超高压输电线路（精选12篇）
超高压输电线路 篇1
凡事都有两面性。现代社会对电的依赖已经到了无以复加的地步, 很难想象没有电的生活会变成什么样子。电是以电磁波的形式进行传输的, 电能在输送过程中形成电磁场, 虽然高压输电线路不会产生电磁辐射, 但其对周围环境的影响仍然受到较多的关注。基于此, 本文对高压输电线路电磁场强的分布特点、影响因素以及对周围环境的影响进行了分析, 并提出了相应的防护措施。
1 高压输电线路的电磁场及研究方法
1.1 关于高压输电线路的电磁场
我国交流电源的频率采用50Hz (工频电) , 输电线路产生的电磁场属于极低频段 (0~300Hz) , 其波长为6000km[1] (λ=v/f≈3.0×105km·s-1/50s-1) 。极低频段的电磁振荡系统不会向空间辐射电磁波, 电磁波主要籍由振荡回路中的导体传递, 因为电磁之间转换缓慢, 能量可以全部回到回路中。但输电线路周围会感应出电场和磁场, 根据麦克斯韦方程组电流或变化的电场可以产生磁场, 电压或变化的磁场可以产生感应电场 (由静止电荷产生静电场) 。高压输电线路产生的电磁场随时间以正玄规律变化, 一般称作时谐电磁场, 由于线路周围场点与导线之间距离远小于电场的波长, 故可简化为准静态场, 由此可将工频电场和工频磁场分开来考虑, 认为两者之间是独立的。以下未注明的电磁场均为工频电磁场, 磁场强度即磁感应强度。
1.2 高压输电线路电磁场的研究方法
研究高压输电线路电磁场可以通过对现有线路进行≈实测取得数据, 再类比估计相近线路的电场强度和磁场强度, 从线路设计角度又希望采用数值计算的方法, 对未实施线路的电磁场进行预测。目前, 数值计算已经有多种方法。例如有限元法、逐次镜象法、模拟电荷法及边界元法等[2]。数值计算方法在建立模型后, 可以采用如VB语言、C语言等编程计算, 对取得的计算结果再利用Matlab、ANSYS之类的软件进行仿真或绘图, 但数值计算结果还是要与线路实测结果进行比较, 以便估计误差或改进计算方法。电磁场强的测量采用低频或工频电磁场分析仪, 在输电线路垂弧最低位置及线路横截面上布点, 如图1所示。图2是某两条220k V输电线路电磁场的计算和实测结果。由图2可见, 实测结果比计算结果稍低, 因实测结果受多种因素影响, 其曲线光滑程度较差。
2高压输电线路电磁场的分布特点及影响因素
2.1电磁场强与导线距离的关系
通过图2可以看到:以中心导线对地的投影点为原点, 电磁场强离原点越远衰减的越多, 不过电场强度与磁感应强度不同的是电场强度最大值不在原点, 而是离开原点一定距离, 并且从原点到20m范围内衰减较快, 20m以外趋缓[3]。
图3是导线离开地面不同高度时地面的电磁场强计算结果 (220k V单回路输电线路, 图4同) 。A、B、C距地面高度分别为7.5、13.5、17.5m, 可见导线离地越高电磁场强越小[3]。
2.2 导线布置、参数、相序及相间距离的影响
单回路塔形输电线路有三角形排列、水平排列和倒三角形排列三种导线布置型式。导线布置型式对电磁场强影响的计算结果如图4所示。从该图可见, 电场强度的最大值排列次序是三角形排列>水平排列>倒三角排列, 磁场强度排列次序为水平排列>三角形排列>倒三角排列, 所以倒三角排列的导线布置型式较优。
由于磁感应强度的计算不需考虑导线等效半径, 所以它不受导线参数的影响。电场强度的计算与导线等效半径有关系, 并且随着导线半径及分裂根数与分裂半径的增大而增大, 其中分裂根数的影响最大。采用同塔双回或多回线路时, 相序排列对电磁场有较明显的影响, 尤其是同相序排列时的电场强度较高, 而逆向序排列影响较小。相间水平距离和垂直距离改变对单回、同塔双回或多回都有一定影响, 一般来说相间距离增大, 电磁场强均随之增大;相间垂直距离的影响与相序排列无关, 但相间水平距离的变化影响电场强度时与相序排列有关, 但总的来说影响程度不如导线对地高度及导线参数大。
3 高压输电线路电磁场对环境的影响
关于高压输电线路电磁场对环境影响的评价, 目前执行HJ/T-1998《500k V超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》中关于工频电磁场强的限值 (推荐值) 规定, 电场强度以4k V/m为评价标准, 磁感应强度以0.1m T为限值。这个规定是国际上最严格的[1], 但即使如此, 目前大量监测数据显示, 110~500k V的输电线路, 电场强度是低于4k V/m的, 磁感应强度一般不超过3。世界卫生组织 (WHO) 及国际非电离辐射防护委员会 (ICNIRP) 相关研究表明, 没有发现工频电磁场对健康有害。
4 高压输电线路电磁场的防护措施
尽管高压输电线路理论计算和实测均可满足国家标准, 但为了减轻公众疑虑, 仍应按照相关标准做好以下防护措施: (1) 输电线路尽量避开城镇居住区、学校等敏感地点; (2) 线路设计上适当增加导线距地高度、优化导线架设方式 (导线布置、参数、相序等) ; (3) 采取必要的屏蔽措施; (4) 定期监测线路电磁场强, 发现数据异常增加, 积极采取措施进行处理; (5) 电力相关人员工作时做好个人防护措施。
5 结语
本文阐述了高压输电线路电磁场形成的原理与监测研究电磁场强的方法, 分析了高压输电线路电磁场强分布特点、影响因素及对环境的影响, 并提出了相应的防护措施。大量监测数据表明, 高压输电线路电磁场强在国标限值以内, 一般不会对健康造成危害。
参考文献
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超高压输电线路 篇2
关键词：高压输电线路;防雷;杆塔;基础;设计
1高压输电线路设计之前进行勘测的必要性
超高压输电线路 篇3
关键词：超高压输电线路；运行与检修
中图分类号： TM726 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）31-187-2
0 引言
现如今，随着电网服务范围在我国持续扩张，超高压输电线路也慢慢随之普及并应用，如何进一步提升超高压输电线路的环境适用性以及可靠特性、运行效率、安全特性是当下我国电网事业势在必行的一项措施，需要对超高压输电线路应用现状进行详细的分析，针对目前在应用过程中存在的问题，提出有效的运行维护优化措施，保证超高压输电线路在恶劣的环境之下能够安全可靠地运行。
1 超高压输电线路特征分析
在日常生活或者是企业用电的过程中，其电能的损耗非常大，为了减少电能的损耗，一般会通过变压器将电能升高后进行输送，而对于超高压输电线路的任务则就是高压电能的输送。结合实际的情况，超高压输电线路的特点主要有以下几点：第一，超高压输电线路容量比较大，输送的功率大，距离长。第二，超高压输电线路容易受到环境因素的影响。由于超高压输电线路主要通过塔杆架起线路，其特点覆盖范围大、铺设面积大、所经之地地形较为复杂，长时间的暴露在自然环境中容易受到外界因素的影响，特别是恶劣天气，对超高压输电线路的影响巨大。第三，超高压输电线路电压等级高，因此该线路的检修工作相对难度较强，稍有疏忽就可能对人身安全造成危险。
2 超高压输电线路运行与检修的发展方向
2.1 直升机在超高压输电线路中的应用
随着科技水平的不断发展，对于直升机的应用也越来越多，例如：运输、勘察等，其数量也有所增加，由于直升机具备使用便捷、飞行速度快、安全可靠、不受地域限制等特点，目前在超高压输电线路巡视工作中被广泛应用。直升机在超高压输电线路中的应用主要有以下几点：第一，线路巡视工作中，直升机可以代替工作人员进行巡视，提高效率，避免或减少安全隐患，极大地保证了人身安全；第二，通过安装相应的设备（可见光、红外光），对超高压输电线路进行高清视频采集，通过回放采集的视频，发现设备存在的问题；第三，直升机还可以实现带电水冲洗，等电位作业，激光三维扫描等，为输电线路安全稳定运行打下坚实的基础。
2.2 机器人在超高压输电线路中的应用
