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配网运行管理标准（原文）内蒙古电力集团公司现行版2024年
配网运行管理标准， 总结了管理活动的内容与方法、工作原则、职责、术语和定义、范围等。
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配网运行管理标准（原文）
1范围
内蒙古电力集团20kV及以下配电网运行管理基本规定
配电网工作
计划管理
实施管理
工作总结与分析
等环节所应遵守的规范与要求
适用于
公司总部
所属供电单位（以下简称各单位）
配网运行管理工作
2规范性引用文件
无
3术语和定义
两个主体
3.1配网运维管理部门
指负责配网运维管理的部门和单位(以下简称运维单位);
公司配网运维管理实行归口管理
公司生产科技部、盟市供电公司生产科技部是配网运维管理工作的归口管理部门
旗县区供电分公司是配网运维管理工作具体执行单位
生产运维班组(配电运维班、配电运检班和供电所)负责配网运维管理工作的具体实施;
电科院负责配网运维管理工作的技术支持。
3.2配电线路主人
也称设备主人或生产设备主人，指配电线路和设备的指定责任人，由负责配网运维管理工作的班组人员担任。
负责配电线路及设备的设计规划、建设改造、投产验收、运维管理、退役报废等全寿命周期管理
负责在配电线路及设备管理各环节过程中将制度标准落实到位。
线路及配变
3.3高故障率配电线路及台区
是指连续12个月内，中压配电线路(设备)发生3次及以上故障停电(线路分支、分段及变电站出口开关动作及线路接地故障停电均纳入统计)或台区内发生供电产权范围内的5次及以上故障停电事件(台区是指配变低压空开出口侧至用户表前线)。
3.4高负载率配电线路及配变
是指单辐射配电线路负载率≥80%;单联络配电线路负载率≥60%;两联络配电线路负载率≥70%;配电变压器负载率≥70%。
3.5高接带容量配电线路
是指配电线路所接带配电变压器总容量超过20MVA。
3.6超长供电距离中低压配电线路
是指城镇及以上区域，中压配电线路供电距离≥5公里;低压配电线路供电距离≥500米;农村地区，中压配电线路供电距离≥15公里;低压配电线路供电距离≥1000米;偏远农牧区，中压配电线路供电距离≥30公里，低压配电线路供电距离≥2000米。
服务3指标
3.7高投诉率
连续12个月内，同一线路或台区发生非同一原因引起的3起及以上生产类投诉。
3.8频繁停电
连续60天内，同一线路(变台)发生3次及以上的停电。
3.9低电压
中压配电线路末端用户电压低于9.3kV;低压配电线路末端用户电压低于198V。
ABC等级划分
3.10 A级配电线路及设备
是指为自治区及各盟市政府党政机关、驻地、大型医院、边防哨所、自治区级新闻媒体、通信保障行业以及承担国家(国际)和自治区重大活动保电场所供电的配电线路及设备。
3.11 B级配电线路及设备
是指接带地区一级、二级重要电力用户和城镇配电线路及设备，以及中断供电可能引发群体性事件和舆情或特殊时期接带敏感负荷的配电线路及设备。
3.12 C级配电线路及设备
是指除 A 级和 B级线路设备之外的其它配电线路和设备。
龙涎香-屎占香贵（室站箱柜）
3.13开关站
也称开闭站或开闭所、一般由上级变电站直供、出线配置带保护功能的断路器、对功率进行再分配的配电设备的总称，相当于变电站母线的延伸。开关站进线一般为两路及以上电源，设两段及以上母线，必要时可附设配电变压器。开关站分户内式和户外式。
3.14 电缆分支箱
也称电缆分接箱，起到电缆T接作用，用于电缆线路的接入和接出。一般不配置开关(或只配置一台开关)，不具备控制测量等二次辅助配置的专用电气连接设备。
3.15环网柜
用于中压电缆线路环进环出及分接负荷的配电装置，环网柜配置负荷开关或断路器。环网柜按结构式可分为间隔型和共箱型。
3.16环网箱
或称户外开关箱，是指安装于户外、由多面环网柜组成、有外箱壳防护，用于中压电缆环进环出及分接负荷，且不含配电变压器的配电设施。
3.17配电室
也称小区变，指将配电变压器和中、低压配电装置等设备组合在建筑房屋内，主要用于为低压用户配送电能的配电场所。
3.18箱式变电站(简称箱变)
指将中压开关、配电变压器、低压开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个或几个封闭箱体内的户外配电装置。根据结构方式可分为预装分隔式(简称欧式)和预装固定式(简称美式)，根据进线接线方式可分为终端型、环网型和双电源切换型。
状态评价
3.19状态量
指直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。
3.20配电线路及设备状态评价
指基于设备基础运行年限、运行巡视、维护、检修、试验和带电检测(在线监测)等多种结果，对反映设备健康状态的各状态量指标进行分析评价，从而确定设备状态等级。
试验初值
3.21例行试验
指定期进行的，为获取设备状态量的各种带电检测和停电试验。
3.22 诊断性试验
指巡视检查、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评价设备状态进行的试验。
3.23 初值
指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、大修后首次试验值等。
主干分支保护
3.24配电线路主干线开关保护
配电线路主干线开关保护是指包含变电站出线开关及线路主干线分段开关因实际需求配置的保护,主干线开关保护设置一般不超过四级，变电站出线开关保护称为第一级保护，其余主干线开关保护等级依次顺位排序。
325 配电线路分支开关保护
配电线路分支开关保护是指由主干线T接的分支开关根据实际需求配置的保护,按照主干线保护等级划分原则，将配电线路主干线第一级和第二级保护之间的分支开关保护统称为第一级分支开关保护，其余分支开关保护等级依次顺位排序。
不完美家族
3.26家族缺陷
指由设计、材质、工艺共性因素导致的设备缺陷。4 职责
4、职责
4.1生产科技部
4.1.1贯彻执行国家有关法律法规及相关技术标准，制定公司配网运行管理制度、技术标准以及反事故措施，并组织实施。
4.1.2组织配网状态监测与评价，缺陷、隐患和风险的预防、排查与治理，技术监督和相关安全防护、防洪防汛设备的运行管理工作。
4.1.3组织开展配网关键技术问题研究。
4.1.4组织开展所属单位配网运行工作分析及总结，掌握公司配网运行情况。
4.1.5组织配网运行专业技术交流和培训，配合人力资源部开展配网运行专业竞赛。
4.1.6组织配网运行事件的技术原因分析，配合安全质量监察部开展配网事故调查。
4.1.7参与公司配网规划、配电自动化规划、配网建设及改造工程设计方案的审查。
4.1.8指导、监督、检查配网运行管理工作，协调解决运行管理工作中的重点问题。
4.2所属单位生产技术部
4.2.1贯彻执行公司配网运行管理制度、技术标准以及反事故措施，落实相关工作要求。
4.2.2组织开展配网状态监测与评价、缺陷管理、隐患排查与治理、技术监督和相关安全防护、防洪防汛设备的运行管理工作。
4.2.3提出本单位配网设备技改、大修项目需求;开展本单位配网退役设备的技术鉴定、配网工程验收及生产准备工作。
4.2.4开展配网关键技术问题研究，负责本单位配网新技术、新设备、新产品、新工艺、新材料的推广应用。
4.2.5开展本单位配网运行工作分析及总结，掌握本单位配网运行情况，制定措施并组织实施。
4.2.6开展可接带能力信息传递发布工作,审核负荷接带能力情况及负荷分流改造需求方案。
4.2.7开展本单位的配网运行专业技术交流和培训。
4.2.8组织配网运行事件的技术原因分析，配合安全监察部开展配网事故调查。
4.2.9参与本单位配网规划、配电自动化规划编制和审查，参与配网建设及改造工程、业扩报装接入方案的的审查工作。负责分布式能源接入的技术管理工作。
4.2.10指导、监督、检查本单位配网运行管理工作，协调解决运行管理工作中的重点问题。
4.3所属单位供电分公司
4.3.1执行上级配网运行管理制度、技术标准以及反事故措施，并组织实施。
4.3.2开展配网状态监测与评价、缺陷管理、隐患排查与治理、技术监督和相关安全防护、防洪防汛设备的运行管理工作。
4.3.3提出本单位配网设备技改、大修项目需求;开展配网退役设备的技术鉴定、配网工程验收及生产准备工作。
4.3.4 开展配网运行工作分析及总结，掌握本单位配网运行情况，制定措施并负责实施。
4.3.5开展可接带能力信息传递发布工作，定期汇总、发布负荷接带能力情况，及时提出负荷分流改造需求。
4.3.6实施所辖区域的配网设备刀闸操作、技术措施落实、工作票办理、工作许可和终结等工作。
4.3.7开展配网运行专业技术交流和培训。
4.3.8参与配网规划、配电自动化规划编制，参与配网建设及改造工程、业扩报装接入方案的编制、设计方案的审查工作。
4.4所属单位运维班组
4.4.1执行上级配网运行管理制度、技术标准以及反事故措施。
4.4.2承担所辖配网设备运行维护、隐患排查及治理、状态检测和评价、重要活动保电、验收及生产准备等工作。
4.4.3实施所辖区域内配网设备倒闸操作、技术措施落实、工作许可和终结等工作。
4.4.4 开展配网运行工作分析及总结，定期开展线路及变台负荷的测量及上报工作，掌握本单位配网运行情况。
4.4.6承担所辖区域内电力设施的通道防护、防外力破坏等相关工作。
4.4.5负责运行资料收集、整理、保管等工作，开展生产管理系统配电模块、配电地理信息系统等数据录入、维护工作。
4.4.7提出配网设备技改和大修项目、仪器仪表、工器具、生产车辆、备品备件等需求。
4.4.8参与配网规划、配电自动化规划编制，参与配网建设及改造工程、业扩报装接入方案的勘察工作。
4.5设备主人
4.5.1参与管辖线路(设备)规划建设方案编制、审查。
4.5.2 负责管辖设备基础台账、图纸资料、信息系统数据录入核查等工作，确保账实相符。
4.5.3负责编制、修订所辖线路(设备)现场运行规程，按期组织开展巡视，跟踪消缺进度和质量，确保管理闭环。
4.5.4对设备的运行状态和运行风险进行评价，提出设备消缺、预试、改造和退役鉴定报废需求，并跟踪落实。
4.5.6 负责反事故措施和技术监督等工作的闭环管控和落实。
4.5.7负责对管辖线路(设备)检修、改造和验收启动工作进行把关，并对相关班组人员提出考核建议。
4.6电力科学院
4.6.1贯彻执行公司配网运行管理制度、技术标准。
4.6.2指导、监督所属单位开展配网状态评价、诊断性试验、新技术研究及推广应用等工作。
4.6.3负责开展配网设备及材料以及配网自动化、在线监测、带电检测等装置的质量检验和运行评估，开展入网检测和新设备性能质量抽检工作。
