10kv配电工程招标文件（精选9篇）
10kv配电工程招标文件 篇1
某某10kV配电工程
验收申请
项目编码（报建编码）： 工程名称:某某10kV配电工程
建设单位：某某房地产有限公司
开工日期： 2011 年 月 日
竣工日期： 2011 年 月 日
工程概况
总装机容量 5200kVA 建筑面积 M2 该变电工程包括两座10kV变电建筑面积所（即公变房与专变房），总装机容量5200kVA。公变房总装机容量为3200kVA,由4台800kVA SCB10-10/0.4/0.23干式变压器、8台HXGN-12 10kV高压柜、14台GCS0.4kV低压柜所组成。专变房总装机容量为2000kVA,由2台1000kVA SCB10-10/0.4/0.23干式变压器（一备一用）、5台HXGN-12 10kV高压柜、18台GCS0.4kV低压柜所组成。
该变电工程为三级负荷，采用单电源供电。10 kV电源由室外电缆分支箱经YJV-10 185mm²电缆引至公变房1S高压柜。公变房7S高压柜引出一条YJV-10 95mm²电缆接至专变房1S高压柜向专变房供电。公变房各变压器高压电缆为YJV-10 35mm²，专变房各变压器高压电缆为YJV-10 70mm²。
公变房投运容量为3200 kVA 即800kVA 4台，各变压器均为分列运行，特殊情况下1B与2B，3B与4B经母联互为热备用。专变房投运容量为1000kVA 1台，2台变压器为一备一用。验收申请
该工程由某某集团供应设备，进行安装，经某某电力局调试部门试验各项技术指标符合要求。今特报告，请贵局派员前往对该变电所进行验收。呈
某某电业局：
某某电力局：
某某地产有限公司 二零一二年七月二十六日
10kv配电工程招标文件 篇2
关键词：10kV配电网,建设,信息系统
引言
近几年来, 由于经济发展势头强劲, 工业化、城市化进程加快;另外旧城改造也在大规模开展:这些对配电网的影响很大, 同时也对配电网提出了更高的要求。因此建设好一个可靠、灵活的10k V配电网, 以满足经济发展及负荷不断增长的需要是十分必要的。
1 10k V配网网架的建设
要实现电网的安全、可靠供电, 必须要有一个强有力的网架作支撑, 10k V网架一般有联络线方式、“手拉手”环网方式、电缆双环网方式、网格式供电方式等多种方式。联络线方式是目前城填电网建设普遍使用的方式, 实现方便, 在两条不同的10k V线路之间架设一条联络线, 即可实现, 化费的费用也比较省, 在主线停电的情况下可以进行互倒, 提高了供电可靠性。但该种方式对联络点之后的停电不能进行互倒, 具有一定的局限性。
“手拉手”环网方式, 是目前城市配电网中普遍使用的环网方式。这是一种主线末端间直接联络, 实现环网供电的方式 (如图1) , 通过“手拉手”环网单元内开关的切换, 可以实现不同区间不同电源的供电, 提高了供电的可靠性。这种环网方式, 不需要建设大型的开闭所或开关站, 只要设立2面主网进出线柜, 再加若干面用户出线柜, 即可组成一个环网点, 具有运行方便、结线简单、投资省、建设快的特点。对于架空线路, 只要在主线上安装若干只杆上开关即能实现。因此, “手拉手”环网结线方式在城镇配网网架建设中普遍使用。但该种结线方式, 要求每条线路要有足够的备供能力, 当变电所出线处故障或检修时, 能把全部负荷倒到另外一条线路供电。
电缆双环网供电方式 (如图2) , 并行的2条电缆线路通过10k V开闭所、开关站等配电设施与另外2条并行的10k V电缆线路形成“手拉手”环网供电, 具有很高的灵活性和可靠性, 能最大限度地保持向该区域连续进行供电, 满足用户对供电的需要。但该种供电方式工程投资大, 一般使用在城市繁华地区、重要用户集中区域或供电可靠性要求高的区域。因为工程投资大, 目前还不能广泛应用于中小城市配电网建设当中。
“网格式”供电方式, 是电网发展到一定程度之后的一种比较完善的结线方式, 在运行方式上具有很高的灵活性, 能够达到很高的供电可靠性, 目前我们的电网还在发展当中, 要实现“网格式”供电方式还比较困难。
2 关于10k V配网建设的认识
2.1 10k V开闭所设备的选用
10k V开闭所作为一个电源点, 宜建在用户比较集中的地区, 便于向周围用户提供电源。开闭所的规模应根据实际情况确定, 一般最大不宜超过24面柜的规模。开闭所的设备一般选用环网开关柜, 配置负荷开关, 不宜使用断路器, 开闭所的用户出线一般选用熔断器作为过流保护。
环网柜根据使用环境条件不同, 分为户内、户外使用2种。对于户内使用的, 可选用真空或SF6负荷开关环网柜;对于户外使用的, 因环境条件比较恶劣, 宜选用密封性能比较好的全密封型SF6负荷开关环网柜, 有利于设备防潮、防凝露, 减少设备故障和事故的发生。
2.2 10k V柱上开关设备的选用
10k V柱上开关宜选用高可靠性的无油化开关, 因柱上开关一般都安装在离地较高的杆上, 一旦发生故障处理难度很大, 同时也将造成部分用户停电。因此在选用柱上开关时, 宜选用SF6开关或无油的真空开关, 不宜选用少油开关或真空包浸在绝缘油中的真空开关。同时开关的操作机构要灵活、可靠。从目前10k V柱上开关的运行情况看, 主要问题还是在开关的操作机构上, 由于操作机构不能正确动作, 如机构卡死或打滑等, 致使开关拉不开或合不上。另外选用的开关要能躲开合闸涌流, 否则送电时将会引起线路不必要的跳闸。
2.3 导线的选用
导线是网架中很重要的一个“元素”, 导线的大小直接决定了线路的供电能力, 导线截面太小, 会制约电网的供电, 导线截面太大, 也会造成投资的浪费, 导线截面的选择必须考虑到供电半径、负荷密度、供电范围等诸多因素, 并经规划认证确定。
对于10k V主干线导线, 架空线一般选用120~240mm2导线, 电缆线路一般选用185~300mm2铜芯交联电缆。主干线宜按规定一次建成, 避免重复改造。支线应按负荷密度及负荷水平, 确定几种导线截面, 最小导线截面不宜小于35mm2, 根据气候条件, 35、50mm2导线应选用钢芯铝绞线, 采用何种方式实现电缆化, 需要供电部门认真分析考虑。
2.4“环网单元”的建设
由于城市景观的需要, 近几年来电缆化开闭所由于规模大, 占地面积大, 在市中心、商业闹市区或城市道路拓宽改造地区建设度很大, 而占地面积少的“环网单元”应根据不同的需要, 因地制宜分别建设。在配网设备的选用上, 要坚持“免维护、长寿命、节能型”的原则, 减少维护、检修的工作量, 以适应电网快速发展的需要, 为实行状态检修打好基础。
在环网建设上, 要尽量考虑不同的变电所之间的10k V线路进行“手拉手”环网, 提高10k V电网运行的可靠性, 即使在一座110k V变电所全停的情况下也能保证大部分重要用户的供电。
在经济发达地区, 在10k V主干线建设上要淡化城市、农村之分。随着经济的高速发展, 大量的开发区、工业园区出现在农村, 农村集镇负荷增长很快, 供电性质以工业用电及生活用电为主, 与城市供电线路的用电性质差别不大。因此, 对于经济发达地区, 农村配电线路的建设改造应按城市配电线路标准进行。
2.5 10k V开闭所的结线
要力求简单, 不宜把10k V开闭所复杂化, 10k V开闭所一般都是无人值班的, 也没有可靠的二次保护电源, 因此不宜在开闭所内配置大量的保护, 不宜按设计35kV变电所的思路设计10k V开闭所, 在某种意义上讲越是简单越可靠。
3 配网自动化及配电地理信息系统的建设
配网自动化和配电地理信息系统, 因实时的信息、直观的界面、快速的响应、高效便捷的管理, 同时又具有较高的科技含量, 而受到供电企业的青睐。
配网自动化系统因投资大、见效慢, 目前还处于试点建设阶段。要建设配网自动化系统, 必须对不具备“三遥”功能的设备进行改造, 使其具备“三遥”功能, 即遥测、遥信、遥控功能。同时还必须同步建设通信网, 选择好通信方式。因配电网覆盖面广、设备多, 要建设配电自动化系统, 势必要对大量的设备进行改造, 同步建设好到每个设备的的通信网络。另外由于受资金的限制, 目前配网自动化系统建设的规模还比较小, 许多功能还实现不了, 或是既使实现了也没有多大的现实指导意义, 如供电可靠性统计, 几条线路的供电可靠性根本替代不了整个电网的供电可靠性。配网自动化的建设就如同变电所无人值班改造一样, 随着大多数变电所改为无人值班, 效益就非常明显。配网自动化的建设, 目前宜搞一些试点, 积累经验, 完善技术, 等条件成熟时推广, 大范围实施。
地理信息系统已趋成熟, 逐步在供电企业中推广。在地理信息系统中, 可以直观地看到各种电力设施在地理图上的分布, 利用系统对设备、资料进行管理, 大大减少配网资料管理的工作量。
4 结语
10kV配电网是电网的重要组成部分, 它直接面对用户, 直接关系到对用户的安全、可靠供电。要做好基于配电地理信息系统的生产管理系统的开发建设, 数据维护要统一并把配电地理信息系统延伸到低压电网, 从而建成一个较完整的配电地理信息及生产管理系统。
参考文献
[1]李鹏.配网无功补偿分析[J].硅谷, 2009, 17.
