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LW6-220型断路器检修作业指导书范本


Q/GZDW
贵州电网公司企业标准
Q/GZDW ××××-2009

LW6-220 型断路器 检修作业指导书范本

2009-**-**发布

2009-**-**实施

贵州电网公司发布





为使工作或作

业活动有章可循,使工作(作业)安全风险和过程控制规范化,保证全过程安全 和质量,根据南方电网公司生[2008]19 号关于印发《作业指导书编写导则》的通知要求,贵州电 网公司组织编写了《LW6-220 型断路器检修作业指导书范本》,本范本用于指导和规范贵州电网公 司系统各单位变电检修人员编写 LW6-220 型断路器检修的现场作业指导书,同时作为变电检修专业 现场工作(作业)人员学习与培训资料。 本范本由贵州电网公司生产技术部提出、归口 本范本主要编写单位:贵阳供电局 本范本主要起草人:罗浩先 陈世丹 曹 俊 陈忠雷 陈世丹 本范本主要审核人:孙建江 田维国 丁恒洪 赖罗彬 时向贵州电网公司生产技术部反馈。

本范本通过贵州电网公司标准化委员会批准,自颁布之日起实施。执行中的问题和意见,请及

I





前言 ········································ I 1 范围 ······································· 1 2 规范性引用文件 ·································· 1 3 支持文件 ····································· 1 4 术语和定义 ···································· 1 5 安全及预控措施 ·································· 1 6 作业准备 ····································· 2 7 作业周期 ····································· 3 8 工期定额 ····································· 4 9 设备主要参数 ··································· 4 10 工作流程 ···································· 6 11 作业项目、工艺要求和质量标准 ·························· 9 12 作业后的验收和交接 ······························ 17 13 大修的判断标准和检修项目 ···························· 18 附录一 LW6-220 断路器维修报告 ·························· 19

II

LW6-220 型断路器检修作业指导书范本
1 范围 本规范适用于贵州电网公司 LW6-220 型断路器的维护和检修 2 规范性引用文件 下列标准、规程及技术资料所包含的条文,通过在本范本中引用,而构成为作业导则的条文。 本书出版时,所有标准都会被修订,适用本书的各方,应探讨适用标准最新版本的可能性。 GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 GB/T 11023—1989 高压开关设备 SF6 气体密封试验导则 JB/T 9694—1999 SF6 断路器 通用技术条件 DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程(变电所部分) DL/T 639—1997 SF6 电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 3 支持文件 LW6-220 型断路器操作说明书 4 术语和定义

大修:断路器本体、传动部件、液压机构进行拆装、清洗、更换易损件,处理缺陷等操作。 小修:不拆部件,只做缺陷处理、清洗、补充 SF6 气体、紧固螺栓等。 临时性检修:影响安全运行时的检修。 5 安全及预控措施 按照《电业安全工作规程》等相关规定编写出与本作业相应的安全措施,并根据安全生产风险 管理体系的相关要求,对本作业的危险点进行分析,提出预控措施 表1
序号 1 2 3 4 危险点 感应触电 支撑瓷套 一次导线 脱落 操动机 添加保安接地线 禁止攀爬,使用登高车 拆、装的导线应用绝缘绳传递,其运动方向范围内不准站人 机构检修,操动机构要释放全部能量

危险点及预控措施表
预 控 措 施

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构伤人

5

不具备 操作条件

开关调试时,须得到许可且告知相关作业人员 液压系统排气时,须确认系统油压为零 机械特性测试,安装测速架时,该相系统油压须泄为零 严禁对操动机构进行空操作 严禁操动机构和极柱未安装完成前进行操作 断路器未充入额定压力的 SF6 气体禁止操作 操动机构和极柱未连接之前禁止操作 油压在氮气预充压力的临界压力时禁止分合闸 维修时操作,禁止气管和高压油管上受力 测试线圈最低动作电压时应通过辅助开关 S1 接点、闭锁接触器接点并点动 试验 测试最低动作电压时应先测量一下测试仪器是否可靠(如是否有交流分量或 直流分量等输出) 安装有电子式压力接点的断路器必须先解开压力监控单元的输入电源再测量 绝缘水平和耐压水平 需要排放 SF6 气体时,应使用回收装置。

6

人员 操作不当

7

SF6 气体

6

作业准备

6.1 人员配置 6.1.1 人员数量要求 工作负责人 1 人,工作班成员至少 2 人。 6.2 检修工具准备 表2
名 称 开口扳手 套筒扳手 梅花扳手 聚乙烯塑料软管 一字螺丝刀 十字螺丝刀 力矩扳手 N·m 力矩扳手 N·m 回路电阻测试仪 A 兆欧表 V 万用表 移动线盘 临时接地保安线 mm? 吊索 kg 绝缘梯 m 登高机具 m SF6 检漏仪 低电压动作测试仪 SF6 充气装置 机械特性仪

检修所需工具表
单位 套 套 套 米 套 套 套 套 台 只 只 个 付 付 张 台 套 套 套 套 数量 1 1 1 12 1 1 1 1 1 1 1 各1 用户自定 1 2 1 1 1 1 1 检修类型 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大修

型号规格(精度) 8"~24" 8"~30" 6"~24" 内径 Φ 14 3.5"、4"、6"、8" 4"、6"、8" 80~400 20~100 100 2500 常规 AC 220V/380V 带漏电保护器 >25 最小载荷 ≥2000 3 2 直流恒压可调型

