输电线路走廊（共6篇）
输电线路走廊 篇1
摘要：在对贵州西部输电线路灾害状况进行调查和研究的基础上, 评价了小型采空区的稳定性, 并对大中型采空区地表变形及影响范围的确定方式进行了探讨, 提出了采空区稳定性评估方案, 为以后采空区的稳定性评估提供了参考。
关键词：输电线路,采空区,稳定性,评估方法
贵州省西部地区是贵州的主要煤炭产区, 由于区内煤炭资源的大量开采形成采空区, 引发地面塌陷、地裂缝、滑坡、崩塌等地质灾害, 对输电线路在选线、架设及运行期间造成很大的安全隐患。本文在有关单位针对其灾害状况进行详细调查和研究的基础上, 提出了贵州西部输电线路走廊采空区稳定性评估方案。
1 采空区特征
贵州岩溶山区小型煤矿采空区多呈巷道式, 范围狭窄, 地表变形类型为塌陷和开裂, 塌陷呈椭圆状, 裂缝一般表现为上宽下窄, 无明显位移。大中型煤矿采空区的地表变形主要形成地表下陷区。初始时位于采空区上方, 当地下采空后, 随之产生地表变形, 开始形成凹地, 并随着采空区不断扩大而发展。采空区地表变形具有明显的不连续性特点[1,2,3]。
2 采空区稳定性评估
2.1小型采空区稳定性评价
稳定性分区评价表见表1。
贵州岩溶山区的小型煤矿采空区顶板稳定性分区可按表1进行, 其稳定性可采用式 (1) 计算。
其中, Q为采空段顶板上的压力, k N/m;P0为建筑物基底单位压力, k N/m2;G为巷道单位长度顶板上岩层所受的总应力, k N/m;B为巷道宽度, m;φ为岩层的内摩擦角, (°) ;f为巷道单位长度侧壁的摩阻力, k N/m;γ为上覆岩层的重度, k N/m3;H为巷道顶板的埋藏深度, m。
当H增大到某一深度, 使顶板岩层呈自然平衡 (即Q=0) , 此时的H称为临界深度H0;
当H<H0时, 地基不稳定;H0≤H≤1.5H时, 地基稳定性差;H>1.5H0时, 地基稳定。
2.2大中型采空区地表变形及影响范围确定
2.2.1水平煤层、缓倾斜及倾煤层地表移动与变形预测计算
1) 地表最大下沉值。
a.首次采动时, 充分采动情况下的最大下沉值计算:
其中, Wmax为最大下沉值, mm;m为矿层的真厚度, m;α为矿层倾角, (°) ;η为下沉系数, mm/m, 初次采动取0.7, 重复采动取0.85。
b.首次采动时, 非充分采动情况下的下沉值计算:
其中, W为下沉值, mm;n1, n2分别为矿层倾斜方向与走向方向的采动程度系数;H为平均开采深度, m;D1, D2分别为采空区沿倾斜方向与走向方向的实际尺寸, m。
c.重复开采时, 非充分采动情况下的下沉值计算:
其中, H1为前次采动的上覆岩层厚度, m;H为本次开采深度, m。
2) 地表最大倾斜、最大曲率、最大水平移动和变形的预测[4,5,6]。
a.最大倾斜值:
b.最大曲率:
c.最大水平移动值:
d.最大水平变形值:
其中, R为地面影响半径;b为水平移动系数, 0.2~0.3。
3) 地表移动速度移动过程的持续时间。
根据矿井中覆岩类型、顶板管理方式等条件, 地表最大下沉速度可按式 (10) 计算[4,5,6]:
其中, Vfm为最大下沉速度, mm/d;k为下沉速度系数, 取1.8Wfm为最大下沉值, mm;C为工作面推进速度, m/d;H为平均开采深度, m。
按地表下沉速度大小, 地表移动期一般分成3个阶段, 即:开始阶段、活跃阶段、衰退阶段。其时间分别用T1, T2, T3来表示, 地表移动的总时间用T来表示, 其计算公式见式 (11) ~式 (13) [4,5,6]。
2.2.2移动范围的确定
由于贵州岩溶山区采空区地表变形具有明显的非连续性的特点, 线路塔位设计时因尽量避开采空区的影响范围。根据野外调查, 以及采空区沉降监测进行反推演算, 其移动范围可根据移动角进行确定, 见表2。
(°)
2.2.3安全开采深度确定
根据贵州岩溶山区的煤矿的特点, 结合各煤矿采空地表变形情况调查, 统计分析后, 提出安全开采深度可按式 (14) 估算:
其中, H为安全开采深度, m;K为安全系数, 见表3;M为煤层采出厚度, m。
3 措施及建议
1) 为了不影响输电线路的正常运营, 在新建线路勘测时, 以尽量避开采空区为宜, 尤其是矿层急倾斜的矿区或地表具有非连续性变形的区域更应如此。