[2]黄兰芳.浅谈电网无功功率补偿[J].科技信息, 2008, 31.
10kv配电工程招标文件 篇3
关键词：10 kV；配电工程；电缆施工技术
中图分类号：TM246+.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）08-0107-02
10 kV配电工程作为电网工程的重要组成部分，许多10 kV电缆线路直接接入到用户端，如果电缆施工存在问题，严重影响电力用户的用电质量，一旦出现问题，不仅会影响10 kV配电网运行稳定性和可靠性，还会造成严重的电力事故，造成重大的经济损失，威胁人们的生命安全。
1 电缆排管施工技术
电缆排管施工应该注意以下几个方面：①电缆排管施工质量，应该考虑化学性能、物理性能的稳定性，保证其强度满足相关要求，并且电缆的外护层应该具有良好的适配性，避免电弧电箱出现延燃问题，目前电缆施工采用的管材为VPVC管材；②在实际施工的过程中，应该在基础上铺设一定厚度的素会宁图，采用间距1.5 m的管枕进行固定，并设置合理的坡度；③为了保证电缆后续工序能够高效、有序的进行，应该每个100 m设置相应长度的工井，保证铁件、金属支架处于安全接地状态，工井内部钢筋混凝土采用现场建筑的方式，并采用比例为1：2的防水砂浆，将工井接口、电缆沟以及排管等封堵密实。
2 电缆敷设施工技术
2.1 电缆敷设施工前的准备工作
2.1.1 做好管道清理工作
在电缆施工之前，必须做好管道清理工作，例如电缆沟、排管内壁等，在施工之前必须做好清理工作，将内壁、沟内的杂质等清理干净，这样既能够方便施工，又能够降低管道中废弃物对电缆造成的损坏，尤其是在预埋排管、清理、穿通施工过程中，应该采用钢丝将管道、沟等清理干净。
2.1.2 确定电缆输送方向
在进行电缆敷设施工之前，必须确定电缆输送方向，这样既能够节省电缆长度，又能够防止电缆在敷设施工的过程中受到破坏。在敷设施工时，还应该根据输送区段，制定输送计划，严格按照施工图进行施工作业，避免出现重复搬运的问题，加快施工进度，缩短敷设工期。
2.2 电缆敷设施工方式
2.2.1 隧道电缆或者地下管线电缆敷设施工技术
对于隧道或者地下管线的电缆，在敷设施工时必须保证电缆的抗压能力、耐腐蚀能力。主要是因为隧道和地下管道等环境复杂， 受压较大、土质不均匀，在进行上述施工环境的电缆敷设施工时，必须严格检查电缆的密封性，在避免在敷设施工的过程中对电缆造成破坏，电缆敷设施工完成后，还应该加强检查，避免出现电缆受潮的问题。目前，隧道中电缆处于竖直状，如果出现电缆接头，必须保证接头的密封性满足相关规范，避免电缆在运行的过程中出现问题。
2.2.2 水下电缆敷设施工技术
在进行水下电缆敷设施工之前，必须做好前期准备工作，详细的测量与考量电缆的规格、敷设深度、水文地质条件、敷设路径等状况，保证施工条件满足相关规范，避免电缆在敷设施工过程中受到外力损坏。
水下电缆敷设对敷设条件的要求较高，在敷设施工过程中应该注意以下要点：在选择敷设路径时，应该选择外界影响少、水流平缓、简便的施工路线，避免在施工的过程中受到外力破坏；在选择电缆时，应该选择防腐性能强、抗拉能力强的电缆，同时还应该重视电缆的经济性，选择性价比高的电缆；对于延伸至岸上区域的电缆，应该选择底部没有礁石、岸边土质坚实、水流稳定以及人迹罕至的区域，同时做好加盖保护，避免外力造成电缆的损坏。
2.2.3 排管式电缆敷设施工技术
排管式敷设电缆适用于电缆数量较多的状况，该种电缆敷设方式应该设置在地面以下0.5～0.7 m之间，两个管道间隔0.02 m。排管沟应该设置排水坡度小于0.5%的人孔井，同时在人孔井内设置集水坑，集水坑的作用是将排管沟的集水排除，如果地上均匀褐藻大于100 kN/m2，应该做好加固防护，避免排管受到外力损伤。在敷设电缆时，应该保持管内清洁度，将管口打磨干净，避免在敷设电缆时出现电缆破损的问题。
2.2.4 直埋式电缆敷设施工技术
直埋式电缆敷设施工技术要点主要包括以下几个方面：在施工时，应该根据现场的实际环境设计电缆敷设施工图，确定电缆的路径与走向，同时确定电缆的长度，在丈量电缆长度时，应该预留1%左右的富裕；在电缆施工时，必须保证电缆沟的宽度和位置，通常采用在地面上划白色石灰线的方式，并根据电缆并列敷设的数量、人体宽度等确定电缆沟宽度，通常状况下，直埋式电缆沟的深度为0.8 m左右，宽度为0.5 m左右，在开挖电缆沟时，应该尽可能保值电缆沟壁的垂直度，并将泥土集中堆积在电缆沟的一侧，以便于回填施工；当电缆沟合格之后，应该将沟底的杂质清除干净，并铺设软土或者细砂，当电缆敷设施工完成之后，还应该覆盖同样厚度的细砂，再进行加盖保护处理。
3 试验检测
①现场试验检测。当电缆运输到施工现场之后，应该进行电缆外护套泄露检测，正常状况下，电缆的邪路电流相对较小，如果存在泄露电流大，并且随着试验电压的升高，泄露电流随之增加的现象，则表明外护套存在泄露问题，应该查明原因，并采取措施进行处理，当问题解决之后才能够进行后续工序的施工。
②当电缆房屋管道之后，应该调直、上架政委以及固定，在制作终端头、中间头时，应该做好外护套绝缘电阻试验，虽然测得数值不能作为判断标准，但是具有重要的参考价值，在实际操作过程中，应该检测外护套的绝缘电阻，这样能够准确的检测电缆是否存在外皮受损的问题。
③当接地箱、终端头、中间头安装完成之后，应该做外套泄露试验，如果泄露电流过大，必须查找原因，然后采取有效的措施进行处理。
4 电缆管理和维护
通过加强电缆管理和维护，能够防止外力或者其他因素造成的破坏，有效延长电缆使用寿命。因此，必须做好电缆管理和维护工作。
具体包括以下几个方面：加强电缆线路预防性试验，保证电缆的在线参数能够满足电缆的实际运行要求；加强巡视和管理，防止外力破坏电力；电缆工程作为一种隐蔽工程，在施工过程中，应该加强整个过程的监控和管理，例如采用信息技术，实现对施工过程的实时监控和管理；做好试验、故障、检修、运行台账、电缆设备台账等记录工作，为电缆敷设施工竣工验收和故障管理提供可靠的参考。
5 结 语
总而言之，为了保证10 kV配电工程能够安全、稳定的运行，势必应该做好电缆施工管理。因此，文章针对10 kV配电功臣电缆施工技术的研究具有非常重要的现实意义。
参考文献：
[1] 方忠胜.探析城市电力电缆工程施工技术[J].建筑工程技术与设计，
2015，（7）.
