升压站定检检修项目
煤矿主提升机定期检修项目及内容
主提升机定期检修项目及周期一、周检内容1、电气方面：清除控制箱内部灰尘；低压柜各开关、继电器、整流柜、励磁柜接线紧固及清除灰尘；控制箱内各个继电器、开关电源及接线检查。
2、机械方面：尾绳卡子紧固；井筒内杂物清理；清理井筒接水槽杂物；对缓冲托罐装置的各转动、活动部件、钢丝绳（钢带）等检查1次；对尾绳、制动绳、缓冲绳进行检查、测量。
二、月检内容1、电气方面：液压站端子排及接线紧固；液压泵电机检查；全面检查信号系统及闭锁装置；检查并调整各保护装置、电气设备及电缆绝缘摇测；电控系统清扫；高压进线电缆接头及各个高压柜接线检查、紧固；检查高压真空接触器；液压制动泵倒台；主电机测量绕组绝缘电阻。
2、机械方面：液压制动系统滤芯及阀组检查拆卸清洗；闸瓦接触面积测量；闸板厚度测量；闸间隙测量并调整；冷却风机滤网检查清洗；检查井架天轮轴、轮辐、绳槽及绳衬及衬垫尺寸；检查井筒罐道座、罐道卡子；罐耳间隙、罐道间距、罐道磨损量、滚筒绳槽测量检查；对井筒主要管线、托梁、吊挂等装备和设施的固定、锈蚀检查处理；对立井提升容器间及提升容器与井壁、罐道梁、托管梁之间的最小间隙等应检项目检查测量；清理井筒装备，做到无杂物、无矸块、无煤块；对井架偏斜、沉降情况测量。
三、季检内容1、电气方面：紧固主电机内部连接螺栓及清扫灰尘；接地极电阻测量；电动机绝缘测试；各种电机检修维护；轴承清洗注油。
2、机械方面：制动油缸、蝶形弹簧及密封部件检查与更换；滚筒轴承注油；检查防撞梁和托罐装置，以及尾绳保护装置（分绳器）、检查井壁是否有裂缝、变形和局部坍塌，梯子间是否断裂、变形及腐蚀等；对井架偏斜、沉降情况仪器测量一次。
四、半年检内容1、电气方面：冷却风机、整流柜、励磁柜、风机检查及轴承清洗注油；电工绝缘手套、高压胶靴、验电笔检测。
2、机械方面：液压制动系统管路检查及液压油过滤、滚筒轴承开盖检查；清洗换油；天轮（包括导向轮）轴承开盖检查、清洗换油；润滑站清洗换油；减速器、联轴器揭盖检查；检查深度指示器传动部件；压力表检验；防坠器不脱钩试验；测量木罐道垂直度。
升压站巡检
升压站巡检哈拉道口风电厂升压站巡视检查项升压站巡视路线：主控室→保护盘室→380v母线室→svg连接变压器→svg本体→35kv母线室→66kv管型母线→1号主变→1865刀闸→1861开关→66kv电流互感器→1863刀闸→66kv避雷器→66kv电压互感器→综合水泵房→主控室巡检规定：哈拉道口风电场是一座新投产的风电场，需要加强对所有设备的巡检。
现在规定每四小时巡逻一次，不得遗漏。
升压站巡检项目：380V母线室巡检：1）检查380v母线室所用变/接地变音响正常。
□2）检查380v母线室各电源箱位置正确，指示灯正常。
□3）检查380v母线室门窗应关好、照明良好、不漏水、温度正常、没有气味。
□4）检查380v母线室接地电阻刀闸分合位置与实际相符。
□svg连接变压器日常巡视检查内容：1）变压器油温、温度计正常，储油柜油位与温度相符，各部位无漏油、漏油现象；□ 2）套管油位正常，套管外无破损、裂纹、严重油污、放电痕迹等异常；□ 3）连接变压器的声音正常；□4)引线接头、电缆、母线应无发热现象；□5)压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损；□6)气体继电器内应无气体；□7)检查svg本体声音、温度正常。
□8)检查svg本体内led显示屏有无故障报文、各指示灯指示正常、开关分合位置与实际相符。
□35kv母线室巡视检查项目：1）检查开关测控装置指示正常，无报警；□ 2）开关和操作机构的位置指示应与控制室内的电气位置指示一致；□ 3）检查真空开关是否有异常声音；4)检查真空开关储能良好；□5)二次部分接线正常，操作、动力、辅助熔丝或小开关正常；□6）开关外观清洁，无杂物、裂纹、放电；□ 7）真空开关下的母线连接器完好，无过热、放电现象；□ 8）变压器应检查周围环境是否有滴水、积水，温度是否正常正常□。
