河南平高东芝高压开关有限公司g3a型126kvgis维护与检修手册

河南平高东芝高压开关有限公司G3A型126KVGIS维护与检修手册（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、河南平高电气股份有限公司共同参与，充分结合设备制造工艺和运行维护特点，编制完成了河南平高东芝高压开关有限公司G3A型126KVGIS维护与检修手册，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。本手册由广东电网有限责公司生产设备管理部提出、归口管理和负责解释。本手册起草单位江门供电局，河南平高东芝高压开关有限公司。本手册主要起草人文建伟、游祥辉、叶建忠、吴伟、裴运军。本手册主要审查人员吴建锋目录1适用范围及引用文件111适用范围12技术参数表13检修周期及项目731C类检修项目及周期732B类检修项目与周期733A类检修项目与周期934动态巡维项目及周期124检修准备工作1441C1类项目要求14411工器具要求15412现场检修耗材清单15413人员配备15414成本估算1642C2类检修项目要求16421工器具要求16422耗材清单16423人员配备17424成本估算1743B类检修项目要求17431工器具要求17432耗材清单19433人员需求20434成本估算2044A类检修项目要求20441工器具要求20442耗材要求21443人员需求21444成本估算2145准备工作21451技术准备工作22452工器具准备工作22453人员准备工作2246C类检修项目危险点及预控措施2247检修工作流程24472B类检修工作流程24473A类检修工作流程255C类检修质量标准2551C1类检修项目质量标准2552C2类检修项目质量标准2753B类检修项目质量标准3054A类检修质量标准316相关资料性附录33附件1全寿命周期成本LCC的计算33附件2气体绝缘开关装置、气体断路器的标准紧固管理基准36附件3单元间隔KK图1附件4SF6压力与温度对照表53附件5断路器允许开断次数与开断电流关系曲线图54第1页1适用范围及引用文件11适用范围本手册适用于广东电网有限责任公司范围内由河南平高东芝高压开关有限公司生产的G3A型126KVGIS的维护和检修工作。12引用文件GB156额定电压GB3111高压输变电设备的绝缘配合GB1207电磁式电压互感器GB1208电流互感器GB1984高压交流断路器GB1985高压交流隔离开关和接地开关GB4208外壳防护等级（1P代码）GB7354局部放电测量GB7674额定电压725KV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T3112绝缘配合第2部分高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB/T290020电工术语高压开关设备GB/T5582高压电力设备外绝缘污秽等级GB/T8905六氟化硫电气设备中气体管理和检查导则GB/T169351低压系统内设备的绝缘配合第1部分原理、要求和试验DL/T402交流高压断路器订货技术条件DL/T486交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T555气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则DL/T593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T617气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T618气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程DL/T728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则E7980028维护和检查E7980029安全操作规程E7980024GSPK145FHW型断路器安装使用说明书E7980023126KVGIS隔离开关和接地开关安装使用说明书E7980026六氟化硫（SF6）气体E7980066SF6密度继电器（旭计器）E7980555SF6气体绝缘电压互感器说明手册Q/CSG12050012014电力设备检修规程Q/CSG2100212014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则12技术参数表序号名称技术参数一GIS基本参数1系统标称电压（KV）1102额定电压（KV）1263额定频率（HZ）50550550额定雷电冲击耐受电压12/50S（峰值）550（100）550（100）2302304内绝缘额定工频短时耐受电压（1MIN）230（70）230（70）相间及相对地（KV）1000M550额定雷电冲击耐受电压12/50S（峰值）断口（KV）1000M550（100）相间及相对地