标准规范下载简介
DB44／T 1352-2014 10kV及以下用户受电工程技术规范.pdf9.3.6互感器二次回路
9.3.6.1二次回路铜导线截面积应满足以下要求： a）计量二次回路的连接导线宜使用铜质单芯绝缘线。电流电路导线截面不应小于4mm2。电压电 路导线截面积不应小于2.5mm； b）辅助单元的控制信号等导线截面积不应小于1.5mm²。 9.3.6.2电能计量用互感器二次回路上不得接入任何与计量无关的设备。 9.3.6.310kV电压互感器及电流互感器二次回路均应只有一处可靠接地。
.1配电站的噪声标准，应根据GB12348和GB3096GB51143-2015防灾避难场所设计规范2021版.pdf，其取值不应高于表15规定的数值。
表15各类区域噪声标准值
10.1.2配电站噪声应从声源上进行控制，宜选用低噪声设备。 10.1.3配电站通风设计、风机的选择应将降噪作为主要指标之一，可采取风机出口加消） 百页窗上贴吸音材料，防止噪音向外传播。
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10.1.4配电站运行时产生震动的电气设备，宣考虑设置减震技术措施，式变压器可装设低频橡胶 防震垫，防止震动向外传播。 10.1.5配电站可利用建筑物、绿化物等减弱噪声对环境的影响，也可采取消声、隔声、吸声等噪声 控制措施。
10.2.1用户受电工程应优先选择低耗能、高功率因数的电气设备产品。 10.2.2变压器选型应符合本标准8.2.2.1和8.2.2.2中要求。 10.2.3环网柜及电缆分接箱可选用新型节能、环保型复合材料外壳。 10.2.4配电站内宜采用节能型照明灯具，在有人职守的变配电站内宜采用LED节能照明灯具， 10.2.5配电站内的风机、空调等辅助设备应选用节能型。 10.2.6在条件允许的情况下，不应选用SF电气设备，可采用真空、充N或其它环保类型设备替代
10.2.1用户受电工程应优先选择低耗能、高功率因数的电气设备产品。 10.2.2变压器选型应符合本标准8.2.2.1和8.2.2.2中要求。 10.2.3环网柜及电缆分接箱可选用新型节能、环保型复合材料外壳。 10.2.4配电站内宜采用节能型照明灯具，在有人职守的变配电站内宜采用LED节能照明灯具， 10.2.5配电站内的风机、空调等辅助设备应选用节能型。 10.2.6在条件允许的情况下，不应选用SF电气设备，可采用真空、充N或其它环保类型设备替代
10.3.1配电站宜采用节能环保型建筑材料，不宜采用粘土实心砖。建筑物外墙宜保温和隔热；设备 间应能自然通风、自然采光。 10.3.2站内充油设备的废油、残油、事故排油，不得排入水沟或渗入地下，应将油排入不致引进污 染危害的安全处，或设油池回收。 10.3.3在高土壤电阻率地区采用的降阻剂应符合环保要求，
11受电工程的施工验！
12受电设施的运行维护管理
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12.1.1用户或用户委托的运维单位电工须全面掌握设备运行状况，及时发现设备缺陷，进行缺陷分 类，采取积极措施进行缺陷处理，消除隐惠。
类，采取积极措施进行缺陷处理，消除隐患。 12.1.2缺陷分类： a）一类缺陷：指严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致发生事故或危及人身安全 的缺陷； b）二类缺陷：指缺陷比较严重，但设备仍可短期继续运行； C） 三类缺陷：指对近期安全运行影响不大的缺陷。 12.1.3 缺陷处理： a) 一类缺陷：应立即向本单位负责人汇报，本单位消除不了的向有关部门报告，在发现缺陷后 24小时内予以消除； 二类缺陷：应在发现缺陷之后一个月内（或更短的时间内）消除，消除缺陷前应加强监视设 备的运行状况； c 三类缺陷：受电设施所属单位可将缺陷列入年度、季度检修计划中或日常维护工作中去消除 12.1.4缺陷分类标准：根据设备的情况，10kV用电设施缺陷分类及消缺方法可以参考相关电力企业 的标准缺陷知识库
12. 2巡视检测制度
12.2.1值班电工（或用户委托的运维单位电工）应按照巡视周期、巡视内容要求，检查（测）受电 设施。常用受电设施包括：架空线路，电缆线路及电缆敷设通道，配电设备（主要设备和附属设备） 等。 12. 2.2架空线路巡视周期按表 16规定热行。
表16架空线路巡视检查，维护周期表
12.2.3电缆线路及线路电缆段的巡查，按表17规定执行
表17电缆线路巡查周期表
2.4配电站巡视周期按表18规定执行。
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表18配电站的巡视、检测周期
12.2.5.1架空线路沿线情况如下
