500kV GIS检修规程.doc

Q/CDTLTHP 103 20052007Q/CDT-LTHP龙滩水力发电厂企业标准Q/CDTLTHP 103 20052007500kV GIS检修规程20070327发布 20070401实施龙滩水力发电厂 发 布 目 次前 言1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义13.1 GIS13.2 GIS检修13.3 GIS小修13.4 GIS大修13.5 检修间隔23.6 检修停用时间23.7 SF623.8 DS23.9 ES24 设备概述24.1 GIS的主要特点：25 GIS大、小修周期及日常维护检查25.1 GIS的检修周期规定25.2 GIS的维护检查36 500kV GIS检修项目、工艺要求及质量标准86.1 500kV GIS检修前的准备86.2 500kV GIS检修项目、工艺及标准106.3 500kV GIS常见故障与检修处理246.4 500KV GIS检修后质量验收和试运行257 GIS中对SF6气体的监控及密封257.1 GIS中对SF6气体的监控257.2 GIS中对SF6气体的密封268 GIS的预防性监测项目以及现场试验项目288.1 预防性监测项目288.2 GIS现场试验项目28附录A GIS整体技术参数31附录B SF6气体特征及参数32附录C GCB主要参数34附录D 隔离开关主要技术参数34附录E 接地开关主要技术参数36附录F 避雷器主要技术参数37附录G 电流互感器主要技术参数39附录H 电压互感器主要技术参数40附录I SF6管母线主要技术参数41附录J SF6空气套管主要技术参数42附录K SF6气体压力温度特性曲线43前 言为加强龙滩水力发电厂500kV GIS（六氟化硫封闭式组合电器）的检修技术管理，提高检修技术水平，根据国家及电力行业有关规定和标准，特制定本规程。本标准由龙滩水力发电厂标准化委员会提出。本标准由龙滩水力发电厂设备管理部归口。本标准主要起草人： 刘 斌 李 平本标准主要审核人: 余成军 郑德义本标准主要审定人：吴华峰 谌德清 韦振碧 王鹏宇 杨新贵 徐 刚 张 毅 李彦治 曹海涛 段中平 曹积慧 王家华 沈才山 邹 科 向小峰本标准批准人：初曰亭本标准由龙滩水力发电厂设备管理部负责解释。本标准是首次发布。 Q/CDTLTHP 103 20052007500kV GIS检修规程1 范围1.1 本规程规定了龙滩水力发电厂500kV GIS六氟化硫封闭式组合电器设备技术参数和日常维护以及定期检修工作的内容。1.2本规程适用于电气一次设备点检员、检修维护人员、生产管理人员对龙滩水力发电厂500kV GIS六氟化硫封闭式组合电器检修管理。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T8905-1996六氟化硫设备中气体管理和检测导测 GB/T 154981995）企业标准体系 DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程DL40891电业安全工作规程 DL/T 55594气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 DL/T 8382003发电企业设备检修导则LSBN 7-80125-911-4SF6气体绝缘全封闭组合电器中国电力出版社 广西龙滩水电站工程500kV GIS全封闭组合电器安装使用说明书 河南平高东芝高压开关有限公司 2006年9月3 术语和定义3.1 GISSF6气体绝缘的金属封闭开关设备，全称Gas insulated metalenclosed switchgear。 3.2 GIS检修为保持或恢复GIS组合电器规定的性能而进行的检查和修理。它包括GIS的大修、小修、抢修和小型技术改造。3.3 GIS小修为了保证GIS在大修周期内安全运行到下一次大修，对GIS进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的GIS局部缺陷或更换个别部件。3.4 GIS大修对GIS有计划的进行彻底的、全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复GIS全封闭组合电器的设计性能。 3.5 检修间隔指上次计划检修后GIS并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。3.6 检修停用时间指处于计划检修停运状态的时间。