10kV配电线路接地故障的措施探析

10kV配电线路接地故障的措施探析（精选13篇）

1.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇一

10kV 配电线路故障率的分析及防范措施

———以沿海地区 10kV 配电线路为例

摘要：本文以沿海地区10kV配电线路常见运行事故为例，主要分析了沿海盐雾密集、台风频发、空气潮湿、污闪严重、线路容量压力大和外力破坏等影响线路故障率的因素，提出了一些提高配电线路运行可靠性的措施与对策，希望对加强该地区的10kV配电网的运行管理与维护有一定的参考意义。

关键字：10kV配电线路；线路故障率；防范措施 前言

据相关调查数据显示，10kV配电线路的故障率约占全电网故障率的70％，而就当前沿海地区的10kV配电线路而言，设备的总体运行质量和供电可靠性均不够高。其主要原因是10kV配电线路传送范围广、线路情况复杂，容易受外部因素的影响，再加上沿海地区台风天气多、雨季期长、空气潮湿、盐雾密集的自然环境以及该地区工业发达线路负荷大且配电线路设备、设施质量良莠不齐，一定程度上影响了配电线路的可靠稳定运行。鉴于此对10kV线路故障率的影响因素分析如下。10kV故障率影响因素分析 1.1 盐雾的危害

沿海地区台风天气多，海风大，海风会引起海水剧烈冲击、震荡，致使大量海浪粒子被带入空气中，随着水分蒸发形成体积极小的盐粒，盐粒随风飘散开来便形成了盐雾。盐雾对配电线路的危害主要有三个方面：一是盐雾在电力线缆表面沉积会发生电离腐蚀而引起导线的断股、硬化和脆弱，最终导致断线故障；二是盐雾沉积在瓷绝缘子表面，会被强电场电离，形成导电性薄膜，产生电晕放电，使绝缘子表面温度不均匀升高，最终导致其爆裂，造成导线接地故障。此外，在强电场的作用下瓷绝缘子上盐雾沉积物具有一定导电性，使得线路泄露电流增大，当泄露电流超过一定临界值时，高压电流会反向急骤流动，造成瞬间短路接地。三是盐雾对电气设备及线路金属构件会产生锈蚀作用，其中对电气设备受腐蚀情况尤为常见和明显，由于线路中的部分电气设备比如变压器等为露天安放，成年经受风吹日晒和盐雾腐蚀，在严酷、恶劣的条件下，电气设备的外壳容易被腐蚀，特别是接头处腐蚀更为严重，容易造成氧化膨胀而造成接头接触不良，最终影响配电线路的可靠运行。

1.2 自然因素

自然因素对配电线路的影响主要有三个方面：一是沿海地区夏季降水频繁、空气潮湿，配电设备容易出现凝露，使配电设备的绝缘性能降低，影响配电线路的安全稳定运行。二是夏季雷电频发。配电线路易受雷击，在加上现有的10kV配电线路存在部分线路防雷措施不足，如10kV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。避雷性能下降或失效、接地装置不合格等，雷击时都容易造成绝缘闪络、断线或避雷器爆裂，引起线路故障。三是沿海地区台风多、破坏力大，容易造成10kV架空线路之间短路放电或绝缘子闪络将导线烧断，或者大风将线路周边如广告牌、临时工棚等金属结构或树木、树枝刮倒压在线路上，造成变电站开关过流保护动作，引发线路停电事故。

1.3 过载故障

随着人们生活水平的日益提高，特别是沿海地区工业发达，电能需求量迅速增加，现有的部分配电线路及配电设备容量已不能满足用户的需求，存在着小马拉大车现象，造成有部分变压器和配电线路频繁处于过负载运行状态，尤其是在每年的季节性用电高峰期，过载情况更为严重。由于变压器长期过载运行，经常处于过热状态，加速了变压器内部各绝缘部件、线圈绝缘层及油绝缘老化进程，或者加快变压器内部油面下降导致缺油造成绝缘油与空气接触面增大，使大量空气中水分进入绝缘油，降低了变压器内部绝缘强度，当绝缘降低到一定值时变压器内部就会发生击穿性短路故障，严重时会烧毁变压器或发生火灾，极大影响整

个配电线路的稳定运行。配电导线过载后发热，在薄弱环节打火烧断导线、跳线或熔丝熔断，引起短路，导致线路跳闸。

1.4 污闪故障

随着沿海地区工业繁荣及汽车在家庭的普及，空气中的尘埃等漂浮物越来越多，这些尘埃附着在绝缘子表面，在春夏两季吸收了沿海潮湿空气中的水分后，具备了一定的导电性，致使绝缘子的绝缘性能大大降低、绝缘子表面泄露电流增大，以致其在工作电压下发生闪络事故。

1.5 外力破坏

10kV配电网络较为复杂，交叉跨越各类线路、道路、建筑物、构筑物、堆积物等，极易引发线路故障，具体主要有四个方面：一是沿海城市建设步伐加快，旧城改造进程当中，每年有大量的市政施工，在市政道路、基础建设施工时，基面开挖伤及地下电缆，施工机械、物料超高超长碰触带电部位或破坏杆塔，部分违章建筑物直接威胁线路安全运行。二是温热带气候适宜动物生存繁殖，猫、鼠、蛇、鸟等动物到线路设备相间活动，造成相间短路故障。三是盗窃电力设备猖獗，盗窃分子往往贪图小利，盗窃电缆、铜铝线、杆塔金属构件等，造成线路设备故障。四是部分线路设备建设在公路边上，来往车辆较多，部分车辆超重、超高、驾驶员违章驾驶，造成断线、断杆、变压器台架倒塌故障发生。降低10kV配电线路故障率的措施 2.1 配电线路防盐雾腐蚀措施

针对沿海地区配电线路因盐雾腐蚀影响产生的故障，首先要从线路设计、施工时就要对设备、电缆等设施的防盐雾能力提出较高的要求，尽可能选用抗腐蚀性能好的材料，比如对离海边近的线路应该选用防污型钢芯铝绞线，变压器顺线应该采用钢芯铜绞线等；其次为防范盐雾对绝缘子的影响，应该设法提高瓷件的系统泄露距离，采用阻隔物减少盐雾沉积量，可以采取在瓷件上涂地蜡或有机硅的办法，并且要定期对其进行清扫擦拭，有条件的话可以使用硅橡胶绝缘子和防

污瓷绝缘子，硅橡胶绝缘子具有体积小，重量轻，耐污性能好等优越性，具有高度的抗表面污染力和防止碳化泄露，硅橡胶绝缘子所需的爬距比瓷和玻璃绝缘子所需爬平均少30%。第三，金具、配电线路的横担及铁附件应该全部采用热镀锌件，电气设备应有合理的防雨措施或尽可能安装在室内，对于必须在室外安装的电气设备，外壳应采用不锈钢和热镀锌的材料，以加强防盐雾腐蚀的能力，提高设备的使用寿命。

2.2 自然因素防范措施

针对沿海地区气候潮湿的特点，具体的防范措施有：一是要对各室内安装的电气设备做好除湿、排风措施；对于裸露在外或露天安放的配电设备一定要保证周围空气畅通。二是线路运行管理人员要随时掌握气候变化情况，平时积累易受风灾地区有关台风对线路的危害统计，在台风季来临前，对线路杆塔进行仔细排查，对个别档距较大的线路，在档距之间增设电杆，或对原有电杆加设防风拉线；同时还应该及时检查线路驰度、风偏，以及杆塔、瓷件、金具等是否牢固可靠，另外，对电力线路途径范围内的树木加强修剪，避免树木不会因台风压倒或刮靠在线路上；要对处于河堤、边坡的线路杆塔基础情况进行排查，对基础下沉或周边土壤松动的要及时填土夯实，对一些在10kV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。三是在雷季来临之前，要认真检查配电线路的避雷装置．及时校验和更换不符合运行要求的避雷器，并认真排查和监测杆塔和避雷线的接地情况，合理设置避雷器保护，淘汰老式的阀型避雷器，安装性能良好的防爆型金属氧化物避雷器，注意降低避雷器的接地电阻，不合格的进行整改，保证线路接地电阻值不大于10Ω，与1kV以下设备共用的配变台架接地装置接地电阻值不大于4Ω，严格实施避雷器的预试制度，每年在雷雨季节前应定期进行避雷器预防性试验。

2.3 加大过载检测及提高应急处置能力

电力部门配电线路运维人员要密切关注10kV馈线的负荷情况，并及时合理的调整负荷分布，尽量避免线路过载运行，在用电高峰期要对线路有计划性的进行特殊及夜间巡视，用红外远光测温仪检测各导线连接器的温度，一旦温度异常，立即进行处理，避免因超温熔断导线或烧毁设备，甚至造成火灾事故。电力部门还要加强配电线路设备的管理力度，要定期对配电线路各项设备如电缆、开关、避雷器等开展预防性的试验，对不合要求的及时整改或更换；要对陈旧设备或已无法满足区域电能需求的设备加大更新换代力度。此外电力部门还要组织相关人员进行不定期的配电突发事故应急演练，通过演练提高配电线路抢修人员处理突发事件的能力以及业务技术水平。

2.4 污闪事故防范措施

对于污闪事故的防范主要要从三个方面入手，一是要加强对绝缘子的定期检查清扫工作，避免尘埃等附着物过度沉积；二是定期对绝缘子进行测试试验，对绝缘等级不达标的绝缘子及时更换；三是着力提高线路绝缘水平，增加绝缘子片数或提高绝缘子的电压等级，如对污闪事故严重片区的直线杆上将针式绝缘子更换为瓷横担，耐张杆适当采用20kV电压等级的绝缘子。

2.5外力破坏的反事故措施

针对外力破坏的影响，具体的反事故措施有：一是完善地下电缆、杆塔警告牌、标志牌；二是加强对配电线路的巡视，对线路设备走廊附近施工的，及时进行提醒及引导，针对违章建筑的进行解释、劝阻、下发隐患通知书；三是线路设备裸露点加装防护套或隔离网，避免小动物触碰到带电部位；四是通过散发宣传单、张贴宣传画形式，宣传《电力法》、《电力设施保护条例》，对辖区居民进行护线宣传和电力知识教育。在此基础上联合地方公安机关对外力破坏及盗窃者进行打击；五是对位于交通道路旁的杆塔、设备围栏涂上反光漆，对遭受过碰撞的杆塔，设置防撞混凝土墩，并刷上反光漆，在拉线上加套反光标志管，跨路架空线升高或下地，以及悬挂限高标志。结束语

配电线路的故障率的高低不仅取决于线路的设计规划是否合理、设备状况是否良好、线路维护检修工作是否及时到位，而且更依赖于长期的基础性、综合性的管理工作，只有把这些工作做好了，配电线路才能朝着更加安全、可靠、健康的方向发展，更好的满足社会经济发展的需要。致谢

该论文结合沿海地区配电网络实际状况，着重要害，有效的反映出了影响配电线路故障率的关键问题，这主要得源于龙文华、许伟煌、戴灵泉等有经验的老班长、老师傅们的细心教导，是他们给该论文的编制提供了宝贵意见，谨此致谢。

参考文献：[1] 林育生.沿海地区10kV 线路及设备运行的防污闪技术探讨[J].科技创新导报, 2011（31）

[2] 张国光.输配电线路防止盐雾腐蚀方法[J].大众用电,2009.1 [3] 王艳阳,孙广辉,王兆辉等.河北省南部电网线路故障分析[J].河北电力技术, 2007,(04)[4] 配电运行、检修、安装，中国电力出版社，陕西省电力公司组编

[5]10kV及以下配电线路典型故障分析与预防，中国电力出版社，丁荣、王书孟

本论文发表：技术与市场，四川省科技信息研究所，2012第8期

2.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇二

1.1 外力的破坏

来自于自然界、社会的各种外力, 例如:树木、树枝等阻碍作用, 影响了配电线路的正常安全工作。特别是一些多狂风暴雨环境较为恶劣的地区, 线路遭受自然外力破坏的可行性更大。同时, 一些人力破坏因素也是不可忽视的。例如:配电线路施工误操作、线路交通运输的触碰、以及不法的线路偷盗行为等等。

1.2 雷击作用

一些雷雨天气较多的地区。例如:季风性迎风坡地、沿海地区等等, 其配电线路很容易遭受频繁的雷击闪络, 通常来说, 如果遇到雷击导致单相接地, 线路绝缘功能会自动恢复, 两三相接地线路则能够主动断开、自我保护, 但是如果瓷瓶被击碎, 则会导致故障问题。

1.3 弱电线、低压线等放电导致的接地问题

通常这类接地问题会对配电线路带来极大的不良危害, 严重时, 不仅线路接地, 甚至会导致用户用电设备被损坏, 出现这一问题主要是由于同杆假设低压线与弱电线之间相距过近造成的。

