六氟化硫断路器检修规程(47页).doc

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1、六氟化硫断路器六氟化硫断路器检修规程检修规程嫩 江 尼 尔 基 水 利 水 电 有 限 责 任 公嫩 江 尼 尔 基 水 利 水 电 有 限 责 任 公 司司发电厂技术标准发电厂技术标准六氟化硫断路器检修规程六氟化硫断路器检修规程标准代码QJ/NEJ/FDC-B03-201120110805发布实施编审人员编审人员批准人:审定人:审核人:校核人:编制人:前前言言本规程规定了尼尔基电站屋外 LW10B-252/3150-40 型高压六氟化硫断路器的检修间隔、项目、质量标准和检修工艺，适用于尼尔基电站屋外 LW10B-252/3150-40 型六氟化硫断路器的维护及检修工作。本规程依据六氟化硫电气

2、设备中气体管理和检测导则GB/T89051996、发电厂检修规程SB23087、电力设备预防性试验规程DL/T5961996、河南平高电气股份有限公司LW10B-252/3150-40 六氟化硫断路器安装使用说明书和原规程六氟化硫断路器检修规程水 QJ/NEJFDC-0201-2006 进行修改编制。本规程由尼尔基公司标准委员会授权尼尔基发电厂组织修编，在尼尔基发电厂范围内发布实施。本规程如果与上级文件、国标、行标相冲突时，按照上位标准执行。如有异议需请示电厂总工程师决定。本规程由尼尔基发电厂生产技术部负责解释并归口管理。本规程自发布之日起实施，原规程 六氟化硫断路器检修规程 水 QJ/NEJ

3、FDC-0201-2006 作废。目目录录1范围.12引用标准及技术资料.13检修的周期、项目和质量标准.13.1 检修周期和停用日数.13.2 检修项目和质量标准.23.2.1巡检项目和质量标准见表 3.23.2.2小修项目和质量标准见表 4.23.2.3中修项目和质量标准见表 5.33.2.4大修项目和质量标准见表 6.44检修工艺.64.1 小修工艺.64.2 中修工艺.74.3 大修工艺.84.3.1大修准备.84.3.2一般检修质量要求.94.3.3灭弧室的检修.94.3.4支持瓷套及提升杆的检查.94.3.5液压机构的检修.104.3.6大修后的试验及调整.144.3.7大修结尾工

4、作.15附录 A设备技术参数.16附录 B产品结构与工作原理.19附录 C断路器现场充气方法.28附录 D断路器现场 SF6气体检漏方法.30附录 E断路器现场水分测量及处理的方法.33附录 FSF6气体、高纯氮及液压油的质量要求.35附录 G液压系统排气方法.37附录 H与 SF6气体接触时的注意事项.1LW10B-252/3150LW10B-252/31504040 型六氟化硫断路器检修规程型六氟化硫断路器检修规程1 1范围范围1.1本标准规定了尼尔基电站屋外 LW10B-252/3150-40 型高压六氟化硫断路器的检修间隔、项目、质量标准和检修工艺。1.2本标准适用于尼尔基电站屋外 L

5、W10B-252/3150-40 型六氟化硫断路器的维护及检修工作。1.3本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。2 2引用标准及技术资料引用标准及技术资料GB/T89051996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则SB23087发电厂检修规程DL/T5961996电力设备预防性试验规程LW10B-252/3150-40 六氟化硫断路器安装使用说明书 河南平高电气股份有限公司3 3检修的周期、项目和质量标准检修的周期、项目和质量标准3.1检修周期和停用日数一般情况下，检修间隔和停用日数见表 1、表 2表 1 检修周期和停用日数编号检修类别检修周期停用日数1

6、.巡检一周0 天2.小修一年1 天3.中修五年3 天4.大修十年或表 2 规定的开断次数20 天5.临检当有严重威胁断路器安全运行的缺陷时视缺陷情况而定表 2 按开断次数的分解检修周期编号开断情况检修周期检修项目1.小电流开断约 1500 次以后检查或更换触头2.额定电流开断约 1000 次以后3.额定短路电流开断20 次以后4.总操作次数约 3000 次以后更换机械部件3.2检修项目和质量标准3.2.1 巡检项目和质量标准见表 3表 3 巡检项目和质量标准序号检修项目质量标准验收单位1.外观巡视瓷件无损坏及严重脏污班组2.一次引线接头目视检查无过热迹象班组3.SF6气压表指示检查应在合格范围

7、内班组4.分、合闸位置指示器检查应与断路器的实际位置相符班组5.操作箱门密封检查应严密，无进水现象班组6.电热检查（在冬季进行）应工作正常，发热量好班组7.操作油压力表指示检查应在合格范围内班组8.操作机构各管路接头检查无渗漏油班组9.油泵联轴器检查无松动、无磨损班组10.液压油箱油位检查在油位指示器的 2/3 以上班组3.2.2 小修项目和质量标准见表 4表 4 小修项目和质量标准序号检修项目质量标准验收单位1.断、接一次引线接触面良好，无氧化，螺丝紧固良好班组2.处理运行中发现的缺陷达到正常要求班组3.所有连接螺丝检查螺丝无损坏变形，紧固良好班组4.外露金属部件检查应无锈蚀、变形班组5.储

