电气设备维修规程.doc

一、概述
电气设备定期进行检修，是提高设备健康水平，确保安全、经济运行的重要措施。通过检修将达到如下三个目的：
1、消除设备缺陷、排除隐患，使设备安全运行；
2、保持或恢复设备的铭牌出力，延长设备的使用年限；
3、提高和保持设备的最高效率，提高设备利用率。
电气设备检修工作主要分为大修和小修两类，此外还有事故检修。
大修是对设备进行较全面的检查，清扫和修理，其间隔时间较长。
小修是消除设备在运行中发现的缺陷，并重点检查易磨、易损部件，进行必要的处理或必要的清扫和试验，其间隔时间较短。
事故检修是指设备发生故障或事故后被迫对其损坏部分进行的检查、修理或更换。
两次同类型检修相隔时间称为检修周期。
主要电气设备大修前必须作好准备，如：编制大修项目表、拟定大修进度、制定必要的技术措施和安全措施、做好大修物资准备及场地布置、准备好技术表格及图纸资料、进行技术交底等。在大修过程中必须做好组织管理工作，确保安全和检修质量，努力提高工效、降低成本、缩短工期。检修结束后应及时进行验收和总结，同时整理好检修技术记录、试验报告等技术文件，及时归档、妥善保存。

二、变压器维修
2.1、检修间隔与项目
2.1.1、大修
　　根据运行情况和检查试验结果来确定变压器是否需要进行大修。变压器在投入运行的第五年应进行大修吊芯检查，以后大修间隔一般不少于10年。变压器如一直在正常负荷下运行，每隔10年大修一次。大修项目见表一
电力变压器大修项目表（表一）：
部件名称
一般项目
特殊项目
常修项目
一、外壳及油
1、检查和清扫外壳，包括本体、大盖、油枕、散热器、阀门、喷油管、消除渗油、漏油。
2、检查和清扫油再生设备、更换或补硅胶。
3、根据油质情况，过滤变压器油。
4、检查接地装置。
5、室外变压器外壳油漆。
1、更换变压器油
2、拆下散热器进行焊补及油耐压试验。
3、 更换散热器。

二、芯子
1、第一次大修若不能利用打开大盖（或人孔）进入内部检查时，应吊出芯子。以后大修是否吊芯，根据运行、检查、试验等结果确定。
2、检查铁心、铁心接地情况及穿芯螺丝的绝缘；检查及清理绕组压紧装置、垫块、引线、各部分螺栓、油路及接线板等。
1、焊接外壳或密封式的变压器吊芯。
2、更换部分绕组或修理绕组。
3、修理铁心。
4、干燥绕组。

三、分接头切换装置
检查并修理分接头切换装置，包括动、定触头及其传动机构。
更换切换装置
四、套管
1、检查并清扫全部套管
2、检查充油式套管的油质情况
1、更换套管
2、套管解体检修
3、改进套管的结构
五、其他
1、检查及调整温度表
2、检查空气干燥器及吸潮剂
3、检查及清扫油标
4、检查及校验仪表、继电保护装置、控制信号装置等及其二次回路，检查互期继电器是否动作正常。
5、进行预防性试验
6、检查及清扫变压器电气连接系统的配电装置及电缆。

