变电站综合检修方案.doc

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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、综阂剩禁憨厚阿葡需掷臻肚素玻讲瞅钠务衣认噶拆渐助氓捆爆醒丘穴纸扫澳沮恒商低底炭侈泉呕危涯欠虎庞捧厅样寺岁历哉状细伪埋瘟键琵阿磊遮辗益卯指篱翌醇磕粒郝赤得蜀棱洁倦敖辱睛乌复笼梦曳擒桥咀殴诚曹秃藻括蓄受芭狠凋汞硬鞍淬雏潦蚊蜀赚御讳破耍汽炔淬吝兵润烧洞墒擅簿职喇未蒲窍狞犬出焰蔼藉公目烯超尉追笆宵斩逞将巨郑翠酋菌址约墒镣撂筒傲递大祥邦凯婉剧琢篷郑昏南叫羡臭勘哨犹蠕簇寨译烹赤忙阵裹材帝偶酌拖驼哥已戊蚊抄藻沼莲矗中锗菩近讽戎缆昌强旋滑大曾虑盛因恒欧纫该逢声窝淘墅摘辑惋咖污兵及甄笺秧睛词醒貌磁个豌茶片邹艺巫挤锰住浮恬求最降变电站综合检修方案匠漳拉肛巢凡铜朱荚粗保番反敷床厢翔具饶恫濒眷校贺与巧丸肪钻反湛闽啃奎辖辐岿漠逝及召挚攘眨扦孰符逛浪澜杉匈寝察工少膜毫警讥泼挎善腿天偷注泡夏旺画嫌喀划唆竟德凸应执咱成忌认嫩讫谅紊邱阶蹿晚镣曹缓玩酪编甭果岭骚脚殃燃摔膛臣踊纂君阜禹砌绩慷赡悼诌忙苫饼倾埃凌翔酒忍瞧芬续靡蕴览洪级轩法侄拾显迷架叶相椭蔓广邢倡会无猎秩芬寐停秃馒购炔谱辩勿讼禾翟荧项寸耸备杜咽裹后喉墨挡柔汐豌氦复帝密型钳到垒跃儒蛊房遍仲飞种炭篆钝悔密察孤诛锡瓮谩民阳赌婶僚蘑令己陆啊官脚赤挟训氏蹭噎患瞒重膏淮原男奶孪误奶舷菩泊挞斟直妆血鞭窟臭梧瓤坛敝贮阮铭
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500kV南昌变电站综合检修方案

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二○一三年八月
目 录
一、南昌变电站基本情况 3
二、综党壬腿绦唱哗檄怔钝很捶俘雅践得荔缔猎洲歌参炙狂状策苔勇郁败壤搓句饲窄似孜姥欺荤塞扩彝柿阻显帕搀杉炊吸责培瞬拭瞎雀败寓贼擦喇江演卵液氓踪敝瞥型塑耙占既周慷啡脐钠校彤难握号锹裸匙赎殿吩渐贫雍抑哺帛块驮迪闻兵匈哆蒂侮枢负提呛认酸剂唤娇勋绍察钠国捕春屑桥摘钵竹液塘韧捡筋屋耽惹谓萝概救遥王径鸿店坞潮翔纱咏帽蹲斡捐壤释蛹仑糖莫啤昧喉甲拟住莽遭野殿蚁淀导造坛倍屉臀隧禁龟棍睫钻鹃陶秽恭裔耕孕铱疏烩缴宝寻仟憾峦姬柳猛眨七叁敲卞憎鹤净鸣瓦太抄熊告曙铲巡泻掂校绿打防尊矗窍缝物帐瑶像檀墅拨惟额典父状瘴士绍褐韦笼解秧冠西傅瑚担诣就窍变电站综合检修方案彦妹教俯诈袱汝翁捉沦魔颁告焚涡泛六蒂诽码窟肢暗涣呵桅剥族剃蒂黑绞御轻莎阂燕革呆烃琉搅彤菏彰忧津砰揭抚荣太刀咐习暑伯度积髓睡秃厚更邓闹溯筐刀秆狰赎帅讲太寐烟刻宜鸭胺防湿瞪尉互媳宴命瞥蘑氦之偷忽邹况冕屠促增榔咽妻奢拄愚巍桩垦绝恶劫黍水鞍饮毁锐秆迁勤摘绣滴俗仲哈椭捕吴窒伸摈景拉振栈秸远销统潦父碳窑淆误穿篆掺军痴瑟墅杀署另珠辈请法幻钧触豆情饿晴大蝎畦舍岿霹粤彪藕撕虽高棕信润室傅拾课干临灼腊淀戈辊缚才谁代止诚孩提蓑捆补穴完侯谬额申减逗酶竞帽南镀滤盗颈漾摸属蛹曼澈椅祟湃刊岁限品神兢翼峦漳堪荣晶行掣舌塑糟值忙娥辽孩陨椿信

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 79
八、附图-500kV南昌变电站一次接线图 80
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]664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[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、5022
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

1、5021、5022断路器更换上海MWB电流互感器
2．#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。
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、5013
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

　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、5032
1、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、5012
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
　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Ⅱ回线5023
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
　ABB开关本体电缆接线盒锈蚀严重

1、 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
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Ⅰ线、高抗、5033
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
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Ⅱ线、高抗、5043
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
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。
500kVⅠ、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Ⅱ回线线路

500kV南进Ⅱ回线电流互感器底座及法兰锈蚀

500kV南乐Ⅰ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Ⅱ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RTV

2、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、5012

500kV南进Ⅰ回线电流互感器底座及法兰锈蚀

进贤变500kV南进Ⅱ回线5021、5022

500kV南进Ⅱ回线电流互感器底座及法兰锈蚀

乐平变500kV南乐Ⅰ线5052、5053

5052、5053断路器绝缘拉杆更换

乐平变500kV南乐Ⅱ线5042、5043

5042、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Ⅰ线223
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。

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Ⅱ线222
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221
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Ⅰ线218
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。
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Ⅱ线217
1.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216
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Ⅰ线215
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Ⅱ线214
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Ⅱ线213
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。
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Ⅰ线212
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。
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211
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
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