第一篇：架空输电线路杆塔位移计算
架空线路转角杆塔位移的研究与探讨……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
架空输电线路转角杆塔中心位移计算的研究与探讨
刘仁臣
(西南石油大学,四川成都市新都区,610500)摘要：在架空输电线路施工中，我们经常遇到由于部分转角（耐张）杆塔横担宽度和不等长横担引起的线路中心桩与杆塔中心桩存在位移的问题。如何正确计算出位移值，使杆塔受力最小及杆塔两边线仍与线路中心线对应，以免邻近转角(直线)杆塔承受额外的角度荷载，对保证架空输电线路长期稳定安全地运行，具有十分重要和长远的意义。
关键词：等长横担 不等长横担 位移计算 转角杆塔 0 引言
在架空输电线路施工过程中，杆塔基础分坑及基础分坑时转角杆塔位移计算是我们经常遇到的问题。在胜利油田这样的平原地区，地势一般较平坦，很少出现丘陵及起伏较大的施工地段，因此，以等高塔腿为多。在线路施工当中，一般情况下，线路中心桩就是杆塔的中心桩，基础分坑以该中心桩为准进行。但有的转角杆塔、耐张杆塔，为使杆塔受力最小及杆塔两边线仍与线路中心线对应，以免邻近转角(直线)杆塔承受额外的角度荷载，必须考虑杆塔的中心位移问题。本文根据日常工作中遇到的实际问题，在110kV架空线路砼电杆基础分坑中的位移计算及角钢塔位移计算两个方面予以归纳和探讨，希望和有兴趣的读者互相探讨。
一、110kV砼电杆转角杆位移的计算
下面以胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司设计定型图电－8701（110kV输电线路杆型图）及其杆型配件图电－8702为例计算位移大小。
1、不等长宽横担转角杆的基础分坑位移计算
刘仁臣
abθ/2abΔS1DΔS2（图二）有位移转角杆位移计算示意图以上图示为110kV J60°－18型砼电杆杆型示意图和横担示意图。
其位移由两部分组成，一是横担宽度引起的，另外一个是由于横担不等长引起的。（1）、由于转角杆横担宽度的影响，使转角杆中心位置与原转角桩产生位移，其位移距离为
刘仁臣
S1＝Dtg 22其中 D―――横担宽度和绝缘子串拉板长之和，单位米
θ―――线路转角，单位度（2）由于横担不等长引起的位移：
不等长宽横担为内角横担短，外角长，其位移距离为：
S2＝1ab 2其中，a―――长横担长 米 b―――短横担长 米
因此，在实际分坑中，110kV J60°－18型电杆由原转角桩向转角杆中心位置产生的位移为S=S1+S2=D1tg+ab 222因在实际施工中，110kV J60°－18杆型
a＝3.2m,b=1.7m ,D=0.698m , θ大小为30°～60°之间，以60°为例 则其位移S＝0.698601tg＋3.21.7＝0.951m 222 在实际施工中,110kV转角30度型砼电杆(J30°)也是不等长宽横担的转角杆,位移计算方法应与转角60度杆型相同.二、角钢转角塔的计算
目前，受城市规划的影响，许多新建或改建线路往往不再使用砼电杆，砼电杆拉线多，占地面积大，且极容易被盗，虽然因此角钢塔和薄壁离心钢管塔等塔型虽然建设初期投资大，但从线路的长期稳定运行方面讲，经济效益远远大于砼电杆线路。因此角钢塔和薄壁离心钢管塔越来越受到规划部门和设计部门以及运行维护部门的青睐。在实际施工中，为保证杆塔受力最小，保证线路长期稳定运行，也要进行位移的计算。其位移也是由横担宽度和横担不等长两方面引起的。以下用举例的方法，参照《35～220kV送电线路铁塔通用设计型录》（鞍山铁塔开发研制中心），介绍有位移转角塔的位移计算方法。
1、不等长宽横担耐张塔的位移计算：
当直线耐张杆塔横担中心与杆塔中心不重和时，说明该横担相对杆塔是不等长的，这时，杆塔中心应向短横担侧偏移，以使线路两边线仍与线路中心线对应。偏移距离为横担中心与杆塔中心的距离。
在35kV线路角钢塔中，只有7719 3560DGU鼓型终端塔的横担是不等长的，即横担中心刘仁臣
与铁塔中心是不重合的。当它作为耐张塔（终端塔）时，其向短横担方向（即内角侧）的位移为横担中心与杆塔中心的距离。
如上图所示，3560DGU作为直线耐张（终端）塔时，其短横担方向位移为：
11S＝（a－b）＝（3300－1800）＝750mm 22其中a―――长横担长 b―――短横担长
而在110kV铁塔中，只有7734 110JG3作为终端塔时，杆塔横担中心与杆塔中心也是不重和的，其位移为：
11S＝（a－b）＝（4100－3100）＝500mm 22其中a―――长横担长
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b―――短横担长
2、不等长宽横担转角塔的位移计算：
在35kV～220kV线路塔型录中，35kV线路角钢塔7719 3560DSn和110kV线路角钢塔7734 110JG3作为转角塔时,向内角侧位移应当等于横担偏心引起的位移与横担宽度引起的位移(即挂线点间距离引起的位移)之和。
abθ/2abΔS2DΔS1（图五）不等长宽横担转角塔位移计算示意图
其向内角侧位移S=S1+S2=
D1tg+ab 2223、等长宽横担转角塔的位移计算：
刘仁臣
除上述介绍的塔型外，35kV～220kV塔型录中的所有转角塔都是等长横担，其向内角侧的位移为：
S1＝Dtg 2
2三、同塔双回线路由双回变单回时分坑技术改进
在以往施工中，同塔双回变单回路基础分坑时，往往把双回塔中心作为全站仪安置点，打角度至单回路塔中心点，实践证明，存在严重的弊端，会出现铁塔横担在紧线时受力，造成歪斜，且绝缘子串严重倾斜，特别是单回路杆塔为直线塔的情况下，绝缘子串倾斜严重，曾经有重新立塔的现象发生。根据多年的施工经验，认为正确的方法是将全站仪放置点选在双回路塔中相横担边缘。
单回路铁塔中心η设计档距导线αβ双回路铁塔中心双回路铁塔中相横担图六）直线杆塔无风时悬垂绝缘子串倾斜刘仁臣
η（图七）直线杆塔受横向风时悬垂绝缘子串倾斜
