架空输电线路运行规范

架空输电线路运行规范（推荐8篇）

架空输电线路运行规范篇1

作者：娇滴滴

文章来源：本站原创

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更新时间：2009-11-29 总

则

1.1为了规范66KV架空输电线路的生产运行管理，使其标准化、制度化，保证全省农村电网安全、可靠、经济运行，特制定本制度。

1.2本制度依据国家（行业）有关法律法规、标准、规程、规范等以及国家电网公司发布的生产技术文件，结合生产运行经验而制定。

1.3本制度对66KV架空输电线路生产过程中的工程设计、验收、运行、缺陷管理、事故预想及处理、技术管理、设备评级等项工作以及运行维护重点工作，分别提出了具体要求或指导性意见。

1.4本制度适用于辽宁省农电系统内的66KV架空输电线路，35KV架空输电线路可参照执行。

1.5 各市农电局可根据本制度，制定适合本地区实际情况的实施细则。引用标准

推荐引用文件的最新版本适用于本制度。中华人民共和国电力法；电力设施保护条例；

电力设施保护条例实施细则；

GB 50061－1997

66kV及以下架空电力线路设计规范

GBJ 233-1990

110～500kV架空电力线路施工及验收规范 DL 409－1991

电业安全工作规程（电力线路部分）

DL 5009.2-1994

电力建设安全工作规程（架空电力线路部分）DL/T 620-1997

交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 5092-1999

110～500kV架空送电线路设计技术规程 DL/T 741－2001

架空送电线路运行规程

DL/T 626-2004

劣化盘形悬式绝缘子检测规程紧急事故抢修杆塔技术条件（暂行）（电供[1991]4号）防盗金具通用技术标准（暂行）（电供[1991]4号）

3、设备巡视检查管理制度

3.1线路巡视的目的是为了掌握线路的运行状况，及时发现设备缺陷和沿线情况，并为线路维护提供依据。

3.2山区、沼泽等特殊地段线路巡视、恶劣天气巡视、夜间巡视等应安排2人进行。

3.3县局主管生产的领导每年至少到送电线路巡视1天。运行单位领导每月至少到送电线路巡视1天，并每月检查一次巡线员的巡线手册，并签署意见。3.4运行维护单位必须建立线路巡视岗位责任制，每条线路都应有明确的的巡视人（巡线员）负责运行维护。

3.5送电线路定期巡视的周期为一月一次，并根据线路实际进行故障巡视、特殊巡视、夜间、交叉和诊断性巡视、监察巡视。

3.6在各种巡视中，必须明确每个巡线员的巡视范围、内容和要求，不得出现遗漏段（点）。必要时应采用登杆塔方式进行检查。3.7运行维护单位应根据线路沿线地形地貌和气候变化等具体情况加强对重污区、多雷区、重冰区、洪水冲刷区、不良地质区、导线易舞动区、易受外力破坏区等特殊区段线路和有重要跨越线路的巡视。

3.8线路巡视必须严格执行标准化作业程序.4、设备缺陷管理制度

4.1设备缺陷系指运行中设备发生异常情况，设备性能恶化，达不到运行标准，产生不良后果者。

4.2设备缺陷分类定义：

4.2.1紧急缺陷：指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致事故发生的缺陷。4.2.2、重大缺陷：指缺陷比较严重，但设备仍可短期运行。4.2.3一般缺陷：对安全运行影响不大的缺陷。4.3设备缺陷规定消除时间：

4.3.1紧急缺陷：必须尽快消除（一般不超过24小时）或采取必要的安全技术措施进行临时处理。

4.3.2重大缺陷：应在短期（10天）内消除，消除前应加强监视。4.3.3一般缺陷：列入年、季、月工作计划内消除。4.4设备缺陷内容：

4.4.1设备本体缺陷：指组成线路本体的构件、附件、零部件，包括基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、拉线、爬梯、防震锤、接地装置等发生的缺陷。

4.4.2附属设施缺陷：指附加在线路本体上的各类标志牌、警告牌及各种技术监测设备（例如雷电测试、绝缘子在线监测设备、外加防雷、防鸟装置等）出现的缺陷。

4.4.3外部隐患：指外部环境变化对线路的安全运行已构成某种潜在性威胁的情况（如在防护区内兴建房屋、植树、堆物、取土、线下作业等对线路造成的影响）。

4.5设备专责人（发现人）发现紧急缺陷时，应立即向专工和有关领导汇报，运行单位组织人员迅速处理，然后由运行班登记在缺陷记录簿上；发现重大缺陷时，亦应立即向专工和有关领导汇报，并做好记录；发现一般缺陷时，应做好记录，可在春秋检或停电作业时处理。4.6缺陷处理完后，必须由设备专责人现场验收并签字，不合格时，将此缺陷单重新按缺陷处理程序办理。

4.7春秋检或停电作业中发现并已处理的缺陷不再执行缺陷单，但应统计在当月的总消除中，发现未处理的缺陷应执行缺陷单。

4.8当年的缺陷单应保存到次年的三月末。

4.9运行维护单位均应建立完整的设备缺陷管理程序，使之形成责任分明的闭环管理体系。

5、设备评级管理制度

5.1设备评级是掌握和分析线路状况，加强线路管理，有计划地提高线路健康水平的措施。5.2设备评级必须按标准进行，由设备专责人依据现场检查、对照标准、提出初步意见交班内讨论，由班长审核后报工区专责人审批，有异议时应到现场核对。

5.3设备评级分为一、二、三级，一、二级为完好设备，三级设备为不良设备。（具体办法见附录）

5.4设备评级以条为单元,分歧线路亦算一条线路。

5.5设备评级工作每年进行2次，春秋检结束后进行评级。

6、设备周期性检测管理制度 6.1设备试验是诊断设备状况的重要手段，运行维护单位必须按《架空送电线路运行规程》规定的周期进行检测试验。

6.2运行维护单位应按《架空送电线路运行规程》检测项目的要求配备充足的检测设备。6.3检测试验方法应正确可靠，检测数据真实准确，检测结果要做好记录和统计分析，检测中发现问题应做好记录，并按程序上报有关专业人员和领导，检测资料应存档保管。

7、线路特殊区段管理制度

7.1线路特殊区段是指大跨越、重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气候区、鸟害区和跨树林区。

7.2为做好线路特殊区段管理，运行维护单位应根据沿线的地形、地貌、周围环境、气象条件及气候变化等情况划分出特殊区段，并根据不同区段的特点、运行经验，制定出相应的管理办法和防止事故的措施。

7.3做好盐密测量工作，定期测量盐密，特殊区段的检测点要多于一般地区，以掌握污秽程度、污秽性质、绝缘子表面积污速率及气象变化规律，并绘制污秽等级图。

7.4要保证多雷地区线路接地电阻值符合规程要求，多雷地区线路接地电阻的测量周期应缩短为2-3年。

7.5运行维护单位要按《架空送电线路运行规程》的要求，结合不同区段运行的需要配备必要的仪器、设备、工器具等，及时做好巡视和检测工作，并对收集的数据和测试结果进行统计分析，适时采取有效措施，确保线路的安全、可靠运行。

8、防护区管理制度

8.1为保证线路安全运行，运行维护单位应遵照《电力法》、《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》的规定，做好线路防护区内线路的保护工作。

8.2运行维护单位应按发现的内容或情况建立外部隐患档案并设专人管理，随着外部隐患情况的变化及时予以增补或注销。

8.3发现防护区内严重、危急的外部隐患，运行维护单位除递送“影响线路安全运行整改通知书”外还必须及时上报当地政府安全监察部门备案，必要时可通过法律程序解决问题。短时间内难以处理的，运行维护单位应加强巡视和看护。

8.4巡视人员应结合巡视实际，对线路防护区内所属单位和个人存在的一般外部隐患，进行《电力法》、《电力设施保护条例》的宣传，发放相关的宣传材料，同时做好书面记录。8.5对防护区内的固定场地和施工单位，除进行《电力法》、《电力设施保护条例》的宣传外，还要与之签订保证线路安全运行责任书，同时应加强线路巡视和看护。

8.6巡视人员发现防护区内有使用吊车等大型机械时，必须及时采取适当措施予以制止，同时应加强巡视和看护。对已产生后果的，应追究其法律和经济责任。

8.7在存在外部隐患的线路杆塔上或线路附近，必须加装标志牌、警告牌或树立宣传告示。

9、运行分析和总结管理制度

9.1为掌握设备运行规律，运行单位应积极采用先进技术，不断总结经验、积累资料，保证线路安全运行。

9.2各局的生产部门每年至少组织两次运行分析会，基层单位即：线路工区（运行班）每月组织一次线路运行分析会，对线路运行状况进行分析，找出存在的主要问题，提出改进措施。9.3、运行分析的主要内容：

9.3.1、运行维护（巡视检测）工作情况分析。9.3.2、设备缺陷情况分析。9.3.3、事故及障碍情况分析。9.3.4、特殊区段运行状况分析。9.3.5电力设施保护工作分析。

9.4运行维护单位应根据分析情况，将重要的分析会内容形成书面报告，总结经验，找出问题，提出整改意见，推动各项管理制度不断完善。9.5运行维护单位应在翌年1月底前写出“输电线路专业工作总结”，并报送局生产部门。

10、技术资料管理制度

10.1运行单位必须存有有关资料，并保持完整、连续和准确，要逐步应用微机进行技术资料管理。

10.2技术资料应存放在专用的资料柜内，资料完整、准确、并与现场实际相符。

10.3运行单位要有专人负责原始资料汇总、同类资料统计、资料保存与检索，并保持资料的连续性和具有历史追朔性。

10.4要保持及时搜集大修、更改、新建投产线路的全部资料并充实到原始资料中去。

10.5运行维护单位应具有相关的标准、规程和规定等有效版本详见附录B；生产技术管理表格、记录等详见附录C。

11、设备检修管理制度

11.1为了保证设备检修不漏项，设备检修前，必须做好设备的检修计划，加强检修质量管理，保持设备处于健康状态，科学合理的安排检修时间，采用先进工艺、方法和检修工器具，努力提高检修质量，缩短检修周期。

11.2应建立健全检修作业的岗位责任制，作业质量监督检查制，并认真执行工作票制度、监护制度。

11.3运行维护单位应在每年的11月末前编制下一的计划检修项目。11.4检修计划分为：

11.4.1设备大修工作计划。11.4.2设备维修工作计划。

11.5运行维护单位应根据上级审批下达的检修计划，编制季度、月检修计划，并认真做好各项检修准备工作，严格按计划执行。

11.6各运行维护单位接到检修计划后，认真做好各项检修准备，并严格按计划执行。

11.7设备检修必须认真执行检修工艺标准及规程，切实抓好计划、准备、现场检修、交接验收、总结各个环节，检修后的检修负责人要填写检修记录，明确检修人员的检修地段、检修项目。

11.8 重大检修和大型技改项目应按工程管理程序完成工程设计。施工作业应编制安全组织技术措施，明确安全措施、施工方法和质量标准，经审批后认真实施。11.9检修作业使用的设备材料及零部件，必须选用质量合格，技术性能符合设计要求的产品。11.10从事带电作业、焊接、导线压接等工作的作业人员，必须经专门技术培训，考试合格，并持有相应资格证明的方可上岗操作。

12、事故抢修管理制度

12.1运行维护单位应建立健全事故、突发事件的抢修机制、应急机制，以保证线路事故、突发事件出现时能快速组织抢修与处理。抢修机制包括：指挥系统及人员组成，通信工具和联系方式，作业机具、车辆、抢修材料的准备等。

12.2运行维护单位应结合实际制定典型事故抢修预案，预案的确立应经本单位生产主管部门审核批准。典型事故抢修预案一经批准，应尽快贯彻落实到每个抢修人员，使其能熟悉抢修过程及所担负的岗位职责。

12.3从事送电工作的人员均有处理事故的责任，应时刻做好准备，一有事故即应迅速到位，尽快排除故障。

12.4各运行单位对发生的事故、障碍、异常均应调查清楚，并及时向局生产部门汇报。12.5事故处理必须统一指挥，明确安全注意事项，服从命令，迅速完成任务。12.6树立常备不懈的思想，随时保证车辆、人员能迅速出动，通讯畅通。12.7运行单位必须配备事故抢修用的设备、器材和通讯工具以及夜间照明设备，有专人保管、维护，并定期进行检查，使之经常处于完好的可用状态。12.8每次事故抢修结束，应召集全体人员做出总结。

13、工器具及备品备件管理制度 13.1工器具管理

13.1.1工器具应严格管理，做到不损坏、不丢失，按类别设专门库房、箱、柜、架定位存放，物品排列摆放整齐。库房内清洁、干燥，照明齐全完好。地面及门窗玻璃等要保持清洁，安全、防火等措施齐全。

13.1.2工器具应指定专责保管员，保管员和负责人应定期进行维护保养，保证正常好用。成套包装的专用工具应保持完整性。

13.1.3加强工器具使用管理，保管员应建立工器具台账和使用记录簿，使用出库和用毕入库时均应做到当即登记签名，保持账、卡、物一致。

13.1.4、工器具使用中发生损坏、丢失应尽快补齐，重要工器具损坏、丢失应追究当事人责任。出入库手续不健全，发生丢失、损坏找不到责任者时，应追究保管员责任。13.2、备品备件管理

13.2.1备品备件的配备应根据本单位设备的型号、运行参数、健康状况和易损部件等情况而定，主要包括以下类别：

a、电网中重要或易损设备的事故备品或备件。b、设备维修、技术改造等配套备件。c、日常维护中消耗性设备零部件。d、特殊备件。

13.2.2备品备件应设专人保管，做到账、卡、物一致，摆放整齐，根据备品备件的特点，做好防腐、防锈措施。特殊和精密的备品备件应用特别方法保存，并定期进行特性试验，确保备品备件经常处于好用状态。

13.2.3备品备件领用时应履行相关手续，使用后及时补充。

根据设备部件的实际损坏程度，及时调整备品备件种类及数量。

14、反事故措施计划管理制度 14.1反措计划的编制依据：

14.1.1反措计划应依据有关规程、制度和标准，从防止和减少事故的发生，提高设备健康水平等方面进行编制。

14.1.2国网公司颁发的防止电力生产重大事故25项重点要求。

14.1.3省农电局下发的“反措”方面的规定和本企业设备实际运行状况。14.1.4安全性评价后需整改的问题。

14.1.5历年事故、障碍、异常的原因分析。14.2反措计划的编制： 14.2.1反措计划由县农电局于上年年底完成编制，市局生产部门审核批准，县局按市局文件分解执行。

14.2.2编制反措计划要统筹安排，抓住重点，措施得当，内容具体。14.3反措计划的编制范围：

14.3.1不能保证安全运行的老旧、淘汰设备。

14.3.2长期带病运行，未消除缺陷和影响升级的设备。14.3.3在历次大检查中，查出的较重大缺陷的设备。14.3.4防污等级不满足安装地点的线路设备。14.4反措计划的执行：

14.4.1基层单位主管生产的领导对本单位反措计划全面负责，并定期检查反措计划的实施情况及存在的问题。

14.4.2反措计划批准后，由生产部门负责落实并按季度向主管生产的领导报告。14.4.3反措项目竣工后，应按分级管理的原则，由市县局组织验收。14.5、反措计划的考核：

14.5.1每季的15日前，县局生产科将本单位上季度反措计划完成情况报市局生计处。14.5.2反措项目必须按时完成，未完成的须提出书面报告说明原因。14.5.3运行单位每月5日前将上月反措计划的执行情况上报生产科。县局每季组织一次反措计划执行情况检查，并将检查结果上报市局生计处，市局每半年检查一次反措计划的执行情况。

