供电设备维修规程

供电设备维修规程

1. 目的

为做好供电设备的运行和检修工作，加强管理，提高质量，确保地铁运营。本标准规定了福州地铁1号线变电和接触网设备的日常维护检修的项目、周期及内容以及设备实验的项目、周期和内容。

2. 适用范围

本标准适用于福州地铁运营供电车间值班、巡视、维修人员按周期、项目、内容对福州地铁1号线供电系统变电和接触网设备进行定期检修以及试验人员按周期、项目、内容对设备进行测试及试验。

3. 引用文件

下列标准所包含的条文，通过本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

《地下铁道工程施工及验收规范》

《铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准》 《牵引变电所运行检修规程》 《供电维修规章制度》 《电气生产安全规程》

《福建省电力预防性试验规程》

DL/T 596-2005 电力设备预防性试验规程。

GB/T 261-83 石油产品闪光测定法（闭口杯法）。 GB/T 264-83 石油产品酸值测定法。

GB/T 5654-85 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量。

GB 7598-87 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）。 GB 7600-87 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）。 GB 7601-87 运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）。 GB/T 507-86 绝缘油介电强度测定法。

DL/T 429.9-91 绝缘油介电强度测定法。

4. 相关定义

变电设备：是指福州地铁1号线变电所中交流高、低压供电设备及直流牵引供电设备。

接触网设备：是指接触网的各种设备及电缆、支持定位装置、各种线索、汇流排、支柱及基础和分段绝缘器。

供电设备日常保养：是指设备不停电进行外观检查，检查设备运行是否正常和简单的维护，包括每日或每周的日常巡检等。

供电设备二级保养：是维持性修理，主要对变电设备和接触网设备进行检测、清扫、调整和涂油；对磨耗、锈蚀到限的设备进行整修和更换（或局部更换）；对损坏的零部件进行换修，以保持设备正常的技术状态，包括月检、季检等。

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供电设备小修：是维持性修理，主要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。

供电设备中修：是恢复性修理，除小修的全部项目外，还需部分解体检修，通过检修及更换主要零部件，恢复设备的电气和机械性能。

供电设备年检修、试验:指对变电二次设备而进行的检修，包括保护动作试验、信号测量试验、以及对继电器可编程序控制器、端子排、连接线路等进行的检查。

综合试验项目检修周期分为A、B、C三类 A类:为定期试验项目。

B类:为一般性的大修以后的试验项目。

C类:为更换绕组的大修项目以后的试验项目。

5. 意见及反馈

运营分公司鼓励文件使用者反馈有关本文件的意见和建议，使本文件能够得到持续的改进和更新。相关意见和建议请直接反馈给维修中心生产技术室。

6. 职责

本规程由运营分公司维修中心起草并负责解释、修订，确保文件的适用性、完整性和可操作性。相关部门会签，由安全技术部审查，由运营分公司分管领导审定，由运营分公司总经理批准签发。

7. 检修周期与工作内容

7.1 变电设备检修周期与工作内容，见表7-1。

表7-1 变电设备检修周期与工作内容 设备 修程 周期 项目 检查内容 检查标准 有载调压箱有载调压箱无异响、异味，有载检查、档位显调压到位指示在灰色范围内 示检查 变压器本体变压器本体及散热器无变形、漏及散热器外油现象 形检查 变压器温度变压器本体及有载调压箱油位周检 1周 检查 正常，油温在正常范围内 主变压主变压器 器 变压器油渗本体及有载调压箱呼吸器内硅漏检查、硅胶胶变色不超过60% 颜色检查 中性点避雷中性点绝缘子及放电间隙目视器检查、放电无明显异常 间隙检查 同周检全部3年检 3年 同周检全部内容 内容 2

清洁外壳积尘、污渍；外壳无变形、无划伤、碰伤痕迹；防护油外壳清扫及漆无严重锈蚀，破损剥落；无渗检查 油现象；外壳、铁芯接地良好，紧固。 绝缘子瓷体清洁、无明显放电、检查一次侧、瓷釉剥落面积检查在规定的范二次侧绝缘围内(不大于300mm2)；呼吸器硅子、呼吸器 胶变粉红色部分不能超过总的2/3。 瓷体绝缘子应无破损、无裂纹、检查本体中无放电痕迹；中性点连接线紧性点 固。 检查散热装散热片无严重锈蚀，破损剥落；置 清洁后无积尘，无污渍； 检查电流互二次线连接牢固，接触良好，无感器、瓦斯继松动。 电器 油标、油位表计应指示正确；检查油枕的油在最低油位标（MIN）之上；本体进油油阀、本体出油检查油标、油油阀、有载开关进油阀、有载开阀 关出油油阀、散热蝶阀、发力释放油阀等油阀处于正常工作位置。 检查各连接检查螺栓应无生锈、无裂纹；各部份螺栓、紧螺栓应连接紧固，接触良好，无固法兰 发热，无松动。 检查绕组、顶层温度计、各仔细检查各部件无放电、无裂纹部零件和连现象；各连接线完好；检查温度接线完好，指计无划伤、破损、指示正常。 示正确； 检查压力释密封胶圈无老化、变形或损坏；放阀 各部件无变形或损坏。 中性点隔离检查中性点机构本体及传动部开关检查 件：无杂物，传动机构润滑。 检查中性点避雷器、计数各部件无放电、无裂纹现象。 器 检查油气在各部件无变形、损坏或漏油。 线监测装置 3

变压器本体控制箱 检查MR有载调压箱 整流变压器运行编号检查 整流变压器围栏检查 整流变压器外壳外观检查 整流变压器音响检查 整流变压器运行状态检查 整流变压器温度检查 同周检全部内容 清洁绝缘子、绝缘支撑件 清洁一次侧电缆头绝缘伞裙 清洁绕组 清洁铁芯及上下铁轭 清洁基础底座及地面 清洁温控器外壳及二次端子排 清洁变压器围栅 检查绝缘子 外壳无严重锈蚀，油漆应无严重剥落，接地良好；变压器本体控制箱二次端子排紧固。 检查有载调压开关本体及传动部件：内无杂物，档位显示正常，传动机构润滑。 整流变压器运行编号清晰，无脱落。 整流变压器围栏完好且上锁，地面无下沉现象，安全警示标识清晰，无脱落，外壳无变形，无严重锈蚀。 整流变压器外壳无变形，无严重锈蚀。 整流变压器运行声音正常，无异响。 整流变压器、整流器运行无异味，无放电，无冒烟现象。 整流变压器温控箱表计显示正常，装置运行正常，温度无异常变化。 同周检全部内容 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 无放电、无裂纹现象。 周检 1周 牵引整流变压器 牵引整流变压器 2年检 2年 4

电缆头绝缘伞裙无裂纹无破损检查一次侧无放电、无裂纹现象，电缆头、电缆头及支支架及抱箍安装牢固、支架应无架、电缆支架严重破损剥落，接地良好，电缆及抱箍 三相相色标识正确。 无放电、无裂纹、无锈蚀现象，检查绕组 两绕组间的通风道无杂物、无放电痕迹。 安装牢固，无倾斜、变形；外壳无严重锈蚀、接触外壳、支架等检查变压器接地良好；基础、支架应无严重本体 破损剥落。检查铁芯一点接地紧固。 检查无励磁连接片无裂纹，处于额定电压档调压分接开位，位置正确，连接紧固。 关 检查铂电阻传感线无断线，温度探头插放正传感线 确。 箱内无杂物，二次线无断线，各检查温控器 元器件无锈蚀。 检查电缆标电缆标示牌齐全走向标示正确 识牌及走向 检查一次、二孔洞用防火泥封堵严实 次电缆孔洞 检查围栅、接围栅安装牢固，无倾斜、变形，地、门锁、警接地良好；门锁、警示标牌齐全。 示标牌 检查并紧固本体各部位无破损，安装紧固，无松动。 的绝缘支撑件 检查并紧固高压侧连接电缆、高压侧连接紧固、接触良好、无松动。 电缆连接端子、低压侧的母排过渡线 检查并紧固应连接紧固、接触良好、无发热、二次测的电无松动。 气连接螺栓 5

周检 1周 动力变压器 动力变压器 2年检 2年 检查并紧固铁芯螺栓、底座螺栓、温控器二次端子排。 变压器设备运行编号检查 变压器外壳外观检查。 变压器外壳开门闭锁报警装置检查 变压器声响检查 变压器运行状态检查 变压器温度检查 同周检全部内容 清洁绝缘子、绝缘支撑件 清洁一次侧电缆头绝缘伞裙 清洁绕组 清洁铁芯及上下铁轭 清洁基础底座及地面 清洁温控箱外壳及端子排 清扫柜体及柜内二次接线（电磁锁、行程开关等） 检查绝缘子 连接紧固、接触良好、无松动。 变压器设备运行编号清晰，无脱落。 变压器外壳无变形，无严重锈蚀，安全警示标识清晰，无脱落。 变压器外壳开门闭锁报警装置完好。 变压器运行声音正常，无异响。 变压器运行无异味，无冒烟现象。 变压器温控箱表计显示正常，装置运行正常，温度无异常变化。 同周检全部内容 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍。 清扫后除去积尘、污渍，并紧固二次接线。 无放电、无裂纹现象。 电缆头绝缘伞裙无裂纹无破损检查一次侧无放电、无裂纹现象，电缆头、电缆头及支支架及抱箍安装牢固、支架应无架、电缆支架严重破损剥落，接地良好，电缆及抱箍 三相相色标识正确。 6

检查动力变低压侧铜排 检查绕组 检查变压器本体 检查中性点引出线 检查无励磁调压分接开关 检查铂电阻传感线 检查温控器 检查外壳 检查电缆标识牌及走向 检查一次、二次电缆孔洞 检查并紧固本体各部位的绝缘支撑件 检查并紧固高压侧连接电缆、高压侧电缆连接端子、低压侧的母排过渡线 检查并紧固二次侧的电气连接螺栓 检查并紧固铁芯螺栓、底座螺栓、中性点接地螺栓、温控器二次端子排。 7

接连紧固，铜排无脱漆、无开裂、无变形。 无放电、无裂纹、无锈蚀现象、两绕组间的通风道无杂物，无放电痕迹。 安装牢固，无倾斜、变形；外壳无严重锈蚀、接触外壳、支架等接地良好；基础、支架应无严重破损剥落。检查铁芯一点接地紧固。 连接紧固、接触良好；无破损、无裂纹现象 连接片无裂纹，处于额定电压档位，位置正确，连接紧固。 传感线无断线，温度探头插放正确。 箱内无杂物，二次线无断线，各元器件无锈蚀。 装牢固，无倾斜、无开裂、变形；外壳接地良好。 电缆标示牌齐全走向标示正确 孔洞用防火泥封堵严实 无破损，安装紧固，无松动。 连接紧固、接触良好、无松动。 应连接紧固、接触良好、无发热、无松动。 连接紧固、接触良好、无松动。

周检 1周 接地变压器 接地变压器 2年检 2年 检查接地、门接地良好；门锁、警示标牌齐全。 锁、警示标牌 接地变压器整流变压器运行编号清晰，无脱运行编号检落。 查 整流变压器围栏完好且上锁，地接地变压器面无下沉现象，安全警示标识清围栏检查 晰，无脱落，外壳无变形，无严重锈蚀。 接地变压器整流变压器外壳无变形，无严重外壳外观检锈蚀。 查 接地变压器整流变压器运行声音正常，无异音响检查 响。 接地变压器整流变压器、整流器运行无异运行状态检味，无放电，无冒烟现象。 查 整流变压器温控箱表计显示正接地变压器常，装置运行正常，温度无异常温度检查 变化。 同周检全部同周检全部内容 内容 清洁绝缘子、清扫后除去积尘、污渍。 绝缘支撑件 清洁一次侧电缆头绝缘清扫后除去积尘、污渍。 伞裙 清洁绕组 清扫后除去积尘、污渍。 清洁铁芯及清扫后除去积尘、污渍。 上下铁轭 清洁基础底清扫后除去积尘、污渍。 座及地面 清洁温控器外壳及端子清扫后除去积尘、污渍。 排 清洁变压器清扫后除去积尘、污渍。 围栅 检查绝缘子 无放电、无裂纹现象。 电缆头绝缘伞裙无裂纹无破损检查一次侧无放电、无裂纹现象，电缆头、电缆头及支支架及抱箍安装牢固、支架应无架、电缆支架严重破损剥落，接地良好，电缆及抱箍 三相相色标识正确。 8

检查绕组 检查变压器本体 检查中性点引出线 检查无励磁调压分接开关 检查铂电阻传感线 检查温控器 检查电缆标识牌及走向 检查电缆孔洞 检查围栅、接地、门锁、警示标牌 检查并紧固本体各部位的绝缘支撑件 检查并紧固高压侧连接电缆、高压侧电缆连接端子 检查并紧固低压侧的电气连接螺栓 检查并紧固铁芯螺栓、底座螺栓、中性点接地螺栓、温控器二次端子排。 无放电、无裂纹、无锈蚀现象，两绕组间的通风道无杂物，无放电痕迹。 安装牢固，无倾斜、变形；外壳无严重锈蚀、接触外壳、支架等接地良好；基础、支架应无严重破损剥落。检查铁芯一点接地紧固。 连接紧固、接触良好；无破损、无裂纹现象 连接片无裂纹，处于额定电压档位，位置正确，连接紧固。 传感线无断线，温度探头插放正确。 箱内无杂物，二次线无断线，各元器件无锈蚀。 电缆标示牌齐全走向标示正确 孔洞用防火泥封堵严实 围栅安装牢固，无倾斜、变形，接地良好；门锁、警示标牌齐全。 无破损，安装紧固，无松动。 连接紧固、接触良好、无松动。 应连接紧固、接触良好、无发热、无松动。 连接紧固、接触良好、无松动。 9

温度测量：间隔本体；间隔接口；设备进、出位置；GIS电缆终端头；电机； SF6气体压力指示检查； 周检 1周 110kV GIS 设备 断路器的动作次数记录 对比上次同等条件下的测量值，无明显变化(温度升高变化小于20%)。 SF6气压在正常指示范围内。 对比上一次记录，断路器等设备无多次、异常动次情况；(如断路器本体上没有计数器或计数功能，不作此记录)。 断路器、隔离开关处于按正常运行方式设定的合闸位、分闸位。 清楚正确记录 避雷器动作次数。 110kV GIS装置 半年检 断路器、隔离开关合闸、分闸位置 检查 检查、记录避雷器动作次数 分合闸脱扣装置的曲柄连杆、凸轮、齿轮、棘爪、传动轴、缓冲弹簧、脱扣半轴、传动连杆安装、连接固定、除锈、涂油检修 分合闸机械闭锁装置的110kV GIS传动杆、弹6个月 断路器操簧、轴承、插作机构 梢、螺栓等安装、连接固定、除锈、涂油检修 分合闸位置二次信号驱动装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装、连接固定、除锈、涂油检修 10

分合闸脱扣装置的曲柄连杆、凸轮、齿轮、棘爪、传动轴、缓冲弹簧、脱扣半轴、传动连杆等 等 安装固定牢固，各部分之间连接牢固，无锈蚀情况。 分合闸机械闭锁装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装固定牢固，各部分之间连接牢固，无锈蚀情况。 分合闸位置二次信号驱动装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装固定牢固，各部分之间连接牢固，无锈蚀情况。

分合闸位置机械指示装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装、连接固定、除锈、涂油检修 辅助触点：1、紧固检修；2、润滑检修 二次进出线端子排：1、紧固检修；2、润滑检修 压力缸体：1、外观检查；2、清洁检修；3、缸体 压力检查，缸体密封、渗漏检查 弹簧储能传动机构加润滑油检修 液压油油位检查 操作机构分合闸拉杆、连杆加润滑油 电机等安装、连接固定检修 阀门渗漏检查；阀门开、关动作情况检查 液压表、气压表接口渗漏检查 分合闸位置机械指示装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装固定牢固，各部分之间连接牢固，无锈蚀情况。 辅助触点安装固定牢固；各部分连接螺栓端子等连接牢固、无锈蚀。 1、本体安装牢固，连接端子牢固；2、重点部件润滑良好、无锈蚀。 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、压力正常；密封良好无渗漏。 储能传动装置的轴承、凸轮、齿轮、传动连杆等润滑良好。 在SF6 断路器液压弹簧操动机构碟形弹簧储能后，从油标窗检查液压油油位应高于最小刻度线。 分合闸拉杆、连杆润滑良好。 电机等安装固定牢固；各部分连接螺栓端子等连接牢固、无锈蚀。 阀门无渗漏；阀门转轴转动无卡滞，操作完成后无渗漏等异常情况。 液压表、气压表接口等部位不渗漏。 1、断路器分、合闸位置正确、断路器分、合指示、显示正确；2、动作过程闸检查 无卡滞、声音无异常。 11

断路器储能检查 油(气)泵补压及零起打压的运转时间测量 油(气)泵打压频率检查 电缆GIS终端头 1、外观检查；2、清洁检修；3、紧固检修 电缆GIS头与气室的接口连接处密封检查； 气室外电缆GIS终端头接地装置检修； 气室外电缆GIS终端头涂相色标志、线路名称检查； 电动、手动储能正确到位，储能正确指示，储能过程无卡滞、无异响。 油(气)泵补压及零起打压的运转时间符合制造厂规定。 油(气)泵打压频率符合要求。 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、本体安装牢固，连接端子牢固； 接口位置无渗漏（气或油）； 电缆GIS终端头 接地装置无锈蚀，螺栓连接牢固； 相色标志清晰，线路名称正确清楚； 1、测量全电流、阻性电流或全功率损耗，测量值与初始值比较无明显变化；2、当阻性电流增加50%时，应分析检查； 避雷器接地线安装固定牢固，连接螺栓、连接端子紧固； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净； 电流互感器接地线安装固定牢固，连接螺栓、连接端子紧固； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净； 避雷器泄漏电流在线测110KV GIS量； 避雷器 避雷器接地线安装固定检修； 电流互感器 1、外观检查；2、清洁检修； 电流互感器互感器 接地线安装固定检修； 电压互感器 1、外观检查；2、清洁检修； 12

电压接地线安装固定检修； SF6压力检查； 电压互感器接地线安装固定牢固，连接螺栓、连接端子紧固； GIS所有间隔 汇控柜 SF6压力在厂家规定标准内，不得过高或过低（沈开标准：SF6 断路器室压力0.6MPa）； SF6泄漏、密SF6 气密良好，SF6 年漏气率≤封检查； 1% ； 阀门渗漏检查；阀门开、阀门无渗漏；阀门转轴转动1圈，关动作情况无卡滞、无渗漏； 检查； 伸缩节外观外观无烧损、破损等异常； 检查； 隔离开关、接地刀闸、三工1、外观无烧损、破损等异常；2、位开关间隔 外观清洁干净；3、本体安装牢1、外观检查；固，连接端子牢固； 2、清洁检修；3、紧固检修； 1、接地装置各连接部件（电缆扁钢1、接地装置各连接部件（电缆等）涂漆、涂扁钢等）无锈蚀、外表油漆无缺油；2、接地损；2、接地装置各连接部件（电装置各连接缆扁钢等）螺栓紧固，安装固定部件（电缆扁牢固； 钢等）螺栓紧固； 微机控制单元 1、外观1、外观无烧损、破损等异常；2、检查；2、清外观清洁干净；3、本体安装牢洁检修；3、固，连接端子牢固； 紧固检修； 二次部件 1、外观无烧损、破损等异常；2、1、外观检查；外观清洁干净； 2、清洁检修； 二次进出线1、本体安装牢固，连接端子牢端子排 1、固；2、重点部件润滑良好、无紧固检修；2、锈蚀； 润滑检修； 13

