送电线路范文

送电线路篇1

关键词：送电线路 雷击跳闸 防雷措施

概　述

随着国民经济的发展与电力需求的不断增长，电力生产的安全问题也越来越突出。对于送电线路来讲，雷击跳闸一直是影响高压送电线路供电可靠性的重要因素。由于大气雷电活动的随机性和复杂性，目前世界上对输电线路雷害的认识研究还有诸多未知的成分。架空输电线路和雷击跳闸一直是困扰安全供电的一个难题，雷害事故几乎占线路全部跳闸事故1/3或更多。因此，寻求更有效的线路防雷保护措施，一直是电力工作者关注的课题。

桐庐电网处于浙西北山区，地形复杂，山峦起伏，线路雷击跳闸是整个电网跳闸的重要原因，经常占到跳闸总数的80%～90%。降低雷击跳闸率对于日常线路设备的运行维护人员来说将大大降低劳动强度，且效益是不仅仅是金钱可以衡量的。

目前输电线路本身的防雷措施主要依靠架设在杆塔顶端的架空地线，其运行维护工作中主要是对杆塔接地电阻的检测及改造。由于其防雷措施的单一性，无法达到防雷要求。而推行的安装耦合地线、增强线路绝缘水平的防雷措施，受到一定的条件限制而无法得到有效实施，如通常采用增加绝缘子片数或更换为大爬距的合成绝缘子的方法来提高线路绝缘，对防止雷击塔顶反击过电压效果较好，但对于防止绕击则效果较差，且增加绝缘子片数受杆塔头部绝缘间隙及导线对地安全距离的限制，因此线路绝缘的增强也是有限的。而安装耦合地线则一般适用于丘陵或山区跨越档，可以对导线起到有效的屏蔽保护作用，用等击距原理也就是降低了导线的暴露弧段。但其受杆塔强度、对地安全距离、交叉跨越及线路下方的交通运输等因素的影响，因此架设耦合地线对于旧线路不易实施。因此研究不受条件限制的线路防雷措施就显得十分重要。将安装线路避雷器、降低杆塔接地电阻进行综合分析运用，从它们对防止雷击形式的针对性出发，真正做到切实可行而又能收到实际效果。

雷击线路跳闸原因

高压送电线路遭受雷击的事故主要与四个因素有关：线路绝缘子的50%放电电压;有无架空地线;雷电流强度;杆塔的接地电阻。高压送电线路各种防雷措施都有其针对性，因此，在进行高压送电线路设计时，我们选择防雷方式首先要明确高压送电线路遭雷击跳闸原因。

1.高压送电线路绕击成因分析。根据高压送电线路的运行经验、现场实测和模拟试验均证明，雷电绕击率与避雷线对边导线的保护角、杆塔高度以及高压送电线路经过的地形、地貌和地质条件有关。

山区高压送电线路的绕击率约为平地高压送电线路的3倍。山区设计送电线路时不可避免会出现大跨越、大高差档距，这是线路耐雷水平的薄弱环节;一些地区雷电活动相对强烈，使某一区段的线路较其它线路更容易遭受雷击。

2.高压送电线路反击成因分析。雷击杆、塔顶部或避雷线时，雷电电流流过塔体和接地体，使杆塔电位升高，同时在相导线上产生感应过电压。如果升高塔体电位和相导线感应过电压合成的电位差超过高压送电线路绝缘闪络电压值，导线与杆塔之间就会发生闪络，这种闪络就是反击闪络。

理论分析可以得出，降低杆塔接地电阻、提高耦合系数、减小分流系数、加强高压送电线路绝缘都可以提高高压送电线路的耐雷水平。在实际实施中，我们着重考虑降低杆塔接地电阻和提高耦合系数的方法作为提高线路耐雷水平的主要手段。

三、高压送电线路防雷措施

清楚了送电线路雷击跳闸的发生原因，我们就可以有针对性的对送电线路所经过的不同地段，不同地理位置的杆塔采取相应的防雷措施。目前线路防雷主要有以下几种措施：

1.加强高压送电线路的绝缘水平。高压送电线路的绝缘水平与耐雷水平成正比，加强零值绝缘子的检测，保证高压送电线路有足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的重要因素。

2.降低杆塔的接地电阻。高压送电线路的接地电阻与耐雷水平成反比，根据各基杆塔的土壤电阻率的情况，尽可能地降低杆塔的接地电阻，这是提高高压送电线路耐雷水平的基础，是最经济、有效的手段。

3.根据规程规定：在雷电活动强烈的地区和经常发生雷击故障的杆塔和地段，可以增设耦合地线。由于耦合地线可以使避雷线和导线之间的耦合系数增大，并使流经杆塔的雷电流向两侧分流，从而提高高压送电线路的耐雷水平。

4.适当运用高压送电线路避雷器。由于安装避雷器使得杆塔和导线电位差超过避雷器的动作电压时，避雷器就加入分流，保证绝缘子不发生闪络。根据实际运行经验，在雷击跳闸较频繁的高压送电线路上选择性安装避雷器可达到很好的避雷效果。目前在全国范围已使用一定数量的高压送电线路避雷器，运行反映较好，但由于装设避雷器投资较大，设计中我们只能根据特殊情况少量使用。

本文主要对安装线路避雷器、降低杆塔的接地电阻两方面进行分析：

1.安装线路避雷器。运用高压送电线路避雷器。由于安装避雷器使得杆塔和导线电位差超过避雷器的动作电压时，避雷器就加入分流，保证绝缘子不发生闪络。我们在雷击跳闸较频繁的高压送电线路上选择性安装避雷器。

线路避雷器一般有两种：一种是无间隙型;避雷器与导线直接连接，它是电站型避雷器的延续，具有吸收冲击能量可靠，无放电时延、串联间隙在正常运行电压和操作电压下不动作，避雷器本体完全处于不带电状态，排除电气老化问题;串联间隙的下电极与上电极(线路导线)呈垂直布置，放电特性稳定且分散性小等优点;另一种是带串联间隙型，避雷器与导线通过空气间隙来连接，只有在雷电流作用时才承受工频电压的作用，具有可靠性高、运行寿命长等优点。一般常用的是带串联间隙型，由于其间隙的隔离作用，避雷器本体部分(装有电阻片的部分)基本上不承担系统运行电压，不必考虑长期运行电压下的老化问题，且本体部分的故障不会对线路的正常运行造成隐患。

线路避雷器防雷的基本原理：雷击杆塔时，一部分雷电流通过避雷线流到相临杆塔，另一部分雷电流经杆塔流入大地，杆塔接地电阻呈暂态电阻特性，一般用冲击接地电阻来表征。

雷击杆塔时塔顶电位迅速提高，其电位值为

ut=ird+l.di/dt (1) 式中

i——雷电

rd——冲击接地电阻

l.di/dt ——暂态分量

当塔顶电位ut与导线上的感应电位u1的差值超过绝缘子串50%的放电电压时，将发生由塔顶至导线的闪络。即ut-u1>u50，如果考虑线路工频电压幅值um的影响，则为ut-u1+um>u50。因此，线路的耐雷水平与3个重要因素有关，即线路绝缘子的50%放电电压、雷电流强度和塔体的冲击接地电阻。一般来说，线路的50%放电电压是一定的，雷电流强度与地理位置和大气条件相关，不加装避雷器时，提高输电线路耐雷水平往往是采用降低塔体的接地电阻，在山区，降低接地电阻是非常困难的，这也是为什么输电线路屡遭雷击的原因。加装线路避雷器以后，当输电线路遭受雷击时，雷电流的分流将发生变化，一部分雷电流从避雷线传入相临杆塔，一部分经塔体入地，当雷电流超过一定值后，避雷器动作加入分流。大部分的雷电流从避雷器流入导线，传播到相临杆塔。雷电流在流经避雷线和导线时，由于导线间的电磁感应作用，将分别在导线和避雷线上产生耦合分量。因为避雷器的分流远远大于从避雷线中分流的雷电流，这种分流的耦合作用将使导线电位提高，使导线和塔顶之间的电位差小于绝缘子串的闪络电压，绝缘子不会发生闪络，因此，线路避雷器具有很好的钳电位作用，这也是线路避雷器进行防雷的明显特点。但由于其费用较高，故综合考虑后未进行行推广运用。