15、防汛管理制度

15.1 各单位成立以单位负责人为组长的防汛领导小组，落实责任。15.2制定防汛值班制度，编制防汛值班表。

15.3做好汛期抢修队伍的安排工作，做到人员充足，保证通讯系统的畅通。15.4汛期增加设备巡视检查次数，发现问题及时处理。

15.5制定防汛应急预案，遇有灾情发生，立即启动防汛应急预案。汛期前开展防汛应急预案的演练。

15.6物资供应部门要做好各类防汛物资的准备及检查工作,保障防汛物资的完好使用。15.7调度部门在汛期要密切注意气象变化，保持与当地气象部门联系，及时向有关部门通报气象情况。

15.8车管部门安排好抢修车辆。

16、专项技术工作 16.1 防治雷害工作

16.1.1 适当提高输电线路的耐雷水平，对多雷区和易击段、重要线路，应因地制宜地制定防雷措施和计划，并认真加以实施。

16.1.2 利用雷电定位系统以及其他测雷装置，观测并记录本地区每年发生的雷暴日，并结合雷害记录绘制雷击区分布图。

16.1.3 利用雷电定位系统或采用其他测定雷电的技术，测定线路的雷击次数、对地雷击密度、击杆率及雷电流幅值等参数，并在使用（试用）中不断总结经验，稳步推广。16.1.4 对特殊加装的防雷、测雷装置（避雷器、磁钢棒、光导纤维、放电间隙等），应全部建立设备卡片并应密切监视其运行状况，及时记录雷击动作情况。同时，还要建立必要的检修、试验、轮换制度，确保装置运行的可靠性。

16.1.5 对属于线路本体的防雷设施（绝缘子、避雷线、屏蔽线、接地引下线、接地体等），按周期进行巡视和检查；遇有雷击事故，除按上条要求办理外，还应详细检查各种防雷设施损伤的情况，并进行记录（包括照相、摄像）。对损坏的部件，及时加以修复。16.1.6 接地电阻应同时满足设计规程和运行规程的要求，既要符合实测土壤电阻率的要求；又要及时进行检测和修整，保持装置的完好。测量接地电阻应采用正确的测量方法，并应考虑季节性的影响。

a)采用接地摇表测量时，通过铁塔的接地应将接地引下线与铁塔分开后进行测量；通过非预应力混凝土电杆的接地装置，应从塔顶将接地引下线脱离与避雷线的连接后再进行测量。b)采用卡钳式接地测量仪测量时，不得将接地引下线与铁塔分开进行测量，但应通过摸索和使用该接地测量仪的经验消除可能产生的误差。16.2 防治线路污闪工作 16.2.1 防治污闪工作的目标

16.2.2 各网、省电力公司及市（地）供电公司均应成立相应的防污组织，解决防污工作中出现的问题。

16.2.3 做好污区调查和绝缘子附盐密度测试工作，绘制合理的指导线路绝缘配置设计（包括调爬）的污区分布图，并逐步过渡到用“饱和盐密”（或最大可能盐密）绘制污区图并指导线路的绝缘配置。污区图应根据线路周围环境、污源的变化，定期或不定期地进行滚动修正。

16.2.4 对处于污区的线路，调整绝缘时应按“饱和盐密”（或最大可能盐密）一次调整到位，并留有一定的裕度。

16.2.5 绝缘子清扫应根据盐密度的变化、季节特点、环境影响、运行经验、线路绝缘配置等情况，抓住重点，合理安排；也可开展状态检测工作，以此指导绝缘子清扫，并应确保清扫的质量。

16.2.6 瓷绝缘子检零，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》（DL/T626－2004）的规定办理 16.2.7 在三级及以上污秽区的线路，应尽量采用硅橡胶复合绝缘子。硅橡胶复合绝缘子应定期进行抽检试验。

16.2.8 在重度污染地区，可与环保部门配合开展对大气和线路附近污染源的监视和物理化学量的测量工作，通过分析，科学地开展防治污闪的工作。16.3 防治导线覆冰舞动工作

16.3.1 掌握导线舞动的规律和特点：导线舞动的发生，多与气候和气象条件有关。在气温为－5～1℃、风力为8～12m/s（4～6级）、导线覆冰厚度3～20mm的情况下，易发生导线舞动。导线舞动会给线路造成严重的损害，可使金具断裂，导线落地，塔材、螺丝变形、折断，出现大面积停电。

16.3.2 对导线舞动较严重的地区，生产管理部门应组织科研和技术人员成立防治导线舞动工作小组，研究本地区导线舞动形成的规律、特点，编制相应的工作制度、计划，制定防舞措施，不断总结经验。通过不断治理，使导线舞动逐渐有所抑制或将导线舞动造成的危害降至最低点

16.3.3 加强对导线舞动的观测和记录工作，并绘制出易舞线路和易舞区分布图，开展对导线舞动在线监测的研究，做到提前预防或加以根治。有条件应在每次导线舞动中测定并整理出导线的结冰厚度、形状，以及导线舞动的运动曲线、波数等数据资料。

16.3.4 处于重冰区或易于结冰的线路，可能发生断线或导线跳跃、舞动，应及时采取除冰、融冰措施避免发生线路故障，并应进行覆冰观测和检查并做好记录，依此制定反事故措施。16.3.5 北方地区在春季冰雪即将融化之前，应及时清除绝缘子串上的冰雪，防止冰闪事故的发生。

16.3.6 对已采取的防舞措施（装置），应定期进行巡视和检查，发现异常及时处理确保其运行状况良好。

16.3.7 导线舞动过后，应及时对导线、金具、绝缘子、杆塔组件等进行全面检查，根据缺陷类别的不同及时进行处理。

16.3.8 新建线路应尽量避开容易产生导线舞动的地区。对满足相应覆冰设计条件的线路，不应发生覆冰断线事故。16.4 防治鸟害工作

16.4.1 鸟害事故率通过研究和治理应逐年降低。

16.4.2 每年定期拆除杆塔上的鸟巢，特别是位于绝缘子上方附近的鸟巢；在鸟害事故较多的线路上加装防鸟或驱鸟、惊鸟等装置，对绝缘子串可在第一片或间隔几片使用草帽型（又称空气动力型）绝缘子，以及在复合绝缘子上适当部位加装大片伞裙以减少鸟害造成的线路闪络的几率。

16.4.3 因鸟粪造成的闪络事故，在事故发生后应及时清扫绝缘子防止再次引发事故。16.4.4 对鸟群集结地段，应通过观察和调查研究，掌握鸟类活动的规律和特点。研究和扑捉线路发生鸟害的真实过程，以便有针对性地采取防治鸟害的措施。16.5 大跨越段线路的管理

16.5.1 大跨越段线路是超常规设计建设的线路，应单独建立台帐和运行资料，并应单独制定现场运行规程、检修规程，其巡视与检修周期均应较普通线路缩短。

16.5.2 大跨越段线路的运行与维护工作，应指定班组或专人负责。对导线舞动、覆冰、雷击闪络、防洪设施等情况应密切进行监测并做好记录，有条件可装设自动或固定监测设备。16.5.3 为确保该段线路的安全可靠运行，大跨越段线路的缺陷管理，仅按两类缺陷（即：重大缺陷和紧急缺陷）管理。

16.5.4 大跨越段应定期进行导、地线振动测试（一般4～5年）。对气象、水文、雷电活动等情况应进行长期观测，做好记录和分析。每年雷雨季节到来之前，应对接地装置进行检测，如发现问题及时进行处理。

16.5.5 每年应定期对登塔升降设备、航空警示灯、地线上穿挂的彩色警示球、照明和通讯设施等进行维护保养，使其经常处于良好状态。16.6 附加光纤线路的管理

光纤线路已成为电力系统传递信息（通信、远动、线路保护等）的重要通道，并且越来越多地加挂在输电线路上。由于光纤线路的特殊性和重要性，在管理上应形成制度，明确分工及责任。

对加挂于输电线路上的其他企业（单位）的光纤，其光纤的管理方式由当事者双方共同研究确定管理办法，并应在确保输电线路安全运行的前提下签订必要的协议。16.6.1 架空地线复合光缆（OPGW光缆）的管理

架空地线复合光缆（OPGW光缆）属输电线路和通信线路两个运行单位（部门）共管设备，如双方同属一个电力（供电）公司，经双方研究同意后，可按以下原则进行管理（否则可由双方协商另外签订相关协议，明确管理办法）。

a)被加挂OPGW光缆线路的输电线路，由输电运行维护单位负责外线维护，但光纤的接续及测试工作由通信部门负责。

b)输电运行维护单位负责日常OPGW光缆的巡视、检查，并负责光缆及输电杆塔上光缆金具（耐张、直线金具、防振鞭、引下夹具、接头盒等）的检修、更换工作，并配合通信部门处理光缆线路故障。架空地线复合光缆（OPGW）遭受雷击后，应注意巡视外层铝合金线有否发生断股的情况，如果有应进行补强修复，并应考虑采取适当的防范措施。

c)遇有线路更改路径或杆塔改造须要改动OPGW光缆时，输电线路运行维护单位应通知通信部门，一并做好光缆线路的变更方案。d)跨地区OPGW光缆线路，其分界点以输电线路分界面为准，并应签订分界协议，OPGW光缆维护不应出现空白点。

e)OPGW光缆运行管理应具备如下图纸资料：

（a）架设OPGW光缆的线路档距表、平面图和断面图。

（b）光缆线路用各种金具的型号、数量汇总表及备品备件统计表。

（c）OPGW光缆线路设计弧垂、实际弧垂及线路落雷等异常情况记录表。

f)每年进行输电线路年终总结时，应将OPGW光缆的最新统计及运行情况报上级生产管理部门。

g)OPGW光缆运行及维护管理的费用，有关供电公司或通信部门应给予适当的考虑。16.6.2 全介质自承式光缆（ADSS光缆）的管理

ADSS光缆与OPGW光缆不同，它虽然悬挂在输电杆塔上，其运行管理应归属通信部门。但如果通信部门无能力进行外线运行管理，而且双方均属同一个电力（供电）公司，也可委托输电运行维护单位代为管理，或由上级生产管理部门以文件形式加以确定，但当事双方仍须签订委托代管协议，明确双方有关责任、经济利益。以下管理原则，可供参考：上述9.6.1条关于OPGW光缆管理的各项规定，原则上适合于ADSS光缆，但须增加如下内容：

a)输电线路运行维护单位应掌握ADSS光缆的技术特性及使用条件（竣工验收时应将有关资料移交给输电线路运行维护单位），并据此检测光缆的弧垂变化、光缆及杆塔的受力情况、光缆受电场影响情况等。

b)在巡视ADSS光缆时，应注意观察挂具和金具有无脱离或异常、光缆有否附挂异物、弧垂是否有明显变化等，发现异常应及时处理。当光缆受外力破坏时，若仅有外护套破损，可采用专用的耐电蚀胶带包扎处理，处理后应注意巡视和检查。

c)运行中应注意光缆有无电蚀、老化、表面龟裂等现象，各部螺栓有否松动，发现后应及时处理。

阴雨天或空气湿度≥80％时，禁止带电安装和检修ADSS光缆。

架空输电线路运行规范篇2

对基于自反馈双向贝叶斯网络的架空输电线路运行状态评估进行了研究, 建立了评估输电线路运行状态的贝叶斯系统。通过样本训练获得了条件概率表, 基于推理因果进而可判断线路状态, 同时, 可修正和预警评估偏差, 从而对网络结构、评估数据和参数进行实时、动态修正评估。

1 架空输电线路运行状态评估模式

基于自反馈双向贝叶斯网络的架空输电线路运行状态评估方法的程序分为预处理和数据采集、评估数据库管理和评估结果输出、自反馈双向贝叶斯网络状态评估系统。其中, 评估阶段具体分为计算和统计分析网络节点数据, 具体内容包括:1估计先验概率和预处理指标参量。该部分为学习参数和构建网络的基础。2学习参数和构建网络。该部分直接影响着推理的准确性。3状态判定和网络推理。该部分为评估结果的判定的依据。4管理评估数据库。对输入到系统中的先验概率估值的更新、反馈评估误差、条件概率的知识进行编辑和存储。

2 贝叶斯网络的具体实现方式

贝叶斯网络的具体实现方式为:评估所有部件的每一项基本参数, 对其状态属性概率进行确定, 学习网络参数后构建条件概率表, 包括部件对线路的条件、基本指标参量对部件的条件概率表;依据网络结构、条件概率表和历史信息, 并通过贝叶斯网络推理技术对状态进行推理, 以获得相关部件运行状态的概率, 进而对线路运行状态进行判断。

2.1 贝叶斯网络模型的建立

技术人员应结合数据的可量化性、可获取性和输电线路运行情况, 保留优先级高和重要的指标参量, 删除优先级低和次要的指标参量。贝叶斯网络结构具体包括线路防护区、接地设施和防雷装置、金具、绝缘子串、导地线、杆塔、防护设施和基础设施等31个指标参量和7个部件。

2.2 各子部件运行概率的统计

依据各部件的运行经验值、规定值和设计值, 对每个基本指标参量的状态属性值进行设定, 并依据国家相关指导原则, 结合得到的数据, 对各个子部件的状态进行判断。比如, 在对杆塔倾斜度的判别中, 相应判断依据为:正常——钢管杆、普通铁塔倾斜度<1‰, 高于50 m的钢管杆、铁塔倾斜度<5‰, 硅杆倾斜度<15‰;注意——钢管杆、普通铁塔倾斜度<15‰且>10‰, 高于50 m的钢管杆、铁塔倾斜度<10‰且>5‰, 硅杆倾斜度<20‰且>15‰;异常——钢管杆、普通铁塔倾斜度<20‰且>15‰, 高于50 m的钢管杆、铁塔倾斜度<15‰且>10‰, 硅杆倾斜度<25‰且>20‰;严重——钢管杆、普通铁塔倾斜度>20‰, 高于50 m的钢管杆、铁塔倾斜度>15‰, 硅杆倾斜度>25‰.

通过表示状态属性 (正常、注意、异常、严重) 的概率, 可提供先验估值至每个基本指标参量;将线路中的所有部件看作一个整体, 根据先前的数据结果, 对某段时间内各单元处于某状态的数量与总体测试数量的比值进行计算, 结果即该状态的概率估值。具体计算形式如下:

式 (1) 中:i为所有正整数, 是第i次统计的时间段;Ci为具体部件的指标参量;ni, vi, yi, si为Ci处于不同状态属性值下的统计数量;mi为所有检测次数的总和。

比如, 杆塔的倾斜度为C1, 架设800 k V的线路共有100级铁塔, 在10年中共测20次, 共获得2 000次杆塔倾斜度测量数据。如果显示为正常、注意、异常、严重的数据次数分别为1 500, 300, 80, 20, 则杆塔倾斜度处于严重、异常、注意、正常的先验概率为0.01, 0.04, 0.15, 0.8.