从上图可以看出，如果在实际施工中，将全站仪安置在双回路铁塔中心，对准单回路直线铁塔中心进行复测分坑，悬垂绝缘子串会产生相当大的偏移，转角度数越大，绝缘子串偏移η1越大，再加上绝缘子串受横向风后的偏移η2，定会使两个铁塔横担受力后变形，致使重新立塔。此时导线与塔身的电气安全距离也相对减少，极容易造成接地短路故障。如果在双回路铁塔中相横担（虽然双回路铁塔三组横担长度不等，但经过计算，取中相横担边缘为基准点对分坑的准确度影响并不是很大）边缘为全站仪安置点，就不会出现上述问题，即使存在风偏，也应该在允许范围内。因此，运用此项技术革新，不但提高了架空输电线路施工的质量，而且避免了因施工造成的严重经济损失。
a、直线杆塔悬垂绝缘子串受横向风后的摇摆角计算： 如图所示直线杆塔悬垂绝缘子串的2角为
2tg式中 PG2plhG2lv
PG——悬垂绝缘子串承受的横向水平风力，N；
G——悬垂绝缘子串的自重力，N；
p——架空导线单位长度上的横向水平风力，Nm；
——架空导线单位长度上的自重力，Nm；
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lh——校核时，直线杆塔的水平档距，m；
lv——校核时，直线杆塔的垂直档距，m。
a、直线杆塔悬垂绝缘子串无风时的摇摆角计算：
1β－α
因此，绝缘子串在受横向风后的摇摆角1＋2
至此，35kV～220kV转角（耐张）铁塔基础分坑时位移的计算方法已全部介绍完毕，在实际施工过程中，可根据塔型和实际转角度数选择合适的计算方法，确定好位移。因位移计算在实际为工作中重复使用的次数非常多，为提高工作效率，应根据有关基础数据分门别类地罗列出所有经常遇到的塔型、砼电杆位移的计算小程序，进行信息化管理，在施工前只需输入实际转角度数即可生成位移值，既方便又可靠，为提高工作效率和线路的安全稳定运行提供可靠保障。
参考文献：
1．《35kV～220kV送电线路铁塔通用设计型录》（鞍山铁塔开发研制中心）作者简介：刘仁臣（1965－）男，高级工程师，西南石油大学在读博士。
刘仁臣
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2013-7-21
第二篇：输电线路杆塔中心位移计算
输电线路转角杆塔中心位移通式的应用
1.输电线路转角杆塔中心位移的定义：
输电线路转角杆塔中心位移，是指转角杆塔的中心桩，自线路中心桩，沿线路内角的平分线方向移动一定的距离，作为杆塔的中心桩。它是杆塔基础施工的依据。
2.输电线路转角杆塔中心位移的意义：
输电线路转角杆塔中心位移后，能较好的消除或减小与之相邻的直线杆塔因三相导线偏移而产生的横向合力，并兼顾相邻直线杆塔绝缘子串的倾斜角，使之满足在各种气象条件下导线对杆塔结构的电气安全净距。3.计算公式：
d=L2L1C1θC2θS2+tg+tg+θ332623cos2E——（1）3
（1）式中d——自线路中心桩，沿线路内角的平分线方向移动一定的距离，正值向内角侧位移，负值向外角侧位移（m）;L2——转角杆塔外角侧横担的导线挂点至杆塔中心的距离（m）;L1——转角杆塔内角侧横担的导线挂点至杆塔中心的距离（m）;——线路转角度数；
C1——转角杆塔边相导线横担两个挂线点间水平距离（m）;C2——转角杆塔中相导线两个挂线点间水平距离（m）;
横S2——与转角杆塔相邻的直线杆塔中相导线挂线点至直线塔中心距离，担伸展方向位于转角塔内角侧时取正，反之取负值。两侧相邻直线杆塔中相横 1 担长度及方向不一致时，按（2）式S2=
l1l''' S2+2S2（m）——（2）计算；
l1+l2l1+l2（2）式中S2'——对应相邻档距l1的直线杆塔的中相横担长度；
S2横担伸展方向位于转S2“——对应相邻档距l2直线杆塔的中相横担长度；角塔内角侧时取正，反之外角侧取负值。
E——转角杆塔中相导线挂点至杆塔中心的偏挂距离（m）。位于内角侧时取正值，反之取负值。4.计算公式在工程中的应用：
海兴华鑫矿业35kV线路工程为单回路铁塔工程，耐张塔导线为三角形型排列，中相线挂在塔身的挂线板上；直线塔导线排列为上字型。为了能较好的消除或减小与之相邻的直线杆塔因三相导线偏移而产生的横向合力，转角塔中心须位移。
4.1
N30转角塔35kV 240-J4中心位移距离 从施工设计图得知： L2=3.4m, 外角侧横担的导线挂点至杆塔中心的距离； L1=1.8 m, 内角侧横担的导线挂点至杆塔中心的距离；
=90°，线路转角度数；
C1=0.62m, 边相导线横担两个挂线点间水平距离； C2=1.213 m, 中相导线两个挂线点间水平距离；
S2=l1l'''S2+2S2——（2）与转角杆塔相邻的直线杆塔中相导线挂线l1+l2l1+l2点至直线塔中心距离；
——对应于相邻直线杆塔Z1的中相横担长度S2=1.9m相邻档距;l1=262m，l2=329m——对应于相邻直线杆塔Z2的中相横担长度S2=2m相邻档距;
”'代入S2=l1l262×2329×1.9'''+=0.886+1.057=1.94m;S2+2S2=
262+329262+329l1+l2l1+l2E=0.606 m,——转角杆塔中相导线挂点至杆塔中心的偏挂距离。
代入公式d=L2L1C1θC2θS2+tg+tg+θ332623cos20.606 3E 3d=3.41.80.620901.213901.94+tg+tg+90332623cos2=0.533+0.207+0.202+0.915-0.202=1.655m.结论：N30转角塔35kV 240-J4中心向内角位移1.655米。
N30转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图
N30铁塔中心位移后的与之相邻的直线塔受力图。
从以上两个受力图中可看出，N30铁塔中心位移后，与之相邻的直线塔横向承受合力为0.0355，远小于N30转角铁塔中心位移前与之相邻的直线塔横向受合力1.7968。
4.2 N22转角塔35kV 240-J2中心位移距离
