[信息与通信]牵引变电所设备检修工艺及试验标准

CGG/BPD0001-2011牵引变电所设备检修工艺及试验标准（修订）总则牵引变电所(包括开闭所、分区所、AT所、开关站、分相所，除特别指出外，以下皆同)是电气化铁路供电的重要组成部分，与行车密切相关。为搞好牵引变电所的设备运行和标准化检修工作，提高设备检修质量，确保人身、行车和设备安全。根据牵引变电所安全工作规程牵引变电所运行检修规程(铁运1999101号) 及牵引变电所安全工作规程、牵引变电所运行检修规程实施细则（成铁机2008618号）制订本检修工艺及试验标准。从事牵引变电所的运行、检修人员、工程技术人员及管理人员应熟悉、掌握本检修工艺及试验标准，并遵照执行。1 规范性引用文件引用标准：铁道部牵引变电所安全工作规程和牵引变电所运行检修规程(铁运1999101号)；中华人民共和国国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-2006）；中华人民共和国行业标准铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准（TB 10421-2003）、继电保护微机型试验装置技术条件（DL/T624-1997）、铁路电力牵引供电施工规范（TB 10208-98）、继电保护微机型试验装置技术条件（DL/T624-1997）。引用资料：牵引变电所安全工作规程、牵引变电所运行检修规程实施细则（成铁机2008618号）及设备产品说明书.2 设备修制2.1 牵引变电所实行状态修，即运用检测机具及检测手段对牵引变电所供电设备进行周期测试检查，对检测和运行中发现问题进行检修处理的检修办法。状态修分为周期检测、临修、更新三类。周期检测：对电气设备进行周期测试和状态修复。临修：经周期检测、运行监测、巡检发现不满足运行要求的设备及时进行的检修，以及为保证设备的原有性能进行的恢复性修理（此种恢复性修理即为大修）。更新：以结构更加先进、技术更加完善、生产效率更高的新设备去代替运行时间达到规定的使用年限或状态不能满足运行要求设备的改造。2.2周期检测、更新及大修年度检修计划由段技术科结合秋季设备鉴定和修制要求制定，每年12月底前将次年的检修计划报路局审批后组织实施。2.3月度检修计划由段技术科根据年度检修计划、每月设备运行质量分析及段总体安排在段月度生产计划中下达，由变电检修车间、供电车间和抢调车间执行，承修车间应对段月度生产计划进行分劈日排程，并将日排程计划上报技术科和抢调车间。2.4对影响运输的电气设备的停电检修，承修车间应按时提出月度停电计划并上报技术科，技术科审核后报段抢修调度车间，通过段电调报局相关处室、站段以及地方电力调度。2.5周期检测、更新及大修日检修计划由承修车间按时向供电车间提出，供电车间应安排变配电工区按时向供电调度提报日检修计划，承修车间、供电车间和抢调车间应做好相关记录。对影响运输的临时性修理按照缺陷处理的类别，可以无日检修计划，但段电调应报局电调请求运输及时停电处理。3 检修周期3.1牵引变电所周期检测试验项目、周期和要求见表1-1。表1-1序号设备名称周期检测更新备注1变压器2年15-20年含油浸电抗器2干式变压器、干式互感器、干式电抗器2年10-15年系指单独装设的干式设备3单装互感器2年YH：15-20年系指单独装设的互感器LH：10-15年4隔离开关2年15-20年手动5隔离开关2年10-15年电动6直流电源装置1年8-10年7并补装置2年10-15年8高压母线2年10-15年9电力电缆2年15-20年10低压配电盘2年15-20年11避雷针2年15-20年12避雷器1年(雷雨季节前)10-15年13接地装置2年（6年开挖检查、10-15年汇流线在内14油断路器2年10-15年15气体断路器2年10-15年16真空断路器2年10-15年17串补装置2年8-10年18接地放电装置2年动作100次19远动装置2年8-10年20保护及自动装置2年8-10年设备周期检测标准和要求按设备试验标准相关条款执行。上表是设备修程及周期的一般性规定，检修部门在对设备检修时，应以每月下达的月度生产计划为准第一章 牵引变电所一次设备检修工艺及试验标准1 变压器检修项目、检修工艺及试验标准1.1 变压器周期检测项目及检修工艺1.1.1 检查、清扫外壳和套管，必要时局部涂漆：用干净的棉纱或毛巾清扫变压器外壳及绝缘件，变压器的外壳均应清洁无油垢，工作接地及保护接地良好，绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹，瓷釉剥落面积不得超过300 mm2。锈蚀面积不得超过总面积的5%，超过时应除锈涂漆。1.1.2 检查、紧固法兰及各部螺栓，要求受力均匀适当，不得松动，并有放松措施，螺纹部分要涂油。压力释放阀（防爆管、密封良好，膜片完整。变压器无渗漏油。1.1.3 检修呼吸器，干燥剂变色超过2/3时应更换失效的干燥剂。1.1.4 检查油枕及其隔膜，检查油位应与温度对应，若不对应的应查明原因并补油或放油，放出集污器内的积水和杂物。1.1.5 检修冷却装置，各个蝶阀及管路畅通，风扇电机完好，进行手动启动风扇，风扇电机应能工作正常。1.1.6 检修瓦斯保护，各接点正常、动作正确，连接电缆无锈蚀，绝缘良好，瓦斯继电器无气体、无积水、渗油、引线良好、接线盒无积水或积油，应能正确给出跳闸及报警信号。1.1.7 检修温度计，各部零件和连线完好，指示正确。运行中的油浸自冷、风冷式变压器，其上层油温超过70应报警；将通风控制开关打至自动位，风冷式变压器当其上层油温超过55时应自动起动风扇，45应自动停止风扇。1.1.8 检修基础、支撑部件、套管和引线。要求钢筋混凝土基础、杆塔、构架应完好，安装牢固，并不得有破损、下沉，各种引线不得松股、断股，连接要牢固，接触良好，张力适当，无过热，相间和对地距离均要符合规定。