众文网1.输电线路论文
去百度文库，查看完整内容>内容来自用户：中国学术期刊网输电线路设计论文摘要：工作人员应在确保线路设计安全可靠的前提下，综合考虑线路工程的经济造价、施工条件及日后的运行维护等因素，慎重对待，选出最佳路径方案，才能满足建设坚强电网的要求，才能开创工程设计“技术先进、安全合理”的全新局面。
输电线路路径的选择和勘测是所有线路设计的枢纽，在线路经济、技术指标以及施工、运行条件中方案的合理性起着至关重要的作用。线路勘测工作是对设计工作者业务水平、耐心和责任心的整体考验，因为为了保障线路安全可靠、运行方便，既能合理缩短路径长度又能降低线路投资，一条线路往往需要徒步往返3~5趟才可以确定最佳方案。
1输电线路路径选择的原则选择线路路径时在遵循我国相关法律法规下，还应该综合考虑交通条件和地质地形等情况。在条件许可的情况下，路径最好选在相对交通方便处，目前一般都是由比较大的机械来担负其施工以及运输，一旦交通不便，施工的进度定会受到影响。
2输电线路设计中线路路径的选择2.1路径选择的重要性我国地域辽阔人口众多，因此就现在为止所建成的电力线路也很多。但是从这些输电线路中我们可以发现，许多的线路在路径的选择上有着很大的缺陷，这些缺陷降低了输电的效率，损坏了大量的输电设备。
因此在实际的电力线路的选择中选择合理的线路路径至关重要。（（。
2.最新毕业论文：关于220KV电网继电保护本科毕业论文
去百度文库，查看完整内容> 内容来自用户：教育幼儿教师 本文研究的是关于220KV电网继电保护。
通过本次设计掌握和巩固电力系统继电保护的相关专业理论知识，熟悉电力系统继电保护的设计步骤和设计技能，根据技术规范，选择和论证继电保护的配置选型的正确性并培养自己在实践工程中的应用能力、创新能力和独立工作能力。本次设计是根据湖南生物机电事业技术学院毕业要求而进行的毕业设计。
此次设计的主要内容是220KV电网继电保护的配置和整定，设计内容包括：第一章概论；第二章计算系统中各元件的主要参数；第三章输电线路上TA、TV变比的选择及中性点接地的选择；第四章电力网短路电流的计算；第五章自动重合闸的选择。由于各种继电保护适应电力系统运行变化的能力都是有限的，因而，对于继电保护整定方案的配合不同会有不同的保护效果，如何确定一个最佳的整定方案，将是从事继电保护工作的工程技术人员的研究课题。
总之，继电保护既有自身的整定技巧问题，又有继电保护配置与选型的问题，还有电力系统的结构和运行问题。尤其，对于本文中220KV高压线路分相电流差动保护投运前的现场试验，一直是困扰技术人员的一个问题，由于线路两端距离的限制，现场试验不能像试验室那样方便。
另外，光纤保护在长距离和超高压输电线路上的应用还有一定的局限性，在施工和管理应用上仍存在不足，但是从长远看，随着光纤网络的逐步完善、施工工艺和保护产品技术的（（1）双绕组变压器电抗有名值：各绕组的电抗标幺值=Z③3保护的运行方式是以通过保护装置的。
3.关于电力的配电线路的论文
配电网络规划 配电网络的规划是供电企业的一项重要工作，为了获取最大的经济效益，电网规划既要保证电网安全可靠，又要保证电网经济运行，所以配电网络规划的主要任务是，在可行技术的条件下，为满足负荷发展的需求，制定可行的电网发展方案。
1 负荷预测 网络规划设计最终目的是为满足负荷需求服务的，负荷的发展状况足以影响网络发展的每个环节。网络规划的发展步骤要以负荷发展状况为依据，使用各馈线负荷数据可以掌握负荷发展情况，将过去的负荷进行分析，掌握负荷的发展规律。
要对负荷进行分析，确定最高用电负荷时间和负荷率，得出最高用电负荷时间和负荷值，这些数据是预测未来负荷的基本资料。配电网络规划可以使用两种常用的预测方法。
外推法就是基于用电区域的历史数据，假设负荷发展率是连续变化的，根据原来的负荷发展率推移以后各时期的发展状况。在一个用电区域里，初期负荷发展比较快，但土地资源逐步使用，用电负荷逐步趋于稳定，负荷发展率从大到小变化，最终负荷达到饱和或稳步发展状态。
但对于经济发展迅速的地区，负荷发展率并不是连续变化的，而是呈现跳跃式的增长，用外推法显得有一定的误差。而仿真法与外推法有互补的作用，仿真法是以用电区域每年的用电量为依据的，通过调查每个用电负荷类型和每个类型用户的数量来计算负荷预测值。