a 防护区内的建筑物，可燃、易燃物品的腐蚀性气体； b) 防护区内裁植的树、竹； C 防护区内进行的土方挖掘、建筑； 防护区内架设的电力线路、通讯线路、索道和各种管道等是否符合规定，有无可能触及导线 的铁烟、天线等； e） 线路附近修建道路，码头，货物，射击场等； 线路附近出现的高大机械，浪风索及可移动的设施； 线路附近的污染源情况； 拦江线情况； 线路杆塔与拉线巡视如下： 杆塔倾斜：横担歪扭及各部件锈蚀，变形； 2） 杆塔部件的固定情况：缺螺栓或螺母，螺栓丝扣长度不够，螺栓松动； 3 混凝土杆出现的裂纹及其变化，混凝土脱落，钢筋外露，脚钉缺少；焊接处有无开裂 锈蚀； 4) 拉线及部件锈蚀松弛，断股，抽筋、张力分配不均，缺螺栓螺帽，铅丝封头松动缺少； 5） 杆塔及拉线基础培土情况：周围土壤突起或沉陷，基础裂纹，损伤，下沉或上拨，护基 沉塌或被冲刷； 6） 杆塔周围杂草过高、杆塔上有危及安全的鸟巢及蔓藤类植物附生； 7) 线路名称，杆塔编号字迹不清，相位标志，警告标志不齐，不清； 8） 杆塔位置是否适合，有无被车撞的可能，保护设施是否完好，标志是否清晰； 9 水平拉线对地距离是否符合要求； 10）顶（撑）杆拉线柱保护桩等有干损坏开裂魔等现象
12.2.5.2导线及避雷线情况如下：
导线，避雷线腐蚀，锈蚀，断蚀，断股，损伤或闪络烧伤； b) 导线，避雷线驰度变化，三相驰度是否平衡，有无过紧，过松现象； c 导线，避雷线上扬，振动，舞动、脱冰跳跃情况； d) 导线连接器过热现象； e) 导线在线夹内滑动；线夹型号与形成型号是否匹配； f 跳线断股，歪扭变形，跳线与杆塔空气间隙的变化是否符合规定； g 导线对地，对交叉跨越设施及对其他物体距离的变化，是否符合规定； h) 导线、避雷线上悬挂的风筝及其它抛扔物：
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线路绝缘子、瓷横担巡视如下： 1） 绝缘子与瓷横担脏、污、瓷质裂纹、破碎，钢脚及钢帽锈蚀，钢脚弯曲； 2) 绝缘子与瓷横旦有闪络痕迹和局部火花放电现象； 3) 绝缘子串、瓷横旦严重偏斜； 4） 绝缘子、瓷横旦绑线松动，断股、烧伤； 5) 金属锈蚀、磨损、裂纹、开焊、开口销及弹簧销缺少，代用或脱出； 6） 线夹及接头红外测温值不应超出正常值，异常时应考虑停电检修或退出运行 3电缆线路情况如下：
2） 绝缘子与瓷横旦有闪络痕迹和局部火花放电现象； 3） 绝缘子串、瓷横旦严重偏斜； 4） 绝缘子、瓷横旦绑线松动，断股、烧伤； 5） 金属锈蚀、磨损、裂纹、开焊、开口销及弹簧销缺少，代用或脱出； 6 线夹及接头红外测温值不应超出正常值，异常时应考虑停电检修或退出运行。 12.2.5.3电缆线路情况如下： a）对敷设在地下的每一路电缆线路，应查看路面是否正常，有无挖掘痕迹，及电缆标示桩是 完整无缺； b) 入井内电缆在排管口及挂钩处，不应有磨损现象； 对户外与架空线连接的电缆和终端头应检查终端头是否完整，引出线的接点，设备线夹有 发热现象； d) 杆上引下的电缆，离地2.5米的保护管是否齐全、完好，有否被车辆及外力碰撞而使电缆 伤现象； e) 电缆沟有无积水； f） 电缆头（终端头和中间头）红外测温值不应超出正常值，异常时应考虑停电检修或退出运行 2.2.5.4 接户线情况如下： a） 线间距离和对地、对建筑物等交叉跨越距离是否符合规定： b） 绝缘层是否老化，过热烧坏和损坏； ） 接点接触是否良好，有无电化腐蚀现象； d) 绝缘子有无破损、脱落； e）支持物是否牢固，有无锈蚀、损坏等现象。 12.2.5.5户外开关、防雷装置情况如下： a 户外开关、防雷装置的巡视、清扫周期与配电线路的周期相同； b) 户外开关包括：油断路器、SFc开关、真空开关、隔离开关和熔断器； C） 油断路器情况如下： 1） 外壳有无渗、漏油和严重锈蚀现象； 2） 套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电的痕迹； 3） 开关的固定是否牢固，引线接点和接地是否良好，线间和对地距离是否足够； 4 油位是否正常； 开关分、合位置指示是否正确、清晰。 SF开关情况如下： 1） 检查SF气体压力是否正常； 2） 套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电的痕迹； 3 开关的固定是否牢固，引线接点和接地是否良好，线间和对地距离是否足够； 4 有无发出异常声音； 5） 开关分、合闸位置指示是否正确。 e）真空开关情况如下： 1 套管有无破损、裂纹、严重脏污和闪络放电的痕迹； 2） 开关的固定是否牢固，引线接点和接地是否良好，线间和对地距离是否足够； 3 开关分、合闸位置指示是否正确。储能指示是否正确； 4 柱上开关的底部对地距离符合要求规定，但不宜过高，以便于运行人员操作。
12.2.5.3电缆线路情况如下
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电压比相等； 阻抗电压相差不得超过10%； 绕组联结组标号相同； 容量比应在0.5～2之间； 其他符合并列运行的条件。 事役后和复役前进行外部检查：
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17）各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮：各种保护装置应齐全、良好； 18）压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损； 19）干式变压器的外部表面应无积污、裂纹及放电现象； 20）运行中配电变压器高低压线圈的绝缘电阻不得低于出厂值的70%，或不低于表19规定。