由于超高压输电线路的电压比较高，电磁场强，所以对检修人员的人身安全造成了极大地威胁，针对以上问题，对于机器人应用可以有效地克服这些问题，因为机器人具有结构紧凑、绝缘性较高、易受计算机控制等特点，所以会给超高压输电线路工作带来极大的便利。机器人的应用在超高压输电线路运行与检修的优势有以下几点：首先，机器人代替检修工作人员进行带电作业，减轻了检修工作人员的压力，大大提高了工作效率；其次，检修工作人员的安全问题始终是一个隐患，机器人的出现克服了这一难题，机器人的绝缘性较强，在超高压输电线路中产生的较强的电场不会对其影响较小，基本不会影响正常工作；最后，因为机器人具备易受控等特点，所以其作业操作精准度较高，有效地提高了检修的质量。但是现如今的科技水平有限，对于一些机器人的相关技术还未完善，无法大规模地投入到输电线路运行与检修中，因此机器人检修作业还未能普遍采用，不过随着科技水平的不断发展，机器人大规模投入到日常工作中指日可待。
2.3 超高压输电线路检修带电作业对安全防护用品的使用
在进行超高压输电线路检修带电作业时，使用的安全防护用品，主要有以下特点：第一，电气性能良好，这是在高强度电场工作的基本保障；第二，安全防护用品的重量一定要轻，机械性能必须要好，在工作中有利于检修人员方便携带；第三，应该具备防老化、耐高压等特点，在带电工作中由于受到电场影响，安全防护用品易损坏，直接影响正常工作进度。
2.4 超高压输电线路对新型检测设备的运用
随着科技水平的不断进步，研发出了越来越多的新型检测设备，检测技术也得到了进一步的提高。现如今，在电网行业中，各式各样的电检测仪表与检测仪器以及各类在线监测等，在超高压输电线路中得到了广泛应用，工作质量和工作效率也稳步提高。
3 超高压输电线路管理现状与问题
3.1 设备管理
现如今，随着我国经济水平的不断提升，电力供应范围也随之增加，各区域的输电线路及变压设备数目也在不断增长，给电网运行与检修工作带来了极大的压力，造成各区域的资源配置不均衡的同时对电网管理提出了更高的要求，因此需要加强电网运行与检修管理，保证供电工作安全可靠地运行。
3.2 生产配置受到地域限制
电网运行与检修工作模式多以集中管理分片运营，各个区域的运行与检修工作直接由各地区负责，因此在实际运行中，跨区域电网主网架的运行与检修对于各区域供电单位的配合特性提出了更好的要求，同时跨区运行与检修影响了项目成本及运行与检修效率，因此优化配置的进程需要统一化的管理体制。
3.3 自然因素的影响
在超高压输电线路运行与检修管理中，自然因素对其安全性起到重要影响作用。近年来，人们对电力的需求量不断增大，输电线路的规模也随之扩大，在此期间，自然因素对超高压输电线路的破坏影响重大，雷击、大风、覆冰等恶劣的天气都会对超高压输电线路运行管理产生较大的影响，导致输电线路故障的发生。
4 超高压输电线路运行管理措施
4.1 加强对班组的管理
由于超高压输电线路运行与检修比较复杂，对于运行管理效率及安全性都有很高的要求，需要及时发现运行中存在的安全隐患，避免危险事故的发生。超高压输电线路运行与检修机制一般分为检修公司、输电工区、运行组、检修组，其中运行组、检修组等班组直接负责现场设备及线路实施运行与检修工作，因此对于班组检修人员的技能培训工作以及管理机制的加强显得尤为重要。首先，应该建立完善的超高压输电线路班组管理机制，包括保证安全管理质量的安全责任制度、责任分配到人的岗位职责与考核管理制度；其次，对于班组线路资料的管理要提高重视，提高运行与检修管理工作的效率，以及输电线路设备的设计选型、施工质量等方面一定要严格把关。
4.2 现场设备的运行与检修管理
首先，标准作业指导书和PMS运行流程管理。在原有的运行与检修管理基础上，针对超高压输电线路及设备特性及时优化技术及管理模式，建立标准作业指导书优化运行管理体系。PMS指高效化工程管理体系，在国家超高压电网的线路整体布局资源管理、线路台账标准化管理、精细化线路巡视及维护记录管理以及集约化工作票管理等方面均发挥着关键性作用；其次，做好线路巡视工作。在超高压输电线路运行中线路的巡视工作不容忽视，应及时掌握线路设备本体与通道情况，规划定期巡视线路，与此同时在恶劣天气来临时要依靠现代化巡检设备加强对线路的巡视，保证超高压输电线路安全运行；最后，优化设备，提高检测效率。对于各区域运行设备要及时更新换代，提高设备性能，积极利用现代化系统如PDA系统，结合GPS定位技术提高检测效率。
5 结束语
综上所述，随着经济和科技水平的不断提高，电网行业起到了重要作用，尤其在超高压输电方面更是获得了很大进步，但是仍有很多技术方面的问题未能攻破，基于此，应该构建一套完整的超高压输电线路运检管理体系，完善输电线路管理机制，使我国电力的发展水平更上一个台阶。
参 考 文 献
[1] 黄伟强.带电作业关键技术研究进展与趋势[J].通讯世界，2016，10：163-164.
[2] 蔡焕青，邵瑰玮，付晶，胡霁，陈怡，文志科.考虑海拔因素超、特高压输电线路带电作业保护间隙作业方式[J].高电压技术，2016，05：1675-1680.
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浅析高压输电线路设计 篇4
关键词：高压输电线路,路径选择,设计要点
现如今, 随着现代科学技术的蓬勃发展, 电力系统也得到了高效的发展。高压输电线路是电力企业发展的动脉, 做好高压输电线路的设计, 可以保证高压输电线路的正常运行, 促进电力企业的发展, 在实际的工作中, 高压送电线路的运行往往会受到客观环境的影响, 严重地影响到电力系统运行的质量以及可靠性能。本文中, 笔者主要对高压送电线路的设计工作中要点进行加强控制和分析, 仅供参考。
1 高压输电线路路径的选择
从高压送电线路设计和施工的过程中可以看出, 线路路径是不可或缺的工作内容, 高压送电线路在选择交叉点的时候, 往往以公路、铁路一级其他的线路为基础, 以保证送电线路作业的安全性和高效性为基本原则。如果送电线路的位置出现一定的误差, 工作人员就应该进行及时地调整, 减少送电线路路径出现曲折的现象。路径应该避开气象、水文以及不良地质路段, 提高输电线路工程抵御自然灾害以及突发事故的能力及其水平, 使线路的建设对地方规划以及其他设施的负面影响减少了, 特别是尽可能地避让采矿区域, 使线路的安全运行有所保证。在各个方面条件允许的情况下, 线路尽可能和已有及其拟建电力工程进行并行, 降低了减少的成本, 减少了线路工程减少中的交叉跨越, 对涉及外部条件的地震安全性评价、文物调查及评估、地质灾害评估、压覆矿产评估、环境影响评价等工程的前期工作都需要得到有关的行政管理部门的许可批准后, 工程才跨越进行实施。可见, 对高压送电线路的路径选择意义重大。高压输电线路的路径选择应该是整个线路设计工作中的重点, 方案的合理性对线路的运行条件、技术指标和施工、经济起着非常重要的作用。设计人员应该充分调研线路沿线的地面物体和地下地质情况, 并且多路径方案进行比选, 尽量选择长度短、转角和交叉跨越少、地形较好的路径方案。另外还要尽量避开房屋、经济作物区和树林, 全面考虑青赔费用与民事工作。从而制定最佳的线路方案, 降低高压输电线路的建设成本, 提高高压输电线路的可靠性。
2 高压送电线路的杆塔设计
杆塔用来支撑架空输电线路的导线与地线, 并使得它们的距离在各种气象环境下, 符合电气绝缘安全与电磁场限制条件等要求。杆塔作为输电线路结构中的支撑者, 其施工工期、建设造价、运输费用与时间, 在整个线路中占着很大的比重, 因此, 对于杆塔的基础选型、设计与施工应加以重视。不同型式的杆塔在造价、施工、占地面积与运行安全等方面都有所区别, 其基础型式应按照具体的地貌地质与气象情况来选择。工程设计中, 一般尽量采用典型设计或已经过实际施工乃至运行过的成熟杆塔;如果一定要采用新型杆塔, 则需要进行充分的研究与反复的科学试验, 以避免不必要的损失。通常情况下, 主体杆塔在选型的过程中, 主要的材料以及钢筋混凝土结构为主。但是如果是区域比较狭窄的地区, 就应该选择三角形或者是垂直形式的导线杆塔。如果是城市中的高压送电线路, 则主要以钢管杆塔为主。
3 高压送电线路的基础设计
