输电线路状态检修概念及意义输电线...

全国输电线路状态检修及在线监测装置应用及开展
情况调研与分析
1.输电线路状态检修概念及意义
输电线路设备状态维修是一种先进的维修管理方式，能有效地克服定期维修造成设备过修或失修的问题，可给电力系统及社会带来巨大的经济效益。

通过状态检修，能根据设备检测采集的数据，结合设备健康状态表达模型及健康指示参数，运用智能决策算法诊断出设备当前的健康状态，并预测设备寿命；如有需要提出检修建议计划。

输电线路是电力系统的主干网络。

包括绝缘子、金具、杆塔和输电线等设备和器材。

它广泛分布在平原及高山峻岭，直接暴露于风雪雨露等自然环境之中，同时还受到洪水、滑坡等自然灾害的损害，运行环境相当恶劣。

电力系统的安全可靠性运行至关重要。

输电线路可靠性及运行情况直接决定着电力系统的稳定和安全。

检修是保证输电设备健康运行的必要手段。

做好输电设备的检修工作及早发现事故隐患并及时予以排除，使其始终以良好的状态投入运行具有重要的意义，尤其是电力系统向高电压、大容量、互联网发展，其重要性更加突出。

状态检修是以设备的当前实际的工作状况为依据，通过先进的状态监测手段、可靠性评价手段以及寿命预测手段，综合各种设备的状态信息，判断设备的状态，识别故障早期征兆，对故障部位及其严重程度、故障发展趋势做出判断，并根据分析诊断的结果在设备性能下降到一定程度或故障将要发生前进行检修。

输电线路设备管理是电力企业设备管理的重要组成部分。

检修管理的优劣，对线路的健康状况、运行性能以及供电的可靠性影响极大。

输电线路状态检修是一种先进的检修管理方式，能有效地克服定期检修造成设备过修或失修的问题，大幅度提高供电可靠性，可给电力系统及社会带来巨大的经济效益，需要在今后大力推广。

1.1 输电线路设备检修发展过程
我国输电线路设备检修方式的发展大致经历了这样的三个阶段，即从事后检修发展到定期检修再向状态检修。

事后检修是 50 年代以前主要采用的方式，就是在设备发生了故障或事故以后才进行检修。

这是基于那时没有形成现在这样庞大的网络，因此设备发生故障时影响面小，同时大部分设备简单，人们对电力依赖性不强，所以当时只进行简单的日常维护和检修，没有开展系统检修和管理。

定期检修是从 1954 年在电力系统各种设备发展起来的检修管理制度，这是预防性检修体系的一种方法。

其检修等级、周期，均按照主管部门颁发的全国统一的规程规定执行,检修项目统一，检修间隔统一，检修工期统一。

这种传统的检修制度，在以往的定检中也确实发现了设备的缺陷和故障，并及时消除，曾起到一定的积极作用。

但是，随着供电技术装备水平的提高和改革的深入，定期检修制度的不足也越来越显现出来。

定期检修制度一般情况下对设备的运行状态不加判断，即到了预定的大、中、小修周期便安排人力、物力、进行检修工作。

通常检修工作完成之后也缺乏必要的与之相适应的判断检修质量的检测手段即检测装置，因而由于设备检修后处理不当而酿成的事故例子屡见不鲜。

同时定期检修还存在一定的“检修不足”，对该检修的设备没有进行检修，其原因或是试验方法、设备有问题，或是有的缺陷未被发现，或是检修任务重、时间紧，造成该修的设备没修，从而使设备发生故障而引起损失。

定期检修造成检修费用浪费，提高了电能成本。

状态检修是一种先进的设备检修管理机制，是社会生产力的发展在检修领域的具体体现。

状态检修的技术基础是设备状态的准确评价，根据监测手段所获取的各种状态信息，分析故障发生的现象，评估故障发展的趋势，依据设备的重要程度而采用不同的检修策略，并合理地安排检修时间和检修项目，使设备状态“可控、在控”，保证电力设备安全经济运行。

状态检修起源于20 世纪60年代美国航空工业，接着在军舰的检修、核工业的检修中采用，并很快在电力行业中采用。

现今在国外，例如美国、加拿大、法国等国家已经推行输变电设备状态检修的先进方法多年，他们具备完善的监测系统，先进的测量设备，以及一整套科学的管理方法。

我国输电线路的状态检修工作仍处在探索、研究、试行的阶段，由
于我国的国情和设备情况不同于国外，应在借鉴国外先进的方法、设备的同时，结合实际建立一整套科学的管理模式、实时监测系统以及各类监测设备，建立综合分析状态信息智能专家系统，从而实现输电线路状态检修。