L2=2.7m, L1=2.7 mm, =24°，C1=0.616 m, C2=1.144 m, S2=1.9 mm, E=0.572 m.5 代入公式dL2L1C1C2S33tg26tg22E 3cos32d2.72.70.616241.144241.33tg26tg290.572 3cos2432=0+0.0436+0.0405+0.647-0.191=0.54mm.结论：N22转角塔35kV 240-J2中心向内角位移0.545米。
N22转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图
N22转角铁塔中心位移后的与之相邻的直线塔受力图 4.3 N13转角塔35kV 240-J4（改）中心位移距离：
从施工设计图得知：
L2=3.4m, L1=3.4m, =46°，C1=0.62m, C2=1.213 m, S2=l1S2“l2S2'——与转角塔相邻直线杆塔中相导线横担长度，本工程+l1+l2l1+l2N13与转角塔35kV 240-J4相邻直线杆塔中相导线横担伸展方向位于转角外侧取负值。
l1=262米——N13与N12（Z1直线塔）间的档距，l2=250米——N13与N14（Z2直线塔）间的档距；S2'=1.9m——与档距l1对应的相邻直线杆塔Z1的中相导线横担长度；S2”=2m——与档距l2对应的相邻直线杆塔Z2的中相导线横担长度；代入S2=E=0.606 m;l1S2“l2S2'262×2250×1.9+==-1.023-0.927=-1.95m;+l1+l2l1+l2262+250262+250代入公式d=L2L1C1θC2θS2+tg+tg+θ332623cos21.95463cos20.606 3E 3d=3.43.40.62461.21346+tg+tg+33262=0+0.088+0.0858-0.706-0.202=-0.734m.结论：N13转角塔35kV 240-J4中心向外角位移0.734米。
N13转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图
N13转角铁塔中心位移后的与之相邻的直线塔受力图
4.4
N10转角塔35kV 240-J2中心位移距离
L2=2.7m, L1=2.7m, =20°，C1=0.616 m, C2=1.144 m, S2=l1S2”l2S2'——与转角塔相邻直线杆塔中相导线横担长度，本工程与+l1+l2l1+l2N10转角塔35kV 240-J2相邻直线杆塔中相导线横担伸展方向位于转角外侧取负值。
（直线塔Z1）间的档距，l2=266米——N10与N11（直l1=176米——N10与N9线塔Z2）间的档距；S2'=1.9m——与档距l1对应的相邻直线杆塔Z1的中相导线横担长度；S2“=2m——与档距l2对应的相邻直线杆塔Z2的中相导线横担长度；代入S2=l1S2”l2S2'176×(2)266×(1.9)+==-0.796-1.143=-1.94m;+176+266l1+l2l1+l2176+266 E=0.572 m.代入公式d=L2L1C1θC2θS2+tg+tg+θ332623cos2E 3d=2.7002.7000.616201.144201.940+tg+tg+20332623cos2572 3=0+0.036+0.034-0.657-0.191=-0.778m.结论：N10转角塔35kV 240-J4中心向外角位移0.778米。
N10转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图
N10转角铁塔中心位移后的与转角铁塔相邻的直线塔受力图 4.5
N6转角塔35kV 240-J2中心位移距离
L2=2.7m, L1=2.7m, =27°，C1=0.616 m, C2=1.144 m, S2=1.9m——与转角塔相邻直线杆塔中相导线横担长度，本工程与N6转角塔35kV 240-J2相邻直线杆塔中相导线横担伸展方向位于转角外侧取负值（位于转角内侧取正值）。
E=0.572 m.10 代入公式d=L2L1+C1tgθ+C2tgθ+S2E332623cosθ3 2d=2.7002.7000.6162711.95723+3tg.144272+6tg23cos273 2=0+0.049+0.046-0.651-0.191=-0.747m.结论：N6转角塔35kV 240-J4中心向外角位移0.747米。
N6转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图
N6转角铁塔中心位移后的与之相邻的直线塔受力图 4.6 N4转角塔35kV 240-J4中心位移距离
L2=3.4m, L1=1.8m, =82°，C1=0.62m, C2=1.213 m, S2=l1S2“l2S2'——与转角塔相邻直线杆塔中相导线横担长度，本工程+l1+l2l1+l2N5是与转角塔N4 35kV 240-J4相邻直线杆塔中相导线横担伸展方向位于转角内侧取正值。N3三相导线水平排列，中相导线横担挂线点与杆塔中心距离为0米。
l1=196米——N3与N4间的档距，l2=160米——N4与N5间的档距；S2=0m
'——与档距l1对应的相邻直线杆塔中相导线横担挂线点与杆塔中心距离为0米。
”S2=1.9m——与档距l2对应的相邻直线杆塔Z1的中相导线横担长度；代入S2=l1S2"l2S2'196×1.9160×0+==1.046m +l1+l2l1+l2196+160262+250E=0.606 m;代入公式d=L2L1C1θC2θS2+tg+tg+θ332623cos20.606 3E 3d=3.41.80.62821.213821.046+tg+tg+82332623cos2=0.533+0.18+0.176+0.462-0.202=1.149m.结论：N4转角塔35kV 240-J4中心向内角位移1.149米。
N4转角铁塔中心位移前的与之相邻的直线塔受力图13
N4转角铁塔中心位移后的与之相邻的直线塔受力图 4 结论
中心通过以上计算可知，杆塔中心桩位移能使相邻直线杆塔的横向受力最小，提高了线路杆塔抵御大风的能力，同时减小了直线杆塔悬式绝缘子串的横向偏移后，显得整齐美观，保证了导线对杆塔结构的电气安全距离。