1.1.9 检查变压器本体端子箱及接线盒：箱体密封良好、无变形、破损，无锈蚀、接地良好，箱内二次回路绝缘良好、接线正确、端子紧固、接触良好，整洁美观。1.1.10 检查分接开关位置：三相位置一致，同所主变位置相同，档位符合运行要求，配件齐全，密封良好。1.1.11 变压器及导管内的变压器油应进行试验，并满足变压器油试验标准。1.1.12 变压器应开展相关预防性试验，开展的项目、周期及要求按1.3变压器试验标准执行。1.1.13试运行：检修调试结束，检修工作票消票后，再次确认各项断开的端子、连片、引线等已恢复正常，即装置已恢复正常状态。确认一次、二次设备正常，满足送电条件，由检修负责人应通知变电值班员和供电调度，按照送电程序投入相关一次、二次设备。系统工频电压、电流加入屏内，利用综自后台、调试软件工具检查母线电压、测量电流、保护电流、相位角的值是否合理正确（尤其在线路上有负荷时注意观察、，只有确认正常后检修人员才能离开。1.2 变压器更新项目、检修工艺根据设计文件并按照批复组织实施，更新改造后的设备满足铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准（TB 10421-2003、相关要求。1.3 变压器及电抗器试验标准1.3.1 变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目周 期要求说明1绕组直流电阻12年2无励磁调压变压器变换分接位置后；3有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接侧、；4大修后；5必要时11.6MVA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121.6MVA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与以前相同部位测的值比较，其变化不应大于2；4电抗器参照执行1如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3项执行；2不同温度下的电阻值按下式换算R2=R1(T+t2)/(T+t1)式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算常熟，铜导线取235，铝导线取225；3无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量2绕组绝缘电阻、吸收比或级化指数12年2大修后；3必要时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；2吸收比（1030范围）不低于1.3或级化指数不低于1.51采用2500V或5000V兆欧表；2测量前被试绕组应充分放电；3测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近；4尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2= R11.5(t1-t2)/10式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值；5吸收比和极化指数不进行温度换算3绕组的tg电压等级为35KV及以上或容量在1600KVA及以上的设备12年2大修后；3必要时120时tg不大于下列数值：66220KV0.8，35KV及以下1.5；2tg值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30）；3试验电压如下：1非被试绕组应接地或屏蔽；2同一变压器各绕组tg的要求值相同；3测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近；4尽量在油温低于50时测量绕组电压10KV及以上10KV绕组电压10KV及以下Un4用M型试验器时试验电压自行规定4电容型套管的tg和电容值电压等级为35KV及以上或容量在1600KVA及以上的设备12年2大修后；3必要时1用正接法测量；2测量时记录环境温度及变压器（电抗器）顶层油温5交流耐压试验1大修后（66kV及以下）；2更换绕组后；3必要时1油浸变压器（电抗器）试验电压值按中华人民共和国电力行业标准DL/T5961996；2干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍1可采用倍频感应或操作波感应法；266KV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验；3电抗器进行外施工频耐压试验6铁心（有外引接地线的）绝缘电阻12年2大修后；3必要时1与以前测试结果相比无显著差别；2运行中铁心接地电流一般不大于0.1A1采用2500KV兆欧表（对运行年久的变压器可用1000KV兆欧表）；2夹件引出接地的可单独对夹件进行测量7穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1大修后；2必要时220KV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其他自行规定1采用2500KV兆欧表（对运行年久的变压器可用1000KV兆欧表）；2连接片不能拆开者可不进行8绕组泄漏电流电压等级为35KV及以上或容量在1600KVA及以上的设备12年2必要时1试验电压一般如下：读取1分钟时的泄漏电流值绕组额定电压kV3610203566330500直流试验电压kV5102040602与前一次测试结果相比应无明显变化9绕组所有分接开关的电压比1分接开关引线拆装后；2更换绕组后；3必要时1各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律；2.