广西《城市轨道交通变电所运行检修规程》

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城市轨道交通变电所运行检修规程

1范围

本文件规定了城市轨道交通变电所运行检修的术语和定义、总则、基本规定、运行管理、修程修制、

检修标准和试验要求。

本文件适用于广西壮族自治区城市轨道交通110kV及以下等级变电所的运行、检修与试验。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB/T1094.3电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

GB2536电工流体变压器油和开关用的未使用过的矿物绝缘油

GB/T11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法

GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器

GB/T12022工业六氟化硫

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T22072—2018干式非晶合金铁芯配电变压器技术参数和要求

GB/T25890.1—2010轨道交通地面装置直流开关设备第1部分：总则

GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB/T37423城市轨道交通再生制动能量吸收逆变装置

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB50157—2013地铁设计规范

GB50255电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范

GB/T50262—2013铁路工程基本术语标准

GB/T50299—2018地下铁道工程施工质量验收标准

GB/T50833—2012城市轨道交通工程基本术语标准

CJ/T370—2011城市轨道交通直流牵引供电整流机组技术条件

CJJ/T49—2020地铁杂散电流腐蚀防护技术标准

DL/T459电力用直流电源设备

DL/T593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

DL/T596电力设备预防性试验规程

DL/T969变电站运行导则

DB42/T1254—2017逆变型地铁车辆再生制动能量回收装置技术要求

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

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3.1

主变电所hightvoltagesubstation

由城市电网引入高压电源，转换为城市轨道交通用中压电源的专用高压变电所。

[来源：GB/T50833—2012，8.1.1]

3.2

牵引降压混合变电所combinedsubstation

既提供牵引电源又提供动力照明交流低压电源的变电所。

[来源：GB/T50833—2012，8.1.4]

3.3

降压变电所lightingandpowersubstation

将中压交流电降压为动力及照明用低压交流电的变电所。

[来源：GB/T50833—2012，8.1.3]

3.4

单边供电one-wayfeeding

一个供电分区只由一路馈线供电。

[来源：GB/T50262—2013，17.1.10]

3.5

双边供电two-wayfeeding

一个供电分区由相邻两个牵引变电所各一路馈线同时供电。

[来源：GB/T50262—2013，17.1.11]

3.6

大双边供电overbi-tractionpowersupply

当某一中间牵引变电所退出运行，由两侧相邻的牵引变电所对接触网构成双边供电的方式。

[来源：GB50157—2013，2.0.33]

3.7

逆变型再生制动能量回收装置regenerativebrakingpowerrecoveryunitbasedoninverter

由变流器、变流变压器和附件组成，将地铁列车再生制动时产生的能量回馈到电网的装置。

[来源：DB42/T1254—2017，3.3]。

3.8

钢轨电位限制装置railover-voltageprotectiondevice

为防止钢轨对地电位过高造成人身伤害，而将钢轨与大地快速短接，从而保证人员安全的装置。

3.9

干式非晶合金铁芯配电变压器dry-typeamorphousalloycoredistributiontransformer

一种以铁基非晶态金属作为铁芯的低损耗、高能效的电力变压器。

[来源：GB/T22072—2018，3.3]

3.10

牵引整流机组tractionrectifierunit

由牵引变压器和牵引整流器及其附件组成，将交流电流转换成直流电流的电能转换器。

[来源：CJ/T370—2011，3.3]

3.11

牵引整流器tractionrectifier

将交流电流转换成牵引用直流电流的电能转换器。

[来源：CJ/T370—2011，3.1]

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3.12

直流成套开关设备和控制设备d.c.switchgearandcontrolgearassembly

包括全部内部电气连接和机械联结，由供应商完整组装的一个或多个直流开关电气与相关控制、测

量、保护和调节等设备的组合。

[来源：GB/T25890.1—2010，3.1.2]

3.13

负极柜negativepolecabinet

连接于整流器直流侧负极与回流钢轨之间用于保护设备安全的设备。

3.14

能源管理系统energymanagementsystem

用于监控和管理能源的计算机信息化系统。

3.15

杂散电流防护straycurrentprotection

对杂散电流及其腐蚀防护情况实时监测。

[来源：GB/T50299—2018，19.12]。

3.16

排流装置straycurrentdrainagedevices

通过电气排流来实现电腐蚀防护的装置。

[来源：CJJ/T49—2020，2.0.7]