8、能电动机及其回路检查500v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组6.电热及其回路检查500v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组-第 3 页序号检修项目质量标准验收单位7.操作机构检查机构转动部件涂润滑油，各部弹簧、轴销状态完好，各紧固螺栓无松动。班组8.液压系统各动作特性油压值检查应符合液压系统各动作特性油压值表中数值的规定班组9.液压油的补充在油标的 2/3 以上班组10.SF6气体微水含量测试300ppm（V/V）；每 2 年一次部门、班组11.控制回路检查紧固全部接线螺丝，控制元件清扫。班组12.预防性试验见预防性试验规程班组13.本体及

9、机构清扫干净班组14.分合闸操作试验入切良好班组15.小修总验收部门、班组3.2.3 中修项目和质量标准见表 5表 5 中修项目和质量标准序号检修项目质量标准验收单位1.断、接一次引线接触面良好，无氧化，螺丝紧固良好班组2.处理运行中发现的缺陷达到正常要求部门、班组3.所有连接螺丝检查螺丝无损坏变形，紧固良好班组4.储能电动机及其回路检查1000v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组5.电热及其回路检查1000v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组6.操作机构检查机构转动部件涂润滑油，各部弹簧、轴及销状态完好，各紧固螺栓无松动。班组7.液压油过滤

10、、油箱清扫及液压油补充油箱、过滤器洁净，液压油无水份及杂质，油位在油标的 2/3 以上班组8.液压系统各动作特性油压值检查应符合附录中液压系统各动作特性油压值表中数值的规定班组序号检修项目质量标准验收单位9.分、合闸操作油压降检查应符合附录中分、合闸操作油压降值表中数值的规定班组10.SF6气体微水含量测试300ppm部门、班组11.密度继电器动作值检查应符合附录中密度继电器动作值表中数值的规定部门、班组12.分、合闸时间测量符合附录中主要技术数据表中相关数值规定部门、班组13.极间同期性测量符合附录中主要技术数据表中相关数值规定部门、班组14.分、合闸速度测量符合附录中主要技术数据表中相关数

11、值规定部门、班组15.控制回路检查紧固全部接线螺丝，控制元件检查清扫。班组16.本体及机构清扫干净班组17.分、合闸操作试验动作正确、可靠班组18.中修总验收厂、部门、班组3.2.4 大修项目和质量标准见表 6表 6 大修项目和质量标准序号检修项目质量标准验收单位1.灭弧室检修应在有经验的技术人员指导下进行厂、部门、班组1.1触头、喷口检查喷口完好，触指光滑无烧痕。部门、班组1.2压气缸及活塞检查压气活塞逆止片灵活，密封环良好，销轴齐全。部门、班组1.3吸附剂更换见部门、班组1.4瓷套清扫检查内外表面清洁，无损坏部门、班组1.5更换各部密封件密封沟槽光滑洁净，无损伤；密封件完好，受力均匀，紧固

12、良好。部门、班组2.支持瓷套及提升杆检修支持瓷套内外表面清洁，无损坏；提升杆接头连接牢固，绝缘电阻不小于 1000M部门、班组3.操作机构检修应在有经验的技术人员指导下进行厂、部门、班组-第 5 页序号检修项目质量标准验收单位3.1分合闸电磁铁分解检修顶杆无变形，螺丝不松动3.2分闸阀分解检修阀针无变形，阀口良好3.3合闸分解检修阀针无变形，阀口良好3.4高压放油阀分解检修正常状态无漏油3.5工作缸分解检修缸壁无划痕，活塞杆无痕3.6储压筒分解检修筒壁无锈蚀，无划痕3.7油泵分解检修活塞间隙配合良好，油封无漏油班组3.8液压管路各接头检查无漏油、锈蚀班组3.9各部螺丝、轴销检查螺丝紧固，弹簧挡

13、圈及开口销完好班组4.SF6气体系统检修部门、班组4.1气回路密封件更换紧度适当，密封良好。班组4.2SF6密度继电器校验动作可靠，动作值符合厂家给定值部门、班组4.3SF6气压表校验指示正确，精确度满足要求部门、班组4.4充 SF6气体六氟化硫气体充入压力符合厂家给定的“气体温度压力曲线”对应值部门、班组4.5检漏用六氟化硫气体检漏仪检查应无渗漏年漏泄率不大于 1班组4.6气体微水含量测试微水值150ppm(v/v)部门、班组5控制箱及其它班组5.1检查箱内各部螺栓检查无损坏、无松动。班组5.2位置指示器检查指示正确，各部螺丝紧固班组5.3计数器检查动作正确、可靠。班组5.4辅助开关、接线端

