配网电缆线路

配网电缆线路（精选十篇）

配网电缆线路 篇1

现场发现，随着线路稳态电容电流的增大，带电断接电缆线路时的暂态过电压和暂态电流有大幅度增大，若不重视断接线路的暂态过程，可能危及人身设备安全。因此，本文研究带电断接电缆线路时的暂态特性，并探讨各种线路参数下的作业方式选择，具有重要的实际意义。

1 暂态特性理论基础

配网空载电缆线路可用集中参数电感L和电容C表示，若不考虑线路三相的互相影响，带电开断单相电缆的等效电路图如图1所示[7]，其中L1,C1分别为电源侧等值漏抗和对地电容，L2、C2分别为空载电缆的等值电感和电容。

带电断接电缆线路改变了回路参数，储能元件会产生能量交换，根据高频熄弧理论，开断空载电缆线路时会发生电弧重燃，若电弧重燃时刻适当，线路电压会逐级增大，直到开关K熄弧为止。电容量越大，能量积累越多，燃弧时间越长，过电压将越严重;开关熄弧性能越好，燃弧次数越少，过电压越小;空载线路电容电流越大，弧道温度越高，电弧越容易重燃，暂态电流越大，断口拉弧越严重。闭合空载电缆线路会产生合闸过电压，合闸瞬间阻抗变小(电容相当于短路)，会产生较大的暂态电流。

2 模拟试验

电缆带电作业中，较高的过电压会危及设备绝缘，较大的暂态电流会造成拉弧严重，容易造成相对地短路或相间短路故障。为分析配网电缆带电作业的暂态特性，在实验室通过电容器组模拟电缆线路，分别采用空气间隙直接消弧方式(刀闸)和消弧开关消弧方式(BREAK-SAFE，又称菩萨线路跨接器)，进行多次模拟试验，试验接线如图2所示，试验数据如表1和表2所示。

(1)从暂态电流看。刀闸开断与闭合模拟线路时的暂态电流约为2～4倍稳态电流，如当稳态电容电流峰值为0.358 A时(闭合暂态峰值为1.482 A，开断暂态峰值为1.438 A)约4倍;而BREAK-SAFE开断模拟线路时，几乎无暂态电容电流，而闭合模拟线路时，暂态电流约为2倍稳态值，如稳态电容电流峰值为11.66 A时，其暂态电容电流峰值为22.46 A。

注：l为模拟线路长度;C为模拟线路电容;Is为稳态电容电流峰值;It为暂态电容电流峰值;Ta为燃弧时间;Kv为过电压倍数。

(2)从过电压水平看。刀闸开断与闭合模拟线路时，操作过电压最大达1.75倍，操作过电压值变化较大，主要与人工操作速度、开断时刻及电源相位有关，闭合模拟线路的过电压普遍高于开断时的过电压;BREAK-SAFE开断模拟线路时，几乎无过电压，而闭合时，会产生一定的过电压，如闭合10 km模拟线路时，过电压倍数为1.7。

(3)从暂态过程看。刀闸开断线路的燃弧时间较长，最长达数10 ms，如开断3 000 m模拟线路(稳态电流峰值为3.334 A)时，断口的熄弧时间达38 ms，断口发生多次重燃;而BREAK-SAFE开断与闭合模拟线路时的暂态过程较短，过渡时间约为2 ms，电弧几乎不发生重燃，不会出现很长的拉弧现象。

3 现场试验

为检验模拟试验结果，在配网10 kV电缆线路上进行了现场试验，以验证模拟试验结果，试验电缆长度为0.97 km，采用消弧开关消弧方式带电拆接电缆线路，试验数据如表3所示。

分析数据表3可得：

BREAK-SAFE开断线路某相时，基本不产生过电压，闭合线路某相，过电压最大达1.75倍;开断线路时，基本上不产生暂态过电流，闭合线路某相时，暂态电流最大可达4倍;开断线路的暂态过程较短，断口几乎不发生重燃，闭合线路时的燃弧时间也非常短，在3 ms以内;从其过电压、暂态电流、燃弧时间来看，基本上与模拟试验结果相吻合，检验了模拟试验的有效性。

4 作业方式选择的探索试验

从模拟和现场试验结果可知，2种作业方式下的操作过电压倍数都在2倍以内，满足配网系统允许的过电压倍数，但是空气间隙直接消弧方式下在线路电容电流大时，开断暂态电流较大，燃弧时间长，容易拉弧，故要注意其使用范围。

为合理选择配网电缆线路带电作业方式，针对空气间隙直接消弧方式，进行了详细的模拟试验，研究操作过电压、暂态电流和燃弧时间与电缆线路参数和电容电流的相对关系，如图3所示。重点考察空气间隙直接消弧方式的应用范围。

B为燃弧时间曲线(缩小50倍),ms;C为开断暂态电流峰值曲线,A;D为合闸暂态电流峰值曲线,A;E为稳态电容电流值曲线,A;F为分闸过电压倍数曲线;G为合闸过电压倍数曲线

如图3所示，在配网电缆线路上采用空气间隙直接消弧方式时，当线路稳态电容电流达0.5 A(图3所示300 mm2截面积的电缆线路长度800 m)时，暂态电流峰值达十几安，燃弧时间也突然变长，是一个跳跃点，从安全角度考虑，还应留安全系数。基于长期试验及现场工作经验，考虑人工操作随意性较大，选2.5的安全系数，故推荐作业方式选择依据如下：

(1)稳态电容电流值≤0.2 A时，中间电位电工单手持载流引线迅速脱离，利用空气间隙直接灭弧;

(2)稳态电容电流值在0.2～0.5 A时，中间电位电工采用绝缘操作杆夹持载流引线迅速脱离，利用空气间隙灭弧;

(3)稳态电容电流值大于0.5 A时中间电位电工安装消弧开关，利用消弧开关灭弧。

按照交联电缆厂家提供的电缆型号与电容量的关系，可大致界定空气间隙直接消弧方式的应用范围(电缆线路长度)，如表4所示，供作业人员参考。

5 结束语

(1)配网空载电缆线路的带电作业过程中，空气间隙直接消弧和消弧开关消弧2种作业方式下的操作过电压倍数都在2倍以内，满足配网系统允许的过电压倍数，但是空气间隙直接消弧方式下在线路电容电流大时，开断暂态电流较大，燃弧时间长，容易拉弧，故要注意其使用范围。

(2)配网电缆线路上采用空气间隙直接灭弧方式时，当线路的稳态电容电流达0.5 A(300 mm2截面积的电缆线路约800 m)时，暂态电流峰值达十几A，燃弧时间也突然变长，是一个跳跃点，考虑人工操作随意性较大，从安全角度考虑，应留有较大的安全系数，缩小其使用范围。

(3)作业人员按照交联电缆厂家提供的电缆型号与电容量的关系，大致界定了空气间隙直接消弧方式的应用范围。

参考文献

[1]陈伟明,何国兴.带电拆、搭10 kV出线空载电缆尾线[J].上海电力,2003,(2):116-119.

[2]侯克文,白海涛.用带电作业方法在10 kV配电线路上接通、摘除高压用户[J].东北电力技术,2003,(7):29-30.

[3]薛岩.对10 kV配电线路用带电作业停电作业相关问题的探讨[J].东北电力技术,2003,(7):19-21.

[4]IEC 60743-2001.Living Working Terminology for Tools Equipment and Devices[S].

[5]胡毅.国内外带电作业发展趋势及带电作业工器具标准制订[J].电力标准化与计量,1999,27:19-24.

[6]GB/T 18037—2000带电作业工具基本技术要求与设计导则[S].

电力电缆线路的验收 篇2

第一节电力电缆线路的验收

线路工程属于隐蔽工程，因此，对电缆线路工程进行验收必须贯穿于施工全过程。电缆线路验收可分为中间过程验收和竣工验收。电缆线路工程在完成电缆线路的敷设、附件安装、交接试验等工作之后，必须由建设单位组织设计单位、监理单位、施工单位及运行单位等对施工完毕的电缆线路进行竣工验收。

为了确保电缆线路施工质量，杜绝电缆线路带病投入运行，电缆线路运行单位必须认真做好新建电缆线路的验收工作，严格按照验收标准进行中间过程验收和竣工验收。电缆线路只有在竣工验收合格后才能投入运行。

一、电力电缆线路验收制度

对电缆线路工程进行验收，必须按照验收制度进行。1.验收的阶段

电缆线路工程验收，必须按照四个阶段进行组织：中间过程验收、自验收、预验收和竣工验收。

（1）中间过程验收。电缆线路工程施工过程中，需要对电缆敷设、中间接头和终端以及接地系统等隐蔽工程进行中间过程验收。

施工单位的质量管理部门、监理单位和运行单位等参加中间过程验收，严格按照施工工艺和验收标准对施工过程中 的关键工艺逐项进行验收。

施工单位的质量管理部门和运行单位对工程施工过程中的质量情况进行抽检，监理单位对工程施工过程中的质量情况全程检查。

（2）自验收。电缆线路工程完工后，首先由施工单位自行组织对工程整体情况进行自验收。施工单位和监理单位共同参与进行自验收，初步查找工程中的不合理因素，并进行整改。施工单位完成整改后向本单位质量管理部门提交工程预验收申请。

（3）预验收。施工单位的质量管理部门收到本单位施工部门的预验收申请后，组织本部门、施工部门及监理单位对工程整体情况进行预验收。

预验收整改结束后，施工单位填写过程竣工报告，并向工程建设单位提交工程竣工验收申请。

（4）竣工验收。建设单位收到施工单位提交的工程竣工验收申请后组织相关单位对整体工程进行竣工验收。竣工验收由建设单位、监理单位、施工单位、设计单位和运行单位等多方共同参与。

竣工验收时，各参与验收单位提出验收意见。部分需要整改的项目必须限期整改，由监理单位负责组织复验并做好整改记录。

工程竣工验收完成后一个月内，施工单位必须将工程资 料整理齐全，送交监理单位和运行单位进行资料验收和归档。

2.验收的记录

电缆线路工程按照中间过程验收、自验收、预验收和竣工验收四个阶段进行验收，每个阶段验收完成后必须填写阶段验收记录和整改记录，并签字认可、归档保存。

竣工验收完成后，建设单位、监理单位、施工单位、设计单位和运行单位必须在竣工验收鉴定书上签字盖章，工程才算最终完成。

二、电力电缆线路验收项目

电缆线路工程一般可分为以下分部工程：电缆敷设、电缆中间接头、电缆终端、接地系统、防过电压系统、竣工试验等。电缆线路工程验收按照分部工程项目逐一进行。

对各个分部工程项目进行验收，通过具体分项工程验收实现。

1.电缆敷设

此分部工程可分为以下分项工程：沟槽开挖、支架安装、电缆牵引、孔洞封堵、直埋、排管和隧道敷设、电缆固定、防火工程、分支箱安装等。

2.电缆中间接头

此分部工程可分为以下分项工程：直通接头、绝缘接头、交叉互联箱和交叉互连线、接地箱和接地线等。3.电缆终端

此分部工程可分为以下分项工程：户外终端、变压器终端、GIS终端、接地箱、接地保护箱和接地线等。

4.接地系统

此分部工程可分为以下分项工程：接地极、接地扁铁、交叉互联箱和交叉互连线、接地箱、接地保护箱和接地线等。

5.防过电压系统

此分部工程可分为以下分项工程：避雷器、放电计数器、绝缘信号抽取箱、护层保护器、引线等。

6.竣工试验

此分部工程可分为以下分项工程：主绝缘和外护套的绝缘测试（包括耐压试验和电阻测试）、电缆参数测试、交叉互联测试、护层保护器试验、接地电阻测试等。

三、电力电缆线路敷设工程验收

电缆线路敷设方式由直埋敷设、排管敷设、砖槽敷设和隧道敷设等。电缆线路敷设工程属于施工过程中间的隐蔽工程，应该在施工过程中进行验收。

1.验收标准

（1）现行的GB50217-1994《电力工程电缆设计规范》、GB50168-1992《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》、《电力电缆运行规程》等国家和行业标准，以及各个公司自行规定的技术标准。（2）电力电缆工程的设计说明书和施工图。

（3）电缆工程附属土建设施的质量检验和评定标准。2.验收一般要求

（1）电缆线路敷设应该按照已经批准的设计文件进行施工，不得随意更改路线走向和敷设位置，若根据现场情况确实需要变动，必须征得设计、技术和相关运行管理部门的同意。

（2）电缆敷设前，应先检查电缆通道情况。敷设通道应畅通、无积水，敷设位置的金属部分应无锈蚀。

（3）电缆敷设前应进行外观检查，尤其是电缆的两端封头是否良好。若对两端封头情况存在于疑虑，应进行潮气校验。

（4）电缆的最小弯曲半径应符合设计要求和相关规定。（5）户外终端处电缆应在终端杆塔的底部留有适量余线，变电站内终端处电缆应在变电站夹层内留有适量余线。

（6）除事故修理外，敷设电缆时如环境温度低于规定要求时，应将电缆预先加热。

（7）电缆穿越变、配电站层面，均要用防火堵料封堵。（8）电缆穿入变、配电站及隧道等的所有孔洞口均要封堵密封，并能有效防水。

（9）标志牌的字迹应清晰，不宜脱落，规格形式应统一，并能防腐。标志牌的挂装应牢固。3.电缆直埋敷设要求

（1）直埋电缆敷设后，在覆土前，必须及时通知测绘人员进行电缆及接头位置等的测绘。

（2）自地面到电缆上面外皮的距离，10KV为0.7m；35KV为1m；穿越农地时分别为1m和1.2m。

（3）直埋的电缆周围应选择较好的土层或用黄沙填实，电缆上面应有15cm的土层，保护盖板应盖在电缆中心，不能倾斜，保护盖板覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm，保护盖板之间必须前后衔接，不能有间隙。

（4）电缆之间以及与其他地下管线或建筑物之间的距离符合设计要求和相关规定。

4.电缆排管敷设要求

（1）导管的内径一般为电缆外径的1.2~1.5倍，但不得小于150mm。导管应由低耗能、高强度、无害的材料制成。

（2）保护管的选择符合设计要求。应能满足使用条件所需的机械强度和耐久性，电缆保护管上下宜用混凝土层加强保护。

（3）较长电缆排管敷设时，管道中工作井的留设位置应符合设计要求和相关规定。

5.电缆隧道敷设要求

（1）固定电缆的支架其中心距离应符合设计要求和相关规定。（2）变、配电站的电缆夹层及隧道内的电缆两端和拐弯处，直线距离每隔100m处应挂有电缆标志牌，注明线路的名称、相位等。

