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3．推进机构未完全到试验位置，致使舌板不能柜体解锁 4．柜体接地锁未解开 7．ZN63（VS1）—12真空断路器的检修
7.1一般在设备投用后每隔四年大修一次。利用设备停电的机会进行预防性检查。 7.2检修内容
7.2.1开关本体检修：
1.安全事项：开关检修前应首先将开关机构能量释放，以免检修过程中伤人。
2.开关本体清扫检查：
①开关本体各螺丝无松动；开关本体照明灯完好；开关一次插头无过热烧损，转动灵活，润滑良好。
②检查真空管的磨损标记，当发现磨损量达到3毫米时（磨损标记中心与导向套端口平齐）表明真空管电寿命终了，应更换真空管。
③检查真空管上的抽气孔密封良好。检查真空管下部导向套无松动及脱落，否则应进行处理。
④用2500V测量真空灭弧室的断口间绝缘电阻，一般应在300MΩ以上，否则应仔细检查灭弧室的真空度，必要时更换。
⑤如果真空管须更换，应按下面第4项进行。 7.2.2开关储能机构检查：
开关机构箱内各元件检查无严重磨损，螺丝无松动。 机构内油缓冲器无松动，油缓冲器位置的改变将影响行程及超程，油缓冲器下部至机构箱钢板的高度一般应为69±0.5 mm。 机构内防空合小拉链完好。
辅助开关转换正常，转动灵活，拉杆无弯曲，一般辅助开关转轴上的标志点应在左下45°（开关在合位）。
微动开关无松动，切换正常，拉杆与减速箱无磨擦。 机构内端子排接线头无松动。 手动使开关分合闸，检查“合闸”、“分闸”指示正常,“储能”牌指示正确。
在减速箱跟部储能轴处涂凡士林。
合闸缓冲器松紧合适，并有一定的活动量。 7.2.3开关机械尺寸的核查：
1. 检查开关的行程：可用深度尺（钢板尺）量出分、合闸位置时的X分、X合，X分- X合=X，触头行程应为11±1mm。如果行程尺寸不符合要求时可卸下绝缘拉杆的轴销，调整绝缘拉杆的长度，行程偏小时，将特殊螺钉往里拧入，使拉杆变短；行程偏大时，将特殊螺钉往外拧出，使拉杆变长。
2. 量出分、合闸位置时的L分、L合，L= L分- L合。L为触头超行程，规定值为8±2mm，一般可控制在6.5±0.5mm左右。如果超程尺寸不符合要求时可卸下绝缘拉杆，调整绝缘拉杆的长度，超程偏大时，将特殊螺钉往里拧入，使拉杆变短；超程偏小时，将特殊螺往外拧出，使拉杆变长。
调整绝缘拉杆的特殊螺钉时，行程及超程都将会变化，有如下经验公式可依据： Δ行程=-Δ超程/2
如果行程与超程尺寸同处在上限或下限，若要将二者都调至合格范围，则应考虑更换触
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头弹簧。
3. 检查开关储能后储能轴凸轮与三角杠杆的间隙为0.5－1 mm，如果尺寸不合格，可调整三角杠杆下部连杆的长度。 7.2.4 开关闭锁机构的检查
检查开关闭锁装置无变形后，可进行以下试验。
开关储能后，踩下脚踏板，同时按下“手动合闸”按钮，此时开关应不能合闸。 开关合闸后，踩动脚踏板开关下部的插杆应不能抬起。 手按机械跳闸按钮应能使开关分闸。
将开关送至工作位置后，检查开关柜后柜门闭锁功能完好。 7.2.5 真空管的更换：
更换灭弧室时首先将断路器分闸，然后按以下顺序进行：
1. 拧松上出线端螺钉卸下轴销，拧松导电夹螺钉及固定板螺钉。 2. 双手握住灭弧室往上提即可卸下。
3. 新灭弧室的动导电杆要用很大力气才能拉出，即证明真空度良好。 4. 将新灭弧室导电杆用钢刷刷出金属光泽后涂上凡士林。
5. 双手握紧新灭弧室往下装入固定板的大孔中，导电杆插入导电夹中。 6. 装好上出线端，注意三相垂直及水平值误差不超过1 mm，拧紧螺钉。 7. 装上轴销。
8. 拧紧固定板及导电夹螺钉。
9. 新灭弧室更换后应测量触头行程及超程。 7.3试验与传动 7.3.1 开关的试验
除定期电气预防性试验外，小修时应用2500V摇表测量真空灭弧室的断口绝缘，一般不应低于10000MΩ。
必要时应测量真空灭弧室的真空度。
测量开关的最低分闸电压，其值在110-143V之间。 7.3.2 开关的传动
将工作票押回电气运行值班员处，并通知有关人员到场，进行传动试验。传动正常后终结工作票并做好检修交待。
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第五章 400V KFW2-3200系列智能型万能式断路器的
检修工艺
1. 结构概述
断路器为立体布置形式,具有结构紧凑,体积小的结构特点。触头系统封闭在绝缘底板内，且每相触头也都用绝缘板隔开，形成一个个小室，而智能型脱扣器，手动操作机构，电动操作机构依次排在其前面形成各自独立的单元，如其中某一单元坏了，可将其整个拆下换上新的。
1．触头系统
每相触头系统被安装在由绝缘板构成的小室内，其上方是灭弧室。触头系统由连杆与绝缘板的主轴连接，从而完成闭合，分断的任务。而每相触头系统为了降低电动斥力采用10档触头并边形式，10档触触头安装在一个触头支持上。触头接触片的一端由软联结与母排连接。断路器在闭合时，主轴带动连杆触头支持“O”点逆时针转，当时触头与静触头按触头接触后绕“O1”点顺时针转动，压缩弹簧，从而产生一定的触头压力，确保断路器可靠闭合。 2. 机构
断路器操作方式有手动和电动两种，断路器采用弹簧贮能闭合（有预贮能），闭合速度与电动或手动操作速度有关。
断路器利用凸轮压缩一组弹簧达到贮能目的，并具有自由脱扣功能。断路器有三种操作位置。 2．1贮能
电动操作或手动操作外力带动凸轮转动，凸轮上顶着贮能杠杆，使其随凸轮转动，在转动过程中，贮能弹簧不断被压缩，当凸轮转动一定角度，上面的固定轴恰好压在杠杆上，而杠杆的另一端压在释能脱扣半轴上。而另一方面，电动操作或手动操作的外力带动连杆转动，连杆顶端顶着杠杆。使杠杆向再扣位置转动，最后使脱扣半轴转到再扣角度，杠杆转动到能再扣的位置，此时贮能结束，为断路器闭合作好准备。 2．2闭合
按动按钮或合闸电磁铁动作，使释能脱扣半轴逆时针转动，压在释能脱扣半轴上的杠杆脱扣，凸轮受贮能弹簧力顺时针转动，贮能杠杆逆时针转动，恰好贮能杠杆上的轴销猛力地打在连杆上，使连杆转动，并带动连杆动作，连杆推动主轴顺时转动，从而使断路器闭合。 2．3分断
按钮按钮或来自过电流，欠电压，分励信号，智能型脱扣器上的试验脱扣信号使分断脱扣半轴顺时针转动，杠杆脱扣，压在连杆上的力消失，由连杆组合的四连杆机构变成五连杆，连杆处于自由状态，在触头反力及复位弹簧力的作用下，断路器迅速断开。
2．400V KFW2-3200系列智能型万能式断路器的检修
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序号 项目 工艺方法及注意事项 质 量 标 准 1 绝缘检查 2 检查机械传动机构 清扫开关本体的灰尘，检查绝缘部分，无开关本体清洁，绝缘部分无裂纹，破损等缺陷 缺陷 1．将闭锁电磁铁铁芯闭合，然后手动合闸，检查开关是不否合闸到位，合闸指示是否正常。 2．手动分闸，看分闸指示是否正常 3．检查闭锁机构 3．1开关合闸，摇进手车时，开关能可靠分闸 3．2开关合闸，操作闭锁电磁铁，开关能可靠分闸。 4．对各个转动或滑动部分加润滑油 5．检查脱扣机构 5.1检查过流脱扣器整定值及短路延时脱扣器时，开关应可靠分闸。 5.2检查短时延时，脱扣器时钟机构，无卡死现象。 1． 检查主触头 1.1检查触头接触是否良好，触头弹簧应保持一定的压力，无变形，保证触头清洁。 1.2检查触头银合金的厚度，如果小到1mm时，必须更换触头 1.3检查触头超程，如果小于4mm，或动静弧触头刚接触时，动静主触头间距小于2mm，必须进行调整。 2．检查，坚固主触头各接线螺丝。 3．检查软连接有无损伤，如有折断层应去掉该层，如发现折断现象严重，应更换。 4．检查断路器内各电气元件及二次回路接线，并紧固各接线端子。 将断路器推至试验位置，送上开关控制保险，对开关进行电气合分操作，不少于3次，检查断路器工作是否正常 开关在操作过程中无卡死，碰擦现象。 操作结果正确开关动作可靠。过流脱扣器整定值为开关额定值为开关额定电流值。 短路延时脱扣器整定值为3—5倍的开关的额定电流。时钟机构整定为0.5s 3 检查导电回路 触头完好无变形 银合金厚度不小于1mm 触头超程为4.5—6mm 弧触头刚接触主触头间距离为2—3.5mm 4 断路器通电试验 5 开关柜体检查 在操作过程中无卡死，磨擦现象 1． 检查柜后电缆头与设备连接处是否牢 固，电缆头有无过热现象及外力扭伤。电缆标志是否齐全，且与实际相符，电缆有头相色是否对应，包扎是否良好。 2． 清理柜内杂物并检查防火措施 34 第 页
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第六章 高压隔离开关的检修
1. 高压隔离开关的设备规范
型号 GW5—126/2000-31.5 GW13-72.5W/630 GW5-126D/2000-31.5 GW5-126ⅡD/2000-31.5 额定电额定电4s短时耐受额定峰值耐受压（KV） 流（A） 电流（KA） 电流（KA） 126 72.5 126 126 2000 630 2000 2000 31.5 20/3S 31.5 31.5 80 50 80 80 安装地点 110KV配电室 中性点地刀 110KV配电室 110KV配电室 2. 检修工艺
2.1检修周期
2.1.1连接在母线上的隔离开关，一般情况下每5年左右进行一次大修，对于新安装的隔离
开关在安装前应进行解体检查，投入运行一年后应进行一次大修。 2.1.2在条件允许时，一般应随开关的小修进行清扫、检查。
2.1.3对有严重缺陷又一时没有条件进行检修的隔离开关，应加强监视，采取适当措施安全运行，并及早安排检修。 2.2检修与调整
2.2.1隔离开关的检修内容如下：
2.2.1.1仔细擦净瓷瓶表面的灰尘，检查瓷瓶表面有无掉釉、破裂、裂纹及闪络痕迹，绝缘子的铁瓷粘合部位，应牢固，法兰蚀锈者涂漆。
2.2.1.2用酒精擦净触头，触头上的油污，检查接触表面应清洁无机械损伤，无氧化及过热痕迹，无扭曲变形现象。
2.2.1.3用砂布打磨触头接触面，必要时拆下触头刀片，用锉刀修整接触面，并涂以中性凡士林。
2.2.1.4检查触刀上的螺丝，垫圈和开口销等齐全无缺陷，清扫干净各部件，完整齐全，连接无折损现象，连接点活动自如，无卡涩现象，修完后注入润滑油。
2.2.1.5检查与清扫隔离开关的传动机构和手动操动机构，应动作灵活，销子齐全，各活动部分应注入适当的润滑油，传动部分带电部分的绝缘距离应符合要求。
2.2.1.6检查清扫隔离开关的接线端及其与母线的连接情况，清扫绝缘子，坚固母线连接螺丝。
2.2.1.7检查并紧固隔离开关底座固定螺丝，底座接地线应良好。
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检 修
规 程
