白云水电站自检报告文档.doc

附件4： 白云水力发电厂基本情况表基本情况表发电厂名称国电湖南巫水水电开发有限公司白云水力发电厂投资方国电湖南巫水水电开发有限公司法人代表吴岳生设计单位湖南省水利水电勘测设计研究总院施工单位水利水电第十四工程局白云工程施工局监理单位1、长江水利委员会白云水库工程监理站2、邵阳市水电局白云水库工程监理站质检单位邵阳市水利水电建设工程质量监督站调试单位水电三局调度机构邵阳市调度管理所立项开工审批文件文号国家计委计工【1990】1272号文下达关于湖南省白云水电站设计任务书的批复与电网企业签定并网运行合同的情况2000年与邵阳电业局初次签订并网协议，以后每两年一签。接入系统的方式两回110KV线路接入邵阳电网预计首次并网时间#1机、#2机：2000年10月5日， #3机：2005年1月3日主要设备发电机主变压器主变压器高压侧断路器汽 轮 机型 号SF18-14/3250SF8-50000/110SF8-25000/110SW7-110数 量3114主要参数SF18-14/3250 22500KVA,18000KW，cos=0.8， 50Hz, 10500V， 1237A，50000KVA （1212）2.5%、10.5KV25000KVA （1212）2.5%、10.5KVSW7-110 额定电压为110KV额定电流为1500A，操作机构采用液压操作，型号为CY4须另外提供以下资料各一份： 1.并网机组的调试方案和计划； 2.剩余工程安排。 申请单位（公章） 申请时间附件5发电厂并网安全性评价申报表发电厂名称白云水力发电厂投资方国电湖南巫水水电开发有限公司法人代表吴岳生发电厂容量54MW机组台数3台各台机组容量和投产时间三台机容量相同，分别为18MW #1机、#2机：2000年10月5日， #3机：2005年1月3日与电网企业签定并网运行合同的情况2000年与邵阳电业局初次签订并网协议，以后每两年一签。接入系统的方式两回110KV线路接入邵阳电网发电机、主变压器、高压侧断路器、锅炉、汽轮机的型号、数量和主要参数3台发电机：SF18-14/3250悬吊式结构，密闭循环空气冷却，额定功率22500KVA,18000KW，cos=0.8，频率50Hz,额定电压10500V，额定电流：1237A，转子额客电压为160V，转子额定电流为601A2台主变压器：#1号为SF8-50000/110、#2号SF8-25000/1104台高压侧断路器：SW7-110 额定电压为110KV额定电流为1500A，操作机构采用液压操作，型号为CY4单位意见须另外提交安全性评价自评报告一份 申请单位（公章） 申请时间白云水力发电厂1、2、3号机组并网安全性评价自查自评报告国电湖南巫水水电开发有限公司二一二年五月企业简介国电湖南巫水水电开发有限公司位于湖南省邵阳市城步县，是以白云水电站为龙头，逐步对巫水流域进行梯级水电工程开发及其他综合开发的有限公司，项目总投资4.71亿元，由中国国电集团控股85.78%，邵阳市经济建设投资公司、城步县电力公司各参股7.11%共同组建而成。公司主要项目白云电站是湖南沅水主要支流巫水干流的第一梯级电站，1991年开工建设，2000年10月两台机组正式并网发电， 2005年元月第三台机组并网发电。电站控制流域面积55.6万m2，年径流量5.14亿m3，水库正常蓄水位540m。大坝属面板堆石坝，最大坝高120m,总库容3.6亿m3。工程总装机容量31.8万kw，年均发电量1.168亿kwh。 1990年9月20日经国家计划委员会以 计工一19901272号文关于湖南白云水电站设计任务书的批复批准了新建白云水电站，批准装机容量为54000kW。1998年5月11日由湖南省电力工业局以湘电计1998102号文关于原则同意邵阳白云水电站并入湖南省电网的批复，同意白云水电站并入湖南电网。电站采用三台混流式水轮机发电机组,发电机组出口电压为10.5kV。三台发电机出线分别接于10kV母线I、II段， 10kV母线采用单母线分段带联络接线方式。