[2] 俞亮，曹辰，胡宗建.浅析城市电网电缆的施工技术[J].科技传播，2010，
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[3] 刘二生.城市电网电缆施工技术分析[J].科技与生活，2012，（8）.
[4] 温泽强.10 kV电缆的施工技术与验收[J].科技展望，2015，（21）.
10kV配电线路接地故障分析 篇4
摘要：随着经济的增长和生活水平的提高，使得人们对电力更加依赖，对供电质量提出了更为严格的要求。10kV配电线路作为农网主要供电线路之一，对人们的正常用电具有不可或缺的作用。近年来电网的改造促使10kV配电线路的性能有所提高，主要表现在线路跳闸少、线路损耗低、供电方式有所优化等。但是在实际的运行过程中，10kV配电线路出现了诸多问题，配电线路接地就是常见的故障之一，极大的影响了供电的安全性和可靠性。
关键词：10kV配电线路接地故障原因与措施分析概述
近年来，我国供电可靠性和安全性备受全社会的关注。但是由于配电线路具有面广、点多、线长、设备质量差等特点，再加上地理和气候条件影响比较大，对配电线路的安全运行造成了严重的影响。对于10kV配电线路来讲，接地故障复杂多变，较为常见，也难以根治，对配电设备和配电系统的安全、可靠、经济运行十分不利。笔者结合自身的工作经验，对10kV配电线路接地的常见故障进行分析，并提出了有针对性的预防措施。10kV配电线路接地故障的原因
在实际运行过程中，10kV配电线路接地故障往往为单相接地故障，配电线路某一相中某一点失去了对地的绝缘性能，使得电流经过此点进入大地，引发接地故障。如果在气候、地址条件比较恶劣的环境下，接地故障发生频率会越高，对配电设备、电网系统、变电设备、人畜安全造成不同程度的影响。10kV配电线路接地故障主要的原因有以下几个方面：
2.1 自身设备引起的接地故障。如果低电压和弱电线因同杆架设不能达到安全的距离，使得10kV配电线路发生较大的弧垂变化，从而造成放电接地。另外，配电线路所使用的悬瓶质量差、安装不稳定、容易发生松脱，且长期运行出现了老化等现象，导致绝缘被击穿、炸裂，引发接地故障。再者，变压器、避雷针、线路开关等器件被击穿、炸裂也会引发接地。这些接地故障对电力系统的正常运行造成了很大的影响。
2.2 自然原因造成的接地故障。①环境树木对线路造成的影响。目前我国很多配电线路都是建设在山地绿化区或者植被比较丰富的地区，这就使得对10kV配电线路的设计带来了一定的困难。在这样的环境下，线路周围的树木经过长期的生长，可能会超出线路的高度，树木的树枝和树干对线路造成一定程度的压迫。在大风或者雷雨天气，树木不断摇晃对线路造成较为严重的破坏；当然，雷雨天气树木容易受到雷击的可能，引发接地故障。②恶劣的天气造成线路接地。我国10kV配电线路大多数都是采用架设线路的方法，线路长、半径大，且一般电路都处于户外空旷的地区。在雨季或者雷电易发季节容易对线路的运行造成威胁。一旦发生大风雷雨天气，有时会击穿避雷针，烧坏变压器。另外，线路复杂多变，负荷较大，在雷雨天气容易造成线路的接地故障。
2.3 人为因素造成线路接地故障。①不法分子的偷盗行为。有的不法分子为了一己私利，不顾国家的法律法规，偷盗国家电缆，给电力系统的安全运行带来了不利影响，同时对国家和人民群众的安全带来了严重的危害。我们应该严厉打击这种偷盗行为，保障我们的用电安全。②车辆对电线杆造成破坏。随着交通运输事业不断发展，车辆发生道路安全事故的频率越来越高。由于部分人员在行驶车辆时不遵守交通规则，对路边的电线杆造成了破坏，影响了线路的运行。我们大多数电线杆都采用钢筋水泥结构，并不是特别结实，也没有相应的保护措施，车辆的不正确行驶非常容易对线路造成一定的影响，威胁着国家和人民群众的安全。10kV配电线路接地故障的预防措施
3.1 采用先进的技术材料。电力企业应该在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，避免因自身设备对线路造成接地故障。一般情况下，应该对负荷过大或者比较重要的线路，配备绝缘性比较好的导线和配套的耐张线夹；对容易出现故障的接头位置，用接触良好、可与不同导线进行连接的穿刺线夹进行固定，有效的控制和避免接地故障的发生。为了有效的避免故障扩大，可以通过快速、精确的自动选择设备选择电流较小的接地装置应用于变电站中，确保供电的质量和安全。
3.2 优化设备部署。在10kV配电线路设计中，应该根据布线的要求和周围的地理、气候因素对“三线”进行合理的整改和部署，保证高低压线路的实际距离在安全距离之上。同时，相关的电力技术人员应该认真按照国家相关的技术标准与规定，对配电线路进行必要的整改，降低或者消除断线等安全事故。另外，应该定期对线路进行严格的巡检，及时更换老化、劣质、破损的瓷瓶，并对其进行高质量的捆扎；对老化、破损比较严重的柱上开关、变压器、避雷针等装置，必要时可以进行更换，以降低线路接地故障，确保线路正常运行、性能可靠、功能齐全。
3.3 对自然原因破坏的预防措施。大风、大雨、雷电天气等自然因素是我们无法预知也不能改变的，只能采取相应的预防措施。在线路施工前，应该对设备进行加厚处理，以此提高线路的稳定性。在制造过程中，严格按照相关的规定，对设备安装避雷针、变压器等装置，提高设备在户外空旷地区的预防灾害的抵抗力。同时，在施工前，相关技术人员应该深入施工现场，对周围的建筑、树木进行了解，最大限度的避开树木集中区域，对线路进行最科学合理的规划，保证架空线路的安全。
3.4 对人为因素破坏的预防措施。在线路施工过程中，不能一味的追求速度，赶工期，必须重视项目工程的质量，保护好地下电缆不受损害。同时，严厉打击那些偷盗国家电缆的不法分子，加大监督巡逻力度打击犯罪活动，保护线路的稳定性。另一方面，应该增强驾车司机遵守交通规则的意识，安全驾驶，文明行车，降低因交通事故对电线杆的破坏，减少人为因素引发的线路接地故障，进一步保证国家和人民群众的生命财产安全。总结
10kV配电线路接地故障复杂多样，发生频率高，影响范围大。为了确保国家和人民群众的用电安全，在实际工作中应该不断总结实践经验，在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，优化设备部署，对不可消除的自然因素和人为因素造成的故障做好预防措施，从而保证10kV配电线路的供电质量和安全，促进10kV线路更好的服务于国家和人民。
参考文献：
10kv配电工程招标文件 篇5
摘 要：简要分析了10 kV配电线路接地故障的原因，阐述了应对接地故障的有效措施，以期为日后的相关工作提供参考和借鉴。
关键词：10 kV配电线路；接地故障；变压器；避雷器
中图分类号：TM862+.3 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.05.155
原因分析
1.1 非线路设备故障
出现非线路设备故障导致假接地故障的原因有两方面，一方面，在变电站空投10 kV母线时，电压互感器导致铁磁谐振，形成假接地；另一方面，当电压互感器二次侧或一次侧熔断器熔断一相时，熔断相接地电压表指示为零，但是，其他两相都指示正常或者稍微偏低，进而导致出现接地假象。
1.2 线路交叉跨越施工
线路交叉跨越施工引发的事故导致接地故障。在10 kV配电线路交叉施工的过程中，由于出现了一些事故，使得带电线路通过机具、线路接地。这种状况通常是在临近带电作业或者带电作业过程中出现的，其引发的后果非常严重。
1.3 相关设备故障