1.2 输电线路状态检修所需的技术支持
1.2.1 状态检修的含义
状态检修是以设备的当前实际的工作状况为依据，通过先进的状态监测手段、可靠性评价手段以及寿命预测手段，综合各种设备的状态信息，判断设备的状态，识别故障早期征兆，对故障部位及其严重程度、故障发展趋势做出判断，并根据分析诊断的结果，在设备性能下降到一定程度或故障将要发生前进行检修状态检修包括以可靠性为中心的检修（Reliability Centered Maintenance）(RCM)、预测性检修（Predictive Maintenance）(PDM)两个互相紧密联系而又不同技术领域的内容。

以可靠性为中心的检修是在对元件的可能故障对整个系统可靠性影响评估的基础上决定检修计划的一种检修策略。

RCM技术是 20 世纪
60 年代初首先采用的状态检修方式。

在电力系统中通常采用RCM技术开展发电厂、变电站设备的状态检修。

通常整体设备检修可采用RCM技术。

预测性检修是根据对潜伏故障进行在线或离线测量的结果和其他信息来安排检修的技术，其关键是依靠先进的故障诊断技术对潜伏故障进行分类和严重性分析，以决定设备（部件）是否需要立即退出运行和应及时采取的措施。

通常具体关键设备检修采用预测性检修技术。

1.2.2 输电线路状态检测的项目
输电线路的缺陷按线路本体、附属设施缺陷和外部隐患可分为三大类：
A．设备本体缺陷，包括基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、接地装置等发生的缺陷。

B．附属设施缺陷，包括附加在线路本体上的各类标志牌、警告牌及各种技术监测设备出现的缺陷。

c.外部隐患，包括外部环境变化对线路的安全运行已构成某种潜在性威胁情况(如在保护区内兴建房屋、植树、堆物、取土线下作业等对线路造成的影响)。

有些缺陷线路巡视人员可以直接观察到，这些缺陷可以在线路正常运行的情况下，通过带电作业处理掉。

巡视人员不能直接观察到的缺陷就必须使用仪器进行检测，目前已经开展的状态检测的项目一般有如下三项：
a．检测线路绝缘子的等值附盐密度，根据不同地区情况及运行经验获取经验值（临界）值，据此指导绝缘子清扫工作。

b．检测瓷绝缘子的劣化率，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》的规定并根据使用条件（耐张、直线）、年限及年平均零值率，指导线路零值绝缘子的检测工作（或制订检测周期）。

c．用红外测温仪器检测线路金具的运行温度，以金具正常运行时的温度为参考，当运行温度超过正常运行温度时，根据超过的程度来指导检修如何进行处理（跟踪测量，还是更换设备）。

此类设备包括：导线接续管、耐张线夹、并沟线夹、引流板等。

实施状态检修是在运行人员和检修人员随时了解设备状态和对存在潜在故障的设备加强监视的情况下进行的，它是建立在带电监测和故障诊断广泛实行的基础上，进行综合检修决策。

1.2.3 完全实现状态检修需要的技术支持
a．状态信息库的建立
输电线路状态信息库的建立是进行状态检修的基础，所有采集的线路状态信息必须要进入信息库进行管理，输电线路状态信息库包含的内容是非常复杂和详细的。

完善输电线路生产管理系统（MIS）和输电线路地理信息系统(GIS)数据，运行人员要及时把巡视情况和各种测试记录录入系统，使系统能够正确反映线路的状态，以便进行检修决策。

输电线路地理信息系统(GIS)、输电线路生产管理信息系统(MIS)已在各地推广使用，线路的状态信息都已进入系统，可以实现对状态数据的管理，已成为我们日常工作中不可缺少的工具和得力助手。

输电线路状态信息综合评估系统和整个供电企业的管理系统目前已初步研发成功，尚不成熟，所以状态评估和检修决
策这部分工作要由人工来完成。

状态评估每季度进行一次，汇总线路的状态数据，根据《架空输电线路设备评级管理办法》对线路进行评级，根据评级的结果，有针对性地提出线路升级方案和下一年度的大修、改进项目。

b．复杂大系统的可靠性评价。

电力系统是一个复杂的大系统，综合的可靠性评估是 RCM 技术中关键技术，也是可靠性工程的重要组成部分，可靠性评估是根据设备的可靠性结构、寿命模型及试验信息，利用统计方法和手段，对评价系统可靠性的性能指标给出估计的过程。

