第3篇--高压开关维护检修规程

第3篇 高压开关维护检修规程一、总则1、主题内容与适用范围1.1、主题内容本规程规定了高压开关装置涉及到的SF6断路器、高压真空断路器、高压隔离开关、高压负荷开关、SN10 型少油断路器、高压接触器、GIS组合电器等设备维护检修周期、项目、质量标准、定期检查项目要求、常见故障与处理方法、交接程序与验收要求。 1.2 适用范围本规程适用于石化企业生产装置内高压开关装置涉及到的SF6断路器、高压真空断路器、高压隔离开关、高压负荷开关、SN10 型少油断路器、高压接触器、GIS组合电器等设备的维护与检修。1.3 编写修订依据本规程参照制造厂有关设备说明书，并结合石化企业的实际情况编制而成。1.4检修前准备1.4.1 根据设备运行状况，制定检修计划，确定检修内容、进度和方案。1.4.2 组织好检修人员，进行技术交底，完善检修方案并组织学习，明确任务和分工。1.4.3 准备检修所需设备、材料、工器具、备品备件和安全检修所需物品。1.4.4 准备检修所需的表格和记录设备检修前的主要波形、数据及参数。1.4.5 办理工作票，做好安全措施。1.5交接与验收1.5.1 交接内容检修单位应向使用单位提交清晰准确的检修记录、调试报告、检修图纸和试运记录等资料。1.5.2 验收程序及要求根据本单位的实际情况实行分级验收。主管部门组织有关人员对检修的设备按检修质量标准进行检查验收。核对检修记录、调试报告和其他资料，并应符合要求，准确无误。检修单位应向使用单位进行现场模拟动作试验，各种保护、联锁、表计、信号显示应工作正常。根据质量标准、完好标准和运行考核情况，对设备的检修质量进行评估并签署验收意见。二、SF6断路器2.1检修周期2.1.1 定期检修周期（见表1-1-1）表 1-1-1 定期检修周期检修类别小修大修检修周期13年1015年2.1.2 SF6断路器在下列情况下应考虑大修：断路器达到规定的开断次数时（以制造厂标准为主）；断路器达到规定的累计开断电流值时（以制造厂标准为上）；断路器的主要技术参数严重超标时；达到制造厂规定的使用寿命时。SF6断路器大修宜由制造厂承包或在制造厂指导下协同迸行。2.1.3 临时性检修切除短路故障5次时。SF6严重漏气，前后次检测压力之差大于0.03MPa时。SF6气体水分含量超过300L/L时。预防性试验不合格时。发生异常现象或断路器内部发生故障时。已按大修项目进行临时性检修的断路器，其大修周期可以从该次临时性检修的日期算起。2.2检修项目与质量标准2.2.1小修项目与质量标准（见表1-1-2）表 1-1-2 小修项目与质量标准序号项目质量标准1检查断路器瓷件表面并清洗瓷件表面无污物无尘；瓷面光洁、无破裂无放电闪络痕迹2检杳断路器各部件腐蚀情况，若有腐蚀需补漆；若紧固件有腐蚀，需更换各部件完好无腐蚀3检查各紧固件是否松动应紧固牢靠4对操动机构进行详细维护检查，处理漏油，漏气或某些缺陷，更换某些零部件手动和电动分、合闸正常，无卡涩、操动机构动作灵活，可靠；各连接部件无漏油、无漏气，液压油油位或氮气罐压力及弹簧储能指示正常5检查维修辅助开关开关和接点动作灵活准确，接触良好6检查或校验压力表、压力开关，密度继电器或密度压力表是否合格1.符合制造厂规定2.压力开关动作可靠，表计校验合格7检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂润滑良好，无锈蚀，传动时无杂音，转动灵话8检查断路器的最低动作压力与动作电压试验1.按制造厂规定2.操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端了上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%65%之间3.在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于及等于50kA时为85%）时应可靠动作9进行绝缘电阻、回路电阻测量符合制造厂家规定10检查一次线端板是否有过热变色现象，若有需处理无过热氧化现象，导电良好11检查二次接线是否牢固，电气指令是否能可靠执行二次接线牢固，各电器元件动作可靠，信号正确无误12检查接地装置连接良好，接地电阻不大于413补充SF6气体及进行SF6气体水分测量（必要时）SF6气体质量检测合格，符合国家标准规定或制造厂要求14检查“五防”性能联锁饥构.制动机构、固定机构可靠无误15预防性试验符合表1-1-5试验标准2. 2.2 大修项目与质量标准（见表1-1-3）表 1-1-3 大修项目与质量标准序号项目质量标准1 完成全部小修项目 见表1-1-22解体检修1.吸附剂干燥及更换 吸附剂的种类、用量及质量符合制造厂规定2.检查灭孤室密封，更换密封环 1.密封槽面不能有划痕，密封槽及法兰平面不能生锈2.带封槽面的修磨应符合制造厂要求3.密封环的放置和密封脂的使用正确3.更换部分磨损的零件各部们装配正确，符合制造厂技术标准4.