电力线路运行维护方案资料.docx
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电力线路运行维护方案资料
电力线路运行维护方案资料
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按照功能，电杆可分为以下几种：
1）直线杆：
位于线路的直线段上，作为支撑横担、绝缘子、导线和金具用。
在正常情况下，能承受线路两侧风力，不承受线路方向的拉力。
占全部电杆总数的80%以上。
2）耐张杆：
位于直线段上若干直线杆之间，电杆两侧受力相等且爱力方向对称作为线路分段的支持点，具有加强线路机械强度作用。
3）转角杆：
位于线路改变方向的地方。
电杆两侧受力相等或不相等，受力方向不对称，作为线路转折处的支持点。
4）分支杆：
位于线路的分支处。
电杆三向或四向受力，作为线路分支出不同方向线路的支持点。
5）终端杆：
位于线路的首端与终端。
电杆单向受力，作为线路起始或终止端
的支持点。
6）跨越杆：
位于道路、铁路、河流山谷两侧的支持点，电杆两侧受力不相等，具有加强导线支持强度的作用。
2．横担与拉线
架空线路常用的横担有铁横担、瓷横担和木横担。
横担作为瓷瓶的安装架，也是保护导线间距的排列架。
最常用的是角钢横担，它具有耐用、强度高和安装方便等优点。
1）角钢横担的规格和使用范围
（1）40×40×5mm角钢横担，使用于单相架空线路。
（2）50×50×6mm角钢横担，使用于导线截面为50mm及以下三相四线制架空线路。
（3）65×65×8mm角钢横担，使用于导线截面为50mm以上的三相四线制架空线路。
转角杆和终端杆使用横担，常使用双担或适当放大规格。
角钢横担的长度，按瓷瓶孔的个数及其分布距离所需总长来决定。
2）瓷瓶孔分布距离
按架空线水平排列的线间距离来决定。
水平排列的线间距离按表8-1规定。
角钢横担两端并没有与第一个瓷瓶孔的中心距离，一般为40-50mm。
3）对瓷瓶的要求
在低压架空线路的角钢横担上，通常都采用针式瓷瓶（直瓶）和蝶形瓷瓶（拉台、茶台）。
而在同一横担上所用的瓷瓶应该是同型号和同规格的，中性线所用的瓷瓶也应与相线相同。
电杆的拉线又称扳线。
其作用是为平衡电杆各方面的作用力，并抵抗风压，以防止电杆倾斜、倒杆。
在分支杆、转角杆、终端杆等为了平衡各方向受力都装有拉线。
拉线一般分为上、中、下三部分，通常分别称为上把、中把和底把。
地面上部分，其最小截面不应小于25mm。
地下部分（一锚柄），其最小截面不应小于35mm，其材料彩用镀锌绞合铁线或拉线棍。
穿越导线的拉线，应在带电导线的上、下各方加装与线路电压相适应的拉紧绝缘子。
3.绝缘子及金具
绝缘子又叫瓷瓶,是用来固定导线,并使带电导线之间,导线与大地之间保持绝缘的瓷质元件.绝缘子必须有良好的绝缘性能,能承受机械应力、承受气候、温度变化和承受震动而不破碎，应能耐受化学物质的侵蚀。
线路绝缘子按其形式分为针式（直瓶）、蝶式（茶台）、悬式（吊瓶）、拉紧绝缘子和瓷横担等。
1）针式绝缘子：
可分高低压两种。
低压针式绝缘子用于额定电压1KV及以下的架空线路；高压针式绝缘子用于3-10KV导线截面积不太大的直线杆塔和合力湖面的转角杆。
2）蝶式绝缘子（茶台）：
除与悬式绝缘子配合使用在10KV配电线路上外，更多的是用于低压线路终端，耐张及转角杆等承受较大拉力的杆塔上。
3）悬式绝缘子（吊瓶）：
使用在各级线路上的耐张杆，转角和终端杆上承受拉力的作用。
4）拉紧绝缘子（拉线绝缘子）：
