10kV真空断路器检修规程

Q/CDT-LTHP 龙滩水力发电厂企业标准

Q/CDT－LTHP 103 2014－2007 10kV真空断路器检修规程

2007－03－27发布 2007－04－01实施龙滩水力发电厂发布

目次

前言

1范围 (1)

2引用文件和资料 (1)

3术语及定义 (1)

3.1真空断路器检修 (1)

3.2真空断路器小修 (1)

3.3真空断路器大修 (1)

3.4真空断路器状态检修 (1)

3.5检修间隔 (2)

3.6检修停用时间 (2)

410KV真空断路器检修间隔、时间、项目 (2)

4.1检修间隔及检修停用时间的确定 (2)

4.2巡视检查项目 (3)

4.3检修检查部分 (3)

5真空断路器检修工艺要求 (4)

5.1部件检查方法 (4)

5.2操作试验及预防性试验项目要求（见表5、表6） (6)

5.3部件检修工艺 (7)

6真空断路器的检修验收 (13)

6.1真空断路器联动试验前的验收 (13)

6.2真空断路器联动试验项目和要求（详见继电保护规程要求。） (13)

6.3检修工程最终验收 (13)

附录A 3AH5真空断路器技术参数 (14)

前言

为加强龙滩水力发电厂10kV真空断路器的检修技术管理，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。

本标准起草单位：龙滩水力发电厂检修维护部。

本标准主要起草人：李宏奇韦耕锐

本标准主要审核人: 余成军郑德义李平

本标准主要审定人：初曰亭吴华峰谌德清韦振碧王鹏宇杨新贵徐刚张毅

李彦治曹海涛王家华段中平曹积慧沈才山向小峰邹科本标准批准人：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。

10kV真空断路器检修技术规程

1范围

1.1本规程规定了龙滩水力发电厂10kV真空断路器的检修工艺和方法及检修质量标准等内容。

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10kV真空断路器的检修管理。

2引用文件和资料

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。

GB1985《交流高压断路器》

GB/T 15498—1995《企业标准体系》

IEC60056《交流高压断路器》

DL/T 838—2003《发电企业设备检修导则》

上海西门子开关有限公司（2006）《真空断路器操作使用手册》

3术语及定义

3.1真空断路器检修

为保持或恢复真空断路器规定的性能而进行的检查和修理。它包括真空断路器扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。

3.2真空断路器小修

为了保证真空断路器在大修周期内安全运行到下一次大修，对真空断路器进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的真空断路器局部缺陷或更换个别部件。

3.3真空断路器大修

对真空断路器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，恢复真空断路器设计性能。

3.4真空断路器状态检修

指根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。

3.5检修间隔

指上次计划检修后真空断路器投入运行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。

410kV真空断路器检修间隔、时间、项目

4.1检修间隔及检修停用时间的确定

4.1.1检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。一般情况下，检修间隔和检修停用时间可按表1的规定执行。

4.1.2在执行表1的检修间隔和检修停用时间时，应根据不同情况区别对待：

表1 10kV真空断路器检修间隔、检修停用时间

a）新投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。

b）对运行状态较好的真空断路器，为降低检修费用，应积极采取措施，逐步延长检修间隔，但必须经过技术鉴定，并报上一级主管部门批准方可延长真空断路器一般检修时间间隔的规定。

c）为防止真空断路器失修，确保设备健康，凡真空断路器技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现特殊异常设备状况者，并上报上级主管部门批准，其检修时间间隔可低于真空断路器一般检修时间间隔的规定。

d）在真空断路器运行或检修过程中，若发现有危及设备安全运行的重大设备缺陷，应立即停电检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批

表2 调整低于表1检修间隔的条件

4.2巡视检查项目

表3 真空断路器巡视检查项目表

4.3检修检查部分

表4 真空断路器检修工艺及质量标准

4、绝缘框架、绝缘杆是否清洁干净。

5、各部加注油状况是否良好。4、绝缘框架、绝缘杆应清洁干净。

5、各部注油状况良好。

5真空断路器检修工艺要求

5.1部件检查方法

5.1.1测量真空度

为了掌握真空度的降低状态，必须准确地测量真空灭弧室内部的真空度，方法有：耐受电压试验法、中间电极电位检测法。

5.1.1.1耐受电压试验法

测量原理是：当真空灭弧室的真空度因某种原因下降时，真空灭弧室触头间的闪络电压值按照帕邢定律，当气压约为13—133Pa时就出现最低闪络电压。对真空断路器进行耐受电压试验的方法是，将真空断路器分闸后，给每一相的极间施加交流或直流电压，通过测量泄漏电流来判断断路器的真空度是否合格，如图5.1所示：

