风力发电场GIS及室外配电系统的检修与维护技术指导

风力发电场GIS及室外配电系统的检修与维护技术指导1例行检查及维护a.GIS例行检查及维护:序号项目要求1断路器、隔离开关及接地开关的位置指示器指示正确，并与当时实际运行工况相符2现场控制盘上各种信号指示，控制开关的位置及盘内加热器指示正确，加热器能按规定投入或切除3照明、通风系统，防火器具完好无缺、工作正常4各种压力表、密度计、油位计的指示值指示正确5隔离开关、接地隔离开关从窥孔中检查触头接触良好6断路器、避雷器的动作计数器指示值指示正确7外部接线端子、熔断器无松动、无过热、指示正常8在GIS设备附近无杂音、无异味9各类箱、门的关闭情况关闭正常、无脱落10外壳、支架、瓷套金属外壳温度不超过规定，无锈蚀、无损失、无裂纹、无破损11各类配管及闸门、绝缘法兰与绝缘支架开闭位置指示正确，无损伤、无锈蚀12设备本体及操作机构无漏气（SF6气体、压缩空气）；无漏油（液压油、电缆油）13电缆接地端子接触良好、无发热14压力释放装置防护罩无异样，其释放出口无障碍物15所有设备清洁、完整、标志完整16本体接地接地装置连接完好b.SF6断路器例行检查及维护序号项目周期要求1断路器分合闸的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符2现场控制盘上各种信号指示，控制开关的位置及盘内加热器指示正确，加热器能按规定投入或切除3各种压力表、密度计、油位计的指示值指示正确4断路器动作计数器指示值指示正确5外部接线端子无松动、无过热6设备附近无杂音、无异味7各类箱、门的关闭情况关闭正常、无脱落8外壳、支架、瓷套金属外壳温度不超过规定，无锈蚀、无损失、无裂纹、无破损9电缆接地端子接触良好、无发热10设备标识清洁、完整、标志完整11本体接地接地装置连接完好c.隔离开关例行检查及维护序号项目周期要求1分合闸的位置指示正确，并与当时实际运行工况相符2线端子无松动、无过热3设备附近无杂音、无异味4各类箱、门的关闭情况关闭正常、无脱落5设备标识清洁、完整、标志完整6本体接地接地装置连接完好d.互感器例行检查序号检查项目检查要求检查方法判断/措施1外观1～3月外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。设备外涂漆层清洁、无大面积掉漆。膨胀器膨胀正常。目测1）检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹。如果表面污秽轻微，或裂纹损伤不严重，底座、支架轻微变形，可等停电机会处理。如果表面污秽严重，有污闪可能、或瓷质部分裂纹明显，应立刻汇报运行人员，及时停电处理。2）锈蚀及油漆层的缺陷可等停电机会处理。3）检查硅橡胶增爬裙或RTV有无放电痕迹，如有放电痕迹应更换处理。4）套管瓷套根部若有放电现象涂以半导体绝缘漆。5）膨胀器异常升高时，互感器应停止运行，进一步检查处理。2温度1～3月一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。1）目测2）红外测温仪若发现温度异常，重点检查以下各项：1）一、二次引线接触是否良好。2）互感器内、外接头接触情况，一次过负荷，二次短路，或绝缘介损升高。3)是否发生谐振。3油位1～3月油位正常。目测1)油位计问题。2)油面指示应与实际温度线相符,油面过低用真空注油。4渗漏油1～3月瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。目测1）如果有油从密封处渗出，则重新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。2）如焊缝渗漏应进行补焊，若焊接面积较大或时间较长，则应带油在持续真空下（油面上抽真空）补焊。3）如果防爆膜渗漏油，重点检查以下各项：a）油位是否过高。b）防爆膜如有裂纹及时更换，同时检查本体通往膨胀器管路有否堵塞。4)膨胀器本体渗漏，应更换。5端子箱1～3月1）密封性2）接触3）完整性目测1）如果漏水进入则重新密封。2）电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。3）如果电气元件有损坏，则进行更换。6声响和振动1～3月无异常声响和异常振动。耳听仪器测试1）如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。2）如果是由谐振引起的，应及时汇报运行人员破坏谐振条件，消除谐振。3）末屏（末端）开路；电流互感器二次开路。7SF6气体泄漏1～3月压力表指示正常。目测仪器压力表（密度继电器）指示低于制造厂允许值或年泄漏率大于1%，应予处理。8其他1～3月各连接及接地部位连接可靠。目测力矩扳手螺丝紧固，连接可靠电容式电压互感器例行检查除表1外，还要按表2内容要求检查：e.互感器例行检查（电容式）序号检查项目检查周期检查要求检查方法判断/措施1渗漏油1～3月分压电容器及电磁单元无渗漏油目测1）如果有油从分压电容器与电磁单元箱体密封处渗出，则重新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。2）如分压电容器单元渗漏油，应停止运行，更换。