电站主变压器选用两台浙江三变科技有限公司生产的SF925000/110升压型节能变压器，采用一机一变和二机一变两种接线方式，以110kV电压等级出线二回分别接入八角亭110kV变电站和茅坪110kv变电站，其中白八线路全长6.607km，白茅线路全长28.12km。 电厂设两台SC8-630/10.5型厂用工作变压器，分别位于电厂10kV母线I、II段。电站110kv线路保护装置采用两套国电南京自动化股份有限公司生产的GXW622-111W系列继电保护装置。励磁系统采用自并励励磁方式，#1、#2机选用广州电器科学研究所生产的TKL11-6自动励磁装置系统，#3机采用广州电器科学研究所生产的FJL-3自动励磁装置系统。#1、#2机调速系统采用武汉四创自动控制技术有限责任公司生产的WZT-100-2.5-SC00型微机调速系统，#3机调速系统采用武汉四创自动控制技术有限责任公司生产的BWT-PLC-100型微机调速系统。本工程建设相关单位有：建设单位：国电湖南巫水水电开发有限公司设计单位：湖南省水利水电勘测设计研究总院监理单位：1、长江水利委员会白云水库工程监理站2、邵阳市水电局白云水库工程监理站施工单位：水利水电第十四工程局白云工程施工局白云水力发电厂1、2、3号机组并网安全性评价自查自评报告湖南电监办：按照国家电监会关于印发的通知（电监安全2007 45号）相关规定，我公司根据湖南电监办颁发的湖南省发电机组并网安全性评价管理实施细则（湘电监安全201049号），对照湖南省发电机组并网安全性评价管理实施细则附件2 湖南省发电厂110kV并网安全性评价标准（以下称评价标准），于2012年3月20日至5月12日组织设计单位、监理单位及公司工程部、运行部等各专业人员对白云水力发电厂1、2、3号机组进行了机组并网运行安全性评价自查、自评工作，对自查中存在的问题及时进行了整改，对当前无法整改的项目制定了年度检修、维护计划，以保证白云水力发电厂运行管理处于最优状态。为了保证查评工作的质量和整改项目的及时处理，我公司成立了安全性评价工作小组。总经理任组长，副总经理任副组长，各部门经理和主要技术骨干、运行值长任组员，工作小组就白云水力发电厂安全性评价从“必备条件”和“评分项目”两个部分进行自查、自评，对自检出的问题一一进行落实，责任落实到部门和个人，有效促进了电站规范管理和安全运行。在安全性评价活动中，公司按照“实事求是、贵在真实、重在整改”的原则，要求各部门强化管理，规范和完善各项基础工作，对照安全性评价的标准找出隐患和不足，科学、细致的制定解决方案，认真整改，将安全性评价工作落到实处，切实保障电厂设备和电网的安全稳定运行。现将自查、自评具体情况汇报如下： 一、必备项目1、白云水力发电厂具有完整齐全的审批文件，已按基本建设的要求完成了各项试验，且通过具有资质的质检机构验收合格。2、已与邵阳电业局签订并网调度协议。3、电气主接线及厂用电系统满足电网安全要求，变压器中性点接地方式已经邵阳电业局管理部门审批、同意，并严格按照邵阳调度的命令执行，并网电厂高压侧和升压站断路器遮断容量应满足电网安全要求，设备的运行状态改变由邵阳调度下达调度命令。4、接地装置、接地引下线截面满足热稳定校验要求。5、电气一次设备交接试验项目完整、合格，预防性试验表明没有危及电网安全运行的隐患。 6、110kV母线，断路器和线路保护装置及安全自动化装置的配置选型已经邵阳电业局管理部门审定，运行正常。7、发电机并网和正常运行时，励磁自动调节器运行可靠、稳定。发电机组配有完善、可靠的失磁保护。8、继电保护设备满足继电保护和安全自动装置技术规程及电力调度部门的要求。电站内继电保护能满足电网配合的要求。送电线路、发电机、主变压器、厂用变、10KV熔冰线路由湖南省电力公司邵阳调度管理所专业技术员计算并能及时修改，继电保护定值认真执行定值通知单制度并与定制单相符。9、调度自动化相关设备，计算机监控系统满足调度自动化有关技术规程要求，所有远动信息已按要求接入地调。10、计算机监控系统选用了南京南瑞自控所公司产品，运行稳定可靠。计算监控系统未与互联网相连接，不存在安全隐患。11、电站与调度机构具有一个独立信息传输通信通道（载波）。