10kV线路工程

10kV线路工程（共11篇）

10kV线路工程 篇1

1 引言

在我国大部分地区用户基本上都使用10k V的配电网络, 然而在实际的工作中, 由于10k V电网铺设时间较长和使用频率较大, 使线路容易出现老化问题, 部分位置的绝缘能力下降问题, 乃至由于遭到人为的破坏, 使线路整体的载荷能力降低, 整个输电电压不稳定, 最后使居民的生产生活受到了很大的影响。面对这些问题需要及时的对线路进行改造。

2 施工准备阶段

在对配网线路进行改造之前, 要先把需要使用的工具、材料以及具体的工作进行规划, 要避免由于施工人员到达后却立即进行施工而耽误宝贵的工作时间, 减少由配网改造工作对人们生活工作造成的影响。必须对施工的整体情况进行详尽的调查, 如果发现存在问题的地方要及时提出与调整, 与此同时要在图纸上进行详细的标注, 同时还要对材料的供应问题进行分析, 确保施工中的材料供应链不会断, 不会对施工的工期造成影响。选择正确的运输交通工具, 针对一些道路不通、地势不好的地区要做好二手运输的操作, 对整个路线的改造与规划进行综合分析与评定, 确定法案的可行性, 要在施工前对施工中有可能出现的一些突发性问题都进行考虑, 将存在安全隐患消除。使10k V配网线的改造工作可以顺利的开展。

3 施工管理措施

在对电网线路进行建设和改造的过程中, 应该先将原有的设备和线路进行拆卸, 然后再对新的安设方式进行设计, 若在施工的过程中发现了问题必须及时的向有关部门进行汇报, 召集相关人员进行沟通与技术交流, 要防止各部门和各个施工人员自顾自的干, 避免出现结果和设计要求不符的情况出现。在对安设方式进行设计时一定将当地的城乡发展情况结合起来, 确保施工具有可行性, 保证建设完工后其功能可以满足当地的生产生活的实际要求。一般都是将线路分为若干个独立的供电网, 这样一来不仅有方便了以后的管理操作, 还可以有效的降低电网的整体负载情况, 摆正了配网运行的稳定性与安全性。新建的10k V配电网络, 要使其环形网络能开环运行, 这样的话即使是在运行中发生了故障也可以转移操作平台, 可以有效的防止出现大面积停电的问题。

在电线杆的建设过程中, 要注意电线坑的填埋与挖掘工作, 要保证挖坑位置的正确, 不然就导致了工作时间的浪费。尽管这些都是基础工作, 但是一旦出现了问题就会留存许多的安全性隐患。对以后的管理工作也会带了不便。基坑深度的误差要保证在±50mm范围, 若是建设双杆基坑, 要保证其误差范围在±30mm内。埋设电线杆的时候要注意对混凝土的使用, 确保混泥土是符合国家规定的标准, 在进行浇灌之前要涂好脱模剂, 然后要定时的进行浇水养护。

现阶段的配网线路架设选择的都是环网方式, 同时也被称为“手拉手”式的配网线路架设, 因为其存在方便经济的特点, 不需要建立大型的开关站, 其整体的性价比又比较高, 所以受到广大设计工作者的追捧和青睐。由于环网方式利用的是主线直接连接的方式, 因而实现了环网配电操作。这样就可以把不同电源、不同区域之间进行互换, 可以有效的提高地区供电设施的稳定性和安全性。然而这种方式对线路的要求是非常高的, 一旦出现故障, 所有负荷都需要由备用线路来承担, 因此在配网线路架设需要注意这一点。

4 具体施工中的管理措施

4.1 电杆基坑施工

在进行电杆基坑及埋设施工中, 必须对施工误差加强管理, 由于电杆基坑是基础性的施工环节, 如果出现了较大的误差, 将会给后续的施工带来许多的安全隐患。在基坑的深度上, 要将误差控制在±50mm的范围, 然而岩石基坑一般要稍微超过或者等于设计中的数值。双杆基坑的深度, 不仅需要将误差控制在±30mm以内, 并且两杆基坑应在深度要大致相等。在底盘进行安装的过程中虽然允许一定程度的偏差, 但管理人员还需将电杆组立后存在的偏差控制在规定的范围内。在对现场混凝土进行浇筑施工时, 施工人员要使用表面接缝严密的模板, 并且在浇筑前要涂好脱模剂。在模板拆除后, 工作人员需要对上面的水泥和砂浆进行扫除和清理, 方便下次的使用。要使基础埋设施工的质量得到提高, 工作人员还应根据现场施工的要求, 对混凝土的组成成分进行合理科学的配比。将《普通混凝土配合比设计技术规定》定为主要的技术标准, 与此同时还要预留轻度储备, 避免混凝土强度的偏差从而影响基础施工的稳定。在浇筑过程中, 一般是使用机械捣固的方式进行浇筑混凝土, 每天两次的对配比材料的使用量进行检查。浇筑工作完成后的12h以内, 工作人员要浇水养护, 并要在模板外层加上遮蔽物, 维持混凝土的湿润是浇水次数的目的。施工人员在使用养护剂的时候必须先对模板表面进行检查。查看其是否清洁, 涂抹养护剂之后就要停止浇水养护的工作。

4.2 拉线安装

在对拉线进行安装的过程中, 要对埋设线深度和方向质量加强管理, 保证埋设拉线盘的方向和深度与施工方案的要求相符。特别是要保证拉线盘和拉线相互垂直, 在连接的位置上要使用双螺母来进行固定。在回填土施工时, 为了让土块夯实, 需要先将土块打碎。在架设导线时, 发现导线外部存在断裂、扭曲以及磨损等问题, 工作人员需要立即的进行更换。

4.3 变压器的更换

在更换变压器的时候, 要派专业人士进行观察, 避免变压器在装卸的过程中出现偏移、倾倒的现象。在变压器的运输过程中, 要将防振工作做好, 确保变压器可以完好的运输到现场。在安装变压器设备前, 还要对对变压器的附件及其外观进行检查, 如果发现有严重的损伤或锈蚀情况, 要进行及时的处理, 避免变压器在安装完成后给配网线路的运行留下安全隐患。

5 安全管理措施保证

为了使10k V配网线路改造施工的质量得到保证, 要严格执行安全管理标准。在实际的施工过程中, 不仅要遵守“劳动法”等相关法律, 企业要严格遵守《建筑施工安全检查评分标准》 (JG59-99) 等相关的规定, 还要实际的施工设计方案相结合。一方面保证工程的质量, 另一方面要使施工人员的安全得到保障。在对施工现场情况的进行勘察后, 要根据当地的实际情况选择合理的技术和合适的材料。要针对改造过程中存在的重点和难点, 采用有针对性的生产技术。要充分发挥项目管理存在的优势, 保证各个阶段安全生产, 各个部门的通力合作来提升整个工程的安全质量和效率。

6 结束语

在对10k V配线网络进行改造时, 科学先进的设计电网结构, 不仅可以有效降低故障发生的机率, 还能有效对不同的管辖范围进行设置, 使电网的供电范围进一步缩小, 配线网络一旦出现问题就可以快速找到出现问题所在的位置, 这样就可以有效的缩短停电时间, 降低由停电对人们生产生活造成的影响。此外, 相关的电力企业要逛结合企业自身的实际情况, 在电网维护方面制定相应的计划, 对电网的安全性进行定时排查, 确保电网运行中整体的稳定性和安全性。

摘要：近些年, 伴随着我国社会经济的快速发展, 10kV配网线路供电在人们的生产生活中起着举足轻重的作。所以, 对供电配网的可靠性及安全性也提出了更高的要求和标准。本文主要阐述10kV配网线路的改造工程中主要的两个部分, 施工之前的准备工作、施工过程中的操作和管理方法及措施。

关键词：10kV,配电路线,改造工程,施工管理

参考文献

[1]蔡伟勇.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].广东电网有限责任公司江门开平供电局, 2014, 10 (15) :189.

[2]关冠瑜.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].佛山市高明立信发展有限公司, 2O13, 32 (26) :65~66.

[3]申星.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].桂林市银都电力建设开发有限公司, 2015 (21) :156~157.

[4]蒋利辉.10k V配网线路改造工程施工及管理方法[J].桂林市银都电力建设开发有限公司, 2015 (24) :132~133.

[5]王庆群.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].国网山东蒙阴县供电公司, 2015 (11) :175.

