公司标准文件 电气设备检修规程.doc

电气设备检修规程1 范围为了加强对集团公司供电系统的使用、检修、计划管理，确保安全可靠，经济合理运行，依据电力部及总公司对发变配用电设备检修规定，结合我公司历年运行检修经验，特制定适合我公司发供配用电设备的检修规程。设备定期检修类别：大修、中修、小修设备大修后均应填写大修报告书， 详细记录检修后调整，试验数据，一式两份。上报公司机动部一份。当设备存在缺陷影响正常运行时，则应进行临时性检修，设备下次定期检修间隔时间应由临时检修日期算起。设备检修后，由检修负责人会同机动部、运行单位有关人员组成验收组织，验收合格后方可投入运行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。3 变压器3.1 变压器在运行中个别部分受到热的、电动的、机械的作用，因之在设备投入运行的初始阶段的质量问题，只有在运行中会发现。对运行中的变压器要进行定期的试验分析，还必须对变压器定期内部检查，因为变压器中的许多缺陷只有在检查其内部时才会发现，这类缺陷有：线卷移位，绝缘垫片干燥与脱落，线卷的匝间的绝缘破损，夹紧螺丝的绝缘不良或接地，分接开关接触不良，接地小母线折损，接地片烧坏等。变压器的检修分大修与小修：3.1.1 大修：打开上盖，吊出器芯（铁芯）3.1.2 小修：停电检修，但不吊出器芯（铁芯）3.2 变压器检修周期3.2.1 大修：每十年一次3.2.2 小修：每年至少一次。3.3 变压器大修项目3.3.1 检修前的准备工作3.3.1.1 放油，打开油箱盖，吊出器芯检查器身外观。3.3.1.2 器身检查（铁芯、线卷、分接开关、引出线、夹紧螺栓）。3.3.1.3 检查器身铁芯紧密度。3.3.1.4 检查铁芯接地片是否良好。3.3.1.5 检查穿芯螺杆绝缘情况。3.3.1.6 检查线卷绝缘情况。3.3.1.7 检查线卷有无移位现象，线卷间垫片有无松动和脱落现象。3.3.1.8 检查分接开关有无接触不良现象。3.3.1.9 检查引线和夹件情况。3.3.2 箱体检查3.3.2.1 箱体有无漏油情况。3.3.2.2 检查放油阀是否灵活。3.3.2.3 检查散热器焊接情况，有无渗油。3.3.3 顶盖检查3.3.3.1 检查油枕及油标，瓦斯继电器，清除油枕中沉渣及油泥。3.3.3.2 检查防爆筒，吸油器和套管。3.3.4 清扫壳体，必要时重新添油。3.3.5 油样检查，必要时滤油或换油。3.3.6 器身在空气中停留的时间不应超过下列规定3.3.6.1 在空气相对湿度小于65的干燥天气不应超过16小时。3.3.6.2 在空气相对湿度不大于75的潮湿天气不应超过12小时，必要时干燥绝缘。3.3.7 检查控制测量仪表，信号和保护装置。3.3.8 装配3.3.8.1 在室温低于10以下，在将器身装入邮箱前应将铁芯加热到10以上。3.3.8.2 注入清洁干燥的油，按当时气温加至规定油标。3.3.8.3 仔细处理各处的密封垫卷以便装配后不渗油。3.3.8.4 瓦斯继电器放气。3.3.9 试验检查3.3.9.1 变压器各部应完整无损坏。3.3.9.2 油标瓦斯继电器油窗的油位应符合标准。3.3.9.3 测量绝缘电阻（线卷）和R60/R15比值。3.3.9.4 测量直流电阻。3.3.9.5 外施工频耐压试验（静油16小时以上）。3.3.9.6 测量空载电流，空载损耗及短路损耗。3.3.9.7 变比试验3.3.9.8 检查三项变压器的结线组别和单变压器引出线的极性。3.3.9.9 测量穿芯螺栓和轭铁的绝缘电阻和穿芯螺栓的耐压试验。3.3.9.10 变压器油的化学分析及试验。3.3.10 投产运行3.3.10.1 整定与试验保护装置，恢复保护装置正常接线。