牵引变电所主要电气设备检修与试验

1、牵引变电所主要电气设备检修与试验目 录一、变压器（110KV平衡变）检修与试验二、电流互感器检修与试验三、电压互感器检修与试验四、断路器检修与试验五、氧化锌避雷器试验一、变压器（110KV平衡变）检修与试验1、主要工器具及材料序号工器具及材料规格及型号单位数量1直流电阻测试仪套12绝缘电阻测试仪10005000V套13介损自动测试仪套14直流高压发生器40kv 套15试验导线2.5 mm2 根若干6温度计根17湿度计根18万用表块19电源线盘22.5，100米套1序号工器具及材料规格及型号单位数量10呆板手（卡口和梅花）14、17、19、21把各1 11活扳手250、300、450把各1 12

2、螺丝刀平口及梅花把各113爬梯3米把114加油泵及油桶各115传递绳根116保险丝及白布带若干17毛刷把若干18油漆若干19高压绝缘垫50 50cm张12、人员：经过培训合格的46人。3、检修试验时主要安全措施确认变压器高低压两侧已完全与高压母线（含高压侧中性点与地网）断开且有明显断开点，并可靠接地封线。试验现场装设遮拦，向外悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。作业人员戴好安全帽、安全带从变压器爬梯或梯子（专人扶梯）上到变压器顶部并注意防滑。在斜套管、油枕顶部作业时把安全带系在吊环或套管上并注意防滑。试验装置的金属外壳应可靠接地，试验电源应使用有明显断开点的双极刀闸。试验电源送电时，操作人员站在

3、绝缘垫上，应确认试验用电源闸刀在断开位，并大声呼唱，取得呼应后，方可送电，并有人监护。温控器检修时，应注意通风控制的采用的交流通风回路电源，过热报警或跳闸的采用的控制回路电源。气体继电器采用的是控制回路电源套管试验后，必须由专人检查末瓶接地是否可靠，防止开路或接地不牢，造成运行时高压放电损伤设备。4、主变检查检修重点（1）处理已发现的缺陷；（2）根据油位计的温度曲线指示，检查、调整油位；（3）检查高压套管油位，必要进加、放油处理；（4）试验、检查温控器、风扇有无异常； （5）检查接地系统；（6）检查处理渗漏油；（7）清扫套管和附件，必要时进行补漆；（8）清扫外绝缘和检查导电接头；（9）检查清扫

4、变压器自身端子箱；（10）检查气体继电器有无异常 ，并进行手动动作试验。5、绝缘电阻及吸收比（极化指数）测试（1）将被试变压器接地充分放电。解除一、二次及铁心接地线设备引线（2）记录试验时变压器上层油温、环境温度、空气湿度、运行档位 。（3）测量接线：被试绕组各引线短路接绝缘电阻表，非被试绕组短路接地。 高低（地）；低高（地）；铁芯地； （高、低地，必要时进行）（4）测量电压的选择：额定电压（kv） 0.41035（或27.5）110铁芯试验电压（v） 5001000250050001000（5）测试注意事项5.1测量前后被试绕组应充分放电5.2尽量在油温低于50时测量，测量温度以顶层油温为准

5、。（6）结果判断6.1绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化；（一般不低于上次值的70）不同温度下的绝缘电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值6.2吸收比（R60/R15）（1030范围）不低于1.3或级化指数(R600/R60)不低于1.56.3绝缘电阻大于10000 M时，吸收比和极化指数可仅作为参考。6.4绝缘电阻最小允许值（参考）（M）绕组电压等级（KV） 温度（） 5102030405060310 67545030020013090602035 9006004002701801208063110 18001200800540360240

6、1606、绕组泄漏电流（1）测试接线 被试绕组各引线端短路直接高压发生器，非被试绕组短路接地。 高低（地）；低高（地）； （2）试验标准 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值额定电压 KV试验电压 KV在下列温度时的绕组泄漏电流值班（A ）10 20 30 40 50 60 70 80 2351117253955831251786151022335077112166250356203520335074111167250400570110220403350741111672504005705006020304567100150235330（3）结果判断3.1 与上次测量（同一温度下，应无明显变化