4总则

4.1城市轨道交通变电所运行检修贯彻“修养并重，预防为主”的方针，做到“应修必修，修必修好”，

确保设备正常运行、供电安全可靠。

4.2城市轨道交通变电所运行检修应遵循安全第一、动态监测、规范管理、标准作业的原则。

4.3城市轨道交通运营单位（以下简称运营单位）负责设施设备运行维护工作，制定设施设备运行维

护管理制度，组织开展设施设备运行监测、维护及更新改造等工作。

4.4本文件用以指导和规范城市轨道交通变电所运行、检修和试验。

5基本规定

5.1运营单位宜按照本文件的规定，结合本单位变电所的电压等级、设备类型，制定相应的运行、检

修和试验规程。

5.2运营单位应组织做好变电所运行检修人员的培训，按实际需求配备足够的人员，加强运行数据收

集与分析，确保设备安全、可靠、经济地运行。

5.3运营单位在确保设备可靠性的基础上，积极采用先进成熟的检（监）测系统和设备，提高设备自

动检（监）测水平，不断推进维修规程的改革，逐步实现以“计划修+状态修”的维修模式。

5.4运营单位对技术难度大或有特殊持证要求的检修试验项目，应委托具备相应资质和检修试验能力

的单位组织开展该项目工作。

5.5本文件未包含的电力设备，其检修、试验要求可参照相关国家、行业标准或厂家技术文件执行。

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6运行管理

6.1管理机构职责

6.1.1城市轨道交通变电所运行、检修、试验管理工作遵循规范管理、层级负责的原则，充分发挥各

级管理组织的作用。

6.1.2运营单位应贯彻执行国家规范和行业标准，制定变电所运行、检修和试验的有关规章，指导和

规划变电所运行管理模式、检修方式和手段，审批“四新”设备试运行、大修和技术改造计划。

6.1.3运营单位调度部门负责供电设备监控、施工审批、应急调度指挥及运行方式调整，设备管理部

门在电力调度的指挥下开展设备检修及故障处置。

6.1.4设备管理部门应贯彻执行上级有关标准、规章和制度，补充制定相关管理办法、工作标准，制

定生产计划并组织实施，定期检测、试验、分析和鉴定设备运行状态，组织开展变电所的运行检修和故

障处置工作。

6.1.5变电所运行检修班组应负责变电所日常运行管理、设备检修、试验和故障处置工作。

6.2设备接管

6.2.1新建、扩建、改建的变电所竣工后，应按照现行国家标准、行业标准进行检查和交接验收，满

足下列条件方可接管运行：

——变电所工程经过验收具备送电开通条件；

——设备管理部门和变电所运行检修班组的房屋、水电、通讯网络、道路等生产、生活设施已竣

工，并交付使用；

——设备管理部门和变电所运行检修班组开展检测、检修以及抢修工作所需的工机具、材料等配

备齐全；

——运营单位和设备管理部门收到开通所需的竣工图纸（包括电子版）、记录、说明书、合格证、

试验报告等竣工资料；

——工程合同内的备品备件已移交；

——设备房消防设施已启用，并按规定配备灭火器；

——影响变电所送电开通的施工遗留缺陷已处理完成；

——设备房管理制度、一次主接线模拟盘、安全警示标识已安装完成；

——变电所设备单调、综合联调已完成。

6.2.2变电所工程交接验收前，资产管理单位或建设单位应组织设计、施工、供应商等相关单位，向

运营单位提供下列书面和电子版技术资料：

——变电所竣工工程数量表；

——供电示意图；

——变电所竣工图纸，包括但不限于以下图纸：一次接线图（含主接线图、设备平面布置图、设

备排列图、预埋件平面布置图、设备接地平面布置图、一次电缆联系图、电缆敷设图等）、

二次原理图、电缆清册等；

——隐蔽工程施工记录；

——设备的合格证、出厂试验报告、交接试验报告、安装维护手册、使用说明书等；

——项目可行性研究、初步设计及其批复文件、施工图设计（含变更设计）、相关的会议纪要及

审核意见资料；

——设备招标技术规格书、采购的产品供应合同以及施工单位工程质量保证合同；

——《交通运输部办公厅关于印发城市轨道交通初期运营前安全评估技术规范第1部分：地铁和

轻轨的通知》交办运〔2019〕83号明确要求提供的供电系统部分的测试报告；

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——直流短路试验报告；

——施工缺陷及整改记录；

——变电所设备与电力监控系统调试报告。

6.2.3运营单位可根据本单位的专业技术力量、生产力布局、设备运行状态、经济技术效益等实际情

况，对部分或全部设备实施委托管理和维修。

6.3技术管理

6.3.1在变电所投入运行前，设备管理部门应建立正常的生产秩序，按规定备齐技术文件，建立各项

原始记录，按时填写台帐表报等。设备管理部门应有下列技术文件和资料：

