第六章 GIS的试验与监测.docx
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第六章GIS的试验与监测
第六章GIS的试验与监测
GIS试验包括主回路电阻测量、元件试验及连锁试验、绝缘试验以及SF6气体检测试验等。
第一节GIS的回路电阻测量
ØGIS是多元件的组合电器，在完成设备组装和导体连接后，一般在抽真空充SF6气体之前进行主回路电阻测量，以判断安装质量。
测得的主回路电阻值不应超过产品技术条件规定的1.2倍，否则认为接触不良需进行处理。
Ø因为GIS额定电流大，导体截面积大，用电桥测量一般不易发现问题，所以按DL596-1996《电力设备预防性试验规程》的规定应采用直流压降法测量，测试电流不小于100A或按照厂家规定。
这样即准确又易发现接触不良的问题。
Ø若GIS有进出线套管，可利用进出线套管注入测量电流进行测量。
Ø若GIS接地开关导电杆与外壳绝缘，引到金属外壳的外部以后再接地，测量时可将活动接地片打开，利用回路上的两组接地开关导电杆关合到测量回路上进行测量；
Ø若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时，可先测量导体与外壳的并联电阻
和外壳的直流电阻
，然后按式（6－1）换算回路电阻R
（6-1）
Ø基于直流压降法时，可采用直流电源、分流器和毫伏表测量回路电阻，也可采用回路电阻测试仪来进行测量。
二者基本原理一致，测量时应注意接线方式带来的误差，电压测量线应在电流输出线的内侧，且电压测量线应接在主回路正确的位置，否则将产生较大的测量误差。
Ø在GIS母线较长、间隔较多，并且有多路进出线的情况下，应尽可能分段测量，以便有效地找到缺陷的部位。
Ø现场测量的数据应与出厂试验数据比较，当被测回路各相长度相同时，测得的各相数据应相同或接近。
例如，图6－1所示测量GIS的主回路电阻时，可以首先测量A1-A2之间的电阻，若三相测量数据与出厂数据差别较大或三相数据差别较大，应对测量回路分段，以找到有安装缺陷的部件。
如从B、C两点通电测量，可以判断断路器QFl的接触情况；从D、E两点通电测量回路电阻，可以准确判断断路器QF2的接触情况。
图6－1某GIS的主接线
第二节GIS元器件试验及连锁试验
一、GIS元件试验
在条件具备的情况下，应尽可能对GIS各元件包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器和避雷器多做一些项目的试验，以便更好地发现缺陷。
试验前，应了解试品的出厂试验情况、运输条件以及安装过程中是否出现过异常情况，以便确定试验的重点，决定是否需要增加某些试验项目。
由于GIS各元件直接联结在一起，并全部封闭在接地的金属外壳内，测试信号可通过出线套管加入；或通过打开接地开关导电杆与金属外壳之间的活动接地片，从接地开关导管加入测试信号。
各元件试验项目的试验原理与敞开式设备一致。
1、断路器
（1）测量断路器的分、合闸时间及合分时间，必要时测量断路器的分、合闸速度；
（2）测量断路器分、合闸同期性及配合时间；
（3）测量断路器合闸电阻的投入时间；
（4）测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；
（5）进行断路器操作机构的试验；
（6）检查断路器操作机构的闭锁性能；
（7）检查断路器操作机构的防跳及防止非全相合闸辅助控制装置的动作性能；
（8）断路器辅助和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。
2、隔离开关和接地开关
（1）检查操作机构分、合闸线圈的最低动作电压；
（2）操作机构的试验；
（3）测量分、合闸时间；
（4）测量辅助回路和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。
