输电线路

关键词：

输电线路（精选十篇）

输电线路 篇1

架空输电线路由绝缘子、输电导线和固定于地面的杆塔组成。输电导线由绝缘子联接在杆塔上进行电能传输。其作为一种重要的输电形式, 架空输电线路具有运输线路长, 应用范围广的特点。但由于架空输电线路处于室外, 气候与外界因素影响大, 特别是雷击会直接造成架空输电线路的跳闸与停电事故。因此, 需要分析架空输电线路遭受雷击的原因, 以此基础上做好防雷的应对措施。

1 架空输电线路遭受雷击的原因分析

雷云放电引发的过电压瞬间击中输电线路时, 杆塔与输电线路变成放电通道, 强烈的过电压瞬间击穿线路绝缘。造成这一后果的主要有直击过电压和感应过电压两种。在这一过程中, 通过分析雷击的反应过程可发现, 它主要是通过放电泄流通道到达大地进而中和雷云中的异种电荷。其反击雷和绕击雷是直击雷的两种表现方式。其中反击雷造成的雷过电压一般发生在绝缘弱相, 没有固定的闪络相别。也就是说反击雷与绝缘的强度与线路杆塔接地电阻有着直接关系。因此对于反击雷的防雷措施应从加强绝缘强度, 降低接地电阻来进行。直击雷形成的雷过电压作用于杆塔顶端与避雷线。而绕击雷形成的雷过电压作用于输电导线, 它绕开了避雷线。绕击雷的发生主要在于雷电流幅值大小、杆塔高度、线路防雷措施和地形因素相关, 一般发生在两边相。因此对于绕击雷过电压的防雷措施应从加装避雷器、减少避雷线保护角等方面进行。特别是对于安装在多山地区的架空输电线路来说, 防雷走廊的选择、提升绝缘强度与减少避雷线保护角是非常重要的。总的来说, 在进行架空输电线路的防雷措施选择时, 应对雷害进行分析与性质判定, 再结合地形与输电线路的运行进行综合考虑。

2 架空输电线路的电力输电线路防雷措施

2.1 避雷线的架设与安装

作为输电线路最基础的防雷措施, 避雷线的架设是最有效的。其主要作用是避免雷直接击中输电导线, 并在可能的雷击发生时进行分流, 达到有效减少流经杆塔雷电流的作用, 进而达到降低杆塔顶端电位的目的。避雷线可以对输电线路产生屏蔽, 同时与导线形成耦合作用, 达到降低感应过电压与线路绝缘子电压的作用。在避雷线的实际应用中, 其防雷效果与电力输电线路的电压值成正比。从整体性价比来算, 越是高电压的输电线路, 其安装避雷线的性价比就越高。目前来说, 我国110kv以上的线路都是全线架设避雷线。

2.2 线路避雷器的安装

线路避雷器可以在雷击形成的过电压超过一定幅值时, 形成一个低阻抗通路, 让过电压安全泄放到大地, 进而达到保护线路, 防止电压升高, 保护设备安全的作用。作为一种对直击雷防护的有效方法, 线路避雷器的安装可以显著减少架空输电线路受雷击的概率。

2.3 降低杆塔接地电阻

杆塔顶的电位高低是由杆塔接地电阻高低决定的, 所以降低杆塔接地电阻就可以直接在雷击波侵入线路时, 保证大部分雷电流可以通过杆塔安全导入大地。防止由于杆塔接地电阻过大而造成雷击进电位升高, 对整个输电线路形成反击的现象。对于高山、岩石等地带, 其电阻率较高时, 为降低其杆塔接地电阻值, 射线铺设、连续伸长接地体的埋设与换土操作是常见措施。其中降阻剂的应用也很普遍。对于防雷效果来说, 接地完好性越高, 则杆塔接地电阻下降值越大, 也就越能保证雷电流的安全引流效果。所以控制好了接地, 也就控制好了线路的防雷效果。

2.4 改变线路的绝缘水平

差绝缘的防雷措施适用于中性点不接地、经消弧线圈接地与导线三角形排列的情况。以上都是通过改变线路绝缘水平来达到防雷目标。在基杆塔三相绝缘上, 把下端两相与上端一相加装一片绝缘子, 让绝缘分布有所侧重。由于上端绝缘较弱, 雷击产生的瞬间电流会击穿上导线后通过杆塔引流至大地, 也就起到了防止下端两相闪络的作用。这种差绝缘的方式可以提升整个输电线路防雷安全度的24%。

其次, 还可以通过不平衡绝缘的方式来进行线路绝缘水平的改变。考虑到超高压与高压的同杆架设双回线路情况的增多, 为了降低其雷击时的同时跳闸, 可以在双回路的绝缘子串片数进行不平衡设置。雷电过电压击中绝缘子时, 绝缘子串片数少的回路会先发生闪络。这时导线变成地线与另一回路的导线产生耦合, 也就避免了另一回路闪络的发生, 保证了另一回路的正常供电, 提高了耐雷水平。

2.5 架设耦合地线

基杆塔地网与相邻地网由耦合地线连接, 遭到雷击时实质上起到一个连续伸长接地的作用。实质上也就提升了相邻杆塔对雷击电流的分流效率, 通过导线地线问耦合系数的提升, 达到降低接地电阻, 保证供电安全的目标。在实际应用中, 对于常常遭到雷击的地区, 避雷线配合耦合地线的架设可以有效提高防雷安全性40-50%。

3 结语

目前来说, 对于架空线路的电力输电线路防雷措施中, 雷电定位系统的监测应用也越来越普遍, 这种基于监测数据下的故障巡视与检修, 可以有效提高防雷的预警性。对于防雷来说, 目前还是做不到百分之百地绝对避免, 只能通过不断的探索与发现, 通过新材料与新设备的不断研究与实验来提高防雷水平。

摘要：输电线路的稳定性关系到人民群众的生活质量。处于室外的架空输电线路受到外界影响大, 受雷击概率高。当其受到雷击破坏时, 轻则跳闸造成供电中断, 重则烧毁设备引发安全事故。因此, 基于架空线路的防雷措施研究与应用是所有电网企业的关键问题与重要工作。

关键词：架空输电线路,防雷,措施

参考文献

[1]朱峻立, 陈敏伟, 刘青.线路的雷击分析及其防护措施[J].湖州师范学院报.2009 (2)

[2]苏北海.防雷技术探讨高压架空输电线路[J].湖南水利水电.2010 (2)

输电线路运行管理 篇2

随着我局输电线路的建设发展，输电线路作为电网的重要环节，能否做到安全、可靠、优质、经济运行，依赖于科学管理。运行单位必须建立健全岗位责任制，运行、管理人员应掌握设备状况和维修技术，熟知有关规程制度，经常分析线路运行情况，提出并实施预防事故、提高安全运行水平的措施。为了确保我局2012年电网的安全经济可靠供电，对线路运行管理工作提出要求。

一、加强运行设备管理

（一）线路运行维护管理是电网安全可靠运行的基础

1、在线路运行维护工作中发现的设备缺陷，必须认真做好记录，及时汇报，并根据设备缺陷的严重程度进行分类和提出相应的处理意见。对于近期内不会影响线路安全运行的一般设备缺陷，应列入正常的、季度检修计划中安排处理。

