输电线路监测范文1
关键词：架空输电线路；钢管杆；典型缺陷
架空输电线路支撑主要依靠铁塔、钢管杆、混凝土杆，220kV及以上电压等级输电线路多采用铁塔支撑；110kV和35kV电压等级输电线路多采用钢管杆、混凝土杆支撑。由于钢管杆具有适用范围广、占地走廊小等优点，已经成为城市架空输电线路主要支撑用杆；钢管杆质量的好坏将直接影响电能输送的安全稳定。本文对上海某地市公司近3年内110kV和35kV新建、改建及扩建输电线路工程用钢管杆进行入网质量抽检，结合相关标准对抽检发现的缺陷进行汇总、分类及判定，分析典型缺陷成因及影响，并针对性地提出改进措施，以提升钢管杆投运质量。
1钢管杆分类
输电线路用钢管杆按结构型式分为等径杆和锥形杆；按截面型式分为圆形钢管杆和多边形钢管杆；按受力材料分为纯钢管杆和薄壁离心钢管混凝土杆，如图1所示。
2检测项目分类
根据DL／T646—2012《输电线钢管结构制造技术条件》的要求，将输电线路钢管杆的检测项目分为钢材质量、零部件质量、焊缝质量、镀层质量这4类。
2.1钢材质量
钢材质量检测项目分为外观质量、规格尺寸、化学成分、机械性能（包括拉伸试验、冲击试验合规格尺寸）、紧固件（机械性能和镀锌层）等。机械性能主要通过拉伸试验、冲击试验来检测屈服强度、抗拉强度、断后伸长率、吸收能量；紧固件机械性能主要通过拉伸试验检测抗拉强度、屈服强度、最小拉力载荷、保证载荷。检测过程中注意防止割伤、划伤、压伤、辐射，做好检测设备与被检设备的清洁工作。
2.2零部件质量
零部件质量项目分为外观质量（厚度和宽度）、规格尺寸、法兰直径、镀锌层质量（厚度、附着力、下料长度）、其他尺寸（垂直度，孔位、孔形，切角、开合角，制弯、挠曲）等。主要检测零部件表面质量、有无损伤、是否变形、尺寸、镀锌层质量。检测过程中做好检测和被检设备的清洁工作。
2.3焊缝质量
焊缝质量检测项目分为外观质量（外观成型质量、母材过渡质量、外观缺陷要求）、外形尺寸（焊缝宽度、焊缝余高、焊缝边缘直线度、焊缝表面凹凸）、内部质量（超声评定等级、射线评定等级）这3项。检测过程中需注意内部质量要在焊接完成后24h内进行［1－2］，防止割伤、碰伤；检测现场产生的废弃物要及时收集，以防污染环境；检测前做好表面清洁工作。
2.4镀层质量
镀层质量检测项目分为外观质量、镀层厚度、镀层附着力这3项，检测过程中要做好被检设备表面的清洁工作，检测点位置和数量应符合标准要求。
3缺陷分布与分析
3.1缺陷分布
近3年内共抽检钢管杆260基，问题钢管杆212基，其中焊缝质量和镀层质量项目问题占比超过95％；焊缝质量项目的各类型缺陷中，外观质量和外观尺寸问题占比超过95％；镀层质量项目的主要问题是热镀锌外观质量问题。
3.2焊缝典型缺陷分析
焊缝外观质量典型缺陷主要是成型不良、焊渣及飞溅物、表面气孔、夹渣、焊瘤、未焊透；焊缝外形尺寸典型缺陷主要是焊缝边缘直线度偏差超过标准要求和焊缝表面凹凸值超过标准要求。
3.2.1外观质量典型缺陷分析
3.2.1.1成型不良
成型不良多产生于钢管杆端部及收弧后重新起弧位置。成型不良产生的原因：未按照焊接工艺规程和作业指导书施焊；焊工技能水平不足，存在无证上岗。焊缝成型不良的危害：造成应力集中，引起焊缝早期破坏［3］。
3.2.1.2焊渣及飞溅物
焊渣及飞溅物多出现在焊缝两侧。焊渣及飞溅物产生的原因：焊条药皮受潮、焊条与母材不匹配、坡口边缘有杂物和油污、焊工技术不熟练、焊接设备不符合要求。焊渣及飞溅物的危害：增加清理难度、破坏焊接过程、造成局部腐蚀及影响镀锌层的外观质量。
3.2.1.3表面气孔
表面气孔是焊接过程中熔池内的气体未能及时逸出而在表面形成的气孔。表面气孔产生的原因：坡口边缘有脏污、焊条或焊剂受潮、焊条药皮变质、剥落、焊接速度过快。表面气孔的危害：减少焊接接头有效截面积，增加应力集中；严重影响弯曲和冲击韧性。
3.2.1.4夹渣
夹渣是残存在焊缝中的熔渣，是焊缝常见缺陷之一。夹渣产生的原因：焊接电流过小、焊接速度过快；坡口焊前未清理干净；多层焊未及时清除焊渣；焊条角度不当。夹渣的危害：降低焊缝强度，连续夹渣更容易产生裂纹。
3.2.1.5焊瘤
焊瘤是指焊缝中的液体金属流到未熔化的母材上或从焊缝根部溢出，冷却后形成的未与母材融合的金属瘤。焊瘤产生的原因：电流过大、电弧过长；坡口尺寸过大；焊接过程中焊条摆动。焊瘤的危害：改变焊缝截面，降低焊缝承受动载荷的能力。
3.2.1.6未焊透
未焊透是指根部母材金属未熔化，熔敷金属未进入根部。未焊透产生的原因：焊接电流太小、焊接速度太快；焊条角度不当、电弧发生偏吹；坡口角度太小、对接间隙太小；对接处较厚的锈迹未清除。未焊透的危害：减少有效截面积，降低承载力，引起应力集中，严重降低疲劳强度，易产生裂纹。
3.2.2外形尺寸典型缺陷分析
3.2.2.1边缘直线度
焊缝边缘直线度是指在任意300mm连续焊缝长度内，焊缝边缘沿焊缝轴向的偏差。根据DL／T646—2012《输电线钢管结构制造技术条件》的要求，埋弧焊、手工电弧焊和气体保护焊这3种焊接方法对于焊缝边缘直线度的要求分别为3，2，2mm。焊缝边缘直线度偏差过大产生的原因：焊条偏芯使电弧偏向一侧；焊接过程中有磁偏吹现象；焊工技能水平不高。焊缝边缘直线度偏差过大的危害：造成坡口未熔合，降低承载界面情况，造成应力集中。
3.2.2.2表面凹凸
焊缝表面凹凸是指在焊缝任意25mm长度范围内，焊缝余高的最大值与最小值间的差值，根据标准要求，焊缝表面凹凸的偏差值不大于2.0mm。焊缝表面凹凸偏差过大产生的原因：坡口角度不适合、装配间隙不均匀、焊接速度不当、焊接参数选择不合适。焊缝表面凹凸的危害：凹凸处容易出现未熔合，造成应力集中。
3.3镀层典型缺陷分析
镀层的典型缺陷是破损、积锌、起皮、漏镀、淌黄水。镀层缺陷产生的原因：安装运输过程中外力破损；被镀钢材表面脏物、油污、氧化膜、焊渣及飞溅等未清除；锌液中杂质较多；锌液温度不稳定。镀层缺陷的危害：降低锌层防腐性能，加速腐蚀。
3.4改进措施
3.4.1设备制造阶段
加强钢管杆制造过程的监督，重点检查焊缝质量及镀锌层质量，焊缝质量及镀锌质量管控需做好以下要点：①加强钢材质量的检查；②装配偏差应符合要求；③焊缝坡口尺寸应符合要求；④焊工应持证上岗；⑤焊前做好坡口清洁；⑤严格按照焊接工艺要求进行施焊；⑥焊接设备的选择应适当；⑦焊接材料的选择应适当；⑧镀锌前做好表面清洁工作；⑨及时去除锌池内杂质；⑩加强锌液温度控制；1镀后化学处理及物理处理。
3.4.2安装运输阶段
加强钢管杆装卸、运输过程中的保护，对特殊部位进行包裹，防止冲击载荷损伤镀锌层：①运输过程中安置方式要得当，防止颠簸造成镀锌层破损；②装卸过程中，防止与坚硬物体碰擦，造成镀锌层破损；③堆放在木块上，防止与地面摩擦造成镀锌层破损。
4结语
焊缝质量及镀层质量是钢管杆质量问题的主要方面。未焊透、表面气孔、夹渣、焊瘤、焊渣及飞溅物、成型不良、边缘直线度偏差过大及表面凹凸值过大是焊缝外观质量的主要缺陷类型。破损、积锌、起皮、漏镀、淌黄水是镀层外观质量的主要缺陷类型。钢管杆质量提升需加强焊接工艺管控、镀锌工艺管控和安装运输保护。
参考文献：
［1］王清葵.输电线路施工［M］.北京：中国电力出版社，2008.