电压35KV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1；其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5；其他分接开关的电压比应在变压器阻抗电压值（、的1/10以内）但不得超过110校核三相变压器的组别或单项变压器极性更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致11有载调压装置的试验和检查1检查动作顺序，动作角度；2操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环；3检查和切换测试：a测量过渡电阻的阻值；b测量切换时间；c检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况；d单、双数触头间非线性电阻的试验；e检查单、双数触头间放电间隙。4检查操作箱；5切换开关室变压器油试验；6二次回路绝缘试验12年或按制造厂要求；2大修后；3必要时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符。手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡滞，没有连动现象，电气和机械限委动作正常。与出厂值相符三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符。动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连线良好。按制造厂的技术要求无扫孙或变动。接触器、电动机、传动齿轮、辅助节点、位置指示器、计数器等工作正常。符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25KV。绝缘电阻一般不低于1M有条件时进行12测温装置及二次回路试验12年；2大修后；3必要时密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符大修和必要时，检测绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表13整体密封检查大修后35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验（约5kPa压力），对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶顶部0.3m油柱试验（约2.5kPa压力）试验时间12小时无渗透。试验时带冷却器，不带压力释放装置14冷却装置及其二次回路检查试验1自行规定；2大修后；3必要时1投运后，流向，温升和声响正常，无渗漏；2强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定；3大修和必要时，检测绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表15套管中的电流互感器绝缘试验1大修后；2必要时绝缘电阻一般不低于1M。采用2500V兆欧表16全电压下空载合闸更换绕组后1全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5分钟；2部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5分钟1在使用分接上进行；2由变压器高压或中压侧加压；3110KV及以上的变压器中性点接地17阻抗试验必要时与出厂值相差在5，与三相或三相平均值相差在20范围内适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量18瓦斯继电器试验12年2大修后3必要时1大修和必要时瓦斯继电器送电力部门检验；2周期检查继电器动作可靠；进行传动试验，信号显示正常1.3.2 干式变压器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组直流电阻1 2年2大修后1相间差别一般不大于平均值得4%，线间差别不应大于平均值的2%2与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%3电抗器参照执行不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2252绕组、铁芯绝缘电阻1 2年2大修后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，一般不低于上次值得70%采用2500V或5000V兆欧表3交流耐压试验12年2大修后（66kV及以下）；全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍4测温装置及二次回路试验1 2年2大修后1按制造厂的技术要求2指示正确，测温电阻应和出厂值相符3绝缘电阻一般不低于1M1采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2连接片不能拆开者可不进行2 SF6断路器检修项目、检修工艺及试验标准2.1 SF6断路器周期检测项目及检修工艺 开展此项工作必需做到两点：、断路器处于分闸位置，、合闸弹簧已释能。释能方法：操作机构检查前必须先断开储能电机电源，然后操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。2.1.1检查、清扫外壳和套管，必要时局部涂漆：用干净的棉纱或毛巾清扫断路器外壳及绝缘件，断路器的外壳均应清洁无油垢，工作接地及保护接地良好，绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹，瓷釉剥落面积不得超过300 mm2。