4.6.4 负责配网设备全过程技术监督工作，负责配网技术标准、反事故措施的宣贯和监督执行工作。
4.6.5协助开展配网运行数据统计分析和工作质量评价。
4.6.6协助开展专业技术交流和培训。
4.6.7参与配网故障的调查和分析，提出解决措施。
5工作原则
5.1.1配电线路主人制:按照“班(站、所)包片、人包线”的方式，实行“配电线路主人制”，以单条配电线路(含所带配电设备)为最小划分单元逐一确定“配电线路主人”，每条配电线路应明确1名主人，也可以1名“配电线路主人”负责多条线路，涉及联络线路，应有明确的运维管理分界点，确保业务职责界面明确，无交叉重叠和遗漏。
5.1.2设备分层分级管控原则:按照配电线路及设备在电网中所处的重要程度、接带负荷重要性、故障后可能造成的事件等级、停电可能造成的损失和影响等方面因素，将配电线路划分为“A级、B级、C级”3个等级分别进行业务管控。
5.1.3 设备分类管控原则:按照配电线路设备状态定级评价结果，将配电线路及设备状态分为正常状态、注意状态、异常状态和严重状态四种类型。
5.1.4动态管控原则:当配网中压线路重要度或健康度发生变化时，应动态调整配电线路及设备管控级别和定级评价状态，及时调整中压配电线路运维策略。
5.1.5差异化运维原则:依据配电线路管控级别和状态定级评价结果，应制定并实施差异化的运维策略。
5.1.6例行检修维护原则:按照内蒙古电力公司配电设备状态检修试验标准，开展中压配网线路的例行运维、试验和检修工作。
6 管理活动的内容与方法
6.1本标准所依据的流程无。
6.2 基本规定
6.2.1配网运行工作应贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。
6.2.2各单位的配网运行管理工作要以供电客户集中反映的“高、频、低(高投诉率、频繁停电和低电压)”问题为抓手，落实分级管控要求，贯彻“以建代改、以新代旧”的工作思路，按照“先低压、后设备、再高压”、“先新建、后联络、再改造”的原则，系统性推进“三高一长”(高故障率线路及台区、高负载率线路及配变、高接带容量线路和超长供电距离中低压线路)问题排查治理，切实有效提升配网设备健康水平和负荷接带能力，及时满足用户持续不间断供电和新增用电需求。
6.2.3 配网运行单位应参与配电网的规划、设计审查、设备选型与招标、施工验收及业扩配套接入方案审查等工作;根据历年反事故措施、安全措施的要求和运行经验，提出改进建议，力求设计、选型、施工与运行协调一致。
6.2.4运行单位应完善配网设备主人制，充分调动生产一线班组人员主观能动性，激发运行人员工作责任感和主人翁意识，发挥班组考核激励作用，保证每条线路运行责任到人，每台设备管理落实到人，每项管控要求执行到位，全面强化线路(设备)规划设计、投产验收、运行维护、状态评估、检修改造到退役报废的全过程管理，不断提升设备运行质效和健康水平。
6.2.5运行人员必须熟悉所管辖配电设备、设施运行状况，并根据季节特点掌握设备和周围环境变化状况，掌握维护技术，熟悉有关规程，能正确判断、分析设备运行中出现的异常情况，提出防范措施。
6.2.6配电网运行工作应积极推广应用带电检测、在线监测等手段，及时、动态的了解和掌握各类配网设备的运行状态，并结合配电设备在电网中的重要程度以及不同季节、环境特点，采用定期与非定期巡视检查相结合的方法，确保工作有序、高效进行。
6.2.7配电网运行工作应推行设备状态管理理念，定期开展设备状态评价，逐步实现配电网设备定级工作从定性到定量的转变。
6.2.8配电网运行工作应充分发挥配电自动化与管理信息化的优势,推广应用地理信息系统与现场巡视检查作业平台，并采用标准化作业手段，不断提升运行工作水平与效率。
6.2.9配电网运行人员应熟悉、执行本规程，各单位应根据实际情况，每年以线路为单位定期编制现场运行规程。
6.3配网运行工作计划管理
6.3.1工作计划内容包括各级管理部门下达的重点工作计划、巡视计划、反事故措施计划、工程计划等。
6.3.2公司生产科技部根据公司年度重点工作要求,每年一季度制定公司配网运行年度重点工作安排，纳入公司生产科技部年度重点工作安排下发所属单位;并根据重点工作安排的内容与要求，对所属生产单位进行监督、检查与评价。
6.3.3所属单位生产技术部根据公司生产科技部下发的重点工作计划，组织编制、下发符合本单位实际情况的重点工作计划。对本单位配网运行单位编制的各类工作计划进行审查，并就各单位计划工作执行情况进行监督、检查与评价。
6.3.4所属单位旗县区供电分公司对生产技术部下发的重点工作计划进行分解落实，按照有关管理要求，结合管辖线路设备实际情况，制定各类专业工作计划，同时按工作计划组织实施。
6.3.5所属单位配网运行班组落实具体运行工作,并及时向上级管理部门及时反馈工作计划的合理性以及计划实施的效果。
6.3.6年度停电计划流程:旗县区分公司技术员编制年度停电计划-旗县区供电分公司分管经理对技术员编制的年度停电计划进行审批-调度方式接收分公司的年度停电计划后进行汇总并平衡-调度处长对调度方式汇总平衡后的年度停电计划进行审批-生产技术部部长进行二次审批-盟市公司总工对年度停电计划最终审批并发布。
6.3.7月度计划流程:旗县区分公司技术员或分管经理编制月度停电或带电计划-判断是否为带电作业，如果属于带电作业，则带电作业中心技术员进行汇总并审核 -带电作业中心主任对技术员汇总审核后的月度计划进行审批-(1)带电作业中心主任审批后的月度计划交给调度方式进行汇总平衡;(2)判断是否为带电作业，如果属于停电作业，则调度方式对月度计划进行汇总平衡-调度处长对调度方式汇总平衡后的月度计划进行审批-生产技术部部长进行二次审批-盟市公司总工对月度计划最终审批并发布。
6.4配网运行工作实施管理
6.4.1 设备分界
6.4.1.1生产科技部制定如下配网设备分界原则，各单位生产技术部、旗县区供电分公司以及配网运维班组(供电所)等配网运行管理部门按照原则明确设备运行责任分界点。
6.4.1.2 分界原则:
a)与变电站的分界:
1)配电线路出线为架空线路时，以变电站出线门型架构线路侧耐张线夹为分界点，耐张线夹向变电站侧(包括线夹及悬垂瓷瓶)属变电设备，耐张线夹向线路侧属配电线路设备;
2)配电线路为电缆出线时，分界点为变电站出线间隔内电缆头端子接线螺栓。螺栓及以下电缆(包括电缆头)属配电线路设备(此处需协商，是否需重新明确)。
b)与电缆线路的分界:
配电线路的引线与电缆头的连接螺栓为分界点,螺栓以外(包括隔离开关、避雷器、熔断器)属配电架空线路;
c)与用户设备的分界:
原则上以配电网的资产所有权作为分界点;当产权无明显分界点时，以供电企业与客户签定的“供用电合同”中的产权分界点为准:
d)配网与用户设备的分界，可参照以下分界原则:
1)由架空线路T接，采用架空导线的(T接杆上无开关或刀闸)，产权分界点设为:
(1)当用户侧无围墙时，以用户配电室前终端杆向用户侧1米处为分界点，向用户侧的设备属用户设备;
(2)当用户侧有围墙时，以围墙为配电线路及设备的分界点。围墙以内的设备属用户设备。
2)由架空线路T接，采用架空导线的(T接杆上设刀闸或开关)，产权分界点设在 T接点向负荷侧0.15米处，向负荷侧(包括T接杆上设刀闸或开关)的设备属用户设备;
3)由架空线路T接采用电缆的(T接主杆上设刀闸或开关)，产权分界点设在T接点向用户侧0.15米处，向用户侧(包括T接杆上设刀闸或开关)的设备的属用户设备;
4)由电缆分支箱(或环网柜、环网箱变等)出线电缆接至用户配电室或户外台架变压器的，产权分界点设在出线电缆头与分支箱(环网柜、环网箱变等)的端子接线螺栓处。连接螺栓及以下电缆(包括电缆头)的设备属用户设备;
5)从变电站、开闭所出的专用线路，资产属于用户所有的，产权分界点为:
(1)当出线线路为架空线路时，以变电站(或开闭所)出线门型架构线路侧耐张线夹为分界点，耐张线夹向变电站(或开闭所)侧(包括线夹及悬垂瓷瓶)属供电企业设备，线夹向线路侧属用户设备;
(2)当出线线路为电缆线路时，界定分界点为变电站(或开闭所)出线间隔内电缆头端子接线螺栓。螺栓及以下电缆(包括电缆头)属用户设备。
6.4.1.3凡跨旗区(或供电所)的配电线路，其分界由双方协商确定。但柱上配电变压器和其馈出的低压架空线路、低压接户线应归属同一单位管理。
6.4.1.4 中压架空配电线路与配电变压器、配电变压器(含交流配电箱、无功补偿箱)与低压架空配电线路的维护分界由各单位自行规定。
6.4.2配电网巡视检查和防护
公司生产科技部制定巡视检查和防护要求,各单位生产技术部按公司规定对旗县区供电分公司巡视检查和防护工作开展检查，旗县区供电分公司以及配网运检班组(供电所)按要求开展巡视检查和防护工作。
6.4.2.1巡视检查
6.4.2.1.1运行单位应结合设备运行状况和气候、环境变化情况，制定切实可行的巡视计划，合理安排线路、设备的巡视检查(以下简称巡视)工作，巡视方式主要分为人工巡视、无人机巡视及在线巡视。
6.4.2.1.2巡视分类:
定期巡视:由运行单位制定年度巡视计划，运行班组根据计划安排运行人员开展巡视，以掌握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、工程改造项目需求提报或其它特殊情况下由运行单位组织对设备进行的全部或部分巡视;
夜间巡视:由运行单位在负荷高峰或雾天的夜间组织进行，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:由运行单位组织进行,以查明线路发生故障的地点和原因为目的的巡视;
监察巡视:由管理人员组织进行的巡视工作，目的是了解设备状况，并检查、指导巡视工作。
6.4.2.1.3巡视周期:
定期巡视:执行状态定级评价后的线路及设备，可定制差异化巡视策略，巡视周期应结合线路设备的重要程度和状态定级评价结果进行动态调整，具体要求详见表1-表3，架空线路通道与电缆线路通道的定期巡视周期不得延长;
特殊巡视:特殊巡视一般由特定的工作任务触发，如临近线路通道施工、恶劣天气、重要保电任务、设备带缺陷(严重及以上)运行、工程改造项目需求提报或其他特殊情况。
夜间巡视:要求对重要线路设备、重负荷线路设备和D级(III级)污秽及以上地区线路每半年至少进行一次夜间巡视，其余视情况确定(线路污秽分级标准按当地电网污区图确定，污区图无明确认定的，参考附录A进行分级)监察性巡视:重要线路和高故障率配电线路每年至少一次。
表1市中心及市区线路(含通道)及设备(含台区)差异化巡视周期
正常状态 注意状态 异常状态 严重状态
A级配电线路及设备1次/1月 2次/1月 3次/1月 立即组织开展严
B级配电线路及设备1次/2月 1次/1月 2次/1月 重、危急缺陷消缺
C级配电线路及设备1次/4月 1次/2月 1次/1月 工作
表2 郊区及农牧区线路(含通道)及设备(含台区)差异化巡视周期
正常状态 注意状态 异常状态 严重状态
