第26卷 第8期
2005年8月
电 力 建 设E lectric Pow er Constructi o n
V o.l 26 N o .8A ug ,2005
直流输电线路故障对电信线路感应的计算
熊万洲
(中南电力设计院,武汉市,430071)
[摘 要] 直流输电线路对电信线路的危险影响、影响机理和计算方法,国内外资料及文献中尚无系统的介绍,我国也尚无统一的计算、设计标准。为便于工程设计,可以采用理论计算与实测对比相结合的方法推导出的简化公式进行计算。
[关键词] 直流输电线路 电信线路 危险影响 计算
中图分类号:TM 721.1 文献标识码:A 文章编号:1000-7229(2005)08-0032-03
Calcu l ati on f or Inducti on of DC Trans m i ssi on L i nes under Fa il ure
Stat us to Co mmun icati on L i nes
X i o ng W anzhou
(M i ddle-s ou t h Ch i na E l ectric Po w er Design Ins tit u te ,W uhan C it y ,430071)
[K eyw ords ] DC trans m is s i on li n e ;co mmun icati on li ne ;dangerous effect ;cal cu lati on
1 问题的提出
当直流输电线路发生对地短路故障时,短路电
流将在邻近的电信线路上感应出纵电动势。送电线路故障状态时对电信线路的危险影响,一般采用下列公式计算:
E =X M i l i I
(1)
式中 E )))电信线路上的感应纵电动势,V;
X )))影响电流的视在角频率,X =2P f ;f )))影响电流的频率;
M i )))接近段互感系数,mH /k m;l i )))接近段长度,km;
I )))影响电流的有效幅值,kA 。
输电线路短路电流含有2种分量,即按指数单调衰减的非周期分量和幅值恒定的周期分量。对于交流输电线路,由于非周期分量衰减的速度较快,且比重较小,所以一般只考虑单一频率的稳态周期分量的影响,其感应纵电动势为互感阻抗与短路电流的乘积,即E =X M i l i I 。该结论是假定故障电流为时间变量t 的单一频率正弦波函数,并在该条件下利用场方程问题的经典解法求解出正弦稳态解。
直流输电线路短路电流则有所不同,它基本上
不存在稳态周期分量,而只有暂态非周期分量。这是由于直流输电系统内装有脉冲控制调节装置,如定电流调节器等。当直流输电线路出现短路故障时,这些保护装置可在5~10m s 内迅速地限制和消除故障电流,所以短路电流的稳态值是很小的。但由于脉冲控制不是连续的,加上线路电容的放电作用,在故障的初始阶段,故障电流将会有较大的脉冲,其持续时间约为10~45m s ,峰值一般可达到额定电流的2~6倍,为幅值随时间衰减而频率随时间略为增大的正弦波,整个振荡持续时间约为100m s ,频率20~40H z 。
在实际工程应用中,要简化计算确定影响电流幅值的大小、持续时间的长短、波形的频率特性以及故障点两侧的电流分配,具有一定的难度。在这种情况下,如果继续假设故障电流为单一频率稳态的正弦波,并按E =X M i l i I 来计算感应纵电动势会带来较大的误差,也没有足够的理论依据。
CC I T T(国际电报电话咨询委员会)1988年版《导则》,列出了直流电力牵引线路(直流电气化铁路)短路电流在电信线上的感应纵电动势峰值的计算方法,该方法忽略了线路电容的放电电流。C I -GRE (国际大电网会议)第六次全会72号文件10.3
收稿日期:2005-03-17
#
32#
第8期直流输电线路故障对电信线路感应的计算
节(3)款中提出,直流超高压输电线路与邻近的电信线路共存的情况下,应研究以下问题:当电力牵引线路上的电流突变时,在电信线上感应的纵电动势峰值的计算方法,已列入《导则》之中,能否将这个计算方法应用到直流高压线路上?
2 故障电流上升的速率
直流输电线路正常工作时的直流电流,在稳定状态下对邻近电信线不产生感应。但在暂态情况下,即在回路短路事故时,由于电流随时间快速变化
而产生感应。直流输电线路事故状态时的等效电路如图1,可根据普通的经典电工原理得出下列暂态微分方程(先忽略直流输电线路的线路电容C )
。
图1 直流输电线路短路等值电路
U d =R t i d (t)+L t
d i d (t)
d t
(2)
式中 U d )))直流输电线路的工作电压,k V;
R t )))短路回路总有效电阻,R t =R l +R a ; R 1)))直流输电线路的有效电阻,8;R a )))换流器内阻,8;
L t )))短路回路总的电感量,H,L t =L d +l p L ; L d )))平波电抗器的电感量,H;
L )))直流输电线路单极导线对地的电感
量,H /km;
l p )))直流输电线路短路回路的总长度,km ;C )))直流输电线路的等效电容,F ;i d (t ))))当直流输电线路短路时换流站侧电源的电流,kA 。
由上述微分方程可解得:i d (t)=
U d R t [1-exp (-R t
L t
t)]
(3)
直流输电线路短路发生的瞬间,故障电流在t =0时d i d (t )/d t 的极大值为:
d i d (t)d t
t=0
=
U d
L d +l p L
(4)
如果故障点靠近换流站,l p =0km,仅平波电抗
器有效,上式为:
d i d (t)d t t=0
=U d L d (5)
关于故障出现后的电流上升速率,CCI TT 导则举例描述如下:直流输电线路在短路故障发生后电流立即上升,U d 的平均值等于直流电压,用直流电压代入上式得到平均上升速率。如果故障点靠近换流站,仅平波电抗器有效,例如,当U d =400kV,L d =0.4H,d i d (t )/d t =1kA /m s 。换流器在5~10m s 内起控制作用,因此这个电流不会超过额定电流的2~6倍。到最高点后,电流以上述相同的上升时间、相同的速度下降接近至0。
3 放电电流的修正
以上关于直流输电线路故障出现后,电流上升
速率的描述,只考虑了来自换流站电源侧的电流,实际上线路电容的放电电流也是一个不可忽视的重要分量。直流输电线路电容的放电电流大小,与导线所储存的电荷量直接相关,也就是与导线的截面、架设高度、运行地面环境以及气候有关,且线路电容是一个分布参数。在工程实践中,直流输电线路任意点故障,要根据现场情况,详细计算放电电流的大小、时间特性、频率特性以及变化率,同样比较困难。
为了满足工程设计需要,得到简化的计算修正公式,本文拟从一般原理及实测数据对比,推导直流输电线路任意点故障时的放电电流的强度及左右两侧电流的分配,使计算公式修正得到量化和简化。由于直流输电线路导线在一定时间内所存储的电荷是恒定的,作以下设定:(1)任意点故障两侧入地电流强度之和是一定的。(2)两侧入地电流具有相同的物理特性。(3)任意点两侧入地电流强度大小按两侧线路长度比例线性分配。
如果故障点紧靠换流站,根据中国电力科学研究院对我国葛州坝)上海、天生桥)广州、三峡)常州、三峡)白鹤等?500k V 直流输电线路工程短路试验测试数据与采用(5)式计算数据对比可看出,短路电流强度测试数据比用(5)式计算数据高出约25%(k f )。由于(5)式的计算是在换流站而忽略线