3.3.10.2 变压器定相。3.3.10.3 变压器额定的冲击试验，35次以检验在激磁电流冲击下的继电器保护装置的动作。3.3.10.4 如试验良好便可投入运行。3.4 变压器小修项目3.4.1 检修前的准备工作3.4.1.1 外部检查，修理可就地修好的外部缺陷。3.4.1.2 检查并拧紧引出线接头。3.4.1.3 擦净外壳和套管。3.4.1.4 放出油枕中油污，检查油标，必要时加油。3.4.1.5 检查放油阀门和密封衬垫，消除渗漏缺陷。3.4.1.6 检查和校验瓦斯继电器。3.4.1.7 检查防爆简隔膜的完整性。3.4.2 按规定项目进行试验3.4.2.1 绝缘电阻。3.4.2.2 直流电阻。3.4.2.3 油样试验。3.4.3 检查温度计。3.4.4 检查工作接地和保护接地。3.4.5 检查分接开关及传动机构。3.4.6 投入运行。3.5 变压器检修后应达到下列标准3.5.1 线卷、铁芯完好无碰伤。3.5.2 套管清洁完整无破裂及放电痕迹。3.5.3 变压器内部不应遗留任何东西。3.5.4 接线正确，不可任意改变相位和极性。3.5.5 表计、信号保护的接线正确。3.5.6 线卷清洁无油垢，无移位松动，绝缘良好。3.5.7 线卷间油道畅通无堵塞。3.5.8 各绝缘物体牢固，排列整齐。3.5.9 各部连接良好，坚固。3.5.10 穿芯螺栓紧固、绝缘良好，用1000伏摇表测量绝缘电阻不小于2兆欧。3.5.11 油箱、油枕、散热器内部清洁干净，无渗漏油。3.5.12 防爆简隔膜完整密封。3.5.13 油标清洁透明，指示准确。3.5.14 分接开关各档位置接触良好，指示位置正确。3.5.15 瓦斯继电器及其附属装置良好。3.5.16 各零部件齐全。3.5.17 试验合格。4 电流互感器4.1 电流互感器是运行引线路的保护和测量的重要工具。因此在运行中应定期检修和校验。4.2 电流互感器检修周期4.2.1 大修：每5年一次，或根据试验成绩决定；4.2.2 小修：每年一次；4.3 电流互感器的大修项目4.3.1 清扫检查电流互感器外部，消除发现的缺陷。4.3.2 清扫检查瓷瓶套管。4.3.3 检查拧紧引出线及接地线。4.3.4 检查二次回路接线。4.3.5 按预防性试验规程规定项目试验。4.4 小修项目4.4.1 外部清扫与检查。4.4.2 引线端子检查。4.4.3 直流电阻与绝缘电阻试验。4.5 电流互感器检修后应达到下列标准4.5.1 外部清洁，接线端子紧固。4.5.2 外壳无机械损伤，瓷件无裂纹破损。4.5.3 线卷洁净，无机械损伤，绝缘良好。4.5.4 接地良好。4.5.5 二次不开路。4.5.6 油漆完整，标志齐全。4.5.7 各项试验合格。5 电压互感器5.1 电压互感器是运行中线路的保护和测量的重要工具，因此需要在运行中定期检修和校验。5.2 电压互感器检修周期5.2.1 大修：五年一次，或根据试验成绩决定；5.2.2 小修：每年一次5.3 电压互感器大修项目5.3.1 打开箱盖，吊出铁芯。5.3.2 检查线卷绝缘和引线绝缘情况。5.3.3 检验铁芯紧密度和穿心螺杆绝缘情况。5.3.4 检查一次线卷接地情况和铁芯接地情况。5.3.5 检查套管及大盖各部胶垫并处理。5.3.6 外壳除锈涂漆。5.3.7 绝缘油试验。5.3.8 电气试验。5.4 小修项目5.4.1 检查清扫互感器。5.4.2 测量直流电阻和绝缘电阻。5.4.3 油样试验。5.5 检修后应达到下列标准5.5.1 外部无油垢，接线端子紧固。5.5.2 外壳无机械损伤，瓷件无裂纹和破损。5.5.3 不渗漏油。5.5.4 线卷绝缘良好。5.5.5 铁芯紧密无锈，接地良好。5.5.6 内部无油垢，各部螺丝不松动。