A级配电线路及设备1次/3月 2次/3月 4次/3月 立即组织开展严
B级配电线路及设备 1次/6月 1次/3月 2次/3月 重、危急缺陷消缺
C级配电线路及设备1次/6月 1次/6月 1次/3月 工作
表3信息系统内负荷召测周期
配电线路出口负荷召测 要求每月至少1次;新建或负荷切改后一周内至少2次
配变负荷召测 要求每半月至少1次;新建或负荷切改后3天内至少2次
6.4.2.1.4 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。
6.4.2.1.5巡视人员在巡视检查线路、设备时，应同时核对命名、编号、标识等，并在满足安全规程与确保安全的前提下，进行维护和简单消缺工作，如清除设备下面生长较高的杂草、蔓藤等工作。
6.4.2.1.6巡视人员应通过“蒙电运检助手APP”开展巡视并填写巡视记录。
6.4.2.1.7巡视人员在发现紧急(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。
6.4.2.1.8各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。
6.4.2.1.9定期巡视的主要内容:架空线路、电缆及其附属电气设备;
柱上变、柱上开关设备、中压开闭所、环网单元、电缆分支箱、配电室、箱式变电站等电气设备和基础设施;
防雷与接地装置、柱上电容器等设备;
架空线路、电缆通道内的树木、违章建筑及悬挂、堆积物，周围的挖沟、取土、修路、开山放炮及其它影响安全运行的施工作业等;电缆管、沟(隧道)及相关设施;
中压开闭所、环网单元、电缆分支箱、配电室的建筑物和相关辅助设施;
各类相关的运行、警示标识等设施。
6.4.2.1.10特殊巡视的主要内容:
存在外力破坏隐患(有修路、建筑等开挖、施工)或在恶劣气象条件下影响安全运行的线路及设备;
设备缺陷近期有发展和有重大(严重)缺陷，异常情况的线路及设备
新投运、大修预试后、改造和长期停用后重新投入运行的线路及设备;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;设备过负荷时。
6.4.2.2防护工作
6.4.2.2.1运行单位应根据实际情况，制定配电线路防护措施。
6.4.2.2.2运行单位应加强与政府规划、市政等有关部门的沟通，及时收集本地区的规划建设、施工等信息,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。
6.4.2.2.3各供电单位要加大电力设施保护宣传力度，积极与属地公安机关、电力主管部门联合开展主题宣传、公共场所宣传、媒体宣传、重点地区宣传等形式多样的电力设施保护宣传。
6.4.2.2.4经同意在线路保护范围内施工的，运行单位必须严格审查施工方案，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、埋设深度、保护设施等;施工期间应安排运行人员到现场检查防护措施，必要时进行现场监护。
6.4.2.2.5对未经同意在线路保护范围内进行的施工行为，运行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，必要时应向有关部门报告。可能危及线路安全时应进行现场监护。
6.4.2.2.6当线路发生外力破坏时，应保护现场，留取原始资料，及时向本单位电力设施保护办公室汇报，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。
6.4.2.2.7树木生长季节前，对于市区内树木，运行单位应及时与园林等有关部门联系，签定修剪树木的协议，明确双方职责范围，派专人进行检查督促，使影响设备安全运行的树木得到及时修剪。
6.4.2.3架空线路的巡视
6.4.2.3.1通道的巡视:
线路保护区内有无易燃、易爆物品和腐蚀性液(气)体;
导线对地，对道路、公路、铁路、索道、河流、建筑物等的距离应符合附录B的相关规定，有无可能触及导线的铁烟囱、天线、路灯等;
有无存在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);线路附近的爆破工程有无爆破手续，其安全措施是否妥当;
防护区内栽植的树木情况及导线与树木的距离是否符合规定,有无蔓藤类植物附生威胁安全;
是否存在对线路安全构成威胁的工程设施(如施工机械、脚手架、拉线、开挖、地下采掘、打桩等);
是否存在电力设施被擅自移作它用的现象;线路附近出现的高大机械及可移动的设施等;线路附近的污染源情况;
线路附近河道、冲沟、山坡的变化、巡视、检修时使用的道路、桥梁是否损坏，是
线路附近修建的道路、码头、货物等;
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;是否存在在建、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》的建筑物和构筑物;
通道内有无未经批准擅自搭挂的弱电线路;其它可能影响线路安全的情况。
6.4.2.3.2杆塔和基础的巡视:
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;
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;钢管杆(铁塔)不应严重锈蚀，主材弯曲度不得超过5/1000，混凝土基础不应有裂纹、疏松、露筋;
基础有无损坏、下沉、上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，冬季严寒季节电杆有无冻胀现象，杆塔埋深是否符合要求;
杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、坍塌;
杆塔位置是否合适、有无被车撞的可能，保护设施是否完好，警示标志是否清晰;杆塔标志，如杆号牌、相位牌、警告牌等，是否清晰明显、规范统一、位置合适、安装牢固，临近平行及联络开关两侧线路电杆有无区别色标;
各部螺丝应紧固，杆塔部件的固定处是否缺螺栓或螺母，螺栓是否松动等;
杆塔周围有无藤蔓类攀沿植物和其它附着物，有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物;
有无未经批准同杆搭挂设施或非同一电源的低压配电线路;
基础保护帽上部塔材有无被埋入土或废弃物堆中，塔材有无锈蚀、缺失。
6.4.2.3.3横担、金具、绝缘子的巡视检查:
铁横担与金具有无锈蚀、变形、磨损、起皮或出现严重麻点，锈蚀表面积不应超过1/2，特别要注意检查金具经常活动、转动的部位和绝缘子串悬挂点的金具;横担上下倾斜、左右偏斜不应大于横担长度的2%;
螺栓是否紧固，有无缺螺帽、销子，开口销及弹簧销有无锈蚀、断裂、脱落;
瓷质绝缘子有无损伤、裂纹和闪络痕迹，釉面剥落面积不应大于100mm2，合成绝缘子的绝缘介质是否龟裂、破损、脱落;铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲偏斜;
绝缘子钢脚有无弯曲，铁件有无严重锈蚀，针式绝缘子是否歪斜;在同一绝缘等级内，绝缘子装设是否保持一致;
铝包带、预绞丝有无滑动、断股或烧伤，防振锤有无移位、脱落、偏斜;驱鸟装置工作是否正常。
6.4.2.3.4 拉线的巡视:
拉线有无断股、松弛、严重锈蚀和张力分配不匀的现象，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;
跨越道路的水平拉线，对路边缘的垂直距离不应小于6m;
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;
拉线基础是否牢固，周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象;拉线绝缘子是否破损或缺少，对地距离是否符合要求;
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志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;拉线杆是否损坏、开裂、起弓、拉直;
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;
顶(撑)杆、拉线桩、保护桩(墩)等有无损坏、开裂等现象;
拉线的 UT 型线夹有无被埋入土或废弃物堆中;因环境变化，拉线是否妨碍交通。
6.4.2.3.5导线的巡视:
导线有无断股、损伤、烧伤、腐蚀的痕迹，绑扎线有无脱落、开裂，连接线夹螺栓应紧固、无跑线现象，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;
三相弛度是否平衡,有无过紧、过松现象,三相导线弛度误差不得超过设计值的-5%或+10%，一般档距内弛度相差不宜超过50mm;
导线连接部位是否良好，有无过热变色和严重腐蚀，连接线夹是否缺失;
跳(档)线、引线有无损伤、断股、弯扭:
导线的线间距离，过引线、引下线与邻相的过引线、引下线、导线之间的净空距离以及导线与拉线、电杆或构件的距离应符合附录B的规定:
导线上有无抛扔物;
架空绝缘导线有无过热、变形、起泡现象;
支柱绝缘子绑扎线有无松驰和开断现象;
与绝缘导线直接接触的金具绝缘罩是否齐全、有无开裂、发热变色变形，接地环设置是否满足要求:
线夹、连接器上有无锈蚀或过热现象(如:接头变色、熔化痕迹等)，连接线夹弹簧垫是否齐全，螺栓是否紧固;
引线有无损伤、断股、松股、歪扭，与杆塔、构件及其它引线间距离是否符合规定。
6.4.2.4架空线路的防护
6.4.2.4.1配电架空线路的防护区是为了保证线路的安全运行和保障人民生活的正常供电而设置的安全区域，即导线两边线向外侧各水平延伸5m并垂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，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。
6.4.2.4.2运行单位需清除可能影响供电安全的物体时，如:修剪树枝、砍伐树木及清理构筑物等，应按有关规定和程序进行;修剪树木，应保证在修剪周期内树枝与导线的距离符合附录B规定的数值。
6.4.2.4.3运行单位的工作人员对下列事项可先行处理，但事后应及时通知有关单位:
为避免触电人身伤害及消除有可能造成严重后果的危急缺陷所采取的必要措施;
为处理电力线路事故，砍伐林区个别树木;
消除影响供电安全的电视机天线、铁烟囱、脚手架或其它凸出物等。
6.4.2.4.4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。
