输电范文10篇

输电范文篇1

关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性；比较

1引言

特高压交直流水电系统技术一般是以高压直流输电技术以及超高压电网技术为基础，并进行创新与完善的一种技术。2009年1000kV交流输电试验示范工程投入运行，来年±800kV直流水电试验示范工程也投入运行。随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统技术经济性具有重要的现实意义。

21000kV和±800kV输电系统建设成本阐述

2.11000kV输电系统的建设成本。一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统，其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km•MW。若将500kV输电系统建设成本按照2500元/km•MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。2.2±800kV输电系统的建设成本。对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km•MW。2.31000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析。一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位建设成本基本一致，都为1900元/km•MW，处于相同等级。1000kV交流输电系统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV直流输电系统的对地电压为800kV，极线之间的电压为1600kV，两者与1000kV交流输电系统相比，前者对地电压与极线间电压分别是后者的1.35倍以及1.6倍。对于特高压交直流输电系统的建设成本来说，其成本主要以绝缘成本为主，而绝缘成本简单来说就是系统对地电压函数。架空线路的建设成本受到方方面面的因素影响，其不会随着分裂导线截面的增加而同比增大。例如，1000kV交流试验示范工程分裂导线的截面和±800kV直流试验示范工程分裂导线相比，前者是后者的1.4倍；但前者实际每千米平均建设成本和后者相比，仅为86.4%，而非前文的1.4倍。1000kV和±800kV输电系统都能够对系统参数进行优化，大幅提高输电线路的供电能力，并切实降低输电建设成本。从理论方面以及实际试验示范工程成本的估算结果来看：当输电线路处于1500km以内的时候，1000kV和±800kV输电系统两者进行比较，前者的建设成本不仅低于±800kV直流输电，而且低于超高压输电。

31000kV和±800kV输电系统电阻功率损耗对比分析

一般来说，通常都是用功率损耗率来表示1000kV和±800kV输电系统的输电功率损耗（电阻功率），也就是通过输送功率以及输电功率损耗的百分比进行表示；而使用电能损耗率来表示电能损耗，也就是使用全年的输送电能值以及电能损耗值的百分比进行表示。3.11000kV输电系统电阻功率损耗。1000kV输电系统的电能损耗以及功率损耗主要包括三大方面，即输电线路、开关站以及变电站。其中开关站与变电站的功率损耗主要来自于变压器的高压并联电抗以及静止无功补偿的功率损耗，其确切数值一般和变压器的实际运行状况以及参数优化存在之间关联。但参数进行优化之后，开关站与变电站的功率损耗则近似可以看作是变压器德尔功率损耗。就当前实际状况而言，我国1000kV变压器的功率损耗一般不会超过0.15%。结合国产设备参数的估算结果来看，1000kV两开关站与两变电站功率损耗率的估算值是0.4%。当1000kV输电系统的输送功率为4410MW的时候，线路的电流则为2.546kA，则电流与电压二者的比值则为4.404×10-3。而如果导线的温度为25°的时候，8×630mm2分裂导线单位长度的电阻则为5.839×10-3Ω/km。结合输电线路电阻功率相关计算公式可知，1000kV输电线路电阻功率损耗率则为3.9%。之后，把两部分功率损耗的实际结果加在一起就能知道整个输电系统的总功率损耗。经过相关计算可知，1000kV、4410MW、1500km交流输电系统的输电功率损耗率约为4.15%。3.2±800kV输电系统电阻功率损耗。±800kV输电系统的电能损耗以及功率损耗同样包括三个部分，即输电线路、逆变站以及整流站。其中，逆变站与整流站的功率损耗主要涉及交直流滤波器、平波电抗器、无功补偿设备、晶闸管换流阀以及换流变压器等设备的功率损耗，而换流变压器与晶闸管换流阀的功率损耗占据的比重最大。由于输电系统中不可避免会存在谐波电流，因此和常规变压器相比，换流变压器的功率损耗要更大。除晶闸管存在的功率损耗之外，晶闸管换流阀功率损耗还包括电阻、阻尼电容、均压电阻以及阀电抗器等带来的功率损耗，实际数值随着电压的升高而不断增加。当±800kV换流阀处于额定功率运行的时候，其直流电流应当为4kA，则电流与电压二者之间的比值则为5.0×10-3。而如果导线的温度为25°的时候，6×720mm2分裂导线单位长度的电阻则为6.861×10-3Ω/km。±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的电阻功率损耗率的估算值约为6.85%。总而言之，±800kV线路电阻功率损耗高于1000kV交流输电线路的根本原因在于前者线路的分裂导线电阻更大、电流与电压之间的比值更高。因此，如果想要大幅降低线路功率的损耗率，一方面应当减小输电线路中的电流，另一方面也需要增加分裂导线的横截面积。

4结束语

综上所述，随着社会经济的发展，人们对于电力的需求与依赖程度不断增加，如何提高特高压交直流输电系统的技术经济性是当前相关部门亟待解决的难题。基于此，有关工作人员需要深入研究特高压交直流输电系统的技术经济性。

参考文献

[1]曾庆禹.特高压交直流输电系统技术经济分析[J].电网技术，2015，39（02）：341~348.

[2]李明节.大规模特高压交直流混联电网特性分析与运行控制[J].电网技术，2016，40（04）：985~991.

[3]胡毅，刘凯，刘庭，肖宾，彭勇，苏梓铭.超/特高压交直流输电线路带电作业[J].高电压技术，2012，38（08）：1809~1820.

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随着电力电子技术的飞速发展，新的高电压、大功率的电力电子器件不断出现，它为灵活交流输电技术的实现打下了坚实的基础。目前已成功应用的或正在开发研究的FACTS装置有十几种，如：

（1）静止无功补偿器（SVC）。SVC使用晶闸管来快速调整并联电抗器的大小及投切电容器组，并可兼有事故时的电压支持作用，维护电压水平，消除电压闪变、平息系统振荡等。可以静态或动态地使电压保持在一定范围内，从而提高电力系统的稳定性。

（2）直流输电（HVDC）。直流输电中的交、直流转换器是最早应用晶闸管技术的装置之一。

（3）静止调相器（statcon）。这是对SVC改进后的装置，它由三相逆变器构成，整个装置的无功功率的大小或极性都由它通过的电流来调整，故其整体功能类似于同步调相机。其调节无功的能力比SVC强，因为SVC的无功量由电压平方除以阻抗决定，而Statcon的输出无功则取决于输出端的电流和电压乘积。因此，在事故时电压降低的情况下，Statcon比SVC可提供更大的无功支持能力，具有一定的事故过载能力。如果并联电容电蓄电池组或超导储能电抗器所取代，则事故支持的时间还可延长。

（4）超导蓄能器，（SMES）。此装置由电力电子器件（SCR或GTO等）控制一个大容量超导蓄能线圈所组成，几乎无损耗。放电/充电的效率在95%以上，但造价昂贵。SMES作为蓄能器，可快速供几秒的备用电力；瞬时提供同步或阻尼功率以提高输电的静态和暂态稳定性；提高远距离输电的输送能力；延长发电设备寿命；提供无功功率以改进电压稳定性：改进电压质量等。采用GTO元件后，可将SMES输出的有功和无功功率彼此独立地进行控制，故不仅对短期，而且对中期动态过程可产生良好影响。