3、电压互感器和电流互感器
（1）极性检查；
（2）变比测试；
（3）二次绕组间及绕组对外壳的绝缘电阻试验；
（4）绕组工频耐压试验。
4、金属氧化物避雷器
（1）测量绝缘电阻；
（2）测量工频参考电压或直流参考电压；
（3）测量运行电压下的阻性电流和全电流；
（4）检查放电记数器动作情况。
二、连锁试验
GIS的元件试验完成后，还应检查所有管路接头的密封，螺钉、端部的连接，以及接线和装配是否符合制造厂的图纸和说明书。
应全面验证电气的、气动的、液压的和其他连锁的功能特性，并验证控制、测量和调整设备（包括热的、光的）动作性能。
GIS的不同元件之间设置的各种连锁应进行不少于3次的试验，以检验其功能是否正确。
现场应验证以下连锁功能特性：
（1）接地开关与有关隔离开关的相互连锁；
（2）接地开关与有关电压互感器相互连锁；
（3）隔离开关与有关断路器的相互连锁；
（4）隔离开关与有关隔离开关相互连锁；
（5）双母线接线中的隔离开关倒母线操作连锁。
第三节GIS的绝缘试验
一、GIS绝缘试验的特点
封闭式组合电器和气体绝缘电缆在工厂中制造、试验之后，以运输单元的方式运往现场安装工地。
因此设备在现场组装后必须进行现场耐压试验，这是GIS和GIC和其他电力设备所不同的特点。
现场耐压试验的目的是检查总体装配的绝缘性能是否完好。
设备在运输过程中的机械振动、撞击等可能导致GIS元件或组装件内部紧固件松动或相对位移；安装过程中，在联结、密封等工艺处理方面可能失误，导致电极表面刮伤或安装错位引起电极表面缺陷；空气中悬浮的尘埃、导电微粒杂质和毛刺等在安装现场又难以彻底清理；国内外还曾出现将安装工具遗忘在GIS内的情况。
这些缺陷如未在投运前检查出来，将引发绝缘事故。
因此现场耐压试验是必不可少的，但它不能代替设备在制造厂的型式试验和出厂试验。
试验电压值不低于工厂试验电压的80％。
现场耐压试验的方法与常规的高压试验方法有所不同。
GIS的现场耐压可采用交流电压、振荡操作冲击电压和振荡雷电冲击电压等试验装置进行。
交流耐压试验是GIS现场耐压试验最常见的方法，它能够有效地检查内部导电微粒的存在、绝缘子表面污染、电场严重畸变等故障；雷电冲击耐压试验对检查异常的电场结构（如电极损坏）非常有效。
现场一般采用振荡雷电冲击电压试验装置进行；操作冲击电压试验能够有效地检查GIS内部存在的绝缘污染、异常电场结构等故障，现场一般也采用振荡型试验装置。
二、试验电压波形的选择
选择现场耐压试验电压波形时，应考虑GIS的特点，即试品电容量大、电极表面缺陷和导电微粒在不同电压波形下对气体绝缘的影响是不同的。
下面对不同试验电压波形进行比较。
1、交流电压
交流电压试验对检查介质污染（例如导电微粒）是相当灵敏的，且在大多数情况下对检查异常的电场情况（如电极表面有缺陷）也有足够的灵敏度。
标准规定，试验电压频率一般应在10～300Hz范围内。
但考虑到自由导电微粒在300Hz下的运动与50Hz时不同，因此也有人对300Hz的交流电压试验的等价性持保留意见。
交流电压试验的优点是可与老练试验结合进行。
老练试验时，对被试设备施加逐级升高的交流电压，使可能存在的导电微粒移动到低电场区或微粒陷阱中，因而不再对绝缘起危害作用。
2、雷电冲击试验
雷电冲击试验对检查异常电场情况，例如电极损坏特别灵敏。
但因为试品电容大，所需的冲击电压发生器体积庞大，且雷电波的波头较陡，会在尺寸较大的被试品中引起波的反射，因此在现场很少采用雷电冲击电压试验。
标准规定，如进行雷电冲击试验，波前时间可延长到8μs；如采用振荡的雷电冲击波，则波前时间可延长到约15μs。
3、操作冲击电压
操作冲击波下的绝缘特性是介于交流电压和雷电冲击波特性之间的。
因此，与雷电冲击波比，操作冲击波的优点是能检查出设备被自由导电微粒污染的问题；与交流电压相比，则操作冲击波对异常电场情况的检测灵敏度要高些。
由于产生非周期的操作冲击波时发生器的效率太低，所以实际上均采用振荡操作波形，到达峰值电压的时间一般应不小于150μs。
