10kv庆阳线线损分析（精选16篇）
1.10kv庆阳线线损分析 篇一
10kV配电线路接地故障分析
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：
[1]徐峰.10kV配电线路单相接地故障分析[J].科技与企业，2011，08:259-260.[2]柯俊杰.10kV配电线路接地故障查找及分析[J].无线互联科技，2011，05:30-31+34.[3]戴剑汉.10kV配电线路接地故障查找及分析[J].科技风，2012，14:157+163.[4]田飞龙.10kV配电线路接地故障原因及有效预防措施[J].通讯世界，2013，13:119-120.
2.10kv庆阳线线损分析 篇二
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) .
3.10kV贯通线的雷击原因分析 篇三
[关键词] 10kV贯通线 避雷器 短路 措施
福州电务段龙岩电力车间管辖漳龙铁路福建段15个车站及赣龙铁路福建段9个车站的电力设备，其中10KV贯通线架空线路302.923KM,高压电缆89.739KM。赣龙铁路及漳龙铁路地处闽西境内多雷区，且贯通线很多远离铁路沿大山架设，地势较高，自2000年漳龙线投入运行及2005年赣龙线投入运行以来，频繁发生雷击断线、瓷瓶炸裂断线、避雷器击穿导致单相接地或相间短路等事故，造成线路停电，影响铁路行车。
1 雷击事故及其原因
10kV贯通线线路较长，因其沿途地形较空旷，有些在山顶，附近少有高大建筑物，故在每年的雷雨季节常遭雷击，由此产生的事故是10kV贯通线最常见的。
(1)绝缘子质量不过关或存在隐患运行。
铁漳、铁永、永埔贯通线使用的瓷瓶是P-20T针式瓷瓶，瓷瓶的质量是引起导线断线的主要原因。如P-15kV针式绝缘子质量存在缺陷，在雷击时易引起10kV线路接地或相间短路。很多故障就是因为该型针式绝缘子的质量缺陷而被雷电击穿，致使导线对铁横担放电起弧而烧断。
(2)10kV贯通线防雷措施不足。
线路所处区域空旷易受雷击，而10kV贯通线没有避雷线，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。
(3)避雷器性能下降或失效。
(4)接地装置不合格。
受地理环境影响，接地极设在含砂土壤上，土壤电阻率较高，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。
2 防雷击的反事故措施
2.1 更换、安装耐压等级高的绝缘子或瓷横担
雷击10kV架空线路针式绝缘子事故，是最多见的设备事故，其原因：一方面是闽西地区年雷暴日多、雷期长；另一方面针式绝缘子质量不过关也是主要原因。应在受雷害严重的线路上适当采用20kV电压等级的绝缘子，提高其耐雷水平；提高维护水平，在雷害严重地区，应加强巡视，并结合线路停电机会，登杆检查，及时更换不合格的绝缘子。
原使用的P-20T针式瓷瓶的铁柄距瓷瓶顶部距离较小，仅为2cm左右，一旦有裂缝，在下雨天，就会造成单相接地。特别是雷雨季节，雨水对瓷瓶热胀冷缩的作用，加上雷击，更容易引起瓷瓶涨碎。另外，电缆的大量应用，电容电流大大增加。车间管内电缆较长，10KV贯通线总长为392.662KM，其中电缆为89.739KM，而电缆的电容电流要比同样长度的架空线大25倍。因此，一旦发生单相接地后，这样大的电容电流便引起穿弧、烧断导线，最后极可能造成相间短路。为此，我们在2005年把铁永贯通线及永埔贯通线的针式瓷瓶P-20T替换成棒式瓷瓶PSQ-15，棒式瓷瓶较针式瓷瓶的优点在于铁柄距瓶顶距离大,即使有裂缝也不会发生击穿；针式瓷瓶受耐压能力差,在雷雨季节,经常发生击穿，引起单相接地，且故障点不易寻找,延长了停电时间。用棒式瓷瓶后,情况大有好转，使线路整体耐雷水平提高。在2006年5、6月长时间持续雷雨天气里，电力设备未发生因雷击引起的断线事故，避雷器击穿的故障也明显减少。
从表1中可以看出，棒式瓷瓶较针式次瓶的优点在于铁柄距瓶顶距离大，即使有裂缝也不会发生击穿；缺点在于，棒式瓷瓶的抗弯破坏力仅有针式瓷瓶的一半。为此我们在使用棒式瓷瓶时要注意：1.把棒式瓷瓶用于转角杆时，要用双棒式；2.必须把棒式瓷瓶的底脚螺杆拧紧，包括螺杆与瓷瓶及螺杆与横但之间。试验表明，在螺杆拧紧的情况下，在平均值为6.03(KN)的试验拉力作用下，螺杆脚变形，而瓷件完好无损。2006年7月永埔线曾发生1起金属性接地故障，原因是更换针式瓷瓶时，未把棒式瓷瓶的底脚螺杆拧紧，运行一段时间后螺杆从瓷瓶底部脱落，瓷瓶偏离横担，导线垂下后搭在拉线上，配电所电流速断保护动作。
2.2 安装金属氧化物避雷器(简称MOA)
金属氧化物避雷器是当前限制过电压最先进的一种保护电器，被广泛地用于发电、输变、变电、配电系统中，使电气设备的绝缘免受过电压的损害。氧化锌避雷器是目前国际最先进的过电压保护器，用以保护交流电力系统的电气设备免受大气过电压和操作过电压危害的保护设备。可在空旷的10kV架空线路上安装线路型避雷器，在变压器、柱上开关、电缆头等处也必须安装避雷器。
2.3 检查、整改接地装置
严格按期检查测量10KV贯通线接地装置的接地电阻，不合格的给予整改，保证线路接地电阻值不大于10Ω，与1kV以下设备共用的变电台接地装置接地电阻不大于4Ω。一般来说，雷电流通过单根引下线的全部电压降是： UFJ=i×Rch+L0×l×di/dt
式中i——雷电流，kA
Rch——接地装置的冲击电阻，Ω
L0——单位长度的电感，μL/m
L——接地引下线的长度,m
UFJ——电压降，kV
di/dt——雷电流的陡度,kV/μs
从上述公式中，我们可以看出，在防雷接地装置中，接地电阻阻值越小，则瞬间冲击接地电压降就越小，遭受雷击的危险性就越小，因此足够小的接地电阻值和安全可靠的防雷接地装置是防雷的重要保证。
降低接地电阻的技术措施有：(1)更换土壤。这种方法是采用电阻率较低的土壤(如粘土、黑土及砂质粘土等)替换原有电阻率较高的土壤，置换范围在接地体周围0.5m以内。(2)人工处理土壤。在接地体周围土壤中加入化学物，如食盐、木炭、炉灰、氮肥渣、电石渣、石灰等，提高接地体周围土壤的导电性。(3)深埋接地极。当地下深处的土壤或水的电阻率较低时，可采取深埋接地极来降低接地电阻值。这种方法对含砂土壤最有效果。(4)多支外引式接地装置。如接地装置附近有导电良好及不冻的河流湖泊，可采用此法。(5)利用接地电阻降阻剂。在接地极周围敷设了降阻剂后，可以起到增大接地极外形尺寸，降低接触电阻的作用。
2.4 完善电力远动系统的故障检测及处理功能
赣龙线采用了电力远动系统，贯通线在每个车站都安装了FTU,可对贯通线分段。电力远动系统应能够自动监测和识别相间短路故障，小电流接地故障，并及时上报。当贯通线发生故障跳闸时，系统应能完成判断故障类型、故障的自动定位、故障点的隔离以及非故障线路的快速恢复供电，缩小停电范围。当系统发生单相接地故障时，应具有两种及以上的可靠的独立算法对故障进行综合分析，判断故障发生区段。但是，目前赣龙线远动系统功能不完善，无法自动隔离故障区段以及非故障区段的快速恢复供电。FTU故障率高，当贯通线发生故障时，调度无法实现远动操作，增加了故障处理时间。为此，我们已和厂家联系对赣龙线电力远动系统进行整治，对电力工区人员培训，使远动系统发挥应有的作用。
2.5 严格实施避雷器预试制度
通过预试将那些性能劣化或失效的避雷器筛选出去，同时要大力推广应用金属氧化物避雷器。相对旧式避雷器，MOA具有保护性能好、通流容量大、动作反应快、结构简单、体积小、重量轻的优点，实际运行效果很好。在工频情况下，避雷器的瓷套管用于保证避雷器必要的绝缘水平，如果瓷套管发生破裂放电，则将成为电力系统的事故隐患。此种情况，应及时停用、更换。在工频情况下，避雷器内部是没有电流通过的。因此，不应有任何声音。若运行中避雷器内有异常声音，则认为避雷器损坏失去作用，而且可能会引发单相接地。这种情况，应立即汇报调度，将避雷器退出运行，予以调换。
3 结语
4.10kv庆阳线线损分析 篇四
摘 要 线损率是供电企业的一项重要指标，水电公司的10kV及以下配网线损率偏高，影响电网经济运行。本文通过各方面分析，针对性地提出了相应的降损措施。
关键词 线损率；线路损耗；变压器损耗；降损措施
中图分类号G2 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2015）144-0175-02 kV distribution network line loss analysis and loss
reduction measures
Chaike
hanjiang hydropower company group hubeidangjiangkou 442700
Abstract Line loss.suggestions is an important index for power supply enterprises.Distribution network line loss.suggestions hydropower company of 10 kv and below is on the high side.Affect the economic operation of power grid.By analyzing various aspects，this paper puts forward the corresponding loss reduction measures.keywords Line loss.suggestions Line loss Transformer loss Loss reduction measures
近年水电公司供电系统的综合线损率在2%左右，该综合线损可分为35kV和110kV专线的线路损耗、四个变电站损耗和10kV及以下配网的综合损耗三部分。其中专线和变电站的损耗率相对较小，10kV及以下配网的电量占比小但线损率相对较大。下面主要分析10kV及以下配网损耗的构成及相应的降损措施。10kV及以下配网损耗的构成及分析
根据10kV及以下配网电气元件的构成，其损耗可分为供电线路（导体）损耗、变压器损耗和其他损耗三部分，下面分别进行分析。
1.1 供电线路损耗
水电公司10kV及以下配电网可分为10kV网络和0.4kV网络两部分。其中10kV网络主要由110kV苏家沟变电站10kV系统输出的14条线路构成，供电区域绝大部分处在城区内。线路的线径较大且经过不断地改造和优化，在线路导体上损耗的电量很小，几乎可以忽略不计。0.4kV供电网络覆盖面大，构成较为复杂，新建小区和改造过的小区，线径和供电半径均符合规范要求，而未经改造的老小区和零星用户，导线普遍老化，供电半径普遍较长，存在漏电甚至偷电可能，引起一定的损耗，但损耗的电量也相对不大。
1.2 配电变压器损耗
配电变压器损耗是10kV及以下配网损耗的主要部分，而变压器的损耗与变压器的型号和负载率相关。目前10kV配电网上共有190台配电变压器在运行，其中S7型变压器为50台，S9型变压器为63台，S11型变压器为52台，其余为未登记型号或非我公司产权变压器。S7型变压器属于高耗能变压器，生产于上个世纪80年代，属于国家正在强制淘汰的高耗能产品，很多供电单位已明令禁止使用。而S11型变压器损耗小，耐冲击性能优越，是国家推荐使用的节能产品。公司目前有超过1/4的变压器属于这种高耗能变压器，公司在用的S7型变压器比同容量的S11型变压器每年要多损耗电量约70万kW?h以上。
1.3 其他损耗
1）抄收及时性和准确性。