浅谈10KV电力线路的设计 篇2

关键词：10KV;电力线路;设计

1、电力系统10kV电力线路设计应注意的问题

1.1 电力线路现场调研注意的问题

第一，从交通条件，地形地势、矿物森林资源、气象条件、水文地质等实际情况出发，了解现场情况。观察现场各种情况如过河流、过公路、过铁路等各个方面选择路径。第二，必须考虑到，在满足所属地区规划部门要求及避让通信、军事等设施前提下，考虑施工方便、运行安全、尽量避让不良地质地区，否则会影响基础形式的选择，增加基础部分建设投入;第三，尽量选择污秽等级较低的地域通过。否则随着污秽等级提高，整条线路的绝缘水平必然相应提高，影响杆塔、绝缘子选型，增加杆塔、附件部分建设投入;拆除建筑物和居民房，砍伐经济林木或防护林，跨越采石厂等都会增加拆迁补偿费用，影响到其他费用中的建设场地征用及清理费等。

1.2 选择路径

选择路径是最重要的工作，线路路径通常具有多条供选择的路径，路径短的方案可以节约材料，因此，要从路径的长度上进行选择方案的优势，对不同的路径进行技术经济分析，综合比选，选择技术经济最佳可行路径方案。对现场进行测量、踏勘、绘制路径图确定杆塔型式，做出标记、桩点里程与高程以便复测施工时之用。根据以上的资料在图上对路径方案进行初设，通过计算分析比较，确定最佳设计方案，并对各种方案进行资料完善、整理，形成全套的资料，递交地区供电部门、供电维护运行单位确定设计方案。

2、电力系统10kV电力线路设计要点分析

一是电力线路路径必须结合工程所在地的建设规划，并送交有关规划部门或机构进行审核和批准，预防因工程所在地因工程建设而不得不改迁线路，且在选择路径时应尽可能地简短、顺直，以减少线路转角，尤其是所设计的路径应便于施工，并确保其具有较强的实践性。

二是杆塔所占位置应尽可能地避免占用耕地和临街住户的门口，且所选路径应便于日后的维护和检修，并充分考虑当地的地质和水文等条件的分析，尤其在埋设管线和光缆时，应进的确保埋设的安全，预防破坏地下的通信、天然气、水管等管线。

三是待路径方案确定之后，以科学性、安全性和经济性等为考核指标，综合分析和比较各路径方案，从而得到最佳的路径方案。由此可见，电力线路整体编制的要点就科学规划线路路径，才能从根本上确保编制的有效性和科学性。

3、电力设备的选择

3.1 设备选择的技术条件

在10kV线路中所用的电力设备应符合电力设备技术条件，按使用环境条件来选取。气象条件的选取一般为：最低气温-40℃，最高气温+40℃，确定最高日平均气温+30℃，最高年平均气温+20℃，最大日温差25℃。如果10kV线路较长或气象区复杂，可分段选取气象区。一般按最大风速超过35m/s，电线覆冰的取值5mm，海拔不超过1000m等条件来进行选择。

3.2 10kV线路的杆塔

通常10kV线路的杆塔形式包括四种，即直线杆塔、耐张杆塔、转角杆塔以及终端杆塔。直线杆可以说是杆塔中最简单也是受力最轻的，正常时只承受导线的重力，不承受水平力，导线通过直线杆塔时只需用悬式绝缘子（中压也用支柱、针式、棒式）在垂直方向给予支撑即可。 直线段上经一定的距离必须设置耐涨杆，耐涨杆（塔）的作用主要是承受导线的水平拉力，以确保直线段上—定的弧垂，由于导线的水平拉力非常大，导线通过耐涨杆时一般需要两个方向分别用两串悬式绝缘子以导线的轴向拉紧到横担上，两串绝缘子之间就需要用一段跳线将杆塔两边的导线连接起来，这就是跳线的一种，跳线除了自身的重力以外是不承受水平拉力的。终端杆、大转角杆上都会用到跳线。

在进行线路设计时尽可能选择典型的设计，或者经过实际工程验证的相对成熟的形式。选择杆塔时，要在设计方案中体现出杆塔的特点、适用环境、混凝土量等技术经济指标体现出来，针对杆塔基础建设、线路占用走廊等因素，要加以综合考虑，最后确定最适用的杆塔形式。选择塔型和杆塔高度，要遵循经济、运行维护方便的原则，耐张塔尽可能使用较低的杆塔，受力好。除了跨越外，悬挂点高度适中为宜，保持排杆的定位导线、地线平滑，受力均匀合理

3.3 导线的技术要求

按照工程设计的要求与电力系统设计，决定导线截面，论证导线型式、规格等，说明导线的主要机械和电气特性。设计说明中包括架设线路导线最大使用应力、安全系数K = 3.5，并考虑线路通过河流、高速公路、铁路、山区、特殊地区的地形、地貌及使用大跨档距情况下根据导线的力学性质绘制特性曲线;计算出各种温度下的架设弧垂值，列出表格。并提出它们的防振措施。影响导线产生震动的主要因素与风速、档距与线路架设高度、风向、地形、导线自身应力等。

3.4 线路故障指示器安装

为便于运行维护尽快找到事故范围线路上安装故障指示器与接地环。不含电池型（SFI–2A）宜安装在线路干线或较大负荷支线上，含电池型（SFI–3A）宜安装在高压客户或小区电力室进线处或较小负荷支线处;安装含电池型故障指示器，应将线夹处导线绝缘层剥除;故障指示器线夹应夹牢导线、使铁芯闭合，同时把接地环拧固。

4、防雷与接地线装置

4.1 防雷的必要性

全国越来越多的城市电力网络大量采用架空绝缘导线线路。绝缘线路发生雷击断线和绝缘子击穿事故也呈不断上升趋势并已成为严重威胁电力网线路安全运行的主要根源。并造成多起人身伤亡和巨额财产经济损失。因此，如何妥善解决雷击断线问题，以确保架空绝缘电力网的安全运行已经成为全国电力网系统中一个迫切需要解决的重要问题。

4.2 防雷保护装置

防雷绝缘子线路过电压保护器是用来抑制暂态过电压的一种过电压保护装置，为高压设备排除雷电过电压、内过电压以及工频电压升高等干扰，保障线路及变压器等高压设备免受过电压的干扰和侵害。为确保线路可靠运行，在下列线路设备，必须装设避雷器并有良好接地设施：电力变压器、柱上开关、常开刀闸、户外电缆头、无高层建筑物遮挡、农田空旷地区电力变压器的低压侧、雷雨季节的空线路。

4.3 环型防雷保护装置

10 kV架空绝缘线路应采取防止雷击断线措施，在直线杆一般采用的是放电箝位绝缘子、放电线夹安装在针式绝缘子的负荷侧，当雷雨季节线路改变运行方式，则应在改后针式绝缘子的负荷侧补装。采用穿刺型放电线夹应按季节气温配置扭矩螺母，扭断螺母，紧固线夹。而新型防雷保护装置——带环形电极外串间隙金属氧化物避雷器，对比了安装前后线路的运行情况， 并进行了技术经济分析。结果显示， 在10 kV架空绝缘线路上使用带环形电极外串间隙避雷器能有效减少雷害且收效显著。安装时不须剥除绝缘线的绝缘层，不会导致雨水沿绝缘层剥除点渗入，腐蚀绝缘线的金属导线。线路正常运行时，线路绝缘子防雷过电压保护器不承受持续工频工作电压的作用，处于“休息”状态不容易老化，限流元件电阻阀片的荷电率可以取得高一些，雷电冲击残压可以随之降低。

结束语：

在10 kV 电力线路设计阶段，要求对每个部分都要进行合理的安排和配置。树立工程规范设计意识，精心设计，大胆采用新工艺、新材料。作为电力线路设计人员，必须着力提高自身的专业技术水平，始终坚持科学、安全和经济的原则，做好10KV 电力线路设计工作，为整个工程质量的提升奠定坚实的基础。这样才能使整个电力工程更好的实施和运行，确保电力建设质量。

参考文献：

[1] 黄小兵.10kv 配电线路设计技术要点分析[J]. 中小企业管理与科技（ 下旬刊），2011

10kV线路工程 篇3

目前, 不少10k V配网线路由于长期运行, 线路会发生老化的情况, 尤其是绝缘程度与负荷能力的下降会影响配网线路的安全运行。所以为了保证供电质量以及维持线路的美观, 必须要及时对配网线路进行改造施工。

1 施工准备

1.1 审核施工方案

为了保障后续施工的质量和进度, 在施工中之前施工企业必须组织有关部门进行施工方案的审核工作, 其中重点就是根据施工现场勘测到的资料, 进行设计图纸的论证分析, 对于设计方案不符合实际情况的地方及时进行修改, 并通过审核施工方案适当的缩短施工工期。另一方面, 对于施工过程中的难点和重点, 比如新材料和新技术的运用, 施工地区道路、水电设备的情况, 在方案审核中要充分讨论, 制定出详细可行的方案。

1.2 施工要求和目标

为了促进施工要求和目标的实现, 施工企业要充分掌握施工材料与设备的供应情况, 对于施工人力的需要应当在施工前安排好的相应的施工人员, 并且做好施工人员的安全质量的培训工作。因为整个施工作业必须在规定的工期内完成, 并且质量达到有关标准。所以在10k V配网线路改造工程中, 施工企业应以提高施工质量和进度为目的, 合理的使用新材料与新技术, 并且要避免施工中材料的浪费, 对于可以再次利用的旧材料必须保管完善。同时为了施工目标的顺利实现, 施工企业在施工前要对设备以及系统的性能进行检测, 对于发现的安全故障和隐患, 及时解决, 做好设备的维护保养工作。对于施工人员的安全防护设备, 在施工之前要做好充足的采购, 并制定严格的施工技术和操作标准, 既要保证施工的进度, 更要保证施工的质量。