2.1.2、小修
主变和厂用变小修周期为每年一次。小修项目有：
①清扫外壳及出线套管；
②检查外部，拧紧引出线接头并消除已发现而就地便能消除的缺陷；
③清除油枕中的污垢，必要时加油、检查油面；
④检查放油门及密封衬垫；
⑤检查瓦斯继电器、压力释放阀的完整性；
⑥检查和清扫冷却装置（冷却风机）；
⑦进行规定的测量和试验。
2.2、变压器不吊芯检查
2.2.1、变压器大修解体前的检查和小修。
①检查套管引线的紧固螺栓有否松动，接头处有无过热现象。
②清扫套管，检查瓷瓶有无放电痕迹，表面有无碎裂破损现象。
③清扫变压器箱壳，并检查有无渗漏油的地方。
④检查防爆装置是否完好。
⑤检查冷却系统的设备是否完好。
⑥检查油枕的油位是否正常。
⑦检查瓦斯继电器有无渗漏油现象，阀门的开闭是否灵活，动作是否正确可靠，控制电缆和继电器接点的绝缘电阻是否良好。
⑧对变压器的各部位，如：本体、充油套管、净化器内取油样作耐压试验和化学简化试验。
⑨校验测量上层油温的温度计。
⑩按规定作电气试验。
2.2.2变压器发生故障后的检查
变压器发生故障以后，必须从外部开始详细检查，并进行必要的电气试验。具体分析，找出故障原因，确定必要的检修项目，切不可草率从事，盲目大拆大卸。
①查看运行记录并进行分析。
②根据继电保护动作的情况分析故障原因。若瓦斯继电器动作，则表明变压器内产生了大量气体，应首先检查继电器内的油面和变压器内的油面高度。若瓦斯继电器内已充有气体，则须查看气体的多少，并迅速鉴别气体的颜色、气味和可燃性，从而初步判断变压器故障的性质和原因。若差动继电器动作，则应在其保护范围内进行检查，并配合电气试验分析故障原因。
③外部检查。变压器发生故障后，首先应在外部作详细的检查。检查油位的情况，压力释放阀、防爆管薄膜是否破裂，箱外有无绝缘油溅出。并检查其油箱是否破裂，瓷套管是否完整，信号、温度计所指示的最高温度为多少，高压侧引线是否接得牢固，有无发热现象等。
④绝缘电阻的测定。为了断定变压器绕组是否接地，应用5000V及以上的摇表来测量高压绕组的绝缘电阻，用2500V的摇表测量低压绕组的绝缘电阻，用500V的摇表测量铁心的绝缘电阻。测量时应将高、低压侧的引线拆开，并将套管擦拭干净，以免影响其准确性（若测量相间绝缘电阻，还必须将中性点拆开）。然后轮流测量高、低压绕组之间以及分别测量高、低压绕组对地（箱壳）的绝缘电阻。若其数值很低，接近于零时，则可判断有接地（或短路）现象。若测得数值不低于前次测得的数值（换算至相同温度下）的70%时，则应测出其吸收比Ｒ60"/Ｒ15"，以判断其受潮程度。当所测吸收比等于或大于1.3，表明绝缘干燥。测试标准按国标ＧＢ1094.3-85。
⑤直流泄漏和交流耐压试验。在故障变压器中，常有绝缘被击穿之后，由于变压器油的流入而出现绝缘恢复的假象。使用摇表检查很难得出正确的结果，必须用直流泄漏和交流耐压试验，以便与交接试验数据相比较，以判明其情况。如有显著变化则说明绝缘有问题。按国家标准ＧＢ1094.3-85。
⑥绕组直流电阻的测定。为了判明绕组是否发生匝间、层间短路（用摇表无法测出）或分接开关（或有载分接开关）引线有无断线现象，可分别测量各相的直流电阻。若三相直流电阻不相同，且差别大于±4％（对630ＫＶＡ及以下变压器）或±2％（对750ＫＶＡ及以上变压器），并与上次所测得的数据相差超过2％时，便可以断定该相绕组有故障。
⑦变压比测定。它是校对绕组匝间短路的一种方法。当怀疑某相绕组匝间短路时，用较低的电压接在高压则进行变压比测定，可以从变压比读数的异常，断定绕组短路的存在。如果油箱顶盖是卸开的，就可以看见由于短路线匝中短路电流产生的高热，使附近的变压器油分解而冒出黑烟和气泡，从而可以看到故障相的所在。
⑧开路试验。当做完变压器耐压试验之后还可能有潜在缺陷，此时再进行开路试验，便可显示缺陷，消除隐患。开路试验是在变压器高压侧（或低压侧）加上额定电压，而在低压侧（或高压侧）开路，测其励磁电流。试验时，注意三相励磁电流是否稳定，并与上次该试验数据相比较，若励磁电流每相大出很多或一相很大时，则说明故障存在。
⑨绝缘油样的试验。当变压器发生故障后，应立即取出油样进行观察和试验，判断能否继续使用。
变压器油试验：①油击穿电压　②油介质损耗因数（％）　③油含水量（Ｕm≥252ＫＶ的产品）　④油含气量（Ｕm≥252ＫＶ的产品）　⑤油气相色谱分析（Ｕm≥252ＫＶ的产品）
2.3、 变压器吊芯检修
变压器大修时，或者事故变压器经过不吊芯检查和试验确定是内部故障时，都应将铁芯吊出进行检修。吊芯检修应尽可能在室内进行，如果不得已而在室外现场吊芯检查时，应特别注意防止灰尘、露水和骤雨落在变压器上，一般可临时搭棚以挡灰尘、雨露。
吊芯拆卸的步骤如下：
①设备停电后，拆开变压器的高、低压套管引线，断开温度计、瓦斯继电器等的电源，并把线头用胶布包好，做好记号，拆掉变压器接地线。
②搭好临时挡灰尘、雨露的临时棚。
③放出变压器油，油管应预先检查好，以防跑、漏油。