（3）隧道内并列敷设的电缆，其相互间的净距应符合要求。

（4）相同电源关系的两路电缆不得并列敷设。相同电源关系的两路35KV电缆须分别敷设在隧道两侧。

（5）单芯电缆的固定应符合设计要求。

（6）隧道内敷设电缆，电缆应该按照电压等级从低到高的顺序在支架上由上而下分层布置。

（7）隧道内敷设电缆，不能破坏隧道防水结构及隧道内其他附属设施。

（8）电缆在隧道内敷设完成后，不得额外降低隧道容量，且不得影响运行人员正常通行，必要时可在三通井、四通井等处将电缆固定在隧道内顶板上，或进行有效的悬吊。

四、电力电缆中间接头和终端工程验收 1.验收标准

（1）现行的《电力工程电缆设计规范》、《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》、《电力电缆运行规程》等国家标准和行业标准，以及各个公司自行规定的技术标准。

（2）工程的设计说明书和施工图。

（3）电缆中间接头和终端的施工工艺说明书和图纸。2.验收一般要求

（1）电缆终端和中间接头的制作，应由经过培训的熟悉工艺的人员进行。

（2）电缆终端及中间接头制作时，应严格遵守制作工艺规程。

（3）安装电缆中间接头或终端头应在气候良好的条件下进行。应尽量避免在雨天、风雪天或湿度较大的环境下安装。空气相对湿度宜为70%及以下；当湿度大时，可提高环境温度或加热电缆。制作塑料绝缘电力电缆终端与中间接头时，应防止尘埃、杂物落入绝缘内。严禁在雾或雨中施工。

（4）电缆线芯连接时，应除去线芯氧化层。压接模具与金具应配合恰当。压缩比应符合要求。压接后应将端子或连接管上的凸痕修理光滑，不得残留毛刺。采用锡焊连接铜芯，应使用中性焊锡膏，不得烧伤绝缘。

（5）电缆终端、中间接头均不应有渗漏现象。（6）电缆终端处应正确悬挂明显的相色标志，中间接头应有线路铭牌和相色牌。

（7）同路电缆线路三相接头之间的距离应满足设计要求。

（8）电缆线路的中间接头要与相邻其他电缆线路的接头位置错开，接头之间错开至少0.5m。

（9）中间接头用托架固定牢固，托架固定满足设计要求。（10）中间接头硬固定满足设计要求，接头两侧和中间增加硬固定。

（11）户外终端电气连接处涂抹导电膏、贴示温蜡片。（12）终端头及终端引出电缆的固定符合设计要求，固定牢固。各处螺丝紧压牢固。

（13）GIS侧终端护层保护器安装符合设计要求，固定牢固。

（14）电缆终端引出线保持固定，在空气中其带电裸露部分之间以及带电部分与接地部分的距离符合相关规定。

五、电缆线路附属设备验收 1.电缆支架

（1）支架应焊接牢固，无显著变形，表面光滑、无毛刺。钢材应平直。支架尺寸大小符合设计要求，下料误差应在5mm范围内，切口应无卷边、毛刺。

（2）支架安装垂直误差不应大于5mm，水平误差不应大于100mm。

（3）金属电缆支架防腐工艺符合设计要求。防腐涂层的各项指标符合相关要求，保证运行8年内不出现严重腐蚀。

（4）电缆支架应能满足所需的承载能力，支架横撑在能承载1500N平均恒定荷载的同时，在可能短暂上人时，应能承载980N的集中附加荷载。

（5）在有坡度的隧道或建筑物内安装的电缆支架，应与 隧道或建筑物底板垂直。

（6）电缆支架全线均应有良好的接地。接地电阻符合设计要求。

2.防火设施

（1）电缆防火措施符合设计要求。

（2）在电缆穿过竖井、墙壁、楼板或进入电气盘、柜的孔洞处，用防火堵料密实封堵。

（3）防火隔板、防火隔断以及防火槽盒等的安装符合设计要求。安装牢固，密封完好。

（4）对重要回路的电缆，可单独敷设于专门的沟道中或耐火封闭槽盒内，或对其施加防火涂料、防火包带。

（5）防火涂料涂刷位置、厚度和长度符合设计要求，涂刷均匀。防火包带应半搭盖缠绕，且应平整、无明显突起。在电力电缆中间接头两侧及相邻电缆2~3m长的区段施加防火涂料或防火包带。

3.接地系统

（1）电缆线路接地方式符合设计要求。

（2）护层保护器的型号符合设计要求，安装牢固、引线合理。

（3）交叉互联箱、接地箱和接地保护箱。

1）交叉互联箱、接地箱和接地保护箱型号选择正确，符合设计要求。2）电缆线路的交叉互联箱和接地箱箱体本体及其进线孔不得选用铁磁材料，箱体和进线孔密封良好，满足长期浸泡要求。

3）箱体固定位置符合设计要求，固定牢固可靠，隧道内安装时不影响隧道容量和人员正常通行。

4）全线交叉互联连接方式正确。

5）箱体内金属连扳相互连接处压接紧密。（4）交叉互联线和接地线。

1）交叉互连线和接地线型号选择正确，符合设计要求。2）交叉互连线和接地线应尽可能短，宜在5m内。3）交叉互连线和接地线满足最小弯曲半径要求。4）交叉互连线和接地线排列有序、固定牢固。5）交叉互连线和接地线不允许被支架或其他构件挤压。6）地线不得连接在可拆卸的接地体上，且接地电阻符合相关规程要求。

（5）回流线。

1）回流线型号选择正确，符合设计要求。2）回流线敷设位置和固定方式符合设计要求。4.防过电压系统

（1）避雷器外观无异常，干净、无污秽。

（2）避雷器、计数器和信号抽取箱安装位置符合设计要求。计数器安装角度合适。（3）避雷器、计数器和信号抽取箱各处连接线压接牢固。

（4）计数器、信号抽取箱的引线安装固定符合设计要求。

5.光纤测温系统

（1）测温光纤敷设安装符合设计要求。测温光纤与电缆外护套接触紧密，接头处圆周缠绕；每隔500m预留50m光纤环，光纤环放置在高压电缆上，不得挂在支架上；测温光纤固定间隔不大于0.5m。

（2）每隔500m在测温光纤上装设标签，标注起点、终点、距离。

（3）测温光纤全线贯通，单点损耗小于0.02dB。（4）系统温度精度符合设计要求。

（5）系统温度报警功能符合设计要求和相关技术协议。

六、电缆线路竣工资料验收 1.竣工资料内容

为便于将来对电缆线路的运行、维护和检修，在电缆线路竣工验收时，施工单位应该向运行单位提供工程竣工资料，具体包括以下施工文件、技术文件和资料。

（1）直埋电缆线路路径的协议文件。

（2）设计资料图纸、电缆清册、变更设计的证明文件和竣工图。（3）电缆施工组织设计、作业指导书等施工指导性文件。（4）电缆施工批准文件、施工合同、设计书、设计变更、工程协议文件、工程预算等工程施工依据性文件。

（5）竣工后的电缆敷设竣工图，比例宜为1:500.地下管线密集的地段不应小于1：100；在管线稀少、地形简单的地段可为1:1000；平行敷设的电缆线路，宜合用一张图纸。图上必须标明各线路的相对位置，并有标明地下管线的剖面图。

（6）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件和保证资料，特殊电缆还应附必要的技术文件。

（7）隐蔽工程的技术记录。电缆敷设报表、接头报表、护层绝缘测试表、充油电缆油样试验报告等施工过程性文件。

（8）电缆线路的原始记录。包括电缆的型号、规格及其实际敷设总长度及分段长度，电缆终端和接头的型式及安装日期；以及电缆终端和接头中填充的绝缘材料名称、型号及安装日期等。

（9）试验记录。包括电缆线路绝缘电阻、主绝缘交流耐压、外护套直流耐压、电缆参数测量、充油电缆油样试验、护层保护器阀片性能等电气试验记录。

（10）电缆工程总结说明书、竣工试验证明书。2.竣工资料要求

（1）竣工资料要求整理有序，装订成册。

（2）竣工资料需经过监理单位和运行单位审核后，由运行单位归档保存。

（3）竣工资料移交时间应符合相关规定。

七、电缆线路试运行过程中的验收检查

新建电缆线路必须经竣工验收合格后才能投入运行。电缆线路投入运行后一年内，为电缆线路试运行阶段。试运行过程中，对线路进行的测温、侧负荷、测接地电流工作、渗漏油检查等是竣工验收工作的必要补充。

电缆线路在试运行阶段内发现的由施工质量引发的缺陷、故障等问题，由原施工单位负责处理。

1.测温检查

新建电缆线路电气连接部分接触不良时，局部会发热。同时，电缆线路局部存在缺陷时，会有局部放电产生，由此引起电缆局部温度升高。

电缆线路投运后，通过检测各部位的温度情况，进一步判断电缆工程施工质量。

2.单芯电缆金属护套接地电流测量

通过测量单芯电缆金属护套接地电流，判断电缆护套绝缘是否存在损伤、电缆接地系统连接是否正确。

3.漏油检查 电缆线路投运后，需要检查电缆终端、中间接头等的渗漏油情况，对于存在油迹的现象，需要进一步判明属于施工残油还是渗漏油。

第二节 电力电缆线路的运行维护

电缆线路投入运行后，为了确保电缆线路的安全运行、预防电缆线路事故的发生、充分发挥电缆线路的运行能力，运行单位指派专职运行人员对电缆线路进行日常运行维护工作。

电缆运行单位的任务是保证电缆线路的供电可靠性，提高电缆线路的可用率，最大限度的降低电缆线路的事故率，最终确保电缆线路安全无事故运行。

一、电力电缆线路运行维护主要内容 1.反外力工作

电力电缆线路的外力破坏事故，在电缆线路事故中占有很大比例。为了有效的保护电缆线路的安全运行，电缆运行单位应该配备足够的专责运行人员对电缆线路进行巡查，长期深入的开展电缆线路反外力工作。

（1）电缆线路运行单位通过各种新闻媒体渠道，对电缆线路反外力工作的重要性进行宣传。

（2）建立正确可靠的电缆线路资料管理系统，完善线路标识。电缆运行单位应该具有准确可靠的电缆线路资料、管线测量成果，直埋线路有齐全、醒目的电缆路径设置警示 标志。

（3）严格电缆线路专责人的定期巡视和特巡制度。电缆线路专责人切实按照巡视周期的要求进行线路巡视，巡视中发现的问题按照缺陷管理程序进行处理。对于比较容易受到外力破坏的电缆线路，施工频繁的现场，或者有特殊巡视要求的电缆线路，巡视检查的周期应适当缩短。

（4）加强施工现场的施工配合和管理力度。在电缆线路或隧道附近施工，必须事先与电缆线路运行单位进行联系，现场查活交底后，办理施工安全保护协议和电缆技术保护协议。施工挖掘时，专责人必须到现场进行监护，对电缆线路被挖出暴露的情况需进一步采取电缆线路保护措施。施工现场的电缆线路位置附近需装设明显的警示标志，并注明联系方式。

2.正常巡视及负荷监视、温度监视、压力监视和腐蚀监视

运行人员对隧道内敷设的电缆线路全线进行正常巡视，及早发现电缆线路被硬物挤压等现象。对电缆线路终端进行巡视，及早发现电缆线路终端出现污闪、异物闪络或者渗漏油等现象。

（1）正常巡视。

1）对敷设于地下的每一条电缆线路，应查看路面是否正常，有无开挖痕迹、堆物或线路标桩是否完整无缺等。2）对于电缆终端，应检查终端有无放电现象；电缆铭牌是否完好；油纸终端套管是否完整，有无渗漏油；交联电缆终端热缩、冷缩或预制件有无开裂、积灰；终端引出线接点有无发热或放电现象，接地线有无脱焊，电缆铅包有无龟裂渗油，户外靠近地面一段的电缆保护管是否被车碰撞等。

3）多路并联电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，示温蜡片是否脱落，防止因接点不良而引起电缆过负荷或烧坏接点。

4）安装有保护器的单芯电缆，在通过短路电流后，或定期检查阀片有无击穿或烧熔现象。

5）充油电缆线路无论是否投运，都要检查其油压是否正常，油压系统的压力箱油管、阀门、压力表是否有渗漏油现象；信号系统的信号屏电源是否完好，动作是否正常，喇叭有无声响；检查塞止接头支撑绝缘子或与构件绝缘部分的零件，有无放电现象。

6）有硅油膨胀瓶的交联电缆终端应检查硅油膨胀瓶的油位是否在规定的1/3~2/3之间，对于GIS终端应特别注意检查筒内有无放电声响。

7）单芯电缆应监测其金属护层接地线电流，有较大突变时应停电进行外护套接地电流试验，查找外护套破损点。

8）对110KV及以上重要电缆线路的户外引出线连接点，需加强监视，一般可用红外线测温仪或测温笔测量温度。在 检修时应检查各接触面的表面情况。

9）电力井、隧道、电缆夹层内的油纸电缆铅包与支架或金属构件处有无磨损或放电迹象，衬垫是否失落，电缆及接头位置是否固定正常，电缆及接头上的防火涂料或防火带是否完好。

10）电力井、排管、隧道、电缆沟、电缆桥、电缆夹层等附属设备应检查金属构件如支架、接地扁铁是否锈烂；对于备用排管应用专用工具进行疏通，检查其有无断裂现象。

11）隧道、电缆夹层应检查孔洞是否封堵完好，通风、排水及照明设施是否完整，防火装置有无失灵。

12）检查小室、终端站门锁是否开闭正常、门缝是否严密，如进出口、通风口防小动物进入的设备是否齐全，出入通道是否通畅。

13）检查隧道、人井内电缆有无渗水、积水，有积水时要排除，并将渗漏处修复。

14）检查隧道、人井内电缆及接头情况，应特别注意电缆和接头有无漏油，接地是否良好，必要时测量接地电阻和电缆的电位，防止电缆腐蚀。

15）检查隧道、人井电缆支架上有无撞伤或蛇形擦伤，支架有否脱落现象。

16）检查入井盖和井内通风情况，井体有无沉降及有无裂缝。17）检查隧道电缆的位置是否正常，接头有无漏油、变形，温度是否正常，防火设备是否完善有效，以及检查隧道的照明是否完善。

