GIS检修方案稿.doc

KA西安西开高压电气股份有限公司技术标准 0KA.（126GIS大修方案） 2008年 6月 30日 发布 20087月1日 实施 发布 （ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案（0KA.415.）0KA.605.105二零零 年 月 日0KA.605.107（ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案0KA.415.共 页第 页目 录一范围4二引用文件4三危险点及防范措施41高空摔跌42 地面障碍物43 防止电击44操动机构伤人55中毒伤害56防止设备误操作57其它58紧急出口6四气体绝缘开关内部解体作业的管理事项61目的62实施事项6五调整连接机构时的注意事项7六产品技术参数7七检修计划81 概述42维修分类43检修总体要求64检修环境要求及操作注意事项105检修专用工具、仪器设备及辅消材料和备品备件的检查116检修人员要求13八检修前的诊断14九制定大修计划141大修项目142综合诊断及检修内容15十元件检修161断路器162隔离开关193接地开关21 4电流互感器225主母线236分支母线23标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案0KA.415.共 页第 页7电压互感器、避雷器238SF6气体系统249压缩空气系统2510断路器操动机构2611DS/FES操作机构2612ES操作机构2713二次控制系统2814瓷套检查28十一检修后试验281外观检查282接线检查283绝缘电阻测定284分合闸操作试验285主回路电阻测量296检漏试验297联锁试验298CT试验299VT试验2910压力开关试验2911LA试验3012微水试验3013控制回路工频耐压试验3014主回路工频耐压试验30十二开关整体外表面着漆30附录A变电站GIS运行状况调查表31附录B标准紧固力矩值32附录C六氟化硫断路器检修气体作业管理规定33附录D六氟化硫断路器检修人员安全防护规定35附录E大修安全防护用具37附录F六氟化硫断路器检修现场安全文明生产规定38 标记处数更改文件号签 字日 期西安西开高压电气股份有限公司 （ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案0KA.415.代替共 页第 页1 范围本文件规定了126kVGIS产品运行到规定年限以及产品操作到规定次数的大修内容。本文件适用于西安西开高压电气股份有限公司生产的ZF7-126(SF6封闭组合电器)的大修，包括组合电器的检修及各组合元件的检修，原则上对本体的检修必须依托制造厂的技术力量和专用工具。2 概述GBJ 147-1990 电气装置安装工程;高压电器施工及验收规范GB7674-1997 72.5KV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T 11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则JB/T 9694-1999 六氟化硫断路器 通用技术条件DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 639-1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则DL 5009.3-1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）国电安200583号国家电网公司电力安全工作规程（发电厂和变所电气部分）3 危险点及安全措施3.1 防止高空摔跌 支撑瓷套 禁止攀爬，使用梯子或登高机具。3.2 避开地面障碍物 树立障碍标志。