电气
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前 言
一、 本规程编写依据：
1、 中国电力出版社出版的《电气规程标准汇编》及《电力工业标准
汇编火电卷》。
2、 南京汽轮电机集团QFW-135-2型发电机产品说明书及安装图纸。 3、 各辅助设备制造厂产品说明书。 4、 各类保护装置、自动装置产品说明书。 5、 其它同类型机组检修规程。
二、 下列人员应熟悉并熟知本规程
1、 电气车间全体检修人员
2、 电气车间主任、助理及安技科专工 3、 厂长及厂级领导
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目 录
第一篇 配电装置检修规程 ............................ 4
第一章 变压器的检修 .............................................. 4 第二章 20KV封闭母线装置的检修工艺 ............................... 23 第三章 LW35-126型SF6断路器的检修工艺 ........................... 24 第四章 6KV ZN63（VS1）-12真空断路器的检修工艺 ................... 28 第五章 400V KFW2-3200系列智能型万能式断路器的检修工艺 ........... 33 第六章 高压隔离开关的检修 ....................................... 35 第七章 400V/6KV母线检修工艺规程 ................................. 37 第八章 电压互感器检修规程 ....................................... 39 第九章 电缆检修工艺规程 ......................................... 43 第十章 电容式穿墙套管检修工艺规程 ............................... 47 第十一章 电力设备试验规程 ........................................ 49
第二篇 电机检修规程 ............................... 92
第一章 发电机检修规程 ........................................... 92 第二章 励磁机、永磁发电机检修规程 .............................. 111 第三章 电动机检修规程 .......................................... 115
第三篇 继电保护检修规程 .......................... 142
第一章 直流系统 ................................................ 142 第二章 交流不停电UPS系统 ...................................... 148 第三章 继电保护装置检修校验 .................................... 151 第四章 FWK-300型分布式稳定控制装置 ............................. 202
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第一篇 配电装置检修规程 第一章 变压器的检修
1. 变压器结构概述
（以下所称“主变”包括主变、高厂变、高备变） 2．1铁芯
铁芯的作用是构成磁路，铁芯用硅钢片叠装而成，并且硅钢片间彼此绝缘，以防止涡流在片间流通，它又是变压器的机械骨架。 2．2绕组
绕组是变压器的导电部分，电力变压器的绕组绕制成圆筒形，为了便于绕组和铁芯绝缘，通常把低压绕组靠近铁芯柱套在里面，高压绕组套在低夺绕组外面。绕组间还留有一定的间隙作油道，一方面作绝缘间隙，另一方面使变压器油从中流过以冷却绕组。 变压器绕组按在铁芯上的排列方式，可分为同心式和交迭式两种。电力变压器都釆用同心式的，同心式绕组按制造方式不同，又分为：圆筒式、螺旋式、连续式和纠结式四种。 2. 3油箱
油箱是变压器的外壳。油箱内的变压器油起到绝缘和冷却作用。 2. 4其它附件 2.4.1绝缘套管
主变低压侧为瓷质充油式绝缘套管,详细资料见《40kv及以下变压器用出线套管使用说明书》，主变高压侧为油纸电容式变压器套管,详细资料见《油纸电容式变压器套管使用维护说明书》
2.4.2油忱(储油柜)
油枕是一个圆筒形容器,装在油箱的上方,用弯曲联管与油箱连通。油枕的作用是缩小变压器与空气的接触表面，以减少油的受潮和氧化过程。我厂主变采用隔膜式油枕，匹配了XK2382-04型指针式油位计。隔膜式油枕内装有一个耐油尼龙橡胶隔膜袋，袋内经过呼吸器与大气相通，袋外和变压器油接触。当变压器油箱中油膨胀，收缩时，油枕油面即上升下降，使隔膜袋向外排气自行补充,以平衡袋内外侧压力起到呼吸作用。 2.4.3气体继电器
我厂主变采用的QJ4—80型气体继电器。安装在变压器油枕与油箱的连接管路中。当变压器内部发生故障（如绝缘击穿，匝间短路，铁芯故障等）产生气体时，或油箱漏油等使油面降低时，继电器动作发出信号，若故障严重可使断路器自动跳闸。对变压器起到保护作用。 2.4.4呼吸器
呼吸器内装蓝色硅胶。经铁管与油枕相连。由于变压器负荷或环境的温度的变化而使变压器油的体积发生胀缩，迫使油枕内的气体通过呼吸器产生呼吸，以清除空气中的杂物和潮气，保持变压器内油的绝缘强度。 2.4.5压力释放阀
压力释放阀安装于油箱顶部,当变压器内部发生严重故障时,变压器油被大量气化,油箱内压力急剧升高,若此压力不及时释放往往会造成油箱变形或爆炸,而安装压力释放阀对其开启压力等级和口径选择适当,能在油箱内压力达到阀门开启压力时在2毫秒内开启,将油
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箱内压力释放出来。当油箱内部压力下降至关闭值时阀则可靠关闭，使油箱永远保持正压，有效地防止了外部空气及其他杂质的进入。 2.4.6无励磁调压分接开关
无励磁调压分接开关安装于变压器油箱盖上,用于改变变压器高压侧绕组匝数,以实现其电压的调整。当需要调整电压时必须将变压器从电网上切除。使变压器完全处于无电压的情况下才能操作分接开关。
本分接开关由操作机构和开关本体两部组成，两者由传动杆连接进行动能传递。由座，轴，手柄，弯板，档位指示件，罩等构成分接开关的操作机构。当转动手柄时，轴随之旋转，从而带动档位指示件移动相应位置，指示件能正确反应出开关本体的工作分接档位。由绝缘板，绝缘筒，绝缘盘，绝缘丝杆，移动螺母，定触头，动触头，弹簧等组成了开关本体。绝缘盘和定触头分别固定在绝缘板上，绝缘盘支撑着丝杆，在操作机构的作用下，使绝缘丝杆旋转，带动移动螺母移动，从而使装在移动螺母上的动触头能根据设定的要求而任意短接固定在绝缘板上的两个相邻定触头，达到调整电压的目的，动触头是靠弹簧压力保证了与动触头之间的良好接触。
3. 变压器的检修
3.1检修周期 3.1.1大修周期：
1．电力变压器的大修间隔，应根据变压器的结构特点和使用情况确定。主变压器，高低压厂用变压器新投入运行后满五年应进行一次大修，以后每隔十年应大修一次。（干式变压器一般不进行大修）。
2．充氮与胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。对全密封的变压器，仅当预防性检查和试验结果表明确有必要时，才进行大修。
3．大型电力变压器在承受出口短路后应考虑提前进行大修。
4．根据运行情况和历次试验结果，经上有领导批准，必要时可提前或推迟大修。 5．有载调压变压器的分接开关部分，当达到制造厂规定的操作次数后，应将切换开关取出检修。
6. 电力变压器安装投运前必须进行吊芯检查。 3.1.2小修周期：
火力发电厂的变压器每半年至少进行一次。 3.1.3恢复性大修和临时性检修：
恢复性大修和临时性检修应根据设备运行情况而定。变压器运行中如发现严重缺陷时，经上级领导批准，可进行计划外的临时性检修，如发现下列故障之一时，应立即停电检修。 1．保护变压器本身的保护装置动作，如差动保护、瓦斯保护，防爆器动作和安全气道膜爆破及油枕喷油等。
2．绝缘油燃点较以往记录降低5℃以上，或油色混浊，有游离碳存在。 3．瓷套管有严重放电和损伤。
4．变压器内杂音偏高、音响不均匀，有爆裂声僻啪声等。
5．在正常的冷却条件下，油温不正常并不断升高。 6．严重漏油使油枕油面低于最低油面线者。
7．根据绝缘油色谱分析，发现超标并判定有内部故障存在时。 3.2检修项目 3.2.1大修项目：
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吹的结构。利用电弧堵塞效应提高压气缸内的气体压力从而熄灭电弧。
系统电流的流经途径为：通过带有接线板的静触头座，静触头，主触头，压气缸，动触头和带有接线板的动触并没有座（合闸位置）。
分闸操作：弹簧操动机构带动拐臂盒中的传动轴及其内拐臂，从而拉动绝缘拉杆，动弧触头，喷口，主触头和压气缸向下运动，当静触头和主触头分离后，电流仍沿着未脱开的静弧触头和动弧触头流动，当动，静触头也分离时其间产生电弧，在喷口喉部未脱离静触头之前，电弧燃烧产生的高温高压下气体流入压气缸与其中的冷态气体混合从而使压气缸中的压力升高，在喷口喉部脱离静弧触头之后压气缸中的高压气体从喷口喉部和动弧触头喉部双向喷出，将电弧熄灭。
合闸操作：弹簧机构带动所有运动部件按分闸方向的反方向运动到合闸状态，同时SF6 气体通过回气装置进入压气缸中，为下次分闸作好准备。
SF6断路器有密封系统采用动密封和静密封两种形式。静密封采有用双O型圈，动密封采用转动密封并使用X型密封圈。减少了运动过程中的磨损和泄漏几率。
7．断路器SF6气体检漏方法
LW35—126型SF6气体充入后，需要对断路器本体及气路连接管部位进行定性的密封检查。
7.1准备工作
1.检查SF6气体压力为额定压力
2.被检漏处和的周围环境不得有SF6气体，如有则需吹拂掉。 7.2定性检查
1.定性检查的目的在于发现现场安装中局部安装不当造成的明显漏点。部位包括气管连通系统，本体，密度继电器及转动密封处。
2.检查方法：用检漏仪探头离被测点石1~2mm缓缓移动。
合格标准：检漏仪上指针稳定状态下基本不动。如检漏仪指针不稳定，且认为是殘留气体，则允许吹风驱赶一小时后继续测量。
8．维护和检修
为了保证断路器的良好运行，需要进行必要的定期维护。 8.1 每周的巡检
1.检查瓷瓶的损坏和污秽。 2.检查并记录SF6气体压力。 3.检查分合指示牌位置是否正确。
4.检查极间连杆，横梁及支架上螺母是否松动。 5.检查防雨罩是否破损。 8.2 每1~2年的检查的维护