电力电缆线路巡视检查后，巡线人员应将巡查结果记入巡线记录簿内。对于必须立即处理的重要缺陷，除做好记录外，还必须立即向主管负责人提出报告。对巡视中发现的零星缺陷和普遍性缺陷，交由主管部门编制月季度小修计划和大修计划。运行部门应根据巡查结果，采取措施进行处理。

（2）负荷监视。对电缆负荷的监视，可以掌握电缆线路负荷变化情况，控制电缆线路原则上不过负荷，分析电缆线路运行状况。电缆线路负荷的测量可用钳形电流表测定。

（3）温度监视。仅仅监视或控制电缆的负荷并不能保证电缆的正常运行。电缆线路运行时将受到环境条件和散热条件的影响，而且在电缆线路故障前期局部会伴随有温度升高现象，因此有必要对电缆线路进行温度监测。

利用各种仪器测量电缆线路外皮、电缆中间接头以及其他部位的温度，目的是防止电缆绝缘超过允许最高温度而缩短电缆寿命、提前预防电缆事故的发生。

（4）腐蚀监视。电缆腐蚀一般指电缆金属护套部分的腐蚀。金属护套被腐蚀结果是部分将变成粉状而脱落，金属护套逐渐变薄至穿透，失去密封作用而导致绝缘受潮，经一 定的时间绝缘性能逐步下降，而形成电缆线路的故障。一般情况下，由于电缆被腐蚀的过程发展很慢，不可能及时被发现，当一旦发现时，腐蚀已经是极其严重的程度了，必须作更换处理。

3.防火管理

一般情况下电缆线路布置密集，电缆线路一旦发生火灾，消防器材难以投入，容易造成火灾扩大，因此电缆火灾事故往往损失重大。

电缆火灾事故发生的原因主要有两方面：一是电缆本身故障引起的火灾，二是外界火源引起的电缆火灾。因此，防止电缆火灾首先要防止电缆本身和外界因素引起的电缆着火；其次要防止着火后蔓延扩大；第三要采取有效的灭火措施。

主要有以下措施：

（1）选用防火电缆，主要有阻燃电力电缆或者耐火电力电缆。

（2）电缆和接头表面阻燃处理。

1）涂刷防火涂料。电缆用的防火涂料大致可分为发泡型和非发泡型两种。

2）绕包防火包带。防火包带一般是以耐燃性能优异的橡塑性材料为主体，再涂覆难燃性胶黏剂或添加无机填充剂而制成。一般用在使用防火涂料处理有困难的电缆线路上。防火包带的操作工艺，通常在电缆上半叠绕包两层即可。

（3）防火分隔和封堵。防火分隔是限制火灾范围的重要措施，包括防火墙、防火门、防火隔板和防火槽盒等。电缆线路在穿越楼板、墙壁时要用防火材料对孔洞进行封堵。

（4）火灾探测报警和固定灭火装置。在变电站进出线电缆比较集中的夹层内、重要隧道内安装火灾探测报警装置，及早探测火情、显示火警部位和正确发出火警，目前国内有些地方已经成功的安装了分布式光纤温度检测系统。

固定灭火装置有湿式自动喷水灭火系统、水喷雾灭火系统和气体灭火系统。一般在电缆隧道内采取在电缆接头处加装灭火装置的方式，如灭火弹等。电缆线路事故多发生在电缆接头处，电缆接头处加装灭火装置后，一旦电缆线路接头处发生故障，灭火装置能有效的控制电缆线路火灾。

4.绝缘监督

电缆线路运行单位应该做好电缆线路绝缘监督工作，努力确保电缆线路安全健康运行。绝缘监督工作应该建立自上而下的绝缘监督组织体制，形成绝缘监督网络。

（1）电缆线路预防性试验计划的编制和实施。根据电力电缆运行规程的要求，结合电缆线路的实际运行情况，编制并实施电缆线路预防性试验计划，及时发现和消除电缆线路缺陷，从源头上杜绝电缆线路事故的发生。

（2）对带病运行电缆线路的监督，针对部分带病运行 的电缆线路，必须加强巡查力度，缩短监督试验周期，严密注视缺陷的发展变化趋势。如果在半年时间内缺陷没有发生变化，则可以认为此缺陷属于固定性缺陷，可以将此缺陷记入线路历史专档备考，而在运行过程中可以按照正常的情况管理。

（3）电缆线路设备等级划分。电缆线路的故障多数是因为绝缘被击穿而引起的，因此加强电缆绝缘监视对提高线路可靠运行具有十分重要的意义。对电缆线路进行设备等级划分，有利于及时消缺升级，同时也有利于加强对设备的维修和改进。

电缆线路运行单位根据电缆线路预防性试验结果的综合分析情况，结合电缆线路实际运行和检修中发现的问题，并充分考虑电缆线路绝缘水平、技术管理情况及安全管理情况等问题，对35KV及以上电缆线路每年进行一次设备等级划分。

电缆线路设备等级划分为三级。

1）一级设备。电缆线路绝缘测试时试验项目齐全，结果合格，且在运行、检修过程中未发现任何缺陷。此类设备电缆线路在实际运行过程中，技术状况良好，能保证在满负荷下安全供电的电缆设备。

2）二级设备。电缆线路绝缘测试时泄露试验次要项目或次要项目数据不合格，发现绝缘有缺陷，但暂不影响安全 运行或影响较小（如泄露不对称系数大于标准值）。

3）三级设备。电缆线路绝缘测试时泄露试验主要项目或主要项目数据不合格，发现绝缘油重大缺陷，威胁安全运行的（如耐压试验时闪络；泄露电流极大且有升高现象，但未超过试验电压）。

5.缺陷管理

电缆线路缺陷管理应该制定相应的管理制度，实行分级、分层管理原则，实现电缆线路缺陷的发现、上报、分析、处理、消缺的闭环管理。

（1）缺陷分类。

1）危急缺陷。设备或建筑物发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷。否则，随时可能造成人身伤亡。设备损坏、大面积停电、火灾等事故。

2）严重缺陷。对人身或设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。

3）一般缺陷。上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大，可列入检修计划处理的缺陷。

（2）设备缺陷处理时限规定。

1）危急缺陷。应于当日及时组织检修处理。2）严重缺陷。应根据缺陷发展情况尽快处理，一般不超过1个月。3）一般缺陷。应列入检修计划处理，一般不超过三个月。

（3）设备缺陷的报告及检查。电缆运行单位电缆设备发生危急、严重缺陷，应及时上报相关技术管理部门。

电缆运行单位发现设备缺陷后，应加强监视或采取必要措施，防止进一步恶化。监视中如有发展应及时报告。

技术管理部门对各运行单位缺陷管理工作情况进行检查，包括缺陷的记录、消缺时限、消缺率、消缺质量、信息传递、预防措施制定及落实等内容。

二、电力电缆线路巡视周期

为了确保电缆线路安全运行，专责电缆线路运行人员应该严格按照设备巡视周期的要求，对电缆线路进行巡视检查。

1.地面巡视

（1）对于电缆线路通道（包括直埋、工井、排管、隧道、电缆沟、电缆桥）上的路面，应根据电缆护线巡视制度定期进行巡视和检查。

（2）对于发电厂、变电站内的电缆线路通道上的路面，视情况定期进行巡查，一般应每三个月至少一次。

（3）对于已暴露的电缆或电缆线路通道附近有施工的路面，应按照电缆线路沿线及保护区内施工的监护制度。酌情缩短巡查周期。2.电缆线路及其附属设备的可见部分 应按照如下要求定期进行巡查：

（1）10KV及以下电缆户内、外终端一般2~4年一次；35KV一般每年一次；110KV及以上一般每季度一次。对于供电可靠性要求较高的重要用户及其上级电源电缆，应按特殊情况要求，酌情缩短巡查周期。

（2）对于泵站的电缆线路，应根据汛期特点，在每年汛前进行巡查。

（3）对于污秽地区的主设备户外电缆终端，应根据污秽地区的污秽程度予以决定。

（4）对于装有油位指示的电缆终端，每年冬、夏检查一次油压高度。对于有供油油压的电缆线路应内同每月对其供电油压进行巡查。

（5），每年冬、夏电网负荷高峰期间，按要求做好电缆负荷及终端接点温度的监测工作。

（6）运行电缆周围土壤温度应按指定地点定期进行测量。冬、夏电网负荷高峰期间适当加大测量频度，并及时通知有关调度。

（7）电缆隧道、充油电缆塞止井应每月巡查一次。（8）电缆桥、电缆层、分支箱、换位箱、接地箱应每年巡查一次。当系统保护动作造成护层交叉换位的电缆线路跳闸后，应同时对线路上的护层换位箱、接地箱进行巡查。（9）电缆工井、排管、电缆沟及其支架应每两年巡查一次。

第三节 电力电缆线路状态检修

出于对电力电缆供电可靠性的要求，一直以来采用定期进行主绝缘和交叉互联系统的预防性试验以及测温测负荷的方法对电缆的运行状况进行检查。通过将上述检查结果与规程中的标准值进行比较，若是超标则制定维修计划，安排对设备进行停电检修，这种从预防性试验到检修的维护方式称为计划检修。

计划检修在防止设备事故的发生，保证供电安全可靠性方面起到很好的作用。但从经济角度和技术角度来说，计划检修都有一定的局限性。例如定期试验和检修造成了很大的直接和间接经济浪费，据统计在定期检查和维修中，仅有60%的花费是该花的，此外，在不同于设备运行条件的低压下检查，许多绝缘缺陷和潜在的故障无法及时发现。

鉴于此，目前提出了状态检修的概念，即通过对运行中电缆的负荷和绝缘状况进行连续的在线监测，随时获得能反映绝缘状况变化的信息，从而有的放矢地进行维修。

状态检修具有以下优点：

（1）减少不必要的计划停电时间，提高设备利用率。（2）降低备品备件库存，减少设备维护费用。（3）使得检修工作更具有针对性，提高设备检修水平，也在一定程度上减少了检修人员的工作负担。

一、电力电缆线路常见缺陷

对已投入运行或备用的各等级电缆线路及附属设备有威胁安全的异常现象（又称缺陷），必须进行处理。电缆设备缺陷涉及范围如下：

（1）电缆本体、接头和户内、外终端，包括接地线和支架。

（2）电缆支架、保护管、分支箱、交叉互联箱、接地箱、带电显示器、避雷器、隔离开关、信号端子箱和供油系统的压力箱及所有表计。

（3）电缆桥、电缆排管、电缆沟、电缆夹层、电缆工井、竖井、预埋导管。

（4）电缆隧道及排水系统、照明和电源系统、通风系统、防火系统的各种装置设备。

（5）超高压充油电缆信号屏及信号报警系统设备。1.电力电缆线路缺陷分类

电缆线路缺陷按对电网安全运行的影响程度，分为紧急缺陷、严重缺陷和一般缺陷三类。

（1）危急缺陷。严重威胁设备的安全运行，不及时处理，随时有可能导致事故的发生，必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行处理的缺陷，如充油电缆失压、附件绝缘开裂等。（2）严重缺陷。设备处于异常状态，可能发展为事故，但设备仍可在一定时间内继续运行，应加强监视并在短期内消除的缺陷，如接点发热、附件漏油、接地电流过大等。

（3）一般缺陷。设备本身及周围环境出现不正常情况，或设备本体不完整，出现不太严重的缺陷，一般不威胁设备的安全运行，可列入检修计划消除的缺陷，如附件渗油、电缆外护套局部破损等。

2.实际运行中的缺陷统计

在现实工作中，由于电缆自身结构、附件设计方法、安装工艺、敷设环境、网络构造以及负荷水平的差异，电缆缺陷呈多样化分布，按照缺陷出现位置的不同，大致可将日常运行遇到的缺陷分为如下4个类别。

（1）电缆本体常见缺陷。电缆线路本体常见缺陷主要有PVC护套破损、金属护套破损、金属护套电化学腐蚀、主绝缘破损、充油电缆本体渗漏油、电缆本体局部过热。

（2）接头和终端常见缺陷。接头和终端常见缺陷有油纸绝缘电缆尼龙斗干枯、油式终端渗漏油、中间接头铅包开裂、接头环氧套管开裂、空气终端严重积污、空气终端瓷套开裂、空气终端瓷套掉瓷、电缆接头局部过热。

（3）电缆线路附属设备缺陷。电缆线路附属设备缺陷主要包括线路接地电阻偏高、接地电流过大、35KV及以上高压单芯电缆线路交叉互联系统断线、互联箱或接地箱接触电 阻偏高、护层保护器故障、交叉互联线电流过高、充油电缆油压报警系统故障、充油电缆压力箱渗漏油、固定拖箍及卡具丢失等。

（4）电缆敷设路径上存在的缺陷。电缆的敷设方式主要包括直埋、沟槽、管井以及隧道等。电缆路径设施的缺陷往往是电缆线路缺陷的直接原因。在日常运行中，路径上存在的缺陷主要有在电缆路径附近进行大型机械施工、路径上方堆积建筑垃圾等杂物、与其他管道进行不符合规程要求的垂直交叉、路径内接地系统的接地电阻过大、隧道顶板和侧墙出现裂纹、隧道侧墙或底板有渗漏水、支架有毛刺、易腐蚀、承载力不足、隧道内温度过高、通风和排水系统出现故障、同一路径上不同等级电缆的相互占压等。

3.电缆缺陷的处理原则

（1）对于危急缺陷，运行部门应立刻上报技术管理部门，组织有关部门及时处理，运行人员可在事后补报缺陷卡片。危急缺陷应于当日及时组织检修处理。

（2）对于严重缺陷，按照缺陷处理流程逐级运转，由处缺部门及时安排处理，一般不超过1个月。

（3）对于一般缺陷，应列入检修计划，一般不超过3个月。

（4）凡遇重大电气设备绝缘缺陷或事故，还应及时上报上级有关部门。（5）对于已检修完或事故处理中的电缆设备不应留有缺陷。因一些特殊原因有个别一般缺陷尚未处理的，必须填好设备缺陷单，做好记录，在规定周期内处理。