检查绝缘位杆、导电杆及导电接触面应无变形，无锈蚀，光滑。无严重磨损，动作灵活。导电杆行程调整在规定范围内，导电接触面重新镀银或刷镀锡5.更换不合格的绝缘件 1.各绝缘子无受力变形、无裂纹2.主回路和低压回路的绝缘电阻合格 6.清扫SF6气室里的金属微粒粉末，清除SF6气体的分解物 将灭弧室里的金属部件和绝缘部件清扫干净，SF6气体质量合格 3大修后试验见表1-1-52. 2.3 SF6断路器解体检修检修应具备的条件a.检修人员必须了解SF6气体的特性和管理知识，熟悉断路器的结构、动作原理及操作方法，应有一定的电工安全知识和机械维修经验。b.检修应在清洁、干燥具有防尘、防潮措施的装配场所。c.解体检查应在晴天、相对湿度不大于80%的天气条件下进行。d.做好断路器解体检修前的各项检查及数据的测定工作，并做好记录。e.检修所需配备的主要仪器、设备和材料（见表1-1-4） 解体检修的安全技术措施 参见本篇第七章（GIS组合电器）附录A中5.2项具体内容。表1-1-4 检修所需配备的主要仪器、设备和材料序号名称备注1SF6气体2SF6气体检漏仪灵敏度0.1Pacm3/s3SF6充气及回收装置非必备4微量水分测试仪数字式5麦式真空计6干式真空计7干燥箱8吸附剂符合SF6气体要求9密封膏10高级卫生纸（以不掉毛为佳）11吸尘器12回路电阻测试仪13测速器根据用户要求厂家提供14工频耐压试验设备15维修工具及清洗用具、材料等16除锈、防锈及油漆处理设备17SF6检漏小室非必备18SF6气体杂质分析测定器非必备2.2.4 断路器解体检修的一般工艺流程2.2.5临时性检修项目与质量标准临时性检修项目与质量标准，参照小修和大修标准执行。2.3 断路器的试验项目与标准2.3.1断路器的试验项目与标准表1-1-5 SF6断路器的试验项目与标准序号项目周期标准说明1SF6气体的湿度以及气体的其他检测项目见本篇第七章（GIS组合电器）附录A中表A-3见本篇第七章（GIS组合电器）附录A中表A-3见本篇第七章（GIS组合电器）附录A中表A-32F6气体泄漏1. 交接时2. 大修后3. 必要时年漏气率不大于1%或按制造厂要求3辅助回路和控制回路绝缘电阻1. 13年2. 交接时3. 大修后绝缘电阻不低于1M用1000V兆欧表4耐压试验1. 交接时2. 大修后3. 必要时交流耐压或操作冲击耐压的试验电压按出厂试验电压值的80%试验应在SF6气体额定压力下进行5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6断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tg1. 交接时2. 13年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tg与原始值比较，应无明显变化2. 罐式断路器按制造厂规定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tg,作为该设备的原始数据2. 对罐式断路器必要时进行试验，试验方法按制造厂规定7合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1. 交接时2. 13年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罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测量8断路器的速度特性1. 交接时2.机构大修后3. 必要时测量方法和测量结果符合制造厂规定制造厂有要求时测9断路器的时间特性1. 交接时2.机构大修后3. 必要时1. 断路器的合、分闸时间，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，断路器的合、分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3msd) 同相各断口间分闸不同期不大于2ms10分、合闸电磁铁的动作电压1. 交接时2. 13年3. 机构大修后4. 必要时1. 断路器可靠动作时操作机构的最低动作电压应在操作电压额定值的0.300.65之间2. 在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于及等于50kA时为85%）时应可靠动作采用突然加压法11导电回路电阻1. 交接时2. 13年3. 大修后4. 必要时1. 交接时的回路电阻值应符合制造厂规定2. 运行中，敞开式断路器的回路电阻值不大于交接试验值的120%如用直流压降法测量，电流不小于100A12测量分、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1M用1000V兆欧表13SF6气体密度继电器检查及压力表校验1. 交接时2. 大修后3. 