2) 新建线路不可避免通过煤矿区的, 可采用以下方法进行处治:
a.煤矿尚未开采区, 建议预留保护煤柱或者圈定禁采范围。
b.煤矿处于临界安全开采深度范围, 地面仅产生轻微变形的地段, 线路塔基设计应加强基础刚度和上部结构强度, 例如采用大板加柔性基础或联合基础、门杆或V字形塔等。
3) 对线路塔基产生危害的已形成的煤矿采空区, 可采用以下方法进行处治:
a.对于线路处于地表倾斜大于6 mm/m、地表曲率大于0.4 mm/m2、地表水平变形大于4 mm/m, 或者是地表变形不连续的区域, 建议改线。
b.对于线路处于地表倾斜小于6 mm/m、地表曲率小于0.4 mm/m2、地表水平变形小于4 mm/m的, 可采用基础带电复位、带电扶正塔身、带电提升, 加固原基础等应急措施。通过以上处理方式处理后, 应对相应塔位进行监测, 若再次出现危害, 建议改线。
参考文献
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输电走廊滑坡泥石流灾害预警预报 篇2
云南省地势地形特殊, 需要结合电网分布和电力生产需求, 开展坡泥石流灾害预报预警技术研究研究, 建立云南省输电走廊滑坡泥石流预警预报模型以实现对泥石流灾害的提前预警, 从而提高电网应对自然灾害的能力。
2 产生滑坡泥石流的自然因素
1) 地形因素:
素主要包括地形坡度、海拔、高差和斜坡结构, 其中海拔与高差相关显著, 二者择一参与分析即可。采用统计分析, 得出泥石流形成区海拔段为900m～4300m, 70%的滑坡就分布在这一海拔段内, 说明滑坡是泥石流的主要物源。泥石流形成区沟段的纵坡降可达36%～49%, 沟岸坡度多在30°～50°之间, 这也是滑坡多发地形坡度段。顺向坡中的滑坡发生数稍大于反向坡中发生的滑坡数, 表示顺向斜坡结构更易于发生滑坡灾害。
2) 降雨:
统计分析, 有90%的泥石流和70%的滑坡发生在6月至10月之间, 从5月开始至10月为云南省的雨季, 这6个月的雨量占全年雨量的85%以上, 降雨是滑坡泥石流产生的一个重要影响因素。
3) 地震:
从总体影响趋势来看, 滑坡泥石流的面密度随着地震烈度的增大而增大, 地震烈度在Ⅶ度以上的地区, 其滑坡泥石流面密度均大于全省的平均值 (83.8/1000km) , 另外地震烈度大于Ⅸ度的地区, 其滑坡泥石流的面密度是全省平均值的2.4倍。
地形、地震和降雨等自然因素对滑坡泥石流的影响程度可以采用R- 型因子和逐步回归进行影响因子权重分析, 最后采用灰色关联度方法对分析结果进行检验。
3 滑坡泥石流灾害预警预报模型
在以往的滑坡泥石流预报研究中, 并未考虑周边的地势地形因素及地震等气象因素, 主要只是从降雨这个单一条件出发, 分析降雨量、降雨强度与滑坡泥石流之间的关联关系从而进行预报, 因此预报的准确性相对较低。为提高预报准确性, 需要综合考虑云南省的地质地形、降雨、地震等信息, 采用监测数据的极值检验、水平一致性检验和垂直一致性检验等方法对数据信息质量进行可控制, 运用信息精细化技术将这些信息融合分析, 建立与高分辨率地形资料信息相匹配的细化监测信息资料和不同地质环境不同气象条件下的滑坡泥石流预警模型与等级, 技术研究与设计路线如图1所示。
3.1 泥石流灾害信息库
输电走廊滑坡泥石流灾害信息库中存储云南省滑坡泥石流数据、地形数据、气象数据和地震数据等信息, 主要是为建立云南省输电走廊滑坡泥石流地质、气象等因素相融合分析的预警预报模型提供空间信息和非空间信息。与云南省气象台、地质局、水利局和地震局等多部门联合, 依托现有的气象、地质环境等监测站网, 收集云南省地质分布、降水观测、地震发生情况和滑坡泥石流灾害等基本数据, 完善和丰富云南省滑坡泥石流灾害数据, 同时在信息入库之前进行数据梳理、抽取和转换, 对一些无用、异常或错误数据进行前期过滤处理, 保证信息库中数据的有用性与准确性。
3.2 泥石流灾害空间预测模型