1.4 杆塔倒塌

电力杆塔承担着支撑、伸拉电力线路的功能和作用, 然而, 当杆塔由于受到飓风、狂风等的作用, 出现倾斜或倒塌时, 就很容易造成线路接地问题, 一些杆塔由于常年、长时间的使用, 会出现老化、倾斜的问题。

2 10k V 配电线路接地故障的查找

从当前来看, 导致10k V配电线路接地故障的原因相对复杂, 因此, 其查找方法也应该多元化, 而且不同的查找方法具有自身特征、适合对象, 要想准确查找出接地故障, 就要明确不同查找方法的特征与针对性, 从而根据实际情况作出正确的取舍与选择。

2.1 普通查找方法

对于10k V配电线路接地故障的查找通常采取两大方法, 它们分别为:经验判断法、推拉法, 两种具有简便、易操作等特点。然而, 在电力技术不断进步的现代社会, 电力系统建设复杂程度提高, 电网建设规模也在不断拓展, 这两类方法在接地故障查找方面体现出一定的局限性, 无法满足故障高效查找要求, 甚至会引发安全问题。其中经验判断法不能适应所有的变电站, 在使用中容易发生隐患问题, 对于一些意外事故也无法有效应对。传统的推拉法在运行时间方面也有特定要求。

2.2 绝缘摇测判断法

配电线路接地故障很大一部分是由于绝缘子绝缘效果不佳所导致的, 所以, 可以采用绝缘摇测法是值得运用的接地故障查找方法, 然而, 这其中主要的问题在于怎样才能最快、最高效地找准绝缘性能不佳的绝缘子, 这是一个难点, 也是一个值得深入思考和研究的问题。

2.3 线路整体绝缘遥测法

这一方法通常被用在线路长度适中, 没出现交叉跨越的配电线路中, 通过检测线路的绝缘水平, 从中得知线路的绝缘水平, 这种方法通常用在常规查找方法不灵的情况下。实际的应用方法大概为:对比遥测点两端绝缘值大小, 通常绝缘值小的一端就是故障端, 具体的故障判断前, 必须要保证线路的各项变电设备都处于切断状态。

3 10k V 配电线路接地故障处理措施

3.1 加强预防管理

外界条件是导致配电线路接地故障的一大原因。例如:自然因素、社会因素等都可能引发配电线路接地故障。所以, 必须做好预防性措施, 来有效排除不良因素的干扰, 防止一些自然因素, 如:狂风暴雨、雷电等的干扰, 或者在自然灾害到来之前, 增加设备, 通过这种方式来维护线路的安全性与稳定性。同时, 也可以增设避雷设备, 来达到防御雷击的效果, 特别是一些自然条件较为复杂的地区, 必须做好功能防范工作, 在线路施工中, 要注重地理位置与四周环境的选择, 避开那些建筑物密集、树木林立的地区, 为线路的铺设营造有利空间, 从而维护架空线路的安全稳定运行。

3.2 及时通报处理

接地故障出现后, 负责运行维护的单位必须在第一时间调度及时人员、管理人员等深入现场, 进行故障点巡查。

第一, 研究故障线路的主要情况, 例如:线路所处的环境, 线路周围是否出现了不良障碍物, 围绕以往经常接地的方位来集中寻找, 为了提高查找效率, 应该对巡查人员进行分组, 实行分步行动、逐段查找, 同时, 配上一些现代检测方法, 例如:线路整体绝缘遥测法、绝缘表遥测法等等, 这样才能确保在短时间内找到事故点。

第二, 在反复查找无成果的情况下, 则可以申请试送电, 也就是对发生故障问题的线路试着送电, 当送电正常时, 意味着该段不存在接地故障问题, 再去分析其他原因, 继续开展故障查找工作, 要求相关负责人对线路的分断点的形状、断路器等实行开断操作, 与此同时要同调度员做好沟通, 参照开断操作前后, 线路接地的变化情况等来判断接地点的具体方位, 通过这种方式来发现接地点, 从而促进接地故障问题的解决。

3.3 引入高端设备与技术

第一, 接入接地故障监测系统。可以将信号源配置在变电站配线出口, 并将短路故障报警设备各自安装在配电线路各个支线、始端等等, 以此来进行报警提示。可以参照报警设备的变化来准确及时地找到故障点, 从而明确接地位置, 现阶段, 这一技术在很多地方都得到了使用, 而且效果显著。对于一些风雨交加、电闪雷鸣的天气, 接地故障查找难度较大, 因此, 可以通过安装避雷设备来有效解决这些问题。

第二, 提高材料性能。为了有效解决接地故障问题, 要积极采用先进的材料与设备, 这样才能达到有效预防接地的目标。一般要重点关注一些承受重负荷的关键线路, 将其配上绝缘性高的导线以及耐张线夹, 其中穿刺线夹是不错的选择, 因为其接触性能较高, 能够同各类导线链接起来。可以把它用在最常发生故障的接头处。

3.4 积极优化设备部署

10k V配电线路的接地故障原因较多, 其中也不免有变电设备的原因, 因此, 做好设备优化升级改造也是防范故障问题的有效方法和途径, 积极分析线路环境与位置, 正确规划与整顿三线布局, 保证各类线路都处于安全状态, 严格参照技术要求来科学设计并改造线路, 从而减少一些故障问题, 例如:线路断裂、杆塔倒塌等等, 在此基础上也要加强巡检, 重点检查相关的设备、线路等的质量情况, 一些风化、损坏的线路必须及时换掉, 其中瓷瓶为重点巡查对象, 选择质量高、性能优的瓷瓶, 并采用科学的工艺来绑扎, 加大力度来积极维护配电线路与设备的质量安全, 确保其能够正常高效运转, 减少故障问题的出现。

供电企业以及相关的电力管理部门, 要加强配电线路维护宣传工作, 提高社会大众对电力线路的保护与维护意识, 自觉保护配电线路, 维护配电线路的安全运行, 为配电线路营造一个稳定、良好的运行环境, 提高其运行效率, 减少接地故障问题的出现和发生, 维护电力系统的安全。

4 结束语

10k V配电线路接地故障是常见的故障问题, 必须加强对故障问题的查找, 并采取科学措施进行处理与解决, 减少接地故障导致的配电线路运行问题, 提高配电线路运行水平, 提高配电线路工作效率, 为配电线路的高效工作运行创造良好的环境, 从而发挥配电线路的功能和作用。

摘要：10k V配电线路近年来得到了优化与改善, 线路绝缘水平明显提高, 跳闸率下降, 供电更加稳定持续, 也有效控制了线损。然而, 如果遇到一些特殊地理条件与气候状况, 配电线路故障依然会发生, 最典型的当属接地故障, 文章分析了10k V配电线路接地故障查找方法与解决对策。

关键词：10k V配电线路,接地故障,查找,处理

参考文献

[1]肖白, 束洪春, 高峰.小电流接地系统单相接地故障选线方法综述[J].继电器, 2001 (4) .

3.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇三

【摘 要】10kV配网运行可以满足区域电力能源应用的实际需求，供电可靠性与整个电力系统发展有着非常紧密联系。虽然经过一段时间发展，我国10kV配网建设也取得了较为可观的发展成绩。但是对我国10kV配网运行进行深入调查发现，10kV配网运行中受到众多不良因素影响，10kv配电线路接地故障常有发生。配网供电管理工作人员只有其产生原因进行深入分析，才能找寻有效措施进行预防。本文就是对10kv配电线路接地故障原因及预防进行深入研究。

【关键词】10kv；配电线路；接地故障；原因；预防

引言

现阶段，人们生活水平不断提升，社会经济发展速度不断加快，人们对10kV配网供电可靠性也提出了更高的要求。10kV配网作为我国供电网络的重要内容，对其供电可靠性必须要严格保障。要针对以往10kv配电线路接地故障原因，找寻有效措施从根源处进行改善。提升10kV配网供电可靠性已经成为供电企业发展需要重点思考内容，对该内容进行深入分析是具有现实意义的，下面就对相关内容进行详细阐述。

一、10kV配网供电运行现状分析

目前，人们生活水平不断提升，科学技术发展速度不断加快，社会对10kV配网供电运行可靠性也越来越为关注，主要是因为10kV配网供电运行可靠性与配电网络整体运行安全有着非常紧密联系。配网供电可以满足人们生活与经济发展对电力能源的需求，如果在电力能源输送过程中发生不良问题，电力系统运行必定会造成严重影响，对人们人们正常生活也会造成严重干扰。我国10kV配网供电进行深入调查发现，配网供电运行中常有停电问题发生，大多数原因都是因为供电系统发生了故障问题。在配网供电运行中即使出现一个较小的失误，也会对人们的生命财产安全造成严重威胁。经过一段时间发展，我国10kV配网建设取得了较为可观成绩。但电力系统管理水平还需要进一步提升，并没有依据时代发展脚步对电力管理系统进行健全和完善，配网供电可靠性也不能得到良好保障。技术人员没有依据相关标准和规范进行操作，受到众多因素影响导致电网运行故障问题发生。

二、10kv配电线路接地故障原因

（一）维护管理不当

10kV配网建设在户外，配网运行会受到众多不良因素影响，其运行安全不能得到良好保障。雨雪、台风、雷电等不良气候都会影响10kV配网运行可靠性，很有可能导致电力短路问题产生。供电企业要派遣专业的技术人员，定期对10kV配网进行维护修理。找寻电网运行中存在的不良问题，及时进行改善。但是供电企业对10kV配网维护管理工作开展并没有给与相应的重视程度，电网维护管理技术人员工作态度散慢，不能严格依据相关规范和标准进行维护管理工作开展，不能将维护管理工作开展的重要作用充分展现出来，10kV配网供电可靠性不能得到良好保障。还有就是运行故障检测技术过于落后，没有引入先进的配网故障检测技术技术。

（二）线路设计、运行影响

配电线路设计与10kV配网供电可靠性有着非常紧密联系。科学技术不断发展，我国10kV配网自动化建设水平也在不断提升，逐步实现了“分段式”和“联网式”供电模式，但是与人们对10kV配网供电可靠性的实际需求还存在一定差距。线路设计人员在线路设计工作开展过程中，并没有考虑到热胀冷缩对配电线路造成的影响。受到外力和环境温度影响，导致输电线路发生断裂。接地处理不当，对输电线路安全、稳定运行造成了非常不良影响。这些问题都是因为输电线路设计不合理、不科学，降低了10kV配网供电可靠性。还有就是输电线路在实际运行过程中受到的影响，具体包括以下几方面：第一方面，因为输电线路建设在户外，输电线路周围会存在较多的树木。如果没有定期的对线路周围杂质进行清除，很有可能因为树枝等物质落在输电到线上，致使短路故障问题产生。第二方面是倒杆情况对10kV配网供电可靠性造成的不良影响。一般情况下倒杆情况产生都是外力因素影响的，配网运行管理人员注重对电杆应用情况进行检测。电杆长时间应用，但没有得到有效修整，在不良灾害发生后就会导致倒杆情况产生，损害10kV配网供电可靠性。第三方面是瓷瓶闪络放电情况影响。因为瓷瓶长期放置于室外，瓷瓶应用一段时间后在表面会累积众多杂质，再加上瓷瓶自身质量较差，非常容易导致瓷瓶放电闪络问题产生。

三、10kv配电线路接地故障预防对策

（一）注重配电网络维护管理工作落实

想要提升10kV配网供电可靠性，必须要注重配网维护管理工作落实。供电企业必须要派遣专业的技术人员承担电网维护管理工作，保证配网维护管理工作质量和工作效率。供电企业维护管理工作人员需要明确电网维护管理目标，要对众多信息数据进行收集和整理，以10kV配网供电实际情况为基础，制定合理的管理目标，强化配网维护管理的系统化、科学化。要认真分析以往配电网络维护生管理中存在的不良问题，找寻有效措施进行改善。要注重对电网维护管理技术人员进行培训，使得技术人员综合素质可以得到提升。技术人员可以承担起自己的责任和义务，端正自己的工作态度。供电企业还需要加强资金投入力度，引入先进的维护管理技术，确保维护管理工作开展可以跟紧时代发展脚步而不断进步，维护管理水平不断提升。

（二）强化众多元件供电运行可靠性

合理、科学选用变压器设备，避免变压器设备超负荷运行。还需要应用先进的仪器设备，对变压器设备运行故障问题产生原因进行分析，及时对变压器设备运行进行修整，要尽可能的缩减变压器设备维修时间，应用科学技术降低变压器设备的运行损耗。10kV配网中存在众多的开关设备，现阶段应用较为广泛的就是真空开关。为了避免开关发生故障问题后对主线运行造成不良影响，技术人员需要提升断路器配置的重视程度。对城市10kV配网而言，城区和开发区需要应用不同的输电线路，这样才能尽可能的降低电网运行故障问题影响范围。同时也可以将临近线路作为备用线路，促使10kV配网供电可靠性进一步提升。

（三）对配电网络结构进行优化改良

技术要注重对配电网络结构进行优化和改良。对于整體结构设置，要灵活性的应用双回、环网等多种连接方式。结构设计完成后，需要派遣专业人员对10kV配网工程建设区域进行现场勘查，然后对配电网络结构设计进行优化和改良。在相邻线路特定位置上进行断路器设备安装，古战个问题出现后通过相应措施，保证故障线路以外区域10kV配网可以安全、稳定运行。

（四）引入智能化技术

要注重智能化技术引入，而且建设智能电网。自动对10kV配网供电故障信息进行收集，对配电网络运行进行二十四小时全面化监控。不良故障问题发生后及时发出警报，要求技术人员可以在第一时间对故障问题进行处理，促进10kV配网供电可靠性提升。智能化技术还可以实现电力负荷调控，快速找寻故障所在位置，缩减故障问题排除时间。智能化技术应用对促进我国10kV配网建设发展，强化其运行可靠性有着积极影响。

四、结语

只有对10kv配电线路接地故障原因进行深入分析，才能找寻有效措施从根源处进行改善，促进10kV配网供电可靠性提升。相关人员还需要进一步加强研究力度，为人们提供一个良好的用电环境。

参考文献：

[1]倪华君.10kV配网供电可靠性的设计因素和解决方法[J].中国高新技术企业. 2014（19） ：45-46.