路电容的结果,因此,本文认为这高出的约25%(k f )是线路电容放电电流所致,也就是说,直流输电线路任意点故障时,线路电容的放电电流是来自换流站
电源侧电流的k f 倍。同时认为电流上升速率特性相同,幅值也具有同样线性关系。
综上所述,任意点故障线路电容的放电电流上升速率用下式表达:
#
33#
d i f (t)d t
t=0
=k f
U d L d
(6)
式中 i f )))任意点故障线路电容的放电电流,A;
k f )))直流输电线路的结构系数(线路电容
放电电流强度与换流站侧电源故障电流强度的比例系数),与导线储存的电荷直接有关,长度达1000km 左右的线路,一般取0.2~0.3,无资料取0.25。
任意点故障,线路左右两侧放电电流的分配,如图2所示,可得出:
i f =i f1+i f2
(7)
式中 i f1)))故障点左侧线路电容的放电电流,A;
i f2)))故障点右侧线路电容的放电电流,A
。
图2 线路电容放电电流合成示意
同理,d i f /d t =d i f1/d t +d i f2/d t 。根据前面所述原则可知:
d i f1(t)d t t=0
=k f
U d L d @l p
l (8)d i f2(t)d t
t=0
=k f
U d L d @l -l p
l
(9)
式中 l )))直流输电线路全长,km 。
那么,直流输电线路任意点故障,来自换流站侧故障电流的上升速率为(4)式和(8)式的叠加,即:
d i(t)d t
t=0
=U d (
1
L d +l p L +k f l p L d l
)
(10)
式中 i(t))))当直流输电线路任意点故障时,换
流站侧电源电流和线路电容放电电流的叠加电流,kA 。
来自逆变站侧故障电流的上升速率,因只有线路电容放电电流,故可直接用(9)式计算。
4 纵电动势的计算
计算直流输电线路对邻近电信线路的感应纵电动势,关键是求解故障电流为非周期函数作用时的
感应。根据一般的物理概念,感应纵电动势E 有下列表达式:
E =M i l i d i(t)
d t
(11)
(11)式表明,直流输电线路故障时,对邻近电信线路的感应纵电动势,与故障电流随时间变化的速率成正比。关于d i (t )/d t 也是一个随时间变化的函数,且在t =0时有极大值,这一点已在本文1、2、3做了详细的介绍。为确保安全,在定量评估直流输电线路对电信线路影响时,对某些计算参数总是作一些保守的设定。这里设定故障电流在影响时间范围内,其上升速率保持极大值来计算感应纵电动势。将(10)式代入(11)式,即可得到来自换流站侧故障电流的感应纵电动势的计算公式:
E =U d (
1
L d +l p L +k f l p L d l )M i l
i
(12)
在实际工程设计中,直流输电线路对邻近电信线路的感应影响,一般采用分段计算法,l p =
E
n
i=0
l i L ,则可得出纵电动势的实用计算公式:
E =U d (
1
L d +
E
n
i=0
l i L
+k f E n
i=0
l i
L d l
)E n
i=1
M i l i st 1(13)
式中 s )))电信线外皮或地线在30H z 时的屏蔽
系数;
t 1)))直流输电线路架空地线在30H z 时的
屏蔽系数。
5 计算方法与允许值
5.1 (1)式的适应条件
互感电动势的计算,最基本的原始的计算表达式为(11)式,由于交流输电线路的影响,它是单一频率的稳态正弦波i(t)=I si n X t ,将其代入(11)式,则交流输电线路对邻近电信线路的感应纵电动势的完全表达式如下:
E =X M i l i I cos X t
(14)
根据电工学惯例,(14)式一般简写为(1)式,即E =X M i l i I ,这里的I 实际上是一个向量,模值解释为有效值。故感应纵电动势计算结果也为有效值,在确定危险电压允许值时,也使用了有效值作为标准。
而直流输电线路短路电流i(t),它基本上不存在稳态周期分量,只有暂态非周期分量,将它的峰值
(下转第52页)
p H测量元件、联锁保护、石膏脱水顺控启动、石膏筒仓等;测试及运行石膏排出泵、滤液泵、一级水力旋流器、真空带式过滤机、滤饼冲洗泵、滤布冲洗泵、真空泵、滤液分离器、汽水分离器;调整石膏厚度、成形速度及脱水皮带跑偏。
4.2.5工艺水、废水及事故处理及排水系统
包括:工艺水管道检查、进水前检查、水箱注水、液位检查;水泵启动调试;工艺水泵切换调试;工艺水液位保护调试等。
检查事故罐注水和泄漏;测试及运行供给泵、事故排水坑泵、运行排水坑泵、各搅拌器;检查测量元件、联锁保护及系统顺控启动等。
测试及运行废水供给泵、废水旋流器、废水输送泵、废水加药装置及废水系统自动控制。
4.2.6试运调试时应采取的措施
试运、调试期间,特别是烟气系统冷态启动、调试期间,应采取以下措施:(1)1,2号机组脱硫系统隔离;(2)隔离石灰石供浆系统;(3)隔离石膏脱水处理系统;(4)隔离机组DCS系统,在未确认时,不得与机组DCS系统连接;(5)锅炉控制系统连接、调试时,必须得到确认和监护。(6)冷态试验时,必须得到许可并加强与运行人员的联系。(7)吸收塔等罐体及相关烟道作业时,应制定严格防火措施,防止施工造成火灾。(8)脱硫装置调试反事故措施应遵循《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的要求。(9)应进行专项风险评估:如增压风机试运启动、烟气脱硫装置热态调试和168h满负荷运转风险评估。
4.3系统的调整优化
(1)FGD与锅炉间的热态扰动试验。包括FGD 对锅炉运行扰动试验、锅炉运行对FGD扰动试验。
(2)变负荷运行试验,FGD装置负荷变动试验。
(3)最大负荷运行试验。(4)最小负荷运行试验。
4.4FGD的168h试运行
经过全面调试后,首台应用CT-121工艺的600MW机组FGD满负荷(大于额定负荷的85%)运行168h。试运行中,各项参数、技术指标达到设计要求。吸收塔浆液的pH值为4.5~5.0;净烟气侧SO2排放小于79m g/m3;净烟气侧粉尘排放12 m g/m3;烟囱入口烟气温度大于80e;脱硫效率不小于95%。
所得石膏品质为:水分质量分数不大于10%; CaC O3残留量质量分数不大于3%;C aSO3#1/2H2O 质量分数不大于0.35%;溶于石膏的C I-和F-质量分数都不大于0.01%。
4.5FGD的性能试验
FGD试运行3个月后,进行FGD的性能试验,检验其性能。经检验,该装置热工保护、仪表、程控、自动投入率达到《验标》要求的100%。冷、热态调试后,经30天稳定、连续试运行,系统指标达到设计要求:(1)脱硫效率\95%;(2)装置耗电[12600 k W;(3)耗水量150t/h;(4)烟囱污染物排放量: SO2[79m g/m3;H F[5m g/m3;HC l[10mg/m3;粉尘[12m g/m3。
5结束语
1号机组FGD通过调试和168h满负荷考核,各项技术经济指标优良,运行参数、相关系统均达到和满足设计要求:脱硫效率达96%~98%以上;除尘效果在脱硫后由30m g/m3下降到2m g/m3。这标志着我国首台应用CT-121工艺在600MW燃煤机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程中取得成功。
