输配电线路论文
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了八篇输配电线路论文范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
输配电线路论文范文第1篇
现今社会，电已经成为人们不可或缺的生活之需，而对于电力部门来说，输配电线路的防雷是保证居民正常用电的重要措施之一。根据电力生产的实际运行经验表明，在电网事故中，输配电线路故障是大部分原因，而配电线路绝缘水平低，直击雷及雷电感应过电压导致的雷击线路事故率很高，所以雷击跳闸占的比重较大。在包头地区农村配电线路，因为气候、地理、环境的制约，直接或间接的影响了配电线路的运行安全。比方说点多、面广、线长、地区开阔，走径复杂，而配电线路又直接与客户端连接，致使供用电情况非常复杂，造成设备故障率居高不下。下面以包头市固阳县为例试析配电线路的防雷措施。
一、10KV配电线路的雷击故障分析
1、雷击造成输配电线路跳闸24次，占跳闸总数的57.1%。
2、鸟害造成输配电线路跳闸4次，占跳闸总数的9.5%。
3、外力破坏造成输配电线路跳闸1次，占跳闸总数的2.4%。
4、用户自管设备检查维护不到位造成的跳闸9次, 占跳闸总数的21.4%。
5、其他原因造成输配电线路跳闸4次，占跳闸总数的9.5%。
针对这些事故我们进行认真分析，找出引发配电线路故障的主要因素，输配电线路设备的防雷害、大风等自然灾害措施不够坚强有力，雷区的确定不够准确、范围小，防雷设备投入少、量不够。根据上述问题进行了预防整改措施，有效的提高了线路、设备运行维护水平，防范事故于未然，进一步保证农电配网供电可靠性。
二、雷过电压的影响
通过对上面的输配电线路遭雷击造成的跳闸进行分析，发现同样是被雷击，可是出现的结果却不一样。在雷击过程中破坏性最大的是过电压，它不仅造成设备中敏感电子器件损坏,同时引起线路保护、线路监控系统误动作,甚至会造成停机的严重后果。可是，雷电引起的过电压也是有分别的。具体有以下两种：
1、感应雷过电压：雷闪击中电气设备附近地面，在放电过程中由于空间电磁场的急剧变化而使未直接遭受雷击的电气设备上感应出的过电压。感应雷可由静电感应产生，也可由电磁感应产生，形成感应雷电压的机率很高，对输配电线路威胁巨大，这也是输配电线路的防雷工作重点。
2、直击雷过电压：雷直接击中地线或绕击到导线上，雷电流在接地电阻上或导线的阻抗上的电压降叫直击雷过电压，其值可达几百万伏以上。直击雷一般通过避雷针将雷电安全导入大地中去。
三、过电压保护措施
从2003年国家加大对农村电网的投资以来，包头地区电网发展迅速，截止2007年已达到户户通电。但随着经济的快速发展，逐渐显露出配电线路管理上的不足，特别农村配电线路，受地理位置影响，地区开阔，时常发生雷击跳闸事故，事故率居高不下，严重影响农村配网线路的安全运行。为保证村民的生产、生活用电，提高供电可靠性，农网安全运行的重点正慢慢转移到配电线路的防雷措施上来。
1、配电线路加装硅胶绝缘子
在配电线路中瓷绝缘子更换成硅胶绝缘横担是全面提高线路绝缘水平的重点。只有加强线路绝缘、降低杆塔的接地电阻，使雷击后不发生闪络，雷电也因爬距加大而无法建弧，有效的提高了线路的绝缘水平。
优点：不用专门的人员进行维护，提高配电线路的缘绝水平。
缺点：造价高，在防止绝缘导线断线方面效果不明显。
2、保护间隙
它是一种最简单的灭弧装置，在雷击过程中将电弧拉长，使电网电压不能维持电弧燃烧。
缺点：必须借助于自动重合闸配合来切断电弧；间隙电压扰动将影响电能质量；间隙放电可能导致线圈形式的设备陡波击穿。
3、防雷金具和悬垂线夹闪络保护器
它们在原理上是相同的：防雷金具绝缘导线固定处剥离绝缘层，加装特殊设计的金属线夹，避免烧伤绝缘子和熔断绝缘导线。
采用悬垂线夹和其它装置作为闪络保护器。
缺点：防雷金具的绝缘导线影响机械拉伸性能，对供电的可靠性和电能质量有所降低。悬垂线夹抗震性能较差，尤其包头地区风沙大，在大风天气里常发生故障，对供电的可靠性和电能质量有所降低。
4、增长闪络路径
只要绝缘路径足够长，就可以阻止工频续流建弧并切断工频续流。
优点：投资成本较低，免维护。
缺点：在保待距离方面很难解决，间隙电压影响电能质量。
5、限流消弧角
将放电线夹穿透绝缘导线的绝缘层，当线路出现雷电过电压时，间隙首先放电，其次限流元件截断工频续流，防止了绝缘线路在雷击时断线的事故发生。
6、安装金属氧化物避雷器
农村地域广阔，很适合使用金属氧化物避雷器。在安装时，一定要在配网设备的柱上开关、配变、电缆头等处须安装。
缺点：保护范围较小；长期承受运行电压加速了电阻片的劣化而损坏；在消弧线圈接地系统中，如果发生避雷器击穿，将会造成接地。
7、自动重合闸。
一般线路缘绝都会有自我恢复性能，大多数配电线路在雷击后造成的绝缘闪络在线路跳闸后都能够自行消除，因此一定要配置智能开关。最重要的是要正确的设置开关的动作电流。这样不仅减少了瞬间冲击电流影响跳闸的次数，还避免了不同位置上的开关同时动作的同情发生，大大缩小停电的范围。
四、取得效果
1、鸟害造成的跳闸2次,占跳闸总数的11.8%，与2008年同期相比减少2次。
2、挂异物造成输配电线路跳闸5次，占跳闸总数的29.4%，与2008年同期相比增加5次。
3、电缆击穿造成的跳闸2次,占跳闸总数的11.8%，与2008年同期相比增加2次。
4、用户设备原因造成的跳闸4次,占跳闸总数的23.5%，与2008年同期相比减少5次。
5、其他原因造成输配电线路跳闸4次，占跳闸总数的23.5%，与2008年同期相比持平。
通过有计划的组织职工进行安全知识和业务技能的培训，严格执行《领导干部生产现场到岗到位规定》。加强输配电线路的运行维护管理，严格执行《生产设备责任化管理制度》，将线路、设备、台区落实到人，明确责任，对出现的责任性故障严格考核。组织一次线路、设备接地电阻的测量工作，对个别时间较长的接地网进行开挖检查，不合格的立即采取整改措施。加大配电线路防雷设备的投入力度，在划定的雷害区安装间隙避雷针240组，避雷器80组，以此减少因雷害造成配电线路的频繁跳闸。在线路初设时，按照气象条件、地形、划定的雷害区加装防雷设施。雷击跳闸事故明显降低，说明上述措施还是有效可行的。
五、结束语
配电线路是电力系统与用户直接相连的重要环节，它的运行环境比较复杂，运行水平的好坏直接影响到人民的生产、生活水平。为提高配电线路的运行水平，我局生产部门不断的摸索、学习，对配电线路的防雷工作积累了一些经验。配电线路的防雷保护是一个系统工程，需要多方位全面地考虑问题。现在，面对电力体制深化改革的形势下，电力企业只有不断提高自身的运行维护水平，才能满足市场经济的需求，这是获得持续发展的基础。因此，我们应该重视配网的管理，因地制宜,制定良好的防雷保护措施，使之有效地防止雷害事故的发生，加强供电能力，提高供电的可靠性，更好地满足社会经济发展需要。
参数文献：
[1] 齐文高，2011.基于供配电系统的研究.科技信息.
