第一篇：110kv变压器技术规范
35kV-110kV变压器施工方案☆
批准：
审核：
编制：
一、适用范围：
本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。
二、编制依据
1.电力工程咨询院有限公司(373-B1871S-D0201) 2.电气装置安装工程质量检验及评定规程(DLIT5161)
3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(GBJ148-90) 4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告
三、工作量
SZ11--50000/110变压器1台
四、工作人员安排(负责人、外用工及人员配备分工)
技 术 负 责 人：
施 工 负 责 人：
安 全 负 责 人： 高压试 验负责人：
五、工作期限(包括工日)
安装计划：工期15天。
六、施工机具、材料的准备
1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套
七、施工方案
1、 设备到货检查
1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，(带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处)检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。 1.2 与物资公司、监理单位共同按装箱单清点部件，核对附件、备品备件、专用工具、随机资料应与装箱单相符，检查附件外观应良好，无锈蚀及机械损伤，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤;检查连接螺栓应紧固良好;根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。 1.3 绝缘油检查 绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油;检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验;对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油(压器油、汽轮机油)取样》(GB7597-87)。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-91)的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。 1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。 1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。
2、 变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查
a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验(根据技术协议要求)，应无渗漏。
b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。
c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确;阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。
d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 e 满足以上条件后进行冷却器安装。 2.1.2冷却器安装
a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。 b 散热器组间距应不小于50mm。
d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。 e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。 2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查
检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。
2.2.2储油柜安装
确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就 位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口 端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再 将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。 注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采 用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。 支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局 部受力，致使油柜负重后变形。
连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管 下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。
严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。
一切检查就绪，准备注油。
2.3 套管试验(应与排油同时进行)
2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。
2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕;
b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净; c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全; d 套管应无渗油现象，油位指示正常;
e 经检查各项条件满足时即进行套管试验;
f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。 g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。 h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。
i 取套管油样进行色谱分析试验。 2.3.3利用吊车进行升高座CT试验
a 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。 b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。 c 对循环油进行取样试验。 d 进行伏安特性试验。 2.4 器身检查、套管安装
根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：
a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。 b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。 2.4.1器身检查
器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。
2.5 吊装套管及变压器组装
a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。 b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。 c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。 d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。
e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。 f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。 g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。 h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。 i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。
j 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，与其连通管的连接应密封良好。 2.6 电流互感器等附件安装
利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。 a 安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处;电流互感器和升高座的中心应一致;绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。 b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备;阀盖和升高座内部应清洁，密封良好;电接点应动作准确，绝缘应良好。 c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。 2.7 注意事项
2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。 2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。
八、 变压器安装质量要求
1. 冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司; 2. 附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤;
3. 到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货
4. 绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。
5. 器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%; 6. 本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s; 11. 补油应在无雨的干燥天气进行。
九、质量保证措施
1. 严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定; 2. 本施工组织设计工序对质量的要求进行施工; 3. 由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录; 4. 发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措 施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理; 5. 安装调整后，应及时向监理部进行报验。
6. 器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。 十. 变压器滤油措施
1. 本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。
2. 油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。 3. 现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。 4. 所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。 5. 对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。 6. 油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。 7. 各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。 8. 用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75%以下时进行。 9. 压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。
10. 滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60-80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。
11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。 12. 大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。
13. 滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。 14. 大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。
15. 变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd(90℃)≤0.5%
16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解 气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。 17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基 值不应大于1%。
十一. 变压器安装职业健康安全措施
1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽;
2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，技 术负责人、安全负责人、工作负责人始终在现场负责施工全过程指导监督;
3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者 坚决不用;
4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件;
5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。 6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后， 箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护;
7.登上器身或箱顶时，应通过梯子上下，梯子应结实，支撑稳固。所有工具应用绳索上下传递，严禁抛扔; 8.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。 9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具 用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，不起绒毛的干净工作服和塑料底新布鞋，严禁随身携带金属物品(工具除外);
10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的 回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。
11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，吊装过程中要紧密配合，被吊物应绑扎牢固,吊装过程要缓慢,严禁速起速落。 12.严禁人员在吊臂下穿行和停留;
13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度;
14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。
15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要 动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。 十
二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱
防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。 2.危险源：施工工具遗漏在变压器内
防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。 3.危险源：高空坠落
防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。
4.危险源：电击伤人
防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。
5.危险源：滤油失火
防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。 6. 危险源：硬物坠落，损伤设备
防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。 十
三、施工环境管理 1. 噪声防治 1.1防治标准 根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准， 即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。 1.2 控制措施
1.2.1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。
1.2.2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。
1.2.3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。 1.2.4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。 1.2.5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。
1.2.6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。 2. 固体废弃物控制
2.1施工产生固体废弃物分类
2.1.1可回收利用的固体废弃物;如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。 2.1.2不可回收的的废弃物;如：施工渣土
2.1.3危险固体废物;如：干电池、废碘钨灯管等 2.2 固体废弃物控制措施
2.2.1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。 2.2.2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。
2.2.3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。
2.2.4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。
2.2.5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。
2.2.6严禁焚烧塑料、橡胶、含油棉纱等物品，以免产生有毒气体，污染大气。
第二篇：前海物流园妈湾变电站110KV变压器采购
合格投标人公示
前海物流园妈湾变电站110KV变压器采购(工程编号：SB44030020090036)已经资格审查完毕，现将合格投标人公示如下：
1、深圳市时尧实业发展有限公司
2、特变电工衡阳变压器有限公司
3、深圳市合生电力科技有限公司