主变压器日常巡检内容：1)变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；□2)套管油位正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕痕迹等异常现象；□ 3）变压器声音正常；□4)各冷却器手感温度应相近，油流继电器工作正常；□5）吸湿器完好，吸附剂干燥；□ 6）导线连接器、电缆和母线应无发热；7）泄压装置或安全气道、防爆膜完好；8）有载分接开关分接位置及功率指示正常；9）气体继电器中不得有气体；10）所有控制箱和二次接线盒应密封严密，不得受潮；主变高压侧1861开关巡检项目：1)每日定时检查sf6气体压力和温度；2)开关各部分及管道无异音(漏气声、振动声)及异味，管道接头正常；3)套管无裂痕，无放电声和电晕；4)引线连接部位无过热、引线松弛度适中；5)开关分、合位置正确，并和当时实际运行工况相符；6)接地完好；8)电流和电压互感器的检查：1)油位正常、油色透明、无漏油现象。
升压站220KV211开关间隔设备检查、清扫、预试
#1机组升压站220KV开关间隔设备检查、清扫、预试一、检修质量和标准1、开关、CT、PT、刀闸、支柱、避雷器等清洁、支柱瓷瓶干净无裂纹，接线板紧固无发热连接可靠、各螺栓用力矩扳手紧固。
动静触头结合良好接地刀闸与隔离开关机械闭锁可靠，动静触头间涂抹润滑脂。
2、悬瓶清洁无裂纹。
3、柜内外清洁，端子紧固无松动，柜门密封良好，观察孔清晰，柜门开闭正常。
4、行程开关与实际开关分、合位置对应，安装牢固；定位器定位准确；电机及电缆500V兆欧表绝缘不低于0.5MΩ、电机直阻偏差不大于百分之二。
液压机构动作正确。
合闸线圈直阻33Ω左右，分闸14Ω左右，500V兆欧表绝缘不低于0.5M Ω。
5、SF6气体微水测试及检漏试验合格，SF6密度继电器校验符合标准。
6、符合检修规程、《电力设备预防性试验规程》及厂家说明。
二、工机具及材料准备工机具准备序号工器具名称规格型号单位数量1 毛刷把 42 梯子把 13 梅花扳手套 14 呆扳手把 45 油枪个 16 摇表500V 快 17 万用变快 1材料准备序号工器具名称规格型号单位数量1 金属清洗剂kg 12 破布kg 53 凡士林ml 5004 白布带盘 55 塑料带盘 57 砂纸张1008 油漆黄、黑桶各1三、检修方案1、隔离开关1.1按照规范搭设木质脚手架1.2清扫瓷瓶、导电杆、槽钢底座、水泥支柱、机构拉杆，除去污垢、积灰，仔细检查瓷柱应无裂纹、破损和闪络、放电痕迹，检查瓷瓶与法兰胶合应良好，无松动脱落，并进行瓷瓶探伤。
1.2检查静触头弹簧无锈蚀和变形、弹力充足，清洗动触头及触指接触面，检查触指排列整齐，检查螺钉紧固良好，并涂以适量的凡士林。
检查静触头角度正确、均压环位置水平1.3检查槽钢底座，转动板平面应保持水平，转动灵活，底座及轴承无锈蚀斑点，转动平稳灵活并加注润滑脂1.4检查连杆和拉杆无变形，无裂纹现象，无锈蚀。
检查转动轴的轴孔轴套无伤痕，转动无卡涩，在所有转动部分加润滑脂1.5检查刀闸机构螺母及销子完整无遗失、松动1.6检查刀闸操作机构箱内传动齿轮完好，油脂合适。
(升压站定检)培训课件
升压站设备的安全运行对于保障电力系统的安全性和稳定性至关重要。通过定检可以及时 发现和解决潜在的安全隐患，防止设备故障或事故的发生，确保电力系统的安全性和稳定 性。
升压站定检的流程与内容
制定定检计划
准备工具和备件
根据升压站的实际情况和设备运行状况， 制定合理的定检计划，包括定检周期、定 检项目、定检人员等。
控制电流的接通和断开， 防止过载和短路。
隔离电源，便于设备检 修和维护。
测量电流和电压，为保 护装置提供信号。
升压站的工作原理
变压器
通过电磁感应原理，将低电压 升高为高电压。