④拆卸套管、油枕、防爆管、散热器、分接开关操作机构、净油器、温度计和大盖螺丝。
2.4、有载分接开关的检修
2.4.1、检修周期
①每三个月在切换开关中取油样作试验。若油样不合格时应换油或过滤。
②当运行时间满一年或变换次数达4000次时，也应换油。
③新投入的调压开关，在变换5000次后，应将切换部分吊出检查。
2.4.2、检修和维护
⑴定期维护检查：
切换开关油箱内的变压器油在多次切换后碳化耐压下降，应定期抽取油样化验，当变压器的耐压值低于30KV须更换新油，此外，即使油的耐压超过30KV以上每年也必须更换新油一次。换油时，先把切换开关油箱内的污油抽尽，再用干净的油注入冲洗切换开关及绝缘筒等，并再次抽尽冲洗的油，然后再注满干净的油。如果每年分接变换次数超过30000次，建议分接开关带一固定滤油器。本型有载分接开关所采用的储油柜，安全气道和呼吸器的使用维护和一般的变压器相同。
⑵定期检修检查：
有载分接开关在长期工作中，只须切换开关需要定期检修。为了提高工作可靠性，分接开关工作五年之后，即使所指出操作次数未达到也需要进行检修。检修项目包括从切换开关油箱中吊出切换开关本体，清洗整个开关本体和绝缘筒，测量触头的烧损程度，更换切换开关触头等，为了取出切换开关本体，可以采用小型起吊设备。在检修期间，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，否则应干燥处理。
⑶切换开关吊芯
变压器从网络切除后，所有的接线头应短路接地。
①关闭储油柜，变压器油箱和分接开关头部所有的油阀门。
②降低分接开关头部的油的水平面，直至变压器箱盖的水平面为止，松开头盖上的排气溢油螺钉。
③松开电动机构与分接开关的水平和垂直传动轴。
④拆除分接开关头部的接地联结，松开头盖的联结螺栓，卸除头盖，注意密封垫圈。
⑤卸除切换开关本体的联结螺栓和位置指示盘。
⑥细心地吊出切换开关本体，注意不要碰坏吸油管和位置指示传动轴。
⑷切换开关本体的初步检查：
①检查各紧固件是否松动。
②储能机构的主弹簧，复位弹簧，爪卡是否变形或断裂。
③各触头编织软结有无损坏。
④检查切换开关动静触头的烧坏程度。
⑤检查过渡电阻扁丝是否有断裂及其阻值是否与名牌所标相同。
⑥测量每相单，双数与中性引出点的接触电阻。
⑦测定动触头的变换程序。
⑸拆开切换开关本体清洗，检查和更换零部件。拆开切换开关本体之前，应注意下述事项：
①注意切换开关本体实际工作位置，以便拆开重新装配后回复到原来工作位置。
②拆开切换开关触头机构时，拆开一相，清洗一相，装配一相，然后再着手进行另外一相，决不能把三相同时拆开，以免混乱。
切换开关本体拆开程序如下：
a、 释放储能机构的爪卡，将储能机构移至切换开关过渡触头桥接的之间位置，以便拆开和重新装配。
b、松开切换开关静触头的绝缘弧形板上的联结螺钉，取下绝缘弧形板。
c、拆除切换开关触头的隔弧室。
d、彻底清洗被拆开扇形部件的触头系统。
e、检查触头的烧损量。
f、切换开关弧触头中任一触头的烧损量超过4mm，就必须更换全部弧触头。
g、检查主通断触头和过渡触头的引出编织软线。
h、分接开关经过10万次分接变换后，即使上述触头的引出编织软线没有损坏，也不管上述触头更换与否，其引出编织软线必须更换。
⑹清洗
①切换开关油箱的清洗。
排泄切换开关油箱内的污油，用新油冲洗油箱，必须时可用刷子洗去附着在绝缘筒内壁的碳粉，再次用新油冲洗油箱，排泄或抽吸污油。清洗干净的切换开关油箱用头盖盖紧。
②切换开关的清洗和检查：
切换开关本体吊出后，可用新油进行冲洗，必要时可用刷子洗刷，切换开关彻底清洗将在拆开后进行。
⑺切换开关本体的重新装配
切换开关触头机构经拆开清洗和更换零部件后，须重新装配。
①装入触头的隔弧室。
②装配切换开关静触头的绝缘弧形板，紧固和锁紧8只M6螺栓。
③移动储能机构到原来工作位置相反的一边，钩住储能机构下盒子，移动上盒子的偏心轮，让储能机构弹簧储能，当上盒子移至偏心轮最高点，释放下盒子，储能机构重新锁扣。
④检查切换开关的变换顺序（示波法）
切换开关变换时程（直流示波法）为35-50ms，过渡触头的桥接时间为2-7ms。
⑻切换开关本体的安装：
切换开关本体经检查合格后，回复到它在维修之前的原始工作位置，然后细心地吊进切换开关油箱内，紧固头部的七只螺栓，安装好位置指示牌，并盖好分接开关头盖，注意正确放置密封垫圈。
⑼注油：
注入新油进切换开关油箱直至分接开关头部水平面，打开保护继电器和储油柜之间的阀门，让油慢慢流入分接开关油箱并通过头盖上的溢油螺孔排气。打开储油柜和变压器油箱的所有阀门，储油柜应补充新油直到原来的油面。
⑽运行前的检查：
①联结头盖上的所有接地螺钉。
②检查保护继电器的脱扣功能，按动脱扣试验按钮，应能切断变压器的电源，按动复位按钮，变压器即可投入运行。
③检查分接开关与电动机构的位置指示是否相同，位置相同后联结分接开关与电动机构的传动轴。
④分接开关与电动机构联结检验。
⑤有载分接开关的机构运转试验。
2.4.3、有载分接开关的参数技术标准见表二：