分压电容器不向电磁单元内部渗漏油油位异常升高测试电容量是否正常，异常进行检修处理。2声响1～3月无异常声响耳听如有持续异常声响，并结合电压表指示，判断可能为电磁单元工频谐振，应停电处理。3二次电压测量1～3月无异常波动二次端子（或表盘）如出现二次电压（开口三角形电压）异常，可能为内部电容元件故障，应停电检查处理。4分压电容器低压端子自定电容式电压互感器的电容分压器低压端子(N、J)必须通过载波回路线圈接地或直接接地。目测可靠接地。2检修项目及要求a.检修周期1)GIS检修周期（策略）(1)GIS第一次解体大修，一般在运行20年以后进行，或在GIS故障后进行，大修一般委托制造厂进行。（2）定期检修：可4年进行一次，也可根据制造厂的规定和运行经验制定一个检修规程加以实施。（3）临时检修：GIS断路器操作达到规定的次数或累计开断电流时应进行解体维修。各厂家对允许开断次数和累计开断电流值的规定差别较大。一般在负荷电流下的允许开断次数为2000～3000次以下时，应检查一次磨损情况。环流电流和感应电流分合在100～200次以上时应进行检查。（4）GIS正常运行15～20年进行检测，若不合格应进行检修（检漏和测水分）。（5）断路器液压机构每隔5～7年，电动机构、弹簧机构6～8年应该检修一次。（6）有下列情况GIS应该停电检修：=1\*GB3①断路器开合正常负荷电流2000次之后和断路器累计开断相当于额定电流20次之后；=2\*GB3②断路器触头行程比初次投用时减少10mm以上；=3\*GB3③快速接地开关关合短路2次；=4\*GB3④运行中发现某气室的年漏气率超过1%须经常补气时；或者没有超过1%但发现漏气点在3处以上；=5\*GB3⑤运行中发现某气室的SF6气体微水含量超过允许最高值；=6\*GB3⑥运行中GIS某点发生内部故障或曾发生击穿烧损并停电的；=7\*GB3⑦运行中发现避雷器在持续运行电压下总电流大于1.2ma;=8\*GB3⑧操作机构出现拒分、拒合等现象或者严重分合不到位的情况。2)SF6断路器检修周期（策略）=1\*GB3①大修周期：现场不进行解体大修，如需解体大修委托制造厂进行。=2\*GB3②定期检修周期：每年至少一次。3)隔离开关检修周期（策略）=1\*GB3①大修周期：应视运行情况确定，正常运行每3年进行一次。=2\*GB3②定期检修周期：每年1～2次，可同春、秋检一起进行。4)电压互感器检修周期（分电容式、电磁式）（策略）=1\*GB3①大修周期：新投运后5年大修一次，以后每10大修一次；根据互感器预防性试验结果及运行中在线监测结果，进行综合分析判断，认为确有必要时进行。=2\*GB3②定期检修周期：1～3年一次，一般结合预防性试验进行。运行在污秽场所的互感器应适当缩短小修周期。运行在污秽地区的互感器，根据具体情况规定小修次数。=3\*GB3③存在严重缺陷影响安全运行时，或发生故障后有针对性地进行临时性检修。4)电流互感器检修周期（策略）=1\*GB3①大修周期：一般新投运后五年大修一次，以后每十年大修一次；根据运行情况及预防性检查和试验结果，表明确有必要时，才进行大修；=2\*GB3②定期检修周期：每年春、秋检各进行一次小修；运行在污秽地区的互感器，根据具体情况规定小修次数；=3\*GB3③存在严重缺陷影响安全运行时，或发生故障后有针对性地进行临时性检修。5)其他母线及绝缘子通常检修每年一次。3检修项目方案a.GIS定期检修项目及要求序号项目周期要求1SF6气体压力的检查及补充。4年压力指示正常，符合要求2对操动机构维修检查、处理漏油、漏气或某些缺陷、更换某些零部件4年手动或电动分、合正常，无卡涩、无漏油、无漏气、液压油位或氮气罐压力及弹簧储能工作正常3操作电机检查维修4年定、转子绝缘电阻大于1MΩ，试运正常4维修检查控制回路4年线路完好、线号清晰、开关接点无烧损、无变色、动作准确、可靠5液压油泵和加热器自动投运定值校验4年符合厂家说明书6检查操作机构压力，校验压力表、压力（微动）开关、密度继电器或密度压力表4年按制造厂规定压力（微动）开关在压力允许范围内可靠动作表计校验合格7检查传动部件磨损情况，对转动部件添加润滑剂4年润滑良好，无锈蚀，传动时无杂音8检查各种外露连杆的紧固情况4年螺丝连接紧固，无松脱9检查接地装置4年连接良好，接地电阻不大于4Ω10喷漆或补漆工作4年油漆完好，无锈蚀，色标清晰、正确11清扫外壳，对压缩空气系统排污4年设备见本色压缩空气系统无阻塞、无冷凝水b.SF6定期检修项目及要求检修部位检修项目技术要求瓷套（柱式断路器）或套管（罐式断路器）检修1.均压环2.检查瓷件内外表面3.检查主接线板。4.检查法兰密封面。5.对柱式断路器并联电容器进行检查1.均压环应完好无变形。2.瓷套内外无可见裂纹，浇装无脱落，裙边无损坏。3.接线板4.密封面沟槽平整无划伤。5.电容器应无渗漏油现象，电容量和介损值符合要求。SF6气体系统检修1.SF6充放气逆止阀的检修：更换逆止阀密封圈，对顶杆和阀心进行检查。2.对管路接头进行检查并进行检漏。3.对SF６密度继电器的整定值进行校验，按检修后现场试验项目标准进行。4.SF6气体压力的检查、补充1.顶杆和阀心应无变形，否则应进行更换。2.SF６管接头密封面无伤痕。3.密度继电器整定值应符合制造厂规定。4.压力指示正常，符合要求加热和温控装置1.