5.5.7 内部绝缘支持物无损伤，线卷无松动、扭伤断线。5.5.8 二次不短路。5.5.9 油漆完整，标志齐全。5.5.10 绝缘油试验合格。5.5.11 各项试验合格。6 断路器 6.1 SF6断路器检修内容6.1.1 年检查维护内容6.1.1.1 检查维护前的准备工作6.1.1.2 断路器退出运行；6.1.1.3 断路器处于分闸位置，手车拉出来；6.1.1.4 拉开操作机构交、直流电源和控制电源；6.1.1.5 将液压机构中油压放至零表压； 6.1.2 断路器检查维护项目6.1.2.1 外观检查、清洗；6.1.2.2 检查灭弧室，支柱瓷套有无损坏并加以清洁；6.1.2.3 检查不锈钢油管、工作缸、供排油阀有无漏油处，必要时予以修理。6.1.2.4 检查SF6气体（用带有压力头的压力表）6.1.2.5 检查密度继电器的动作压力值 从支柱上拆下，将接头螺钉拧下，拔出密度继电器，然后用盖将支柱街头封好，将密度计电器接到充气装置上，打开上罩，每对节点串入小灯泡或仪表。重新对密度继电器充、放气，检查第一、第二报警压力值知否正确，如果超过规定值，更换新密度继电器，换下的密度继电器送回工厂修理。6.1.3 液压机构检查6.1.3.1 检查机构的管路，元器件有无渗漏油现象。6.1.3.2 主油箱油位应符合规定，必要时补充足量液压油。6.1.3.3 检查、清理辅助开关接点。6.1.3.4 检查贮压器预压力 可用手力泵打压，开始油压上升迅速，当压力到某一值时，油上升突然缓慢，此时的压力值即为预压力。 注意：该压力值与温度有关，这时相应的计算按 Pt=p15+0.09(t-15)折算。6.1.3.5 用滤油机过滤液压油，油质纯净。6.1.3.6 检查油泵启动，停止压力值。6.1.3.7 检查单分、单合操作油压降。6.1.3.8 检查时间继电器动作三分钟后是否可靠切断电机电源。 断路器检查完毕后无其它异常可进行试验操作。将液压机构电源操作电源恢复，打压至额定油压，电操作断路器应动作正常。6.1.4 五年检查维护内容6.1.4.1 按6.1.3进行检查。6.1.4.2 将液压油全部放出，清理低压油箱和辅助油箱。6.1.4.3 将油箱注满新液压油至规定油位。6.1.4.4 做排气操作之后，放压至额定油压。6.1.5 设备解体时的安全防护6.1.5.1 设备解体前，必需对设备内SF6气体进行全面分析测定，根据有毒气体含量，采取相应的安全防护措施，解除工作方案由总工程师审批后执行。6.1.5.2 用回收净化装置净化SF6开断气，气体净化后，设备抽真空，绝对压力打到1Mpa,用高纯氮气冲洗三次，充气冲洗压力1个大气压。6.1.5.3 检修人员穿戴防护服及防毒面具，设备封盖打开后，检修人员应暂离现场30min。6.1.5.4 检修人员戴防毒面具或氧气呼吸器和防护手套将吸附剂取出，用吸尘器和毛刷清除粉尘，用汽油或丙酮清洗金属和绝缘零部件。6.1.5.5 将清出的吸附剂，金属粉末等废物放入20%*水溶液中浸泡12小时候深埋。6.1.5.6 工作结束后将使用过的防护用具，清洗干净，检修人员要洗澡。6.2 油开关检修周期6.2.1 大修：每年一次。6.2.2 小修：每半年一次。6.2.3 临时性检修：切断故障电流时，速断动作一次，检查油质，视情况决定是否解体；过流动作二次检查油质，视情况决定是否解体。存在妨碍继续运行的缺陷进行临时性检修。6.3 油开关小修项目6.3.1 SN10型油开关小修项目6.3.1.1 检查油气分离器排气孔是否畅通。6.3.1.2 检查油门油标，以及各处密封情况。6.3.1.3 检查支持绝缘子有否裂纹和松动情况，并用干净布将污物擦净。6.3.1.4 检查绝缘拉杆（绝缘拐臂）有否起层受潮和机械性损伤。6.3.1.5 检查接线端子，软连接片是否压紧。