变电站综合检修方案模板范本

500kV南昌变电站综合检修方案编写：_审核:_批准:_江西省电力公司检修分公司二一三年八月目 录一、南昌变电站基本情况3二、综合检修工作概况4（一）编制依据4（二）电网设备综合检修信息收集5三、检修策略及检修计划的制定28（一）基本思路28（二）检修策略及检修计划总体编制29(三）500kV南昌变电站检修策略和检修计划详细情况33四、组织措施68(一）成立综合检修领导小组68（二)成立综合检修工作办公室69（三）成立综合检修工作小组70五、技术措施72（一）基本思路72（二）技术管理73六、安全措施73（一）一般措施73（二) 检修过程中主要危险点分析及控制措施76七、安全文明施工及环境保护79八、附图-500kV南昌变电站一次接线图80500kV南昌变电站综合检修方案为加强变电站设备综合检修能力是提升设备检修效率，提高设备可用系数的重要途径。根据公司开展综合检修工作中存在设备信息掌握不全、专业统筹程度不高、检修前准备不足等问题,检修后设备缺陷遗留、单一设备重复停电等现象时有发生。为提高各单位检修效率，解决存在问题，公司对500kV南昌变电站从信息收集、专业统筹、现场组织等方面优化综合检修的实施过程，进一步规范管理模式和项目管控。一、南昌变电站基本情况500kV南昌变电站始建于1998年8月，一期工程于2000年10月建成投产，二期扩建工程南梦线(永南回线）于2004年4月投入运行，三期扩建工程南乐回线于2006年5月投入运行，四期工程南进、回线于2006年12月投入运行，五期工程南乐回线于2006年12月投入运行，六期工程#2主变于2008年7月投入运行,七期工程220kV南瑶间隔于2009年9月投入运行,八期工程220kV南七线间隔于2013年7月份投入运行，本站使用的电气设备型号繁杂，是我国第一座综合自动化、保护下放型式的500kV变电站.南昌变一次设备基本情况：站内现有500kV单相自耦有载调压主变压器二组,容量1500MVA；500kV高压电抗器6组；35kV站用变3台；500kV断路器12台，220kV断路器19台，35kV断路器11台；500kV隔离开关41组，220kV隔离开关83组,35kV隔离开关14组；低压电抗器4组；电流互感器124台；电压互感器64台;避雷器102台；低压电容器2组。南昌变二次系统设备情况：站内共有保护及自动装置128套,测控装置36套.500KV系统保护及自动装置共68套，220KV系统保护及自动装置共50套,35KV系统及以下保护及自动装置共10套。500kV南昌变电站共有500kV出线6回，分别是500kV永南回、500kV永南回、500kV南乐回、500kV南乐回、500kV南进回、500kV南进回。220kV出线14回，分别为220kV南艾线、220kV南昌线、220kV南昌线、220kV南目线、220kV南目线、220kV南梅线、220kV南青线、220kV南梅线、220kV南瑶线、220kV南观线、220kV南观线、220kV南七线、220kV南赛线.二、综合检修工作概况（一）编制依据1。 国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国家电网安监2009664号2。供电企业工作危险点及其控制措施(变电部分）吉林省电力公司编3. 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网公司生2005400号)4.国网公司关于开展变电站设备防污闪及冰（雪）闪专项隐患排查治理工作的通知(运检一2013181号）5. 输变电设备状态检修试验规程(Q/GDW 168-2008）6.继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 99520067.继电保护和电网安全自动装置技术规程GB/T 1428520068。 江西生电力公司检修分公司历年春、秋季安全大检查问题汇总9。 500kV南昌变电站变电一次设备2014年综合评价报告（二）电网设备综合检修信息收集针对500kV南昌变电站电网设备综合检修计划的制定，检修分公司按专业分工（输电、变电一次、继电保护、通信及自动化、变电运维）分别对南昌变及对侧变电站相应问题点进行全方位立体排查，包括大修技改、十八项反措、专项治理、各类缺陷、安全大检查、精益化大检查，收集所有问题点.组织各专业对收集上来的输电、变电一次、继电保护、通信及自动化、变电运维各类问题点进行讨论分析，现将南昌变输变电设备按间隔排查问题汇总如下：（1）500kV变电部分设 备 名 称十八项反措专项治理缺陷大修技改春、秋季安全大检查、精益化大检查#1主变本体1、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 设备外绝缘达不到E级防污等级1主变本体油箱油位计指示降低至零1、#1主变未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识 2、直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏.主机和分机之间没有通讯.2、1主变三侧PT端子箱更换。3、#1主变抗短路能力不足3、#1主变测控屏换型改造。 1主变高压侧5021、50221。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级1、5021、5022断路器更换上海MWB电流互感器 21主变高压侧开关电流互感器、电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.2、5022断路器保护直流电源转移至新的直流分屏 3、5021、5022断路器保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。2主变本体1、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 设备外绝缘达不到E级防污等级2主变本体防腐1、2主变未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识。端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治.2、直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏。主机和分机之间没有通讯.2、2主变风冷直流电源转移。3、35kV侧电压互感器端子箱、500kV侧电压互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。