表19配电变压器绝缘电阻允许值（兆欧）
高压电柜日常巡检内容如下： 1） 各种表计应指示正确，表面清洁无灰尘； 2） 检查显示开关分合闸的指示应正确； 检查高压柜面板各控制开关是否在正确位置： 4） 检查进线电压符合规定要求，电流在合理范围内； 5） 检查变压器电压符合规定要求，电流在合理范围内； 6 检查高压电机电压在符合规定要求，电流在合理范围内； 7 检查继电保护工作是否正常，有无报警信号； 检查高压柜控制面板有无报警； 9 检查盘、柜的永久性接地线应牢固可靠，是否生锈； 10） 检查各设备、元件运行应正常，无异声异味； 11） 检查用户侧进线电缆的标志名称及一次接线图标；当供电部门的线路名称变化时要及时 更新； 12） 检查高压柜柜底封堵是否完好； 13）各设备标签指示标签是否清晰是否脱落； 14）对安全无影响时检查二次接线应牢固可靠无松动，接线标示应清晰完整。检查二次电织 标示应清晰完整。 低压电柜日常巡检内容如下： 1） 各种表计应指示正确，表面清洁无灰尘； 2） 检查显示开关分合闸的指示应正确： 3） 检查进线柜及联络柜面板及其他控制开关是否在正确位置； 4） 检查进线电压符合规定； 5） 检查功率因数补偿柜，功率因数cosΦ应在0.91范围内； 6） 检查进线和母联柜内继电器工作是否正常； 7） 检查低压柜控制面板有无报警指示； 8） 检查盘、柜的永久性接地线应牢固可靠； 9 检查各设备、元件运行应正常，无异声异味； 10 检查所有抽屉柜开关位置、运行声音、电流指示及指示灯工作是否正常； 11） 检查低压柜柜底封堵是否完好： 12）各设备标签指示标签是否清晰是否脱落。 直流屏的运行维护，参照DL/T724进行。
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在气候剧烈变化（如雷击、天风、暴雨、大雾、大雪、导线复冰等）自然灾害发生的前后，春李 树木旺长，鸟害频发期，以及线路过负荷，线路通道障碍等特殊情况时，对全线，支线或某些部件进 行《视一以发现线路显常现象、及部件的损坏程度。
12. 2.7夜间巡视
在线路高峰负荷或天气异常（阴雾天）时进行，检查导线连接器有关发热打火现象，绝缘表 无放电，闪络现象等。
12.2.8.1在线路因故障发生跳闸、接地等不正常运行状况时，进行线路巡视，查明线路 原因和地点。
12.2.8.2在线路发生跳闸或接地故障时，不论是否已经恢复正常，运行人员都应又
12.2.8.2在线路发生跳闸或接地故障时，不论是否已经恢复正常，运行人员都应对故障线路进行故 章性巡视，除尽可能找到故障点外，还应注意查找故障可能造成的其他缺陷，如引线接头烧伤、绝缘 子闪络炸裂等
12.3试验及维护维修
12.3.1.1本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。受电设施应该按试验项目、周 期和要求进行试验及维护维修。试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比 较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。 12.3.1.2经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进 行测量绝缘电阻、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。 2.3.1.3运行20年及以上的老旧设备，应根据设备状态适当缩短试验周期。 12.3.1.4在进行与温度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、直流泄漏电流等）时， 皱试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。 2.3.1.5重要用户或重要设备的试验周期根据情况可以适当调整；重要用户或有多路电源目动互投 的用户进行预防性试验时应同时对电源的自投或互投以及闭锁的功能进行试验。 12.3.1.610kV避雷器进行预防性试验，试验周期可随其保护的主设备的周期，其周期和标准也可参 照相关国家标准 2.3.1.7参与设备试验及维护维修单位及人员必须具备电力监管机构公布的相应资质。 12.3.1.8如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 2.3.1.9有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在 线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实际应用证明利用带电测试或在线监测技术能达 到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验。 2.3.1.1050Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐 玉试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定， 12.3.1.11在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 12.3.1.12本标准不适用于安装在煤矿并下或其他有爆炸危险场所等特殊场所的电气设备。 12.3.1.13本节涉及的符号表达如下：