（5）固态断路器（SSCB）。如果采用晶闸管型的断路器，则由于断路器只能在交流第一次过零时断开，其开断延时将达几个毫秒。如果采用GID、MCT或MTD_等电力电子元件，则电流可瞬时被切断，效果将大为提高。美国SPCO工厂所生产的SSCB样机，已达到15千伏、600安，可在4微秒内完成开断。

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1.首先针对电力工程输电线路铺设工作进行的过程中涉及到的内容展开研究分析

往往人们在说到输电线路基础的时候，想到的是被埋藏在地表之下的杆塔部分的内容，地表之下的杆塔部分实际运行的过程中发挥出来的作用是，以防在外力的作用之下杆塔出现变形抑或是倾倒这样的问题，也可以使得杆塔在实际运行的过程中出现下沉问题的几率得到有效的控制。输电线路运行安全性和稳定和输电线路铺设工作的整体质量水平之间呈现出来的相互关系较为密切，杆塔在实际运行的过程中发挥出来的作用一般情况之下都是支撑，将杆塔本身的受力特征作为依据，可以将其划分为耐张力和直线型。施工技术人员在电路铺设工作进行的过程中一定需要选择出来适应性比较强的杆塔，这不单单和输电线路运行稳定性及安全性之间有一定程度的相互关系，也可以使得电力工程施工单位对工程造价形成有效的控制，除此之外，也可以在后期维护工作进行的过程中起到一定程度的促进性作用，所以在电路工程输电线路铺设工作进行的过程中，即便是需要多花费一些时间也需要选择出来适应性比较强的杆塔具体构成结构。

2.电力工程输电线路铺设工作进行的过程中应当施行的质量控制措施

基础工程施工相关工作进行的过程中应当施行的质量控制措施。之所以开展输电线路基础工程施工相关工作，就是为了可以使得杆塔得到有效的保护，以免杆塔在实际运行的过程中出现下沉这样的问题，抑或是在实际运行的过程中受到各个层面相关因素的影响，从而也就会在外力起到的作用之下出现变形抑或是倾倒等问题。输电线路基础工程整体性质量水平和输电线路实际运行情况之间呈现出来的相互关系较为密切。我国国土面积较为辽阔，大多数地区的地质水文情况之间的差异性比较强，所以在施工相关工作正式开展之前，应当对施工现场所在地的实际情况形成一定的了解，而后再选择出来适应性比较强的施工措施，并在对相关的施工技术措施加以一定程度的应用的基础上使得施工相关工作的质量得到有效的控制，最终让施工相关工作满足施工设计图纸中提出的要求。高压输电线路敷设工作进行的过程中一般使用到的基础都是钢筋混凝土具体构成结构。因为转角位置之上的杆塔上拔力比较大，在对钢筋混凝土具体构成结构加以一定程度的应用的基础上，可以使得上文中提及到的这一个问题得到有效的解决，首先应当对杆塔附近的岩石形成一定的了解，观察其和设计勘查工作之间的差异性，如果施工现场的实际情况和施工设计图纸标准的情况之间差异性比较强的话，那么就应当交由施工单位展开优化调整，而后需要在岩石之上开凿出来一定数量的孔洞，并向其中灌注一定数量的砂浆，以便于可以对钢筋混凝土结构本身的承载力水平做出一定程度的保证。除去上文中提及到的这些问题之外，钢筋所在位置差异性也应当得到有效的控制，等到上文中提及到的各项工作妥善的完成之后，再开展浇灌施工工作，等到所有的混凝土浇筑工作妥善的完成之后，再开展后期维护工作。输电线路实际运行的过程中，容易受到外界气候因素的影响，在外界气候因素的影响之下，输电线路以及相关的基础性设备出现各个层面相关问题的几率自然也就会显得比较高，在这种情况之下应当积极的找寻有效性比较强的维护措施，将问题妥善的解决，以免引发大面积停电问题，对我国人民的日常生产生活相关活动造成一定程度的负面影响。

3.结语

总而言之，在我国社会经济发展进程不断向前推进的背景之下，针对电力输电线路工程整体性质量提出的要求也越来越高，为了能够使得电力工程输电线路整体质量水平得到有效的控制，在施工相关工作进行的过程中应当使用有效性比较强的技术措施，来对施工相关工作的质量形成有效的控制，上文中提及到的这一个问题不单单在电力工程输电线路铺设工作进行的过程中占据的地位较为重要，与此同时在我国电力工程施工单位实现可持续发展这一个目标的过程中，也发挥出来了一定的作用。

作者:葛晓梅

参考文献

[1]徐岩.电力工程输电线路施工技术要点探析[J].低碳世界，2016，(10):23-24.

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关键词：电力技术；用户电力；交流输电

1前言

近年来，随着中国的不断发展和进步，人民生活水平不断提高。无论是生产还是生活，人们对电力的需求都在增加。因此，电源的质量和可靠性会影响人们的日常生活和生产。良好的电能质量和可靠性可以减少用户的经济损失，提高电力部门的经济效益。与此同时，消费电力技术（CusPow）和柔性交流输电技术（FACTS）这两项新技术正在引起广泛关注，成为世界电力行业的宠儿。

2用户电力技术

消费电源技术（CusPow）可以快速补偿各种电能质量问题。电力电子技术的应用将配电系统转变为灵活的配电网络，无电压波动，不对称和谐波，以满足电力负荷对电能质量和可靠性日益增长的要求。集成电能质量调节器集成了动态电压恢复器和有源滤波器apf，不仅可以抑制电压降，上升和闪烁对敏感负载的影响，还可以消除电网负载引起的非线性电流污染。它是消费电源技术中最强大的设备。用户电源技术（CusPow）不仅是一种新型的配电系统，而且还具有根据用户需求提供各种服务和采用电源技术的重要性。随着配电网容量的增加，系统的短路容量不断增加，对原设备和交换设备的断线能力提出了更高的要求。同时，随着用户对电能质量的要求不断提高，在信息社会中找出如何快速切断短路电流并抑制电网电压降尤为重要[1]。错误。由于其自身的物理结构，现有的传统机械断路器难以大大提高断裂能力，并且电弧产生的动态和静态接触分离延长了故障电流的截止时间，使其难以满足。一些高级用户需要快速操作以打破故障电流。随着供电安全和电能质量要求的不断提高，配电系统安全可靠，与人身安全和生产安全密不可分。如果发生事故，将导致经济甚至精神损害。因此，鉴于影响电源正常运行的异常和事故，配电网必须及时采用新技术，以防止进一步的损失。用户电源技术作为配电网络中的高科技应用可以更好地满足这一需求。