3.7 SF6六氟化硫气体3.8 DS隔离开关3.9 ES接地开关4 设备概述六氟化硫封闭式组合电器，国际上称为“气体绝缘的全封闭金属开关设备”（ Gas insulated metalenclosed switchgear)简称GIS，它将发电厂主接线除变压器以外的一次设备，如母线、断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、出线套管、电缆终端等电器，按照电气主接线的要求，依次组成一个整体，各元件的高压带电部分均封闭在接地的金属壳体内，并充以一定压力的SF6气体，作为绝缘和灭弧介质。4.1 GIS的主要特点：4.1.1 由于采用了SF6断路器，所以电压等级高，容量大，灭弧能力强。4.1.2 占地面积和所占空间小。由于SF6具有高的绝缘强度，各导电部分和各元件之间的距离，可大为缩小。4.1.3 检修周期长。由于SF6断路器的良好开断性能，触头烧伤轻微，且SF6气体绝缘性能稳定，无氧化问题，各组成元件又处于封闭的壳体内，所以检修周期长。4.1.4 安装方便，维护简单。由于组合电器是以整体形式或分成几部分出厂，而且是直接安装在基础上，无须制作和安装大量水泥或金属架构，因此大大减少了现场安装工期，安装简单、方便、工期短。组合电器的主要维护工作是监视SF6气体的压力，定期检测含水量，平时除正常分、合闸操作外，很少有其它的维护工作。4.1.5 运行安全可靠。由于组合电器的组成元件均置于封闭的金属外壳之中，且外壳直接接地，工作人员无触电危险，运行安全可靠。而外界的环境、气候条件和海拔高度等也不影响壳体的内部运行安全，同时它的整体性强，刚性好且具有抗震性。5 GIS大、小修周期及日常维护检查5.1 GIS的检修周期规定5.1.1 GIS的第一次解体大修，一般在运行20年以后进行，或在GIS故障后进行。5.1.2 定期检修，常规定期检修可每3年进行一次，详细的定期检修可每12年进行一次。5.1.3 临时检修，GIS断路器操作达到规定的次数或累计开断电流时应进行解体维修。各厂家对允许开断次数和累计开断电流值的规定差别较大。一般开断5000次额定工作电流后；开断20次额定开断电流后；经10000次空载或小电流(500A)开关操作后，应检查一次。5.2 GIS的维护检查由于没有诸如潮湿、雨水和污秽等外界环境的影响， GIS组合电器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，另外六氟化硫（SF6）气体具有卓越的灭弧特性和绝缘特性，这些特性最大限度地延长了触头的寿命，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，适当的维护和检查仍然是必需的：a) 暴露在外界环境中的部分，如SF6断路器（GCB）、隔离开关（DS）、接地开关（ES）的操作机构外壳、构件和气体配管的涂漆等。b) 性能的保持，六氟化硫（SF6）气体压力操作特性及开关特性（GCB、DS、ES）性能的恢复在异常条件下（GIS的所有元件）达到规定的操作次数。5.2.1 维护的分类GIS设备的维护分以下几种：a) 日常检查：是一种用肉眼进行的外观检查，是对全部GIS设备进行管理的日常任务，用以检查设备的工作状况及GIS中存在的异常情况。b) 定期检查：是一种维护GIS设备使之处于正常工作状况的周期性行为。这种检查通常应在工程技术人员的监督下进行。定期检查分为二种类型：即常规检查和详细检查。1) 常规定期检查：主要是在断电状态下、用肉眼进行的外观检查。这种检查的目的在于确认设备的性能。这种检查包括：断路器（GCB）、隔离开关（DS）、接地开关（ES）机构需要润滑部位的润滑情况；断路器（GCB）、隔离开关（DS）、接地开关（ES）操作及开断性能检查；仪表以及开关的校准等。2) 详细定期检查：主要是对GCB、DS和ES操动机构的检查，在这种检查中，如果需要的话，可能会有机构的拆解或者是零部件的更换。详细检查也包括了常规检查的所有项目，并且需要在断电状态下进行。c) 特殊检查：是一种临时性的检修，这种检查用以恢复GIS发生或者发现异常情况或GCB、DS、ES达到规定的操作次数时的能力和性能。5.2.2 检查及判断标准5.2.2.1 GIS设备的检查标准表3 GIS设备的检查标准例行检查定期检查特殊检查常规检查详细检查 目的运行时发现设备的异常情况（检查外观）是指停止运行后设备性能状态检查（检查外观）是指停止运行后设备性能检查和零部件的更换（必要时可能有设备的拆卸）确保高性能的延续检查时间间隔每个星期或每个月每三年每十二年在异常情况发生时；在达到特定的操作次数时检查项 目1 全面的外观检查：指示设备的指示位置和照明设备；异常的噪声和气味；过热：终端由于过热而导致的变色（例如：套管、接地端子、连接棒、分流条）；绝缘体的裂纹、损伤及腐蚀（垫片、套管等等）：壳体及支架的生锈和损伤；六氟化硫（SF6）气体压力表的读数3 检查户外SF6空气高压套管瓷裙的损坏与否和污染程度。