——国家和行业有关规章和制度；

——变电设备有关标准（国家标准、行业标准和企业标准）；

——变电作业指导书（工艺卡）；

——变电设备履历表；

——设备接口划分规定；

——设备管理部门有关制度、办法和措施；

——符合6.2.2规定的技术资料。

6.3.2变电所运行检修班组应配备下列技术资料及原始记录：

——供电示意图、一次接线图、二次原理图、电缆清册；

——变电作业指导书（工艺卡）；

——变电设备履历表；

——变电设备安装维护手册、使用说明书；

——安全用具、绝缘工具的试验报告或合格证；

——保护装置整定值通知单；

——运行日志；

——交接班记录；

——倒闸操作命令记录；

——设备缺陷记录；

——蓄电池测量记录；

——设备检修记录；

——作业命令记录。

6.3.3变电所运行检修应根据环境、气候特点，针对风、洪（雨）、雷、污、锈蚀、潮湿、小动物等

影响供电安全的外部环境因素，采取有效措施，减少对变电所运行安全的影响。

6.3.4设备管理部门应定期对技术资料进行检查，并不断修订完善，保障技术资料完整准确。

6.4质量管理

6.4.1备品备件入库前，应确认备品备件的出厂合格证、检验报告。

6.4.2更换设备的配件后，应记录更换配件的位置、型号、生产厂家等信息，并修订相关技术资料。

6.4.3变电所检修、试验、故障修或单项设备检查完成后，应由当日工作领导人负责检查确认作业质

量。

6.4.4变电所运行、检修、试验应落实记名制度，每次作业完成后应及时填写相应记录并签认，管理

人员应定期检查各项任务完成情况。

6.4.5设备管理部门应定期组织开展变电所运行质量分析，根据变电所运行、检修、试验过程中存在

的问题，对变电所设备设施运行质量状态进行综合分析，找出存在的运行质量问题，制定切实有效的整

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治措施，并纳入检修计划。

6.4.6设备管理部门应定期统计变电所设备故障情况，并开展设备设施故障发生次数、供电系统故障

率等重点指标分析，对变电所设备设施运行状况和服役能力进行持续评估，为变电所设备设施维护、更

新改造提供支持。

6.4.7设备技术改造或大修后，还应填写设备检修（改造）竣工验收报告，并附检修试验记录，报请

上级组织验收，经验收合格方准投入运行。

6.4.8设备技术改造或大修的验收办法由各运营单位自行制定。

6.5新设备试运行

6.5.1对新设备试运行，应事先提出书面申请，经运营单位批准，并签订协议后方可实施。新设备试

运行申请报告应包括下列内容：

——设备生产及管理条件；

——设备研制报告；

——设备技术条件及型式试验报告；

——安装维修及使用说明；

——拟安装地点、试运行期限，以及试运行中需检测内容。

6.5.2新设备上线试运行前应进行风险评估，并做好相关的预案和措施。

6.5.3设备管理部门承接试运行任务后应及时组织实施。试运行期间应按规定加强监测、检查和维护，

对电力设备设施和系统安全、质量、环保、经济运行有关的重要参数、性能指标开展检测和评价。试运

行期满后提交新产品试运行报告。

6.5.4设备管理部门出具的试运行报告需经运营单位审批后，方能交给研制单位。

6.5.5新设备试运行期宜不少于1年。遇有产品质量缺陷危及安全时应立即拆除，同时做好记录并通

知研制单位。

6.6值班

6.6.1设置有人值守的变电所应安排2人进行值班，实行昼夜值班制度。

6.6.2设置无人值守的变电所应定期安排运行检修人员巡视。

6.6.3变电所值班人员工作职责：

——掌握设备现状，监视设备运行；

——按规定进行倒闸作业，做好作业地点的安全措施，办理准许及结束作业的手续，并参加有关

的验收工作；

——及时、正确地填写运行日志和有关记录；

——及时发现和准确、迅速处理故障，并将处理情况报告电力调度及有关部门；

——保持所内整洁，禁止无关人员进入控制室和设备区。

6.7交接班

6.7.1变电所值班人员应严格执行交接班制度，未办完交接手续前，不得擅离职守。

6.7.2在处理故障或进行电气操作时，不得进行交接班。交接班时发生故障，应立即停止交接班，并

由交班人员处理，接班人员应听从交班人员指挥，协助处理故障。

6.7.3交接班中，应由交班人员逐项说明设备运行情况、供电方式、设备故障及处理进度、应急工器

具和配件储备情况等。

6.7.4办完交接班手续时，由交接班人员分别在值班日志上签字，由接班人员向电力调度报告交接班

情况。

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6.7.5交接双方应在交接班记录本上签字后，交接班方视为结束。