断路器
利用灭弧原理，在电流断开时 消除电弧。
隔离开关
通过机械传动，将触头打开或 关闭，实现隔离或接通电源。
互感器
利用电磁感应原理，将高电压或 大电流转换为低电压和小电流，
确保安全措施到位，检查工具和 设备是否齐全、完好。
操作过程演示
按照标准流程进行实际操作，包 括设备检查、维护和维修等步骤。
操作后检查
确认设备正常运行，清理现场， 确保安全。
案例分析：典型故障处理
案例一
变压器故障处理
案例三
母线故障处理
案例二
断路器故障处理
案例四
接地故障处理
模拟操作与考核
模拟操作环境搭建
将使用过的工具和材料整理归位，保 持工作现场整洁。
记录与报告
安全注意事项
再次确认设备已恢复正常运行状态， 对存在的问题进行跟踪和复查，确保 设备安全稳定运行。
详细记录定检过程和发现的问题，及 时向上级汇报并存档。
04 常见故障与处理方法
设备故障的分类与识别
电气故障
设备中电气系统出现的故障， 如电机损坏、电路断路、接触 器烧毁等。
升压站试验项目
升压站试验项目7.3 试验项目：7.3.1变压器试验：变压器油色谱分析;变压器绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数；变压器绕组连同套管的直流电阻测试；变压器变比及接线组别测试；变压器绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；变压器绕组连同套管的直流泄漏电流；变压器非电量检测；交流耐压试验。
7.3.2、变压器套管：主绝缘及套管对地的绝缘电阻测试；介损及电容量测试；交流耐压试验。
7.3.3、六氟化硫断路器试验测量绝缘电阻；测量每相导电回路的电阻；测量断路器的分、合闸时间；测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间；分合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；断路器操动机构试验；测量断路器内SF6气体的含水量；.密封性试验；交流耐压试验；7.3.4.真空断路器试验测量绝缘电阻；测量每相导电回路的电阻；测量断路器的分、合闸时间，分、合闸的同期性，测量合闸时的弹跳时间；分合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；断路器操动机构试验；交流耐压试验；7.3.5.避雷器试验测量避雷器及基座绝缘电阻；测量避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流；检查放电计数器的动作情况及监视电流表指示。
7.3.6.电流互感器试验绕组的绝缘电阻测试；介质损耗角正切值tanδ；检查接线组别和极性；电流互感器的励磁特性；绕组的直流电阻测试；交流耐压试验。
7.3.7.电压互感器试验绕组的绝缘电阻测试；介质损耗角正切值tanδ；检查接线组别和极性；电流互感器的励磁特性；绕组的直流电阻测试；三倍频感应耐压试验。
7.3.8.电缆试验绝缘电阻测试；检查电缆线路两端的相位；交流耐压试验。
7.3.9.高压熔断器试验绝缘电阻测试；测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻；7.3.10.隔离开关试验绝缘电阻测试；测量导电回路电阻；交流耐压试验；7.3.11.保护装置校验试验前准备；工作负责人向工作值班人员交底；做好现场安全技术措施；保护屏检查及清扫；压板检查及屏蔽接地检查；插件外观检查；绝缘检查及电缆检查；远方通流及加压试验；交流零漂及精度检查；保护开入及开出量检查；保护功能校验；保护动作特性、定值及动作逻辑的试验检查；传动试验。
风电场升压站电气设备定检预试四措一案