通过学习参数可确定贝叶斯网络的条件概率表。条件概率表体现了父节点与节点间的关系, 先验概率不包含任何父节点的条件概率, 学习参数的目的是获得概率表。同一部件具有相同的指标参量条件概率, 因此, 线路对7个部件有完全一样的条件概率。由此可见, 对应有1个部件对线路的条件概率和7个不同部件的条件概率中, 参数学习中的样本数据包括2部分, 即用于估计参数的训练样本和用于结果验证的检验样本。

对于计算机线路总体和线路各部件的状态概率, 可以通过贝叶斯网络特有的双向推理技术, 并综合考虑条件概率、网络结构和历史信息进行因果推理, 从而确定输电线路的状态。根据条件概率表和相邻节点传递的信息进行诊断推理, 可查找和确定架空输电线路的运行隐患和薄弱点。由此可见, 因果推理是从原因推出结果, 对具体节点指标的状态概率进行推导, 并依次递推, 从而得出输电线路整体的运行状态概率。比如, 某部件中各部件单元Ci的运行状态为ti时, 部件Bj运行的4种概率为:

通过以上数据分析, 可确定基本部件单元的状态, 并查阅分析先验概率表可获得先验概率值。可利用公式计算部件Bj运行的四种状态概率值, 并依据计算结果对基本部件的相应状态进行判断。比如, 线路A的某部件Bj的运行状态为tj, 从而可对线路A的四种运行概率进行确定:

通过以上的推理公式结果得出, 全部部件Bj运行的状态概率由各个基本部件单元当前的运行状态概率P (Ci=ti) 推导而出, 而线路A的运行状态概率由电路中所有部件当前的运行状态概率P (Bj=tj) 推导而出。由此可见, 上述相关推理结果中, 评估结果为概率最大的一项。

对于评估结果反馈, 因架空输电线路运行具有较大的不确定性, 会产生实际状况与评估结果不同的情况。如果评估结果与实际情况相差较大, 则应及时反馈, 并根据有关条件概率进行修改。当评估结果存在问题时, 节点条件概率的修正系数为:

式 (4) 中:α为风压不均匀系数;β为导线及地线风荷载系数。

实际情况中存在问题时, 节点条件概率的修正系统为:

将相应的条件概率与修正系数相乘, 可重新计算状态概率, 并将修改后的数据计入历史评估数据库。

3 结束语

架空输电线路评估是保障架空输电线路安全运行的重要环节。贝叶斯网络突破其他传统的评估方法, 在评估的可靠性上大幅提升, 是今后架空输电线路运行状态评估的发展方向。本文对贝叶斯网络进行了分析, 但还具有一定的局限性, 希望相关技术人员能加强对架空输电线路运行状态评估的重视, 不断完善、创新相应的评估方法。

参考文献

架空输电线路运行规范篇3

为有效提升220kV线路输电效率，降低故障发生率。笔者根据多年来在电力部门的工作经验，从预防和维护的角度对220kV架空输电线路的运行和管理进行分析。分析如下：

1、220kV架空输电线路运行特点

220kV的架空输电线路，由于其自身输电特点，导致线路所处的环境较为恶劣，为降低高压线路造成安全问题，所以多数的220kV线路所选择的路径，都距离平整道路较远，其走径较为崎岖，周围缺乏遮挡，处在严寒与酷暑环境下，维护工作较为困难。同时220kV的高压线路杆塔，相比于普通的电力线路来说较宽，其架设高度较高，故对维护所用的通道也有着一定的要求。随着高压电能应用逐渐广泛，相应的材料技术不断更新，使得传统的维护方法与维护工艺，不能很好的满足实际维护工作的需要，也增加了维护技术角度的难度。

2、220kV架空输电线路运行维护中常见的问题

2.1鸟害问题

在鸟类数量繁多的地区，会对220kV架空输电线路的正常运行造成严重的影响。鸟类在高压线路上搭建鸟巢，使得杂物悬挂在线路上导致线路短路，或者在高压线瓶串上排泄，造成鸟粪闪络现象，对高压线路的正常运行造成严重影响。

2.2外力破坏问题

造成高压线路运行故障的因素中，还有外力破坏。通常是由于伐木过程中，树木倒落时压断高压输电线路，或大型施工场地上的工程机械，在建造过程中由于操作失误从而导致破坏附近的高压线路，引起线路故障问题。

2.3异物放电问题

巨幅广告悬挂在高压线路附近，或塑料薄膜及其他杂物被风吹起，挂落在高压线路上，都容易因为异物悬挂，导致线路形成放电现象，影响高压线路正常运行。

2.4雷击问题和防污闪问题

高压线路的运行故障中，绝大部分是由雷击现象所导致的。一方面是由于电力线路自身容易遭受雷击的原因，另一方面也是由于高压线路的架设高度所导致，增加了雷击故障发生的概率。此外，由于220kV高压线路中，通常会设置较多的绝缘子，增加了绝缘子串的长度，高压线路在电力传输过程中容易吸附周围的灰尘，降低绝缘子的绝缘效果，从而引发污闪现象，严重者会损伤设备元件与线路。

2.5风偏问题

为防止出现跳线闪络现象对系统的正常运行造成影响，塔身与跳线之间要保持一定的安全距离，而220kV高压线的架设高度较高，一旦遇到大风等恶劣天气，则难以保证有效的安全距离，从而造成風偏闪络现象。

3、220kV架空输电线路运行问题的解决方法

3.1防污闪和防雷击

通过日常的运行维护，能够及时发现引发雷击故障的原因，有效降低雷击故障的发生率，在检测维护过程中，需要注意以下几点：

a.定期检查线路的运行情况。如发现绝缘子性能减弱，则需及时更换。

b.确保接地电阻值在安全标准的范围内。

c.对频发发生雷击故障的位置，装设避雷装置，削弱雷电电流对线路设施的危害。

d.双塔并驾的布设方式易导致雷击发生后双回路同时跳闸，应改换架设方式，变为一回路同塔架设，并采用有电流互感器及避雷器所构成的横担，设置在放电间隙内进行保护。

通过及时清理、改换原料以及防污材料涂刷等方式，能够有效改善绝缘子的绝缘效果，降低污闪发生率。首先，在日常巡检中，可采用清洁液喷洒的方式，在不影响线路正常输电的情况下，做好绝缘子的清洁工作。其次，可以采用硅橡胶型绝缘子，不仅能够提高绝缘效果，同时还可以降低灰尘吸附量，保持绝缘子清洁程度。最后，对于绝缘子的污闪情况，可以采用防污材料，进行表面涂刷，从而防止灰尘吸附，降低污闪发生率。

3.2线路检测

检查项目主要包括：检查杆塔的锈蚀与变形情况，是否发生倾斜、倒落等；导线是否具有闪络烧伤的情况；接地线是否存在断股现象；绝缘子是否有脏污及裂缝问题检查接地装置的紧固情况，绑线、阻尼线及钢丝是否存在松动、变形以及断股等问题，并规划各项检查内容的检查周期、频率。

3.3线路试验

线路的试验检测，按照检测项目的严重程度，可以分为通常缺陷检测以及紧急缺陷检测两种。通常缺陷是指短期内及时继续存在下去，也不会造成严重财产、生命安全的缺陷，并且对输电线路的运行，不会产生重大影响。而紧急缺陷，则是对人员生命安全以及设备使用安全，随时都能造成危害的缺陷问题。虽然不会影响设备短期内的使用，但应予以尽早解决。

3.4管理线路状态

在实际运行中，应以半年为周期，由运行部门根据输电线路的运行状况以及各个设备的使用状况进行总结，并做好评价报告。对各个设备的运行状态，分别予以评价并记录。在而后的日常检查、维修以及巡视、改造过程中，则依据线路和设备的评价报告，对相关工作进行指导。保持以动态管理的形式，对设备以及线路的运行状态进行评价。将所记录与总结的评价数据，输入单位数据库，并将日后的设备运行状况检测结果添加到数据库中，保持及时更新。

3.5线路巡视

线路巡视，是确保输电线路运行安全性和稳定性的重要工作。巡视过程中，应对危险情况以及故障风险进行准确记录，并及时上报。为了确保巡视工作的效果和效率，应对巡视工作人员，进行故障责任落实到个人的政策，并明确每个工作人员所负担的相关位置。巡视计划应该结合线路运行的具体状况，并参考周围环境、地质、以及季节性变化等问题，拟定可实施性强的巡视计划，并予以监督实施。对于春、夏等雷电多发季节，应提高巡视频率，针对雷电故障多发位置，采取专人周期性巡检的方式，降低雷击事件发生率，保障线路安全。

总结

本文陈述了高压输电线路的运行特点，并对产生输电线路故障的相关原因进行分析，同时，针对这些故障原因，提出了巡检过程中所需注意的相关事项，与故障问题的预防和解决方法，希望为相关行业工作人员提供借鉴。

电力公司架空输电线路工作总结篇4

（一）架空输电线路专业工作组织机构及主要人员状况

截止2010年12月18日，南充中心线路专业人员共26人，其中，中心线路分管副主任1名，线路运行与检修技术主管1名，线路运行与检修人员24名。中心现设线路运检一班、线路运检二班两个专业班组，具有登塔检修作业能力5名，新进人员6名。

（二）所辖线路基本情况

目前，中心所辖线路共10条，长度共计539.983公里，杆塔1144基。线路走廊经过南充市高坪区、顺庆区、嘉陵区、西充县；达州市渠县、达县；广安市广安区、岳池县。其中500kV南谭一、二线，500kV南黄一、二线四条线路为华中网公司资产，现由四川省公司代维。

（三）新投运线路基本情况无

二、运行管理主要工作情况

（一）线路专业管理工作主要情况

2010年中心注重和夯实基础管理工作，相继出台或完善了南充中心《巡视管理办法（试行）》、《特殊巡视实施细则（试行）》、《缺陷管理制度（试行）》、《群众护线实施细则（试行）》、《线路运检班班组建设标准（试行）》等规章制度，通过抓基层、抓基础、抓基本功来促进管理水平的提高。

中心对每月、每季度线路工作进行分析和总结，扎实召开线路运行分析会，梳理上月线路工作情况，分析线路缺陷性质，落实缺陷处理方式和责任人，布置下月重点工作，此外，中心严格执行检修班前、班后会，每次停电检修后都认真进行分析、总结，为全年安全、顺利完成10条线路检修夯实了基础。

（二）线路运行维护情况（1）周期性巡视工作

一是坚持周期性标准化巡视工作。巡视时要求对设备本体、附属设施和外部环境进行检查，严格按照《线路标准化巡视卡》中的巡视内容和项目进行检查，对发现的问题按照标准进行分类记录。

二是坚持巡视责任制，对线路巡视实行定线、定岗、定员，每条线路明确了定期巡视的人员，并对巡视到位率与经济效益挂钩，对巡线不到位情况严格进行绩效处罚。同时，在年底开展了线路交换巡视工作，换人、换线，有效地弥补了长期定线、定员巡视的不足。

三是坚持巡视与处缺相结合，发挥运检合一优势。对于不需停电的缺陷，安排巡视人员在周期巡视中一并处理，不仅节约了运维成本，而且提高了线路消缺效率。

四是加强周期性巡视质量，履行班长、专责、分管主任的分级监督巡视工作，严格执行巡视考核制度，并在巡视中使用数码照相、GPS数据定位采集等手段加强运行管理。（2）特殊巡视工作

根据季节性特点有针对性地开展了线路特巡工作。在迎峰度夏和迎峰度冬期间相继对电厂送出线路500kV广黄一、二线，川渝断面线路500kV黄万一、二线开展了特殊巡视。特殊巡视中广泛应用红外测温等技术手段，重点观测主要受力部件的发热情况；开展了重要交叉跨越、构筑物净空距离、对地距离、风偏距离的实测；注重对外部隐患的发现，及时处理了外部施工等隐患。

根据线路专项工作，开展了专项巡视。防洪防汛期间，安排专项巡视组对中心线路的重要跨越、过江塔基、拉门塔进行了专项巡视；为防止地质灾害带来的线路威胁，对线路辖区内的线路开展了地质灾害清理专项巡视，并细分了悬崖、峭壁、危石、垭口、河谷、水田、采矿区等地质灾害区段，进一步完善了中心地质灾害区段台账；为防止冰冻雨雪天气可能带来的影响，组织对500kV黄达线、500kV巴达线的设计冰区和高海拔杆塔进行了防覆冰专项巡视。为保证检修质量和严格缺陷闭环管理工作，中心把检修前的诊断性巡视与查勘工作相结合。停电检修工作前，认真组织进行了线路诊断性巡视，充分了解、掌控、判断线路运行工况和隐患缺陷情况，有力保证了检修工作的开展。中心专责坚持每月至少参加1次线路巡视工作，对线路周期性巡视工作进行摸底和抽查，组织进行大型检修前的诊断性巡视，以便深入了解各线路的运行状况和巡视人员的工作情况，由点到面更好地指导实际巡线工作。中心领导不定期进行监察巡视，对巡视效果和质量进行检查，并对线路巡视工作提出指导性意见。（3）通道管理工作

中心今年大力开展线路通道整治工作，结合公司通道专项整治，消除了通道全部严重和危急缺陷，对线路通道树竹进行砍剪、修枝共5300余根，有效防止了因通道超高树竹放电而引发线路接地、烧伤导线等事故。（4）电力设施保护工作

中心始终把对电力设施的保护工作作为中心线路管理的基础工作之一来抓牢抓实，加大电力设施技保护的力度。因地制宜地将技防、人防、物防结合起来，建立电力设施保护工作长效机制，为电网安全运行创造良好的环境。一是针对危及电力线路的行为，中心先后多次次向相关责任单位和责任人发出书面《安全隐患告知书》和《整改通知书》，并通过向“三电办”、经济局、安监局等政府职能部门发出安全隐患函件等方式，积极争取政府支持和干预，有效预防和制止了多起线路保护区内建房特别是500kV南谭二线57#—58#档内修建大型养猪场等事件。二是通过召开电力设施保护座谈会的形式，加强与地方政府的沟通联系，建立中心、政府、群众“三级网络”机制，对有效打击电力设施犯罪，制止单位或个人在线路保护区内违规修建构筑物等行为有重要意义。三是中心结合安全生产月活动，进一步加大了电力设施保护工作的宣传力度，制作了各种宣传资料，并深入场镇、乡村，开展电力设施保护宣传，取得了较好的效果和较大的影响力。（5）群众护线工作

中心稳步推进和完善群众护线体系，始终坚持“群众护线为线路运维的必要补充”的理念，依托而不依赖群众护线这股力量，通过合理的误工补偿和适当的奖励，激发群众护线员的工作积极性。充分发挥地域优势，在线路沿线及更大影响范围内，调动和发挥人民群众的力量对电力设施进行宣传和保护，对线路异常情况及时掌握现场直接、直观的第一手资料，弥补了周期性巡视和特殊巡视的时间间隙；开展了相关培训工作，进一步发挥群众护线现场监督员、情报员、维护员、宣传员、协调员、侦查员的作用，提高线路运行效率和功效。同时制订《群众护线管理制度》，《输电线路巡视到位考核办法》等一系列的考核制度，规范护线工作，确保护线队伍稳定和护线质量的稳步提高。今年，南充中心群众护线工作多次受到上级好评，群众护线效果特别是在“7.18”洪灾和500kV南谭二线因山火跳闸故障查找中得到了充分的展现。

（三）线路大修、技改工作

2010年南充中心线路专业共下达大修计划8项，分别为500kV巴南线大修、500kV 南谭一线综合防雷系统安装、500kV南谭二线大修、500kV黄达线大修、500kV巴达线大修、500kV巴达线标准项目大修、500kV巴南线标准项目大修和500kV线路智能驱鸟装置安装。根据项目实际情况，采用委外作业和中心人员参与质量全程监督的方式，保证了大修工作进度和质量。截止12月20日，中心今年所有大修项目已办理竣工决算。

（四）线路状态检修工作情况

1、截至2010年底，南充中心开展输电线路状态检修合计10回，总长度539.983km。其中，正常状态2回，6.523km，占1.2%；注意状态5回，328.326km，占60.8%；异常状态2回，164.469km，占30.5%；严重状态1回，40.2km，占7.5%。

2、中心线路专业按照超（特）高压公司安排，对所辖10条线路进行了状态检修初评。在整个过程中，严格执行状态检修五大体系，逐一收集整理相关资料和文件，建立线路运行、检修和检测等状态检修基础数据，按照《架空输电线路状态检修实施细则》对线路进行评分，得出了班组、中心初评报告及检修建议。对此，省公司状态检修验收组给予了充分肯定，特别是对线路基础数据管理和工器具房布置做出了较高评价。但在开展状态检修过程中，我们也发现了一些共性问题，比如部分单元评价分值不合理、线路总体评价常因个别一般缺陷而被判断为注意或异常状态等。

（五）专项技术工作

1、防雷工作

南充中心始终坚持将输电线路防雷工作作为降低线路跳闸率，提高线路可靠性，保证500kV电网安全稳定的核心专业工作之一。注重在运行、检修、管理手段、技术应用层面全面贯彻实行线路综合防雷。主要表现在：

（1）在线路日常巡视过程中，加强对防雷设备和接地装置的检查巡视，对发现的问题及时处理消缺，保证防雷设施完好。中心先后对12处接地线受外力破坏导致外露情况予以了及时消缺处理。