(责任编辑:王苹志)
(上接第34页)
直接代入(1)式或(14)式计算感应纵电动势是没有理论依据的。也就是说,单一频率的稳态电流的表达式,在众多电流表达式中只是一个特例。
直流输电线路短路电流的频率分布比较广泛,也包含一定的直流分量,主要频率分布为20~40 H z。对于以大地作为回路的磁感应,其互感系数对于不同频率是不同的,具有一定的频率特性。最简单的解释是,如频率为0H z(直流分量)的电流,互感系数为0,不产生磁感应。如果一定要使用(1)式计算直流输电线路短路电流对电信线路的感应电动势,其影响电流I不能使用短路电流的峰值或平均值直接代入,应该是短路电流各频率分量的加权值之和。
5.2感应电动势的峰值
本文所推荐的感应电动势计算方法,以最基本的原始的(11)式为计算基础。关于式中的d i(t)/ d t,它是一个随时间变化的函数,为确保安全,在计算时采用了极大值。所以,这里计算的感应纵电动势也具有极大值(峰值),这和所确定的危险电压允许值(峰值)是相吻合的。
(责任编辑:李连成)
输电线路故障跳闸原因分析报告(模板) XX月XX日XXXkVXXX线路故障跳闸原因分析报告(模板) 1 线路概况 1.1 简介(电压等级、线路名称、线路变更情况、线路长度、杆塔数、海拔、地形、地质、建设日期、投运日期、资产单位、建设单位、设计单位、施工单位、运行单位) 1.2设计气象条件 1.3 故障点基本参数 1.3.1杆、塔型。 1.3.2导、地线型号。 1.3.3 绝缘子(生产厂家、生产日期、绝缘子型式、外绝缘配置) 。 1.3.4基础及接地。 1.3.5线路相序。 1.3.6线路通道内外部环境描述。 2 保护动作情况 保护动作描述、重合闸动作情况、保护测距情况、重合不成功强送电情况、抢修恢复时间。 3 故障情况 3.1 根据保护测距计算的故障点 3.2 现场实际发现的故障情况 3.3 现场测试情况 4 故障原因分析 4.1 近期运检情况 4.2 气象分析故障(当日天气情况) 4.3 故障点地形、地貌 4.4 测试分析(雷电定位、接地电阻测量、绝缘子检测、绝缘子盐密和灰密(绝缘子污秽程度) 、复合绝缘子憎水性、绝缘试验情况、在线监测等) 4.5设计校验(故障点基本参数、绝缘配置、防雷保护角、鸟刺加装、弧垂风偏校验) 4.6现场走访情况 (向故障点周边群众了解故障当时的天气、外部环境变化、异响、弧光等) 4.7其它故障排除情况(故障排除法) 5 故障分析结论 6 暴露的问题 7 防范措施 7.1 已采取措施 7.2 拟采取措施(具体措施、措施落实责任人、措施落实时限) 附件一：现场故障现象(故障周边环境、故障点受损部件、引发故障的外部物件)图片 附件二：现场故障测试图片 附件三：现场故障处理图片 附件四：相关资质单位的试验鉴定报告 附件五：保护动作及故障录波参数 附件六：参加故障分析人员名单 单位：日期：
电力系统输电线路故障测距方法研究 摘要：本文首先全面地介绍了故障测距在国内外发展历程和研究现状。根据各测距算法采用的原理不同，将现有的各种测距算法分为行波法、阻抗法、故障分析法以及智能法，然后逐类对各种算法的理论基础和应用条件上进行了分析、对比和讨论，并在此基础上总结得出了各测距算法的优点及存在的问题，指出了每种测距算法的适用范围和应用局限性。 其次设计了一套高压输电线路新型故障测距装置，该测距装置采用专门设计 的高速采样单元捕获暂态电流行波信号，采用全球定位系统GPS为线路两端提供精度高达s 1的统一时标,从而可实现高精度的双端行波法测距。 为了验证本论文提出的故障定位方法的可行性，通过分析研究，其结果说 明本系统的实验方案确实可行。理论和仿真结果表明，本文所作的工作提高了行波故障测距在不同线路结果情况下的适应性、精度和可靠性。 关键词：输电线路；故障测距；电力系统；行波；全球定位系统(GPS) Research about the measure of fault
location in power system transmission line Abstract：The development and general situation of the research in this field in China and in other countries is introduced in this paper. All the existing algorithms can be classified into 4 main methods those are traveling wave location, impedance location, fault analysis location and Intelligence location .Then the principle and application condition of each algorithm are presented and discussed. Based on the analysis and comparison of each algorithm, the corresponding merits and application limitation are concluded. In this article, a new design scheme of the fault locator for HV transmission lines is presented. By using high-speed data acquisitioning unit designed specially to capture traveling waves of transient current, using Global Positioning System (GPS) to supply high precise time tagging for both ends and using wavelet transform theories to identify the head of the traveling waves, the fault locator can realize high precise double-ended traveling waves location. At the same time, using two-terminal voltages and currents sampled by the medium-speed sampling and processing unit synchronized by the Pulse Per Second (1PPS) of GPS, can realize accurate double ended steady state location. In order to verifying the feasibility of the fault location method, which is presented in this thesis, the experiment is performed based on the locale condition. The result shows that the experimental scheme of this thesis is feasible. The analysis and simulation results indicate that the studies in this dissertation can improve the accuracy, reliability and adaptability of traveling wave fault location. Keywords: power transmission line; Traveling wave; power system；Global Positioning System (GPS) ；fault location 第1章绪论