跌落保险设备、避雷器、开关、变压器等故障引发接地故障。跌落保险某相瓷柱炸裂、避雷器某相被击穿、柱上开关某相绝缘被击穿和变压器某相击穿等，都会导致线路出现接地故障。
1.4 针式瓷瓶扎线松动
针式瓷瓶扎线松动会使得导线掉落在其他设备上，进而导致其接地。扎线松动脱落的原因有很多，例如，瓷瓶的绑扎工艺差、质量低，导致导线长期处于风荷载作用下，使线间应力传递到扎线上，长此以往，就会导致扎线松脱；重冰区线路、高山大档距等区域，扎线承受的拉应力相对较大，很容易导致扎线松脱；长时间使用，使得线路出现老化的现象，导致扎线松脱。
1.5 导线断线、倒杆
导线断线或者倒杆，都会使导线落地。导线受到外力作用或者倒杆，使得线路掉落在地上，进而接地，这种接地故障通常发生在线路老化情况比较严重的地方。
1.6 瓷瓶老化或被击穿
瓷瓶老化或者劣质瓷瓶绝缘被击穿或炸裂，都会导致线路接地。10 kV配电线路在天气晴好、电压正常的状况下发生绝缘炸裂或者击穿故障，都是由于瓷瓶老化或瓷瓶质量差导致的。
1.7 雷电闪络
雷击闪络引发接地故障。10 kV配电线路在受到雷击的情况下，会发生瓷瓶闪络，导线通过横担或者电弧接地。除了瓷瓶炸裂导致的接地故障为永久性的外，通常状况下，由于雷击瞬间单相接地线路会自动恢复绝缘，三相或者两相雷击闪络会使线路出现跳闸的情况。
1.8 外力破坏
由于外力引发的接地故障的原因有3点：①蛇类等爬行动物和鸟类在爬行或飞行的过程中，碰触到了变压器引发接地故障；②非法人员盗窃电力设备导致线路出现接地故障；③树木自然生长导致线路接地，或因为私自砍伐树枝，使其掉落砸断线路，进而发生接地故障。处理故障的有效措施
2.1 准确判别非线路设备故障的假接地
单相接地故障包括以下3种状况：①当发生弧光接地故障时，非故障相电压可能会升至额定电压的2～3倍；②当发生金属性接地故障时，非故障相电压升高，接地相电压为零或接近零；③当发生间歇性接地故障时，非故障相电压时减时增时正常，接地相电压时减时增。当变电站的值班人员发现上述3种现象时，应该根据当时的具体状况穿上绝缘靴，仔细、全面地检查变电站的10 kV设备，然后再考虑线路接地问题，并采用相应的措施处理故障。
2.2 线路交叉跨越施工的防治措施
在平行假设线路、交叉跨越线路、同杆假设线路等施工过程中，尽可能不带电作业。特殊情况下，如果必须带电作业，要采取特殊的安全保护措施，防止出现接地故障，同时，要保证施工人员的安全。
2.3 设备故障防治措施
针对此故障，要加强对避雷器、柱上开关、变压器等设备的日常巡视和维护，定期进行预防性试验，保证所有设备始终处于最佳的运行状态。同时，要及时更换老化的跌落保险，在改造或者新建的工程中，要尽可能地选择质量好的跌落保险。另外，要选择合适的避雷器，保证电压参数的正确性，有效防止发生接地故障。
2.4 针式瓷瓶扎线松动的防治措施
加强对线路施工人员的技术培训，保证针式瓷瓶扎线的绑扎质量。对于重冰区，应该选择耐张力强的电线，然后尽可能地缩小档距，这样才能够有效改善扎线的受力状况，避免出现扎线松动的问题。此外，线路维护人员要定期登杆检查线路，发现扎线松动时，要及时采取相应的处理措施。
2.5 断线或倒杆的防治措施
对于已经老化的线路，应该及时投入资金来改造。在改造之前，要加强对线路的巡视、检查、检修和维护等，从而保证线路的安全、稳定运行。对于改造或者新建的线路，各项技术指标都要满足相关规范的要求，防止断线、倒杆等问题的出现。
2.6 瓷瓶炸裂、绝缘击穿的防治措施
在10 kV配电线路施工的过程中，要选择质量好的瓷瓶，及时更换质量差的瓷瓶，从而加强线路绝缘。
2.7 雷击闪络的防治措施
对于重雷区的10 kV架空配电线路，要加强防雷治理，例如，架设避雷线，对于长度超过50 m的电缆，应该在两端安装保护间隙或者氧化锌避雷器。另外，在多雷区，要采用高电压等级的绝缘子，这样能够降低断线事故和雷击跳闸事故发生的概率。
2.8 外力破坏的防治措施
针对外力破坏，要加强安全用电和对电力设施的保护宣传，加强对10 kV配电线路的社会监督，防止盗窃、破坏电力线路和设备的情况发生。对于飞行动物和爬行动物，要采取技防措施，或者有效改造线路，防止动物与导线接触。结束语
总而言之，导致10 kV配电线路出现接地故障的原因有很多，为了保证配电线路的安全、稳定运行，提高其运行的经济效益和社会效益，要加强对10 kV配电线路的检修和维护，针对不同的接地故障采取相应的处理措施。
参考文献
[1]曾希萍.试析农网10 kV配电线路的接地故障与防范对策[J].中国新技术新产品，2012（10）：131-132.[2]孔军.有关l0 kV配电线路接地故障原因及预防策略的分析[J].中国科技信息，2013（14）：128.[3]彭干忠.l0 kV配电线路接地故障及防治措施[J].民营科技，2012（10）：203-204.〔编辑：白洁〕
10kv配电工程招标文件 篇6
本标准规范了昆明10kV配电网调电内容、各单位的职责、技术原则、操作要求和调电管理。本标准适用于昆明供电局官渡、盘龙、西山、五华分局管辖范围内由云南电网公司出资建设的10kV配电网具备安全调电条件的调电工作。2 规范性引用文件
下列标准和文献中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后的所有修改单(不包括勘误的内容）或修订版本均不适应于本标准。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
中国南方电网电力调度管理规程Q/CSG 2 1003-2008 云南电网调度管理规程（云电调[2009]6号）昆明地区电网调度管理规程QB/YWKM104-01-2009 云南电网公司配电网调度操作指令票实施细则QG/YW-SC-29-2009 云南电网公司配电网电气安全工作规程QG/YW-AJ-11-2008 3 术语和定义
3.1 调电：为提高供电可靠性，减小电网危害，满足后期连续供电的运行要求所采取的措施，分为间断调电及不间断（合环）调电两种方式。
3.2 间断调电：采用短时间断供电方式进行的调电操作。
3.3 不间断（合环）调电：采用合环方式进行的不间断供电的调电操作。
3.4 合环：指将线路、变压器、断路器、隔离开关等设备构成的网络闭合运行的操作。3.5 解环：指将线路、变压器、断路器、隔离开关等设备构成的闭合网络开断运行的操作。3.6 合环回路：指合环操作中合环潮流流经的架空、电缆线路、环网、配电站、断路器、变压器、隔离开关、电流互感器等设备构成的回路。
3.7 计划调电：由调度部门提前安排调电时间及调电范围的调电称为计划调电。
3.8 临时调电：由于电网设备发生事故(故障)、设备异常等紧急情况，为保证用户正常供电而进行的调电称为临时调电。
3.9 核相：指用仪表或其它手段检测两电源或环路的相位、相序是否相同的作业。4 职责
4.1 电力调度中心 4.1.1 准。4.1.2 评估管辖范围内10kV配电网调电对电网安全的影响。昆明供电局10kV配电网调电归口管理，组织制定10kV配电网调电的相关技术原则和管理标
I
QB/YWKM-207-08-2010 4.1.3 4.1.4 管辖范围内10kV配电网调电方案编制及运行方式安排。管辖范围内10kV配电网调电的组织、指挥。
II 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.3.1 4.3.2 4.4.1 4.4.2 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.5.6 4.6.1 4.6.2 4.6.3 4.6.4 4.6.5 4.6.6 4.6.7 4.6.8 管辖范围内10kV配电网合环调电潮流计算、分析。管辖范围内10kV配电网合环调电相关保护校核。及时、正确下达管辖范围内10kV配电网调电调度指令。参与制定本标准。