2 施工阶段及管理措施

2.1 施工工序

根据我国10k V配网线路的改造施工情况来看, 施工工序主要包括以下几个步骤:

(1) 首先是全面勘察改造工程的施工现场, 结合施工方案精准地确定施工的范围和目标;

(2) 然后调集施工设备, 并做好施工人员的准备工作;

(3) 根据改造施工的范围和目标, 并依据现场的环境, 施工企业要对施工工程进行分类, 划分为若干个施工项目;

(4) 在对旧有线路拆除的同时, 进行定位放线以及立杆施工;

(5) 然后是安装新的10k V配网线路, 并安装相应的电气设备;

(6) 再然后就是进行接地装置以及更换变压器的施工;

(7) 最后在以上施工完成的情况相下, 对送配系统进行调试以及试运行工作。

对于以上的施工工序和施工项目, 要结合其难度和重要性, 在总的工期之下安排好每一个施工工序的工期, 并针对各个施工项目, 制定出最早开工日期、最迟开工日期以及完工所需的时间, 以此为基础编制改造施工工程的进度表。

2.2 项目管理措施

项目管理有助于提高整个10k V配网线路改造工程的施工质量, 并且提升各个项目施工的专业化程度, 也有助于保障改造工程的施工进度。首先在项目管理机构的设置上, 要根据改造工程的特点以及工期, 项目管理机构在施工中主要起到施工管理、质量监督以及组织协调的作用。在项目经理必须在有关法律政策的框架下, 依据具体合同条款来进行日常的管理工作, 并且对项目下的施工质量和进度负责, 并努力完成安全生产、降低投资成本以及提高施工企业效益的任务。为了更好的管理项目施工中的技术问题, 项目一般要设立项目总工程师。项目总工程师除了要负责常规的施工组织与调度工作外, 还要审核并指导新技术、新工艺在施工的应用, 并对施工图纸进行审核与编制工作。另一方面, 项目经理与总工程师要加强施工人员的技能培训工作, 并将安全质量理念寓于常规的技术培训中去。不仅要保证每一个员工都能了解并掌握施工的方法和工艺, 还要自觉执行施工的质量标准和安全措施, 为10k V配网线路改造施工的顺利完成奠定人力基础。

3 具体施工中的管理措施

3.1 电杆基坑施工

在电杆基坑以及有关埋设施工中, 必须加强施工误差的管理, 因为作为基础性的施工环节, 一旦出现较大的误差, 会给后续施工带来一定的安全隐患。首先在电杆基坑的深度上, 必须将误差控制在±50mm的范围内, 岩石基础坑在深度上一般要等于或者稍微超过设计方案中的数值。在双杆基坑深度上, 不仅误差要在±30mm以内, 而且两杆基坑应当在深度上保持大致相等。虽然在底盘安装过程中允许一定程度的偏差, 但是管理人员应当将电杆组立后的偏差控制在设计规定的范围内。

在现场混凝土的浇筑施工时, 施工人员最好使用表面接缝严密的钢制模板, 并在浇筑之前涂抹脱模剂在模板上, 在模板拆除之后, 施工人员应当及时清除其上面的砂浆与水泥, 以便再次使用。为了提高基础埋设施工的质量, 施工人员应当根据现场施工的要求, 科学合理的配比混凝土的组成成分, 并以《普通混凝土配合比设计技术规定》为主要技术标准, 同时还用预留一定的轻度储备, 防止混凝土强度偏差影响基础施工的稳定性。在现场浇筑过程中, 一般要使用机械捣固的方法来浇筑混凝土, 并且按照每天两次的频率来检查配比材料的使用量。在浇筑完成后的12小时内, 施工人员要进行浇水养护处理, 并在模板外部加盖遮蔽物, 浇水次数以维持混凝土的湿润为目的, 在使用养护剂的时候, 施工人员必须先检查模板表面是否清洁, 在涂刷养护剂后停止浇水养护工作。

3.2 拉线安装

在拉线安装过程中, 要加强埋设线方向和深度的质量管理, 保证埋设拉线盘的深度和方向与施工方案的要求相符合。尤其保证拉线棒和拉线盘的垂直, 并在连接的位置使用双螺母来固定。在回填土施工的时候, 为了夯实土块, 要将土块打碎处理。架设导线时, 对于导线外部的磨损、断裂以及扭曲等问题, 施工人员应当立即更换。

3.3 变压器的更换

在更换变压器的施工中, 要指派专人来观察, 防止变压器在装卸时出现倾倒的情况。尤其是在变压器的运输中, 一定要做好防振处理, 保障变压器可以质量完好的运输到施工现场。但是在变压器设备安装前, 还要对其外观和附件进行检查, 如果有严重的锈蚀和损伤情况, 要及时进行检修处理, 防止变压器安装后给配网线路运行留下一定的安全隐患。

4 安全管理措施保证

为了保证10k V配网线路改造施工的质量安全, 必须执行严格的安全管理标准。在具体的施工中, 除了要遵守“劳动法”等法律外, 施工企业还应当执行《JG59-99建筑施工安全检查评分标准》等相关规定, 并且要结合施工设计方案。一方面保护好施工人员的安全, 另一方面保证改造施工工程的质量。在对现场情况的全面勘察后, 根据实际情况选择合适的材料与合理的技术, 针对改造施工过程中的难点和重要点, 采用有针对性的安全生产技术。并且充分发挥项目管理的优势, 通过保证各个施工阶段的安全生产, 提升整个改造工程的安全质量。

5 结束语

通过以上分析, 我们不仅认识到10k V配网线路改造施工对于我国供电行业的重要意义, 更加深了10k V配网线路改造工程施工及管理工作的复杂性和长期性的认识。总而言之, 在今后的10k V配网线路改造工程施工及管理中, 施工企业和管理人员, 必须结合施工现场的实际情况, 制定合理的施工方案并落实, 推动10k V配网线路改造工程施工的安全稳定。

参考文献

[1]关冠俞.10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].企业技术开发.2013 (16) .

[2]覃国金.某10k V配网线路改造工程施工及管理措施[J].广西电力.2012 (12) .

[3]中国南方电网有限责任公司基建工程安全文明施工检查评价标准表式 (2011年版) [S].

10KV农网 线路迁移协议 篇4

甲方：山西马军峪常信煤业有限公司

乙方：

为确保甲方所属工业广场内的10KV农网供电线路，根据矿区地理位置实际情况，需将对原线路予以迁移，为此甲、乙双方经多次协商和现场勘测，就具体施工达成如下协议。

一、迁移内容：乙方负责将10KV农网供电线路从甲方现工业广场内迁移至甲方规划的工业广场以外，且确保甲方和其他用户正常使用，并经乙方上级各主管部门验收合格。

二、工程材料：本次线路迁移所涉及全部工程材料一律由乙方负责按国家行业标准规范提供。

三、施工期限：从2011年11月6日开工，至2011年11月25日完工。

四、工程造价：本工程从设计、预算、安装、改造、验收等120000元，大写壹拾贰万元，工程施工为包工、包料、保安全、保质量，含税固定价格。

五、施工要求：线路迁移完毕，供电稳定正常后，原线路、水泥杆等设施由乙方负责拆除，并按甲方要求安全运送到指定地点存放。

六、付款方式：甲方乙方双方签订协议且施工队伍入驻施工现场后付工程款的百分之三十。工程竣工验收合格后，由乙方提供正式发票，甲方一次性付清剩余工程款。

七、本协议经甲乙双方签字后生效，协议文本一式四份，甲方二份，乙方二份。

甲方：山西马军峪常信煤业有限公司

委托代理人：

乙方：

委托代理人：

10kV架空配电线路防雷研究 篇5

【关键词】防雷；雷击闪络；建弧率；自动重合闸

1.10kV架空配电线路防雷存在的问题

1.1感应雷过电压对10kV架空配电线路的影响

根据直击雷的放电机理，直击雷一次只能袭击一、两处小范围的目标，而一次雷闪击却可以在较大范围内的多个局部同时激发感应雷的过电压现象，并且这种感应高电压可以通过电力线传输到很远致使雷害范围扩大，因此，感应雷过电压导致的故障比例超过90%，远大于直击雷。感应雷过电压主要是针对架空线路作用，由于城市高层建筑可对配电线路起到屏蔽作用，因此10kV架空配电线路的防雷保护主要针对城乡结合地区。

1.2四会市大沙镇10kV架空配电线路的雷击跳闸现状

肇庆四会市大沙镇位于广东中部，每年5至8月雷雨季节，线路跳闸次数多，重合成功率低，不但损坏设备，还造成抢修工作量的急剧增加。

根据统计， 2015年四会市大沙供电所营业区10kV线路雷击跳闸次数偏多，且重合成功率不高。为了减少雷击跳闸次数，提高重合成功率，提出以下几点防雷措施。

2.10kV架空配电线路的防雷措施

2.1减少直击雷次数

采用避雷线可以防直击雷、限制感应过电压幅值、并在击杆时分流。但是由于线路绝缘水平较低，直击雷易造成反击，且采用避雷线线路投资大而供电可靠性低，因此，对于10kV架空配电线路一般不全线架设避雷线，只在经常发生雷击故障的杆塔和线路处架设。