3柔性交流输电

柔性交流传输技术（FACTS）被称为“传输系统新时代的三大支撑技术”和“现代电力体制改革影响的三大主题”，旨在实现安全，经济和全面。电力系统。一种重要的控制手段。通过电力电子技术，实现对输电线路电压，阻抗和相角的灵活控制，实现系统电流的合理分配，降低功率损耗和发电成本，大大提高系统运行的安全性和稳定性。静态无功补偿器是一种“灵活的交流驱动技术”。最具代表性的是统一功率流控制器，它将静态相位调制器与静态同步串联补偿器相结合。根据不同的接入系统，灵活的交流传输技术可分为三种类型：串联，并联和集成。一系列灵活的交流传输技术包括基于gto的受控串联补偿（TCSC）和串联补偿器（SSSC）。典型的并联柔性交流驱动技术设备是SVC和STATCOM。集成的柔性AC传输技术设备主要包括功率流控制器（UPFC）和受控移相器（TCPR）。灵活的交流传输技术可以提高配电网的电压和电流质量，并可应用于电流控制，有功功率，无功电压，储能等。灵活的交流传输技术扩大了传输线的传输容量，可以大大提高传输线的传输功率，甚至可以接近导体的热稳定极限，从而降低新传输线和传输线的速度。利用率也显着增加。可以优化传输网络的操作条件。通过调节柔性交流驱动装置，可以容易且快速地改变系统的潮流分布，并且可以减少和消除循环或振荡。在电网中建立传输信道有利于为电力市场创建电力定位。该状态有利于提高现有传输网络的稳定性，可靠性和电能质量，并防止由部分线路过载引起的链路跳闸。它可确保更合理的最小网络损耗，并降低系统的热储备容量。电网灵活的交流输电技术可以为整个网络建立统一的实时控制中心，实现对整个系统的最优控制。

为了保证配电网和输电线路的可靠性和安全性，灵活的交流输电技术可以很容易地掌握电网的功率流大小和方向，起到一定的控制作用，保证合理的电力流量和经济运行。提高系统安全性和稳定性;此外，在发生故障时，您可以控制电网和设备故障的影响，从而减少事故恢复时间，并使电网能够在最短的时间内投资。易于操作，减少停电造成的不便和损失。每种新技术都有自己的规范意义或定义，总结其技术内涵，发展的本质特征，功能和类似技术之间的界限。柔性交流输电技术和用户供电技术的重要性和界限一直是电力行业争论的焦点。IEEEPES灵活的通信转移技术术语和定义小组在三年内召开了四次特别小组会议，并与CIGREFACTS工作组的所有成员进行了讨论，以展示该机构的灵活性。交流传动技术的定义。这个定义是“松散的”甚至是模糊的，但它为FACTS和CusPow的新开发留下了很大的空间。在1997，灵活的交流传输技术工作组将灵活的交流传输技术定义为“FACTS，配备电力电子或其他静态控制器，以提高可控性和增加传输容量。”交流传动系统。

4结束语

目前，柔性交流输电技术（FACTS）和消费电力技术（CusPow）已广泛应用于国内外高新技术开发区和新技术产业区。这两项新技术可以为国家电力发展增添动力，提高供电质量，保持供电稳定，提高供电效率，减少供电事故损失，具有良好的发展前景。灵活的交流输电技术（FACTS）和消费电力技术（CusPow）需要充分的研究和分析实践，以进一步提高高科技水平，并为电力公司和用户提供便利。

参考文献：

[1]刘振兴.柔性直流输电技术的发展和应用研究[J].机电信息,2018,No.549(15):20-21+24.

[2]董毅峰,王彦良,韩佶等.电力系统高效电磁暂态仿真技术综述[J].中国电机工程学报,2018,38(08):2213-2231.

[3]郭旭,金晅宏.基于VSC的三端柔性直流输电技术研究[J].软件导刊,2018,17(04):184-187.

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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。

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1研究过程及主要结论

1.1设计阶段的研究结论

1994年，当惠汕输电工程进入初步设计阶段时，广东省电力设计研究院(下简称“设计院”)与原电力部电力科学研究院(下简称“电科院”)共同开展对该工程内过电压的计算研究。该工程踏勘的线路长293km，研究的关键问题是：在线路两侧出线断路器取消合闸电阻的条件下，如何采取措施把统计操作过电压和线路闪络率限制在规程和规定的范围内，确保输变电设备的安全。由于惠汕线是国内当前不装合闸电阻的最长线路，且需要在线路中间装设一组线路型氧化锌避雷器(属国内首创)，因此，本工程的内过电压研究比短线路复杂得多。如果采用常规的计算模型，即线路参数是固定不变的，则统计操作过电压和线路闪络率均超过规程的规定值，因此本研究采用复杂的J.MAITI模型。这个模型按杆塔的实际尺寸、对地平均距离以及土壤电阻率来进行计算，并考虑线路参数随频率的变化而改变，即顾及线路的高频特性。这个精确模型计算所需时间较长，每种运行方式需要十几分钟(常规模型几秒钟即可计算一种方式)。精确模型的计算结果较之常规模型可降低统计操作过电压10%左右，也相应降低线路闪络率，也就是说，采用精确模型在运行上减少10%的裕度。计算结果见电科院和设计院于1994年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合研究》，该研究的主要结论为：

a)惠汕线两侧需各装1台120Mvar高压并联电抗器(以下简称“高抗”)，中性点小电抗均取值750Ω。

b)惠汕线地线材料采用GJ-70型钢绞线是可行的。

c)在线路不采用快速三相重合闸条件下，惠汕线出线断路器可以取消并联合闸电阻。由于取消合闸电阻后线路闪络率仍较高，因此，必须在线路揭阳侧加装一组444kV氧化锌避雷器(MOA)。在三组444kVMOA投运后，合空线过电压与线路闪络率均能满足要求(两组母线420kVMOA在合空线时也投入运行)。

d)在操作过电压下，MOA的最大能耗为允许值的23%；在故障操作过电压下，MOA的最大能耗为允许值的19.6%。因此，把MOA作为操作过电压的主保护，MOA仍有较大的裕度。

e)合汕头空载变压器时，应投入该主变低压侧一组低压电抗器(45Mvar)，以防止主变发生谐振过电压。

1.2投产前的补充研究

500kV惠汕输变电工程于1997年12月18日投产。投产前设备测试时发现汕头侧高压并联电抗器铁心接地，该高抗必须返回厂家修理，不能与工程同时投产。汕头侧高抗对惠汕工程安全投产和运行调度有较大影响，且惠汕线实际长度为268km(不是1994年在图纸上选线的293km)，因此，500kV惠汕输变电工程启动委员会要求对该工程内过电压进行补充研究。

1997年12月上旬，有关人员对线路的参数进行实测，启动委员会又要求按实测参数再进行一次过电压研究，以确保启动的安全。这次研究，我们将母线型避雷器、线路型避雷器、线路中间的避雷器的实际伏安特性，线路的实际长度，汕头侧高抗无法同步投产等实际因素都考虑了进去，采用实测参数进行研究，并采用实际杆塔尺寸按高频特性得出的线路参数进行研究。