组织对局属变电、配网设备进行改造完善，使设备满足调电要求。督促相关单位及时将影响调电的局属设备信息准确汇报管辖调度机构。参与制定本标准。
全局10kV配电网调电工作的作业安全监督。
督促客户管辖单位检查10kV配电网用户配置满足调电要求设备。
督促客户管辖单位及时将影响调电的用户设备信息准确汇报管辖调度机构。管辖范围内10kV设备的运行维护，保障其性能满足调电操作的安全条件。实时更新管辖范围内10kV配电网相关设备型号参数及图纸等资料。及时将影响调电的管辖设备信息准确汇报管辖调度机构值班调度员。制定并实施10kV合环调电核相方案。
根据调度命令，及时、正确组织执行所辖变电站内10kV配电网调电操作。调电期间相关管辖设备监控。
管辖范围内10kV配电网设备的运行维护，保障其性能满足调电操作的安全条件。实时更新管辖范围内10kV配电网相关设备型号参数及图纸等资料。
及时将影响调电的运行管理设备（包括用户设备）信息及时、准确汇报管辖调度机构值班督促、检查管辖用户配置设备满足调电要求。制定并实施10kV合环调电核相方案。
根据调度命令，及时、正确组织执行管辖范围内10kV配电网调电操作。调电期间相关管辖设备的监控。调电操作影响客户的通知。4.2 生产技术部
4.3 安全监察部
4.4 电力营销部
4.5 东区变运分局、西区变运分局
4.6 官渡、西山、五华、盘龙分局
调度员。调电原则 5.1 基本原则 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5 10kV配电网调电应遵循安全、快速的原则。
值班调度员是调电的指挥者，并对其发布的调度指令正确性负责，有关人员应正确执行调各单位应按调度要求安排人员按时到达指定地点与值班调度员联系操作。操作人员必须严格按照调度指令进行合环操作或配合操作，严禁约时操作。
安排设备检修和负荷转移时，在满足安全、稳定条件下，应尽量采用合环调电，以减少间度命令，服从统一指挥。
断调电对用户的影响。
QB/YWKM-207-08-2010 5.1.6 5.2.1 不满足合环调电技术原则要求及合环调电操作条件的10kV配电网调电采取间断调电方式。调电必须具备的条件： 5.2 技术原则
5.2.1.1调电设备必须相序、相位一致。5.2.1.2调电回路中的设备不过载。5.2.1.3继电保护满足要求。
5.2.1.4调电回路中的电气设备无影响调电的缺陷。5.2.2 合环调电除满足5.2.1条所列条件外，还须满足以下要求：
5.2.2.1合环回路设备要求
1）回路中的电流互感器变比为500/5及以上。2）回路中架空线路导线截面为185 mm及以上。3）回路中的电缆截面为300mm及以上。
4）回路中的断路器、隔离开关、负荷开关的额定电流大于500A。
5.2.2.2经计算合环、解环时的电网潮流不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额，满足并列运行条件。
5.2.2.3经计算、校验合环、解环操作过程中，发生故障跳闸时，合环回路设备满足短路电流冲击的动稳定和热稳定要求。
5.2.2.4继电保护和安全自动装置应适应合环运行方式。
5.2.2.5进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。
5.2.2.6
进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站断路器保护投入正常。5.2.2.7
合环点两侧对应变电站的10kV母线电压差不超过0.5kV。5.2.2.8
合环点两侧相角差在25度以内。5.3 合环点选择原则 5.3.1 由架空线路、电缆、开关站等配网设备任意组合或单独构成的10kV线路，合环点原则上应选择一次核相正确的杆上断路器或负荷开关。如果无杆上断路器或负荷开关的，合环点选择在核相正确的联络断路器或负荷开关。5.3.2 5.3.3 两个或多个变电站间的10kV联络线路，线路中间无分段点的，合环点选择在对应10kV断路双电源或多电源供电的配电设备，合环点选择在核相正确的电源断路器或分段断路器处。器处于冷备用的变电站侧。
226 调电操作管理 6.1 一般要求 6.1.1 配电网设备运行管理单位应尽可能维持稳定的10kV配电网设备运行方式。任何可能导致10kV配电网设备相序、相位变动的工作，工作结束后，项目管理单位和设备运行管理单位必须督促施工单位进行核相。设备具备一次核相条件的，必须采用一次核相。无法进行一次核相的，可以采用二次核相。无论是采用一次核相还是二次核相，必须确保联络点相位、相序相同。6.1.2 6.1.3 10kV配电网设备因基建、改造或相关主网设备变更、运行方式调整，对保护整定参数构成以下情况禁止进行调电操作 影响时，调度机构按管辖范围对配电网设备保护定值进行重新校核。
QB/YWKM-207-08-2010 6.1.3.1调电相关电气设备发生异常或故障。
6.1.3.2雷、雨、雪、五级以上的大风或其他任何威胁到工作人员安全的情况。6.1.4 位。6.1.5 6.1.6 6.1.7 10kV配电网调电操作前，值班调度员提前采用电话、传真、OA或网络信息等形式通知相关一个调电操作涉及两个及以上设备运行管理单位配合操作时，各单位应按管辖调度机构要由同一个变电站供电的多条10kV线路调电操作，如果只分别涉及1个变电和1个线路设备运设备运行管理单位。
求安排人员按时到达调度指定地点与值班调度员联系操作。
行管理单位，则这两个单位应按管辖调度机构值班调度员要求的时间和顺序，适当安排工作人员，根据调度指令，依次进行调电操作。6.1.8 6.1.9 各单位须严格按照技术原则进行调电操作，并按职责和管辖范围做好风险评估，采取措施调电过程中，值班调度员、变电运行人员须密切监视相关负荷变化情况；现场操作人员须确保人身、设备和电网安全。
密切监视设备变化情况，发生异常或故障时及时处理。6.2 间断调电操作管理 6.2.1 6.2.2 间断调电操作顺序：先断开原供电电源侧设备，再合上联络设备。操作过程中应防止造成为尽量减少间断调电对用户的影响，10kV配电网间断调电操作，相关设备运行管理单位须10kV配电网合环运行。
安排人员，按时到达值班调度员通知的调电地点。值班调度员需待配合调电的人员均到达指定调电地点，并做好操作准备工作后，才能下令进行调电操作。原则上转供电操作造成的客户停电时间应控制在15分钟以内。6.3 合环调电操作管理 6.3.1 除6.1.3条所列情况外，以下情况禁止进行合环调电操作：
6.3.1.1有小电源上网的10kV配电网设备。
6.3.1.2进行合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站未按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 合环调电中的合环与解环操作必须用断路器或负荷开关操作，严禁使用隔离开关、跌落熔为降低运行风险，原则上不采取调整10kV母线或上级电网运行方式等手段以满足10kV配电为减轻合环潮流，合环调电操作原则上安排在白天负荷低谷时段进行。合环、解环操作应合环操作时，具备遥控条件的应优先安排遥控操作；不具备遥控条件的，现场必须做好保其他要求