1、门轴、门锁等涂油、紧固；2、电缆穿孔、穿洞、穿墙 封堵；3、柜体基础螺栓紧固； 压力缸体最低分闸、合闸临界压力测试； 断路器的分合闸时间特性测试； 1、门轴、锁等安装固定牢固；开关门、上开锁等操作过程无卡滞；2、柜体各孔洞封堵 密实、无空隙；3、柜体基础牢固，柜体无倾斜、下沉、开裂等现象； 压力缸体最低分闸、合闸临界压力满足厂家要求标准； 断路器的速度特性测量结果应符合制造厂规定； 断路器操作机构 3年检 3年 互感器 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5 ms；断路器的合相间分闸不同期不大于3ms；同闸同期、分闸相各断口间合闸不同期不大于3 不同期的时ms ；同相各断口间分闸不同期间测量； 不大于2ms；断路器的合闸弹跳时间合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms； 断路器的合断路器的合闸弹跳时间 合闸时闸弹跳时间触头的弹跳时间不应大于2ms； 测量； 断路器与隔离开关、接地断路器与隔离开关、接地刀闸电刀闸电气、机气、机械联锁条件正确； 械联锁条件检查； 电流互感器电流互感器 角差在±5％内； 角差测量； 电流互感器励磁特性对比上次测量值或出励磁特性测厂值 无明显变化； 试； 耐压试验：（1）一次绕组按出厂电流互感器值的0.8倍进行；（2）二次绕组交流耐压试之间及末屏对 地的工频耐压验； 试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替； 电流互感器电流互感器变比误差在±5％变比测量； 内； 14

电流互感器二次绕组直流电阻测量； 电流互感器二次绕组对一次绕组及地绝缘电阻测量； 电压互感器联结组别和极性检查； 电流互感器二次绕组直流电阻测量值 与上次测量值或出厂值比较误差在±10％内； 电流互感器二次绕组对一次绕组及地 绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的70%； 电压互感器联结组别和极性铭牌标志、实物端子、端子号、设计图纸一致； 电压互感器空载电流与出厂值比较 无明显变化；空载电流在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流:中性点非有效接地系统 1.9Un除以1.732 ,中性点接地系统1.5Un除以1.732； 电压互感器励磁特性与出厂值比较 无明显变化； 耐压试验：（1）一次绕组按出厂值的0.8倍进行；（2）二次绕组之间及末屏对 地的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替； 电压互感器变比对比上次测量值或出厂值，在±5％内 电压互感器一次、二次绕组直流电阻 对比上次测量值或出厂值，在±10％内 电压互感器一次、二次绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的70%； 耐压测试无击穿、无放电烧损，泄漏电流符合要求； 电压互感器空载电流测量； 电压互感器励磁特性测量； 电压互感器交流耐压试验； 电压互感器变比测量 电压互感器一次、二次绕组直流电阻测量 电压互感器一次、二次绝缘电阻测量 A、B、C母线对地耐压测试； GIS间隔局GIS间隔 部放电测试； 额定电压时，视在放电量不大于20pC； 主回路一次导体电阻（接触电GIS间隔回阻） 不大于制造厂规定值的1.5路电阻测量； 倍； 15

GIS间隔 A、B、C母线对地绝缘电阻测试； 气体压力表计量校验； 1、SF6 纯度测量；2、SF6 密度测量；3、SF6 毒性分析；4、SF6 酸度测量；5、SF6 四氟化碳测量；6、 SF6 空气(质量分数)测量；7、SF6 水解氟化物测量；8、SF6 矿物油测量； A、B、C母线对地绝缘电阻≥50MΩ； 气体压力表正确指示、读数正确，误差在5%以内； 1、纯度≥99.8％；2、密度(标准状态下)6.16kg、m3 3、无毒；4、酸度≤0.3ug、g ； 5、四氟化碳(质量分数)：大修后≤0.05%，运行中≤0.1% 6、空气(质量分数)：大修后≤0.05%，运行中≤0.2% ；7、水解氟化物≤1.0μg、g；8、矿物油≤10 μg、g ； SF6微水试验； 断路器室微水 (1)有电弧气室，大修后不大于150ppm，运行中不大于300ppm；(2)无电弧气室，大修后不大于250ppm，运行中不大于500ppm；（对于用气量少且充气压力低于350kPa的SF6气体，运行中只要不发生漏气，可不必进行气体湿度测量）； 压力气体纯度正确、压力油标号、纯度正确； 10年检 10年 断路器操作机构 压力缸体压力气体、压力油检测、维修、更换； 压力缸体活塞密封组件等检测、维修、更换； 压力缸体滤网检测、维修、更换； 压力缸体密封圈检测、维修、更换； 压力缸体本体内部损伤检查； 16 活塞密封组件等安装固定牢固；无渗漏； 滤网安装固定牢固； 密封圈安装固定牢固；无渗漏； 缸体本体内部无损伤；内壁光滑、无损伤、无变形；

35kVGIS开关柜 周检 一周 压力缸体内压力缸体内无积尘、油污等杂部清洁； 质； 电机检测、维电机安装固定牢固； 修、更换； 阀门安装固定牢固；新装阀门阀门检测、维0.15MPa压力试验不漏油；阀门修、更换； 转轴转动1圈，无卡滞、无渗漏； 液压表、气压液压表、气压表安装固定牢固；表检测、维无渗漏油、气； 修、更换； 辅助触点检测、维修、更辅助触点安装固定牢固； 换； 一次导体连一次导体连接法兰安装固定牢接法兰检测、固； 维修； SF6气体压力正常，压力在厂家SF6气体检规定标准内，不得过高或过低测、维修、更（沈开 标准：0.48～0.52 换； MPa）；密封良好，无渗漏气； 绝缘套管、绝绝缘套管、绝缘子安装固定牢缘子 检测、固； 维修； GIS气室缸GIS气室缸体内部干净、无电弧体内部清洁副产物粉尘及其它杂物； GIS间隔 检修； 气体压力继电器检测、维气体压力继电器安装固定牢固； 修； 阀门检测、维阀门安装固定牢固；阀门转轴转修； 动1圈，无卡滞、无渗漏； 防爆膜检测、防爆膜安装固定牢固； 维修； 密封圈检测、密封圈安装固定牢固；密封圈平维修、更换； 整，密封无渗漏； 干燥剂检测、干燥剂安装固定牢固；干燥剂 维修、更换； 放入气室缸体前没有受潮； 温度测量：保护、控制装置；断路器对比上次同等条件下的测量值，35kVGIS室；隔离开关无明显变化(温度升高变化小于开关柜 室；开关柜背20%)； 板上、中、下3个部位； 17

年检 1年 断路器操作机构 SF6气体压力指示检查； 断路器的动作次数记录； 断路器、隔离开关合闸、分闸位置 检查； 保护、控制装置故障、报警指示灯状态检查； 断路器操作机构 1、外观检查；2、清洁检修；3、紧固检修；4、润滑检修； 分合闸脱扣装置、机械按钮传动装置、机械闭锁装置、二次信号传动装置、位置机械指示装置、弹簧外观机械破损等异常情况检查； 储能传动装置外观机械破损等 异常情况检查； 主轴外观机械破损等异常情况检查； SF6气压在正常指示范围内； 对比上一次记录，断路器等设备无多次、异常动次情况； 断路器、隔离开关 处于按正常运行方式设定的 合闸位、分闸位； 保护、控制装置故障指示灯无报警显示； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、本体安装牢固，连接端子牢固；4、重点部件润滑良好、无锈蚀； 外观无破裂损坏等异常现象； 储能传动装置外观无破裂损坏等异常现象； 主轴外观无破裂损坏等异常现象； 1、断路器分、合闸位置正确、断路器分、合指示、显示正确；2、动作过程闸检查； 无卡滞、声音无异常； 断路器电动、电动、手动储能正确到位，储能手动储能检正确指示，储能过程无卡滞、无查； 异响； 18

35kVGIS开关柜 断路器与隔离开关、接地刀闸电气、机械联锁条件检查； 隔离开关、接地刀闸、三工位装置 操作机构 1、外观检查；2、清洁检修；3、紧固检修；4、润滑检修； 隔离开关、接地刀闸、三工位装置 操作机构金属感应开关、接近开关、位置传感器、行程开关外观破损等异常情况检查； 隔离开关、接地开关、三工位装置分闸、合闸检查； 保护装置整定值核对检查； 保护、控制装置 1、外观检查；2、清洁检修；3、紧固检修； 二次进出线端子排 1、外观检查；2、清洁检修；3、紧固检修； 断路器与隔离开关、接地刀闸电气、机械联锁条件正确； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、本体安装牢固，连接端子牢固；4、重点部件润滑良好、无锈蚀； 金属感应开关、接近开关、位置传感器、行程开关外观无破裂损坏等异常现象； 隔离开关、接地开关、三工位装置分、合位置正确，各显示、指示正确，操作过程无异响、无卡滞； 整定值按“整定值通知单”数据整定； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、本体安装牢固，连接端子牢固； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净；3、本体安装牢固，连接端子牢固； 气压表接口处无渗漏；气压在正气压表接口常指示范围内；SF6压力在厂家处渗漏检查；规定标准内，不得过高或过低SF6气体压（ABB ZX2标准相对压力 力指示检查； 0.027 至 0.040 Mpa）； 19

3年检 3年 35kVGIS开关柜 阀门渗漏检查；阀门开、关动作情况检查； 防爆膜外观机械破损等异常情况检查； 金属氧化物避雷器安装、连接固定检修； 1、门轴、门锁等涂油、紧固；2、电缆穿孔、穿洞、穿墙 封堵；3、柜体基础螺栓紧固；4、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）涂漆、涂油；5、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）螺栓紧固； 灭弧室真空度测量； 电流互感器二次绕组直流电阻测量； 电流互感器二次绕组对一次绕组及地绝缘电阻测量； 电流互感器变比测量； 电流互感器角差测量； 电流互感器励磁特性测试； 20

阀门无渗漏；阀门转轴转动无卡滞，操作完成后无渗漏等异常情况； 防爆膜外观无破裂损坏等异常现象； 金属氧化物避雷器安装固定牢固；各部分连接螺栓端子等连接牢固、无锈蚀； 1、门轴、锁等安装固定牢固；开关门、上开锁等操作过程无卡滞；2、柜体各孔洞封堵 密实、无空隙；3、柜体基础牢固，柜体无倾斜、下沉、开裂等现象；4、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）无锈蚀、外表油漆无缺损；5、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）螺栓紧固，安装固定牢固； 耐压测试无击穿、无放电烧损，泄漏电流符合要求； 电流互感器二次绕组直流电阻测量值 与上次测量值或出厂值比较误差在±10％内； 电流互感器二次绕组对一次绕组及地 绝缘电阻≥50MΩ； 电流互感器变比误差在±5％内； 电流互感器角差在±5％内； 励磁特性对比上次测量值或出厂值 无明显变化；

电压互感器一次、二次绕组直流电阻测量 电压互感器一次、二次绝缘电阻测量 电压互感器变比测量 电压互感器空载电流和励磁特性 测量； 电压互感器交流耐压试验； 组合式电流、电压传感器一次、二次绝缘电阻测量 电压互感器一次、二次绕组直流电阻 对比上次测量值或出厂值，在±10％内 电压互感器一次、二次绝缘电阻≥100MΩ 电压互感器变比对比上次测量值或出厂值，在±5％内 电压互感器空载电流与出厂值比较 无明显变化；空载电流在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流:中性点非有效接地系统1.9Un除以1.732 ,中性点接地系统1.5Un除以1.732； 耐压试验 无击穿、无放电烧损，泄漏电流符合要求； 组合式电流、电压传感器一次、二次绝缘电阻≥100MΩ 电流传感器二次抽头S1、S3：变比为240 A 、150mV，电阻值为22kΩ左右；母联电流传感器二次抽头S1、S2：变比为640A、组合式电流、150mV，电阻值为10kΩ左右；电电压传感器压传感器二次抽头a、n：电阻为直流电阻测12 kΩ左右；进线柜的母线电压量； 传感器二次电压二次抽头为a，n：电阻为12 kΩ左右；进线组合是电压电流传感器，电流变比为2000A、150mV，电压二次抽头为a，n：电阻为12 kΩ左右； GIS 开关柜按设计、运行条件，母联断路器母联自投功正确自投； 能检验； 断路器的分断路器的分合闸时间特性 测量合闸时间测结果应符合制造厂规定； 试； 21

10年检 10年 35kVGIS开关柜 除制造厂另有规定外,断路器的分、合闸同期性应满足下列要断路器的合求： 相间合闸不同期不大于5 闸同期、分闸ms；相间分闸不同期不大于3ms；不同期的时同相各断口间合闸不同期不大间测量； 于3 ms ；同相各断口间分闸不同期不大于2ms； 金属氧化物避雷器一次导体对地绝缘电阻避雷器绝缘≥ 1000MΩ； 电阻测试； 金属氧化物避雷器 U1mA电压U1mA实测值对比上次测量值或U1mA及出厂值，在±5％内；0.75U1mA0.75U1mA下下的泄漏电流不应大于50цA； 的泄漏电流测试； 1、SF6 纯度测量；2、SF6 密度测量；3、SF6 毒性分1、纯度≥99.8％；2、密度(标析；4、SF6 酸准状态下)6.16kg、m3 3、无毒； 度测量；5、4、酸度≤0.3ug、g ； 5、四氟SF6 四氟化化碳(质量分数)：大修后≤碳测量；6、 0.05%，运行中≤0.1% 6、空气(质SF6 空气(质量分数)：大修后≤0.05%，运行量分数)测中≤0.2% ；7、水解氟化物≤1.0量；7、SF6 水μg、g；8、矿物油≤10 μg、g ； 解氟化物测量；8、SF6 矿物油测量； 断路器室微水 (1)有电弧气室，大修后不大于150ppm，运行中不大于300ppm；(2)无电弧气室，SF6微水试大修后不大于250ppm，运行中不验； 大于500ppm；（对于用气量少且充气压力低于350kPa的SF6气体，运行中只要不发生漏气，可不必进行气体湿度测量）； A、B、C母线外观电气烧A、B、C母线外观无电气烧损等损等异常情异常现象； 况检修； 22

A、B、C母线安装、连接固定、外观清洁检修； 分合闸脱扣装置的曲柄连杆、凸轮、齿轮、棘爪、传动轴、缓冲弹簧、脱扣半轴、传动连杆等连接固定、除锈、涂油、外观机械破损等异常情况检修； 储能传动装置的弹簧、轴承、凸轮、齿轮、传动连杆、连接螺栓端子等安装固定、除锈、涂油、外观机械破损等异常情况检修； 分合闸机械按钮传动装置、机械闭锁装置、位置二次信号传动装置、位置机械指示装置的传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等安装固定、除锈、涂油、外观机械破损等异常情况检修； A、B、C母线等安装固定牢固；各部分 连接螺栓端子等连接牢固、外观清洁干净、无锈蚀； 分合闸脱扣装置的曲柄连杆、凸轮、齿轮、棘爪、传动轴、缓冲弹簧、脱扣半轴、传动连杆等连接牢固、无锈蚀、、润滑良好、外观无破裂损坏等异常现象； 储能传动装置的弹簧、轴承、凸轮、齿轮、传动连杆等连接牢固、无锈蚀、、润滑良好、外观无破裂损坏等异常现象； 传动杆、弹簧、轴承、插梢、螺栓等连接牢固、无锈蚀、、润滑良好、外观无破裂损坏等异常现象； 23

分、合闸弹簧安装固定、除锈、涂油、外观机械破损等异常情况检修； 卷簧盒外观机械破损等异常情况检修； 主轴部件外观除锈、涂油检修； 分闸线圈、合闸线圈检测、维修； 储能电机检测、维修； 辅助触点检测、维修； 金属感应开关、接近开关、位置传感器、行程开关 检测、维修； 真空灭弧室 检测、维修、更换； 真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等外观电气烧损等异常情况检修； 真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等外观清洁检修； 分、合闸弹簧连接牢固、无锈蚀、润滑良好、外观无破裂损坏等异常现象； 卷簧盒外观无破裂损坏等异常现象； 主轴外观无锈蚀，润滑良好； 一次设备安装固定牢固，必要时更换； 储能电机安装固定牢固，必要时更换； 辅助触点安装固定牢固，必要时更换； 金属感应开关、接近开关、位置传感器、行程开关 安装固定牢固，必要时更换； 真空灭弧室 安装固定牢固； 真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等外观无电气烧损等异常现象； 真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等外观清洁干净； 24

真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等安装、连接固定检修； 绝缘拉杆GIS气室处密封圈检测、维修、更换； 灭弧室触头超行程测量； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等外观电气烧损等异常情况检修； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等外观清洁检修； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等安装、连接固定检修； 驱动电机检测、维修； 辅助触点检测、维修； 电流互感器检测、维修； 电压互感器检测、维修； 金属氧化物避雷器检测、维修； 保护、控制装置检测、维修； SF6气体检测； 带电指示装置检测、维修； 25

真空灭弧室、动作杆、绝缘拉杆、真空灭弧室固定支架等安装固定牢固；各部分连接螺栓端子等连接牢固、无锈蚀； 绝缘拉杆GIS气室处密封良好，无泄漏； 灭弧室触头超行程符合制造厂规定； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等外观无电气烧损等异常现象； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等外观清洁干净； 一次导体、绝缘螺纹传动杆等安装固定牢固；各部分连接螺栓端子等连接牢固、无锈蚀； 驱动电机安装固定牢固，必要时更换； 辅助触点安装固定牢固，必要时更换； 电流互感器安装固定牢固，必要时更换； 电压互感器安装固定牢固，必要时更换； 设备安装固定牢固，必要时更换； 保护、控制装置 安装固定牢固；保护定值按规定置；软件、硬件运行正常；必要时更换； SF6气体各项参数达到相应标准，必要时更换； 带电指示装置安装固定牢固，必要时更换；

1500V直流设备 周检 1周 气体密度、压力继电器 检测、维修； 气压表 检测、维修； 气体阀门检测、维修； 防爆膜检测、维修； 密封圈检测、维修； 干燥剂检测、维修； 气室内部清洁检修；气室内壁裂纹、气孔检查； 整流器设备运行编号检查 整流器外壳外形检查 整流器柜 整流器声响检查。 整流器运行状态检查 整流器快速熔断器检查 柜体各个表计指针指示正确,指示灯显示正常。 柜体设备运行编号、安全直流开关警示标识检查 柜 DC1500V开关柜设备外壳外形检查。 DC1500V开关柜设备声响检查 气体密度、压力继电器 安装固定牢固，必要时更换； 气压表安装固定牢固，必要时更换； 气体阀门安装固定牢固，必要时更换； 防爆膜安装固定牢固，必要时更换； 密封圈安装固定牢固，必要时更换； 干燥剂安装固定牢固，必要时更换； 气室内部干净、无电弧副产物粉尘及其它杂物；气室内壁无裂纹、气孔； 整流器设备运行编号清晰，无脱落。 整流器外壳无变形，无严重锈蚀。 整流器运行声音正常，无异响。 整流器运行无异味，无放电，无冒烟现象。 整流器快速熔断器无熔断，故障显示模块指示正常。 柜体各个表计指针指示正确,指示灯显示正常。 柜体设备运行编号、安全警示标识清晰，无脱落。 DC1500V开关柜设备外壳无变形，无严重锈蚀。 DC1500V开关柜设备运行声音正常，无异常声响。 26