任何负荷预测方法都不可能完全准确，当掌握更新的负荷发展数据后，就必须对原有的负荷预测值进行修正。 2 确定网络的系统模型 确定网络的系统模型，包括确定网络是采用架空线路还是电缆供电，确定导线截面大小，网络接线方式，负荷转移方案，网络中有关设备的选型，网络在运行期间遇到不适应要求时应如何进行改造，系统保护功能，配网自动化规划等。
（1）在负荷分散或发展缓慢地区应使用架空线供电。在负荷密度比较大、发展迅速或基于城市环境美化建设考虑，应使用电缆供电。
（2）导线截面大小的选择确定了导线的输送容量，要选择足够大的导线保证线路满足网络规划的要求，例如：负荷发展时期，不应经常更换导线截面。在线路故障时，可以将故障线路的负荷转由临近馈线供电，而不会过负荷运行。
另外，导线截面的选择要保证线路末端电压降处于合格的范围内。在线路发生短路故障时也能承受故障电流。
所以导线截面要比最大负荷电流所需的截面大，但同时截面的选择要符合经济原则，在导线输送容量与工程投资之间作比较。 （3）具有灵活接线方式的规划，可以使供电网络最大地发挥功能。
对于架空线网络，最有效的方式，是将馈线与邻近变电所或同一个变电所的不同母线段的出线在线路末端联网，两回馈线也分别装上分段负荷开关和隔离刀闸。在其中一回馈线出现故障时，可通过分段开关将故障段隔离出来，对于电缆网络接线方式可以采用两回馈线组成互为备用网络，或采用三回馈线相互联络组成一个供电区域，其中两回带负荷，一回空载，作为两回负荷线的备用线。
馈线之间可以组成大环网，一条馈线的负荷之间也可以组成小环网，形成大环套小环的形式。在负荷密集地区还可以建设开关站，变电所与开关站通过电源线连接，再由开关站向附近负荷供电，其作用是将变电所母线延长至用电负荷附近。
（4）制定负荷转移方案的原则是减少停电范围，尽量减少停电时间。在发现回馈线发生故障时，必须尽快查找到故障点，并将故障点前后的负荷转由邻近馈线供电，以使故障点的负荷隔离出去。
（5）国内外对各种电气设备都制定了详细标准，为设备选型提供了可靠依据。作为配网规划应选用运行效益好，损耗低，可靠性高，免维护的设备。
对于开关设备应选用具备配网自动化功能，在设备中先安装配网自动化设备或者为以后发展预留空间。有些新型设备的购置费用虽然高，但运行可靠性高，故障率低，维护费用少，总体经济效益是相当理想的。
（6）配电网络规划在实施过程中随着负荷的发展状况稳定，在馈线负荷超出安全电流或没有足够的备用容量时，应该增加馈线，对用电区域的馈线正常供电范围进行调整。同时，配网规划内容也应作相应修改。
（7）为确保电网正常运行，必须建立健全的保护系统，在系统出现故障时，通过最少的操作次数将故障点隔离，保证非故障点尽早恢复用电。现在常用的系统保护方法有： ①用熔断器或过电流继电器实现过流保护，熔断器在超过熔断电流时自动熔断，迅速切断电流、保护用电设备，熔断器主要用于变压器保护。
过电流继电器用于线路保护。 ②接地故障保护用于消除接地故障，对直接接地或通过不可调阻抗接地的系统，可以把电流互感器二次绕组接到接地故障继电器上，或者把过流继电器与接地故障继电器集中使用。
对于中性点不接地系统或通过消弧线圈接地的系统，由于接地故障会造成系统电压和电流不对称，继电器可根据基本判据来确定是否控制相应的断路器动作断开。 ③单元保护，用于对系统中一个单元的保护，根据正常运行两侧电压相同的电路，流入的电流和流出的电流是相同的，通过比较两侧电流大小可以判断是否出现故障。
但是单元保护要使用通讯线路，在保护线路太长的地方，。
4.220KV电网的继电保护 毕业设计
试读结束，如需阅读或下载，请点击购买>
原发布者：路人
