电网公司变电站设备巡检规范与记录

电网公司变电站设备巡检规范与记录变电站作为电网电能转换、分配的核心节点，设备运行状态直接关系供电可靠性与电网安全。规范设备巡检流程、完善巡检记录管理，是及时发现隐患、预防故障扩大的关键手段，也是变电运维工作的核心内容之一。本文结合电网运维实践，从巡检规范、记录管理两方面梳理实务要点，为变电站运维工作提供参考。一、设备巡检规范体系（一）巡检准备要求开展设备巡检前，需从人员、工具、资料三方面做好准备：人员资质：巡检人员需持《变电运维专业资格证》上岗，熟悉设备结构原理、故障特征及应急处置流程，每年参加不少于40学时的技能培训与应急演练，考核合格后方可独立巡检。工具准备：配备红外测温仪（精度±0.5℃）、超声波局放检测仪、绝缘电阻表（5000V级）、数字万用表等专业工具，使用前校验精度并检查外观完整性（如测温仪镜头清洁、检测仪电量充足）；携带安全工器具（绝缘鞋、安全帽、验电器），验电器需在带电设备上验证有效性。资料准备：查阅设备台账（含出厂参数、投运日期）、近期缺陷记录（如“主变#2套管渗油”）、历史巡检报告（近3个月数据趋势），结合设备运行工况（重载、过载时长）制定巡检重点，例如重载变压器需加密监测油温、油位。（二）巡检流程与周期1.巡检周期划分日常巡检：110kV及以上变电站每周至少1次全面巡检；35kV变电站每两周1次；无人值守变电站依托视频监控、在线监测系统，每月现场巡检1次，特殊时段（如负荷高峰、极端天气）加密至每日1次。特殊巡检：恶劣天气（台风、暴雪、雷雨后）、设备重载/过载、重要保电期间（如节假日、重大活动），巡检频次提升至每2~4小时1次，重点监测设备发热、渗漏、机构异常等隐患。2.现场巡检步骤状态核对：到达现场后，核对设备运行状态指示（如断路器分合位置灯、隔离开关机械位置），与监控系统遥信状态比对，确认无“遥信误报”。外观检查：目视或借助望远镜查看设备本体（变压器油位计、断路器瓷套、GIS气室压力表），听辨运行声响（变压器“嗡嗡”声是否均匀、断路器机构有无“卡涩”异响），触摸非带电部位（如变压器外壳、开关柜柜体）感知温度异常。参数监测：使用红外测温仪检测接头、触头温度（如母线桥接头、断路器触臂），对比环境温度与历史数据（允许温升≤55K）；用超声波检测仪扫描GIS气室、电缆终端，捕捉局部放电信号；读取智能终端报文（如保护装置“动作次数”“告警事件”）。异常研判：对偏离标准值的参数（如变压器油温超85℃、GIS气室压力下降0.02MPa/天），结合设备运行年限、负荷曲线分析，判断隐患类型（如“密封件老化”“接头氧化”），记录异常特征（如“主变#1油温78℃，较昨日升高5℃，负荷无明显变化”）。（三）重点设备巡检要点不同类型设备的故障诱因与巡检重点存在差异，需针对性开展检查：1.变压器巡检本体：油温（油温计/绕组温度计）、油位（油位计刻度，与油温曲线匹配）、油色（无发黑、浑浊）；呼吸器硅胶颜色（未变色部分≥2/3）、防爆膜完整性。附件：冷却器运行状态（风扇、油泵启停逻辑）、套管瓷裙（无裂纹、放电痕迹）、中性点接地刀闸（接触良好，无发热）。电气性能：红外测温覆盖所有接头（高压侧、低压侧、中性点），绕组绝缘电阻（停电时测试，≥出厂值70%）。2.断路器巡检机械特性：分合闸位置指示（与监控一致）、操作机构储能状态（弹簧储能指示或电机运行声音）、机构箱密封（无进水、锈蚀）。电气特性：灭弧室压力（SF6断路器压力≥0.5MPa）、触头温度（红外测温，温升≤55K）、二次回路接线（端子排无松动、积灰）。3.GIS设备巡检气室管理：SF6压力（各气室压力曲线无陡降）、密封性（用检漏仪检测法兰、阀门，泄漏量≤1%/年）。局部放电：特高频检测仪扫描气室盆式绝缘子、导体连接处，超声波检测仪监听外壳，无异常放电信号（如“滋滋”电晕声）。4.继电保护装置巡检装置状态：运行灯（“运行”常亮、“告警”熄灭）、定值区（与调度定值单一致）、报文记录（无“差动动作”“过流告警”等异常）。