交流输电线路（精选12篇）
交流输电线路 篇1
架空输电线路可视为一个伸长的三相截流导体, 它产生的电场与磁场对其本身及周围发生效应。一般情况下, 输电线路的电压变化有限, 线路的静电场也随之变化不大。但随线路中电流的变化, 导线周围的磁场会在很大的范围内变化。这一情况就决定了交流输电的工作特点及其相应的调控线路工作状况的措施。
所谓输电系统的输电能力, 是指线路在连续运行的情况下其限制条件不变时的送端允许通过的有功功率值。而最大传输功率则随线路传输功率的不同状态有着较大差异。
1 常规线路的输送容量和输送距离
一般而言, 对于输送距离较短的线路, 其输电容量由导线允许发热条件确定, 对长距离、重负荷线路, 则由安全稳定条件确定。对于向某一负荷点供电的线路, 常按允许电压降来确定其输电容量。目前, 500-750k V线路的输送能力决定于稳定条件;110k V线路决定于导线的允许发热;220-330k V线路既受控于稳定, 也应考虑导线的发热。对于现有的长距离满负荷的线路, 限制电流容量的条件是受端变电所母线允许的电压降。但是安装补偿设备就可以不再受限制, 因此此种情况不具有代表性。
任何线路的长期允许发热电流由导线的型号和截面 (或者是接入线路断开处的设备元件) 决定, 而实际上既与送电线路的具体特点无关, 又与其在网络接线中所处位置无关, 与此不同, 按稳定条件决定的输送容量极限本质上与线路自身的参数和其他许多条件, 如所研究的网络段接线、与其连接网的接线和状态、发电厂间重新分配容量措施等有关, 具有相同参数的两条线路稳定极限可能完全不同。
现代电力系统的特点是网络结构复杂及各枢纽间有多条联络线 (通常情况下额定电压不同) , 而各条线路独自运行稳定极限不足以说明整个网络的输送能力。电网的输送能力是指所研究断面处联系两部分系统的全部线路的稳定极限, 即所有线路在稳定极限状态下潮流的总和。电网的稳定极限总是小于各条线路极限 (决定某条线时假定其他联络线断开) 的总和, 其差别可能会很大、甚至达到50%。
由上述可知, 决定各电压等级输电线路的输电容量是极其困难的, 即没有一一对应的关系。但是在制定电力传输线路规划时, 又必须有输电容量的指标。
对于220kv及以下输电网络而言, 当电压高、距离长、负荷轻时, 输电线向电网送出无功;当电压低、距离短、负荷重时, 则从电网吸收无功。500k V输电线由于充电功率很大, 且电网正处发展阶段, 线路正常输送负荷远远小于线路自然功率, 因此其输电线有相当大的无功功率送入电网。这种状态并非由于这些电网的参数有什么原则上的区别, 而是由于电网设计的不同处理方式所引起的后果。超高压线路相对很长, 在传输功率和自然功率方面总是加以协调控制。而当偏离这种状态时 (传输功率超过自然功率) , 一般需采用补偿装置。
对于超高压远距离输电, 若末端电压为额定值, 则随末端负荷功率的不同, 线路上都有可能出现超过额定值的电压。当输送功率偏离自然功率较大时, 这种电压升高可能超出容许的范围。当然, 这些是考虑到实际条件 (超高压线路中无功补偿的经济性和超高压可控电抗器研制生产等方面的困难) , 不可能将线路无功补偿到电压处处平衡的理想状态得出的结论。
2 新型输电线路的输送容量和输送距离
由于线路设计中采用的导线型号不同, 以及各线路所处网络中具体位罩的不同, 无法对新型输电线路的输送容量做一个定量的分析。根据国内外实际线路的运行经验, 在其他条件基本一致的情况下, 单独采用一种新型技术的输电线路与常规线路的输送容量相比增加的百分比如表l所示。表1中, 紧凑型指采用常规紧凑型, 大截面导线指截面增加一倍, 耐热导线指导线允许温度由70℃上升到110℃, 同塔双回是指相对向电压等级单回路而言。
对于紧凑型输电和同塔双回输电而言, 紧凑型线路由于降低了电阻抗, 提高了线路的自然传输功率, 因此其输送距离较同电压等级的常规线路而言有一定的提高, 而同塔双回线路仅仅是将两条输电线路架设在同一杆塔上, 对系统运行参数方面影响不大, 所以其传输距离与同电压等级的常规线路大致相当。对于大截面导线输电和耐热导线输电两种方式而言, 均是超自然功率输送。若保证线路末端负载具有稳定的功率, 则较大的过载将引起沿线电压的巨大降落和附加的电能损耗;若保证末端电压为额定值, 则随末端负荷功率的不同, 线路上有可能出现超过额定值的电压, 当输送功率偏离自然功率较大时, 这种电压升高可能超出容许的范围。因此, 这两种输电方法在实际应用时应对系统的状况进行仔细校核。