2.降低杆塔的接地电阻。杆塔接地电阻增加主要有以下原因：

(1)接地体的腐蚀，特别是在山区酸性土壤中，或风化后土壤中，最容易发生电化学腐蚀和吸氧腐蚀，最容易发生腐蚀的部位是接地引下线与水平接地体的连接处，由腐蚀电位差不同引起的电化学腐蚀。有时会发生因腐蚀断裂而使杆塔“失地”的现象。还有就是接地体的埋深不够，或用碎石、砂子回填，土壤中含氧量高，使接地体容易发生吸氧腐蚀，由于腐蚀使接地体与周围土壤之间的接触电阻变大，甚至使接地体在焊接头处断裂，导致杆塔接地电阻变大，或失去接地。

(2)在山坡坡带由于雨水的冲刷使水土流失而使接地体外露失去与大地的接触。

(3)在施工时使用化学降阻剂，或性能不稳定的降阻剂，随着时间的推移降阻剂的降阻成分流失或失效后使接地电阻增大。

(4)外力破坏，杆塔接地引下线或接地体被盗或外力破坏。

高压送电线路的接地电阻与耐雷水平成反比，根据各基杆塔的土壤电阻率的情况，尽可能地降低杆塔的接地电阻，这是提高高压送电线路耐雷水平的基础，是最经济、有效的手段。

针对桐庐县供电局部分线路接地电阻值长期以来偏大，降低了线路的耐雷水平。为确保线路安全运行，对不同的杆塔型式我们采用φ8的园钢进行了接地网统一设计、统一加工，避免了高山大岭上进行施工焊接造成工艺质量不合格等的可能，同时也减少了野外工作量，大大降低劳动强度，加快改造速度。通地改造使杆塔地网的接地电阻值大幅度降低，从而使线路的耐雷水平从理论上得到大大提高。

1.设计接地网改造型式。方案：利用绝缘摇表采用四极法进行土壤电阻率的测试，以及采用智能接地电阻测试仪,直测土壤电阻率。根据测试的土壤电阻率的结果进行比较再根据设计时所给予的接地装置的型式，确定最终的接地体的敷设方案。

有架空地线路的线路杆塔的接地电阻、接地放射线

①土壤电阻率在10000欧·米及以上的杆塔：采用八根放射线不小于518米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

②土壤电阻率在2300~3200欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于518米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

③土壤电阻率在1500~2300欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于358米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

④土壤电阻率在1200~1500欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于238米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

⑤土壤电阻率在750~1200欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于198米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

⑥土壤电阻率在500~750欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于138米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

⑦土壤电阻率在250~500欧·米的杆塔：采用八根放射线不小于118米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

⑧土壤电阻率在250欧·米及以下的杆塔：采用八根放射线不小于388米的φ8圆钢进行敷设并焊接。

2.杆塔接地装置埋深：在耕地，一般采用水平敷设的接地装置，接地体埋深不得小于0.8米;在非耕地，接地体埋深不得小于0.6米。在石山地区，接地体埋深不得小于0.3米。

3.接地电阻值不能满足要求时，可适当延伸接地体射线，直至电阻值满足要求为止，个别山区，如岩石地区，当射线已达8根80米以上者，可不再延长。

4.接地体的连接：采用搭接方式，两接地体搭接长度不得小于圆钢直径的6倍。

5.防腐：焊接部位必须处理干净再做防腐处理。

6.为了减少相邻接地体的屏蔽作用，水平接地体之间的接近距离不得小于5米。

四、采取的措施

1.对线路中测出的接地电阻不合格的杆塔的接地电阻进行重新测试;并测试土壤电阻率。

2.对查出的接地电阻不合格的杆塔接地放射线进行开挖检查，重新对本杆塔的敷设接地线，并进行焊接。

3.对检查中发现已烂断或无接地引下线的杆塔接地装置进行焊接，并对接地电阻重新测试，不符合规定的重新进行敷设。

4.对被浇灌在保护帽内的接地引下线，采取的方式可为将引下线从保护帽内敲出，再重新浇灌保护帽或将引下线锯断重新进行焊接。

5.对重新敷设的接地电阻不合格的杆塔,再次使用降阻剂进行改造。

后记

在总结了送电线路防雷工作存在的问题和如何运用好常规防雷技术措施的基础上，我们认为雷电活动是小概率事件，随机性强，要做好送电线路的防雷工作，就必须抓住其关键点。综上所述，为防止和减少雷害故障，设计中我们要全面考虑高压送电线路经过地区雷电活动强弱程度、地形地貌特点和土壤电阻率的高低等情况，还要结合原有高压送电线路运行经验以及系统运行方式等，通过比较选取合理的防雷设计，提高高压送电线路的耐雷水平。雷电活动是一个复杂的自然现象，需要电力系统内各个部门的通力合作，才能尽量减少雷害的发生，将雷害带来的损失降低到最低限度。

参考文献

1.全国电力职业教育规划教材《输配电线路运行和检修》中国电力出版社。2007年2月第三版。

2.全国高职高专电气类精品规划教材《输配电线路设计》中国水利水电出版社。2004年8月第一版。

送电线路篇2

关键词：送电线路；原因；防雷措施

中图分类号： TM726 文献标识码： A

引言

随着国民经济的发展与电力需求的不断增长，电力生产的安全问题也越来越突出。对于送电线路来讲，雷击跳闸一直是影响高压送电线路供电可靠性的重要因素。由于大气雷电活动的随机性和复杂性，目前世界上对输电线路雷害的认识研究还有诸多未知的成分。架空输电线路的雷击跳闸一直是困扰安全供电的一个难题，雷害事故几乎占线路全部跳闸事故的1/3或更多。因此，寻求更有效的线路防雷保护措施，一直是电力工作者关注的课题。

1.目前输电线路防雷现状

目前输电线路本身的防雷措施主要依靠架设在杆塔顶端的架空地线，其运行维护工作主要是对杆塔接地电阻的检测及改造。由于其防雷措施的单一性，无法达到防雷要求。而推行的安装耦合地线、增强线路绝缘水平的防雷措施，受到一定的条件限制而无法得到有效实施，如通常采用增加绝缘子片数或更换为大爬距的合成绝缘子的方法来提高线路绝缘，对防止雷击塔顶反击过电压效果较好，但对于防止绕击则效果较差，且增加绝缘子片数受杆塔头部绝缘间隙及导线对地安全距离的限制，因此线路绝缘的增强也是有限的。而安装耦合地线则一般适用于丘陵或山区跨越档，可以对导线起到有效的屏蔽保护作用，用等击距原理也就是降低了导线的暴露弧段。但其受杆塔强度、对地安全距离、交叉跨越及线路下方的交通运输等因素的影响，因此架设耦合地线对于旧线路不易实施。因此研究不受条件限制的线路防雷措施就显得十分重要，将安装线路避雷器、降低杆塔接地电阻、进行综合分析运用，从它们对防止雷击形式的针对性出发，真正做到切实可行而又能收到实际效果。

2.高压送电线路雷击原因

杆塔的接地电阻和雷电流强度，以及线路绝缘子的50%放电电压；还有架空地线的有无，这四个因素是主要影响高压送电线路遭受雷击事故的原因所在。各种防雷措施，对于高压送电线路都有一定的针对性，因此，在设计高压送电线路时，高压送电线路遭雷击跳闸原因，是我们选择防雷方式首先要明确的目标。