#2主变高压侧5012、50131、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级1、5013开关电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。2、5012、5013断路器保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换.500kV永南I线及5041、5042断路器间隔1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级永南I回线电抗器B相#2风扇无法工作1、5041、5042断路器更换上海MWB电流互感器南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识.华网光纤通道管理规定要求同一线路的两套保护使用的接口装置，应安装在不同的接口屏柜内。端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝材质，腐蚀严重，急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降.2、5041、5042电流互感器、永南I线电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。 2、5041断路器保护及控制电源转移至新的直流分屏，48V直流通信电源转移，线路保护通讯接口装置转移。3、5041、5042电流互感器端子箱、永南I线电压互感器端子箱、高抗端子箱更换，5041电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。 1、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 永南I线高抗未配置多组份油中溶解气体在线监测装置2、直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏。主机和分机之间没有通讯。500kV永南II线5031、50321、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测5032断路器未进行开关防拒动专项隐患排查治理1、5031、5032断路器更换上海MWB电流互感器端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治,否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降2、5031、5032电流互感器、永南II线电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。2、5032电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理.3、5031、5032断路器保护、RCS-931AM线路保护装置的开关电源模件运行超过6年,宜更换。3、永南II线CSL-101A线路保护换型改造。设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低设备外绝缘达不到E级防污等级500kV南进I回线5011、50121.站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级南进I回线线路501167地刀监控机显示双位出错；ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重5011CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治,否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。2。5011、5012断路器保护、南进I线线路保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。500kV南进回线50231、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 设备外绝缘达不到E级防污等级ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重1、 南进回线保护及5023断路器保护直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识。2、5023断路器保护、南进II线线路保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。2、 5023CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降.500kV南乐线、高抗、50331、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级高抗风扇电源无漏电保安器、经常越级跳闸，扩大停电范围1、5033断路器更换上海MWB电流互感器 2、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 3、5033电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治,否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低3、5033断路器保护、南乐I线线路、高抗保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。500kV南乐线、高抗、50431、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级南乐II线电抗器A相1风扇，B相1、#2风扇无法工作;南乐II回线电抗器B相绕组温度计现场65，监控机在80至150之间频繁变换;高抗风扇电源无漏电保安器、经常越级跳闸，扩大停电范围；ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重1、5043断路器更换上海MWB电流互感器 2、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 3 、5043CT端子箱、三相高抗本体控制箱电缆屏蔽层腐蚀处理。 