由于以上原因, 我国到目前为止大截面导线输电工程中的输电距离一般较短, 大部分都是10~50km, 有些甚至不足10km, 最长的也只有100km左右;同样, 耐热导线也只是运用在较短的线路上。而国外大截面导线输电距离大多在l00km以上。例如日本就有超过200km的大截面导线输电工程。究其原因, 是因为国外发达国家在输电线路无功补偿及系统设备的配置较为优良合理, 特别是日本, 由于土地资源少, 地价高, 对于单位走廊输电线路的传输能力要求就很高, 相对而言, 分散化的无功补偿装置的经济性等就处于一个可以接受的水平了。
参考文献
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交流输电线路 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：
交流输电线路 篇4
随着我国经济的持续快速发展,社会对电力需求日趋增大,目前正处在输变电工程建设的高峰时期,超高压、特高压输变电工程也在积极建设中。由于人们对高压输电线路电场的理解存在误区,把电场与“辐射”联系起来,甚至与核辐射联系起来,形成了对高压输变电工程的恐慌,尤其以高压输变电工程产生的电磁环境对人体影响最为关注[1,2,3,4],使得近年来因输变电工程电磁环境引发的环境纠纷日趋增多,严重制约了高压输变电工程的建设和发展。
本文着重就高压交流输电线路的电场特性、电场的短期生态效应及改善措施进行研究和分析,重点计算了高压交流输电线路产生的工频电场中人体感应电流及人体内部电场强度,以便人们能更为清楚地认识和了解工频电场的本质,同时消除对高压输变电工程电磁环境存在的误解,实现电网、社会、环境三者和谐发展。
1 高压交流输电线路电场特性
高压交流输电线路正常运行时,由于集肤效应,导线上的电荷主要分布在架空导线表面,同时导线上电荷将在空间产生工频电场。其产生的工频电场波长λ=C/f,其中光速C=3×108 m/s,工频f=50 Hz,则波长λ=6 000 km,因此工频电场是一种低频、长波的电波,极易被各种障碍物屏蔽,同时穿透能力弱。
由于工频电场的电场方向具有周期性变化的特点,对位于交变电场的导体会引起该导体表面电荷的移动,称为静电感应或静电效应。静电感应量值只与导体的尺寸、形状及外加电场强度有关,与导体的电阻率无关。
高压交流输电线路产生的工频电场强度具有以下特点[1]:随着距输电线路边导线距离的增加,电场强度快速下降;工频电场很容易被树木、房屋等屏蔽,受屏蔽后,电场强度明显下降。
2 电场短期生态效应
工频电场对处在场中的人或物的作用(或对活的有机体的影响)称为生态效应[5]。人体处在高压输电线路产生的工频电场中短期停留可能受到影响,即为电场的短期影响。输电线路工频电场的短期影响发生最为可能,感觉最为明显,因而受到人们的广泛关注。短期影响表现为在电场中人或动物接触对地绝缘体或接地不良的物体后产生的电击以及人在电场中的直接感受。
2.1 高压交流输电线路下的暂态电击和稳态电击
工频电场对周围环境的影响首先表现在由静电感应产生的电击。在高压输电线路下或高压设备附近,当人体接触电场中对地绝缘体时,可能会产生刺痛的感应电流,即电击。电击按作用时间不同,分为暂态电击和稳态电击。
2.1.1 暂态电击
暂态电击指人接触电场中受到静电感应的物体瞬间,原来积累在感应物体上的电荷通过人体向大地释放所造成的电击。暂态电击的能量为CU2/2,其中C为物体对地电容,U为感应电压。高压输电线路下发生的电击,主要表现为暂态电击。高压交流线路下暂态电击的强弱主要取决于人对地的绝缘电阻及电场强度,绝缘电阻越大,电场越强,物体表面积累的电荷越多,暂态电击越严重。
暂态电击一般不会对人体带来危险,主要因为作用时间很短,仅为几微秒至十几微秒,但会给人体带来不舒服的感觉。国内外研究表明[6],电击能量为0.1 mJ时,人可以感到电击的存在;电击能量为0.5～1.5 mJ时,将使人产生疼痛感和引起肌肉的不自觉反应;对人体有危险的暂态电击能量为25 J。
2.1.2 稳态电击
稳态电击指人接触电场感应物体后,由于感应物体与高压输电线路的电容耦合,产生流过人体的持续工频电流所造成的电击。稳态电击的水平取决于电场强度、导体的外形尺寸,并与之成正比。国内外研究表明[6],当短路电流大于0.8×103～1.1×103μA,人就会产生刺痛感;短路电流大于2×103μA时,会引起肌肉反应;当短路电流达到6×103～9×103μA时,就会造成人体伤害,但此时尚能自己摆脱,因而称为摆脱电流。在高压输电线路下,避免放置大而长的金属物体或使其接地,能有效避免稳态电击。
2.2 电场中人体电场效应分析
2.2.1 人体感应电流计算
对处在电场中的人体[7]感应电流可采用模拟电荷的方法进行近似计算。图1为电场强度是E0的电场中感应电荷和电流计算简化示意图,图2为人体与导线相对位置示意图。
图1中,电荷q1和q2分别代表人体头部及躯干所产生的感应电荷,计算分别见式(1)和式(2)[8,9]。