高压送电线路的重要组成部分之一就是杆塔的基础, 这个的劳动消耗量、工期以及造价在整个线路工程当中占有非常大的比重。而施工的工期大约占了整个工程工期的一半时间, 运输量大约占了整个工程的2/3, 而费用大约占了这个工程的1/3。目前我国的高压送电线路所采用的普通基础都属于浅基础的类型, 主要分原状土和回填土两个大类。分别按照剪切法和土重法进行计算, 高压输电线路的杆塔基础在受力的上面和其它的建筑物基础是有很大程度上的不同, 主要是输电线路的杆塔基础除了受下压力的作用以外, 还应该受到了相等的上拔力作用, 与此同时还有一些水平力的作用。而大部分的建筑物结构非常大, 其基础只受到了下压力, 基本没有上拔力。所以在高压输电线路基础设计的时候, 都应该既可以满足下压力又可以满足上拔力的要求。既可以利用土的重力抵抗上拔力, 还可以利用土的地耐力承受压力。其输电线路的杆塔基础有一个非常明显的特点, 基础在全路径内分散, 而沿线地基力学性质、地质条件、地形地貌差异非常大, 而交通运输的条件也是有很大的差别。所以在进行高压输电线路基础设计的时候, 应该结合基础的施工方法、地基承载能力。基础荷载特性、塔位地质情况等相关的因素综合比较施工条件、环境保护以及基础的技术经济性。
4 高压输电线路导线选择
在对架空输电线路导线进行选择的过程中, 除了需要掌握常见的相关数据以及其反映的内在含义和对实际工作的影响以外, 还应当对当前常见的集中导线性能有所掌握, 最好做到熟知, 才能展开选择工作。
常见的导线有钢芯耐热铝合金绞线、型线同心绞线架空导线、钢芯软铝绞线以及碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线几种。其中钢芯耐热铝合金绞线的导电率偏低, 并且存在不容忽视的线损问题, 因此通常不会在主干输电线路中进行应用。型线同心绞线架空导线则拥有较小的电阻, 因此其线损能耗相对比较低, 具备良好的自阻尼性能, 密闭式结构也可以更好地保护钢芯, 在使用寿命方面略胜一筹。钢芯软铝绞线的导电率较高, 线损能耗也相应呈现出比较低的特征, 此种线路具有与相同规格结构的钢芯铝线几乎相同的热膨胀系数, 但随着温度的升高会呈现出良好的自阻尼特征, 目前是主干线路的备选材质之一。而对于碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线, 在导电性能和机械特征方面都表现良好, 其能够表现出良好的抗拉伸和抗扭转特征, 并且耐腐蚀、密度小, 具有很小的热膨胀系数, 因此其在导电和物理两个层面的良好特性, 都使得它成为架空输电导线的重点选择对象之一, 只要价格允许, 碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线通常会被列为架空输电线路导线的首选。
除此以外, 对于架空线路系统中的承力元件, 诸如镀锌钢线、镀铝锌合金线、铝包钢线等也应当在线路架设过程中做出重点考虑, 需要根据线路规划以及其所面临的自然和社会环境做出综合考量, 才会获得良好的实施效果。
结束语
随着国民经济发展与经济社会现代化建设进程日益完善, 所谓经济发展, 电力先行。社会需求对电力系统建设事业提出了更为全面与系统的发展要求。高压送电线路作为电力系统运行中的基础性载体。因此在对高压输电线路设计的时候, 不仅要从电力传输的有效性方面进行考虑, 对于其物理特征以及安全特征也必须深入考量才能获取优质选择结果。
参考文献
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超高压输电线路 篇5
2.1杆塔基础工程的设计要点
通常情况下，电力工程中的高压输电线路设计一般采用管杆或铁塔结构。然而，为了充分降低投资成本，通常使用铁塔或混合土杆作为电力工程高压输电线路的主要结构。与铁塔工程相比，铁杆结构中的基础部分是确保高压输电线路在实际运行过程中不因受外力作用而发生沉降的核心部位。因此，杆塔基础工程的设计质量会直接影响整个高压输电线路的运行质量。
2.1.1基础开挖和浇注设计
在进行杆塔基础的开挖设计时，必须依据工程所在地的实际地质特征和地形条件选择恰当的开挖方法，从而有效提高岩石结构的整体性;以钢筋混凝土作为杆塔浇注的基础，并以施工现场周围的砂石作为浇注的原材料。
2.1.2基础排水和回填设计
如果基坑中的水未及时排出，则不仅会使杆塔基础的开挖难度进一步提高，还会使壁坑出现严重的坍塌和下滑现象，进而导致电力工程的高压输电线路施工无法在规定工期内完成。因此，在进行杆塔的基础排水设计时，杆塔基础必须低于地下水位。此外，对于杆塔基础浇注工作中的土壤回填和夯实，必须充分考虑回填土的密度，使其满足回填土的夯实密度要求。
2.2导线架设工程设计的要点
在整个电力工程高压输电线路的设计过程中，导线架设设计是核心部分。在导线架设设计前期，设计人员必须对相应的施工设备进行全面、详细的了解，并制订相应的施工进程表格，确保在实际的施工过程中不会出现顺序混乱的现象。
2.2.1导线的放线设计
一般而言，导线的放线设计的主要目的是确保高压输电导线的质量，同时观察金属导钩与裸导线段是否存在分股的现象。因此，工程设计人员必须确保杆塔混凝土的强度达到设定值。
2.2.2导线的连线设计
在电力工程的高压输电线路设计中，架空线的连接设计通常包括架空导线之间的相互连接、架空线与压接式耐张线夹之间的连接等。因此，在设计中，导线耐张线夹与跳线之间必须形成良好的连接，促使其更好地与电阻接触，从而有效避免不合格的导线进入电力工程高压输电线路的实际安装过程中。
3结束语
高压输电线路防雷措施的研究 篇6
关键词：输电线路；防雷；改进措施
中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 (2012) 10-0184-01
一、输电线路的防雷保护
当雷击线路附近大地时，由于电磁感应，在线路的导线上会产生感应过电压。在雷云放电的起始阶段，存在着向大地发展的先导放电过程。因为先导通道发展速度不大，所以导线上电荷的运动也很缓慢。由于这种先导通道中电荷产生的静电场消失从而引起的感应电压叫做感应过电压的静电分量。同时，雷电通道中的雷电流在通道周围空间建了强大的磁场，这个磁场的变化也会使导线感应出的电压很高，这种由于先导通道中雷电流所产生的磁场变化而引起的感应压称为感应过电压的电磁分量。
雷直击于有避雷线的输电线路一般分为三种情况，即雷击杆塔的塔顶，雷击避雷线档距中央和雷绕过避雷线直击于导线（称为绕击导线）。
雷击杆塔塔顶时，雷电通道中的负电荷与杆塔还有架空线路上的感应正电荷快速中和形成雷电流。雷击瞬间自雷击点（即塔顶）有一负雷电流波分别自塔顶沿两侧避雷线向相邻杆塔运动；与此同时，自塔顶有一正雷电流波沿雷电通道向上运动，此正雷电流波的数值与三个负雷电流数之和相等。线路绝缘上的过电压即由这几个电流波所引起。
从线路雷害事故发生过程看，输电线路着雷时，如果雷电流比线路耐雷水平高，则会引起线路绝缘发生冲击闪络。这个时候雷电流沿闪络通道进入大地，持续时间很短，只有几十微秒，线路开关还来不及动作，如果沿闪络通道流过工频短路电流的电弧持续燃烧，也会引起线路跳闸。在研究线路雷击跳闸率时，必须考虑上述诸因素的作用。现仍以有避雷线的线路为例进行分析，线路因雷击而跳闸，可能是绕击雷引起的，也可能是由反击雷造成的。因此，雷击跳闸率就是分析雷击杆塔和绕击导线两种情况的条闸率。
根据前面对雷电产生和发展的分析，在决定电压等级不同的输电线路防雷保护方法时。应该从线路的重要程度和系统的运行方式以及输电线路经过地区雷电活动的强弱，地形地貌的特点，土壤电阻率等条件，然后结合当地原来线路的运行经验，根据技术经济比较的结果，因地制宜。全面考虑。同时考虑地方电力网电压等级的特点，主要采用下述的保护措施。
二、输电线路防雷的措施
（一）安装避雷线。避雷线又称架空地线，架设在杆塔顶部，是线路最基本的防雷措施。主要是防止雷电直击导线。