3.3 防止电击3.3.1 拆装的导线应用绝缘绳传递，其运动方向范围内不准站人。3.3.2 在保证安装工具良好的状态下，按正确的使用方法使用安装工具。3.3.3 所有进入变电站的人必须注意工作场所存在的任何裸露的带电部位，严禁同时接触断开的导线两个断头，以防人体串入电路。会 签大修方案会 签标准化输 入编 制审 定0KA.605.106标记处数更改文件号签字日期校 核批 准0KA.605.107（ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案0KA.415.共 页第 页3.3.4 检修部位添加临时接地线，以防止感应电。3.4 操动机构伤人3. 4.1 机构检修，操动机构要释放全部能量，并且插好防止分闸和合闸销。3. 4.2 开关调试时，必须得到许可且告知相关人员，并禁止单人操作。3. 4.3 空气系统排气时，必须确认系统气压为零。3.5 中毒伤害 需排放SF6气体时，应使用回收装置，并且氧气浓度达到18%之后方可开盖检修。3.6 防止设备误操作（试验、其它）3.6.1 禁止单独操作禁止单人操作设备（试验），实施作业时，作业负责人必须在场。3.6.2 彻底贯彻作业指导书和检查卡每一步操作必须严格按作业指导书执行，同时认真如实填写并对照作业检查卡。3.6.3 召开班前会作业前召开班前会，告知全体人员作业的项目和预防危险。3.6.4 作业监视的彻底实施彻底执行现场代理和指导者联络的方法。3.6.5 状态表示的彻底实施确认各设备的动作状态（分合）并在设备显眼之处表示（有无充气、阀门开关，其它也同样）。3.6.6 安全操作在一人操作时，必须有监督人员。在双方都确认完全安全的情况下方可操作，在操作时必须一直监督，直至检修完毕。3.7 标志紧急出口工作负责人在工作时应该通知所有在现场工作的部门或班组，通向变电标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（ZF7-126） SF6封闭组合电器大修方案0KA.415.共 页第 页站出口的道路，并保证这些部门或班组的人员能够清楚撤离路线，准确安全的撤离变电站。3.8 其它未经西开公司认可，请勿对操作机构进行调整和机械零部件的更换。4 气体绝缘开关内部解体作业的管理注意事项4.1 目的：在实施SF6气体绝缘开关内部开放式作业之际，对作业管理上的注意事项进行了汇总，并通过彻底实施该注意事项，顺利完成工程项目。4.2 实施事项：4.2.1 防止缺氧在现场打开大罐盖板时，必须测量罐内的氧气浓度，确认氧气浓度在18%以上。氧气浓度不足18%时，要用手提式鼓风机换气，达到18%以上的方可开始作业。4.2.2 防止触电（a） 感应触电，临时接地线;（b） 主回路带电，确保检修部位所在主回路停电并可靠接地。4.2.3 防止异物进入设备内部（a） 作业环境测量应该在打开法兰之前以及密闭开关23小时后实施; 1） 浮动粉尘 20CPM（0.2mg/m） 以下; 2） 相对湿度 70以下; 3） 风速 5m/s以下。 （2）大罐开口处，应采取防尘措施（应该用塑料布保护开口处）。（3）实施开口处作业时，应该认真检查工具，物品数量、种类。（4）禁止在开口处周围使用自动铅笔、铅笔。4.2.4、设备（大罐）内处于真空状态时禁止施加电压。 标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页（1）大罐处于真空状态时，禁止进行主回路的电阻测量。（2）大罐真空状态下的主回路通常维持接地（有空气套管时必须全部从套管头部接地）。（3）真空状态大罐，不得进行任何与部位相关的操作。4.2.5、导体连接，大罐连接作业的实施（1）由于连接导体是按间隔包装发送，即使在现场也应分类保管，防止混同。在现场保管做到防潮，防水，防磕碰。（2）实施导体超程检测时，应在大罐连接前实施。