合环调电操作前，设备管辖调度机构值班调度员负责： 断器进行合环、解环操作。网合环。
正确、快速，尽量缩短合环时间。证操作安全的措施。事故处理或其他需要紧急调电的情况，由值班调度员根据调电原则安排调电。同时值班调度员必须将调电情况通报方式人员，并采用电话、传真、OA或网络信息等形式通知相关用户管辖单6.3.7.1 核实合环调电的10kV配电网设备的供电电源变电站按照本《昆明电网运行方式》中安排的正常运行方式运行。
QB/YWKM-207-08-2010 6.3.7.2 核实合环点两侧对应变电站的10kV母线电压差在0.5kV以内。若超过05kV，通知变运分局配合将对应变电站的10kV母线电压差调整到0.5kV以内。
6.3.7.3 判断合环点两侧相角差是否在25度以内。
6.3.8 合环操作前，各设备(含客户设备)运行管理单位负责：
6.3.8.1 核实现场电气设备有无影响合环调电操作的异常或故障。
6.3.8.2 核实现场是否出现雷、雨、雪、五级以上的大风或其他任何威胁到工作人员安全的情况。6.3.8.3 测量合环点两侧相角差，并立即将测量结果汇报管辖调度机构值班调度员。
6.3.8.4 发现不满足合环调电操作要求或合环调电操作原则的情况时，立即汇报管辖调度机构值班调度员。6.3.9 当10kV配电网不满足合环调电操作要求，但满足间断调电操作要求时，由管辖调度机构值班调度员安排，相关单位配合，立即进行间断调电。间断调电操作造成客户停电时间须小于15分钟。6.3.10 合环后，发现合环不正常或因故无法解环时，由设备管辖调度机构值班调度员下令，设备运行管理单位操作，断开合环设备。7 检查与考核
7.1 10kV配电网联络点相位、相序不正确，导致调电操作无法进行，从而影响检修工作开展的，每发生一次，考核导致联络点相位、相序不正确的相关工作项目管理单位和设备运行管理单位责任人各500元。项目管理单位和设备运行管理单位为同一个单位的，考核责任人500元。
7.2 各营配分局、变运分局应按可靠性管理有关要求积极开展10kV配电网调电工作，保证完成相关可靠性指标，不能完成可靠性指标要求的，按可靠性相关规定进行考核。
10kv配电工程招标文件 篇7
1 10 k V配电工程线路的配置方法
1.1 提高线路供电的可靠性和可靠率
要想10 k V配电线路的供电可靠性和可靠率得以提高, 保证系统更加安全、稳定的运行, 就需要改造城市电网和农村电网, 将装置系统加装到10 k V配电线路中, 以此在很大程度上改善配电网供电能力和客户端电压质量, 进而提高供电的可靠性和可靠率。
1.2 满足相关文件的规定
国家在相关文件中, 明确规定了10 k V线路的功率因数>0.9, 线损保证<5%.要想达到这些规定, 就需要将一定的电容器投入到10 k V线路中, 应用固定或者自动相结合的方式。如果将固定电容器组投入到一条供电线路中, 那么在计算的过程中, 要按照线路低负荷进行;而在线路满负荷时, 计算出来的数值就被称之为自动补偿量。要想达到理想效果, 一条线路就需要有机结合固定补偿和自动补偿两种方式。
1.3 配置的原则
由于农网配电线路实际情况较复杂, 统一模式已不能适用。为了实现就地平衡实现, 则需要有机结合分散、集中、固定和自动等方式。在变电所内, 固定补偿电容器组的安装, 需要按照15%的主变压器容量来进行;在线路负荷中心, 固定补偿电容器组的安装, 需要按照低负荷时的武功需求量来进行, 并将自动补偿电容器组安装在线路负荷中心上。
1.4 线路补偿原则
线路补偿原则是综合考虑降低线损和提高电压等因素, 应用单点或者多点电容器补偿, 将电容器安装在线路电杆上, 在线路首端2/3处选择单点补偿地点, 将2/3的无功负荷作为补偿容量;在距离首端2/5处和4/5处设置两点补偿。如果有着较长的线路和较大的负荷, 则可以有效结合固定补偿和自动补偿, 将分散补偿应用到线路上。第一组是在线路的2/7处设置固定补偿;第二组是在线路的4/7处设置自动长, 这个路段有集中负荷;第三组是固定补偿, 在线路的6/7处设置。多点补偿是应用支线分段补偿方式, 补偿那些有着较大分支、较长线路和较低负载自然功率因数的线路。结合具体情况我们可以得知, 一般情况下, 不能够设置过多的农网线路补偿点, 一般采用简单的控制方式。在过电压和过电流保护中, 分别采用避雷器和熔断器。
2 线损的技术分类及产生的原因
通常情况下, 将电网的线损划分为技术线损和管理线损两类。其中, 技术线损又被称为理论线损, 它包括电网传输过程中各个元件所产生的电能损耗, 主要有两个方面的原因导致技术线损: (1) 电阻损耗。由于电网中导体自身的电阻引起电阻损耗, 并且直接受到导体中电流变化的影响, 因此, 也可以将其称之为电阻损耗。 (2) 电能损耗的产生, 是受到磁场作用。因为电气设备接入电网电压会直接影响到这种损耗, 电压不变时, 损耗维持在稳定状态, 因此, 也将其称之为固定损耗。
可以利用理论来计算和预测技术线损, 应用一系列的技术措施来降低线损。而计量、计量装置误差和不科学的管理, 都会导致出现管理线损。这种损失是没有明显规律的, 测算起来存在着较大的难度。一般可以从以下方面来理解: (1) 在营销管理环节, 在抄表核算过程中出现差错, 会导致线路损失; (2) 在计量管理环节, 由于没有规范计量装置的安装工艺, 计量装置没有较高的精度, 导致出现误差; (3) 在用电管理环节, 电网漏电也会导致本项损失的出现。因此, 要想降低管理线损, 就需要采取一系列的管理措施。
3 加强理论线损计算
在降损节能中, 理论线损计算是非常重要的一项技术手段, 而线损管理工作的目标就是线损理论计算。如果管理线损为零, 则这一目标就达成了。具体来讲, 主要包括以下方面的内容。
3.1 实施分线分台区承包管理
要想达到降损的目的, 非常重要的一个方面就是实施好10 k V配电线路和配电变压器台区的承包管理, 关键是科学地制订10 k V配电线路和低压台区线损承包指标。为了能够科学、合理地确定10 k V线损责任值, 就需要有效结合同期抄表方法、线损理论计算值和实际经验等, 这样才能满足合理、公平的要求, 充分激发各个责任人的积极性, 促使责任指标得以有效完成。
3.2 重视用电营销管理的作用
强化抄、核、收工作, 避免估抄、漏抄或者错抄的现象发生。对用户用电变化情况, 进行及时的分析和掌握, 避免由于少抄或者估抄电量而导致线损率出现异常波动。要更加科学地核算和管理电量、电价和电费, 积极推广计算机核算工作, 促使核算差错得到减少, 从而确保电量、电价和电费的准确性。此外, 强化计量管理工作, 并设立专门的工作人员负责, 统一管理客户电能表, 构建台账, 按照周期, 统一修、校轮换, 以便更加准确地进行表计计量。
4 结束语
通过上文的叙述分析我们可以得知, 还有诸多10 k V配电工程线路中存在较大的理论线损率, 这在很大程度上影响了地区的配电网线损, 导致理论线损值较大。针对这种情况, 各地区要结合具体情况, 结合目前的电网建设和改造工程, 综合采取一系列措施, 例如提高功率因数、降低电压损失和对电网结构进行优化等, 全面开展技术线损工作, 以达到线损有效降低的目的。本文简要分析了10 k V配电工程线路的配置方法和线损防护措施, 希望可以为今后相关方面提供一些有价值的参考意见。
参考文献
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[2]许丹, 唐魏.多目标分阶段中压配电线路开关优化配置[J].电力系统保护与控制, 2009 (20) .