XX风力发电有限公司110 kV XX升压站定检与预试"四措一案"公司领导批准：XX施工单位审核：XXX编制人员：XX编制单位：XX电力工程有限公司XXXX年XX月XX日电气一次部分一、工程概况(1)工程名称：XX风电场电气设备定检与预试(2)施工方：XX电力工程有限公司(3)工程量110kv主变1台110kv电流互感器6台110kv电压互感器3台110kv单相电压互感器1台110kv六氟化硫断路器2台110kv避雷器1组110kv隔离开关5组35kv高压柜8面、35kv接地变压器1台、35kv电缆23条、35kv箱变23台。
(4)工作范围：XX风电场110kV区域35kV高压室区域35kV风场区域(5)施工工期及工程分项进度计划安排：110kV区域2天、35kV区域2天、35kV风场区域3天、二、组织措施按《公司检修工作管理制度》，成立如下施工组织：(一)工程现场安全员：XX职责：负责总体协调项目施工所需人、财、物，解决施工作业中的疑难问2题，整体把握项目施工进度及相关单位(部门)的协调配合工作等。
(二)专业组1．现场工作负责人：XXX职责：对工程的施工安全、质量、工期及人员组织、调配等全面负责。
负责申请停电、编制施工四措、标准化作业书等，组织作业人员岗前培训，按照施工方案及标准化作业书组织施工，参与设备验收投运等。
2．各专业技术负责人一次调试专业组负责人：XX二次保护专业组负责人：XXX高压试验专业组负责人：XXX职责：负责本专业施工方案、标准化作业书等的编写，有关技术图纸的收集、整理，施工现场的指挥，施工工艺培训及质量的过程控制，施工现场的安全、质量、进度和协调工作等。
对所有作业人员进行现场交底，让全体施工人员了解工作内容。
在施工前负责检查本专业工作班成员精神状态是否良好、人员分工及配置是否合理、检查工作票所列安全措施是否正确完备、是否符合现场实际条件，对工作班成员进行危险点告知，交代安全措施及技术措施。
升压站检修报告
升压站检修报告一、检修概况本次检修内容主要包括升压站的电气检修、机械检修、仪表检修及安全检查等工作。
检修时间为2019年7月15日至2019年7月20日，检修地点为某某升压站，检修人员共计15人，其中电气检修10人，机械检修2人，仪表检修2人，安全检查1人。
二、电气检修检查断路器的运行状态，更换出现故障的断路器，确保断路器的安全可靠运行。
2、检查及更换绝缘子检查绝缘子的运行状态，更换出现故障的绝缘子，确保绝缘子的安全可靠运行。
3、检查及更换接触器检查接触器的运行状态，更换出现故障的接触器，确保接触器的安全可靠运行。
检查电动机的运行状态，更换出现故障的电动机，确保电动机的安全可靠运行。
5、检查及更换转换开关检查转换开关的运行状态，更换出现故障的转换开关，确保转换开关的安全可靠运行。
6、检查及更换电流互感器检查电流互感器的运行状态，更换出现故障的电流互感器，确保电流互感器的安全可靠运行。
7、检查及更换电容器检查电容器的运行状态，更换出现故障的电容器，确保电容器的安全可靠运行。
8、检查及更换电流表检查电流表的运行状态，更换出现故障的电流表，确保电流表的安全可靠运行。
9、检查及更换电压表检查电压表的运行状态，更换出现故障的电压表，确保电压表的安全可靠运行。
10、检查及更换控制器检查控制器的运行状态，更换出现故障的控制器，确保控制器的安全可靠运行。
三、机械检修1、检查及更换机械传动部件检查机械传动部件的运行状态，更换出现故障的机械传动部件，确保机械传动部件的安全可靠运行。
2、检查及更换润滑油检查润滑油的状态，更换出现故障的润滑油，确保润滑油的安全可靠运行。
3、检查及更换风机检查风机的运行状态，更换出现故障的风机，确保风机的安全可靠运行。
四、仪表检修1、检查及更换仪表检查仪表的运行状态，更换出现故障的仪表，确保仪表的安全可靠运行。
2、检查及更换传感器检查传感器的运行状态，更换出现故障的传感器，确保传感器的安全可靠运行。
升压站年度检修总结(3篇)
