高压输电线路状态检修技术浅析

王允彬 郇保宏 徐云峰 叶 勇 訾红亮（国网阜阳供电公司，安徽 阜阳236017）

1 高压输电线路运维过程中的常见问题

1.1 自然因素

目前，高压输电线路基本上都采用架空运行的方式，即由杆塔、导线、地线等组成，并且由于数量和规模较大，绝大多数都在室外运行，因此长期会受到自然因素的影响。一方面，架空输电线路遍布山区、高原、丘陵、平原、滩涂等多种地形地区，长期暴露在外受到雨雪风霜雾等天气的影响，杆塔、导线等设备长期被腐蚀，逐渐老化变形。另一方面，经常发生的台风、洪涝、地震和山体滑坡等自然灾害会对输电线路造成破坏，导致大面积的停电。比如东部地区经常发生的台风，西南地区偶发的地震和山体滑坡，高原地区常出现的大风天气等。

1.2 人为因素

架空输电线路连接发电厂、变电站到负荷中心，因此不可避免的会经过人口密集区域，随着城镇化进程的不断推进，人为因素在输电线路的运行中占比日益增加。近十年来，国内各个城市已经进入了大开发阶段，楼房的数量、人民活动的频率都在快速增加，也就导致输电线路受到外力破坏的概率越来越大，经常出现施工车辆触碰导线致使线路跳闸，居民在线路附近垂钓或放风筝导致风筝线缠绕导线致使人身安全和设备受到损害。这些事件在线路运维过程中发生的频率越来越高，是输电线路运维过程中的重要部分。

1.3 架空线路短路故障

短路也是架空输电线路出现故障的常见形式之一，短路瞬间会产生高压，对人身和设备造成危害。短路主要分为单相接地短路、相间短路和三相短路，主要原因就是相与地或相与相之间形成电力通道，构成回路。主要包括施工时机械车辆与线路距离小于安全距离，绿植或树木生长于导线小于安全距离，风筝或钓鱼线缠绕在导线并与地面或其他相连接，大风天气线路出现舞动导致相间小于安全距离，覆冰时由于附着物脱落导致导线跳跃与其他相或架空地线小于安全距离。在电力系统运行中，架空线路短路故障是最为常见的一种故障形式，需要人员定期开展巡视，特定时段需要反复巡视。

1.4 电缆线路短路故障

随着电力技术的不断发展，电缆线路的使用频率在不断增加，根本原因在于降低外力破坏概率、城区用地日益紧张、人口密集度快速增加等。电缆线路通常采用直埋、顶管、隧道等形式在地下进行敷设。一般情况下，由于输电电缆埋设于地下，因此遭受外力破坏的概率较低，常见的是挖掘机施工挖断电缆。但是电缆线路长期处于潮湿腐蚀的环境，对制造工艺要求较高。电缆线路在接头处出现故障的概率较高，接头两段电缆的连接部分，如果制作工艺不成熟，会导致水汽进入，使得导线与绝缘层之间形成短路通道，出现短路，造成绝缘层发热燃烧等事故的发生。

2 高压输电状态检修

2.1 高压输电线路的状态检修概述

高压输电检修已经有几十年的历史，指的是针对输电线路进行定期的检修或事故后检修，保障线路处于可靠的运行状态，是输电线路安全稳定运行最为关键的部分。每年春季和秋季是高压输电线路检修的重要时间段，也是为了更好的应对迎峰度夏和迎峰度冬等重要时段。随着通信和电力技术的不断进步，状态检修逐渐发展为新型的检修方式。高压输电状态检修是指在通信、在线监测等智能化设备的基础上，准确把握输电线路的运行状态，对于监测出的隐患或故障信息快速反应，及时消除线路存在的缺陷和隐患，确保输电线路安全稳定的运行。此外，输电线路状态检修不断的收集设备运行的数据，分析处理设备可能出现的问题，预防发生危及线路安全运行的事故发生。状态检修在开始兴起时，主要是针对设备进行状态检测和故障诊断。近年来，随着电力技术和通信技术的不断发展和进步，发电厂、变电站和输电线路也逐步开始使用状态检修的技术，通过不断收集各类电力设备的参数和运行信息，掌握电力设备的运行水平，进而对电力设备的运行状态进行分析和判断，从而预测设备可能出现的异常点。架空输电线路由于技术原因，档距一般在300 米到500 米之间，而地级市的架空输电线路往往在2000 公里以上，杆塔往往在一万基左右，相较于日益减少的人力资源，传统的检修已经难以满足要求，借助信息科技进行状态检修，可以有效的掌握电力设备运行的状态，形成监测和运行相辅相成的运维模式，并且缓解了日益凸显的人力资源不足的情况，提高了电力设备的运行可靠性和安全性，确保电力用户的生产生活水平。

2.2 状态检修基本原理

高压输电线路状态检修的基础是利用红外诊断技术对设备进行监测，进而判断电力设备运行的状态和趋势。红外诊断技术的原理就是所有物体在温度上都具备自身的特征，并且都高于绝对零度，发出不可见的红外线，其温度和辐射能量会影响红外线的辐射强度。在高压电力线路中，导线传输的能力很大，并且由于各个部位的状态不同，因此能量的分布也各不相同，散发出的辐射能量也在表现出不同的强度。架空输电线路多运行于室外，受到环境的影响较大，导线本体在湿气、腐蚀性物质的影响下，会出现一定程度的损伤，导致电力传输能力降低，出现以下的问题：一方面是导线本体受到腐蚀，导电截面积降低，电阻增加，在相同电压等级的基础上，发热效应明显提升，红外辐射能量增强。另一方面，电缆部分的绝缘层、屏蔽层老化，改变了导体部分的电场的分布，各部分辐射能力出现显著的不同。因此，针对上述的情况，可以采用红外成像仪进行检测，对于发热明显的部分进行分析，预测隐患发展的趋势，进而指导高压输电线路的检修和维护，提升线路的运维水平。

3 高压输电线路状态检修方法

3.1 表温检测法

高压输电线路在运行过程中，导线的表层有着一定的温度，因此可以采用红外成像仪对导线的表面温度进行检测和收集，并且与规定的温度对照表进行对比，了解导线的运行状况。此种方法便于操作，仅需要红外成像仪对压接点或者导线特定区域进行检测即可发现是否存在问题，但是该方法仅适用于高负荷线路，当线路的负荷较低时，表面发热显著性降低，检测难度较大。

3.2 对比温差法

由于输电线路数量和规模较大，因此可以对相同型号、相似运行环境和负荷电压电流的类似设备的相同监测点进行对比检测，并且对温度较高的点的温度上升斜率进行比较。该方法适用于电流致热性设备，并且由于待检测电力线路处于相同的环境和类似的运行装填，因此可不考虑环境对检测结果的影响。

3.3 热图谱法

通过红热成像设备可以对某部分电力线路进行检测，得到热成像图谱，通过对比该图谱与正常运行的电力线路的图谱可以判断该段电力线路是否存在运行故障。该方法相比于上述的表温检测法和对比温差法，能够更加精确的判断该段电力线路的运行状态，常用于电压致热型设备。

4 结论

目前，国家已经进入十四五发展期，各行各业都在迅速的发展，人民对电力供应的可靠性要求更高，因此作为连接区域与区域之间的输电线路，特别是特高压和超高压输电线路，传统的检修导致的停电问题日益突出，直接影响人民的生产生活水平，因此必须与时俱进，采用新的方法和技术，解决传统的停电检修的问题，降低输电线路运维难度，提高线路运维精度，进而保障电力安全可靠的供应。