6.8巡视

6.8.1变电所运行检修人员每日巡视变电所内设备运行情况至少1次（不包括交接班巡视）；每周至

少进行1次夜间熄灯巡视；每次断路器跳闸后均对有关设备要进行巡视。

6.8.2处于较大污染环境的变电所或室外安装的设备，应根据污源性质、污染影响情况制定相应的巡

视周期。

6.8.3特殊位置的变电所（如位于正线区间内）巡视周期应视具体情况而定。

6.8.4遇到下列情况下应加密巡视：

——设备过负荷或负荷显著增加；

——新安装或大修后的设备；

——长期故障停运且经维修后重新投入运行的设备；

——发生雷、雨、雪等恶劣天气之后；

——设备发生故障跳闸或运行中有异响。

6.8.5遇有下列情况，要停止或减少户外巡视：

——最高气温达到39℃及以上时；

——风力达8级及以上，或在过去的3h降雨量已达50mm及以上且雨势可能持续时，停止户外巡

视；

——灰霾天气时，应尽量减少户外巡视，如因需要必须进行户外巡视时，应做好防护措施。

6.8.6巡视设备时应注意保持足够的安全距离，禁止移开或跨越护栏、触碰带电设备或私自打开带开

门报警或跳闸的柜门。

6.8.7在巡视密闭空间设备时，应提前做好通风，待有毒气体检测数据合格后方可开始巡视工作。

6.8.8巡视发现设备缺陷，应按要求逐级上报，对威胁设备运行或可能造成严重后果的，条件允许的

情况下应采取必要的临时措施，确保设备运行安全。

6.8.9设备巡视规程由各运营单位自行制定。

6.9倒闸

6.9.1变电所设备倒闸操作应遵循GB26860和DL/T969的有关规定。

6.9.2变电所倒闸作业，一般由电力调度通过远动操作完成。

6.9.3所有设备倒闸操作均由电力调度发令后方可执行，未经电力调度许可，严禁私自操作设备。

6.9.4变电所运行检修人员接受倒闸任务后，操作前先在模拟盘上进行模拟操作，确认无误后方可进

行倒闸。在执行倒闸任务时，监护人要手执倒闸操作记录与操作人共同核对设备位置，进行呼唤应答，

手指眼看，准确、迅速操作。

6.9.5采用遥控倒闸操作时，变电所运行检修人员接到电力调度通知后，应在站级电力监控系统监视

设备动作情况并就地核实，及时向电力调度汇报并做好记录。

6.10设备运行监测与分析

6.10.1设备管理单位应定期对设备运行状况进行监测与分析，及时发现存在的问题，找出薄弱环节，

并采取相应对策避免设备故障的发生。

6.10.2设备运行监测与分析的内容包含但不限于以下内容：

——各电压等级设备用电量；

——钢轨电位数据；

——AC126kVGIS、40.5kVGIS开关柜SF6气体成分、气压值；

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——油色谱监测数据；

——新投运设备相关运行数据；

——变压器负荷率；

——DC1500（750）V开关馈线电流、电压数据；

——供电系统故障率；

——时钟同步功能。

7修程修制

7.1变电所检修分为小修、大修、故障修和专项修。

7.2小修系维持性的修理。指对变电所设备进行检查、清洁、电气机械调整、涂油，更换或修整磨损

到限的零部件，以保持设备正常技术状态的检修工作。

7.3大修系恢复性的彻底修理。指对变电所设备进行解体检修，或对设备进行全面的检查、维修或更

换不符合标准的设备部件，必要时进行更新改造，使设备具有优良电气机械性能、达到优良的运行状态

的检修工作。

7.4故障修系临时性的修理。指某设备发生故障后，经检测、维修、更换等各方法措施使其恢复到正

常质量状态所进行的检修工作。

7.5专项修系针对性的修理。指当某一类型设备经试验检查不能达到相应标准，或已达到国家标准、

电力行业标准等提出的明确使用寿命、报废年限，或同类设备批量出现故障、缺陷等情况，对该类型设

备进行特定的、针对性的专项检修工作。

7.6大修前由运营单位组织对设备评估，主要内容包含设备机械性能、电气性能、密封性能以及保护

功能状态。

7.7鉴于各设备性能、运行条件、设备管理划分不尽相同，运营单位可结合实际情况，适当调整小修、

大修周期和范围。

7.8设备管理部门应制定变电所检修、试验的生产计划，生产计划包括年度检修计划和月度检修计划。

年度检修计划于前一年由设备管理部门编制完成，并报运营单位审批后执行；月度检修计划由设备管理

部门根据项目、周期和范围编制后组织实施。

7.9设备小修、大修的周期见附录A。

8检修标准

8.1一般规定

8.1.1检查清洁所有电气设备外观，必要时局部涂漆。

8.1.2柜体安装牢固，无明显变形、倾斜、下沉、锈蚀、脏污等现象，柜门开、合操作无卡滞，且各

种标识标牌正确、清晰。

8.1.3柜内各元部件连接牢固，无变形、松动，无放电痕迹，各孔洞封堵密实、无空隙。

8.1.4充油（气）设备的油位（气压）、油（气）色均要符合规定，油管路畅通，油位计（气压表、

密度表）指示正确，无渗、漏油（气）。

8.1.5杆塔、电缆支架、柜体框架的锈蚀面积不得超过总面积的5％。杆塔、钢筋混凝土基础、构架

应完好，安装牢固，无破损、下沉。

8.1.6紧固件要固定牢靠、无松动，并有防松、防锈措施，各螺栓无锈蚀且力矩符合附录B要求。

8.1.7绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹，瓷釉剥落面积不得超过300mm2。

8.1.8母线无破损、无烧伤，各部件安装牢固。

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8.1.9所有引线无松股、断股，连接牢固，接触良好，张力、弛度适当。