式中:ε0为真空介电常数(8.85×10-12),F/m;E0为输电线路产生的工频电场强度,kV/m;h1为躯干对地高度,m;h2为头部对地高度,m。
则头部、躯干及通过脚的总感应电流的计算见式(3)至式(5)[8,9]。
式中:i1、i2、i3分别为头部、躯干及通过脚部的总感应电流,μA;ω为电流的角频率,ω=2πf,rad/s。
对于一个身高约1.7m的人体,其h1约为0.8 m,由公式(1)—(5)整理得出:i3=15E0,μA/(kV·m-1)。根据国家环保总局颁布的《500 kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)规定“推荐暂以4 kV/m作为居民区工频电场评价标准”的要求,拟当输电线路产生的工频电场强度E0=4 kV/m时,通过人体脚部的总感应电流仅为60μA。表1为交流电击电流的临界值表[10],由表1可知,当通过人体脚部的总感应电流为60μA时,人体不会出现刺痛感,也不会出现不舒服的感觉。
2.2.2 人体内部电场计算
对于人体位于线下站立模型,当人体进入输电线路下电场后,头顶具有最大的表面电场强度,其计算见式(6):
人体表面产生的最大电流密度J计算见式(7):
人体内部电场强度计算见式(8):
式中:γ为人体特性参数,取值为1/Ω·m。
当E0=4kV/m时,整理得出人体头顶最大场强Emax为64 kV/m;人体表面产生最大电流密度为0.176 mA/m2;人体内部电场强度为0.176×10-3 V/m。其人体内部产生的电场强度0.176×10-3 V/m,远小于高压输电线路产生的电场强度4×103 V/m,因此人体内部电场强度对外加电场强度而言是极其微弱的。
3 改善电场短期生态影响的措施
有效改善电场短期影响的措施主要通过减小高压输电线路产生的工频电场强度及改变电场中导体的物理性质来实现。
由于高压交流输电线路产生的工频电场强度有其特殊性质,采用增加导线对地高度、合理布置导线、架设架空屏蔽线、减小相间距、减小导线分裂间距及减少分裂导线根数等方式,均能减少线下工频电场强度,减轻高压交流输电线路可能产生的工频电场短期生态效应影响。
为保护电力走廊,输电线路走廊区域应尽量避免放置对地绝缘导体,同时也应尽量减少其尺寸,对于不可避免的导体应有效地实现接地,以减少导体发生静电感应的可能性,有效防止人体接触时可能出现的电击现象。
4 结论
(1)工频电场是一种低频(f=50 Hz)、长波(λ=6 000 km)的电波,其极易被各种障碍物屏蔽,同时穿透能力弱。
(2)对处在电场中的人体感应电流可采用模拟电荷的方法进行近似计算,身高约1.7 m的人体,工频电场强度E0=4 kV/m时,通过人体脚的总感应电流仅为60μA,远低于人体伤害电流6×103～9×103μA,人体不会出现刺痛感和不舒服的感觉。
(3)当外加工频电场强度E0=4 kV/m时,人体内部电场强度为0.176×10-3 V/m,其人体内部产生的电场强度远小于高压输电线路产生的电场强度4×103 V/m,人体内部电场强度对外加电场强度而言是极其微弱的。
(4)采用增加导线对地高度、合理布置导线、架设架空屏蔽线、减小相间距、减小导线分裂间距及减少分裂导线根数等方式,均能减少线下工频电场强度,减轻高压交流输电线路可能产生的工频电场短期生态效应影响。
(5)输电线路走廊区域实现导体接地,能有效减少导体发生静电感应的可能性。
参考文献
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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。
交流输电线路 篇7
1 特高压交流输电线路的特点与存在问题
1) 特高压交流输电线路的特点。特高压交流输电线路具有对安全运行的可靠性要求较高、沿途线路跨越长、沿线地理位置复杂、运行参数和电压均高、杆塔高尺寸大等特点, 因此如何开展好运行维护作业与带电作业这两项重要任务成为了保障特高压交流输电线路顺利、安全运行的首要解决问题。2) 存在问题。a.在设计之初, 特高压交流输电线路的相关设计标准的偏低, 对其抗风、舞动的能力就会相应的减弱, 导致出现电线路跳闸或者是杆塔倾倒的现象。b.电线路的绝缘零件可靠性较弱。目前, 由于大气污染的非常严重, 雾霾天气的频频发生对特高压交流输电线路的污染也是非常严重的, 导致该电线路绝缘零件的可靠性大大降低, 甚至有可能会出现因腐蚀和污染引发重大电力事故的发生[2]。c.应对恶劣天气工作不足。在实际情况中, 由于特高压交流输电线路比起一般的高压和低压线路来说, 因其杆塔高度远高于后两者, 所以更易受到雷电、雨雪的攻击, 进而引发跳闸事故。