必要时应符合制造厂规定14机构压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验1. 交接时2.机构大修后3. 必要时按制造厂规定对气动机构应校验各级气阀的整定值（减压阀及机械安全阀）15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.机构大修后应符合制造厂规定16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17油（气）泵补压及零起打压的运转时间1. 交接时2. 13年3. 大修后4. 必要时应符合制造厂规定18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19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. 大修后必要时按制造厂规定2.4维护与故障处理2.4.1维护检查周期有人值班每天至少1次；无人值班自行规定。2.4.2维护检查项目与标准（见表1-1-6）表1-1-6 维护检查项目与标准序号项目质量标准1断路器的运行状况开关装置无异声、无异味、无放电现象，断路器位置指示正确，并与当时实际运行工况相符2相对湿度、温度相对湿度超过70%时应投入驱潮加热装置，当环境温度低于设备制造厂家规定的允许运行温度时应投入保温加热装置3各种信号指示及控制开关的位置各指示信号灯、储能指示器显示正确。继电保护装置运行正常4各种压力表、油位计指示状况在正常允许范围内5各类箱门的关闭情况关闭正常、无脱落6外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无开裂、破损及污秽情况外壳支架完好，瓷套光洁完整7各类配管及阀门有无锈蚀、损伤，开闭位置是否正确完好，阀门开闭位置正确8接地是否完好接地良好，接地电阻满足要求9有无漏气、漏油现象无漏气、漏油，密封良好10外部接线端子有无过热情况无过热、氧化现象，导电良好11整体外观清洁、齐备、标志完整2.4.3 常见故障与处理方法（见表1-1-7）表1-1-7 常见故障与处理序号故障现象故障原因处理方法1合闸时跳闸辅助开关接触不良分闸回路跳闸按钮短路继电保护误动调整辅助开关位置检查跳闸按钮检查继电保护装置2电气操作开关拒分或拒合分、合闸回路开路或错线辅助开关接触不良分、合闸线圈断线SF6气体闭锁检查二次线路调整辅助开关位置更换线圈检查密度表及管路是否有漏点并补气3手动操作拒分、拒合闸分合闸杠杆与偏心轴间隙有误人工储能时弹簧机构不能储能调整分合闸杠杆与偏心轴间隙检查弹簧是否断裂，储能机构如推爪、圆锥齿轮、链条、凸轮等有无断裂4SF6气体压力指示下降端盖及基座封闭不严漏气端盖或室壁破裂漏气密度继电器泄漏或误动用检漏仪检测泄漏点，根据实际情况更换部件更换破裂部件更换密度继电器5电机不储能限位开关移动或损坏时间继电器延时动作储能二次回路断线调整限位开关或更换检查时间整定值检查储能二次接线6储能电机线圈烧毁电机轴的联结器严重偏移切断电机行程开关到位后接点不打开储能回路电压过高调整电机轴的横纵向平直检查储能减速器机件及润滑情况检查调整储能回路电源电压到正常7油泵电机启动频繁液压系统油泵启动、停止压力整定值不合理管路接头处漏一、二级阀钢球密封不严油泵出口高压逆止阀关不严高压放油阀关不严工作缸活塞密封不严液压油不清洁调整液压系统油泵启动、停止压力整定值至规定值查找消除漏点检查钢球与阀座之间间隙、阀杆是否弯曲、行程是否正常检查阀座与钢球之间间隙的配合检查顶针是否弯曲调整缸塞间的间隙过滤或更换液压油8油泵打压超时油泵进出口密封不严或损坏油泵电机打压超时继电器坏滤网不通畅检查阀口是否有磨损或更换油泵更换油泵电机打压超时继电器清除杂物9液压系统油压异常高操作回路故障使泵不能停止工作储压筒的密封胶圈损坏或内壁磨损压力表失灵消除操作回路故障重换密封胶圈或储压筒更换压力表10液压系统油压异常低机构有大量漏油处储压筒漏气单向逆止阀密封不严消除漏点消除漏点检查钢球与阀座之间的配合2.5设备运行中的SF6气体质量监督与管理2.5.1运行值班人在巡视检查中发现异常（如表压下降，有刺激嗅味、自感不适等），应立即向领导和主管部门报告，查明原因后采取相应措施。2.5.2气体检漏在巡视中，发现压力表在同一温度下相邻两次读数的差值达到0.010.03MPa时，应立即分析原因，必要时用SF6气体检漏仪进行全面检漏，查出漏气点作好记录并进行处理。当控制柜发出补气报警信号时，则应首先检查压力表以确定漏气区，再用检漏仪确定具体漏气点，采取必要措施，并按规定进行补气，若发现大量气体泄漏，则应立即停电处理。2.5.3水分监督新设备投入运行后，第三个月取样测定1次，运行1年如无异常，可间隔1年测定1次，若发现超出规定标准值时，应用气体回收装置进行干燥净化处理，直至合格，并做好记录。设备中的SF6气体水分含量应符合本篇第七章（GIS组合电器）附录A中表A-2的规定。