（二）降低杆塔的接地电阻。输电线路中的杆塔接地装置其作用是释放雷电流，雷电直击输电线路塔顶或者是避雷线的时候，雷电流会经过杆塔和接地装置向大地分散。在这个过程当中，雷电流在杆塔的电感还有接地装置的接地电阻上产生的电压降会提高塔顶电位，电位当升高到一定值得时候就会击穿线路的绝缘子串，可能就会引起输电线路的跳闸。所以要降低线路雷击的跳闸率，降低线路杆塔的冲击接地电阻是措施之一。
（三）架耦合地线。架设架空地线是超高压输电线路防雷的基本措施。然而，对于超高压线路杆塔，为提高其线路的耐雷水平，防止反击，降低杆塔接地电阻是措施之一。但是在实际的工作当中，降低杆塔的接地电阻有时候非常困难，所以就在导线下面架设地线，用来增加导线与避雷线之间的耦合作用，使绝缘子串上的过电压降低，达到降低线路开关雷击跳闸率的目的。这种作用是通过耦合实现的，所以叫做耦合地线。
（四）采用中性点非直接接地方式。中性点非接地方式是指输电线路中性点不接地或经消弧线圈接地方式。由于输电线路对地有电容性泄露作用，中性点非直接接地系统中一相导线落雷闪络接地时，接地点相电流属容性电流。如果雷电流不太大（或是感应过电压），一般只发生单相接地。由于中性点非直接接地系统，系统的接地电流数值不太大，闪络电弧有可能自己熄灭。根据运行经验显示，由于雷击导致的单相接地故障大部分都可以自动消除，不会引起相间短路和跳闸，因而不会引起供电中断。但线路越长，接地点电流就越大，以致完全有可能使接地电弧不能自行熄灭而引起线路跳闸。为降低接地电流，可在中性点加装消弧线圈，以使接地相电流中增加一个感性分量，他和装设消弧线圈前的电容性分量相抵消，减少了接地相的电流。对雷电的活动比较多，而接地电阻却又难以减小的地方，通常可以考虑选用中性点不接地的方式或者经消弧线圈接地。为了充分发挥中性点非接地系统的优点。
（五）加大线路绝缘。由于线路的某些地段需要选用大档距的杆塔，所以杆塔落雷的可能性就增大了。高塔遭雷击时塔顶的电位和感应过电压都很高，而且受到的绕击可能性也较大。为了降低线路的跳闸率，就可以增加绝缘子串的片数，增加大档距跨越避雷线与导线间的距离，加强线路的绝缘。在冲击电压的作用下木材就变成比较好的绝缘体，所以，就可以采用木制横担，可以提高耐雷水平还有降低建弧率。但这样做也有引雷劈坏横担的危险，而且限于条件，在我国一般不采用木绝缘体。
（六）装设自动重合闸。由于雷击造成的闪络大部分能在跳闸后自动恢复绝缘性能，所以重合闸的几率比较高。据有关统计，国内110kV及以上线路的重合闸成功率在75%-95%之间，35kV及以下线路在50%-80%之间。所以每一级电压线路都应该装设自动重合闸。
（七）安装管型避雷器。对于农村电力网3-60kV输电线路防雷保护措施可采用以下办法：
3-10kV架空配电线路，由于绝缘水平低，通常只有一个针式绝缘子，避雷线的作用非常小，不必架设避雷线。可利用钢筋混凝土杆的自然接地，并采用中性点不接地的方式。
35kV架空配电线路，一般不装设避雷线。对于60kV线路，在雷电活动较少地区，也不沿全程装设避雷线。为提高不装设避雷线的35-60kV线路的供电稳定性，通常都采用中性点不接地的方式，或者选用自动重合闸，环网供电等方式。这样也能使不沿全程架设架空避雷线的35-60kV线路得到较满意的防雷效果。
参考文献：
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超高压输电线路雷电绕击探讨 篇7
关键词：改进电气几何模型,雷电绕击跳闸率,超高压线路
0 引言
线路运行经验表明,架空输电线路的雷击跳闸率随着电压等级升高而增加,对超高压线路达到20%～35%,且其绕击跳闸率所占的比例远大于反击跳闸率[1,2,3,4,5]。目前评估输电线路绕击耐雷性能的方法主要有规程法、电气几何模型法和先导发展模型法。规程法认为绕击率与雷电流大小无关,对地面倾角影响只以平原和山区来分;电气几何模型法(EGM)提出了绕击率与雷电流幅值有关,并考虑杆塔尺寸、地形等因素的影响,其结果与近年来的运行经验基本符合;先导发展模型(LPM)尚待运行数据验证。目前,工程上评估输电线路绕击跳闸率主要还是用规程法和电气几何模型法相结合的办法来实施。本文以锦屏一级电站—西昌换流站500 kV同塔双回输电线路为例,基于改进电气几何模型,应用自编软件来评估线路雷电绕击跳闸率水平。
1 改进电气几何模型
经典的电气几何模型没有考虑放电的分散性,没有考虑其它因素对击距的影响,而是假定先导对大地、避雷线、导线的击距相等(即β=1),且是根据杆塔高度较低、保护角较大及接地良好的线路运行数据和模拟试验得到的模型。研究结果表明,对于超高压线路杆塔较高,先导对大地、避雷线和导线的击距是不相等的。随着雷电流幅值的增加,雷电先导对导地线、地面的击距都将增加,但雷电流幅值的变化对击距系数基本没有影响[3,4,5,6]。
1.1 击距与击距系数公式的选择
研究认为先导对避雷线、导线的击距相差不大,在软件中为方便计算,取导地线击距相等,击距公式选择Whitehead模型[7,8,9],它的成功之处是源于输电线路的运行统计数据的大量归纳,且很好地应用于输电线路的屏蔽设计,其击距公式为:
式中:I为雷电流幅值,A;S为击距,m。击距系数取为:
1.2 基于暴露弧投影模型的绕击计算
在经典电气几何模型中,认为雷电流方向垂直于导线,在计算中没有考虑雷电的分散性。本文计算时引入先导入射角的概率分布函数,见图1所示[10,11,12]。其中:ψ为先导入射角;yC、yG分别为导、地线对地距离;Sg为对大地击距;θs为保护角;θ1、θ2为暴露弧的范围;θ3为先导入射点处与圆弧关径的夹角。
由电气几何模型的原理知,可得到线路的暴露弧AB与屏蔽弧AB',如图1所示,B'为屏蔽弧与杆塔纵向轴线的交点。
先导入射角概率分布函数参考国家电网武汉电力科学研究院推荐公式:
可以计算或者画图求出单位长度暴露弧投影长度XS,则基于暴露弧投影模型的绕击跳闸率为:
式中:η为建弧率;Ng为线路每100 km每年遭受雷击的次数;p(I)为雷电流概率分布函数,这里取IEEE推荐公式:
应用中南电力设计院开发的输电线路防雷计算软件,计算评估线路绕击跳闸率,输电线路防雷软件绕击计算流程如图2所示。
2 绕击实例计算
以锦屏一级电站一西昌换流站500 kV同塔双回送出线路为例,导线为4×LGJ-500/45,地线为GJ-100,海拔2 500 m,塔位坡度15°,雷暴日80,杆塔呼高42 m,保护角0°,绝缘子串采用29片U160BP/155(海拔2 500 m),计算典型塔示意图见图3。
应用规程法与改进电气几何模型法,分别计算其绕击跳闸率值,结果见表1。
从表1可知,规程法计算的结果远低于改进电气几何模型,主要原因是规程法只是按山区与平地来计算线路绕击跳闸率,没有考虑杆塔尺寸、雷电流幅值等的影响。
2.1 杆塔高度对绕击跳闸率的影响
大量运行经验表明,当杆塔高度增加时,绕击跳闸率也会增加。以图3的典型杆塔为例,改变杆塔呼高,绕击跳闸率计算结果见表2。雷电绕击跳闸率随杆塔高度变化趋势图如图4所示。
从表2、图4可以看出,随着杆塔高度上升,绕击跳闸率随之也增大。杆塔呼高大于36 m时,雷电绕击跳闸率基本成线性上升趋势。建议在地势较高塔位,尽可能降低杆塔呼高。
2.2 保护角对绕击跳闸率的影响
保护角对输电线路雷电屏蔽性能的影响较大。改变典型塔的保护角大小,绕击跳闸率计算结果见表3。雷电绕击跳闸率随保护角变化趋势图如图5所示。
由表3、图5可知,保护角越大,绕击跳闸率越高,保护角小于-5°时绕击跳闸率小于0.1次/100 km·a,建议雷电活动频繁山区超高压双回路杆塔保护角小于-5°,一般地区双回路不宜大于0°。
2.3 地面倾角对绕击跳闸率的影响
输电线路运行经验表明,地面倾角对输电线路的雷电屏蔽性能有较大影响,山区地段的线路绕击跳闸率大于平原地带。其主要原因在靠近高边坡线路,由于雷电下行先导与大地距离变近,下行先导与上坡侧更容易满足最后跃变发生雷击山坡,故山坡对雷电屏蔽作用加强,而对于下坡侧的线路情况相反。改变地面倾角大小,计算线路的雷击绕击跳闸率,结果见表4。雷电绕击跳闸率随地面倾角变化趋势图见图6所示。
由表4、图6分析可知,当地面倾角大于15°时,绕击跳闸率变化较快,成线性上升趋势;在小于15°时,绕击跳闸率较小,建议线路选线定位时,宜于在不大于15°地形处立塔。