端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重,急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低3、5043断路器保护、南乐II线线路、高抗保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。500kV、II母1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 设备外绝缘达不到E级防污等级2、母差电流回路接地线应用4mm2黄绿多股软铜线分别接地，要进行电流接地回路整改(2)500kV线路及对侧变电站间隔部分设 备 名 称十八项反措专项治理缺陷大修技改春、秋季安全大检查、精益化大检查500kV永南I回线线路1、绝缘子自爆5处更换合成绝缘子;绝缘子喷涂PRTV、绝缘子单改双、线路检修2、挂点鸟巢75基3、防振锤滑移6条处4、线路通道树障碍5档500kV永南II回线线路1、绝缘子自爆3处防风偏在线监测系统维修、线路检修2、挂点鸟巢37基3、线路通道树障碍2档500kV南进I回线线路500kV南进回线线路500kV南进回线电流互感器底座及法兰锈蚀500kV南乐回线线路1、绝缘子自爆2处5052、5053断路器绝缘拉杆更换南乐线航空城改线工程2、挂点鸟巢185基3、避雷针滑移7处500kV南乐回线线路1、绝缘子自爆5处1、南乐线航空城改线工程2、线路绝缘子喷涂RTV2、挂点鸟巢121基3、防鸟板破损39处永修变500kV永南I线5032、5033永修变50322隔离开关万向节更换永修变500kV永南II线5042、5043进贤变500kV南进I回线5011、5012500kV南进回线电流互感器底座及法兰锈蚀进贤变500kV南进回线5021、5022500kV南进回线电流互感器底座及法兰锈蚀乐平变500kV南乐线5052、50535052、5053断路器绝缘拉杆更换乐平变500kV南乐线5042、50435042、5043断路器电流互感器更换；（3）220kV变电部分设 备 名 称十八项反措专项治理缺陷大修技改春、秋季安全大检查、精益化大检查1主变201断路器间隔1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2、在SF6密度继电器底部加装校验阀3、201开关电流互感器、主变中压侧电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级2011、2014隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造1、#1主变测控屏换型改造。 2、计量电流串联接入PMU电流互感器底部取样口连管锈蚀201断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。2主变202断路器间隔1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测。2、在SF6密度继电器底部加装校验阀；设备外绝缘达不到E级防污等级南阳金冠电流互感器连接金具未更换断路器更换南阳金冠CT引流板1、#2主变中压侧202开关电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。2、计量电流串联接入PMU端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝材质，腐蚀严重，急需进行整治,否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。220kV南梅线2231、在SF6密度继电器底部加装校验阀； 2、必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验3、223开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接. 设备外绝缘达不到E级防污等级电能表底度无法上传223断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、计量电流串联接入PMU南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2231、2234隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏。主机和分机之间没有通讯.电流互感器底部取样口连管锈蚀220kV南梅线2221.在SF6密度继电器底部加装校验阀；2。222开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级电能表底度无法上传2221隔离开关B相出现双丝拉杆断裂现象，2224隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象,需进行完善化改造1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测,及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测222断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验南梅II线2211刀闸A相双丝拉杆断裂电流互感器底部取样口连管锈蚀220kV南瑶II线2211.在SF6密度继电器底部加装校验阀2.221开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级221断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。计量电流串联接入PMU必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验2211隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象,需进行完善化改造站内的绝缘子未进行过零值、低值检测220kV南昌III线219在SF6密度继电器底部加装校验阀设备外绝缘达不到E级防污等级1、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测,及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验220kV南观线2181.在SF6密度继电器底部加装校验阀; 2.