4.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇四

指导教师：

申请人：

学科（专业）：电力系统及其自动化

2012年 月

15日

题目：10kV配电线路常发生事故的原因及预防措施学科（专业）：电力系统及其自动化 申请人： 指导教师：

10kV配电线路常发生事故的原因及预防措施

摘要：本文分析10KV配电线路常发生的事故，介绍10KV配电线路事故的防范措施，进一步提高10KV配电线路安全运行水平。

关键词：10KV配电线路；事故；措施

一、10kV配电线路常发生事故的原因

1、外力破坏事故

外力破坏是10kV配电线路发生事故的主要原因之一，其破坏形式主要有以下几种：

a、汽车撞击杆（塔）或环网柜，造成倒杆（塔），大货车卸货地点不正确，卸货时导致箱体升高触碰导线，造成线路跳闸；

b、风筝线触碰导线引起10kV架空线路相间短路速断跳闸；

c、铁塔的塔材被盗，电杆拉线被拆，引起杆塔倾斜或倒杆（塔）；

d、违章建筑的工具或材料碰触导线引起相间短路速断跳闸。如，在10kV架空线附近的施工工地上，由于脚手架、塔吊等不当施工而损坏了架空线；

e、杆塔基础或拉线基础被掏空、破坏，引起倒杆（塔）；

f、市政开挖和非开挖顶管施工，造成配电电缆损坏，配电线路跳闸。

事例一：2010年6月20日，我班接到调度电话10KV小行线故障跳闸，同时又接到95598客服中心电话，小行小区居民反映电杆上有火花。我们联系了居民，确定具体地点。到达现场后，发现小行28＃电杆轻微倾斜，有被撞击迹象。发现距地面三米处电杆有裂纹，搭头线处有放电痕迹。

分析现象：认定汽车倒车撞击电杆。

处理方式：经过线路巡视后，未发现永久故障点，汇报调度试送成功。后报配电运检

中心待线路检修时处理。

2、大风造成配电事故

a、按最大设计风速25m/s设计的杆塔，刮10级以下大风，杆塔是没事的，大风刮倒杆塔的原因主要有：

①10kV线路及杆塔没有按设计要求施工，杆塔基础不牢固或埋设不够深；②大风风速超过最大设计风速。10级大风的风速为25m/s，11级大风的风速为30m/s,12级大风的风速为33m/s。

b、大风吹到树木碰线或倒树砸断架空线路，造成配电线路跳闸。

c、农村配电线路因弧垂较大，大风造成线路舞动，相间短路，造成配电线路跳闸。事例二：2008年8月15日，接到调度电话10KV安基山线单相接地。当时天气异常，有雨并伴大风。查阅图纸后，发现该线路在宝华山脚下通过，初判故障点后，立即赶到树木密集处查线。果然发现有树木倾斜碰到线路搭头线跳线线夹处。

分析现象：认定大风刮倒树木，树枝碰线造成线路单相接地。

处理方式：汇报调度停该线路，人工锯树处理。完毕后，汇报调度试送，终试送成功。

3、雷击事故

雷击10kV架空线路事故有很多种，有绝缘子击穿或爆裂、断线、配变烧毁等。雷击事故，固然与雷击线路这客观原因有较大关系，而设备缺陷也有莫大关系，分析其设备原因主要有：

a、避雷器产品质量不过关。目前10kV线路氧化锌避雷器较多采用的是固定式的硅橡胶直接灌注封闭芯工艺，对厂家的工艺要求较高，对于劣质或有缺陷的产品，在运行3-5年后，长期受工频电压作用，由于橡皮损坏、凝固胶震裂、受潮等原因发生爆炸，引线脱落，引起10kV线路接地或相间短路；

b、绝缘子质量不过关。尤其是P-

15、P-20针式绝缘子质量存在缺陷，近

一、两年来，本地区频频发生雷击针式绝缘子爆裂事故，引起10kV线路接地或相间短路；

c、10kV线路防雷措施不足。大多地区的都只是在电缆头、开关设备、配电变压器等重要地方安装了避雷器，但一些较长的10kV架空线路却没有安装线路型氧化锌避雷器；

4、避雷器接地装置不合格。不合格的接地装置，接地电阻大于10Ω，卸流能力低，雷击电流不能快速流入大地。

5、线路设备残旧，使用年限长，设备存在缺陷，引发相关事故；

6、小鸟在杆塔或柱上开关上搭建大的鸟窝，也经常会造成10KV配电线路发生故障跳闸。事例三：2006年4月11日，接调度电话，10KV汤山线故障已停电。要求我急修班操作67

31开关，改变线路运行方式，线路试送确定故障范围，减少停电户数。我班到达6731开关后，发现该开关上有一大鸟巢，并且鸟巢已损坏，杆下有烧糊的树枝。分析现象：是6731开关上的鸟巢造成线路短路故障。

处理方式：及时汇报调度，停止操作6427开关，等待新的操作命令。并及时汇报配电工区领导。

7、配电电缆线路的电缆附件质量不过关，五、六年运行后，电缆附件损坏造成线路跳闸（如电缆对接头）。

事例四：2007年7月10日，10KV高尔夫＃1线停电。该线路供电客户特殊，配电工区要求及时改变运行方式，满足用户用电需求。该线路为全电缆线路，我班操作环网柜，用其它10KV线路为高尔夫＃1线用户供电。

分析现象：全线无开挖，设备无异常，故障原因不明。

处理方式：电缆班全线测量电缆路径，发现电缆对接头有放电现象，为电缆附件质量不过关，后利用线路检修更换高尔夫＃

1、＃2线全部对接头八组。

以上都是我在工作中所接触到的常见的10kV配电线路事故，这些事故，对线路的危害极大，给生产造成较大的损失，给居民生活也带来不便。作为一名工作于一线的配电线路维修工作人员，为减少10kV配电线路的事故，保障配电线路安全运行，提出以下防范措施，以达到保障配电线路安全运行和减少配电线路故障。

二、事故的防范措施。

1、防外力破坏措施

根据上面提到的10kV线路外力破坏事故类型及原因，采用如下措施：

a、为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，可以在道路边、路口处的杆塔上涂上醒目的反光漆，条件许可的地方可捣制防撞墩（外边贴红白砖），以引起车辆驾驶员的注意。

b、加强宣传，在10kV配电线路旁设置醒目的禁止警示牌，禁止在线路下钓鱼，倒土等；禁止在10kV线路两旁300m范围内放风筝。

c、加强打击破坏盗窃10kV线路塔材及金具的力度，力求得到当地公安、治保部门的配合，制定有效的措施和具体防范方案，设置专门部门负责实施，对破坏、盗窃10kV电力设施的破坏分子进行严厉的打击，加强巡视检查，对被盗塔材、金具及时修复，以免造成事故。

d、对于10kV线路边的施工工地，要建立档案，加强巡视，与施工方签署协议、做好教育及交底、增强安全意识，在线路上（埋地电缆、杆塔、架空线等）增加标识，做好警示。

e、运行部门定期巡视检查10kV线路的杆塔基础、拉线基础和违章建筑物，对掏空的杆塔基础、拉线基础进行及时维修，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。

2、防止大风所造成的事故

a、对10kV线路杆塔应定期进行检查，制定完善的检查制度，对不够牢固的杆塔及时进行加固基础或增加拉线。新立杆塔应严格按设计要求施工；

b、空旷地方新建线路，在设计过程中，应及早考虑防风问题，合理选择杆塔型号、铁路基础类型，如15m及以上电杆存在分段式、加强型两种，加强型更适合于防风；

c、及时修建树木，为配电线路提供良好的运行通道。

d、对施工工地加强巡视，告之地下电缆位置，进行现场交底，完善安全措施，发放安全责任书。

3、防雷击反事故措施

a、严格选择优质优良产品，减少因产品瑕疵造成配电线路故障。

b、更换、安装支柱式绝缘子或瓷横担。雷击10kV架空线路针式绝缘子事故，是最多见的设备事故，造成这类事故的原因除了本地区雷暴日多之外，针式绝缘子质量不过关也是主要原因，前几年我们采用和安装的P-

15、P-20单裙、双裙及多裙针式绝缘子，经运行证明，该产品质量低劣，耐雷水平低，可以将这类绝缘子更换为支柱式绝缘子或瓷横担，新架10kV线路亦应选用支柱式绝缘子或瓷横担，运行试验证明，支柱式绝缘子和瓷横担的耐雷水平及产品质量比P-15和P-20针式绝缘子好得多；

c、多雷击区域线路上，加装线路过电压保护器，减少因雷击造成线路故障。

d、检查、整改接地装置。定期检查测量10kV线路上接地装置的接地电阻，不合格的给予整改，保证避雷器接地端接地电阻值不大于10Ω。新安装的10kV线路接地装置接地电阻也不宜大于10Ω，与1kV以下设备共用的接地装置接地电阻不大于4Ω。

4、在主要负荷点，安装限流开关，特别是夏季用电高峰期，更应配合政府进行错峰用电，严禁线路超载运行。

5、在负荷高峰期运用红外线测温仪测量导线连接器的温度，一旦温度异常，立即进行处理，避免高温熔断导线。

6、对电杆驳接口、铁塔、配变大架进行周期除锈上油，加强杆塔及金具的防护，提高10kV线路的安全运行水平。

7、合理安排停电检修计划，对日常巡查发现的线路问题，进行几时修复或更换，降低由于“废残烂”原因而造成事故的机率。

8、在10kV线路上安装短路故障指示器，即使10kV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。

9、在线路搭头处缠绕绝缘胶带，在线路杆塔和柱上开关上安装驱鸟器，这样小鸟就不会在杆塔上安家了，从而保证线路的正常运行。

三、结束语

5.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇五

1、不停电时，利用拉合线路开关快速查找接地故障点。

2、停电以后，利用接地摇表（仪器）快速查找接地故障点

1、通过拉分段开关快速查找接地故障点

依据：配电网运行规程（2010-10-26）7.2.3：中性点小电流接地系统发生永久性接地故障时，应先确认故障线路，然后可用柱上开关或其它设备（负荷开关、跌落熔断器需校验开断接地电流能力，否则应停电操作）分段选出故障段。

（1）如果变电站母线出现接地信号，在未确定接地线路的情况下，可以通过线路上的分段开关来判断是哪一条线路发生接地故障。

拉合线路分段开关的原则：先拉最靠近变电站的那一级开关。这样可以快速地排除无故障的线路。

（2）已知哪一条线路接地以后，可以通过拉开线路分段开关的办法，判断故障点在线路的什么位置。

拉开线路分段开关时，拉开一个开关，检查一下接地信号有没有消失。据此判断接地故障点在哪一段线路。

２、利用接地摇表查找接地故障点

如果错过了宝贵的2小时，在2小时之内未找到故障点，线路被迫停电，查找接地故障最快的方法，就是使用接地摇表（或其他试验设备）来查找故障点，同样采用分段的方法来查找（排除法）。