从预警对象的物理参量进行分类, 滑坡泥石流灾害预测可分为空间预测、时间预测和强度预测三大类, 在对滑坡泥石流进行预测时应该包含这三个物理参量和每个物理参量可能发生的概率。其中时间预测和强度预测都是针对某一具体地域或地点进行诱发因素分析, 空间预测主要基于滑坡泥石流灾害的主要控制因素和诱发因素开展, 控制因素是基本条件, 主要包括地质结构、地貌形态等。由于滑坡泥石流具有明显的地域性特点, 在不同的地形因素影响, 地区滑坡产生所需的降雨量和降雨强度等因素不同, 甚至差异较大, 因此首先需要对预警对象进行空间区划。
针对云南省输电走廊的分布开展精细化山体滑坡泥石流风险区划, 然后结合划分好的区域, 采用信息统计、专家评分、神经网络和层次分析方法预测每个风险区域的滑坡泥石流产生概率和等级分类, 包括五个区域等级:极高危险区域、高危险区域、中等危险区域、低危险区域和安全区域。圈定云南省有效的区域靶区, 实现输电走廊滑坡泥石流灾害的空间预测模型。
3.3 强降水与滑坡泥石流的关系
滑坡泥石流地质灾害主要与三大因素有关, 特定的地质地貌条件、不合理的人类活动、较大或连续的降水。其中降水是这些因素中最活跃且多变、可预测的自然因素, 也是滑坡泥石流等山地灾害直接的诱发因素。地质灾害预警预报的准确性在很大程度上是依赖于降雨预报的准确性, 强降水过程的分析预报对减轻与防御地质灾害最具现实意义。
采用逐步回归分析法对滑坡发生前不同时间段的累计降雨量进行相关度分析, 得出滑坡泥石流与发生之前4～5日的累计降雨量密切相关, 而与发生之前较长时间的累计降雨量相关性较小。 不同时间段的累计降雨量对滑坡泥石流的影响程度不同, 称为影响滑坡泥石流系数, 该系数为幂指数形式。用一段时间中的每个时间单位累计降雨量乘以相应的影响系数再累加, 则可得到该段时间的影响滑坡泥石流降雨量, 这里以一天为一个时间单位, 计算影响系数的公示为:
A=A0+kA1+k2A2+ k3A3+ … +kNAN (1)
式 (1) 中A为滑坡泥石流发生的N日之前影响滑坡泥石流降雨量;A0为滑坡泥石流发生当天的降雨量;k为影响滑坡泥石流系数, 对信息库中滑坡泥石流历史信息进行统计计算, 得出k ≈0.8;N为自然数, 表示一段时间为N天。
当影响滑坡泥石流降雨量达到临界降雨量则引起滑坡泥石流的产生, 不同风险区域的临界降雨量也不同。根据信息库中云南省的历史滑坡泥石流资料和降雨相关资料, 建立云南省降雨量危险等级模型。
3.4 泥石流预警模型建立
将空间预测模型与降雨、地震等气象因素相融合, 首先在风险区域中加入地震数据信息, 特别是地震烈度大于Ⅸ度的地区, 结合地震数据, 对风险区域信息进行完善, 再将空间预测的风险区域危险等级与降雨量危险等级结合分析得到输电走廊滑坡泥石流预警等级模型。
利用模型中强降水与滑坡泥石流的定量关系, 对云南省气象台的降雨数据进行计算, 得到最近一段时间 (1天, 2天等时间段) 的影响滑坡泥石流降雨量, 形成该时间段的降雨量危险等级, 结合空间预测的风险区域危险等级即可得出输电走廊滑坡泥石流预警等级, 从而发布滑坡泥石流预警信息, 提前对输电走廊滑坡泥石流灾害进行关注和相应预防措施处理, 在很大程度上减少灾害的发生, 保证输电走廊的安全。
4 结束语
综上所述, 影响云南省滑坡泥石流灾害的因素较多且影响程度各异, 单一地从降雨或地震因素出发进行滑坡泥石流的预测无法保证其精度, 因此本文建立滑坡泥石流灾害信息库, 从多部门获取海量数据信息进行扩充, 并采用数据清洗等技术保证数据的有效性。在信息库的支撑下, 建立输电走廊滑坡泥石流灾害空间预测模型和强降水与滑坡泥石流的定量关系, 综合考虑云南省地势、地形因素和气象等因素对输电走廊滑坡泥石流的影响, 将输电走廊区域地质、地形、地震、降雨等因素融合, 形成输电走廊滑坡泥石流预警模型, 为云南省输电走廊滑坡泥石流灾害的提前预警提供支持, 为滑坡预报的准确性提供保障。
摘要：针对云南省复杂地形、特殊地质和气候, 结合实时气象动态信息研究不同地质背景条件下强降水与山体滑坡、泥石流灾害发生的定量关系, 建立输电走廊区域滑坡泥石流灾害预警预报模型, 提前预警, 提高电网应对滑坡泥石流灾害的能力。
关键词：滑坡泥石流,地质,气象动态信息,强降水,预警预报模型
参考文献
[1]刘传正, 区域滑坡泥石流灾害预警理论与方法研究[J].水文地质工程地质, 2004, 3 (1) :1-3.