8.1.10温湿度控制器加热除湿功能正常。

8.1.11电源模块输出电压范围符合相关规范要求。

8.1.12对各系统设备进行校时功能测试，误差在标准范围内。

8.1.13各系统通讯设备工作正常，状态指示灯显示正确。

8.1.14交流电气设备带电部分距接地部分及相间的距离要符合附录C规定。

8.2检修范围及标准

8.2.1油浸式变压器：

——检查清洁外壳，必要时局部涂漆；

——检查紧固法兰，受力均匀适当，压力释放阀无渗油，检查油位，必要时补油；

——检修呼吸器，硅胶变色不应超过60％，更换失效的干燥剂及油封内的油；

——瓷套清洁无油垢、裂纹和破损；

——检修冷却装置，各个管路畅通，工作正常；

——检查温度计各部零件和连线完好、指示正确；

——检修基础、支撑部件、套管和引线；

——检查分接开关各部件完好、无烧伤，接线牢固，接触、绝缘良好，操作机构工作正常、指示

正确；

——检查中间端子箱密封良好，端子紧固、无松动，各种线缆安装整齐无破损；

——检查箱体接地、铁芯接地良好；

——检查套管（包括互感器）各零、部件完好，无受潮、无脏污，绝缘合格，必要时对套管进行

解体检修和干燥，套管及注油孔密封胶垫应作用良好，必要时更换胶垫；

——根据试验结果对变压器本体及有载调压开关进行滤油或换油；

——检查中性点电阻柜内无异常，绝缘子和套管无破损，电阻元件完好无表面变色。

8.2.2干式变压器（含整流变、动力变、SVG变、能馈变）：

——检查清洁外壳，必要时局部涂漆；

——检查紧固件、连接件无松动，导电零件无生锈、腐蚀痕迹，铁芯、绕组、引线、套管分接板

及外箱等无损伤及局部变形；

——检查绝缘表面无爬电痕迹和碳化现象；

——检查低压抽头引线之间、高压引线绝缘子及支持夹绝缘良好，无放电痕迹；

——检查铁芯应无变色、放电烧伤痕迹，无卷边、翘角、缺角现象，接地引出点连接片连接可靠，

无发热、断裂现象，垫块应无位移、松动；

——检查高压分接头无开裂、过热变色、松动、烧蚀；

——避雷器泄漏电流在允许范围之内，带有监测装置的放电记录器显示应正常。

8.2.3126kV气体绝缘组合电器：

——检查断路器储能及分合闸测试正常，计数器、位置信号正确，机构内所做标记位置应无变化，

各连接部件无弯曲、变形或断裂现象，对轴销、轴承、齿轮、弹簧筒等应润滑良好、无卡涩；

——检查转换开关、中间继电器、时间继电器、接触器、温控器等元器件工作正常；

——检查SF6气体密度继电器指示正确，压力告警、闭锁功能正常；

——检查气室SF6气体压力在规定范围内，阀门及气管无泄漏；

——检查防爆膜应无严重锈蚀、氧化、裂纹及变形等异常现象；

——检查机构箱内无烧糊或异味，分、合闸线圈直流电阻在规定范围内；

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——检查汇控柜内电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，分合闸指示灯、储能指示灯及照

