光伏电站断路器检修规程.doc

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1、光伏电站断路器检修规程6.4.1 110kV SF6断路器检修规程1.1.1检修周期和检修项目型号额定SF6气压额定电压雷电耐受冲击电压（对地）额定电流额定短路开断电流SF6气体重量额定1min工频耐受电压（对地）额定操作顺序生产厂家（1） SF6断路器铭牌（2） 小修周期 每年不少于一次。（3） 小修项目1) 将机构正面的背面的二次面板拆下，紧锢机构中的螺栓和螺母。2) 测量断路器的行程。3) 测量主回路电阻。4) 测量SF6气体水分。5) 对各极断路器密封面及气路连通管接头部位进行定性检漏。6) 检查密度继电器SF6气体压力降低报警和最低功能压力值。7) 检查电气控制线路是否松动和各元件是

2、否正常。（4） 临时性检修1) 当存在严重缺陷，影响断路器继续运行时，应进行临时性检修。2) 当观察SF6气体密度低于0.55MP时要进行重新充气。（5） 大修周期大修应在产品运行每15年或累计开断额定电流2500次或开断短路电流20次或断路器操作次数达到3000次后进行。大修应由制造厂或制造厂派人指导实施。（6） 大修项目1) 断路器本体需要将静弧触头、动弧触头和喷口全部更新。2) 本体打开更换所有静密封圈和吸附剂。3) 转动密封圈则需在产品运行15年或累计操作次数3000次后更换。4) 机构应根据检查各零部件的磨损情况再确定是否更换。1.2大修检修工艺1.2.1 检修方法：（1） 将断路器

3、退出运行，并使之处于分闸和合闸弹簧未储能位置，切除交、直流电源。（2） 回收断路器SF6气体对断路器抽真空至133.32Pa，充高纯度N2气至额定压力，然后排空，再抽真空，再用高纯度N2气冲洗，再排空，反复冲洗2次。（3） 30分钟后进行分解工作，将连接断路器本题与机构的传动拐臂拆除，利用随机提供的手动拐臂将三极断路器本体置于合闸位置。（4） 用吊绳将灭弧室单元吊住，松开灭弧室瓷套和支柱瓷套间的螺栓，吊起灭弧室单元高度不能超过150mm，用钳子取下固定销轴的U型挡圈后拆除销轴，这样灭弧室单元可以与支柱瓷套解裂。（5） 除去螺栓可分别将吸附剂筐、静触头座拆下，将灭弧室瓷套垂直放置在平整洁净的橡皮

4、垫上，以防止损坏瓷套密封面。（6） 将静弧触头备母除去，用静弧触头装配工具将静弧触头更换并紧固。（7） 利用喷口装配工具和动弧触头装配工具更换喷口和动弧触头后，测量图示尺寸应合格。（8） 更换吸附剂筐中吸附剂并在200的烘炉中活化至少2h。（9） 解体后的零部件，用真空吸尘器将其表面的白色粉末（SF6气体分解物）吸干净，用卫生纸擦干净，用清洗剂清洗干净。（10） 重点检查部件：1) 动、静触头触指不应变形，弹簧（一般应更换）不变形、断裂，触指的镀银层不脱落，触指磨损不严重，否则应更换；2) 变开距灭弧室滑动触头不应变形、无严重磨损，弹簧一般应更换，与压气缸的接触面应光滑，不明显凹痕；3) 喷嘴

5、是灭弧能力的关键，若出现严重烧损、开裂、孔径变大、不圆等，应更换；活塞组件应符合：逆止阀片应平整，弹簧不变形、开启、关闭动作灵活，活塞与压气缸不变形、开裂、内部表面光洁，活塞环应更换；动、静弧触头烧损大于3mm，外径严重烧损应更换；变开距灭弧室喷口、主动触头、弧触头、压气缸与操作杆组装时，应连接紧固、牢固，相互垂直，长度符合要求；4) 检查灭弧室瓷套、应无啐裂损坏，内壁用清洗剂清洗干净；5) 静触头座法兰和活塞缸体法兰应清洗干净。（11） 组装时按照厂家提供的灭弧室装配图进行，并采用厂家提供的专用工具；1) 动触头组合和压气活塞组合组装时，各活动部件薄涂专用油脂；2) 所有零部件或组合件，均必

6、须进行烘潮处理；3) 组装时，所有螺栓紧固使用力矩扳手；4) 灭弧室单元组装时，应注意检查压气缸相对应的导电杆或活塞桶体与法兰的倾斜度，倾斜度不大于0.5mm；并测量动触头与压气缸、活塞桶体和下法兰座的总装长度，应符合要求；5) 静触座及静触头组装，应保证与上法兰的垂直度，具体要求与灭弧室单元组装相同。6) 灭弧单元与静触头单元在瓷套上装配时，应测量动、静触头的对中性能，允许中心偏移1mm。7) 动、静触头接触面应薄涂接触润滑的专用油脂；8) 测量灭弧室内断口的各项尺寸，包括开断距离、行程、接触行程；9) 组装中应保证内部清洁。（12） 组装完成后应立即对断路器本体进行水份处理。（13） 按要