[2] 张利庭，2008.雷电对配电网安全运行的影响及防范研究.浙江大学硕士论文.
输配电线路论文范文第2篇
论文摘要：由于无功补偿对电网安全、优质、经济运行具有重要作用，因此无功补偿是电力部门和用户共同关注的问题。合理选择无功补偿方案和补偿容量，能有效提高系统的电压稳定性，保证电网的电压质量，提高发输电设备的利用率，降低有功网损和减少发电费用。本文按照电网无功补偿的基本原则是，重点介绍了输配电网中各种无功补偿的原理及方法，以达到改善功率因数、调整电压及补偿参数等作用。另介绍了电网电压调整的几种方法
前言
目前世界范围内掀起环境保护的热潮，电力系统是一种特定的环境，在输配电网中出现的无功功率，是电网本身的运行规律所决定，但同时它给电网运行带来了许多麻烦。无功功率是一种既不能作有功，但又会在电网中引起损耗，而且又是不能缺少的一种功率，所以在电网中要加入无功功率补偿的装置，同时对电网电压进行调整，达到电网利用效率最大化。
二、输配电网的无功补偿
2．1输电网的无功补偿
电网无功补偿的基本原则是：按电压分层，按电网分区，就地平衡，避免无功功率的远距离输送，以免占用线路输送容量和增加有功损耗。输电网多数无直供负载，一般不为调压目的而设置无功补偿装置。参数补偿多用于较长距离的输电线路。具体补偿方法如下：
2．1．1电抗器补偿
电抗器是超高压长距离输电线路的常用补偿设备，用以补偿输电线路对地电容所产生的充电功率，以抑制工频过电压。电抗器的容量根据线路长度和过电压限制水平选择，其补偿度(电抗器容量与线路充电功率之比)国外统计大多为70－85，个别为65，一般不低于60。电抗器一般常设置在线路两湍，且不设断路器。
2．1．2串连电容补偿
串联电容用来补偿输电线路的感抗，起到缩短电气距离提高稳定性水平和线路的输电容量的作用。串联电容器组多为串、并联组合而成，并联支数由线路输送容量而定，串联个数则由所需的串联电容补偿度(串联电容的容抗与所补偿的线路感抗之比)而定。串联电容补偿一般在50以下，不宜过高，以免引起系统的次同步谐振。输电网中因阻抗不均而造成环流时，也可用串联电容来补偿。日本在110kV环网中就使用了串联电容补偿。
2．1．3中间同步或静止补偿
在远距离输电线路中间装设同步调相机或静止补偿装置，利用这些装置的无功调节能力，在线路轻载时吸收线路充电功率，限制电压升高；在线路重载时发出无功功率，以补偿线路的无功损耗，支持电压水平，从而提高线路的输送容量。中间同步或静止补偿通常设在线路中点，若设在线路首末端，则调节作用消失。
输电网的电压支撑点与调压输电网与受电地区的低一级电压的电网相联的枢纽点，常设置有载调压变压器或有相当调节与控制能力的无功补偿装置，或者二者都有，以实现中枢点调压，使电网的运行不受或少受因潮流变化或其他原因形成的电压波动的影响，在电网发生事故时起支撑电压的作用，防止因电网电压剧烈波动而扩大事故。
电压支撑能力的强弱，除与补偿方法和补偿容量大小有关外，更与补偿装置的调节控制能力和响应速度有关。并联电容器虽是常用而价廉的补偿设备，但其无功出力在电压下降时将按电压的平方值下降，不利于支撑电压。大量装设并联补偿电容器反而有事故发生助长电网电压崩溃的可能性。采用同步调相机和静止无功补偿装置辅以适当的调节控制，是比较理想的支撑电压的无功补偿设备。近年来，国内外均注重静止补偿装置的应用。
2．2配电网的无功补偿
配电网的无功补偿主要以相位补偿和保证用户用电电压质量为主。具体方法为相位补偿。
2．2．1相位补偿(亦称功率因数补偿)
用电电器多为电磁结构，需要大量的励磁功率，致使用户的功率因数均为滞相且较低，一般约为0.7左右。励磁功率——滞相的无功功率在配电网中流动，不仅占用配电网容量，造成不必要的损耗，而且导致用户电压降低。相位补偿是以进相的无功补偿设备(如并联电容器)就近供给用户或配电网所需要的滞相无功功率，减少在配电网中流动的无功功率，降低网损，改善电压质量。中国对大电力用户要求安装无功补偿装置，补偿后的功率因数不得低于0.9。
三、电网电压调整
为保证用电电器有良好的工作电压，避免受到配电网电压波动影响而损坏用电设备，配电电网需要进行电压调整。电网的电压调整方法有：中心调压、调压变压器调压和无功补偿调压。
3．1利用地区发电厂或枢纽变电所进行中心调压
这种措施简单而经济方便，但它只能改变整个供电地区的电压水平，不能改善电压分布。当供电地区的地域比较广阔、供电距离长短悬殊时，中心调压措施往往不能兼顾全区，有顾此失彼的缺点。
3．2调压变压器调压
可弥补中心调压方式的不足，进行局部调压。调压变压器有有载调压变压器、串联升压器和感应调压器三种。有载调压变压器与感应调压器一般用于特定负荷点，串联升压器则用于供电线路。
调压变压器的调压作用是靠改变电力网的无功潮流来实现的。它本身不仅不产生无功功率，而且还因本身励磁的需要而消耗无功功率。当电网的无功电源不足时，调压变压器的调压效果不显著。相反地，若调压变压器装设过多，将加重配电网的无功功率消耗，拉低全网电压水平，增大网损，降低并联电容器的无功出力，严重时有可能造成恶性循环的趋向。
3．3无功补偿调压
由于增加了电力网的无功电源，能起到改善电网电压的作用。装设于变电所内的无功补偿装置，还可采用分组投切的办法，对供电地区实行中心调压。
输配电线路论文范文第3篇