2.1 分析高压送电线路绕击的成因

通过现场实测和模拟试验，以及高压送电线路的运行经验得知，杆塔高度、避雷线对边导线的保护角，以及高压送电线路经过的地质条件和地形，以及地貌，这些条件影响雷电绕击率。山区高压送电线路的绕击率远远大于平地高压送电线路，约是平地高压送电线路的3倍。山区设计送电线路时，耐雷水平较差的地方在于，会出现大跨越和大高差档距是不可避免的；在雷电活动出现相对强烈的一些地区，较易出现遭受雷击的现象。

2.2 分析高压送电线路反击成因

塔杆或顶部，以及避雷线被雷击时，塔体和接地体就会有雷电电流流过，造成升高杆塔电位，同时感应过电压会在相导线上产生。如果送电线路绝缘闪络电压值小于塔体电位的升高，以及相导线感应过电压合成的电位差高压，闪络就会在导线与杆塔之间发生，这就是反击闪络。

3.高压送电线路防雷措施

3.1 加强高压送电线路的绝缘水平

高压送电线路的绝缘水平会随着耐雷水平的升高而升高，反之亦然。因此加强检测零值绝缘子，从而使高压送电线路足够的绝缘强度得到保证，这非常有利于线路耐雷水平的提高。

3.2 把杆塔的接地电阻降低

（1）垂直接地体法。在接地装置的射线上，每隔10米，把长度不小于0.6米的垂直接地体进行设置，宜采用放热焊接垂直接地体，并且应牢固的与接地射线焊接到一起。

（2）集中接地法。在铁塔周围，挖一圈60cm的沟，在沟内每隔3米，设一1.2米镀铜钢棒的垂直接地体，用Ф10的镀铜钢绞线连接所有的垂直接地体，再连接到铁塔的接地引线上。

（3）新型接地材料。随着科学技术的不断发展，在实际工程中，各种新型材料被广泛的应用。传统的杆塔接地被采用，垂直接地体采用镀锌角钢、水平接地体为镀锌圆钢。焊接连接在接地体之间被采用。伤害了焊接部位的材质，造成整个地网易腐蚀，具有用量较大的接地材料和施工现场难度大，以及接地电阻大和接地施工面积大，还有后期具有较大量的维护工作等，这些是这种方式的缺点。

杆塔接地电极选择新型镀铜钢接地棒，水平接地线采用镀铜钢绞线，放热焊接采用联结方式，会使杆塔接地电阻有效的减小，同时由于接地系统整体电感低，造成减小实际冲击接地电阻，使由于高电感反击，传统钢接地体的铁塔设备或线路的情况减少。平提高上来的方式。

3.3 运用高压送电线路的避雷器

安装避雷器，当避雷器的动作电压小于杆塔和导线的电位差时，避雷器的分流就会加入，从而保证绝缘子的闪络现象不出现。就实际运行经验来看，在频繁出现雷击跳闸的较高压送电线路上，为提高避雷效果，采取选择性安装避雷器是最有效的措施。线路避雷器一般有无间隙型和带串联间隙型两种：无间隙型避雷器直接连接导线，它是电站型避雷器的替代品，具有可靠的吸收冲击能量，在没有放电的情况下，会延、串联间隙，电压和操作电压，在正常运行下不动作，避雷器本体则不带电，电气老化问题被排除；垂直布置串联间隙的下电极与上电极，具有稳定的放电特性，以及分散性小等优点；带串联间隙型避雷器凭借空气间隙连接导线，在雷电流作用时，它起着把工频电压承受下来的作用，优点是可靠性高和运行寿命长等。在实际中，带串联间隙型避雷器一般是常用的，由于其间隙发挥着隔离作用，系统运行电压，避雷器本体部分基本上不承担，因此长期运行电压下的老化问题可以不必考虑在内，而且本体部分的故障不会影响线路的正常运行。 把线路避雷器安装以后，当雷击输电线路时，分流雷电流的情况，将发生变化，通过避雷线，一部分雷电流传入相临杆塔，一部分通过塔体流入大地，当雷电流超过一定值后，分流就会加入到避雷器的动作当中。通过避雷器，大部分的雷电流流入导线和相临杆塔。在避雷线和导线中，雷电流流经时，电磁感应在导线间产生，导致耦合分量在导线和避雷线上产生。因为避雷线中分流的雷电流远远小于避雷器的分流，这种分流的耦合作用会提高导线的电位，造成绝缘子串的闪络电压，大于导线和塔顶之间的电位差，闪络不会在绝缘子中发生，因此，线路避雷器的钳电位作用得到充分的发挥，这就是线路避雷器防雷的原理。

3.4 增设耦合地线

在雷电活动强烈的地区，以及杆塔和地段经常出现雷击故障的，根据规程规定需要把耦合地线进行增设。由于耦合地线会增大避雷线和导线之间的耦合系数，会向两侧分流流经杆塔的雷电流，使高压送电线路的耐雷水平得到提高。

3.5 采用多支外引式接地装置

如果有导电良好及不冻的河流湖泊在接地装置附近，那么宜采用此法。但在设计和安装时，必须把连接接地极干线自身电阻所带来的影响充分的考虑到，因此，外引式接地极不宜超过l00m的长度。

4.结束语

综上所述，为防止和减少雷害故障，设计中我们要全面考虑高压送电线路经过地区雷电活动强弱程度、地形地貌特点和土壤电阻率的高低等情况，还要结合原有高压送电线路运行经验以及系统运行方式等，通过比较选取合理的防雷设计，提高高压送电线路的耐雷水平。雷电活动是一个复杂的自然现象，需要电力系统内各个部门的通力合作，才能尽量减少雷害的发生，将雷害带来的损失降低到最低限度。

参考文献：

[1]黄庆祥.中压架空绝缘线路雷击断线浅析.农村电气化，2005，（2）：20.

[2]赵志大.浙江大学.高电压技术.中国电力出版社.

送电线路篇3

关键词：送电线路；设计；规范

        初步设计是送电工程设计的重要阶段，是施工图设计的依据。一些重要问题，如设计原则的确定；不同线路路径方案的综合 经济 比较、最佳路径的选择及有关协议的取得，导线和避雷线、绝缘配合及防雷设计正确性的充分论证和各种电气距离的确定；杆塔和基础型式的选择；通信保护的合理设计；严重污染区、大风和重冰雪地区、不良地质和洪水危害地段、特殊大跨越设计的专题调查研究；针对工程特点及设计实际情况的 科学 研究及成果应用；各项设计的优选等都要在这一阶段解决。

        1设计概述

        ①设计依据。列出工程设计任务书及批准的文号、经审核批准后的电力系统设计文件、上级机关或下达设计任务单位对工程设计的有关指示性文件等，以及与建设单位签订的设计合同。②设计规模及范围。设计规模是根据工程设计任务书的要求，说明线路的电压等级，输送电力容量及导线截面，线路起讫点、长度、回路数，中间落点及连接方式；设计范围一般包括线路的本体设计，通信保护设计，工程概算和预算，对运行维护设计考虑的附属设备等。还应该说明线路是否包括降压运行的设计，进出两端变电所临时线的设计及检修站、巡线站的建筑设计等。③建筑单位及期限。限定工程建设单位、施工单位，按设计任务要求及设计单位安排，明确施工时间及建成投产时间。④主要经济和材料耗用指标。主要包括全线总的综合造价和本体造价，每公里的综合造价和本体造价。说明每公里耗用的导线、避雷线，导线和避雷线用的绝缘子、金具、接地材料、杆塔、基础、水泥、木材等的数量。

