配电设备的检修维护施工方案.doc

配网设备的检修维护方案 1、配电一次设备的维护及检修（1.1）配电变压器的维护及检修 变压器的巡检周期为：总变电所变压器每班巡检两次，10KV以下变压器每周巡检一次。1.2、变压器运行中的检查项目及要求值班人员对运行中的变压器应定期进行检查，以便了解和掌握运行状况，发现问题及时解决。力争把故障消除在萌芽状态。1.3、投运和停运1.3.1、变压器投入运行前进行仔细检查，保证处于可以带电运行的完好状态。对检修后或长期停用的变压器，还应当检查接地线、核对分接开关位置和测量绝缘电阻。1.3.2、备用变压器应达到可以随时投运的水平。长期停用的变压器，应定期充电并投入冷却装置。1.3.3、变压器，在大修、事故检修和换油后投运前，应静止35h，待油中的气泡溢出后方可投入运行。1.4、巡视检查1.4.1、运行监视 变压器运行中，值班人员应根据控制表盘上的仪表指示，监视变压器的运行情况：负荷不应超过额定值，电压不能过高或过低。每小时抄表一次。若变压器过负荷运行，至少每半小时应抄表一次。若变压器的表计不在值班室可减少抄表次数，但每班至少抄表两次。就地安装的温度计，变压器温度可以在巡视时抄录。在无人值班的变电所，在定期检查变压器时，应记录电流、电压及油温。对于配电变压器应在最大负荷时测量三相负荷，若不平衡超过规定，应将负荷重新分配。1.4.2、变压器外部检查 有人值班的变电所内的变压器。每天至少检查一次，每周应进行一次夜间检查；无人值班的变电所容量在3150KVA以下的变压器，每两月至少检查一次；对有尘土、污秽、大雾、结冰等特殊气象条件、过负荷或冷却装置故障时应当增加检查次数；在气象突变时应对变压器油面进行额外的检查；雷雨后应检查套管有无放电痕迹、避雷器及保护间隙的动作情况。1.4.3变压器外部检查的一般项目：a）检查油枕和充油套管的油面、油色均应正常，无渗漏现象。b）检查绝缘套管应清洁、无裂纹、破损及放电烧伤痕迹。c）检查变压器上层油温，一般变压器应在85以下。d）倾听变压器发出的响声，应只有因交变磁通引起的铁芯振颤的均匀嗡嗡声。e）检查冷却装置运行是否正常。油浸自冷变压器的散热器各部分温度不应有显著的差别；强迫循环水冷或风冷的变压器的管道、阀门开闭、风扇、油泵、水泵运转应正常、均匀。冷油器的油压应高于水压0.10.15Mpa（11.5大气压）。f）检查一、二次引线不应过紧或过松，接头接触良好无过热痕迹，油温蜡片完好。g）检查呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和(观察硅胶是否变色)。h）检查防爆管，安全气道和防爆膜应完好无损，无存油。i）检查瓦斯继电器内应无气体，与油枕间的连接阀门应打开。j）j检查变压器外壳接地应良好。检查运行环境，变压器室门窗应完好，不漏雨渗水，照明和温度适当。1.5、停电清扫除巡视检查外，还应有计划地进行变压器的停电清扫。清扫套管及有关附属设备；检查引线及接线端子等连接点的接触情况；测量绕组的绝缘电阻和测量接地电阻。1.6、变压器常见故障分析及处理1.6.1、声音异常 变压器运行中的状况不同，所发出的声响也会有变化：启动大容量电动机时负荷突然增大，所发出的声音增大；变压器带有电弧炉、硅整流器等有谐波分量的负荷时，会发生较重的“哇哇”声；过负荷时声音很高而沉重；穿芯螺栓夹持不牢，铁芯松动会发出不均匀的噪音；内部接头接触不良或有击穿处，会发出“哧哧”或“噼啪”的放电声；二次系统短路或接地时发出的噪音很大；铁磁振荡发出的噪音时粗时细等。因此，可以根据变压器运行时发出的声音，对运行状况做出初步的判断。1.6.2、油温过高在正常负荷和冷却条件下，变压器油温较平时高出10以上或负荷不变，但温度上升，便可认为变压器内发生了故障。其原因为：1.6.3、绕组匝间或层间短路；1.6.4、穿芯螺栓绝缘损坏与硅钢片短接或硅钢片间绝缘损坏，涡流增大；1.6.5、分接开关有故障接触电阻增大；1.6.6、低压侧线路上有大电阻短路等。1.7、油色显著变化取油样时发现油内含有碳粒和水分、油的酸价增高、闪点降低，随之绝缘强度降低易引起绕组对外壳放电。1.7.1、油枕或防爆管喷油当变压器内部有短路故障，而出气孔和防爆管又有堵塞时或低压侧系统突然短路而保护装置拒动，内部产生高温使油突然喷出。1.7.2、三相电压不平衡由于三相负荷不平衡引起中性点位移；绕组局部发生匝间或层间短路；系统发生铁磁谐振等均有可能造成三相电压不平衡。1.7.3、套管闪络或爆炸套管密封不严，电容芯子制造不良，内部发生游离放电；套管脏污严重及瓷件有机械损伤，均会造成套管闪络和爆炸事故。1.7.4、铁芯故障分析片间绝缘老化产生局部损坏，会使空载损耗增大，油质变坏；片间绝缘严重损坏或穿芯螺栓绝缘损坏、有金属物将芯片短路或两点以上接地等，使铁芯片局部短路或熔毁，会使瓦斯继电器内有气体，信号回路动作。油的闪点降低，油色变黑且有特殊气味，应吊芯检查和测量片间直流电阻。由于材质不佳或安装不牢，会使接地片断裂，当电压升高时内部会有轻微放电声，应吊芯检查。1.7.5、绕组故障分析绕组故障包括相间短路、对地击穿、匝问短路和断线。