截止2014年底，苏变10kV系统共有居民用户14564户和一般工商业用户1287户。其中集中抄表用户1545户，占总用户不到10%，其余用户均为人工抄表。因人工抄表耗时较长（抄表时间为每月10―25号），各负荷点抄收时间无法同步，计算出的线损可信度较低；并可能会出现缓抄、漏抄现象，影响线损计算的准确性和分析的及时性。
2）社会职能用电。
包括：（1）集团公司辖区部分路灯用电，包括大坝一路、大坝二路、生产北路、医院与苏家沟联通路、电站路、三角地公园等；（2）集团新建小区（或经改造过的小区）楼道照明用电；（3）集团公司展览馆用电；（4）集团公司辖区内治安视频监控摄像头78套。根据集团公司的相关通知和要求，这些社会职能用电只计量不收费，直接进入线损，全年电量100万kW?h左右。降损措施
1）降低供电线路损耗。
（1）随着城市规划建设的发展，10kV各条线路的供电范围基本已固定，线路的结构布局已不易改变，结构性线损很难明显改善。后期应减少高负荷线路的新负荷点接入，适量增加低负荷线路的负荷点，控制线路损耗的增加。
（2）逐步完成老旧小区的低压线路改造，改善供电环境，使用电缆或绝缘导线接入用户，合理减小线路供电半径，适当增加导线线径。
2）降低配电变压器损耗。
（1）将淘汰空载损耗和负载损耗都较高的S7型变压器作为首要目标，每年制定计划逐步更换，S9型变压器可根据运行工况逐步完成更新换代，新变压器可选用较节能的S11型以上变压器或非晶合金变压器。
（2）新设或更换变压器时应根据负荷情况合理配置变压器容量，加装台区总表，使变压器负载率能较长时间处于最佳经济运行区间内。负荷重的台区应选用较大容量的变压器或增设变压器，负荷小且增长潜力小的台区应选用较小容量的变压器，空载变压器应停运。
3）提高功率因数。
苏10kV系统的主要负荷来自居民用户，而居民用户均为低压配电，其负荷的功率因数偏低且同时率高，会造成压降大、功率损耗大的现象。建议在负荷较重和功率因数较低的台区增设低压无功就地补偿装置或使用配置有低压无功补偿装置的配电变压器。
4）完善用电和计量管理。
（1）在主要负荷区，逐步推行集中抄表系统（需配合将用户机械电表更换为电子电表，并安装台区总表），降低人工抄表的比例，减少人为因素对线损统计准确性的影响。
（2）合理配置电能计量装置，严格按照检定周期送检，确保计量装置的准确性。
（3）对用电大户的电能计量装置，抄表时应对比用电量，看是否有异常波动，出现用电量突增或突减，应及时查明原因。
（4）加强反窃电防范措施，定期组织用电普查，对抄表人员的抄表区域实行轮换等。
5）对于供电区内的只计量不收费的用电量，集团公司要制定管理规定，进行适当限制减少直至消除，现阶段线损率考核时应扣除该部分电量。
参考文献
5.10kv庆阳线线损分析 篇五
【关键词】配电系统；继电保护；整定计算
城市电网10kV配电系统是电力系统发电、变电、输电、配电和用电等五个环节的一个重要组成部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到党政机关、工矿企业、居民生活用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。
一、城市电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置
城市电网10kV配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不能完全避免的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。为了确保城市电网10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。
二、城市电网10kV配电系统继电保护的基本类型
城市电网10kV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。
可以想象，在10kV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10kV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。
在电力系统中利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置。如在城市电网10kV配电系统中应用最为广泛的是反映电流变化的电流保护：有定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，还有既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；利用故障接地线路的电容电流大于非故障接地线路的电容电流来选择接地线路，一般均作用于发信号，在部分发达城市因电容电流较大10kV配网系统采用中性点直接接地的运行方式，此时零序电流保护直接作用于跳闸。
三、几种常用电流保护的分析
（一）反时限过电流保护
继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。反时限过电流保护虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。这种保护方式目前主要应用于一般用户端的进线开关处保护，不推荐使用在变电站10kV出线开关处。
（二）定时限过电流保护
１.定时限过电流保护。继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。
２.继电器的构成。定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在电力系统中变配电所，作为10kV出线开关的电流保护。
３.定时限过电流保护的基本原理。在10kV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。
４.动作电流的整定计算。过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条件：
（1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即：
Idz＞Ifh.max
式中Idz：过电流保护继电器的一次动作电流；Ifh.max：最大负荷电流
（2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流Ifh.max。即：
If＞Ifh.max
因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为：
Idz.j=（Kk.Kjx/Kf.Nlh）.Ifh.max
式中Kk：可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25
Kjx——由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=√3
Kf：返回系数，一般小于1；
Nlh：电流互感器的变比。
（三）动作时限的整定原则
为使过电流保护具有一定的选择性，各相临元件的过电流保护应具有不同的动作时间。各级保护装置的动作时限是由末端向电源端逐级增大的。可是，越靠近电源端线路的阻抗越小，短路电流将越大，而保护的动作时间越长。也就是说过电流保护存在着缺陷。这种缺陷就必须由电流速断保护来弥补不可。
（四）过电流保护的保护范围
过流保护可以保护设备的全部，也可以保护线路的全长，还可以作为相临下一级线路穿越性故障的后备保护。
四、电流速断保护
（一）电流速断保护
电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。
（二）电流速断保护的构成电流速断保护是由电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般不需要时间继电器。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。
（三）瞬时电流速断保护的整定原则和保护范围
瞬时电流速断保护与过电流保护的区别，在于它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流。当在被保护线路外部发生短路时，它不会动作。
（四）瞬时电流速断保护的基本原理
瞬时电流速断保护的原理与定时限过电流保护基本相同。只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。
（五）略带时限的电流速断保护
瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端。而定时限过电流保护虽能保护线路的全长，但动作时限太长。因此，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。这样，当下一段线路始端发
生短路时，保护也会起动。为了保证选择性的要求，须使其动作时限比下一段线路的瞬时电流速断保护大一个时限级差，其动作电流也要比下一段线路瞬时电流速断保护的动作电流大一些。略带时限的电流速断保护可作为被保护线路的主保护。
五、三（两）段式过电流保护装置
由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。
目前在实际应用中，为简化保护配置及整定计算，同时对线路进行可靠而有效的保护，常把瞬时电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。
六、结语
在城市电网10kV配电系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。随着电网规模的发展，为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置并准确整定各项相关定值。
【参考文献】
[1]崔家佩，孟庆，陈永芳，熊炳辉．电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M]．水利电力出版社，1993．
[2]方大千．实用继电保护技术[M]．人民邮民出版社，2003．
6.10kv庆阳线线损分析 篇六
摘要：线损问题一直困扰着电力企业持续发展与进步的重要命题，他直接影响着电力企业的经济收入和效益。低压线损是电力损耗的一种基本形式，电力部门要将关注的重点聚焦于降低低压线损方面。本文通过分析配电变压器台区低压线损的电能组成、产生原因及危害，提出降低配电变压器台区低压线损的技术要点，以期为电力部门提供有益的借鉴。
关键词：配电变压器；低压线损；技术要点
作为供电部门，他们的任务主要包括两个方面，一是保障电能的合理输送，二是保障电能的合理分配，这两方面的任务需要供电部门与用户进行协同配合，保证电能输送和分配的质量和效率。在电能的输出与分配过程中，必然会产生低压线损，合理的低压线损率对于电能输出入与分配的影响并不大，但是，过度的低压线损率则会危害供电部门的发展以及管理工作的开展，因此，降低配电变压器台区的低压线损是供电部门面临的不可规避的重大问题。
一、配电变压器台区低压线损的电能组成
能量守恒定律是物理中需要学习的重要知识点，根据能量守恒定律可知，能量之间可以相互转化，如动能转化为势能。在能量的转化中，不可避免的会产生能量的损耗，造成能量的流失。同理，电力在导线的传输于分配过程中也会产生电能的损耗，而在电能损耗中，由于导线电阻产生的损耗是最主要的电能损耗方式。因此，供电部门要熟练掌握配电变压器台区低压线损的电能组成，能够及时有效地根据不同的电能损耗查找出发生问题的原因，从而制定解决电能损耗的方法和对策。