线路故障的处理 1 线路两侧开关跳闸后，对线路强送电的规定： 1. 开关跳闸后，现场必须检查开关的外部和线路保护动作情况，确认开关无异常，判断保护动作情况无异常，可指令对线路强送一次。 若系统急需恢复该线路运行，而现场不能及时汇报开关间隔的检查结果和保护的动作信息时，经调度中心领导批准，可不待保护和开关间隔检查结果，对线路强送一次。 2. 当强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无冲击等故障现象时，经调度中心领导或总工程师批准，可退出该保护，再强送一次。 3. 线路跳闸后强送不成功，有条件时，可用发电机组对线路进行零起升压，当零起升压不成功或测量绝缘不良时，应立即通知有关单位抢修。当不具备零起升压条件，且系统特别需要该线路运行时，可经调度中心领导批准选择适当的开关再强送一次，但强送前应详细检查开关。 2 线路跳闸后进行强送电，应按以下原则处理： 1. 全电缆线路正常情况下重合闸退出，故障跳闸后，不强送。 2. 电缆与架空线混合线路正常情况下重合闸投入，故障跳闸后，如重合不成功，不强送。 3. 试运行线路、已发现有明显故障或缺陷的线路不得强送电。 4. 单侧充电且不作为备用电源的线路一般不宜强送电，若需要强送电，应经调度中心领导同意。 5. 有带电作业工作的线路，应先终止带电作业工作，待确认现场工作人员撤离后，才能强送电。 6. 串联有变压器的线路，应切除变压器后才能强送电。 3 对线路强送电作如下规定： 1. 合理选择强送端，一般应选择电网结构较强及远离发电厂的一端进行强送。 2. 强送端开关必须具有线路主保护，母线上有变压器中性点直接接地。 3. 强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，否则，应调整至允许值后再强送。 4对于因浓雾天气引起连续污闪或雾闪跳闸，或因台风等恶劣天气引起线路间歇性故障连续跳闸，一般情况下按设备维护单位的规定，当开关连续跳闸若干次后，将开关暂时退出运行，待天气好转后再投入运行。对于电网重要线路，危及电网安全运行时，值班调度员可以恢复开关运行。 5线路跳闸后，无论是否恢复送电，值班调度员均应及时通知该线路维护单位进行巡线，并说明故障信息、线路状态。线路维护单位应及时向值班调度员汇报巡线结果。 6 线路跳闸未进行强送或强送不成功，待线路维护单位巡线消除故障点后，可以对线路试送电。 7输电线路潮流超过各类稳定和继电保护整定限值时，应迅速降至限值以内，一般可采用如下方法： 1. 增加该输电线路受端电源的出力。 2. 降低该输电线路送端电源的出力。 3. 改变系统结线，强迫潮流重新分配（但应考虑系统继电保护是否匹配）。 4. 对该输电线路受端进行限电。
1.光缆线路故障排查和故障定位方法及措施 1.1光缆线路故障的分类 根据故障光缆光纤阻断情况，可将故障类型分为光缆全断、部分束管中断、单束管中的部分光纤中断三种。 （1）光缆全断 如果现场两侧有预留，采取集中预留，增加一个接头的方式处理； 故障点附近有接头并且现场有足够的预留，采取拉预留，利用原接头的方式处理； 故障点附近既无预留、又无接头，宜采用续缆的方式解决。 （2）光缆中的部分束管中断 其修复以不影响其他在用光纤为前提，推荐采用开天窗接续方法进行故障光纤修复。 （3）单束管中的部分光纤中断 其修复以不影响其他在用光纤为前提，推荐采用开天窗接续方法进行故障光纤修复。 1.2造成光缆线路故障的原因分析 引起光缆线路故障的原因大致可以分为四类：外力因素、自然灾害、光缆自身缺陷及人为因素。 1.2.1外力因素引发的线路故障 （1）外力挖掘：处理挖机施工挖断的故障，管道光缆因打开故障点附近人手井查看光缆是否在人手井内受损，并双向测试中断光缆。 （2）车辆挂断：处理车挂故障时，应首先对故障点光缆进行双方向测试，确认光缆阻断处数，然后再有针对性地处理。 （3）枪击：这类故障一般不会使所有光纤中断，而是部分光缆部位或光纤损坏，但这类故障查找起来比较困难。 1.2.2自然灾害原因造成的线路故障 鼠咬与鸟啄、火灾、洪水、大风、冰凌、雷击、电击。 1.2.3光纤自身原因造成的线路故障 （1）自然断纤：由于光纤是由玻璃、塑料纤维拉制而成，比较脆弱，随着时间的推移会产生静态疲劳，光纤逐渐老化导致自然断纤。或者是接头盒进水，导致光纤损耗增大，甚至发生断纤。 （2）环境温度的影响：温度过低会导致接头盒内进水结冰，光缆护套纵向收缩，对光
篇一：维护抢修作业指导书 维护抢修作业指导书 （草稿） 编写:李光明 核对： 审核： 批准： 成都网络维护中心 2011-7-211.1．编写依据 主要依据是维护作业特点、维护规程要求和标准，代维合同，抢修流程，各种通信建设规范，工程公司维护质量手册和程序文件等。 1.2．作业对象和适用范围 作业对象：障碍抢修; 适用范围：维护抢修参与者。 1.3．人员、机械、材料的配备 人员配臵 现场指挥人员1名，主要负责协调调度 技术抢险人员3~4名，负责接续测试及辅助缆线查找及布放杆路技工：2~3名，负责杆线布放及撤除、现场清理 普工：（含巡线员）1~2名；负责配合查找和帮工 工具仪表 otdr 1~2台 光功率计 2套 熔接机(1~2套) 发电机1台 照明工具若干 抽水机1台 接线板3套 开剥工具2套脚筘座板及开挖工具2套 6米竹梯1把 联络器具1套（对讲机），紧线设备2套，杆线作业工具2~3套 材料 光缆接头盒最少4套 邦扎线若干，子管若干，3.0铁线若干，2.2/7钢线若干 抱箍若干，夹板若干 1.4．作业程序 1.4.1维护片区在接到障碍通知后，应在最短时间（15分钟）内组织 人员、仪表、车辆和材料出发。 1.4.2抢险人员到达距离障碍点最近的机房（城区30分钟内，郊县 20公里内60分钟，超过20公里，以40公里/小时车速计算到达时间）后，先与监控取得联系，确认障碍信息，在测出障碍点后，与资料管理员联系，尽快判断出障碍点大致地点，同时现场抢险人员赶往故障地段并与测试人员保持联络，抢险负责人应与本段线路维护人员联系，配合查找障碍点。 1.4.3到达故障现场后抢险人员必须遵循先抢通，后修复的原则，应