第三篇：架空输电线路巡视内容
架空输电线路巡视内容
一、杆塔巡视：
1、杆塔是否倾斜：铁塔构件有无弯曲、变形、锈蚀，螺栓有无松动，混凝土杆有无裂纹、酥松、钢筋外漏，焊接处有无开裂、锈蚀；木杆有无腐朽、烧焦、开裂、绑桩有无松动、木楔是否变形或脱出；
2、基础有无损坏、下沉或上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，寒冷地区有无冻鼓现象；
3、杆塔标志（杆号、相位指示牌）是否清晰、完好、明显，保护设施是否完好；
4、杆塔周围是否有水淹、火灾、地基土质是否松散；
5、杆塔周围是否有鸟巢、风筝、塑料薄膜、蔓藤等杂物或其他堆砌物。
二、横担及金属巡视：
1、木横担有无腐朽、烧损、开裂、变形；
2、铁横担有无锈蚀、歪斜、变形；
3、金具有无锈蚀，螺栓是否紧固、有无缺帽，开口肖有无锈蚀、断裂、脱落。
三、绝缘子巡视：
1、瓷件有无脏污、损伤、裂纹及闪络痕迹；
2、铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲；
四、导线（包括架空地线及耦合地线）：
1、有无断股、损伤、烧伤痕迹、在化工、沿海或其他有腐蚀性气体的区域有无腐蚀现象；
2、三相驰度是否平衡，有无过紧过松的现象；
3、接头是否良好，有无过热现象（如接头变色、雪先融化等），连接线夹弹簧垫是否齐全，螺帽是否紧固；
4、过（跳）引线有无损伤、断股、歪扭、与塔杆、构件及其他引线间的距离是否符合规定；
5、导线上有无抛扔物、风筝等，固定导线用绝缘子上的绑线有无松弛或开断现象；
五、防雷设施巡视：
1、避雷器瓷套有无裂纹、损伤及闪络痕迹，表面是否脏污、避雷器固定是否牢固；
2、引线连接是否良好，与临相或塔杆距离是否符合规定；
3、各部附件是否腐蚀、，接地端焊接处有无开裂、脱落；
4、保护间隙有无烧损、锈蚀或被外物短接，间隙距离是否有异常；
六、接地装置巡视：
1、接地引线有无断股、丢失、损伤，保护管有无破损、丢失、是否牢固可靠；
2、接头接触是否良好，线夹螺栓有无松动、锈蚀；
3、接地体有无外漏，严重腐蚀，在埋设范围内有无土方工程。
七、拉线、顶（撑）杆、拉线柱巡视：
1、拉线有无锈蚀、松弛、断股及张力分布不均现象；
2、水平拉线对地距离是否符合要求；拉线绝缘子是否损坏或缺少，拉线是否妨碍交通或被外力损坏，拉线棒、抱箍等金具有无变形、锈蚀，拉线固定是否牢固，拉线基础周围土壤有无鼓起、塌陷、缺土现象。
八、通道巡视：
1、通道有无易燃、易爆及腐蚀性气、液体，有无杂物堆积；
2、周围有无易漂浮物（塑料薄膜、杂物等），及天线、烟囱、违建等有碍线路安全的物品；
3、有无威胁线路安全的施工、爆破、取土、放风筝、射击、飘洒金属、在拉线及塔杆上栓牲畜等行为及工程机械、脚手架等物品；
4、注意通道内的树木、竹林等的生长情况，确保植物与线路的安全距离；
5、注意通道内有无山洪、泥石流、积水、火灾等灾害现象；
九、柱上变压器巡视：
1、外表是否干净、铭牌完好、清晰、有无漏油、冒烟、喷油、腐蚀现象，变压器运行无异响；
2、套管是否清洁，有无裂纹、损伤、放电痕迹；
3、分接开关指示状态正常，换接良好，各电气连接点无锈蚀、闪络、烧损现象；
十、柱上油断路器和负荷开关巡视：
1、外观无渗、漏油、锈蚀现象，油位正常；
2、套管有无破损、裂纹、严重脏污及闪络放电痕迹；
3、开关分、合位置指示是否清晰正确，开关固定是否良好，引线接点及接地是否良好，线间及对地距离是否正常；
十一、环网柜巡视：
1、围栏无受损，箱体外观应无损伤、锈蚀或严重变形、箱体基础牢固无破损、裂纹，安全警示标志及运行标识齐全、清晰，箱门锁具齐全、箱门开关灵活；
2、电缆井盖完好齐全、电缆孔洞封堵严密，箱体内部与电缆井之间封堵完善，电缆底板安装完全，电缆井内无积水、箱内无受潮或临时进水现象，电缆间隔、出线标志齐全，与贴在箱门内的一次接线图一致；
3、防护区内无施工、挖掘现象，无腐蚀性物品堆积，箱内整洁、无杂品堆放（包括电缆T型头等备品）；
4、开关分合闸指示灯、带电指示灯、故障指示装置运行完好、电压切换及电压表指示正确，气体压力表显示正确，操作手柄完好；
5、环网柜运行无异音接地开关打开（处于分闸位置）时，接线间隔应闭锁；
十二、分支箱巡视：
1、围栏无受损，箱体外观应无损伤、锈蚀或严重变形、箱体基础牢固无破损、裂纹，安全警示标志及运行标识齐全、清晰，箱体接地良好，箱门锁具齐全、箱门开关灵活；
2、电缆井盖完好齐全、电缆孔洞封堵严密，箱体内部与电缆井之间封堵完善，电缆底板安装完全，电缆井内无积水、箱内无受潮或临时进水现象，电缆间隔、出线标志齐全，与贴在箱门内的一次接线图一致；
3、防护区内无施工、挖掘现象，无腐蚀性物品堆积，箱内整洁、无杂品堆放（包括电缆T型头等备品）；
4、各电缆插接头插接应到位，备用电缆出线套管应有绝缘防护帽，防止电缆头受潮；
5、运行无异响。
配网线路缺陷分类及运行标准
一、缺陷分类：
1、一般缺陷：是指对近期安全运行影响不大的缺陷，可列入年、季度检修计划或日常维护中去消除；
2、严重缺陷：是指缺陷比较严重，但设备仍然可以短期继续安全运行，该缺陷应在短期内消除，消除前应加强监视；
3、危急缺陷：是指危机程度已使设备不能继续安全运行，随时可以导致事故或引发人员财产安全的缺陷，必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时处理；
巡视过程中一旦发现缺陷，应详细记录缺陷内容，并提出处理意见，严重及以上缺陷应立即汇报领导，及时处理。
二、运行标准：
1、杆塔偏离中心线不应大于0.1m，木杆与混凝土杆倾斜度转角杆、直线杆不应大于15/1000，转角杆不应向内倾斜，终端杆不应向导线侧倾斜，向拉线侧倾斜不应大于200mm，杆塔倾斜度不应大于10/1000（塔高小于50米）、5/1000（50m及以上）；