锈蚀面积不得超过总面积的5%，超过时应除锈涂漆。2.1.2检查基础、底架部件和引线。紧固法兰及各部螺栓，要求受力均匀适当，不得松动，并有放松措施，螺纹部分要涂油。钢筋混凝土基础、构架应完好，安装牢固，并不得有破损、下沉，各种引线不得松股、断股，连接要牢固，接触良好，张力适当，无过热，相间和对地距离均要符合规定。2.1.3检查分合闸指示器，应与实际状态相符，后台及保护测控盘分合闸指示与实际状态相符。2.1.4检查弹簧储能情况正常，指示器应与实际状态相符。2.1.5检修操作箱内的加热器的投退符合厂家规定。2.1.6气体密封性检查、气体压力是否正常，密度计指针的位置应在绿色区域；压力降低，应能正确给出闭锁及报警信号。2.1.7操动机构维护2.1.7.1检查加热器的工作是否正常，检查表面热量并无过热迹象，对于温控加热器，利用温控器检查，检查温控器上的端子上给和断电压的工作是否正常；2.1.7.2继电器检查：通过断路器的操作顺序来检查继电器的动作情况，要求断路器无拒动误动，正确给出信号。2.1.7.3接线端子紧固：电气柜退出运行时，检查导体上的连接头和线头是否正确和紧固。2.1.7.4各摩擦及活动部分应注润滑油，保证活动灵活。注意：国外原装或合资产品应使用产品说明书规定品牌润滑油。2.1.7.5操作机构箱密封良好，箱体无变形、破损，无锈蚀、接地良好，电动机及二次回路绝缘良好、接线正确、端子紧固、接触良好，整洁美观。2.1.8 SF6断路器应进行试验，开展的项目、周期及要求按2.3 SF6断路器试验标准执行。2.1.9 整组试验：检修、试验作业完毕后，电调、现场检修人员必须对相关检修真空断路器进行遥控、遥信和就地分合闸操作，以及保护动作试验，要求断路器无拒动误动，正确给出断路器状态信号。正确后方可消除作业命令。2.1.10试运行：检修调试结束，检修工作票消票后，再次确认各项断开的端子、连片、引线等已恢复正常，即装置已恢复正常状态。确认一次、二次设备正常，满足送电条件，由检修负责人应通知变电值班员和供电调度，按照送电程序投入SF6断路器。要求断路器无拒动误动，正确给出断路器状态信号。2.2 SF6断路器更新项目、检修工艺根据设计文件并按照批复组织实施，更新改造后的设备满足铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准（TB 10421-2003）相关要求。2.3 SF6断路器试验标准2.3.1 SF6断路器试验项目、周期和要求（国外原装或合资产品可以适当延长周期1-2年，根据设备状况按段生产计划执行）序号项目周期要求说明1SF6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，因体积大可用聚不包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5小时，测得的SF6气体含量（体积分数）不大于3010-62辅助回路和控制回路绝缘电阻必要时绝缘电阻不低于2M采用500V或1000V兆欧表3耐压试验1大修后（66kV及以下）；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801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5分钟耐压试验；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端口间耐压4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5断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tg1大修后；2必要时瓷柱式断路器各断口同时测量，测得的电容值和tg与原始值比较，应无明显变化大修时，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tg，作为该设备的原始数据6合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1大修后；2必要时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不值在罐体内部，只有解体大修时才能测定7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2ms8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分、合闸电磁铁的动作电压12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3065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10导电回路电阻12年；2大修后敞开式断路器的测量之不大于制造厂规定值的120序号项目周期要求说明11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12SF6气体密度监视器（包括整定值）检验1大修后；2必要时按制造厂规定13压力表效验（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大修后；2必要时按制造厂规定对气动机构校验各级气压的整定值（减压阀及机械安全阀、14操作机构在分闸、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15液（气）压操作机构的泄漏试验1大修后；2必要时按制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验16油（气）泵补压及零起打压的运转时间1大修后；2必要时应符合制造厂规定17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机构大修后按制造厂规定18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2.3.2运行中SF6气体的试验项目、周期和要求序号名称周期要求说明1湿度（20体积分数）10-6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300；2、其他气室大修后不大于250，运行中不大于5001按GB12022SD306六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。