断路器运维技术标准.docx

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1、断路器运维技术标准1运行规定一般规定1.1.1 每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌标称容量作一次校核。断路器铭牌标 称容量接近或小于安装地点的母线短路容量，在开断短路故障后，禁止强送，并停用自动重合闸, 严禁就地操作。1.1.2 当断路器开断故障电流的次数比其额定短路电流开断次数少一次时，应向调度申请退出该 断路器的重合闸。当到达额定短路电流的开断次数时，申请将断路器检修。1.1.3 每年应按相累计断路器的动作次数、短路故障开断次数和每次短路开断电流。1.1.4 断路器允许开断故障次数应写入运行规程。1.1.5 断路器应具备远方和就地操作方式。1.1.6 断路器应有完整的铭牌、规范

2、的运行编号和名称，相色标志明显，其金属支架、底座应可 靠接地。1.2 本体户外安装的压力表及密度继电器应设置防雨罩，并能将表、控制电缆接线盒和充放气接口 遮盖，防止进水受潮。1.2.1 对于不带温度补偿的SF6压力表或密度继电器，应对照制造厂提供的温度-压力曲线，与 相同环境温度下的历史数据进行比拟分析。1.2.2 密度继电器应装设在与断路器本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁接点正 确动作。1.2.3 压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。压力表（密度继电器） 应定期校验。1.2.4 断路器外壳接地应采用双接地。1.2.5 绝缘子爬电比距应满足所处地区的污秽等

3、级，不满足污秽等级要求的应采取防污闪措施。1.2.6 定期检查断路器绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位防水密封胶的完好性,必要时重新复涂 防水密封胶。1.2.7 未涂防污闪涂料的绝缘子应坚持“逢停必扫已涂防污闪涂料的绝缘子应监督涂料有效 期限，在其失效前应复涂。1.3 操动机构操动机构符合厂家规定。1.3.1 电磁操动机构合闸电源应保持稳定，符合要求。合闸线圈端子电压、合闸接触器线圈电压 不低于额定电压的80%,最高不得高于额定电压的110%。1.3.2 手动储能与电动储能之间联锁应完备，手动储能时必须使用专用工具。1.3.3 机构每天打压次数应不超过厂家规定。如打压频繁，应联系专业人员处理。1.

4、4 其他机构箱、汇控柜应设置可自动投切的驱潮加热装置，低温地区还应有保温措施。1.4.1 机构箱、汇控柜驱潮加热装置运行正常、投退正确。1.4.2 定期对机构箱、汇控柜二次线进行清扫。1.5 紧急申请停运规定以下情况，应立即汇报运行人员申请设备停运。a）套管有严重破损和放电现象。b）导电Hl路部件有严重过热或打火现象。c） SF6断路器严重漏气，发出操作闭锁信号。d）少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。e）少油断路器严重漏油，油位不可见。f）多油断路器内部有爆裂声。g）真空断路器的灭弧室有裂纹或放电声等异常现象。h）操动机构失压，储能机构储能弹簧损坏。以下情况，断路器跳闸后不得试送。a）全电

5、缆线路。b）调度通知线路有带电检修工作。c）低频减载保护、系统稳定控制、联切装置及远动装置动作后跳闸的断路器。2巡视及操作巡视2.1.1 例行巡视2. 1. 1. 1 本体a）外观清洁、无异物、无异常声响。b）油断路器本体油位正常，无渗漏油现象。油断路器套管油色、油位正常。油位计清洁。c）断路器套管电流互感器无异常声响、外壳无变形、密封条无脱落。d） SF6断路器管道阀门开闭状态正确，压力表（密度继电器）指示正常、外观无破损或渗漏， 防雨罩完好。e）外绝缘无裂纹、破损及放电现象，增爬伞裙粘接牢固、无变形，防污涂料完好、无脱落、起 皮现象。f）引线弧垂满足要求，无散股、断股，两端线夹无松动、裂纹