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名 称 介质损耗测量仪 精密油压表 放油接头 套筒扳手 冲头 塞尺 mm 直尺 cm 开口扳手 开口力矩叉头 起吊机具 内六角 油漆平铲 极柱密封盖 SF6 回收装置 静触头吊装工具 灭弧室吊装板 手动操作装置 千斤顶 灭弧室托盘(注意保存)

型号规格(精度)

36" 0.02-1.0 50 41" 24" 4~8

小型

单位 台 套 只 只 把 套 把 把 只 套 套 把 个 台 套 套 套 只 个

数量 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

检修类型 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修

注:可根据实际情况增减 6.3 消耗性材料及主要备品备件 表3
名 白布 无水乙醇 毛巾 漆刷 漆刷 塑料薄膜 油漆 润滑脂 松动剂 清洗剂 防水胶 百洁布 液压油 0 型圈 0 型圈 0 型圈 干燥剂 防锈油 0.3%的碱性溶液 凡士林 螺栓 称 / 分析纯 / 1.5 寸 2寸 断路器本色漆 WD-40

消耗性材料及主要备品备件表
型号规格 单位 m kg 块 把 把 m kg 瓶 听 瓶 支 张 升 只 只 只 桶 克 升 克 套 数量 2 5 10 4 4 6 0.5 1 1 1 1 3 5 4/相 1/相 3/相 2/相 25 10 25 若干 检修类型 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大、小修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修 大修

与检修断路器所使用的一致 Φ 270*12(静触头密封圈) Φ 291*6(干燥剂密封圈) Φ 171*11(支撑瓷套密封圈) 1.5 公斤/桶 烧碱(NaOH)

备注:可根据实际情况增减 7 略
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作业周期

8 工期定额 大修所需工作日为 50 个, 小修所需工作日为 4 个,临时检修所需工作日按工作量确定。 9 设备主要参数

9.1 主要技术参数 表4
名 型 式 断口数 额定电压 kV 额定电流 A 额定频率 Hz 主断口回路电阻 μ Ω 温升试验电流 额定工频 1min 耐受电压 kV 断口 对地 断口 对地 断口 对地 称

主要技术参数表
出 厂 标 准 参 数 户外柱式 2 220 3150 / 5000 50 ≤80 In 470+146 740 1050+146 1050 1050+450 1175 100 ≤90 ≤28 ≤2 ≤5 ≤3 O-0.3s-CO-3min-CO 液压机构 DC 220 DC 220 DC 220 65%~110% 1 只 DC 220 65%~120% 2 只 运行设备可在此标准上提高 20% 备 注

额定雷电冲击耐受电压 (1.2/50μ s)峰值 kV 额定操作冲击耐受电压峰值 kV(250/2500μ s) 额定短路关合电流 kA 合闸时间 ms 分闸时间 ms (普通分闸回路) 合闸不同期 ms 额定操作顺序 操动机构型式 电动机电压 V 控制电压 V 合闸操作电源

具体以出厂试验报告为准

断口 相间 断口

额定操作电压 操作电压允许范围 每相线圈数量 额定操作电压 V 操作电压允许范围 每相线圈数量

分闸操作电源

工作电压 V 每相功率 W 最高压力 bar 液压操动机构工作 额定压力 bar 压力 最低压力 bar 液压机构大修周期 年 垂直 N 合闸线圈 安全系数 加热器

AC 220 100 326±10 326 316 5 2000 ≥2.75

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名 电阻Ω 45±5% 合闸线圈 145±5% 电阻Ω 分闸线圈电阻Ω 合闸平均速度 m/s 分闸平均速度 m/s



出 厂 标 准 参 数 DC 110 V DC 220 V 18±5% 4±0.6 5.5-7





DC 220 V(普通分闸回路)

9.2 主要液压系统和 SF6 气体压力参数 表 5 主要 SF6 气体压力参数
名 称 出 厂 标 准 参 数 316±6 326±10 278±8 258±8 180bar~200bar/20℃ ≯ 24 次/相 ≤70 60 ≤150 ≤300 52 50 0.5 ≥99.8 ≥95 备 油压下降,接点动作 油压下降,接点动作 油压下降,接点动作 油压下降,接点动作 单相次数 具体以出厂试验报告为准 注

油泵启动压力 bar 油泵停止压力 bar 合闸闭锁压力 bar 分闸闭锁压力 bar 氮气预充压力 液压机构 24 小时打压次数 最高 bar SF6 气体压力 (20℃表压) 额定 bar 交接验收 SF6 气体湿度 ppmv 运行 20℃时 SF6 泄漏报警压力 bar 20℃时 SF6 泄漏闭锁压力 bar SF6 泄漏率 %/年 SF6 纯度 %

具体以出厂试验报告为准 具体以出厂试验报告为准 排除测微水取样气的损耗和环境温度的变化 新安装断路器 运行中断路器

备注:压力接点的相应返回值不作要求;

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10

工作流程

10.1 小修工作流程

断路 耗材 确认断 路器处 于检修 状态 及工 器具 运送 到位 断路 器本 体检 查维 护 4.法兰面连接螺栓检查 2.传动部件检查、维护 3.SF6 气体压力检查,必要时补气 1.断路器瓷套检查 器机 构检 查维 护

1.照明、加热器检查 2.二次接线紧固检查 1.断路器功能检查(防跳功能、强迫三相动作功 能、分合闸闭锁功能、氮气泄漏报警闭锁功能) 2.信号检查 3.线圈回路电阻测量 4.低电压动作检查 5.主回路直流电阻测量 查及试验 6.二次回路绝缘检查(注意保护的配合) 7.如需要,配合保护作电气传动 断路器电 气性能检 3.脱扣器紧固螺栓检查 4.控制箱、机构箱进水情况检 查 5.液压系统检查,必要时补油 6.液压系统压力值校验 7.微动开关动作情况检查 8.油泵排气、液压系统排气 (由周期决定) 9.分、合闸状态保压检查(可 根据实际运行情况决定是否 进行保压检查) 10.液压油渗漏情况检查 11.检查油质和油位