第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，升压站在电力系统中扮演着越来越重要的角色。
为确保电力系统的安全稳定运行，提升设备性能，降低故障率，提高供电质量，升压站年度检修工作已成为电力行业的一项重要任务。
本年度，我单位按照公司年度检修计划，对升压站进行了全面检修，现将检修工作总结如下：一、检修工作概述1. 检修时间：本年度升压站检修工作于XX年XX月XX日开始，至XX年XX月XX日结束，共计XX天。
2. 检修范围：本次检修范围包括升压站一次设备、二次设备、电气装置、辅助设施等。
3. 检修内容：本次检修主要包括设备清扫、绝缘测试、设备试验、故障处理、隐患排查、设备维护等。
4. 检修方式：本次检修采用分阶段、分区域、分设备的检修方式，确保检修工作有序、高效、安全地进行。
二、检修工作亮点1. 前期准备充分。
为确保检修工作顺利进行，我单位提前制定了详细的检修计划，明确了检修范围、内容、时间节点、责任分工等，为检修工作的顺利开展奠定了基础。
2. 组织协调有力。
本次检修工作涉及多个部门、多个专业，我单位充分发挥了组织协调作用，确保各部门、各专业密切配合，形成合力。
3. 技术保障有力。
本次检修工作邀请了相关领域的专家和有经验的检修人员，为检修工作提供了技术保障。
4. 安全管理到位。
本次检修工作高度重视安全管理，严格执行各项安全规章制度，确保检修人员生命财产安全。
5. 效率提升明显。
本次检修工作通过优化检修流程、提高设备利用率等措施，有效提升了检修效率。
三、检修工作成效1. 设备状态良好。
通过本次检修，升压站设备状态得到明显改善，设备故障率明显降低，为电力系统的安全稳定运行提供了有力保障。
2. 安全隐患消除。
本次检修共发现并消除安全隐患XX处，有效降低了设备故障风险。
3. 供电质量提升。
通过检修，供电质量得到明显提升，为用户提供了更加优质的电力服务。
4. 人才培养成果显著。
本次检修工作中，我单位注重人才培养，锻炼了一批检修技术骨干，为今后检修工作提供了人才保障。
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2.绕组绝缘tgδ(20kV及以上)
3.表计校验
4.配电柜各部及相应装置的清扫与检查，端子箱内灯具、断路器、继电器及端子排等装置的检查
5.检查基础、支撑部件和引线
6.刀闸检修
6
35kV母线
1.绝缘电阻；
2.清扫检查绝缘子、构架；
3.检查导线（包括引线），固定牢固、漆膜完好，相色鲜明；
4.检查金具有无锈蚀、紧固各部螺栓；
GIS小修项目（6年1次）：电动隔离、电动接地开关机构部分
1.电气类零件：1.电气类零件：辅助开关转动灵活，转换位置正确，触点通断正常；热继电器动作可靠，功能正常；释放线圈动作灵活，触点功能正常；更换行程开关；更换限位开关；更换加热器；
2.机构内部检查：检查丝杠，无明显锈蚀、变形、磨损，运动灵活；检查轴销、轨道等传动部件无锈蚀、损坏、过度磨损，状态完好。螺栓无松动、缺失；轴销等传动部位润滑良好；检查电机碳刷长度符合技术要求，状态良好；检查联锁机构正常；清理传动零部件表面油污、异物，并进行防腐、润滑处理；
3.构架紧固带螺栓，防腐漆
4.接地线完整良好
பைடு நூலகம்5.母线连接引线紧固无松动
6.检查放电回路操作机构
7.放电线圈瓷套无破损，油位正常、无渗漏油
8.相间和极对壳绝缘电阻
9.电容值测量
16
#1~#2SVG
1. 检查所有电力电缆、控制电缆有无损伤，电力电缆端子是否松动，高压绝缘热缩管是否松动
2. 更换进气口滤棉
5.二次回路绝缘试验
11
#1~#2主变中性点
1.中性点隔离刀闸、操作机构、端子箱；
2.中性点避雷器试验
3.中性点电流互感器试验
4.中性点放电间隙测量、放电调整
12
#1~#2主变辅助系统
1.检修油位计，包括调整油位。
2.安全保护装置检修。
