变电站综合检修方案

500kV南昌变电站综合检修方案

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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 ..............................................................................................................................................................................80 八、附图-500kV南昌变电站一次接线图 .............................................................................................................................................................82

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500kV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Ⅱ回线）于2004年4月投入运行，三期扩建工程南乐Ⅰ回线于2006年5月投入运行，四期工程南进Ⅰ、Ⅱ回线于2006年12月投入运行，五期工程南乐Ⅱ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

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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Ⅰ回、500kV永南Ⅱ回、500kV南乐Ⅰ回、500kV南乐Ⅱ回、500kV南进Ⅰ回、500kV南进Ⅱ回。220kV出线14回，分别为220kV南艾线、220kV南昌Ⅰ线、220kV南昌Ⅱ线、220kV南目Ⅱ线、220kV南目Ⅰ线、220kV南梅Ⅰ线、220kV南青线、220kV南梅Ⅱ线、220kV南瑶Ⅱ线、220kV南观Ⅰ线、220kV南观Ⅱ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[2009]6号

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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. 国家电网公司十电网重大反事故措施（国家电网公司生[2005]400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[2013]181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 995－2006 7.《继电保护和电网安全自动装置技术规程》GB/T 14285－2006 8. 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

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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 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 1、#1主变未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 2、#1主变三侧PT端子箱更换。 3、#1主变测控屏换型改造。 1、5021、5022断路器更换上海MWB电流互感器 2、5022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 春、秋季安全大检查、精益化大检查 1、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，设备外绝缘达不到E #1主变本体油箱油位计老化问题严重，备件缺乏。主机和分级防污等级 机之间没有通讯。 3、#1主变抗短路能力不足 指示降低至零 #1主变本体 1.站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2．#1主变高压侧开关电流互感器、电#1主变高压侧5021、设备外绝缘达不到E压互感器至开关场接地端子箱之间的 5022 级防污等级 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、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。

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设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 1、#2主变未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 2、#2主变风冷直流电春、秋季安全大检查、精益化大检查 1、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，#2主变本体 老化问题严重，备件缺乏。主机和分设备外绝缘达不到E 机之间没有通讯。 级防污等级 #2主变本体防腐 源转移。 南昌变保护小室中两段直流母线共一3、35kV侧电压互感器块馈线屏，相互之间无明显标识。端子端子箱、500kV侧电压箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜包互感器端子箱电缆屏铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治。 蔽层腐蚀处理。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值#2主变高压侧5012、检测 5013 设备外绝缘达不到E 1、5013开关电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。 1、5041、5042断路器更换上海MWB电流互感器 2、5012、5013断路器保护装置的开关级防污等级 电源模件运行超过6年，宜更换。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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两500kV永南I线及5041、5042断路器间隔 2、5041、5042电流互感器、永南I设备外绝缘达不到E永南I回线电抗器B相#2风线电压互感器至开关场接地端子箱之级防污等级 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。 扇无法工作 2、5041断路器保护套保护使用的接口装置，应安装在不同及控制电源转移至新的接口屏柜内。端子箱内电缆屏蔽层由“铜包铝”材质，腐蚀严重，的直流分屏，48V直流于使用的是通信电源转移，线路保急需进行整治，否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。 护通讯接口装置转移。 7

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 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春、秋季安全大检查、精益化大检查 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 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。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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5032断路器未进行500kV永南II线5031、5032 间的二次电缆引下金属管的上端未与开关防拒动专项隐互感器设备底座和金属外壳良好焊接。 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。 设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水设备外绝缘达不到E平偏低 级防污等级 3、永南II线CSL-101A线路保护换型改造。 患排查治理 2、5032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 1、5031、5032断路器更换上海MWB电流互感器 永南I线高抗未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 8

设 备 名 称 十反措 1.站内的绝缘子未进行过零值、低值专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 500kV南进I回线5011、5012 检测 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。 南进I回线线路501167设备外绝缘达不到E地刀监控机显示双位出错；级防污等级 ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重 1、 南进Ⅱ回线保护 蔽层腐蚀处理。 端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜5011CT端子箱电缆屏包铝”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、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 500kV南进Ⅱ回线5023 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。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 500kV南乐Ⅰ线、高抗、5033 2、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高抗风扇电源无漏电保安器、经常越级跳闸，扩大停 电范围 设备外绝缘达不到E ABB开关本体电缆接线盒级防污等级 锈蚀严重 及5023断路器保护直南昌变保护小室中两段直流母线共一流电源转移至新的直块馈线屏，相互之间无明显标识。 流分屏 端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜2、 5023CT端子箱电包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治，缆屏蔽层腐蚀处理 否则本体二次回路抗干扰能力将大大下降。 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。 南乐II线电抗器A相#1风设备外绝缘达不到E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 1、5043断路器更换上端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是“铜海MWB电流互感器 包铝”材质，腐蚀严重，急需进行整治，2、未配置多组份油中否则本体二次回路抗干扰能力将大大溶解气体在线监测装下降 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 级防污等级 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。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值500kV南乐Ⅱ线、高检测 抗、5043 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压级防污等级 水平偏低 9

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 控机在80℃至150℃之间频大修 技改 置 3 、5043CT端子箱、三相高抗本体控制箱电缆春、秋季安全大检查、精益化大检查 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。 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 屏蔽层腐蚀处理。 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 500kVⅠ、II母 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 设备外绝缘达不到E级防污等级

（2）500kV线路及对侧变电站间隔部分

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 1、绝缘子自爆5处 500kV永南I回线线路 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 1、绝缘子自爆3处 防风偏在线监测系 更换合成绝缘子；绝缘子喷涂PRTV、绝缘 子单改双、线路检修 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 10

设 备 名 称 线路 十反措 专项治理 缺陷 2、挂点鸟巢37基 3、线路通道树障碍2档 大修 技改 统维修、线路检修 春、秋季安全大检查、精益化大检查 500kV南进I回线线路 500kV南进Ⅱ回线线路 500kV南进Ⅱ回线电流互感器底座及法兰锈蚀 1、绝缘子自爆2处 500kV南乐Ⅰ回线线路 2、挂点鸟巢185基 3、避雷针滑移7处 1、绝缘子自爆5处 5052、5053断路器绝缘拉杆更换 南乐线航空城改线工程 1、南乐线航空城改 500kV南乐Ⅱ回线线路 2、挂点鸟巢121基 3、防鸟板破损39处 线工程 2、线路绝缘子喷涂RTV 永修变500kV永南I线5032、5033 永修变500kV永南II线5042、5043 进贤变500kV南进I回线5011、5012 进贤变500kV南进 永修变50322隔离开关万向节更换 500kV南进Ⅰ回线电流互感器底座及法兰锈蚀 500kV南进Ⅱ回线电流互感器底座及法兰锈蚀 Ⅱ回线5021、5022 乐平变500kV南乐