4操作机构和控制柜：GCB操作计数器的读数；观察窗口上的凝水情况；GCB油压表及油位的检查（与使用相关）5避雷器接地线连接检查（只有避雷器退出电网运行后，才能在接地线上工作）。1 全面的外观检查：套管终端的松动。2 操作机构和控制柜：操动机构箱中水分的凝集、铁锈和腐蚀的发生；润滑和清洁，操作机构的渗露油，低压回路接线端子的松动。3 操作试验（GCB、DS、ES）：操作状态的指示；操作前后气体压力表的读数；在对GCB操作前后，检查液压表和油位（与使用相关）操作计数器的检查4 测量：绝缘电阻的测量(主回路要求1000M；低压回路要求2 M)5检查防爆膜装置是否有机械损伤6 其它：与例行检查中所要求项目相同。1操作机构和控制柜：所有紧固件的安全性；检查油位线及润滑油的供给；检查及修复阀门2测量：操作特性分、合时间；相间同步性；自动跳闸性能检查（GCB）；校准压力表和密度开关；六氟化硫（SF6）气体中的水份含量3 其它：与常规检查中所要求项目相同1灭弧室和隔离气室的拆卸和修复：更换已破损的零部件；更换吸咐剂；修复或者更换受损零部件。2 注意：在更换零部件之后应详细检查所更换部件或者设备备注在断电状态下执行，不需要抽真空在断电状态下执行，不需要抽真空（内检例外）；通常需要在东芝公司的配合指导下进行通常需要在东芝公司的配合指导下进行5.2.2.2 主要的检查项目及判断标准表4 主要的检查项目及判断标准检查A：例行检查 检查B：常规检查 检查C：详细检查序号检查项目检查点设备检查判断标准处理备注ABC1气体压力读气压表并记录数值气体监视单元高于报警压力值（短路器的报警压力0.525MPa,隔离开关及其他气室报警压力0.45 MPa)若压力过低，按照使用说明书补充六氟化硫气体2操作油压力油压表的检查气体断路器额定压力值(额定操作油压31.5 MPa如果压力过低，检查是否有异常零部件，并修复它3操作试验至少远方操作和现地操作各一次气体断路器；隔离开关；接地开关操作正常发现异常情况，进行重新调整和修复4操作特性的检查分合闸特性；最低控制电压；操作前和操作后油压的变化气体断路器；隔离开关；接地开关计时器；硅整流器5水分含量测量气体中水分含量挑选的设备断路器隔室：150ppm；其余气室：500ppm如果测量值高于这些要求的值，需要更换吸附剂6驱动单元检查根据各自的说明书检查断线；铁锈；补充润滑脂气体断路器；隔离开关；接地开关接线正确完好, 润滑脂正常水分仪7漏气试验有检漏仪跟踪气密性元件、检查是否有漏气所有设备不敏感如发现漏气，在适当的时候对他们进行补充和修复检漏仪8气体监控的检查（压力表密度开关）对照标准压力表校准断路器、气体监控器单元低于最小刻度的1/2如果发现异常情况，更换一个新的压力表标准压力表检查固有操作在确定值的0.2bar内9绝缘电阻测量控制回路的绝缘电阻汇控柜高于1M500V兆欧表10线圈电阻测量线圈电阻电流互感器；电压互感器在工厂试验值的20以内数字式电阻表5.2.2.3 定期检查项目的工艺要求及质量标准：表5 定期检查项目、工艺要求及质量标准序号项 目周 期工艺要求质量标准1SF6气体水份检测每年一次采用露点仪对气体进行水份检测，并与上次相比较看其增长速度是否合理水份含量应符合下列标准：一般气室应在500PPm以下，带灭弧室的气室应150PPm以下2SF6气体压力检查每年一次采用经校验合格的气压表进行测量，并通过气压的变化来确定气室是否漏气。气压应符合下列标准：一般气室额定压力为0.5MPa，带灭弧室为0.55 MPa4操作机构检查及润滑每三年一次 检查操作机构的螺杆、销子、电动机、液压油、操作连杆状况及对所有该润滑的部位进行润滑，对断路器液压操作机构进行液压油补充，操作机构在运行位、检修位、机械闭锁位的转换是否正常。对隔离开关、接地刀进行分合试验，检查其分合时间是否正常，机构转动是否灵活，有无卡滞，位置开关指示正常。各螺杆无松动退出现象，销子无脱落现象，开口销固定良好；断路器液压机构无渗漏油现象；操作机构连杆无变形、断裂现象，连杆上的螺钉及销子固定良好无脱落；电动机固定良好，无润滑油渗漏现象；齿轮箱无渗漏油现象；运行位、检修位、机械闭锁位转换正常，并发挥相应功能；隔离开关、接地刀分合情况良好，无卡滞现象，位置开关指示正常5电流互感器检查每三年一次外观绝缘检查，二次端子紧固检查，固定螺栓检查外观绝缘体颜色正常，无老化、剥落及裂纹现象，二次端子紧固状况良好，无氧化及发热现象，电流互感器固定良好。