论文摘要 当架空输配电线路冰雪过多，线路导线、避雷线上出现严重覆冰时，首先是加重导线和杆塔的机械负荷，使导线弧垂过分增大，从而造成混线或断线;当导线、避雷线上的覆冰脱落时，又会使导线、避雷线发生跳跃现象，因而引起混线事故。此外，由于瓷瓶或横担上积聚冰雪过多，进而引起绝缘子的闪络事故。本文对输配电线路覆冰及其消除措施进行了研究。
由于架空线路分布很广，又长期处于露天之下运行，所以经常会受到周围环境和大自然变化的影响，从而使架空线路在运行中会发生各种各样的故障。据历年运行情况统计，在各种故障中多属于季节性故障。
1 架空线路覆冰的原因
架空线路的覆冰是在初冬和初春时节(气温在-5℃左右)，或者是在降雪或雨雪交加的天气里，在架空线路的导线、避雷线、绝缘子串等处均会有冰、霜和湿雪混合形成曲冰层。这是一层结实而又紧密的透明或半透明的冰层，形成冠冰层的原因，是由于在自然界物体上附着水滴，当气温下降时，这些水滴便凝结成冰，而且越结越厚。
有时，也会在导线表面上结上一层白霜，呈冰渣性质，其重量比坚实的覆冰轻得多，但其厚度却大得多。一般当空气中有大量水分且有微风时，最易形成笛。
在湿雪降落时，湿雷一方面粘在导线上，同时又会浸透正在结冰的木，使冰层越来越厚，最厚可达10cm以上。
当风向与线路平行时，覆冰的断面里椭圆形;当风向与线路垂直时，覆冰的断面呈扇形，即在导线的一个侧面;当无风时，覆冰则是均匀的一层。
此外，覆冰还与线路走向有关，在冷、热空气的交汇处经过的线路，覆冰就更严重。覆冰在导线或绝缘子上停留的时间也是不同的，达主要决定于气温的高低和风力的大小，短则几小时，长则达几天。
2 因覆冰而发生的事故
导线和避雷线的覆冰有时是很厚的，严重时会超过设计线路时所规定荷重。如果导线、避雷线发生覆冰时还伴着强风，其荷重更要增加，这可能引起导线或避雷线断线，使金具和绝缘子串破坏，甚至使杆塔损坏。尤其是扇形覆冰，它能使导线发生扭转，所以对金具和绝缘子串威胁最大。常见的线路覆冰事故有以下几种:
1)杆塔因覆冰而损坏
一般是由于直线杆塔某一例导线断线所造成的。此时，由于带覆冰的导线在该杆塔的另一侧形成较大的张力，使杆塔受到过大的荷重，故造成倒杆或倒塔事故;
2)导线覆冰事故
如果导线在杆塔上是垂直排列的，当导线和避雷线上的覆冰有局部脱落时，因各导线的荷重不均匀，会使导线发全跳跃现象，从而使导线发生碰撞，造成短路故障;
3)线路各档距覆冰不均引起事故
由于线路各档距内的覆冰不均等原因，会使各档距内的弧垂发生很大变化。有严重覆冰的档距内的导线荷重很大，特使导线严重下垂，以致有时使导线离地面距离减小到十分危险的程度，因而发生事故;
4)绝缘子串覆冰事故
虽然绝缘子上冰层厚度所增加的重量不大，但却降低了绝缘子串的绝缘水平，会引起闪络接地事故，甚至烧坏绝缘子，其后果也很严重。
3 覆冰的防止和消除措施
为了防止覆冰所引起的故障，设计杆塔时，应考虑由于覆冰所形成的外加荷重。对经常发生严重覆冰的地区，架设耐覆冰式的线路，这种线路的杆塔较一般杆塔的机械强度大，档距较短，导线张力较小。为了避免碰线，导线应采用水平排列的布置方法并应适当地加大导线和避雷线之间的距离。
选择线路路径时，应注意避开冷、热空气的交汇处。但是在覆冰特别严重的地区，上述措施还是不够的，覆冰仍可引起破坏线路的事故。因此，在运行中必须观察导线上产生理冰的情况，并采取适当的措施予以消除。消除导线上的覆冰，有电流熔解法和机械打落法。
3.1电流熔解法
这种方法，主要是加大负荷电流或用短路电流来加热导线使覆冰熔解落地，达到除冰的目的。具体做法有以下3种:用改变电力网的运行方式来增大线路负荷电流;将线路与系统断开，并将线路的一端三相短路起来，另一端用特设的变压器或发电机来供给短路电流。
当采用增大线路负荷电流来加热导线的做法时，应在覆冰开始形成的初期即加大负荷电流，作为预防措施。但是这种办法会使线路的电压降低、增大电能损耗，所以不能长期使用。当用短路法来熔化覆冰时，则应根据线路长度，导线的截面和材料，淮备好必要的设备，其容量应事先计算好，使之能够满足熔冰的要求。
在进行熔冰以前，应注意检查长时间通过短路电流的系统结线和设备。用短路电流熔冰时最好不要使用发电厂和变电所的接地网，而采用单独的接地装置，以免发生危险。用短路电流镕冰时，还应派人到线路上去观察覆冰的熔化过程，当覆冰已开始从导线上脱落时，应立即切断熔冰电流，否则时间一长，会使导线过热，特别应注意导线的连接处。在一般的设备条件下，电流熔冰法是很难实现的，因此，除了在重冰区外，其实用价值不大。
3.2机械除冰法
机械除冰主要采用下列几种做法:
1)从地面上向导线或避雷线抛掷短木棍，打碎覆冰，使之脱落。也可以用木杆或竹竿进行放抓使覆冰脱落。如果线路停电困难也可用绝缘杆来敲打覆冰;
2)用木制套圈套在导线上，并用绳子顺着导线拉，便可消除覆冰;
3)用滑车式除冰器来除冰。
总之，机械除冰法是比较原始的，除冰器的样式各地区也都不相同，其种类很多。 机械除冰法主要缺点是，必须停电进行，费时、费力。采用机械除冰法时，必须保证导线和避雷线不发生任何机械损坏。
参考文献
[1]魏长喜.110kV线路覆冰防范措施及对策[J].四川电力技 术，2010(3):30-32.
[2]杨小桐.输电线路运行事故与维护[J].中国新技术新产 品，2010(2):132-133.