采用避雷针引雷。由于肇庆市雷击率偏高，对于高杆塔、铁横担、终端杆等绝缘较薄弱的地方可加装避雷针构成引雷塔用以引雷，从而减少10kV架空配电线路的雷击次数。需要提到的是，与普通避雷针相比，采用新型避雷针：如NCL无晕接闪器（无晕避雷针），在直流高压电场下无电晕电流，且接闪次数可以大大提高。

2.2降低雷击闪络率

提高配电线路绝缘水平。造成绝缘子闪络的因素，除了绝缘子放电电压水平外，还与绝缘子的日常运行维护有很大关系。大沙镇作为工业区，是四会市经济发展的主力军，在整个四会市是重污秽地区。在雨季，当线路遭受雷害时，加在绝缘子上的电压可达到几百千伏。一旦绝缘子表面“积污、受潮、且有电场作用”三个条件同时满足，极易发生污闪，而由污闪造成的线路跳闸一旦发生，往往不能依靠重合闸迅速恢复供电，还可能造成导线断线事故。污闪事故的事故范围广、处理时间长、停电损失大，对配电线路故障巡视、抢修人员的抢修处理造成了极大的工作量。为此，对于经过污秽地区（工业污秽）的架空线路，除了加强运行维护，做好绝缘子的定期清扫和测试工作外，还应当提高配电线路绝缘水平，降低雷击闪络率。提高配电线路绝缘水平的方法主要有下：（1）装有铁横担的钢筋混凝土杆线路，全部采用高一级额定电压的绝缘子。（2）在10kV线路直线杆上，采用不易击穿老化、抗污闪能力强的瓷横担绝缘子。（3）将裸导线换成架空绝缘导线。但是，由于架空裸导线的断线故障率明显低于绝缘导线，因此，四会市大沙镇的架空导线构成以裸导线为主，绝缘导线为辅。为了在提高线路绝缘水平的同时降低断线故障率，可将防弧金具安装到线路绝缘子附近的绝缘导线上，将闪络现象控制在防弧金具和绝缘层之间，以避免线路绝缘导线被烧毁。

安装金属氧化物避雷器。配电线路上的柱上断路器和负荷开关等设备应装设金属氧化物避雷器；对经常开路运行又带有电压的柱上断路器和负荷开关的两侧，也应装设金属氧化物避雷器。氧化锌避雷器阀片具有优良的非线性特性和通流能力，且体积小、重量轻、便于安装。安装了此类线路避雷器的馈线，能够有效降低绝缘导线雷击断线率和雷击跳闸率。

安装具有防雷间隙的防雷绝缘子 。防雷间隙具有引弧作用，可避免绝缘子烧伤，解决绝缘导线的雷击损伤和雷击断线问题，提高重合闸的重合成功率。由于加强绝缘、安装线路避雷器具有一定的局限性，因此将这种结构简单、维护方便的保护间隙安装在绝缘子串两端，与自动重合闸配合使用，可以在对用户不间断供电的情况下将雷电流及时接地。如防雷绝缘子耐张线夹串、防雷支柱绝缘子、复合横担防雷绝缘子。

2.3降低建弧率

采取合适的中性点运行方式降低建弧率。降低建弧率的最重要措施之一是改变接地电弧通道，在纯架空配电线路中采用中性点经消弧线圈接地的方式，可以促使接地电弧快速熄灭。

2.4采用自动重合闸

采用自动重合闸或自重合熔断器。作为辅助防雷措施，以减少雷击线路绝缘子时，发生闪络的停电事故。架空线路中，因为雷击造成的跳闸，大部分是由于瞬时故障引起的，故障消失后，自动重合闸可使线路重新恢复运行，提高线路的供电可靠率。

3.总结

10kV架空配电线路在城市电力系统中发挥着重要的作用，通过文章的分析，得出了几种有效防雷措施：如采用避雷线、新型避雷针、提高配电线路绝缘水平、安装金属氧化物避雷器、防雷间隙、采取合适的中性点运行方式、采用自动重合闸或自重合熔断器装置。在防雷措施的选取上，应根据不同线路的雷击受损程度，有重点地进行布防，以提高10kV架空配电线路的整体耐雷水平。

参考文献：

[1]章伟.10kV架空配电线路防雷措施研究与应用[D].上海交通大学，2012.

[2]张纬钹.过电压防护及绝缘配合.北京：清华大学出版社，2002.

10kV配电线路故障分析 篇6

宁夏石嘴山供电局10 kV配电架空线路主要分布在平罗县城和乡村两地, 共54条线路, 总长度为1 119.156 km。而且负荷分散, 设备数量多, 其中真空断路器184台, 且10 k V架空线又多为铝裸线。近两年, 随着平罗县城和农村电网大面积改造和升级, 在新建西区和老城区中心地段的部分架空线路改为入地电缆或更换绝缘强度更高的架空绝缘线路。运行中的配电线路不仅要承受机械强度和电气负荷, 还要经受各种天气因素的侵扰, 因而故障机率较大。根据日常运行维护的经验, 同时总结和分析线路中发生的各类故障的原因发现:线路发生各类故障一般呈现一定的规律性, 采取有针对性的措施来预防控制或消除, 从而尽量缩小停电面积和范围, 减短停电时间, 降低停电对大用电客户的经济损失, 减小对普通百姓日常生活用电的影响。保证10 kV配电网能安全可靠的供电、运行, 同时对以后10 k V配电线路的规划、设计起到参考作用。

1 常见故障及其原因

1.1 季节性故障

1.1.1 春节大风时节

深处西北内陆腹地的平罗, 每年春季风沙较大, 而且风季持续时间长, 2月份至5月份是风沙活动最频繁的时期。极容易造成10 kV架空配电线路三相之间短路放电或绝缘子闪烙将导线烧断。在春耕时节, 农田使用大量化肥, 增加了风沙中的导电物质, 同样也容易引起绝缘子串污闪故障。春季大风也可将县城郊区种植蔬菜用的塑料大棚或露天垃圾场大片塑料刮起, 搭到10 k V配电线路或是电压等级更高的线路上, 引起线路事故掉闸。同时, 临近线路的一些设立在建筑物楼顶的基础焊接不够牢固的大型广告牌刮倒, 压断或倒压在线路上, 造成变电站10 kV开关过流保护动作, 引发线路事故停电。

1.1.2 夏季雷雨时节

由于10 kV架空配电线路采用的钢筋混泥土电杆多为土埋, 如有大量雨水冲刷和浸泡, 容易形成电杆倾斜或倒塌事故。如果导线安全距离没有达到设计规程要求, 大雨也易引起导线与金具或其它金具之间短路放电故障。雷雨季节, 雷电较多, 10 kV配电线路易受雷击, 造成绝缘闪络、断线或避雷器爆裂、变台被烧, 引起线路故障。造成这些故障有以下4个原因:a) 绝缘子质量不过关或存在隐患运行。尤其是P-15kV针式绝缘子质量存在缺陷, 在雷击时易引起10 kV线路接地或相间短路;b) 10 kV配电线路防雷措施不足。线路所处区域越空旷越容易招雷击, 而10 kV配电线路一般没有避雷线, 线路直击雷或感应雷过电压就会在线路设施薄弱之处寻找出路, 造成损害;c) 避雷器性能下降或失效。一些专变用户对避雷器的重要性认识不足, 不愿配合我们供电部门进行规定的预试, 使一些淘汰型号或耐压能力、泄流能力不合格的避雷器带病运行;d) 地极不合格。接地装置年久失修, 地下连接部位锈蚀, 使接地电阻值达不到要求, 泄流能力低, 雷击电流不能快速流入大地, 残压高。

1.1.3 冬季严寒时节

北方的冬季气候寒冷、风力较大, 很容易发生倒杆断线事故。当风力太大且雪天时, 易发生绝缘闪络故障。春节前罕见的冻雪天气, 发生了几次断线和绝缘子闪络故障, 严重影响10 kV配电线路稳定运行效果。

1.2 外力破坏性故障

1.2.1 风筝和树木危害

春季晴天放风筝和鸟害或一些人为的向空中乱抛杂物落在导线上, 同样造成10 kV架空配电线路短路或接地, 引起变电站10 kV开关保护动作掉闸。在夏季雨水多, 树木生长的快, 茂盛的树木与架空导线之间安全距离不够, 一遇刮风下雨极易造成导线对树木放电或数枝断落后搭在线上, 风雨较大时, 甚至会发生整棵树倒在线路上, 压迫或压断导线, 引发线路事故。

1.2.2 人为破坏

10 kV配电线路一般沿着公路架设, 一些机动车辆违章驾驶, 倒车或转向时, 不注意后方路况, 将10 kV配电线路电杆碰撞倾斜或撞断, 引起线路故障。这类故障在我们日常维护工作中非常多。同样, 在城区新建楼房或拆迁、修路、架桥时, 由于施工单位挖掘机司机不注意电缆标志挖断主线或分支线电缆, 造成线路故障。在农村, 农民在线路杆塔周围挖沙取土, 引起断线、倒杆事故。不法分子盗窃破坏电力设施, 引起接地短路故障。

