ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册.docx

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1、厦门华电开关有限公司ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册（2014版）广东电网有限责任公司 发 布前 言为了切实做好设备运行维护工作，提高设备维护与检修质量和可操作性，实现设备精益化管理工作目标，作为重点设备管控技术标准体系文件的重要组成部分，公司组织电力研究院、设备运行维护单位、厦门华电开关有限公司参与，充分结合设备制造工艺和运行维护特点，编制完成了厦门华电开关有限公司ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册，提出该型设备在日常巡视、预防性试验、检修各个环节的技术要求和实施方法，以有效指导各单位该型断路器的维护与检修工作。本手册起草单位：江门供电局，厦门华电开关有限公

2、司本手册主要起草人：叶健忠、游祥辉、文建伟、吴伟、裴运军本手册主要审查人员：吴建锋、姚远、吕鸿、唐瑛本规范自发布之日起实施。本规范由广东电网有限责任公司生产设备管理部提出、归口管理和负责解释。执行中的问题和意见，请及时反馈至广东电网有限责任公司生产设备管理部目录前 言II目录III1 适用范围及引用文件11.1 适用范围11.2引用文件12.1 技术参数32.1 技术参数表32.2 浴盆曲线图93 维护、检修周期及项目93.1 C类检修项目及周期93.2 B类检修项目与周期93.3 A类检修项目与周期144 维护及检修准备工作174.1 B类检修项目要求174.1.1 工器具要求174.1.2

3、耗材要求184.1.3 人员需求194.1.4 成本估算194.2 A类检修项目要求204.2.1 工器具要求204.2.2 耗材要求204.2.3 人员需求204.2.4 成本估算204.3.1 技术准备工作214.3.2 工器具准备工作214.3.3 人员准备工作214.4 B类检修危险点及预控措施214.5.1 B类检修工作流程234.5.2 A类检修工作流程235.1 B类检修质量标准245.1.1 本体及支架检查245.1.2 SF6 密度表校验及触点回路检查245.1.3 进出瓷套管检查245.1.4 气室微量水分测量255.1.5 断路器、三工位隔离接地开关及故障接地开关操作检2

4、55.1.6 联锁闭锁回路操作285.1.7 GIS SF6气体分解产物测量295.1.8 GIS的SF6气体检漏295.1.9二次元件及控制回路检查295.1.10各操作机构润滑、辅助开关及位置开关295.1.11 分合闸线圈检测335.1.12 GIS 时间参量测试335.1.13 GIS主回路电阻测量345.2 A类检修质量标准346 厦门华电开关有限公司相关资料性附录36附录一 主要故障的处理36附录二 作业说明38附录三 断路器操作机构二次图纸43附录四 GIS标准间隔组成及对应气隔图50附录五 全寿命周期成本计算52附录七 常用备件561 适用范围及引用文件1.1 适用范围本手册适

5、用于广东电网有限责任公司范围内由厦门华电开关有限公司生产的ZF35(GFM)-126 型GIS的维护和检修工作。1.2引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。IEC 62271-100:2008 高压开关设备和控制设备：高压交流断路器IEC 62271-102:2001 高压开关设备和控制设备：高压交流隔离开关和接地开关IEC 62271-203:2003 高压开关设备和控制设备：额定电压52kV及以上的气体绝缘金属封 闭开关设备IEC 60044-1:200

6、3 互感器第1部分：电流互感器IEC 60044-2:2003 互感器- 第2部分：感应式电压互感器IEC 62271-209:2007 额定电压大于等于72.5 kV的气体绝缘金属封闭开关设备与充流体及挤包绝缘电力电缆的连接-充流体及干式电缆终端IEC TR2 61639:1996 额定电压72.5 kV的电力变压器与气体绝缘金属封闭开关设备的直接 连接IEC 60099-4:2006 避雷器 第4部分：交流系统用无间隙金属氧化物避雷器GB 11022-2011 高压开关设备通用技术条件GB 7674-2008 六氟化硫封闭式组合电器GB 1984 -2003 交流高压断路器GB 7354-

7、2003 局部放电测量GB 1985 -2004 交流高压隔离开关和接地开关GB 1207 -2006 电磁式电压互感器GB 1208 -2006 电流互感器GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 50171-1992 盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50168-2006 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）DL/T 5161-2002 电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T 417-2006 电力设备局部放电现场测量导则DL 5009.3-200