3根据厂家说明书要求进行。2密度（标准状态下），kg/m3必要时6.161按SD308六氟化硫气体中密度测定法进行2根据厂家说明书要求进行。3毒性必要时无毒1按SD308六氟化硫气体毒性生物试验方法进行2、。根据厂家说明书要求进行。4酸度g/g必要时0.31按SD307六氟化硫气体中酸度测定法进行2根据厂家说明书要求进行。5四氟化碳（质量分数）%必要时1大修后0.05；2运行中0.21按SD311六氟化硫新气中空气-四氟化硫的气相色谱测定法进行2根据厂家说明书要求进行。6空气（质量分数）%必要时1大修后0.05；2运行中0.27可水解氟化物 g/g必要时1.01按SD309六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法进行2根据厂家说明书要求进行。8矿物油g/g必要时101按SD310六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱法）进行2根据厂家说明书要求进行。3真空断路器检修项目、检修工艺及试验标准3.1 真空断路器周期检测项目及检修工艺开展此项工作必需做到两点：、断路器处于分闸位置，、合闸弹簧已释能。释能方法：操作机构检查前必须先断开储能电机电源，然后操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。3.1.1 外观检查与清洁3.1.1.1用干净的棉纱或毛巾清扫断路器外壳及绝缘件，要求各部件清洁，无破损和裂纹，绝缘件无放电痕迹瓷釉剥落面积不大于300平方毫米。3.1.1.2 接地装置完好，运行时本体接地良好。3.1.1.3 铁件无锈蚀，底架无变形和扭曲，车轮转动灵活、无卡滞。3.1.1.4 电气连接牢固可靠，接触良好，紧固件齐全紧固。3.1.1.5 计数器本体无破损，计数正确，累计次数超过机械寿命应停止使用，进行大修更换。3.1.1.6 观察窗玻璃清洁，无破损。3.1.1.7 铭牌清晰。3.1.1.8 机构传动关节润滑有油，保证活动灵活。注意：国外原装或合资产品应使用产品说明书规定品牌润滑油。3.1.1.9所有二次线及端子排、端子头,要求排线整齐、标注清晰,绝缘电阻大于1M（必要时测试）,转换开关转换可靠。3.1. 2 灭弧室检查3.1. 2.1 灭弧室无放电痕迹，屏蔽罩无氧化，无变色，无水珠。3.1. 22 必要时用加压法检查真空灭弧室真空度，加压过程中，允许灭弧室内部出现非连续性辉光或零星火星，但不得发生贯穿性放电。3.1.3 导流回路检查3.1.3.1 电气连接要求接触良好，连接紧固。3.1.3.2 隔离触指指瓣及护套齐全、完好、清洁、弹性适当，接触面无烧伤痕迹。在运行位置时，墙上触头插入鸭嘴的深度35mm，顶端离鸭嘴根部有5-8mm间隙。3.1.3.3 软铜片连接可靠，无断片和烧灼痕迹。3.1.4检调触头开距及机构相关尺寸断路器一般不需要进行拆卸和调整，但应按要求检查其机械参数，如触头开距、超行程、油缓冲器行程等，检查完毕应手动合、分35次，再进行电动操作。断路器上装有机械联锁装置，只有当断路器触头与静触头接插良好，且联锁杆锁入运行位置联锁孔时，断路器才能合闸且不移位。当断路器要退出时，应分闸并将联锁杆退出联锁孔，再将断路器退至试验位置。3.1.4.1 测量断路器的行程和超行程时，应在真空灭弧室上固定一基准面，用直尺或游标卡尺测量真空灭弧室触头杆在分闸位置时LF、HF和合闸位置时LH、HH值，则： 总 行 程： LZ= LF- LH 触头开距： HK= HF HH 超行程： HL = LZ HK 触头累计烧损： H = H1 H2 H1大、中修后原始值；H2本次测量值。 缓冲器行程：HC = HY FY HY 、FY断路器在合、分位置时缓冲器测量值。若真空断路器触头磨损未超过动静触头允许磨损累计厚度，且断口一分钟工频耐压满足技术参数，则仍具有开断能力，可继续使用。否则，应予以更换。注：GSR+系列不作该项检测 3.1.5 操作机构检查3.1.5.1 各部件正常完好，无扭曲和变形、无积污，各固定螺栓、轴销、开口销齐全牢靠，开口销开口角度不小于60。各连杆连接深度不小于杆的直径。连接处无裂纹、松动，螺纹无滑扣及其它异常现象。3.1.5.2 用手柄进行分合闸操作，检查操作机构动作情况和接点转换情况。3.1.5.3 各传动件运动灵活，无卡滞，活动部位润滑有油，分合闸指示牌与实际状况相符。3.1.5.4 辅助联锁接点转换正确，闭合时接触良好.3.1.5.5 西安高压研究所弹簧储能机构的调试3.1.5.5.1 电动储能：上电未储能时，行程开关CK闭合，电机受电转动，带动齿轮A（见图三），通过B构成一级减速，C和D构成二级减速，齿轮D同时带动驱动爪，驱动爪在运动过程中与驱动块咬合后带动储能轴转动，实现合闸弹簧储能，弹簧储能到位时，摇臂推动行程开关，切断储能电机电源；离合推轮将驱动爪抬起脱离驱动块，从而保证储能机械在机械系统惯性下不被损坏。3.1.5.5.2 人力储能操作：将人力储能操作手柄插入储能摇臂的插孔中，然后上、下摆动（约35），通过摇臂上的棘爪驱动棘轮，并带动储能轴转动实现合闸弹簧储能。