（6）电缆设备带缺陷运行期间，运行部门应加强监视。对带有重要缺陷运行的电缆设备，应得到部门技术主管的批准。

（7）电缆设备缺陷应填写缺陷卡片，缺陷卡片由各部门领导或技术负责人进行审核。

4.缺陷处理的职责分工和流程

设备缺陷管理实行分级、分层管理的原则，各部门应明确各级设备缺陷管理专责人。生产技术管理部门作为设备缺陷的归口管理部门，负责组织、协调、指导各部门设备缺陷的分析处理、技术攻关、制定反措等工作。负责组织设备缺陷的统计汇总、分析处理、措施制定、检查验收、消缺指标等工作，负责将缺陷情况上报上级管理部门。运行部门负责设备的巡视检查，上报设备缺陷，处理职责分工内的设备缺陷，对本部门的设备缺陷及处理情况进行汇总。检修部门则负责处理职责分工内的设备缺陷，负责备品备件的储备工作，并对本部门的设备缺陷处理情况进行汇总。安监部门、工程管理部门以及材料部门负责做好设备缺陷处理涉及的安全、工程、备品备件等工作。具体流程如图6-1所示。

图6-1 缺陷处理流程示意图

二、电力电缆线路在线监测

正如上文所述，基于经济效益和技术可靠性考虑有必要进行状态检修的尝试，其组成和相互关系如图6-2所示，可见在线监测是状态检修的基础和根据。从可靠性、适用性和实用性方面考虑，在线监测系统需要满足如下要求：

（1）在线监测系统的应用不应改变电缆线路的正常运行。

（2）实时监测，自动进行数据存储和处理，并具有报警功能。

（3）具有较好的抗干扰能力和适当的灵敏度。（4）具有故障诊断功能，包括故障定位、故障性质和故障程度的判断等。

当前，我国主要开开展了以下几种切实可行的在线监测试验项目。

1.充油电缆线路绝缘油状态的监测

我国当前的110KV及以上等级的充油电缆基本都安装

了油压报警系统来实现对充油电缆油压的在线实时监控，一旦油压异常，系统将产生声光报警模拟信号，通过变电站RTU（远程终端控制系统）传至集控站，从而引导检修人员通过注油或放油等方式，将油压控制在正常范围内。该系统也是当前应用最为广泛和成熟的在线监测系统。

图6-2高压、超高压电缆状态监测集控系统拓扑图 2.10KV及以上交联电缆运行温度监测

随着交联电缆线路负荷率的不断提高，电缆线路温度过高的问题日益突出。自2000年以来，国内逐步开始采用红外测温仪和红外热像仪对电缆及其附件的运行温度进行点对点的监测。由于红外测温仪测量距离有限、测量范围小、误差大以及受被测点表面反射率的影响大，使其测量数据不

可靠而逐步被红外热像仪取代。近年来，通过这种方式发现多起运行缺陷，如图6-3所示为红外热像仪发现的某线路B相发热情况。

图6-3某线路B相发热

3.110KV及以上单芯交联电缆交叉互联系统接地电流的监测

（1）110KV及以上XLPE电缆金属护套接地是保证电缆安全运行的重要措施。为抑制金属护套内产生较大电流，110KV及以上XLPE电缆通常采用单端接地或者交叉互联两端接地的方式，此时，电缆的接地线电流为零或者很小。如果电缆外护套绝缘有破损，造成金属护套多点接地，则会在金属护套、接地线、接地系统间形成回路，产生较大的接地线电流（其值能达到电缆线芯电流的50%~95%）。由于此接地线电流较大，因此可用电流互感器直接对其进行采样，经过外围电路放大、A/D转换和微机处理，即可实现电缆外护套状况的在线监测。系统构造方式如图6-

4、图6-5所示。

图6-4某线路的接地电流监测系统结构图

图6-5某线路的接地电流监测系统

(a)接地电流监测主机及信号发送装置；（b）电流互感器

（2）如果电缆采用单端接地方式，则可采用接地线电流法监测电缆主绝缘状况，这种方法也称为工频泄露电流法。正常情况下，单端接地时，接地线电流包括容性电流和主要为流经电缆主绝缘的容性电流。当电缆绝缘逐渐恶化时，容性电流将会增大，所测的接地线电流均值将随之“上

浮”。由于接地线电流数值可达安倍级，比较容易测量。因此，可以通过对接地线容性电流的测量，从概率统计的角度进行历史数据的趋势分析，由此对电缆主绝缘状况进行在线监测。接地线电流法监测电缆主绝缘状况时，如果发现接地线容性电流均值显著增长，在排除其他运行故障的可能性后，可以认为是电缆主绝缘的恶化所致。

4.电缆附件的局部放电监测

局部放电是造成电缆绝缘被破坏的主要原因之一，国内外学者一致推荐局部放电试验作为XLPE电缆绝缘状况评价的最佳方法。考虑到电缆故障绝大部分发生在电缆附件上，而且从电缆附件处进行局部放电测量容易实现、灵敏度高，因此，一般电缆局部放电在线检测主要针对电缆附件。目前，电缆局部放电在线检测方法主要有差分法（见图6-

6、图6-7）、方向耦合法、电磁耦合法、电容分压法、REDI局部放电测量法、超高频电容法、超高频电感法等。虽然对局部放电的在线检测方法很多，理论上也是可行的，但实际应用中，由于局放信号微弱、波形复杂、外界背景干扰噪声大等原因，实现局部放电的在线检测难度很大。

图6-6 差分法局部放电测试等效电路

1-导体；2-屏蔽层；3-绝缘法兰；4-测试仪；5-数据传输线（只测试主机）；6-导体-屏蔽电容；7-局部放电；8-电极-屏蔽电容.图6-7差分法电极安装示意图 1、2-测量用电极；

3、4-校正用电极；5-绝缘筒；6-绝缘接头；7-电缆

5.高压电缆线路运行温度的在线实时监测

任何电缆事故的发生、发展、都有一个时间过程，而且都伴随有局部温度升高，温度已成为判断电缆运行是否正常的非常关键的要素之一，许多物理特性的变化也都直接反映在温度的升降上，因此对温度监测的意义越来越大。电缆

温度在线监测按照测温点的分布情况，可分为两大类：分布式在线温度监测和点散式在线温度监测，前者对电缆线路全线进行温度监测，后者只对电缆终端、中间接头等故障多发部位进行温度监测。

分布式光纤测温技术融合了当前世界上最先进的光纤和激光技术，用光纤作为传感探测器进行温度监测，在日本、欧美等发达国家电力电缆网中已经有多年的成熟运行经验，通过实时监控电缆线路的运行温度，为发现电缆线路局部放电、绝缘老化等早期症状提供一个依据，是实现电缆网状态检修的必要手段。其原理是利用光在光纤中传输时，在每一点上激光都会与光纤分子相互作用而产生后向的散射，既有瑞利（Rayleigh）散射、布里渊（Brilouin）散射，也有拉曼（Raman）散射。拉曼散射是处于微观热振荡状态下的固态SiO2晶格与入射光相互作用，产生与温度有关的比原光波波长较长的斯托克斯光和波长较短的反斯托克斯光，这两种光的一部分沿光纤被反射回来，通过检测拉曼散射斯托克斯光和反斯托克斯光的比值，确定光纤沿线的温度，系统原理及结构如图6-

8、图6-9所示。该系统在北京地区已经得到广泛应用。

图6-8分布式光纤测温系统原理图 6.电缆水分在线监测

对于XLPE电缆，水分的危害极大，因此，在电缆的设计、制造过程中采取了多种技术措施抑制水分的入侵。但是，长期运行过程中，水分的入侵不可避免，特别是对于电缆附近水源较大或者电缆长期浸泡在水中的地区更是如此。电缆水分在线监测系统是在电缆结构内（一般在金属护套与外屏蔽层之间）内置一个分布式的水传感器，通过测量水传感器的直流电阻，来判断水分的入侵情况。系统中，水传感器的布置、电气特性至关重要，一方面，它要有与电缆金属护套一样的交叉互联方式、另外，它还要能承受各种冲击电压和冲击电流的影响。电缆水分在线监测法适合应用在电缆长期浸泡在水中的情况。

图6-9分布式光纤测温系统结构图

7.在线检测tanδ法

研究表明，介质损耗tanδ的大小随着水树老化程度的增大而增加。测量线路电压与流经绝缘体的电流（由电缆接地线中测出）的相位差，求出tanδ的大小，从而判定电缆主绝缘的好坏。

典型的介质损耗tanδ在线检测法是检测两个正弦波过零点的时间差，由频率和时间差来计算相位差的方法。国内研究所研究了介质损耗测量的过零点电压比较法，较好地解决了介质损耗的在线测量问题。过零点电压比较法无需以过零点为测量相位差的标准，而以过零点附近两个正弦波的平均电压差来评价两个正弦波的相位差，因此抗干扰能力强，比较适合现场及在线检测。

由于tanδ反映的是被测对象的普遍性缺陷，个别集中缺陷不会引起tanδ值的显著变化。因此tanδ法对电缆全

线整体老化监测有效，对局部老化则很难监测。此外，对于110KV及以上XLPE电缆，由于其绝缘电阻和等值电容很大，因此tanδ值很小，容易受到干扰而无法准确测出。

三、电力电缆线路检修

1、电缆线路的检修类型

为了减少设备事故数量，提高供电质量和电网可靠性，必须做好电缆设备绝缘监督与检修工作。正如前文所述，电力电缆线路的检修主要经历了以下三种模式。

（1）矫正性检修。当电缆及附件发生故障或严重缺陷不能正常运行时，必须进行的检修称为矫正性检修（故障检修），这类检修具有不可预见性，对电网供电可靠性有不良影响。

（2）定期检修。根据电缆线路综合运行情况实行“到期必修，修必修好”的原则，对电缆或附件进行定期检查、试验及维修称为定期检修（预防性检修）。主要是采用定期进行绝缘预防性试验，根据《电力设备预防性试验规程》，对电缆线路及其附属设施所规定的项目和试验周期，定期在停电状态下进行绝缘性能等的检查性试验，并将预试结果与规程标准进行对比，若有超标，则应制定维修计划，安排对设备进行停电检修。定期检修较少考虑电缆及附件的实际运行状况，具有一定的盲目性。

（3）状态检修。根据电缆和附件“在线监测”的状态

测试记、运行历史记录、统计资料信息和预防性试验检查报告，有针对性的进行检修，这种检修管理模式称为状态检修。

2.电力电缆线路检修的一般规定

（1）电缆线路发生故障后，必须先使电缆线路与电力系统隔离，并做好必要的安全措施，才能进行事故处理。

（2）测量电缆主绝缘电阻，鉴定故障性质，必要时可施加直流耐压进行鉴定。

（3）根据故障性质确定测寻故障点的方法，找出故障点精确位置。

（4）对电缆故障点进行放电鉴别，确认事故电缆。（5）对故障部位按照工艺进行修复。（6）对修复后电缆线路做修后试验。（7）试验合格后，电缆重新投入运行。3.电缆线路上常见的检修项目

针对实际运行中电缆线路不同位置上出现的四种缺陷，检修工作也相应的分为四种类型。

（1）对电缆本体的检修。主要有修复电缆外护套、金属护套，为充油电缆顶油，电缆切改以及为外力损伤的电缆做直通头（俗称假接头）等。

（2）针对电缆中间接头和终端的检修。主要有清扫终端瓷套管和喷涂RTV，更换裂纹严重的终端瓷套，更换运行温度过高终端，更换充油电缆终端的漏油油嘴，更换终端内

油样试验不合格的绝缘油和硅油，重做带砂眼漏油的终端搪铅，修复扭力出现异常的弓子线，修复漏气的GIS终端，修复油面下降过快的户内终端，重做温度过高或漏油严重的中间接头，补充中间接头和终端附近丢失的线路铭牌，重新包绕老化的失色相色带等。

（3）对电缆线路附属设备的检修。主要包括补充丢失或损坏的交叉互联线和接地线，更换损坏或进水浸泡的互联箱，更换试验不合格的护层保护器，更换泄露电流过大的避雷器，更换损坏的计数器和油压表，定期大修隔离开关，补充电缆抱箍及丢失的卡具等。

（4）针对电缆敷设路径的检修。主要有清理隧道垃圾，排除电缆沟沟内积水，给渗漏水严重的沟段做玻璃钢防水，给结构老化的沟道新做支撑，给温度过高、通风不畅的沟段增加风亭，更换锈蚀严重以及尺寸过小的支架，维修沟道接地系统，为有硌伤危险的电缆在支架上增加垫片，更换承载力不够的引上支架，对相互占压的电缆进行悬吊理顺等。

4.电力电缆检修工作的安全要求（1）电力电缆检修工作的基本要求。

1）工作前应详细核对电缆名称、标志牌是否与工作票所写的相符，安全措施正确可靠后，方可开始工作。

2）电缆分支室内的停电工作，工作前还应核对线路名称、隔离开关号。

3）电缆分支室停电后，应先验电、挂地线，而后才能拉合隔离开关，不许带电拉合隔离开关。

4）10KV电缆室外终端头的停电工作，应先核对线路名称、调度号及站内断路器是否拉开，不许在站内断路器未拉开的情况下拉合杆上隔离开关。

5）进入SF6电气设备室或与其相连的电缆夹层、沟道，应先检测含氧量、SF6气体含量是否合格。电缆隧道内长距离巡视时，工作人员应携带便携式有害气体测试仪及自救呼吸器。

6）电缆施工完成后应将穿越过的孔洞进行封堵，已达到防水、防火、防小动物的要求。

（2）带电作业的安全要求。

1）35kv及以上电缆（含中间接头）不许带电移动。2）移动运行中的10kv电缆（含中间接头），应先征得运行单位的同意，并对其敷设年份、绝缘材料、运行情况等进行详细了解。视绝缘情况，采取必要的措施，如老化严重，应停电进行。平移距离不得超过2m。