这两次补充研究的主要结论是：

a)在汕头侧高抗退出运行时，要延长单相重合闸的重合间隔时间，建议取1.5s(0s发生单相故障，0.1s线路两侧单相开关跳开，1.5两侧单相开关重合)；若线路上有两台高抗运行时，时间间隔可取为1s。

b)在汕头侧合空线时，合闸前汕头站500kV母线电压不宜超过530kV，在系统条件允许的情况下，可以进一步降低合闸前母线电压水平。

c)汕头侧出线断路器至惠汕线第一基杆塔之间的相间最小净距离应大于4.4m(在不刮风条件下其正常距离为7～8m，开关操作时如遇刮风，应注意这一距离)。

d)合汕头空载变压器时，合闸前变压器低压侧至少要投入一组低压电抗器，如合闸前汕头站母线电压超过535kV，宜投入两组或三组低抗，如果汕头站母线电压超过550kV，或空载变压器低压侧接有电容器时，不宜进行合空变操作，避免主变发生谐振。

e)应投入过电压保护装置，保护整定时间取0.5s，工频过电压倍数取1.4p.u.。

f)运行时除按上述要求外，还要参照电科院与设计院1994年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合研究》、1997年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合补充研究之二》等研究报告的其他要求。

2对实测参数及设备参数计算结果的分析

2.1实测参数的计算结果

1997年12月上旬，有关人员对线路参数进行实测，其中，正序电容的实测值C1=0.01519μF／km，按杆塔的实际排列尺寸及接地方式和土壤电阻率并考虑高频特性计算得到的计算正序电容C1=0.01317μF／km，二者相比，实测正序电容大15.34%，即是说，268km的惠汕线，如按实测电容计，其充电功率相当于309km的线路。按实测参数进行计算，可得到下列结果：

a)在线路中间有MOA条件下惠汕线合空线最大过电压值达2.14p.u.，统计操作过电压达2.06p.u.，超过国家标准2.0p.u.，如果没有中间MOA(装于揭阳线路侧)，则最大过电压值及统计操作过电压值比上述数值还高。按照国家标准，则惠汕线两侧出线断路器均要装设并联合闸电阻，否则合空线将不会成功，但该工程已临近投产，要装合闸电阻已不可能。

b)由于实测正序电容C1比计算值大15.34%，，造成相间电容相应增大(相间电容Cφ=(C1－C0)／3。在汕头侧高抗退出运行的条件下，潜供电流达46.6A，而采用计算所得的正序电容，所得计算结果，潜供电流才29.9A，二者相比，实测参数的潜供电流大56%，单相重合闸的重合间隔时间必须延长，否则重合闸不可能成功。

2.2对实测参数的分析

本次惠汕线实测正序电容C1=0.01519μF／km，比计算值大15.34%。查阅省内的沙江线实测值C1=0.01377μF／km，核增线实测值C1=0.013μF／km，蓄罗线实测C1=0.0134μF／km，罗增线实测值C1=0.0139μF／km，查阅国内华北电网大同—金山实测C1=0.01317μF／km，广西天平线实测C1=0.01359μF／km，天来线实测C1=0.01359μF／km，就是说大多数500kV线实测线路正序电容与计算值十分相近，实测结果的波速均为290000km/s以上(本应300000km/s，但线路有电阻阻尼)，而惠汕线按实测参数计，其波速为270000km/s(波速v=1／L1C1)，说明实测的正序电容偏大，使波速降低(实测正序电感与计算值相近)。

实测电容偏大的原因，有设备的原因，也有公式换算的原因，如用分布参数计算，比用集中参数计算可缩小3%～4%的误差。

由于采用实测参数进行计算是在投产前几天进行的，为了不影响投产的时间安排，经设计院与电科院取得一致意见，又采用计算参数进行研究。上述投产前两次补充研究的6条结论，主要是采用计算参数的结果而得出的。1997年12月18日，惠汕线顺利投产的实践证明，采用计算参数所得的结果是经得起考验的，是有科学根据的。当然，惠汕线在投产时由于汕头侧高抗无法同步投产，投产时的技术条件相对来说比较复杂和恶劣，能够一次投产成功，是各方共同努力的结果，其中，也有电科院有关专家所作的贡献。

2.3线路中间避雷器伏安特性对计算结果的影响

惠汕线两侧的线路型氧化锌避雷器444kVMOA是西安电瓷厂制造的，而线路中间揭阳侧的线路型氧化锌避雷器是西安电瓷研究所特制的，因为线路中间避雷器需置于铁塔之上，由于结构上的原因，该避雷器的伏安特性与两侧避雷器不能完全一致，中间避雷器在操作冲击电流2kA时的冲击残压为900kV，而两侧线路型避雷器在操作冲击电流2kA时的冲击残压为862kV，中间避雷器残压提高4.4%，从而导致线路的过电压水平和线路闪络率相应提高。尽管所提高的相对值不大，但对取消合闸电阻的长线路来说，这也是影响过电压的一个因素。

3结论

输电范文篇7

1.1设计阶段的研究结论

1994年，当惠汕输电工程进入初步设计阶段时，广东省电力设计研究院(下简称“设计院”)与原电力部电力科学研究院(下简称“电科院”)共同开展对该工程内过电压的计算研究。该工程踏勘的线路长293km，研究的关键问题是：在线路两侧出线断路器取消合闸电阻的条件下，如何采取措施把统计操作过电压和线路闪络率限制在规程和规定的范围内，确保输变电设备的安全。由于惠汕线是国内当前不装合闸电阻的最长线路，且需要在线路中间装设一组线路型氧化锌避雷器(属国内首创)，因此，本工程的内过电压研究比短线路复杂得多。如果采用常规的计算模型，即线路参数是固定不变的，则统计操作过电压和线路闪络率均超过规程的规定值，因此本研究采用复杂的J.MAITI模型。这个模型按杆塔的实际尺寸、对地平均距离以及土壤电阻率来进行计算，并考虑线路参数随频率的变化而改变，即顾及线路的高频特性。这个精确模型计算所需时间较长，每种运行方式需要十几分钟(常规模型几秒钟即可计算一种方式)。精确模型的计算结果较之常规模型可降低统计操作过电压10%左右，也相应降低线路闪络率，也就是说，采用精确模型在运行上减少10%的裕度。计算结果见电科院和设计院于1994年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合研究》，该研究的主要结论为：

a)惠汕线两侧需各装1台120Mvar高压并联电抗器(以下简称“高抗”)，中性点小电抗均取值750Ω。

b)惠汕线地线材料采用GJ-70型钢绞线是可行的。

c)在线路不采用快速三相重合闸条件下，惠汕线出线断路器可以取消并联合闸电阻。由于取消合闸电阻后线路闪络率仍较高，因此，必须在线路揭阳侧加装一组444kV氧化锌避雷器(MOA)。在三组444kVMOA投运后，合空线过电压与线路闪络率均能满足要求(两组母线420kVMOA在合空线时也投入运行)。

d)在操作过电压下，MOA的最大能耗为允许值的23%；在故障操作过电压下，MOA的最大能耗为允许值的19.6%。因此，把MOA作为操作过电压的主保护，MOA仍有较大的裕度。

e)合汕头空载变压器时，应投入该主变低压侧一组低压电抗器(45Mvar)，以防止主变发生谐振过电压。

1.2投产前的补充研究

500kV惠汕输变电工程于1997年12月18日投产。投产前设备测试时发现汕头侧高压并联电抗器铁心接地，该高抗必须返回厂家修理，不能与工程同时投产。汕头侧高抗对惠汕工程安全投产和运行调度有较大影响，且惠汕线实际长度为268km(不是1994年在图纸上选线的293km)，因此，500kV惠汕输变电工程启动委员会要求对该工程内过电压进行补充研究。