相间短路是由于主绝缘老化、有破裂、断折等缺陷；变压器油受潮；线圈内有杂物；短路冲击变形损坏；过电压冲击及引线间短路所造成。会使瓦斯、差动、过流保护动作，防爆管爆破。应测量绝缘电阻及吊芯检查。绕组对地绝缘击穿，是由于绝缘老化、油受潮、线圈内有杂物、短路冲击和过电压冲击所造成。会使瓦斯继电器动作。应测量绕组对油箱的绝缘电阻及做油简化试验检查。 匝间短路是由于匝间绝缘老化，长期过载，散热不良及自然损坏；短路冲击振动与变形；机械损伤；压装或排列换位不正确等原因造成。匝间短路会使瓦斯继电器内的气体呈灰白色或蓝色；油温增高，重瓦斯和差动保护动作跳闸。应吊芯检查；检查油箱冷却管有无堵塞；测各相直流电阻；将器身置于空气中加1020额定电压做空载试验，损坏点会冒烟。断线是由于接头焊接不良；短路电流冲击或匝间短路烧断导线所致。断线可能使断口放电产生电弧，使油分解，瓦斯继电器动作。应进行吊芯、测量电流和直流电阻进行比较判断或测量绝缘电阻判断。1.7.6、分接开关故障分析分接开关由于弹簧压力不够、滚轮压力不均或镀银层严重磨损，使接触电阻增大，造成触头严重过热、灼伤或熔化。故障时，油箱内有“吱、吱”放电声，电流表随响声而摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的闪点降低等。应吊芯检查，用摇表检测有无断裂处或测量各分接头的直流电阻。1.7.7、瓦斯继电器动作分析当变压器运行异常或出现轻微故障时，轻瓦斯动作发出信号，故障严重时，重瓦斯动作于跳闸。轻瓦斯动作应查明瓦斯继电器内气体的性质。若气体无色无臭不可燃，可能是因滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入油箱，变压器可以继续运行；若气体可燃，则表明变压器内有故障；气体颜色是黄色不易燃，为木质绝缘损坏；气体颜色为灰色或黑色且易燃，表明油因过热分解或油内闪络；气体颜色是浅色可燃且有强烈的臭味，表明纸或纸板绝缘损坏。当油面急剧下降或变压器内产生大量气体时，重瓦斯动作，应找出油面骤降的原因，分析气体的性质，做油简化试验。1.8、变压器的并列运行 两台或两台以上的电力变压器，它们的高、低压绕组引出线分别接到同一条高、低压母线上的运行方式称为并列运行。变压器并列运行的条件1.8.1、联结组标号相同；1.8.2、电压比相等；1.8.3、短路阻抗(短路电压)相等。1.9、变压器的检修项目及要求变压器运行中，长期承受热、电磁、机械、化学的作用而逐渐老化，性能变坏。通过“预防为主”的计划检修，可以消除内部缺陷，排除隐患，保持变压器的最高效率，延长使用寿命，保证安全可靠运行。变压器检修主要分为大修、小修和发生事故后的事故检修。1.9.1、变压器大修1.9.1.1、大修周期变压器在投入运行第五年，应当进行吊芯检查。其后根据运行状况和试验结果确定是否需要大修。大修间隔一般不少于10年。1.9.1.2、大修准备 根据变压器运行中暴露出来的缺陷并经现场核对后，制定消除缺陷的对策，编制大修项目表；拟定大修控制进度和施工进度；制定必要的技术措施和安全措施；做好检修物质（如记录表格、工具材料、备品配件、起重运输设施、试验设备、安全工具等）的供应和检修场地的准备；组织检修人员讨论大修计划、项目、进度、措施和质量要求等，并确定各检修项目的施工负责人和验收负责人。1.9.1.3、大修项目每次大修的项目应当根据实际情况和需要确定。变压器大修的参考项目如下：a）外壳及变压器油a.1）检查和清扫本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、防爆管等，消除漏油。a.2）检查和清扫油再生装置，更换和补充硅胶。a.3）根据油质情况，过滤变压器油。a.4）检查接地装置。a.5）室外变压器外壳油漆。b）器身b.1）一次大修若不能打开大盖或进入人孔检查时，应当吊出器身。以后的大修是否吊芯，应根据需要确定。b.2）检查铁芯、铁芯接地情况及穿芯螺栓的绝缘；检查和清扫绕组和绕组压紧装置、垫块、引线、各部分螺丝、油路和接线板等。c）分接头切换装置c.1）检查并修理分接头切换装置，包括附加电抗器、定触点、动触点及传动机构。c.2）检查并修理有载分接头切换装置，包括电动机、传动机械及全部操作回路。d）套管d.1）检查并清扫全部套管。d.2）检查充油套管的油质情况。e）其他e.1）校验及调整温度表、仪表、继电器、控制、信号装置及其二次回路。e.2）检查呼吸器及吸湿剂。e.3）检查及清扫油标。e.4）进行绝缘预防性试验。1.9.1.4、大修的基本要求a）吊芯一般在良好的天气（相对湿度低于75）并且无灰烟、尘土、水汽的清洁场所进行。芯子在空气中的时间应尽最缩短，吊出的芯子在空气中暴露的时闻：在干燥的空气（相对湿度低于65）中不超过16h；在潮湿的空气（相对湿度低于75）中不超过12h。(与安装前的检查规定略有差别)吊芯前应测量环境温度和变压器油温，当器身温度高于周围空气温度10左右方可进行吊芯。b）对于运行时间较长的变压器，应重点检查绕组绝缘是否老化。用手指按压绕组绝缘的方法测试。良好的绝缘富有弹性，表面颜色浅淡，手指压下时变压，放开后恢复原状；绝缘有相当程度的老化时，手指按下会产生较浅的裂纹，并感到绝缘质地变硬变脆，颜色变深，应根据具体情况采用加强绝缘的措施或更换绝缘；当绝缘严重老化时，手指按压时可能发生破裂，成碳质脱落，这时应更换绝缘。