10kv配电工程招标文件 篇8
摘要：随着社会经济的发展，生产、生活对电力的依赖程度越来越高，对电力的输送安全也提出了更高的要求。而高压室作为电力系统的关键组成部分，严重影响着电力系统的安全、稳定运行。10 kV配电工程是电力系统的重要组成部分，研究影响10 kV配电工程安装安全管理措施，有十分重要的现实意义。
关键词：10 kV配电工程；安装；安全管理
引言
10kV配电室作为工业生产和人民生活配电体系的重要组成要素，与人们的生活和生产有着非常紧密的联系，其线路安装施工的质量和安全已经引起了越来越多人的注意。为了确保正常的供配电秩序不被干扰，避免因供配电中断及质量安全事故而带来的损失，提高10kV配电工程安装施工的安全管理水平，并采取有效的安全措施具有非常重要的现实意义。
1、10 kV配电工程安装安全管理要点
1.1高压柜安装
安装高压柜之前，要仔细检查土建施工，因为有一部分土建施工会对安装设备造成一定的影响。只有全面檢查好电气室的屋顶、楼板的安全性之后，才可以允许高压柜进场，一定杜绝存在渗漏现象。只有在仔细的检查高压柜的柜体之后，才能允许高压柜进场并进行安装。要把高压柜运送到基础型钢的所在位置，运输工具通常是滚筒或者是液压小车，摆放的时候要严格符合提前设计的图纸，不能有任何的差池。如果把高压柜摆放到基础型钢上，还需确保安放的稳定性，如果不够稳定，应该再次调整，有时候定位、校正不能在短时间内完成，但是为了控制偏差值一定要耐心的调整。
1.2母线槽的安装
对于母线槽的安装施工而言，其施工流程主要包括以下四点：对线槽进行检查并清点数量、制作支架、进行正式的母线槽安装施工、对安装施工质量进行验收。至于母线槽安装施工的具体方法如下：（1）在正式安装前需要对变压器及其相关配电设备进行检查，在确保以上设备安装实验验收通过后即可进行母线槽的安装施工。（2）为了确保母线槽悬挂吊杆的直径与线槽质量相适应，与之匹配的螺母具备调整功能，应选择同一生产厂家的配套产品。吊架高度应控制在2.5～2.6m的范围内，水平架高度应至少大于2.2m。母线槽的安装施工质量要符合标准规范的要求，做到坚固稳定。对于母线的起点和终点，应采取相应的密封措施。所有外壳都要确保安装了跨地接线，并且要确保母线起点和终点接地的有效性。（3）母线槽安装完成后应对其进行全面的清扫工作，确保线路每一个链接点的接地有效性。（4）在上述三项工作全部完成后，还需要对母线槽进行电阻测试工作，以确保其性能满足工程实际需求。
1.3母线的安装
安装母线之前，需要仔细检查的是母线的质量。保险起见，杜绝母线表面存在裂缝，平整性应该得到保证，为了方便对母线的整理，要对母线进行编号。母线上的螺栓孔检查，也是母线安装前检查工作的一个重要环节。对螺栓孔的检查主要包括有尺寸、所在位置要对应于柜内连接位置。在具体安装施工的过程中，要对牵扯到的各种安装施工设备进行校对和归零，对于安装施工过程中可能会用到的一些较高精度和灵敏度的仪器更要提前准备好，以防止拖慢施工进度。要确保施工材料的质量，尤其需要确保母线在生产和运输过程中不会出现弯曲和形变。
1.4电缆敷设
电缆的敷设也是10kV配电安装工作的一个重要组成部分，对电缆的控制首先就体现在进场之前的检查与验收上。电缆敷设时要注意以下三点：（1）用于安装电缆的电缆沟在深度和宽度上要符合相应的规范标准要求。此外，在进行正式敷设前，为了确保线路安装的通畅，应彻底对电缆沟或者其他相应的管道进行全面的清扫。（2）电缆的弯曲程度应满足规范标准的要求，直接埋设的电缆要规划设置每条电缆的埋设标志。敷设的电缆总长度应小于生产制造出来的总长度，尽量避免敷设过程中出现接头的问题。（3）在电缆敷设结束后，应对已敷设的电缆进行耐压测试，要确保金属外壳能够充分接地。在确保地下电缆敷设均匀并通过相关的验收后才能投入使用。同时，还要及时绘制详细的竣工图纸，线路的具体位置、坐标以及走向要在竣工图纸上有详细的体现。室外的电缆还应采取综合保护措施，并注明电缆的功能、规格、安装施工的日期及安装施工单位等。
2、10 kV配电工程安装安全管理监督措施
2.1做好准备工作
首先，对于安装施工所需要用到的线路管道和通道应提前就做好准备工作，避免因事先准备不充分而导致的返工问题发生。对于线路安装施工所需要用到的各种施工材料要确保提前准备到位，并规范好材料的进场和存储流程，做好关于电源的各项工作。其次，在正式安装施工前，还要将安装施工现场的实测数据与设计图纸进行比对，要确保设计方案中各项数据的准确无误。
2.2加强施工人员的监督管理
施工时要对10kV配电建设设施进行分析，选用合适设备并挑选有经验的专业人员，对关键位置关键部件的建设要使用专业水平高、职业素质好的施工人员，对一些基础工作建设可以就近招聘人员，节约成本并提高施工效率。明确施工中重点位置和重点设备，制定专用的控制方案，施工过程中对供配电网络接头等部位进行重点检查，避免运行时重点设备发生故障导致大面积停电事故的产生。施工过程中还要严格按照设计图纸、施工方案进行施工，禁止对设计图纸随意改动，如果确实需要对设计进行修改，应在施工方、设计方、监理方三方均同意的情况下进行。
2.3施工环节的安全监督管理
施工安装环节所涉及的工作内容，主要包括高低压开关柜的安装、柜内铜排的穿引及二次穿引敷设、高低压桥架安装、风管/母线安装等环节。在设备安装中，应采取有效的质量控制措施，切实保障电气安装施工的安全性与可靠性。具体质量控制措施主要包括以下方面：熟悉并掌握建筑电气工程施工规范及电气工程施工质量验收规范等相关标准，在规范要求下进行电气安装施工；明确认识建筑电气安装中容易产生的质量问题，采取预防措施，针对容易出现质量问题的部位进行全面检查，及时整改验收不合格区位；加强电气设备安装进度控制，综合考虑设备安装冲突问题，合理安排施工顺序，确保配电室风管、设备、母线、桥架综合平面图设计质量，明确相关设备构件位置及标高；在配电室电气设备安装过程中，应首先安装整体吸音龙骨，其次为墙面吸音板材，然后安装高低压设备、二次线、封闭母线、风管、桥架、顶板吸音板材等，合理控制安装次序能有效控制施工进度。
2.4施工验收和试调的监督管理
验收工作对施工质量有着重要影响，具体包括10kV配电工程施工中间验收和竣工验收，监理方对施工单位建设时供配电系统建设进行检查，对变压器容量、位置进行检查，并做适当测验，检测绝缘程度。对施工分期建设每一期完成之后都要进行检验，对发现的质量问题进行及时修改，保证系统完工后整体稳定运行。整个施工竣工后，进行试验检验供配电网的稳定性和使用安全性，并对施工过程中的资金使用进行详细统计并做备份，为交接时提供一定依据。调试主要是测试变压器、高压柜、高压电缆、低压柜、封闭母线、各绕组的直流电阻值、低压柜与低压柜之间的联络等情况，保证其运行数值符合相关技术指标的要求。调试工作要严格遵循具体的规范标准。
结束语
10kV配电安装工程是整个电力系统中相当重要的一个组成部分，加强对10kV配电安装施工过程的安全管控，提高其施工的质量和安全性，对提高整个供配电系统的安全运行水平，确保电力供应质量具有极其重要的现实意义。
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[2]李春岩.浅谈10kV配电室的电气安装[J].广东建材，2008（10）.