1997年12月上旬，有关人员对线路的参数进行实测，启动委员会又要求按实测参数再进行一次过电压研究，以确保启动的安全。这次研究，我们将母线型避雷器、线路型避雷器、线路中间的避雷器的实际伏安特性，线路的实际长度，汕头侧高抗无法同步投产等实际因素都考虑了进去，采用实测参数进行研究，并采用实际杆塔尺寸按高频特性得出的线路参数进行研究。

这两次补充研究的主要结论是：

a)在汕头侧高抗退出运行时，要延长单相重合闸的重合间隔时间，建议取1.5s(0s发生单相故障，0.1s线路两侧单相开关跳开，1.5两侧单相开关重合)；若线路上有两台高抗运行时，时间间隔可取为1s。

b)在汕头侧合空线时，合闸前汕头站500kV母线电压不宜超过530kV，在系统条件允许的情况下，可以进一步降低合闸前母线电压水平。

c)汕头侧出线断路器至惠汕线第一基杆塔之间的相间最小净距离应大于4.4m(在不刮风条件下其正常距离为7～8m，开关操作时如遇刮风，应注意这一距离)。

d)合汕头空载变压器时，合闸前变压器低压侧至少要投入一组低压电抗器，如合闸前汕头站母线电压超过535kV，宜投入两组或三组低抗，如果汕头站母线电压超过550kV，或空载变压器低压侧接有电容器时，不宜进行合空变操作，避免主变发生谐振。

e)应投入过电压保护装置，保护整定时间取0.5s，工频过电压倍数取1.4p.u.。

f)运行时除按上述要求外，还要参照电科院与设计院1994年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合研究》、1997年11月编制的《惠州—汕头500kV输电系统内过电压及绝缘配合补充研究之二》等研究报告的其他要求。

2对实测参数及设备参数计算结果的分析

2.1实测参数的计算结果

1997年12月上旬，有关人员对线路参数进行实测，其中，正序电容的实测值C1=0.01519μF／km，按杆塔的实际排列尺寸及接地方式和土壤电阻率并考虑高频特性计算得到的计算正序电容C1=0.01317μF／km，二者相比，实测正序电容大15.34%，即是说，268km的惠汕线，如按实测电容计，其充电功率相当于309km的线路。按实测参数进行计算，可得到下列结果：

a)在线路中间有MOA条件下惠汕线合空线最大过电压值达2.14p.u.，统计操作过电压达2.06p.u.，超过国家标准2.0p.u.，如果没有中间MOA(装于揭阳线路侧)，则最大过电压值及统计操作过电压值比上述数值还高。按照国家标准，则惠汕线两侧出线断路器均要装设并联合闸电阻，否则合空线将不会成功，但该工程已临近投产，要装合闸电阻已不可能。

b)由于实测正序电容C1比计算值大15.34%，，造成相间电容相应增大(相间电容Cφ=(C1－C0)／3。在汕头侧高抗退出运行的条件下，潜供电流达46.6A，而采用计算所得的正序电容，所得计算结果，潜供电流才29.9A，二者相比，实测参数的潜供电流大56%，单相重合闸的重合间隔时间必须延长，否则重合闸不可能成功。

2.2对实测参数的分析

本次惠汕线实测正序电容C1=0.01519μF／km，比计算值大15.34%。查阅省内的沙江线实测值C1=0.01377μF／km，核增线实测值C1=0.013μF／km，蓄罗线实测C1=0.0134μF／km，罗增线实测值C1=0.0139μF／km，查阅国内华北电网大同—金山实测C1=0.01317μF／km，广西天平线实测C1=0.01359μF／km，天来线实测C1=0.01359μF／km，就是说大多数500kV线实测线路正序电容与计算值十分相近，实测结果的波速均为290000km/s以上(本应300000km/s，但线路有电阻阻尼)，而惠汕线按实测参数计，其波速为270000km/s(波速v=1／L1C1)，说明实测的正序电容偏大，使波速降低(实测正序电感与计算值相近)。

实测电容偏大的原因，有设备的原因，也有公式换算的原因，如用分布参数计算，比用集中参数计算可缩小3%～4%的误差。

由于采用实测参数进行计算是在投产前几天进行的，为了不影响投产的时间安排，经设计院与电科院取得一致意见，又采用计算参数进行研究。上述投产前两次补充研究的6条结论，主要是采用计算参数的结果而得出的。1997年12月18日，惠汕线顺利投产的实践证明，采用计算参数所得的结果是经得起考验的，是有科学根据的。当然，惠汕线在投产时由于汕头侧高抗无法同步投产，投产时的技术条件相对来说比较复杂和恶劣，能够一次投产成功，是各方共同努力的结果，其中，也有电科院有关专家所作的贡献。

2.3线路中间避雷器伏安特性对计算结果的影响

惠汕线两侧的线路型氧化锌避雷器444kVMOA是西安电瓷厂制造的，而线路中间揭阳侧的线路型氧化锌避雷器是西安电瓷研究所特制的，因为线路中间避雷器需置于铁塔之上，由于结构上的原因，该避雷器的伏安特性与两侧避雷器不能完全一致，中间避雷器在操作冲击电流2kA时的冲击残压为900kV，而两侧线路型避雷器在操作冲击电流2kA时的冲击残压为862kV，中间避雷器残压提高4.4%，从而导致线路的过电压水平和线路闪络率相应提高。尽管所提高的相对值不大，但对取消合闸电阻的长线路来说，这也是影响过电压的一个因素。

3结论

输电范文篇8

关键词：海缆外伤因素；海缆保护型式；埋设保护深度

为控制二氧化碳的排放，清洁能源将引来大规模的开发及消纳，特别是海上风电资源的开发将引来爆发阶段。海上风机产生的风电将通过海底电缆传输到内陆，而海底电缆（简称“海缆”）经常受到各种破坏。国际大电网电缆研究委员会曾经统计过近30年海缆故障次数，发现引起海缆故障的原因可能是人为因素、海缆自身内部故障、自然因素和未知原因。本文将对各因素进行讨论分析，同时结合工程实际情况提出海缆保护型式。

1海缆损坏因素分析

海底电缆一般敷设在环境极其复杂的海底，经常受到潮汐、冲刷等自然条件作用，也受到海底物质的摩擦、有害气体的侵蚀等影响，人类频繁的海上活动给海缆的运行带来了严重的不稳定因素。