c）变压器绕组的间隔衬垫应牢固，线圈无松动、变形和位移，高、低压线圈对称并无油粘物。d）分接开关接点应牢固，无过热灼伤痕迹。绝缘纸板和胶管完整无损，接点实际位置与顶盖上的标号一致。e）铁芯紧密整齐，漆膜完好，表面清洁，油道畅通。铁芯接地良好。f）穿芯螺栓紧固，绝缘良好。用1000V摇表测量，lOKV变压器绝缘电阻不低于2M，35KV变压器不低于2M。g）瓦斯继电器内部油杯及干簧接点完整，瓦斯保护二次回路绝缘电阻合格。2.0、变压器小修2.0.1、小修周期变压器小修至少两年进行一次。安装在特别污秽地区的变压器，应缩短检修周期。2.0.2、小修项目及要求a）消除已发现而就地就能消除的缺陷。b）清扫外壳及出线套管，发现套管破裂或胶垫老化应更换，漏油者应拧紧螺丝或更换橡胶垫。c）检查外部，拧紧引出线头，如发现烧伤，应用锉刀修整后接好。d）检查油面计，清除油枕中的油污，缺油时应补油。e）检查呼吸器及出气瓣是否堵塞，并清除污垢。f）检查瓦斯继电器及引线是否完好。g）检查放油门及各部的油截门是否堵塞。h）跌落式熔断器保护的变压器应检查熔管和熔丝是否完好正常。 i）检查变压器接地线是否完好，腐蚀严重时应当更换。 j) 测量绕组的绝缘电阻是否合格。2.1、配电开关柜环网柜及开闭器的维护和检修项目（2.1.1）开闭器的巡视开闭器的巡视、检查周期按下表规定执行：表21 开闭器站（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（2.1.2）开闭器巡视检查内容A 各种仪表、信号装置指示是否正常。B 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。C 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。D 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。E 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。F 模拟图板与运行状态是否一致。G 照明设备和防火设施是否完好。H 铭牌及各种标志是否齐全、清晰。I 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。J 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。K 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。L 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。M 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。N 接地装置是否良好，有无严重锈蚀、损坏。O 开关防误锁是否完好，柜门关闭是否正常，油漆有无剥落。（2.1.3）避雷器及接地装置的巡视（2.1.4）巡视周期避雷器及接地装置的巡视与线路巡视同时进行。（2.1.5）巡视内容A 瓷件有无破损，避雷器的硅橡胶有无龟裂。B 避雷器引线与构架、导线的距离是否符合规定值。C 支架是否歪斜，铁件有无锈蚀。D 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。E 接地线和接地体的连接是否可靠。F 接地体有无严重锈蚀。（2.2）开关柜及环网柜巡视检查内容2.2.1、绝缘子、绝缘套管、穿墙套管等绝缘是否清洁，有无裂纹及放电痕迹；2.2.2、母线连接处接触是否良好，触头有无过热现象，支架是否坚固；2.2.3、注油设备的油位、油色是否正常，有无渗漏；2.2.4、断路器和隔离开关的机械连锁是否灵活可靠，触头接触是否良好；2.2.5、仪表、信号、指示灯指示是否正确，保护连接片位置是否正确；2.2.6、各电气元件在运行中有无异常气味和声响；2.2.7、高低压配电室的通风、照明及防火装置是否正常；4.2.8、继电器及直流设备运行是否良好。4.3断路器运行和维护4.3.1、断路器正常巡视内容4.3.1.1、油色、油位是否正常，有无渗漏油现象；4.3.1.2、绝缘子及套管有无裂纹，表面脏污程度有无放电闪络痕迹；4.3.1.3、导体连接点处有无过热现象；4.3.1.4、机构分合闸指示是否正确；4.3.1.5、气压和液压机构的压力是否正常，弹簧储能机构的储能状态是否良好；4.3.1.6、操作机构连杆部位有无裂纹，绞连处的轴、销钉是否完好；4.3.1.7、断路器指示灯及重合闸指示灯是否指示正确；4.3.1.8、储能机构有无损伤、锈蚀，润滑状况是否良好；4.3.1.9、接地是否完好；4.3.1.10、运行中有无异常声响和异常气味；4.3.1.11、操作箱关闭是否严密；4.3.1.12、负荷电流是否在额定值范围内；4.3.1.13、分、合闸操作电源回路是否正常(直流系统绝缘监视、硅整流系统电压指示等)。