找到任意一个点，先测量一下线路，确认能够监测到接地，然后依次断开分段开关，逐段进行排除。

使用摇表测量线路接地故障的安全措施

风险：变电站开关断开，但未合接地刀，线路上也无接地线或接地刀，处于无任何保护状态。

（1）进行测量时，先用验电笔对线路进行验电。

（2）确无电压后，再对线路进行放电，然后方可进行测量。

（3）操作摇表人员戴合格的绝缘手套。

（4）摇表引线连接导线时，使用绝缘杆将连线接触到线路上。如发现有放电打火现象，应立即停止。

（5）严禁手握连接线直接碰触线路。

二、使用技术手段查找短路故障

以上方法，同样适用于发生短路故障以后，线路速断跳闸、重合不成的线路故障。许多永久性短路故障，同时也发生接地。如电缆挖断、变压器烧坏等，存在着接地点。把短路故障当接地故障来查找。

6.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇六

摘要：随着社会经济的发展，客户对安全可靠的供电提出了越来越高的要求。如何确保配电网安全稳定运行，降低线路故障跳闸率是供电企业关心的问题，因此，分析10 kV 配电线路跳闸的原因并采取行之有效的措施降低配网线路故障跳闸率，减少非计划停电对客户的影响，从而提高供电可靠性十分必要。

关键词：10kV配电线路；故障原因；防治措施

前言

本文某供电局374条10kV配电线路为研究参考对象，对其一年中出现的跳闸故障次数进行统计，结果如下：全年共出现跳闸故障174次，其中，从故障类型的角度统计，由于外力造成故障跳闸33次；设备故障引起的跳闸42次；自然原因引起的跳闸53次；树木障碍28次；动物因素8次；其他原因10次。对上述174次跳闸故障的原因进行分析，如表1所示。引起10kV线路故障的四个主要原因

1.1 自然灾害引发的线路故障

在自然灾害引起的线路故障中，据某供电局一年内的数据显示，雷击事故所占的比例最大，由于10kV架空线路通常较长，位于较为空旷的地方，一旦出现有雷雨天气，最容易使得线路遭受雷击。在10kV配电线路的故障中，雷击故障出现的频率也是最高的，它会造成线路绝缘层的破坏，发生断线事故。雷击是重点防治的因素。

1.2 外力破坏引起的故障

外部施工造成的故障占外力破坏比重的很高，对于发展区域来说10kV配电线路运行的情况也十分严峻，常常会因为外力的破坏而出现故障。随着城市化进程的不断加深，城市中的各项建设在如火如荼地开展着，由此而引发的施工项目会增多。在施工中，如果没有对配电设施给予有效的保护，很容易造成配电线路的破坏，导致电网故障；随着楼房建筑的增多，有些原处于空旷位置的线路被新建筑物所包围，一些违章建筑致使一些线路无法得到合理有效的控制，给线路运行带来了极大的安全隐患，同时也给配电线路的安全运行留下了安全隐患；不法分子盗窃设备，给配电线路造成严重的影响。外力破坏，使10kV配电线路面临的严峻考验。

1.3 设备引起的故障

设备故障占线路故障比例的24%，其中变压器过载跳闸占47%，变压器长期处于超负荷供电状态，其产生的热量很容易造成自身的烧毁。一旦出现变压器故障，配电系统将会停运。另外设备老化，绝缘性能降低，遭受雷击或大电流冲击很容易造成接地短路故障。

1.4 树木造成线路故障

在经济发达的珠三角地区的供电所能把握所有树木对导线保持水平距离2米，垂直距离1.5米的安全距离为数不多。地产开发、市政建设等经济发展所造成的影响让青苗补偿的价格不断翻倍。树木障碍一直是10kV线路运维的一个棘手问题。我们将如何才能降低树木造成的线路故障。常见故障防范措施

2.1 防雷击故障的措施

雷击是造成10 kV 线路跳闸的首要原因，也是大多数农网地区线路跳闸的主要原因。架空线路由雷电产生的过电压有两种：直击雷过电压和感应雷过电压。有关数据表明，10 kV 配电线路由雷击引起故障，绝大多数是感应雷过电压造成的。雷害多发地区可从以下几个方面提高线路的防雷能力：一是加装防雷装置，如线路避雷器、线路防雷接闪器等。据统计，10 kV 线路每200 m 装设1 组金属氧化物避雷器，可使感应雷引起的故障次数减少90% 左右；二是提高绝缘子耐雷水平，及时更换有缺陷的绝缘子，条件允许情况下可将瓷质绝缘子更换为硅橡胶绝缘子；三是做好预防性试验管理，及时淘汰存在缺陷的避雷器，并确保接地电阻合格。

2.2防治设备原因引起的线路故障措施

变压器运行在过载状态的变压器很容易发生故障，对此，在配电变压器的选择上，需要通过相关资料对供电负荷进行合理预测，之后选择容量合适的变压器，比如说新建一个台区，必须实地勘察该区域发展状况、楼群的建筑规划等情况来进行判断。将避雷器安装在变压器的低压侧，以防雷击。定期对避雷器进行检查，保证其避雷效果。变压器在使用前和使用后都应该进行必要的检查。

2.3 防非施工碰撞故障的措施

农网线路多为架空裸导线，抗外力破坏能力低下，对于非施工碰撞引起的跳闸，可采用以下防范措施：一是对易受外力影响的架空线路进行绝缘化改造；二是健全安健环标识，加装醒目的防撞提醒标志；三是对易受车辆碰撞的电杆进行迁移或加固；四是建立黑点档案，对易受外力影响的设备和线段加强巡视；五是加强宣传教育，着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工等行为对人身安全的严重危害性。

2.4 防小动物故障的措施

对于小动物引起的故障，可以采取以下简单而有效的措施：对于户外设备，可对其裸露的电气部分加装绝缘护套，包括户外开关高低压套管接头、变压器高低压套管接头、隔离开关触头等部位。对采用裸导线的杆塔引下线、变压器引下线等更换为绝缘导线。对户外开关柜、室内配电站或开关站，则应做好防小动物的封堵措施，如保证开关柜进出线电缆封堵的密封性、在配电站或开关站门口安装防鼠挡板等。

2.5 管理措施

除了上述介绍的技术措施外，采取行之有效的管理措施，对降低10 kV 线路故障跳闸率也十分重要。严把竣工验收关，确保新设备零缺陷投运。对基建、技改、修理、业扩等工程的验收工作，供电企业应严格按__照有关验收标准开展验收，坚决杜绝有缺陷或隐患的线路、设备投入运行，从源头上把控配电网的健康运行。动态掌握配网设备运行情况，及时发现并消除隐患。结合线路的日常巡视，建立配网线路和设备的黑点档案，对发现的隐患及时记录在案并根据实际情况尽快安排消缺，对短时间内无法妥善处理的隐患，可采取临时措施，并提高巡视的频率，确保隐患的可控在控。开展故障分析工作，提高故障防范能力。分析常见多发或具有典型性的故障发生的原因用来指导今后的工作。在分析时要注意用数据说话，并分析管理上是否存在漏洞，避免空洞而毫无实际指导意义的分析。实例分析

惠州龙门自2012 年开始狠抓中压线路故障跳闸率，管理手段和技术手段双管齐下，多措并举有效降低了10 kV 线路故障跳闸率。技术措施上，在易受雷击的地区加装防雷接闪器，加装线路避雷器，有效降低了雷击故障；管理措施上，建立并及时更新配网黑点档案，并开展常态化的故障分析工作，做到“一故障一分析”，深入分析故障产生的原因，并制定有效的整改措施，尽量避免类似故障的再次发生。结语

随着电网的发展，配电线路朝着合理高效的方向改进。10kV配电线路是连接电网与用户的重要环节，具有分布广泛、运行环境十分复杂的特点。提高10kV配电线路的运行水平对供电可靠率有着直接关系，其可靠性水平对工厂的生产生活以及居民的生活有着重要影响。当下的10kV配电线路中还存在很多问题，常常会导致系统故障。对此，相关工作人员应该对这些故障原因进行深入分析，积极探寻合理有效的防治措施，尽可能地降低故障率。

参考文献：

7.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇七

1 10k V配电线路接地故障查找方法

就目前而言, 10k V配电线路接地故障查找方法比较多, 各种方法都有自己的特点、适用范围及优缺点, 所以需要对这些方法有一个较为清楚的认识, 以便在实际操作过程中快速、准确的应用。

1.1 传统的接地故障查找方法

传统的10k V配电线路接地故障的查找方法可分为两种, 经验判断法和推拉法, 这两种方法操作简单, 但随着电力技术的发展, 及电网规模的扩大, 已不适应电力系统发展需求, 存在的许多缺点, 如经验判断法对变电站的要求较高, 安全隐患较大, 不适用意外情况;而推拉法对运行时间有限制。

1.2 绝缘摇测判断法

由于绝缘子绝缘不良原因引起的接地故障次数较多, 因此, 通过绝缘子绝缘不良方面的原因来查找10k V配电线路接地故障也是一种比较有效的方法。而如何快速有效地发现绝缘不良的绝缘子则成为此类线路接地故障故障查找方法的关键。

1.3 线路整体绝缘摇测法

线路整体绝缘摇测法比较适用于长度较短, 配电变压器数量较少, 没有交叉跨越其他10k V及以上电压等级线路的10k V线路。能够对线路进行绝缘水平监测, 总体掌握线路绝缘情况, 若传统的处理方法查找不出线路接地故障时可以考虑。

在用线路整体绝缘摇测法查找线路接地故障时, 将摇测点两侧绝缘值进行比较, 较低的一侧应为故障段。在判断故障段的故障相前, 应确保线路配电变压器和电容器均被可行断开, 否则, 绝缘摇表示分别摇测的三相绝缘值其实是三相相通的绝缘值, 比真正的单相绝缘值要小许多。摇测后将所有摇测故障段的三相绝缘值进行比较, 绝缘值最低的一相应为故障相。按此法依次范围查找故障段, 直至找到故障点。在线路预防性试验中, 晴天摇测绝缘电阻时经验值大于100MΩ为合格。若在晴天摇测中配电变压器丝具没有被拉开, 则经验值大于50MΩ即为合格。对于具体的某条线路的某段, 应在线路投运时测量并详细记录当时的绝缘电阻值及环境温度, 建立完备的线路绝缘档案。在晴天线路接地故障查找中测得的绝缘值, 统计经验是低于40MΩ为不合格, 若测试中配电变压器缆具没有被拉开, 则低于30MΩ即为不合格。对于具体的某条线路的某段, 应与最近一次预防性试验的绝缘值进行纵向比较, 若绝缘值有较大幅度的下降 (下降幅度在40%以上) , 则可确定为绝缘损坏。对于线路分断点较少的线路, 可在线路中间解开耐张杆引流线, 将悬式绝缘子两侧视作开断点, 分别在两侧摇测绝缘来判断接地故障点。

1.4 线路绝缘抽查摇测法

对于存在交叉跨越或邻近有其他带电线路, 不挂短路接地线无法保证工作人员安全的线路, 宜用抽查摇测法进行绝缘测量。绝缘抽查摇测的重点是避雷器和针式瓷瓶。悬式瓷瓶由于在设计中采取了最少两片, 降低电压使用的双保险方案, 其外观良好, 绝缘故障的机率极少。现场绝缘摇测的具体方法为:将避雷器及针式瓷瓶拆下, 放在潮湿的沙地上, 针式瓷瓶要倒放, 将瓷裙埋入沙地最少2cm, 用绝缘摇表线的L端接避雷器或针式瓷瓶的金属端, 将E端插入沙地, 根据需要接屏蔽G后, 即可测试。应注意的是沙地必须潮湿, 针式瓷瓶要倒放, 否则, 摇表电流引线只能采集到瓷件泄漏电流的一部分, 会使测量的绝缘电阻值比实际的高许多。用抽查摇测法即可以对单个绝缘子进行测量, 也可以对一批绝缘子进行测量, 可大大提高检测效率。但是在对一批绝缘子进行测量时, 若发现绝缘值偏低, 仍然需逐个判断, 一直到找出低值绝缘子为止。准确判断出支线的绝缘状况后, 可综合评价整条线路的绝缘状况, 以便及时采取更换瓷件等措施, 提高线路绝缘水平, 确保线路安全运行。

通过分析以上方法的适用范围、优缺点、及注意事项, 可以有助于实际应用, 其中, 采用整体绝缘摇测法操作简便, 速度快, 可以起到较好的效果, 值得推广应用, 但在实际接地故障查找过程中还需结合具体情况运用合理的方法, 接下来笔者通过具体实例来说明10k V配电线路接地故障查找方法的应用及分析处理。

2 10k V配电线路接地故障查找处理实例分析

2.1 故障查找及处理概况

某夜间出现雷雨大风天气, 在凌晨1点左右调度发现10 k V SF线非金属性B相接地, 经试送后, 接地信号没有消失, 于2点将10 k V SF线停运。对10 k V SF线进行故障巡视, 并根据故障性质重点, 初步判断为树线距离不足, 并根据SF线运行图, 如图1所示, 进行故障巡查。

