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电缆的固定、弯曲半径、保护管安装等应符合规定； 电气连接应良好，相位应正确； ） 电缆分支箱安装工艺应符合标准，箱内接线图应正确、完备； 接地装置应符合规定，接地电阻应合格； 各类标识（电缆标志牌、相位标识、路径标志牌、标桩等）应齐全，设置应规范； 各类标示应齐全，设置应规范。 5.5.5 站房工程类验收主要包括中压开关站、环网单元、配电室、箱式变电站及所属的柜体、母线、 开关、刀闸、变压器、电压互感器、电流互感器、无功补偿设备、防雷与接地、继电保护装置、建（构） 筑物等验收。主要内容包括： a) 型号、规格、安装工艺应符合GB50169、GB50150等标准要求； b） 设备安装应牢固、电气连接应良好： C 电气接线应正确，设备命名应正确； d 开关柜前后通道应满足运维要求； e） 开关柜操作机构应灵活； f） 开关柜仪器仪表指示、机械和电气指示应良好； 9 闭锁装置应可靠、满足“五防”规定； h 接地装置应符合规定，接地电阻应合格： 1） 防小动物、防火、防水、通风措施应完好： 建（构）筑物土建应满足设计要求： k） 中压开关站、环网单元、配电室内外环境应整洁； 1 各类标识（站房标志牌、母线标识、开关设备标志牌、变压器标志牌、电容器标志牌、接地标 识等）应齐全，设置应规范； m) 各类标示应齐全，设置应规范。 5.5.6 配电自动化工程验收主要包括配电自动化终端（馈线终端、站所终端等）及其附属设备等验收 主要内容包括： a) 型号、规格、安装工艺应符合GB50150、Q/GDW382等标准要求； b) 联调报告内容应完整、正确； C 终端设备传动测试（各指示灯信号、遥信位置、遥测数据、遥控操作、通信等）应正常； 终端装置的参数定值应核实正确； e 二次端子排接线应牢固，二次接线标识应清晰正确； f 交直流电源、蓄电池电压、浮充电流应正常，蓄电池应无渗液、老化； 9 机箱应无锈蚀、缺损； 接地装置应符合规定，接地电阻应合格； 防小动物、防火、防水、通风措施应完好： 各类标识（终端设备标志牌、附属设备标志牌、控制箱和端子箱标志牌、低压电源箱标志牌等） 应齐全，设置应规范；

a) 型号、规格、安装工艺应符合GB50150、Q/GDW382等标准要求： b) 联调报告内容应完整、正确； 终端设备传动测试（各指示灯信号、遥信位置、遥测数据、遥控操作、通信等）应正常； d) 终端装置的参数定值应核实正确； e) 二次端子排接线应牢固，二次接线标识应清晰正确； f 交直流电源、蓄电池电压、浮充电流应正常，蓄电池应无渗液、老化； 9) 机箱应无锈蚀、缺损； h) 接地装置应符合规定，接地电阻应合格； i) 防小动物、防火、防水、通风措施应完好： 各类标识（终端设备标志牌、附属设备标志牌、控制箱和端子箱标志牌、低压电源箱标志牌等 应齐全，设置应规范； 各类标示应齐全，设置应规范。 5.5.7 峻工验收不合格的工程不得投入运行

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运维单位必结合配电欧设备 设施运行状况和气候、环境变化情况以及上级运 求项目管理、论文，编制计划、合理安排，开展标准化巡视工作

6.1.1运维单位应结合配电网设备、设施运行状况和气候、 时岁 求，编制计划、合理安排，开展标准化巡视工作。 6.1.2巡视分类： a） 定期巡视：由配电网运维人员进行，以掌握配电网设备、设施的运行状况、运行环境变化情况 为目的，及时发现缺陷和威胁配电网安全运行情况的巡视； ） 特殊巡视：在有外力破坏可能、恶劣气象条件（如大风、暴雨、覆冰、高温等）、重要保电任 务、设备带缺陷运行或其它特殊情况下由运维单位组织对设备进行的全部或部分巡视： 夜间巡视：在负荷高峰或雾天的夜间由运维单位组织进行，主要检查连接点有无过热、打火现 象，绝缘子表面有无闪络等的巡视： 故障巡视：由运维单位组织进行，以查明线路发生故障的地点和原因为目的的巡视： e） 监察巡视：由管理人员组织进行的巡视工作，了解线路及设备状况，检查、指导巡视人员的工 作。 6.13巡视周期

a） 定期巡视的周期见表1。根据设备状态评价结果，对该设备的定期巡视周期可动态调整，最 可延长一个定期巡视周期，架空线路通道与电缆线路通道的定期巡视周期不得延长 6 重负荷和三级污移及以上地区线路应每年至少进行一次夜间巡视，其余视情况确定（线路污 分级标准按当地电网污区图确定，污区图无明确认定的，按照附录B进行分级）； 重要线路和故障多发线路应每年至少进行一次监察巡视。