4.3.2、断路器合闸后检查内容4.3.2.1、电流、电压等仪表是否指示正常，注意有无缺相现象；4.3.2.2、各种位置指示器的指示应正常；4.3.2.3、断路器本体的开、断位置指示应正确。4.3.3、断路器的维修项目4.3.3.1、大修。 断路器经过一定的分、合闸次数后，需将各部件进行解体，以便全面细致地检查和调整。4.3.3.2、小修。 只对其部分常动作元件进行必要的调试维护。以保持正常运行状态。4.3.3.3、故障检修。 断路器出现故障时，发生喷油、喷火，油色、油面变化，油箱变形，触头损伤等情况，需要专门进行维修。4.3.3.4、处理缺陷。 运行中的断路器发现局部缺陷，需要专项维修，如渗油等。4.3.3.5、配合试验。 在断路器进行试验时，需要做的配合工作，如拆引线、落桶等。4.4、隔离开关的运行与维护4.4.1、隔离开关运行维护中应注意的事项4.4.1.1、触点及连接点有无过热现象，负荷电流是否在它的容量范围；4.4.1.2、瓷绝缘有无破损和放电现象；4.4.1.3、操作机构的部件有无开焊、变形或锈蚀现象，轴、销钉、紧固螺母等是否正常等。4.4.1.4、维护时应用细砂布打磨触头、触点，检查其紧密程度。4.4.1.5、分、合闸过程应无卡涩之感，触头中心要校正准，三相应同时接触；4.4.1.6、隔离开关严禁带负荷分、合闸，维修时应检查它与断路器的连锁装置是否完好。4.4.2、高压隔离开关运行中常见故障及处理方法4.4.2.1、常见的故障及原因a）接触部分过热。 过热原因很多，主要是压紧弹簧的弹性减弱，或其螺栓松动；其次是接触部分的表面氧化，使电阻增加，温度升高，高温又使氧化加剧，循环下去会造成事故。b）绝缘子损坏。 操作隔离开关时用力过猛，或隔离开关与母线连接得较差，造成绝缘子断裂。c）隔离开关分合不灵活。 隔离开关的操作机构或其本身的转动部分生锈，引起分合不灵。如果是冬天要考虑冰雪冻结。闸刀和静触头严重发热，也会熔接在一起造成失灵。4.4.2.2、一般处理办法a）需立即设法减少负荷，如通知用户限制负荷，在采取措施前应加强监视。b）与母线连接的隔离开关，应尽可能停止使用。c）如需停用发热隔离开关，而可能引起停电并造成较大损失时，应采取带电作业进行抢修，做部件整修工作。此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将隔离开关短接。d）发热严重时，可利用倒母线或以备用断路器倒旁路母线等方法，转移负荷，使隔离开关退出运行。e）放电痕迹不严重，可暂不停电，经过计划停电后再行处理。f）绝缘子外伤严重，绝缘子掉盖、对地击穿，绝缘子爆炸，刀口熔焊等，应立即停电或带电作业处理。4.4.3、带负荷错拉、错合隔离开关的处理4.4.3.1、错拉隔离开关时，在刀闸刚离开静触头便发生电弧，这时应立即合上，可以消灭电弧，避免事故。如果刀闸已全部拉开，则不许将误拉的刀闸再合上。4.4.3.2、错合隔离开关时，即使合错，甚至在合闸时发生电弧，也不准再拉开刀闸。因为带负荷拉刀闸，会造成三相弧光短路。4.5、环网柜的运行与维护 1.负荷开关及隔离开关应有明显的分，合闸标记。2. 环网柜须装有带电显示器，宜装有故障指示器。故障指示器只装在出线开关，故障指示器应能手动恢复。3. 与熔断器串联供电的环网开关，须具有熔丝跳闸机构。4. 进线开关电源测的接地刀闸应有防止带电误合的措施。5. 环网柜的主接地应可靠。6. 手动、电动分合闸操作传动试验应灵活。7. 用操作手柄操作柜内负荷开关、隔离开关、接地开关应灵活，连锁到位，防误操作机构灵活可靠。8. SF6环网柜的气压表指示在正常区域内。9. “五防”功能应良好。10. 三相带电显示器均应指示正常，故障指示器无动作指示。11. 运行中的环网柜内应无声响。12. 更换高压熔断器时，必须先将负荷开关断开，并将接地开关合上才能工作。更换前要注意熔断器的容量及方向。13. 环网开关在事故处理过程中，可以用来带电分段试发。14. 发现充有SF6气体的环网柜的气压表指示在压力不正常区域（红色区域）时，禁止操作使用该气箱的负荷开关，应及时上报专业人员处理，若需要停电处理，应从上一级开关进行停电操作。15.装有故障指示器的负荷开关掉闸后，应检查故障指示器动作情况。根据故障指示器的动作情况判断故障电缆段，并立即隔离故障电缆段，及时上报调度，带出负荷。 2、配电架空线路和电缆的维护及检修（1）、架空线路及电缆（1.1.1）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。（1.1.2）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。（1.1.3）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，应提交公安、司法机关依法处理。（1.1.4）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。（1.2）配电架空线路的巡视（1.2.1）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。