[3]蔡振权.浅10kV配电线路施工中需注意的问题及措施[J].华东科技（学术版），2013（2）.
10kv配电工程招标文件 篇9
1、工程简介
**位于横琴岛小横琴山西侧靠磨刀门水道边，总占地面积约33万平方米，南北长1km，东西宽330m。天然气处理规模460×104m3/d。本工程由*******公司负责设计，由****************监理有限责任公司担任现场监理。
本工程的电气部分包括：在站控中心和生活区各新建10/0.4KV变配电室一座，站控中心内的变压器容量为：2X1000KVA和2X800KVA,厂前生活区变配电室的容量为：1X1000KVA。10KV系统主接线形式采用单母线分段，1#电源引自连屏110KV变电站，2#电源引自石山110KV变电站，正常情况下，母联断开，两进线电源同时运行，任一电源失电，检无压、无流，经延时跳失电侧开关，再合母联开关。400V系统母线分四段，I段和II段主接线形式采用单母线分段，III段和IV段主接线形式采用单母线分段。供电系统图见附图一。
2、方案的编写依据
设计院设计的施工图纸
《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 》 GBJ147-90
《电气装置安装工程低压电气施工及验收规范》GB50254-96
《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-200
2《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257-96
《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90
《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》GB50150-9
1有关的电气计量表计检定规程。
电气设备的厂家技术文件资料。
工程项目的施工组织设计。
有关的电气试验，运行安全操作规程。
公司《质量保证手册》、《质量体系文件》及支撑性文件。
本方案的编写是以设计提供的施工图纸和国家的有关标准、规范、安全法规等为依据进行编写的。
3、送电前的准备工作
3.1电气试验
（1）主要试验设备名称
绝缘电阻测试仪，交流耐压试验设备，直流高压试验器，继电器综合测试仪，机械特性测试仪，操作台，大电流发生器，交流试验变压器，高压核相仪，直流双臂电桥，变压比电桥，放电棒，标准电流互感器，标准电压互感器，标准电流表，标准电压表。
（2（3）高压试验项目
（3.1）高压电缆的试验项目包括测量绝缘电阻、直流耐压试验及泄露电流测量、检查电缆线路的相位。本项目高压电缆直流试验电压为42 KV，试验时间为15分钟，泄露电流小于20μA。当泄露电流很不稳定或泄露电流随试验电压升高急剧上升或泄露电流随试验时间延长有上升现象三种情况之一出现时，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷并予以处理。
（3.2）氧化锌避雷器试验项目包括绝缘电阻测试、直流参考电压、直流1mA
时的电压值U1mA、75％U1mA时泄露直流（μA）、工频放电电压。
（3.3）变压器试验项目包括测量绕组连同套管的直流电阻、检查所有分接头的变压比、检查变压器的三相接线组别、测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比、绕组连同套管的耐压试验、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻、额定电压下的冲击合闸试验、检查相位。
变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2％。检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。本项目变压器的三相接线组别为Δ/Y，二次侧中性点接地。绕组连同套管的绝缘电阻不应低于出厂试验值的70％。绕组连同套管的交流耐压试验1分钟的工频耐受电压达到24KV。用绝缘电阻测试仪测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，持续1分钟，应无闪络及击穿现象。在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5分钟，无异常现象；冲击合闸宜在高压侧进行，试验时变压器中性点必须接地。变压器相位必须与电网相位一致。
变压器试运行24小时，认真检测电流、电压、温度值，并做好记录。变压器并列运行前先核对相位，相位无误后方可依据设计要求进行并列运行。（3.4）高压断路器试验包括主回路绝缘试验、机械特性试验、主回路工频耐压试验，导电回路电阻测试。10KV断路器常温下绝缘电阻应≥1200MΩ；机械特性试验中测试的合闸时间≤100ms,分闸时间≤50ms；交流耐压达到42KV耐压1分钟；导电回路电阻≤50 μΩ。
（3.5）电压护感器柜试验包括绝缘电阻测试、交流耐压、直流电阻测试、变压比测试。
（3.6）电流护感器试验包括绝缘电阻测试、交流耐压试验、直流电阻测试、交流比试验和极性检查。
（3.7）过电压保护器试验包括绝缘电阻测试和工频放电电压测试。本工程过电压保护器型号分TBP-A-12.7F/85和TBP-B-12.7F/85两种。它们的工频放电电压值范围为15.48KV～20.64KV和20.88KV～27.84KV，试验时只有内部间隙放电，外围任何部分不得有闪络。
说明：对电气调校试验程序中的其余试验项目由我方配合厂家完成。对监理、业主或相关方提出的其它试验要求现场再协商出方案。试验数据填写表格见后面附表一至附表七。3.2变配电所受电条件
（1）送电前必须清理现场。清除一切障碍物，盖好盖板，打扫卫生。（2）所有的受电设备．均须做完各项单体试验且合格，并有正式试验报告供有关部门审查。
（3）受电系统应作模拟试验且符合设计图纸的功能要求，并取得甲方有关的技术负责部门的确认。
（4）配电室的信号、直流系统项工作正常．以保证送电成功。其整流系统的电源，送电前由（5）有怀疑时，须实行交流耐压试验确认。
（6）各开关均在试验位置，且能保证推拉灵活，各插头接触良好，接地刀闸位置正确。
（7）与上级变电所有可靠的通讯设施，受电方案及申请经有关部门批准 3.3 10KV站控中心变配电室投运程序
送电前，会同业主、监理等有关人员联合对整个需受电系统进行认真检查，自查合格后，按供电局要求的程序进行送电申请。接收到供电局送电通知单后变配电室方可投电。
3.4投电试运行领导小组人员名单
4．送电步骤
（1）专人检查高压系统绝缘并有记录。
（2）再检查一遍开关位置，所有的高压开关均须在试验、断开位置。（3）通知上级变电所，对进线线路送电，进线柜带电显示器上3指示灯亮说明进线线路A、B、C三相有电。
（4）直流系统送电，使合闸、控制小母线带电，保证断路器的合闸线圈、分闸线圈、继电保护仪器的工作电源。
（5）将进线柜对应的计量柜手车二次动触头插入静触头，将进线柜对应的计量柜手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上空气
开关1ZK、2ZK，通过电子电能表显示屏的轮显按键确定进线电压值。（6）将进线手车二次动触头插入静触头，确定进线断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将进线手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。
（7）将PT手车二次动触头插入静触头，将PT手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上1Q、2Q空开，给综合保护仪和消谐装置提供直流电，合上1ZK—3ZK空开，综合保护仪显示母线电压值。
（8）如果只送I段电源进线，将隔离手车二次动触头插入静触头，将手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位）。将母联手车二次动触头插入静触头，确定母联断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将母联手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。母联投入，给另一段负载供电。
（9）如果II段电源进线也合，参照图纸重复上述步骤（1）——（7）。并且用高压核相仪进行核相，确保相位一致。
5、安全技术措施
1)各系统绝缘合格且正常后方能送电。2)要设有足够的警示牌。
3)与送电无关的人员一律撤离送电现场，可设立送电专区证，由安全保卫人员执行。
4)要备有足够的灭火器和消防器材。5)操作人员必须穿绝缘靴和带绝缘手套。6)现场配备值班汽车。