排流柜 DC1500V开关柜运行状态检查 DCP116/106保护装置软件及硬件检查 断路器、隔离开关的位置指示检查 柜面“远控/近控”旋钮状态检查。 排流柜设备运行编号检查 排流柜外壳外形检查 排流柜声响检查。 排流柜运行状态检查 设备清扫 检查并紧固电气连接部份 检查设备安装情况 DC1500V开关柜设备无放电，无冒烟现象，无异味。 DCP116/106保护装置软件及硬件运行指示正常，无异常报文。 断路器、隔离开关的显示位与实际相符，开关位置指示正常。 确认柜面“远控/近控”旋钮选择在“远控”位。 排流柜设备运行编号清晰，无脱落。 排流柜外壳无变形，无严重锈蚀。 排流柜运行声音正常，无异响。 排流柜运行无异味，无放电，无冒烟现象。 清扫柜体、外壳、绝缘子、母线、熔断器指示件、吸收电阻、电容、电流互感器、二次设备：无积尘、无污渍； 检查并紧固各部螺栓：应连接牢固，接触良好； 检查设备本体：安装牢固，无倾斜、变形；外壳无严重锈蚀、接地良好； 设备外壳（包括顶部）、柜内顶部、侧面和底部无生锈、裂纹或放电烧伤痕迹； 检查熔断指示件、吸收电阻电容、电流互感器:无过热发黑、烧焦、变色现象；无破裂损坏；应连接牢固，接触良好；检查绝缘子:无放电；无裂纹现象； 二极管散热装置检查:散热块安装正确，接触良好；散热块无松动，无严重积尘； 年检 1年 整流器柜 设备外观及内部元器件检查 27

检查二极管及快速熔断器：瓷体清洁、无裂痕； 检查整流器柜柜体按钮及指示灯：按钮功能正常，信号指示灯指示正确； 检查RC回路：回路正常、连接紧固；外观无膨胀变形； 检查控制电源、开\\关门照明灯：开门照明灯亮、关门照明灯熄检查电源 灭；行程开关二次线与柜体的距离满足要求； 检查凝露控制器：手动、自动挡检查凝露控能使加热板投入工作；加热板工制器 作正常； 检查RS485通讯板信号回路：相检查信号回应指示灯亮；PC机信号上传正路 常； 检查、紧固二紧固二次接线端子：二次接线无次接线端子 松动、接触良好； 检查一次电检查一次电缆：电缆头接触良缆 好；电缆头无起包、无破损。 整流器二极整流器二极管熔断器故障报警管熔断器故测试正常 障报警测试 整流器二极整流器二极管熔断器故障跳闸管熔断器故测试正常 障跳闸测试 整流器逆流保护跳闸测整流器逆流保护跳闸测试正常 试 整流器温度整流器功保护报警测整流器温度保护报警测试正常 能性测试 试 整流器温度保护跳闸测整流器温度保护跳闸测试正常 试 整流器辅助整流器辅助电源回路故障测试电源回路故正常 障测试 整流器加热整流器加热电源功能手动投入电源功能手正常 动投入 28

整流器开门报警功能测试 设备安装情况 开关柜柜体外壳 整流器开门报警功能测试正常 开关柜本体牢固，无倾斜、变形，基础、支架。 柜体外壳及拆卸的后盖板内外侧，无积尘、无污渍，外壳的破损剥落情况累计不超过500cm2。 接地电缆外套应无破损，与电缆层接地母排连接稳固，螺栓无松脱现象，电缆层接地母排应无锈蚀、无熔迹现象，不得有锤痕、划痕、凹坑、裂口。 检查门是否能打开和关闭，门上闭锁机构是否灵活，检查门是否平直，尤其要检查门上操作手柄是否对准手车，开门幅度是否大于等于90度。 应无放电、无裂纹，清洁后应无积尘、无污渍。 检查直流母排应无放电、无熔迹、无锈蚀现象，不得有锤痕、划痕、凹坑、裂口，用酒精棉布擦拭。 应无积尘或污渍、连接紧固。 目测检查紧固件的螺栓是否拧紧； 按力矩要求拧紧母排及其连接、电缆连接、支持固件、分流器、电压变送器、电缆绝缘监测模块及其他螺栓等。 检查直流母排、电缆连接螺栓、支持固件、绝缘子、避雷器、电压变送器等应无松动，并按要求进行紧固。 应无松动、无卡滞现象，用棉布擦拭后应无积尘或污渍。 检查柜顶外壳、柜内及柜内地面、绝缘子、避雷器、母排、操作机构、隔离开关触头、霍尔元件、电流表、电压表、电压（流）传感器、分流器、电阻、行程开关，无积尘、无污渍、无生锈、无明显放电烧伤痕迹； 负极柜一点接地 检查门功能 绝缘子避雷器 直流开关柜 (一次回路) 母排 母排二次线 紧固件 电气连接部分 绝缘挡板 开关柜整体状态 29

负极隔离开关机构 二次室 DCP保护装置 控制面板二次线 直流开关柜 (二次回路) 面板按钮及指示灯的控制 分合闸回路 牢固可靠、接触良好，引线无松动，外壳无变形； 电压电流表刻度清晰、指针指示正常。 检查隔离开关机构开关灵活、分合正常；无异响、无发热；无破损、无裂纹现象；连接紧固、接触良好； 用毛刷/酒精布清洁隔离开关机构，应无积尘或污渍； 紧固隔离开关上的二次线。 检查二次接线：接线应紧固，线号应清晰； 检查柜内清洁：应无积尘、应无异物； 检查二次接线：接线应紧固，线号应清晰； 检查柜内清洁：应无积尘、应无异物； 指示灯二次线应紧固、线号清晰； 按钮二次线应紧固、线号清晰； 转换开关二次线应紧固、线号清晰； 直流开关柜断路器小车运行位、试验位指示灯指示正常； 断路器及负极隔离开关分、合闸位置指示灯指示正常； 断路器分闸、合闸按钮操作正常； 灯测试按钮按下后，各指示灯指示正常； 当地/远方控制方式转换开关操作正常； 加热器投退控制及指示正常； 分闸回路检查：在清扫并紧固二次设备端子后，当地按分闸按钮测试断路器，应能正常分闸； 合闸回路检查：在清扫并紧固二次设备端子后，当地按直接合闸按钮断路器应能正常合闸； 当DCP106上电后，K02继电器应不能常得电； 30

测量回路 所内设备闭锁关系测试 一次回路 二次回路 直流断路器 触头检查 紧急分闸机构检查 在清扫并紧固二次设备端子后，进入MES菜单查看I_act值与检修前应一致，且装置面板无 “F c meas.circ. I”报文； 直流进线断路器与对应侧负极隔离开关联锁：直流进线断路器在合位，对应负极隔离开关不能分合闸； 35KV馈线断路器与对应侧负极隔离开关联锁：35kV馈线断路器在合位，对应负极隔离开关不能分合闸； 负极隔离开关与对应直流进线断路器的联锁：负极隔离开关在分位，对应直流进线断路器不能合闸。 隔离触指及其联接铜排是否有烧痕、放电的痕迹，视情况看是否需要使用砂纸打磨；对螺栓按工艺卡内的力矩标准进行力矩检查； 二次接线接线是否紧固，线号是否清晰； 外表面、绝缘板、灭弧罩、各元器件、线槽、端子排是否有积尘、是否有异物； 控制板卡箱后端子排及二次线应紧固、线号清晰； 检查断路器操作机构内是否有异物； 检查防护板任意一处都不应有超过1mm厚的烧伤； 引弧杆烧伤痕迹面积应不大于总面积的30%，要特别注意检查引弧杆的弯曲处及与辅助触头接触部位； 检查辅助触头烧伤深度不能超过2mm； 检查主触头的烧伤深度不能超过1mm； 试验位时强制分闸顶杆与梯形块间的相对位置正确（梯形块的靠近断路器控制箱方向）； 31

直流1500V系统联跳闭锁关系校验 2年检 2年 排流柜 工作位时强制分闸顶杆与梯形块间的相对位置正确（梯形块的断路器隔离触指方向）； 运行位合闸状态下强制摇至试验位应正常跳闸； 紧急分闸按钮能迅速有效分闸； 本所断路器与上网隔开的联锁检查正常 联锁检查 本所越区隔开联锁检查正常 本所内部联跳柜联跳电源回路接线检查正常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 本所联跳电源回路极性检查正常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 联跳极性检越区联跳电源回路极性检查正查 常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 牵引所之间双边联跳断路器出口检查正常(确认本所及相邻左右所二次电源均已合上，回路有电压后) 牵引所之间框架电流动作联跳断路器出口检查正常 检查二次设备铭牌齐全，线号标示清晰； 外观检查 检查二次接线：接线紧固，线号清晰； 检查柜内清洁：无积尘、无异物； 紧固柜面电压、电流表计、指示灯、控制按钮，柜内电源模块、空气开关、继电器、电流传感器、端子排等二次接线，接线紧固，一、二次接线标识清晰； 紧固 紧固柜内熔断器、断路器、操作电机、电阻箱、二极管等一次元器件连接螺栓，柜内一次连接部件无锈蚀、连接牢靠； 操作及功能柜面电源按钮分合操作及指示测试 灯指示是否正常； 32

整流器试验 快速熔断器电阻测量 负载电阻测量 过电压保护装置阻容测量 联锁检查 柜面加热器按钮及指示灯指示是否指示正常； 远控/近控旋钮是否操作正常； 远控/近控旋钮位于远控时，1、2、3、4及5路断路器均不能操作； 远控/近控旋钮位于近控时，测试1、2、3、4及5路相应的断路器是否能正常分合闸，相应的指示灯指示是否正常。 查看柜面6个电流表指示是否正常； 查看柜面接地电压表指示是否正常。 快速熔断器电阻测量正常范围内 出厂值的1±10%以内 电阻出厂值的1±10%以内(9~11Ω)，电容等于出厂值的1±10%以内 本所断路器与上网隔开的联锁检查正常 本所越区隔开联锁检查正常 本所内部联跳柜联跳电源回路接线检查正常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 本所联跳电源回路极性检查正常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 越区联跳电源回路极性检查正常(确认本所柜内二次电源及邻所二次联跳电源已断开，回路无电压后) 牵引所之间双边联跳断路器出口检查正常(确认本所及相邻左右所二次电源均已合上，回路有电压后) 牵引所之间框架电流动作联跳断路器出口检查正常 工作正常 无线路电压 3年检 3年 直流1500V系统联跳闭锁关系校验 联跳极性检查 1500V直流开关柜

信号测试 33

保护装置校验 保护报警 保护跳闸 线路检测熔断器失灵 线路检测开始 小型断路器故障 遥控中断 通信故障 双边联跳信号发出 双边联跳信号接收 电容脱扣器储能 电流测量回路校验 保护装置校验 电流测量回路校验正常 失灵保护动作 本体大电流脱扣保护动作 整定值校验正常 准备正常 无线路电压 保护报警 保护跳闸 故障总信号 通信故障 框架保护动作正常 保护定值校验正常 主回路直流电阻值应为μΩ级，且与前一次的试验值及出厂值相比，变化范围应在1倍以内 绝缘电阻应无明显变化，测试时间1min，最低不低于4.5MΩ 信号测试 1500V直流开关柜框架保护装置校验 联跳关系检查 保护整定值校验 直流小车主回路直流电阻测量 直流小车主回路绝缘试验 直流断路直流开关柜器试验及框架对地绝框架绝缘缘测试 测试 正极母排对框架绝缘测试 负极母排对框架绝缘测试 故障修 不定整流器主周期 回路 主回路绝缘电阻测量 标准：直流开关柜/整流器框架对地绝缘电阻应不小于50kΩ，正负极对框架绝缘电阻应不小于2MΩ。 用2.5KV兆欧表测量，电阻值要求5MΩ以上；用500V兆欧表测量，电阻值要求2 MΩ以上 34

排流柜 元器件性能测试 直流断路器 断路器分合闸时间 周检 1周 设备外壳外观检查 要求：排流柜电阻箱标准电阻值为：1.25Ω，阻值精度±10％；特种熔断器标准电阻值为：1.297mΩ， 阻值精度±10％；二极管正向导通，电阻值约等于零，反向电阻值接近无穷大 标准：标准合闸时间：150ms；固有分闸时间：5ms，全分闸时间：≤20ms 设备外壳清洁，无积尘；安装牢固、无松动、无倾斜；无变形和生锈；接地良好；基础应无严重破损剥落、外壳油漆无严重脱落、生锈。 同周检全部内容 绝缘子应清洁、无发热 连接牢固，接触良好、无松动 无积尘、无污渍 不应有生锈现象，无积尘、无污渍 同周检全部内容 检查绝缘支撑件 检查电气连接部份 35kV35kV中性柜体、柜内清中性点点接地电扫 接地电阻柜 检查、清扫不阻柜 锈钢电阻材3年检 3年 料 周检 SVG装置 年检 1周 1年 和柜体连接的接地线连接牢固，检查设备接接触良好； 地线 和电阻柜相连接的接地变中性线铜排应无变形现象。 接地电阻之接线无严重锈蚀、接地良好，引间的连线 入地线无破损 清扫、检查零外观无破损，二次线连接牢固，序电流互感清洁无积尘； 器 检查设备无外部影响。 对比上次同等条件下的测量值，温度测量 无明显变化(温度升高变化小于20%)； 同周检全部SVG装置 同周检全部内容 内容 IGBT 1、外1、外观无烧损、破损等异常；2、观检查；2、外观清洁干净； 清洁检修； 35

5年检（接接地5接地装地） 年防置 年检 雷1（防年 雷） 电容器 1、外观检查；2、清洁检修； 散热风扇 1、外观检查；2、清洁检修； IGBT驱动模块 1、外观检查；2、清洁检修； 二次进出线端子排 1、外观检查；2、紧固检修； 1、门轴、门锁等涂油、紧固；2、电缆穿孔、穿洞、穿墙 封堵；3、柜体基础螺栓紧固；4、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）涂漆、涂油；5、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）螺栓紧固； 检查各接地极 检查接地极铜排及连接螺栓 检查接地铜排绝缘子 接地装置 检查接地电缆与接地极之间的连接螺栓 处理连接部件锈蚀 检查接地铜排的瓷瓶 36

1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净； 1、外观无烧损、破损等异常；2、外观清洁干净； 1、外观无烧损、破损等异常；2、本体安装牢固，连接端子牢固； 1、门轴、锁等安装固定牢固；开关门、上开锁等操作过程无卡滞；2、柜体各孔洞封堵 密实、无空隙；3、柜体基础牢固，柜体无倾斜、下沉、开裂等现象；4、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）无锈蚀、外表油漆无缺损；5、接地装置各连接部件（电缆扁钢等）螺栓紧固，安装固定牢固； 完好，无断裂、无放电痕迹 无锈蚀、断裂，用30N·m的力矩紧固M10螺栓 无损伤、裂纹 无锈蚀、断裂，用30N·m的力矩紧固M10螺栓 打磨光滑、紧固 无损伤、裂纹，并用白棉布清洁

年检 1年 杂散电流监测装置主机及传感器、转接器、参比电极连接电缆检查 杂散电流监测装置 2年检 2年 区间杂散电流监测装置 杂散电流监测装置主机外观检查 UPS电源运行状态检查 监测装置连接回路检查 杂散电流监测装置运行状态检查 杂散电流监测装置主机软件工作状态检查 监测装置工作状态检查 监测装置面板检查 区间杂散电流传感器、转接器连接电路检查 区间杂散电流传感器、转接器区间通讯电缆检查 区间参比电极检查 区间杂散电流装置采样线管检查 检查紧固法杂散电流传感器、转接器外观检查 杂散电流传感器、转接器指示检查 杂散电流传感器、转接器标识检查 杂散电流监测装置主机外观整洁、无破损。 杂散电流监测装置主机的UPS电源工作良好。 监测装置电源线、通讯线及采样线连接牢固、绝缘良好。 杂散电流监测装置主机运行状态良好。 杂散电流监测装置主机软件运行正常，显示的数据符合标准，数据曲线无异常。 监测装置的显示数据与杂散电流监测装置主机相符。 监测装置面板显示正常。 区间杂散电流传感器、转接器各采样线连接良好。 区间杂散电流传感器、转接器区间通讯电缆通讯良好、无破损。 区间参比电极埋设情况良好，采样线无松脱。 区间杂散电流装置采样线管无破损且固定良好。 杂散电流传感器、转接器外观整洁、无破损、无锈蚀。 杂散电流传感器、转接器各指示灯运行正常。 杂散电流传感器、转接器标示清晰。 37

杂散电流传感器、转接器的固定螺栓检查 杂散电流传感器、转接器的地址检查 参比电极工作状态检查 检查柜体 轨电位限制装置运行状态检查 杂散电流传感器、转接器的固定螺栓应紧固。 杂散电流传感器、转接器的地址正确无误。 抽检测试参比电极自然电位与杂散电流监测装置主机显示相符。 外壳无变形、漏液、异味、发热现象，柜内无凝露，无水珠 周检 1周 轨电位限 制 装置 年检 1年 轨电位限制装置维护 检查轨电位中各开关位直流屏中各开关在正常位置,指置,检查指示示灯显示正常 灯、表计显示 正常无闭锁，主触头、晶闸管断轨电位状态 开 检查二次设二次设备铭牌齐全 备铭牌 检查一、二次一、二次接线无松动，线号标示接线 清晰 检查柜内 柜内清洁干净、无异物 温湿度 温湿度正常 二次设备接二次设备接线回路端子紧固； 线回路端子 一次电缆螺一次电缆螺栓紧固； 栓 主触头及灭主触头及灭弧罩检查无烧伤，状弧罩检查 态良好； 清扫 清洁干净 灯测试 灯测试正常 手动检测分合闸一次，观手动检测分合闸一次，各信号、察各信号、保保护装置动作正常 护装置动作现象 加热器指示灯、柜面温湿加热器指示灯、柜面温湿度监控度监控器工器工作正常 作情况 38

加电流，检查PC机、电流表显示值与实际值是否一致 加不同等级的电压，接触器、晶闸管的动作情况 加持续递增电压，记录接触器动作电压值，并与定值90V做比较； 轨电位信号回路测试 故障修 不定元器件性周期 能测试 主回路接触电阻 晶闸管正反向电阻 设备外壳、蓄电池体检查 测量记录每个蓄电池的端电压，并记录电压最高、最低的电池 测量蓄电池组端电压 蓄电池组充放电状态 对蓄电池小容量放电 蓄电池连接螺栓紧固 检查清扫蓄电池屏柜体、蓄电池外壳 蓄电池内阻测试 加电流，检查PC机、电流表显示值与实际值对比正常 加不同等级的电压，接触器、晶闸管的动作应符合参数标准 接触器动作电压值与定值90V对比正常；（实测动作值与整定值相差最大不得超过5%）。 在轨电位上进行测试，信号上传正常 主回路直流电阻值应为μΩ级，且与前一次的试验值相比，变化范围应在1倍以内 晶闸管电阻值 应符合标准， 设备外壳、蓄电池体无损害、无倾斜、无发热 每个蓄电池的端电压在标准范围内； 单节电池电压最高、最低的电池压差在标准范围内 蓄电池组端电压在标准范围内 蓄电池组充放电状态正常 放掉蓄电池组容量*10%；单体电池电压标准范围内 蓄电池螺栓连接紧固（12N.m ≤标准力矩≤15N.m） 柜体外壳无积尘，蓄电池外壳无变形、无破损，干净无渗漏 单个蓄电池内阻符合制造厂规定 周检 1周 蓄电池运行状态检查 蓄电池屏 半年检 蓄电池小6个月 容量放电试验 年检 1年 蓄电池核对性充放电试验 39