3.检修油保护装置（吸湿器），必要时更换。
4.检修测温装置，校验绕组、油温度计并出具校验报告。
5.检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油。
6.检查接地系统。
7.清扫油箱和附件，必要时进行补漆。
8.紧固导线连接螺栓及法兰密封垫连接螺栓。
9.全绝缘管型母线耐压试验。
11.气体继电器校验及其二次回路试验。
12.排油注氮灭火装置检查及防腐。
13
GIS
#1~#2主变高压出线、苏月线出线
1.SF6气体压力的检查及补充，微水检测、湿度测量及化学分析；
5.回路电阻：检修范围内的主回路电阻测量。
GIS小修项目（6年1次）：特性试验
1.传动试验：隔离开关、接地开关联锁试验；
2.断路器低电压动作试验、分合闸时间速度试验：断路器机构分、合闸线圈的动作电压符合技术要求；断路器分合闸速度和时间参量符合技术要求；
3.隔离开关分、合闸时间参量：隔离开关分、合闸时间参量符合技术要求；
3.检查基础、底架部件和引线；
4.合闸位置测量接触电阻并调整合闸角度、合闸止钉间隙、接地开关与有电部分最小距离，检查主刀闸接触情况并处理，检查并处理接地开关表面；
5.分闸位置测量并调整分闸角度、分闸止钉间隙，检查并处理主刀闸表面及接触情况；
6.隔离刀闸触头导通电阻测量(100A)；
7.检查并调整合闸同期性；
6.辅助回路和控制回路绝缘电阻试验；
7.端子箱灯具、空开、继电器、智能操控装置检查，端子排紧固；
8.继电保护保护校验；
9.仪表、交流采样装置校验，检测合格贴合格证，并出具专门的检验检测报告；
10.合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻；
11.整组传动试验;
12.真空灭弧室真空度的检测（耐压试验）
1.检查清理电磁铁扣板、掣子：分、合闸线圈安装牢固，无松动、无卡伤、断线现象，直流电阻符合要求，绝缘应良好；衔铁、扣板、掣子无变形，动作灵活；
2.检查传动连杆及其它外露部件：检查开关及机构机械传动部分正常；逐一检查拐臂、连板、轴、销位置及状态无异常，其固定的卡簧、卡销均稳固；连杆紧固螺母无松动，划线标识无偏移；对各传动部位进行清洁及润滑，尤其是外露连杆部位；
2.汇控柜：检查报警指示器、位置指示器显示；接触器及扳把开关检查；接线端子排及各电器组件接线检查；汇控柜内有无潮湿、锈蚀和污损情况；清扫并检查低压回路配线有无松动；检查控制操作元件动作及切换；更换加热器、温湿度控制器；进行涂胶等防水、防潮处理；
3.绝缘电阻：测量主回路绝缘电阻；
4.气体检漏：检查气室及气体管道等气体系统无泄漏；
1.绕组绝缘电阻；
2.极性检查；
3.各分接头变比检查；
4.校核励磁特性曲线；
5.一次绕组直流电阻测量；
6.用干净的棉纱或毛巾清扫外壳及绝缘件，绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹；
7.检修基础、支撑部件和引线；
8.检查本体接线盒，检查密封、接地及端子紧固。
9.局部放电测量
5
35KV电压互感器（#1、#2母线PT共计2个）
2.机构内部：弹簧位置正确，无明显摩擦、损坏；检查轴销、导轨、拐臂等传动部件，无过度磨损；缓冲器状态良好；检查电机碳刷长度，符合技术要求；更换微动开关；更换加热器；联锁动作灵活、可靠，功能正常；清理传动零部件表面油污、异物，并进行防腐、润滑处理；
3.处理机构箱密封：更换拆解部位密封圈；重新进行涂抹密封胶等防水、防潮处理。
6.检查器身及金属件有无过热
7.测量支座绝缘及检查支座是否紧固并受力均匀
8.检查器身表面涂层是否完好
9.检查器身表面有无浸润现象
10.检查铁芯有无松动、过热现象
11.检查瓷柱是否完好和清洁
12.装置卫生清扫
13.绝缘电阻测量
15
#1~#2FC电容器
1.电容器清洁，紧固件、瓷瓶、外壳
2.支持绝缘子清洁，紧固螺栓
