温州电业局 发 布
2007-03-20 实施
2007-03-20 发布
县级供电企业10kV及以下配电网
运行检修管理规程
Q/WDJ 2072.16—2007
温 州 电 业 局 企 业 标 准
目 次
前言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 总则 1
4 配电线路及电气设备的防护和巡视 1
5 预防性试验、维护 6
6 运行检修技术管理 10
附录A （资料性附录） 线路间及与其它物体之间的距离 15
附录B （资料性附录） 配电线路对地面、山坡、建筑物、甲类火险区、绝缘线的最小距离 16
附录C （资料性附录） 接户线对建筑物、路面、弱电线的最小距离 17
附录D （资料性附录） 电缆之间、电缆与管道、道路、建筑物之间平行和交叉时的最小允许净距 18
附录E （规范性附录） 交跨距离换算（导线任意点弧垂随温度变化的换算） 19
附录F （规范性附录） 电力线路保护区 23
附录G （资料性附录） LGJ钢芯铝绞线长期允许载流量（A） 24
附录H （资料性附录） 架空绝缘电线长期允许载流量 28
附录I （资料性附录） 架空线路污秽分级标准 30
前 言
本规程是为了使温州电业局县级供电企业10kV及以下配电网运行检修管理有一个可以共同遵守的标准，以加强配电网线路及其设备管理，及时发现和消除缺陷，预防事故发生，提高设备健康水平，更好地保证电网安全、优质、经济运行。本规程是根据最新的文件、规定、规程、规范，吸收了县级供电企业的意见和建议，并结合配电网工作实践中积累的经验，编制形成了温州电业局《县级供电企业10kV及以下配电网运行检修管理规程》。
本标准由温州电业局营销处提出并归口。
本标准起草单位：温州电业局营销处。
本标准主要起草人：林朝华、陈峰、木永华、林厚非、陈海宏、谢树聪、陈琦、陈招贤、方励云、梅秀良、潘虹雷、林加阳、丁小蔚、温建阳
本标准主要审核人员：周英庆、林朝华
本标准批准人：任德豹
本标准由温州电业局营销处负责解释。
县级供电企业10kV及以下配电网运行检修管理规程
11范围
本规程规定了10kV及以下的配变站（开闭所、配电房（室）、箱式变）、线路及相关设备的运行管理、维护的项目与要求。适用于温州电业局县级供电企业管辖的10kV及以下的配变站（开闭所、配电房（室）、箱式变）、线路及相关设备的运行和维护工作。
12规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 50173—92 《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》
DL/T 599—2005 《城市中低压配电网改造技术导则》
DL/T 601—1996 《架空绝缘配电线路设计技术规程》
DL／T602—1996 《架空绝缘配电线路施工及验收规程》
DL／T499—2001 《农村低压电力技术规程》
DL/T 5220-2005 《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》
DL/T 5221-2005 《城市电力电缆线路设计技术规定》
DL/T 596－1996 《电力设备预防性试验规程》
SD 292-88 《架空配电线路及设备运行规程（试行）》
国家电网生[2004]203号 《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》
2072.12-2003 《配电网运行检修管理规程》温州电业局企业标准
13总则
本规程根据有关文件、规定、规程、规范，并结合温州电业局县级供电企业在配电网工作实践中的经验积累而制定，适用于10kV及以下配电线路及其设备的运行维护和检修工作。
本规程所称“中压”指10kV电压等级，“低压”指380V（220V）电压等级，中低压配电网由中低压架空线、电缆线、电杆、杆上电气设备、配变站（开闭所、配电房（室）、箱式变）、接户线等组成。
配电网的运行工作，应贯彻预防为主方针，根据本地区和季节性特点，做好运行、维护工作，及时发现和消除设备缺陷，预防事故发生，提高配电网的供电可靠性，降低线损和运行维护费用，为用户提供优质电能。
投入运行的每条配电线路都与发电厂、变电所、用户或相邻的运行维护部门划分明确的运行维护责任分界点，不得出现空白点，并应签订线路维护分界协议书。分界点的划分，按照《全国供用电营业规则》和《温州电业局电气设备检修范围及分界点划分规定》确定。
为了保障配电网络的安全运行管理和安全调度管理，在供电部门所管辖的电力线路上严禁擅自架设用户自行维护的任何线路和设备，如确需架设时，必须经双方签订协议，落实安全措施后，方可施工，以保证安全。
为了保障配电网络的安全运行管理，在供电部门所管辖的电缆沟体内，严禁擅自敷设用户自行维护的通信或其他线路和设备。
为了保障配电网络的安全运行管理，对已投运的线路和已接收的电缆沟，任何单位不能擅自改变路径，如确需改变路径，必须由提出改变路径的单位提供新路径，并书面报生产部门审核、主管领导同意后，方可施工，施工费用由提出改变路径的单位负责。
14配电线路及电气设备的防护和巡视
配电线路及设备的防护
配电线路及设备的防护应认真执行《电力设施保护条例》及其“实施细则”的有关规定。
运行单位要做好护线宣传工作，发动沿线有关部门和群众进行护线，防止外力破坏，及时发现和消除设备缺陷。
运行单位对可能威胁配电线路及设备安全运行的各种施工或活动，应进行劝阻或制止，必要时应向有关单位和个人发出《安全隐患通知书》。对于事故造成的损失应照价赔偿；造成电力设施损坏者，应提交、司法机关依法处理。
运行部门在清除可能影响供电安全的物体，如：修剪树枝、砍伐树木及清理建筑物等时，应按相关部门的有关规定和程序进行。
配电架空线路的巡视
为了掌握线路的运行状况，及时发现缺陷和沿线威胁线路安全的隐患，必须按期进行巡视，并做好巡视记录。巡视过程中宜采用红外成像仪（或测温仪）等新设备和新技术进行巡视。
巡视中必须查明沿线下列情况：
a)线路保护区内有无易燃、易爆物品和腐蚀性液（气）体。
b)导线对地，对道路、公路、铁路、索道、河流，建筑物等的距离及交叉导线距离是否符合附录中的相关规定，是否存在可能触及导线的烟囱、天线、拉线及弱电线路等。
c)是否存在对线路安全构成威胁的工程设施（施工机械、脚手架等）。
d)是否存在可能被风刮起危及线路安全的金属、薄膜、广告牌等。
e)导线与树、竹的距离是否符合规定。
f)是否存在在建、已建违反《电力设施保护条例》的建筑。
g)江河泛滥对杆线的影响。
h)线路附近的爆破工程有无爆破手续，其安全措施是否妥当。
i)其它可能影响线路安全的情况。
对可能威胁线路安全运行的施工活动，应及时进行劝阻，必要时应向有关单位和个人发出《安全隐患通知书》，要求施工单位采取必要的安全措施后方可继续施工，必要时派员到现场监护。
架空线路巡视周期
定期性巡视
巡视要求掌握线路的运行状况，沿线环境变化情况，并做好护线宣传工作。10kV线路（包括分支线）城区一般每月一次，郊区及农村每季度至少一次；380V及以下线路和低压接户线每季度至少巡视一次，新建线路投运后一个月内应巡视一次。定期巡视允许一人进行。
14.1.1特殊性巡视
在气候恶劣（如：台风、暴雨、大雪、覆冰等）、河水泛滥、高峰负荷来临前、安全大检查及其它特殊情况和重要供电任务前，对线路的全部或部分进行巡视或检查。特殊巡视的安排根据需要而定。特殊巡视应由二人及以上进行。
14.1.2夜间性巡视
在线路高峰负荷或阴雾天气进行，检查导线接点有无发热打火现象，绝缘子表面有无闪络等。对重负荷和污秽区，夜间巡视每年至少安排一次，其它区域可按需要而定。夜间巡视应由二人及以上进行。
14.1.3故障性巡视
在线路故障或认为线路可能存在故障时，检查线路发生故障或可能存在故障的地点和原因。故障巡视应由二人及以上进行。
14.1.4监察性巡视
由部门领导和线路专责技术人员进行，其目的是为了了解线路及设备的运行状况，检查、指导巡线人员的工作。监察巡视应选择重要线路和事故多发线路进行抽巡，每年不少于一次。
14.2架空线路的巡视内容
14.2.1杆塔和基础的巡视检查