12、电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计符合电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-95和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的规定。蓄电池的放电容量符合电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程及厂家标准的技术要求。13、电厂的5个值的运行值长，先后参加邵阳调度管理规程及有关法规知识培训并经电网调度管理部门考核，全部合格。调度对象分别已报地调备案。14、电厂运行维护规程进行了修编与完善，管理制度齐全。结论：经自查自评，完全符合上述14项基本要求。 二、评分项目： （一）电气一次设备标准分为750分，根据电站实际、扣除1.2.6、1.2.8、1.5.18-21等5项不参评，共计60分，应得标准分690分。自评得分655分，相对得分率94.93。 1、发电机：标准分90分，自评得分90分，得分率100； 2、变压器：标准分为120分，扣除1.2.6、1.2.8不计分项20分，应得标准分100分，自评得分为100分，相对得分率100； 3、外绝缘和构架：标准分为60分，自评得分55分，相对得分率91.67； 4、过电压保护和接地：标准分为70分，自评得分为60分，相对得分率86； 5、高压电器设备：标准分为290分，扣除1.5.18-1.5.21不计分项40分，应得标准分250分，自评得分250分，得分率100； 6、站用配电系统：标准分为50分，自评得分为40分，相对得分率80；7、防误操作技术措施：标准分为70分，自评得分为60分，相对得分率85.71%。电气一次部分存在问题：（1）1.3.5项 *（2）*项 *（二）电气二次设备标准分为1040分，根据电站实际，剔除2.4.2-3不参评，共计10分，应得标准分1030分。自评分977分，相对得分率94.85。1、励磁系统：标准分60分，自评得分60分，得分率100；2、并网继电保护及安全自动装置，标准分为380分，自评得分为375分，得分率98.68；3、调度自动化：标准分为260分，自评得分为250分，得分率96.15；4、通信：标准分为260分，剔除2.4.2-3不参评，共计10分，应得标准分250分，自评得分为225分，相对得分率90；5、直流操作系统：标准分为80分，自评得分为67分，得分率83.75。电气二次部分存在问题（1）*项 *（2）*项 *（三）安全生产管理标准分为210分，自评得分为195分，得分率92.86。安全管理部分存在问题：（1）*项 *（2）*项 *三、总结评分项目为174项，累计标准分为2000分，实际查评167项，扣除不计分项70分，应得标准分1930分，自查自评计分为1827分。平均得分率为94.66%。达到评价标准的要求，自评为合格。自查负责人：（联系电话：）附1：白云水力发电厂安全性评价自查评分表附2：白云水力发电厂安全性评价自查问题整改计划表附3：白云水力发电厂电气主接线图附4：白云水力发电厂基本情况表附5：白云水力发电厂并网安评申报表 国电湖南巫水水电开发有限公司 二一二年五月附1：白云水力发电厂安全性评价自查评分表序号评价项目标准分自评分备注1电气一次设备6906551.1发电机9090.发电机定子、转子及其附件应紧固良好，无影响安全运行的缺陷，无局部过热等问题。1010.绕组、铁心、集电环、冷却气体、内冷却水等的运行温度应正常。1010.防止发电机非全相运行和非同期并网事故的反措是否已经落实2020.有关防止异物进入发电机、防止发电机和封闭母线等处氢爆炸着火等措施是否已经全面落实。1010.轴承等各部的振动应合格；各轴承的运行温度应在允许范围内。1010.发电机转子是否存在接地或匝间短路，是否采取了相应的防范措施。1010.有无防止发电机损坏事故的措施，并得到落实。1010.是否存在影响安全运行的其它隐患。10101.2变压器110110.变压器油中溶解气体色谱分析结果是否超过注意值，变压器的绝缘水平是否符合国家标准。1515.变压器整体绝缘状况：绝缘电阻、吸收比或极化指数、泄漏电流、线圈直流电阻、套管的tg值和电容量等其它试验是否完整、结果是否合格、是否超期。