6.1.4巡视人员应随身携带相关资料及常用工具、备件和个人防护用品。 6.1.5巡视人员在巡视线路、设备时，应同时核对命名、编号、标识标示等， 6.1.6巡视人员应认真填写巡视记录。巡视记录应包括气象条件、巡视人、巡视日期、巡视范围、线 路设备名称及发现的缺陷情况、缺陷类别，沿线危及线路设备安全的树（竹）、建（构）筑物和施工情 况、存在外力破坏可能的情况、交叉跨越的变动情况以及初步处理意见和情况等。 6.1.7巡视人员在发现危急缺陷时应立即向班长汇报，并协助做好消缺工作；发现影响安全的施工作 业情况，应立即开展调查，做好现场宣传、劝阻工作，并书面通知施工单位；巡视发现的问题应及时进 行记录、分析、汇总，重大问题应及时向有关部门汇报。 6.1.8运维单位应进一步加强对于外力破坏、恶劣气象条件情况下的特殊巡视工作，确保配电网安全 可靠运行。

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6.1.9定期巡视的主要范围

a) 架空线路、电缆通道及相关设施； b) 架空线路、电缆及其附属电气设备： C) 柱上变、柱上开关设备、柱上电容器、中压开关站、环网单元、配电室、箱式变电站等电气设 备； d 中压开关站、环网单元、配电室的建（构）筑物和相关辅助设施： e) 防雷与接地装置、配电自动化终端、直流电源等设备； f 各类相关的标识标示及相关设施。 6.1.10 特殊巡视的主要范围： a) 过温、过负荷或负荷有显著增加的线路及设备： b) 检修或改变运行方式后，重新投入系统运行或新投运的线路及设备； C) 根据检修或试验情况，有薄弱环节或可能造成缺陷的线路及设备： d) 存在严重缺陷或缺陷有所发展以及运行中有异常现象的线路及设备： e 存在外力破坏可能或在恶劣气象条件下影响安全运行的线路及设备； 重要保电任务期间的线路及设备； g 其他电网安全稳定有特殊运行要求的线路及设备

6.2.1通道巡视的主要内容

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（构）筑物等的距离是否符合附录C的相关 规定，有无可能触及导线的铁烟肉、天线、路灯等； ) 有无可能被风刮起危及线路安全的物体（如金属薄膜、广告牌、风筝等）； d) 线路附近的爆破工程有无爆破手续，其安全措施是否妥当； e 防护区内栽植的树（竹）情况及导线与树（竹）的距离是否符合规定，有无蔓藤类植物附生威 胁安全； f) 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、拉线、开挖、地下采掘、打桩 等）； 9) 是否存在电力设施被擅自移作它用的现象； h) 线路附近是否出现高大机械、揽风索及可移动设施等； 线路附近有无污染源； j 线路附近河道、冲沟、山坡有无变化，巡视、检修时使用的道路、桥梁是否损坏，是否存在江 河泛滥及山洪、泥石流对线路的影响； 线路附近有无修建的道路、码头、货物等； 1) 线路附近有无射击、放风筝、抛扔杂物、飘洒金属和在杆塔、拉线上拴牲畜等； m) 有无在建、已建违反《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》的建（构）筑物： n 通道内有无未经批准擅自搭挂的弱电线路； 有无其它可能影响线路安全的情况。

6.2.2杆塔和基础巡视的主要内容

a) 杆塔是否倾斜、位移，是否符合SD292一88相关规定，杆塔偏离线路中心不应大于0.1m，砼 杆倾斜不应大于15/1000，铁塔倾斜度不应大于0.5%（适用于50m及以上高度铁塔）或1.0% （适用于50m以下高度铁塔），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：

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6.2.5拉线巡视的主要内容

a) 拉线有无断股、松弛、严重锈蚀和张力分配不匀等现象，拉线的受力角度是否适当，当一基电 杆上装设多条拉线时，各条拉线的受力应一致： b) 跨越道路的水平拉线，对地距离符合DL/T5220相关规定要求，对路边缘的垂直距离不应小于 6m，跨越电车行车线的水平拉线，对路面的垂直距离不应小于9m； C 拉线棒有无严重锈蚀、变形、损伤及上拔现象，必要时应作局部开挖检查； d) 拉线基础是否牢固，周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象； e) 拉线绝缘子是否破损或缺少，对地距离是否符合要求； f) 拉线不应设在妨碍交通（行人、车辆）或易被车撞的地方，无法避免时应设有明显警示标示或 采取其它保护措施，穿越带电导线的拉线应加设拉线绝缘子： g 拉线杆是否损坏、开裂、起弓、拉直； h) 拉线的抱箍、拉线棒、UT型线夹、楔型线夹等金具铁件有无变形、锈蚀、松动或丢失现象； i) 顶（撑）杆、拉线桩、保护桩（墩）等有无损坏、开裂等现象； i 拉线的UT型线夹有无被埋入土或废弃物堆中。