电路故障类型及原因分析 ——山西省新绛县席村学校 申新会 一、 短路与断路现象分析 电路故障类型，主要有两种，短路和断路。 短路，又分为电源短路和用电器短路两种。 1、电源短路，指导线不经过用电器而直接接到了电源 的两极上。导致电路中电流过大，从而烧坏电源。这种情况 是绝对不允许的。 电源短路，如右图两种情况，一种是开关闭合，导线直接接到电源两极上；另一种是开关闭合，电流表直接接到了电源两极上。 2、用电器短路，指的是串联的多个用电器中的一个或多个（当然不是全部）在电路中不起作用，这种情况是由于接线的原因或者电路发生故障引起的。这种情况一般不会造成较大的破坏。 用电器短路，从实验的角度给学生做如图所示的实验，学生观察到： 闭合开关，灯泡L 1、L 2发光，当用一根导线并接到A 、B 两点之间，灯泡L 2熄灭，灯泡L 1变亮。事实告诉同学们，此时灯泡L 2中没有电流流过， 电流从电源正极流到A 点后，只经过导线流到B 点，再流过L 1，回到电 源负极。 将这一现象上升到理论就是：从同一起点A 到同一终点B ，如果存在 多条可能的通路，但其中有一条是导线，则电流只流经导线，不通过其他 任一通路。这种现象表现出了自然界“最经济的原理”。 断路，指电路断开的情况，可能是由于接触问题或者电流过大把用电器烧毁引起的。 二、电路故障模拟实验 如图所示，灯泡L 1和灯泡L 2串联在电路中，为了帮助同学们理解故障 原因，分别做以下四个模拟实验： 实验一：模拟灯L 1短路的情形，取一根导线并接到L 1的两端，闭合开 关，观察到灯L 2发光，且亮度变亮，电流表示数变大，电压表无示数（被短路）； 实验二：模拟灯L 1断路的情形，将灯L 1从灯座上取下来，闭合开关，观察到灯L 2熄灭，电流表无示数，电压表示数变大，为电源电压； 实验三：模拟灯L 2短路的情形，取一根导线并接到L 2的两端，闭合开关，观察到灯L 1亮度变亮，电流表示数变大，电压表示数变大； 实验四：模拟灯L 2断路的情形，将灯L 2从灯座上取下来，闭合开关，观察到灯L 1熄灭，电流表无示数，电压表也无示数。 三、判断故障的方法： 使用电压表、电流表、小灯泡、导线等都可以判断故障所在，以下举例说明。 方法一、电压表检测法 例1. 在电学实验中，遇到断路时，常用电压表来检测。某同学连接了如图1所 示的电路，闭合开关S 后，发现灯不亮，为检查电路故障，他用电压表进行测 量，结果是U V U U U V ae ab bd de ====3003，，，，则此电路的故障可能 是（ ） A. 开关S 接触不良 B. 小灯泡灯丝断了 C. d 、e 间出现断路 D. e 、f 间出现断路 L2L1
输电线路故障测距系统现状及发展趋势综述 发表时间：2016-10-18T15:34:19.453Z 来源：《电力技术》2016年第8期作者：关昕[导读] 本文阐述了输电线路行波故障测距技术的原理、发展历程，介绍了输电线路行波故障测距系统在国内的应用现状。 贵州电网公司都匀供电局贵州都匀 558000摘要：本文阐述了输电线路行波故障测距技术的原理、发展历程，介绍了输电线路行波故障测距系统在国内的应用现状，分析了工程应用中存在的问题。针对上述问题，并结合近年来电力科技发展，本文提出了行波故障测距系统的后续技术发展方向。 关键词：输电线路；行波法；故障测距 1.引言 输电线路是电网中较容易故障的部分，输电线路故障后，快速、精确的定位故障点位置对缩短线路停电时间、快速恢复供电、降低停电带来的经济损失具有重要意义。从长期运行的角度看，精确的故障点定位信息有助于运行单位的事故分析，及时地发现故障隐患，采取有针对性的措施，提高线路运行的长期可靠性。 输电线路故障测距方法（故障定位）从原理上可分为阻抗法、行波法、时域法、频域法等。目前，获得实际应用的主要是阻抗法和行波法，保护/录波装置中主要应用的是阻抗法，行波故障测距装置则一般是单独组屏。相对而言，阻抗法受过渡电阻、系统运行方式、互感器等因素影响，在长线路、高阻故障情况下，定位误差较大，因此，输电线路行波故障测距装置是目前国内电力运营单位最主要的故障定位手段。本文首先阐述了输电线路行波故障测距系统在国内发展及应用现状，介绍了存在的问题，并对后续技术发展进行了分析。 2.输电线路行波故障测距技术原理及发展历程 2.1 输电线路行波故障测距原理 输电线路行波测距法（也称为行波故障定位），根据需要的电气量的不同，可分为单端法、双端法、脉冲法。目前，现场运行装置基本上都是采用采用双端法，其原理是利用故障产生的暂态行波，通过计算暂态行波到达线路两端的时间差来计算故障位置。故障测距计算中主要解决以下两个问题：①行波在传输过程中的衰减及波形畸变（即信号色散）；②不同线路类型中行波波速的确定。 图1 双端行波测距原理 2.2 输电线路行波故障测距技术发展历程 在上世纪70年代，国外相关研究单位就提出了行波故障定位概念，但受采样、授时等技术的限制一直未能实用化。在行波测距技术实用化之前，电力系统主要通过保护/录波装置数据利用阻抗测距法完成故障定位，但受故障过渡电阻、互感器误差等因素的影响，测距精度和可靠性较低，并且不适用直流输电、T阶等类型线路。上世纪80年代以后，随着GPS、数字信号处理技术的成熟，行波故障测距装置技术上逐渐成熟。而在行波故障测距理论研究领域也取得了突破，中国电科院、山东科汇等单位采用小波变换、模量变换、自适应滤波器等手段[1~7]的综合应用解决了色散、波速确定等问题，行波故障测距装置进入实用化阶段。 3．输电线路故障测距系统发展现状 3.1 应用规模 目前，基于行波原理的输电线路故障测距装置在我国电网已经获得了广泛应用，安装厂站数量超过3000个，全面覆盖500kV/330kV以上电压等级线路，距离较长的220kV电压等级线路也基本安装有行波故障测距装置。在国内，从事该领域产品研制与开发的主要厂家是：南京南瑞集团公司，山东科汇公司、山大电力等，由于国内在此领域的应用水平较高，在装置开发和相关技术研究方面与国外机构差距较小。 3.2 应用效果 实际运行统计表明，输电线路行波故障测距装置的精度基本上达到500米~1000米，在现场运行中主要发挥了以下作用： 1）输电线路行波故障测距装置的应用有效缩短了线路停电时间，仅在辽宁电网，根据2006年~2009年统计，挽回停电损失上亿元。 2）对于四川、青海、云贵等地电网，由于输电线路多跨越山区、林地，巡线困难，行波故障测距装置的应用大大降低了巡线工作量。 3）输电线路故障点的准确定位有助于运营单位采取预防性措施，这也间接降低了输电线路后续故障发生的概率。 但需要指出的是，输电线路行波故障测距装置的应用效果与现场的运行维护情况相关。以辽宁电网为例，2014年上半年，220kV线路故障的定位成功率超过95%，平均误差在2级杆塔以内（不到500米误差）；而运行维护不力的地区，故障定位成功率甚至不及50%。 3.3 存在的问题 （1）故障测距装置可靠性相对较低。 这是影响行波故障测距装置应用效果的最主要因素。由于行波故障测距装置系统构成较为复杂，包括装置采样、通讯、GPS授时（精度要求较高）多个环节，其中一个环节出现问题，即可能导致故障失败。根据各网省公司统计，由于通讯、GPS原因导致的故障定位失败占据故障总原因的70%以上。
Q/WSDL4SP002-2015 云南文山电力股份有限公司 发 布 2015- 6-1 实施 2015- 5-30 发布 云南文山电力股份有限公司 配网故障巡视、抢修业务指导书 Q/WSDL 云南文山电力股份有限公司作业标准