（3）装配时由于某种原因需要实施导体解体时，应在检查卡上明确记载，再次安装时，应从超程检测开始。（4）检修孔、法兰等开放式作业时，螺栓、螺母应该全部松开数mm（不用拆下螺栓、螺母）。在保留4个左右的螺栓、螺母状态下，与法兰接合面保留一些间隙，确认大罐内无残余压力后拆下检修盖。5、调整连接机构时的注意事项5.1、使用连接杆，多个连接杆连接操作机构和本体时，目视确认并用棒销插入确认，不得用手指插入确认。5.2、在CT20，CJ3，CT3，CJ4，CJ5型弹簧操作机构弹簧储能状态调整本体时，不得松开弹簧，必须锁住。6、检修环境要求及操作注意事项：6.1、 作业区应保持清洁、通风，湿度小于70%，对于户外作业,要求专门工作间,开始大修后，要用洒水车对周边环境进行洒水，绝对禁止有灰尘产生的作业。3.2、进入作业区必须戴安全帽,更换专用的工作鞋，工作鞋不能穿出作业区，不用时应摆放整齐，工作服应勤换勤洗，保持干净，在工作场地入口处贴上严禁吸烟的警示牌。6.3、在现场打开大罐盖板时，必须测量罐内的氧气浓度，确认氧气浓度在18%以上。氧气浓度不足18%时，要用手提式鼓风机换气，达到18%以上的方可开始作业。需要进罐人员必须穿进罐服、戴自氧式防毒面具、戴一次性手套；进罐前、出罐后所携带工具及零部件的种类，数量等，必须一致。6.4、工具、辅消材料不得随处乱放，应指派专人管理。每日收工时进行清点，保证做到工完、料尽、场地清。6.5、注意防尘，打开的待装法兰，应及时用塑料布包封。6.6、树立安全意识，现场施工统一指挥，分工合作，责任到人，严格遵守现场安全条例及安全操作规程。6.7、紧急联系部门及电话。6.8、文明施工，爱惜设备，禁止重击或乱撬设备。7、大修计划7.1、概述 SF6气体绝缘设备与空气绝缘设备不相同，它不受外部环境条件影响，诸如污秽，水分和锈蚀等等，因而能长期保持良好的性能。由于SF6气体的优良灭弧性能和绝缘性能，可以使得触头和其它零件的寿命得到延长、结构简化、机械性能进一步改善。在以上几方面，GIS的实用性能远比传统设备优越。制定本大修标准的目的是保证GIS及其附属设备的性能。预防事故发生。7.2、大修标准 产品运行20年或操作次数达到表3中规定操作次数任一档时对开关进行大修。表3 断路器允许操作次数工作状态规定操作次数备注开断100%开断电流次数20开断50%开断电流次数40开断负荷电流次数20004000A标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页空载分合闸操作次数5000灭弧室遭受过电压击穿 断路器一次回路电阻超标，并在短时内有异常升高的现象7.3、大修总体要求：在准备开始检修之前，首先确认产品技术参数，请用户填写126KVGIS的运行状况调查表（见后附录A），从而使我们对该变电站的126kVGIS运行情况作具体了解。确定大修项目，同时应与用户联系相关的GIS配套电器的更改大修方案(例如:PT，LA等)。与用户协商，选择合适的停电时间，对产品进行大修。7.4、检修专用工具、仪器设备及辅消材料和备品备件的检查：7.4.1对于现场检修所用到的专用工具、仪器设备及辅消材料要仔细检查核对，做到心中有数，详细见表4。（根据具体情况可有所增减） （表4 ） 仪器仪表序号名 称型号、规格、参数数量用 途1汽车吊2t以上1设备吊运2SF6气体回收装置1抽真空、填充、回收SF6气体3电焊机约45kW1底架与基础焊接等4气焊设备1套一般用途5吸尘器800W以上1清理壳体内部6通风机1通风换气7SF6检漏仪1SF6气体检漏8水份仪1SF6气体水份测量9麦氏真空计1真空度测定10干湿度计1测量温度、湿度11交直流电源AC220V、DC6V100A各1试验、测量用12电阻仪电阻箱各1试验、测量用13调压器1试验、测量用14稳压电源1试验、测量用标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页15安培表、伏特表满足试验测量不同量程若干试验、测量用16万用表1试验、测量用17摇表500V、1000V各1试验、测量用18移动电源20m2试验、测量用（表5）通用工具序号名 