断路器及隔离开关培训 课件

断路器及隔离开关生产部2014年2月25日断路器及隔离开关生产部1

目录断路器及隔离开关基础知识断路器及隔离开关安装与验收断路器及隔离开关运行与维护断路器及隔离开关检修及试验目录断路器及隔离开关2一、断路器及隔离开关基础知识（一）、开关电器概述（二）、工作原理（三）、结构（四）、分类（五）、技术参数（六）、型号参数一、断路器及隔离开关基础知识（一）、开关电器概述3（一）开关电器概述电力系统的开关电器有熔断器、断路器、隔离开关和负荷开关等。熔断器和断路器的灭弧能力强，能熄灭短路电流产生的电弧，将短路电路开断。负荷开关也和断路器一样具有灭弧装置，但灭弧能力不强，只能开断负荷电流。隔离开关则主要用于检修时隔离电源。1、断路器的作用：（1）

能切断或闭合线路的空载电流。（2）能切断与闭合线路的负荷电流。（3）能切断与闭合线路的故障电流。（4）与继电保护配合，可快速切除故障，保证系统安全运行。2、熔断器的作用：用作短路保护，串接于被保护电路中，当电路中电流超过熔体额定值一定时间后，熔体发热、熔化，将电路断开。。（）（）（一）开关电器概述4（一）开关电器概述3、隔离开关的作用：（1）隔离电源，检修时有明显的断开点；（2）倒闸操作，与断路器配合完成系统倒闸操作；（3）接通或断开小电流电路4、负荷开关的作用：（1）关合和开断负荷电流及过载电流；（2）关合和开断空载长线、空载变压器及电容器组等；（3）检修时有明显断开点；（4）和限流熔断器串联组成负荷开关—熔断器组合电器（组合式负荷开关）可代替断路器使用，即由负荷开关承担关合和开断各种负荷电流，而由限流熔断器承担开断较大的过载电流和短路电流。（一）开关电器概述5（二）、工作原理：通过电气或手动控制操动机构驱动动触头与静触头进行接通和断开，从而实现接通、断开电气主回路。断路器隔离开关负荷开关（二）、工作原理：断路器隔离开关负荷开关6（三）、结构：1、断路器的结构：灭弧室、导通元件、操作机构、绝缘支撑件、基座组成。灭弧室导通元件操作机构绝缘支撑件（三）、结构：灭弧室导通元件操作机构绝缘支撑件7（三）、结构：2、隔离开关的结构：导通元件（动、静触头）、操作机构、绝缘支撑件、基座组成。（三）、结构：8

（三）、结构：3、负荷开关的结构：导通元件（动、静触头）、灭弧室、操作机构、绝缘支撑件、（熔断器）、基座组成。加装熔断器的负荷开关不加装熔断器的负荷开关（三）、结构：加装熔断器的负荷开关不加装熔断器的负荷开关9（三）、结构：4、熔断器的结构：导通元件、熔体、外壳、基座等组成。拔插式嵌入式跌落式（三）、结构：拔插式嵌入式跌落式10（四）、分类：1、断路器的分类：（1）按使用的灭弧介质，断路器可分为：①油断路器：利用油受电弧高温分解后产生的气体来熄灭电弧，它又分为多油断路器和少油断路器；②SF6断路器：采用具有优质灭弧性能和绝缘性能的SF6气体作为灭弧介质和绝缘介质。③真空断路器：利用压力低于1atm的空气作为灭弧介质，这种断路器的触头不易氧化，寿命长，行程短，断路器体积小。④压缩空气断路器：利用压缩空气吹灭电弧，它开断能力大，但结构复杂，一般用于超高电压系统，现已逐渐被SF6断路器取代。⑤产气断路器：利用固体绝缘材料在电弧的作用下分解出大量的气体进行气吹灭弧。常用的灭弧材料有聚氯乙烯和有机玻璃。⑥磁吹断路器：利用被开断电路的电流本身所产生的磁场，将电弧吹入用耐高温的绝缘材料制成的狭缝内，使电弧拉长、冷却而熄灭。（2）按装置地点，断路器可分为户内式和户外式。（3）按能否自动合闸分为能自动合闸的断路器和不能自动合闸的断路器；（4）按操动机构分为手动、电磁操动、液压操动、压缩空气操动等等。（5）按电压等级分为高压断路器、中压断路器、低压断路器。

（四）、分类：（1）按使用的灭弧介质，断路器可分为：11（四）、分类：2、隔离开关的分类：（1）按安装地点分为：户内式和户外式两种（我公司变电站220KV隔离开关就是户外式，35KV分段隔离开关就是户内式）；（2）按断口两侧装设接地刀闸的情况分为：单接地（一侧有接地刀闸，如219、2511等）、双接地（两侧有接地刀闸，如2516）和不接地（无接地刀闸，如中性点隔离开关210）三种；（3）按触头运动方式分为水平回转式（我公司变电站隔离开关）、垂直回转式、伸缩式（即折架式）和插拔式（35KV分段）。3、负荷开关的分类：（1）按用途分为通用负荷开关和专用负荷开关；（2）按安装场所分为户内型和户外型；（3）按灭弧介质及作用原理分为压气式、油浸式（箱变）、固体产气式、真空式、压缩空气式和SF6式。（四）、分类：（1）按安装地点分为：户内式和户外式两种（我公12断路器及隔离开关培训课件13断路器及隔离开关培训课件14（五）、技术参数：1、额定电压Ue(KV)：:是正常工作的线电压，在220kV及以下的电压级中，断路器和其它开关电器可以在比额定电压高15％的电压下长期工作（称为最高工作电压）。额定电压的大小决定着断路器的绝缘水平、外形尺寸和息弧条件；2、额定电流Ie（A）：是断路器可以长期连续通过而断路器各部分温度不会超过规定值的最大电流，额定电流决定了断路器触头及导体部分的截面，某种程度决定了它的结构。3、额定开断电流Iebr（KA）：额定开断电流周期分量有效值，表示断路器的开断能力，它是在额定电压下，断路器能可靠开断的最大电流，通常都简称为额定开断电流，决定于断路器的灭弧能力和承受内部气压的机械强度。4、动稳定电流Idw（KA）：表示断路器在流过最大短路电流时，能承受其产生的电动力的能力，又称为极限通过电流。5、额定关合电流Ieg（KA）：表示当断路器关合于短路电路时，其触头不会因最大非对称短路电流产生的电动力使之分开、引起跳动而被电弧熔焊的能力。与动稳定电流的数值相等，并为其额定开断电流的2．5倍。此数值的大小是由断路器各部分的机械强度、灭弧性能决定。（五）、技术参数：1、额定电压Ue(KV)：:是正常工作的线156、热稳定电流Ire：表示断路器承受短路电流热效应的能力，其值和额定开断电流相等，相应的额定热稳定时间为2s，也可以采用4s和相应的热稳定电流值。7、合闸时间t合和分闸时间t分：自发出合闸信号（合闸线圈得电），到断路器三相触头接通为止所经过的时间，称为合闸时间；分闸时间是自发出分闸信号（分闸线圈得电），到断路器三相电弧完全熄灭为止所经过的时间。分闸时间是由固有分闸时间和燃弧时间组成，固有分闸时间是指从加上分闸信号起直到触头开始分离时为止的一段时间，燃弧时间是指触头开始分离产生电弧起直到三相电弧完全熄灭位置的一段时间。8、额定操作顺序：断路器配合重合闸时，重合闸不成功时断路器必须连续两次跳开灭弧，需考虑两次跳闸之间必须关合于短路故障，合分—T—合分—t—合分，T—断路器切断故障后，从电弧熄灭时刻起直到电路重新接通为止，所经过的时间称为无电流间隔时间，通常T为0.3～0.5S;t—强送电时间，通常t=180S.原来处于合闸状态，保护跳闸（第一个合分），经过T时间断路器又重新合闸，如果是永久性故障，保护无延时跳闸（第二个合分），经过t（强送电）时间后手动合闸，如故障仍未消除，又跳闸（第三个分合）。9、额定操作电压（V）：是断路器操动机构中的合闸线圈与分闸线圈的额定电压。（五）、技术参数：6、热稳定电流Ire：表示断路器承受短路电流热效应的能力，其16（五）、技术参数：编号LW30-252LLW30-252LLW30-252LLW30-252LLW30-252LW25-252额定电压252kV252kV252kV252kV252kV252kV额定电流4000A4000A4000A4000A4000A3150ASF6额定压力0.4MPa0.6MPa0.6MPa0.6MPa0.4MPa0.4MPa额定短路开断电流（Ik）40kA40kA50kA50kA40kA50kA额定短时关合电流(峰值)100kA100kA100kA100kA100kA100kA主回路电阻≤70μΩ≤70μΩ≤70μΩ≤70μΩ≤70μΩ≤70μΩ合闸时间（ms）