8、5 电力建设安全工作规程(变电所部分)DL/T596-2005 电力设备预防性试验规程DL/T 621-1997 交流电气装置的接地Q/CSG 1205001-2014 电力设备检修规程Q/CSG 210021-2014 中国南方电网有限责任公司设备检修管理办法广东电网公司输电及变电一次设备运维策略建设实施细512.1 技术参数2.1 技术参数表序号技术参数名称单位出厂标准参数一GIS一般参数1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min相对地、相间kV230隔离断口kV230+73额定雷电冲击耐受电压（峰值）相对地、相间kV550隔离断口kV550+1033额定频率Hz

9、504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间S48SF6气体额定压力（20时表压）断路器+CT气室MPa0.6其它气室0.59SF6气体中允许水分含量断路器+CT气室L/L150其它气室25010SF6气体年泄漏率0.511局部放电量(试验电压151kV)pC512环境温度 -25 +4013海拔高度M100014地震强度G烈度为9度：水平加速度0.4，垂直加速度0.2二断路器1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min相对地、相间kV230隔离断口kV230+73额定雷电冲击耐受电压（峰值）相对地、相间kV

10、550隔离断口kV550+1033额定频率Hz504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间s48额定短路开断电流kA409额定峰值关合电流kA10010近区故障电流kA36，3011首开极系数1.512额定失步电流kA1013额定线路充电电流A31.514额定电缆充电电流A14015异相接地故障开断电流kA34.816额定时间参数合-分时间ms60ms分-合时间300分闸时间40ms合闸时间100ms17三相不同期性合闸ms2分闸218平均速度合闸速度ms40.5分闸速度5.50.519SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.

11、6报警压力0.55闭锁压力0.520断路器的重量SF6气体重量kg60断路器总重量1500断路器水平载荷600断路器垂直载荷300021额定操作顺序O0.3sCO180sCO22断路器主回路电阻12023断路器机械寿命次1000024断路器电寿命次2025弹簧操作机构操作电压VDC 220/110储能时间s20电机功率W600操作方式三相联动26分合闸线圈阻值液压机构22010弹簧机构分闸线圈335合闸线圈185三隔离开关1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min相对地、相间kV230隔离断口kV230+73额定雷电冲击耐受电压（峰值）相对地、相间kV550隔离断口k

12、V550+1033额定频率Hz504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间s48额定母线转换电流(转换电压10V)A16009开合感性小电流A0.510开合容性小电流111额定时间参数分闸时间s10.6合闸时间10.612SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.413隔离开关主回路电阻2514隔离开关机械寿命次1000015电动操作机构操作电压VDC 220/110电机功率W350操作方式三相联动四检修接地开关1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min相对地、相间kV2

13、30隔离断口kV230+73额定雷电冲击耐受电压（峰值）相对地、相间kV550隔离断口kV550+1033额定频率Hz504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间s48额定时间参数分闸时间s10.6合闸时间10.69检修接地开关机械寿命次1000010检修接地开关主回路电阻2511SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.412电动操作机构操作电压VDC 220/110电机功率W350操作方式三相联动五快速接地开关1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min相对地、相间kV

14、230隔离断口kV230+73额定雷电冲击耐受电压（峰值）相对地、相间kV550隔离断口kV550+1033额定频率Hz504额定短时耐受电流kA405额定峰值耐受电流kA1006额定短路持续时间s47额定峰值关合电流kA1008额定短路关合次数次29开合电磁感应电流(6kV)A10010开合静电感应电流(6kV)511SF6气体额定压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.412额定时间参数分闸时间s1.80.5合闸时间10.513合闸速度ms30.514快接地开关回路电阻3515快速接地开关机械寿命次1000016电动弹簧操作机构操作电压VDC 220/110电机

15、功率W400操作方式三相联动六电流互感器1额定电压kV1262额定电流A2500/31503额定频率Hz504额定一次电流A300/600/1000/1250/1600/2000/25005额定二次电流A1/56容量VA15/20/307准确级0.2s/0.2/0.5/10P20/5P208一次侧额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1minkV230额定雷电冲击耐受电压（峰值）5509SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.4七电压互感器1额定电压一次绕组电压kV110/二次绕组电压V100/剩余绕组电压V1002一次侧额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效

16、值)1minkV230额定雷电冲击耐受电压（峰值）5503额定频率Hz504准确级次0.2/0.5/3P 5额定输出VA10/25/50/1006SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.4八避雷器1额定电压kV1022持续运行电压kV79.63标称放电电流（8/20s）kA104雷电冲击电流下残压（峰值）kV2665操作冲击电流下残压（峰值）2266陡波冲击电流下残压（峰值）2977直流1mA参考电压1488SF6气体压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.4九SF6/空气套管1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(

