500kV系统

500kV系统（共12篇）

500kV系统 篇1

在电力系统中, 各级系统间的电力谐波会在变压器工作过程发生渗透, 通常情况下, 低级系统向高级系统的谐波渗透系数较小, 谐波基本忽略不计, 但谐波在由高级系统向低级系统渗透时, 渗透系数较大 (接近1.0) , 此时存在的谐波就不可忽视。这种谐波传递关系在≤220kV的各系统中都是成立的, 所以在相关标准 (《电能质量公用电网谐波》GB14549-2008) 中, 规定的电力系统各系统电压谐波畸变率允许值设定都是高级系统小于低级系统。但笔者通过计算、分析220kV与500kV系统间的谐波传递系数, 却发现其谐波传递关系与这一规律并不符合, 由此表明, 500kV系统的谐波特性具有特殊性, 在设定电压谐波畸变率时, 需做特殊考虑。

一 从下级向上级的谐波传递系数计算

500kV变电站中高压与中压系统间的典型接线方式, 如图一所示, 其中500kV联络变压器是自耦变压器。设:500kV系统h次谐波源Uah产生的谐波电压为U1h;220kV系统的h次谐波源Ubh产生的谐波电压为U2h;h次Ubh谐波源产生的谐波传递到500kV系统中的谐波电压为Uhlh;h次Uah谐波源产生的谐波传递到220kV系统中的谐波电压为Uhhl。可得出h次220kV、500kV母线上的谐波电压为:Ubh=Uhhl+U2h;Uah=Uhlh+U1h。其他等级电压系统相邻间的谐波电压关系也符合上式关系。

渗透谐波电压 (Uhlh、Uhhl) 的大小不仅与谐波源产生的谐波电压 (U1h、U2h) 大小有关系, 还与两个系统的上级母线与下级母线间的谐波电压 (h次) 传递系数 (Thlh、Thhl) 紧密相关。其中Thlh可定义为:下级对上级系统的谐波电压 (h次) 传递系数, Thlh=Uhlh/Uhhl;Thhl可定义为:上级对下级系统的谐波电压 (h次) 传递系数, Thhl=Uhhl/Uhlh。

(一) ≤220kV电压系统的谐波传递系数情况

根据《电能质量公用电网谐波》, 对≤220kV电压系统, 按照各母线上的谐波电流限值进行计算, 通过谐波潮流程序, 计算出各系统母线间的谐波传递系数Thlh数值, 如表1所示。从表一可知, 所有谐波传递系数 (Thlh) 值均<1.0, 并且Thlh的变化与电压等级呈负相关。同时, 各母线上的谐波电压含有率 (HRUh) 也与电压等级呈负相关, 与相关文献中的HRUh限值基本吻合。这说明在不考虑500kV系统的情况下, 各电压等级间的谐波电压传递是合理的。谐波从低向高进行传递, 传递系数是非常小的。

(二) ≤500kV系统的谐波传递系数情况

1.无谐波源下的传递系数计算。

将500kV系统假定为无谐波源, ≤220kV各等级母线的谐波电流取值同上, 计算出的Thlh如表二所示。从表二可知, 220kV、500kV系统间的Thlh (T1lh～T4lh) 均>1.0, 同时500kV系统的HRUh值也都比220kV系统的HRUh值大。综合分析表一和表二相关数据, 可看出≤220kV各系统间的谐波传递系数变化规律一致, Thlh<1.0;220kV～500kV系统间的谐波电压传递系数变化则有所不同, Thlh>1.0。

2.注入谐波电流下的500kV系统传递系数计算。

采用励磁谐波电流在500kV母线上注入谐波, ≤220kV各系统的谐波电流注入同上。经计算, 得出的HRUh数值表明500kV系统的HRUh均大于220kV系统的HRUh值, ≤220kV各系统的HRUh值随电压的升高而减小;500kV与220kV母线间的传递系数Thlh均>1.0, ≤220kV各系统的传递系数Thlh绝大部分<1.0, 与表二数据相符合。由此表明, 220kV、500kV系统间的谐波电压传递与其他电压等级间的谐波电压传递确实是不相同的。

二 从上级向下级的谐波传递系数计算

在500kV母线上注入谐波电流的情况下, 计算出的各母线 (上级向下级渗透) 间的谐波电压传递系数 (Thhl) 详见表三。分析表中数据, 可知各电压等级系统间的传递系数Thhl的取值范围基本在0.60～0.93, 部分Thhl≥1.0。从表三中, 还可以发现, 220kV、500kV系统间, 谐波次数越低的谐波电压渗透性越强。由于这二者间多采用自耦变压器 (Y0/Y0接线) , 针对3次谐波, 变压器连接的两个系统完全相通, 所以中、低压系统的谐波极易渗透到超高压系统中。实际测量显示, HRU3值偏高, 是造成500kV谐波水平较高的主要原因。另外, 500kV系统是最高等级电压系统, 它在谐波传输、谐波阻抗性能方面都较为特殊性, 这也是导致其谐波水平偏高的重要原因。

三 总结

综上所述, 220kV、500kV系统间的谐波电压渗透性较强, 谐波从低级向高级系统传递, 其传递系数偏大 (Thlh接近1.0) , 这与≤220kV各系统的传递系数变化规律不相同。在设定500kV母线谐波电压的HRUh限值时, 需要特殊考虑, 这是因为, 电压等级越高HRUh值越小这一规律, 仅适用于≤220kV的各系统, 并不适用于500kV系统。对于500kV系统的谐波标准制定, 需要考虑传递系数 (Thlh) 的变化特点, 同时还要考虑到500kV系统的谐波传输特性、谐波阻抗特性以及谐波源等方面的特殊性。只有充分考虑到500kV系统各方面的特殊性, 才能设定出最为合理的谐波限值。

参考文献

[1]杨晓妮.特高压直流输电谐波特性的研究[D].华北电力大学 (北京) , 2008.

[2]岳昊.特高压交流输电系统谐波特性的研究[D].华北电力大学 (北京) , 2010.

[3]林武汉.500kV/220kV高低压环网电磁解环的相关研究[J].华电技术, 2008, 10:4-6+40.

500kV系统 篇2

目 录

第一章 总则 …………………………………………………………………………………1 第二章 引用标准 ……………………………………………………………………………1 第三章 岗位职责 ……………………………………………………………………………2 第四章 安全管理 ……………………………………………………………………………5 第五章 输电线路工程设计及验收管理 ……………………………………………………9 第六章 输电线路的运行管理 ………………………………………………………………10 第七章 特殊区段输电线路的管理 …………………………………………………………13 第八章 输电线路保护区管理 ………………………………………………………………13 第九章 运行维护重点工作 …………………………………………………………………15 第十章 输电线路缺陷管理 …………………………………………………………………23 第十一章 事故预想及处理 …………………………………………………………………24 第十二章 输电线路技术管理 ………………………………………………………………26 第十三章 输电线路评级与管理.……………………………………………………………29 第十四章 带电作业管理 ……………………………………………………………………29 第十五章 人员培训 …………………………………………………………………………31 附录A（规范性附录）：架空输电线路缺陷管理办法………………………………………35 附录B（规范性附录）：架空输电线路评级管理办法………………………………………38 附录C（规范性附录）：架空输电线路专业工作总结提纲……………………………42 附录D（规范性附录）：架空输电线路故障调查及统计办法………………………………47 附录E（资料性附录）：架空输电线路运行技术资料档案（技术专档、线路台帐）……54 编制说明 ………………………………………………………………………………………6

4第一章 总 则

第一条 为了规范架空输电线路（以下简称“输电线路”或“线路”）的运行管理，使其达到标准化、制度化，保证设备安全、可靠、经济运行，特制定本规范。

第二条 本规范依据国家（行业）有关法律法规、标准（包括规程、规范等，下同），以及国家电网公司发布的生产技术文件（包括导则、管理制度等，下同），并结合近年来全国电力系统输电线路运行经验、设备评估分析而制定。

第三条 本规范对架空输电线路生产过程中的工程设计、验收、运行、缺陷管理、事故预想及处理、技术管理、设备评级、带电作业、人员培训等项工作以及运行维护重点工作，分别提出了具体要求或指导性意见。

第四条 本规范适用于国家电网公司系统内的110（66）kV500kV交流架空输电线路。±500kV直流线路、35kV交流线路可参照执行。

第五条 各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司可根据本规范，制定适合本地区电网实际情况的实施细则。第二章 引用标准 下列文件中的条款，通过本规范的引用即成为本规范的条款。凡是标注日期的引用文件，其后来所有的修改内容或修订版均不适用于本规范，但对根据本规范达成协议的各方，推荐使用这些文件的新内容或最新版本。凡是未标注日期的引用文件，其新内容或最新版本适用于本规范。

中华人民共和国电力法（中华人民共和国主席令第六十号）电力设施保护条例（中华人民共和国国务院令第239号）

电力设施保护条例实施细则（中华人民共和国国家经济贸易委员会、中华人民共和国公安部令第8号）

GB 50061－1997 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB/T 2900.51－1998 架空线路 术语

GBJ 233-1990 110～500kV架空电力线路施工及验收规范 GB/T 14286－2002 带电作业工具设备术语

DL 409－1991 电业安全工作规程（电力线路部分）

DL 5009.2-1994 电力建设安全工作规程（架空电力线路部分）DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 5092-1999 110～500kV架空送电线路设计技术规程 DL/T 741－2001 架空送电线路运行规程 DL/T 626-2004 劣化盘形悬式绝缘子检测规程

110～500kV紧急事故抢修杆塔技术条件（暂行）（电供[1991]4号）防盗金具通用技术标准（暂行）（电供[1991]4号）国家电网公司 《电力生产设备评估管理办法》 国家电网公司 《电业生产事故调查规程》 国家电网公司 《110(66)kV～500kV架空输电线路技术标准》 国家电网公司 《110(66)kV～500kV架空输电线路技术监督规定》 国家电网公司 《预防措施110(66)kV～500kV架空输电线路事故》 国家电网公司 《110(66)kV～500kV架空输电线路检修导则》 第三章 岗位职责 第一节 专责人的设置

第六条 各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司，供电公司、超高压输（变）电公司（局）及其所属送电（线路）工区应设置输电线路专责工程师（以下简称“专责人”）。第七条 各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司的电力科学（试验）研究院（所）（以下简称“电科院”）有条件也应设置输电线路专业技术管理部门及专责人。第二节 各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司线路专责人职责

第八条 组织贯彻执行国家、行业、国家电网公司颁发的有关输电线路的法律法规、标准、技术文件等。

第九条 及时了解设备危急、严重缺陷和线路跳闸、事故情况，督促、协助基层单位解决线路运行中出现的重大技术问题。

第十条 参加电网规划、工程设计审查，组织或参与本公司技术改造和大修计划的制定、审查与实施，必要时参加重大项目的验收和启动投运工作。

第十一条 参加输电线路特、重大事故的调查，做好历史故障统计分析，制定“预防输电线路事故的技术措施”（以下简称“预防事故措施”）。

第十二条 参加线路专业科研项目、新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作，促进专业技术逐步实现现代化。

第十三条 组织、指导和协调下属单位带电作业工作，促进带电作业技术的不断发展。第十四条 组织编制本单位有关输电线路的技术文件，并做好输电线路专业工作总结或提出专题技术报告。

第十五条 协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。

第十六条 负责组织本区域、省（自治区、直辖市）输电线路专业职工技能竞赛。第三节 网（省）电科院输电线路技术管理部门线路专责人职责

第十七条 组织开展输电线路的技术监督工作，负责本系统线路技术监督网工作。负责输电线路设备（绝缘子、导地线、金具及防雷设备）机电或电气试验、检验（技术鉴定）等工作。第十八条 配合上级生产技术管理部门组织技术经验交流活动，根据需要参与制定、修订标准、技术政策等工作。

第十九条 参与输电线路特、重大事故调查、分析，协助上级生产管理部门制定“预防事故措施”。

第二十条 参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查、鉴定和推广工作。

第二十一条 负责搜集国内外线路运行及带电作业情报，为上级生产管理部门和基层单位提供有关技术信息。

第二十二条 组织开展带电作业基础理论研究，并负责本区域（自治区、直辖市）带电作业人员培训、考核、签证，以及带电作业工器具验收试验、抽样试验和预防性试验工作。第二十三条 协助上级生产管理部门做好输电线路专业工作总结及专题报告。第四节 各市（地）供电公司、超高压输（变）电公司（局）线路专责人职责

各供电公司、超高压输（变）电公司（局）均应设有线路专责人，从事线路运行和检修管理工作，其岗位职责包括第二十四、二十五条全部内容；也可根据工作需要分别设立线路运行专责人和检修专责人，其岗位责任各自分开。

带电作业工作管理，原则上纳入线路检修专责人的职责。第二十四条 线路运行专责人职责

（一）认真贯彻执行国家、行业和上级颁发的有关输电线路法律法规、标准及技术文件等。

（二）正确指导线路运行工作，及时掌握线路危急、严重缺陷，组织处理输电线路运行中出现的重大问题。

（三）必要时对线路进行监察性巡视，掌握输电线路运行情况和设备状况。做好设备评级管理，指导群众护线工作。

（四）参加各类线路事故调查，负责填报《输电线路故障（一类障碍、事故）技术调查分析表》（详见：附录D《架空输电线路事故调查及统计办法》中的附表D），并组织审核、制定“预防事故措施”。

（五）组织编写现场运行技术规程、管理制度等，建立线路运行技术资料档案，并负责上报线路变更情况。

（六）定期组织线路运行分析和经验交流活动，做好本单位输电线路专业工作总结。

（七）参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作。

（八）参与本单位技术改造和大修计划的制定并上报，参加工程设计审查、竣工验收及生产准备工作。

（九）协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。第二十五条 线路检修专责人职责

（一）参加特、重大事故调查、分析，参与制定“预防事故措施”。

（二）负责审查和申报检修（含带电作业）计划，并负责季度、月份检修计划的编制与实施。

（三）负责大修、技改工程项目的设计及施工组织措施的审查和外包工程审查、签约工作。

（四）组织开展带电作业工作。编写或审查带电作业现场操作规程，负责带电作业统计及带电作业总结工作。

（五）参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作。

（六）组织带电作业新项目、新工具开发的立项、研究与审查。

（七）负责新投运输电线路验收及试运行期间存在问题的处理。

（八）协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。第五节 送电（线路）工区专责人（技术负责人）职责

第二十六条 负责输电线路运行的日常管理工作。根据上级单位确定的维护范围和工作目标，检查、汇总线路巡视、检测的结果，按设备的巡检周期和“预防事故措施”，制订年、季、月安全生产运行工作计划。负责电力设施保护的宣传及组织开展群众护线工作。

第二十七条 根据上级批准的设备检修计划，组织完成各项设备检修及大修、技改工程等工作。

第二十八条 做好线路缺陷管理、设备评级、安全性评价工作，及时安排消除设备缺陷和运行环节中的问题，使设备保持良好的运行状况。

第二十九条 负责本单位工作环境、安全设施、设备工器具的安全状况检查，建立正常的安全生产秩序。

第三十条 根据安全生产目标，分析本单位线路运行情况，对发生的事故或未遂事故、线路隐患进行调查、分析和评估，制定安全措施和“预防事故措施”，做好危险点控制和事故预想，组织反事故演习活动，负责建立快速抢修机制、制定事故抢险预案。定期组织安全生产例会，研究安全生产工作，解决存在问题。

第三十一条 负责本单位带电作业日常管理工作，负责编写带电作业现场操作规程及带电作业人员的日常培训、考核工作。

第三十二条 负责质量管理工作，督促、检查线路巡视与检修工作质量，组织开展群众性劳动竞赛活动。

第三十三条 开展技术创新、科技攻关与QC活动，做好新技术、新设备、新材料、新工艺和先进管理经验的推广应用工作。

第三十四条 参与输电线路新、改（扩）建工程项目的设计审查和验收工作，做好工程投运前的生产准备工作。

第三十五条 定期组织职工技术培训，加强对新工人的岗位培训，提高职工的技术业务素质。第三十六条 按时完成工作总结和有关技术资料、报告的统计、分析工作。第四章 安全管理 第一节 安全生产目标

第三十七条 架空输电线路的主要安全生产指标 500kV线路跳闸率 ≤ 0.3次/百公里•年； 330kV线路跳闸率≤0.35次/百公里•年； 220kV线路跳闸率 ≤ 0.55次/百公里•年； 110(66)kV线路跳闸率 ≤ 0.7次/百公里•年。

第三十八条 其他生产指标不作统一规定，各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司及所属供电公司、超高压输（变）电公司（局）可根据实际情况自行拟订。以下指标，仅作为参考：

35kV线路跳闸率 ≤ 0.8次/百公里•年； 安全工器具周期试验率100％； 现场使用的安全工器具完好率100％；

“安全措施”、“预防事故措施”计划完成率分别 ≥ 95％； 工作票合格率100％； 线路一般缺陷年消除率 ≥ 90％； 危急、严重缺陷消除率100％；

线路的各类标志牌、警告牌等的健全率100％（新投产1个月内不作统计）。第二节 安全措施的制定与管理

第三十九条 安全措施是以改善作业环境，预防人身伤亡事故、职业病等为原则，以安全性评价的结果为依据的组织与技术措施。

第四十条 运行单位应制定符合本单位实际情况的安全措施计划，并报上级安监部门，经批准后实施。

第四十一条 运行单位安监部门应督促本单位安全措施计划的落实与实施，并在每年春、秋季安全大检查中，对安全措施计划的执行情况进行检查，检查结果应报上级安监部门。第四十二条 运行单位应于每年年底前，把安全措施完成情况形成总结材料报上级安监部门，上级安监部门根据运行单位安全措施计划完成的实绩进行考核。

第四十三条 运行单位应根据实际情况，有针对性地制订设备装置性违章缺陷的防范措施。第三节 安全活动

第四十四条 线路运行单位的运行班（运行工区）、检修班（检修工区），每月应进行2～4次安全日活动。活动内容应联系实际并有针对性，同时做好“安全活动记录”。

主管生产领导（或线路运行、检修管理人员），应对班组（工区）的历次安全活动的记录进行审查，提出指导性意见并签名；此外，每月至少应参加1次班组安全日活动，检查活动情况，帮助班组解决安全工作中存在的问题。

第四十五条 线路运行单位每月至少应进行一次安全生产分析会，对安全生产形势进行综合分析，及时总结事故教训和安全生产中的薄弱环节，有针对性制定（采取）预防事故的措施。遇有特殊情况，应及时召开安全生产分析会。对发生的责任事故应深入进行分析，尽快查明原因，找出责任人并做出相应处理。第四节 安全性评价

第四十六条 运行单位及其上级生产管理部门应积极开展输电网安全性评价工作，认真对照《输电网安全性评价（国家电网公司）》查找设备危险点和工作中的薄弱环节，对发现的问题，制定改进方案，落实人员、资金并进行整改，避免或降低输电网设备和线路作业中出现的不安全因素或风险。

第四十七条 为更好地贯彻执行《输电网安全性评价（国家电网公司）》的规定，使安全基础工作有的放矢，运行单位应对每条线路建立危险点台帐及预控措施，指导线路运行检修工作，不断夯实安全基础。对线路危险点调查每半年进行一次，并应对台帐进行滚动修订。第五节 线路巡视、检修（施工）及试验的安全管理 第四十八条 线路巡视

（一）运行单位应根据线路路径的实际情况，制订确保巡线人员安全的巡视工作守则，如：偏僻山区必须两人巡线；暑天、大风（雨雪）等特殊天气或必要时由两人巡线；山区应沿巡线道巡线，并应提防猎具伤害；夜间必须沿线路外侧巡线；大风天气应沿线路上风侧巡线；单人巡线时不允许攀登杆塔，特殊情况（为检查导线对跨越物距离、杆塔损坏或塔材螺栓丢失等）攀登杆塔不应超越杆塔下层导线挂线点高度，并应符合《电业安全工作规程（电力线路部分）》中关于“在带电线路杆塔上工作与带电导线最小安全距离”的要求。