用于终端杆、耐张杆、转角杆或大跨距杆塔上，作为拉线的绝缘，以平衡电杆所承受的拉力。
5）瓷横担：
起横担和绝缘子的双重作用。
有较高的绝缘水平，施工方便，运行可靠和维修量少等优点。
线路金具的用来连接导线、安装横担和绝缘子以及拉线和杆上的其它电力设备用的金属辅助元件。
例如各种穿钉、抱箍、曲形垫、曲形拉板、连板、球头挂环、碗形挂板、悬垂线夹、心形环、并沟线夹、角钢立铁、角钢支撑、横担垫板、U型环等。
在使用时要注意根据使用的部位和作用的不同，正确选用品种和规格。
为防止生锈，金具进行了镀锌处理。
一、架空配电线路的巡视检查
巡视也称为巡查或巡线，即指巡线人员较为系统和有序地查看及其设备。
巡视是线路及其设备管理工作的重要环节和内容，是保证线路及其设备安全运行的最基本工作，目的是为了及时了解和掌握线路健康状况、运行环境，检查有无缺陷或安全隐患，同时为线路及其设备的检修、消缺计划提供科学的依据。
（一）巡线人员的职责
巡线人员是线路及其设备的卫士和侦察兵，要有责任心及一定的技术水平。
巡线人员要熟悉线路及其设备的施工、检修工艺和质量标准，熟悉安全规程、运行规程及防护规程，能及时发现存在的设备缺陷及对安全运行有威胁的问题，作好保杆护线工作，保障配电线路的安全运行。
具体承担以下主要职责：
（1）负责管辖设备的安全可靠运行，按照归程要求及时对线路及其设备进行巡视、检查和测试。
（2）负责管辖设备的缺陷处理,发现缺陷及时做好记录并提出处理意见。
发现重大缺陷和危及安全运行的情况，要立即向班长和部门领导汇报。
（3）负责管辖设备的维护，在班长和部门领导下，积极参加故障巡查及故障处理。
当线路发生故障时，巡线人员得到寻找与排除故障点的任务时，要迅速投入到故障巡查及故障处理工作中。
（4）负责管辖设备的绝缘监督、油化监督、负荷监督和防雷防污监督等现场的日常工作等。
负责建立建全管辖设备的各项技术资料，做到及时、清楚、准确。
（二）巡视的种类
线路巡视可以分为定期巡视、特殊巡视、夜间巡视、监察性巡视和预防性检查等几种。
1、定期巡视
（规程规定，定期巡视周期为：
城镇公用电网及专线每月巡视一次，郊区及农村线路每季至少一次。
）巡视人员按照规定的周期和要求对线路及其设备巡视检查，查看架空配电线路各类部件的状况，沿线情况以及有无异常等，经常地全面掌握线路及其沿线情况。
巡视的周期可根据线路及其设备实际情况、不同季节气候特点以及不同时期负荷情况来确定，但不得少于相关规定范围的周期。
配电线路巡视的季节性较强，各个时期在全面巡视的基础上有不同的侧重点。
例如：
雷雨季节到来之前，应检查处理绝缘子缺陷，检查并试验安装好防雷装置，检查维护接地装置；高温季节到来之前，应重点检查导线接头、导线弧垂、交叉跨越导线间距离，必要时进行调整，防止安全距离不满足要求；严冬季节，注意检查弧垂和导线覆冰情况，防止断线；大风季节到来之前，应在线路两侧剪除树枝、清理线路附近杂物等，检查加固杆塔基础及拉线；雨季前，对易受洪水冲刷或因挖地动土的杆塔基础进行加固；在易发生污闪事故的季节到来之前，应加强对线路绝缘子进行测试、清扫、处理缺陷。
2、特殊巡视（根据需要进行）
在有保供电等特殊任务或气候聚变、自然灾害等严重影响线路安全运行时所进行线路巡视。
特殊巡视不一定对全线路都进行检查，只是对特殊线路或线路的特殊地段进行检查，以便发现异常现象并采取相应措施。
特殊巡视的周期不作规定，可根据实际情况随时进行，大风巡线时应沿着线路上风侧前进，以免触及断线的导线。
3、夜间巡视（每年至少冬、夏季节各进行一次）
在高峰负荷或阴雨天气时,检查导线各种连接点是否存在发热、打火现象、绝缘子有无闪络现象，因为这两种情况的出现，夜间最容易观察到。