14、子检查辅助开关转换正确，接点接触良好，各接线端子紧固。班组5.5控制回路绝缘检查绝缘电阻不小于 2M班组序号检修项目质量标准验收单位5.6储能电动机及其回路检查1000v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组5.7电热及其回路检查1000v 兆欧表测绝缘电阻在 0.5M以上；回路接线螺丝紧固良好班组5.8控制箱密封检查箱内无凝结水，防震胶皮、箱门密封胶条性能良好班组6.操作试验现地、远方操作动作正确、可靠。动作电压、分合时间满足技术要求部门、班组7.大修总验收厂、部门、班组4 4检修工艺检修工艺4.14.1小修工艺小修工艺4.1.1 断路器本体小修4.1.1.1.断、接一

15、次引线。接引前导电接触面用金相砂纸进行轻轻处理，除掉氧化膜，薄薄涂一层导电复合脂后用连接螺栓紧固。4.1.1.2.检查 SF6气体压力表指示压力值在标准范围内，如果压力值低于规定压力时应进行检漏，查明漏气部位及原因，进行必要处理后补气到规定值。4.1.1.3.检查各瓷件有无损坏；4.1.1.4.瓷件表面进行清扫，应洁净无污物。4.1.2 断路器操作机构小修。4.1.2.1.检查高、低油管路各密封处无渗漏，连接螺栓和管接头无松动。4.1.2.2.分、合闸阀电磁铁检查，阀杆螺丝应无松动或卡滞现象。4.1.2.3.油箱油位检查，液压油应足够，箱内应无杂质。油位低于最低油位时应补充合格的液压油。4.1

16、.2.4.贮压器预充氮压力测定。氮气预充压力值测定方法为：拉开油泵电动机电源开关，缓慢地拧开高压放油阀进行高压放油。同时目视油压表的指示值的变化情况，当油压突然从某一油压 P0降至零时，记录下此油压值 P。即为贮压器预充氮压力值。另外也可在机构处于零压时,用油泵或手力泵打压,开始时油压上升迅速,当压力升到某一值时,上升速度突然减缓,该值即为贮压器的预充氮压力。预压力值与温度有关,实际测量时应同时测量环境温度，按Pt=P(15)+0.085(t-15)折算。对应于 15时预压力应为0.1017Mpa，按温度值折算后应在标准范围内。如发现该值低于 l5MPa 时，应查明氮气泄露原因并予以修理或更换

17、,以免继续降低影响断-第 7 页路器的动作特特。4.1.2.5.油泵打压时间测定。4.1.2.6.油泵电机及其回路检查、测绝缘。秋季小修时还应进行电热及其回路检查、测绝缘。测量电动机、电热及其回路绝缘应在 0.5 兆欧以上。4.1.2.7.检查工作缸、储压筒、高压放油阀、油泵轴封、各高压管路连接头、压力表接头应无渗漏油。4.1.2.8.油泵联轴器检查。联轴器顶丝应完好无缺，无松动，联轴器齿间啮合良好，无严重磨损。否则应进行调整或更换。4.1.3 断路器内 SF6气体微水值测量拧开操作箱壁专用螺帽，用测量管路与微水测试仪相联接。微水仪接通电源后打开操作箱内进气阀门，调整进气量至规定值，待进气量稳

18、定后读微水值不应大于300ppm。注意，微水仪排气管应远离工作人员 4 米以上。测后阀门恢复原位。4.1.4 检漏。此项仅在发现 SF6气体压力表指示值明显低于规定值时进行。用定性检漏仪检查各连接法兰和气管路，进气阀、密度继电器及其接头等部位。4.1.5 分、合闸动作试验。远方操作，开关应动作正常。4.24.2中修工艺中修工艺4.2.1按小修所有项目及工艺进行检修；4.2.2检查密度继电器的动作值,见表 7。表 7 SF6气体报警和闭锁压力Mpa（20）额定气压报警值P1闭锁值P2P1-P20.40.320.0150.30.0150.0180.022指针式密度继电器检查方法：把密度继电器罩取下

19、，把密度继电器从多通体上取下(多通体上带自封接头)进行充放气来检查其补气值及报警值。4.2.3液压油过滤、油箱清理。先排液压油，放油步骤如下：准备一个30升左右的容器和一根约lm长、内径为中18的耐油软管,将该软管套在油箱底部的低压放油阀上,打开放油阀，通过软管将油箱中的油全部放至容器中，拧紧低压放油阀，去掉软管，然后拆掉油箱和油箱里边的过滤器,分别进行清洗，清洗好后装上过滤器和油箱。排出的液压油用专用滤油机过滤23遍。4.2.4将过滤后的新液压油注入油箱至规定油位。4.2.5进行排气操作后打压至额定油压。4.2.6测量弧触头的烧损程度应根据运行记录，统计出断路器的开断次数和累计开断电流，然后