3）移动运行中的单芯电缆保护层一端接地的电缆应防止感应电压。

4）移动运行中的电缆，工作人员应戴绝缘手套。5.电缆线路检修工作的技术考核指标

（1）电缆故障修复率。各电压等级电缆线路应按月统

计故障修复率，计算公式为

电缆故障修复率=当月电缆故障修复次数/当月电缆故障发生次数×100%（2）电缆故障及时修复率。各电压等级电缆线路应按月统计故障及时修复率，计算公式为

电缆故障及时修复率=当月故障及时修复次数/当月故障发生次数×100% 在接到电缆故障抢修命令后须迅速组织实施，在规定时间内完成相应故障的修复。

（3）一类缺陷的处理率和修复率。这里的一类缺陷包括严重缺陷和危急缺陷，各电压等级电缆线路应按季度统计一类缺陷的处理率和修复率，计算公式为

一类缺陷的处理率=当季度一类缺陷开始处理的数量/当季度一类缺陷发现数量×100% 一类缺陷的修复率=当季度一类缺陷的数量/当季度一类缺陷发现数量×100%

四、测温和测负荷 1.电缆线路温度测量

（1）电缆线路温度测量的意义。当电缆或附件中发生异常时，均伴随有局部放电发生，局部放电会使电缆或附件局部温度升高。任何电缆事故发生、发展，都有一个时间的过程，都必然经过一个温度缓慢上升或异常上升——温度急

剧上升——绝缘击穿，最终造成电气短路的系列过程。因此对电缆线路及其附件的温度进行测量是检测电缆运行情况的有效手段。

通过分析判断温度测量数据，查出可能潜伏的线路过负荷、接触不良、异常放电、线路交叉互联系统隐患、电缆外护套绝缘损伤及其他造成温度上升的各种隐患，以便及早发现电缆线路或附件的异常情况，及时采取防范措施，防止接头爆炸及其他安全事故的发生，达到防范于未然的目的。

电缆的载流量与温度有关，通过对电缆线路及其环境温度进行实时监测，可以为确定电缆的最佳载流量提供依据。

（2）电缆线路温度测量的方法。

1）热电偶测温。散热条件比较差的地方，比如直埋敷设的电缆线路，在电缆线路外层装设热电偶或者压力式温度表测量电缆的表面温度。

2）示温蜡片测温。示温蜡片分为60、70、80℃三种，分别以不同颜色表示，常用的有黄、绿、红三色。

由于粘贴示温蜡片测量温度只能粗略检查粘贴处的温度范围，而且反应时间慢、粘贴不方便，目前已经较少使用。

3）红外线测温仪测温。多年来，电缆及附件的测温，往往只是对某些特定的测温点进行温度监测，没有对整个电缆及附件进行测试。这也是受到测量仪器的限制。

红外测温仪测温时，主要对电缆线路终端接线鼻子、应

力控制部位及接地部位等事故高发部位和可疑缺陷部位进行测温。

4）红外热像仪测温。红外热像仪测温最初在电力系统内应用时，主要是对变电站一次设备进行测温。用于电缆及附件温度监测只有几年时间。

红外热像仪测温能对整个电缆及附件进行测试，而且测量操作简便，测量到的温度情况直观可见，方便现场应用。

示温蜡片测温、红外测温仪测温和红外热像仪测温，都只能按照巡视人员的巡视周期，按时到现场进行观察和温度测量，在两个巡视周期之间的绝大部分时间内，电缆及附件的温度情况都无法掌握。

5）在线测温。电缆温度在线监测一方面能实现在线监测电缆及附件温度情况，及时有效的发现电缆及附件早期故障，另一方面还能根据电缆的温度实时确定其最佳载流量。近年来，国内外许多公司、研究机构对电缆在线测温系统进行了研究，国内电力公司已开展了部分试点。

在线测温按照测温点的分布情况，可分为两大类：分布式在线温度监测系统和点散式在线温度监测系统。

分布式在线温度监测系统对电缆线路全线进行实时温度监测，全线布置光纤，以光纤作为温度采集和数据传输的通道。

点散式在线温度监测系统只对电缆终端、中间接头等薄

弱部位进行实时温度监测，主要采用热电偶、气体、红外线或者光纤光栅进行温度采集，采用CAN总线或者光纤进行数据传输。

（3）电缆线路温度测量数据的分析判断。对电缆线路温度测量数据进行分析，要结合周围环境、负荷量等因素进行具体分析比较。

1）温度测量数据要与当时的环境温度进行比较，不应有较大差异。

2）对同一相电缆相邻部位之间的温度数据进行比较，不应有较大差异。

3）对同一路电缆三相之间相同部位的温度数据进行比较，不应有较大差异。

4）结合负荷变化情况，与上次温度测量数据和历年同期数据进行比较，温度变化量和变化率不应有明显改变。

2.电缆线路负荷测量

（1）电缆线路负荷测量的意义。《电力电缆运行规程》规定，电缆线路应该在其额定允许载流量范围内运行，原则上不允许过负荷，即使在事故处理时出现的过负荷，也应该迅速恢复正常。

电缆线路过负荷运行将会缩短电缆的使用寿命，造成电缆运行故障。电缆线路过负荷运行时，将会造成电缆线芯温度过高，加速电缆绝缘的老化，使电缆金属护套发生膨胀、47 变形、龟裂、接点发热损坏等现象。

同时，多根电缆线路并列运行时，需要定期测量电缆线路的负荷情况，以便正确了解电缆线路负荷分配情况，掌握电缆线路运行状况。多根电缆线路并列运行时，由于电缆终端连接部分接触点的接触电阻存在差异，将造成并列运行的电缆线路负荷分配不均匀。这种负荷分配不均现象将会在并列运行的电缆线路中形成恶性循环，最终危及电缆线路的安全运行。

（2）电缆线路负荷测量的方法。

1）实时监测。发电厂、变电站在每条线路上装有配电盘式的电流表，电镀部门通过监视电流表的电流值，实时监测每条线路的负荷情况，以便实时调整电网运行方式和线路负荷量。

2）现场测量。电缆线路运行人员按照巡视周期的要求，定期到现场采用钳型电流表进行负荷测量。有保电特巡任务时，也需要现场测量负荷情况。

（3）电缆线路负荷测量数据的分析判断。对电缆线路负荷测量数据进行分析，要结合具体因素进行具体分析比较。

1）要与电缆线路额定允许载流量进行比较。电缆线路负荷原则上应不大于其额定允许载流量。对于35kv及以下系统，电缆线路发生故障时，可以短时间过负荷。

2）比较同路电缆线路三相负荷间的不平衡性，以及多根并列运行的电缆线路之间负荷的不平衡性。

3）与往年同期最高负荷情况进行比较。3.电缆线路接地系统电流测量

（1）电缆线路接地系统电流测量的意义。电缆线路接地系统电流大小能客观反映电缆线路外护套健康状况，影响电缆线路载流量。因此，对电缆线路接地系统电流大小进行测量与分析具有十分重要的意义。

电缆线路接地系统电流出现异常，很大程度上可能是电缆外护套破损、出现了多点接地现象。外护套破损、金属护套腐蚀、既增加了主绝缘水树老化的几率，由易于诱发局部放电和电树枝，对电缆的安全运行造成威胁。

电缆线路接地系统电流出现异常，将直接影响到电缆线路的载流量。电缆线路接地系统电流异常对载流量的影响可达30%~40%。

电缆线路接地系统电流出现异常，将造成损耗发热，导致绝缘局部发热，加速绝缘老化，降低电缆使用寿命。

（2）电缆线路接地系统电流测量的方法。

1）实时监测。可用电流互感器直接对电缆线路接地系统电流进行采样，经过外围电路放大、A/D转换和微机处理，即可实现电缆外护套状况的在线监测。

2）现场测量。电缆线路运行人员按照巡视周期的要求，49 定期到现场采用钳型电流表测量电缆线路接地系统电流。有保电特巡任务时，也需要现场测量负荷情况。

（3）电缆线路接地系统电流测量数据的分析判断。对电缆线路接地系统电流测量数据进行分析，要结合电缆线路接地系统方式和具体情况、负荷、温度、现场情况等具体因素进行具体分析比较。

1）测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，与负荷值进行比较，计算电缆线路接地系统电流占负荷值的比值。

2）测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，与投运初期值、历史同期值和前次记录情况进行比较。

测量电缆线路接地系统电流的三相和总的接地电流，比较三相之间的不平衡性。

第四节 电力电缆故障及处理

一、常见的电力电缆故障 1.电缆故障产生的主要原因

（1）绝缘老化。电缆在长期运行过程中，在电场的作用之下，绝缘层要受到伴随电作用而来的热、化学和机械作用，从而引起绝缘介质发生物理及化学变化，久而久之，介质的绝缘性能和水平自然就会下降。

电缆线路在城市配网改造中的应用 篇3

【关键词】电缆线路；城市配网；改造应用

引言

城市电网是城市良好运作的关键因素，而城市电网配置的合理与否，也将能够从不同侧面影响到城市电力的运行状况以及电力企业的运营效益，因此在电力发展中城市配网改造就显得十分重要，而电缆线路在城市配网改造中又起到关键性作用，只有将它们合理配置规划，才能让城市配网改造取得最大化效应。

1.城市配网改造的原则

1.1城市配网改造要切合实际。对于城市配网改造来说，就是对城市的电缆线路进行重新配置或进行优化，从长期性来看，既要有一定的超前意识，同时还需要具有很大的可靠性与可操作性，这样才算走出了城市配网改造成功的关键一步。

1.2需要进行城市配网改造，说明从近期来看，其电缆线路已经出现了一些弊端、缺陷甚或较为严重的急需解决的问题，从城市配网改造的近期来看，只要及时解决了这些棘手的问题，所有的改造难题就能迎刃而解，但仅仅从近期发展来进行改造，而对远期发展状况不进行分析考虑，其必定会是城市配网改造的失败，因此城市配网改造需考虑近期与远期的关系，利用近期远期的结合点达到对城市配网的合理改造，进而达到经济、高效、合理的综合效益。

1.3在城市配网改造规划及实施过程中，进行配网改造也是需要遵循一定的顺序的，这是因为配网系统中存在不同电压等级的电缆线路，即使同一电压等级的电缆，在其具体的城市配网中也可能会存在线路规划布置的不相同，所以在配网改造过程中，就需要对它们进行重要与次重要的顺序划分，像对110kV及以上电压等级的主网规划改造应放在首位考虑，切实考虑110kV变电站站之间的10kV环网（外环）的重要性。

2.电缆线路在城市配网改造中的应用

2.1市区电缆线路的前期规划

市区配网改造过程中，第一步要做的工作是对其电缆线路进行前期规划，而这种规划需要结合城市本身的规划进行全面考虑，不仅要从短期内进行配网改造规划，同时还要从长远利益方面进行城市建设配网改造规划，另外，还要结合当地的道路改造情况，考虑道路周边的供电用户的电力使用情况。

下面结合某地的具体案例，对城区内的配电网络的结构改造进行分析，目前已知的该市区内的整体电网规划为将改造后的电网设计成“手拉手”的环形网络结构，并且每一条线路在运行过程中的最大电流荷载量为额定电流量的三分之二，根据该标准，在电缆的线路改造的过程中，有关部门应该早保证城区的供电安全的基础上，充分的分析市区内的未来电网的自动化发展趋势和需求，对电缆的主要干线的节点均进行环网设置。值得注意的是，由于环网柜的馈线的接地方式比较特殊，一般采取的是直接接地的方式，所以对于中高压的输电线路，应该进行重点绝缘防护，另外，在低压电路的设置过程中，应该采用分接箱的方式，将直接接地的环网电缆进行分流，以此来满足不同的用户的使用需要。通常清理下，每一个分接箱可以为三至五个用户进行供电。

2.2电气接线方式及设备选择

2.2.1 环网柜、电缆分接箱的选择。

一般来说，对于城市街道的供电，应设置两条及两条以上的主干电缆线路，其作用是一根主干电缆线路与分接箱进行串接，从而发挥对用户实施直接供电的作用，不过对负荷量的考虑规划是非常关键的；其第二根主干电缆线路用于对重要符合的串联，并同时将其他环网电缆线路与之相连接，万一发生故障，能够确保运行电缆线路的及时转换，建立有效的电力安全运行防护。

在街道的主干线缆的环网柜设置的过程中，值得考虑的是要使得其金尽可能接近十字路口，这样不仅可以缩短各分接箱之间彼此连接的距离，同时还能够从很大程度上避免因线路交叉而导致出现的各种电力安全问题。对于开关的选择，应保持选择使用四路进出线开关，在有效实现运行、拉开及接地三种接线方式后，同时还会存在一个备用的转换开关，以防故障情况下进行转换使用。

2.2.2 高压电缆的选型。

高压线缆作为输电线路布设的一个重要内容，对于线路的运行安全和稳定性都有着非常重要的影响，因此其选材也应该引起有关部门的重视。一般来说，交联聚乙烯电缆作为我国目前高压线缆的常用采用，具有制造方便、安装简单等特点，被广泛的应用于高压线路的输电中。但是实践中，该材料也存在一定的使用缺陷，其中最明显的就是导体在工作的过程中，温度过高，因此不利于线路的安全防护。这种情况下，为了满足现代输电线路的使用要求，有关科研单位开发了新型的具有更强稳定性的三芯交联聚乙烯电缆YJLV22系列产品，这种产品在保养原来电缆材料的使用优势的基础上，实现了更大的负荷流量，并有效的提高了运行的安全性。

3.电缆线路应用中的问题及对策

3.1环网柜的接地闭锁问题

对于城市传统固有的环网柜而言，依照正常的接线方式可以满足“五防”的有关要求，而对于连带电合接地开关，它们主要是由负荷开关和接地开关联锁来实现的，也就是说在负荷开关断开的情况情况下才可以进行接地开关的有关操作。从现代电力户外环网柜的发展趋势来看，大多数情况下都是采用进出线的方式，接线相应地就出现了下进上出的状况，在这种情况下，环网柜的下面依旧是带电运作的。对真空环网柜而言，由于检修时可以在柜内人工挂接地线，所以可以不装设接地开关。但为了防止发生误入带电间隔这类更加严重的事故，进线柜应加装进线侧和柜门的电磁闭锁，确保在进线带电时，不能打开柜门。对全绝缘、全密封的SF6环网柜来讲，由于检修时不能人工挂接地线，因此应保留接地开关，采用加装进线侧和接地开关的电磁闭锁的方式，完善“五防”措施，避免在进线带电时，不能操作接地开关，以此防止发生带电合接地开关（或挂接地线）。

3.2负荷开关的额定电压和电流选择

负荷开关额定电压选择应遵循的原则是其电压值应等于或大于所要应用的配网改造系统的额定电压，对于负荷开关额定电流的选择而言，其配网变压器一般以不超过1600kVA，配置200A负荷作为环网柜的负荷开关，对于进线和环网馈线用的负荷开关，一般应选630A，相当于一个环可带8000～10000kVA的负荷（后者是考虑母线和断路器长期使用后的降容）。

3.3电缆敷设方式应用

在城市配网改造过程中，电缆线路敷设也是非常重要的工作内容，对于现代电力施工技术来说，电缆线路敷设一般有直埋、排管及沟道敷设，直埋方式较为简便，其适用性也叫狭窄，一般敷设的电缆根数在3根以下，且不能设置在车辆重压区，不过直埋成本较低；排管敷设用于电缆数量较多，城市主管道、慢车道或人行道或者其他不宜开挖的地方；沟道敷设电缆线路的方式主要应用于配电所与配电房等电缆出现很多的地方，而相对于其他两种方式其成本也是最高。

4.结束语

电缆线路在城市配网改造中发挥着十分重要的作用，电缆线路的敷设、负荷开关的选择、环网柜等与之使用的电缆设备，都需要在电力线路中进行敷设，而同时电缆线路敷设也需要与它们相适应，达到最为理想的改造成效。

参考文献：

[1]李国征.电力电缆线路设计施工手册[M].中国电力出版社，2010：236.