        2电力线路设计

        2.1路径设计

        ①变电所进出线。说明两端及中间变电所(发电厂)进出线的位置和方向，还要表示出现有和拟建线路出线的关系，合理布置进出线方案。②路径方案的选择。按照已掌握的线路路径资料，对全线选出各有特点的两、三个路径方案进行比较，在大的方案中也可以选出不同的小方案参加比较。各路径方案要从路径长度、可利用的铁路、公路、水路等 交通 条件，沿线路地形、地势、水文、地质情况，特殊气象区，污秽地区，森林资源，矿产资源，跨越河流，各种障碍物，选用的线路拐角及线路曲折系数等情况，来说明各路径方案的优劣。除了从技术上比较各路径方案外，还要从线路安全运行、方便施工、降低造价、经济运行、障碍物的处理及大跨越情况等方面进行全面的分析比较。

        2.2气象条件

        ①气象资料的分析及取值。对沿线气象台(站)的气象资料和送电线路、通信线路的运行经验及 自然 灾害资料进行分桥说明。如果送电线路较长或气象区复杂，可分段选择气象区。气象资料的取值包括：最大风速的取值、电线覆冰的取值、年平均气温的确定、最高和最低气温的取值、雷电日数的取值。②将已选取的各种气象条件，分别按最高气温、最低气温、最大风速、覆冰、安装、年乎均气温、外过电压、内过电压等情况所对应的气温、风速、覆冰的气象条件组合数值，以全国典型气象区划分的表格形式汇总列表表示。

        2.3机电部分

        ①导线。按照工程设计任务书的要求和电力系统设计，决定导线截面和分裂根数，论证导线型式、规格、分裂方式、分裂间距等，并说明导线的主要机械和电气特性。通过污秽区时，应说明是否采用防腐导线。此外，应提出导线的防振措施，确定是否需要换位，说明两端和中间变电所(发电厂)的相序排列情况，按换位或换相情况绘出换位或换相布置图，按设计规程和有关规定确定导线对地和交叉跨越的距离。②避雷线。按照设计规程规定，经分析比较，确定避雷线的型式、规格并列出其性能情况，确定避雷线的绝缘方式，绝缘子串型式，绝缘子型式及片数，绝缘间隙距离及换位方式和防振措施等。③防雷接地及其他。按送电线路的电压等级，通过地区雷电话动情况和已有线路的运行经验来确定避雷线根数、保护角、档距中央导线和避雷线的最小距离。按照地质、地貌情况，说明采用接地装置的主要型式和要求的接地电阻值。按照送电线路设计情况， 计算 雷电预期跳闸率和耐雷水平，以满足过电压保护规程的要求。按导线荷载条件和防电晕性能要求，选择线路各种金具型式。如采用分裂导线，应选择间隔棒型式，并确定间隔棒在档距内的安装距离。按无线电干扰标准设计，提出防干扰措施。

        2.4杆塔和基础

        ①杆塔设计。按照全线地形， 交通 情况，线路在电力系统的重要性，国家材料供应及施工、运行条件等因素，选择杆塔型式。设计时一般应尽量选用典型设计或经过施工运行考验的成熟杆塔型式并说明杆塔的使用条件。对新型杆塔的设计要充分研究设计理由，经 科学 试验后再选用。同时要说明所采用的各种杆塔型式的特点、适用地区、使用钢材量和混凝土量等技术 经济 指标，说明杆塔的使用条件(如设计最大风速、覆冰厚度、水平档距、垂直档距、最大使用档距、线间距离、标准杆塔高度和分段高度、杆塔允许转角度数、杆塔重量等)及杆塔设计的主要原则。②基础设计。依据基础设计应遵循的有关规定和原则，按照全线地形、地质、水文等情况，以及基础受力条件，来确定基础的型式，并说明各种基础型式的特点，适用地点、地质、水文条件，每基耗用材料量及有关技术经济指标。对一些特殊基础(如沼泽地基础、强腐蚀地区基础、大孔性土基础、特殊不良地质基础)的设计问题，应进行必要的试验，提出处理措施。

        2.5大跨越设计

        大跨越设计一般指线路跨越通航大河流、湖泊、海峡等的设计，其档距在800m以上或杆塔高度在80m以上，且发生事故时，严重影响航运或修复特别困难，故导线选型或杆塔设计需予以特殊考虑。对线路跨越较大的山谷，是作为大档距来设计，一般情况下只对导线及特殊的气象条件进行处理。

        ①跨越地点及气象条件。说明各跨越地点的杆塔位处的地形、地势、水文、地质、主河道变迁、通航、跨越档距的大小等情况，选出几个跨越方案。并选择最大风速、电线覆冰和气温等。②导线和避雷线选择。按照导线和避雷线的电气和机械性能、跨越挡距的大小、杆塔高度、导线和避雷线的间距及荷载条件，选择导线和避雷线。此外针对大跨越比一般线路振动严重的特点，说明采用的防振措施。③绝缘子串及金具。除按照对一般线路考虑的条件外，还应按线路荷载大和杆塔高，需增加绝缘子片数的情况，选择或新设计绝缘子串及金具。④跨越方案的优化。将各跨越设计方案的杆塔型式、高度和基础型式，采用单、双回路跨越和路径长度，以及采用导线和避雷线，绝缘子和金具，施工和运行条件等进行综合比较，对各跨越方案进行全面论证，推荐出大跨越的最佳方案。

        3结语

        送电线路的初步设计是一门较为复杂的学科，此项工作要求设计人员既懂专业知识,又必须有现场处理各种复杂局面的实践经验。特别是现场踏勘阶段，设计人员需不辞劳苦、反复踏勘,收集各种现场资料,比较各种方案以选出一种既经济又切合实际的方案。经过辛勤工作设计出的线路即使不是最好也是较为合理的。

参考 文献 ：

[1]余国清.送电线路路径选择的影响因素[j].云南电力技术,2002,(4).

送电线路篇4

关键词：送电线路；电气不平衡度；影响因素

中图分类号：F407 文献标识码： A

前言：自改革开放以来，我国社会经济得到迅速发展，电力成为人类生产和生活中必不可少的一部分，深刻影响着人类社会的进步和发展。一旦国家的送电线路出现问题，哪怕仅仅是一个小时也会造成各个领域出现瘫痪现象，尤其是当今时代，人类生产已经由电力控制为主导，办公设备也大都是计算机，互联网的运用也是完全是建立在电力系统的基础之上实现的，由此可见，送电线路对人类的影响的重要性，因此确保送电线路的平衡度具有重要的意义和价值。

一、送电线路的工作原理

我国送电大都使用的是高压输电，这种输电办法是比较安全、可靠的。一般来说，电力从发电厂发出来时电压十分高，能够达到几千伏，这么高的电压做好传输工作尤为重要。比较常用的传输办法主要有两种：电缆级传输和高空架线传输。其中电缆级传输是将传输电缆防止在地标下面，这种方式虽然能够节省大量的空间，但是不便于维护和检修，比较适合于城市电路传输。而高空架线传输只要引用于远程传输和旷地传输。

二、对送电线路的电气不平衡度影响因素的探讨

在现代化电网建设中，衡量电能质量的一个主要指标就是电力系统的三相电压的平衡情况，在实际的输电线路中，架空线间和对地的位置只会导致系统的正常运行时的相对不平衡，在另一方面对于三相电路的参数的不平衡没有多大的影响。发电机等设备的正常运行往往取决于系统电压、电流的相对平衡度，如果系统电压和电流的不平衡度超过一定的执行标准时，往往会造成旋转电力的发热和振动、电网线损增大以及各种保护和自动转至的误动等一些危险性的事故发生。其影响送电线路的不平衡度的主要因素如图1.2所示。