配电变压器台区电压线损的电能主要由四个方面组成，掌握这四个方面电能组成，就可以根据损耗的情况寻找降低低压线损的方法。其一，电力用户产生电能损耗。电力用户在使用电能时都会产生一定的电能损耗，这一部分的电能损耗是通过电能表线圈产生的。由于不同的用户会产生不同程度的电能损耗，因此，这一部分的电能损耗不计入电力公司；其二，交流接触器产生的电能损耗，交流接触器是变配电站产生能耗的关键部位，每月产生的电能损耗大约为每只20kw；其三，动作保护器产生的电能损耗。动作保护器通过剩余电力消耗电能，或者产生回补低压线路的效应来影响供电的质量；其四，电能设备产生的电能消耗。电力设备在使用中会出现故障，比如熔断器接触不良，就会产生热效应，从而消耗电能。
二、配电变压器台区低压线损产生的原因及危害
配电变压器台区低压线损的产生是有因可寻的，根据能量守恒定律等相关物理知识，以及生活中遇到的各种电能损耗问题，可将低压线损的原因归结为三个方面。
（一）电阻的作用
在电路网络中，线路、变压器的线圈都存在着电阻，这些电阻的存在一方面确保了用电的安全，另一方面也增加了电能输出和分配的阻力。电流在通过电阻时受到阻力，将电能以发热和升高温度的方式，从电能转化为热能，并以热能的形式消耗电能。
（二）磁场的作用
电气设备是电流经过的主要场所，通过电气设备电流得以输出和分配。在这个过程中，为保证电流输送和分配的安全性，电气设备周围会形成一种带有负电荷的磁场。在负电荷磁场的干扰下，电气设备中的铁芯会因为磁场的干扰而发热，产生涡流现象和磁滞现象，从而导致电能的消耗。
（三）供电部门管理不善的影响
供电部门的管理不善会导致电能的无故损耗，如有些用户违法窃电，违章用电等，如果供电不加强管理和引导，就会导致电能的大量消耗，从而降低电能的使用率和利用价值。
三、降低配电变压器台区低压线损的技术要点
（一）减少低线路导线的电能损耗
低线路导线的电能损耗是降低配电变压器台区低压线损的技术要点之一，它主要包含三个方面的内容。1.三相负荷的平衡
三相负荷的平衡是低压线路实现的目标之一，而中性线的电流减少是实现三相负荷的重要条件，因此，降低低压线路导线的电能损耗关键在于中性线电流的减少。当三相电流处于不平衡状态时，要通过单相负荷的调整以及实现可靠接线的调试使负荷达到平衡状态。2.电流峰值的降低
用电负荷的波峰和波谷都会造成低线路导线的电能损耗。不同的供电部门要通过电能使用时间和频率的调整来降低电能负荷的振幅，合理的分配电能的流向，平衡波峰和波谷产生的用电负荷，降低电能的损耗。3.变压器和供电线路的优化
供电线路的长度会影响低线路导线的电能损耗，缩短供电线路的长度，尽量将变压器靠近电负荷中心，会减少电流在供电线路中的迂回时间和速度，从而减少了电阻带来的电能损耗。
（二）减少低压电网设备的电能损耗 1.减少感应式电能表的使用率
感应式电能表是通过圆盘的旋转进行工作的电能表，这种电能表在旋转的过程中会消耗大量的电能，因此，在电表的选择上，尽量选择好电子式电能表。电子式低能表具有灵敏度高、电能损耗低、防窃电等方面的有点，可以降低低压电网设备带来的电能损耗。2.配备交流接触器的节电消声器
一般而言，交流接触器控制着来自配电变压器台区的配电箱或者配电室的出线，如果为交流接触器配备节电消声器，可以有效地防止交流接触器产生噪音，并且每个月都可以降低一部分的电能损耗。3.消除接触不良的现象的发生
在低压电网中，熔断器容易产生接触不良，尤其是线路的接头，接触不良现象时常发生。接触不良会产生发热和放电现象，造成电能的损耗和流失。另外，由于电力设备的老化及破损也会产生部分电能损耗，供电部门和用户要及时检查相应的设备，及时更换不合格的设备，做到节约用电，安全用电。
（三）降低其他原因导致的电能损耗
电能损耗的原因可谓多种多样，既有内部原因，又有外部原因。只有准确的诊断电能损耗的原因，才能对症下药，采取有效地措施解决电能损耗的问题。在对配电变压器台区的诊断过程中，首先要用钳型电流表对台区的线路漏电现象进行排查，仔细的寻找漏电的位置，分析漏电的原因；其二，随时保持配电变压器台区周围的环境卫生，确保周围环境的整洁、干净，及时清理周围环境中的垃圾物品；其三，检查配电变压器台区的用电设备。开展定期或不定期的检查工作，可以尽早的发现用电设备中存在问题和纰漏，及时寻找解决问题的方法和路径；其四，规范工作人员的抄表工作。工作人员在抄表的工作中要做到“三不”原则，不漏抄、不错抄、不多抄，做到按照实际的数目进行抄录；其五，保证配电变压器台区相关工作的正常开展。电力工作和维护工作是配电变压器台区需要开展的主要工作，要提供必要的条件和资源来保证他们工作的正常开展，防止出现电表使用和电流互换器应用过程中出现的错位现象，降低用电设备的电能损耗，确保用户用电的安全。
结论：配电变压器台区的低压线损是供电部门降低电能损耗的重要渠道，因此，配电变压器台区低压线损的电能组成需要供电部门了解和掌握，低压线损产生的原因需要相关人员在实际的生活中进行诊断，产生的危害则需要相关人员提高警惕，防微杜渐。供电部门应该掌握降低配电变压器台区低压线损的技术要点，这样就可以在实际运用中灵活的使用不同的技术要点，将理论的知识转化为实践的动力，促进配电变压器台区低压线损的不断改变和完善，不断优化电压线损的方法和策略。
参考文献：
7.10kv庆阳线线损分析 篇七
江门市礼乐镇, 毗邻江门市区, 随着该区域经济的飞速发展, 该区域用电负荷迅速增长。而原主供该区域的两线路:文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线现状均不能满足所在区域内日渐增长的负荷需求。为提高供电可靠性, 满足区域内负荷发展的用电需求, 现计划将这两条线路进行环网设计, 完善网架改造。
2 项目建设的必要性和可行性
2.1 项目现状分析
(1) 该区域现有110k V文昌变电站, 容量为2×40MVA。 (2) 该区域现有文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线, 供礼乐镇负荷。 (3) 文昌站10k V新民线总装容量11640k VA, 负荷载率50.2%, 单辐射线路, 供电半径1.78km, 线路长度7.886km。 (4) 文昌站10k V市场线网架完善工程总装容量19845k VA, 负荷载率83.74%, 单辐射线路, 供电半径5.356km, 线路长度8.464km。 (5) 文昌站10k V新民线总装容量11640k VA, 负荷轻, 文昌站10k V市场线总装容量19845k VA, 以居民负荷为主, 负荷重, 负荷增长迅速, 两线路均为单辐射线路, 不能转供电。
2.2 项目建设必要性
(1) 由于该区域经济的飞速发展, 两线路现状均不能满足所在区域内日渐增长的负荷需求, 同时两线路均为单辐射线路, 不能转供电, 供电可靠性较差。 (2) 为提高供电可靠性, 满足区域内负荷发展的用电需求, 现计划将文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线进行环网设计, 完善网架。
2.3 项目建设可行性
(1) 由于原新民线部分线路导线截面小, 通过负荷小, 需要更换为JKLJYJ-150导线665米。 (2) 新建10k V电缆线路925米, 新建电缆分支箱2座, 柱上断路器1台。 (3) 新建2回电缆管沟665米, 电缆分接箱基础2座。
3 项目方案
3.1 10k V及以下电缆线路路径方案 (如图1所示)
3.1.1 电缆路径方案说明:
(1) 更换新民支线#08塔至#10杆及天风支线#01至#05杆线路为JKLGYJ-150导线, 恢复沿线负荷; (2) 在文昌站10k V新民线南安支线#6杆, 加装柱上断路器后敷设高压电缆FY-YJV22-8.7/15k V-3×300约550米至利生#01箱, 需顶管过江礼大桥; (3) 沿街道由利生#01箱敷设高压电缆FY-YJV22-8.7/15k V-3×300约100米至文昌北支#08杆; (4) 文昌北支#01杆沿街道敷设高压电缆FY-YJV22-8.7/15k V-3×300约250米至市场#01箱, 需顶管过礼乐路; (5) 在市场#02箱 (原有) 附近的10k V市场线电缆截断, 一段原电缆接入新建的市场#01箱, 另一段电缆中间接驳后接入新建的市场#01箱, 在这里将文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线进行环网。
3.1.2 电缆规格型号及敷设方式比选、保护管选型
(1) 电缆规格型号比选:工程采用的防蚁型交联聚乙烯电缆, 技术参数及载流量与普通交联聚乙烯电缆相当, 增加了防白蚁侵蚀功能, 价格较普通电缆只高2%, 性价比高。 (2) 电缆敷设方式比选:电缆敷设方式的选择主要依据电缆路径所经地段的地理环境和城市规划要求, 以及尽量方便运行维护, 保证供电安全可靠。结合本工程, 在部分地形情况特殊地段采用电缆沟设计;在穿越行车道路及部分地形受限路段采用顶管设计;其余地段均采用预埋管设计。 (3) 保护管选型比选:顶管材料采用φ160δ10mm MPP管, 行车道预埋管材料采用φ160δ4mm涂塑钢管, 非行车预埋管材料采用φ160δ8mm HBB管。以上电缆保护管型号均参考了《中国南方电网公司10k V和35k V配网标准设计》中标准模块的保护管选型, 满足电缆敷设及散热的要求
3.2 电缆设备选型
(1) 电缆选型:新建电缆采用FY-YJV22-8.7/15k V-3×300mm2防蚁型交联聚乙烯电缆, 技术参数:在40℃空气中单根敷设额定载流量为552A, 在25℃土壤中单根敷设额定载流量为486A, 参考外径86.7mm, 参考重量14.564吨/km。 (2) 电缆分接箱选型:电缆分接箱选型参考南网典设标准模块:主箱采用三间隔, SF6共箱式环网负荷柜, 三工位负荷开关 (CSG-10D-DF-L02) ;副箱采用四间隔;不带开关 (CSG-10D-DF-L06) 。
4 主要工程量
(1) 新建电气工程量:工程新敷设FY-YJV22-8.7/15k V-3×300mm2电缆共计925米;新安装一进二出带开关电缆分接箱共计2台。 (2) 新建土建工程量:工程新敷设2回φ160 (δ=8mm) HBB管共计120米;新敷设2回φ160 (δ=4mm) 涂塑钢管共计60米;新建2回φ160 (δ=10mm) MPP顶管共计415米, 新建电缆沟共计70米;新建一进二出带开关电缆分接箱基础2座;新建四回直线井共计8个, 电缆接驳井1个。 (3) 拆除工程量:拆除旧导线665米。
5 投资估算
5.1 文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线网架完善工程投资估算有关说明
可研估算编制是以《中国南方电网公司10k V和35k V配网南网典型造价》为基础, 根据工程设计方案中使用的典型设计模块和材料清册进行工程量计算, 并参考典型造价相关模块的造价方案编制工程投资估算。
5.2 工程投资估算汇总表
文昌站10k V新民线和文昌站10k V市场线网架完善工程投资估算总计为233.5444万元, 投资构成详见下表:
6 投资效果分析
线路改造后可改善线路走廊, 形成环网供电, 优化配网架构, 提升线路供电能力, 提高供电质量, 提高供电可靠性。
7 结束语
通过以上分析, 本项目建设是必要的, 项目的结线方案是合理的, 电缆路径走向符合电缆管线规划走向原侧 (东南向) , 且走向沿线具备施工条件;本工程投资估算约233.5444万元是合理的。
本项目可行性研究分析:方案可行, 具备施工条件, 投资合理, 建成设运后起到环网转供电的作用。
参考文献
[1]国家电力公司东北电力设计院.电力工程高压送电线路设计手册[S].中国电力出版社, 2002.