6操作机构电动机检查每三年一次将电机与操作机构解列，检查电机轴承及电机绝缘状况。电机轴承情况良好，并已加润滑油，电机绝缘符合标准。7外部清洁每三年一次采用吸尘器、酒精、白布等清洁设备外部。应做到无污垢、灰尘。5.2.2.4 日常巡视检查项目、工艺要求及质量标准表6 日常巡视检修项目、工艺要求及质量标准序号项 目工艺要求质量标准1断路器、隔离开关、接地刀位置指示器检查当开关处在断或合状态时检查指示器指示情况指示器应能正确反应开关的分合情况，不能有偏差2检查在设备运行的情况下采用目测及耳听方法进行，严禁在设备运行的情况下采用任何方式去接触设备的操作机构，采用目测检查操作机构的螺杆、销子、电动机、液压油、操作连杆，并倾听有无异常声音。各螺杆无松动退出现象，销子无脱落现象，开口销固定良好；断路器液压机构无渗漏油现象；操作机构连杆无变形、断裂现象，连杆上的螺钉及销子固定良好无脱落；电动机固定良好，无润滑油渗漏现象；无杂声、震动声等异常声音。3各设备异常声音、异常味道检查在设备的运行情况下才用耳听、鼻闻的方式，特别是倾听有无放电声及漏气声。声音应在正常的分贝内，无任何异常的放电声、震动声及漏气声，无烧焦及其它异常味道。4可见的绝缘件检查采用目测方式检查绝缘件情况，严禁在设备的运行情况下接触绝缘件，防止绝缘突然击穿。绝缘件颜色正常，无老化、剥落及裂纹现象5所有的金属支架、设备外壳及保护罩检查检查支架、外壳、保护罩有无异常情况支架螺杆固定良好，焊接面无裂缝，无严重生锈现象，水泥浇铸基础无破裂。设备外壳无油漆脱落及生锈。保护罩固定良好无变形。6设备外壳温度检查采用红外线测温仪测量外壳温度应与环境温度相差不大，应无局部过热现象7接地端、短路板检查采用目测及红外线测温仪检查接地端及短路板无发热现象8GIS室清洁度和空气质量通风检查必要时对GIS室气体质量进行检测GIS室清洁无灰尘,通风设备完好,投入正常5.2.2.5 异常现象时的处理表7 异常现象时的处理序号对象故障现象可能的原因处理1气体断路器不能远方操作1 当前操作电压过低2 电控制系统中有故障3驱动单元或气室中的零部件有故障1 确定电源正常2检查辅助开关及接线端子3 重新调整及修复2隔离开关；接地开关不能现地操作1 互锁条件错误2 互锁线圈断线3 驱动单元或气室中的零部件有故障1 修整互锁条件2 修复线圈3 重新调整及修复不能远方操作1 互锁条件错误2 当前电压过低3 电气控制系统中有故障4 驱动单元或气室中零部件有故障1 修整互锁条件2 确定电源正常3检查辅助开关及接线端子4 重新调整及修复3气体管路系统气体压力下降导致的报警1气体密度开关的错误动作2 气体压力下降a） 接头松动b） O型密封槽中密封圈的损伤、损坏及破损1如有损坏,请修复或者调整2补充气体并使用检漏仪检查泄漏气体的零件a） 紧固情况检查b）更换O型密封圈6 500kV GIS检修项目、工艺要求及质量标准6.1 500kV GIS检修前的准备6.1.1 CIS设备的维护检修应具备下列工器具:a) SF6气体检漏仪 b) SF6气体水分检测仪 c) 含氧量测定仪d) 漏点测试仪e) 液压表f) 容量在10m3/h以上的SF6气体处理车g) 全功能服务小车h) 麦氏真空表i) SF6气体专用高压软管j) 根据要处理的气室容量相应的新SF6气体6.1.2 有关GIS专用工具。a) 温湿表。b) 电工工具一套。c) 钳工工具一套。d) 起重工具一套。e) 电气测量仪器一套。f) 大功率吸尘器。6.1.3 主要备品备件及消耗性材料表8 备品备件及消耗性材料序号名 称规 格备 注1法兰面密封胶应尽量采用厂家提供的产品,如无也可采用同类其它产品2导电接触膏应尽量采用厂家提供的产品,如无也可采用同类其它产品3无水酒精4甲 苯5干净白布无起毛现象6水砂纸5/0#7螺丝固定剂8塑料薄膜9O形圈法兰面密封用10SF6新气6.1.4 其它准备工作：检修前应建立大小修组，建立修理项目，制定相关技术措施，检修计划，并对备品备件进行检查、清理，对SF6新气进行合格性检查及试验，对GIS室内的桥机进行性能检查及维护。6.2 500kV GIS检修项目、工艺及标准 6.2.1 断路器灭弧室详细检查、检修项目(见表9)表9 断路器灭弧室详细检查、检修项目项目说明检查内容控制标准仪器灭弧室弧触头 检查、清理并涂平高东芝公司55号润滑脂（参见图1），硅脂的用量（参见表10）弧触指（A-303）的磨损量弧触头（A-402）当A或B等于或大于0.5mm时，更换触头扳手卡钳棉布55号润滑脂气体处理装置喷口损坏程度检查和清理磨损量 喷口（A-302）当C尺寸等于或大于0.5mm时，更换喷口灭弧室和壳体的清理 当装配完触头后对灭弧室和壳体内部进行清理壳体内部必须保证无灰尘、金属销等真空吸尘器棉布、酒精吸附剂的更换 吸附剂箱里的吸附剂袋应更换新的。