更换蓄电池 故障 修 不定更换蓄电周期 池监测装置 对蓄电池进行深充深放，0.1C恒流放电 检查蓄电池监控单元 蓄电池 检测、更换 蓄电池监测装置 检测、维修、更换 检查柜体 检查充电屏中央监控单元有无报警、充电模块输出电流、电压、整体运行情况 检查直流屏中各开关位置,检查指示灯显示 直流充电整流模块运行 直流充电屏中显示装置事件记录有无报警、异常 电气连接部份 检查直流屏中馈线开关 检查直流屏主监控单元 检查直流充电模块 检查合闸母线、控制母线 40

放掉蓄电池组容量*50%；单体电池电压标准范围内 指示灯显示正常，监控功能正常 蓄电池安装固定牢固；各项参数符合要求 蓄电池监测装置安装固定牢固 外壳无变形、漏液、异味、发热现象，柜内无凝露，无水珠 充电屏中央监控单元无报警、充电模块输出电流、电压正常、整体运行良好 周检 1周 直流屏运行状态检查 直流屏中各开关在正常位置,指示灯显示正常 直流充电整流模块运行正常 直流充电屏中显示装置事件记录无报警、无异常 连接牢固无松动，接触良好，无发热现象，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 各开关在正常工作位置，同时指示灯显示正常 无报警、无异常现象 无报警，通讯良好，整体运行良好 电压正常，直流正负极对地电压及绝缘正常 直流屏 年检 1年 直流屏维护

故障修 周检 交流屏 年检 在直流屏切换备用馈线开关进行测试，信号上传正常 1、故障充电模块更换， 新装充1、检测、更电模块安装牢固，软件参数等设充电模块 换；2、清洁、置正确、正常运行；2、外观清紧固 洁干净、紧固无松动 不定周期 1、故障充电机更换， 新装充电1、检测、更机安装牢固，软件参数等设置正监控装置 换；2、清洁、确、正常运行；2、外观清洁干紧固 净、紧固无松动 查看并记录两路交流进线电压、电两路交流进线电压、电流正常范流，有无交流围内，无交流接地、电压过低、接地、电压过过高、缺相 交流屏运低、过高、缺1周 行状态检相 交流屏各馈交流屏各馈线小开关支路正常查 线小开关 投入 外壳无变形、漏液、异味、发热检查柜体 现象，柜内无凝露，无水珠 检查交流主无报警、无异常现象 监控单元 连接牢固无松动，无发热现象，检查电气连无异味。设备安装牢固，无倾斜、接部份 外壳无严重锈蚀、接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 交流屏维1年 护 检查清扫绝无过热发黑、烧焦、变色现象，缘子、仪表、无破裂损坏，应连接牢固无松柜体及柜内动，接触良好，外壳无积尘 各种元器件 检查柜体及柜内各种元器件 降压、调压元件手动功能测试 浮充转放电、均浮充电切换试验 检查指示仪表及各种保护整定值 直流屏信号回路测试 无过热发黑、烧焦、变色现象；无破裂损坏；应连接牢固无松动，接触良好；外壳无积尘 操作手、自动调压开关，开关操作正常，手动调压功能正常 断开充电机输出开关，蓄电池能正常放电。在主监控单元更改均浮充状态，装置功能切换正常 各仪表显示正常，在本体及装置上核对定值正确无误 41

故障修 更换交流不定屏内故障周期 设备 周检 1周 应急照明切换屏运行状态检查 应急照明切换屏 检查交流屏中馈线开关 检查两路交流进线电压、电流 进线电源装置备自投功能测试 进线电源手动投切回路测试 检查交流主监控单元 进线电源装置缺相测试 交流屏信号回路测试 1、检测、更换；2、清洁、紧固 检查屏中各开关位置,检查指示灯显示 检查屏中各装置的运行状态 检查交流、直流进线电压、电流 检查设备外壳、柜体 电气连接部份 各开关在正常工作位置，同时指示灯显示正常 无交流接地、电压过低、过高、缺相 分别断开交流屏两路交流进线开关进行测试，开关自动切换功能正常 转动交流屏进线手动切换旋钮，手动切换功能正常 无报警、无破裂损坏、无异常现象 模拟缺相或失电故障，保护动作正常，信号上传正常 在交流屏切换备用馈线开关进行测试，信号上传正常 1、故障备设备更换， 新装的安装牢固，设置正确、正常运行；2、外观清洁干净、紧固无松动 屏中各开关在正常位置,指示灯显示正常 各装置的运行状态正常 交流、直流进线电压、电流正常范围内 设备外壳、柜体体无损害、无倾斜、无发热 连接牢固无松动，无发热现象，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 无过热发黑、烧焦、变色现象；无破裂损坏；应连接牢固无松动，接触良好；外壳无积尘 各开关在正常工作位置，同时指示灯显示正常 年检 1年 应急照明切换屏维护 检查柜体及柜内各种元器件 检查应急照明切换切换屏中馈线开关 42

检查交直流进线回路，及其电压、电流 检查交流接触器、电压继电器、电源切换装置 检查逆变模块 检查监控装置 检查母线 应急照明切换屏信号回路测试 故障修 更换应急1、检测、更不定照明切换换；2、清洁、周期 屏内模紧固 块、设备 110kV架空线路巡视：1、架空线路悬挂状态检查；2、架空线路 外来异物检查； 110kV电缆线路巡视：电缆线路上方及附近(如路110kV电面开挖等)危1月 缆 及电缆安全运行或电缆质量的施工情况检查； 车辆段线路110kV电缆巡视：1、电缆线路安装固定检查；2、电缆线路侵入线路限界检查； 无接地、电压过低、过高、缺相，电压、电流正常 无过热发黑、烧焦、变色现象；无破裂损坏；应连接牢固无松动，接触良好 无报警，通讯良好，整体运行良好 无报警、无损坏、无异常 电压正常，绝缘正常 在应急照明切换屏开关进行测试，信号上传正常 1、故障备设备更换， 新装的安装牢固，设置正确、正常运行；2、外观清洁干净、紧固无松动 1、架空线路悬挂良好、无松脱；2、架空线路上或附件 无异物； 110kV电缆 月检 电缆线路上方及附近无危及电缆安全运行或电缆质量的施工，如有上述施工须进行现场监控，通知施工单位电缆安全重要性，制止施工，同时做好公司内部报告工作； 1、电缆线路无明显松脱现象；2、电缆线路 无侵入线路限界； 43

年检 1年 1、电缆层内设备异常放电声音、现象检查；2、电缆层积水、渗漏水等检查；3、电缆层等各位置电缆盖板检查；4、电缆层内卫生检查； 电缆标牌、相交联电缆 序标识检修； 带电测试外交联电缆 护套层接地电流 交叉互联交叉互联箱箱 井位置检查 中间接头井中间接头 位置检查 瓷套管外观瓷套管 清洁检修； 避雷器外观避雷器 清洁检修； 1、钢芯铝绞线外观破损、烧伤等异常情况检查；2、绝缘子清洁检修；3、悬挂线夹外观破损、烧伤等钢芯铝绞异常情况检线 查，安装固定、紧固检修；3、套管位置引线线夹 安装固定检修，连接螺栓、连接端子紧固检修； 1、杆塔本体防锈涂漆检杆塔 修；2、杆塔基础检查； 44 1、电缆层内各设备无异常放电声音、放电闪络等现象；2、电缆层内对比前期，无异常积水、渗漏水等情况；3、电缆层等各位置电缆盖板无缺漏、牢固封盖；4、电缆层内卫生整洁，无杂物、垃圾、余泥等。 电缆标牌完整清析；黄、绿、红3相标识清析，相序正确； 外护套层接地电流一般不大于电缆负荷电流值的10%； 交叉互联箱井位置地点按参照物测量清晰、正确、无变化； 中间接头井位置地点按参照物测量清晰、正确、无变化； 瓷套管外观清洁干净； 避雷器外观清洁干净； 1、钢芯铝绞线外观无散股、无破损、无烧伤、无锈蚀；2、绝缘子无明显污损、整体干净；3、悬挂线线夹外观无破损、无裂纹、无锈蚀，架空线悬挂良好；3、套管位置引线线夹安装固定牢固，连接螺栓、连接端子紧固； 1、杆塔本体各部位油漆全部覆盖，无锈蚀；2、杆塔土建基础无破损、无下沉；

周检 35kV电缆 正线线路35kV登乘列车巡视：1、电缆线路安装固定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 1、电缆线路无明显松脱2周 35kV电缆 现象；2、电缆线路无侵入线路限界； 车辆段线路35kV电缆：1、电缆线路 安装固定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 交联电缆 局部绑扎固检修；电缆外护交联电缆 套等破损点加强防水、绝缘处理； 1年 中间接头 中间接头检查； 正线线路35KV登乘列车巡视：1、电缆线路安装固定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 1、电缆线路 无明显松脱现象；2、电缆线路 无侵入线路限界； 车辆段线路35kV电缆：1、电缆线路 安装固定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 年检 GIS 电缆头 GIS 电缆头检查； 对电缆局部进行绑扎固定；设备固定良好、无松动、无松脱，无侵入线路、无侵入限界情况；绑扎带 无脆化、硬化、断裂等现象；电缆外护套等破损点防水、绝缘良好。 无异常放电声音，无烧焦味；中间接头外观无异物覆盖；中间接头冷缩管两端接口密封良好、无渗漏；中间接头两端安装固定牢固，接头无下沉、无跌落； GIS 电缆头外观无破损、无变形、无烧伤；无异常放电声音，无烧焦味；GIS 电缆头外观干净；接地线无锈蚀； DC1500V，1180V电缆 周检 正线线路1500V电缆登乘列车巡DC1500V，视：1、电缆2周 1180V电线路 安装固缆 定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 45

1、电缆线路 无明显松脱现象；2、电缆线路 无侵入线路限界；

车辆段线路1500V电缆巡视：1、电缆线路 安装固定检查；2、电缆线路 侵入线路限界检查； 1、电缆层内设备异常放电声音、现象检查；2、电缆层积水、渗漏水等检查；3、电缆层等各位置电缆盖板检查；4、电缆层内卫生检查； 交联电缆、乙丙电缆 1、电缆线路 无明显松脱现象；2、电缆线路 无侵入线路限界； 1、电缆层内各设备无异常放电声音、放电闪络等现象；2、电缆层内对比前期，无异常积水、渗漏水等情况；3、电缆层等各位置电缆盖板无缺漏、牢固封盖；4、电缆层内卫生整洁，无杂物、垃圾、余泥等。 年检 1年 对电缆局部进行绑扎固定；设备交联电缆、乙固定良好、无松动、无松脱，无丙电缆 局部侵入线路、无侵入限界情况；绑绑扎固定； 扎带 无脆化、硬化、断裂等现象； 检查电缆是否受潮，是否有水进入 检查电缆的埋设情况，是否在电缆支架上 检查电缆沟、电缆井是否积水 设备安装检查 电气连接部分检查 检查通信通道、光纤是否正常 继电保护 电缆无破损 电缆敷设整齐、绑扎牢靠 光纤纵差保护 月检 1月 光纤纵差保护 电缆沟、电缆井无积水 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 连接牢固，接触良好 装置无通信故障 46

年检，试验 1年 检查继电器工作是否正常 检查保护装置差动软压板是否投入，出口连接片是否连接正确。 同月检全部内容 保护装置定值检查 检查保护装置各插件上的元器件外观 保护装置通电自检 采用自环的方式即自发自收，测试保护装置的保护功能 联动试验 设备安装检查 保护装置接线检查 检查继电器工作是否正常 同月检全部内容 检查保护装置标注及接线是否正确 检查保护装置各插件上的元器件外观 信号灯指示正确、无过热，误发信号 差动软压板投入，出口连接片连接紧固、正确。 同月检全部内容 与整定通知单一致 焊接质量良好，芯片插紧 ，型号正确 符合产品说明书的要求 测量值与整定值之间误差不超过5％ 一、二设备连接，配合良好，信号显示正确，功能性测试满足要求 设备安装牢固，接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 无断线和短路 信号灯指示正确、无误发信号； 同月检全部内容 符合图纸要求, 月检 1月 动力变、整流变电流保护 年检，试验 1年 动力变、整流变电流保护 焊接质量良好，芯片插紧 ，型号正确 47

月检 动力变、整流变温度保护 1月 动力变、整流变温度保护 年检，试验 1年 核查保护装置的额定工作电压设置 检查电流互感器接线 检查过流保护曲线类型的选择 核对所用电流互感器的参数 整定计算相过流、速断动作值及动作延时 整定计算零序过流、速断动作值及动作延时 检查是否保护动作出口 整组动作试验 设备安装检查 检查温感回路情况，是否有接线松动 检查是否保护动作出口 检查继电器工作是否正常，无过热，误发信号 同月检全部内容 检查二次回路的连接良好 检验继电器的机械部份及电气特性 检查跳线是否正确 端子连接牢固，接触良好 符合整定说明书要求 符合整定说明书要求 符合整定说明书要求 符合整定说明书要求 定性校验，检查有无出口 一、二设备连接，配合良好，功能性测试满足要求 设备安装牢固，接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 接线端子连接良好牢固，接触良好 定性校验，检查有无出口 信号灯指示正确、无过热，误动作 同月检全部内容 电气连接部份应连接牢固，接触良好 符合整定说明书要求 48

月检 主变压器差动保护 年检，试验 月检 主变压器瓦斯保护 年检，试验 用试验按钮进行功能测试 热敏电阻测试 设备安装检查 检查电流互感器回路情况，是否有接线松动 检查继电保1月 护装置信号灯是否指示正确 检查是否保护动作出口，出口继电器主变压器是否正常 差动保护 同月检全部内容 检查二次回路的连接良好 检验继电器1年 的机械部份及电气特性 整组动作试验 检查110kV，35kV电流互感器 设备安装检查 1月 检查信号指示 同月检全部主变压器内容 瓦斯保护 检查保护装置的硬件配1年 置、标注及接线 检查二次接线 49

符合设计说明书要求，一、二设备连接，配合良好，功能性测试满足要求 10％的误差 设备安装牢固，接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 端子连接牢固，接触良好 信号灯指示正确、无误发信号； 定性校验，检查有无出口 同月检全部内容 电气连接部份应连接牢固，接触良好 检验继电器的机械部份及电气特性 一、二设备连接，配合良好，功能性测试满足要求 核对所用电流互感器的参数，符合整定说明书要求 设备安装牢固，接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 信号灯指示正确, 无误发信号 同月检全部内容 符合图纸要求 端子连接牢固，接触良好

月检 主变压器、母联电流保护 年检，试验 检查冷凝水排水孔畅通 继电器中的气体排出 继电器功能测试 检查相关开关柜信号 设备安装检查 核查保护装置的额定工1月 作电压 检查继电器工作是否正常 同月检全部内容 检查保护装置的硬件配置、标注及接线 检查保护装置各插件上的元器件外主变压器、母联观 电流保护 检查保护装置的背板接线 保护装置通1年 电自检 检验键盘 软件版本核查 时钟的整定与校核 检查电流互感器接线 检查保护定值的设置 核对所用电流互感器的参数 排水孔畅通 符合设计说明书要求 有报警、跳闸信号 信号指示正确 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 误差不超过10％ 信号灯指示正确、无过热，误发信号 同月检全部内容 符合图纸要求 焊接质量良好，芯片插紧 ，型号正确 无断线和短路 符合产品说明书的要求 按键功能正确 与说明书相符 与实时一致 端子连接牢固，接触良好 符合设计说明书要求 符合设计说明书要求 50

月检 主所110kV进线，馈线环网电缆电流保护 年检，试验 检查信号继电器及跳闸出口继电器设置 三个绕组差动保护定值校验及检查继电器是否出口 三个绕组差速保护定值校验及检查继电器是否出口 整组动作试验 设备安装检查 电气连接部分检查 1月 检查通信通道是否正常 检查继电器工作是否正常 主所同月检全部110kV进内容 线，馈线保护装置定环网电缆值检查 电流保护 检查差动电流互感器接1年 线 两端保护均在测试模式下，检查两侧的差动电流值和制动电流值。 符合设计说明书要求 测量值与整定值之间误差不超过5％ 测量值与整定值之间误差不超过5％ 一、二设备连接，配合良好，功能性测试满足要求 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 连接牢固，接触良好 接收、发送率正常，装置无通信故障。 信号灯指示正确、无过热，误发信号 同月检全部内容 与整定通知单一致 端子连接牢固，接触良好 符合设计说明书要求 51

月检 DC1500V继电保护 年检，试验 测试L1、L2、L3对地的动作值以及L1L2、L2L3、测量值与整定值之间误差不超L3L1的动作过5％ 值并检查继电器是否出口正确 一、二设备连接，配合良好，功联动试验 能性测试满足要求 设备安装检安装牢固、接地良好，基础、支查 架无严重破损剥落 电气连接部连接牢固，接触良好 分检查 检查各继电信号灯指示正确、声响正常、无器、接触器工1月 过热，误发信号 作是否正常 清洁柜内各个继电器组件、接线，紧连接紧固，接触良好 固各个电气连接部分 同月检全部同月检全部内容 内容 DC1500V保护装置定与整定通知单一致 继电保护 值核对 检查并清洁电阻分压器、直流隔离放大器清洁等外观清洁，接线正确且接触良好 各个组件及1年 其附件、接线等 测试、di/dt、△I保护动作值及是否出口，测试方向性正确、出口正确 di/dt、△I保护动作的延时 52

Imax、定时限过流保护、接触网热过负荷保护动作值及时限校验 直流进线柜逆流保护检查 自动重合闸测试回路检查 快速合闸功能检查 联跳功能检查 方向性正确、出口正确 动作正常，联跳正常 有压、无压状态自动重合闸功能执行正常 快速合闸功能投入，≥1000V其功能执行正常 K18继电器动作正常，信号显示正确 被联跳所动作正常，信号显示正确 一、二设备连接，配合良好，信号显示正确，功能性测试满足要求 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 连接牢固，接触良好 信号灯指示正确、声响正常、无过热，误发信号 联动试验 设备安装检查 电气连接部分检查 检查各继电器工作是否正常 检查SIMATIC S7信号显示是否正常，运行是否正常 同月检全部内容 保护装置定值检查 清洁柜内各个继电器组件、接线，紧固各个电气连接部分（重点紧固连接端子） 53

月检 1月 牵引所负极柜框架保护 牵引所负极柜框架保护 信号显示正确，声响正常、无过热，误发信号 同月检全部内容 与整定通知单一致 年检，试验 1年 连接紧固，接触良好