SF6气体中微量水分常用测定方法有重量法、露点法、电解法、电位测量法等多种，各种方法的检测原理和特点见表1-1-8。表1-1-8 SF6气体中微量水分常用测定方法的检测原理和特点检测方法检测原理主要特点仪器型号举例重量法样品气体定量通过吸湿剂（P205MgCeO4等）后精确秤重 为经典水分基准分析方法作仲裁用，但实际条件及操作要求严格，测定时间长，耗气量大 无专用仪器电解法样品气体通过电解池被P205膜层吸附，同时被电解再将此电解电流放大检出 操作较简便，稳定，适用于连续在线分析，但测定灵敏度较低，一般需10 L/L另外间歇测定时达到稳定时间长 北京VSI-1露点法当测试系统温度略低于样品气体中之水蒸气饱和温度（露点）时，水蒸气结露通过光电转换输出信号 操作较为简单可靠，适用于间歇测定，测量范围较宽，下限可在 L/L级，但装置较复杂，需制冷剂，测量程度与仪器质量关系很大 型号繁多SF6气体水分测量方法很多，各单位可根据实际情况选用，但所使用的SF6气体仪器和测量方法，必须定期经上一级监管检测中心的检验和校准。2.5.4 SF6气体质量标准见（GIS组合电器）附录A中表A-1具体规定。2.5.5 对设备安装的通风换气和氧气、SF6含量的检测为防止因泄漏造成SF6气体在室内滞留而引起缺氧，或因微量有害物质存在影响操作人员健康，应定期进行室内的通风换气和SF6含量的检测。设备安装室内应具有良好的通风系统，通风量应保证在15min内换气一次。抽风口应设在室内下部。设备安装室底部应安装六氟化硫浓度报警仪和氧量仪，当六氟化硫浓度超过1000 L/L,氧含量低于18%时，仪器应报警。工作人员不准单独和随意进入设备安装室。进入设备安装室前，应先通风20min。SF6气体的安全使用按六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则(DL/T 639-1997)中的相关规定执行。2.5.6 SF6电弧分解气的监督SF6气体在电弧作用下会产生对人体有害的杂质，故断路器在大修解体前应充分回收断路器内的SF6气体，并用氮气置换，经取样分析合格后，方能打开壳体。SF6气体及其毒性分解物的容许含量（见表1-1-9）。表1-1-9 工作场所中SF6气体及其毒性分解物的容许含量毒性气体及固体名称容许含量（TLV-TWA）六氟化硫SF61000L/L四氟化硫SF40.1L/L四氟化硫酰SOF42.5mg/m3氟化亚硫酰SOF22.5mg/ m3二氧化硫SO22L/L氟化硫酰SO2F25L/L十氟化二硫S2F100.025L/L十氟化二硫一氧SO2F2O0.5L/L四氟化硅SiF42.5mg/ m3氟化氢HF3L/L二硫化碳三氟化铝CS2AlF310L/L2.5mg/ m3氟化铜CuF22.5mg/ m3二氟化二甲基硅Si（CH3）2F21mg/ m3注：表中TVL-TWA为物质加权浓度，选用美国ACGIH(1978年）和NIOSH(1982)公布的值。2.6断路器对高纯氮气的质量要求贮压器中使用的氮气和断路器充SF6前使用的氮气是高纯氮，其质量标准应符合GB/T 8980-1996中高纯氮一等品质量标准规定，即：氮气纯度：99.9993%( V/ V)氧含量：2.OL/L水含量：2.6L/L氢含量：1L/LCO、CO2及CH4总含量：2.OL/L三、高压真空断路器3.1检修周期3.1.1每13年，结合预防性试验进行检修。3.1.2每开断1次短路电流后应进行检查，累计连续3次开断短路电流后应进行检修。3.1.3新投用的断路器运行满1年应进行检修。3.2检修项目与质量表 1-2-1 检修项目与质量序号检修项目质量标准1清扫各部件，检查、紧固各部件螺丝 1.各部件应无油污、无锈蚀、无变形及严重磨损痕迹2.各紧固螺丝、垫片、弹簧垫圈齐全，弹簧垫圈压紧压平，开口销子开口良好，挡卡应无脱落 2检查支持绝缘子、绝缘拉杆、压敏电阻和接地线 1.绝缘子、绝缘拉杆、压敏电阻表面应清洁、无油污2.绝缘子、绝缘拉杆、压敏电阻无损伤，无放电现象3.接地良好 3检查真空灭弧室及其导电连接1.真空灭弧室无损伤，表面应清洁、无灰尘、无油污，抽真空封口的保护帽应完整无松动脱落现象2.灭弧室导向套的装配应保证动导电杆和静导电杆的同轴度要求3.真空灭弧室上、下导电板连接时，不应产生过大的应力，以防灭弧室所受应力过大而破损4.真空灭弧室导电杆与导电夹的连接应紧密，导电夹紧固后应保证其一侧有不小于1mm的间隙5.软连接表面齐整、无毛刺，表面缝隙无污垢，断裂根数不能超过总根数的5%，且断裂处应用焊锡焊牢6.各导电连接面均涂上中性凡士林或导电膏7.所有导电连接处不应有过热现象 4检查调整操动机构 1.各部件应无变形、磨损现象；弹簧无锈蚀、裂纹、断裂及弹力不足等不良情况；连接传动件的轴孔配合良好，转动灵活并均加上润滑油（脂）2.分、合闸线圈铜套应清洁无油污、无变形现象，分、合闸电磁铁的铁心动作灵活无卡涩现象3.分、合闸铁心推（拉）杆的伸出长度及分合闸限位螺钉等应调整正确，符合制造厂规定4.各部调整间隙均应符合制造厂规定5.