架空线路输电能力综述

架空线路输电能力综述（精选6篇）

架空线路输电能力综述 第1篇

恶劣的低温雨雪冰冻天气导致覆冰大大超过供电线路设防标准。按照正常的设计标准和国际通行的做法, 我国500k V伏输电线路覆冰气象的重现期按30年一遇设计。此前华中地区一般线路采用10~15mm覆冰设计, 个别线段设计覆冰厚度采用20~50mm。华东地区覆冰厚度一般采用10mm设计, 浙江个别山区覆冰厚度采用15mm。这次冰冻雨雪气候平均的覆冰约在30~60mm, 局部地区最大覆冰厚度达到80mm, 使得铁塔的垂直荷载和纵向张力大大地超过了其设计能力, 导致了大量的倒塔事故。

目前解决措施主要依靠人工用拉杆、竹棒等沿线敲打, 使覆冰脱落。这次南方遭受冰灾地区的电网除冰主要采用的就是人工除冰的方法, 不仅效率低下, 而且对电力工人的生命安全造成了极大的威胁。因此, 研究新型的除冰方法替代人工除冰就变成十分迫切。

1 加热融冰法

热力融冰法就是利用各种技术, 以增加输电线路中的电流, 使导线自身产生足够多的热量, 以避免冰雪的覆积或使已有的覆冰融化脱落。

1.1 过电流融冰法

为防止导线覆冰, 对于220k V及以上轻载线路, 主要依靠科学的调度提前改变电网的潮流分配, 使线路电流达到临界电流以上;对于110k V及以下变电所间的联络线, 可通过调度让其带负荷运行, 并使其达到临界电流以上;对于其它类型的重要轻载线路, 可采用在线路末端接入大容量的无功装置 (如大功率的调相机、电容、电感) 、大大降低线路的功率因数, 增大线路电流, 使得所消耗的有功功率都集中在线路上, 加大线路上的电阻发热量, 达到融冰的目的。该项融冰技术负荷大, 停电时间长, 操作难度大。

(1) 通过科学的调度改变潮流分布。1998年美加冰灾后, 魁北克水电研究中心设计了一套针对120~315k V线路的融冰策略, 通过开发的仿真软件模拟线路覆冰况, 通过调整线路电流仿真融冰效果。仿真工具能够测试不同网络结构下线路的融冰情况, 挑选出最优的线路融冰顺序, 降低网络覆冰, 通过最优控制达到线路覆冰最小化的效果。

(2) 基于移相器的带负荷融冰法, 即ONDI (on-load network de-icer) 法。此方法利用移相变压器角度的变化改变平行双回线的潮流分布, 通过增加其中一回线的电流来增加线路发热, 达到融冰的目的。

1.2 短路电流融冰法

该方法通过人为的将两相或者三相导线短路, 形成短路电流 (控制在导线最大允许电流范之内) 加热导线来达到融冰的目的。这种方法在国内外都达到了实用化的阶段, 1993年加拿大Manitoba水电局开始采用短路电流融冰, 俄罗斯巴什基尔电网也大量应用了短路融冰技术。

短路融冰技术包括不带负载的三相短路融冰技术、两相间短路融冰技术、单相短路融冰技术、传统的带负荷融冰技术、利用介质损耗除冰技术、利用短路电磁力除冰技术等。其中三相短路融冰技术最常见。不带负荷短路加热导线的融冰方法最为完善, 我国应用较为广泛。但三相短路引起的电压降对系统影响很大, 尤其是对220k V及以上线路短路对系统的影响很严重, 且短路融冰耗电量大且需要修改保护定值, 还必须在短路情况下保证系统安全和重要用户的供电, 操作过程复杂、繁琐, 对调度员要求高。

1.3 直流融冰方法

直流融冰技术在架空线路的某一点装设三相融冰短接线 (但不接地) , 对线路送融冰直流电源, 经过一段时间后, 线路发热, 从而将架空线路上的覆冰融化。该技术需要有一特种直流电源向其供电, 该电源必须具有良好的恒流特性, 并在负载扰动或试验状态变化时, 电源要做出快速响应, 确保电流的稳定加热。

2 机械除冰法

2.1“ad hoc”法

目前常用的除冰方法是外力敲打, 国际上又称之为“ad hoc”法, 即由电力操作人员在现场处理。外力敲打法虽简单易行, 但只能为很少的覆冰线路、避雷线和绝缘子除冰, 速度慢、工作量大且不经济, 易发生人员伤亡, 所以只有在没有其它更有效方法的紧急情况下使用。

2.2 滑轮铲刮

机械方法是滑轮铲刮。运行人员在地面遥控操作线路上的可移动装置, 由装置上的钢制刀片刮去线路覆冰。相对热力融冰, 该方法经济成本低, 但实施困难, 效果较差, 而且人员和线路都可能受到损伤。

2.3 电磁力除冰法

利用输电线之间的电磁力实施除冰, 即将输电线路在额定电压下短路, 短路电流产生适当的电磁力使导线相互撞击而使覆冰脱落。但为了降低短路电流幅值和提高效率, 尽可能使合闸角接近0°, 并采用适当的重合闸措施激发导线的固有振荡, 增加其运动幅度。

将相邻的两根导线在一定电压下短路, 控制短路电流产生适当的电磁力导线互相撞击而使覆冰脱落。该方法不能完全清除导线上的覆冰, 却可以使部分覆冰脱落, 使得线路重量保持在杆塔能够承受的范围内, 但因短路引起的电压降落问题和对系统稳定性的影响没有解决, 该方法没有被推广。

2.4 机器人除冰法

目前随着计算机技术和人工智能技术的飞速发展, 使机器人在功能和技术层次上有了很大的提高, 使得机器人可替代人工完成高危环境下的繁重作业成为可能, 利用机器人实现输电线路在线除冰是目前输电线路除冰技术的发展趋势, 具有功耗小、成本低、效率高、人员无伤亡、无需停电和转移负载等优点。目前国内外尚未开发出实用的在线除冰机器人。l988年, 东京电力公司研制了光纤复合架空地线巡检移动机器人, 这种机器人利用驱动轮和夹持轮沿地线运行, 碰到障碍可以模仿人攀援的机理轻松越障。

1989年美国TRC公司研制了一台悬臂自治巡线机器人原型, 该机器人可以沿架空导线长距离爬行, 执行各项检查任务, 当遇到障碍时, 也同样可以采用模仿人攀援的机理从侧面越过障碍。