明应完好，分合闸指示灯能正确指示各开关装置的位置状态；

——检查所有电缆及芯线应无机械损伤，绝缘层及铠甲应完好无破损。

8.2.440.5kV气体绝缘组合电器：

——检查断路器储能及分合闸测试正常，计数器、位置信号正确，机构内所做标记位置应无变化，

各连接部件无弯曲、变形或断裂现象，对轴销、轴承、齿轮、弹簧筒等应润滑良好、无卡涩；

——检查转换开关、中间继电器、时间继电器、接触器、温控器等元器件工作正常；

——检查气室SF6气体压力在规定范围内，阀门及气管无泄漏，压力告警、闭锁功能正常；

——检查防爆膜应无严重锈蚀、氧化、裂纹及变形等异常现象；

——检查电缆室高压电缆无鼓包、过热、破损，绑扎良好；

——检查所有电缆应无机械损伤，绝缘层及铠甲应完好无破损。

8.2.5静止无功发生器：

——检查冷却装置工作正常，风机运行良好，风道畅通，进气口滤网清洁；

——检查电力电缆、控制电缆、端子无损伤及松动；

——检查断路器、刀闸机械操作试验过程无卡滞，各部件转动灵活；

——检查清洁功率单元、无放电痕迹，二次接线正确、牢固；

——检查控制柜显示屏、指示灯和表计显示正常，核对压板投退状态、系统参数正确，控制主机

系统运行正常，无异常告警信息，闭锁功能正常。

8.2.6电抗器：

——检查底座、构架、基础牢靠，无锈蚀，电抗器安装牢固，无倾斜变形，支持绝缘子无破损，

接地端接触良好；

——检查排水设施功能正常；

——检查电抗器清洁完好，连接部分螺栓紧固，接触良好；

——检查铁芯外观无损伤、变形、锈蚀、脱漆，铁芯紧固、接地良好；

——检查电抗器线圈导线无损伤，线圈无变形，匝间绝缘垫块完好，间隙均匀，绝缘无破损、受

潮，必要时进行处理；

——检查测温装置工作正常；

——检查吊装金属构件无损伤、变形、锈蚀。

8.2.7整流器柜：

——核对电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息；

——测量分压电阻值在90％出厂值内、吸收电容值在95％出厂值内；

——检查各指示灯、表计数值显示正常；

——检查熔断器、整流二极管，无破损、无烧伤，熔断器报警功能正常；

——检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象；

——检查霍尔传感器输出电压范围符合相关技术要求。

8.2.8直流开关柜：

——核对保护装置电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现

场一致；

——检查断路器动静触头本体安装牢固，外观无破损、烧伤，表面光滑平整；

——分合断路器各3次，分闸、合闸位置指示正确；

——检查小车导轨无偏移、无松脱，外观无锈蚀，轴承滑轮转动无卡滞；

——检查机械解锁操作杆安装牢固，操作无卡滞；

——检查左、右隔弧板剩余厚度要求大于规定值；

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——检查引弧电极剩余截面积要求大于规定值；

——断路器动作计数器显示功能正常；

——检查绝缘挡板操动机构润滑良好、无锈蚀，升降联动功能正常；

——检查断路器机械参数值符合规定范围；

——检查小车运行位、试验位、隔离位位置指示正确，动作过程无卡滞、声音无异常；

——检查保护装置、大电流脱扣保护装置整定值正确；

——检查线路测试装置电阻值在规定范围内（仅适用于馈线柜）；

——检查小车航空插头接触良好、无松脱、无锈蚀、无变形，卡扣紧固功能正常；

——检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象。

8.2.9钢轨电位限制装置：

——核对电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现场一致；

——检查接触器本体安装牢固，外观无积尘、无破损、无烧伤，重点部位润滑良好、无锈蚀；

——操作一段、二段电压保护试验转换开关后，装置合闸、闭锁功能正常；

——检查动作计数器功能正常；

——检查晶闸管无放电痕迹，二次接线正确、牢固；

——检查各指示灯、表计数值显示正常。

8.2.10负极柜：

——核对电气参数设置正确，各模块工作正常，无异常告警信息，数字量、模拟量与现场一致；

——检查隔离开关安装牢固，外观无破损、烧伤，分合闸正常，分闸、合闸位置指示正确；

——检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象；

——检查隔离开关联锁功能正常；

——检查各指示灯、表计数值显示正常。

8.2.11再生制动能量吸收逆变装置：

——检查功率单元清洁、无放电痕迹，二次接线正确、牢固；

——检查控制柜显示屏、指示灯和表计显示正常，核对压板投退状态、系统参数正确，控制主机

系统运行正常，无异常告警信息，闭锁功能正常；

——检查柜体与基础间、柜内绝缘板清洁，无破损、老化现象；

——检查充放电电阻无开裂，阻值应在规定范围内；

——检查检查主电路电容无裂纹、鼓包；

——检查冷却装置运行正常，风机运行良好，风道畅通，清洁进气口滤网；

——核对系统保护功能配置及参数设定符合厂家要求；

——检查系统启动、停机时序正常；

——检查断路器、隔离开关机械操作试验过程无卡滞，各部件转动灵活。

8.2.12蓄电池：

——检查蓄电池外观无烧损、破损、漏液、鼓包，运行温度正常；

——检查蓄电池正、负极接线牢固，端子无氧化、爬碱；

——检查蓄电池监控系统、充电装置系统、绝缘监察系统、电池巡检系统、预告系统功能正常。

8.2.13电力电缆及电缆夹层、电缆沟：

——检查电缆中间头、终端头、接地箱、护层保护器等附件固定牢靠，外观无异物覆盖，无放电

痕迹、烧焦味，绝缘良好，引线相间和距接地物的距离符合规定；

——检查电缆局部绑扎固定，绑扎带无脆化、硬化、断裂等现象；

——检查电缆排列整齐，无侵入线路、限界情况，弯曲半径符合规定，外护套绝缘良好；

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——检查电缆沟及电缆夹层内应无积水、杂物，电缆支架无锈蚀、无变形，电缆盖板齐全、无破

损，电缆夹层内排风、照明设施良好；

——检查电缆桩和标示牌完整、清晰，且安装牢靠；

——电缆及电缆支架固定可靠，轨旁、过顶电缆无侵入限界；

——检查电缆的敷设路径，覆盖的泥土无下陷和被冲刷的异状；

——电缆敷设路径周围无影响电缆安全运行的施工；

——检查高架段电缆防护罩是否有裂纹、破损、松脱情况。

8.2.14避雷器：

——检查电气连接应接触良好，无烧伤、无放电痕迹；

——绝缘部件表面应无异物、老化、变色、表层剥落、开裂和破损现象；

——检查引线和紧固件应安装牢固，无损伤、松脱，引线的弛度应符合设计规定；

——检查底座、构架、基础牢靠，无锈蚀；

——检查动作计数器指示正确，功能完好；

——检查接地线连接牢固，对锈蚀部位进行除锈涂漆。

8.2.1512kV开关柜：

——清扫电缆室各部件，表面应整洁，无裂痕和放电痕迹；

——检查断路器、隔离开关、接地刀闸的操作机构各部分零件完好，无破损、变形生锈，动作灵

活可靠，分、合闸各3次，位置指示正确，分、合闸线圈直流电阻在规定范围内，闭锁功能

正常；

——检查储能装置储能功能正常，储能指示正确，电机运转正常；

——检查断路器真空泡外观完整，无裂纹、损伤及放电痕迹；

——检查小车导轨无变形，小车推进、推出顺畅，活门开启、关闭正常；

——检查母线无发热、变色、氧化，螺栓及垫片应齐全；

——检查触头及其接触面无腐蚀、损伤、发黑、变形等；

——检查辅助开关安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好。

8.2.16低压开关柜（含有源滤波柜）：

——检查框架断路器触指表面光滑、平整，灭弧罩灭弧栅片外观无烧损、破损；

——测量框架断路器分、合闸线圈直流电阻在规定范围内；

——检查框架断路器工作位置状态正确；

——检查框架断路器储能装置本体安装牢固，储能功能正常；

——分、合框架断路器、塑壳断路器各3次，分闸、合闸位置指示正确；

——核对保护整定值与保护整定值通知单一致；

——检查进线、母联开关自投自复功能正常；

——检查电气火灾主机无异常告警信息，电气参数设置正确，剩余电流、温度检测功能正常；

——检查低压开关柜监控系统主机运行正常，无异常告警信息；

——检查能源管理系统报表、运行正常；

——UPS主机各部件、内部板卡无积尘，各状态指示灯显示正常，散热风扇运转、逆变输出功能、

静态旁路供电功能正常，电源输出电压在220V±5％范围内；

——有源滤波器参数设置正确，补偿功能正常，散热功能完好。

8.2.17交直流屏：

——交流屏交流进线电压、电流显示正常，进线、母联开关位置正常，各负荷开关位置正常；

——充电屏充电电流、充电电压显示正常，充电机工作正常，无绝缘报警信号；

——蓄电池巡检仪工作正常，各蓄电池电压显示正常；

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——直流馈线屏各负荷开关位置正常，直流母线电压显示正常；