（1.2.2）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 线路附近的爆破工程有无爆破手续，其安全措施是否妥当。H 其它可能影响线路安全的情况。（1.2.3）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。（1.3）架空线路巡视周期（1.3.1）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。（1.3.2）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。（1.3.3）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。（1.3.4）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。（1.4）架空线路的巡视内容（1.4.1）杆塔和基础的巡视检查A 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。B 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。C 基础有无损坏、下沉、上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷。D 杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、塌陷。E 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。F 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。G 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。（1.4.2）金具、绝缘子巡视检查A 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。B 横担上下倾斜、左右偏斜不应大于横担长度的2。C 螺栓应坚固，无缺帽、销子，开口销无锈蚀、断裂、脱落。D 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。E 瓷瓶铁脚无弯曲、铁件无严重锈蚀，针式瓷瓶不歪斜。（1.4.3）拉线的巡视检查 A 拉线应无断股、松驰、严重锈蚀和张力分配不匀。B 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。C 拉线棒应无严重锈蚀、变形、损伤及上拔现象。D 拉线基础应牢固，周围土壤无突起、沉陷、缺土等现象。E 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。F 拉线不应设在妨碍交通（行人、车辆），或易被车撞的地方，无法避免时应设有红白警示管或采取其它保护措施。G 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。)（1.4.4）导线的巡视检查A 导线通过的负荷电流不应超过其允许电流。B 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。C 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。D 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10kV380V 及以下10kV380V 及以下导线与电杆、构件、拉线的净距0.20.10.20.05导线对相邻导线、过引线、下引线的净距0.30.15（0.2）0.20.15（0.1）注：括号内数值为与10kV净距。E 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。F 导线上有无抛扔物。G 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。H 绝缘子上绑线有无松弛或开断现象。（1.4.5）接户线的巡视检查A 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。B 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。C 支持构架是否牢固,有无腐朽、锈蚀、损坏现象。D 弧垂是否合适，有无混线、烧伤现象。（1.5）配电架空线路柱上开关设备的巡视（1.5.1）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。（1.5.2）柱上开关（断路器及负荷开关）的巡视内容。 A 箱体有无锈蚀现象。B 套管有无破损、裂纹和严重污染或放电闪络的痕迹。C 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。