检查并清洁直流隔离放大器等各个组件及其附件、接线等 电压型框架保护动作值及时限校验 电流型框架保护校验 联动试验 设备安装检查 电气连接部分检查 检查整流器故障显示盒通信是否正常 同月检全部内容 二极管故障显示回路检查 整流机组的保护 二极管故障跳闸回路检查 整流器温度报警显示回路检查 整流器逆流保护检查 外观整洁，接线良好 测量值与整定值之间误差不超过5％ 出口正确，信号显示正确 保护出口正确，信号显示正确 一、二设备连接，配合良好，信号显示正确，功能性测试满足要求 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 连接牢固，接触良好 月检 1月 通信灯闪烁正常，无通信异常 同月检全部内容 同一整流桥臂的一个二极管故障以及整流器不同桥臂的两个二极管故障时，均不跳闸。故障信号在屏柜故障显示盒显示正确，并由RS485通讯板在远方显示正确。 整流器同一整流桥臂的两个二极管故障时，发跳闸信号。本体屏柜、相应33kV开关柜以及中央信号屏信号显示正确 温度超过设定值，发出报警信号，本体屏柜、相应33kV开关柜以及中央信号屏信号显示正确 外加50~60V直流电压，逆流保护动作，本体屏柜、相应33kV开关柜以及中央信号屏信号显示正确。 一、二次设备连接，与REF542保护装置配合，信号显示正确，功能性测试满足要求 整流机组的保护 年检，试验 1年 联动试验 54

月检 1月 轨电位限制装置 轨电位限制装置 年检，试验 1年 设备安装检查 电气连接部分检查 检查继电器工作是否正常 清洁柜内各个组件、接线，紧固各个电气连接部分（重点紧固连接端子） 同月检全部内容 保护装置定值检查 U>电压继电器短时短路动作电压、动作时间、返回电压整定检查 U>>电压继电器永久短路动作电压、动作时间、返回电压整定检查 U<2V电压继电器动作电压、动作时间、返回电压整定检查(无此设备不需检查) 测试回路检查 安装牢固、接地良好，基础、支架无严重破损剥落 连接牢固，接触良好 信号灯指示正确、无过热，误发信号，继电器、接触器运行时无异常声音 连接紧固，接触良好 同月检全部内容 与整定通知单一致 测量值与整定值之间误差不超过10％ 测量值与整定值之间误差不超过10％ 测量值与整定值之间误差不超过10％ 短时短路及永久短路功能正常 ≥90V时，依次短路3次后永久短路及短路闭锁（前一次距下一次动作的时间间隔小于1分钟）；若（前一次距下一次动作的时间间隔大于1分钟）依次短路3次，则不应短路闭锁。 延时短路保护功能检查 55

永久短路保护功能检查 长期短路功能试验 设备安装检查 检查各信号灯指示正确 检查有无故障信号 检查是否保护动作出口，出口继电器是否正常 检查继电器工作是否正常，无过热，误发信号 可编程序软件正常工作 同月检全部内容 检查二次回路的连接良好 程序诊断 模块检查 联动检查

≥150V时永久短路 在轨电位限制装置短路时，若轨电位>2V，发轨电位限制装置故障信号；轨电位在非短路状态，持续60小时<2V，发轨电位限制装置故障信号 设备安装牢固，接地良好，基础、支架应无严重破损剥落 信号灯指示正确 无故障信号 月检 1月 定性校验，检查有无出口 可编程序控制器 可编程序控制器 工作正常，无过热，误发信号 可编程序软件正常工作 同月检全部内容 电气连接部份应连接良好 无报错 外观完好 一、二次设备连接，与装置配合，信号显示正确，功能性测试满足要求 年检，试验 1年 7.2 低压配电设备检修周期与工作内容，见表7-2 7.2.1 低压配电柜检修周期与工作内容

表7-2 低压配电柜检修周期与工作内容 设备 修程 周期 修程 检查内容 检查标准 指示正常，无故障报警 正常转动或停止，正常显示 继电器、接触器运行时无异常声音 各指示灯指示正确 变电所低表计指示正压配电柜 常 开关柜运行声音 56

变电所低压配电柜 周检 1周

年检 1年 5年检 5年 转换开关所处位置正常 各保险管、熔断器正常，无熔断 同周检全部内容 柜体、抽屉无严重积尘 柜内接触器、继电器触点应无灼烧痕迹 主、控回路接线连接牢固 检查抽屉式开关柜操作手柄应灵活、抽屉推入应顺畅，抽屉滑动触点应无灼烧痕迹 400V自投自复功应符合设计控制要求 检查主开关动作正常 检查抽屉柜内零部件 检查有源滤波装置功能 检查主母排连接紧固、绝缘支撑完好 检查抽屉柜功能板 检查主开关各项功能 检查时间继电器动作值 同年检全部内容 检查主开关 57

转换开关所处位置正常 各保险管、熔断器正常，无熔断 同周检全部内容 柜体、抽屉无积尘 柜内接触器、继电器触点无灼烧痕迹 主、控回路接线连接牢固 抽屉式开关柜操作手柄应灵活、抽屉推入顺畅，抽屉滑动触点无灼烧痕迹 400V自投自复功符合设计控制要求 主开关动作正常 抽屉柜内零部件无松动 装置功能正确 主母排连接紧固、绝缘支撑完好 抽屉柜功能板完好 主开关各项功能符合标准 时间继电器动作值符合定值单 同年检全部内容 主开关各项功能符合标准

更换损坏的所有零部件良好可用 零部件 7.2.2 低压空气开关检修周期及工作内容

表7-3 低压空气开关检修周期及工作内容 设备 修程 周期 项目 各指示灯指示 检查内容 指示应正确 开关各种指示位置应在正确位置 开关面板应保持干净 开关跳闸要查出原因 开关应无大噪音 元器件应无破损、安装应牢固 操作机构应灵活 保护单元指示应正常 检查标准 指示是否正确 开关各种指开关各种示位置是否指示位置 正确 开关面板是开关面板 否干净 开关是否跳开关机构 闸 周检 1周 开关是否发开关噪声 出很大噪声 元器件是否开关上元破损、安装松器件 动 开关操作开关操作机机构 构是否灵活 保护单元保护单元指低压空指示 示是否正常 气开关 同周检全部内容 检查储能机手动操作构活动是否机构 轻松自如 是否正常储能、讯号是否 电动机 正常、储能后电机是否停6个半年检 止运动 月 接上电源使开关合闸检查开关分闸欠电压脱后信号是否器 改变、若去掉电源检查开关合闸信号是否正常 储能机构活动应轻松自如 电机能正常储能、讯号 正常、储能后电机应停止运动 开关分闸后信号没有改变、开关合闸信号应正常 58

年检 让开关合闸，接上电源，检分闸线圈 查开关分闸信号是否正常 让开关分闸，接上电源，检合闸线圈 查开关合闸 信号是否正常 在相应接点开关辅助上接上信号接点 回路，检查信号是否正常 开关插入检查相关动/分离信作信号是否号 正常 开关插入检查联锁动位、测试、作是否正常 分离位 将开关放在分离位并使低压空气合闸按“测试开关电子分闸”保护按脱扣器 钮，开关是否分闸 是否有灰尘、弹簧是否变形或氧化、螺丝螺母是否 操作机构 松动、保护环是否脱出，接线扎带是否松动 查是否有烟熏或灰烬、灭灭弧罩 弧罩是否有爆裂 同半年检全部内容 开关灭弧触头间距是触夹 否平均 1年 触头上是否开关主触有拉弧和损头 伤 59

开关分闸信号应正常 开关正常情况下合闸信号正常 信号应正常 相关动作信号应正常 联锁动作应正常 开关应分闸 没有灰尘、弹簧没有变形或氧化、螺丝螺母没有 松动、保护环没有脱出，接线扎带没有松动 没有烟熏或灰烬、灭弧罩外观没有爆裂 触头间距应平均。标准闸距为：1.2-1.5mm 触头上应没有拉弧和损伤

更换或修复开关 低压空气检查过载短开头保护路保护功能保护功能能正常动作 装置 是否正常 分励线圈是否烧坏,开关分励线圈 更换分励线圈 电气分不了闸 合闸线圈是否烧坏,开关分闸线圈 线圈烧坏,更换线圈 电气是否合不上闸 操作机构卡开关总体死,开关机械更换开关 5年检 5年 检查 合不上闸 开关是否能储能机构 不能自动储能,更换位置开关或电动机 自动储能 触头短路烧开关触头 更换触头 伤接触不良 开关内各种弹簧检查是开关弹簧 更换弹簧 否有折断、变形 开关二次接开关内接线头是否松拧紧接线头 线头 动不紧 7.2 试验项目

7.3.1 综合试验项目检修周期与工作内容见表7-4。

表7-4 综合试验项目检修周期与工作内容 设备 （数修程 周期 项目 检查内容 检查标准 量） 1-3年或自行规定 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互无励磁调压变压间的差别不应大于三相平均值的2%，无器变换分接位置中性点引出的绕组，线间差别不应大于后 A类 电力三相平均值的1%； 电力变有载调压变压器B类 变压绕组直流电阻 1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般压器 的分接开关检修C类 器 不大于三相平均值的4%，线间差别一般后(在所有分接不大于三相平均值的2%； 侧) 与以前相同部位测得值比较，其相对变大修后 化不应大于2%。 必要时 60

A类 B类 C类 1-3年或自行规定 大修后 必要时 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化；高压绕组、绕组绝缘电低压绕组、吸收比在10～30℃范围内，阻、吸收比或吸收比不低于1.3；高压绕组、低压绕组(和)极化指数 极化指数在10～30℃范围内，极化指数不低于1.5。 交接时在室温下tgδ(%)不应大于： 油纸电容型：0.7 浇注绝缘和气体绝缘：1.0 胶纸电容型：35kV及以下，1.5 110kV及以上，1.0 充胶型：2.0 胶纸型：2.5 充油型：按制造厂要求 大修后和运行中20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 20～220～电压等级kV 110 35 500 充油型 3.0 1.5 — 大 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 修 充胶型 3.0 2.0 — 后 胶纸电容型 2.0 1.5 1.0 胶纸型 2.5 2.0 — 电容型套管的 充油型 3.5 1.5 — tgδ和电容值 运 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 行 充胶型 3.5 2.0 — 中 胶纸电容型 3.0 1.5 1.0 胶 纸 型 3.5 2.0 — 当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2％,试验电压≤3kV。 电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5％时，应查明原因。 干式套管按制造厂要求。 作为备品的110kV及以上套管,如水平放置超过一年,当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行额定电压下的介损试验。 110kV及以上变压器套管解体检修后应进行额定电压下的介损试验。 绕组对地泄漏电流与上次测量值或出厂绕组泄漏电流 值比较误差在±10％内。 61

1-3年或自行规A类 定 必要时

A类 B类 C类 1-3年或自行规定 大修后 必要时 分接开关引线拆装后 C类 更换绕阻后 必要时 1-3年 大修后 必要时 1-3年(二次回B类 路) C类 大修后 必要时 必要必要时 时 A类 B类 C类 20℃时不大于下列数值： 500kV 0.6% 110～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 绕组的tgδ tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％)。 试验电压： 绕组电压10kV及以上 10kV； 绕组电压10kV以下 额定电压Un。 各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且符合规律。 电压35kV以下，电压比小于3的变压器绕组所有分接电压比允许偏差为±1%；其它所有变压的电压比 器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。 密封良好,指示正确,测温电阻值应和出测温装置及其厂值相符； 二次回路试验 绝缘电阻一般不低于1MΩ。 气体继电器及整定值符合运行规程要求,动作正确，绝其二次回路试缘电阻一般不低于1MΩ。 验 压力释放器校开启压力偏差±5kPa或按制造厂规定 验 35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kpa压力),对于波纹油箱和有散热器的油箱采整体密封检查 用超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kpa压力),试验时间12h无渗漏； 110kV及以上变压器,在油枕顶部施加0.035Mpa压力,试验持续时间24h。 套管中的电流互感器绝缘试绝缘电阻一般不低于1MΩ 验 冷却装置及其投运后,流向、温升和声响正常，无渗漏； 二次回路检查强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规试验 定绝缘电阻一般不低于1MΩ。 新装和全部更换绕组，空载合闸5次，全电压下空载每次间隔不少于5min； 合闸 部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔不少于5min。 校核三相变压必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志器的组别或单相一致。 相变压器极性 62 B类 C类 大修后 B类 C类 A类 B类 C类 大修后 必要时 自行规定 大修后 必要时 C类 更换绕组后

C类 更换绕组后 必要时 空载电流和空载损耗 短路阻抗和负载损耗 1～5年(10kV及以下) A类 大修后(66kV及B类 以下) C类 更换绕组后 必要时 1～3年或自行规A类 定 B类 大修后 C类 必要时 变压器空载电流与空载损耗上次测量值或出厂值比较误差在±10％内； 变压器短路阻抗和负载损耗与上次测量值或出厂值比较误差在±10％内； 油浸变压器试验电压值按表12(定期试验按部分更换绕组电压值)。 干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验交流耐压试验 电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍。交接与定期试验时，按出厂试验电压值的0.8倍 铁芯(有外引与以前测试结果相比无显著差别 接地的)绝缘运行中铁芯接地电流一般不应大于电阻. 0.3A。 穿芯螺栓、 铁轭夹件 、绑扎钢带、 铁芯、 220kV及以上绝缘电阻一般不低于500M线圈压环及屏Ω、其它变压器一般不低于10MΩ。 蔽等的绝缘电阻。 糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，应视为非正常老化，需跟踪监测： 运行 10～1～3 4～6 7～9 年限 12 糠醛 0.04 0.07 0.1 0.2 含量 油中糠醛含量 运行 22～13～15 16～18 19～21 年限 25 糠醛 0.4 0.6 1 2 含量 跟踪检测时,注意增长率； 糠醛含量大于2mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。 绝缘纸(板)聚当聚合度小于250时，应引起注意。 合度 与出厂值相差不大于±5%，与三相或三阻抗测量 相组平均值相差不大于±2%。 振动 与出厂值或交接值比不应有明显差别 噪声 与出厂值或交接值比不应有明显差别。 油箱表面温度局部热点温升不超过80k。 分布 B类 C类 大修后 必要时 必要时 必要时 63

有载调压装置的试验和检查 检查动作顺序，动作角度 操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操范围开关、选择开关、切换开关的动作顺作各2个循环 序应符合制造厂的技术要求； 检查和切换测手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，试 其值不超过制造厂的规定，电动操作应无（测量过渡电卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动阻的阻值、测作正常； 1年或按制造厂量切换时间 与出厂值相差不大于±10%； A类 要求 ，检查插入触三相同步的偏差、切换时间的数值及正反B类 大修后 头、动静触头向切换时间的偏差均与制造厂的技术要C类 必要时 的接触情况，求相符； 电气回路的连动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过接情况，单、制造厂的规定值，回路连接良好 双数触头间，按制造厂的技术要求； 非线性电阻的无烧伤或变动； 试验 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、，检查单、双位置指示器、计数器等工作正常。 数触头间放电间隙） 检查操作箱 切换开关室绝缘油试验 二次回路绝缘试验 110kV及以上一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻>2500MΩ； 110～220KV电容型电流互感器主绝缘(一次/末屏)的绝缘电阻>2000MΩ； 绕组及末屏的二次绕组之间及地的绝缘电阻>500MΩ； 绝缘电阻 一次绕组匝间绝缘电阻>500MΩ； 投运前 A类 电流电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一电流互1～3年 B类 互感般不低于1000MΩ,否则应测量微水； 感器 大修后 器 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,必要时 不应有显著变化。 主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： tgδ及电容量 电压等级 20～ 110 220 500 kV 35 64

3年(20kV及以下) 大修后 必要时 交 油纸电容型 — 1.0 0.7 0.6 接 充 油 型 3.0 2.0 — — 大 胶纸电容型 2.5 2.0 — — 修 运 油纸电容型 — 1.0 0.8 0.7 行 充 油 型 3.5 2.5 — — 中 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值偏差应不大于±5%,超出时应查明原因； 当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值应不大于2%。 35kV及以下电流互感器一次绕组按G表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。 电压等级(kV) 6 10 15 20 35 试验电压(kV) 21 30 38 47 72 110～500kV SF6电流互感器交接试验； 老练试验：预加1.1倍设备额定相对地电交流耐压试验 压10分钟，然后降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至1.73倍设备额定相对地电压3分钟，然后降至0； 老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90%； 110～500kV SF6电流互感器补气较多时(表压小于0.2MPa)，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80-90%； 二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2kV； 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行。 65

固体绝缘电流互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC；在电压为1～3年(20kV～35kV固体绝缘互感器) 大修后 必要时 1.1Um时(必要时)，放电量不大于500 pC； 110 kV及以上油浸式电流互感器在电压局部放电测量 为1.1Um/3时，放电量不大于20pC； 110～500kV SF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验； 更换绕组后，应按出厂局放标准执行。 与铭牌标志相符合 与铭牌标志相符合 与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 应无渗漏油现象 与初值或出厂值比较，应无明显差别 一、二次绕组间绝缘电阻＞1000MΩ 一次绕组对铁芯绝缘电阻＞500 MΩ； 二次绕组对铁芯绝缘电阻＞1000 MΩ。 绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 5 10 20 30 40 B类 大修后 必要时 极性检查 分接头的变比检查 校核励磁特性曲线 密封检查 一次绕组直流电阻测试 绝缘电阻 1～3年 大修后 必要时 交接绕组绝缘: 时、大1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 35kV及1～3年 修后 电磁以下 电磁式大修后 运行A类 式电2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 电压互必要时 中 B类 压互感器 66～220kV串级tgδ(20kV及交接感器 式电压互感器支以上) 时、 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 架: 35kV以大修投运前 后 上 大修后 运行1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 必要时 中 交接时：35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ不应大于出厂试验值的130%； 支架绝缘tgδ一般不大于6%。 66

投运前 1～3年(66kV)以上) 大修后 必要时 3年(20kV及以下) 大修后 必要时 交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L； 运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超油中溶解气体过下列任一值时应引起注意： 的色谱分析 总烃： 100 H2： 150 C2H2： 2 一次绕组按G表进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验： 电压等级kV 3 6 10 15 20 35 1交流耐压试验 试验电压kV 21 30 38 47 72 5 二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2kV； 全部更换绕组绝缘后按出厂值进行。 固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于局部放电测量 500pC； 110kV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于20pC。 在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别； 在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流且空载电流增量不应大于出空载电流测量 厂试验值的10% ； 中性点非有效接地系统1.9 Um /3 中性点接地系统1.5 Um /3 投运前 1～3年(20～35kV固体绝缘互感器) 大修后 必要时 大修后 必要时 B类 C类 B类 SF6断路器和A类 GIS B类 密封检查 铁芯夹紧螺栓大修时 (可接触到的)绝缘电阻 联接组别和极更换绕组后 性 接线变动后 电压比 大修后 SF6气体泄漏必要时 SF6断试验 路器辅助回路和控1～3年 和GIS 制回路绝缘电大修后 阻 67

应无渗漏现象 ＞100MΩ 与铭牌和端子标志相符 与铭牌标志相符 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 绝缘电阻不低于2MΩ

大修后 必要时 B类 大修后 A类 B类 B类 1～3年 大修后 大修后 机构大修后 1～3年 大修后 必要时 1～3年 大修后 大修后 必要时 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%； 35kV及以下SF6断路器应进行； 交接时、大修后除对110kV及以上SF6断路器进行直流泄漏电流试验外，必要时应交流耐压试验 进行；运行中如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，应进行； 110kV及以上罐式断路器应进行； 对500kV带合闸电阻的柱式、定开距瓷柱式SF6断路器的断口进行； 对GIS应进行。 辅助回路和控制回路交流耐试验电压为2kV 压试验 断路器的速度测量方法和测量结果应符合制造厂规定 特性 合闸时间、分闸时间、合-分闸时间、辅助开关的切换与主断口动作的配合时间应符合制造厂技术要求； 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸断路器的时间同期性应满足下列要求： 参数 相间合闸不同期不大于5ms； 相间分闸不同期不大于3ms； 同相各断口间合闸不同期不大于3ms； 同相各断口间分闸不同期不大于2ms。 交接时的回路电阻值应符合制造厂规定； 运行中敞开式断路器的测量值不大于制造厂导电回路电阻 规定值的120%； 对GIS中的断路器按制造厂规定。 分、合闸线圈应符合制造厂规定 直流电阻 绝缘电阻 绝缘电阻应无明显变化，测试时间1min，最低不低于4.5MΩ A类 B类 导电回路电阻 符合出厂标准，在正常范围内 直流耐压试验 按照出厂电压的80%加压，符合标准 断路器 辅助回路和控制回路交流耐压试验 符合出厂标准，在正常范围内 断路器的速度特性 导电回路电阻 符合出厂标准，在正常范围内 68