（二）事故巡线应始终认为线路带电，即使明知该线路已停电，亦应考虑线路随时有来电的可能。

（三）巡线人员发现导线落地或悬吊空中，在断线点8m以内应设法防止行人接近，并迅速报告生产主管领导（部门）等候处理。

（四）巡线人员应配齐巡视、检查线路所必需的工器具以及安全用具和劳动防护用品等。第四十九条 检修（施工）及试验

（一）设备检修、试验及新（改、扩）建工程施工现场的安全管理应符合《电业安全工作规程（电力线路部分）》、《电力建设安全工作规程（架空电力线路部分）》中的有关规定。

（二）施工现场使用的工器具应符合技术检验标准的要求，使用前必须进行外观检查，凡不合格的严禁使用，并不得以小代大（或低压代高压）。

（三）进入施工现场的作业人员必须配备并正确使用个人防护用品，必须正确佩戴安全帽，严禁酒后工作。

（四）设备检修、试验及新（改、扩）建工程施工现场，应正确使用安全标志（包括：禁止、警告、指令、提示标志牌）及安全警示线、临时防护或提示遮拦等。第六节 工作票制度的贯彻与执行

第五十条 在运用中输电线路上工作的一切人员，均应严格执行《电业安全工作规程（电力线路部分）》的规定。运行单位应认真落实保证安全的组织措施（包括：工作票制度、工作许可制度、工作监护制度、工作间断制度、工作终结和恢复送电制度等），正确使用线路第一、二种工作票。工作票签发人、工作负责人（监护人）、工作许可人等直接参与工作票制定有关人员，在执行工作票过程中应认真履行各自的职责。

第五十一条 使用线路第一种工作票进行立、撤杆塔，放、撤导地线等施工项目的停电作业，工作票签发人或工作负责人及有关人员应事先勘察现场，结合现场情况编制施工作业安全技术措施，并经本单位主管生产领导（总工程师）批准后执行。现场勘察记录和经上级审批的安全技术措施应附于工作票之后。

第五十二条 使用第一种工作票，有两个及以上多个工作组的多点作业，工作负责人应指定各小组工作负责人（监护人），并填写各小组“工作任务单”（任务单中应包括小组的工作范围、任务、安全注意事项等）。小组工作负责人应始终工作在现场，并在小组工作结束后及时向工作负责人办理工作终结手续，交回工作任务单。第五十三条 预防线路作业遭受电击

（一）在同塔并架多回线路其中1回停电线路上的工作，以及在邻近（平行）带电线路停电线路上的作业，停电线路两端必须加挂接地线。同时作业人员必须使用截面不小于16mm2的编织软铜线作保安接地线进行接地，挂、拆保安接地线时必须设专人监护，操作人员应使用绝缘棒（绳）或戴绝缘手套并穿绝缘鞋。

（二）在带电线路绝缘架空地线上工作，亦应在作业地点加挂临时保安接地线，其保安接地线的使用方法同上。

（三）在不间断载波通讯的绝缘架空地线上工作，应按带电作业考虑并制定相应的安全技术措施，工作中使用第二种线路工作票。第七节 安全标志的建立及规范化管理

第五十四条 杆塔上各类标志牌的规格、样式、型号、颜色等应符合《电力生产企业安全设施规范手册（修订版）》的规定。

第五十五条 线路工程施工现场标志牌的使用，应符合《送变电工程施工标准化安全设施规定》的要求。

第五十六条 新建线路投产时，线路标志（线路名称及塔号牌、相位牌）以及安全警告标志牌等应齐全完整。多回路并架线路必须以鲜明的异色标志加以区别，确保作业人员上塔工作时正确区分带电与不带电的线路。

第五十七条 线路跨越鱼塘或线路在采矿点附近、易被取土、易受外力破坏处、邻近风筝放飞现场以及在人口密集地区等处所，均应安放有相应的禁止或警告类标志牌或宣传告示。第八节 安全工器具管理 第五十八条 运行单位应定期对安全工器具的购置、保养、使用、试验等情况进行检查，确保安全工器具数量充足、质量满足要求，按时进行周期性试验并建立安全工器具台帐。安全工器具台账应对每种工器具注明其名称、规格型号、数量、编号、制造厂、购置日期、试验检查周期、试验时间、试验结果等。

第五十九条 安全工器具应按《电力生产企业安全设施规范手册（修订版）》要求实行定置管理。高空作业车和升降机应有专用库房停放；带电作业工器具必须存放在通风良好，有除湿、干燥设备和符合防火要求的绝缘工具库房内；辅助绝缘工器具应放置在干燥工具袋内或绝缘工具库房内。

第六十条 安全工器具应按《电业安全工作规程（电力线路部分）》、《电力安全工器具预防性试验规程（试行）》的要求，定期进行电气绝缘性能和机械性能试验。

第六十一条 个人专用安全工器具及登高、安全防护用具应放入个人工具柜内自行保管；没有个人保管条件的班组，应将上述物品统一编号按顺序摆放在固定的工具架上，并保持清洁、整齐，使用后应及时归放原处。

第六十二条 安全工器具使用前必须进行外观检查，发现有超试验周期、破损、霉变、受潮、变形等情况不得使用。绝缘手套、绝缘靴等绝缘安全用具不应有损伤、破漏现象。绝缘棒、验电器、绝缘夹钳等常用绝缘工器具，使用前必须核对安全工具的额定电压是否符合使用条件的要求。

第六十三条 为确保安全防护用具正确使用并发挥功能，提出以下注意事项：

（一）安全帽的使用。安全帽在使用前应检查帽壳、帽内衬带是否完好；使用时应系紧，严禁下颏带松弛或不系带进行作业；接近带电体工作应使用有电报警功能的安全帽。

（二）安全带的使用。线路作业安全带有电杆上作业适用的围杆安全带和杆塔上检修、安装适用的悬挂式安全带两种。安全带在使用前应严格进行外观检查，发现带绳破损、变质及金属件断裂者严禁使用；使用围杆安全带时，应正确打结绳扣；使用悬挂式安全带时，可以采用高挂低用或水平拴挂的方式，严禁采用低挂高用方式。

第九节 危险品管理

第六十四条 爆炸物品的使用应符合《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》、《爆破安全规程（GB 14722-814）》等法规、标准的规定并符合当地公安部门的要求。第六十五条 化学危险品的管理应符合《危险化学品管理条例》的规定。第五章 输电线路工程设计及验收管理 第一节 勘测与设计阶段

第六十六条 为确保新（改、扩）建线路工程的建设质量，运行单位应适时介入线路工程的终勘定线、杆塔定位和断面测量等工作，并应参加工程设计的审查、设备选型、招投标等项工作。对此，基建等部门应给予支持。

第六十七条 新（改、扩）建线路工程在设计审查阶段，运行单位应依据有关设计规程、国家电网公司及网省公司有关文件或技术政策，结合线路所处的自然地理条件、经济发展情况和已有的运行经验，提出合理的建议和要求。主要包括：如何做好线路外绝缘配置以及防止倒杆塔、断线、外力破坏及降低雷击、覆冰舞动等故障率方面应采取的措施等。

第二节 施工及验收阶段

第六十八条 为保证新建大中型输电线路工程的建设质量，各级线路专责人应积极参与电力建设质量监督机构组织的质量监检，有关质量监督站应给予支持。

第六十九条 新建输电线路工程应执行电力建设“五制”（资本金制、项目法人责任制、招标投标制、工程监理制、合同制）的规定。材料和设备采购、施工单位选择均应按招投标制、合同制执行。工程质量应选择具有相应资质的工程监理单位进行全过程质量监督；运行单位可选派熟悉输电线路设计、施工及验收规范，并掌握线路工程质量检测方法的人员作为运行单位代表，参与有关建设管理部门或监理单位组织的阶段性质量检查及验收。

第七十条 对于没有实行工程监理制的工程，运行单位应选派与上述第六十九条条件相同的人员作为质检员（甲方代表）进驻施工现场，做好工程质量的检查和验收，特别是对隐蔽工程。

第七十一条 各级线路生产管理部门及有关运行单位，应按照《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》和《110kV及以上送变电基建工程启动及竣工验收规程》的规定，对新建工程做好中间验收、竣工验收和启动投运工作。对不符合设计、施工及验收规范或不满足线路安全运行要求的工程项目，应限期整改。整改后仍不合格者，有关运行单位可暂不接收，直至整改合格。

第七十二条 运行单位应参加线路工程竣工验收会议，根据竣工验收实际情况和存在问题，提出须要整改的意见或建议，竣工验收会议应将其记入会议纪要中。第六章 输电线路的运行管理

输电线路运行管理工作，包括线路巡视和检测两项内容，其目的是为开展后续的检修工作提供依据。运行单位应坚持“安全第一，预防为主”的方针，遵照《架空送电线路运行规程》、《电业安全工作规程》和本规范的规定，全面做好线路运行管理工作。第七十三条 运行管理工作目标

为确保输电线路安全、可靠运行，各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司可根据本网的具体情况自行制定线路的完好率和年可用率指标。参考指标如下： 220kV及以上架空输电线路的完好率应达到100％ 35kV～110kV架空输电线路的完好率应≥ 95％；

66kV及以上输电线路的年可用率≥ 99.6％(管辖区输电线路，平均每条累计停电小时数不应超过35h，但不包括外力破坏等线路以外原因造成的非责任事故的停电时间)。注：1.每条线路的年可用率的计算方法，见附表C1中的“说明：4”。2.66kV及以上输电线路的年可用率AF的计算方法如下：

第七十四条 运行管理范围的确定

运行单位对所维护线路的限界（不论整条或一段）必须明了，任何线路不得出现空白点（段）。由多个运行单位共同维护的线路，其分界点原则上按行政区划划分。视不同情况参照以下方法办理：

（一）同属一个省（自治区、直辖市）电力公司的线路，有关运行单位应与相连的发电厂、变电所、同一线路其他运行单位或相继电缆线路的运行单位明确划分线路分界点，并签订有关线路分界协议书。

（二）同属一个区域电网公司的线路，不论是省（自治区、直辖市）间的线路，还是区域电网公司（直属）与某省（自治区、直辖市）间的线路，其线路分界点均由该区域电网公司以文件的形式加以确定，同时报国家电网公司备案。

（三）对跨区域电网公司的线路，或国家电网公司（直属）与某区域电网公司共同维护的线路，其线路分界点由国家电网公司以文件的形式加以确定。第七十五条 线路巡视

（一）运行单位必须建立线路巡视岗位责任制，每条线路都应有明确的巡视责任人（巡线员）负责线路的巡视，巡视责任人必须通过送电线路工人技能培训并经考试合格。

（二）线路巡视的内容，按《架空送电线路运行规程（DL/T 741－2001）》中的有关要求执行。

（三）线路巡视原则上每月一次，并可根据实际需要调整或进行故障巡视、特殊巡视、夜间、交叉和诊断性巡视、监察性巡视等。延长巡视周期，须报请上级生产主管部门批准并备案。

（四）在各种巡视中，每个巡视责任人必须明确巡视范围、内容和要求，不得出现遗漏段（点）。巡视不能走过场，有问题必须查清查实，必要时可请求停电，采取登塔或走线的方式进行补查。

（五）故障巡视主要是查找发生故障的原因，有时须结合调查进行，对发现的可能情况应进行详细记录，引发故障的物证（物件）应取回（包括现场拍摄的录像或照片），以便进一步分析原因。

（六）线路巡视应不断探求采用新技术、新方法，例如使用GPS智能巡检仪等，有条件应开展飞机巡线的研究和试点，并通过不断总结经验稳步加以推广。

（七）对于大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树（竹）林区、人口密集区等特殊区段线路或有重要交叉跨越的线路，运行单位应根据沿线地形地貌和气候条件变化等情况及时加强巡视和检测，并做好预防事故的措施。

（八）线路巡视中，应按“第四十八条 线路巡视”的要求，做好安全保护工作。第七十六条 线路检测

（一）线路检测是为了发现日常巡视检查中不易发现的隐患，以便及时加以消除，目的是为检修工作提供依据。

（二）检测项目及周期，除本规范已提出的要求（如大跨越段导线的测振、接地电阻测试等已做出新规定）外，其余按《架空送电线路运行规程（DL/T 741－2001）》中的有关规定执行。

（三）检测计划应根据季节性要求超前制订，同时应考虑不同地区或不同线路的特点。

（四）线路检测使用的仪器、设备应定期进行检查、校验，确保其准确、完好。

（五）线路检测人员应掌握各种检测仪器、设备的性能及使用方法，测试数据应准确，记录应清晰、完整。测试记录等资料应作为技术档案妥善保管。

（六）对测试数据应全面进行统计、分析，以便从中找出隐患发生的规律和特点，为进一步制定防范措施提供依据。第七十七条 状态巡视

状态巡视，特指按线路的实际状况及运行经验，动态确定巡视周期并按之进行的线路巡视。已开展状态巡视的单位，可参照下述原则进行状态巡视，并必须保证实施的效果：

（一）运行单位应根据本单位线路运行的实际情况，制定适合本单位的状态巡视管理制度，明确分工及各部门职责，做好状态巡视管理工作。

（二）状态巡视可结合检测、大修、技改以及故障巡视、特殊巡视、夜间、交叉和诊断性巡视、监察性巡视等工作进行。

（三）状态巡视，不论巡视周期长短，运行单位均应采取措施，确保巡视的到位率和巡视质量，使状态巡视工作有效进行。

（四）状态巡视的周期主要应根据线路危险点、特殊区域（区段）等实际情况确定。

（五）危险点及特殊区域（区段）的确定

1.线路运行单位应根据每条线路的运行情况、通道状况和存在的缺陷等，按《架空输电线路评级管理办法》、《输电网安全性评价﹙试行）》的规定，确定各线路危险点和制订预控措施计划，并且每半年滚动修正一次，下一年重新进行安全性评价和定级。

2.运行单位应根据线路沿线地形、地貌、环境、气象条件等特点，结合运行经验，逐步摸清并划定特殊区域（区段），如：大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树（竹）林区、人口密集区等，并将其纳入危险点及预控措施管理体系。第七十八条 状态检测

状态监测是指利用测量仪器（工具）按预先确定的测试周期，对线路设备运行状况、通道情况等进行采样测量，并据此判定线路的运行状态。现阶段可以开展状态检测的项目，仅限于如下三项：

（一）线路绝缘子等值附盐密度检测，根据检测获取的经验值（“3~5年预期等值附盐密度”或“最大预期等值附盐密度”）及不同地区情况、运行经验，指导绝缘子清扫工作。

（二）瓷质（玻璃）绝缘子劣化率检测，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程（DL/T 626－2004）》的规定并根据使用条件（耐张、直线）、年限及年平均零值率（自爆率）〔注〕，指导线路零（低）值绝缘子的检出工作（或制定检测周期）。〔注〕：年平均零值率（自爆率）按每条线路统计。

（三）用红外线测温仪检测线路金具的运行温度，以金具1m外导线运行温度为标准值，当金具运行温度超过标准值时，根据超标情况指导后续检修工作（如跟踪测量或更换设备）。此类金具主要包括：导线接续金具、耐张金具、引流连接金具等。第七章 特殊区段输电线路的管理

第七十九条 特殊区段包括大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树（竹）林区、人口密集区等区域（区段）的线路。

第八十条 运行单位应根据线路沿线地形、地貌、环境、气象条件及气候变化等情况划分出特殊区段，并应根据不同区域（区段）的特点、运行经验，制定出相应的管理办法和防止事故的措施。

第八十一条 运行单位应按照《架空送电线路运行规程》的要求，结合不同区段运行维护的需要配备必要的仪器、设备、工器具等，及时做好巡视和检测工作，并对搜集的数据和测试结果进行统计、分析，适时采取有效措施，确保线路安全、可靠运行。第八章 输电线路保护区管理

第八十二条 架空电力线路保护区：导线边线向外侧水平延伸并垂直于地面所形成的两平行面内的区域，在一般地区各级电压导线的边线延伸距离如下： 35kV～110kV： 10m 154kV～330kV： 15m 500kV： 20m 在厂矿、城镇等人口密集地区，架空电力线路保护区的区域可略小于上述规定。但各级电压导线边线延伸的距离，不应小于导线在最大计算弧垂及最大计算风偏后的水平距离和风偏后距建筑物的安全距离之和。

第八十三条 生产管理部门和运行单位应遵照《电力法》、《电力设施保护条例》及其《电力设施保护条例实施细则》、《架空送电线路运行规程》以及地方政府出台的有关保护电力设施文件的规定，做好线路保护区内输电线路的保护工作，防止线路遭受外力破坏、等。第八十四条 影响保护区内输电线路安全运行的情况，主要来自于人为和环境变化产生的外部隐患〔参见：“第一百三十五条

（三）外部隐患”〕。运行单位应按发现隐患的实际情况和类别建立外部隐患档案并设专人管理，随着外部隐患情况的变化及时对记录进行增补或注销。外部隐患档案的内容包括：隐患发现的时间、隐患的情况（状态）、造成线路隐患的单位（个人）、发生线路隐患的地点（区、县、乡）、跨越（钻越）线路的名称及杆塔号、联系情况、处理情况及结果等。

（一）对在保护区内出现的危急、严重外部隐患，运行单位除应向引发外部隐患的责任人递交“影响线路安全运行整改通知书”外，必要时应上报当地政府安全监察部门和政府电力职能部门或通过法律程序解决问题。短时间内难以处理的，运行单位应加强巡视和看护。输电线路遭受破坏或线路组（配）件被盗，应及时报告当地公安部门并配合其进行侦破，坚决打击危害电力设施的各种不法行为。

（二）对保护区内发生的一般性外部隐患，巡视人员应结合巡视向造成隐患的单位或个人进行《电力法》和《电力设施保护条例》的宣传，发放相关的宣传材料并令其整改，同时做好记录。

第八十五条 保护区内有固定场地的施工单位，运行单位应主动向其宣讲《电力法》和《电力设施保护条例》的有关规定，必要时与之签订保证线路安全运行责任书，同时加强线路巡视和看护。

第八十六条 对保护区内使用吊车等大型施工机械，可能危及线路安全运行的作业，运行单位应及时予以制止或令其采取确保线路安全运行的措施，同时加强线路巡视和看护。对已造成后果的，应依法追究其法律和经济责任。

第八十七条 在易发生外部隐患的线路杆塔上或线路附近，应悬挂禁止、警告类标志牌或树立宣传告示。

第八十八条 处于洪水冲刷区、不良地质区的线路，应根据线路所处的环境及季节性灾害发生的规律和特点，因地制宜地采取相应的防范措施，避免发生倒塔、断线事故。

（一）防汛工作应遵循“安全第一，常备不懈，预防为主，全力抢险”的方针〔注〕。线路防洪应有针对性，根据历年水情变化规律和对线路的影响，将有危险的杆（塔）或线段列为“防洪点”，并记入防洪点维护检查记录，每年汛期到来之前重点进行巡查，发现问题及时处理。处理方法可根据实际情况采取迁移塔位、基础改型（如普通基础改为灌注桩基础或錨桩基础等）、基础加固或进行围护处理、增设护坝、修筑护岸等。为减少洪水对杆塔造成的附加外力，处于泄洪区的杆塔不宜使用拉线塔。对“防洪点”的一切处理情况或采取的措施，应跟踪进行记录，必要时并加以附图。

（二）对处于采矿塌陷区（采空区）的线路，应向矿主单位了解矿藏分布及采掘计划、规划，及时进行杆塔基础处理（或增加拉线），或与其商讨改迁路径的方案并签订有关协议。

（三）对处于山坡上可能受到水土流失、山体滑坡、泥石流冲击危害的杆塔与基础，应提前设防，如：采取加固基础、修筑挡墙、排水沟等措施。

注：防汛工作方针摘自《国家电网公司防汛管理办法（试行）》。第九章 运行维护重点工作 第一节 防治雷害

第八十九条 各电压等级线路的雷击跳闸率（归算到40个雷暴日），应达到如下指标： 110（66）kV：0.525次/百公里•年； 330kV：0.2次/百公里•年； 220kV：0.315次/百公里•年； 500kV：0.14次/百公里•年。