图5.1 耐受电压试验法

5.1.1.2中间电极电位检测法

测量原理是：真空灭弧室的中间电极电位当真空度正常时，能观测到高压，接地电位间的电容分压形成的中间电极电位，当真空度下降时，在高电压和中间电极间会发生放电，中间电极的电位随着放电而发生变动，因而可以由中间电极电位的变化来检测真空度的下降。但是这时候的中间电极电位的直接测量很困难，所以使用应用了高绝缘性的泡克耳斯效应的光电场传感器或相向电极来测量中间电压的变化，如图5.2所示：

图5.2 中间电极电位检测法

5.1.2触头消耗量的量度

触头系统磨损是由于电磨损和触头间压力造成的。为了检查触头磨损，在断路器下极帽上装有一磨损标志。断路器处于合闸状态时指示装置相对于红色色带位置随触头系统的磨损而变化。当指示装置处于标志条允许范围内时，断路器可以继续运行。图5.3是根据触头压力弹簧部位的标示线测量触头消耗量的方法。

图5.3 触头消耗量的测量

5.1.3测量直流电阻

由触头的两端通上10～100A的直流电流，使用欧姆定律从其回路的电压降计算接触电阻，通过测量值和标准值相比较以判断直流电阻是否良好。

5.1.4合闸及分闸操作试验（操作动作特性试验）

通过开关特性测试仪测量合闸时间及分闸时间，检查控制部和机构部（驱动部）的不良因素（磨损、变形等）。使用图表记录纸来测量操作时间及三相不同期性，通过测量的数据和标准数据相比较来判断性能是否良好。

5.1.5测量最低动作电压

降低控制电压，测量动作电压的最低值，以测量值及标准值相比较判断是否符合标准。

5.1.6测量绝缘电阻

通常主回路及地之间的绝缘值要在使用说明书的标准以上。精确测量的方法是，采用1000V 绝缘电阻计，按10mm的间隔测量多个部位的绝缘件表面作为标准，如若1000MΩ/10mm则正常。发现异常时，可使用酒精、水或混合溶剂（氯类溶液除外）等用砂布清扫绝缘表面。

5.2操作试验及预防性试验项目要求（见表5、表6）

表5 真空断路器操作试验测试项目表

表6 真空断路器的试验、项目周期要求

5.3部件检修工艺

5.3.1真空灭弧室的检修工艺

5.3.1.1外观检查其触臂绝缘套管、灭弧室绝缘筒。用干布清揩绝缘件体表面灰尘，然后用一块沾有家用弱碱性清洗剂或安全清洗剂的绸布揩去各种污秽物（应注意所使用的清洗剂是否适用于塑料和合成橡胶材料），不得使用四氯化碳或三氯乙烯。

5.3.1.2检查触头系统的润滑情况。目视检查是否沾有灰尘、锈斑等受损情况。花瓣式触头应无过热、烧蚀痕迹以及箍簧移位、断裂现象。否则，应予以更换。

5.3.1.3电动合闸测量主回路电阻，应满足表6的规定。

5.3.1.4断路器处于分闸位置，对断口进行耐压测试。将真空泡和环氧树脂套筒擦拭干净后，以工频耐压38kV一分钟即可。测试分闸状态的真空泡绝缘电阻应为1000MΩ以上为佳。若有怀疑，对真空泡进行真空度检查：在40kV DC,泄漏电流设定0.3mA以下，真空泡能耐受5秒以上即可断定真空度完好，或使用真空度专用测试仪。

5.3.1.5对断路器在合闸状态下进行常规的对地、相间工频耐压试验。工频耐压38kV一分钟，应无闪络、击穿现象。

5.3.2蜗卷弹簧式操作机构检修工艺

5.3.2.1切断储能电动机电源，操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。为防止意外事故（尤其是手受伤），对在操作机构上进行的各项工作应格外小心。即使弹簧处于未储能状态，也仍然有一定的弹力存在（装配时预储能三圈）。

5.3.2.2旋下断路器前面下部固定螺钉，取下前面板。

5.3.2.3检查拐臂、轴杆等处安装的开口销、卡圈状况，检查固定螺栓有无松动现象并加以紧固。

5.3.2.4目视检查部件是否腐蚀、变形、破损，脱扣板、蛇形杆和半轴的磨损变形情况。

5.3.2.5检查零件是否沾有灰尘、受潮、盐渍、锈斑及其他污垢并清除。

5.3.2.6检查电动、手动储能机构，动作是否正常，所有紧固件的紧固情况(包括螺栓、螺母、卡簧、挡圈等)，有松动的要予以重新锁紧。

5.3.2.7检查主轴、凸轮、双臂移动杆，动作、磨损情况。

5.3.2.8检查滚动或滑动轴承表面的润滑脂情况。对掣子、支承轴、半轴、滑动和滚动轴承表面重涂润滑脂，润滑脂牌号为Kluber的Isoflex Topas NB52。