3.1.5.5.3 合闸操作：当机构的合闸弹簧储能完毕后，凸轮连杆机构处于图4所示状态，合闸弹簧因挚子的作用而保持储能状态，使凸轮滚子有顺时针方向运动的趋势。此时若将合闸脱扣轴按顺时针方向转动至脱扣位置（约20），储能保持挚子扣板将向顺时针方向迅速运动，合闸弹簧快速释放能量，带动凸轮沿顺时针方向迅速转动。同时，连杆机构在凸轮的驱动下运动至合闸位置图4b所示位置，从而完成合闸，若此时合闸弹簧进行储能，储能到位时，凸轮连杆机构达到图4a状态。3.1.5.5.4 分闸操作；机构的合闸状态是由连杆机构的扣板和半轴来保持的，扣板在断路器负载力下有解扣方向（逆时针）运动的趋势，此时，若将分闸半轴沿逆时针方向转动至脱扣位置（约20），扣板迅速沿逆时针方向运动，连杆机构的平衡状态被解除，在断路器负载力作用下运动至分闸位置一（图4c或d）。3.1.5.5.5 储能电动机通电检查，要求运行平稳。3.1.5.5.6 手动分合闸按钮与铁芯间隙为3-5mm。3.1.5.5.7 分合闸铁芯在线圈失电的情况下，经复位弹簧复位后，铁芯与挚子档板应有5-8mm间隙，铁芯活动灵活，无卡滞现象。3.1.5.5.8 辅助开关在分合闸位置时，应可靠转换，闭合接点应闭合良好，断开接点应可靠断开，其断开接点间的绝缘电阻10兆欧（500伏兆欧表）。3.1.5.5.9 行程开关在弹簧储到位时应可靠断开。3.1.5.5.10 检修完毕，手动和电动各分合闸3次（馈线5次），各部位应动作灵活、无卡滞现象。如有一次拒分、拒合，均应调整分合闸挚子、档板与铁芯间隙，不得臆测行事，认为值班员操作不当。如合闸时带分闸，则应调整分闸挚子间隙。3.1.5.5.11 其它机械部分的检查和注油。3.1.6 川电弹簧储能操作机构3.1.6.1 机构原理如图5。3.1.6.2 储能电动机通电检查，运行平稳，行程开关在弹簧储到位时应可靠断开。3.1.6.3 手动分合闸按钮与铁芯的间隙3-5mm。3.1.6.4 分合闸铁芯在线圈失压的情况下，经复位弹簧复位后，铁芯与挚子档板的距离应有5-8mm，铁芯活动灵活、无卡滞现象。3.1.6.5 分闸挚子应调整适当，当开关合闸时带分闸，分闸挚子调试过弱，使合闸保持不住；如分不下闸，则分闸挚子调试过强。分闸顶子与合闸保持滚轮的中心必须对齐，误差不得超过1mm。3.1.6.6 检修完毕，手动和电动各分合闸3次（馈线5次），各部位应动作灵活、无卡滞现象。如有一次拒分、拒合或合不上，都应仔细检查和重新调试分闸挚子，不得臆测行事，认为值班员操作不当或其它原因造成。3.1.7 ABB弹簧储能操作机构3.1.7.1 机构原理如图6、图7 图6：面板卸去后的平面蜗卷弹簧式操动机构与辅助设备视图图7：卸去了储能电动机的操作机构视图3.1.7.2弹簧的储能检查 断路器配储能电机时，自动进行储能；若储能电机断开，能手动继续进行并完成储能。3.1.7.3储能电动机通电检查，运行平稳，行程开关在弹簧储到位时应可靠断开。3.1.7.4 手动分合闸按钮与铁芯的间隙3-5mm。3.1.7.5分合闸铁芯在线圈失压的情况下，经复位弹簧复位后，铁芯与挚子档板的距离应有5-8mm，铁芯活动灵活、无卡滞现象.3.1.7.6 对止动盘、支承轴、滑动和滚动部件表面重新涂抹润滑脂，润滑脂牌号为Isoflex Topas NB52 (Kluber公司的产品)，ABB公司的供货单编号为GCE0007249P0100.3.1.7.7检修完毕，手动和电动各分合闸3次（馈线5次），各部位应动作灵活、无卡滞现象。如有一次拒分、拒合或合不上，都应仔细检查和重新调试分闸挚子，不得臆测行事，认为值班员操作不当或其它原因造成。3.1.8真空断路器应进行试验，开展的项目、周期及要求按3.3真空断路器试验标准执行。3.1.9整组试验：检修、试验作业完毕后，电调、现场检修人员必须对相关检修真空断路器进行遥控、遥信和就地分合闸操作，以及保护动作试验，要求断路器无拒动误动，正确给出断路器状态信号。正确后方可消除作业命令。3.1.10试运行：检修调试结束，检修工作票消票后，再次确认各项断开的端子、连片、引线等已恢复正常，即装置已恢复正常状态。确认一次、二次设备正常，满足送电条件，由检修负责人应通知变电值班员和供电调度，按照送电程序投入真空断路器。要求断路器无拒动误动，正确给出断路器状态信号。3.2 真空断路器更新项目、检修工艺根据设计文件并按照批复组织实施，更新改造后的设备满足铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准（TB 10421-2003、相关要求。3.3真空断路器试验标准3.3.1 真空断路器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说 明1绝缘电阻12年；2大修后1整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定；2断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值（）；试验类别额定电压kV242527.555大修后100025005000运行中300100030002交流耐压试验（断路器主回对地、相间及断口、12年（12kV以下）；2大修后；3.