通过不断研究和治理，采用防雷新技术、新方法，逐步降低雷击跳闸率（特别是南方多雷地区），使我国输电线路的雷击跳闸率达到一个合理的水平。35kV线路暂不考核雷击跳闸率。

第九十条 适当提高输电线路的耐雷水平，对多雷区、易击段及重要线路，应因地制宜地制定防雷措施计划，并认真加以实施。

第九十一条 利用雷电定位系统或其他测雷装置，观测并记录本地区每年发生的雷暴日、雷暴小时数，并结合雷害记录绘制雷击区分布图。对雷电定位系统的使用，提出如下要求：

（一）新线路投产后，应及时测量每基杆塔的坐标并录入雷电定位系统。线路跳闸后，应复核遭受雷击杆塔的坐标。

（二）明确各有关单位（部门）职责，雷雨季节应保证系统中心站、各探测站、显示终端及通信通道的正常运行。

（三）各有关电网运行管理部门、电科院（所）应做好雷电数据的统计分析工作，为线路防雷提供依据。

第九十二条 为提高雷电参数及定位测试的准确度（包括地面落雷密度、雷击点、击杆率及雷电流幅值、极性等参数），在完善本地雷电定位系统的同时逐步实现省间合作，扩大覆盖面积，并通过不断总结经验，增强雷电定位系统使用的可靠性与实效性。

第九十三条 对特殊加装在线路上的防雷、测雷附属设施（如：线路避雷器、磁钢棒、光导纤维、招弧角、可控避雷针、耦合地线等），均应建立设备档案及运行记录并密切加以监视，及时记录雷击动作情况。同时，还应建立必要的检修、试验、轮换制度，确保装置运行的可靠性。

对运行中的线路避雷器，在雷雨季节到来之前应全面进行一次巡检；雷雨季过后，应对线路避雷器的运行情况进行调查、分析和总结，并填写线路避雷器运行情况统计表，运行3～5年后应进行抽样检测。

第九十四条 对输电线路本体上的防雷设施（绝缘子、避雷线、放电间隙、屏蔽线、接地引下线、接地体等），应按周期进行巡视和检查；遇有雷击故障，应详细检查各种设施的损坏情况并进行记录（包括摄像、照相），对损坏的部件，及时加以修复或更换。

第九十五条 杆塔接地电阻应同时满足设计规程和运行规程的要求，既要符合实测土壤电阻率的要求；又要及时掌握其变化情况。雷击多发区接地电阻的测试周期为3年；一般地区为4年较合适。当发现接地电阻有变化时应及时查明原因，进行整改，保证接地装置合格与完好。测量接地电阻应采用正确的测量方法，并应考虑季节性的影响（将现场测得的接地电阻值用测试月的季节换算系数进行修正，得出被测杆塔实际接地电阻值）。对不同的接地电阻测量方法，提出如下要求：

（一）采用普通电压电流比率计型接地电阻表（俗称“接地摇表”）测量接地电阻时，通过铁塔的接地装置应将接地引下线与铁塔分开后进行测量；通过非预应力钢筋混凝土电杆的接地装置，应从杆顶将接地引下线与避雷线脱离后进行测量。

（二）采用钳形接地电阻测量仪（俗称“钩表”）测量接地电阻时，不得将接地引下线与铁塔分开进行测量，但应通过摸索和使用该型接地测量仪的经验，消除可能产生的误差。对架设有绝缘地线的线路，不得使用钳形接地电阻测量仪测量杆塔的接地电阻。

（三）接地电阻季节换算系数，在没有取得经验数据的情况下，可参考表1：接地电阻季节换算系数表。

表

1接地电阻季节换算系数表 测试月 2、3月 4、9月 5、6月 7、8月 10、11月 1、12月 系数 1.0 1.6 1.95 2.4 1.55 1.2 注：本表系参考原东北电管局《架空配电线路安装检修规程》并结合国外经验提出，仅作为推荐使用。

第二节 防治线路污闪

第九十六条 防治输电线路污闪工作目标

（一）杜绝500kV及330kV线路污闪停电事故和发生大面积电网污闪停电事故。

（二）最大限度地降低输电线路污闪跳闸率，区域、省电网（电力）有限公司的线路污闪跳闸率指标为：

500（330）kV线路 ≤0.05次/百公里•年； 110～220kV线路 ≤0.1次/百公里•年。注：35kV、66kV线路暂不考核污闪跳闸率。

第九十七条 各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司及所属供电公司、超高压输（变）电公司（局）应根据各自情况建立相应的防污组织，负责研究、解决防污工作中出现的问题。

第九十八条 做好污区调查和绝缘子等值附盐密度测试工作，绘制合理的可指导线路外绝缘配置设计（包括调爬）的污区分布图，并逐步过渡到用“3~5年等值附盐密度”绘制污区分布图。污区分布图应根据线路绝缘子等值附盐密度、周围环境、污源变化和运行经验，定期或不定期地进行修正。盐密度测试应尽量消除操作中产生的误差并对测量误差进行合理修正。在做好上述工作的同时，应抓紧建立基于GIS技术（地理信息系统）的电子污区图系统，缩短污区图刷新周期，逐步实现两年更新一次或进行动态调整。

第九十九条 在进行线路绝缘配置或调整时，以最新污区分布图为准，0、Ⅰ级污秽地区应提高一级配置绝缘；Ⅱ～Ⅳ级污秽地区应按其上限配置绝缘。对局部污秽严重的地区（如化工厂、水泥厂、煤窑附近）的线路，绝缘配置应适当加大预留的裕度。

第一百条 绝缘子清扫应根据等值附盐密度的变化、季节特点、环境影响、运行经验、线路绝缘配置等情况，抓住重点合理安排；也可通过开展状态检测（参见第七十八条），根据检测的结果指导绝缘子清扫工作，并应确保清扫的质量。

第一百零一条 瓷绝缘子检测周期、方法、要求及整串绝缘子的更换，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》的规定办理。对投运2年内年均劣化率大于0.04％，2年后监测周期内年均劣化率大于0.02％，或年劣化率大于0.1％，或机电（械）性能明显下降的绝缘子，应分析原因并采取相应的措施。

第一百零二条 在三级及以上污秽区的线路，宜采用硅橡胶复合绝缘子。对运行中的硅橡胶复合绝缘子应定期进行抽检试验。

第一百零三条 在重度污染地区，应对线路的附盐密度、灰密度的变化进行监视，适时进行清扫或绝缘调整，确保线路安全运行。有条件，还应与当地环保部门配合，开展对线路周围环境空气质量的观测，并对测得的物理、化学量进行分析，科学地指导防治污闪的工作。第三节 防治导地线覆冰舞动

第一百零四条 导地线覆冰舞动的发生，常与气候和气象条件有关。在气温为－5～1℃、风力为8～12m/s（4～6级）、导地线覆冰厚度3～20mm的情况下，易发生导地线舞动。导地线舞动会给线路造成严重的损害，可使金具断裂，导地线落地，塔材、螺栓变形、折断，出现大面积停电。因此运行单位应高度重视，建立健全有效的管理制度，降低舞动发生的几率。

第一百零五条 导地线舞动较严重的地区，各级生产管理部门和运行单位应组织科研和技术人员成立防治导地线覆冰舞动工作小组，研究本地区导地线舞动形成的规律、特点，拟定相应的工作制度，制订防治导地线舞动的措施、计划。通过不断治理和积累经验，逐步抑制导地线覆冰舞动的发生，减轻或避免导地线舞动造成的危害。

第一百零六条 加强对导地线舞动的观测和记录，绘制出易舞线路和易舞区分布图。开展对导地线舞动在线监测技术的研究，为预防和治理导地线舞动积累资料。导地线舞动在线监测是利用观测装置，实时监测、记录导地线舞动的相关数据，如：覆冰厚度、性状、导地线舞动时的风速、风向、温度以及舞动的幅值、频率、波形等。

第一百零七条 处于重冰区（覆冰厚度在20mm及以上）或易于结冰的线路，应制订或适时采取融冰及防冰措施，避免发生线路故障。根据情况设置冰凌观测站，以便导地线发生覆冰时及时进行观测及记录；加强对冰凌资料的积累、分析，结合运行经验制定预防冰害事故措施。

第一百零八条 根据线路设计和运行情况，对各种交叉跨越距离按可能发生的覆冰情况进行校验，重要交叉跨越档宜采用孤立档。为减轻或防止导线脱冰跳跃和舞动对导线造成的损伤，悬挂导线时宜采用预绞丝护线条保护，不使用重锤和非固定型线夹。

第一百零九条 北方地区初春季节冰雪开始融化，应提前清除绝缘子串上的冰雪，防止冰闪事故的发生。也可采取一些防治措施：改变瓷（玻璃）绝缘子串的配置（如在绝缘子串中插入大盘径绝缘子），或在条件允许的情况下增加绝缘子串长度（如采用结构高度较高的绝缘子或适当增加片数）。

第一百一十条 对已采用的防舞措施（装置），应定期进行巡视和检查，发现异常及时处理，确保其运行状况良好。

第一百一十一条 导地线舞动过后，应及时对导地线、金具、绝缘子、杆塔构件等进行全面检查，发现缺陷应按不同缺陷类别及时进行处理。

第一百一十二条 新建线路设计应尽量避开重冰区、导地线易舞区，并在易舞段线路上采取防止（减轻）导地线舞动的措施。对处于重冰区的线路，应适当减小档距或耐张段长度，以及耐张绝缘子串采用双串（多串）和加大金具安全系数等办法，避免或减少导地线覆冰所造成的各类事故。

第四节 防治鸟害故障

第一百一十三条 输电线路鸟害事故率，通过不断的研究、治理应逐年降低。

第一百一十四条 每年定期拆除杆塔上的鸟巢，特别是位于绝缘子上方的鸟巢；在鸟害事故多发的线路上采取长效防鸟、驱鸟、惊鸟等措施（包括用鸟类敏感的声、光、色、磁原理制成的装备或设施等），如在瓷（玻璃）绝缘子串上将第一片或间隔几片改用大盘径绝缘子或在复合绝缘子顶部加装大盘径绝缘子，以及采用大小伞复合绝缘子并适当加大大伞裙直径，以减少鸟粪造成的闪络故障。

第一百一十五条 为避免鸟害事故，应及时清除鸟类活动丢落在导线或绝缘子上的柴草等异物。第一百一十六条 对鸟群集结地段，应通过观察和调查研究，掌握鸟类活动的规律和特点。研究和扑捉线路发生鸟害的真实过程，以便有针对性地采取防治鸟害的措施。

第一百一十七条 不断总结防治鸟害的经验，积极推广、采用防治鸟害新技术、新材料、新办法（如将铁塔头部涂刷防鸟漆等），不断提高防治鸟害的技术。第五节 大跨越段线路的管理

第一百一十八条 大跨越段线路是超常规设计建设的线路，应单独建立设备台帐和运行资料，并单独制定现场运行规程、检修规程，其巡视与检修周期均应较普通线路缩短。

第一百一十九条 大跨越段线路的运行与维护工作，应指定班组或专人负责。对导地线覆冰舞动、雷击闪络、防洪设施等情况应密切进行监测并做好记录，有条件可装设自动或固定监测设备。

第一百二十条 为确保大跨越段线路的安全可靠运行，其缺陷管理仅按两类缺陷（危急缺陷和严重缺陷）对待，即大跨越段线路不考虑一般缺陷，缺陷一经发现就应立即（或在最短时间内）加以处理。

第一百二十一条 大跨越段线路应定期进行导、地线振动测试。新线路投产时测1次，以后每隔2年测1次；超过4年后测试周期可延长至4～5年。振动测试主要是检验动弯应变是否合格或发生变化，如果有问题应进一步对防振的设计和防振装置的运行情况进行分析，找出原因后尽快制定解决方案并进行处理，避免导地线受到损害。以上各项工作除塔上处理作业外，应由具有专业技术和资质的科研单位或在其指导下进行。

第一百二十二条 大跨越段线路导地线舞动的观测，宜建立长期性自动观测系统，以便在舞动发生时及时进行观测，并记录下完整的导地线舞动数据。

第一百二十三条 对气象、水文、雷电活动等情况应进行长期观测，做好记录和分析。每年雷雨季节到来之前，应对接地装置进行检测，发现问题及时处理。大跨越杆塔的接地电阻必须合格。

第一百二十四条 每年应定期对登塔升降设备、飞行障碍标志（障碍灯）、架空地线上穿挂的彩色警示球、照明和通讯设施等进行维护保养，使其经常处于良好状态。第六节 附加光纤线路的管理

光纤线路已成为电力系统传递信息（通信、远动、线路保护等信号）的重要通道，而且已越来越多地加挂在输电线路上。由于光纤线路的特殊性和重要性，在管理上应形成制度，明确分工及责任。

对加挂于输电线路上的其他企业（单位）的光纤线路，其管理方式由当事者双方共同研究确定管理办法，并应在确保输电线路安全运行的前提下签订必要的协议。

以下管理办法，仅适用于电力系统同一个区域电网或省（自治区、直辖市）电力有限公司内光纤线路的管理。

第一百二十五条 架空地线复合光缆（OPGW）的管理

架空地线复合光缆（英文缩写“OPGW”）属输电线路和通信线路两个运行单位（部门）共管设备，如双方同属一个供电公司，经双方共同研究同意，可参照以下原则办理（否则，应由双方协商另外签订有关协议，或由上级主管单位做出规定明确管理办法）。

（一）加挂有OPGW的输电线路，其OPGW线路由输电线路运行单位负责外线维护，但光纤的接续及测试工作由通信部门负责。

（二）输电线路运行单位负责日常OPGW线路的巡视、检查、防止外力破坏等工作，并负责OPGW线路及其附属线路金具（耐张、直线金具、防振装置、引下夹具等，但不包括光纤引下线及进户线部分）的检修、更换工作，并配合通信部门处理OPGW光缆故障。OPGW线路遭受雷击后，应注意巡视检查外层铝合金线，如果发生损伤或断股，应及时进行补强修复，并考虑采取适当的防范措施。

（三）输电线路更改路径或杆塔改造须改动OPGW时，输电线路运行单位应通知有关通信部门，一并做好光缆线路的变更方案。

（四）跨地区OPGW线路的分界点应以输电线路分界面为准，并应签订分界协议，OPGW线路运行维护不应出现空白点。

（五）OPGW线路的运行管理应具备如下图纸资料： 1.OPGW线路的档距表、平面图和断面图。

2.OPGW线路用各种金具的型号、数量及备品备件统计资料。3.OPGW线路设计弧垂、实际弧垂及线路落雷等异常情况记录表。4.OPGW线路缺陷处理记录。

（六）每年进行输电线路年终总结时，应将OPGW线路的最新统计及运行情况报上级生产管理部门。

（七）OPGW线路运行及维护管理的费用，有关供电公司或通信部门应适当给予考虑。第一百二十六条 全介质自承式光缆（ADSS）的管理

全介质自承式光缆（英文缩写“ADSS”）虽然也悬挂在输电杆塔上，但与OPGW线路不同，其运行管理归属通信部门。如果通信部门无能力进行外线运行管理，而且双方均属同一个供电公司，也可委托输电线路运行单位代为管理，或由上级生产管理部门以文件形式加以确定，双方根据文件规定或共同签订的委托代管协议，明确双方责任、经济利益等。

以下管理办法可供参考：

上述第一百二十五条关于OPGW线路管理的各项规定，原则上适合于ADSS，但须增加如下内容：

（一）输电线路运行单位应掌握ADSS的技术特性及使用条件（竣工验收时应将有关资料移交给输电线路运行单位），并据此检测光缆的弧垂变化、光缆及杆塔的受力情况、光缆受电场影响情况等。

（二）在巡视ADSS时，应注意观察挂具和金具有无脱离或异常、光缆有否附挂异物、弧垂是否有明显变化等，发现异常应及时处理。当ADSS光缆受外力作用，若仅有外护套破损，可采用专用的耐电蚀胶带（应由通信部门提供）包扎处理，处理后应注意巡视和检查。

（三）对运行中的ADSS应注意光缆有无电蚀、老化、表面龟裂等现象，各部螺栓有否松动，发现后应及时处理。阴雨天或空气湿度≥80％时，禁止带电安装和检修ADSS。

（四）ADSS在杆塔上的安装高度，应满足其在最大弧垂情况下对下方各种交叉跨越物安全距离要求，具体按有关送电（电力）线路设计技术规程的规定执行（弧垂计算按ADSS考虑，安全距离按相应电压等级送电线路导线对交叉跨越物距离考虑）。

其他商业运营ADSS光缆线路原则上不得加挂在输电线路上。特殊情况，必须经上级主管部门批准，其管理办法应单独制订。第七节 输电线路的防暑与防冻

夏季由于气温升高，导线驰度加大，使导线对各种交叉跨越物的跨越距离变小。处于高寒地区的线路，由于冬季气温很低，容易发生基础冻胀、冻裂情况，降低了基础的承载能力。为避免上述情况引发的线路故障，必须做好线路的防暑与防冻工作，并应做好相应的记录。第一百二十七条 夏季线路巡视应对线路的交叉跨越距离进行重点检查，特别是大负荷线路，确保迎峰度夏的安全。对各种交叉跨越应以导线最高允许温度验算交叉跨越距离，凡是不合格的均应进行处理。导线的最高允许温度如下：

钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线： ＋70℃（大跨越段线路可采用 ＋90℃）； 铝包钢芯铝绞线或铝包钢绞线： ＋80℃（大跨越段线路可采用 ＋100℃）； 镀锌钢绞线（用作耦合地线）：＋125℃ 第一百二十八条 防止电杆及铁塔基础冻胀：

（一）防止混凝土杆及其他空心结构电杆内部积水冻裂电杆，可采取的办法有：杆顶封堵，法兰连接改用钢圈焊接、电杆下部采用实心的杆段或预置放水孔等。

（二）防止铁塔地基土冻胀对基础造成的危害，可采取的办法有：减少基础周围回填土的含水量或采用换土（如换为碎石及中、粗砂等）、改变基础形式（采用桩基础、混凝土立柱采用锥形立柱等）、高寒地区铁塔不宜采用金属基础（对使用中的金属基础应设法采取防止地基土冻胀造成的构件变形）等。第八节 防治输电线路风偏故障

线路风偏故障指线路的导线（包括耐张塔跳线）在风力的作用下，对杆塔或邻近线路的各种物体（如树木、房屋或其他电力线路等）发生放电造成或线路接地的现象。线路发生风偏故障，如果风力在一定时段内变化不大，将会造成线路长时间接地，严重影响了线路的安全运行，必须采取适当的措施进行防治。

第一百二十九条 110～500kV输电线路设计采取的最大设计风速一般不应低于30m/s。校验杆塔电气间隙选取的风压不均匀系数α，当档距超过200m时α＝0.61（设计风速v≥20 m/s）；对耐张塔跳线或档距不超过200m时α＝1。此外，杆塔电气间隙还应考虑风雨共同作用（湿闪）的情况，并应留有适当的裕度。

第一百三十条 加强对线路所经区域的气象及导线风偏的观测，记录、搜集有关气象资料（特别是瞬时风及飑线风的数据）以及导线发生风偏故障的规律和特点。通过对取得资料的汇总、分析并结合运行经验，制订相应的防范措施。现时可采取的防范措施有：

1.在容易发生风偏故障的地段，导线宜采用V型绝缘子串悬挂；

2.对耐张塔跳线没有安装跳线串的，应考虑加装跳线串（跳线串不宜采用复合绝缘子，并根据具体情况考虑是否加装重锤）； 3.对直线塔悬垂绝缘子串，可考虑在导线下方加装重锤。

