110KVSF6开关(已修改完毕)
110kVSF6断路器技术条件书
万全110kV变电站126kV SF6断路器技术条件书1.总则1.1 招标需知1.1.1 本招标书（技术部分）提出了招标方订购126kVSF6断路器的技术要求。
主要包括设备的使用条件、主要技术参数、结构、性能、试验、包装、运输及所需技术资料等方面的内容。
本招标书是按DL/T402-1999《交流高压断路器订货技术条件》等有关标准提出的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标方应按有关标准提供符合本招标书技术规范的优质产品。
1.1.2 本招标书所使用的标准及规定的条款如遇与投标方所执行的标准不一致时，投标方应提供执行标准原文，若使用外文应同时提供中译本。
文本经协商确认后，按较高标准执行。
1.1.3 本招标书为范本，未尽事宜由招标方参照有关标准，结合实际运行工况提出。
1.2 投标方应提供的文件a.生产资质证书b.质量保证模式c.销售及运行业绩d.主要技术文件（见表1）e.主要技术参数（见表2）f.差异表g.制造厂建议提供的备品备件h.制造厂建议配备的专用工器具和仪表2.应遵循的标准按本招标书供货的设备，包括供货方由其它厂家外购的设备和附件都应符合下列标准的最新版本。
GB156-93 标准电压GB311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合GB1984—89 交流高压断路器DL/T 593-1996 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 615-1997 交流高压断路器参数选用导则DL/T 402-1999 交流高压断路器订货技术条件3.使用环境条件3.1户外3.1.1周围空气温度：最高40℃最低-40℃（户外）日温差：25K3.1.2 海拔800米3.1.3湿度日相对湿度平均值不大于95%，月相对湿度平均值不大于90%。
3.1.4耐受地震能力水平加速度0.15g试验方法：采用共振正弦拍波试验法，激振5次，每次5波，间隔2s。
3.1.5覆冰厚度10mm3.1.6风压700Pa（相应于34m/s的风速）3.1.7污秽等级Ⅲ级公称爬电比距值≥25mm/kV。
110(72.5)kV SF6罐式断路器(LW30-126(72.5))说明书
一、概述............................................................1二、主要特点......................................................1三、产品技术条件................................................2四、产品结构......................................................4五、工作原理......................................................7六、包装、运输、验收及保管.................................9七、安装及运行前检查..........................................9八、断路器的运行维护及检修.................................12九、备品备件，专用工具及附件..............................13十、订货须知及随机文件 (15)LW30-72.5(126)T/T3150-40高压交流断路器目录●企业精神正直 诚信 务实 创新●企业宗旨追求卓越 回报社会公 司 简 介 山东泰开高压开关有限公司为专业研制开发生产72.5k V 及以上户外高压六氟化硫断路器、全封闭组合电器、敞开式组合电器、插接式组合电器及复合绝缘组合电器等五大系列产品的大型专业化企业。