6.4.2.4.5当线路跨越主要通航江河时，应采取措施，设立标志，防止船桅碰线。
6.4.2.4.6在以下区域应按规定设置明显的警示标志:
架空电力线路穿越人口密集、人员活动频繁的地区;
车辆、机械频繁穿越架空电力线路的地段:
电力线路上的变压器平台;
临近道路的拉线:
电力线路附近的鱼塘;
杆塔脚钉、爬梯等。
6.4.2.5电缆线路的巡视
6.4.2.5.1通道的巡视:
路径周边有无挖掘、打桩、拉管、顶管等施工迹象，检查路径沿线各种标识标志是否齐全;
电缆通道上方有无违章建筑物，是否堆置可燃物、杂物、重物、腐蚀物等;地面是否存在沉降;
电缆工作井盖是否丢失、破损、被掩埋;电缆沟盖板是否齐全完整并排列紧密;
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。
6.4.2.5.2电缆管沟、隧道、工作井内部的巡视:
结构本体有无形变，支架、爬梯、楼梯等附属设施及标识、标志是否完好;是否存在火灾、坍塌、盗窃、积水等隐患;
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;
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;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;是否存在未经批准的穿管施工。
6.4.2.5.3电缆终端头的巡视:
连接部位是否良好，有无过热现象;
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牢固;
电缆上杆部分保护管及其封口是否完整;电缆终端有无放电现象;
充油终端瓷套管是否完整、有无渗漏油，交联电缆终端热缩、冷缩或预制件有无开裂、积灰、电蚀或放电痕迹;标识、相色是否清晰齐全;接地是否良好。
6.4.2.5.4电缆中间接头的巡视:密封是否良好;
是否有积水现象;
标志是否清晰齐全;
连接部位是否良好，有无过热变色、变形等现象。
6.4.2.5.5电缆线路本体的巡视:
电缆线路的标识、编号是否齐全、清晰;
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;
电缆线路防火措施是否完备。
6.4.2.5.6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;测量电缆的温度，应在夏季或电缆最大负荷时进行;
测量直埋电缆温度时，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不小于3m，离土壤测量点3m半径范围内应无其它热源;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。
6.4.2.6电缆线路的防护
6.4.2.6.1电缆线路保护区:直埋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。
6.4.2.6.2在电缆线路保护区内不得堆放垃圾、矿渣、易燃物，倾倒酸、碱、盐及其它有害化学物品，不得新建建筑物、开挖道路及种植树木。
6.4.2.6.3巡视人员发现电缆部件被盗，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，同时向管理部门报告。
6.4.2.6.4直埋电缆在拐弯、中间接头、终端和建筑物等地段，应装设明显的方位标志。
6.4.2.6.5对处于施工区域的电缆线路，应设置警告标志牌，标明保护范围。
6.4.2.6.6凡因施工必须挖掘而暴露的电缆，应由运行人员在场监护，并应告知施工人员有关施工注意事项和保护措施;对于被挖掘而露出的电缆应加装保护罩，需要悬吊时，悬吊间距应不大于1.5m。
6.4.2.6.7工程结束覆土前，运行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。
6.4.2.7柱上开关设备的巡视
6.4.2.7.1断路器和负荷开关的巡视:
外壳有无锈蚀现象;
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;
气体绝缘开关的压力指示是否在允许范围内;
开关的命名、编号、分、合和储能位置指示，警示标志等是否完好、正确、清晰:
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。
6.4.2.7.2隔离负荷开关、隔离开关、熔断器的巡视:
触头间接触是否良好，有无过热、烧损、熔化现象;
各部件的组装是否良好，有无松动、脱落;
引下线接点是否良好，与各部件间距是否合适;安装是否牢固，相间距离、倾角是否符合规定;操作机构有无锈蚀现象;
隔离负荷开关的灭弧室是否完好。
绝缘件有无裂纹、闪络、破损及严重污秽;熔丝管有无弯曲、变形;
6.4.2.8电缆分支箱的巡视
6.4.2.8.1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，固定螺栓是否松动;
6.4.2.8.2壳体锈蚀损坏情况，外壳油漆是否剥落，内装式铰链门开合是否灵活;
6.4.2.8.3箱内有无进水，有无小动物、杂物、灰尘;
6.4.2.8.4电缆搭头接触是否良好，有无发热、氧化、变色现象，电缆搭头相间和对壳体、地面距离是否符合要求;
6.4.2.8.5有无异常声音或气味;
6.4.2.8.6箱内其它设备运行是否良好;
6.4.2.8.7名称、铭牌、警告标识、一次接线图等是否清晰、正确;
6.4.2.8.8箱体内电缆进出线牌号与对侧端标牌是否对应，电缆命名牌是否齐全，肘头相色是否齐全;
6.4.2.8.9电缆洞封口是否严密。箱内底部填沙与基座是否齐平。
6.4.2.9开关站、环网箱的巡视
6.4.2.9.1各种仪表、保护装置、信号装置是否正常。
6.4.2.9.2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对应，真空泡表面有无裂纹，SF6开关气体压力是否正常。
6.4.2.9.3开关防误闭锁是否完好，柜门关闭是否正常，油漆有无剥落。
6.4.2.9.4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。
6.4.2.9.5开关柜内电缆终端是否接触良好，电缆终端相间和对地距离是否符合要求。
6.4.2.9.6设备有无凝露，加热器或除湿装置是否处于良好状态。
6.4.2.9.7接地装置是否良好，有无严重锈蚀、损坏。
6.4.2.9.8母线排有无变色变形现象，绝缘件有无裂纹、损伤、放电痕迹。
6.4.2.9.9模拟图板或一次接线图与现场是否一致。
6.4.2.9.10铭牌及各种标志是否齐全、清晰。
6.4.2.9.11户外环网单元的箱体有无锈蚀、变形。
6.4.2.10配电变压器的巡视
6.4.2.10.1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。
6.4.2.10.2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100mm2。
6.4.2.10.3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，上层油温不超过85℃，最高不得超过 95℃。
6.4.2.10.4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(箱式变电站箱体)有无脱漆、锈蚀，焊口有无裂纹、渗油。
6.4.2.10.5有载调压配变分接开关指示位置是否正确。
6.4.2.10.6呼吸器是否正常、有无堵塞，硅胶有无变色现象，如有绝缘罩应检查是否齐全完好，全密封变压器的压力释放装置是否完好。
6.4.2.10.7变压器有无异常的声音，是否存在重载、超载现象。
6.4.2.10.8各种标志是否齐全、清晰，铭牌及其警告牌和编号等其它标识是否完好。
6.4.2.10.9变压器台架高度是否符合规定，有无锈蚀、倾斜、下沉，木构件有无腐朽，砖、石结构台架有无裂缝和倒塌的可能。
6.4.2.10.10地面安装变压器的围栏是否完好，平台坡度不应大于1/100。
6.4.2.10.11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，对工作人员有无触电危险。
6.4.2.10.12温度控制器(如有)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。
6.4.2.11配电设施基础防护巡视
6.4.2.11.1 中压开闭所、环网单元、电缆分支箱、配电室基础周围不得堆放垃圾、矿渣、易燃物，倾倒酸、碱、盐及其它有害化学物品。
6.4.2.11.2基础应无下沉、垮塌、开裂现象，防水、防小动物、防火设施应完善，电缆洞封口应严密。
6.4.2.11.3接地装置应完好，接地体连接螺栓无松动情况，接地体无外露、损坏情况。
6.4.2.11.4户外环网单元、电缆分支箱、箱式变电站等设备的箱体有无锈蚀、变形;保护围栏无损坏、松动情况。
6.4.2.12设备建(构)筑物的巡视
6.4.2.12.1建筑物周围有无杂物堆放，有无可能威胁配变安全运行的杂草、藤蔓类植物生长等。
6.4.2.12.2建筑物的门、窗、钢网有无损坏，房屋、设备基础有无损坏、下沉、开裂，屋顶有无漏水、积水，沿沟有无堵塞。
6.4.2.12.3建筑物、户外箱体的门锁是否完好。
6.4.2.12.4电缆盖板有无破损、缺失，进出管沟封堵是否良好，防水、防小动物设施是否完好。
6.4.2.12.5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
6.4.2.12.6室内温度是否正常，有无异声、异味。
6.4.2.12.7室内消防、照明设备、常用工器具完好齐备、摆放整齐，除湿、通风、排水设施是否完好。
6.4.2.13电容器的巡视
6.4.2.13.1绝缘件有无闪络、裂纹、破损和严重脏污。
6.4.2.13.2有无渗、漏油。
6.4.2.13.3外壳有无膨胀、锈蚀。
6.4.2.13.4接地是否良好。
6.4.2.13.5放电回路及各引线接线是否良好。
6.4.2.13.6带电导体与各部的间距是否合适。
6.4.2.13.7熔丝是否熔断。
6.4.2.13.8电容器运行中的最高温度不应超过制造厂规定值。
6.4.2.14防雷和接地装置的巡视
6.4.2.14.1防雷装置应在雷季之前投入运行。
6.4.2.14.2接地电阻的测量周期:柱上变压器、配电室、柱上开关设备、柱上电容器设备的接地电阻测量每两年进行一次,其他设备的接地电阻测量每四年进行一次，接地电阻测量应在干燥天气进行。