[2]肖翔, 畅益锋.长江上游滑坡泥石流预警系统建设及运行模式[J].人民长江, 2010, 41 (13) :85-86.
[3]刘传正, 唐灿, 温铭生, 等.全国地质灾害气象预报预警实施方案[R].北京:中国地质环境监测院, 2003:15-18.
输电线路走廊 篇3
随着社会的发展，线路走廊费用所占投资比例呈上升趋势，目前在经济发达、走廊资源紧张地区，走廊费用占到静态投资的20%甚至更高[1]。采用±800kV级直流输电，既可满足长距离、大容量输送电能的需求，又可节省输电线路走廊。同走廊直流线路的电磁环境影响主要体现在直流电场的叠加对周围环境造成的影响方面，从减少房屋拆迁考虑，希望直流线路之间的接近距离尽量小，但由于直流线路产生的合成电场的叠加效应，会使其不满足电磁环境限值的要求。所以如何对直流线路同走廊时的电场进行叠加计算以及如何评价其是否满足电磁环境限值要求是重要的问题。
本文根据单回直流线路的合成电场限值，给出多回直流线路同走廊时的混合合成电场控制值，并研究了混合合成电场的评价方法，文中提出的计算方法可以用来理论计算直流线路同走廊时最小平行接近距离和房屋拆迁范围。
2 直流线路同走廊时的混合合成电场叠加计算方法及评价方法
2.1 混合合成电场研究概况
输电线路有交流和直流之分，当交流线路单独存在时，在空间产生工频电场，称之为交流电场;当直流线路单独存在时，空间电场由导线上的电荷产生的电场和空间离子产生的电场合成，常称之为合成电场(有时也称之为“直流电场”);当交流线路和直流线路同走廊，空间既存在由交流线路产生的电场，也存在由直流线路产生的电场，其电场分布与交直流线路单独运行时的电场有所不同，称为混合电场。本文研究多回直流线路同走廊时电场的混合效应，所以也可以把多回直流线路同走廊时产生的合成电场称为混合合成电场。
在20世纪80年代，国内外已经开展了交直流线路同走廊时电场分布规律的研究，理论分析和试验均认为：在计算交流线路下的地面电场分布和直流线路下的地面电场分布时可忽略交直流电场之间的相互作用，计算其电场时仍然可以采用交直流线路单独运行时的方法处理，通过叠加方法，近似得出交直流线路的混合合成电场[2,3,4]。
可以借鉴交直流线路同走廊的研究方法，当多回直流线路同走廊时，导线表面最大场强会受到一定的影响，但可以不考虑直流电场之间的相互作用，从而通过叠加方法近似得出多回直流线路的混合合成电场。
2.2 混合合成电场的叠加计算方法
前已述及，当多回直流线路同走廊时，可将直流电场叠加近似得出混合合成电场。在叠加过程中要注意，由于线路有正负极，在地面上存在垂直穿入地面和垂直穿出地面的电场，而电场叠加应该根据不同正负极排列方式采用矢量叠加。根据直流系统的运行需要，每极直流线路既可能作为正极运行，也可能作为负极运行，因此在不同的直流线路导线极性组合下的混合合成电场均要满足控制值要求。如表1、表2所示。
2.3 混合合成电场的评价方法
对于多回±800kV直流线路同走廊情况，目前国内外尚无其混合合成电场控制值标准[2]。确定混合合成电场控制值并形成标准，需要大量的人体感受试验和其它研究。我国特高压直流线路已进入初设阶段，通过详细研究确定混合合成电场控制值，在时间上已不允许。根据国内外对交直流同走廊情况的相关研究资料[2,3]，本文推荐利用已有的单回直流线路合成电场控制值，采用加权平均方法确定多回直流线路混合合成电场控制值。加权的方法为：
本文对于多回直流线路同走廊，根据线路所处区域的不同(居民区或非居民区)，结合单回±800kV直流线路的电场限值，采用三种合成电场控制值组合方式：(1)对于直流线路经过居民区时的情况，合成电场控制值均为25kV/m(对应干导线);(2)对于直流线路经过非居民区时的情况，合成电场控制值均为30kV/m(对应干导线);(3)对于直流线路临近民房时的情况，未畸变合成电场控制值为15kV/m(对应湿导线)。