然而，就其送电线路的电气不平衡度的影响因素而言，主要表现在导线的空间位置、导线排列的方式、线路的长度以及输送的功率等方面。首先，输电线路长度在很大的程度上对于送电线路的不平衡度有着极大的影响，这样我们不妨做一个假设，比如说线路不换位，通过改变线路的长度，利用MATLAB程序，得到不同长度的线路对线路段电压零序和负序不平衡度的影响结果如表1.1所示。

表1.1

由表1.1得知，零序和负序的不平衡度都是随着线路长度的增加而增长的，这是由于送电线路在其线路参数一定的情况下，伴随着长度增加，三相之间的不平衡度和电场的强度都会增加的，这也就在一定程度上决定了电磁和静电的不平衡磁场的逐渐增强。

其次，电压的等级以及高压输电线路杆塔对于送电线路的不平衡度也有着一定的影响力，送电线路在提高电压等级的同时，其电压的序参数的标幺值也就在一定程度上有所减少，这种过程的改变进而也就是参数的平衡性相对来说好的多。输电线路杆塔的杆塔高度、相间距离以及导线的排列方式对于送电线路的不平衡度也同样有着极深的影响，系统线路的不平衡度总会随着相间距离的增加而逐渐变小，这就特别强调在保持一定的平衡度的同时就必须选择一个相对来说较为合适的相间距离。

三、送电线路的维护工作的开展

在我国大多数的旷地地区使用的传输方式依然是高架线输电，这种输送方式

下维护工作的开展主要是通过定期巡视来保证送电线路的正常运行。保证送电线路安全的工作方式是以维护为主，检修为辅。主要的维护措施有以下几点：

第一，如果是高空架线的方式，保证送电维修的重要方式是查询线路的老化

程度。因为户外旷地出现线路老化的状况，电力传输极易产生危险，甚至会出现漏电的现象，严重则会引发火灾。此外线路如果出现老化的现象，电线外包绝缘物则会脱落，进而会漏电，造成的损失十分庞大。如果是雷电天气，则更易造成整个传输线路短路，长期以往，则会造成大规模的漏电现象，轻则造成电力损失，重则会危及人类的生命财产安全。

第二，无线电干扰随处可见，需要做好防控无线电干扰则应将干扰控制在一

定范围，并且这种方式是不影响送电的正常运行。因此应加强和巡视和查探，一旦出现大面积和高强度的干扰时，则应根据具体情况采取相关解决措施，保证无线电干扰信号的质量和水平。

第三，保证电路传输安全需要做好的另一举措是关注天气情况，保证线路在

传输的过程中没有中断的现象。虽然郊外的送电线路已经采取诸多措施以保证绝缘工作的效果，但是仍然存在一些特殊状况的发生，任何一个安全事故造成的影响最终都是无法估量的，因此应该时刻关注天气变化，保证线路的正常运行。上文中我们也论述到线路老化的现象时有发生，尤其是天气不好或雷雨天气。然后有时线路老化程度并不会影响到正常运行，但是仍然需要关注天气变化，采取一些措施进行预防，延长其使用寿命和降低事故出现机率。这样做的主要原因是考虑到线路的电路传输成本问题，如果能够及时有效保护则线路老化速度则会变慢，从一定层面来看能够节省大量的成本。如果保护不合理或是没有关注天气变化，采取相关措施进行预防，则会造成电路受到损害，严重影响送电线路的正常运行。

四、送电线路的检修工作

线路出现故障造成的损失是巨大的，因此做好送电线路的检修工作十分必要。故障检修工作的开展的前提是对送电线路进行检测，找到故障出现的原因和地方。一般情况下，故障出现主要会出现在中段或末段，因为这两个段位受人工影响较小。如果故障出现在中段，相关工作人员则应找到故障检测出现的原因，笔者认为主要有以下几点：

第一，可能是避雷装置被雷电击中导致出现问题，破坏送电线路的正常运转。

工作人员在进行防雷检测时应做好防雷措施，防止造成人员伤亡。一旦出现这种情况，检修人员要做的第一件事就是切断电源，然后更换故障位置路线，线路安装结束后，应对新线路安置新的防雷装置，切实保证维护工作的效果。

第二，做好定期巡视工作十分重要，切实检查线路老化的程度，检测无线电干扰信号，注意天气变化，做好防护措施对于送电线路来说，定期巡视是必要的，

检查线路老化程度，做好记录，针对线路老化程度做出定期巡视计划，无线电干扰信号的检测，可以使用信号探测仪器，对干扰信号的强度进行鉴定，如果探测到的强度高于高压输电线路能够承受的程度，就要对其采取探引措施，或者发出抗击这种干扰信号的无线电波，对其进行消减，消减成功，就可以使高压输电线路进行正常工作了。注意天气变化，尤其是雷雨天气，或旱涝天气，大雷雨可能造成的损失是直接将线路击断，或造成大面积漏电，这时就要对线路采取相应的防雨措施，尤其是雷雨之中一旦含有其他导电介质，则极易出现大面积漏电的现象，进而会出现造成引发线路着火的可能，还会引起高压电路火灾，这种情况最终会造成无法估计的损失。

结束语

电力已经成为人类生产和生活中不可缺少的一部分，其为人类进步和发展做出重要贡献。所以我们更应该针对其影响送电路平衡度的种种因素，从实际性的原则出发，在实际的应用过程中，进行有针对性的完善，提高电压的等级。只有掌握送电原理，做好检修和维护工作才能够保证人们生活的正常运转。

参考文献：

[1]麻敏华，汪晶毅，李志泰，潘春平. 500kV同塔四回线路电气不平衡度的研究[J]. 中国电力，2014，01.

[2]蔡德. 送电线路的电气不平衡度影响因素[J]. 科技风，2014，04

[3]张斌，陈水明，庄池杰，张波，邓世聪. 同塔双回输电线路电气不平衡度的改善措施[J]. 电网技术，2014，12.

[4]邹林，林福昌，龙兆芝，谢静. 输电线路不平衡度影响因素分析[J]. 电网技术，2008，S2.

送电线路篇5

【关键词】送电线路；变电设施；施工方法

1、送电线路的一般程序

1.1送电线路的施工流程：

送电线路施工的工艺流程如图1所示。

1.2送电线路的一般施工程序

1.2.1施工准备：施工准备属施工管理工作，是施工的顺利开展、按期完成及优质安全的重要保证。

（1）现场调查：接受工程任务后应按送电线路施工图，从线路的起端到终端沿全线进行现场调查，了解施工线路现场的实际情况，调查沿线自然情况、地形、地物、自然村的分布，居民的民族习惯及劳动情况，沿线运输道路通过的桥梁结构，交叉跨越结构，材料集散转运的地点及仓库，生活医疗设施及地方病情况，指挥中心及施工驻地条件等；（2）资料准备：进行设计图纸、预算的审核，并根据现场调查报告，施工力量及工程实际状况确定施工方案，编制施工组织设计、施工技术措施、施工预算及机具物资平衡供应计划等。

1.2.2施工安装：施工安装是线路施工的主要阶段。

（1）复测分坑：线路施工前，应根据平断面图对设计桩位进行验收，合格后按基础施工图进行分坑测量。钉出主副桩位置，在地面上画出挖坑范围；（2）基础施工：基础施工主要是土石方开挖，浇制基础或预测基础安装，土石方回填。如遇特殊地质条件或特殊基础，应编制专项施工设计，经批准后方可施工；（3）接地体埋设：基础本体完工，应及时将接地体埋设好，这样接地体可以深层埋设，接地电阻容易满足要求，且不易受到破坏；（4）杆塔组立：杆塔组立是高空作业，安全工作特别重要，除应有完善的施工方案、合格的工器具外，还必须有训练有素的施工人员、可靠的安全措施，以保证杆塔的顺利组立；(5)通道清理、跨越架塔设：线路走廊应符合有关规定，在架线之前进行清理。为保证架线时不影响通信、交通等正常运行，应搭设跨越架。