6.4.2.14.3总容量100kVA及以上的变压器其接地装置的接地电阻不应大于4欧姆，每个重复接地装置的接地电阻不应大于10欧姆;总容量为100kVA以下的变压器，其接地装置的接地电阻不应大于10欧姆。
6.4.2.14.4柱上开关、隔离开关和熔断器防雷装置的接地电阻,不应大于10欧姆。
6.4.2.14.5中压开闭所、环网单元、电缆分支箱、配电室接地装置的接地电阻不应大于4欧姆。
6.4.2.14.6有避雷线的配电线路，其杆塔接地电阻不宜大于表2所列数值。
表4电杆的接地电阻
土壤电阻率(ΩM) 工频接地电阻(Ω)
100及以下 10 500以上至1000 15 100以上至500 20 1000以上至2000 25 2000以上 25 20 20
6.4.2.14.7巡视内容:
避雷器外观有无破损、开裂，有无闪络痕迹，表面是否脏污。
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。
带脱离装置的避雷器是否已动作。
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。接地电阻是否满足要求。
6.4.2.15其它设备的巡视
6.4.2.15.1配电终端设备(馈线终端、站所终端、配变终端等)的巡视:
设备表面是否清洁，有无裂纹和缺损。
二次端子排接线部分有无松动。
交直流电源是否正常。
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。
终端设备运行工况是否正常，各指示灯信号是否正常。
通信是否正常，能否接收主站发下来的报文。遥测数据是否正常，遥信位置是否正确。
设备的接地是否牢固可靠，终端装置电缆线头的标号是否清晰正确、有无松动。对终端装置参数定值等进行核实及时钟校对，做好相关数据的常态备份工作。
检查相关二次安全防护设备运行是否正常。
检查有无工况退出站点，有无遥测、遥信信息异常情况。
6.4.2.15.2直流电源设备的巡视:
蓄电池是否渗液、老化。
箱体有无锈蚀及渗漏。
检查蓄电池电压是否正常，浮充电流是否正常。
检查直流电源箱、直流屏各项指示灯信号是否正常，开关位置是否正确，液晶屏显是否正常。
6.4.2.16季节性及专项工作
6.4.2.16.1一般规定
6.4.2.16.1.1各单位生产技术部、旗县区供电分公司以及配网运检班组(供电所)按要求开展好季节性及专项工作。
6.4.2.16.1.2运行人员应针对架空配电线路易受季节影响的特点,有重点地开展防外力破坏、树木修剪、防鸟害、防汛、防风、防污、防雷、防雪、迎峰、保电等工作，季节性及专项工作应做到有计划、有分析、有总结。
6.4.2.16.2防外力破坏工作
6.4.2.16.2.1对易遭受外力破坏的线路杆塔设置混凝土浇筑式或预装式防撞墩,并涂刷醒目标识，张贴防撞反光贴，加装反光拉线护套。
6.4.2.16.2.2在线路保护区或附近的公路、铁路施工现场和煤场、沙场等可能引起车辆误碰导线的区段设立限高警示牌、电力安全保护宣传标识或采取其他有效措施，防止施工机械误碰导线。
6.4.2.16.2.3对于树障、堆积物等无法及时有效清理的地段，可采用高跨或电缆化改造的方式，严防因树木、堆积物对电力线路安全距离不够引发的放电事故。
6.4.2.16.2.4加强对架空线路通道周边的巡视工作，对通道附近松动的广告牌、彩钢房、大棚等有可能影响架空配电线路安全运行的隐患要建立台账，重点监察，同时下达隐患通知单，采取防范措施，最大限度减少外力引发配电线路故障。
6.4.2.16.2.5加大电力设施保护的宣传工作,避免发生在电力线路走廊附近放风筝或抛扔杂物等造成的配电线路故障。
6.4.2.16.3树木修剪工作
6.4.2.16.3.1应以冬季修剪去树为主、春季修剪为辅。每年开展修剪去树工作前，向园林等树权单位提交修剪树枝通知书,提供准确的修剪去树图纸,做好现场配合。
6.4.2.16.3.2绝缘线路应按裸导线相同要求，与树枝保持安全距离，以防止树枝磨损绝缘层，发生接地、短路故障。
6.4.2.16.4防鸟害工作
6.4.2.16.4.1鸟害多集中爆发于3月-6月份，各单位应根据鸟害多发区、鸟害类型、鸟类生活习性、鸟体大小等特点，提前采取措施，通过合理采用加装风车式驱鸟器、顶部加装占位器或防鸟针、金属横担无棱化改造、部分带电部位绝缘化改造等措施降低鸟害故障频次。
6.4.2.16.4.2对架空线路实施全绝缘化改造，重点对导线连接部位、线路T接点引线、隔离开关、变压器、断路器等设备套管裸露带电部位实施全绝缘封闭:不具备全绝缘化改造的地区，应在鸟害严重区域对架空线路导线固定点(两侧各1m处)开展局部绝缘化改造，或采取金属横担涂刷绝缘涂料等措施，减少鸟害及小动物引发的配电线路故障。
6.4.2.16.4.3对乌鸦等鸟类群体性起落造成线路舞动(摆动)地区的架空配电线路，可采取缩短线路档距、减小线路弧垂、强化导线固定点等措施减少线路故障。
6.4.2.16.5防汛工作
每年六月上旬应完成为水库、重点水闸、立交桥泵站等防汛设施供电的中低压配电线路、变压器的巡视检查、小修和缺陷处理，提前做好防汛物资储备。重点检查沟旁、塘边、山坡、人防工事等处可能被洪水冲刷的电杆、变压器台，以及雷雨大风时可能倒伏到线路上的树木。对插入导线中或在导线上方的树枝应进行修剪。根据历年水情，对沿线路有可能发生山洪、泥石流的地段采取防洪措施。
6.4.2.16.6防风工作
每年春夏大风季节之前，重点检查:导线弧垂是否过松、过紧;线路周围有无堆放易被风刮起的锡铂纸、塑料布、草垛等物:有无可能倒伏、落枝的树木。
6.4.2.16.7防污工作
6.4.2.16.7.1每年十月底前，应结合线路巡视检查、核实线路周围污源的性质、距离和方向等情况，确定线路污秽等级。污秽等级不易确定时应进行等值附盐密度测定，运行人员并应建立历年线路污秽调查表和防污清扫记录。
6.4.2.16.7.2防污工作应在每年雨加雪发生前完成。根据污源性质和线路污秽等级的不同，防污工作可采取登杆清扫、更换高绝缘级别的绝缘子、更换绝缘线或每一至二年轮换绝缘子等方式。运行人员对污闪事故应认真记录分析,以指导防污工作。
6.4.2.16.8防雷工作
6.4.2.16.8.1针对雷电多发区域和重要用户的架空配电线路,应按照线路走廊雷电活动强度、地形地貌等进行差异化设计，可采取每3个档距加装线路避雷器和选用耐雷水平较高的设备等措施，减少雷电引发的配电线路故障。
6.4.2.16.8.2加强对配电网避雷装置的定期巡视检查工作,按规定开展接地电阻测试，配电变压器、柱上开关、柱上断路器等配电设备及配电线路杆塔接地电阻应符合规定值。
6.4.2.16.8.3为防止配电设备雷击跳闸事故,配电变压器高低压两侧、断路器两侧、隔离开关两侧、与架空线路连接的电缆两侧均应装设避雷器，且必须装设采用镀锌扁钢材质的独立接地引下线(相关要求《参照内蒙古电力公司配电网典型设计》)，接地引下线禁止使用圆钢或皮线。
6.4.2.16.8.4配电网中的避雷针必须有独立接地网,且与配电线路保持足够安全距离，配电线路不允许在杆塔上加装避雷针。
6.4.2.16.8.5尝试开展新型防雷设备(设施)和材料的试点应用工作。
6.4.2.16.9防寒防雪工作
结合线路巡视检查导线弧垂是否过紧，及时调整导线弧垂或实施线路及变压器台绝缘化。
6.4.2.16.10迎峰工作
在夏季、冬季负荷高峰来临之前，应进行负荷测试、分析。对负荷高峰期间可能满负荷或过负荷的线路、变压器采取相应的措施;对接头接点重点检查监视，采集高峰负荷记录:夏季负荷高峰与气温高峰重叠期间，应加强对线路交叉跨越的检查。
6.4.2.16.11保电工作
遇有重大节日、重要会议、大型集会、演出或特殊、突发性事件需要保障供电时，根据配网运行情况和有关部门要求开展保电工作，供电部门应根据保电范围、设备运行情况等提前开展设备消缺、负荷调整、电源车保养等工作。保电工作应制定周密的保电方案，建立值班制度，完善应急处理机制。
6.4.3 配电设备状态管理
6.4.3.1设备状态管理的一般要求
6.4.3.1.1设备状态管理是以强化现有基础数据管理，采用各类信息化管理手段(如电网 SCADA系统、配电自动化系统、用电信息采集系统等)，以及各类离线、在线的检测手段(如红外检测、OWTS局放检测等)，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，并进一步指导优化配电网运行、检修工作。
6.4.3.1.2公司生产科技部制定状态管理要求，各单位生产技术部、旗县区供电分公司以及配网运检班组(供电所)按要求开展配电设备状态管理工作，配备必要的仪器设备，实行专人负责。电科院做好技术支持工作。
6.4.3.1.3设备自投入运行之日起应纳入设备状态管理。
6.4.3.2设备状态信息收集管理
6.4.3.2.1信息收集的一般要求:
配电网设备状态信息收集应坚持准确性、全面性与时效性的原则，各相关专业部门应根据运行单位需要及时提供信息资料;
信息收集应通过内部、外部多种渠道获得，如现场巡视检查、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;
运行单位应制订定期收集配电网运行信息的计划与方法，对于收集的信息，运行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。
6.4.3.2.2原始资料信息收集内容:铭牌参数;型式试验报告;订货技术协议;设备监造报告;出厂试验报告;运输安装记录;
交接验收报告。
6.4.3.2.3运行资料信息收集内容:运行工况记录信息;
历年缺陷及异常记录;
巡检情况;
不停电检测记录。
6.4.3.2.4检修资料信息收集内容:检修报告;
例行试验报告;诊断性试验报告;
有关反措执行情况;
部件更换情况;
检修人员对设备的巡检记录。
6.4.3.2.5其他资料信息收集内容:
同型(同类)设备的交接试验、运行、修试、缺陷和故障的情况;
相关反措执行情况;
6.4.3.2.6同类型设备家族缺陷参考信息。
6.4.3.3设备状态评价
6.4.3.3.1设备状态评价是配电网运行工作的重要内容，状态评价的设备范围包括架空线路、电缆线路、柱上开关设备、配电变压器、开关柜等。
6.4.3.3.1.1架空线路以线段按主线(小分支可归并到上一级线路)和分支线为基本单元开展评价;
6.4.3.3.1.2电缆线路以段为基本单元开展评价;
6.4.3.3.1.3柱上设备、配电变压器、开关柜等以台为单元开展评价。
6.4.3.3.2设备状态量评价原则如下:
各单位可根据不同的气候与地域特点，合理确定本地区的评价扣分值、各部件权重等评价指标，但同一单位内部应统一;