先将断路器退出运行，并使之处于分闸和合闸弹簧未储能位置，切除交直流电源。检查内容除每周的巡检内容外，还包括以下部份：
1.将机构正面和背面的二次面板拆下，紧固机构中的螺栓的螺母。 2.测量断路器的行程。 3.测量主回路电阻。 4.测量SF6气体水份。
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5.对各极路器密封面及气路连通管接头部位进行定性检漏。 6.检查密度继电器SF6气体降低报警和最低功能压力值。 7.检查电气控制线路是否松动和各元件是否正常。
8.如果断路器长期处于未操作状态，应创造条件使之每三个月内分闸合闸操作5次。 8.3 大修
大修应在每行每十年或累计开断2500次或开断短路电流20次或断路器操作次数达到3000次后进行。大修应由制造厂或制造厂派人指导实施。
大修时，断路器本体需要将静弧触头，动弧触头和喷口全部更新，而且本体一经打开就要更换所有静密封圈的吸附剂，转动密封圈则须在产品运行十年或累计操作次数3000次后更换。机构应根据检查各零件的磨损情况再确定是否更换。
检修方法：
1.将断路器退出运行，并使之处于分闸和合闸弹簧未储能位置，切除交直流电源。 2.回收断路器SF6气体。
3.将连接断路器本体与机构的传动拐臂拆除，利用随机提供的手动拐臂将三极断路器本体置于合闸位置。
4.用吊绳将灭弧室单元吊住，松开灭弧室瓷套和支柱瓷套间的螺栓，吊起灭弧室单元高度不能超过150mm，用钳子取下固定销轴的U型挡圈后拆除销轴，这样灭弧室单元可以与支柱瓷套解裂。
5.除去螺栓可分加别将吸附剂筐，静触头座和动触头座拆下，将灭弧室瓷套垂直放置在平整洁净的橡皮上，以防止损坏瓷套密封面。
6.将静弧触头备母除去，用静弧触头装配工具将静弧触更换并紧固。
7.利用喷口装配工具和动弧触头装配工具更换喷口的动弧触头后，测量尺寸应合格。 8.更换吸附剂筐中吸附剂并在某在200℃的烘炉中活化至少2小时。 9.安装动触头座于灭弧室瓷套，垂直放置在水平专用支架上，吊装静触头座进入瓷套中并用定位销将其与灭弧室瓷套固定。
10.将活化后的吸附剂迅速安装在静触头座上，吊起灭弧室瓷套，连接绝缘拉杆的压气缸拉杆，灭弧室瓷套和支柱瓷套。
11.立即对断路器本体进行水份处理。 12.按要求测量断路器本体回路电阻。
13.对各极断路密封面及气路连通管接头部进行定性检漏。
14.对各极断路器本体更换完毕后，更换新防雨罩。重新连接断路器本体和机构。 15.在额定SF6气压和额定操作电压下，对断路器进行单分，单合各5次，分—0.3—合分2次，测量各项参数，应符合规定。并在制造厂的指导下测量断路器的分，合闸速度。每次操作之间要有大于3分钟的时间间隔。
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第四章 6KV ZN63（VS1）-12真空断路器的检修工艺
1. 真空断路器的绝缘和灭弧性能
在真空中，由于气体极其稀薄，分子的自由行程很大，几乎没有碰撞，因此真空中间隙具有很高的绝缘强度，可以看出真空的绝缘强度比变压器油，大气压下的SF6和空气的绝缘强度都高得多。当包围间隙的真空一旦受到破坏，则间隙的击穿电压将大幅度下降，那么，真空中的电弧是怎样产生的呢?
事实上，真空断路器触头在开断电流时，最先在触头间形成的是高温的液态金属桥，该金属桥被拉断时液态金属迅速蒸发，产生了金属蒸汽，加之触头间距离极小，使触头间隙击穿。因此，所谓真空电弧，实际上是在金属蒸汽中燃烧的“蒸汽电弧”。当开断电流过零时，真空电弧熄灭瞬间，真空灭弧室中触头间的电子、正离子等各种粒子在磁场作用下迅速扩散，金属气体被凝结在屏蔽罩上，空间的分子密度迅速降低，使融头间的弧区很快地恢复为真空间隙，具有很高的耐压水平，得以承受较高恢复电压、不致击穿，最终完成开断过程。
2. 真空灭弧室：
真空灭弧室内就像一个大型电子管。所有触头和灭弧零件都密封在一个绝缘的内部为真
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空(真空度在133310帕以上)的外壳内。外壳的材料一般有玻璃或陶瓷，也有使用微晶玻璃制造的，外壳的二端为金属端盖。动触杆的密封是靠金属波纹管与触杆同步运行来实现的，波纹管一般都是用很薄的不锈钢板制成的，动静触头分别焊接在动静触杆上，在触头与外壳之间装有金属屏敝罩，屏敝罩的作用是为了防止触头间燃弧时发出的电弧生成物，如金属蒸汽，金属离于和炽热的金屑滴液等沾污绝缘外壳内壁而破坏其绝缘性能。从以上叙述中可以看到，真空断路器的灭弧室结构极其简单，其零件数与其它介质数断路器相比是最少的。真空断器动静触头的开距相当小。例如6KV的真空断路器触头的开距一般在11毫米左右，因此真空灭弧室体积与其它介质断路器相比也是最小的。
3. 真空断路器的特点
3.1 通断次数适用于频繁操作，且检修周期长。允许多次操作而不必调整检修，一般真空断路器允许通断次数可高达3万次。
3.2易于维修和检查．正常维护检查只有操作机构部分。
3.3可以达到很大的开断容量。资料表明真空室断开电流可达40KA。
3.4 安全性高。其电弧对周围环境设有任何影响，对防水防爆的要求大大降低。
3.5体积小、重量轻。整个断路器较其他形式的断路器具有体积小重量轻等特点，有利于运行人员操作。
4.断路器技术数据
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序号 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 厂家 名称 额定电压 额定电流 额定短路开断电流 额定短时工频耐受电压（1min） 二次回路工频耐受电压（1min） 额定短路电流持续时间 储能时间 三相分合闸同期性 主导电回路电阻 分闸时间 合闸时间 额定短路开断电流开断次数 超行程 触头开距 动静触头允许磨损厚度 单位 KV KA KA KV V S S ms 数据 12 1250、1600、3150 31.5、40 42 2000 4 ≤15 ≤2 μΩ ≤45（1250，1600）、≤25（3150） ms ms 次 mm mm mm ≤50 ≤75 20，30* 3.5±0.5 11±1 ≤3 施耐德（陕西）宝光电器有限公司 * 当额定短路开断电流≤31.5KA时，额定短路开断次数为30次，
当额定短路开断电流＞31.5KA时，额定短路开断次数为30次
5．结构及工作原理
5.1主体结构
断路器主体部分设置在由环氧树脂采用APG工艺浇注而成的绝缘筒内，这种结构能有效地防止包括外力冲击，污秽环境等外部因素对真空断灭弧室的影响。断路器主体安装在断路器机构箱后部，与机构连接成一个整体。
断路器在合闸位置时主回路电流路径：
上出线从经固定在灭弧室上的上支架到真空灭弧室内部静触头，经动触头及与其联接的导电夹，软连接，至下支架，下出线座，由绝缘拉杆与内部碟形弹簧经过断路器连杆系统来完成断路器连杆系统来完成断路器的操作运动及保持触头接触。 5.2操动机构
操动机构为弹簧储能操动机构，机构箱内装有合闸单元，由一个或数个脱扣电磁铁给成的分闸单元，辅助开关，指示装置等部件，前方设有合，分按钮，手动储能操作孔，弹簧储能状态指示牌，合分指示牌。 5.2.1储能
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断路器合闸所需要能量由合闸弹簧储能提供。储能既可由外部电源驱动电机完成，也可以使储能手柄手动完成。
储能操作：由固定在框架上的储能电机进行，或者将储能手柄插入手动储能孔中顺时针摇动进行。电动储能时电机的输出轴带动链轮传动系统，手动储能时通过蜗轮，蜗杆带动链轮传动系统。链轮转动时，销推动轮上的滑块使储能轴跟随转动并通过拐臂和拉伸合闸弹簧进行储能。到达储能位置时，框架上的限位杆压下滑块使储能轴与链轮传动系统脱开，储能保持掣子顶住滚轮保持储能位置，同时储能轴上连板带动储能指示牌翻转显示“已储能”标记并切换辅助开关切断储能电机供电电源，此时断路器处于合闸状态。 5.2.2合闸
在合闸操作中,不论用手按下“合闸”按钮或远方操作使合闸电磁铁动作,均可使储能保持轴转动,使掣子松开滚轮,合闸弹簧缩回同时通过拐臂使储能轴和轴上的凸轮转动, 凸轮又驱动连杆机构带动绝缘拉杆和动触头进入合闸位置,并压缩触头所需接触压力。合闸动作完成由合闸掣子与半轴保持合闸位置，同时储能指示牌，储能辅助开关复位电机供电回路接通。若外接电源也接通则再次进入储能状态，连杆拉杆合/分指示牌，显示出“合”的标记，传动连杆主辅助开关切换。
注：当断路器已处于合闸状态或选用闭锁装置而未接通外接电源及手车式断路器在推进过程中，均不能进行合闸操作。 5.2.3分闸
既可按“分闸”按钮，也可靠接通外部电源使分闸脱扣电磁铁或过流脱扣电磁铁动作使合闸保持掣子与半轴解锁而实现分闸操作。，由触头弹簧或分闸簧储存的能量使灭弧室动静触头分离。在分闸过程后段，由液压缓冲器吸收分闸过程剩余能量并限定分闸位置。
由连杆拉动合/分指示牌显示出“分”标记，同时拉动计数器，实现计数器计数，由传动连杆拉动主辅助开关切换。 5.3防误联锁
断路器能提供完善的防误操作功能。 a.断路器合闸操作 完成后，合闸联锁弯板向下运动扣住合闸保持轴上合闸弯板，在断路器未分闸时将不能再次合闸。
b.断路器在合闸结束后，如合闸电信号未及时去除，断路器内部防跳控制回路将切断合闸回路防止多次重合闸。
c.手车式断路器在未到试验位置或工作位置时，由联锁弯板扣住合闸弯板上的销，同时切断合闸回路，防止在合闸状态进入负荷区。
d.手车式断路器在工作位置或试验位置合闸后，由滚轮压推进机构锁板，手车将无法移动，防止在合闸状态拉出或推进负荷区。
e.如果选用电气合闸闭锁，在二次控制电源未接通情况下阻止手动进行合闸操作。
6．操作过程可能出现的现象
序号 现 象 不能合闸 1 原 因 1．已处于合闸位置状态 2．手车式断路器未完全进入工作位置或试验位置 3．选用了合闸闭锁装置，而辅助电源未接通或低于技术条件要求 4．二次线路不准确 2 不能推进推出 1．断路器处于合闸状态 2．推进手柄未完全插入推进孔 30 第 页
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①拆卸前做好记号
②放油至铁芯上铁轭，油面淹没过线圈。 ③利用套管法兰上的四只吊环承受重量，每个吊环受力均匀，在瓷瓶上部绑好软性绳索（尼龙绳）用倒链钩住保持套管平衡（如图所示）起升吊钩待钢丝绳崩直后，拆掉套管上部的导电头，因柱销及定位螺母，在引出线头上穿孔内穿一根长铁丝，（铁丝用#10~#12）向上拉紧。
④拆掉套管法兰与大盖连接螺丝,先活动后,再徐徐吊起套管,起吊时要扶正,以免碰坏下瓷套.起吊的同时将引出线缓缓顺下(这时要防止引线卡住受力)待完全出箱后将套管放在支架上,并做好稳固措施,不准水平放置.