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5052、5053断路器绝缘拉杆更换 设 备 名 称 Ⅰ线5052、5053 乐平变500kV南乐Ⅱ线5042、5043 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 5042、5043断路器电流互感器更换； （3）220kV变电部分

设 备 名 称 十反措 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、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#1主变201断路器间隔 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 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。 1、#1主变测控屏换型改造。 2、计量电流串联接入PMU #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； 1、#2主变中压侧202开设备外绝缘达不到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 关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2、计量电流串联接入PMU 力将大大下降。 12

设 备 名 称 十反措 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、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。 站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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。 1.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 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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、操作直流电能表底度无法上传 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 电流互感器底部取样口连管锈蚀 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 220kV南梅Ⅰ线223 设备外绝缘达不到E级防污等级 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、紧设备外绝缘达不到E级防污等级 电能表底度无法上传 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 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13

220kV南梅Ⅱ线222 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。 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

设 备 名 称 十反措 值、低值检测 专项治理 缺陷 大修 要求，微动开关老化需更换 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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 1.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220kV南瑶II线221 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 接。 设备外绝缘达不到E级防污等级 南梅II线2211刀闸电流互感器底部取样口连管A相双丝拉杆断裂 锈蚀 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 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 在SF6密度继电器底部加装校验阀 220kV南昌III线219 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 设备外绝缘达不到E级防污等级 1、计量电流串联接入PMU 14

设 备 名 称 十反措 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 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 3.218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。 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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。 电能表底度 无法上传 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 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 220kV南观Ⅰ线218 设备外绝缘达不到E级防污等级 站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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。 1.在SF6密度继电器底部加装校验220kV南观Ⅱ线217 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

设备外绝缘达不到E级防污等级 电流互感器底部取样口连管锈蚀 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 15

设 备 名 称 十反措 互感器设备底座和金属外壳良好焊接。 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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 217断路器操动机构、液压机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 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.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220kV南艾线216 互感器设备底座和金属外壳良好焊接。 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 设备外绝缘达不到E级防污等级 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 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 电能表底 度无法上传 电流互感器底部取样口连管锈蚀 16

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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 1.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220kV南昌Ⅰ线215 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 设备外绝缘达不到E级防污等级 2151、2152、2153、21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 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 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 1.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220kV南昌Ⅱ线214 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 电流互感器底部取样口连管锈蚀 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 17

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 2141、2142、2143、2144隔离技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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 1.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。 220kV南目Ⅱ线213 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 2131、2133、2134隔离开关本站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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、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 18

设 备 名 称 十反措 1.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。 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 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、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。 220kV南目Ⅰ线212 设备外绝缘达不到E级防污等级 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 1、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 1.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220kV南青线211 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。

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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 设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 211断路器操动机构、液压技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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 在SF6密度继电器底部加装校验阀 220kV南七线224 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 设备外绝缘达不到E级防污等级 1、失灵回路改接 一期投运的户外端子箱由于是铁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220kV I母 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 质材料，腐蚀情况严重。端子箱内的母线二次电压及其它回路接入新电压并列屏。电端子由于质量差，布满铜绿，锈蚀情况也非常严重，且大部分为电流回路接触不良或开路的事故。端子箱内无加热驱潮装置。

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压接入PMU。端子箱更换。 的重要端子，容易引起电流二次回路设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 1、 母线二次电压及其春、秋季安全大检查、精益化大检查 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。 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、 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220kV IIA母 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 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。 端子箱内电缆屏蔽层由于使用的是220kV IIB母 “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。 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 220kV母联231开关 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。 2、保护换型改造。 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1、 母联CT端子箱更换 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 21

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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。 站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 220kV母联232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。 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 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220kV分段233开关 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 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 1.在SF6密度继电器底部加装校验阀 220kv旁路241及旁母 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

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 22

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 设 备 名 称 十反措 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。 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 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 ----- 23

设 备 名 称 十反措 专项治理 缺陷 大修 技改 春、秋季安全大检查、精益化大检查 ----- -----

（5）35kV部分

设 备 名 称 十反措 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、313开关电流互感器至开关场接地端子箱之间1#站用变 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 24

设 备 名 称 十反措 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、323开关电流互感器至开关场接地端子箱之间2#站用变 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。 1、315开关电流互感器至开关场接地端子箱之间1-1L电抗器 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。 1、317开关电流互感器至开关场接地端子箱之间1-2L电抗器 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。 1-1C电容器 设备外绝缘达不到E级防污等级 设备外绝缘达不到E级防污等级 设备外绝缘达不到E级防污等级 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 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、直流电源 转移至新的直流分屏 1、直流电源 转移至新的直流分屏 1、直流电源 转移至新的直流分屏 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 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 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、327开关电流互感器至开关场接地端子箱之间2-2L电抗器 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 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 25

设 备 名 称 十反措 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、326开关电流互感器至开关场接地端子箱之间2-1C电容器 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

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（6）公共部分

设 备 名 称 大修 十反措 缺陷 南昌变通信机房线缆整治 1、监控机频繁报48V通信电源III充放信通 电越限告警，短时即复归 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 1、各变电站均配备了UPS，但UPS均无防雷交直流 措施 2、南昌变为自带电池的UPS，其蓄电池未经检测。 500kV南昌变未按要求接地装置 开展地网开挖、接地网未测量接地阻抗 1、后台监控机“PMU装置异常告警”光字保护 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 通信机房报废屏柜未移走 技改 隐患排查 春、秋季安全大检查、精益化大检查 27

3、500kV I、II母电压压差偏大，大于4kV 4、00kV第一保护小室直流屏与监控机双网通讯中断 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站内管理 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

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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

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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[2013]303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

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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

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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。

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（三）500kV南昌变电站检修策略和检修计划详细情况

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 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 2013.9.27-30 上报2015年技改储备计划 2014年 2015年 备注 2、#1主变三侧PT端子箱锈蚀严重 结合停电更换端子箱 3、设备绝缘子达不到E级防污等级 4、#1主变本体油箱油位计指示降低至零 1 #1主变本体 5、#1主变测控屏运行年限14年，已经严重超期服役，备件缺乏。 6、#1主变抗短路能力不足 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.9.27-30 结合停电检查 2013.9.27-30 更换#1主变测控屏 加强带电巡视、红外测温 2013.9.27-30 7、35kVCT、PT端子箱锈蚀需更换 端子箱更换 2013.9.27-30 8、220kVPT端子箱锈蚀需更换 9、主变三侧PT二次电缆引下线未与本体连接