4、深圳市通意达机电设备有限公司
5、南京立业电力变压器有限公司
广州广高高压电器有限公司、深圳市杜科机电设备有限公司资格审查不合格原因：型式试验报告不满足报名条件(公告条件：要求制造商须有单台50MVA(或以上容量)的110KV(或以上电压)电力变压器的国家高压电器质量监督检验中心出具的型式试验报告;投标单位提供型式试验报告容量为40MVA)。
公示时间为2010年1月22日至2010年1月24日止，任何单位或个人如有任何意见，请在2010年1月24日17:00前以书面方式向我公司(深圳中邦国际工程科技顾问有限公司，文晓峰，电话：0755-33029510，传真：0755-88316169)反映。反映情况请提供相应的证明材料，并提供联系人及联系方式。公示期内未收到异议，我公司将按公示内容确定合格投标人。
深圳招商供电有限公司
深圳中邦国际工程科技顾问有限公司
2010年1月21日
第三篇：110（66）kV～500kV架空输电线路运行规范
目
录
第一章 总则 …………………………………………………………………………………1 第二章 引用标准 ……………………………………………………………………………1 第三章 岗位职责 ……………………………………………………………………………2 第四章 安全管理 ……………………………………………………………………………5 第五章 输电线路工程设计及验收管理 ……………………………………………………9 第六章 输电线路的运行管理 ………………………………………………………………10 第七章 特殊区段输电线路的管理 …………………………………………………………13 第八章 输电线路保护区管理 ………………………………………………………………13 第九章 运行维护重点工作 …………………………………………………………………15 第十章 输电线路缺陷管理 …………………………………………………………………23 第十一章 事故预想及处理 …………………………………………………………………24 第十二章 输电线路技术管理 ………………………………………………………………26 第十三章 输电线路评级与管理.……………………………………………………………29 第十四章 带电作业管理 ……………………………………………………………………29 第十五章 人员培训 …………………………………………………………………………31 附录A(规范性附录)：架空输电线路缺陷管理办法………………………………………35 附录B(规范性附录)：架空输电线路评级管理办法………………………………………38 附录C(规范性附录)：架空输电线路专业工作总结提纲……………………………42 附录D(规范性附录)：架空输电线路故障调查及统计办法………………………………47 附录E(资料性附录)：架空输电线路运行技术资料档案(技术专档、线路台帐)……54 编制说明 ………………………………………………………………………………………64
第一章 总 则
第一条 为了规范架空输电线路(以下简称“输电线路”或“线路”)的运行管理，使其达到标准化、制度化，保证设备安全、可靠、经济运行，特制定本规范。
第二条 本规范依据国家(行业)有关法律法规、标准(包括规程、规范等，下同)，以及国家电网公司发布的生产技术文件(包括导则、管理制度等，下同)，并结合近年来全国电力系统输电线路运行经验、设备评估分析而制定。
第三条 本规范对架空输电线路生产过程中的工程设计、验收、运行、缺陷管理、事故预想及处理、技术管理、设备评级、带电作业、人员培训等项工作以及运行维护重点工作，分别提出了具体要求或指导性意见。
第四条 本规范适用于国家电网公司系统内的110(66)kV~500kV交流架空输电线路。±500kV直流线路、35kV交流线路可参照执行。
第五条 各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司可根据本规范，制定适合本地区电网实际情况的实施细则。 第二章 引用标准
下列文件中的条款，通过本规范的引用即成为本规范的条款。凡是标注日期的引用文件，其后来所有的修改内容或修订版均不适用于本规范，但对根据本规范达成协议的各方，推荐使用这些文件的新内容或最新版本。凡是未标注日期的引用文件，其新内容或最新版本适用于本规范。
中华人民共和国电力法(中华人民共和国主席令第六十号) 电力设施保护条例(中华人民共和国国务院令第239号)
电力设施保护条例实施细则(中华人民共和国国家经济贸易委员会、中华人民共和国公安部令第8号)
GB 50061-1997
66kV及以下架空电力线路设计规范 GB/T 2900.51-1998 架空线路 术语
GBJ 233-1990
110～500kV架空电力线路施工及验收规范 GB/T 14286-200
2带电作业工具设备术语
DL 409-199
1电业安全工作规程(电力线路部分)
DL 5009.2-199
4 电力建设安全工作规程(架空电力线路部分) DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T 5092-1999
110～500kV架空送电线路设计技术规程 DL/T 741-2001
架空送电线路运行规程
DL/T 626-2004
劣化盘形悬式绝缘子检测规程
110～500kV紧急事故抢修杆塔技术条件(暂行)(电供[1991]4号) 防盗金具通用技术标准(暂行)(电供[1991]4号) 国家电网公司
《电力生产设备评估管理办法》 国家电网公司
《电业生产事故调查规程》
国家电网公司
《110(66)kV～500kV架空输电线路技术标准》 国家电网公司
《110(66)kV～500kV架空输电线路技术监督规定》 国家电网公司
《预防措施110(66)kV～500kV架空输电线路事故》 国家电网公司
《110(66)kV～500kV架空输电线路检修导则》
第三章 岗位职责
第一节 专责人的设置
第六条 各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司，供电公司、超高压输(变)电公司(局)及其所属送电(线路)工区应设置输电线路专责工程师(以下简称“专责人”)。
第七条 各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司的电力科学(试验)研究院(所)(以下简称“电科院”)有条件也应设置输电线路专业技术管理部门及专责人。
第二节 各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司线路专责人职责
第八条 组织贯彻执行国家、行业、国家电网公司颁发的有关输电线路的法律法规、标准、技术文件等。
第九条 及时了解设备危急、严重缺陷和线路跳闸、事故情况，督促、协助基层单位解决线路运行中出现的重大技术问题。 第十条 参加电网规划、工程设计审查，组织或参与本公司技术改造和大修计划的制定、审查与实施，必要时参加重大项目的验收和启动投运工作。
第十一条 参加输电线路特、重大事故的调查，做好历史故障统计分析，制定“预防输电线路事故的技术措施”(以下简称“预防事故措施”)。
第十二条 参加线路专业科研项目、新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作，促进专业技术逐步实现现代化。
第十三条 组织、指导和协调下属单位带电作业工作，促进带电作业技术的不断发展。 第十四条 组织编制本单位有关输电线路的技术文件，并做好输电线路专业工作总结或提出专题技术报告。
第十五条 协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。
第十六条 负责组织本区域、省(自治区、直辖市)输电线路专业职工技能竞赛。
第三节 网(省)电科院输电线路技术管理部门线路专责人职责
第十七条 组织开展输电线路的技术监督工作，负责本系统线路技术监督网工作。负责输电线路设备(绝缘子、导地线、金具及防雷设备)机电或电气试验、检验(技术鉴定)等工作。
第十八条 配合上级生产技术管理部门组织技术经验交流活动，根据需要参与制定、修订标准、技术政策等工作。
第十九条 参与输电线路特、重大事故调查、分析，协助上级生产管理部门制定“预防事故措施”。
第二十条 参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查、鉴定和推广工作。
第二十一条 负责搜集国内外线路运行及带电作业情报，为上级生产管理部门和基层单位提供有关技术信息。
第二十二条 组织开展带电作业基础理论研究，并负责本区域(自治区、直辖市)带电作业人员培训、考核、签证，以及带电作业工器具验收试验、抽样试验和预防性试验工作。 第二十三条 协助上级生产管理部门做好输电线路专业工作总结及专题报告。
第四节 各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)线路专责人职责
各供电公司、超高压输(变)电公司(局)均应设有线路专责人，从事线路运行和检修管理工作，其岗位职责包括第二十
四、二十五条全部内容;也可根据工作需要分别设立线路运行专责人和检修专责人，其岗位责任各自分开。
带电作业工作管理，原则上纳入线路检修专责人的职责。 第二十四条 线路运行专责人职责
(一)认真贯彻执行国家、行业和上级颁发的有关输电线路法律法规、标准及技术文件等。
(二)正确指导线路运行工作，及时掌握线路危急、严重缺陷，组织处理输电线路运行中出现的重大问题。
(三)必要时对线路进行监察性巡视，掌握输电线路运行情况和设备状况。做好设备评级管理，指导群众护线工作。
(四)参加各类线路事故调查，负责填报《输电线路故障(一类障碍、事故)技术调查分析表》(详见：附录D《架空输电线路事故调查及统计办法》中的附表D)，并组织审核、制定“预防事故措施”。
(五)组织编写现场运行技术规程、管理制度等，建立线路运行技术资料档案，并负责上报线路变更情况。
(六)定期组织线路运行分析和经验交流活动，做好本单位输电线路专业工作总结。
(七)参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作。
(八)参与本单位技术改造和大修计划的制定并上报，参加工程设计审查、竣工验收及生产准备工作。
(九)协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。 第二十五条 线路检修专责人职责
(一)参加特、重大事故调查、分析，参与制定“预防事故措施”。
(二)负责审查和申报检修(含带电作业)计划，并负责季度、月份检修计划的编制与实施。
(三)负责大修、技改工程项目的设计及施工组织措施的审查和外包工程审查、签约工作。
(四)组织开展带电作业工作。编写或审查带电作业现场操作规程，负责带电作业统计及带电作业总结工作。
(五)参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作。
(六)组织带电作业新项目、新工具开发的立项、研究与审查。
(七)负责新投运输电线路验收及试运行期间存在问题的处理。
(八)协助有关部门做好输电线路专业技术培训工作。
第五节 送电(线路)工区专责人(技术负责人)职责
第二十六条 负责输电线路运行的日常管理工作。根据上级单位确定的维护范围和工作目标，检查、汇总线路巡视、检测的结果，按设备的巡检周期和“预防事故措施”，制订年、季、月安全生产运行工作计划。负责电力设施保护的宣传及组织开展群众护线工作。 第二十七条 根据上级批准的设备检修计划，组织完成各项设备检修及大修、技改工程等工作。
第二十八条 做好线路缺陷管理、设备评级、安全性评价工作，及时安排消除设备缺陷和运行环节中的问题，使设备保持良好的运行状况。
第二十九条 负责本单位工作环境、安全设施、设备工器具的安全状况检查，建立正常的安全生产秩序。
第三十条 根据安全生产目标，分析本单位线路运行情况，对发生的事故或未遂事故、线路隐患进行调查、分析和评估，制定安全措施和“预防事故措施”，做好危险点控制和事故预想，组织反事故演习活动，负责建立快速抢修机制、制定事故抢险预案。 定期组织安全生产例会，研究安全生产工作，解决存在问题。
第三十一条 负责本单位带电作业日常管理工作，负责编写带电作业现场操作规程及带电作业人员的日常培训、考核工作。
第三十二条 负责质量管理工作，督促、检查线路巡视与检修工作质量，组织开展群众性劳动竞赛活动。
第三十三条 开展技术创新、科技攻关与QC活动，做好新技术、新设备、新材料、新工艺和先进管理经验的推广应用工作。
第三十四条 参与输电线路新、改(扩)建工程项目的设计审查和验收工作，做好工程投运前的生产准备工作。
第三十五条 定期组织职工技术培训，加强对新工人的岗位培训，提高职工的技术业务素质。
第三十六条 按时完成工作总结和有关技术资料、报告的统计、分析工作。
第四章 安全管理
第一节 安全生产目标
第三十七条 架空输电线路的主要安全生产指标 500kV线路跳闸率 ≤ 0.3次/百公里·年; 330kV线路跳闸率≤0.35次/百公里·年; 220kV线路跳闸率 ≤ 0.55次/百公里·年; 110(66)kV线路跳闸率 ≤ 0.7次/百公里·年。
第三十八条 其他生产指标不作统一规定，各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司及所属供电公司、超高压输(变)电公司(局)可根据实际情况自行拟订。以下指标，仅作为参考：
35kV线路跳闸率 ≤ 0.8次/百公里·年; 安全工器具周期试验率100%;
现场使用的安全工器具完好率100%;
“安全措施”、“预防事故措施”计划完成率分别 ≥ 95%; 工作票合格率100%;
线路一般缺陷年消除率 ≥ 90%; 危急、严重缺陷消除率100%;
线路的各类标志牌、警告牌等的健全率100%(新投产1个月内不作统计)。
第二节 安全措施的制定与管理
第三十九条 安全措施是以改善作业环境，预防人身伤亡事故、职业病等为原则，以安全性评价的结果为依据的组织与技术措施。
第四十条 运行单位应制定符合本单位实际情况的安全措施计划，并报上级安监部门，经批准后实施。
第四十一条 运行单位安监部门应督促本单位安全措施计划的落实与实施，并在每年春、秋季安全大检查中，对安全措施计划的执行情况进行检查，检查结果应报上级安监部门。
第四十二条 运行单位应于每年年底前，把安全措施完成情况形成总结材料报上级安监部门，上级安监部门根据运行单位安全措施计划完成的实绩进行考核。
第四十三条 运行单位应根据实际情况，有针对性地制订设备装置性违章缺陷的防范措施。
第三节 安全活动
第四十四条 线路运行单位的运行班(运行工区)、检修班(检修工区)，每月应进行2～4次安全日活动。活动内容应联系实际并有针对性，同时做好“安全活动记录”。
主管生产领导(或线路运行、检修管理人员)，应对班组(工区)的历次安全活动的记录进行审查，提出指导性意见并签名;此外，每月至少应参加1次班组安全日活动，检查活动情况，帮助班组解决安全工作中存在的问题。
第四十五条 线路运行单位每月至少应进行一次安全生产分析会，对安全生产形势进行综合分析，及时总结事故教训和安全生产中的薄弱环节，有针对性制定(采取)预防事故的措施。
遇有特殊情况，应及时召开安全生产分析会。对发生的责任事故应深入进行分析，尽快查明原因，找出责任人并做出相应处理。
第四节 安全性评价
第四十六条 运行单位及其上级生产管理部门应积极开展输电网安全性评价工作，认真对照《输电网安全性评价(国家电网公司)》查找设备危险点和工作中的薄弱环节，对发现的问题，制定改进方案，落实人员、资金并进行整改，避免或降低输电网设备和线路作业中出现的不安全因素或风险。
第四十七条 为更好地贯彻执行《输电网安全性评价(国家电网公司)》的规定，使安全基础工作有的放矢，运行单位应对每条线路建立危险点台帐及预控措施，指导线路运行检修工作，不断夯实安全基础。对线路危险点调查每半年进行一次，并应对台帐进行滚动修订。
第五节 线路巡视、检修(施工)及试验的安全管理
第四十八条 线路巡视
(一) 运行单位应根据线路路径的实际情况，制订确保巡线人员安全的巡视工作守则，如：偏僻山区必须两人巡线;暑天、大风(雨雪)等特殊天气或必要时由两人巡线;山区应沿巡线道巡线，并应提防猎具伤害;夜间必须沿线路外侧巡线;大风天气应沿线路上风侧巡线;单人巡线时不允许攀登杆塔，特殊情况(为检查导线对跨越物距离、杆塔损坏或塔材螺栓丢失等)攀登杆塔不应超越杆塔下层导线挂线点高度，并应符合《电业安全工作规程(电力线路部分)》中关于“在带电线路杆塔上工作与带电导线最小安全距离”的要求。
(二)事故巡线应始终认为线路带电，即使明知该线路已停电，亦应考虑线路随时有来电的可能。
(三)巡线人员发现导线落地或悬吊空中，在断线点8m以内应设法防止行人接近，并迅速报告生产主管领导(部门)等候处理。
(四)巡线人员应配齐巡视、检查线路所必需的工器具以及安全用具和劳动防护用品等。 第四十九条 检修(施工)及试验
(一) 设备检修、试验及新(改、扩)建工程施工现场的安全管理应符合《电业安全工作规程(电力线路部分)》、《电力建设安全工作规程(架空电力线路部分)》中的有关规定。
(二) 施工现场使用的工器具应符合技术检验标准的要求，使用前必须进行外观检查，凡不合格的严禁使用，并不得以小代大(或低压代高压)。
(三) 进入施工现场的作业人员必须配备并正确使用个人防护用品，必须正确佩戴安全帽，严禁酒后工作。
(四)设备检修、试验及新(改、扩)建工程施工现场，应正确使用安全标志(包括：禁止、警告、指令、提示标志牌)及安全警示线、临时防护或提示遮拦等。
第六节 工作票制度的贯彻与执行
第五十条 在运用中输电线路上工作的一切人员，均应严格执行《电业安全工作规程(电力线路部分)》的规定。运行单位应认真落实保证安全的组织措施(包括：工作票制度、工作许可制度、工作监护制度、工作间断制度、工作终结和恢复送电制度等)，正确使用线路第
一、二种工作票。工作票签发人、工作负责人(监护人)、工作许可人等直接参与工作票制定有关人员，在执行工作票过程中应认真履行各自的职责。
第五十一条 使用线路第一种工作票进行立、撤杆塔，放、撤导地线等施工项目的停电作业，工作票签发人或工作负责人及有关人员应事先勘察现场，结合现场情况编制施工作业安全技术措施，并经本单位主管生产领导(总工程师)批准后执行。现场勘察记录和经上级审批的安全技术措施应附于工作票之后。
第五十二条 使用第一种工作票，有两个及以上多个工作组的多点作业，工作负责人应指定各小组工作负责人(监护人)，并填写各小组“工作任务单”(任务单中应包括小组的工作范围、任务、安全注意事项等)。小组工作负责人应始终工作在现场，并在小组工作结束后及时向工作负责人办理工作终结手续，交回工作任务单。 第五十三条 预防线路作业遭受电击
(一)在同塔并架多回线路其中1回停电线路上的工作，以及在邻近(平行)带电线路停电线路上的作业，停电线路两端必须加挂接地线。同时作业人员必须使用截面不小于16mm2的编织软铜线作保安接地线进行接地，挂、拆保安接地线时必须设专人监护，操作人员应使用绝缘棒(绳)或戴绝缘手套并穿绝缘鞋。
(二)在带电线路绝缘架空地线上工作，亦应在作业地点加挂临时保安接地线，其保安接地线的使用方法同上。
(三)在不间断载波通讯的绝缘架空地线上工作，应按带电作业考虑并制定相应的安全技术措施，工作中使用第二种线路工作票。
第七节 安全标志的建立及规范化管理
第五十四条 杆塔上各类标志牌的规格、样式、型号、颜色等应符合《电力生产企业安全设施规范手册(修订版)》的规定。
第五十五条 线路工程施工现场标志牌的使用，应符合《送变电工程施工标准化安全设施规定》的要求。
第五十六条 新建线路投产时，线路标志(线路名称及塔号牌、相位牌)以及安全警告标志牌等应齐全完整。多回路并架线路必须以鲜明的异色标志加以区别，确保作业人员上塔工作时正确区分带电与不带电的线路。
第五十七条 线路跨越鱼塘或线路在采矿点附近、易被取土、易受外力破坏处、邻近风筝放飞现场以及在人口密集地区等处所，均应安放有相应的禁止或警告类标志牌或宣传告示。
第八节
安全工器具管理
第五十八条 运行单位应定期对安全工器具的购置、保养、使用、试验等情况进行检查，确保安全工器具数量充足、质量满足要求，按时进行周期性试验并建立安全工器具台帐。安全工器具台账应对每种工器具注明其名称、规格型号、数量、编号、制造厂、购置日期、试验检查周期、试验时间、试验结果等。
第五十九条 安全工器具应按《电力生产企业安全设施规范手册(修订版)》要求实行定置管理。高空作业车和升降机应有专用库房停放;带电作业工器具必须存放在通风良好，有除湿、干燥设备和符合防火要求的绝缘工具库房内;辅助绝缘工器具应放置在干燥工具袋内或绝缘工具库房内。
第六十条 安全工器具应按《电业安全工作规程(电力线路部分)》、《电力安全工器具预防性试验规程(试行)》的要求，定期进行电气绝缘性能和机械性能试验。
第六十一条 个人专用安全工器具及登高、安全防护用具应放入个人工具柜内自行保管;没有个人保管条件的班组，应将上述物品统一编号按顺序摆放在固定的工具架上，并保持清洁、整齐，使用后应及时归放原处。
第六十二条 安全工器具使用前必须进行外观检查，发现有超试验周期、破损、霉变、受潮、变形等情况不得使用。绝缘手套、绝缘靴等绝缘安全用具不应有损伤、破漏现象。绝缘棒、验电器、绝缘夹钳等常用绝缘工器具，使用前必须核对安全工具的额定电压是否符合使用条件的要求。