（KV）1000M2305外绝缘额定工频短时耐受电压（1MIN）断口（KV）1000M230（70）6额定电流（A）1250/1600/2000/2500/3150/40007额定短路开断电流（KA）交流分量有效值408额定短时耐受电流（KA）409额定短路关合电流（KA）10010额定峰值耐受电流（KA）10011额定短路持续时间（S）3有电弧分解物的隔室15012断路器内SF6允许的含水量（20C时）（L/L）无电弧分解物的隔室25013GIS的年漏气率0514电晕和无线电干扰电压在11126/KV电压下的电晕要求3晴天夜间不发生可见电晕2在11126/KV电压下,无线电干3扰电压（V）500运行人员易触及的部位30运行人员易触及但操作时不触及的部位4015温升环境温度为40时允许温度K运行人员不易触及的部位65整间隔（独立元件）5整间隔（含互感器等元件）1016最大允许局部放电量（PC）12倍额定相电压下盆式绝缘子、绝缘拉杆等3二断路器技术参数1额定电压（KV）1262额定频率（HZ）503额定电流（A）1250/1600/2000/2500/3150/40004额定短路开断电流（KA）交流分量有效值405额定短时耐受电流（KA）406额定短路关合电流（KA）1007额定峰值耐受电流（KA）1008额定短路持续时间（S）39开断时间60MS10分闸时间40MS11合闸时间100MS12分合时间50MS13合分时间50MS14重合闸时间300MS15分闸线圈74DC220V/23DC110V16合闸线圈74DC220V/23DC110V17分闸不同期性（MS）相间318合闸不同期性（MS）相间519额定操作顺序（对于额定操作循环不应降低额定值）O03SCO180SCO20首相开断系数开断100电流时1321近区故障特性能开断90、75和60的额定短路开断电流。22额定线路充电开断电流（A）315323额定电缆充电开断电流（A）14024额定失步关合和开断电流（在工频恢复电压，应为应为20126/KV3的情况下）额定短路开断电流的2525开断小电感电流空载变压器能力0515A，过电压不超过2126/KV。326机械操作的次数（空载）10000次27断路器开断额定短路电流次数次数不少于20次28噪音水平（噪音测点应在距离声源直线距离2M，对地高15M处）不得超过110DB三隔离开关1额定电压（KV）1262额定电流（A）1250/1600/2000/2500/3150/40003额定热稳定电流（3S）（KA）404开断容性电流能力（A）055开断感性电流能力（A）26开合母线转换电流能力（A）08倍额定电流，不大于1600A7触头形式梅花触头8触头材料铜镀银9操作机构型式电动带手动10操作方式三相机械联动11分闸时间（S）091612合闸时间（S）091613分闸速度（M/S）00901314合闸速度（M/S）00901315电动机电压（V）AC380/22016控制电压（V）DC110/22017机械寿命（连续操作不检修或更换零部件）5000次四快速接地开关1额定电压（KV）1262额定热稳定电流（3S）（KA）403额定动稳定电流（KA）1004额定关合电流（峰值）（KA）1004开合感性电流（A）A类05KV，50AB类6KV，100A5开合感应电流能力开合容性电流（A）A类3KV，04AB类6KV，5A6触头形式梅花触头7触头材料铜镀银8操作机构型式电动弹簧带手动9操作方式三相机械联动10分闸时间（S）0111合闸时间（S）0112分闸速度（M/S）173213合闸速度（M/S）173214电动机电压（V）DC110/22015控制电压（V）DC110/22016额定关合短路电流次数217机械寿命（连续操作不检修或更换零部件）10000次五检修接地开关1额定电压（KV）1262额定热稳定电流（3S）（KA）403额定动稳定电流（KA）1004触头形式梅花触头5触头材料铜镀银6操作机构型式电动带手动7操作方式三相机械联动8控制电压（V）DC110/2209机械寿命（连续操作不检修或更换零部件）10000次六母线1额定电压（KV）1262额定电流（A）1250/1600/2000/2500/3150/40003额定热稳定电流（3S）（KA）404额定动稳定电流（KA）1005导体材料铝合金七电流互感器1型式环型铁芯型52额定一次电流（A）600800；10001200；2000；3000；40003额定二次电流（A）1/54额定热稳定电流（2S）（KA）405额定动稳定电流（KA）1006准确级02/05/10/30/5P10/10P5/10P10/10P20/5P207容量15/30/30/30八电压互感器1额定电压（KV）110/32额定二次电压（KV）二次绕组01/剩余绕组013PT配置及准确级110/01/01/30102/05/3P4容量150/70/200九避雷器1避雷器额定电压（KV）1082最高持续运行电压有效值（KV）843标称放电电流（KA）104雷电冲击残压8/20S峰值（KV）2815陡波冲击残压1/5S峰值（KV）3156操作冲击电流下残压