1990年日本的Hideo Nakamura等人开发了电器列车馈线电缆巡线机器人, 机器人采用蛇形结构沿电缆平稳爬行, 并能跨越分支线, 绝缘子等障碍物。

加拿大魁北克水电研究院的Serge Montambault等人2000年开始了HQ Line ROVer遥控小车的研制工作, 该遥控小车起初用于清除电力传输线地线上的积冰。逐渐发展为用于线路巡检、维护等多用途移动平台。第三代原型机结构紧凑 (23×17×12cm) , 仪重25kg, 驱动力大, 抗电磁干扰能力强, 能爬52°的斜坡, 通信距离可达1km。小车采用灵活的模块化结构, 安装不同的工作头即可完成架空线视觉和红外检查、压接头状态评估、导线和地线更换、导线清污和除冰等带电作业, 已在工作电流为800A的315k V电力线上进行了多次现场测试。但是, HQ Line ROVer无越障能力, 只能在两线塔间的电力线上工作。目前, 研究组正在开发具有越障功能的自动移动小车, 实验结果表明, 新一代HQ Line ROVer能在无人干预的情况下跨越障碍物, 巡检范围达4km。

早在上世纪90年代末, 国内的一些研究机构和高等学校开始巡线机器人的研究工作。武汉大学、山东大学、中科院自动化所、中科院沈阳自动化所等同时开了对巡线机器人的研制工作。1998年武汉大学研制出了架空高压线路巡线小车;其他单位也对输电线路巡线机器人也开展了研究工作, 并取得一定的研究成果和积累了一定的研发经验。

3 结束语

浅析架空输电线路状态检修 第2篇

关键词：架空输电线路；状态；检修

中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）18-0107-02

架空输电线路作为电力运行中的重要内容，对于配电网的正常运行有着深刻的意义。由于目前我国处于高速发展时期，对于电力的需求程度越来越大，导致输电线路的容量变的越来越大，在电力输送的过程中由于各种因素的影响，容易出现设备故障。架空输电线路的检修能够保证配电网系统的正常运行。

1 目前的架空输电线路检修

传统的架空输电线路检修是以定期检查电力设备线路和事后检修相互结合的模式来进行。定期的检修时间时根据输电线路的实际情况和经验所得出来的检修时间，在传统的输电线路检修工作中有着其合理性。但是随着电网的扩大、输电线路逐渐增多、电网技术的革新，这样的检修模式已经不再适合现在的架空输电线路的检修工作，这样的检修模式应用于现代的电网中，有可能会出现当输电线路出现故障的时候没有工作人员对其进行及时的维修，当输电线路处于正常的工作状态的时候反而对其进行检修的尴尬局面。所以在电网技术和设备不断更新完善的现代架空输电线路检修工作中，需要对检修模式进行调整改进。

2 状态检修的模式特点

2.1 状态检修的定义

状态检修是针对不同电力设备的情况和特点，考虑设备有可能出现的故障，对于输电线路设备进行合理的安排检修模式。这样的检修模式通过对设备数据的收集和分析，对设备进行合理检查、带电检测、定期保养等检修工作的展开。状态检修具有科学性和合理性，能够根据具体的情况和数据进行对输电线路的维护。

2.2 状态检修的特点

状态检修是根据输电线路的具体情况而对其进行检修，具有这样几个特点：一是具有针对性。在传统的检修模式中，定期检修是不管输电线路需不需要进行检修，到了规定的时间都要对其进行检修，这样的检修模式不具备科学性，比较盲目。而状态检修则是根据输电线路具体数据的分析，结合输电线路的具体状态，对这些设备进行风险评估和具体维修方法的制定后，对设备进行科学的检修，在检修方面具有及时性和针对性，没有盲目的对设备进行定期检修，能够保证设备运行的正常。二是状态检修的有效性。状态检修具有有效性，这样的特点体现在通过对输电线路的实施监控，针对输电线路所可能出现的问题进行防范，在输电线路出现故障的时候对其进行科学的检修，这样的检修模式就像医生在对病人进行病情诊断一样，并不是定期进行检查，不是在平常的时候不管不问，而是先确定病人的具体情况，寻找病因，然后对症下药，这样就具有了相当理想的有效性；三是其经济性。再对设备进行合理的维修保养之后，输电线路可能出现的问题会比较少，对于设备的定期检查也会相对应的减少，这样会减少维修的成本，具有较强的经济性。

3 状态检修的分类和工作内容模式

3.1 状态检修的分类

根据输电线路所出现的不同故障而进行不同的检修工作进行分类。具体的检修分类有以下几种：一种是技术改进的维修，这种检修模式是在架空输电线路进行大幅度改进的工程上进行检修；二是需要停电的检修，这样的检修是在周边环境可以接受停电的状态下对输电线路进行检修，来保证输电线路的完好；三是需要停电进行的测试类检修，这样的检修也是在需要进行停电的情况下，对输电线路进行全方位的测试，以便检修工作的进行；四是无需停电的检查类维修，这种维修就是目前比较常见的维修类型，在平常需要对输电线路进行定期的检查，这样的检查类型无需停电就可以进行工作；最后一种是带电作业，这种检测方式具有很高的危险性，需要检修人员注意自身的安全[1]。

3.2 状态检修的主要工作内容

①在进行维修之前首先需要对设备进行数据的收集工作。这样的的设备状态收集是根据平常状态下设备的运行情况、设备容易出现故障的位置、日常检测维护的数和历史记录等数据的整理分析，得出设备的实际运行情况，通过这些数据可以对设备进行风险预测，为设备以后的检测提供数据支持。

②设备的状态评价。通过对设备进行数据采集整理分析，可以对设备的实际运行状态进行评价，确定设备的工作状态是否良好，是否需要对某些部位进行保养和更换，确定设备的发展趋势。

③设备的风险评估。通过数据和状态评价，来预测设备可能出现的问题，其中要考虑设备的工作状况、可能造成的安全问题和影响等，在评估级别上可分为正常状态、需要注意状态、异常状态和严重状态，根据不同的状态要展开相应的检修措施。