第六十三条 为确保安全防护用具正确使用并发挥功能，提出以下注意事项：
(一)安全帽的使用。安全帽在使用前应检查帽壳、帽内衬带是否完好;使用时应系紧，严禁下颏带松弛或不系带进行作业;接近带电体工作应使用有电报警功能的安全帽。
(二)安全带的使用。线路作业安全带有电杆上作业适用的围杆安全带和杆塔上检修、安装适用的悬挂式安全带两种。安全带在使用前应严格进行外观检查，发现带绳破损、变质及金属件断裂者严禁使用;使用围杆安全带时，应正确打结绳扣;使用悬挂式安全带时，可以采用高挂低用或水平拴挂的方式，严禁采用低挂高用方式。
第九节 危险品管理
第六十四条 爆炸物品的使用应符合《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》、《爆破安全规程(GB 14722-814)》等法规、标准的规定并符合当地公安部门的要求。 第六十五条 化学危险品的管理应符合《危险化学品管理条例》的规定。
第五章
输电线路工程设计及验收管理
第一节 勘测与设计阶段
第六十六条 为确保新(改、扩)建线路工程的建设质量，运行单位应适时介入线路工程的终勘定线、杆塔定位和断面测量等工作，并应参加工程设计的审查、设备选型、招投标等项工作。对此，基建等部门应给予支持。
第六十七条 新(改、扩)建线路工程在设计审查阶段，运行单位应依据有关设计规程、国家电网公司及网省公司有关文件或技术政策，结合线路所处的自然地理条件、经济发展情况和已有的运行经验，提出合理的建议和要求。主要包括：如何做好线路外绝缘配置以及防止倒杆塔、断线、外力破坏及降低雷击、覆冰舞动等故障率方面应采取的措施等。
第二节 施工及验收阶段
第六十八条 为保证新建大中型输电线路工程的建设质量，各级线路专责人应积极参与电力建设质量监督机构组织的质量监检，有关质量监督站应给予支持。
第六十九条 新建输电线路工程应执行电力建设“五制”(资本金制、项目法人责任制、招标投标制、工程监理制、合同制)的规定。材料和设备采购、施工单位选择均应按招投标制、合同制执行。工程质量应选择具有相应资质的工程监理单位进行全过程质量监督;运行单位可选派熟悉输电线路设计、施工及验收规范，并掌握线路工程质量检测方法的人员作为运行单位代表，参与有关建设管理部门或监理单位组织的阶段性质量检查及验收。 第七十条 对于没有实行工程监理制的工程，运行单位应选派与上述第六十九条条件相同的人员作为质检员(甲方代表)进驻施工现场，做好工程质量的检查和验收，特别是对隐蔽工程。
第七十一条 各级线路生产管理部门及有关运行单位，应按照《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》和《110kV及以上送变电基建工程启动及竣工验收规程》的规定，对新建工程做好中间验收、竣工验收和启动投运工作。对不符合设计、施工及验收规范或不满足线路安全运行要求的工程项目，应限期整改。整改后仍不合格者，有关运行单位可暂不接收，直至整改合格。
第七十二条 运行单位应参加线路工程竣工验收会议，根据竣工验收实际情况和存在问题，提出须要整改的意见或建议，竣工验收会议应将其记入会议纪要中。
第六章 输电线路的运行管理
输电线路运行管理工作，包括线路巡视和检测两项内容，其目的是为开展后续的检修工作提供依据。运行单位应坚持“安全第一，预防为主”的方针，遵照《架空送电线路运行规程》、《电业安全工作规程》和本规范的规定，全面做好线路运行管理工作。 第七十三条 运行管理工作目标
为确保输电线路安全、可靠运行，各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司可根据本网的具体情况自行制定线路的完好率和年可用率指标。参考指标如下： 220kV及以上架空输电线路的完好率应达到100% 35kV～110kV架空输电线路的完好率应≥ 95%;
66kV及以上输电线路的年可用率≥ 99.6%(管辖区输电线路，平均每条累计停电小时数不应超过35h，但不包括外力破坏等线路以外原因造成的非责任事故的停电时间)。 注：1.每条线路的年可用率的计算方法，见附表C1中的“说明：4”。
2. 66kV及以上输电线路的年可用率AF的计算方法如下：
第七十四条 运行管理范围的确定
运行单位对所维护线路的限界(不论整条或一段)必须明了，任何线路不得出现空白点(段)。由多个运行单位共同维护的线路，其分界点原则上按行政区划划分。视不同情况参照以下方法办理：
(一) 同属一个省(自治区、直辖市)电力公司的线路，有关运行单位应与相连的发电厂、变电所、同一线路其他运行单位或相继电缆线路的运行单位明确划分线路分界点，并签订有关线路分界协议书。
(二) 同属一个区域电网公司的线路，不论是省(自治区、直辖市)间的线路，还是区域电网公司(直属)与某省(自治区、直辖市)间的线路，其线路分界点均由该区域电网公司以文件的形式加以确定，同时报国家电网公司备案。
(三) 对跨区域电网公司的线路，或国家电网公司(直属)与某区域电网公司共同维护的线路，其线路分界点由国家电网公司以文件的形式加以确定。 第七十五条 线路巡视
(一) 运行单位必须建立线路巡视岗位责任制，每条线路都应有明确的巡视责任人(巡线员)负责线路的巡视，巡视责任人必须通过送电线路工人技能培训并经考试合格。
(二)线路巡视的内容，按《架空送电线路运行规程(DL/T 741-2001)》中的有关要求执行。
(三) 线路巡视原则上每月一次，并可根据实际需要调整或进行故障巡视、特殊巡视、夜间、交叉和诊断性巡视、监察性巡视等。延长巡视周期，须报请上级生产主管部门批准并备案。
(四) 在各种巡视中，每个巡视责任人必须明确巡视范围、内容和要求，不得出现遗漏段(点)。巡视不能走过场，有问题必须查清查实，必要时可请求停电，采取登塔或走线的方式进行补查。
(五) 故障巡视主要是查找发生故障的原因，有时须结合调查进行，对发现的可能情况应进行详细记录，引发故障的物证(物件)应取回(包括现场拍摄的录像或照片)，以便进一步分析原因。
(六) 线路巡视应不断探求采用新技术、新方法，例如使用GPS智能巡检仪等，有条件应开展飞机巡线的研究和试点，并通过不断总结经验稳步加以推广。
(七) 对于大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树(竹)林区、人口密集区等特殊区段线路或有重要交叉跨越的线路，运行单位应根据沿线地形地貌和气候条件变化等情况及时加强巡视和检测，并做好预防事故的措施。
(八)线路巡视中，应按“第四十八条 线路巡视”的要求，做好安全保护工作。 第七十六条 线路检测
(一) 线路检测是为了发现日常巡视检查中不易发现的隐患，以便及时加以消除，目的是为检修工作提供依据。
(二) 检测项目及周期，除本规范已提出的要求(如大跨越段导线的测振、接地电阻测试等已做出新规定)外，其余按《架空送电线路运行规程(DL/T 741-2001)》中的有关规定执行。
(三) 检测计划应根据季节性要求超前制订，同时应考虑不同地区或不同线路的特点。
(四) 线路检测使用的仪器、设备应定期进行检查、校验，确保其准确、完好。
(五) 线路检测人员应掌握各种检测仪器、设备的性能及使用方法，测试数据应准确，记录应清晰、完整。测试记录等资料应作为技术档案妥善保管。
(六) 对测试数据应全面进行统计、分析，以便从中找出隐患发生的规律和特点，为进一步制定防范措施提供依据。 第七十七条 状态巡视
状态巡视，特指按线路的实际状况及运行经验，动态确定巡视周期并按之进行的线路巡视。已开展状态巡视的单位，可参照下述原则进行状态巡视，并必须保证实施的效果：
(一) 运行单位应根据本单位线路运行的实际情况，制定适合本单位的状态巡视管理制度，明确分工及各部门职责，做好状态巡视管理工作。
(二) 状态巡视可结合检测、大修、技改以及故障巡视、特殊巡视、夜间、交叉和诊断性巡视、监察性巡视等工作进行。
(三) 状态巡视，不论巡视周期长短，运行单位均应采取措施，确保巡视的到位率和巡视质量，使状态巡视工作有效进行。
(四) 状态巡视的周期主要应根据线路危险点、特殊区域(区段)等实际情况确定。
(五) 危险点及特殊区域(区段)的确定
1. 线路运行单位应根据每条线路的运行情况、通道状况和存在的缺陷等，按《架空输电线路评级管理办法》、《输电网安全性评价﹙试行)》的规定，确定各线路危险点和制订预控措施计划，并且每半年滚动修正一次，下一年重新进行安全性评价和定级。
2. 运行单位应根据线路沿线地形、地貌、环境、气象条件等特点，结合运行经验，逐步摸清并划定特殊区域(区段)，如：大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树(竹)林区、人口密集区等，并将其纳入危险点及预控措施管理体系。
第七十八条 状态检测 状态监测是指利用测量仪器(工具)按预先确定的测试周期，对线路设备运行状况、通道情况等进行采样测量，并据此判定线路的运行状态。现阶段可以开展状态检测的项目，仅限于如下三项：
(一) 线路绝缘子等值附盐密度检测，根据检测获取的经验值(“3~5年预期等值附盐密度”或“最大预期等值附盐密度”)及不同地区情况、运行经验，指导绝缘子清扫工作。
(二) 瓷质(玻璃)绝缘子劣化率检测，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程(DL/T 626-2004)》的规定并根据使用条件(耐张、直线)、年限及年平均零值率(自爆率)〔注〕，指导线路零(低)值绝缘子的检出工作(或制定检测周期)。 〔注〕：年平均零值率(自爆率)按每条线路统计。
(三) 用红外线测温仪检测线路金具的运行温度，以金具1m外导线运行温度为标准值，当金具运行温度超过标准值时，根据超标情况指导后续检修工作(如跟踪测量或更换设备)。此类金具主要包括：导线接续金具、耐张金具、引流连接金具等。
第七章 特殊区段输电线路的管理
第七十九条 特殊区段包括大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树(竹)林区、人口密集区等区域(区段)的线路。
第八十条 运行单位应根据线路沿线地形、地貌、环境、气象条件及气候变化等情况划分出特殊区段，并应根据不同区域(区段)的特点、运行经验，制定出相应的管理办法和防止事故的措施。
第八十一条 运行单位应按照《架空送电线路运行规程》的要求，结合不同区段运行维护的需要配备必要的仪器、设备、工器具等，及时做好巡视和检测工作，并对搜集的数据和测试结果进行统计、分析，适时采取有效措施，确保线路安全、可靠运行。
第八章 输电线路保护区管理
第八十二条 架空电力线路保护区：导线边线向外侧水平延伸并垂直于地面所形成的两平行面内的区域，在一般地区各级电压导线的边线延伸距离如下： 35kV～110kV： 10m 154kV～330kV： 15m 500kV： 20m 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。
第八十三条 生产管理部门和运行单位应遵照《电力法》、《电力设施保护条例》及其《电力设施保护条例实施细则》、《架空送电线路运行规程》以及地方政府出台的有关保护电力设施文件的规定，做好线路保护区内输电线路的保护工作，防止线路遭受外力破坏、等。
第八十四条 影响保护区内输电线路安全运行的情况，主要来自于人为和环境变化产生的外部隐患〔参见：“第一百三十五条
(三)外部隐患”〕。运行单位应按发现隐患的实际情况和类别建立外部隐患档案并设专人管理，随着外部隐患情况的变化及时对记录进行增补或注销。外部隐患档案的内容包括：隐患发现的时间、隐患的情况(状态)、造成线路隐患的单位(个人)、发生线路隐患的地点(区、县、乡)、跨越(钻越)线路的名称及杆塔号、联系情况、处理情况及结果等。
(一)对在保护区内出现的危急、严重外部隐患，运行单位除应向引发外部隐患的责任人递交“影响线路安全运行整改通知书”外，必要时应上报当地政府安全监察部门和政府电力职能部门或通过法律程序解决问题。短时间内难以处理的，运行单位应加强巡视和看护。输电线路遭受破坏或线路组(配)件被盗，应及时报告当地公安部门并配合其进行侦破，坚决打击危害电力设施的各种不法行为。
(二)对保护区内发生的一般性外部隐患，巡视人员应结合巡视向造成隐患的单位或个人进行《电力法》和《电力设施保护条例》的宣传，发放相关的宣传材料并令其整改，同时做好记录。
第八十五条 保护区内有固定场地的施工单位，运行单位应主动向其宣讲《电力法》和《电力设施保护条例》的有关规定，必要时与之签订保证线路安全运行责任书，同时加强线路巡视和看护。
第八十六条 对保护区内使用吊车等大型施工机械，可能危及线路安全运行的作业，运行单位应及时予以制止或令其采取确保线路安全运行的措施，同时加强线路巡视和看护。对已造成后果的，应依法追究其法律和经济责任。
第八十七条 在易发生外部隐患的线路杆塔上或线路附近，应悬挂禁止、警告类标志牌或树立宣传告示。
第八十八条 处于洪水冲刷区、不良地质区的线路，应根据线路所处的环境及季节性灾害发生的规律和特点，因地制宜地采取相应的防范措施，避免发生倒塔、断线事故。
(一)防汛工作应遵循“安全第一，常备不懈，预防为主，全力抢险”的方针〔注〕。线路防洪应有针对性，根据历年水情变化规律和对线路的影响，将有危险的杆(塔)或线段列为“防洪点”，并记入防洪点维护检查记录，每年汛期到来之前重点进行巡查，发现问题及时处理。处理方法可根据实际情况采取迁移塔位、基础改型(如普通基础改为灌注桩基础或錨桩基础等)、基础加固或进行围护处理、增设护坝、修筑护岸等。为减少洪水对杆塔造成的附加外力，处于泄洪区的杆塔不宜使用拉线塔。对“防洪点”的一切处理情况或采取的措施，应跟踪进行记录，必要时并加以附图。
(二)对处于采矿塌陷区(采空区)的线路，应向矿主单位了解矿藏分布及采掘计划、规划，及时进行杆塔基础处理(或增加拉线)，或与其商讨改迁路径的方案并签订有关协议。
(三)对处于山坡上可能受到水土流失、山体滑坡、泥石流冲击危害的杆塔与基础，，应提前设防，如：采取加固基础、修筑挡墙、排水沟等措施。
注：防汛工作方针摘自《国家电网公司防汛管理办法(试行)》。
第九章 运行维护重点工作
第一节 防治雷害
第八十九条 各电压等级线路的雷击跳闸率(归算到40个雷暴日)，应达到如下指标： 110(66)kV：0.525次/百公里·年;
330kV：0.2次/百公里·年; 220kV：0.315次/百公里·年;
500kV：0.14次/百公里·年。
通过不断研究和治理，采用防雷新技术、新方法，逐步降低雷击跳闸率(特别是南方多雷地区)，使我国输电线路的雷击跳闸率达到一个合理的水平。 35kV线路暂不考核雷击跳闸率。
第九十条 适当提高输电线路的耐雷水平，对多雷区、易击段及重要线路，应因地制宜地制定防雷措施计划，并认真加以实施。
第九十一条 利用雷电定位系统或其他测雷装置，观测并记录本地区每年发生的雷暴日、雷暴小时数，并结合雷害记录绘制雷击区分布图。 对雷电定位系统的使用，提出如下要求：
(一) 新线路投产后，应及时测量每基杆塔的坐标并录入雷电定位系统。线路跳闸后，应复核遭受雷击杆塔的坐标。
(二) 明确各有关单位(部门)职责，雷雨季节应保证系统中心站、各探测站、显示终端及通信通道的正常运行。
(三)各有关电网运行管理部门、电科院(所)应做好雷电数据的统计分析工作，为线路防雷提供依据。
第九十二条 为提高雷电参数及定位测试的准确度(包括地面落雷密度、雷击点、击杆率及雷电流幅值、极性等参数)，在完善本地雷电定位系统的同时逐步实现省间合作，扩大覆盖面积，并通过不断总结经验，增强雷电定位系统使用的可靠性与实效性。
第九十三条 对特殊加装在线路上的防雷、测雷附属设施(如：线路避雷器、磁钢棒、光导纤维、招弧角、可控避雷针、耦合地线等)，均应建立设备档案及运行记录并密切加以监视，及时记录雷击动作情况。同时，还应建立必要的检修、试验、轮换制度，确保装置运行的可靠性。
对运行中的线路避雷器，在雷雨季节到来之前应全面进行一次巡检;雷雨季过后，应对线路避雷器的运行情况进行调查、分析和总结，并填写线路避雷器运行情况统计表，运行3～5年后应进行抽样检测。
第九十四条 对输电线路本体上的防雷设施(绝缘子、避雷线、放电间隙、屏蔽线、接地引下线、接地体等)，应按周期进行巡视和检查;遇有雷击故障，应详细检查各种设施的损坏情况并进行记录(包括摄像、照相)，对损坏的部件，及时加以修复或更换。 第九十五条 杆塔接地电阻应同时满足设计规程和运行规程的要求，既要符合实测土壤电阻率的要求;又要及时掌握其变化情况。雷击多发区接地电阻的测试周期为3年;一般地区为4年较合适。当发现接地电阻有变化时应及时查明原因，进行整改，保证接地装置合格与完好。测量接地电阻应采用正确的测量方法，并应考虑季节性的影响(将现场测得的接地电阻值用测试月的季节换算系数进行修正，得出被测杆塔实际接地电阻值)。 对不同的接地电阻测量方法，提出如下要求：
(一)采用普通电压电流比率计型接地电阻表(俗称“接地摇表”)测量接地电阻时，通过铁塔的接地装置应将接地引下线与铁塔分开后进行测量;通过非预应力钢筋混凝土电杆的接地装置，应从杆顶将接地引下线与避雷线脱离后进行测量。
(二)采用钳形接地电阻测量仪(俗称“钩表”)测量接地电阻时，不得将接地引下线与铁塔分开进行测量，但应通过摸索和使用该型接地测量仪的经验，消除可能产生的误差。对架设有绝缘地线的线路，不得使用钳形接地电阻测量仪测量杆塔的接地电阻。
(三)接地电阻季节换算系数，在没有取得经验数据的情况下，可参考表1：接地电阻季节换算系数表。
表
1接地电阻季节换算系数表 测试月
2、3月
4、9月
5、6月
7、8月
10、11月
1、12月 系数 1.0 1.6 1.95 2.4 1.55 1.2 注：本表系参考原东北电管局《架空配电线路安装检修规程》并结合国外经验提出，仅作为推荐使用。
第二节 防治线路污闪
第九十六条 防治输电线路污闪工作目标
(一)杜绝500kV及330kV线路污闪停电事故和发生大面积电网污闪停电事故。
(二)最大限度地降低输电线路污闪跳闸率，区域、省电网(电力)有限公司的线路污闪跳闸率指标为：
500(330)kV线路 ≤0.05次/百公里·年; 110～220kV线路 ≤0.1次/百公里·年。
注：35kV、66kV线路暂不考核污闪跳闸率。
第九十七条 各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司及所属供电公司、超高压输(变)电公司(局)应根据各自情况建立相应的防污组织，负责研究、解决防污工作中出现的问题。
第九十八条 做好污区调查和绝缘子等值附盐密度测试工作，绘制合理的可指导线路外绝缘配置设计(包括调爬)的污区分布图，并逐步过渡到用“3~5年等值附盐密度”绘制污区分布图。污区分布图应根据线路绝缘子等值附盐密度、周围环境、污源变化和运行经验，定期或不定期地进行修正。盐密度测试应尽量消除操作中产生的误差并对测量误差进行合理修正。
在做好上述工作的同时，应抓紧建立基于GIS技术(地理信息系统)的电子污区图系统，缩短污区图刷新周期，逐步实现两年更新一次或进行动态调整。
第九十九条 在进行线路绝缘配置或调整时，以最新污区分布图为准，0、Ⅰ级污秽地区应提高一级配置绝缘;Ⅱ～Ⅳ级污秽地区应按其上限配置绝缘。对局部污秽严重的地区(如化工厂、水泥厂、煤窑附近)的线路，绝缘配置应适当加大预留的裕度。
第一百条 绝缘子清扫应根据等值附盐密度的变化、季节特点、环境影响、运行经验、线路绝缘配置等情况，抓住重点合理安排;也可通过开展状态检测(参见第七十八条)，根据检测的结果指导绝缘子清扫工作，并应确保清扫的质量。
第一百零一条 瓷绝缘子检测周期、方法、要求及整串绝缘子的更换，按《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》的规定办理。对投运2年内年均劣化率大于0.04%，2年后监测周期内年均劣化率大于0.02%，或年劣化率大于0.1%，或机电(械)性能明显下降的绝缘子，应分析原因并采取相应的措施。
第一百零二条 在三级及以上污秽区的线路，宜采用硅橡胶复合绝缘子。对运行中的硅橡胶复合绝缘子应定期进行抽检试验。
第一百零三条 在重度污染地区，应对线路的附盐密度、灰密度的变化进行监视，适时进行清扫或绝缘调整，确保线路安全运行。有条件，还应与当地环保部门配合，开展对线路周围环境空气质量的观测，并对测得的物理、化学量进行分析，科学地指导防治污闪的工作。
第三节 防治导地线覆冰舞动
第一百零四条 导地线覆冰舞动的发生，常与气候和气象条件有关。在气温为-5～1℃、风力为8～12m/s(4～6级)、导地线覆冰厚度3～20mm的情况下，易发生导地线舞动。导地线舞动会给线路造成严重的损害，可使金具断裂，导地线落地，塔材、螺栓变形、折断，出现大面积停电。因此运行单位应高度重视，建立健全有效的管理制度，降低舞动发生的几率。
第一百零五条 导地线舞动较严重的地区，各级生产管理部门和运行单位应组织科研和技术人员成立防治导地线覆冰舞动工作小组，研究本地区导地线舞动形成的规律、特点，拟定相应的工作制度，制订防治导地线舞动的措施、计划。通过不断治理和积累经验，逐步抑制导地线覆冰舞动的发生，减轻或避免导地线舞动造成的危害。
第一百零六条 加强对导地线舞动的观测和记录，绘制出易舞线路和易舞区分布图。开展对导地线舞动在线监测技术的研究，为预防和治理导地线舞动积累资料。导地线舞动在线监测是利用观测装置，实时监测、记录导地线舞动的相关数据，如：覆冰厚度、性状、导地线舞动时的风速、风向、温度以及舞动的幅值、频率、波形等。