6、、变色现象。g）均压环安装牢固，无锈蚀、变形、破损。h）套管防雨帽无异物堵塞，无鸟巢。i）金属法兰无裂痕，防水胶完好，连接螺栓无锈蚀、松动、脱落。2.1.1.2 操动机构a）操动机构压力表指示正常。b）弹簧储能机构储能正常。c）分、合闸指示正确，与实际位置相符。2.1.1.3 其他a）名称、编号、铭牌齐全、清晰，相序标识明显。b）机构箱、汇控柜箱门平整，无变形、锈蚀，机构箱锁具完好。c）基础构架无破损、开裂、下沉，支架无锈蚀、松动或变形，无鸟巢、蜂窝等异物。d）接地引下线标志无脱落，接地引下线可见局部连接完整可靠，接地螺栓紧固，无放电痕迹, 无锈蚀、变形现象。e）原存在的设备缺陷无开展。全面巡

7、视全面巡视是在例行巡视基础上增加以下巡视工程。分、合闸线圈无变色、烧损、异味等。2. 1.2. 2断路器动作计数器指示正常。2.1.2. 3液压操动机构油位正常，无渗漏，油泵及各储压元件无锈蚀。弹簧操动机构弹簧无锈蚀、裂纹或断裂。电磁操动机构合闸保险完好。2. 1.2. 6操动机构管道阀门位置正确。2. 1.2. 7指示灯正常，压板投退、远方/就地切换把手位置正确。1.1.1.8 空气开关、继电器等二次元件外观完好。二次元件标识、电缆标牌齐全清晰。1.1.1.9 端子排无锈蚀、裂纹、放电痕迹；二次接线无松动、脱落，绝缘无破损、老化现象；备 用芯绝缘护套完备；电缆孔洞封堵完好。1.1.1.10

8、照明、加热除潮装置工作正常。加热装置线缆的隔热护套完好，附近线缆无过热灼烧 现象。加热装置投退正确。2.1.2 11机构箱透气口滤网无破损，箱内清洁无异物，无凝露、积水现象。2.1.3 .12箱门开启灵活，关闭严密，密封条无脱落、老化现象。2.1.3 熄灯巡视重点检查引线、接头、线夹有无发热，外绝缘有无放电现象。2.1.4 特殊巡视新安装或大检修后投运的断路器应增加巡视次数，巡视工程按照全面巡视执行。2. 1.4. 2异常天气时的巡视a）大风天气时，检查引线摆动情况，有无断股、散股，均压环及绝缘子是否倾斜、断裂，各部 件上有无搭挂杂物。b）雷雨天气后，检查外绝缘有无放电现象或放电痕迹。c）大雨

9、、连阴雨天气时，检查机构箱、端子箱等有无进水，加热除湿装置工作是否正常。d）冰雪天气时，检查导电局部是否有冰雪立即熔化现象，大雪时还应检查设备积雪情况，及时 处理过多的积雪和悬挂的冰柱。e）冰雹天气后，检查引线有无断股、散股，绝缘子外表有无破损现象。f）大雾天气时，检查外绝缘有无放电现象，重点检查污秽局部。g）温度骤变时，检查断路器油位、压力变化情况、有无渗漏现象；加热除湿装置工作是否正常。 h）高温天气时，检查引线、线夹有无过热现象。2. 1.4. 3高峰负荷期间，增加巡视次数，检查引线、线夹有无过热现象。2. 1.4,4故障跳闸后的巡视a）断路器外观是否完好。b）断路器的位置是否正确。c）

10、外绝缘、接地装置有无放电现象、放电痕迹。d）断路器内部有无异音。e）压力表指示是否正常。f）油断路器有无喷油，油色及油位是否正常。g）各附件有无变形，引线、线夹有无过热、松动现象。h）保护动作情况及故障电流情况。2. 2操作2. 2.1断路器检修后应经验收合格、传动确认无误后，方可送电操作。断路器检修涉及继电保护、 控制回路等二次回路时，还应由继电保护人员进行传动试验、确认合格后方可送电。断路器投运前，应检查接地线是否全部撤除，防误闭锁装置是否正常。1.1.1 2.3长期停运超过6个月的断路器，应经常规试验合格方可投运。在正式执行操作前应通过 远方控制方式进行试操作23次，无异常后方能按操作票