检查加热装置应无损坏，接线良好，工作正常。加热器功率消耗偏差在制造厂规定范围以内。2.检查温控装置温度控制动作应准确，加热器接通和切断的温度范围符合制造厂规定。液压操作机构1.检查机构箱表面无锈蚀，无变形，应无渗漏雨水现象2.检查传动连杆及其它外露零件无锈蚀，连接紧固3.检查辅助开关触点接触良好，切换角度合适，接线正确4.检查压力开关整定值应符合制造厂要求5.检查分合闸指示器指示位置正确，安装连接牢固6.检查二次接线接线正确7.校验油压表油压表指示正确，无渗漏油现象。8.检查操作计数器动作应正确弹簧操作机构1.检查机构箱表面无锈蚀，无变形，应无渗漏雨水现象2.检查清理电磁铁扣板、掣子1.分、合闸线圈安装牢固，无松动、无卡伤、断线现象，直流电阻符合要求，绝缘应良好；2.衔铁、扣板、掣子无变形，动作灵活3.检查传动连杆及其它外露零件无锈蚀，连接紧固4.检查辅助开关触点接触良好，切换角度合适，接线正确5.检查分合闸弹簧无锈蚀，拉伸长度应符合要求6.检查分合闸缓冲器测量缓冲曲线符合要求7.检查分合闸指示器指示位置正确，安装连接牢固8.检查二次接线接线正确9.储能开关动作正确10.检查储能电机电机零储能时间符合要求c.隔离开关定期检修项目及要求项目周期要求导电部分1.主触头的检修2.触头弹簧的检修3．导电臂的检修4、接线座的检修1．主触头接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象。2．触头弹簧无锈蚀、分流现象。3.导电臂无锈蚀、起层现象。4、接线座无腐蚀，转动灵活，接触可靠。5.接线板应无变形、无开裂，镀层应完好机构和传动部分1.轴承座的检修2.轴套、轴销的检修3.传动部件的检修4.机构箱检查。5.辅助开关及二次元件检查6.机构输出轴的检查7.主开关和接地开关的联锁的检修1.轴承座应采用全密封结构，加优质二硫化钼锂基润滑脂。2.轴套应具有自润滑措施，应转动灵活，无锈蚀，新换轴销应采用防腐材料。3.传动部件应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端部应密封，内部无积水，传动轴应采用装配式结构，不应在施工现场进行切焊配装。4.机构箱应达到防雨、防潮、防小动物等要求，机构箱门无变形。5.二次元件及辅助开关接线无松动，端子排无锈蚀。辅助开关与传动杆的连接可靠。6.机构输出轴与传动轴的连接紧密，定位销无松动。7.主刀与接地刀的机械联锁可靠，具有足够的机械强度，电气闭锁动作可靠绝缘子1.绝缘子检查1.绝缘子完好、清洁，无掉瓷现象，上下节绝缘子同心度良好。2.法兰无开裂，无锈蚀，油漆完好。法兰与绝缘子的结合部位应涂防水胶d.隔离开关检修后的调整和试验序号检查内容技术要求1隔离开关主刀合入时触头插入深度符合制造厂技术条件要求2接地刀闸合入时触头插入深度符合制造厂技术条件要求3检查刀闸合入时是否在过死点位置符合制造厂技术条件要求4手动操作主刀和接地刀闸合、分各5次动作顺畅，无卡涩5电动操作主刀和接地刀闸合、分各5次动作顺畅，无卡涩6测量主刀和接地刀闸的接触电阻符合制造厂技术条件要求7检查机械联锁联锁可靠8三相同期符合制造厂技术条件要求e.互感器大修项目及质量要求项目检修内容检查方法质量要求瓷套检修1）清除外表积污。2）修补破损瓷裙。3）在污秽地区若爬距不够，可在清扫后涂防污闪涂料或加装硅橡胶增爬裙。4）查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆，增爬裙失效时应更换。目测瓷套外表清洁无积污。2）瓷套外表修补良好，如瓷套径向有穿透性裂纹，外表破损面超过单个伞群10％或破损总面积虽不超过单个伞群10％，但同一方向破损伞裙多于二个以上者，应更换瓷套。3）检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若有粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应予更换。4）检查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆。5）涂料及硅橡胶增爬裙的憎水性良好。渗漏油检修储油柜、瓷套、油箱、底座有无渗漏；检查油位计、瓷套的两端面、一次引出线、二次接线板、末屏及监视屏引出小瓷套、压力释放阀及防油阀等部位有无渗漏。目测各组件、部件应无渗漏，密封件中尺寸规格与质量符合要求，无老化失效现象；密封部位螺栓紧固。检查油位或盒式膨胀器的油温压力指示油温压力指示是否正确。目测油位指示值应与环境温度相符。检查二次接线板二次接线板的绝缘、外观接地端子是否可靠接地。目测