对于在一定时期内仍然可以维持线路运行，但情况较严重并使得线路处于不安全运行状况的重大设备缺陷，应在短期内消除，消除前要加强巡视。

对于已使得线路处于严重不安全运行状况、随时都可能导致事故发生的紧急设备缺陷，必须尽快消除或采用临时安全技术措施后尽快处理。

2、检修应遵循的原则是：

（1）运行单位必须认真抓好设备检修工作，加强设备检修管理，使线路设备经常处于健康完好状态，保证电网安全经济运行；

（2）线路设备检修，必须贯彻“预防为主”的方针，坚持“应修必修，修必修好”的原则，并逐步过渡到状态检修；（3）线路设备检修，应充分利用春检停电时间，加大设备的消缺力度，逐渐减少停电检修的次数；

（4）线路设备检修，要尽量采用先进工艺方法和检修机具，提高检修质量，缩短检修工期，确保检修工作安全。

（二）实行计划管理

1、运行单位应根据线路设备健康状况、巡视检测结果、设备检修周期和反事故措施的要求，确定线路设备的计划检修项目。

2、运行单位应在每年九月份，编制下一的检修计划，并报局上级部门审批。

3、运行单位应根据上级审批的检修计划内容和实际情况，编制季度、月度检修计划。

4、线路运行工区在检修计划下达后，应认真做好各项检修准备工作，严格按计划执行。

（三）加强施工及质量管理

1、检修施工中应健全完善检修岗位、施工质量和安全

工作等责任制度，要认真执行工作票和工作监护制度，并做好检修施工记录。

2、重大检修项目和大型更改工程要按正常审批程序，完成施工设计，编制施工技术、安全、组织措施，明确工艺方法及质量标准，并认真组织实施。

3、参加带电作业、焊接、爆压等技术项目的检修施工人员，必须经专门技术考试并持有合格证明方能上岗操作。

4、检修施工所用器材及更换零部件必须选用经鉴定合格、性能符合要求的产品。

5、检修施工的外包工程项目必须签订正式合同或协议，并认真做好中间验收和竣工验收工作。

二、认真做好线路运行工作

线路的运行工作必须贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，严格执行《电力安全工作规程》（电力线路部分）的有关规定。运行单位应全面做好线路的巡视、检测、维修和管理工作，应积极采用先进技术和实行科学管理，不断总结经验、积累资料、掌握规律，保证线路安全运行。

（一）强化线路巡视工作

线路巡视包括正常巡视，事故巡视，特殊巡视，夜间、交叉和诊断性巡视，登杆塔巡视，监察巡视等。各种巡视工作在不同需要时进行。

事故之后还要组织巡视检查，找出事故地点和原因，了

解当时气象条件及周围环境，并作好记录，以便事故分析。对重大事故要进行分析提出对策和措施、做到“四不放过”，即事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，对责任人没有得到处理不放过。

送电线路运行时故障频发的线段，可划分线路运行特殊区域，特殊区域一般包括污秽区、雷击区、风害区、鸟害区、导线和避雷线振动区及易受外力破坏区等。可以有针对性地、有重点地做好这些区域的线路运行工作。

（二）完善检查和测量工作

线路应加强接地的检查和测量、导地线的检查和测量、绝缘子清扫和零值测试、杆塔倾斜和拉棒锈蚀腐烂检查和测量以及架空线路交叉跨越其他电力线路或弱电线路的定期检查和测量。

（三）加强设备缺陷管理和事故与设备健康统计工作

运行单位应加强对设备缺陷的管理，做好缺陷记录，定期进行统计分析，提出处理意见。设备缺陷按其严重程度分为三类：

1、一般缺陷，是指对近期安全运行影响不大的缺陷，可列入年、季度检修计划中消除。

2、重大缺陷，是指缺陷比较重大但设备在短期内仍可继续安全运行的缺陷、应在短期内消除，消除前应加强监视。

3、紧急缺陷，是指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致事故发生的缺陷。必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时处理，随后消除。

运行人员发现紧急缺陷后应视现场交通和通信情况，迅速向工区领导或安全员报告。事故统计和汇编是运行经验的积累。运行单位必须按责任分类做好历年的事故统计和分析，为修订规程、制度和反事故措施提供可靠的依据。

设备的健康状况，应按“电力设备评级办法”的规定进行评级。线路设备评级每年不少于一次，并提出设备升级方案和下一大修技改项目。设备评级与设备缺陷分类有密切联系。只有缺陷分类严密，定级才能正确，才能指导每年大修、技改工程的进行。线路运行单位技术资料和有关规程应保持完善和准确。

三、加强线路的检修管理

运行单位必须以科学态度管理送电线路，可依据线路运行状态开展维修工作，但不得擅自将线路分段维修或延长维修周期。

线路计划检修是保证线路的健康和正常运行的必要工作，应贯彻“应修必修、修必修好”的原则。做好检修施工管理工作是保证完成任务的重要组织措施。检修施工期间是检修活动高度集中的阶段，应充分发挥各级人员作用。

现场工作负责人在开工前要办理好停电申请和工作票

许可手续；严防发生人身和设备事故，保证检修质量，坚持“质量第一”的方针，在进度、节约等和质量发生矛盾时，应服从质量的要求。

为了保证线路检修质量，检修人员要做到质量精益求精，不合格的不交验，运行人员要依照验收制度，对每一个项目认真进行检查，质量达到标准的，在验收簿上作出评价及签名。

浅析输电线路通道管理 篇3

关键词：输电线路；通道管理；线路防护；管理模式

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

一、输电线路通道隐患带来的严峻挑战

输电线路作为电网的重要组成部分，在保证整个供电体系正常运转中起到关键作用。由于架空输电线路大部分裸露在野外，具有点多、线长、面廣等特点，并且线路沿线多跨越山区、河流、道路、村庄、养殖大棚等地域。近年来随着城乡经济的快速发展，线路通道内的机械作业、绿化植树、道路修建、建筑施工等外力破坏因素对线路安全运行造成极大威胁。据统计，2007年至今因通道隐患造成的线路故障多达60起，占总故障数的85%。日渐频繁的通道隐患故障的发生，对电力设施的安全运行造成了严重威胁，破坏了供电企业安全生产局面，影响企业的供用电秩序稳定，给输电线路通道管理带来了严峻挑战

二、输电线路通道管理难度大的原因

造成线路通道管理难度大的原因如下：

（1）线路通道规划使用权不在供电企业。供电企业在线路建设时仅对本体施工所占土地按国家规定进行赔偿，而对于线路通道没有进行征收，线路通道不属于供电企业资产，通道的规划使用权在当地政府部门，这就造成了线路通道情况难以控制，速生树木、绿化树木、建筑施工、筑路修桥等通道隐患时刻威胁着电力设施的安全运行。

（2）各级政府和相关部门对电力设施的保护问题重视不够。电力供应关系着社会发展和稳定，应由社会承担的电力设施的保护问题却由供电企业承担，部分群众及基层组织对电力法规的观念意识淡薄，对供电企业的基本知识不了解，对电力设施受法律保护、电是商品等问题不清楚，更不能自觉地对电力设施进行保护，造成输电线路通道管理难度增大。