[2]南方电网公司10kV和35kV配网标准设计 (10kV架空线路标准设计) [S].2011.
8.10kv庆阳线线损分析 篇八
关键词：农网；线损；减损；原因
中图分类号：TM714.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）17-0106-01
线损率是评价供电公司设备及经营管理水平的有力参考依据，也是供电企业的一项重要的技术经济指标。经分析可知配电线损在整个线损中占到了40%。虽然我地的电网改造进行的比较彻底，但线损现象依旧存在。文章首先对某个配电网现状进行详细分析。
1 配电网现状分析
某供电区域的配电线路总线长为126 km，其中主干线是17 km，分支线长为109 km，导线为截面35 mm2的钢芯铝绞线。线路连接的配电变压器有84台，总容量是3 940 kVA，其中公用变压器37台，专用是47台，容量分别为1 520 kVA和2 420 kVA，用电高峰期的最大负荷是1 118 kW。根据近期分析可知前一季度供电总量是66万kW·h，线损电量是38万kW·h，线损率高达57%。
2 线损的原因
①结构不合理。虽然一期、二期电网改造已经得到了落实，使得农村电网的面貌有了全新的改变。但其中依旧存在一些未经改造的低压台区，由于使用的时间比较长，导致部分设备破旧、老化。在夏季炎热时期，农村居民的大功率设备比如空调、电扇等开启之后，会造成变压器、导线、绝缘子等设施因超符合而烧毁。旧的电网结构已经无法满足农村地区居民的生活需求。供电所在处理问题时只能东拼西凑，不能从根本上彻底解决，这也是农村夏季频繁停电的原因所在。
②负荷分布不合理。由于农村电网用电时段比较集中，变压器的容量设置成最大，但在春节或是夏季等较为集中的时间段内，电网线路也趋向于满载。经分析可知，该阶段每月的线损量高达1.5～2.7万kW·h左右。在其余阶段，居民用电量较小，线路几乎处于空载状态。特别是在农业排灌用电较多的区域，变压器及其他排灌设施长期处于满载或是空载状态，使得负荷分布极为不合理。
③无功补偿不合理。电力系统中无功容量不足，会导致电流增大，电压降低，增加线路损耗。在对农村电网进行改造时，由于分散性无功补偿费用较高，因此应用不多。但由于农村居民大功率的设备较多，对无功补偿的需求也日益增多，导致电网功率因数下降，无功功率消耗增加。此外由于农忙时期，功率因数一般无法达到要求，无功补偿设备也比较少，导致电压较低，线损较高。
④不明线损。经计算分析，得出该区域的综合线损率是57%，不明线损电量占到了总供电量的32%，其中低压不明损失占到了低压供电量的47%，占到了总供电量的28%，10kV高压配网占到了总供电量的4%。
3 加强农网线损管理的措施
①合理规划电网。要对电网进行及时的改造，这是解决农村电网配电设备不合理布局的根本措施。供电企业要牢牢的抓住新农村电气改造或出现其他供电故障的时候，及时进行电网的重新规划，特别是加强对农村在低台压区进行改造。要对每条线路影响线损的主要因素进行分析，以便在进行改造时有所侧重，针对主要矛盾提出具体可行的措施。对电网线路线径较小的主干线、分支线等可以采用更换电线的方式。通过整体上合理规划以及优化，在提高供电质量，保障电力运行稳定的同时，实现降损的目标。
②强化无功补偿。农村电网改造的主要目标是提高供电质量，最大程度的降低综合线损率。在对无功补偿进行强化时，可以采用安装无功补偿电容器的方式。一般在农村配电网中，公用变压器没有低压补偿，导致出現大量无功补偿缺口。电网改造时，我们可以在架空线路的杆塔上，安装一个10 kV户外并联电容器，从而有效的提高电网的功率因数，降低线路损耗。
③合理选择变压器容量。电压器容量较小会造成负荷运行，容量太大则会出现“大马拉小车”的现象。面对这种情况，我们要重新对变压器的容量进行选择。特别是由于农村电网用电时段比较集中，或满载或空载，使得配电线路的固定损耗量较大。我们可以采用安装临时变压器，或采用并列变压器运行的方式。采用并列变压器运行方式，可以在春节或是夏季用电时段较为集中的时候采用并列的，在其余阶段则可以采用单台运行的方式。不仅能有效的解决变压器满载或空载现象，还能有效的降低线路损耗。但应该注意一点，在采用并列变压器运行之前，应该对技术经济全面考虑，以便提高投资效益。
④引进先进的计量装置。在对电网进行改造的时候，要及时的对老化、损害的计量装置进行更换。由于农村电网中装置的老式的计算装置存在误差大、敏感度低等问题，在一定程度上造成线损居高不下。因此，要将运行状态不好的计量装置进行更换。同时要对更换过的计量装置加强管理，提高处理异常情况的速度。同时还应加强现场检查管理的力度，定期进行套测，对出现误差大、接线错误或是表烧等问题有效解决。
⑤强化供电企业内部管理机制。其一，建立完善组织管理机制。加强供电企业内部组织管理，将供电线路分片、分区管理，落实责任到人政策，并及时的对管理人员进行一定的考核。同时也可以有效利用营销管理制度，使线损管理与经济利益挂钩。在考核的时候，一定注意充分考虑线路所在位置的地理环境、设施状态等因素，根据差异制定合理的考核制度。其二，建立完善的检查机制。不断加强稽查力度，尤其是对供电企业内部管理人员的检查力度。发现违规操作人员要及时进行阻止或实施相关的惩罚措施，以便使得工作人员操作规范化。供电企业可以根据实际情况，对区域内的设备等进行不定时抽检，促使相关管理人员落实定期检查、维修会更换设备等工作。并建立巡回检查小组，加强对线路以及计量装置进行检修和更换。除此之外还要对农村用户的电表以及集装表箱进行定时的检查和检修。
⑥加强管理人员培训。要不断的加强管理人员，特别是农村电工专业技能的培训。在实际工作中，通过组织专业的培训，加强管理人员在电力知识、安全知识、技能、营销管理等方面的培训。不断的增强管理人员的工作能力和综合素质，树立安全作业的意识，提高服务水平。我们也可以建立专门的组织培训部门，对管理人员进行定期的培训和考核。根据考核的结果可以将电工分为初级、中级和高级三类，并适当拉开工资档次，有效增强员工的竞争意识，自觉加强知识和技能等方面学习。
4 结 语
总之，随着电力工程的继续开展，通过对电力结构的改造，强化无功补偿，合理选择变压器容量，应用先进的计量装置和管理，强化供电企业内部管理机制，加强管理人员培训等措施有效的降低线损。电力工作人员也可以在实际工作中，通过自身经验进行技术创新，有力促进电力事业的进一步发展。
参考文献：
[1] 曾晓芳.农村10 kV配网线损分析及降损措施[J].青海电力，2005，（4）：234-236.
[2] 张秋杰.农网10 kV线损分析[J].宁夏电力，2009，（5）：12-15.
[3] 魏文.某农网10 kV配电线路线损分析及降损措施[J].电力学报，2004，（2）：29-31.