1515.变压器油的电气试验是否合格、击穿电压、90的tg是否在规定的标准内（大修后）。1010.变压器上层油温是否超出规定值，温度计及远方测温装置是否准确、齐全；测温装置是否定期校验。1010.变压器高压套管及油枕的油位是否正常1010.强迫油循环变压器的冷却装置的投入与退出是否按油温的变化来控制；冷却装置应有两个独立电源并能自动切换，应定期进行自动切换试验。0无此项.变压器的铁芯、铁轭是否存在多点接地现象。1010.变压器的分接开关接触是否良好，有载开关及操作机构有无重要隐患，有载开关部分的油是否与变压器油之间有渗漏现象，有载开关及操作机械能否按规定进行检修。00为无载调压.变压器高、低压套管接头应无发热现象。10101210变压器本体，散热器及套管应无渗漏油现象。10101211净油器是否正常投入，呼吸器维护情况是 否良好。10101.3外绝缘和构架6055.升压站所有电气设备，母线外绝缘的泄漏比距应满足要求。2020.相对地、相间等电气距离应满足规程要求。2020.母线悬式绝缘子串应按规定定期测绝缘或检测零值绝缘子。1010.应定期开展红外测温（或示温腊片），对各类引线接头和刀闸进行温度监测。55.应按规定要求，定期测试盐密值，并记录完整。50未测试盐密值1.4过电压保护接地7060.避雷针（线）的防直击雷保护范围应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求。1515.雷电侵入波的防护应符合规程要求，并满足升压站设备的安全运行。1010.变压器、中性点过电压保护是否完善，并符合国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中的反措要求。1010.避雷器配置和选型是否正确、可靠。55.接地电阻应按规定周期进行测试，接地电阻应合格，图纸资料应齐全。1010.接地引下线与接地网的连接情况，应按规定周期进行检测。1010.主变压器中性点应有二根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。1001.5高压电器设备250250.断路器电气预防性试验项目中是否有不合格项目含断路器绝缘油和六氟化硫（SF6）气体的定期检验项目。2020.断路器大小修工作项目是否齐全，无漏项，重要反措项目是否落实，是否超过了规定的期限。2020.断路器切断故障电流后，是否按规程规定采取了相应措施。2020.断路器电气预防性试验是否超过了期限（含SF6水分含量测定及SF6气路系统检漏）。2020.断路器是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷（如触头严重发热，断路器拒分、拒合、偷跳、严重漏油、SF6系统泄漏严重等）。2020.隔离开关操作机构的动作情况是否灵活。1010.隔离开关闭锁装置应可靠、齐全。1010.对隔离开关是否按检修规程的规定项目进行检修，是否超过了期限。1010.隔离开关触头是否有严重过热现象。1010.10隔离开关应能满足开断母线电容电流能力。1010.11是否按照避雷器的项目、周期和要求去做，是否有超标项目或试验数据超标尚未消除，是否超过了规定周期。2020.12电压互感器、电流互感器、耦合电容器是否存在严重缺陷，电气预防性试验项目中是否有不合格项目。2020.13电压互感器、电流互感器、耦合电容器电气预防性试验是否超过期限。1010.14电压互感器、电流互感器、耦合电容器是否存在渗漏油现象。2020.15电流互感器、电压互感器的精度是否满足规程要求。1010.16电力电缆预防性试验项目中是否有不合格项目、漏项、超标和超周期等情况。1010.17电缆头（接头）是否完好、清洁、无漏油，是否有溢胶、放电和发热等现象。1010.18组合电器（GIS）是否按规定做了检修和预防性试验。0无此项.19组合电器（GIS）是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷（如触头严重发热，断路器拒分、拒合、偷跳、SF6系统泄漏严重者、分合闸电磁铁的动作电压偏高等。）