（3）相关法律法规滞后，执行主体不明确。随着国民经济的发展和电力体制改革的进一步深化，电力系统内外部环境发生了深刻变化。电力体制改革后，电力部门不再拥有政府职能，只是一个供电企业。原来颁布实施的法规已经远远不能适应我国市场经济发展的需要，相关法律法规缺乏执行主体，现有的法规制度不能适应新形势的需要。

（4）迅速增加的输电线路为通道管理带来挑战。近年来随着社会经济发展和公司规模扩大，输电线路增长迅速。截止目前，公司共管辖输电线路85条共计1256公里，比2005年增加700公里，日益增多的输电线路为通道管理带来新的挑战。

三、输电线路通道管理现状分析

目前供电企业均成立专门的输电线路运行管理部门，承担输电线路本体的运行、检修、大修等工作。而随着电网的快速发展，输电线路长度日益增加，线路运行管理单位人员紧缺，日益增多的线路和快速发展的城市建设矛盾增大，通道管理工作开展受限，不能及时发现通道隐患，造成隐患形成后难以处理。并且线路运行管理单位缺乏有效治理手段，难以对其采取有效限制措施，造成通道隐患难以彻底治理，并且在治理成本上要耗费大量人力物力。

针对以上通道管理问题，公司近年来逐步完善了“三级护线”管理体系，并制订了《三级护线网管理办法》，办法中规定根据行政区域将线路通道进行划分，各县级供电公司及直属供电部成立护线体系，执行相应职责，通道管理由线路运行单位和各护线单位共同进行完成，公司对各护线单位发放相应护线费用。

具体体现在办法中规定护线人员每周对电力设施进行一次巡视，但在实际执行中难以达到要求。各护线部门的责任指标也未列入年初公司与各部门签订的业绩考核责任书和安全责任状，发生通道隐患故障仅对护线费用进行扣发，未能与绩效进行挂钩，导致各护线单位责任压力不足，护线积极性不高，输电线路通道管理不到位。

四、通道属地化管理模式分析

根据市公司“大生产”工作思路，挖掘通道管理新途径，借鉴兄弟单位优良做法，提出输电线路通道属地化管理模式。即根据行政区域对输电线路通道进行划分，由县级供电公司进行通道管理，市公司对通道管理情况进行检查监督。此种模式能够最大程度整合资源，借助与其当地政府沟通便利渠道，使电力设施保护工作从“事后补救”走向“超前防护”，建立电力线路护线长效机制，发挥当地供电部门优势作用，降低通道隐患处理成本，消除输电通道隐患，切实提高输电线路通道管理水平。现将属地化管理优势分析如下：

（1）方便与当地政府和相关部门协调关系。线路覆盖范围广，跨越不同地市、县区，线路走廊地域复杂，涉及到沿线诸多单位、群体或个人利益，线路自基建到运行维护、退运的全生命周期都需要与当地政府、林业部门及沿线村民协调关系。

（2）方便组织群众护线、防治外力破坏。随着经济社会快速发展、建设工程增多、气候环境恶化等因素也严重影响线路安全运行。近年由于违章施工、自然灾害、塔材盗失、鸟害、漂浮物放电等外力破坏事件导致的事故占全部输电事故的80%以上，开展就地护线和群众护线，实施群防群治和分级护线，能够及时发现、制止外力破坏事故发生，通报线路紧急重大缺陷和异常情况，便于迅速处理和采取防范措施.防止事故扩大。

（3）缩短线路维护半径，提高工作效率。线路通道实施属地管理后，由于地情熟悉，交通便利，避免了跨区作业，可以减少运维人员配置，降低劳动强度，节约工作时间和生产成本。由于维护半径小，便于组织正常巡视、故障巡视和夜巡、特巡，线路防风、防汛、防污及迎峰度夏等专项工作。线路故障跳闸后，能够快速及时查找故障点。发生紧急缺陷或重大险情时，能够就地组织抢修，减少故障处理时间、快速恢复送电，有利于提高线路可用系数和供电可靠性。

五、结束语

市公司按属地原则进行线路通道维护，利津公司根据市公司要求也成立专门护线班组。实践证明，实施线路属地管理具有明显的优越性。发挥输电线路属地管理优势，要从管理理念、机构设置和人员配备入手，消除线路通道隐患，加强线路故障跳闸处理和协调，实施分级护线和群众护线制度，强调输电线路的全过程管理和从源头把关的理念，提高工作效率和输电线路安全运行水平。

参考文献：

输电线路状态检修 篇4

关键词：输电线路,状态检修,状态监测,状态预测

1 线路检修现状

目前输电线路停电定检工作的主要内容有绝缘子清扫、杆塔上部各部件检查、耐张引流联板和并沟线夹紧固、绝缘测试等。通过定检工作, 输电线路缺陷多数集中在架空地线损伤断股、绝缘子弹簧销子缺失、接头发热和玻璃绝缘子自爆等类型。2007年～2008年度昆明供电局35kV～500kV线路在停电检修和巡视过程发现的缺陷统计中, 紧急缺陷主要有鸟粪引起的绝缘子闪络、电气连接不紧引起的温度升高和由于厂矿施工引起的导线断股。这些缺陷都可以通过状态监测设备加以发现。

2 线路状态检修的可行性

输电线路状态检修能否成功开展关键在于对输电线路的状态的把握, 而对输电线路状态把握情况关键在于能否获得足够多反映输电线路运行状态的信息。近年来输电线路管理信息系统 (MIS) 和监测技术的发展使这个问题迎刃而解。

输电线路管理部门的巡线制度颁布并实施了20多年的时间, 且供电局线路管理部门的管理信息系统 (MIS) 已为线路的管理和缺陷数据的积累与综合提供了成熟的条件。因此, 缺陷历史数据随着时间的推移和积累将越来越丰富。随着MIS系统的成熟, 使建成全网统一、共享的设备台账, 并通过设备台账的数据分析达到对输电线路运行状态进行监控、分析成为可能。

目前, 输电线路可通过数据采集系统、在线监测技术和离线监测技术来监测和显示输电线路状态的特征参数。例如对于输电线路绝缘子清扫工作, 就可通过监测输电线路瓷瓶盐密度来指导线路的检修策略, 在污秽等级不上升的情况下, 输电线路绝缘子完全可以免清扫或者将原来的清扫周期由原来的2年延长至5～6年;红外线测温技术日趋成熟, 电气连接的紧固程度和输电线路金属损伤程度完全可以用红外测温装置进行监测。

3 线路状态检修策略

3.1 线路检修次序的确定

输电线路状态检修一个重要的工作就是合理安排线路的检修次序。根据当前线路存在的缺陷个数、缺陷的严重程度和此线路的重要程度, 输电线路检修次序可表示为:

undefined

式中i为线路运行编号, J (i) 表示为第i条线路的检修次序;j表示缺陷代号, 式 (1) 将缺陷分成r种, K (i, j) 表示的是第i条线路缺陷代号为j的缺陷个数;N (i) 表示第i条线路的重要程度;M (j) 表示缺陷序号为j的缺陷等级参数。

求得式 (1) 的J (i) 后, 对J (i) 从大到小的顺序进行排列, 便得到输电线路的检修次序, 比如查找三条线路, 其检修次序参数为J (1) , J (2) , J (3) , 如J (2) >J (3) >J (1) , 则在安排检修次序时, 就应先安排检修线路2, 再检修线路3, 最后检修线路1.

