配网运行现场规程（框架）修改稿.doc

配电线路及设备运行现场规程（征求意见稿）发布日期：2007年7月8日第一篇 配电线路及设备运行维护1 配电线路及设备运行维护的一般规定1.1 巡视检查周期1.1.1 根据不同设备，不同巡视项目周期如下；设备类型定期巡视周期特殊巡视周期夜间巡视周期监察巡视周期红外测温备注架空线路（含附属设备）一个月根据需要，由生技部门安排一年一年三个月电缆线路（含通道）一个月根据需要，由生技部门安排一年一年一个月环网柜一个月根据需要，由生技部门安排一年一年一个月分支箱一个月根据需要，由生技部门安排一年一年一个月箱式变电站一个月根据需要，由生技部门安排一年一年一个月1.1.2 配网巡视检查种类1.1.2.1 定期巡视 由专职人员进行，目的是掌握线路的运行状况及沿线环境，并做好反外力损坏宣传工作。1.1.2.2 特殊巡视 遇有重要政治活动，恶劣自然条件（如雨加雪、暴雨、大风、洪水等）以及可能危及线路安全的建筑、挖沟、堆土、伐树等情况，对线路全部或重点地段进行的巡视。1.1.2.1 夜间巡视 在线路高峰负荷或阴雾天气进行，检查导线接头接点有无打火，绝缘子有无放电现象。1.1.2.4 故障巡视 查明线路发生故障的地点和原因。1.1.2.5 监察巡视 由部门领导和线路专责技术人员进行，目的是了解线路及设备运行情况，鉴定设备缺陷，检查指导线路运行人员的工作。1.1.2.6 红外测温 红外测温是设备故障诊断的重要的有效手段，除定期监测外，当负荷接近设备的额定值时，或环境温度较高时，应增加测试。1.2 架空配电线路的巡视检查项目1.2.1 检查项目见架空线路巡视卡。1.2.2 架空绝缘配电线路的各种限距要求见附件？1.3 电缆线路巡视检查项目 见电缆线路巡视卡。2 配电变压器巡视检查项目见配电变压器巡视卡。3 柱上开关的巡视检查项目 见柱上开关巡视卡。4 箱式变电站的巡视检查项目见箱变巡视卡。5 环网柜的巡视检查项目 见环网柜巡视卡。6 电缆分支箱的巡视检查项目 见电缆分支箱巡视卡。7 防雷设施的运行维护7.1 每年雷雨季节前，应检查防雷设备，审查接地网及接地电阻测量是否到期、数值是否合格。测量接地电阻由专业人员进行。接地网接地电阻的允许值为：（1）100kVA及以上变压器接地装置电阻不大于4，每个重复接地装置电阻不大于10；100kVA及以下变压器接地装置电阻不大于10，重复接地不小于3处。（2）柱上开关、刀闸、熔断器的防雷装置电阻不大于10。（3）开关站、配变电站接地装置电阻不大于4。7.2 接地电阻的测量周期为：变压器、避雷器等电力设备的接地装置，每三年一次。7.3 避雷器的正常巡视检查项目： 瓷质部分清洁无损、无放电现象； 内部应无响声； 避雷器引线完整，接触牢固； 接地良好，接地线无锈蚀。7.4 检查低压线路分支点、进户点有无重复接地装置。第二篇 倒闸操作及事故、异常处理1 设备倒闸操作。1.1 进行一切操作必须思想集中，坚决贯彻“安全第一”的方针。1.2 倒闸操作，必须根据值班调度员的命令执行。1.3 除紧急送电和事故处理外，一般应尽量避免在交接班及高峰负荷时进行操作。严禁约时停、送电。1.4 倒闸操作中必须严格执行“操作五制”。 1.5 高压设备的倒闸操作，必须根据值班调度员的命令，受令人复诵无误后，填写倒闸操作票，首先对照模拟图板演习，再向发令人核对操作票，得到发令人的许可开始操作命令后方能操作，对危及人身及设备安全的命令应拒绝执行，并向发令人申明理由。必要时应向上级报告。1.6 填写倒闸操作票应由操作人填写，监护人审核、检查，重要复杂的倒闸操作应由班（所）长进行认真复查合格后方能执行，必要时应实行“双监护”。1.7 倒闸操作必须由两人共同进行，操作人和监护人都应清楚操作任务、顺序及目的。到达操作现场后，两人共同检查核对所操作的设备位置、名称和调度编号与倒闸操作票相符。对开关站的操作还应核对与站内模拟图板相符。1.8 监护人按倒闸操作票填写顺序逐项唱票，操作人应手指设备编号进行复诵，两人必须态度严谨、口齿清晰、声音洪亮，监护人认为操作人复诵无误后，方可下令“对！执行！”。操作人听到下令后才能进行操作。