1、5.2.1所有母联备自投装置均应处于投入状态。5.2.2所有电压互感器、避雷器均应处于运行状态。5.2.3所有接地刀闸均应处于断开状态。5.2.4所有电气设备的外壳均应清洁无油垢，工作接地及保护接地良好。5.3所有充油（气）设备的油位（气压）、油（气）色均要符合规定，油管路畅通，油位计（气压表、密度表）清洁透明。不得漏油（气）。5.4设备、金属构架、杆塔和支撑装置的锈蚀面积，不得超过总面积的5%，钢筋混凝土基础、杆塔、构架应完好，安装牢固，并不得有破损、下沉。设备室和围栅应完好并锁住。5.4.1紧固件要固定牢靠，不得松动，并有防松措施，螺纹部分要涂油。5.4.2各部法兰应紧固，受力均匀。5.4
2、.3绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹。5.4.4各种引线不得松股、断股，连接要牢固，接触良好，张力适当，无过热，相间和对地距离均要符合规定。5.4.5电气设备带电部分距接地部分及相间的距离要符合规定。5.4.6设备音响正常，无异味，状态正确，机构箱、端子箱密封良好。5.4.7各二次控制开关、熔断器位置、状态正确，符合规定。5.4.8设备各项试验结果正常。5.5在变电站工程交接的同时，施工和运行部门之间要交接图纸、记录、说明书等投入运行时必需的竣工资料。5.6变电站投入运行前，运行部门要制定好运行方式，配齐并训练运行、检修人员，组织学习和熟悉有关设备、规章、制度并经考试合格；备齐检修用的工具
3、、材料、零配件及安全用具等。5.7设备档案5.7.1在变电站投入运行时要建立各项制度和正常管理秩序；按规定备齐技术文件；建立并按时填写各项原始记录、台帐、技术履历、报表等。5.7.2运行部门应建立技术档案，内容应包括：（1）设备台帐；（2）产品合格证、出厂试验报告；（3）交接试验报告及安装验收记录；（4）大修、改造及移装记录；（5）故障、重大缺陷及处理记录；（6）一次接线图、室内外设备平面布置、保护装置原理图、二次接线展开图、安装图等；（7）制造厂提供的设备说明书。5.7.3变电站应有下列技术文件：（1）一次接线图、室内外设备平面布置、保护装置原理图、二次接线展开图、安装图等；（2）制造厂提供
4、的设备说明书；（3）电气设备、安全用具和绝缘工具的试验结果等；（4）保护装置的整定值。5.8变电站应建立下列原始记录：（1）运行日志：由值班人员填写当班期间变电站设备电压、电流、开关动作等工作情况；（2）设备缺陷记录：由巡视人员、发现缺陷的人员和处理缺陷负责人填写日常运行中发现的缺陷及其处理情况；（3）巡视记录：由巡检人员填写当班期间变电站设备设施运行情况；（4）变电站倒闸操作命令记录：记录由电力调度员下达的变电站倒闸操作命令，作为电调命令、内容、发令人及受令人、执行情况的原始记录；（5）蓄电池记录：由值班人员填写蓄电池运行及充放电情况；（6）保护装置整定更改记录：记录保护装置的整定更改情况；
5、（7）变电站检修记录：记录变电站设备检修情况。5.9变电站控制室内要挂有一次接线模拟图。5.10变电站内要挂有值班、巡视、交接班、要令消令、倒闸、验电接地、工作票、自检互检、开工收工制度。5.11变电站地面需绘制巡视路线。6运行检查与操作6.1值班6.1.1变电站要按规定的班制昼夜值班。值班人员在值班期间要做好下列工作：（1）掌握设备状态，监视设备运行；（2）按规定进行倒闸作业，做好作业地点的安全措施，办理准许作业的手续，并参加有关的验收工作；（3）及时、正确地填写运行日志和有关记录；（4）及时发现和准确、迅速处理故障并将处理情况报告电力调度员及检修所生产调度；（5）做好变电站日常卫生清扫，保
6、持所内整洁，禁止无关人员进入控制室和设备区。6.1.2值班人员要认真按时做好交接班工作：（1）交班人员向接班人员详细介绍设备运行情况及有关事项，接班人员要认真阅读值班日志及有关记录，熟悉上一班的情况。离开值班岗位时间较长的人员，还要注意了解离所期间发生的新情况；（2）交接班人员共同巡视设备，检查核对运行日志及有关记录应与实际情况符合，信号装置、安全设施要完好；（3）交接班人员共同检查作业有关的安全设施，核对接地线、验电器数量及编号；（4）交接班人员共同检查工具、仪表、备品和安全用具要完备，并要妥善保管；（5）办完交接班手续时，由交接班人员分别在运行日志上签字。6.1.3正在处理故障或进行倒闸作