17、有效值)1min (干试、湿试)kV230额定雷电冲击耐受电压(峰值) (干试、湿试)kV5503额定频率Hz504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间s48爬电距离mm3150/39069干弧距离mm90010静态安全系数3.511SF6气体额定压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.412端子静负载水平纵向N1250水平横向750垂直方向100013无线电干扰水平(在1.1倍相电压下)V500十母线1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min kV230额定雷电冲击耐受电压(

18、峰值)kV5503额定频率Hz504额定电流A2500/31505额定短时耐受电流kA406额定峰值耐受电流kA1007额定短路持续时间s48材质铜/铝合金9母线回路电阻 0.015/mm10导体直径mm60x1511SF6气体额定压力（20时表压）额定压力MPa0.5报警压力0.45最低功能值0.4十一壳体1内部故障短路电流kA402内部故障短路持续时间s0.33材质铝合金4气室断路器气室其它气室额定压力（20是表压）MPa0.60.5设计压力0.750.655min例行试验压力1.51.3外壳破坏压力3.753.25防爆膜设计压力115温升试验试验电流A1.1x3150可以接触部位K30可

19、能接触部位40不可接触部位65十二绝缘子1额定电压kV1262额定绝缘水平额定工频耐受电压(有效值)1min kV230额定雷电冲击耐受电压(峰值)kV5503额定频率Hz504额定短时耐受电流kA405额定峰值耐受电流kA1006额定短路持续时间s47额定相电压下最大电场强度kV/mm1.58额定压力（20是表压）MPa0.6设计压力0.755min例行试验压力1.5外壳破坏压力2.259局部放电量(试验电压151kV)pC3十三重量和尺寸1间隔尺寸（双母线）(L)x (W) x (H)/mm mm5000x1000x31002运输尺寸（双母线） (L) x (W)x (H) /mm mm5

20、000x1500x32003运输重量（双母线）/吨 t3.52.2 浴盆曲线图3 维护、检修周期及项目3.1 C类检修项目及周期设备不停电维护（C类检修）项目和周期应同时满足南方电网公司电力设备检修规程和广东电网公司输电及变电一次设备运维策略及管控建设实施细则的要求。3.2 B类检修项目与周期B类检修项目周期应按下表执行，如制造厂有本手册未包含的项目或特殊要求时，应与制造厂协商后执行。序号项目要求周期备注通用部分1测试实验 1） 操作机构机械特性试验2） 自由脱扣试验6年(可结合停电预试开展)2操作装置和控制盘1） 弹簧生锈及变形，修理损坏了的零部件2） 调整行程3） 每个连接部分的销子有无异

21、常情况4） 润滑5） 检查和修理辅助开关6） 调整油缓冲器、换油7） 按规定更换零部件8） 按规定更换坏死的标准件6年(可结合停电预试开展)更换零部件和调整行程工作，有必要时需联系厂家人员进行。3GIS SF6气体的湿度(20的体积分数) L/L断路器（新150运行300ppm）其他（新250运行500ppm）6年(可结合停电预试开展)4六氟化硫气体水分干燥剂 气室微水超标时更换 超标处理、6年(可结合停电预试开展)5SF6气体检漏当红外检漏无法查到漏点时，应采取包扎、泡沫涂抹法检漏必要时6SF6密度继电器（压力表）检查1）本体SF6密度继电器接线盒密封应良好，无进水、锈蚀情况，观察窗应无污秽

22、，刻度应清晰可见2）本体SF6密度继电器压力告警、闭锁功能应能正常工作3）密度继电器的绝缘电阻不低于10M1）6年2）必要时7气室SF6分解物含量 符合技术要求 6年(可结合停电预试开展)8机构箱及汇控箱电器元件检查1）检查并紧固接线螺丝，清扫控制元件、端子排2）储能回路、控制回路、加热和驱潮回路应正常工作3）二次元器件应正常工作，接线牢固，无锈蚀情况1）6年2）必要时B9回路电阻测量符合技术要求6年(可结合停电预试开展)10断路器时间参量检测满足要求参数要求6年(可结合停电预试开展)11控制电缆检查连接牢固可靠6年(可结合停电预试开展)12加热器检查功能完好6年(可结合停电预试开展)13机构