输配电线路论文范文第4篇
【关键词】电力输送，故障，维护
中图分类号：F407文献标识码： A
一、前言
中国改革开放进程的加快，促进了中国电力的大发展，也对中国的电力部门提出了更高的要求，提高电力输送故障维护的水平，保证电力输送设备常常处于良好的技术状况，是电力工程管理的根本责任。
二、电力输送过程中存在的故障和问题
电力输送涉及的环节很多，受到的干扰因素也不少。其中的故障，大部分都是属于“暂时性”的故障，如由于树枝等一些到点物体掉落在导线上引起短路；雷电而引起的绝缘子的表面闪络；大风所引起的短时碰线等等。电力输送中也会有“永久性故障”，如电线被毁坏和电路倒杆等，而这些故障的出现从根本上说是由于人为因素和自然因素两方面的因素所引起的。
1、人为因素的影响和制约
人为因素主要在是由于外力的破坏活动，两一方面便是相关设计人员的因素。在具体的实践中主要表现为：人为地破坏电力输送线路、偷窃行为、违章的施工活动、在农村的输电线路下面焚烧秸秆等，这些等都会导致电力输送故障的发生。当前，随着城市的建设，市政的建设大规模的展开，由于城市建设缺乏统一的规划，电力输送线路的运行环境变得更加的恶劣。因此超高车挂断导线、电缆线路被挖断及车辆撞断电线杆的事情时有发生。与此同时，放风筝或者是人为向空中抛洒一些杂物，这些杂物落在电线上也会导致线路的短路或者接地。对相关的设计人员来说，在运行管理维护的阶段也没有能够严格的按照标准进行管理，在设计的阶段并没有准确的确定设计的指标，往往也是造成电力输送故障的一个重要因素。
2、自然因素的影响和制约
相对于认为因素来说，自然因素的影响更加突出一些。在实践中我们讲的自然因素，主要是由一些自然的环境变化和动物的干扰而造成的电力输送故障，这类故障的偶然性较大，比较难以控制，同时造成的破坏力也比较强，因此对于这一类的故障，要特别的给予注意。
（一）、风力因素的影响和制约
在刮风的季节里面，很容易造成绝缘子的闪络从而将导线烧断，或是非绝缘导线之间的短路放电。当大风的强度超过了线路所能承受的最大的机械强度，就容易导致杆塔的破坏。如果杆塔已经腐朽或者是锈蚀，经过长时间的运行，即使风力的强度没有达到那么高，依然会发生倒杆的事故。
（二）、冰雪因素的影响和制约
在冬天，由于冰雪较多，就很容易导致导线松弛，当覆盖在线路上面的冰雪脱落时，就有可能会引起导线的跳动，从而引起线路的短路。与此同时，导线与避雷线覆冰的时候就会家中杆塔和导线的负荷，从而使得导线的对地安全距离不足。
（三）、雷击因素的影响和制约
雷击是造成电力输送故障的最主要的自然原因之一，据有关的资料显示，我国每年因为雷击而引起的电力跳闸高达上百次，给电力输送的稳定性带来了很大的挑战，在这过程中引起雷击的主要原因便是当地的气候以及地理环境。在雷电发生比较频繁的区域，就容易出现雷击事故，同时如果当地的土壤电阻率很高，也会引起雷击现象的发生。
（四）、雨量因素的影响和制约
雨也是造成电力输送故障的最主要的自然原因之一，会造成输送线路的故障，即使是毛毛的细雨也会使得已经赃污的输电线发生闪络现象，从而引起停电事故，而倾盆的大雨就会造成冲到杆塔的事故。
三、电力输送运行管理与维护的措施
1、加强配电线路的日常巡查在配电线路试运行后正式投运前应建立健全的巡查机制，以确保在正式运行过程中对配电线路进行严格的检查检测，及时发现缺陷或故障；对事故多发区段要加强日常的巡查、巡视，并对整条配电线路都要巡视到位，不留下任何的死点。运行中配电线路的巡视一般分为：按照工作要求，对电气设备和电力线路在规定时间内进行外观检查的定期巡视；在特殊天气状况、运行条件下，对电气设备和电力线路进行临时性的特殊巡视和某些特殊情况下，必要的登杆检查。巡视过程中要求加强对特殊环境下的配电线路的巡视，并对配电线路的所有电力设备以及辅设施进行巡视和相应的缺陷分类记录。
2、电缆线路管理与维护
做好电缆线路的管理工作，主要包括电缆1m范围之内的区域。在该保护区域范围内，应避免任何车辆通行或者搭建临时建筑，以便后期维修的便捷性；同时注意在保护区域周围不得置放化学制剂或者易燃易爆品，以免发生火灾，对线路正常运行造成影响。在保护区域之内做好标志管理。例如，电缆通过的沟渠或者室内必须立好标志，尤其在节点、拐弯或者井渠位置，都应做好明显的标志；如果发现存在问题，做好检查记录，及时将缺陷上报相关部门，做好预防性维修工作，确保供电的持续性，完成维修工作之后，也要做好登记，以便后期查看，总结经验教训。对于输配电线路应用到的电缆备用品，应该置放在交通便利、干燥、清洁的地方，在电缆盘中明确标记电缆的型号、规格等；同时强化输配电线路的技术管理与资料管理工作，妥善保管相关档案，尤其以电缆线路的铺设图最为重要，其中包括了电缆线路的长度以及精确坐标等参数；通过合理保管技术资料，将对后期运行管理与维护工作提供极大便捷性。
四、电力输送故障的维护措施
1、防冰措施
首先，在设计杆塔的时候就应该要充分的考虑到输电线路的覆冰负荷影响，要能够保障可以负荷一定的强度，另外在线路的布置上面也应该尽量的避免冷热反复比较厉害的地方，在材料的选择上面更应该尽可能的选择抗冰的材料。当输电线路上面覆盖有大量的冰雪的时候，要及时的进行处理，一般的除冰的措施有：机械破冰法或者热力融冰法等等。
2、防风措施
在防护风力的影响方面应该要结合各地的不同的实际情况进行研究，首先就要充分的收集当地的地形气象的资料，从而优化输送电路自身的设计参数。一些具体的措施就是：在一些强风的地方，杆塔上面的校订或者其他的突出的物品应该避免安装在面向导线的一面，同时要尽可能的采用个“V”型串。
3、防雨措施
首先在建设杆塔的时候，要注意建设的稳定性，要保障可以抵抗一定强度的雨水的冲击，其次在杆塔的设置上面要注意避开低洼处，避免土质较为疏松的地方，这样可以增加防雨的等级。同时要对气象进行检测，当即将要出现微雨天气的之前，要派人去巡视一下，检查一下线路的安全问题，并且清理一下线路，保障线路的清洁，这样便可以避免发生闪络现象。
4、防雷措施
首先应该做好雷电信息的收集和分析的工作，找出我们所需要的数据，确定雷电和当地的自然地理状况之间的联系和规律，综合经济效益以及防雷的有效程度来确定防雷的措施，一般来说防雷的措施包括：避雷线，避雷针，加装耦合地线，降低杆塔的接地电阻，加装杆塔拉线，安装线路避雷器，采用侧向避雷针等等等。
5、防污措施
在工况地区，或者是污染程度较高的地区，尘埃覆盖较密集的地方，相关的工作人员都应当注意防污的问题，要注意加强清洁的工作，及时清理电力输送线路的污渍；同时要研究积污的规律，做好监测的工作，同时要尽可能的根据有关的数据建立一个预警的系统，这样可以更加便利的让工作人员对于输电线路的洁净问题进行即时的监控。