6.3电力电缆线路的巡视

6.3.1通道巡视的主要内

a) 路径周边是否有管道穿越、开挖、打桩、钻探等施工，检查路径沿线各种标识标示是否齐全： 6) 通道内是否存在土壤流失，造成排管包封、工作井等局部点暴露或者导致工作井、沟体下沉、 盖板倾斜； 通道上方是否修建（构）筑物，是否堆置可燃物、杂物、重物、腐蚀物等； d) 通道内是否有热力管道或易燃易爆管道泄漏现象； e） 盖板是否齐全完整、排列紧密，有无破损； f 盖板是否压在电缆本体、接头或者配套辅助设施上； 9 盖板是否影响行人、过往车辆安全； h 隧道进出口设施是否完好，巡视和检修通道是否畅通，沿线通风口是否完好； i 电缆桥架是否存在损坏、锈蚀现象，是否出现倾斜、基础下沉、覆土流失等现象，桥架与过渡 工作井之间是否产生裂缝和错位现象； j 水底电缆管道保护区内是否有挖砂、钻探、打桩、抛锚、拖锚、底拖捕捞、张网、养殖或者其 它可能破坏海底电缆管道安全的水上作业； k 临近河（海）岸两侧是否有受潮水冲刷的现象，电缆盖板是否露出水面或移位，河岸两端的警 告标示是否完好。 .3.2 电缆管沟、隧道内部巡视的主要内容： a) 结构本体有无形变，支架、爬梯、楼梯等附属设施及标识标示是否完好： b） 结构内部是否存在火灾、塌、盗窃、积水等隐惠； C) 结构内部是否存在温度超标、通风不良、杂物堆积等缺陷，缆线孔洞的封堵是否完好； d) 电缆固定金具是否齐全，隧道内接地箱、交叉互联箱的固定、外观情况是否良好； e) 机械通风、照明、排水、消防、通讯、监控、测温等系统或设备是否运行正常，是否存在隐患 和缺陷； 测量并记录氧气和可燃、有害气体的成分和含量； 保护区内是否存在未经批准的穿管施工。 .3.3 电缆本体巡视的主要内容：

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b）电缆线路的标识标示是否齐全、清晰； C 电缆线路排列是否整齐规范，是否按电压等级的高低从下向上分层排列；通信光缆与电力电缆 同沟时是否采取有效的隔离措施；

6.3.4电纳终端头巡视的主要内容：

a) 连接部位是否良好，有无过热现象，相间及对地距离是否符合要求； ) 电缆终端头和支持绝缘子的瓷件或硅橡胶伞裙套有无脏污、损伤、裂纹和闪络痕迹 电缆终端头和避雷器固定是否出现松动、锈蚀等现象； d 电缆上杆部分保护管及其封口是否完整； e） 电缆终端有无放电现象； 电缆终端是否完整，有无渗漏油，有无开裂、积灰、电蚀或放电痕迹； 9） 电缆终端是否有不满足安全距离的异物，是否有倾斜现象，引流线不应过紧； h 标识标示是否清晰齐全；

6.3.5电缆中间接头巡视的主要内容：

外部是否有明显损伤及变形； b 密封是否良好； C 有无过热变色、变形等现象： ） 底座支架是否锈蚀、损坏，支架是否存在偏移情况； e） 防火阻燃措施是否完好； f 铠装或其它防外力破坏的措施是否完好； 9 电缆井是否有积水、杂物现象； h) 标识标示是否清晰齐全。 6.3.6 电缆分支箱巡视的主要内容： a 基础有无损坏、下沉，周围土壤有无挖掘或沉陷，电缆有无外露，螺栓是否松动； b) 箱内有无进水，有无小动物、杂物、灰尘； ） 电缆洞封口是否严密，箱内底部填沙与基座是否齐平： 壳体是否锈蚀、损坏，外壳油漆是否剥落，内装式铰链门开合是否灵活： e 电缆搭头接触是否良好，有无发热、氧化、变色等现象，电缆搭头相间和对壳体、地面距离是 否符合要求： 箱体内电缆进出线标识是否齐全，与对侧端标识是否对应； 9 有无异常声音或气味； h) 箱体内其它设备运行是否良好： i 标识标示、一次接线图等是否清晰、正确。 6.3.7 电缆温度的检测： 多条并联运行的电缆以及电缆线路靠近热力管或其它热源、电缆排列密集处，应进行土壤温度 ? 和电缆表面温度监视测量，以防电缆过热： b 测量电缆的温度，应在夏季或电缆最大负荷时进行； ) 测量直理电缆温度时，应测量同地段的土壤温度，测量土壤温度的热偶温度计的装置点与电缆 间的距离应不小于3m，离土壤测量点3m半径范围内应无其它热源； d 电缆同地下热力管交叉或接近敷设时，电缆周围的土壤温度在任何时候不应超过本地段其它地 方同样深度的土壤温度10℃以上。

6.3.6电纳分支箱巡视的主要内容

6.3.7电缆温度的检测

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6.4柱上开关设备的巡视

6.4.1断路器和负荷开关巡视的主要内容： a）外壳有无渗、漏油和锈蚀现象； b） 套管有无破损、裂纹和严重污染或放电闪络的痕迹； 开关的固定是否牢固、是否下倾，支架是否歪斜、松动，引线接点和接地是否良好，线间和对 地距离是否满足要求； d 各个电气连接点连接是否可靠，铜铝过渡是否可靠，有无锈蚀、过热和烧损现象； e) 气体绝缘开关的压力指示是否在充许范围内，油绝缘开关油位是否正常： f 开关标识标示，分、合和储能位置指示是否完好、正确、清晰。 6.4.2 隔离负荷开关、隔离开关（刀闸）、跌落式熔断器巡视的主要内容： a) 绝缘件有无裂纹、闪络、破损及严重污移； b） 熔丝管有无弯曲、变形： 触头间接触是否良好，有无过热、烧损、熔化现象； d) 各部件的组装是否良好，有无松动、脱落； e) 引下线接点是否良好，与各部件间距是否合适： f 安装是否牢固，相间距离、倾角是否符合规定： 9 操作机构有无锈蚀现象； 隔离负益开关的灭弧装置是否完好