2. 套管的复装
①清理开高座上法兰,更换新胶垫.
②对套管再次进行全面检查,起吊套管,清理下瓷套和中间法兰,将#10~#12铁丝穿入黄铜管内作拉线.
③将套管对准升高座上法兰,把铁丝穿入引线接头的孔内绑扎牢靠.将引线丝头连同线拉入套管中心黄铜管内.
④徐徐落下套管,按拆前标记回装,同时拉出引线. ⑤紧固套管中间法兰螺丝.
⑥引线接头用销子定位于头部构上,复装接线端子,套管在安装时,穿引线的工作每只套管均应有专人负责,穿引线的过程中防止有卡滞现象.
⑦其它按拆卸时的相反程序进行,并保证各零件的检修质量. 3.3.11.3充油式套管检修：
1．清扫擦拭瓷套外部，检查应无漏油、锈蚀、积灰和污垢。
2．检查套管法兰铁件瓷件完好无裂纹破损，轻微损伤可用环氧树脂修补。 3．拆卸前在套管法兰及升高座法兰上做好安装位置的标记。
4．检查引线，线圈引线应用纱带系牢在适当的位置，以防落入油箱内。引线不得弯扭，绝缘不得破损。引线接触面应平整，无电弧烧伤过热痕迹，否则必须查出原因予以处理。 ， 5．起吊前应将瓷套用2~3毫米厚的胶皮套保护好，以免起吊碰伤瓷套，将套管绑牢，垂直或沿安装的倾斜方向吊出，防止碰卡而损伤瓷套。 6．拆下的套管应竖放在稳固的支架上。
7. 胶纸电容套管拆下后应将尾部置于专用油箱内，浸入合格绝缘油中，以免受潮。 8．拆下均压罩，检查均压罩及油塞应无积水、油泥，表面应无变形，观察下部无渗漏。 9．凡经解体的套管，均应更换和原来规格相同的密封垫圈。耐油密封胶圈，压缩量约1／3垫厚。
10．套管拆下后应立即用堵板将油箱上的开孔封严，不进水。
11．检修套管，检查套管导杆铜棒和接头应清洁，无锈蚀，接头严密不进水，不漏油。油位计应完好清洁，当温度为15～20℃时，油面应为油标的1／2～1／3，油样化验及耐压符合要求，中间小套管引线接地良好。
12．套管绝缘不合格时，经查明原因，换油或干燥，必要时更换套管。
13. 检查套管CT及套管升高座应该完整无渗油，绝缘应良好，小套管完整，安装牢固，无渗油现象，引线接触良好无断线。
14．套管安装后，带电前必须静放。110KV套管不得少于24小时。
15．对保存期超过1年的110KV套管，安装前应进行局放试验，额定电压下的试验和油色谱分析。
16．事故抢修所装上的套管，投运后的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。110KV油纸电容式套管每三年取一次油样，对油做简化，色谱，微水分析。
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17．作为备品的110KV套管，应置于户内竖直放置，如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。 3.3.12油箱及附件的检修 3.3.12.1油箱的检修：
1．检查油箱外部、油箱顶盖内外应清洁，外壳表面平整无砂眼，无脱焊现象，无油垢，无锈蚀，油漆完好。若有油污应用汽油棉擦净，仔细观察渗漏部位，做好标记，进行补焊。如有需要进行除锈、涂漆、补焊。
2．配合吊罩(吊芯)检查，清扫油箱内部应清洁无任何杂物，箱壁内磁屏蔽应完好无缺损。
3．检查各法兰结合面是否完整，有无油垢，带螺柱法兰的内部焊缝及放气塞有无渗漏，发现渗漏应补焊。
4．清扫检查导向强油循环下部管道及集油盒均应打开手孔盖进行检查，清除焊渣及油泥杂物，同时还应检查固定于下夹件上的导向绝缘管连结是否牢固，表面有无放电痕迹。 5．检查油箱底架外表洁净，油漆完好，底架和小车各焊接部分无裂纹，各固定螺栓紧固可靠，接地完好，锈蚀严重应予更换。检查轮轴应无变形，轴套无磨损。
6．检查滚轮在基础上的定位装置是否可靠，并对底架和小车进行清扫。 3.3.12.2阀门、活门及塞子；
2
1．检查蝶阀、转轴、档板等部件应完好、灵活，经0．5公斤／厘米油压试验，档板漏油不大于10克／分钟，杆轴应密封良好，指示开闭位置的标志应完整正确，必要时更换零件。
2．闸阀（事故排油阀、放油阀等）应拆下分解检修，研磨或更换密封胶垫，缺损的零
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件应配齐，或者更换阀门。闸阀应做1．54公斤／厘米油压试验不漏油。
3．对油箱的放气塞、放油塞、油样活门等应进行全面检查，并更换密封胶圈，检查螺扣应完好，否则应更换塞子，更换时应注意通用性。 3.3.12.3油枕的检修：
1．检查清洗油枕内部和外部应干净无残存油垢、铁锈、外表面应清洁无脱漆锈蚀现象。端盖焊缝等处应无渗漏油现象，否则应进行处理。
2．检查油枕应无渗漏油，静油柱压力试验从油枕顶部算起，为0.5米，15分钟无渗油。无锈蚀，表面光滑平整。发现渗漏点应及时补焊，锈蚀者应补油漆。
3．检查油位计应牢固无渗油，玻璃管应清晰透明，油位监视线应明显位置恰当。 4．检查油枕的集污器应无水和油泥。
5．装有胶囊隔膜的油枕其胶囊本身及油枕结合处应仔细检查，胶囊随机组大修进行检查，保证无漏气、进气的可能性，无把握时应做油压试漏。胶囊本身应有良好的耐油性、耐
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老化性及气密性，加 0.02公斤／厘米气压应无渗漏气。若有渗漏应进行粘补，发现龟裂，变脆等老化现象应更换。清理，压力试验。 3.3.12.4 净油器及呼吸器的检修
1. 关闭净油器上下部阀门，从下部放油螺丝放尽变压器油，拆开下部法兰，放尽用过的硅胶，然后清理净油器及联管内部，并用清洁的变压器（油）进行冲洗后装好。其方法如下：先打开上部阀门，然后从下部放油螺丝放出部分变压器油和碎渣。直到放出之油洁净为止，关闭上部阀门，拧紧放油螺丝，打开下部阀门，从下部向净油器注油。并打开上部放气螺丝排出空气，至注油满后密封放气螺丝，再打开放净油器上部阀门，投入运行。
2. 硅胶装入前必须进行干燥，干燥方法：
将合格的硅胶（粒度为3~7毫米粗孔硅胶）放入烘箱内保持温度在140℃连续烘培8小时，或者300℃的温度下干燥2小时即可使用，加热要均匀，在干燥中要定时对硅胶进行搅拌，烘培过的硅胶应立即放入密封的容量内，以防再受潮（要求填硅胶的时间不要超过1
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小时）。硅胶装用量为变压器油管的6%。
3. 更换呼吸器的硅胶，硅胶放入前也应进行干燥（硅胶粒度大小3~7毫米）并且下罩（油碗）内密封用的变压器油应适量。 3.3.12.5变压器的密封:
变压器顶盖钟罩散热器、套管、并高座、检修面板顶盖或钟罩上的各部件及油枕，防爆筒各连接部分均采用耐油橡胶垫，密封要求如下：
最好使用没有接头的耐油胶垫，必须使用接头时采用搭接法。搭接工作在使用前10小时制作，将搭接端刻成坡口，用锉刀打毛，均匀涂抹胶水，待风干到稍微粘手时，用力压合在一起，搭接时搭接长度大于胶棒直径或胶带厚度要比其他部位大1~2mm。接头用钉绳（φ0.5毫米的尼龙绳或钢线）沿搭接长度缝钉5~10，确保连接可靠。安装时要胶垫放置平整不弯曲。
3.3.13 检修后应达到的要求
3.3.13.1变压器各部件检修后的验收：
工程竣工验收，主变及高厂变由厂总工程师主持，检修、运行有关单位人员参加。其它变压器由厂生产部主持，检修、运行人员参加。 3.3.13.2验收内容：
试运行前对变压器进行全面检查。其验收内容如下：
1．变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗油。 2．小车轮子的制动装置牢固，防震措施可靠。 3．表面油漆完整，相位色标志正确，接地可靠。 4．变压器顶盖上无遗留杂物。
5. 油枕、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，油门指示正确。
6．高压套管的接地小套管予接地，电压抽取装置不用时，其抽出端子也应接地，套管顶部结构密封良好，引线接触良好紧密。 7．油枕和充油套管的油位应正常。
8．电压切换装置的位置应符合运行要求，运方操作动作可靠，指示位置正确。 9．变压器的相位及线圈的接线组别应符合并列运行要求。 10．温度计指示正确，整定值符合要求。
11．冷却装置试运行正常，联动正确，强迫油循环变压器应起动全部冷却装置，进行较时间循环后，放完残留空气。
12．保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。
13．检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面，不应有渗漏现象。 14．在验收时，应移交下列资料和文件： ①变压器大修总结报告。 ②电气试验报告。
③绝缘油化验报告，油气分析报告及微水量分析报告。
④ 调整试验记录。
⑤ 变压器结构改进及改造的有关图纸资料。 3.3.14试验项目和要求 3.3.14.1修前试验：
3.3.14.1.1修前试验是变压器进行检修的依据，也是修后进行对比、考核检修后效果的手段，一般根据预防性试验结果在确定变压器大修必要性的前提下安排的，其项目如下： 1.测量线圈的绝缘电阻和吸收比；
2．测量线圈连同套管—起的泄漏电流；
3．测量高、低压线圈连同套管—起的tgδ及高、低压套管的tgδ；
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4．油箱及套管中绝缘油的试验； 5．测量线圈的直流电阻；
6．测量线圈所有分接接头的变化。
3.3.14.1.2对以上项目测试结果，应按部颁《电气设备预防性试验规程》中有关标准考核合格与否，并以此为依据，核定大修项目。若变压器属故障检修，则应加试由故障跳闸情况分析判断而定的项目。 3.3.14.2 修中的试验
大修过程中应配合吊芯吊罩检查进行下列项目试验：
1. 测量变压器铁芯对夹件和穿芯螺栓的绝缘电阻。
2. 测量不同分接位置的线圈直流电阻(必要时测试分接开关的接触电阻)以及传动杆的绝缘电阻。
3．套管试验。
4．必要时作套管CT的特性试验。 5．有载开关的测量与试验。 3.3.14.3 修后试验
大修结束应按规定进行以下项目试验： 1．测量线圈的绝缘电阻和吸收比； 2．测量线圈连同套管一起的泄漏电流；
3．测量高、低压线圈连同套管一起的tgδ及高低压套管的tgδ； 4．线圈连同套管一起的交流耐压试验； 5．测量高、低压套管的tgδ； 6．油箱和套管中绝缘油实验； 7．测量线圈的直流电阻；
8．测量线圈所有分接头的变压比；
9．检查有载调压装置的动作情况，并绘制圆图； 10．检查相位；
11．额定电压下的冲击合闸； 12．冷却装置的检查和试验； 13．油中溶解气体色谱分析；