油缓冲器动作应灵活、无卡阻现象、无渗漏油现象6.操动机构组装完毕应进行分合闸试验，做到连续电动分、合闸10次无误动，无拒动，合闸过程中无空合、跳跃现象后方可进行组装真空灭弧室的工作 5检查辅助开关、微动开关和二次回路 1.辅助开关和微动开关弹簧无锈蚀、断裂及弹力不足等现象；接点无污垢，无严重烧伤，接触良好可靠2.辅助开关、微动开关应能可靠切换电路，转动灵活，无卡阻现象3.二次回路接线螺丝应紧固无氧化、锈蚀4.二次插头座无变形、烧损，插头接触良好、可靠5.二次回路绝缘电阻不小于1M（用500V或1000V兆欧表） 6断路器的预防性试验 应符合电力设备预防性试验规程(DL/T 596 -1996）中有关规定 7过电压吸收装置的预防性试验 1.压敏电阻的预防性试验应符合电力设备预防性试验规程(DL/T 596-1996)中有关规定2.阻容吸收装置的测试应符合制造厂的规定 8真空灭弧室的真空度检查 （无专用仪器时可用在真空灭弧室断口间施加工频电压的方法代替）12kV真空灭弧室动静触头开距达到制造厂规定值，在断口间施加42kV工频电压1min应无闪络和击穿现象 9真空灭弧室触头消耗程度的检查 超行程应符合制造厂规定。当超行程累计减少值超过制造厂规定时应更换真空灭弧室 10继电保护联动试验 继电保护动作时，断路器动作正常，无误动、拒动等现象 3.3断路器的试验项目与标准3.3.1真空断路器的试验项目，应包括下列内容：测量绝缘电阻； 测量每相导电回路的电阻；交流耐压试验；测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸时触头的弹跳时间；测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；断路器操动机构的试验。3. 3.2 测量绝缘电阻值， 整体绝缘电阻值测量，应参照制造厂规定； 绝缘拉杆的绝缘电阻值，在常温下不应低于表1-2-2的规定。表1-2-2 绝缘拉杆的绝缘电阻标准额定电压(kV)315203563220330500绝缘电阻值(M)120030006000100003. 3.3每相导电回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果应符合产品技术条件的规定。3. 3.4应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验。当在合闸状态下进行时，试验电压应符合表1-2-3的规定。当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，试验中不应发生贯穿性放电。表1-2-3 断路器的交流耐压试验标准额定电压kV最高工作电压kV1mi n工频耐受电压kV 峰值相对地相间断路器断口隔离断口33.62525252767.2323232361012424242493540.59595951186672.51551551551973.3.5 测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸过程中触头接触后的弹跳时间，应符合下列规定： 合闸过程中触头接触后的弹跳时间，40.5kV以下断路器不应大于2ms。40.5kV及以上断路器不应大于3ms； 测量应在断路器额定操作电压及液压条件下进行；实测数值应符合产品技术条件的规定。 3. 3.6测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10M；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。3. 3.7断路器操动机构的试验，应符合下列规定。合闸操作。a.当操作电压、液压在表 1-2-4范围内时，操动机构应可靠动作； 表 1-2-4 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围电 压液压直 流交 流(85%110%)Un(85%110%)Un按产品规定的最低及最高值注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%110%)Un。Un为额定电源电压。b.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。 脱扣操作。a.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30% 时，不应分闸； b.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表 1-2-4 的规定； 表1-2-4 附装失压脱扣器的脱扣试验电源电压与额定电源电压的比值小于 35%*大于65%大于 85%失压脱扣器的工作状态铁心应可靠地释放铁心不得释放铁心应可靠地吸合注：* 当电压缓慢下降至规定比值时，铁心应可靠地释放。