对复杂大系统的可靠性评估一直是难题，主要原因是由于费用和试验组织等方面的原因，不可能进行大量的系统级可靠性试验，而只能利用单元试验信息，如何充分利用单元和系统的各种信息对系统可靠性进行精确的评估是相当复杂的问题。

c．先进的监测系统及其他途径获得各种状态信息。

d．故障严重性分析。

现在对故障、缺陷的评定方法还都是以人为主的办法来区分。

由于区分故障严重性是确定设备是否退出运行的关键性指标，因此还需要进一步深入研究线路的故障严重性分类及其分析方法,同时建立故障分析的仿真模型，建立具有人工智能的判据库，实现故障的诊断和预测。

e．积极开展带电作业。

现今带电检修设备的技术逐步提高，如果实现部分元件的带电检修，就可以提高线路运行的可用率，保证整个系统的可靠性。

现在电力线路可以带电检修 80%的检修任务，因此需要进一步进行带电作业工作的研究。

f．寿命估计。

对设备寿命估计是对线路更新的基本依据，目前所采用的基本方法是在大量的实验基础上利用概率的相关知识。

如使用CICGEⅡ方法对绝缘子老化进行估计，从而得到设备的剩余寿命。

2输电线路状态检修及在线监测装置应用开展现状
2．1检修模式及运行管理情况
近年来，电力部门十分重视输电线路状态检修，投入巨大的人力物力开展输电线路状态检修的研究和试点工作，输电线路状态检修导则、输电线路运行状态
评估标准、基于在线监测和GIS的输电线路管理系统相继推出并应用，使输电线路检修模式及运行管理逐步科学化，取得了许多的成功经验，为今后的全面展开打下良好的基础。

由于有的在线监测系统（或装置）的可靠性还不高，其应用仍在积累经验的是运行状态；输电线路状态检修的导则也刚出台，输电线路运行状态评估标准不够完善统一。

因此，我国现阶段输电线路仍然实施以定期检修为主、状态检修为辅的检修方式并逐步向状态检修方式过渡。

有地方已试行状态停电检修，并形成了一套状态停电检修的管理办法。

依靠推广有效的监测手段和长期以来积累的运行检修经验,认真细致地开展设备评估,逐步由固定的周期性停电检修过渡到不定期的状态停电检修。

一些重要的输电线路运行状态和故障信息是随着环境和输电线路的运行状况不断变化的，直接影响输电线路的安全稳定运行，一般情况下难以获得实时的检测数据，这些状态和信息包括正常运行及故障状态信息，如：绝缘子泄漏电流的变化及污秽的发展情况；零值绝缘子的出现；导线弧垂及温度的变化；气候和环境状况的变化；输电线路覆冰和舞动；杆塔和线路的外力破坏；线路高阻单相接地故障；线路故障位置等。

这些输电线路的正常或故障运行状态与输电线路安全运行息息相关，但目前大都依靠人工在特定的条件下进行检测。

随着电网容量的不断扩大，设备大量增加，对输电线路实时的运行状态的监测越来越困难，即使在特定条件下的检测也需要大量的人力，供电单位已力不从心，且一些线路设备安装在维护人员很难到达的地方，无法获得实时数据。

在这种情况下，输电线路的运行状态和故障隐患的不可知性与大电网安全稳定运行的矛盾日趋突出。

近年来，基于无线通信网络对输电线路特定状态进行在线监测的相关监测装置有不少在国内外电力公司挂网运行，比较成熟的有绝缘子污秽在线监测、导线温度在线监测、图像实时监控等。

但这些装置大都只具单一功能，当需要新的监测数据时须安装新的监测装置和相应的后台软件，这样不但造成了重复建设和投资，增大了维护工作量，降低了系统可靠性，且不同厂商和设备间的信息很难交流，兼容性差，限制了监测装置的功效。

另一方面，现有的输电线路监测系统大都是对单个设施或监测量的监测，缺乏科学合理的综合状态评估系统，难以对线路的状态作准确的描述，不利于运行或检修计划的制定。

因此，亟待建立一个统
一的输电线路运行状态实时监测装置，对影响系统运行的重要状态进行在线监测，帮助线路维护和运行人员全面准确地掌握输电线路的实时运行状态，为输电线路的检修和安全、稳定、可靠运行奠定坚实的基础。

2．2输电线路在线监测装置的功能描述
目前用于输电线路在线监测装置主要有线路电气绝缘监测、机械力学监测、线路环境监测等几类。

具体来说有：
①劣质或零值绝缘子在线监测；
②绝缘子污秽在线监测；
③绝缘子线路覆冰在线监测；
④输电线路导线覆冰在线监测；
⑤输电线路雷电流行波在线监测装置；
⑥输电线路温度和弧垂在线监测；
⑦接地电阻自动监测；
⑧输电线路拉线防盗在线监测研究；
⑨高压输电线路接点温升在线监测；
⑩输电线路无线远程连续视频在线监测;
⑾输电线路远红外热成像监测。