10kV配网电缆运行的有效管理 篇4

随着城市化进程不断的推进, 逐渐将10kV架空线路进行入地改造, 阜阳市几条主要干道已经全面完成无杆化的改造工作, 使城市的美化程度得到进一步增加。电力电缆正以摆脱架空走廊限制、施工方便、操作方便、外形美观等优势, 已得到广泛地应用。

但是现在电力电缆管理方面存在以下问题: (1) 管理上职责不清晰。许多单位没有专门的电力电缆管理部门, 各部门在电缆管理方面职责不清晰, 互相推托; (2) 管理制度和技术标准不完善。一些单位没有有效的相关管理制度, 技术标准不统一, 一部门一标准, 部门间难兼容; (3) 电缆运行不能做到有效地监测。电缆巡视不到位, 致使电缆故障不能得到及时发现和处理。

2 电力电缆的具体管理

2.1 建立电力电缆管理组

阜阳市供电公司针对电缆管理现状, 设立电缆管理组, 对电缆实行集中统一管理、负责电缆施工、检修、试验的验收工作, 每个队和成员分工明确。由巡视队随时发现问题随时上报, 电缆管理组成员及时提出整改措施及施工方案;在检修队检修试验的同时电缆管理组负责进行中间验收和技术把关, 检修完毕后检修队将设备改动情况及试验报告整理上交给部门电缆管理员, 统一入档。

2.2 开展标准化作业

该公司在电力电缆运行管理的标准化作业方面主要从以下几个方面入手:

(1) 交接验收。严格执行省公司的《电缆线路施工及验收规范》, 成立电缆工程验收专家组, 从电缆运输与保管、电缆管的加工及敷设、电缆支架的配制与安装、电缆的敷设、电缆终端和接头的制作、电缆的防火与阻燃等几个方面严把工程交接标准化验收关。认真开展标准化中间验收工作, 防止并杜绝了隐蔽工程存在的偷工减料、施工质量不过关等情况发生。对不符合规范要求的工程项目拒绝接收、并提出切实可行的整改方案, 保证了接收工程项目的合格率, 从而有效降低了电缆设备的故障率。在验收完毕后, 验收人员及时将移交的电缆资料整理归档, 并填写施工变更单, 同步录入SG186系统。为以后的正常检修维护提供详实基础资料。

(2) 运行巡视。在电缆的运行巡视工作中认真开展了标准化作业。借助SG186平台建立了一套标准化运行巡视、缺陷处理闭环流程。进行电缆巡视前使用标准化作业系统认真编写电缆巡视标准化作业指导书, 携带PDA终端现场执行。标准化作业系统使用率达到了100%。

(3) 设备检修。针对电缆运行管理的特殊性, 编制了各种电缆设备检修标准化作业指导书, 如环网柜检修标准化作业指导书、高压分支箱检修标准化作业指导书、电缆敷设标准化作业指导书等, 讨论编制了《电缆线路施工工作程序》, 规范了设备检修的工作流程, 实现了检修的标准化。

(4) 预防性试验。在预防性试验环节, 依据《电力设备预防性试验规程》规定, 编制了相应的标准化作业指导书, 通过认真执行作业指导书项目和多次的预防性试验, 达到了试验数据的准确性和可靠性, 并不断更新、补充电缆的试验程序。

2.3 开展电缆监测及状态评价

通过对电缆、电缆头或电力设备的连续温度监测, 采用先进的电力电缆监测仪器和专用的分析软件能够提前确定设备的早期故障, 实现电缆故障的早期预测, 防患于未然。完善的报警功能, 当电缆或电气设备发生故障时, 提供报警并确定故障点位置, 指导检修工作的开展。采用大屏幕LCD显示, 直观显示电缆接头、电缆桥架分布、电缆走向、实时连接的温度监测。

2.4 加强电缆沟道的运行管理

在所辖的电缆线路中, 以排管敷设为主及部分电缆沟敷设。电缆沟、隧道、排管等电缆通道运行情况, 按照《电力电缆运行规程》的要求, 每月及时开展电缆及附属设备的巡视工作, 保证无影响电缆运行的缺陷。

3 电力电缆管理的点滴经验

3.1 专业管理经验

通过所有成员的共同协作和努力, 现在阜阳城区管辖的电缆线路故障率得到了有效的控制, 大大降低了电缆故障对系统的严重影响。在电缆检修、试验、施工中, 认真执行现场勘察制度, 填写现场勘查单, 使检修、试验、施工工作更加有针对性, 避免了施工前对现场的认识不足、安全措施不到位、人员配置不合理等问题的发生。在电缆检修、试验、施工工作前, 认真召开班前会, 对可能出现的作业风险开展风险辨识分析。

3.2 设备管理经验

2009年国网公司推行SG186系统, 由于前期工作中电缆线路所有的资料都以备好, 能及时准确地对所辖的电缆线路型号、规格、长度进行收集, 输入率达到了100%。同时还建立了电缆缺陷闭环管理制度, 借助SG186系统平台, 实现了对电缆线路的实时闭环管理。对所辖的10kV电缆设备进行定期巡视检查, 建立单独的电缆台帐, 及时更新电缆信息, 准确把握电缆的运行状况。

该公司还完善了的基础资料建设、管理工作;按照标准作业书的工作要求, 加强设备巡视工作;根据《电力法》及《电力设施保护条例》, 加强施工现场监控, 从而达到减少外力事故、保护电力电缆的目的。

4 结束语

配网电缆线路 篇5

[关键词]10kv；配电网；故障分析；对策

城市电网改造工程一直在持续进行，在传统的配电网设备上使用的是架空线以及杆柱，这种配置对于当今城市的发展已经起不到满足作用，在美观上也有一定的欠缺，并且社会供电需求量越来越大，对电力企业有着强烈的依赖性。以下是对10kV配网电缆故障进行的分析以及防范对策。

一、10kV配网电缆故障分析

（一）电缆方面的故障

电缆本体是配电网的重要组成部分，电缆本体引起的故障主要是因为绝缘体被破坏，一般是被击穿才能引起故障。基本原因从以下几个方面进行分析和研究。第一，绝缘体在质量方面存在缺陷，主要是绝缘体的质量不符合配电网的规定，然后也会受到设计以及施工等元素的影响。第二，设计方面的失误引起的绝缘故障。这主要是因为在配电网的电缆设计中，电缆的选择没有对电压等级以及载流量进行考虑。第三，制造方面的原因引起的绝缘故障。電缆的制造需要高超的技艺，但是如果在制造时绝缘质量低下那么就可能发生被击穿的现象。第四，绝缘伤害，这种伤害一般来自于外界，通常的影响因素是运输、施工以及其他的碰伤等等。有时因为环境变化也会使绝缘体发生变化，例如，潮湿的环境等等[1]。

（二）电缆附件方面的故障

电缆附件主要包含户外终端头、户内终端头以及中间部分的接头。配电网中的电缆附件故障是电缆发生问题的主要原因。一般情况下因为电缆附件引起的电缆故障原因可以归结为以下几点：首先，在施工时，由于技术人员的专业水平不同引起了施工质量参差不齐的现象，因此电缆附件的绝缘与工程要求不相符，这样导致的后果是防水性能差，或者出现应力锥问题，也可能引起电缆导体绝缘被损害。其次，一般的配电网施工队伍在制作热缩型中间接头方面已经非常成熟，所以，即使通过培训来做其他接头，但是因为工艺要求高，往往容易出现接头不牢固的现象[2]。

（三）外力破环故障

架空线以及电缆输电线路是电能传输的重要方式，那么如果输电线路出现问题就会影响整个供电的安全和稳定，由此给配电运行带来问题。在城市发展过程中，多种基础性设施也在不断的改良以及完善，但是城市管网常常缺乏科学性的管理，因此在配电网施工过程中会出现一些电缆被挖断的现象，也会导致电缆连接被折断的问题。如果是在农村，那么架空线一般会处于河道两侧，在修理河道的过程中，因为工作人员的疏忽也会出现电缆线被折断的现象，综合上述问题，供电线路就会中断。

城市改造也是外力破坏的一个云隐。在城市改造过程中，因为房屋拆迁队对一些输电线路的走线不够清楚，所以房屋的拆除很可能造成输电线的故障。城市的一些活动也会成为破坏输电线路的因素，例如，广场的风筝、婚庆的气球、开业的彩带等等都可能成为架空电线的飘挂物[3]。

二、10kV配网电缆故障的防范对策

（一）不断增强配电网电缆故障抵御自然灾害的能力

自然灾害的发生是不可避免的，但是可以通过人为因素减少灾害对电缆的破坏性，未雨绸缪，做好相应的准备工作。本文通过调查可以知道，最近几年发生的绝缘子故障除了质量因素外，多数是因为自然灾害引起的。在这种情况下，要有针对性的加强绝缘子的耐雷等级。在雷电多发区，需要使用绝缘等级比较高的绝缘子。另外，在输电线路上安装避雷针也是减少自然灾害破坏力的一个重要方法，在一些容易受到雷击的线段安装ZnO避雷器，这样可以有效的防止雷击。如果是天气特别恶劣的地区，就要对绝缘子的质量进行严格的审查，坚决使用高等级的绝缘子，这样才能提升绝缘水平，从而有效耐得雷击。工作人员需要雷电多发区进行持续性的巡视，在雨季适当增加夜巡，找到10kv配电线路在绝缘方面比较薄弱的地方[4]。

（二）电力设备的日常维护

电力设备的良好运行主要是为了促进10kv配电网更好的工作，因此加强电力设备的日常维护是保障配电网有效运行的必要条件。在电力设备日常维护方面需要做到以下几点，首先，日常维护和检修。可以成立专门的巡查队伍，然后对电力设备进行定时的维护和检修，发现故障立即处理。以便于保证工业用电需求以及人民生活用电需求。在检查上，要对电力设备尤其是发热设备进行也别关注，以此有利于检查到电力运行的薄弱方面。其次，检查用户配电房的继电保护器。几点保护器是配电的重要装置，对其进行检查可以准确的查找故障的发生点，检查的内容是继电的整定值与上一级的整定值是否能够相匹配。

（三）提升材料质量，使用先进技术

配电网故障的一项原因就是材料的质量不符合规定，因此要减少故障的发生就要保证材料的质量，例如，绝缘材料的使用等等。在选择绝缘材料时，要先检查其规格，然后按照工程指标进行选购。技术的使用主要是对配电网故障进行处理，目前常用的是配电网自愈技术，配网自愈控制技术可以通过信息检测，及时发现故障，以此将故障的影响力降到最低，减少停电面积，以此保证配电网供电的可靠性和安全性。

结束语

综上所述，本文对10kV配网电缆故障分析及防范对策进行了分析和研究。10kV配网电缆故障会影响到工业生产和人们的正常生活，通过本文的分析，需要加强对配电网故障的检查工作，以此降低故障发生的可能性，保障用电供给的可靠性。

参考文献

[1]胡海彬.10kV配网故障跳闸原因分析及防范措施[J].科技致富向导，2013，23（16）：265-266.

[2]梁世俊.10kV配网故障跳闸原因及防范[J].城市建设理论研究（电子版），2013，12（36）.

[3]王军.微探10kV配网线路常见施工故障[J].大科技，2014，14（21）：73-74.

[4]朱才富.质量为先，安全为天--浅析10kv配网本身的故障频率降低方法[J].中国科技纵横，2013，14（12）：177-177，179.