式 (1) 中, 缺陷等级参数M (j) 的整定是这个环节中难度最大的工作。结合多年线路运行和检修的经验, 认为缺陷等级参数可由历史数据统计得出, 分析以往本运行部门和其他单位曾发生的事故, 进行事故分析, 即研究事故的触发因素, 大量的数据分析, 将显示某一种缺陷如不及时处理将导致某类事故发生的概率增大, 按概率的大小定出某种缺陷的等级参数。

输电线路的重要程度参数N (i) , 可按照线路的重要性来划分, I类负荷的序数是多少, II类负荷的重要程度序数是多少都可以定量的规定出来。

输电线路缺陷个数K (i, j) , 可以从供电局MIS的日常巡视报表中的运行中的数据进行过滤、分类、综合而得到。

式 (1) 中可根据实际情况不断修改输电线路的重要程度参数N (i) 和缺陷等级参数M (i) , 来实现对线路检修的统筹安排。例如在雷害季节前, 可先安排对接地装置薄弱的线路的检修, 这样就可大大的提高输电线路的整体健康水平。

3.2 现阶段线路状态检修策略

现行的输电线路检修的最优方式就是将状态检修、定期检修与巡视检查中缺陷处理三者有机结合起来, 虽然过多的预防性试验和检修不但对输电线路维护带来很大的弊端, 而且也会造成巨大的浪费。必要的定期预防性试验必须要做, 因为它可以对检修起到指导作用, 并可以提示输电线路的运行状态, 为线路的状态检修作准备。在新建或改造的线路中可以率先引入状态检修, 把监测和诊断设备的安装融入规划设计中, 待取得成功的经验, 在推广到一些重要的线路中去。

4 结束语

状态检修是一门新的学科, 输电线路状态检修在理论和技术上还有许多值得进一步研究的地方。随着科学技术的不断进步, 输电线路状态检修必将对电网安全、经济、高效、稳定的运行产生深远的影响。

参考文献

[1]李光辉.架空输电线路运行与检修[M].北京:中国三峡出版社.2003.

[2]刘瑞岩等.电业安全工作规程 (电力线路部分) [S].北京:电力工业出版社.1997.

[3]张红洁, 吴伟, 董其国.电力设备状态检修的实践[J].江苏电机工程, 2002 (2) .

输电线路专业介绍 篇5

一、专业简介：

我校电气类（输电线路工程）专业自1991年依托机械设计制造及其自动化（输电线路工程方向）开始在全国率先招收全日制专科生，1997年开始在全国招收全日制本科生，是国内最早招收本专业本科学生的大学。2005年以机械类（输电线路工程）设单独专业代码（0803）招收全日制本科生和硕士研究生，2010年调整为电气类（输电线路工程）招收全日制本科生和按电力系统及其自动化专业招收硕士研究生，电力系统及其自动化为湖北省重点学科、品牌专业。经过近20年的建设和发展，已经建立了一支职称、学历、年龄结构合理，有较强科研开发及工程应用能力的教师队伍，专业发展方向明确，专业人才培养方案成熟，学科建设规划科学，实验室建设初具规模，实践教学基地稳定，办学基础条件厚实，科研、教学、教材等建设成果突出，在全国具有广泛影响并被广泛采用。毕业生就业良好，多年来，毕业生就业率稳定达到98%以上，为我国电网建设输送了近2000余名高级工程技术人员，正成为我国电网建设领域技术及管理等重要岗位的骨干力量。

二、培养目标

本专业培养适应21世纪社会主义现代化建设需要，德、智、体、美全面发展，具有输电线路工程专业的基础知识，掌握专业技术理论，具备实际工程应用能力，能从事输电线路工程设计、施工与施工管理、线路运行、维护与管理等实际工作，具有一定科学研究能力的高级工程技术人才。

三、培养要求与特色

（1）培养要求、特色

本专业主要学习输电线路设计、输电线路施工、输电杆塔及杆塔基础设计、线路运行、维护与管理的基础理论和实际应用的基本知识，通过专业学习和实践，毕业生应具有进行输电线路设计、线路施工与施工管理、线路运行、维护与管理的能力和一定科学研究能力。

（2）毕业生应获得以下几方面的主要知识和能力：

①具有较扎实的自然科学基础，较好的人文社会科学基础、管理科学基础和外语和计算机应用能力；

②掌握本专业领域必需的较宽的技术理论基础知识，主要包括高等数学、大学物理、工程力学、工程测量、土力学、钢筋混凝土、电工学、电力系统基础、高电压技术、电磁场、电力金具、电力电缆技术、机械基础、金属结构设计、输电线路CAD技术基础等课程； ③掌握本专业领域必需的技术理论专业知识，主要包括输电线路设计、输电线路杆塔及杆塔基础设计、输电线路施工、输电线路工程概预算、输电线路运行与检修、配电线路设计、运行与管理、直流输电等专业课程知识，了解本专业学科前沿和发展趋势；

输电线路故障的查找 篇6

关键词:故障定点 故障录波器 线路电压 线路跳闸

0 引言

作为线路的运行部门最不愿听到或最头疼的莫过于接到调度部门“某线路跳闸”的通知,但输电线路固有的“点多、面广、线路长和运行条件恶劣”的特点,决定了线路运行部门时常要接到这样的电话。如何组织事故巡视?如何尽快找到故障点?下面就如何更有效地组织输电线路的故障查找工作谈几点个人的看法。

1 准确的数据是故障定点的保障

为了提高故障的准确定位,在110kV及以上变电站大部分都装有电力系统故障动态记录装置,即故障录波器。故障录波器的整定值要求其测距误差不大于5%,(或2km)且无判相错误,并能准确记录故障前后的电压、电流量,这给故障巡视提供了详实的第一手资料。而装置提供资料的准确与否决定于以下4个方面:①装置的接线是否正确;②装置的定值整定是否准确,这决定于线路参数的测量、定值的计算和定值的整定;③线路进行改造后是否再次进行了核相,线路参数测量计算定值并进行整定。④线路跳闸后是否进行事故分析,并对装置的定值进行校核和调整,这一点是今后装置能否准确定位的关键。

110kV及以上线路大部分都装有微机保护。微机保护装置故障数据的准确率和故障量虽然没有要求,也没有故障录波器提供得多,但只要按照线路参数进行准确的定值计算和整定,其测距定位数据也是非常重要的参考。

保护及自动装置测出的只是变电站到故障点的距离,并没有给出故障杆号。因此,需要在线路台账上做些工作,统计计算出每基杆塔距两侧变电站的距离,只有这样才能实现线路故障点的快速准确定位。

输电线路的故障大部分都是单相故障,搞清线路的相位很重要,仅通过巡线前的交代和在耐张杆、换位杆作标志的做法,对巡线人员分清故障相是不实用的。在每基线路杆号牌上制作标志的做法比较好,这样可以减少事故巡线人员2/3~1/2的工作量。

有些线路故障往往是由缺陷发展演变而来的,搞好缺陷的定性和记录也很重要。

2 细致的分析是故障定点的关键

线路发生故障后,尽管到达故障点的时间越短,故障检出的成功率越高。但是,接到调度命令后决不能盲目地立即巡线,而应一边及时召集必要的事故巡视人员做巡线的有关准备,一边利用较短的时间,收集索要事故数据并进行全面细致的故障分析。