必要时（40.5、72.5kV）断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DC/T593规定值1更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，耐压设备不能满足时可分段进行；2相间、相对地及断口的耐压值相同3辅助回路和控制回路交流耐压试验12年；2大修后试验电压为2kV4导电回路电阻12年；2大修后1、大修后应符合制造厂规定；2、运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值用直流压降法测量，电流不小于100A序号项目周期要求说 明5断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程12年；2大修后应符合制造厂规定在额定操作电压下进行6操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压12年；2大修后1操作机构分、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30%65%间，在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端子电压为操作电压额定值80%（关合峰值电流等于或大于50kV时为85%）时应可靠动作；2进口设备按制造厂规定7合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻大修后1绝缘电阻不应小于22直流电阻应符合制造厂规定采用1000V兆欧表8真空灭弧室真空度的测量必要时自行规定有条件时进行9检查动触头上的软联结夹片有无松动大修后应无松动3.3.2干式电流互感器试验项目、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135KV及以上：2年；10KV：6年2大修后3必要时1一次绕组对末屏及对地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化，一般不低于出厂值及初始值的70%2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M1采用2500V兆欧表2tan及电容量35KV及以上：1 3年一次2大修后3.必要时1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。2参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时，主绝缘 tan不应大于0.5%，且与历年数据比较，不应有显著变化3当电容型电流互感器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%1只对35KV及以上电容型互感器进行2当tan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tan与温度、电压的关系，当tan随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，tan增量超过0.3%，不应继续运行。3对具备测试条件的电容型互感器，可以用带电测试tan及电容量代替3交流耐压试验1 35KV及以上：必要时210kV：6年1一次绕组按出厂值的80%进行。10KV电流互感器耐压试验按35KV进行2二次绕组之间及末屏对地为2kV，可用2500V兆欧表代替。4局部放电测量1 110kV及以上2必要时在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于50pC5各分接头的变比检查1大修后2必要时1与铭牌标志相符2比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定。1对于计量计费用 绕组应测量比值差和相位差。7校核励磁特性曲线必要时与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别继电保护有要求时进行4互感器检修项目、检修工艺及试验标准4.1 互感器周期检测项目及检修工艺4.1.1检查、清扫外壳和套管，必要时局部涂漆：用干净的棉纱或毛巾清扫变压器外壳及绝缘件，变压器的外壳均应清洁无油垢，工作接地及保护接地良好，绝缘件应无脏污、裂纹、破损和放电痕迹，瓷釉剥落面积不得超过300 mm2。锈蚀面积不得超过总面积的5%，超过时应除锈涂漆。4.1.2检查紧固法兰及各部螺栓，要求受力均匀适当，不得松动，并有放松措施，螺纹部分要涂油。4.1.3检修基础、支撑部件和引线。要求钢筋混凝土基础、杆塔、构架应完好，安装牢固，并不得有破损、下沉，各种引线不得松股、断股，连接要牢固，接触良好，张力适当，无过热，相间和对地距离均要符合规定。4.1.4检查互感器本体接线盒：盒体密封良好、无变形、破损，无锈蚀、接地良好，箱内二次回路绝缘良好、接线正确、端子紧固、接触良好，整洁美观。4.1.5检查油位及金属膨胀器，检查油位应与温度对应，若不对应的应查明原因并补油或放油，放出顶部的积水和杂物，膨胀器要求配件齐全，密封良好，无渗油及漏油。4.1.6互感器内的变压器油应进行试验，并满足变压器油试验标准。4.1.7变压器应开展相关预防性试验，开展的项目、周期及要求按4.3互感器试验标准执行。4.1.8检修调试结束，检修工作票消票后，再次确认各项断开的端子、连片、引线等已恢复正常，即装置已恢复正常状态。确认一次、二次设备正常，流互二次不得开路、压互二次不得短路，满足送电条件，由检修负责人应通知变电值班员和供电调度，按照送电程序投入相关一次、二次设备。利用综自后台、调试软件工具检查母线电压、测量电流、保护电流、相位角的值是否合理正确（尤其在线路上有负荷时注意观察）4.2 互感器更新项目、检修工艺根据设计文件并按照批复组织实施，更新改造后的设备满足铁路电力牵引供电工程质量检验评定标准（TB 10421-2003）相关要求。