5.3.2.9检查分合闸可靠性，用塞规检查，应符合规定的要求。操作5000次后，3个间隙均可降至0.5mm。脱扣机构技术尺寸是靠部件加工精度及装配工艺，来保证间隙要求的，并无可调整部位。当间隙不能满足要求（＜0.5mm时），更换机构。

5.3.3断路器本体电气控制回路检修工艺

5.3.3.1本体电气控制接线（见图5.4）。

5.3.3.2本体控制回路在进行维修工作时，所有的辅助电源均必须断开且没有再送电的可能。

5.3.3.3检查辅助开关安装板的紧固情况，顶部安装插孔橡胶垫圈是否脱落。

5.3.3.4检查二次插件的插针是否折断，辅助开关端子，分、合闸线圈端子等的接线是否牢固。

5.3.3.5用塞规检查辅助开关底部端面及其顶杆台阶面之间的间隙，测量值如下：储能完毕时：S1辅助开关间隙为2.5mm。断路器处于合闸位置时：S3，S4，S5辅助开关间隙为 1mm。间隙不符合时，可以松开辅助开关右上对角两颗固定螺钉，调节辅助开关上下位置，满足间隙要求。

5.3.3.6分、合闸线圈，合闸闭锁电磁铁线圈直流电阻测试。

5.3.3.7辅助控制回路绝缘测试，试验电压2000V，1min，应无击穿、放电现象。

5.3.3.8装回断路器前面板。

5.3.3.9开关特性试验测试。

a）在额定操作电压下测试3AH断路器固有分、合闸时间，动作值应满足表6中的规定。

b）检查分、合闸电磁铁最低动作电压，应在额定电压的30％－65％的范围内。

图5.4 3AH断路器本体电气控制回路

c）对断路器整体进行绝缘测试，工频耐压试验，试验电压42kV，1min。

5.3.3.10电气控制元件更换

5.3.3.10.1分、合闸线圈更换

a）打开3AH断路器前面板。

b）拔下分、合闸信号线及整流块连接插头。拔下合闸闭锁信号连接插头。

c）拧下三颗M4×35的螺栓，取下整流块组件板，同时抽出分、合闸线圈。

d）拔下损坏的分闸或合闸线圈组件板的连线插头，更换相应的分闸或合闸线圈。

e）对正旋转半轴开口槽套入分、合闸线圈，装入整流块组件板，旋紧三颗固定螺栓。

恢复拔下的各连接插头。

f）对3AH断路器进行动作特性测试，满足表6的规定。

5.3.3.10.2合闸闭锁线圈的更换

a）打开3AH断路器前面板。

b）拔下分、合闸信号线及整流块连接插头。拔下合闸闭锁信号连接插头。

c）拧下三颗M4×35的固定螺栓，取下整流块组件板，同时抽出分、合闸线圈。

d）拧下整流块组件板上合闸闭锁线圈的固定螺钉，取出损坏的合闸闭锁线圈，更换同型号合闸闭锁线圈并旋紧固定螺钉。

e）对正旋转半轴开口槽套入分、合闸线圈，装入整流块组件板，旋紧三颗固定螺栓。

恢复拔下的各连接插头。

f）调整铁芯及转换开关动作位置，用手指慢慢朝里推动铁芯，当铁芯端部距离塑料闭锁杆侧面2mm时，电气闭锁转换开关应动作。否则需改变转换开关拨动铜片的曲直度，以达到要求。

g）通电检查其机械、电气连锁动作的正确性。

5.3.3.10.3储能电机的更换

a）打开3AH断路器前面板。

b）拆开储能电机及辅助开关（S1）的连接线，退出储能电机驱动轴及拐臂连接的销式螺栓，旋下储能电机两颗M6的固定螺栓，朝左侧退出电机。

c）如果仅是碳刷问题，可以在此步骤进行修理或更换。

d）将同型号储能电机驱动轴套入拐臂连孔，慢慢摆动电机对正柱销孔并装入销式螺栓锁紧。

e）旋紧储能电机两颗M6的固定螺栓，用螺丝刀手动旋转电机上部转轴，检查电机转

动有无卡涩现象（也可以用此方法对正柱销孔），通电检查储能电机动作是否正常。

f）装上3AH断路器前面板。

5.3.4真空灭弧室的更换检修工艺

5.3.4.1取下触臂上的触头。

5.3.4.2用卡钳取下卡圈（6）抽出上、下触臂上的绝缘套管（2）。

5.3.4.3拧下M12螺栓（3）取下上触臂（1），拧下螺栓（10）取下下触臂。

5.3.4.4拆下断路器前面板，拔下S8、S9位置开关连接插件，拆开机械闭锁连杆。

5.3.4.6用起吊工具通过断路器吊孔，吊起断路器。吊具要稳妥牢固，防止掉落。移去维修小车（也可将断路器正面向下平放在工作台上）。

5.3.4.7 拆下滚轮底架（16）的四颗固定螺钉（15），取下滚轮底架。S8、S9位置开关装于其上。如S8、S9位置开关故障或损坏，可以修理或更换。

5.3.4.8 逐渐、均匀松开绝缘筒三颗M12固定螺栓（14）至双臂移动杆（25）及绝缘连杆（13）连接的圆柱销（23）不受力，取下锁片，退出圆柱销（23）。 5.3.4.9 全部拆下三颗螺栓（14），拆出整个单极装配，放置于工作台。