9.成都地铁10号线开建 篇九
省环保厅已正式发文批复成都市地铁10号线一期工程环境影响评价报告书。据批文和报告书显示，10号线一期是连接中心城与双流机场的机场专线，起于佳灵路的太平园站，最终接入双流机场T2航站楼，全线共设车站6座，其中4座为换乘站。新的建设方案较最初建设规划总体一致，但在部分站间区段、车型及编组、车辆检修区等方面略有变化。
新的方案在线路走向、敷设方式、速度目标等重要设计参数上与最初建设规划总体一致，但亦有所变化，主要包括：建设规划沈家桥～金航路南站区段线路增长0.4公里;原建设规划为B型车，为4辆编组，远期为6辆编组，新方案为A型车，初、近、远期均为6辆编组。此外，取消建设规划阶段的新苗综合基地，增加金航路南站车辆检修区。
2、工程情况
10.10KV线路架设施工 篇十
(1)电杆基坑与电杆组立
a、在挖电杆前，应先检查全线路杆位标桩是否符合设计图的要求，谨防原按设计勘测已设立的标桩，因外力作用而发生变位或遗失，造成施工上的失误。基坑施工前的定位需符合以下规定：直线杆，顺线路方向位移不应超过设计档距的5%，垂直线路方向位移不应50mm，需安装底盘的基坑，坑底表面要保持水平。电杆的基坑深度，除遇有土质松软、流沙、地下水位较高等情况应做特殊处理外。通常按杆长的1/6考虑，且不得少于1.5mm
b、电杆组立：立杆就是把已组装好的电杆，按照规定的位置和方向，将电杆立起并埋入杆坑。有些电杆还需按规定装设拉线。立杆主要有三个步骤，既立杆与杆身调整、填土夯实、横担安装。
c、立杆与杆身调整。电杆常用起立方法有汽车起重机立杆和抱杆立杆。钢筋混凝土电杆起立前顶端就以水泥砂浆封堵良好。电杆起立经调整后应符合下列规定：
直线杆的横向位移不应大于50mm，电杆的倾斜应控制在杆稍的位移在半个杆稍之内；
转角杆应向外角预偏； 终端杆应向拉线侧预偏。
e、横担安装。铁横担与瓷横担安装，可在立杆后进行，也可在立杆前进行。直线杆单横担装于受电侧；900转角杆及终端杆采用单横担时，应装于拉线侧。横担安装要平直牢靠，横担端部上下歪斜不应超过20mm，横担端部左右扭斜不应超过20mm。上层横担距杆顶不小于200mm。
（2）、拉线安装，拉线的作用是平衡电杆各方向的拉力，防止电杆弯曲或倾倒。
a、拉线安装的一般要求：
拉线志电杆的夹角不宜小于450，即使受地形限制，也不得小300； 终端杆的拉线及耐张杆的承力拉线应与线路方向对正，分角拉线应与线路分角线对正，防风拉线应与线路方向垂直。
B、镀锌铁线制作拉线。当铁线超过9股时应使用镀锌钢绞线，拉线底把使
（3）、放线
a、放线准备工作：清除放线道路上可能损伤导线的障碍物，或采用可靠的防护措施，如碎石地段垫以隔离物，以免擦伤导线；将线轴运至指定地点，一般集中放在各放线段的耐张杆处，并尽量将导线长度相同的线轴按照三个一组集中放在一处，以便于集中利用机械牵引放线及导线接续；线路跨越铁路、公路、电力线、通信线时，应搭设牢固可靠的跨越架。
b、放线：在放线过程中，应竭力防止发生导线生磨伤、断股、扭、弯等现象。导线磨损的截面，如为导电部分截面积低5%以内，可不作处理。铝绞线磨损的截面在导电部分截面积的6%以内，且损坏深度不大于单股线直径的1/3者，应用单股铝线缠绕在损坏部分，缠绕长度应超出损坏部分两端各30mm。当导线截面损坏不超过导电部分截面积17%时，可敷线补修，敷线长度应超越缺陷部分，两端缠绕长度不小于100mm。
c、导线连接,在架空线路中，导线的连接质量，直接影响导线的机械强度和电气接触。导线的连接方法，根据导线材料和截面的不同而有多种方法。其中，钳压接法应用广泛，适用以铝绞线、钢芯铝绞线和铜绞线。钳压接法是借连接管将两根导线连接起来，即把两导线端穿入连接管内后在管外壁加压，凭借管壁与线股间的握着力，使两根导线牢固地连接起来。连接管应具有抗拉强度大和接触电阻小的性能。
d、紧线
紧线方法：紧线前在紧线段耐张杆受力方向的对侧装设临时拉线，一般可用钢丝绳或有足够强度的钢线，栓在横担的两端，以防竖线时横担偏扭（紧线完毕拆除临时拉线）。由专人检查导线，是否有未除的绑线及其他附着物，有无未处理好的缺陷，如有应立即处理。将导线系牢在紧线段耐张杆的悬式绝缘子或蝴蝶形绝缘子上。
在耐张段操作端，直接或通过滑轮组来牵引导线，把导线张紧，再用钳式紧线器夹住导线，紧线器固定在横担上，驰度观测人员与紧线人员密切配合，通过紧线器来松紧导线，使导线驰度达到要求为止。最后把导线固定在悬式绝缘子或蝴蝶形绝缘子上。
11.浅析农村供电所10kV线损管理 篇十一
1降低10 k V线损的技术措施
笔者所在的供电所大部分10 k V线路都是1998年农网改造的线路, 已经运行10余年, 虽然近年来也有一些改造, 但都是在原有的基础上进行小修小补, 没有进行大范围的建设与改造, 因此一些10 k V线路已经不能满足负荷日益增长的需求。由于10 k V电网设备落后, 即使精心管理, 线损仍然难以降低。就目前的现状, 笔者提出几点技术措施。
(1) 抓住机遇, 争取改造项目, 全面改造不合理的10 k V供电线路, 特别是一些“卡脖子”线路。
(2) 调整线路布局, 使10 k V线路在经济负载区内运行。过去由于受经济或其他条件限制, 一个乡镇仅由1条或2条10 k V线路供电, 由于近年来用电负荷猛增, 许多10 k V线路都处于超载运行状态, 这是造成10 k V线损偏高的一个重要原因。
(3) 根据实际情况选择供电点, 而不是仅仅按照行政区域划分供电范围。这对于一些山区乡镇特别实用, 例如A和B两个相邻乡镇, A乡镇的某些供电台区可能离A乡镇较远, 但却离B乡镇较近, 又同属一个县供电企业, 我们完全可以让B乡镇来供电, 这样不仅能降低A乡镇10 k V线路的线损, 也能提高供电可靠性和优质服务水平。
(4) 推广新技术, 使用新型节能变压器, 在今后的电网建设过程中尽量使用新材料、新工艺;在线路上安装新型自动投切式无功补偿装置, 提高线路功率因数, 降低线损。
(5) 使用节能型电能计量装置, 因为电压在通过电能表的电压线圈、电流在通过电能表的电流线圈以及电能表附件时都会损耗电能, 因此采用新型高科技电能表也是降低线损的一项重要措施。
2降低10 k V线损的管理措施
虽然, 通过线路改造或者其他技术措施可以迅速降低线损, 但是经济投入较大, 作为基层供电所, 在尽力争取的同时, 要在管理措施上下更大的功夫, 向管理要效益, 降低10 k V线损。
(1) 做好每条10 k V线路理论线损计算。理论线损是指只考虑固定损失和可变损失的线损, 是管理10k V线损的重要标准。如果理论线损很低而实际线损很高, 说明通过技术措施来降低线损已无很大潜力可挖, 我们需要在管理措施上下功夫。
(2) 制定合理的考核指标。根据计算出的理论线损指标, 制定切实可行的线损指标计划。线损指标的制定既不能太高也不能太低, 太低了不能激发斗志, 太高了会使员工感觉不切实际, 因此要根据实际, 循序渐进。同时要考核到位、奖惩分明, 明确管理责任, 采取“定人、定线、定额”的三定管理方法, 也就是指定某个人或某个团队管理某条10 k V线路完成某个指标, 完成的好坏与个人的奖金挂钩, 而不是“吃大锅饭”。
(3) 加强线路巡视, 及时清除树障, 更换损坏的瓷绝缘子以及清理污秽瓷绝缘子, 确保各种电气设备连接牢固等, 提高线路绝缘水平, 避免跑、冒、滴、漏。
(4) 定期对计量装置进行检查, 及时更换或校验不准确的电能计量装置。计量装置是供电企业衡量电能的唯一设备, 如果计量不准确, 纵使有再高标准的电力线路, 再有效的管理措施, 也弥补不了电能量的损失。
(5) 完善管理制度, 大力开展营业普查工作, 特别是对一些负荷不稳定的用户, 要加大用电检查力度, 防止窃电行为。同时, 加强抄、核、收管理, 避免出现估、漏、差、误等。
12.探讨10kV配电线路建设 篇十二
1.2外力因素
因为在10kV配电线路的通道中情况比较复杂。所以,比较容易导致线路故障。伴随目前城市中社会建设的速度不断加快,各种不同种类的改造工程纷涌而至,这个过程中项目大规模建设与发展,均很容易破坏其配网系统,例如在开挖之时破坏电缆,各种不同机械与物料破坏杆塔。所以城市中国的繁华带来的一方面是交通不便,因为违规驾驶导致的车辆撞到电杆,导致该断杆或者倒杆事故屡有发生。城市市区中的规模也日益扩大,很多高压输电线路正被慢慢扩大的城市建筑物所包围,以往空旷的区域也出现了大量建筑物,假如该建筑物违规建设,就将会严重影响到交通线路的安全运行。其中一些含有锡箔纸材料的庆典礼炮、城市上空中漂浮的塑料袋、风筝等垃圾、异物也将会对电力线路产生影响,假如该导线上悬挂上这些异物,那么就将会对线路运行的安全性导致极大的隐患。除此之外,某些动物会爬到配电变压器上，那么将会会造成相间短路的问题。再或者，盗窃分子其盗窃电力设施的行为,也将会酿成重大事故。
1.3接触故障
在10KV配电线路的建设过程中，其接地电阻并未进行比较科学、有效的控制，进一步导致该接地导线出现了过大的电阻；然而在电力线路的运行过程中，因为高温和氧化等因素，阿志接头出现了不同程度的烧断现象。在设备和引线间，因为其接触不良，可能导致接触处形成了比较大的电阻，继而出现了引线被烧断问题。对电力保护设备的安装工作，假如安装不正确或者安装手段不当，就很容易导致相关设备的损坏。具体情况而言，导致接触故障的原因是多方面的，其中就包括配电线路所在环境并未能够进行比较全面而有效的测算好估计；在不同的季节变化过程，并未能够进行正确的预测好分析。
1.4配电设备本身的因素
1.4.1线路以及设备产生故障