端子箱更换 焊接加长电缆引下线管 2013.9.27-30 结合停电实施 33

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、设备绝缘子达不到E级防污等级 3、5021、5022断路器更换上海MWB电流互感器 4、 #1主变高压侧开关电流互感2 #1主变高侧5021、5022 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。 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。 6、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。 1、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 3 #2主变本体 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5022断路器保护直流电源转移至新的直流分屏 申报计划，结合停电更换电源插件 报技改报加装多组份油中溶解气体在线监测装置 将#2主变风冷直流电源转移至新的直流分屏 2013.11.27-30 报15年储备计划 2013.9.27-30 结合电流互感器换型进行改造 6月份实施 检修策略 2013年 结合停电检测 2013.9.27-30 2014年 2015年 备注 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.9.27-30 6月份实施 34

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 3、设备绝缘子未进行防污处理 4、#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。 6、#2主变本体腐蚀严重 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、设备外绝缘达不到E级防污等级 3、5013开关电流互感器端子箱电4 #2主变高侧5012、5013 缆屏蔽层由于使用的是“铜包铝”材质，腐蚀严重。 4、 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。 5、#2主变抗短路能力不足 500kV永南I线及5041、5042

1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 #2主变本体防腐 2013.11.27-30 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地、 2013.11.27-30 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.11.27-30 2014年 2015年 备注 结合停电检测 2013.11.27-30 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.11.27-30 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 2013.11.27-30 申报计划，结合停电更换电源插件 加强带电巡视、红外测温 结合停电检测 申报15年计划 5 2013．10.20-22 35

检修计划 序号 设 备 名 称 断路器间隔 当前状态 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 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。 4、设备外绝缘达不到E级防污等级 5、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。 6、永南I回线电抗器B相#2风扇无法工作 检修策略 2013年 5041、5042断路器上海MWB电流互感器更换 2014年 2015年 2015年6月份实施 备注 结合电流互感器换型进行改造 2015年6月份实施 瓷外绝缘喷涂PRTV 5041断路器保护及控制电源转移至新的直流分屏 更换新风扇 结合停电进行线路保2013．10.20-22 2013．10.20-22 2013．10.20-22 7、两套线路保护使用的接口装置安装在同一个接口屏柜内。 护通讯接口装置转移及 48V直流通信电源转移。 2013．10.20-22 8、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。 6 500kV永南I线线路及永修变

1、永修变长高隔离开关万向节改造 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、 2013．10.20-22 50322万向节更换 2013．10.20-22 36

检修计划 序号 设 备 名 称 侧5032、5033 当前状态 2、绝缘子喷涂PRTV、绝缘子单改双、线 3、绝缘子单改双改造 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 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低。 3、5032断路器未进行开关防拒动专项隐患排查治理 检修策略 2013年 2014年 2014年12月前实施 2014年12月前实施 2015年 备注 线路消缺 2013．10.20-22 结合停电检测 1、5031、5032断路器更换上海MWB电流互感器 结合停电计划进行 2013.10.15-19 2015年12月份前实施 2013.10.15-19 7 500kV永南II线5031、5032 4、设备外绝缘达不到E级防污等级 5、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。 6、5032电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.10.15-19 结合电流互感器更换进行改造。 2015年12月份前实施 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 2015年12月份前实施 37

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 7、永南II线CSL-101A线路保护运行年限超期，备件缺乏。 8、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。 500kV永南II8 线线路及永修变侧5042、5043 1、防风偏在线监测系统故障 2、线路自爆绝缘子更换、挂点鸟巢处理，线路通道树障碍处理 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、南进I回线线路501167地刀监控机显示双位出错； 3、ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严9 500kV南进I回线5011、5012 重 4、设备外绝缘达不到E级防污等级 5、5011CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 6、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。 检修策略 2013年 报2014年计划更换保护 申报计划，结合停电更换电源插件 1、防风偏在线监测系统维修 线路消缺 2014年 上报2014年技改储备计划 上报2014年技改储备计划 2015年 备注 2013.10.15-19 2013.10.15-19 结合停电检测 2013.10.25-27 消缺处理 2013.10.25-27 更换电缆锈蚀盒盖 2013年12月31日前不停电更换处理 2013.10.25-27 瓷外绝缘喷涂PRTV 5011CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。 申报计划，结合停电更换电源插件 2013.10.25-27 申报2015年技改储备计划 38

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 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。 3、ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重 4、设备外绝缘达不到E级防污等级 10 500kV南进Ⅱ回线5023 5、52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。 检修策略 2013年 结合停电检测 2013.9.23-25 2014年 2015年 备注 申报计划，结合停电更换电源插件 申报2015年技改储备计划 更换电缆锈蚀盒盖 2013年12月31日前不停电更换处理 2013.9.23-25 瓷外绝缘喷涂PRTV 将南进Ⅱ回线保护及5023断路器保护直流电源转移至新的直流分屏 2013.9.23-25 6、5023CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 7、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南进Ⅰ、11 Ⅱ回线线路及进贤侧断路器 1、500kV南进Ⅰ回线电流互感器底座及法兰锈蚀 2、500kV南进Ⅱ回线电流互感器底座及法兰锈蚀 5023CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理 2013.10.25-27 2013.10.25-27(南进 做防锈处理 Ⅰ回线) 2013.9.23-25（南 进 Ⅱ回线） 39

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 3、高抗风扇电源无漏电保安器、经常越级跳闸，扩大停电范围 4、设备外绝缘达不到E级防污等级 12 500kV南乐Ⅰ线、高抗、5033 5、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 6、5033CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 7、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。 8、南乐I线保护及测控装置定检，四方保护升级 9、5033电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 13 南乐Ⅰ线线路及乐平站侧1、ABB绝缘拉杆存在自身缺陷 检修策略 2013年 结合停电检测 2013.11.11-15 2014年 2015年 备注 5033断路器更换上海MWB电流互感器 购买备品，加装漏电保护器 瓷外绝缘喷涂PRTV 2015年10月份 2013年12月31日前不停电实施 2013.11.11-15 2014年4月份不停电实施 2011年报技改项目 5033CT端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理 申报计划，结合停电更换电源插件 南乐I线保护及测控装置定检，四方保护升级。 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 乐平站5052、5053断路器绝缘拉杆更换 2013.11.11-15 申报2015年技改储备计划 2013.11.11-15 2013.11.11-15 2014年3月份完成 40