6.5柱上电容器的巡视

6.5.1巡视的主要内容

绝缘件有无闪络、裂纹、破损和严重脏污； b) 有无渗、漏油； c) 外壳有无膨胀、锈蚀； d) 接地是否良好； e) 放电回路及各引线接线是否良好； 带电导体与各部的间距是否合适： g) 熔丝是否熔断。 6.5.2柱上电容器运行中的最高 厂规定值

6.6开关柜、配电柜的巡视

巡视的主要内容： 开关分、合闸位置是否正确，与实际运行方式是否相符，控制把手与指示灯位置是否对应， SF6开关气体压力是否正常； b) 开关防误闭锁是否完好，柜门关闭是否正常，油漆有无剥落； C) 设备的各部件连接点接触是否良好，有无放电声，有无过热变色、烧熔现象，示温片是否熔化 脱落； d) 设备有无凝露，加热器、除湿装置是否处于良好状态； e) 接地装置是否良好，有无严重锈蚀、损坏； f) 母线排有无变色变形现象，绝缘件有无裂纹、损伤、放电痕迹： g) 各种仪表、保护装置、信号装置是否正常： 铭牌及标识标示是否齐全、清晰：

）模拟图板或一次接线图与现场是否一致

）模拟图板或一次接线图与现场是否一致

6.7配电变压器的巡视

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巡视的主要内容： a 变压器各部件接点接触是否良好，有无过热变色、烧熔现象，示温片是否熔化脱落； 变压器套管是否清洁，有无裂纹、击穿、烧损和严重污移，瓷套裙边损伤面积不应超过100mm； 变压器油温、油色、油面是否正常，有无异声、异味，在正常情况下，上层油温不应超过85°， 最高不应超过95°； d 各部位密封圈（垫）有无老化、开裂，缝隙有无渗、漏油现象，配变外壳有无脱漆、锈蚀，焊 口有无裂纹、渗油： e 有载调压配变分接开关指示位置是否正确 呼吸器是否正常、有无堵塞，硅胶有无变色现象，绝缘罩是否齐全完好，全密封变压器的压力 释放装置是否完好； 变压器有无异常声音，是否存在重载、超载现象； h) 标识标示是否齐全、清晰，铭牌和编号等是否完好； 变压器台架高度是否符合规定，有无锈蚀、倾斜、下沉，木构件有无腐，砖、石结构台架有 无裂缝和倒塌可能： J 地面安装变压器的围栏是否完好，平台坡度不应大于1/100； K) 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； 温度控制器显示是否异常，巡视中应对温控装置进行自动和手动切换，观察风扇启停是否正常 等。

6.8防雷和接地装置的巡视

巡视的主要内容： a 避雷器本体及绝缘罩外观有无破损、开裂，有无闪络痕迹，表面是否脏污； 6 避雷器上、下引线连接是否良好，引线与构架、导线的距离是否符合规定； 避雷器支架是否歪斜，铁件有无锈蚀，固定是否牢固； d）带脱离装置的避雷器是否已动作： e） 防雷金具等保护间隙有无烧损，锈蚀或被外物短接，间隙距离是否符合规定： 接地线和接地体的连接是否可靠，接地线绝缘护套是否破损，接地体有无外露、严重锈蚀，在 埋设范围内有无土方工程： 9 设备接地电阻应满足表2要求； h）有避雷线的配电线路，其杆塔接地电阻应满足表3要求，

表2配电网设备接地电阻

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6.9站房类建（构）筑物的巡视

巡视的主要内容： a) 建（构）筑物周围有无杂物，有无可能威胁配电网设备安全运行的杂草、蔓藤类植物等； b 建（构）筑物的门、窗、钢网有无损坏，房屋、设备基础有无下沉、开裂，屋顶有无漏水、积 水，沿沟有无堵塞； C) 户外环网单元、箱式变电站等设备的箱体有无锈蚀、变形； d) 建（构）筑物、户外箱体的门锁是否完好： e) 电缆盖板有无破损、缺失，进出管沟封堵是否良好，防小动物设施是否完好； f 室内是否清洁，周围有无威胁安全的堆积物，大门口是否畅通、是否影响检修车辆通行； g) 室内温度是否正常，有无异声、异味； h 室内消防、照明设备、常用工器具是否完好齐备、摆放整齐，除湿、通风、排水设施是否完好。