c.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于 2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表1-2-5 的规定。 表1-2-5 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类延时动作的瞬时动作的脱扣电流等级范围 (A)2.5102.515每级脱扣电流的准确度10%同一脱扣器各级脱扣电流准确度5%注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。模拟操动试验。a.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求；当无可调电源时，只在额定电压下进行试验； b.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表1-2-6的规定进行；液压机构的操动试验，应按表1-2-7的规定进行。 表1-2-6 直流电磁或弹簧机构的操动试验操作类别操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值(%)操作次数合、分1103合85(80)3分653合、分、重合1003注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表1-2-4 “注”的情况。 表1-2-7 液压机构的操动试验操作类别操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值(%)操作液压操作次数合、分110产品规定的最高操作压力3合、分100额定操作压力3合85（80）产品规定的最低操作压力3分65产品规定的最低操作压力3合、分、重合100产品规定的最低操作压力3注：a. 括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。b.模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。c.操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。 d.对于具有双分闸线圈的回路，应分别进行模拟操动试验。e.对于断路器操动机构本身具有三相位置不一致自动分闸功能的，应根据需要作投入或退出处理。压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定；压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。3.4维护与故障处理3.4.1定期检查周期每天至少检查次。3.4.2定期检查项目与标准（见表1-2-8）表 1-2-8 定期检查项目与标准序号检查项目标准1载流母线接头 应无发热变色现象 2绝缘子 应无裂纹或破损现象，无放电声或放电痕迹 3真空灭弧室 1.真空灭弧室导电杆无过热现象2.真空灭弧室表面清洁、无裂纹、破损，无放电痕迹，玻璃灭弧室应注意观察屏蔽罩的绝缘支柱无松动断裂，屏蔽罩无歪斜现象，在开关未接通，静触头带电时，若管内壁有红色或乳白色辉光出现，便表明管内真空度已降低，应立即更换 4压敏电阻 表面清洁，无裂纹、破损，无放电痕迹及放电声 5分、合用指示器 应指示正确 6控制、保护及信号回路 运行、指示正常 7接地线 应接牢，无损伤断裂现象 3.4.3 常见故障与处理方法表 1-2-9 常见故障与处理机构类型故障现象故障原因处理方法CD型电磁机构按合闸按钮发生“跳跃”现象合闸铁芯上的推（拉）杆长度不合适调铁芯推（拉）杆长度至合闸终了时，合闸掣子与滚轮间有（20.5）mm的过冲间隙合闸线圈被辅助开关过早切断合闸电源调整辅助开关推杆长度，使断路器可靠合闸掣子转动不灵活清除掣子转动部分油污，使之转动灵活正常复位合不上闸合闸铁芯上的推（拉）杆长度不合适调铁芯推（拉）杆长度至合闸终了时，合闸掣子与滚轮间有（20.5）mm的过冲间隙掣子止位螺丝松动调整止位螺丝使掣子过机构死点分闸半轴自行复位困难修换半轴复位扭簧分闸失灵电气原因：分闸回路开路更换熔断的控制保险；更换烧断的分闸线圈，使辅助开关常开接点可靠闭合机械原因检查分闸各部件传动中是否到位或存在卡阻现象CT型弹簧机构合不上闸合闸信号给出后，电磁铁动作，半轴不动作旋紧机构推板螺钉，调整推板角度，在半轴的转动部位加润滑油分闸半轴自行复位困难修换半轴复位扭簧分闸失灵电气原因：分闸回路开路更换熔断的控制保险；更换烧断的分闸线圈，使辅助开关常开接点可靠闭合机械原因：机构扇形板没有得到足够的运动力，或运动受阻将机构与断路器分离，用慢分慢合操作方法，检查扇形板的受阻原因，对症解决增加断路器的超程，并在扇形板的注油孔内加注润滑油断路器不能做重合闸操作合闸不到位调节合闸弹簧，增大合闸弹簧的力连杆过长适当减少连杆长度，并通过调节断路器其他相关部位来控制断路器的超程四、高压隔离开关4.1检修周期和项目4.1.1检修周期每13年1次，如遇特殊情况安排临时检修。