4.2.1.1杆塔是否倾斜、位移。杆塔偏离线路中心不应大于0.1m。砼杆倾斜不应大于15/1000，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0.2m.铁塔倾斜：档距50m以下不大于10/1000；档距50m以上不大于5/1000。
4.2.1.2砼杆不应有严重裂纹、铁锈水，保护层不应脱落、疏松、钢筋外露。砼杆不宜有纵向裂纹，横向裂纹不宜超过1/3周长，且裂纹宽度不宜大于0.5mm。焊接杆焊接处应无裂纹，无严重锈蚀。铁塔(钢杆)不应严重锈蚀，主材弯曲度不得超过5/1000，各部螺丝应紧固，混凝土基础不应有裂纹、酥松、露筋现象。
4.2.1.3基础有无损坏、下沉、上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷。
4.2.1.4杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、塌陷。
4.2.1.5杆塔位置是否合适，有无被车撞的可能，保护设施是否完好，标志是否清晰。
4.2.1.6杆塔标志，如杆号、相位标志、不同电源警告牌、3m线标记是否齐全、明显。有爬梯的钢管塔等特殊杆塔应悬挂警告牌。
4.2.1.7杆塔周围有无杂草和藤蔓类植物附生。有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物。
14.2.2金具、绝缘子巡视检查
4.2.2.1铁横担与金具有无严重锈蚀、变形，有无起皮或出现严重麻点，锈蚀表面积不宜超过1/2。
4.2.2.2横担上下倾斜、左右偏斜不应大于横担长度的2％。
4.2.2.3螺栓应坚固，无缺帽、销子，开口销无锈蚀、断裂、脱落。
4.2.2.4绝缘子、瓷横担应无损伤、裂纹和闪络痕迹，釉面剥落面积不应大于100mm2，瓷横担线槽外端头釉面剥落面积不应大于200mm2。
4.2.2.5瓷瓶铁脚无弯曲、铁件无严重锈蚀，针式瓷瓶不歪斜。
14.2.3拉线的巡视检查
4.2.3.1拉线应无断股、松驰、严重锈蚀和张力分配不匀。
4.2.3.2水平拉线对通车路面中心的垂直距离不应小于6m，对路边缘的垂直距离不应小于6m。
4.2.3.3拉线棒应无严重锈蚀、变形、损伤及上拔现象。
4.2.3.4拉线基础应牢固，周围土壤无突起、沉陷、缺土等现象。
4.2.3.5穿越和接近导线的电杆拉线必须装设与线路电压等级相同的拉线绝缘子, 拉线绝缘子应装在最低导线以下，拉线绝缘子不应破损，应保证在拉线绝缘子以下断拉线的情况下，拉线绝缘子对地距离应不小于2.5m。
4.2.3.6拉线不应设在妨碍交通（行人、车辆），或易被车撞的地方，无法避免时应设有红白警示管或采取其它保护措施。
4.2.3.7拉线螺丝、金具是否完整,有无变形、锈蚀。拉线上是否有攀爬物。)
14.2.4导线的巡视检查
4.2.4.1导线通过的负荷电流不应超过其允许电流。
4.2.4.2导线有无断股、损伤、烧伤、腐蚀的痕迹。7股导线中任一股损伤深度不得超过该股导线直径的1/2，19股及以上导线任一处的损伤不得超过3股。
4.2.4.3导线三相弛度是否平衡,有无过紧过松现象,同档内各相导线弧垂应一致，导线弧垂相差不大于50mm。导线弧垂的误差应在设计弧垂的－5%～＋10%之内。
4.2.4.4 跳（档）线、引线应无损伤、断股、弯扭，且与电杆构件、拉线及引下线的净距离应不小于下表规定：
| 导 线 类 型 | 与架空裸线距离（m） | 与架空绝缘线距离（m） | ||
| 电压等级 | 10kV | 380V 及以下 | 10kV | 380V 及以下 |
| 导线与电杆、构件、拉线的净距 | 0.2 | 0.1 | 0.2 | 0.05 |
| 导线对相邻导线、过引线、下引线的净距 | 0.3 | 0.15（0.2） | 0.2 | 0.15（0.1） |
4.2.4.5接头是否良好，有无过热变色和严重腐蚀，连接线夹是否紧固，线夹是否缺少。
4.2.4.6导线上有无抛扔物。
4.2.4.7架空绝缘线有无过热、变形、起泡，导电体有无外露，绝缘层密封是否良好，有无出现绝缘耐张线夹握力不够造成跑线等现象。
4.2.4.8绝缘子上绑线有无松弛或开断现象。
14.2.5接户线的巡视检查
4.2.5.1线间距离和对地、对建筑物等交叉跨越距离是否符合附录B的规定。
4.2.5.2接户线的绝缘层应完整，无剥落、开裂等现象；导线不应松弛；每根导线接头不应多于1个，且应用同一型号导线相连接。
4.2.5.3支持构架是否牢固,有无腐朽、锈蚀、损坏现象。
4.2.5.4弧垂是否合适，有无混线、烧伤现象。
14.3配电架空线路柱上开关设备的巡视
配电架空线路柱上开关设备的定期巡视周期与10kV线路相同。
柱上开关（断路器及负荷开关）的巡视内容。
4.3.1.1箱体有无锈蚀现象。
4.3.1.2套管有无破损、裂纹和严重污染或放电闪络的痕迹。
4.3.1.3开关的固定是否牢固，引线接触和接地是否良好，线间和对地距离是否足够。
4.3.1.4弹簧机构是否已储能，SF6开关压力表指示是否正常。
4.3.1.5开关分、合位置指示是否正确、清晰。
柱上熔断器、隔离刀闸的巡视内容。
4.3.1.6瓷件有无裂纹、闪络、破损及严重污染，隔离刀闸命名牌是否完整。
4.3.1.7熔丝管有无弯曲、变形。
4.3.1.8触头间接触是否良好，有无过热、烧损、熔化现象。
4.3.1.9各部件的组装是否良好，有无松动、脱落。
4.3.1.10引下线接触是否良好，与各部件间距是否合适。
4.3.1.11安装是否牢固，相间距离、倾斜角是否符合规定。
4.3.1.12操作机构有无锈蚀现象。
14.4配变的巡视
14.4.1巡视周期
4.4.1.1配电变压器的定期巡视周期与10kV线路相同。
14.4.2配变的巡视内容
4.4.2.1各种仪表、信号指示是否正常，温控装置是否完好。
4.4.2.2各种设备的各部件接点接触是否良好，有无过热变色、烧熔现象，示温片(若有)是否熔化。
4.4.2.3变压器套管是否清洁，有无裂纹、击穿、烧损和严重污秽，瓷套裙边损伤面积不应超过100 mm2，瓷横担线槽外端头釉面剥落面积不应大于200mm2，铁脚无弯曲，铁件无严重锈蚀。
4.4.2.4油温、油色、油位是否正常，密封圈有无老化、开裂，有无渗油、漏油，有无异声、异味。
4.4.2.5导电杆端头有无过热、烧损。干式变线圈绝缘树脂是否有龟裂、温控仪和冷却风机运行是否正常。
4.4.2.6呼吸器是否正常（包括硅胶变色），有无堵塞现象。
4.4.2.7铭牌及其警告牌和编号等其它标志是否完好。
杆上变压器台架高度是否大于2.5m，杆架底部无便于向上攀登的构件，离杆架（或台架）2m水平距离内无高出地面0.5m及以上的自然物和建筑物。
变压器是否倾斜、下沉。平台坡度不应大于1/100
当杆架式配电变压器通过悬挂式配电箱供电时，配电箱宜采用不锈钢外壳。
4.4.2.8 一、二次引线齐全，长短皮线无剥皮、过热，接头处无烧损，相间和对构架距离是否符合规定。安全护具是否完整。
4.4.2.9 一、二次熔丝(空开)按规定配置。
4.4.2.10 低压闸刀箱无发热、烧损。施工表箱完好，出线齐正。
4.4.2.11 无功补偿控制器、接触器是否运行正常，电容器有无过热、鼓肚、渗油。
4.4.2.12 台架周围有无可能威胁配变安全运行的杂草、藤蔓类植物生长及其它物件等。
14.5配变站的巡视
14.5.1巡视周期
配变站的巡视、检查周期按下表规定执行：
表4－2 配变站（包括箱式）的巡视、检查、维护、试验周期
| 序号 | 项 目 | 周 期 | 备 注 |
| 1 | 定期巡视 | 每月至少一次 | 重要站适当增加巡视次数 |
| 2 | 清扫及各部检查 | 每月至少一次 | |
| 3 | 开关维护性修理 | 每年一次 | |
| 4 | 防火器具检查 | 每月一次 | |
| 5 | 保护装置、仪表二次线检查、校验 | 每年一次 |
4.5.2.1各种仪表、信号装置指示是否正常。
4.5.2.2各种设备、各部件接点接触是否良好，有无过热、烧伤、熔接等异常现象；导体（线）有无断股、裂纹、损伤；熔断器接触是否良好；空气开关运行是否正常。
各种充油设备的油色、油温是否正常，有无渗、漏油现象；呼吸器中的变色硅胶是否正常。