浅谈有线电视电缆分配网双向设计 篇6

首先, 应满足宽带高速要求。信息业务媒体的融合使得综合信息业务成为发展方向, 数据业务要高速, 视频业务要宽带。

其次, 改造后的网络应当是开放的。网络每变化一次, 都是翻天覆地的大工程, 而网络技术却是日新月异不断发展变化的。网络不可能随着技术的不断发展而变化。

再有, 能科学利用有线电视网的剩余频带资源。有线电视网的剩余频带资源, 表面上看来都是两段, 但是在HFC有线电视网的传输通道中, 不同位置剩余频带的共用户数不同, 那么它的使用价值也就不同。

另外, 信息业务要求传输网要有很高的可靠性。电信网为了提高可靠性, 采取了一系列极其苛刻的措施。在供电方面, 采用多种备用方案。在网络方面, 采用热备用、自愈环、SDH自动交叉连接等。

最后, 双向改造之后的有线电视网络开展综合信息业务, 参与信息业务的市场竞争。

2双向HFC网络的电缆分配网设计

进行双向HFC网络的电缆分配网设计时, 将电缆分配网划分为两部分进行设计计算:自光站正向RF输出口到最后一个RF放大器的正向RF输出口作为第一段, 最后一个RF放大器的正向RF输出口到系统输出口 (无源分配网) 作为第二段。

设计计算时将放大器正向RF输出信号电平控制在104~106d Bu V;正向RF分配损耗控制在35~40d B之间, 用户端口的正向RF信号电平 (一般以DS22信号电平为参考值) 取70d Bu V左右。自用户端到双向放大器RF回传口 (正向输出口) 回传损耗控制在30~35d Bu V之间, 自CM回传到放大器RF回传口的信号电平控制在75~70d Bu V (3.2MHz信道带宽内的回传数字信号功率) 之间。

按上述建议, 就可以对一个实际的双向HFC试验小区进行设计计算。另外对设计考虑及相关信息简要说明如下:

1) 试验系统光站采用路通公司LTOS8601G光站。光站RF输出为半倾斜方式 (860MHz倾斜9d B, 即550MHz倾斜6d B) 。光站具有4个RF输出口, 现仅使用2个RF口, 另外2个RF口留给相邻小区使用 (现在用75欧负载匹配) 。放大器采用路通公司LTF861F高线性、高输出电平双向放大器。

2) 无源分配网回传损耗≈27~29d B;如果包括系统输出口的4d B分配损耗, 则无源分配网络的回传损耗≈31~33d B。放大器RF回传口处单个CM回传信号电平≈72d Bu V/3.2MHz~74 d Bu V/3.2MHz。回传信号功率谱密度≈7d Bu V/Hz (72d Bu V~65d B) ~9d Bu V/Hz (74d Bu V~65d B) 。

3) 按每Hz恒定功率法计算, 在60MHz带宽内的回传信号总功率=85d Bu V (7d Bu V/Hz+78d B) ~87d Bu V (9d Bu V/Hz+78d B) 。

4) 1号放大器回传输出到光站RF回传口的总损耗≈8d B (4分配损耗) , 反向均衡器为0d B。2号放大器回传输出到光站RF回传口的总损耗≈11d B, 反向均衡器约为2d B。3号放大器回传输出到光站RF回传口的总损耗≈12d B, 反向均衡器约为3d B。4号放大器回传输出到光站RF回传口的总损耗≈13d B, 反向均衡器约为4d B。5号放大器回传输出到光站RF回传口的总损耗≈8d B, 反向均衡器约为5d B。

5) 调试时如下设置反向放大级:

1号放大器反向放大净增益≈8d B, 反向均衡器设置为0d B。

2号放大器反向放大净增益≈9d B, 反向均衡器设置为3d B。

3号放大器反向放大净增益≈10d B, 反向均衡器设置为3d B。

4号放大器反向放大净增益≈11d B, 反向均衡器设置为3d B。

5号放大器反向放大净增益≈8d B, 反向均衡器设置为6d B。

6) 按如上设置时, 光站RF回传口的回传信号总功率≈85d Bu V;回传信号功率谱密度≈7d Bu V/Hz。

7) 在前端反向光接收机接收光功率=-5d Bm时, RF输出信号总功率=95d Bu V, 输出信号功率谱密度=+17d Bu V/Hz。

8) 设前端信号处理网络损耗为22d B (信号分配、各种业务的信号合成损耗) 时, CMTS入口信号功率谱密度=17d Bu V/Hz-22d B=-5d Bu V/Hz。在3.2MHz的CM回传信号带宽内回传信号功率=-5d Bu V/Hz+65d B=60d Bu V。该回传功率正好等于CMTS推荐的回传接收功率。

9) 整个回传链路的总损耗=CM发送信号功率谱密度-CMTS接收信号功率谱密度=41d Bu V/Hz- (-5d Bu V/Hz) =46d B。

上面图中示出了光工作站无源分配入户时的简化分配网络示意图。图中已经注明光站RF输出信号电平约倾斜6d B (110-103.5=6.5d B@550MHz) 。用户端的正向RF信号电平约65d Bu V (TV和DP) 。无源分配器件 (含用户盒) 的损耗值为36d B, 无源分配网 (含电缆) 的损耗=110-65=45d B。故电缆 (在550MHz频率点) 损耗仅9d B, 表明传输电缆不长。该无源分配网络的回传损耗显然大于36d B。光站一个RF输出口可以覆盖用户达126户。图中还说明了不同户型集中分配器的安装位置供参考。关于更详细的设计考虑及分析, 可参考路通公司出的《双向HFC网络的设计与调试》书籍。

每Hz恒定功率法计算方法如下:

如:反向5~65M网络65M减去5M为60M代入10log X公式10log60000000 (Hz) =78d Bu V/Hz。

如:CM3.2M带宽10log3200000 (Hz) =65d Bu V/Hz。

3 结论

配网电缆线路 篇7

1.1 2 0 1 0年配网发生的电缆故障

顺德区2010年10kV配网电缆故障32次, 从故障部分分析, 电缆本体故障21次, 电缆附件 (电缆终端头和电缆中间头) 11次;从故障原因分析, 外力破坏有20次 (全部为电缆本体) , 占电缆故障的62.5%;因施工质量问题导致电缆故障有9次 (均为电缆附件) , 占电缆故障次数的28.1%, 其他原因 (设备质量、被盗等) 有3次, 电缆故障次数的9.4% (如表1) 。

1.2 配网电缆故障的主要因素

通过对2010年10kV配网电缆故障进行分析可以看出:导致配网电缆发生故障的主要有以下两大因素: (1) 配网电缆 (本体) 在运行期间易受外力破坏; (2) 配网电缆 (附件) 制作工艺出现问题, 而验收时也未能及时发现。

2 预防电缆故障的主要措施

针对10kV电缆及其附件的两大故障原因, 可积极采取主动预防措施和对策, 消除电缆故障的源头, 从而降低电缆发生故障的几率。

2.1 针对外力破坏采取的措施

(1) 强化巡视、做好预控。加强对电力线路附近施工行为的监控工作, 特别对与电力线路形成空间交叉的施工行为 (如电缆线路的交叉顶管施工) , 发现后列为异常情况处理。对保护区内的施工隐患, 供电所应主动联系施工方和业主了解施工规模、地点分布和施工工期等施工信息, 同时进行安全技术交底 (主要涉及电力线路设备电气及结构参数、施工行为的专人安全监控、必要的安全技术措施等) ;对于违章施工行为应及时派发《安全隐患通知书》, 要求对方根据电力设施保护有关法规整改, 加强监控及跟踪。

(2) 积极争取政府部门的支持, 突出重点、联合控制。供电所应与当地政府规划建设部门建立信息联动渠道, 及时了解介入与我局电力线路形成空间交叉的建设施工工程并反馈我局意见。涉及如轨道交通、路网建设等重大市政工程和关键线路的, 在其施工方案未审批前应要求其停止施工, 必要时组织召开施工协调会, 研究讨论可行的电力设施保护方案, 形成会议纪要, 并监督其落实。

(3) 加强施工电源管理。各供电所严格对涉及电力线路保护区内施工的工程和施工电源管理, 在办理报装时在供用电合同中明确电力设施保护要求, 一旦未按照要求整改或造成电力路跳闸的施工作业, 应立即停止临时施工电源的供电, 待整改完成后方可恢复送电。

(4) 规范、完善现场标志, 加强电力设施保护宣传。开展电缆线路走向清查及地面标识牌集中整治工作, 完善电缆线路地面标识牌的安装。在电力线路保护内施工频繁地段补充悬挂大幅电力设施保护宣传牌等。

(5) 把好工程验收关。新建电缆线路在竣工资料中必须移交电缆埋设深度及线路走向坐标和顶管段的剖面图等竣工测量资料, 应把好该竣工资料验收关。

2.2 针对电缆附件施工质量问题采取的措施

(1) 实行10kV电缆附件作业施工准入备案: (1) 凡参与我局中压电缆附件施工作业的人员必须提出中压电缆附件制作进网施工作业申请, 局审核小组根据书面申请及考核成绩进行准入审核工作, 通过后颁发电缆附件进网施工准入资格证书。 (2) 准入资格证书实行年审考核制度。

(2) 做好全过程质量控制, 强化验收工作: (1) 施工单位在进行电缆附件制作前必须提前通知相关电缆附件生产厂家、监理单位、供电等部门, 要求派人到现场指导监督, 凡未经监督而擅自制作完成的电缆附件, 一律视作不合格。对于关键重要工序, 供电所、监理单位实施过程录像及拍照, 并由供电所负责资料归档。 (2) 电缆附件施工人员在制作完成后, 应在所制作的电缆中间接头、终端头上分别挂上标明电缆附件制作者信息的电缆制作标识牌 (含工程名称、制作日期、制作人姓名、生产厂家、生产日期等信息) , 悬挂于明显位置, 并将相关制作内容录入配电GIS系统做永久保存。

(3) 质量追溯考核。

1) 配网电缆附件制作工程实行“质量追溯”考核, 电缆附件的制作质量与制作人及所在单位作业资格挂钩, 并作为作业准入证年审的业绩考核内容之一。2) 发生下列情况之一的, 即取消该施工人员的电缆附件进网作业施工资格: (1) 1年内累计处罚扣分达到12分。 (2) 因电缆附件施工质量缺陷造成区域性大面积停电事故。3) 对被取消电缆附件进网制作施工资格的人员, 应经施工单位重新培训并提交相关培训资料后, 方可提出电缆附件进网作业施工资格申请。4) 对让无资质人员从事电缆附件制作施工的单位, 或同一单位在1年内总扣分达到36分, 则停止该施工单位电缆附件进网制作施工, 直至相关人员重新获得进网施工资格。

3 实施效果

2011年顺德供电局10kV配网电缆故障22次, 较去年32次下降31.2%, 在外力破坏和施工质量方面的故障分别下降了40%和44%, 相关的措施达到了预期效果 (如表2) 。

2011年顺德供电局10kV配网电缆线路运行状况有了明显好转, 取得了良好的成效。但是, 10kV配网整体健康运行水平还有进一步提高空间, 应该继续深挖影响10kV配网安全运行的问题症结, 查找原因, 积极采取措施, 不断提高企业的生产管理水平。

摘要：截至2011年, 顺德供电局在运10kV电缆线路3018.3km (主电缆、分支电缆) , 占线路总量的51%。2010年顺德供电局10kV配网故障为110次, 其中由于10kV配网电缆故障引起的跳闸32次, 占顺德供电局配网故障的29.1%, 影响了供电可靠性。本文从电缆故障的主要原因入手, 提出防止10kV配网电缆故障的管理措施, 以达到降低配网电缆故障、提高电缆运行水平和供电可靠性的目的。

关键词：10kV配电管理,电缆故障,防范措施

参考文献

[1]门汉文, 崔国璋, 王海译.电力电缆及电线[M].中国电力出版社.

配网电缆线路 篇8

关键词：配电电缆,电缆质量,电网故障,影响因素

随着电力行业的快速发展, 配电电缆的数量逐渐增多, 运行的时间也逐渐加长。但是, 由于配电电缆的运行会受到很多因素的影响, 电缆发生故障的种类和频率也慢慢增加。为了提高电缆的运行效率, 应当全面分析影响电缆安全运行的因素, 并制订出相应的对策, 降低电缆故障的发生率。

1 影响配电电缆安全运行的主要因素

对我国当前的配电系统来说, 配电电缆的安全运行除了受到外界环境因素的影响外, 还会受到以下因素的影响。

1.1 操作不当

通常是由维护、操作不规范引起的电网故障, 具体表现在: (1) 起保护作用的电力设备在安装过程中不规范, 致使设备误动或者拒动现象出现, 严重时, 设备会受到一定的损坏; (2) 配电电缆安装不规范、不牢固时, 可能会导致送电线路短路的发生, 包括相间、金属性接地、间接性接地等; (3) 相关工作人员的操作出现失误时, 可能会引起设备的损坏、相间短路等问题; (4) 配电电缆的日常维护工作不到位, 使其存在一定的安全隐患, 对电网的安全、稳定运行产生影响。

1.2 电缆自身质量差

一般情况下, 电缆质量出现问题通常是由原材料或者电缆附件存在问题引起的, 具体的表现有: (1) 冷热缩头上的绝缘保护层密封不够严密、有气泡现象产生或者其厚度呈现出不均匀的现象; (2) 熔断器等电力设备的接头处发生接触不好的问题, 导致接头处被破坏或者烧毁, 电力设备不能正常运行; (3) 当绝缘瓷件发生老化问题时, 其相应的绝缘性能会严重降低, 并产生裂缝甚至断裂的问题, 当在运行中发生这些问题时, 可能会使线路接地中发生短路的故障; (4) 配电电缆的接线中有着一定的设计隐患, 可能会导致引线、接线发生接触不好的问题, 致使接头处的电阻增大, 最终导致相关设备发生破坏, 严重时还会发生烧断故障; (5) 配电电缆在生产制造中不规范、绝缘层受潮或者有一定的气隙, 致使工作时绝缘层很可能被击穿。

1.3 过度负载

当配电网处于过度负载状态时, 电缆很有可能会发生相应的故障, 通常的表现形式就是电力设备的容量、安装的位置与所要求的有一定的出入, 从而引发变压器发生偏相运行等问题, 这就导致了配电电缆的过度负载。此时配电电缆的温度会慢慢增加, 其绝缘性就会随之降低, 严重时绝缘层会被完全烧毁。此外, 当温度上升到一定程度时, 还会致使导线接头处的电阻增加, 进而导致金属护套产生膨大的现象, 使其发生一定的变形。温度过高时, 接头处会发生氧化现象, 并导致电缆被烧断。另外, 当线路电压过高时, 绝缘层也许会发生爆碎、闪络等问题, 严重的情况下, 会导致绝缘层被击穿。上述问题的存在会严重降低配电电缆的使用时间, 致使短路问题的发生。

2 提高配电电缆运行安全性的对策

第一部分简单分析了影响配电电缆安全运行的主要因素, 那么应该怎样来减小或者避免这些因素的影响是目前应当解决的一大问题。在此, 笔者提出了以下建议。

2.1 提高操作人员的专业技能

提高操作人员的专业技能, 尽量避免人为操作故障的发生。对于配电电缆的人为故障而言, 这些是可以通过培训、监督等手段来避免的, 主要的措施有: (1) 加强对操作人员的相关培训, 提高他们的专业知识水平和操作技能, 使其充分掌握常见故障发生的原因和相应的解决措施, 进而提高操作的质量, 避免人为故障的发生; (2) 制订合理的考核、奖罚制度, 提高操作人员的责任意识; (3) 保证配电电缆安装工作规范性、合理性, 并对其进行系统的检查, 预防因为操作不当引起的线路故障或者安全事故等。

2.2 保障配电电缆的质量

为了有效避免电缆自身质量问题产生的故障, 应当采取的措施有: (1) 在购买电缆设备的时候, 一定要进行严格的把关, 确保其质量合格, 为电缆的安全、稳定运行提供一定的保障; (2) 在架设配电电缆的时候, 如果碰上多股绞线连接的问题, 应当利用相应的电缆驳接工具来进行; (3) 为了能够确保熔断器设备上的套管泄漏距离与电缆上的绝缘层相匹配, 一般情况下会在较为固定的位置增设一些绝缘物体, 并保证这些绝缘物质与套管间留有合适的缝隙; (4) 做好配电电缆的日常检修、维护工作, 以便及时发现安全隐患, 并及时将其清除。