直流断B类 路器 B类 大修后

分、合闸线圈符合出厂标准，在正常范围内 直流电阻 镉镍蓄电池组镉镍蓄电池组容量测试正常 容量测试 1年 A类 铅酸必要时 蓄电池放电终蓄电池放电终止电压测试正常 铅酸蓄蓄电止电压测试 电池电池电A类 1年 各项保护检查 各项保护检查正常 池直流池直铅酸蓄电池屏(柜) 流屏(柜)中控制母(柜) A类 必要时 符合出厂试验标准，在正常范围内 线和动力母线的绝缘电阻 针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式悬式绝缘子、针绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，A类 绝缘电阻 式绝缘子1～5年 500kV悬式绝缘子不低于500MΩ。 半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定。 支柱支柱绝绝缘支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附缘子和单元件支柱绝缘子和录13。 悬式绝子、悬式绝缘子、悬式35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压缘子 A类 针式支柱绝缘子绝缘值如下： 交流耐压试验 子 B类 1～5年 两个胶合元件者，每元件50kV；三个胶随主设备 合元件者，每元件34kV。 更换绝缘子时 机械破坏负荷为60～300kN的盘行悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 电缆主绝缘绝与历次试验结果和同类型设备试验结果重要电缆：1年 缘电阻 相比无显著差别 一般电缆3.6/6kV及以上 电缆外护套绝A类 每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ 塑料3年 缘电阻 塑料绝绝缘3.6/6kV以下 5缘电力电缆内衬层绝电力每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 年 电缆线缘电阻 电缆路 投运前 线路 A类 重作终端头后 铜屏蔽层电阻对照投运前测量数据自行规定 B类 内衬层破损进水和导体电阻比 后 A类 1～5年 绝缘电阻 不低于1000MΩ B类 大修后 一次绕组直流与上次测量值相比无明显差异 电阻 放电线放电绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 圈 线圈 大修后 温度℃ 5 10 20 30 40 B类 必要时 35 交接时、绕组的tgδ 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 kV大修后 及以运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 下 B类 大修后 机构大修后 69

B类 必要时 35 交接时、 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 kV大修后 以上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 交接时：35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ不应大于出厂试验值的130%； 交流耐压试验 试验电压为出厂试验电压的85% 运行中 绝缘油击穿电交接时、大修后 35kV及以下 ≥压 35kV及以下 ≥35 30 电压比 符合制造厂规定 外观 透明，无悬浮物和机械杂质 交接时，大修后 水溶性酸PH>5.4 1～3年或自行规运行中 值 A类 定 ≥4.2 B类 大修后 交接时，大修后 必要时 ≤0.03 酸值mgKHOH/g 运行中 ≤0.1 交接时，大修后 ≥140(10号、25号油) 闪点(闭口)℃ ≥135(45号油) 运行中 与新油原始测量值相比不低于10 变压器变压交接时，大修后 油 器油 110kV及以下≤20 220kV≤15 500kV≤10 1～3年或自行规水份mg/L 运行中 A类 定 110kV及以下≤35 B类 大修后 220kV≤25 必要时 500kV≤15 交接时，大修后 35kV及以下 ≥35 110〜220kV≥40 500kV≥60 击穿电压kV 运行中 35kV及以下 ≥30 110〜220kV≥35 500kV≥50 70

8MVA及以上的变压器为1年 8MVA以下的油浸A类 式变压器自行规B类 定 大修后 必要时 SF6气体 1～3年(35kV以A类 上) B类 大修后 必要时 B类 B类 必要时 交接时，大修后 新油：≤0.5 注入设备后： 220kV及以下≤1 tgδ (90℃)% 500kV≤0.7 运行中 220kV及以下≤4 500kV≤2 新安装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： a)110kV及以上 总烃：10；H2：20；C2H2：0 b)35kV及以下 总烃：20；H2：30；C2H2：0 大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： 总烃：50；H2：50；C2H2：0 运行设备的油中H2与烃类气体含量( μ油中溶解气体L/L)超过下列任何一项值时应引起注意： 色谱分析 总烃：150；H2：150； C2H2：5(35～220kV)；1 (500kV) 烃类气体总和的绝对产气速率超过 2mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月则判断设备有异常 对500kV电抗器，当出现少量(小于 1μL/L)乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，若经其它试验分析认为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期 断路器灭弧室气室 交接时、大修后不大于150，运行中不湿度 大于300 (20℃体积分其它气室 数）10-6 交接时、大修后：不大于250 SF6气运行中：不大于500 体 密度(标准状6.16 态下）kg/m3 毒性 无毒 大修后 酸度ug/g ≤0.3 必要时 大修后 绝缘电阻符合标准 高压绝缘电阻 高压直B类 直流直流耐压并测大修后 流电缆 泄漏电流符合国家标准 重做电缆头时 电缆 量泄漏电流 71

金属氧化物避雷器 封闭母线 一般母线 35kV以上，不低于2500MΩ； 35kV及以下，不低于1000MΩ。 变电所避雷器每不得低于GB11032规定值； 直流1mA电压年雷雨季节前 U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比(U1mA))及必要时 较，变化不应大于±5%； 0.75U1mA下的0.75U1mA下的泄漏电流不应大于 泄漏电流 50Μa。 110kV及以上避雷器,若装有泄漏电流表在线检测装置,当全电流超过正常指示值的1.2倍时,应进行带电测试； 运行电压下的全电流、阻性电流正常值参新投运的110kV照附录F； 金属及以上者投运3220kV及以下避雷器阻性电流不宜超过A类 氧化个月后测量1次;200μA,若超过200μA，应加强带电测试,B类 物避以后每年1次，进行电压下的必要时每周进行一次,超过250μA,应停雷器 若由于干扰阻性电流运行1年后，每交流泄漏电流 电做直流耐压试验；初始值已超过200μA时，阻性电流增加到年雷雨季节前11.2倍,应加强带电测试,必要时每周进行次。 一次, 增加到1.3倍, 应停电做直流耐压必要时 试验 4)500kV避雷器阻性电流增加到1.2倍,应加强带电测试,必要时每周进行一次, 增加到1.3倍, 应停电做直流耐压试验。 底座绝缘电阻 一般不低于50兆欧。 变电所每年雷雨季测试3〜5次，均应正常动作,测试后计数前 检查放电计数器指示应调到”0”,在线检测的指示器,必要时 器动作情况 测试后可不调到”0”。 额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于50M绝缘电阻 Ω； 6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ。 试验电压kV 封闭额定电压kV B类 大修时 出厂 交接、大修 母线 ≤1 4.2 3.2 交流耐压试验 6 42 32 15 57 43 20 68 51 24 70 53 绝缘电阻 不应低于1MΩ/kV A类 1～3年 一般额定电压在1kV以上时，试验电压60kV；B类 大修时 母线 交流耐压试验 额定电压在1kV及以下时，试验电压1000V。 绝缘电阻 72

高压硅整流变压器 B类 大修后 必要时 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 低压绕组的绝缘电阻 硅整流元件及高压套管对地高压的绝缘电阻 硅整穿芯螺杆对地流变的绝缘电阻 压器 高、低压绕组的直流电阻 各桥臂正、反向电阻值 空截升压 ＞500MΩ ＞300MΩ ＞2000MΩ 不作规定 与出厂值相差不超出±2%范围 桥臂间阻值相差小于10% 输出1.5Un，保持1min，应无闪络，无击穿现象，并记录空载电流 一般要求 R≤2000/I，式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A，R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω； 当因土壤电阻率偏高使接地电阻不符合上述要求时，最大不得大于5Ω，并须采取相关措施确保接触电势和跨步电势符合要求。同时不发生高电位引出和低电位引入的问题。不会危及10～ 35kV避雷器安全运行。 当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I,一般不应大于4Ω； 当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R≤250/I, 一般不应大于10Ω； 在高土壤电阻率情况下，接地电阻一般不得大于30Ω，并确保接触电势和跨步电势符合要求； 式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A； R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω。 配电装置每一段的绝缘电阻不应小于0.5MΩ； 电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ。 B类 C类 大修后 更换绕组后 必要时 有效接地系统的电力设备的接地电阻 不超过6年 可以根据该接地接地装接地A类 网挖开检查的结置 装置 果斟酌延长或缩短周期 非有效接地系统的电力设备的接地电阻 1kV及1kV及以下绝缘电阻 以下的B类 设备大修时 的配配电装电装配电装置的交试验电压为1000V 置和电置和流耐压试验 力布线 更换设备或接线电力C类 相位检查 各相两端及其连接回路的相位应一致 布线 时 73

直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ； 二次回路的每一支路和断路器大修、隔离二次回B类 大修时 二次绝缘电阻 开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ；路 C类 更换二次线时 回路 在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ。 交流耐压试验 试验电压为1000V 7.3.2 定期试验项目检修周期与工作内容见表7-5。

表7-5 定期试验项目检修周期与工作内容 设备 （数修程 周期 项目 检查内容 检查标准 量） 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%； 绕组直流电阻 1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%； 与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2%。 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化；高压绕组、绕组绝缘电低压绕组、吸收比在10～30℃范围内，阻、吸收比或吸收比不低于1.3；高压绕组、低压绕组(和)极化指数 极化指数在10～30℃范围内，极化指数电力电力变不低于1.5； 年检 1～3年 变压压器 器 电容型套管的绕组对地泄漏电流与上次测量值或出厂tgδ和电容值 值比较误差在±10％内； 交接时在室温下tgδ(%)不应大于： 油纸电容型：0.7 浇注绝缘和气体绝缘：1.0 胶纸电容型：35kV及以下，1.5 110kV及以上，1.0 充胶型：2.0 绕阻泄漏电流 胶纸型：2.5 充油型：按制造厂要求 大修后和运行中20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 20～电压等级kV 110 220～500 35 74

1～3年(二次回路) 充油型 油纸电容3.0 1.5 — 大 型 1.0 1.0 0.8 修 充胶型 3.0 2.0 — 后 胶纸电容2.0 1.5 1.0 型 2.5 2.0 — 胶纸型 充油型 油纸电容3.5 1.5 — 型 运 1.0 1.0 0.8 充胶型 行 3.5 2.0 — 胶纸电容中 3.0 1.5 1.0 型 3.5 2.0 — 胶 纸 型 当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2％,试验电压≤3kV。 电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5％时，应查明原因。 干式套管按制造厂要求。 作为备品的110kV及以上套管,如水平放置超过一年,当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行额定电压下的介损试验。 110kV及以上变压器套管解体检修后应进行额定电压下的介损试验。 绕组对地泄漏电流与上次测量值或出厂绕阻的tgδ 值比较误差在±10％内； 20℃时不大于下列数值： 500kV 0.6% 110～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 测温装置及其tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较二次回路试验 不应有显著变化(一般不大于30％) 试验电压： 绕组电压10kV及以上 10kV 绕组电压10kV以下 额定电压Un 气体继电器及整定值符合运行规程要求,动作正确，绝其二次回路试缘电阻一般不低于1MΩ 验 75

1～5年(10kV及以下) 1年 油浸变压器（电抗器）试验电压值按表12(定期试验按部分更换绕组电压值)。 干式变压器全部更换绕组时，按出厂试交流耐压试验 验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍。交接与定期试验时，按出厂试验电压值的0.8倍 铁芯(有外引与以前测试结果相比无显著差别 接地的)绝缘运行中铁芯接地电流一般不应大于电阻. 0.3A。 调压装置的试验和检查 检查动作顺序，动作角度 操作试验：变压器带电时手动操作、电动范围开关、选择开关、切换开关的动作操作、远方操顺序应符合制造厂的技术要求 作各2个循环 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，检查和切换测其值不超过制造厂的规定，电动操作应试（测量过渡无卡涩，没有连动现象，电气和机械限电阻的阻值，位动作正常 测量切换时与出厂值相差不大于±10% 间，检查插入三相同步的偏差、切换时间的数值及正触头、动静触反向切换时间的偏差均与制造厂的技术头的接触情要求相符 况，电气回路动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超的连接情况，过制造厂的规定值，回路连接良好 单、双数触头按制造厂的技术要求 间非线性电阻无烧伤或变动 的试验） 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、检查单、双数位置指示器、计数器等工作正常 触头间放电间隙 检查操作箱 切换开关室绝缘油试验 二次回路绝缘试验 76

投运前 1～3年(20kV及以下) 电流互年检 感器 110kV及以上一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻>2500MΩ； 110～220KV电容型电流互感器主绝缘(一次/末屏)的绝缘电阻>2000MΩ； 绕组及末屏的二次绕组之间及地的绝缘电阻>500MΩ； 绝缘电阻 一次绕组匝间绝缘电阻>500MΩ； 电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ,否则应测量微水； 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化。 主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 电压等级 20～ 110 220 500 kV 35 交 油纸电容型 — 1.0 0.7 0.6 接 充 油 型 3.0 2.0 — — 大 胶纸电容型 2.5 2.0 — — 电流修 互感tgδ及电容量 运 油纸电容型 — 1.0 0.8 0.7 器 行 充 油 型 3.5 2.5 — — 中 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值偏差应不大于±5%,超出时应查明原因 当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值应不大于2% 35kV及以下电流互感器一次绕组按G表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。 电压 交流耐压试验 等级6 10 15 20 35 (kV) 试验 电压21 30 38 47 72 (kV) 77

110～500kV SF6电流互感器交接试验： a）老练试验：预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至1.73倍设备额定相对地电压3分钟，然后降至0 b）老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90% 110～500kV SF6电流互感器补气较多时(表压小于0.2MPa)，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80-90% 二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2kV 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 固体绝缘电流互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC；在电压为1～3年(20kV～35kV固体绝缘互感器) 1.1Um时(必要时)，放电量不大于500 pC 110 kV及以上油浸式电流互感器在电压局部放电测量 为1.1Um/3时，放电量不大于20pC 110～500kV SF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验 更换绕组后，应按出厂局放标准执行 一、二次绕组间绝缘电阻＞1000MΩ 一次绕组对铁芯绝缘电阻＞500 MΩ；二次绕组对铁芯绝缘电阻＞1000 MΩ 绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 5 10 20 30 40 交接时、1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 35 大修kV及后 以下 运行2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 中 交接时、 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 35 大修kV以后 上 运行1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 中 1～3年 绝缘电阻 电磁式电压互年检 感器 绕组绝缘:1～3年 电磁式电压互tgδ(20kV及感器 以上) 78

投运前 1～3年(66kV)以上 1～3年(20kV及以下) 交接时：35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ不应大于出厂试验值的130% 支架绝缘tgδ一般不大于6% 交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L 运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)油中溶解气体超过下列任一值时应引起注意： 的色谱分析 总烃： 100 H2： 150 C2H2： 2 一次绕组按G表进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验： 电压等级3 6 10 15 20 35 kV 试验交流耐压试验 电压15 21 30 38 47 72 kV 二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2kV 全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在局部放电测量 电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC 110kV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于20pC 辅助回路和控制回路绝缘电绝缘电阻不低于2MΩ 阻 交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 SF6断运行中敞开式断路器的测量值不大于制造路器导电回路电阻 厂规定值的120% 和GIS 对GIS中的断路器按制造厂规定 SF6气体密度监视器(包括按制造厂规定 整定值)检验 直流绝缘电阻应无明显变化，测试时间1min，绝缘电阻 断路最低不低于4.5MΩ 投运前 1～3年(20～35kV固体绝缘互感器) SF6断路器和年检 GIS 1～3年 直流断年检 路器 1～3年 79

铅酸蓄电池直流屏(柜) 支柱绝缘子和悬式绝缘子 塑料绝缘电力电缆线路 放电线圈 变压器油 器 辅助回路和控制回路绝缘电符合出厂标准，在正常范围内 阻 导电回路电阻 按照出厂电压的80%加压，符合标准 分、合闸电磁符合出厂标准，在正常范围内 铁的动作电压 铅酸铅酸蓄电池组镉镍蓄电池组容量测试正常 蓄电容量测试 年检 1年 池直蓄电池放电终蓄电池放电终止电压测试正常 流屏止电压测试 (柜) 各项保护检查 各项保护检查正常 针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式悬式绝缘子、针绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，绝缘电阻 式绝缘子1～5年 500kV悬式绝缘子不低于500MΩ。 半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定。 支柱绝缘支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附子和 录13。 年检 单元件支柱绝缘悬式35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压子、悬式绝缘子、绝缘值如下： 交流耐压试验 针式支柱绝缘子 子 两个胶合元件者，每元件50kV；三个胶1～5年。 合元件者，每元件34kV。 机械破坏负荷为60～300kN的盘行悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 电缆主绝缘绝与历次试验结果和同类型设备试验结果塑料缘电阻 相比无显著差别 重要电缆：1年 绝缘一般电缆6/6kV电缆外护套绝年检 电力每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ 及以上3年，缘电阻 电缆6/6kV以下5年 电缆内衬层绝线路 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 缘电阻 放电 1～5年 绝缘电阻 不低于1000MΩ 线圈 外观 透明、无杂质或悬浮物 交接时，大修后 >5.4 水溶性酸PH值 变压运行中 3年 器油 ≥4.2 年检 交接时，大修后 ≤0.03 酸值mgKHOH/g 运行中 ≤0.1 80

8MVA及以上的变压器为1年 交接时，大修后 ≥140(10号、25号油) 闪点(闭口)℃ ≥135(45号油) 运行中 与新油原始测量值相比不低于10 交接时，大修后 110kV及以下≤20 220kV≤15 500kV≤10 水份mg/L 运行中 110kV及以下≤35 220kV≤25 500kV≤15 交接时，大修后 35kV及以下 ≥35 110〜220kV≥40 500kV≥60 击穿电压KV 运行中 35kV及以下 ≥30 110〜220kV≥35 500kV≥50 交接时，大修后 新油：≤0.5 注入设备后： 220kV及以下≤1 tgδ (90℃)% 500kV≤0.7 运行中 220kV及以下≤4 500kV≤2 81

SF6气体 金属氧化物避雷器 新安装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： a)110kV及以上 总烃：10；H2：20；C2H2：0 b)35kV及以下 总烃：20；H2：30；C2H2：0 大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： 总烃：50；H2：50；C2H2：0 运行设备的油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注油中溶解气体意： 色谱分析 总烃：150；H2：150； C2H2：5(35～220kV)；1 (500kV) 烃类气体总和的绝对产气速率超过 2mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月则判断设备有异常 对500kV电抗器，当出现少量(小于 1μL/L)乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，若经其它试验分析认为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期 断路器灭弧室气室 交接时、大修后不大于150，运行中不湿度 1-3年(35kV以SF6气大于300 年检 (20℃体积分上) 体 其它气室 数）10-6 交接时、大修后：不大于250 运行中：不大于500 35kV以上，不低于2500MΩ； 绝缘电阻 35kV及以下，不低于1000MΩ。 金属不得低于GB11032规定值； 避雷器每年雷雨氧化直流1mA电压U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比 季节前 物避(U1mA)及较，变化不应大于±5%； 雷器 0.75U1mA下的0.75U1mA下的泄漏电流不应大于 泄漏电流 50Μa。 82