4.加强线路走廊障碍物的检查清理，校验导线对树木、边坡等在风偏情况下的净空距离，不满足要求的应进行处理。

第一百三十一条 对发生风偏故障的线路，应做好线路故障的分析并填写《输电线路故障（一类障碍、事故）技术调查分析表》，同时应单独建立技术档案、记录等。线路风偏故障过后，应仔细检查导线、金具、铁塔等受损情况，及时消除缺陷。第一百三十二条 开展导线风偏的试验与研究

（一）开展强风作用下有雨和无雨时的空气间隙工频放电对比试验，找出规律，为线路设计提供依据；

（二）研究观测气象和导线风偏的在线监测系统，为线路设计考虑绝缘子串及导线风偏时，风速及风压不均匀系数的选取提供依据；

（三）对杆塔设计在各种不利情况下的气象条件组合，特别是在导线发生风偏时的气象条件的选取，进行更深一步的探讨和研究，为今后完善设计理论提供帮助。

第九节 防止外力破坏

输电线路遭受外力破坏往往是难以预测或突然发生的，其危害性很大。由于不可抗力造成的破坏，可参照第七、八章以及本章前几节的要求做好防范措施。防止人为造成的外力破坏，不论是故意破坏（如盗窃塔材、螺栓）、还是非故意破坏（如吊车等施工机械撞击杆塔或碰触导线），线路运行单位均应采取相应的防范措施，这是防止外力破坏的主要工作内容。第一百三十三条 防止人为故意破坏。对易于发生人为故意破坏的线路或区段，应加强线路巡视，必要时可缩短巡视周期或增加特巡，并应采取如下措施：

（一）在铁塔主材各接头部位的螺栓、距地面以上一定高度（至少6m）以内及拉线下部的螺栓，应采用防盗螺栓或其他防盗措施，如：增加防卸螺母或将螺杆与螺母焊接等。各种防盗金具均应满足《防盗金具通用技术标准（试行）》的规定。

（二）加强电力设施保护的宣传（包括采用标语、广播和发放宣传材料等方式），使《电力法》、《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》等法规广为人知。

（三）发现线路被破坏时，电力企业的保卫部门应主动参加调查，并及时与当地有关执法部门取得联系，及时报告情况，并配合其进行侦破（查处）工作。

（四）建立健全群众护线制度，明确群众护线员职责并落实报酬，充分发挥其作用。

（五）配合地方政府堵塞销赃渠道，使《电力设施保护条例》第十九条关于“未经有关部门依照国家有关规定批准，任何单位和个人不得收购电力设施器材”的规定得到有效落实。第一百三十四条 防止人为非故意破坏，可采取如下措施：

（一）在必要地方及线路附近或杆塔上加挂警告牌或宣传告示。

（二）《电力设施保护条例》第十七条规定：“任何单位或个人必须经县级以上地方电力管理部门批准，并采取安全措施后，方可进行下列作业或活动：㈠ 在电力线路保护区内进行农田水利基本建设工程及打桩、钻探、开挖等作业；㈡ 起重机械的任何部位进入架空电力线路保护区进行施工；…”。运行单位对于不具备批准手续而进入线路保护区工作的单位或个人，应依法加以制止。

（三）运行单位应及时掌握邻近或进入保护区内出现的各种施工作业（建筑施工、种植树木等）情况，适时开展保护电力线路的宣传。必要时可与之签订确保电力线路安全运行协议，明确其活动范围及内容，视情况派人进行监督。

（四）对已经造成后果的，应及时报告有关执法部门，并通过其对肇事者进行处理。第十章 线路缺陷管理 第一百三十五条 线路缺陷分为线路本体、附属设施缺陷和外部隐患三大类，各自含义如下：

（一）“本体缺陷”指组成线路本体的全部构件、附件及零部件，包括基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、接地装置、拉线等发生的缺陷。

（二）“附属设施缺陷”指附加在线路本体上的线路标识、安全标志牌及各种技术监测及具有特殊用途的设备（例如：雷电测试、绝缘子在线监测设备、外加防雷、防鸟装置等）发生的缺陷。

（三）“外部隐患”指外部环境变化对线路的安全运行已构成某种潜在性威胁的情况，如：在保护区内违章建房、种植树（竹）、堆物、取土以及各种施工作业等。第一百三十六条 线路的各类缺陷按其严重程度，分为三个级别：

（一）“危急缺陷”指缺陷情况已危及到线路安全运行，随时可能导致线路发生事故，既危险又紧急的一类缺陷。此类缺陷必须尽快消除，或临时采取确保线路安全的技术措施进行处理，随后消除。

（二）“严重缺陷”指缺陷情况对线路安全运行已构成严重威胁，短期内线路尚可维持安全运行，情况虽危险，但紧急程度较上类缺陷次之的一类缺陷。此类缺陷应在短时间内消除，消除前须加强监视。

（三）“一般缺陷”指缺陷情况对线路的安全运行威胁较小，在一定期间内不影响线路安全运行的一类缺陷。此类缺陷应列入年、季检修计划中加以消除。

第一百三十七条 运行单位应建立完整的线路缺陷管理程序，使之形成责任分明的闭环管理体系，并利用计算机管理使线路缺陷的处理、统计、分析、上报实现规范化、自动化、网络化。

有关线路缺陷管理的具体要求和做法，可按照附录A《架空输电线路缺陷管理办法》执行。第十一章 事故预想及处理 做好事故预想并制定相应的抢修方案，可以最大限度地减少线路突发事故造成的损失，最快地恢复线路正常运行。事故预想与事故抢修机制应同时建立，发生事故时两者须同时启动并运作。

第一百三十八条 建立事故抢修机制

（一）线路运行单位应建立健全线路突发事故的抢修机制，以保证突发事故出现时快速组织抢修与处理。抢修机制包括：抢修指挥系统及人员组成、通信手段及联络方式、作业机具、车辆、抢修材料的准备等。

（二）抢修工器具、照明设施及通信工具应设专人保管、维护，并定期进行检查，使之处于完好可用状态。

（三）线路运行单位应结合实际制定典型事故抢修预案,抢修预案的确立应经本单位生产主管部门审核批准。典型事故抢修预案一经批准，应尽快组织落实，使每个抢修人员都能熟悉抢修过程及所担负的任务和职责。第一百三十九条 典型事故抢修预案

典型事故抢修，指由于自然灾害（如地震、泥石流、大风、洪水等）或外力破坏造成的线路故障，并已形成“永久性”接地，且不能按检修周期安排处理而被迫进行的检修工作。输电线路典型事故抢修主要有三种：线路倒杆塔抢修、导地线断线抢修、绝缘子或金具脱落（掉线）抢修。

典型事故抢修预案，主要指事故抢修的技术措施，关于保证抢修作业的安全措施应结合有关安全规程的规定编入其中。

（一）线路倒杆塔抢修预案

对于供电公司下属的送电工区，由于其运行管理的线路范围包括35kV～500kV各电压等级线路，且220kV及以下者据多，其倒塔抢修预案在编制时应考虑储备抢修杆塔的方案。对于超高压输（变）电公司（局）而言，主要管理的是330kV及500kV输电线路，其倒塔抢修预案在编制时如何考虑储备抢修塔，可由所在区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司集中储备和管理，也可由各运行单位根据实际情况分别储备，但原则上必须保证紧急抢修的需要。

由运行单位自备抢修杆塔的抢修预案编制要点如下：

1.各运行单位在正常情况下应储备有事故抢修杆塔，其数量可根据本单位实际情况自定（抢修塔最少1～2基、抢修杆可更多一些）。抢修杆塔的强度性能应符合《110kV～500kV线路紧急事故抢修杆塔技术条件》的要求，并应具备“结构简单，安装方便，重量较轻，通用性强”等特点。

2.事故抢修杆塔应设专人保管，塔材（包括塔脚、塔身、横担等）、螺栓应配备齐全，摆放整齐，并采取防雨、防潮、防盗等措施。在室外储备混凝土电杆，应防止碰撞。3.事故抢修杆塔入库前必须进行试组装，组装无误后拆下，将全部构（配）件进行清点、编号，有规则地放入库房并进行登记造册。

4.按事故抢修杆塔的不同型式，制定严密、有效的施工组织方案。方案中应规定：在事故抢修状态下，塔材出库（搬运）、装车、卸车的顺序；现场组立时，每个施工人员的任务、工作部位、施工方法、要求和注意事项等。上述施工组织方案，在正常时期，应通过实际训练（演习）让所有施工人员都能熟练掌握抢修作业的施工方法，使预案真正具有实效性。5.事故抢修过后，应尽快用常规塔替换抢修塔，抢修塔被换下后应重新清点入库，以备再用。

6.其他抢修材料（如金具、绝缘子等）平时均应做好储备，需要时应保障供给。

（二）导地线断线抢修预案编制要点

1.抢修器材的准备。各运行单位在正常情况下，应根据所维护线路的实际情况配备相应的事故抢修用导地线及其接续金具，其备用数量应满足紧急断线事故处理的需要。备品的技术性能应符合有关规范或标准的要求，并经抽检试验合格。特殊情况下使用非定型金具，应有足够的运行经验并试验合格。

2.单根导地线断线处理，应按下面两种情况分别制定：一种是不需增加导线只进行接续；另一种是须要部分换线并接续。

3.连接导地线的接续金具主要有爆压管和钳压管（连接方式又分为搭接或对接两种），此外还有预绞式（螺旋线接续条）、插入式导线连接器等。在编制断线抢修预案时，其施工方法及使用的工器具、材料必须与所选用的金具相对应。

4.当采用爆炸压接工艺施工时，应严格按《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》及《架空电力线外爆压接施工工艺规程（SDJ276－1990）》的规定执行。

5.导地线接续施工，不论采用何种方法必须指定专人进行。从事该项施工作业的人员必须经过专门的培训，经考试合格并获取相应专业施工资格证书。

6.导地线接续的施工质量应符合《110～500kV架空电力线路施工及验收规范（GBJ 233－1990）》的有关要求。

（三）绝缘子或金具脱落（掉线）抢修预案编制要点

1.抢修物资包括各类绝缘子、直线及耐张金具及配套金具或附件（如闭口销、挂板、延长环）等，均应有足够的储备，库存保管的条件及要求同抢修塔，其技术和使用条件应符合相关标准的要求。

2.直线及跳线绝缘子金具组合和耐张绝缘子金具组合拆装的施工方法有很大差异，其抢修预案应根据不同情况分别编制。

3.绝缘子或金具脱落均可能造成掉线的后果，如果导地线也同时受到损伤，在处理绝缘子和金具脱落故障的同时还应对导地线进行处理。对此，在编制抢修预案时应充分予以考虑。4.塔上及地面作业人员在进行掉线事故抢修时，均应有明确的分工和责任，工作过程中应密切配合。

5.掉线抢修处理的质量要求，应按《110～500kV架空电力线路施工及验收规范（GBJ 233－1990）》执行。第十二章 输电线路技术管理 第一节 技术档案（信息资料）管理

第一百四十条 技术档案（信息资料）管理的基本要求

运行单位必须建立、积累与生产运行有关的技术档案（信息资料），并应符合如下要求：

1.保持完整、准确，并与现场实际相符合。2.保持连续性且具有历史追溯性。

3.保持有专人负责原始资料汇总、同类资料统计、资料贮存与检索。

4.及时搜集大修、更改、新建投产线路的全部资料并及时充实到原始资料中去。

第一百四十一条 运行单位应具有《架空送电线路运行规程》“9 技术管理”中提出的各类标准、规程和规定，并对应认真填写、整理和保管如下资料：

1.各种图表、生产技术资料、设备台帐（即“架空输电线路运行技术资料档案”，参见附录E）、各类记录、事故备品清册；

2.对外联系记录及协议文件、工作日记； 3.线路运行分析总结资料等。第二节 运行分析、统计和总结

第一百四十二条 运行单位的生产主管部门每年至少应组织2次运行分析会，运行工区（运行班、线路班、巡保线站）每月组织1次线路运行分析会，对线路运行状况进行分析，找出存在的主要问题，提出改进措施。第一百四十三条 运行分析应包括以下主要内容。1.运行维护（包括巡视、检测和检修）工作情况分析。2.线路缺陷情况分析。3.事故及障碍情况分析。4.特殊区段线路运行状况分析。5.电力设施保护工作分析。

第一百四十四条 运行工区（运行班）根据分析情况形成书面报告，明确成绩，总结经验，找出存在问题，提出改进意见，使各项管理制度不断完善；对于个别或带有普遍性的问题，必要时应设立专题，由运行单位生产主管部门组织进行专题分析，提出解决方案。第一百四十五条 工作总结

（一）各级电力生产管理部门和运行单位应按照《架空输电线路专业工作总结提纲》的要求（详见：附录C），做好本的工作总结。

（二）各市（地）供电公司、超高压输（变）电公司（局）应在翌年1月底前，将“输电线路专业工作总结”报各主管区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司；各省（自治区、直辖市）电力有限公司经汇总整理后，于2月底前上报所在区域电网有限公司同时抄报国家电网公司；各区域电网有限公司经汇总整理后，在3月底前报国家电网公司，同时抄送全国电力系统送电专业运行工作网秘书处。

第三节 检修管理 第一百四十六条 检修原则

（一）设备检修是输电线路生产管理工作的重点内容之一。各级生产管理部门和运行单位必须加强线路的检修管理，认真做好检修工作，保持设备处于健康完好的状态。

（二）必须贯彻“预防为主”的方针，坚持“应修必修，修必修好”的原则，按线路巡视、各种检测和数据分析的结果安排检修作业项目。条件成熟的也可开展状态检修（参见“第一百五十条 状态检修”）。

（三）根据具体情况采取停电或带电作业方式进行检修，尽量减少停电检修次数,提高线路的可用率。

（四）优先采用先进工艺、施工方法和检修工器具，在确保安全的前提下，提高检修质量，缩短检修工期。

第一百四十七条 检修计划管理

（一）线路运行单位应根据线路的健康状况、巡视、检测的结果、检修周期和“预防事故措施”的要求，确定下一线路的检修计划。

（二）各市（地）供电公司、超高压输（变）电公司（局）的生产管理部门应在每年七月底前，根据运行单位申报的计划检修项目，编制下一检修计划，并报上级生产管理部门统一平衡，经批准后下达执行。

（三）由区域电网有限公司管辖和调度权限内的主网设备检修项目及计划，应由各省（自治区、直辖市）电力有限公司、区域电网有限公司直属超高压输（变）电公司（局）的生产管理部门上报区域电网有限公司统一平衡，经审查批准形成主网输电线路检修计划。

（四）各市（地）供电公司、超高压输（变）电公司（局）的生产管理部门应根据上级审批下达的检修计划，编制季度、月检修计划。

（五）各运行单位在接到检修计划后，应认真做好各项检修准备工作，并严格按计划执行。第一百四十八条 检修的质量管理

（一）建立健全检修岗位责任制、作业质量监督检查制度，并认真执行工作票、监护制，及时做好检修记录和带电作业统计工作。

（二）重大检修和技改项目，应按基本建设工程管理程序完成工程设计与审查。施工作业应编制 “施工组织与技术措施”，明确安全措施、施工方法及质量标准，经审批后认真加以实施。所用设备、材料的采购应执行招投标制。

（三）重大检修和技改工程的外包施工项目，应执行招投标制、合同制，并认真做好质量监督检查、中间验收和竣工验收工作。

（四）检修作业使用的设备、材料，必须选用质量合格、技术性能符合设计要求的产品。

（五）从事带电作业、焊接、导线压接等特种工作的检修作业人员，必须经过专门的技术培训和考试，在取得相应资格证书后方可上岗。第一百四十九条 备品备件及工器具管理

（一）运行单位应按事故备品备件管理的有关规定配备充足的备品、抢修工具、照明设备、通信工具。事故备品备件一般不得挪作他用。

（二）事故备品应有专门的库房、专门货架存放，设有标记、卡片、保管台帐，並且“帐、卡、物”三者应相符。事故备品应注意保存年限，定期更换、补充和做好维护，并按期进行检查和试验。

第一百五十条 状态检修

（一）基本原则

1.开展状态检修的运行单位,应成立状态检修工作领导小组，负责指导本单位的状态检修工作。

2.开展状态检修必须结合设备健康状况、监测手段、人员技术素质等综合情况形成申请报告，经上级生产主管部门批准后施行。

3.状态检修实施前应制订行之有效的状态检修管理制度（或实施办法），经本单位生产主管部门批准后认真执行。

4.状态检修应根据状态巡视、状态检测（参见第七十七、七十八条）的结果，并结合运行经验，在充分进行技术分析的基础上开展，确保检修及时和检修的质量。

（二）状态检修的内容和要求

1.运行单位每年应对线路进行设备评级和安全性评价。

2.根据状态检测的绝缘子附盐密度和运行经验，确定线路清扫周期或计划。

3.根据状态检测的瓷（玻璃）绝缘子的劣化率（自爆率），确定瓷质绝缘子检零周期或更换零值瓷绝缘子（破损玻璃绝缘子）计划。

4.根据状态检测红外线测温结果，开展导线线夹、接续金具、导线跳线引流连接板、并沟线夹等的检修工作（紧固或更换）。第十三章 输电线路评级与管理

第一百五十一条 设备评级是掌握和分析线路状况，加强线路管理，有计划地提高线路健康水平的措施。线路设备评级工作应根据线路实际运行状况，按照《架空输电线路评级管理办法》的要求进行（参见附录B）。

第一百五十二条 线路设备评级工作由运行单位的生产主管部门负责组织。

第一百五十三条 设备等级评定分为一、二、三类，其中一、二类为完好设备，三类为不良设备。

第一百五十四条 线路评级以条为单元，支线和“T”接线应包括在一条线路之内。

第一百五十五条 设备评级工作每年至少进行1次，评级的结果应报上级生产主管部门，为申请大修、技术改进项目提供依据。第十四章 带电作业管理 第一节 人员的选择、培训与考核

第一百五十六条 建立培训基地（带电作业培训中心）

各区域电网、省（自治区、直辖市）电力有限公司有条件应建立带电作业培训中心，配备模拟设备，设立专用场地，对所属生产单位从事带电作业人员分期分批进行培训和轮训。带电作业培训中心，必须在取得相应的资质后方可从事带电作业培训工作，审批权归国家电网公司。

第一百五十七条 人员选择

带电作业是在不停电设备上进行的特殊作业，带电作业人员应具有较高的基础理论和专业知识以及实际操作技能。带电作业人员应从从事输变电工作3年以上的优秀技术工人或大、中专毕业生中选择。

带电作业人员应保持相对稳定，人员变动应征求本单位生产主管部门的意见，并经领导批准。第一百五十八条 新人员的培训

新从事带电作业的人员，必须学习和掌握电工理论及带电作业基础知识，经培训中心现场模拟实际操作训练和理论知识考试合格，方可获得由带电作业培训中心颁发的带电作业资格证书。获得带电作业专业资格证书的新带电作业人员，还须通过本单位现场实际运行设备的操作验证合格、并获得本单位生产主管部门签发的带电作业上岗证书后，方可从事批准项目的带电作业工作。

第一百五十九条 人员轮训

从事带电作业的人员每2~5年应进行一次轮训。

带电作业人员的日常培训，每月至少进行1次，根据各单位实际情况，由有关生产（技术）负责人负责，具体可由本单位生产主管部门、培训部门或安监部门组织实施，培训时间根据需要确定。

第一百六十条 人员考核

带电作业人员的考核（包括有关规程和基本知识的考试）每年不少于1次，由本单位生产主管部门负责。每次考试前一周通知被考人员，考试成绩登录于资格证书内。考试成绩不合格者，应于半个月内进行补考，补考仍不合格者，收回其上岗证书。第一百六十一条 带电作业人员资格的重新认定