夜间巡线应沿着线路外侧进行。
4、故障巡视（根据需要进行）
巡视检查线路发生故障的地点及原因。
无论线路断路器重合闸是否成功，均应在故障跳闸或发生接地后立即进行巡视。
故障巡线时，应始终认为线路是带电的，即使明知该线路已经停电，亦应认为线路随时有恢复送电的可能。
巡线人员发现导线断落地面或悬吊在空中时，应该设法防止行人靠近断线地点8米以内，并应迅速报告领导，等候处理。
5、监察性巡视重要线路和事故多的线路每年至少一次）
由部门领导和线路专责技术人员组成，了解线路和沿线情况，检查巡线员的工作质量，指导巡线员的工作。
监察性巡视可结合春、秋季节安全大检查或高峰负荷期间进行，可全面巡视也可以抽巡。
（三）巡视管理
为了提高巡视质量和落实巡视维护责任，应设立巡视维护责任段和对应的责任人由专责负责某个责任段的巡视与维护。
线路及其设备的巡视必须设有巡视卡，巡视完毕后及时做好记录。
巡视完毕后及时做好记录。
巡视卡是检查巡视工作质量的重要依据，应由巡视人员认真负责的填写，并由班长和部门领导签名同意。
检查出的线路及其设备缺陷应认真记录，分类整理，制订方案，明确治理时间，及时安排人员消除线路及其设备缺陷。
即执行设备缺陷闭环管理。
此外，巡线员应有巡线手册（专用记事本），随时记录线路运行状况及时发现的设备缺陷。
（四）巡视的内容
1、查看沿线情况
查看线路上有无断落悬挂的树枝、风筝、衣物、金属物等杂物，防护地带内有无堆放的杂草、木材、易燃易爆物等，如果发现，应立即予以清除。
查明各种异常现象和正在进行的工程，例如有可能危及线路安全运行的天线、井架、脚手架、机械施工设备等：
在线路附近爆破、打靶及可能污染腐蚀线路及其设备的工厂；在防护区内土建施工、开渠挖沟、平整土地、植树造林、堆放建筑材料等；与公路、河流、房屋、弱电线线路以及其它与电力线路的交叉跨越距离是否符合要求。
如有发现，应采取措施予以清除或及时书面通知有关单位停止建设、拆除。
还应查看线路经过的地方是否存在电力线路与广播、电视、通讯线相互搭挂和交叉跨越情况，是否采取防止强电侵入弱电线路的防范措施，线路下方是否存在线路对树木放电而引起的火烧山隐患。
2、查看杆塔及部件情况
主要查看杆塔有无倾斜、地基下沉、雨水冲刷、裂纹及露筋情况,检查标示的路线、名称及杆号是清楚正确。
（混凝土电杆:
转角杆、直线杆不应大于1.5%,转角杆不应向内角倾斜,终端杆不应向导线侧倾斜,向拉线侧倾斜应小于200mm,混凝土电杆不应有纵向裂纹,横向裂纹不应超过1/3周长,且裂纹宽度不应大于0.5mm。
）杆塔所处的位置是否合理，是否给交通安全、城市景观造成不便。
横担主要查看是否锈蚀、变形、松动或严重歪斜。
铁横担、金具锈蚀不应起皮和出现麻点。
<直线杆塔倾斜度:
钢筋混凝土电杆1.5%;钢管杆（塔）0.5%;角铁塔0.5%（50米及以上）1.5%（50米及以下高度铁塔）;杆塔横担歪斜度1.0%,钢管塔为0.5%>
3、查看绝缘子情况
主要查看绝缘子是否脏污、闪络，是否有硬伤或裂纹，铁脚无弯曲，铁件无严重锈蚀。
查看槽型悬式绝缘子的开口销是否脱出或遗失，大点销是否弯曲或脱出；球型悬式绝缘子的弹簧销子是否脱出；针式（或柱式、瓷横担）绝缘子的螺丝帽、弹簧垫是否松动或短缺，其固定铁脚是否弯曲或严重偏斜；瓷拉棒有否破损、裂纹及松动歪斜等情况。
5、查看导线情况
查看导线有无断股、松动，弛度是否平衡，三根导线弛度应力是否一致。
查看导线接续、跳引线触点、线夹处是否存在变色、发热、松动、腐蚀等现象，各类扎线及固定处缠绕的铝包带有无松开、断掉等现象。