金属氧化物避雷器 新投运的110kV及以上者投运3个月后测量1次; 以后每半年1次，运行1年后，每年雷雨季节前1次 每年雷雨季前 一般母年检 线 1～3年 接地装置 不超过6年 可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 110kV及以上避雷器,若装有泄漏电流表在线检测装置,当全电流超过正常指示值的1.2倍时,应进行带电测试； 运行电压下的全电流、阻性电流正常值参照附录F； 220kV及以下避雷器阻性电流不宜超过200μA,若超过200μA，应加强带电测运行电压下的试,必要时每周进行一次,超过250μA,金属交流泄漏电流 应停电做直流耐压试验；若由于干扰阻性电流初始值已超过200μA时，阻性电氧化流增加到1.2倍,应加强带电测试,必要物避时每周进行一次, 增加到1.3倍, 应停雷器 电做直流耐压试验 4)500kV避雷器阻性电流增加到1.2倍,应加强带电测试,必要时每周进行一次, 增加到1.3倍, 应停电做直流耐压试验。 底座绝缘电阻 一般不低于50兆欧。 测试3〜5次，均应正常动作,测试后计检查放电计数数器指示应调到”0”,在线检测的指示器动作情况 器,测试后可不调到”0”。 绝缘电阻 不应低于1MΩ/kV 一般额定电压在1kV以上时，试验电压60kV；母线 交流耐压试验 额定电压在1kV及以下时，试验电压1000V。 一般要求 R≤2000/I，式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A，R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω； 有效接地系统当因土壤电阻率偏高使接地电阻不符合的电力设备的上述要求时，最大不得大于5Ω，并须采接地电阻 取相关措施确保接触电势和跨步电势符合要求。同时不发生高电位引出和低电位引入的问题。不会危及10～ 35kV避雷器安全运行。 接地当接地网与1kV及以下设备共用接地时，装置 接地电阻R≤120/I,一般不应大于4Ω； 当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R≤250/I, 一般不应大于10Ω； 非有效接地系在高土壤电阻率情况下，接地电阻一般统的电力设备不得大于30Ω，并确保接触电势和跨步的接地电阻 电势符合要求； 式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A； R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω。 83

7.3.3 常用电气绝缘工具试验一览表见表7-6。

表7-6 常用电气绝缘工具试验一览表 时间名 周 交流耐压泄漏电序号 电压等级（KV） (min附 注 称 期 （kV） 流mA ) 1 绝缘棒 6～10 每年一次 44 5 6～10 每年一次 30 5 绝缘挡2 板 35 每年一次 80 5 3 绝缘罩 35 每年一次 80 5 三倍线电35及以下 每年一次 5 绝缘夹压 4 钳 110 260 发光电压每6个月不高于额6～10 40 5 一次 定电压的5 验电器 25% 20～35 105 每6个月高压 8 1 ≤9 绝缘手一次 6 套 低压 2.5 ≤2.5 橡胶绝每6个月7 高压 15 1 ≤7.5 缘靴 一次 8 绝缘绳 高压 105/0.5m 5 7.3.4 登高安全工具试验一览表见表7-7。

表7-7 登高安全工具试验一览表 外表检查试验时间 名称 试验静拉力(kg) 试验周期 附 注 周期 ( min ) 225 半年一次 每月一次 5 安全大皮带 带 小皮带 150 安全绳 225 半年一次 每月一次 0 升降板 225 半年一次 每月一次 5 脚 扣 100 半年一次 每月一次 5 7.3.5 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表7-8。

表7-8 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值 中性点交流试验电压值线端操作波试验电最高工线端交流试验电压值kV kV 压值kV 额定电作电压压kV 全部更换绕部分更换绕全部更换部分更换绕全部更换部分更kV 组 组 绕组 组 绕组 换绕组 <1 3 6

≤1 3.5 6.9 3 18 25 2.5 15 21 84

3 18 25 2.5 15 21 _ 35 50 _ 30 40

额定电最高工线端交流试验电压值kV 中性点交流试验电压值线端操作波试验电压 作电压kV 压值kV kV kV 全部更换绕部分更换绕全部更换绕部分更换全部更换绕部分组 组 组 绕组 组 更换绕组 10 11.5 35 30 35 30 60 50 35 110 40.5 126.0 85 200 72 170（195） 85 95 72 80 170 375 145 319 注:1.下数值适用于固定接地或经小电抗接地系统 2.操作波的波形为；波头大于20μS，90％以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS，负极性三次 7.3.6 支柱绝缘子的交流耐试验电压 kV见表7-9。

表7-9 支柱绝缘子的交流耐试验电压 kV 支柱绝缘子的交流耐试验电压 kV 额定 最高工作电电压 压 3 10 35 110 3.5 11.5 40.5 126 交流耐试验电压 纯瓷绝缘子 出厂 25 42 100 265 交接及大修 25 42 100 265(305) 25 42 100 265 固体有机绝缘 出厂 交接及大修 22 38 90 240(280) 注:括号中数值适用于小接地电流系统 7.3.7 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV见表7-10。

表14 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV 电缆额定电压V0/V 直流试验电压 1.8/3 11 3.6/6 18 6.0/10 25 8.7/10 37 21/35 63 26/35 78 64/110 192 7.3.8 变压器油的试验项目和要求见表7-11。

表7-11 变压器油的试验项目和要求 变压器油的试验项目和要求 85

序号 1 2 3 项目 外观 水溶性酸PH值 酸值 mgKHOH/g 要求 投运前的油 运行中的油 说明 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 按GB 7598-87进行试验 按GB/T264-83或GB 7598-87进行试验 透明、无杂质或悬浮物 ≥5.4 ≤0.03 ≥140(10*25*油) 1) 不应比左2) 栏要求低5℃ ≥135 ( 45*油) ≥4.2 ≤0.1 4 闪点(闭口)℃ 不应比上次测定值按GB/T261-83进行试验 低5℃. 5 运行中设备,测量时应注意温度的影66-110kV≤20 水份mg/L 66～110kV≤35 响,尽量在顶层油温高于50℃时采样, 按GB 7600-87或GB 7601-87进行试验. 击穿电压110-220kV≥40 110-220kV≥35 按GB/T 507-86和DL/T 429.9-91方法kV kV kV 进行试验 tgδ 330kV及以下≤330kV及以下≤按GB/T 5654-85进行试验 (90℃)% 1 4 ≥35 ≥19 按GB/T6541进行试验 按GB/T511进行试验。 6 7 界面张力 8 (25℃) mN/m 油泥与沉9 淀物%（质量分数） ＜0.02（以下可忽略不计） 1)运行设备的油中H2与烃类气1)总烃包括;CH4、C2H6、C2H4和C2H2体含量(体积分数)超过下列任四种气体； 何一项值时应引起注意: 2）溶解气体组分含量有增长趋势时，总烃：100 油中溶解可结合产气速率判断，必要时缩短周H2：150 10 气体色谱期追踪分析； C2H2： 2(110kV及以下) 分析 3）总烃含量低的设备不宜采用相对产2)烃类气体总和的产气速率大气速率进行判断； 于0.25ml/h( 密封式),或相对4）新投运的变压器应有投运前的测试产气速率大于10%/月,则认为设数据。 备有异常。 7.4 检修表格的链接 检修规程\\检修表格\\110kV GIS设备维护保养检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\35kV GIS设备维护保养检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\400V开关柜维护保养检修记录 .docx 检修规程\\检修表格\\动力变压器检修记录.docx

86

检修规程\\检修表格\\交直流装置检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\接地变压器检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\接地电阻柜.docx

检修规程\\检修表格\\接地装置维护记录.docx 检修规程\\检修表格\\排流柜检修记录.docx

检修规程\\检修表格\\杂散电流监测系统检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\整流变压器维护记录.docx 检修规程\\检修表格\\整流器检修记录.docx

检修规程\\检修表格\\直流1500V开关柜检修记录.docx 检修规程\\检修表格\\主变压器检修记录.docx

8. 接触网设备检修周期与工作内容

8.1 技术标准

设备遵循下列标准的最新版本或修订本，但不局限于这些标准。 《地下铁道工程施工及验收规范》 《电气化铁道接触网零部件》 《地铁设计规范》

《铁路电力牵引供电工程施工质量验收标准》

8.2 接触网设备检修周期与工作内容，见表8-1-表8-4

表8-1 接触网设备日常保养项目、周期与工作内容 修试设备 周期 项目 检查内容 检查标准 规程 检查有无侵入限界、障碍没有侵入限界、障碍受电弓运行 受电弓运行 检查各种线索、零部件等各种线索、零部件等无烧伤和损有无烧伤和坏 损坏 检查补偿器的动作情况记录补偿器的动作情况和下部和下部地线地线状况应正常 接触双周步巡（全状况 网全两周 检 线） 观察有无过线 热变色和闪接触网无过热变色和闪络放电络放电现象现象等 等 检查有无因塌方、落物、其它施工作无塌方、落物、其它施工作业等业等损伤接损伤接触网危及供电和行车安触网危及供全的现象。 电和行车安全的现象。 87

作好记录，对存在的问题，要及时整改 检查弓网关系 观察接触悬挂的状态 作好记录，对存在的问题，要及时整改 弓网之间无火花 接触悬挂上无杂物入侵限界， 接触网全线 月检 1个月 车巡（全线） 接触网全线 季检 3个月 热滑（全线） 支撑装置无变形、锈蚀、偏移。底座无松动现象。简单悬挂的平腕臂要水平安装，其端部允许抬高不超过100mm，在无偏移温度时应垂直于线路中心线，允许偏差不大于计算偏移值的10％。全观察支撑装补偿链形悬挂的腕臂在无偏移置的状态 的温度时，应垂直于线路中心线，允许偏差不大于计算偏差值的10％。腕臂的各部件均应组装正确；绞接处要转动灵活，腕臂无永久弯曲、变形，平腕臂端部长度于余量为200mm，误差为±30mm；顶端封帽要密封良好 定位器应保证接触线之字值、拉出值及工作面的正确性，并具有一定的弹性，简单悬挂的定位器在无偏移温度时应垂直于线路；链形悬挂定位管在无偏移温度时应垂直于线路，两定位线夹在观察定位器接触线上安装于定位管正下方（管）的状态 两边各100mm处；温度变化时，水平方向的偏角应与接触线在定位点的伸缩相适应，其偏角最大不超过18度。定位环的安装要正确，距定位管根部的长度不得小于40mm 检查零部件螺栓无脱离，受力均匀。 受力等状态 作好记录，对作好记录，对存在的问题，要及存在的问题，时整改 要及时整改 检查有无侵入限界、障碍没有侵入限界、障碍受电弓运行 受电弓运行 观察接触悬接触悬挂上无杂物入侵限界， 挂的状态 88

简单悬挂的平腕臂要水平安装，其端部允许抬高不超过100mm，在无偏移温度时应垂直于线路中心线，允许偏差不大于计算偏移值的10％。全补偿链形悬挂的腕臂在无偏移的温度时，应垂直观察支撑装于线路中心线，允许偏差不大于置的状态 计算偏差值的10％。腕臂的各部件均应组装正确；绞接处要转动灵活，腕臂无永久弯曲、变形，平腕臂端部长度于余量为200mm，误差为±30mm；顶端封帽要密封良好 定位器应保证接触线之字值、拉出值及工作面的正确性，并具有一定的弹性，简单悬挂的定位器在无偏移温度时应垂直于线路；链形悬挂定位管在无偏移温度时应垂直于线路，两定位线夹在观察定位器接触线上安装于定位管正下方（管）的状态 两边各100mm处；温度变化时，水平方向的偏角应与接触线在定位点的伸缩相适应，其偏角最大不超过18度。定位环的安装要正确，距定位管根部的长度不得小于40mm 观察有无危害接触网及无危害接触网及供电安全的情供电安全的况 情况 作好记录，对作好记录，对存在的问题，要及存在的问题，时整改 要及时整改 8.3 检修表格 8.3.1 检修表格的链接

供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格1.doc

表8-2 接触网设备二级保养、小修项目、周期与工作内容 修试设备 周期 项目 检查内容 检查标准 规程 89

测量悬挂点处接触线的高度 接触网全线 接触线

年检 12个月 接触线高度 柔性接触:车辆基地、停车场库外线路接触线工作支悬挂点距轨面连线的高度一般最低不得低于5000mm。接触线的高度误差为±10mm。 刚性接触: 悬挂点接触线高度一般为4040mm，误差为±5mm；相邻的悬挂点相对高差一般不得超过所在跨距值的0.5‰， 接触网全线半年检 接触线拉6个月 出值、之字值 年检 接触线磨耗 12个（重点测月 量） 检查接触线是否有缺陷铜接触线在同一截面处损伤大于（如硬点、损其截面10%时应截断重接。 伤等） 以上各项不合要求者进调整、截断重接。 行调整 柔性接触线定位点的拉出值直线上一般为±200mm。误差不得大于测量拉出值 ±20mm。 刚性接触网拉出值一般不超过250mm，±20mm。 测量曲线区段跨中接触柔性接触网跨中拉出值不超过±线对受电弓400mm。 的最大偏移值 以上各项不合要求者进调整到位。 行调整 柔性接触网悬挂接触线局部磨耗和损伤达到截面积的15％～20％要进行补强，超过20％要切断重新做接头；平均磨耗达到截面积的20%时要整锚段换线。 接触线磨耗 刚性接触网悬挂接触线接触线的（重点测量） 磨耗要均匀，其最大磨耗量控制在汇流排不能直接与碳滑板磨擦，具体操作时可按照稍大于45％（下底截面宽度13mm）控制，但最大不得大于其极限磨耗55.69％。 接触线接头要求对接面要密贴，接头线夹要线夹两侧 正直，不得歪斜。 其它可能磨定位点，导线中锚，电连接线夹。 耗严重的点 90

绝缘子 年检 12个 月 清扫绝缘子 （全面清扫） 以上各点磨耗超过规定者进行整修 清扫整个瓷表面（包括弧槽） 发现损伤要及时处理 进行补强、切断重新做接头、锚段换线。 绝缘部件不得有裂纹和破损， 瓷绝缘子的瓷釉剥落面积不大于100mm2，连接件不松动。绝缘子裙边与电连接电缆的间隙不得小于50mm。 允许误差＋100mm、－60mm。 隧道内一次最大不得超过10mm，其它线路一次最大不得超过30mm。单股起落道会改变外轨超高，影响接触线拉出值，外轨超高调整一次最大不得超过10mm。 与工务专业联系并报供电车间，做好测量和调整接触网 限界 核对轨面标高 以上不符合要求者要进行处理 支柱 年检 12个月 测量支柱的侧面限 接触网全线 年检 12个月 承力索在直线地段应位于两接触线之间中心线的正上方，偏差±20mm，曲线地段承力索与两接触线之间中心线的连线应垂直于轨检查接触线面，其偏差地面路段不得超过±和承力索的20mm。 位置、损伤情链型悬挂两接触线之间的水平间况 隙为40mm，其所在的平面要与轨平面平行。 接触线在水平面内改变方向时，接触悬挂 其偏角一般不大于6°，困难情 况下，不应大于10°。 一个锚段内接触线接头和补强线检查接触线段的总数以及承力索接头、补强、和承力索的断股的总数均不得超过下列规定接头、补强以（不包括分段、下锚接头）： 1） 锚段长度在800m及以下时为及线面情况4个； 等 2） 锚段长度超过800m时为8个。 91

吊弦应保持垂直状态。在极限温度下，顺线路方向的偏移值不得大于吊弦长度的1/3。简单悬挂检查吊弦（吊的吊索其长度要符合规定。在无索）、电联接偏移温度下，两端的长度应相等，器以及中心相差不超过±100mm。吊弦鞍子的锚结状况 安装要正确，其开口朝正下方，接触线线夹的安装要正确、坚固，不得沿接触线滑动。 简单直链形悬挂的结构高度一般检查接触悬为1.1m，特殊地段，结构高度可挂的结构高适当降低，但最小结构高度应满度 足最短吊弦长度不小于500mm 的要求。 检查各种线各种线夹、零部件无松动现象，夹、零部件的连接牢固。 状况等 以上不合要求者进行调调整更换。 整 非绝缘锚段关节转换柱处两接触线:水平间距为200mm, ±20mm；测量转换柱垂直距离为200mm, ±20mm。 处的水平、垂绝缘锚段关节转换柱处两接触直距离 线:水平间距为400mm, ±20mm；垂直距离为500mm, ±20mm。 三跨非绝缘锚段关节: 检查跨中水接在两转换柱中间等高。 平及接触线触四跨绝缘锚段关节: 半年是否等高 网6个月 锚段关节 中心柱处两接触线等高 检 全检查绝缘棒绝缘锚段关节卡绝缘处距离定位线 状况 点不小于2米。 检查接触线、无腐蚀损伤、无硬点。 承力索状况 检查电联接转换柱与锚柱间，距转换柱5～器状况等 10m。线夹无烧伤，腐蚀。 以上不合调整更换。 要求者调整 中心锚结绳范围内承力索不得有接接头和补强，无断股、散股、烧触 检查中锚辅12个伤及锈蚀， 网年检 中心锚结 助绳的受力、月 中心锚结绳的弛度应等于或略高全 腐蚀、损伤等 于该处承力索的弛度。应避免中线 锚绳与附近线夹相磨 92

检查中锚线夹的安装、紧固状况 检查中锚下锚状况 检查中锚处导高、结构高度及承力索高度等 清扫绝缘、涂油 以上不合要求者整改 中锚线夹的安装牢固，线夹不要有偏斜。 中锚下锚底座应紧固，且无锈蚀。 中心锚结线夹处的接触线高度比两侧吊弦点高出0-20mm 应清洁，无烧伤、损伤，绝缘良好。 调整更换 单开道岔标准定位时，两接触线相交于道岔导曲线两内轨轨距为630~760mm处的横向中间位置正上方； 单开道岔非标准定位时，两接触线相交于道岔导曲线两内轨轨距为735~935mm处的横向中间位置正上方； 复式交分道岔标准定位时，两接触线应相交于道岔对称中心轴上方。 偏差为±50mm。 始触区内（线间距450mm~850mm）一般不安装线夹（如特殊情况在始触区内安装线夹，安装螺栓须由内向外穿，避免线夹螺栓打弓。 则非工作支接触线抬高一般不低于50mm。 限制管应无变形、开裂、松动、磨损现象，限制管安装线夹的不磨另一支限制管或接触线。 线岔电连接安装正确，不得与腕臂相互卡滞，线夹安装标准力矩紧固，电连接线夹安装位置距腕臂不小于200mm，承导间的电连接线不得代替吊弦受力 调整更换。 高度误差为±10mm。 测量线岔交叉点的投影位置 线岔 季检 3个月 线岔 测量始触点的参数 测量非工作支的参数 检查限制管及其零部件状况 检查电联接状况等 以上不合要求者调整 检查分段绝缘器距轨面的高度 93