23、箱检查机构箱底部是否存在水迹、碎片、异物。机构箱外观、密封是否良好。6年(可结合停电预试开展)如发现异常，查明原因，并与厦门华电开关有限公司客户服务部取得联系。14二次回路采用500V绝缘电阻测试仪测试GIS二次回路的绝缘电阻值2M。6年(可结合停电预试开展)15防爆膜检查防爆膜应无严重锈蚀、氧化及变形现象6年断路器及操动机构1手动/电动分合检查 操动顺滑，无卡阻。 6年(可结合停电预试开展)2机械时间特性试验符合技术要求6年(可结合停电预试开展)3断路器操作机构功能检查液压机构：无液压油外露、保压性能良好、操作功能良好、监控节点输出良好。弹簧机构：操作功能良好、监控节点输出良好。6年(可结合

24、停电预试开展)10液压机构及采用差压原理的气动机构防失压慢分试验当断路器本体在合闸时，由零压开始建压至额定压力过程中，检查本体合闸位置应保持无变化1)6年2)必要时B11断路器分、合闸掣子检查分合闸滚子与掣子接触面表面应平整光滑，无裂痕、锈蚀及凹凸现象，若有异常则重新进行调整1）6年2）必要时B12断路器操作机构储能电机检查操作机构储能电机（直流）碳刷无磨损，电机运行应无异响、异味、过热等现象，若有异常情况应进行检修或更换1)6年2)必要时B13驱动机构检查检查锁紧螺母，其它螺栓连接和锁片的可靠入位以及腐蚀情况。为进行检查，用电机驱动机构将隔离开关以及接地开关分合5次，记录开关运动的任何异常现

25、象。检查位置指示器机械触点的损坏和磨损6年B14缓冲器检查对合闸缓冲器和分闸缓冲器的外部泄漏进行视觉检查。检查缓冲器下方固定区域的黄油痕迹6年B15分、合闸线圈检查分、合闸线圈铁心应灵活、无卡涩现象；分、合闸线圈安装应牢固、接点无锈蚀、接线应可靠；分、合闸线圈直流电阻值应满足厂家要求 1）6年2）必要时B16分、合闸线圈低动作电压试验1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%110%范围或直流额定电压的80%110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压

26、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1）220kV及以上3年1 次；110kV 6年1次2）必要时B17液压操作机构压力告警、闭锁功能检测1）检查开关油泵停止和启动压力应正常2）检查从零到额定压力的打压时间3）检查闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁跳闸、闭锁操作各参数告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作，且后台报信正常4）检查开关预压力应正常6年B18对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查1）检查开关及机构机械传动部分正常2）对拐臂、联板、轴、销逐一检查位置及状态无异常，其固定的卡簧、卡销均稳固3）检查机构所做标记位置应无变化4）对联杆的紧固螺母检

27、查无松动，划线标识无偏移5）对各传动部位进行清洁及润滑，尤其是外露连杆部位6）所使用的清洁剂和润滑剂必须符合厂家要求6年B19更换液压油更换原液压油，并对液压系统用液压油进行冲洗，充分排空后对其进行机械特性进行测量，记录其分合闸速度、时间、行程6年B20液压油过滤、油箱清扫及液压油补充油箱、过滤器应洁净，液压油无水份及杂质，应对液压油进行过滤，补油时应使用滤油机进行补油。如发现杂质应制定相应的检修方案1）220kV及以上6年；110kV 12年2）必要时B21辅助开关传动机构的检查1）辅助开关传动机构中的连杆联接、辅助开关切换应无异常2）辅助开关应安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好，并进行

28、除尘清洁工作1)6年2)必要时B22开关机构箱体检查1）检查加热装置正常运行2）清理机构箱呼吸孔尘埃3）检查机构箱内二次线端子排接触面无烧损、氧化，各端子逐一紧固并检测绝缘不低于2M，否则需干燥或更换4）装复线插外部的防雨罩后检查锁定把手位置正确锁紧5）箱门平整、开启灵活、关闭紧密，转动部分可添加润滑剂6）机构运行后需结合停电检查维护对机构箱体密封检查，检查机构门封无破损、脱落，结合A类检修期更换门封，每次检查门板、封板等应不存在移位变形6年B23防腐处理1）对局部锈蚀部位进行除锈防腐处理2）对存在锈蚀铜管、慢泄孔螺母进行更换6年B24断路器机械特性检查1)断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配