多回直流线路同走廊经过不同区域时，首先将各个直流电场分别除以各自的合成电场控制值，进行归一化处理，判断不同点直流电场归一化值是否均小于1，然后再将各个电场归一化值相叠加，判断叠加后不同点直流电场归一化值之和是否均小于1，如均小于1则说明满足控制值要求。通过这种方法来校核多回直流线路同走廊的电场是否满足控制值要求。
3 直流线路的电场分布研究
3.1 计算模型
本文以向家坝-上海±800kV、锦屏-苏南两回±800kV直流线路同走廊和向家坝-上海±800kV、锦屏-苏南±800kV、葛洲坝-南桥±500kV三回直流线路同走廊为例进行研究，计算电场采用的模型如图1所示，平行接近距离为直流线路中心之间的距离。本例涉及到的直流线路的结构参数如表3所示。
在电场分析时，假设同走廊内多回直流线路的导线对地最低点在同一断面上且同时取最小对地高度，在这种情况下的地面电场计算结果将比其他情况下的略高，使分析结论更严格。直流线路导线在经过不同区域时的最小对地高度为：±800kV居民区21m，非居民区18m;±500kV居民区15m，非居民区11.5m。
下面采用叠加方法绘制出向家坝-上海±800kV、锦屏-苏南±800kV两回直流线路同走廊和向家坝-上海±800kV、锦屏-苏南±800kV、葛洲坝-南桥±500kV三回直流线路同走廊经过居民区时在不同平行接近距离下的混合合成电场分布图，这里只简单对表1和表2中导线极性组合1进行分析，找出其中的规律，其它导线极性组合情况下计算过程是一样的。图形绘制中各个场强结果均采用绝对值。
3.2 两回直流线路同走廊时的电场分布
图2绘出了两回±800kV直流线路经过居民区时在不同平行接近距离下的混合合成电场分布图，线路结构参数见图1(a)和表3。
图中横轴零点在左侧线路左100m处，向右为正，线1为左侧直流线路的电场，线2为右侧直流线路的电场，线3为叠加混合合成电场。
从图2可以看出：(1)如果平行接近距离很近(如60m)，两回直流电场的高场强区将彼此重叠，在两回直流线路之间公共区域内存在较大的混合合成电场，同样可以计算，若采用导线极性组合2，则由于叠加作用，在直流线路外侧会存在较大的混合合成电场;(2)混合合成电场的最大值随着平行接近距离的增大而减小，但走廊宽度逐渐增大。
3.3 三回直流线路同走廊时的电场分布
图3绘出了两回±800kV直流线路和一回±500kV直流线路同走廊经过居民区时在不同平行接近距离下的混合合成电场分布图，线路结构参数如图3(b)和表1所示。
图中横轴零点在左侧线路左100m处，向右为正，线1为左侧直流线路的电场，线2为中间直流线路的电场，线3为右侧直流线路的电场，线4为叠加混合合成电场。
由图3可以得出与两回直流线路同走廊时相似的结论，只不过混合合成电场是三回直流线路电场的叠加，这里不再赘述。
4 结论
当多回直流线路同走廊时，由于线路极性排列方式不同，在直流线路之间公共区域内或线路外侧可能存在较大的混合合成电场。混合合成电场的最大值随着直流线路之间平行接近距离的增大而减小，但走廊宽度会逐渐增大。在工程设计中，应当根据实际情况，灵活选取平行接近距离，使之既能满足电磁影响限值要求，又能尽可能减少房屋拆迁。
参考文献
[1]舒印彪,刘泽洪,高理迎,等.±800kV6400MW特高压直流输电工程设计[J].电网技术,2006,30(1):1-8.
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[3]鞠勇,陆家榆.葛沪同杆并架±500kV直流输电线路电磁环境研究[Z].中国电力科学研究院,2006.