（2）在线路停电检修工作中将保证线路外绝缘水平作为重点工作内容之一。2010年，先后利用停电检修机会更换自爆绝缘子167片，充分保证线路外绝缘良好。

（3）今年，中心完成了对所辖线路接地网普测工作，根据摇测情况，陆续开展了500kV南谭二线54基、巴南线60基接地网整治工作。根据整治杆塔接地体形式，在充分考虑冲击电流对外延接地体电感效应的情况下，采用Φ12热镀锌圆钢增加增长接地体，合理选择接地体铺设位置，严格把关接地体焊接工艺和埋深度，保证了接地网整治工作有效开展，对于降低线路接地电阻起到了良好的效果。

（4）中心通过对沿坡、山顶、跨沟（河）等易受绕击雷杆塔的统计，结合雷电定位系统数据，先后对500kV南谭一、二线，巴达线，黄万一、二线、巴南线等加装防绕击避雷针940支，杆塔侧向保护针80支。2010年7月，黄万一线移交过程中，相继2次在雷雨天气下跳闸，通过变电站故障录波测距和故障登塔巡视结果显示，故障点均在未安装防绕击避雷针的重庆段，可见，安装防绕击避雷装置对于500kV线路防雷效果明显。

明年，中心将继续开展部分线路的接地网改造和加装避雷针工作，采取综合防雷措施，进一步提高线路防雷能力。

2、防外力破坏工作

中心针对外力破坏事件，采取了以下措施：一是加大宣传力度，建立群众联防机制。对易被盗区、炸石区、取土区等外破多发区域采取定点宣传、群众护线等形式做好供电保障工作。二是加强汛期前隐患排查，增加特殊时期巡视力度和频度，掌握所辖线路地质灾害情况，并开展了护坡保坎等设施大修。三是加强与沿线政府、公安机关的密切联系，避免工程作业破坏，消除线路保护区内违章植树、建房等运行隐患，配合公安机关严厉打击盗窃破坏行为。四是提前做好线路沿线施工作业安全告知和协调工作，面对南大梁高速公路及兰渝铁路穿越线路施工，中心积极联系公（铁）路建管单位、多次与其负责人进行交流协商，核实工程设计施工对线路的影响，督促施工单位采取有效的安全措施，保证施工作业安全。

3、防污闪工作

一是完善了10条线路1144基杆塔的污染源、污区分布、外绝缘配置工作。

二是利用停电检修的机会对27基81片绝缘子进行了盐密取样，对500kV巴南线，广黄一、二线，南黄一、二线全线，黄万一、二线全线以及500kV巴达线、南谭一、二线部分区段进行了绝缘子防污清扫。三是按照国网公司要求，对500kV巴南线共计4串复合绝缘子进行了更换抽检工作。

4、防覆冰、舞动等工作

为防范低温雨雪冰冻天气可能带来的灾害，提高线路在微气象区抗击恶劣自然灾害的能力，做好应急防范措施，充分保证迎峰度冬期间的电网和设备安全，提高应急响应和应急处理的及时性和有效性，保证应急工作反应及时、处理有效、措施齐备、安全高效，南充中心做好了防覆冰、舞动的十项措施。一是在冰雪天气来临前，对中心所辖区域内的500kV线路进行防覆冰专项巡视和诊断性巡视，及时发现、排查缺陷隐患情况，并按照轻、重、缓、急的原则处理缺陷，完成缺陷闭环管理，充分保证输电线路的健康水平。二是深化线路隐患排查，开展通道整治“回头看”工作，对可能覆冰区段提高树竹砍伐标准。三是进一步深化梳理划分确定线路的特殊区段和重点杆塔，重点把握地质灾害区、外力破坏区、易盗区、重污区、覆冰区杆塔的运行工况，对重要跨越杆塔、过江塔、拉门塔、大档距、双回塔进行重点巡视和检查。四是对高海拨区段500kV黄达线118#-154#及500kV巴达线河岛上的塔段进行重点检查和延伸巡查。五是充分利线路停电检修机会，开展电气缺陷消缺工作。六是开展对重载、重负荷线路的红外测温工作，加强对导线接续金具、耐张金具的红外测温工作，并根据测温情况安排跟踪检测或检修工作。七是密切跟踪天气变化，与地方气象部门签订气象服务协议，充分利用中国天气在线等信息手段，提前掌握天气变化情况，做好

电力公司架空输电线路工作总结

气温预测工作。八是保证恶劣气象条件下的特殊巡视。九是对群众护线员进行覆冰常识的培训，提高在恶劣气象条件下信息反馈的及时性。十是做好抢险设备物资的准备工作，在低温天气到来前完成了对抗冰防护用品、除雪工具、检修工机具、备品备件和照明设备的准备。

5、防风偏工作

中心结合通道专项整治活动，对线路保护区内超高、风偏树竹进行了集中砍伐，同时，通过组织线路风偏知识培训讲座，使巡视人员加深了对风偏的认识，避免了个别人员对风偏认识的误区，为通道整治过程中正确判断树竹隐患打下了基础。

6、防鸟害工作

根据线路地域分布的特点，重点对线路沿线的鸟类活动范围、区域进行收集，对其活动规律进行观察，并建立了观察记录。对鸟类活动密集区段，进行了记录。在巡视和检修过程中强调对线路沿线鸟窝的拆除，特别是对杆塔绝缘子上方的鸟窝及时进行了拆除，防止因鸟粪造成绝缘子闪络，同时，利用大修资金，开展防鸟害工作，先后对500kV黄达线、洪南线、巴达线安装智能驱鸟装置。

7、防山火工作

今年中心发生的一起因山火引发的线路跳闸事件，引起了公司和中心对防山火工作的高度重视。中心通过掌握输电线路沿线政府和农民烧山、用火情况及对线路山火易发区的统计，充分发挥输电线路群众护线员的作用，在当地建立以护线员为主、广大群众积极参加的防山火的预警机制。建立与当地政府、消防等的山火联动机制。加强与沿线政府的沟通，采取发放电力设施保护书籍和印制年历的方式，加强对沿线农民的宣传，防止违规烧山、用火可能对线路造成的危害。

（六）基建工程无

架空输电线路运行规范篇5

35kV及以下架空电力线路施工及

验收规范》的通知

建标〔1992〕912号

根据国家计委计综〔1986〕2630号文的要求，由能源部会同有关部门共同修订的《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》，已经有关部门会审。现批准《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50173-92为强制性国家标准，自1993年7月1日起施行。原《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232-82中第十二篇“10kV及以下架空配电线路篇”同时废止。

本标准由能源部负责管理，具体解释等工作由能源部电力建设研究所负责。出版发行由建设部标准定额研究所负责组织。

中华人民共和国建设部

1992年12月

修订说明

本规范是根据国家计委计综〔1986〕2630号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所、北京供电局会同有关单位共同编制而成。

在修订过程中，规范编写组进行了广泛的调查研究，认真总结了原规范执行以来的经验，吸取了部分科研成果，广泛征求了全国有关单位的意见，最后由我部会同有关部门审查定稿。

本规范共分十章和一个附录，这次修订是对原《电气装置安装工程施工及验收规范》(GBJ232—82)中的第十二篇“10kV及以下架空配电线路篇”进行修订。修订中，经我部提议，并征得建设部同意，将35kV架空电力线路有关内容列入本规范，并改名为《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》。

本规范在执行过程中，如发现需要修改和补充，请将意见和有关资料寄送能源部电力建设研究所(北京良乡，邮政编码：102401)，以便今后修订时参考。

能源部

1991年3月

中华人民共和国国家标准

电气装置安装工程 UDC

GB50173-92

35kV及以下架空电力线路施工

及验收规范

国家技术监督局中华人民共和国建设部1992-12-16 联合发布 1993-07-01实施

第一章总

则

第1.0.1条为保证35kV及以下架空电力线路的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保电力线路安全运行，制定本规范。

第1.0.2条本规范适用于35kV及以下架空电力线路新建工程的施工及验收。

35kV及以下架空电力线路的大档距及铁塔安装工程的施工及验收，应按现行国家标准《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》的有关规定执行。

有特殊要求的35kV及以下架空电力线路安装工程，尚应符合有关专业规范的规定。

第1.0.3条架空电力线路的安装应按已批准的设计进行施工。

第1.0.4条采用的设备、器材及材料应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件。设备应有铭牌。

当采用无正式标准的新型原材料及器材时，安装前应经技术鉴定或试验，证明质量合格后方可使用。

第1.0.5条采用新技术、新工艺，应制订不低于本规范水平的质量标准或工艺要求。

第1.0.6条架空电力线路的施工及验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行的有关标准规范的规定。

第二章原材料及器材检验

第2.0.1条架空电力线路工程所使用的原材料、器材，具有下列情况之一者，应重作检验：

一、超过规定保管期限者。

二、因保管、运输不良等原因而有变质损坏可能者。

三、对原试验结果有怀疑或试样代表性不够者。

第2.0.2条架空电力线路使用的线材，架设前应进行外观检查，且应符合下列规定：

一、不应有松股、交叉、折叠、断裂及破损等缺陷。

二、不应有严重腐蚀现象。

三、钢绞线、镀锌铁线表面镀锌层应良好，无锈蚀。

四、绝缘线表面应平整、光滑、色泽均匀，绝缘层厚度应符合规定。绝缘线的绝缘层应挤包紧密，且易剥离，绝缘线端部应有密封措施。

第2.0.3条为特殊目的使用的线材，除应符合本规范第2.0.2条规定外，尚应符合设计的特殊要求。

第2.0.4条由黑色金属制造的附件和紧固件，除地脚螺栓外，应采用热浸镀锌制品。

第2.0.5条各种连接螺栓宜有防松装置。防松装置弹力应适宜，厚度应符合规定。

第2.0.6条金属附件及螺栓表面不应有裂纹、砂眼、锌皮剥落及锈蚀等现象。

螺杆与螺母的配合应良好。加大尺寸的内螺纹与有镀层的外螺纹配合，其公差应符合现行国家标准《普通螺纹直径1～300mm公差》的粗牙三级标准。

第2.0.7条金具组装配合应良好，安装前应进行外观检查，且应符合下列规定：

一、表面光洁，无裂纹、毛刺、飞边、砂眼、气泡等缺陷。

二、线夹转动灵活，与导线接触面符合要求。

三、镀锌良好，无锌皮剥落、锈蚀现象。

第2.0.8条绝缘子及瓷横担绝缘子安装前应进行外观检查，且应符合下列规定：

一、瓷件与铁件组合无歪斜现象，且结合紧密，铁件镀锌良好。

二、瓷釉光滑，无裂纹、缺釉、斑点、烧痕、气泡或瓷釉烧坏等缺陷。

三、弹簧销、弹簧垫的弹力适宜。

第2.0.9条环形钢筋混凝土电杆制造质量应符合现行国家标准《环形钢筋混凝土电杆》的规定。安装前应进行外观检查，且应符合下列规定：

一、表面光洁平整，壁厚均匀，无露筋、跑浆等现象。

二、放置地平面检查时，应无纵向裂缝，横向裂缝的宽度不应超过0.1mm。

三、杆身弯曲不应超过杆长的1/1000。

第2.0.10条预应力混凝土电杆制造质量应符合现行国家标准《环形预应力混凝土电杆》的规定。安装前应进行外观检查，且应符合下列规定：

一、表面光洁平整，壁厚均匀，无露筋、跑浆等现象。

二、应无纵、横向裂缝。

三、杆身弯曲不应超过杆长的1/1000。

第2.0.11条混凝土预制构件的制造质量应符合设计要求。表面不应有蜂窝、露筋、纵向裂缝等缺陷。

第2.0.12条采用岩石制造的底盘、卡盘、拉线盘，其强度应符合设计要求。安装时不应使岩石结构的整体性受到破坏。

第三章电杆基坑及基础埋设

第3.0.1条基坑施工前的定位应符合下列规定：

一、直线杆顺线路方向位移，35kV架空电力线路不应超过设计档距的1%； 10kV及以下架空电力线路不应超过设计档距的3%。直线杆横线路方向位移不应超过50mm。

二、转角杆、分支杆的横线路、顺线路方向的位移均不应超过50mm。

第3.0.2条电杆基础坑深度应符合设计规定。电杆基础坑深度的允许偏差应为 +100mm、-50mm。同基基础坑在允许偏差范围内应按最深一坑持平。

岩石基础坑的深度不应小于设计规定的数值。

第3.0.3条双杆基坑应符合下列规定：

一、根开的中心偏差不应超过±30mm。

二、两杆坑深度宜一致。

第3.0.4条电杆基坑底采用底盘时，底盘的圆槽面应与电杆中心线垂直，找正后应填土夯实至底盘表面。底盘安装允许偏差，应使电杆组立后满足电杆允许偏差规定。

第3.0.5条电杆基础采用卡盘时，应符合下列规定：

一、安装前应将其下部土壤分层回填夯实。

二、安装位置、方向、深度应符合设计要求。深度允许偏差为±50mm。当设计无要求时，上平面距地面不应小于500mm。

三、与电杆连接应紧密。

第3.0.6条基坑回填土应符合下列规定：

一、土块应打碎。

二、35kV架空电力线路基坑每回填300mm应夯实一次；10kV及以下架空电力线路基坑每回填500mm应夯实一次。

三、松软土质的基坑，回填土时应增加夯实次数或采取加固措施。

四、回填土后的电杆基坑宜设置防沉土层。土层上部面积不宜小于坑口面积；培土高度应超出地面300mm。

五、当采用抱杆立杆留有滑坡时，滑坡(马道)回填土应夯实，并留有防沉土层。

第3.0.7条现浇基础、岩石基础应按现行国家标准《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》的有关规定执行。

第四章电杆组立与绝缘子安装

第4.0.1条电杆顶端应封堵良好。当设计无要求时，下端可不封堵。

第4.0.2条钢圈连接的钢筋混凝土电杆宜采用电弧焊接，且应符合下列规定：

一、应由经过焊接专业培训并经考试合格的焊工操作。焊完后的电杆经自检合格后，在上部钢圈处打上焊工的代号钢印。

二、焊接前，钢圈焊口上的油脂、铁锈、泥垢等物应清除干净。

三、钢圈应对齐找正，中间留2～5mm的焊口缝隙。当钢圈有偏心时，其错口不应大于2mm。

四、焊口宜先点焊3～4处，然后对称交叉施焊。点焊所用焊条牌号应与正式焊接用的焊条牌号相同。

五、当钢圈厚度大于6mm时，应采用V型坡口多层焊接。多层焊缝的接头应错开，收口时应将熔池填满。焊缝中严禁填塞焊条或其它金属。

六、焊缝应有一定的加强面，其高度和遮盖宽度应符合表4.0.2的规定(见图 4.0.2)。

表4.0.2 焊缝加强面尺寸(mm)

图4.0.2 焊缝加强面尺寸

七、焊缝表面应呈平滑的细鳞形与基本金属平缓连接，无折皱、间断、漏焊及未焊满的陷槽，并不应有裂缝。基本金属咬边深度不应大于0.5mm，且不应超过圆周长的10%。

八、雨、雪、大风天气施焊应采取妥善措施。施焊中电杆内不应有穿堂风。当气温低于-20℃时，应采取预热措施，预热温度为100～120℃。焊后应使温度缓慢下降。严禁用水降温。