2 特高压交流输电线路的日常维护措施
1) 加强日常巡视力度。当特高压交流输电线路建成并投入使用后, 为应对突发状况, 要加强日常对特高压交流输电线路的巡视[3]。可以结合不同的巡视方式, 例如定期巡视、夜间巡视、故障巡视以及特殊巡视等丰富日常的巡视内容, 以期能够达到及时的发现问题。当事故发生是能够及时准确地找到故障点。2) 及时地对发生问题进行检修和抢修。及时地对所发生的问题进行一个检修和抢修工作, 在日常的维护工作中是非常重要的。当巡视时发现有线路挂异物、杆塔倾斜、线路松动等现象, 要及时地对其进行问题解决和检修, 必要时要做好紧急抢修的准备, 使得特高压交流输电线路能够顺利、安全的继续运行。3) 构建合理的日常运行管理模式。在特高压交流输电线路的日常维护工作中, 构建合理的日常运行管理模式是非常必要的, 不仅能够要运行管理人员在工作的开展过程中做到有根据有重点, 还能够提高其工作效率和保证其工作质量, 使得特高压线路后续运行得以顺利进行。4) 做好预防恶劣天气的对策。如何做好预防恶劣天气的对策, 首先就是要在其设计之初, 避开灾难事故、恶劣天气多发的地点, 并且在建设前期要做好目标地点的天气信息的收集, 增强该特高压交流输电线路运行能力。另外如果确实需要将特高压交流输电线路建设在某些特殊位置, 例如山谷、河床、水库下游等地, 则需要在建设特高压交流输电线路的阶段就好做好防护、加固的措施, 用以应对恶劣天气的发生。
3 特高压交流输电线路带电作业
1) 关键技术参数的掌握。做好特高压交流输电线路带电作业的工作, 首先要做的就是掌握好奇关键的技术参数, 例如带电作业的安全距离为多少、组合的间隙是多少、所使用的工具设备的有效绝缘长度等等关键技术参数。这样子才能够顺利地开展特高压交流输电线路带电作业的工作, 从而有利于特高压交流输电线路的顺利、良好的运行。
2) 带电作业人员的防护。在开展带电作业的过程中, 最重要的就是要做好带电作业人员的安全防护工作。因此, 供电企业需要给带电作业的员工配备专门的屏蔽防护用具, 以确保其在开展工作过程中的安全。
3) 带电作业的设备。与一般的高压、低压线路相比, 特高压交流输电线路采取的是高度更高的杆塔、尺寸更大的塔头以及其本身设计的尺寸大等, 因此其带电作业的设备就必须是由专门研制的配套设备, 例如负荷能力更强的提线工具、卡具等等[4]。
4) 带电作业的标准和方法。制定科学合理的带电作业的标准和方法, 不仅仅是因为特高压交流输电线路的带电作业安全性和可靠性的要求高, 而且能够让带电作业人员在实际的作业中, 能够有科学依据地进行作业, 使得其工作质量和安全性都能够得到保障。
4 意义
在我国当前电力负荷以及能源中心存在分布不均的现象的情况下, 为了最好的满足各方对电力的需求以及优化能源资源的配置, 开发和建设特高压交流输电线路成为了最好的选择。通过1000k V的交流高压来对各供电大网进行一个连接, 不仅能够错开各电力使用大区的用电高峰, 还能够改善各大电网的内容。并且在供电设备的电力胡勇过程中, 还能够有效地解决500k V电网电流短路过大、稳定性不够等问题。这就要求我们要做好对特高压输电线路的日常运行维护与带电作业的研究、探讨与分析, 通过特高压交流输电线路总结特点, 提出了对应的措施[5]。
做好特高压交流输电线路的运行维护与带电作业的开展工作, 不仅仅是为了适应当前人们对电力日益增长的需要, 还是为了促进我国的社会主义市场经济发展, 提高直接的经济效益所得。因此, 我们必须要做好对特高压交流输电线路的运行维护与带电作业的研究、探索的分析, 通过全面地总结其特点和发展现状, 提出有效的解决措施, 有利于促进我国的特高压交流输电线路技术的创新以及规模的扩大。并且还能够做到科学、全面、全方位的运行维护和带电作业, 进而使得我国的特高压交流输电线路保持良好、顺利的运行, 对确保对社会的工作做出了有力的保障。
5 结语
进入21世纪以来, 我国的经济伴随着改革开放力度的不断加深, 取得喜人的成绩, 为了保持经济发展的后续力, 做好基础能源资源的供应成为了当务之急。因此, 在我国全面进行开发和建设特高压交流输电线路后, 通过加强对其运行维护与带电作业的分析和研究具有极为重要的现实意义。
参考文献
[1]国家电网公司.国家电网公司电力安全工作规程 (线路部分) [M].北京:中国电力出版社, 2012.
[2]邵瑰玮, 胡毅, 王力农, 易辉.输电线路覆冰监测系统应用现状及效果[J].电力设备, 2012.
[3]陈涛, 何为, 刘晓明, 熊东.高压输电线路紫外在线检测系统[J].电力系统自动化, 2013.
[4]胡毅, 王力农, 刘凯.特高压交流输电线路带电作业现场应用试验[J].高电压技术, 2013.