第1章电气主接线电气主接线是变电所电气设计的重要部分，也是构成电力系统的重要环节。电气主接线对电力系统整体及变电所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。变电站主接线根据变电站在电力系统中的地位、负荷性质、出线回路数等条件和具体情况确定。通常变电站主接线的高压侧，应尽可能采用短路器数目教少的接线，以节省投资，变电站低压侧应采用单母分段接线，以便于扩建。对本变电所进行分析，结合对电气主接线的可靠性、灵活性及经济性等基本要求，综合考虑。在满足技术、经济政策的前提下，力争使其技术先进，供电可靠，经济合理的主接线方案。此主接线还应具有足够的灵活性，能适应各种运行方式的变化，且在检修、事故等特殊状态下操作方便、调度灵活、检修安全、扩建发展方便。变电站主接线见图图1-1变电站主接线图第2章电气设备简介2.1主变压器主变压器参数如表：表2-1主变压器参数2.2高压断路器高压断路器选择如下表：表2-2高压断路器选择2.3互感器的选择1、电流互感器主要参数的选择：互感器是电力系统中测量仪表、继电保护等一次设备获取电气一次回路信息的传感器。互感器将高电压、大电流按比例变成低电压（100、100/
5.求电力专业的论文一篇：要求10KV配电线路（35KV的也行）,最
10kV配电线路保护的整定计算 作者：3 发布日期：2007-12-21 关键词： 变压器 整定计算 线路保护 简介：10kV配电线路结构特点是一致性差，如有的为用户专线，只接带一、二个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台甚至上百台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百m，有的线路长到几十km；有的线路由35kV变电所出线，有的线路由110kV变电所出线；有的线路上的配电变压器很小，最大不过100kVA，有的线路上却有几千kVA的变压器；有的线路属于最末级保护，有的线路上设有开关站或有用户变电所等。
关键字：10kV配电线路保护整定计算 110kV配电线路的特点 10kV配电线路结构特点是一致性差，如有的为用户专线，只接带一、二个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台甚至上百台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百m，有的线路长到几十km；有的线路由35kV变电所出线，有的线路由110kV变电所出线；有的线路上的配电变压器很小，最大不过100kVA，有的线路上却有几千kVA的变压器；有的线路属于最末级保护，有的线路上设有开关站或有用户变电所等。 2 问题的提出 对于输电线路，由于其比较规范，一般无T接负荷，至多有一、二个集中负荷的T接点。
因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可一一计算，一般均可满足要求。对于配电线路，由于以上所述的特点，整定计算时需做一些具体的特殊的考虑，以满足保护"四性"的要求。
3 整定计算方案 我国的10kV配电线路的保护，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。特殊线路结构或特殊负荷线路保护，不能满足要求时，可考虑增加其它保护（如：保护Ⅱ段、电压闭锁等）。
下面的讨论，是针对一般保护配置而言的。 （1）电流速断保护： 由于10kV线路一般为保护的最末级，或最末级用户变电所保护的上一级保护。
所以，在整定计算中，定值计算偏重灵敏性，对有用户变电所的线路，选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。
①按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。 实际计算时，可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。
Idzl=Kk*Id2max 式中Idzl-速断一次值 Kk-可靠系数，取1。5 Id2max-线路上最大配变二次侧最大短路电流 ②当保护安装处变电所主变过流保护为一般过流保护时（复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外），线路速断定值与主变过流定值相配合。
Ik=Kn*(Igl-Ie) 式中Idzl-速断一次值 Kn-主变电压比，对于35/10降压变压器为3。33 Igl-变电所中各主变的最小过流值（一次值） Ie-为相应主变的额定电流一次值 ③特殊线路的处理： a.线路很短，最小方式时无保护区；或下一级为重要的用户变电所时，可将速断保护改为时限速断保护。