导线断线或倒杆，是导致该线路接地故障中最为常见的一些原因，线路的过老、过旧情况都很容易发生线路断线的事故，那么线路断线掉落到地上就将进一步引发了接地故障。线路设备的某一些相关开关绝缘被击穿或者变压器被击穿，或者使该线路瓷瓶炸裂及其避雷针等设备发生了故障，最终就将会导致线路出现接地故障。
电力运行中设备故障的假接地现象主要包括两方面的原因：第一是因为变电站中的电压互感器一次或者二次侧的熔断器相熔断后，其相应的熔断相接地的电压显示就是零，其他的两相运行略低或正常，因此导致接地的假象问题；第二，就是在变电站投入运行的10kv母线，因为操作不当而致使电压互感器发生了铁磁谐振，继而又出现了假接地的情况。
1.4.2瓷瓶质量较差或者老化
电力系统中10KV线路上假如使用的瓷瓶质量比较差或出现老化问题，就很容易导致瓷瓶绝缘击穿或发生炸裂问题，容易发生接地事故。在配电网有效运行过程中，其配电网的电压是正常的，并且在天气较好的前提下，假如瓷瓶质量差或老化，也将会发生绝缘被击穿和炸裂等事故，那么就容易造成线路的接地事故。
1.4.3瓷瓶扎线松脱问题
针式的瓷瓶扎线发生脱落也将会导致其导线掉落在横担或其他的设备上。而造成扎线的脱落主要原因有：瓷瓶的绑扎方法不对或其绑扎的工艺较差等，绑扎长期受到了荷载、线路间的应力等方面影响，导致扎线脱落；在高山地区中的大跨距或受到冰雪覆盖比较严重，就将增加该扎线的受力，容易导致其脱落；受到季节方面的影响，电力线路的热胀冷缩或老化等方面的原因，也将会造成扎线的松脱。
2.10kV配电线路故障中的防治手段
2.1各个部门之间做好配网工作，加强人才团队建设
加强和有关部门之间的联系,努力做好电力配网的规划和设计工作,按照一定要求开展施工工作,大力提高10kV配网的安全性以及可靠性。需要加强线路的维护以及管理工作,定期地对相关设备进行检查和维修,加强其施工设备的巡视,有效处理好有故障的设备,电力配网的改造工作要更趋于合理化,不断提高配网运行的灵活性。
2.2强化配电线路的维护和管理
(1)不断强化电力线路的运行管理与监督，即使其故障的原因没有查到也并不能放过，在其故障没有取得彻底排除前就需要全面进行检查，例如需要将线路的跳闸率以及跳闸停电时间等与相关责任单位及其责任人的收入挂勾;(2)需要严格制定线路现场运行规程以及各种类别的管理制度，例如需要建立好杆塔明细表、交叉跨越与配网结线图等，与此同时，要将和备有有关的运行情况做好记录;(3)对于配电变压器与配电线路上的绝缘子及其避雷器等各种设备，需要进行定期或不定期的试验以及检查性工作，这样就能够确保及时处理该设备中的缺陷，在最大限度内提升其运行的水平;(4)在电力系统的配电线路上要加装柱上的真空开关，在最大限度内努力缩小故障的范围，努力减少停电面积和停电的时间，这样就能够便于快速查找故障。
2.3外力的破坏技术防范手段
(1)在必要区域内需要强化对于配电线路的巡视与监管，需要做到及时的清理该线路上的障碍，在最大限度内保障该线路的通道畅通，使其能尽量地符合规程中个的需要;(2)在必要情况下，需要不断加强与城建以及规划部门间的内在联系，与此同时，还需要配合做好相关安全生产中的规划与设计工作，不断减少电力事故发生的隐患;(3)为确保有效地杜绝与减少车辆碰撞杆塔事故的发生概率，应在交通道路位置附近的杆塔上一些醒目位置涂上反光漆材料，或在拉线上加套些反光的标志管等，其根本目的就在于能引起车辆驾驶员注意，并且减少对其杆塔的碰撞。
2.4配电设备自身因素预防措施
找出其中劣质、老化的瓷瓶，并且将其进行更换，从而避免因为瓷瓶的炸裂而导致的无法挽回损失。定期进行检查并且更换，确保其电力系统电网运行安全性和稳定性。更换过程中应该将针式瓷瓶换成棒式的绝缘子，这样就能够加强该线路的绝缘性能，更换其老旧的线路，并且进行有效改造。加强巡视工作、维护工作以及检修工作力度，确保线路的安全运行。
3.结束语
13.10KV线路跳闸的主要原因 篇十三
1、雷击跳闸
山区10KV线路走向地势起伏大，地形复杂，沿途地形空旷，线路杆塔大多位于山包上，杆塔和线路容易引雷、落雷，10KV线路大多没有架设避雷线，线路防雷、耐雷水平低，一旦落雷，线路一般都会跳闸。据统计，雷击跳闸几乎占总跳闸次数的50%左右。
2、外力破坏引起跳闸
一是树障引起跳闸。由于山区树障清理工作难以到位，线路通道无法达到规程要求，农民砍树常常造成树倒在线上，引起线路短路而跳闸，高山地区也发生过树木被冰雪压断、被大风吹断后落在导线上引起的线路跳闸事故。
二是山区爬行动物和飞行动物引起线路跳闸。鸟、鼠、蛇等动物在配电变压器高压侧桩头上引起短路造成线路跳闸在山区较为常见，另外，飞鸟在导线或杆塔上起落造成线路短路跳闸的情况也时有发生。
三是爆破作业、机械设备施工、车辆撞击、盗窃电力设施等人为外力原因引起线路跳闸。线路附近修路、采石爆破作业易砸断线路，或爆炸产生气浪引起导线震荡而短路。吊车、挖掘机等机械设备在线下施工因操作监护不到位可能误碰线路。城镇及城郊易发生车辆违章驾驶撞断公路边杆塔引起跳闸的事故。为盗窃电力设施而人为造成线路跳闸停电的事件也有发生。
3、地质灾害及灾害性天气引起线路毁损跳闸
地质灾害主要有山体滑坡、地震灾害、山坡滚石等，灾害性天气主要是暴风雨及冰雪灾害。
4、线路交叉跨越及线间距离不够造成短路跳闸
线路负荷及环境温度发生较大变化时，导线弧垂变化也较大，若线路交叉跨越距离不够，可能会发生10KV线路导线对所跨越（或穿越）的线路导线放电，从而引起线路跳闸。运行中也发生过10KV共杆线路因线间距离较小，导线弧垂变化后两条线路不同相导线之间放电，从而引起两条线路同时速断跳闸的事故。
山区10KV线路导线都是钢芯铝绞线，受特殊地理环境的影响，线路档距普遍较大，特别是跨越山口、河谷、峡谷等特殊地段，这些地段往往是风口，导线易发生舞动，线路线间距离不够时容易引起瞬间短路故障。
5、线路上配电设备故障造成线路跳闸
变压器内部故障短路、10KV避雷器击穿损坏、10KV柱上开关损坏（柱上开关内置CT爆炸）、跌落保险熔断管烧毁等故障都会引起10KV线路跳闸。
6、线路保护定值整定不当引起线路跳闸
变电站10KV线路过流保护大多依据线路最大负荷电流进行整定，当线路最大负荷增大，过流保护定值没及时进行修改，就会造成线路过流保护动作跳闸。运行中也发生过10KV线路故障停电后，送电时因线路所带配电变压器产生励磁涌流较大从而引起10KV线路过流保护动作跳闸的故障。
另外，因线路分支、分段开关保护定值与变电站保护定值配合不佳造成的越级跳闸也时有发生。
二、预防对策
1、加强线路防雷综合治理，切实减少雷害
线路防雷综合治理可遵循以下原则：重雷区及特别重要的10KV架空线路宜架设避雷线；导线呈三角形排列的线路，可在顶线上加装氧化锌避雷器或在电杆顶端加装避雷针；线路大档距及重要跨越段可架设避雷线并提高线路绝缘水平；10KV线路相互交叉或与较低电压等级线路、通信线路、广播电视线路等弱电线路交叉时，交叉档两端的钢筋混凝土杆或铁塔（上、下方线路共4基），不论有无避雷线，均应接地；线路交叉档两端的绝缘不应低于其邻档的绝缘，交叉点应尽量靠近上下方线路的杆塔，以降低雷击交叉档时交叉点上的过电压；与架空线路连接的长度超过50米的电缆，应在其两端装设氧化锌避雷器或保护间隙，长度不超过50米的电缆，只在与架空线路连接处装设即可，避雷器或保护间隙接地引下线应和电缆金属外皮连在一起共同接地，接地电阻应在10欧以下；对多雷区供电可靠性要求高的线路宜采用高电压等级的绝缘子，并广泛采用重合闸装置，以减少雷击跳闸和断线事故；10KV架空绝缘线路导线防雷，目前国内主要采取加装防雷支柱绝缘子（瓷、合成）、带间隙的氧化锌避雷器、直联氧化锌避雷器等几种方式。
2、加大10KV线路和设备防外力破坏工作力度，落实电力设施保护各项措施
10KV线路运行管理单位应建立树障台帐，清理树障应达到规程、规范要求，对于特殊地段和农村钉子户，电力部门应与当地政府林业、城建、国土等部门协调配合，组成专班做好清障工作。对已建成的10KV线路，可考虑征用10KV线下通道，打桩界定10KV线路保护区。新建或改造10KV线路，应采用绝缘导线，以降低树障危害。
针对山区爬行动物和飞行动物引起的线路跳闸，可采取技防措施，配电变压器高、低压侧桩头及避雷器上可装绝缘防护罩。飞鸟在导线或杆塔上起落造成线路短路的情况容易在一个地方重复发生，可通过线路改造，如加大线间距离来解决。
对于爆破作业、机械设备施工、车辆撞击、盗窃电力设施等人为外力原因引起的线路跳闸，主要应通过加强线路日常管理来减少破坏事件的发生。一是可通过广播电视、宣传画册、中小学电力安全知识讲座、送电影下乡（放映过程中插播电力设施保护宣传片）、电力安全知识服务热线等形式进行电力安全知识和电力法规政策宣传，增强居民保护电力设施的意识和能力；二是线路杆塔要配齐各种警示标志，公路边杆塔及拉线要有防撞标志，最好做防撞墩；三是要全过程监控线路附近爆破作业、机械作业现场，与公安、环保、安监、城建等部门密切配合，及时制止危害线路安全的行为。
3、高标准建设与改造线路特殊区段，提高线路抵御灾害性天气和地质灾害的能力
对于重冰区10KV线路，可通过加大导线截面、缩小线路档距、缩小线路耐张段长度、加固电杆、加强电杆铁附件、增设杆塔拉线等手段进行改造，以提高防灾能力，对于横跨山口、丫口、风口的常年覆冰时间较长的线段可考虑改道架设。
对于暴风区线路，可进行防风改造，应使用抗弯性能和抗裂性能良好的高强度电杆，应增加电杆埋深、缩小线路档距及耐张段长度、加大线间距离、加强电杆铁附件、增设防风拉线。
4、加强维护整改，消除线路交叉跨越及线间距离隐患