6.10配电自动化设备的巡视

0.1 a) 设备表面是否清洁，有无裂纹和缺损： b) 二次端子排接线是否松动，二次接线标识是否清晰正确； C) 交直流电源是否正常： d) 柜门关闭是否良好，有无锈蚀、积灰，电缆进出孔封堵是否完好： e) 终端设备运行工况是否正常，各指示灯信号是否正常： f) 通信是否正常，报文收发是否正常； g) 遥测数据是否正常，遥信位置是否正确； h) 设备接地是否牢固可靠； i) 应对终端装置参数定值等进行核实及时钟校对，做好数据常态备份； i 二次安全防护设备运行是否正常：

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k）遥测、遥信等信息是否异常 6.10.2 直流电源设备巡视的主要内容： a 蓄电池是否渗液、老化； b) 箱体有无锈蚀及渗漏； C 蓄电池电压、浮充电流是否正常； d）直流电源箱、直流屏指示灯信号是否正常，开关位置是否正确，液晶屏显示是否正常。

息，及时掌握外部环境的动态情况与线路通道内的施工情况，全面掌控其施工状态。 7.1.2运维单位应加大防护宣传，提高公民保护电力设施重要性的认识，定期组织召开防外力破坏工 作宣传会，防止各类外力破坏，及时发现并消除缺陷和隐惠 7.1.3对经同意在线路保护范围内施工的，运维单位应严格审查施工方案，严格审批施工电源接入方 案，制定安全防护措施，并与施工单位签订保护协议书，明确双方职责；施工前应对施工方进行交底， 包括路径走向、架设高度、理设深度、保护设施等；施工期间应安排运维人员到现场检查防护措施，必 要时进行现场监护，确保施工单位不擅自更改施工范围。 7.1.4对临近线路保护范围内的施工，运维人员应对施工方进行安全交底（如线路路径走向、电缆埋 设深度、保护设施等），并按不同电压等级要求，提出相应的保护措施。 7.1.5对未经同意在线路保护范围内进行的违章施工、搭建、开挖等违反《电力设施保护条例》和其 它可能威胁电网安全运行的行为，运维单位应立即进行劝阻、制止，及时对施工现场进行拍照记录，发 送防护通知书，必要时应现场监护并向有关部门报告。 7.1.6当线路发生外力破坏时，应保护现场，留取原始资料，及时向有关管理部门汇报，对于造成电 力设施损坏或事故的，应按有关规定索赔或提请公安、司法机关依法处理。 7.1.7运维单位应定期对外力破坏防护工作进行总结分析，制定相应防范措施。

即导线两边线向外侧各水平延伸5m并垂工 直于地面所形成的两平行面内：在厂矿、城镇等人口密集地区 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（构）筑物的安全距离之和。 7.2.2任何单位或个人不得在距架空电力线路杆塔、拉线基础外缘周围5m的区域内进行取土、打桩、 钻探、开挖或倾倒酸、碱、盐及其他有害化学物品的活动。 7.2.3运维单位需清除可能影响供电安全的物体时，如修剪、砍伐树（竹）及清理建（构）筑物等， 应按有关规定和程序进行；修剪树（竹），应保证在修剪周期内树（竹）与导线的距离符合附录C规定 的数值。 7.2.4运维人员在遇到触电人身伤害及消除有可能造成严重后果的危急缺陷时，可先行采取必要措施 但事后应及时通知有关单位。 7.2.5在线路防护区内应按规定开辟线路通道，对新建线路和原有线路开辟的通道应严格按规定验收 并签订通道协议。 江河时、应采放措施设立棕志防止船格础线

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.2.7在以下区域应按规定设置明显的警示标示： a) 架空电力线路穿越人口密集、人员活动频繁的地区： b) 车辆、机械频繁穿越架空电力线路的地段： C 电力线路上的变压器平台； d) 临近道路的拉线； e) 电力线路附近的鱼塘； 杆塔脚钉、爬梯等。