分闸时间（ms）

不同期性

雷电冲击耐受电压对地1050kV1050kV1050kV1050kV1050kV1088.85kV断口间1050+200kV1050+200kV1050+200kV1050+200kV1050+200kV

1min工频耐受电压对地460kV460kV460kV460kV460kV

断口间460+145kV460+145kV460+145kV460+145kV460+145kV

厂家山东泰开高压开关有限公司山东泰开高压开关有限公司山东泰开高压开关有限公司山东泰开高压开关有限公司山东泰开高压开关有限公司西安西电高压开关有限责任公司出厂日期2009年4月2009年4月2011年8月2011年8月2009年3月2012年5月220KV断路器技术参数（五）、技术参数：编17编号251125162521252620112021203120412016202620362046219210220230240型号Gw7A-252DD(W)JJ-/1600Gw7A-252DD(W)JJ-/1600GW7H-252DD(W)GW7H-252DD(W)Gw7A-252DD(W)JJ-/1600Gw7A-252DD(W)JJ-/1600Gw7A-252DD(W)JJ-/1600GW13-126/630接地类型单接地双接地单接地双接地单接地双接地单接地单接地额定电压252kV252kV252kV252kV252kV252kV252kV220kV额定电流1600A1600A2500A2500A1600A1600A1600A630A雷电冲击耐受电压1050kV1050kV1050kV1050kV1050kV1050kV1050kV252kV额定短时耐受电流40kV40kV50kA50kA40kV40kV40kV40kA额定短路持续时间3S3S3S3S3S3S3S3S额定峰值耐受电流100kV100kV

100kV100kV100kV

额定短时工频耐受电压460kV460kV460kV460kV460kV460kV460kV

厂家山东泰开隔离开关有限公司山东泰开隔离开关有限公司河北华能源电力设备有限公司河北华能源电力设备有限公司山东泰开隔离开关有限公司山东泰开隔离开关有限公司山东泰开隔离开关有限公司山东泰开高压开关有限公司出厂日期2009年4月2009年4月2012年4月2012年4月2009年04月2011/9/12009年04月2011/9/1#2009/2/12010年08月（五）、技术参数：220KV隔离开关技术参数编号2511251625212526201120212018编号1-4期35KV断路器5期35KV断路器五期无功补偿断路器型号ZN85-40.5（C）1250-31.5HVX40-31-12K300H400HD4/Z4012-31额定电压35kV40.5kV40.5kV额定电流1250A1250A1250A额定工频耐受电压（1min）95kV95kV

额定雷击冲击耐受电压185kV185kV185kV额定短路开断电流31.5kA31.5kA31.5kA额定动稳定电流80kA80kA80kA额定热稳定电流31.5kA4s31.5kA4s31.5kA4s主回路电阻

合闸时间（ms）

分闸时间（ms）

合闸不同期性（ms）

分闸不同期性（ms）

生产厂家湖南开关厂施耐德电气华电开关有限公司厦门ABB开关有限公司（五）、技术参数：35KV断路器技术参数编号1-4期35KV断路器5期35KV断路器五期无功补偿断路19名称场用变进线断路器场用变母联断路器一期箱变断路器二期箱变断路器三期箱变断路器四期箱变断路器五期箱变断路器光伏箱变断路器型号KFW2-1600KFW2-1600HNW2-2000HNW2-2000XRNT(STR20)40.5/40-31.5BW2000S3