九、焊完后的整杆弯曲度不应超过电杆全长的2/1000，超过时应割断重新焊接。

十、当采用气焊时，应符合下列规定：

1.钢圈的宽度不应小于140mm；

2.加热时间宜短，并采取必要的降温措施，焊接后，当钢圈与水泥粘接处附近水泥产生宽度大于0.05mm纵向裂缝时，应予补修；

3.电石产生的乙炔气体，应经过滤。

第4.0.3条电杆的钢圈焊接后应将表面铁锈和焊缝的焊渣及氧化层除净，进行防腐处理。

第4.0.4条单电杆立好后应正直，位置偏差应符合下列规定：

一、直线杆的横向位移不应大于50mm。

二、直线杆的倾斜，35kV架空电力线路不应大于杆长的3‟；10kV及以下架空电力线路杆梢的位移不应大于杆梢直径的1/2。

三、转角杆的横向位移不应大于50mm。

四、转角杆应向外角预偏、紧线后不应向内角倾斜，向外角的倾斜，其杆梢位移不应大于杆梢直径。

第4.0.5条终端杆立好后，应向拉线侧预偏，其预偏值不应大于杆梢直径。紧线后不应向受力侧倾斜。

第4.0.6条双杆立好后应正直，位置偏差应符合下列规定：

一、直线杆结构中心与中心桩之间的横向位移，不应大于50mm；转角杆结构中心与中心桩之间的横、顺向位移，不应大于50mm。

二、迈步不应大于30mm。

三、根开不应超过±30mm。

第4.0.7条以抱箍连接的叉梁，其上端抱箍组装尺寸的允许偏差应在± 50mm范围内；分段组合叉梁组合后应正直，不应有明显的鼓肚、弯曲；各部连接应牢固。

横隔梁安装后，应保持水平；组装尺寸允许偏差应在±50mm范围内。

第4.0.8条以螺栓连接的构件应符合下列规定：

一、螺杆应与构件面垂直，螺头平面与构件间不应有间隙。

二、螺栓紧好后，螺杆丝扣露出的长度，单螺母不应少于两个螺距；双螺母可与螺母相平。

三、当必须加垫圈时，每端垫圈不应超过2个。

第4.0.9条螺栓的穿入方向应符合下列规定：

一、对立体结构：水平方向由内向外；垂直方向由下向上。

二、对平面结构：顺线路方向，双面构件由内向外，单面构件由送电侧穿入或按统一方向；横线路方向，两侧由内向外，中间由左向右(面向受电侧)或按统一方向；垂直方向，由下向上。

第4.0.10条线路单横担的安装，直线杆应装于受电侧；分支杆、90°转角杆(上、下)及终端杆应装于拉线侧。

第4.0.11条横担安装应平正，安装偏差应符合下列规定：

一、横担端部上下歪斜不应大于20mm。

二、横担端部左右扭斜不应大于20mm。

三、双杆的横担，横担与电杆连接处的高差不应大于连接距离的5/1000；左右扭斜不应大于横担总长度的1/100。

第4.0.12条瓷横担绝缘子安装应符合下列规定：

一、当直立安装时，顶端顺线路歪斜不应大于10mm。

二、当水平安装时，顶端宜向上翘起5°～15°；顶端顺线路歪斜不应大于 20mm。

三、当安装于转角杆时，顶端竖直安装的瓷横担支架应安装在转角的内角侧(瓷横担应装在支架的外角侧)。

四、全瓷式瓷横担绝缘子的固定处应加软垫。

第4.0.13条绝缘子安装应符合下列规定：

一、安装应牢固，连接可靠，防止积水。

二、安装时应清除表面灰垢、附着物及不应有的涂料。

三、悬式绝缘子安装，尚应符合下列规定：

1.与电杆、导线金具连接处，无卡压现象。

2.耐张串上的弹簧销子、螺栓及穿钉应由上向下穿。当有特殊困难时可由内向外或由左向右穿入。

3.悬垂串上的弹簧销子、螺栓及穿钉应向受电侧穿入。两边线应由内向外，中线应由左向右穿入。

四、绝缘子裙边与带电部位的间隙不应小于50mm。

第4.0.14条采用的闭口销或开口销不应有折断、裂纹等现象。当采用开口销时应对称开口，开口角度应为30°～60°。

严禁用线材或其它材料代替闭口销、开口销。

第4.0.15条 35kV架空电力线路的瓷悬式绝缘子，安装前应采用不低于5000V 的兆欧表逐个进行绝缘电阻测定。在干燥情况下，绝缘电阻值不得小于500MΩ。

第五章拉线安装

第5.0.1条拉线盘的埋设深度和方向，应符合设计要求。拉线棒与拉线盘应垂直，连接处应采用双螺母，其外露地面部分的长度应为500～700mm。

拉线坑应有斜坡，回填土时应将土块打碎后夯实。拉线坑宜设防沉层。

第5.0.2条拉线安装应符合下列规定：

一、安装后对地平面夹角与设计值的允许偏差，应符合下列规定：

1.35kV架空电力线路不应大于1°；

2.10kV及以下架空电力线路不应大于3°；

3.特殊地段应符合设计要求。

二、承力拉线应与线路方向的中心线对正；分角拉线应与线路分角线方向对正；防风拉线应与线路方向垂直。

三、跨越道路的拉线，应满足设计要求，且对通车路面边缘的垂直距离不应小于5m。

四、当采用UT型线夹及楔形线夹固定安装时，应符合下列规定：

1.安装前丝扣上应涂润滑剂；

2.线夹舌板与拉线接触应紧密，受力后无滑动现象，线夹凸肚在尾线侧，安装时不应损伤线股；

3.拉线弯曲部分不应有明显松股，拉线断头处与拉线主线应固定可靠，线夹处露出的尾线长度为300～500mm，尾线回头后与本线应扎牢；

4.当同一组拉线使用双线夹并采用连板时，其尾线端的方向应统一；

5.UT型线夹或花篮螺栓的螺杆应露扣，并应有不小于1/2螺杆丝扣长度可供调紧，调整后，UT型线夹的双螺母应并紧，花篮螺栓应封固。

五、当采用绑扎固定安装时，应符合下列规定：

1.拉线两端应设置心形环；

2.钢绞线拉线，应采用直径不大于3.2mm的镀锌铁线绑扎固定。绑扎应整齐、紧密，最小缠绕长度应符合表5.0.2的规定。

第5.0.3条采用拉线柱拉线的安装，应符合下列规定：

一、拉线柱的埋设深度，当设计无要求时，应符合下列规定：

1.采用坠线的，不应小于拉线柱长的1/6；

2.采用无坠线的，应按其受力情况确定。

表5.0.2 最小缠绕长度

二、拉线柱应向张力反方向倾斜10°～20°。

三、坠线与拉线柱夹角不应小于30°。

四、坠线上端固定点的位置距拉线柱顶端的距离应为250mm。

五、坠线采用镀锌铁线绑扎固定时，最小缠绕长度应符合表5.0.2的规定。

第5.0.4条当一基电杆上装设多条拉线时，各条拉线的受力应一致。

第5.0.5条采用镀锌铁线合股组成的拉线，其股数不应少于3股。镀锌铁线的单股直径不应小于4.0mm，绞合应均匀、受力相等，不应出现抽筋现象。

第5.0.6条合股组成的镀锌铁线的拉线，可采用直径不小于3.2mm镀锌铁线绑扎固定，绑扎应整齐紧密，缠绕长度为：

5股及以下者，上端：200mm；中端有绝缘子的两端：200mm；下缠150mm，花缠250mm，上缠100mm。

当合股组成的镀锌铁线拉线采用自身缠绕固定时，缠绕应整齐紧密，缠绕长度：3股线不应小于80mm，5股线不应小于150mm。

第5.0.7条混凝土电杆的拉线当装设绝缘子时，在断拉线情况下，拉线绝缘子距地面不应小于2.5m。

第5.0.8条顶(撑)杆的安装，应符合下列规定：

一、顶杆底部埋深不宜小于0.5m，且设有防沉措施。

二、与主杆之间夹角应满足设计要求，允许偏差为±5°。

三、与主杆连接应紧密、牢固。

第六章导线架设

第6.0.1条导线在展放过程中，对已展放的导线应进行外观检查，不应发生磨伤、断股、扭曲、金钩、断头等现象。

第6.0.2条导线在同一处损伤，同时符合下列情况时，应将损伤处棱角与毛刺用0号砂纸磨光，可不作补修：

一、单股损伤深度小于直径的1/2。

二、钢芯铝绞线、钢芯铝合金绞线损伤截面积小于导电部分截面积的5%，且强度损失小于4%。

三、单金属绞线损伤截面积小于4%。

注：①“同一处”损伤截面积是指该损伤处在一个节距内的每股铝丝沿铝股损伤最严重处的深度换算出的截面积总和(下同)。

②当单股损伤深度达到直径的1/2时按断股论。

第6.0.3条当导线在同一处损伤需进行修补时，应符合下列规定：

一、损伤补修处理标准应符合表6.0.3的规定。

表6.0.3 导线损伤补修处理标准

二、当采用缠绕处理时，应符合下列规定：

1.受损伤处的线股应处理平整；

2.应选与导线同金属的单股线为缠绕材料，其直径不应小于2mm；

3.缠绕中心应位于损伤最严重处，缠绕应紧密，受损伤部分应全部覆盖，其长度不应小于100mm。

三、当采用补修预绞丝补修时，应符合下列规定：

1.受损伤处的线股应处理平整；

2.补修预绞丝长度不应小于3个节距，或应符合现行国家标准《电力金具》预绞丝中的规定； 3.补修预绞丝的中心应位于损伤最严重处，且与导线接触紧密，损伤处应全部覆盖。

四、当采用补修管补修时，应符合下列规定：

1.损伤处的铝(铝合金)股线应先恢复其原绞制状态；

2.补修管的中心应位于损伤最严重处，需补修导线的范围应于管内各20mm处；

3.当采用液压施工时应符合国家现行标准《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》(试行)的规定。

第6.0.4条导线在同一处损伤有下列情况之一者，应将损伤部分全部割去，重新以直线接续管连接：

一、损失强度或损伤截面积超过本规范第6.0.3条以补修管补修的规定。

二、连续损伤其强度、截面积虽未超过本规范第6.0.3条以补修管补修的规定，但损伤长度已超过补修管能补修的范围。

三、钢芯铝绞线的钢芯断一股。

四、导线出现灯笼的直径超过导线直径的1.5倍而又无法修复。

五、金钩、破股已形成无法修复的永久变形。

第6.0.5条作为避雷线的钢绞线，其损伤处理标准，应符合表6.0.5的规定。

表6.0.5 钢绞线损伤处理标准

第6.0.6条不同金属、不同规格、不同绞制方向的导线严禁在档距内连接。

第6.0.7条采用接续管连接的导线或避雷线，应符合现行国家标准《电力金具》的规定，连接后的握着力与原导线或避雷线的保证计算拉断力比，应符合下列规定：

一、接续管不小于95%。

二、螺栓式耐张线夹不小于90%。

第6.0.8条导线与连接管连接前应清除导线表面和连接管内壁的污垢，清除长度应为连接部分的2倍。连接部位的铝质接触面，应涂一层电力复合脂，用细钢丝刷清除表面氧化膜，保留涂料，进行压接。

第6.0.9条导线与接续管采用钳压连接，应符合下列规定：

一、接续管型号与导线的规格应配套。

二、压口数及压后尺寸应符合表6.0.9的规定。

表6.0.9 钳压压口数及压后尺寸

续表

图6.0.9 钳压管连接图 1、2、3、„表示压接操作顺序

A—绑线；B—垫片

三、压口位置、操作顺序应按图6.0.9进行。

四、钳压后导线端头露出长度，不应小于20mm，导线端头绑线应保留。

五、压接后的接续管弯曲度不应大于管长的2%，有明显弯曲时应校直。

六、压接后或校直后的接续管不应有裂纹。

七、压接后接续管两端附近的导线不应有灯笼、抽筋等现象。

八、压接后接续管两端出口处、合缝处及外露部分，应涂刷电力复合脂。

九、压后尺寸的允许误差，铝绞线钳接管为±1.0mm；钢芯铝绞线钳接管为 ±0.5mm。

第6.0.10条导线或避雷线采用液压连接时，应符合国家现行标准《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》中的有关规定。

第6.0.11条 35kV架空电力线路的导线或避雷线，当采用爆炸压接时，应符合国家现行标准《架空电力线路爆炸压接施工工艺规程》(试行)中的有关规定。

第6.0.12条 10kV及以下架空电力线路的导线，当采用缠绕方法连接时，连接部分的线股应缠绕良好，不应有断股、松股等缺陷。

第6.0.13条 10kV及以下架空电力线路在同一档距内，同一根导线上的接头，不应超过1个。导线接头位置与导线固定处的距离应大于0.5m，当有防震装置时，应在防震装置以外。

第6.0.14条 35kV架空电力线路在一个档距内，同一根导线或避雷线上不应超过1个直线接续管及3个补修管。补修管之间、补修管与直线接续管之间及直线接续管(或补修管)与耐张线夹之间的距离不应小于15m。

第6.0.15条 35kV架空电力线路观测弧垂时应实测导线或避雷线周围空气的温度；弧垂观测档的选择，应符合下列规定：

一、当紧线段在5档及以下时，靠近中间选择1档。

二、当紧线段在6～12档时，靠近两端各选择1档。

三、当紧线段在12档以上时，靠近两端及中间各选择1档。

第6.0.16条 35kV架空电力线路的紧线弧垂应在挂线后随即检查，弧垂误差不应超过设计弧垂的+5%、-2.5%，且正误差最大值不应超过500mm。

第6.0.17条 10kV及以下架空电力线路的导线紧好后，弧垂的误差不应超过设计弧垂的±5%。同档内各相导线弧垂宜一致，水平排列的导线弧垂相差不应大于 50mm。

第6.0.18条 35kV架空电力线路导线或避雷线各相间的弧垂宜一致，在满足弧垂允许误差规定时，各相间弧垂的相对误差，不应超过200mm。

第6.0.19条导线或避雷线紧好后，线上不应有树枝等杂物。

第6.0.20条导线的固定应牢固、可靠，且应符合下列规定：

一、直线转角杆：对针式绝缘子，导线应固定在转角外侧的槽内；对瓷横担绝缘子导线应固定在第一裙内。

二、直线跨越杆：导线应双固定，导线本体不应在固定处出现角度。

三、裸铝导线在绝缘子或线夹上固定应缠绕铝包带，缠绕长度应超出接触部分 30mm。铝包带的缠绕方向应与外层线股的绞制方向一致。

第6.0.21条 10kV及以下架空电力线路的裸铝导线在蝶式绝缘子上作耐张且

表6.0.21 绑扎长度值

采用绑扎方式固定时，绑扎长度应符合表6.0.21的规定。

第6.0.22条 35kV架空电力线路采用悬垂线夹时，绝缘子应垂直地平面。特殊情况下，其在顺线路方向与垂直位置的倾斜角，不应超过5°。

第6.0.23条 35kV架空电力线路的导线或避雷线安装的防震锤，应与地平面垂直，其安装距离的误差不应大于±30mm。

第6.0.24条 10～35kV架空电力线路当采用并沟线夹连接引流线时，线夹数量不应少于2个。连接面应平整、光洁。导线及并沟线夹槽内应清除氧化膜，涂电力复合脂。

第6.0.25条 10kV及以下架空电力线路的引流线(跨接线或弓子线)之间、引流线与主干线之间的连接应符合下列规定：

一、不同金属导线的连接应有可靠的过渡金具。

二、同金属导线，当采用绑扎连接时，绑扎长度应符合表6.0.25的规定。

表6.0.25 绑扎长度值

三、绑扎连接应接触紧密、均匀、无硬弯，引流线应呈均匀弧度。

四、当不同截面导线连接时，其绑扎长度应以小截面导线为准。

第6.0.26条绑扎用的绑线，应选用与导线同金属的单股线，其直径不应小于 2.0mm。

第6.0.27条 1～10kV线路每相引流线、引下线与邻相的引流线、引下线或导线之间，安装后的净空距离不应小于300mm；1kV以下电力线路，不应小于150mm。

第6.0.28条线路的导线与拉线、电杆或构架之间安装后的净空距离，35kV 时，不应小于600mm；1～10kV时，不应小于200mm；1kV以下时，不应小于 100mm。