第一百零七条 处于重冰区(覆冰厚度在20mm及以上)或易于结冰的线路，应制订或适时采取融冰及防冰措施，避免发生线路故障。根据情况设置冰凌观测站，以便导地线发生覆冰时及时进行观测及记录;加强对冰凌资料的积累、分析，结合运行经验制定预防冰害事故措施。
第一百零八条 根据线路设计和运行情况，对各种交叉跨越距离按可能发生的覆冰情况进行校验，重要交叉跨越档宜采用孤立档。为减轻或防止导线脱冰跳跃和舞动对导线造成的损伤，悬挂导线时宜采用预绞丝护线条保护，不使用重锤和非固定型线夹。
第一百零九条 北方地区初春季节冰雪开始融化，应提前清除绝缘子串上的冰雪，防止冰闪事故的发生。也可采取一些防治措施：改变瓷(玻璃)绝缘子串的配置(如在绝缘子串中插入大盘径绝缘子)，或在条件允许的情况下增加绝缘子串长度(如采用结构高度较高的绝缘子或适当增加片数)。
第一百一十条 对已采用的防舞措施(装置)，应定期进行巡视和检查，发现异常及时处理，确保其运行状况良好。
第一百一十一条 导地线舞动过后，应及时对导地线、金具、绝缘子、杆塔构件等进行全面检查，发现缺陷应按不同缺陷类别及时进行处理。
第一百一十二条 新建线路设计应尽量避开重冰区、导地线易舞区，并在易舞段线路上采取防止(减轻)导地线舞动的措施。对处于重冰区的线路，应适当减小档距或耐张段长度，以及耐张绝缘子串采用双串(多串)和加大金具安全系数等办法，避免或减少导地线覆冰所造成的各类事故。
第四节 防治鸟害故障
第一百一十三条 输电线路鸟害事故率，通过不断的研究、治理应逐年降低。
第一百一十四条 每年定期拆除杆塔上的鸟巢，特别是位于绝缘子上方的鸟巢;在鸟害事故多发的线路上采取长效防鸟、驱鸟、惊鸟等措施(包括用鸟类敏感的声、光、色、磁原理制成的装备或设施等)，如在瓷(玻璃)绝缘子串上将第一片或间隔几片改用大盘径绝缘子或在复合绝缘子顶部加装大盘径绝缘子，以及采用大小伞复合绝缘子并适当加大大伞裙直径，以减少鸟粪造成的闪络故障。
第一百一十五条 为避免鸟害事故，应及时清除鸟类活动丢落在导线或绝缘子上的柴草等异物。
第一百一十六条 对鸟群集结地段，应通过观察和调查研究，掌握鸟类活动的规律和特点。研究和扑捉线路发生鸟害的真实过程，以便有针对性地采取防治鸟害的措施。
第一百一十七条 不断总结防治鸟害的经验，积极推广、采用防治鸟害新技术、新材料、新办法(如将铁塔头部涂刷防鸟漆等)，不断提高防治鸟害的技术。
第五节 大跨越段线路的管理
第一百一十八条 大跨越段线路是超常规设计建设的线路，应单独建立设备台帐和运行资料，并单独制定现场运行规程、检修规程，其巡视与检修周期均应较普通线路缩短。 第一百一十九条 大跨越段线路的运行与维护工作，应指定班组或专人负责。对导地线覆冰舞动、雷击闪络、防洪设施等情况应密切进行监测并做好记录，有条件可装设自动或固定监测设备。 第一百二十条 为确保大跨越段线路的安全可靠运行，其缺陷管理仅按两类缺陷(危急缺陷和严重缺陷)对待，即大跨越段线路不考虑一般缺陷，缺陷一经发现就应立即(或在最短时间内)加以处理。
第一百二十一条 大跨越段线路应定期进行导、地线振动测试。新线路投产时测1次，以后每隔2年测1次;超过4年后测试周期可延长至4～5年。振动测试主要是检验动弯应变是否合格或发生变化，如果有问题应进一步对防振的设计和防振装置的运行情况进行分析，找出原因后尽快制定解决方案并进行处理，避免导地线受到损害。以上各项工作除塔上处理作业外，应由具有专业技术和资质的科研单位或在其指导下进行。
第一百二十二条 大跨越段线路导地线舞动的观测，宜建立长期性自动观测系统，以便在舞动发生时及时进行观测，并记录下完整的导地线舞动数据。
第一百二十三条 对气象、水文、雷电活动等情况应进行长期观测，做好记录和分析。每年雷雨季节到来之前，应对接地装置进行检测，发现问题及时处理。大跨越杆塔的接地电阻必须合格。
第一百二十四条 每年应定期对登塔升降设备、飞行障碍标志(障碍灯)、架空地线上穿挂的彩色警示球、照明和通讯设施等进行维护保养，使其经常处于良好状态。
第六节 附加光纤线路的管理
光纤线路已成为电力系统传递信息(通信、远动、线路保护等信号)的重要通道，而且已越来越多地加挂在输电线路上。由于光纤线路的特殊性和重要性，在管理上应形成制度，明确分工及责任。
对加挂于输电线路上的其他企业(单位)的光纤线路，其管理方式由当事者双方共同研究确定管理办法，并应在确保输电线路安全运行的前提下签订必要的协议。
以下管理办法，仅适用于电力系统同一个区域电网或省(自治区、直辖市)电力有限公司内光纤线路的管理。
第一百二十五条 架空地线复合光缆(OPGW)的管理
架空地线复合光缆(英文缩写“OPGW”)属输电线路和通信线路两个运行单位(部门)共管设备，如双方同属一个供电公司，经双方共同研究同意，可参照以下原则办理(否则，应由双方协商另外签订有关协议，或由上级主管单位做出规定明确管理办法)。
(一) 加挂有OPGW的输电线路，其OPGW线路由输电线路运行单位负责外线维护，但光纤的接续及测试工作由通信部门负责。
(二) 输电线路运行单位负责日常OPGW线路的巡视、检查、防止外力破坏等工作，并负责OPGW线路及其附属线路金具(耐张、直线金具、防振装置、引下夹具等，但不包括光纤引下线及进户线部分)的检修、更换工作，并配合通信部门处理OPGW光缆故障。OPGW线路遭受雷击后，应注意巡视检查外层铝合金线，如果发生损伤或断股，应及时进行补强修复，并考虑采取适当的防范措施。
(三) 输电线路更改路径或杆塔改造须改动OPGW时，输电线路运行单位应通知有关通信部门，一并做好光缆线路的变更方案。
(四) 跨地区OPGW线路的分界点应以输电线路分界面为准，并应签订分界协议，OPGW线路运行维护不应出现空白点。
(五) OPGW线路的运行管理应具备如下图纸资料： 1. OPGW线路的档距表、平面图和断面图。
2. OPGW线路用各种金具的型号、数量及备品备件统计资料。 3. OPGW线路设计弧垂、实际弧垂及线路落雷等异常情况记录表。 4. OPGW线路缺陷处理记录。
(六) 每年进行输电线路年终总结时，应将OPGW线路的最新统计及运行情况报上级生产管理部门。
(七) OPGW线路运行及维护管理的费用，有关供电公司或通信部门应适当给予考虑。 第一百二十六条 全介质自承式光缆(ADSS)的管理
全介质自承式光缆(英文缩写“ADSS”)虽然也悬挂在输电杆塔上，但与OPGW线路不同，其运行管理归属通信部门。如果通信部门无能力进行外线运行管理，而且双方均属同一个供电公司，也可委托输电线路运行单位代为管理，或由上级生产管理部门以文件形式加以确定，双方根据文件规定或共同签订的委托代管协议，明确双方责任、经济利益等。 以下管理办法可供参考：
上述第一百二十五条关于OPGW线路管理的各项规定，原则上适合于ADSS，但须增加如下内容：
(一) 输电线路运行单位应掌握ADSS的技术特性及使用条件(竣工验收时应将有关资料移交给输电线路运行单位)，并据此检测光缆的弧垂变化、光缆及杆塔的受力情况、光缆受电场影响情况等。
(二) 在巡视ADSS时，应注意观察挂具和金具有无脱离或异常、光缆有否附挂异物、弧垂是否有明显变化等，发现异常应及时处理。当ADSS光缆受外力作用，若仅有外护套破损，可采用专用的耐电蚀胶带(应由通信部门提供)包扎处理，处理后应注意巡视和检查。
(三) 对运行中的ADSS应注意光缆有无电蚀、老化、表面龟裂等现象，各部螺栓有否松动，发现后应及时处理。阴雨天或空气湿度≥80%时，禁止带电安装和检修ADSS。
(四) ADSS在杆塔上的安装高度，应满足其在最大弧垂情况下对下方各种交叉跨越物安全距离要求，具体按有关送电(电力)线路设计技术规程的规定执行(弧垂计算按ADSS考虑，安全距离按相应电压等级送电线路导线对交叉跨越物距离考虑)。
其他商业运营ADSS光缆线路原则上不得加挂在输电线路上。特殊情况，必须经上级主管部门批准，其管理办法应单独制订。
第七节 输电线路的防暑与防冻
夏季由于气温升高，导线驰度加大，使导线对各种交叉跨越物的跨越距离变小。处于高寒地区的线路，由于冬季气温很低，容易发生基础冻胀、冻裂情况，降低了基础的承载能力。为避免上述情况引发的线路故障，必须做好线路的防暑与防冻工作，并应做好相应的记录。
第一百二十七条 夏季线路巡视应对线路的交叉跨越距离进行重点检查，特别是大负荷线路，确保迎峰度夏的安全。对各种交叉跨越应以导线最高允许温度验算交叉跨越距离，凡是不合格的均应进行处理。导线的最高允许温度如下： 钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线： +70℃(大跨越段线路可采用 +90℃); 铝包钢芯铝绞线或铝包钢绞线： +80℃(大跨越段线路可采用 +100℃); 镀锌钢绞线(用作耦合地线)：+125℃
第一百二十八条 防止电杆及铁塔基础冻胀：
(一) 防止混凝土杆及其他空心结构电杆内部积水冻裂电杆，可采取的办法有：杆顶封堵，法兰连接改用钢圈焊接、电杆下部采用实心的杆段或预置放水孔等。
(二) 防止铁塔地基土冻胀对基础造成的危害，可采取的办法有：减少基础周围回填土的含水量或采用换土(如换为碎石及中、粗砂等)、改变基础形式(采用桩基础、混凝土立柱采用锥形立柱等)、高寒地区铁塔不宜采用金属基础(对使用中的金属基础应设法采取防止地基土冻胀造成的构件变形)等。
第八节 防治输电线路风偏故障
线路风偏故障指线路的导线(包括耐张塔跳线)在风力的作用下，对杆塔或邻近线路的各种物体(如树木、房屋或其他电力线路等)发生放电造成或线路接地的现象。线路发生风偏故障，如果风力在一定时段内变化不大，将会造成线路长时间接地，严重影响了线路的安全运行，必须采取适当的措施进行防治。
第一百二十九条 110～500kV输电线路设计采取的最大设计风速一般不应低于30m/s。校验杆塔电气间隙选取的风压不均匀系数α，当档距超过200m时α=0.61(设计风速v≥20 m/s);对耐张塔跳线或档距不超过200m时α=1。此外，杆塔电气间隙还应考虑风雨共同作用(湿闪)的情况，并应留有适当的裕度。
第一百三十条 加强对线路所经区域的气象及导线风偏的观测，记录、搜集有关气象资料(特别是瞬时风及飑线风的数据)以及导线发生风偏故障的规律和特点。通过对取得资料的汇总、分析并结合运行经验，制订相应的防范措施。 现时可采取的防范措施有：
1. 在容易发生风偏故障的地段，导线宜采用V型绝缘子串悬挂;
2. 对耐张塔跳线没有安装跳线串的，应考虑加装跳线串(跳线串不宜采用复合绝缘子，并根据具体情况考虑是否加装重锤);
3. 对直线塔悬垂绝缘子串，可考虑在导线下方加装重锤。
4. 加强线路走廊障碍物的检查清理，校验导线对树木、边坡等在风偏情况下的净空距离，不满足要求的应进行处理。
第一百三十一条 对发生风偏故障的线路，应做好线路故障的分析并填写《输电线路故障(一类障碍、事故)技术调查分析表》，同时应单独建立技术档案、记录等。线路风偏故障过后，应仔细检查导线、金具、铁塔等受损情况，及时消除缺陷。 第一百三十二条 开展导线风偏的试验与研究
(一) 开展强风作用下有雨和无雨时的空气间隙工频放电对比试验，找出规律，为线路设计提供依据;
(二) 研究观测气象和导线风偏的在线监测系统，为线路设计考虑绝缘子串及导线风偏时，风速及风压不均匀系数的选取提供依据;
(三) 对杆塔设计在各种不利情况下的气象条件组合，特别是在导线发生风偏时的气象条件的选取，进行更深一步的探讨和研究，为今后完善设计理论提供帮助。
第九节 防止外力破坏
输电线路遭受外力破坏往往是难以预测或突然发生的，其危害性很大。由于不可抗力造成的破坏，可参照第
七、八章以及本章前几节的要求做好防范措施。防止人为造成的外力破坏，不论是故意破坏(如盗窃塔材、螺栓)、还是非故意破坏(如吊车等施工机械撞击杆塔或碰触导线)，线路运行单位均应采取相应的防范措施，这是防止外力破坏的主要工作内容。
第一百三十三条 防止人为故意破坏。对易于发生人为故意破坏的线路或区段，应加强线路巡视，必要时可缩短巡视周期或增加特巡，并应采取如下措施：
(一) 在铁塔主材各接头部位的螺栓、距地面以上一定高度(至少6m)以内及拉线下部的螺栓，应采用防盗螺栓或其他防盗措施，如：增加防卸螺母或将螺杆与螺母焊接等。各种防盗金具均应满足《防盗金具通用技术标准(试行)》的规定。
(二) 加强电力设施保护的宣传(包括采用标语、广播和发放宣传材料等方式)，使《电力法》、《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》等法规广为人知。
(三) 发现线路被破坏时，电力企业的保卫部门应主动参加调查，并及时与当地有关执法部门取得联系，及时报告情况，并配合其进行侦破(查处)工作。
(四) 建立健全群众护线制度，明确群众护线员职责并落实报酬，充分发挥其作用。
(五) 配合地方政府堵塞销赃渠道，使《电力设施保护条例》第十九条关于“未经有关部门依照国家有关规定批准，任何单位和个人不得收购电力设施器材”的规定得到有效落实。
第一百三十四条 防止人为非故意破坏，可采取如下措施：
(一)在必要地方及线路附近或杆塔上加挂警告牌或宣传告示。
(二)《电力设施保护条例》第十七条规定：“任何单位或个人必须经县级以上地方电力管理部门批准，并采取安全措施后，方可进行下列作业或活动：㈠ 在电力线路保护区内进行农田水利基本建设工程及打桩、钻探、开挖等作业;㈡ 起重机械的任何部位进入架空电力线路保护区进行施工;…”。运行单位对于不具备批准手续而进入线路保护区工作的单位或个人，应依法加以制止。
(三)运行单位应及时掌握邻近或进入保护区内出现的各种施工作业(建筑施工、种植树木等)情况，适时开展保护电力线路的宣传。必要时可与之签订确保电力线路安全运行协议，明确其活动范围及内容，视情况派人进行监督。
(四)对已经造成后果的，应及时报告有关执法部门，并通过其对肇事者进行处理。
第十章 线路缺陷管理
第一百三十五条 线路缺陷分为线路本体、附属设施缺陷和外部隐患三大类，各自含义如下：
(一) “本体缺陷”指组成线路本体的全部构件、附件及零部件，包括基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、接地装置、拉线等发生的缺陷。
(二) “附属设施缺陷”指附加在线路本体上的线路标识、安全标志牌及各种技术监测及具有特殊用途的设备(例如：雷电测试、绝缘子在线监测设备、外加防雷、防鸟装置等)发生的缺陷。
(三)“外部隐患”指外部环境变化对线路的安全运行已构成某种潜在性威胁的情况，如：在保护区内违章建房、种植树(竹)、堆物、取土以及各种施工作业等。 第一百三十六条 线路的各类缺陷按其严重程度，分为三个级别：
(一)“危急缺陷”指缺陷情况已危及到线路安全运行，随时可能导致线路发生事故，既危险又紧急的一类缺陷。此类缺陷必须尽快消除，或临时采取确保线路安全的技术措施进行处理，随后消除。
(二)“严重缺陷”指缺陷情况对线路安全运行已构成严重威胁，短期内线路尚可维持安全运行，情况虽危险，但紧急程度较上类缺陷次之的一类缺陷。此类缺陷应在短时间内消除，消除前须加强监视。
(三)“一般缺陷”指缺陷情况对线路的安全运行威胁较小，在一定期间内不影响线路安全运行的一类缺陷。此类缺陷应列入年、季检修计划中加以消除。
第一百三十七条 运行单位应建立完整的线路缺陷管理程序，使之形成责任分明的闭环管理体系，并利用计算机管理使线路缺陷的处理、统计、分析、上报实现规范化、自动化、网络化。
有关线路缺陷管理的具体要求和做法，可按照附录A《架空输电线路缺陷管理办法》执行。 第十一章 事故预想及处理
做好事故预想并制定相应的抢修方案，可以最大限度地减少线路突发事故造成的损失，最快地恢复线路正常运行。事故预想与事故抢修机制应同时建立，发生事故时两者须同时启动并运作。
第一百三十八条 建立事故抢修机制
(一) 线路运行单位应建立健全线路突发事故的抢修机制，以保证突发事故出现时快速组织抢修与处理。抢修机制包括：抢修指挥系统及人员组成、通信手段及联络方式、作业机具、车辆、抢修材料的准备等。
(二) 抢修工器具、照明设施及通信工具应设专人保管、维护，并定期进行检查，使之处于完好可用状态。
(三) 线路运行单位应结合实际制定典型事故抢修预案,抢修预案的确立应经本单位生产主管部门审核批准。典型事故抢修预案一经批准，应尽快组织落实，使每个抢修人员都能熟悉抢修过程及所担负的任务和职责。 第一百三十九条 典型事故抢修预案
典型事故抢修，指由于自然灾害(如地震、泥石流、大风、洪水等)或外力破坏造成的线路故障，并已形成“永久性”接地，且不能按检修周期安排处理而被迫进行的检修工作。输电线路典型事故抢修主要有三种：线路倒杆塔抢修、导地线断线抢修、绝缘子或金具脱落(掉线)抢修。
典型事故抢修预案，主要指事故抢修的技术措施，关于保证抢修作业的安全措施应结合有关安全规程的规定编入其中。
(一)线路倒杆塔抢修预案
对于供电公司下属的送电工区，由于其运行管理的线路范围包括35kV～500kV各电压等级线路，且220kV及以下者据多，其倒塔抢修预案在编制时应考虑储备抢修杆塔的方案。 对于超高压输(变)电公司(局)而言，主要管理的是330kV及500kV输电线路，其倒塔抢修预案在编制时如何考虑储备抢修塔，可由所在区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司集中储备和管理，也可由各运行单位根据实际情况分别储备，但原则上必须保证紧急抢修的需要。
由运行单位自备抢修杆塔的抢修预案编制要点如下：
1. 各运行单位在正常情况下应储备有事故抢修杆塔，其数量可根据本单位实际情况自定(抢修塔最少1～2基、抢修杆可更多一些)。抢修杆塔的强度性能应符合《110kV～500kV线路紧急事故抢修杆塔技术条件》的要求，并应具备“结构简单，安装方便，重量较轻，通用性强”等特点。
2. 事故抢修杆塔应设专人保管，塔材(包括塔脚、塔身、横担等)、螺栓应配备齐全，摆放整齐，并采取防雨、防潮、防盗等措施。在室外储备混凝土电杆，应防止碰撞。
3. 事故抢修杆塔入库前必须进行试组装，组装无误后拆下，将全部构(配)件进行清点、编号，有规则地放入库房并进行登记造册。
4. 按事故抢修杆塔的不同型式，制定严密、有效的施工组织方案。方案中应规定：在事故抢修状态下，塔材出库(搬运)、装车、卸车的顺序;现场组立时，每个施工人员的任务、工作部位、施工方法、要求和注意事项等。上述施工组织方案，在正常时期，应通过实际训练(演习)让所有施工人员都能熟练掌握抢修作业的施工方法，使预案真正具有实效性。
5. 事故抢修过后，应尽快用常规塔替换抢修塔，抢修塔被换下后应重新清点入库，以备再用。 6. 其他抢修材料(如金具、绝缘子等)平时均应做好储备，需要时应保障供给。
(二) 导地线断线抢修预案编制要点
1. 抢修器材的准备。各运行单位在正常情况下，应根据所维护线路的实际情况配备相应的事故抢修用导地线及其接续金具，其备用数量应满足紧急断线事故处理的需要。备品的技术性能应符合有关规范或标准的要求，并经抽检试验合格。特殊情况下使用非定型金具，应有足够的运行经验并试验合格。
2. 单根导地线断线处理，应按下面两种情况分别制定：一种是不需增加导线只进行接续;另一种是须要部分换线并接续。
3. 连接导地线的接续金具主要有爆压管和钳压管(连接方式又分为搭接或对接两种)，此外还有预绞式(螺旋线接续条)、插入式导线连接器等。在编制断线抢修预案时，其施工方法及使用的工器具、材料必须与所选用的金具相对应。
4. 当采用爆炸压接工艺施工时，应严格按《中华人民共和国民用爆炸物品管理条例》及《架空电力线外爆压接施工工艺规程(SDJ276-1990)》的规定执行。
5. 导地线接续施工，不论采用何种方法必须指定专人进行。从事该项施工作业的人员必须经过专门的培训，经考试合格并获取相应专业施工资格证书。
6. 导地线接续的施工质量应符合《110～500kV架空电力线路施工及验收规范 (GBJ 233-1990)》的有关要求。
(三) 绝缘子或金具脱落(掉线)抢修预案编制要点
1. 抢修物资包括各类绝缘子、直线及耐张金具及配套金具或附件(如闭口销、挂板、延长环)等，均应有足够的储备，库存保管的条件及要求同抢修塔，其技术和使用条件应符合相关标准的要求。
2. 直线及跳线绝缘子金具组合和耐张绝缘子金具组合拆装的施工方法有很大差异，其抢修预案应根据不同情况分别编制。
3. 绝缘子或金具脱落均可能造成掉线的后果，如果导地线也同时受到损伤，在处理绝缘子和金具脱落故障的同时还应对导地线进行处理。对此，在编制抢修预案时应充分予以考虑。
4. 塔上及地面作业人员在进行掉线事故抢修时，均应有明确的分工和责任，工作过程中应密切配合。
5. 掉线抢修处理的质量要求，应按《110～500kV架空电力线路施工及验收规范 (GBJ 233-1990)》执行。
第十二章 输电线路技术管理
第一节 技术档案(信息资料)管理
第一百四十条 技术档案(信息资料)管理的基本要求
运行单位必须建立、积累与生产运行有关的技术档案(信息资料)，并应符合如下要求： 1. 保持完整、准确，并与现场实际相符合。 2. 保持连续性且具有历史追溯性。
3. 保持有专人负责原始资料汇总、同类资料统计、资料贮存与检索。
4. 及时搜集大修、更改、新建投产线路的全部资料并及时充实到原始资料中去。
第一百四十一条 运行单位应具有《架空送电线路运行规程》“9 技术管理”中提出的各类标准、规程和规定，并对应认真填写、整理和保管如下资料：
1. 各种图表、生产技术资料、设备台帐(即“架空输电线路运行技术资料档案”，参见附录E)、各类记录、事故备品清册; 2. 对外联系记录及协议文件、工作日记; 3. 线路运行分析总结资料等。
第二节 运行分析、统计和总结