4.5.2.3各种设备的瓷件是否清洁，有无裂纹、损伤、放电痕迹等异常现象。
4.5.2.4隔离开关，开关指示位置是否正确，SF6开关气体压力是否正常。
4.5.2.5模拟图板与运行状态是否一致。
4.5.2.6照明设备和防火设施是否完好。
4.5.2.7铭牌及各种标志是否齐全、清晰。
4.5.2.8建筑物的门、窗、钢网有无损坏，基础有无下沉、开裂。房屋有无漏水、积水，沿沟有无堵塞。
4.5.2.9开关柜内电缆终端良好，电缆终端相间和对地距离是否符合要求。
4.5.2.10盖板有无破损、缺少，进出沟管封堵是否良好，防小动物设施是否完好、有效。
4.5.2.11室内是否清洁，室内通风设施是否完好。周围有无威胁安全的堆积物，大门口是否畅通、不影响检修车辆通行。
4.5.2.12设备有否凝露，加热器或去湿装置是否处于良好状态，随时能投入运行。
4.5.2.13接地装置是否良好，有无严重锈蚀、损坏。
4.5.2.14开关防误锁是否完好，柜门关闭是否正常，油漆有无剥落。
14.6避雷器及接地装置的巡视
14.6.1巡视周期
避雷器及接地装置的巡视与线路巡视同时进行。
14.6.2巡视内容
4.6.2.1瓷件有无破损，避雷器的硅橡胶有无龟裂。
4.6.2.2避雷器引线与构架、导线的距离是否符合规定值。
4.6.2.3支架是否歪斜，铁件有无锈蚀。
4.6.2.4避雷器引线连接是否良好，下引线有否脱落，接地线有否断线，接地是否良好。
4.6.2.5接地线和接地体的连接是否可靠。
4.6.2.6接地体有无严重锈蚀。
14.7配电电缆线路的巡视
14.7.1巡视周期
4.7.1.1配电电缆线路每月巡视一次。
4.7.1.2负荷高峰期间及特殊供电期间应安排特殊巡视。
14.7.2配电电缆线路巡视的一般要求（具体按温州电业局《电力电缆运行规程》执行）
4.7.2.1对敷设在地下的每一电缆线路，应查看路径是否正常，有无挖掘痕迹及线路标桩是否有破损、缺少。
4.7.2.2电缆路径上有无堆设瓦砾、矿渣、建筑材料及笨重物件、建造房屋。有无酸碱性排泄物等在电缆路径周围。
4.7.2.3对通过桥梁的电缆，应检查桥墩两端电缆是否拖拉过紧，保护管和槽有无脱开或锈蚀现象；要检查电缆是否放在人行道下的电缆沟中或穿在耐火材料制成的管中；还要检查桥梁下是否堆放易燃物品，如有堆放，要及时清理防止火烧电缆。
4.7.2.4电缆终端的相色是否齐全、清晰。
4.7.2.5电缆终端头和架空线的连接线是否完好，连接线夹有否松动、腐蚀、发热现象。
4.7.2.6电缆引出线间，引出线与导线、构架间的距离是否符合规定。电缆支架、保护管、支持横担等铁件装置是否符合标准，有无严重锈蚀、歪斜。
4.7.2.7电缆接地引下线是否损坏，接地连接是否良好。
4.7.2.8电缆的防雷装置是否完好。
4.7.2.9电缆沟盖板有无破损，电缆沟是否有严重积水，有无带腐蚀性的物品进入电缆沟，电缆支架是否有严重锈蚀。
4.7.2.10电缆路径上的标桩是否完好，标志是否清晰。
4.7.2.11电缆分接箱壳体有无严重锈蚀损坏，外壳油漆是否剥落， 操作开关灵活无卡壳现象，内装式铰链门开合灵活；分接箱内电缆搭头良好，有无放电声，电缆搭头相间和对壳体、对地距离符合规程要求；分接箱命名牌、安全警告标志等是否清晰、醒目；分接箱内电缆标牌是否齐全正确；分接箱壳体是否重复接地，接地是否良好，电缆孔洞是否封堵严密；分接箱基础是否倾斜，电缆有无外露；有无异常声音或气味。
15预防性试验、维护
15.1 配电架空线路的检修和维护
15.1.1 检修维护周期。配电线路的预防性试验和维护周期按下表规定执行：
| 序号 | 项 目 | 周 期 | 备 注 |
| 1 | 主干线路登杆检查 | 每五年至少一次 | 对多发性事故的线路应增加次数 |
| 2 | 分支线路登杆检查 | 每五年至少一次 | |
| 3 | 绝缘子清扫 | 结合线路施工检修进行 | 根据污秽程度适当延长或缩短周期 |
| 4 | 松散、低洼及盐、碱地区混凝土杆、钢杆基础及根部检查 | 五年一次 | 发现问题后每年一次 |
| 5 | 导线连接器（线夹）检查 | 五年一次 | |
| 6 | 铁塔和砼杆钢圈油漆 | 根据油漆脱落情况 | |
| 7 | 拉线根部检查 | 五年一次 | 锈后每年一次 |
| 8 | 导线弧垂、限距及交叉跨越距离测量 | 根据巡视结果 | 新建线路投运一年内测量一次 |
| 9 | 绝缘子绝缘电阻测量、耐压试验 | 投运前 | 抽检 |
停电登杆检查的内容包括：导线连接点检查，紧扎头，柱上开关、绝缘子清扫。
15.2 配电设备的检修和维护
15.2.1 柱上开关、刀闸、熔断器的检修和维护
5.2.1.1 柱上开关、刀闸、熔断器的清扫维护周期同架空线路。
5.2.1.2 登杆检查时同时进行杆上开关及其机械维护(包括操作是否正常)、加润滑油、跌落式熔断器的外观检查和维护、刀闸动静触头涂电力复合脂等，或按厂家要求维护。
5.2.1.3 柱上开关、刀闸一般每十年轮换一次，对运行五年以上柱上开关，每年按同类总量10%抽检预试，一种类型最少不少于三台，跌落式熔断器每十年轮换一次。
5.2.1.4 10kV柱上开关的工频耐压试验，出厂试验：42kV/1min，交接或大修后为38kV/1min。
柱上开关设备的巡视，清扫周期与线路的周期相同；柱上开关绝缘电阻测量每三年进行一次。运行中的负荷开关，绝缘电阻不得低于300兆欧。
15.2.2 配变站10kV开关柜的检修和维护
5.2.2.1 各传动及转动部分应及时加油润滑，转动灵活，慢分，慢合时无卡涩停顿现象。
5.2.2.2 各开口销应齐全无缺，且应开口。
5.2.2.3 检查各螺丝是否松动，以防机械失灵，密封失效，进水漏油及接头发热等。
5.2.2.4 重视对转换开关维护检修，对其转动部分应加油润滑。切换应稳定可靠。接触应良好且无铜绿。分合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻必须合格。
5.2.2.5 开关的全行程，超程，同期等必须满足要求，及制造厂规定的其他关键尺寸必须满足要求。
5.2.2.6 每次检修应清扫套管瓷瓶，并检查其有无破损，对铁件的锈蚀部位应去锈处理后进行补漆（大修时统漆）。
5.2.2.7 螺栓锈蚀的应调换成热镀锌螺栓
5.2.2.8 每次机构检修后（如调换合闸线圈，调整分闸三点间隙和分闸扣板扣入深度及分合闸铁芯调整等）都要做分合闸试验。
15.2.3 防雷与接地
5.2.3.1 氧化锌避雷器每三年轮换试验一次。登杆检查时需检查各连接点有否松动、闪络烧伤，接地引下线有否断股或击伤。
5.2.3.2 由于避雷器预试采用轮换的方式，避雷器的预试周期同轮换周期。10kV阀型避雷器绝缘电阻应大于2500兆欧；无间隙金属氧化物避雷器不低于1000兆欧； 低压避雷器绝缘电阻不得低于1兆欧；试验工频放电电压按下表规定执行。
| 型 号 | 额定电压（kV） | 工频放电电压有效值（kV） | |
| 范 围 | |||
| FS型—10 | 10 | 运行中≥23，≤33 | 新品或大修后≥26，≤31 |
| 氧化锌避雷器17/50 | 10 | ≥26.5（直流1mA时） | ≤50uA（直流0.75U下泄漏电流） |
| 低压避雷器 | 0.22 | ≥0.6 | ≤1.0 |
| 0.38 | ≥1.1 | ≤1.6 | |
农村TN-C接线或城镇的低压网重复接地点应不少于3处，零线在电源点接地，在干线和分支线的终点处应重复接地，在三相四线引入用户处应将零线重复接地；农村TT系统接线不进行多处接地。
5.2.3.4 设备接地电阻应不大于下列规定值
| 设 备 | 接地电阻值（Ω） | |
| 变 压 器 | ≥100kVA | 4 |
| ＜100kVA | 10 | |
| 低压网重复接地点 | 10 | |
| 柱上开关、刀闸金属外壳 | 10 | |
| 开闭所、箱式变、配电站接地网 | 4 | |
| 电缆屏蔽层及铠装层 | 10 | |
接地电阻随季节变化：同一组接地装置，干燥季节接地电阻值大，潮湿季节接地电阻值小。因此，在计算接地电阻时，应考虑土壤干、燥与潮湿对接地电阻值的影响，使接地电阻在不同季节中均能达到规定值。将实测的接地电阻值，乘以下表的季节系数Ψ1、Ψ2、Ψ3，求得季节性接地电阻值。