振荡操作波发生器设备较简单，因此特别适合于较高额定电压的试品。
4、直流电压
直流电压试验对于交流GIS不适合。
这是因为自由导电微粒在直流下的运动特性和交流下不同。
此外，绝缘支撑在直流下的电压分布与交流电压下不同，因此直流下闪络电压规律与交流下也是不同的。
试验表明，直流电压下SF6气体中的微粒引发的击穿电压具有极大的分散性，其最低击穿电压比交流时低。
三、现场交流耐压试验原理
GIS的现场交流耐压试验采用工频试验变压器、调感式串联谐振耐压试验装置和调频式串联谐振耐压试验装置三种试验设备。
自从有了串联谐振耐压试验装置以后，现场已很少再使用工频试验变压器作耐压设备。
串联谐振的交流耐压试验方法与常规的交流耐压试验方法相比，有如下优点。
（1）装置的质量轻，所需电源容量小。
（2）试品击穿时所受的破坏小。
（3）电压波形好。
使被试品上的试验电压波形比较理想。
四、现场交流耐压试验程序
1、被试品要求
（1）GIS应完全安装好，SF6气体充气到额定密度，已完成主回路电阻测量、各元件试验以及SF6气体微水含量和检漏试验合格后，才能进行耐压试验。
（2）耐压试验前，应对试品测量绝缘电阻；
（3）耐压试验前，GIS上所有电流互感器的二次绕组应短路并接地；
（4）耐压试验前，应隔离高压电缆、架空线、电力变压器和电磁式电压互感器（若采用调频式串联谐振耐压试验装置，且耐压标准一样，也可以与主回路一起做耐压）、避雷器和保护火花间隙；
（5）GIS的每一新安装部分都应进行耐压试验，同时，对扩建部分进行耐压时，相邻设备原有部分应断电并接地。
2、试验电压的加压方法
规定的试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他相的导体应与接地的外壳相连。
试验电源可接到被试相导体任一部位。
选定的试验程序应使每个部件都至少施加一次试验电压。
在制定试验方案时，必须同时注意要尽可能减少固体绝缘的重复试验次数。
例如，应尽量在GIS不同部位引入试验电压。
如怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏或经过解体，应做断口间耐压试验。
耐压值与相对地交流耐压值可取同一数值。
若GIS整体电容量较大，耐压试验可分段进行。
3、交流耐压试验程序
ØGIS现场交流耐压试验的第一阶段是“老练净化”，其目的是清除GIS内部可能存在的导电微粒或非导电微粒。
这些微粒可能是由于安装时带入而清理不净，或是多次操作后产生的金属碎屑，或是紧固件的切削碎屑和电极表面的毛刺而形成的。
“老练净化”可使可能存在的导电微粒移动到低电场区使其不再对绝缘起危害作用。
“老练净化”电压值应低于耐压值，时间可取数分钟到数十分钟。
Ø第二阶段是耐压试验，即在“老练净化”过程结束后进行耐压试验，时间为1min。
现场的具体实施方案应与制造厂和用户商议。
4、现场耐压试验的判据
（1）如果GIS的每一部件均已按选定的完整试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。
（2）在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的各种声、光、电、化学等各种效应以及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料进行综合判断。
遇有放电情况，可采取下述步骤：
①进行重复试验，如果该设备还能经受规定的试验电压时，则认为放电是自恢复放电，耐压试验通过；
②如果重复耐压失败，须将设备解体，打开放电间隔，仔细检查绝缘损坏情况，采取必要的修复措施，再进行规定的耐压试验。
五、GIS耐压试验击穿故障的定位方法
若GIS分段后进行耐压试验的进出线间隔较多，而试验过程中发生非自恢复放电或击穿，仅靠人耳的监听难以判断故障发生的确切位置，且容易发生误判断而浪费人力、物力和对设备造成不必要的损害。