［2］国网湖南省电力有限公司电力科学研究院.电网物资质量抽检试验作业指导书：材料类［M］.北京：中国电力出版社，2020.
输电线路监测范文2
0引言 输变电设备状态监测系统是实现输变电设备状态运行检修管理、提升输变电专业生产运行管理精细化水平的重要技术手段。系统通过各种传感器技术、广域通信技术和信息处理技术实现各类输变电设备运行状态的实时感知、监视预警、分析诊断和评估预测，其建设和推广工作对提升电网智能化水平、实现输变电设备状态运行管理具有积极而深远的意义。输电线路状态监测是输变电设备状态监测系统的重要组成部分，通过分布在输电线路上的各种前端监测装置采集数据，再经通信传输网络将监测数据传送到主站系统以实现集中监测。由于输电线路状态监测的特殊性，其监测点的选取不同于变电设备，具有布置分散、数据类型多样、传输距离远近结合、环境条件恶劣及布点灵活可移动等特点，因此对电力系统通信网络提出新要求。 1业务需求分析 目前，应用于输电线路状态监测的装置种类繁多，按功能可分为电气类、机械类和运行环境类；按安装位置可分为导线类、地线类、金具类、绝缘子类、杆塔类、杆塔基础类、非接触类；按产品形式可分为气象环境监测类、导线监测类、杆塔监测类、杆塔附件监测类和其他监测类[1]。从通信传输网络数据传送的角度分析，上述各类监测装置的状态监测数据大致可分为3类：窄带数据、中等带宽数据和宽带数据。3种状态监测数据的比较见表1所列。 2通信传输网络组成 典型的输电线路状态监测通信传输网络可分为微网、接入网、主网3个层次。1）微网：一般以输电线路杆塔为中心，通信覆盖单基杆塔周边数十米范围，主要解决各类传感器、摄像头等前端监测装置所采集数据的收发，并实现与接入网的连接。2）接入网：一般沿输电线路至变电站，通信覆盖范围为几百米至几十千米，除连接各微网外，主要负责连接杆塔节点设备和变电站节点设备。3）主网：一般可利用电力系统通信专网，目前电力系统通信专网已覆盖绝大部分变电站，变电站至各调度端的通信传输网络已经比较完善。在实际的输电线路状态监测应用中，可根据预先设定的功能要求和选用的通信传输方式简化通信传输网络。输电线路状态监测典型通信传输网络，如图1所示。 3通信网络技术 3.1微网通信技术 微网作为输电线路状态监测通信传输网络的末梢网，主要解决各类传感器、摄像头等前端监测装置所采集数据的收发。对于安装在杆塔上的各类传感器和摄像头，可采用RS–232/RS–485等串行通信接口或10/100M自适应以太网接口，以有线通信方式将所采集的数据汇聚至杆塔节点设备。对于很大一部分不安装在杆塔上的传感器，如导线温度等导、地线类监测装置，与杆塔节点设备之间主要采用无线射频通信方式。组网方案可参考无线传感器网络（WirelessSensorNetworks，WSN），充分发挥WSN的低耗自组机制、异构系统的互连互通及大结构关联协同地处理数据等优势。由于通信覆盖仅为单基杆塔周边数十米范围，无线微网可选用多种适用于无线个域网（WirelessPersonalAreaNetwork，WPAN）的通信技术。从数据传输速率来看，高速短距离无线通信可采用超宽频技术（UltraWideBand，UWB），最高传输速率高于100Mbit/s，但通信距离一般不超过10m；低速短距离无线通信可采用Zigbee、低速UWB和Bluetooth等技术，传输速率一般低于1Mbit/s，通信距离一般不超过100m。尤其值得关注的是Zigbee技术，是基于IEEE802.15.4规范的近距离、低复杂度、低功耗、低成本的无线网络技术，数据传输速率高达250kbit/s，同时支持Mesh型网络拓扑结构。 3.2接入网通信技术 由于接入网主要负责连接杆塔节点设备和变电站节点设备，通信覆盖从几百米到几十千米不等，同时需要考虑图像/视频采集高带宽接入的要求，以及输电线路巡检机器人、直升机和PDA等移动接入的要求，因此接入网是中长距离结合、宽带化、多种方式接入的综合网络，是输电线路状态监测通信传输网络研究的重点。 3.2.1专网方案 1)无线中继方案。目前输电线路状态监测接入网中常用的无线通信技术主要有无线保真（WirelessFidelity，Wi-Fi）和全球微波互联接入（WorldwideInteroperabilityforMicrowaveAccess，WiMAX）[2]。Wi-Fi是基于IEEE802.11规范的无线局域网技术（WirelessLocalAreaNetwork，WLAN），覆盖范围为几百米到几千米，除提供固定的无线接入外，还提供移动接入能力。Wi-Fi使用ISM（IndustrialScientificMedical）无线电广播频段通信，其中IEEE802.11a标准使用5GHz频段，支持的最大传输速率为54Mbit/s，而IEEE802.11b和IEEE802.11g标准使用2.4GHz频段，支持的最大传输速率分别为11Mbit/s和54Mbit/s。WiMAX是一种基于IEEE802.16规范的无线城域网技术（WirelessMetropolitanAreaNetwork，WMAN），覆盖范围为几千米到几十千米，具有移动接入能力。WiMAX的最高传输速率可达100Mbit/s，还具备在2~66GHz频率范围内可利用所有需要或不需要许可的频段。在变电站、监测点杆塔以及需要设置中继的杆塔安装无线设备，将输电线路上的状态监测数据传送至就近变电站。无线中继示意如图2所示。该方案适用于传输距离较短、监测点集中分布在变电站出口段且有宽带数据传输要求的情况。对于上述采用无线方式传输数据的系统而言，随着传输距离的增大，设备的复杂度、功耗以及系统成本均会增加，因此要根据传输距离来选择无线设备型号。 2）无线中继与光通信接入方案。电力系统通信网中通常在110kV及以上输电线路架设OPGW或全介质自承式光缆（All-dielectricSelf-supportingOpticalCable，ADSS），尤其是OPGW光缆的广泛应用[3]，为输电线路状态监测提供了高效、可靠的传输媒质条件。OPGW光缆在实际架设中，具有每隔3~5km设置一个光缆接头盒连接2段光缆的特点，而监测装置的布点主要根据输电线路运行的薄弱环节来确定，大多数情况下不会安装在设有光缆接头盒的杆塔，因此考虑采用无线中继与光通信混合通信方式实现接入网的全线路覆盖。在设有光缆接头盒的杆塔，安装光通信设备作为接入和传输装置，在杆塔上提供宽带数据接入服务，在未设光缆接头盒的杆塔则仅安装无线设备进行无线中继，通过无线与光通信的高效结合，对不规则、非线性的野外受监控线路进行网络覆盖，并且通过无线中继技术实现一些特殊的长距离传输和移动接入。无线中继与光通信接入网方案示意[4]，如图3所示。