2500V绝缘电阻表1）二次接线板应完整，绝缘良好，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹。小瓷套应清洁，无积污，无破损渗漏，无放电烧伤痕迹。2）油浸式电流互感器的末屏，电压互感器的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与接地端子可靠连接。检查接地端子发现接触不良应清除锈蚀后紧固。目测力矩扳手接地可靠，接地线完好。器身大修内容及质量要求见表10。f.大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求检查器身是否清洁检查绕组、铁芯、绝缘支架等表面有无油垢、金属粉末及非金属颗粒等物。可用海棉泡沫塑料块清除或用合格变压器油冲洗。目测器身表面清洁，无油污、金属粉末及非金属颗粒等异物。检查绕组外包布带发现破损或松包，应与修整或用烘干的直纹布带重新半叠包绕扎紧。目测用手指按压绕组外包布带应完好扎紧，无破损或松包现象检查绕组的端环、角环等端绝缘物及绕组表面绝缘发现过热或电弧放电痕迹，应查明原因进行处理；若发现端绝缘受潮变形，应干燥处理或予以更换。目测绕组表面绝缘、端绝缘应完好无损，绝缘状况良好；无受潮、绝缘老化及放电现象。检查电磁式电压互感器上下绕组的绝缘隔板发现位移应调整后固定；若受潮、损坏或变形，则应干燥处理或予以更换。目测绝缘隔板应完好无损，绝缘状况良好，无位移、变形或折断。检查一、二次绕组，剩余绕组的引线及平衡绕组的连线检查焊接是否牢靠，发现脱焊，断线等现象，应重新焊牢。目测各绕组连线及引线应焊接牢靠，无断线、脱焊等现象。检查一、二次绕组，剩余绕组的引线及平衡绕组的外包绝缘层发现引线外包绝缘层松脱或破损时，应用电工绸布带、皱纹纸包扎后，再用直纹布带扎紧。目测用指压各引线外包绝缘层应完好，无破损、松脱现象。器身绝缘无过热或放电痕迹。检查一次上、下绕组的连线及平衡绕组与铁芯的等电位连接检查连接是否可靠。目测

力矩扳手试紧一次上、下绕组的连线及平衡绕组与铁芯的等电位连接可靠。检查器身的绝缘支架绝缘是否完好发现受潮、变形、起层、剥离、开裂或放电痕迹应与更换；若绝缘支架与铁芯连接松动，应拧紧螺母予以紧固。目测用手轻轻晃动支架绝缘支架应无受潮、变形、起层、剥离、开裂或放电痕迹；绝缘支架与铁芯连接牢靠。检查铁芯检查铁芯是否完好，有无铁锈，若发现铁芯叠片不规整，硅钢片有翘边，可用木锤或铜锤打平整；若叠片不紧密，应拧紧夹件螺栓将其夹紧；对铁芯外表锈蚀应擦除；如果发现铁芯有过热或电弧烧伤，则应查明原因进行处理。目测铁芯叠片平整、紧密，硅钢片绝缘漆膜良好，无脱漆及锈蚀现象；铁芯无过热、电弧烧伤痕迹。检查并测量穿芯螺杆对铁芯的绝缘检查绝缘是否良好。若发现绝缘不良，应检查穿芯螺杆的绝缘套管及绝缘层是否完好，不良者应与更换。1000V绝缘电阻表穿芯螺杆应紧固，其绝缘套管及绝缘垫片应完好无损。绝缘电阻：＞100MΩ。检查铁芯与穿芯螺杆的连接片连接片与铁芯只能有一点连接。如果发现铁芯连接片横搭在铁芯上，硅钢片多点短接，则应用绝缘纸板将其隔离；若连接片松动，应重新插好。目测铁芯连接片应可靠插接，保证铁芯与穿芯螺杆仅一点连接，连接片不得将硅钢片多片短接。检查油浸式互感器铁芯接地铁芯处于地电位的油浸式互感器应保证铁芯一点可靠接地。检查内容及处理方法同上。目测油浸式互感器的铁芯连接片应可靠插接，并保证铁芯一点接地。g.零部件的检修及质量要求项目检修内容检查方法质量要求小瓷套管的检修互感器一次、二次引出、末屏与监测屏引出以及一次N端引出的小瓷套若无渗漏，则不必拆卸，如渗漏应按以下步骤检修：如有脏物应清擦干净。更换破损压裂的小瓷套。更换老化失效的密封圈。紧固引出导电杆的螺母。目测力矩扳手试紧小套管表面清洁无脏物。瓷件完好无破损。密封可靠，无渗漏油。导杆螺母紧固不松动。金属膨胀器检修参照小修部分与小修相同参照小修部分储油柜检修参照小修部分与小修相同参照小修部分油箱、底座的检修除参照小修部分外，尚有：1）检查焊缝有无渗漏，若发现渗漏点应认真查找并补焊。2）检查内腔是否清洁，若脏物应先清理，再用热水清洗后烘干；若内壁绝缘漆涂层脱落，应用耐油绝缘漆补漆。目测手试除参照小修部分外，尚有：油箱与底座的接缝焊接可靠，无渗漏油。内腔清洁，绝缘涂层完好。检查二次接线板检查二次端子有无渗漏，如发现渗漏可拧紧导电杆螺母，更换失效密封圈。检查二次接线板上的接线标志，如发现短缺应补全。检查二次接线板表面是否脏物及受潮，如脏污，应清擦干净，如受潮应作干燥处理，如端子间有放电烧伤痕迹，可刮掉后再用环氧树脂修补。目测力矩扳手二次导电杆处无渗漏。接线标志牌完整，字迹清晰。二次接线板清洁，无受潮、无放电烧伤痕迹。检查瓷套检查外表，瓷套情擦及修补参照小修部分。2）检查内腔是否清洁，若脏物应先清理，再用热水清洗后烘干。防污闪涂料的憎水性，大修时应擦除重涂。4）检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若发现粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应更换。目测手试瓷套外表清洁完好，瓷套修补质量标准与小修相同。2）瓷套内腔应清洁干燥。3）涂料憎水性良好。压力释放器的检修换破裂的压力释放器的防爆膜。2）若有渗漏，可拧紧螺钉或更换老化失效的密封圈。目测防爆膜片完好无损。密封可靠、无渗漏。放油阀的检修理渗漏油缺陷。加装密封取油样的取样阀。目测无渗漏。满足密封取油样的要求。加装膨胀器密封改造详见互感器检修运行导则DL/T727-2000附录B。盒（节）数正确，无渗漏，油位或温度压力指示正确。h.互感器大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求瓷套检修参照油浸式互感器内容。电磁单元油渗漏检修检查互感器电磁单元及油位计、中压套管、二次接线板、防油阀等密封部位。