7.3.1电力电缆线路保护区：地下电缆为电缆线路地面标桩两侧各0.75m所形成的两平行线内的区域， 保护区的宽度应在地下电缆线路地面标识桩（牌、砖）中注明；海底电缆一般为线路两侧各500m（狭 窄海域为两侧各100m，港内为两侧各50m）；江河电缆一般不小于线路两侧各100m（三级及以下航 道一般不小于各50m）所形成的两平行线内的水域。 7.3.2电缆路径上应设立明显的警示标示，对可能发生外力破坏的区段应加强监视，并采取可靠的防 护措施。对处于施工区域的电缆线路，应设置警告标示牌，标明保护范围。 7.3.3不得在电缆沟、隧道内同时埋设其他管道，不得在电缆通道附近和电缆通道保护区内从事下列 行为： a) 在0.75m保护区内种植树（竹）、堆放杂物、兴建建（构）筑物； 6 电缆通道两侧各2m内机械施工： C 电缆通道两侧各50m以内，倾倒酸、碱、盐及其他有害化学物品； 在水底电力电缆保护区内抛锚、拖锚、炸鱼、挖掘。 7.3.4 电缆通道应保持整洁、畅通，消除各类火灾隐惠，通道沿线及其内部不得积存易燃、易爆物， 7.3.5电缆通道临近易燃或腐蚀性介质的存储容器、输送管道时，应加强监视，及时发现渗漏情况， 防止电缆损害或导致火灾；对穿越电缆通道的易燃、易爆等管道应采取防火隔板或预制水泥板做好隔离 措施，防止可燃物经土壤渗入管沟。 7.3.6临近电缆通道的基坑开挖工程，要求建设单位做好电力设施专项保护方案，防止土方松动、 塌引起沟体损伤，原则上不应涉及电缆保护区。若为开挖深度超过5m的深基坑工程，应在基坑围护方 案中根据电力部门提出的相关要求增加相应的电缆专项保护方案，并通过专家论证。 7.3.7市政管线、道路施工涉及非开挖电力管线时，要求建设单位邀请具备资质的探测单位做好管线 深测工作，且召开专题会议讨论确定实施方案。 7.3.8因施工挖掘而暴露的电缆，应由运维人员在场监护，并告知施工人员有关施工注意事项和保护 借施。对于被挖掘而暴露的电缆应加装保护罩，需要悬吊时，悬吊间距应不大于1.5m。工程结束覆土 前，运维人员应检查电缆及相关设施是否完好，安放位置是否正确，待恢复原状后，方可离开现场。 7.3.9运维人员应监视电缆通道结构、周围土层和临近建（构）筑物等的稳定性，发现异常应及时采 取防护措施，发现电缆部件被盗、电缆工作井盖板缺失等危及电缆线路安全运行的情况时，应设置临时 防护措施并向有关部门报告。 7.3.10水底电缆防护区域内，船只不得抛锚，并按船只往来频繁情况，必要时设置瞻望岗哨，配置能 引起船只注意的设施；在水底电缆线路防护区域内发生违反航行规定的事件，应通知水域管辖的有关部 门。

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3.1.1配电网维护主要包括一般性消缺、检查、清扫、保养、带电测试、设备外观检查和临近带电体 修剪树（竹）、清除异物、拆除废旧设备、清理通道等工作。 3.1.2根据配电网设备状态评价结果和反事故措施的要求，运维单位应编制年度、月度、周维护工作 计划并组织实施，做好维护记录与验收，定期开展维护统计、分析和总结。 B.1.3配电网维护应纳入PMS、GIS等信息系统管理，积极采用先进工艺、方法、工器具以提高维护 质量与效率。 8.1.4配电网运维人员在维护工作中应随身携带相应的资料、工具、备品备件和个人防护用品。 8.1.5配电网设备、设施的检查、维护和测量等工作应按标准化作业要求开展。 8.1.6配电网维护宜结合巡视工作完成。

8.2.1通道维护的主要

8.2.1通道维护的主要内容： a 补全、修复通道沿线缺失或损坏的标识标示； b) 清除通道内的易燃、易爆物品和腐蚀性液（气）体等堆积物： ） 清除可能被风刮起危及线路安全的物体； d 清除威胁线路安全的蔓藤、树（竹）等异物。 8.2.2 杆塔、导线和基础维护的主要内容： a) 补全、修复缺失或损坏杆号（牌）、相位牌、3米线等杆塔标识和警告、防撞等安全标示： b) 修复符合D类检修的铁塔、钢管杆、砼杆接头锈蚀、变形倾斜和砼杆表面老化、裂缝； C 修复符合D类检修的杆塔埋深不足和基础沉降； d 补装、紧固塔材螺栓、非承力缺失部件； e 清除导线、杆塔本体异物： 定期开挖检查（运行工况基本相同的可抽样）铁塔、钢管塔金属基础和盐、碱、低洼地区砼杆 根部，每5年1次，发现问题后每年1次。 8.2.3 拉线维护的主要内容： 补全、修复缺失或损坏拉线警示标示； 6) 修复拉线棒、下端拉线及金具锈蚀； C) 修复拉线下端缺失金具及螺栓，调整拉线松紧； 修复符合D类检修的拉线埋深不足和基础沉降： e） 定期开挖检查（运行工况基本相同的可抽样）镀锌拉线棒，每5年1次，发现问题后每年 次。

8.3电力电缆线路的维护

8.3.1通道维护的主要！

修复破损的电缆隧道、排管包封、工井、井盖，补全缺失的井盖； 2 b) 加固保护管沟，调整管沟标高； C) 封堵电缆孔洞，补全、修复防火阻燃措施； d) 修复电缆隧道内部防火、防水、照明、通风、支架、爬梯等损坏的附属设施； e) 修复锈蚀的电缆支架，更换或补全缺失、破损、严重锈蚀的支架部件； f 修复存在连接松动、接地不良、锈蚀等缺陷的接地引下线： g) 清除电缆通道、工井、检修通道、电缆管沟、隧道内部堆积的杂物； h) 补全、修复通道沿线缺失或损坏的标识标示，校正倾斜的标识桩。 3.2 电缆本体及附件维护的主要内容：

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a) 修复有轻微破损的外护套、接头保护盒； 补全、修复防火阻燃措施； C) 补全、修复缺失的电缆线路本体及其附件标识。 8.3.3 电缆分支箱维护的主要内容： a）清除柜体污移，修复锈蚀、油漆剥落的柜体；

