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电力变电站设备维护及检修规范

一、总则

1.1目的与依据

为规范电力变电站（以下简称“变电站”）设备的维护及检修工作，确保设备安全、稳定、经济运行，提高供电可靠性，降低设备故障率，延长设备使用寿命，依据国家及行业相关法律法规、技术标准和规程，结合变电站运行实际情况，特制定本规范。

1.2适用范围

本规范适用于各级电压等级变电站内一次设备、二次设备及辅助设施的日常维护、定期检修和故障抢修工作。新建、改建、扩建变电站的设备投运初期维护及检修可参照本规范执行。

1.3基本要求

设备维护及检修工作应坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，遵循“应修必修、修必修好”的原则。工作中需严格执行各项安全规程和技术标准，确保人身安全和设备安全。维护检修人员应具备相应的专业技能和资质，熟悉本规范及所维护设备的性能特点。

1.4职责分工

明确运行管理单位、检修维护单位及相关人员在设备维护检修工作中的职责。运行人员负责设备的日常巡视检查、运行状态监测和简单维护工作；检修人员负责设备的定期检修、故障处理和技术改造工作。应建立清晰的工作流程和责任追溯机制。

1.5维护检修周期

设备维护检修周期的制定应综合考虑设备制造商推荐、运行经验、电网安全要求及相关标准。周期可分为日常维护、定期维护（如月、季、年度）和状态检修。应根据设备实际状况和技术发展，适时评估并调整周期。

二、主要设备维护及检修细则

2.1变压器（电抗器）

2.1.1日常维护

外观检查：每日（或交接班时）检查变压器本体、冷却装置、套管、储油柜、防爆管（若有）、瓦斯继电器等有无渗漏油、变形、破损或异物。

油位与油色：检查储油柜（或胶囊、隔膜）油位是否与油温对应，在油位计的正常刻度范围内。油色应透明，无浑浊、发黑或乳化现象。

油温与声音：通过温控装置监测顶层油温及绕组温度，与历史同期数据对比，无明显异常升高。监听变压器本体运行声音，应为均匀的嗡嗡声，无杂音、放电声或不均匀声响。

冷却系统：检查风扇、油泵运行是否正常，有无异音、过热。冷却系统电源及控制回路工作正常，自动投切功能可靠。

引线与接头：检查套管引出线及母线连接部位有无过热变色、松动、断股现象。

保护装置：检查瓦斯继电器、压力释放阀（或安全气道）等保护元件有无异常动作迹象，连接电缆有无破损。

2.1.2定期检修项目与要求

油质化验：定期进行油样的色谱分析、介损、水分、击穿电压等试验，各项指标应符合标准。

绝缘电阻测量：测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，与历史数据比较无显著变化。

套管检查与清扫：清洁套管表面，检查有无裂纹、破损、放电痕迹。测量套管介损和电容值。

冷却系统全面检查：对风扇、油泵进行解体检查、加油或更换轴承，清理滤网，测试控制回路及自动投切逻辑。

瓦斯继电器校验：定期对瓦斯继电器进行校验，确保其动作准确可靠。

密封检查与处理：对本体、阀门、法兰等部位的密封件进行检查，必要时更换，防止渗漏油。

接地系统检查：检查本体接地、中性点接地是否牢固可靠，接地电阻合格。

2.2高压断路器

2.2.1日常维护

外观检查：检查断路器本体、操作机构、瓷套（或绝缘套管）有无破损、裂纹、渗漏油（气体）、锈蚀或异物。

分合闸指示：检查分合闸位置指示是否正确，与实际运行状态一致。

操作机构：检查机构有无渗漏油（液压、气动机构）、气压或油压指示是否正常（气动、液压机构），弹簧储能指示是否正常（弹簧机构）。机构箱门是否完好，密封是否良好，有无受潮、进水。

引线与接头：检查进出线套管及连接部位有无过热变色、松动。

SF6气体断路器：每日检查气体压力，应在正常范围，无明显泄漏。

2.2.2定期检修项目与要求

机械特性试验：测量分合闸时间、同期性、弹跳时间、行程、超程等机械参数，应符合厂家规定或相关标准。

绝缘电阻与回路电阻测量：测量断路器整体绝缘电阻及导电回路电阻，回路电阻值应不大于规定值。

操作机构检修：解体清洗或更换机构内易损部件（如轴承、密封圈、弹簧等），检查各传动部位有无卡涩、变形，润滑情况是否良好。对液压机构进行油质化验、滤油或换油，检查油泵、阀组；对气动机构进行气密性试验，检查空压机及管路；对弹簧机构检查储能电机、传动部件。

灭弧室检查：对于油断路器，检查灭弧室油位、油色，必要时换油或检修灭弧室；对于SF6断路器，检查灭弧室有无漏气，进行气体水分含量检测，必要时补气或更换吸附剂。

瓷套（绝缘套管）清扫与检查：清洁瓷套表面，检查有无裂纹、破损，测量绝缘电阻。

辅助回路检查：检查控制、信号回路接线是否牢固，端子有无松动、过热，接触器、继电器动作是否可靠。

2.3隔离开关与接地开关

2.3.1日常维护

外观检查：检查绝缘子有无破损、裂纹、放电痕迹，金属部件有无锈蚀、变形。

分合闸位置：检查分合闸位置是否到位，指示是否