④状态检修策略。在对设备进行状态评价和风险评估之后，要对设备可能出现的问题进行检修策略的确定，根据设备的实际情况和严重状态，分别进行不同的检修内容。

4 输电线路状态检修工作目前存在的问题

在目前的检修工作中还存在着着许多问题等待改进，具体表现如下：未制定架空输电线路的制度。虽然目前对于架空输电线路的检修标准有了相关的规定，但是还没有处形成其完整的执行制度，使得检修工作不能很好的参照制度进行；设备状态的评价标准不完善，在状态检修的内容中，对于设备状态的评价是很重要的一个部分，但是目前设备的评价标准仍旧不完善，没有合适的设备评价参考依据，以广东电网为例，虽然广东在2010年出台了相关的检测标准，但是在电力企业的实际应用中，对设备的状态评价仍然不够准确，在风险预估上仍旧需要改进和提高；缺少与目前电网科技相对应的检测方法，现在在我国的电网中，自动化程度越来越高，这就需要有相应的检测技术来保证如今的输电线路能够正常运行，在现在的电力企业中，先进的核心检测手段和工具仍旧缺乏，不能满足现在输电线路的检修工作[2]。

5 结 语

架空输电线路的状态检修相对于传统的检修技术有着较大的提高，通过对设备数据的收集研究分析、对设备进行状态评价和风险预估，最后制定相应的检测方法，这一系列的检修工作相辅相成，极大的提高了输电线路运行中的安全。但是状态检修中仍旧还存在着许多问题，电力企业应对这些问题加以研究，使状态检修技术趋于成熟，能够更好的运用到架空输电线路检修工作当中。

参考文献：

[1] 李济生，庞绪俭，孔令民，等.浅析架空输电线路状态检修[J].今日科苑，2012，（12）.

架空线路输电能力综述 第3篇

陕西电网位于西北电网的最东端,东起潼关、西至陇县,东西跨距约300 km,南到大巴山,北临神府煤田,南北长度约1 000 km。通过4条330 kV线路与甘、青、宁电网相联,通过330 kV罗灵线和华中电网直流背靠背互联。

陕西电网主网架电压等级为330 kV,截至2007年底,共有110 kV及以上变电站共353座,其中330 kV变电站32座,变电容量为14 910 MV·A;110 kV及以上输电线路共730条,总长度为16 474.055 km,其中330 kV输电线路82条,总长度为5 396.922 km;220 kV输电线路2条,总长度为95.799 km;110 kV输电线路646条,总长度为10 981.334 km;统调电厂30座,总装机容量11 650 MW,有6座装机容量超过1 000 MW的大型电厂。

2007年陕西电网最大负荷9 330 MW,最大日用电量1.91×104 MW·h,全年售电量4.90×106 MW·h。

2 陕西地理特点及输电线路运行状况

2.1 陕西地理特点

陕西地区地形复杂、气象条件变化较大,其特点是南北狭长,陕南为秦岭山区,气候多雨潮湿,冬季多大雪,夏季多雷电;关中为渭河平原,气候温和,冬季多大雾;陕北为黄土高原,干旱寒冷,冬季多大雪,夏季多雷电。

2.2 陕西电网输电线路跳闸规律

关中地区线路跳闸以污闪、雾闪、外力破坏为主;陕南、陕北线路跳闸以雷击、鸟粪闪络跳闸为主;秦岭山区以雷击跳闸、冰雪闪络为主。

2.3 2007年输电线路运行情况

2007年陕西电网110 kV及以上输电线路共发生跳闸80次,同比减少123次,跳闸率为0.479×10-2次/(km·a),同比降低0.78×10-2次/(km·a);非计划停运17次,同比减少36次,非计划停运率0.104×10-2次/(km·a),同比降低0.224×10-2次/(km·a)。

3 陕西电网输电线路整治工作情况

针对陕西电网输电线路运行特点,在加强线路运行检测及技术监督的同时,适时调整线路运行特殊区段的划分,重点是鸟害区、易遭盗窃区、多雷区、微气象区,陕西省电力公司(公司)相关技术专家在防污闪、防雾闪、防覆冰、防雷击、防鸟害、防风偏等方面进行了深入研究,摸索出适合陕西电网实际的一系列行之有效的方法。

3.1 线路防污闪工作情况

1999年以前,公司线路污闪跳闸多的主要原因是电网设备绝缘配置与环境污染不适应,设备大多采用瓷质瓷瓶,按0级和Ⅰ级污区下限绝缘水平配置,瓷瓶脏污极易引起污秽闪络。污闪主要集中在西安、宝鸡、咸阳、渭南等经济、工业较发达地区。经1997、1998、1999年大面积调爬后,情况大为好转。结合多年来的运行经验,得出防污闪工作的基本对策如下。

(1)提高全省的绝缘配置以满足相应污区等级的要求并留有适当裕度,陕南、陕北地区重视局部区域环境影响。

(2)重新修定污区图。2007年9月公司完成陕西电网污区图的修定。根据国家电网公司对防污闪工作的新标准要求,在以前污秽等级划分的基础上,结合近几年陕西省大气污染、气象资料、污源变化、盐密测量、污闪跳闸及运行经验,对各地区污区分布图、污秽等级划分进行了调查研究和重新划分,绘制了全省污区图,为电网建设及改造绝缘配置提供了设计依据。

(3)采用复合绝缘子,提高线路耐污能力。目前关中地区110 kV及以上电压等级输电线路基本实现了悬垂串绝缘子复合化,有效地提高了线路防污闪能力,并形成陕西电网复合绝缘子的使用原则,即:1)入网产品必须经陕西电力科学研究院抽检试验合格;2) 110 kV悬垂串可全部采用,耐张串控制使用;3) 220 kV关中地区悬垂串可全部采用,汉中地区重点区域采用;4) 330 kV关中地区悬垂串可全部采用,原则上北不过黄陵,南不过秦岭;5)新建项目悬垂串优先采用;6)对运行3～5年以上的复合绝缘子进行抽检试验。

由于防污闪工作基本对策及技术措施执行较好,取得了明显的效果,1999年以后,陕西电网输电线路再未发生污闪事故。

3.2 线路防雾闪工作情况

由于近几年大气环境的日益恶化,大雾对输电线路的影响日益明显。针对2006年浓雾湿闪造成的影响较大,2007年加强了防雾闪的整治。

(1)调整多雾地区的绝缘配置。渭南市位于渭河沿岸地区,冬季持续大雾,且当地化工企业集中,雾水成分复杂,玻璃绝缘子在该地区330 kV线路使用后发生多起因大雾引起线路跳闸事件。经分析原因为玻璃绝缘子憎水性差。故对该地区线路玻璃绝缘子进行了更换,更换为高度3 306～3 440 mm,总爬距14 520～11 000 mm,干弧距离大于2 900 mm的复合绝缘子。