经巡视后, 线路前半段杆未发现故障, 早晨5点与调度联系后, 拉开P0428柱上开关, 前半段试送成功 (第一步, 蓝色表示) 。为缩小故障范围, 9点与调度联系后, 拉开P0432柱上开关、合上与10 k V SL线联络的P0407柱上开关, 对SN支进行试送, 送电成功 (第二步, 青色表示) 。此时故障范围缩小至#57~#92杆、SN支#1~#4杆及ST支。10点时再与调度联系后, 要求拉开P0431柱上开关、合上与10k V TX线联络的P0417柱上开关, 对ST支进行试送, 但在操作P0417柱上开关过程中, P0417上开关SF线侧中相打火, 故停止了操作。由于在试送过程中P0431柱上开关发生异响, 怀疑此柱上开关存在故障导致线路单相接地, 立即将此情况汇报调度要求对此柱上开关进行绝缘试验, 试验后未发现问题绝缘状况良好。经过多次巡视后仍未发现缺陷。

遇此情况后现场将沿线所有三相变压器跌落式熔断器拉开 (考虑故障为非金属性中相接地, 线路单相变接在2个边相上, 故单相变跌落式熔断器并未拉开, 并联系调度再次试送, 试送后调度通知单相接地仍然存在。下午2点解开#58杆线路搭头用P0432柱上开关对SN支#1~#4杆进行试送, 经操作后试送成功 (第三步, 紫色表示) 。线路故障段被定位#59~#92杆间。再次巡视线路仍未发现故障, 决定对故障断进行登杆检查, 检查后仍未发现故障存在。下午9点决定将所有配电变压器进行再次隔离, 空送线路试送成功。当操作#65-2杆某单相变跌落式熔断器后一声巨响, 调度反映线路接地后瞬间消失。立即安排隔离该台配变 (图1中D1) , 恢复其余配变正常供电。11点该台配变更换结束, 至此10 k V SF线抢修结束。

2.2 故障分析

2.2.1 故障的初步判断

SF线接于DS变, 该站未安装消弧线圈, 10 k V系统接地是通过10k V压变及出线保护共同判断的。当某条线路接地后, 该段母电压测量系统报该段母线接地, 线路保护装置根据压变电压及本装置测量到的零序电流来判断接地故障是否发生在本线路上。当时接地电流很小, 母线发出了接地告警信号, 但线路并未计算出是哪一条, 是通过试拉路找出了接地线路, 且调度判断为B相接地。

2.2.2 故障性质确定

故障性质对故障点的判断起着重要作用, 在整个故障处理过程中, 调度一直判断为单相接地, 而事后根据调度自动化系统得出的10k V SF线电压量测图可知, UA、UC两相电压降低且仍有较高数值, UB相电压升高, 母线线电压仍保持对称, 故应为两相非金属性接地, 对现场故障查找及判断产生了一定的影响。

2.2.3 线路故障排查时存在的问题

在此次故障查找中, 根据B相非金属性单相接地的故障性质, B相是中线, 把重点集中在中线查找。由于故障单相变接在两边相上, 在首次拉开配变排查故障时, 忽略了单相变。

2.2.4 故障配变试验分析

事后对故障配变进行了检查, 外观无明显放电痕迹, 初步判断是配变内部故障。接下来对配变高压直流电阻、低压直流电阻、绝缘电阻及耐压进行试验, 结果见表1。

通过故障配变的试验报告, 进行了如下分析:

(1) 高压直流电阻、低压直流电阻良好, 可以判断不是由于单相变匝间短路引起的故障。

(2) 绝缘电阻为零, 耐压试验失败, 可以判断单相变内部绝缘损坏, 具体要有待配变解体后查明。

2.3 接地故障查找处理思考

(1) 提高联络柱上开关操作成功率。联络柱上开关是运方调整和故障抢修时, 用电负荷转移的重要保障。在本次故障抢修中, 若P0417柱上开关可以正常操作的话, 可以缩短P0431柱上开关至P0407柱上开关之间不必要的停电范围, 以便非故障段用户尽快恢复供电, 提高供电可靠性。

(2) 要多在主干线、大分支出口点加装故障指示仪, 并在运行图上做好记录, 以便迅速查找故障点、缩小停电范围。

(3) 线路在分支、转角等情况下, 排列方式会发生改变, 中间相并不一定就是B相, 故在运行维护中要加强相色牌的管理。

3 结语

通过对10k V配电线路接地故障查找方法及具体应用实例的分析, 可以看出, 在实际操作过程中, 不只是的技术的掌握, 还需要方法的灵活应用、工作经验的积累、知识水平的时刻提高以及热诚的工作责任心, 只有这样才能保证电力系统的安全稳定运行。

参考文献

[1]田洪岩.10kV配电线路单相接地故障[J].农村电气化, 2007, (7) .

[2]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京:中国电力出版社, 2006.

8.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇八

关键词：10kV配网线路 雷击 防雷保护 技术措施

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）12（b）-0104-01

10kV配电线路是我国电力输送的一个重要环节，也是城市电力供应系统的主要构成部分之一。电力系统的不断发展促使雷击配电线路安全事故日益增多，分析10kV配电线路运行数据可以了解，配电线路频频发生雷击事故，尤其是配电线路遭雷击断线或跳闸，不仅会损坏设备，影响其运行质量和经济效益，而且会对人的生命安全造成严重的威胁。所以，设计架空配电线路时，在10kV配电线路中采用科学的防雷技术措施具有重要意义，可提高该配电线路的安全性和可靠性。

1 雷击10kV配网线路的主要原因

1.1 设备安装不规范

目前，由于线路杆塔、开关、配电地网等部分的安装工艺不够规范，使得配电线路易遭雷击，例如，接地圆铁与接地角桩焊接不良，接地网常年失修，还有地网腐蚀、遭到周围基建施工破坏等都是引发配电线路遭雷击的原因。

另外，如果安装的避雷器多次的遭受雷击，或者其存在质量问题，就不会达到实际的防雷效用，不能有效地抵抗雷击灾害。

1.2 防雷设计等级低

由于10kV线路上方会有110kV以上电压等级的线路交叉跨越，高电压等级的线路容易引来雷电，使得10kV配电线路遭受雷击。相对于其他高电压等级输电线路，如110kV、220kV等，10kV线路本身的防雷设计等级比高电压等级的线路要低，当同样都位于多雷区且发生同等级雷电情况时，由于10kV配电线路本身的防雷设计等级较低，防雷能力会显得较为薄弱，难以抵御雷击，致雷击事故发生。

1.3 针式绝缘子耐压等级低

针式绝缘子在10kV线路中使用较为广泛，其耐压等级通常比较低，而且与高电压等级输电线路有一定差异。针式绝缘子虽然在线路跨度大、抵御强风、台风、雷电等恶劣自然环境上使用，效果明显优于瓷横担，但针式绝缘子存在一定缺陷，确定故障位置较困难。l0kV配电线路通常采用耐压35kV的针式绝缘子，被强雷电击穿、击破后，由于绝缘子本身的耐压高，还能继续使用，运行人员巡视时不能及时发现其故障点，也就不容易在第一时间排除配电线路中的安全隐患。

2 提高10kV配电线路防雷的措施

2.1 架设避雷线路减少杆塔雷电流

在10kV配电线路中，最有效的防雷技术措施就是架设避雷线路。导线受到雷电直击时，线路绝缘闪络现象会经常出现，而架设避雷线路可有效减少杆塔雷电流，避免导线受雷直击，即在杆塔顶部架设地线，在覆盖导线的同时使雷电流直接导入大地，有利于降低10kV配电线路电能损耗，保障了线路安全、稳定地运行，并延长使用寿命。架设避雷线路的过程中，必须严格控制好导线的角度，使其处于不易受雷击的保护角，避免其受到雷击。此外，应充分结合避雷针等避雷装置，但避雷装置会将配电线路受雷击的范围扩大，所以需慎重采用。

2.2 降低杆塔接地电阻

在众多10kV配电线路防雷击技术中，降低杆塔接地电阻是其中的有效措施，该措施适用于平原及土壤电阻率低的配电线路地区。降低杆塔接地电阻的方法要根据当地的地形地貌和土壤的湿度来合理采用，根据不同地区气候、雷电发生率、土壤电阻率等情况，合理配置接地电阻，可在一定程度上保护10kV配电线路。现阶段，在配电线路中，接地电阻的降低措施如下所述，主要通过水平接地体和增加降阻剂来完成：（1）水平接地体，采用水平接地方式进行降阻是常用措施，但是这种方法也有其弊端，其目标值很难达到要求，并且容易腐蚀，使用寿命不长；（2）降阻剂，降阻剂是一种良好的导电体，能够与金属接地体紧密接触，这样当遭受雷击时，能增强杆塔的耐雷性能，降阻效果明显。

2.3 安装避雷器对线路进行保护

在输电线路中安装线路避雷器，能起到良好的防雷效果。因此，也可以在10kV配电线路中使用避雷器，避免或减少雷击发生率，有效确保设备安全运行，避免受损，同时对架空绝缘导线起到良好的保护作用。

因为无间隙避雷器在长时间内承受着工频电压，并且还要间歇承受工频续流和雷电经过时的电压，很容易老化，因此，避雷器会出现很多故障，这些故障就极大地影响了配电线路供电的可靠性。在配电线路中，我们要安装免维护的氧化锌避雷器对线路进行保护，并且要注意对配电线路中易击段有选择地进行安装。

2.4 提高配电线路绝缘水平，降低闪络概率

10kV配电线路具有比较低的绝缘水平，遭受雷击时，非常容易出现线路绝缘子闪络等情况。且配电线路中常常会有同塔共架多回路的现象，在某些杆塔架上布置的回路有4回或以上，虽然这样减少了线路走廊，减低了线路的投资成本，但由于同塔共架多回路中的线路和线路之间的电气距离不足，一旦受到雷击后，就会引发各回路均出现接地事故，情况严重时甚至会出现多回线同时跳闸的情况发生，大大影响了线路供电的可靠性。

为了提高配电线路的绝缘水平：一是增加绝缘子的片数或更换新的绝缘子型号；二是将绝缘皮加于绝缘子和导线间；三是用绝缘导线来取代原有的裸导线。从而降低雷电过电压造成线路闪络的频率，为配电线路稳定供电提供保障。

3 结语

综上所述，10kV配电线路通常因设备安装不规范、防雷设计等级低、针式绝缘子耐压等级低等原因，比较容易受到雷击的损坏，给人民群众生命财产安全造成巨大威胁，阻碍社会经济的发展，是不容忽视的配电线路安全运行问题，必须加强10kV配电线路防雷技术研究，做好防雷工作，减少因雷击引发的事故。各种防雷技术需根据10kV配电线路实际情况选择适宜的措施，以真正取得防雷保护实效，确保线路安全，实现经济效益和社会效益。

参考文献

[1]金琦康.10kV配网线路防雷技术措施探析[J].机电信息，2014（24）：113.

[2]蒋文泉.刍议10kV配网线路防雷技术存在的问题与处理对策[J].通讯世界，2013（12）：110-112.

[3]张博.探讨10kV配网线路防雷技术措施[J].企业技术开发：中旬刊，2012（8）：130-131.