交流输电线路 篇8
一、特高压交流输电线路的特点以及存在的问题
1 特高压交流输电线路的特点
和一般的输电线路相比, 我国特高压交流输电线路具有如下特点:一是特高压交流输电线路对安全运行的可靠性提出了更高的要求。二是特高压交流输电线路跨越的线路比较长, 从而电路沿线的地理位置非常复杂。三是特高压交流输电线路的运行参数、电压均高以及杆塔的尺寸比较大。
2 特高压交流输电线路存在的问题
一是在对特高压交流输电线路进行设计时, 相关设计标准的值较低, 这就导致特高压交流输电线路的抗风以及舞动等能力非常小, 从而最终导致特高压交流输电线路经常出现跳闸的情况, 同时也经常出现杆塔倾倒的问题, 影响供电的安全性和可靠性。二是我国特高压交流输电线路的绝缘性能比较弱, 对一些恶劣的自然天气情况抵抗力较弱, 容易导致因电路腐蚀而出现重大安全事故。另外, 由于特高压交流输电线路的杆塔高度比一般的线路高得多, 这就导致特高压交流输电线路更容易受到雷电、雨雪等自然环境的侵害, 从而导致特高压交流输电线路无法正常供电。
二、特高压交流输电线路的日常维护措施分析
1 相关人员应该提高对特高压交流输电线路运行维护的重视程度, 加强日常巡视
首先, 相关从业人员一定要认识到对特高压交流输电线路进行运行维护的重要意义, 将运行维护工作当作一个重要的工作来做。其次, 加强巡视。为了防止特高压交流输电线路出现突发事故, 运行维护人员一定要加强日常巡视, 将定期巡视、夜间巡视、故障巡视等相结合, 以便可以及时发现特高压交流输电线路中存在的问题, 如杆塔倾斜、线路松动等, 对于这些问题维修人员一定要及时采取有效的措施进行解决, 必要时需要做好抢修工作, 防止出现重大的安全事故。
2 根据特高压交流输电线路运行维护工作的实际情况确定合理的管理模式
合理的管理模式是做好运行维护工作, 保障特高压交流输电线路安全可靠运行的重要保障。因此, 一定要根据实际的工作情况确定合理的管理模式, 以提高维修人员工作的效率和质量。
3 关注天气预报, 做好恶劣天气的预防工作
首先, 在设计特高压交流输电线路时, 就要注意避开多发事故点。其次, 在对特高压交流输电线路建设之前, 对于目标地点的天气要进行收集, 以便增强特高压交流输电线路运行的能力。最后, 对于必须要建立在山谷、河床等地点的特高压交流输电线路, 一定的做好防护工作, 以免发生严重的安全事故。
三、特高压交流输电线路的带电作业问题研究
1 相关从业人员一定要提高安全意识, 全面掌握关键技术的参数
特高压交流输电线路带电作业是一项非常危险的工作, 因此要做好特高压交流输电线路带电工作, 工作人员一定提高安全意识, 掌握好关键技术的参数, 其中最为关键的参数就是安全距离, 维修人员处于不同的位置, 对距离的要求存在差异, 一般情况下, 维修人员处边相位置, 则安全距离控制为6m, 而维修人员位于中相位置, 则需要保障安全距离为6.7m。
2 工作人员一定要做好对自己的防护工作
在带电作业的工作中, 最重要的工作就做好工作人员的安全防护工作, 这就要求供电企业一定要给工作人员配备专用的屏蔽防护用具, 以防止在带电作业的过程中出现安全事故, 造成严重的人员伤亡。
3 充分发挥带电作业设备的功能
因为特高压交流输电线路和一般的线路相比具有特殊性, 因此相关的作业设备也是不同的, 在带电作业的过程中, 需要使用专用的工作设备, 从而提高工作的效率和质量。
4 制定科学带电作业的标准和方法
供电企业一定要根据实际的工作情况, 制定科学的带电作业的标准和方法, 这有利于提高工作人员工作的质量, 从而更好的满足特高压交流输电线路高效运行的要求。
结语
本文根据我国特高压交流输电线路的特点以及运行维护存在的主要问题, 提出了特高压交流输电线路运行维护的措施以及带电作业的防护措施, 相信本文的研究一定会发挥一定的现实意义。
参考文献
[1]谢森.1000k V高压输电线路的运行维护和带电作业研究[J].低碳世界, 2014 (23) :44, 45.
[2]孙忠慧, 王惠中.浅谈特高压交流输电线路运行维护及带电作业[J].科技与企业, 2015 (17) :193.
[3]刘志强.特高压交流输电线路的运行维护与带电作业[J].科技风, 2015 (17) :17.
交流输电线路 篇9
1.1高压交流输电线路雷击产生的危害
雷击事故是一种难以完全避免的灾害,发生灾害时,电力装置和配电缆甚至是周边建筑都会产生一定程度的破坏。雷击事故的危害主要表现在两个方面。
(1)通常情况下,雷击事故的电压均会超过80k V,极易击穿电器绝缘,使电力设备发生闪络的现象。可能会造成电路跳闸,使周边地区大面积停电,影响周边居民的正常生活用电和劳动生产。严重时可能引起电力方面的火灾甚至导致周围群众发生触电事件。