设备状态量的评价应该基于巡视检查、例行试验、诊断性试验、家族缺陷、运行信息等状态信息，包括其现象、量值大小以及发展趋势，结合同类设备的比较，做出综合判断;
有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，应加强跟踪分析;
有异常值要求的状态量，若当前试验值超过异常值或接近异常值的趋势明显，对于运行设备应尽快安排停电试验，对于停电设备，消除此隐患前不宜投入运行。
6.4.3.3.3在相近的运行和检测条件下，同型号同批次设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进行显著性差异分析;若某台设备某个状态量与同型号同批次设备有显著性差异，即使未超过注意值或异常值要求，也应引起注意，作为本规程对部分状态量要求“没有明显变化”或类似要求的判断依据。
6.4.3.3.4设备状态评价结果分为以下四个状态:
正常状态:表示配电设备各状态量均未产生劣化，或一般状态量产生轻微劣化，可以正常运行。
注意状态:表示配电设备一般状态量产生较大劣化,或关注及以上状态量轻微劣化，而劣化状态量总数不超过警示值，可以正常运行。
异常状态:配电设备一般状态量严重劣化，或关注及以上状态量较大劣化，或劣化状态量总数超过警示值，应监视运行，采取相应的处理措施，或适时安排停电检修。
严重状态:关注或重要状态量严重劣化，需要尽快安排停电检修消缺。
6.4.3.3.5评价周期:
各运行部门根据运行巡视结果、缺陷发现、处理情况、设备检修、预试情况等，根据配电线路和设备评价单元划分，结合状态评价结果，每年度对管辖范围内的配电设备、线路进行状态评价和定级。
公司所属各旗县区供电分公司应在每年10月30日前统计汇总当年设备评价定级情况(见附表)报盟市局生产技术部;各地生产技术部在每年11月30日前将配电线路和设备定级情况报公司生产科技部和电科院。
6.4.4配网分级保护管理
6.4.4.1 各单位应严格按照公司《配电线路开关及故障指示器指导原则》要求，合理补充优化配电网分支、分段开关配置，配置合理的保护定值，改善配电线路各级保护配合关系，减少越级跳闸，缩小停电范围，提升供电可靠性。
6.4.4.2 各盟市供电公司、旗县区供电分公司应每年定期开展继电保护分级管理培训，确保各旗县区供电分公司至少具备1名及以上人员具备配网分级保护整定计算能力。
6.4.4.3保护配置应遵循如下原则:配网服从主网;配电线路主线下一级保护服从上一级保护;配电线路分支保护服从上一级分段保护;用户分界开关服从上一级配电线路分段分支保护。
6.4.4.4 时间级差△t要求不大于0.3s,并要求按照配电线路分级情况及设备实际运行情况选择级差。
6.4.4.5 分支分段分界开关的保护定值计算按照职能划分，由相关专业按照运维班组提供的配电线路所需的设备参数、运行方式等资料进行计算、整定，设备参数、保护用设备参数或保护装置发生误动、拒动等情形时，应重新计算保护定值、整定。
6.4.4.6新投入的保护定值应形成保护定值单，并将原始计算资料按线路或变电站进行归档，保护定值重新整定后，应将定值更改时间、更改原因、更改前后数据等留档。
6.4.4.7每年应对开关保护定值进行一次核对。
6.4.4.8分段断路器及环网箱具备保护功能的，均应进行定值整定，跳闸或是告警功能的投入应根据配电线路保护设置要求进行配置。
6.4.4.9配电线路主线上各分支线的分支开关保护应投入;分支线为全架空线的分支开关应配置重合闸，重合闸可投入。
6.4.4.10线路上两级保护(分段)之间有多条分支线时，各分支开关按同一级开关整定原则设置保护定值。
6.4.5 故障处理
6.4.5.1故障处理的原则
故障处理应遵循保人身、保电网、保设备的原则，尽快查明故障地点和原因，消除故障根源，防止故障的扩大，及时恢复用户供电。具体如下: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;
尽量缩小故障停电范围和减少故障损失;
多处故障时处理顺序是先主干线后分支线，先公用变压器后专用变压器;
对故障停电用户恢复供电顺序为，先重要用户后一般用户，优先恢复一、二级负荷用户供电。
6.4.5.2故障处理的要求
6.4.5.2.1线路上的熔断器熔断或柱上断路器跳闸后，不得盲目试送，应迅速组织人员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)，直到查找到故障原因，检修人员对故障处理完毕后，方可恢复供电。
6.4.5.2.2已发现的短路故障修复后,应检查故障点前后的连接点(跳档,搭头线)，确无问题方可恢复供电。
6.4.5.2.3中性点小电流接地系统发生永久性接地故障时，应先确认故障线路，然后可用柱上开关或其它设备(负荷开关、跌落熔断器需校验开断接地电流能力，否则应停电操作)及其它技术手段，分段选出故障段。
6.4.5.2.4电缆线路发生故障，根据线路跳闸、故障测距和故障寻址器动作等信息，对故障点位置进行初步判断，故障电缆段查出后，应将其与其他带电设备隔离，并做好满足故障点测寻及处理的安全措施，故障点经初步测定后，在精确定位前应与电缆路径图仔细核对，必要时应用电缆路径仪探测确定其准确路径。
6.4.5.2.5锯断故障电缆前应与电缆走向图进行核对，必要时使用专用仪器进行确认，在保证电缆导体可靠接地后，方可工作。
6.4.5.2.6电缆线路发生故障，在故障未开展修复前应对故障点进行适当的保护，避免因雨水、潮气等影响使电缆绝缘受损。故障电缆修复前应检查电缆受潮情况，如有进水或受潮，必须采取去潮措施或切除受潮线段。在确认电缆未受潮、分段绝缘合格后，方可进行故障部位修复。
6.4.5.2.7电缆线路故障处理前后都应进行相关试验，以保证故障点全部排除及处理完好。
6.4.5.2.8变压器一次熔丝熔断应详细检查一次侧设备及变压器，无问题后方可送电:一次熔丝两相及以上熔断时，除应详细检查一次侧设备及变压器外，还应检查低压出线以下设备的情况，确认无故障后才能送电。
6.4.5.2.9变压器等充油设备发生冒油、冒烟或外壳过热现象时，应断开电源，待冷却后处理。
6.4.5.2.10变压器保护开关跳闸时，应对配变作外部检查和内部测试后才可恢复供电。
6.4.5.2.11中压开闭所、环网单元、分支箱母线电压互感器发生异常情况(如冒烟、内部放电等)，应先用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后隔离故障电压互感器。不得直接拉开该电压互感器的电源隔离开关，其二次侧不得与正常运行的电压互感器二次侧并列。
6.4.5.2.12中压开闭所、环网单元、分支箱母线避雷器发生异常情况(如内部有异声)的处理方法同母线电压互感器故障处理方法相同。
6.4.5.2.13操作充气式开关柜、环网柜开关时应检查气压表，在发现气压表(密度表)指示低于操作允许值时，应停止操作并立即汇报，等候处理。
6.4.5.2.14 线路故障跳闸但重合闸成功，运行单位必须尽快查明原因。
6.4.5.2.15电气设备发生火灾时，运行人员应首先设法切断电源，然后再进行灭火。
6.4.5.2.16事故查找人员应将事故现场状况和经过做好记录，并收集引起故障的所有部件，并应妥协保管，作为分析事故的依据。
6.4.5.2.17与110kV及以上电压等级电缆线路共用隧道、电缆沟、综合管廊电力舱且中性点不接地中低压(20、10、6、0.4kV)电力电缆线路发生接地故障后，应立即采取停电措施，不得带故障接地运行。
6.4.5.3故障的统计与分析
6.4.5.3.1公司生产科技部制定故障统计与分析要求，各单位生产技术部、旗县区供电分公司以及配网运检班组(供电所)按要求逐级开展故障统计与分析工作。
6.4.5.3.2故障发生后，运行单位应及时分析故障原因，制订防范措施，并按规定完成分析报告(见附录A.3)与分类统计上报工作。
6.4.5.3.3故障分析报告主要内容:
故障情况，包括系统运行方式、故障及修复过程、相关保护动作信息、负荷损失情况等;
故障基本信息，包括线路或设备名称、投运时间、制造厂家、规格型号、施工单位等:
原因分析，包括故障部位、故障性质、故障原因等;暴露出的问题，采取的应对措施等。
6.4.5.3.4旗县区供电分公司应制定事故应急预案，配备足够的抢修工具，储备合理数量的备品、备件;事故抢修备品使用后，应做好使用记录，并及时补充。
6.4.6运行技术管理
6.4.6.1运行资料管理
6.4.6.1.1公司生产科技部制定运行资料管理要求，各单位生产技术部按公司规定对旗县区供电分公司运行资料管理开展检查，旗县区供电分公司以及配网运检班组(供电所)按要求开展运行资料管理工作。
6.4.6.1.2运行资料管理是配电网运行管理的基础，各运行单位应积极应用各类信息化手段，进一步加强运行资料管理、确保资料的及时性、准确性、完整性、唯一性，减轻维护工作量;各单位应结合生产管理系统逐步统一各类资料的格式与管理流程，实现规范化与标准化。除档案管理有特别要求外，各类资料的保存方式应向无纸化方向发展。
6.4.6.1.3中压线路运行技术资料包括:
配电系统接线图和地理接线图(逐步采用地理信息数据);
线路资产图;负荷记录;缺陷记录;故障记录;
树木(绝缘子)分布图表:
中压及低压双电源(或有自备电源)户名记录表;中压用户一览表;
真空开关(隔离开关)的测试记录;
避雷器的测试记录;
接地电阻测试记录;
交叉跨越记录;线路跨房记录;
线路污秽调查及防污清扫记录表;线路检查及缺陷处理记录表;
大修、技改、维修工作记录表;
中压线路自动化运行系统图;重要负荷及保电场所台帐。
6.4.6.1.4低压线路运行技术资料包括:资产统计图表;缺陷记录;树木分布图;维修记录。
6.4.6.1.5电缆线路运行技术资料包括:
电缆线路和管线的测绘图(逐步采用地理信息数据);
电缆线路竣工图;
与电缆中间头和终端头的安装及检修相应的工艺标准和设计装配图;规划批文和路径协议文件及资料;
电缆隧道、电缆沟、排管、工井平面图和断面图;电缆线路、附件及设备合格证、产品说明书;
电缆线路巡视记录;
电缆管沟巡视记录;
运行记录(包括故障及事故记录):
缺陷记录;
故障技术分析报告;
负荷记录;测温记录;试验报告;
备品备件清册。
6.4.6.1.6环网单元、分支箱、箱式变电站等设备运行技术资料包括:
电气主接线图;
台账(包括设备编号、安装位置、厂名厂号、安装日期、相别、容量);设备分布图(按线路);
设备档案袋(内装装拆记录、出厂和大修试验记录、预试记录等相关资料);巡视及缺陷记录;
运行记录(包括电流、电压测定记录，接地电阻测定记录);故障记录;
资产统计记录;
负荷测量记录和负荷审批记录;
保护定值(熔丝配置)记录。
6.4.6.2验收管理
6.4.6.2.1一般要求:
配电网新扩建、改造、检修工作的验收应按照国家、行业及公司相关验收规范内容与要求进行;