（1）不能再次使用已用过的吸附剂；（2）在检查完成之后和抽空之前更换吸附剂；（3）装入规定数量的吸附剂。应当在检修结束后抽真空前30min内更换吸附剂吸附剂量：8kg/相板手吸附剂操作机构液压油的更换 打开放油阀使油压降低到零，用虹吸管将油从通气孔吸出，注入新的油，并且操作油泵大约10分钟，然后清理液压机构并再次吸出液压油；重新注入新的油，并且操作油泵，使油压升高。检测油压。操作断路器约20次，使液压机构中的空气排出。每12年更换一次液压油液压油（MIL-H-5606）70L/相手动泵（虹吸管）硅脂润滑连接在图1中指示检查浮动开关在更换液压油时，通过释放液压油检查手动开关正常操作测量仪气密试验操作油24小时内，操作泵的油泄漏率是标准的少于50次SF6气体累积法 已拆下的零件通过覆盖乙烯纸采用累积法测量1%/年乙烯纸检漏仪吸嗅法未拆下的零件用检漏仪采用吸嗅法测量6.2.2 清洁与润滑6.2.2.1 清洁a) 用不起毛的擦洗布进行清洁。b) 如果出现严重污染仅用布无法清理干净时，用酒精来处理。c) 保护好零件免受再次污染。只能用干燥、清洁的零件进行装配。认真检查密封圈和 密封槽四周，并保持清洁。d) 在密封部分和密封槽周围均匀涂抹油脂，以改善压力作用下的密封效果。6.2.2.2 润滑6.2.2.2.1 在装配过程中，润滑剂用于润滑滑动部分表面、滑动密封装置、触点、导向圈、销子和橡胶密封，也用在与滑动相关部分的表面，这些润滑部位如表11，图14所示。6.2.2.2.2 气室中零部件的润滑（见图1和表10）图1a. 灭弧室的润滑位置图1b. 操作机构的润滑位置a) 触头部分（主触头和弧触头）的滑动面和压气缸的外表面，采用薄涂平高东芝公司55号润滑 脂的方法进行润滑。b) 在灭弧室的销连接处涂抹321R号二硫化钼高速润滑脂。c) 硅脂SH-45应用于所有的操作机构的拉杆连接处表10 润滑脂的涂敷标准润滑脂（牌号名称）应用部位用量（符号）零件名称零件编号平高东芝公司55号润滑脂静弧触头A-303B静主触头A-301动弧触头A-403A动主触头A-401压气缸（外表面）A-420BG号二硫化钼高速润滑脂灭弧室中的销连接处SH-45操动机构中的全部连接件注意：用量栏中的符号说明A：润滑脂涂敷厚度0.010.02mm，大约相当于从装有50g润滑脂的管子中挤出1mm用于5cm的平面上。B：润滑脂涂敷厚度0.0250.004mm，大约相当于从装有50g润滑脂的管子中挤出1mm用于5cm的平面上。（润滑剂可选）6.2.3 SF6气体的抽气和充气（见图2）图2. SF6气体充放装置6.2.3.1 抽气a) 壳体中的SF6气体通过充气阀（C-101-2）排放到气瓶和大气中。b) 将软管（D-703）连接到充气阀（C-101-2）上。c) 启动真空泵。（D-700）d) 关掉真空泵。6.2.3.2 充气SF6气体a) 将软管（D-703）连接到截止阀（D-702）上b) 启动真空泵。c) 达到1.0mmHg的真空后，使真空泵继续工作1小时以上，然后关掉真空泵。d) 将气瓶和减压阀（D-800）连接到充气阀（C-102-2）上。e) 打开截止阀（D-702）冲入SF6气体，观察气体压力表。（C-100）f) 冲入SF6气体比正常气压（0.55MPa在20 C）高一点，在条件稳定后（正常充气结束后10分钟）测量气体压力。g) 打开软管。6.2.4 液压油的更换（见图3）图3. 泵单元(B-400)6.2.4.1 排油a) 打开放油阀（B-405），工作缸中的高压油排放至油箱内。b) 打开通气孔盖。（B-407）c) 取出通气孔内部的过滤器。d) 采用专用工具，例如虹吸管（可选）或手动泵（可选）（见图18）从通气孔排除液压油。6.2.4.2 填充a) 打开通气孔盖。b) 用虹吸管（可选）或手动泵（可选）从通气孔经过过滤器填充新的或过滤的液压油（MIL-H-5606，可选）c) 依照图13检查油位仪（C-700）d) 固定通气孔盖。6.2.5 吸附剂的更换（见图4）图4. GSR-500R2B轴向剖视图a) 壳体一旦拆开，就必须更换吸附剂。b) 松开六角螺栓，拆掉吸附剂筐（A-105）c) 用新的吸附剂换掉用过的吸附剂。此时，用过的吸附剂袋仍可再次使用。d) 更换吸附剂后，对壳体抽真空。e) 吸附剂的更换应在抽真空前30min内进行。6.2.6 触头更换（见图5、6、7、8）图5. 端盖的拆卸图6. 静触头装配拆卸示意图图7. 静触头装配(A-300)图8. 