1.9 每操作完一项后，监护人检查操作质量无问题后，才能在该操作项目符号前打对号及记录时间。操作完毕后，两人检查无误后共同在操作票上签字，不允许代签。1.10 操作配电设备时，应充分考虑操作中可能出现的意外和后果，做好事故预想及防范措施。1.11 操作过程中发生疑问时，应停止操作向调度员汇报，严禁擅自更改操作票内容，等情况弄清楚后再操作，在操作过程中，若接到调度电话应停止操作，接听电话弄清原因后再操作。1.12 一个操作人若手中同时拿两份操作票时，必须经调度员同意，严格按调度要求操作顺序进行。1.13 下列情况可以不填操作票，但应记入值班记录。1.13.1 事故处理。1.13.2 拉合断路器的单一操作。1.13.3 低压设备的单一操作。1.14 各种设备的操作术语：1）开关：合上、拉开2）刀闸：合上、拉开3）熔断器：装上、拔掉4）接地线：装上、拆除5）保护压板：投入、解除6）手车：拉到试验位置、拉出柜外推到试验位置、推上*手车1.15 一般操作顺序：1.15.1 线路停电操作顺序：1.15.1.1 断开*线路*开关。1.15.1.2 拉开*刀闸或跌落保险。1.15.2 线路送电操作顺序1.15.2.1 推上*刀闸或跌落保险。1.15.2.2 合上*线路*开关。1.15.3 公用配变停电操作顺序：1.15.3.1 拉开*低压刀闸。1.15.3.2 拉开跌落保险、高压刀闸。1.15.4 公用配变送电操作顺序：1.15.4.1 合上高压刀闸、跌落保险。1.15.4.2 推上*低压刀闸。1.16 柱上开关的操作：1.16.1 在操作前，首先核对设备编号应与倒闸操作票相符合；机械指示位置是否正确；开关有无其他缺陷，发现异常情况应做进一步检查、判断，确无问题才可操作；对于储能操作柄和操作拉环分离的开关，操作前还应检查是否在储能状态及是否需要储能。1.16.2 在操作时，要根据设备的特性和机械性能进行操作，不可用力过大或过猛。操作后还应检查机械指示位置是否符合要求。1.16.3 操作时若确认开关本体有缺陷，带电操作不能保证安全的情况下，可向调度值班员提出申请要求对上一级开关进行停电操作。1.16.4 可进行远方操作的配网开关，应尽量进行远方操作，但操作人员应到现场核对开关状态。1.17 刀闸的操作（包括公用配变高压刀闸）：1.17.1 操作时，操作人应选择合适的操作位置，操作角度一般为25度左右，发现有拉不开、合不上的情况时，应检查原因采取措施，不可用力过猛，以免埙坏设备。1.17.2 刀闸操作后应检查操作位置是否符合要求（拉开的角度、合上后挂钩是否挂好、接触是否牢固等）1.17.3 严禁用刀闸直接对线路或变压器停送电。1.18 高压跌落保险的操作：1.18.1 操作前应检查是否有污垢、瓷件是否破裂、接触部位有无烧伤等异常情况，检查熔管上止动螺栓是否拧紧，有无自动跌落的可能，保险的松紧程度是否合适，若有问题立即处理。1.18.2 送电操作后，检查接触和挂钩情况是否正常，有条件时，还应检查有无电压，以判断操作情况。1.18.3 操作时应选择合适的操作位置，操作角度，一般为25度左右，不可用力过猛，以免埙坏设备。1.18.4 跌落保险水平排列时操作如下：停电：先拉开中相，再拉开与中相不同侧边相，后拉开与中相同侧边相。送电：操作顺序与停电操作顺序相反。1.18.5 跌落保险三角形排列时操作如下： 停电：先拉开两边相，后拉中相。 送电：先合中相后合两边相。1.18.6 有风时，操作要注意防止弧光短路，一般应先拉下风头；合时先合上风头，再合下风头。1.19 开关站、环网柜、分支箱及箱变的操作：1.19.1 开关站、环网柜及箱变的操作，首先贯彻“安全第一、预防为主”的方针，注意参照典型操作票。1.19.2 操作必须按照调度命令执行，发、受操作命令必须使用调度术语和统一的设备名称、编号，提前准备操作票，注意与调度室保持时时联系。1.19.3 操作前，必须按照操作票所列顺序在一次系统图板上演习，充分制定及做好事故预想工作，确认无误后按调度命令进行设备操作。操作后应及时修改站内模拟屏。1.19.4 推、拉手车前，应先检查开关确已断开。推入运行位置后，应检查是否已合好，并检查指示灯到位。手车拉到试验位置时，应检查完全到位。