巡线时一般用肉眼直接进行观察，若看不清楚，可用望远镜和红外线监测技术对有疑问的地方详细观察，直至得出可靠结论。
《引流线对邻相及对地（杆塔、金具、拉线等）距离是否符合要求（最大风偏时，10kV对地不小于200mm，线间不小于300mm；低压对地不小于100mm，线间不小于150mm。
）
6、查看接户线情况
查看接户线与线路的接续情况。
接户线的绝缘层应完整，无剥落、开裂等现象；导线不应松弛、破旧，与主线连接处应使用同一种金属导线，每根导线接头不应多于1个，且应用同一型号导线相连接。
接户线的支持构架应牢固，无严重锈蚀、腐朽现象，绝缘子无损坏，其线间距离、对地距离及交叉跨越距离应符合技术规程的规定。
三相四线制低压接户线，在巡视好相线触点的同时，应特别注意零线触点是否完好。
此外，应注意接户线的增减情况。
7、查看拉线情况
查看拉线有无松动、锈蚀、断股、张力分配不均等现象，拉线地锚有无松动、缺土及土壤下陷、雨水冲刷等情况，拉线桩、保护桩有无腐蚀损坏等现象，线夹、花蓝螺丝、连接杆、报箍、拉线棒是否存在腐蚀松动等现象。
查看穿过引线、导线、接户线的拉线是否装有拉线绝缘子，拉线绝缘子对地距离是否满足要求；拉线所处的位置是否合理，会否给交通安全、城市景观造成不良影响或行人造成不便；水平拉线对通车路面中心的垂直距离是否满足要求；拉线棒应无严重锈蚀、变形、损伤及上拔等现象；拉线基础应牢固，周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象。
8、查看防雷设备及接地装置情况
主要查看放电间隙距离是否正确或烧坏；避雷器有无破损、裂纹、脏污；避雷器的固定是否牢固，有无倾斜、松动等现象；防雷设备引线、接地引下线的连接是否牢固可靠，上下压线有无开焊、脱落，接头有无锈蚀。
查看接地引下线是否严重腐蚀、断股、断线或丢失；连接卡子螺丝是否松动或丢失；接地装置是否外露，在埋设接地体范围内有无土石方工程。
二、架空配电线路的防护
配电线路及设备的防护应认真执行《电力法》、《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》的有关规定，做好保杆护线宣传工作，发动沿线有关部门和群众进行保杆护线，防止外力破坏，及时发现和消除设备缺陷。
对可能威胁线路安全运行的各种施工或活动，应进行劝阻或制止，必要时向有关单位和个人签发防护通知书。
对于造成事故或电力设施损坏者，应按情节与后果，提请公安司法机关依法惩处。
配电线路维护人员对下列事项可先行处理，但事后应及时通知有关单位：
（1）修剪超过规定界限的树木。
（2）为处理电力线路事故或防御自然灾害时，修剪林区个别林木
（3）清除可能影响供电安全的招牌或其他凸出物。
配电线路及其设备应有明显的标志，标志包括运行名称及编号、相序标志、安全警示标志等，它们是防护的工作内容之一。
通常，配电线路的每基杆塔和变压器台应有名称和编号标志，每回馈线的出口杆塔、分支杆、转角杆以及装有分段、联络、支线断路器、隔离开关的杆塔应设有相色标志，用黄、绿、红三色分别代表线路的A、B、C三相标志。
柱上开关、开闭所、配电所（站、室）、箱式变压器、环网单元、分支箱的进出线应有名称、编号、相序标志。
此外，配电线路还应设立安全警示标志和安全防护宣传牌，交通路口的杆塔或拉线有反光标志，当线路跨越通航江河时，应采取措施设立标志，防止船桅碰及线路。
三、架空配电线路的检修
（一）检修内容