14．测量铁芯引出线对油箱的绝缘电阻。 15．局部放电试验。
3.3.14.4 恢复性大修补充试验
1．额定电压下的空载电流和空载损耗； 2．额定电流下的短路电压和短路损耗；
3．工频交流耐压试验；
4．感应耐压试验或操作波试验； 5．局部放电试验；
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附变压器大修流程图：
制定检修方案，技术措施 备品、工具准备，人员分工 放油、排氮 吊罩或进箱 内、外部检查 更换损坏密封垫， 油箱复位 本体就位 完成储油柜等附件装配检查 回装所有附件及控制回路 抽真空，真空注油 安装气体继电器 补油 脱气静放 20 第 页 外部检查 被装件清理检查，试验合格 准备抽真空设备，变压器油检查处理
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试验，验收 4. 低压厂用变压器的检修
4.1 变压器的清扫 1．打开前后柜门。
2．用吸尘器吸掉变压器铁芯上及其它部位的积灰。
3．用电动吹风机吹掉变压器缝隙等用吸尘器和手清檫不到的地方的积灰。 4．用破布檫掉母线上的灰尘。 4.2 检查线圈的绝缘状况
1．检查线圈，表面应无发热、变色现象。
2．线圈应无变形、位移情况，如有应进行处理。
3．绝缘处于良好状态应有弹性，用手按应无变形现象。 4．绝缘垫块应无松动，如有应进行处理。 4.3 各紧固件的检查
1．固定架完好无松动。 2．各连接螺丝紧固无松动。
3. 检查高低压侧接头,高压侧分接位置连接螺丝紧固。
4．联系有关班组将变压器高压侧接头拆开并清洗干净，作好相序标记。 5．检查高压电缆头有无绝缘破损、漏油，如有联系有关班组进行处理。 6．检查接头、软连接应无过热熔化变形等现象。 7．用金相砂布打磨各接头以保证接触良好。 4.4 温度计检查校验
1．联系有关班组拆除温度报警触点端子。 2．用扳手将表头和感温元件拆下。
3．检查温度计接线端子是否牢固，固定是否牢稳。
4．温度计指针位置应正确，表面应无裂纹，密封应严密。 5．将表交给热工专业校验合格后安装好。 4.5 电气高压试验配合
1. 线圈绝缘电阻、直流电阻等项目完成后还应将铁芯接地连片打开，测量穿心螺钉对铁芯及铁芯对地的绝缘电阻，铁芯只允许一点接地。 2. 如绝缘电阻下降，应进行处理直至合格。 4.6 接地装置：检查接地螺丝要上紧。 4.7 恢复
1．用白布倒上酒精清擦已拆的接头。 2．在接触面上轻抹一层导电膏。
3．按原来的相序标记接上接头，紧固螺丝。
4．检查变压器器身周围无杂物、柜门开关是否灵活。 5. 检查柜内各电缆孔洞封堵严密。 4.8 冷却风机试转
1．冷却风机电源线无磨损，接头无松动、过热。 2．转向正确，无异音、冷却效果良好。 4.9 工作票终结
请运行人员到现场检查卫生合格后办理工作票终结手续。
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5. 高压硅整流变检修
5.1检修间隔及小修项目 5.1.1 检修间隔：
1. 5-10年进行一次大修。 2. 有重大缺陷时进行大修。 3. 0.5年小修一次。 5.1.2 小修项目：
1．整流变：
①外观清扫检查；
②检查处理油箱各部有无渗漏现象，检查储油柜及油位指示是否正常； ③更换已失效的硅胶；
④变压器顶部端子排及各元件清扫检查；
⑤低压小套管电缆接头过热检查（如有通知责任班组），套管连接螺丝紧固。 2. 整流变出线柜：
①柜内各元件清扫检查； ②柜内各连接螺丝紧固；
③二点式隔离刀闸小修：静触头涂凡士林，齿轮机构加油； ④柜门通风口畅通，门密封良好；
⑤高压出线穿墙套管下部瓷套及三只大梁悬吊瓷瓶清扫检查，通风孔疏通，注意检查完毕后小盖板要恢复原位。
⑥排风扇清扫、检查、试验正常。 3. 控制柜：
①电源把手操作正常；
②开关进出线连接螺丝紧固，开关本体有无严重过热，必要时更换； ③接触器触头检查； ④热继电器整定值检查；
⑤一次连接电缆检查：绝缘无破损，各连接螺丝紧固； ⑥出线电缆头连接螺丝紧固。 5.2 大修项目：
大修时，除了进行上述小修项目外，还须对高压硅整流变进行大修。高压硅整流变大修工艺如下：
5.2.1 大修前准备工作：
1. 检查电除尘器顶部电动葫芦操作正常； 2. 准备好干净的空油桶3-5只及起吊用对绳；
3. 准备好检修工器具：各种规格扳手、塑料布、密封垫、胶圆及滤油机等； 4. 准备好有关备品、备件； 5. 联系好试验人员；
6. 清楚变压器渗漏及缺陷情况； 7. 了解当日天气适合吊芯。 5.2.2 高压硅整流变大修：
1. 联系有关班组拆除整流变顶部端子排引线及电源电缆进线； 2. 根据泄漏情况将油放至所大盖以下所需位置；
3. 拆除出线柜内高压引线及封母一端法兰螺丝及接地线；
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4. 将变压器本体移至电动葫芦下适合起吊位置； 5. 拆除大盖螺丝后，将对绳卡好。
6. 由有经验的人员小心起吊，将器身吊起，待油空干后将本体吊放至铺有塑料布的地
面；
7. 检查器身各连线无断线、绝缘老化现象； 8. 检查各连接螺丝无松动；
9. 检查各绝缘夹件无变形、裂纹，塑料螺栓紧固，备帽齐全； 10. 检查整流桥臂及100M电阻无开焊、虚焊；
11. 检查高、低压线圈、电抗器及引线套管无松动，包扎布无烧焦、 过热等现象；检查高、低压线圈、电抗器及引线套管无松动，包扎布无烧焦、过热等现象:高压线圈一组共有10个组成,中间8个线圈每个线圈直流电阻约为85欧,首尾两个线圈每个直流电阻约为60欧；
12. 检查器身上高压出线刀片无过热痕迹，活动自如； 13. 检查油箱内高压出线静刀口卡环完好。 14. 试验人员按规程检查测试各元件； 15. 根据渗漏情况进行治漏处理； 16. 将变压器油加入油箱至合适位置；
17. 将大盖法兰面清擦干净后放上做好的密封垫；
18. 重新缓慢地将变压器器身吊回油箱内，并注意高压出线刀片正确落入。 19. 穿上大盖螺栓，并由专人将大盖螺栓上紧； 20. 将变压器推回至原来位置将油添至正常油位； 21. 连接高压引线和封母法兰螺栓以及各接地线；
22. 复测100MΩ电阻来检查高压出线动、静触刀接触是否良好； 23. 更换变压器硅胶；
24. 恢复变压器顶部二次端子排接线及电源电缆进线； 25. 检查所有工作完工后清理现场卫生；
26. 根据要求确定变压器本体和出线柜是否刷漆。 5.3 带电升压调试
5.3.1 如整流变在带上电场后升压试验不正常，可采用本方法进行判断。
1. 停用故障电场和一正常电场，在故障电场刀闸柜内搭接临时接地线后拆除刀闸柜内至电场高压引线。
2. 停用一完好电场，搭接临时接地线后拆除刀闸柜内至电场高压引线。
3. 从故障电场整流变高压出线处用高压引线（交流耐压50KV）悬空引至完好电场内。 4. 确认现场所有人员撤到能保证安全且能观察到异常现象的地点，而且其它安全措施到位后，由专人统一指挥，并由运行人员操作。进行升压试验时，除尘器顶部有专人观察，如有异常，立即停止操作并切断电源。整个过程要保持通讯畅通。
5. 升压后，根据现象判断电场整流变及控制系统的故障部位。试验完毕，将所有措施恢复，终结工作，汇报。 5.3.2修后工作：
1. 检查联系相关专业有关工作结束后，将工作票押回电气运行，准备升压试验； 2. 升压试验正常后终结工作票；
3. 将检修记录及试验报告交回班组存档。
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第三章 LW35—126型SF6断路器的检修工艺
1. SF6断路器的特点：
3.1 工作可靠、性能稳定、断流容量大，而且介质恢复速度快，可承受较高的恢复电压。 3.2 体积小噪音低。SF6气体绝缘强度高，缩短部件的绝缘距离和较高的密封性能。 3.3 结构简单、断口少。我公司选用的SF6断路器均为单断口。 3.4 允许开断次数多，检修周期长，运行维护方便。
3.5 与其它SF6全封闭组合电器相比，大大的减小了占地面积，且减小了维护工作量。
2. SF6气体性质：
2.1 纯净的，未受电弧作用的SF6气体为无色、无味的惰性气体。在常温常压下密度是空气的5倍，电弧分解后经10~10秒后,仍可以恢复合成SF6气体。
2.2 具有很好的热传导能力，热传导能力比空气好得多，表面散热系数是空气的2.5倍，而且散热能力也随气压的增大而增高。
2.3 具有较强的电负性。电负性的大小则表示分子或原子吸收自由电子的强弱，因此，其吸收自由电子的能力强。
基于SF6气体的基本特性，它具有极为良好的绝缘和灭弧特性。在一个大气压时，绝缘能力就超过空气的2.5倍，3个大气压时其绝缘能力就与变压器油相当。交流电弧的熄灭关键在于电弧电流过零后，弧隙的冷却速度和弧隙的介子强度的恢复速度。SF6气体在这两个方面具有突出的特点，灭弧能力相当于同等条件下空气的100倍。
?7?83.SF6气体作为优异的绝缘和灭弧介质，在使用上也有它的缺点：
03.1 SF6气体临界温度和临界压力都很高（45.6C，33.5大气压）。对使用环境有严格
的要求。
3.2 在电弧的作用下产生许多低氟化合物，不能迅速复合的低氟化合物有毒性并且对设备有腐蚀和绝缘性能下降的不良后果。 3.3 SF6气体还有使生命窒息的威胁。
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4. LW35-126型断路器的技术规范、结构原理和检修工艺、质量标准
1.主要技术参数： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目 额定电压 额定频率 额定电流 额定短路开断电流 额定短路持续时间 1min工频耐受电压（有效值） 雷电冲击耐受电压（峰值） 额定短路开断电流下的累计开断次数 单位 KV HZ A KA S KV KV 次 KV ms ms S ms 额定工作压力 MPa 16 SF6压力（20℃） 补气报警压力 MPa 最低功能压力 MPa 17 18 同期性 开断时间 分闸同期性 合闸同期性 ms ms ms 微欧 参数值 126 50 3150 40 3 对地230，断口间230 对地550，断口间550 20 95 分-0.3S-合分-180S-合分 28+2，28－4 100±20 出厂时≤0.3；运行时≥0.3 出厂时≤55；运行时≥55 三极机械联动 0.5±0.015 0.45±0.015 0.43±0.015 ≤3 ≤5 60 ≤55 9 SF6气体零表压时工频耐受电压（5min） 10 11 12 13 14 15 额定操作顺序 分闸时间上，下限 开断时间上，下限 分—合时间 合—分时间 断路器操作方式 19 机械主回路电阻 5. 结构与工作原理