动作电流与下级保护速断配合（即取1。1倍的下级保护最大速断值），动作时限较下级速断大一个时间级差（此种情况在城区较常见，在新建变电所或改造变电所时，建议保护配置用全面的微机保护，这样改变保护方式就很容易了）。
在无法采用其它保护的情况下，可靠重合闸来保证选择性。 b.当保护安装处主变过流保护为复压闭锁过流或低压闭锁过流时，不能与主变过流配合。
c.当线路较长且较规则，线路上用户较少，可采用躲过线路末端最大短路电流整定，可靠系数取1。3~1。
5。此种情况一般能同时保证选择性与灵敏性。
d.当速断定值较小或与负荷电流相差不大时，应校验速断定值躲过励磁涌流的能力，且必须躲过励磁涌流。 ④灵敏度校验。
按最小运行方式下，线路保护范围不小于线路长度的15整定。允许速断保护保护线路全长。
Idmim(15)/Idzl≥1 式中Idmim(15)-线路15处的最小短路电流 Idzl-速断整定值 （2）过电流保护： 按下列两种情况整定，取较大值。 ①按躲过线路最大负荷电流整定。
随着调度自动化水平的提高，精确掌握每条线路的最大负荷电流成为可能，也变得方便。此方法应考虑负荷的自启动系数、保护可靠系数及继电器的返回系数。
为了计算方便，将此三项合并为综合系数KZ。 即：KZ=KK*Kzp/Kf 式中KZ-综合系数 KK-可靠系数，取1。
1~1。2 Izp-负荷自启动系数，取1~3 Kf-返回系数，取0。
85 微机保护可根据其提供的技术参数选择。而过流定值按下式选择： Idzl=KZ*Ifhmax 式中Idzl-过流一次值 Kz-综合系数，取1。
7~5，负荷电流较小或线路有启动电流较大的负荷（如大电动机）时，取较大系数，反之取较小系数 Ifhmax-线路最大负荷电流，具体计算时，可利用自动化设备采集最大负荷电流 ②按躲过线路上配变的励磁涌流整定。变压器的励磁涌流一般为额定电流的4~6倍。
变压器容量大时，涌流也大。由于重合闸装置的后加速特性（10kV线路一般采用后加速），如果过流值不躲过励磁涌流，将使线路送电时或重合闸重合时无法成功。
因此，重合闸线路，需躲过励磁涌流。由于配电线路负荷的分散性，决定了线路总励磁涌流将小于同容量的单台变压器的励磁涌流。
因此，在实际整定计算中，励磁涌流系数可适当降低。 式中Idzl-过流一次值 Kcl-线路励磁涌流系数，取1~5，线路变压器总容量较少或配变。
6.35KV电力系统继电保护毕业设计
35kV变电站继电保护设计（开题报告+论文+DWG） 摘 要随着电力电网事业的发展，全国联网的格局已基本形成。
科技水平得到提高，电力环境保护得以加强，使中国电力工业的科技水平与世界先进水平日渐接近。电力管理水平和服务水平不断得到提高，电力发展的战略规划管理、生产运行管理、电力市场营销管理以及电力企业信息管理水平、优质服务水平等普遍得到提高。
进一步扩大了对外开放，积极实施国际化战略。本论文围绕35kV变电站的保护整定计算展开分析和讨论，重点设计了电力系统基本常识以及需要系数法计算负荷、电力网接线方案的选择原则、短路电流的计算、变压器和线路的继电保护配置以及无功功率补偿等。
同时详细介绍了主设备差动保护的整定算法，电气主接线的设计、做出短路点的等效电路图，对设备保护进行了相应的选择与校验。通过比较各个接线方式的优缺点，确定变电站的主接线方式。
关键字 短路电流计算，继电保护，整定计算，电网接线方案，无功功率补偿目录1 绪 论 11.1 变电站继电保护的发展 11.2 继电保护装置的基本要求 11.3 继电保护整定 11.4 本文的主要工作 22 设计概述 32.1设计依据 32.2设计规模 32.3设计原始资料 33 主接线方案的选择与负荷计算 53.1主接线设计要求 53.2变电站主接线的选择原则 63.3接线方案选择 63.3.1一、二次侧均采用单母线分段的总降压变电所主电路图 63.3.2 一次侧采用外桥式结线、二次侧采用单母线分段的总降压变电所主电路图 73.3.3一次侧采用内桥式接线，二次侧采用单母线分段的总降压变电所主电路图 73.3.4 一、二次侧均采用双母线的总降压变电所主电路图 73.4 35kV变电所主接线简图 83.5 负荷计算 83.5.1 