(2)对复合绝缘子进行改造。由于复合绝缘子的大量使用,运行中连续发生两起330 kV线路复合绝缘子闪络跳闸的事故。经过分析,制定了整改方案,在复合绝缘子结构型式上进行了改进:1)在满足风偏要求的情况下,适当加长复合绝缘子的结构高度,将原有结构高度提高到了3 300 mm,既增大了总爬距,又加大了干弧距离;2)研制出了防雾闪复合绝缘子吊串,将最下一片伞裙增大为Φ310 mm,新开模具一次注塑成型,既增大了爬距,又起到了隔断电弧的作用。在易积雾特殊区段使用后,效果良好。经统计,雾闪由2006年的20次降为2007年的4次,降低了80%。

3.3 线路防雷击工作情况

(1)建立全省雷电定位系统。2005年建立的雷电定位系统,与陕西省气象局联网后已有24个接收天线。两年来的观测数据表明,陕西大多数地区雷电活动频度、强度指标“雷电日”、“雷电流幅值”超出线路设计规范的设防标准,尤其是陕南、陕北地区进行防雷设计时,应采用全国统一的雷电流分布概率,不应减半。

(2)根据雷击跳闸规律,有重点地加装线路避雷器。

2001年公司组织陕西电力科学研究院、西安电瓷研究所、宝鸡供电局等单位,联合研制330 kV线路用氧化锌避雷器,并制定了技术标准。在330 kV马汉线安装30支,由于选点准确,应用效果很好,连续5年未发生雷击跳闸事件。

线路用氧化锌避雷器在330 kV马汉线上的成功应用,为330 kV线路防雷提供了经验。自2005年起,对线路易遭雷击的安南线、罗张线、金黄线、黄延线、延榆线、桃西线等陆续加装线路型避雷器86支,达到了降低雷击跳闸的目的。

(3)增加绝缘片数,提高耐雷水平。由于雷电活动不规律,且近两年雷电活动强度、频度增大,加之选点难度较大,单靠加装线路避雷器无法满足降低雷击跳闸的要求。2007年在雷击跳闸次数最多的330 kV安南双回共塔线路上,采取增加绝缘片数的技术手段来提高线路防雷水平。将安康金州—商洛柞水段直线塔玻璃绝缘子串由原来19片或20片(双串×2)成串统一改造为22片(双串×2)成串,配合重点杆塔加装线路避雷器。进入雷雨季后,330 kV安柞线、安南Ⅱ线没有发生雷击跳闸事件,证明防雷改造工作是有效的。

(4) 110 kV线路防雷击工作。110 kV线路的雷击跳闸主要由直击或反击造成。因此,采取降低接地电阻、加装线路避雷器成为主要的技术手段。

从2004年起,公司有重点地大规模开展山区线路接地整治,主要采取开挖更换接地体、加大接地体的埋深、接地体与铁塔双螺栓连接改造,同时对重点区段杆塔加装线路避雷器,取得了较好效果。

陕西电力科学研究院2007年6～8月雷电观测系统的统计显示,2007年雷电频度较2006年同期增加4倍,平均雷电流幅值增大1.3倍。采取上述综合措施后,有效地降低了雷击跳闸次数,雷击由2006年的81次降为2007年的34次,降低了58%。

3.4 线路防覆冰工作情况

从20世纪70年代开始,原西北电业管理局非常重视线路覆冰的问题,先后建立了2个“覆冰观测站”和1个“带电融冰站”,并延用至今。为陕西电网线路设计标准的制定、为融冰技术措施的采取积累了经验。

近年来,330 kV线路共发生覆冰闪络事件6起,均发生在穿越秦岭的安南、马汉线上。在覆冰重点区段,经陕西电力设计院、陕西电力科学研究院及专家研究,采取了以下措施:

(1)根据地线受覆冰影响、弧垂下降的情况,更换地线为高强度同型号地线。将覆冰区段原GJ-50地线更换为GJ-50-9-1X19-1570型高强度镀锌钢绞线,最大设计拉力相同,单位重量稍轻,弧垂稍小,但安全系数由3.53增大为4.6,抗冰能力提高。

(2)加强地线悬垂金具串。将直线塔地线悬垂串改为双悬垂线夹或三悬垂线夹,大大提高了握着力,防止由于地线线夹位移造成地线下坠。

(3)将覆冰区段线路悬垂绝缘子更换为大爬距防污玻璃绝缘子,在不同位置插花装设(4～5片)直径为380 mm的空气动力绝缘子,防止冰柱短接。

(4)研制出抗冰型复合绝缘子。加大对线路覆冰的研究力度,优化绝缘子串伞裙结构,在绝缘子上端加装一个直径Φ300的超大伞裙,中部加两个直径Φ250的大伞裙,研制出抗冰型复合绝缘子,一次注塑成型。该绝缘子阻断冰凌桥接伞裙,提高了冰闪电压,防止了复合绝缘子覆冰闪络,应用后效果明显。

(5)在330 kV张柞、罗张Ⅰ线安装了覆冰在线监测系统,及时对覆冰进行观测。

由于采取了以上措施,覆冰闪络由2006年的23次降为2007年的0次,整治措施效果明显。

3.5 线路防鸟害工作情况

陕西电网鸟害主要原因为大型侯鸟迁徙活动造成的。330 kV雍秦线、雍天线、雍眉线、大雍线所处区域为陕甘侯鸟迁徙活动西通道,330 kV桃西线所处区域为陕甘侯鸟迁徙活动东通道,330 kV马汉线(2006年首次遭受鸟害)为穿越秦岭西通道,原220kV周洋线、周阎线为穿越秦岭中通道,330 kV安南Ⅱ线、南柞Ⅰ线、原220 kV秦代线等发生鸟害地区为沿秦岭北坡东西通道。随着生态改善,鸟类活动区域的加大,陕北地区鸟类活动增多,形成了沿330 kV榆神线、延榆线、黄延线、金黄线区域贯穿南北新的大型侯鸟迁徙通道,这些区域相对植被较好,且有水源。自2006年以来连续8次遭受鸟害跳闸。为防止鸟害采取了多种措施。