线路运行维护单位应建立交叉跨越台帐，加强线路日常巡视，在负荷变化较大或恶劣天气情况下，应对同杆架设线路、交叉跨越线路、平行架设线路、大档距线路以及线路跨越江河、峡谷、集镇、学校、风口的特殊区段进行特殊巡视。对交叉跨越、线间距离不满足规程要求的杆段要进行改造，改造时要考虑到导线因初伸长、覆冰、过载温升、短路电流过热而增大弧垂的情况，导线尽量采用绝缘线，大档距线路导线可采用带钢芯的架空绝缘线。
5、强化10KV线路上配电变压器、柱上开关等设备管理，避免因设备故障造成线路跳闸
雷雨季节前要对配电变压器进行一次全面大检查，包括防雷接地线检查，接地电阻及绝缘电阻的摇测等；必要时对变压器油取样化验及进行耐压试验，发现问题，及时处理；为防止正逆变换而导致雷电冲击波击穿变压器绝缘，在配变的低压侧也要装设避雷器，高低压侧避雷器的接地线必须与变压器的零线、外壳连接在一起形成四位一体接地，要保证接触良好；柱上断路器必须用避雷器保护，当经常处于开路运行而两侧均有电压时，必须在其两侧都加装避雷器保护，其接地引下线应和柱上断路器的金属外壳连在一起共同接地，接地电阻应在10欧以下，柱上断路器最好不要内置CT。
除防雷外，还应加强配电变压器、柱上开关、避雷器等设备设施的日常维护，按周期进行巡视及预防性试验，大负荷时开展变压器负荷测试，防止变压器过载烧毁。新建及改造工程中，尽量采用进口跌落保险或合资企业生产的跌落保险。
6、加强线路保护定值整定管理，避免保护误动跳闸
线路保护定值的整定（含线路分支、分段开关定值）应有专人管理，要根据线路负荷变化情况及时调整定值，每年雷雨季节前要对保护装置及定值进行一次巡检。
7、提高线路架设标准，打造坚强10KV配网
严把规划设计关，新建及改造10KV线路积极使用国家电网公司典型设计并对线路特殊区段（如大档距、大风区、重雷区、重污区、重冰区）进行特殊设计，施工过程中严把质量关，确保线路零缺陷投运。
2、故障跳闸原因分析
（1）漯河供电公司郊区10KV线路大都分布在野外、点多、线长、面广、受季节性影响的特点比较明显，6-8月这3个月累计跳闸达109次，占线路跳闸总数的50.5%，期间正是迎峰度夏高峰期，雷雨大风天气多、温度高、湿度大、树木生长旺盛，易于发生各类跳闸故障。
（2）从各类故障跳闸比例中可以看出，因线路配电设备自身原因，占线路跳闸总数的31%为最高，分析其原因有以下几点：
一是80%以上的线路设备是农网前两期时代的产物，受当时资金及技术条件的限制，工程标准起点低，网架结构薄弱，装备水平差，近年来负荷发展快，导线截面小，极易引发线路故障，如跳闸次数最多的商农线、姬工线等大都因负荷电流大，而烧坏刀闸和烧断跳线弓子等故障。
二是由于线路年久失修，加之部分线段污染严重，一遇恶劣天气易发生绝缘子击穿放电、避雷器击穿损坏、跌落保险熔管烧毁、引流线断落等故障引起跳闸。
三是线路导线80%以上为裸体线，档距大，弧垂超标，遇大风时易造成导线舞动，引发相间短路故障。
四是由于郊区负荷年增长率在35%以上，配电变压器的增容布点远远跟不上负荷的发展速度，由此屡屡造成因配变过负烧毁引起线路跳闸，据调查统计2011年烧毁各类型号的变压器62台，烧毁配变的主要原因固然有设备过负方面的（如某些厂家的变压器短时过载能力较差），但也有管理方面的，所烧毁的变压器80%以上是因三相负荷不平衡引起单相线圈烧毁。
（3）因用户配电设备原因，占线路跳闸总数的14.4%。仅次于公用线路配电设备，分析其原因在于乡镇供电所对专变用户的设备疏于管理。
（4）因外力破坏原因占线路跳闸总数的9.7%。如因司机违规驾驶撞击电杆，高架车挂断导线，施工取土挖断电缆等事故，如3月7日9点零7分Ⅰ姚工线被吊车撞断杆子，导致线路短路跳闸。
（5）因鸟害引起的线路故障跳闸时有发生，近几年来我们虽然采取了各种各样的防鸟害措施，但2011年还占跳闸总数的9.7%。另外，部分不明原因的跳闸现象可能是由鸟害引起。
（6）树障引起线路跳闸占总数的9.3%，尤其在大风雨天，引起线路速断动作跳闸，另外，一些不明原因的跳闸或速断跳闸后重合成功的，极有可能是因树枝来回摆动造成线路瞬间短路所致。
（7）农村10KV线路杆塔大多在空旷的田野中，都没有架设避雷线和装设线路避雷器，线路防雷水平较差，易招雷电侵袭，因雷击跳闸占总跳闸次数的5.1%。
（8）部分乡镇供电所对线路的维护管理不到位，线路巡视制度执行不力，树障清理不彻底、线路隐患、排查、缺陷处理不及时。发生故障后，没有组织进行很好的分析进而采取有效的预防措施，这些由于管理上的漏洞也是导致线路跳闸故障率居高不下的主要原因。
3、防止措施
（1）建立健全线路设备巡视维护管理制度，建立完善设备缺陷、隐患处理台帐及设备健康水平卡，责任到人，闭环管理。并将重要设备烧毁台次，线路跳闸条次与工资奖金相挂钩，加大奖罚力度，提升管理水平。
（2）针对专变用户设备老化、管理不善造成的跳闸问题，要加强对用户设备的监管力度，提高用户设备的健康水平。
14.10kv庆阳线线损分析 篇十四
1 科学规划与合理改造电网
1.1 科学规划电网
电企业应充分结合自身实际情况及区域内电网建设情况, 从而对电网进行科学规划, 且在规划与改造过程中遵守多布点、小容量、短半径的原则, 以此增加变电站数量, 缩短供电半径, 从而避免和降低10k V线损程度, 为10k V线损管理工作提供良好的保障。
1.2 合理改造10k V电网
供电企业应针对电网区域的不同分别采取科学合理的方法对10k V线路进行改造, 例如城市电网线路线径的选择采用经济电流密度的方法, 电网主干线选择95mm2导线;农村电网线路线径的选择采用电压损失法, 若是该电网年供电年达300万k Wh, 则电网主干线选择75mm2导线。在改造10k V电网时, 应注意一点, 其电网导线的截面积最小不能低于35mm2, 这样不仅能降低线路损耗, 还有助于减少事故的发生。
1.3 对陈旧配电变压器进行更新换代
配电变压器在整个电网中都有着至关重要的作用, 因此, 对于一些陈旧、老化的配电变压器应进行淘汰并更换新的配电变压器。供电企业在更换新配电变压器时, 必须对新配电变压器质量进行严格的审查, 把好质量关。
2 加强计量管理
2.1 加强计量管理工作
电能计量工作的好坏直接反映着供电企业的管理水平, 并与供电企业的经济效益密切相关, 因此, 必须加强电能计量工作的管理。加强电能计量工作的管理主要表现为以下几方面:一是建立电能计量室与计量器具台账, 并做好电能计量器具验收记录, 以此确保电能计量工作的准确性、一致性。二是建立电能计量器具管理制度, 促使电能计量器具步入系统化管理的轨道。三是对监理的电能计量室进行严格审查, 确保电能计量室符合计量标准。
2.2 引进新设施
供电企业应引进国内外先进的新设施, 例如引进电能表现场校验仪, 以此对变电站、计量装置等进行现场校验;引进低压电能计量装置现场校验仪, 以便对低压电能计量装置进行现场校验;还有智能电能表, 实现广大电力用户远程自动化抄表等先进设施。
2.3 推广新技术
供电企业除引进国内外的先进新设施之外, 还应不断学习、借鉴新技术, 并从中取长补短, 创造出适合自己的新技术, 从而采取全新的技术手段加强计量管理, 并大力推广新技术, 以此为计量管理工作提供良好的保障。
3 加强电压无功管理
3.1 强化电压质量管理
电压质量管理在很大程度上影响着电压无功管理, 而变电站主变压器又直接决定着电压质量, 因此, 电压质量管理即是对变电站主变压器进行有效的管理, 且变电站主变压器应具备有载调压功能。进行变电站主变压器管理时应遵循以下原则:一是采取逆调压方式, 当电网处于用电低谷期时, 对电压进行调压, 并确保调压的电压下限合格;当电网处于用电高峰期时, 对电压进行调压, 并确保调压的电压上限合格。通过这样的方式来确保电压质量。二是调整电压时不能采取投切电容器方式。三是在变电站中安装电压监视仪, 以此对母线电压质量进行监视。
3.2 无功电力管理
3.2.1 强化变电站无功电力管理
一是根据变电站主变压器的容量情况与并联补偿电容器相配备;二是强化电容器运行管理工作, 按照制定的相关记录要求对变电站与母线电压情况进行抄表核算, 而后根据相关规程投切电容器, 并填写好记录, 若是多次测试平均功率因数均不达标则必须进行相应的处罚。
3.2.2 10k V线路无功电力管理
结合变电站对10k V线路功率因数的核算情况, 提出相应的指令, 并及时下达给各包线员, 以便及时发现10k V线路中的问题, 及时进行处理。对需要更换的10k V线路, 供电企业应对需要更换的10k V线路区域下达相应的工作指令。各包线员应遵从供电企业下达的指令, 及时对10k V线路电容器进行巡视、检查, 从而确保10k V线路功率因数达到标准。
3.2.3 用户无功电力管理
一是结合10k V线路功率因数对电费执行范围进行适当调整, 例如将电费执行范围扩大到所以的工副业配变, 采取这种方式来激发电力用户对低压补偿的主动积极性。二是在业扩增容时, 供电企业应根据电力用户的负荷性质, 合理设计无功补偿装置的安装位置, 以此保证工副业配变低压无功补偿率不低于90%。
4 结语
综上所述, 本文从科学规划与合理改造电网, 加强计量管理以及加强电压无功管理这几方面对如何做好10k V线损管理工作进行了分析与探讨, 具有非常重要的意义。做好10k V线损管理工作, 不仅有助于提高供电企业的管理水平, 确保电力用户的供电质量, 增加供电企业的经济效益, 还能促进我国电力事业的可持续发展。因而必须做好10k V线路线损管理工作。
参考文献
[1]吴业克.浅谈如何做好10kV线损管理工作[J].农村电工, 2012, 07:43-44.