20、根据产品的电寿命水平（断路器厂家在不检修的情况下，对 LW10B-252/3150-40 型 SF6断路器做过 4OkA 累计开断 26 次的试验），决定是否对弧触头的烧损程度进行测量。断路器可在灭弧室不打开的情况下进行弧触头烧损程度的检查，其方法是：用300mm 长的钢板尺先在机构内联接座中断路器的分闸位置上找出一个测量基准点，然后使断路器慢合至刚合点(利用万用表的欧姆档接至灭弧室进出线端，刚合时，万用表的表针动作),这时再量出基准点与刚合点位置时的测量点之间的距离，从而计算出超程，判断弧触头的烧损程度。该弧触头允许烧去 10mm 即超程不小于 30mm。如果触头烧损严重，应对灭弧室进行检修

21、并更换零部件。4.2.7操作试验4.2.7.1.在额定SF6气体压力、额定油压、额定操作电压下进行 20 次单分、单合操作和 2 次分-0.3s一合分操作，每次操作之间要有 11.5min 的时间间隔；4.2.7.2.测量断路器动作时间、极间同期性及分、合闸速度。结果应符合附录A中表A-3的要求。4.34.3大修工艺大修工艺4.3.1 大修准备4.3.1.1.技术准备针对断路器的操作次数和缺陷，制订处理方案，组织人员讨论检修规程。准备必要的备品和材料。4.3.1.2.工具及仪器准备准备充足通用工具和专用工具，回收装置、微水仪和检漏仪。4.3.1.3.安全措施拉开油泵电动机电源，利用高压放油阀将

22、高压油排压至零，但要注意排压过程低压油排放速度不宜过快，避免油漏出油箱外。分解储压器前应将氮气排净，排气过程要避免伤人。4.3.1.4.检修工具一般应使用专用工具，避免使用活扳手，清洗液压机构的零部件要用清洁的液压油，清擦零部件要用绢布或白布，注油时用专用油漏子。4.3.1.5.拧紧螺栓用力矩扳手参照表8规定表 8 拧螺栓力矩扳手标准螺栓规格M8M10M12M16M20M24力矩 Nm2040701703406004.3.1.6.阀体间，瓷套法兰间螺栓用弹性垫圈分解后必须更换。4.3.1.7.清洗金属物和法兰用三氯甲烷，密封胶圈和氟塑料用酒精。-第 9 页4.3.2一般检修质量要求一般检修质量

23、要求4.2.2.1阀痤、阀口和阀体密封良好无伤痕，无锈蚀。阀杆运动灵活无卡涩，密封圈完好，联接螺栓紧固。4.2.2.2大修中必须更换全部密封件，密封件和沟槽应清擦干净。4.2.2.3弹簧弹性良好，螺距均匀，弹簧及弹簧底无锈蚀。4.2.2.4储压筒及工作缸壁光滑无划痕和锈蚀，活塞完整无伤痕，密封件良好。4.3.3灭弧室的检修灭弧室的检修灭弧室的检修步骤及工艺需由厂家技术人员指导，在进行一次大修后才能制定，并随检修经验的积累而不断完善。在此不进行规定。4.3.4支持瓷套及提升杆的检查支持瓷套及提升杆的检查4.3.4.1支持瓷套的分解、检查是在灭弧室拆下后进行。用吊具将瓷套吊住稍受力，卸掉瓷套间法兰

24、联接螺栓，将上瓷套平稳吊起注意防止卡碰提升杆。参看图1。4.2.4.2卸掉法兰中间垫板上卡环螺栓，相继取下导向盘及导向套和隔环。4.2.4.3用吊具吊住下瓷套，卸掉瓷套与底座间联接螺栓吊起下瓷套。旋出拉杆，拆下提升杆，妥善保管，防止受潮及变形。检查瓷套内表无损伤，提升杆完好无划痕。提升杆测绝缘和耐压试验合格。1、上节支持瓷套2、分子筛筐3、绝缘拉杆4、隔环5、导向盘6、导向套7、下节支持瓷套8、支柱下法兰9、密封座10、拉杆11、充气接头图 1支柱4.3.5液压机构的检修液压机构的检修液压机构的检修步骤及工艺也需由厂家技术人员指导，在进行一次大修后才能具体制定，并随检修经验的积累而不断完善。在

25、此进行一般性叙述，仅供参考。4.3.5.1工作缸的分解检修。参看图2。图 2工作缸4.3.5.1.1 在专业技术人员的指导下，拆卸油箱与工作缸体之间的联接螺栓，拆除全部连接管路及部件下，拆下油箱，拆除工作缸与间接座间的固定螺丝，取下工作刚。应注意防止工作缸脱落。4.3.5.1.2 将工作缸固定在专用固定卡钳上，旋出工作缸上螺母，取出合闸缓冲套及工作缸活塞杆，旋出工作缸下螺母，拆下分闸缓冲器装配。4.3.5.1.3 用液压油清洗缸体及各零件，检查缸体内壁，活塞和活塞杆的表面是否有卡滞磨损痕迹，如有轻微磨损，应用#800水砂纸处理，缸内壁应光滑无划丝，活塞杆不应弯曲，表面无划伤痕迹。4.3.5.1