| 土壤性质 | 深度 | Ψ1 | Ψ2 | Ψ3 |
| 粘土 | 0.5-0.8 | 3 | 2 | 1.5 |
| 0.8-3 | 2 | 1.8 | 1.4 | |
| 陶土 | 0-2 | 2.4 | 1.4 | 1.2 |
| 砂砾盖于陶土 | 0-2 | 1.8 | 1.2 | 1.1 |
| 园地 | 0-3 | — | 1.3 | 1.2 |
| 黄砂 | 0-2 | 2.4 | 1.6 | 1.2 |
| 杂以黄砂的砂砾 | 0-2 | 1.5 | 1.3 | 1.2 |
| 泥炭 | 0-2 | 1.4 | 1.1 | 1.0 |
| 石灰石 | 0-2 | 2.5 | 1.5 | 1.2 |
Ψ2→测量时土壤较潮湿，具有中等含水量时用之
Ψ3→测量时土壤干燥或者测量时降雨不大时用之
接地体和接地线的最小规格应符合下表规定：
| 名 称 | 地 上 | 地 下 |
| 圆钢直径(mm) | 12 | 12 |
| 扁钢 | 5×50 | 5×50 |
| 角钢 | L5×50 | |
| 钢管壁厚(mm) | 3.5 | |
| 镀锌钢绞线或铝线截面(mm2) | 35 |
5.2.4.1 配变每年进行一次预防性检查和清扫工作。脏污地段适当增加清扫次数。
5.2.4.2 绝缘电阻测量每三年一次。
配电变压器绝缘电阻允许值（兆欧）
温度℃
| 类别 | 0 | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 |
| 高对低 | — | 450 | 300 | 200 | 130 | 90 | 60 | 40 | 25 |
| 低对地 | — | 450 | 300 | 200 | 130 | 90 | 60 | 40 | 25 |
| 配变容量KVA | 额定电流A | 配变容量KVA | 额定电流A |
| 10 | 14.4 | 200 | 288.7 |
| 20 | 28.9 | 250 | 360.8 |
| 30 | 43.3 | 315 | 454.7 |
| 50 | 72.2 | 400 | 577.4 |
| 80 | 115.5 | 500 | 721.7 |
| 100 | 144.3 | 630 | 909.3 |
| 125 | 180.4 | 800 | 1154.7 |
| 160 | 230.9 | 1000 | 1443.4 |
15.3配电线路中电缆的检修与维护
15.3.1 3kV及以上的电力电缆
对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或做耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。
除自容式充油电缆外，其它电缆在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定：
停电超过1周但不满3个月，由各单位自行规定。
停电超过3个月但不满1年，测量绝缘电阻（异常时按1.3.3处理）。
停电超过1年的电缆必须做主绝缘耐压试验，试验电压见表3-1。
新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应做一次耐压试验，以后再按正常周期试验。
注：停电不包括热备用
油浸式电力电缆
油浸式电力电缆的交接和预防性试验项目、周期和标准参照GB50150-91《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》和DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》执行。
橡塑绝缘电力电缆
橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。
表：橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和标准
| 序号 | 项目 | 周期 | 标准 | 说明 | |||
| 1 | 电缆主绝缘绝缘电阻 | 1）交接时 2）耐压试验前后 3）必要时 | 自行规定 | 用2500V或5000V兆欧表 | |||
| 2 | 电缆外护套、内衬层绝缘电阻 | 1）交接时 2）耐压试验前后 3）必要时 | 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ | 用500V兆欧表。当绝缘电阻低于标准时应采用附录A中叙述的方法判断是否进水 | |||
| 3 | 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 （Rp/Rx） | 1）交接时 2）重做终端或接头后 3）必要时 | 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比减少时，表明附件中导体连接点的电阻有可能增大。数据自行规定。 | 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 | |||
| 4 | 电缆主绝缘耐压试验 | 1）交接时 2）重做终端或接头后 3）35kV及以下3年；35kV以上投运后3-12个月，其余3-6年 | 1）采用30-300Hz谐振耐压试验 2）试验电压和加压时间： | 1）推荐使用45-65Hz谐振耐压试验频率 2）耐压试验前后测量绝缘电阻，采用2500V或5000V兆欧表 | |||
| 交接时 | 电压 等级 | 试验 电压 | 时间 | ||||
| 35kV及以下 | 2U0 | 5min | |||||
| 预试 | 电压 等级 | 试验 电压 | 时间 | ||||
| 35kV及以下 | 1.7U0 | 5min | |||||
| 5 | 交叉互联系统 | 1）交接时 2）2-3年 3）互联系统故障时 | 见3.2条 | ||||
| 6 | 相位检查 | 1）交接时 2）必要时 | 与电网相位一致 | ||||
对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试验。
带电作业专用工具的试验
试验的种类
（1）出厂试验与验收试验。
（2）定期试验与抽查试验。
对带电工具的电气试验
（1）工作状态试验。
（2）操作波耐压试验。
（3）长时间工频耐压试验。
（4）大电流试验。
对带电工具的机械试验
（1）静负荷试验。
（2）动负荷试验。
其他试验
（1）绝缘斗臂车液压油耐压试验。
（2）绝缘斗臂车机械、电气及液压系统自锁性试验。
（3）新带电作业工具或方法在第一次使用前的模拟试验。
（4）现场的测试工作，如风速、湿度测试，绝缘工具外观检查及绝缘电阻（局部表面电阻）检测，绝缘手套气密性检测。
16运行检修技术管理
16.1技术资料
资料管理对配电网的良好运行意义重大，必须予以高度重视。资料必须规范、齐全，应尽可能的采用计算机管理，保证资料的完整性和一致性。
16.1.1架空线路技术资料
6.1.1.110kV系统图（运行方式模拟接线图）
10kV系统图应进行动态更新，应在系统变动后次日内完成，每季度重新修订一次。系统图中必须标明每一段路的配变总容量及总用户数 (若有分段，应注明每段容量数及用户数)。
6.1.1.210kV线路地理分布图
10kV线路分布图宜以1/10000或大于1/10000的城市标准规划地理图作背景，进行动态更新，应在系统变动后次日内完成。
6.1.1.310kV线路杆位图
10kV线路杆位图以1/2000或1/1000的城市标准规划地理图作背景，无法取得城市标准规划地理图的，可用10kV线路单线图代替，内容应包括变电所、电缆出线走向，架空线路终端、转角、耐张、分支及其杆号，线路开关及其命名，配变型号、容量，线路交叉跨越、拉线等。线路设备变更后在次日内完成更新。
6.1.1.4配变台区低压及接户线分布图
低压及接户线台区分布图以1/1000或1/500的地理图作为背景，无法取得地理图的，可用低压线路单线图代替，并标明杆号、杆位，线路设备变更后在次日内完成更新。