五、结束语
电力输送故障维护是一项长时间的过程，电力输送故障的缘由有多种，其维护办法也有许多，通过有效的输送设备以及维护方法和专业人员的修理，是保证了电力输送作业稳定性的重要前提。
参考文献
[1]湖毅.输电线路运行故障的分析与防治[J].高压电技术，2010
[2]孙罗新.变电设备状态检修与实施[J].民营科技，2010
输配电线路论文范文第5篇
[论文摘要]低压电网如何有效保持良好的工作状态，降低电能损失，与电网稳定工作、电力设备安全运行、工农业安全生产及人民生活用电都有直接影响。分析无功补偿的作用和主要措施。
无功补偿是借助于无功补偿设备提供必要的无功功率，以提高系统的功率因数，降低电能的损耗，改善电网电压质量。
从电网无功功率消耗的基本状况可以看出，各级网络和输配电设备都要消耗一定数量的无功功率，尤其是以低压配电网所占比重最大。为了最大限度的减少无功功率的传输损耗，提高输配电设备的效率，无功补偿设备的配
置，应按照“分级补偿，就地平衡”的原则，合理布局。
一、低压配电网无功补偿的方法
随机补偿：随机补偿就是将低压电容器组与电动机并接，通过控制、保护装置与电机，同时投切。
随器补偿：随器补偿是指将低压电容器通过低压保险接在配电变压器二次侧，以补偿配电变压器空载无功的补偿方式。
跟踪补偿：跟踪补偿是指以无功补偿投切装置作为控制保护装置，将低压电容器组补偿在大用户0.4kv母线上的补偿方式。适用于100kVA以上的专用配变用户，可以替代随机、随器两种补偿方式，补偿效果好。
二、无功功率补偿容量的选择方法
无功补偿容量以提高功率因数为主要目的时，补偿容量的选择分两大类讨论，即单负荷就地补偿容量的选择（主要指电动机）和多负荷补偿容量的选择（指集中和局部分组补偿）。
（一）单负荷就地补偿容量的选择的几种方法
1．美国：Qc=（1/3）Pe
2．日本：Qc=（1/4~1/2）Pe
3．瑞典：Qc≤√3UeIo×10-3(kvar)Io-空载电流=2Ie(1-COSφe)
若电动机带额定负载运行，即负载率β=1,则：Qo根据电机学知识可知，对于Io/Ie较低的电动机（少极、大功率电动机），在较高的负载率β时吸收的无功功率Qβ与激励容量Qo的比值较高，即两者相差较大，在考虑导线较长，无功经济当量较高的大功率电动机以较高的负载率运行方式下，此式来选取是合理的。
4．按电动机额定数据计算：
Q=k(1-cos2φe)3UeIe×10-3(kvar)
K为与电动机极数有关的一个系数
极数：246810
K值：0.70.750.80.850.9
考虑负载率及极对数等因素，按式（4）选取的补偿容量，在任何负载情况下都不会出现过补偿，而且功率因数可以补偿到0.90以上。此法在节能技术上广泛应用，特别适用于Io/Ie比值较高的电动机和负载率较低的电动机。但是对于Io/Ie较低的电动机额定负载运行状态下，其补偿效果较差。
（二）多负荷补偿容量的选择
多负荷补偿容量的选择是根据补偿前后的功率因数来确定。
1．对已生产企业欲提高功率因数，其补偿容量Qc按下式选择：
Qc=KmKj(tgφ1-tgφ2)/Tm
式中：Km为最大负荷月时有功功率消耗量，由有功电能表读得；Kj为补偿容量计算系数，可取0.8～0.9;Tm为企业的月工作小时数；tgφ1、tgφ2是指负载阻抗角的正切，tgφ1=Q1/P，tgφ2=Q2/P；tgφ（UI）可由有功和无功电能表读数求得。
2．对处于设计阶段的企业，无功补偿容量Qc按下式选择：
Qc=KnPn(tgφ1-tgφ2)
式中Kn为年平均有功负荷系数，一般取0.7～0.75;Pn为企业有功功率之和；tgφ1、tgφ2意义同前。tgφ1可根据企业负荷性质查手册近似取值，也可用加权平均功率因数求得cosφ1。
多负荷的集中补偿电容器安装简单，运行可靠、利用率较高。
三、无功补偿的效益
在现代用电企业中，在数量众多、容量大小不等的感性设备连接于电力系统中，以致电网传输功率除有功功率外，还需无功功率。如自然平均功率因数在0.70～0.85之间。企业消耗电网的无功功率约占消耗有功功率的60%～90%,如果把功率因数提高到0.95左右，则无功消耗只占有功消耗的30%左右。减少了电网无功功率的输入，会给用电企业带来效益。
（一）节省企业电费开支。提高功率因数对企业的直接经济效益是明显的，因为国家电价制度中，从合理利用有限电能出发，对不同企业的功率因数规定了要求达到的不同数值，低于规定的数值，需要多收电费，高于规定数值，可相应地减少电费。使用无功补偿不但减少初次投资费用，而且减少了运行后的基本电费。
（二）降低系统的能耗。补偿前后线路传送的有功功率不变，P=IUCOSφ，由于COSφ提高，补偿后的电压U2稍大于补偿前电压U1,为分析问题方便，可认为U2≈U1从而导出I1COSφ1=I2COSφ2。即I1/I2=COSφ2/COSφ1,这样线损P减少的百分数为：
ΔP%=(1-I2/I1)×100%=（1-COSφ1/COSφ2）×100%
当功率因数从0.70～0.85提高到0.95时，由上式可求得有功损耗将降低20%～45%。
（三）改善电压质量。以线路末端只有一个集中负荷为例，假设线路电阻和电抗为R、X,有功和无功为P、Q,则电压损失ΔU为：
U=（PR+QX）/Ue×10-3(KV)两部分损失：PR/Ue输送有功负荷P产生的；QX/Ue输送无功负荷Q产生的；
配电线路：X=（2~4）R，U大部分为输送无功负荷Q产生的
变压器：X=（5~10）RQX/Ue=(5~10)PR/Ue变压器U几乎全为输送无功负荷Q产生的。
可以看出，若减少无功功率Q,则有利于线路末端电压的稳定，有利于大电动机的起动。
（四）三相异步电动机通过就地补偿后，由于电流的下降，功率因数的提高，从而增加了变压器的容量，计算公式如下：
S=P/COSφ1×[（COSφ2/COSφ1）-1]
如一台额定功率为155KW水泵的电机，补前功率因数为0.857，补偿后功率因数为0.967，根据上面公式计算其增容量为：（155÷0.857）×[（0.967÷0.857）-1]=24KVA
四、结束语
在配电网中进行无功补偿、提高功率因数和做好无功优化，是一项建设性的节能措施。本文简要分析了三种无功补偿的方法和两种无功功率补偿容量的选择方法以及无功补偿后的良性影响。在实际设计中，要具体问题具体分析，使无功补偿应用获得最大的效益。
参考文献：
输配电线路论文范文第6篇
[关键词]高、低压供电系统；矿山供电系统；供电方案；事故处理