26、.4 组装按相反顺序进行，组装应在干燥室内进行，防止灰尘进入缸体。组装前更换全部密封圈。4.3.5.1.5 工作缸各零件组装后，应用手拉动活塞杆，检查活塞是否有卡滞现象，活1、下螺母2、分闸缓冲器3、活塞杆4、缸体5、合闸缓冲套6、密封圈7、上螺母-第 11 页塞拉动应无卡滞。4.3.5.2阀体的检修。参照图3。图 3分、合闸阀体1、阀体2、阀针3、阀套4、阀芯5、球阀6、阀座7、二级阀8、阀缸9、阀杆10、阀套11、管阀12、弹簧具体分解方法、步骤及检修工艺需厂家技术支持，待解体大修后才能进一步制定，并随检修经验的积累而不断完善。4.3.5.3储压器的检修。参看图4。图 4储压器4.3.5.

27、3.1储压器的固定。把拆下的储压器放在专用的固定卡钳上，紧好卡具螺丝，使之固定牢固。4.3.5.3.2储压器的排气。拆下储压筒氮气侧密封螺堵11，拧入专用排气接头，用排气接头上的顶针打开放气小阀，缓慢地的把储压筒内的氮气排净，然后拆下放气阀。4.3.5.3.3确认氮气确实排尽后，用专用工具旋下储压简氮气大帽10及底座1。用专用吊环轻轻地拔出活塞装配4。4.3.5.3.4检查活塞应光滑，储压筒内壁无锈蚀和划痕，各密封圈更换。各件清洗1、底座2、密封圈3、缸体4、活塞5、组合密封圈6、弹簧座7、弹簧8、导向板9、塞座10、帽11、密封螺堵12、钢球13、组合密封圈14、压环-第 13 页干净后进行

28、回装。4.3.5.3.5储压器的预充氮气的充入。按照环境实际温度及换算公式，确定预充氮气压力值，使用专用的充氮装置向储压器内充入规定压力的高纯氮气。具体步骤及方法详见充氮装置使用所明书。4.3.5.3.6充氮气的注意事项：选购纯度高于99.999的高纯氮。氮气瓶剩余压力不得小于3.5MPa，充氮过程不应超过2小时，否则应稍停一段时间。4.3.5.3.7预充压力测量：充气后约10分钟待储压筒与环温相同后，利用压力表直接测量储压筒氮气压力即为预充压力值。4.3.5.4油泵的解体检修4.3.5.4.1 拆下电动机与油泵间联轴器的连接螺丝，拆除油泵固定螺丝及高低压油管路，把油泵从机构箱中取出，然后将油

29、泵分解检修。4.3.5.4.2 拧下油泵端盖固定长螺丝，取下端盖和密封圈4.3.5.4.3 拧下阀座5的两个固定螺丝，取下压板，过滤网，阀套，弹簧，钢球，尼龙衬垫。4.3.5.4.4 取下阀座此时要注意阀座的后面和侧面的钢球、弹簧，防止弹出丢失。4.3.5.4.5 抽出柱塞4，取出弹簧，限制件。4.3.5.4.6 清洗检查：将拆下的各零件用液压油清洗干净并检查完好。4.3.5.4.7 柱塞间隙配合情况检查：用手堵住阀孔，再推压柱塞，松开时，如柱塞有反弹现象，则认为柱塞间隙配合良好，如间隙不符合要求应更换。另外一种检查方法，将柱塞蘸液压油后放入柱塞座，进行自由落体试验，当柱塞放人柱塞座内5毫米时

30、，如柱塞均匀缓慢滑行柱塞底座，说明间隙过大，需更换。注意：柱塞与柱塞座不准互换。4.3.5.4.8 检查高低压逆止阀的密封情况是否良好，不良时，应用研磨膏研磨或重新打密封线，柱塞座的钢球在砸过密封线后必须更换。4.3.5.4.9 各弹簧，弹簧座，尼龙垫是否完好，特别注意弹簧7是否变形。4.3.5.4.10油封一般可不分解，但发现渗油时应分解检修，更换油封。4.3.5.4.11组装按分解相反顺序进行：组装前柱塞及柱塞腔内应注入适量液压油，并采用边加油边转动偏心轮边紧螺丝的组装方法，以排尽油泵内气体，组装好后，注满合格的#10航空液压油，最后拧紧放气螺丝。4.3.5.5油箱清擦及液压油过滤。将油箱

31、油排回油桶，彻底清擦整个油箱，做到干净无杂物。液压油用专用滤油机过滤23遍后再注回油箱。4.3.5.6液压机构各部件的回装。按照拆卸相反的步骤回装储压器、阀体组、工作缸、信号缸、油泵等部件，保证各安装尺寸与原来一致，连接各高低压管路。4.3.6大修后的试验及调整大修后的试验及调整4.3.6.1.本体密封性检查。在断路器本体充 SF6前需进行本体密封性检查。按照附录 C 连接好充气管路，进行抽真空至 133Pa，维持真空泵运转 30min 以上，然后关闭真空泵出口阀门后停泵。静置 30min 后读真空度，再静置 5h 以上第二次读取真空度，两次读数的差值不大于 65Pa。否则要查找渗漏点。4.3