二次回路：压板投退位置（如“母差保护压板”在“投入”位）、端子排接线（无松动、过热变色）、屏柜通风（无凝露、积灰）。（四）安全作业规范巡检过程需严格执行“两票三制”，落实安全防护措施：票证管理：进入设备区需办理《变电站巡检票》，涉及近电作业（如测温、验电）需持《工作票》，明确工作范围、安全措施（如“在#1主变围栏外作业，禁止翻越”）。安全防护：全程佩戴安全帽、绝缘鞋，验电前在带电设备验证验电器有效性；与带电设备保持安全距离（110kV≥1.5m、220kV≥3m），禁止触碰裸露导体或操作运行中机构。风险管控：恶劣天气巡检时，避开避雷器、避雷针落雷点；夜间巡检携带强光手电，注意脚下电缆沟盖板、设备基础台阶；发现设备冒烟、喷油等紧急情况，立即撤离现场并上报调控中心。二、巡检记录管理实务（一）记录内容要求巡检记录需真实、完整反映设备状态，核心内容包括：基础信息：设备名称（如“10kV电容器组#1”）、设备编号（“BZ-10kV-01”）、巡检日期（精确到分钟）、巡检人员（双人签名）。检查项数据：按设备类型填写关键参数，如变压器“油温78℃（标准≤85℃）、油位+200mm（油温50℃对应油位）”；断路器“灭弧室压力0.52MPa（标准0.5~0.55MPa）、触头温度65℃（环境25℃，温升40K）”。异常描述：记录异常现象（如“GIS气室A压力0.49MPa，较昨日下降0.01MPa”）、位置（“#2主变高压套管1号伞裙”）、程度（“渗漏油呈滴状，每5分钟1滴”），附现场照片（标注时间、位置）。处理措施：临时措施（如“关闭冷却器电源，联系检修人员”）、上报情况（“已通过运维APP上传异常，调控中心已派单”）。（二）记录格式与模板推荐采用“标准化表格+自由备注”格式，示例如下（以变压器巡检为例）：设备名称巡检项目标准值实测值是否正常备注----------------------------------------------------主变#1油温≤85℃78℃是冷却器投运3组主变#1油位+150~+300mm（油温50℃）+200mm是油色透明主变#1接头温度温升≤55KA相80℃（环境25℃，温升55K）临界建议缩短巡检周期备注栏：可记录“红外测温时发现A相套管末屏接地端子松动，已标记待处理”等细节，便于后续跟踪。（三）记录管理与应用及时归档：纸质记录每日由运维班长审核签字后，存入“设备巡检档案盒”；电子记录同步上传至电网运维管理系统（如PMS3.0），确保“现场检查-记录填写-系统上传”闭环。追溯分析：记录保存期限不少于5年，用于设备状态趋势分析（如“主变#2近3个月油温逐月升高2℃”）、故障原因追溯（如“断路器触头过热因接头氧化，与半年前巡检记录‘触头温度60℃’关联”）。改进依据：定期统计异常记录（如“GIS气室压力异常占比15%”），针对性优化巡检重点（如“增加GIS气室检漏频次”），完善设备检修计划。三、常见问题与改进措施（一）巡检流于形式，隐患识别不足表现：部分人员仅核对设备状态，未深入检查（如“GIS气室压力未实测，照搬历史数据”）。改进：开展“以查代训”，由技术骨干带队巡检，现场演示“红外测温角度选择”“局放信号判别”等技巧；每月组织“隐患识别竞赛”，将典型缺陷（如“套管裂纹”“接头氧化”）照片纳入考核，提升实操能力。（二）记录不规范，数据可用性低表现：记录涂改、描述模糊（如“设备异常”未说明具体位置），电子记录与纸质记录不一致。改进：统一记录模板，要求异常描述包含“现象、位置、程度、初步判断”四要素；每周抽查记录质量，对“描述不清”“数据矛盾”的记录退回重填；推广“巡检APP”，现场拍照、录入数据，自动同步至系统，减少人工失误。（三）异常处理滞后，故障扩大风险高表现：巡检发现异常后，未及时上报或跟踪（如“套管渗油”仅记录未处置，导致油位过低）。改进：建立“巡检-上报-处置”闭环机制，巡检人员通过APP上传异常后，系统自动触发“调控中心派单-抢修队伍响应”流程，要求15分钟内响应、2小时内