(2)若发生雷害事故且发生频率较高,电力企业需要对电力装置或配电电缆进行维修和抢救,电力企业会因此造成巨大的经济损失,使企业的运营成本大大增加。电力企业会因为雷击事故削减大量的经济效益,不利于电力行业的发展。
1.2高压交流输电线路线路雷害的原因分析
雷害事故产生的原因包括人为因素和自然因素,目前我们可以完善的是人的工作,然后有针对性的进行改进来降低雷击的伤害。主要有以下四点。
(1)很多雷击灾害频发的地区主要问题是电力设施和防雷装置的设施没有进行落实,监督和指导不足,相关的管理制度未得到完善。
(2)当地的防雷措施和布置工作没有因地制宜,没有结合当地实情。尽管防雷设施全部到位、措施已经得到实行,但是却没有达到预期效果,或者由于各种原因使已经使用的设施没有得到安全保护。
(3)就我国整体情况而言,我国很多偏远地区的高压交流输电线路建设工作未能引起相关部门的重视。在输电线路的建设过程中,政府的财政支持力度较小,防雷装置达不到应有的数量,导致防雷水平仍然比较低。
(4)相关部门没有对配电线路和防雷设施进行全面的安全检查,很多故障没有被排查出,埋下了雷害事故的安全隐患。
2高压交流输电线路防雷技术研究
2.1降低杆塔接地电阻
降低杆塔接地电阻技术一种通过降低杆塔的冲击接地电阻来提升输电线路耐雷水平的防雷技术,其原理是降低杆塔接地电阻时,雷击塔顶时塔顶电位升高的程度降低导致绝缘子所承受的过电压程度下降,从而有效降低线路的雷击跳闸率。传统的降阻方法包括物理降阻和化学降阻两类,物理降阻包括延长接地电极、深埋接地电极、使用复合接地体、更换电极周围土壤等,而化学降阻则主要指的是敷设降阻剂来降低土壤电阻率。根据电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》、雷季干燥条件下,每基杆塔不连避雷线时的工频接地电阻不宜超过表1所列数值。
值得注意的是,通用行业标准里对杆塔接地电阻的要求是较为宽松的,但根据实际的工程经验,山区、多雷区的联络线路或重要线路,其杆塔接地电阻最好能降低到20Ω以下,实际施工过程中,相关技术人员首先需要准确勘探每基杆塔的地形地势情况,然后结合塔四周的土壤电阻率及其分布情况、土壤的酸碱度、地质结构等因素,选用恰当方法降低杆塔接地电阻。
2.2架设耦合地线
架设耦合地线可认为是在降低杆塔接地电阻出现困难时所采用的方法,其原理是通过在导线下方加设一条接地线的方式实现增加导线和地线之间的耦合作用和降低杆塔的分流系数,达到降低线路的反击跳闸率的效果。对于110kv高压交流输电线路而言,其材料多采用GJX-25型钢绞线,悬挂位置为直线塔—导线下横担下4.5米,耐张转角塔—导线下横担下3.5米,安装位置一般为铁塔左侧面。实际架设过程中,技术人员需要充分考虑耦合地线与导线的电气距离配合,特别是交叉跨越时的配合,同时做好杆塔强度的校核工作避免杆塔荷载过大。
2.3易击段杆塔加装线路避雷器
线路避雷器技术是通过在线路上安装与线路绝缘子串联或并联的线路避雷器装置,从而提升安装处线路的绕击和反击耐雷水平,降低雷击跳闸率的一种防雷技术。就现阶段的线路避雷器安装而言,ATP仿真软件可以提供线路采用线路避雷器前后的耐雷水平等相关参数,为整个安装方案奠定重要基础。但考虑到杆塔所在处地形地貌等因素的影响,实际安装方案应考虑如下几点。
首先,避雷器的安装需尽可能做到经济性与实用性并存。考虑到雷击具有分散性、统计性和不确定性的特点,应当选择多雷区且易遭受雷击的线路段中被雷击频度最大的杆塔安装避雷器。可考虑在带绝缘的110k V高压交流输电线路上装设如图2所示的排气式避雷器,当线路遭受击穿时,外部间隙和内部间隙会在强大的过电压下被击穿,整个供电系统接通,产生的工频续流会在短时间内使避雷器内部的温度迅速上升,使管子内壁的材料燃烧产生大量灭弧气体以熄灭电弧。由于排气式避雷器具有残压小、经济性强、可靠性高等一系列优点,故已在110k V高压交流输电线路中有着广泛的应用。
3结语
输电线路遭受雷电袭击引起的跳闸停电事故,不但影响电力系统的正常稳定运行,同时还増加对输电线路维护和修理的工作量。基于此,只有将输电线路的设计、分析、防雷等环节结合在一起,利用彼此的数据和经验不断的完善和提高,才能充分保证输电线路的可靠性。
摘要：110kV高压交流输电线路是电力系统与用户相连接的关键环节,相关的防雷工作不可或缺。本文基于此,首先分析了110高压交流输电线路雷击事故危害及产生的原因,然后从防雷方式、技术角度、管理角度等不同方面对提升防雷水平的措施进行了探讨,望对相关工程人员带来一定帮助。
关键词：110kV输电线路,防雷技术,原因分析,提高建议
参考文献
[1]林韦君.浅析110kv高压交流输电线路安全运行管理的方法探究[J].科技创业家.2011,6(11):90-91.
