一、运维检修部分
1. 主变压器系统：检查油位、油温及气体继电器动作情况；取油样进行色谱分析；对高低压套管进行红外测温及污秽检测；紧固导电杆及调压开关连接螺栓；更换老化密封圈，处理渗漏油点。
2. 高压开关设备：对110kV GIS或SF6断路器进行微水测试及密度继电器校验；检查分合闸线圈电阻及动作电压；对隔离刀闸触头涂抹导电脂并调整插入深度；开展五防联锁逻辑验证。
3. 互感器与避雷器：电流互感器进行励磁特性及极性测试；电压互感器感应耐压试验；氧化锌避雷器测量泄漏电流及阻性分量；更换锈蚀的二次接线端子。
4. 继电保护及自动化：核对保护定值与调度单一致；进行开关传动试验及保护整组校验；检查故障录波器及GPS对时精度；升级测控装置固件，消除已知缺陷。
二、技术改造部分
1. 智能化改造：将常规电磁式继电器更换为微机保护装置；新增智能终端及合并单元，实现GOOSE/SV网络通信；部署在线监测系统（油色谱、局放、断路器机械特性）。
2. 接地系统技改：测试地网接地电阻，对不满足0.5Ω区域进行降阻处理（敷设离子接地极、增加垂直接地体）；更换锈蚀的接地扁铁，确保设备接地引下线双根可靠接入。
3. 电容器组升级：拆除老旧油浸式电容器，更换为自愈式干式电容器；串联电抗器电抗率从5%调整至6%（抑制5次及以上谐波）；加装智能投切开关，避免涌流冲击。
4. 电源及防雷改造：将站用交流屏更换为双电源自动切换装置（ATS）；直流屏蓄电池组由铅酸更换为磷酸铁锂，并配置BMS管理系统；在进线侧加装一级浪涌保护器（Iimp≥12.5kA）。
三、施工组织与安全措施
· 编制“三措一案”（组织措施、技术措施、安全措施、施工方案），经调度批复后执行。
· 执行变电站第一种工作票，严格履行停电、验电、装设接地线、悬挂标识牌等步骤。
· 对技改设备进行“三核对”（核对图纸、核对定值、核对端子排）。
· 改造完成后开展72小时试运行，期间每4小时记录一次关键参数。
四、验收与归档
· 完成交接试验报告（含绝缘电阻、直流电阻、变比、介损、耐压等数据）。
· 更新一次系统图、保护定值单、电缆清册等图纸资料。
· 录入生产管理系统（PMS），同步修改设备台账及检修记录。
通过本次维运技改，该110kV变电站设备缺陷消除率达100%，综合自动化系统可靠性提升至99.99%，为迎峰度夏及区域供电安全提供坚实保障。