动触头装配6.2.6.1 准备a) 切断控制回路。b) 断开断路器。c) 降低油压到大气压。d) 壳体中SF6气体应排放（氮气集中含量大于18）6.2.6.2 拆除静触头a) 用调节手柄将断路器调整为分闸状态。b) 松开六角螺栓M24M100，拆除壳体的端盖（A-109）和O型圈（A-104）。（见图5）。c) 松开六角螺栓M1245，拆掉端部屏蔽罩（A-306）。（见图6）。d) 松开六角螺栓M1650，轻微插入导体（A-307）至上侧。e) 松开六角螺栓M1235，用手拔出静触头装配（A-300）。（见图7）f) 松开六角螺栓M8110，拆掉触指（A-301），屏蔽罩（A-302），和板簧（A-308）。（见图7），拆卸动触头（见图8）。g) 在拆掉静触头装配（A-300）后，依靠调节手柄将动触头装配（A-400）从分闸状态置为合闸状态。h) 用加长专用工具（D-400）松开螺栓，拆掉喷口（A-402），导向筒（A-407）,主触头（A-401）。（见图8）i) 用专用工具松开六角螺栓M1030，拆掉弧触指（A-403），复式板簧（A-404），O型圈（A-405），和触指罩（A-406）。6.2.7 操作线圈的更换（见图9）图9. 分、合闸线圈的更换a) 线圈更换必须在操作机构降压状态下完成。b) 松开六角螺栓M1616，拆开故障线圈（C-900或C-950）。c) 换上新的线圈，注意线圈端盖上的标记“C”或：“O”。d) 线圈电阻如下所示： 1) 合闸线圈（C-900）：22010 2) 分闸线圈（C-950）：6.310 e) 用磁性刻度表（可选）从线圈外侧检查导向阀（B-201或B-202）的行程。行程：0.35-0.4mm。f) 若行程在控制阀外，用双头螺栓（B-230）调节。6.2.8 液压油从活塞杆处渗漏a) 在使用期间，液压缸内的操作油（红色）很可能从活塞杆表面泄漏，落在机构箱底板上。因为操作液压油在活塞杆表面起润滑作用，所以这是正常现象且对断路器操作回路无性能影响。b) 为安全起见，确定油泵单元的油位不超过绿色区域。c) 在维护期间，擦除油滴。6.3 500kV GIS常见故障与检修处理6.3.1 500kV GIS常见故障的检测与处理断路器的各个元件在运输前都应该进行详细的检测。不熟练的装运、不正确的安装或不看说明书都可能引起故障。下面列出了上述一些故障的补救措施。在进行工作前，应把断路器与电网断开，并可靠接地，切断控制电源，放掉SF6气体和液压油。表10 GIS常见故障的检测与处理序号常见故障处 理1因泄漏引起的气室SF6气压降低首先用塑料薄膜将气室所有的法兰面包裹进行检漏，如是法兰面漏气的应对法兰面重新进行处理，更换密封圈及密封胶，对不易用塑料薄膜包裹的如焊接点的漏气检查，可采用肥皂水进行涂抹，观察有无气泡产生，对金属外壳及焊接点的漏点，应进行排气后采用补焊及强力胶修补。2SF6气体水份偏高首先检查有无漏气现象，如有应进行补漏，回收气体，更换吸附剂，并对该气室重新进行抽真空及真空检漏，重新注入新气3液压油泄漏泄漏可能发生在高压油管路，管子连接处，橡胶密封处，及时查找处理。4泵单元故障若发生长时间运转的报警，并通过控制柜上的手动控制开关将断路器置为分闸状态；断开控制电源；关闭供油阀(B-404：常开阀)，打开放油阀(B-405：常闭阀)；在空载条件下操作油压泵(B-401)大约5分钟，然后关闭；反复空载操作几次；关闭放油阀(B-405)，打开供油阀(B-404)；接通控制电源，操作油泵单元；然后重新关合断路器并投入运行。5操作机构故障经检查发现各相之间的合闸或分闸时间超出了规定值，驱动单元（工作缸）(B-200)必须检查，并尽快联系厂家。6贮压器的N气体泄漏用以下两种方法检测泄漏情况： 在油压为33.5MPa时检查油位仪(C-700)，若油位比正常位置低很多，可以判定贮压器内N气体泄漏。 在零油压时启动油泵，此时压力应迅速从几MPa上升到几十MPa。如果油压表上显示的这个过程中油压增加的数值远远低于19.5MPa，可以判定贮压器内N气体泄漏。7相关部件震动声音过大检查产生震动的部件固定螺栓有无松动，震动件有无变形及损坏，对松动的螺栓重新进行紧固处理，对已损坏的部件应以更换。8相关导电回路直阻偏大对该导电回路的各导电接触面进行检查，特别是动静触头及导电体与梅花触指的接触面，对受损的接触面应进行处理或更换部件，重新涂抹导电膏。6.4 500kV GIS检修后质量验收和试运行6.4.1 所有的设备内部固定螺丝均已紧固，无生锈，发丝现象,对经拆卸的螺丝已重新涂抹防松胶,并已更换垫片和弹簧垫圈。6.4.2 动静触头接触面和各导电接触面无氧化、伤痕、严重变色，接触良好，梅花触头弹性良好，触指排列整齐，各接触面均有表面电镀金属面。