检修计划 序号 设 备 名 称 5052、5053 当前状态 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 方案未定，停电时间未定 2、南乐Ⅰ线线路改造 3、线路自爆绝缘子更换、挂点鸟巢处理，避雷针滑移、线路通道树障碍处理 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 3、南乐II线电抗器A相#1风扇，B相#1、#2风扇无法工作； 4、设备外绝缘达不到E级防污等南乐Ⅰ线航空城改线工程 线路消缺 2013.11.11-15 结合停电检测 2013年11月份实施 5043断路器更换上海MWB电流互感器 2014年9月份 检查更换故障设备 2014年4月份 14 500kV南乐Ⅱ线、高抗、5043 级 5、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； 6、高抗风扇电源无漏电保安器、经常越级跳闸，扩大停电范围； 7、ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重 8、未配置多组份油中溶解气体在线监测装置 9、5043CT端子箱、三相高抗本体瓷外绝缘喷涂PRTV 2013年11月份完成 更换温度计 2013年11月份完成 加装漏电保护器 2013年12月份前不停电处理 2013年12月份前不停电处理 2013年11月份完成 更换电缆锈蚀盒盖 2011年技改项目 更换电缆或进行屏蔽2014年4月份实施 41

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 控制箱电缆屏蔽层腐蚀严重 10、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。 1、设备绝缘裕度小，耐受雷电过电压水平偏低 南乐Ⅱ线线路15 及乐平站侧5042、5043 3、南乐Ⅱ线线路绝缘子改造 4、线路自爆绝缘子更换、挂点鸟巢处理，防鸟板破损处理 1、站内的绝缘子未进行过零值、低值检测 2、南乐Ⅱ线线路改造 检修策略 2013年 层重新制作接地 申报计划，结合停电更换电源插件 1、5042、5043断路器电流互感器更换； 南乐Ⅱ线航空城改线工程 线路绝缘子喷涂RTV 2014年 2015年 备注 申报2015年技改计划 2015年10月份完成 方案未定，停电时间未定 2014年12月份防鸟板破损处理处理 线路消缺 2013年11月份线路消缺 2013.10.9-12（Ⅰ母） 2013.10.28-31（Ⅱ母） 结合停电检测 母差电流回路接地线 2013.10.9-12（Ⅰ母） 2013.10.28-31（Ⅱ母） 16 500kV Ⅰ、II母 2、母差电流回路接地线需整改 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 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 1、站内的悬式绝缘子未进行过零17 #1主变201断路器间隔 值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 悬式绝缘子喷涂PRTV 站内的悬式绝缘子零值、低值检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 2013.10.9-12（Ⅰ母） 2013.10.28-31（Ⅱ母） 2013.9.27-30 申报2015年技改计划 42

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 检修策略 2013年 悬式绝缘子、设备瓷瓶喷涂PRTV 2011、2014隔离开关本2013.9.27-30 2014年 2015年 备注 2013.9.27-30 4、2011、2014隔离开关未完善化改造 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 5、电流互感器底部取样口连管锈蚀 6、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 7、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。 8、南昌变PMU系统不完善 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 18 #2主变202断路器间隔 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 更换电流互感器底座油箱 微动开关老化，需更换。 申报2015年大修储备项目 2013.9.27-30 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 计量电流串联接入PMU 2013.9.27-30 站内的悬式绝缘子零值、低值检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 悬式绝缘子、设备瓷瓶喷涂PRTV 2013．11.27-30 申报2015年大修储备项目 2013．11.27-30 43

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 4、南阳金冠电流互感器连接金具未更换 5、#2主变中压侧202开关电流互感器端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 6、南昌变PMU系统不完善 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电19 220kV南梅Ⅰ线223 器、非全相继电器及进行传动试验 5、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 6、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。 7、2231、2234隔离开关未完善化2231、2234隔离开关本2013.11.13-14 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 检修策略 2013年 断路器更换南阳金冠CT引流板更换 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 2013．11.27-30 2014年 2015年 备注 2013．11.27-30 计量电流串联接入PMU 2013．11.27-30 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2013.11.13-14 申报2015年大修储备项目 2013.11.13-14 申报2015年大修储备项目 2013.11.13-14 44

检修计划 序号 设 备 名 称 改造 当前状态 检修策略 2013年 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 2014年 2015年 备注 9、22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。 10、南昌变PMU系统不完善 11、电能表底度无法上传 11、电流互感器底部取样口连管锈蚀 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 20 220kV南梅Ⅱ线222 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 5、南梅II线2211刀闸A相双丝拉杆断裂 6、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

线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 2013.11.13-14 计量电流接入PMU。 消缺 更换电流互感器底座油箱 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 南梅II线2211刀闸完善化改造 微动开关老化，需更换。 2013.9.23-24 申报2015年大修储备项目 2013.11.13-14 2013.11.13-14 申报2015年大修储备项目 2013.9.23-24 申报2015年大修储备项目 2013.9.23-24 2013.9.23-24 45

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 压次数超过技术文件要求 2224隔离开关本体、传7、2224隔离未完善化改造 动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 8、南昌变PMU系统不完善 9、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。 10、电流互感器底部取样口连管锈蚀 11、22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。 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装21 220kV南瑶II线221 校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电更换电流互感器底座油箱 线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加2013.9.25-26 2013.9.23-24 申报2015年大修储备项目 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 计量电流接入PMU。 2013.9.23-24 2013.9.23-24 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 申报2015年大修储备项目 2013.9.25-26 器、非全相继电器及进行传动试验 装防跳继电器、非全相

申报2015年大修储备项目 46

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 继电器 5、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 2013.9.25-26 2014年 2015年 备注 微动开关老化，需更换。 2211隔离开关本体、传 2013.9.25-26 6、2211隔离未完善化改造 动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 7、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 8、南昌变PMU系统不完善 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装22 220kV南昌III线219 校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 计量电流串联接入PMU 2013.9.25-26 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 申报2015年大修储备项目 2013.12.3-4 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 申报2015年大修储备项目 2013.12.3-4 47

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 5、南昌变PMU系统不完善 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 计量电流串联接入PMU 2013.12.3-4 站内的悬式绝缘子零值、低值检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 悬式绝缘子、设备瓷瓶喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 23 220kV南观Ⅰ线218 5、电能表底度无法上传。 6、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 7、南昌变PMU系统不完善 8、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。 9、22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