首先应在线路台账上对故障进行定位。向调度索要有关线路跳闸时的故障录波器或微机保护的故障测距、相位、有关电压、电流量及保护动作情况。根据故障测距数据,在线路台账上对故障进行定点,按照装置测距误差5%~10%的比例(一般按10%掌握)在台账上确定故障区间,还应结合以往线路跳闸的经验数据进行部分修正。

其次应对可能的故障进行定性。这一点很重要也很难,需要灵活运用事故数据分析、丰富的事故查找经验,掌握准确的现场情况,并应经集体商定。根据保护及自动装置的动作情况及反映的故障前后的电压、电流量的数值进行简单定性,才可以对区域外故障或本线路故障进行区分。

电力线路发生短路是出现最多的一种故障形式。两相接地短路故障的特点是:出现较大的零序接地电流,故障相的电压降低较多,故障相的电流增大较多。中性点直接接地的电网中,以单相接地短路的故障最多,约占全部短路故障的90%左右,其次是两相接地故障。

一般施工误碰故障大都属于金属性接地,重合闸重合成功的几率决定于误碰体的通流能力。通流能力较小的物体往往被烧断,可以重合成功,通流能力较大的物体往往重合不成功。

因导线挂上异物的故障大都属于高阻接地,线路故障时异物往往被烧毁,重合成功的几率较大。

有记录的交跨或树木引发的故障往往出现在线路负荷过重或春夏之交以及夏天的高温天气。

合成绝缘子的闪络属于高阻接地,一般都能重合成功,大部分发生在半夜至凌晨,网上负荷较小、系统电压较高的这段时间,尤其是凌晨的发生率最高。闪络的杆塔多为直线杆塔,主要集中在有雾、毛毛雨和雷雨天气,多因鸟粪、鸟展翅起飞或雷击引起。

雷雨天气易出现雷击,大雪无风天气由于导线上积雪过多易断线,雨加雪冰冷天气轻载线路会因覆冰断线,浓雾天气绝缘子有可能污闪,暴风天气耐张杆距离较小的弓子线易放电,线路负荷过重且存在导线接头接触不良的问题,容易引发接头发热烧断故障。

3 合理的巡视是故障查找的重点

故障的查找归根结底还要通过人来完成,必须召集足够合适的人员,应将故障数据、分析定性结果、现场情况及巡视重点向全体人员进行详细的交代,做到每个人都心中有数。要求巡视人员必须到位到责、不能因为难于到位而漏过任何一个可疑点。

巡线时除了注意线路本身各部件及重点故障相外,还应注意附近环境。如交跨、树木、建筑物和临时的障碍物;杆塔下有无线头木棍、烧伤的鸟兽以及损坏了的绝缘子等物。发现与故障有关的物件和可疑物时,均应收集起来,并将故障点周围情况作好记录,作为事故分析的依据。

如果排除了全部的可疑点后,在重点地段没有发现故障点,应扩大巡视范围或全线巡视,也可以进行内部交叉巡视。如果还是没有发现故障点,可适当组织重点杆段或全线的登杆检查巡视。登杆检查巡视由于距离较近,可以发现杆塔周围不明显的异常或导线上方、绝缘子上表面等地面巡视的死角,对怀疑为雷击的情况应增加避雷线的悬挂金具、放电间隙和杆塔上部组件的检查。

输电线路 篇7

随着电网建设的不断加快, 设备的不断更新, 在城市电网的220k V架空输电线路也不断更换, 而其中同杆双回线路占了大部分。以往的架空地线均采用普通镀锌钢绞线, 在污染环境下锈蚀情况严重, 一般每隔15~20年更换一次, 平均每年需调换锈蚀架空地线100km左右。按传统调换双回线路架空地线工艺方法, 需双回线路同时停电方可进行检修, 很大程度上影响了地区用户的供电和电网的可靠性。近几年, 各地负荷的迅猛增长, 电网的压力越来越大, 对电网可靠性的要求越来越高, 双回线路同时停电检修将严重影响到电网的安全运行。为了适应电网新形势的需要, 在采纳部分传统施工工艺的基础上, 结合新设备、新工器具, 开发实施带电更换同杆双回路架空地线的新工艺, 即220k V同塔双回架空输电线路在一回路导线停电、另一回路导线带电的状态下, 更换靠近停电导线回路侧架空地线。

1 施工方案及优点

1.1张力放线施工方案

1) 在更换地线的耐张段的一端耐张塔处 (简称后尽头塔) 地面上, 布置新地线的放线盘架及张力机, 并将新地线通过张力机线轮及导向轮引至塔顶, 与待换旧地线连接;在耐张段的另一端耐张塔处 (简称前尽头塔) 地面布置牵引旧地线的牵引机及卷线机, 并将一根高强度绝缘牵引绳通过牵引机线轮及导向轮引至塔顶, 与待换旧地线连接。

2) 在每基直线塔的地线支架上悬挂放线滑车, 拆除旧地线上悬垂线夹和防振锤后, 将旧地线放入放线滑车轮上。

3) 对跨越高压电力线或铁路、公路等设施的线档处, 采用下述双重防护措施:一是在待换旧地线上装置若干带有绝缘控制绳的高空越线滑车, 并将每个滑车上的绝缘控制绳抛过停电回路的上相导线后, 连接固定在地面锚点处, 使架空地线在牵引更换时保持对被跨越设施的安全距离;二是在被跨越设施处搭设越线架或绝缘网。

4) 略收紧待换地线张力, 并脱离前后尽头塔上的地线锚定点, 放松地线张力至预定的松弛张力。

5) 同步同速启动前尽头的牵引机和后尽头的张力机, 先卷动绝缘牵引绳带动旧地线和新地线由后尽头向前尽头方向移动。

6) 待旧地线与绝缘牵引绳的连接头被牵引通过牵引机的线轮, 并可使旧地线的端头能与卷线机的卷盘相连接时, 解除旧地线与绝缘牵引绳的连接, 将旧地线端头固定在卷线机卷盘上, 然后启动机动卷线机, 通过前尽头的牵线机牵拉旧地线, 进而牵引新地线线盘上的新地线, 并在张力机的作用下, 保持各线档内的地线处于预定的松弛张力 (弧垂) 状态并按预定的速度移动。同时, 由圈线机将旧地线收卷于卷盘上。

7) 新地线被牵引到达前尽头塔顶后, 分别在前后尽头塔上收紧新地线张力, 恢复与各塔顶的连接, 投入正常运行。施工场地布置, 如图1所示。

1.2张力放线的优点

首先, 在同杆另一回线路带电情况下采用张力放线技术施工更换时, 可使地线始终保持一定张力, 并处于架空状态, 且张力是可以控制的;其次, 施工中更换地线区段依据现场施工条件具有可选择性, 且不受设计耐张段限制。而且, 张力放线技术已积累了较为丰富的施工经验, 能有效避免地线在更换过程中晃动, 从而控制风偏, 保持与有电线路的安全距离。

2 施工中设备状态的校核验算

为了确保检修更换中设备状态是安全的, 对检修线路的架空地线, 在以下几种状态时与停电及带电线路上导线的间隔进行了校验 (在计算中, 导地线弧垂取环境温度为10℃时的数值) , 可参见图2。

1) 待换地线在线档弧垂最低处位置;