LW35—126型SF6断路器采用自能式灭弧原理，缩小了压气缸的直径的重量，减少了操作功，从而可以配用弹簧操动机构。
每台断路器由装在同一横梁上的三个单极和一个弹簧组成，三极间为机械联动，弹簧操动机构安装在横梁下方的中间部位，电气控制箱内。单极的上部为一个断口的灭弧室，中间为支柱瓷套，下部为用于密封及传动的拐臂盒。
6．断路器本体的工作原理和基本结构
LW35—126型断路器的灭弧室利用自能灭弧原理，采用小直径压气缸，变开距和双向气
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2.3隔离开关的调整
2.3.1拆开活动触头与传动机构的连接，用手将活动触头放在合闸位置上，检查触头接触面的紧密情况与压力。
2.3.2用0.05mm厚，10mm宽的塞尺检查接触是否良好，触头、触刀的接触面应大于2/3。 2.3.3将隔离开关组装好，利用传动机构将隔离开关缓慢进行合闸，观察闸刀是否对准固定触头的中心落下，有无偏卡现象，如有偏卡时，则可以用将固定触头或移动或在支持瓷瓶底部加垫片方法进行调整，直至闸刀与固定触头对正，分合闸没有卡涩时为好。
2.3.4检查当机构手柄向上达到终点时，隔离开关必须达到合闸之终点，机构手柄向下达到终点时，隔离开关必须达到合闸之终点，上述两种位置机构之锁销均应顺利进入手柄孔内锁住。
2.3.5检查合闸时，三相闸刀在投入合闸时的同期误差就符合规定。 额定电压，KV 三相同期最大误差允许值，mm 6 3 110 10 2.3.6.隔离开关连接FZ型辅助开关时，应使辅助开关的断路信号触头在触刀通过全部行程的75%以后开始动作，分闸信号触头不得早于触刀开合之前发生动作，这应将其连动臂上的一排斜孔进行调整该臂的转动角度及调整双头螺栓的长度来达到要求。
2.3.7调整好的开关，应操作灵活，在一个人的正常力量下，能顺利地进行分、合闸，经数次分、合闸试验操作，隔离开关的各部分均应无变形和失调，振动等情况。 2.3.8检修完的隔离开关应按规定进行预防性试验。
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第七章 400V /6KV母线检修工艺规程
1. 400V母线检修工艺
1.1 400V母线主要技术参数
型号： TMY-2（100310）
TMY-100310 TMY-80310
1.2检修间隔及检修项目 1.2.1检修间隔：
1.每三年进行一次大修。
2.每0.5或1年进行一次小修。 1.2.2小修项目：
1.母线绝缘电阻不低于0.5MΩ。 2.清扫母线及柜内积灰。
3.检查导体部分连接良好、无过热，母线夹件无松动，接头螺丝无松动、严重锈蚀。 4.母线支持绝缘子干净完好、无裂纹。
5.段内开关小修，弧触头、主触头、操作系统检查符合有关规程。 6.开关柜接地线检查整理，连接牢固，工艺美观，绑扎可靠。 7.接地指示灯补齐。 8.母线绝缘罩完好齐全。
9.指示灯无松动、脱落或损坏。
10.进车机构灵活、无变形，加润滑脂，闭锁装置功能正常； 11.一、二次插头接触可靠无变形。
12.开关或抽屉内一、二次线检查：绝缘良好，紧固螺丝无松动、锈蚀、过热。 13.一次电缆头接线牢固，接地良好，电缆孔洞封堵良好。 14.开关柜盘面整洁，无脱漆。
15.前后柜门门锁完好。 1.2.3大修项目：
大修时除了上述项目外，还应进行： 1.母线相色漆无起皮，相色片完好。 2.高阻接地指示灯回路传动。 3.开关传动。
4.母线桥内积灰清扫，母线接头检查。 5.段内通风机试转，必要时大修。
2. 6KV母线检修工艺
2.1 6KV母线主要技术参数
1. 6KV段母线：型号：TMY-2（100310）
2. 高厂变6KV分支共箱母线： 型号：LMY-2（120310） 3.高备变6KV分支母线： 型号：LMY-3（120310）
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4. 检修间隔： 每三年进行一次大修。 2.2 高厂变分支共箱母线检修工艺
1．清扫母线室内或共箱箱内浮灰。
2．检查导体部分连接良好，无过热，螺丝无松动、无严重锈蚀。 3．母线支持绝缘子干净完好、无裂纹。 4．按规程对共箱母线进行电气预防性试验。 2.3 6KV段母线检修工艺
1．按规程对6KV段母线进行电气预防性试验。 2．清扫母线室内或共箱箱内浮灰。
3．检查导体部分连接良好，无过热、螺丝松动现象。螺丝无严重锈蚀。 4．母线支持绝缘子干净完好、无裂纹，夹持金具无松动。 5．母线室绝缘隔板、穿墙套管清扫检查。
6．开关柜内静触头盒干净无变形，挡板上、下运动灵活、无卡涩。 7．开关柜内静触刀干净且有适量凡士林，无过热、烧熔痕迹。 8．检查各连杆无变形、开口销齐全、滚轮动作灵活。 9．接地刀转动灵活，动静触刀螺丝紧固，刀口涂凡士林。 10．过电压保护器接地良好且试验合格。 11．电缆孔洞封堵良好。
12．开关柜后柜门闭锁完好，前后柜门门锁完好。
13．高厂变PT刀闸触刀涂凡士林，刀闸开关自如，触头压力正常，辅助开关切换正常。 14．6KV段PT电气预防性试验合格，一次连接母线螺丝紧固。 15．开关柜后窥视窗完好，螺丝紧固，照明完好。
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第八章 电压互感器检修规程
1. 规范及技术参数
1.1 电容式电压互感器概述 1.1.1 型号说明： 名称 型式或型号 额定电压(kV) 最高电压(kV) 额定频率(Hz) 额定一次电压(kV) 额定二次电压(KV) 额定电容（μF） 高压电容器额定电容（μF） 中压电容器额定电容（μF） a 主绕组 额定电压比 b 剩余绕组 级次组合 二次绕组额定输出（VA）与准确级次 局部放电水平 a全波冲击耐受电压(kV) (1) 分压器对地干试 (2) 分压器对地湿式 (3) 中压回路接地端 绝缘水平 b短时工频(4) 中间变压器感应耐受43 耐压(kV) 电压 (5) 补偿电抗器感应耐受10 电压 (6) 二次绕组对地 39 第 页
技术参数 TYD110/√3-0.02H 115 126 50 110/√3 0.1/√3/0.1/√3/0.1 0.02 0.01257 0.04885 110/√3:0.1/√3/0.1/√3 110/√3:0.1 0.2/0.5/3P a 主绕组 b 剩余绕组 150VA/0.2/0.5级 100VA/3P级 ≤10 480 200 200 3 3 邹平魏桥热电有限公司热电厂电气车间检修规程
(7) 二次绕组之间 介质损耗因数tan δ（在10KV下） 无线电干扰电压(80KV下)(μV) 在80KV下,户外晴天夜晚有无可见电晕 极性 外绝缘最小爬电距离(mm) 瓷套干弧距离(mm) a 水平纵向 一次接线端子允许拉力(N) b 垂直方向 c 水平横向 a 每台电压互感器总重量(包括附件) 重量(kg) b 不包括附件的每台电压互感器重量 c 运输重量 a 组装好的电压互感器总高度 外形尺寸 b 组装好的电压互感器总宽度 c 运输尺寸(长3宽3高) 期望寿命(年) 1.1.2 结构：
3 0.0012 ≤500 无 减极性 3906 1000 1500 1500 1500 500 500 540 2000 900 9003100032000 不少于25年
电容式电压互感器（简称CVT）主要用于变电站作电压测量、电能计量和电气保护用。产品为单相单柱式结构，它由电容分压器和电磁单元两部分组成。其主要结构如图1，电气连接图见图2所示，电磁单元又包括：中间变压器、补偿电抗器以及抑制铁磁谐振的阻尼负荷。补偿电抗器的电抗值与电容分压器的等值电容在额定频率下的容抗相等，以便在不同的
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二次负荷下使一次电压与二次电压之间能获得正确的相位和变比。
1.1.3适用环境条件： 1． 自然环境条件：
海拔高度： ≤1000m 最大风速： 35m/s 最高温度： 43℃ 最低温度： －40℃ 最大相对湿度： 90% 覆冰厚度： 20mm 地震烈度： 8度 污秽等级： Ⅳ级 2． 系统条件
额定电压： 115KV 最高运行电压： 126KV 额定频率： 50Hz±0.5 中性点接地方式： 直接接地
1.2 TYD11型电压互感器概述
TYD11型电压互感器由器身、变压器油、波纹片式金属膨胀器、瓷套、底座、压力释放器等组成，为带正压的金属膨胀器全密封结构，高压由产品柜顶端螺栓引出，一次线圈的低压端及二次线圈均由底座接线板上引出，膨胀器上装有油位表及真空注油阀，底座装有取油阀和压力释放器。
器身由线圈和铁芯组成，一次线圈分四部分绕在两个铁芯上，二次线圈绕在下铁芯柱上，下铁芯带1/4电位，上铁芯带3/4电位，由绝缘件支撑固定在底座上。器身经干燥处理，装配后真空注以合格的国产25#变压器油。
上部装有波纹片式金属膨胀器，以补偿由于工作温度变化而产生的油体积变化，降低内部压力。产品正常工作时，内部微正压。底座装有压力释放阀，当产品内部压力超过某一额定值压力释放片破裂，压力迅速消除，防止了瓷片爆炸。
2. 互感器检修维护工艺
2.1 检修间隔及检修项目 2.1.1 检修间隔：
1. 无重大缺陷一般不进行大修。 2. 0.5年小修一次。 2.1.2 检修项目：
1. 小修项目：
①外观清扫检查，瓷套应完好，无渗油； ②检查处理油箱各部有无渗漏现象，检查储油柜及油位指示是否正常，如需补油详见第三节。
③检查高压引线连接情况；
④检查金属附件的漆面，如脱落应补漆。 ⑤1年进行一次互感器的tanδ测量。 2. 大修项目：必要时进行大修。 2.2 互感器的维护
2.2.1电压互感器二次绕组在任何情况下绝对不允许短路，电流互感器二次绕组不允许开路，否则会导致产品严重损坏。巡视时，注意顶部储油柜和油位指示是否正确。
2.2.2 本电压、电流互感器均为全密封结构，不能随意破坏密封处，也不要轻易取油样。必要时取油样要及时按膨胀器使用说明的需求添油。
2.2.3在大电流切断线路以及偶然发生二次开路后，应对铁心进行退磁处理。
2.2.4 对受潮器身应在制造厂家的指导下进行解体，重新进行真空干燥、脱气的处理。
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2.2.5已安装好的互感器，若有一年未带电运行，在带电前应进行试验和检查。
1. 在安装、检修和试验后，应注意检查电压互感器的X（或N，E）端和CT的末屏电容末屏是否可靠牢固接地，避免出现悬空和假接地现象。