32、.6.2.充 SF6气体。充气前应对断路器本体及充气管路进行干燥。用高纯氮气冲洗断路器本体及充气管路 34 次，每次冲洗后均要抽真空。然后冲入合格的 SF6气体至额定气压值。4.3.6.3.检漏。检漏步骤及方法详见附录 D，各点漏气率应符合要求。4.3.6.4.测量水份。水份测量步骤及方法详见附录 E，气体中水份含量应不大于150ppmv。4.3.6.5.液压系统排气。液压系统组装完成后应进行彻底的排气，排气步骤及方法详见附录 G。4.3.6.6.慢分、慢合试验。试验步骤及方法详见附录 B。断路器慢分、慢合应良好，无卡滞现象。4.3.6.7.行程测量。断路器在分闸位置，选一基准点，测量连接拉杆

33、法兰外露长度L1，慢合断路器到底后，再以同一基准点测量连接拉杆法兰外露长度 L2。则断路器行程 L=L1-L2，其值应为 2001mm。4.3.6.8.超行程测量。超行程的测量方法于行程相近，从分闸位置开始，通过慢合测量，超行程=断路器总行程-合闸时到刚合点的行程，其值应为 404mm。4.3.6.9.液压系统各动作特性油压值检查，各动作特性油压值应符合附录 A 的表A-2 中规定。4.3.6.10.液压系统密封性检查：液压系统处于零表压时，历时 24h 应无渗漏现象；油压为 28Mpa 时，液压系统分别处于分闸和合闸位置、历时 12h，压力降不应大于1.0Mpa。4.3.6.11.测量主回路

34、电阻。断路器处于合闸位置，通过 100A 直流电流，在其进出线接线板两端（不包括接线板的接触电阻）测得的电压降不应大于 4.5mV，即断路器的主回路电阻不大于 45。4.3.6.12.测量时间及速度。测量步骤及方法见高压试验规程。其测量数据应满足附录 A 的表 A-3 规定。4.3.6.13.机械操作试验断路器在额定 SF6气压的情况下，按表 9 中项目进行机械操作试验。断路器动作应正确、可靠，动作电压在规定范围内。表 9 机械操作试验项目表-第 15 页序号操作油压 Mpa分、合闸线圈电压%操作循环试验次数分合129.5120110合、分2229.56585合、分2324.085合2422.

35、065分2524.0110合2622.0120分2728.0100100分-合分2828.0100100合、分5928.030分3（不能分）注：在进行上述操作时，单分、单合之间、重合闸之间要有11.5min的间隔时间。4.3.6.14.测操作油压降试验：4.3.6.14.1.在 27.0Mpa 油压下，分闸一次油压降不大于 2.0Mpa；4.3.6.14.2.在 24.0Mpa 油压下，合闸一次油压降不大于 1.8Mpa；4.3.6.14.3.在 27Mpa 油压下，分-合分一次油压降不大于 5.0Mpa；4.3.6.14.4.在 27Mpa 油压下，进行一次分-合分操作；4.3.6.15.油

36、泵打压时间测量。油泵启动至 28.0Mpa 停止，时间应不大于 3min；4.3.7大修结尾工作大修结尾工作4.3.7.1.清理接触面，接上引线，再次检查和紧固二次线端子排接头螺丝。4.3.7.2.检查操作机构箱油位是否合适，否则进行调整，使油位达到合格范围。4.3.7.3.检查各密封环节是否有渗漏油痕迹。4.3.7.4.清扫断路器和机构外表面，必要时重新刷漆。4.3.7.5.检查接地线是否良好，与断路器固定是否牢固。4.3.7.6.拆除工作架，清扫现场，清点材料工具，检修人员撤离现场。4.3.7.7.整理检修试验记录，编写大修报告。附录附录 A A(标准的附录标准的附录)设备技术参数A1.L

37、W10B-252/3150-40 型六氟化硫断路器的主要技术数据见表 A-1表 A-1LW10B-252/3150-40 型六氟化硫断路器的主要技术数据序号名称单位数据01额定电压kV25202额定电流A315003额定频率Hz5004额定短路开断电流KA4005额定失步开断电流KA1006近区故障开断电流（L90/L75）KA36/3007额定线路充电开合电流（有效值）A16008额定短时耐受电流KA4009额定短路持续时间S310额定峰值耐受电流KA10011额定短路关合电流KA10012额定操作顺序o-0.3s-co-180s-co13分闸速度m/s9.01.014合闸速度m/s4.60

38、.515分闸时间ms25416开断时间周波2.517合闸时间ms10018分合时间s出厂时 0.3运行时 0.319合分时间ms出厂时 35t60运行时 60520分闸同期性ms321合闸同期性ms5-第 17 页序号名称单位数据22储压器预充氮气压力（15）MPa17+1.0023额定油压MPa2824断路器内六氟化硫气体（20时）额定压力MPa0.4025报警压力 P1MPa0.320.01526闭锁压力 P2MPa0.300.01527含水量ppmv15028年漏泄率129充入断路器内六氟化硫气体的重量Kg/台2530每台断路器重量kg1800331机械寿命次300032保温加热器电源V