带电作业人员脱离带电作业工作岗位3个月以上者，应通过本单位生产主管部门组织的考核，认定合格并办理了认证手续后方能重新上岗。

带电作业人员的资格认证每5年进行一次，由有资质的带电作业培训中心进行考核，认证合格盖章后生效。第二节 项目的管理与实施 第一百六十二条 明确带电作业项目

各单位生产主管部门，应对本单位各电压等级常规带电作业项目以及相应的带电作业工器具的种类、数量，做出明确规定。第一百六十三条 编制现场操作规程

对常规带电作业项目必须编制相应的现场操作规程，经本单位生产主管部门审查，并经本单位生产（技术）负责人（总工程师）批准后执行。第一百六十四条 新项目或特殊项目的实施

对新项目或特殊带电作业项目，必须针对不同项目预先制订出“×××项目带电作业安全技术措施”，经现场模拟操作确认安全可靠，由本单位带电作业专责工程师（或兼职技术人员）审查，经生产主管部门批准后实施。新项目或特殊项目转为常规项目，必须经过本单位生产（技术）负责人（总工程师）或上级生产主管部门主持的技术鉴定，在取得鉴定证书后方可实行转变。

第一百六十五条 带电作业工作计划

（一）本单位主管带电作业的专责工程师（或兼职技术人员）应根据本单位实际情况和生产需要，于每年年底前编制出下一带电作业工作计划，经本单位生产主管部门审核批准后执行。

（二）基层单位应根据经本单位生产主管部门批准的带电作业工作计划，制订相应的月、季工作计划，以保证带电作业计划的实施和完成。基层单位还应及时做好带电作业资料的统计、分析和上报工作。第三节 工器具的检验与管理 第一百六十六条 工器具的申请和采购

各基层单位所需的带电作业工器具和材料，应预先提出采购计划并上报申请，每年1次。采购计划经本单位生产主管部门审核批准后，按批准计划进行采购。第一百六十七条 工器具购置

外购带电作业工器具，必须具有该种产品的型式试验报告及所购产品的出厂试验报告，并按照有关带电作业技术标准和规定进行抽样试验，符合要求的方能进行采购、入库和保管。第一百六十八条 工具试验

带电作业工具应按照《电业安全工作规程》的有关规定进行预防性试验（包括电气和机械性能试验），试验结果和有效日期应填入试验卡片，加盖合格章后才能继续使用。带电作业绝缘工具试验不合格，应分析查明原因并进行处理，再经试验合格后方能使用，否则必须淘汰。对超过周期未进行试验的工具不得使用。第一百六十九条 专用工具库房的管理

各基层单位应建有带电作业专用工具库房，并配备烘干、除湿、通风等设备。第一百七十条 带电作业工器具的管理

带电作业工器具应有永久性编号，用完入库前应由保管员进行外观检查和验收，发现缺陷及时处理。已经淘汰的工器具应打上明显的“作废”标记，及时清理出库，并办理注销手续。第一百七十一条 专用车辆的配备

对已开展带电作业工作的运行单位，应配备专用带电作业工作（工程）车。第十五章 人员培训 第一百七十二条 基本要求

（一）坚持规程学习和定期培训制度，是输电专业的重点工作之一，是保证线路安全运行的基础。各运行单位应结合实际，坚持不懈地做好运行、检修人员的培训工作。

（二）各基层单位，应根据上级规定的培训制度和培训计划，按期完成培训任务。培训计划由本单位生产主管部门的线路专责人负责落实。

（三）所有运行与检修人员，必须经过上岗培训、考试和审批手续方可上岗。因工作调动或其他原因离岗3个月以上者，必须重新履行审批手续。第一百七十三条 培训的内容及标准

（一）线路运行应掌握的内容

1.运行线路的分布情况、结构及技术参数； 2.巡视、检测、检修及质量检查验收的方法和要求； 3.线路缺陷的分类、分级方法及标准； 4.线路设备评级的方法及标准；

5.根据线路运行情况及巡视结果，掌握线路缺陷和运行中的薄弱环节及处理办法。

（二）应掌握并能正确执行的法规、规程 1.《电业安全工作规程（电力线路部分）》； 2.《电力建设安全工作规程（架空电力线路部分）》； 3.《架空送电线路运行规程》；

4.送电线路检修规程（上级制定或自行制定）； 5.《110～500kV架空送电线路施工及验收规程》；

6.《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》； 7.《电业生产事故调查规程》。

（三）事故处理的程序及方法

1.对设备发生的事故或障碍，能正确分析判断故障范围，并能迅速、准确查找故障点、故障原因；

2.按照检修工艺规程，正确进行检修或故障处理。

（四）线路运行有关知识 1.输电线路基本组成及相关知识； 2.输电线路识图和简单的绘图知识； 3.线路维护（巡视、检测、检修）知识； 4.安全知识； 5.线路保护知识；

6.有关线路技术标准及要求； 7.紧急救护知识；

8.常用仪器和工具的使用方法。

（五）基本线路检修操作技能

1.线路测量及基础分坑、基础浇制或安装； 2.排杆、焊接及杆塔组立（包括起重工作）； 3.导地线架设及附件安装； 4.接地装置的安装及检测； 5.线路的一般检修与抢修； 6.常用仪器和工具的使用。

（六）带电作业（等电位）工作应知应会

1.带电作业工作知识（包括带电作业方法、常用绝缘及金属材料的种类、特性、带电作业中的防护措施等）；

2.带电作业常用工具的使用方法；

3.屏蔽服及均压服的检测及穿戴方法；

4.带电作业的辅助工作（包括地面上的各种辅助工作、工具传递、绝缘梯的组立及悬挂等）；

5.带电作业操作（包括更换绝缘子、补修导线、更换金具及特殊作业等）；

6.带电测量（包括绝缘子检零、导线接头测温等）。

（七）事故分析、判断和处理能力 1.继电保护一般知识；

2.线路事故预想及预防事故演习； 3.季节性事故规律、特点和预防； 4.线路事故的种类及分析、处理的方法。

（八）输电线路技术管理能力

以下六个方面属基层技术人员（工区或班组技术员以及技师、高级工等）应知应会的内容。1.有关输电线路管理的规章、制度、规定等； 2.各种运行、检修记录的填写； 3.检修、施工组织设计（方案）的编写； 4.现场施工管理； 5.小型送电线路工程设计； 6.计算机辅助管理。第一百七十四条 定期培训制度

（一）规程的学习与考核

1.每月进行2～3次有关规程的学习；

2.每年进行1次安全规程考试（春检或秋检之前）；

3.每年至少进行1次有关输电线路技术规程（包括法规）考试。

（二）业务训练

1.每年至少进行1次预防事故演习训练； 2.技术问答，每月每人至少1次。第一百七十五条 新人员培训

（一）新人员应进行上岗培训；

（二）学习1年后进行上岗考试，考试合格可正式参加线路巡视和检修。

（三）考核办法：

1.学习期间定期进行测验，检查学习效果； 2.分科目进行考试，记录各科目学习成绩；

3.学习成绩优秀者，可提前参加上岗考试，经审批后可正式参加线路巡视或检修（转正、定级时应重新考核，履行转正手续）。第一百七十六条 培训资料管理

（一）培训工作应实现规范化管理，各种培训均应做好记录。

（二）各种培训记录和个人考试成绩，应存入培训档案。

500kV系统 篇3

【关键词】变电站；500kV；电气一次部分；监控系统；设计

在国家不经济建设不断取得新发展、新突破的同时，与经济建设相关的能源问题开始受到人们的广泛关注。能源是经济建设的重要支持，但是在能源需求不断增加的情况下，输变电工程中的电压等级处于不断变化状态，而且电网结构日趋复杂化，实施传递的信息量呈现出不断增加的趋势，对电网系统设计提出了更高的要求。

一、电气一次部分和监控系统设计的重要性

电气一次部分的设计涉及到电气主接线等重点设计内容，而电气主接线的形式对变电站及其电力系统的运行稳定性、灵活性和建设经济性均有着重要的影响，与此同时，电气主接线的形式决定了电气设备型号、相关的继电保护装置以及控制方式的选择，因此，需对主接线形式进行合理规划和设计，以提高电气一次部分设计的科学性。

变电站监控系统主要负责收集变电站系统中的各项数据，并对设备运行情况进行监控，是排除系统故障和问题的重要途径，对于保障电网安全、稳定运行有着重要意义。

二、变电站的电气一次部分设计方案

本文将500kV变电站作为案例，提出了关于电气一次部分的设计方案及对应的监控系统。本研究选取的某500kV变电站属于枢纽性超高压变电站，主要包括500kV的进线共4回和8回110kV的馈出线。其中2回距负荷端40km，2回距负荷端50km，2回距负荷端60km，另有2回距负荷端70km。同时，设置主变单台共计四台（规格：4*370MVA）。在设计系统时，考虑无穷大作为基准。

（一）主接线的设计

主接线指的是通过连接高压电器而形成的分配、接受电能的电路，是变电站中电气部分的主体。其设计对电力系统的稳定性、安全性和继、配电装置、控制方式等均有影响，在实际设计工作中，要以灵活调度、稳定可靠、方便检修、经济可持续为标准，综合各方面要素得出科学合理的设计方案，下面就2/3式断路器接线的设计方案进行探讨。

该种接线设计方案是于每3个断路器间引出两回回路，将其作为该电网系统的母线主接线，具有如下具体优劣势：优势方面，能够实现灵活的运行调度，当其处于正常运行状态时，全部断路器和母线之间能够构成多路环状供电。每一回回路都有两台断路器提供电能，若母线出现故障，其他回路都不受影响，能够继续正常运行。若有一组母线出现停支情况，其他回路无需切换，在检修任意一台断路器时，其他回路依然能够在原接线系统中正常运行，无需切换。劣势方面，主要体现在该种接线设计需投入较多的设备，如电流互感器、断路器等，其保护接线工作十分复杂。

（二）主变压器容量的选择

为了确保电气一次部分的设计能够顺利落实，需要选择对应的主变压器。一般情况下，主变压器容量较大，容易增加变压器空载损耗，容易造成过多损耗，不符合能源节约的要求；而变压器容量过小，则无法保证电力负荷，也不能适应如今不断增长的电力负荷要求。基于上述分析，在选择变电站主变压器时，需将长期使用情况下其电力负荷的预期增长情况纳入考核标准中，还要充分考虑到一旦有1台主变压器故障时，有无其他供正常使用的主变压器（电能负荷达成其6～7成）。因为500kV变电站属于枢纽性超高压变电站，其主变压器容量的选择应保证在370MVA左右，变压器型号考虑SFPZ500/370000。

三、500kV变电站监控系统的设计和规划

变电站的长期稳定运行往往离不开一个科学的、全面的监控系统，针对500kV的变电站，其在建设监控系统时，需考虑应用高性能通讯技术和信息化技术，以实现在线控制和全面监督，及时获取电气一次部分体系中电气设备的实际运行信息和相关数据，并将分析结果及时反馈给监控系统终端。

在该500kv变电站监控系统中，主要包含三层结构。首先，第一层设计中包含上位机，作为监控系统整体的中心，主要由计算机、组态软件组成。其次，第二层设计主要是PLC，主要分布在监控系统控制室中，属于软冗余。最后，第三层设计包括主要的控制电气设备，如隔离开关和断路器等，能够对电流和电压等具体参数进行监督和控制。除了PLC是通过以太网进行连接以外，其余主控制计算机均通过普通网卡与以太网相连，从而与控制系统构成了一个相对完整的通信体系，能够实现实时通信和切换。

四、小结

通过将该变电站的电气一次部分和监控系统投入调试和运行试验，证实了该电气一次部分设计能够维持电网系统长期稳定运行，当母线故障时，其他回路仍不受影响而正常运行，且在使用断路器检修过程中不涉及到回路切换处理，检修十分方便，同时该监控系统能够满足设备运行监测和隐患排查的需求，在很大程度上提高了该变电站的自动化程度。

参考文献

[1]覃予春.35kV变电站电气一次部分设计技术分析[J].科学之友，2010，14：4-15.

[2]白鑫龍.500kV变电站电气一次部分及其监控系统设计[J].甘肃科技，2010，20：67-70.

500kV系统 篇4

大型变电站是一个设备庞大、系统复杂的系统。现代仿真技术的发展, 使得变电站仿真培训也发展到了一个新高度。通过培训提高变电站运行人员操作水平成为电力培训部门、校院的迫切要求。[1,2]

根据江西省电网情况, 在“十一五”期间, 江西省电力公司将全面推进电网和公司发展方式的转变, 建成江西电网500k V主网架, 迎接特高压、智能电网时代到来, 同时加大变电、电网调度等员工培训。所以, 研制变电站仿真培训系统, 具有十分重要的意义。江西省电力公司所属华中电网, 隶属国家电网公司, 为电网经营企业, 负责经营、管理、建设江西省电网, 肩负着全省电力供应任务。江西省电网以南昌市为中心, 北起九江, 南接赣州, 东至上饶, 西抵萍乡, 主要通过2回500k V线路和1回220k V线路与华中电网联接。江西电网主网架的500k V主网架正在形成中, 其中500k V变电站8座 (含开关站1座) , 容量5250兆伏安, 500k V线路17条, 长1320.733千米。

1 500k V变电站仿真模型

变电站仿真是用基于组件的软件开发技术, 为变电站的各种一、二次设备开发一个个仿真组件, 变电站仿真模型的选择需要具有代表性。南昌500k V变电站是三峡外送工程的第一座500k V综合自动化变电站, 始建于1998年8月, 前后经过五期扩建, 现有500k V线路6条, 分别与湖北磁湖变电站、江西梦山变电站、江西乐平变电站、江西进贤变电站相连, 是江西电网重要的枢纽变电站。南昌变电站使用的一、二次设备型号较全, 若作为仿真模型, 能具有较好的代表性。因此, 本变电仿真系统中500k V变电站仿真模型以南昌变电站为初始模型。下面是主要一、二次设备的选择。

1.1 主变压器的选择

按照变电站的远景规划, 大部分变电站均有2台主变。目前500k V主变均采用单相自耦变压器, 接线组别为Ia0I0, 冷却方式为强油导向循环风冷, 调压方式分有载调压和无载调压。南昌变电站今年准备扩建#2主变, 因此仿真模型也在南昌变目前#1有载调压变压器基础上再增加一台#2无载调压变压器。

1.2 500k V断路器的选择

500k V断路器共有编号为5011、5012、5013、5021、5022、5023、5031、5032、5033、5041、5042、504312只断路器。

1.3 500k V系统及主变保护配置

二次保护主要对#1、#2主变保护进行了更改。500k V系统及主变保护配置如表1所示。

2 变电仿真系统设计与实施

2.1 总体方案设计

江西电力职业技术学院500k V变电站仿真系统的主要设计原则是研制一台既针对某台具有代表性、又能兼顾多个变电站不同特点的高质量、高水平的全范围仿真机, 以满足学院对学生进行变电仿真实训和对江西电力系统各变电站运行人员的培训及运行方式的研究。同时, 在国内现有仿真机的基础和水平上有所发展和创新。

根据设计研制的总体要求, 在《江西电力职业技术学院500k V变电仿真系统研制实施方案》中提出以一个具有代表性的、能反映省内500k V变电站基本特点及技术发展趋势的变电站作为仿真主要对象。南昌500k V变电站始建于1998年8月, 前后经过五期扩建, 现有500k V线路6条, 分别与湖北磁湖变电站、江西梦山变电站、江西乐平变电站、江西进贤变电站相连, 是江西电网非常重要的枢纽变电站。加上其使用的一、二次设备型号较全, 设备型号丰富, 非常适合作为变电站仿真培训系统仿的仿真对象。基于此, 研究开发了南昌500k V变电站仿真培训系统, 并应用于培训实践。[3,4,5]

2.2 项目实施方案

制定江西电力职业技术学院220k V/500k V变电仿真系统建设项目实施方案。主要内容有:建设一套1:1全范围高逼真度的220k V/500k V变电仿真系统, 并为以后做“一机多模”升级做好技术准备;用于本院相关专业 (高压输配电运行、发电厂与自动化、电力系统自动化等) 的学生仿真实训与鉴定。

整个仿真系统建设进度安排如下:①对仿真机研发单位、仿真培训基地进行考察;②招投标, 确定合作单位;③设计整体方案;④硬件配置及人员配置, 如图1所示;⑤软件安装、调试;⑥验收。

2.3 仿真合作单位的选择

项目实施第一步是到国内仿真机开发研究单位和知名仿真培训基地进行调研, 确定以下调研目的。

①确定仿真机定位、仿真对象;②调研我国国内现有培训能力较强的仿真培训基地现状 (包括火电机组仿真和变电仿真) ;③调研工程经费预算及经济效益;④了解仿真培训中心人员配备情况;⑤掌握、比较国内具有软件开发能力的各家仿真机构的情况, 以备将来招标确定合作单位的依据。

仿真机建设筹备小组成员于建设前, 对国内仿真机开发研究单位和知名仿真培训基地进行调研。考察的电力仿真培训基地有:武汉华中电网培训中心 (火电仿真资质强) 、湖北电力仿真培训中心 (武汉电院, 兼备开发仿真机能力的培训单位) 、南京工程学院 (火电仿真培训资质强, 同时具有开发软件能力) 、大连东北电网大连培训中心、石家庄河北电力公司仿真培训中心。考察的国内仿真机构有:中国电力科学研究院、华北电力大学仿真中心 (保定华仿科技) 、清华同方电子 (清华能源仿真公司) 、北京四方仿真公司、河南许继集团。通过调研和比较, 选择中国电力科学研究院为合作单位, 共同设计仿真培训系统的整体方案。

3 仿真系统功能测试

变电仿真培训系统主要部分功能设置包括:主计算机系统、教练员台、学员台。教练员可对仿真机进行以下控制:运行、冻结、复位、停止、重操、重演、快存、慢速、快速。学员台是学员对变电站进行远方监视、监控操作的界面, 可以实现对虚拟盘台的查看与操作设备参数和继电保护定值的查看、监控系统操作、就地操作站功能。最后是事故功能的实现。电气设备和电力系统, 在运行中常常会发生各种异常现象和事故, 系统事故可以导致变电站设备的损坏、停止正常供电乃至电力系统的瘫痪, 因此, 正确及时处理事故是变电站运行值班员的一项基本职责。这就需要变电值班人员加强仿真学习, 做好设备管理, 一旦发生事故能够正确迅速地进行处理。

3.1 系统运行方式

为了更好地完成漫游、观察和操作, 系统主窗口一共设置了7种运行状态, 如图3所示, 分别是运行、环绕、操作、望远镜, 验电、挂牌和异常处理等, 为了方便学员及学生使用, 系统还提供了场景复位和导航图功能, 另外还提供了模拟各种天气状态的功能。

3.2 CSC2000主控条界面调试

①启动:由教员为学员启动主控条界面, 或自己执行Main Panel CSC2000.exe程序, 弹出主控条主界面。

②操作:按下主控条界面上的“监视画面”按钮, 弹出对话框, 从对话框中选择需要监控的变电站, 启动变电站后台监控界面对该站进行监控。

③退出:点击主控条右上角退出图标, 主控条退出, 并强制从主控条上启动的应用程序退出[6,7,8]。

4 结束语

本文将南昌500k V变电站作为对象, 研究应用变电站一、二次设备仿真问题, 并综合分析国内500k V变电仿真培训系统的现状及特点, 从江西省电力公司培训中心仿真培训的需要及其对500k V变电站仿真培训系统的实际需求出发, 完成了南昌500k V变电站仿真培训系统的总体设计方案, 并通过省电力公司审核, 已实施完成。本仿真培训系统实现的功能有:变电站启动、停运、正常运行维护、设备试验、事故处理等。本仿真系统主要用于本院相关专业学生仿真实习, 并能够用于变电站值班员的技能培训考核、技能竞赛, 同时也能供全省变电站、地区电网调度等技术人员进行试验和研究。

摘要：主要论述计算机仿真技术在500kV变电站的一个具体应用。大型变电站是一个设备庞大、系统复杂的系统, 随着变电电压等级升高, 大量新变电站和新设备投入运行, 对变电设备和系统的研究、分析, 尤其是对变电运行值班员的培训, 在实际变电站上直接进行已不可能。变电仿真培训系统提供了一个连续的实时运行环境, 它真实地模拟了整个变电站的运行系统, 为培训运行人员和管理人员提供了平台。变电仿真的应用大大提高了变电站运行的安全性和经济性。

关键词：500kV变电站,仿真建模,培训系统,应用

参考文献

[1]张东英, 葛亮, 杨以涵, 等.500kV综合自动化变电站仿真培训系统的实现[J].电网技术, 2001, (6) .