2) 有电导线在直线绝缘子串处位置;

3) 有电导线在线档弧垂最低处位置;

4) 假设待换地线受外力影响后接近有电导线4m安全距离时的位置;

5) 待换地线在保持与有电上相导线4m安全距离前提下的线档弧垂最大处位置。通过校验, 证明了在带电更换架空地线过程中, 地线对杆塔间隙及带电导线风偏均满足安全距离, 设备状态是安全的。

1—待换地线在直线塔顶位置;2—待换地线在线档弧垂最低处位置;3—停电导线在直线绝缘子串处位置;4—停电导线在线档弧垂最低处位置;5—有电导线在直线绝缘子串处位置;6—有电导线在线档弧垂最低处位置;7—假设待换地线受近力后接处有电导线仅保持4m安全距离时的位置;8—待换地线在保持与有电上相导线4m安全距离前提下的线档最大弧垂处位置。

3 更换锈蚀地线时牵引张力与安全系数的选择

待更换的架空地线锈蚀较严重, 其破断力、安全系数已有不同程度下降, 因此, 在用张力技术进行带电更换时, 必须限定其边界条件。

1) 地线锈蚀后的外径和极限拉力

根据运行资料及实测数据可知, 待换架空地线镀锌钢绞线GJ-50原直径为9.0 mm, 锈蚀后的最小外径为7.0 mm, 股数/单股直径为7股/2.333 mm, 最小截面为29.92 mm2, 极限拉力为35.203 k N。

在张力放线条件下, 考虑施工安全, 锈蚀后的GJ-50架空地线按最小有效直径大于等于7.0mm作为张力更换架空地线的基本条件。

2) 地线锈蚀后牵引张力与安全系数选择

为确保带电更换施工的安全, 锈蚀地线的牵引张力与安全系数的选择必须满足张力牵引时地线弧垂不小于原设计弧垂 (见表1) , 此时地线安全系数仍应大于等于2.5。

根据计算, 待检修线路架空地线在不同牵引张力下的拉力弧垂及相应安全系数, 如表2所示。

为满足对锈蚀地线所限定的边界条件, 必须根据施工时的气温来选择牵引张力, 如:原弧垂在10℃时为2.23~4.76 m, 20℃时为2.35~5.03m (见表1) 。张力牵引弧垂按照表2, 当牵引张力/安全系数=8.806 k N/4.0时, 弧垂为2.53~5.39 m, 大于表1值, 满足张力牵引时地线弧垂不小于原设计弧垂的要求。

总之, 张力牵引时地线弧垂不小于原设计弧垂, 地线安全系数大于等于2.5, 能够保证放线时的安全可靠。

4 施工中的关键技术措施

1) 新、旧地线的连接方式

新、旧地线的截面不一致, 甚至型号也可能不同, 而在带电更换时要求必须连接牢固、可靠。为此, 我们采用特制对接连接管进行高空液压压接, 且压接质量符合施工技术要求, 从而确保连接管的握着力不小于架空地线保证计算拉断力的90%, 且能足以承受牵引张力, 并能顺利通过各种放线滑车。

2) 旧地线与绝缘牵引绳的连接方式

为保证旧地线与绝缘牵引绳的连接强度, 我们选用抗拉强度高、绝缘性能好的纤维材质, 采用绳芯纵向布局和外包防护绳套及喷涂防潮抗老化粘胶等先进制绳工艺, 并在绳端设置连接套环。

3) 重要交叉跨越处采用双重保护

在更换地线过程中, 为确保对交叉跨越处的安全距离, 我们采用双重防护措施, 一是在待换旧地线上装置若干个带有绝缘控制绳的高空越线滑车, 并将每个滑车上的绝缘控制绳抛过停电回路的上相导线后, 连接固定在地面锚点处, 确保架空地线在牵引更换时对被跨越设施的安全距离;二是在环境条件允许下, 在被跨越设施处搭设跨越架或架设绝缘绳网。

4) 防感应电措施

由于是带电更换同杆双回路架空地线, 架空地线上会产生相当大的感应电压。根据计算, 感应电压可达16.7 k V。因此, 我们使用金属结构的放线滑车, 并在张力场、牵引场地新旧地线接近地面处, 装设接地滑车具, 以有效消除感应电的影响。

5) 各种特殊放线滑车的制作

由于锈蚀架空地线很易磨损常规材质制作的放线滑车轮轴, 又连带磨损新地线的表面保护层, 因此采用优质工具钢专门设计制作滑车的滚轮, 并对表面作特殊工艺处理, 以确保更换地线顺进行。

5 结论

综上所述, 在现今输电网仍快速发展, 而且对供电可靠性要求也越来越高。为适应大电网迅速发展的新形势, 在对输电线路进行检修时, 势必要考虑突破常规检修工艺的限制, 采用不停电的作业方法。而笔者通过充分准备, 利用新工艺、新设备成功实施了带电更换220k V同杆双回路锈蚀严重的架空地线, 确保了输电网的设备安全。同时这也将促进线路检修工艺上新的台阶, 进一步提高线路维护管理水平。

摘要：随着电网建设的不断加快, 设备的不断更新, 在城市电网的220kV架空输电线路也不断更换, 而其中同杆双回线路占了大部分。本文主要阐述了如何保证在双回线路更换过程中的施工安全及应注意的问题。

输电线路导线舞动检测 篇8

1 相关标准

(1) Q/GDW 555-2010输电线路导动舞动监测装置技术规范

(2) GB-50545-2010 110kV～750kV架空输电线路设计规范

2 人工监测

国内在输电导线舞动监测方面, 主要依靠在重冰区架设观察线, 设立专人值守的观测站, 记录气象信息及舞动情况。观测站往往设立在崇山峻岭中, 交通极其不方便, 通过人工巡线时的照片或安装传感器采集到的应力、重量、气象等数据来进行预测。这些方法不仅要耗费大量的人力物力, 效果也一般, 难以准确预测舞动的趋势, 特别是在遭受恶劣的天气状况时, 人根本无法再去观测输电线路的重要参数信息, 这对整个抢修工作带来了极大的不便, 也会给国民经济带来巨大影响。

3 舞动在线监测技术

输电导线舞动是一个包含众多因素的复杂现象, 它的研究涉及到空气动力学、耦合振动学、气象学、力学等多学科。输电导线舞动在线检测技术是应用实时监护原理, 监测输电线舞动时的气候条件, 获取舞动信息, 实时地远程监测输电导线的舞动情况。目前输电线路舞动在线监测系统主要采用基于加速度传感器、光纤传感器、图像处理、高精度GPS监测和导线张力判别等技术方法。

(1) 加速度传感器技术。在导线上安装传感器模块 (如图1) , 利用加速度传感器测量导线的加速度信号, 然后对加速度数据进行2次积分得到导线的振动位移。该方法相对简单、方便, 可测得导线的绝对位移。

假如加速度传感器测量振动所得的加速度为:a (t) (单位:m/s2) , 对加速度积分一次可得速度为:

对速度信号再积分一次可得位移:

其中:

v (t) 为连续时域速度波形;

a (t) 为连续时域加速度波形;

s (t) 为连续位移波形;

ai为i时刻的加速度采样值;

vi为i时刻的速度值, a0=0, v0=0;