3WT8161-6UG40-0AA1额定电压V400400690690

620

270额定电流A630100020002000

2000

1600额定极限短路分断能力KV6565

额定运行短路分断能力KV5050

66额定短时耐受电流1sKA4242

50过载长延时定值A6301000

1600过载长延时延时s480480

短路短延时定值KA3.786

短路短延时定值延时s0.10.1

短路瞬时定值KA9.4515

接地故障定值A504

接地故障延时s0.4

生产厂家江苏大全凯帆江苏大全凯帆江苏辉能江苏辉能江苏辉能厦门士林GE西门子（五）、技术参数：低压断路器技术参数名称场用变进线断路器场用变母联断路器一期箱变断路器二期箱变断20（六）、型号参数：1、断路器型号例如:(1)风场201断路器型号：LW30-252L表示户外SF6断路器，额定电压252KV；（2）35KV断路器ZN85-40.5（C）1250-31.5表示户内真空断路器，额定电压40.5KV，额定电流1250A，额定开断电流31.5KA；（3）场用变断路器KFW2-1600表示空气断路器，屋外型，额定电流1600A;（六）、型号参数：1、断路器型号例如:(1)风场201断路器21（六）、型号参数：2、隔离开关型号例如:(1)风场219隔离开关型号Gw7A-252DD(W)JJ-/1600表示户外隔离开关，额定电压252KV，额定电流1600A；(W)表示防污型，7A-设计序号，D-单接地刀闸，DD-双接地刀闸，J-电动，Y-液压，C-手动，（六）、型号参数：2、隔离开关型号例如:(1)风场219隔离22二、断路器及隔离开关安装与验收（一）、安装流程（二）、断路器安装（三）、断路器验收（四）、隔离开关安装（五）、隔离开关验收二、断路器及隔离开关安装与验收（一）、安装流程23断路器安装流程隔离开关安装流程（一）、安装流程断路器安装流程隔离开关安装流程（一）、安装流程24（二）、断路器安装1、施工准备：（1）技术准备：施工图纸，产品说明书及出厂试验报告，施工作业指导书，施工技术交底，安装、测试记录表。（2）人员组织：技术负责人，安装、试验负责人，安全、质量负责人，监理人员、安装、试验人员，厂家技术服务人员。（3）机具及材料：吊车、汽车，吊装机具，专用工具和专用材料，真空注气设备，SF6微水测量仪，检漏仪和试验设备。（4）产品开箱检查和试验：按产品组合顺序就位，外观检查，本体SF6气体运输保管压力，均压电容电气试验等。（5）基础复核：基础中心线与安装顶面水平误差，相间＜10mm，本相＜5mm；地脚螺栓预埋中心线误差＜2mm，且地脚螺栓露出基础面长度一致。（二）、断路器安装1、施工准备：252、安装（1）支架安装：地脚螺栓支撑螺母与支架间宜有加厚垫片，地脚螺栓与基础平面宜有螺母和垫片固定。（2）本体安装：所有部件的安装位置正确，在吊装过程中，严格按照制造厂要求保持其应有的水平或垂直位置。（二）、断路器安装2、安装（二）、断路器安装26（二）、断路器安装2、安装①极柱安装:直扳吊装，底部垫实，整个过程吊钩顺起立方向走动，端部有缆绳保险，侧向有防护措施。②断口吊装：用专用吊具，选择好吊点、及吊装程序，密封槽面应清洁、无划伤痕迹，涂抹密封脂不得使其流入密封垫内侧而与SF6气体接触，使用专门吸附剂。（二）、断路器安装2、安装27（二）、断路器安装2、安装（3）断路器本体和机构连接：按照厂家组装说明书，连接断路器本体和机构。注意传动拐臂的标记点与拐臂传动轴上的标记保持一致。将拐臂盒另一侧的固定拐臂盒定位销取下，否则断路器将无法进行分、合闸操作。固定拐臂盒定位销是用于确定断路器分闸位置，在厂家已调试完毕，在断路器本体和机构的连接紧固之前，不得将其取下。（二）、断路器安装2、安装28（二）、断路器安装2、安装（4）密度继电器安装：应安装可以关闭本体与密度继电器之间气路的阀门外侧，可以方便在不停电校验或更换密度继电器。密度继电器表面朝向方便巡视观察，充气接口便于充气操作。（5）二次接线：按照图纸进行二次接线，保证正确性、可靠性。密度继电器（二）、断路器安装2、安装密度继电器29（二）、断路器安装3、充气（1）抽真空：真空充气装置管道连接应清洁，开启抽真空，抽真空至真空度达到133Pa，继续保持2小时。（2）安装过程中，能维持SF6气体预充气压力可以不抽真空，由产品说明书定。（3）现场测量SF6钢瓶气体含水量是否符合要求（150uL/L），给断路器气室充气。要先开启钢瓶阀门，调整减压阀阀门，清扫干净气路，再进行连接密度继电器充气接口，缓慢充气。充气至额定压力稍高（如额定压力为0.6MPa，可以充至0.62MPa），先松开密度继电器充气接口，再关闭钢瓶阀门。（4）在充气过程中，可以实施密度继电器报警、闭锁接点压力值的检查。（5）静置24小时后进行检漏和微水含量测量。（6）检漏可以采取定性检漏和定量检漏（包扎法），断路器气室SF6气体年漏气率≤1%。（二）、断路器安装3、充气30（二）、断路器安装3、充气断路器SF6气体技术条件：（二）、断路器安装3、充气31（二）、断路器安装4、断路器机构调整（1）液压操动机构调整要求：①油箱内部应洁净，液压油标号符合产品技术要求，液压油应洁净无杂质，油位指示正常；②连接管路应洁净，连接处密封良好，牢固可靠；③液压操动机构进行预充压力和压力开关各个接点压力值（合闸闭锁、分闸闭锁、重合闸闭锁、起泵、停泵和压力异常）检查正确；④检查液压油油位正常；⑤液压系统和管道密封泄漏检查正常（肥皂水）。（2）气动操动机构调整要求：①空气压缩系统和管道密封泄漏检查正常，凝水位置合适，放水正常；②压缩空气压力开关各个接点压力值（合闸闭锁、分闸闭锁、重合闸闭锁、起泵、停泵和压力异常）检查正确，安全阀动作正常。（3）弹簧操动机构调整要求：弹簧操动机构弹簧储能正常，指示清晰，缓冲装置可靠。（二）、断路器安装4、断路器机构调整32（二）、断路器安装5、电气试验和操作试验（1）分、合闸动作电压的测量，动作时间特性测量，断路器动特性试验；（2）电气控制回路检查：SF6气体压力报警和闭锁，操作闭锁，防跳试验，非全相试验，分合闸位置指示，控制回路耐压试验，控制回路继电器检验和整定；（3）一次绝缘电阻测量，主导电回路电阻测量；（4）操作试验：①先采取就地手动操作，在进行就地电动操作，最后进行后台遥控操作，要求操作可靠，指示正确；②操作循环和操作性能满足要求：在额定SF6气体压力和额定操作电压下，对断路器进行单分、单合各五次，分-0.3S-合分2次，并测量各项参数；③液压操动机构和气动操动机构在各个操作过程压力消耗符合产品要求，在额定电压下测弹簧机构储能时间应小于15S。④每次操作间隔3分钟以上。⑤测试照明及加热回路，应正常满足要求。（二）、断路器安装5、电气试验和操作试验33（二）、断路器安装6、送电前检查（1）所有连接螺栓紧固，各销轴、挡圈、开口销安装正确可靠，接地良好，接地电阻符合要求；（2）操动机构安装合理，各转动部件应涂相应规格的润滑脂；（3）电动机转向正确；（4）各种接触器、继电器、微动开关、压力开关、按钮、转换开关和辅助开关的动作准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；（5）分、合闸线圈固定牢固，动作灵活，无卡涩；（6）控制元件的绝缘良好，加热回路完好绝缘良好；（7）辅助开关安装牢固，防治因多次操作松动变位；（8）辅助开关接点灵活，切换可靠、性能稳定，与机构连接松紧适当，转换灵活，连接锁紧螺丝帽拧紧。