必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验3.218开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级电能表底度无法上传218断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、计量电流串联接入PMU南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2181隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造直流分屏运行年限已经超过十年,老化问题严重,备件缺乏。主机和分机之间没有通讯。电流互感器底部取样口连管锈蚀220kV南观线2171.在SF6密度继电器底部加装校验阀;2.217开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级2173隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测电能表底度无法上传电流互感器底部取样口连管锈蚀必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验217断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求,微动开关老化需更换.220kV南艾线2161.在SF6密度继电器底部加装校验阀;2.216开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级 216断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。1、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2161隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验220kV南昌线2151。在SF6密度继电器底部加装校验阀；2.215开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级215断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换.1、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2151、2152、2153、2154隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验电流互感器底部取样口连管锈蚀220kV南昌线2141。在SF6密度继电器底部加装校验阀2.214开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.设备外绝缘达不到E级防污等级214断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求,微动开关老化需更换.1、计量电流串联接入PMU站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2141、2142、2143、2144隔离开关本体传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验电流互感器底部取样口连管锈蚀220kV南目线2131.在SF6密度继电器底部加装校验阀2.213开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.3.线路保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换.设备外绝缘达不到E级防污等级1、监控后台收发信机告警及动作信号分开。213断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。1、计量电流串联接入PMU站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2131、2133、2134隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造220kV南目线2121.在SF6密度继电器底部加装校验阀；2。212开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。3.线路保护装置的开关电源模件运行超过6年,宜更换。设备外绝缘达不到E级防污等级1、监控后台收发信机告警及动作信号分开。212断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换.1、计量电流串联接入PMU加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子.站内的绝缘子未进行过零值、低值检测2122、2123、2124隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验220kV南青线2111。在SF6密度继电器底部加装校验阀；2。211开关电流互感器、线路单相电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级监控后台收发信机告警及动作信号分开。2114、2111隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造1、配合对侧进行双套线路保护光纤化改造2、计量电流串联接入PMU站内的绝缘子未进行过零值、低值检测211断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。计量电流接入PMU。必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验220kV南七线224在SF6密度继电器底部加装校验阀设备外绝缘达不到E级防污等级1、失灵回路改接加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。站内的绝缘子未进行过零值、低值检测220kV I母1、电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级220kVI母PT2511刀闸后台未做遥控操作点母线二次电压及其它回路接入新电压并列屏。电压接入PMU.端子箱更换。一期投运的户外端子箱由于是铁质材料，腐蚀情况严重。端子箱内的端子由于质量差,布满铜绿，锈蚀情况也非常严重，且大部分为电流回路的重要端子，容易引起电流二次回路接触不良或开路的事故。