D 弹簧机构是否已储能，SF6开关压力表指示是否正常。E 开关分、合位置指示是否正确、清晰。（1.5.3）柱上熔断器、隔离刀闸的巡视内容。A 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。B 熔丝管有无弯曲、变形。C 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 引下线接触是否良好，与各部件间距是否合适。F 安装是否牢固，相间距离、倾斜角是否符合规定。G 操作机构有无锈蚀现象。（1.6）配变的巡视（1.6.1）巡视周期A 配电变压器的定期巡视周期按照供电局要求进行巡视。（1.6.2）配变的巡视内容A 各种仪表、信号指示是否正常，温控装置是否完好。B 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。C 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。D 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。E 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。F 呼吸器是否正常（包括硅胶变色），有无堵塞现象。G 铭牌及其警告牌和编号等其它标志是否完好。H 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。 I 变压器是否倾斜、下沉。平台坡度不应大于1/100J 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。K 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。L 一、二次熔丝(空开)按规定配置。M 低压闸刀箱无发热、烧损。施工表箱完好，出线齐正。N 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。O 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。（1.7）配电电缆线路的巡视（1.7.1）巡视周期A 配电电缆线路按照要求周期巡视。B 负荷高峰期间及特殊供电期间按照安排特殊巡视。（1.7.2）配电电缆线路巡视的一般要求（按照电力电缆运行规程执行）A 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。B 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。C 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。D 电缆终端的相色是否齐全、清晰。E 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。F 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。G 电缆接地引下线是否损坏，接地连接是否良好。H 电缆的防雷装置是否完好。I 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。J 电缆路径上的标桩是否完好，标志是否清晰。K 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。（2）、预防性试验、维护（2.1）配电架空线路的检修和维护（2.1.1）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主干线路登杆检查按照供电局要求2分支线路登杆检查按照供电局要求3绝缘子清扫按照供电局要求4松散、低洼及盐、碱地区混凝土杆、钢杆基础及根部检查按照供电局要求5导线连接器（线夹）检查按照供电局要求6铁塔和砼杆钢圈油漆按照供电局要求7拉线根部检查按照供电局要求8导线弧垂、限距及交叉跨越距离测量按照供电局要求9绝缘子绝缘电阻测量、耐压试验按照供电局要求（2.1.2）停电登杆检查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。（2.2）配电设备的检修和维护（2.2.1）柱上开关、刀闸、熔断器的检修和维护A 柱上开关、刀闸、熔断器的清扫维护周期同架空线路。B 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。C 柱上开关、刀闸根据实际情况进行更换。D 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。E 柱上开关设备的巡视，清扫周期与线路的周期相同；运行中的负荷开关，绝缘电阻不得低于300兆欧。（2.2.2）配变站10kV开关柜的检修和维护A 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。B 各开口销应齐全无缺，且应开口。