验收分为中间检查验收和竣工验收。验收工作重点检查设备图纸、资料，安装记录和试验报告,设备及系统的整体性能，安全设施及防护装置等。验收中确认的缺陷，应由检修、施工单位在投运前处理完毕;
运行人员应参加对配电网新扩建、改造、检修等项目的验收，并积极介入项目规划方案、设计审查、设备选型等全过程管理:
配电网新扩建、改造、检修工作结束后，运行人员应及时掌握并记录设备变更、试验、检修情况以及运行中应注意的事项，明确设备是否合格、是否可以投入运行的结论，并在各种资料、图纸齐全，手续完备、现场验收合格的情况下，予以投入运行。
6.4.6.2.2资料验收:
线路走廊以及城市规划部门批准文件，包括建设规划许可证、规划部门对于线路路径的批复文件、施工许可证等;竣工图纸和线路路径图;
完整的设计资料，包括初步设计、施工图及设计变更文件、设计审查文件等;设备、线路(通道)沿线施工与有关单位签署的各种协议;工程施工监理文件、质量文件及各种施工原始记录;隐蔽工程中间验收记录及签证书;施工缺陷处理记录及附图;
线路、设备交接试验记录;
线路、设备接地系统安装记录、安装位置图及接线图;
各电缆工井内管孔敷设剖面图:
设备的原始记录，设备开箱进库验收单及附件装箱单;附件合格证明，安装工艺图，出厂资料;
交叉跨越距离记录及有关协议文件等。
6.4.6.2.3试验验收:
对于投入运行前的配电网线路、设备，应根据GB 50150开展交接试验工作，做到应试必试、试必试全。
试验发现的问题要及时进行记录、分析、汇总，重大问题要及时汇报，发现的设备缺陷按照缺陷管理流程处理。
6.4.6.3生产设备缺陷、隐患及风险管理
6.4.6.3.2运行单位应建立缺陷、隐患及风险管理台账，及时更新核对，保证台账与实际相符。
6.4.6.3.1运行单位应制定缺陷、隐患及风险管理流程，对缺陷及隐患的上报、定性、处理和验收等环节实行闭环管理。
6.4.6.3.3生产设备缺陷是指使用中的生产设备或相应的辅助设备，在运行或备用时发生的异常现象，将影响设备的安全、可靠、经济运行以及出力、寿命和电能质量等，严重情况下可能造成设备停运、故障，并引发人身或电网事故。生产设备缺陷的分类原则如下:
一般缺陷:电网设备在运行中发生了偏离运行标准的误差，尚未超过允许范围，在一定期限内对安全运行影响不大;
重大(严重)缺陷:电网设备在运行中发生了偏离且超过运行标准允许范围的误差，对人身或设备有重要威胁，暂时尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故。
紧急(危急)缺陷:电网设备在运行中发生了偏离且超过运行标准允许范围的误差，直接威胁安全运行并需立即处理，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。
6.4.6.3.4生产设备隐患是指生产设备因家族性缺陷、严重及以上缺陷未能及时处理、运行状态管控缺失、经受不良工况或电气运行环境(网络结构、负荷分布)改变等情况，可能导致事故发生的不安全状态，经评估达到隐患认定标准的，纳入隐患管理范畴进行管控和治理。生产设备隐患的分类原则如下:
--特别重大隐患:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的一级设备事故的隐患。
一一重大隐患:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的二级设备事故的隐患;或由于设备原因可能导致重要电力用户严重生产事故的隐患。
一一较大隐患:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的三级设备事故的隐患。
--一般隐患:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的四级设备事故的隐患。
一一较小隐患:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的五级及以下设备事故的隐患。
6.4.6.3.5生产设备风险是指生产设备存在因所在生产场所、地质地形、动物植物、气候气象等外部运行环境改变，或由于外力破坏、自然灾害影响，造成事故发生的可能性及其可能造成损失的组合。生产设备风险是指生产设备存在因所在生产场所、地质地形、动物植物、气候气象等外部运行环境改变，或由于外力破坏、自然灾害影响，造成事故发生的可能性及其可能造成损失的组合。生产设备风险的分类原则如下:
一-特别重大风险:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的一级及以上设备事故的风险。
--重大风险:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的二级设备事故的风险。
一一较大风险:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的三级设备事故或造成重要电力用户、东送输电线路故障的风险。
--一般风险:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的四级设备事故的风险。
一一较小风险:是指可能引发公司《安全生产事故调查管理办法》规定的五级及以下设备事故的风险。
6.4.6.3.6缺陷、隐患及风险治理防控要求
6.4.6.3.6.1 根据“分级管理、分类指导、落实责任、全员参与”的要求，建立公司总部、盟市供电公司、专业生产机构和旗县(区)供电分公司、专业生产班组四级缺陷、隐患、风险排查治理防控工作机制。
6.4.6.3.6.2盟市供电公司是隐患风险防控工作的责任主体，专业生产机构和旗县(区)供电分公司是隐患风险排查治理的责任主体
6.4.6.3.6.3排查和评估
一一专业生产班组按巡视计划开展电力设备巡视、检查，根据设备运行情况及公司缺陷管理标准，开展设备缺陷排查初评工作。
一一专业生产机构和旗县(区)供电分公司根据生产设备运行状态、班组发现的缺陷以及运行环境等情况，负责开展隐患、风险排查和初评工作。
一一公司总部负责组织对涉及多个单位的生产设备隐患、风险的排查评估工作。
一一盟市供电公司负责组织对涉及多个专业的生产设备隐患、风险的排查评估工作。
6.4.6.3.7认定和上报
--专业生产班组根据公司生产设备缺陷管理标准，开展生产设备缺陷认定和上报工作。
-一专业生产机构和旗县(区)供电分公司负责对班组认定上报的生产设备缺陷进行复核;组织认定一般及以下生产设备隐患和风险。
一-盟市供电公司负责较大及以上生产设备隐患、风险认定和上报工作，重大及以上电力设备隐患、风险由分管安全生产领导审核后报公司总部复核。
一一公司总部负责对各盟市供电公司上报的重大及以上隐患治理和风险防控方案进行复核，并按规定上报自治区能源主管部门和上级能源监管部门。
6.4.6.3.8治理和防控
一一生产班组在专业生产机构和旗县(区)供电分公司指导下，完成设备缺陷消除和验收工作。
一一专业生产机构和旗县(区)供电分公司负责编制本单位一般及以下隐患治理、风险防控方案;组织一般及以下隐患治理和风险防控工作。
一一盟市供电公司负责编制本单位较大及以上隐患治理和风险防控方案;组织较大及以上隐患治理和风险防控工作:组织对较大及以下隐患治理和风险防控完成情况进行验收评价。
-一公司总部负责对认定的重大及以上隐患和风险进行监督指导，并跟进、推动、协调治理防控方案的实施;组织对重大及以上隐患治理和风险防控完成情况进行验收评价。
6.4.6.3.9紧急(危急)缺陷消除时间不得超过24小时，重大(严重)缺陷应在7 天内消除，一般缺陷可结合检修计划尽早消除，但应处于可控状态。
6.4.6.3.10设备带缺陷、隐患及风险运行期间，运行单位应加强监视，必要时制定相应应急措施。
6.4.6.3.11运行单位定期开展缺陷统计分析工作，及时掌握缺陷消除情况和缺陷产生的原因，有针对性采取相应措施。
6.4.6.4 运行分析
6.4.6.4.1根据配电网管理工作、运行情况、巡视结果、状态评价等信息对配电网进行运行分析，对运行工作中出现的带有共性的问题进行有针对性地分析，提出解决办法，提高运行管理水平。
6.4.6.4.2通过运行分析，运行单位应对存在的问题进行分类，并结合配电网基建、技改、大修项目制定整改计划。
6.4.6.4.3配电网运行分析内容应包括:运行管理工作分析、运行情况分析、缺陷及故障分析以及负荷分析等。
6.4.6.4.4配电网运行分析周期为每月一次。运检班组每月底前编制月度配网专业分析报告(见附录表A.1)于每月1日时上报旗县区供电分公司;旗县区供电分公司每月2日前编制月度配网专业分析报告，于每月3日时上报生产技术部;生产技术部每月3日前编制月度配网专业分析报告，于每月4日时上报公司生产科技部，遇节假日顺延至上班第一天。
6.4.6.4.5运行管理工作分析内容:
配电网运行管理方面是否存在薄弱环节;
规章制度是否齐全，现场标识、标志，警示是否齐全、醒目;图纸资料与现场是否相符;
倒闸操作是否符合规定;
巡视工作是否到位;
试验工作是否按规定开展;
负荷测试、红外测温等工作是否符合要求:
运行资料记录是否齐全、完整。
6.4.6.4.6运行情况分析内容包括但不限于:
是否存在供电“瓶颈”的情况;
是否存在设备老化、设备不满足规范要求的情况;是否存在公用配变布点不合理、超载情况;
是否存在设备家族性缺陷情况;
是否存在外部环境、施工影响配电网安全运行的情况;特殊天气条件下的设备运行情况;
是否存在电压质量不合格、无功补偿不足的情况。
6.4.6.4.7缺陷及故障分析:
配网缺陷应分类统计、分析，找出缺陷产生的原因，分析是否存在设备质量、施工质量、运行维护缺失、管理漏洞等因素;
分析故障发生原因、发展的过程，可能造成的危害，提出今后重点预防的措施;通过缺陷和故障分析，找出配电网存在的问题与薄弱环节。
6.4.6.5标志标识
6.4.6.5.1配电网设备设施的标志标识，应符合电力安全工作规程要求，保证电力安全运行需要。
6.4.6.5.2所有已投运的配电设备应具有正确齐全的设备标识，同一调度权限范围内，设备名称及编号应唯一。
6.4.6.5.3配电线路及设备的现场标识牌、警示牌应完好、齐全、清晰、规范，装设位置明显、直观，缺损时应及时补充和恢复。
6.4.6.5.4新建和改造的配电设备应在投运前完善相关的标志标识。
6.4.6.5.5需要进行标识主要设备设施有:
架空线路杆塔上的线路名称、编号、杆塔编号、特殊编码，同杆架设的多回线路的不同色标;
柱上变、柱上开关设备、中压开闭所、环网单元、电缆分支箱、配电室、箱式变电站等设备的名称、编号及适当的警示牌:
联络开关的警告标志;
终端悬挂的电缆杆上部分、电缆井内的电缆本体的名称、型号及相关信息;直埋电缆的地面标志桩;
电缆工作井、电缆隧道的名称、编码:
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、户外环网单元、电缆分支箱等的反光漆标志;
同杆架设的不同电源警告牌;
出线杆、分支杆、转角杆、电缆杆反映导线相位的相色标志;电缆终端头、设备接线端子的相色标志;
其它存在安全隐患而应设置警示标识的。
6.4.6.6电压及无功管理
6.4.6.6.1 10(6) kV三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%，0.4kV及以下单相供电电压允许偏差为额定电压的-10%~+7%。
6.4.6.6.2配电变压器(含配电室、箱变、柱上变压器)安装无功自动补偿装置时，应符合下列规定:
在低压侧母线上装设，容量按配电变压器容量20%~40%考虑;以电压为约束条件，根据无功需量进行分组自动投切;宜采用交流接触器一晶闸管复合投切方式;
合理选择配电变压器分接头，避免电压过高电容器无法投入运行。
6.4.6.6.3在供电距离远、功率因数低的架空线路上可适当安装具备自动投切功能的并联补偿电容器，其容量(包括用户)一般按线路上配电变压器总量的7%~10%配置(或经计算确定)，但不应在负荷低谷时向系统倒送无功;柱上电容器的保护熔丝可按电容器的额定电流的1.2~1.3倍进行整定。
6.4.6.6.4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或采集一次。电压监测点宜按出线首尾成对设置。
6.4.6.6.5用户电压超过规定范围应采取措施进行调整，调节电压可以采用以下措施:
主变压器配置有载调压开关，在中低压侧母线上装设无功补偿装置;合理选择配电变压器分接头;
缩短线路供电半径及平衡三相负荷，必要时在中压线路上加装调压器。
6.4.6.6.6对于有以下情况的，应及时测量电压:
投入较大负荷;
用户反映电压不正常;
三相电压不平衡，烧坏用电设备;
更换或新装变压器;变压器分接头调整后;
6.4.6.6.7各单位每年应安排进行一次无功实测。
6.4.6.7 负荷管理
6.4.6.7.1配电网负荷管理优先考虑设备的安全性，兼顾经济性，配电线路及设备严禁超载运行。10(6)kV联络线路最大载流量不应超过线路允许载流量的60%，超过时必须采取分流措施;非联络线路负荷电流参考附录C的要求，线路及设备重载(按线路、设备限额电流值的80%考虑)时，应加强运行监督，及时制定分流计划。
6.4.6.7.2运行单位应通过各种手段定期收集配电线路、设备的实际负荷情况，为配电网运行分析提供依据，重负荷时期应缩短收集周期。
6.4.6.7.3配电变压器运行应经济，年最大负载率不宜低于50%，季节性用电的专用变压器，应在无负荷季节停止运行: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。
6.4.6.7.4变压器的三相负荷应力求平衡，不平衡度不应大于15%，只带少量单相负荷的三相变压器，中性线电流不应超过额定电流的25%，不符合上述规定时，应及时调整负荷;不平衡度宜按:(最大电流-最小电流)/最大电流x100%的方式计算。
6.4.6.7.5变压器熔丝选择，应按熔丝的安-秒特性曲线选定。
6.4.6.7.6单相配电变压器布点均应遵循三相平衡的原则，按各相间轮流分布，尽可能消除中压三相系统不平衡。
6.4.6.8可接带能力传递发布管理
6.4.6.8.1所属单位配网运检班组应利用信息系统召测、现场测量等方式对所辖线路、变台负荷每月定期进行监控测量，并及时上报。
6.4.6.8.2所属单位各旗县区供电分公司应根据有关规定，每月定期对所辖配电线路、变台的负荷情况进行汇总，对线路、变台的接带能力进行评估，并按月通过营业服务窗口进行公示。
6.4.6.8.3所属单位各旗县区供电分公司要对无接带负荷能力及负荷率偏高的线路、设备提出改造方案及需求，定期向计划部门报送，并全程参与项目申报、审核、实施、验收等工作。
6.4.6.8.4所属单位各旗县区供电分公司要及时掌握客户用电需求。
6.4.6.8.5所属单位生产技术部应定期审核各旗县区供电分公司线路、变台负荷接带情况及负荷分流改造方案，及时跟踪项目申报、实施情况。
6.4.6.9试验管理
6.4.6.9.1所属单位旗县区供电分公司应根据有关规定，做好配电线路、设备及设施的预防性试验管理工作。
6.4.6.9.2所属单位配网运检班组应做好试验仪器的管理，定期进行检验，对不符合要求的仪器应予以淘汰。
6.4.6.9.3所属单位配网运检班组应对新建配电线路、设备及设施的交接试验结果严格审查把关。
6.4.6.9.4所属单位配网运检班组应根据配电线路、设备及设施运行分析结果、状态检修的要求或特殊工作需求(如保供电)，有针对性对设备进行预防性试验，并做好相关试验的记录。
6.4.6.10新设备入网管理
6.4.6.10.1新技术、新产品入网应按照有关规定，严禁未经鉴定、审核批准的新设备挂网运行。
6.4.6.10.2所属单位旗县区供电分公司应严格审核接入公用配电网的客户设备，并在产权分界点处装设分界开关。
6.4.6.10.3公司生产科技部负责组织制定配电新设备、配电自动化新设备的技术规范书和入网检测标准，电科院负责配电新设备、配电自动化新设备的入网检测工作。
6.4.6.10.4新技术、新产品通过入网检测后，经过半年的挂网试运行，经验收合格，方可推广运用。
6.4.6.11故障抢修管理
6.4.6.11.1所属单位旗县区供电分公司应根据具体情况，制定配电故障抢修工作的规定，并按照流程进行故障抢修。
6.4.6.11.2所属单位配网运检班组应制定故障抢修处理原则，应视故障大小或轻重缓急情况，突出重点，有序处理。
6.4.6.11.3中低压配电线路、设备的故障巡视应在故障发生后及时开展。山区线路夜间故障巡视以及雷雨、大风等恶劣天气情况下的故障巡视应在保证安全前提下进行。
6.4.6.11.4在5级及以上的大风以及暴雨、雷电、冰雹、大雾、沙尘暴等恶劣天气下，应停止露天高处作业。如在抢修过程中无法保证人身安全的，应及时从危险区域内撤出作业人员，疏散可能危及的其他人员，并设置警戒标识。
6.4.6.11.5对因客户设备故障导致公用配电网故障的，配电运行部门隔离故障后应及时通知用电检查班组，由用电检查班组督促客户对故障设备进行处理，并经用电检查部门检验合格、用电检查手续完备后方可恢复送电。
6.4.6.11.6所属单位配网运检班组应做好故障抢修的记录，包括发现故障或受理故障处理的时间、天气情况、故障原因、停电范围、抢修人员、处理情况、故障定位时间、故障隔离时间、转供电时间、故障修复时间等。
6.4.6.12 培训管理
6.4.6.12.1公司所属各级配电管理部门应建立定期培训制度，制度培训目标和年度培训计划，有针对性的开展岗位培训和技能培训，确保培训质量和效果。
6.4.6.12.2运行维护人员，都必须经过上岗培训、考试和审批手续，方可正式上岗参加作业。因工作调动或其他原因离岗三个月以上者，必须重新履行以上程序。新人员应进行上岗培训，考试合格后方可上岗工作。
6.4.7安全管理
6.4.7.1工作票、操作票管理
6.4.7.1.1所属单位旗县区供电分公司应按照《国家电网公司公司电力安全工作规程(配电部分)》(试行)以及公司相关管理规定加强工作票、操作票(以下简称两票)管理
6.4.7.1.2所属单位旗县区供电分公司应执行《国家电网公司公司电力安全工作规程(配电部分)》(试行)要求，统一工作票、操作票的格式。在电气设备上或生产场所工作，应根据工作性质选用以下相应的电气工作票、检修申请单或规范性书面记录:
6.4.7.1.3所属单位旗县区供电分公司应加强两票管理，内容包括相关工作标准的制定、安全责任的落实及奖惩、两票执行全过程的监督管理、两票的审查、统计分析、检查与考核等。
6.4.7.1.4安全监管部门必须加强两票相关人员资质管理，在两票执行过程中严格按照有关规定对签发人、许可人及工作负责人、作业人员等进行资质把关，禁止无资质的单位、个人在配电线路、设备及设施上工作。
6.4.7.1.5所属单位配网运检班组应加强两票执行管理，每月对执行结果进行审核和统计分析，将两票执行情况和存在的问题及时向本单位安全监督管理部门反馈。
6.4.7.2安全工器具管理
6.4.7.2.1所属单位旗县区供电分公司按照有关规定，结合生产实际制定安全工器具管理规定，对安全工器具的存放、使用、定期检查试验等环节实施全过程的管理。
6.4.7.2.2所属单位配网运检班组按照有关安全工器具的管理规定，配备规定种类和数量的安全工器具，建立安全工器具台帐。必须使用符合国家、行业标准的安全工器具。
6.4.7.2.3所属单位配网运检班组必须对在用安全工器具进行标志和编号。
6.4.7.2.4所属单位配网运检班组必须按有关规定对安全工器具进行试验，试验合格的工器具应做好试验标贴，标注清楚试验日期、有效期、试验人员等。
6.4.7.2.5所属单位配网运检班组应对个人安全工器具进行妥善保管。
6.4.7.2.6所属单位配网运检班组应对安全工器具实行定置管理。带电作业工器具、绝缘斗臂车应有专用库房存放。
6.5配网运行管理工作总结
6.5.1旗县区供电分公司每年1月10日前编制配网运行管理总结，于1月15日时上报生产技术部。
6.5.2生产技术部1月20日前编制配网运行管理总结，于1月25日时上报公司生产科技部。
7检查与考核
电力公司生产科技部对本标准规定的管理活动进行检查并对表1所列的指标进行公司系统性评价,依据评价结果提出考核意见:各单位负责对单位内部进行指标评价。
表1评价项目与指标
序号 评价项目 评价指标 责任部门(单位) 评价部门 (单位)
1 设备分界 明确分界点，公布及签订分界文件或协议。 旗县区供电分公司及配网运检班组(供电所) 生产技术部和生产技术部
2 巡视检查和防护 按要求开展巡视及防护工作。 旗县区供电分公司及配网运检班组(供电所) 生产技术部和生产技术部
3 设备状态管理 按要求开展配网设备状态管理工作。 旗县区供电分公司及配网运检班组(供电所) 生产技术部和生产技术部
4 故障处理 按要求开展配网故障处理及统计分析工作。 旗县区供电分公司及配网运检班组(供电所) 生产技术部和生产技术部
5 运行技术管理 按要求开展配网技术管理工作。 旗县区供电分公司及配网运检班组(供电所) 生产技术部和生产技术部
8报告与记录
表2给出了执行本标准形成的报告和记录。
表2报告与记录
序号 名称 填写部门 保存地点 保存期限
1 月度配网专业分析报告模板 配网运检班组(供电所)生产技术部、旗县区供电分公司本单位 5年
2 配网故障短信报送模板 配网运检班组(供电所)生产技术部、旗县区供电分公司本单位
3 配网故障分析报告 配网运检班组(供电所)生产技术部、旗县区供电分公司本单位 5年
4 配网运行管理总结 配网运检班组(供电所)生产技术部、旗县区供电分公司本单位 5年