6.1.1.5中低压线路杆塔明细表
6.1.1.6线路交叉跨越记录
6.1.1.7无功补偿器台帐
6.1.1.8线路柱上开关设备台帐
6.1.1.9配电线路、设备更改通知单
6.1.1.10线路设备巡视记录
6.1.1.11线路设备缺陷记录
6.1.1.12线路设备检修记录
6.1.1.13配电变压器（公变、专变）台帐
6.1.1.14避雷器台帐。
6.1.1.15配变负荷测试记录
6.1.1.16试验记录
包括瓷瓶、各种开关、变压器、绝缘线、避雷器、电容器等出厂、交接试验记录，以及接地电阻等预试试验数据。
6.1.1.17安全（绝缘）工器具试验记录
6.1.1.18电压测试记录（电压合格率报表）
6.1.1.19停送电记录（供电可靠性报表）
16.1.2配变站技术资料
6.1.2.1主结线图，主结线图板
6.1.2.2设备参数记录（台帐）
6.1.2.3设备维修记录
6.1.2.4设备出厂、交接、预试和接地电阻测量记录
6.1.2.5变压器记录（台帐）
6.1.2.6巡视记录
6.1.2.7缺陷记录
6.1.2.8低压台区负荷及电压测量记录
6.1.2.9设备变更通知单
6.1.2.10竣工验收记录和设备技术资料
6.1.2.11绝缘工器具试验记录
6.1.2.12消防器具检查、更换记录
6.1.2.13缺陷整改通知书
16.1.3电缆线路技术资料
6.1.3.1电缆路径图
6.1.3.2终端、中间接头制作记录
6.1.3.3电缆施工记录
6.1.3.4预试记录
6.1.3.5巡视记录
6.1.3.6设备更改记录
6.1.3.7缺陷记录
6.1.3.8检修记录
6.1.3.9竣工验收记录
6.1.3.10电缆沟竣工及验收资料
应具备的国家级法律、法规和技术规程
国家级法律、法规
1、电力法；2、电力供应与使用条例；3、电力设施保护条例及实施细则；4、供电营业规则；5、用电检查管理办法；6、居民用户家用电器损坏处理办法；7、供用电监督管理办法；8、进网电工培训管理办法及考核大纲；9、关于审理触电人身损害赔偿案件若干问题的解释；10、与电力相关的其他法律条文
国家级、省级技术规程
（1）SD 292-98《架空配电线路及设备运行规程（试行）》。
（2）DL409-2005《电业安全工作规程（电力线路部分）》。
（3）DL/T 5220-2005《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》。
（4）《电力设备过电压保护设计技术规程》。
（5）DL/T621-1997《交流电气装置的接地》。
（6）《电气装置安装工程施工及验收规范》。
（7）《电业生产人员培训制度》。
（8）DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》。
（9）DL558-2003《电业生产事故调查规程》。
（10）《配电系统供电可靠性统计办法》。
（11）DL/T572-1995《电力变压器运行规程》。
（12）SDJ25-1985《并联电容器装置设计技术规程》。
（13）GB50150-1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。
（14）GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》。
（15）DL/T602-1996《架空绝缘配电线路施工及验收规程》。
（16）DL/T499-2001《农村低压电力技术规程》。
（17）DI447-2001《农村低压电气安全工作规程》。
（18）DL/T5131-2001《农村电网建设与改造技术导则》。
（19）DL/T736-2000《剩余电流动作保护器农村安装运行规程》。
（20） 浙江省电力公司《35kV及以下新农村电网建设技术导则》(试行)
16.2缺陷管理
16.2.1缺陷的分类原则
6.2.1.1一般缺陷：是指近期对安全运行影响不大的缺陷。可以列入年、季、月检修计划或日常维修中予以消除。
6.2.1.2重大缺陷：是指缺陷比较严重，但设备仍可在短期内继续安全运行。该缺陷应在短期内消除，消除前应加强监视。
6.2.1.3紧急缺陷：是指严重程度已使设备不能继续安全运行随时可能导致设备或人身安全事故的缺陷。必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时处理。
6.2.1.4缺陷闭环处理
6.2.1.5缺陷处理的一般流程：工作日志→巡视记录→缺陷记录→上报（缺陷报表）→列入工作计划→工作票→检修、运行人员处理→反馈消缺→检修记录、工作票记录。
16.3电压管理
16.3.1电压标准
6.3.1.110kV用户，用户端电压不应超过±7%
6.3.1.2380V低压动力用户，用户端电压不应超过±7%
6.3.1.3220V低压照明用户，用户端电压不应超过-10%~+7%
16.3.2电压管理要求
6.3.2.1配电线路末端的电压损失（电压降），高压不应超过5%，低压不应超过4%。电压合格率应达到“国一流”标准96%以上。
6.3.2.2电压监测装置。按要求确定的电压监测点，都必须装设自动记录型电压监测仪。电压监测仪必须能连续不断地对电压进行监测，其测量精度不应低于0.5级，并至少保证停电72h不丢失已监测到的数据。
6.3.2.3电压监测点的数量不应少于规定点数，监测点电压每月抄录一次并上报。
6.3.2.4用户电压超过规定范围应采取措施进行调整。电压调整措施有调整变压器分接头、调大导线截面、平衡负荷、增设变压器、补偿无功功率、降低系统阻抗等。
6.3.2.5对有下列情况的，应测量电压：
A、投入较大负荷；
B、用户反映电压不正常；
C、三相电压不平衡，烧坏用电设备；
D、更换或新装变压器；
E、变压器分接头调整后。
16.4无功管理
16.4.1无功管理的具体要求
6.4.1.1无功补偿应根据分级就地平衡和便于调整电压原则进行配置。
6.4.1.2在10kV配电室和配变台区安装无功补偿装置应安装在低压侧， 对供电距离远（或山区、边远地区）功率因数低的10kV架空线路，可按线路上配电变压器总容量7%－10%配置杆上电容器。
6.4.1.3对电压异常的配变台区应及时进行分析并采取相应的措施。
6.4.1.4对无功装置应装设按功率因数分组投切控制装置。
6.4.1.5每年至少进行一次无功实测。
16.5设备标志管理
16.5.110kV线路名称、线路编号、杆塔编号以及特殊编码，从干线分出的线路应有支线名称和编号及编码，从支线分出的分支应有分支线名称、编号及编码。
16.5.2杆上变压器、配变站（含箱式变）应有名称、编码及适当的警告牌。
16.5.3开关的调度名称和编号。
16.5.4出线杆、分支杆、转角杆、电缆杆等应有明确的相色标志。
16.5.5直埋电缆应有埋设标志。
16.5.6靠近道口及较有可能发生车辆撞击或外力事故的电杆、拉线等应有红、白警示标志。
16.5.7同杆架设不同电源应有不同电源警告牌。
16.6设备产权管理
配电线路应与发电厂、变电所或相邻的维护部门划分明确的分界点。分界点的划分，各地应根据当地情况，制订统一的规定。与用户的分界点划分，应按照《全国供用电营业规则》执行。
为了保障配电网络的安全运行和便于调度管理，在供电部门所管辖的配电线路上一般不允许敷设用户自行维护的线路和设备。如需要敷设时，必须经供电部门同意，并实行统一调度，以保安全。
16.7负荷管理
16.7.1配电变压器运行应经济，季节性用电的专用变压器，应在无负荷季节停止运行。
16.7.2两台并（分）列运行的变压器，在低负荷季节里，当一台变压器能够满足负荷需求时，应将另一台退出运行。
16.7.3变压器高压熔丝选择，应按熔丝的安一秒特性曲线选定。
6.7.3.1当无变压器熔丝安秒特性曲线时，一次熔丝的额定电流按变压器额定电流的倍数选定，10～100kVA变压器为1～3倍，100kVA以上变压器为1.5～2倍。变压器熔丝可按下表进行选择：
变压器高压熔丝配置表
变压器容量
| (kVA) | 10-30 | 50-80 | 100-160 | 200 | 250-315 | 400 | 500 | 630 |