该方案适用于架设有OPGW或ADSS光缆的输电线路，以及重要监测点、传输距离较长、有宽带数据传输要求等情况。由于光通信设备的功耗一般较大，因此设备选型时，除确保可靠性外，应尽量降低功耗或选择功耗相对较小的设备。对于老线路，局部光缆接头盒需更换成三通，并核实是否具备1~2芯可用光纤；对于新建线路，光缆的分盘和纤芯可预先规划，光缆接头盒的位置可根据监测热点设置，纤芯可按2~4芯预留。光通信方式具有通信容量大、实时性好、可靠性高等优势，目前输电线路状态监测接入网中常用的光通信技术为无源光网络技术（xPON）和光纤工业以太网技术。无源光网络技术采用点到多点的拓扑结构[5]，在输电线路一侧变电站内布置光线路终端（OpticalLineTerminal，OLT），在杆塔上布置无源分光器（PassiveOpticalSplitter，POS）和光网络单元（OpticalNetworkUnit,ONU），利用1根光纤和POS将ONU沿输电线路呈链状分布。无源光网络技术能提供1.25G及以上共享带宽，可抗多点失效，所有节点距离一般控制在20km以内，无源光网络拓扑如图4所示。光纤工业以太网技术将变电站内、输电线路杆塔上的工业以太网交换机利用2根光纤组成链状网络。由于输电线路特有的恶劣野外环境，其采用的以太网交换机在材料选用、产品强度和适用性等方面都提出了较高的要求。光纤工业以太网技术能提供100/1000M共享带宽，点对点传输距离可高达80km，但不支持多点失效，光纤工业以太网拓扑如图5所示。#p#分页标题#e# 3.2.2公网方案 公网方案是指前端监测装置所采集的监测数据经杆塔节点设备汇聚后，通过公网GPRS、CDMA、3G等无线通信方式进行传输。通用分组无线业务（GeneralPacketRadioService，GPRS）是一种分组交换系统，属于2.5代（2.5G）技术，支持的理论最高数据传输速率为171.2kbit/s，实际使用可达到40~50kbit/s左右。码分多址接入（CodeDivisionMultipleAccess，CDMA）是一种无线扩频通信技术，属于2.5代技术，具有较强的抗干扰和抗多径延迟扩展能力，国内CDMA1XD增强型网络系统提供的传输速率可达153.6kbit/s。第3代移动通信（The3rdGenerationMobileCommunication,3G）是一种新的通信技术，已在国内推广使用，可提供高达2Mbit/s的数据传输速率。随着公网无线通信技术的发展，实际应用中还可以通过时隙捆绑等技术来提高传输速率，以满足部分监测点较高带宽数据传送的要求。3种公网无线通信方式的比较见表2所列。公网方案适用于监测点比较分散、重要程度较低以及无宽带数据传输要求的情况，其优点是见效快、成本低。但该方案存在数据传输能力弱、通道可靠性差、数据安全性低等缺点，部分偏远地区公网信号无法覆盖，部分监测功能无法实现（如实时高清视频）。为确保网络安全，从主站系统到公网需建设专用通道，各种监测数据传输至专用的外网应用服务器，最后通过内外网安全隔离装置进入内网。 3.3主网通信技术 主网一般可利用电力系统通信专网。目前电力系统通信专网已覆盖各级调度/监控中心和绝大部分变电站，主要采用光纤通信方式，配置MSTP/SDH光传输设备。传递到变电站的输电线路状态监测数据可以通过已有的数据网络远传至监测主站系统，从而达到集中监测的目的。 4结语 输电线路状态监测布置分散、数据类型多样、传输距离远近结合、环境条件恶劣及布点灵活可移动等特点，对电力系统通信网络提出新要求。该通信传输网络的微网、接入网、主网3个层次具有各自的特点和要求，每个层次都有几种通信技术方式供选择。在工程实践中，应根据系统功能要求和实际工程条件选用1种或多种通信技术，组建覆盖各层次的输电线路状态监测网络，既要保证网络的安全、可靠，又要兼顾工程的经济、合理。
输电线路监测范文3
关键词：可视化值守平台；输电线路；运检工作；应用
近年来，随着特高压线路网架的持续建设和完善，架空输电线路的规模越来越庞大，运检人员的数量呈减少趋势，基层单位普遍存在人员结构老龄化问题，人员短缺也是输电专业面临的一项较大挑战。目前，无锡地区输电运检人员人均管辖线路规模已超过100km，面对电网设备规模快速扩大、外部环境更加复杂的发展趋势，采用传统的巡视手段对输电线路通道进行管理，已无法满足智能电网对输电线路通道管理的要求。积极探索智能运检技术、提升人员素质、提高技术水平是运检专业发展的必由之路。
1输电线路运检面临的问题
1.1外部环境安全风险形势严峻
输电线路作为输配电网的纽带，对输电线路进行定期巡检排查是保障电力系统运行的关键所在。由于输电线路长期处于运行状态且暴露在大自然中，不仅承受着正常机械载荷和电力负荷的作用，还经受着污秽、雷击、强风、洪水、滑坡、沉陷、地震和鸟害等外力的侵害，上述因素会促使线路上各个元件老化、疲劳、氧化和腐蚀[1]。因此，定期巡检电网对及时发现绝缘老化、设备损坏等具有重要的意义。同时，随着社会经济的快速发展和城市化进程的加快，线路保护区内违章施工、吊车种树、取土堆土等行为屡禁不止，输电线路的外部矛盾日益突出，运用可视化值守平台对输电线路通道进行全天候监测正被逐渐推广应用。
1.2传统运检模式难以适应智能化转型要求
传统运检模式以人工巡视、停电检修为主，信息获取方式传统、来源单一，在设备、通道和环境的状态管控方面缺乏有效手段。原先“用脚步丈量输电线路”的人巡模式已经很难满足发展要求。而状态检修的提出也进一步提升了输电巡检工作精益化水平的要求，依靠肉眼观察和经验判断的巡视方法亟需向智能化方向转变，推动环境监测预警、通道可视化、本体状态监测等新技术与传统运检业务的融合。针对日益复杂的线路通道状况和常态化的保电工作，为缓解输电运检专业短期内结构性缺员的矛盾，满足精益化运维管理的需要，需抓住提升安全意识这一主要矛盾，围绕“外拓意识支撑、内抓文化再造”的核心思想，推行区域化、差异化运维管理模式，完善防外破协调机制，打造智能化管控平台，实现线路运行安全管理提质增效。
2综合可视化值守平台应用
2.1综合可视化值守平台体系架构
输电综合可视化值守平台是一套基于智能化输电网络架构的系统，将最新的物联网、自组织通信网络、大数据挖掘、专家系统等信息技术与传统的电力网络连接起来，使架空输电网络具有自我感知、环境评估、智能诊断等能力。利用智能运维系统可以实现远程巡线、故障及事故预警、设备状态在线监控等功能，可以大大降低输电线路的故障率，提高供电可靠性，降低运维的成本，系统总体框架如图1所示。从结构上看，输电无人值守云平台主要分为杆塔部分的主节点感知元件、传感网络、智能防控平台和移动作业终端4部分。通过杆塔上的节点设备实现对输电线路数据的采集，发送给位于控制中心的后台服务器后，对传感器所采集的信息进行分析及处理，筛选出具有代表性的线路状态信息，辅助人员进行决策工作，移动端则可以实时查看通道视频和接收平台实时推送的预警信息。