9.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇九

摘 要：配电房内配电系统的合理规划决定了人们用电质量与用电安全，文章探究10kV配电房内配电系统合理规划的内容，希望可以为我国电力事业的发展奠定发展基础与理论保障。

关键词：10kV;配电房;配电系统;合理规划

在电网的不断发展进程之中，智能电网出现，并成为电力系统可持续发展的必要内容。在此背景下我国电力信息网络建设变得十分繁琐，在实现信息交换传送的同时，也可以实现对资料的检测。在根据相关条件下对电力系统的整体现状进行分析，并以配电房的配电系统合理设计作为基础，以此用来保证电力系统的稳定发展，提高人们的用电质量，保证电力数据的真实性与完整性。

1 10kV配电房供配电设计要求

从整体角度出发，配电房的平面摆设受到供配电的影响。以住宅用电为例，需要对10kV供电电源的供配电设计进行了解与分析，并对配电房的基本布置有所认识。但是在现实生活之中，由于缺乏对供电电源的了解，很多电气设计人员并不清楚供电局是否在家属住宅楼设置相关的装置开关，对开关的类型也不甚了解。此外，如果对负荷分配的摆设不了解，那么则无法对出线点与出线回路数的正确性进行判断，这种问题下很多施工人员会变得“无从下手”、“摸不着头绪”。

2 10kV配电房与供电房的统一

现如今，人们并不了解供电单位怎样称呼用房，相关的称呼包括综合房、公变房、开闭所等。开闭所主要是指供电单位调配电源的一种方式，并没有变电的含义，并且在配电房的设置中主要包括10kV环网配电柜;专变房是指作为公共活动的配电房，比如像超市、酒店等所设置的高压配电房;综合房则是指居住类型的配电房，划分公变房与综合房的唯一指标便是是否设置10kV电源。总而言之，不管是电气专业人员还是建筑施工人员需要规划单位条件，保证各个单位之间能够加强沟通与了解，避免出现遗漏现象。

3 电费计量表要保证合理性

电表主要分为两种类型，其一是供电单位的金额表，其二是物业所使用的内部金额表。两种电表中容易出现错误的以供电单位所使用的金额表为主，尤其在复合用电以及居住类用电性质的综合楼上具有十分明显的表现。以居住类用电执行综合楼为例，供电单位所采取的方式为一户一表的方式，无论是电梯用电、住户用电还是公共照明用电，都需要按照居民的电价进行收费，其它方面的电量则需要按照非普通工业进行计费。在设计施工图的时候，需要保证建筑部门与物业管理相互沟通，并提出相关的要求，比如较大房间的分表或者营业性用房的分表，需要保证设计的准确定，布局的合理性，避免在设计结束之后再次数显改动现象。

4 设备设置要保证合理性

首先，在进行设计施工的时候，平面图与高压、低压配电系统接线图的合理性关系到施工运行的顺利。其中设备设置的合理性主要表现在两个方面：第一是平面图的柜、屏的排列顺序需要与系统接线图保持一致。第二是平面图上的双排面对面所设计的配电屏之间的母线在系统图上没有得到显示。其次，部分低压配电屏前后通道的尺寸没有达到相关要求与标准。通常情况下，低压配电设计规范中，不受限制的屏后维护距离为1000mm，受限制的屏后维护距离为800mm，但是由很多施工设计时不合格。

5 选择标准的电缆

5.1 选择电缆的型号。在诸多工程建筑之中所采取的电缆分为两种型号，分别是VV型聚氯乙烯电缆、YJV型交联聚乙烯电缆。YJV型交联聚乙烯电缆的价格要高于VV型聚氯乙烯电缆，并且电缆的重量标较轻，寿命比较长，VV型电缆为寿命为，YJV型交联聚乙烯电缆WEI40NIAN.在建筑工程设计上，YJV型交联聚乙烯电缆是最佳的选择。

5.2 电缆防火。电缆防火是非常值得重视的问题，一般所采取的型号为ZR阻燃性，这种防火设备能够将已经失火的电缆进行控制，避免电缆燃烧范围扩大，这对其它设备而言具有一定的保护作用，能够避免产生经济损失。此外，当电缆失火达到无法控制现象的时候，则需要选取NH耐火性电缆，这一类电缆能够使通电能力维持到规定的时间之内。值得注意的意思按便是不可使用耐火性低、施工困难，并且绝缘性能差，易遭受破坏的矿物绝缘电缆。

6 其它内容

6.1 在规定要求与标准下利用变压器的容量得出换气次数，通常情况下暖通设计并不会出现非常大的问题，相关设计人员在进行配电房设计的时候最为主要的问题便是通风管道问题，这种情况不仅有所违背《10kV及变配电所涉及规范》中所规定的要求，并且也与供电单位所制定的规章管理制度背道而驰，要想真正解决这种问题，则需要设立轴流风机以及排风口，并且还要积极做好校对以及各个专业之间的相互协议。

6.2 在土建专业之中有很多结构专业存在非常大的问题，所出现问题的.原因便是10kV设备的重量不符合要求，并且相应的荷载也达到了标准，因此，建筑专业之间加强配合才是最为关键的因素。

7 安全性能的分析

7.1 策略过滤。策略过滤是严格按照客户端用户以及数据的属性，在服务端中根据策略的规定对信息内容进行筛选。根据策略得知，在根据不同的信息内容下采取不同的策略，并且对信息的要求要进行分析，针对信息的特性实现选择。这种模式不仅可以保证信息的安全性与完整性，并且也可以对信息实施筛选，在筛选之后的现象进行审核，这样一来便可以无理由追究用户的责任了。

7.2 信任度。在对策筛选的同时，需要对用户行为的信任度进行检测，以此用来保证操作的安全性。根据访问控制而言，用户行为信任度的方式会比较严密，并且呈现出严格的现象，假如用户行为信誉度比较低，则需要采取异样的方式对用户的行为进行分析与探究，并且要对用户行为的安全性进行了解。当用户行为发生危险性的时候，交替中心便会对用户行为进行制约，起到保护作用。

7.3 安全交换协议。如果没有按照统一的安全交替下上，那么所传输的信息具有安全性，并且在无任何标准规则的协商基础上，能够提高信息的安全标准。

8 结语

在当前我国电力系统的发展过程之中，职能电网用户客户与电网之间的业务变得非常复杂，需要对异构系统之间的信息进行交替，保证所传输信息的准确性。根据上文的分析与探究，只有真正做到以上几点内容，才能真正推动电力事业的发展与进步。

参考文献

[1] 黄伟俊.10kV配电房内配电系统合理规划设计研究[J].电子技术与软件工程，(12)：199.

[2] 韦磊.探析供配电设计中的节能方法和措施[J].通讯世界，2014(15)： 52-53.

[3] 邵宏，高翠萍.城市公用配电系统存在的问题及解决方案[J].低压电器，(23)：39-41，45.

[4] 吴佳胜.住宅小区10kV供配电工程设计中电磁辐射[J].广东科技， (06)：102-103.

10.10kV线路工程总结 篇十

工程总结 10kV接入线路工程

编制：

审核：

批准：

**************有限公司

年 月 日

工程总结

一、工程概况

1、项目概况

**********光伏发电项目位于北纬***，东经***。本项目项目场址位于******区域内，属于*******，政府已经将村民搬迁安置到镇区专门的住宅小区；村庄原址需要进行“采矿塌陷区”治理。现已成废墟的宅基地属于“拆旧区”，系村集体废弃用地。场地略微朝南倾斜，坡度约为3度，场地内无较高草木，无水土流水。场地高程在****左右。

****地处*****部太行山南麓，与山西省毗邻，属暖热带季风气候。四季分明，气候温和，光、热、水资源丰富，非常有利于发展工农业生产。但受季风影响显著，冷热分明，干旱或半干旱季节明显，春季气温回升快，多风少雨、干旱频发；夏季炎热，热量充足，降雨集中，局部易涝易旱；秋季秋高气爽，气温降幅较大，雨量减少；冬季寒冷，雨雪稀少。2011年全年平均气温 14.6 °C，全年日照1400小时，全年降水量 860毫米。

2、工程概况

本工程新建一路10kV备用电源，T接于附近*******支线**#杆处，下线处加装可隔离短路故障、可切除单相接地故障的断路器一台，10kV线路采用架空JKLYJ-10-70，线路全长****米，新装250kVA变压器一台，台架安装。栽立12米电杆7基，10米电杆1基。

3、主要参建单位（建设、设计、施工、监理）

建设单位：---------------------设计单位：---------------------总承包单位：--------------------------监理单位：---------------------------施工单位：---------------------------调试单位：

4、施工主要进度节点

本工程自*****年****月***日开工以来，项目部所有人员积极合作，与建设、监理、总包等单位积极配合，与****年***月***日完成所有施工内容，并通过供

/ 12

电公司验收合格，*****年**月**日完成新建线路及设备带电投用。

施工过程中，积极对监理单位及总包单位提出的问题进行整改，并努力协调施工人员的矛盾，争取按时顺利完成所有施工任务。

在供电公司进行送电前的检查验收过程中，积极配合验收工作，并及时提交相关验收资料及对验收所提出的问题积极整改闭环，顺利试验线路、设备投用。

二、施工管理工作总结

1、项目管理总结

1.1、编制体系文件，健全管理体系，按照总承包单位的体系管理要求，建立、健全了管理工程技术管理体系，同时在总包和监理的要求下，及时编写了该项目所需的各种技术管理文件，在开工前满足了现场开工要求。

1.2、在技术管理方面，开工前，编制了施工组织设计及对应作业施工方案，在施工前，对所有方案及施工人员进行了施工技术、质量、安全交底，交底执行双签字制度。

1.3、项目部加强对现场的管理力度表现在以下几个方面。施工质量情况实行动态跟踪，施工中出现质量不良现象，及时进行分析，制定解决方法，坚决落实施工方案中的措施，决不允许有水分。

1.4、强化计量管理。本工程中所使用的计量工器具均经过鉴定合格后进行使用，并且所使用的计量器具有专人管理，以保证现场所使用的的计量工器具全部在受控状态。

2、安全管理总结

2.1、开工前组织全体人员进行安全教育与安全考试，合格后上岗工作，对新入职的职工必须经身体检查合格，进行安全教育，时间不少于40学时。并经安全考试合格后，方可上岗安排工作。同时进行相关的环境、消防法律法规教育，应急响应能力的培训。

2.2、特殊作业人员必须经专业理论与操作培训，持证上岗；

2.3、利用每周一安全日活动，进行安全知识和上级有关安全生产文件、规程、指令等的学习；

2.4、执行站班会制度，填写“安全施工日志”，班前做到“三交”、“三查”，强调安全交底的针对性，杜绝违章指挥、违章作业。

3、质量管理总结

/3

本工程实行工程质量奖优、罚劣的原则，坚持质量好与差与经济挂钩的原则，鼓励施工优秀品，监督杜绝不合格品。项目部制定奖罚细则，监督实行“质量一票否决权”，发现不合格施工项目，严格按项目部有关规定要求进行考核处理。严格执行四级检查验收制度，即班组自检（一级检查）、工地复检（二级检查）、项目部检查（三级检查）、总包（监理）监督检查（四级检查）。做到班组、工地、项目部检查及时、准确，记录填写真实、规范，报验及时、资料齐全完成。做到不合格项目不转入下道工序。出现问题不采取纠正预防措施不施工作业。

三、本项目主要经验与教训

本工程是我公司第一次与总承包单位（***********）进行合作，在整个施工过程中，总承包单位的完善的体系管理制度、周密的施工策划、严格的验收管理制度是值得我们借鉴与学习。通过本工程项目的配合，使得我公司在后续的项目执行过程中的项目项目建设体系更加完善。

四、工程遗留问题与备忘录

无

11.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇十一

关键词：10 kV配电线路；电力系统；常见故障；应对策略

中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0092-01

在电力系统发展过程中，10 kV配电线路是我国电力系统运行主要构成部分，10 kV配电线路的质量对于整个电力系统的供电质量具有直接影响，因此，加强对10 kV配电线路的管理具有重要意义，是电力系统工作效率的根本保证。 就现阶段而言，10 kV配电网在运行过程中其线路存在一些故障，严重影响了相关工作的开展，只有积极加强对10 kV配电线路存在的问题进行分析，才能保证其正常运行，才能推动我国电力系统的发展。

1 10 kV配电线路的常见故障分析

1.1 导线跳闸

随着电力系统的不断发展，10 kV配电线路的故障也逐渐暴露出来，严重影响了相关工作的开展。在设备运行过程中，导线的接头处产生大量的热量，日积月累就会导致导线断裂，从而导致跳闸，影响了用户的用电体验。 此种问题也是10 kV配电线路运行过程中较为常见的故障。通过分析，造成此种现象的深层原因主要是由于线路在运行过程中，其负载较大，使得线路的接头处线路逐渐扩大，导致相关设备的热量也逐渐扩大，使得其强度降低；另一方面导线在安装过程中，工作人员对于导线连接工作不到位，导致导线的接触面连接性能好，容易出现发热现象，进而导致电阻增大，长此已久就会导致导线断开，形成跳闸故障。

1.2 接地故障

在10 kV配电系统运行过程，相应设备的绝缘子以及一些瓷器设备的性能不能满足实际的供电需求，容易出现损失，导致线路的接地以及开关容易出现跳闸现象。尤其是在降雨量较大的地方，由于降水量也较大，一定程度上增加了故障出现的几率。工作人员通过研究分析，出现跳闸现象的主要原因在 10 kV配电网运行过程中， 继电保护动作存在一些问题。并且，配电线路的下可能会存在一些树木等其他影响因素；线路在运行过程中绝缘电阻由于各种原因逐渐降低，使得相关部件出现质量问题，从而导致跳闸现象的出现。

1.3 变电开关故障分析

就目前来看，10 kV配电线路的设备在运行过中不具一些合理的有效的保护措施，容易导致跳闸现象的出现。造成这种现象的原因较多，例如：一些用电客户在电力使用容量较大或者一系大中型的电气设备，就会导致电网的负荷在段短时间内增大，如果不具备完善的保护措施，就会导致跳闸现象的出现。