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C Uo/U电缆额定电压（其中Uo为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导 体之间的设计电压） d）Uim避雷器直流1mA下的参考电压 etang介质损耗因数
12.3.2试验项目、周期和要求
认下电力纹驰应按安求试验： a) 电力变压器（油浸变压器及变压器油、干式变压器）； b） 互感器。； ） 断路器（多油断路器、少有断路器和真空断路器）； d 成套高压柜； e 高压并联电容器装置； f） 母线（封闭母线和一般母线）； 名 1kV及以上架空电力线路 h） 电力电缆线路。包括塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙 烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等； ） 二次回路； j 配电网自动化系统远方终端设备； k） 其他设备。 12.3.2.2 电力变压器试验项目、周期和要求如下： a 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表20； 6 变压器油的试验项目、周期和要求见表21；试验周期与设备电气试验周期有不同时，应按设 备电气试验周期进行。本项目还适用于变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中 的绝缘油； c）干式变压器的试验项目、周期和要求见表22； 12.3.2.3干式电流互感器和电磁式电压互感器（固体绝缘）的试验项目、周期和要求见表23； 12.3.2.4断路器试验项目、周期和要求如下： a）多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表24； 真空断路器的试验项目、周期和要求见表25。
表20油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
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表20油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求（续）
表21变压器油的试验项目、周期和要求
注1：有载调压开关用的变压器油的其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定；如设备需停电取样时，应 电气试验周期进行； 注2：对变压器及电抗器，取样油温为40℃～60℃。
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表22干式变压器的试验项目和周期
和电磁式电压互感器（固体绝缘）的试验项目、
4多油断路器和少油断路器的试验项目、周期
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表24多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求（续）
表25真空断路器的试验项目、周期和要求
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表29一般母线的试验项目、周期和要求
以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求
1橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要习
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表32金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
表33二次回路的试验项目、周期和要求
12. 3.3维护维修
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根据巡视、检测情况及预防性试验结果结合缺陷管理，由具备资质的单位及其进网作业 设备维护维修工作。
12.4值班及操作制度
2.4.1电力用户变（配）电所的值班及操作制度，具体要求如下： a) 两路及以上电源供电用户、专线用户必须建立值班及操作制度； b） 要求保供电的临时性重要用户在供电期间，必须建立值班及操作制度； C) 一路电源供电的用户应建立值班及操作制度； d 除配电室外，高压侧采用熔丝保护的用户（包括箱式变电站、柱上变压器），可采取运维人 员非现场值班方式，但不得擅离单位，并配备有效的联络工具。 2.4.2用户变（配）电所应有专职运维电工二十四小时值班。 2.4.3运维电工的配置应满足以下要求