30/60S峰值（KV）2397直流1MA参考电压（KV）1578751MA参考电压下泄漏电流（A）不大于5092MS方波通流容量20次峰值（A）6006大电流（KA）4010压力释放能力（有效值）小电流（A）800十GIS的气体压力（MPA）1最高065MPA2正常06MPA3最低055MPA4报警气压0575MPA5闭锁气压055MPA十一SF6/AIR套管1额定电压（KV）1262额定电流（A）1250/1600/2000/2500/3150/40003本体材料瓷十二端子静负荷1水平纵向（N）20002水平横向（N）15003垂直方向（N）15004静态安全系数35十三伸缩节1材质不锈钢2使用寿命30年或10000次伸缩G3A型126KVGIS设备GCB浴盆曲线图73检修周期及项目由于没有诸如潮湿、雨水和污秽等外界环境的影响，GIS内部的各个元件工作环境状况明显好于常规类型的开关设备（例如空气绝缘的开关设备），另外六氟化硫（SF6）气体具有卓越的灭弧特性和绝缘特性，这些优良特性最大限度地延长了设备使用寿命，这使得GIS设备几乎成为免维护和检查的设备，然而，在下述情况下，适当的分级维护和检查仍然是必需的。（1）长期暴露在外界环境中的部分气体断路器（GCB）、隔离开关（DS）、接地开关（ES/HES）的操作机构。外壳、构件和气体配管的涂漆。（2）为了保持产品的可靠性六氟化硫（SF6）气体压力。操作特性及开合性能（GCB、DS、ES、HES）。（3）为了恢复产品的可靠性在异常条件下（GIS的所有元件）。达到规定的操作次数（GCB、DS、ES、HES）。31C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。32B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。除C类检修项目外，还应包括以下内容序号项目要求周期备注1喷洗套管伞裙或瓷套用清水喷洗必要时2检查防爆膜检查防爆膜是否损坏6年一次或按停电预试周期进行。3密度继电器回路检查压力低报警、闭锁功能应正确6年一次或按停电预试周期进行。84控制回路二次元件、接线、绝缘及功能检查1）断开交直流电源后检查所有二次元件（包括端子排）安装是否紧固。2）断开交直流电源后检查所有电气接线应无松动、虚接脱落现象。3）脱开断路器与保护、控制系统、储能电源连接线后，采用绝缘电阻测试仪测试断路器二次回路的绝缘电阻值不小于2M。3）恢复交直流电源后检查控制回路功能应正确。6年一次或按停电预试周期进行。5辅助开关检查1）安装固定螺栓应无松动。2）传动连接部位轴、销应正常无磨损，传动灵活。3）电气接线插头无锈蚀，引出线插头能插紧到位。6年一次或按停电预试周期进行。断开交直流电源。6断路器维护1）检查辅助开关2）防跳功能检查3）分合闸回路的功能检查4）检查分合闸线圈电阻5）SF6总闭锁6）测试包括从开关装置到本体控制柜以及本地控制柜自身的控制和报警电路7）检查测量、显示和计数装置8）检查电气联锁6年一次或按停电预试周期进行。7隔离开关、接地开关和快速接地开关维护1）检查驱动机构电机运行时间和电流2）目视检查机构辅助触点系统3）检查电气连接，必要时加固接线端6年一次或按停电预试周期进行。为了检查驱动装置联接的运行平缓性，也可以用摇把手动操作隔离开关以及接地开关。8控制箱、机构箱内清洁控制箱、机构箱内灰尘清扫，如必要使用真空吸尘器。6年一次或按停电预试周期进行。断开交直流电源。9更换控制箱、机构箱上防水密封条安装新密封条时拼接缝布置在箱子底部12年或设备出现缺陷时10断路器速度特性测试测试断路器液压机构速度特性，其结果应满足厂家特性要求1次/6年911本体漏气检测必须对如下情况进行泄漏检查在现场装配的法兰和管路连接；如果发生不允许的压力损失；（必要时）33A类检修项目与周期当设备达到下表所列条件时，应针对设备开展设备状态评价、可靠性评估及经济效益分析，确定该设备是否需要或值得A修。根据评估结果可选取B修、A修延寿或更换等方式提高设备健康水平，确保设备安全稳定运行。A类检修项目与周期应根据下表所示内容进行评估后确定，在实施过程中若确定对设备进行A类检修，则除下表所列内容外，还应包含全部B类检修项目。序号项目要求周期备注1检查灭弧装置由平高东芝人员检查断路器单元（必要时或规定的操作次数后）关于开断次数和开断电流的关系，参见2液压操作机构的更换由平高东芝人员检查断路器单元（必要时或规定的操作次数后）关于开断次数和开断电流的关系，参见3快速接地开关触头系统由平高东芝人员检查快速接地开关触头系统10000次操作后或关合2次短路电流后4GIS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必要时5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必要时6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必要时107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