[2]户艳琴.变电运行软仿真培训系统研究[D].南昌:南昌大学, 2007.

[3]时斌.面向复杂对象仿真的变电站培训仿真系统[J].电力科学与工程, 2004, (3) .

[4]张炳达, 吴东, 沈捷.用C++实现的变电站培训仿真专家系统[J].电网技术, 1999 (10) .

[5]沈捷, 张炳达.基于专家系统和以太网的变电站培训仿真系统[J].电力系统及其自动化学报, 1999 (2) .

[6]李树鸿, 张炳达, 刘长胜.变电站培训仿真系统[J].天津电力技术, 1995 (2) .

[7]侯俊, 李蔚清, 林昌年.变电站三维交互场景仿真关键技术研究[J].电网技术, 2005, (9) .

500kV系统 篇5

±500kV直流输电工程环境影响评价

根据±500kV直流输电工程中直流输电线路、换流站和接地极的环境影响与交流输电工程的明显不同,结合我国在该方面尚无环境评价标准及规范的`现状,分析了运行期直流输电线路、换流站的环境影响评价因子、范围和标准,以及接地极的环境影响因素.

作 者：金良俊 张强 JING Liang-jun ZHANG Qing  作者单位：金良俊,JING Liang-jun(中南电力设计院,武汉,430071)

张强,ZHANG Qing(湖北省环境科学研究院,武汉,430072)

刊 名：环境科学与技术  ISTIC PKU英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY 年，卷(期)：2006 29(8) 分类号：X820.6 关键词：直流输电   环境影响   评价  

500kV系统 篇6

摘要：在改革开放之后，我国的政治经济水平得到了很大幅度的提高，因此我国诸多的企业也获得了新的发展机遇，而人民的生活质量得以提升。在高速发展的社会中，人民对于生产生活中所需要的物质资源数量在与日俱增。电力企业的发展也遇到了较大需求压力，所以，为了能够满足人民对电力资源的需要，就需要优化电力企业中输电线路的运行及维护工作。首先，对500kV输电线路产生运行故障的自然原因做简要阐释。其次，深入分析500kV输电线路运行问题中的人为因素。最后，重点阐述500kV输电线路的维护措施。

关键词：500kV输电线路；运行问题；维护措施

前言：随着我国社会的不断进步与发展，我国的社会主义各项事业都取得了较为显著的成就，其中电力企业的发展，为我国人民的生产生活都提供了充足的电力资源，以供人民的日常生活与生产加工。由于我國人口数量每年激增，并且地域范围较广，因此我国的电力企业中的电力系统较为复杂多变，再加上人民对于电力资源需要的不断增加，使得我国的电力企业的发展面临着较大的压力。基于此，如何促使电力系统安全、稳定运行，就成为了人们关注的话题。而对于电力系统的运行中，输电线路的运行与维护工作占据着较为重要的地位。现阶段中，500kV输电线路运行中存在有诸多的故障亟待解决。

1.500kV输电线路产生运行故障的自然原因探究

1.1雷击现象

对于输电线路的设计来说，一方面要尽可能的少占用耕地面积，因此会选取诸如山区的地理位置；另一方面来说，为了确保输电线路的运行不会危及周边人民的安全，所以对于地理位置的选择则会偏于荒野地区，尽量避开人口集中的地方。由此可见，500kV输电线路的地理位置选取中，大部分的输电线路往往是会暴露在野外，因此500kV输电线路就会受到很多的自然活动影响，最为常见的就是雷击现象，导致其因雷击而易出现跳闸的故障，最终严重影响了500kV输电线路的安全的运行。一旦出现雷击现象，若输电线路中的接地网有不合格问题，还会带来雷电的反击作用，造成更大的损失。

1.2大风现象

在上述中提及，由于500kV输电线路的架设位置多为荒野山区，因此山区除了雷击多发现象外，还有着大风天气。而500kV输电线路在大风天气下，一方面，会由于大风原因，使得500kV输电线路中的电线会随风晃动，在晃动期间会出现输电线路的短路问题；另一方面，大风天气下，还会导致架空导线对其与杆塔架构之间放电。所以，500kV输电线路的运行就会出现较多的安全故障。此外，在大风天气下，输电线路中使用的电线杆以及塔等设备，会有较大的损坏，因此也会使得500kV输电线路在运行过程中出现安全问题。

1.3覆冰现象

促使500kV输电线路发生故障的自然因素中，除去雷击现象以及大风天气外，还会受到覆冰现象的影响。在500kV输电线路架设地形中，大多为山区，而山区的地理位置较高，因此随着地区海拔的不断提升，就会促使空气中的液态水分含量随高度的增加而升高，空气温度也会大幅降低；再加上山坡的迎风面、风道、诬口、水面上空等地形，都会加剧500kV输电线路导线表面的覆冰现象。

2.分析500kV输电线路运行问题中的人为因素

2.1输电设备状态检修工作的忽视

近几年来，我国的诸多事业都获得了较大的发展空间，因此对于各类基础资源的需求也在加大，基于此，500kV输电线路的架设以及投入使用，数量以及长度与日俱增，而500kV输电线路数量以及长度的增加也就意味着要求更多的人力资源进行检修工作。但是现阶段中，我国电力企业的发展中，检修工作人员的数量任然不足。另外，500kV输电线路在使用中，自然因素导致安全故障是不可避免的，因此更需要对输电设备的状态进行检修工作，但是电力企业对于此类型的工作有着轻视态度，因此一旦500kV输电线路受到自然因素影响出现故障时，难以及时处理。

2.2输电线的备品备件缺乏管理

对于500kV输电线路来说，受自然因素影响而出现的安全故障较多，因此就需要对输电线路进行备品以及备件的采购以及存储。但是电力企业的发展中，备品以及备件缺乏管理。首先来说，在很多的电力企业中，备品以及备件的管理中，没有一个较为完善的编码体系，因此在管理中较为松散，极容易出现备品备件短缺的问题。其次，输电线路的备品以及备件较为繁杂，比如需要各类型的钢芯铝绞线等，因此种类较多就使得备品备件的供应商较乱，由此加大了对备品备件管理的难度。

2.3输电线路的维修人员专业素质低

在500kV输电线路的故障中，还包括有维修人员专业素质较低的因素。现阶段中，我国的电力企业的输电线路管理中，在岗的维修人员大多数都是专业素质较低的人员，并没有接受过专业的维修知识教育，因此在500kV输电线路出现故障之后，很难及时采取有效措施进行补救。另外来说，部分的维修人员都属于农民工，受教育水平更低，专业知识与技能不足以应多突发问题，最终带来更大的经济损失与安全隐患。

2.4输电线路运行监督体系不健全

电力企业发展到现阶段，除去人力、物力资源等存在有问题外，对于500kV输电线路的监督管理来说，其体系不够健全。很多的电力企业对于输电线路运行的监督管理中，存在有监管部门人员不足的现状，也有部分电力企业监督管理人员自身的能力不足等，都不利于对输电线路的运行进行监督管理。并且，大部分的电力企业中，监督管理制度没有得到明确的制定，因此在安全故障发生的状态下，没有确定的规章制度来指导维修管理工作。由此可见，输电线路运行的监督体系不够健全，需要尽快完善。

3.对500kV输电线路的维护措施进行重点阐述

3.1做好输电线路的防雷以及防风工作

若想对500kV输电线路的维护措施进行优化与改进，就需要从多方面出发，采取全面措施来应对各类自然因素带来的安全故障问题。因此，如何做好输电线路的防雷以及防风工作就成为了首要工作。对于输电线路的雷击现象来说，要求电力企业对塔杆高度进行一定程度的降低，并且还要求对输电线路进行耐雷程度的提高，此外还要求电力企业对500kV输电线路的运行中安装避雷针，尽最大可能降低输电线路受到雷击的次数。对于防风工作来说，要根据实际地形合理提高局部风偏设计标准，并且对处于风力较大的山区的输电线路空气间隙适当增加裕度。

3.2多角度完善输电线路的维护工作

要对输电线路进行多角度的维护工作的开展，就需要从输电线路的维修人员专业素质以及备品备件管理等多方面出发。首先来说，要不断的提高输电线路的维修以及巡检人员的专业水平，对其进行专业知识以及技能的培训。另外，还需要加强对输电线路的备品备件的管理，采取系统的管理，对备品备件进行妥善放置，并且将备品备件的供应商合一，以此来降低备品备件管理的难度。

3.3尽快健全输电线路的监督管理体制

最后，对于电力企业来说，还需要尽快健全输电线路的监督管理体制。只有在完善的监督管理体制的引导下，才能够有利于输电线路中的工作人员工作量的减少，并且提高维修以及巡检人员的工作效率。

4.结语

在500kV输电线路的维护工作中，其难度较大，并且还有着较多的安全故障

需要解决，因此就需要不断的优化输电线路中的维护工作，以此来减少输电线路中安全问题的发生次数，最终有利于我国电力企业的进步与发展。

参考文献：

[1]王禹，曲绍勇.浅谈烟威地区输电线路三级护线[A].第四届全国架空输电线路技术交流研讨会论文集[C].2013.

500kV系统 篇7

输配电线路检修时为了保障检修工作人员的安全需要在检修工作的两端封挂接地线, 检修人员完工后采用电话向调度汇报, 当有误报或误听时也将会发生带电线送电的事故。随着电网单位面积密度增大, 检修人员所辖线路数量的增加, 也就增加了线路检修接地线的误挂、漏拆的发生的概率, 导致线路带地线送电的事故的发生。

让相关人员对检修现场地线使用情况实时了解成为亟需解决的问题。针对上述问题, 结合实际, 研制“500k V线路检修工作地线管控系统”项目, 本项目适用于输电线路检修接地线的智能管理、定位跟踪、监控接地线的状态;对检修地线的使用情况, 及时传输到相关人员的手机和计算机上。从而达到对检修临时地线的使用情况及时掌握, 有效的杜绝接电线丢失、漏拆、误报竣工的事故的发生, 使输电线路的接地线使用达到有效的闭环管理。

2 系统组成

本系统由四大部分组成:智能地线柜, 地线使用信息发讯装置, 地线使用信息显示装置, 管理人员手机。

2.1 智能地线柜的功能

智能地线柜控制系统采用单片机与计算机远程通信技术, 通信采用TC35i工业GSM模块。通过装在柜内的读卡器读取镶嵌在每根地线上的EMID卡来识别地线是否在位。当地线状态有变化时通过GSM模块把相关信息发送到远方显示主机。

2.2 地线使用信息显示装置

本装置主要由控制电脑、GSM信息接收器组成。

功能一:屏幕上显示电网接线图, 当某线路为检修状态时, 呈闪烁状态, 同时显示出使用地线的数量、位置。工作报完工后此线路才恢复到正常状态。

功能二:接收地线柜发送的地线状态信息, 并在图形界面上显示。

2.3 地线使用信息发讯装置

本装置由地线信息采集、GPS定位、信息存储、信息显示、信息输入、信息发讯等单元组成。到达检修现场, 装置自动检测出所要检修的线路名称及塔基信息并与派发的任务相比对, 若信息不符, 发出报警提示;若相符则允许开工。开工后发讯装置会向控制主机发送地线使用信息, 主机将此条检修线路在显示屏以闪烁形式显示。

2.4 管理人员接收手机

管理人员接收的信息采用GSM短信模式, 采用的PDU (protocol description unit) 编码方式收发。

3 系统组成各装置的硬件实现

为了使系统装置运行稳定可靠、在有先进的设计理念的前提下, 选取运行稳定、环境适应性强的器件来生产。

3.1 智能地线存放柜

本装置单片机的主要功能是: (1) 通过串行口接收读卡器送来的串口EMID卡号; (2) 控制双色地线指示灯; (3) 控制TC35i模块通讯; (4) 控制液晶显示屏进行信息显示; (5) 采用CD4067模拟开关来选择与之通讯的外设终端。

综上所述, 单片机必须有三个定时器才能满足基本要求 (即:波特率发生器、延时, 指示灯闪烁定时) , 所以选取工业级别的STC89C系列单片机, 其具有三个定时器, 且适用温度范围广。

3.2 地线使用信息采集与控制发讯装置

本装置的主要功能: (1) 通过MAX232电平转换后与主机串口通讯, 接收系统主机派发的工作任务; (2) 控制GPS模块采集地理位置; (3) 控制通讯模块TC35i来进行信息的发送; (4) 控制液晶显示屏进行信息显示; (5) 地线的使用信息采集; (6) 报警功能。当发生地线误挂、漏拆时, 用扬声器进行报警; (7) 用模拟开关4066芯片来选择单片机与外设之间的通讯。

3.3 地线使用信息显示装置

本装置主要由工控机及GSM模块构成, 本装置主要功能是: (1) 显示地线柜中地线的状态; (2) 显示检修的线路所使用地线的详细信息, 包括地线数量、地线编号、使用位置, 并将检修线路呈闪烁状态显示; (3) 向地线使用信息采集与控制发讯装置派发工作任务, 包括要检修的线路名称、地线所用位置。

4 系统组成各装置的软件实现

4.1 智能地线存放柜

结合本装置的整体功能及硬件的设计, 采用如下流程来设计程序。上电运行, 完成串口、定时器等初始化, 主控单片机设置模拟开关4067的通道循环读取各地线放置位置的读卡器, 有卡且正确位置亮绿灯;无卡亮红灯;若有卡但位置不对, 启动定时器, 使绿灯闪烁。当一个循环结束后, 把此次读入的地线位置状态与上一次的做比较, 若相符, 进行一下个循环读取, 若不相符, 控制4067选择主芯片与GSM模块的通讯通道, 把最新的地线位置信息发送给远程的地线位置监测显示主机, 并保存最新数据, 完成后进入下一个工作流程。

4.2 地线使用信息采集与控制发讯装置程序流程

装置上电运行, 完成初始化, 通过模拟开关4066进行通讯通道选择与地线管控装置主机进行连接, 接收主机派发的工作任务 (包括检修线路名称, 地线使用位置) , 主控芯片接收任务完成后启动GPS模块读取地理位置信息, 并把读取的位置信息与装置主机下发的位置信息做对比, 若位置一致 (允许10米误差) , 允许开工, 允许开工后装置自动识别地线使用信息, 当有地线使用后向远程主机显示主机及管理人员手机发送地线已使用信息 (包括地线编号、数量) , 当检修工作完成后, 装置识别到所用地线全部收回, 自动报完工, 完工信息发送到远程显示主机及相关管理人员手机, 到此一个工作流程结束。开工信息发送格式:“XX线XX号塔基已使用X, X……号地线X组”。完工信息发送格式:“XX线XX号塔基上X, X……号地线共X组已拆除, 人员已下塔, 塔上无遗留物”。

4.3 地线使用信息显示装置

采用VB+MAPX控件编程, 通过导入输电线路塔基位置到数据库, 自动生成接线图, 每条线路生成一个图层。通过设置地图控件的Zoom Max及Zoom Min属性来控制地图的显示范围, 通过PC机的串口与GSM模块连接, 接收智能地线柜及地线使用发讯装置发来的地线信息, 并在界面上显示出来, 若有线路使用地线处于检修状态时, 通过Timer控件设定其可见属性, 即可实现该线路呈闪烁状态。

以上各装置之间均采用握手通讯方式来保证通讯的可靠性。

参考文献

[1]张格明.中高速条件下车红桥动力分析模型与轨道不平顺影响[D].铁道部科学研究院, 2001.

500kV系统 篇8

本文以AVC系统应用为例, 描述符合全网无功潮流和各发电机无功功率进行联合控制, 从而实现电厂侧母线电压与无功功率的调节, 满足电网安全稳定运行, 减少电网损耗, 对于各发电厂不需要人为进行干预, 降低运行人员劳动强度。

1 电厂侧AVC系统结构

作为AVC系统主站的调度中心, 是以省内整条500k V线路电压及无功分布, 按一定时间间隔分析出各发电厂侧高压500k V侧母线电压目标值, 由AVC主站下发指令目标值, 作为AVC子站系统接收调度定时下发母线电压指令, 其指令类型为遥调信号。关于下发指令过程可以如下描述:主站以5分钟为间隔, 以网络通讯方式向发电厂自动化远动终端设备发送遥调量指令, 设备接收到相关指令后将遥调量转换为模拟量输出, 传送至电厂侧AVC子站的模拟量采集单元, 经数模转换后以网络传送方式将转换结果送至AVC中控单元, 解析后得到主站下发的遥调量, 根据下述指令约定获得母线电压目标指令。

AVC子站中控单元一般是远动终端装置集成设备, 它根据接收母线电压目标指令, 分析并计算出在线机组无功功率分配情况, 按运行机组的实际有功功率、无功功率及厂用6k V数据和出口断路器、母线侧开关状态信号作为参考量, 按增、减量进行AVR电压给定值, 从而实现对目标指令的自动跟踪和控制。

AVC系统的各台机组无功参数计算过程如下:在机组机端电压在相应安全内, 进行机组无功分配, 同时方向变化趋势相同, 保持相同的调控裕度。在出现故障、扰动现象时, 机组侧无功及母线电压会出现变化, 对于波动出现, 应当及时闭锁AVC系统无功调节出口, 机组励磁系统根据定值和逻辑做出相应判断, 保证不出现误调节、频繁调节、振荡调节及其他非理性调节的情况

对于AVC装置异常或相关定值满足条件时, AVC功能自动退出, 并遥控输出一个无源接点信号至调度中心主站及电厂运行进行分析。

2 AVC调节策略

2.1 根据厂内母线电压估算全厂总无功功率算法

2.1.1 计算系统阻抗

系统阻抗的基本计算式为:

式中-前一次计算系统阻抗时的母线电压;-前一次计算系统阻抗时的母线送出的总无功;-本次计算系统阻抗时的母线电压;-本次计算系统阻抗时的母线送出的总无功。和的差值必须大于一定值, 才能计算系统阻抗。和有效时间也有具有一定限制, 如超过一定时间, 则认为无效点。因此, 需要置系统的上、下限, 当不能计算出系统阻抗时, 取上限。

2.1.2 预算系统内无功

预算系统内无计算公式:

式中

式 (2) 表明, 无论值是否精确, 预算系统内无功的变化方向与母线目标电压变化的方向始终是相同的。在母线电压由一稳态值向目标电压变化过程中, 系统无功先用系统阻抗上限进行计算, 母线电压随着无功调节开始变化, 当母线电压变化超过死区值时, 由公式 (1) 将计算出准确的系统阻抗, 因而得到精确的母线总无功功率预算值。确定总无功功率注入量后将无功功率最优分配给各运行机组。

2.2 发电机间无功功率最优分配的方法

机组发出无功的能力与同时发出的有功有重要关系, 由发电机P—Q极限曲线决定, 无功最优化分配是指在固定母线总无功功率增、减量后, 需要将无功率最优化分配给各在线运行机组无功出力的方法。

在保证机组正常运行情况下, 分配无功功率时需要考虑机组的各项性能, 应满足一定条件:

(1) 发电机定子电流在额定范围内, 保证发热正常;

(2) 发电机转子电流在额定范围内, 保证发热正常;

(3) 机组的机端电压在容许范围内;