任何时候不准将手车置于试验和运行位置之间的位置上。1.19.5 手车开关操作受阻时，不准强行操作，应检查其原因，必要时汇报中心值班领导。1.19.6 若有无功补偿电容器组（并联与低压母线上），当低压母线失压，应断开电容器投切开关，当低压母线电压恢复时，必须在低压各分路带上负荷后才能合上电容器投切开关；电容器组从母线断开后，5分钟内不能重新合闸。1.19.7 环网柜操作时，断开开关或刀闸后，若不能直接查明开关或刀闸是否处于完全断开位置，禁止合接地装置；必要时可与值班调度员联系停电操作。主进线合接地装置必须谨慎，在对端已作好安全措施后才能进行，否则严禁操作。1.19.8 箱变、环网柜及电缆分解箱的操作，必须保证安全的操作距离，操作应迅速、准确、果断有力。1.19.9 禁止带负荷拔、插电缆分解箱电缆插头，必须在保证操作人员安全的前提下装拆电缆分解箱的接地线或接地装置。2 事故及异常处理2.1 当系统发生事故时，值班人员应积极做好准备，坚持“保人身、保电网、保设备”的原则，须沉着、冷静、正确、迅速执行调度命令。并按照下列要求处理：2.1.1 尽快消除及制止事故发展，查找事故根源，解除事故对人身和设备安全的威胁，按照调度命令调整或改变系统运行方式，尽可能保持设备继续运行。2.1.2 值班人员到达事故现场后，立即将事故情况向值班调度员汇报，主动巡视检查运行设备，听候调度命令。按照调度命令尽快恢复供电，优先恢复重要客户的供电，最大限度减小事故影响。2.1.3 供电值班人员接到事故处理命令，应选择到达现场最佳行车路线，注意行车安全。到达现场后尽可能保护好事故现场。2.2 供电值班人员在接到调度员处理事故命令后，若有异议，应向调度说明情况，调度坚持其执行命令时，应立即执行。对于危及人身及设备安全的命令，应拒绝执行，并向上级报告。2.3 对于危及人身及设备安全的紧急情况，为了防止事故扩大，可不经调度许可先行处理，但事后应及时向调度员和上级领导报告。2.4 事故处理完毕，应再次对设备进行检查，及时核对及修改模拟图板运行方式，整理事故处理记录，向中心有关领导详细汇报事故及处理情况。2.5 柱上开关跳闸以后，不可盲目试送，应及时向调度值班员汇报，待线路和开关经检查，故障解除后方可试送。2.6 高压线路发生接地故障时，配电值班人员应按照调度员命令选择故障段并切除，然后进行查找工作。2.7.7 当低压配电线路发生断线时，供电值班人员应首先切断电源，保护故障地段同时汇报调度；当发现配变严重渗油时，应立即将配变停止运行，检查渗漏原因，并马上向调度室和中心值班室汇报，等候处理。2.8 跌落熔断器保险熔断的处理：2.8.1 跌落保险熔断一相，经检查是自落或受力自断，应尽快换上与原容量相同的保险丝恢复供电，再分析查找其原因。2.8.2 跌落保险熔断一相，经检查是保险丝熔断，应查找其原因，排除故障后恢复供电。2.8.3 当跌落保险同时熔断两相及以上时，在没有找到原因排除故障前，不可盲目试送，应立即向调度汇报通知有关部门检查处理，待接到调度可靠答复具备送电条件后再试送。2.9 公用配变低压保险熔断的处理：2.9.1 当一相熔断且配变无异常时，应更换保险并观察一段时间，正常后再离去。2.9.2 若低压两相及以上同时熔断时，应报告中心调度或中心值班领导进行寻线查找，排除故障后再送电；若发现两相保险熔断有先后时间差，可先换上保险恢复供电并进行观察，待正常后再离开现场。2.10 处理表箱故障时，注意低压双电源反送电，应戴绝缘手套处理，处理表箱瓷叉保险熔断时，应先切除用电负荷，再更换处理。2.11 配电变压器熔丝的选择要求：2.11.1 容量在100kVA及以下者，一次侧熔丝按变压器额定电流的2-3倍选择。2.11.2 容量在100kVA及以上者，一次侧熔丝按变压器额定电流的1.5-2.0倍选择。2.11.3 二次侧熔丝按变压器二次侧熔丝额定电流选择。2.12 开关站、箱变保护动作跳闸后的检查：2.12.1 首先了解保护动作跳闸前、后的运行方式。2.12.2 检查有哪些继电器动作，哪些保护掉牌，哪些保护装置动作引起了开关跳闸，哪些保护装置虽已动作，但未引起跳闸。2.12.3 详细记录故障发生的时间、地点、顺序、延续时间及故障种类，有无其他故障发生现象。