39、AC 22033额定绝缘水平1min 工频耐受电压（有效值）Kv断口间 460（干、湿试）Kv极对地 395（干、湿试）雷电冲击耐压 1.2/50S（峰值）Kv断口间1050Kv极对地950SF6气体零表压 5min 工频耐压（有效值）Kv断口间220Kv极对地220注：分、合闸速度的规定为断路器单分、单合的速度值，其定义如下：a.分闸速度：触头刚分点至分闸后90mm行程段的平均速度；b.合闸速度：触头刚合点至分闸前40mm行程段的平均速度。A2.液压系统各动作特性油压值见表 A-2表 A-2液压系统动作特性油压值项目规定值Mpa储压器预充氮气压力（15）0.1017额定油压28油泵启动油压P

40、127.00.8油泵停止油压P227.00.8安全阀开启油压0.200.30安全阀关闭油压28.0重合闸闭锁油压P325.50.6重合闸闭锁解除油压27.5合闸闭锁油压P4240.7合闸闭锁解除油压26分闸闭锁油压P5220.5分闸闭锁解除油压24注：如果测量压力时环境温度为t，按下式折算：Pt=P（15）+0.085（t-15），预充压力测量方法见OPG.412.183-5表示压力上升时测量，表示压力下降时测量。A3.断路器动作时间及速度见表 A-3表 A-3断路器动作时间及速度值分闸时间（ms）32合闸时间（ms）100合-分闸时间（ms）605（运行时）分闸同期性（ms）3合闸同期性（m

41、s）5分闸速度9.01合闸速度4.60.5注：断路器的合分时间出厂为35t60ms,为保证断路器在重合闸时能可靠地熄弧，运行时控制回路应加以校正使之达到 605ms。-第 19 页附录附录 B B(标准的附录标准的附录)产品结构与工作原理LW10B-252/3150-40 型 SF6断路器为瓷柱式结构，每台断路器由三个独立的单极组成。断路器单极主要由灭弧室、支柱、液压机构及密度继电器组成。现把各组成部分的结构与工作原理分述如下：B1.B1.断路器本体的结构与工断路器本体的结构与工作原理作原理B1.1.B1.1.灭弧室图 B-1 为灭弧室的结构示意图，整个灭弧室由三部分组成。a)动触头装配：由喷

42、管(10)、压环(11)、动触头(19)、动弧触头(12)、护套(l3)、滑动触指(l5)、触 指 弹 簧(16)、缸 体(21)、触座(17)、逆止阀(l4)、压气缸(l8)、接头(20)和拉杆(22)组成；b)静触头装配：由静触头接线座(1)、触头支座(2)、弧触头座(4)、静弧触头(5)、触指(7)、触指弹簧(8)、触座(6)、均压罩(9)组成；c)鼓形瓷套装配：由鼓形瓷套及铝合金法兰组成。支柱如图 B-2。支柱主要由两节支柱瓷套(1)、(7)、绝缘拉杆(3)、隔环(4)、1、静触头接线座2、触头支座3、分子筛4、弧触头座5、静弧触头6、环7、触指8、触指弹簧9、均压环10、喷管11、压

43、环12、动弧触头13、护套14、逆止阀15、滑动触指16、触指弹簧17、触座18、压气缸19、动触头20、接头21、缸体22、拉杆23、导向板24、瓷套装配图 B-1灭弧室1、上节支持瓷套2、分子筛筐3、绝缘拉杆4、隔环5、导向盘6、导向套7、下节支持瓷套8、支柱下法兰9、密封座10、拉杆11、充气接头导向盘(5)、导向套(6)、支柱下法兰(8)、密封座(9)、拉杆(10)及充气接头(ll)组成。支柱装配不仅是断路器对地绝缘的支撑件，同时也起着支撑灭弧室的作用,上、下两节支柱瓷套的尺寸相同但机械强度不同，下节瓷套破坏弯矩为 5600kg.m,上节瓷套为 350Okg.m。两瓷套连接处装有隔环及

44、导向盘，导向盘上压有导向套，隔环上有检漏孔。B1.2.B1.2.本体的工作原理B1.2.1.合闸图 B-1 所示位置为分闸位置，当断路器合闸时，工作缸活塞杆向上运动，通过拉杆(图 B-2 中 lO)、绝缘拉杆(图 B-2 中 3)带动灭弧室拉杆(22)向上移动,使接头(20)、动触头(19)、压气缸(l8)、动弧触头(12)、喷管(10)同时向上移动，运动到一定位置时，静弧触头首先插入动弧触头中，即弧触头首先合闸，紧接着动触头的前端即主触头插入主触指中，直到行进 200lmm 完成合闸动作，在压气缸快速向上移动的同时阀片打开，使灭弧室内 SF6气体迅速进入压气缸内。B1.2.2.合闸时电流通路