柱上设备维护的主要内容： a）保养操作机构，修复机构锈蚀； b）清除设备本体上的异物； C）修剪、砍伐与设备安全距离不足的葛藤、树（竹）等异物

8.5开关柜、配电柜的维拆

开关柜、配电柜维护的主要内容： a）定期开展开关柜局放测试，特别重要设备6个月，重要设备1年，一般设备2年： b）清除柜体污移，修复锈蚀、油漆剥落的柜体； C）修复、更换性能异常的带电显示器、故障指示器等辅助设备

8.6配电变压器的维护

8.7防雷和接地装置的维护

防雷和接地装置维护的主要内容： a) 修复连接松动、接地不良、锈蚀等情况的接地引下线； b) 修复缺失或埋深不足的接地体： C) 定期开展接地电阻测量，柱上变压器、配电室、柱上开关设备、柱上电容器设备每2年进行1 次，其他有接地的设备接地电阻测量每4年进行1次，测量工作应在于燥天气进行。

8.8站房类建（构）筑物的维护

站房类建（构）筑物维护的主要内容： a 清理站所内外杂物，修、平整运行通道； b) 修复破损的遮（护）栏、门窗、防护网、防小动物挡板等； C) 修复锈蚀、油漆剥落的箱体及站所外体； d 补全、修复缺失或破损的一次接线图； e) 更换不合格消防器具、常用工器具： f) 修复出现性能异常的照明、通风、排水、除湿等装置。 配电自动化设备的维护

8.9配电自动化设备的维护

8.9.1配电自动化终端维护的主要内容

补全缺失的内部线缆连接图等； b) 清除外壳壳体污移，修复锈蚀、油漆剥落的壳体； C) 紧固松动的插头、压板、端子排等。 8.9.2 直流电源设备维护的主要内容： a) 清除直流电源设备箱体污移，修复锈蚀、油漆剥落的壳体 b) 紧固松动的蓄电池连接部位； C) 定期测量蓄电池端电压，每季度1次； 定期开展蓄电池核对性充放电试验，每年1次。

8.10标识标示的维护

标识标示维护的主要内容包括补全、修复缺失或损坏的各类标识标示。

8.11仪器仪表的维护

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8.12.1每年雷雨李节前应对防雷 检查和维护，修复损坏的防雷引线和接地装置，检查有 无防雷措施缺失及防雷改进措施的落实情况。 3.12.2每年汛期前应对位于地势低洼地带、地下室、电缆通道等公用配电设施进行防汛检查和维护 加固易被洪水冲刷的杆塔、配电变压器等设备，修剪易被水冲倒影响配电网设备安全运行的树（竹） 检查防汛改进措施的落实情况。 8.12.3每年树（竹）快速生长季节前，修剪影响配电线路安全运行的树（竹）。 8.12.4每年大风（台风）季节前，对配电线路及通道进行防风检查和维护，检查防风拉线、导线弧垂 等情况，清除附近易被风刮起的物品，修剪附近易被风刮倒的树（竹）。 8.12.5每年夏、冬季负荷高峰来临前，对配电线路负荷进行分析预测，检查接头接点运行情况和线路 交叉跨越情况，对可能超、过载的线路、配电变压器采取相应的措施。 8.12.6每年秋、冬季节前，对柜体设备的加热、通风装置进行检查，缩短检查周期，及时清理凝露 凝霜。 8.12.7每年冰雪季来临前，对配电线路沿线的树（竹）进行通道清理维护，冰雪后进行清雪、清障

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9.1.5操作票原则上由操作人填写，经操作人和监护人审票合格后分别签名。拟票人和审票人不得为 司一人。 9.1.6操作票应以运维单位为单位，按使用顺序连续编号，一个年度内编号不得重复。作废、未执行」 已执行的操作票应在相应位置盖章。 9.1.7操作票应每月统计一次，统计结果与操作票一起装订成册，保存一年。倒闸操作票合格率统计 方法及统计格式参见附录D

9.2.1操作票应用黑色或蓝色的钢(水)笔或圆珠笔逐项填写。用手写格式票面应与计算机开出的操作 票统一。操作票票面应清楚整洁，不得任意涂改。 9.2.2操作票应填写设备双重名称。填写操作票严禁并项、添项及用勾划的方法颠倒操作顺序。开关 刀闸、接地刀闸、接地线、压板、切换开关、熔断器等均应视为独立的操作对象，单独列项。 9.2.3每张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务需连续使用几页操作票时，则在前一页“备 注”栏内注明“接下页”，在后一页的“操作任务”栏内注明“接上页”。 9.2.4下列项目应填入操作票内： 应拉合的设备（开关、刀闸、接地刀闸、熔断器等），验电，装拆接地线，检验是否确无电压 等； 6 拉合设备（开关、刀闸、接地刀闸、熔断器等）后检查设备的位置； 进行停、送电操作时，在拉合力闸、手车式开关拉出、推入前，检查开关确在分闸位置； 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸（装置）已拉开，接地线已拆除。