C 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。D 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。E 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。F 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）。G 螺栓锈蚀的应调换成热镀锌螺栓H 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。（2.2.3）防雷与接地A 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。B 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1010运行中23，33新品或大修后26，31氧化锌避雷器17/501026.5（直流1mA时）50uA（直流0.75U下泄漏电流）低压避雷器0.220.61.00.381.11.6C 接地电阻的测量应在干燥天气进行。接地体的埋深应不小于0.6m，且不应与燃气管、送水管接触。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。D 设备接地电阻应不大于下列规定值设 备接地电阻值（）变 压 器100kVA4100kVA10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10F 季节性接地电阻值换算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1、2、3，求得季节性接地电阻值。土壤性质深度123粘土0.5-0.8321.50.8-321.81.4陶土0-22.41.41.2砂砾盖于陶土0-21.81.21.1园地0-31.31.2黄砂0-22.41.61.2杂以黄砂的砂砾0-21.51.31.2泥炭0-21.41.11.0石灰石0-22.51.51.2注：1测量前数天下过较长时间的雨，土壤很潮湿时用之2测量时土壤较潮湿，具有中等含水量时用之3测量时土壤干燥或者测量时降雨不大时用之G 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)1212扁钢550550角钢L550钢管壁厚(mm)3.5镀锌钢绞线或铝线截面(mm2)35（2.2.4）配变的检修、维护A 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。B 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01020304050607080高对低45030020013090604025低对地45030020013090604025C 配变负荷测量每年至少二次，负荷高峰时应增加测量次数；新布点的配变在投运后一个月内应测量一次，对应负荷分流的配变也应进行测量。配变不应过负荷运行，运行应经济，最大负荷不宜低于额定电流的60%。各容量配变低压侧额定电流见下表：配变容量KVA额定电流A配变容量KVA额定电流A1014.4200288.72028.9250360.83043.3315454.75072.2400577.480115.5500721.7100144.3630909.3125180.48001154.7160230.910001443.4D 变压器的三相负荷应保持平衡，不平衡度不应大于15%，只带单相照明负荷的三相变压器，零线电流不应超过额定电流的25%，不符合上述规定的应进行负荷调整。不平衡度的计算公式为：（2.3）配电线路中电缆的检修与维护（2.3.1）3kV及以上的电力电缆A 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）。B 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。C 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。D 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0.5M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2U05min预试电压等级试验电压时间35kV及以下1.7U05min5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相位检查a交接时b必要时与电网相位一致注：对本规程实施前已投运且金属屏蔽层无引出线的电缆，表3-1序号2、3的试验项目各单位自行规定。（5.3.2）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。