2. 互感器经吊芯检查或由于其它原因使主绝缘露出油面，装复时必须真空注油，注油时对220KV及以上互感器残压应尽量不大于133.3Pa(1mmHg)。注入互感器的油应经真空脱气处理，注油时应避免从低部抽入气泡，注入互感器内的油管孔径应不大于3mm。
3. 试验确认存在严重缺陷的互感器，应及时予以处理或更换，怀疑存在缺陷的互器，应适当缩短试验周期，进行追踪和综合分析，查明原因。当发现运行中互感器冒烟，膨胀器急剧变形（如金属膨胀器明显向上升起）时，应迅速（如通过远方电动操作等）切断有关电源。
4. 电流互感器一次端部引线的接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止接触不良产生过热性故障。
2.2.6 互感器的贮藏温度为―25~40℃，直立保存，防止机械损伤，避免潮湿、日晒、腐蚀等。还应定期检查油位线和密封情况，发现问题及时处理。 2.2.7 运行中注意事项：
1. 运行期间经常检查电气连接及密封是否正常，密封紧固件尽量不要松动；
2. 运行期间定期取油样测定电气强度，应满足运行规程有关规定； 3. 运行中按有关规定进行绝缘预防性试验。 2.3 互感器的补油
1. 打开顶盖，拧开膨胀器丝堵，装上真空注油阀并与脱气管道及注油管道相连接； 2. 首先脱气半小时，然后真空注油，直到油位略高于正常油位线； 3. 排出残存气体，拧上真空注油嘴的接头螺钉； 4. 装好互感器顶盖。
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第九章 电缆检修工艺规程
1. 我厂电缆概况
电缆是发电厂的动脉，它的防火工作一直是电力系统安全工作的重中之重。由于采用阻燃电缆具有良好的不燃烧性能，对降低事故发生率、阻止事故扩大有着重大意义,近年来在新建电厂得到了普及推广。
邹平魏桥热电有限公司热电厂一期工程选用电缆基本上全部为阻燃电缆，少量负荷如保安段电源为耐火电缆。
2. 电缆的检修维护
2.1 电缆的检修巡视周期
1.电缆应根据年度计划随该设备的检修对电缆进行全面检查。 2.电缆的预防性试验按年度预防性试验计划进行。
3.电缆沟、隧道、电缆竖井、电缆桥架等的巡查，至少每月一次。 4.对特殊地段、特殊环境一下的电缆应专门巡查。 5.对锅炉、燃煤间电缆桥架每12个月清扫一次。
6.户内终端头每月巡视一次，每年应有一次夜间巡视，并应选择细雨或初雪的日子里进行。 7.户内终端头巡视与检查，可与其它设备同时进行。以上各项定期清扫检查情况及应建立记录本作记录。
8.电缆的检修应根据检查结果及试验结果确定必须检修项目。对暂时不能消除的设备缺陷应记入记录本中，以便安排在大、小修中进行消除。 2.2 电缆的巡视维护
2.2.1电缆巡查的主要注意事项
1. 对敷设在地下的每一根电缆线路，应查看路面是否正常、有无挖掘痕迹及路线标桩是否完整无缺等。
2. 电缆线路上不应堆置瓦砾、建筑材料、笨重物件、酸碱性排泄物。
3. 多根并联电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况，严防电缆过负荷。
4. 隧道内电缆要检查电缆位置是否正常，温度是否异常，构件是否失落，通风、排水、照明等设施是否完整。特别要注意防火设施是否完善。
5. 电缆隧道排水系统运行是否正常，隧道边沟应有良好的排水性。
6. 电缆夹层、隧道、竖井、电缆沟内应保持清洁，不得堆放杂物，电缆沟洞严禁积油、积水、积粉尘。
7. 检查隧道门锁开闭是否正常，门缝是否严密，各进出口、通风口防小动物的措施是否齐全，出入通道是否通畅。
8. 检查隧道照明系统是否良好，电缆接地是否良好。
9. 电缆沟盖板是否完整、密封是否严密，人孔盖板是否盖好。 10. 电缆防火设施是否齐全完善。
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2.2.2电缆设施的维护
1. 电缆巡视发现的问题应及时采取有效措施进行解决，电缆防火设施应结合电缆治理、日常消缺进行综合治理。发现穿越盘柜、墙洞、竖井的电缆存在孔洞、缝隙，应立即进行封堵处理。
2. 检查电缆沟、隧道内是否有积水及杂物。如有应及时排除清扫，并查明原因，采取堵漏措施。
3. 电缆竖井柜门、把手缺损应及时补齐。
4. 检查电缆、电缆头及中间接头有无过热现象，如有及时查明原因，及时处理。 5. 所有电缆孔洞及盘间缝隙必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。 2.2.3防止电缆着火延燃
1. 主厂房内架空电缆应与热管路保持足够距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m。
2. 严格按照正确的设计图纸施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆弯曲半径符合要求，避免任意交错并流出人行通道，
3. 控制室、配电室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、盘柜、等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙必须采用合格的不燃或耐热材料进行封堵。
4. 电缆竖井、电缆沟应分别做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内电缆架构上的电缆要采用分段阻燃措施。
5. 靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，上部靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。
6. 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后再用防爆耐火槽盒将其密封。
7. 建立、健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查对电缆中间接头进行定期测温。按照规定进行预防性试验。
8. 汽机机头附近、锅炉灰渣门、防爆门以及磨煤机冷风门的泄压喷口，不得正对着电缆，否则应采取防火措施。
9. 在多个电缆头并列安装的场合中，应在电缆头之间加隔板或填充阻燃材料。 10. 在电缆中间接头两端紧靠2-3米长的区段，以及沿该电缆并行敷设的其他电缆同一长度范围上，应采用防火涂料、包带作阻止延燃的措施。 2.2.4户内电缆头的维护
1. 检查有无电晕放电痕迹，并清扫电缆头。 2. 检查引线接头良好，有无过热现象。 3. 核对线路标牌及相位颜色。
4. 检查支架及电缆的油漆防腐是否完好。 5. 检查接地情况。
6. 多根并联电缆，检查电缆表面温度是否一致。 2.2.5电缆终端头过热处理
1. 测量负荷电流，检查是否过负荷。
2. 检查电缆终端头接地纹是否良好，接地线应无严重的断股及锈蚀现象。
3. 线鼻子处的热应考虑以下几种原因：螺栓没上紧；线鼻子本身质量问题；压接质量不高。处理方法；打磨鼻子，涂导电膏，上紧螺栓，如是后两种情况引起，应锯掉、重新压接新线鼻子。
4. 用摇表测业电缆终端头的绝缘电阻，如发现终端头受潮应将其干燥，干燥的方法可根据不同情况、地点采用灯泡、电热电阻吸收比R60/R15大于1.3方告结束。小于30米的短电缆，吸收比可小于1.3。
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2.2.6带电移动电缆
1. 工作指挥人员应有一定的敷设电缆经验。 2. 所有工作人员应穿绝缘鞋；戴绝缘手套。
3. 在终端头盒外的电缆钢铠、铅包均应可靠接地。
4. 移动电缆接头时应将其牢固固定在干燥有足够强度的木板上，接头盒附近绝不能发生弯曲和受力拉紧。
2.3 交联聚乙烯电缆热缩终端头制作工艺
1. 剥外护层
用电缆夹将电缆垂直固定，按附图中尺寸剥切。
2. 剥钢铠、内护套、分线芯
留钢铠30mm，用铜丝扎紧后剥除剩余部分，保留10mm内护套，其余同填充物一起剥除。
3. 焊接钢铠地线将线芯分开，把钢铠接地线焊区用砂纸打光，用铜丝将软铜编织带与钢铣绑扎，焊牢，并用锡焊实接地线间隙，以形成防潮段。
4. 焊接铜屏蔽地线和钢铠接地线
①不带钢铠的交联聚乙烯电缆：将软铜编织线拆开均分成三等份，重新编织成辫子，分别绕在各相铜屏蔽层上绑扎、焊牢，并用锡焊实接地线空隙，以形成防潮段，焊接地线时应防止虚焊，防潮段表面应光滑。
②带钢铠的交联聚乙烯电缆：将软铜编织线拆开均分成三等份，重新编织成辫子，分别绕在各相铜屏蔽层上绑扎、焊牢，并用锡焊实接地线空隙，以形成防潮段，作为铜屏蔽地线；另单独焊接钢铠地线，且不得与铜屏蔽地线相邻或接触。铜屏蔽地线、钢铠地线分别引出电缆终端头。
5. 绕包填充胶
①掀起铜屏蔽地线，用填充胶填平钢铣断口处，钢铣接地线应包在填充胶内。
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②外护层应干净、清洁，填充胶包绕长度为防潮段外加15mm。 6. 绕包三叉根部
放下铜屏蔽接地线，用填充胶绕包三叉根部和接地线部位，屏蔽地线包在填充胶内。
7. 固定分支套
①将三芯分开，尽量使三指套往下套至三叉根部，并从三叉根部依次向两端加热收缩，再和自粘性密封带，半重叠式绕包分支套端部和电缆外护套处4~5层。
②自粘性密封带绕包前，应先将带子拉长一倍左右。 8. 剥铜屏蔽层
①由分支端量取20mm铜屏蔽层，其余剥除屏蔽层端面应平整、光滑，保留半导电层20mm并将半导电层处理成坡口形状。
②剥除时，绝不能损伤芯绝缘表面，对于残留在芯绝缘表面的半导电层，应用细砂布仔细打磨干净，用三氯乙烯清洗济，从下往上清洗干净。
9. 安装接线端子
①按接线端子孔深加5mm，剥去线芯绝缘芯绝缘端部应削成450“铅笔头”状，用圆锉或钢丝刷清理端子内孔的污物和氧化膜后，即涂刷薄薄一层凡士林。
②按导体截面选用压模，压接后锉除压痕毛刺，棱边之后，用填充胶填满绝缘层和端子间的空隙以及压坑的空隙，使其光滑。
10. 固定应力控制管
用带有清洗剂的干净白布将芯绝缘表面从上往下擦干净后，在半导电层到芯绝缘110mm处涂上一层硅脂，将应力控制管套入到位后。从下往上加热收缩固定。
11. 固定外绝缘管、相色管
①将绝缘管套至三叉根部，从下往上加热收缩固定。 ②将相色密封管套至端部，加热缩固定。（以上户内头安装完毕） 12. 固定三孔、单孔防雨裙 将三孔防雨裙套至三叉根部100mm处加热固定，单孔防雨裙套至三防防雨裙150mm处加热固定。（以上户外头安装完毕）