架空配电线路检修的内容主要包括清扫绝缘子，正杆、更换电杆、电杆加高（更换电杆或加铁帽子），修换横担、绝缘子、拉线，修换有缺陷的导线（详见导线、地线损伤造成强度损失或减少截面的处理）、调整弛度（不应超过设计允许偏差的正6%）、修接户进户线，修变压器台架、变压器试验和更换，修补接地装置（接地引线），修剪树木，处理沿线障碍物，处理接点过热及烧损，以及各种开关、避雷器的轮换、试验和更换等。
架空配电线路预防性检查维护内容及周期如下：
（二）检修方法
1、正杆
2、整拉线
3、调整导线弧垂
4、更换直线杆横担
5、更换终端杆横担
6、更换耐张杆绝缘子
7、更换耐张线夹
8、翻线与撤线
9、绝缘导线的修补与接续
常见故障及其预防
架空配电线路常见的故障主要有:
电气性故障和机械性破坏故障两大类。
一、电气性故障及其预防
配电网在运行中经常发生的故障，大多数是短路故障，少数是断线故障。
（断线故障是我们最为忌讳的）
1、短路的原因及其危害
短路是指相与相之间或相与地之间的连接，它包括三相短路、三相接地短路、两相短路、两相接地短路和单相短路接地。
短路的主要原因为相间绝缘或相对地绝缘被破坏，如绝缘击穿、金属连接等。
短路不仅在电气回路中产生很大的短路电流,诱发催生很大的热效应和电动力效应,从而损坏电气设备,而且短路会引起电力网络中电压下降,靠近短路越近,电压降得越多,影响用户的正常供电.
（1）单相接地
线路一相的一点对地绝缘损坏，该相电流经由此点流入大地的形式。
单相接地是电气故障中出现机会最多的故障，它的危害主要在于使不接地的配电网三相平衡系统被打破，非故障相的电压升高为线电压，可能引起非故障相绝缘的破坏，从而发展成为两相或三相短路接地。
造成单相接地的因素很多，如一相导线的断线落地、树枝碰及导线、跳线因风偏对杆塔放电、支持固定导线的绝缘子、避雷器的绝缘被击穿等。
（单相短路时，故障相的电流与综合阻抗的大小成反比。
在中性点直接接地的系统中，变压器中性点接地越多，短路电流越大。
）
（2）两相短路
线路的任意两相之间造成直接放电称为两相短路。
它将使通过导线的电流比正常时增大许多倍，并在放电点形成强烈的电弧，烧坏导线，造成中断供电。
两相短路包括两相短路接地，比单相接地情况危害要严重得许多。
两相短路的原因有混线、雷击、外力破坏等。
（两相短路时，零序电流和零序电压为零，两故障相电流大小相等，方向相反，在故障点为故障相电压的两倍，方向正好相反。
）
（3）三相短路
在线路同一地点的三相间直接放电称为三相短路。
三相短路（包括三相短路接地）是线路上最严重的电气故障，不过它出现的机会较少。
三相短路的原因有混线，线路带地线合闸、线路倒杆造成三相短路接地。
（正序等效定则：
不对称短路时，短路点故障相中短路电流的绝对值，与短路电流正序分量成正比，即:
2、缺相
断线不接地，通常又称为缺相运行，它将使送电端三相有电压，受电端一相无电压，三相电动机无法运转。
缺相运行的原因有：
保险丝熔断、跳线因接头接触不好过热或烧断、开关某一相合闸不到位等。
危害运行设备的正常运行，处理不及时容易烧坏设备。
3、电气性故障的预防
根据电气性故障发生的原因，可采取以下相应的预防措施：
（1）单相接地：
及时清理线路走廊、修剪过高的树木、拆除危及安全运行的违章建筑，确保安全运行。
（2）混线：
调整弧垂、扩大相间距离、缩小档距。
（3）外力破坏：
悬挂安全标示牌、加强保杆护线的宣传、加强跟踪线路走廊的异常变化和工地施工的情况。
（4）雷击的预防：
加装避雷器、降低接地电阻，降低雷击的损坏程度；启用重合闸功能，提高供电的可靠性。
（5）绝缘子击穿：
选用合格的绝缘子，在满足绝缘配合的条件下提高电压等级和防污秽等级；加强绝缘子清扫.