| 熔丝(A) | 5 | 10 | 15 | 20 | 30 | 40 | 50 | 65 |
6.7.3.3二次熔丝（空开）的额定电流，按变压器二次额定电流选择。一台装有多路出线的公用变压器，其各路的二次熔丝（空开）配置应按负荷选定。但二次熔丝（空开）的额定电流之和应小于变压器二次额定电流的1.3倍。
16.8故障处理
16.8.1故障处理的主要任务
6.8.1.1尽快查明故障地点和原因，消除事故根源，防止事故的扩大。
6.8.1.2采取措施防止行人接近故障线路和设备，避免发生人身伤亡事故。
6.8.1.3尽量缩小故障停电范围和减少故障损失。
6.8.1.4对已停电的用户尽快恢复供电。
16.8.2故障处理的原则
6.8.2.1坚持保人身、保电网、保设备的原则。
6.8.2.2多处故障时处理顺序是先主线后分线，先公用变压器后专用变压器，先重要用户后一般用户。
16.8.3配电线路发生下列情况时，必须迅速查明原因并及时处理。
6.8.3.1断路器跳闸（无论重合是否成功）或熔断器跌落（熔丝熔断）。
6.8.3.2发生永久性接地或频发性接地。
6.8.3.3线路倒杆、断线、发生火灾、触电伤亡等意外事故。
6.8.3.4变压器一次或二次熔丝熔断。
6.8.3.5用户报告无电或电压异常。
16.8.4故障处理的一般要求
6.8.4.1线路上的熔断器或柱上断路器跳闸后，不得盲目试送，必须详细检查线路和有关设备（对装有故障指示器的线路，应先查看故障指示器，以快速确定方向），确无问题后方可恢复送电。
6.8.4.2已发现的短路故障修复后，应检查故障点电源侧的连接点（跳档，搭头线），确无问题，方可恢复供电。
6.8.4.3变压器一、二次熔丝熔断时按如下规定处理：
A、一次熔丝熔断时，必须详细检查高压设备及变压器，无问题后方可送电。
B、二次熔丝（空开）熔断（跳闸）时，首先查明熔丝（空开）是否良好，然后检查低压线路，无问题后方可送电。送电后应立即测量负荷电流，判明运行是否正常。
6.8.4.4变压器、带油断路器等发生冒油、冒烟或外壳过热现象时，应断开电源，待冷却后处理。
6.8.4.5跌落式熔断器作分路开关时，合上时宜先合近边相，再合远边相，后合中相；拉开时，先拉中相，再拉远边相，然后拉近边相；有风情况下，合上时先合上风侧；拉开时，先拉下风侧。
6.8.4.6故障处理后应作好记录：重大事故应收集引起设备故障的物件；人身事故应先切断电源，保护好现场。故障、事故后应进行调查分析，制订防止事故的对策，并按有关规定提出事故报告。
16.9 设备定级
16.9.1设备定级的一般要求
6.9.1.1设备定级是对设备健康水平的综合分析，应按华东网局《设备评级管理办法》认真定期进行。
6.9.1.2设备定级在正常定期巡视后进行，每季一次汇总上报。
6.9.1.3对非一类设备的定级，必须提出明确的定级理由，并按性质将缺陷向生产技术部传达。
6.9.1.4新建设备或大修改造后的设备，应在投产时进行一次设备定级，以保持设备定级表与实际设备状况的一致。
16.9.2设备定级的分类
6.9.2.1一类设备：设备运行状态良好，预试未超周期，技术资料齐全、正确、能保证安全运行。
6.9.2.2二类设备：设备存在一般缺陷，或个别次要元部件不合格，尚不影响安全运行，主要技术资料齐全、正确，或预试超周期三个月以上六个月以下。
三类设备：有重大缺陷，不能保证安全运行，随时可能出现设备故障，主要技术资料不齐全，或预试严重超周期以及必须实施的重大反事故措施未完成的设备。
附录 A
（资料性附录）
线路间及与其它物体之间的距离
附表1：配电线路与铁路、道路、通航河流、管道、索道、人行天桥及各种架空线路交叉或接近的基本要求
| 项 目 | 铁 路 | 城镇道路 | 电车道 | 通航河 | 弱电线路 | 电 力 线 路 | 特殊 管道 | 索道 | 人行 天桥 | ||||||||||||
| 标准 轨道 | 窄轨 | 电气化 线 路 | 有轨及无轨 | 主要 | 次要 | 一、二级 | 三级 | 1KV及 以下 | 6-10kV | 35- 110kV | 154- 220kV | 500kV | |||||||||
| 导线在跨越档内的接头 | 不应 接头 | — | — | 不应 接头 | 不应接头 | 不应 接头 | — | 不应 接头 | — | 交叉不 应接头 | 交叉不 应接头 | — | — | — | 不应接头 | — | |||||
| 导线支持方式 | 双固定 | — | 双固定 | 双固定 | 双固定 | 单固定 | 双固定 | 单固定 | 单固定 | 双固定 | — | — | — | 双固定 | — | ||||||
| 最 小 垂 直 距 离 | 项目 线路 电压 | 至轨顶 | 接触线 承力索 | 至路面 | 至承力索 或接触线/至路面 | 至5年一遇洪水位/至最高航行水位的最高船桅顶 | 至被跨线路 | 至 导 线 | 电力线在下面 | — | |||||||||||
| — | |||||||||||||||||||||
| 电力线 在下面 | 电力线在下面至电力线上的保护设施 | — | |||||||||||||||||||
| 中压 | 7.5 | 6.0 | 平原线路入地 | 7.0 | 3.0/9.0 | 6.0/1.5 | 2.0 | 2 | 2 | 3 | 4 | 8.5 | 3.0/— | 2.0/2.0 | 城镇内宜入地 | ||||||
| 低压 | 7.5 | 6.0 | 6.0 | 3.0/9.0 | 6.0/1.0 | 1.0 | 1 | 2 | 3 | 4 | 8.5 | 1.5/1.5 | |||||||||
| 最 小 水平 距 离 | 项目 线路 电压 | 电杆外缘至轨道中心 | 电杆中心至道路边缘 | 杆中心至路面边缘/杆外缘至轨道中心 | 与拉纤小路平行的线路、边导线至斜坡上缘 | 在路径受制约地区，两线路边导线间 | 在路径受地区，两线路边导线间 | 在路径受地区，至管、索道任何部位 | 导线边线至人行天桥边缘 | ||||||||||||
| 中压 | 交叉5.0，平行杆高加3.0 | 平行，杆高加3.0 | 0.5 | 0.5/3.0 | 最高电杆高度 | 2.0 | 2.5 | 2.5 | 5.0 | 7.0 | 13.0 | 2.0 | 4.0 | ||||||||
| 低压 | 0.5/3.0 | 1.0 | 1.5 | 2.0 | |||||||||||||||||
| 备 注 | 山区入地困难时，应协商并签定协议 | 开阔地区的最小水平距离不得小于电杆高度 | 1)两平行线路在开阔地区的水平距离不应小于电杆高度 2)弱电线路分级见DX./601-1996标准E | 两平行线路在开阔地区的水平距离不应小于电杆高度 | 1）在开阔地区，与管、索道的水平距离，不应小于电杆高度 2）特殊管道指架设在地面上的输送易燃、易爆物的管道 | ||||||||||||||||
2、配电线路与弱电线路交叉时，交叉档弱电线路的电杆应有防雷措施。
3、高压电力接户线与工业企业自用的同电压等级的架空线路交叉时，接户线宜架设在上方。
4、对路径受地区的最小水平距离的要求，应计及架空电力线路导线的最大风偏
附录 B
（资料性附录）
配电线路对地面、山坡、建筑物、甲类火险区、绝缘线的最小距离
单位：m
| 项 目 | 1kV～10kV | 1kV以下 | |
| 对地距离 | 线路经过居民区 | 6.5 | 6.0 |
| 线路经过非居民区 | 5.5 | 5.0 | |
| 交通困难地区 | 4.5（3） | 4（3） | |
| 与山坡、峭壁、岩石之间 | 步行可以到达的山坡 | 4.5 | 3.0 |
| 步行不可以到达的山坡、峭壁和岩石 | 1.5 | 1.0 | |
| 垂直距离 | 与建筑物 | 3.0（2.5） | 2.5（2.0） |
| 与行道树 | 1.5（0.8） | 1.0（0.2） | |
| 甲类火险区 | 不允许 | ||
| 绝缘线之间交叉跨越 | 中压 | 1.0 | 1.0 |
| 低压 | 1.0 | 0.5 | |
| 水平距离 | 与建筑物 | 1.5（0.75,人不宜接近0.4） | 1.0（0.2） |
| 与行道树 | 2.0（1.0） | 1.0（0.5） | |