2.2主节点与传感网
该系统的主节点安装于输电线路上，以自组网的方式自动构成数据通路，通过主节点采集的线路通道视频数据、线路状态参数、传感器所收集的信息都是通过该数据通路进行传送。传感器节点则安装在杆塔、绝缘子以及其他任意需要监控的位置，传感器所采集的数据由其所产生的传感网络汇聚到最近的主节点中，主节点与传感网如图2所示。
2.3智能管控平台与移动终端
主节点所采集的数据通过数据通路传送至后方的变电站，变电站主要完成图像及数据的处理和存储，之后通过专网传送至后台系统。后台系统统一布置在电网的控制中心，用户可在控制中心访问后台系统或通过PC、手持设备等终端访问后台系统，后台系统实现数据分析、事故及故障预警、数据挖掘及其他智能化功能，智能防控平台如图3所示。
2.4输电线路状态检测
输电综合可视化值守平台通过线路杆塔上安装的传感节点实现对线路周边环境信息的监测，由于其监测位置位于杆塔上，自然灾害发生时可以确定准确的位置，有效缩短故障抢修时间。不同的输电线路因地区、电压等级、运行方式等不同因素影响，缺陷的表现方式也千差万别。从缺陷位置来看，单靠肉眼去巡视杆塔本体、基础、金具、绝缘子等总会有盲点，无法详细获得线路运行的状态信息，从而无法做出准确的判断。该系统在实现监测周围环境的同时，提供了数据信息的接口，由于其本身具有传感网络功能，可以对其他独立传感器的信息进行收集，从而集中进行分析处理，实现更精准的线路诊断。
2.5故障诊断数据库功能
利用传统的输电在线监测装置只能实现信息的传递，装置工作时往往会简单采集音视频、温度、风速等数据，无论信息本身是否有价值，这样会导致巡检中获得的数据量巨大，从而造成后期人工工作量大。另外，因为人员经验水平不同，不同的工作人员对同一线路状态信息可能产生不同的判断，线路诊断结果准确与否，与人员的工作经验和业务技能水平息息相关。输电综合可视化值守平台通过后台建立的智能防控体系构建了输电线路的标准数据模型，开发了基于大数据的故障诊断技术，建立输电线路、杆塔和金具等缺陷典型数据的专家数据库，可对数据信息进行自动处理，从而智能识别出线路缺陷，对可能存在的故障风险进行预警并给出处理建议，这可以大大减少人员的工作量，提升工作效率。
2.6可视化在线监测
通过主节点安装的传感器可实现对通道及杆塔本体状况的在线监测，实时监控输电线路、杆塔等电力设施及通道运行状况，预防由外力破坏引起的事故，可对现场视频和状态监测数据进行实时分析，一旦发现异常就主动报警，第一时间通知工作人员，在降低工作人员工作负担、提高工作效率的同时大大降低异常漏报率。可视化远程巡检如图4所示。
2.7外部数据接入
综合可视化值守平台创新性地实现了外部数据的接入，对应用的危险源点数据、PMS数据都进行了整合，实现数据的统一，减少重复的台账工作，对设备的本体信息、危险源信息、缺陷信息进行再整理，优化数据管理模式如图5所示。
2.8智能管控平台
在整个系统中，后台系统所采用的智能防控平台可提供在线数据接入，同时可对大量的信息数据进行整合。由于输电专业的数据体量十分庞大，过多的管控平台及系统一定程度上加重了人员负担。综合可视化值守平台通过云端后台接入了PMS系统、输电设备在线监测系统、危险源管控平台、生产数据分析系统等生产信息数据，实现了对数据的优化整合。
3结语
综合可视化值守平台运用高效智能的传感器和通信技术，可以在线监测线路本体、通道、环境的全方位运行信息。运用户外节点所构建的专用信息网络，实现了不需基站的数据信息传输，应用自取电技术，打破信息传输固有模式的限制并保障了信息数据的安全性。借助物联网信息手段，可全天候管控重要线路通道和危险源点，单条线路的巡视时间平均可被缩短40%。通过对外部数据的接入，使用户可以在一个操作平台上使用多平台数据，更加便捷、高效地实现对输电运维工作的统一、智能管理。运用数据分析技术，建立专家知识库，实现对输电线路运行状态的自诊断、对事故及故障的预警等功能，实时推送预警信息，雷击、台风等风险预警和故障定位能力得到大幅提升，检修工作量可减少30%，用户年均停电时间可减少1.2h，下降约20%。切实提升输电线路本体、通道和环节的状态感知力和运检管控力，有效保障线路安全稳定运行，对保障电网的安全运行具有重要意义。
参考文献：
输电线路监测范文4
【关键词】输电线路；施工；维护
1基于奥维互动地图下的线路设计
奥维互动地图基于GoogleAPI、BaiduAPI、SogouAPI的跨平台地图浏览器。该地图有强大的人机互动设计功能和信息提供技术，支持PC版、安卓、苹果、微软Windows等常见手机系统，支持各类GPS数据文件加载导入，支持在线定位交流功能。由于此地图的强大功能，在输电线路前期设计和后期施工、维护上得以广泛应用。某煤矿企业，拟架设一条35kV高压线路，线路由国网公司110kV变电接入电源到煤矿企业35kV变电站。要求寻找一条经济可行，技术合理的路径方案。
1.1前期设计
输电线路工程路径长度一般为几百米至几百千米，路径所经地区有可能为民房、耕地、山地、林地等地带。在传统的设计模式下，前期设计需要收集大量的信息及记录，重复实地勘测数据并汇总才能得到一条初步的路径方案。基于奥维互动地图在架空线路设计可将繁重的设计工作变得简单。利用该软件的3D卫星地图在图上观察该线路路径的周边环境情况。该线路路径周边存在民房村落、果园、公路、林地、荒山等。由于该工程位于山区，考虑后期施工中的材料搬运等问题，路径尽可能靠近公路设计。
1.2现场踏勘
1.2.1快速找到目标地点
现场踏勘需深入实际工作现场。不熟悉周边交通的设计人员，想要到达工作现场，需借助导航，利用地图的导航功能可以提前将变电站、线路路径在地图软件中进行标记，通过导航快速准确到达。但输电线路大多位于山区等人迹罕至的地方，借助导航不一定能够到达。但该软件提供的实时定位功能结合卫星地图观察行走路线和方向，借助周边参照便能快速到达目标位置。
1.2.2利用标记功能实现现场杆塔的定位
在手机上安装该软件后，利用强大的人机互动功能，将设计的杆塔点位生成KML文件，并结合全站仪的精密测量工具便能很快地将杆位、杆型、档距、周边情况等信息标记在该地图上，特别是在地形复杂的区域，此方法能节省大量的人力物力，避免在设计区域来回找点。在空旷地区和城区附近，定位精度可以达到1m。
1.3施工图纸的形成
将杆塔以及拉线等对象全部标记后，利用奥维对象直接转为CAD底图，方便在CAD上进行精细设计。同时，利用该软件强大的测绘功能可测算每节杆塔的数据信息并标注在该软件上。在奥维地图上任意确定2个点后，选择确定测距及方位功能，地图上就会自动显示这2点之间的距离及方位角，这样整个线路的长度，每级杆塔的转角度，标高就能轻易地形成。