11、拟定的方式操作。2.2.4 操作前应检查控制回路和辅助回路的电源正常，检查机构已储能，检查油断路器油位、油 色正常；真空断路器灭弧室无异常；SF6断路器气体压力在规定的范围内；各种信号正确、表计 指示正常。2.2.5 压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁，进行操作。2.2.6 断路器（分）合闸操作后，应到现场确认本体和机构（分）合闸指示器以及拐臂、传动杆 位置，保证断路器确已正确（分）合闸。同时检查断路器本体有、无异常。2.2.7 使用电磁操动机构的断路器进行合闸操作时、注意观察后台监控的返回信号。连续操作电 磁操作机构的断路器后，应注意直流母线电压变化，发现异常及时进行调整。2

12、.2.8 旁路断路器代路操作前，旁路断路器保护按所代断路器保护定值整定投入，确认旁路断路 器三相均已合上后，方可拉开被代断路器，最后拉开被代断路器两侧隔离刀闸。2.2.9 液压操作机构的断路器，在分闸、合闸就地传动操作时，应尽量避开高压管道接口。3维护3.1端子箱、机构箱、汇控柜维护箱体、箱内驱潮加热元件及回路、照明回路、电缆孔洞封堵维护要求参照本通那么端子箱局部相关 内容。3. 2断路器本体（地电位）锈蚀对断路器本体（地电位）的初发性锈蚀，用钢丝刷、砂布、刨刀、棉纱将锈蚀部位处理干 净，使外表露出明显的金属光泽，无锈斑、起皮现象。3.2. 2对外表处理后的局部，涂抹防腐材料，并喷涂同色度的面

13、漆。处理时应保证足够的安全距离。3. 3指示灯更换发现指示灯不能正确反映设备正常状态时，应予以检查，确定为指示灯故障时应更换。3.1.1 应选用相同规格型号的指示灯。3.1.2 更换时，应戴线手套，使用的工具应绝缘良好，防止发生短路接地。3.1.3 拆解的二次线应做好标记，并进行绝缘包扎处理。3.1.4 更换完成后，应检查指示灯指示与设备实际状态相符。3. 4储能空开更换发现储能空开故障时，应进行更换。3.1.1 应选用相同规格型号的空开。3.1.2 检查弹簧操动机构储能指示正常，压力指示正常。3.1.3 更换前应断开上级电源空开或撤除电源线，并确认储能空开两侧无电压。3.1.4 更换时，应戴

14、线手套，使用的工具应绝缘良好，防止发生短路接地。3.1.5 拆解的二次线应做好标记，并进行绝缘包扎处理。3.1.6 更换后检查相序正确，确认无误后方可投入。3. 5红外检测1检测周期a） 220kV场站每三个月不少于一次。b） 35kV和HOkV场站每六个月不少于一次。c）新安装或A、B类检修后投运1周内不少于一次。d）迎峰度夏（冬）、大负荷、检修结束送电、保供电期间增加检测频次。e）必要时。3.5.2 检测范围包括断路器引线、线夹、灭弧室、外绝缘及二次回路。3.5.3 检测重点为断路器引线、线夹、灭弧室及二次回路。3.5.4 配置智能机器人巡检系统的场站，可由智能机器人完成红外普测和精确测温