4 结论
基于改进电气几何模型,本文应用自编软件对锦屏一级电站—西昌换流站500 kV同塔双回输电线路的雷电绕击跳闸率进行了相关计算,结果如下:
(1)改进电气几荷模型的计算结果较符合工程实际,规程法的计算结果偏小,工程设计中,建议以改进电气几荷模型法为主,辅以规程法进行相关防雷计算与评估工作。
(2)保护角对雷电绕击跳闸率的影响较大。线路设计时,宜首要考虑减小保护角来提高线路的雷电绕击屏蔽性能。建议雷电活动频繁山区超高压同塔双回路杆塔保护角小于-5°,一般地区不大于0°。
(3)地形因素对雷电屏蔽性能影响较大。当地面倾角大于15°时,绕击跳闸率变化较快,且成线性上升趋势,建议线路选线定位时,于不大于15°地形处立塔。
(4)杆塔越高,雷电绕击跳闸率越大。在塔位地势较高时,宜降低杆塔高度。
参考文献
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超高压输电线路 篇8
1 上海地区超高压输电线路状态检修工作概况
目前,上海市电力公司超高压输变电公司(下称超高压公司)所辖220～500 kV线路超过300条,全长超过4 300 km,输电线路分布非常分散、检测参数众多、存储数据量巨大,以往对输电线路的管理和控制多采用人工记录管理。目前,超高压公司在状态检修工作中,采用设备状态检修管理系统与现场线路移动巡检作业系统、生产管理系统(PMS)相结合的工作模式。检修部门采用停电检修与带电检修作业并行的模式,为状态检修在超高压输电线路上的实施提供了良好的技术支持。
2 超高压公司设备状态检修工作流程
超高压公司根据贯彻执行上级制定的状态检修规定、规程和实施细则,开展输变电设备状态检修工作。通过设备信息收集、设备状态评价、风险评估、检修策略、检修计划、检修实施及绩效评估等环节来完成状态检修工作。超高压公司状态检修工作具体流程见图1。
3 设备状态检修管理系统
设备状态检修管理系统是根据设备状态及安全风险,决定何时开展设备检修、如何开展设备检修。其主要功能是,获取并处理输变电设备相关基础资料、设备的实时/历史数据等反映设备健康状态的特征参数,评估设备当前健康状况,并通过综合优化检修策略模型分析,提出检修决策建议,并将决策建议传送到安全生产管理系统,指导状态检修工作的具体实施。
3.1 系统的功能
设备状态检修管理系统功能结构见图2。
1)设备状态评估规则库管理。实现对设备状态量的定义以及状态量与其他业务模块信息的关联。
2)设备状态评估及检修策略制定。以规则库状态量为基础,参照状态量扣分原则,实现自动和手动对设备进行打分评估。根据设备打分结果,参照标准检修策略,自动给出建议的检修策略。在此基础上,结合设备实际状态、相关设备的检修计划进行人工交互,制订初步检修计划,提交到综合生产计划管理模块。
3)家族缺陷管理。通过与状态量进行关联,为设备自动打分提供基础信息。
3.2 系统和外部业务的关联
与设备状态检修管理系统相关的模块,主要包括生产管理系统的运行管理、台帐管理、缺陷管理、修试管理以及综合生产计划管理5个模块。其中前4个模块作为设备状态检修的基础信息来源,为设备状态量提供基础信息;综合生产计划管理模块是系统的输出,本系统最终输出结果将提交到综合生产计划中去。与外部业务关联见图3。
3.3 在线监测系统的应用
输电线路的状态检修不同于变压器、开关等设备的状态检修。线路的状态数据包括多个方面,多数状态数据可以通过带电作业检测到,能够提供一些真实的线路状态。在线监测系统能够提供一些实时在线状态数据,现在一些线路上已开始使用,随着线路状态检修工作的深入和发展会得到推广应用。
4 线路移动巡检作业系统
移动巡检作业系统主要负责线路运行人员日常巡检内容的现场录入。运行人员在线路现场巡视时,及时地将所发现的缺陷等情况记录在掌上电脑(PDA)中,然后通过PDA传输至输电线路生产管理系统中,进行输电线路信息资料的及时更新收集。PDA的使用,将场内支持与场外作业同步串联起来,达到了信息化作业的要求。线路移动巡检作业流程图见图4。
移动巡检作业系统的优点如下:①结合PMS图形平台,在线路移动巡检作业系统中引入区域巡视的概念,打破了传统单线巡视的作业方式,根据地理信息平台将整个线路巡视区域依据不可跨越的巡视障碍和合理的巡视路径,划分为若干个正常巡视分区和环境巡视分区,并平衡各分区的巡视工作量;②提供状态检修的前期信息,便于日常资料管理;③巡视工作的每个环节内容都可在系统中完成;④真正做到将标准化管理理念引入系统,实现将标准化的作业指导书(工艺流程)实时引用到现场作业中,同步指导运行巡视人员完成各种作业任务;⑤实现人员管理精细化,做到工作内容记录详细,工作量统计精确。
线路移动巡检作业系统和PMS相配合,组成了输电线路状态检修流程中的输电线路信息收集系统,为线路状态评估和制订检修计划等工作提供了强大的信息基础保障。状态检修系统的开发与运用,使输电线路状态检修的状态评价和检修策略制定实现计算机自动化。
5 状态检修系统在超高压公司的应用
在实际运用中,超高压公司利用PMS和状态检修系统,对其所管辖的220 kV及以上输电线路进行了全面的状态评价,其评价结果见表1。
由表1可知,超高压公司整个输电线路的正常状态条数占84%,注意状态条数占16%,异常状态条数占0%,严重状态条数占0%。状态检修系统不仅列出状态评价结果,还根据相关检修导则,给出相应的检修策略建议。对217条正常状态线路停电检修周期延长1 a,对42条注意状态线路按照原停电检修周期进行检修。
6 超高压公司输电线路状态检修发展趋势
上海地区超高压输电线路设备多在郊区,线路很长,影响输电线路故障因素众多,而且外部因素、不定因素较多。对有些缺陷实现状态监测→故障诊断→状态检修还存在许多技术瓶颈,超高压输电线路目前还处于计划检修向状态检修过渡阶段。超高压公司输电线路状态检修的发展趋势具体如下。
1)输电线路状态检修方式的确定。输电线路检修方式可根据线路状态分类和设备不同缺陷选用不同的检修方式。输电线路的缺陷较大部分可以用带电检修的方式来实现状态检修;对于不能够带电作业的缺陷,就要列入状态检修计划,在规定的检修时间内予以消除。
2)目前全面推行输电线路状态检修还存在一定的问题。由于输电线路在线监测技术还不健全,不能满足状态信息的要求,而且费用昂贵;对在线监测的信号加工处理和故障诊断仅进行简单的统计,而故障诊断的模型、判断的标准尚不健全,可信度不高;状态检修管理系统开发功能还未完善。
3)随着状态监测技术的提高、诊断理论和技术的进步、计算机辅助系统的开发完善,输电线路的状态检修必然成为今后超高压输电线路的检修方式。
7 结语
1)本文主要介绍了超高压公司采用状态管理系统与生产管理系统以及线路移动巡检系统结合起来的输电线路状态检修工作的情况,生产管理系统和设备状态检修管理系统的联结,使得输电线路状态检修工作能够在计算机系统的辅助下,实现流程实施自动化,并为超高压输电线路推行并实施状态检修提供了高科技技术的保障。
2)输电线路的状态相对比较直观,有利于开展状态检修。随着监测技术的开发完善,输电线路状态检修必然成为今后超高压输电线路的检修方式。
3)超高压公司实施输电线路状态检修,可避免目前定期检修中的一些盲目性,降低运行维护费用,提高资金利用率,提高输电线路的运行可靠性,减轻运行检修人员劳动强度,促进运行检修人员知识更新,从而进一步提高企业社会效益和经济效益。
参考文献
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超高压输电线路 篇9
输电线路导线连接器温度测试技术是利用红外远距离测温原理对连接器进行远距离测温, 并根据其连接处温度的变化判断设备状况和缺陷性质的一种先进技术。
1 相关标准
1.1 Q/GDW468-2010《红外测温仪、红外热像仪校准规范》。
1.2 DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》。