1.3 线路施工质量与技术方面存在问题

10 k V配电线路在运行中一些杆塔基础不够夯实, 需要装设拉线的电杆没有拉线或是拉线松弛不起作用, 在受到外力的影响后导致杆基下沉、土壤松软等现象的发生, 最终电杆倾斜。所以, 很容易引起线路故障。而且, 线路施工中存在有:导线接头电阻过大、线夹、刀闸连接处不够牢固, 制作技术和工艺达不到设计要求, 因此, 在线路运行一段时间后, 将会烧损引发线路故障。配电台区避雷器、高压跌落式保险质量较低或运行时间较长未能及时进行校验或更换, 易被击穿后形成线路停电事故。10 k V配电线路中加装的带有保护性能的柱上真空断路器存在保护调试与实际负荷不符, 造成真空断路器保护误动[1]。

1.4 运行维护经验不足巡视检查不能到位

由于线路运行维护人员技术水平不足, 且运行经验不够丰富, 在日常的巡视和维护当中抓不住主要环节, 查不出线路缺陷和事故隐患。久而久之, 线路会由于这些未查找出来的小安全隐患而发生停电故障。配电线路运行中也存在有高压引线、线夹、刀闸的连接处不牢, 在受到风、雨、雷、雪等外界自然环境的影响后, 易发热、发红, 如不能及时发现处理, 最终烧损或烧断引发线路故障。

2 防止10 k V配电线路发生故障的具体措施

2.1 认真做好六防工作

认真做好六防工作, 即风、汛、雷、树、寒、暑。按照季节变化规律, 找重点做好对应预案。在风季来临前, 对个别档距较大的线路, 应及时检查线路驰度及风偏。掌握大风规律, 平日积累易受风灾地区有关风力, 方向季节性资料, 采取一定的有效防风措施。对受外界环境影响造成一些杆塔的基础下沉或土壤松弛的状况, 应及时填土夯实, 对一些在10 kV配电线路中起主要作用的杆塔, 如果是地势较低, 容易积水或易受洪水冲刷的, 有必要在杆基处筑防护提。在雷季来临之前, 要认真检查台区的避雷装置, 及时校验和更换不符合运行要求的避雷器, 在柱上开关、电缆头等处安装避雷器。同时, 更换、安装耐压等级高的绝缘子, 在受雷害严重的线路上适当采用20 kV电压等级的绝缘子, 提高其耐雷水平。检查、整改接地装置。严格定期测试接地电阻, 保证线路接地电阻值不大于10Ω。

2.2 防外力破坏措施

为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故, 可以在交通道路的杆塔上涂上醒目的反光漆, 在拉线上加套红白反光标志管, 以引起车辆驾驶员的注意。同时, 加强宣传教育, 着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工对人身安全的严重危害性, 并在线路杆塔上挂设醒目的禁止警示牌。加强打击破坏盗窃10 kV配电网线路器材、设备的力度。发动群众护线或聘用义务护线员与地方政府、公安部门签定协议, 紧密配合, 严厉打击犯罪分子。生产运检人员应定期巡视检查10 kV配电线路的杆塔基础、拉线基础和违章筑物, 对存在缺陷的设备及时处理和检修, 对违章建筑物进行清理整顿。健全埋地电缆标志。可因地制宜制作一些小标志牌, 上刻有清楚醒目的“高压电力电缆”字样, 沿电缆走向安装在地面上。

2.3 施工及运行维护管理措施

为了防止导线连接时接触不良, 在线路负荷过重时发热或烧毁, 在施工安装时应严格施工工艺, 把好验收关。同时在线路运行中, 应密切关注10 kV馈线的负荷情况, 及时调整各馈线的负荷, 严禁线路超载运行。而且须严格按额定容量配装高、低压熔断器, 平时巡视时做好负荷测量工作, 如发现问题应及时采取相应对策, 如调整负荷平衡、增容等。在10 kV配电线路上安装短路故障指标器, 即使10 kV配电线路发生短路故障, 也能快速查出故障点及时排除, 降低事故损失。此外, 线路运行管理部门应合理安排检修计划, 按期进行线路检修及其将影响线路安全的重大缺陷和事故隐患处理, 力争做到防患于未然。同时应加强运行人员技术培训, 提高综合素质。在冬季空闲时, 请技能专家到作业现场指导和规范施工行为和步骤。建立激励机制, 使运行人员思想到位、安全到位、巡线到位、处理故障到位。加强企业文化和职业道德教育, 让员工时刻以企业为荣, 奉献社会。

3 结语

以上所谈的这些, 都是笔者日常实际工作中总结的经验和收获, 10 kV配电网是电力系统与用电客户直接相连的重要环节, 其运行环境较为复杂, 它的安全运行水平直接影响供电企业的经济效益。我们应该重视10 kV配电网管理, 使各个生产基层班组相互协调工作, 一切工作以10 kV配电线路安全, 稳定, 可靠运行为要求。同时, 由于配电设备的日益更新, 新产品、新技术层出不穷, 还需要生产技术人员不断加强学习, 掌握更多的新知识、新技术, 才能掌握和管理好配电网络新设备。使之具有较高的技术、经济指标, 增加供电能力, 更好地满足社会经济发展的需要。

摘要：从10 kV配电线路运行和维护的角度, 分析了10 kV配电线路发生故障的一般规律, 提出了有针对性的解决措施, 以加强10 kV配网线路管理, 更好地服务平罗县域经济发展。

关键词：10kV配电线路,故障,原因分析

参考文献

10kV线路防雷工作实践 篇7

(1) 提高10 k V线路的绝缘水平; (2) 做好10 kV线路的绝缘配合; (3) 落实10 kV线路的防雷措施; (4) 提高10 kV线路防雷工作的管理水平。

2 防雷工作的技术研究

(1) 统计分析。取典型线路计算, 绝缘子为P-20T针瓶, 线路对地Hd=10 m, 接地电阻Rch=10Ω

根据公式计算:Uj=I (βRch+βLgt/2.6+Hd/2.6) × (1-K)

分流系数β取1, 耦合系数K取值0.2, 杆塔等值电感Lgt取值0.42μH/m。

得Uj=11.2 I, 假设雷电电流为20 kA, 得Uj为224 kV, 耐雷水平I1=U50%/11.2, U50%指50%放电电压 (即放电电压平均值) P-20T针瓶参数, U50%为100 kV。I1=8.9 kA。

因此, I1=8.9 kA<20 kA, U50%

(2) 概率分析。从08年的运行数据看P-20针瓶是S-210瓷担雷击事故的10倍。S-210瓷担比P-20针瓶的绝缘性能好, 像S-280瓷担与57-2L瓷柱未发生击穿的事故报告。

(3) 新会地区属于雷电活跃地方, 从雷电定位系统数据看到, 遭雷击线路雷电电流多为10～20 kA。超过10 kV线路的耐雷能力。

3 对常见避雷措施分析

(1) 安装氧化锌避雷器。氧化锌避雷器可以明显提高线路防雷水平, 在杆塔接地电阻良好时, 可有效地降低雷电过电压。迅速将雷电流引入大地, 保护绝缘子不被击穿。但是存在一些缺点, 增加了线路的故障点, 降低了安全系数, 若联系雷击或者当雷电流较大时。可能会引起避雷器爆炸、线路接地事故, 造成停电。避雷器在长期工频电压应力下发生故障时, 也危及线路运行。

(2) 安装避雷线。在此不简述避雷线的优点, 但是应用在10 kV线路上投资大, 运行维护不方便, 并且如果雷电流落在避雷线上, 10 k V线路与避雷线距离不足难以保证不发生闪络, 并且可能发生通过杆塔反击线路的情况。

(3) 制定防雷工作。根据我局10 kV线路运行情况与分析得出, 采用以下的防雷措施:

1) 提高10 kV线路的绝缘水平, 提高绝缘子的绝缘等级。不推荐使用P-20型针式绝缘子, X-4.5悬式绝缘子, 推荐使用以下型号的绝缘子, S-210瓷担、S-280瓷担、57-2L柱式瓶、FC70P玻璃悬式瓶。

2) 与绝缘子并联防雷线夹 (放电间隙) 。

(4) 安装避雷器。阀式避雷器存在阀体的通流量不足, 氧化锌存在被雷击穿爆炸后造成接地事故。

4 10 k V线路防雷绝缘配合

线路避雷器与放电间隙可以分段组合安装。为保护避雷器动作可靠性, 其雷电冲击50%放电电压应低于保护绝缘子的雷电冲击50%闪络电压, 二者应进行合理配合。提高了10kV线路的绝缘水平, 会影响到变电站的绝缘配合, 所以设置以下绝缘配合。防雷措施绝缘配合设置如表1所示。