1.2.3质检、验收、移交：保证和提高工程质量、创优工程是施工企业的一项重要任务，施工全过程中应进行严格的全面质量管理，以保证和提高工程质量，创优质工程。必须指出，单纯的质量检验也只能是事后检查，判断合格与否，而缺乏科学的控制和预防方法。工程验收合格后，才能进行启动试验并移交。

2主变压器及断路器的安装方法

2.1变压器的结构

变压器是发电厂和变电所的主要电器设备。结构大致可分为铁芯、绕组、绝缘管和油箱及其他附件等四个部分。

2.2主变压器的安装方法

2.2.1安装前的检查

（1）检查资料是否齐全；（2）检查附件有无短缺和损伤，密封是否良好；(3)取油样进行试验，是否合格；（4）检查变压器本体，密封情况，有无渗漏、变形或锈蚀；（5）对充氮运输变压器应检查压力，保持在20-30kpa范围内；(6)高压电容套管应垂直放置；（7）如长期存放应装上储油柜，注以合格变压器油，安装呼吸器，变压器放置平稳。

2.2.2就位

（1）应考虑搬运途径的道路及卸车场所的地基承受能力。通常用起重机或卷扬机卸车，拖运起吊就位；（2）工程规定变压器安装应沿气体继电器方向侧有1%-1.5%的升高坡度。其目的是使油箱内产生的气体易于流入气体继电器；（3）对运抵现场后电器不能安装、又不能及时充油的变压器，应定期检查其充气压力，若压力下降很快，表明器身有渗漏，必须及时处理和补气，放置潮气侵入。

2.2.3器身检查

（1）工作现场应保持清洁卫生、无风沙和尘土；（2）检查前应先加温，至少高于周围温度10℃以上；（3）器身暴露在空气中的时间：空气相对湿度≤75%时不超过16h。暴露时间由抽油开始后至开始注油为止；（4）绕组检查：检查围屏是否完好，然组绝缘有无破损，油道有无堵塞，垫块排列应整齐，间距均匀无松动；（5）铁芯检查：检查有无锈蚀、污垢和短路。打开铁芯后测量各部件绝缘，校紧压钉对绕组的紧力；(6)引线与支架检查：引线包扎完好无破损，木支架安装牢固无裂纹，接头焊接牢固无毛刺，绝缘螺丝无损坏。

2.2.4附件安装

（1）套管安装:安装前应先进行试验并合格。安装时，引线外包绝缘良好防止引线部分贴在导管上产生分流；头部接线端子密封良好，胶垫位置放正、受力均匀，防止密封不良进水造成事故；套管内的油位合适，油位计应朝向外方，便于检查；电容套管的末屏必须接地；（2）冷却器安装：外部管壁间用0.1-0.2mpa压缩空气清扫，清除杂质；内部加0.25-0.275MPa油压试漏，时间30min；也可用气压试验；油泵、风扇、油流继电器安装的应进行检查，并测绝缘和通电试验，三相电流是否平衡、运转中有无异声、风扇转动应平稳、油流继电器的指针指示是否正确；净油器滤网安装正确、吸附剂颗粒应经筛选；冷却器出入口阀门安装正确、方向一致、转动灵活；（3）储油柜、安装气道、其他继电器、吸湿器及净油器的安装：储油柜吊装时应稳妥，严防碰坏变压器套管，安装要牢固。管道密封、注油时，胶囊式储油柜注油应按制造厂规定进行，一般采取从变压器油箱逐渐顶入，慢慢将胶囊内的空气排净，然后在放油使出有股内油面下沉至规定油位即可；安全气道安装后，包括玻璃隔膜在各处密封应良好。如油枕和安全气道之间有连接管，管内要通畅；气体继电器应检查试验后方可安装，安装时要水平，壳体表明箭头方向，应指向储油柜；吸湿器安装时，其中装的是干燥的变色硅胶，下部油杯里要注适量的变压器油，让空气先经过油。但胶囊式储油柜的吸湿器杯内的油应不装或少装以便于胶囊的呼吸；净油器在安装之前，要把干燥的吸附剂硅胶或活性氧化铝装于罐内。硅胶高干燥可放在烘箱内进行，温度为140℃8h或300℃2h，干燥时要搅拌，使其均匀，全面干透。装罐前要筛去杂质、灰土和碎屑。安装好以后打开连接蝶阀将油放入，同时旋开上部放气塞排放空气，至油溢出即空气排尽便旋即放气塞，将连接阀关闭。净油器的投入要视运行中的变压器油质而定。

参考文献

送电线路篇6

关键词：送电线路;雷击跳闸;设计应用

0 引言

随着国民经济的发展与电力需求的不断增长，电力生产的安全问题也越来越突出。对于送电线路来讲，雷击跳闸一直是影响高压送电线路供电可靠性的重要因素。由于大气雷电活动的随机性和复杂性，目前世界上对输电线路雷害的认识研究还有诸多未知的成分。进行高压送电线路设计时要全面考虑，综合分析每一条线路的具体情况，通过安全、经济、质量比较，选取有针对性的防雷设计技术措施，以达到提高供电可靠性的目的。

1 设计的原则

线路防雷保护首先在于抓好基础工作，目前国内外在雷电防护手段上并没有出现根本的变化，很大程度上要依赖传统的技术措施，只要运用得好，仍然是可以信赖的。对已投运的线路，应结合地区的地貌、地形、地质以及土壤状况与接地电阻的合理水平给出正确的评价，找出可能存在薄弱环节或缺陷，因地制宜地采取措施。

2 雷击跳闸分析

高压送电线路遭受雷击的事故主要与四个因素有关：线路绝缘子的50%放电电压;有无架空地线;雷电流强度;杆塔的接地电阻。高压送电线路各种防雷措施都有其针对性，因此，在进行高压送电线路设计时，我们选择防雷方式首先要明确高压送电线路遭雷击跳闸原因。

2.1 高压送电线路绕击成因分析

根据高压送电线路的运行经验、现场实测和模拟试验均证明，雷电绕击率与避雷线对边导线的保护角、杆塔高度以及高压送电线路经过的地形、地貌和地质条件有关。对山区的杆塔，我们的计算公式是：

山区高压送电线路的绕击率约为平地高压送电线路的3倍。山区设计送电线路时不可避免会出现大跨越、大高差档距，这是线路耐雷水平的薄弱环节;一些地区雷电活动相对强烈，使某一区段的线路较其它线路更容易遭受雷击。

2.2 高压送电线路反击成因分析

雷击杆、塔顶部或避雷线时，雷电电流流过塔体和接地体，使杆塔电位升高，同时在相导线上产生感应过电压。如果升高塔体电位和相导线感应过电压合成的电位差超过高压送电线路绝缘闪络电压值，即Uj > U50%时，导线与杆塔之间就会发生闪络，这种闪络就是反击闪络。 序号 对照项目 反击 绕击 1 雷电流测量 电流较大(结合电流路径) 电流较小(结合电流路径) 2 接地电阻 大 小 3 闪络基数及相数 一基多相或多基多相 单基单相或相临两基同相 4 塔身高度 较高 较低 5 地形特点 一般，不易绕击 山坡及山顶易绕击处 6 闪络相别 耐雷水平低相(如下相) 易绕击的相(如上相)

由以上公式可以看出，降低杆塔接地电阻Rch、提高耦合系数k、减小分流系数β、加强高压送电线路绝缘都可以提高高压送电线路的耐雷水平。在实际设计中，我们着重考虑降低杆塔接地电阻Rch和提高耦合系数k的方法作为提高线路耐雷水平的主要手段。