[2]吴楚雄.做好10kV配电网线损管理工作的要点[J].建材与装饰 (中旬刊) , 2008, 07:166-167.
15.XXX电信护线工作总结(10) 篇十五
半年来，我中心按照上级电信护线文件精神指示，在全中心范围内积极开展电信护线工作，保证了我中心电信护线工作的落实。取得了全中心无线路破坏、偷盗的良好成绩。
中心高度重视这项工作，针对薄弱环节加大电信护线力度，成立了电信护线领导小组，加强电信护线工作的联系，主动协调、密切配合，共同搞好这项工作，进一步按照责任书中所规定的细则严格管理，建立健全一切规章制度，进一步严格要求各项防范措施的落实。
进一步加大宣传教育力度，电信护线工作基础在群众，所以要大力加强宣传教育力度，广泛发动群众，提高广大人民群众的电信护线参与意识，在宣传中采取不同形式，集中分片发放宣传材料3000余份，利用广播宣传18次，书写标语36条。同时，各村委会还要经常性做宣传工作，增强广大青少年和人民群众电信护线的法制意识和安全意识，达到家喻户晓、人人皆知的良好效果。
健全制度，落实好措施，经过各村分段负责，分段管理，进一步落实好各项工作制度和防范措施，切实做到任务明确、责任到人、各司其职，发现隐患及时排除，要做到防患与未然。
16.10kV至35kV母线保护方案 篇十六
1概述
母线保护一般装设在110 kV及以上电压等级的母线上,用以快速切除母线故障,满足系统稳定的需要。目前6kV供电系统由于没有稳定问题,一般未装设母线保护。母线故障是靠变压器后备保护(复合电压过流保护)切除,由于母线短路故障电流大、故障持续时间长,严重危及变压器、开关设备。某电力公司不久前发生的10 kV母线故障,造成了故障开关柜烧毁及相邻多个开关柜同时受损,扩大了设备损失,使用户长时间停电,造成了很大的社会影响和经济损失。以前曾发生多起6kV母线故障,都造成严重经济损失。因此,根据继电保护快速性要求,在短路容量较大的低压系统中,考虑加装母线保护,对于保障变压器及母线设备的安全是有利的。
常规的母差保护一般有固定连接式、母联相位比较式、中阻抗电流差动等,其基本原理都是采用电流差动方式,将母线上所有连接元件的二次电流按同名相、同极性接到差动回路。采用常规母差保护投资大、接线复杂,对电流互感器的要求高,安装在6kV母线上有很多困难,也很不经济。因此,有必要研制一种造价低、原理简单、适用于6 kV的母线保护。2保护的原理及构成
6kv母线保护，除非特别重要的电厂，一般厂用母线不设专用的母线保护，而是采用进线开关的过流实现对母线的保护。同时，由于母线短路必将伴随着母线电压大幅度降低，低压保护也能启动切除故
障。而且现在的断路器本身均带有机械过流的，也可以动作切除故障。如果确实很重要，可以装设不完全差动保护。即接A、C相即可
由于变电站6 kV一般采用单母线分段,母线上出线较多,TA二次绕组数较少,主变开关TA与母联开关TA通常都采用三相式,变比相同,而出线通常采用两相式TA接线,且通常变比不同,与主变及母联TA变比相差很大,除主变开关和母联开关外,其他单元均为无电源的馈线。典型的变电站接线如图3.7.2所示。
图3.7.2变电站接线图
母线保护由微机保护实现。母线低电压元件UAB,UBC,UCA经或门H1作为启动条件1,流入母线的各同名相进线电流与母联电流接入差电流元件,三相差电流元件经或门H2作为启动条件2,两个启动条件通过与门Y1构成保护启动回路。母线上各馈线保护的过电流无延时启动信号,该信号可由馈线保护过流启动接点提供,也可由微机型线路保护提供过电流启动数字信号,经通信口传送到本保护,这些信号
经或门H3,输出闭锁信号,构成判别回路,判别是否为母线区内故障。当发生区外故障时,低电压和差电流元件启动,由于有馈线保护立即启动,提供的保护启动信号闭锁本保护。当发生母线区内故障时,低电压和差电流元件启动,但母线上各馈线无故障电流流过,馈线保护不启动,不发闭锁信号,保护动作,跳开进线和母联开关。考虑到出线为放射性馈线,无电源,不设跳出线开关回路,以简化接线。时间元件T1为防止线路保护启动慢,或传送到本保护有延时;时间元件T2为防止线路保护动作跳闸后,线路保护比本保护提前返回引起本保护误动。
传统母差保护的差电流在正常运行时为0,本保护正常运行方式下流入的差电流不为0,最大为一段母线的负荷电流。差电流启动元件的电流启动值可按躲最大负荷电流整定,如下式:
Idz=KkIfh 式中 Kk为可靠系数,取1.3～1.5。
保护方案原理图
本保护电压元件作为另一个启动元件,为防止在单相接地时误启动,装置采用线电压。由于母线短路故障基本上是金属性相间短路，故障相间电压几乎为0,电压启动值Udz可整定为(0.2～0.4)Un。
本保护由微机保护实现,可构成独立的母线保护。考虑到进线和母联TA二次绕组少,变电站一般都需要装设备用电源自投装置,而备用电源自投装置中,基本都具有进线电流、母联电流、母线电压的变换及采样相关硬件,和进线、母联开关跳合闸回路。为了减少投资、简化接线,也可考虑将本母差保护与微机型备用电源自投装置结合在一起,只需在现有备用电源自投装置中加入Ⅰ母、Ⅱ母母线保护相应的逻辑,不需增加多少硬件,就可使备用电源自投装置在原有功能的基础上,增加母线保护功能。
本母线保护要求出线保护提供过电流启动的接点信号或数字信号。
3保护的动作分析
以Ⅰ母母线保护为例对几种运行方式进行分析。3.1 断路器3DL,4DL,5DL合,两段母线并列运行
对于这种运行方式,由于5DL在合闸位置,当发生母线故障K1时,母线电压降低,低电压元件启动,进线和母联都有故障电流流过,I1≈I2,差电流约为进线故障电流的2倍,电流增大,差电流元件启动,同时出线无故障电流流过,各出线保护不启动发闭锁信号,保护动作。当发生出线故障K2时,母线电压降低,进线和故障出线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和差电流元件启动,同时故障线路保护也启动发闭锁信号,保护不动作。当发生主变故障或另一段母线故障(K3,K4)时,母线电压降低,但进线和母联流过的故障电流大小基本相等,且方向
相反,I1+I2很小,保护不启动,此时虽无线路保护闭锁信号,保护也不会误动。
3.2 断路器3DL,4DL合,5DL分,两段母线分裂运行
对于这种运行方式,由于5DL在分闸位置,I2=0。当发生母线故障K1时,母线电压降低,进线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和电流元件启动,同时出线无故障电流流过,各出线保护不启动发闭锁信号,保护动作。当发生出线故障K2时,母线电压降低,进线和故障出线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和电流元件启动,同时故障线路保护也启动发闭锁信号,保护不动作。当发生主变故障K3时,母线电压降低,但进线无故障电流,保护不启动。3.3 一台主变带两段母线运行