6.3.1.6 检查分闸弹簧及合闸缓冲器，分闸缓冲器，有否锈蚀，变形和裂纹，如有应进行处理或更换。6.3.1.7 检查动静触头有否烧伤，动触头是否牢固无松动。6.3.1.8 检查传动轴拐臂，分闸定位板有否变形。6.3.1.9 检查油位是否正常，若不正常应按标准补油。6.3.1.10 检查柜架及传动部分是否开焊等不良现象，并加防冻润滑油。6.3.1.11 检查清扫操作机构，并加防冻润滑油。6.3.1.12 小修结束后进行手动操作，试验，各部无卡阻现象。6.3.1.13 直流电阻为额定值时，做电动分合闸试验23次，各部应无不正常现象。6.3.1.14 检查接地是否良好。6.3.1.15 清理现场，办理竣工手续。6.3.2 SN1.2型油开关小修项目6.3.2.1 套管瓷瓶清扫检查。6.3.2.2 油箱油标油门清扫密封、检查。6.3.2.3 可动接触子抽出检查。6.3.2.4 支架、附属设备及缓冲器检查。6.3.2.5 操作机构检查，加防冻油。6.3.2.6 电气回路接点紧固及测定绝缘。6.3.2.7 必要时换油。6.4 SN10型油开关大修项目6.4.1 油开关本体6.4.1.1 油开关处理检查。6.4.1.2 上帽装配及油气分离器的分解检修。6.4.1.3 灭弧室及导电系统的分解检修。6.4.1.4 基座转轴部位的分解检修。6.4.1.5 油缓冲器的分解检修。6.4.1.6 传动装置的分解检修。a) 分闸弹簧的检查。b) 分闸定位板、主拐臂、主轴、轴承的检查。c) 合闸缓冲器分解检修。6.4.1.7 支持绝缘子及绝缘拉杆，绝缘拐臂的分解检查。6.4.1.8 油箱、框架，油位计检修。6.4.1.9 更换绝缘油。6.4.1.10 开关调整测试。6.4.1.11 整体清扫、涂漆。6.4.2 操动机构的分解检修SN1.2型油开关大修项目6.4.2.1 放油、解体。6.4.2.2 清洗消弧室接触子，检修油箱。6.4.2.3 清洗、检查缓冲器。6.4.2.4 检查调整操作机构。6.4.2.5 检查清扫瓷瓶及绝缘拉杆拐臂。6.4.2.6 电磁系统检查及连接点紧固。6.4.2.7 检查支架及其他部件。6.4.2.8 换油。6.4.2.9 组装调整与试验。6.5 临时性检修项目6.5.1 SN10型油开关：6.5.1.1 取下上帽，将静触头取出检查其烧伤程度，将油开关处于合闸位置，观察导线杆触头烧伤程度是否松动。6.5.1.2 检查第一片隔弧片烧损程度和有否裂纹。油开关外部检查，进行机构操作试验。6.5.1.3 必要时换油。6.5.2 SN1.2型油开关:6.5.2.1 抽出并检查导电杆触头,发现问题时应检查静触头烧伤情况。6.5.2.2 检查灭弧室烧损情况。6.5.2.3 开关外部检查，进行机构操作试验。6.5.2.4 必要时换油。6.6 油开关检修后，应达到下列标准6.6.1 一般要求6.6.1.1 油箱及本体各部清洁无污物或其他杂物，密封胶圈良好，不渗漏油，排油气孔畅通无阻。6.6.1.2 灭弧室或隔弧片无损坏或裂纹，组装正确。6.6.1.3 触头无麻点和氧化膜，接触严密，接触电阻合格。6.6.1.4 传动装置部件齐全、灵活、无卡阻现象，分合闸适当。6.6.1.5 缓冲器调整适当。6.6.1.6 油箱安装牢固、垂直。6.6.1.7 辅助接点在分、合闸的位置正确，接触严密。6.6.1.8 瓷件清洁完好。6.6.1.9 开合位置指示器指示正确。6.6.1.10 开关支架接地良好。6.6.1.11 油标清洁无垢、油位正常。6.6.1.12 各部连接紧密。6.6.1.13 二次回路接线正确、紧固。6.6.1.14 零部件齐全完整。 具体要求参照齐齐哈尔电业局编制的油开关检修规程。