3 高压送电线路设计防雷措施

清楚了送电线路雷击跳闸的发生原因，对照下面表1内容，我们就可以有针对性的对设计中送电线路经过的不同地段，不同地理位置的杆塔采取相应的防雷措施。

⑴ 加强高压送电线路的绝缘水平。高压送电线路的绝缘水平与耐雷水平成正比，加强零值绝缘子的检测，保证高压送电线路有足够的绝缘强度是提高线路耐雷水平的重要因素。我们在设计高压线路时充分比较各种绝缘子的性能，分析其特性，认为玻璃绝缘子有较好的耐电弧和不易老化的优点，并且绝缘子本身具有自洁性能良好和零值自爆的特点。特别是玻璃是熔融体，质地均匀，烧伤后的新表面仍是光滑的玻璃体，仍具有足够的绝缘性能，所以设计中我们多考虑采用玻璃绝缘子。

⑵ 降低杆塔的接地电阻。高压送电线路的接地电阻与耐雷水平成反比，根据各基杆塔的土壤电阻率的情况，尽可能地降低杆塔的接地电阻，这是提高高压送电线路耐雷水平的基础，是最经济、有效的手段。对于土壤电阻率较高的疑难地区的线路，则应跳出原有设计参数的框框，特别是要强化降阻手段的应用，如增加埋设深度，延长接地极的使用，就近增加垂直接地极的运用

⑶ 根据规程规定：在雷电活动强烈的地区和经常发生雷击故障的杆塔和地段，可以增设耦合地线。由于耦合地线可以使避雷线和导线之间的耦合系数增大，并使流经杆塔的雷电流向两侧分流，从而提高高压送电线路的耐雷水平。

⑷ 适当运用高压送电线路避雷器。由于安装避雷器使得杆塔和导线电位差超过避雷器的动作电压时，避雷器就加入分流，保证绝缘子不发生闪络。根据实际运行经验，在雷击跳闸较频繁的高压送电线路上选择性安装避雷器可达到很好的避雷效果。目前在全国范围已使用一定数量的高压送电线路避雷器，运行反映较好，但由于装设避雷器投资较大，设计中我们只能根据特殊情况少量使用。

4 其它方面

作为设计部门，我们在进行送电线路设计时还应注意以下几点：

(1) 在选择高压送电线路路径时，应尽量避开雷电多发区或对防雷不利的地方;对于易受雷击的杆塔接地，要尽量降低接地电阻。

(2) 在选择避雷方式时也要充分考虑本地区的防雷经验及特点，选用合适的避雷方法;

(3) 对于雷击多发区也应当减少大档距段的设计和在规程允许的范围内降低塔高。

(4) 加强高压送电线路的验收。对于新投产的高压送电线路，做好高压送电线路的验收工作，抽查接地体的埋深是否符合规程的要求，射线长度是否达到设计的长度，接地体与接地引下线是否有可靠的电气连接，这些都是保证杆塔可靠防雷基础。

(5) 对已投运的线路，生产单位要加大对老旧线路的投资和改造力度，对运行中发现问题较多的线路、雷击频发区段，要集中人力、资金，尽快进行改造。

5 结束语

送电线路篇7

关键词：送电线路；状态检修；技术分析

中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）08-0127-02

以往将时间作为送电线路状态检修的周期，在进行检修维护的时候往往采用强制的方法，这样的检修维护方法是错误的，因为没有将设备的新旧状况和质量情况充分的纳入考虑的范围，还忽略掉了设备的运行状况以及地理气候条件，并且材质的绝缘配置也存在着很大的差异，从而给送电线路的检修维护工作增加难度，造成大量人力、物力和财力的浪费，并且还会在很大程度上降低电网供电的可靠性。

随着送电线路结构的不断完善以及材质科技质量的不断提升，送电线路的设计标准和要求在不断的更新，监测设备以及诊断手段也在不断的升级和完善，这样非常紧迫的任务就是科学的转换以时间为周期的检修方式，用设备状态为依据的智能型检修方式来替代这种错误的检修维护方式。要保证送电线路的预测、预试以及分析判断都是科学合理的，只有这样，才能真正的做好送电线路状态检修的工作，从而保证送电线路运行的安全性和供电的可靠性。

1 送电线路状态检修要求

送电线路往往处于非常恶劣的环境中，可能遭受破坏的因素非常多，比如一些强风的袭击、雷电的袭击以及雨雪天气，甚至还可能出一些极端的自然灾害，比如洪水、泥石流以及火山喷发等。并且，工业农业在生产发展的过程中所造成的环境污染也会在很大程度上破坏到送电线路的正常运行。因此，就对送电线路状态检修工作提出了更高的要求。我国的《架空送电线路运行规程》在检修项目和周期方面规定了送电线路检修人员要每天都进行检修和维护，但是这种方法的检修维护还是不能够实现规程所规定的标准。本规程在延长周期或者缩短周期方面的操作性不是很强，这样就不能够有效的保证送电检修维护的质量，送电线路检修维护部门也不能有效的掌握送电线路的实际工作情况，这样就会对很多的检修项目进行事后检修维护，从而影响到可以正常运转的送电线路的正常运行，同时，还会对线路停电的时间造成大量的消耗。

2 送电线路状态检修准备工作

送电线路的运行单位首先应该全面的思考送电线路的设计、基础设施的建设以及长时间的安全经济运行等等，然后才能够进行送电线路状态检修工作。在审查新建线路时，送电线路的设计单位应该综合考虑这个线路能够带来的经济效益，要保证设计能够满足未来正常运转的要求。例如，如果线路经过了树木，那么高度应该适当抬高；在选用线路金具方面，尽量要选择那些较高质量的线夹和防震锤，并且还需要保证它的维护量不会太大。为了延长线夹等金具的维护和更新周期，在绝缘配置方面，需要选择劣化率比较低的防污玻璃绝缘子或合成的绝缘子，同时需要保证它的维护工作量不是很大。这样就可以免除规程中的相关规定，比如每两年一次的检测零值工作量，从而延长绝缘子污秽清扫周期和更换周期。

在建设送电线路的基础设施时，应该严格按照相关的要求和规定来进行，并且工程监理的时候需要特别注意一些隐蔽工程。在验收每一项工序的时候，需要严格的对工序的质量进行检查，保证合格之后才可以进行相关的验收工作。在验收竣工工程的时候，要紧密结合我国的《架空送电线路运行规程》，要安排专业水平比较高的工作人员来重点检查和验收送电线路的基础设施建设，只有做好了这些基础的环节，才能够将送电线路状态检修的准备工作真正的做好。

3 执行状态检修的控制因素

①绝缘子附盐密值的测试工作。在将地网地域污秽等级图重新的划定之后，并且将新旧设备绝缘泄露比距进行重新的调整，在这个时期，需要进行正确的方法，那就是合理的监控和安排线路绝缘子实测盐密值的清扫周期。通过相关部门长时间的测试，分别在带电运行绝缘子串上和不带电悬挂绝缘子串上进行，那么就可以得出一个结论，运行情况的不同，就会产生比较大差距的积污数据，如果将防污型玻璃绝缘子直接挂网运行取代原来的合成绝缘子段的不带电悬挂盐密测试点，那么这个时候测出的盐密值就会比较接近实际情况。