2.12.4 将检查情况迅速汇报调度，原地等候调度命令。2.12.5 在故障排除后，先将保护掉牌恢复后，方可按调度命令送电。2.13 开关站、环网柜及箱变内部的高压保险单相熔断后，只允许更换相同型号、容量的保险试送一次，不准私自加大保险容量。若保险同时熔断两相及以上者应通知调度和有关部门检查处理。此类故障处理时必须作好安全措施，必要时可申请停电处理。2.14 配电变压器在运行中有异常声音，应注意判断声音性质、变化和发生部位，区分是内部问题，还是外部因素造成的。若有不均匀的异常声音，应向调度和中心生产调度汇报。2.15 发现变压器温升超过规定，或相同运行条件下上层油温比平时升高10及以上，或负荷不变但油温不断上升，均为异常。应向调度和有关上级汇报，2.16 发现配电变压器着火，应立即断开着火的变压器低压刀闸及高压令克，并通知“119”消防队进行灭火，迅速通知调度。现场必须遵守“电气设备消防规程”的规定，可先用1211灭火器先进行灭火。对于淌出的油着火，可用砂子扑灭。2.17 操作高压开关（开关柜）出现拒合、拒分现象时，应首先检查是否为操作不当，必要时再操作一次，还应检查操作保险是否熔断或接触不良，电源电压是否正常。无以上问题，可以再操作一次，同时注意红、绿灯变化并汇报调度与上级部门，由专业人员检查处理。4 事故处理注意事项4.1 高压配电线路发生故障或异常现象，应迅速组织人员对该线路和其相连接的高压用户设备进行全面巡查，直至故障点查出为止。4.2 高压配电线路上的熔断器或柱上断路器掉闸时，不得盲目试送，必须详细检查线路和有关设备，确无问题后方可恢复送电。4.3 中性点不接地系统或经消弧线圈接地系统发生永久性接地故障时，应用有灭弧能力的设备，如柱上开关分段选出故障段。发现故障点，不得用刀闸或跌落熔断器拉接地故障和线路负荷电流。应汇报调度，利用倒运行方式的方法用开关断开故障点，再将故障设备解除备用；不能倒运行方式时，按调度命令，利用“人工接地法”转移故障点，再用开关断开故障点，或将上一级电源断开，再用刀闸或跌落熔断器将故障点隔离，恢复送电；4.4 变压器一、二次熔丝熔断按如下规定处理：（1）一次熔丝熔断时，必须详细检查高压设备和变压器，确无问题后方可送电。（2）二次熔丝熔断时，首先查明熔断器接触是否良好，然后检查低压线路，确无问题后方可送电。送电后立即测量负荷电流，判明是否运行正常。4.5 变压器、油断路器发生事故、有冒油、冒烟或外壳过热现象时，应断开电源并待冷却后处理。4.6 为便于分析事故原因，应尽可能保护好事故现场，作好记录（人身事故还应记录触电部位、原因抢救情况等）并收集引起设备故障的一切部件，加以保管。4.7 事故发生后，应及时组织有关人员进行调查、分析、制定防止事故对策，写出事故报告。4.8 事故处理应遵守本规程和其他有关规程的规定。紧急情况下，可在保证人身安全和设备安全运行前提下，采取临时措施，但事后应及时处理。4.9 运行单位应备一定数量物资、器材、工具作为事故抢修用品。6第三篇 配网设备的预防性试验1.1 由于我局公用电缆配电线路均采用交联聚乙烯绝缘电缆，因此本章只对交联聚乙烯电缆及设备的预防性试验的项目、周期和要求做出规定。1.2 交联聚乙烯绝缘电力电缆线路及设备的试验项目、周期和要求见下表。表一：交联聚乙烯绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求序号项 目周 期要 求说 明1 电缆主绝缘绝缘电阻 新投运1年内，以后每3年 与投运时比较未明显降低 0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表)2 电缆外护套绝缘电阻 新投运1年内，以后每3年 每千米绝缘电阻值不应低于0.5M 采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5M时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水 本项试验只适用于三芯电缆的外护套，单芯电缆外护套试验按本表第6项3 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 1)投运前 2)重作终端或接头后 3)内衬层破损进水后 对照投运前测量数据 试验方法见2.3.