称型号、规格、参数数量用 途1水平仪500mm1安装用2卷尺20m1一般测量3钢板尺1m1一般测量4起钉器2开箱5手动葫芦1t2t不同规格若干设备吊装、连接6千斤顶3t、5t各2设备的支撑、移动7钢丝吊绳可承受2t以上重量若干设备吊装8尼龙吊带可承受2t以上重量若干设备吊装9U型吊环销子直径D=12mm、D=16mm各4设备吊装10吊环螺钉M12、M16、M20、M24各4设备吊装11链轮1牵引设备12梯子L=4m2一般用途13踏台H=2m2一般用途14安全带2高空作业15力矩扳手SP1200、SP2200（kgf.cm）各1螺纹紧固作业16力矩扳手QL900、QL1400（kgf.cm）各1螺纹紧固作业17扳头M6M24（第一系列）各1螺纹紧固作业18开口扳手M6M24（第一系列）各1螺纹紧固作业19加长杆L=150mm1螺纹紧固作业20L扳手8#、10#各1螺纹紧固作业21丝锥M5M24各1螺纹修整标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页22活络扳手15”、12”各1一般用途23虎钳1一般用途24手电钻1一般用途25木榔头或塑料榔头L=330mm若干一般用途26锉刀1套一般用途27什锦锉刀1套一般用途28塞尺或塞棒1套测量间隙29手电筒1一般用途30涨钳弯头直头涨钳各1装卸挡圈31砂纸、砂布100#以上若干一般用途32剪刀1一般用途33螺丝刀(+、-)L=100mm、L=150mm各1二次配线34剥线钳2二次配线35压线钳2二次配线36剪线钳2二次配线37电缆刀2二次配线38电烙铁200W2二次配线39对线铃灯2套二次配线（表5）辅消材料序号名 称用 途序号名 称用 途1密封胶SF6气体密封9厌氧胶螺纹锁固2微碳润滑脂滑动导电接触面涂敷10丙酮（分析纯）内部零件清洗、清理3酒精（分析纯）内部零件清洗、清理11塑料手套内部装配用4擦拭纸 内部零件清洗、清理12压敏胶带SF6气体检漏及其它5百洁布内部零件清洗、清理13防水胶户外连接部位防水处理6塑料薄膜SF6气体检漏及其它14白布带吊装导体7记号笔作紧固记号158防氧化导电脂固定导电接触面防氧化16标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页 （表6）专用工具序号图号名称数量15KA.484.082静弧触头拆装工具125KA.889.001动弧触头拆装工具135KA.889.002喷口拆装工具145KA.889.008FES静触头拆装工具155KA.889.009自力型触头拆装工具268KA.177.291接头278KA.177.211接头288KA.177.295接头298KA.177.294接头2108KA.489.017压板2118KA.489.019手动千斤顶2大修备件根据装箱清单检查现场实物。7.5、检修人员要求7.5.1、工作负责人应具有相关工作经验、熟悉设备情况。7.5.2、质量监督员和安全监督员应具有相关工作经验、熟悉设备情况。7.5.3、维修工作应由专业技术人员负责完成。7.5.4、需要有操作资格和工作经验的特殊工种工作人员（吊车司机及起重指挥人员）的配合。7.5.5、在维修过程中配合人员须听从专业维修技术人员的安排和指挥，遇到现场问题应协商解决。8、检修前的诊断(由用户在检修前提供诊断结果)，9、制订系统大修项目 按用户的时间安排,和我公司的操作规程,制订详细的计划安排,在确定绝对安全的情况下进行大修工作。9.1、GIS本体的外观检查（对已停电的间隔，首先进行外观检查）9.1.1、用力矩扳手检查螺栓是否松动或锈蚀，有则上紧或更换螺栓。