7、。 （可按30%比较）3.2 参考上表7、变压器直阻测试变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，DL/T596-1996预试规程的试验次序排在变压器试验项目的第二位。规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和13年1次等必试项目。在变压器的所有试验项目中是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验。它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。 (a)测量小电阻 (b)测量大电阻 直流压降法测量直流电阻（1）直流电阻测量方法直流压降法欧姆定

8、律平衡电桥法单臂电桥原理：在三个电阻中固定二个，则调节一个，使G为0，可直接读出数导线电阻和接线柱电阻影响大用于10欧姆以上（2）测试接线被试绕组接测试设备，非被试绕组及非被试相悬空 。试验线电压夹子在内侧，电流夹子在外侧。分别测试：AO,BO,CO;(3)测试结果判断3.1，1.6MVA以上变压器，各绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的13.2，1.6MVA及一下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4，线间差别一般不大于三相平均值的2；3.3，平衡变因结构原因，高压侧只比较AO与CO，低压侧只比较 。BO， 只与以前值比较。3.4，

9、与以前相同部位测的值比较，其变化不应大于2；3.5，不同温度下电阻值按下式换算:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。（4）直流电阻检测与故障诊断实例绕组引线连接不良故障的诊断 该变压器35kV侧 直流电阻不平衡率远 大于2，怀疑分接 开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大， 又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在11 以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，好似在A相绕组中已串 入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在A相绕组的首端或套管 的引线连接处，是否为连接不良造成。经分

10、析确认后，停电打 开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动(螺丝 连接)，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢 复正常。8、测量绕组的tg（1）测量接线：测量时采用反接法。将各被试绕组各相短路接至介损电桥，非测量绕组各相短路接地。 高低（地）；低高（地）；（2）试验电压的选择：绕组额定电压10KV以上试验电压10KV，绕组额定电压10KV以下试验电压额定电压。（3）结果判断： 20时tg不大于下列数值：66220KV0.8，35KV及以下1.5； tg值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30）； 尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般按下式换算： 式中t

11、g1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值9、测量变压器电容型套管的tg及电容量（1）测试接线 测量装在三相变压器上的任一只电容型套管时，相同电压等级的三相绕组及中性点，必须短接加压，将非测量的其它绕组三相短接接地。否则将造成较大的误差。拆开高压侧套管末屏接地片，用绝缘电阻表测量末屏对地绝缘电阻并做好记录，如绝缘电阻不达标（不小于1000M），要测试其介损值其值应不大于2%。 当套管由于密封不良等原因学潮时，水分往往影响末屏绝缘。测试末屏绝缘能灵敏地发现套管绝缘是否受潮。如下表一支220KV的套管，若只看主绝缘的测试结果，则绝缘无异常，但是与末屏的对地测试结果比较可知，由于外层绝缘（末屏）已严

12、重受潮，所以主绝缘也会受潮，只是没达到严重的程度而已。采用正接法测量套管tg及电容量测量。 测试部位介损（）绝缘电阻（M）主绝缘0.3350000末屏对地6.360电压等级KV3566110220500大修后充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型3.01.03.02.02.51.51.02.01.52.00.81.0运行中充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型3.51.03.53.03.51.51.02.01.52.00.81.0（2）结果判断 2.1大修后和运行中20时的tg(%)值应不大于下表中数值：2.2，当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tg，其值不大于2；2

13、.3，电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出5时，应查明原因；2.4，油纸电容型套管的tg一般不进行温度换算，当tg与出厂值或上一次试验值比较有明显增长或接近上表数值时，应综合分析tg与温度、电压的关系。当tg随温度增加明显增大，不应继续运行。油低型电容套管，其tg与温度的关系取决于油与纸的综合性能，良好的绝缘套管，其tg基本不变或略有变化，且略呈下降趋势，因此，一般不进行温度换算。而受潮的套管， 其tg随温度的变化而有明显的变化，且随温度的上升而增大。如下表，现场对油纸电容型套管在不同温度下的实测结果油纸电容型套管在不同温度下的实测结果序号下列温度（）下的介损值（）备注20406

14、0801.套管温度系套管下部插入油箱的温度。2.序号14为良好绝缘套管3.序号5为绝缘受潮套管10.370.340.230.2120.50.450.330.330.280.20.180.1840.250.220.20.1850.80.890.991.1010、平衡变变比测试介绍由出厂试验报告可知，平衡变变比试验方法为：在额定电压档由高压侧输入1100V三相电源。低压侧测量: 电压，其误差不超过5%。且11、铁芯接地对变压器绝缘特性试验结果的影响燕岗牵引变电所主变（SF2-QY-16000/110）在铁芯接地与不接地时，绝缘电阻与介损测试值项目部位接地非接地绝缘电阻高低及地11.2G7.75G低