条4 电缆主绝缘直流耐压试验 新作终端或接头后 1)试验电压值按表二规定，加压时间5min，不击穿 2)耐压5min时的泄漏电流不应大于耐压1min时的泄漏电流 表二： 交联聚乙烯绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV电缆额定电压U0/U直流试验电压3.6/6186/6256/10258.7/1035表三：开关类设备（包括柱上开关，环网柜、箱式变压器中开关）序号项 目周 期要 求说 明1绝缘电阻新投运1年内，以后每3年电压2500V以上摇表绝缘电阻值与与投运时比较无明显降低2 耐压试验 新投运1年内，以后每3年1） 断口间，加压34kV，时间1min,不击穿。2） 断口对地，加压27kV，时间1min,不击穿。耐压前先测量绝缘电阻，绝缘电阻值与与投运时比较无明显降低3 导电回路电阻 新投运1年内，以后每6年与投运时比较，增大不超过一倍。 4 辅助回路交流耐压试验 新投运1年内，以后每3年试验电压2kV,时间1min5断路器的分、合闸时间，分、合 闸同期性新投运1年内，以后每6年连续测量3次，符合制造厂规定6合闸时的弹跳过程新投运1年内，以后每6年2ms7操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压新投运1年内，以后每6年1） 低动作电压在操作电压额定值的30%-65%2）进口设备按制造厂规定表四：变压器类（箱式变压器、公变）序号项 目周 期要 求说 明1绕组绝缘电阻新投运1年内，以后每3年电压2500V以上摇表绝缘电阻值与与投运时比较无明显降低2 耐压试验 新投运1年内，以后每6年加压30kV，时间1min,不击穿。耐压前先测量绝缘电阻。3铁芯绝缘电阻 新投运1年内，以后每6年电压2500V以上摇表绝缘电阻值与与投运时比较无明显降低4绕组直流电阻 新投运1年内，以后每3年相间2%4绝缘油试验 新投运1年内，以后每6年5绕组所有分接的电压比必要时6测温装置及其二次回路 新投运1年内，以后每6年整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1M（2500V摇表）2500V摇表1.3 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法：a） 用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻。b） 当前者与后者之比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，屏蔽层有可能被腐蚀；当该比值与投运前相比减少时，表明表一中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。1.4 在我局的电缆配电线路上应逐步推行状态检修和在线监测方法。目前，红外线测温法是预防性试验的重要补充，必须落到实处，并积累测量数据和判断经验。1.5 当红外测温发现下列情况时应作为设备缺陷上报生产技术部，并由生技部组织进一步判断：a） 导体温度超过70。b） 设备外壳或电缆护套温度超过环境温度20。c） 三相相同部位温差超过20。表四：设备测温记录表序号设备名称设备编号测温部位实测温度环境温度测温时间仪器型号测温人员1.6 对充六氟化硫的断路器或负荷开关应定期进行密封性试验。1.6.1. 试验周期为3年。1.6.2. 采用灵敏度不低于1106（体积比）的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警。1.6.3. 采用收集法进行气体泄漏测量时，以24h的漏气量换算，年漏气率不应大于1。泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。第四篇 技术资料管理1 配网班（所）应具备的技术资料1.1 配网班（所）应具备的规程规范如下：1.1.1 架空配电线路及设备运行规程。