输电线路走廊 篇4
相关调查数据显示, 在架空线路的全部故障中, 由雷击导致的故障占了约50% 的比例[1]。由此可见雷击事故对线路运行的影响力之大。 所以, 在输电线路设计过程中, 必须将防雷作为重点, 根据线路实况, 采取相应的防雷措施, 保障线路的安全性和运行稳定性。
2输电线路防雷设计探讨
以某山区为例, 由于当地所处的位置刚好在冷暖气流的交汇处, 再加上山区地势起伏的影响, 此处雷电活动比较频繁。但是, 由于在线路设计中, 没有充分重视这一点, 此处雷击事故发生率非常高, 线路故障率常年居高不下, 尤其是在夏季, 经常出现停电事故, 给当地居民的日常生活带来了很大不便。所以, 线路设计中的防雷非常关键 [2]。一般来讲, 线路防雷可以采取的措施有下述几种, 在具体的设计中, 应遵照结合实际、经济性、合理性等原则, 进行综合考虑。
2.1增加绝缘子
按照相关规定, 线路绝缘是有一定要求的:一、若线路所处地区的海拔不超过一千米, 那么, 110k V线路中的绝缘子数量应在7片至8片左右 (最好是8片) 。二、若档距比较大且杆塔高度超过了四十米, 那么, 绝缘子数量应按照每增加十米加装1片的标准来确定[3]。
2.2优化接地装置
以110k V线路为例, 其运维中应以改良、优化接地装置为工作重点。在将接地装置进行改良之后, 线路出现跳闸的次数会有所减少, 故障概率也会因此降低。依据相关实例来讲, 优化接地装置之后, 输电线路中跳闸率的降幅最大可达30%;如果接地装置以往设置的比较不合理, 在经过改良之后, 跳闸率降幅甚至可以达到50%。
具体实施中, 接地装置改良的要点是降低电阻, 一般方法包括填充低阻物、安装导电模块等, 应结合实际情况进行选择。在电阻率相对较高的情况下, 降阻可采用布设接地极的方法, 以解决接地不良问题。但要注意的是, 不同线路的布设要求也不一样, 实施中应注意区分。若为水泥杆塔线路, 接地极布设应从其3米到5米之间的位置开始;若为铁塔线路, 接地极布设应从其5米至8米之间的位置开始。 使用的接地极最好选择长度为1.5米长的, 间隔距离最好在4米至6米。 除了布设接地极之外, 接地装置改良还可以通过增加耦合系数实现。 此种方法的实现途径通常是增加架空地线或耦合地线。
2.3加装避雷设施
若杆塔较高, 不仅会缩小其本身以及线路与雷云之间的间距, 还有可能会造成雷云与线路平行或者接近杆塔的情况。在这样的情况下, 杆塔本身会处于一个较为复杂的电磁环境中, 雷电绕击过电压几率会因此增大。对于这个问题, 现实中可通过加装侧向避雷针的方式来解决。对于110k V线路来讲, 侧向避雷针通常被安装在杆塔横阻两边的位置, 长度一般约为3米, 安装时应注意在其中间1.2米处进行固定。 若横向设备需加装避雷针, 那么其长度最好在1.8米左右。而电气连接则需将其螺孔与杆塔横担进行连接来实现, 其可以将雷电流引入大地。结合安装效果来讲, 侧向避雷针能够起到提升防绕击水平等作用, 对于保障线路安全有着非常积极的作用。但是, 其也有一个明显的局限性:引雷率较高。对于这个局限性, 目前相对有效的克服措施是增加绝缘子数量。
另外, 氧化锌避雷器也是一种在线路防雷方面具有一定优势的设备。其适用于雷电活跃、电阻率较一般情况偏高以及一般降阻方法无法实现的情况, 可有效降低跳闸率以及绕击率, 对保障线路安全能够起到非常显著的积极作用。
2.4调整保护角
目前, 线路防雷除了上述措施之外, 调整保护角也是一项比较有效的策略。此种方法具有一定的防雷效果, 但是, 其缺点也比较多, 其中包括:投运线路往往很难进行保护角调整;部分线路无法实施; 此种做法需要大量资金作为支持, 成本较高。所以, 在具体线路中, 应结合资金实际和技术能力, 综合分析以确定合理的保护角, 保证线路效益。
3输电线路运维技术分析
3.1线路检修
运维是保证线路安全的基本手段。变线为点是一种经实践证明效率较高的检修模式, 但需要专业的技术人员去实施。线路检修应注意下述三点:一、为了保证线路检修秩序, 确保检修任务能够按时完成, 在检修过程中, 应注意保障交通便利。二、应尽量选择技术先进、售后服务质量高、性能佳的设备。三、使用的线路老化率最好不要超过3‰ 且绝缘爬距必须符合规定。检测周期应根据线路老化率决定, 若其近四年均不超过2‰, 检测周期应为4年/ 次;若其近四年均在2.5‰, 检测周期应为2年/ 次。检修工作中需要注意的是, 对于比较容易受外力影响的杆塔等, 应采取一定的保护措施;对于暴露在外的线路, 要注意保养其绝缘材料。
3.2防雷监测
统计资料表明, 雷击跳闸是输电线路最容易出现的故障之一, 发生率较高, 特别是在某些山区, 由于气候、地形、环境相对比较特殊, 雷击事故的发生率非常高, 已然成了线路的最大安全威胁。所以, 线路运维中, 防雷监测也是一项非常重要的任务。在目前的情况下, 人们已经逐渐认识到了雷电对线路的危害性, 也在管理工作中对防雷监测技术进行了改进, 取得了一定的成效。值得一提的是, 由于雷击事故具有突发性, 因此, 应注意合理布设防雷装置, 并做好维护, 确保其能够正常工作。
4结语
线路故障是导致大规模停电的主要原因之一, 对社会生产的影响力非常大。因此, 降低线路故障率是保证线路效益的关键。出于此项考虑, 在线路设计过程中, 必须将防雷考虑在内, 采取有效的避雷措施, 尽可能的避免雷害事故的发生。
摘要：雷击是一种严重危害电力系统运行安全的事故, 此种事故极易导致线路短路, 进而造成系统运行故障。所以, 在输电线路设计过程中, 如何采取有效的防雷措施, 降低雷击危害, 是值得关注的重要问题。线路运维是保证线路正常运行的有效措施和基本手段, 对于提高线路运行效益有着巨大的影响。本文结合实际, 对输电线路的防雷设计以及输电线路运维技术进行了简要分析。
关键词：输电线路,防雷设计,线路运维
参考文献
[1]郭省平.输电线路运行故障原因及查找[J].科技与创新, 2015 (20) :144.