5 提高运检人员的防雷知识, 建立规范标准。

当前各运行单位把雷击事故的原因归根到产品质量问题, 从而未能进一部开展防雷工作的落实开展, 由于防雷工作是一项技术含量非常高的研究工作, 我局的技术人员未能在这工作上升到技术标准的层面。现从这些重点难点入手, 以理论指导实践, 以实践反馈理论, 从而不断推进10 kV架空线路的防雷工作, 并建立一套技术标准。

6 防雷方式的实施

(1) 对旧线路进行维修改造, 新增防雷措施; (2) 对基建项目, 增加设计要求, 把防雷技术要求列入设计要求; (3) 普查历史运行记录, 重点对雷击频发线路进行整个要求。

7 结语

10kV线路线损异常分析 篇8

线损是电力的过程中传输的有功功率、无功功率和电压损失的总称 (通常称为有功功率损失) 的习惯。电网线损按性质可分为技术线损和线损管理。技术线损也称为理论线损, 每个组件的地板在电网。变量主要包括相同的损失和损失, 可以预测技术线损理论计算, 采用技术措施来实现减少的目的。包括技术措施降低电网的损耗, 我们需要增加网络技术改造措施和投资不需要增加投资电网运行方式的改进措施。如提高配电网络, 合理安排运行方式, 调整操作参数, 调整负载平衡、合理安排维修, 原电网升压, 简化网络结构, 合理选择导线截面, 等等;管理线损是由测量误差引起的设备线路损失, 而且由于导致线损管理不善和错误等, 如电力和计算等泄漏原因复制的过程, 复制错了, 错的是线损。

2 10k V线损统计计算方法

10k V线路的主干线和各条放射支线一般情况下合并为一条线路计算, 对线损率异常、线损电量大、需要重点监控的分支线, 视实际需要可在分支点安装计量装置, 对分支线线损率进行分别统计分析。

2.1 单发射线

2.2 单辐射线 (包括小水电)

行线路损失。建议= (向前向前-反向+D-D扭转-∑最终用户侧功率) / (向前向前-反向+D-D反向) ×100%

行10千伏线路损失。建议= (向前向前-反向+D-D反向∑表多变的总额) / (向前向前-反向+D-D反向) ×100%

2.3 圈线

2.3.1 适用于大面积荷载传递, 环方式变化频繁, 永久地改变了很长一段时间

协会线1和线2的总线路损失有关。建议=积极+A2 (A1积极-∑最终用户侧功率) /积极+A2积极 (A1) ×100%

协会线1和线210千伏线路损失有关。建议=积极+A2 (A1积极-∑权力与多变的总表) /积极+A2 (A1积极) ×100% (注:接触环网开关位置不提供双向测量仪, 根据这种方式将与1号线和2号线线损。建议结合计算接触环网开关已安装在双向测量仪, 可以以正常的方式分别计算, 下同)

2.3.2 方式适合环网络变化导致用户短转移到其他线路供电如:2号线相关荷载传递相关的1号线供电

转运站区域终端用户侧调整功率= ( (移交时间———把电气启动时间) /总运行时间) 在*∑转运站区域电力终端用户侧的总和

转运站面积总表调整功率= ( (移交时间———把电气启动时间) /总运行时间) 在*∑转运站区域总量表

1号线相关终端用户侧调整后相关功率=1号线终端用户调整力量+之前把最终用户一起调整电站区域

第2行相关终端用户侧调整后相关功率=2号线终端用户调整力量———之前把最终用户一起调整电站区域

1号线总线路损失有关。相关建议= (A1积极-横向第1行终端用户调整电) /A1积极×100%

2号线总线路损失有关。相关建议=积极-第2行 (A2最终用户方调整后) /A2×100%

1号线 (10千伏) 线损有关。建议= (A1积极-1号线区域关联的总量表———调整权力交接站地区总表) /A1积极×100%

相关线路2 (10千伏) 线损。相关建议=积极-第2行 (A2区总供应+调整功率转运站区总表) ) /A2×100%

3 10k V线损异常原因

3.1 造成户变关系错误的原因

其管辖地域城建布局混乱, 线路走向复杂, 有些线路被违建覆盖。私建、改建住房现象严重, 私自更动、迁移电表现象时有发生。在户变管理中, 抄表员业务水平参差不齐, 责任心及积极性不高, 均增加了户变核对准确性的难度。

3.2 台区用电发展迅猛, 导致网架薄弱, 过负荷情况严重

由于供电所规划较为落后, 线路布局较为混乱, 虽然经过几年的农网改造, 但是和与时俱进的城区网相比, 农网还是比较落后。以XX供电所为例, 花场较多, 地缘复杂, 供电设施用地不足, 导致供电半径长, 三相用电负荷不平衡严重。

3.3 抄表员责任心不强, 导致错抄、漏抄、估抄的问题仍然存在

抄表员工作积极性不高, 执行力不到位, 因而导致错抄、漏抄、估抄的问题仍然存在。

3.4 终端计量异常原因

部分终端CT设置按出厂时的设置, 未按CT的实际变比设置参数, 导致CT变比与系统不符, 影响计量的精确性。

3.5 电表、表箱残旧原因

部分电表及表箱虽然残旧, 但由于资金问题等其他原因, 导致这些电表及表箱未能及时更换。残旧电表及表箱的问题严重影响了线损统计准确性, 导致部分台区线损偏高。

3.6 窃电及违章用电屡禁不止

4 10k V线路降损措施

4.1 加强无功配置, 提高功率因素

分析10k V线损率的原因, 一方面是受负荷的影响, 另方面是受无功穿越的影响, 需加强无功配置, 努力提高功率因数, 合理的无功补偿可以减少网上无功功率的传输, 改善供电电压质量, 具有良好的经济效益。

4.2 电网升压改造

在负荷功率不变的条件下, 电网元件中的负荷损耗部分随电压等级的提高而减少, 提高电网电压, 通过电网元件的电流将相应减小, 负载损耗也随之降低。升压是降低线损很有效的措施。升压改造可以与旧电网的改造结合进行, 减少电压等级, 减少重复的变电容量, 简化电力网的接线, 适应负荷增长的需要, 以显著降低电力网的线损。

4.3

日常分析网架结构升级存在的问题网络损耗, 电网结构, 合理规划电线, 线径小, 低电压等级的变电站供电负荷分布不合理和升级线因此, 减少能量损失。

4.4

合理调整运行电压根据电网损坏, 线损的积极损失, 和电压的平方成反比的关系, 保证电能质量的条件下, 通过调整变压器抽头和无功补偿设备, 合理调整运行电压能降低网损。

每月4.5米管理、提高测量精度损失分析、损伤的存在或线损是消极的一方面, 造成的测量误差, 加强计读数不准确的计量装置管理的另一方面, 需要改变类型电能表, 减少损失, 积极采用良好的误差, 精度高、起动电流小、过载能力、抗倾斜, 防窃电, 可以实现自动抄表管理和低损耗的全电子式电能表, 提高测量精度和合理设置, 测量线用户添加替换记录压力损失, 并促进广泛的使用, 高精度电子电度表, 并探讨各种测量错误。

5 结语

线损管理是一个重要的指标来衡量供电企业管理水平。在尊重事实的基础上, 利用科学的方法和技术, 通过加强内部管理, 考虑影响线损和客观条件的不稳定性, 分析和筛选的各种因素, 找出关键, 并逐渐消除, 是关键因素线损管理工作提高到一个新的水平。

摘要：线损是电力企业的一项重要综合性技术经济指标, 它既反映了电力网络的规划设计、生产技术和日常运行管理水平, 又决定了电力企业经济效益的高低。文章将对10kV线路线损的异常原因进行分析, 并提出解决措施。

关键词：10kV线路,线损异常,原因,措施

参考文献

[1]宋成.浅析县级供电企业的线损管理[J].电力学报, 2006.

[2]李如虎.提高功率因数.降低电能损耗[J].广西电力, 1999 (2) .