2基于奥维地图的输电线路施工
2.1施工现场交底中的应用
在完成施工图后，设计人员会对塔位进行逐一交桩。利用该软件导入导出功能进行资源共享，将该线路设计文件发送给相关单位，手机等终端利用地图的定位功能快速准备找到设计点位，较传统模式下的施工效率更高、更方便。同时，可将此地图位置发送给建设单位、施工单位和监理单位，以方便其后期征地、验收等工作。
2.2K码坐标在施工中的应用
2.2.1快速到达作业现场
在施工阶段，将需要作业的点位K码坐标发送给作业小组，作业小组根据发送的K码坐标开启导航功能，能准确找到做作业地点并进行施工作业，避免了传统模式下的工作人员看不懂图纸或图纸不准确而无法快速到达工作现场的情况。
2.2.2方便项目管理人员对现场进行突击检查
在工程项目以往的管理方式中，业主或监理单位想要到施工现场进行检查，需施工方的陪同才能找到工作点位，这种工作方式给施工单位创造了提前准备的机会，无法达到突击检查的效果。利用该软件K码功能，每天作业前施工员将每个作业点位K码报送至项目部。业主或监理人员在该软件中输入K信息可以随时随地地到达所报点位进行突击检查。
3网诺信息时代下的线路维护
3.1传统输电线路维护的弊端
输电线路在输电过程中不可避免地会发生短路故障和接地故障，传统的方式多采用人工巡线来进行故障查找，恢复供电时间慢，而且很难快速准确地对故障点进行定位，查找故障需要很长时间，尤其是在恶劣及复杂地形条件下，查找故障就更加困难，如果出现瞬时性故障，重合闸启动成功故障消失，此时依靠人工巡查及目测故障点位置非常困难，造成大量的人力、物力资源的浪费，更不能保证供电的可靠性。
3.2利用奥维互动地图与线路故障在线监测系统的线路维护
3.2.1线路故障在线监测系统说明
该系统是为了准确定位输电线路故障点，快速恢复供电而设计的。整套系统包括数据采集传感器、通信终端、后台监控系统组成。数据传感器通过实时在线监测输电线路运行状态，当输电线路发生故障时，传感器将数据发送给通信终端，通信终端将通过网络将信息传递到后台监控系统。该系统可以对输电线路断线故障、短路故障、单相接地故障进行报警。
3.2.2在线监控系统与奥维地图相结合的故障处理
在整个线路装设故障在线监测系统后，当线路发生报警时，可根据告警信息结合奥维地图查看该段区域的地理环境初步判断事故性质原因。利用导航功能直达事故段现场进行事故处理。以文花线5#塔至6#号塔告警为例。文花线5#塔至6#塔段发生单相接地故障(见图1)。当发生该报警信息后，结合奥维地图查看该塔段沿线情况发现该塔段跨越林区。根据线路跨越林区情况，初步判断该报警是由于树木超高导致。将该线路6#塔的坐标位置输入奥维地图，生成导航线路，直达事故点处理事故。采用这种维护模式，可以对整个区域的线路实现监控，避免了传统模式下周而复始的线路巡查以及故障查找满山跑的情况。
3.2.3形成区域性供电网络图
通过以上方法，将该区域所管辖的输电线路通过标记导入该软件，形成区域供电网络图。同时，结合输电线路故障在线定位监测报警系统，能够对供电区域网诺实现监控、能够把事故扼杀在萌芽状态、能够准确地判断并处理事故。
4结语
输电线路监测范文5
关键词：工业电气工程；高压输电线路；施工；防雷装置设置
工业电气工程高压输电线路是指从发电厂输出的220千伏以下的高压电通过高压输电线路运输到更远的地方，满足更多人和企业的需求。随着社会经济的不断转型和发展，整体社会用电量不断地增加，尤其是工业电气工程施工过程中需要使用的工业用电设备较多，促使工业电气工程的用电功率越来越大，因此，在工业电气工程施工过程中，电气工程企业一定要特别重视对高压输电线路进行日常的维护和检修工作，同时，还要特别重视雷电袭击对高压输电线路造成的不可逆的损害，这些对电气工程的整体供电以及配电服务质量具有特别重要的作用。一般而言，高压输电线路的施工场所一般都是在室外，容易受到外界环境的影响以及非职工的故意破坏行为的伤害。例如，风吹、雨淋以及日晒等情况，或者是由于操作人员不规范操作以及外界非工作人员的故意破坏行为，都有可能使高压线路遭遇到不同程度的破坏，进而严重影响工业电气工程的高压输电质量和效率，从而对不同企业的生产经营以及人们的日常生活和工作造成不利。所以，在工业电气工程施工过程中，要格外重视对高压输电线路进行严格的检修和维护，做好多种防雷措施，保证工业电气工程的输电以及配电服务质量。
1雷击对电气工程高压输电线路施工过程的影响
在工业电气工程高压线路的施工过程中，由于高压线路经常是暴露在外界环境的，所以很容易受到外界自然环境的侵蚀以及损害。雷击对于高压线路的正常运行具有非常关键的影响。首先，在高压输电线路的施工过程中，遭遇到雷电侵袭时，会将雷电的大量电压都过渡到高压输电线路中，由于高压输电线路的最高电压是220kV，由于雷电所带有的能量是巨大的，对于高压输电线路而言是难以承受的，从而高压输电线路将会强制开启保护机制，致使高压输电线路的继电保护装置跳闸，从而强迫高压输电线路的开关断路，由于突发的断路情况会对高压输电线路造成不可逆的伤害。其次，雷电作用到高压输电线路中的时候，还可能会对高压输电线路周围的施工机械和设备造成一定程度的损失，还有可能对施工人员以及周边的人民群众的生命安全造成巨大的威胁，同时，高压输电线路发生雷击事故后，还可能发生二次事故，对人们的生命安全造成二度伤害。最后，强大的雷电的电流能量作用到高压线路上，会使得高压输电线路由于高温或者高压而发生熔融或者断裂现象，进而使高压线路由于雷电的高温以及高压作用而熔断或者断开，对于后续施工人员的维修工作造成严重的阻碍，从而加大工业电气工程对高压线路施工的维修成本，对电气工程企业的经济效益发展造成阻碍。
2工业电气工程高压输电线路施工以及防雷击可能发生的事故类型
在电气工程高压输电线路施工过程中，很容易受到来自外界自然环境以及电气工程企业内部的管理、人员以及机械设备等原因的影响。伴随着高压输电线路在我国社会需求的不断增大，高压输电线路已经被我国多个行业广泛地使用，应用范围较广，使用功率较大，长时间的运行导致输电线路的使用能效以及使用寿命都在不断地缩短，从而大幅降低高压输电线路的功能和作用。因此，本文将从电气工程企业在高压输电线路施工过程中存在的多种问题进行深入的分析和研究。首先，电气工程高压输电线路的永久性故障。永久性故障就是指高压输电线路由于受到外界强压力的作用，例如，受到狂风以及暴雨等外界自然环境的破坏，导致高压输电线路中的一个或者多个元器件导体之间发生电路短接，对高压线路造成不可逆的机械损伤，也不可能重新闭合高压线路保护闸，导致电气工程高压线路发生永久性的故障，对高压输电线路的运行以及供电服务造成严重的破坏。其次，电气工程高压输电线路的瞬时性故障。