如有渗漏可参照油浸式互感器渗漏方法排除。目测力矩扳手试紧油箱及结合处污渗漏检查分压电容器的油压指示对于有油压指示的分压电容器，观察油压是否在规定的温度标线上。对于用其他方法测量油压的电容器，应按规定测量油压，如油压过低，应与制造厂联系补油。目测油压符合规定检查互感器的铭牌及接线标志互感器的铭牌及接线标志如有缺损应补全。铭牌及标志齐全清晰。i.电磁单元大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求检查中压变压器一、二次绕组有脏物应擦除干净，外包布带松开应修整严实；有放电痕迹应查明原因并用新布带重新包覆。目测绕组表面清洁，无变形、位移。引线长短适宜，无扭曲。接头表面平整、清洁、光滑无毛刺。检查阻尼器若发现部件有损坏应与更换。试验检查避雷器或放电间隙有损坏应更换。试验测量检查补偿电抗器有放电痕迹应查明原因并用新布带重新包覆。目测绕组表面清洁、无变色，无放电过热痕迹，铁芯坚固严实，无松动。检查二次接线板是否密封、清洁，有无放电痕迹。必要时拆下修复。轻微放电炭化点可刮除，严重时更换。目测密封良好，无渗漏，表面清洁，绝缘表面良好。检查油箱如焊缝渗漏应补焊，有脏物应清洗干净，如有锈蚀，漆脱落，应补漆。目测手试内部清洁，无锈蚀、无渗漏、无油腻沉积，漆膜完好。j.电磁单元绝缘油要求绝缘介质击穿电压（kV/2.5mm）酸值（mgKOH/g）介损损耗因数（90℃）变压器油＞45＜0.015＜0.005十二烷基苯＞60＜0.015＜0.00134小修内容及质量要求。a.电磁式电压互感器和电流互感器小修内容及质量要求检查项目检修内容检查方法质量要求检查金属膨胀器渗漏2）油位指示3）压力释放装置4）固定与连接5）外观目测力矩扳手膨胀器密封可靠，无渗漏，无永久变形。放气阀内无残存气体；油位指示或油温压力指示机构灵活，指示正确。盒式膨胀器的压力释放装置完好正常，波纹膨胀器上盖与外罩连接可靠，不得锈蚀卡死，保证膨胀器内压力异常增高时能顶起上盖。各部螺丝紧固，盒式膨胀器的本体于膨胀器连接管路畅通。5）无锈蚀，漆膜完好。检查储油柜油位计渗漏橡胶隔膜吸湿器引线外观目测力矩扳手油位计完好。各部密封良好，无渗漏。隔膜完好，无外渗油渍。吸湿器完好无损；硅胶干燥，油杯中油质清洁，油量正常。一次引接线连接可靠。6）无锈蚀，漆膜完好。检查瓷套外观目测检查瓷套有无破损、裂痕、掉釉现象，瓷套破损可用环氧树脂修补群边小破损，或用强力胶粘结修复碰掉的小瓷块，如瓷套径向有穿透性裂纹，外表破损面超过单个伞群10％或破损总面积虽不超过单个伞群10％，但同一方向破损伞裙多于二个以上者，应更换瓷套。检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若有粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应予更换。检查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆。检查油箱、底座1）外观2）渗漏3）二次部分4）压力释放装置5）放油阀目测力矩扳手铭牌、标志牌完备齐全；外表清洁，无积污，无锈蚀，漆膜完好。各部密封良好，无渗漏，螺丝紧固。二次接线板应完整，绝缘良好，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹。小瓷套应清洁，无积污，无破损渗漏，无放电烧伤痕迹。油箱式PT的末屏，PT的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与底箱接地端子可靠连接。膜片完好，密封可靠。密封良好，油路畅通，无渗漏。绝缘电阻＞1000MΩ用2500V绝缘电阻表数值比较低于1000MΩ，可能是绕组受潮、变压器油水分大/先换油后仍然大，绕组干燥。试验项目及标准见附录Bb.电容式电压互感器小修内容及质量要求检查项目检修内容检查方法质量要求检查分压电容器1）参照油浸式互感器瓷套检查。2）电容器本体密封情况。目测参照油浸式互感器瓷套检查质量要求分压电容器密封良好，无渗漏。检查电磁单元油箱和底座1）参照油浸式互感器油箱和底座检查。2）检查油位必要时按工艺要求补油。目测参照油浸式互感器油箱和底座检查质量要求。油箱油位正常。检查单独配置的阻尼器对单独配置的阻尼器进行检查清扫，紧固各部螺栓。目测阻尼器外观完好，接线牢靠。外表面清洁度目测外面应洁净，无锈蚀，漆膜完整。试验项目及标准见附录Bb.SF6互感器SF6互感器用SF6气体作为主绝缘，互感器为全封闭式，气体密度由密度继电器监控，压力超过限值可通过防爆膜或减压阀释放。SF6互感器对密封要求很高，大修时除更换一些易于装配的密封件外，不允许对密封壳解体，必要时返厂修理。1)清除复合绝缘套管的硅胶伞裙外表积污，一般用肥皂水或酒精擦洗，严禁用矿物油、甲苯、氯仿等化学药品。2)检查一次引线连接，如有过热，应清除氧化层，涂导电膏或重新紧固。3)检查气体压力表和SF6密度继电器，应完好，如有破损应更换新品，SF6气体压力低于规定值，应补气。4)检查一次接线板，如有松动应紧固或更换。5其他设备检修a.母线1)硬母线：母线及绝缘子检修项目：=1\*GB3①母线、绝缘子清扫、检查。=2\*GB3②不良瓷瓶检出或进行绝缘电阻测定。