公司注册资金3亿元，总资产36亿元。
占地面积42万m 2，建筑面积19.5万m 2。
公司多年来综合经济指标列全国高压开关行业前五名，为高压开关行业副理事长单位，公司生产的“泰开”牌高压开关为被评为山东名牌、国家免检产品，并获得了国家专利378项。
公司生产的72.5k V ～550k V 组合电器和断路器在国际著名的荷兰KEMA 试验站和西高所完成型式试验，产品技术水平高、质量稳定可靠、交货及时、服务优良，受到用户的广泛好评，连续多年在国网、南网中标量始终保持前列，并广泛应用于五大发电、石油、化工、冶炼、铁路、新能源发电等行业，产品遍布全国各地，并出口到俄罗斯、印度、孟加拉、伊朗、塞内加尔、巴基斯坦等国家。
一起110kV SF6 高压断路器控制回路断线的原因分析与处理
一起110kV SF6 高压断路器控制回路断线的原因分析与处理摘要:110kV SF6高压断路器控制回路完好与否对于电力系统的安全、可靠运行有着重要作用，运行中的高压线路开关一旦控制回路发生故障，开关就变为死开关或开关合闸回路不通，此时若线路上发生故障或者其他保护跳该开关时，开关将会拒动或重合闸不动作，导致停电范围扩大，影响系统稳定运行。
本文介绍了一起110kV SF6高压断路器控制回路断线故障处理情况，分析了导致该故障的原因，并提出了相应的防范措施。
关键词：SF6高压断路器、继电器、控制回路断线、防范措施0引言高压断路器作为电力系统的主要设备，其运行安全可靠性直接关系到电力系统的安全与稳定，因此现在的变电站大多采用性能优良的SF6高压断路器，其主要特点是检修周期长，性能好，表现在断路器的本体方面，但影响短路器正常运行状态还是时有发生，近来出现在断路器机构箱内的继电器上，主要由于这些继电器跟开关一起运行时间长发生老化，因继电器产生回路问题造成开关油压电机不起动，使压力降低造成开关分、合闸闭锁，断路器重合闸闭锁等时有发生，现对220kV高明变电站110kV FS6高压断路器发控制回路断线信号进行分析，使今后对设备的维护、巡视有一定的帮助。
1故障的介绍及处理过程220kV高明站SF6断路器是德国西门子公司生产的设备，和已往多油或少油断路器比较是在开关的机构箱内的有9个继电器，每个继电器都构成独立二次回路，如分、合闸回路、油压、N2气体及SF6气体压力等回路，220kV高明站按调度停电检修单对110kV高仙线线路进行停电的时候，当调度遥控执行断开126开关后，开关发控制回路断线信号，遥控执行屏110kV高仙线126开关分位灯不亮。
出现告警信号后值班员立刻到110kV高仙线保护屏检查断路器操作电源开关1DK在合闸位置，到110kV高仙线测控屏检查发现110kV高仙线126开关分位灯不亮，在保护屏后端子排处检查发现跳位监视继电器无负电源，逐一排查发现原因是开关机构箱合闸回路送至保护屏处的负电源消失，值班人员在110kV高压场地高仙线开关机构箱处检查发现：图1开关分位时其常闭辅助接点-S1是导通无问题，测量合闸线圈电阻阻值是155Ω，也无问题，因此可排除开关辅助接点、合闸线圈问题，正常时合上开关的操作电源，相关回路正常导通时K12继电器励磁，K12常开接点闭合，在箭头A处、B处测量到有负电位正确。
我公司110kV降压站SF6组合电器液压操动机构故障分析
３ 确定故障类别
３ ， １ 故 障类型
通过长 期的运行 经历及 设备本 身结构 ， 可将该
设 备 的故 障总结 为 以下两 种 ： （ １ ） 常 见 型故障 ： 蓄压 筒氮 气侧 进油 、 蓄压 筒氮
气 泄漏 ；
力数据的对 比判定需结合环境温度变化来进行。 由于 随着 环境 温度 的升 高或 降低 ， 系统预 压
２ 液压操动机构 系统 原理
通 过对 Ｓ 组合 电器 液压 机构 工作 原理 的分 析， 系 统原 理可用 以下框 图概括 ， 如图 １ 所示。