1.必要时 SF6 气体检漏 2.SF6 气体微水测量 3.防腐检查,必要时在所需之处重新处理 4.机构箱清扫、检查

现场清理,会同 工 作 有关人员进行验 收 结 束

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10.2 大修工作流程 (注:大修包括小修的所有内容)
断 1.断路器瓷套检查 2.传动部件检查、维护 确认断 路器处 于检修 状态 耗材 及工 器具 运送 到位 断路 器本 体检 查维 护 6.检查油质和油位 7.均压电容容量、介损测量 8.合闸电阻检查(阻值、投入时间) 9.校验 SF6 气压表和油压表 4.法兰面的螺栓检查 5.液压油渗漏情况查 3.SF6 气体压力检查,必要时补气 路 器 机 构 检 查 维 护

1.照明、加热器检查 1.断路器功能检查(防跳功 1.必要时 SF6 气体检漏 2.SF6 气体微水测量 3.必要时测量 SF6 气体纯度 4.防腐检查,必要时在所 需之处重新处理 5.机构箱清扫、检查 3.线圈回路电阻测量 4.低电压动作检查 5.SF6 密度计的校验 6.二次回路绝缘检查 7.主回路直流电阻测量 8.如需要配合保护电气传动 9.机械特性测试 能、强迫三相动作功能、分 合闸闭锁功能、氮气泄漏报 警闭锁功能) 2.信号检查 断 路 器 电 气 及 机 械 特 性 2.二次接线紧固检查 3.脱扣器紧固螺栓检查 4.控制箱、机构箱进水情 况检查 5.液压系统检查,必要时 补油 6.液压系统压力值校验 7.微动开关动作情况检查 8.油泵排气、液压系统排 气(由周期决定) 9.分、合闸状态保压检查 (可根据实际运行情况 决定是否进行保压检查)

试 验

现场清理,会 同有关人员进行 验收 工 作 结 束

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10.3 大修工作流程 10.3.1 液压操动机构检修 10.3.1.1 液压操动机构检修的条件: (1). 断路器的机械特性中的时间和速度等参数超标。 (2). 断路器操动机构内漏严重。 (3). 断路器操动机构外漏严重。 (4). 断路器操动机构存在其它故障的情况。 10.3.1.2 液压操动机构大修的工艺流程: 操动机构的大修涉及到故障位置的判断,由于维修人员的经验及专业知识可能有限,对故障位置的 判断难免会有一些不足,建议由厂方人员制定具体的大修方案;检修过程涉及到的备品备件(相关 的备品备件可以从相关高压开关有限公司获得和对已确定维修方案的工艺说明),这些都应在制定 大修方案中加以考虑。 10.3.2 灭弧室的检修(现场条件达不到工艺要求,一般是返厂大修) 灭弧室的拆卸工艺流程:
1.释放液压系统压 力 2.回收 SF6 气体并检 查密度计 3.拆除一次连接线 充入高纯氮气(99.999%以 上)至正压(2bar)冲洗灭 弧室后抽真空。重复以上步 骤一次。再次充入高纯氮气 至微正压 1.安装手动操作杆 2.打开灭弧室干燥剂盖板,检查曲柄 机构及传动部件 3.拆卸灭弧室 4.拆下均压电容 5.打开灭弧单元静触头

1.做相应的处理后,按拆开静 触头的相反程序装配静触头 1.充入 SF6 气体 至额定压力 2.SF6 微水和百 分含量的测量 (更换所有的密封件) 2.更换干燥剂,并在更换干燥 剂后 1 小时内抽真空;真空 度要求不小于 20mbar,保持 真空度 2 小时,检查密封情 况,压力差值不大于 67Pa, 确认无误后继续抽真空 1 小 时 检查灭弧室的触 头系统和吹弧气 缸

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注意:由于受现场条件所限,灭弧室大修工作的部分内容不适合于在现场开展,应返厂检修;若条 件不许可,需在现场检修,应与厂家相关部门进行协商检修方案,具体实施时应有厂家的技术服务 人员在场协助。现场灭弧室解体的简单步骤按厂家提供的操作说明书进行,所涉及到的相关备品备 件应从厂家获得以及确定维修方案的工艺流程说明 11 作业项目、工艺要求和质量标准 11.1 作业项目 11.1.1 小修项目 11.1.1.1 三相导线线夹紧固检查; 11.1.1.2 检查及清洁瓷套; 11.1.1.3 机构箱清洁检查:有无渗水情况,控制箱内照明及加热器工作情况; 11.1.1.4 电气接线检查:二次端子接线及电气回路接线的紧固情况检查; 11.1.1.5 液压系统检查:液压油渗漏情况检查(外漏,内泄); 11.1.1.6 辅助开关检查:动作的可靠性,切换的灵活性,位置的正确性; 11.1.1.7 油质和油位检查; 11.1.1.8 SF6 系统检查:压力处于正常范围,泄漏检查,微水合格; 11.1.1.9 线圈电阻测量; 11.1.1.10 压力开关的机械动作及压力值检查; 11.1.1.11 断路器功能检查; 11.1.1.12 如需要进行信号上传检查; 11.1.1.13 二次回路绝缘检查; 11.1.1.14 预防性试验:一次回路电阻,最低动作电压,均压电容器; 11.1.2 大修项目 11.1.2.1 包括小修的所有项目; 11.1.2.2 更换油泵吸油软管; 11.1.2.3 清洁液压油箱和过滤器(滤网),滤油; 11.1.2.4 校验 SF6 气压表和油压表; 11.1.2.5 SF6 密度计的校验; 11.1.2.6 均压电容检查; 11.1.2.7 机械特性测试; 11.1.2.8 灭弧室检修 11.1.2.9 动静触头检修;