在对盐密值进行实测的时候，为了保证数据是正确和有效的，那么就需要设置固定的人员来对其进行清洗，并且在确定测试绝缘子片位置的时候，需要采取一些有效的措施来保证它的正确性，清洗的时候需要使用停电专用的清洗工具，采用的方式通常是带电放落地面。然后进行测试，那么就可以得到送电线路绝缘子附盐密值的测试结果。我们依据刚刚测出的送电线路的测试结果，就可以得出这么一些结论，比如送电线路的积污规律还是平稳的，并且送电线路的设计泄露比距也和最大污秽等级存在着很大的差距。根据在带电停电情况下的数次测试盐密值，那么就可以得出这些结论：在24个月之内，清洁绝缘子的积污量是大致一样的；积污量运行72个月和运行36个月的情况也是大致一样的，这样就说明绝缘子的积污量到达某种程度的时候，就会达到饱和，即使时间继续推进，也不会影响到积污量。送电线路连续工作了72个月之后，它的所有严密点测出的盐密值仍然不会接近设计的泄露比距。

②瓷绝缘子测零。我国的相关电路运行规程中规定了绝缘子零值测试要保持每两年一次的频率；在通常情况下，耐张串在很大机械力的作用之下，绝缘子劣化率要比直线串高很多，但是，平均劣化率并不是很高。所以，要想最大限度的减少送电线路的维护工作量，那么就可以适当的增加绝缘子零值测试周期，准确来讲，就是将绝缘子零值测试周期延长至6 a。绝缘子年劣化率上升到最大时会达到2‰，如果这种情况出现了，那么就需要采取一些必要的措施，比如最大限度的缩短测试周期或者是将本线路的绝缘子进行更换。

③导线连接点测温。我国的《架空送电线路运行规程》对导线连接器做了明确的规定，测试的周期应按照4 a一次的周期来进行，并且并沟线夹或者引流板方面应该按照每年一次的频率来进行检查和加固。在检修维护送电线路状态的时候，在跳线并沟线夹方面可以采用红外测温仪、便携式激光以及红外热像探测仪和望远镜红外测温枪等，并且直线压接管和耐张引流板也可以采用这些测试装备。

4 结 语

根据多年的实践研究发现，采用这种检修维护的方式可以取得非常好的效果，可以对送电线路的正常运转状况进行正确的把握，还可以大幅度的降低送电线路的检修工作量。

参考文献：

[1] 张予.浅谈送电线路状态检修[J].机电信息，2012，（2）.

[2] 应伟国.送电线路状态检修的探索[J].浙江电力，2001，（2）.

送电线路篇8

关键词：手合加速 保护 动作 对策 分析

中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）05（c）-0063-01

近几年，变电所、配电所、开闭所的部分6 kV线路开关在投入运行的合闸操作时，多次出现开关跳闸，将6 kV线路重新断开现象。经过对线路巡线，确认6 kV线路上并不存在故障。电网调度下令将线路的后加速保护退出或退出线路上部分配电变压器负荷后，再合上6 kV线路开关即可投入运行。显然，这种行为已经对油田配电网安全平稳运行造成影响。

1 6 kV线路送电跳闸的原因分析

配网管辖的35 kV变电所其中电一变、电二变等五座变电所6 kV线路所带配电变压器较多，多次发生在送电合闸时，开关跳闸，必须由营销公司电工队将线路所带所有配电变压器高压负荷开关全部拉开后，变电所空送线路才能成功，营销公司电工队再逐一恢复配电变压器负荷，致使所带负荷停电时间过长。经过研究分析均来源于手动合闸加速保护，针对这一情况，采取了一定的技术措施，确保线路一次送电成功。下面举例予以说明分析：

（1）2003年电一变电所6 kV西寨小区线0112操作合闸时，多次开关跳闸。对线路进行巡线未发现故障，解除所带配电变压器所有负荷后，线路试送正常。经研究分析后，停用手合加速保护后，0112开关送电正常，再没有出现手合加速保护动作的动作行为。

由于是变压器励磁涌流的影响，造成0112线路合闸后又跳开的现象，运行中只有通过退出后加速保护继电器JSJ或切开该线路部分分路断路器，才能恢复线路的正常供用电。这样一来，后加速保护回路的意义就不存在了。

（2）2009年电二变电所6 kV体育馆甲乙线0313、0312送电合闸操作时，开关跳闸。经过对线路逐杆摸查后未发现问题，试送不成功，停用加速保护后，试送电正常。调查结论是该线路上6 kV配电变压器的励磁涌流所致。由变电站输出的6 kV配电线路带负荷合闸时，配电变压器励磁涌流的作用，而使线路由手合加速保护动作而跳闸，致使此种情况下，系统往往是不发出有关保护的动作信号，以致于相关人员误认为是保护动作不准确或是误碰跳闸所造成。

在得到了中心保护科的大力支持下，对该线路过电流保护定值做相应的调整后，线路送电再未出现这种异常状况。

（3）电三变电所6 kV龙新甲乙线9361、9362，6 kV龙新线9372操作送电时，多次发生手动合闸加速保护动作，对线路查找未发现故障或故障已切除，线路试送不成功，仍然是手合加速保护动作，最后对保护装置检查、试验未发现任何问题后，将线路所带的6台配电变压器高压负荷开关全部拉开，线路试送正常。

（4）电三变电所6 kV景园线9386带南干线0213运行时，手动合闸加速保护动作，拉开0213/21307合环开关后，景园线9386试送正常，再将合环开关送电，该线路运行正常。

（5）2010年电一变6 kV甲线0111操作送电时，多次发生手动合闸加速保护动作，开关跳闸。对线路查找未发现故障，线路试送，加速保护仍然动作，对保护装置检查、试验未发现任何问题，线路全面检查也未发现任何问题，最后将线路所带的4台配电变压器高压负荷开关全部拉开后，线路试送正常。

经检查分析认为6 kV线路所带配电变压器负荷较多，这些配电变压器又未采取停电切除装置，造成自启动电流较大所致。经保护科配合，现已将线路重合闸加速保护解除，0111线路送电再未出现手合加速保护动作的情况。

通过分析跳闸线路的实际接线情况，认为造成合闸瞬间线路上电流突然增大的主要原因有如下几个方面：

①大多数6 kV线路上的用户配电变压器一次侧，在线路停电后并没有与线路断开，线路合闸瞬间，这些配电变压器都会出现很大的冲击性励磁涌流，数值可达额定电流的6～8倍。用户配电变压器越多，线路合闸瞬间出现的变压器励磁涌流越大，当达到或超过3LJ、4LJ动作电流时，便会引起手合加速保护动作。

②6 kV线路停电后，接于其上的配电变压器二次侧负荷未全部断开，线路合闸瞬间，这部分负荷电流迭加在变压器励磁涌流上，也增加了手合加速保护动作的可能性。

③有些6 kV线路太长，存在较大的电容电流也是后加速保护动作原因之一。

④线路所带高压电机启动或大负荷设备充电造成线路电流扰动，引起过电流突然增大，当达到或超过3LJ、4LJ动作电流时，造成手合加速保护动作事故。

2 采取的措施及建议

针对油田配电网6 kV线路开关，合闸瞬间线路上电流突然增大的主要原因分析，建议采用如下对策，防止手合加速保护动作。

（1）在查明合闸失败原因确属手合加速保护动作所致后，应该依据6 kV线路的实际接线情况，重新对电流保护动作电流进行整定计算，即按躲过线路合闸瞬间出现的最大电流原则整定3LJ、4LJ的动作电流。

（2）如3LJ、4LJ的动作电流不能再进行整定提高，则在KK把手的21接点处进行解头，解除手合加速保护。

（3）对微机变电所电一变电所、电二变电所部分6 kV出线具有加速电流或电流加速保护，送电前停用该线路电流加速保护，送电后再投入，由变电所值班员自行填写在倒闸操作票中进行操作。

（4）现在的油田配电网6 kV断路器基本都是SF6真空开关，能承受配电变压器励磁涌流作用的影响，对带有多台配电变压器的6 kV线路，可采取甩掉部分配电变压器负荷后试送电。

3 结语