5.3.4.10 如果现场不具备装配条件（厂家不提供装配工具保证图中的装配尺寸A ），则不执行下列步骤（5.3.4.11—5.3.4.21），返厂维修更换，而后整个单极装配回装（从5.3.4.22开始执行）。

5.3.4.11 拧下下部接线端子两颗M10固定螺栓（12），使用工具（可自制）旋入下部接线端子M12螺孔中（10），拔出下部接线端子（11）和转动触头（21）。

5.3.4.12 检查转动触头（21）的磨损及润滑情况，予以检修或更换。

5.3.4.13 打开绝缘筒上盖（8），拆下上部接线端子（7）及真空泡夹架（19）的两颗M10连接螺栓（8），取下上部接线端子（7）。

5.3.4.14 从绝缘筒（5）中抽出（图11）真空泡、绝缘杆

装配。（对1250A 开关先不拆下部接线端子，直接执行。

5.3.4.15 抽出真空泡、绝缘杆装配，然后拆下螺栓（30）取下下部接线端子（11）和滚动触头（27）)。将真空泡、绝缘杆装配放置于专用工具夹件上，夹住真空泡（20），拆下真空泡夹架紧固螺栓（9）旋出真空泡夹架（19）。

5.3.4.16 用扳手工具插入插口处（28），旋下绝缘杆装配（13）。

5.3.4.17 使用专用装配工具，更换同型号真空泡，进行回装，回装时必须更换所有锥形垫圈。

5.3.4.18 用60Nm 力矩叉口扳手装入绝缘杆装配(13)，旋入真空泡夹架（19）在专用装配工具上调整图11装配尺寸A ，锁紧真空泡夹架（19）上的夹紧螺栓（9）力矩35Nm 。 5.3.4.19 将（图6）装配插入绝缘筒中，并将夹架（19）柱形头插入绝缘筒的定位孔中，注意孔中的缓冲垫。

5.3.4.20 装入上部的接线端子（7）并上紧及真空泡夹架（19）连接的螺栓（8），螺栓（4）、（8）的紧固力矩为35Nm 。

图5.6 真空泡、绝缘杆装配

5.3.4.21安装下部接线端子（11）时，须对正转动触头（21）位置，用胶锤轻轻敲入，然后上紧固定螺栓（12）。

5.3.4.22灭弧室单极装配回装，将绝缘杆（13）下端部对正双臂移动杆连接位置，插入圆柱销（23），并卡入锁片。然后均匀上紧固定绝缘筒的三颗螺栓（14）。

5.3.4.23手动分合，观察其动作是否正常，在开关合闸位置，测量回路电阻应小于30μΩ。

5.3.4.24对正机械闭锁连杆底孔，装入滚轮底架（16），旋紧四颗螺栓（15）。

5.3.4.25将断路器装于移动维修小车上，使断路器处于试验位置连接闭锁连杆，注意将闭锁连杆上部拨杆拨至分闸半轴侧，间距约2mm，上紧下部连接部位螺栓。

5.3.4.26插入S8、S9位置开关连接插件。

5.3.4.27分别安装上下触臂，螺栓（3）、（10）力矩为85Nm。然后套入上下触臂绝缘罩（2），并卡入挡圈（6）。装上筒盖（18）。

5.3.4.28对断路器进行机械和电气测试，并满足表6的规定要求。

6真空断路器的检修验收

6.1真空断路器联动试验前的验收

6.1.1检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理。

6.1.2检修质量检验要求实行检修工作人员自检及验收人员检验相结合。

6.1.3各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任。

6.1.4真空断路器检修完工，各项检验数据合格，联动前的全面检查通过后，方可进行联动试验。

6.2真空断路器联动试验项目和要求（详见继电保护规程要求。）

6.3检修工程最终验收

6.3.1对真空断路器联动试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。

6.3.2各项联动试验项目合格，经过交接验收，并办理相关手续。

6.3.3真空断路器通过连续24h试运行，未发现新的缺陷，方可正式归调投入系统运行。

6.3.4真空断路器检修完工后，要及时写出技术总结，经过审查、审核、批准后送交相关部门保存。

附录A

（资料性附录）

3AH5真空断路器技术参数