（ ４ ） 辅助装 置 辅 助装 置包括 ： 放油 阀， 用 以调整 和检修 时释 放 系统油 压 ； 安全 阀， 用 以防 止系统 压力过 高时损 坏结构 零件 ； 信号缸 ， 一方面 带动辅 导开关 切换 电 气线 路 ， 同时， 带动计 数器 （ 分合 闸各一 次后 ， 计 数 １ ） 和 分合 闸位置 指示牌 ； 油气 分离 器， 平时， 它使 油 箱与 大气相 通 ； 电接 点压 力表， 带有 一对上 限触 点
对 系统压 力标准在实际 中的运用需进行 调整 。下表
是有关系统的压力数据表 。
系统压 力数 据表
名 称 额 定 压 力 油 泵 启 动 压 力 油 泵 停 止 压 力预 压 力
代 号
压 力 值（ ＭＰ ａ ） ２ ５
合 闸。
Ｃ Ｙ － ３液压操 动机 构现 有 ３ 套， 配用 于 Ｚ Ｆ ． ２ ２ ０ 型六氟 化硫 全封 闭组 合 电器 Ｌ Ｗ－ ２ ２ ０型落 地箱 式 六 氟化硫 断路 器 ， 可用 交直流 电源贮 能 ， 进 行分 相 或 三相 联动 ， 遥 控快 速分 闸 、 合闸、 重 合 闸。
110 kV SF6断路器(3AP1FG)检修现场作业指导书
自
验
记
录
改进及更换的零部件情况
消缺情况
存在问题及处理意见
检修结论
检修负责人：
工作班成员：
检修日期：
10
三相本体检漏
无明显漏点
11
脱扣功能检查
分、合闸脱扣器完好，动作正确无异常
12
用近、远控对断路器进行操作试验
动作正确、可靠
13
储能及闭锁
储能过程无异常，闭锁功能正常
14
机构箱检查及清扫
无渗漏水迹象，密封良好，无灰尘污垢
15
试验确认（回路电阻及微水试验）
均符合运行标准
16
开关及机构金属件检查防锈处理
工作班之间注意协调，防止误伤人体
4
断路器预防性试验
4.1
断路器本体内SF6水份含量测试
不大于300 μL/L（20℃）
注意正确排气，工作人员应站在上风口
4.2
断口回路电阻测试
加直流100A，压降不大于（2.5±0.4）mV
与试验无关人员全部撤离试验区域
5
金属件外观检查、维护
去锈蚀，底层处理和上油漆
6
加强工作班成员内部或工作班间协调，高压试验或二次班传动试验前必须先征求工作负责人意见；
二次班传动时在断路器上挂“断路器正在传动”牌子，未取下之前严禁其他工作班人员上断路器工作；
高压试验时，设立专人安全监护
8
机构内二次接线检查时低压触电或造成直流短路
提高工作人员的责任心；
必要时先切断机构内交、直流电源；
检查过程中，应防止二次回路低压触电
2.5
防凝露器检查
投切装置动作正常,加热电阻完好
防止低压触电
110kV SF6组合电器的探讨
110kV SF6组合电器的探讨广东省湛江电力工业局(524005)1、概述由于主绝缘是SF6气体，SF6组合电器导体之间、导体对地之间的最小电气距离可以极大地缩小，在110kV设备中，电气净距可以小到45cm，一般可在60～90cm之间。
因此，组合电器的体积和占地面积可以比一般敝开式的设备大大减少，这对于人口密集的大城市和用地紧张的地方，有着重要的意义。
广东A变电所采用了进口的全封闭三相共箱式组合开关电器，这套设备共有6个户内间隔，每个间隔长是5.4m，宽是1.1m，两间隔之间的中心距离是1.5m，设备本体总占地面积为47m2，将其它附属设备和三个备用间隔考虑在内，整个110kV部分的厂房总占地面积为23×105=241.5m2。
而使用敞开式常规设备110kV部分的总占地面积为51×30=1530m2，对比之下，SF6组合电器的占地面积只有常规设备的16%。
随着电压等级的升高，组合电器的占地面积还会减少，对于220kV的设备，是5%，330kV及以上的设备，可以降到2.5%以下。
SF6组合电器在世界先进国家已经作为先进技术和设备广泛使用。
其电压范围从66kV一直使用到750kV，其优越性随着电压等级的升高而越明显。
SF6电器设备在世界各国正在风起云涌地发展着。
