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DW1-35(G)D型多油断路器检修工艺导则


DW1-35(G)D 型多油断路器检修工艺导则 (试行本) 水利电力部电力生产司 水利电力部生产司水利电力部电力生产司 关于颁发三种高压断路器修工艺导则(试行)的通知 (83)电生供字第 0 号 为了提高检修工艺水平,保证高压断路器的检修质量,我部组织湖南省电力局,吉林省电力局,通化电业局和锦州 电业局分别编了 DW1-35(G)D、 SW6-220(沈高)和 SW10-10Ⅰ、

Ⅱ、 Ⅲ三种型式的高压断路器检修工艺导则, 并以(82) 电生供字 78 号文确定,由电力科学研究院高压所负责组织工艺导则的审定。1982 年 12 月电力科学研究院组织了安 徽省电力试验研究所等 19 个运行、试验单位在广州对上述工艺导则稿进行了审查和补充修改,并于 1983 年 6 月又 会同安徽省电力试验研究所和各主编单位在北京对上述导则稿进行了最后的校阅和定稿。现颁发试行。 上述导则包括了有关增容和完善化技术改造的内容,总结了现阶段运行、检修和安装调试的经验,各单位在执行中 如发现内容有不完善之处,请将意见寄部电力生产司和电力科学研究院(高压所)并抄送主编单位,以便再版时修改。 导则的主编单位如下: 1.SN10-10Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型高压少油断路器检修工艺导则 锦州电业局 2.DW1-35(G)D 型高压多油断路器检修工艺导则 湖南省电力局 3.SW6-220(沈高)型高压少油断路器检修工艺导则 吉林省电力局 通化电业局一九八三年六月二十五日

第一篇 技术数据 一、出厂技术数据 DW1-35K 型断路器原的出厂技术数据见表一、表二、表三及表四: 表一 断路器原出厂技术数据

表二 重量及外形尺寸

表三 操动机构合闸线圈及分闸线圈数据

表四 速度及时间

二、定容技术数据 DW1-35D 型断路器定容后技术数据见表五: 表五 试验后的定容技术数据

三、改造后技术数据 DW1-35D 型断路器增容改造后技术数据见表六、表七:

表六 增容改造后的技术数据

表七 增容改造后的速度及时间

四、主要调试数据 DW1-35(G)D 型断路器主要调度数据见表八: 表八 断路器及操动机构主要调试数据

第二篇 检修工艺 第一章 检修周期和检修项目 第一节 检修周期 一、大修周期 1、新装或增容后的断路器在投入运行一年后应进行一次。 2、正常运行的断路器,每隔 2~3 年应进行一次。 二、小修周期 每年至少一次。 三、临时性检修

1、当开断的短路电流超过表九中规定的次数时。 表九 不检修的开断次数

2、正常停、送电操作超过 150 次时。 3、当存在严重缺陷,影响继续安全运行时。 第二节 检修项目 一、大修项目 1、灭弧室检修; 2、静触头检修; 3、提升杆、导向管、缓冲器和横梁检修; 4、套管检修; 5、套管电流互感器检查; 6、传动及提升机构检修; 7、操动机构分解检修; 8、调整和试验; 9、绝缘油处理; 10、整理清扫和注油; 、结尾工作。 二、小修项目

1、根据运行中发现的缺陷,进行处理; 2、清扫及检查引线、套管,对安装在户外的断路器,还应检查油箱盖、法兰盘周围防寸箍的密封情况; 3、检查排气管、油位计,根据情况加油或放油; 4、清扫及检查操动机构、传动机构,对传动部分添加润滑油并进行 2~3 次动作试验,检查其灵活性; 5、检修合闸接触器的接点并检查其动作情况; 6、检查辅助开头的固定情况、切换是否灵活、位置是否正确; 7、检查机构箱内端子排及操作回路联接线的紧固情况,必要时测量二次回路的绝缘电阻; 8、检查机构箱、接地装置、基础地脚螺丝的紧固情况; 9、检查油箱升降器是否灵活,钢丝绳是否锈蚀并涂防锈油。 三、临时性检修项目 根据需要确定。 第二章 检修前的准备、检查和试验 第一节 准备工作 1、根据运行、试验及上次检修的情况,搞清设备缺陷,确定重点检修项目。 2、组织人力,安排施工进度,制订大修的安全技术措施。 3、准备工具、材料、备品备件、试验仪表和仪器等并运至检修现场。 4、准备有关检修技术资料、记录和检修报告。 5、按《电业安全工作规程》的规定,办理工作票许可手续,交待现场安全注意事项。 第二节 停电后的外部清扫和检查 1、拆除引线,进行清扫。 2、根据存在的问题,检查有关部位。 3、检查各密封部分渗漏油情况并作好记录。 4、进行手动、电动分合闸操作,观察动作情况。 5、检查油箱滑轮、升降器及钢丝绳。