Δt为2次采样之间的时间差。

此外由于加速度数据是不连续的, 所以需要进行近似积分。在进行定位计算时, 必须假设初始位置和速度为0, 这样对运动随时间变化的等式进行积分, 就是将每个时间间隔内位置和速度的增量分别与前一个值相加, 即可代表积分的运算。

利用三轴加速度传感器, 它可以同时测量X、Y、Z三个方向的加速度, 坐标方向如图2, 最终即可得出导线舞动的位移量。

此种技术需要考虑无限传输的数据掉包问题、强电磁场下的信号干扰、低温下启动、低温下加速度传感器精确度问题和电源等问题。

(2) 光纤传感器技术。光纤传感器具有良好的绝缘性、抗电磁干扰能力、较高的灵敏度和非线性误差小等特点, 适合应用于高压、强电磁干扰、强腐蚀等环境下工作, 因此将光纤传感器应用于输电线路舞动的在线监测技术研宄有着良好的发展前途。通常将多个光纤传感器均布在输电导线上, 构成准分布式光纤传感器网络, 输电线路的荷载变化经金属板传入光纤光栅, 将采集的应力和温度信息送到上位机控制中心, 由控制中心对这些信息进行综合处理。

(3) 图像处理技术。安装全方位式摄像机采集现场的视频图像信息, 实时或定时由无线网络传回监控中心以获取线路舞动的图像信息, 由监控中心计算机对视频图像进行分析处理, 或者由人工进行判断。

(4) 高精度GPS检测技术。基于GPS定位原理, 通过GPS技术实时获取输电线路的空间位置信息, 得到的导线空间位置信息经无线传输技术传输到地面服务器中。服务器中的在线监测程序提取出定位信息中导线的经度、维度和高度三维空间信息并转换成三维笛卡尔坐标系中的坐标值, 利用人工神经网络技术对定位数据进行误差处理, 即可得导线的舞动轨迹。

(5) 导线张力判别。根据输电线路舞动事故的数据统计, 舞动经常造成架空输电线路断线、金具损坏。这些事故通常是由于线路舞动时, 导致线路的张力超过其所能承受的最大张力值, 因此建立输电线路舞动的张力判据有助于及时发现线路舞动。在导线上安装拉力测试机, 通过张力大小可以预防可能导致的危害事故。

(6) 导线舞动在线检测方法优缺点。输电线路舞动在线检测方法的优缺点如表1所示。

4 图像法实测分析

从现场某导线舞动视频中截取相邻2帧图像。通过图像识别软件进行计算, 用箭头的大小和方向表示出相邻2帧图像中导线舞动的位移和方向, 选择10个特征点进行标注, 并用图像识别软件进行计算得到导线的运动速度和位移 (见表2) 。

5 结论

(1) 有效的监测技术能预防灾害, 减少损失。

(2) 在实际导线舞动监测中, 不仅需要采集加速度一种数据参数, 还要采集更多的数据参数, 例如:温湿度、风速、风向、覆冰等。这就要求在终端节点安装更多传感器, 在传感器较多的情况下, 采集数据、传输数据将更加复杂。

输电线路故障的查找 篇9

作为线路的运行部门最不愿听到或最头疼的莫过于接到调度部门“某线路跳闸”的通知, 但输电线路固有的“点多、面广、线路长和运行条件恶劣”的特点, 决定了线路运行部门时常要接到这样的电话。如何组织事故巡视?如何尽快找到故障点?下面就如何更有效地组织输电线路的故障查找工作谈几点个人的看法。

1 准确的数据是故障定点的保障

为了提高故障的准确定位, 在110k V及以上变电站大部分都装有电力系统故障动态记录装置, 即故障录波器。故障录波器的整定值要求其测距误差不大于5%, (或2km) 且无判相错误, 并能准确记录故障前后的电压、电流量, 这给故障巡视提供了详实的第一手资料。而装置提供资料的准确与否决定于以下4个方面: (1) 装置的接线是否正确; (2) 装置的定值整定是否准确, 这决定于线路参数的测量、定值的计算和定值的整定; (3) 线路进行改造后是否再次进行了核相, 线路参数测量计算定值并进行整定。 (4) 线路跳闸后是否进行事故分析, 并对装置的定值进行校核和调整, 这一点是今后装置能否准确定位的关键。

110k V及以上线路大部分都装有微机保护。微机保护装置故障数据的准确率和故障量虽然没有要求, 也没有故障录波器提供得多, 但只要按照线路参数进行准确的定值计算和整定, 其测距定位数据也是非常重要的参考。

保护及自动装置测出的只是变电站到故障点的距离, 并没有给出故障杆号。因此, 需要在线路台账上做些工作, 统计计算出每基杆塔距两侧变电站的距离, 只有这样才能实现线路故障点的快速准确定位。

输电线路的故障大部分都是单相故障, 搞清线路的相位很重要, 仅通过巡线前的交代和在耐张杆、换位杆作标志的做法, 对巡线人员分清故障相是不实用的。在每基线路杆号牌上制作标志的做法比较好, 这样可以减少事故巡线人员2/3~1/2的工作量。

有些线路故障往往是由缺陷发展演变而来的, 搞好缺陷的定性和记录也很重要。

2 细致的分析是故障定点的关键

线路发生故障后, 尽管到达故障点的时间越短, 故障检出的成功率越高。但是, 接到调度命令后决不能盲目地立即巡线, 而应一边及时召集必要的事故巡视人员做巡线的有关准备, 一边利用较短的时间, 收集索要事故数据并进行全面细致的故障分析。

首先应在线路台账上对故障进行定位。向调度索要有关线路跳闸时的故障录波器或微机保护的故障测距、相位、有关电压、电流量及保护动作情况。根据故障测距数据, 在线路台账上对故障进行定点, 按照装置测距误差5%~10%的比例 (一般按10%掌握) 在台账上确定故障区间, 还应结合以往线路跳闸的经验数据进行部分修正。

其次应对可能的故障进行定性。这一点很重要也很难, 需要灵活运用事故数据分析、丰富的事故查找经验, 掌握准确的现场情况, 并应经集体商定。根据保护及自动装置的动作情况及反映的故障前后的电压、电流量的数值进行简单定性, 才可以对区域外故障或本线路故障进行区分。

电力线路发生短路是出现最多的一种故障形式。两相接地短路故障的特点是:出现较大的零序接地电流, 故障相的电压降低较多, 故障相的电流增大较多。中性点直接接地的电网中, 以单相接地短路的故障最多, 约占全部短路故障的90%左右, 其次是两相接地故障。

一般施工误碰故障大都属于金属性接地, 重合闸重合成功的几率决定于误碰体的通流能力。通流能力较小的物体往往被烧断, 可以重合成功, 通流能力较大的物体往往重合不成功。

因导线挂上异物的故障大都属于高阻接地, 线路故障时异物往往被烧毁, 重合成功的几率较大。

有记录的交跨或树木引发的故障往往出现在线路负荷过重或春夏之交以及夏天的高温天气。

合成绝缘子的闪络属于高阻接地, 一般都能重合成功, 大部分发生在半夜至凌晨, 网上负荷较小、系统电压较高的这段时间, 尤其是凌晨的发生率最高。闪络的杆塔多为直线杆塔, 主要集中在有雾、毛毛雨和雷雨天气, 多因鸟粪、鸟展翅起飞或雷击引起。