6.6.2 SN1.2型油开关调整参数6.6.2.1 导电杆全行程 250±5毫米6.6.2.2 接触后行程 40毫米6.6.2.3 合闸后的预备行程 2530毫米6.6.2.4 合闸缓冲器行程 14±1毫米6.6.2.5 主轴拐臂转角 54º6.6.2.6 合闸后缓冲器预备间隙 6.51.5毫米6.6.2.7 三项同期不超过 1毫米6.6.2.8 合闸后接触子压力 8公斤6.6.2.9 静触头上部与消弧室下部间距 SN1 3 ±1毫米 SN2 15±1毫米6.6.2.10 分闸缓冲器行程 24±1毫米6.6.2.11 合闸铁芯行程 75±0.5毫米6.6.2.12 分闸缓冲器油面高出活塞 10毫米6.6.2.13 机构主轴转角 110º º6.6.2.14 接触电阻 600A 95 1000A 756.6.2.15 相邻相间中心距 250±5毫米6.6.3 SN10型油开关调整参数 SN1010 SN10106.6.3.1 导电杆全行程 145±5毫米 155±5毫米6.6.3.2 接触后行程 28±3毫米 30±3毫米6.6.3.3 三项不同时接触 不大于3毫米 3毫米6.6.3.4 灭弧室上端距 63±0.5毫米 135±0.5毫米绝缘筒上端6.6.3.5 合闸位置导电杆 130±1.5毫米 120±1.5毫米上端距出线上端6.6.3.6 相邻相间中心距 250毫米 250毫米6.6.3.7 接触电阻 120 1206.6.4 DN110G油开关调整参数6.6.4.1 导电杆全行程 102±2毫米6.6.4.2 接触后行程 12±1毫米6.6.4.3 传动轴转动角度 90101 º6.6.4.4 触头断开距离 90±2毫米6.6.4.5 合闸后接触子压力 2535公斤6.6.4.6 中间一相动触头的中心距 268毫米6.6.4.7 旁边两相动触头的中心距 174毫米6.6.4.8 接触电阻 300350（200A）6.7 真空断路器灭弧室的更换：如果真空断路器开断短路故障电流达到技术规范规定的次数，或者在定期检查时，发现真空灭弧室漏气，都应更换灭弧室，更换灭弧室应注意以下事项：6.7.1 按产品说明书规定的顺序将损坏的灭弧室拆下。6.7.2 装上新灭弧室以前，用细砂纸将导电接触面砂光，砂光后严禁在接触面上涂油。6.7.3 装配好真空灭弧室以后，应仔细调整动导电杆，使其保持在灭弧室的中间位置，并且使动导电杆在分、合闸过程中不擦碰灭弧室。6.7.4 安装完毕，应对灭弧室进行工频耐压试验（断路器处于分闸位置时在动、静触头之间施加电压），并将断路器合闸测量其主回路的电阻值。6.7.5 测量触头超程和断路器行程，并调整其规定值。6.8 各项试验合格后，应在不带负载下进行数十次合、分操作，确认无故障才可投入运行7 隔离开关检修7.1 检修周期7.1.1 大修：一年一次7.1.2 临时性检修：当刀闸存在过热，变黑等设备缺陷影响正常运行时均应进行临时性检修。7.2 隔离开关大修项目7.2.1 清扫检查瓷瓶套管。7.2.2 检查开关接线端子。7.2.3 检查开关刀夹、弹簧、涂凡士林油。7.2.4 检查调整传动机构。7.2.5 检查调整连锁装置。7.2.6 检查拧紧开关各部螺丝，接地线，定位销。7.2.7 检查三相刀闸的闭合同期性。7.2.8 检查刀闸开距。7.2.9 做35次分合闸，应灵活可靠。7.3 刀闸检修后应达到下列标准7.3.1 瓷瓶套管清洁，无裂纹破损。7.3.2 刀夹、刀嘴、接线端子、无氧化斑点，无电弧烧损点，无过热变色等。7.3.3 开关传动机构灵活，拉合后销子复位。7.3.4 连锁装置准确动作。7.3.5 开关接触用0.05×10塞尺检查，线接触应塞不进去，面接触应塞入深度：接触面宽度50毫米及以下时，不超过4毫米，接触面宽度60毫米及以上时，不超过6毫米。