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11.1.2.10 液压操动机构(主阀)检修; 说明:满足“大修检修条件”第 1、2、3 三个条件中的任何一个都应进行大修;满足其它大修条件 但不满足“大修检修条件”第 1、2、3 三个条件的,除有针对性地处理外可以根据设备的实际运行 情况和维护、检修情况,适当调整需进行的大修项目。 11.2 工艺要求和质量标准 11.2.1 技术准备工作 11.2.1.1 收集需检修断路器的运行、检修记录和缺陷情况; 11.2.1.2 从档案室调出需检修断路器的相关资料信息:操作说明书、电气原理图、出厂试验报 告; 11.2.1.3 核实断路器的操作次数及开断短路电流的次数和使用年限,以此制定断路器的检修方 案; 11.2.2 检查断路器检修前的状态 11.2.2.1 确认断路器处在分闸位置; 11.2.2.2 确认断路器已与带电设备隔离并两侧接地; 11.2.2.3 确认断路器储能电源和加热器电源已断开:在需检修断路器的电源箱内拉开相关的开 关; 11.2.2.4 确认断路器液压储能筒压力已释放—断路器油压表显示为 0;泄压阀打开时可以听到泄 压的声音; 11.2.2.5 断开断路器控制电源和信号电源:在主控制室完成相关操作; 11.2.2.6 记录断路器信息: (1). 断路器铭牌:断路器出厂编号;额定电压、电流;控制电压;额定 SF6 气压等; (2). 断路器的操作次数:见控制箱内的动作计数器; (3). 断路器的油泵动作次数:见控制箱内油泵动作计数器(如有计数器); (4). 发生特殊事件的情况:短路电流开断的次数、时间、电流幅值、故障性质等,以作为是否需 要打开灭弧室检查的判断依据(设备档案或设备台帐应有相关信息); (5). 记录 SF6 气体压力和环境温度,并对比压力—温度曲线,结合设备的 SF6 气体的压力巡检相 关记录,判断是否出现 SF6 气体泄漏情况; 注意:泄压时泄压阀不能开启太大,回流速度过快液压油可能会有从油箱口溢出,并会干扰对液压 机构是否有外泄的判断。 当检修工作不能在一天内完成时,当天工作结束后应将加热器电源投入,以避免机构箱内积聚潮 气。 11.2.3 大修前的试验 11.2.3.1 断路器主回路电阻测试;

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11.2.3.2 测量断路器的机械特性:时间、同期、速度以及合闸电阻的预投入时间; 11.2.3.3 均压电容器试验 11.2.4 总体检查
检 修 断路器外观检查。 工 艺 质量标准 目检无异常、无破损 检修类型 小修

11.2.5 清洁检查瓷套
检 修 工 艺 质量标准 绝缘瓷套外表无污垢沉积,法兰面处无裂纹,与瓷 套胶合良好 连接应无松动,如有松动,用相应的力矩紧固(不 同规格螺栓的紧固力矩标准见附录 6“常用螺栓紧 固力矩”) 检修 类型 小修

清洁、检查瓷套:使用登高机具,用毛巾或抹布 挨个擦拭瓷套的伞裙并仔细检查; 检查法兰面连接螺栓:使用登高机具,检查瓷套 法兰面的连接螺栓; 注意:: a. 瓷套内有高压气体,工器具撞击有破损或爆炸 的危险; b. 瓷套内有高压气体,检查时应使用登高机具, 禁止人员攀爬; c. 高空作业,要有防止高空坠落的措施;

小修

11.2.6 电气连接检查
检 修 工 艺 质量标准 接头无松动,接 触良好 接头无松动,接 触良好 插接件连接紧 密,接触良好 检修类型 小修

检查端子排短接片和接线:检查断路器汇控箱及副控箱内所有的接线端子排和 短接片; 检查继电器接线:检查断路器汇控箱及副控箱内所有继电器的接点和线圈接 线; 检查分合闸线圈接线: 用 17"的开口或套筒扳手打开断路器机构箱盖子; 用手逐个按压分合闸线圈的接线头;

小修

小修

4.检查辅助开关接线: 用开口或套筒扳手打开分合闸指示器盖子; 检查箱内接线端子排; 逐个按压辅助开关的接线头;

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11.2.7 液压系统及表计的检查维修
检 修 工 1.检查 SF6 气压表和油压表:玻璃表面清洁; 艺 质量标准 气压、油压指示清 晰可见;如严重脏 污,应清洗 拧开放油口螺母 时,应使用两把开 口扳手配合用力, 以防止铜管受损 检修类型 小修

2.检查油质,清洁油箱和过滤器: 拧开放油口螺母, 放油接头与内径 13mm 的透明聚氯乙烯塑料软管连接; 用放油接头顶开单向阀,并迅速连接到放油口上,透明聚氯乙烯塑料软管的 另一头与一干净的容量为 30L 的塑料桶相连,排空液压油后拆除放油接头;

用开口或套筒扳手打开油箱盖,检查和清洁油箱、过滤器(用不掉毛的 棉布); 清洁完毕,装回油箱盖); 检查塑料滤网; 检查塑料桶内液压油的油质;