6.4.3 检查气室有无漏气,根据气室的容积计算年泄漏量在规定范围内。6.4.4 检查气室的气压在规定的额定值内。6.4.5 检查气室的水份含量在标准要求内。6.4.6 对整个导电通道进行接触电阻检查,接触电阻在规定的标准值内。6.4.7 操作机构已正常进行储能。6.4.8 根据试验标准进行相关的电气试验。6.4.9 设备投入运行时,施加电压应按25、50、75、100等步骤进行升压，在升压过程中应加强巡视，注意观察有无异常声音和异常现象。7 GIS中对SF6气体的监控及密封7.1 GIS中对SF6气体的监控主要包括气体压力式密度监视、气体检漏、水分监测与控制等方面内容。设置方式有集中安装和分散安装两种。集中安装是将各气室用的压力表、密度控制器和各种控制阀门都集中装在箱内，通过气管与气室相连；分散安装是将监视装置直接装在各个气室的外壳上，我厂SF6气体监控属于分散安装。7.1.1 GIS每个气室SF6气体压力或密度通过下列元件进行监控：a) SF6压力表。可直观地监视气体压力的变化。由于SF6压力随环境温度而变，故必须对照SF6的压力温度曲线才能正确判断气室中压力值，从而判断气室是否泄漏。b) SF6气体密度继电器（或称温度补偿压力开关），此种气体密度继电器由一个指示器和一个触点机械装置组成。指示器能够指示电力设备内部绝缘气体的压力，当产生不正常的压力或气体压力达到设定值时，触点机械装置可以通过接通或断开回路的方式来操控不同的电器元件，如报警器和控制继电器。当气体泄漏时，先发出补气告警信号。如不及时地对气室进行补气，继续泄漏直至对开关进行分、合闸闭锁，并发出闭锁信号。断路器气室用的密度继电器同时有报警压力和闭锁压力两组控制触点，GIS其它气室用的密度继电器一般只有报警信号触点。7.1.2 SF6气体密度监测标准(见表11)表11 SF6气体密度监测标准断路器隔离开关等其他设备额定压力第一次报警压力闭锁压力额定压力第一次报警压力0.55 MP0.525 MP0.50 MP0.50 MP0.45 MP7.1.3 充气及取样口，即可供充、补SF6气体之用，亦可供测定水分含量时取样之用。7.1.4 GIS中SF6气体的检漏具体检漏方式分为定性检漏、定量检漏两种。其中，定性检漏又分为抽真空检漏、肥皂检漏、检漏仪检漏。定量检漏又分为挂瓶法、扣罩法、局部包扎法。检漏措施的制定和准备工作：用SF6气体回收车回收气体用高纯氮气过滤GIS气室抽出氮气打开法兰面工作人员暂时离开GIS 30min 取出吸附剂用吸尘器吸收气室内的杂物处理相关故障清洁气室及部件详细检查复装情况安装吸附剂关闭气室法兰面立刻对气室进行抽真空直至合格静止半小时观察真空有无泄漏再抽半小时真空缓慢注入SF6气体静置24小时,其间进行气体泄漏检查气体水份检测以及相关电气试验。7.2 GIS中对SF6气体的密封7.2.1 法兰面的处理检查法兰面有无污垢、伤痕、毛刺及凹凸不平，对污秽及毛刺、轻微伤痕的使用水砂纸浸泡酒精后打磨，对一些粘附性较大的污垢可用塑料刮片或环氧树脂刮片刮除，采用塑料刮片或环氧树脂刮片将密封槽内杂物清除干净，使用酒精和白布将整个法兰面清洁干净。7.2.2 “O”形圈的放置及密封胶涂抹a) 检查“O”形圈，用酒精和白布清洁干净，确保其干净和弹性良好。b) 在“O”形圈上涂抹一层薄而均匀的密封胶，将密封胶放置于法兰面的密封槽内，用手指将它在槽内压整齐。c) 有两个密封圈的法兰面时，在内外“O”形圈之间涂抹一层薄而均匀的密封胶，并在外“O”形圈空气侧涂抹一层薄而均匀的密封胶。只有一个密封圈的法兰面，只在“O”形圈空气侧涂抹一层薄而均匀的密封胶。密封胶涂抹不应过厚，厚度大约为0.02mm左右。d) 放置“O”形圈和密封胶之后，应在最快时间内将法兰面盖上，以免被空气污染，对装法兰时，要确保“O”形圈不被挤出。 e) 紧固法兰面时，应对角螺栓同时紧固，以便“O”形圈受压均匀。 f) 所有的密封圈只能使用一次。7.2.3 使用气体密封胶a) 一般说来,气体密封胶不用于SF6气体侧。b) 在外部空气侧的整个法兰面上应当薄薄地涂抹一层气体密封胶，用于阻止雨水的渗入 和防锈。c) 在应用气体密封胶之前，要确认法兰面上无任何清洗溶剂的沉淀物，特别是酒精的残留物。d) 在涂抹密封胶之前，要确保“O”形圈及法兰面、密封槽已清洁干净，无损伤。e) 严禁其它润滑脂或不同型号的密封胶混合使用。f) 使用后应立即旋紧密封胶管盖子，未盖好的密封胶及变硬、变色的密封胶严禁使用。7.2.4 填充SF6气体及抽真空7.2.4.1 抽真空a) 接真空泵到设备专用的气体入口的高压气管,所用的气管和真空泵应与被抽真空的设备容积相符合，如果真空泵上的表计不符合要求，应在管路上或设备上连接真空表。 