7、业时不得进行交接班。未办完交接班手续时，交接人员不得离开岗位，应继续担当值班工作。6.2巡视6.2.1日常巡视: 为保证变电站设备正常及安全的运行，而按计划和项目进行的所有必要的常规巡视检查。6.2.2日常巡视周期:变电站设备为每天，地面段电力电缆为每周，隧道区段电力电缆、杂散电流防护装置为每三个月，接地系统为每年。6.2.3变电站巡视检查范围包括：110kV主变电站、各牵引降压混合变电站、各降压所内供电系统设备、电缆夹层、电缆沟、电缆桥架、电缆竖井等及相应建筑物、照明系统、消防系统等。6.2.4值班人员对变电站设备要加强监视，按规定进行巡视检查。各变电站要根据各变电站的设备布置、巡视项目和要
8、求，制定相应的巡视路线和方法。6.2.5值班人员每班按照规定的巡视线路对变电站设备至少巡视2次（不包括交接班巡视）。6.2.6每次断路器跳闸后对有关设备要增加巡视次数；在遇有雾、大风以及雷、雨之后，要适当增加巡视次数。6.2.7新安装变压器投入运行后24小时内，要每隔2小时巡视1次。6.2.8无人值班的变电站，由巡视人员每天至少巡视1次。6.2.9责任区班长对所辖区段所有变电站设备要每周至少巡视1 次。6.2.10供电技术人员对管内所有变电站设备要每季至少巡视1次。6.2.11检修主管对管内所有变电站设备要每半年至少巡视1次。6.2.12各种巡视均要认真记录。在巡视中，发现危及安全的缺陷要及时
9、处理，现场不能及时处理的应及时汇报上级部门，并将缺陷及处理结果记录设备缺陷隐患及故障处理记录中。6.2.13各种巡视中，一般项目和要求如下：（1）绝缘件应清洁、无破损、无裂纹、无放电痕迹；（2）电气连接部分（引线、二次接线）应连接牢固，接触良好，无过热、过松现象；（3）设备音响应正常；（4）充电设备的油位、油温、油色应正常，充油，充气设备应无渗漏、喷油现象。充气设备气压和气体状态应正常；（5）设备安装牢固，外壳应无严重锈蚀，接地良好，基础、支架应无严重破损和剥落。6.2.14巡视变压器时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）防爆筒玻璃应无破裂，密封良好；（2）呼吸器内无油，干燥剂颜色应
10、正常；（3）冷却装置、风扇电机应齐全，运行应正常；（4）零序系统设备应无异状。6.2.15巡视电缆及电缆夹层时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）电缆沟盖板应齐全，无严重破损，电缆夹层内无积水、无杂物；（2）电缆外皮应无断裂、无锈蚀，其裸露部分无损伤。电缆箱及接线盒密封良好，应无发热、放电现象。6.2.16巡视蓄电池组时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）蓄电池部件（隔板、极板、出气孔盖等）完好，无脱落、损坏现象，容器清洁、完好；（2）极板颜色正常，无断裂、弯曲和有效物质脱落现象。极耳各部连接牢固，无腐蚀；（3）蓄电池的电压、比重及液度、液面高度均应符合规定。6.2.17巡
11、视控制室设备时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）设备清洁，锈蚀面积不超过规定，安装牢固；（2）模拟图与实际运行方式相符；（3）表针指示正确，充电设备运行正常，浮充电电流及放电电流正常；（4）转换开关把手的位置、继电保护和自动装置指示正确，并与记录相符；（5）空气开关、熔断器、端子安装牢固，接触良好，无过热和烧伤痕迹；（6）二次回路熔断器、空气小开关投切位置正确，端子排的连片、跨接线应正常；（7）整流设备连接牢固，交流电源正常供电；（8）事故照明设备齐全，切换正常。6.2.18巡视室外高压设备时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置指示正确，
12、并与实际运行工况相符；（2）控制盘上各种信号指示、控制开关的位置正确，盘内加热器工作正常；（3）各种压力表、油位计的指示值正确；（4）开关、避雷器的动作计数器指示值正确；（5）外部接线端子无过热现象；（6）无异常声音，无异味；（7）各类箱、门关闭；（8）外壳、支架等无锈蚀、损伤现象；（9）各类配管及阀门无损伤、锈蚀现象，开闭位置正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架良好；（10）无漏气、漏油现象；（11）接地良好。6.2.19巡视整流设备时，除一般项目和要求外，还要注意以下几点：（1）整流变压器无异音、异味和过热现象；（2）整流二极管无过热及放电痕迹，电容器无膨胀现象；（3）直流母线电压符合规定。6.