（9）气室压力正常达到额定压力，定性及定量检漏合格；（10）检查各信号指示、闭锁装置及加热驱潮装置正常。（二）、断路器安装6、送电前检查34（三）、断路器验收质量验收资料：（1）产品说明书、试验报告、合格证件齐全；（2）施工图及变更技术说明文件；（3）安装校验、评定记录、调整试验记录；（4）备品备件、专用工具和测试仪器清单；（5）操作过程检查，闭锁及信号检查，记录数据复核，操作机构及操作回路检查，外观检查。（三）、断路器验收质量验收资料：35（四）、隔离开关的安装1、施工准备：（1）技术准备：施工图纸，产品说明书及出厂试验报告，施工作业指导书，施工技术交底，安装、测试记录表。（2）人员组织：技术负责人，安装、试验负责人，安全、质量负责人，监理人员、安装、试验人员，厂家技术服务人员。（3）机具及材料：吊车、汽车，吊装机具，专用工具和专用材料，真空注气设备，SF6微水测量仪，检漏仪和试验设备。（4）产品开箱检查和试验：按产品组合顺序就位，外观检查，本体SF6气体运输保管压力，均压电容电气试验等。（5）基础复核：复测标高偏差≤5mm，垂直度≤5mm，相间轴线偏差≤10mm，本相间距偏差≤5mm，顶面水平度≤2mm。（四）、隔离开关的安装1、施工准备：362、隔离开关安装（1）安装前应对各零部件进行全面检查，确认无损后进行安装①各紧固连接处应无松动现象；②各转动部分应灵活无卡滞现象；③用机构手柄操动电动机构和手动机构时，机构主轴应转动正常，分合闸位置定位可靠，行程开关、辅助开关应能正确切换。（2）支柱绝缘子安装应垂直于底座平面且连接牢固，保持中心线垂直；（3）检查处理导电部分在连接部件的接触面（包括动、静触头），用细砂纸清除氧化物，清洁后涂以复合电力脂（凡士林）连接。（4）均压环应安装牢固、平整，检查均压环应无划痕、碰撞毛刺。（5）隔离开关组装完毕，用力矩扳手紧固所有螺栓，力矩值符合要求。（四）、隔离开关的安装2、隔离开关安装（四）、隔离开关的安装373、操作机构安装（1）操作机构应安装牢固，安装在中相；（2）接地牢固可靠，符合要求。（四）、隔离开关的安装3、操作机构安装（四）、隔离开关的安装384、隔离开关调整（1）隔离开关主刀、接地刀垂直连杆与隔离开关、机构间连接部分应紧固，垂直，焊接部分牢固、平整；（2）轴承、连杆及拐臂等传动部件机械运动平滑，转动齿轮咬合准确，操作灵活轻便；（3）主刀闸调整：①主刀闸处于分闸位置时，校正支柱绝缘子，使其垂直于水平面；②调整单极隔离开关合闸接触就位同期（必要时可调整主静触头上限位螺钉和转动支柱绝缘子），要求：合闸时主导电杆与底座基本平行，主触头在触指里的插入深度在尺寸范围内保持一致；③同极两静触头高度差可调节支座上的可调螺杆；④通过调整操作机构上输出轴处接头（必要时可调整中相底座槽钢中调节连杆长度），使中相与操作机构分、合闸起始位置一致；⑤调整连杆长度，保证开关分、合闸到位后，躲过拐臂死点位置。（四）、隔离开关的安装4、隔离开关调整（四）、隔离开关的安装394、隔离开关调整（4）接地刀闸调整：①主刀闸处于分闸位置时，调好接地刀杆与接地刀静触头的相对位置，调整操作机构输出接头，使中相接地闸刀与操作机构分、合闸起始位置一致，接地刀触及触指，然后向上托起接地闸刀，是接地闸刀的刀片与接地静触头的位置相符，然后调整接地刀的长度，使接地刀闸插入接地静触指深度为：30±5mm，最后调整夹紧接头螺丝；②接地闸刀分、合闸操作力过大，可调整接地闸刀上的扭力弹簧与转套之间位置，使得分合闸操作力平衡；③机械联锁部分通过调整拉杆长度、联锁板位置，达到主刀合闸时接地刀不能合闸，接地刀合闸时主刀不能合闸的防误效果。（5）三相联动调试：①主刀三相联动调试：调整主刀三相联动杆的长度保证三相主刀分合闸同步满足要求；②地刀三相联动调试：调整地刀三相联动连杆、地刀连杆的长度来调节三相地刀分、合闸同步满足要求；（四）、隔离开关的安装4、隔离开关调整（四）、隔离开关的安装40③组装后的接地刀闸三相分、合闸基本同步、转动灵活、触头接触良好、手动操作平稳。④组装完毕主要通过三个方向检查、调整：A、对角45°观察3条主导电杆是否平行；B、刀口刚合时观察是否同期（220KV同期误差≤20mm）；C、刀口合到位观察动触头位置，可调整刀口夹紧螺栓（导电部分用塞尺0.05*10mm测试，接触面宽度≤50mm，塞入深度≤4mm；接触面宽度≥50mm，塞入深度≤6mm）。隔离开关安装调整时，只允许用手动操作，当手动调整操作5-10次，动作平稳无误后，方可允许用电动操作，但刀闸应在中间位置，用点动先试分、合闸方向是否正确，再进行进一步电动操作。（6）电动操作前，应先进行多次手动分、合闸，机构轻便，无卡涩；（7）电机转向正确，机构分、合指示与设备实际相一致；（8）电机操作时，机构动作应平稳、无卡涩、无冲击异常声响。4、隔离开关调整（四）、隔离开关的安装③组装后的接地刀闸三相分、合闸基本同步、转动灵活、触头接触41（五）、隔离开关的验收序号验收内容技术要求1目测主闸刀分合闸是否正常分合闸到位并正确2检查各转动部位的连接正确性连接正确，转动灵活3检查各紧固部位的紧固情况要求紧固部位紧固无松动现象4主闸刀断口距离分闸时最小空气绝缘距离≥1200*2mm5主闸刀和接地闸刀三相合闸同期性≤20mm6主回路电阻1600A/2000A≤180uΩ7主回路电阻2500A/3150A≤150uΩ8主刀与地刀的机械联锁的可靠性要求主刀合闸时接地刀不能合闸，接地刀合闸时主刀不能合闸，电磁锁动作正常9主刀动触头插入深度从主刀触头外侧到主刀静触头支架边缘为55±5mm10地刀动触头插入深度接地刀闸插入接地静触指深度为：30±5mm（五）、隔离开关的验收序号验收内容技术要求1目测主闸刀分合闸42三、断路器及隔离开关运行与维护1、SF6断路器的正常巡视检查项目2、35kV断路器正常巡视检查项目3、低压断路器正常巡视检查项目4、隔离开关正常巡视内容5、断路器异常及处理6、断路器操作机构的异常及处理7、隔离开关的异常及事故处理三、断路器及隔离开关运行与维护1、SF6断路器的正常巡视检查431、SF6断路器的正常巡视检查项目：1）检查环境温度，若温度下降超过允许范围，应启用加热器防止SF6气体低温液化。2）检查SF6气体压力，应正常【额定压力0.4（0.6±0.02）Mpa、报警压力0.35±0.02（0.53±0.01）Mpa、闭锁压力0.3±0.02（0.5±0.01）Mpa】。3）检查断路器各部件及管道，应无异常（漏气声、振动声）及异味，管道连接头应正常。4）检查绝缘套管，应无裂纹、无放电闪络痕迹和脏污现象。5）检查载流接头接触处，应无过热现象，引线驰度应适中。6）检查机构箱门，应关好，断路器在分闸状态绿灯亮，在合闸状态红灯亮，断路器的实际位置与机构指示器及红绿灯指示应相符。电磁式机构还应检查合闸回路熔断器，应完好。7）对于电磁式操作机构，检查直流合闸母线电压，应符合要求；合闸线圈端子的有载电压不低于额定电压的80%，最高不高于额定电压110%；分、合闸线圈及合闸接触器线圈应完好无变色、冒烟和异味现象。8）弹簧式机构应检查其弹簧状况，当其处于分闸状态时，合闸弹簧应储能。9）根据环境气温，投、退机构箱中的加热器。1、SF6断路器的正常巡视检查项目：442、35kV断路器正常巡视检查项目：（1）开关柜智能操控系统:合闸指示