=3\*GB3③接点分解，检查处理。=4\*GB3④检查各种线夹，金具等的紧固螺丝是否松动，瓷瓶轴销及开口销是否齐全，锈蚀的更换，平垫、弹簧垫补齐。=5\*GB3⑤检查导线有无损伤，断股，压接头处有无过热，发黑现象。=6\*GB3⑥母线构架及基础检查母线及绝缘子检修要求：=1\*GB3①母线配置及安装架设符合规定，排列整齐，相间及对地电气距离符合要求。=2\*GB3②各部螺栓、垫圈、开口销等零部件齐全、可靠。=3\*GB3③各种相同布置的母线、引下线及设备连接线应对称一致、横平竖直、整齐美观，相色正确、鲜明。=4\*GB3④母线表面应光洁平整，不得有裂纹、折迭及夹杂物，管形、槽形母线不应有变形、扭曲现象。=5\*GB3⑤母线弯曲处不得有裂纹及显著的折皱，弯曲半径不得小于规定。=6\*GB3⑥母线间或母线与电器端子间采用螺栓连接时，搭接面应符合如下要求：紧固件应符合国家标准，精制或半精制的，用于户外或潮湿室内时，应采用镀锌件。母线平置时，贯穿螺栓应由下向上穿，在其余情况下螺母应置于维护侧、螺栓长度宜露出螺母2～3扣，螺栓两侧均应装有垫圈，螺母侧有弹簧垫圈或锁紧螺母。接触面应清洁、平整，并涂以中性凡士林。接触面应紧密结合。母线搭接部分的长度不小于母线宽度的1.5倍。=7\*GB3⑦母线在绝缘子上固定时应符合下列要求：母线工作电流大于1500A时，每相母线的支持金具或固定金具应不构成闭合磁路。母线支持夹板的上部压板与母线间应保持1~2mm间隙。母线在支持“夹板”上的固定地点，应位于母线全长的中点。软母线的质量要求：=1\*GB3①软母线不得有扭结、松股、断股，其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。=2\*GB3②档距内不允许有直线接头，软母线经耐张螺栓线夹固定时，导线的被夹紧部分应以铝包带包绕，其包绕方向应与外层铝胶旋向一致，两端露出线夹口30毫米。=3\*GB3③软母线与电器端子连接时，不应使电器端子受到超过允许的外加压力。=4\*GB3④母线压接管的弯曲度不得大于管度的1％，超过1％但在3％内，允许用锤子垫以木块轻轻敲击校正，超过3％时，必须切去后重新压接。=5\*GB3⑤压接管表面不得有裂纹，如有裂纹必须切去重新压接。b.绝缘子(穿墙套管)1)绝缘子及穿墙套管应无裂纹、破损及闪络痕迹，瓷面无掉釉，铁件与瓷件间填料无脱落，填料外部涂防潮漆。2)悬式绝缘子，销子应齐全，开口销子末端必须分开，不得折断或裂纹，弹簧销子弹力必须充足。3)绝缘子串组合时，螺栓、穿钉及弹簧销子等必须完整，穿向应一致，耐张绝缘子串碗口应向上。4)电流在1000A及以上的套管直接固定在钢板上时，套管周围应形成闭合磁路。c.构架1)铁构架的螺栓应紧固、无缺损，构件无弯曲、折断或损伤现象，铁构镀锌或涂漆，无严重脱落及生锈现象。2)架构基础应无裂纹和塌落现象。3)接地线连接紧固良好，无锈蚀。6异常处理a.互感器的异常检查故障特性故障原因检查方法判断/措施总烃超过注意值(色谱异常)导电回路接触不良1）油色谱分析2）红外测温1）观察C2H6、C2H4和CH4增长速度快慢：若C2H4增较快，属150℃左右低温过热,如焊头、连接处出现接触不良。2）若C2H6和C2H4增长较快，则属300℃以上的高温过热，接触不良已严重，应及时检修。3）结合油色谱CO2和CO的增量和比值进行区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘附近过热，则CO、CO2增长较快。铁磁谐振1）油色谱分析2）耳听、目测二次电压异常升高。1）改变运行方式。2）必要时更换为电容式电压互感器。油中出现乙炔局部放电1）油色谱分析2）局部放电测量1)乙炔超过注意值。注意区别电流互感器内部一次端子放电及绝缘放电。应查明原因。2）测试局放量，进一步排除电流互感器内部一次端子放电的可能性。1）油中含水量超标2)油耐压下降3）互感器本体介损增大4）绝缘电阻下降密封不良进水受潮1）电桥法2）绝缘油测试3）外观检查检查各密封部件有无渗油并进行必要的处理。绝缘介质损耗因数上升绝缘劣化电桥进水受潮。绝缘油的介质损耗因数上升。必要时进行高电压下介质损耗因数测量。必要时解体检查。7试验a.SF6断路器和GIS试验及要求SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目1)1～3年(35kV以上)2)大修后3)必要时1)断路器灭弧室气室大修后不大于150运行中不大于3002)其它气室大修后不大于250运行中不大于5001)按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)》和DL506—92《现场SF6气体水分测定方法》进行2)新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年1次3)周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表10中序号2的要求和设备异常时，按实际情况增加的检测2SF6气体泄漏试验1)大修后2)必要时年漏气率不大于1%或按制造厂要求1)按GB11023方法进行2)对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