第一百四十二条 运行单位的生产主管部门每年至少应组织2次运行分析会，运行工区(运行班、线路班、巡保线站)每月组织1次线路运行分析会，对线路运行状况进行分析，找出存在的主要问题，提出改进措施。
第一百四十三条 运行分析应包括以下主要内容。
1. 运行维护(包括巡视、检测和检修)工作情况分析。 2. 线路缺陷情况分析。 3. 事故及障碍情况分析。
4. 特殊区段线路运行状况分析。 5. 电力设施保护工作分析。
第一百四十四条 运行工区(运行班)根据分析情况形成书面报告，明确成绩，总结经验，找出存在问题，提出改进意见，使各项管理制度不断完善;对于个别或带有普遍性的问题，必要时应设立专题，由运行单位生产主管部门组织进行专题分析，提出解决方案。 第一百四十五条 工作总结
(一)各级电力生产管理部门和运行单位应按照《架空输电线路专业工作总结提纲》的要求(详见：附录C)，做好本的工作总结。
(二) 各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)应在翌年1月底前，将“输电线路专业工作总结”报各主管区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司;各省(自治区、直辖市)电力有限公司经汇总整理后，于2月底前上报所在区域电网有限公司同时抄报国家电网公司;各区域电网有限公司经汇总整理后，在3月底前报国家电网公司，同时抄送全国电力系统送电专业运行工作网秘书处。
第三节 检修管理
第一百四十六条 检修原则
(一)设备检修是输电线路生产管理工作的重点内容之一。各级生产管理部门和运行单位必须加强线路的检修管理，认真做好检修工作，保持设备处于健康完好的状态。
(二)必须贯彻“预防为主”的方针，坚持“应修必修，修必修好”的原则，按线路巡视、各种检测和数据分析的结果安排检修作业项目。条件成熟的也可开展状态检修(参见“第一百五十条 状态检修”)。
(三)根据具体情况采取停电或带电作业方式进行检修，尽量减少停电检修次数,提高线路的可用率。
(四)优先采用先进工艺、施工方法和检修工器具，在确保安全的前提下，提高检修质量，缩短检修工期。
第一百四十七条 检修计划管理
(一)线路运行单位应根据线路的健康状况、巡视、检测的结果、检修周期和“预防事故措施”的要求，确定下一线路的检修计划。
(二)各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)的生产管理部门应在每年七月底前，根据运行单位申报的计划检修项目，编制下一检修计划，并报上级生产管理部门统一平衡，经批准后下达执行。
(三)由区域电网有限公司管辖和调度权限内的主网设备检修项目及计划，应由各省(自治区、直辖市)电力有限公司、区域电网有限公司直属超高压输(变)电公司(局)的生产管理部门上报区域电网有限公司统一平衡，经审查批准形成主网输电线路检修计划。
(四)各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)的生产管理部门应根据上级审批下达的检修计划，编制季度、月检修计划。
(五)各运行单位在接到检修计划后，应认真做好各项检修准备工作，并严格按计划执行。
第一百四十八条 检修的质量管理
(一)建立健全检修岗位责任制、作业质量监督检查制度，并认真执行工作票、监护制，及时做好检修记录和带电作业统计工作。
(二)重大检修和技改项目，应按基本建设工程管理程序完成工程设计与审查。施工作业应编制 “施工组织与技术措施”，明确安全措施、施工方法及质量标准，经审批后认真加以实施。所用设备、材料的采购应执行招投标制。
(三)重大检修和技改工程的外包施工项目，应执行招投标制、合同制，并认真做好质量监督检查、中间验收和竣工验收工作。
(四)检修作业使用的设备、材料，必须选用质量合格、技术性能符合设计要求的产品。
(五)从事带电作业、焊接、导线压接等特种工作的检修作业人员，必须经过专门的技术培训和考试，在取得相应资格证书后方可上岗。 第一百四十九条 备品备件及工器具管理
(一)运行单位应按事故备品备件管理的有关规定配备充足的备品、抢修工具、照明设备、通信工具。事故备品备件一般不得挪作他用。
(二)事故备品应有专门的库房、专门货架存放，设有标记、卡片、保管台帐，並且“帐、卡、物”三者应相符。事故备品应注意保存年限，定期更换、补充和做好维护，并按期进行检查和试验。 第一百五十条 状态检修
(一)基本原则
1. 开展状态检修的运行单位,应成立状态检修工作领导小组，负责指导本单位的状态检修工作。
2. 开展状态检修必须结合设备健康状况、监测手段、人员技术素质等综合情况形成申请报告，经上级生产主管部门批准后施行。
3. 状态检修实施前应制订行之有效的状态检修管理制度(或实施办法)，经本单位生产主管部门批准后认真执行。
4. 状态检修应根据状态巡视、状态检测(参见第七十
七、七十八条)的结果，并结合运行经验，在充分进行技术分析的基础上开展，确保检修及时和检修的质量。
(二)状态检修的内容和要求
1. 运行单位每年应对线路进行设备评级和安全性评价。
2. 根据状态检测的绝缘子附盐密度和运行经验，确定线路清扫周期或计划。
3. 根据状态检测的瓷(玻璃)绝缘子的劣化率(自爆率)，确定瓷质绝缘子检零周期或更换零值瓷绝缘子(破损玻璃绝缘子)计划。
4. 根据状态检测红外线测温结果，开展导线线夹、接续金具、导线跳线引流连接板、并沟线夹等的检修工作(紧固或更换)。
第十三章 输电线路评级与管理
第一百五十一条 设备评级是掌握和分析线路状况，加强线路管理，有计划地提高线路健康水平的措施。线路设备评级工作应根据线路实际运行状况，按照《架空输电线路评级管理办法》的要求进行(参见附录B)。
第一百五十二条 线路设备评级工作由运行单位的生产主管部门负责组织。
第一百五十三条 设备等级评定分为
一、
二、三类，其中
一、二类为完好设备，三类为不良设备。
第一百五十四条 线路评级以条为单元，支线和“T”接线应包括在一条线路之内。
第一百五十五条 设备评级工作每年至少进行1次，评级的结果应报上级生产主管部门，为申请大修、技术改进项目提供依据。
第十四章 带电作业管理
第一节 人员的选择、培训与考核
第一百五十六条 建立培训基地(带电作业培训中心)
各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司有条件应建立带电作业培训中心，配备模拟设备，设立专用场地，对所属生产单位从事带电作业人员分期分批进行培训和轮训。 带电作业培训中心，必须在取得相应的资质后方可从事带电作业培训工作，审批权归国家电网公司。
第一百五十七条 人员选择
带电作业是在不停电设备上进行的特殊作业，带电作业人员应具有较高的基础理论和专业知识以及实际操作技能。带电作业人员应从从事输变电工作3年以上的优秀技术工人或大、中专毕业生中选择。
带电作业人员应保持相对稳定，人员变动应征求本单位生产主管部门的意见，并经领导批准。
第一百五十八条 新人员的培训
新从事带电作业的人员，必须学习和掌握电工理论及带电作业基础知识，经培训中心现场模拟实际操作训练和理论知识考试合格，方可获得由带电作业培训中心颁发的带电作业资格证书。获得带电作业专业资格证书的新带电作业人员，还须通过本单位现场实际运行设备的操作验证合格、并获得本单位生产主管部门签发的带电作业上岗证书后，方可从事批准项目的带电作业工作。 第一百五十九条 人员轮训
从事带电作业的人员每2~5年应进行一次轮训。
带电作业人员的日常培训，每月至少进行1次，根据各单位实际情况，由有关生产(技术)负责人负责，具体可由本单位生产主管部门、培训部门或安监部门组织实施，培训时间根据需要确定。
第一百六十条 人员考核
带电作业人员的考核(包括有关规程和基本知识的考试)每年不少于1次，由本单位生产主管部门负责。每次考试前一周通知被考人员，考试成绩登录于资格证书内。考试成绩不合格者，应于半个月内进行补考，补考仍不合格者，收回其上岗证书。 第一百六十一条 带电作业人员资格的重新认定
带电作业人员脱离带电作业工作岗位3个月以上者，应通过本单位生产主管部门组织的考核，认定合格并办理了认证手续后方能重新上岗。
带电作业人员的资格认证每5年进行一次，由有资质的带电作业培训中心进行考核，认证合格盖章后生效。 第二节 项目的管理与实施
第一百六十二条 明确带电作业项目
各单位生产主管部门，应对本单位各电压等级常规带电作业项目以及相应的带电作业工器具的种类、数量，做出明确规定。 第一百六十三条 编制现场操作规程
对常规带电作业项目必须编制相应的现场操作规程，经本单位生产主管部门审查，并经本单位生产(技术)负责人(总工程师)批准后执行。 第一百六十四条 新项目或特殊项目的实施
对新项目或特殊带电作业项目，必须针对不同项目预先制订出“×××项目带电作业安全技术措施”，经现场模拟操作确认安全可靠，由本单位带电作业专责工程师(或兼职技术人员)审查，经生产主管部门批准后实施。新项目或特殊项目转为常规项目，必须经过本单位生产(技术)负责人(总工程师)或上级生产主管部门主持的技术鉴定，在取得鉴定证书后方可实行转变。
第一百六十五条 带电作业工作计划
(一)本单位主管带电作业的专责工程师(或兼职技术人员)应根据本单位实际情况和生产需要，于每年年底前编制出下一带电作业工作计划，经本单位生产主管部门审核批准后执行。
(二)基层单位应根据经本单位生产主管部门批准的带电作业工作计划，制订相应的月、季工作计划，以保证带电作业计划的实施和完成。基层单位还应及时做好带电作业资料的统计、分析和上报工作。
第三节 工器具的检验与管理
第一百六十六条 工器具的申请和采购
各基层单位所需的带电作业工器具和材料，应预先提出采购计划并上报申请，每年1次。采购计划经本单位生产主管部门审核批准后，按批准计划进行采购。 第一百六十七条 工器具购置
外购带电作业工器具，必须具有该种产品的型式试验报告及所购产品的出厂试验报告，并按照有关带电作业技术标准和规定进行抽样试验，符合要求的方能进行采购、入库和保管。
第一百六十八条 工具试验
带电作业工具应按照《电业安全工作规程》的有关规定进行预防性试验(包括电气和机械性能试验)，试验结果和有效日期应填入试验卡片，加盖合格章后才能继续使用。带电作业绝缘工具试验不合格，应分析查明原因并进行处理，再经试验合格后方能使用，否则必须淘汰。对超过周期未进行试验的工具不得使用。 第一百六十九条 专用工具库房的管理
各基层单位应建有带电作业专用工具库房，并配备烘干、除湿、通风等设备。 第一百七十条 带电作业工器具的管理
带电作业工器具应有永久性编号，用完入库前应由保管员进行外观检查和验收，发现缺陷及时处理。已经淘汰的工器具应打上明显的“作废”标记，及时清理出库，并办理注销手续。
第一百七十一条 专用车辆的配备
对已开展带电作业工作的运行单位，应配备专用带电作业工作(工程)车。 第十五章 人员培训
第一百七十二条 基本要求
(一) 坚持规程学习和定期培训制度，是输电专业的重点工作之一，是保证线路安全运行的基础。各运行单位应结合实际，坚持不懈地做好运行、检修人员的培训工作。
(二)各基层单位，应根据上级规定的培训制度和培训计划，按期完成培训任务。培训计划由本单位生产主管部门的线路专责人负责落实。
(三)所有运行与检修人员，必须经过上岗培训、考试和审批手续方可上岗。因工作调动或其他原因离岗3个月以上者，必须重新履行审批手续。
第一百七十三条 培训的内容及标准
(一)线路运行应掌握的内容
1. 运行线路的分布情况、结构及技术参数;
2. 巡视、检测、检修及质量检查验收的方法和要求; 3. 线路缺陷的分类、分级方法及标准; 4. 线路设备评级的方法及标准;
5. 根据线路运行情况及巡视结果，掌握线路缺陷和运行中的薄弱环节及处理办法。
(二) 应掌握并能正确执行的法规、规程 1.《电业安全工作规程(电力线路部分)》;
2.《电力建设安全工作规程(架空电力线路部分)》; 3.《架空送电线路运行规程》;
4. 送电线路检修规程(上级制定或自行制定); 5.《110～500kV架空送电线路施工及验收规程》;
6.《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》; 7.《电业生产事故调查规程》。
(三) 事故处理的程序及方法
1. 对设备发生的事故或障碍，能正确分析判断故障范围，并能迅速、准确查找故障点、故障原因;
2. 按照检修工艺规程，正确进行检修或故障处理。
(四) 线路运行有关知识
1. 输电线路基本组成及相关知识; 2. 输电线路识图和简单的绘图知识;
3. 线路维护(巡视、检测、检修)知识; 4. 安全知识;
5. 线路保护知识;
6. 有关线路技术标准及要求; 7. 紧急救护知识;
8. 常用仪器和工具的使用方法。
(五) 基本线路检修操作技能
1. 线路测量及基础分坑、基础浇制或安装; 2. 排杆、焊接及杆塔组立(包括起重工作); 3. 导地线架设及附件安装; 4. 接地装置的安装及检测; 5. 线路的一般检修与抢修; 6. 常用仪器和工具的使用。
(六) 带电作业(等电位)工作应知应会
1. 带电作业工作知识(包括带电作业方法、常用绝缘及金属材料的种类、特性、带电作业中的防护措施等);
2. 带电作业常用工具的使用方法;
3. 屏蔽服及均压服的检测及穿戴方法;
4. 带电作业的辅助工作(包括地面上的各种辅助工作、工具传递、绝缘梯的组立及悬挂等);
5. 带电作业操作(包括更换绝缘子、补修导线、更换金具及特殊作业等);
6. 带电测量(包括绝缘子检零、导线接头测温等)。
(七) 事故分析、判断和处理能力 1. 继电保护一般知识;
2. 线路事故预想及预防事故演习; 3. 季节性事故规律、特点和预防;
4. 线路事故的种类及分析、处理的方法。
(八) 输电线路技术管理能力
以下六个方面属基层技术人员(工区或班组技术员以及技师、高级工等)应知应会的内容。
1. 有关输电线路管理的规章、制度、规定等; 2. 各种运行、检修记录的填写;
3. 检修、施工组织设计(方案)的编写; 4. 现场施工管理;
5. 小型送电线路工程设计; 6. 计算机辅助管理。
第一百七十四条 定期培训制度
(一)规程的学习与考核
1. 每月进行2～3次有关规程的学习;
2. 每年进行1次安全规程考试(春检或秋检之前);
3. 每年至少进行1次有关输电线路技术规程(包括法规)考试。
(二)业务训练
1. 每年至少进行1次预防事故演习训练; 2. 技术问答，每月每人至少1次。 第一百七十五条 新人员培训
(一)新人员应进行上岗培训;
(二)学习1年后进行上岗考试，考试合格可正式参加线路巡视和检修。
(三)考核办法：
1. 学习期间定期进行测验，检查学习效果; 2. 分科目进行考试，记录各科目学习成绩;
3. 学习成绩优秀者，可提前参加上岗考试，经审批后可正式参加线路巡视或检修(转正、定级时应重新考核，履行转正手续)。 第一百七十六条 培训资料管理
(一)培训工作应实现规范化管理，各种培训均应做好记录。
(二)各种培训记录和个人考试成绩，应存入培训档案。
培训工作应注重质量，通过不断总结经验，使培训和被培训人员的技术业务素质均得到提高。
附录部分
附录A(规范性附录)： 架空输电线路缺陷管理办法 附录B(规范性附录)： 架空输电线路评级管理办法
附录C(规范性附录)： 架空输电线路故障调查及统计办法 附录D(规范性附录)： 架空输电线路专业工作总结提纲
附录E(资料性附录)： 架空输电线路运行技术资料及档案(技术专档、线路台帐)
附录A(规范性附录)
架空输电线路缺陷管理办法
A.1 制定线路缺陷标准
为便于线路运行、检修人员以及群众护线员及时发现线路缺陷，并对缺陷的种类及对线路安全运行造成的危害程度进行分析、判断，各输电线路运行单位应按线路的基本构成(包括基础及拉线、杆塔、导地线、绝缘子、金具、防雷与接地装置以及线路通道等)，分别制订出一般缺陷、严重缺陷、危急缺陷的标准。
所形成的线路缺陷标准，经本单位主管生产领导组织的评审后将作为本缺陷管理办法的补充文件，并应在缺陷管理过程中认真加以执行。 A.2 各类人员的责任及分工 A.2.1 巡视人员
线路巡视人员是线路缺陷的主要发现者，其主要责任是：
a) 按周期或需要对线路进行巡视和检查，对发现的缺陷及时准确地进行记录; b) 将现场检查到的缺陷及时汇总形成缺陷报告并上报至运行班长; c) 对已经过检修(处理)的缺陷负责检查验收。 A.2.2 线路专责人
线路专责人是线路缺陷的主要审查、分析、处理者，其主要责任是：
a) 接受线路运行班(运行工区)送来的缺陷处理传递单(简称“缺陷单”)并进行审查与分析;
b) 下达缺陷处理意见给检修班(检修工区);若受理到不能自行安排处理的危急、严重缺陷时，应及时向本单位生产主管领导或上级生产管理部门报告。 c) 对处理后的缺陷，负责通知运行班(运行工区)进行检查或验收; d) 建立和填写缺陷记录。 A.2.3 检修人员
线路检修人员是线路缺陷的主要消除者。主要责任是：
a) 在获得线路检修班(检修工区)下达的缺陷处理通知后，按“缺陷单”上线路专责人提出的处理意见对缺陷实施消除工作;
b) 对已处理好的缺陷，应及时向检修班(检修工区)负责人报告。 A.3 缺陷的分类和分级管理
输电线路的缺陷分为线路本体缺陷、附属设施缺陷和外部隐患三类，并按一般缺陷、严重缺陷、危急缺陷三个级别进行管理，具体缺陷划分的方法和定义可参照《110(66)kV~500kV架空输电线路运行管理规范》“第十章 输电线路缺陷管理”的规定办理。 对不同级别缺陷的处理时限，应符合如下要求： a) 一般缺陷的处理，最迟不应超过一个检修周期;
b) 严重缺陷的处理，一般不超过一周(最多一个月); c) 危急缺陷的处理，通常不应超过24小时。 A.4 不同级别线路缺陷的处理
A.4.1 “一般缺陷”一经查到，如能立即消除，可不作为缺陷对待，如：发现个别螺栓松动，当即已经用扳手拧紧。如不能立即消除，应作为缺陷将其记录下来，并填入“缺陷单”和缺陷记录中履行正常缺陷管理程序。
A.4.2 “严重缺陷”一经发现，应于当天报告给送电(线路)工区或供电公司、超高压输(变)电公司(局)生产主管部门，送电(线路)工区应立即组织技术人员到现场进行鉴定，如确属“严重缺陷”应立即安排处理并报上级生产主管部门;供电公司、超高压输(变)电公司(局)，只要认定是“严重缺陷”，应立即安排处理不必再行上报。
A.4.3 “危急缺陷”一经发现，应立即报本单位生产主管部门和上级生产管理部门，经分析、鉴定确认是“危急缺陷”，应确定处理方案或采取临时安全技术措施，送电(线路)工区应立即实施并进行处理。
供电公司、超高压输(变)电公司(局)的生产主管部门，除安排“危急缺陷”处理的同时，亦应报所属区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司生产管理部门并接受其指示。
A.5 缺陷处理的程序
缺陷处理的程序是一个“(运行)发现-(检修)处理-(运行)验收”的闭环运作过程，并以传递“缺陷单”、完整填写“缺陷记录本(缺陷处理台帐)”的过程实现的。
注：本缺陷管理过程，是以典型的供电公司所属送电工区制定的，其他体制的单位可参照办理。
A.5.1 巡视人员在巡线中发现缺陷，应首先记录到巡线手册上(或输入到智能巡检仪中)。若为严重或危急缺陷，应立即上报有关生产管理部门或领导。一条线路巡线完成后，应将形成缺陷报告并交付运行班长，运行班长经审查整理后将缺陷填写到“缺陷单”中。“缺陷单”共一式两份，一份留运行班，一份报送电工区线路专责人。运行班长同时还应将缺陷登录到缺陷记录本上。
A.5.2 工区线路专责人根据缺陷的类别及情况，分两种方式对待：
a) 较小缺陷(如个别螺栓丢失)，签署意见后退回运行班，令其下次巡线时消除; b) 必须列入维护、检修计划的缺陷，签署意见后转给检修班。
A.5.3 检修班根据接到的“缺陷单”进行缺陷记录，并按工区线路专责人提出的意见或要求安排缺陷处理，处理后将处理结果写在“缺陷单”上，然后返还给线路专责人，同时在缺陷记录本上将该缺陷注销。
A.5.4 线路专责人审核后再将“缺陷单”返还运行班，这时运行班可安排相应线路巡视人员(或班组人员)检查验收，若确认“合格”，应在验收人签字处签字并交还班长，班长在缺陷记录本上注销该缺陷。至此，整个缺陷处理的闭环过程全部完成。
如果检查验收为“不合格”，也要写明情况交付班长，班长审查后签上意见交到送电工区线路专责人，并重新按程序办理，直至缺陷消除。
A.5.5 对检修人员在线路检修工作过程中发现的缺陷，由维修人员在现场将缺陷记录下来，由检修班统一转交给工区线路专责人，再转至运行班，并纳入缺陷处理程序。
A.5.6 “缺陷单”保存的期限，可根据各单位具体情况自定，但最少应保存2～3年，以便出现问题时查明责任和原因。
A.5.7 送电工区每月均应对线路缺陷进行分类、统计和分析。发现缺陷处理没有按期完成，应认真查找原因，提出改进工作的措施。 6 特殊情况的处理
A.6.1 对于线路通道内发生的“外部隐患”，有些不是线路运行单位能够处理的，可向引发外部隐患的有关单位或个人发放“影响线路安全运行整改通知书”敦促其处理。处理期限不受上述缺陷处理时间的限制，不计入缺陷记录本，不进行处理率考核，但须另列账册专门予以记录。
A.6.2 群众护线员及人民群众报告(反映)的缺陷，应由责任巡视人员或工区线路专责人到现场核实，如果属实应立即进行现场记录，并纳入缺陷处理程序。
附录B(规范性附录)
架空输电线路评级管理办法