1.1人为因素

捕捞渔具和船锚极易造成海缆的损坏。捕捞渔具大致分为拖网类和张网类：拖网类的作业方式贯入海底较浅，容易对浅埋及裸露的海缆造成损坏；张网类的作业方式又分为船张网、大捕网、翻扛张网及帆张网，其中翻扛张网和帆张网刺入海床深度最大可达2m以上，对海底电缆危害非常大。相对于捕捞渔具对海缆造成的损害，船锚对海缆的影响更大［1］。不同的作业船采用的锚重、锚齿长度及刺入海床深度各不相同。拖网类的船锚重约几十公斤，锚齿长度小于70cm，刺入海床深度约100cm，这样的船锚容易破坏敷设较浅的海缆；张网类的船锚重约350kg，刺入海床深度大于50cm，遇到大潮时，可能出现走锚现象，对浅埋的海缆影响比较大［1］。海洋航运船舶随意抛锚也会对海缆造成威胁，主要原因在于海运船锚自身重量大，随意抛锚若撞击海缆，将会对海缆有很大的作用力，使海缆表面结构破坏；同时船锚在移动过程中，会拖拽海缆使海缆断裂。海洋的工程作业也是影响海缆安全的重要因素，但其对海缆的损害仅次于捕捞渔具和船锚，类似海底采沙作业，不会直接破坏海缆，但是因为沙石的过量开采引起海缆外露或者悬空，容易留下隐患。

1.2海缆内部因素

海缆内部因素主要是海缆自身的缺陷，包括海缆设计不合理、原材料缺陷、偷工减料、加工工艺不完善等原因引起海缆的故障。随着制造工艺的进步和先进管理制度的应用，海缆自身缺陷这个不利的影响因素逐渐得到有效的控制。

1.3自然因素

自然因素包括海底自然灾害、海底生物的影响等，在已有的事故里面占比较小，本文不再详细讨论。

2海缆保护型式

海底电缆的保护需从设计、施工、运行和维护全寿命周期进行考虑，包括海缆的自身保护及外在保护。海底电缆铠装保护层的增厚，提高了电缆的抗磨损能力，会增加制造成本，需综合考虑，下文着重考虑讨论外在保护。基于海缆人为的损坏因素，通过综合考虑分析及结合工程的实际应用情况，提出海缆保护的综合措施。本文将从埋设保护、沟槽保护、穿管保护及覆盖保护等4种保护方式进行探讨。

2.1埋设保护

埋设保护被认为是最有效的海缆保护方式，通过各种施工机械将海缆埋设至一定深度，需大于常规渔具和锚具刺入海床深度的深度，如此将会有效减少对海缆的破坏。海缆埋设保护深度需根据通航环境要求、渔具及船锚的要求、BPI指标要求共同确定，目前在设计时通通航环境要求埋设深度按3.0m考虑，渔具、船锚要求埋设深度按2.5m考虑，BPI指标要求埋设深度按2.5m考虑。实际工程中选择哪种埋设深度是一个需要综合考量的问题。虽然对海缆的保护水平和埋设深度不成比例关系，很明显埋得越深保护能力越强，海缆被破坏概率越低，由海缆损坏引起的损失及抢险等费用越低。但是埋设过深，施工难度会增大、施工速度变慢，需要特殊的施工设备。若发生破坏海缆维修难度更大，工程造价显著增加。因此，埋设深度需要根据工程实际情况、海缆路由上存在的风险等因素能源与电力40来确定一个合理的埋设深度。例如已建厦门电力进岛第一通道扩建工程，该工程附近海域的航道主要是厦门岛北侧支航道，通航条件较差，只能通航1000t以下船只。但该海域的自然条件使得小型船舶事故多发，据厦门海事局统计，2000—2005年厦门辖区海域发生海上交通事故161起，沉船达55艘。另据厦门市关于同安湾综合整治的文件要求，该工程附近海域的渔业养殖及捕捞作业在海缆施工前将全面停止。设计综合考虑该工程附近海域对海缆安全存在危险的主要是厦门北部支航道，为保证海缆安全，该工程海缆埋深按航道区埋入海床下3m、其他地段1.5m～3.0m设计［2］。埋设保护方式主要受施工机械的影响，可适用于绝大部分海域，但是类似登陆段、浅滩区，施工机械难以靠近，则无法进行埋设保护，需采用别的保护方式。

2.2沟槽保护

上文提到登陆段、浅滩区，施工机械无法进场进行埋设保护，通常采用沟槽的保护方式，在登陆段、浅滩区利用机械设备将沟槽开挖好，后续即可进行海缆的埋设。

2.3穿管保护

当海缆由于路由的限制，需在近海浅滩段、渔船作业抛锚的频发点进行施工，并且海缆埋设深度达不到设计深度要求时，即可采用套管保护的方法，可以是钢套管、玻璃套管或者混凝土管。在近海浅滩段，常用钢管或者钢筋混凝土管保护海缆。一般提前挖好沟槽，将钢管或钢筋混凝土管放入沟槽内，然后回填原状土，施工过程中海缆可从保护管中穿过，对捕捞渔具和渔船船锚具有较强的抵御能力。

2.4覆盖保护

当出现海床是礁岩区段、海缆无法埋设及埋深不满足设计要求时，则可采取覆盖保护的方式。常用的覆盖保护有抛石、混凝土垫和混凝土袋等保护方式。抛石保护可用船只装载石头到敷设的海缆上，并抛下石块，但是不能损坏电缆。混凝土垫保护则是采用相同的混凝土块通过钢筋连接，形成一个大面积的保护垫。机械设备可以将其整块吊放在海缆上面，通过外层的混凝土对海缆进行保护。混凝土垫本身体积较大，需要事先加工好，通过吊装设备进行安装，对施工要求较高，适用于管线交叉等特殊区域。混凝土袋（沙袋）保护方式是将混凝土或沙装进沙袋里面堆放到海缆的上部，可以固定和保护海缆。该保护方式需要搬运至准确位置，工作量非常大，只有当埋设保护和沟槽埋设深度不够时才采用。

3结论

通过对海缆故障的分析，有人为因素、海缆内部故障、自然因素和未知因素四类，其中人为因素对海缆的损害是造成海缆损害最主要的原因，尤其要注意避免渔业捕捞渔具、渔船船锚、航运船舶船锚和海洋工程作业对海缆的影响。海底电缆的保护需从设计、施工、运行和维护全寿命周期进行考虑，包括海缆的自身保护及外在保护。海底电缆铠装保护层的增厚，提高电缆的抗磨损能力，进行自身保护，但是会增加制造成本，需综合考虑海底电缆常用的外保护措施有埋设保护、沟槽保护、穿管保护、覆盖保护，其中埋设保护使用范围最广，适用于大部分海域；沟槽保护适用于登陆段、浅海区以及需要开岩作业的海域；穿管保护包括铁护套保护、预埋钢管保护、预埋钢筋混凝土管保护等，常用于近海浅滩段渔业活动频繁的情况；覆盖保护适用于礁岩难以埋设、埋深不满足设计要求或因管线交叉而无法埋设等情况。

参考文献

1杨巡莺.厦门电力进岛第一通道扩建工程［R］.福州：中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司，2011.