7、求测量断路器本体回路电阻。（14） 充SF6后对各极断路器密封面及气路连通接头部进行定性捡漏。（15） 对各极断路器本体更换检查完毕后，更换新防雨罩。重新连接断路器本体和机构。（16） 在额定SF6气压和额定操作电压下，对断路器进行单分、单和各5次，分-0.3s-合分2次，测量各项参数。并在制造厂的指导下测量断路器的分、合闸速度。每次操作之间要大于3min的时间间隔。（17） 完成上述工作后，产品即可做好再次的投运准备。1.3 断路器现场SF6气体检漏方法LW36-126型SF6充入SF6气体后，需要对断路器本体及气路连通管连接部位进行定性密封检查。1.3.1准备工作1) 检查SF6气体压力应

8、为额定压力。2) 被检漏处的周围环境不得有SF6气体，如有则需吹拂掉。1.3.2定性检漏1) 定性检漏的目的在于发现现场安装中局部安装不当造成的明显漏点。部位包括气管连通系统、本体密度继电器及转动密封处。2) 检查方法：用检漏仪探头离被测点12mm缓缓移动。3) 合格标准：检漏仪上指针稳定状态下基本不动。如检漏仪指针不稳定，且认为是残留气体，则润许吹风驱赶1h后继续测量。6.4.4 现场水份处理及测量方法1.4.1 LW36-126型SF6断路器出厂时已经进行水份处理，并充以0.025MPa的SF6气体，因此， 产品现场安装后，则不需抽真空，按产品现场安装规定将气路连通管中空气排净后直接充入S

9、F6气体。1.4.2正常运行时检测出水份含量超标时，必须对SF6气体进行水份处理；断路器本体解体检修后，充入SF6气体前也需进行水份处理。（1） 水份处理现场断路器水份处理主要使用抽真空和充高纯氮清洗的方法。所需设备包括SF6气体回收装置、麦氏真空计、充放气工具和高纯氮等。所用高纯氮应符合说明书的规定。（2） 抽真空允许在断路器单极上进行，即将回收装置接在单极的充气阀上；也可以将断路器三极通过气路连通管相连后一起进行，即将回收装置在横粱中汇流体的充气阀上。1) 抽真空时间抽真空时，使真空度99.8空气 %（mm）0.05四氟化碳（CF4） %（mm）0.05水份 （H2O） ppm（m/m）8

10、酸度（以HF计） ppm（m/m）0.3可水解氟化物（以HF计） ppm（m/m）1.0矿物油 ppm（m/m）99.999氧含量 ppm（m/m）2.0氢含量 ppm（m/m）1.0CO、CO2及CH2 ppm（m/m）2.0水份 （H2O） ppm（m/m）2.61.6用户维护检修所需专用设备、工具及易损坏件1.6.1 用户必购的专用设备及工具清单：（见表1）表1序号代号名称数量备注1LH-10Y-30型SF6气体回收装置1平顶山天鹰机械动力有限公司2LF-1型SF6气体检漏仪1上海唐山仪表厂3USI-1A微量水份测量仪1成都仪器厂4麦氏真空计1上海宝山光明仪表厂5GDCS-LW35型测速

11、工具1平顶山天鹰集团科协1.6.2 断路器解体检修所需专用工具（见表2）表2序号代号名称数量备注1ZY-011喷口拆卸装配工具1平顶山天鹰集团科协2ZY-012动弧触头拆卸装配工具1平顶山天鹰集团科协3ZY-013静弧触头拆卸装配工具1平顶山天鹰集团科协4JB32-36棘轮扳手15挡圈钳1装轴用弹性挡圈6GB301轴承820711.6.3维护及检修时易损件汇总（每台）：（见表3）表3序号代号名称数量备注1线圈2分闸和合闸2喷口33静弧触头34动弧触头35防雨罩16防雨罩17防雨罩18吸附剂F-032kg9222.4O型密封圈3LW36-126型高压SF6断路器每台静密封所需的全套密封圈轴用挡圈1961.7 SF6断路器检修试验工作耐压试验：对于瓷柱式变开距可不做该试验；而对于罐式、GIS及瓷柱式定开距SF6断路器（断口间隙30mm）须做。（1） 介损tg及电容量测量：对于瓷柱式SF6断路器两者均做，而罐式、GIS SF6断路器不做介损tg测量，只做电容量测量。（2） 合闸电阻测量：瓷柱式SF6断路器直接测量；罐式、GISSF6断路器在解体时测量。（3） SF6气体含水量测量：交接、大修后，灭弧室及其相通气室为150ppm，其他气室为250ppm；在运行中灭弧室及其相通气室为300ppm，其他气室为500ppm；（测量SF6气体含水量应考虑环境温度和压力影响）