若在现场采用以放电产生冲击波而引起外壳振动波原理研制的故障定位器，就可以确定放电间隔。
每次耐压试验前，将传感器分别安装在被试部分，特别是断路器、隔离开关、母线与各间隔的连接部位绝缘子的连接外壳上。
如因传感器数量有限，使放电或击穿发生未预报，则应根据监听放电的情况，降压断电后移动传感器，重新升压直到找到放电或击穿部位。
第四节SF6气体检测
SF6气体具有稳定的理化性能、优良的绝缘性能及优异的灭弧性能，在高压电器设备中被广泛使用。
本节介绍SF6气体的常规检测试验方法。
一、SF6气体检漏
气体泄漏的原因主要是在密封面、焊缝和管路接头处有裂缝或密封不严。
对SF6气体进行检漏须使用专用的检漏仪，如LF－1型检漏仪。
如果有大量SF6气体泄漏，那么操作人员不能停留在离泄漏点10m以内的地点。
直至采取措施泄漏停止后，方能进入该区域。
如果电器内部发生故障，在容器内肯定存有SF6电弧分解物，在打开外壳进行清除以后，若检测中可能接触被污染的部件，都必须使用防毒面具，并穿戴好防护工作服。
为了保证进入SF6断路器室内的工作人员安全，必须对室内进行通风，按要求，空气中氧气含量浓度不应低于18％。
在检漏中，要严格按照产品使用说明书执行。
检漏仪探头不允许长时间处在高浓度SF6中，但在工作中往往被忽略，探头一旦触及高浓度SF6气体时，表针立即为满刻度，报警强烈。
遇到这种情况应立即将探头离开并放到洁净区，待表针恢复正常后再检漏。
二、SF6含水量检测
断路器对SF6的纯度及含水量都有严格的要求。
在内部闪络的情况下，会生成多种SF6分解产物，在正常运行中大气中的水分也会渗入气体绝缘设备中。
在较高的气压下，过量的水分对气体绝缘设备中固体绝缘件表面闪络电压的影响严重，甚至会导致内部闪络事故。
有些活性杂质，如HF、SO2等，对气体绝缘设备中的各种构件会产生腐蚀作用。
某些垢分解产物还具有毒性，一旦泄漏出来会污染环境，影响工作人员的健康。
过量的水分会使气体绝缘设备的绝缘强度下降。
因此，首先应保证充入电气设备的SF6气体合格，在充气操作过程中，严防水分进入气室。
我国有关规程规定，断路器用新的SF6气体，水分含量须≤8ppm。
运行中断路器内SF6气体的水分含量，机械特性试验后测量气体的含水量不应超过150ppm。
1、质量法
该测量方法将己测定体积的SF6气体通入已秤质量的高酸镁（或五氧化二磷）作干燥剂的配衡试管中，从试管质量的增加得到气体中的水分含量。
此种方法是绝对法，常被称作仲裁法，用于校验、校准其他水分测量仪器原精确度。
测试环境的控制、气体体积的计量、吸收系统的称重都极为重要。
2、电解法
电解法是用涂敷了磷酸的一对电极（铂或铑）形成一个电解池，在两极间施加一恒定的直流电压。
被测气体的水分被吸湿剂（P2O5）吸收，并在电流作用下电解还原，释放出氧气和氢气。
在吸收和电解达到平衡时，就可利用电解电流与水分含量的关系，求得气体的含水量。
这种方法是常见和实用的方法，测量仪器可以直接读出微水含量的质量分数，操作简便稳定，适用于连续在线分析。
电解法在测量SF6气体含水量时干扰因素少、数据重复率及准确度高、操作简单，尤其在测量低含水量时更显示出它的优越性。
但是，电解法最大的不足之处是电解池的电解效率随使用时间的增加而降低。
一般情况下，电解效率低于85％，电解池即应停止使用。
3、露点法（冷镜法）
该法是测量气体所含水分的凝露及湿度。
被测气体通过一个密封池中的金属镜面，用人工控制或借助光电池监控镜面湿度，以保持稳定的水分凝结量。
当测试系统温度略低于被试品气体中水蒸汽饱和温度（露点）时，水蒸汽结露。
通过热电偶测得的镜面温度为露点。
由露点和气体水分含量的换算公式或对照表，即可得到气体中水分含量。
露点法所用仪器比较复杂，需要液态氮作致冷剂，造价较高，体积较大。
测量精度与仪器本身的质量好坏关系很大，不便于现场使用。