10kV线路工程 篇9

目前, 电力系统呈现出两头薄弱的现象, 10 kV、35 kV供电系统是电网最为基础的组成部分, 也是最薄弱的部分。自2009年8月至今, 我监控班的设备运行监视情况表明, 造成电网运行异常的原因有很多种, 其中10 kV线路接地发生次数占总异常次数的90%以上, 并且接地选择时间过长会引起PT高压保险熔断, 甚至导致PT爆炸事故。虽然《设备运行管理规程》规定, 发生小电流接地时, 接地选择时间不允许超过2 h, 但是一旦发生单相接地, 非故障相电压会升高为线电压, 给单相用户以及设备造成一定的影响, 并且使因单相接地而造成短路故障的几率增大。另外, 上级领导也多次要求我们监控班缩短线路接地选择时间, 以保障设备安全运行。因此, 及时准确地判断和选择出接地线路, 对于保障电网安全稳定运行, 减少停电时间和范围, 具有十分重要的意义。

1 10 kV、35 kV线路网络情况

10 kV、35 kV线路为小电流接地系统, 系统中主变压器的中性点都不接地或经过消弧线圈接地。一般在其同一电压等级的母线上有多条输电线路, 少则八九条, 多则接近20条, 这些输电线路的站外连接方式, 一部分采用铝 (或铜) 排架空引出, 另一部分采用高压电缆引出或半电缆半架空引出;每一条输电线路又有很多分支, 呈“辐射”状架设, 与众多的配电变压器相连, 输电电压由这些配电变压器降成“低压”后供给广大的用户。

在实际运行中, 此类输电线路经常会发生相间短路、过电流、过负荷和单相接地等故障现象。线路A、B、C三相中的任意一相或任意一段导线发生断线落地、脱落或穿过树木、建筑物以及电气设备的绝缘材料对地击穿等, 都称之为单相接地, 此时会引起与之相连的母线上所有输电设备的接地相电压降低和非故障相电压升高, 系统中出现零序电容电流, 且与母线相连的电压互感器二次三角开口有零序电压产生。一旦零序电压超过报警定值, 就会发出单相接地信号, 但是此信号仅具有报警的作用, 可以分辨出是哪一相接地, 而不能区别是哪一条线路, 这就需要值班人员来选择和找出单相接地线路。

按照《电力运行规程》的规定, 在单相接地状态下允许运行2 h, 但是, 当其他线路再次发生接地时, 就会出现两相同时接地的现象, 从而容易造成短路事故以及电力设备损坏。同时, 非接地相的相电压升至正常相电压的倍, 并且当系统伴随有铁磁谐振产生时, 就会使相电压升高1～5倍, 甚至更高, 形成过电压, 加速电力设备绝缘材料的老化, 缩短其使用寿命, 从而导致绝缘设备被击穿, 出现两相或多相同时接地现象, 造成短路事故发生, 加大电力设备的损坏程度, 最终导致大面积停电。

2 接地处理中存在的问题

目前我们监控班共监控变电站41座 (220 kV变电站18座、110 kV变电站21座, 10 kV开关站2座) , 各站均具备了“五遥”功能, 220 kV变电站中10 kV线路较少, 大部分的线路接地现象发生在110 kV变电站的10 kV及35 kV线路中。对于10 kV、35 kV线路, 在接地处理中存在以下问题:

(1) 接地母线上所带线路较多, 造成接地选择时间长。部分母线上带有十几条支路, 这些支路可能又带有若干分支, 如果通过各支路逐条试断合的方法来选择, 时间比较长, 也比较困难。

(2) 思想重视程度不够, 责任心不强是影响接地选择的主要原因。监控班共监视41座变电站的信号, 其中大部分是预告信号, 预告音响几乎每分钟响几十次, 甚至连续不停, 而单相接地信号也为预告音响, 若不及时查看, 就会淹没在大量信号之中, 不易被发现。另外, 当接地信号报出时, 也可能是瞬时接地, 后台频繁地报出“动作”“复归”, 也可能最终没有造成接地或发生死接, 若监控人员的责任心不强, 有可能延误选择时间。

(3) 接地信号不统一, 影响接地判断。由于各站使用的保护装置不同, 造成上传至监控后台的信号报文不统一。例如, 当发生单相接地时, 有的站直接报出“××母线接地”, 有的站报出的信号为“×#主变低后备零序过压告警”, 有的仅报出“10 kV×相电压越上限 (越下限) ”, 而有的站在设备接地时会报出“××线装置告警”。这种装置告警信号要特别注意, 其他站往往是在“过负荷”时报出。信号的不统一容易造成监控人员对信号的不重视或漏看, 从而不能及时地找出单相接地线路。

(4) 依赖心理较重。有些监控人员有种错误认识, 即后台报出接地信号后, 监控人员只要将信号汇报给调度, 就认为事情处理完毕, 之后不再重视接地信息, 只等调度令, 而此时如果调度工作忙, 没有及时地下调度令, 就会造成接地选择时间过长。因此, 作为监控人员, 应在接地信号未消失前继续关注并及时提醒调度处理, 直至接地信号消失。

3 接地选择时间过长的原因及对策

通过分析, 接地选择时间过长主要存在以下几种原因:

(1) 母线连接分支过多。连接在监控中心所属变电站接地母线上的分支, 少则5～6条, 多则十多条, 部分站间还有联络, 分支更多, 发生接地时, 逐条选择费时较长, 延长了故障时间, 扩大了停电范围。

针对这种情况, 常采取的对策是:1) 建议选用稳定可靠的小电流接地选线装置, 在发生接地时能直接报出是哪一条支路接地。然而, 目前现场的小电流接地选线装置普遍存在一种问题, 即在装置初装时报出的信号比较准确, 但随着装置运行时间的加长, 运行设备会发生变化, 造成报出的信号不准确。此时, 如果仅根据信号来判断, 就会错误地选择接地线路, 最终还需要人工手动试断合线路来找出接地线路。2) 对全部的接地记录进行筛查, 找出频繁接地线路作为选线依据, 并向调度建议优先选择。因为有的线路运行在环境比较恶劣的地区, 周围存在树木深林, 在运行中经常会发生接地, 对于这种线路, 值班人员可以向调度建议进行优先选择。

(2) 接地信号不能直观地反映接地情况。有的站接地时, 线路会报出“装置告警”的信号, 而在其他站中“装置告警”信号则表示过负荷, 因此易混淆。

对此采取的对策是:1) 通过对各变电站传动信号分类、对比及归纳, 将所有反映接地的信号进行统计, 并对监控人员进行相关的培训。2) 加强设备监视, 定期对各站的母线电压进行检查, 发现电压异常应及时汇报调度。

(3) 部分人员不熟悉监控信号, 不了解设备信号。由于“三集五大”的建设需要, 监控和调度合并成立电力调控中心, 因此最近新招了一批人员, 这批人员有的是从变电站抽上来的, 有的是刚毕业的大中专学生, 这部分人员对监控信号不熟悉, 从而造成接地选择时间过长, 甚至误判断。

针对这一情况所采取的对策是:加强值班纪律和业务技术培训, 提高人员的责任心和技术水平, 发扬传、帮、带的老传统, 老同志要积极传授经验, 新人员要虚心学习。

4 结语

对于电力调控人员来说, 任何一个信号的遗漏都可能造成非常严重的后果。因此要求监控人员不但要练就一双“火眼金睛”, 能够从信号的海洋中识别出正确的信号, 而且要针对现场实际情况, 采取不同的对策, 快速找出接地线路, 缩短接地选择时间, 从而避免更大事故的发生, 提高整个电网的安全运行水平。

参考文献

[1]张辉, 钱怡.小电流接地系统报接地信号的判别和处理[J].中国电力教育, 2005 (S1)

10kV配电线路运行故障及维护 篇10

【关键词】10kV配电线路;运行故障;维护措施

引言

配电线路是电力输送的终端，是电力系统的重要构成。10kV配电线路走径较为复杂，设备质量参差不齐，再加上气候、地理、环境因素的影响，供用电情况更为复杂，这些都会对配电线路的安全运行造成影响，使得电力设备故障频发，因而需要维护人员做好运行维护工作，认真分析影响供电的综合因素并找出导致故障的原因，最终采取有效的维护对策，保障10kV配电线路的安全性与稳定性。

1.10 kV配电线路运行常见故障分析

1.1 线路运行接地故障

在10kV配电线路运行中，常见的接地故障分为两种：瞬时性接地故障与永久性接地故障。接地故障会对10kV配电线路运的正常运行造成直接影响。造成10kV配电线路接地故障的原因有两种：一种是因配电线路中部分电线老化引发绝缘体破裂，再加上恶劣天气的影响，最终导致10kV配电线路发生接地故障。另一种是因运行过程中，10kV配电线路的电容量骤然增大，使得线路运行电流超出正常值，造成导线烧坏掉落在地，进而引发接地故障。

1.2 线路运行短路故障

10kV配电线路运行短路故障所包含的内容较多，例如线路金属性短路、跌落式熔断器、雷电闪络短路等。造成线路运行短路故障的原因主要有三点：（1）线路运行遭受外力破坏，如果没有及时采取安全保护措施，那么将直接导致10 kV配电线路在运行中出现短路故障。例如伐木工人砍伐树木时，过重的树干落在线路上，将线路压断引发短路故障。（2）飞禽在线路密集的部位搭建巢穴，当其从电线上飞离时，极易造成相间短路故障并引发跳闸，造成配电线路无法正常运行。（3）在一般情况下，10kV配电线路所处位置相对空旷，在遭受雷击时，线路内部的绝缘子表面将出现炸裂、闪络或断线等故障。在大风气候条件下，导线就会在风中来回摇摆，极易引发碰线或线路断裂等现象，造成短路故障。

1.3 线路运行过流跳闸故障

10kV配电线路在运行过程中出现过流跳闸故障的主要是受其他线路故障的影响，如果在运行过程中出现长久性的相间短路故障，那么故障点与变电站之间的线路的负荷电流超出额定电流，配电网中的继电保护装置就会自动保护10kV配电线路，使其出现断电或跳闸来缩小线路故障的影响范围。配电线路运行出现跳闸故障的原因主要有四种：第一，低压线路运行中发生短路故障;第二，线路的过流保护定值较小难以满足线路安全运行的需求;第三，线路运行中负荷骤增或导线直径过细，所以导线在运行中会被烧断，产生短路电流，引起跳闸;第四，企业启动大设备，造成配电线路电流冲击较大，引发线路跳闸。