第6.0.29条 1kV以下电力线路当采用绝缘线架设时，应符合下列规定：

一、展放中不应损伤导线的绝缘层和出现扭、弯等现象。

二、导线固定应牢固可靠，当采用蝶式绝缘子作耐张且用绑扎方式固定时，绑扎长度应符合本规范第6.0.21条的规定。

三、接头应符合有关规定，破口处应进行绝缘处理。

第6.0.30条沿墙架设的1kV以下电力线路，当采用绝缘线时，除应满足设计要求外，还应符合下列规定：

一、支持物牢固可靠。

二、接头符合有关规定，破口处缠绕绝缘带。

三、中性线在支架上的位置，设计无要求时，安装在靠墙侧。

第6.0.31条导线架设后，导线对地及交叉跨越距离，应符合设计要求。

第七章 10kV及以下架空电力线路上的电气设备

第7.0.1条电杆上电气设备的安装，应符合下列规定：

一、安装应牢固可靠。

二、电气连接应接触紧密，不同金属连接，应有过渡措施。

三、瓷件表面光洁，无裂缝、破损等现象。

第7.0.2条杆上变压器及变压器台的安装，尚应符合下列规定：

一、水平倾斜不大于台架根开的1/100。二、一、二次引线排列整齐、绑扎牢固。

三、油枕、油位正常，外壳干净。

四、接地可靠，接地电阻值符合规定。

五、套管压线螺栓等部件齐全。

六、呼吸孔道通畅。

第7.0.3条跌落式熔断器的安装，尚应符合下列规定：

一、各部分零件完整。

二、转轴光滑灵活，铸件不应有裂纹、砂眼、锈蚀。

三、瓷件良好，熔丝管不应有吸潮膨胀或弯曲现象。

四、熔断器安装牢固、排列整齐，熔管轴线与地面的垂线夹角为15°～30°。熔断器水平相间距离不小于500mm。

五、操作时灵活可靠、接触紧密。合熔丝管时上触头应有一定的压缩行程。

六、上、下引线压紧，与线路导线的连接紧密可靠。

第7.0.4条杆上断路器和负荷开关的安装，尚应符合下列规定：

一、水平倾斜不大于托架长度的1/100。

二、引线连接紧密，当采用绑扎连接时，长度不小于150mm。

三、外壳干净，不应有漏油现象，气压不低于规定值。

四、操作灵活，分、合位置指示正确可靠。

五、外壳接地可靠，接地电阻值符合规定。

第7.0.5条杆上隔离开关安装，尚应符合下列规定：

一、瓷件良好。

二、操作机构动作灵活。

三、隔离刀刃合闸时接触紧密，分闸后应有不小于200mm的空气间隙。

四、与引线的连接紧密可靠。

五、水平安装的隔离刀刃，分闸时，宜使静触头带电。

六、三相连动隔离开关的三相隔离刀刃应分、合同期。

第7.0.6条杆上避雷器的安装，尚应符合下列规定：

一、瓷套与固定抱箍之间加垫层。

二、排列整齐、高低一致，相间距离：1～10kV时，不小于350mm；1kV 以下时，不小于150mm。

三、引线短而直、连接紧密，采用绝缘线时，其截面应符合下列规定：

1.引上线：铜线不小于16mm2，铝线不小于25mm2；

2.引下线：铜线不小于25mm2，铝线不小于35mm2。

四、与电气部分连接，不应使避雷器产生外加应力。

五、引下线接地可靠，接地电阻值符合规定。

第7.0.7条低压熔断器和开关安装各部接触应紧密，便于操作。

第7.0.8条低压保险丝(片)安装，尚应符合下列规定：

一、无弯折、压偏、伤痕等现象。

二、严禁用线材代替保险丝(片)。

第八章接户线

第8.0.1条 10kV及以下电力接户线的安装，其各部电气距离应满足设计要求。

第8.0.2条 10kV及以下电力接户线的安装，尚应符合下列规定：

一、档距内不应有接头。

二、两端应设绝缘子固定，绝缘子安装应防止瓷裙积水。

三、采用绝缘线时，外露部位应进行绝缘处理。

四、两端遇有铜铝连接时，应设有过渡措施。

五、进户端支持物应牢固。

六、在最大摆动时，不应有接触树木和其它建筑物现象。

七、1kV及以下的接户线不应从高压引线间穿过，不应跨越铁路。

第8.0.3条 10kV及以下由两个不同电源引入的接户线不宜同杆架设。

第8.0.4条 10kV及以下接户线固定端当采用绑扎固定时，其绑扎长度应符合表8.0.4的规定。

表8.0.4 绑扎长度

第九章接地工程

第9.0.1条接地体规格、埋设深度应符合设计规定。

第9.0.2条接地装置的连接应可靠。连接前，应清除连接部位的铁锈及其附着物。

第9.0.3条接地体的连接采用搭接焊时，应符合下列规定：

一、扁钢的搭接长度应为其宽度的2倍，四面施焊。

二、圆钢的搭接长度应为其直径的6倍，双面施焊。

三、圆钢与扁钢连接时，其搭接长度应为圆钢直径的6倍。

四、扁钢与钢管、扁钢与角钢焊接时，除应在其接触部位两侧进行焊接外，并应焊以由钢带弯成的弧形(或直角形)与钢管(或角钢)焊接。

第9.0.4条采用垂直接地体时，应垂直打入，并与土壤保持良好接触。

第9.0.5条采用水平敷设的接地体，应符合下列规定：

一、接地体应平直，无明显弯曲。

二、地沟底面应平整，不应有石块或其它影响接地体与土壤紧密接触的杂物。

三、倾斜地形沿等高线敷设。

第9.0.6条接地引下线与接地体连接，应便于解开测量接地电阻。

接地引下线应紧靠杆身，每隔一定距离与杆身固定一次。

第9.0.7条接地电阻值，应符合有关规定。

第9.0.8条接地沟的回填宜选取无石块及其它杂物的泥土，并应夯实。在回填后的沟面应设有防沉层，其高度宜为100～300mm。

第十章工程交接验收

第10.0.1条在验收时应按下列要求进行检查：

一、采用器材的型号、规格。

二、线路设备标志应齐全。

三、电杆组立的各项误差。

四、拉线的制作和安装。

五、导线的弧垂、相间距离、对地距离、交叉跨越距离及对建筑物接近距离。

六、电器设备外观应完整无缺损。

七、相位正确、接地装置符合规定。

八、沿线的障碍物、应砍伐的树及树枝等杂物应清除完毕。

第10.0.2条在验收时应提交下列资料和文件：

一、竣工图。

二、变更设计的证明文件(包括施工内容明细表)。

三、安装技术记录(包括隐蔽工程记录)。

四、交叉跨越距离记录及有关协议文件。

五、调整试验记录。

六、接地电阻实测值记录。

七、有关的批准文件。

附录一本规范用词说明

一、为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下： 1.表示很严格，非这样做不可的：

正面词采用“必须”；

反面词采用“严禁”。

2.表示严格，在正常情况下均应这样做的：

正面词采用“应”；

反面词采用“不应”或“不得”。

3.表示允许稍有选择，在条件许可时首先这样做的：

正面词采用“宜”或“可”；

反面词采用“不宜”。

二、条文中规定应按其它有关标准、规范执行时，写法为“应符合„„的规定” 或“应按„„执行”。

附加说明

本规范主编单位、参加单位和主要起草人名单

主编单位：能源部电力建设研究所、北京供电局

参加单位：上海市中供电公司

南京供电局

重庆电业局

大连电业局

昆明供电局

武汉供电局

主要起草人：许宝颐

参加起草人：王之佩王兴绪董一非顾三立马长瀛

中华人民共和国国家标准

电气装置安装工程

35kV及以下架空电力线路施工

及验收规范

GB 50173-92 条文说明

前

言

根据国家计委计综〔1986〕2630号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所、北京供电局会同有关单位共同修订的《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB50173-92，经中华人民共和国建设部1992年12月16日以建标〔1992〕912号文批准发布。

为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，编写组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求，按《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》的章、条顺序，编制了《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范条文说明》，供国内各有关部门和单位参考。在使用中如发现本规范条文说明有欠妥之处，请将意见函寄北京良乡“能源部电力建设研究所国标管理组”。

本条文说明仅供有关部门和单位在执行本规范时使用。

第一章总

则

第1.0.1条本条对制订本规范的目的作了明确的规定。

第1.0.2条本规范只适用于电压在35kV及以下架空电力线路新建工程的施工及验收。

这次修订对适用电压等级作了变动。原35kV电压等级是在原《架空送电线路施工验收规范》内，这次放在本规范内，其理由：

一、随着我国电力工业的发展，35kV的电力线路工程，一般是在城市或农村，或在大城市内的工程，已不再是电网之间的联络工程。调研中得知，不少城市已将 35kV线路工程列为城市配电电网的一部分。

二、35kV线路在农村占的比重较大，大多采用单杆，档距不大，与10kV线路工程的特性接近，施工质量要求存在共性处多。在审查规范会上，经原水利电力部提议，并征得建设部同意，将35kV线路工程有关内容列入本规范。原《电气装置安装工程施工及验收规范》第十二篇10kV及以下架空配电线路篇改名为《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》。调研中了解到，还有一部分35kV线路工程，由于输送容量大，使用导线截面大(LGJ—150以上)，采用了铁塔，其特性又接近110kV线路工程，可根据其实际情况在施工及验收工作中按现行国家标准《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》执行。

对于有特殊标准要求的或有专业规定的35kV及以下架空电力线路安装工程的施工及验收(如电气化铁道滑接线、电车线、矿井内线路工程等)，尚应按有关专业的技术规定进行安装和验收。

35kV及以下架空电力线路的改建工程，其安装及验收可参照本规范有关内容，以满足安全运行。

35kV及以下架空电力线路的大档距，主要指其线路在跨越山谷、河流、湖泊等地段，其档距、采用杆型、施工程序、工艺要求等均超过一般情况，需在安装中予以特殊对待，本规范未列入这些内容的规定，为此应按现行国家标准《110～500kV 架空电力线路施工及验收规范》有关内容的规定进行施工及验收。

第1.0.3条本条强调线路工程在施工前应具备经批准的设计图纸，不指定由哪一级来审批，由于各地机构分工不同，情况随时有改变，强调按批准设计图纸进行施工，对工程质量是有利的。在很大程度上能纠正不合理现象，减少差错，对工程质量起到积极作用。

第1.0.4条本条指出在线路工程上所使用的原材料、器材、设备必须是合格产品，才能满足安全运行。目前国家关于产品标准基本上分为国家、部及企业三级，凡列为正式标准的产品生产前都对产品进行了鉴定。

我国目前的产品质量，虽然有了各级标准，并加强管理，但实际情况是，有些生产厂家生产的产品并没有认真执行三种检验手段(即：型式检验、抽样检验、出厂检验)，厂方所印质量合格证明，并不能证明其产品的真实质量，施工单位不做任何检验就使用，安装后发现造成返工，如：导线、绝缘子、金具等类似情况时有发生。为此应有足够的认识，必须把好质量检验关。

第1.0.5条新技术、新材料、新工艺的采用应采取积极慎重和科学的态度，并应有相应的标准和要求，以保证安装后的质量和安全。在制订上述标准或进行施工时(采用新材料)，能与当地电力部门取得联系，听取意见，以利工程在施工中更为完善。规范虽然是工程经验的总结，但技术进步是不断的，为了适应这种情况，避免规范僵化，做到保证安装质量，制订不低于本规范规定的标准是必要的。

第1.0.6条考虑到在10kV及以下架空线路上，还有一些安装在线路下方的电气设备，本规范对其内容又未能全列入，施工及验收时，应符合所列规范的有关内容。

第二章原材料及器材检验

第2.0.1条本条强调线路工程在施工之前对原材料、器材进行检查，使问题暴露在安装之前，以保证工程质量。

第2.0.2条线材是线路工程中主要器材之一，由于多种因素，造成导线损伤。架设前检查是必要的，便于及时发现问题，采取相应措施。同时，增加绝缘线检查内容。有关绝缘线调研中用于低压方面的比重很大。有的地区用于10kV线路上。

城市内低压电力线路的建设，过去采用的线材以裸导线为主，在安装质量及工程验收方面，原提出的一些规定，对安全运行起到了较好的作用。近年来，城市建设发展很快，住宅小区、通讯线、绿化等设施增长迅速。一些地区的地段，在采用裸导线架设后，出现的一些问题，造成的一些矛盾，影响了低压架空电力线路的安全运行和工程进度。

原水利电力部对城市低压配电网出现的矛盾、事故情况以及建设、改造等问题，进行了专题研究，考察了国外一些城市的建设、运行情况，组织有关人员反复研究、讨论，提出了我国城市低压配电网建设原则，规定导线应采用绝缘线的要求，并指定一些地区进行试点。同时拟定了绝缘线的线材制造标准，指定制造厂投入生产。

国外城市在10kV及以下架空电力线路建设中，采用绝缘线时间较长，有一套成熟的器材和施工方式，是值得借鉴的。

我国在低压电力线路中采用绝缘线，虽已早有，但截面不大，使用面窄，未能形成一个统一规定。近几年，原水利电力部对此已提出要求，指定在一些地区试点采用，但受各种因素所限，还不尽完善，有待通过运行后总结经验。本规范在修订中，收到一些意见。为满足现有采用绝缘线的要求，便于安装，提高工程安装质量。经调研，结合目前状况，提出绝缘线安装前应进行外观检查的要求以保证工程质量。

第2.0.4条为提高设备紧固件的防锈能力，并便于运行检修拆卸，规定铁制的紧固件采用热浸镀锌是必要的。

地脚螺栓不规定热浸镀锌，是考虑到露出基础外的螺栓已有混凝土保护帽加以保护。

以黑色金属制造的金属附件，在配电线路中，主要是指横担、螺栓、拉线棒、各种抱箍及铁附件等。根据各地区运行经验，采用热浸镀锌作防腐处理，效果较好，延长使用年限。

从调查情况看，有些地区因受条件所限，采用电镀作防腐处理，运行中又补刷油漆，反映上述作法不好，要求有明确的规定，故本条规定采用热浸镀锌作为防腐处理是必要的。

第2.0.5条对防松装置作出规定，主要是以保证安装质量，为安全运行提供好的条件。

第2.0.6条 10kV及以下架空电力线路使用的金属附件及螺栓，各地自行加工的较多，有的生产厂未按标准进行生产或产品质量不高，不少单位反映，在施工中常感到螺栓问题较多。调研中，一些安装单位提出，施工中常有螺杆与螺母配合不当，影响工程进度、质量，过去规定不明确，施工单位很被动，为此本条在参照有关标准的内容后，对此提出了要求。

第2.0.7条架空电力线路使用的金具，系国家标准产品，出厂时已有严格检查。但由于某些原因，影响产品完整性和质量。调查中发现，有的厂所用产品合格证是统一印刷，并未代表产品实际质量(如金具、导线等)，经实际使用才发现问题。为保证工程质量，安装前仍应进行外观检查。

第2.0.8条绝缘子在架空电力线路中很重要，安装前的检查，除为保证工程质量外，也是保证安全运行的必要条件。过去规定不严格，根据各地意见，提出这一规定内容是必要的。

第2.0.9条、第2.0.10条本规定中，有的与制造厂的标准不完全相同，这里指的是安装前电杆已经过运输后的检查鉴定标准。各地对10kV及以下架空电力线路所采用的钢筋混凝土电杆裂缝的看法和处理意见不尽一致。

如：对裂缝宽度南方放到0.2～0.35mm，北方放宽到0.5mm未作补修，其理由是目前并未影响电杆的破坏强度，安装中尚未出现问题。我们认为，裂缝过大是有危害的，表现在：

一、降低电杆整体刚度；

二、增大电杆挠度；

三、纵向裂缝使电杆钢筋易腐蚀，影响运行寿命。

为此，对裂缝应引起足够重视。特别是预应力钢筋混凝土电杆，运行经验不足，没有严格规定是很不利的。考虑到线路安装投入运行后，电杆荷载变化情况和运行经验，适当放大到0.1mm规定数值是符合目前状况的。否则，将有一大批电杆能用而不能发挥作用，造成损失。根据制造标准、制造质量要求，参照110～500kV 架空电力线路施工及验收规范对该产品的规定，结合35kV及以下架空电力线路实际情况，提出放置地平面检查的要求和规定。