b) 确认真空泵的旋转方向正确，起动真空泵。 c) 抽真空到1乇（133帕）后，再抽30分钟，并记下真空度。d) 将真空泵停运,进行真空泄漏试验,要求在四个小时内起始和最终的压力差不超过1乇(133帕)，如果压力升高大约1乇，再继续抽真空30分钟，重复进行真空泄漏试验，以确定是否存在泄漏或是否存在潮气释放。7.2.4.2 连接真空泵到SF6气瓶的高压气管a) 先用SF6气体清除气管中的空气，并将SF6气体充入设备。注意：充气时要考虑环境温度对气压值的影响，实际充气压力在额定压力和最大充气压力之间，具体叁照SF6压力温度特性曲线查取。（SF6压力温度特性曲线见附录九）b) 充气时，应逐渐打开气室阀门，并缓慢地充入SF6气体，在注气过程中严禁气瓶与管路发生严重结霜现象，有条件的应在气瓶上缠绕加热带，保持气瓶温度。7.2.5 使用导电接触脂a) 用干净棉布在接触面上涂抹接触脂。 b) 用水砂纸去清除接触的氧化层，并将需涂抹接触脂的接触面清除干净。c) 去除含有金属颗粒的接触脂，并将接触面用无水酒精清除干净。 d) 在三分钟内，重新薄而均匀地涂上一层接触脂。e) 把接触面连接在一起，去除过多的接触脂。7.2.6 吸附剂的使用与更换 a) 从检修盖上取下装吸附剂的装置。b) 用卡簧钳将装置上的盖板里卡簧取下，倒出吸附剂。c) 倒入新的吸附剂，放上盖板，确保卡簧已完全放入槽内。d) 吸附剂更换注意事项：A）吸附剂不能在雨中或湿度大于90时更换。B）吸附剂从密封装置取出到装入产品的装入产品的时间不要超过2小时。C）吸附剂装入设备内应尽快抽真空。8 GIS的预防性监测项目以及现场试验项目8.1 预防性监测项目8.1.1 导电性能监测。主要是监测接触状态是否良好，使用方法是通过各种温度传感器、X射线诊断、气压监测等监测局部过热以及通过外部加速度传感器和计算机处理，检测触头接触状态是否良好，是否有接触电压变化，触头软化等现象。8.1.2 开断性能监测。主要内容是监测操作特性，如开断速度、行程、时间等参数及变化，也涉及到触头、喷口烧损情况及接触状态、气体密度、累积开断电流的监测和计算机处理等项目。8.1.3 绝缘性能监测。这是GIS故障诊断和在线监测最重要的内容之一。它的工作除了较为简单的SF6气体密度监视外，基本上就是局部放电检测。根据诊断对局部放电产生的物理化学现象的不同，局放检测方法分为声、电、光、化四种，而诊断价值最高的是前两者。8.1.4 避雷器特性监测。主要是通过监测泄漏电流的增大判断避雷器的性能是否恶化。8.2 GIS现场试验项目GIS设备安装完毕后，在施工现场做试验，其目的是检验在安装过程中是否符合国家规定的安装规程，相应的国家标准有GB 5015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准、GB 76741997 72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备，作为GIS设备最后的一次检验，其项目不必全试，只选择主要的项目，其项目如下：a) 主回路电阻测量；b) 元件试验；c) SF6气体含水量的检测；d) 密封试验；e) 互感器的变比测量；f) 主回路的绝缘试验；g) 辅助回路的绝缘试验；h) GIS设备的高电压耐受电试验；i) 局部放电和无线电干扰试验；j) 竣工试运行试验。8.2.1回路电阻的测量GIS设备安装完毕后，在元件调试之前应测量主回路电阻，以检查主回路中的联结和触头接触情况，并采用直流压降法测量，测试电流不小于100 A。测试电流可利用进出线套管注入，也可以打开接地开关导电杆与外壳之间的活动接地片，关合接地开关后，从接地开关导电杆注入测试电流，当被测回路各相长度相同时，测量的各相数据应相同或接近。8.2.2回路电阻大进一步检测的方法一般回路电阻大主要是各接头处接触不良造成的。为便于确定具体故障，可以采取电流回路仍然在主回路(即两接地开关导电杆上)，然后打开相关开关、刀闸的手孔盖，分别抽取两点电压来测量电阻。8.2.3 机械特性必须对断路器、隔离开关和接地开关的机械特性进行调试，其主要项目如下，测试电流同样从接地开关导电杆注入。8.2.3.1 断路器a) 测量断路器的分、合闸时间及合分时间；b) 测量断路器分、合闸同期性及配合时间；c) 测量断路器合闸电阻的投入时间；d) 测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；e) 断路器操作机构的试验；f) 检查断路器操作机构的闭锁性能；g) 检查断路器