2.3 避免电缆的负载运行

在电力电缆的设计工作中, 应当合理确定设备容量的最高压和最低压, 与此同时, 一定要尽量确保设备安装过程中的规范性。一般情况下, 为了确保用电高峰时期电力输送的稳定, 应当详细了解当地之前的用电情况, 并根据了解的情况预测荷载, 同时还要对配电电缆的横截面积、配套开关间的距离等进行相关的测定, 一定要确保这些指标的合理性, 不宜过大或过小。

3 结语

配电电缆是电力系统中的重要组成部分, 直接关系着整个电网的安全运行, 因此, 一定要全面分析引发配电线路故障的原因, 从根本上降低故障发生的频率。这就要求电力工作人员做好设计到预试所有环节的工作, 并加大监督、检修、维护的力度, 确保电缆的安全运行, 为电网的安全、稳定、可靠运行提供一定的保障。

参考文献

配网线路停电时间预控 篇9

日常工作中供电可靠性常以供电可靠率进行衡量。供电可靠性是指在统计期间内, 对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值, 计算式为:供电可靠率= (用户有效供电时间/统计期间时间) ×100%= (1-用户平均停电时间/统计期间时间) ×100%。

我市的经济业已步入发展的快车道, 综合实力明显增强。近年来供电量每年都保持着10%以上的增长, 这对城配网的安全可靠运行要求越来越高。10kV线路和设备发生故障不但给供电企业造成经济损失、影响广大居民的正常生产和生活用电, 而且在很大程度上也反映出我们的优质服务水平。根据我公司配电网络的实际运行状况, 我们对2011年上半年城区配网线路停电类型进行了统计, 作出统计表如下:

从统计表中可以看出各停电类型所占的比例。根据停电类型的不同, 为了减少配网停电时间, 从而提高配网供电可靠性, 我们采取了如下相应措施。

2 减少配网线路停电时间的措施

2.1 加强配电线路的维护、运行管理工作。

有计划性地对线路、设备进行巡视, 定期开展负荷监测。特别是负荷高峰期, 密切注意馈线、配变的负荷情况, 及时调整负荷平衡, 避免接头、连接线夹等因过载发热烧毁。同时加强业务培训, 提高综合素质。建立激励机制, 使运行人员思想到位、巡线到位、处理故障到位, 减少配网线路临时停电紧急消缺的次数。

2.2 造成城配网线路故障跳闸原因有很多种, 配网线路跳闸后我们应在第一时间内巡线查找故障, 处理故障, 恢复供电。在配电线路上加装柱上真空开关, 缩小故障范围, 减少停电面积和停电时间, 有利于快速查找故障。根据线路的接线情况, 绝缘水平, 实现“手拉手”环网供电, 提高配网运行方式的灵活性。

2.2.1 对多发的瞬时故障采用:

配电网调度自动化采用线路自动重合器和/或分段器。配调对所管辖的15座35KV变电站的10KV线路重合闸投运条件逐一进行核对, 重合闸具备投运条件的线路的重合闸投入, 重合闸不具备投运条件的线路, 查明原因, 进行整改, 使其具备运行条件。投入重合闸减少瞬时故障引起的线路跳闸后, 巡线所造成的停电时间。重合闸投入后经查阅配网线路故障跳闸登记本, 发现故障跳闸后重合成功的线路占跳闸线路的70%, 减少了线路跳闸造成的停电损失, 保证电网的安全、可靠供电。

2.2.2 配网设备各级开关保护整定配合:

对于多次越级跳闸的设备, 根据线路接带负荷情况, 对多发故障点进行实地考查查找原因。核对设备参数和实际接线运行情况, 首先对各变电站10KV出线开关保护定值进行重新核对、整定, 再与有关部门协调, 由配电服务中心、设备厂家共同对越级跳闸环网柜、分接箱、柱开的保护进行整定, 根据设备接线和线路走向, 负荷情况, 在线路发生故障时, 站内出线开关、各级环网柜、分接箱、柱开能够互相配合依次跳闸, 缩小停电范围。通过对设备保护的调整、整定, 线路故障时相应的环网柜开关、分接箱开关柱开均能够单一跳闸。

2.2.3 及时调整运行方式

(1) 进行合环倒方式。每当线路检修前, 对具备合环倒方式条件的线路, 在负荷最低的时段, 通过合环倒方式, 提前将检修线路的负荷转移至正常运行的线路上, 既减少检修线路的停电时间又缩小了停电范围。制定配网合解环操作规定。

(2) 隔离故障后及时负荷转移。线路跳闸后, 经过巡线发现故障点, 隔离故障后, 及时调整运行方式, 将故障线路负荷转移至正常运行线路接带, 提高供电可靠率。

2.2.4

开展和推广10kV配电线路带电作业, 如果带电处理10kV导线损伤及悬持物、带电断接10kV引流线、带电更换10kV直流线瓷瓶、带电更换10kV跌落保险等等, 都可以减少对用户的停电时间。

2.3 推行“集中检修”工作法。

信阳配网实行统一的计划检修管理。为避免重复停电, 在检修周期内同一设备原则上只那排一次停电。一旦列入停电计划的线路单元, 坚持将接电点预设, 保护加装、缺陷处理, 树障清理、故障寻址仪及驱鸟器加装, 以及拉线改造等停电工作集中合并, 在一次停电计划作业中统一调度执行, 并严格控制停电计划次数与时间, 从而提高配电网的可靠供电时间。

2.4 加强用户设备管理工作。

对用户设备的管理不能放松。对重大设备缺陷要及时下发通知书, 阐述设备故障对自身带来的危害, 改善用户电力设备的运行水平。并在用户线路上加装用户分支断路器或跌落保险, 减少故障和停电检修范围。针对经常跳闸严重的用户线路、设备, 督促其尽快进行线路、设备改造, 使设备达到安全要求。

3 结束语

浅谈配网线路设备运行管理 篇10

关键词：配电线路 安全运行管理 运行检修

随着我国城乡电力应用的不断普及，配电网的建设也越来越稳定和成熟。在配电网建设中，对配电线路的安全管理是一个非常重要的部分，良好的线路管理可以降低线路的损耗，提高配电网的运营效率，因此我们要制定一系列管理制度，对配电线路实施科学的管理，并从加强配网规划、设备运行、人员管理等方面入手，保障安全管理制度规定得到规范标准的执行，然而，配电线路的安全运行管理一直因为距离过长、外界不可控因素极多等的影响而存在重重困难。

1 配电线路安全运行管理存在的问题

1.1 配电网络结构的不合理，不利于配电线路管理。由于变电站在分布上存在不合理的现象，部分配网线路过长，很多线路无法形成环网结构，造成网架结构薄弱，配网结线模式不规范，单电源供电线路多，转供电能力低；部分分支线路没有与主干线的联接都没有采用断路器，而变压器却不断增多，在具体的运行中支线出现过负荷现象较为严重；配电变压器较少，分布也不合理，很多低压线路的供电半径过大、线损较高。

1.2 配电设备的陈旧、落后，无法对配电线路进行可靠的安全管理。运行中还有大量S7型配变，大部分由于运行时间较长，存在抗短路故障能力差，变压器本体漏油、杂音、温度计指示异常等问题；型号为FZW30-12/T630-20II的负荷隔离开关，存在拉合操作困难，拉开的行程不足等缺陷；型号为LW3-12I/630-12.5的柱上断路器经常出现外壳锈蚀、操作机构脱扣、漏气等现象，影响了正常的倒闸操作；部分配电房还存在运行时间较长的墙上负荷开关，不能满足线路转供电等环网操作要求；很多高压熔断器已经接近使用年限，配电网中的避雷器较为落后，绝缘子与穿墙套管的质量不过关等情况极为严重。上述设备因为历史原因和缺乏必要的更新，存在较大安全隐患。

1.3 配网线路运行环境较差，对安全管理带来较大的影响。配电线路的安全管理受到运行环境的影响很大，很多地方的线路存在线树矛盾，与路边的绿化设施无法进行良好的协调；外力破坏与违章建筑也对配电线路管理造成很大的障碍，线路沿途的私拉乱接、风筝等漂浮物的缠绕、地下野蛮施工现象、线路旁的违规建筑等现象都是极大的安全隐患。

1.4 自然灾害影响较大，造成配网线路故障跳闸较多，严重影响供电的安全可靠性。其中雷击事故最为常见，占配网事故跳闸的60%以上。因为架空10kV线路的路径较长，加上其沿涂地形较空旷，附近少有高大建筑物，所以在每年的雷季中常遭雷击，直击雷造成线路跳闸严重。另外，部分配网设备接地装置的接地电阻超标、线路避雷器安装数量不足等原因也是造成雷击跳闸的主要原因。雷击常造成绝缘子爆裂、断线、避雷器爆裂、配变烧毁设备损坏，给电网造成较大的损失。

1.5 管理方面因素影响。由于配网运行人员的技能素质水平参差不齐、责任心不强，工作标准不够规范，管理流程不清晰，责任考核落实不到位，造成出现巡视不到位、消缺不及时等现象，对配网线路设备运行管理也带来了不良影响。

2 如何加强配电线路设备的安全运行管理

配电线路问题的日益突出，要更好的保证供电的可靠性，维护供电企业的经济效益与社会效益，我们就一定要从设备的管理方面入手，加强对配电线路的安全运行管理。

2.1 抓好配网规划工作，完善网络结构，提高电网的供电可靠水平。对于城区配网线路，充分利用已有开关站资源以及新出10kV线路，解决线路挂接配变偏低的问题，还要按照配网设计导则规范，应用2-1方式、两供一备方式、三供一备方式等典型方式优化城区网络接线。对于农村或偏远地区的配网线路，在新增变电站时，应该充分考虑对单辐射线路进行“手拉手”环网化改造，增强线路间联络，提高用户供电可靠性。

2.2 抓好配网线路运行维护管理工作，认真搞好线路的运行维护工作。在雷雨季节到来前，线路、开关及配电变压器要装避雷器，并定期进行绝缘电阻、工频放电电压试验，对不合格或有缺陷的避雷器要进行更换。做好护线宣传工作，成立义务护线组织，通过张帖标语、宣传公告等形式，向广大群众进行线路保护宣传工作，特别是在伐树、拆除建筑物时要采取安全措施，禁止在电力线路附近及其上空放风筝、抛掷铁丝、包装带、绳索等物，禁止在线路下方堆放柴草、垃圾及易燃易爆物品。加大线路附近树木砍伐力度，保证线路通道符合规程要求，使线路运行不受树木生长干扰。

2.3 抓好设备缺陷闭环管理，保障设备健康运行。

一方面，我们要建立起设备的缺陷管理制度，在线路的运行维护工作中及时的发现设备存在的缺陷，并认真的做好记录，按照相关设备的缺陷对严重程度进行分类，实时的向相关部门汇报，对一些可能存在的缺陷隐患要列入正常的年度、季度检修计划中安排处理。对于必须维持运行的线路，应该视情况的严重性，采取安排停电检修、加强巡视、短期消除、临时性的采取安全技术等不同措施。对巡视中发现用户产权的设备存在缺陷，应及时通知用户进行整改，并发出隐患通知书，督促用户进行整改。

其次，建立健全设备的检修管理制度。全面贯彻预防为主的检修方针，根据实际情况制定科学合理的检修计划，采取带电作业与停电作业相互结合的方法，定期对设备进行检修工作，加强对设备的检修管理。运行单位要根据线路中各设备的健康状况、巡视检测的结果、设备检修的周期以及事故反馈情况，按月份、季度、年度制定设备的检修计划，再上报主管部门进行审批。检修管理制度也应该包括对检修施工的管理，在检修过程中要健全检修岗位的设置，对检修质量与施工安全等进行严格的监督，确保制度能按计划执行。对于重大的检修项目还要特别注重工程进度的安排，明确工程施工的技术措施、安全计划、具体组织、工艺方法以及质量标准等。对于外包的检修施工一定要严格审查施工单位的专业资格，签订正式的合同或者协议，对中间验收与竣工验收等工作都不可有半点马虎。

2.4 抓好配网运行工作的到点到位，落实岗位责任制。建立相关的安全责任制度与绩效机制，将配网线路设备维护责任落实到个人，规范巡视记录、运行记录的填写。结合监察性巡视工作开展配网督导，对运行单位的巡视工作进行督查，根据巡视记录进行现场抽查，如督查人员发现实际情况与巡视记录不相符的，对责任追究到相应的部门和个人。尽最大的能力杜绝工作中的违章作业现象，规范员工的操作动作和工作程序，通过将巡检、设备的维修、具体的施工等各个环节进行量化，更好的考核与确定工作绩效，让工作人员以高超的专业技能、自身的责任感担当起配电线路的安全运行管理重任。

2.5 增强生产人员技能培训，提高生产人员的业务水平。班组生产人员是生产的核心，从抓核心、理念、过程、安全、现场管理等入手，不断进行创新活动，规范管理、创新管理。以科学技术改进创新提升班组运维人员业务素质，提高生产率。一是要抓好班组运维人员技能和素质培训。定期或不定期地举行各种技能、素質培训班、测评考试或技术比武，培养人才、发现人才、提拔人才，将合适的人才用在合适的岗位上，形成一种积极向上的学习风气。从而提高班组运维人员的业务素质，锻炼运维人员处理缺陷、排除故障的敏锐性与准确性。二是提高学习能力，进一步增强自身素质。我们不仅要深入学习业务知识，用专业知识武装头脑，而且还要贯彻落实到平常的工作中。在学习中，要有目的，有方向，进行系统思考、系统安排。学习要与推动本职工作结合起来，在实践中善加利用，不断提高理论水平，提高知识层次，提高生产人员的业务水平。

3 结束语

目前，配电网尚存在较多问题这是客观存在，配电网点多线长面广，运行环境较为复杂，我们应重视10kV配网管理，应在实践中总结经验，要做好各方面的管理工作，并积极应用新技术、新设备，预防线路故障发生，切实的提高供电专业生产的管理水平，提高线路供电可靠性，从而保证电网的安全、经济和稳定运行，更好地满足社会经济发展的需要。

参考文献：

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