各类在线监测系统一般均具有：先进的传感器技术、计算机与信息处理技术，GPRS/GSM通讯系统，专家分析系统及较为完备的数据信息库，同时专家分析系统可嵌入电力系统MIS网，查询方式灵活多样等功能。

目前输电线路全工况监测系统和输电线路GIS地理信息系统已在各地试运行和完善之中，有的已取得良好的经济效益，如湖南的输电线路覆冰视频监测系统在2008年冰害的预警、监测、辅助决策中发挥了一定作用。

输电线路全工况监测系统主要由监控中心主机、线路监测数据采集终端、专家软件组成，系统以后台监控分析为主，前台采集传输为辅，在线路杆塔安装一台线路监测数据采集终端，数据采集终端定时/实时完成环境温度、湿度、风速、风向、该杆塔的倾斜角、导线张力、绝缘子的风偏角以及现场图片等信息的采集，将其通过DTU（GPRS/CDMA通信模块）发送至监控中心，后台专家分析软件则利
用各种修正理论模型、试验结果和现场运行结果来判断输电线路的覆冰及舞动状况，及时给出预报警信息，有效防止冰害事故的发生。

监控中心还可对线路监测数据采集终端进行远程参数设置（如采样时间间隔、实时数据请求等）。

监测系统结构示意图如图所示：
从实现功能上将系统分为如下8个子系统：
①导线等值覆冰厚度在线监测系统
通过在线测量绝缘子垂直荷载的变量，建立在一个垂直挡距单元内导线自重、风压系数（导线截面、组合形式、风速、风向等）、绝缘子倾斜角、绝缘子垂直荷重和导线等值覆冰厚度的数学模型。

适时检测在一个垂直挡距单元内等值覆冰厚度的变化，再根据线路设计标准，为用户提供予警值。

②象数据监测系统
测量小气象环境的温度、湿度、风速、风向等，为系统计算模型提供参数。

③杆塔受力状况分析系统
相邻档的不均匀覆冰或线路不同期脱冰会产生张力差、损坏金具、导线和绝缘子及使导线电气间隙减少,发生闪络,也有可能破坏杆塔；通过在线监测绝缘子倾斜度及绝缘子垂直荷载，建立杆塔三维受力状态的数学模型，适时监控杆塔受力状态的变化，并根据杆塔设计参数提供予警值。

适时监测杆塔受力状况，在恶劣气候和异常情况下，进行杆塔受力分析，在最大限度的条件下，杜绝不平衡张力造成倒塔事故的发生。

④风偏状态分析系统
通过在线监测绝缘子倾斜度以及风向、风速，建立绝缘子倾斜度、风向、风速和风偏系数（设计值）的数学模型，找出在不同的气象条件下，风偏系数和电气距离之间的对应关系，验证风偏系数取值的合理性，为线路设计和改造提供依据。

⑤视频在线监测系统
采用现代视频技术，获取半球水平360°旋转，垂直向下任一点的图片，景深范围可在200—400米内选择，图片通过GPRS/CDMA技术将需要的图片传至接受系统。

⑥导线应力（水平应力/垂直应力）监测系统
通过在线测量导线垂直应力和水平应力的变化量，建立导线应力变化在不同的气象条件（覆冰、风向、风速）和导线舞动状态下的数学模型，分析气象条件与导线应力变化量之间的对应关系，根据设计要求和导线的机械特性提出预警值。

⑦导线振动监测系统
不均匀覆冰或冰、风荷载的作用使导线产生自激振荡和低频率的舞动,造成金具损坏、导线断股、断线和杆塔倾斜或倒塌等机械及电气事故。

⑧绝缘子泄漏电流监测系统
可有效防止绝缘子冰闪事故，冰中含有污秽等导电杂质造成冰闪,从污秽绝缘子和覆冰绝缘子的耐受电压和闪络机理可发现其相似性.
2．3 输电线路在线监测技术现状分析
2．3．1 绝缘子污秽在线监测
2．3．1．1 泄漏电流在线监测
绝缘子表面泄漏电流是电压、气候、污秽三要素的综合反映，因此可将绝缘子表面泄漏电流作为监测绝缘子污秽程度的特征量。