负荷计算的内容和目的 83.5.2 负荷计算的方法 93.5.3 本次设计的负荷计算 94 短路电流计算 114.1引言 114.2基准参数选定 114.3阻抗计算（均为标幺值） 124.4短路电流计算 134.5 短路电流计算结果 185 变电所继电保护及故障分析 195.1本系统故障分析 195.2 线路继电保护装置 195.3主变压器继电保护装置 195.4本设计继电保护原理概述 206 主变继电保护整定计算及继电器选择 216.1概述 216.2瓦斯保护 226.3差动保护：（主保护） 236.3.1 计算Ie及电流互感器变比，列表如下（表6.1）: 236.3.2 确定基本侧动作电流： 246.3.3确定基本侧差动线圈的匝数和继电器的动作电流 256.3.4确定非基本侧平衡线圈和工作线圈的匝数 266.3.5计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差Δfza 266.3.6初步确定短路线圈的抽头 266.3.7保护装置灵敏度校验 266.4过电流保护：（后备保护） 276.4.1过电流继电器的整定及继电器选择： 276.5 过负荷保护：（后备保护） 286.6冷却风扇自起动： 287 线路保护整定计算 297.1 概述 297.1.1对 3~63kV 线路的下列故障或异常运行，应装设相应的保护装置： 297.1.2 对 3~10kV 线路装设相间短路保护装置，应符合下列要求： 297.1.3 在 3~10kV 线路装设的相间短路保护装置，应符合下列规定： 297.1.4 对 35~63kV 线路，可按下列要求装设相间短路保护装置： 307.2 线路保护的原理： 307.3 35kV线路三段式电流保护整定计算 317.3.1 第一段 无时限电流速断保护 317.3.2 第二段 带时限电流速断保护 327.3.3 第三段 过电流保护 327.4 10kV线路保护整定计算 337.4.1 电流速断保护的整定 337.4.2 过电流保护的整定 358 结 论 37谢 辞 38参考文献 39附录1：外文资料翻译 40A1.1 Substation and Power System Protection 40A1.2 变电站与电力系统继电保护 45。
7.需要关于高压直流输电的论文一篇 谢谢 帮帮忙
特高压直流输电工程输送容量巨大、输电距离遥远、电压等级进入特高压范畴，对电网规划建设和安全稳定运行影响深远，对工程建设条件要求更高。
根据特高压直流输电工程不同于常规直流输电工程的特点，总结归纳世界上第1批特高压直流输电工程可行性研究工作，就可行性研究阶段输电方案拟定、换流站站址及接地极极址选择、线路路径选择以及系统方案比较等主要技术原则，分析特高压直流输电工程可行性研究中应注意把握的主要技术内容。 [关键词]特高压，直流输电，可行性研究，技术原则 0、引言 我国地域辽阔，发电能源和用电负荷的分布又极不均衡。
华东、华南沿海地区经济发达，电力市场空间大，能源却最为匮乏；西部地区经济发展相对落后，用电水平和需求低，而能源资源丰富。以水力资源为例，全国水电技术可开发容量约540GW，其中22%分布在四川，20%在西藏，19%在云南。
这一客观现实决定了我国电力跨区域大规模流动的必然性。同时，随着经济的发展，土地资源越发匮乏和宝贵，电网发展与建设受到走廊资源、站址资源的制约越发明显。
±800kV特高压直流不仅输送容量大、损耗小、送电距离远，而且可以节约宝贵的输电走廊资源，提高输电通道走廊的利用率。特别是对于受端电网，换流站站址、接地极与接地线线路走廊的选择非常困难，±800kV特高压直流输电方案不仅降低了工程实施的难度，而且更重要的是符合国家可持续发展战略要求。
因此特高压直流输电技术是我国电力跨区域大规模输送的必然选择。“十一五”云南至广东±800kV特高压直流输电工程已于2006年12月开工建设，“十一五”至“十三五”期间规划建设的特高压直流输电工程还有7-9个。
目前，特高压直流输电技术在全世界都还没有成熟的应用经验，在可行性研究阶段不仅需要对电磁环境影响、绝缘配合和外绝缘特性等关键技术进行研究，而且还需要结合特高压的特点对输电方案拟定、换流站站址及接地极极址选择、线路路径选择以及系统方案比较等主要技术原则进行充分论证，才能为项目业主和政府主管部门提供可靠的决策依据。 1、输电方案的拟定 输电方案是所有工程包括特高压直流工程可行性研究的核心内容。