9.1.2、接地线是否有污秽或锈蚀，有则进行清理或更换接地板。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页9.1.3、对于气动机构，是否有漏气现象，有则更换机构或控制阀。9.1.4、进、出线套管表面是否存在裂纹，瓷套的接线端子表面的污秽状况及有无过热现象，有则将瓷套从分支上拆除，更换有损伤的瓷瓶，并清理接线端子表面。9.1.5、如GIS与进、出线或变压器的连接元件是电缆终端，应与电缆的生产厂家协商，共同进行检查及试验。9.1.6、压力表、密度计、指示器、指示灯工作是否正常，有则进行更换。9.1.7、表面油漆是否有掉落的地方应重新刷漆。9.2、空气压缩机检查9.2.1、压缩机是否正常工作9.2.2、各种阀门及仪表是否工作正常9.2.3、空气管路有无漏气现象9.3、就地控制柜检查9.3.1、各种仪表、控制开关、继电器是否工作正常9.3.2、其它方面9.4、GIS本体的试验9.4.1、SF6气体漏气量测量：保证年漏气量1%；9.4.2、SF6气体含水量测量：（体积比）断路器气室：小于300ul/l； 其他气室：小于500ul/l；9.4.3、二次端子接触检查：是否有污秽和氧化现象。9.4.4、空气系统是否工作正常，空气管路有无漏气现象。9.4.5、 机构中连接用的轴销是否有变形。9.4.6、 对转换开关、辅助开关等进行检查是否有粘连或转换不到位。9.4.7、 辅助回路和控制回路绝缘电阻。9.4.8、 回路电阻测量：与投运前比较。9.4.9、 机械特性测量：与投运前比较。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页9.4.10、局部放电测量：与投运前比较。9.4.11、电流互感器变比、伏安特性测：与标准要求比较。9.4.12、避雷器性能测量：与标准要求比较。9.4.13、局部放电测量：与标准要求比较。9.4.14、局部放电测量：与投运前比较。10、综合诊断10.1、绝缘性能：以工频耐压及绝缘电阻为准。10.2、机械性能：以投运前为准。10.3、二次元件性能：以是否准确动作为准。10.4、主导电回路性能：以主回路电阻值为主准。10.5、空气系统性能：以本文11.9.1条为准。10.6、SF6气体密封性能：以年漏气率为准。10.7、 SF6气体状况：以SO2及HF的含量及水份含量为准。10.8、外观油漆状况：目视是否有大面积脱落。10.9、机构状况：手动电动分合5次，检查状况是否良好。10.10、控制系统绝缘试验：用500V摇表测量，控制回路对地电阻应大于2兆欧10.11瓷套探伤试验经过上述检查、试验，来判断是否有重点大修项目。11、元件大修11.1、断路器的检修断路器是GIS设备中最重要的元件之一，GIS的检修应将断路器（CB）放在首位。断路器大修分本体和机构两部分,126kVGIS断路器操作机构是气动机构,本大修主要针对气动机构。首先根据断路器规定操作次数（根据表3），找出操作次数最多或开断电流次数最多的断路器进行检查，将断路器放到分闸位置，插好防止分闸和合闸标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页和闸操作的锁销、切断各回路电源，放掉断路器储气罐中的压缩空气，回收相应断路器气室中的SF6气体至零表压以下，打开封盖，检查氧气浓度，注意现场通风，以确保安全工作。具体检查步骤如下：（1）用力矩扳手打开断路器顶盖板和下部罐手孔盖。（2） 卸下M12六角螺栓，并将静触头支承b7与静弧触头b12一起取下，这时，如果发现静弧触头有微量磨损，可以省略后面的步骤（38）而重新装配触头。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页 (3) 插入喷口拆卸工具e1并拆下动弧触头b14。(4)用专用工具（5KA.889.001）拆下动弧触头。