29、合时间应符合制造厂规定2)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2ms1）6年2）必要时B25分、合闸速度测量测量方法和测量结果应符合制造厂规定1）6年2)必要时B26外传动部件检修1）各传动、转动部位应进行润滑2）拐臂、轴承座及可见轴类零部件无变形、锈蚀3）拉杆及连接头无损伤、锈蚀、变形，螺纹无锈蚀、滑扣4）各相间轴承转动应在同一水平面5）可见齿轮无锈蚀，丝扣完整，无严重磨损；齿条平直，无变形、断齿6）各传动部件锁销齐全、无变形、脱落7）螺栓无锈蚀、断裂、变形

30、，各连接螺栓规格及力矩符合厂家要求6年B27隔离开关操动机构箱检修电气元件：1）端子排编号清晰，端子无锈蚀、松动2）机构箱内各电器元件通、断正确，切换动作灵活，无卡滞 3）驱潮装置功能正常，加热板阻值符合厂家要求4）电机阻值符合厂家要求，壳体无裂纹，无锈蚀，转动灵活，可见轴承及所有轴类零部件，无变形、锈蚀5）二次回路及电器元件绝缘电阻2M机械元件：1）变速箱壳体无变形，无裂纹，可见轴承及轴类灵活、无卡滞；蜗轮、蜗杆动作平稳、灵活，无卡滞2）机械限位装置无裂纹、变形3）抱夹铸件无损伤、裂纹4）机构转动灵活，无卡滞5）各连接、固定螺栓（钉）无松动6）机构箱体无锈蚀、变形、密封胶条完好，无破损，机构

31、箱内无渗水现像7）各传动、转动部位应进行润滑6年B隔离/接地组合开关、隔离开关、快速接地开关、检修接地开关1手动/电动分合检查 操动顺滑，无卡阻。 6年(可结合停电预试开展)2隔离接地、快速接地开关操作机构功能检查操作功能良好、监控节点输出良好。6年(可结合停电预试开展)就地控制柜1外观检查无损伤、腐蚀，外观良好6年(可结合停电预试开展)电流互感器 1端子箱接线检查 接线牢固，外观良好 6年(可结合停电预试开展)电压互感器 1端子箱接线检查 接线牢固，外观良好 6年(可结合停电预试开展)2电压互感器询问生产商检修1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修避雷器 1雷击计数器 动作正确 1）

32、6年2）结合停电预试开展2监视器漏电流检查 表计指示准确 1）6年2）结合停电预试开展3接地线检查 接地良好、牢固 1）6年2）结合停电预试开展4避雷器本体可通过监控设备接口对避雷器进行监控，出现问题时询问生产商检修1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修套管1复合绝缘套管 清洁 1）6年2）结合停电预试开展2瓷绝缘套管瓷外套表面停电清洁 1）6年2）结合停电预试开展3架空线套管询问生产商检修1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修3.3 A类检修项目与周期A类检修项目周期应按下表执行。如制造厂有本手册未包含的项目或特殊要求时，应与制造厂协商后执行。原则上采用华电派技术人员现场指导

33、，由本单位人专业技术人员负责完成，如条件不允许可以与华电公司协商,采取由华电公司提供备用设备置换A类检修的方式，具体双方根据实际情况协商决定。A类检修项目：序号项目要求周期备注GIS本体1GIS本体检修1）更换气室法兰连接面的螺栓2）根据厂家要求更换适量吸附剂3）更换防爆膜4）气室内壁、导体及绝缘件无异常5）对在现场装配的法兰和管路连接进行检漏1）24年2）必要时2检查灭弧装置对灭弧室进行解体检查，更换不符合厂家要求的部件1）24年2）必要时3检查触头对触头、绝缘拉杆等部件进行检查，更换不符合厂家要求的部件1）24年2）必要时4更换部件1）更换新的吸附剂2）更换新的“O”型密封圈和全部螺栓。按

34、规定的拧紧力矩紧固盖子3）重新对法兰和盖子进行防腐措施1）24年2）必要时GIS机构1隔离开关外传动机构大修1）各传动、转动部位应进行润滑2）拐臂、轴承座及所有轴类零部件，无变形、锈蚀；复合轴套无变形、裂纹3）拉杆及连接头无损伤、锈蚀、变形，螺纹无锈蚀、滑扣；铜套表面无锈蚀、变形4）齿轮无锈蚀、严重磨损，丝扣完整5）各相间轴承转动应在同一水平面6）传动瓷瓶连接牢固，转动无卡滞7）各传动部件固定轴销齐全、无变形、脱落8）螺栓无锈蚀、断裂、变形，各连接螺栓规格及力矩符合厂家要求9）必要时更换相应零部件12年2隔离开关操动机构大修电器元件：1）端子排无破损，编号清晰，端子无锈蚀2）接触器通、断切换正