(4) 在具有一定稳定裕度的稳定范围内。

对机组无功进行分配时, 应保护机组的机端电压在安全极限内, 同步变化, 保持相似的调控裕度, 无功分配方法主要有等裕度、等功率因数、等容量、平均分配四种分配原则。

3 AVC系统功能及应用效果

3.1 参数设置

数据采集模拟信息主要包括500k V母线电压、各台机组有功及无功、机端电压, 各机组定子电流、转子电流, 厂用电电压等。

开入量信息主要包括:机组开关和刀闸位置信号、机组励磁系统正常/异常状态信号、AVC投退信号、相关保护信号、相关故障的告警信号等。AVC系统与机-炉协调系统 (Distributed control system DCS) 系统接口信号表1。

3.2 逻辑设置

3.2.1 正常投入流程

DCS发出投入指令10s内收到AVC反馈的AVC投入状态信号后, DCS需要把AVR励磁增/减磁控制权限切至AVC自动控制方式, 同时屏蔽DCS手动增/减磁方式;若10s后仍未收到AVC投入状态信号, DCS不切换AVR励磁增/减磁控制权限, 并且输出AVC装置异常告警。

3.2.2 正常退出流程

DCS发出退出指令, AVR励磁增/减磁控制权限切回DCS手动控制方式。如果10s内DCS装置未收到AVC装置应反馈AVC退出状态信号, 机-炉协调系统 (Distributed control system DCS) 装置需产生AVC装置异常告警。

3.2.3 状态异常的处理逻辑

(1) 在AVC已投入状态下, AVC投入状态消失或AVR自动信号消失或AVR异常信号出现, DCS自动发出AVC退出指令。

(2) 在AVC退出状态下, AVC投入状态不正确需给出AVC装置异常告警。

(3) 在AVC退出状态下, 实时数据采集异常、AVR自动信号消失或AVR异常信号出现, DCS闭锁AVC投入逻辑操作。

(4) 在AVC已投入状态下, 增/减磁信号输出大于3秒或增磁、减磁信号同时输出, DCS自动发出AVC退出指令。

3.2.4 DCS增/减磁设置:

DCS装置在AVC投入状态下收到AVC装置发出的增/减磁指令后, 需按照固定脉宽输出至AVR励磁装置。

在上述过程中, DCS采用上升沿检测方式检测AVC的增/减磁指令;DCS装置输出至AVR励磁装置的增/减磁脉宽应在线设置。

3.3 测试数据

某厂4×600MW机组, 500k V出线方式, 以某一天调度下发母线电压指令值为例, 应用AVC系统后母线电压及机组无功分配数据如图2、3。图2为母线电压分布图, 图3为机组无功分配图。

4 结语

随着电网结构及运行条件的发展变化, 电力已逐步形成巨大的互联系统, 各节点的电压水平监控, 至关重要, 因此AVC系统在电厂侧应用合理分配全网的母线电压, 同时使电厂侧无功功率合理分配保证电能质量, 保证电力系统安全运行。

摘要：自动电压控制 (Automatic Voltage Control) ) 系统应用从全局对电网无功潮流及发电机无功功率进行协调控制, 实现电厂母线电压与无功功率自动调控。本文介绍AVC系统结构、调节策略、参数设置、分配方式, 同时阐述由调度主站下发母线电压值到电厂子站调节电压全过程, 根据电厂实际应用得到相应数据达到调节效果。

关键词：AVC (自动电压控制) ,无功功率,母线电压,自动励磁调节系统

参考文献

[1]蒋建民.电力网电压无功功率自动控制系统[M].北京:辽宁科学技术出版社.2010.

[2]唐建惠, 张立港.自动电压控制系统 (AVC) 在发电厂侧的应用[J].电力系统保护与控件.2009.

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[4]周全仁.张海主.现代电网自动控制系统及应用[M].北京:中国电力出版社.2004.

[5]黄冬娜.地区电网自动电压控制系统设计及应用[J].电力科学与工程.2012.

500kV系统 篇9

关键词：500kV线路,运行维护管理,信息系统

500k V线路是我国电网中的重要组成部分, 在很多局域网及省间电力连接中发挥着非常重要的作用, 但是由于在实际的运行过程中, 其线路的传输距离较长, 并且其线路经过的地段, 大多是情况复杂、地形严峻的地区, 并且其线路网络中设计的电力设备的种类及数量是比较多的, 这使得500k V线路运行维护管理工作的难度较大, 并且在其维护管理工作中需要消耗大量的维护成本, 随着各项技术的进步, 采用传统的管理方式已经难以满足现代社会电力网络高效管理的需求, 将运行维护管理信息系统应用于500k V线路管理当中, 对于其管理效率的提升具有积极的作用, 下面就对该系统的实现进行简单分析。

一、计算机系统的选型设计

随着各项技术的进步与发展, 计算机技术在各行各业都得到了广泛应用, 并且具有非常好的应用效果, 将其应用于电力线路的管理工作中, 能够有效的提升管理质量, 对于电力线路的安全、稳定运行具有积极的作用, 在500k V线路运行维护管理信息系统的建设过程中, 通常采用的计算机机型为ACPI×64-based PC, 其具有500G的硬盘以及2G的内存, 在实际的应用过程中, 根据实际的应用需求, 既可以将其单独的使用, 又可以将其与其他机器进行联合使用, 形成一个局域网。软件设计是管理信息系统设计过程中非常重要的内容, 本次研究中选择Windows7操作系统, 该操作系统能够实现高区内存的有效管理, 在这些软硬件基础上, 所开发出的线路运行维护管理信息系统具有兼容性好、反应速度快、操作简单、维护方便等诸多优点, 在实际的应用中, 根据实际的需求, 既可以将其单独使用, 又可以使其联网使用。

二、运行维护管理信息系统的目标及系统划分

在实际的线路维护管理信息系统的设计过程中, 其系统设计目标及系统架构要根据实际的要求来进行确定, 在实际的工作过程中, 系统中的每一个子系统都应该具有能够独立处理相关事务的能力, 同时又要做好各个子系统之间协调性性能, 使其能够形成一个完整的维护管理信息系统, 并在线路的维护管理工作中发挥良好的作用, 在500k V线路运行特点的基础上, 对维护管理信息系统的系统目标进行简单分析, 主要表现为: (1) 能够进行公共数据的修改、录入、打印等功能; (2) 能够提供各种污秽区示意图、网络接线图、线路全局地形图、绝缘子串组装图、基础图、杆塔图等示意图; (3) 能够提供施工技术与线路设计专栏; (4) 能够进行工作票的快速、规范化编制, 并要能够完成工作票中安全措施栏、工作任务栏、工作人员栏等内容的自动输入; (5) 根据实际需求, 能够迅速的提供任一杆塔的路径条图、设备台账等, 并能够进行相关数据的打印与修改, 并且能够提供与之相对应的路径条图、基础图、杆塔图等; (6) 能够进行设备异常记录、事故数据、绝缘子盐密测量记录、接地电阻测量记录、设备检修记录、设备缺陷记录等方面数据的分析处理。

三、运行维护管理信息系统的软件开发与实现

在整个系统开发工作中, 为了方便系统目标的实现、简化开发过程, 可以对整个维护管理信息系统进行阶段性的设计, 但是在各个阶段的开发过程中还要注意整个开发工作的易扩展性、完整性与系统性, 在本次开发工作中, 将整个软件开发工作划分为外层、中层与内层三个层次, 下面对各层的开发予以简单分析。

1外层的开发与实现

外层主要是用户的接口层, 其主要的功能是:提供有效的下拉菜单, 用户在实际的操作过程中, 只需要移动光标键就能急性相关操作的选择, 在接口处有独立的口令与用户名, 在实际的操作过程中, 为了避免出现数据的破坏与丢失, 需要对一些重要数据的删除与编辑修改的权限进行设置。

2中层的开发与实现

中层是整个系统的处理层, 是整个系统的核心部分, 在实际的运行过程中, 用户所输入的相关数据在存入数据库之前, 是需要在这里进行处理的, 另一方面, 用户在进行数据库中相关数据的查询与修改时, 数据库中的数据也首先需要在这里进行相关的处理, 该层的程序设计过程中, 应用的是结构化的程序设计方法, 在实际的设计工作中, 各个子程序需要完成其各自的功能, 并要在此基础上, 通过基本控制结构组成相应的负荷程序, 依据功能的不同, 对处理层的程序进行分类, 大致可以将其划分为两类, 分别为: (1) 输入程序, 这些程序的主要功能是实现用户数据的输入与修改, 其主要的特点是具有一个友好的用户界面, 为了避免用户在操作的过程中出现误操作, 各级程序在运行过程中都具有相关的提示信息, 各个记录屏幕的布局采用的是标准表格格式显示; (2) 处理程序, 该类程序的主要功能是:为用户的查询、制表、统计等操作提供支持, 实现用户的各种查询需求, 并进行相关报表的打印输出, 如果要进行超长报表的打印, 能够实现自动折行, 程序处理还包含对一些相关事件进行有效的统计, 并将统计结果反馈给相关的工作人员, 以便于其在实际的管理工作中做出正确的决策。

3内层的开发与实现

内层是整个系统的数据存储层, 从逻辑角度来讲, 其实质上是多个数据库, 为了方便维护, 各个数据库的结构都能够满足第三范式的要求, 在程序运行的过程中, 为了很好的解决数据冗余与运行速度之间的矛盾, 可以根据实际需求组成一些临时数据库来供用户使用, 在使用结束后, 这些临时数据库会自动消失, 这能够保证整个数据库系统在运行的过程中具有较高的运行速度。

四、运行维护管理信息系统的主要特点

在系统运行的过程中, 需要进行网络接线图、全局路径图、基础图、杆塔图等图形的处理, 这就需要系统具有图文并茂的特点, 这就需要系统能够进行基础图、杆塔图等图形的截图采用一定的形式存于相关的存储硬盘之上, 另一方面, 为了保证系统的功能及运行速度, 需要在系统的总控程序设计过程中设计总的批处理文件, 其批处理框图如图1所示。

另一方面, 为了方便系统的管理工作, 该系统必须具备较强的通用性, 为了方便系统中数据的人性化管理, 可以在系统中设计一个子系统, 将数据库中的数据信息在显示屏上以可视化响应的形式进行显示, 对于超出显示单位的数据, 可以通过光标及滑动条来进行显现, 并且应用键盘上的功能键还能有效的实现修改数据错误、增加数据记录等功能。

结语

本文主要对500k V线路运行维护管理信息系统的计算机选型、系统目标、系统结构、系统软件开发与实现、系统特点等进行了简单分析, 对于电力线路运行维护管理工作的管理效率的提升具有积极的作用。

参考文献

[1]李扬, 楼樟达, 朱维淮.500kV线路运行维护管理信息系统[J].电力系统自动化, 2010 (5) .

[2]孙世允.500kV线路运行维护管理信息系统分析[J].科技与企业, 2013 (11) .

500kV系统 篇10

广西500 kV河池变电站于2003年投入运行。变电站现有监控系统为“南瑞继保”的RCS-9700计算机监控系统。经过多年的运行,设备老化严重,运行可靠性降低,故障率不断增多。伴随着计算机、通信技术的迅速发展,集控制、保护、测量和远动为一体的变电站综合自动化技术得到了广泛运用和推广。为了紧跟电网技术的发展步伐,保证电网的安全稳定运行,势必要求加快河池变电站监控系统改造工作的推进速度。

2 监控系统概况及改造的必要性

河池变电站监控系统为早期的RCS-9700系列,设备运行至今已超过10年。原监控系统分为站控层和间隔层。站控层设备包含操作员工作站、五防主机、远动工作站和网络设备等,集中布置在主控室;间隔层设备包含测控、网络交换机和保护通信管理装置等,分散布置在各个保护小室。

由于本站监控系统运行年代较早,监控系统设备老旧、功能低端、设备性能下降,导致系统稳定性变差,在近年来暴露出很多问题,出现了很多事故缺陷。目前,该站的监控系统主要存在以下问题。

(1)后台服务器(Sun Blade 1000)配置较低,硬盘容量、内存、CPU等配置均不满足现行规程规范的要求;硬盘空间容量受限制,遥测数据只能保存3个月,历史数据不能长时间存贮,不利于现场运行。

(2)#1操作员工作站硬盘损坏问题严重,导致数据库文件损坏,严重威胁到监控系统的正常运行,曾多次出现操作员操作死机的情况,而系统重启后又无法登录监控界面;操作员工作站存在遥控失败、间隔分图显示不完整的现象。

(3)目前,监控系统的数据库容量已经饱和,无法实施扩建工程,也无法与新型的测控配合。

(4)事故追忆的主接线图只有3个500 kV串间隔,该界面投产后从未进行任何维护和更新,目前完全无法使用。

(5)经过多次改、扩建工程,不同时期采用的测控装置虽然为同一厂家的产品,但是型号不同,不利于运行维护。

综合上述,结合该变电站监控系统的实际运行情况,并根据《南方电网生产技术改造指导原则》中二次设备技改原则的要求,对设备运行时间达到12年的或运行未够12年,但是运行工况差,存在严重缺陷或发生多次拒动和误动,经论证不具备修复价值的,且已经停产并缺少备品备件的,原则上需进行改造。为了满足自动化系统更高水平的要求和电网的安全可靠运行,进行监控系统更换改造工作势在必行。

3 改造技术方案

3.1 改造范围

本次改造更换了站内监控系统,包括站控层和间隔层的设备。站控层改造设备包含主机、操作员工作站、远动通信装置、网络交换机等,需要全部更换;间隔层设备含42台RCS-9700A和14台RCS-9700C测控装置、通信规约转换装置和网络交换机设备等,需要全部更换。此外,二次电缆也需要拆除和改造等。

3.2 监控系统改造方案

改造的目标为适应无人值班的要求,监控系统改造考虑采用分层、分布、开放式网络系统机构,硬件设备由站控层设备、间隔层设备和网络设备组成,监控装置、远动装置、测控装置均按照新建变电站标准进行配置。监控系统双网采用以太网作为通信网络,并采用冗余通信网络结构,冗余组网方式采用双星型网方式,双网均应同时进行数据通信。配合当前数字化及智能电网的建设需要,新监控系统采用IEC 61850标准的系统,在站控层与间隔层之间通过基于IEC 61850国际标准的系统化网络进行有机互联,实现了变电站不同层间数据信息的实时同步无缝通信共享和互操作;建立在IEC 61850通信规范基础上进行改造,提高了自身的自动化水平,提高了变电站网络机构的标准化、互操作性,方便系统建模,为将来进行数字化及智能化试点改造等工作提供了一个统一、开放的数据平台。基于IEC 61850标准规约的网络通信示意如图1所示。

3.2.1 站控层与间隔层

站控层设备包含主机/操作员站、远动工作站、五防工作站等,置于计算机室内。其中,后台主机负责数据的收集、处理和存储及运行信息的管理和监视,供运行维护使用;操作员站提供变电站自动化系统的人机界面,用于图形及报表的显示、事故记录及报警显示,设备运行状态监测和参数的查询、操作指导,以及操作控制命令的执行等。变电站信息通过远动工作站与调度远方通信。间隔层由各保护小室测控装置及网络设备组成,实现就地监控功能,并将采集的数据通过光纤与站控层实现信息交互。

3.2.2 站内二次设备接入

测控装置:全部更换本期全站测控装置与监控系统后台设备,新装置规约采用IEC 61850,通过监控以太网将数据上送至监控系统。

保护设备类:本站经过多次改、扩建,目前站内含有很多不同厂家的保护设备,主要有“南瑞继保”的RCS系列保护、“ABB”的REL561保护、“国电南自”的WDK、PSL等系列保护、“北京四方”的CSC系列保护、“深圳南瑞科技”的PRS和BP-2B型保护等。此类保护设备通信介质一般为RS-485接口或以太网103通信,为2003年投产以后(包括后期改、扩建)的设备,厂家仍在生产,装置需要升级硬件或程序以满足接入要求。

计量、直流、UPS类:此类智能设备具备RS-485通信功能,目前不支持IEC 61850规约,可通过RS-485口接入数据及通信装置进行规约转换变成IEC 61850通信协议后接入监控系统。

IEC 103规约经过数据处理实现IEC 61850规约的转换,其中由应用程序负责与IED设备之间采用IEC 103规约进行通信,将获取的信息转换成内部信息通过进程模块发送给IEC61850进程并调用其转换模块将信息转换成IEC 61850信息。规约转换模型图如图2所示。

改造后监控系统功能包括实时数据采集及处理、监视与报警、控制与操作、统计计算、事件顺序记录、数据库管理、人机接口、记录和制表打印、时钟同步、在线自诊与冗余管理、与其他智能设备的通信、与调度端的通信与接口等;同时,可在此基础上进一步挖掘顺序控制、智能开票、经济运行与优化控制、智能告警与分析决策、源端维护等高级应用功能,将进一步提升变电站自动化运行水平,完全满足南网调控一体化、网省地三级AVC控制系统、超高压公司运维自动化的要求。

4 方案的实施及注意事项

改造涉及站内多个间隔的停电改造,周期较长,是一个将旧监控系统逐步退出、新监控系统逐步投入的较为长期的过程。因此,为确保改造顺利过渡,应制订一个周密、完善的改造过渡方案,分步、分阶段地进行改造,逐个把原有单元从原有系统过渡到新的监控系统。监控改造顺序如下:①在一次设备不停电的情况下,进行新监控系统的站控层设备的安装,完成新监控系统后台及调度远动主站的搭建,并进行站控层设备的调试。在保护小室组建间隔层以太双网构架。间隔层网络通过光纤与站控层后台连接。②根据一次停电计划,逐一对需改造间隔进行停电改造。完成停电间隔新测控装置的安装、接线改造工作,将保护、对时、直流等逐一接入新测控装置。③将改造间隔测控装置接入间隔层交换机,其他智能设备通过规约转换装置后接入。④根据改造间隔及现场需求,进行调试、验收、投运等工作。

改造期间,为实现平稳过渡,保障改造工作的安全和经济性,改造过程需要注意以下事项:①进行测控遥控对点试验时风险较大,调试前应做好安全措施,将本小室停电设备以外测控装置的控制功能软压板和遥控出口压板全部退出,使用绝缘胶布封裹把手和出口压板上桩头;通过二次措施单检查遥控远方/就地把手和遥控出口压板状态,并做好记录;遥控试验操作必须做到五防。②为有效利用原有设备及电缆,更换的测控装置可考虑布置于原有屏柜内,厂家配线人员仅需在原屏柜完成配线,原测控屏和外部回路接线不需要改动,不仅缩短了工期,而且可以节省一定的工程投资。③对于不具备IEC 61850规约的设备,在条件允许的情况下,推荐各厂家负责升级或改造成符合IEC 61850规约的装置,但仍需考虑其改造周期,预先制订好改造计划,以免影响监控改造的进度要求。升级改造接入涉及监控厂家与其他智能设备厂家之间的协调、配合,要求厂家对各类装置的信息交互理解透彻,并进行严格测试,保证装置接入的稳定性。④原监控系统在改造期间仍然实现对未进行改造的间隔进行操作和控制,新的监控系统对已经进行改造间隔实现控制和监视。在新、旧两套监控系统同时运行期间,远动信息送调度端一般有2种改造方式:第一种是新远动装置新开通通道,旧远动装置仍利用原有通道,站内分成新、旧2个系统分别与调度端通信;第二种是将新远动装置通过远动工作站与原监控系统通信,将新系统的信息传至原系统,利用原系统的通道方式上传调度。第二种方式要求新、旧2套系统必须能共享信息,如果系统不兼容,应采取第一种方式。⑤改造过程中为防止电磁辐射对二次回路造成干扰,应当采取适当的抗干扰措施,如选用屏蔽性能优越的电缆,控制电缆、模拟量电缆屏蔽层两端可靠接地;交、直流回路不混用电缆,强弱电回路不共用电缆等。

改造后变电站自动化系统结构图如图3所示。

5 结语

在运行中的500 kV变电站进行监控系统更换改造是一项综合性的大工程,改造涉及范围大、工期长,实施的难度较大。本文以具体工程为实例,通过技术手段充分论证了工程改造的必要性和可行性,并提出监控系统采用IEC 61850标准规约改造的设想,对改造难点、注意事项等进行重点分析,为同一类综自改造工程提供了技术方面的参考和借鉴。在进行监控系统更换改造之后,变电站的综合自动化程度将明显提高,运行更加稳定,满足电网的安全运行要求。

摘要：根据变电站计算机监控系统的特点,以正在运行中的广西500 kV河池变电站进行监控系统改造工程为例,通过分析技术改造方案,对监控系统硬件、软件及系统功能等方面提出改造和改进方法,大胆运用IEC61850标准规约的自动化系统改造思路,提出切合实际、可行的监控系统改造方案,改造后新的监控系统完全满足省网调度和超高压运行的要求。

关键词：监控系统,调度自动化,以太网,改造,IEC 61850

参考文献

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[4]路文梅.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2004.

