劣化率较低、维护工作量小的防污玻璃绝缘子或合成绝缘子，以延长防振锤等金具的维护、更换周期，免除了规程要求的两年一次检测零值工作量，延长了绝缘子污秽清扫周期和零值自爆更换的工作量。
线路在基建时，严格要求建设单位对隐蔽工程进行工程监理负责制，在基建单位工序转换验收时工区派员参与，了解基建达标过程。在工程竣工验收时，严格按照GBJ233－90《110～500 kV架空电力线路施工及验收规范》有关条款，结合《架空送电线路运行规程》中有关检修维护的规定，逐基逐相落实专人检查验收。
如每基杆塔用扭距扳手按比例抽查螺栓紧固受力值，核查杆塔螺丝紧固情况来延长运行规程第33条铁塔螺丝的紧固周期。每相导线全面检查线夹螺丝、均压环、间隔棒与导线本体的紧固、完好、导线无毛刺等，为延长运行规程设备年检周期做好基础工作。逐基按DL475－92《接地装置工频特性参数的测量导则》和GL／T621－1997《交流电气装置的接地》有关规定对接地电阻实测并乘上季节系数。
使杆塔接地装置电阻值真正达到设计标准，为减少雷害事故创造条件。
总之，在线路基建、竣工验收中，做到一丝不苟、责任到人，对照验收规范，认真仔细地抓验收质量，就能以完好的设备安装质量、合格的工艺要求、健康的设备状况来减少设备检修、维护的工作量，延长设备检修、维护的周期。
4 执行状态检修的控制因素
4．1 绝缘子附盐密值的测试工作
随着电网地域污秽等级图的重新划定和老旧设备绝缘泄漏比距的调整，开展以线路绝缘子实测盐密值来监控安排清扫周期是可行的方法之一。自1993年以来，在不带电悬挂绝缘子串和带电运行绝缘子串上进行附盐密值测试中发现，两者因运行条件不同，测出的积污数值差距较大，在65条运行线路上按照部颁防污闪有关规定选择固定的188基塔的盐密测试点，也已将合成绝缘子段的不带电悬挂盐密测试点换成防污型玻璃绝缘子直接挂网运行，使盐密值接近实际。
在实测盐密值时采取每班固定人员，统一清洗方法，规定测试绝缘子片位置等措施来保证数据的正确性，灵活地采用停电专用清洗工具杆上清洗或带电放落地面清洗方式。目前所辖5407线实测盐密已3年有余，其余220 kV、110 kV的线路也已有3年、2年、1年的实测值。
5407线10个盐密点39个月中4次实测盐密值分析见图1。
从图中可见全线不论经过Ⅰ还是Ⅱ级污秽区，其积污规律变化不大，且经过39个月的运行，其最大污秽等级仍未接近设计泄漏比距，从停电、带电的4次盐密测试中可以发现：
（1）清洁绝缘子12个月的积污量每年基本一致。
（2）14个月积污量平均为0．0526 mg／cm2，27个月的平均积污量为0．0845 mg／cm2，即运行2年的积污量是运行1年的1．6倍左右。
（3）运行27个月的积污量与运行39个月的积污量基本持平，即绝缘子积污到一定量时，积污值基本达到饱和。
（4）72 km线路运行39个月后，其10个盐密点所测盐密仍未接近或达到设计泄漏比距。
（5）经过3年的盐密测试发现，横担侧第二片与导线侧第二片两者积污量基本接近，而中间12（13）片的积污量普遍比两头小10％～20％左右。
同时我们又购置XLY－2型泄漏电流记录仪安装在盐密测试值接近设计泄漏比距的耐张塔跳线串上（500 kV跳线串设计泄漏比距比直线塔低0．3cm／kV）在线监测其最大泄漏电流，用多种监测手段来诊断绝缘子污
秽情况。
实践证明，通过数据分析按绝缘子污秽状态和运行经验来指导清扫周期是可行的。
4．2 瓷绝缘子测零
按《架空送电线路运行规程》规定：绝缘子零值测试，每两年一次。1998年至2000年110 kV、220 kV的线路检测数据见表2。
从上述数据看，耐张串因受机械力大，绝缘子劣化率大大高于直线串，但平均劣化率仍较低。
所以可适当延长绝缘子零值测试周期，减少维护工作量。即耐张改为4年周期，直线改为6年周期。我们认为绝缘子年劣化率最大上升到万分之12．85是可行的。若线路的劣化率明显增大，应缩短测试周期或安排该线路同类型的绝缘子更换。
4．3 导线连接点测温
《架空送电线路运行规程》规定，导线连接器四年测试一次，并沟线夹（引流板）每年检查、紧固一次。
在实施状态维护中，采用HCW－IV红外测温仪，RAYNGER31便携式激光、望远镜红外测温枪，DL－500E红外热像探测仪等仪器对跳线并沟线夹，各种直线压接管、耐张引流板等全部普测一遍，发现其中绝对温差5℃以上的48只，温差2℃～5℃的293只（导线与压接管温差值），最大温差在兰双5407线293～294段中相3号子导线压接管为8℃，即环境温度39℃，导线温度40℃，压接管温度48℃。
当时线路负荷为230．704MW。
我们准备对温差较特殊的压接管、引流板等跟踪监视分析，来探索连接器与导线温差数值多大才重点跟踪或更换处理。对引流板、并沟线夹等湿差较大的，安排在检修时打开检查或紧固。以科学的数据来指导完成设备检修标准项目，减少设备停电时间。
5 结束语
实践证明，送电线路实行状态检修维护不仅很有必要，也是切实可行的，我工区开展这项工作3年来，
已初步尝到了甜头，既做到了对运行线路设备状态心中有数，又大大减少了检修维护工作量，很值得继续研究推广。
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