3.5.1 加强防鸟刺

保证鸟害区每基杆塔上均有基本的防鸟措施(防鸟刺),并对防鸟刺的安装严格规定。

(1)防鸟刺结构长度不小于600 mm,防鸟刺材料应使用GJ-100镀锌钢铰线。

(2)混凝土杆边相加装2支防鸟刺,即悬挂点正上方加装1支,距离悬挂点600 mm处加装1支。

(3)铁塔以悬挂点为中心适当扩大防鸟刺保护范围,边相和中相防鸟刺最小保护半径不应小于1.5m。同时绝缘子悬挂点正上方必须保证有1个防鸟刺。

(4)针对铁塔中相跳线串鸟害,在铁塔架空地线支架处加装1～2支防鸟刺。架空地线支架宽度大于500 mm时加装2支防鸟刺,小于500 mm时加装1支防鸟刺。

(5)针对混凝土杆杆顶落鸟对边相导线的鸟害,在混凝土杆杆顶加装防鸟帽或在架空地线支架处加装1支防鸟刺。

3.5.2 安装防鸟绝缘隔板

(1)防鸟隔板采用厚度为3 mm的环氧树脂板,每张防鸟隔板长度为2 m,宽度1 m,安装在绝缘子上方横担框内。也可装在横担外绝缘子串上均压环上端,并以挂钩螺栓固定,其防鸟隔板采用厚度为5 mm的环氧树脂板。

(2)防鸟隔板只用在铁塔上,加装位置选择在中相绝缘子串上方,每基加装1组防鸟隔板,防鸟隔板采用铅丝绑扎的方法进行固定。

3.5.3 对混凝土杆加装防鸟拉线

330 kV混凝土杆在中相横担上方形成两条高低互补的绊鸟索,防止鸟类驻落。

3.5.4 加装脉冲驱鸟器

在330 kV雍眉线和马汤线以及110 kV玉县线67基杆塔上加装脉冲驱鸟器。通过观察,以往在110 kV玉县线杆顶上滞留的大型鹳鹤类鸟不再出现,说明脉冲驱鸟器对防止大型鸟类造成的岛害有一定效果。鸟害跳闸由2006年的7次降为2007年的5次,降低了29%。

3.6 线路防风偏工作情况

引起330 kV线路风偏跳闸的主要原因是小转角及直线耐张塔的跳线单悬挂方式施工时跳线驰度过大,以及20世纪70年代末80年代初设计的330 kV杆塔混合型线路混凝土杆根开小(8 m),在超设计风速时发生导线对混凝土杆脚钉或相间放电。采取的措施是:

(1)复查全部转角、耐张塔的跳线驰度,驰度过大的予以调整。

(2)将已运行线路的小转角及直线耐张塔的跳线单悬挂方式全部改为双悬挂方式。

(3)新线路设计时,转角及直线耐张塔的跳线全部要求为双悬挂方式。

(4)对20世纪70年代末至80年代初设计的330 kV杆塔混合型线路易遭强风袭击区域适当加挂重2。

(5)加强工程的竣工验收,不合格的跳线要求施工单位返工。

由于采取了以上措施,风偏跳闸由2006年的4次降为2007年的2次,降低了50%。

4 结语

经过多年的努力,陕西省电力公司在线路专项整治工作中摸索出了一定的经验,实践证明,降低了线路的跳闸率,保障了输电线路的安全运行。但线路防污闪、防雾闪、防覆冰、防雷击、防鸟害、防风偏工作是一个需要不断总结完善的过程,需要不断投入精力、不断加大力度。对在运行过程中暴露出的新问题,如复合绝缘子老化、局部环境的变化等要继续进行深入研究和不断总结,制定更加有效实用的措施,确保线路的安全运行。

摘要：近年来，陕西省电力公司结合输电线路运行情况，在架空输电线路防污闪、防雾闪、防覆冰、防雷击、防鸟害、防风偏等方面采取了一系列行之有效的专项整治措施，有效降低了输电线路跳闸及非计划停运率，保证了电网的安全可靠运行。文章结合2007年陕西电网输电线路的运行状况，对陕西电网近几年架空输电线路预防事故专项整治方案进行了汇总，期望为架空线路运行维护工作者提供借鉴和参考。

35kV架空输电线路设计分析 第4篇

【关键词】35kV架空输电线路；线路设计；防雷设计

社会发展速度的不断加快，提高了对电网运行稳定性以及可靠性的要求，如果在运行过程中出现故障，将会社会生产以及人们生活带来巨大的损失与影响。为保证35kV架空输电线路运行的稳定性以及可靠性，需要从实际出发，结合线路建设以及运行特征，对线路设计方案进行优化，降低外界各种因素对线路运行造成的影响。

1.配电线路设计要点分析

输电线路建设环境较为复杂，在运行过程中经常会遇到各种因素的影响，为了保证线路运行可靠性与稳定性，在设计时就需要做好各种影响因素的分析管理，选择切实可行的方案。首先，对于变电所35kV进出线与架空线终端引线，在设计时应做好其相互之间的配合，保证进出线架设合理，能够与防雷保护范围进行良好的衔接。其次，对于线路杆塔的选择与设计，在确定设计方案前，进行防线测量的设计人员必须要对施工现场进行全面勘测，确定现场实际地形与地貌等条件，然后确定杆塔设置位置。其中，还需要结合实际情况合理确定杆塔类型，保证设计方案能够与实际需求紧密结合在一起，从实际出发确定杆塔埋深、防腐以及接地等处理，提高输电线路建设整体与地形、地貌、水文以及地质等之间的协调性。最后，设计方案内容表述必须要简单明了，明确设计与施工要点，保证施工人员能够快速掌握方案要求，以此来提高项目施工的效率。在架空配电线路施工过程中，必须要严格按照城建程序进行，遵循勘察、设计、施工程序来进行，保证项目建设质量[1]。

2.35kV架空输电线路设计内容

2.1导线设计

导线是输电线路设计中重要组成部分，在对其进行设计时，应该以系统规划中提供的各项数据与资料作为确定导线截面的依据。在社会发展速度逐渐加快的背景下，社会生产以及人们生活对电量的需求逐渐增加，对输电线路带来的负荷也更大，对导线的要求更高。但是很多输电线路在设计与建设时，并没有进行长远的规划，导致最终线路建成后需要长期保持满负荷运行，对导线造成的损耗比较大[2]。并且如果线路长时间处于满负荷运行状态，就会造成导线连接点持续发热，降低线路运行安全。因此，导线设计必须做好对截面的选择，以项目当地使用实际情况为依据，尽量选择大截面导线，提高其承受负荷的能力。另外，导线选择好后，还应选择规格与导线截面相配的避雷针，以此来保证输电线路的安全。