三、气体纯度检测
运行中SF6电气设备的气体纯度控制是非常重要的。
气体纯度的高低对电气设备的灭弧性能、绝缘强度以及电气设备的寿命影响很大。
SF6气体是一种极不活泼的气体，氟－硫强共价键及氟元素高负电性使SF6气体具有极为优良的电气绝缘性能和灭弧性能。
通常，SF6气体是很难裂解的，它的裂解温度在2000K以上，S－与F＋等离子所需要的分解能高达22.4ev，且SF6在分解后能在（10-5－10-4）秒的时间内迅速复合还原，只有当SF6气体中存在一定量的H2O、O2和被灼烧分裂的各种有机物质或金属蒸汽分子时，才会产生各种不同的不可复原的SF6（其组成非常复杂）裂解产物。
常用的SF6气体纯度检测方法有气相色谱仪法和气相色谱－质谱（GC－MS）联用分析。
1、气相色谱仪法
气相色谱仪分析的基本原理是利用样品中各种物质的分子对某种固体物质（色谱技术上称为固定相）的吸附和解吸能力上的差异，当气体样品在某种不活性气体物质（色谱技术上称为流动相或载气）的载带下通过固定相时，其中的各组分即会以不同的速度和时间（色谱技术上称为保留时间）离开固定相。
利用不同的信号转换方法将其分别检出，并记录在色谱图上。
根据保留时间的不同可对各组分进行定性确认，根据谱图上代表各组分的谱峰高度和面积可进行定量分析。
2、气相色谱－质谱（GC－MS）联用分析
色谱－质谱联用分析是将气体样品先经色谱分离，然后由质谱鉴定，从而大大提高了分析检测的灵敏度。
质谱分析的基本原理是，将被分析的物质用一定方式电离形成多种特定组成的离子，再将其引出聚焦成离子束，经加速后通过电场或（和）磁场，由于各种离子的质荷比（M/e）不同，而被分别检出。
然后通过与标准图谱对照或按照离子组成特点进行谱图解析，以达到定性或定量分析的目的。
质谱分析法具有精确可靠、灵敏度高、多用途等优点。
采用气相色谱－质谱联用分析能够检出大约1ppm的SOF2、SOF4、CF4和其它不常见的气体分解产物如COS、Si（CH3）2F2。
第五节GIS的异常及故障分析
一、GIS常见故障
GIS设备运行可靠性高、维护工作量小、检修周期长的优点已体现出来。
但也先后出现过一些故障，主要表现在以下几方面：
1、SF6气体泄露
这类故障通常发生在组合电器的密封面、焊接点和管路接头处。
主要原因是由于密封垫老化，或者焊缝出现砂眼引起。
每年因此需要对GIS补充大量的SF6气体来保证正常工作压力。
这类故障比较普遍。
2、SF6气体微水超标
运行时断路器气室SF6气体微水量要
，其他气室
。
SF6气体含水量太高引起的故障易造成绝缘子或其他绝缘件闪络。
微水超标的主要原因是通过密封件泄露渗入的水份进入到SF6气体中。
3、开关故障
断路器、负荷开关、隔离开关或接地开关等元件的气体击穿。
还有动、静触头在合闸时偏移，引起接触不良。
4、GIS内部放电
由于制造工艺等原因，在GIS内部某些部件处于悬浮电位，导致电场强度局部升高，进而产生电晕放电，GIS中金属杂质和绝缘子中气泡的存在都会导致电晕放电或局部放电的产生。
5、液压机构出现渗漏油或打压频繁等故障
出现这类故障大多是由于液压机构密封圈老化，或安装位置偏移、或储压筒漏氮等原因引起。
这类故障在GIS中比较普遍。
二、传统诊断方法
传统的诊断方法利用物理和化学的原理和手段，通过伴随故障出现的各种物理和化学现象，直接检测故障例如利用振动、声、光、热、电、磁、射线、化学等多种手段，观测其变化规律和特征，用以直接检测和诊断故障。
这种方法形象、快捷、十分有效，但只能检测部分故障。
1、机械振动法
利用机械振动法检测局部放电，是一种不停电的监测技术。
其基本原理是一旦有局部放电发生，就会产生振动，在设备外壁安装加速度测量仪很容易检测出来。
因此，检测局部放电可以从探测外壳上的机械振动入手。
气体局部放电会产生一定的振动波，经过传递后会在金属外壳上引起轻微振动，采用敏感度高的加速度传感器有可能探测出这种信号，但设备操动机构动作及运行中的噪声会影响对局部放电的监测。