表二：
项
分类特征
类 别
ZY1A
III300
ZY1A
III500
ZY1A
III600
ZY1A
I300
ZY1A
I500
ZY1A
I600
ZY1A
I800
ZY1A
I1200
1
最大额定通过电流（A）
300
500
600
300
500
600
800
1200
2
额定电压（KV）
35，60，110，220
3
额定频率（HZ）
50，60
4
相数
三相
单相
5
连接方式
Y接
任意连接方式
6
最大级电压（V）
3300
7
额定级容量（KVA）
1000
1400
1500
1000
1400
1500
2000
3500
8

调压级数
无转换
选择器
最大17级
带转换
选择器
最大35级
多级粗细调
最大106级
9
分接选择器
按绝缘水平分为4种尺寸，编号A，B，C，D
10
切换开关油箱
工作压力3x10Pa
11
分接开关
排油量
约190-270L
12
分接开关
充油量
约125-190L
13
重量（Kg）
约240-305
14
配用电动机构
DGJ10
注：级容量等于级电压和负载电流的乘积，额定级容量是连续允许的最大级容量。

开关绝缘水平见表三
表三：
额定电压
（ＫＶ）
最高工作电压（ＫＶ）
交流工频试验
电压（ＫＶ）
1min
冲击试验电压（ＫＶ）
全波1.2/40
截波2……5us
35
40.5
85
200
225
60
69
140
330
390
110
126
230
550
630
220
252
460
1050
1210
开关内部绝缘水平见表四：

表四：
绝缘距离符号
分接选择器
A型
分接选择器
B型
分接选择器
C型
分接选择器
D型
全波
1.2/50
工频
1min
全波
1.2/50
工频
1min
全波
1.2/50
工频
1min
全波
1.2/50
工频
1min
a
135
50
265
50
350
82
460
105
b
135
50
265
50
350
82
460
146
a0
90
20
90
20
90
20
90
20
C1
200
95
485
143
545
178
590
208
C2
200
95
495
150
550
182
590
225
d
135
50
265
50
350
82
490
105
注：ao内部绝缘水平系带火花间隙保护的绝缘水平，当全波冲击130KV，1.2/50时，100%的响应。