瞬时性故障大多数都是由于雷电袭击而造成的暂时性的高压输电线路的短路，这类伤害发生的时候，会对高压输电线路造成严重的破坏，对施工人员以及电气工程企业内部的施工机械和设备都造成严重的事故后果。而这一类由于雷电袭击造成的瞬时性的故障类型，又可以划分为以下两类。第一，由于电气工程企业内部施工和管理人员并不能及时地对高压线路接地保护装置进行检查和维护，导致接地装置受到外部环境而发生腐蚀和生锈的情况，从而使得高压线路的接地保护装置的内阻不断增大，导电性不断减小，使得高压线路的雷电接地保护装置失效，安全性能降低，不能更好地满足电气工程的安全需求。第二，由于在实际的电气工程高压线路施工以及防雷措施中，施工人员较少关注合理设置保护角的重要性，进而使得高压线路保护角在实际的事故过程中受到多方面的因素影响，使得保护角不断地增加，从而使得高压输电线路发生雷电袭击的可能性不断地增加。第三，电气工程高压线路的绝缘击穿事故。绝缘击穿事故大多是由于高压线路使用寿命过长、遭到外界冰雪覆盖等自然环境以及瞬时性过电压的破坏等原因，从而导致高压线路某一点的绝缘性能降低，发生高压线路击穿现象。一般来说，高压输电线路在较低电压的情况下，发生电路击穿的可能性相对较小，高压线路在正常的运行电压下，会发生电路击穿现象，导致高压线路内部电路结构短路，使得高压线路的重合闸不能成功闭合。
3当前我国电气工程高压线路施工以及防雷控制等方面的不足
随着我国社会经济的不断转型发展以及信息化时代的不断扩展深入，且由于我国电气工程在全社会各个行业的广泛应用，使得高压线路工程的施工以及防雷技术成为当前我国工业电气工程的重点研究对象。虽然我国的高压输电线路在一定程度上取得了较好的成就，但是，电气工程在高压输电线路的施工以及防雷过程中仍然存在着较多的问题和不足，仍然具有非常大的提升空间，还需要电气工程技术人员不断地进行研究和应对。首先，电气工程企业在高压输电线路施工过程中并不能建立健全良好的施工制度规程，并没有针对性地对高压输电线路施工过程的具体设备设施、具体操作流程、应急处置措施以及相应的奖惩措施做出明确的规定，企业也没有供给数量相对充足的管理人员，使得高压输电线路施工管理流于形式。其次，在工业电气工程企业高压输电线路的施工过程中，由于高压输电线路施工人员的安全意识普遍低下，并没有接受过系统而全面的高压输电线路施工以及防雷措施等方面的知识教育和培训，也没有经过实际的技能训练，并没有定期对高压输电线路以及防雷装置进行检查和维护，导致技术人员的专业技能以及综合素质水平不符合企业发展要求，不能很好地应对高压输电线路施工过程中遇到的雷击事故。最后，工业电气工程企业在最初并没有合理设计高压输电线路，导致高压输电线路的设计不符合实际发展需求，企业内部不注重高压输电线路以及防雷装置的及时更新和管理，从而导致高压输电线路发生雷击事故。
4有效增强工业高压线路施工以及有效防雷的应对措施
首先，要积极应用避雷器。在当今社会发展过程中，避雷器的有效应用对于保证企业免受雷电袭击具有非常重要的作用，当雷电作用于高压输电线路时，高压输电线路的内部电压远远超过自身额定电压，这时，避雷器可以自行分流走高压线路中额外的电压，避免出现严重的雷击事故。因此，在当前的电气工程企业中，要摒弃传统的普通避雷器，采用新型的氧化锌避雷器，不断地引入先进的防雷技术，有效提高工业电气工程高压输电线路的供电服务质量。其次，由于高压输电线路的施工经常是在室外进行，容易受到外界自然环境的影响，导致高压输电线路受到不同程度的损失。所以，电气工程企业要不断地加强防雷抗冰技术，电气工程相关技术人员要根据高压输电线路地域的实际地形地貌以及自然环境的特点，选择出合理的高压输电导线，在设计过程中，有效改变高压输电线路的绝缘子串的长度，重新计算高压线路防雷的可能性以及后果严重的概率，进而保证高压线路的机械强度，确保高压线路以及防雷装置始终处于正常的运行状态，有效减少雷电袭击事故的发生。此外，电气工程企业内部管理人员可以通过雷电定位系统加强雷电监测力度。如果因为高压输电线路受到雷电袭击而发生故障的时候，企业内部管理人员可以借助雷电定位系统及时地发现高压输电线路中存在的问题，进而有助于维修人员及时有效地进行抢修和管理。大幅度减少企业内部人员排查高压输电线路故障的时间，从而及时地恢复高压输电线路的供电服务，有效减少电气工程企业的经济损失。最后，在高压输电线路的施工过程中，电气工程企业要定期对高压输电线路施工人员进行专业技能以及综合素质方面的教育以及实操训练，开展形式多样的竞赛以及活动，并予以科学合理的物质奖励，使得施工人员的专业知识储备以及实践操作能力都有所提高，进而提高施工人员对高压输电线路的安全保护意识，及时对高压线路以及防雷装置进行检查和维护，提高施工人员面对突发事故的应急能力，从而保证高压输电线路施工以及防雷措施的贯彻落实。
5结语
输电线路监测范文6
【关键词】高压输电线路；施工技术；检修方法
1引言
在高压输电线路施工建设过程中，电力企业应该重视基础施工、杆塔施工、架线施工等内容，这样才能够确保电网输电线路供电的稳定性，满足人民群众的用电需求[1]。基于此，文章通过分析高压输电线路施工过程中的具体情况，对高压输电线路施工技术与检修方法进行研究。
2高压输电线路实例
在城市化建设日益推进的大背景下，电能逐渐发展成人民群众生活和工作中的必需品。电能主要是由发电厂提供电力，通过高压输送到城市的各个角落，高压线路能够达到数百千米，供电系统十分庞大，具有复杂性和综合性等特点。在输电线路发生故障时，检修人员往往会带电作业，行走在几十万伏的超高压线上。以5.0×105V高压输电线路为例进行分析：（1）在5.0×105V高压线连接位置存在电晕现象，这就会出现漏电问题，在无法对其进行处理的情况下会带来灾难性后果；（2）工作人员借助直升机逐渐靠近高压线，这样工作人员和直升机驾驶人员身穿高压防电服，工作人员需要使用金属试探高压线，这时会看到明显电弧；（3）工作人员使用一根线将直升机和电线进行连接，借助特殊摄像机能看到直升机周围的“闪光”，出现这种现象的原因是在连接高压线后，直升机周围出现电晕现象；（4）工作人员在断开自身和直升机连接后，便于检修高压线，但工作人员脚下的高压线可能是带电的5.0×105V超高压，这就对飞行员提出了更加严格的要求，在飞行员无法掌握的情况下，往往应用悬吊方式，将工作人员精确地投放到高压线上。
3高压输电线路施工技术
3.1基础施工
在高压输电线路施工过程中，基础指的是埋入地下的杆塔。我国电力企业供电系统高压输电线路基础施工主要由桩基施工、混凝土浇筑、爆破、土方开挖等内容构成。在高压输电线路基础施工过程中，线路需要满足基础稳固性、输电线路质量等要求，这样才能够有效地开展基础工程施工建设。高压输电线路的基础相对比较稳定，能够避免杆塔在外力因素的影响下出现沉降量过大、变形等问题。为了确保电力企业高压输电线路基础施工的协调性、稳定性和整体性，电力技术人员需要根据施工地点的实际情况合理地选择开挖方式，如山区线路工程施工方案设计需要充分考虑施工成本、实际开方量等因素，可以实行全面高低腿铁塔基础，实现降低工程成本支出、减少开放量等目标。