118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05MM；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129断路器液压机构大修1控制阀、供排油阀、信号缸、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或整体机构12年34动态巡维项目及周期序号项目要求触发条件备注1运行风险变化时动态巡维1）根据电网运行方式、负荷变化情况，GIS的重要程度发生变化时；当调度部门发布三级及以上电网风险预警通知书时，应在运行方式变化前进行一次专业化巡维；三级以下电网风险预警通知书时应在运行方式变化前进行一次全面的日常巡视，并进行相关数据记录；2）迎峰度夏前、重要保供电期间对涉及的重点管控设备进行至少一次专业巡维；3）在发生极端气候、地震等严重自然灾害后，应对重点管控设备进行一次专业巡维，必要时应停电检查。GIS运行风险变化时2存在SF6泄漏的GIS动态巡维1）通过SF6气体压力记录数据进行分析，在SF6压力降至报警值时，安排补气。2）通过定性检漏、包扎检漏、红外检漏等手段查找漏点。发现SF6存在泄漏后（同一气室两次补气间隔小于2个时）3针对新投GIS的动态巡维结合日常巡视，重点关注以下巡视项目1）对GIS基础、支架及构架检查；GIS投运半年内13序号项目要求触发条件备注2）对GIS各气室间隔SF6是否存在泄漏的检查并记录；3）对液压机构打压次数及机构是否存在泄漏的检查并记录；4）对GIS设备的接地装置及金属外壳的红外测温；5）对GIS各机构箱及汇控箱密封检查。严格按照GIS重点维护策略中停电维护要求及GIS产品说明书要求开展GIS首检，并重点检查以下项目1）对GIS基础构架进行紧固检查；2）对GIS各操作机构箱及汇控箱二次端子进行紧固检查；3）对明确存在泄漏的GIS进行漏点查找，并进行处理；4）对机构箱内有标记的螺栓是否有变位进行检查。GIS首检时4GIS故障跳闸检查1、后台信号是否正确，断路器相关指示灯是否正常；2、检查断路器分、合闸机械指示器是否正确；3、检查机构箱底部应无异物、油污；4、打开断路器机构箱后，检查断路器机构箱内是否存在异味。如果有异味需查看一下是否有线圈或是电阻表面变色的情况；5、断路器操作后，液压操作机构压力值是否在机构启泵压力之上；6、对GIS设备的外绝缘瓷件外观检查，瓷裙应无损坏或明显可见爬电现象。7、记录断路器短路开断次数及开断电流值。GIS故障跳闸时5断路器操作后1、后台信号是否正确，断路器相关指示灯是否正常；2、检查断路器分、合闸机械指示器是否正确；3、断路器操作后，液压操作机构压力值是否在机构启泵压力之上。断路器操作后（仅针对有人值守站，无人值守站在日常巡视时，针对如在最近一个巡视周期内操作过的断路器应按该要求开展）6雷雨后GIS动态巡维1）检查GIS机构箱及汇控箱密封情况，检查密封条是否存在损坏变形，电缆的封堵是否良好。机构箱内是否存在进水或凝露，检查加热器投入及除湿情况。（仅对户外GIS）雷雨后（仅针对有人值守站，无人值守站在14序号项目要求触发条件备注2）对GIS设备的外绝缘瓷件外观检查，瓷裙应无损坏或明显可见爬电现象。3）检查并记录避雷器放电计数器数值。日常巡视时，针对如在最近一个巡视周期内存在雷雨天气应按该要求开展）7大风后GIS动态巡维增加“GIS外观目视检查”一次（仅对户外GIS）大风后8气温突变后GIS动态巡维1）检查断路器机构箱及汇控箱密封情况，检查密封条是否存在损坏变形，电缆的封堵是否良好。机构箱内是否存在进水或凝露现象，根据检查情况适时启动加热器。2）检查液压操作机构打压次数是否存在增加，机构箱油位、压力值是否正常，是否存在渗漏油现象，并记录相关检查数据。3）检查GIS各气室压力值是否正常，并记录相关检查数据。气温突变（仅针对有人值守站，无人值守站在日常巡视时，如在最近一个巡视周期内发生过气温突变，应按该要求开展）10冰雹后GIS动态巡维1）对GIS外绝缘瓷件外观检查，瓷裙应无损坏。2）对GIS金属外壳进行检查，外壳应无损坏痕迹。冰雹后（无人值守站可通过图像监控系统查看）增加“红外测温”的巡视频次。N1方式下及重负荷运行时11N1动态巡维1）有条件时开展重载试验；2）开展设备红外测温。“N1”方式改变前12地震后GIS动态巡维1）检查基础无裂纹，下沉；2）检查GIS各气室压力值是否正常；3）检查GIS金属外壳是否存在变形。