区别局放信号与干扰信号的方法有用带通滤波器除去设备自身的振动信号和周围干扰信号的低频成分，以及电气干扰信号的高频成分；进行输入信号的基准值判断，将某一定数值以上的信号作为干扰信号除去；进行与试验电源同期的脉冲调制，对波形的绝对值进行平均化处理调整其周期性，局放信号具有明显周期性，而干扰信号波形是无周期的，以此将二者区分开。
2、检测管检测法
SF6气体经过长期运行或内部放电会分解出SF4、SOF2、HF、SO2等气体，对这些成分的监测，可以诊断出设备是否有放电发生，或是监测原理类似于变压器油的色谱分析对运行中气体组分进行检测，有助于了解运行中的运行状态和可能潜伏的故障。
其工作原理是：
通过检测装置从高压电气设备中提取一定体积的SF6气体，分别通过SO2、HF检测管，这些分解产物会在检测管中发生化学反应改变颜色，可根据变色柱的长度，读出SF6气体中的SO2、HF的浓度。
3、超声波检测法
当电气设备内部发生局部放电时，在放电处产生超声波向四周传播，一直达到电气设备容器的表面。
在设备外壁装上超声波传感器，可以检测此电信号来判断设备内部是否发生局放。
超声波探测器检测的特点是抗干扰性较强，使用方便，可以在运行中和耐压试验时检测绝缘内部的放电，传感器与设备的电气回路无任何联系，而且便于故障定位。
4、电测法
利用GIS带电体与缸体的静电电容进行测量，或利用GIS带电部分与缸体保持绝缘的绝缘子的静电电容进行局放监测。
使用该方法时可以采用电容耦合法对高压导体进行测量，也可以对外壳的接地线进行测量。
用环氧支撑绝缘子中预埋的金属圈来进行测量，金属圈与高压导体之间的电容起耦合电容的作用。
如支撑绝缘子中无预埋的金属圈，则可用图6－7所示的外部电极法进行测量。
在外壳上覆盖一薄绝缘层和一电极片，构成对外壳的电容。
由于外壳的接地线有电阻和电感，因此在等值频率很高的局部放电电流流过接地线时，外壳会有一对地电位，通过上述电容耦合加到阻抗Z上，阻抗Z上信号经放大后送到显示仪器。
图6－7用外部电极法测量局部放电
1－设备外壳的接地线；2－薄绝缘层；3－外部电极；
4－阻抗Z；5－放大器；6－示波器
测量设备外壳接地线中的局部放电脉冲，可用带铁芯的罗果夫斯基线圈做成的传感器。
三、设备状态判断
Ø首先是利用上述各种方法对GIS进行诊断，通过伴随故障出现的各种物理和化学现象，直接检测故障。
例如：
可以利用振动、声、光、热、电、磁、射线、化学等多种手段，观测其变化规律和特征，用以直接检测和诊断故障。
这种方法形象、快速，十分有效，但只能检测部分故障。
Ø其次，利用故障所对应的征兆来诊断故障是最常用、最成熟的方法。
在诊断过程中，首先分析设备运转中所获取的各种信号，提取信号中的各种特征信息，从中获得与故障相关的征兆，利用征兆进行故障诊断。
由于故障与各种征兆之间并不存在简单的一一对应关系，因此，利用征兆进行故障诊断往往是一个反复探索和求解的过程。
在上述传统的诊断方法的基础上，将人工智能的理论和方法用于故障诊断，发展智能化的诊断方法，是故障诊断的一条新的途径，目前已广泛应用。
四、故障处理方法
判断出GIS的故障后，可采用下列相应的处理措施：
（1）对于SF6气体泄漏，通常先用SF6检漏仪对漏气间隔进行检测，找出漏气点。
若为焊缝漏气，将SF6气体回收后进行补焊；若为密封接触面漏气，通常在回收SF6气体后更换密封圈。
（2）对于SF6气体微水超标，通常办法为回收SF6气体后，用氮气反复冲洗、干燥、抽真空，再充入新SF6气体。
（3）对于动、静触头接触不良或母线筒放电等故障，则必须停电解体后查明原因，针对不同故障，更换相应的备件。
（4）对于液压机构渗漏油或打压频繁故障，在停电后需将液压机构泄压，查明原因，更换相应的油封。
故障检测实例见下载资料。
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