15、，由专业人员 进行复核。4典型异常和故障处理断路器灭弧室爆炸4.1.1 故障现象a）保护动作，相应断路器在分位，故障断路器电流、功率显示为零。b）现场检查发现断路器灭弧室炸裂，绝缘介质逸出。4. 1.2处理原那么a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、告警等信息；b）结合保护装置动作情况，核对断路器的实际位置，确定故障区域，查找故障点；c）找出故障点后，对故障间隔及关联设备进行全面检查，重点检查爆炸断路器相邻设备有无受 损，引线有无受力拉伤、损坏的现象。d）假设爆炸现场引起火灾，应立即对火灾进行扑救，必要时联系消防部门。e）汇报运行值班人员一、二次设备检查结果。f）假设相邻设备受损，无法继续安全

16、运行时，应立即向运行值班人员申请停运。g）隔离故障断路器，按照运行值班人员指令将非故障设备恢复运行。h）现场检查时，检查人员应按规定使用安全防护用品。i）检查时如需进入室内，应开启所有排风机进行强制排风，并用检漏仪测量SF6气体合格，用 仪器检测含氧量合格；室外应从上风侧接近断路器进行检查。4. 2保护动作断路器拒分4. 2. 1现象a）故障间隔保护动作，断路器拒分。后备保护动作切除故障，相应断路器跳闸。b）拒分断路器在合位，电流、功率显示为零。4. 2. 2处理原那么a）检查监控系统断路器跳闸情况及光字、告警等信息。b）结合保护装置动作情况，核对断路器的实际位置，确定拒动断路器。c）检查断路

17、器保护出口压板是否按规定投入、控制电源是否正常、控制回路接线有无松动、储 能操动机构压力是否正常、SF6气体压力是否在合格范围内、汇控柜或机构箱内远方/就地把手是 否在“远方”位置，分闸线圈是否有烧损痕迹。d）向运行值班人员汇报一、二次设备检查结果，按照运行值班人员指令隔离故障点及拒动断路 器，并将非故障设备恢复运行。4.3控制回路断线4. 3. 1现象a）监控系统及保护装置发出控制回路断线告警信号。b）监视断路器控制回路完整性的信号灯熄灭。4. 3. 2处理原那么4. 3. 2. 1应先检查以下内容：a）上一级直流电源是否消失；b）断路器控制电源空开有无跳闸；c）机构箱或汇控柜“远方/就地把

18、手”位置是否正确；d）弹簧储能机构储能是否正常；e）操动机构是否压力降低至闭锁值；f） SF6气体压力是否降低至闭锁值；g）分、合闸线圈是否断线、烧损；h）控制回路是否存在接线松动或接触不良。4. 3. 2. 2假设控制电源空开跳闸或上一级直流电源跳闸，检查无明显异常，可试送一次。无法合上 或再次跳开，未查明原因前不得再次送电。4. 3. 2. 3假设机构箱、汇控柜远方/就地把手位置在“就地”位置，应将其切至“远方”位置，检查告 警信号是否复归。4. 3. 2. 4假设断路器SF6气体压力或储能操动机构压力降低至闭锁值、弹簧机构未储能、控制回 路接线松动、断线或分合闸线圈烧损，无法及时处理时，

19、汇报运行值班人员，按照运行值班人员 指令隔离该断路器。4. 3. 2. 5假设断路器为两套控制回路时，其中一套控制回路断线时，在不影响保护可靠跳闸的情况 下，该断路器可以继续运行。4. 4 SF6气体压力降低4. 4. 1现象a）监控系统或保护装置发出SF6气体压力低告警、压力低闭锁信号，压力低闭锁时同时伴随 控制回路断线信号。b）现场检查发现SF6压力表（密度计）指示异常。4. 4.2处理原那么a）检查SF6压力表（密度继电器）指示是否正常，气体管路阀门是否正确开启。b）假设SF6气体压力降至告警值，但未降至压力闭锁值，应上报生产管理部门安排专业人员， 在保证安全的前提下进行补气，必要时对断