地震后13合闸线圈的更换按要求力矩紧固故障时14分闸线圈的更换按要求力矩紧固故障时15储能电机的更换按要求力矩紧固故障时16密度继电器的更换相关密封圈故障时15序号项目要求触发条件备注更换4检修准备工作41C1类项目要求411工器具要求序号名称型号或简图数量备注1螺丝刀（）、（）各种规格1套标准工具2活动扳手200MM10、300MM12各2标准工具3双头开口扳手L1L21013、1618、1719、2427、2730各2标准工具4剪钳200MM2标准工具5钳子150MM2标准工具6手电筒2局部照明用7力矩扳手（开口式）M1025NMM1245NMM16110NMM20220NMM24310NM12装配用8力矩扳手（棘爪式）M1025NMM1245NMM16110NMM20220NMM24310NM12装配用9SF6检漏仪1漏气检查用10水份仪微水仪1测水份用11气瓶手推车1搬运气瓶用412现场检修耗材清单1B3A润滑脂V8695046232TS5403润滑脂K61061792023TSK382密封胶K691030300124氯丁橡胶（B703K696973115KG5擦拭纸（擦油、黄色）019000若干6白真丝布LTK3000若干7工业白洁布7447C若干8航空液压油916413人员配备人员需求工时需求人员资质要求检修人员厂家人员检修人员厂家人员工作票负责人1人安全监督员1人维护、检修、试验若干12另定另定414成本估算厂家人员成本2000元/人/天，交通及住宿费用另计。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。42C2类检修项目要求421工器具要求序号名称型号规格（精度）单位数量备注1力矩扳手M1025NMM1245NMM16110NMM20220NMM24310N套12真空吸尘器/台13回路电阻测试仪100A台14兆欧表1000V、2500V只各15机械特性仪能开展GIS低电压动作特性及时间特性测试。套16SF6捡漏仪根据用户设备情况选择，可选用普通、激光及红外检漏仪。套17红外测温仪温度分辨率不大于018便携式局放测试装置检测系统的最小可测放电量QMIN不应大于10PC（或等价于10PC放电量的相应DB、DBM值），最大量程不应小于5000PC台9422耗材清单1B8润滑脂K691030412B3A润滑脂V8695046233TS5403润滑脂K6106179202174TSK382密封胶K691030300125氯丁橡胶（B703）K696973115KG6擦拭纸（擦油、黄色）019000若干7无尘擦拭纸绝缘件若干8无尘擦拭纸（导体）3401500若干9无尘擦拭纸（胶圈、密封件）3401550若干10白真丝布LTK3000若干11重型工业擦拭纸（绝缘盆）33352若干12工业白洁布7447C若干13无水乙醇分析醇1KG14油漆足量15防锈漆足量16钢丝刷117漆刷15寸根据需要18漆刷2寸根据需要423人员配备人员需求工时需求人员资质要求检修人员厂家人员检修人员厂家人员工作票负责人1人安全监督员1人维护、检修、试验若干根据需要另定另定424成本估算厂家人员成本2000元/人/天，交通及住宿费用另计。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。43B类检修项目要求431工器具要求序号名称型号或简图数量备注1钢卷尺长度5M、10M12测量长度用2安全绳、安全带若干安全品183安全帽电绝缘式若干安全品4橡皮手套电绝缘式若干安全品5脚手架若干高位安装脚垫6脚踏板若干7梯凳1高位安装用8梯子1同上9手推车1搬运材料用10手拉葫芦各1用于起吊11尼龙吊带长3M用于1250KG长6M用于3000KG长8M用于5000KG2412软垫厚布或地板革均可若干钢丝绳或设备保护用13支撑柱若干总单元或结构临时支撑用14木片（垫木）若干临时支撑用15螺旋式千斤顶或液压式千斤顶2顶重物用16车吊、叉车各1搬运及装卸重型设备用17手砂轮1研磨金属表面用18螺丝刀（）、（）各种规格1套标准工具19活动扳手200MM10、300MM12各2标准工具20双头开口扳手L1L21013、1618、1719、2427、2730各2标准工具21剪钳200MM2标准工具22钳子150MM2标准工具23刷子若干标准工具24手电筒2局部照明用25防尘服及面具4设备内部检查及搬运导体时用26灰尘测量器1尘埃测量（必要时用）27力矩扳手（开口式）M1025NMM1245NMM16110NMM20220NMM24310NM12装配用28力矩扳手（棘爪式）M1025NMM1245NMM16110NMM20220NMM24310NM12装配用1929塑料喷壶5清理对接面用30酒精泵2灌液压机构油用31电吸尘器1必要时清理灰尘用32干湿温度计1测量湿度用33扫帚、拖布、水桶若干清理灰尘用34剪刀、裁刀各2剪裁用35聚乙烯膜若干灰尘区域防尘及包扎检漏用36白棉布若干擦拭设备用37酒精净重1KG醇酐955以上若干清理对接面用38卡圈钳收缩形1更换吸附剂用39导杆导帽若干现场装配用40过渡接头或充气接头2必要时现场用户配制41管接头1充气用42气体过滤器143麦式真空计1真空处理用44SF6检漏仪1漏气检查用45水份仪微水仪1测水份用46试验变压器1高压交流试验47气体回收设备148带电磁阀的真空泵含皮管30升/秒3气室抽真空用49减压阀一般氧气瓶减压阀即可150压力计一般氧气瓶用压力表即可1充气用如果用户订购简易冲放气装置时不需要51气瓶手推车1搬运气瓶用52回路电阻测试仪1测接触电阻用53兆欧计1000V/2000M、500V/100M各1主回路及控制回路绝缘电阻测量用54开关特性仪1操作及开合特