3.检查分合闸弹簧：无锈蚀，拉伸长度应符合要求；
4.检查分、合闸缓冲器：测量缓冲曲线符合要求，缓冲器无漏油；
5.辅助开关传动机构的检查：辅助开关传动机构中的连杆连接、辅助开关切换应无异常；辅助开关应安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好，并进行除尘清洁工作；
6.检查二次接线：检查机构箱内二次线端子排接触面无烧损、氧化，各端子逐一紧固并检测绝缘符合技术要求；
8.继电保护保护校验；
9.仪表、交流采样装置校验，检测合格贴合格证，并出具专门的检验检测报告；
10.合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻；
11.整组传动试验；
3
35kV过电压保护器（#1~#2主变低压侧、#1~#8集电线路、#1~#2母线FC支路和SVG支路站用变、母联共计20个）
1.绝缘电阻；
2.检修及校验SF6气体检测装置
3.断路器、隔离开关、接地开关检查
4.汇控柜、电气元件及二次线检查
5.特性试验：回路电阻测量、局部放电测量
6.检查气室压力，校验压力表、压力（微动）开关、密度继电器或密度压力表，并出具SF6气体压力表计校验报告
7.检查接地装置
8.设备本体及支架检查
9.GIS外壳检查
10.电流互感器伏安特性校验、直阻测试
2
35kV六氟化硫开关小车（#1~#2FC、#1~#2SVG共计4个小车）
1.绝缘电阻测试；
2.导电回路电阻；
3.开关小车及对应开关柜各部及相应装置的清扫；
4.导流回路检查，辅助触点检查，操作机构检查；
5.涂抹导电膏（凡士林）；
6.辅助回路和控制回路绝缘电阻试验；
7.端子箱灯具、空开、继电器、智能操控装置及端子排等装置的检查；
3.处理机构箱密封：更换拆解部位密封圈；重新进行涂抹密封胶等防水、防潮处理；
4.分合闸位置标识：重新对转动轴、拐臂、拉杆做好分合闸位置标识。
GIS小修项目（6年1次）：其他部分
1.外部一般情况：检查套管上接线端子紧固状态和表面状态；清洁接线端子外表面，进行涂胶等防腐处理；重新对法兰等连接面进行注脂、涂胶等防腐、防水处理；重新对端子箱、插接件、电缆接头等位置进行防腐、防水处理；外观检查是否有锈蚀情况；罐体连接部位的螺栓有无松动；油漆有无脱落，有无生锈；检查防爆装置是否进水、锈蚀；进行防腐、防水处理；
5.直流泄漏电流试验。
7
35kV开关柜继电保护效验
1.外观、接线检查及紧固，二次回路检查，配合进行断路器相关回路的检查；
2.电源检查，通电检验；
3.装置功能及定值检验，定值及保护状态打印核对；
4.整组试验，带通道联调试验；
5.带负荷试验。
8
35Kv开关柜内电能计量装置效验
1.装置效验，贴合格标签、出具校验报告。
2.接地电阻测量
3.干式变压器外罩，接地检查
4.变压器本体外观检查
5.变压器高压侧接线柱、绝缘层检查
6.变压器铁芯紧固件，接地检查
7.变压器本体紧固件检查
8.温控仪检查,温控探头校验
9.检查冷却装置冷却风扇正常
10.绝缘子检查投标方要负责处理相关绝缘不合格问题
11. 完善接地变保护传动试验项目，明确保护出口后具体断路器动作情况
7
主变
#1~#2主变绕组及铁芯
1.绕组绝缘电阻、吸收比
2.绕组直流电阻；
3.绕组的tgδ
4.铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻、泄漏电流；
5.绕组泄漏电流。
8
#1~#2主变绝缘油
1.油中溶解气体色谱分析。
2.绝缘油试验、介损试验。
9
#1~#2主变套管
1.清扫套管和检查导电接头
2.套管介损检查
3.电流互感器伏安特性校验，直阻，绝缘电阻测量。
11.电压互感器二次回路绝缘电阻、直阻测试
12.整组传动试验
13.与GIS连接的外部一般情况及瓷套管表面检查
避雷器预试
1.交流泄漏电流