第2.0.11条本条是包括为线路工程使用的底盘、卡盘、拉线盘以及其它各类预制件的要求，这类器材系各地结合当地情况，自行设计和加工的，对这类产品要求符合设计，按图纸加工，能保证质量。

第2.0.12条根据设计要求，因地制宜的采用岩石制作底盘、卡盘、拉线盘，对加速架空电力线路工程建设，满足工程安装起到良好作用。采用时要保证岩石质量，要求岩石结构完整无损，强度符合要求，这是必须做到的。

第三章电杆基坑及基础埋设第3.0.1条架空电力线路在施工时，因受地形、环境、地下管线等的影响是较大的，因而在定位中与设计位置不完全一致的情况是客观存在，根据各地意见，提出适当的允许误差是必要的。经调研并综合各地意见，规定误差数值，如超过此范围应进行修改设计。

第3.0.2条电杆埋深要求关系重大，实际施工中受客观条件影响，存在着不能完全满足设计要求的事实。各地虽有一些电杆埋深的运行经验，为统一标准，强调应符合设计要求。本条中所提出的允许偏差，是总结各地运行经验而定。

第3.0.3条对双杆基坑规定允许偏差是必要的，以满足电杆组立后的其它各项技术规定。

第3.0.4条本条对底盘的安装作了规定，施工时不可忽略，否则将会影响电杆组立后的其它各项技术规定。

第3.0.6条防沉土层指电杆组立后，坑基周围的堆积土。培设的目的，是防止回填土土壤下沉后，电杆周围土壤产生凹陷，有利于电杆基础稳定。根据一些地区经验，本条提出要求，如设计有规定，应按设计图进行。

第四章电杆组立与绝缘子安装

第4.0.1条钢筋混凝土电杆上端要求封堵，主要是为防止电杆投入运行后，杆内积水，侵蚀钢筋，导致电杆损伤。各地在运行中感到制造厂对此并未引起重视，只能由施工单位弥补这一缺陷。关于钢筋混凝土电杆下端封堵问题，部分单位反映在一些地区或某一地段，由于地下水位较高，且气候寒冷，电杆底部不封堵，进水后，在寒冷季节中，有造成电杆冻裂、损坏电杆现象。为此应该考虑此情况，安装时，需按设计要求进行。

第4.0.2条钢圈焊接目前还不能全面推广电焊。采用气焊时，由于钢筋受热膨胀对钢圈下面混凝土产生细微的纵向裂纹。参照110～500kV架空电力线路施工及验收规范，这次修订时提出以下几点：(1)如用气焊，钢圈宽度不小于140mm。(2)气焊时尽量减少加热时间，并采取降温措施。(3)当产生宽度大于0.05mm的裂缝时，可用补修膏或其它方法涂刷，以防止进水气锈蚀钢筋。曾用过的环氧树脂补修膏配方见表4.0.2。

表4.0.2 环氧树脂补修膏配方

注：表中环氧树脂采用600为宜。

条文中的规定，仍强调要保证焊接质量。

第4.0.8条以螺栓连接的构件，连接时首先满足连接强度，所以要求螺杆与构件面垂直，螺头平面与构件平面间无空隙，以保证连接的紧密程度。

单螺母螺栓紧好后，外露两扣，其目的是：

一、避开螺杆顶端加工负误差，保证螺栓的承载能力；

二、便于采取防松措施。

双螺母螺栓的两个螺母有互相并紧的防松作用，所以规定双螺母螺栓并紧后的第二个螺母允许平扣。当然，如能露出扣就更好。

第4.0.12条用于架空电力线路的瓷横担绝缘子，是70年代以后经过不断研制而发展较快的产品，不少地区陆续采用，有一定运行经验。但安装方法规定不一，有过一些教训。调研中，归纳了一些运行时间较长地区的经验，分析了利弊，对安装的情况作了研究，提出了规定，使其受力情况更好些，以利于安全运行。

第4.0.13条总结各地经验并按所提意见补充悬式绝缘子安装要求。

第4.0.14条连接金具的螺栓尾部所用的锁住销，过去采用国家标准产品开口销，因钢质开口销经热镀锌后失去弹性，且在使用中产生锈蚀，消耗较大。现电力金具标准规定，电力金具所用的锁住销要求采用部标SD26—82《闭口销》，这种销子式样有改进，使用的材料为铜制或不锈钢，解决了长期因热镀锌钢开口销而不能解决的锈蚀问题。

闭口销比开口销具有更多的优点，当装入销口后，能自动弹开，不需将销尾弯成45°，当拔出销孔时，亦比较容易。它具有锁住可靠、带电装卸灵活的特点。目前我国生产的闭口销有R型、W型，工程中现都优先采用闭口销，本规范规定了闭口销的安装要求。

目前仍有一些地区采用开口销。为满足安装要求，本规范保留了这一产品的安装要求。

第4.0.15条经了解，近几年来电瓷检测中心检查的结果，国产电瓷在出厂前，其零值已占相当比重。包装不好再经长途运输、野蛮装卸，而使铁帽下的瓷质产生裂缝。为使这些不合格的绝缘子在安装前检查出来，要求对其逐个进行检查是必要的。按电瓷厂提供的数据，对铁帽下的瓷质厚度为18mm时，应使用电压不低于 6300V的兆欧表，才能更有效地检查出是否已出现裂痕。国内现只有5000V兆欧表，故只能用此产品进行检测。

玻璃绝缘子因有自爆现象，故不规定对它进行逐个检测绝缘值。

第五章拉线安装

第5.0.1条拉线、拉线柱、顶杆在安装后应达到：

一、保证电杆在架线后受力正常；

二、各固定点的强度满足要求；

三、施工工艺整齐、紧密、美观。

本章规定是总结了各地在施工和运行经验基础上提出的。

第5.0.2条关于采用UT型线夹，其线夹处露出尾线长度由原定400mm改为 300～500mm，主要是70mm2以上的镀锌钢绞线尾端较短，制作中有的感到困难，有些单位提出需加长，但太长不美观。另外，大截面钢绞线(100mm2以上)，由于截面太大，在弯曲处不散股是有困难的。弯曲处散股，形成线股与线夹接触不密实，受力状态不好，目前有采用压接式。

关于拉线跨越道路对地面垂直距离的规定，原规范规定对道路中心垂直距离不小于6m，认为是可行的。这次修订时，从征求意见中反映，原规定在执行中有不足之处，保证对路面中心的安全距离是可行的，但对路边缘的垂直距离要求没有限制，难以保证安全。经调研，近年来由于车辆增多，大型物资运输的出现，道路不断加宽和改善，交通管理部门要求，装有高大物资的运输车辆不一定在路面中心行驶，如仍按道路路面中心作为基点要求，已不适应，它不能满足拉线跨越道路时对其路边缘的垂直距离。曾发生运输车辆在限高条件下，车辆在道路边缘行驶时，碰撞了跨越道路的拉线，损坏了电杆，造成了停电事故。修订本条规定时，充分注意到这一情况，经分析研究修改了原条文规定。修订后的规定除满足对路边缘垂直距离要求外，对路面中心的垂直距离要求也能符合。

规定的数值是基本要求，均应满足。

第5.0.8条这次修订规范过程中，一些地区提出在地段狭窄或设置拉线、拉桩柱均有困难的情况下，为满足电杆受力后的强度，提出设置顶杆的意见。经调研，提出这方面的规定。

为满足顶杆安装质量，本条中提出的规定是在总结一些地区的安装规定基础上的基本要求。

第六章导线架设

第6.0.1条导线在展放过程中，容易出现一些损伤情况，有的还能出现严重损伤，影响导线机械强度。本条提出一些基本状况，应予以防止，以利导线架设后，满足机械强度和安全运行。

第6.0.2条 10kV及以下架空电力线路所采用小截面导线的比重是较大的，受损伤机会多。当稍有损伤，则影响导线强度，对安全运行是不利的。各地在施工中对此很注意，要求很严格。钢芯铝绞线在10kV及以下架空电力线路中使用不多，但在施工质量上要求也很严格。

对于一种导线，所列的条件必须同时满足才不补修。强度损失控制在4%以下，对钢芯铝绞线来说最严重是6股铝1股钢芯的结构，经计算LGJ—10/2的导线，铝股1股损伤深度为1/2时，强度损失为4.17%(对钢芯铝合金绞线为5.1%)，已超过 4%，是不允许的。这时受强度损失控制，因此，其允许损伤深度就应小于单股直径的1/2。

第6.0.3条关于导线损伤处理分界线，这次修订基本以拉断力损失多少为标准。目前施工中仍以缠绕、补修管两种方式处理。当导线损伤、强度损失小于总拉断力5%时，补修方法是采取以不补强强度为主，即缠绕(或补修预绞线)。当导线因损伤而其强度损失大于总拉断力5%时，则用补修管修理，使损失的强度得到补偿。这种选择对导线的实用强度并没有降低。因现行导线制造标准对整根导线的实测拉断力达到其计算拉断力的95%，(即所谓的保证计算拉断力)即为合格。设计在使用导线时也是以保证计算拉断力为准。但这并不意味着整根导线的实测拉断力比计算拉断力真的降低了5%。这都是由做拉力试件造成的。因试件较短，又要有两个与拉力机固定的固定点，因此才允许其拉断力降低5%以内判定为合格。当然一般拉力试验都断在固定点处。美国标准规定，如拉断处离开固定点在一英寸以上时，其实测拉断力应达到计算拉断力的100%。从此不难看出，如果导线损伤处造成强度损失未超过计算拉断力的5%时，也正好是与目前的保证计算拉断力相等。

10kV及以下架空电力线路中采用钢芯铝合金绞线的情况是不多的。一些单位在提出的意见中，要求增加这一内容，在参阅110～500kV架空电力线路施工及验收规范修订调研资料的基础上，补充了这方面的内容。

钢芯铝合金绞线的出现，应引起注意的是因为表6.0.3中的规定在钢芯铝绞线中截面损伤与强度损失的这样规定是没有多大矛盾，仅铝钢比为19.4的钢芯铝绞线截面损伤25%时，其强度损失为18%，大于17%。由于铝合金线的强度高于铝线，所以这个关系要发生变化。目前钢芯铝合金绞线的国家标准尚未出版，无法计算，要说明的是，等该标准出版后使用时应加以换算，如以强度为控制条件，则截面允许损伤标准就要小一些。

可以补修的强度损失为17%，这与旧标准一样，用补修管补修，强度损失是可以得到补偿的。

第6.0.5条镀锌钢绞线的损伤，并造成断股，多数是由制造厂工艺不良造成的，施工中造成的损伤，情况极少，且19股在同一处断1股以上的情况也少见。为了不使钢绞线强度损失过大，方便施工，参阅了已有的处理经验，提出了处理标准。

按GB1200—75《镀锌钢绞线》标准，当7股断1～2股及19股断1～3 股时，计算拉断力的损失百分数可见表6.0.5：

表6.0.5 计算拉断力损失百分数

第6.0.7条关于连接强度的规定：

一、试件的拉断力的判定标准以往是以该线的计算拉断力为准。这次对导线改为以保证计算拉断力为准。因为GBJ1179—83标准中规定，整根绞线的试验拉断力达到其计算拉断力的95%为合格。

二、由于国家标准《电力金具》(GB2314—85)中已将压缩型接续管及耐张线夹的握着强度定为95%，原水电部颁发的《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》(试行)中也明确规定压后强度为95%。

本条按上述规定而订。对钳接接续管及螺栓式耐张线夹的握着强度标准均按《电力金具》中规定制订。第6.0.8条这次修订中规定了连接部分外层铝股采用涂电力复合脂涂料。

电力复合脂是近年来采用的一种涂料。华东地区及四川等地区已推广使用，效果好。该涂料能耐受较高温度，不易干枯，且具有良好的导电性能和抗氧化、抗霉菌、耐潮湿、无污染、无毒性、不失流、不开裂、不燃烧等特点，并能防止电化腐蚀作用。连接时采用可降低连接部分的电阻，防止潮气渗入，并能提高连接处质量，应该推荐使用。这次修订中作了一些了解，并列入本条规定的内容内，将以往采用凡土林涂料改用电力复合脂。但涂时也应注意，只薄薄地涂上一层即可，不可涂得过多，过多会很快降低接头的握着强度。

第6.0.9条关于铝绞线大截面压接数量及尺寸，因试验数据关系，本次尚不能列入，今后再做补充。

第6.0.10条调研中得知，各地在导线连接方面，采用压接中，有采用液压工艺的施工方法，建议在本规范内提出施工质量的规定。鉴于该项工艺规定内容多，原水电部已颁发了这方面规定，故本规范不再列入。当导线连接方式采用液压工艺时，应遵照该规程内的规定进行。

第6.0.15条关于观测弧垂时的温度，过去是以空气温度。美国、日本曾明确规定以空气温度为观测温度。近年来有的国外文献提出实测导线本体温度为观测温度的概念。我国也有单位对此进行了试点或试用。

对此其主要理由是，当阳光直接照射导线时，导线本体的温度会高于环境的空气温度，这是一个十分复杂的问题。对空气温度来讲，运用比较简单，它只受与地面高度变化的有些影响。但对导线的实测温度，其影响因素除地面高度外，还有太阳辐射强度、时间、空气湿度、风速、是否阴天等的影响。过去简单的试验得知太阳对导线的辐射会使受辐射面的温度有所升高，但导线内层及背阴面如何，这些热的传递究竟如何，尚未做过详细的试验与研究，尚无准确可用的结果。本条内容仍规定按周围空气温度执行。

第6.0.16条 35kV架空电力线路的标准档距，最大在250m左右，相对应的弧垂在3.5～4m，允许正偏差为5%时，绝对值是175～200mm，这种情况下，平地难以用仪器观测，而采用异长法或平行四边形去目测，偏差值可以达到。如提高偏差百分数，不易保证。如档距再小，更难达到。现规定是合理的。

第6.0.19条征求意见中，不少运行部门提出，此规定应强调，不然施工单位很容易忽略。故将其单列成条文规定。

第6.0.24条采用并沟线夹连接导线，一般使用在跳线(弓子线)上，是重要的导流部件，对线路正常运行至关重要。应引起施工单位重视，避免并沟线夹发热影响运行。

并沟线夹的螺栓，应逐个均匀拧紧连接。螺栓拧紧的扭矩标准，应按该产品样本的所列数值。

第6.0.29条目前一些地区在低压架空电力线路建设中，已采用绝缘线，其架设方法、质量要求均处于试行，一时难以统一，在收集到的资料中，分析了一些基本要求。本条所列内容，只作为一般规定。

第6.0.30条沿墙敷设低压绝缘线，广州地区用得较早，调研中得知，一些地区正准备采用这种敷设方式，建议应有要求，本条只作一般规定。

第七章 10kV及以下架空电力线路上的电气设备

10kV及以下架空电力线路电杆上的电气设备是配电线路中的组成部分。本章系在总结各地的安装规定、运行经验的基础上提出，主要是：

一、安装牢固、可靠、工艺美观；

二、电气连接紧密；

三、考虑制造厂的技术标准；

四、各部电气距离、安装尺寸等规定，符合设计要求。

其目的是为了保证安全运行。

第八章接户线

运行中心输电线路专责的安全职责篇6

1、在主任的领导下，负责分管工作范围内的安全工作，协助主任做好输电线路运行的安全管理工作。

2、确保人身安全及主网线路设备的安全运行。3、110KV线路缺陷汇总、上报。4、110KV线路巡视、清扫、检修计划编制。5、110KV线路各项工作的落实、事故处理安排。6、110KV线路“两措”计划制定及监督实施。7、110KV线路相关预案的制定及监督实施。8、110KV线路事故、障碍的调查、分析、上报及防范措施的制定。