端子箱内无加热驱潮装置.220kV IIA母1、电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.设备外绝缘达不到E级防污等级220kVII母PT2522A刀闸后台未做遥控操作点1、 母线二次电压及其它回路接入新电压并列屏。2、 端子箱更换.2332A刀闸控制回路转移至新电压并列屏。3、 电压接入PMU。一期投运的户外端子箱由于是铁质材料，腐蚀情况严重。端子箱内的端子由于质量差，布满铜绿，锈蚀情况也非常严重，且大部分为电流回路的重要端子,容易引起电流二次回路接触不良或开路的事故。端子箱内无加热驱潮装置。220kV IIB母端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质,腐蚀严重，急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。设备外绝缘达不到E级防污等级1、 电压接入PMU。2、 端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重,急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。220kV母联231开关1.在SF6密度继电器底部加装校验阀 2。必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验3.231开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级231断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。1、 母联CT端子箱更换2、保护换型改造.1、一期投运的户外端子箱由于是铁质材料，腐蚀情况严重.端子箱内的端子由于质量差,布满铜绿，锈蚀情况也非常严重，且大部分为电流回路的重要端子，容易引起电流二次回路接触不良或开路的事故。端子箱内无加热驱潮装置.2、南昌500kV变电站220kV第一保护小室母线及公用测控屏于2000年投运，已运行13年。随着运行时间的增加，该屏内的装置老化情况严重，备品备件缺乏。根据国网十八项反措15。2.5的要求，“220kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置”，该屏不具备上述反措提出的要求,故必须立即整改.220kV母联232开关站内的绝缘子未进行过零值、低值检测设备外绝缘达不到E级防污等级南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质,腐蚀严重，急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。1、 线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。220kV分段233开关端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质,腐蚀严重，急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。设备外绝缘达不到E级防污等级1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识站内的绝缘子未进行过零值、低值检测220kv旁路241及旁母1。在SF6密度继电器底部加装校验阀 2、必须在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验2。241开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.设备外绝缘达不到E级防污等级旁路母线24004地刀，上倾角度过高2411、2412、2414隔离开关本体、传动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造1、线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏2、计量电流串联接入PMU南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏。主机和分机之间没有通讯。241断路器操动机构、液压机构压力及打压液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求，微动开关老化需更换。直流电源转移。电流接入PMU.站内的绝缘子未进行过零值、低值检测（4)220kV线路及对侧变电站间隔部分设 备 名 称十八项反措专项治理缺陷大修技改春、秋季安全大检查、精益化大检查220kV南青线-(5）35kV部分设 备 名 称十八项反措专项治理缺陷大修技改春、秋季安全大检查、精益化大检查0站用变1、未开展开关柜超声波局部放电检测、暂态地电压检测 设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识1站用变1、313开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识2站用变1、323开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级2站用变本体瓦斯保护继电器无防雨罩1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识11L电抗器1、315开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识12L电抗器1、317开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识1-1C电容器设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识2-1L电抗器设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识22L电抗器1、327开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识2-1C电容器1、326开关电流互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。