于30×10-63辅助回路和控制回路绝缘电阻1)1～3年2)大修后绝缘电阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆欧表4耐压试验1)大修后2)必要时交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%1)试验在SF6气体额定压力下进行2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验电压值为Um的5min耐压试验3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压5辅助回路和控制回路交流耐压试验大修后试验电压为2kV耐压试验后的绝缘电阻值不应降低6断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ1)1～3年2)大修后3)必要时1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化2)罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)按制造厂规定3)单节电容器按第8章规定1)大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值和tgδ，作为该设备的原始数据2)对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定7合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1)1～3年(罐式断路器除外)2)大修后1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定8断路器的速度特性大修后测量方法和测量结果应符合制造厂规定制造厂无要求时不测9断路器的时间参量1)大修后2)机构大修后除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms相间分闸不同期不大于3ms同相各断口间合闸不同期不大于3ms同相各断口间分闸不同期不大于2ms10分、合闸电磁铁的动作电压1)1～3年2)大修后3)机构大修后1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作3)进口设备按制造厂规定11导电回路电阻1)1～3年2)大修后1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120%2)对GIS中的断路器按制造厂规定用直流压降法测量，电流不小于100A12分、合闸线圈直流电阻1)大修后2)机构大修后应符合制造厂规定13SF6气体密度监视器(包括整定值)检验1)1～3年2)大修后3)必要时按制造厂规定14压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验1)1～3年2)大修后按制造厂规定对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及机械安全阀)15操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值1)大修后2)机构大修后应符合制造厂规定16液(气)压操动机构的泄漏试验1)1～3年2)大修后3)必要时按制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验17油(气)泵补压及零起打压的运转时间1)1～3年2)大修后3)必要时应符合制造厂规定18液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验1)大修后2)机构大修时按制造厂规定19闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能1)大修后2)必要时按制造厂规定20GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器1)大修后2)必要时按制造厂规定，或分别按第4章、第10章进行1)定期试验项目见表16中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。2)大修后试验项目见表16中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。b.