| 甲类火险区 | 杆高1.5倍 | 杆高1.5倍 | |
2、（ ）内为绝缘导线的最小距离。
3、甲类火灾区是指使用或产生下列物质的区域：（1）、闪点＜28℃的液体。（2）、爆炸下限＜10％的气体。（3）、常温下能自行分解或在空气中氧化即能导致迅速自燃或爆炸的物质。（4）、常温下受到水或空气中水蒸汽的作用，能产生可燃气体并引起燃烧或爆炸的物质。（5）、遇酸、受热、撞击、摩擦、催化以及遇有机物或硫磺等易燃的无机物，极易引起燃烧或爆炸的强氧化剂。（6）、受撞击、摩擦或与氧化剂、有机物接触时引起燃烧或爆炸的物质。（7）、在密闭设备内操作温度等于或超过物质本身自燃点的生产。
附录 C
（资料性附录）
接户线对建筑物、路面、弱电线的最小距离
| 项 目 | 垂直距离（m） | 水平距离（m） | |
| 沿墙敷设线间距离 | 档距4m及以下 | — | 0.1 |
| 档距6m及以下 | — | 0.15 | |
| 自电杆引下 | 档距25m及以下 | — | 0.15 |
| 档距25m以上 | 0.2 | ||
| 受电端对地距离 | 中压 | 4 | — |
| 低压 | 2.5 | — | |
| 至路面中心 | 行车街道 | 6 | — |
| 通车困难的街道、人行道 | 3.5 | — | |
| 里、弄、巷 | 3 | — | |
| 与建筑物距离 | 下方窗户 | 0.3 | — |
| 上方窗户或阳台 | 0.8 | 0.75 | |
| 墙壁、构架 | — | 0.05 | |
| 与弱电线路交叉 | 低压接户线在上方 | 0.6 | — |
| 低压接户线在下方 | 0.3 | — | |
2、中、低压接户线不应从中压引下线间穿过。
3、严禁接户线跨越铁路、高速公路。
附录 D
（资料性附录）
电缆之间、电缆与管道、道路、建筑物之间平行和交叉时的最小允许净距
| 序号 | 项 目 | 最小允许距离（m） | 备 注 | |||
| 1 | 电力电缆高低与控制电缆间 | 平行 | 交叉 | 1、控制电缆间平行敷设的间距不作规定：序号“1、3”项，当电缆穿管或用隔板隔开时，平行净距可降低为0.1m。 2、在交叉点前后1m范围内，如电缆穿入管中或用隔板隔开，交叉净距可降低为0.25m。 | ||
| （1）10千伏及以下 | 0.10 | 0.50 | ||||
| （2）10千伏以上 | 0.25 | 0.50 | ||||
| 2 | 控制电缆间 | — | 0.50 | |||
| 3 | 不同部门使用的电缆间 | 0.50 | 0.50 | |||
| 4 | 热管道（管沟）及热力设备 | 2.00 | 0.50 | 1、虽净距能满足要求，但检修管道或能伤入电缆时，在交叉点前后1m范围内尚应采取保护措施。 2、当交叉净距不能满足要求时，应将电缆穿入管中，则其净距可减为0.25m。 3、对序号第4项，应采取隔热措施，使电缆周围土壤温升不超过10℃. | ||
| 5 | 道（管沟） | 1.00 | 0.50 | |||
| 6 | 可燃气体及易燃液体管道（管沟） | 1.00 | 0.50 | |||
| 7 | 其它管道（管沟） | 0.50 | 0.50 | |||
| 8 | 铁路路轨 | 3.00 | 1.00 | |||
| 9 | 电气化铁路路轨 | 交流 | 3.00 | 1.00 | ||
| 直流 | 10.00 | 1.00 | 如不能满足要求，应采取适当防护措施。 | |||
| 10 | 公路 | 1.50 | 1.00 | 1、此数据适用于城市街道路面电缆直埋情况。地中埋管，距地面深度不宜小于0.5m。 2、***是指特殊情况下，平行净距可酌减，且最多减少一半值。 | ||
| 11 | 城市街道路面 | 1.00 | 0.70 | |||
| 12 | 电杆基础（边线） | 1千伏以下 | 1.00*** | |||
| 1千伏及以上 | 4.00*** | |||||
| 13 | 建筑物基础（边线） | 0.60 | —— | |||
| 14 | 排水沟 | 1.00 | 0.50 | |||
附录 E
（规范性附录）
交跨距离换算（导线任意点弧垂随温度变化的换算）
方法一
架空线路的对地距离和交叉跨越距离要求：一般对地要求在40 0C温度下校验。对跨越铁路，一级公路的最大弧垂应按700C温度校验，档距大于1000m以上要按900C导线温度校验。
代表档距LD:对于耐张段间具有多基直线杆塔的连续档距中，虽然各档的档距不一，导线悬挂点的应力不同，但各档导线最低点的应力δ0为同一值。
式中L1、L2、----------- Ln ——耐张段内各档的档距（m） LD —— 代表档距（m）
例：某配电线路浙Ⅰ气象区，导线LJ-185，耐张段内各档的档距如图，在L3档中的1/3处交跨一民房，在100C时测得交跨距离为3.1m。求400C时的交跨距离，并作合格校验。
解：已知 L1＝42m L2＝47m L3＝45m L4＝46m L5＝52m
m
已知 LD=46.7m L3＝45m t1＝100C t2＝400C 交跨距离S1＝3.1m
标准要求交跨距离S＝3.0m La＝15m Lb＝30m
La
Lb
配电线路浙江标准气象区温差10 0C时导线档中最大弧垂量ΔfD的平均值
单位：mm
| 气象区 | I 区 | II 区 | ||||||
| 代表档距LD （m） | 60 | 80 | 100 | 120 | 60 | 80 | 100 | 120 |
| LJ—25 | 117 | 134 | 125 | 120 | 108 | 150 | 160 | 155 |
| LJ—35 | 101 | 154 | 150 | 144 | 100 | 158 | 176 | 182 |
| LJ—50 | 93 | 143 | 173 | 173 | 94 | 135 | 173 | 200 |
| LJ—70 | 100 | 146 | 171 | 172 | 104 | 143 | 176 | 198 |
| LJ—95 | 94 | 131 | 159 | 196 | 94 | 131 | 166 | 196 |
| LJ—120 | 94 | 131 | 166 | 198 | 94 | 131 | 166 | 196 |
| LJ—150 | 95 | 131 | 166 | 196 | 95 | 131 | 166 | 196 |
| LJ—185 | 94 | 131 | 166 | 196 | 94 | 131 | 166 | 196 |
| LGJ—16/3 | 73 | 105 | 160 | 170 | 73 | 105 | 142 | 180 |
| LGJ—25/4 | 73 | 105 | 138 | 182 | 73 | 105 | 138 | 169 |
| LGJ—35/6 | 73 | 105 | 138 | 169 | 73 | 105 | 138 | 169 |
| LGJ—50/8 LGJ—50/30 | 73 | 105 | 138 | 169 | 73 | 105 | 138 | 169 |
| LGJ—70/10 LGJ—70/40 | 73 | 105 | 138 | 169 | 73 | 105 | 138 | 169 |
| LGJ—95/15 LGJ—95/20 LGJ—95/55 | 68 | 100 | 132 | 163 | 68 | 100 | 132 | 163 |
| LGJ—120/25 LGJ—120/70 LGJ—120/120 | 68 | 100 | 132 | 163 | 68 | 100 | 132 | 163 |
n=（400C -100C）/100C = 3
400C时实际交跨距离为 S1-3Δfx=3.1-0.233=2.867 m
校验 2.867 m < S 不合格
方法二
使用“弧垂随温度变化的近似计算公式”来进行温度换算，简称“近似计算法”。步骤如下：
（1）现场实测当时气温下的交跨距离h和跨越点至近端杆塔的水平距离X。
（2）现场实测当时气温下的导线弧垂f，按下式将实测导线弧垂换算为40℃时的弧垂fmax.