三、隔离开关的检修
高压隔离开关的检修周期为大修三年一次，小修一年一次。
3.1、大修
3.1.1、按大修规定项目检查并更换损坏元件
3.1.2、检修或更换过热的刀夹、刀嘴（静触头）
3.1.3、必要时解体检修传动机构
3.1.4、调整试验
3.２、小修
3.2.1、检查隔离开关外部
3.2.2、清扫绝缘瓷瓶上的油泥和灰尘
3.2.3、检查开关刀夹及弹簧，清除烧损点及氧化物
3.2.4、调节开关刀片并润滑传动机构
3.2.5、检查隔离开关的接地线及地刀
3.2.6、检查各连接点的接触情况及瓷瓶、母线、支架
3.2.7、油漆隔离开关构架
3.2.8、检查机械连锁装置的可靠性
3.3、隔离开关的检修内容
3.3.1、绝缘子的检修
①固定绝缘子表面应光洁发亮，无放电痕迹、裂纹、斑点及松动等现象，基座无变形、腐蚀及损伤等情况。
②活动绝缘子与操动机构部分的紧固螺钉、连接销子及垫圈应齐全、紧固。
3.3.2、接触面的检修
①清除接触面的氧化层
②检查固定触头片与活动刀片的接触压力，用0.05×10毫米的塞尺检查，其塞入深度不应大于6毫米。如接触不紧时，则将弹簧片与触头结合的铆钉铆死。
③在合闸位置，刀片应距静触头刀口的底部3-5mm，以免刀片冲击绝缘子。若间隙不够，可以调节拉杆长度，或拉杆绝缘子的调节螺钉的长度。
④检查两接触面的中心线是否在同一直线上，若有偏差，可略微改变静触头或瓷柱的位置予以调整。
⑤三相联动的隔离开关，不同期误差不能超过规定值。
3.3.3、操动机构的检修
①清除操动机构的积灰和脏污，检查各部分的螺钉、垫圈、销子、电机是否齐全和紧固，各转动部分应涂以润滑油。
②操动机构检修完毕，应进行分、合闸操作3-5次，检查操作机构和传动部分是否灵活可靠，有无松动现象。
3.4、GW7型高压隔离开关的检修
3.4.1、检修要点
①清扫隔离开关触头，检查触头弹簧有无变形或失去弹性，调整触头弹簧压
缩量，以保证足够接触压力。
②检修时应注意接线端引线受力大小和方向，以免影响触头接触状态。
③清扫操动机，对润滑部分注以合适润滑油。
④清扫棒式支柱绝缘子及转动绝缘子时，检查有无裂痕。
⑤ 检查隔离开关辅助切换开关与连锁元件的动作情况，有无卡涩或接触不良。
3.4.2、技术参数见表五
表五：
项目
GW7-252
GW7-252(W)
额定电压
KV
252
额定电流
A
1600
2000
额定短路持续时间
s
4
3
额定短时耐受电流（有效值）
KA
40
额定峰值耐受电流（峰值）
KA
100
额定短时工频耐受电压（有效值）
对地
KV
395（520）
断口
460（675）
额定雷电冲击耐受电压（峰值）
对地
KV
950（970）
断口
1050（1100）
接地开关
额定短路持续时间
I型
s
4
II型
3
额定短路持续电流（有效值）
I型
KA
8
II型
40
额定峰值耐受电流（峰值）
I型
KA
20
II型
100
接线端子额定拉力
N
2000
额定开断电容电流
A
1
单极重量（约）
kg
900

3.4.3、隔离开关的试验项目，周期和标准见表六
表六：
序号
项目
周期
标准
说明
1
测定绝缘
电阻
1、大修时

2、一年一次
1、整体绝缘电阻自行规定。
2、有机材料传动杆的绝缘电阻不应低于下列数值（MΩ）：
试验
类别
额定电压（KV）
3-15
30-35
大修后
1000
2500
运行中
300
1000

用2500V兆欧表
2
交流耐压试验
大修时
用单个或多个元件支柱绝缘子组成的绝缘开关，整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别进行

3
检查电动，气动或液压操作机构线圈的最低动作电压
大修时
操作线圈的最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%到80%的范围内
气动或液压应在额定压力下进行
4
检查隔离开关操作机构的动作情况
大修时
1、电动，气动或液压操作机构的动作情况检查项目如下表
操
作
类
别
操作电源母线电压（额定电压的百分数）
气动或液压操作机构的操作液压或气压
操作次数
分闸
和合
闸
100