目前我国规划建设的特高压直流输电工程，每回输送功率为5000-6400MW，比国内已建的500kV直流工程每回输送功率高67%~113%。大容量的功率输送必然会对电网的规划建设和安全稳定运行带来更大的影响。
因此，拟定特高压直流输电方案时需要对相关因素作更全面的考虑。 （1）特高压直流输电建设的必要性和送电方向一般应在电网的中、长期规划或者是特高压输电系统专题规划中论证明确，并以此指导特高压直流可行性研究阶段输电方案的拟定，可行性研究阶段宜侧重于特高压输电方案技术可行性和安全性的研究。
拟定特高压输电方案要符合规划的总体要求，有利于电网的安全稳定和经济运行。 （2）特高压直流输电在世界输电史上前所未有，没有可供借鉴的经验，缺乏相应的技术标准，因此在世界上首批特高压直流输电工程的输电方案研究中，应对特高压换流、逆变系统设备制造、试验技术的可行性和技术路线进行充分调研、论证，并开展设计、安装和验收技术标准的研究，排除或暴露特高压直流输电技术应用可能存在的颠覆性因素。
（3）特高压直流均为跨省或跨大区输电，送受端输电方案需要分别拟定和研究。送端换流站的选择要尽量靠近电源，便于电源的汇集，避免外送潮流迂回和穿越送端主网。
受端换流站的落点应考虑对受端网架格局的影响；注意多个直流落点间保持适当的电气距离；若接受的是水电，还要注意研究受端网架结构对水电季节性特点的适应性问题。 （4）特高压直流孤岛运行双极闭锁后可能会出现难以解决的严重过电压，因此方案拟定一般应尽量避免出现孤岛运行方式，换流站与交流电网应保持较强的联系，尽可能维持较高的短路比，为特高压直流创造良好的运行条件。
（5）方案拟定重点是：送端拟定电源接人换流站及换流站与电网的联接方案，受端拟定不同落点与受端电网的联接方案，送受端均应拟定多个方案进行研究比较。如果是水电基地多回直流外送，还应按整体最优的原则先对送端换流站群的组合方案进行比较选择。
2、系统方案比较 2.1、送端换流站站址组合方案比较 当外送电源是一组巨型水电站，装机容量大，需要采用多回特高压直流送电，送端规划建设的不只是一个换流站而是一个换流站群（如金沙江一期的溪洛渡和向家坝电站的特高压直流输电工程，送端有3个换流站）。因此就需要按整体最优的原则，对送端换流站群站址的确定和接入系统方案进行总体论证，而不仅仅是孤立地研究单个换流站，从而为输电方案的拟定奠定基础。
2.2、特高压直流输电容量论证 根据有关研究，采用±800kV特高压直流输电，当输送容量达到或超过500万kW时，输电经济性较优。特高压直流输送容量主要由设备技术的可行性、电网安全稳定性及经济性3个方面的因素决定。
我国特高压直流最快也要在2010年左右投运，届时各大区电网都达到相当的规模，一般都可满足单回特高压直流输送较大功率的安全稳定要求。但对不同。
8.求一篇关于电力方面的论文
浅谈电气变电运行的安全管理及故障排除 [2010-04-24 03:05] 摘要：就变电运行的安全保证、设备检修和故障排除进行了分析。
关键词：变电运行；安全保证；设备检修；故障排除 1 变电运行的安全管理 （1）强化变电操作员的专业素质。根据变电运行实际工作的经验，人员综合素质的提高应以个人主动提高为主，单位组织培训为辅，分层次、结合实际来进行。
同时，教育和引导职工学会善于总结、善于吸取教训、加强个人修养。变电运行人员要认真贯彻变电所运行管理制度，提高变电运行管理技术水平，熟练掌握处理各种电气事故的能力，缩短处理事故的时间，并确保变电设备安全运行，认真执行各种规程制度，控制工作中的危险点，避免事故的发生。
（2）落实规章制度和安全生产责任。加强思想培训教育，用黑板报、安全标语、事故教育录像、事故快报、安全简报等手段和安全活动、安全形势分析讨论会、典型事故案例分析等形式进行安全教育，增强运行人员的安全生产意识；同时，要建立健全安全生产责任制和奖罚机制，安全责任落实到位，通过量化、细化，使各项工作都具备较强的可操作性。
指标分解到人，责任落实到人，使每个岗位都有一套完备的责任制和奖罚细则，有章可循，违章必究，从而激发运行人员安全工作责任心。 （3）完善技术管理。