15、高及地12.7G9.3G介损高低及地6388PF1.55%6382PF1.64%低高及地9692PF0.83%8969PF0.94%如上表所示，变压器绝缘试验时，因铁芯对地绝缘的影响，如果铁芯不接地，将造成绝缘值变小，和介损值变大。电容值也变小。二、电流互感器检修与试验 1、主要工器具及材料序号工器具及材料规格及型号单位数量1绝缘电阻测试仪2500V套12介损自动测试仪套13试验导线2.5 mm2 根若干4温度计根15湿度计根16万用表块17电源线盘22.5，100米套18呆板手（卡口和梅花）10、12、14、17、19把各1 9活扳手250、300把各1 10螺丝刀平口及梅花把各111爬梯3

16、米把1序号工器具及材料规格及型号单位数量12加油泵及油桶、专用加油工具各113传递绳根114保险丝及白布带若干15毛刷把若干16油漆若干17高压绝缘垫50 50cm张12、人员：经过培训合格的45人。3、检修试验时主要安全措施确认电流互感器高低压两侧已完全与高压母线断开且有明显断开点，并可靠接地封线。试验现场装设遮拦，向外悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。作业人员须戴好安全帽，如需使用扶梯必须要有专人扶梯，并注意防滑。作业人员如需登高站立在互感器基础上作业，必须使用安全带，并将安全带牢系在互感器本体上。试验装置的金属外壳应可靠接地，试验电源应使用有明显断开点的双极刀闸。试验电源送电时，操作人员

17、站在绝缘垫上，应确认试验用电源闸刀在断开位，并大声呼唱，取得呼应后，方可送电，并有人监护。拆除电流互感器二次接线时，拆前必须专人记录接线方式，恢复后，必须由专人检查，防止接错、虚接或接地不牢。并注意拆除方法，防止因工具使用不当造成二次端子渗油。4、检查与检修重点（1）处理已发现的缺陷；（2）根据油位计的刻度指示，调整油位；（3）检查接地系统；（4）检查全部阀门和一、二次接线桩头，处理渗漏油；（5）清扫外绝缘和检查线夹、必要时进行补漆；（6）检查清扫互感器自身端子箱。流互现场加油方法（注油专用阀 ）膨胀器注油阀 注油注油二次接线柱结构一次接线柱结构5、绕组及末屏的绝缘电阻（1）测量接线 被试绕组

18、（或末屏）各引线短路接绝缘电阻表，非被试绕组 （或末屏）短路接地。 一次绕组二次绕组及外壳（地）；各二次绕组间及其对外壳 （地）；末屏地； （2）结果判断 2.1采用2500V摇表。 2.2绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显 变化；（一般不低于上次值的70）一般不低于出厂值或初始值的60。 2.3电容型流互末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M。6、测量绕组的tg及电容量 （1）测量接线： 采用正接法测量互感器主绝缘：一次绕组对末屏的tg及电容量测量。试验电压为10KV，二次绕组、外壳均应接地。 当末屏对地绝缘低于1000M时，应采用反接法测量末屏对地的tg及电容量，测量电压

19、为2KV，并把初级绕组接到电桥的“E”端屏蔽。图4 电容型电流互感器结构原理图1、一次绕组；2、电容屏；3、二次绕组及铁芯；4、末屏 （2）测试结果判断如下表1、主绝缘tg不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化（30%）： 电压等级kV 2035110220500交接大修油纸电容型充 油 型胶纸电容型充 胶 式 3.02.52.0 1.02.02.02.0 0.72.0 0.6 运行中油纸电容型充 油 型胶纸电容型充 胶 式3.53.02.5 1.02.52.52.5 0.82.5 0.7 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过5%时应查明原因；3)交接试验和