线路保护、操作直流电源转移至新的直流分2013.10．8-14 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 消缺 2013.10．8-14 2013.10．8-14 申报2015年大修储备项目 2014年 2015年 备注 2013.10．8-14 申报2015年大修储备项目 2013.10．8-14 微动开关老化，需更换。 计量电流串联接入PMU 2013.10．8-14 48

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 乏。主机和分机之间没有通讯。 10、电流互感器底部取样口连管锈蚀 屏 更换电流互感器底座油箱 2181隔离开关本体、传11、2181隔离未完善化改造 动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电24 220kV南观Ⅱ线217 器、非全相继电器及进行传动试验 5、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 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2173隔离开关本体、传6、2173隔离开关需完善化改造 动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 7、电能表底度无法上传。 消缺 2013.10．8-14 2013.10．8-14 列入2015年储备项目 2013.10．8-14 2013.10．8-14 列入2015年储备项目 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 列入2015年储备项目 2013.10．8-14 49

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 8、南昌变PMU系统不完善 9、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。 10、22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。 11、电流互感器底部取样口连管锈蚀 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等25 220kV南艾线216 级 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 5、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 6、2161隔离开关需完善化改造

线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 更换电流互感器底座油箱 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2161隔离开关本体、传 2013.12.5-6 申报2015年大修储备项目 申报2015年大修储备项目 2013.10．8-14 结合停电进行重新焊接 检修策略 2013年 计量电流串联接入PMU 2013.10．8-14 2014年 2015年 备注 2013.12.5-6 申报2015年大修储备项目 2013.12.5-6 2013.12.5-6 50

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 动部件出现裂纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 7、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。 8、南昌变PMU系统不完善 计量电流串联接入PMU 2013.12.5-6 2013．11.2-6（2151、21531、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 刀闸） 结合停电检测 2013.11.20-21（2152 刀闸） 2、在SF6密度继电器底部未加装26 220kV南昌Ⅰ线215 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 瓷外绝缘喷涂PRTV 校验阀 在SF6密度继电器底部加装校验阀 2013．11.2-6（2151、2153刀闸） 2013.11.20-21（2152 刀闸） 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 51

列入2015年储备项目 列入2015年储备项目 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 2014年 2015年 备注

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 2013．11.2-6（2151、21535、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。 刀闸） 2013.11.20-21（2152 刀闸） 2151、2152、2153、216、2151、2152、2153、21隔离开关需完善化改造 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 7、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。 2013．11.2-6（2151、21538、南昌变PMU系统不完善 计量电流串联接入PMU 刀闸） 2013.11.20-21（2152 刀闸） 9、电流互感器底部取样口连管锈蚀 更换电流互感器底座油箱 2013.10.10-13（2141、27 220kV南昌Ⅱ线214 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 结合停电检测 2143刀闸） 2013.11．18-19（2142、2144刀闸）

52

申报2015年大修储备项目 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 2013．11.2-6（2151、2153刀闸） 2013.11.20-21（2152 刀闸） 2014年 2015年 备注 检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 检修策略 2013年 在SF6密度继电器底部加装校验阀 2013.10.10-13（2141、 2014年 2015年 申报2015年大修储备项目 备注 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 瓷外绝缘喷涂PRTV 2143刀闸） 2013.11．18-19（2142、2144刀闸） 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 2013.10.10-13（2141、微动开关老化，需更换。 2143刀闸） 2013.11．18-19（2142、2144刀闸） 2141、2142、2143、21442013.10.10-13（2141、2143刀闸） 2013.11．18-19（2142、2144刀闸） 申报2015年大修储备项目 5、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 6、2141、2142、2143、2144隔离开关需完善化改造 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 7、南昌变PMU系统不完善 8、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。

计量电流串联接入PMU 结合停电进行重新焊接 53

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 9、电流互感器底部取样口连管锈蚀 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 5、213断路器操动机构、液压机构28 220kV南目Ⅱ线213 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 检修策略 2013年 更换电流互感器底座油箱 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2131、2133、2134隔离 2013.12.7-10 申报2015年大修储备项目 2014年 2015年 申报2015年大修储备项目 备注 2013.12.7-10 申报2015年大修储备项目 2013.12.7-10 2013.12.7-10 6、2131、2133、2134隔离开关需完善化改造 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 7、南昌变PMU系统不完善 8、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计量电流串联接入PMU 2013.12.7-10 结合停电进行重新焊接

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 壳良好焊接。 9、线路保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。 10、监控后台收发信机告警及动作信号分开 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电29 220kV南目Ⅰ线212 器、非全相继电器及进行传动试验 5、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 申报计划，结合停电更换电源插件 结合停电进行整改 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2122、2123、2124隔离2013．10.22-26 申报2015年大修储备项目 2013．10.22-26 申报2015年大修储备项目 2013．10.22-26 2013．10.22-26 6、2122、2123、2124隔离开关需完善化改造 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 7、南昌变PMU系统不完善 计量电流串联接入PMU 2013．10.22-26 55

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 8、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。 9、线路保护装置的开关电源模件运行超过6年，宜更换。 10、监控后台收发信机告警及动作信号分开 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 30 220kV南青线211 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 5、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 6、2114、2111隔离开关需完善化改造 申报计划，结合停电更换电源插件 结合停电进行整改 结合停电进行重新焊接 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2114、2111隔离开关本体、传动部件出现裂2013.10.1-7 申报2015年大修储备项目 2013.10.1-7 申报2015年大修储备项目 2013.10.1-7 2013.10.1-7 56

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 纹、紧固件松动等现象，需进行完善化改造 7、南昌变PMU系统不完善 8、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。 9、对侧申报了线路保护光纤化改造 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 31 220kV南七线224 2、设备外绝缘达不到E级防污等级 3、保护及测控装置首检，失灵回路改接，计量电流接入PMU。 1、220kVI母PT2511刀闸后台未做遥控操作点 2、南昌变PMU系统不完善 32 220kV I母 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、PT端子箱锈蚀严重

配合对侧进行双套线路保护光纤化改造 结合停电检测 结合停电进行重新焊接 计量电流串联接入PMU 2013.10.1-7 2014年 2015年 备注 2013.10.16-21 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.10.16-21 电压接入PMU。 支柱瓷瓶喷涂PRTV 端子箱更换。 2013.12.3-8 2013.12.3-8 57