性试验用55电流表1CT/VT试验用56数字万用表257秒表2油泵特性测量试验用58电缆盘120432耗材清单1B8润滑脂K691030412B3A润滑脂V8695046233TS5403润滑脂K61061792024TSK382密封胶K691030300125氯丁橡胶（B703）K696973115KG6擦拭纸（擦油、黄色）019000若干7无尘擦拭纸绝缘件若干8无尘擦拭纸（导体）3401500若干9无尘擦拭纸（胶圈、密封件）3401550若干10白真丝布LTK3000若干11重型工业擦拭纸（绝缘盆）33352若干12工业白洁布7447C若干13油抽子1个14吸附剂足量155升油壶11610升油壶117航空液压油根据需要433人员需求人员需求工时需求人员资质要求检修人员厂家人员检修人员厂家人员检修人员要求1）变电检修专业高级工资格至少1人；2）检修人员经培训合格，具备认证资格至少1人；3）其余人员需具备变电检修专业认可资格。5根据检修情况，在检查出现异常时可能需要参加2根据检修情况确定。434成本估算厂家人员成本2000元/人/天，交通、住宿备品备件费用另计。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。44A类检修项目要求A类检修项目根据与平高东芝商议的结果，在现场完成或返厂的方式进行,现场工作包括更换GIS部件，包含老GIS拆除、检修后GIS安装、静置及调试工作。441工器具要求除了包含预防性试验及维护中需要准备的工器具以外，还需增加以下工器具序号名称型号规格（精度）单位数量备注1SF6充气装置接口满足平高东芝高压开关有套121序号名称型号规格（精度）单位数量备注限公司接口要求。2真空吸尘器/套13移动线盘380V只14吊索能供最小负载1000KG付15SF6气体回收装置/套16起吊机具12吨及以上吊车套1442耗材要求1B8润滑脂K691030412B3A润滑脂V8695046233TS5403润滑脂K61061792024TSK382密封胶K691030300125氯丁橡胶（B703）K696973115KG6擦拭纸（擦油、黄色）019000若干7无尘擦拭纸绝缘件若干8无尘擦拭纸（导体）3401500若干9白真丝布LTK3000若干10重型工业擦拭纸（绝缘盆）33352若干11工业白洁布7447C若干12油抽子1个13吸附剂足量145升油壶11510升油壶116航空液压油根据需要443人员需求人员需求工时需求人员资质要求检修人员厂家人员检修人员厂家人员检修人员要求1）供电局检修专责1人，负责现场作业管控。2）变电检修专业高级工资格至少1人；3）检修人员平高东芝高压开关公司培训合格1人；4）其余人员需具备变电检修专业认可资格。厂家人员要求由平高东芝安排的技术维护人员。5至8人24人根据实际故障情况及检修范围确定根据实际故障情况及检修范围确定444成本估算开始收取服务费用的时间按照合同约定。以下报价有效期3年，或在本手册修编时进行维护更新。1人工费2000/人/天，交通及住宿费用另计。222A类检修项目常用材料成本材料成本根据现场实际需要另行报价。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。45准备工作451技术准备工作A）熟悉平高东芝145KVGIS设备技术资料，明确有关技术要求及质量标准；B）准备好需检修断路器的资料安装使用手册、电气原理图、出厂试验报告；C）现场了解设备运行状况以及工作场所的安全措施；D）根据运行、检修和试验记录查找收集设备缺陷资料；E）核实断路器操作次数及开断短路电流的次数，确定检修项目和改进项目。F）根据确定的检修项目制定检修计划和方案。452工器具准备工作A）按照检修项目要求，检查检修中所需用到的工器具应完好正常，并运至检修现场。B）对GIS运输模块应采用较好防护及防尘、防潮及清洁等措施。C）现场做好安全、防火措施。453人员准备工作A）组织全体工作人员进行技术交底，安全措施的学习；B）明确各项目人员分工，落实到位，风险分析明晰；C）工作人员做好必要的防护措施，穿长袖工作服，必要时带防护手套和带护目镜。46C类检修项目危险点及预控措施安全要求不正确操作和不遵守安全指导会导致死亡、严重的人员伤害以及巨大的财产和环境损害。在所有工作开始前断开电源并绝缘确保防止重新合闸核实设备已无电将设备短路并接地隔离附近的带电部件。23在操作中，驱动系统的零部件经过弹簧储能。即使在释放状态，弹簧也被预先储能。只要断路器驱动装置的控制电压和电机电压存在，在接通后闭合弹簧便自动重新储能。在接通和断开期间，弹簧快动机构被储能。开关装置的不正确操作和不遵守安全指导会导致严重的人员伤害以及巨大的财产和环境损害。当在断路器上工作时，释放油压。为此断开电机电压如果开关扔在合闸位置，应将其断开合上开关再次断开开关断开控制电压当在快速接地开关上工作时，断开控制和电机电压。在操作其间，开关装置的某些零部件处于SF6的压力下。在一定情况下，SF6和它的分解产物可能存在某种程度的危险。不正确操作和不遵守安全指导会导致严重的人员伤害以及巨大的财产和环境损害。