9.3倒闸操作基本步骤

9. 3. 1 接受调度预令, 拟票

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e）监护人逐项唱票，操作人逐项复诵，模拟预演。 9.3.5 核对设备命名和状态： a 监护人记录操作开始时间： b） 操作人找到操作设备命名牌，监护人核对无误。 9.3.6 逐项唱票复诵，操作并勾票： a 监护人应按操作票的顺序，高声唱票；操作人复诵无误后，进行操作，并检查设备状况； b） 监护人逐步打“/”； C 操作完毕，监护人记录操作结束时间。 9.3.7 向调度汇报操作结束及时间： a 监护人检查操作票已正确执行： b） 汇报调度应由有资质的配电网运维人员进行，原则上由原接正令人员向调度汇报，并做好相 记录。 9.3.8 更改图板指示，签销操作票，复查评价： 操作人更改图板指示或核对一次系统图，监护人监视并核查： b） 全部任务操作完毕后，由监护人在规定位置盖“已执行”章，做好记录，并对整个操作过程 行评价。

10.1.1运维单位应以现有配电网设备数据为基础，采用各类信息化管理手段（如配电自动化系统、用 电信息采集系统等），以及各类带电检（监）测（如红外检测、开关柜局放检测等）、停电试验手段， 利用配电网设备状态检修辅助决策系统开展设备状态评价，掌握设备发生故障之前的异常征兆与劣化信 息，事前采取针对性措施控制，防止故障发生，减少故障停运时间与停运损失，提高设备利用率，并进 步指导优化配电网运维、检修工作。 10.1.2运维单位应积极开展配电网设备状态评价工作，配备必要的仪器设备，实行专人负责。 10.1.3设备应自投入运行之日起纳入状态评价工作。

10.2.1状态信息收集应坚持准确性、全面性与时效性的原则， 各相关专业部应根据运维 时提供信息资料。 10.2.2信息收集应通过内部、外部多种渠道获得，如通过现场巡视、现场检测（试验）、业扩报装、 信息系统、95598、市政规划建设等获取配电网设备的运行情况与外部运行环境等信息。 10.2.3运维单位应制订定期收集配电网运行信息的方法，对于收集的信息，运维单位应进行初步的分 类、分析判断与处理，为开展状态评价提供正确依据。 10.2.4设备投运前状态信息收集： a） 出厂资料（包括型式试验报告、出厂试验报告、性能指标等）； b) 交接验收资料。 10.2.5 设备运行中状态信息收集： a 运行环境和污区划分资料； b) 巡视记录； 修试记录；

Q/GDW1519—2014 d) 故障（异常）记录； e) 缺陷与隐患记录； f) 状态检测记录； g) 越限运行记录： h) 其它相关配电网运行资料。 10.2.6 同类型设备应参考家族性缺陷信息

特种设备标准10.3.1状态评价范围应包括架空线路、电力电缆线路、电缆分支箱、柱上设备、开关柜、配电柜、配 电变压器、建（构）筑物及外壳等设备、设施。

0.3.2评价周期： 状态评价包括定期评价和动态评价。定期评价特别重要设备1年1次，重要设备2年1次， 般设备3年1次。定期评价每年6月底前完成；设备动态评价应根据设备状况、运行工况、环 境条件等因素适时开展； b) 利用配电网设备状态检修辅助决策系统，在设备状态量可实现自动采集的情况下，设备状态评 价可实时进行，即每个状态量变化时，系统自动完成设备状态的更新。 0.3.3状态评价资料、评价原则、单元评价方法、整体评价方法及处理原则按照Q/GWD645执行 0.3.4 设备状态评价结果分为以下四个状态： a) 正常状态：设备运行数据稳定，所有状态量符合标准； b） 注意状态：设备的几个状态量不符合标准，但不影响设备运行； C) 异常状态：设备的几个状态量明显异常，已影响设备的性能指标或可能发展成严重状态，设备 仍能继续运行 ? 严重状态：设备状态量严重超出标准或严重异常，设备只能短期运行或需要立即停役

10.3.2评价周期：

10.4.1对于正常、注意状态设备，可适当简化巡视内容、延长巡视周期；对于架空线路通道、电缆线 路通道的巡视周期不得延长。 0.4.2对于异常状态设备，应进行全面仔细地巡视，并缩短巡视周期，确保设备运行状态的可控、在 空 10.4.3对于严重状态设备，应进行有效监控。 10.4.4根据评价结果，按照Q/GDW644制定检修策略

[11. 1 一般要求

1.1.1设备缺陷是指配电网设备本身及周边环境出现的影响配电网安全、经济和优质运行的情况。超 消缺周期仍未消除的设备危急缺陷和严重缺陷，即为安全隐惠。 1.1.2设备缺陷与隐惠的消除应优先采取不停电作业方式。 1.1.3设备缺陷按其对人身、设备、电网的危害或影响程度，划分为一般、严重和危急三个等级： a) 一般缺陷：设备本身及周围环境出现不正常情况，一般不威胁设备的安全运行，可列入年、季 检修计划或日常维护工作中处理的缺陷：

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b）严重缺陷：设备处于异常状态，可能发展为事故，但仍可在一定时间内继续运行，须加强监视 并进行检修处理的缺陷； 危急缺陷：严重威胁设备的安全运行，不及时处理，随时有可能导致事故的发生，应尽快消除 或采取必要的安全技术措施进行处理的缺陷。

检测试验11.2缺陷与隐患处理方法