7.3.6 接地线应完整，紧固。7.3.7 合闸时不错位，三相同期不超过3毫米。7.3.8 各连接点紧固无松动。7.3.9 其他调整参数符合有关规定。7.3.10 做35次分合闸，各部工作应可靠。7.3.11 刀闸投入网络，各部不应有放电与震动声音。7.3.12 试验项目应符合预防性试验标准规定。8 移相电容器装置8.1 电容器装置检修周期8.1.1 定期检修周期：一年一次。8.1.2 临时性检修。8.2 电容器装置检修项目8.2.1 检查瓷瓶熔断器，更换损坏件。8.2.2 检查修理母线联接部分。8.2.3 检查修理接地线。8.2.4 紧固各接点。8.2.5 检查电容器有无鼓肚，焊缝是否裂开，是否漏油。8.2.6 测量绝缘电阻。8.3 电容器装置检修后达到下列标准8.3.1 各部完整无损坏。8.3.2 瓷瓶熔断器清洁，无裂纹。8.3.3 电容器无漏油膨胀。8.3.4 各接点应紧固。8.3.5 试验项目应符合试验规程规定。9 避雷器9.1 避雷器检修周期9.1.1 定期检修周期：一年一次（雷雨季节前）。9.1.2 临时性检修。9.2 避雷器定期检修项目9.2.1 清扫避雷器外部。9.2.2 检查瓷套、法兰。9.2.3 检查各连接点导线，接地引线，测量接地电阻。9.2.4 试验。9.3 避雷器临时检修项目9.3.1 按检修项目检修。9.3.2 根据落雷情况而定，解体检查阀片。9.3.3 试验。9.4 避雷器检修后应符合下列标准9.4.1 瓷套法兰无裂纹破损，瓷套与铁法兰粘结良好，接缝表面无裂纹。9.4.2 卡具紧固。9.4.3 引线接地线完整、紧固、无烧伤痕迹。9.4.4 试验项目应符合试验规程规定。10 母线瓷瓶10.1 母线瓷瓶检修周期10.1.1 每年一次10.2 母线瓷瓶大修项目10.2.1 清扫检查瓷瓶、套管，更换损坏件。10.2.2 检查修理、紧固母线接点。10.2.3 检查构架、瓷瓶、螺丝。10.2.4 构架、母线部分或全部涂漆。10.2.5 试验。10.3 母线瓷瓶检修后应符合下列标准10.3.1 瓷瓶、套管应清洁无裂纹。10.3.2 母线应规整，相序色鲜明，连接点无过热变色。10.3.3 构架瓷瓶母线应无松动。10.3.4 试验项目应符合预防性试验规程规定。11 电力电缆11.1 电缆检修周期11.1.1 定期检修：一年一次11.1.2 临时性检修：电缆有缺陷影响正常运行时，均应进行临时性检修。11.2 电缆定期检修项目11.2.1 核对线路标牌、刷补引线相序色。11.2.2 更换部分电缆或全部电缆，更换损坏电缆标桩，补填沉陷土壤。11.2.3 清扫检修电缆中间头、终端头、引线及接地线。11.2.4 检修电缆构架、卡子。11.2.5 清扫检修电缆沟及隧道，检查沟盖是否完好，沟内是否进水。11.2.6 按试验规程项目试验。11.3 电缆检修后应符合下列标准11.3.1 直埋电缆土壤无沉陷，标桩应完整。11.3.2 电缆沟应完好无损，雨季不应有雨水渗入。11.3.3 电缆构架完整，各结点紧固。11.3.4 电缆沟内清洁，电缆排列整齐。11.3.5 终端头无渗漏油，清洁，相序鲜明。11.3.6 检修后的终端头、中间头相序准确。11.3.7 电缆沟内中间头应有明显地面标志。11.3.8 试验项目应符合试验规程规定，并做记录。12 架空线路12.1 架空线路的检修周期12.1.1 定期检修：每年至少一次。12.1.2 大修：根据需要决定。12.2 架空线路定期检修项目如下12.2.1 杆塔木件腐朽程度的检查。12.2.2 杆塔金属表面镀锌层落处应刷油漆，其周期为五年一次。12.2.3 混凝土杆面有裂纹时，参照有关规程处理或更换。