2、混凝土杆不应有严重裂纹、流铁绣水等现象，保护层不应脱落、酥松、钢筋外漏，不应有纵向裂纹，横向裂纹不应超过1/3周长，且裂纹宽度不应大于0.5mm，木杆不应严重腐蚀，铁塔不应严重锈蚀，主材弯曲度不得大于5/1000，各部螺栓应紧固，混凝土基础不应有裂纹、疏松、露筋；
3、横担上下倾斜、左右偏歪，不应大于横担长度的2%；
4、导（地）线无变色及严重腐蚀，连接线螺栓紧固、无断股，七股导线中的任意一股导线损伤深度不得超过该股导线直径的二分之一，十九股及以上导（地）线，某一处的损伤不得超过三股；
5、导线过引线、引下线对电杆构件、拉线、电杆间的净空距离不得小于以下标准：
1-10kV：0.2m
1kV以下：0.1m 每相导线过引线、引下线对临相导体、过引线、引下线的净空距离不应小于以下标准：
1-10kV：0.3m
1kV以下：0.15m 高压（1-10kV）引下线与低压（1kV）以下线间的距离，不应小于0.2m；
6、三相导线驰度应力求一致，驰度误差不应超过设计值的-5%或-10%；一般档距导线驰度相差不得超过50mm；
7、绝缘子、横担应无裂纹，釉面剥落面积不得大于100m㎡，瓷横担线槽头端头釉面剥落面积不应大于200m㎡，铁脚无弯曲，铁件无严重锈蚀；
8、水平拉线与通车路面中心的垂直距离不应小于6m；
9、变压器瓷裙损伤面积超过100m㎡
第四篇：架空输电线路设计基础
架空输电线路设计基础
术语介绍
一、背景（涉及一下电缆对比）
二、铁塔设计
铁塔的部件：导线、地线、铁塔本体、基础、连接金具，绝缘子
1、导、地线设计(导线分类，设计方法概述，常见的问题，)
2、铁塔本体设计（机械性能和电气性能综合考虑）从铁塔维护人员角度考虑、向设计院和
铁塔厂质询
3、基础设计（分类，设计方法，常见的缺陷）
4、连接金具（类型、种类、机械性能和电气性能综合考虑、常见的问题）
5、绝缘子（类型、种类机械性能和电气性能综合考虑、常见的问题）
6、档距、路径等设计
三、架空线路运行中常见的问题（树木、跨越、舞动、浮冰、雷电、误操作、鸟害、外破）
四、输电线路发展的展望
第五篇：架空输电线路专业工作总结
500kV架空线路“强迫停运率”指标0.779次/百公里.年，同期比上升0.664百公里.年。
（一）线路“两措”计划完成情况
按照附表7“线路安措、反措计划完成情况”，分析和评价线路专业部分安措、反措计划的实施情况，对线路专业重大项目应进行详细说明。
表七 线路安措、反措计划完成情况
2010年我省针对送电线路事故发生的规律和特点，为降低事故率，提高运行水平，制定并完成了“预防事故措施”，为今后线路的安全运行打下良好基础。
2010年安措项目计划91项，完成91项，完成率100%，投入资金790万元；
2010年反措项目计划250项，完成250项，完成率100%，投入资金4706万元。
（二）线路大修、技改工作
分析和评价线路大修、技改项目的实施情况，按照附表8“线路大修、技改项目统计表”对重大项目应进行详细说明。
表八 线路大修、技改项目统计表
加快速度进行220千伏设备改造，提高设备健康水平、提高电网输送能力、降低损耗是我们的工作重点。为了保证施工安全、保证施工工期、保证施工质量，在工程开工前，召开工程施工协调会，通过协调会了解工程准备情况，解决工程施工中存在的问题，强调工程施工中重点注意的事项，使各项工程施工得以顺利进行。
2010年大修项目计划255项，实际完成255项，共投入资金12670万元。其中：500千伏16项，投入资金2167万元；220千伏94项，投入资金3521万元；66千伏114项，投入资金6976万元。
2010年技改项目计划47项，实际完成47项，投入资金26189万元。其中： 220千伏12项，投入资金1826万元；66千伏35项，投入资金24363万元。
（三）线路临检、抢修工作情况
按照附表9总结线路临检和抢修工作情况；介绍线路故障抢修情况，并对重大或典型的故障抢修情况进行介绍。
2010年共检修线路729回，检修长度9744km，检修2978次，临检53次，故障抢修10次。其中：
500千伏线路检修26回，检修长度1140km，检修107次，临检2次，故障抢修1次。
220千伏线路检修201回，检修长度3533.6km，检修946次，临检16次，故障抢修3次。
66千伏线路检修502回，检修长度5070.4km，检修1925次，临检35次，故障抢修6次。
2010年无重大、典型故障抢修。
（四）线路状态检修工作情况
（凡开展了状态检修工作的线路，需填写此项内容。）
1、按照附表10“线路状态评价情况统计表”，简述线路状态评价总体情况。
截至2010年底，公司系统开展66kV及以上电压等级交/直流输电线路状态检修合计1851回，总长度33179.8 km。其中，正常状态
1445回，26007.2km，占78.39 %；注意状态263回，4508.77km，占 13.59%；异常状态106回，1577.67 km，占4.76%；严重状态37回，1086.2 km，占3.28%。2、2010年66kV及以上电压等级交/直流输电线路状态检修情况按照附表11统计。
截至2010年底，公司系统66kV及以上电压等级交/直流输电线路状态检修合计2839次。其中，A类检修35次，占1.24%；B类检修63次，占2.22%；C类检修159次，占5.60%；D类检修2118次，占74.61%；E类检修464次，占16.35%。
3、总结已纳入线路状态检修范围的设备，描述其家族性缺陷发现、认定和发布情况。分析在开展状态检修工作时遇到了哪些困难，有哪些情况不符合要求、哪些情况需要进行改进。
目前，辽宁公司主网运行维护的全部66kV及以上输电线路从2010年起均开展了状态检修工作。开展状态检修初期，对设备采用人工评价，工作量较大。PMS状态检修模块开放后，即利用PMS状态检修辅助决策系统对输电线路进行状态评价。
辽宁公司架空输电线路状态检修目前主要存在问题如下：（1）一线人员对状态检修的认识还不够准确，个别一线技术人员仅单单理解为状态检修即为延长设备检修时间，对设备状态把握不够准确。需要对一线员工加强培训，提高其对状态检修的认识。
（2）先进的带电检测设备、手段需要加强，在线监测装置覆盖范围小，在线监测辅助决策软件、报警系统需要进一步完善。