0无此项.20无功补偿设备配置应符合规定；应按规定正常投运，没有渗、漏油和鼓肚现象。0无此项.21无功补偿装置预防性试验项目中是否有不合格项目、漏项、超标和超周期等情况。0无此项1.6站用配电系统5040.备用厂用变压器（含冷备用）自启动容量是否进行过校核；有无防止过投自启动负荷（如第二台厂用变压器故障时）的措施。1010.保安电源是否可靠。100.厂用电系统（35kv等级以上）的设备是否存在威胁电网安全运行的重要缺陷。1010.备用电源自投装置应经常处于良好状态，定期试验按规定进行，并记录完整。1010.有无防止全厂停电事故的措施并落实。10101.7防误操作技术措施7060.高压电器设备应装设了调度编号和设备、线路名称的双重编号牌，且字迹清晰，标色正确。1515.电气一次系统模拟图应与实际一次系统设备和运行状况相符。1010.户外35KV及以上高压开关柜、间隔式配电装置有网门时，应能满足“四防”操作功能。1010.屋内高压间隔设备应具备“五防”操作功能。100不具备“五防”功能.防误装置使用的电源是否与保护及控制回路电源严格分开。1010.是否建立了严格的防误装置的管理和使用制度，责任是否明确和落实，运行状况是否良好。1010.是否存在因装设了防误装置而使开关设备主要性能受到影响（如开关分、合闸时间、速度等）552电气二次设备10409772.1励磁系统6060.自动励磁调节器及手动励磁调节器的运行、检修是否按规程规定执行，试验班组中是否有行业相关标准，运行和检修规程、试验措施、试验报告、设备台账是否齐全。是否有年检修计划。55.新投入或大修后的励磁系统是否按国家及行业标准做过甩负荷、阶跃、零起升压和灭磁等扰动性试验，调节器的动态性是否符合标准的要求。66.调节器在正常方式运行时应运行稳定调整精确可靠。在手动自动、自动自动切换过程中有无扰动，是否存在长期手动运行的情况。88.励磁系统的强励能力应满足标准的要求。55.调节器中的过励磁、过励限制、低励限制、无功电流补偿等功能单元是否按设计及定值要求投入运行。66.多台机组并列运行时，无功分配或调差系数是否合适。55.励磁系统的所有保护（包括转子接地、励磁变过流、失磁保护等）是否能按设计及定值要求正确投入，失磁保护与低励限制的整定关系是否正确。二次回路、监视回路、信号回路是否正确、完整、可靠。88.静态励磁系统中的励磁变是否满足设计和运行规程的要求。励磁变温度报警和跳闸功能是否正常。55.灭磁装置、转子过电压、和交、直流侧保护设备以及转子滑环等是否有异常现象，检修时是否按规程要求进行检查。88.10运行人员是否熟练掌握励磁系统的运行规程及紧急事故的处理方法，维护人员是否熟练掌握和了解励磁系统的基本原理和图纸、是否具备快速处理事故的能力。44.11应具备有必要的、保管良好的备品、备件。442.2并网继电保护及安全自动装置(下文所述“并网继电保护”，指主变中性点过流、母差保护、联变保护、110kV以上线路保护(含收发信机等保护专用通道设备、及复用通道接口设备)以及有关的安全自动装置) 3803752.2.1现场运行规程是否齐全，是否符合湖南电网调度规程，并与实际设备相符。30302.2.2设备自投、低频、低压、解列、同期等装置是否能正常投入。此外：1、上述装置是否定期进行校验并进行回路传动。2、 同期装置是否定期进行回路检查，该装置是否处于完好备用状态。 30302.2.3新投入或更改二次回路后，应对保护做带负荷检查试验：1、电流、电压相量测量；2、差动保护（包括光纤电流差动保护）的差电压或差电流测量；3、带方向的保护的方向性检查；4、中性线的不平衡电流测量。 30302.2.4保护盘柜及柜上的继电器、压板、试验端子、熔断器、端子排等是否符合安全要求(包括名称、标志是否齐全、清晰)； 室外保护端子箱是否防水、防潮、通风、整洁。30302.2.5并网继电保护的新产品入网试运行是否按调度管辖范围履行审批手续 15152.2.6需定期测试技术参数的保护(如线路纵联保护)是否按规定测试、记录齐全、正确 20202.2.7是否定期编制并网继电保护和自动装置年度检验计划，是否按继电保护及电网安全自动装置检验条例规定和年度检验计划对并网继电保护装置进行定期检验，校验项目齐全，检验报告完整 30302.2.8并网继电保护装置是否有检验规程 15152.2.9 电流互感器和电压互感器测量精度是否满足保护要求。