9、监督保线站“两票三制”的落实情况。

10、输电线路事故、障碍的调查、分析、上报及相应防范措施的制定。

11、对检查巡视中的不安全现象予以纠正。

12、检查保线站各类安全规程、制度、文件的落实。

架空输电线路运行规范篇7

我国现行的架空输电线路的设计可靠度,按其预期服役年限及重要性均有相应的外荷载设计标准,电压等级越高、重要性越高的线路,可靠性标准越高。一旦实际外荷载超越架空输电线路预期标准值时,设备结构被破坏并且倒塔断线则不可避免。

2008年年初,我国南方出现了强降温和持续雨雪冰冻天气,覆盖面积广,持续时间长。根据调查,该次冰灾事故主要有倒塔、杆塔受损、断线、金具、绝缘子损伤等类型。此次大部分倒塔的区域是按10 mm或15 mm轻冰区覆冰标准设计的,而实际覆冰厚度大大超过此设计标准。随着覆冰厚度增加,导线和杆塔的荷载将成倍增长,按10 mm或15 mm轻冰区设计的线路难以抵抗如此严重的覆冰荷载,因此有必要对架空输电线路设计标准进行调整。

为此,中国电力工程顾问集团公司会同国家电网公司组织6个电力设计院以及一部分省电力设计院有关专家,对完善电网工程架空输电线路相关设计标准进行了分析。2008年2月,编制完成了Q / GDW 179—2008《110~750 kV架空输电线路设计技术规定》等国家电网公司企业标准,于2008年3月由国家电网公司下文发布。2008年3月编制完成了国家标准《110~750 kV架空输电线路设计规范》(送审稿)和电力行业标准《重覆冰架空输电线路设计技术规程》。2010年7月1日GB50545—2010《110~750 kV架空输电线路设计规范》正式颁布实施[1]。为更好地深入理解新标准的精神,本文主要对上海电力设计院有限公司在工程设计中常使用的DL/T5092—1999《110~500 kV架空输电线路设计技术规程》行业标准、Q / GDW 179—2008《110~750 kV架空输电线路设计技术规定》及GB50545—2010《110~750 kV架空输电线路设计规范》进行分析比较。

2 GB50545—2010《110~750 kV架空输电线路设计技术规范》的主要修改内容

Q/GDW 179—2008与GB50545—2010是在DL/T5092—1999行业标准、国家电网公司的企业标准《750 kV架空输电线路设计暂行技术规定》和《110~750 kV架空输电线路设计技术导则》的基础上编制而成的。因Q/GDW179—2008与GB50545—2010在内容上具有一致性,故以下主要针对GB50545—2010中主要修改的内容进行讨论。

1) 调整输电线路设计气象条件重现期,适度提高设防标准。原有的设计规程规定:750 kV线路重现期为50 a,500 kV线路重现期为30 a,110~330 kV线路重现期为15 a。修改后500~750 kV线路重现期为50 a,110~330 kV线路重现期为30 a。重现期的不同,会影响到基本风速、设计冰厚的取值,设计气象条件重现期加长后,设计基本风速及覆冰厚度均相应增加。

2) 细化冰区设防分级。在原有的设计规定基础上增加10~20 mm中冰区设计条件及相应设计原则和措施,形成0~10 mm轻冰区、15~20 mm中冰区和20 mm及以上重冰区设计覆冰的合理分级。通过细化冰区设防分级,可有针对性地加强薄弱环节,完善各冰区设计标准的主要内容。

3) 对重要线路和特殊区段采取适当加强措施,提高安全设防水平,确保供电设施的安全可靠。对与主干铁路、高速公路交叉的输电线路需采用独立耐张段。独立耐张段内的杆塔结构重要性系数适当提高,一般不小于1.1。

4) 增加了不均匀覆冰情况下覆冰不平衡张力的取值。

5) 因事故工况下断线数量增加,断线张力增大,调整了杆塔断线张力的取值

不同规程对各类杆塔导线、地线的断线张力或不平衡张力的取值规定详见表1。

从表1中可以看出,悬垂塔导线断线张力取值有所提高,而地线断线张力的取值对所有类型杆塔均有较大幅度的提高。

3 上海地区设计气象条件的确定

根据GB50545—2010及国家电网公司要求,上海地区35~500 kV架空输电线路典型气象条件需要进行修改,主要调整了设计风速及覆冰厚度。新的上海地区设计气象条件见表2。

1) 设计风速的调整。

Q/GDW179—2008和GB50545—2010中设计风速取值对比见表3。以110~220 kV线路为例,上海地区原采用的是15 a重现期,风速样本离地高度为15 m,风速值为30 m/s。根据新的设计标准,按照重现期提高到30 a、风速样本离地为10 m折算,风速对应值为28.15 m/s;按照50 a重现期,风速对应值为29.4 m/s。根据GB50545—2010对原典型气象条件所做的修改,典型气象区中风速已无30 m/s气象区(调整为27、31.5 m/s),如果均按照31.5 m/s风速取值,对工程造价影响较大,因此30 a重现期的风速仍采用30 m/s,50 a重现期的风速为31.5 m/s。

2) 覆冰厚度的调整。

上海市110~500 kV输电线路设计原覆冰厚度取5 mm,35 kV线路不考虑覆冰。根据上海地区的实际运行情况及冰区图绘制的初步结果可得到,上海地区110~500 kV线路采用5 mm覆冰是合适的,为了提高地线的抗覆冰能力,上海地区设计气象条件确定将地线覆冰厚度增加5 mm,即取10 mm覆冰。

4 差异化设计要求

根据国家电网公司《电网差异化规划设计指导意见》精神,在发生超过一般线路设计标准的严重自然灾害情况下,通过电网差异化设计能够保持各电压等级核心骨干网架、战略性输电通道、重要负荷供电线路等重要线路的安全稳定运行。在GB50545—2010中要求对重要线路和特殊区段线路采取适当措施,提高线路的安全水平。

根据重要线路划分原则,一般情况220、500 kV同塔多回路线路均按重要线路标准考虑,其他线路是否按重要线路设计,需要专项报批。

根据上海地区的实际情况,35 kV及以上线路重要跨越的划分则按照以下标准。

1) 跨越公路:

内、中、外环线;上海境内高速公路;所有全封闭公路。

2) 跨越铁路:

上海地区除厂矿内部铁路外其他均作为主干铁路(包括轨道交通地上段)。

3) 220、500 kV间的交叉跨越:

凡出现220、500 kV间的交叉跨越,上层线路按重要跨越标准考虑。

4) 跨越河道:

本次《电网差异化规划设计指导意见》中并未对跨越河(航)道作出明确规定。综合考虑上海地区实际情况,上海地区一般河道跨越均视为常规线路,采用大跨越标准的河道跨越耐张段按重要跨越考虑。

按上述标准确定的重要线路及重要跨越结构的重要性系数应不小于1.1。

5 对线路设计的影响

为分析GB 50545—2010中设计条件变化对铁塔设计的影响,上海电力设计院有限公司从上海地区220 kV架空线路铁塔典型设计中,抽取ZT2直线系列塔和JT2转角系列塔进行分析。

1) 最大风速的取值由30

m/s调整为32 m/s(相当于基准高度为10 m):

(1) 对于ZT2直线系列塔,提高风速设计条件后,因直线塔主要以最大风速为控制条件,风速的提高对ZT2直线系列塔的影响较大。经计算分析,铁塔腿主材、斜材和横担主材均需放大规格,总塔重增大5%~8%。

(2) 对于JT2转角系列塔,提高风速设计条件后,原有塔腿主材及斜材需要提高一挡规格,总塔重增大3%~5%。

2) 覆冰厚度取值由5

mm增大到10 mm,主要是针对地线覆冰厚度,因此主要对地线支架有影响,对铁塔整体重量影响不大。

3) 导地线最大使用张力取值。

直线塔导线的纵向不平衡张力由取一相的20%改为取一相的25%,地线的纵向不平衡张力由取50%改为100%;耐张塔导线的纵向不平衡张力取70%不变,地线的纵向不平衡张力由取80%改为100%;断线数量增至2根:

(1) 对于ZT2直线系列塔,采用GB50545—2010规定导地线最大使用张力取值后,24~33 m呼程高的塔腿主材规格仍可用,但36~42 m塔腿主材规格会增大1挡,角钢规格由∟140×10增大到∟140×12;部分斜材和横担主材也相应的增大一挡规格。总塔重增大4%~6%。

(2) 对于JT2转角系列塔,采用GB50545—2010导地线最大使用张力取值后,由于导线的最大使用张力不变,仅地线的最大使用张力由80%增大为100%,因此影响不是很大,原有塔型的规格基本可以满足要求。总塔重增大2%~3%。

4) 杆塔结构重要性系数取值由原来的1.0调整为1.1。

在GB50545—2010中结构重要性系数提高后,整个铁塔的安全等级提高了一级,对受强度及稳定控制的塔材影响较大,需要重新修改相应铁塔规格,塔重有明显增大。对于ZT2直线系列塔,总塔重增大3.5%~6.5%;对于JT2转角系列塔,总塔重增大6.5%~7.5%。

经对上海电力设计院有限公司典型设计中全系列铁塔的统计,在上海地区新的气象条件下,按照GB50545—2010设计的铁塔重量有所提高,特别是重要线路的铁塔重量提高幅度较大。各类型塔用钢量提高比例见表4。

6 结语

1) 设计规范修编可影响工程建设的各个方面,特别对工程项目安全性和经济性影响较大。

2) 2008年冰灾后,架空输电线路的设计标准在安全性方面有了较大幅度的提高,但线路工程造价也随之提高。

3) 本文通过对有关规程规定修订背景的介绍,希望对工程人员在学习理解GB50545—2010方面有所帮助;通过新、老版设计规范修订条文的分析比较,可了解其对工程造价的影响,有助于在输电线路工程建设,特别是输电线路设计中把握好安全性与经济性之间的关系。

参考文献

浅谈架空输电线路的防雷篇8

【关键词】浅谈；架空；输电线路；防雷；措施

0.引言

架空输电线路是电力网及电力系统的重要组成部分。架空输电线路雷击跳闸一直是困扰安全供电的一个难题，雷害事故几乎占线路全部跳闸事故1/3或更多。我们必须对雷击线路的危害进行分析，寻求更有效的线路防雷保护措施。

1.雷击输电线路故障的特征

（1）多相故障一般是由直击引起。

（2）水平排列的中相或上三角排列的上相故障一般是由雷电反击引起。

（3）档中导地线之间雷击放电（极为罕见的小概率事件）的，一般是雷电直击、反击引起。

（4）一次跳闸造成连续多杆塔闪络的，有可能是雷电直击、反击引起。

（5）雷电绕击一般只引起单相故障。

（6）导线上非线夹部位有烧融痕迹（有斑点或结瘤现象或导线雷击断股）的，一般是雷电绕击引起.

（7）水平排列的中相或上三角排列的上相导线一般不可能雷电绕击跳闸。

（8）水平或上三角排列的边相或鼓形排列的中相有可能雷电绕击。

（9）雷电绕击电流与导线保护角和杆塔高度有关，当雷电流幅值较大时，绕击的可能性较小。

2.架空输电线路防雷的具体措施

目前，国内外尚无完全消除雷击故障的有效办法，一般是根据线路电压等级、负荷性质、系统运行方式、雷电活动情况、地形地貌特点、土壤电阻率高低以及运行经验，通过技术经济比较综合采用以下几种防雷措施：

2.1架设避雷线

架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线，同时还具有以下作用：

（1）分流作用，以减小流经杆塔的雷电流，从而降低塔顶电位。

（2）通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电压。

（3）对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。

2.2安装避雷针

安装避雷针也是架空输电线路常用的一种防雷措施，但在实际应用中却存在以下问题：

（1）由于避雷针而导致雷击概率增大。

（2）保护范围小。

（3）易引起反击。

当雷电被吸引到针上，将有数千安的高频电流通过避雷针及其接地引下线和接地装置，此时针和引线的电压很高，若针对被保护物之间的距离小于安全距离时，会由针及引下线向被保护物发生反击，损坏被保护物。我国国标规定针距被保护物的空气中距离≥5米，针距被保护物的接地装置间的地中距离Sd≥3米，针对这一要求，微波塔和电视发射塔的各种天线上的避雷针是难以满足规范的要求。

（4）电磁感应问题。

在强大的雷电流沿避雷针向下流入地中的过程中，会在周围产生强大的电磁场，它会使微波通信、计算机等设备产生误动。强大的电磁场，可以使金属开口环或打包用铁箍的接触不良处发生放电，从而引燃引爆易燃易爆物。更常见的则是引起微电子设备（通信设备，计算机设备等）的失灵与损坏。受雷击的针及引线，在高频雷电流作用下，将从接触点至地面产生一个较高的接触电压。当雷电流流入大地扩散时，在入地点沿半径各点形成不同的电位，若跨入该区域会产生很高的跨步电压。在测避雷针不适用于对弱电设备的保护，更不易用于易燃易爆品的防雷保护。因它引来强大的雷电流在接地引线断线卡处易产生火花，还会在附近的金属开口环处产生火花，从而引起事故。

2.3加强线路绝缘

由于输电线路个别地段需采用大跨越高杆塔（如：跨河杆塔），这就增加了杆塔落雷的机会。高塔落雷时塔顶电位高，感应过电压大，而且受绕击的概率也较大。为降低线路跳闸率，可在高杆塔上增加绝缘子串片数，加大大跨越档导线与地线之间的距离，以加强线路绝缘。

2.4采用差绝缘方式

此措施适宜于中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，并且导线为三角形排列的情况。所谓差绝缘，是指同一基杆塔上三相绝缘有差异，下面两相较之最上面一相各增加一片绝缘子，当雷击杆塔或上导线时，由于上导线绝缘相对较“弱”而先击穿，雷电流经杆塔人地，避免了两相闪络。

2.5采用不平衡绝缘方式

在现代高压线路上，同杆架设的双回路线路日益增多，对此类线路在采用通常的防雷措施尚不能满足要求时，可考虑采用不平衡绝缘方式来降低双回路雷击同时跳闸率，以保障线路的连续供电。不平衡绝缘的原则是使双回路的绝缘子串片数有差异，这样，雷击时绝缘子串片数少的回路先闪络，闪络后的导线相当于地线，增加了对另一回路导线的耦合作用，提高了线路的耐雷水平使之不发生闪络，保障了另一回路的连续供电。

2.6藕合地埋线

作用表现在以下几个方面：

2.6.1降低接地电阻

《电力工程高压送电线路设计手册》指出：连续伸长接地线是沿线路在地中埋设1-2根接地线，并可与下一基塔的杆塔接地装置相连，此时对工频接地电阻值不作要求，国内外的运行经验证明，它是降低高土壤电阻率地区杆塔接地电阻的有效措施之一。

2.6.2起一部分架空地线的作用

既有避雷线的分流作用，又有避雷线的藕合作用。据有的单位的运行经验，在一个20基杆塔的易击段埋设藕合地埋线后，10年中只发生一次雷击故障，有文献介绍可降低跳闸率40%，显著提高线路耐雷水平。

2.7预放电棒与负角保护针

预放电棒的作用机理是减小导、地线间距，增大藕合系数，降低杆塔分流系数，加大导线、绝缘子串对地电容，改善电压分布；负角保护针可看成装在线路边导线外侧的避雷针，其目的是改善屏蔽，减小临界击距，预放电棒与负角保护针常一起装设，具有制作、安装和运行维护方便，以及价格便宜的特点。

2.8装设消雷器

消雷器对接地电阻的要求不严，其保护范围也远比避雷针大。

2.9使用接地降阻剂

降阻剂使用后接地电阻随时间的推移而下降，并且由于其PH值一般均在7.6-8.5之间，有的呈中性略偏碱，对接地体有钝化保护作用，故基本无腐蚀现象。但是，使用较长时间表明接地降阻剂对接地体产生了严重的腐蚀。故在采用这一方法时应关注长期的效果，特别是对接地体的腐蚀问题。