组织培训班，加强员工技术培训，定期开展技术讲座和规程学习，使变电运行人员熟练掌握职责范围内的设备现场布置、系统连接、结构原理、性能作用、操作程序，并具备设备的简单维护、保养能力；同时积极开展事故预想、反事故演习，提高运行人员的事故处理应变能力和自我防护能力。 2 设备检修是保证安全的技术措施 （1）验电。
要检修的电器设备和线路停电后，在装设接地线之前必须进行验电，通过验电可以明显地验证停电设备是否确实无电压，以防发生带电装设地线或带电合接地刀闸或误入带电间隔等恶性事故发生，验电时应在检修设备进出线处两侧各相应分别验电。高压验电时必须戴绝缘手套，若因电压高，没有专用验电器时，可用绝缘棒代替，依据绝缘棒有无火花和放电声来判断。
（2）装设接地线。①装设接地线的目的：为了防止工作地点突然来电；可以消除停电设备或线路上的静电感应电压和泄放停电设备上的剩余电荷，保证工作人员的安全；接地线应设置在停电设备由可能来电的部位和可能产生感应电压的部分。
②装设接地线的方法：装拆接地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套。装设接地线应由两人进行，用接地隔离开关接地也必须有监护人在场；装设接地线必须先接接地端，再接导体端，连接接触要良好。
拆接地线顺序则与此相反。③悬挂标示牌和装设遮拦。
为了防止工作人员走错位置，误合断路器及隔离开关而造成事故，在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；若线路有人工作，应在线路断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；在部分停电设备上工作时与未停电设备之间小于安全距离者，应装设临时遮拦。在临时遮拦上应悬挂“止步，高压危险”的标示牌；在工作地点处悬挂“在此工作”的标示牌；在工作人员上下用的铁架或梯子上，应悬挂“从此上下”的标示牌；在临近其他可能误登的架构上，应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。
3 跳闸故障 （1）线路跳闸。线路跳闸后，应检查保护动作情况，检查故障线路检查范围从线路CT至线路出口。
若没有异常再重点检查跳闸开关，检查消弧线圈状况，检查三相拐臂和开关位置指示器；如开关为电磁机构，还要检查开关动力保险接触是否良好，如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常，如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送电（强送前前要检查保护掉牌是否已复归）。
（2）主变低压侧开关跳闸。主变低压开关跳闸有三种情况：母线故障、越级跳闸（保护拒动和开关拒动）、开关误动。
具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变（一般为三卷变）低压侧过流保护动作，可通过检查保护动作情况和对所内设备的检查进行初步的判断。
检查保护时，不仅要检查主变的保护还要检查线路的保护。 ①只有主变低压侧过流保护动作。
首先，应排除主变低压侧开关误动和线路故障开关拒动这两种故障。那么，到底是母线故障还是线路故障因保护拒越级呢？要通过对设备的检查进行判断。
检查二次设备时，重点检查所有设备的保护压板是否有漏投的；检查线路开关操作直流保险是否有熔断的。检查一次设备，重点检查所内的主变低压侧过流保护区，即从主变低压侧主CT至母线，至所有母线连接的设备，再至线路出口。
②主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作。主变保护和线路保护同时动作，线路开关又没有跳闸，通常断定是线路故障。
因此，在巡视设备时，除对故障线路CT至线路出口重点检查外，还要对线路进行检查。只有确认主变低压侧CT至线路CT无异常，方可判断为线路故障开关拒动。
开关拒动故障的处理较为简单，隔故障点拉开拒动开关的两侧刀闸，恢复其他。
转载请注明出处众文网 » 高压输电线路的保护毕业论文(输电线路论文)