13、3倒闸6.3.1远动倒闸（1）由电调管辖的设备原则上采用远动倒闸；（2）当调度端进行远动倒闸时，必须严格监护制度，即：一人监护、一人操作；（3）有人值守牵引降压变电站或降压变电站，在调度端进行的远动倒闸操作，电调应提前通知变电站。倒闸时，调度员必须严格按操作卡片执行，并认真确认遥控对象，变电站当值人员监视执行情况并做好操作记录；（4）无人值守牵引降压变电站或降压变电站，由电调通过遥信、遥测系统监视执行情况是否正确。6.3.2变电站人工倒闸（1）由电调管辖的设备采用变电站人工倒闸时，由电调发布命令，值班员（巡检人员、工作许可人）受令复诵，电调确认无误后，方可给予命令编号和批准时间，每个倒闸命令发
14、令人和受令人双方均要填写倒闸作业命令记录并录音；（2）发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，发令前应互报姓名；（3）电调对1个变电站1次只能下达1个倒闸作业命令；（4）所有倒闸作业均必须有2人同时进行。值班员（巡检人员、工作许可人）操作，检修负责人（值班员）监护；（5）值班员（巡检人员、工作许可人）在接到倒闸命令后，先在模拟图上进行模拟操作后再进行倒闸，用手动操作时，操作人和监护人必须穿绝缘靴，同时操作人还要戴绝缘手套。倒闸操作必须由两人进行，操作前应核对设备名称、编号和位置，检修负责人（值班员）手持倒闸作业命令进行监护、唱票，值班员（巡检人员、工作许可人）按规定进行操作，且呼
15、唤应答，手指眼看，准确迅速操作，每完成一项做一记号“”。全部操作完毕后进行复查；（6）倒闸作业完成后，值班员（巡检人员、工作许可人）要立即向电调报告；（7）遇有危及人身、行车或设备安全的紧急情况，当值人员可先行断开有关断路器和隔离开关，且不需写操作步骤，但事后要报告电调并详细记录，再合闸时必须有电调命令方可执行。无人值班变电站遇有危及人身、行车或设备安全的紧急情况时，电调可先行断开有关的断路器和隔离开关，再通知有关部门。6.3.3倒闸操作命令要遵守下列原则：（1）停电时的操作程序：先断开负荷侧后断开电源侧；先断开断路器后断开隔离开关。送电时，与上述程序相反；（2）隔离开关分闸时，先断开主闸刀后
16、闭合接地闸刀；合闸时，与上述程序相反；（3）禁止带负荷进行隔离开关的倒闸作业和在接地闸刀闭合的状态下强行闭合主闸刀。6.3.4可用隔离开关进行下列操作：（1）投切电压互感器；（2）投切空载母线。6.3.5停电操作必须按照断路器（开关）、负荷侧隔离开关（刀闸）、母线侧隔离开关（刀闸）顺序操作。送电操作顺序与此相反。严防带负荷拉合刀闸。为防止误操作，高压电气设备都应加装防误操作的闭锁装置。闭锁装置的解锁用具（包括钥匙）应妥善保管，按规定使用，严禁乱用。所有投运的闭锁装置（包括机械锁）未经电调同意不得退出或解锁。6.3.6操作前、后，都应检查核对现场设备名称、编号和断路器（开关）、隔离开关（刀闸）的
17、断、合位置。电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械指示位置、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化，且至少应有两个及以上的指示已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。6.3.7在进行倒闸操作过程中，遇有危及人身设备安全的紧急情况下应立即停止操作，并断开有关的断路器和隔离开关，然后向电调汇报事故情况、时间、地点并做好记录，再合闸时必须查明事故的原因，并有电调的命令方可执行。6.3.8电气设备停电后（包括事故停电），在未拉开有关隔离开关（刀闸）和做好安全措施前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。7异常运行与处理7.1各级运行部门平时需做好变电站