（红）灯，断路器合位时亮；分闸指示（绿）灯；断路器分位时亮，储能指示

（（黄）灯；储能时亮。（2）开关位置正确（工作位置

亮，试验位置

亮）（3）断路器面板分、合闸指示、储能指示位置正确，储能机构灵活，声音平稳无异响。（4）试验位置分、合闸指示正确。（5）保护装置显示正确，指示灯指示正常，与断路器本体位置一致。（6）机构挡板位置正确，机械联锁正确有效。（7）远方/就地切换开关、分闸/合闸、手动/储能/自动转换开关位置正确。（8）温度控制开关、照明开关位置正确。（9）接地刀闸指示位置正确。（10）远程监控系统正常，与就地位置相对应。2、35kV断路器正常巡视检查项目：453、

低压断路器正常巡视检查项目：（1）外观完好无损坏，无异味、异音、异常现象。（2）框架式断路器储能指示正常，储能把手完好，分、合闸指示正确。（3）控制单元定值整定正确，面板显示正常。（4）检修、试验、工作位置正确，操作灵活轻便、无卡涩，分、合闸指示正确。（5）抽出式断路器机构灵活轻便，机械联锁正确可靠。（6）接线正确、牢固、无松动，端子防护盖完好。（7）塑壳断路器安装牢固，接线正确可靠，无短接、虚接、错接。（8）空开接线正确，无鼓包、变形、变色、异味。（9）安装方向正确，操作手柄完好。（10）断路器分合闸状态正确，与现场实际要求相一致。3、低压断路器正常巡视检查项目：464、隔离开关正常巡视内容（1）隔离开关的瓷套绝缘应完整无裂纹和无放电现象。（2）隔离开关的操作机构，包括操作连杆及部件，应无开焊、变形、锈蚀、松动和脱落现象，连接轴销子紧固螺母等应紧固完好。（3）闭锁装置应完好，销子应锁牢，辅助触点位置应正确且接触良好。液压式操作机构的液压装置应无漏油。（4）接地刀闸的三相刀闸接地均应良好。（5）隔离开关合闸后动触头应完全进入静触头触指内，触头之间接触应良好，在额定电流下，温度不应超过70℃。（6）隔离开关通过短路电流后，应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。（7）操作回路五防锁可靠，操作回路电源空开已断开。（8）检查机构操作箱外壳接地良好，低压控制电缆绝缘良好。（9）检查机构及附装的电磁锁、辅助开关动作是否正常。（10）定期进行夜巡和红外测温。4、隔离开关正常巡视内容475、断路器异常及处理（1）SF6气体压力低：①当发生气体压力降低至报警（报警压力0.35/0.53Mpa）时，密度继电器发出信号传至后台。根据现场压力表指示判断确属压力降低，及时查找漏气部位并补气处理；②若压力降至闭锁分、合闸时（闭锁压力0.3/0.5Mpa），应转移负荷，操作上级断路器断开该回路，将该断路器退出运行，禁止带电操作此断路器。（2）SF6断路器在运行中内部有放电声或其它异常声音时，应将其停用处理。（3）SF6断路器瓷套管严重放电时，应将其停用；（4）断路器不能合闸：①电气方面：检查合闸电源是否正常，电源开关是否合上；合闸回路是否正常；相关联锁回路触点位置是否正常，导通；②机械方面：传动机构连杆是否脱落；断路器储能是否正常；机构有无卡涩。（5）断路器不能分闸：①电气方面：检查分闸电源是否正常，电源开关是否合上；分闸回路是否正常；相关联锁回路触点位置是否正常，导通；②机械方面：传动机构连杆是否脱落；机构有无卡涩。5、断路器异常及处理486、断路器操作机构的异常及处理（1）弹簧储能操动机构：1）机构储能后自行合闸或机构合闸后即刻自行分闸：①机构方面：合闸保持挈子或储能保持挈子复位慢或扣接不住；合闸挈子或分挈子复位慢或扣接不住。处理：调整或更换部件。②电气方面：电气接线或联锁回路故障。处理：检查电气二次回路。2）机构拒动①机械方面：合闸或分闸挈子及相关件有损坏或卡滞现象。处理：调整或更换部件。②电气方面：控制电压未送或电压不足；转换开关位置不对应；分、合闸线圈损坏；辅助开关接线松脱或损坏；分合闸电磁铁行程小。处理：更换备件，排除故障。6、断路器操作机构的异常及处理49（2）HMB-8液压弹簧操动机构：1）机构不能自动建立压力①电气方面：电源是否正常；电机是否正常；电机碳刷是否损坏。处理：更换备件，排除故障。②机械方面：液压手柄是否在开启位置；油泵是否损坏；油位是否太低；过滤器是否堵塞；油路是否有泄漏。处理：根据原因，排除故障。2）不能分、合闸：①机械方面：合闸或分闸机构有损坏或卡滞现象。处理：调整或更换部件。②电气方面：有无控制电压；线圈是否损坏；辅助开关位置是否正确、到位。3）油泵启动过于频繁、或打压超时：①液压手柄是否在开启位置；②液压油路内部是否泄压；（2）HMB-8液压弹簧操动机构：507、隔离开关的异常及事故处理（1）隔离开关接触部分发热巡视观察有变色、氧化、灼烧痕迹，通常是压紧的弹簧或螺柱松动和表面氧化等原因造成的。如果不严重，可继续运行，但需加强监视和测温观察，如果发热严重，应汇报调度，停电检修处理。（2）隔离开关支撑绝缘子有裂纹、破损处理：视其破损程度决定是否停用,进行更换处理。（3）隔离开关无法进行分、合闸操作①机械方面：机构卡涩；机构限位、闭锁；操作机构压力降低；机构传动杆断裂或脱落。处理：调整或更换部件。②电气方面：检查操作电源是否正常，电源开关是否合上；分、合闸回路是否正常；相关联锁回路触点位置是否正常，导通；电气限位动作。处理：查找原因，进行排除。③在操作时，发现隔离开关的刀刃与刀嘴接触部分有抵触时，不应强行操作，否则可能造成支持绝缘子的破坏而造成事故，此时应将其停用进行处理。