式中
fmax——跨越档弧垂换算为40℃时的弧垂，m；
f —— 跨越档在温度t度时的实测弧垂，m；
L —— 跨越档距，m；
Lnp—— 跨越档所在耐张段的代表档距，m；
a —— 线膨胀系数，1/℃
tmax— 换算用的最高气温，为40℃；
t —— 测量交跨距离时的气温，℃。
（3）用档内任一点弧垂计算公式算出交跨点处的弧垂增量：△f =4X/L(1-X/L) (fmax-f)，则温度换算后的最小交跨距离为H=h-△f。
由于换算过程中未计及导线弹性系数的影响，算出的△f值要稍微小一些，H会稍大一些，考虑到定位设计中所留裕度较大，不计此影响可以满足工程需要，故称“近似计算法”。
钢芯铝绞线线膨胀系数（GB1179-83）
| 结 构 | 铝钢截面比 | 线膨胀系数（预算值） (1/℃) | |
| 铝 | 钢 | ||
| 6 7 12 | 1 7 7 | 6.00 5.06 1.71 | 19.1×10* 18.5×10* 15.3×10* |
| 18 24 26 | 1 7 7 | 18.00 7.71 6.13 | 21.2×10* 19.6×10* 18.9×10* |
| 30 30 42 45 | 7 19 7 7 | 4.29 4.37 19.44 14.46 | 17.8×10* 18.0×10* 21.4×10* 20.9×10* |
| 48 54 54 | 7 7 19 | 11.34 7.71 7.90 | 20.5×10* 19.3×10* 19.4×10* |
例：110kV线路某一跨越档，其档距L=350m，代表档距Lnp=340m，被跨越通信线路跨越点距跨越杆塔的水平距离X=100m。在气温20℃时测得导线弧垂f=5m，导线对被跨越线路的交叉距离为6m，导线热膨胀系数a=19×10-6。试计算当温度为40℃时，交叉距离是否满足要求？
解：按题意求解如下。
（1）将实测导线弧垂换算为40℃时的弧垂，有
（2）计算交叉跨越地点的弧垂增量
=1.306（m）
（3）计算40℃时导一对被跨越线路的垂直距离H为
答：交叉跨越距离为4.697m，大于规程规定的最小净空距离3m，满足要求。
100
250
350
附录 F
（规范性附录）
电力线路保护区
| 项 目 | 电压等级（KV） | 保护区距离（m） | |
| 架空电力线路 | 1—10 | 5 | |
| 电力电缆线路 | 地下电缆 | — | 0.75 |
| 江河电缆 | — | 100 | |
| 50（中、小河流） | |||
| 海底电缆 | — | 2海里 | |
| 港内100m | |||
2、厂矿、城镇等人口密集地区，架空电力线路保护区的区域可略小于上述规定，但各级电压导线边线延伸的距离，不应小于导线边线在最大计算弧垂及最大计算风偏后的水平距离和风偏后距建筑物的安全距离之和。
3、电力电缆线路保护区：距保护电缆线路两侧所形成的两平行线内的区域。
附录 G
（资料性附录）
LGJ钢芯铝绞线长期允许载流量（A）
标 称 截 面
| 铝/钢（mm2） | 长期允许截流量（A） | |
| +70℃ | ＋80℃ | |
| 10/2 | 88 | 93 |
| 16/3 | 115 | 121 |
| 25/4 | 154 | 160 |
| 35/6 | 1 | 195 |
| 50/8 | 234 | 240 |
| 50/30 | 250 | 257 |
| 70/10 | 2 | 297 |
| 70/40 | 307 | 314 |
| 95/15 | 357 | 365 |
| 95/20 | 361 | 370 |
| 95/55 | 378 | 385 |
| 120/7 | 408 | 417 |
| 120/120 | 407 | 415 |
| 120/25 | 425 | 433 |
| 120/70 | 440 | 447 |
| 150/8 | 463 | 472 |
| 150/20 | 469 | 478 |
| 150/25 | 478 | 487 |
| 150/35 | 478 | 487 |
| 185/10 | 539 | 548 |
| 185/25 | 552 | 560 |
| 185/30 | 543 | 551 |
| 185/45 | 553 | 562 |
| 210/10 | 577 | 586 |
| 210/25 | 587 | 601 |
| 210/35 | 599 | 607 |
| 210/50 | 604 | 607 |
| 240/30 | 655 | 662 |
| 240/40 | 8 | 655 |
| 240/55 | 657 | 6 |
| 300/15 | 735 | 742 |
| 300/20 | 747 | 753 |
| 300/25 | 754 | 760 |
| 300/40 | 746 | 754 |
| 300/50 | 747 | 756 |
| 300/70 | 766 | 770 |
| 400/20 | 8 | 901 |
| 400/25 | 879 | 882 |
| 400/35 | 879 | 882 |
| 400/50 | 8 | 9 |
| 400/65 | 900 | 902 |
| 400/95 | 920 | 921 |
LJ型铝绞线长期允许载流量（A）
标 称 截 面
| （mm2） | 长期允许截流量（A） | |
| +70℃ | ＋80℃ | |
| 16 | 105 | 115 |
| 25 | 140 | 155 |
| 35 | 170 | 190 |
| 50 | 215 | 240 |
| 70 | 275 | 300 |
| 95 | 330 | 360 |
| 120 | 385 | 425 |
| 150 | 435 | 480 |
| 185 | 500 | 555 |
| 210 | 545 | 605 |
| 240 | 595 | 655 |
| 300 | 685 | 755 |
| 400 | 820 | 910 |
裸导体载流量长期允许载流量的温度校正系数
| 导体最高允许温度℃ | 适用范围 | 海拔高度 （m） | 实际环境温度（℃） | ||||||
| +20 | +25 | +30 | +35 | +40 | +45 | +50 | |||
| 70 | 屋内矩形、槽形、管形导体和不计日照的屋外软导线 | — | 1.05 | 1.00 | 0.94 | 0.88 | 0.81 | 0.74 | 0.67 |
| 80 | 计及日照时屋外软导线 | 1000及以下 | 1.05 | 1.00 | 0.95 | 0. | 0.83 | 0.76 | 0.69 |
| 2000 | 1.01 | 0.96 | 0.91 | 0.85 | 0.79 | ||||
| 3000 | 0.97 | 0.92 | 0.87 | 0.81 | 0.75 | ||||
| 4000 | 0.93 | 0. | 0.84 | 0.77 | 0.71 | ||||
| 计及日照时屋外管形导体 | 1000及以下 | 1.05 | 1.00 | 0.94 | 0.87 | 0.80 | 0.72 | 0.63 | |
| 2000 | 1.00 | 0.94 | 0.88 | 0.81 | 0.74 | ||||
| 3000 | 0.95 | 0.90 | 0.84 | 0.76 | 0.69 | ||||
| 4000 | 0.91 | 0.86 | 0.80 | 0.72 | 0.65 | 1.26 | 1.22 | ||
（资料性附录）
架空绝缘电线长期允许载流量
低压单根架空绝缘电线在空气温度为30℃时的长期允许载流量
| 导体标称载面 mm2 | 铜 导 体 | 铝 导 体 | 铝 合 金 导 体 | |||
| PVC | PE | PVC | PE | PVC | PE | |
| A | A | A | A | A | A | |
| 16 | 102 | 104 | 79 | 81 | 73 | 75 |
| 25 | 138 | 142 | 107 | 111 | 99 | 102 |
| 35 | 170 | 175 | 132 | 136 | 122 | 125 |
| 50 | 209 | 216 | 162 | 168 | 149 | 154 |
| 70 | 266 | 275 | 207 | 214 | 191 | 198 |
| 95 | 332 | 344 | 257 | 267 | 238 | 247 |
| 120 | 384 | 400 | 299 | 311 | 276 | 287 |
| 150 | 442 | 459 | 342 | 356 | 320 | 329 |
| 185 | 515 | 536 | 399 | 416 | 369 | 384 |
| 240 | 615 | 1 | 476 | 497 | 440 | 459 |
10kV、XLPE绝缘架空绝缘电线（绝缘厚度3.4mm）
在空气温度为30℃时的长期允许载流量
| 导体标称截面 mm2 | 铜导体 A | 铝导体 A | 铝合金导体 A | 导体标称截面 mm2 | 铜导体 A | 铝导体 A | 铝合金导体 A |
| 25 | 174 | 134 | 124 | 120 | 454 | 352 | 326 |
| 35 | 211 | 1 | 153 | 150 | 520 | 403 | 374 |
| 50 | 255 | 198 | 183 | 185 | 600 | 465 | 432 |
| 70 | 320 | 249 | 225 | 240 | 712 | 553 | 513 |
| 95 | 393 | 304 | 282 | 300 | 824 | 639 | 608 |
（2）10kV集束架空绝缘电线的长期允许载流量为同截面同材料单根架空绝缘电线长期允许载流量的0.7倍。
（3）当空气温度不是30℃时，应将架空绝缘电线的长期允许载流量乘以校正系数K，其值由下式的算术平方根确定：
t1-t0
K= t1-30
式中t0—实际空气温度，℃；
t1——电线长期允许工作温度，PE、PVC绝缘为70℃，XLPE绝缘为90℃。
按上式计算得到的不同空气温度时的校正系数见下表
架空绝缘电线长期允许载流量的温度校正系数
| t0 | -40 | -35 | -30 | -25 | -20 | -15 | -10 | -5 | 0 | +5 | +10 | +15 | +20 | +30 | +35 | +40 | +50 |
| k1 | 1.66 | 1.62 | 1.58 | 1.54 | 1.50 | 1.46 | 1.41 | 1.37 | 1.32 | 1.27 | 1.22 | 1.17 | 1.12 | 1.00 | 0.94 | 0.87 | 0.71 |
| k2 | 1.47 | 1.44 | 1.41 | 1.38 | 1.35 | 1.32 | 1.29 | 1.26 | 1.22 | 1.19 | 1.15 | 1.12 | 1.08 | 1.00 | 0.96 | 0.91 | 0.82 |
2、K1——PE、PVC绝缘的架空绝缘电线载流量的温度校正系数
3、K2——XLPE绝缘的架空绝缘电线载波流量的温度校正系数。
附录 I
（资料性附录）
架空线路污秽分级标准
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