12.2.4 检修、更换耐张线夹，跳线线夹，横担、拉板、瓷瓶、铝包带及绑线。12.2.5 检查处理导线断股或挂有异物。12.2.6 检查电杆是否歪斜，基础有否变化并处理。12.2.7 检查导线连接点。12.2.8 检查调整导线弛度。12.2.9 检查处理接地线。12.2.10 检查处理拉线。12.2.11 检查更换避雷器。12.2.12 测量接地电阻。12.3 架空线路大修项目12.3.1 按定期检修规定项目检查并更换损坏件。12.3.2 更换电杆、横担、金具、瓷瓶。12.3.3 更换导线。12.4 架空线路检修后应符合下列标准12.4.1 电杆、横担、拉板应整齐。12.4.2 瓷瓶、绑线应无损坏。12.4.3 导线应无断股或挂异物。12.4.4 导线联接应紧固，导线弛度合适。12.4.5 避雷器接线，接地线应紧固。12.4.6 拉线应拉紧，绝缘子应无损坏。12.4.7 电杆根部应防腐，接脚应紧固。12.4.8 电杆牌号应清楚。12.5 110KV架空线路的维护与检修12.5.1 线路的维护、检修项目、应按照设备的状况及巡视和测试结果确定。其标准项目及周期见下表12.5.2 更换部件的检修（如换杆、换横担、换导线、换避雷线、换绝缘子等）要求更换后新部件的强度和参数，不低于原设计的要求。线路维护，检修的标准项目及周期序号项目周期备注1绝缘子清扫定期清扫污秽区清扫每年一次每年两次根据线路的污秽情况采取的防污措施，可适当延长或缩短周期2镀锌铁塔紧螺栓每五年一次新线路投入运行一年后紧一次3铁塔刷油每3-5年一次根据其表层状况决定4杆塔倾斜扶正根据巡视测量结果决定5防护区内砍伐树、竹每年一次根据巡视结果决定6巡线道修补每年一次根据巡视结果决定13 接地装置13.1 接地装置检修周期13.1.1 小修：一年一次13.1.2 大修：五年一次13.2 接地装置小修项目13.2.1 检查修补接地网、接地线外露部分。13.2.2 检查紧固各接地点。13.2.3 测量接地电阻。13.3 接地装置大修项目13.3.1 按小修规定项目检查修补。13.3.2 更换部分接地网，接地线，并涂漆。13.3.3 添补接地极。13.4 接地装置检修后应符合下列标准13.4.1 接地网、接地线应完整无损坏。13.4.2 联接点应紧固。13.4.3 接地电阻应符合预防性试验规程规定。14 继电保护14.1 定期检修结合试验，每年一次。14.2 继电保护定期检修（整组试验）项目如下：14.2.1 清扫检查继电器外壳、玻璃、封印。14.2.2 检查接点、接线、指示牌。14.2.3 检查继电器动作。14.2.4 检修或更换零件。14.2.5 调整校验定值及特性。14.2.6 整组试验。14.3 继电保护检修后应符合下列标准14.3.1 继电保护外壳玻璃封印完整，安装端正牢固。14.3.2 安装结线正确紧固。14.3.3 信号、指示牌动作准确。14.3.4 整定值符合规定。14.3.5 动作可靠，灵敏。14.3.6 整组试验动作符合整定要求。14.3.7 有试验记录（试验报告）。15 二次回路15.1 二次回路，包括变电所的直流系统，交流系统，信号回路，互感器二次结线及附属元件，检修周期一年一次。15.2 二次回路的检修项目15.2.1 清扫检查二次回路。15.2.2 检查紧固端子，检查接线头标号。15.2.3 检查保险器、压板、插销。15.2.4 检查线路卡子，螺丝、电缆外皮接地线。15.2.5 修复更换损坏件。15.2.6 更换线路，整理零乱线路。15.2.7 测量绝缘。15.3 二次回路检修后应符合下列标准15.3.1 各接点应紧固。15.3.2 保险器保护压板插销应完整。15.3.3 接线头标号应清楚，完整，正确，结线应符合图纸。