目检油中应无脏物 和沉淀物,无悬浮 物,如有悬浮物则 需进行滤油(滤油 时滤油机的滤芯必 须用新的,滤油管 事先用液压油冲洗 后再使用); 如有破损进行更 换; 目检液压油情况, 如严重脏污,应更 换新油;

3.更换油泵进油口软管 在油泵下方垫上抹布或毛巾若干; 用大力钳或钢丝钳松开软管两头的紧固夹,并把紧固夹移到软管的中部; 拔下软管,用大力钳或钢丝钳从软管上退出两只紧固夹,并把紧固夹安装到 新的吸油软管上; 用棉布清洁两连接口(监控阀出油口和油泵吸油口)上的油迹; 按拆卸软管的相反程序装回新的软管; 清洁油迹; 管 机构泄漏检查: 打开机构箱盖子; 检查主阀最底部是否有油迹;若有油迹,须顺着油迹往高处仔细查找泄漏 点,并判断泄漏程度; 检查监控阀块相应位置是否有外泄,如有泄漏,判断泄漏程度(储能筒是否 有高压油渗漏); 如果有渗漏,根据不同的渗漏部位制定相应的处理方案;

监控阀出油口和油 泵吸油口上的油迹 需清洁干净,否则 会影响日后该部位 的密封性能以及对 液压系统液压油外 漏情况的检查

泄漏的判断方法如 下:最近渗漏出的 液压油颜色鲜艳, 呈粉红或者红色。 时间长了之后因空 气的氧化作用颜色 会变深发粘。如果 液压油不成滴,且 已被氧化,则可以 认为渗漏已经停 止,清洁后无需处 理;

小修

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4.油泵及液压系统排气:联系相关工作人员,把控制电源和储能电源送达断 路器; 油泵排气:具体方法见附录二中油泵排气; 液压系统排气:具体见附录二中液压系统排气; 排气工作结束后,检查油位; 注意:无论何种原因,液压系统的液压油经过排空,注油后都必须进行油泵 及液压系统排气; 7.氮气预充压力检查: 断开储能空气开关,液压系统泄压至零; 关闭泄压阀,合上储能空气开关,按接触器使电动机强制打压; 油压表指针会快速上升至某一压力值,而后开始缓慢上升,该压力值即为氮 气预充压力; 确定预充压力准确值须按以上步骤多次反复操作(3~5 次),使得到的压力值趋 于一致,即认为该值是预充压力; 说明:氮气预充压力与操作当时的环境温度及断路器已使用的年限(以装配 出厂日期作为计算起始日期,泄漏率为 2.5bar/年)有关,如使用 10 年后断 路器的氮气预充压力在 170bar/20℃以上为合格(计算公式为:P=19510*2.5bar);环境温度对预充压力影响的计算公式为 Pt=P20+Δ P(公式中 P20 为 20℃时的预充压力值,Δ P =T-20 ,T 为操作当时的环境温度,单位 为 bar);

质量标准 放油桶底部的液压 油不得使用,视作 废油并按相关规定 处理;不要把油灌 到油箱外,以免造 成机构有外漏的误 判断; 静止时(断路器处 于分闸位置,系统 未储能)油位应高 过加油口滤网少 许;如不合要求, 补充相同牌号或相 同型号的液压油。 如没有,建议排空 油箱再用新油清洗 后再加入新油; 断路器出厂标准 195-200bar/20℃ 如果氮气预充压力 偏低,检查无异常 泄漏后,对储能筒 进行补气(只允许 补充纯度为 99.99%,氧含量 <50ppm、水分含量 <30ppm 的高纯氮, 并需要一套压缩机 和气泵系统)或者 更换新的氮气储能 筒;

检修类型

小修

小修

8.油压表校验:具体方法见附录二中油压表校验;

0<偏差<5bar 不 必处理;5<偏差 <12bar 做记录; 偏差≥12bar 更换

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检 修 工 艺 9.储能,记录储能时间: 断开储能开关,开口扳手打开卸压阀,使压力泄为 0; 关闭卸压阀(逆时针退出卸压阀小螺栓,感觉小螺栓不受力为止),合上 储能开关; 油泵自动启动并开始计时,直到油泵自动停止计时结束;纪录储能时间; 液压系统已储有能量的,执行 a~c 步,没有能量的执行 b~c 步; 10.检查防慢分装置功能: 开口或套筒扳手打开盖板; 在液压系统有压力的情况下,检查闭锁块的位置,此时闭锁块的位置不会 阻碍操作杆的上下运动; 打开卸压阀,使压力泄为零,检查检查闭锁块的位置,此时闭锁块的位置 只允许操作杆作向上运动而无法向下运动(防止设备慢分情况的发生); 检查完毕,恢复盖板; 11.压力开关检查: ; 起泵压力 316±6bar; 停泵压力 326±10bar 油压低合闸闭锁 278±8bar; 油压低分闸闭锁 258±8bar; 机械式压力接点顶针润滑:具体方法见附录二中压力监控装置的说明; 说明:电子式压力接点只需校验是否有该报警或闭锁动作即可;机械式压 力接点动作值在现场可校验和调整,电子式压力接点动作值在现场只可校 验,如需调整须有专用软件和数据转换器通过电脑进行调整; 12.安全阀功能检查:按住接触器使电动机强制打压至安全阀开启(压力 不再上升,同时可以听到泄漏的声音,此时油压表所指示的压力即为安全阀 的开启压力);立刻松开接触起,停止打压,并任其自然泄漏直到泄压声 音停止,此时油压表所指示的压力即为安全阀的恢复压力; 说明:安全阀的恢复值与安全阀开启后的打压时间有关,开启后打压时间 越长,安全阀的恢复压力值越低,但通过快速泄压可以使安全阀的恢复压 力逐步提高至正常范围而不必更换安全阀; 13.液压系统内漏检查: 断路器合闸,打压至自动停泵后断开储能电源空气开关,静置 15 分钟,开 始计时并观察记录 1 小时后的油压降; 断路器分闸,打压至自动停泵后断开储能电源空气开关,静置 15 分钟,开 始计时并观察记录 1 小时后的油压降;