（3）现有的评价导则、检修导则、风险评估方法等状态检修技术标准的可操作性均有待进一步完善。
在对设备进行评价和检修过程中，未发现家族性缺陷。
（五）线路带电作业及清扫情况
按照附表12统计66kV及以上各种电压等级交/直流输电线路带电作业次数、少损电量等情况。
2010年共开展带电作业771次，少损电量70.244万千瓦时，其中：
500千伏带电作业35次，少损电量0.803万千瓦时； 220千伏带电作业249次，少损电量42.753万千瓦时； 66千伏带电作业487次，少损电量26.688万千万时
积极开展带电作业人员培训，2010年分3批参加国网带电作业培训59人，促进公司带电作业整体水平的提高。
各单位积极开展了带电作业工作，例如：带电处理导线、架空地线断股，带电更换绝缘子，带电处理接点过热，带电断、接引线等作业项目，减少了输电线路停电次数，提高了输电线路可靠率。
在2010年防舞动治理工作中，220千伏水平排列线路安装相间间隔棒，500千伏线路安装线夹回转式间隔棒、相间间隔棒采取了等电位安装方法，并在营口电渤一线安装时进行了会战，促进了各单位作业的积极性，提高各单位带电作业水平。
我省各单位带电作业开展不平衡，一些基层单位的领导和管理人员对开展带电作业认识不足，重视程度不够。这种情况应提醒我们要加强这方面的管理，建立激励机制，使其走上健康发展的轨道。
（六）专项技术工作
1、防雷工作。
线路防雷工作是近几年工作的一个重点，2010年全省投入大量资金进行了输电线路雷害治理，其中包括接地电阻改善、加装可控放电避雷针、线路避雷器等。全年共对605条输电线路15661基杆塔进行了接地电阻测试，改善接地装置2663基。全省共安装220kV以上线路避雷器221组，采用新型防雷装置可控放电避雷针496支，对预防线路雷击跳闸起到一定作用。
针对雷害故障较为严重的地区，我们与科研单位一起研究措施，大力开展降低雷害故障工作，采取有效的控制方案。特别是对雷害故障频发的线路，我们邀请国网电科院、东北电力科学研究院协助研究了解决方案。
我省安装了雷电定位系统，投入使用后，效果非常好，对雷电活动进行监控，了解雷电活动频繁区域，以便于采取防雷措施，同时对雷击故障的查巡起到了重要作用，大大缩短了查巡时间。
为了有效指导输电线路设计、基建、运维各个阶段防雷工作，生产技术部组织绘制了《辽宁电网输电线路雷区分布图》，并编制了相应绘制说明和实施细则。
2、防外力破坏工作
随着辽宁地区发展和建设速度的不断加快，2010年辽宁电网防外力破坏工作更加严峻。各单位高度重视防护区管理工作，继续强化防外力破坏工作：
（1）加强宣传教育。加大电力设施保护的宣传力度，提高全社会对电力设施保护的意识，加强对在线路防护区内作业人员培训教育，提高安全意识，掌握安全措施。
（2）加强线路巡视。根据情况增加特巡，对重要部位或防护区内的施工作业设专人看护，及时发现和处理危及线路安全运行的隐患。
（3）加强对义务护线员培训。提高义务护线员水平，及时发现、处理和上报可能对线路安全运行构成危胁的隐患。
（4）开展输电线路沿线环境治理活动。组织运行人员、义务护线员以及线路沿线群众对线路沿线锡箔纸、塑料布等飘浮物进行清理。
3、防污闪工作。
2010年，辽宁电网未发生防污闪跳闸事故，但防污闪工作并没有放松。各单位均将防污工作视为一项重要季节性工作来抓，加强污秽度测试工作，合理设置盐密监测点共计941处，不但测试1年盐密、灰密值，而且进行了3年饱和盐密值的测试。根据污秽度测试结果，按照《输变电设备状态检修试验规程》进行污秽度评估工作，并指导线路清扫、调爬工作。全省2010年共完成17条220kV、29条66kV线路的调爬工作。另外，污秽严重地区加强了线路的巡视检查工作，在部分重污区安装了污秽在线监测系统，对线路污秽泄漏电流进行实时监测。针对工业高污染区RTV、PRTV防污闪涂料老化加速问题，开展了防污闪涂料性能专题研究工作。
4、防覆冰、舞动等工作。
2010年，受“1〃20”和“2〃25”两次雨雪冰冻灾害的影响，辽宁各电压等级输电线路均出现覆冰舞动跳闸，部分线路受损严重。辽宁公司高度重视输电线路覆冰舞动的防治工作，按照国网公司的统一安排，全年完成以下几方面工作：
（1）认真总结分析了辽宁电网历年线路覆冰舞动特点，深入开展了线路防舞动措施的研究工作。
（2）对辽宁电网输电线路所处地理、气象环境进行全面摸底，划分覆冰舞动区、微气象区。在线路舞动多发区、微气象区安装在线监测装置，对线路运行状况进行监测。
（3）开展防舞动治理工作，我省舞动治理工作共涉及16条500kV线路、36条220kV线路。对于500kV线路，在舞动发生区域安装相间间隔棒、线夹回转式间隔棒等防舞动装置。对于220kV及以下电压等级线路舞动区段，安装防舞动相间间隔棒。在部分线路尝试使用扰流防舞器、柔性间隔棒等新型防舞动装置，积累新型防舞动技术措施运行经验。
在营口组织了全省带电安装500kV防舞动装置大会战，既保证2010年入冬前易舞线路防舞动装置落实到位，又减少了停电次数，保证供电可靠性，还锻炼了全省带电作业队伍，收到了良好的效果。
（4）对于舞动频发区的新建输电线路，开展差异化设计，提高设计标准，增强抗灾能力。
（5）绘制了《辽宁电力系统架空输电线路覆冰舞动分布图》，并编制了相应的实施细则及管理规定，用于系统指导公司防舞动工作。
5、防风偏工作。
辽宁公司加大了防风偏措施落实力度，在输电线路建设与改造指导意见中明确规定：220千伏及以下线路耐张引流串使用防风偏绝缘子；适当加大导线对建筑物、树木的安全距离。
我省部分地区风力较大，输电线路容易发生导线对其他建筑物、树木等放电故障。为此，我们开展了输电线路通道环境的清理整顿工作，加强风偏安全距离的检查测量工作，特别是加大了对树木的砍伐力度，全年共砍伐树木442260棵，有效地防止了风偏及树害故障的发生。
6、防鸟害等工作。
通过近两年防鸟害措施落实工作，我省鸟害故障得到了有效遏制。但防鸟害做为一项重要的季节性工作，依然没有放松。2010年全省共安装防鸟刺2802支，防鸟罩938支，其他防鸟装置30套。各单位在日常运行维护过程中，对已投运的防鸟装置加强维护，对失效 的防鸟装置进行了及时更换。2010年全年共发生鸟害5次，防鸟工作取得了较好效果。