20、路器本体及管路进行检漏。c）假设运行中SF6气体压力降至闭锁值以下，立即汇报值班人员，断开断路器操作电源，按照 运行值班人员指令隔离该断路器。d）检查人员应按规定使用防护用品；假设需进入室内，应开启所有排风机进行强制排风，并用检 漏仪测量SF6气体合格，用仪器检测含氧量合格；室外应从上风侧接近断路器进行检查。e）室外温度低于零下30C时，检查加热器运行工况，必要时在确保安全的前提下采取加热保 温措施。4.5操动机构压力低闭锁分合闸4. 5. 1现象a）监控系统或保护装置发出操动机构压力低告警、闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁分闸、控制回 路断线等告警信息，并可能伴随油泵运转超时等告警信息。b）现场检

21、查发现操动机构压力表指示异常。处理原那么a）现场检查设备压力表指示是否正常。b）检查断路器储能操动机构电源是否正常、机构箱内二次元件有无过热烧损现象、油泵（空压 机）运转是否正常。c）检查储能操动机构手动释压阀是否关闭到位，液压操动机构油位是否正常，有无严重漏油。 d）运行中储能操动机构压力值降至闭锁值以下时，应立即断开储能操动电机电源，汇报运行值 班人员，断开断路器操作电源，按照运行值班人员指令隔离该断路器。4. 6操动机构频繁打压4. 6. 1现象a）监控系统频繁发出油泵（空压机）运转动作、复归告警信息。b）现场检查油泵（空压机）运转频次超出厂家规定值。4. 6. 2处理原那么a）现场检查

22、油泵（空压机）运转情况。b）检查液压操动机构油位是否正常，有无渗漏油，手动释放阀是否关闭到位。c）现场检查油泵（空压机）启、停值设定是否符合厂家规定。d）低温季节时检查加热器是否正常工作。e）必要时联系专业人员处理。4. 7液压机构油泵打压超时4. 7. 1现象监控系统发出液压机构油泵打压超时告警信息。4. 7. 2处理原那么a）检查压力是否正常，检查油位是否正常，有无渗漏油现象，手动释压阀是否关闭到位。b）检查油泵电源是否正常，如空开跳闸可试送一次，再次跳闸应查明原因。c）如热继电器动作，可手动复归，并检查打压回路是否存在接触不良、元器件损坏及过热现象 等。d）检查延时继电器整定值是否正常。

23、e）解除油泵打压超时自保持后，假设电动机运转正常，压力表指示无明显上升，应立即断开电机 电源，联系专业人员处理。f）假设无法及时处理时，汇报运行值班人员，停电处理。4. 8油断路器油位异常4. 8. 1现象a）断路器油位高于油位计上限或低于油位计下限，b）与同类设备比对发现油位异常。4. 8. 2处理原那么4. 8. 2. 1油位过高a）应进行红外测温，如有异常，联系专业人员现场检查、分析，必要时向运行值班人员申请停 运。b）如测温结果正常，那么可能由于气温过高、检修后补油过多或假油位造成，应联系专业人员处 理，并加强监视。4. 8. 2. 2油位过低a）检查断路器有无渗漏油现象，假设无渗漏点

24、可能由于气温过低或油量缺乏造成，应加强监视, 联系专业人员处理，必要时做好停电准备。b）假设已看不见油位，应立即汇报运行值班人员，断开断路器操作电源，按照运行值班人员指令 隔离该断路器。4. 9操作失灵4. 9. 1现象a）分闸操作时发生拒分，断路器无变位，电流、功率指示无变化。b）合闸操作时发生拒合，断路器无变位，电流、功率显示为零。4. 9. 2处理原那么a）核对操作设备是否与操作票相符，断路器状态是否正确，五防闭锁是否正常。b）遥控操作时远方/就地把手位置是否正确，遥控压板是否投入。c）有无控制回路断线信息，控制电源是否正常、接线有无松动、各电气元件有无接触不良，分、 合闸线圈是否有烧损痕迹。d）储能操动机构压力是否正常、SF6气体压力是否在合格范围内。e）对于电磁操动机构，应检查直流母线电压是否到达规定值。f）无法及时处理时，汇报运行值班人员，终止操作。g）联系专业人员处理，必要时按照运行值班人员指令隔离该断路器。