我国从70年代起也在逐步开展SF6开关设备的研制工作。
引进这套SF6组合电器，对我国SF6开关设备的研制、安装、运行、检修等方面将会提供必要的数据和经验。
2、组合电器内SF6气体的几个问题虽然SF6气体本身极稳定，有很高的绝缘强度和灭弧能力，这是它被广泛使用的重要原因。
但是，充SF6气体的断路器和电器设备的稳定性和可靠性完全取决于SF6气体的纯洁度。
如果纯度受到破坏，例如混入了过量的水分、杂质及加工余屑和金属粉末等，它的稳定性就会受到破坏，同时绝缘强度和灭弧能力也会大大降低。
在这种情况下更加受到弧光温度的作用和影响，还可以分解出有害的分解物，在严重的情况下甚至会产生对人体有害的物质。
如何处理110kV变电站SF6气室的压力异常升高问题
电力科技2017年9期︱249︱ 如何处理110kV 变电站SF 6气室的压力异常升高问题张漫丽广东电网有限责任公司佛山供电局变电管理二所，广东 佛山 528000摘要：通常应用110 kV 以上的电压等级的电网都会采用SF 6 断路器等高压开关设备，而SF 6控制开关经常会出现气室压力升高问题，这就使得开关十分容易受损。
对 SF 6开关设备进行分析，对它运行中由放电或过热现象导致的气体分解产物进行研究，将不同故障所产生的分解产物通过特征分类，对设备故障诊断的现有判据进行比较，通过分析开关设备故障现场对参考指标进行预判并整理收集综合诊断依据。
着重研究 SF 6气体分解产物造成气室压力升高问题的开关故障诊断案例，对其进行实况分析与改进，是发展中至关重要的一步。
关键词：110kV 变电站；SF 6气室；气压升高；中图分类号：TM63 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）09-0249-011 初步对气压异常升高的处理 一般说来无论何种电压等级的GIS 设备的SF 6 气室压力值在运行中一般就两种情况：一种是气压稳定，说明气室无泄漏；另一种是压力下降，说明气体存在泄露。
而第三种最为重要的，就是 SF 6 气室压力升高，这种情况是很少见的，却具有代表性。
现在一起来探 讨一下处理方法，供大家作为GIS 设备维护的参考。
1.1进行简单的放气 分析一般的变电站的GIS 设备SF 6通常有2类气体压力值，第一类的母线筒和断路器为0.50MPa，另外一类则是要求除断路器剩下的气室为0.40MPa。
1.2气室异常压力上升原因初步分析 如果对 G241气室进行了两次放气之后，检查相邻的GM52气室压力0.495MPa，气室压力低于了设计值。
查安装时的交接试验报告，GM52及G241气室的 SF 6 气体压力分别为0.52、0.42 MPa， 说明 GM52 气室压力下降了。
而造成这种结果的原因应该 是 GM52 气室的气体渗入到了G241气室，使这两个气 室的压力一致，由于放了两次气体，所以GM52的气 体被补充到了G241气室，实际上是间接放了GM52 的气体，最终两个气室平衡在0.495 MPa。
110KV六氟化硫断路器安装
110KV六氟化硫断路器安装、调试工法1 前言目前在110kV及以上的电网中，SF6断路器得到了大量的应用，与以往采用的少油断路器相比，SF6断路器具有开断电流大，绝缘、灭弧性能好，无渗漏油，维护工作量少等优越性。
SF6断路器的工作原理：SF6断路器由本体结构、操作机构、灭弧装置三部分组成，具有结构简单，体积小，重量轻，断流容量大，灭弧迅速，容许开断次数多，检修周期长等优点。
SF6断路器内经常充满3~5个大气压的SF6气体作为断路器的内绝缘，在断路器断开的过程中，由动触头带动活塞压气，以形成用来吹熄电弧的气流。
SF6断路器灭弧室的基本结构由动触头、绝缘喷嘴和压气活塞连载一起，通过绝缘连杆由操作机构带动，静触头为管型，动触头为插座式，开关进行分闸时，动触头、活塞一起运动，动、静触头分开时产生电弧，同时由于活塞的迅速移动使SF6气体受到压缩，产生气流通过喷嘴，对电弧进行纵吹，使电弧熄灭，分闸完成后，灭弧室内气体通过静触头内孔和冷却器排入开关本体内。