浅谈交流输电线路的输电能力 篇5
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
[1]柴旭峥, 梁曦东, 曾嵘.交流输电线路输送能力曲线计算方法的改进[J].电网技术, 2005 (24) .
基于架空输电线路输电能力的研究 篇6
包括输电网的运行结构、稳定性和经济性在内的网络能力和受导线热稳定允许的条件限制的线路能力决定了架空输电线路的输电能力。在我国社会经济不断发展的今天, 我国的电力行业也实现了跨越式的发展。在这一背景下, 我国的架空输电线路的网络能力获得了非常大的提升, 而且不再对输电能力进行限制, 所以架空输电线路的输电能力的研究就变成了一个非常重要的问题。
1 架空输电线路的输电能力的影响因素
载流量决定了导线的输电能力, 而热平衡与载流量两者之间存在着十分密切的关系, 所以架空线路输电能力的决定因素就是影响导线热平衡的因素, 其主要包括导线发热允许温度、导线表面的散热系数、吸热系数、日照强度、风速和环境温度等。在对导线发热的允许温度进行限定之后, 各种型号的导线本身都具有一定的极限载流量。比如以500k V和220k V这两种架空输电线路中常用的G1A-630/45、G1A-400/35、G1A-300/25钢芯铝绞线 (见图1) 为例, 上述的三种钢芯铝绞线在70℃的允许温度条件下分别具有878A、662A以及570A的极限载流量;在80℃的允许温度条件下分别具有1065A、795A以及682A的极限载流量。由于在架空线路选择中载流量属于一个非常重要的因素, 所以必须要准确地计算载流量。目前国际上在计算载流量的时候使用到较多的不同的计算公式, 比如国际电工委员会推荐的公式、英国的摩尔根公式[1]。然而这些公式在本质上是相同的, 也就是通过对热平衡原理的运用开展计算。热平衡公式为:
在该公式中, 单位长度导线的日照吸热功率和电阻发热功率分别用Ws和Wj来表示, 单位长度导线的流散热功率和辐射散热功率分别用Wf和WR来表示。
2 架空输电线路的导线选型设计
大截面分裂导线的应用率在现代电网建设中变得越来越高, 在对导线截面进行选择的时候必须要对其年费用和事故载流量等进行认真地分析。
(1) 事故载流量:在发生事故的情况下架空输电线路出现的最大载流量就是所谓的事故载流量, 因为导线在架空输电线路中大部分都是钢芯铝绞线, 因此温度在很大程度上决定了事故载流量, 也就是架空线路的最高允许温度。配套设施和导线的接触传导情况和导线强度在设计年限内的磨损程度等属于温度的决定因素。大跨越线路和110~500k V线路在我国的规定中必须要具有分别低于90℃和70℃的最高允许温度。一般导线要具有低于70℃的最高允许温度[2]。在对日照等因素进行考虑的时候可以在80℃及以下的范围内对最高允许温度进行控制。一般线路和大跨越线路在架空输电线路中具有与上述相同的最高允许温度, 其有所区别的在于在必要的的时候其一般线路可以提高到80℃的最高允许温度。在选择导线截面的工作中对以上最高允许温度进行参考的时候, 还要对短时事故进行充分的考虑, 导线的温度会由于过负荷而变得骤然升高, 这时候就需要对最高允许值进行适当的调整, 而且要选择略小于经济电流密度的实际导线截面。我国在进行导线设计的时候, 需要在40℃的最高温度条件下对导线的交叉和对地跨物限距进行检查。温升和环境温度共同决定了导线运行的实际温度, 在大多数地区具有15℃的平均气温的条件下导线通常会具有29~42.3℃的温度, 所以选择40℃的最高温度具有较高的合理性。一些一般线路是以经济电流密度为根据设计的, 所以要对其最大弧垂进行计算, 从而对交跨限距进行检验。在设计一些大跨越线路和重要交叉跨越线路的时候, 就要以导线的实际最高温度为根据对交跨限距进行检验。