——蓄电池间连接线安装牢固、接触良好，蓄电池表面清洁，无漏液现象；

——指示灯和表计显示正确；监控单元运行正常，系统参数正确，无异常告警信息；

——检查各类熔断器、避雷器、浪涌保护器工作正常；

——清除直流充电装置、散热片和散热风扇上的尘垢；

——检查交流输入与蓄电池供电切换功能测试正常；

——检查进线、母联开关自投自复功能完好；

——检查模拟图与实际运行方式相符。

8.2.18接地装置：

——检查接地线、接地端子、接地母排无锈蚀、损伤、断裂及其他异状，与设备连接牢固，接触

良好；

——检查回流线、综合地线、N线、中性线与地网汇流母排间的连接接头，连接牢固，接触截面符

合规定；

——检查接地线、接地端子无脱漆。

8.2.19电力监控系统：

——检查屏柜前调度管理权转换开关位置正确；

——检查屏柜前面板上网隔离开关分、合闸按钮指示灯状态与监控软件一次主接线图一致；

——检查屏柜散热风扇可正常启动，无堵转，无异常声响；

——检查屏柜内光纤、网线弯曲半径符合要求；

——检查设备运行指示灯状态正常；

——测量设备电源电压在-20％～+20％范围内；

——测量设备温度在规定范围内；

——检查系统软件、监控软件、数据库运行正常，实时数据上传正常，报警、日志、SOE、报

表、曲线、历史数据查询等功能正常；

——测试双网切换、双机冗余功能，切换时间符合设计要求，切换完成后数据无异常；

——备份操作系统、数据库、程序、配置等文件。

8.2.20SF6气体监测装置：

——检查显示屏及声光报警指示正确；

——检查SF6气体浓度在线监测功能正常，无异常报警；

——核对系统参数正确；

——检查室内风机联动功能正常；

——检查红外探测、语音提示功能正常。

8.2.21杂散电流监控主机：

——检查系统运行正常，无异常告警信息；

——检查系统参数设置正确，数据显示正常。

8.2.22排流柜：

——检查系统无异常告警信息，系统参数设置正确，数据显示正常；

——检查IGBT、二极管、熔断器、限流电阻等元件无过热、放电痕迹；

——检查霍尔传感器输出电压范围符合厂家要求；

——检查塑壳断路器分、合功能正常，分闸、合闸位置指示正确；

——检查排流控制功能正常。

8.2.23控制、保护及自动装置：

——检查各类指示仪表正确无误，各控制、保护及自动装置运行正常；

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——检查监视指示灯正确，无灯泡损坏现象；

——检查压板及转换开关的位置与运行要求一致；

——检查各种继电器、接触器无异响，线圈无过热烧焦的味道；

——用试验按钮检查警铃、蜂鸣器、电笛、信号灯良好；

——检查继电器整定值的位置无变动。

8.2.24110kV架空线：

——线路沿线情况检查：检查防护区内树木，新建建筑物，施工机械，各种新建通道及管道是否

对线路运行产生影响，检查辅助设施有无损坏和失窃；

——杆塔检查：检查杆塔倾斜、横担歪斜及各部件的锈蚀和变形情况，检查杆塔各部件的固定情

况，检查塔身与基础的连接是否良好，检查基础周围土壤有无突起或沉陷现象，检查基础有

无裂痕。杆塔1.5m范围内无开挖作业；

——导线与地线检查：检查导线和地线有无断股、损伤和闪络烧伤、腐蚀现象，检查导线弧垂变

化，检查塔上、导线、地线上是否有悬挂物；

——绝缘子及金具检查：检查绝缘子的污秽情况，检查绝缘子有无裂痕、损伤，检查绝缘子有无

闪络或局部放电情况，检查金具有无锈蚀、磨损、裂纹、开焊、松动现象；

——防雷和接地设施检查：检查地线的放电间隙有无变化、烧损，检查绝缘地线的跳线间隙和换

位处的交叉距离是否满足要求，检查地线、接地引下线、接地网间的连接是否可靠，检查接

地引下线是否严重锈蚀、丢失，埋入地下部分是否外露；

——附件及其他部分检查：检查防震锤是否移位、偏斜，钢丝是否断股，检查线路的名称、杆塔

号、警告牌、相序牌及防护标志是否完好；

——夜间巡视：检查导线、地线有无电晕闪络现象，检查绝缘子有无闪络或局部放电情况，检查

绝缘子、金具有无电晕现象，检查绝缘子放电间隙、金具是否有电晕现象。

8.2.25再生制动储能装置：

——设备无异声、异味，温度显示正常；

——直流进线电压、直流输出电压等显示正常；

——设备运行编号、安全警示标识清晰、无脱落；

——柜体上各指示灯、表计指示正常，保护装置无报警；

——控制柜各开关位置指示正常；

——设备散热风机工作正常；

——超级电容模块电压正常；

——超级电容总线电流、电压正常。

9试验

9.1一般规定

9.1.1电气设备的绝缘试验，要尽量将连接在一起不同试验标准的设备分解开，单独进行试验。对分

开有困难或已装配的成套设备必须连在一起试验时，其试验标准应采用其中的最低标准。

9.1.2当设备的出厂额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压的标

准：

——当采用额定电压较高的设备用以加强绝缘者，应按照设备的额定电压标准进行试验；

——采用额定电压较高的设备用以满足产品通用性的要求时，可以按照设备实际使用的额定工作

电压或出厂额定电压的标准进行试验。

9.1.3所有电气设备预防性试验周期，除特别规定者外均为1年1次。设备检修时的试验如能包括预

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防性试验的内容要求，则在该周期内可以不再做预防性试验。

9.1.4在进行与温度及湿度有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损失角、泄漏电流等)，

应同时测量被试物周围的温度及湿度。绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于+5℃，

空气相对湿度不宜高于80％的条件下进行。

9.1.5110kV设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前

应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、介质损耗角正切值（tanδ）、绝缘油的水分和击穿电压、绝