质量标准 20℃环境温度下,储 能时间直流电机约为 6.5min,交流电机约 为 8.5min;温度降低 储能时间会延长(原 因是氮气预充压力受 温度影响) 防慢分装置的闭锁块 在有压力(大于 20bar)时打开,无 压力或压力过低时闭 锁;闭锁时开关无法 手动分闸

检修类型

小修

压力开关的接点动作 值要求在厂家允许的 范围之内,如果偏差 超标,需进行调整; 动作灵活可靠 小修

安全阀的动作值为: 350bar~360bar,恢 复值为大于或等于油 泵起动值 10bar;

小修 油压降应小于 5bar/ 小时 油压降应小于 5bar/ 小时

小修

说明:液压系统的油压保持情况直接影响到油泵的启动次数(表现为频繁 打压)。但在大修前,判断液压机构是否因为频繁打压而需检修时,须排 除以下几个方面的问题: 三相断路器共用一个油泵启动信号,此时可以把油泵启动的间隔时间乘以 三来作为单相断路器的油泵启动间隔时间; 要考虑到环境温度对液压系统的影响:单位时间内温度下降过快,也会导 致断路器油泵的频繁启动(这种情况大多发生在凌晨,而且昼夜温差往往 比较大),但这并不意味着液压机构需要大修;

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11.2.8 电气试验
检 修 工 艺 1. 测量分合闸线圈电阻: 按照断路器的电气原理图,测量分合闸线圈的电阻; 质量标准 普通线圈(合分闸): 18±2 Ω DC 220V: 电阻: 检修类型

小修

4.非全相运行强迫跳闸功能: 三相断路器处于分闸状态,手动或电动使其中一相合闸; 三相断路器处于合闸状态,手动或电动使其中一相分闸(分闸 2 也应做相 同的电气试验); 重复,使 A、B、C 三相都动作正常;

断路器不应有合闸动 作 小修 断路器不应有分闸动 作 小修 5.合闸闭锁功能校验:使断路器处于分闸状态然后泄压至合闸闭锁 (278bar)以下,,就地或远方进行合闸操作; 6.分闸闭锁功能校验:使断路器处于合闸状态然后泄压至分闸闭锁 (258bar)以下,就地或远方进行分闸操作; 注意:校验时如果调整过时间参数,校验完毕后必须恢复时间继电器的时 间设置。 氮气泄漏报警信号发 出,同时闭锁合闸; 三个小时后闭锁分 闸,此时断路器无法 电气分合闸;闭锁后 用 S4 复位(实际测量 时时间可以调小,如 10 秒等) 小修

小修 7.打压超时闭锁功能校验(断路器使用此功能时才校验):泄压至启泵 压力以下,同时断开储能电源空气开关; 同时发打压超时报警 信号;打压超时报警 信号可用 S4 复位;如 无效可按住接触器强 制打压至 330bar 以上 来复位

小修 小修 小修

8.如需要校验断路器信号回路:具体见附录二中信号模拟校验; 9.测量主断口回路电阻:用直流压降法测量电流应不小于 100A,电压线 接在内侧电流线接在外侧; 注意:测试接线不规范或不正确,会导致测量结果的不准确; 10.测量断路器低电压动作特性:用外置直流电源或特性测试仪按照电气 原理图测量断路器分合闸回路的低电压动作特性; 测量断路器低电压动作特性注意: 进行以上工作的过程中,所有分合闸操作不得跳过闭锁接点和辅助开关;

≤80uΩ ,运行设备可 在此标准上浮 20% 小修 符合国家标准 动作电压如果不合格 (排除左侧一栏所列 的注意点),调整线 圈行程,具体见附录 二

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质量标准

检修类型

测试分合闸线圈最低动作电压时应点动试验; 测试之前应确认测试仪器的输出功率是合适的(输出电压不会因为带上负载 而降低); 每次做低电压前,该相的油压都应该在 330bar 左右; 应确认测试仪器的输出电压与仪器所指示的电压是一致的,不一致的应明确 两者的偏差; 测试之前应检查测试仪器是否有交流分量(有交流分量输出的易烧毁线圈和 电阻,一般交流分量小于 10V)和/或直流分量输出(有直流分量输出, 11.测量均压电容的介损和电容量;

运行中介损值应不大 于 0.35% 电容量: 铭牌容量± 5%

12.合闸电阻阻值测量; 13.测试断路器的机械特性:合闸时间、分闸时间、合闸同期、分闸同期、 合闸速度、分闸速度、合分时间、,测试方法可参考附录二中机械特性测 试; 2*225Ω ±5% 14.测量二次回路绝缘:用 2000V 兆欧表测量绝缘电阻; 15.二次回路交流耐压: 测试数据参照该断路 器的出厂试验报告

不低于 2 MΩ 试验电压 2 kV(电 机 900 V)仪器不报 警 16.照明、加热回路检查: 打开控制箱门,检查控制箱内的照明灯工作情况; 打开控制箱门,照明 灯就应该亮;不符合 要求进行处理; 断开加热器电源后,用万用表测量加热器电阻值(电气箱内的加热器是否正 常工作可以检查加热器是否发热进行简单检查); 电阻值三相均衡,无 短路和开路,对地无 短路;有损坏进行更 换

