电气设备维修规程汇总Word格式文档下载.docx
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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
III500
III600
I300
I500
I600
I800
I1200
1
最大额定通过电流（A）
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
2000
3500
8
调压级数
无转换
选择器
最大17级
带转换
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
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
A型
B型
C型
D型
全波
1.2/50
工频
a
135
50
265
350
82
105
b
146
a0
90
20
C1
95
485
143
545
178
590
208
C2
495
150
182
d
490
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）
KV
额定电流
A
1600
额定短路持续时间
s
额定短时耐受电流（有效值）
KA
40
额定峰值耐受电流（峰值）
100
额定短时工频耐受电压（有效值）
对地
395（520）
断口
460（675）
额定雷电冲击耐受电压（峰值）
950（970）
1050（1100）
接地开关
I型
II型
额定短路持续电流（有效值）
接线端子额定拉力
N
额定开断电容电流
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
周期
标准
说明
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
3-15
30-35
大修后
2500
运行中
用2500V兆欧表
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
检查电动，气动或液压操作机构线圈的最低动作电压
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
检查隔离开关操作机构的动作情况
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
规定的最底值
规定的最高值
额定值
2、手动操作机构操作时应灵活，无卡涩
3、闭锁装置应可靠
检查触头接触情况及弹簧压力
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
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