20、投运前，应测量末屏对地tg及电容量，tg值不大于2%；4)预试时当末屏绝缘电阻小于1000M，或主绝缘tg超标时应测量末屏对地tg，其值不大于2% 。 如果末屏绝缘水平不达标，应考虑是因为电流互感器进水受潮以后，水分一般沉积在底部，最容易使底部和末屏绝缘受潮引起的。！三、电压互感器检修与试验 1、主要工器具及材料序号工器具及材料规格及型号单位数量1绝缘电阻测试仪1000V、2500V套12介损自动测试仪套13试验导线2.5 mm2 根若干4温度计根15湿度计根16万用表块17电源线盘22.5，100米套18呆板手（卡口和梅花）10、12、14、17、19把各1 9活扳手250、300把各1 1

21、0螺丝刀平口及梅花把各111爬梯3米把1序号工器具及材料规格及型号单位数量12加油泵及油桶、专用加油工具各113传递绳根114保险丝及白布带若干15毛刷把若干16油漆若干17高压绝缘垫50 50cm张12、人员：经过培训合格的45人。3、检修试验时主要安全措施确认电压互感器高压侧已完全与高压母线断开且有明显断开点，并可靠接地封线。二次侧也有明显断开点，并接地封线。试验现场装设遮拦，向外悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。作业人员须戴好安全帽，如需使用扶梯必须要有专人扶梯，并注意防滑。作业人员如需登高站立在互感器基础上作业，必须使用安全带，并将安全带牢系在互感器本体上。试验装置的金属外壳应可靠接地

22、，试验电源应使用有明显断开点的双极刀闸。试验电源送电时，操作人员站在绝缘垫上，应确认试验用电源闸刀在断开位，并大声呼唱，取得呼应后，方可送电，并有人监护。拆除互感器二次接线时，拆前必须专人记录接线方式，恢复后，必须由专人检查，防止接错、虚接或接地不牢。并注意拆除方法，防止因工具使用不当造成二次端子渗油。（1）处理已发现的缺陷；（2）根据油位计的刻度指示，调整油位；（3）检查接地系统；（4）检查全部阀门和一、二次接线桩头，处理渗漏油；（5）清扫外绝缘和检查线夹、必要时进行补漆；（6）检查清扫互感器自身端子箱； 注：有膨胀器的油浸式电压互感器加油与渗油同膨胀器的油浸式电流互感器4、检查与检修重点！

23、5、绕组的绝缘电阻（1）测量接线：被试绕组短路接绝缘电阻表，非被试绕组短路接地。 一次绕组二次绕组及外壳（地）； 各二次绕组间及其对外壳（地）；（2）标准如下：1）一次绕组用2500V摇表，二次绕组用1000V摇表。 2）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化；（一般不低于上次值的70）一般不低于出厂值或初始值的60（西安厂JDCF-110GYW2互感器不低于100M）。6、测量绕组的tg及电容量（1）电磁式全绝缘电压互感器 将一次绕组短接，二次绕组全 短路接地，采用反接法试验（2）串级式电压互感器 220KV串级电压互感器原理接线图1静电屏蔽层；2一次绕组（高压）；3铁芯

24、；4平衡绕组；5连耦绕线；6二次绕组；7三次绕组；8支架。2.1 220KV串级式电压互感器的一次绕组分成4段，绕在两个铁芯上，两个铁芯被支撑在绝缘支架上，铁芯对地分别为34和14的工作电压，一次绕组最末一个静电屏（共有4个静电屏）与末端“X”相接，“X”点运行中直接接地。末电屏外二次绕组aX，“X”与aX绕组之间的电容量约占整体电容量的80%。110KV级的绕组及结构布置与220KV级类似，一次绕绕组共分2段，只有一个铁芯，铁芯对地电压为12的工作电压。2.2 试验方法推荐末端屏法。2.3 试验方法 一次绕组高压端加压（10KV），一次绕组末端接地，短接二次绕组的任一同名端且接且仪器测量，互

25、感器底座接地。末端屏蔽法试验接线接线图如下： 注，这此接线方式测试的互感器的绕组间绝缘，对于支架绝缘当采用末端屏蔽法时，要求互感器底座绝缘，但受变电所条件所限，不能进行，只能在大修或安装前进行支架绝缘测试。 测试结果判断温度51020304035KV以上交接时大修后1.01.52.03.55.0运行中1.52.02.54.05.5交接时：35KV以上电压互感器，在试验电压为10KV时，按制造厂试验方法测得的tg不应大于出厂试验值的130% ；支架绝缘tg一般不大于6% 。！四、真空、SF6断路器检修与试验1、主要工器具及材料序号工器具及材料规格及型号单位数量1绝缘电阻测试仪2500V套12断路