架空输电线路评级工作是掌握和分析设备状况，加强设备管理，有计划地提高线路健康水平的一项有效措施。它不仅是线路技术管理的一项基础工作，而且又是企业管理重要的考核指标之一。通过线路评级，可及时发现线路存在的问题并及时进行治理，使之保持健康完好的状态，实现安全、经济、稳定运行的目的。 B.1 线路评级的原则
线路评级应根据设备实际运行状况，按线路评级标准的要求并结合运行经验进行。在具体评定一个设备单元的级别时，应综合衡量线路组件的运行状况，以线路单元总体的健康水平为准。
B.2 线路评级的分类和单元划分
B.2.1 线路评级，按其健康状况分为
一、
二、三级等三个级别，
一、二级线路为完好线路，三级线路为不良线路。不同电压等级输电线路的完好率，指同一电压等级线路中完好线路占参评线路的百分数。
B.2.2 线路评级以条为单位，支线或“T”接线路应包括在一条线路中;同杆架设的双、多回线路，以每回线路为一个单元;共用一只出线开关的所有回路，按一个单元统计。 B.2.3 每个单元的构成包括：基础、杆塔、导地线，绝缘子、金具、防雷与接地装置(含线路避雷器、耦合地线、可控避雷针等)、拉线以及线路标示、安全标志牌等材料(设备)。此外，还应包括金属构件表面防腐层的实效性。 线路投入运行后安装的防鸟设施以及各种监测装置，不在此限。 B.3 线路评级办法
线路评级工作每半年进行一次，由各供电公司、超高压输(变)电公司(局)组织有关人员进行。各供电公司、超高压输(变)电公司(局)生产主管部门的线路专责人分别于7月5日和翌年1月5日前将线路评级表报各所属区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司。各区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司每年进行一次汇总，并于翌年2月底前报国家电网公司，同时抄送全国电力系统送电专业运行工作网秘书处;各省(自治区、直辖市)电力有限公司，还应报送所属区域电网公司。 线路评级报表如附表B：
附表B
线路评级报表 合计 一类 二类 三类 完好率% 条 km 条 km 条 km 条 km 条 km 110(66) 220 330 500 ±500 注：35kV线路的评级，由各运行单位自行安排，自行存档。 B.4 线路评级标准 B.4.1 一级线路
一级线路，指线路技术性能良好，能保证线路长期安全经济运行的线路。 B.4.1.1 杆塔及基础
a) 铁塔结构完好，塔材仅有轻微锈蚀，铁塔主材无弯曲、断裂现象，塔材各部件连接牢固，螺栓齐全，塔身倾斜不超过1.0%(50米及以上高塔不超过0.5%)。铁塔基础牢固，防洪设施完好。
b) 钢筋混凝土杆钢筋无腐蚀、露筋，表面无空洞、酥松等现象，预应力杆无裂纹，非预应力杆裂纹宽度不超过0.2mm。 B.4.1.2 导地线
a) 导地线无金钩、松股、烧伤缺陷，断股处理符合规程要求，接头良好，有防振措施; b) 导地线驰度符合《架空送电线路运行规范》要求，交叉跨越及各部空气间隙符合有关规程要求。地线仅有轻微锈蚀。 B.4.1.3 绝缘子和金具
a) 瓷绝缘子表面无裂纹、击穿、烧伤痕迹;铁件完好无裂纹，锌层仅轻微脱落和锈蚀;绝缘子串连接可靠，整串偏移不超过规定值，污秽区绝缘配置满足防秽等级要求。 b) 线路各部金具齐全、安装可靠、强度符合要求，防振锤安装可靠，各部销钉完好，无代用品。
B.4.1.4 防雷、接地装置和拉线
a) 防雷设施安装符合设计要求。各部空气间隙、绝缘配合、架空地线保护角、绝缘地线放电间隙均符合有关规程要求。接地装置完好，接地电阻值合格。
b) 拉线装置完备，无松动、松股、断股现象。锚具、螺帽齐全，拉线和拉线棒仅有轻微锈蚀，拉线基础无下沉、塌方、缺土现象。
B.4.1.5 其他。线路防护区、巡线通道均符合有关法律、法规、规程要求，线路标识及各种安全标志牌齐全。巡视、测试、检修工作均能按周期进行，运行、检修、试验等资料和记录齐全，且与现场实际情况相符。 B.4.2 二级线路 二级线路，指技术性能基本良好，个别构件、零部件虽存在一般缺陷，可以保证在一定期限内安全经济运行的线路。 B.4.2.1 杆塔及基础
a) 铁塔结构完整，塔材略有锈蚀，铁塔主材无断裂、明显弯曲现象，螺栓齐全，个别螺栓可有松动现象。塔身倾斜不超过1.0%(50米及以上高塔不超过0.5%)，铁塔基础牢固、完好，防洪设施完好。
b) 钢筋混凝土杆线路，虽个别电杆的运行状况不完全满足《架空送电线路运行规范》要求，但尚能保证安全运行。 B.4.2.2 导地线
a) 导地线无金钩、松股、烧伤等缺陷，断股已做好处理，接头无裂纹、鼓包、烧伤痕迹，有防振措施。
b) 导地线驰度基本符合《架空送电线路运行规范》要求，交叉跨越及各部空气间隙基本符合有关规程要求，不影响线路安全运行。地线可有一般锈蚀。 B.4.2.3 绝缘子和金具
a) 瓷绝缘子表面无裂纹、击穿，铁件完好无裂纹，仅有轻微锈蚀，绝缘子串连接可靠，整串偏移不超过规定值，污秽区绝缘配合满足防污等级要求。
个别绝缘子有烧伤破损现象，但不影响安全运行，绝缘子虽有零值，但不超过有关规程规定。
b) 线路各部金具齐全，安装可靠，强度符合要求，防振锤安装可靠。 B.4.2.4 防雷、接地装置和拉线
a) 防雷设施齐全，基本符合设计要求。各部空气间隙、绝缘配合、架空地线保护角、绝缘地线放电间隙基本符合有关规程要求，接地装置基本完好，接地电阻值基本合格。 b) 拉线装置完备，基本无松股、断股现象。锚具螺帽齐全，拉线和拉线棒虽有一般锈蚀，但强度满足要求，拉线基础无明显下沉、塌方、缺土现象。
B.4.2.5 其他。线路防护区、巡线通道均符合规程要求，线路标识及安全标志牌基本齐全。巡视、测试、检修工作均能按周期进行，运行、检修、试验等主要资料齐全，且与现场实际相符。 B.4.3 三级线路
三级线路，指线路的技术性能不能达到
一、二级线路标准要求，或主要设备有重大缺陷，已影响到安全经济运行的线路。 B.5 线路等级评级
根据线路评级的结果，综合衡量线路组件(设备)的状况，评定线路等级。有针对性地提出线路升级方案和确定下一大修、技术改进项目。
附录C：(规范性附录)
架空输电线路专业工作总结提纲
C.l 基本情况
简述本单位输电线路的自然情况、变化情况(与上年相比有何增减)、各项生产指标的完成情况等，通常应包括以下内容：
(1) 所辖110(66)kV及以上线路的拥有量，包括：线路的回路数(条数)及长度(km)，如果前一年线路的数量已经明晰且准确无误，应比照上年述明变化的情况及其原因，并应将发生变化(或新增)线路的详细资料作为附件附于正文之后。 (2) 所辖110(66)kV及以上线路完好率(按各电压等级分别列出)。
(3) 所辖110(66)kV及以上线路的运行情况，包括各电压等级线路的跳闸、事故次数及跳闸率、事故率等。此处仅列出主要生产指标的完成情况即可，详细分析放在后续内容(C.3)中。
(4) 本新投运的110(66)kV及以上线路的基本情况，包括数量、质量情况、生产准备及落实情况等，其中220kV及以上线路应将其技术参数(线路的名称、起止点、长度、导线型号等)单独形成材料另行上报。
(5) 本带电作业情况，包括带电作业工作次数、工作小时数及少损电量数等。 (6) 输电线路生产岗位机构设置、人员组成及数量、通讯器材及生产车辆的装备情况等。
C.2 运行管理主要工作及成绩
结合本工作目标(或上年总结中提出的工作方向)，总结输电线路巡视、检修、生产改造、落实“预防事故措施”，以及科研、培训、新设备及新技术的采用、安全管理、带电作业等方面工作的成绩和经验。 C.3 线路故障情况及其分析
此部分是输电线路专业工作总结的重点，内容及写法要求：
(1) 雷击、鸟害、外力破坏、导线风偏以及各种不良气象条件影响造成的线路跳闸和发生事故的情况，并对上述情况进行分析、判断、分类、汇总。
(2) 对输电线路大面积污闪、导线覆冰舞动事故、线路原因造成的电网事故以及人身伤亡事故，应一一讲清经过、原因，深入进行剖析。
(3) 总结中，应综合运用回顾或对比等手法，纵向与历年对照、横向与其他地区相比，从中找出符合线路运行实际情况的因由，得出经验教训，提出解决问题的方法、对策。总之，只有对线路故障分析透彻，才能找出故障的原因，吸取教训，采取相应对策，提高管理水平，做好今后的工作。 C.4 存在的主要问题
存在的主要问题应包括如下方面：
(1)输电线路运行管理工作中存在的问题及困难。 (2)输电线路本体及运行条件方面存在的问题。 C.5 今后的工作目标(方向)及建议
根据上述情况(包括得到的经验教训、存在的主要问题)，提出今后工作目标(努力方向)，以及对上级单位的要求、建议等。 C.6 附表部分
输电线路工作总结的主要附表有以下三种，各运行单位还应根据有关上级要求及实际需要补充必要的报表： 附表C1：《20××架空输电线路生产综合情况报表》 附表C2：《20××架空输电线路跳闸与事故原因分类统计表》 附表C3：《20××年输电线路运行单位基本情况表》
注： 跳闸和事故的界定，按附录D《架空输电线路故障调查及统计办法》中的有关规定执行。
20
架空输电线路生产综合情况报表 年可用率% 说明：
1、 “带电作业”栏按《带电作业技术管理制度》规定的统计办法填写。
2、 “检修”栏的内容包括：线路清扫、更换绝缘子串、综合性检修等。
3、 每条线路可用率=〔线路运行小时数/(8760-线路以外原因停电小时数)〕×100%。其中：“年可用率”取同一电压等级的平均值。
4、 跳闸和事故的界定，按《架空输电线路运行管理规范》之附录D：《架空输电线路故障调查及统计办法》执行。 检修 占% 公里
带电作业 少损电量(万度) 次数 故
障 事 故 次/百公里·年 次数
跳 闸 次/百公里·年 次数
线 路 评 定 等 级 完好率(%) 三 类 公里 条
二 类 公里 条
附表C1： 一 类 公里 条
合 计 公里 条
分类电压等级(kV) (110)66 220 330 500 ±500
附表C2：
20 架空输电线路跳闸与事故原因分类统计表
项目及分类 线
路
故
障
发
生
的
次
数 ±500kV 500kV 330kV 220kV 110(66)kV 跳闸 事故 跳闸 事故 跳闸 事故 跳闸 事故 跳闸 事故 一杆塔及基础 大
风 洪水冲刷 滑坡塌陷 基础下沉 拉
线 构件丢失 外力冲撞 设计不周 施工不良 材质不佳
二导线及地线 覆
冰 舞
动 交叉跨越 雷击导线 雷击地线 爆压不良 液压不良 开山放炮 外力破坏
三绝缘子 污
闪 雷
害 冰
害 鸟
害 外力破坏 质量不佳
四金具等 断裂损坏 销针丢损 安装不当
五累计 跳闸次数 事故次数 线路总长 跳闸率 事故率
注：表中“线路总长”单位：公里;“跳闸率”及“事故率”单位：次/百公里·年 附表C3：
20
年架空输电线路运行单位基本情况表 单位名称：
序号 项 目 分 类 数 量 单位 备注 一 线路拥有量 35kV 公里 110(66)kV 220kV 330kV 500kV ±500kV 合计
二 人员构成 行政管理人员 人 技术人员 工人 合计
三 文化构成 大专以上毕业 人 中专(高中或技校)毕业 初中及以下 合计
四 班组构成 运行班组(工区) 个 检修班组(工区) 带电(试验)班组 合计
五 人员分类 运行班组(工区) 人 检修班组(工区) 带电(试验)班组 合计
六 线路维护情况 人均维护长度 公里 最大维护半径
七 通讯工具 无线电台(含基地台及车载台) 台 手持机 其他 合计
八 交通车辆 带电作业车 台 中小客车、吉普车 客货两用车 卡车 其他 合计
附录D(规范性附录)
架空输电线路故障调查及统计办法
D.1 总则
为了进一步加强输电线路的运行分析和技术管理工作，掌握线路故障(“故障”在本《办法》中系指事故及障碍的统称，下同)情况及发生的规律，积累运行经验，考核线路设计的合理性及运行维护的有效性，根据《电业生产事故调查规程》的有关规定，为满足输电线路生产管理的需要，制定本办法。 D.2 适用范围
D.2.1 本办法主要适用于各供电公司、超高压输(变)电公司(局)直接管理(或代管)的35kV及以上架空输电线路。
D.2.2 本《办法》仅针对线路(设备)出现的故障。对由于线路原因造成电网事故的线路仅考虑引发事故的线路，其他如发、变电设备、继电保护装置及被牵连的其他线路等不在此限。对电网事故的调查、统计，应按照《电业生产事故调查规程》的有关规定办理。
注：非线路原因引发的电网事故(如由于调度指挥不当、继电保护失灵等造成的)，虽然发生线路故障，对此线路不作考核，可以按本《办法》进行调查，但不统计，。 D.3 线路隐患
由于设计不合理或设计标准偏低、选用材料(设备及零部件)不当、施工质量不佳或由于运行维护不周等原因，使线路处于异常(或不利)运行状态，虽未造成线路故障，但必须及时进行处理。这些对线路安全运行已构成威胁的不安全因素(情况)，统称为“线路隐患”。
D.4 线路故障 D.4.1 线路跳闸
线路跳闸指开关动作，无论重合成功与否，均视为“跳闸”。线路跳闸可能构成“一类障碍”或“事故”。 D.4.2 线路事故 D.4.2.1 特大事故
线路损坏，直接经济损失达1000万元及以上者。 D.4.2.2 重大事故
未构成特大线路事故，符合下列条件之一者可定为重大线路事故： (1) 线路损坏，直接经济损失达300万元及以上者。
(2) 220kV及以上输电线路损坏，30天内不能修复;或虽在30天内恢复运行，但自事故发生日起3个月内非计划停运累计时间达30天。 D.4.2.3 一般线路事故
未构成特大、重大线路事故，符合下列条件之一者可定为一般线路事故： a) 330kV及以上电压等级线路被迫停止运行。
b) 35kV及以上电压等级输电线路异常运行，或被迫停运后引起对用户少送电，或停运当时虽没有对用户少送电，但在高峰负荷时引起了对用户少送电或电网限电。
c) 35kV~220kV线路被迫停运，虽未引起对用户少送电或电网限电，但时间超过8h。 d) 35kV及以上输电线路非计划检修、计划检修延期或停止备用，达到以下条件之一者： ① 停用时间超过72h; ② 没有按调度规定的时间恢复送电或备用。
e) 220kV及以上线路倒杆塔、断线、掉绝缘子串(掉线)。 D.4.3 线路一类障碍
未构成线路事故，符合下列条件之一者可定为线路一类障碍：
a) 35kV~220kV线路电压等级被迫停运、非计划检修或停止备用(时间未超过8h)。 b) 110kV及以上电压等级线路跳闸，断路器跳闸后经自动重合闸重合成功或无(暂停)自动重合闸的线路跳闸后强送成功(继电保护、自动装置误动和系统发生振荡、解列引起的除外)。 D.5 调查内容
输电线路发生故障，凡构成“事故”者均须调查，“一类障碍”根据情况决定是否调查。以下是线路故障调查的基本内容。 D.5.1 基本情况调查
D.5.1.1 故障线路或线段的名称、建设年限及主要设计参数。 D.5.1.2 故障发生时间、地点及气象情况。
D.5.1.3 故障设备或构件(杆塔、导地线、拉线、基础等)型式、类别及地形环境情况。 D.5.1.4 故障简要经过及设备或构件损坏(包括制造厂家、型号、生产日期等)情况。 D.5.1.5 故障原因分析及结论。 D.5.2 线路险情调查
D.5.2.1 杆塔基础及周边环境险情及程度(基础损坏、土体滑坡、地基沉陷等)。
D.5.2.2 杆塔身部及横担损坏、塔材丢失情况及程度(杆塔倾斜、塔材变形、混凝土电杆表面裂缝超标等)。
D.5.2.3 拉线及拉线金具受损(丢失)情况及程度(拉线断股、拉线棒断裂、螺栓缺损等)。
D.5.2.4 导线连接金具变化情况及程度(接续管温度超标,、耐张或引流金具松脱、移位、因金具造成导线损伤断股等)。
D.5.2.5 同一批瓷绝缘子劣化、钢帽、钢脚或联接金具断裂、玻璃绝缘子自爆、复合绝缘子硅橡胶脆化、憎水性下降或芯棒串位、酸蚀等情况及程度。 D.5.2.6 其他。
D.5.3 跳闸及一类障碍原因调查
D.5.3.1 导线对塔身或拉线的间隙闪络。
D.5.3.2 导线对地(公路、铁路)、树木(竹林)、房屋等的间隙闪络。 D.5.3.3 导线相间或导、地线间闪络。
D.5.3.4 不同线路交叉跨越，相互之间闪络。 D.5.3.5 绝缘子串自身劣化击穿闪络。
D.5.3.6 绝缘子串因雷击、污秽、复冰、鸟害、风偏等引起的表面或击穿闪络。 D.5.3.7 其他(外力破坏或外部环境影响等)。 D.5.4 跳闸及事故原因调查
D.5.4.1 杆塔由于大风、复冰倾倒或横担弯曲引发的永久故障。 D.5.4.2 杆塔因基础被洪水冲刷塌陷而倾倒。 D.5.4.3 拉线杆塔因拉线损坏或拉线金具断裂、拉线丢失而倾倒。 D.5.4.4 杆塔因塔材及螺栓被拆卸而倾倒。 D.5.4.5 杆塔因外力冲撞或人为破坏而倾倒。 D.5.4.6 水泥杆受损、断裂而倾倒。
D.5.4.7 导地线因大风、复冰、雷击而断线。 D.5.4.8 导地线因疲劳振动发生的断线。
D.5.4.9 导地线接续金具过热、损坏引起的接地故障。 D.5.4.10 外力、人为(如采石爆破)造成的断线。 D.5.4.11 绝缘子串或金具断裂、脱落造成的停电故障。
D.5.4.12 绝缘子串闪络或导线相间、导线对地闪络造成的跳闸或停电。 D.5.4.13 其他。
D.6 线路故障分析要点 D.6.1 杆塔及基础
D.6.1.1 设计气象条件取值偏低、整体或局部设计强度、刚度不满足实际使用条件。 D.6.1.2 杆塔定位对微地形、微气象条件考虑不周，定位不当，基础防洪排水设施不完善。
D.6.1.3 塔材、螺栓等零部件质量或性能差、选用不当或施工安装错用，代用不当。 D.6.1.4 施工质量不佳，不能满足设计或施工验收规范的要求。
D.6.1.5 运行维护不到位，未及时发现和处理存在的缺陷或其他原因。 D.6.2 导地线及金具
D.6.2.1 设计时导地线荷裁、使用应力、截面选择或防振措施考虑不周，地线防雷保护角偏大。
D.6.2.2 导线对地面、房屋、树竹以及其它交叉跨越物的安全距离不够，导线风偏和弧垂计算不准确。
D.6.2.3 施工放线时导线有擦伤、断股等情况未妥善处理，导地线线夹、接续金具、引流连接金具、防振锤等压接或安装工艺质量不佳。
D.6.2.4 导地线质量差，存在接头焊接不牢，钢芯或铝股有断股等情况。
D.6.2.5 运行维护中未及时发现和处理导地线锈蚀、接头过热、弧垂变化、金具松脱以及导地线振动、磨损等造成的缺陷，或其他原因。 D.6.3 绝缘子及金具
D.6.3.1 线路绝缘配置与现场实际污秽等级不符，选用绝缘子型号、片数及安装方式不当等。
D.6.3.2 绝缘子产品生产制造质量不良，,运行年劣化率(或自爆率)超过标准，钢帽有砂眼、裂纹，钢帽、钢脚配合间隙过大(或与锁紧销配合不当)，复合绝缘子伞裙、芯棒及端部密封质量差等。
D.6.3.3 绝缘子串连接金具强度不够或有缺陷。
D.6.3.4 运行维护(巡视、检测)、清扫、调整不及时，或金具缺陷处理不及时，或其他原因
D.6.4 接地装置
D.6.4.1 接地电阻值偏大，接地线连接不牢、被拆卸或地网锈蚀严重。 D.6.4.2 运行维护不到位或缺陷处理不及时，以及其他原因。 D.7 事故调查的组织
D.7.1 一类障碍由送电工区负责人组织调查，必要时安监人员和有关专业人员参加。 D.7.2 一般线路(设备)事故，通常由市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)组成调查组进行事故调查。若涉及两个及以上市(地)供电公司的，由上级生产管理部门组织调查;只涉及一个送电(线路)工区且情节比较简单的一般事故，也可指定该工区负责人组织调查。
D.7.3 重大、特大线路(设备)事故，应由所属区域电网、省(自治区、直辖市)电力有限公司组织调查，也可由其向下委托(或授权)有关单位进行调查。
D.7.4 事故报告由事故调查组的技术人员填写;各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)所属送电(线路)工区，在事故调查后还应填写《输电线路故障(一类障碍、事故)技术调查分析表》(参见：附表D)，并根据需要或要求报上级生产管理部门。
D.8 统计方法
D.8.1 线路跳闸、事故每年发生的次数应按电压等级、故障类别及原因进行统计汇总，并分别计算出各电压等级线路的跳闸率、事故率。
D.8.2 由于同一原因引起一条线路在4h内多次跳闸，可定为一次事故。
D.8.3 同一供电企业的线路，由于同一原因(污闪、导线覆冰舞动等)或自然灾害(暴风雪、洪水、地震、泥石流等)，造成多条线路同时或接连跳闸，可定为一次事故。 D.8.4 事故统计口径应与安监部门保持一致，主要对经安监部门认定的考核事故和自动重合闸重合不成功的线路进行事故统计，但D.2.2条所列条注情况除外。 D.8.5 线路隐患不在统计之列，但须另行记录以便掌握。
附表D：
输电线路故障(一类障碍、事故)技术调查分析表
单位：
编号：
一、基 本( 设 计 ) 情 况： 线路名称： 电压(kV)：
故障设备名称及范围(杆塔号或导地线范围等)： 投产日期： 线路长度(km)： 起止地点：
设计气象条件类别： 设计风速(m/s)： 设计覆冰厚度(mm) 导线型式及根数： 排列方式： 压接方式：
地线型式及根数：OPGW型式根数： 是否绝缘地线： 压接方式： 绝缘子型式： 片数(片)： 爬电比距(cm/kV)： 绝缘子生产厂家： 设计单位： 施工单位：
二、故 障 技 术 调 查 情 况
跳闸时间：
年
月
日
时
分 是否重合成功：
恢复供电时间：
年
月
日
时
分 共停电
小时
分 天气情况： 气温(℃)： 相对湿度(%)： 风速(m/s)： 风向： 覆冰厚度(mm)： 杆塔型式： 同塔回路数： 故障相别： 故障性质(一类障碍、事故)：