1.1.2 电力设施保护条例。1.1.3 电力线路防护规程。1.1.4 架空配电线路设计技术规程。1.1.5 架空绝缘配电线路设计技术规程。1.1.6 架空绝缘配电线路施工及验收规程。1.1.7 电气装置安装工程施工及验收规范（10kV及以下架空配电线路篇）。1.1.8 电力电缆运行规程。1.1.9 电业安全生产规程（电力线路部分）、（发电厂及变电站部分）。1.1.10 设备的操作使用说明书1.1.11 上级主管部门颁发的各种管理规定或制度。规程规范应注意使用现行版本。1.2 配网班（所）应建立的设备台帐和记录如下：1.2.1 架空线路技术台帐。1.2.1.1 架空线路杆塔明细表1.2.1.2 架空配电线路缺陷及故障记录1.2.1.3 架空配电线路巡视检查记录1.2.1.4 架空配电线路检修记录1.2.2 电缆线路技术档案1.2.2.1 电缆线路技术台帐1.2.2.2 缺陷及故障记录1.2.2.3 电缆线路检修及预防性试验记录1.2.2.4 电缆线路巡视及检查记录。1.2.3 电缆通道及电缆井档案1.2.3.1 电缆通道及电缆井技术台帐1.2.3.2 缺陷及故障记录1.2.3.3 电缆通道及电缆井巡视及检查记录。1.2.4 配电变压器技术档案1.2.4.1 配电变压器技术台帐1.2.4.2 配电变压器缺陷及故障记录1.2.4.3 配电变压器负荷测试记录1.2.4.4 配电变压器检修及预防性试验记录1.2.5 环网柜技术档案1.2.5.1 环网柜技术台帐1.2.5.2 环网柜缺陷及故障记录1.2.5.3 环网柜检修及预防性试验记录1.2.5.4 环网柜巡视及检查记录1.2.5.5 环网柜开关分合闸记录1.2.6 电缆分支箱技术档案1.2.6.1 电缆分支箱技术台帐1.2.6.2 电缆分支箱缺陷及故障记录1.2.6.3 电缆分支箱检修及预防性试验记录1.2.6.4 电缆分支箱巡视及检查记录1.2.7 箱变技术档案1.2.7.1 箱变技术台帐1.2.7.2 箱变缺陷及故障记录1.2.7.3 箱变检修及预防性试验记录1.2.7.4 箱变巡视及检查记录1.2.8 柱上开关技术档案1.2.8.1 柱上开关技术台帐1.2.8.2 柱上开关缺陷及故障记录1.2.8.3 柱上开关预防性试验及检修记录1.2.8.4 柱上开关巡视及检查记录1.2.8.5 柱上开关分合闸记录1.2.9 设备红外测温记录 说明：巡视记录可由巡视卡自动形成。附录1：各种表格、记录格式杆位明细表：杆号杆塔型号杆塔高度横担规格档距导线接头绝缘子型号绝缘子数量拉线型式拉线数量经过地名交叉跨越坐标图片备注环网柜参数：运行编号制造编号生产厂家额定电压（kV）额定电流（A）开断电流出厂日期安装日期投运日期安装单位坐标接线图图片备注分支箱参数：运行编号制造编号生产厂家额定电压额定电流出厂日期安装日期投运日期安装单位坐标接线图图片备注箱变参数：运行编号制造编号生产厂家额定电压额定容量出厂日期安装日期投运日期安装单位坐标接线图图片备注电缆参数：运行编号起始位置终止位置型号截面生产厂家额定电压额定载流量出厂日期安装日期投运日期安装单位敷设方式埋设深度长度预留长度备注柱上开关参数：运行编号制造编号生产厂家额定电压（kV）额定电流（A）开断电流跳闸电流额定操作顺序出厂日期安装日期投运日期安装单位坐标图片备注预防性试验记录：运行编号试验项目试验日期试验周期试验结论试验报告图片下次试验日期试验人缺陷与故障记录设备运行编号缺陷/故障性质缺陷/故障内容发现人发现日期处理意见处理人处理时间验收人验收时间运行参数测量记录设备运行编号参数类别相别单位数值测量人测量日期测量时间电压、电流、电阻A、B、C、接地开关分合闸记录设备运行编号分合原因分/合日期操作人备注架空配电线路巡视卡线路名称： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容1.2.1 杆塔的巡视1.2.1.1 电杆是否倾斜、下沉、上拔；杆基周围有无挖掘或沉陷。1.2.1.2 杆塔有无裂纹、疏松、露筋、冻鼓；钢圈接头有无开裂、锈蚀；铁塔构件有无弯曲、锈蚀、丢失、螺栓有无松动。