第三节 检修前的测量 1、测量断路器分、合闸状态下的绝缘电阻。 2、测量断路器整体介质损失角正切值,如超出标准,应按《电气设备交接和预防性试验标准》规定的办法分解测量。 3、根据需要测量其他技术数据。 第三章 检修工艺及质量标准 第一节 油箱及附件的分解检修

第二节 灭弧室检修

第三节 静触头检修

第四节 提升杆、导向管、缓冲器及横梁的检修

第五节 套管检修

第六节 套管电流互感器检查

第七节 传动及提升机检修

第八节 操动机构分解检修

①CZ0-40C 的开距建议调整到上限。 第四章 调整、试验和注油 第一节 断路器的调整

第二节 机械特性试验

第三节 注油及其他

第四节 电气试验

第五节 结 尾

第三篇 增容改造 第一章 另件加工

图二十五 钩锁板

图三十 分闸弹簧

图三十三 靴形触头座改造 第二章 装配工艺

第三章 增容改造的注意事项 一、静触头的装配 1、要注意电磁钩锁 a、b、c 尺寸,必须严格按标准调整。 2、静触头弹簧要与静触头及钩锁板绝缘,静触头与靴形触头座间应绝缘,否则将失去作用。 3、触头弹簧要保证质量。 二、由于油位比未改造时下降了 65 毫米,因此在运行中要特别注意油位计油位的变化情况,当油位下降到最低油位 线时要及时补充油。 三、灭弧室屏蔽罩 由于原屏蔽罩内层的酚醛纸板在开断 30%额定断流容量时,其固定孔发生损坏,而且开断容量越大,损坏情况越严 重,所以不论是否进行增容改造,原结构灭弧室的屏蔽罩均应更换。 四、油箱衬板 在定容试验时,发现衬板上窜,开断容量越大,上窜现象越严重,故不论增容改造与否,均应采用取防止衬板上窜 措施。 附录一 断路器及操动机构简述 DW1-(G)D 型油断路器系户外三相交流 50 赫芝高压断路器,配用 CD2-40 型电磁操动机构。其派生产品型号为 DW1-35DTH 型和 DW1-35DJ 型,可用于湿热带地区和污秽地区。DW1-35DTH 型产品两边相油箱盖侧面,加装了 呼吸器,具有良好的防潮、防霉、防虫性能;DW1-35DJ 型产品采用了 TG-35 型加强绝缘套管,其泄漏比距为 3.5/ 千伏。DW1-35(G)D 及其派生产品的其他技术数据均相同,详见表一、表二、表四、表六、表七和表八。

断路器本体与操动机构箱,分别用螺栓固定在共同的铁架上(如图三十七),并用联接器(如图十五)联成一体。铁架上 装在带钢丝绳的升降器,铁架和油箱上焊有固定钢丝绳的滑轮,当钢丝绳套在同一油箱的滑轮上时,摇动升降器手 柄,即可使一相油箱下落或升起。

一、断路器本体 DW1-35(G)D 型断路器采用三相分箱结构,各相由油箱盖和油箱组成(如图三十八)。

1、油箱盖及传动部分 三相油箱盖之间装有联接管(如图三十四),联接管下方装有排气管,排出开断过程中产生的油气,管出口处用弹簧 阀关闭,以防止潮气和尘土进入。中相转轴的一端伸出油箱盖外,并用轴承支承。油箱用四概螺杆固定在油箱盖上, 结合面用羊毛毡条密封。断路器的每相都有独立的变直机构,由一组装在油箱盖下方的水平联杆联成一体。导向管 固定在导向栅上对提升杆的运动起导向作用。导向管内装有弹簧缓冲器(如图九),用来吸收分闸过程最后阶段的剩 余动能,以减轻对传动机构的冲击。断路器靠运动部件的自重、分闸弹簧和静触头弹簧的作用分闸,从操动机构方 向看,当中间转轴顺时针旋转 80°~90°后,断路器便合闸到位。 2、套管 每个油箱盖上都装有两只电容充胶型套管,套管法兰与油箱盖之间用 4 根 M12 的螺杆固定并垫有耐油橡皮垫圈,接 合处四周涂以普通的腻子并围上防雨围箍。套管的结构如衅十二所示。