设备外绝缘达不到E级防污等级1、直流电源转移至新的直流分屏南昌变保护小室中两段直流母线共一块馈线屏,相互之间无明显标识（6）公共部分设 备 名 称十八项反措缺陷大修技改隐患排查春、秋季安全大检查、精益化大检查信通1、监控机频繁报48V通信电源III充放电越限告警，短时即复归南昌变通信机房线缆整治1、南昌变调度交换机扩容改造2、华网南北走廊项目3、南昌变调度台及调度录音系统更换4、500KV变电站调度交换机远程综合网管系统改造通信机房报废屏柜未移走交直流1、各变电站均配备了UPS，但UPS均无防雷措施2、南昌变为自带电池的UPS，其蓄电池未经检测。接地装置500kV南昌变未按要求开展地网开挖、接地网未测量接地阻抗保护1、后台监控机“PMU装置异常告警”光字牌亮2、部分二次保险用的是老式螺旋式保险，存在老化松动的隐患3、500kV I、II母电压压差偏大，大于4kV4、00kV第一保护小室直流屏与监控机双网通讯中断站内管理1、南昌变部分图纸图实不符；2、由于竣工图移交不及时，使继电保护竣工图纸不齐全。南昌变部分班组或现场二次竣工图纸不全.3、精确检测的测量数据和图像应存入数据库，无红外测温数据库三、检修策略及检修计划的制定（一)基本思路根据信息收集和梳理的结果，500kV南昌变电站按间隔制定单个间隔设备专业的检修策略。以南昌变2013年下半年全站设备停电防污闪为契机,开展多专业统筹安排检修项目、优化检修项目流程.针对部分项目2013年下半年内不能结合停电实施,制定2014年、2015年远期检修策略或工作思路，提高设备检修信息集约度，研究检修过程中的专业关联度，科学制定检修策略，优化现场流程,从而提高项目安排统筹水平，达到综合检修能力有效提升的目标。（二）检修策略及检修计划总体编制1）500kV南昌变站设计防污等级为c级，目前根据最新污区分布图，南昌变现污秽等级为e级。全站悬式绝缘子(共计9927片）、变电设备外瓷套（共计982支）需进行防污闪处理。根据国家电网运检一2013181号文要求,计划2013年完成对南昌变瓷外绝缘、悬式绝缘子防污闪治理。2）按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）要求，500kV线路高抗、主变压器需配置多组份油中溶解气体在线监测装置,永南I线、500kV南进I、II线线路高抗配置在线监测装置属2012年技改项目,计划2014年实施,其余线路高抗、主变配置油中溶解气体在线监测作为检修分公司3年技改储备滚动计划,计划上报2015年技改储备计划。3)按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版)要求，全站绝缘子需进行过零值、低值检测,结合2013年下半年防污闪停电按间隔实施。4)站内220kV平高LW10B-252W断路器端子箱二次回路未安装防跳继电器及非全相继电器，列入检修分公司3年大修储备滚动计划，计划上报2015年大修储备计划。5）按国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版）要求，站内220kV断路器SF6密度继电器需安装校验阀，列入检修分公司3年大修储备滚动计划，计划上报2015年大修储备计划.6）按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明,0、#1、2站用变开关柜未开展超声波局部放电检测、暂态地电压检测，公司未配置检测仪器，已上报2014年零购储备计划。7)根据国网运检一2013303号文件，上海MWB电流互感器绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低的缺陷，雷雨天易发生故障,安全风险极大，严重影响系统稳定运行。南昌变共24台该型号互感器需更换,计划2014、2015年实施。8 ) 南昌变220kV平高隔离运行时间较长，出现刀口夹紧力不够,接地刀闸合闸不到位，机构箱渗水，二次元件老化等现象.2012年已完成20组隔离开关的完善化改造,2013年计划完成剩余32组隔离开关的完善化改造.9)根据省公司春季大检查以及国网变电站专业精益化大检查发现问题,南昌变电站保护小室两段直流母线共一块馈线屏，相互之间无明显标识，并且南昌变直流分屏老化严重,分屏和主屏之间没有通讯,计划2013年结合停电完成各保护小室直流分屏的更换以及各保护屏直流电源接入工作。10）南昌变电站部分电流互感器端子箱、电压互感器端子箱内的电缆屏蔽层使用的“铜包铝”材质，腐蚀严重，严重降低二次回路抗干扰能里，存在问题的电缆共计459根，急需整治,计划2013年结合停电完成电缆屏蔽层整治工作.11）南昌变部分保护及测控装置运行年限过长，运行情况不稳定，备品备件的生产已经停产，对设备运行维护及其不利，为提高二次设备运行可靠性,计划逐年对老旧保护及测控装置进行更换，计划2013年完成220kV第一保护小室母线及公用测控屏更换，2312014年更换永南II回线保护装置，2015年更换#1主变测控装置。12）按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）要求，“由开关场的变压器、断路器、隔离开关和电流、电压互感器等设备至开关场就地端子箱之间的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒引至电缆沟，并将金属管上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接”,南昌变全站24个间隔不满足要求，计划结合南昌变MWB电流互感器更换进行，其余申报2015年大修实施。13)南昌变一期投运的户外端子箱由于是铁质材料，腐蚀情况严重。端子箱内的端子由于质量差，布满铜绿,锈蚀情况也非常严重,且大部分为电流回路的重要端子，容易引起电流二次回路接触不良或开路的事故。计划2013年结合停电更换腐蚀情况严重的10个端子箱。14）南昌变电站目前220kV第一保护小室、220kV第二保护小室未装设PMU装置，按照国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版）要求，“主网500kV及以上厂站，应部署相量测量装置（PMU）其测量信息能上传至相关调度机构并提供给厂站进行就地分析.计划2013年完成220kV第一保护小室、220kV第二保护小室的PMU安装工作，并结合停电完成220kV各间隔以及母联、主变中压侧电流接入和I母、II母A、II母B的电压接入.15）按照国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版)要求,“微机保护装置的开关电源模块宜在运行6年后予以更换”，计划列入检修分公司的3年滚动计划中，根据保护装置运行年限,结合停电逐步更换.16）南昌变为华中调度交换网在江西的汇接站，南昌变调度交换机投运时间较长,接入容量已接近系统最高配置，为了满足江西电网快速发展的需要，急需对南昌变交换机进行扩容改造，已申报2014年技改储备项目.17）在南北走廊光通信网江西段中，因设备投运已久,故障频发，且原厂家已破产，备品备件匮乏，日常维护工作难以开展。