雷雨天气易出现雷击, 大雪无风天气由于导线上积雪过多易断线, 雨加雪冰冷天气轻载线路会因覆冰断线, 浓雾天气绝缘子有可能污闪, 暴风天气耐张杆距离较小的弓子线易放电, 线路负荷过重且存在导线接头接触不良的问题, 容易引发接头发热烧断故障。

3 合理的巡视是故障查找的重点

故障的查找归根结底还要通过人来完成, 必须召集足够合适的人员, 应将故障数据、分析定性结果、现场情况及巡视重点向全体人员进行详细的交代, 做到每个人都心中有数。要求巡视人员必须到位到责、不能因为难于到位而漏过任何一个可疑点。

巡线时除了注意线路本身各部件及重点故障相外, 还应注意附近环境。如交跨、树木、建筑物和临时的障碍物;杆塔下有无线头木棍、烧伤的鸟兽以及损坏了的绝缘子等物。发现与故障有关的物件和可疑物时, 均应收集起来, 并将故障点周围情况作好记录, 作为事故分析的依据。

如果排除了全部的可疑点后, 在重点地段没有发现故障点, 应扩大巡视范围或全线巡视, 也可以进行内部交叉巡视。如果还是没有发现故障点, 可适当组织重点杆段或全线的登杆检查巡视。登杆检查巡视由于距离较近, 可以发现杆塔周围不明显的异常或导线上方、绝缘子上表面等地面巡视的死角, 对怀疑为雷击的情况应增加避雷线的悬挂金具、放电间隙和杆塔上部组件的检查。

输电线路运行新发展 篇10

1 增加设备投资方面

1) 加强输电线路结构的完整, 增加线路回路或增设变压器, 把原来的旧变压器换成节能变压器。由于线路输送功率增加, 有一些旧线路的导线截面较小, 以致电压损耗和线路损耗都很大。在不可能升压的情况下, 可以更换截面较大的导线, 或加装复导线来增大线路的输送容量, 同时达到降低线损的目的。

2) 在用户处或靠近用户的变电所中装设无功补偿设备。在负荷的有功功率保持不变的条件下, 提高负荷的功率因素, 减小负荷所需的无功功率Q, 也就减少线路和变压器中的有功功率和电能损耗。无功补偿设备如同步调相机、静止补偿器、电力电容器。

无功需要量大时可用同步调相机, 无功需要量小时可用电力电容器, 冲击性负荷用静止补偿器。无功补偿设备的放置地点要根据实际情况而定。

3) 提高电力网的电压等级。例如把6k V的电力网升为10k V, 把35k V的电力网升压为110k V等。这种方法对降低电能损耗比较明显, 但投资也明显增加。采用该方法时, 应当通过技术经济比较。

4) 在无功功率充足的地方, 加装能升高电力网运行电压水平的设备, 如调压变压器。因为电力网运行时, 线路和变压器等电气设备的绝缘所允许的最高工作电压, 一般允许不超过额定电压的10%。因此, 电力网运行时, 应尽量提高运行电压水平, 以降低功率损耗。但必须注意, 在系统中无功功率供应紧张时, 用调整变压器分接头来提高电力网电压的办法, 将使负荷的无功功率损耗增加。

2 改进运行和维护措施方面

1) 改变原来电网的接线方式, 以最有利的接线方式参加运行。及时改进线路的迂回、倒送、防止卡脖子等。在有条件的地方, 可将开式网改为闭式网, 在辐射形电力网中, 按有功功率损耗最少条件求得的各点把网络分割。

2) 充分利用发电机和调相机的无功功率对发电厂和变电所的变压器选择正确的分接头, 以便尽可能提高运行电压水平, 降低电能损耗。

3) 为了提高供电的可靠性和适应负荷的需要, 通常在新建的变电所内安装两台或以上同容量同型号的变压器并联运行。当一台发生故障或检修时, 另一台或其余的变压器保持供电。在轻载时, 如并联运行的变压器台数不变, 则绕组中电阻损耗很小, 但铁芯损耗所占比例较大。这时在不使部分变压器过负荷的情况下, 可以切除一部分变压器, 减少变压器的总损耗。

4) 在检修期间应尽量减少停电的输电线路条数, 如采用线路的分相检修法, 带电检修法, 快速检修法。这样一来既提高了供电的可靠性, 同时也提高了电力网运行的经济性。

5) 建立起完整的自动化控制系统, 以便计算发电厂中生产的电能量, 售给用户的电能量, 以及发电厂和变电所自用电能量的合理组织。

6) 尽量避免电能在配电网中的损耗, 电力网在实际运行中可能由于带电设备绝缘不良而有漏电损耗。这种损耗可以通过加强电力网的维护工作来降低。维护工作主要是定期清扫线路、变压器、断路器等的绝缘子和绝缘套管, 清除与导线相碰的树枝及搭在线路上的鸟巢。

3 故障及防护措施

1) 在配电线路中, 由于线路水平排列, 而且线间距离较小, 如果同一档距内的导线弧垂不相同, 刮大风时各导线的摆动也不相同, 导致导线相互碰撞造成相间短路, 所以在施工中必须严格把关, 注意导线的张力, 使三相导线的驰度相等, 并且在规定的标准范围内。线路巡视时, 发现上述问题, 应及时安排处理。

2) 大风刮断树枝掉落在线路上, 或向导线上抛掷金属物体, 也会引起导线的相间短路, 甚至断线。此外, 超高的汽车通过线路下方或吊车在线路下面作业时, 也可能会引起线路短路或断线事故。因此在交叉、跨越的线路上应留有一定的间隔距离。

3) 导线由于长期受水分、大气及有害气体的侵蚀, 氧化而损坏, 钢导线和避雷线最容易锈蚀, 在巡视中发现导线严重腐蚀时, 应予以及时更换。

4) 线路上的瓷质绝缘子由于受到空气中有害成分的影响, 使瓷质部分污秽, 遇到潮湿天气, 污秽层吸收水分, 使导电性能增强, 既增加了电能损耗, 又容易造成闪络事故。

5) 线路上误装不合格的瓷绝缘子或因绝缘子老化, 在工频电压作用下发生闪络击穿。对此在巡视时发现有闪络痕迹的瓷绝缘子应予以及时地更换, 而且更换的新瓷绝缘子必须经过耐压试验。

6) 瓷绝缘部分受外力破坏, 发生裂纹或破损, 打掉了大块瓷裙或是从边缘到顶部均有裂纹时, 应予以更换, 否则将会引起绝缘降低而发生闪络事故。

7) 水泥杆遭受外力碰撞发生倒杆事故, 如汽车或拖拉机碰撞等。

8) 导线受力不均, 使得杆塔倾斜, 此时应紧固电杆的拉线或调整线路。

9) 在导线振动的地方, 金具螺丝易因受振动而自行脱落发生事故, 因此在巡视与清扫时应仔细检查金具各部件的接触是否良好。

综上所述可知, 对输电线路的管理和设备的改进还需要做很多方面的工作, 为了让老百姓能够无忧地用上高质量的电源, 我们一定要加强学习和提高工作质量, 让输电线路能够安全高效的运行。

参考文献

[1]刘俊岭, 刘汉青, 刘浩芳.基于准测距结果的输电线单相故障性质识别[J].电网技术, 2009.