1.4 配变损坏故障

目前来看，我国10 kV配电线路设备最为明显的故障就是接电以及防雷层面存在严重不足，不能满足实现配电网运行的需求。出现这种现象的主要原因是避雷针在长期使用过程中，相关工作人员并没有采取相应的措施对其进行维护，对其不管不顾，不能保证其质量，也就很难保证其使用效果，导致配变损坏。 一些供电所在工作过程中，避雷针已经失去作用但是并没有对其进行替换或者采取相应的措施，严重影响了相关工作的开展。另外，还会导致接地工作中出现一些窃电等现象的出现。如果供电区域降雨量较大，也对整个电力系统的运行造成一定的影响，导致配电工作存在一定的安全隐患。

2 加强10 kV配电线路运行的措施

2.1 制定完善的导线接头温度测量机制

在实际工作过程中，相关部门应该积极制定合理的导线温度过热检测机制，首先，工作人员应该针对此种现象采取相应的预防措施，及时对导线接头处的温度进行监控。如果发现温度超过50 ℃，相关工作人员应该及时对其进行处理，同时，还要做好相应的记录。然后，工作人员应该依据实际情况将导线的接触面增加至两根，然后将平沟线夹由小型换成大型，将最佳的温度控制在25 ～30 ℃。另外，工作人员还要针对导线的特点，采用红外控温技术对导线的温度进行监测控制，这样才能对导线断裂故障的处理提供一些指导，保证了良好的工作质量。最好，相关工作人员还应该对导线接头的安装质量进行控制，在结构安装过程中，可以才采用平构线夹对导线压紧，不仅能够保证导线接头处的质量，还能实现对10 kV配电线路的负载的调节，保证10 kV配电线路运行的质量。

2.2 加强对10 kV配电线路绝缘系统的检查

10 kV配电线路在运行中，绝缘系统对配电线路的安全运行具有重要作用。因此，工作人员应该针对其中出来的问题采取相应的措施，才能保证良好的工作质量。首先，工作人员应该对配电线路的绝缘系统进行监测，对于其中出现裂缝不符合要求的应该积极的进行替换，还要积极的对绝缘系统的安装工作进行复查，如果存在安装问题，应该及时对其进行再次安装。 然后，制定完善的管理维护机制，对绝缘系统进行定期维护，针对其中容易出现的问题，进行归纳整理，依据实际状况制定合理的应急措施，对于其中存在的问题及时进行处理，提高了工作效率，减少了对用户造成的影响。

2.3 增加线路开关的保护动作时间

在实际的10 kV配电线路运行过程中，由于继电保护工作所导致问题已经屡见不鲜，严重影响了用户用电体验，因此，工作人员可以依据此种形象，通过增大线路开关保护动作的时间对此故障进行处理。工作过程，10 kV配电开关的保护定值都是通过电力管理部门来实现，因此，可以通过电力管理部门实现对线路开关的保护时间进行调整。对于一些用电较大的企业，工作人员应该对线路运行负载等因素进行考虑，对企业的实际状况进行综合考虑，然后在确定处理方案。电力部门还应该依据配电运行的实际状况，制定完善的监督机制，对电网运行过程中各个环节进行监管，能够防止问题的出现，保证了电力系统的平稳运行。如果遇到突发状况，应该积极向相关部门进行上报，通过审批以后才能实行。

2.4 加强对避雷针质量的管理

10 kV配电线路运行中，避雷针对其安全运行具有直接影响，如果避雷针出现问题，就会导致整个配电系统失去安全保障，因此，工作人员在工作过程中应该严格按照相应的流程对10 kV配网运行故障进行处理。对于一些存在开关的设备，工作人员首先应该对电气设备进行检查，依据实际状况对其两边进行隔离，并且还要安装避雷针，安装完成以后，还要对其进行试验，才能保证质量。对于损坏的比避雷针应该技及时的进行更换，才能保证其作用最大化。另外，还要对接地电阻进行控制，通常来说，电阻不能大于10 Ω， 检查周期为三年，只有做好相应的预防工作才能将故障所带来的影响降到最低，保值10 kV配网线路的安全运行，提高供电质量，推动我国电力企业的发展。

3 结 语

综上所述 ，加强对10 kV配电线路存在的问题进行研究分析具有重要作用，能够保证配电网的安全运行。在实际管理过程中，应该先从实际出发，采取有针对性措施，才能达到事半功倍的效果。

参考文献：

[1] 马维兵.10 kV配电线路常见故障与维护措施[J].科技与企业，2013，（22）.

[2] 梁建明.10 kV配电线路故障原因分析及防范对策[J].中国科技博览， 2010，（28）.

12.10kV配电线路接地故障的措施探析 篇十二

在电力线路中工作安全技术措施有很多，但由于存在不规范的配电网规划、设计和建设以及不完善的继电保护和自动装置等问题，同时各类操作人员安全意识不高，故实际操作过程中存在的风险较多[1,2]。本文将通过10 kV配电线路人工三相短路接地试验，说明在10 kV停电配电线路工作的情况下，若工作过程中电源侧意外来电，在工作地段相邻电源侧杆塔可靠和不可靠装设三相短路接地线后，工作人员是否存在触电危险的问题。也就是说，对工作人员在工作过程中遇到意外来电情况的风险，可以通过线路中的相间电压、相对地电压和跨步电压3项参数的测试分析来进行评估。

1 试验方案

1.1 试验地点和内容

合理选择试验线路和变电站，应该充分考虑试验过程中的敏感性、代表性、安全性等因素。在实际条件允许的范围内，应考虑尽可能多的试验条件，测试线路为某供电局110 kV变电站10 kV线，其中，10 kV线3号杆为测量地点。三相短路接地线一组是在110 kV变电站10 kV长坡线3号杆靠电源侧，也就是杆测量点外1 m处进行安装。在送电前，对10 k V线2号杆(电源侧)新装单相隔离刀闸进行拉开、合上操作，送电操作是通过变电站10 kV长坡线070断路器完成的。在可靠安装三相短路接地线时模拟线路三相、两相和单相来电，可以对10 kV线3号杆处三相线路相间电压、相对地电压和杆塔接地点周围的跨步电压进行相关测量。在短路线不接地、线路三相合闸时，即可靠安装三相短路线的情况下，可以对三相线路相间电压、相对地电压和杆塔接地点周围的跨步电压进行有效测量。

1.2 测试方法

Genesis数字波形记录仪、分压器(Tektronix P6015x高压探头)可以对线路对地电压进行测量和记录;10 kV长坡线070断路器柜便携式故障录波仪，以及110 kV变电站2号主变低压侧进线电流互感器可以对线路短路电流进行测量和相应的记录;接地桩为本次试验用的临时接地体，这是因为线路杆塔无固定接地引下线及接地装置，其中实测接地电阻为2.7Ω(≤30Ω)，间距为0.8 m的人体跨步通过3根接地桩来模拟。

2 降低试验风险的措施

(1)重新校核110 kV变电站全站保护及自动装置定值，按照三相接地短路、三相不接地短路、两相接地短路的短路电流及单相接地电流计算相关问题，重新设定相关数据，确保故障在发生接地后在预订时间内迅速切除。(2)在试验前，全面检查相关设备，包括一、二次设备，10 kV变电站与试验有关的断路器，10 kV线1～7号杆的相关测试以及传动试验，确保可靠投入及正确动作(二次设备)。(3)重要用户落实防范措施，安排好试验期间的供电应急预案，同时保证用户供电，发电车现场待命，尽量避免供用电纠纷。(4)测试前准备好详细的试验方案，以及相关系统现场事故安全措施的应急预案，配置好相关的抢修物品和设备工具，以应对可能出现的故障及设备伤亡事故。

3 试验数据分析

3.1 三相短路接地、三相合闸

三相电流波形发生严重畸变，可以通过合闸母线电压、电流波形，还有三相短路接地、三相合闸情况看出。造成这种情况的原因往往是电流互感器铁芯饱和。所以，电源及配电线路三相阻抗不对称，即三相电流互感器参数存在一定的差异，从而就会造成三相电流不平衡。有上千伏的高频电压脉冲在三相线对地合闸、分闸时出现，这可以从接地点处线路对地电压波形在三相短路接地、三相合闸情况下看出，这是干扰脉冲情况，由磁场突变引起。由于高频分量(1 kHz左右)在整个过程中都存在，因此干扰性好就可以认为是存在高频分量。在合分闸瞬间较高的脉冲电压，可以从测试数据波形看出，合分闸时的电压脉冲波形一致于其展开波形，这样就可以认为是感应干扰。测试电压值小于1 V，在合闸后的相对稳定过程中可以看出。

3.2 三相短路不接地、三相合闸

电流互感器铁芯饱和是由于短路电流而形成，这样会使三相电流发生严重畸变，可以从合闸母线电压、电流波形在三相短路不接地、三相合闸的情况下看出。所以，电源及配电线路三相阻抗不对称，再加上相关的三相电流互感器参数有所不同，就造成了三相电流不平衡。短路电流造成磁场突变引起上千伏的脉冲，这在三相短路不接地、三相合闸的情况下，短路点处线路对地电压波形可以得出。在这种干扰脉冲中，工频分量与高频分量叠加形成波形，干扰信号为前面的高频分量。合闸后零序电压是由于线路三相参数不对称造成，这样在分闸的情况下，电荷通过线路电容、电感、电阻形成阻尼衰减放电，衰减一般按照放电指数进行，在感应电压波形上进行叠加，衰减过程持续时间为500 ms，指数衰减分量起始幅值约600 V。带电线路在该线路周围，不接地的试验线路，合闸前、分闸后有感应工频电压分量约为128 V。由此可知，合闸后接地点处三相线路对地电压稳态值的最小值为105.2 V，可以通过线路三相短路三相合闸后短路点处线路电压值得到。另外，从测试数据的波形可以看出，合分闸瞬间出现较高的脉冲电压，电压脉冲波形在合分闸时和其展开波形是一致的，这样就可以认定为是感应干扰。从合闸后的相对稳定过程得到，测试电压值小于1 V。

3.3 三相短路接地、两相合闸

接地点处线路对地电压波形，在三相短路接地、两相合闸情况下，上千伏的电压脉冲会产生，这也是一种干扰脉冲，是由短路电流造成磁场突变而引起的。另外，电流互感器铁芯饱和短路电流形成，会使三相电流发生严重畸变，可以从合闸母线电压、电流波形在三相短路不接地、三相合闸的情况下看出。

3.4 三相短路接地、单相合闸

对于中性点非有效接地的10 kV系统来说，没有电流回路，则没有三相电流，同样，三相电流在故障录波器中都为0。上千伏的电压脉冲在三相线对地合闸的情况下，由接地点处线路对地电压波形可以得到。同样，没有电压在合闸后线路接地点测量得到，也没有明显的电压在开关分闸时波形记录中。合分闸瞬间出现较高的脉冲电压，在测试数据的波形中可以看出。另外，通过展开波形与合分闸时电压脉冲波形的一致性，可以判定为感应干扰。同时，在合闸后的相对稳定过程中测试电压值小于2 V。

4 结语

(1)在电力配电网线路中突然来电的情况下，测试跨步电压在线路短路接地点的数值远低于安全要求值，这对于地面工作人员来说是安全的。(2)在短路电流小于8 kA，杆塔接地电阻满足要求的情况下，三相来电、故障切除时间不大于10 s的两相来电线路，以及单相突然来电，工作人员因线路意外而遭受伤害的风险也比较低。(3)在不接地线路装设三相短路线的情况下，考虑到线路三相参数不一致的情况，起始值较大的阻尼衰减放电容易形成，并且具有较长时间的衰减放电时间。不同幅值的感应电压因线路不接地而可能存在，这时线路上有超过人体安全电压值的电压。在这种情况下，工作人员受到线路意外来电伤害的风险比较高。

参考文献

[1]王钢,陶家琪,徐兴伟,等.东北电网500kV人工三相接地短路试验总结[J].电网技术,2007(4)

13.10KV线路作业指导书 篇十三

1.1 为规范配电线路维护作业程序，确保安全、优质、高效地完成配电线路维护工作，特编制本作业指导书。

1.2 现场工作必须严格执行《安规》、《两票》有关规定，深入开展反习惯性违章活动。2、引用标准

2.1 国家电网公司《电力安全工作规程》（电力线路部分）

2.2 DL/T 741-2001 《配电线路运行规程》《架空配电线路及设备运行规程》

3.3 《架空配电线路安装检修工艺规程》 3、适用范围

本作业指导书适用于农网10kV及以下配电线路的现场作业过程的指导。4、安全措施

4.1 保证人身安全

4.1.1 现场工作人员应佩戴安全帽并统一着装（工作服、绝缘鞋）。士 4.1.2 开始工作前要仔细检查所用工器具，合格后方可使用。杆塔上作业人员必须使用有保护绳的双保险安全带，安全带和保护绳应分挂在杆塔不同部位的牢固构件上，换位时不得失去安全带的保护。