45、当接线方式为高进低出时，电流由端子(1)进入，经触头支座(2)、触座(6)、触指(7)、动触头(19)、滑动触指（15）、触座(17)、缸体(21)及缸体上的下接线端子引出。当接线方式为低进高出时，电流方向与此相反。B1.2.3.分闸分闸时与合闸动作相反，工作缸活塞杆向下运动，通过绝缘拉杆、拉杆(22)带动动触头系统迅速向下移动，首先主触指和动触头脱离接触，然后弧触头(5)和(12)分离。在动触头向下运动过程中，阀片关闭，压气缸内腔的 SF6气体被压缩后适时向电弧区域喷吹，使电弧冷却和去游离而熄灭，并使断口间的介质强度迅速恢复，以达到开断额定电流及各种故障电流的目的。动触头总行程 2001mm

46、，主触头开距1504mm，弧触头超程 404mm。B2.B2.液压系统的结构与工作原理液压系统的结构与工作原理B2.1.B2.1.液压系统的结构LW10B-252/3150-40 型断路器的液压操动方式为分相操作，三相分别配有相同的液压机构，机构的组成及液压原理见下页图B-3。机构由以下元件组成：低压油箱(1)、油泵电机(15)、油过滤器(17)、压力开关(ll)、油压表（10）、合闸电磁铁图 B-2支柱-第 21 页(8)、分闸电磁铁（5）、二级阀、分闸一级阀（2）、合闸一级阀(14)、辅助开关(7)、工作缸(6)、贮压器(l2)、信号缸与辅助开关(24)、控制面板。B2.2.B2.2.动作

47、原理B2.2.1.贮压：接通电源，电机（M)带动油泵转动，油箱(1)中的低压油经过滤器(17)、低压油管、油泵、进入贮压器（12)上部，压缩下部的氮气，形成高油，由于贮压器的上部与工作缸活塞上部及二级阀相连通，因此，高压油同时进人图A-3中所示的高压区域，当油压达到额定工作压力值时，压力开关的相应接点断开，切断电机电源，完成贮压过程。在贮压过程中或贮压完成后，如果由于温度变化或其它意外原因使得油压升高达到安全阀开启压力时，压力开关内的安全阀自动打开，把高压油放回到油箱中，当油压降到28Mpa 时，安全阀关闭。B2.2.2.合闸操作：合闸电磁铁8接受命令后，打开合闸一级阀14的阀口14.1，关闭

48、阀口 14.2，高压油经一级阀进入二级阀阀杆活塞19下部，推动阀杆向上运动,从而带动管阀向上封住工作缸下部的合闸阀口，打开管阀下部的分闸阀口，高压油经管阀内腔进入工作缸下端，由于工作缸活塞下部受力面积大于上部，便产生一个向上的力，推动活塞向上运动实现合闸。工作缸活塞向上运动的同时也带动辅助开关转换，主控室内的合闸指示信号接通，分闸回路按通（即可以接受分闸命令），带动辅助开关的滑环指向分、合闸指示牌的“合”。合闸电磁铁电源切断后，合闸一级阀在弹簧力及油压作用下阀口 14.l 关闭，14.2打开,切断高压油路成为图示状态，二级阀阀杆活塞下部与油箱连通。在合闸状态下，因意外因素使得液压系统失压，在重

49、新建压过程中，由于管阀不会受到向下的力(重力远小于摩擦力)，反而一旦有油压就会受到一个向上的预封力，因此，管阀一直处于原位不动，封住合闸阀口，高压油便同时进入工作缸活塞的上、下部，使活塞始终受一个向上的力，而不会出现慢分现象，即这种管状二级阀结构的液压机构具有可靠的自动防慢分的功能。B2.2.3.分闸操作：分闸电磁铁5接受命令后，打开分闸一级阀 2 的阀口2.l，关闭阀口 2.2，高压命令油进入二级阀阀杆活塞19的上部，推动阀杆向下运动，从而带动管阀向下，使管阀与工作缸下部的合闸阀口分开，管阀下部进入分闸阀口如图示状态，阻止高压油通过管阀内腔向上流动；同时，工作缸活塞下部与油箱连通成为低压状态

50、，活塞在上部油压作用下向下运动，实现分闸。同时带动辅助开关转换，主控室内的分闸指示信号接通，合闸回路接通(即可以接受合闸命令)，带动辅助开关的图 B-3液压机构与液压原理图滑环指向分、合闸指示牌的“分”。分闸电磁铁电源切断后，分闸一级阀在弹簧力及油压作用下阀口2.l关闭,2.2打开，切断高压油路成为图示状态，二级阀阀杆活塞上部与油箱连通。B2.2.4.慢合：断路器必须在退出运行不承受高电压时才允许进行慢合、慢分操作，此种操作只在调试时进行。断路器处于分闸位置，把液压系统的压力放至零表压，用手向上推动操纵杆 l8至合闸位置，然后用 4 手力泵或电机打压，断路器就慢合。B2.2.5.慢分：断路器处