3.2杆塔施工
在高压输电线路杆塔施工过程中，相关人员需要重复考虑杆塔的受力点，合理地控制直线型和耐张杆塔，选择满足施工标准要求的杆塔，确保高压输电线路施工的经济性，还需要加快施工建设速度。同时，高压输电线路杆塔施工技术的应用便于开展供电维修工作，为整体施工的顺利实施提供了支持。通过分析杆塔施工结构和形式发现，杆塔施工技术适用于丘陵和平地区域，利用预应力混凝土杆进行施工，并搭配钢筋混凝土杆，有效地改善丘陵和平地施工过程中存在的问题。
4高压输电线路状态检修技术要点
4.1电气检测
高压输电线路状态检修工作涉及的内容具有一定的复杂性。相关人员需要注重电气检测，做好以下工作：首先，检测线路的绝缘情况，如线路中的玻璃和合成绝缘子是检测的重点内容，不良绝缘子和劣质绝缘子在很大程度上影响着电网运行的稳定性；其次，检测接地系统，重点检测线路的接地情况；再次，检测绝缘污秽，其中的光纤测污、等值附盐密度是重点内容；最后，雷击检测，相关人员需要明确雷击故障的实际位置，准确地划分绕击导线和雷电反击。
4.2周围环境检测
高压输电线路运行对外部环境带来影响，这就需要相关人员合理地控制输电线路运行环境，确保电网运行的稳定性。首先，明确输电线路对外部环境，减轻输电线路对周围生产、生活造成的不利影响，减少绝缘子对周边环境带来的影响，确保无线电检测工作的顺利开展，实现预期的检测效果，其中的检测重点是地面静电感应场强；其次，深入分析大气环境为线路运行带来的影响，如检测导线覆冰，并将其记录下来；最后，重点检测空气中的有害物质、粉尘和气象参数。
4.3机械力学检测
在高压输电线路状态检修过程中，机械力学检测发挥着重要作用，其能够被应用到很多领域：（1）检测金具。在输电线路日常运行过程中，相关人员需要针对金具磨损程度和剩余强度，实行机械力学检测。（2）检测导线。在高压输电线路运行过程中，导线发挥着重要作用，导线故障，会影响输电线路的整体运行情况，这就需要重点检测导线实际情况，如导线磨损程度、导线舞动等。（3）检测杆塔。相关人员需要全面检测杆塔，主要从螺栓运行情况和杆塔材料的损坏情况进行。
5高压输电线路检修方法
5.1热图谱分析法
热图谱分析法指的是通过比较设备热谱图和正常状态设备的热，判断设备是否存在缺陷，这种方式具有很高的测试效率，现已在电压制热设备中得到了十分广泛的应用。
5.2相对温差判断法
通常情况下，相对温差判断检修技术针对2个负荷电流状况、支行环境温度和型号相同的设备，比较所在监测点的温差，并对温度较高监测点位置的温度上升比值进行比较。检修人员在判断和分析电流型制热设备故障的过程中，往往会使用相对温差判断法，这种方法无须考虑负荷、环境、温度对诊断结果的影响，其准确性比较高。
5.3表面温度判断检修法
表面温度判断检修法是根据国家规定，检测并记录设备表面的温度值变化，判断设备温度是否超标，以此为基础深入分析设备运行过程中的缺陷，这种检修方法具有操作便利、实用性强等优势[2]。在实际应用过程中，电力技术人员需要根据实际情况合理地选择检修方法，判断设备的实际运行情况，分析设备运行异常的主要原因，尤其要设备外部发热和运行故障的有效处理。
5.4同类比较法
同类比较法适用于因电压、电流带来的设备异常发热现象，并对这些故障进行判断，电压带来的设备发热还可以使用允许温差、允许温升方式判断故障类型，但这种方式会使得比较设备出现相同故障无法被判别的现象，虽然使用比较便利，但存在很多缺陷。
6结语
综上所述，在电力行业的发展中，电力技术人员需要加大高压输电线路施工技术和状态检修力度，确保电力运行的安全性，还需要全面掌握高压输电线路施工技术和状态检修方法，确保各项检修工作的有效性，提高施工和检修的整体效率。
【参考文献】
【1】张乐,吕田浩,胡超.分析高压输电线路施工技术与检修方法[J].科技创新与应用,2019(23):151-152.
输电线路监测范文7
1、在低压电网中进行集中补偿，以便减少能效值
在低压电网中进行集中补偿时，主要是通过利用微机来控制电容器。其对于降低电压的损耗，提高电压的使用寿命和使用质量发挥着重要的作用。首先，由于集中补偿可以对容量很大的电容器进行补偿，因此极大的满足了电容器的用电需求，其次，其具有较高的跟踪能力，可以凭借用户的负载能力来补偿其所需的相应数量，以便保证用电供给达到平衡状态。再者通过集中补偿的方法可以极大的减少用户以及供电单位的成本，缓解线路输送压力，提高电压的质量，促进其经济效益的提高。另外，据有关专家调查研究发现在现有的供电厂家中，其自动补偿设备大多都是以功率因素为依据来对电容器来自动投切。如果各个厂家选择应用集中补偿的方法对电容器进行补偿，在保证满足各个厂家的需求的前提下，还可以让厂家进行跟踪监测，以便及时发现问题并采取合理的措施进行处理，使得电压数值达到规定的范围，符合其设计要求，减少和避免不必要的损失。
2、在低压电网中进行静止补偿，使得补偿能够顺利进行
静止补偿也是无功补偿的有效方式，并且在专家和相关人员的反复实践得到了广泛认可。这种无功补偿方法或者是进行中间同步特别适合于线路进行远距离输送。它可以保持电压的稳定性能，避免经常出现不断充电的情况给线路造成过大压力。同时静止补偿还可以增加输电的容量，以便在多条线路的情况下，仍然能够保证对线路的损耗进行及时补充，提高线路输电的稳定性，为其能够顺利进行补偿提供保障。另外，静止补偿还具有较强的调节能力，能够有效的对线路进行配给和及时补偿，这使得线路的输电可以畅通无阻，其输电能力得到最大的发挥。但是，在进行静止补偿时，需要电力人员高度重视一些问题，第一，必须加强对调节点的选择。调节点是否合适直接关系到输电网对受电地区能否有效进行补偿。因此，调节点的选择是十分重要的一道程序。第二，尽量避免和降低外力因素对其的影响，把其补偿调节区域控制在一定范围内。第三，静止补偿虽然就有较高的自动补偿能力，但是其也会受到恶劣天气等因素的影响降低其补偿能力，因此电力人员还应该加强对线路输电的跟踪监测，以便能够及时发现问题，并进行及时处理并做好维护工作，延长其的使用寿命，提高线路的输电质量。
3、加强对输电线路路径的合理选择