7、隔离开关的异常及事故处理51四、断路器及隔离开关检修及试验一、断路器检修二、隔离开关检修三、断路器试验四、隔离开关试验四、断路器及隔离开关检修及试验一、断路器检修52一、断路器检修（一）、检修周期：1、大修周期：（1）断路器运行15年应进行1次本体大修；（2）操动机构在本体大修时必须进行机构大修（包括动力元件）。机构大修除结合本体大修外，还需7~8年进行1次。（3）已按大修项目进行临时性检修的断路器，其大修周期从该次临时性检修的日期起算。2、小修周期：小修周期一般为1~3年1次3、临时性检修：出现下列情况之一，应退出运行维护：（1）SF6气体压力迅速下降低于规定值或年漏气率大于2%时；（2）回路电阻大于厂家技术要求时；（3）绝缘不良、放电、闪络或击穿时；（4）因断路器卡涩现象引起不能分闸或分合闸速度过低时；（5）开断短路电流次数达到30次或自行规定值时；（6）开断故障电流以和负荷电流累计达到3000kA时或自行规定值时；（7）机械操作次数达到3000次或自行规定值时；（8）存在其他严重缺陷，影响安全运行的异常现象时。一、断路器检修（一）、检修周期：53一、断路器检修（二）检修项目：1、大修项目（1）SF6气体回收及处理；（2）灭弧室、支柱装置、操动机构解体检修；（3）并联电容器、电阻检查、试验；（4）进行修前、修后的电气及机械特性试验；（5）去锈、刷漆；（6）SF6压力表校验，测试调整及试验；（7）现场清理及验收；2、小修项目：（1）清扫和检查断路器外观；（2）如为液压操动机构则检查油过滤器及液压油的过滤或更换；如为弹簧操作机构应检查转动部位的润滑情况，进行清扫和添加新的润滑；（3）液、气压元件的检查，如渗漏油、漏气；（4）检查、清扫操动机构，在传动及摩擦部件加润滑油，紧固螺栓；（5）检查清扫瓷套管、外壳和接线端子，紧固有关螺栓；（6）检查辅助开关，紧固电气控制回路的端子，更换模糊的端子标签；（7）检查连锁、防跳及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能；（8）根据锈蚀情况对外观进行油饰装修。（8）一、断路器检修（二）检修项目：54一、断路器检修（三）、检修中的注意事项：

检修断路器时要注意安全，防止重大事故发生：严格执行“两票”制度；防止误入带电间隔；3.机构检修前，应断开操作电源，释放碟簧（液压压力）能量，拔下防满分装置的开口销，机构维修完毕后，接上操作电源，插上开口销；4.如储能过程中发现储能电流不平稳和声音异常，应打开外壳观察电机炭刷长度或是否有缺损，如长度小于11㎜或有严重断裂缺损等现象，则应及时更换；5.对于高处作业的检修，还要特别注意防止高空落物，防止打坏设备和伤人；6.在进行SF6充放气时一定要用专用充气回收装置，人员做好防护，禁止SF6气体直接排放至空气中。

一、断路器检修（三）、检修中的注意事项：55一、断路器检修（四）、抽真空和气体处理工艺要求1、用气体回收装置回收开关SF6气体；（基本操作顺序：开真空泵→开断路器阀门→达到真空度后→关断路器阀门→停真空泵）。2、对断路器气室抽真空(专人负责)，当真空度达到133.32Pa以下起计时，维持真空泵运转至少30min；停泵并与泵隔离，静止30min后读取真空度A值；再静止5h，读取真空度B值；

要求：B-A＜66.66Pa（极限允许值133.32Pa），进行检漏；3、

检测新气瓶气体微水含量应小于8ppm；4、

对气室充SF6气体至0.05～0.1Mpa，静止12h测量含水量应小于450ppm（体积比），认为处理合格；若大于450ppm，应重新抽真空并用高纯度N2（99.999%）充至额定压力，进行内部冲洗、干燥；7、

若含水量小于450ppm，可将SF6气体充至额定压力，静止12h以上，重新测量含水量应不大于150ppm；8、交接和大修后，灭弧室及其相通气室为150ppm，其他气室为250ppm，运行中灭弧室及其相通气室为300ppm，其他气室为500ppm。

一、断路器检修（四）、抽真空和气体处理工艺要求56一、断路器检修（四）、真空断路器检修项目1、设备清扫2、操作机构检查3、二次回路及元件检修4、触头系统检查5、真空灭弧室的真空度检查6、与开关柜防误闭锁配合检查（五）、真空断路器检修工艺及质量标准1、检查步骤：（1）断路器分闸后将设备与电源隔绝，然后按安全规程要求，在工作现场做好安全措施。（2）切断储能电动机电源，操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。（3）检查滚动或滑动轴承表面的润滑脂情况。（4）在电气和机械动作时检查各个元件功能的正确性。（5）做外观检查。一、断路器检修（四）、真空断路器检修项目57一、断路器检修2、真空断路器检修步骤：（1）

断路器分闸后将设备与电源隔绝，然后按安全规程要求，在工作现场做好安全措施；（2）

切断储能电动机电源，操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能；（3）

对止动盘、支撑轴、滑动和滚动轴承等表面重新涂抹润滑脂；（4）

检查螺栓、拐臂、支杆等处安装的开口销状况，检查固定螺栓有无松动现象；（5）当用新的零件重新装配设备时，应更换所有的弹簧垫圈、开口销和其他各种紧固件；（6）与开关柜防误闭锁配合检查，包括机械闭锁和电气闭锁；（7）