目次 前言.................................................................... II 1 业务说明 (1) 2 适用范围 (1) 3 引用文件 (1) 4 术语和定义 (1) 5 管理要点 (1) 6 配网要求 (2) 7 附录 (4)
前言 本指导书由云南文山电力股份有限公司生产设备管理部提出并归口。 本指导书由云南文山电力股份有限公司企业管理部统一编号。 本指导书起草部门：云南文山电力股份有限公司生产设备管理部。 本指导书主要起草人：关维罡、王坚。 本指导书主要审核人：张天流、杨武、巨朝聪、汪双宽、高勇。 本指导书由杨子龙批准。 本指导书由云南文山电力股份有限公司生产设备管理部负责解释。 本指导书发布后，原《关于印发配电故障巡视和抢修业务流程实施意见（试行）的通知》文电司生〔2013〕34号文件予以废止。
配网故障巡视、抢修业务指导书 1业务说明 本业务指导书用于云南文山电力股份有限公司（以下简称“公司”）配网故障巡视、抢修业务的管理，为规范10千伏及以下配网故障安全快速复电工作，进一步提升公司配网运维水平和快速复电能力，实现配网故障巡视、抢修业务实施安全可靠、优质高效，公司组织编制了《配网故障巡视、抢修业务指导书（试行）》，确保各单位在配网故障巡视、抢修业务实施过程中安全、规范、有序。 2 适用范围 本业务指导书适用于云南文山电力股份有限公司所属10千伏及以下配电设备发生故障停运后，采取故障巡视、故障隔离（采取措施恢复非故障区段供电）、并对发生故障的公用供电设备进行修复的工作。 3 引用文件 《南方电网公司配网故障快速复电指导意见》 《配网线路故障排除抢修作业关键环节、危险点及执行要点》 《云南电网有限公司县级供电企业供电所规范化工作指南（2015版）》 4术语和定义 4.1配网故障快速复电是指10千伏及以下配电设备发生故障停运后，采取紧急措施隔离故障（采取措施恢复非故障区段供电），并对发生故障的公用供电设备进行修复，尽快恢复对客户供电的过程。 4.2当发生自然灾害等非正常原因导致大面积停电的情况和重大保供电期间发生停电时，按照应急管理要求及时启动相关应急预案，并由应急组织机构统一指挥和协调快速复电工作。 5管理要点 5.1职责 5.1公司本部生产设备管理部职责 5.1.1指导各分公司开展10kV及以下配网故障抢修工作。 5.1.2修编完善配网故障巡视、抢修业务指导书，提高故障抢修工作效率。 5.1.3协调处理超出分公司处置能力的抢修。 5.2分公司生产设备管理部职责 5.2.1指导各供电所开展10kV及以下配网故障抢修工作。 5.2.2做好事故预想，定期开展配网故障抢修培训、演练，提高应急处置能力。 5.2.3协调处理超出供电所处置能力的抢修。 5.3供电所职责 5.3.1 负责供电所辖区10kV及以下配电线路设备的抢修，拟定抢修方案，组织现场抢修。 5.3.2在配网抢修过程中严格执行《配网线路故障排除抢修作业关键环节、危险点及执行要点》中的10关键环节、45项危险点和50项执行要点，确保抢修作业安全。 5.3.3根据年度故障发生次数分布情况，（如故障一般期、故障高发期、极端天气导致故障集中期等）动态调节值班人员数量。
配电线路常见故障原因及诊断方法 一般线路故障，从性质上分不外乎接地（这里指的是单相接地）、相间短路（包括雷击造成的相间短路、外在导电体或者半导电体造成的相间短路、设备绝缘降低造成的相间短路）、接地相间短路三种形式。但是根据电网保护的功能引起相间短路故障时才会跳闸，接地故障并不跳闸，只能发接地信号，10kV系统可以抗单相接地2个小时，时间长了就会对另外两相的绝缘造成损坏。从时间上分有暂态故障和永久故障两类，暂态的故障是经过放电后构成相间短路的条件被电弧破坏，构不成短路条件，永久故障则是不能被电弧破坏短路条件，需要人为去干预（检修）。针对线路故障，巡线、维护的重点就可以把握的。 一、配电线路常见故障 1、高阻故障 导致高阻故障的原因主要可以分为两种，一种是在运行过程中，配电线路发生断裂等情况，与高阻抗发生接触;第二种情况是正常运作的配电线路发生断裂，碰到了线路周围的物体，这两类情况都会导致配电线路高阻故障的发生。 配电线路主要是安装在室外，受环境因素的影响较大，首先是输电线路自身的问题，输电线路使用时间过长就会出现不同程度的老化现象，导致线路断裂，发生故障;其次是外部环境问题，其次是外力作用因素，受到人为因素的影响，如故意损坏线路、外力撞击等导致线路故障。 当高阻故障发生，电流水平明显低于由于短路而产生的电流水平，这就为配电线路的在线故障识别带来了一定的影响，在传统的电流保护中对这类故障的检出率较低，因此无法及时进行调整，从而引起配电系统中更加严重的故障，发生线路短路，引起火灾等。 2、单相接地故障 单相接地故障是配电线路中发生频率最高，查找难度最大的电力故障。因为不足以引起跳闸，假设用户侧出了问题，跌落式熔断器还不跌落，没有明显的判别标志。但是接地故障在夜间带电比较容易查找，因为其打火在巡视中容易发现，白天比较难。 对这种故障的检查主要依靠对电路系统中的暂态信号进行分析。电路系统的暂态信号储存着关于线路故障的大量信息。暂态过程的另外一大特点就是能够避
高压架空输电线路的故障测距方法叶锡元 发表时间：2018-12-21T10:20:33.443Z 来源：《电力设备》2018年第23期作者：叶锡元 [导读] 摘要：架空线路是目前电力能源供应的主要方式，随着高压架空输电线路日益增多，输电线路故障问题也频繁出现，对电力系统运行造成影响。 （广东电网有限责任公司东莞西区供电局广东东莞 523960） 摘要：架空线路是目前电力能源供应的主要方式，随着高压架空输电线路日益增多，输电线路故障问题也频繁出现，对电力系统运行造成影响。由于输电线路分布广及穿越复杂地形，容易出现故障；且当架空线路出现故障时，如逐条线路实施排查，效率低，不能对故障及时排除，容易引发一系列连锁反应。实施有效措施对故障进行快速诊断可有利于故障排除，对保障电力系统正常运行将发挥重要作用。高压架空输电线路故障测距方法的使用可快速对故障点进行诊断，有利于故障排除。 关键词：高压架空输电线路的故障测距方法 一、架空输电线路故障概况及分析 具体来讲，关于高压架空输电线路的故障类型主要包括单相、两相等短路故障。就发生频率来讲，单相短路故障的发生率约占据总故障事件的65%以上，其中，三相故障发生概率最小，约占5%左右，但该类故障一旦发生，将对整个电路系统造成严重影响，如烧毁电力元件等，故障不能及时排除，容易引起较大经济损失。关于输电线路发生故障的原因主要是绝缘子被外力等因素击穿而引起接地故障所致。除此之外，天气原因、地理因素也是常见的故障原因，如雷电、大风等引发线路及电气元件损坏而引发故障。此外，腐蚀也是线路故障发生的主要原因，实际线路保护中应引起重视。 二、架空输电线路故障测距原理及方法 对于架空输电线路，故障类型主要包括单相接地故障、相间短路故障、两相短路接地故障等。长期以来，对于故障的诊断主要依靠人为巡检方式发现故障及排除。而随着微机及微处理技术的应用，一些架空线路故障测距装置的使用很大程度上解决了故障无法及时发现及排除的现状。关于故障测距，方法主要有阻抗法及行波法，具体如下。 （一）阻抗法 阻抗法主要是依据电路在故障时所测量所得的电压、电流计算故障回路阻抗，以便确定其故障位置及实施处理，其主要原理是利用线路长度与阻抗成正比的原理所得。该种测量方法原理简单、造价低及不受通行条件限制等优点，一直是各学者关注的重点。