小修

小修

小修

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11.2.9

SF6 系统检查试验
质量标准 具体参数请参考该 断路器的出厂试验 报告 检修类型

检 修 工 艺 1.检查 SF6 密度计的动作值:具体方法见附录二中密度计校验; 注意:报警闭锁值与温度有关,在现场温度是一个不可控制的因素(环境温 度与 SF6 气室内及密度计标准气室的温度不完全等同),已运行的断路器校 验密度计的判断标准为泄漏与闭锁压力值之间的差值必须在合格范围之内: 0.1-0.45bar。 2.SF6 检漏:用 SF6 气体泄漏仪(精度大于 100ppm)环绕密度继电器、SF6 气阀、上下瓷柱法兰连接处、瓷柱与机构连接处、SF6 气体管道以及相关的连 接头处进行检查,看是否有气体泄漏,有泄漏则进行相关处理; 3.必要时的补气:用专用充气装置给断路器补充气体(19); 注意:减压调节阀在通气阀关闭时缓慢打开,控制气瓶压力和极柱压力的压 差,以避免(可能发生的)结冰现象。

断路器年漏气率不 大于 0.5% 检测应在无风的条 件下进行 可根据运行巡视纪 录和测微水补气等 记录来判断是否有 泄漏,是否需要检 漏和处理 SF6 气体压力应符 合断路器铭牌要求 (须与温度曲线对 照判断)

小修

4.微水测量:用微水测量仪或露点仪从断路器的充气口取气,测量微水含 量或露点; 注意:不同厂家生产的仪器有不同的要求和注意点,请参照所使用仪器的产 品说明书。

小修

运行设备的露点应 <–32.2℃,微水 应<300ppmv; 大修后设备的微水 含量应<150ppmv

小修

5.SF6 气体中空气含量检测:从断路器的充气口取气,用百分含量仪测量 SF6 气体中的空气百分含量; 注意:不同厂家生产的仪器有不同的要求和注意点,请参照所使用仪器的产 品说明书。

SF6 气体含量须大 于 95%

12

作业后的验收和交接
检 修 工 艺 质量标准 符合防腐要求 废弃物按相关规定 处理 由局生计部牵头会 同运行、检修部门 按标准进行验收 检修类型 小修

1.防腐情况检查:检查所有的须作防腐处理部位的防腐情况,在需要重新处 理部位作防腐处理; 2.收尾工作:清理、清点现场所使用的工器具,材料及备品备件回收清点, 将检修设备的状态恢复至工作许可时状态; 3.断路器的验收;

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13 大修的判断标准和检修项目
检 修 工 艺 需进行大修的判断标准 时间和速度等参数超标且超出调整范围, 并排除线圈的原因 操动机构内泄严重,油泵启动频繁,单相 启动次数超出厂家出厂的标准(≥24 次/ 天);操动机构外泄严重; 如不能合闸或分闸等 阻值异常(排除仪器及测试方法等原因) 介损超标或没有超标但短期内有异常升高 的现象(结合历史纪录如以往的中期维修 数据等进行综合判断)或均压电容器有泄 漏油现象 阻值超标,并在短时内有异常升高的现象 (结合历史纪录如往年的小修数据,中期 维修数据等作综合判断) 检修项目 判断问题所在,作相应处理 更换主阀或监控阀块 清洁、过滤液压油 判断问题所在,作相应处理 检修合闸电阻 检修或更换均压电容器

断路器机械特性测试 断路器分合闸保压测试 断路器操动机构存在其他故障 合闸电阻阻值测量 均压电容器电容量、介损测量

测量断路器一次回路电阻 通过相关的检测手段,能够判 断为断路器的灭弧室存在其他 故障的情况;

打开灭弧室,检查维修灭弧系统

打开灭弧室,检查维修灭弧系统 灭弧室遭受过电压击穿 断路器运行年限达到 25 年; 断路器开断小于额定电流次数达到 6000 次 断路器达到允许的故障开断次数 打开灭弧室,检查维修灭弧系统 打开灭弧室,检查维修灭弧系统, 并进行所有中期维修项目的检查和 维护 打开灭弧室,检查维修灭弧系统

其它不必经过测试就应进行大 修的情况

由于现场条件所限,主要针对机构进行检修,大修工作的部分内容不适合在现场进行,即本体 上的一些工作,如灭弧室的解体检查和维修等,原则上大修主要依靠制造厂的专业技术力量和工器 具。对诸如合闸电阻的解体检查、液压系统主阀的检修以及液压系统监控单元的检修或更换等项 目,可根据相关的检测结果,再结合历史纪录如往年的小修数据,中期维修数据等作综合判断,作 为临时性的检修处理。

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附录一

LW6-220 断路器维修报告

变电所: 断路器出厂编号: 设备编号: 额 定 电 压: 220 kV 额 定 电 流: A 额定短路电流: kA 操作次数: 油泵动作次数: 项目 整体 检查 分 类 支撑瓷瓶 连接螺栓 法兰 均压电容 底部 储能电源开关 计数器 压力监控阀块 机械式压力开关接 点润滑 电机、油泵 油泵吸油软管 继电器 接线端子 加热器 二次回路 照明 门、门锁 门上的密封条 玻璃表面 气压表读数 油压表读数 气体压力值 分 类 底部 防凝露加热器 机构 检查