中图分类号：X928.02 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）42-0026-01
一、高、低压供电系统及矿山供电系统概述
1.供电系统
供电系统是指由电源系统和输配电系统组成的产生电能并供应和输送给用电设备的系统。供电系统主要由系统电源、地面变电站（所）、井下中央变电所、采区变电所及通风、排水、提升、运输等主要系统的供配电设备组成。
2.高压供电系统
高压是一个相对的概念，通常所指的高压电源即为10KV电源（少量地方会用到35KV）。高压供电系统一般要完成进线、避雷、测量、计量、出线、联络等功能。但这些功能有些可以不必单独使用一台柜体，如进线和避雷，测量和避雷等等，经常会安装在同一个柜体内，以节省空间和投资。对于容量较小的局站（400KVA以内），根据国家规定，也可以不配置高压系统。
3、低压供电系统
在我国，通常所指的低压电源即为380V（工业用电）或者220V（居民用电）。低压供电系统是指从电源进线端起，直至低压用电设备进线端的整个电路系统。同高压供电系统一样，低压供电系统也要完成进线、避雷、补偿、测量、计量、出线、联络等功能。低压供电系统是由总配电室内的低压配电柜、低压输送电缆；各用户进线总配电柜、分配电箱、用电设备等组成。低压配电线路主要负责向低压用电设备输送和分配电能。
二、高、低压供电系统供电方案的比较
1.高压供电系统运行方式
高压供电系统有不同的主结线方式，包括采用单母线分段接线方式和内桥型接线方式。两路市电引入时，高压系统运行时的切换方式通常有如下几种（具体根据工程实际情况或已确定的方案取舍）：
（1）当两路市电为主、备用时，两路进线开关的切换有如下三种方式：
备用自投，主用自复。
备用自投，主用手动投入。
两路电源的切换均采用手动操作。
（2）当两路市电互为主、备用时，两路进线及母联开关的切换方式有如下两种方式：
母线分段，母联自投。
当主用市电停电后，备用市电开关自动投入，当备用市电停电后，主用市电开关自动投入。
（3）当两路市电电源均有容量限制（每路均小于总用电需求）时的切换方式为：平时母线分段运行，当其中一路市电故障时，母联开关手动操作投入，由另一路市电供给故障回路变压器供电（此种联络方式应限制低压侧负荷不超过单线路容量）。
（4）平时母线分段运行，中间不设母联开关（有些地方供电部门要求），当其中一路市电停电时，则依靠低压系统母联开关进行联络，供保证负荷用电。
2.低压供电系统运行方式
根据IEC规定，低压配电系统按接地方式的不同分为三类，即TT、TN和IT系统。目前工厂低压系统接地通常采用TN系统，即系统有一点直接接地，装置的外露导线部分用保护线与该点连接。
（1）TT系统
TT方式是指将电气设备的金属外壳直接接地的保护系统，称为保护接地系统，也称TT系统。在TT系统中负载的所有接地均称为保护接地。
（2）TN系统
TN供电系统是将电气设备的金属外壳和正常不带电的金属部分与工作零线相接的保护系统，称作接零保护系统，用TN表示。
（3）IT系统
IT系统是指在电源中性点不接地系统中，将所有设备的外露可导电部分均经各自的保护线PE分别直接接地，称之为IT供电系统。IT系统一般为三相三线制。
低压供电系统中不同变压器的低压侧之间的联络一般常采用手动切换，在切换时，维护人员可以根据变压器的供电能力情况合理选择优先保证的负荷。对于比较重要的通信局站，要求每台变压器必须有检修电源（备用电源），这就要求对于多个子系统的局站，一般各子系统之间都应该进行联络。在各种低压系统的切换中，一般均设置一路为主用电源，当主用电源故障时，才使用备用的分路，当主用电源恢复后，应切换回主用电源供电。
三、高、低压供电系统常见事故及处理
1.高低压供电系统事故引起的原因
在矿山供电系统中，供电设施由于线路设施老化，关键设备、系统故障或接地导致高压供电设施线路存在不安全隐患等易造成供电系统全部或部分停电等事故。同时，变电所在设计、安装、检修、运行中存在问题都会引发事故，引起事故的原因可归结为以下几点：
（1）高压母线或柜内发生相间短路，如小动物（老鼠）进入开关柜引起短路，高压柜堆积尘土、绝缘降低闪络。
（2）开关设备电气回路故障。
主要有触头发热烧毁、断路器表面污闪放电及缺油爆炸、互感器绝缘击穿、二次回路受潮短路等。
（3）变压器事故。
变压器事故主要有内部线圈匣间短路、线圈接头断线、引线或绝缘套管间两相线圈短路和铁心故障等。
变压器是矿井供电系统中改变电压和传递能量的主要设备，运行一般比较稳定，但有时其各部件接线头发热、变压器油面下降或变压器油变质、绝缘降低引起内部闪络、过电压等原因，致使变压器发生故障或损坏，造成供电系统全部或部分停电。
（4）人为误操作造成事故
操作人员操作思路不清操作错误、违章操作、未严格执行操作票制度及一人操作一人监护制度、造成弧光短路等停电事故。
2.几种常见的矿山供电事故及表现
（1）电缆事故。
电缆短路、破皮漏电、电缆放炮、接线盒进水，电缆着火等。
（2）开关事故。
开关误动作、控制元件老化损坏、整定不合理等。
（3）电机事故。
电机烧毁、电机漏电、电机长时温升较大等。
（4）移动变事故。
越级跳闸、保护失灵、低压侧控制器误动作等。
3.判断事故的常用方法
变电所中央信号屏、集中信号箱、高压开关柜上，当发生开关跳闸或其它异常时，将有相应的音响和灯光信号给出，提醒工作人员注意。现场处理人员要注意根据信号提示进行综合分析，确定事故。
4.事故的处理措施
（1）尽快限制事故发展，消除事故的根源，并及时解除事故对人身和设备的威胁。
（2）用一切可能的办法使正常设备继续运行，对重要设备或停电后危及人身安全的设备力保不停电，对已停电的设备应迅速恢复供电。
（3）进行倒闸操作，改变运行方式，使供电恢复正常，并要优先恢复重要设备和车间的供电。
（4）为避免变配电所无统一指挥造成混乱，现场人员必须主动向公司调度、领导等汇报事故处理中每一环节，及时听取指示。
（5）在处理事故过程中，值班人员应有明确分工，有领导、有指挥地进行。要将事故发生和处理过程，详细地进行记录。
5.事故的预防措施
（1）完善供电的硬件设施。
（2）加强供电技术管理，具体做到几下几个方面：
①按检修标准要求及时组织检修，实现设备检修周期化。
②加强供电系统的巡视工作，及时汇报消除隐患。
③强化供电系统保护，防止越级跳闸扩大事故范围。
输配电线路论文范文第7篇
关键词：变电站，综合自动化，结构模式，发展趋势