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页(5)检查拆下的喷口、动弧触头、静弧触头的磨损情况，如果磨损达到(表9)所列更换标准，则予以更换，磨损少时不予以更换。(6)用酒精对喷口进行清理，避免有污点。（7）用三氯乙烷清洗动、静触头，并在触头头部涂上微炭润滑脂。（8）安装动、静触头和喷口，并注意将喷口螺纹拧到底部。（当再次装配时，喷口(b14)随着紧固会逐步变得比较紧，但应继续紧固直到喷口变得宽松，当喷口一旦宽松，就不要再加力矩，在装配及操作中不能将喷口弄脏。）（9）用酒精或丙酮对断路器气室进行全面清理。（10）更换顶盖用密封圈、吸附剂（吸附剂为3公斤左右），并将顶盖重新装好。（表7）灭弧室零部件更换标准标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页零部件名称更换标准静弧触头触头端部的磨损量大于2mm或者出现裂痕动触头触头端部的磨损量大于1mm或者出现大的裂痕，发生质变时喷口喷口内径的磨损量大于1mm （11）壳体内抽真空，抽真空按抽真空作业指导书进行。（12）壳体内SF6气体充至额定压力。（充新的合格SF6气体）以上为断路器检修的具体步骤，但在检查过程中若发现压气缸、活塞、绝缘拉杆等零件有较大损伤或气室内部有大量粉尘无法清理，则需对断路器进行全面解体，可在以上的基础上进行，其步骤如下： 在打开断路器之前先做机械特性试验。 （1） 用气体回收装置回收断路器气室气体至0表压以下，打开封盖，注意通风，检查氧气浓度。 （2）回收相邻气室气体至0.2MPa表压。(3 ) 拆除LCP柜中所有电缆、电线，并注意对线头的保护，并做好相应的标记。（4）拆除底架与LCP柜间的连接支撑，并将LCP柜从间隔中退出。（5）用千斤顶支撑电流互感器，拆除底架与断路器下部罐的螺栓，用行吊将断路器与操作机构从间隔中退出。（6）用喷灯烘烤断路器进出线处的屏蔽罩，并拆下屏蔽罩和连接导体。（7）拆除断路器外壳。（8）对断路器内部进行全面检查，更换有损伤的零件，并对断路器气室进行全面清理。（9）对断路器、LCP柜进行恢复，与拆除的程序相反。（10）更换吸附剂。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页（11）抽真空。(12)充SF6气体至额定压力。(13)检漏。（14）对检修后的断路器进行分合闸特性试验、三相同期试验、30%额定操作电压试验。通过以上检修过程，完成了对操作次数最多或开断电流次数最多的断路器的检修，这样对整个电站126kVGIS断路器的内部情况有了具体的了解，可根据该断路器的情况及检修过程对其它断路器进行检修。11.2、隔离开关 隔离开关大修分本体和机构两部分,机构的大修为部分元件的更换检修和机构整体更换（DS，FES操动机构由气动改为电动弹簧，现用户大部分采用这种方案）,本大修针对气动机构,隔离开关部分元件的更换检修比较方便快捷,周期比较短，找出操作次数大于或等于规定操作次数（见表8）的隔离开关，更换该隔离开关的动、静触头。对于没有达到规定操作次数的隔离开关，根据(表9)进行更换检修,（表8）隔离开关规定操作次数工作状态规定操作次数备注空载分、合操作次数3000切母线环流次数100 （表9）隔离开关内部零部件更换标准零部件名称更换标准动静触头触头的磨损量大于1mm或者出现明显的划痕绝缘拉杆出现明显划痕梅花触头，自立型触头出现明显损伤或变形其次找出曾经出过问题的隔离开关，对出现问题的地方进行仔细检查。对余下的隔离开关，可找出操作次数最多的首先进行检修，在检修前，必须回收相应气室中的SF6气体至零表压以下，切断各回路电源，将隔离开关放到分闸位置，具体检修步骤如下：标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页对余下的隔离开关，可找出操作次数最多的首先进行检修，在检修前，必须回收相应气室中的SF6气体至零表压以下，切断各回路电源，将隔离开关放到分闸位置，具体检修步骤如下：（1）拆除手孔盖板，检查氧气浓度。