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 5、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。 1、220kVII母PT2522A刀闸后台未做遥控操作点 2、母线二次电压及其它回路接入新电压并列屏。 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、PT端子箱锈蚀严重 33 220kV IIA母 5、2332A刀闸控制回路转移至新电压并列屏。 6、南昌变PMU系统不完善 7、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。 1、 端子箱电缆屏蔽层腐蚀严重 34 220kV IIB母 2、南昌变PMU系统不完善 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 电压接入PMU。 2013．11.25-26 2013．11.25-26 结合停电进行重新焊接 结合停电进行重新焊接 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 支柱瓷瓶喷涂PRTV 端子箱更换。 电压接入PMU。 2013.10.21-24 2013.10.21-24 58

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 5、231断路器操动机构、液压机构34 220kV母联231开关 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 6、端子箱由于是铁质材料，腐蚀情况严重。231母联测控屏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。没有专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置，不符合反措提出的要求，故必须立即整改。 7、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结合停电进行重新焊接 母联CT端子箱更换，保护换型改造。 2013.11.1-8 检修策略 2013年 支柱瓷瓶喷涂PRTV 2013．11.25-26 2014年 2015年 备注 结合停电检测 在SF6密度继电器底部加装校验阀 瓷外绝缘喷涂PRTV 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 微动开关老化，需更换。 2013.11.1-8 申报2015年大修储备项目 2013.11.1-8 申报2015年大修储备项目 2013.11.1-8 59

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 和金属外壳良好焊接。 1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 2、端子箱内电缆屏蔽腐蚀严重 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、保护及测控装置定检，四方保35 220kV母联232开关 护升级。 5、22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。 结合停电检测 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.11.25-26 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 2013.11.25-26 2013.11.25-26 线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 6、端子箱电缆屏蔽层腐蚀处理。 7、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、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 36 220kV分段233开关 2、端子箱内电缆屏蔽腐蚀严重 3、设备外绝缘达不到E级防污等级

结合停电检测 更换电缆或进行屏蔽层重新制作接地 瓷外绝缘喷涂PRTV 2013.11.25-26 2013.11.25-26 2013.11.25-26 60

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 4、22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。 线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 2013.10.21-24(2412、1、站内的悬式绝缘子未进行过零值、低值检测 结合停电检测 2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 2、在SF6密度继电器底部未加装校验阀 在SF6密度继电器底部加装校验阀 2013.10.21-24(2412、37 220kv旁路241及旁母 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 瓷外绝缘喷涂PRTV 2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 4、本体二次回路未加装防跳继电器、非全相继电器及进行传动试验 在本体二次回路中加装防跳继电器、非全相继电器 2013.10.21-24(2412、微动开关老化，需更换。 2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 申报2015年大修储备项目 申报2015年大修储备项目 2014年 2015年 备注 5、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 61

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 检修策略 2013年 6、21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。 线路保护、操作直流电源转移至新的直流分屏 2013.10.21-24(2412、2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 2013.10.21-24(2412、7、旁路母线24004地刀上倾角度过高 调整 2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 2411、2412、2414隔离8、2411、2412、2414隔离开关需完善化改造 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 2013.10.21-24(2412、2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 2013.10.21-24(2412、9、南昌变PMU系统不完善 计量电流串联接入PMU 2414刀闸) 2013.10.9．23-30(2411 刀闸) 10、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。 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 2014年 2015年 备注 62

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 1、未开展开关柜超声波局部放电检测、暂态地电压检测 2、设备外绝缘达不到E级防污等38 0#站用变 级 3、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。 1、未开展开关柜超声波局部放电检测、暂态地电压检测 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。 39 1#站用变 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、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。 1、未开展开关柜超声波局部放电检测、暂态地电压检测 40 2#站用变 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。 上报2013年零购计划 未配置仪器 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 检修策略 2013年 上报2013年零购计划 2014年 2015年 备注 未配置仪器 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013年12月31日前完成 直流电源转移至新的直流分屏 2013年12月31日前完成 上报2013年零购计划 未配置仪器 直流电源转移至新的直流分屏 2013.9.27-30 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.9.27-30 直流电源转移至新的直流分屏 2013.11.27-30 63

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 3、设备外绝缘达不到E级防污等级 4、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。 5、#2站用变本体瓦斯保护继电器无防雨罩 1、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。 2、设备外绝缘达不到E级防污等41 1-1L电抗器 级 3、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。 1、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。 42 1-2L电抗器 2、设备外绝缘达不到E级防污等级 3、317开关电流互感器至开关场接

直流电源转移至新的直流分屏 2013.9.27-30 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 检修策略 2013年 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.11.27-30 2014年 2015年 备注 直流电源转移至新的直流分屏 2013.9.27-30 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.9.27-30 设备瓷瓶喷涂PRTV 结合停电进行重新焊2013.9.27-30 申报2015年大修储备项目

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 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。 1、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43 1-1C电容器 乏。主机和分机之间没有通讯。 2、设备外绝缘达不到E级防污等级 1、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44 2-1L电抗器 乏。主机和分机之间没有通讯。 2、设备外绝缘达不到E级防污等级 1、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。 2、设备外绝缘达不到E级防污等45 2-2L电抗器 级 3、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。 46

2-1C电容器 1、35小室直流分屏运行年限已经直流电源转移至新的2013.11.27-30 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 直流电源转移至新的直流分屏 2013.9.27-30 接 检修策略 2013年 2014年 2015年 备注 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.9.27-30 直流电源转移至新的直流分屏 2013.11.27-30 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.11.27-30 直流电源转移至新的直流分屏 2013.11.27-30 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.11.27-30 65

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 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、设备外绝缘达不到E级防污等级 3、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。 1、各变电站均配备了UPS，但UPS均无防雷、电击措施； 2、后台监控机“PMU装置异常告警”光字牌亮 3、监控机频繁报48V通信电源III充放电越限告警，短时即复归 4、500kV第一保护小室直流屏与监47 公共部分 控机双网通讯中断 5、500kV I、II母电压压差偏大，大于4kV 6、站扩建场地与生活场所围栏还未安装 7、场地部分端子箱未装加热器 8、500kV南昌变未按要求开展地网开挖检查工作。 9、南昌变部分图纸图实不符

结合定检检查 结合停电进行重新焊接 申报2015年大修储备项目 设备瓷瓶喷涂PRTV 2013.11.27-30 检修策略 2013年 直流分屏 2014年 2015年 备注 消缺 11月份 消缺 结合直流分屏改造消缺 联系厂家进行检查 10月份 11月份 4月份实施 安装加热器 开展地网开挖检查 变电站进行排查 11月份实施 10月底完成 66