1.2.1.3 电杆有无杆号等明显标志；有无危及安全的鸟巢及箩藤类植物；有无被水淹、冲的可能；防洪设施有无损坏、坍塌。1.2.2 横担、金具的巡视横担有无锈蚀、歪斜、弯曲、断裂；金具有无锈蚀、变形、螺栓是否紧固，是否缺螺母。1.2.3 绝缘子的巡视绝缘子有无硬伤、裂纹、脏污、闪络；针式绝缘子绑线有无松断；瓶头有无松脱；有无弹簧垫圈。悬式绝缘子销子是否齐全劈开，有无断裂，脱落。1.2.4 导线的巡视1.2.4.1 裸导线有无断股、烧伤、背花；化工地区导线有无腐蚀现象；各相弧垂是否一致，是否过紧、过松。导线接头处有无过热变色、烧熔、锈蚀；铜铝导线连接有无过渡线夹（特别是低压零线接头）；并沟线夹弹簧垫圈是否齐全，螺母是否紧固；弓子线对相邻及对地距离是否符合要求。1.2.4.2 绝缘线外皮有无鼓包变形，烧熔、磨损、龟裂；各相弧垂是否一致，是否过紧、过松。绝缘护罩的引出口是否向下，绝缘护罩扣合是否紧密；弓子线是否符合最大摆动时对地不小于150mm，线间不小于200mm；沿线树枝有无刮蹭绝缘导线及绝缘护罩；变压器高压套管绝缘护罩有无短缺、松脱、龟裂；导线卡脖子现象。1.2.4.3 绝缘导线为非完全绝缘导线，在带电运行状态下，采用绝缘工具方可触及；对事故中断落的绝缘导线，应视同裸导线，采取防止行人接近措施。1.2.4.4 新建线路投运一年后，应做第一次登杆检查，重点是接头、接点、凡有绝缘护罩的均打开检查接头是否烧熔、断股、腐蚀、松动，并对螺栓再次均匀紧固；以后按裸导线登杆检查规定进行，污秽区清扫视程度定。1.2.5 接地装置的巡视接地引下线有无断股、损伤；接地线夹是否丢失，接头接触是否良好；线夹螺栓有无松动、锈蚀；接地钎有无外露和严重锈蚀。1.2.6 拉线的巡视。拉线有无锈蚀，松弛、断股、警示丢失；拉线线棒、抱箍等有无变形、锈蚀。1.2.7 线路交叉跨越的巡视1.2.7.1 配电线路与各电压等级电力线路的垂直交叉距离，在上方导线最大弧垂时，是否符合有关规程规定；与弱电的垂直交叉距离在最大弧垂时是否符合有关规程规定。1.2.7.2 配电线路与被跨越物的垂直距离，与房屋建筑的水平距离，在最大弧垂时是否符合有关规程规定。电缆线路巡视卡线路名称： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容1.3.1 检查电缆沟、管、井或直埋通道有未遭到破坏。1.3.2 井盖是否齐全；沟、井内有无积水；电缆支架有无锈蚀。1.3.3 电缆通道标志（桩、线等）是否齐全。1.3.4 电缆通道上方有无堆放酸碱性物品。1.3.5 对于通过桥梁的电缆，应检查桥堍两端电缆是否拉得过紧，保护管、槽有无脱开或锈烂现象，对裸露的电缆应检查是否有外力破坏。1.3.6 备用管道有无堵塞或断裂。对失效的管道应作好标记。1.3.7 接地线有无锈蚀、断裂、脱落现象、接地电阻是否合格。1.3.8 防火封堵是否有效，有无漏堵漏刷现象。1.3.9 电缆本体和接头有无机械损伤或变形，有无化学腐蚀的痕迹，线夹有无变色，避雷器是否损坏。1.3.10 电缆标志牌是否齐全，字迹是否清晰标志牌与实际是否相符。1.3.11 电缆线路接近额定负荷或过负荷运行时增加对电缆外表面红外测温。配电变压器巡视卡运行编号： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容2.2.1 变压器的巡视检查2.2.1.1 套管是否清洁，有无裂纹、损伤和放电痕迹；2.2.1.2 油色、油温、油面是否正常，无异声、异味。2.2.1.3 各个电气连接点有无锈蚀、过热和烧损现象。2.2.1.4 外壳有无脱漆、锈蚀、焊口有无裂纹，渗油；接地是否良好。2.2.1.5 各部密封垫有无老化、开裂、缝隙有无渗油现象。2.2.1.6 各部螺栓是否完整，有无松动。2.2.1.7 铭牌及其他标志是否完好。2.2.1.8 变压器台架高度是否符合规定，有无锈蚀、倾斜下沉；2.2.1.9 变压器一、二次引线是否松弛、绝缘是否良好，相间或对构件的距离是否符合规定，对工作人员上下电杆有无触电危险。2.2.1.10 变压器的其他附属设备（如避雷器、熔断器、刀闸等）是否完好。