分段绝

半年检 6个月 分段绝缘器

缘器 检查分段绝缘器与轨面的相对位置 检查分段绝缘器与接触线的接头状况 检查承力索（辅助绳）与绝缘棒的连接情况 检查分段绝缘器的导流板、角隙 检查过渡情况 清扫绝缘部件 检查其它零部件的状况等 以上不合要求者调整 检查补偿张力、坠砣 检查补偿装置的灵活性 分段绝缘器主体应处于线路中心，偏差不大于50mm 扭力扳手紧固接触线处连接螺栓，检查力矩是否符合规定要求，过渡平滑，无偏磨。 承力索绝缘棒在主绝缘的正上方，误差不超过±15mm。 分段绝缘器的导流板不得有裂纹，与受电弓接触应平滑，不碰弓、打弓。分段绝缘器滑板残余厚度小于3mm时须更换。导流板与接触线过渡平滑，并平行于轨面，误差为10mm。 过渡平滑，无硬点。 绝缘部件不得有裂纹、破损、烧伤，清洁。 扭力扳手紧固接触线处连接螺栓，检查力矩是否符合规定要求；分段绝缘器相对于两侧的吊弦（或定位点）具有5-15mm的负弛度。 调整更换。 补偿器坠砣要叠码整齐，每块坠砣涂漆良好。 转向灵活。 补偿绳不得有断股、接头或扭绞，不得与棘轮齿缘、双支导轮和本绳之间相互摩擦；补偿绳的长度要保证补偿坠砣在极限温度范围内自由升降，在棘轮槽内缠绕正确，补偿绳回头不小于100mm。 制动装置作用良好，带槽棘轮与制动卡块的距离为15~20mm，不带槽棘轮与制动卡块的距离为7~10mm。 补偿器 半年检 6个月 补偿器 检查补偿绳状况 检查断线制动装置状况 94

门型架 在温度变化时，补偿装置坠砣a、b值应满足坠砣上下活动自由，a、b值最小不小于200mm。 检查补偿滑平衡板无明显偏斜，各部件螺栓轮、平衡板、紧固到位，开口销、上底座调节调节螺栓的螺栓等零件齐全，开口销掰开角状况等 度不小于60° 以上不合要调整更换。 求者调整 检查调节螺调整螺栓的螺杆外露长度应为栓 50mm至螺纹全长的1/2。 检查下锚底下锚底座安装牢固、可靠。无腐座 蚀生锈。 12个检查线索终线夹外应有250mm的余头，并向年检 硬锚装置 月 锚结头 回弯135° 清扫下锚绝绝缘部件不得有裂纹和破损，清缘子 洁。 以上不合要调整更换。 求者整改 抱箍安装高度应符合设计要求，检查门型架允许施工偏差±30mm，上下部定和上、下部定位索采用50mm2青铜绞线，不得有位绳的状况 接头、断股和补强。吊线采用25 mm2青铜绞线， 上下部定位索在一侧均设弹簧补偿器, 另一侧设调整螺栓。弹簧补偿器安装在松边侧。通过弹簧检查上、下部补偿器U型拉杆刻度值检查拉杆定位绳的张拉出值是否已到达最大工作行程力和弛度 （3KN:0-200mm，6KN:0-135mm）。 上、下部定位索承载后应呈水平半年状，允许有一定负弛度。 6个月 门型架 检 检查最短吊 弦处硬横梁吊索应垂直，下部定位索距工作与上部固绳支接触线的距离不得小于250mm。 的距离 检查吊弦和各种线夹、零吊弦应垂直，均匀受力，各种线部件的状况夹、零部件安装牢固。 等 绝缘部件不得有裂纹和破损，清清扫绝缘子 洁。 以上不合要调整更换。 求者整改 检查“Ａ”“Ｂ”值 95

接触网全线 隔离开关 简单悬挂的平腕臂要水平安装，其端部允许抬高不超过100mm，在无偏移温度时应垂直于线路中心线，允许偏差不大于计算偏移值的10％。全补偿链形悬挂的腕检查腕臂装臂在无偏移的温度时，应垂直于置的状况（包线路中心线，允许偏差不大于计括底座） 算偏差值的10％。腕臂的各部件均应组装正确；绞接处要转动灵活，腕臂无永久弯曲、变形，平腕臂端部长度于余量为200mm，误差为±30mm；顶端封帽要密封良好 简单悬挂的定位器在无偏移温度时应垂直于线路；链形悬挂定位 管在无偏移温度时应垂直于线12个支撑、定位年检 路，两定位线夹在接触线上安装月 装置 于定位管正下方两边各100mm 检查定位器处；温度变化时，水平方向的偏（管）的状况 角应与接触线在定位点的伸缩相适应，其偏角最大不超过18度。定位器（管）的型号和安装符合设计规定，支持器的方向要安装正确，并具有一定的弹性。 检查各零部各部件螺栓紧固到位，开口销、件（包括螺等零件齐全， 栓、线夹等） 检查活动关节部位及螺活动关节部螺栓要转动灵活 栓活动情况 以上不合规调整更换。 定者调整 刀闸与静触头是否接触良好，动锄头上的弹簧压力应适中。隔离 开关触头带电部分至顶部建筑物 检查主刀闸的距离，不应小于500mm；至隧常动状况 道壁不应小于150mm，动、静触 3-4个 头中心合闸偏差不大于3mm。隔 月 隔离开关 离开关分闸时，动闸刀与静触座 之间空气绝缘距离不小于180mm 不常各引线安装正确，接地刀闸触头动6-8检查接地刀应接触良好可靠，触头应涂凡士个月 闸及其联动林。特别是刀闸上小绝缘子的接机构状况 地情况良好 96

检查绝缘情况 检查操作机构状况 检查操作连杆及其附件状况 检查各活动关节的状况 检查电连接及接地状况 检查标识牌 检查涂油情况 以上不合规定者检修调整 清洁检查绝缘套 检查底座 检查引线 检查各连接部分 6个月 避雷器 检查接地和测量接地电阻 隔离开关绝缘子无破损、缺釉（缺2少面积不超过100mm）。 电动操作机构箱应密封良好，门锁和钥匙完好齐全。 检查手动操作操作机构是否灵活可靠，不得出现合闸过头或不到位，传动杆应铅垂。传动杆垂直与操作机构轴线一致，偏差不大于2° 灵活可靠。 各引线安装正确；隔离开关所有底座都与架空地线相连通，可靠接地；接地电阻小于10Ω 清晰明显、牢固、可靠。检查隔离开关位置信号显示及远方操作功能是否良好、可靠。 接地刀闸触头应涂凡士林，设备连接端子与隔离开关连接接触面应涂电力复合脂。 调整更换 检查避雷器的聚合橡胶（或瓷绝缘子）及脱离器是否有裂纹、破损和放电痕迹 检查底座有无生锈，螺栓是否紧固良好，螺母有无缺失。 检查引线和螺栓是否紧固良好。引线不得有破损、老化现象。 检查引线和螺栓是否紧固良好。 接地电缆、接地极和接地扁钢状态良好、连接可靠。每年在雷雨季节前进行一次接地电阻测试，地面段接地电阻应不大于10Ω， 避雷器 半年检 以上不合要调整更换 求者处理 预防性试验（按有关标准进行），对不满足电气要求更换。 试验不合格的，要进行更换 97

接触网年检 全线 12个月 支柱 年检 12个月 其绞线断股、损伤面积不超过其截面积的5％，且载流量不超过检查线索损允许值时，可将断股处磨平，用伤、断股及接同材质的铜线扎紧，当断股、烧头等情况 伤面积在5％～20％时要进补强，当断股、烧损面积超过20％时须更换线，切断做接头。 线索的张力和弛度要符合有关规检查线索的定标准，冬季不至断（绷）线，张力和弛度 夏季须有足够的线间距离 检查底座有无生锈，底座安装牢馈电线、 检查各底座固，螺栓是否紧固良好，螺母有架空地线 情况 无缺失。 检查线夹、螺螺栓是否紧固良好，螺母有无缺栓等零部件 失。 检查各连接部分的连接各连接部件牢固。 情况 绝缘部件不得有裂纹和破损，清清扫绝缘子 洁。 以上不合要调整更换。 求者整改 支柱各焊接部分不得有裂纹、开检查支柱状焊；锈蚀面积不得超10%。 况（破损、裂支柱在顺线路方向应保持铅垂状缝、变形、锈态，其倾斜率不超过0.5%。锚柱蚀及倾斜度应向拉线方向倾斜，锚柱端部应等） 向拉线侧倾斜0～80mm，其倾斜率不超过1%。严禁向下锚侧倾斜 支柱 基础帽完整无破损，支柱根部和基础周围应保持清洁，不得有积检查支柱基水和杂物。 础情况 支柱的连接应牢固可靠，螺栓应用双螺帽并涂油防护。 检查限界情允许误差＋100mm、－60mm。 况 98

检查拉线状况 拉线不得有断股、松股、接头及严重的锈蚀，各部螺栓紧固良好并涂油，螺栓螺纹的外露长度不得小于 20mm，且最大不得大于螺纹全长的 1/2。其偏移误差以出土点计算，一般允许+150mm（田野侧）-0mm（线路侧）拉线与地面夹角一般情况下为45°，最大不得过60°。 清晰明显、牢固、可靠。 调整更换。 吊板应以线路中线为基准两边平均分布，满足对导线的最小绝缘距离。（一般吊板距地面4.5m） 在限界门处应按“电气化有关人员电气安全规则”的规定悬挂揭示牌 钢绞线无断股，无锈蚀，各部件安装牢固。钢绞线的回头处均匀涂油。 调整更换 底漆应均匀，字迹清晰、字体美观醒目，无脱漆生锈现象，安装牢固。 检查支柱编号（悬挂点编号） 以上不合规定者整改 检查吊板状况（距路面高度、分布及悬吊情况等） 限界门 年检 12个月 限界门 检查揭示牌的状况 标牌 年检 12个月 检查各部件的状况并涂油 以上不合要求者整改 检查“高压危险”警告牌的状况（安装、油漆及字迹和清扫等） 检查“接触网各种标志 终端”牌的状况（安装、油漆与字迹的状况和清扫等） 以上不合规定者整改 底漆应均匀，字迹清晰、字体美观醒目，无脱漆生锈现象，安装牢固。 调整更换。 99

电缆 年检 12个月 回流电缆（牵引轨与变电所负极之间的回流电缆） 检查回流电缆与牵引轨的连接情况（机械和电气连接） 检查回流电缆与汇流排的连接情况（机械和电气连接），以及连接件的锈蚀情况 以上不合要求者整改 检查回电缆与汇流排的连接情况 打扫清洁卫生 检查负极柜的锈蚀情况和标识 以上不合要求者整改 检查损伤、锈蚀情况等 连接电缆型号、数量符合要求。铜端子连接牢固，接触面良好，均、回流线无虚焊、断股的情况，电缆绝缘层无损伤、保护管完好，接线端子与钢轨焊接牢固，钢轨无受损，电缆在支架上固定牢靠，不得侵入限界。 安装稳固，连接可靠。 调整更换 安装稳固，连接可靠，端子处涂抹导电膏 箱体无锈蚀，防水性能良好，整体美观 无锈蚀，标识准确清晰字体美观醒目。 调整更换 无损伤、锈蚀。 回流箱 年检 12个 月 回流箱 钢绞 线 3∽4钢绞线 年 受力均匀，拉线在楔形线夹内回头长度为300~500mm，端部用φ检查受力、回1.6镀锌铁线绑扎3圈， 拉线回头等状况 头与本线用φ1.6镀锌铁线绑扎100mm，距端部为50mm,施工偏差为±100mm，绑扎密实整齐。 在钢绞线回头处均匀的涂防腐涂防腐油 油。 以上不合要求者要进行调整更换。 调整 8.3.2 检修表格的链接 供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格2.1.doc 供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格2.2.docx

表8-3 接触网中修项目、周期与工作内容

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设备 修试规程 周期 项目 检查内容 包括小修项目全部内容 每个定位线夹处 其它可能磨耗严重的点 以上磨耗超过规定者要进行整修 包括小修项目全部内容 检查标准 按小修项目标准执行 柔性磨耗不超过截面积20% 刚性磨耗不超过截面积45% 定位点、电连接线夹处、导线中锚处。 调整、修补及更换 按小个项目标准执行。 接触线

5年检 5年 接触线磨耗 （全面测量） 5年检 5年 分段绝缘器5年检 5年 隔离开关合闸时动、静触头应接检查触头烧触良好，无回弹现象，动、静触损情况 头中心合闸偏差不大于3mm。 电动隔离开关的电源和控制回路接线正确，在允许电压波动范围检查电动机内能正确、可靠动作。有连锁要构箱电路接求的开关，连锁关系正确可靠。触和机械配机构的分、合闸指示与开关的实隔离开关 合情况 际分、合位置一致，现场手动操作应和遥控电动操作动作一致。 电连接线应留有一定的裕度，适测量电连接、应接触线和承力索因温度变化伸接地和绝缘缩要求并在任何时候不得侵入限电阻 界，接地电阻小于10欧姆。绝缘电阻满足电气要求。 以上不合规定者要进行调整更换。 修整 包括小修项按小个项目标准执行 目全部内容 分段绝缘器的导流板不得有裂纹，与受电弓接触应平滑，不碰检查测量导弓、打弓。分段绝缘器滑板残余流板磨耗情厚度小于3mm时须更换。导流板况 分段绝缘与接触线过渡平滑，并平行于轨器 面，误差为10mm。 测试绝缘情绝缘电阻满足电气要求。 况 对以上不合要求者进行调整更换 整修 101

8.3.3 检修表格的链接

供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格3.1.doc 供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格3.2.doc

表8-4 刚性接触网部分维修项目及周期表 设备 修试规程 周期 项目 检查内容 检查标准 接触网全线

年检 12个月 支持定位装置 接触网全线12个年检 月 接触悬挂及中心锚结 接触网全线年检 12个月 偏移值及导高 埋入杆件的螺纹完好，镀锌层完对预埋件、悬好，化学锚固螺栓孔填充密实；吊件及定位螺纹外露部分应涂油防腐；底座部件进行全填充密实，表面光洁平整，无裂面详细检查 缝，支持装置各紧固件齐全，安装稳固可靠。 对汇流排及被连接的两汇流排在同一位置其接头和定上，检查螺栓的垫片是否齐全、位线夹、防护良好，紧固力矩50—55N·M，汇罩及中心锚流排是否与轨面垂直、汇流排与结的全面详汇流排悬吊线夹的滑动是否平细检查；对接滑顺畅，以及检查支持装置的锈触线及其与蚀情况， 汇流排的给接触线的磨耗要均匀，其最大磨合部位进行耗量控制在汇流排不能直接与详细全面检碳滑板磨擦，具体操作时可按照查，对磨耗严稍大于45％（下底截面宽度重地点进行13mm）控制，但最大不得大于其测量（周期极限磨耗55.69％。 12个月），全防护罩安装要牢靠、稳定，不能面测量接触有变形和严重老化现象 线磨耗（3在锚段内无接头、无硬弯。 年）。 悬挂点接触线高度一般为4040mm，误差为±5mm；；相邻的全面详细检悬挂点相对高差一般不得超过查、测量悬挂所在跨距值的0.5‰，设计变坡点的导高、偏段不应超过1‰；跨中弛度不得移值及曲线大于跨距值的1‰，且不应出现地段接触线负弛度。 偏磨 汇流排横断面中轴线应垂直于所在处的轨道平面，偏斜不应大于1° 102

接触网全线

半年检 线岔半年检 接触网全线半年检 锚段关节处的两支接触线在关节中间悬挂点处应等高，转换悬挂点处非工作支不得低于工作支，可以比工作支高出0～4mm。且受电弓在双向通过时应平滑对锚段关节无撞击和拉弧现象。 悬挂点处接非绝缘锚段关节两支悬挂的拉触线的高度、出值一般分别为±100mm，中心6个月 锚段关节 水平距离及线之间距离为200mm，允许误差电连接进行±20mm。 全面详细的绝缘锚段关节两支悬挂的拉出检查测量 值一般分别为±150mm，中心线之间距离为300mm，允许误差±20mm。 电连接线应完整无遗漏，安装牢固。 线岔处在受电弓可能同时接触两支接触线范围内的两支接触线应等高；在受电弓始触点处，渡线接触线应比正线接触线高出0～4mm；在受电弓双向通过时应平滑无撞击及不应出现固定对线岔及其拉弧点。 相关部件进单开道岔,悬挂点的拉出值距正6个月 线岔 行全面详细线汇流排中心线一般为200mm，检查、测量 允许误差±20mm。 交叉渡线道岔处的线岔，在交叉渡线处两线路中心的交叉点处，两支悬挂的汇流排中心线分别距交叉点100mm，允许误差±20mm线岔处电连接线、接地线应完整无遗漏，安装牢固 关节式刚柔过渡处刚性悬挂接触线应比柔性悬挂接触线高20-50mm。 柔性悬挂升高下锚处绝缘子边对刚柔过渡缘应距受电弓包络线不得小于装置、电连接75mm，刚性悬挂带电体距柔性悬6个月 刚柔过渡 及其连接部挂下锚底座、下锚支悬挂等接地件进行全面体不应小于150mm。受电弓距柔详细检查 性悬挂下锚底座、下锚支悬挂等接地体不应小于100mm。且在受电弓通过时应平滑无撞击及不应出现固定拉弧点 103

电连接

半年检 6个月 电连接 对各种电连接进行全面详细的检查，包括线夹、固定及与接线鼻的压接状况 分段绝缘器半年检 6个月 分段绝缘器 对分段绝缘器进行全面详细检查，包括磨耗、受力情况、与轨面平行及绝缘状况 电连接线的安装位置允许偏差为±200mm，在任何情况下均应满足带电距离要求。 电连接线夹与电连接线接触良好，接触面涂电力复合脂，线夹安装应端正牢固，螺栓紧固力矩应符合要求。 刚柔过渡的电连接：电连接线在柔性悬挂承力索上除需用线夹连接外，还需在线夹两端用直径为1.5mm的铜线进行绑扎。绑扎应紧密，绑扎长度为90-100mm， 电连接电缆在隧道顶部应牢固不易脱落，转弯处弯曲自然，布线美观 分段绝缘器上的消弧棒之间放电间隙应为100mm，允许误差+5mm；分段绝缘器中点偏离线路中心线不应大于50mm。分段绝缘器导流板与接触导线连接处应平滑，与受电弓接触部分应与轨面连线平行，车辆双向行驶均不打弓 104

上网电缆不得有接头 隔离开关合闸时动、静触头应接触良好，无回弹现象，动、静触头中心合闸偏差不大于3mm。 隔离开关触头带电部分至顶部建筑物的距离，不应小于500mm；至隧道壁不应小于150mm。 电动隔离开关的电源和控制回路接线正确，在允许电压波动范围内能正确、可靠动作。有连锁要求的开关，连锁关系正确可靠。机构的分、合闸指示与开关对隔离开关的实际分、合位置一致，现场手进行全面详动操作应和遥控电动操作动作隔细检查，包括半年一致。隔离开关底座和操作机构离6个月 隔离开关 开关本体、操开检 底座应呈水平状态，安装牢固。作机构、引关电动操作机构箱应密封良好，门线、联锁及绝锁和钥匙完好齐全。隔离开关中缘状况 心线应铅垂，传动杆垂直与操作机构轴线一致，偏差不大于2°，连接应牢固，无松动现象，铰接处活动灵活，并涂有中性凡士林，设备连接端子与隔离开关连接接触面应涂电力复合脂隔离开关的本体外观应无明显的损坏，绝缘子应完好、清洁，隔离开关引线应安装正确、规整，上网电缆的长度应保证在极限温度条件下还有一定的活动余量并在任何时候不得侵入限界 8.3.4 检修表格的链接 供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格4.1.doc 供电维修规程接触网检修表格\\接触网检修表格4.2.doc

9. 附录

无

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