90

100
规定的最底值
规定的最高值
额定值
2

2

2

2、手动操作机构操作时应灵活，无卡涩
3、闭锁装置应可靠

5
检查触头接触情况及弹簧压力

大修时
应符合制造厂规定

四、高压断路器的检修
高压断路器的检修分为大修、小修和临时性检修三类。
4.1、 大修
周期性的大修一般2-3年进行一次。新投入使用的断路器运行一年后，需要进行全面的解体检查和调整。
大修项目包括：
4.1.1、按大修规定项目进行检查，更换损坏的零部件
4.1.2、本体的分解
4.1.3、灭弧部分、导电部分、绝缘部分的解体和检修
4.1.4、控制、传动、储能部分的解体和检修
4.1.5、操动机构的解体和检修
4.1.6、其它附件的解体和检修
4.1.7、组装调试
4.1.8、整体清扫、除锈刷漆
4.1.9、现场清理、移交检修记录或大修报告
4.2、小修
小修是在断路器不解体的情况下，对断路器进行详细的检查、清扫和局部修理工作。一般一年一次。
小修项目包括：
4.2.1、消除运行中发现的一般缺陷
4.2.2、检查和清扫引线连接处有无过热或螺栓松动的情况
4.2.3、清扫和检查传动机构各部件螺钉的紧固情况，修整接触点，并用润滑油润滑传动机构的磨擦部份。
4.2.4、检查和清扫瓷质和绝缘部件及密封部分，并用汽油清洗瓷套管
4.2.5、检查外壳有无漏气现象
4.2.6、对切除过故障的断路器进行抽导电杆检查（导电杆严重烧伤应改为大修）
4.2.7、检查接地导线及开关柜的全部部件
4.2.8、检查灯光信号和连锁装置
4.2.9、检查气压情况
4.2.10、必要时油漆母线和接地线
4.2.11、用手动和电动分合闸各两次，检查操动机构的情况
4.3、临时性检修
根据断路器安装地点的短路容量及铭牌来决定：当断路器装设地点的实际短路容量为断路器额定断流容量的80％以上时，则应在切除故障2-4次后进行检修；当实际短路容量为断路器额定容量的50-80％时，切除故障5-7次后进行检修；当实际短路容量为断路器断流通容量的50％以下时，切除故障8-10次后进行检修。
4.4、SF6断路器检修
4.4.1、SF6断路器检修内容及维护方法
（1）检修注意事项
①打开断路器前，先回收气体，并抽真空。
②对断路器内部彻底通风。
③工作人员应戴防毒面具和橡皮手套。
④将金属氟化物粉末集中起来，装人塑料袋并深埋。
（2） 检修要点
①一般要在10年以上才能进行解体检修。
②解体检修要严格遵守一定的检修程序。
③必须严格执行有关SF6气体安全技术规则和导则，特别是必须对SF6气体取样做生物无毒性试验。
④灭弧室检修。主要检查弧触头，弧触指及喷口的电弧灼伤程度，并按厂家有关规定更换。
⑤ 密封部位检修。密封部位应无划伤伤痕，不生绣，组装后可用硅脂（硅橡胶）密封法兰接缝及全部螺丝等有可能进水部位。在法兰面和“O”型圈上均应涂密封脂保护。
⑥涂润滑脂及密封脂。SF6断路器内可选用FL-8聚三氟氯乙烯润滑脂，在所有机械摩擦部位及电接触部位均应使用，涂层不宜太厚。所有法兰面及”O”形密封圈部位 均应涂密封脂，密封脂可选用FL-10三氟录乙烯润滑脂，也可选用硅脂。若用硅脂则应尽量避免硅脂进入”O”形圈内侧与SF6气体接触。
⑦⑧ 水分控制。吸附剂要预先按规定进行干燥，从加吸附剂到开始抽真空时间应控制在1h以内。
⑧SF6气体泄露检测。SF6气体泄露局部检测是用很薄的塑料薄膜包扎需要检修的每个密封面，隔5h后用泄露检测仪分对每个包扎的下部进行检测，一般应小于300ppm.
（3） 维修工作细则
①SF6气体压力。对于装有刻度或SF6气体密度的断路器，检查指针位置。指针处于绿色，表示正常；指针处于黄色，表示需要进行冲气。指针处于红色，表示不正常的低，找出漏气点并立即报告上级。注意：如果指针处于黄色或红色区域，而又没有从电触点密度计来的特殊指示，那么就要核实各信息来源的一致性去找出损坏的元件，然后将其换掉。
②通气孔应该清洁，无尘埃和堵塞，必要时可用溶剂冲洗。
③通过检查固定电阻器发出的热量和设有过热痕迹（在众所周知的区域）来确保固定电阻是正常工作的。
④对于热控电阻器，用一个热动开关在源端子上检查通电与失电能否正确的发生必要时，更换被发现已损坏的电阻器。
⑤读出有计数器提供的指示器，并将它记录在“维修巡视”的检查卡上。记录下来的动作次数对今后的维修工作起到影响。
⑥检查电触点SF6气体密度计阀值，如果所得数值超出预定的容差，更换此密度计。
⑦用扭矩扳手检查和调节在不承受气体压力的组件上螺钉的扭拧力矩。
⑧执行以下操作顺序以检查继电器动作：
——合闸锁定
——自动合闸
——防止重合
⑨在电气接线柜停用下，检查连接头和接线端子的紧固正确否，并检查连接安装的扭矩。注意：端子上的螺钉不可过分拧紧。
⑩检查绝缘瓷瓶的状况，必须无撞痕，无破碎或裂缝，无灰尘积存，不受污染等等。必要时用干布擦净外管壳。检查灭弧室的状况。这项工作必须完全拆下灭弧室以便接触待检查的元件。
4.4.2、检修周期见表七
表七：
检查类型
周期
说明
维护巡视
一年一次
在设备很少使用时，建议每年进行2次开合操作以确认断路器和相关控制电路处于正常工作状况。
检修
每五年一次
断路器需要停电，但是不需要拆下灭弧室和其他部件。
大修
当以下任意一条达到，就需要进行大修：
运行时间>=20年
机械操作次数>=3000
电气磨损
先对用的最多的极或断路器进行检修，然后根据观测到的效果来对其他断路器的维修程序进行校正