3、触头及灭弧室 在套管下端固定有靴形触头座,触头座上装有去离子栅式灭弧室(如图三)。静接头安装在灭弧室的上部,用软联接 与触头座相联接,并被一只套在套管导电芯棒下的压缩弹簧向下压紧,使断路器合闸后触头间有约 17 公斤的压力。 为保证带电部分与油箱壁之间有良好的绝缘,在灭弧室外侧装有屏蔽罩,屏蔽罩内层为环氧玻璃布板,其外侧表面 贴着锡箔,锡箔与带电部分之间用铜线相联,以使电位相等。 用黄铜铸成的动触头横梁固定在提升杆的下端(如图三十九)。提升杆用胶纸管做成,它使动触头与接地部分绝缘, 在机械方面与提升机构相联。

断路器的灭弧过程如图四十所示,在开断过程中,电弧电流使灭弧室中的马蹄形吸铁片产生磁场,并将电弧吸入灭 弧室的狭缝深处,使电弧被冷却和去游离;燃烧的电弧又将其中的绝缘油分解蒸发成具有一定压力的油气,强烈地 吹喷电弧,增强了冷却和去游离作用,从而迅速灭弧。

4、电流互感器 电流互感器装在套管中部,二次线圈有五个引出线(如图四十一),其标志分别人 A、B、C、D、E 或 A、Б、В、Г、 Д, 引线沿着油箱盖内表面穿过中相的导管引入操动机构箱的接线端子排子。 电流互感器的型号为 LR-35I、 LRK-35I, 其主要技术数据见表十一和图四十一。

图四十一 电流互感器与机构箱端子排间的连接

表十一 LR-35I、LRD-35I 型电流互感器

5、油箱 油箱用 4 毫米厚的钢板焊成,箱口上缘焊有加强筋,底部装有放油阀,侧面装有油位计长升降滑轮(如图三十八), 箱壁内侧装有用 3 毫米厚的桦木胶合板作成衬板,以防止断路器分断过程中电弧和碳化物飞溅到箱壁上。 二、操动机构 机构箱内装有 CD2-40 型电磁操动机构,如图四十二,由 4 个 M12 的螺栓固定在箱体的后壁上。两则及正面为可拆 式的封密外罩(或活门), 以便于操动机构的调整和检查。电流互感器引线管从箱后壁穿入。箱内装有一只合闸接触 器和两块有 12 个接线头的端子排,底部装有两个电缆盒,断路器的操作电缆和电流互感器的引线通过这里。

操动机构装有紧急手动脱扣装置,可在机构箱的外部进行手动脱扣。 断路器检修时,可用手力合闸,但必须在操动机构的手力合闸柄末端套上直径为/4 时的铁管,操作时应将机构箱前 门打开。 在操动机构的轴上,装有分合闸位置指示牌,运行中可以通过前门园形玻璃窗观察断路器的实际位置。操动机构的 控制回路见图四十三。

图四十三 机构控制线路图 CB 合闸电磁铁;CO 分闸电磁铁;KБr 转换开关;KB 辅助开关;ВМ油断路器;YΠ控制开关;ЛO、ЛB、ЛA 信号灯;园圈内的号码表示 YП开关接线端子。

附录二 备品备件

注:以上系采用西山省电力开关厂的图号。

附录三 大修主要材料

注:操动机构的转动部分在严寒地区应休用防冻润滑油;风砂严重的地区应采用防尘润滑油。

附录四 增容改造配件

注:以上系采用山西省电力开关厂的图号。

附录五 断路器大修报告 DW1-35(G)D 断路器大修报告(一) 年 月 日 一、断路器技术数据: 型号 额定开断容量 配用机构 额定电压 制造厂 制造厂 额定电流 出厂编号 出厂编号 额定开断电流 出厂日期 出厂日期 二、简要历史记载: 1.前次大修时间 年 月 日至 年 月 日 2.前次大修后开断故障次数、拉闸次数及出现异常运行情况: 三、本次大修记载事项: 1.大修原因: 2.大修工期: 年 月 日至 年 月 日 3.标准检修项目减少了哪些内容及原因: 4.增加的非标准检修项目及原因: 5.发现的缺陷和处理情况及意见:

DW1-35(G)D 断路器大修报告(二) 6、技术数据测量记录:

DW1-35(G)D 断路器大修报告(三) 四、验 收 年 月 日 1.验收意见 2.质量评价 3.交接意见 4.验收负责人 工作负责人 5.验收日期 工作组人员 主管 审核 附录六 常见故障及处理方法

附录七 绝缘胶的技术要求和套管换胶工艺 一、绝缘胶的技术条件 1、外观:黑色光亮,无裂纹或气泡,加热至 130~140℃时不应有不熔化的凝固物存在。 2、无机械杂质(涂在玻璃板上检查)。

3、滴点温度:一般胶为 52~53℃;耐寒胶为 45~48℃。 4、击穿电压:35 千伏。 5、介质损失角正切值:在 100℃时不大于 50%。 6、闪光点:一般胶不低于 180℃;耐寒胶不低于 170℃。 7、收缩率:一般胶不大于 8%;耐寒胶不大于 6%。 8、冻裂点:不高于-40℃。 二、套管换绝缘胶前的化胶 1、拆开套管防雨罩和密封盖。 2、置套管于热风干燥室或烘房中,并将头部向下倒置,下部放一盛放绝缘胶的容器。 3、以每小时不超过 10℃的速度升温(烘房内温度开始时不应高于 30℃),将温度升至 85~95℃后,按下表规定介质 损失角正切值的范围和时间保温,待绝缘胶完全熔化并流入容器之后,随炉冷却至 40~50℃。

4、从烘房内取出套管,用加热至 70℃的绝缘油擦洗套管电容芯棒和瓷套内表面,除去残余绝缘胶。 5、用干净的绸布沾汽油擦拭套管全部表面,用专用搬手检查导电芯棒压紧螺帽并锁紧。(如对密封情况有怀疑时, 应松出螺帽,将密封纸垫换成 4 毫米厚的 5171 橡皮垫)。 6、经过清洗、处理的套管,冷却至常温后,测量介质损失角正切值,如大于 1.2~1.5%应进行干燥。若仍不合格, 必须采取真空处理。真空处理办法为:在真空干燥箱内预热 6 小时后抽真空,干燥持续时间不少于 48 小时,真空度 不低于 740 毫米水银柱,干燥温度为 80~90℃。 三、浇灌缘绝胶 1、施工条件:浇灌绝缘胶的工作,应在干燥室内进行。 2、浇灌工序: 1)将套管垂直放置在干燥室内的固定架上,套管外露部分刷 1032 漆。

2)用每小时不超过 10℃的速度均匀升温。 3)当温度达到 80~90℃后维持 2~4 小时,使各部分温度均匀(温度过高橡皮垫易老化)。 4)把绝缘胶放在锅中熬制 3~5 小时,温度保持在 150°~170℃范围内,到不冒气泡时,采样化验,合格后取出,置 于吊板中准备浇灌。 5)将套管从干燥室内趁热取出,使套管温度保持在 80℃左右,绝缘胶保持 130~150℃,在此条件下进行浇灌。胶应 不间断的沿套管内表面一次浇注完成,浇注不宜太快,以免产生气泡。浇灌后待温度下降到 50~60℃时,胶面与瓷 套上端面的距离为 20~25 毫米,如距离太大,则应重新补浇。 6)灌胶后,待套管冷却至 50~60℃时,再推进干燥室,保持在 80±5℃温度下烘烤 4 小时左右,直到不产生气泡为 止,然后以每小时约 10℃的速度降温,直至比环境温度高出 10℃左右时再取出套管。 7)取出后检查:在室温下绝缘胶表面应有光泽,无斑点和气泡,胶面距瓷套端面的距离为 20~25 毫米。如表面有气 泡则需重新烘 4 小时左右。如试验不合格时,应重新灌胶。直至套管的价值损失角正切值不大于 2%为止 。

附录八 修检工具及仪器

图四十四 灭弧室对中心线样板图


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