检修计划 序号 设 备 名 称 当前状态 10、南昌变OPGW光缆在龙门架与引下线接续盒处未接地 11、通信机房报废屏柜未移走 12、变调度交换机扩容改造 13、华网南北走廊项目光通信网改造 检修策略 2013年 消缺 移走 2014年技改储备项目 2014年技改储备项目 11月份 10月份 12月 12月 10月 12月 6月 10月 2014年 2015年 备注 14、变调度台及调度录音系统更换 2013年技改项目 15、0KV变电站调度交换机远程综合网管系统改造 16、变通信机房线缆整治 17、变载波机房摄像头无图像 2013年技改项目 2013年大修项目 消缺 67

四、组织措施

（一）成立综合检修领导小组

组长：周其平

副组长：胡涛、孙其寿

成员：张孟湲、秦文红、李恒锦、毛鹏、程秀文、王金生、杨威、卢永平、万意、夏磊 主要职责：

1）对本次综合检修进行全面领导，对安全文明施工、工期控制、物资采购、费用支出等工作中的重大事项进行决策。

2）公司各部门应在公司领导小组的统一领导指挥下，按照各自的职责，密切协作，相互配合，共同做好南昌变综合检修工作。

3）对施工技术和质量进行指导和监督，对施工中的技术质量问题进行决策，重大问题向领导小组和上级技术管理部门汇报。

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4）综合检修过程中一旦发生突发事件，指挥现场应迅速采取有效措施，尽快控制防止事态扩大，以减少损失和社会影响。

（二）成立综合检修工作办公室 组长：秦文红

副组长：黄玮、苗丰、宋小欣

成员：董越、吴冬文、滕安、李攀、刘剑勇、何萍、周彤、黄刚、范黎锋、汪旭峰 主要职责：

1）贯彻落实国家和上级部门颁发的安全生产方针、法律法规和规章制度，协助组织落实生产单位电网生产安全管理。

2）拟定南昌变输变电设备综合检修月度、年度检修计划，组织和督促计划的实施，组织编制上报月度停电申请计划。

3）汇总、审核及申报南昌变综合检修物资需求计划的等管理工作，统计分析物质需求计划工作。协调本公司范围内应急抢修物资供应调配。

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4）审核南昌变输变电设备综合检修报告、检修计划、大修、技改计划、设备技术改造规划、设备应急抢修预案。

5）加强输变电设备综合检修动态评价工作的管理，通过定期评价和动态评价相结合的方式，实时全面掌握设备的健康状况。

（三）成立综合检修工作小组 3.1 变电工作小组 组长：毛鹏

成员：卢永平、胡道明、苏文宇、彭淑明、刘军农、熊继承、薄鲁海、戴斌、吴冬文、滕安、范黎锋、余向阳

3.2 输电工作小组 组 长：程秀文

成 员：夏磊、万文涛、彭福先、邹远生、祝晓军、李 攀、郭 勇、林柳兵、杨 舜、陈开

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群

3.3 信通工作小组 组长：杨威

成员：万意、何伟力、张兵、梅利奇、刘剑勇 3.4 运维工作小组 组长：王金生

成员：张孟湲、邱军、王岗、邹信勤、钟辉龙、周丽群、何萍、林军、熊华维

主要职责：

1）对工作进行全面指挥协调，组织施工方案编制、人员安排和现场施工。

2）对工作内容确定、物资材料准备、现场施工质量和进度控制等各项工作进行督促，对土建工作进行具体安排，保障现场把关人员到位。

3）对工作安全文明措施进行布置，保障现场安全监督人员到位，对工作现场安全措施进行监督和建议。

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4 )对施工技术和质量进行指导和监督，对施工中的技术质量问题进行决策，重大问题向施工总指挥和上级技术管理部门汇报。

5 ) 在领导小组和施工总负责人领导下保证设备材料及后勤供应，对南昌变改造新购材料及工器具所发生项目单独列卡。

6）对项目部资料收集进行指导和督促，最终负责对工程档案的标准化归档。 五、技术措施

（一）基本思路

1、变电站设备综合检修前对设备全面特巡，对一、二次设备红外测温（负荷高峰期），对设备缺陷和运行状况进行收集。

2、充分利用综合检修机会对设备缺陷、反措、金属外壳锈蚀等进行综合整治。

3、优化施工流程，减少各专业交叉作业，各专业协调，尽量保证设备调试和试验时间。

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（二）技术管理

1、严格按照厂家说明书及施工设计图进行新设备安装，必要时在厂家服务人员指导下进行安装。 2、认真编写标准化作业卡并严格执行。

3、新设备安装质量要求符合电气安装验收规范要求,施工工艺参照国家电网公司输变电工程《施工工艺示范手册》（变电工程分册土建、电气部分）执行。

4、严格按照国家电网公司《输变电设备检修规范》及省公司《输变电设备状态检修试验规程实施细则》要求进行检修试验。

5、严格实行“三级”验收制度。 六、安全措施

（一）一般措施

1、现场施工人员严格遵守《电力安全工作规程（变电部分）》及上级有关安全规定，服从现场安全专责和各安全管理人员的监督，保证自身不发生违章违纪和不安全行为，现场安全负责人要及

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时制止违章行为。

2、工程开工前，要按规定办理工作票并履行开工手续，现场安全专责人要认真检查安措的落实情况，各阶段应将带电部分与施工部分明显可靠隔离。

3、每天工作开工前，施工现场工作负责人应仔细检查安全措施是否完善，若有变动应向运行人员了解清楚，待安措完善后方可开工。

4、现场搬动设备、材料，不得超高搬运，不得碰及运行设备，应防止高压触电和损坏运行设备。 5、起重机械起重作业时，要按设备说明书要求选择好吊点，以免损坏设备，吊车工作前应先垫好吊车支撑脚，以防倾倒，吊物时吊臂下严禁站人，防止落物伤人；吊装作业过程中起重机臂架、吊具、辅具、钢丝绳及吊物等与带电设备保持足够安全距离：220kV大于6米，110kV大于5米，35kV大于4米，10kV大于3米，工作时应有专人进行监护，尽量采用低高度吊物方式吊装或转运设备。遇有雷雨等恶劣气候时，不得进行起重工作。起重机械只限于熟悉使用方法并经考试合格、取得合格证的人员使用，并禁止工作人员利用吊钩来上升或下降。起重用的钢丝绳、吊钩、纤维绳等应完好，所承受的荷重不得超过标准。起重工作应有统一的信号，并设专人指挥。