变电站综合自动化系统是一种以计算机为主，将变电站的一、二次设备（包括测量、信号、控制、保护、自动、远动等）经过功能组合形成的标准化、模块化、网络化的计算机监控系统。变电站综合自动化，是将变电站的二次设备经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、自动化技术和通信技术，实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。
1变电站综合自动化的结构模式
1.1 集中式结构
集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。论文参考。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。
1.2 分布式结构
该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。
1.3 分布分散（层）式结构
分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层（站级测控单元）和间隔层（间隔单元）。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。
该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。
2 我国变电站自动化发展阶段
按系统模式出现顺序可将变电站自动化发展分为三个阶段：
第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式
80年代及以前，是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置，功能主要为与远方调度通信实现“二遥”或“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）；与继电保护及安全自动装置的联结通过硬接点接入或串行口通信较多。此类系统称为集中RTU模式，目前在一些老站改造中仍有少量使用，此阶段为自动化的初级阶段。
第二阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。单元式微机保护及按功能设计的分散式微机测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台或调度端计算机。特点是继电保护（包括安全自动装置）按功能划分的测控装置独立运行，应用了现场总线和网络技术，通过数据通信进行信息交换。此系统电缆互联仍较多，扩展性功能不强。
第三阶段：面向间隔、面向对象（Object-Oriented）设计的分层分布式结构模式。随着计算机技术、网络及通信技术的飞速发展，采用按间隔为对象设计保护测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成真正意义上的分层分布式自动化系统。目前国内外主流厂家均采用了此类结构模式。110kV以下电压等级变电站，保护测控装置要求一体化、110kV几以上电压等级保护测控大多按间隔分别设计，对超高压变电站的规模比较大的系统，为减少中间环节，避免通信瓶颈，要求装置直接上以太网与监控后台通信，甚至要求保护和监控网络独立组网，由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计，系统配置灵活、扩展方便。论文参考。
3变电站综合自动化发展趋势
3.1 保护监控一体化
这种方式在35kV及以下的电压等级中已普遍采用，今后在110kV及以上的线路间隔和主变三侧中采用此方式也已是大势所趋。它的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定的进行信息采集以及对设备状态进行控制，极大地提高了性能效率比。其目前的缺点也是显而易见的:此种装置的运行可靠性要求极高，否则任何形式的检修维护都将迫使一次设备的停役。可靠性、稳定性要求高，这也是目前110千伏及以上电压等级还采用保护和监控分离设置的原因之一。随着技术的发展，冗余性、在线维护性设计的出现，将使保护监控一体化成为必然。
3.2 人机操作界面接口统一化、运行操作无线化
无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行操作控制，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。
3.3 防误闭锁逻辑验证图形化、规范化、离线模拟化
在220kV及以上的变电站中，随着自动化水平的提高，电动操作设备日益增多，其操作的防误闭锁逻辑将紧密结合于监控系统之中，借助于监控系统的状态采集和控制链路得以实现。而一座变电站的建设都是通过几次扩建才达到终期规模，这就给每次防误闭锁逻辑的实际操作验证带来难题，如何在不影响一次设备停役的情况下模拟出各种运行状态来验证其正反操作逻辑的正确性？图形化、规范化的防误闭逻辑验证模拟操作图正是为解决这一难题而作，其严谨性是建立在监控系统全站的实时数据库之上的，使防误闭锁逻辑验证的离线模拟化成为可能。
3.4 就地通讯网络协议标准化
强大的通讯接口能力，主要通讯部件双备份冗余设计（双CPU、双电源等），采用光纤总线等等，使现代化的综合自动化变电站的各种智能设备通过网络组成一个统一的、互相协调工作的整体。
3.5 数据采集和一次设备一体化
除了常规的电流电压、有功无功、开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，如主变的油位、开关的气体压力等等，都将紧密结合一次设备的传感器，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关、光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。
变电站综合自动化系统是近10多年发展起来的多专业综合技术，是变配电系统的一次革命。随着中国国民经济持续快速发展，社会对电力的需求与日俱增，各行各业对电力质量的要求越来越高，各种智能技术的普遍应用，使得变电站自动化管理和无人值守已是一种必然趋势和必然选择。论文参考。对常规人工控制为主的传统变电站，实施以微机监控为主的综合自动化系统建设，是新时期开创我国电力系统优质、安全、经济运行和全面提升电力自动化水平重大的举措，对巩固和加强电能在中国能源结构中的主导和战略地位，都具有十分迫切和深远意义。
【参考文献】
[1]张惠刚.变电站综合自动化原理与系统[M].北京：中国电力出版社，2004.
[2]江智伟.变电站自动化新技术[M].北京：中国电力出版社，2006.