GL314 SF6断路器参数技术标准见表八
表八：
序 号
技术参数名称
技 术 数 据
一
断路器型式与时间参量
GL314
1
额定电压
220 kV
2
最高电压
252 kV
3
额定频率
50 Hz
4
额定电流
3150 A
5
额定操作循环
0—0.3S—CO—180S—CO
6
开断时间
≤42 ms
7
分闸时间
≤24 ms
8
合闸时间
≤100 ms
9
重合闸无电流间隔时间
0.3 s
10
合分时间
60 ms
11
分闸不同期性

a. 相 间
≤3 ms
12
合闸不同期性

a. 相 间
≤5 ms
二
额定绝缘水平

1
额定工频1min耐受电压：断口及对地
460 kV
2
额定全波冲击耐受电压（1.2/50 US）：断口间及对地
1050 kV
3
额定雷电冲击耐电压峰值（250×250us）：断口及对地
不适用（根据IEC标准不适合300 KV以下产品）
三
短路开断能力在数

1
额定短路开断电流及首相开断系数
40 kA（1.5）
2
额定出线端故障的瞬态恢复电压特性

3
额定热稳定电流和额定持续时间
40 kA/3 S
4
额定稳定电流
100 kA
5
额定关合电流
100 kA
四
其它特性参数

1
无线电干扰电压
500 uV
2
瓷套表面爬电比距

a) 对 地
6300 mm/252 kV

b) 断口间
7780/252 kV
3
允许不经检验的连续操作次数

a) 开断额定短路开断电流的次数
20次

b) 开断额定电流的次数
3000次
4
断路器主回路的电阻值
≤50 uΩ
5
操动机构的型式
弹簧操动机构FK3—1
6
操动机构的合闸电源

a) 电 压
DC110 V/220 V

b) 频 率

c) 每相合闸线圈的只数
1

d) 每只合闸线圈的稳态电流

e) 每只合闸线圈的直流电阻
35.5Ω/110V，146.6Ω/110V
7
操动机构的分闸电源

a) 电 压
DC110V/220V

b) 频 率

c) 每相分闸线圈的只数
2

d) 每只分闸线圈的稳态电流
3.1 A/110V，1.5 A/220V

e) 每只分闸线圈的直流电阻
35.5Ω/110V，146.6Ω/110V
8
SF6断路器的压力参数

a) 最 高
0.76 Mp

b) 正 常
0.75 Mp

c) 最 低
0.61 Mp
9
报警气压
0.64 Mp
10
闭锁气压
0.61 Mp
11
断路器内SF6允许的含水量（20℃时）
≤150 PPm（V/V）
12
SF6断路器的年漏气率
≤1%
13
控制柜内的端子排型号（UK或SAK）
进口
14
断路器重量