2.2杆塔设计

杆塔设计应尽量选择用以往的成功型式，如果是选择应用新型的设计方案，必须要充足的设计理由，并且在使用前应做好试验，合格后才可应用。一般情况下，35kV架空输电线路杆塔高度为15m，特殊情况下可以将高度提升到18m，其中对于铁塔高度一般应控制在9m、12m、15m、18m等几种规格。并且应该尽量选择用直线杆型，并且需要与导线型号结合确定选择双杆还是单杆形式；结合线路运行经验以及地质情况等，确定杆塔埋置方式[3]。最后对所有数据信息进行综合分析，确定直线杆杆型以及尺寸，对于部分特殊地区不适合立杆建设的应选择与水泥杆型相结合的铁塔。其中，基础型式的选择主要以地质、环境以及气象等条件来确定。铁搭基础以及钢筋混凝土杆基础的确定，如果以受力型式划分可以分为上拔、下压类以及倾覆类基础，对于上拔、下压类基础来说，其主要承受上拔力与下压力，常见的有拉线盘、地盘等；倾覆类基础承受的主要为倾覆力，一般会选择用现浇台基础。

2.3路径设计

路径设计是35kV架空输电线路设计中的重要环节，此环节设计是否合理，决定着整个项目建设的经济性与可靠性，影响着后期线路运行的稳定性。为了提高路径设计的合理性，要求设计人员必须要多次对施工地点进行勘察，确定出最优方案。首先，确定施工点地质情况，确定山形坡变趋势以及滑坡地带，避免路线处于不稳定地带，对于特殊区域应反复多次测量。并且，路径的确定应尽量避开树木、经济作物以及房屋等，降低项目建设成本。其次，减少转角以及交叉等情况，尽量缩短线路长度，如果遇到特殊地段，也不能为了线路取值而选择山路等施工困难位置。以取直为主要目的，减少线路折线系数，选择施工方便的方案。并且，应尽量避免与通讯线路交叉，交叉情况下不仅施工困难，并且后期维护工作量大，易发生安全事故。最后，尽量避免与河流交叉跨越，尤其是大河流施工难度大，发生故障时抢修困难，如果遇到特殊情况必须跨越，尽量选择河道最窄、土质最好，不易被洪水冲垮的地段过河。

2.4防雷设计

2.4.1架设避雷线

选择架设避雷线的方式对35kV架空输电线路进行防雷设计，要求杆塔上避雷线与对边导线保护角尽量小，提高遮蔽效果，一般情况下应控制在20°，其中山区单避雷线线路控制在25°。杆塔上两根避雷线之间距离，应控制在避雷线与导线间距的5倍左右。另外，线路档距中央导线与避雷线间距，应以雷击档距中央避雷线两者不被击穿确定，公式为S≥0.012L+1，其中S为导线与避雷线间距（m），L为档距（m）。

2.4.2线路外绝缘

为提高线路绝缘效果，可以增加绝缘子串片数，以此来提高35kV架空输电线路的防雷性能。其中，绝缘子片数的增加，会增加投资成本，为控制好项目造价，一般绝缘子片数可增加2～3片，可以结合线路运行实际需求来适当调整。

2.4.3安装避雷针

对于雷害情况严重，并且避雷线架设不方便的路段可以选择用安装避雷线的方式来提高线路防雷性能。部分变电站进出线段没有设置避雷保护线，并且此路段土壤电阻率相对较低时，也需要采取安装避雷针的方式进行防雷设计。

3.结束语

35kV架空输电线路与社会生产以及人们生活密切相关，为保证线路设计的合理性，要求设计人员必须要对施工现场进行详细的勘察，掌握各项数据资料并进行研究，结合实际需求从多个方面进行研究，争取不断提高線路运行的稳定性与安全性。

【参考文献】

[1]梁耀.山区110kV输电线路防雷存在问题分析[J].无线互联科技，2012，（05）：32-33.

[2]吴建林.35kV线路故障引起主变跳闸事故[J].农村电气化，2011，（06）：15-16.

解析架空输电线路的输电能力 第5篇

1 导线选型设计和输电能力的影响因素

1.1 架空输电线路的导线选型设计

在现代电网建设中, 大截面分裂导线的应用率不断提高。在选择导线截面时, 需要分析其事故载流量和年费用。

1.1.1 事故载流量

事故载流量是指架空输电线路事故发生的最大载流量, 在架空输电线路中, 由于导线多为钢芯铝绞线, 所以, 事故载流量主要受温度的影响, 即架空线路的最高允许温度, 而温度取决于设计年限内导线强度的磨损程度、导线与配套设施的接触传导情况等。

在相关规定当中, 110~500 k V线路和大跨越线路的最高允许温度应分别低于70℃和90℃;一般导线的最高工作温度应低于70℃。在考虑日照等因素时, 可将最高允许温度控制在80℃及以下;在110~750 k V的架空输电线路中, 一般线路和大跨越线路的最高允许温度与上述相同, 不同之处在于一般线路在必要情况下可将最高允许温度提高至80℃。

在参考以上最高允许温度选择导线截面时, 还要考虑短时事故。过负荷会导致导线温度升高, 因此, 应适当调整高温允许值, 且实际导线截面应略小于经济电流密度。就国外的钢芯铝绞线导线设计而言, 通常遵循“正常持续输送和短时事故时的导线温度低于90℃和低于120℃”的原则。

在我国的导线设计中, 需要在最高温度 (通常取40℃) 的条件下检验导线的对地和交叉跨物限距。导线运行的实际温度由环境温度与温升共同决定。在大多地区平均气温为15℃的情况下, 导线温度通常在29~42.3℃, 因此, 取40℃的最高温度较为合理。对于以经济电流密度设计的一般线路, 应计算最大弧垂, 以校验交跨限距;对于重要交叉跨越和大跨越线路, 需要按照导线的实际最高温度检验交跨限距。

新建线路时, 一般线路的最高允许温度可设计为80℃, 并取50℃来检验交跨限距。

1.1.2 年费用计算

费用是影响架空线路输电能力的另一个因素, 不仅体现在建设投资上, 还体现在运管维护中。年费用的计算公式为:

式 (1) 中:A为年费用;I为建设费用;i为基准收益率;C为年经营费用 (包括运营管理维护费用和电能损耗费用) ;n为架空线路的经济使用年限。

在建设架空线路时, 如果采用截面相对较小的导线, 则导线的用量会减少、荷载会减轻。这样做虽然会降低总投资成本I, 但会增加后期的年损耗费用, 是一种不科学的建设方案;如果导线截面较大, 虽然会降低年损耗, 但因导线用量增多、荷载加重, 导致建设资本的回收需要较长时间, 不具备经济性。

1.2 计算载流量

载流量是架空线路选择中的重要影响因素, 因此, 做好载流量的计算十分必要。在载流量的计算中, 国际上有多种不同的计算公式, 比如英国的摩尔根公式、国际电工委员会推荐的公式等, 但其本质是相同的, 即利用热平衡原理计算, 热平衡公式为:

式 (2) 中:Wj和Ws分别为单位长度导线电阻发热功率和日照吸热功率;WR和WF分别为单位长度导线的辐射散热功率和流散热功率。

1.3 架空输电线路输电能力的影响因素

导线的输电能力是由载流量决定的, 而载流量与热平衡之间有着密切的联系。因此, 影响导线热平衡的因素是架空线路输电能力的影响因素, 主要包括环境温度、风速、日照强度、导线表面散热、吸热系数和导线发热允许温度等。

在限定导线发热的允许温度后, 不同型号的导线都有其极限载流量, 以220 k V和500 k V架空输电线路中常用的JL/G1A-300/25、JL/G1A-400/35、JL/G1A-630/45钢芯铝绞线为例, 在70℃的允许温度条件下, 其极限载流量分别为570 A、662 A和878 A;在80℃的允许温度条件下, 其极限载流量分别为682 A、795 A、1 065 A。

2 提升架空输电线路输电能力的措施

针对影响架空输电线路输电能力的相关因素, 提升架空线路输电的措施有以下3种。

2.1 提升导线的发热允许温度

导线的发热允许温度与载流量成正比, 在发热允许温度提升后, 导线的载流量也会明显提高。以钢芯铝绞线为例, 当发热允许温度由70℃提升至80℃后, 并不会对导线自身的强度、相关金具和对地、交叉跨物距离造成明显的影响;在对上述因素产生影响时, 也可通过合理的措施解决。此时, 导线的载流量增加幅度可超过20%.

对于钢芯铝绞线而言, 我国和日本、北美等国家的短时事故允许线温分别为70~80℃和120℃。从这个角度看, 我国架空输电线路还可以继续提升允许线温, 从而实现架空线路的增容, 提高架空线路的输电能力。

2.2 在架空线路中使用增容导线

增容导线是一种特异导线, 将其应用在架空输电线路中, 在相同的导线截面条件下, 增容导线的输电能力明显高于普通导线。增容导线主要有碳纤维合成芯铝绞线、间隙性钢芯铝合金绞线和铝包殷钢铝合金绞线等, 其价格普遍较高。因此, 在应用过程中, 受到建设成本的约束, 该导线的应用范围相对较小。近年来, 我国在增容导线技术方面的进步, 为增容导线在架空输电线路中的大范围应用提供了条件。

在实际应用中, 增容导线主要被应用于电力供应紧张架空线路的增容改造中。通过在现有电网资源和线路杆塔等的基础上, 利用增容导线替换原有的普通导线, 可实现架空输电线路的增容, 从而提升架空线路的输电能力。

2.3 通过在线动态监测实现增容

上述的导线允许温度的极限载流量是静态值, 其计算基础是在恶劣的气象条件下, 计算结果趋于保守值。但在实际中, 恶劣的气象条件并不会时常发生, 以极限载流量设计的架空线路在大多时间内的输电能力是超出电力供应需求的, 进而导致导线资源的浪费。针对此问题, 可在架空输电线路中建立在线动态监测系统, 通过监测外部气象环境、导线温度等, 在不改变现有技术标准的基础上, 将架空线路的隐性容量发掘出来, 从而增加架空线路的输送容量。一般情况下, 上述增容的幅度在10%~30%之间。

3 结束语

综上所述, 在我国的架空输电线路选择导线截面时, 通常需要考虑事故载流量和年费用。为了提高我国架空输电线路的输电能力, 需在充分了解相关影响因素的基础上, 通过提高允许线温、应用增容导线和在线动态监测系统等达到相应的目标。

摘要：在分析架空输电线路导线选型和载流量的基础上, 提出了提高架空输电线路输电能力的措施, 以促进电力系统供电能力的提升。

关键词：架空输电线路,输电能力,导线,事故载流量

参考文献

[1]卢震, 王晨.架空输电线路输电能力的研究[J].消费电子, 2014 (2) :85.

[2]窦飞, 乔黎伟.架空线路输电能力计算[J].电力建设, 2010 (12) :23-25.

架空线路输电能力综述 第6篇

输电线路施工测量工作包括线路复测分坑、基础的操平找正及杆塔检查、架空线弧垂观测、交叉跨越测量等。本文通过介绍复测分坑的操作让读者了解线路测量基本方法。

1 相关标准

(1) GB 50026-2007《工程测量规范》。

(2) DL 5146-2001《35kV~220kV架空送电线路测量技术规程》。

(3) GB 50233-2005《110~500kV架空电力线路施工及验收规范》。

2 复测分坑

2.1 复测

复测是指施工前核对设计部门提供的杆塔明细表、平断面图与现场是否相符, 设计标桩是否丢失或移动。主要工作有:直线杆塔、转角杆塔中心桩复测;档距和标高的复测;丢桩补测;施工基面的开挖测量。