1.3 GB/T11022-2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》。
2 典型故障分析
从发热原理来看, 电力设备有电流致热型、电压致热型及综合型。输电线路属于电流致热型, 其发热量主要由电流I及回路电阻R决定。在一定的散热条件下, 由于输电电流I基本不变, 所以温升主要决定于电阻R。而故障处往往因接触不良导致接触电阻比正常处大, 故线路出现故障时连接器处会呈现高温状态。
接触电阻大的原因有:接头连接不良、螺栓未压紧、导体因长期运行而腐蚀氧化、设备材质差、导体损伤、机械振动等。
3 红外测温仪工作原理
红外辐射是电磁频谱的一部分, 其物理本质是热辐射, 而辐射能量的大小及其波长都与物体表面的温度有着十分密切的关系, 因此红外测温仪接收多种物体自身发射的红外能量对其进行测量, 就可以准确地反映出被测物体的温度。测试技术如图1示。
首先瞄准系统瞄准 (或指示) 被测部位, 通过主光学系统将被测处的红外线集中到检测元件上, 进入仪表的红外线发射面, 限制在固定范围内;然后由检测单元把红外线能量转换为电信号, 再在信号处理单元里把检测单元输出的信号, 用电子技术和计算机技术进行处理, 变成人们需要的各种模拟量和数字量信息;最后在显示单元把处理过的信号变成人们可阅读的数字或画面。
4 测试方法
4.1 表面温度判断法
根据测得的设备表面温度值, 对照GB/T11022-2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》, 对高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限的有关规定, 结合环境气候条件、负荷大小进行分析判断。
4.2 相对温差判断法
当设备接头超温时, 应采用相对温差对超温性质作进一步判断。
相对温差:2个对应点之间温差与较热点温升之比的百分数。可用下式求出:
δ= (T1-T2) / (T1-T0) ×100%
式中:T1——发热点的温度;
T2——正常相对应点的温度;
T0——环境参照体的温度。
当相对温差值小于80%时, 一般应作为三类缺陷处理;当相对温差值大于等于80%但小于95%时, 应作为二类缺陷处理;当相对温差值大于等于95%, 应作为紧急缺陷上报。
对电流致热型的输电线路, 采用相对温差判断法可减小设备小负荷下的缺陷漏判。
4.3 同类比较判断法
根据同组三相设备间对应部位的温差进行比较分析。
一般情况下, 对于电压致热的设备, 当同类温差超过允许温升值的30%时, 应定为重大缺陷。
4.4 图像特征判断法
根据同类设备的正常状态和异常状态的热图像判断设备是否正常 (利用软件进行分析) 。
5 现场操作方法
5.1 红外热像仪在开机后, 需进行内部温度校准, 在图像稳定后即可开始。
5.2 热像系统的初始温度量程宜设置在环境温度加10～20℃左右的温升范围内进行检测。
5.3 一般先用红外热像仪或红外热电视对所有应测部位进行全面扫描, 找出热态异常部位, 然后对异常部位和重点检测设备进行准确测温。
6 导线连接器温度测试实例分析 (相对温差法)
6.1 诊断判据
紧急缺陷:温差超过30℃;重大缺陷:温差超过20℃;一般缺陷:温差超过15℃;
热隐患:电气设备表面温差超过10℃;
注:如发热点的温差值大于10℃时, 应引起重视, 且必须在一周内, 在负荷高峰时段对该设备进行不少于2次红外测温, 如设备温度仍大于10℃但不够成一般缺陷时, 则对该设备纳入“设备热隐患记录”中, 在下一个测温周期中重点测量。
6.2 实例一
教罗羊大新#012红外测温情况见表1。
6.3 实例二
绿屯书#020红外测温情况见表2。
6.4 实例三
方维线#070红外测温情况见表3。
7 检测注意事项和要求
7.1 红外测温的环境温度要求一般不宜低于5℃、空气湿度一般不大于85%。
7.2 正确选择被测物体的辐射率 (可参考下列数值选取:取:瓷套类选0.92, 带漆部位金属类选0.94, 金属导线及金属连接选0.9) 。
7.3 在安全距离保证的条件下, 红外仪器宜尽量靠近被检设备, 线路检测一般需使用中长焦距镜头。
7.4 检测电流致热的设备, 宜在设备负荷高峰状态下进行。
7.5 正确选择大气温度、相对湿度、测量距离等补偿参数。
7.6 DL/T741-2001《架空送电线路运行规程》规定:
接续金具或跳线联板温度高于导线10℃即认定有热缺陷并应进行处理。
8 结束语
超高压输电线路 篇10
覆冰积雪是一种典型的自然现象,虽能给人们带来美丽的景观现象,但对于超高压、特高压输电线路而言,覆冰凝冻则是一种破坏性非常大的自然灾害。严重的覆冰凝冻灾害会使输电线路机械和电气性能降低,大大影响输电线路运行安全稳定性,导致覆冰倒塌等事故频繁发生,给电力系统造成重大的停电经济损失和社会影响。随着电力工程建设步伐的不断加快,尤其是西部大开发、西电东送以及南北互供电力发展战略工程的不断建设实施,加上1 000 kV交流和±800 kV直流超高压、特高压智能电网工程建设速度的不断加快,将有越来越多的大参数、结构复杂的超高压交、直流输电线路在地质气象条件较为复杂的峡谷、河流等区域架设,恶劣的气象条件导致输电线路出现覆冰凝冻现象将是不可避免的。因此,为了提高超高压输电线路运行安全稳定性,结合工程实践经验,开展超高压输电线路防凝冻技术措施探讨,已成为电力运行及相关科研设计人员研究的重要内容,具有极大的工程实践应用价值[1]。
1 线路覆冰凝冻形成过程
线路覆冰凝冻是一个影响因素较多的复杂演变过程,大致可以概括为:在严冬或初春季节,当当地气温下降到-5～0℃范围,风速达到3～15 m/s时,如果遇见大雾或毛毛雨天气,由于空气中含水量较大,就会在输电线路导线上形成雨凇。若此时气温升高,则雨凇就开始融化;如果天气继续转好,则输电线路上的覆冰凝冻过程就会停止,就不会造成覆冰凝冻情况。当输电线路出现雨凇时,如果天气继续变冷或者气温骤降,出现雨、雪天气加重等状况时,冻雨和雪就会粘结在强度较高的雨凇面上继续增长,从而形成较厚的凝冻冰层,当温度下降到-15～-8℃时,原有冰层外就会积覆更多的雾凇。如果在此期间,天气晴、冷变化较为频繁,短暂的融化则会加强冰的密度,往复发展最终形成雾凇和雨凇相互交替强度十分高的混合冻结物,即工程中所说的混合凇,导致导线出现覆冰凝冻等不利情况,直接威胁到超高压输电线路运行安全稳定性。
2 超高压输电线路防凝冻技术原则
超高压输电线路防凝冻技术措施的选取应遵循因地制宜等技术原则,在全面跟踪输电线路所建区域冰雪、冰冻灾害对电力线路相关设施可能造成损害的情况下,结合超高压输电线路设计覆冰标准,详细统计建设区历年冰雪天气以及覆冰实际数据信息,对可能给输电线路带来严重破坏的冰灾特征进行认真分析研究,从而制定完善的输电线路防凝冻预防措施和应急治理处理方案。从大量超高压、特高压输电线路防冰雪相关工作经验可知,目前我国超高压输电线路防覆冰凝冻主要按照“避、抗、溶、改、防”5字方针展开实际工程。其中“避”就是在输电线路路径选址过程中,应尽量避免或减少横跨山口、丫口、风口以及湖泊等不利地势;“抗”就是提高输电线路防凝冻设计标准,使线路在设计气象等条件下能够抵御自然冰负荷的破坏,从而确保输电线路安全可靠的运行;“改”即针对输电线路中存在设计考虑不周等问题,为了避免线路受冰害影响,通过改道等技术措施避开重冰区,提高线路运行安全性;“防”就是结合当今输电线路先进的防凝冻新工艺、新材料,防止或减少导线覆冰程度。综上所述,超高压输电线路防凝冻技术原则,就是结合工程实际情况,采取各种有效的技术方案、新工艺、新材料等,使冰在输电线路上无法覆盖积累,使覆冰始终处于“可控、能控、在控“的良好循环状态,确保导线上的总覆冰荷载始终处于输电线路设计允许范围内[2]。
3 超高压输电线路防凝冻技术措施
目前,国内外的防凝冻和除冰技术方法较多,不同技术方法所基于的原理相互间有所差别。从我国输电线路覆冰事故防治实际应用效果来看,工程中常从防冰除冰、防覆冰闪络以及防舞动3个方面来综合治理超高压输电线路的覆冰事故。
3.1 防冰除冰技术措施
3.1.1 防冰技术措施