18、设备异常处理工作，提高判断和处理设备异常的能力，确保变电站设备异常时能及时处理，避免引起变电站设备故障，最大限度地减少对机车供电影响。7.2当发现主变压器有以下异常现象不能消除，且有威胁安全的可能时，须立即停止运行：（1）变压器内部响声很大，很不均匀、有爆裂声；（2）漏油致使油位低于油面计上的限度，并继续下降；（3）油枕喷油或爆管喷油；（4）正常条件下，油温过高，不断上升；（5）油色过深，油内出现碳质；（6）套管严重裂纹和放电现象；（7）差动保护和瓦斯保护动作；（8）绕组温度和铁芯温度动作。7.3当发现干式变压器有以下异常情况时，须立即停止运行：（1）变压器内部响声很大，很不均匀；（2）变压器
19、绕组温度和铁芯温度不正常，且不断上升；（3）由于温度保护动作跳闸；（4）套管上有严重破损和放电；（5）接头严重发热。7.4当发现GIS设备有下列异常情况时，须立即停止运行：（1）SF6气体严重漏气或SF6气压低于下限；（2）GIS箱体爆裂；（3）断路器拒动；（4）母线短路；（5）断路器爆裂。7.5当发现互感器有下列异常情况时，须立即停止运行：（1）电压互感器高压熔断器连续熔断23次；（2）高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时；（3）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火；（4）油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零；电容式电压互感器
20、分压电容器出现漏油时；（5）互感器本体或引线端子有严重过热时；（6）膨胀器永久性变形或漏油；（7）压力释放装置（防爆片）已冲破；（8）电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消除时；（9）树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。7.6当发现电力电缆有以下异常情况时，须立即停止运行：（1）电缆外护套严重裂纹、破损，已威胁安全运行时；（2）电缆发热严重，有异味、烟雾时。第二篇 变电站检修8检修分类及周期8.1检修分类8.1.1小修:对设备进行参数测试、检查、清扫、调整和涂油以及更换或整修磨损较大的零部件，使设备满足安全供电的要求而进行的检查和修理。8.1.2中修:
21、除小修的全部项目外，部分解体检修，通过检修及更换主要零部件，恢复设备的电气和机械性能而进行的检查和修理。8.1.3大修:在设备机械磨耗超限、强度不足，电气特性不合标准，电缆、配线老化，设备质量下降而不合格，系统设备不合格达一定比例时，对系统设备进行的检查和修理。8.1.4临时性检修：经周期检测、运行监测、巡检发现不满足运行要求的设备及时针对有关项目进行的检查与修理。8.2检修周期8.2.1小修：13年一次，按设备检修项目制定。8.2.2中修：6年一次，按设备检修项目制定。8.2.3大修：根据设备小、中修、预防性试验结果及运行数据，进行综合分析判断，认为确有必要时进行。8.2.4临时性检修：针对
22、运行中发现的严重缺陷及时进行。8.3检修项目序号项目修程标准周期1主变压器日常巡视变压器的油温和温度计应正常，储油柜油位应与温度相对应，各部位无渗油漏油每天套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象变压器音响应正常，无异味、无闪络、跳火和内部震动吸湿器应完好，吸附剂干燥引线接头、电缆、母线应无过热，雨天中否有蒸气，夜间中否有发红迹象主变基础应无下沉检查本体每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝处、高、低压及中性点套管冷却器、散热器等处应无渗漏油有载调压电压指示应在规定电压偏差范围内有载调压控制器电源指示灯应显示正确有载调压分接位置指示器应指示正确有载调压分接开关储油柜