（2）通过手孔，对隔离开关内部进行外观检查：（3）动、静触头是否有明显划痕。（4）隔离开关内部是否有金属残屑。（5）绝缘拉杆是否有裂痕。（6）梅花触头、自立型触头、轴承等零件是否有变形或损伤。（7）若在隔离开关的内部只有部分金属残屑，则用吸尘器和擦拭纸蘸酒精或丙酮进行清理。若动、静触头或绝缘拉杆有明显划伤或裂痕，则对隔离开关进行解体更换触头或绝缘拉杆，具体方法如下：（1）拆除机构箱，解除二次线并做标记。（2）拆除操作机构、连接机构。（3）用L扳手拆除绝缘拉杆M10锁紧螺钉（共三处）。（4）拆除轴密封盖的4个安装螺钉后取下轴密封。（5）拆除动侧导体在盆式绝缘子上的M12安装螺钉后，取下整套导体部件及A、C相之间绝缘拉杆。（6）更换有问题的动、静触头和绝缘拉杆或轴密封。（7）对拆下密封圈、挡圈、轴销进行更换。（8）在轴密封套上的密封槽内涂密封胶及安装O型圈，并固定在隔离开关外壳上，同时将六方轴穿入夹叉内，并注意间隙不能过大，点乐泰271后再紧固锁紧螺钉。（9）安装连接机构并调整，使屏蔽罩到动触头凹面的间隙为5（公差为+3到0）时紧固分闸限位螺钉，调整动触头与屏蔽罩之间距离为1072时，紧固合闸限位螺钉。（如果更换机构，可在这时更换机构）标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页时，紧固合闸限位螺钉。（如果更换机构，可在这时更换机构）(10)检查机构中的弹簧、轴销等零件是否有锈蚀或变形，有则进行更换。(11)恢复二次接线。零件更换完后，用吸尘器清理、并用擦拭纸对隔离开关内部进行全面清理。对隔离开关进行分合闸时间、速度特性试验。 （12）更换吸附剂。 （13）抽真空，充气，检漏。11.3、接地开关(包括ES和FES) 接地开关大修同隔离开关一样分本体和机构两部分,本大修针对ES手动机构,FES气动机构。接地开关部分元件的更换检修比较方便快捷,周期比较短。根据接地开关规定操作次数见（表10）与用户填写的GIS运行状况表进行比较，找出符合以下条件的接地开关，更换其触头。 (表10)接地开关规定操作次数工作状态规定操作次数备注关合短路故障1FES开断感应电流100FES空载分合闸操作3000FES/ES具体步骤如下：（1）拆除机构箱、解除二次电线并作相应标记。（2）拆除8-M16螺栓后，将ES/FES从隔离开关上拆下。（3）拆除操作机构，连接机构。（4）拆除绝缘法兰，并清除密封胶。（5）用5KA.889.009工装拆下自力型触指。（6）拆除夹叉的销子后拆下动触头，并将动触头与夹叉分开，同时更换动触头。（7）在螺纹上涂微碳润滑脂，把更换后的自力型触指安装到绝缘法兰上，力矩为3000kgf.cm。标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页（7）在螺纹上涂微碳润滑脂，把更换后的自力型触指安装到绝缘法兰上，力矩为300Nm。（8）在外螺纹上涂微碳润滑脂，把更换后的动触头与夹叉紧固，力矩为160Nm。（9）将动触头的夹叉与拐臂连接，穿入销子并装挡圈。（10）在绝缘法兰的密封槽内涂适当的密封胶，装入O型圈后使动触头从触指穿入（11）将ES/FES安装到隔离开关上，并在其处在分闸位置时紧固8-M16螺钉，力矩为87Nm。（12）安装连接机构，操作机构，并恢复二次接线（若更换机构，可在此时进行）。对于操作次数不到规定次数的接地开关，在检查隔离开关的同时可对接地开关的动触头、自立型触指进行检查，若发现损伤严重，可根据上述步骤对触头或触指进行更换。对零件更换后的接地开关用吸尘器清理、并用擦拭纸或白布清理接地开关内部。