LW6-220 断路器 修报告 型 号: LW6-220 控 制 电 压: DC 电 机 电 压: □ AC /□ DC SF6 气体额定压力(20℃) SF6 气体低压报警压力(20℃) SF6 气体闭锁压力(20℃) S 投运日期: 年 月 检修结果 标 准 A B C 瓷瓶清洁、无损伤、无裂纹 紧固、无松动 无裂纹,与瓷套胶合良好 端面无明显介质油渗漏痕迹 无积水无油迹无杂物 参数设置正确,信号正确 工作正常 无渗漏油现象 D d d 动作灵活 工作时声音无异常,没有渗漏油 表面没有龟裂现象,否则更换 无焦痕,动作正常 连接螺丝无松动 工作正常 连接螺丝及电气插件无松动 功能正常 灵活,无变形,密封可靠 更换 表面清洁,压力指示清晰可见。 偏差≤0.3bar(大于 0.2bar 记录偏差) 偏差≤ 12bar(大于 5bar 记录偏差) 符合标准:考虑年泄漏率和环境温度 标 准 无油迹,无杂物 工作正常 接点通断灵活 合闸辅助常开接点接触时间:75± 10ms 分闸辅助常闭接点接触时间:具体以 该断路器的出厂试验报告为准 分闸辅助常开接点接触时间:具体以 该断路器的出厂试验报告为准 分闸辅助常闭接点接触时间:具体以 该断路器的出厂试验报告为准 分闸辅助常开接点接触时间:具体以 该断路器的出厂试验报告为准) 线圈完好、紧固,电气连接完好、牢 固,动作灵活无灰尘杂物附着 无渗漏油现象 检修结果 A B C

V V bar bar bar 日 检修类型 小修 中修 · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·

大修 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 大修 · · · · · · · · · ·

汇控 箱及 分控 箱

压力 表 项目

· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 检修类型 小修 中修 · · · · · · · · · · · · · · ·

辅助开关

辅助开关 机构 检查 脱扣器 主阀

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油泵排气 液压系统排气 检查油位 检查油质 分合闸位置指示器

电气 试验

断路器调试

电气 试验

断路器调试

分、合闸线圈阻值

分、合闸线圈阻值 电气 试验

到无气体排出为止 到无气体排出为止 无压分闸状态下油面超过加油口滤网 底部少许 无悬浮物,无杂质无沉淀。必要时滤 油或更换新油 传动连杆完好,无锈迹,动作灵活正 确,分合闸指示标签清晰,相关连接 螺栓无松动 储能时间纪录( m s) 氮气预充压力(bar/℃) 起泵压力:316±4bar 油压低合闸闭锁:278±4bar(电子式 接点同上) 油压低分闸闭锁:258±4bar(电子式 接点同上) 安全阀动作压力/复归压力(动作压 力:375bar~412bar,复归压力≥停泵 压力 10bar) 就地/远方操作:动作正确 防跳功能正常(确认没有解除方能进 行检查) 非全相保护:动作正确(有该功能时 检查) 打压超时功能(有该功能时检查) 线圈绝缘电阻≥2 MΩ (2000V 兆欧 表) 合闸线圈电阻: 18±5% Ω (DC 220 V) 分闸 1 线圈电阻: 18±5% Ω (DC 220 V) 分闸 2 线圈电阻: 18±2 Ω (DC 220 V) 合闸时间:≤90ms 分闸时间 1:具体以该断路器的出厂 试验报告为准 分闸时间 2:具体以该断路器的出厂 试验报告为准 合闸≤3ms 相间三相不同期 分闸≤2ms 合闸速度:4.±0.6 m/s 分闸速度:5.5~7 m/s 合闸:80%~110%Un 分闸 1:30%~65% Un,低于 30%不动 作 分闸 2:30%~65% Un,低于 30%不动 作 50uΩ +20% 介质损耗≤0.35%

· · ·

· · · ·

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机械特性

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最低动作电压

电气 试验

主回路电阻 均压电容

电容容量: 二次回路绝缘电阻 二次回路耐压试验

pF

用 2000V 兆欧表测量,不低于 2MΩ 试验电压 2kV(电机 900V)。

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B4 校验

气压偏低补气 SF6 微水

SF6 闭 锁1 动作值符合铭牌参数和压 SF6 闭 力—温度曲线(单位: 锁2 bar/℃) SF6 报 警 最终压力值应符合铭牌信息和环境温 度 运行断路器≤300ppmv 大修后≤150ppmv

· · · · · · ·

· · · · · ·

百分含量 必要时检漏 曲柄连杆机构 灭弧 室 动触头 静触头 传动机构 合闸 电阻 动触头 静触头

大于等于 95% 符合标准(年泄漏率:0.5%) 厂家配合 厂家配合 厂家配合 厂家配合 厂家配合 厂家配合 断路器合闸,打压停止后静置 15min,记录随后 1 小时内的油压降, 标准≤5bar/小时 断路器分闸,打压停止后静置 15min,记录随后 1 小时内的油压降, 标准≤5bar/小时 应涂防锈漆,补漆,涂相色漆 月 日 · ·

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液压系统保压 其他

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断路器除锈刷漆 检修日期: 年

检修中发现的问题与处理结果

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检修结论

签名:

日期:

说明:在检修类型一栏中,打“·”的为该类型的检修所必须进行的工作,请根据本次检修的类型 填写相应的检修结果,除了有具体参数的项目如分合闸时间等需要填写现场实际测试所取得的参数 外,其它项目用打“√”表示该项工作已经完成并符合标准,用“*”表示该项目中的某个部位存 在缺陷经处理后符合标准,并在检修报告的检修中发现的问题与处理结果一栏仔细填写缺陷部位和 处理。

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