35、确，动作灵活，无卡滞；测量线圈电阻值符合厂家标准3）辅助开关通、断相应位置正确，接触良好，壳体无破损；转轴、传动拐臂及连杆无变形、卡滞，转动灵活4）电机保护器无破损，设定值符合厂家要求；通、断切换正确；线圈电阻值符合厂家要求5）分、合闸操作按钮无损伤，动作灵活、无卡滞，通断正确6）接地部位接地导通良好7）二次接线正确，连接紧固8）二次回路及电器元件绝缘电阻10M9）驱潮装置功能正常；加热板电阻值测量符合厂家要求10）限位开关无破损，切换可靠11）照明回路照明灯启动正常12）电源测量电机、控制、加热及照明电源正常13）小型断路器无破损、烧损，切换可靠14）电机阻值符合厂家要求；引出线焊接或压接应

36、良好；壳体无裂纹、锈蚀；转动部件灵活，无卡滞；轴承及所有轴类零部件无变形、锈蚀机械元件：1）变速箱齿轮及键槽完整，无损伤；蜗轮、主轴、键槽及平键无损伤；轴承及所有轴类零部件无变形、锈蚀、卡滞，转动灵活；壳体及端盖无变形、裂纹、损伤；轴向窜动量不大于0.5mm；蜗轮中心平面与蜗杆轴线在同一平面，蜗轮与蜗杆的轴线互相垂直2）机械限位装置无变形、裂纹、损伤，弹簧无变形、锈蚀3）机构箱体无锈蚀、变形、密封胶条完好，无破损，机构箱内无渗水现像4）抱夹铸件无损伤、裂纹5）机构转动灵活，无卡滞6）各连接、固定螺栓（钉）连接牢固7）各传动、转动部位应进行润滑12年3断路器液压机构大修1)控制阀、供排油阀、信号

37、缸、工作缸的检查：阀内各金属接口，应密封良好；球阀、锥阀密封面应无划伤；各复位弹簧无疲劳、断裂、锈蚀；更换新的密封垫2)油泵检查：逆止阀、密封垫、柱塞、偏转轮、高压管接口等应密封良好、无异响、无异常温升；更换新的密封垫3)电机检查：电机绝缘、碳刷、轴承、联轴器等应无磨损、工作正常4)氮气缸检查：罐体无锈蚀、渗漏；管接头密封情况良好；漏氮报警装置完好；更换新的密封圈；活塞缸、活塞密封应良好，应无划痕、锈蚀；更换新的氮气5)油缓冲器检查：油缓冲器弹簧应无疲劳、断裂、锈蚀，必要时进行更换；更换新的密封圈；活塞缸、活塞密封应良好，无划痕、锈蚀，必要时进行更换；更换新的液压油6)必要时更换新的相应零部件

38、或整体机构1)12年2)必要时4断路器弹簧机构大修1)分合闸弹簧检查：分合闸弹簧应无损伤、疲劳、变形2)分合闸滚子检查：分合闸滚子转动时无卡涩和偏心现象，与掣子接触面表面应平整光滑，无裂痕、锈蚀及凹凸现象3)电机检查：电机绝缘、碳刷、轴承等应无磨损、工作正常4)减速齿轮检查：减速齿轮无卡阻、损坏、锈蚀现象，润滑应良好5）缓冲器检查：合闸缓冲器和分闸缓冲器的外部、缓冲器下方固定区域应无漏油痕迹，缓冲器应无松动、锈蚀现象，弹簧无疲断裂、锈蚀，活塞缸、活塞密封圈应密封良好6)必要时更换新的相应零部件或整体机构1）24年2）必要时4 维护及检修准备工作4.1 B类检修项目要求4.1.1 工器具要求序号名称型号规格（精度）单位数量备注1开口扳手624套1手工具2套筒扳手1032套13梅花扳手624套14铁榔头1.5 磅只15木榔头/只16一字螺丝刀2、4、6、8套17十字螺丝刀2、4、6、8套18力矩扳手10150Nm套19力矩扳手10300Nm套110游标卡尺0125mm套111塞尺0