26、器动作特性测试仪套13试验导线2.5 mm2 根若干4万用表块15电源线盘22.5，100米套16组合工具套17无水酒精若干8机油及油枪套19高压接线钳5米套32、人员：经过培训合格的35人。3、检修试验时主要安全措施确认断路器两侧已完全与高压母线断开且有明显断开点，并可靠接地封线。二次侧也有明显断开点，并接地封线。对于手车式真空断路器，检修试验前，应确保断路器在试验位，并最好保证临近的高压母线无电，必要时，可将断路器拉出高压分间。当高压母线无法停电时，作业人员和断路器应与高压母线保持足够的安全距离，必要时，使用警示带隔离作业人员。试验现场装设遮拦，向外悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。断路器

27、机构内部作业时，应注意断路器的储能状态，必要时先释放断路器能量。断路器分、合闸、储能过程中，作业人员应注意避开断路器部件飞出伤人，防止机械伤害。试验装置的金属外壳应可靠接地，试验电源应使用有明显断开点的双极刀闸。试验电源送电时，操作人员站在绝缘垫上，应确认试验用电源闸刀在断开位，并大声呼唱，取得呼应后，方可送电，并有人监护。4、主要检查、检修项目（1）处理已发现的缺陷（2）支持绝缘子、绝缘拉杆、传动连杆检查。支持绝缘子、绝缘拉杆表面有无裂纹、破损的缺陷；检查有无放电痕迹；检查安装螺栓及绝缘子铁部件的浇装处是否良好；检查连杆上下接头焊口及螺纹是否完好；连接是否牢固，有无破损，弹簧轴销是否完好。（

28、3）检查机构端子排二次线应接触良好；分合闸线圈引线应完好无损；辅助开关动静锄头接触良好；合闸接触器灭弧罩完好，触头接触良好。（4）弹簧储能机构连接各部件轴销完好，各部件无弯曲、变形，无严重磨损。（5）断路器其他部件（如行程开关、走行部件、）完好。（6）检查接地系统5、绝缘电阻测量 测量绝缘电阻是所有型式断路器试验中的基本项目，对于不同型式的断路器则有不同的要求，应使用不同电压等级的兆欧表。对我段牵引所来说一般使用2500V。（1） 真空断路器绝缘电阻应分别在合闸和分闸状态下进行。合闸状态检查拉杆对地绝缘，分闸状态检查断口绝缘。断口绝缘的检查，对我们现在还缺乏检查真空泡有效手段来说，是很有必要的

29、。检规规定对运行中的27.5KV断路器，都不低于1000M。（2） 对西高LW25-126型SF6断路器来说，只要求检测主回路合闸对地，标准为 1000M。（3） 就我们段断路器使用情况来说，绝缘出现问题最主要的是真空断路器的拉杆受污问题，对于此问题，我们是采用无水酒精擦试，清洁的办法，效果还不错。此外，我们通过断口绝缘测试也发现过真空泡损坏的情况。6、交流耐压试验 断路器的交流耐压试验是鉴定断路器绝缘强度最有效和最直接的试验项目。检规规定：27.5断路器四年进行一次，试验电压为70KV。交流耐压试验应在分、合闸状态下分别进行，合闸状态下主要鉴定相对地以及相间地绝缘状况；分闸状态下主要鉴定断口

30、间的绝缘状况。7、测量导电回路电阻 断路器导电回路的电阻主要取决于断路器的动、静触头间的接触电阻，接触电阻又由收缩电阻和表面电阻两部分组成。由于两个导体接触时，因其表面非绝对的光滑、平坦，只能在其表面的一些点上接触，使导体中的电流线在这些接触处剧烈收缩，实际接触面积大大缩小，而使电阻增加，此原因引起的接触电阻称为收缩电阻。另由于各导体的接触面因氧化、硫化等各种原因会存在一层薄膜，该膜使接触过渡区域的电阻增大，此原因引起的接触电阻称为表面电阻（或膜电阻）。接触电阻的存在，增加了导体在通电时的损耗，使接触处的温度升高，其值的大小直接影响正常工作时的载流能力，在一定程度上影响短路电流的切断能力，也是