电流互感器应进行10%误差校核15152.2.10并网继电保护装置应做80%额定直流电压下的传动试验，保证在80%额定直流电压下保护装置正确动作（包括对断路器跳合闸线圈进行最低跳闸电压和最低合闸电压试验，其值应满足继电保护及电网安全自动装置检验条例的要求。并在80%额定电压下进行传动）。15152.2.11现场并网继电保护设备异常、投入和退出以及动作情况有关记录是否齐全，内容是否完整。10102.2.12主系统保护正确动作率是否达到并网调度协议要求，是否存在原因不明的并网继电保护不正确动作事故20202.2.13是否按时填报继电保护动作统计分析报表10102.2.14是否按年度综合电抗及时核查有关保护定值 15152.2.15并网继电保护装置定值正确，通知单、定值卡、装置定值一致 10102.2.16并网保护装置发生缺陷后是否及时进行处理；是否导致并网保护装置长期退出运行 15152.2.17主系统保护装置动作后是否及时上报微机保护动作报告 10102.2.18并网保护装置发生不正确动作后，是否认真进行分析 20202.2.19用于静态保护的交流二次电缆是否采用屏蔽电缆。10102.2.20保护专用高频通道及结合加工设备是否满足反措要求并定期进行校验：结合滤波器一、二次分开、高频电缆两端接地。10102.2.21直流正、负极和跳闸线隔离。552.2.22跳闸线接压板上口。552.2.23TV二次星形接线绕组与开口三角接线绕组的“N”必须分开引入控制室，不能共用一根电缆芯引入控制室。502.2.24易损件是否有足够的备品备件。552.3调度自动化2602502.3.1远动设备（包括RTU、变送器和电厂自动化系统等）是否通过相应质检中心检验合格的产品。是否有设备明细，是否有整改措施20202.3.2远动设备（RTU、变送器盘等）是否安放牢固；设备的底部是否全部密封，防止小动物进入20202.3.3远动设备（包括RTU、变送器盘、变电站自动化系统等）是否有可靠的接地系统，运行设备金属外壳、框架是否与接地系统牢固可靠连接20202.3.4运行设备是否标有规范的标志牌；连接远动设备的动力/信号电缆（线）是否整齐布线，电缆（线）两端应有规范清晰的标志牌2010布线不够整齐2.3.5远动设备与通信设备通信线路间是否加装防雷（强）电击装置1002.3.6远动设备使用的TA端子是否采用专用电流端子；接入远动设备的信号电缆是否采用屏蔽电缆，屏弊层（线）是否可靠接地15152.3.7接入远动设备的信息满足电网调度要求15152.3.8远动设备的遥测、遥信、遥控、遥调信息序位应与调度自动化主站系统的远动信息序位表相一致15152.3.9远动设备的每路遥测量综合精度是否达到0.5级10102.3.10接入远动设备的遥信信息应可靠正确，在电网事故时应正确反映15152.3.11根据工作需要改变远动信息序位、定标值时应事先向上级专业管理部门申请批准10102.3.12远动设备发送/接收信号电平不能任意提高和降低。发送 电平应以通信设备入口电平为准，接收电平以自动化接收端设备接收电平为准15152.3.13远动、通信专业人员不能随意断、停自动化远动设备使用的数据传输信道，因工作需要断开信道时需事先征得调度管理部门同意10102.3.14远动设备的供电电源应采取分路独立开关或熔丝10102.3.15自动化远动专业是否配备所需检测仪器仪表 10102.3.16远动设备应安全稳定运行，每台装置月平均运行率是否达到98%以上10102.3.17电厂专用的远动机房是否存放易燃易爆物品，机房是否配备灭火器材及防/灭火设施10102.3.18远动设备配套的图纸资料是否与实际运行设备相符，远动信息表（清单）是否实际采集的远动数据相一致，是否建立规范的图纸资料档案10102.3.19是否具有运行设备检修与消缺管理制度，是否有设备检修与消缺记录10102.3.20有足够的备品备件552.4通信2602252.4.1运行维护管理8080（1） 有无由于通信电路和设备故障，影响电力设备运行操作或电力调度；整改措施是否落实1010（）对通信障碍或重大故障有无分析和反事故措施1010（）通信设备运行率是否达到所在电网的考核要求，复用保护通道非计划停运次数是否超标1010（）是否按所在电网有关通信设备定期维护检修管理规定，定期对通信设备进行了维护和检修，检测数据是否符合相关技术标准1010（） 是否执行了复用保护通信设备及通道的管理规定和安全技术措施。