500kV输电线路检修技术研究 篇11

关键词：500kV输电线路；检修技术

500kV输电线路分布非常广泛，检修工作存在很多的问题，检修工作过于表面化、形式化，如不能按线路检修标准，很可能造成财力、物力和人力的浪费，难以保障电力系统的安全、稳定运行。

1.500kV輸电线路的检修内容

对500kV输电线路进行预测性和监控性的状态检修，才能保障500kV输电线路电力设备的安全性和稳定性，确保电网的正常运行。通常情况下，500kV输电线路检修都是对线路进行预测性检修或者全程运行监控。

1.1 500kV输电线路实时监测

500kV输电线路的地理环境可能会位于山丘、河流等地域，人们的生产生活、自然灾害以及恶劣天气等因素都会影响输电线路的检修，严重威胁500kV输电线路的安全运行。因此要全方位监控500kV输电线路的运行状态，从不同方位和角度，优化和完善500kV输电线路的实时监测系统。

1.2 线路预测性检修

在500kV输电线路的检修过程中，要重点分析电力设备存在的问题，进行输电线路的离线和在线测量，采集相关的信息数据，从而有针对性的采取相应检修技术。通过各种先进的检修技术，分析输电线路存在的故障，侧重于检修故障缺陷，判断是否应用退出500kV输电线路的运行[1]。各种先进的检修技术，有助于获取准确的故障信息，从而正确诊断500kV输电线路的故障，采用合适的检修技术，完成正确的数据处理和诊断决策。

2.500kV输电线路检修技术

2.1 输电线路状态检修

在传统500kV输电线路检修过程中，多是对整个输电线路进行维护检修，不仅耗费大量的人力、物力和财力，而且检修效率和检修质量都较低。为了提高500kV输电线路状态检修的时效性，要积极优化和完善这种检修方法，根据500kV输电线路的不同运行状态，有针对性的采取相应检修方案，综合考虑电力设备、气候条件、地理环境以及绝缘配置等因素，合理规划500kV输电线路的检修方案[2]。

500kV输电线路检修工作人员要加强输电线路的日常管理，积极引进先进的科学技术，全方位检测不同地理环境和气候环境中的500kV输电线路，获取准确的状态数据，正确统计数据信息，并且由相关电力部门进行审核，有针对性的采取相应检修技术，不断更新定性、定点和定位的500kV输电线路状态检修模式，提高检修效率和检修质量。

2.2 具体检修技术

（1）绝缘子检修

500kV输电线路绝缘子检修的主要内容包括仔细检查输电线路的连接金属是否发生锈蚀、钢帽、锈蚀以及脱落等问题。对于存在问题的绝缘子，要及时更换上完整无损的绝缘子，做好输电线路脱落的保护措施，整理完绝缘子之后，要严格按照500kV输电线路的相关规定，及时进行清扫验收，确保500kV输电线路的正常运行；采用带电清扫和停电清扫等方法，扫除输电线路的绝缘子，使用清洗剂仔细进行擦洗。

（2）导地线检修

500kV输电线路的导地线检修主要负责修补导线绞丝损伤处理、导地线破损处理、单丝绕线处理、导线打磨线伤处理、线夹检查等，如果电力设备出现一处以上的损伤，要及时切断重接，更换新的设备，严格按照输电线路要求进行验收，验收合格之后，再恢复输电线路的正常运行。

（3）塔杆检修

500kV输电线路的塔杆检修包括各项基础检修、拉线检修、更换塔材处理、塔杆防腐处理、电杆倾斜处理以及电杆裂纹处理等，因此在检修过程中，要严格区分不同种类的水泥，确保塔杆的稳定性和安全性。

2.3 输电线路在线监测系统

（1）线路雷击监测

当前，我国很多地区都开展了500kV输电线路的雷电观测基础工作，在输电线路上加装了雷电定位设备，电力部门要正确使用雷电定位设备，向广大人民普及雷电定位的基本知识，提高500kV输电线路雷击监测系统的规划性和统一性。

（2）线路绝缘子污性监测

随着科学技术的快速发展和更新，要进一步健全和完善绝缘子破损泄露电流检测系统、饱和监测系统、自动化等值附盐密度检测系统，全面提高500kV输电线路绝缘子污性监测的效率，在保持500kV输电线路清洁时，要采取合适的监测系统，严格杜绝500kV输电线路的运行故障。

（3）线路绝缘检测

500kV输电线路只有具有良好的绝缘性能，才能确保输电线路的安全运行。符合绝缘子、玻璃、瓷性绝缘子是组成500kV输电线路挂网运行绝缘子的重要构建。当前，在500kV输电线路检修过程中，使用了很多复合型绝缘子，在检测过程中要重点监测复合绝缘子的憎水性、芯棒以及内绝缘等重要因素[3]。

2.4 500kV输电线路离线巡回监测系统

（1）线路杆塔监测

500kV输电线路杆塔监测系统可以巡回监测输电线路的拉线盘和杆塔塔身位移、拉线松紧强度状态、杆塔螺栓松动状态以及杆塔锈蚀状态等。

（2）线路金属具监测

500kV输电线路金属具监测主要包括各类金属的磨损监测、锈蚀状态监测以及剩余强度监测等。

（3）线路导线监测

500kV输电线路导线监测系统主要应用导线巡回测温设备，监测输电线路的异常升温、导线过流等故障，同时及时落实导线接头、导线磨损的巡回测量等操作。

（4）线路接地装置监测

在500kV输电线路中安装接地装置监测系统，通过监测系统实时巡回的监测输电线路的接地状态，提高输电线路的安全性和稳定性。

2.5 完善输电线路的应急抢修方案

在500kV输电线路检修过程中，要根据输电线路的实际情况，制定完善的应急抢修方案，组织高素质的检修技能人员，组建一支高素质的输电线路抢修团队，定期开展500kV输电线路的研讨会，完善输电线路的应急抢修方案，全面掌握各种抢修工具的操作和使用，不断优化500kV输电线路的后勤保障体系。首先，健全输电线路的状态检修备品和备件，确保500kV输电线路检修的顺利进行；其次，建立完善的输电线路检修的工具库，引用先进的科学技术和各种检修机械；最后，制定科学合理的输电线路检修维护制度，定期检查输电线路使用时间较长的电力设备，加强电力设备管理，提高输电线路的检修效率，延长使用寿命等。

3.结束语

500kV输电线路检修技术重点在于增强输电线路检修的合理性和科学性，构建低抢修、高效能的抢修管理模式，采用先进的输电线路抢修模式，提高500kV输电线路的安全性，降低运行成本，推动我国电力系统可持续发展。

参考文献：

[1]田忠仁. 500kV 输电线路状态检修技术[J]. 低碳世界，2014，07：27-28.

500kV系统 篇12

3/2接线的复杂性主要体现在断路器保护及自动装置的配合上,我国3/2接线的断路器保护及自动装置基本都是按断路器配置。随着超高压、大电网的不断发展,系统的稳定问题已突现出来,并摆在一个特别重要的位置。根据设计导则要求220 k V及以上系统保护配置按照双重化原则配置且不同原理。由于重合闸装置通常与断路器保护配置在一起,而线路保护与断路器保护可能是不同厂家产品,原理也不尽相同,因此重合闸配合仍然是一个较为复杂的问题。下面就重合闸专项问题及与保护配合情况逐一论述。

1 重合闸装置的先后重合

1.1 重合闸重合原则

3/2接线方式下线路故障时要断开两台开关,在重合时,为减少开关动作次数,缩短永久性故障的切除时间及故障对系统造成的冲击,一般规定在保护动作跳开两开关后,其中一台开关的重合闸应先重合,另一台开关的重合闸经一定延时(躲重合闸后加速动作时间不得少于300 ms)后再重合。为简化3/2接线开关重合闸的配合问题,将取消重合闸优先回路。

以500 k V仓颉变电站为例,其500 k V部分一次接线图如图1所示。该站500 k V重合闸就是靠时间整定配合的,即开关跳闸后两开关的重合闸同时启动。拿500 k V洹仓线来说,边开关仓5033单相重合闸时间整定为0.7 s,中开关仓5032单相重合闸时间整定为0.7 s,并带0.3 s延时。

1.2 重合闸重合方法

若先重合开关重合不成功,则后重合开关不再重合。即当优先重合的这个开关的重合闸重合成功后,允许滞后重合的这个开关的重合闸继电器继续重合,否则,优先重合闸应闭锁滞后重合闸重合。若先重合装置由于某些原因拒合,则后重合的重合闸装置应重合一次。一般有下列三种方法可以实现:

1)由先重侧重合闸的后加速接点串接保护动作接点来闭锁后合侧的重合闸。这种方法的缺点是一旦运行先合后合开关就确定,灵活性较差,而且如果保护启动失灵和启动重合闸接点公用的话这种方法就不可用。

2)用先重开关的成功条件启动后合重合闸,对于取消重合闸优先回路来说,这种方法不可用。

3)如果所配置线路保护或者重合闸保护装置本身的后加速跳闸有永跳接点输出,应通过永跳回路也就是闭锁重合闸接点(三相跳闸)给后合重合闸装置放电,现在大部分都采取这种方法。

上例中,仓5032、仓5033开关重合闸的启动方式采用先合重合闸启动时发出“闭锁先合”信号的方式。即边开关仓5033重合闸启动时发出“闭锁先合”信号,如果之后重合闸又返回,且期间未发出重合脉冲,则“闭锁先合”接点瞬时返回;若先合重合闸返回前已发出重合脉冲,则“闭锁先合”接点在装置整组复归后返回。先合重合闸的“闭锁先合”输出接点接至后合重合闸的“闭锁先合”输入接点。先合重合闸启动后,经“重合闸整定时间”(0.7 s),发出一次合闸脉冲时间200 ms。而后合重合闸如果收到“闭锁先合”信号,则经“重合闸整定时间+后合整定时间”(0.7 s+0.3 s)合闸。当先合重合闸重合失败时,由于“闭锁先合”信号也随之瞬时返回,因此后合侧将在之后经“重合闸整定时间”动作;当先合重合闸检修或退出时,由于先合重合闸发不出“闭锁先合”信号,后合重合闸将在“重合闸整定时间”动作,避免后合重合闸作出不必要的延时,尽量保证系统的稳定性。

2 重合闸的检定方式

PRS-721A断路器保护装置重合闸共有三种检定方式:检无压、检同期及不检方式。检无压是检查线路电压或同期电压小于30 V时满足条件;而检同期则是在三相交流电压均大于40 V且同期电压大于40 V(同期相别为单相),若同期电压和相同相位的线路之间的相位在规定范围内时,认为检同期条件满足。

当发生交流PT断线时,认为检无压、检同期条件不满足;当同期电压断线时,认为检同期条件不满足。另外,对于后重合闸后合侧,若在合闸前三相电压已恢复有利于断路器正确合闸,装置设有“投后合侧经线路有压”控制字。上例中洹仓线仓5032、仓5033开关“投后合侧经线路有压”控制字不投。

对中开关检无压重合的判别,可采用故障侧总是相当于线路侧的方法。即可采用检启动重合闸侧无电压的方法。这种情况下的母线电压和线路电压,重合闸装置应能自动进行判别。当“线--线”串的中间开关先进行三相重合闸时,应能区分故障线路和完好线路,以保证能够正确地只加速故障线路和保护。此时可认为启动重合闸的一侧为故障侧,应检启动重合闸侧电压是否无压。若有压,则检无压方式应自动转为检同期合闸。这些问题在微机保护中均得到了解决,现仓颉站即为此种重合闸鉴定方式。

3 重合闸的起动方式

在实际运行中,重合闸除由保护动作使开关跳闸可以起动外,也存有开关误碰或偷跳时产生的“不对应”状态起动。此时不应加速保护,因为如果开关压机构存在问题,重合后,特别是当偷跳相又发生故障时,有可能导致开关损坏,并危及系统安全。因此,不对应启动重合闸前也应先检查是否有低气压开入,若无低压力闭锁时,再进行重合。不对应启动重合闸时,重合闸装置发重合闸令后不应加速保护。PRS-721A断路器保护仅利用三个跳位继电器触点起动重合闸,在二次回路中保证手跳时通过“闭锁重合闸”开入端子将重合闸放电。例子中的500 k V线路重合闸均为线路保护跳闸起动,而未采用“跳闸位置不对应起动”,这是因为现在断路器的制造工艺及改进技术已相对可靠稳定。

4 重合闸与开关非全相保护的配合

线路的单相重合闸时间必须要躲过三相不一致保护动作时间,以保证重合闸装置能够可靠动作。考虑重合闸优先的问题,一般开关的三相不一致保护动作时间应区别对待,如边开关先合,中开关后合,则边开关三相不一致保护动作时间短一些,中开关长一些。3/2接线方式下开关出现非全相运行时,线路不一定非全相。但当线路非全相运行时,开关一定处于非全相运行状态。如果其中一台开关退出运行,则当另一侧开关非全相时,就会导致线路的非全相运行。通常非全相保护可由开关的辅助接点或位置继电器的接点组合而成。

例如仓颉站,仓5033、仓5032开关的三相不一致是根据采集的开关位置分相接点以及相电流判据自适应判断开关位置状态。任一相TWJ动作且无流时,确认开关在跳闸位置。若判处只有一相跳开或只有两相跳开,则认为是三相不一致。它经零序、负序电流判别,当开关处于三相不一致状态,且满足条件时,经大于重合闸动作的延时后跳开本开关,同时闭锁重合闸。

5 重合闸装置的沟通三跳

5.1 重合闸装置沟通三跳特点

按开关配置的重合闸其沟通三跳接点不应引至线路保护装置。

按预定方式重合是对3/2接线重合闸装置的基本要求。由于系统均采用单相重合闸方式,在发生单相接地故障时,开关的重合方式一般设置为单跳单合。重合时应有先后次序,通常要求母线侧开关优先于中间开关重合,这是为了防止当重合于永久性故障线路上时,一旦边开关失灵,会连跳所有母线侧开关,不影响其他设备的正常运行。

但是当由于某种原因使重合闸装置不能按预先规定的重合使命进行重合时,单跳就不再有意义,甚至可能造成开关的长期非全相运行,此时应沟通开关的三相跳闸回路,并不再重合。

引起重合闸不能进行重合的原因主要有下面几种情况:(1)重合闸装置停用;(2)重合闸装置异常;(3)重合闸未充满电;(4)开关低压闭锁重合闸或其他异常闭锁;(5)线线串两线路同时或先后(重合闸周期内)启动中间开关重合闸等。

当发生以上情况之一时,断路器保护装置相应沟通开关的三相跳闸回路,使本开关避免出现非全相运行状态。采用3/2接线的优点就在于当一侧开关跳开时,不会影响线路的正常供电。所以此沟通三跳接点不能引至线路保护装置,而接至断路器保护装置本身回路,以使另一侧开关能够单跳单合,保证线路的正常供电,保证系统的稳定性。

5.2 举例说明(仍以仓颉变电站为例)

运行人员在投运前验收中发现,在特殊方式下,500 k V洹仓线的重合闸有导致开关重合闸不能正确动作的现象。

仓颉变500 k V部分一次接线图如图1所示。

仓颉变500 k V洹仓线线路保护及断路器保护配置如表1所示。

1)正常运行时:

RCS-931A线路保护重合闸功能不用,PSL-603GW线路保护不具有重合闸功能,但两者选相跳闸功能完备。仓5032、仓5033开关在合位,且运行在单相重合闸方式,两开关保护重合闸充电正常,若线路单相故障,RCS-931A、PSL-603GW线路保护选相跳闸,启动仓5032、5033开关单相重合,即洹仓线仓5032、5033两开关正常运行时,洹仓线单相重合闸能够正确动作。RCS-931A线路保护重合闸

(2)若洹仓线在下列运行情况下:

1)仓5032、仓5033中有一开关运行,而另一开关在分位时。

2)仓5032、仓5033开关都在合位,但其中一开关由于某种原因导致其重合闸装置充电不成功时。

上面两种情况都会导致某一开关重合闸装置重合闸充电不成功,且其“充电未满沟通三跳”控制字投入,此时“沟通三跳”接点接通输出至RCS-931A线路保护,则RCS-931A线路保护将不能选相跳闸,单相故障时而沟通三相跳闸,开关三相跳闸出口并闭锁另一运行开关PRS-721A断路器保护中的重合闸,另一重合闸充电正常的PRS-721A断路器保护的单相重合闸将不会成功,所以洹仓线仓5032、5033两开关在单开关运行或两开关都在运行但其中一开关重合闸充电不正常时,会出现洹仓线单相重合闸将不能正确动作的现象。

5.3 解决此问题的方法

经保护人员现场分析检查,做出了解决这种情况下重合闸不能正确动作的方法:(1)改用由开关保护装置自动沟通三跳功能,即在开关沟通三跳情况下,当线路保护发单跳令时,由开关保护装置自动沟跳本开关三相。(2)沟通三跳接点直接接到本开关的操作箱回路,实现开关三跳功能。这样在充电未满情况下沟通三跳只需沟通本开关三跳即可,而不影响另一开关的重合闸回路。

在相关部门进行检查、分析及核查后,我们配合保护人员对洹仓线重合闸回路进行了改进,实现了由断路器保护装置沟通三跳功能,保证了在特殊运行方式或重合闸装置异常下线路单相故障重合闸仍能正确动作,提高了系统运行的稳定性。

6 重合闸后加速问题

6.1 重合闸后加速的原则

对于3/2接线方式下的线路重合闸,尤其对中间开关的断路器保护,重合闸后加速的基本原则是:只加速应加速跳开的元件。为此,线线串的两回线路的单跳或三跳启动重合闸开入量应分别给出。否则,会出现一条线路单相故障跳闸,重合闸重合于永久性故障后,将会导致相邻另一条非故障线路加速误跳闸。中间开关重合时,应根据哪侧启动重合闸就加速哪一侧保护的原则,只加速故障线路的保护,而不得加速相邻完好线路的保护。

6.2 手动合闸加速问题

如PRS-721A断路器保护,在手动合闸时,在合闸脉冲发出的同时,还给出了400 ms的加速信号。由于正常运行时线路保护所接的电压取自线路电压互感器,为解决手合于出口三相短路故障时的可靠动作问题,手动合闸时,除给重合闸放电(重合闸充电未满)闭锁重合闸外,还将距离保护中的方向阻抗元件的动作特性向第三象限偏移、高频保护用阻抗原理瞬时加速切除三相。正因为如此,在用母线开关给母线或变压器(母线-变压器组接线)充电时,若有故障,则会因手合后加速将所接的完好线路切除。所以应采取措施,例如利用合闸前母线侧无电压这一点,即只加速无电压侧保护,而达到仅加速跳开母线开关,即后合的那台开关,而不加速线路保护。这对于用中间开关向线路充电,且合于故障的情况,同样具有重要意义。所以我们工作中在操作顺序上也进行了严格的规定。随着电网结构的不断强大,这些问题也通过运行方式的改变而得到了解决或改善。

7 结束语