7、大跨越段线路的管理。
加强了对大跨越段管理和监测工作。辽宁公司共有大跨越段14条线路，共计31段，采取了对大跨越段加强巡视、带电检查，未发现异常情况。
8、OPGW的使用及管理。
OPGW作为送电线路的一根避雷线运行，同时为其他专业提供通讯通道，在光缆的运行维护上，2010年进一步修订了我省2006年制定并下发的《特种光缆运行维护管理办法》，明确了两个专业的责任和义务。送电专业在加强外观巡视质量的管理工作，各单位送电专业已与试验所等单位明确了分界点，做到责任清晰，即外观由送电专业负责，内部由相关单位负责。在巡视过程中重点检修其外观、引下线、接头盒的完好情况，发现问题及时将情况反馈给局相关部门，由其进行处理。
9、其他。
（1）开展“标准化输电线路”评比活动
为了提升输电线路管理水平，开展了220千伏“标准化线路”评比活动。生产技术部组织部分线路专家对各供电公司上报的220千伏线路进行了检查评比，最后评出“标准化”线路39条，“标杆”线路25条。各供电公司对“标准化”线路评比工作都能高度重视，无论从资料管理、运行维护等方面均投入了很大力量。通过开展“标准化线路”评比活动，提高了输电线路管理的水平，对下一步推广状态检修工作提供了有力条件，也为以后输电线路运行维护及建设提供了标准依据。
（2）开展送电专业技能竞赛
举办了“辽宁省2010年送电专业技能竞赛”。所属14个供电公司的70名选手参加了竞赛。本次竞赛是对全省送电专业技能水平的一次全面检阅，通过竞赛将有效提升辽宁省电力公司送电专业人员的技能水平。
（七）基建工程
介绍线路基建工程设计、施工、验收等情况。
基建工程全部由基建部门负责，生产运行单位参加设计审查，并负责工程验收工作。
验收中运行单位严格执行施工及验收规范，并按照公司领导要求力争实行基建工程零缺陷移交，达到达标投产的要求。
2010年新投运±500千伏伊穆直流线路，生产技术部组织运行单位对改工程进行了多次验收、复检，顺利投运，并通过国网公司验收。
（八）线路科技、培训等工作
1、线路科研工作。
2010年开展的线路科研工作主要如下：（1）旋翼无人机输电线路自动巡检系统
为解决地面因素对输电线路巡检造成的困难，此项目将突破旋翼无人机在输电线路巡检中实际应用的关键技术，创造性地在国内首次实际应用旋翼无人机完成输电线路的空中自动巡检，并深入探讨应用旋翼无人机进行空中巡检过程的可靠性与安全性。对于提高输电线路故障巡检工程的效率、效果、以及减少人员所面临的危险具有重要的实际意义。此项目正在实施中。
（2）三维数字化信息管理系统
为提高送电专业线路运行维护水平，我公司送电工区率先提出了三维数字化信息管理系统的概念，结合GPS巡检装置、车载导航装置、现场实时传输装置的高科技手段，初步完成了此项目的前期设计，并取得了一定的成功。现阶段该项目已经报国网公司，待进一步完善后将在实际中应用。
（3）辽宁电力系统舞动分布图的绘制与实施研究
采用发生频次法并结合气象、地理因素绘制辽宁舞动分布图，用于指导辽宁电网输电线路设计、基建、运维、技改的防舞动工作。
（4）辽宁电力系统雷区分布图的绘制与实施研究
采用发生频次法并结合气象、地理因素绘制辽宁雷区分布图，用于指导辽宁电网输电线路设计、基建、运维、技改的防雷工作。
（5）朝阳供电公司与厂家合作共同研发的圆锥形滚珠锁紧式止退防锈螺母已在基建工程试用。其防盗效果更好。
（6）朝阳供电公司与沈阳泰豪科技发展有限公司合作研究非金属接地，在220千伏建凌二号线等线路试验，其防腐、防盗、降阻效果比较理想。
2、线路运行维护人员培训工作。
2010年，辽宁公司共组织了4次技能培训：（1）输电专业职工技能培训
2010年11月8～24日，在锦州培训中心举行《输电专业职工技能培训》。全省输电专业一线职工共113人分5期参加输电专业导线压接技能、输电架空线路巡视、检修、应急抢修技术等培训。来自一线的培训师，有着较高的业务水平和丰富的实际工作经验，对送电专业技能培训采取理论和实际相结合的方式。
（2）500千伏直流线路技术培训
2010年7月13～16日，在锦州培训中心举行《500千伏直流线路验收及运行培训》，阜新、锦州、鞍山输电专业一线职工及管理人员44人参加。通过培训使运行维护人员全面了解掌握直流线路的设计、运行检测等标准。
（3）带电作业资质培训
2010年9月7日～10月29日，组织参加《国家电网公司2010年带电作业资质培训》。全省共有59人分三批参加在华北电网有限公司带电作业培训中心举行的“输电带电作业培训班新取证、复证培训班”，培训考试全部合格，等待国网公司颁发“带电作业资质证书”。
（4）输电线路覆冰舞动观测培训
2010年12月23日，在锦州培训中心举行《架空输电线路覆冰舞动观测培训》，全省14个供电公司输电专业一线班长、技术员共计95人参加。通过培训使运行维护人员全面掌握输电线路覆冰舞动观测方法，规范线路舞动相关信息记录格式，为后续开展防舞动装置应用效果评估奠定基础。
3、新工艺、新设备、新技术的应用取得的效果及存在的问题。（1）500kV相间间隔棒
2010年，为了抑制500kV输电线路覆冰舞动，在部分500kV输电线路上安装了硬质相间间隔棒、柔性相间间隔棒。目前运行状态良好，安装了相间间隔棒的500kV线路区段在2010年冬季未再发生舞动。
（2）线夹回转式间隔棒
2010年，为了抑制500kV输电线路覆冰舞动，在个别500kV输电线路上安装了线夹回转式间隔棒。目前运行状态良好，安装了线夹回转式间隔棒500kV线路区段在2010年冬季未再发生舞动。
（3）在线监测装置
2、提出改进线路专业管理方面的工作要求和建议。
（1）管理类规范、规程、制度等种类繁多，甚至内容相近的竟有多本，执行起来不很方便。例如，涉及线路安全、质量的标准方面，既有架空送电线路施工及验收规范，又架空输电线路技术标准、架空
输电线路评价标准、输电网安全性评价、架空输电线路技术监督规定以及十八项电网重大反事故措施等，具体内容反复重复。应适当精简，精简后扩大应用范围，以适合各种需要。