防冰主要在设计过程中,通过合理规划输电线路路径、提高线路防冰标准等方法,提高输电线路的综合防冰性能水平。在输电线路路径选择过程中,应尽量避开山口、丫口、风口以及湖泊等微地形易覆冰区不利地区。对于无法避开覆冰区的输电线路,则在输电线路、铁塔等结构设计过程中,充分考虑线路走廊的地形、气象等影响因素,结合该地区历年覆冰状况设计高效合理的设计方案,保证输电线路、铁塔等具有足够的抗冰强度,降低覆冰对输电线路机械和电气性能的影响。
3.1.2 除冰技术措施
目前,国内外输电线路的除冰技术措施大约有30余种,从除冰原理来看,大致可以划分为热力融冰、机械除冰、被动除冰3大类。其中热力除冰就是利用附加热源或导线运行过程中带负荷自身发热,使冰雪在导线上无法自然积累或使已积覆的冰雪自然融化,达到除冰效果。我国湖南电网多年来都采取三相短路电流融冰,并在实际应用过程中取得了不错的除冰效果;机械除冰就是利用施工机械外力手工或自动强制使导线上的覆冰在外力破坏下脱落。此外,采用电磁力或电脉冲使输电导线上产生强烈而又在设计运行范围内的振动来达到除冰效果,尤其对导线上的雾淞处理效果十分明显。被动除冰法就是在输电导线上安装阻雪环、平衡锤等机械装置,当导线上的覆冰堆积到一定程度后,在风或其他自然力外力作用下,使导线上的冰雪达到自行脱落的目的。
3.2 防覆冰闪络技术措施
我国超高压输电线路中防止输电线路绝缘子覆冰闪络事故的技术措施较多,大致可以归纳总结为以下几种:
(1)采用倒“V”形新型绝缘子串。
(2)在直线单联瓷绝缘子的上部、中部、下部分别加装3个大帽的绝缘子,这样可以隔断绝缘子上的冰柱,达到防覆冰闪络的效果;对新型的硅橡胶绝缘子,则可以在其上部、中部、下部分别加装一片特大伞裙的复合绝缘子,这样可以有效阻断冰柱、污流的形成,从而达到防止导线发生覆冰闪络事故的目的。
(3)当输电线路采用普通复合绝缘子时,可以在绝缘子上方粘贴或热塑一个大盘径的硅胶伞裙罩,达到防覆冰闪络的治理目的。但由于硅胶的柔软性限制,其所加的硅胶伞裙罩直径一般选取为400～600 mm范围内。
(4)对于单串绝缘子,可以考虑在绝缘子串两侧的平衡性能,在设计或架设安装过程中有意识地将顺线路方向的绝缘子串偏斜角加大,这样可以有效提高覆冰绝缘子的冰闪电压,防止或降低覆冰闪络危害程度。
3.3 防舞技术措施
导线覆冰且发生舞动是造成超高压输电线路发生倒塔等恶性事故的重要原因。因此,要结合输电线路的实际情况,采取适当的避舞、抗舞和抑舞措施,有效减少输电线路覆冰舞动对输电线路的破坏。工程中常用失谐摆、双摆防舞器、集中防振锤等提高输电线路的防舞性能,确保输电线路运行具有较高的安全稳定性。
4 结语
我国对超高压输电线路的覆冰及相关抗凝冰技术的研究已取得非常多的研究成果,并在实际防冰除冰领域获得非常良好的应用效果,涉及到设计方案的优化、覆冰区在线动态监测、超高压输电线路直流融冰技术、绝缘子防覆冰闪络、防导线舞动治理以及有机硅防冰涂料研发等各个领域[3]。但由于超高压输电线路防覆冰及抗凝冰是一个影响因素较多、涉及对象较繁杂的复杂过程,相应的防凝冻技术措施还有待进一步加深研究和落实。
摘要：在介绍超高压输电线路防凝冻灾害研究的重要性和必要性后,结合实际工作经验,对超高压输电线路防凝冻灾害技术原则进行了分析探讨,重点从防冰除冰、防覆冰闪络以及防舞动3个方面对超高压输电线路实际工程中常用的防凝冻技术措施进行了详细研究。
关键词：超高压输电线路,覆冰,防凝冻灾害,技术措施
参考文献
[1]胡毅.输电线路大范围冰害事故分析及对策[J].高电压技术,2005 (4):14-15
[2]黄新波,孙钦东,张冠军,等.线路覆冰与局部气象因素的关系[J].高压电器,2008,44(4):289-294
超高压输电线路 篇11
摘要：当前我国电网建设存在明显不足，超高压输电线路运行检修的早期资金投入加大，相应的创新完善等需要时间来进行，因而传统电网运行检修公司不具备开展超高压输电线路运行检修的条件，而送变电企业在这一问题上具有明显的优势，经验、设备等方面条件都比较成熟，有助于电网运行的安全性。本文就送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势进行简要分析，以供相关人员参考。
关键词：送变电企业；运行检修；应急措施
超高压输电是指使用500千伏—1000千伏电压等级进行电能的输送。就实际情况来看，超高压输电每公里的投资成本及金属材料的消耗量等呈现明显的下降趋势，可以说线路走廊得到合理且收效明显的利用。送变电企业在承担超高压输电线路运行检修方面具有明显的优势，人员、设备以及技术方面都比较成熟，为了促进电网运行的可靠性和安全性，本文就送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势进行分析，具有重要的现实意义。
1 220kV及以上输电线路运维管理
高压输电线路具有分布地域广、气候多变、地形恶劣、运行环境复杂等特点。传统的运行维护单位已不能满足快速抢修、大型检修的新形式的要求。而送变电工程公司具有得天独厚的优势，拥有雄厚的施工力量和抢修工器具等资源。为适应电网不断发展和生产资源优化配置的需要，对系统内原由各地区供电局运维的220kV输电线路逐步移交到具备较强专业水平的送变电运检公司统一运行维护。
2 传统线路运维方式的不利因素
2.1电网的发展造成地区供电局生产资源的相对缺乏
随着电网的发展，各地区供电局输、配网线路的运行数量在不断增加，线路维护工作量逐年加大，使得以电力生产、营销为主体工作的供电局显得力不从心。
2.2地域的限制制约了生产资源的优化配置
由于各地区供电局负责维护所在地域段的线路，跨地区的220kV线路运行维护可能牵涉两个或以上的单位，这样在线路停电检修方面的工作协调困难、程序繁琐，不利于提高应急抢修快速反应能力，也难以产生规模效益，这与降成木、增效益的目标不相符。
2.3不利于提高整体的线路专业管理水平
地区供电局生产人员主要服务于地区配电网，其输电专业技能的水平存在局限，从事超高压输电线路的运行维护力量较运检公司薄弱。
3实施220kV输电线路集中统一由送变电企业管理的必然性
有利于打破行政地域限制对线路运行维护带来的不利，实行专业化大公司运行是工业化、现代化大生产的要求，有利于提高效率，降低成本，推动科技进步、提高线路运行维护检修质量，由于施工能力的优势，送变电企业相对于供电局使输电线路应急抢修能力大大加强，提高了电网抵御突发性自然灾害的能力，更好地保障电网的安全稳定运行。
4 送变电企业承担超高压输电线路运行、维护和管理的可行性
4.1送变电企业能够迅速组建一支专业化的线路运输检修队伍
就当前我国送变电企业的实际情况来看，送变电企业能够较快速度的组建一支专的运行检修队伍，并通过后期的不断努力，成长为优秀的且规模相当的220kV以上输电线路运行专业化检修队伍。送变电企业在实际运行过程中规模相当，管理部门职责明确，下设工作站和巡检班组，并配有巡检专用车辆，确保在实际巡检过程中的便捷性，巡检人员能够在一定时间内到达辖区线路的任一杆塔。送变电企业实现了对各项资源的合理配置，从而在一定程度上保证了线路运行维护和检修的有效性，有助于保证输电线路运行维护、带电作业及质检验收的实际效果。从整体情况来看，送变电企业具备承担超高压输电线路运行检修的能力。
4.2送变电企业在线路运行维护方面的优势
4.2.1专业化、职业化的队伍优势。送变电企业在实际运行过程中注重专业化的队伍建设，尤其是近年来的发展过程中，通过对送变电企业内部的管理能手和技术能手进行合理的布局安排，促进了输电线路运行检修专业化队伍的建设，形成了一股中坚力量，有助于促进送变电企业的整体发展。送变电企业在逐步发展的过程中，注重输电线路运行检修队伍的高素质、年轻化建设，在一些专业技能型院校招收优秀毕业生，以促进送变电企业的人才建设。随着送变电企业的不断发展，逐步建立了一套系统化的运行检修人员组织机构，并促进了标准化的生产技术管理体系的建立，从整体上推动了送变电企业的长足发展。