在对线路进行新建的时候, 一般线路可以设计为80℃的最高允许温度, 同时可以采用50℃对交跨限距进行检验。 (2) 计算年费用:对于架空输电线路的输电能力而言, 费用属于另外一个非常重要的影响因素, 费用除了在线路的建设投资方面具有重要体现之外, 同时在运管维护的时候也有所体现。在对架空线路进行建设的时候, 如果导线具有较小的截面, 那么就会减少导线的用量, 并且进一步的减轻荷载, 虽然采用这种方式可以使总投资成本得以减少, 但是会使后期的年损耗费用变高, 这种建设方案并不合理[3]。如果采用较大的导线截面尽管会使年损耗得以降低, 然而因为具有较多的导线用量, 会进一步的加重荷载, 所以会造成建设成本具有较长的回收时间, 在经济性方面比较差。
3 增强架空输电线路输电能力的有效对策
3.1 提高架空输电导线的发热允许温度
架空输电线路导线的载流量与发热允许温度两者之间成正比, 在提高发热允许温度之后导线就会具有明显提高的载流量。比如钢芯铝绞线原先具有70℃的发热允许温度, 在将其发热允许温度提高到80℃之后, 并不会明显地影响到导线的交叉、对地跨物距离、相关金具和自身的强度。如果导线的发热允许温度提升之后影响到了其他上述的因素, 就可以采取其他的相应措施加以解决。北美、日本和我国的钢芯铝绞线短时事故允许线温分别为120℃、80℃和70℃。如果立足于这个角度进行分析, 我们可以发现, 目前还可以继续提升我国架空输电线路的允许线温, 从而进一步提升我国架空线路的输电能力。
3.2 将增容导线应用在架空线路中
作为一种特异导线, 增容导线在架空输电线路中的应用能够在导线截面不变的情况下增长导线的输电能力, 其主要包括铝包殷钢铝合金绞线、间隙性钢芯铝合金绞线和碳纤维合成芯铝绞线。由于其具有较高的价格, 所以建设成本成为限制增容导线应用的非常重要的一个问题, 我国近几年来在增容导线技术方面出现了一系列的进步和发展, 使得在架空输电线路中增容导线的大规模应用变成可能。在增容改造电力供应紧张的架空线路中增容导线得到了较多的应用, 其能够在现有的线路杆塔和电网资源的基础之上, 将原有的普通导线替换成增容导线, 进一步地增加架空线路的输电能力[4]。
3.3 利用在线动态监测的方式进行增容
通常导线允许温度都是采用的静态值的极限载流量, 其采用的是恶劣气象条件下趋于保守值的计算结果作为计算的基础, 但是在实际的线路运行中并不会经常发生恶劣的天气条件, 所以选择基线载流量针对架空线路进行设计在大部分情况下都会具有超出电力供应需求的输电能力, 从而浪费了导线资源[5]。为了使这一问题得到有效的解决, 可以将在线动态监测系统设置在架空输电线路中, 对导线温度和外部气象环境进行监测, 从而充分发掘架空线路的隐性容量, 提升架空线路的输送容量。
4 结语
总而言之, 我国的架空输电线路在对导线截面进行选择的时候通常都会对年费用和事故载流量进行考虑, 这两点属于非常重要的因素。而要想使我国的架空输电线路的输电能力获得有效的提升, 必须要在对相关影响因素进行充分了解的基础之上, 利用在线动态监测系统、应用增容导线和提升允许线温等相应的方式实现这一目标。
参考文献
[1]冯瀚, 任昊, 张沛, 梁浩, 贾宏杰.未来实际输电线路利用率估算及应用[J].电力系统及其自动化学报, 2015 (02) .
[2]王乃永, 邓育平, 谭蓉, 见伟, 卫鹏.输电线路状态监测系统规范化设计与应用[J].电网与清洁能源, 2014 (10) .
[3]高璐, 卢晓龙.试论35和110千伏线路的输电能力[J].黑龙江科技信息, 2014 (09) .
[4]吴庆华, 谢帮华.输电铁塔中相采用T型串减小塔窗尺寸的分析[J].电力建设, 2011 (04) .