输电范文篇9

关键词：输电线路；运行检修；管理模式

现代化社会处在高速发展的阶段，同时带动经济的提高和相关行业的发展，由于经济发展的需要，各行各业与电的联系越来越密切，工业和家用用电量也在不断上涨。面对日益增长的工业用电和家庭用电需要，客观上要求电力行业加大输电线路的检修工作，针对输电线路运行检修是确保输电线路稳定供电的必要措施，也是确保电力行业发展的前提。加强输电线路运行检修的工作管理，对电力事业的发展有重要的现实意义和经济意义。

一、输电线路的原理和特点

输电线路，是指电力行业为确保安全稳定的供电要求，进行的输电线路建设工程。输电线路的稳定运行，是确保安全稳定运输电力的必要前提，也是满足电力行业发展的必要措施。电力行业通过对输电线路的管理，达到合理管控电力运输和电力调度问题，因此电力行业应重视输电线路的运行检修管理工作，针对输电线路的运行检修管理工作，制定完善的管理制度，有效提高其管理水平，确保管理作用的正常发挥和对电力行业的发展起到有效的促进作用。输电线路的特点：地域广泛、占据面积广泛、输电线路复杂和便于管理等特点。输电线路虽然是局域化的工程建设，但是受电力企业的统一调配，以满足不同地区的用电需求。同时输电线路属于地下式的预埋式工程建设，即利用预埋式的处理方法将输电线路合理分布在地下工程结构中，预埋式地下工程建设，对输电线路建设来说，这是输电线路占地面积广泛和输电线路复杂的体现。另外，由于输电线路的建设和管理工作，都由电力公司统一策划，具体施工，新时期的电力输送形式是指通过对电力局域网的管理，实现对电力的调度。因此，输电线路的调度技术存在自动化的调度优势，同时也是输电线路运行便于管理的特点体现。在进行输电线路建设工程中，应有效结合输电线路的特点，进行施工建设，确保输电线路的工程建设符合实际的电力调度需要。

二、输电线路运行检修管理现状

（一）工作形式单一

现阶段在输电线路的日常运行检测管理工作中，存在着管理模式单一和工作方法简单的显著特点。在实际输电线路运行检修管理工作中，管理阶层采用原有的管理模式，即针对输电线路运行检修管理工作，利用制定检测计划严格按照计划执行的方式，同时结合习惯性检测方法，进行输电线路的运行检测工作。同时输电线路运行检测管理部门缺乏有效的管理经验，针对工作人员的实际工作，没有进行有效督导，都容易造成输电线路运行检修工作单一和过于形式化现象的产生。

（二）管理制度落后

在实际的输电线路运行检测管理工作中，由于管理人员缺乏实际的工作经验，针对制定的输电线路运行检测管理制度不能进行有效整改，没有有效地与实际检测管理工作结合。在对输电线路运行检测工作人员的管理工作中，无法形成具体有效地指导作用，缺少对输电线路运行检测管理工作的实质性管理，造成管理制度相对落后，对管理制度进行完善和创新工作有限。

（三）工作人员责任心不够

在输电线路运行检测管理工作中，由于运行检测工作人员工作责任心不够，对输电线路的检测没有进行深入调查，很容易造成输电线路在运行过程中存在安全隐患，严重影响输电线路的正常运行。输电线路运行检测工作人员工作责任心不够，是造成输电线路存在问题的直接原因，也是造成输电线路受损的客观影响。例如在雨雪天气，输电线路运行检测人员针对输电线路运行没有进行实质性的检测，造成输电线路受损，不但严重威胁输电线路的正常运行，而且给电力公司带来巨大的经济损失。

三、加强输电线路运行检测管理模式的作用

针对输电线路的运行，实行必要的检测工作，是确保输电线路正常运行的必要措施。因此加强输电线路运行检测管理模式建设，有利于确保输电线路的正常运行，确保输电线路的输电质量。输电线路运行实行必要的检测管理模式，是确保输电线路正常运行的前提和基础，也是维护输电线路正常运行的重要保障。加强对输电线路运行检测管理模式建设，不仅是新时期的要求运用先进技术加强管理作用的具体体现，而且有利于针对实际的输电线路电路故障合理利用新技术处理工作，同时也是提高输电电路检测工作人员的检测水平，更有利于提高输电线路运行检测管理人员的管理水平，客观上推动输电线路的安全稳定运行，从而推动电力事业的发展。针对输电线路运行实行必要的检测和管理工作，还利于及时发现输电线路的故障，从而及时解决电路故障问题，客观上节约输电线路运行维护过程中的经济成本，节约电力行业的经济支出，对电力行业来说有巨大的经济效益。

四、加强输电线路运行检测管理模式的措施

（一）实行区域化管理

加强输电线路运行检测管理模式的有效措施，应该具体结合输电线路占地广泛的特点，采取地域化的管理模式。针对输电线路运行检测管理中的地域化管理模式，应由电力行业具体结合地域特点，针对地质地貌因素合理进行区域分区，从而制定相应的区域输电线路运行检测管理措施，并针对输电线路检测工作，合理利用现代化的管理模式，进行有效创新，以达到提高区域化输电线路运行检测管理水平和检测工作水平。针对输电线路运行检测管理模式的区域化管理，有利于结合区域实际进行检测工作和维护工作，同时也是及时处理电路故障的有效保障，从而达到节约输电线路运行检测管理过程中的管理成本。

（二）实行公司合作制度

针对输电线路运行检测管理模式的加强工作，应具体结合输电线路运行检测管理工种的技术要求，建立企业与公司合作的制度，即采取由专业的技术公司负责输电线路运行的检测工作方法，有效减少电力企业在输电线路运行检测中的人力消耗和经济投入。采取公司合作制度，不但有利于发挥技术公司专业的技术处理优势，达到减少电力企业检测成本的经济效益，而且有利于电力公司合理借鉴专业技术公司的技术和设备等优势，针对输电线路运行进行有效的技术和设备创新。另外，安排专门的技术公司进行电力公司的输电线路运行检测工作，在发挥技术优势的同时，达到减少电力公司在输电线路运行检测工作中的安全事故的目的，进而提高电力企业的经济效益和社会地位。

（三）积极引用新技术

对输电线路运行检测管理模式的改进，电力行业本身应从输电线路本身出发，合理利用新技术新设备投入到输电线路运行检测工作中。针对输电线路的建设，可以采用电力稳定的电线进行电路建设工作，确保输电线路质量建设过程中符合实际输电要求。针对输电线路的维修，可以采用由机械设备判读具体电路故障位置的处理方法，准确找出电路故障，合理利用新设备进行电路故障维修工作。同时针对刷点线路运行检测管理工作，管理部门应积极借鉴先进的管理部门建设模式，从而具体结合电力企业输电线路发展实际合理制定规划管理模式的建设，以达到科学有效地提高输电线路运行检测管理水平的目的，进而完成合理构建输电线路运行检测管理模式的建设。输电线路运行检测管理模式，需要针对输电线路实际运行中出现的实际问题，合理利用先进技术进行有效处理，并且通过相关技术的预测作用和科学性，制定有效的预防措施，以促进输电线路的正常运行。

五、结语

输电线路的电路故障存在着不容易被机械设备检测的特点，加强输电线路运行检测管理模式建设，不但有利于及时发现输电线路的电路故障，而且有利于维护输电线路的正常运行，从而达到促进电力行业发展的客观目的。针对输电线路运行检测管理模式，电力行业应严格要求管理部门结合相关的管理部门建设经验，有效结合电力行业的发展要求和输电线路的工作特点，从而进行综合考虑，科学规划输电线路运行检测管理部门建设，以确保为电力的运行营造安全稳定的运输环境，从而推动电力事业的发展。

作者:陈超 单位:国网黄石供电公司

参考文献:

[1]王斌.输电线路运行检修管理模式的探讨[J]电子制作，2014（1）：159.