4.1.2检修项目清扫灰尘、污物；检查修理瓷质部分；检修接触部分；检修操作和传动机构；检修各种附件；金属构架除锈防腐；检修后的调整试验。4.1.3 参照中华人民共和国电力行业标准电力设备预防性试验规程(DL/T 5961996)的有关规定执行。4.2检修质量标准4.2.1清扫各部灰尘、污物，使其清洁无杂物；4.2.2检修各支待、传动瓷件，应完整无裂纹，无放电痕迹、瓷铁粘合牢固；4.2.3检修隔离开关的接触部分，应符合下列标准：以0.05mm10mm塞尺检查：对于线接触应塞不进去，对于面接触，其塞入深度：在接触面宽度为56mm及下时，不应超过4mm，接触面宽度为63mm及以上时，不应超过6mm；触头间两侧的压力应均匀；调节固定座的位置，使动触头刀片刚好插入刀口，动触片插入静触座的深度不应小于刀片宽度的90%，动触片与动触头固定的底部要保持46mm的间隙；接触表面应平整、光洁，无氧化膜，并涂1层导电膏或中性凡士林，载流部分的可挠连接不得有折损、锈蚀、凹陷等缺陷；刀口的压簧应无失效、锈蚀现象。4.2.4检修后的传动装置应满足下列要求：隔离开关的操作拉杆及保护环应完好；拉杆应校直其与带电部分的距离应符合规定，当不符合时允许弯曲，但应弯成与原拉杆平行；定位螺钉应调整适当，并加以固定，防止转动装置拐臂越过死点；所有转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑油脂；接地刀刃转轴上的扭力弹簧，应调整至操作力矩最小，并打入圆锥销加以固定；其操作把手应涂以黑色油漆；延长轴、轴承、联轴器、中间轴轴承及拐臂等传动部件，其位置应正确，固定牢靠，传动齿轮咬合准确，操作轻便灵活。4.2.5 检修后整组隔离开关应符合下列标准要求：隔离开关的相间连杆应在同一水平线上；各相支柱绝缘子应垂直于底座平面（V型隔离开关除外），且连接牢固，同绝缘子柱的各绝缘子中心线应在同一垂直面内；隔离开关的各支柱绝缘子的连接应牢固，触头相互对准，接触良好。4.2.6隔离开关检修调整后，应符合下列要求当拉杆式手动操作机构的手柄位于上部或左端的极限位置时，或蜗轮杆式机构的手柄位于顺时针方向旋转的极限位置时，应是隔离开关的合闸位置；隔离开关合闸后，触头间的相对位置、备用行程以及分闸状态时触头间的净距或拉杆角度，应符合产品的技术规定具有灭弧触头的隔离开关，由分到合时，灭弧触头应先于主触头接触，从合到分时，顺序相反；三相联动的隔离开关，其三相同期误差，应符合产品的技术规定；隔离开关的闭锁位置，应动作灵活，准确可靠，带有接地刀刃的隔离开关，接地刀刃与主触头的机械闭锁应准确可靠；隔离开关的（连动）辅助接点（触头）应牢固、动作准确，接触良好；隔离开关的固定零件均应镀锌，并齐全牢固；户外隔离开关的金属构件应无锈蚀；带熔断器的刀开关，槽形导轨必须垂直，无积垢，使操作灵活；具有电动、气动操作机构的隔离刀闸，其操作用电动机、气动阀及电动、气动回路应运行可靠；隔离开关的非导电金属部分接地应完好。4.3试验4.3.1隔离开关、负荷开关及高压熔断器的试验项目，应包括下列内容： 测量绝缘电阻； 测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻； 测量负荷开关导电回路的电阻； 交流耐压试验； 检查操动机构线圈的最低动作电压； 操动机构的试验。4.3.2 隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值，不应低于表1-2-2 的规定。 4.3.3 测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻值，与同型号产品相比不应有明显差别。4.3.4 测量负荷开关导电回路的电阻值，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果，不应超过产品技术条件规定。 4.3.5 交流耐压试验，应符合下述规定： 三相同一箱体的负荷开关，应按相间及相对地进行耐压试验，其余均按相对地或外壳进行。试验电压应符合表1-2-3的规定。对负荷开关还应按产品技术条件规定进行每个断口的交流耐压试验。4.3.6 检查操动机构线圈的最低动作电压，应符合制造厂的规定。4.3.7 操动机构的试验，应符合下列规定： 动力式操动机构的分、合闸操作，当其电压或气压在下列范围时，应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸； a.电动机操动机构：当电动机接线端子的电压在其额定电压的 80%110% 范围内时； b.压缩空气操动机构：当气压在其额定气压的 85%110% 范围内时； c.二次控制线圈和电磁闭锁装置：当其线圈接线端子的电压在其额定电压的80%110%范围内时。 