用耐压试验测试真空灭弧室真空度是否合格；（8）

进行整组性能试验：低电压分合闸、动特性、接触电阻等。一、断路器检修2、真空断路器检修步骤：58（一）、隔离开关的检修周期：1．隔离开关及操作机构的大修每3-5年一次，如遇生产短路故障，应在故障后进行检修。2．隔离开关及操作机构的小修每年1—2次。3．对有严重缺陷而暂时无条件停电检修的，应采取适当措施保证运行，加强监视,及早安排检修。（二）、隔离开关的检修项目：1．大修项目：

（1）拆卸引线，清扫检查隔离开关各部件，清除绝缘子表面尘垢，仔细检查绝缘子是否破损，胶装是否松动；。

（2）触刀及定触头的检修，必要时更换备品。

（3）操作机构及传动机构的检修。

（4）组装及调整，接装引线。2．小修项目：

（1）清扫检查隔离开关引线连接及各部件。

（2）检修动、静触头，接触部分涂中性凡士林油。

（3）拉合检查操作及传动机构动作情况，检查隔离开关接触情况，转动部分加润滑油。

二、隔离开关的检修（一）、隔离开关的检修周期：二、隔离开关的检修59（三）、检修中的注意事项：

检修隔离开关时要注意安全，往往因为一时疏忽造成错误或误合刀闸的重大事故，一定要提高警惕：严格执行“两票”制度；防止误入带电间隔；开合试验时，刀闸口的地方不能有人，要做好准确的联系。认真核对刀闸编号无误，方可进行拉合。在操作过程中不能随意拆除和废弃刀闸闭锁装置，而要保证闭锁的正确可靠和灵活性。对于高处作业的检修，还要特别注意防止高空落物，防止打坏设备和伤人。

二、隔离开关的检修（三）、检修中的注意事项：二、隔离开关的检修60（四）、主闸刀系统的检修：1、检查触指烧损情况，如有严重烧损应更换；2、检查触动头过热烧损情况，如有轻微烧损，可用砂纸打磨或改变接触位置的方法处理，烧损严重者应更换；3、检查导电带与触指的接触面，如有烧伤，严重过热或断裂，应予更换，对接触面用砂纸除去氧化层；4、检查并测量夹紧弹簧的锈蚀、弹性情况，锈蚀轻微的应刷涂铁锈并涂润滑脂。若变形严重者应更换；5、检查所有的弹性圆柱和复合轴套，如开裂或变形严重者更换。（五）绝缘子的检修：1、检查绝缘子有无裂纹或破损，如有则应更换，2、检查绝缘子瓷件与法兰的胶装情况，如有脱块应及时修补，铁法兰松动及有裂纹则应更换。

二、隔离开关的检修（四）、主闸刀系统的检修：二、隔离开关的检修61（六）、接地闸刀系统的检修：1、检查触指和接地闸刀的过热、烧伤情况，如有轻微烧损，可用砂纸打磨的方法处理，如有严重烧损应更换；2、检查导电带有无变形、断裂、严重者应予更换，对接触面用砂纸除去氧化层；3、检查导电管有无变形，变形应校正；4、检查弹簧的变形及锈蚀情况，如锈蚀或变形严重均应更换；5、检查并测量平衡弹簧的疲劳、锈蚀、损坏情况，锈蚀轻微者应除锈后刷防锈漆，并涂润滑脂。（七）开关底座的检修：1、检查所有的转动轴和轴套，变形应校正，并用砂纸清除其锈蚀，涂润滑脂；2、检查接地软导电带是否有断裂现象，如有断裂，应更换，对接触面用砂纸除去氧化层；3、检查各拉杆和连接头的螺纹是否完好，有无锈蚀，焊接处有无裂纹，如开裂应补焊，螺纹锈蚀损坏严重则应更换；4、检查所有转动拐臂，如锈蚀应用砂纸清除，如严重变形应校正，如连接接头转动轴磨损严重则应更换；

二、隔离开关的检修（六）、接地闸刀系统的检修：二、隔离开关的检修62（八）、刀口接触部分的检修：l．用汽油（或酒精）擦净刀片及触头上的油污，铜接触点、线、面如有氧化膜和轻微烧伤，可用细挫刀或＃0砂布消除，使接触面平整、光洁并涂中性凡士林。如果触头为镀银的应禁止使用砂布打磨，用汽油洗净涂中性凡士林即可，如有烧伤可用细挫刀轻微打磨。2．刀口的接触必须紧密，压力均匀，用厚0．05*10mm的塞尺进行检查，对于点接触，线接触应塞不进，对于面接触其塞入深度在接触表面宽度≤50mm时≤4mm，接触表面宽度≥60mm时≤6毫米。刀闸接触面积≥70％。3．刀口接触中心应在一条直线上，如有偏卡时可采用将固定触头或其支持瓷瓶移动或在支持瓷瓶底部加垫片的方法进行调整，使开合刀闸没有旁击及卡涩现象，对刀片扭曲变形者可拆下放平台上整形，用橡皮锤直接敲打，也可用手锤衬铝板敲打，防止击伤刀片。

二、隔离开关的检修（八）、刀口接触部分的检修：二、隔离开关的检修634．刀闸口接触压力应符合下列要求：

测量刀闸口接触压力方法：测量刀闸口接触压力时，可在触头接触部位填入一张薄纸片，用弹簧秤沿刀片垂直方向拉，当纸片刚能拉动时，读取弹簧秤读数，即为刀口接触压力。如接触压力不合适，可以调整刀片两侧的弹簧钢片和弹簧压紧螺丝，使刀口压力符合要求。测量刀闸口接触压力时，在刀闸口不涂凡士林油情况下进行，测量结果允许比规定数值偏差±10％。二、隔离开关的检修4．刀闸口接触压力应符合下列要求：二、隔离开关的检修64（九）、隔离开关操作机构的检修：1．检查清扫操作机构各部件，如蜗轮、销轴、销钉、拉杆、转轴。拐臂等应完好，螺丝、垫圈、开口销、弹簧片销子等齐全和紧固，各部件转动灵活，转动部分添加润滑油时更换锈蚀或变形的部件。2．隔离开关主刀闸与接地刀闸操作机构设计在一起时，必须保证其闭锁装置良好，即主刀闸在合闸位置时，接地刀闸不能合闸，相反接地刀闸位置在合位时主刀闸不能合闸。3．检查修理隔离开关机构的辅助接点连杆的机械部分，无锈蚀及弯曲，刀闸位置与辅助接点位置动作应一致，不应出现犯卡。二、隔离开关的检修（九）、隔离开关操作机构的检修：二、隔离开关的检修65（十）、固定接触检修：