1特级重要电力用 应至少按三班轮值制配备专职运维电工，每班至少3人且应满足平均每个配电 室每班1.5人的配置要求。按照一个配电室每班3人共9人、两个配电室每班3人共9 人、三个配电室每班5人共15人的标准配置，依此类推； 2）一级重要电力用户 ·应至少按三班轮值制配备专职运维电工，每班至少2人且应满足平均每个配电 室每班1人的配置要求。按照一个配电室每班2人共6人、两个配电室每班2人共6人 三个配电室每班3人共9人的标准配置，依此类推； 3）二级重要电力用户 ·单电源受电容量在315kVA及以上或有高压配电室、或是多电源受电的电力用户 变（配）电所应有专职运维电工二十四小时值班，每班至少2人。执行两班轮值制的不 少于4人，实行三班轮值制的不少于6人。 b）普通电力用户 1）应有专职运维值班电工二十四小时（讨论）值班，每班至少2人； 2）单电源受电容量在315kVA及以下的电力用户变（配）电所，按本单位生产情况确定值班 班次和配备运维电工，每班至少1人，操作时至少2人； 3 采用箱式变电站、柱上配电变压器供电的用户，可采取运行人员非现场值班方式。非现 场值班的运行人员负有与现场值班运行人员相同的工作职责，但可兼任其他工作。非现 场值班的运行人员在当班期间不得擅离开本单位，并应配备保证呼叫的联络工具； 4）因重要活动或重要时间段，要求确保安全供电的临时性重要用户必须实行至少两人值班， 4 实行配电值班及操作制度的用户，应按GB26860建立工作票和操作票制度
12.5.1根据用户负荷等级、设备情况等因素，确定常用的、容易损坏的元件和数量。 12.5.2常用的备品备件包括低压塑壳断路器、10kV熔断器熔丝及低压保险管、熔断器等。 12.5.3备品备件应根据设计图纸及相同参数选择备品备件型号规格。 12.5.4应建立登记卡，放置在专用位置，并有妥善保管措施。
12. 6技术档案管理
受电设施中间检和峻工验收前及发生设备 仪集和 立相关的资料档案，包括： a 制造厂的技术检验文件、合格证、技术说明书、装箱单，出厂试验报告及设备图纸： b） 设备安装验收移交书； 设备附件及工具清单； d 设备大、中修理施工记录，竣工验收单，交接试验记录，修理检测记录； e） 仪表精度校验及检验记录； f 设备改装、更新技术； g 设备缺陷记录及事故报告单（原因分析处理结果）； h 设备操作规程（包括：岗位职责、主要技术条件、操作程序、维护保养项目等）； i） 设备检修规程（包括：检修周期、工期、项目、质量标准及验收规范等）； 设计图纸及其他资料等。 12.6.2 技术档案应放置在现场专门位置，并妥善保管。
12.7分布式电源管理
12. 7.1光伏电站
12.7.1.1接入电网的光伏电站应按下列要求进行系统测试： a）测试点为光伏电站并网点，必须由具备相应资质的单位或部门进行，并在测试前将测试方案 报所接入电网企业备案； b）光伏电站应当在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以 表明并网光伏电站满足接入电网的相关规定； c）当并网光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，需要重新提交测试报告。 12.7.1.2测试应按照国家或有关行业对光伏电站并网运行制定的相关标准或规定进行，必须包括但 不仅限于以下内容： a) 电能质量，包括电压不平衡度、谐波、直流分量、电压波动和闪变等； b） 通用技术条件测试GB／T 32516-2016 超高压分级式可控并联电抗器晶闸管阀.pdf，包括接地、电磁兼容、耐压、抗电网扰动等； ） 有功输出特性（有功输出与辐照度、温度的关系特性）； d) 有功和无功控制特性； e 电压与频率异常时的响应特性； f 安全与保护功能。
2.7.2.1风电场接入电网及检测应满足下述基本要求： a）在申请接入电网检测前，需提供土地、质检和环保等部门出具的审批证明，以及风电机组的 设计模型、参数、特性和控制系统等资料； 由具备相应资质的机构进行检测，并在检测前将检测方案报所接入电网调度部门备案； 当接入同一并网点的风电场装机容量超过当地供电企业规定的需供电企业调度的容量时，需 要向当地电网调度部门提供正式检测报告；累计新增装机容量超过的，按当地供电企业规定 办理； d 风电场应当在全部机组并网调试运行后3个月内向电网调度部门提供有关风电场运行特性的 检测报告。 2.7.2.2风电场接入电网检测内容要求如下：
a）有功、无功控制能力检测； b）电能质量检测，包含电压波动、闪变与谐波； c）风电场低电压穿越能力的验证。
12. 7. 3小水电站
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小水电站并网基本要求如下： a）小水电站应当将设计报告等基础资料提供给电网企业。并网运行的小水电应当服从电网调度 遵守调度规程等相关规定，执行调度命令。 b） 小水电站电量输出计量点应当在升压站外第一根杆装设，电网企业按照计费电度表电量支付 电费，电网企业不得向小水电站分摊电网线损费用。对已按照协议以产权分界点为计量点的 电站GTCC-052-2018 透镜式色灯信号机构-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则，不得再另收取线损费。