将SF6气体压力降到要求的数值。安装气体工作用相应的服务单元。当在气室上工作时，如果由于使用工具或物体坠落使绝缘盆具有承受机械载荷的危险，那么就必须将相邻气室的压力降到小于005MPA。如果预期会出现SF6分解产物，必须采取保护措施。防范类型危险点预控措施检修电源应有漏电保护器；电动工具外壳应可靠接地。1）检修人员应在变电站运行人员指定的位置接入检修电源，禁止未经许可乱拉电源，禁止带电拖拽电源盘。2）拆、接试验电源前应使用万用表测量，确无电压方可操作。接、拆低压电源1）检修前应断开断路器操作电源及油压、加热器电源；2）严禁带电拆、接操作回路电源接头；3）拆、接操作回路电源接头应使用万用表测量，确无电压方可操作。1）吊车进入高压设备区必须由具有特种作业资质的专业人员进行监护、指挥，按照指定路线行走及吊装；2）工作前应划定吊臂和重物的活动范围及回转方向。3）确保与带电体的安全距离220KV不小于6M。人身触电误碰带电设备在220KV变电站进行的断路器停电维护及检修工作应增加保安接地线。把断路器操作在分闸位置，断开电源并在高压侧接地。1）断开断路器电机电源之后，释放油压。2）为安全起见，在检修工作完成前，断路器油箱不能储能。物体打操作机构伤人断路器停电维护及检修时，如果有交叉工作，工作人员必须按规范作业并且相互间要协调好。24防范类型危险点预控措施1）确认汇控柜远方/就地切换开关打到“就地”位置，防止机构误动。2）机构油压未释放，不得开展检修工作。击严禁对操作机构进行空操作。严禁操作机构未安装完成前进行操作。不具备操作条件1）在操作机构未与断路器连接好前，不得操作断路器。2）在断路器未充入额定压力的SF6气体前，不得操作断路器。测试线圈最低动作电压时应点动试验。设备损坏人员操作不当对断路器进行分闸或合闸操作和测量线圈动作电压时，严禁不经断路器辅助接点将操作电压直接加在分合闸线圈上47检修工作流程472B类检修工作流程B修前准备确认断路器处于检修状态确认隔离开关处于检修状态断路器本体检查维护断路器机构检查维护1照明、加热器检查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检查油位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）2信号检查3线圈回路电阻测量4低电压动作检查5SF6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1断路器检查2传动部件检查、维护3SF6压力检查，必要时补气4法兰面的螺栓检查5液压油渗漏情况查6检查油质和油位7合闸电阻检查（阻值、投入时间）8校验SF6气压表和油压表1技术资料、检修方案准备2耗材及工器具准备3红外测温25473A类检修工作流程A类检修工作包括B类检修的所有内容，A类检修时增加断路器灭弧室和支持绝缘子检修程序以及断路器机构的大修程序。5C类检修质量标准51C1类检修项目质量标准项目质量标准检查位置类型GIS外观目视检查1全面的整齐和清洁。2结构外壳完整无缺。3壳体漆面无损坏。套管表面应无严重污垢沉积，无破损伤痕，法兰处无裂纹，无闪络痕迹。积污严重的可考虑开展带电或停电清洁。目视检查必要时添加的一些检修项目现场清理、会同运行人员验收工作结束1SF6气体检漏2SF6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、检查断路器电气及机械特性试验26防腐蚀保护检查1）目视检查开关本体及钢支架油漆及镀锌层是否完整。2）检查盖板，法兰连接的防腐保护3）检查防爆膜、绝缘盆、小孔处的防腐蚀4）检查紧固螺丝防水垫片、波纹管SF6气体密度表检查1）检查压力表指针是否位于绿区，如在黄区或红区，则需进行维护。2）对气体密度计数值进行横向、纵向比较，以早期判断是否存在SF6泄漏。（压力值应在温度压力曲线对应温度额定压力值003MPA偏差范围内。）3）如果发生气体泄漏，应进行漏点查找。断路器操作机构检查1）检查GIS断路器动作指示是否正常，记录其累积动作次数。对比断路器操作记录，以提前发现动作计数器损坏。2）机构箱门应关闭到位，密封胶条是否存在损坏变形，电缆的封堵是否良好，机构箱内是否存在进水或凝露，二次端子是否存在锈蚀现象，对存在封堵不严的情况，开展封堵。3）加热器加热功能是否正常，呼吸器是否正常。4）检查断路器机构箱底部是否存在有水迹、碎片、异物、油污。如果发现机构箱底部存在有水迹、碎片、异物、油污应查明原因。27隔离开关及接地开关操作机构检查1）目检操作机构位置指示观察窗是否有裂缝、冷凝水。2）检查机构箱是否锈蚀、损坏变形，二次电缆的封堵是否良好。就地控制柜检查1）汇控柜门应关闭到位，密封胶条是否存在损坏变形，电缆的封堵是否良好，柜内是否存在进水或凝露，二次端子是否存在锈蚀现象，对存在封堵不严的情况，开展封堵。2）检查加热器是否发热，排风功能是否正常，温湿度传感器是否良好。避雷器动作计数器检查1）记录避雷器动作计数器数值。2）检查避雷器泄漏电流是否正常。52C2类检修项目质量标准要求质量标准检查位置类型28检查辅助开关、触点系统，各辅助触点状态良好。