但，该种方式主要缺点在于精度不高，无法准确对故障点实施定位。而基于现有技术，如通信技术、GPS技术的应用，使得采用阻抗法实现输电线路故障测距精度的提升提供了技术保证。 （二）行波法 行波法测距主要是依据行波理论实现故障测距的方法，主要有单端算法及双端算法。如当电路发生故障后，从母线向故障点传播的行波实现折返，从而可以利用传播实现与故障距离成正比而实现测距的目的。测试原理如公式（1）所示。由于该方法测试较为准确，且可以实现对故障点的快速判断，可在实际高压架空输电线路故障测距中使用。 （1） 其中，XS为故障距离；v为波速度，Ts1为故障点初始行波到达母线时间，Ts2为故障点发射波到达母线时间。 双端行波法测距原理与单端行波法测距原理存在不同，即双端算法测距主要是依靠故障点所产生的行波第一次到达两端的时间差实现测距，测距原理见公式（2）所示： （2） 其中，XS为故障距离，v为波速度；Ts1为故障点到达母线一端的时间；Ts2为故障点到达母线另一端时间，L为线路长度。 （三）固有频率法测距 （1）固有频率法测距的基本原理 最早在1979年，Swift发现故障行波的频谱与故障距离及线路终端的结构有关，即:在一系列频率成分组成的行波频谱中，这一系列频率成分称为故障行波的固有频率，其中最低频所占的比重最大，称为行波频谱的主成分。在线路终端为理想的开路或者短路状态的情况下，行波频谱的主成分与故障距离之间有确定的函数关系。该研究局限于线路终端两种极特殊的情况下的故障定位，所以Swift的研究结论仅仅是固有频率法测距的雏形。线路终端为任意阻抗值条件下的故障距离和系统终端阻抗、行波固有频率之间的关系，使得利用行波固有频率的测距方法得到了完善。 （2）固有频率法测距的研究现状 利用固有频率法测距，无论应用场景是交流线路还是直流线路，都需要提取出精确的固有频率，目前提取行波固有频率的算法主要有傅里叶变换、多信号分类算法、小波变换，在此基础上，利用信号的时频相关性，先在频域确定行波频谱的主成分，再在该频率的邻域内确定行波信号的周期来得到更为准确的频率值。文献[43]先利用经验模态分解算法处理信号得到故障测距所需的行波成分，再在该成分中提取固有频率，减弱了频谱混叠对测距的影响。 直流输电线路的边界比较复杂，因此对终端阻抗的处理方式对测距精度有比较大的影响。将固有频率法应用于直流输电线路的故障定位中，该文献对线路终端阻抗的处理是把线路终端对高频分量而言看作是开路的，线路终端对低频分量的作用看作使其发生偏移。没有对线路终端的作用进行理论分析，而是利用神经网络的方法训练得到了测距结果。对线路终端阻抗的影响进行了量化分析，计算得到了行波主频率下的终端反射角，通过行波主频率和反射角计算出故障距离。在柔性直流输电线路中固有频率法的适应性。 三、故障测距方法比较及应用趋势分析 前面，对架空输电线路测距方法及原理进行分析。对于高压架空输电线路及现有测距技术而言，利用微分方程直接在时域中求解是最为直接的方式，这是现有高压架空电线故障测距的主要方式。（1）具体来讲，如利用电感、电容及电阻等参数，并用线路两边的电气量计算沿线电压分布而实现对故障距离的测试属于单回线时域测试法的一种。利用双同线环流网及两侧系统无关及电压为零的点而对线路两侧
电线路事故（故障）抢修作业指导书 1.作业项目名称： 电线路事故（故障）抢修作业指导书 2. 作业内容范围 本指导书适用于电线路事故（故障）抢修作业； 3. 编制（修订）文件依据 《铁路电力安全工作规程》和《铁路电力管理规则》（铁运[1999]103号）4. 检查项目 4.1仪器仪表 4.2抢修工机具 4.3通讯工具 4.4应急照明 5. 人员工机具材料与要求 5.1人员准备： 根据应急预案组织人员 5.2材料准备 根据故障性质准备材料 5.3工具准备 根据故障性质准备工机具 6. 作业程序、检查方法及标准 6.1值班人员接到事故（故障）信息后，应记录信息反馈人的单位、姓名（联系电话）、时间、事故（故障）地点及基本情况。 6.2电力工区值班员接到事故或故障信息后，应及时向车间、段调度汇报。
6.3根据估计事故种类和损害的程度，准备应急抢修材料、抢修工具及应急照明灯具，并携带抢修工具包。 6.4抢修用的通讯工具要保持良好状态；值班人员外出处理故障必须向段调度汇报，并携带无线对讲机，以便随时与调度进行联络。 6.5班组自接到事故通知后，必须在白天15分钟，夜间20分钟内迅速出动，立即赶赴现场进行处理。 6.6遇有自闭（贯通）线路供电臂故障停电、信号点停电、站区大面积停电等，即视为事故发生，抢修小组应立即出动，并按《徐州供电段事故电力(给水)事故故障应急抢修预案》（徐供安〔2013〕127号）组织抢修。 6.7在事故（故障）抢修中，抢修组要指定专人负责与段调度保持联系。 6.8到达事故（故障）现场后，应详细了解事故（故障）情况，查找原因；同时将现场情况正确、迅速地向段调度汇报。 6.9能处理的故障及时处理，恢复正常供电；对事故或遇有疑难的故障，向段调度汇报的同时，应提供有关技术数据，保证调度正确指挥。 6.10若遇危及人身行车安全的事故、故障，在未排除前，处理人员不得离开，应看护好现场，并设置防护措施；与行车有关的事故、故障，应立即设法通知有关行车部门。 6.11事故（故障）抢修结束后，要反复确认，执行“三不动，三不离”制度，检查无异状，恢复正常后方可离开，并记录恢复时间。 6.12回工区后应将事故（故障）情况及处理经过，记录在“故障记录栏”上，并向段调度全面汇报处理经过。 6.13事故处理完毕后，应按“四不放过”原则，及时组织分析，找出原因，分清责任，吸取教训，确保供电安全。 6.14因电线路涉及行车及信号设备的故障处理，除遵守上述规定外，还
配电线路常见故障原因分析及其处理措施 发表时间：2019-07-09T16:31:56.837Z 来源：《建筑模拟》2019年第20期作者：董志超 [导读] 配电线路具有线路点多、覆盖面广、线路长及路径复杂等特点，同时受气候条件和地理条件等外部环境的影响较大。 董志超 鹤壁市天宇工程技术有限公司河南鹤壁 458030 摘要：配电线路具有线路点多、覆盖面广、线路长及路径复杂等特点，同时受气候条件和地理条件等外部环境的影响较大。如何保证配电线路安全可靠地运行，并有效排除配电线路的故障，成为了电力系统中相关人员不得不面对的关键性问题。 关键词：配电线路；常见故障；原因分析；处理措施 引言 据相关资料显示，我国大部分城市或农村中，所配置的输电线路均存在着较大的安全隐患，在此种情况下。配电线路一旦受到外界诸多因素的影响，极有可能出现短路、停电等故障，不但对于人民生活造成困扰，也为相关企业带来不小的经济损失。 1配电线路常见故障原因 1.1自身线路故障 随着我国经济建设的不断发展，人民对于电的需求量也在逐渐加大，而由于部分配电线路使用时间过长，导致设备老化，且一部分线路的档距弧垂较大，无法对其进行及时更换，进而致使配电线路在运输电力时出现超负荷的情况。同时，配电线所配置的避雷器由于受到外在因素的不良影响，时常发生损坏，极其容易出现问题，如接地故障等，而后相关工作人员并未对其进行及时更换和维修，致使雷电发生时，避雷器的避雷效果大大降低，从而导致接地线路产生电压问题，时间一久，导线逐渐松弛，最终致使混线。