6、施工中使用的电源应有漏电保安器，工作现场应就近设置电源刀闸，使用的电动工具要可靠

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接地，以防低压触电。

7、施工人员在施工中应正确着装，配戴标志（含临时工），施工中应特别加强对临时工及厂家人员的安全监护，临时工和施工队必须按要求参加安全培训及签定安全协议。

8、工作负责人应严格履行安全管理职责，认真监护，严格管理，保证工作班不发生安全责任事故和不安全现象。

9、在各阶段施工过程中，应特别注意以下几方面的安全事项：

（1）吊装靠近运行设备构、支架及设备时，应特别注意人员及设备与带电部分的安全距离，如确无法保证，应采取短时申请停电措施后进行。

（2）交、直流接临时电源时，不得造成运行设备交、直流电源中断，且在使用临时电源时不得造成交、直流短路或接地等现象。

（3）施工人员较多且有外来人员及临时工参与，应特别注意搞好监护工作，防止误碰运行中设备，造成设备停电事故。

（4）二次施工中严格按要求填写二次工作安措票。

（5）在运的二次屏（柜）接线要划出端子排图、端子号、电缆芯号均要标示好。

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（6）保护、控制、信号的公共路连跳回路均回要求根据施工进度作好安全措施并作好记录。 10、尽量减少交叉作业，尽量减少上下交叉作业，如必须进行上下交叉或多人在一处作业时，应采取相应的、有效的防高处落物、防坠落的措施。相互照应，密切配合。

（二） 检修过程中主要危险点分析及控制措施

序号 辨识项目 风险辨识 控制措施 1、按工作票要求落实好安全措施并站队“三交”； 2、两人一起作业，严格监护，监护人短时离开，指定专人监护或停止作业并离开现场； 3、不能扩大工作范围，不能移动和跨越围栏进行作业。 1、设专人监护； 2、由两人及以上人员放倒搬运。 1、梯子摆放稳固，有防滑防倒措施，严禁直接搭靠在设备支持瓷瓶等不能承重的物件上； 2、上下楼梯工作时，梯子有人扶持； 3、正确使用安全带挂架及安全带、脚扣。 1、一次工作负责人必须全过程监护、协调吊装工作； 2、需指定专人指挥吊车； 3、吊车在升降、旋转过程中，车臂及起吊物下方严禁站人，起吊区域禁止人员随意穿越； 4、起吊过程前，检查吊绳完好，位置适当，受力均匀，吊环紧固，吊车可靠接76

1 误入、误碰带电部位 高压触电 2 在运行区域内搬运楼梯 高压触电 3 在高处作业 高处坠落 坠物伤人及损坏设4 设备吊装 备

序号 辨识项目 风险辨识 地，支撑平稳。 控制措施 1、接临时电源由两人进行，严禁钩挂、缠绕方式接取临时电源； 5 检修电源的接取 低压触电 2、检修电源必须装设合格的漏电保护器。 1、作业前核对设备名称、编号和位置，设专人全过程监护； 在临近带电设备处拆、接设备高压6 引线 高压触电 3、不准使用金属梯子； 4、登高作业过程中正确使用安全带。 1、隔离开关电动操作前应确保隔离开关构架上无人工作； 7 隔离开关检修 机械伤害 2、隔离开关手动操作应加强配合，防止造成人员伤害； 3、电动机构检查应确认隔离开关操作电源已断开，转换开关打到近控位置。 8 9 加压试验 断路器传动试验 高压触电 机械伤害 1、试验现场设置遮拦，遮拦与试验设备高压部分保持足够安全距离； 2、加压前，工作负责人先检查试验接线正确、人员已撤离加压区域，并设专人监护，加压过程应大声呼唱。 保护人员在传动断路器时，应事先通知相关检修人员，确证断路器无人工作或不2、拆前用安全绳绑扎牵拉引线，拆后绑扎固定引线； 77

序号 辨识项目 风险辨识 影响人身安全方可传动试验。 1、加强现场监护； 控制措施 10 高空作业车上作业 高空坠落 2、作业车支撑脚牢固、平整； 3、正确使用安全带。 1、解开TA、TV二次回路时做好记录； TV二次短路 11 TV、TA二次接线 TA二次开路 3、复电后认真做好带负荷检查工作。 1、电焊机的外壳接地必须可靠，其裸露的导电部分必须装设防护罩； 2、电焊机一次侧、二次侧的电源线及焊钳必须绝缘良好、无破损，二次侧出线12 电焊作业 火灾损害 低压触电 端接触点连接螺栓应拧紧； 3、电焊机倒换接头、转移作业地点、发生故障或电焊工离开工作场所时，必须切断电源； 2、接线后由二次工作负责人仔细检查回路接线情况； 78

序号 辨识项目 风险辨识 控制措施 4、工作结束后必须切断电源，检查工作场所及其周围，确认无起火危险后方可离开； 5、就近放置消防器材且清理隔离易燃物品； 6、作业人员防护用品佩戴正确。 1、乙炔气瓶使用时必须直立放置，严禁卧放使用； 2、气瓶必须装设专用减压器，不同气体的减压器严禁换用或替用； 3、严禁敲击、碰撞乙炔气瓶； 4、 焊接时，氧气瓶与乙炔气瓶的距离不得小于5m,气瓶距离明火不得小于1 0m； 5、气瓶内的气体严禁用尽。氧气瓶应留有不小于0.2M Pa的剩余压力；乙炔气瓶必须留有规定的剩余压力； 6、；氧气软管与乙炔软管严禁混用；软管连接处应用专用卡子卡紧或用软金属丝扎紧； 7、 软管不得横跨交通要道或将重物压在其上。 火灾损害 13 气焊作业 爆炸伤害 79

序号 辨识项目 风险辨识 1、设专人监护； 控制措施 14 二次接线 接线错误造成事故 2、按图纸进行接线； 3、按规定进行试验，确认接线无误后结束工作。 1、设专人监护； 2、在回路上工作时，使用有绝缘手柄的工具，不得裸露金属部分； 在二次回路上或二次回路附近作15 业 4、二次回路上或附近区域不得进行焊、割作业和敲打作业； 5、每拆一根二次线时，裸露的线头要立即单独绝缘包扎。 误碰造成事故 3、使用测量仪表前，对仪表及相关档位进行检查核对无误；

七、安全文明施工及环境保护

1、防止SF6泄漏：充气时仔细检查管道阀门，严禁向大气大量排放SF6气体。

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