二、机械性破坏故障及其预防
架空配电线路上的机械破坏故障，常见的有倒杆或断杆、导线损伤或断线等。
1、倒杆、断杆
倒杆是指电杆本身变未折断,但电杆的杆身已从直立状态倾倒,甚至完全倒落在地面。
断杆是指电杆本身折断，特别是电杆的根部折断，杆身倒落地面。
倒杆和断杆故障绝大多数会造成供电中断。
线路发生倒杆或断杆的主要原因有电杆埋设深度不够、电杆强度不足、自然灾害如大风或覆冰使杆塔受力增加、基础下沉或被雨水冲刷、防风拉线或承力拉线失去拉力作用、外力如汽车撞击等。
预防的措施为：
加强巡视，及时发现并消除缺陷，重点检查电杆缺陷有无裂纹或腐蚀、基础及拉线情况，汛期和严冬要重点检查，对易受外力撞击的杆塔应加警示标志、及时迁移。
2、导线损伤或断线
导线损伤的原因包括制造质量问题、安装、外力撞击如开山炸石等、导线过热、雷击闪络等。
预防的措施为：
加强货物质量验收关、施工质量验收关，加强线路走廊的防护，加强线路的巡视。
导线断线的原因包括覆冰、雷击断线、接头发热烧断、导线的振动、安装、制造质量等。
预防的措施为：
及时跟踪调整弧垂，采取有效的防雷措施，加强导线接头的跟踪检查、安装防振锤等。
三、故障的抢修
配电线路发生事故时，应尽快查出事故地点和原因，清除事故根源，防止扩大事故；采取措施防止行人接近故障导线和设备（8米以内），避免发生人身事故；尽量缩小事故停电范围和减少事故损失；对已经停电的用户尽快恢复供电。
故障抢修的步骤如下：
（1）馈线发生故障时，运行部门应立即通知抢修班组，并提供有助于查找故障点的相关信息。
（2）抢修班组在接到由用户信息部门或运行部门传递来的故障信息后，履行事故应急抢修单程序、并迅速出动，尽快达到故障现场。
（3）抢修现场故障的进一步查找及分析判断。
（4）故障段隔离及现场故障修复。
同时给运行部门反馈事故原因、事故处理所需要的时间，便于给用电客户沟通。
（5）故障处理完成后，报告运行部门，拆除所有安全措施、恢复供电。
运行部门为便于迅速、有效地处理事故，应建立健全事故抢修组织和有效的联系方式，并做好大面积停电预案及演练。
故障发生后，抢修班组应根据故障报修信息做好记录，迅速、准确地作出初步判断和确定查找故障点方案，尽快组织处理故障，对故障信息（故障报修次数、达到现场时间、故障处理时间、客户满意度等）进行统计、分析、不断持续改进和提高故障处理的速度和水平。
岗位活动主体仅仅有主观愿望是不够的，必须具备与对应的素质。
不落实责任的事，是没有人会当事的，没有人当事的事，总有意想不到严重后果相伴。
电力电缆的运行与维护
高压电缆的种类、结构和特点
一、高压电缆的发展概况
1890年世界首次出现电力电缆，英国开始用10KV单相电力电缆，1908年英国有了20KV的电缆网，1910年德国的30KV电缆网已具有现代结构，1924年法国首先使用了单芯66KV电缆，1927年美国开始采用132KV充油电缆，并于1934年，完成第一条220KV电缆的敷设。
1952年～1955年法国制成了380～425KV充油电缆，并于1960年左右试制了500KV大容量充油电缆，至七十年代初期已在一些国家投入运行。