交流输电线路 篇10
随着我国国民经济的持续快速发展,对电力的需求越来越大,电力系统正在向大容量、远距离、特高压的方向发展。电力系统输送容量、输送距离和电压等级的不断增加,使得系统的稳定性问题变得日益突出。
串联补偿技术是一种提高稳定极限的有效方法[1]。在输电线中间加入串联补偿电容器能减小线路电抗,缩小线路两端的相角差,从而有效地提高输电线路的输电能力和系统稳定性[2],且其在线路建设投资、输电走廊获取以及减少环境污染方面有明显优势。
电力系统中的电容和电感均为储能元件,当操作或故障使其工作状态发生变化时,将有过渡过程产生。在过渡过程中,可产生数倍于电源电压的操作过电压。在特高压交流输电系统中,操作过电压是决定其绝缘水平的最重要的依据之一,直接影响到系统的运行性能和制造成本。操作过电压的分析与限制是发展特高压电网的主要研究课题之一[3,4]。
本文拟考虑在1 000 k V交流输电系统中加入串联补偿,以目前正在建设的国家电网公司晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程[5]为背景,采用国际上广泛使用的电磁暂态计算程序ATP-EMTP,对含有串联电容器补偿的1 000 k V交流输电线路各种工况下的合闸操作过电压进行计算和分析研究[6],以便为以后在我国特高压输电系统中采用串联补偿装置提供参考。
1 操作过电压计算
在特高压交流输电系统中,由于空载长线的电容效应会引起很大的工频电压升高,在此基础上会出现幅值很高的合闸过电压。合闸过电压是特高压电网中最典型的操作过电压,对系统的绝缘水平起决定作用。
线路合闸可分为2种类型[7]。一种是空载线路正常有计划的合闸操作:合闸前,线路不存在接地故障;合闸后,线路各点电压有零值过渡到考虑电容效应的工频稳态电压值,在此过程中会出现合闸过电压。另一种合闸操作是运行线路发生单相接地故障,由继电保护系统控制跳闸后,经一短时间后再合闸,即自动重合闸操作。
1.1 系统计算条件
参考晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程,线路长度选为600 km,线路参数选取与示范工程相同,如表1所示。系统电源母线电压为1 087 k V,三相短路容量为50 000 MW。为了更清晰地看出在加装串联补偿电容器后对操作过电压的影响,在计算时暂时不采取任何限压措施。
1.2 空载线路合闸过电压计算
1.2.1 计算条件
空载线路合闸过电压计算主要考虑2种情况:一种是考虑串联补偿电容器补偿度不同对合闸过电压的影响,另一种是考虑串联补偿电容器安装在线路的位置不同时对合闸过电压的影响。
线路合闸操作发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设线路三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。
1.2.2 计算结果
串联补偿电容器安装在线路正中间,串联补偿度不同时,空载线路合闸过电压沿线分布如表2所示。串联补偿度为50%,串联补偿电容器安装位置不同时,空载线路合闸过电压沿线分布见表3。
表中电压基值为大写字母A~E分别表示距线路首端0、150 km、300 km、450 km和600 km的位置,在有串联补偿装置处过电压值取装置左侧的电压,下文各表与此相同。
1.2.3 计算结论
a.在加装串联电容器前后,空载合闸过电压最大值分别为3.31 p.u.和2.94 p.u.,串联补偿电容器具有降低空载合闸过电压的作用,并且随着串联补偿度的增加,空载合闸过电压降低的越多。
b.电容器的安装位置对空载合闸过电压有较大影响,越靠近线路首端,限压效果越好。
c.装有串联补偿电容器的特高压交流输电线路在空载合闸之前应该将串联补偿电容器投入,而不是将其旁路,并且其安装位置应尽量靠近线路首端。
1.3 自动重合闸
在超特高压交流输电线路中,由于相间距离大,运行经验表明绝大部分故障都是单相接地短路,因此其重合闸方式一般采用单相重合闸。
单相重合闸后有成功和不成功2种情况。单相重合闸成功时由于故障已经被清除,原故障相上无残余电压,其过电压与空载线路合闸过电压相同,因此这里只对单相重合闸不成功的情况进行研究。
1.3.1 计算条件
a.重合闸操作的时序为:0 s发生接地故障,0.1 s故障相两端断路器动作切除故障相,0.8 s两侧断路器重合闸,0.9 s两侧断路器跳闸再次切除故障相。
b.线路合闸操作发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设线路三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。
单相重合闸过电压计算同样考虑2种情况:串联补偿电容器补偿度不同对合闸过电压的影响以及串联补偿电容器安装在线路的位置不同时对合闸过电压的影响。
1.3.2 计算结果
串联补偿电容器安装在线路正中间,串联补偿度不同时,单相重合闸过电压沿线分布如表4所示。串联补偿度为50%,串联补偿电容器安装位置不同时,单相重合闸过电压沿线分布见表5。
1.3.3 计算结论
a.在加装串联电容器前后,单相重合闸过电压最大值分别为2.05 p.u.和1.98 p.u.,串联补偿电容器具有降低单相重合闸过电压的作用,并且随着串联补偿度的增加,单相合闸过电压降低的越多,但是效果不是很明显。
b.电容器的安装位置对单相重合闸过电压有较大影响,越靠近线路首端,限压效果越好。
2 操作过电压限制
虽然在采用串联补偿电容器之后操作过电压有所降低,但仍不能满足我国特高压过电压的参考标准,因此必须采取有效措施限制操作过电压。目前,限制操作过电压的措施主要有[8,9,10]:
a.使用高压并联电抗器补偿特高压线路充电电容;
b.加装金属氧化物避雷器MOA(Metal Oxidized Arrester);
c.采用断路器合闸电阻限制合闸过电压;
d.考虑使用控制断路器合闸相角方法降低合闸过电压;
e.选择适当的运行方式以降低操作过电压等。
2.1 空载线路合闸过电压限制
空载线路合闸过电压幅值较大,是特高压交流输电线路绝缘水平起决定作用的因素。这里考虑的限压措施有3个。
a.在线路两侧加装容量相同的并联电抗器,总并联补偿度为90%。
b.采用断路器合闸电阻,阻值为400Ω,在断路器合闸之前10 s接入。