11.4、电流互感器电流互感器是高电压、大电流回路的测量设备与保护设备,电流互感器通常与断路器是同一个气室，在断路器进行解体时，同时检查电流互感器的线圈有无异常现象，并测试其特性和精度，和投运前相比，看有无变化。检查完后，应和断路器一起恢复原状态。11.5、母线（1）检查盆式绝缘子外观情况及局放的变化情况，根据具体情况判断是否更换盆子；（2）测主母线回路电阻，若超标（与出厂时记录比较），更换表带。（3）清洁导体、盆子的表面及壳体内表面。（4）抽真空。（5）充SF6气体至额定压力。6.分支母线(1)根据局放情况判断是否更换盆子。(2) 根据主回路电阻情况判断是否打开壳体更换梅花触头。7.电压互感器、避雷器电压互感器、 避雷器及空压站是外购元件，按各自的生产厂家提出意见维修，对避雷器现场用户可委托做阻性电流试验。（请用户在大修之前对电压互感器作微水及变比试验，如果有异常可提前联系厂家给出检修方案，请用户在大修之前对避雷器现场做阻性电流试验，如果有异常可提前联系厂家给出检修方案。 标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页（5）充SF6气体至额定压力。11.6、分支母线(1)根据局放情况判断是否更换盆子。(2) 根据主回路电阻情况判断是否打开壳体更换梅花触头。11.7、电压互感器、避雷器电压互感器、 避雷器及空压站是外购元件，按各自的生产厂家提出意见维修，对避雷器现场用户可委托做阻性电流试验。（请用户在大修之前对电压互感器作微水及变比试验，如果有异常可提前联系厂家给出检修方案，请用户在大修之前对避雷器现场做阻性电流试验，如果有异常可提前联系厂家给出检修方案。 11.7.1、经与上海MWB互感器有限公司联系，互感器厂家给出如下建议:(1)法兰密封检修：密封法兰无变形，紧固件齐全，紧固力矩符合规定。(2)防爆片检修 防爆片完好，安装正确。 SF6气体含水量不大于150ul/l(20C)。 用局部包扎法检漏合格。(3)二次接线端子板检查 接线正确，连接可靠；密封处不漏气。(4)检查铭牌标志 铭牌、标志牌齐全。(5) SF6含水量测量 不大于150ul/l(20C)。(6) SF6泄露试验 年漏气率不超过1。(7)绝缘电阻测量 在室温下，二次绕组之间、二次绕组与一次“N”端之间及对地的绝缘电阻应不低于100兆欧。 (8)耐压试验8.1）二次绕组及一次绕组接地端子工频耐压标记处数更改文件号签 字日 期0KA.605.107（产品型号、名称及文件名称）0KA.415.共 页第 页8.1.1）二次绕组之间及对地工频耐受电压为3kV(方均根值)，1min。8.1.2)一次“N”端对二次及地工频耐受电压为5kV(方均根值)，1min。8.2）互感器现场安装后可进行高压试验，试验电压可经过激磁产生，从二次侧施加试验电压为1.3倍额定电压，历时1min。如果有条件的话可进行感应耐压试验，从一次侧施加电压，为免铁心饱和，试验频率为150HZ，40s。若试验电压超过150HZ，试验时按下式计算，但最小为15s(试验时间（s）=两倍的额定频率60s试验频率。注意：感应耐压的试验电压为出厂试验电压值的80。如试验频率小于150HZ时需在现场进行感应耐压试验，请及时与供货商联系后再试验。11.7.2、经与避雷器厂家联系，厂家给出如下检修方案：避雷器在投入运行后，都要定期进行仔细检修和测试，其项目为：（1） 持续电流试验：测量避雷器在持续运行电压下的阻性电流和全电流（110KV220KV 阻性电流0.25mA,全电流1.2 mA）。（2） 工频参考电压试验：测量工频参考电流下的电压应大于避雷器的额定电压（110KV220KV工频参考电流2mA）。（3） 密封性能试验：采用包扎法检漏，时间24小时（年泄漏率0.5%）（4） SF6气体水份检测：避雷器中SF6气体水份含量250ul/l（126kVGIS的其它外装附件，如电线管、平台等，也应检查其紧固情况，看有无松动，