不同输电线路路径所消耗的成本以及对电气带来的影响均不同，可见选择适合建筑电气发展的输电线路路径是多么的重要。在对输电线路路径进行选择时，通常会考虑以下几个方面，以便满足相关电路设计的要求和规定，提高输电线路的质量和传输效率，提高节能减排效率。首先，应该对输电线路路径进行初步的确定。要想使得输电线路路径的选择取得成效，在定线之前确定变电站的位置以及处理一些相关手续是十分必要的。在充分考虑电气企业实际情况的基础之上进行定线，将输电线路的路径大体确定下来，并进行整理一遍初步定线方案的形成。不过值得注意的一点是，类似之字形或者是大拐角之类的走向应该尽量避免不予考虑，以便防止传输成本的增加。其次，当完成对路径的定线工作之后，还必须对线路走向进行现场勘探定位并且还得亲自到现场进行勘测，才能保证定线的准确性，以便使得线路路径的选择能够切实反应建筑电气的情况，促进电气电网能够安全稳定的运行，并提高其传输效率，为人们的生产和生活提供保障，达到节能的目的。
二、结束语
输电线路监测范文8
关键词：分布式；故障诊断系统；输电线；电压等级
1分布式故障诊断系统技术原理
输电线路分布式故障诊断系统的结构不同于传统的行波定位系统。它的核心组件，即现场监视终端，安装在传输线导体上，可以在近距离故障的短距离内捕获行波信号。如图1所示，分布式故障行波检测装置每30公里左右安装一次。故障定位的基本过程如下。
1.1根据工频故障电流确定故障间隔。设置在传输线的i，j，m，n等极塔上均安装有故障检测装置，第j个基极塔与第m个基极塔之间发生了跳闸事故。此时，i和j处的工频故障电流的相位与m和n处的工频故障电流的相位相反。使用这种简单的逻辑原理，可以非常准确地确定故障发生在j和m之间。
1.2在确定的故障间隔内实现行波精确定位。随着行波定位的故障间隔变短，由地形下陷引起的误差成比例地线性减小。在确定了j和m之间的故障间隔之后，仅需要对j和m部分执行行波定位。同时，系统采用分布式行波速度在线测量技术，即基于同一行波经过两个相邻检测装置的时间，可以准确计算行波速度，消除行波的影响速度对行波定位精度的影响，进一步提高了故障行波定位的精度。
1.3复杂网络简单化。对于具有复杂网络结构的传输线，可以在分支点处安装行波监控装置，以将复杂网络划分为一些简单的单线结构，之后仍然使用上述方法：首先使用工频故障电流找到故障间隔，然后在故障间隔中进行行波定位。
1.4雷击、非雷击跳闸。由于不同的原因（雷击，非雷击等），传输线跳闸故障具有不同的闪络通道特性，这些差异将反映在同时形成的故障行波中。因此，在故障点附近监测的故障行波电流（无衰减，不失真）可用于识别故障原因，并实现雷击和非雷击以及雷击故障周围和反击的识别。同时，还可以实现雷击线，铁塔和导线的识别，而无雷击跳闸。
2分布式故障诊断系统的特点和优势
2.1故障定位可靠性和准确性高。故障定位方法创新性地将区间定位与故障定位相结合，提高了定位的可靠性和准确性。使用工频故障电流确定故障间隔具有极高的可靠性。小间隔的故障点行波位置可以有效减少波形衰减和下垂效应引起的误差。
2.2故障监控点设置灵活。设计的现场监控终端直接从电线中提取故障行波信号和故障工频电流信号，可以灵活设置监控点，并可以根据监控点的长度灵活设置监控点。
2.3现场监控终端可靠性高免维护时间长达5年，采用良导体和磁导体双重屏蔽设计，具有很强的抗电磁干扰能力；同时，电路工作的内腔密封等级达到IP65，不受长期暴露在室外工作的影响；系统耦合电源的设计采用了独特的保护功能。该设计不仅可以确保系统在宽负载电流范围内运行，而且还可以抵抗故障电流的影响，同时可靠地采集信号。关键部件采用冗余设计机制，有效延长使用寿命。
3分布式故障诊断系统安装与配置
3.1架空线路。如果架空线是纯架空线，原则上必须在小站和大站出口处的一号塔上安装一套，中间每30公里安装一套的线。具体安装情况如下：（1）线路总长度小于30公里，则变电站两端仅需一套，共2套；（2）线路总长度在30至60公里之间，可安装3套。在变电站两端的出口处设置1个，在线路中间设置1个。请注意，这三套设备将生产线分为两部分。两个部分的长度不能相同，这意味着终端不能安装在生产线的中间。线路的一个部分的长度优选比另一部分的长度长约5至6公里。安装三套以上的线路端子没有限制；（3）线路总长度超过60公里。根据架空线安装的原理，第一个是大型的。应在1号站出口和1号站的第一个基准杆上安装一套，而在40公里左右的位置安装一套。
3.2混合架空线和电缆线。如果将混合电缆用于架空线和电缆，则根据纯粹的架空线安装原理，电缆的每一端还应安装一套端子。具体来说，需要安装几套设备，按照线的位置和总长度决定。
3.3小结。实际上，无论线路结构多么复杂，其安装原理都是相同的。首先，在每个关键点安装一组端子，以便将线路划分为几个部分，然后根据每个部分的长度，按照每30公里左右的距离安装1套。这些关键点是：变电站两端的出口，电缆段的两端，T型交叉口和跨界分界点，其中的T型交叉口设备需要安装在T型交叉口。下面以具有混合架空线，电缆和T形支路的线为例进行说明。如图3所示，1、6、7是变电站出口处的第一个基础杆塔；2、3是电缆部分的两端；4是跨办公室分界点；5是T结。在这些要点与终端一起安装后，线路分为六个部分，其中A，B，C，D和E部分是普通架空线。根据它们的长度，可以将几套设备安装在彼此的顶部。间隔仅约30公里。
4以某地分布式分布式故障诊断系统在高压输电线路中的应用为例
±800kV线路二极保护电压突变保护动作，三组保护均正确动作，二极保护锁死，二极高端阀组重合。收集到故障信息后，分布式故障诊断系统将推送以下信息：“某条线在某天的23:36:06和928毫秒发生故障，故障阶段为极点II。位置在3165塔与塔3232，距离为3165。极塔的大小为31.812km，故障极塔的极数为3223。行波尾部时间小于20μs，在起始位置没有反极性脉冲。行波，断层性质是规避的，塔3223位于山区，地闪密度在C2多矿区。查询雷电信息后，在距离线路1km以内的故障时间点1min内有1次雷电活动，雷电电流为50.6kA。另外，No.3223和No.3224之间的跨谷距离的最大高度差为220m，因此接地屏蔽效果较差。使用改进的电几何模型计算，沿截面3223和3224的最大偏转电流结果如图4所示，该图表明线段中心的最大偏转电流高达165kA。对于50.6kA的雷电流，与线路的距离为230度。可能会在〜570m部分发生偏转。
5结束语
在社会经济日益发展的今天，人们对电力的需求日益增加，对电力建设工作的重视程度和投入逐渐增加。35kV及以上各电压等级输电线路作为长距离跨区域输电的重要渠道，在确保国民经济，民生和能源安全方面发挥着重要作用。
参考文献
[1]周华良,宋斌,安林,等.特高压输电线路分布式故障诊断系统研制及其关键技术[J].电力系统保护与控制,2019.
[2]周华良,饶丹,宋斌,等.输电线路分布式故障诊断系统的信息安全防护设计及应用[J].电力系统自动化,43(15):193-199.
[3]骆振,邹逢兴.远程分布式故障诊断系统的设计[J].计算机工程,2002,28(0z1):309-312.