2.2.2 变压器新装、大修后投运前，应做严格的检查，并有认定的合格试验部门的试验合格证；其性能参数、工频耐压、绝缘电阻和吸收比测定、直流电阻测量、绝缘油简化试验等合格。2.2.3 变压器停运满一个月，在恢复送电前应测量绝缘电阻，合格后方可投运，搁置或停运六个月以上的变压器，投运前应做绝缘电阻和绝缘油耐压试验。2.2.4 台式变压器一般不允许过负荷运行；特殊情况下，允许短时间过负荷运行，但必须经调度同意。在变压器过负荷期间，应加强对负荷、温度和主导流接触部分的监视和记录。箱变严禁过负荷运行。2.2.5 变压器补油，应与变压器本体中的油的牌号、来源及抗氧化添加剂相同，否则应作混油试验。补充时，应先将放油阀积污擦净。柱上开关巡视卡运行编号： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容3.2.1 高压开关事故跳闸后也应进行一次巡视检查。3.2.2 高压开关的正常巡视检查项目套管是否清洁,有无渗漏油、流胶,有无裂纹及放电现象；外部接头有无松动、发热；引线有无断股、烧伤痕迹；位置指示器指示是否与实际相符；内部有无异常响声；手车开关的闭锁装置和触头接触是否良好，二次插头接触有无问题；检查充气式SF6负荷开关的气体压力是否正常；观察有无异音、异味；位置指示准确；弹簧机构储能电源及储能指示器是否正常。3.2.3 结合停电机会，作如下检查和维护清擦检查瓷质部分、真空灭弧室，检查有无破损；检查机构箱内各传动部件有无变形、锈蚀、损坏，连接和固定螺丝是否松动，销子有无脱落；检查分、合闸铁芯和合闸接触器是否灵活；检查主导流部分有无松动；测量开关的绝缘电阻。过流脱扣定值是否正常。箱变巡视卡运行编号： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容3.3.1 箱变周围无杂物，高压开关操作孔下方应标明开关完整运行编号，并与调度的命名一致，编号应清晰、易于辨认。分、合闸指示标志正确。高低压出线电缆应悬挂标志牌。3.3.2 箱变的正常巡视检查项目：（1）高压开关（含负荷开关）运行状况、指示仪器是否正常；（2）变压器部分油位、油温、油压是否正常，有无渗漏，套管是否清洁，有无裂纹放电现象；（3）联接部位接头有无松动、发热；（4）内部有无异常响声；（5）照明灯具、附件是否完好；（6）排风系统启停正常；（7）电缆引出口封堵完好，箱变内清洁。3.3.3 箱变严禁过负荷运行。3.3.4 夏季应加强负荷监控保证正常运行。3.3.5 箱变的分类较多，美式、欧式、装配式等，运行中应区别对待：3.3.5.1 分清高压开关类型，操作方式，开关及接地刀闸的位置指示，联锁是否正确；3.3.5.2 各种指示灯是否正常，分清保护方式；3.3.5.3 密封设备各压力表指示值是否正确。环网柜巡视卡运行编号： 巡视日期：巡视要点安全注意事项确认及巡视人签名缺陷内容5.1.1 环网柜的外壳上应标明环网柜的完整运行编号，各出线开关操作孔下方应标明开关完整运行编号，并与调度的命名一致，编号应清晰、易于辨认。分、合闸指示标志正确。高低压出线电缆应悬挂标志牌。5.1.2 环网柜通往室外的孔洞应当堵塞，电缆沟及隧道应保持清洁无积水，并符合防火要求。5.1.3 不同金属的连接，应采取过渡措施并涂凡士林以防腐蚀。铝铝连接亦应涂凡士林。5.1.4 室内外配电装置的适当地点，应按规定配置消防器具。5.1.5 未使用的间隔开关应处于分闸状态，并合上接地刀闸，套管应有防尘防潮罩保护。5.1.6 检查外壳、电缆头的接地线是否连接良好。5.1.7 检查电缆头（T型头）是否有变形、烧损、放电、过热、变色等现象，示温蜡片是否融化。对于可带电触摸的电缆头，应揭开电缆室前盖板检查，对于带电不可触摸的电缆头，可通过观察窗进行检查，无观察窗者，应利用停电机会进行检查，超过3个月无停电机会者，应安排专项停电进行检查。5.1.8 检查金属构件的锈蚀情况，并记录湿度。5.1.9 检查带电指示灯是否损坏。5.1.10 带电可清扫的部位应定期进行清扫，并检查有无小动物活动的痕迹。5.1.11 电缆出线应配置故障指示器。5.1.12 利用预防性试验的机会，对电缆的连接情况进行检查（电缆线鼻有无烧