（2.4）带电作业专用工具的试验（2.4.1）试验的种类A 出厂试验与验收试验。B 定期试验与抽查试验。（2.4.2）对带电工具的电气试验A 工作状态试验。B 操作波耐压试验。C 长时间工频耐压试验。D 大电流试验。（2.4.3）对带电工具的机械试验A 静负荷试验。B 动负荷试验。（2.4.4）其他试验A 绝缘斗臂车液压油耐压试验。B 绝缘斗臂车机械、电气及液压系统自锁性试验。C 新带电作业工具或方法在第一次使用前的模拟试验。D 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。 （2.5）10kV电力电缆振荡波局部放电检测试验方案一、试验标准和目的根据国家电网公司重要设备准备阶段运行管理工作标准要求，通过现场试验，在不损害电缆本体绝缘的情况下检查10kV电缆的绝缘状况及其内部局部放电情况，以对其绝缘进行评估。二、试验仪器SEBAKMT OWTSM28型电缆振荡波局放检测仪，SEBAKMT Easyflex Com多功能脉冲反射仪，S1-1054型电子兆欧表三、试验内容10kV电缆振荡波局部放电检测基本原理如图1所示：图1 电缆振荡波局放测试原理用直流电源将被测试电缆在几秒中内充电至工作电压(额定电压)。实时快速状态开关S闭合，将被测电缆和空心电感构成串联谐振回路，回路开始以的频率进行振荡。空心电感值根据谐振频率的要求进行选择，频率范围5O1000Hz，相近于工频频率。图1中的中压电路一般具有相对低的介质损耗角的特点，与具有低损耗的空心电感相配，可得到具有高品质因数的谐振回路。回路品质Q一般为30100，振荡波以谐振频率在0.31s内衰减完毕，这一过程只有几十分之一周波，并对被测试电缆充电，与50Hz(60Hz)时局部放电非常相似。振荡波所产生的局放脉冲符合lEC60270推荐值，局放脉冲定位可由行波方法完成，进而生产电缆故障图，电缆电容C和值可通过振荡波的时间和频率特性来计算。1、被测电缆要求及测试前准备1）局放测试前，将电缆断电、接地放电，两端悬空，布置好安全围栏；2）尽量将电缆接头处PT、避雷器等其它设备拆除；3）电缆头擦拭干净，电缆头与周边接地部位绝缘距离足够；4）收集电缆长度、型号、类型、投运日期等电缆参数；5）电缆长度L：电缆一侧测量方式：50mL3km；电缆两端测量方式：L3km。2、绝缘电阻测试10kV电缆主绝缘电阻测试，采用2500V绝缘摇表进行测试，绝缘电阻在试验前后应无明显变化；对于10kV电缆主绝缘电阻测试的绝缘电阻只有大于50M才可以进行下一步试验。3、测试电缆中间接头位置及电缆长度采用SEBAKMT Easyflex Com多功能脉冲反射仪（如图2）对电缆全长及其中间接头位置进行测试，以测量电缆长度及接头位置和对电缆短路和断路故障进行预定位。测试要求：1）电缆全长必须准确，以用于校准；2）中间接头测量尽量准确和详细，有利于最终判断局放位置；3）测量范围：50m15000m，需根据电缆长度调节测量范围。图2 多功能脉冲反射仪4、振荡波局部放电试验4.1 电缆局放校准。采用OWTS-M28型电缆振荡波局部放电测试和定位仪，图3所示为校准界面：图3 局放校准界面测试要求：1）将局放校准仪连线的接线端分别夹在被测电缆的线芯和屏蔽上；2）注意在高压测试开始时将校准器连线拆除；3）局放校准仪的输出频率设定在100Hz；4）校准区间从100pC100nC均要校准。4.2 振荡波局放测试1）试验接线步骤：a、将高压单元接地与现场主接地相连；b、将放电棒与现场主接地相连；c、将高压开关控制连线连接至控制盒；d、将直连网线连接至笔记本电脑；e、将高压测试电缆连接好；f、将高压单元电源线与电源连接；g、电缆参数及中间接头参数输入及准备，如图4。图4 电缆参数及中间接头编号及距离2）加压测试程序a、启动高压单元高压。将高压安全钥匙开启，绿灯亮；按下高压控制开关绿色按键，红灯亮；b、选择被测电缆相位、界面显示模式、量程、加压模式；c、输入测试电压，逐级加压并保存有效的测试数据；d、对被测电缆和高压单元放电并换相测试；e、三相测试结束，关闭高压单元，将被测电缆接地；3）测试要求及注意事项：a、0kV电压等级下测量环境噪声；b、分别在0.3U0、0.5U0、0.7U0、0.9U0、1.0U0、1.2U0、1.3U0、1.5U0、1.7U0电压等级下测量局部放电，测量界面如图5所示；图5 电缆局放测试界面c、电缆局放故障点局放随着测试电压的升高而变大，每次测试选择相应的量程；d、尽量减小环境噪音干扰，如有施工可要求暂停；e、尽量减小来自地线的干扰如电晕等；f、为排除高压测试电缆与被测电缆之间的连接不好而造成的人为干扰，高压电缆与被测电缆的连接需要严密接触完整。5、振荡波局放诊断评价1）绝缘电阻：绝缘电阻参数作为辅助参考，当绝缘电阻值出现下列其中一种情况，应对电缆进行进一步检查（M代表三相电缆中最小的绝缘电阻值）：a、M50M，针对交联电缆；b、50MM1GM，并且最高和最低绝缘相差大于5倍；c、1GM1000G，并且最高和最低绝缘相差大于15倍；d、低于上次试验的70%。2）电缆局部放电量：当电缆的以下部件出现下列的局放量超标情况，应视为缺陷情况：a、电缆本体：300pC；b、电缆终端：