开关合闸时，操作机构带动动触头、喷嘴和活塞运动，使静触头插入动触头座内，使动、静触头有良好的电接触，达到合闸的目的。
SF6断路器是利用SF6密度继电器来监视气体压力变化的，当SF6气体压力下降到第一报警值时，密度继电器动作，报出补气压力信号，当SF6气体压力下降到第二报警值时，密度继电器动作，报出闭锁压力信号，同时把开关的跳合闸回路断开，实现分闸闭锁。
2 工法特点高压断路器有油断路器和SF6断路器，油断路器主要用油进行绝缘及冷却，安装过程中要进行间隙调整、油试验分析、注油等繁琐的工作，SF6断路器因采用SF6气体绝缘及冷却，可以减少油断路器间隙调整及油试验等工作，本工法中对SF6气体作为绝缘介质的高压断路器在充装、检漏及气体压力调试中采用了安全、可靠、环保的施工方法，减少了工作强度、减少大气污染、提高了工作效率。
3 适用范围适用于110KV及以上的SF6断路器的安装及调试。
110kV(SF6)断路器检修规程
xxxx新能源有限公司企业标准Q/XNY-105.06-017-xxxx 110kV（SF6）断路器检修规程xxxx-10-25发布xxxx-10-31实施xxxx新能源有限公司发布目录前言 (1)1 引用标准 (2)2 检修的一般规定 (2)2.1检修的分类 (2)2.2检修的依据 (2)3 检修前的准备工作 (3)3.1检修前的资料准备 (3)3.2检修方案的确定 (3)3.3检修工器具、备件及材料准备 (3)3.4检修安全措施的准备 (4)3.5检修前对检修工作危险点分析 (4)3.6检修人员要求 (4)3.7检修环境的要求 (4)4 检修前的检查和试验 (5)4.1断路器修前的检查项目 (5)4.2断路器检修前的试验项目 (5)5 LW35-126W断路器检修项目及技术要求 (6)5.1断路器本体的检修项目及技术标准规范内容按表3执行 (6)6 断路器检修后的试验 (15)7 检修记录及总结报告 (15)7.1高压断路器检修后的总结报告 (15)7.2应总结的经验、教训 (16)8 检修后断路器的投运 (16)8.1断路器在修后应进行的工作 (16)8.2整体清扫工作现场 (16)8.3安全检查 (16)8.4投运 (16)附录A（规范性附录）各风电场高压断路器参数表 (18)前言本标准是根据xxxx新能源有限公司标准体系工作的需要而编制，是企业标准体系建立和实施的技术标准，目的是为了规范生产技术管理，从而加快企业标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。
为了提高交流高压断路器设备的检修质量，使设备的检修工作制度化、规范化，保证高压断路器设备的安全、可靠和经济运行，特制订本规程。
本标准对交流高压断路器的检修工作进行了规范。
检修包括检查（检测）和修理两部分内容。
检修工作应在认真做好设备缺陷检查和诊断工作的基础上，根据修理的可能性和经济性，对设备进行修理或部件更换。
本标准适用于公司各风电场的LW35-126W型交流高压断路器的检修工作。
110kV SF6开关大修(开关)
110kV SF6开关大修(开关)一、项目慨况:我厂2台110kV SF6开关,型号为HPL145/2501瑞典产,从86年投运至今未进行解体大修,已临近大修期限,严重威胁我厂的安全运行,定于2005年11月份进行SF6开关解体大修.拟实现的目标:按部颁有关标准,在现场将该110kV SF6开关解体大修,经我厂试验(个别试验项目请省中试院)验收合格.2.工作重点:现场解体大修110kV SF6开关1台.3.设备规范型号电压kV 周波HZ 正常电流kA 较大工作压力MPa 充气压力MPa 警报压力MPa 联锁压力MPa 每相体积I 操作机构型号开断电流kA 厂家HPL145/2501 110 50 2.5 0.8 0.5 0.45 0.43 95 BLG-100240 瑞典二、大修主要内容1.