a) 每台断路器重量
3144 kg

b) 每相断路器重量
1000 kg

c) 运输重量
4520 kg

d) 运输高度
1300 mm
15
断路器外形尺寸

长
780 mm（一相）

宽
950 mm（一相）

高
7118 mm

GL314技术参数见表九
表九：
性 能 说 明
GL314
Ur
额定电压（平均值）
kV
252

标准

IEC
I r
额定电流
A
3150
f r
额定频率
Hz
50
60
I p
动稳定电流
kA
100
108
I k
热稳定电流
kA
40
U d

U p
额定绝缘水平（海平面）工频耐压（平均值）
•相对地
•断口间
雷电脉冲耐压（峰值）
•相对地
•端口间

kV
kV

kV
kV

460
460

1050
1050

I sc
额定开断能力
kA
40

额定关合电流（峰值）
kA
100
108

总开断时间
ms
40±2

操作顺序

CO－15S－CO
or
O－0.3s－CO－min－CO

主流电路电阻（新触点）
u Ω
室中不含高压连接头≦55

GL314 SF6气体技术参数见表十
表十：

GL314
在20oC（68oF）时的绝对压力
Pre 充入用于绝缘的绝对压力

0.75 MPa
（108.8 p.s.i.）
0.85MPa
（123.2 p.s.i.）
即在20Oc（68oF）和101.3 kPa下的有效压力

Pre 充入用于绝缘的额定有效压力 +0.01
-0
0.65 MPa
（94.3 p.s.i.）
0.75 MPa
（108.8 p.s.i.）
Pae 警报压力 +0.02
-0
0.54 MPa（Pme+0.03 MPa）（78.3p.s.i.）
0.64 MPa（Pme+0.02 MPa）（92.8p.s.i.）
Pme 用于绝最低有效压力 +0.2
-0
0.51 MPa
（74 p.s.i.）
0.61 MPa
（88.5 p.s.i.）
一个三极断路器SF6质量
16.5 kg
19 kg
SF6气体对应密度

Pre
49.59 kg/m3
57.04 kg/m3
Pae
41.66 kg/m3
48.86 kg/m3
Pme
39.55 kg/m3
46.68 kg/m3

操作机构见表十一：
表十一：
辅助电压（常用）：
Ua 分、合闸回路
加热（及照明）回路
马 达

48－110－125－220－250 V（dc）
220 V （ac）
110－220（dc）or 220 V（ac）
能 耗：
分、合闸线圈
固定加热
马 达

340 W/coil
50 W
≦800 W（dc）or≦950 VA（ac）

五、低压开关的检修
低压开关通常是指：闸刀开关、自动空气开关、交直流接触器和磁力起动器等。
低压开关的检修周期：对于控制电动机所用的接触器和磁力起动器以及控制其它电气设备所用的自动空气开关，是随所连接的设备同时进行大修和小修的。应用于其它场合的自动空气开关，每年小修一次，三年大修一次。接触器和磁力起动器则是半年大修一次，每月全面检查清扫一次。
5.1、触头的检修
触头是接通和切断主电路的执行元件，又是负荷电流的通道，容易发生过热、烧伤和熔接等故障，所以应特别注意维护和检修。
触头检修的重点项目是：
5.1.1、检查调整触头压力，更换失效或损坏的弹簧
5.1.2、清除触头表面的氧化膜和杂质，修整烧伤麻点
5.1.3、检查触头磨损情况，更换触头。主辅触头的超行程和开距，制造厂家已有规定。
5.1.4、检查触头接触的同期性。开关各相主触头应同时接触，三相的不同期误差应小于0.5mm，否则就需要调整。
5.2、电磁系统的检修
电磁系统是开关的重要组成部分，它包括静铁芯、衔铁以及电磁线圈等部件。
5.2.1、铁芯、衔铁接触面的清扫和修整
5.2.2、短路环的检修。短路环是防止交流接触器衔铁跳动的，如果短路环断裂或脱落，衔铁就会出现强烈的跳动和噪声，此时应立即检修。若短路环损坏严重，则应按照原式样规格用黄铜板凿制，并用小锉刀加工修整一个新的短路环接上。
5.2.3、电磁线圈的检修
5.3、灭弧系统的检修
灭弧系统的灭弧罩受潮，炭化或破裂、磁吹线圈匝间短路，灭弧栅片烧毁或脱落，弧角脱落等都会造成不能有效地灭弧，应及时进行检修。
5.4、 自动空气开关的检修
5.4.1、触头的检修
5.4.2、操作机构的检修
5.4.3、灭弧系统的检修
5.4.4、检修要求
①触头应保持足够压力，用0.05mm厚的塞尺检查时，其接触面积不小于75％，导电部分螺丝应紧固。
②触头无烧损、毛刺、灭弧栅片应完整。
③跳合闸机构应灵活、可靠、传动部分应涂润滑油。
④开关应擦拭干净，无灰尘、油垢。
⑤对热偶元件进行通电流校验，其动作电流值应与电动机容量相配合。

六、其它开关的检修
6.1、负荷开关的小修内容
6.1.1、检查外部情况、开关紧固情况及操作机构是否灵活，必要时加以调整。
6.1.2、检查和修理触头，清除触头烧损痕迹。
6.1.3、检查与调整动、静触头的接触紧密程度，并检查三相是否同时接触，必要时加以调整。
6.1.4、更换损坏的灭弧装置，检查灭弧罩绝缘有无间隙。
6.1.5、更换有裂纹的、损坏的绝缘瓷瓶。
6.1.6、擦净负荷开关。
6.1.7、检查接地是否完整可靠。
6.2、刀开关的小修内容
6.2.1、检查触头是否有过热烧损痕迹，刀闸柄是否良好，刀闸是否牢固。
6.2.2、调节刀闸的刀片、刀夹、润滑传动机构，使其各相在合闸、