除此之外，由于我国用电量的增加，而更换线路又不及时，使得原本存在的配电线路根本无法满足现在的供电需求，进一步导致了配电线路出现故障，且地方差异较大，许多地区并不能及时更换配电线路，某些偏僻地区的相关线路不符合国家对此的相关标准，致使配电变压器出现故障，最终影响配电线路的正常运行。 1.2环境因素 我国国土面积相对较大，针对我国不同地区，输配电线路工程建设需求不断增加，使得配电线路在建设过程中受到自然环境因素的影响。我国南方地区，降雨量较大且持续时间较长，容易出现潮湿及干燥等问题，我国北方地区，在线路建设过程中容易受到寒冷天气的影响，自然环境问题是建设过程中需注意的重点问题，容易引发线路故障，对人们的用电安全造成威胁。 1.3人为因素 配电线路工作人员在操作过程中，并未按照相关规范，可能导致安全隐患发生。实际操作过程中，操作人员并未断电便拔出设备，或者设置错误的参数，插接设备操作不规范等，都会导致线路安全故障发生。工作人员的业务水平及职业素养对配电线路的安全运行产生影响，若操作人员操作不当，可能引发重大安全事故。 2配电线路故障的处理措施分析 2.1提高安全防护自动化技术 随着社会主义新农村及美丽乡村建设的发展与不断向前，农村居民的生活水平得到了前所未有的提升，对生活质量的要求也越来越高。为此，我公司也跟进时代发展的脚步，不断地创新与发展，不断地融入信息化，自动化的发展，打造有特点的坚强智能电网，这些年我公司在安全防护自动化技术中已经取得了长足的进步，相关规范中也将自动化技术定义为集安全性、可靠性、经济型于一体的包含现代化设备以及智能化系统的，实现智能化变电的体系结构。配电网安全性能要与时俱进，与现代科技相结合，以便于提高安全防护自动化技术。因此我们需继续提高安全防护自动化技术。 2.2线路质量问题控制方法 配电线路设备及电网运行情况展示实时监测，输配电设备及输配电网络，运行过程中需要对其进行跟踪及诊断，从而将安全隐患排除，防止线路故障发生，维持输配电线路运行稳定性。线路在铺设后需选择管理模式，部分线路依旧采取人工管理模式，该管理模式相对落后，可利用智能管理方式，将停电问题有效处理，将故障范围进一步缩短，使配电线路质量进一步提升，保障线路运行稳定性。配电线路设备需进行标记，我国不同地区配电网络利用范围不断扩大，乡镇及农村地区用电量进一步增加，输配电支路及输配电节点需要适当增加，缓解负荷压力，但也会增加一定的检查难度，使线路巡逻时间延长。杆塔设备编号存在模糊不清问题，导致线路检修过程更加顺利。针对此类问题，配电线路设备在故障排查过程中，需强化对杆塔设备的命名，从而使检查工作更加顺利，对杆塔及配电位置进行有效定位。 2.3人为问题处理方案 配电线路存在的安全问题在查找过程中，需根据地区环境情况及输配电质量问题等展开综合分析，工作人员需注重自身职业素养的提升，不断优化技术方案。实际工作中，工作人员需求强化对配电线路的管理工作，观察线路的运行情况，防止配电网出现故障。工作人员需要重视道德修养，在配电网线路维护过程中，需根据技术标准展开工作，避免人为失误操作导致配电线路存在安全隐患。输配电线路在施工过程中，需强化对施工质量的管理，验收工作需做好质量控制，从而使风险进一步规避。工作人员需展开检修工作，对村子的问题及时处理，并将线路故障修复，电力公司需在一定时间召开组织会议，从而使工作人员的职业素养提升，并改善线路操作能力。智慧电网建设的不断深入，配电系统智能化水平提升，检修人员的技术要求进一步提升，在培训过程中，需掌握新型电气设备的隐患类型，明确快速处理的办法。制定完善的管理制度，使相关人员根据规范化的标准展开线路维护。为保障工作人员的积极性，可以调整绩效，使其意识到配电线路运行的安全性的意义，保障配电线路的稳定运行。 2.4加强线路定期巡视清理工作，完善管理体系 若想尽可能的减少配电线路的故障就必须做好管理工作和检修工作，唯有将线路的维护工作落实到实处才能更好的对故障进行预防。对此，在配电线路建设到竣工的这段时间，电力企业一定要积极做好各方面的检查工作，积极细心做好各个环节，防止施工中埋下后续的故障隐患。在竣工的后期阶段，相关部门一定要加强巡视工作，对出现故障的线路要及时上报抢修，后续也要对出现故障的线路进行着重
输电线路故障测距的研究 入学年级：2014秋 学生姓名：范晓晨 电气工程及其自动化 学号：142512********* 所学专业：电气化及其自动化 东北农业大学 中国·哈尔滨 2016年11月
摘要：对高压架空输电线路进行准确的故障测距是保障电力系统安全稳定运行的有效途径之一。为此，文章全面地介绍了国内外在此方面的研究现状。根据各种测距算法采用的原理不同，将现有的各种测距算法分为阻抗法、故障分析法、和行波法。阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗，由于线路长度与阻抗成正比，因此便可求出由装置装设处到故障点的距离；故障分析法是利用故障时记录下来的电压、电流量，通过分析计算，求出故障点的距离；行波法是根据行波传输理论实现输电线路的故障测距方法，按其原理可分为A、B、C型3种方法，然后利用小波变换对输电线路故障测距进行模拟仿真。最后，对高压架空输电线路故障测距的研究及应用前景进行了展望。 关键词：故障测距；行波；输电线路；小波变换 1. 概述 高压输电线路是电力系统的命脉，它担负着传送电能的重任。同时，它又是系统中发生故障最多的地方，并且极难查找。因此，在线路故障后迅速准确地把故障点找到，不仅对及时修复线路和保证可靠供电，而且对电力系统的安全稳定和经济运行都有十分重要的意义。 根据故障测距装置的作用，对它提出以下几点基本要求[1]。 1)可靠性 2)准确性 3)经济性 4)方便性 目前已有的输电线故障测距装置按其工作原理可以分为以下几种。 1)阻抗法 2)故障分析法 3)行波法 本论文的主要工作如下： 1）对基于电气量的输电线路故障测距进行研究。 2）了解输电线路行波的产生和传播原理、电力系统故障分析。 3）具体掌握基于行波法的输电线路故障测距原理，利用小波变换对行波突变点检测进行研究，并对输电线路故障测距进行模拟仿真。 4）总结并对输电线路故障测距应用前景进行了展望。 2 阻抗法
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.线路故障原因及预防措施 正式版
线路故障原因及预防措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 露天架设的架空线路，长年经受自然条件和周围环境的影响，因此事故较多，在运行中应加强巡视和维护，预防事故的发生。 1 线路故障原因 (1)自然因素的影响： ①大风的影响：风力过大，使悬垂绝缘子串倾斜，弧垂增大，空气绝缘间隙变小，易发生相间短路、导线烧断事故。风力超过杆、塔机械强度时，使杆、塔倾斜、损坏、导线振动、跳跃、碰线，可能引起短路使断路器速断跳闸。
②雨的影响：毛毛细雨将使脏污绝缘子闪络、放电，损坏绝缘子。倾盆大雨将使河水暴涨、山洪爆发、山体滑坡，造成倒杆、断线。 ③雷电影响：雷雨季节，线路遭受雷击，雷电过电压使绝缘子闪络、烧伤或击穿爆炸，造成断路器跳闸。 ④大雾影响：大雾天气，空气相对湿度较大，绝缘子沿面闪络电压降低，发生闪络、放电、损坏绝缘子现象，严重时发生击穿闪络，将造成大面积停电。 ⑤大雪影响：狂风暴雪天气，导线应力、负重增大，易发生倒杆、断线事故；冰消雪融时，绝缘子易发生闪络现象。 ⑥覆冰影响：线路导线上发生严重覆