23、的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常有载调压分接开关及其附件各部位应无渗漏油有载调压电动机构箱内部应清洁，润滑良好，机构箱门应关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好气体继电器内应无气体各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮各接地装置应良好，可靠小修检查清扫外壳、散热器、油枕、进出线套管等部位的积灰及油垢等，必要时局部涂漆三年检查紧固法兰，受力均匀适当，防爆管密封良好，膜片完整。检查油枕及其隔膜，检查油位并补油，放出集污器内的积水和杂物检修呼吸器，更换失效的干燥剂及油封内的油检查呼吸器呼吸通道是否畅通，必要时进行部件更换或疏通通路检修及清理冷却装置及控制箱外壳灰尘，线路检查，端子盒清理，各个管路畅
24、通、完好，工作正常检修瓦斯保护，各接点正常、动作正确，连接电缆无锈蚀，绝缘良好检修温度计，各部零件和连线完好，指示正确检修基础、支撑部件、套管和引线检修变压器本身自带的电流互感器，各部零件应完好，安装牢靠检查有载调压装置及控制箱，并进行调试有载调压开关的小修周期应与变压器一致。在检修期间，切换开关暴露在空气中的时间不得超过10小时，否则应按厂家有关规定干燥处理检查高低压导电出线连接是否紧固及氧化，接头处加导电膏变压器油分析检验端子箱检查SF6在线监测装置检查对变压器其它附件的检查检修大修完成相应小修项目二十年或必要时吊开钟罩检修器身，或吊出器身，对绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修和对铁芯、铁
25、芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修并对全部密封胶垫的更换和组件试漏油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等阀门及管道等附属设备的检修油保护装置的检修测温装置的校验操作控制箱的检修和试验有载分接开关的检修必要时对器身绝缘进行干燥处理2室外高压设备电气连接部份应连接牢固，接触良好，无发热、松动设备的气压正常，无异味设备安装牢固，无倾斜、外壳无严重锈蚀、接地良好，基础、支架应无严重破损剥落设备无放电声，无电晕现象SF6压力指示正常，防爆筒应无破裂、密封良好连接部份无泄漏，气压正常隔离开关，断路器位置指示正确外壳清理、检查对气压偏低的气室进行充气达到标准值检查、清扫外壳、套
26、管和引线，必要时对外壳进行局部涂漆。要求各部分无灰尘和污垢，绝缘件应无破损和裂纹，无爬电痕迹；引线无断股、松股，连接牢固；外壳无锈蚀，接地可靠检查底架固定螺栓紧固良好检查调整操作机构。各摩擦及活动部分应注润滑油，保证动作灵活。各辅助接点及转换开关动作应可靠准确。液压系统不应有渗漏油现象，主油箱油位应符合要求，必要时应补充液压油。检查油泵启动及闭锁压力值；检查储压器预压力，均应符合出厂规定。电动机及二次回路绝缘应良好，接线正确，端子紧固，接触良好。加热器工作正常。操作机构箱应遏无锈蚀现象，必要时局部涂漆检查SF6气体压力。利用带有接头的压力表，检查SF6气体压力，气体压力应符合出厂规定检查密度继电器的动作压力值。压力降低，其报警及闭锁值应符合要求检查防爆装置，不应爆裂，变形检查伸缩装置不应有变形和受力破坏检查对电压互感器连接和引线互感器应无明显发热必要时，测量各气室SF6的浓度和含水量，符合标准中修完成小修项目六年用精密压力表检查各压力表在标称的压力范围内测量在分、合状态下，各电机在额定电压下的最大输入电流，不超过出厂值5%测量隔离开关在额定电压下的分、合时间，不超过出厂值必要时更换避雷器组件的过滤