1.4 运行维护经验不足

在对10kV配电线路进行调查时发现，有的用户使用箱变、柱上变压器等电力设备，这就在一定程度给配电线路造成不良影响。其次，配电线路存在高压引线、线夹及刀闸等连接不牢的问题，在外界环境影响下，极易发热、发红，如果没有及时采取措施加以解决，会造成电路烧损、引发故障。另外，维修人员的技术水平较低且缺乏相应的运行维护经验，因而在定期设备检查过程中，难以及时找到存在的安全隐患，难以对线路缺陷进行准确定位，难以及时排出事故隐患。

1.5 线路施工质量与技术存在问题

由于一些电气安装队成员专业电气知识及技术水平不高，施工过程中没有严格遵循相关规定且责任心不强，这就容易导致工程质量不达标，存在严重的安全事故隐患。在配电线路运行中，部分杆塔基础不扎实，电杆没有设置拉线或者拉线存在松弛现象，难以发挥应有的作用，在自然因素的影响下，会出现杆基下沉、土壤松软等现象，进而造成电杆倾斜引起线路故障。

据统计，襄阳城网2014年度迎峰度夏期间共发生10kV故障27次，发生故障元件较多的设备是架空导线、配变主体、电缆、绝缘子，分别占总数的25%、25%、18%、18%;供电能力基本满足今年高温大负荷下的用电需求，但局部出现卡口，负载率80%以上的重载线路16条，负载率100%以上的超载线路1条。配变平均负载率为25%，负荷增长点相对集中，部分区域配变集中出现超载或重载，要继续加大对超重载台区的监控力度，对轻载配变和重载配变互换调配，合理利用配变容量。同时对于集中出现配变超载情况的区域，集中规划，分区整治。对于有超载隐患的区域，提前规划，超前治理，确保台区负载处于正常水平。

2.10 kV配电线路运行维护对策

2.1 加强日常巡查工作

10kV配电线路在运行中常见故障的原因主要为自然原因、设备原因及外力破坏，要想有效减少此类故障的发生率，就必须安排专门人员加强日常巡查，落实警示工作。电力企业相关部门需要定期安全维护人员对10kV配电线路的运行状况进行巡视与检查，在巡视检查过程中，要能够及时找出影响配电线路安全运行的因素或隐患，并在第一时间内通知检修人员，有针对性的采取措施对其进行安全维护。另外，电力企业还需要做好电力保护的宣传工作，全面增强人们的安全用电意识，让他们了解到10kV配电线路的运行安全对于工作生活及经济发展的重要性。只有这样，才能够调动广大群众的参与积极性，使其共同参监督，这样能够实现配电线路故障率最小化，最终提高配电线路运行安全。

2.2 加强线路运行管理

配電线路运行故障种类繁多，在这种情况下如果有效提高10kV配电线路运行的可靠性及安全性呢？全过程管理10KV配电线路，实时监督10KV配电线路的运行状况，且有效记录线路的运行动态，并对线路运行动态进行有效记录。当发现线路故障时，必须当即联系相关工作人员进行分析并排除线路故障。另外需要有针对性的管理。在夏季时应强化对避雷器的检查，这是由于夏天雷雨天气比较多，容易发生线路故障。为了维护10kV配电线路的良好性能，应当及时更换线路设备中存在安全隐患的线路。结合以往的线路故障记录来制定预防和维护方案可以保证10 kV配电线路在较长时间内安全有效的运行。

2.3 做好线路防雷保护措施

影响10kV配电线路运行安全主要是雷击故障，想要明显提高线路运行的可靠性就必须解决这一故障。而采取雷电防护措施是解决该故障的最好方法。首先，可以架设避雷线来达到避免雷电直接击中导线的目的。其次，通过安装氧化锌避雷器使雷过电压的流入收到一定的限制。所以，维护10 kV配电线路运行应该根据配电线路的具体情况来采取必要的防护措施。

2.4 做好外力防范工作

配电线路外力破坏现象比较严重，应采取必要措施进行防范。首先可以在转角杆、分支杆及部分直线杆上选择性地安装驱鸟器，对部分设备使用绝缘护套，这样能够避免飞禽在设备上筑巢;针对违章建筑，在建设初期就进行解释，劝阻，电力设备运维人员在巡视线下树木及建筑物时，须要提高重视，及时发现存在的安全隐患并采取措施加以解决。

另外，电力企业相关人员还需要做好宣传教育工作，增强人们的用电安全意识，有计划有组织地散发宣传单、张贴宣传画、粉刷标语等，积极开展群众护线工作，奖励有功人员。最后，电力企业还要与公安部门加强合作，共同打击破坏电力设备及盗窃电力设施等违法行为。

3.结语

综上所述，10kV配电线路是我国电力系统的重要组成部分，采取措施降低10kV线路的事故发生率，能够有效提高整个电力系统的供电稳定性及可靠性。此外，要能够充分发挥当地政府、相关部门及广大群众的作用，做好用电安全宣传工作，加大偷电及破坏电力设备的打击力度，充分发挥群防群管的作用，从而有效降低电力事故的发生率，提高电网运行的安全稳定性，使其更好地为社会经济发展而服务。

参考文献

[1]李涛.10kV配电线路常见事故原因分析及预防措施[J].农业科技与装备，2009（12）：106-107

10kV配电线路的防雷措施 篇11

1 雷击对10 k V配电线路的危害

架空电力线路由雷电产生的过电压有2种:一种是雷击于线路或杆塔引起的直击雷过电压;另一种是雷电产生电磁感应所引起的感应雷过电压。10 k V配电系统承担着直接向用户供电的任务, 具有分布广、设备多、绝缘水平低等特点, 易因雷击造成绝缘击穿事故和停电事故。

研究表明, 感应雷过电压容易超过10 k V绝缘子的雷电冲击耐压, 10 k V线路对于直击雷的耐雷水平仅为5 k A左右, 即一旦有雷直击于线路, 发生闪络的概率超过91%。但有关数据表明, 10 k V配电线路由雷击引起线路闪络或故障的主要原因, 不是直击雷过电压而是感应雷过电压, 所占比例超过90%。据测量, 感应雷过电压的幅值可达400 k V左右, 对配电线路绝缘的威胁很大, 所以, 配电线路防雷必须充分重视感应雷过电压的防护。

2 雷击产生故障的原因分析

雷击10 k V架空电力线路事故有很多种, 有绝缘子击穿或爆裂、断线、配电变压器烧毁等。雷击事故, 与雷击线路这一客观原因有较大关系, 和设备缺陷也有很大关系, 分析其设备原因主要如下。

(1) 绝缘子质量不过关。尤其是P-15型、P-20型针式绝缘子质量存在缺陷。近年来, 笔者所在地区频频发生雷击针式绝缘子爆裂事故, 引起10 k V线路接地或相间短路故障。

(2) 10 k V线路防雷措施不完善。早在1998年底开始, 很多地区安装保护配电变压器的避雷器已更换为氧化锌避雷器, 但一些距离较长的10 k V架空电力线路, 却没有安装线路型氧化锌避雷器。

(3) 导线连接器接触不良。很多地区以前都习惯使用并沟线夹作为10 k V线路的连接器, 甚至直接缠绕接线。并沟线夹连接或缠绕接线都不是导线的最佳连接方法, 因而导致导线接触不良, 经受不住雷击电流的强力冲击。

(4) 避雷器接地装置不合格。不合格的接地装置接地电阻阻值大于10Ω, 致使泄流能力降低, 雷击电流不能快速流入大地。

310 k V配电线路可采取的主要防雷措施

3.1 加强线路器件的绝缘强度, 提高线路绝缘能力

(1) 更换、安装支柱式绝缘子或瓷横担。雷击10k V架空电力线路针式绝缘子事故, 是最多见的设备事故, 造成这类事故的原因除了本地区雷暴日较多之外, 针式绝缘子质量不合格也是主要原因。

(2) 选用安普线夹。在今后的10 k V线路改造和检修中, 要逐步淘汰并沟线夹作为导线连接器, 严禁缠绕接线, 应选用连接性能较好的安普线夹。

(3) 检查、整改接地装置。定期检查测量10 k V线路接地装置的接地电阻阻值, 不合格的给予整改, 保证接地电阻阻值不大于10Ω, 与1 k V以下设备共用的接地装置接地电阻阻值不大于4Ω。

3.210 k V架空电力线路加装氧化锌避雷器

由于感应雷过电压幅值并不特别高, 且不能产生大电流, 宜采用氧化锌避雷器抑制感应雷过电压, 有效防止雷害对10 k V配电线路的损坏。根据计算:10 k V线路每200 m装设1组氧化锌避雷器, 可使感应雷引起的故障次数减少87%~94%, 能够将感应雷危害限制在基本无害的水平。由于氧化锌避雷器具有优越的非线性与保护性能, 因此在配电线路上得到了广泛的应用, 成为预防雷害的主要设备。

3.3 架空绝缘线路加装防雷击断线用防弧金具