为适应电网快速发展的要求,需重新组建南北走廊光传输网，更换光传输设备，在南昌变新上一套10G光设备,已申报2014年技改储备项目.18）南昌变通信机房线缆及标签标示不规范，为更好做好图示相符工作，计划10月份实施南昌变通信机房线缆整治大修项目。19)南昌变调度台及调度录音系统投运已久，设备老化严重,故障频发，需要更换，计划12月份实施技改项目进行更换。（三)500kV南昌变电站检修策略和检修计划详细情况序号设 备 名 称当前状态检修策略检修计划2013年2014年2015年备注11主变本体1、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 报技改加装多组份油中溶解气体在线监测装置上报2015年技改储备计划2、1主变三侧PT端子箱锈蚀严重结合停电更换端子箱2013.9.27303、设备绝缘子达不到E级防污等级瓷外绝缘喷涂PRTV2013。9。27-304、#1主变本体油箱油位计指示降低至零结合停电检查2013.9。27305、#1主变测控屏运行年限14年,已经严重超期服役,备件缺乏。 更换1主变测控屏2013.9.27-306、#1主变抗短路能力不足加强带电巡视、红外测温7、35kVCT、PT端子箱锈蚀需更换端子箱更换2013。9.27308、220kVPT端子箱锈蚀需更换端子箱更换2013.9。27309、主变三侧PT二次电缆引下线未与本体连接焊接加长电缆引下线管结合停电实施2#1主变高侧5021、50221、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测结合停电检测2013。9。2730 2、设备绝缘子达不到E级防污等级瓷外绝缘喷涂PRTV2013。9.27303、5021、5022断路器更换上海MWB电流互感器 6月份实施4、 #1主变高压侧开关电流互感器、电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接。结合电流互感器换型进行改造6月份实施5、35小室直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重,备件缺乏。主机和分机之间没有通讯。将5022断路器保护直流电源转移至新的直流分屏 2013。9。27306、5021、5022断路器保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换.申报计划，结合停电更换电源插件32主变本体1、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 报技改报加装多组份油中溶解气体在线监测装置报15年储备计划2、35小室直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重,备件缺乏.主机和分机之间没有通讯。将#2主变风冷直流电源转移至新的直流分屏 2013。11。27303、设备绝缘子未进行防污处理瓷外绝缘喷涂PRTV2013。11.27304、#2主变风冷直流电源转移。5、35kV侧电压互感器端子箱、500kV侧电压互感器端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治。更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地、2013。11。27306、#2主变本体腐蚀严重2主变本体防腐2013。11.273042主变高侧5012、50131、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测结合停电检测2013。11。2730 2、设备外绝缘达不到E级防污等级瓷外绝缘喷涂PRTV2013.11。27303、5013开关电流互感器端子箱电缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重.更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地2013。11.27304、 5012、5013断路器保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换.申报计划，结合停电更换电源插件申报15年计划5、#2主变抗短路能力不足加强带电巡视、红外测温5500kV永南I线及5041、5042断路器间隔1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测结合停电检测201310.20-22 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 5041、5042断路器上海MWB电流互感器更换2015年6月份实施3、5041、5042电流互感器、永南I线电压互感器至开关场接地端子箱之间的二次电缆引下金属管的上端未与互感器设备底座和金属外壳良好焊接.结合电流互感器换型进行改造 2015年6月份实施4、设备外绝缘达不到E级防污等级 瓷外绝缘喷涂PRTV201310.20-225、51小室直流分屏运行年限已经超过十年，老化问题严重，备件缺乏。主机和分机之间没有通讯。5041断路器保护及控制电源转移至新的直流分屏201310。20226、永南I回线电抗器B相2风扇无法工作更换新风扇201310.20227、两套线路保护使用的接口装置安装在同一个接口屏柜内。结合停电进行线路保护通讯接口装置转移及 48V直流通信电源转移.201310。20228、5041、5042电流互感器端子箱、永南I线电压互感器端子箱、高抗端子箱锈蚀严重，5041电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重。1、停电更换端子箱。2、更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地、201310。20226500kV永南I线线路及永修变侧5032、50331、永修变长高隔离开关万向节改造50322万向节更换201310。20222、绝缘子喷涂PRTV、绝缘子单改双、线2014年12月前实施3、绝缘子单改双改造2014年12月前实施4、线路自爆绝缘子更换、挂点鸟巢处理,防振锤滑移,线路通道树障碍处理线路消缺201310。2022