2.1.1 复测技术及要求

考虑篇幅有限, 本文仅介绍直线杆塔中心桩、转角杆塔复测介绍施工复测基本操作方法。

2.1.1. 1 正倒镜分中法复测直线杆塔桩位

正倒镜分中法复测直线杆塔桩位, 如图1示。

(1) 线路复测要以直线桩作为测量基点, 用正倒镜分中法 (又称重转法) 来检查塔位中心桩。

(1) Z1、Z2为直线桩, 将测量仪器置于Z2, 正镜后视Z1桩的标杆。

(2) 竖转望远镜, 前视0中心桩取得A点;沿水平方向旋转望远镜, 即倒镜瞄准Z1。再竖转望远镜, 前视0中心桩取得B点。

(3) 确定AB连线的中点C, 如果C点与原桩位相同 (即γ为0时) , 可以确定该直线塔桩位是正确的。

(4) 若塔位中心桩有偏差时, 应取塔位桩C点为改正后的杆塔桩。

(2) 有误差时, 当以两相邻直线桩为基准, 允许横线路方向偏移不大于50mm (即允许γ<50mm) 。

2.1.1. 2 测回法复测转角杆塔桩位

测回法复测转角杆塔桩位 (如图2示) 。线路的转角是指转角点两侧线路中心线之间水平夹角的补角, 即转角点的线路前进方向与原线路的延长线之间的水平夹角。转角φ折向原线路延长线的左边, 称为左转;转角φ折向原线路延长线的右边, 称为右转。

(1) 用测回法 (正倒镜分别观测两个方向的水平角) 测其β将数据记入表1中, 然后求出φ。步骤如下:

(1) 在A、B桩上立花杆, 在J桩位上安置测量仪器, 将仪器对中、整平。

(2) 上半测回:盘左 (正镜) 位置精确瞄准左目标A, 调整水平度盘为零度稍大 (“归零”) , 读数A左 (自设A左=0°03′00″) 。松开水平制动螺旋, 顺时针转动照准部, 瞄准右方B目标, 读取水平度盘读数B左=185°38′24″。以上称上半测回, 角值为

(3) 下半测回:松开水平及竖直制动螺旋, 盘右瞄准右方B目标, 读取水平度盘读数B右=5°38′36″, 再瞄准左方目标A, 读取水平度盘读数A右=180°02′54″。以上称下半测回, 角值为

注:输电线路测量两半测回角值差不应大于1′。

(4) 上、下半测回合称一测回。

φ即为线路所求转角。

φ=185°35′33″-180°=5°35′33″

即线路所求左转角为5°35′33″。

(2) 求得的角度值应满足与原设计值之差不大于1′30″。

(3) 实测角度值与设计角度值不相符时, 应查明原因。若确实证明角度误差不是相邻桩位有误差造成的, 则应做好记录, 报技术部门协同设计单位妥善处理。

2.1.2 线路复测注意事项

(1) 线路复测宜朝一个方向进行。如从两头往中间进行, 则交接处至少应超过 (一基杆塔) 两个C桩。标桩上注记的文字或符号应清晰。

(2) 废置无用的桩应拔掉, 以防误认为杆塔桩。

(3) 市镇或者交通频繁的地区, 在杆塔中心桩的周围应定保护桩, 以防止碰动或丢失。

2.2 分坑

是根据设计图纸提供的基础类型和根开大小, 测定出基础的各坑角桩与其塔位中心桩的相对位置。主要工作有:各种直线杆塔、转角杆塔的基础分坑;各种不同形式的拉线基础分坑。

2.2.1 分坑测量技术及要求

考虑篇幅有限, 本文仅介绍角度法对直线正方形四脚铁塔基础分坑测量 (如图3示) 。

(1) 将仪器置于中心桩位置S, 钉出顺线路和横线路方向前后的辅助桩A、B、C、D。

(2) 设基础根开距离为X, 每个坑口宽度为a。以中心线路方向为0°, 右转动45°。以中心桩S为起点, 以为长度确定塔腿坑中心, 同理可钉出4个塔腿坑中心位置。

(3) 将4个中心位置用皮尺量好画线成正方形, 以各基腿坑中心桩为中心, 以a/2的距离量出坑口位置。

注:分坑测量还有多种方法, 具有较强的灵活变通性, 但主要依据仍不会脱离勾股定理和三角形边角关系, 这里就不一一陈述。

2.2.2 操作实例

如图3示。已知正方形铁塔基础根开X=3.65m, 坑口宽为a=3.92m, 求塔中心桩至基坑中心的距离L0;塔中心桩至基坑内对角线顶点的距离L1;塔中心桩至基坑外对角线

顶点的距离L2;并利用所求L0、L1、L2进行分坑。

(1) 计算。

(2) 具体操作步骤。

(1) 将测量仪器安置于图3中的S点, 望远镜瞄准顺线路辅助桩A, 然后使水平度盘计数归为0°。再将望远镜水平旋转45°, 在望远镜视线方向上取大于L2约6~10m处钉立E桩 (应考虑基坑开挖的土方堆积不到的地点) 。倒转望远镜与上述距离相近的视线上钉立F桩。再将望远镜水平旋转90°, 在正倒镜的视线方向上, 依上述方法钉立G、H桩。则E、F、G及H均为铁塔基础对角线的控制桩。

(2) 用皮尺零指标线对准中心桩的S点, 水平拉紧皮尺对准E桩上的标记, 在尺上量取S1=L1、S3=L2的长度, 可得基坑的点1、3 (此项操作也可直接在望远镜的视线下完成) 。

(3) 在皮尺上取2a长度, 使其两端分别固定在点1、3上, 拉紧尺长的中点则得点2。同样使尺长的中点折向另一侧, 即可得图中的点4。将点1~4分别钉立木桩, 则铁塔基础的一个基坑测量及坑口放样工作亦为完成。其他3个基坑的分坑方法, 依上述操作进行。

2.2.3 分坑测量注意事项

(1) 分坑必须在复测结束后进行。在工期紧急情况下, 允许若干段同时复测, 但必须坚持一个耐张段复测无误后, 方可对该段内的杆塔位分坑。此时不宜挖坑。

(2) 分坑时, 应根据杆塔位中心桩的位置钉出必要的、作为施工及质量控制的辅助桩, 其测量精度应能满足施工精度的要求。施工中保留不住的杆塔位中心桩, 必须钉立可靠的辅助桩并对其位置作记录, 以便恢复该中心桩。

(3) 无位移的塔位以塔位桩作中心桩进行分坑, 有位移的塔位以设计图纸提供的位移值, 用钢卷尺量取位移值, 定上位移桩, 再以位移桩为中心桩进行分坑。用钢卷尺量尺寸时, 一定要将尺拉紧。位移桩的方向应看准, 严防搞错。

(4) 对山坡上的塔位基面, 其靠山里的一侧要有符合安全规程规定的安全坡度, 同时靠山里的一侧的基面宽度要保证比内侧坑口尺寸大0.6~1.0米。

3 结束语