[2]覃有谭.输电线路运行检修管理模式的探讨[J].科技风，2015（2）：74.

[3]付鑫.输电线路运行检修管理模式探讨[J].科技创新与应用，2015（12）：154-155.

输电范文篇10

关键词：输电线路；设计；施工；管理

1输电线路状态运行

1.1输电线路运行要求

输电线路运行开工前，应严格检查其安全措施实施情况，工作人员在进行安全检查时首先要明确工作任务分配、安全及危险点，进行高空作业人员要具备健康的身心状态，作业前先确定塔材、上下塔扶梯、脚钉和安全带的牢靠性，是否采取了可靠接地措施。

1.2输电线路的正常巡视

进行线路巡视前，根据巡视计划进行合理分配工作，了解巡视注意事项，检查到位，不留遗漏，做好缺陷记录，并及时汇报重大缺陷；在巡视过程中，检查人员应根据季节特点正确着装，如夏季携带防暑、防蛇咬、防跌伤等急救药物，禁止涉水经过不同深浅的河流、湖泊或沼泽地；巡视结束后，及时上报线路缺陷问题。

1.3故障线路的巡视

线路出现故障后，要加强对故障发生段或全段的巡视。通过观察检查导线上有无新烧伤痕迹，导线下方有无物体残留物，导线上是否悬挂着物品，绝缘子、横担上是否存在吴闪络放电迹象等。巡视完后进行接地巡视，巡视避雷线以及其他一些项目并协助抢修人员处理缺陷，使其尽快恢复线路运行。

1.4输电线路运行监测

利用各种探测仪器对输电线路运行情况进行实时监测，将输电线路温度、微气象等情况转化为图像、数据等形式经通信通道传输至输电线路状态在线监测集控中心，帮助运行人员了解分析线路运行状态；同时还可积累线路运行资料，用以诊断、预测线路运行状态。

2输电线路的工程设计与施工要求

2.1施工选址要科学

要尽可能的远离大型矿厂、军事工程等设施，以减少输电线路施工对当地经济和环境造成的危害，同时要避开地质不良的地区，并尽量选择靠近国道、省道的位置，这样不仅能够改善交通的运行情况，还能为工程的施工提供方便。

2.2输电线路设计要合乎规范

要按照变电站的详细规划设计相应的输电线路，输电线路设计要和发电厂的具体规划保持高度一致，在路径受限地区，线路的架设要使用同塔多回架设。

2.3电线长度要适度

要选择适当的电线长度。两变电站之间线路长度要尽可能短，避免电能的损耗。2.4输电线路路径选择要科学输电线路路径的选择要根据高程差和档距进行设置，避免发生杆塔间距过大造成的电线下沉、风偏过大等现象。

3输电线路工程设计与施工的管理和控制要点

3.1输电线路导线的选择

输电线路导线的主要作用是传导电流、输送电能，这是线路的主要部分。导线需架设在电力杆塔上，不仅需要承受导线本身的重量，还要受到冰雪、雨水、日照和温度的影响，因此，线路导线的机械强度要高，电气性能要好。输电线路导线的种类较多，其中，钢芯铝绞线的应用范围最广，这主要是由于其通常是由多股铝线绞制形成的，是电流传输的最佳导体，绞线的内部为钢线，对增强线路的强度也起到了很重要的作用。通常情况下，对于高压输电线路使用两根或多根导线构成的分裂导线，而导线截面的选择则根据输送容量、电流密度、发热情况、电能最大损耗量等条件共同决定。要求选购的导线产品符合相关导线质量的规定，绞合紧密度要满足机械张力的要求，并且要求均匀一致，导线的表面要平滑，不能存在腐蚀斑点和夹杂物的情况。

3.2输电线路路径的设计

输电线路路径的选择、对整个输电线路的施工起着重要的作用，是输电线路设计的前提。路径选择是否恰当会直接影响到整个工程的质量。输电线路的路径设计主要是为了保证工程能够在稳定性和可靠性的前提下，尽可能的减少输送容量的损耗与整个工程的投资成本，从而提高输电线路工程的经济效益和社会效益。输电线路路径设计主要包括图上选线与现场选线两种：

3.2.1图上选线

所谓的图上选线就是通过相关实地考察，收集到输电线路周边区域的航测图以及地形图等相关信息，依据以往的经验，来标识出起点以及终点；还有就是要经过的地点等等相关的位置信息，之后我们在参考有关水文地质、民航、气象等资料，尽量避开这样的路径区域；此外，我们还要综合交通条件，依据最短的路径原则，来规划出多个可以实施的方案；之后根据每一个方案我们在经济以及技术上来进行综合对比分析，进而来选择出一个最好的方案。

3.2.2现场选线

现场选线是将我们之前做的方案落到实际的现场中，并且还要在实际现场中进行实地勘探。在这个阶段中是需要实际的工作人员要有毅力和耐心来进行考察，因为一个线路可能需要进行多次的走访和勘察才能最终确定。

3.3输电线路杆塔的设计施工

杆塔是输电线路中结构的支撑，因此，杆塔的施工工期、运输时间和费用、以及建设造价等都占据了很大的部分。所以，要加强杆塔的选择和设计施工团队的重视程度，要根据不同的情况设计杆塔的施工、造价、占地面积等内容。

4结语

输电线路主要负责分配和输送电能的任务，是电力系统不可或缺的部分，对我国电力工业的稳定持续发展具有重要的意义。由于我国电力能源的分配十分不均匀，负荷和能源的分布情况很不均衡：西部地区能源丰富，负荷较小，而东部地区的负荷较多，能源却十分匮乏。为了解决这一问题，需要把电能通过输电线路传送到负荷较大的位置。所以，加强对输电线路的设计和施工工作的控制和管理工作十分重要。

作者:李小 徐伟 王东方 单位:国网大连供电公司 国网大连市金州新区供电公司

参考文献：

［1］鲁先龙.斜坡地形输电线路基础和杆塔的配合技术［J］.电力建设，2014（08）:29-33.

［2］汪颖.高压输电线路的全光网络传感监测技术研究［J］.电瓷避雷器，2011（04）:1-4.