15.3.4 线路整齐，绝缘无损坏，接地线应紧固。15.3.5 绝缘不应低于1。16 测量仪表16.1 测量仪表检修周期16.1.1 定期检修：一年一次16.2 测量仪表定期检修项目16.2.1 检查仪表外壳、封印、玻璃。16.2.2 检查仪表连接线路。16.2.3 检查紧固接线端子。16.2.4 修理更换零件。16.2.5 绝缘试验及校验。16.3 测量仪表检修后应符合下列标准16.3.1 仪表外壳玻璃封印及附件应完整无损坏。16.3.2 接线应正确紧固。16.3.3 仪表指示应准确。16.3.4 绝缘良好。16.3.5 有试验校对记录。17 电动机17.1 电动机检修周期17.1.1 小修：36个月17.1.2 中修：一年一次17.1.3 大修：按中小修和定期试验所掌握的情况而定。17.2 电动机小修项目小修为电动机不抽芯的检修工作。17.2.1 外部清扫，吹除定、转子线卷的积灰，油垢和脏物。17.2.2 检查各引出线连接及包扎绝缘的情况。17.2.3 检查轴承的油质，油量，必要时加注润滑油。17.2.4 检查清理滑环，调整或更换电刷。17.2.5 检查处理电动机外壳的接地线，检查各连接螺丝和底部螺丝。17.2.6 测量定、转子线卷及线路的绝缘电阻。17.2.7 检查清扫高压电动机的附属设备和低压电动机的开关，线路，保险器等。17.3 电动机中修项目中修包括电动机抽芯的全部工作。17.3.1 完成全部小修项目。17.3.2 电动机解体，抽出转子。17.3.3 检查定子线卷（磁极线卷）和槽楔的绝缘有否松动情况，清扫各部分及通风沟内的尘垢，检查铁芯有否松动变色及与转子磨擦迹象。必要时局部绝缘处理，喷漆，刷漆和干燥。17.3.4 检查转子鼠笼（或线卷）有无断裂，转子平衡块及风扇螺丝情况，防松装置是否完整。17.3.5 检查电枢线卷有否断线，电枢线卷与整流片间的焊接是否牢固，检修整流子表面，必要时刮槽，研磨或车削，滑环表面不平滑超过0.5毫米时需车光。17.3.6 检查防爆接合面，是否因裂纹磨损等原因而失去防爆性能，必要时测量防爆间隙。17.3.7 清洗检查轴承，必要时更换。17.3.8 检修启动控制装置及辅助电气设备。17.3.9 继电保护检查、调整、试验。17.3.10 电动机组装、喷漆、防腐。17.3.11 按试验规程试验。17.3.12 电动机检修后试车。17.4 电动机大修项目大修包括电动机抽芯，更换部分或全部线卷的检修工作。17.4.1 完成全部小、中修项目。17.4.2 铁芯紧固处理。17.4.3 二次回路检查、调整、试验。17.4.4 清扫紧固励磁装置（硅励磁装置）并进行必要的测试。17.4.5 组装进行规定试验。17.4.6 电动机喷漆防腐。17.4.7 试运转。17.5 电动机小、中、大修应符合下列标准17.5.1 电机定子17.5.1.1 铁芯紧固，表面无锈斑、弯曲、绝缘脱落等现象。17.5.1.2 通风槽内无灰尘积垢，应畅通无阻。17.5.1.3 线卷表面清洁，无积垢，绝缘良好。17.5.1.4 槽楔，垫块无断裂，松动，烧焦变色情况，绑线应扎紧。17.5.1.5 引线绝缘良好无损，连接紧固。17.5.1.6 各项试验符合规定要求。17.5.2 电机转子17.5.2.1 铁芯紧固，表面无锈斑，弯曲，绝缘脱落等现象。17.5.2.2 风扇完好无裂纹，变形，积垢，松动。17.5.2.3 绕线转子线卷绝缘完整无损，槽楔无松动断裂，端部绑线无脱焊，松动或移位。17.5.2.4 同步机瓷板线卷外形坚实，绝缘垫清洁完好，相邻瓷板线卷各连接点紧密，绝缘无破损。17.5.2.5 阻尼环焊接与连接良好，无开焊过热现象，各连接点垫片齐全，螺栓紧固。17.5.2.6 线卷清洁无积垢，绝缘电阻合格。17.5.2.7