我国电力电缆的生产是20世纪30年代开始的，1951年研制成功了6.6KV橡胶绝缘护套电力电缆。
在此基础上，生产了35KV及以下粘性油浸绝缘电力电缆。
1968年和1971年先后研制生产了220KV和330KV充油电力电缆。
1983年研制成功500KV充油电缆。
随着绝缘材料的快速发展，在发达的资本主义国家。
20世纪三四十年代已能生产中低压交联聚乙烯电缆，特别是二次世界大战后期，聚乙烯、交联聚乙烯发展速度很快，电压等级越来越高。
1965年国外已能生产77KV交联聚乙烯电缆。
1969年即可生产110KV等级。
目前已有大量的500KV电缆使用。
由于交联聚乙烯电缆的优良性能。
从70年代开始，国外已在用量上超过油纸电缆。
80年代末-90年代初，油纸电缆基本被淘汰。
我国是从80年代后期，快速发展交联电缆，特别是90年代后期已淘汰传统的油纸电缆。
交联电缆目前占绝对优势。
在中低压等级完全取代油纸电缆。
二、电缆的作用及特点
电力电缆线路是电网能量传输和分配的主要元件之一，与架空线相比，电缆的结构较复杂，除具有传输能量外，还具有承受电网电压的绝缘层和使其不受外界环境影响和防止机械损伤的铠装层，金属屏蔽层，具有以下优缺点：
电缆线路的优点在于：
电缆敷设在地下，基本上不占用地面空间，同一地下电缆通道，可以容纳多回电缆线路；在城市道路和大型工厂采用电缆输配电，有利于市容、厂容整齐美观；电缆供电，对人身比较安全，自然气象因素（如风雨、雷电、盐雾、污秽等）和周围环境对电缆影响很小，因此，电缆线路供电可靠性较高；电缆线路运行维护费用比较小。
电缆线路缺点在于：
建设投资费用较高，一般电缆线路工程总投资是相同输送容量架空线路的5～7倍；电缆线路故障测寻和修复时间长；电缆不容易分支。
另外电缆沟防火，防可燃气体爆炸是一个新课题。
三、电缆线路的组成
电缆线路由：
1.电缆本体；2.电缆附件（户内、户外、中间接头、可分离终端、可分离连接器）；3.其它设备及材料（支架、包箍，井盖、防火设施、监控设备等）
电缆本体主要由导体、绝缘层和防护层三大部分组成。
导体是电缆中具有传导电流特定功能的部件，常用金属铜和铝。
为满足电缆的柔软性和可曲度，导体由多根导线绞合而成。
绞合后导体根据需要可制成圆形、扁形、腰圆形和中空圆形等几何形状。
绞合导体再经过紧压模紧压成为紧压型导体。
绝缘层具有耐受电网电压的特点功能，要求具有较高的绝缘电阻和工频、脉冲击穿强度，优良的耐树枝放电和耐局部放电性能，较低的介质损耗，抗高温、抗老化和一定的柔软性和机械强度。
主要有油纸绝缘、塑料绝缘、压力绝缘电缆等。
护层是覆盖在绝缘层外面的保护层，其作用是电缆在使用寿命期间保护绝缘层不受水分、潮气及其他有害物质侵入，承受敷设条件下的机械力。
保证一定的防外力破坏能力和抗环境能力，确电缆长期稳定运行。
屏蔽层是改善电缆绝缘内电力线分布，降低故障电流的有效措施。
具体根据作用可分为导体屏蔽（也称内屏蔽
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