缘气体湿度等（35kV及以下设备按1年执行）。对进口或合资设备的预防性试验应按合同或维护手册

执行，未规定者按本规则执行。

9.1.6126kV气体绝缘组合电器设备试验在交接时、大修后、必要时进行，其中电流互感器、电压互

感器和避雷器分别根据电流互感器、电压互感器、避雷器单项设备试验标准，断路器的试验比照SF6断

路器试验标准执行。

9.1.7电气设备的试验标准除本文件规定外，均按DL/T596执行。工程交接验收试验除进行本文件全

部项目外，其他要求按有关规定执行。

9.2试验标准

9.2.1油浸式变压器试验项目、周期和要求

见表1。

表1油浸式变压器试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明

⑴1.6MVA以上变压器，各绕组电阻相互间⑴如电阻相间差在出厂时超过规定，制

的差别不应大于三相平均值的2％，无中性造厂已说明了这种偏差的原因，按要求

点引出的绕组，线间差别不应大于三相平中⑶项执行；

⑴大修后

均值的1％；⑵不同温度下的电阻值按下式换算：

⑵1～3年

⑵1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般R2=R1(T+t2)/(T+t1)式中R1、R2分别为在温

绕组直流⑶无载变

1不大于三相平均值的4％，线间差别一般不度t1、t2时的电阻值；T为计算常数，铜

电阻更接头位

大于三相平均值的2％；导线取235；

置后

⑶与以前相同部位测的值比较，其变化不⑶封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，

⑷必要时

应大于2％；电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验；

(4)平衡绕组无论三端子或二端子引出均(4)采用2500V或5000V兆欧表；

应测量直流电阻，变化量不应大于2％。(5)测量前被试绕组应充分放电。

绕组绝缘尽量在油温低于50℃时测量，不同温度

⑴投运前⑴绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次

电阻、吸下的绝缘电阻值一般可按下式换算：

⑵大修后测试结果相比应无明显变化；

2收比或R2=R1×1.5(t1-t2)/10，

⑶1～3年⑵吸收比（10℃～30℃范围）不低于1.3

（和）级式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘

⑷必要时或级化指数不低于1.5。

化指数电阻值。

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表1油浸式变压器试验项目、周期和要求（续）

序号项目周期要求说明

(1)被试绕组应接地或屏蔽；

(2)同一变压器各绕组tanδ的要求值相

⑴20℃时tanδ不大于下列数值：66

⑴交接时同；

kV～220kV0.8％，35kV～66kV1％，35

绕组的⑵大修后⑶测量温度以顶层油温为准，尽量使每

3kV及以下1.5％；

tanδ⑶1～3年次测量的温度相近；

⑵tanδ值与历年的数值比较不应有显著

⑷必要时⑷尽量在油温低于50℃时测量；

变化（一般不大于30％）。

⑸封闭式电缆出线的变压器只测量非电

缆出线侧绕组的tanδ。

电容型套

⑴大修后

管的tan变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差测量时记录环境温度及变压器顶层油

4⑵1～3年

δ和电容应为士3％。温。

⑶必要时

值

⑴大修后

（66kV及

(1)采用倍频感应或操作波感应法；

交流耐压以下）油浸变压器试验电压值按中华人民共和国

5⑵66kV及以下全绝缘变压器，现场条件

试验⑵更换绕电力行业标准DL/T596

不具备时，可只进行外施工频耐压试验。

组后

⑶必要时

铁芯（有

⑴大修后(1)以前测试结果相比无显著差别；

外引接地

6⑵1～3年⑵采用2500V兆欧表测量，持续时间应为

线的）绝

⑶必要时1min，应无闪络及击穿现象。

缘电阻

穿心螺

栓、铁轭

夹件、绑

扎钢带、⑴大修后

7自行规定。连接片不能拆开者可不进行。

铁芯、线⑵必要时

圈压环及

屏蔽等的

绝缘电阻

(1)验电压一般如下：

①绕组额定电压为6kV～15kV，采用10kV

直流试验电压，泄露电流不超过33μA；

绕组泄漏⑴1～3年②绕组额定电压为20kV～35kV，采用20kV

8读取1min时的泄漏电流值。

电流⑵必要时直流试验电压，泄露电流不超过50μA；

③绕组额定电压为66kV～330kV，采用40kV

直流试验电压，泄露电流不超过50μA。

⑵与前一次测试结果相比应无明显变化。

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表1油浸式变压器试验项目、周期和要求（续）

序号项目周期要求说明

⑴各相应接头的电压比与铭牌值相比，不

⑴分接开应有显著差别，且符合规律；

绕组所有关引线拆⑵电压35kV以下，电压比小于3的变压器电

9分接的电装后压比允许偏差为±1％；其他所有变压器：

压比⑵大修后额定分接电压比允许偏差为±0.5％；其他

⑶必要时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％。

校核单相

更换绕组必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相

10变压器极

后一致。

性

测温装置⑴1-3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出

11及二次回⑵大修后厂值相符；

路试验⑶必要时绝缘电阻一般不低于1MΩ。

⑴1～3年

冷却装置

（二次回

及其二次(1)运后，流向、温升和声响正常，无渗漏；

12路）测量绝缘电阻采用500V兆欧表

回路检查⑵绝缘电阻一般不低于1MΩ。

(2)大修后

试验

(3)必要时

套管中的

电流互感