是否考核或统计事故： 故障技术分类(倒杆塔、断线、掉线、闪络或其他)： 故障原因分类(外力、雷击、鸟害等)： 设备故障(损坏)情况： 故障原因分析判断：
故障损失统计：损失负荷
万kW;损失电量
万kWh;直接经济损失
万元
暴露的问题及须要采取的措施： 简图或照片： 说明：
1、本表，35kV~500kV线路凡构成事故者均必须填写。35kV~ 220kV线路发生“一类障碍”，每发生一次视情况进行填写;500kV线路发生“一类障碍”应填写。
2、大面积污闪、导线覆冰舞动等造成多条线路故障(包括一类障碍和事故)者尚须单独写出文字报告。
2、本表由各市(地)供电公司、超高压输(变)电公司(局)生产主管部门的线路专责人填写，并根据需要报上级生产管理部门。
附录E(资料性附录) 架 空 输 电 线 路 运 行 技 术 资 料 档 案 (技术专档、线路台帐) 运行单位：
建档日期：
年
月
线路名称：
线路编号：
线 路 主 要 技 术 参 数 数量、规格、时间、地点、称呼
号～
号; 共
km 距地面：
m 耐张(转角)塔
基;直线塔
基 耐张(转角)杆
基;直线塔
基 耐张(转角)塔
基;直线杆
基 总计
基;最大转角角度 与本线路并架共：
回 号～
号; 共
基 号～
号; 共
基 符合
级污秽区标准 串数
;形式
;数量 串数
;形式
;数量 串数
;形式
;数量 串数
;形式
;数量 共
支
支 普通
片;防污
片 普通
片;防污
片 导线换位情况及示意图：
项目名称 耦合地线使用情况： 规格型号 悬挂点高度 杆塔使用情况： 其中：铁塔 水泥杆 其他杆塔： 直线转角杆塔 同杆塔并架情况：
1、电压
kV线路
2、电压
kV线路 绝缘配置 其中：直线绝缘子组合1 直线绝缘子组合2 耐张绝缘子组合 吊串绝缘子组合 绝缘子数量 其中：复合绝缘子 玻璃绝缘子 瓷质绝缘子 升降压运行情况 序号 15 16 17 18 19 20 数量、规格、时间、地点、称呼 年
月
日 kV km 号～
号; 共
km km，占全部
% km，占全部
% km，占全部
% km，占全部
% 每相根数：
根 号～
号; 共
km
号～
号; 共
km 间隙大小：
mm;共：
组
附表E1 项目名称 线路名称 线路起、止点 投产日期 电压等级 设计单位 施工单位 本单位运行 运行范围 是否代维 所属调度部门 路径地形情况： 其中：山地 丘陵 平原 河网 穿越地区(省市县) 导线使用情况 排列方式 压接方式 导线规格1 安装地点 导线规格2 安装地点 架空地线使用情况 是否绝缘 放电间隙 压接方式 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
线 路 主 要 参 数 变 更 记 录 填表人
变更后参数或情况 注：输电线路从投产之日起，线路参数每发生一次变化均应进行填写。
变更前参数或情况 变 更 内 容
附表E2 变 更 日 期(年月日) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 线 路 污 秽 情 况 记 录 表 电压等级：
kV 种类4 污 秽 区 段 划 分 备注 盐 密 测 试 记 录 测试人 注：盐密测量记录，本表填满后可增加附页继续填写。
种类3 至污源距离(m) 盐密值(mg/cm2)
线路名称： 种类2 长度(km) 测点至污源中心距离(km)
种类1 污区范围
号～
号
号～
号
号～
号
号～
号 杆塔号及相别
附表E3 污源种类和性质 污源与线路相对位置和距离示意图： 污秽等级 ○ I II III IV 测量日期(年月日) 序号 1 2 3 4 保 护 间 隙 变 化 及 调 整 记 录 间隙变化调整记录(mm) 处理人 注：本记录表填满后，可增加附页继续填写。 处理结果
发现问题及处理方式 实际值 设计值
杆塔号及安装部位
附表E4 安装或处理日期(年月日) 线路名称
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
交 叉 跨 越 情 况 汇 总 表 被 交 叉 跨 越 物 备注 交叉跨越次数 填表人：
交叉跨越性质 重要 重要 重要 重要 重要 一般 一般 重要 一般 重要 重要 一般 重要 一般 一般 重要 一般 重要 重要
附表E5： 线路名称： 交叉跨越方式(上跨或下钻)
名称 500kV线路 330kV线路 220kV线路 110(66)kV线路 35kV线路 10kV线路 低压线路 一级通信线 二级及以下通信线 高速公路 一级公路 二级及以下公路 准轨铁路 窄轨铁路 广播线 通航河流 不通航河流 电车线路 管道及索道 其他 填表日期： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 工 程 竣 工 资 料 交 接 验 收 综 合 情 况 记 录 是否达标投产： 缺少部分 名称 数量
是否齐全完整 单位 数量
项目名称 H、接地施工记录 I、质量监督、监理文件 J、质量事故、缺陷记录 工程竣工文件、资料 线路参数测试方案、报告 未完工程清单 须要改进工程清单 竣工报告、验收交接证书 竣工图 设计变更联系、通知单 工程竣工决算报告 线路运行管理资料 达标考核期运行记录 达标考核期事故处理意见 运行缺陷记录 缺陷处理传递单 交叉跨越复测记录 接地电阻测量记录 全线护线员记录 检修记录 运行分界点记录 序号 3 四 1 2 3 4 5 6 7 五 1 2 3 4 5 6 7 8 9 输电线路名称： 缺少部分 名称 数量
是否齐全完整 单位
附表E6： 数量
项目名称 技术资料 初步设计及工程概算 施工图设计及工程预算 合同、协议及相关资料 勘察设计合同 施工合同 监理合同及监理文件 测试合同及测试报告 招标资料及订货合同 征占地、拆迁、砍树协议 工程施工文件 开工报告和施工组织设计 施工交底、协调会记录 施工文件记录，包括： A、复测记录 B、基础施工检查记录 C、杆塔组立检查记录 D、导地线压接检查记录 E、架线施工检查记录 F、附件安装检查记录 G、交叉跨越检查记录 序号 一 1 2 二 1 2 3 4 5 6 三 1 2 3 输 电 线 路 检 修 记 录 验收负责人 验收意见 检修负责人 完成日期
检修内容(线路清扫、更换绝缘子、导线、杆塔、接地改造及综合维修等) 批准计划文号及主要内容 附表E7： 检修年份 线路名称
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
线 路 故 障 跳 闸 记 录 故障性质 注：
1、分类，指外力、雷击、鸟害、导线舞动、污闪、暴风雪(雨)、导线风偏、洪水冲刷、交叉跨越距离不够以及原因不明等。
2、故障性质，指一类障碍、一般事故、重大事故、特大事故等。 分类
恢复送电时间(年月日时分) 故障发生地点及故障情况
附表E8： 跳闸时间(年月日时分) 线路名称
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
接 地 电 阻 测 量 记 录 备 注 测量人 结论
换算后接地电阻(Ω) 季节系数
实测接地电阻(Ω) 仪器误差修正系数 测量仪器型号
土壤电阻率(Ω.m) 天气
附表E9： 线路名称： 测量日期(年月日) 杆塔号
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
110(66)kV~500kV架空输电线路运行规范编制说明
一、编制的依据及方法
1、 依据：“国家电网公司输变电设备评估分析和管理规范制订工作会议纪要”。
2、 编制方法按上述纪要附件二：国家电网公司输变电设备管理规范编制大纲中的“
二、×××(设备名称)运行管理规范”(以下简称：“大纲”)。
二、 执行“大纲”的情况
《架空输电线路运行管理规范》编制的基本原则是遵照“大纲”的要求。但“大纲”列出的纲要和内容更适合变电设备，对线路则有一定问题，因此有必要进行一下技术处理。对“大纲”内容重复(或相近)的纲目进行归并，大纲规定的
4、
5、
6、7章，对线路而言均为“运行管理”的内容，进行了归并。此外“大纲”还有遗漏(或没有考虑)的内容，应当进行补充。针对线路管理的特点，补充了“岗位职责”、“安全管理”、“特殊区段线路的管理”、“输电线路保护区管理”、“运行维护重点工作”、“带电作业管理”、“人员培训”等篇章。 经过上述重组后，最终形成的《架空输电线路运行管理规范》(以下简称：《运行规范》)，由15章和5个附录组成。除了“总则”和“引用标准”两章外，《运行规范》的核心内容从“岗位设置”开始(即首先落实人的责任);接着是“安全管理”，将输电线路安全工作目标及要求写出来;以下是“工程验收管理”(如何接收线路)，接着以“输电线路的运行管理”为题提出了线路管理的一般规定。再往下，则本着从一般到特殊，再到重点的原则列出了如下三章：“特殊区段输电线路的管理”、“输电线路保护区管理”、“运行维护重点工作”。至此，怎样做好输电线路日常管理工作基本讲清，但是还有几项工作是运行管理服务的，并作为线路管理的重要手段提出，于是产生了后续五章，即：“输电线路缺陷管理”、“事故预想及处理”、“输电线路技术管理”、“输电线路评级与管理”、“带电作业管理”。本《规范》最终以“人员培训”结束，与《规范》一开始提出的“岗位设置”遥相呼应，体现了以人为本的原则。不断提高人员素质，不仅是做好输电线路管理工作的前提，也是企业能够兴旺发达的根本保证
综上所述，《运行规范》基本涵盖了输电线路管理所涉及的方方面面，使各有关单位在做好输电线路管理的工作中有所遵从，并为不断提高其管理水平起到参谋和助手的作用。
三、两个规范的关系
新的《架空输电线路运行管理规范》与《架空输电线路管理规范(试行)》(以下简称：《试行规范》)相比，内容更丰富、更完善、更具体，逻辑关系更强，并纠正了《试行规范》中存在的缺点或不足。由于《架空输电线路管理规范(试行)》已经发布，并且在一些地方已经宣贯，因此凡《试行规范》已经制订且又没有发现什么问题的就尽量加以引用。在此基础上新的《运行规范》又进一步进行了补充、完善和提高。
四、编制情况介绍
1、增加了“前言”，而且“前言”中明确阐明了《运行规范》和《试行规范》的关系，即“本规范自实施之日起《架空输电线路管理规范(试行)》即停止执行”的代换关系。
2、对“第一章 总则”进行规范化处理，使之与其他设备(如变压器、开关等)的管理原则相互协调。《运行规范》与《试行规范》的“总则”内容大体相同，不同之处表现在适用范围上，《运行规范》规定“本规范适用于国家电网公司系统内的110(66)kV~500kV交流架空输电线路。±500kV直流线路、35kV交流线路可参照执行”，而《试行规范》则“适用于35kV及以上线路生产管理工作”。可见《运行规范》更偏重于110(66)kV及以上输电线路。
3、“第二章 引用标准”，原《试行规范》没有此部分内容，现予以增加。增加这一章的目的是让读者在理解《运行规范》时，对有些内容便于查找出处，以便能正确理解和执行。
4、“第三章 岗位职责”，基本是采自《试行规范》的“2 岗位职责”，并在字句上稍加修改。其中主要是将以往“防止电力生产重大事故的措施”的习惯称呼“反措”，在本《运行规范》中改称为“预防输电线路事故的技术措施”并简称“预防事故措施”。
5、“第四章 安全管理”，基本是由《试行规范》的“3 安全管理”引入。但《试行规范》没有提出具体指标的要求，而是下放到网(省)公司自行制定。对于线路“跳闸率”这样重要的指标进行下放，国家电网公司将无法掌握全国输电线路的运行水平。“跳闸率”虽然只是一个安全运行情况的反映，但它所包含的内容却十分丰富，不仅反映出某区域电网(省)电力有限公司线路的健康水平、抵御自然灾害的能力(设计水平)、管理与技术监督水平(包括人员的技术素质、责任心等)、科技水平以及管理手段是否先进等。国家电网公司在2002年以前，曾一直对线路“跳闸率”提出要求，因此对这种较重要的指标则明确提出要求。
此次《运行规范》在编制中，对“安全生产指标”提出了具体的指标要求(见第三十七条)：500kV线路跳闸率 ≤ 0.3次/百公里·年;330kV线路跳闸率≤0.35次/百公里·年;220kV线路跳闸率 ≤ 0.55次/百公里·年;110(66)kV线路跳闸率 ≤ 0.7次/百公里·年。 在具体编制过程中，对其他小指标，如缺陷消除率、工作票合格率等(见第三十八条)也提出了要求，但这些小指标仅提供各网(省)公司参照执行，或可由各网省公司自行制定(自行管理)。本章还补充和完善了：
(1)、工作票制度中有关各方的职责(见第五十条); (2)、预防线路作业遭受电击(见第五十三条);
(3)、进一步明确了安全帽和安全带的使用方法和要求(见第六十三条)。
6、“第五章 输电线路设计及的验收管理”取自《试行规范》的“8.1规划和设计审查”和“8.2施工质量管理和验收”，并进行了完善。
7、“第六章 输电线路的运行管理”是由《试行规范》的“4.5 运行维护工作管理”移植而来，并进行了完善。完善的主要内容有：
(1)、运行管理工作目标，补充了具体的目标值及有关的计算方法(见第七十三条); (2)、对运行管理范围的确定，理顺了区域电网公司与省(自治区、直辖市)电力有限之间新的隶属关系，并按之进行了调整(见第七十四条)。
8、“第七章 特殊区段输电线路的管理”基本是从《试行规范》“4.6 线路特殊区段管理”移植过来而形成的，并明确了“特殊区段线路”的范围。所谓“特殊区段线路”，即指：“大跨越段线路或位于重污区、重冰区、多雷区、洪水冲刷区、不良地质区、采矿塌陷区、盗窃多发区、导线易舞动区、易受外力破坏区、微气象区、鸟害多发区、跨越树(竹)林区、人口密集区等区域(区段)的线路”。
将“特殊区段输电线路的管理”单独列为一章，主要是为了突出如何注意和加强这方面的管理。
9、“第八章 输电线路保护区的管理”，主要是强调如何做好线路通道管理以及线路保护工作。电力线路保护区的概念出自于《电力设施保护条例》，对如何做好输电线路保护区的管理，应充分利用现行有关法律、法规，以及通过加强维护和管理，使线路免遭来自任何外部原因(包括外力)造成的危害。
本章在《试行规范》“4.7 防护区管理”基础上，增加了洪水冲刷区、不良地质区线路(包括易受洪水、泥石流冲击及处于采矿塌陷区线路)管理的内容(见第八十八条)。
10、“第九章 运行维护重点工作”基本取自《试行规范》的“6 专项技术工作”，但原有内容不够全面，且有的深度不够，进行了必要的整理。其中，包括：
(1)、在“第一节 防治雷害”中补充了接地电阻季节系数的参考值。补充的原因：
a、《110~500kV架空电力线路施工及验收规范》第8.0.7条提出“当设计对接地电阻已经考虑了季节系数时，则所测得的接地电阻值应符合换算后的要求”，但具体的季节系数值并未给出。
b、《DL/T 621-1997交流电气装置的接地》仅对土壤电阻率的季节系数给出一个粗略的取值范围，且没有明确是否可作为接地电阻季节系数考虑。此外，在各种有关规程中，对“接地电阻季节系数”均查无所获。
(2)、“第二节 防治线路污闪”，按国家电网公司的有关文件及防污专家组的最新意见，对如何进行污区分布图绘制及线路绝缘配置，明确了以下原则：
a、绘制合理的可指导线路外绝缘配置设计(包括调爬)的污区分布图，并逐步过渡到用“3~5年等值附盐密度”绘制污区分布图。取消“用饱和盐密绘制污区图”的说法; b、在进行线路绝缘配置或调整时，以最新污区分布图为准，0、Ⅰ级污秽地区应提高一级配置绝缘;Ⅱ～Ⅳ级污秽地区应按其上限配置绝缘。
(3)、“第五节 大跨越段线路的管理”增加了对导线测振的要求：投产前4年，投产时测一次，以后每隔2年测一次，超过4年后测试周期为4~5年;振动测试主要是检验导线动弯应变是否合格或发生变化。
(4)、增加了“第七节 输电线路的防暑与防冻”、“第八节 防治输电线路风偏故障”、“第九节 防止外力破坏”
11、“第十章 线路缺陷处理”基本取自《试行规范》的“4.3 设备缺陷管理”(包括附录)并进行了完善。
(1)、本章附录《架空输电线路缺陷管理办法》对制订“线路缺陷标准”提出了明确要求(详见“附录A”)：“所形成的线路缺陷标准，经本单位主管生产领导组织的评审后，将作为本缺陷管理办法的补充文件，并应在缺陷管理过程中认真加以执行”。
由于“线路缺陷标准”应作为《架空输电线路缺陷管理办法》的补充文件对待，显而易见，制订“线路缺陷标准”，不仅重要而且是必须的。
(2)、《架空输电线路缺陷管理办法》不仅明确规定了各级生产及生产管理人员在缺陷管理中的责任，也对缺陷如何实现闭环管理的全过程，包括每个环节都作了具体的规定，从而使缺陷管理工作进一步走向科学化并具有实效性。
12、“第十一章 事故预想及处理”包括两个部分：应急机制和抢修预案的编制。“应急机制”主要取自《试行规范》的“5.4 事故抢修”，但具体的抢修预案如何编制，原《试行规范》没有提及。本章补充的“第一百三十四条 典型事故抢修预案”，对如何编制“事故抢修预案”，针对“倒塔、断线、掉绝缘子串”三种典型事故情况，提出了编制的方法和要求。
13、“第十二章 输电线路技术管理”是在《试行规范》的“4.9 信息资料管理”、“4.8 运行分析、统计和总结”和“5 检修管理”的基础上，经归纳、整理而形成，并冠名为“输电线路技术管理”。
14、“第十三章 设备评级与管理”取自《试行规范》“4.4 设备评级与管理”并进行了完善。
15、“第十四章 带电作业管理”取自《试行规范》“7 带电作业管理”并进行了完善。
16、“第十五章 人员培训”取自《试行规范》“9 人员培训”并进行了完善。
17、“附录部分”，本《运行规范》共包括五种附录(A~E)，一一附后。五种附录具体编制情况如下：
(1)、附录A、B、C基本由《试行规范》引进并加以完善化。
(2)、附录D，按新的《电业生产事故调查规程》要求，修改了《试行规范》出现的偏差。《试行规范》中对“重大事故”，定位在“330kV及以上线路”，已有偏离，现修改为“220kV及以上线路”。对“一般事故”，增加了“220kV及以上线路倒杆塔”;《输电线路故障(一类障碍、事故)技术调查分析表》原规定“35～500kV线路按每条线路每发生一次进行填写，但跳闸构成事故者只填写一次”，说法不够明确。现改为：“35kV~500kV线路凡构成事故者均必须填写。35kV~ 220kV线路发生„一类障碍‟，每发生一次视情况进行填写;500kV线路发生„一类障碍‟应填写”。
(3)、附录E， 原来的“接地电阻测量记录”只是个汇总表，对部分不合格的接地装置经过处理后无法正确进行填写，因此将表格改为了针对单条线路进行记录的格式，这样既符合技术档案管理的要求，又便于操作和填写。
五、须要说明的问题
1、《试行规范》提出的各项指标，系结合全国输电线路运行评估分析的情况，并按全国平均水平略有提高的原则确定的。
2、纠正了《试行规范》(由于当时编写较仓促)出现的差错，如：6.1.1条涉及防治雷害工作，有一句“特别是北方地区”，实际上应是“南方地区”;附录B中B.4.2.2条有一段“基本符合《架空送电线路运行标准》的要求”，其中“标准”应改为“规程”，…。
第四篇：3～110KV高压配电装置设计规范
3～110KV高压配电装置设计规范 GB50060-92 主编部门:中华人民共和国能源部 批准部门:中华人民共和国建设部 施行日期:1993年5月1日 第一章 总则
为使高压配电装置(简称配电装置)的设计,执行我国的技术经济政策,做到安全可靠,技术先进,经济合理和维修方便,制定本规范. 本规范适用于新建和扩建3～110KV配电装置工程的设计. 配电装置的设计应根据电力负荷性质及容量,环境条件和运行,安装维修等要求,合理地选用设备和制定布置方案,应采用行之有效的新技术,新设备,新布置和新材料. 配电装置的设计应根据工程特点,规模和发展规划,做到远,近期结合,以近期为主,并适当考虑扩建的可能. 配电装置的设计必须坚持节约用地的原则. 配电装置的设计除应执行本规范的规定外,尚应符合国家现行的有关标准和规范的规定. 第二章 一般规定
配电装置的布置和导体,电器,架构的选择,应满足在当地环境条件下正常运行,安装维修,短路和过电压状态的要求. 配电装置各回路的相序宜一致,并应有相色标志. 电压为63KV及110KV的配电装置,每段母线上宜装设接地刀闸或接地器,对断路器两侧隔离开关的断路器侧和线路隔离开关的线路侧,宜装设接地刀闸. 屋内配电装置间隔内的硬导体及接地线上,应留有接触面和连接端子. 屋内,外配电装置的隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间应装设闭锁装置.屋内配电装置尚应设置防止误入带电间隔的闭锁装置. 充油电气设备的布置,应满足在带电时观察油位,油温的安全和方便的要求;并宜便于抽取油样. 第三章 环境条件
屋外配电装置中的电气设备和绝缘子,应根据污秽程度采取相应的外绝缘标准及其它防尘,防腐措施,并应便于清扫. 选择裸导体和电器的环境温度应符合表3.0.2的规定. 表3.0.2 选择裸导体和电器的环境温度 类别
安装场所
环境温度(℃) 最高 最低 裸导体 屋外
最热月平均最高温度 屋内
该处通风设计温度 电器 屋外
年最高温度 年最低温度 屋内电抗器
该处通风设计最高排风温度 屋内其他位置
该处通风设计温度
注:①年最高(或最低)温度为一年中所测得的最高(或最低)温度的多年平均值. ②最热月平均最高温度为最热月每日最高温度的月平均值,取多年平均值. ③选择屋内裸导体及其它电器的环境温度,若该处无通风设计温度资料时,可取最热月平均最高温度加5℃.