4.3 互感器试验标准4.3.1 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绕组的绝缘电阻12年；2大修后；3必要时绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化采用2500V兆欧表2tg和电容值12年；2大修后；3必要时1主绝缘tg（）应小于下面的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化；1主绝缘tg试验电压为10KV,末屏对地tg试验电压为1KV;2油纸电容型tg一般不进行温度换算，当tg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tg与温度、电压的关系，当tg随温度明显变化或试验电压由10KV升到Um/3的1/2时，tg增量超过0.3，不应继续运行3固体绝缘互感器可不进行tg测量电压等级KV20-3566-110220大修后油纸电容型充油型胶纸电容型3.02.51.02.03.00.6运行中油纸电容型充油型胶纸电容型1.02电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别应超出5范围时应查明原因3当电容型电流互感器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23交流耐压试验12年（20KV及以下）；2大修后（66kV及以下）3必要时1一次绕组按出厂值的85进行。出厂值不明的按下列电压进行试验。电压等级 KV361015203566试验电压 KV1521303847721202二次绕组之间及末屏对地为2KV；3全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行4极性检查1大修后；2必要时与铭牌标志相符5各分接头的变比检查1大修后；2必要时与铭牌标志相符更换绕组后应测量比值差和相位差6密封检查1大修后；2必要时应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定7一次绕组直流电阻测量1大修后；2必要时与初始值或出厂值比较，应无明显差别4.3.2 干式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135KV及以上：2年；10KV：6年2大修后3必要时1一次绕组对末屏及对地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化，一般不低于出厂值及初始值的70%2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M1采用2500V兆欧表2tan及电容量35KV及以上：1 3年一次2.大修后3.必要时1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。2参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时，主绝缘 tan不应大于0.5%，且与历年数据比较，不应有显著变化3当电容型电流互感器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%1只对35KV及以上电容型互感器进行2当tan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tan与温度、电压的关系，当tan随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，tan增量超过0.3%，不应继续运行。3)对具备测试条件的电容型互感器，可以用带电测试tan及电容量代替3交流耐压试验1 35KV及以上：必要时210kV：6年1一次绕组按出厂值的80%进行。10KV电流互感器耐压试验按35KV进行2二次绕组之间及末屏对地为2kV，可用2500V兆欧表代替。4局部放电测量1 110kV及以上2必要时在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于50pC5各分接头的变比检查1大修后2必要时1与铭牌标志相符2比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定。1对于计量计费用 绕组应测量比值差和相位差。7校核励磁特性曲线必要时与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别继电保护有要求时进行4.3.3 电磁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绝缘电阻12年；2大修后；3必要时自行规定一次绕组用2500V兆欧表，二次组用1000V或2500V兆欧表2Tg（20KV及以上、1绕组绝缘：a 2年；b大修后；c必要时2.66220KV串级式电压互感器支架：a投运前；b大修后；c必要时1.绕组绝缘tg（）不应大于下表数值串级式电压互感器的tg试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方法与要求自行规定温度51020304035kV及以下大修中1.52.53.05.07.0运行中2.02.53.55.58.035kV及以上大修中1.01.52.03.54.0运行中1.51.02.54.05.52.支架绝缘tg一般不大于63交流耐压试验1大修后（66kV及以下）；2必要时1一次绕组按出厂值的85进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验：1串级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验；2进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压；3倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤电压等级kV361015203566试验电压kV1521303847721202二次绕组之间及末屏对地为2kV3全