泄漏电流在线监测是利用泄漏电流沿面形成的原理，在绝缘子接地侧通过引流卡或电流传感器在线实时测量
泄漏电流，利用信号处理单元计算出一段时间内泄漏电流的各种统计值(如峰值平均值、峰值最大值或大电流脉冲数)，通过无线传输与有线传输相结合，将数据传输到数据总站，运用专家知识和自学习算法对各种统计值进行综合分析，对绝缘子的积污状况作出评估和预测。

目前，泄漏电流在线监测技术的研究已开展多年，但在实际应用中仍存在大量问题。

主要问题有：
①现场运行经验和人工污闪试验表明，泄漏电流和现场污秽度没有明确的一一对应关系，泄漏电流的大小还与所用绝缘子的类型(材料、伞型、盘径)、污秽成分、等值盐密、灰密、气象条件等多种因素有关；
②根据泄漏电流判定绝缘子运行状况及预警区间，目前还没有权威的标准可循，也没有积累足够多的运行数据，还要依靠操作人员的经验来确定清洗或维修临界值，其准确度不高，这也是影响泄漏电流在线监测技术应用的主要因素；
③装置的运行环境较恶劣，可靠性不高；
④泄漏电流在线监测装置实际应用成本过高。

2．3．1．2 污秽度在线监测
绝缘子表面的污秽度反映了输电线路的基本绝缘状况，目前世界上一般采用停电的方式测量绝缘子表面污秽度，包括等值盐密和灰密。

也有一些研究机构和单位尝试了采用在线监测的方法来测量绝缘子表面污秽等值盐密，但目前尚未见在线测量灰密的报道和文献。

目前国内外已有多个单位致力于发展等值盐密的在线监测方法，大多数方法都是通过测量表面泄漏电流来推算出表面等值盐密。

1992年，武汉邮电科学研究院研究了光纤传感器测量等值盐密的可行性，得出光强与盐分含量的有关试验结论，论证了采用光纤传感器测量输变电设备外绝缘等值盐密的可行性。

2002年河南省电力公司将研制出的等值盐密在线监测系统在河南新乡220kV线路上挂网试运行至今，取得了一定的效果。

光纤传感器监测等值盐密是基于介质光波导中的光场分布理论和光能损耗机理。

置于大气中的低损耗石英棒是一个以棒为芯、大气为包层的多模介质光波导。

石英棒上无污染时，由光波导中的基模和高次模共同传输光的能量，其中
绝大部分光能在光波导的芯中传输，仅有少部分光能沿芯包界面的包层传输，光波传输过程中光的损耗很小。

石英玻璃棒上有污染时，由于污染物改变了高次模及基模的传输条件，同时污染粒子对光能的吸收和散射等会产生光能损耗。

通过检测光能参数可计算出传感器表面盐分的含量。

将光纤传感器与绝缘子串置于相同环境，通过计算可得出绝缘子表面的等值盐密值。

该等值盐密在线监测系统近几年已在我国北方部分地区挂网运行，但该系统目前尚未在各电力公司推广使用，主要是等值盐密测量的准确性有待验证。

目前国家电网公司正逐步采用连续积污3~5a的等值盐密和灰密值划分污秽等级，而污秽度的在线测量只能测量盐密，还无法测量灰密。

采用等值盐密在线监测技术作为特高压线路状态检修的依据还不成熟。

2．3．2 雷电在线监测
2．3．2．1 雷电定位系统
雷电探测定位的原理是对雷电发生时伴有的电磁辐射信号等雷电波信息特征量进行测定，再通过算法分析来得到雷电发生的时间、地点、雷电流幅值、极性与回击次数等相关雷电信息，呈现出雷电活动的实时动态图。

目前采用的雷电探测定位技术有定向雷电定位技术和时差雷电定位技术。

定向雷电定位技术根据2个及以上探测站接收到的雷电电磁信号测定雷电方位角，再根据三角定位原理计算出雷击点的位置。

时差定位技术根据电磁信号到达各探测站的时间差来计算雷击位置，根据电磁波的强度来确定雷电流的大小。

雷电定位系统对雷电的定位非常有效，便于检修人员及时找到雷击点，在输电线路运行中已广泛应用。

雷电定位系统在应用中也存在一些问题：
①雷电定位系统给出的雷电流幅值无法确定其准确性，存在较大的误差，这在很大程度上影响了线路雷击方式的判定；
②按雷电定位系统给出的地区雷暴日数较高，与常规方法得出的雷暴日有较大出入。

在具体应用中针对雷电定位系统得出的雷电流幅值和雷暴日数目应根据实际情况进行分析，建议配合采用其他手段积累雷电流幅值和雷暴日数目的相关数据。