当前我国大部分送变电企业中均具备专业性的硕士研究生、大学本科生以及各技术院校毕业的专科生，送变电企业内部的人力资源队伍呈现出明显的年轻化、职业化和专业化，通过各类型人才的协调配合，共同促进送变电企业的整体发展。
4.2.2线路运行维护的管理优势。在线路运行管理方面，送变电企业通过多年来对220kV以上各等级线路的运行和维护，积累了丰富的线路运行维护检修的经验，这些经验都为承担超高压输电线路运行检修奠定了坚实的基础，从而有助于送变电企业在实际运行过程中完成国家相关生产技术指标。送变电企业在实际运行过程中，通过不断地实践探索，制定了相对完善的管理制度和管理体系，促进了各项管理平台的建立，有助于从整体上提高送变电企业在实际运行过程中对线路运行检修的管理能力，以保证输电线路运行检修的规范化和标准化。
4.2.3输电线路运行维护的技术优势。送变电企业在承担超高压输电线路运行方面具有明显的技术优势，其内部负责线路运行维护工作的骨干人员大多是专业线路施工人员出身，在此过程中积累了检修、抢险等方面的技术和经验，从而为后期的承担高压输电线路运行检修提供可靠地基础，促进电网工程质量的提升。送变电企业在实际运行过程中配备专业的技术人员，能够及时有效的对输电线路进行检修和故障分析，促进输电线路的运行检修质量得到有效的保证。
4.2.4线路检修、抢修快速反应优势。完善应急抢修机制，落实应急抢修预案。针对各种可能出现的事故，制订完善各项反事故具体措施及线路出现紧急情况时的抢修方案。完善抢修工器具库房的建设和管理，根据事故性质分类配置了足够的工器具、备品备件及应急抢修车辆。
4.2.5备品备件优势。送变电施工企业管理的施工用备品备件完全可用于線路检修和抢修，在遇到突发性的大型检修和抢修任务时，完全可将施工用备品备件先用于检修、抢修任务，既可节省大量的资金，提高备品备件利用率，又可以最少的消耗满足电网的运行、维护、检修、抢修之用。
5 结束语
综上所述，选择送变电施工企业承担电网运行维护工作是确保超高压输电网高效运行新形式下的良好趋势，是电网建设实现资源优化配置的英明举措。送变电企业承担电网运行检修有助于提高电网安全稳定运行，提高电网抵御自然灾害和处理突发性事件的应急能力，为电网科学发展保驾护航。
参考文献：
[1]吴兆鑫.送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势.《中国新技术新产品》- 2010
超高压输电线路雷电绕击及防雷 篇12
1) 事故情况。2011年6月13日, 在某地的雷雨天气中, 某地电网跳闸重合成功, 我们测得一系列数据, 在当日15∶45-15∶55, 天瓶6709线周围一共测得15个落雷电, 得出落雷数据, 我们根据落雷的地点结合当地地势绘制了雷电分布图, 经当地实时调查, 我们发现天瓶6709线#13塔附近有将要发生故障的趋势。
2) 数据计算。当前在超高压输电线路绕击问题中, 我们常用电气几何模型进行分析。传统的电气几何模型相对理想化, 并没有考虑其他因素对于模型中所需数据的影响。研究发现, 如果超高压线路杆塔高度较高, 则先导对于地面、避雷针和电线的击距是不相同的。随着雷电的强度增大, 先导对于上述所说的三种物体击距都会呈不同程度的增大。在对模型数据进行处理时, 杆塔高度、保护角、山坡倾角都是影响临界击距的主要因素, 其中, 杆塔高度与临界击角呈正相关, 杆塔越高, 临界击角越大;保护角和山坡倾角与临界击距呈负相关, 保护角和山坡倾角越大, 临界击距越小。关于临界电流, 我们采用国际推荐的临界电流公式进行计算, 由此算出当临界电流大于59.78k A时, 雷电将不会发生绕击。除此之外, 我们还验证了杆塔的耐雷水平, 结合当地测得数据, 得出:当电流大于117.36k A时, 雷电会发生反击。
3) 故障分析。根据分析13塔的相关数据, 计算出当雷电电流在17.4~59.7k A时, 雷电会发生绕击, 当雷电电流大于117.36时雷电会发生反击。根据当地雷电调查显示, 在#15-#17塔之间, 落雷电较多, 相对密度较大, 共有3个落雷电满足发生雷电绕击的条件, 但没有满足反击条件。发生故障的塔杆电阻小, 所在地点相对地势较高, 斜度较大, 具备相应的雷电绕击特征, 故因此得出, 6709线#13塔的故障是因为雷电绕击引起的。
2 防雷措施
1) 注意设备维护。雷电发生时, 所产生的电流是主要的破坏因素, 由于塔杆高度较高, 雷电所产生的电流更具有危害性, 各种高空架空线都能引入雷电, 破坏超高压输电线路的设备。所以在日常工作中, 我们应该严加防范, 定期检查雷击发生的部位, 观察是否有暴露、损坏的部位, 以便及时修补。
2) 架设避雷线。要确保超高压输电线路的安全使用, 要安装避雷线, 引导雷电向避雷线放电, 通过塔杆和接地装置将雷电所释放的电流引入大地, 以保护线路设施, 避免超高压输电线路遭受雷击。但是在使用避雷线的同时, 我们也要对避雷线进行保护, 确保安全性。
3) 减小保护角。根据电气几何模型, 我们发现线路的保护角越小, 雷电天气所发生的绕击事故就越小, 所以减小保护角可以有效的防止雷电绕击。但是减小保护角只能用于新开设的超高压输电线路中, 而对于旧的输电线路, 将线路保护角减小几乎是不可行的, 采取这种方法会耗费大量的人力及财力, 所以减小保护角这一举措还需要进一步研究, 其采纳性并不高。
4) 降低接地电阻。降低接地电阻可以有效地阻止电路反击, 减少雷电天气事故的发生。相比于减少保护角, 降低接地电阻更容易实施, 方法也更为简单快捷。降低接地电阻的方法有很多, 例如可以增大接地网面积, 接地网面积与接地电阻成反比, 当接地网面积增大, 接地电阻就可以有效减小;还可以人工的改善电阻率, 在高电阻率地区, 人工的将电阻率减小, 可以间接地减少接地电阻;我们更可以利用设施中的钢筋等金属, 有效的减少接地电阻。
5) 加强线路绝缘水平。加强线路绝缘水平可以有效的阻止雷电电流, 增强了线路的耐雷电水平, 防止电流对设备的危害。但是在实际的输电线路中。将这一方法全面实施还需要进一步的探究和探讨, 应用到实际生活中去, 还是具有一定难度的。
6) 安装保护间隙。保护间隙可以有效的保护线路, 它具有结构简单、安全可靠、方便运行且维护量小等优点。将保护间隙安装到超高压输电线路中, 可以在线路中形成绝缘体, 保护线路在雷电天气受电流的打击而造成绕击, 减少了事故的发生。
7) 架设耦合地线。架设耦合地线是超高压输电线路防雷的基本措施之一, 在受雷电打击严重的线路中, 杆塔接地电阻并不足以保护线路, 而改善接地电阻也有一定的困难, 这时我们应该架设耦合地线。耦合地线可以起到分流作用, 从而减低了电压, 减少了雷电的绕击次数。但是架设耦合地线的过程十分繁琐, 在架设之前, 我们需要反复测量塔杆高度、架设耦合地线所需距离等, 而且实施起来相对复杂, 受到各方面条件的制约, 增加了工作负担。架设的过程中可能还会砍伐树木, 破坏了环境。
8) 安装避雷针。防绕击避雷针是一种结构特殊的避雷结构, 在超高压线路上进行安装可防止雷电绕击而引起事故发生。该项技术结构先进、性能稳定、运行快速安全、安装方便并且使用寿命长, 减少了雷电天气的跳闸现象, 对超高压线路的安全运行有了很大的保障。无论从经济角度, 还是从产品的实用性, 防绕击避雷针都有一定的可行性。
3 结论
超高压输电线路的安全运行是十分重要的, 它既保证了居民正常的生活, 也维持了产业的正常发展。杆塔高度、保护角、山坡倾角都影响临界击距的主要因素, 而对于临界电流, 采用了临界电流公式, 计算出了临界电流值, 判断了电路发生故障的主要原因。除此之外, 我们还分析了防雷所要采取的措施, 从经济角度和实用性方面分析了它们的可行性, 我们在实施时, 还要结合实际情况, 做出理性的选择。关于超高压输电线路, 我们研究的只是一少部分, 我们还要不断进行探索, 确保线路的安全运行。
参考文献
[1]舒海莲, 杨秀, 臧海洋.基于EMTP的同塔并架多回线路防雷计算[J].电网与清洁能源, 2010 (12) .
[2]张瑚, 黄欲成, 何妍, 马丽山.计及风偏和地面倾角的线路绕击耐雷性能研究[J].力科学与工程, 2010 (09) .