c.在线路两侧加装MOA,MOA采用日本特高压系统中C型MOA的参数[11,12],雷电流为20 k A和10 k A时的雷电冲击残压分别为1 620 k V和1 550 k V。
仿真计算时在线路正中间加装串联补偿电容器,补偿度为50%,以降低操作过电压。断路器合闸发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。测得在合闸过电压2%的统计值时线路首端、正中间和末端的电压(均为A相)的波形如图1~3所示。
从图1~3中可以看出线路首端、正中间和末端的空载合闸过电压值uo1、uo2、uo3分别为1.32 p.u.、1.34 p.u.和1.32 p.u.,符合我国特高压过电压的参考标准,可见在加装了串联补偿电容器后采用上述的限压措施是有效的。
2.2 自动重合闸过电压限制
线路重合闸在因永久性故障而不成功时,重合闸后非故障相上的工频稳态电压比接地故障已消失后重合闸的要高。对于单相重合闸而言,这里主要考虑的限压措施是:
a.在线路两侧加装容量相同的并联电抗器,总并联补偿度为90%;
b.在线路两侧加装MOA,MOA参数同前。
仿真计算时同样在线路正中间加装串联补偿电容器,补偿度为50%,以降低操作过电压。断路器重合闸发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。测得在合闸过电压2%的统计值时线路首端、正中间和末端的电压(均为B相)的波形如图4~6所示。
从图4~6中可以看出线路首端、正中间和末端的单相重合闸过电压值分别为1.02 p.u.、1.33 p.u.和1.36 p.u.,也符合我国特高压过电压的参考标准,可见在加装了串联补偿电容器后采用上述的限压措施同样是有效的。
3 结论
a.在特高压交流输电线路中加装串联补偿电容器可以降低操作过电压,尤其是对空载线路合闸过电压的限制有较好的效果。
b.串联补偿电容器的位置越靠近线路首端限压效果越好;其补偿度越大限压效果越好。
c.采用相应的限压措施,可以将加装了串联补偿电容器的特高压输电线路的空载线路合闸过电压和单相重合闸过电压分别限制在1.34 p.u.和1.36 p.u.。
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浅析输电线路故障处理措施 篇11
[关键词]故障；数据；分析；巡视
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。
一、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。
二、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。
三、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。如果还是沒有发现故障点，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。
以上仅是一些常规的故障查找程序，但事故的突发性、不确定性和线路的千差万别，决定了故障查找方法的不尽相同，应根据具体情况具体分析，尽快找到故障点是唯一目的。对距离较短的线路，由于保护及自动装置测量的故障数据精确度不高，稍加分析定性巡线就行；碰上线路保护及自动装置有问题，给出的数据不全、没有数据或越级数据仅有事故特征，也应根据事故分析和定性，尽快组织故障巡视。 尽管经过精心的组织和检查巡视，总还是有一些事故的故障点不能找到：一方面，事故的故障点由于不明显、处在查找方法的死角或故障痕迹很快被掩盖而不能找到；另一方面，故障点不在本单位管辖的范围内，或干脆就没有故障。故障点在变电站内、用户或多家管理线路的故障点，根本就不在本单位管辖范围内的情况，是比较常见的。保护定值计算整定错误、保护误动、越级等原因引起的线路跳闸也是常有的，这些问题应由其他部门一起来解决。
参考文献：
[1]吴刚，喻小婷，陈伟，等.基于双端量的同杆双回线故障测距[J].陕西电力，2011，39（4）：25-29
交流输电线路 篇12
随着电力规划和建设的快速发展,远距离大容量超高压输电线路及大型水、火电站出线走廊拥挤问题日趋严重。在紧凑型输电线路设计过程中,需要考虑导线选型、塔头布置、塔型规划三大主要技术。本文将着重介绍500kV交流施秉至贤令山紧凑型输电线路工程在设计过程中的塔形规划。
1 工程概况
500kV交流施秉至贤令山紧凑型输电线路工程全线按2个单回路架设,均按紧凑型线路设计。线路所经地段以山地为主,间有部分高山、丘陵和泥沼,山地起伏较大。线路采用6×LGJ-300/40型钢芯铝绞线,最大设计风速为30m/s。
2 塔形规划
500kV紧凑型输电线路的对地距离和交叉跨越与一般500kV交流线路类似。现从广东省已建的500kV线路中,选择地形、气象条件与本线路类似的线路工程进行分布统计,其直线塔的呼称高、水平档距、垂直档距的分布情况如图1～3所示。
由图1可知,主要直线塔的呼称高可按32～47m、35～50m、35～59m三组高度进行设计,考虑个别情况,非主力直线塔还增设了77m的呼称高。由于500kV紧凑型塔的挂点跟一般500kV塔不一致,但对地距离及交叉跨越物距离的要求一致,因此对于同样的导线挂点高,500kV紧凑型塔呼高比一般500kV塔呼高要高出5m左右。
由图2可知,直线塔的规划水平档距分别为400、500、600、700、850m五个档次。
由图3可知,直线塔的垂直档距分为550、700、850、1 000和1 200m五个档次。综合上述数据,单回路直线塔规划见表1。
耐张转角塔的转角度数按0～20°、20～40°、40～60°、60～90°分四档,对应的塔型分别为JJ101、JJ102、JJ103、JJ104。另外,设JJD终端塔,转角度数为0～60°,代表档距L01=600m、L02=100m。耐张转角塔及终端塔的使用条件见表2。
500kV紧凑型线路三相导线布置在同一塔窗内,三相导线倒等边三角形排列,每相分裂导线宜采用等边、对称布置。为满足三相导线的布置及电气间隙要求,需采用V型串悬挂方式,上导线V型串夹角为88.4°,下导线V型串夹角为141°。由于下导线V型串夹角大,导致绝缘子串受力大,因此对垂直档距有所限制。
3 结束语
500kV紧凑型线路三相导线采用倒等边三角形排列,需采用V型串悬挂方式,且对于同样的导线挂点高,500kV紧凑型塔呼高比一般500kV塔呼高要高出5m左右,这在进行塔型规划设计时尤为重要。
参考文献