隔离开关、负荷开关的机械或电气闭锁装置应准确可靠。注：1 本条第1款第2项所规定的气压范围为操动机构的储气筒的气压数值； 2 具有可调电源时，可进行高于或低于额定电压的操动试验。 4.4维护4.4.1 维护检查周期有人值班时，每班至少1次；无人值班时，每周至少1次；环境恶劣场所或气候异常时，应适当增加检查次数。4.4.2 维护检查项目与标准隔离开关瓷质部分应清洁完整，无破损裂纹及放电痕迹；电气连接部分和动触头接触应紧密，无过热变色现象；隔离开关的接地线，应接触良好，无锈蚀现象；闭锁装置应完好、准确；各紧固螺栓无松动；各拉杆、传动装置、轴和齿轮等销子、锁紧螺母应齐全牢固，无松脱现象。五、高压负荷开关5.1检修周期和项目5.1.1 检修周期每13年检修1次。在开断20次负荷电流后进行全面的检修，重点检修灭弧管。5.1.2 检修项目清扫负荷开关所有部件上的灰尘、污物；检修瓷质部分；检修接触部分；检修机构及转动部分；检修灭弧装置；金属构架除锈防腐；检修后的调整试验。5.1.3 参照中华人民共和国电力行业标准电力设备预防性试验规程(DL/T 5%1996)的有关规定执行。5.2检修质量标准5.2.1 负荷开关的所有部件，均应清洁无灰尘、油污；5.2.2 仔细检查各种绝缘件，应无损伤、裂纹、断裂、老化及放电痕迹；5.2.3 检查触头烧伤情况，对烧伤表面可用细锉修整，然后涂导电膏或中性凡士林，注油负荷开关要测接触电阻；5.2.4 检修后三相触头接触时，其同期误差应符合产品的技术要求，动刀片插入静触座的深度不应小于刀宽度的90%；5.2.5 调整灭弧触头位置，使其与喷嘴之间不应有过分摩擦；5.2.6 检修调整触头断开顺序，使灭弧触头的接触要先于主触头，分开时其顺序相反；5.2.7 清洗导电部分旧油脂，涂以导电膏或中性凡士林，触头接触紧密，两侧压力均匀。5.2.8 机构和传动部分检修后应达到下列要求：所有传动机构应转动灵活，无卡涩现象，并涂以适合当地气候条件的润滑脂；传动部分的定位螺钉应调整适当，并加以固定，防止传动装置的拐臂越过死点；负荷开关的传动拉杆及保护环应完好；操动机构检修后，应进行不少于35次的合闸试验，刀片与触座的接触应良好；5.2.9 灭弧筒内产生气体的有机绝缘物，应完整无裂纹；灭弧触头与灭弧筒的间隙应符合产品的技术规定；5.2.10 合闸时，固定主触头应可靠地与主刀刃接触，分闸时，三相灭弧刀刃应同时跳离灭弧触头；5.2.11 检修调整负荷开关合闸后触头间的相对位置，备用行程及拉杆角度，应符合产品的技术规定；5.2.12 开关的辅助切换接点应牢固，动作准确，接触良好；5.2.13 检修完毕后，应进行速度试验，其刚分和刚合速度应符合产品的技术要求；5.2.14 负荷开关的金属构架应防腐良好，接地可靠。5.3试验 见高压隔离开关试验内容5.4维护5.4.1 维护检查周期 有人值班时，每班至少检查1次；无人值班时，每周至少检查1次；环境恶劣场所或气候异常时，应增加检查次数。5.4.2 维护检查项目与标准负荷开关的绝缘件应清洁无损伤、裂纹与放电痕迹；负荷开关的操作机构、传动装置、转轴等销子齐全，无松脱现象；各电器连接部位和动、静触头，应接触紧密，无过热、变色现象；闭锁装置良好，动作准确；显示开关分合闸的指示正确；负荷开关的接地线应无松动、断股和锈蚀现象。六、SN10-10 、型少油断路器6.1检修周期6.1.1检修周期表 1-5-1 检修周期检修类别小修大修临时性检修检修周期 13年一次 1. 周期性大修35年一次(因少油断路器已购置不到备件，本公司不建议进行周期性大修)2. 新安装断路器应在投运一年后进行第一次大修；3. 已按大修项目进行了临时检修的断路器，其大修周期应从临修后算起。1. 依安装地点的短路电流而定a. 开断短路电流型16次，II、型13次b. 开断50%80%短路电流型19次，II、型16次c. 开断50%及以下短路电流型112次，II、型19次2. 当存在严重缺陷，认为必要时 6.2检修项目与质量标准6.2.1断路器的检修工艺按原水电部电力生产司编的SN10 -10、型少油断路器检修工艺导则执行。6.2.2小修项目与质量标准（见表1-5-2）表 1-5-2 小修项目与质量标准序号小修项目质量标准1检查断路器各部件连接螺栓 连接螺栓应紧固、无过热变色和松动现象 2检查清扫绝缘子，绝缘筒 绝缘子、绝缘筒应清洁完整，不应有破裂、放电现象3检查断路器油标、油位、油色及油质 油标应完整，油位应正常，油色应透明无杂质，必要时对油做耐压试验 4检查油筒各静密封点 静密封点应无渗、漏油现象 5检查触头 应完整、无烧损痕迹 6检查操作机构 所有轴、销、拐臂、连板等无变形、裂纹等异常现象，各转动部位加注润滑油 7检查接地 接地应良好，无严重锈蚀和断裂现象 8操作机构 在操作电压为100%Ue和80%Ue情况下，分、合闸两次，各部位动作应正常 9断路器的预防性试验 试验应合格 6.2.3大修项目与质量标准（见表1-5-3）表 1-5-3 大修项目与质量标准序号大修项目质量标准1完成全部小修项目