4.1.3 开始工作前，工作负责人向全体检修人员交待工作任务、现场安全措施和临近带电线路（部位），并明确分工，全体工作人员复诵无误后方可开始工作。4.1.4平行双回路线路停电检修时，工作负责人要向工作班成员指明哪一回停电，哪一回带电，并设专人监护，防止工作人员误登带电杆塔或误入带电区，工作人员应佩戴与停电线路色标一致的袖标。

4.1.5 工作地段如有邻近、平行、交叉跨越及同杆塔架设线路，在需要接触 或接近导线工作时，要使用个人保安地线。

4.1.6 严格执行“谁安排工作，谁负责安全”的原则和现场勘察制度，把好作业现场安全关。应安排熟悉设备及作业环境的人担任工作负责人，应对工作的危险点充分进行分析并制定防范措施，传达到每个工作班组成员。4.2 保证设备安全

4.2.1 每日检修工作出工前，应详细核对和检查所使用的工器具及材料齐全完备后，方可出工。

4.2.2 检修人员要按照项目与标准要求，对设备的每个部位（部件）逐项进行认真检查处理，确保不发生因人为原因造成设备故障。

4.2.3 更换导线或绝缘子等损坏零部件时，应对各连接部位详细检查，以免丢漏M销和开口销，同时将更换设备恢复原位，保证设备安全运行。4.2.4 检修中过程中发现的缺陷应及时处理，对现场难以即时处理的缺陷，应立即向上级领导汇报并做好记录，以便合理安排处理。4.3 保证交通安全

4.3.1 驾驶员每日出车前应仔细检查车辆状况，保证方向、刹车、灯光完好齐全，严禁车辆带病出车。

4.3.2 驾驶员必须严格遵守交通规则，严禁酒后开车，疲劳出车。4.3.3 司机在行驶中必须严格执行道路交通管理规定，不准开英雄车，更不准强超会车。4.3.4 工作成员乘坐车辆时，不准与司机交谈闲聊，更不准在车内嬉笑打闹。4.3.5 工作成员乘坐车辆时，不准将头、手伸出车窗外，以免会车时伤人。4.3.6 严禁客货混装，防止工具、材料挤伤、扎伤工作成员。5、维护项目

5.1 处理线路运行中存在的缺陷

5.1.1 对线路运行中发现的缺陷逐项进行处理，应全部消除。5.1.2 检查并处理在检修中发现的新缺陷，更换损坏的设备。5.2 检查接地装置

5.2.1 检查接地装置的附件是否短缺、丢失。

5.2.2 检查避雷器、接地引下线及接地装置的连接是否良好。5.2.3 检查接地引下线是否完整无腐蚀。

5.2.4 检查接地体是否被雨水冲刷或由于其它原因而露出地面。5.3 检查杆塔本体及基础

5.3.1 检查杆塔塔材是否短缺及被盗。

5.3.2 检查杆塔倾斜、横担歪扭及各部件锈蚀、变形情况。5.3.2 检查杆塔部件的固定情况，螺栓是否短缺或松动。5.3.3 检查混凝土杆是否裂纹、水泥脱落、钢筋外露。

5.3.4 检查杆塔基础是否倾斜或下沉，基础是否被冲刷，周围土壤是否被挖掘。

5.3.5 清除杆塔上的鸟窝及杂物。5.4 检查杆塔拉线及其部件

5.4.1 检查拉线及部件锈蚀、松弛、断股、抽筋、张力分配不均情况。5.4.2 检查拉线连接金具是否缺螺栓、螺帽及开口销。5.4.3 检查拉线坑是否坍塌或被水冲刷。5.4.4 检查无绝缘球的拉线绝缘护套是否完好。5.5 检查和清扫绝缘子

5.5.1 检查瓷质绝缘子表面裂纹、破碎情况，是否有闪络、烧伤痕迹，螺母是否紧固。

5.5.2 检查绝缘子连接钢脚及钢帽锈蚀情况、钢脚是否弯曲。5.5.3 检查玻璃绝缘子自爆情况。5.5.4 检查弹簧销子是否缺少或变形。

5.5.5 所有瓷绝缘子和玻璃绝缘子要用清水进行彻底清洗。5.6 检查导线

5.6.1 检查导线有无断股、松股、筋钩、损伤或闪络烧伤痕迹。5.6.2 检查导线上有无抛挂物。5.6.3 检查导线驰度是否平衡。

5.6.4 检查导线对地、对交跨物距离是否合格。

5.6.5 检查导线防震锤有无损坏、弯曲、变形、磨损导线现象。

5.6.6 检查耐张线夹、并沟线夹、爆压线夹有无烧伤现象，耐张线夹有无跑线现象。

5.6.7 检查导线各种连接金具是否完好无损。

5.6.8 检查立瓶绑扎是否完好，绑线有无断股，导线是否有磨损现象。5.6.9 耐张线夹、异型线夹（并沟线夹）有无开裂。5.7 检查线路附属设施

5.7.1 检查杆塔标志牌是否齐全完好，字迹清晰，色泽鲜明。5.7.2 检查杆塔色标是否完好。5.7.3 检查防鸟、防雷装置是否完好。

5.7.4 检查杆塔所挂光缆及固定连接金具是否完好。5.8 检查线路通道

5.8.1 检查线路走廊内有无违章建筑，有无高大突出物。5.8.2 检查线路走廊内有无危及线路安全运行的树木。5.8.3 检查线路附近建筑物上有无易抛落的物体、广告牌等。、标准

6.1 杆塔本体

6.1.1 直线线杆塔高度在20m 及以下时，砼杆倾斜不超过15‰；铁塔倾斜不超过10‰。

6.1.2 预应力及普通砼杆的杆身允许挠度不应大于杆长2％。

6.1.3 预应力砼杆的杆身不允许有纵横向裂纹。普通砼杆横向裂纹不超过周长的1/3，纵向裂纹宽度不超过0.1mm。

6.1.4 运行中的电杆发生倾斜需要扶正时，应视电杆的杆型、倾斜方向及倾斜程度，确定扶正方法，单杆扶正后需打拉线，但应注意与带电体的安全距离。6.2 导线

6.2.1 严禁不同金属、不同规格、不同绞制方向的导线在同一档内连接。6.2.2 钢芯铝绞线断股损伤面积在同一处强度损伤超过铝股总面积25％以上时，应将损伤部分全部割断，重新以接续管连接，小于上述规定，但导线在同一处断股损伤的截面超过总面积的25%时，应使用补修管进行补修。若损伤长度超过补修管补修范围时，同样应割断重接。

6.2.3 单金属绞线断股损伤截面不超过总面积7%，可以用缠绕法进行处理。带电设备对人身安全距离

电压等级（kV）

最小垂距（m）

0．7 0．4

0．2

6.2.4 导线对地距离在最大计算弧垂时应满足下表要求：

地域

电压等级（kV）

弧垂（m）

居民区

10KV

6.5

0.4KV 非居民区

10KV

5.5

0.4KV 6.2.5 同一档内一根导线只允许有一个接头.6.2.6 防振锤安装要保持与地面垂直，防振锤安装距离误差不超过＋30mm，铝带应外露10mm。6.3 绝缘子

6.3.1 停电测试绝缘子时，应使用5000V兆欧表或绝缘测试仪逐个测试其绝缘电阻，凡小于500兆欧即为不良绝缘子，应更换。

6.3.2 运行中的绝缘子出现裂纹，瓷袖烧伤、放电、硬伤（超过2平方厘米），钢脚严重活动及弯曲，浇灌处裂纹以及检测出的不良绝缘子均应进行及时更换；M销弹性良好，宽度不小于7mm。

6.3.3 清扫绝缘子应使用清水将绝缘子表面逐片擦干净，并进行外观检查。6.3.4 运行中的绝缘子或更换后的绝缘子应与地平面垂直，顺线路方向与垂直位置的位移角不应超过5º，且最大偏移值不应超过10kV：200mm;1KV:100mm。6.4 拉线

6.4.1 拉线断股，损伤总面积超过17%时，应更换。

6.4.2 拉线锈蚀严重，出现麻点，而麻点深度超一毫米时，应更换拉线，更换时应先打临时拉线，然后把旧拉线撤下，安装新拉线。

6.4.3 采用楔形线夹连接的拉线，更换或处理时应符合下列规定： 6.4.3.1 线夹的舌板与拉线应紧密接触，受力后不应滑动，线夹的凸肚应在尾线侧，安装时不应使线股损伤。

6.4.3.2 拉线弯曲部分不应有明显的松股，其断头应用镀锌铁丝扎牢，线夹尾线宜露出300-500mm ,尾线回头后与本线应采取有效方法扎牢或压牢。6.4.3.3 同组拉线使用两个线夹时，其线夹尾端的方向应统一。6.4.4 拉线更换或调整后应符合下列规定： 6.4.4.1 拉线与拉线棒应呈一直线。

6.4.4.2 X型拉线的交叉点处应留足够的空隙，避免相互磨碰。

6.4.4.3 拉线对地夹角允许偏差为1º，个别特殊杆塔拉线需超过1º时应符合设计规程。

6.4.4.4 UT型线夹带螺母后及花篮螺栓的螺杆必须露出螺纹，并应留有不少于1/2螺杆的螺纹长度，以供调整，在UT型线夹的螺母上应装设防盗帽，上下螺母应拧紧。

6.4.5 依靠拉线保持稳定的杆塔，在换线或更换杆塔的过程中，当没有打好代替永久拉线的临时拉线前，严禁拆除任一条永久拉线，反之当没有打好代替临时拉线的永久拉线前，严禁拆除任一条临时拉线，以防杆塔倾斜。6.5 螺栓穿入方向，应符合下列要求： 6.5.1 主体结构： 水平方向：由内向外。垂直方向：由上向下。6.5.2平面结构：

顺线路方向：从电源测穿入或统一方向。

横线路方向：面向受电侧从左向右穿入，或两边由内向外，中间统一方向。垂直方向由下向上穿入。

防振螺丝：由外向内，中间统一方向

6.5.3 开口销均应从上向下穿入，开口角为60°～90°。

6.5.4 螺母拧紧后、螺杆露出螺母至少两扣，双母者允许与螺母平扣，螺杆与构件面要垂直，螺栓头平面与构件平面不应有空隙。6.6 柱上断路器、负荷开关、刀闸、跌开式熔断器

6.6.1 线路联络开关的两侧宜安装隔离开关,有明显的断开点;分段开关时送电侧必须安装隔离开关。

6.6.2 双回同杆架设的线路，联络、分段开关的设置地点应尽量安装在同一杆塔上，以保证停电检修的安全。

6.6.3 多回互联的线路，其联络开关的安装地点不应设置在三回线路交汇的主干线路杆塔上。

6.6.4 柱上开关应在送电侧安装防雷接地装置，经常开路运行的柱上开关二侧，均应装设防雷装置。开关的金属外壳应接地，且接地电阻不大于10欧姆。6.6.5 接线端子与引线的连接宜采用设备线夹，铜铝连接应有过渡措施。开关的套管宜采用有效的绝缘措施。6.6.6 接地装置应紧贴电杆笔直引上，高度至少1.7米以上。6.7 杆上配电变压器台

6.7.1 杆上变台托梁下边距地面高度一般应大于3米。6.7.2 变台跌开式开关的安装位置离地面不应小于5米。

6.7.3 变台台架接地应采用扁铁刷黑漆，接地扁铁高度在1.7米以上,接地引下绝缘线每隔两米采用扁铁抱箍与杆身固定。

6.7.4 低压拉线严禁穿越高压引下线。高压引下线与低压导线间的净空距离不应小于0.4米。

6.7.5 变压器台板应做防腐处理。

6.7.6 变台测量表箱和补偿装置底部距地面高度不得小于1.8米。外观应光洁整齐，不得有锈蚀现象。6.8 箱式变及电缆分支箱、环网柜

6.8.1 基础应平整、坚实、不积水、留有一定通道。

6.8.2 户外箱变、电缆分支箱、环网柜周围应无威胁安全运行的杂物和易燃、易爆物品，地面应无被挖掘取土痕迹。6.8.3 门锁和地脚螺丝完好。

6.8.4 通风和防漏良好,箱内无积水,防小动物措施完好。6.8.5 箱体和金属部件无锈蚀。6.8.6 各种标志应齐全清晰。

6.8.7 柜门应向外拉，把手、锁应良好，开启角度应大于90度，应有相应的联锁。

6.8.8 箱体应无变形、锈蚀、过热。铭牌、危险标志应齐全，箱体前后应留有一定的巡视，操作通道。6.8.9 各种仪表、信号装置应正常。