[3]林栩栩、陆继明.变电站综合自动化技术的发展[J].大众用电，2004
输配电线路论文范文第8篇
关键词：电力线路；运行；不安定因素；预控
中图分类号：F407 文献标识码：A
0.前言
在电力线路运行维护和检修工作中要想确保安全，控制电力线路的不安定因素是十分必要的。该文详细地叙述了在运行维护和检修工作中应掌握控制的各种隐患点以及化解隐患点的方法。
1.确定电力线路安全管理的工作对象
不安全因素是安全管理和电力线路管理的关键，是广泛存在于电力线路管理、维护、建设工作中各种要素的总称，是电力线路安全管理的主要工作对象。
1.1 电力线路不安全因素的种类
根据电力线路管理实际，电力企业将不安全因素划分为：（1）操作因素。在电力线路管理工作中，对电力线路进行维护、检修过程中因操作原因而产生的不安全因素。（2）构成因素。在电力线路的特殊部位、特定场合等外部条件影响下产生的电力线路不安全现象，这一因素也被称为外部因素。（3）设备因素。在电力线路中关键设备出现问题和隐患，引发电力线路安全问题，这是构成电力线路不安全因素的主要类型。
1.2 电力线路管理不安全因素的形成
（1）电力线路运行中的不安定因素，这类因素与电力线路管理和检修等运行工作直接相关，同时也带有附属性的特点，一旦电力线路操作结束，不安全因素同时也将消失和解除。（2）电力线路环境不安定因素，特殊天气、特殊地域条件下出现的雷击、地质灾害会影响到电力线路的安全，这类因素主要来源于电力线路的外部环境，因此也随外部环境的改善而有所变化。（3）电力线路工艺不安定因素，由于电力线路存在技术运用和工艺标准执行不完整，这会给电力线路运行带来潜在不安定可能，在条件许可的情况下就会直接形成电力线路的危害和事故。四是，电力线路人员不安定因素，人员是电力线路管理的对象，也是电力线路管理最为活跃的因素，如果人员在电力线路运行中出现违规操作，习惯陋习会直接影响到电力线路的运行状态，进而给电力线路带来不安定的风险。
2.电力线路管理中做好不安定因素控制的对策和建议
2.1 做好电力线路人员不安定因素的控制
人员最为活跃，同时也是电力线路运行中主要的决定性理论，对于电力线路管理的安全水平和运行水平有着重要的影响。当前应该做好电力线路运行人员的选派工作，特别对偏远山区、线路分布零散区域要增派人员，特别是经验丰富的老员工要成为选派的核心，遵循传统的运行方式，主要巡线的路径和方向，重视电力线路运行的细节，做到对人员不安定因素系统、全面地控制。此外，要改善电力线路运行工作的工作条件，优化巡视交通工具，改进线路运行设备仪器，确定新型安全电力线路运行方式，做到对电力线路管理和运行中人员不安定因素的有效排除和控制。
2.2 做好电力线路运行不安定因素的控制
第一，在电力线路运行中抓住质量保证和安全保证两个主要环节，落实电力线路运行的质量控制责任，强化电力线路运行安全体系，实施电力线路运行最为严格的许可制度、监管制度、安全制度，做到对电力线路运行细节的严格控制，确保不安定因素在电力线路运行中得到有效化解。第二，做好电力线路运行的安全细节控制，对于改变设计和规范的要素要给予全面标注，使电力线路运行操作符合安全工作的要求；对电力线路三相短路事故要做好接地检验和挂接处理，不能出现缺相和短路。第三，做好电力线路运行隐患的管理和预控工作，要对电力线路运行的隐患有直接而全面地认知，组织电力线路运行的管理力量对运行的细节、技术、人员进行全方位管理，落实电力线路运行管理的责任，确定电力线路运行控制的重点，做到对电力线路运行细节的监管和全局的控制，从隐患管理和风险预控的角度消除不安定因素对电力线路运行的实际影响。第四，及时消除电力线路运行中各种缺陷，排除电力线路运行中威胁人身安全、系统安全的隐患，特别对高空操作、杆塔加固、防触电等环节要加强控制，制定电力线路运行严格的操作程序，有效提升电力线路运行人员安全技能，消除威胁电力线路运行过程中安全的各类风险和不安定因素，建立电力线路运行的安全机制和体系。第五，确定电力线路运行的重点环节，对于电力线路交叉部位、跨越部位、平行部位要强化运行管理工作，从管理细节防范误操作、误登杆等风险的发生，实施最为严格的工作票登记制度，使电力线路运行人员转变为彼此监督、相互保障的安全管理者，确立不安定因素多结构、多层次控制和管理体系，有效预防不安定因素对电力线路运行工作的安全威胁和隐患。
2.3 做好电力线路不安定因素的预控工作
电力线路存在数量众多、层次各异的不安定因素，若单独对一项因素实施片面地管控，无疑将会提高电力线路管理工作的难度，电力线路安全目标也将成为水中之月。新时期要充分依靠电力员工和群众，扩大不安定因素控制的主体，以积极参与和全员参与的方式识别不安定因素，改进习惯违章的缺点，摒除不良的电力线路运营方式。要组织群众对电力线路安全规程进行学习，深刻理解不安定因素给电力线路和自身带来的威胁和隐患，主动接受电力线路安全制度的培训，做好不良行为和习惯违章的铲除，进而养成电力线路管理、运行和维护良好的习惯和意识，做到对电力线路不安定因素本质上、体系上的预防和控制。
2.4 做好电力线路巡查工作
电力线路如果想要保证正常运作，对电力的各个线路的巡查是必不可少的重要环节，我们要切实地做好电力线路的巡查工作，运用电力线路巡查管理系统来对各个区域的线路进行了及时有效的巡查管理。电力线路巡查管理系统如图1所示。
结语
各种不安定因素对电力线路安全存在直接影响和潜在制约，因此在电力线路管理公众中要针对电力线路的位置、电力线路的环境、电力线路的设备进行全方位分析，明确不安定因素的构成、激励和影响，进而形成电力线路管理的针对性、有效性的方法，进而确保电力线路的安全。当前电力线路管理中要将人员安全和安全意识培养作为中心，要建立电力线路管理实施的优良企业安全文化氛围，打造实时想安全，处处防风险的企业环境，做到对电力线路安全管理不断强化和提升。
参考文献
[1]韩国聚，王宗元，齐文灿.电力线路宜优先选用无拉线电杆[A].加入WTO和中国科技与可持续发展――挑战与机遇、责任和对策（上册）[C].2012.
[2]毕建军，张勇.选用电力线路标准图集应考虑的若干因素[A].科技、工程与经济社会协调发展――河南省第四届青年学术年会论文集（上册）[C].2014.
[3]黄成云，孙明刚.仿井点排水法在基础施工中的应用[A].第十五届华东六省一市电机工程（电力）学会输配电技术研讨会论文集[C].2007.
[4]任勇，陈钢，张生权.遵义电网高压输电线路应对低温凝冻抗覆冰及综合治理研究[A].2008年抗冰保电优秀论文集[C].2008.
[5]任勇，陈钢，张生权.遵义电网高压输电线路应对低温凝冻抗覆冰及综合治理研究[A].2008年抗冰保电技术论坛论文集（一）[C].2008.
[6]李晋，王建文.青藏铁路35kV电力线路空载技术问题研究[A].全面建设小康社会：中国科技工作者的历史责任――中国科协2013年学术年会论文集（上）[C].2013.