目视、仪表检查油压表及油位是否正常。目视密封部位有无渗漏油。目视储压器是否漏气。检漏仪液压操作机构检查检查GIS设备各机构箱底部是否存在水迹、碎片、异物或明显油迹。目视29运行中局部放电测试应无明显局部放电信号红外测温按DL/T6642008带电设备红外诊断应用规范执行SF6气体的湿度（20的体积分数）（L/L）断路器灭弧室气室大修后150运行中3002）其他气室大修后250运行中500SF6气体现场分解产物测试超过以下参考值应引起注意SO2不大于3L/LH2S不大于2L/LCO不大于100L/L30SF6气体压力分析。通过运行记录对GIS气体压力值进行横向，纵向比较。进行早期判断是否存在SF6泄漏。目视GIS数据分析红外测温数据分析。通过运行记录对GIS红外测温数据进行横向，纵向比较，判断是否存在异常发热的趋势。在线局放测试数据分析对GIS在线局放测试系统数据进行横向、纵向比较，分析局放数据是否具有局放特征，判断是否存在绝缘异常。53B类检修项目质量标准检修工艺质量标准检修类型清洗套管硅橡胶伞裙或瓷套进允许使用清水进行喷洗，不允许使用酒精等化学品必要时汇控柜检查1用兆欧表检查带电体和大地之间的绝缘程度2导电端子是否存在松脱、褪色和侵蚀现象313继电器状态是否正常4各部件是否存在异常响声或过热5控制开关和转换开关的确认；6GIS联锁操作7信号指示的正确性；检查防爆膜检查防爆膜盖板是否锈蚀、异物。断路器维护检查辅助开关辅助开关的绝缘、锈蚀及接触电阻。检查液压操作机构1通电检查贮压器的预充压力，油泵自动补压时间，安全阀释放压力、关闭压力，检查油压开关动作值及复位值；2机械操作试验额定油压、电压下分合闸10次。低电压动作试验30额定电压下不能分闸；3高、底电压操作隔离开关、接地开关和快速接地开关电动和手动操作设备不允许有操作扭矩过大和不规则声响现象记录分、合闸操作时间在交接试验测得的时间的50到150范围内气密检查不允许有SF6气体漏气现象控制回路的绝缘电阻2M/500V兆欧计润滑硅脂（SH45）避雷器检查在线监测测试仪厂家指导电压互感器厂家指导套管厂家指导SF6气体微水含量SF6气体泄漏量54A类检修质量标准检查工艺质量标准检修类型灭弧室由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导液压操作机构的更换由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导快速接地开关触头系统由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导GIS本体检修由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导检查触头由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导更换部件由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导隔离开关外传动机构大修由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导隔离开关操动机由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导32构大修断路器液压机构大修由专业工作人员检查断路器单元对比相关标准是否满足运行要求厂家指导检查和维护注意事项在检查和维护工作中，必须遵守以下注意事项1）请阅读每一种设备的相关说明书，维护和检查必须按照说明书进行。2）准备好检查薄，以便记录检查结果。3）开始检查前，确定检查等级，提前准备好所需要的材料和工具。4）在对操作机构进行维修之前，电机和控制回路必须与电源断开，油压应降为0MPA。5）在拆卸和重装设备时，需确认导体是否带电、主回路是否接地。6）在拆卸设备时，需确认壳体内的压力是否为大气压力。7）在维护工作中，要保护好所有内部零部件，防止受潮、划伤、沾灰尘和油脂。8）如果在其它检查中发现异常情况，请立即转为详细检查。9）确保不要在GIS/HGIS壳体内遗留任何物品10）为了环保，请回收SF6气体，不要释放在大气中。检修工作完成后的验收记录记录改进和更换的零部件自验收记录存在问题及处理意见检修班组签字检修部门验收意见及签字运行单位验收意见及签字验收单位意见公司验收意见及签字336相关资料性附录附件1全寿命周期成本LCC的计算LCC费用由以下部分构成LCCCICOCMCFCD式中LCC断路器设备在全寿命周期内的总费用；CI（INITIALCOST）初次投入费用；CO（COSTOFOPERATION）运行维护费用；CM（COSTOFMAINTENANCE）检修预试费用；CF（COSTOFFAILURE）故障事故、障碍、缺陷费用；CD（COSTOFDISPOSAL）设备退役处置费用。1、投资成本CICI发生在购置设备的当年，即计算周期的起始年基准年。CI设备的购置费安装调试费其他费用。1购置费购置费设备费专用工具及初次备品备件费现场服务费供货商运输费购置费为设