复用保护通信设备及通道是否符合运行条件和相关技术标准55（6）调度机构和站内生产指挥通信系统及其调度台或电话机配置是否满足安全生产要求；调度录音系统是否运行可靠、音质是否良好55（7）设备缺陷管理制度是否健全，消缺是否及时，消缺完成率是否达到100%。55（8）通信设备的主要备品、备件是否齐全，能否满足重要电路中断后能及时恢复的需要55（9）是否按规定配备了必要的测试仪器，仪表，测试仪器，仪表，是否完好、准确1010（10）通信机房内主要设备的告警信号是否能及时反馈到通信运行维护人员1010采取定时巡视通信设备。2.4.2通信电源系统5030（1）是否按要求定期测量单个蓄电池（阀控式）的端电压；蓄电池有无壳体变形、电解液渗透、极柱腐蚀等缺陷1010（2）设备到货投入运行前，是否进行蓄电池的容量实验、投运后蓄电池是否定期进行核对性或全容量放电试验，放电容量能否达到规定值；试验后是否按规定进行均衡充电1010（3）高频开关充电装置是否按规定要求，定期进行性能和功能的检查、试验，运行工况是否正常；交流备用电源能否自动投入10无高频开关充电装置，不参评（4）所有通信设备供电电源是否全部为独立的分路开关或熔断器；是否按设备实际负荷大小，合理安排不同规格的分路开关或熔断器1010（5）专业班组和运行现场，是否具备符合实际的通信电源系统接线图和操作说明1002.4.3通信站防雷6050（1）通信机房内所有设备的金属外壳，金属框架，各种电缆的金属外皮以及其他金属构件，是否良好接地；采用螺栓连接的部位应采取防止松动和锈蚀措施；机房接地网汇流排应为40mm3mm的镀锌扁钢或30mm3mm的铜排，接地点对应的墙下应有标志。100接地网只有一处与地网相连机房内应为环形接地网，至少三处与变电站地网相连，接地电阻小于1.（2）户外通信电缆、电力电缆、塔灯电缆以及其他电缆应用屏蔽电缆且电缆屏蔽层两端接地；非屏蔽电缆、微波馈线电缆是否按规程规定可靠连接和接地1010（3）通信电缆进入通信机房是否首先接入保安配线架（箱）；保安配线架（箱）性能、接地是否良好；引至厂区外的通信电缆空线对是否接地1010（4）通信机房配电屏或整流器入端三相对地是否装有氧化锌避雷器（箱），并且性能良好1010（5）通信直流电源“正极”在电源设备侧和通信设备侧是否良好接地1010（6）每年雷雨季节前是否对通信站接地设施进行检查和维护；接地电阻是否合格10102.4.4保安措施4035（1）通信机房（含电源机房和蓄电池室）是否有良好的保护环境控制设施，防止灰尘和不良气体进入，全年室温能否保持在1530 C之间1010（2）通信机房（含电源机房和蓄电池室）是否能够保证可靠的工作照明和事故照明55（3）通信机房（含电缆竖井）是否具备防火、防小动物侵入的安全措施1010（4）通信设备机架是否牢固固定（机架高度2米，上下固定；机架高度2米，下固定），有无可靠的防震措施55（5）运行设备及主要辅助设备是否标有规范清晰的标志牌；复用保护的设备、部件和接线端子是否采用与其它设备不同的显著标志牌，并注明复用保护的线路名称和类型105标识欠规范2.4.5专业管理及技术资料3030（1）通信专业管理是否纳入了本厂（站）安全生产的管理机制；通信与电气、保护及自动化等相关专业间是否有明确的分工界面和联系制度1010（2）上级单位颁发的通信专业有关的规程、制度、反措等文件资料是否齐全；是否结合本厂（站）实际，制定了通信现场安全、文明生产必要的具体规章、制度、办法55（3）是否按上级单位有关通信设备运行、维护管理规定要求，编印了本厂（站）设备的运行值班日志、定期巡检、测试、年检、消缺以及设备、备品备件、仪表台帐等规范化的记录、表格并