31、反映安装检修质量的重要数据。 由于导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，且可以作为断路器行程与超行程的辅助测试，所以在标准和规程中均要求测量导电回路电阻。断路器导电回路电阻的测量是在断路器处于合闸状态下进行的，其测量方法采用直流电压降法进行测量。断路器导电回路电阻的测量直流压降法的原理 当在被测回路中通以恒流直流电流时，则在回路接触电阻 上将产生电压降，测量出通过回路的电流及被测回路上的电压 降，即可根据欧姆定律计算出接触的直流电阻值。如上所述， 这也解释了为什么在测量时，电流夹子在外侧，电压夹子在内 侧（最靠近触头的地方测量最准确）的原因。 断路器触头的接触电阻是由表面电阻（

32、膜电阻）和收缩电阻组成的。当使用双臂电桥进行断路器导电回路电阻的测量时，由于双臂电桥测量回路通过的是微弱的电流，难以消除电阻较大的氧化膜，测出的电阻示值偏大，但氧化膜在大电流下很容易被烧坏，不妨碍正常电流通过。又当触头因调整不当（如触头压力变化）、运行中发生变化或触头烧损严重等使有效接触面积减小时，双臂电桥的微弱电流，在其接触处不会产生收缩，即无法测出收缩电阻，而在大电流或正常工作电流通过时，就会使该接触处的电阻增加，引起触头的过度发热和加速氧化。 对此，GB76390交流高压电器在长期工作时的发热、DL40591进口220500kV高压断路器和隔离开关技术规范等标准均已明确规定：测试采用直流

33、电压降法，通入的电流不得小于100A。所以电桥法和直流电压降法的测量结果是有差别的，而直流压降法更能反映断路器的实际工作状况。测试标准，一般要求是： 1）不大于制造厂规定的120%。 2）一般要求50。 西高LW25-126SF6开关，要求是 40 .检修原则 如果断路器回路电阻超标，在排除测量方法原因后，可以试调断路器机构，如改变真空泡与断路器的行程，甚至主行程，但调试完成后，必须与三相同期、其它相的回路电阻、分、合时间综合考核，如配合问题始终解决不好，应考虑更换真空泡。8、高压开关设备的动作特性试验8.1 断路器的，分、合闸时间，分、合闸不同期程度，分、合的弹时间直接影响断路器的关合和开断

34、性能。 断路器只有保证适当的分、合闸速度，才能充分发挥其开断电流的能力，以及减小合闸过程中预击穿造成的触头电磨损及避免发生触头烧损、喷油，甚至发生爆炸。而刚合速度的降低，若合闸于短路故障时，由于阻碍触头关合电动力的作用，将引起触头振动或使其处于停滞状态，同样容易引起爆炸，特别是在自动重合闸不成功情况下更是如此。反之，速度过高，将使运动机构受到过度的机械应力，造成个别部件损坏或使用寿命缩短。同时，由于强烈的机械冲击和振动，还将使触头弹跳时间加长。真空和SF6断路器的情况相似。 断路器分、合闸严重不同期，将造成线路或变压器的非全相接入或切断，从而可能出现危害绝缘的过电压。 断路器机械特性的某些方面

35、是用触头动作时间和运动速度作为特征参数来表示的，在机械特性试验中一般最主要的是分闸时间、合闸时间、合分时间、分合时间以及分、合闸同期性、同期性等。8.2部分时间参量的定义、分闸时间 是指从断路器分闸操作起始瞬间（接到分闸指令瞬间）起到所有极的触头分离瞬间为止的时间间隔。应具有很短的分闸时间，减少分闸时的电弧的能量，防止电弧使触头熔焊。、合闸时间 是指处于分位置的断路器，从合闸回路通电起到所有极触头都接触瞬间为止的时间间隔。合闸时间必须在规定的时间范围内。合闸时间太长，则影响系统的稳定性。、分闸与合闸操作同期性 是指断路器在分闸和合闸操作时，三相分断和接 触瞬间的时间差，以及同相各灭弧单元触头分断和接 触瞬间的时间差，前者称为相间同期性，后者称为同 相各断口间同期性。8.3断路器机械特性的测试 断路器机械特性的测试，通常都采用断路器综合测试仪配各种传感器（如长度传感器、角度传感器等）的使用。（我们在西高LW25-126型SF6断路