隔离开关的固定导电回路大都采用螺栓联接或设备线夹连接，检修中要精心除去接触面上的氧化膜，锈蚀和脏物，涂上少许凡士林油。穿杆两端垫有平垫和弹簧垫，要使螺栓压紧，即将螺栓弹簧垫圈紧平后再紧半圈。螺栓拧紧时要吃力均匀，使接触面压紧平稳。最后，用0．05毫米宽10毫米的塞尺检查接触面的紧密状况，塞尺从接缝四周如果塞入不超过5毫米或经测量接触电阻合格以后，可在接触缝隙处．涂以透明漆或清漆，防止氧化和风雨的侵袭。隔离开关所有接触部分，均应无烧伤、麻点和过热痕迹。失效和过热变色的弹簧垫不应使用。二、隔离开关的检修螺栓紧固力矩表螺栓规格接线端子紧固力矩值（N.m）其他位置紧固力矩值（N.m）渗锌螺栓不锈钢螺栓渗锌螺栓不锈钢螺栓M8981712M1018163523M1235326540M16

16095M20

300175M24

520320（十）、固定接触检修：二、隔离开关的检修螺栓紧固力矩表螺栓规66三、断路器试验序号项目周期标准说明1断路器和CIS内的SF6气体的湿度（20℃v/v）（uL/L）1、新装及大修后1年内复测一次；2、500KV1～2年；

3、220/110KV2～3年；

4、35KV3年；

5、必要时1、断路器灭弧室气室：大修后≤150；运行中≤300。2、其他气室：大修后≤250；运行中≤500。按DL/T506-2007《SF6电气设备中绝缘气体湿度测量方法》进行；

‚新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气率大于0.5％，需增加检测次数。2SF6气体泄漏1、交接时

2、大修后

3、必要时年漏气率不大于0.5％或使用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪检测各密封面无泄漏按GB11023方法进行

‚对电压等级较高的断路器及GIS，因体积大可用局部包扎发检漏，每个密封部位包扎后历时24h,测得的SF6气体含量（体积比）不大于30×10-6（每个包扎点）3辅助回路和控制回路绝缘电阻1、交接时

2、3年

3、必要时绝缘电阻不低于10MΩ用1000兆欧表4耐压试验

1、交接时

‚2、大修后

ƒ3、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80％，当试验电压低于附录G的规定值时，按附录G的规定进行试验1.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电压值为最高运行电压的5min检查试验

3.罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分闸断口间两种方式。瓷柱式断路器可不进行对地耐压试验，但其断口带有合闸电阻或为定开距结构时，应进行断口间耐压试验

4.对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行端口间耐压试验

5.GIS老练试验5局部放电检查试验（110KV以上罐式断路器、GIS和HGIS）1、交接时

2、大修后

3、必要时

4.220KV级以上每2年一次，110KV每年一次运行电压下局部放电检查无异常1.对于罐式断路器和GIS设备进行2.可采用超声法和超高频测试方法6辅助回路和控制回路的交流耐压1.交接时

2.大修后试验电压为1KV1.可用2500V兆欧表代替

2.耐压试验后的绝缘电阻值不应降低7断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ1.交接时2.3年后3.大修后4.必要时1.瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值和tanδ与原始值比较，应无明显变化2.罐式断路器（包括GIS中的断路器）按制造厂规定3.单节电容器按第11章规定1.交接大修时，对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tanδ，作为该设备的原始数据2.对罐式断路器（包括GIS中的断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定3.电容量无明显变化时，tanδ仅作参考SF6断路器试验内容三、断路器试验序号项目周期标准说明1断路器和67三、断路器试验8合闸电阻值和合闸电阻电阻的投入时间1.交接时

2.3～6年后

3.大修后

4.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.合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核

9断路器的时间特性试验1.交接时

2.大修后

3.3～6年后

4.必要时1.断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配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：a.相间合闸不同期不大于5msb.相间分闸不同期不大于3msc.同相各断口间合闸不同期不大于3ms

d.同相各断口间分闸不同期不大于2ms

10断路器的速度特性试验1.交接时

2.机构大修后

3.6年后

4.必要时速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定

11导电回路电阻1.交接时

2.3年

3.大修后

4.必要时1.交接时的回路电阻值应不大于出厂值得105﹪

2.运行中，回路电阻值应符合制造厂的规定且不大于交接值得120﹪应采取直流压降法测量，电流不小于100A12分、合闸电磁铁的动作电压1.交接时

2.机构大修后

3.3年后

4.必要时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%或更低时不应脱扣采用突然加压法13分、合闸线圈的直流电阻及绝缘电阻1.交接时

2.机构大修后1.直流电阻应符合制造厂规定2.绝缘电阻不小于10MΩ用1000V兆欧表14

SF6气体密度继电器校验及压力表检查1.交接时

2.3年

3.大修后

4.必要时应符合制造厂规定

SF6断路器试验内容三、断路器试验8合闸电阻值和合闸电阻电阻的投入时间1.交接时68三、断路器试验SF6断路器试验内容15机构压力表检查（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机构安全阀检验1.交接时

2.机构大修后

3.3年

4.必要时按制造厂规定

16操动机构在分闸、合闸及重合闸下的操作压力（气压、液压）下降值1.交接时

2.机构大修后

3.3年应符合制造厂规定

17液（气）压操动机构的泄漏试验1.交接时

2.机构大修后

3.必要时按制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验18油（气）泵补压及零起打压的运转时间或弹簧储能时间1.交接时

2.3年

3.大修后

4.必要时应符合制造厂规定

19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.交接时

2.机构大修后按制造厂规定

20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.交接时

2.大修后

3.必要时按制造厂规定

21

GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器1.交接时

2.大修后

3.必要时按制造厂规定或分别按第6章、第13章进行

22

GIS的联锁和闭锁性能试验1.交接时

2.大修后

3.必要时动作应准确可靠检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作三、断路器试验SF6断路器试验内容15机构压力表检查69序号项目周期标准说明1绝缘电阻1.交接时

2.大修后

3.3年1.整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定

2.断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）不应低于以下数值（20℃时）

用2500V兆欧表2断路器主回路对地、断口及相间交流耐压1.交接时

2.大修后

3.必要时

4.3年（35KV及以下）断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按附录G规定值1.更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验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1.交接时

2.大修后试验电压为1KV可用2500V兆欧表代替4辅助回路和控制回路绝缘电阻1.交接时

2.大修后

3.必要时

4.3年绝缘电阻不小于10MΩ使用1000V兆欧表5导电回路电阻1.交接时

2.大修后

3.必要时

4.3年应符合制造厂规定应采用直流压降法测量，电流应不小于100A6断路器的机械特性1.交接时

2.大修后

3.必要时

4.3年（电容器组用断路器）1.合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规定2.分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms

3.合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms，对于40.5KV不大于3ms4.分闸反弹幅值不大于触头开距的20%在额定操作电压下进行三、断路器试验真空断路器试验内容序号项目周期标