选择导体和电器的相对湿度,应采用当地湿度最高月份的平均相对湿度.在湿热带地区应采用湿热带型电器产品.在亚湿热带地区可采用普通电器产品,但应根据当地运行经验采取防护措施. 周围环境温度低于电气设备,仪表和继电器的最低允许温度时,应装设加热装置或采取保温措施.在积雪,覆冰严重地区,应采取防止冰雪引起事故的措施.隔离开关的破冰厚度,不应小于设计最大覆冰厚度. 设计配电装置及选择导体和电器时的最大风速,可采用离地10m高,30年一遇10min平均最大风速.设计最大风速超过35m/s的地区,在屋外配电装置的布置中,宜采取降低电气设备的安装高度,加强设备与基础的固定等措施. 配电装置的抗震设计应符合现行国家标准《电力设施抗震设计规范》的规定. 海拔超过1000m的地区,配电装置应选择适用于该海拔高度的电器和电瓷产品,其外部绝缘的冲击和工频试验电压应符合现行国家标准的有关规定. 电压为110KV的电器及金具,在1.1倍最高工作相电压下,晴天夜晚不应出现可见电晕.110KV导体的电晕临界电压应大于导体安装处的最高工作电压. 对布置在居民区和工业区内的配电装置,其噪声应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》和《城市区域环境噪声标准》的规定. 第四章 导体和电器
设计所选用的电器允许最高工作电压不得低于该回路的最高运行电压.设计所选用的导体和电器,其长期允许电流不得小于该回路的最大持续工作电流;对屋外导体和电器尚应计及日照对其载流量的影响. 配电装置的母线和引线不宜采用铜导体. 配电装置的绝缘水平应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的规定. 验算导体和电器动稳定,热稳定以及电器开断电流所用的短路电流,应按设计规划容量计算,并应考虑电力系统的远景发展规划.确定短路电流时,应按可能发生最大短路电流的正常接线方式计算. 验算导体和电器用的短路电流,应按下列情况进行计算: 一,除计算短路电流的衰减时间常数外,元件的电阻可略去不计. 二,在电气连接的网络中应计及具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流的影响. 导体和电器的动稳定,热稳定以及电器的短路开断电流,可按三相短路验算,当单相,两相接地短路较三相短路严重时,应按严重情况验算. 验算导体短路热效应的计算时间,宜采用主保护动作时间加相应的断路器全分闸时间,当主保护有死区时,应采用对该死区起作用的后备保护动作时间,并应采用相应的短路电流值.验算电器时宜采用后备保护动作时间加相应的断路器全分闸时间. 用熔断器保护的电压互感器回路,可不验算动稳定和热稳定.用高压限流熔断器保护的导体和电器,可根据限流熔断器的特性验算其动稳定和热稳定. 校核断路器的断流能力,宜取断路器实际开断时间的短路电流作为校验条件.装有自动重合闸装置的断路器,应计及重合闸对额定开断电流的影响. 用于切合并联补偿电容器组的断路器,应选用开断性能优良的断路器.裸导体的正常最高工作温度不应大于+70℃,在计及日照影响时,钢芯铝线及管形导体不宜大于+80℃.
当裸导体接触面处有镀(搪)锡的可靠覆盖层时,其最高工作温度可提高到+85℃. 验算短路热稳定时,裸导体的最高允许温度,对硬铝及铝锰合金可取+200℃,硬铜可取+300℃,短路前的导体温度应采用额定负荷下的工作温度. 在按回路正常工作电流选择裸导体截面时,导体的长期允许载流量,应按所在地区的海拔高度及环境温度进行修正.裸导体的长期允许载流量及其修正系数可按附录一和附录二执行.导体采用多导体结构时,应计及邻近效应和热屏蔽对载流量的影响. 发电厂3～20KV屋外支柱绝缘子和穿墙套管,可采用高一级电压的产品.3～6KV屋外支柱绝缘子和穿墙套管,亦可采用提高两级电压的产品. 在正常运行和短路时,电器引线的最大作用力不应大于电器端子允许的荷载.屋外配电装置的导体,套管,绝缘子和金具,应根据当地气象条件和不同受力状态进行力学计算.其安全系数不应小于表4.015的规定. 表4.0.15 导体和绝缘子的安全系数 类别
荷载长期作用时 荷载短时作用时
套管,支持绝缘子及其金具 2.5 1.67 悬式绝缘子及其金具 5.3 3.3 软导体 4 2.5 硬导体 2.0 1.67 注:①悬式绝缘子的安全系数系对应于破坏荷载,若对应于1h机电试验荷载,其安全系数应分别为4和2.5. ②硬导体的安全系数系对应于破坏应力,若对应于屈服点应力,其安全系数应分别为1.6和1.4. 验算短路动稳定时,硬导体的最大允许应力应符合表4.0.16的规定.重要回路的硬导体应力计算,尚应计及动力效应的影响. 表4.0.16 硬导体的最大允许应力 导体材料 硬铝 硬铜
LF21型铝锰合金管 最大允许应力(MPa) 70 140 90 导体和导体,导体和电器的连接处,应有可靠的连接接头.硬导体间的连接宜采用焊接.需要断开的接头及导体和电器端子的连接处,应采用螺栓连接.不同金属的导体连接时,根据环境条件,应采取装设过渡接头等措施. 采用硬导体时,应按温度变化,不均匀沉降和振动等情况,在适当的位置装设伸缩接头或采取防震措施. 第五章 配电装置的布置 第一节 安全净距
屋外配电装置的安全净距应符合表5.1.1的规定,并应按图5.1.1-1,5.1.1-2和5.1.1-3校验.当电气设备外绝缘体最低部位距地面小于2.5m时,应装设固定遮栏. 屋外配电装置使用软导线时,在不同条件下,带电部分至接地部分和不同相带电部分之间的安全净距,应根据表5.1.2进行校验,并应采用其中最大数值. 屋内配电装置的安全净距应符合表5.1.3的规定,并应按图5.1.3-1和图5.1.3-2校验.当电气设备外绝缘体最低部位距地面小于2.3m时,应装设固定遮栏. 配电装置中相邻带电部分的额定电压不同时,应按高的额定电压确定其安全净距. 屋外配电装置带电部分的上面或下面,不应有照明,通信和信号线路架空跨越或穿过;屋内配电装置裸露带电部分的上面不应有明敷的照明或动力线路跨越. 表5.1.1 屋外配电装置的安全净距(mm) 符号
适应范围
额定电压(KV) 3~10 15~20 35 63 110J 110 A1 带电部分至接地部分之间 200 300 400 650 900 1000 网状遮栏向上延伸线距地2.5m处与遮栏上方带电部分之间 A2 不同相的带电部分之间 200 300 400 650 1000 1100 断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间 B1 设备运输时,其外廓至无遮拦带电部分之间 950 1050 1150 1400 1650 1750 交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分 栅状遮拦至绝缘体和带电部分之间 B2 网状遮拦至带电部分之间 300 400 500 750 1000 1100 C 无遮拦裸导体至带电部分之间 2700 2800 2900 3100 3400 3500 无遮拦裸导体至建筑物,构筑物顶部之间 D 平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间 2200 2300 2400 2600 2900 3000 带电部分与建筑物,构筑物的边沿部分之间 注:①110J系指中性点有效接地电网. ②海拔超过1000m时,A值应进行修正. ③本表所列各值不适用于制造厂的产品设计. 表5.1.2 不同条件下的计算风速和安全净距(mm) 条件
校验条件 计算风速 (m/s) A值
额定电压(KV) 35 63 110J 110 雷电过电压
雷电过电压和风偏 10 A1 400 600 900 1000 A2 400 600 1000 1100 操作过电压
操作过电压和风偏 最大设计风速的50% A1 400 650 900 1000 A2 400 650 1000 1100 最大工作电压
最大工作电压短路和10m/s风速时的风偏 A1 150 300 300 450 最大工作电压和最大设计风速时的风偏 A2 150 300 500 500 注:在气象条件恶劣如最大设计风速为35m/s及以上,以及雷暴时风速较大的地区,校验雷电过电压时的安全净距,其计算风速采用15m/s. 表5.1.3 屋内配电装置的安全净距(mm) 注:①110J系指中性点有效接地电网. ②当为板状遮栏时,其B2值可取A1+30mm. ③通向屋外配电装置的出线套管至屋外地面的距离,不应小于表5.1.1中所列屋外部分之C值. ④海拔超过1000m时,A值应进行修正. ⑤本表所列各值不适用于制造厂的产品设计. 第二节 型式选择
配电装置型式的选择,应考虑所在地区的地理情况及环境条件,通过技术经济比较,优先选用占地少的配电装置型式,并宜符合下列规定: 一,市区或污秽地区的35～110KV配电装置宜采用屋内配电装置; 二,大城市中心地区或其它环境特别恶劣地区,110KV配电装置可采用SF6全封闭组合电器(简称GIS). GIS宜采用屋内布置.当GIS采用屋外布置时,应考虑气温,日温差,日照,冰雹及腐蚀等环境条件的影响. 当采用管型母线的配电装置时,管型母线选用单管结构,固定方式宜用支持式.支持式管型母线在无冰无风时的挠度不应大于(0.5～1.0)D. 注:D为管型母线直径. 采用管型母线时,还应分别采取消除端部效应,微风振动及温差对支持绝缘子产生的内应力等措施. 第三节 通道与围栏
配电装置的布置,应便于设备的操作,搬运,检修和试验.屋外配电装置应设置必要的巡视小道及操作地坪. 配电装置室内各种通道的最小宽度(净距)应符合表5.3.2的规定. 表5.3.2 配电装置室内各种通道的最小宽度(mm) 注:①通道宽度在建筑物的墙柱个别突出处,允许缩小200mm. ②手车式开关柜不需进行就地检修时,其通道宽度可适当减小. ③固定式开关柜靠墙布置时,柜背离墙距离宜取50mm. ④当采用35KV手车式开关柜时,柜后通道不宜小于1.0m. 屋内布置的GIS应设置通道.其通道宽度应满足运输部件的需要,但不宜小于1.5m.屋外布置的GIS,其通道宽度应根据现场作业要求确定. 设置于屋内的油浸变压器,其外廓与变压器室四壁的最小净距应符合表5.3.4的规定.对于就地检修的屋内油浸变压器,变压器室的室内高度可按吊芯所需的最小高度再加700mm,宽度可按变压器两侧各加800mm确定. 表5.3.4 油浸变压器外廓与变压器室四壁的最小净距(mm) 设置于屋内的干式变压器,其外廓与四周墙壁的净距不应小于0.6m,干式变压器之间的距离不应小于1m,并应满足巡视维修的要求.全封闭型的干式变压器可不受上述距离的限制. 厂区内的屋外配电装置,其周围应设置围栏,高度不应小于1.5m. 配电装置中电气设备的栅状遮栏高度,不应小于1.2m,栅状遮栏最低栏杆至地面的净距,不应大于200mm.配电装置中电气设备的网状遮栏高度,不应小于1.7m,网状遮拦网孔不应大于40mm×40mm.围栏门应装锁. 在安装有油断路器的屋内间隔内除设置遮栏外,对就地操作的油断路器及隔离开关,应在其操作机构处设置防护隔板,宽度应满足人员操作的范围,高度不应小于1.9m. 屋外的母线桥,当外物有可能落在母线上时,应根据具体情况采取防护措施. 第四节 防火与蓄油设施
3～35KV双母线布置的屋内配电装置,母线与母线隔离开关之间宜装设耐火隔板. 当电压等级为3～35KV时,屋内断路器,油浸电流互感器和电压互感器,宜装设在两侧有隔墙(板)的间隔内;当电压等级为63～110KV时,屋内断路器,油浸电流互感器和电压互感器应装设在有防爆隔墙的间隔内.总油量超过100kg的屋内油浸电力变压器,宜装设在单独的防爆间内,并应设置消防设施. 屋内单台电气设备总油量在100kg以上应设置贮油设施或挡油设施.挡油设施宜按容纳20%油量设计,并应有将事故油排至安全处的设施,当事故油无法排至安全处时,应设置能容纳100%油量的贮油设施.排油管内径的选择应能尽快将油排出,但不应小于100mm. 在防火要求较高的场所,有条件时宜选用不燃或难燃的变压器.在高层民用主体建筑中,设置在首层或地下层的变压器不宜选用油浸变压器,设置在其它层的变压器严禁选用油浸变压器.布置在高层民用主体建筑中的配电装置,亦不宜采用具有可燃性能的断路器. 屋外充油电气设备单个油箱的油量在1000kg以上.应设置能容纳100%油量的贮油池,或20%油量的贮油池和挡油墙.设有容纳20%油量的贮油池或挡油墙时,应有将油排到安全处所的设施,且不应引起污染危害.当设置有油水分离的总事故贮油池时,其容量不应小于最大一个油箱的60%油量.贮油池和挡油墙的长,宽尺寸,可按设备外廓尺寸每边相应大1m计算.贮油池的四周,应高出地面100mm.贮油池内宜铺设厚度不小于250mm的卵石层,其卵石直径宜为50～81mm. 油重均为2500kg以上的屋外油浸变压器之间无防火墙时,其最小防火净距应符合表5.4.6的规定. 表5.4.6 油浸变压器最小防火净距
当屋外油浸变压器之间需设置防火墙时,防火墙的高度不宜低于变压器油枕的顶端高度,防火墙的两端应分别大于变压器贮油池的两侧各0.5m. 当火灾危险类别为丙,丁,戊类的生产建筑物外墙距屋外油浸变压器外廓5m以内时,在变压器高度以上3m的水平线以下及外廓两侧各加3m的外墙范围内,不应有门,窗或通风孔.当建筑物外墙距变压器外廓为10m以内时,可在外墙上设防火门,并可在变压器高度以上设非燃烧性的固定窗. 注:3～10KV变压器油量在1000kg以下时,其外廓两侧可减为各加1.5m. 第六章 配电装置对建筑物及构筑物的要求 配电装置室的建筑,应符合下列要求: 一,长度大于7m的配电装置室,应有两个出口,并宜布置在配电装置室的两端;长度大于60m时,宜增添一个出口;当配电装置室有楼层时,一个出口可设在通往屋外楼梯的平台处. 二,装配式配电装置的母线分段处,宜设置有门洞的隔墙. 三,充油电气设备间的门若开向不属配电装置范围的建筑物内时,其门应为非燃烧体或难燃烧体的实体门. 四,配电装置室应设防火门,并应向外开启,防火门应装弹簧锁,严禁用门闩.相邻配电装置室之间如有门时,应能双向开启. 五,配电装置室可开窗,但应采取防止雨,雪,小动物,风沙及污秽尘埃进入的措施.配电装置室临街的一面不宜装设窗户. 六,配电装置室的耐火等级,不应低于二级.配电装置室的顶棚和内墙面应作处理.地(楼)面宜采用高标号水泥抹面并压光,GIS配电装置室亦可采用水磨石地面. 七,配电装置室有楼层时,其楼层应设防水措施. 八,配电装置室可按事故排烟要求,装设事故通风装置.GIS配电装置室应设通风,排风装置. 九,配电装置室内通道应保证畅通无阻,不得设立门槛,并不应有与配电装置无关的管道通过. 屋外配电装置架构的荷载条件,应符合下列要求: 一,计算用气象条件应按当地的气象资料确定. 二,架构宜根据实际受力条件(包括远景可能发生的不利情况),分别按终端或中间架构设计.架构设计不考虑断线. 三,架构设计应考虑运行,安装,检修,地震情况时的四种荷载组合: 运行情况:取30年一遇的最大风(无冰,相应气温),最低气温(无冰无风)及最严重覆冰(相应气温及风速)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力,自重等. 安装情况:指导线及避雷线的架设,此时应考虑梁上作用人和工具重2KN以及相应的风荷载,导线及避雷线张力,自重等. 检修情况:根据实际检修方式的需要,可考虑三相同时上人停电检修(每相导线的绝缘子根部作用人和工具重为1KN)及单相跨中上人带电检修(人及工具重1.5KN)两种情况的导线张力,相应的风荷载及自重等;对挡距内无引下线的情况可不考虑跨中上人. 地震情况:考虑水平地震作用及相应的风荷载(或相应的冰荷载),导线及避雷线张力,自重等,地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用. 配电装置建,构筑物的设计,尚应符合现行国家标准《35～110KV变电所设计规范》的规定. 附录一 裸导体的长期允许载流量
附表1.1矩形铝导体长期允许载流量(A) 注:①载流量系按最高允许温度+70℃,基准环境温度+25℃,无风,无日照条件计算的. ②上表导体尺寸中,h为宽度,b为厚度. ③上表当导体为四条时,平放,竖放时第二,三片间距皆为50mm. 附表1.2槽形铝导体长期允许载流量及计算用数据
注:①载流量系按最高允许温度+70℃,基准环境温度+25℃,无风,无日照条件计算的. ②上表截面尺寸中,h为槽形铝导体高度,b为宽度,c为壁厚,r为弯曲半径. 附表1.3铝锰合金管形导体长期允许载流量及计算用数据
注:①最高允许温度+70℃的载流量,系按基准环境温度+25℃,无风,无日照,辐射散热系数与吸热系数为0.5,不涂漆条件计算的. ②最高允许温度+80℃的载流量,系按基准环境温度+25℃,日照0.1W/c㎡,风速0.5m/s,海拔1000m,辐射散热系数与吸热系数为0.5,不涂漆条件计算的. ③上表导体尺寸中,D为外径,d为内径. 附录二 裸导体载流量在不同海拔高度及环境温度下的综合校正系数 附表2.1裸导体载流量在不同海拔高度及环境温度下的综合校正系数 3～110KV高压配电装置设计规范 GB50060-92
第五篇：110KV××变电站改造工程安全技术交底
输变电改造工程安全技术交底记录
工程名称：××县110kV××输变电改造工程编号：
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