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第十章 电容式穿墙套管检修工艺规程
1. 规范及技术参数
1.1概述
本套管系由户内或户外引入或引出线之用。 1. 穿墙套管：
穿墙套管为杭州天威杰登电气有限公司所供STB2型有机复合绝缘干式穿墙套管。 2. 主变高压出线套管及中性点套管：
套管为机械紧固的全密封结构，其整体连接是借助强力弹簧形成壳向力压紧耐油橡胶垫圈来实现的，使套管具有良好的密封性能。
套管头部设有油枕，以调节套管内部变压器因温度变化所引起的压力变化，从而保证了套管的密封性能。油枕木设有调节油面高度的油塞，还装有弹性板以补偿各零件因温度变化而引起的长度变化。此外，顶部设有防雨罩以防雨水冲蚀内部零件。套管的油枕采用全密封的金属结构，完全与大气隔绝，可以避免阳光的照射和大气中有害物（如潮气、尘垢、化学气体等）浸入套管内部，防止了绝缘老化。 套管尾部设有发送套管尾部电场分布的均压球。 套管与变压器引线的连接采用穿缆式结构，套管的外部端子可满足接线时的任意转向的要求而不会影响套管的密封。 1.2主要技术参数
电容型套管主要技术参数一览 序号 1 2 3 型号 BRLW2-72.5/1250-4 BRDLW-126/1250-4 BYW-24KV/12000A 额定电压 72.5KV 126KV 24KV 额定电流 1250A 1250A 12000A 制造厂家 抚顺传奇 抚顺传奇 东北输变电设备集团 2. 检修工艺
2.1 小修项目 2.1.1检修间隔：
1. 无重大缺陷一般不进行大修。 2. 半年小修一次。 2.1.2小修项目：
1. 外观清扫检查，注意注油塞橡皮垫是否老化、进水；
2. 检查处理油箱各部有无渗漏现象，检查油位及油表指示是否正常。 3. 检查两端引线连接情况；
4. 每年进行一次套管的tanδ及电容量C测量。 2.2 大修项目：
2.2.1必要时进行大修
1. 套管运行时应拧上末屏引线护盖，使测量引线自动接地。套管法兰应与安装法兰可靠地连接并接地。
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2. 套管使用时应经常观察油面位置，如发现有漏油等现象应及时修理并补油使油面至正常位置，补油的技术要求应符合本节6及8条的要求。
3. 套管运行过程中，应定期对套管的tanδ及电容量C进行测量，若发现tanδ及电容量C的值突然发生变化或显著增大，应停止使用，检查原因并进行处理。
4. 当套管因芯子轻微受潮引起tanδ显著增大时，可按下列步骤进行干燥处理： ①送油管接到油箱顶部的油塞上，回油管接到联接套筒的取油孔，通过85±5℃经检验合格的变压器油，反复循环直至套管的tanδ降低到正常水平。
②若芯子严重受潮，经上述处理仍无效果，则应拆卸套管，将其内部的电容芯子重新作真空干燥处理（加热时温度不得超过90℃），再进行套管装配。
③套管在装配好后应进行密封试验，试验时卸去套管头部油枕上的油塞，用干燥氮气加压，使套管内部压力为1kgf/cm2(表压)维持30分钟，不应渗漏。
④拆卸套管处理时应与制造厂联系取得同意后方可进行。
5. 在运行过程中，不需要再定期检查套管内变压器油的质量，但是应定期测量套管的tanδ及电容量C，若发现tanδ及电容量C的值突然发生变化或显著增大，应停止使用，检查原因并进行处理。
6. 套管如需另换新油时，先打开联管套筒户内端下部的取油塞，将套管内部的变压器油放掉，注油时，抽空管接到油箱顶板的油塞孔抽真空。抽空时间8小时，残余压力不高于1托，注油管都接在联接套筒的油塞孔上，进行真空注油，直至油面达到正常高度为止，注油后，再抽真空8小时。
7. 套管瓷套应视污秽情况定期清擦。 8. 注入套管的变压器油应满足如下要求： 击穿电压： 不低于40KV 20℃时的tanδ值: 不大于0.4% 凝固点： 不高于-25℃。
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第十一章 电力设备试验规程
1. 术 语
1.1 电力变压器 power transformer
具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。 1.2 油浸式变压器 oil-immersed type transformer
铁心和绕组都浸入油中的变压器。 1.3 干式变压器 dry-type transformer
铁心和绕组都不浸入绝缘液体中的变压器。 1.4 中性点端子 neutral terminal
对三相变压器或由单相变压器组成的三相组，指连接星形联接或曲折型联结公共点（中性点）的端子，对单相变压器指连接网络中性点的端子。 1.5 绕组winding
构成与变压器标注的某一电压值相对应的电气线路的一组线匝。 1.6 分接tapping
在带分接绕组的变压器中，该绕组的每一个分接连接，均表示该分接的绕组，有一确定值的有效匝数，也表示该分接绕组与任何其他匝数不变的绕组间有一确定值的匝数比。 1.7 变压器绕组的分级绝缘 non-uniform insulation of a transformer winding
变压器绕组的中性点端子直接或间接接地时，其中性点端子的绝缘水平比线路端子所规定的要低。
1.8 变压器绕组的全绝缘 uniform insulation of a transformer winding
所有变压器绕组与端子相连接的出线端都具有相同的额定绝缘水平。 1.9 并联电抗器 shunt inductor
并联连接在系统上的电抗器，主要用于补偿电容电流。 1.10 消弧线圈 arc-suppression coil
接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发生单相接地故障引起的接地电容电流。
1.11 互感器 instrument transformer
是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器（包括单相组合互感器和三相组合互感器）的统称。由于组合互感器是以电流互感器和电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。 1.12 电压互感器 voltage transformer
包括电磁式电压互感器和电容式电压互感器，如果不特别说明，电压互感器通常指电磁式电压互感器。
1.13 接地极 grounding electrode
埋入地中并直接与大地接触的金属导体。 1.14 接地线 grounding conductor
电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分。 1.15 接地装置 grounding connection
接地线和接地极的总和。 1.16 接地网 grounding grid
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由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。
1.17 大型接地装置large-scale grounding connection
110kV 及以上电压等级变电所、装机容量在200MW 及以上火电厂和水电厂或者等效平面面积在5000m2及以上的接地装置。
2. 总 则
2.1 为适应电气装置安装工程电气设备交接试验的需要，促进电气设备交接试验新技术的推广和应用，制定本标准。
2.2 本标准适用于500kV及以下电压等级新安装的、按照国家相关出厂试验标准试验合格的电气设备交接试验。本标准不适用于安装在煤矿井下或其它有爆炸危险场所的电气设备。 2.3 继电保护、自动、远动、通讯、测量、整流装置以及电气设备的机械部分等的交接试验，应分别按有关标准或规范的规定进行。
2.4 电气设备应按照本标准进行交流耐压试验，但对110kV 及以上电压等级的电气设备，当本标准条款没有规定时，可不进行交流耐压试验。
交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间，无特殊说明时，应为 1min。
耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算。 非标准电压等级的电气设备，其交流耐压试验电压值，当没有规定时，可根据本标准规定的相邻电压等级按比例采用插入法计算。
进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。同一试验标准的设备可以连在一起试验。为便于现场试验工作，已有出厂试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。
油浸式变压器及电抗器的绝缘试验应在充满合格油,静置一定时间，待气泡消除后方可进行。静置时间按制造厂要求执行，当制造厂无规定时，电压等级为 500kV 的，须静置72h 以上；220~330kV的须 48h 以上；110kV 及以下的须 24h 以上。 2.5 进行电气绝缘的测量和试验时，当只有个别项目达不到本标准的规定时，则应根据全面的试验记录进行综合判断，经综合判断认为可以投入运行者，可以投入运行。 2.6 当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应按下列规定确定试验电压的标准：
1.采用额定电压较高的电气设备在于加强绝缘时，应按照设备的额定电压的试验标准进行；
2.采用较高电压等级的电气设备在于满足产品通用性及机械强度的要求时，可以按照设备实际使用的额定工作电压的试验标准进行；
3.采用较高电压等级的电气设备在于满足高海拔地区要求时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压的试验标准进行。
2.7 在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物周围的温度及湿度。绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于 5℃，空气相对湿度不宜高于80% 的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投入运行。
试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。
本标准中规定的常温范围为 10℃~40℃。
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