（2）为提高每条线路的综合“素质”，既要有健康结实的本体（抵御自然灾害），又具备良好的外部条件（保证安全运行），同时还有优异的运行成绩（少有故障或跳闸）。对于这样的线路，我们称之为“标准化线路”。用采取建设 “标准化线路”线路的方式，可以推动线路管理走向更高的水平。
二、主要困难和问题
从组织机构、人员、制度体系、资产状况、资金投入、外部环境等方面简述线路运行管理工作中存在的主要困难和问题。
（一）主要问题
1、外力破坏故障时有发生，尽管各供电公司根据外力破坏故障频繁发生的问题和省公司多次下达的要求，针对线路通道保护、防止外力破坏等方面积极开展工作，但个别单位措施落实不利，外力破坏故障依然时有发生。
2、由于辽宁公司电网发展很快，输电线路增加很多，生产一线人员缺乏，使得一些运行维护工作不能按期完成，造成设备隐患不能及时发现和排除。
3、各单位试验仪器老化和落后，已经不能检测出设备重大隐患，主要是压接管测试仪、合成绝缘子检测仪等；一些单位领导和管理人员对送电管理系统不够重视，工作抓的不紧，使得送电管理系统中数据不全不准确。
（二）主要困难
1、辽宁是我国老工业基地，五十年代至六十年代建设的输电线路很多，由于当时经济所限，设计标准很低，御自然灾害和外力影响 的能力很差。随着老工业基地的振兴，辽宁的经济将迅猛发展，部分输电线路不能满足负荷发展，辽宁电网急需进行改造和建设。由于和谐社会的发展以及物权法的实行，社会上一些单位和个人以此为由，对电网改造和建设横加阻挠，使得电网改造和建设的进度及造价受到严重影响，辽宁电网改造和建设的任务不仅繁重，而且困难重重。
2、因输电线路建设只征占杆塔用地，不征占线路通道，违章建筑越来越多，控制非常困难，拆除难度更大。个别单位运行维护中对输电线路防护区管理力度差，没有严格按规定控制，也是原因之一。防护区内违章建筑物、堆放物品以及防护区内外超高树木对线路构成严重威胁，处理非常困难。
3、辽宁各地开发建筑工程越来越多，吊车、铲车等机械器具在线路附近作业频繁，操作人员不顾电力线路安全误碰导线，造成线路跳闸。近几年来受环境影响，锡铂纸、磁带、塑料簿等飘浮物的来源场所越来越多，遍地都是，随处可见，难以控制，被风刮到导线上造成线路跳闸。
三、下一阶段工作重点
根据本线路工作存在的主要问题和薄弱环节，提出下一阶段线路工作思路、重点工作。
（一）工作思路
1、安全生产目标
不发生重大设备事故；不发生有重大社会影响的停电事故；不发生人身重伤及死亡事故；降低输电线路跳闸率；巩固提升电网运行指标。
2、指导思想
以杜绝责任事故、降低线路跳闸率为目标；以标准化作业为手段；以技术改造、标准化建设为基础；以专业技术培训、提高职工素质为
措施；实现安全生产的稳定局面。
（二）重点工作安排
加强运行维护管理工作，重点是直流线路不能发生线路故障。做好事故预防措施，消除运行设备隐患。加强专项治理，加强工程验收工作。降低线路跳闸率，雷击故障率下降10%；加大舞动治理力度，治理过的线路不发生舞动故障，不发生有人为责任的外力破坏故障。提高职工的安全意识，强化标准化作业；进一步完善“PMS”系统，推进资产全寿命周期管理水平。
1、进一步加强基础管理工作
认真查找输电专业基础管理薄弱环节，推进整改工作。开展专业互查工作，取长补短、互相促进，逐步实现统一管理标准。
2、做好管理系统资源整合促进集约化管理发展
理顺管理系统，做好资源整合，重点抓好输电专业的管理现状调查和发展规划的制定，不断研究探索集约化检修工作，为输电专业集约化管理奠定基础。
3、深化状态检修工作
加大在线监测技术应用力度，积极开展带电检测技术，为设备状态评估提供可靠依据，重点做好呼辽直流线路的在线监测。同时做好对状态检修的整体评估和考核工作。
正在安装调试的34套220千伏及以上线路在线监测终端，2011年将全面投入使用，对输电线路进行全工况监测。
4、继续完善“三大标准”
结合工作实际，继续完善输电专业的“三大标准”，使得输电专业管理进一步规范化、程序化、经益化，不断提供专业人员管理水平。
5、PMS系统进一步完善和应用
继续整改完善PMS系统运行存在的问题，为生产系统提供先进可靠的管理平台。
6、进一步加强可靠性管理
以可靠性管理为核心，抓好同业对标管理工作。积极稳妥的开展设备状态检修工作，严格控制春检停电检修工作，合理安排检修工时定额，减少停电时间和次数，避免重复停电检修。不断探索新的作业方法和积极开展带电作业，实现电网运行指标处于良好状态。2011年架空线路的可用系数目标是99.92%
7、继续加强现场标准化建设
为了提高输电线路健康水平，继续开展标准化输电线路评比活动。在开展220千伏输电线路评比的基础上，扩大到500千伏输电线路评比，全面提高输电线路的健康水平。
8、加强技术改造工程管理和新建工程验收工作
根据省公司2011年技术改造规划，合理安排时间和工期，努力降低工程费用，加大检查力度，保证安全和工程质量。严格做好新线路投运验收把关，及时处理遗留问题，消除新线路存在的各种隐患。
9、提升培训实效开展技能竞赛
为了促进职工技术技能的提高，2010年组织输电专业职工技能竞赛。重点进行运行维护方面的实际操作培训。组织开展组立应急抢修塔演练竞赛项目。
10、推广“四新”技术为电网智能化建设奠定基础
在输电线路技术改造和运行维护工作中，积极推广应用“四新”技术。重点做好飞行器巡视线路，在线监测技术的应用。结合电网智能化积极开展相关工作，为电网智能化建设奠定基础。
11、强力推行标准化作业
严格执行《危险性作业管理办法》和新修编的《现场标准化作业指导书》，进一步落实安全生产责任制，加大检查和考核力度，彻底消除习惯性违章现象，杜绝人身事故发生。
12、认真落实反事故措施
力争实现输电线路跳闸次数在《架空输电线路管理规范》规定的指标基础上降低百分之十，按照控制输电线路跳闸次数的目标，将跳闸次数指标分解到各单位，严格控制和考核。
进一步分析2010年输电线路跳闸情况，研究落实防范措施，加快在线监测技术的应用，确保输电线路安全稳定运行。
鲁公网安备37028302000876号