隔离开关试验及要求隔离开关的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻1)1～3年2)大修后1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值：MΩ采用2500V兆欧表试验类别额定电压kV＜2424～40.5大修后10002500运行中30010002二次回路的绝缘电阻1)1～3年2)大修后3)必要时绝缘电阻不低于2MΩ采用1000V兆欧表3交流耐压试验大修后1)试验电压值按DL/T593规定2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别做耐压试验，其试验周期和要求按第10章的规定进行在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻；耐压后的阻值不得降低4二次回路交流耐压试验大修后试验电压为2kV5电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压大修后最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内气动或液压应在额定压力下进行6导电回路电阻测量大修后不大于制造厂规定值的1.5倍用直流压降法测量，电流值不小于100A7操动机构的动作情况大修后1)电动、气动或液压操动机构在额定的操作电压(气压、液压)下分、合闸5次，动作正常2)手动操动机构操作时灵活，无卡涩3)闭锁装置应可靠1)定期试验项目见表19中序号1、2。2)大修后试验项目见表19中1、2、3、4、5、6、7。c.电压互感器试验及要求电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1电压比1)大修后2)必要时与铭牌标志相符2中间变压器的绝缘电阻1)大修后2)必要时自行规定采用2500V兆欧表3中间变压器的tgδ1)大修后2)必要时与初始值相比不应有显著变化d.电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1极间绝缘电阻1)投运后1年内2)1～3年一般不低于5000MΩ用2500V兆欧表2电容值1)投运后1年内2)1～3年1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期3)一相中任两节实测电容值相差不超过5%用电桥法3tgδ1)投运后1年内2)1～3年10kV下的tgδ值不大于下列数值：油纸绝缘0.005膜纸复合绝缘0.0021)当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运2)电容式电压互感器低压电容的试验电压值自定4渗漏油检查6个月漏油时停止使用用观察法5低压端对地绝缘电阻1～3年一般不低于100MΩ采用1000V兆欧表6局部放电试验必要时预加电压0.8×1.3Um，持续时间不小于10s，然后在测量电压下保持1min，局部放电量一般不大于10pC如受试验设备限制预加电压可以适当降低7交流耐压试验必要时试验电压为出厂试验电压的75%8分压电容器试验3年极间绝缘电阻≥5000MΩ（注意值）电容量初值差不超过±2%（警示值）介质损耗因数：≤0.005(油纸绝缘)（注意值）≤0.0025(膜纸复合)（注意值）在测量电容量时宜同时测量介质损耗因数，多节串联的，应分节独立测量。试验时应按设备技术文件要求并参考DL/T474进行。9二次绕组绝缘电阻3年≥10MΩ（注意值）1000V兆欧表测量。10电磁单元感应耐压试验试验电压为出厂试验值的80%或按设备技术文件要求试验前把电磁单元与电容分压器分开，若产品结构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验。试验电压为出厂试验值的80%，或按设备技术文件要求进行，时间为60s。进行感应耐压试验时，耐压时间按式（3）进行折算，但应在15s~60s之间。试验方法参考GB/T4703。11电磁单元绝缘油色谱、击穿电压和水分测量当二次绕组绝缘电阻不能满足要求，或存在密封缺陷时，进行本项目。12阻尼装置检查符合设备技术文件要求d.判断方法：1)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验。2)与上次测量相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行试验。3)电容值与出厂试验值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。电流互感器试验及要求:电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组及末屏的绝缘电阻1)投运前2)1～3年3)大修后4)必要时1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ采用2500V兆欧表2tgδ及电容量1)投运前2)1～3年3)大修后4)必要时1)主绝缘tgδ(%)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：1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量电压等级kV20～3566～110220330～500大修后油纸电容型充油型胶纸电容型—3.02.51.02.02.00.7——0.6——运行中油纸电容型充油型胶纸电容型—3.53.01.02.52.50.8——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出±5%范围时应查明原因3)当电容型电流