准备好检修所需的工具、材料、配件等;2.对即将大修的开关办理停电的第一种工作票,填写SF6断路器运行状况表;3.搭脚手架,并用彩条布围成密闭检修间;4.回收SF6气体,每相分别解体,检修触头、触指等;5.传动连杆的检修;6.操动机构的分解检修;7.机构调整和试验;8.SF6断路器灭弧室复装,更换密封圈,涂密封胶.9、断路器本体抽真空(按要求进行三个循环),合格后充SF6气体至额定压力0.5Mpa.10、断路器灭弧室及操作机构配合复装.11、SF6高压断路器大修后试验;12、办理工作票终结;13、全部完成后申请项目结算、评审;三、大修注意事项1、SF6气体回收,因我厂检修条件限制,将灭弧室中原SF6气体用密闭管道引至远离检修现场排放,同时确保检修现场通风,检修人员戴好面罩.2、灭弧室检修,灭弧室打开后,用吸尘器将灭弧室内的白色粉末、灰尘等污物清理,用白棉布沾酒精擦拭干净.3、触头检修,检查、清扫弧触头及喷口,用三氯乙烷清洗动、静触头,并在触头头部涂微碳润滑脂;如发现弧触头或喷口有2mm及以上,动触头端部有1mm及以上的烧蚀现象,必须更换动、静触头及喷口.4、电流通道检修,检查、清扫灭弧室电流通道,如发现有明显电流灼伤痕迹或划痕大于0.2mm以上应更换灭弧室.5、检查绝缘拉杆,如有裂痕或其他异常情况,应予以更换,将连杆的轴销退出,用酒精和白棉布擦拭拉杆,更换挡圈,复装时应注意检查拉杆的稳固性.6、检查环氧浇注绝缘件,有裂纹应更换,所有的密封圈应全部更换,用非金属工具清理原密封胶,用酒精擦拭,重新涂胶配以O型圈密封.7、更换吸附剂,更换新的吸附剂后,必须在0.5小时内密封并开始抽真空,抽真空达到133Pa以下继续抽30分钟;停机密闭4小时,检查真空值在133Pa以下充入高纯度氮气,密闭8小时;再抽真空至133Pa以下,执行三个循环,检查真空值合格即可充入SF6气体.8、充入经中试所检验合格的SF6气体,充压至0.25MP ,检查密封面有无漏点,确认无漏气,再充压至0.5MP,密闭检验4小时无漏气,在各结合面外沿涂防水胶.四、施工工期:从开始停电起至大修结束,时间定为10天.五、主要安全技术措施1.大修全过程委派安全监护人进行现场监护,对施工人员工作前进行安全交底并签定安全注意事项交代卡;2.开工前必须办理电气第一种工作票,使开关转检修状态;3.工作负责人检查工作班成员精神面貌,检查工作班成员已穿着符合《电力安全工作规程》规定的工作服并戴牢安全帽及面罩;4.工作负责人到现场检查安全措施完成情况;5.注意保持与相临间隔带电体之间有足够的安全距离;6.开关检修中分合闸时人员必须离开开关旁.六、施工技术要求及验收1.施工内容和技术要求1.1 SF6气体回收处理、开关解体;1.2检修打磨触头、触指(必要时予以更换)、清洗灭弧室;1.3清洗绝缘拉杆、更换吸附剂、更换密封圈;1.4检修弹簧操作机构;1.5抽真空注SF6气体;1.6复装并做预防性试验,项目及要求按照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及1999.6.福建省电力工业局《电力设备交接及预防性试验规程实施细则》,参照西北电网公司《363KVSF6高压断路器检修导则》2001.9执行.(1) SF6气体泄漏试验;(2)测量绝缘拉杆绝缘电阻;(3)交流耐压试验;(4)控制回路的交流耐压试验;(5)分合闸速度特性(机械特性试验);(6)分合闸时间特性;(7)分合闸线圈电压;(8)导电回路电阻;(9)分合闸线圈直流电阻;(10) SF6气体密度计校验;(11)弹簧操作机构贮能和释放各整定值校验;1.7 SF6气体的有关试验:湿度、密度、毒性、酸度、四氟化碳、空气、可水解氟化物、矿物油等(中试所试验);1.8清扫、除锈、喷漆;1.9填写检修报告及试验报告,工程验收.2.大修结束SF6断路器检查验收:(1)断路器应固定牢靠,外表清洁完整;动作性能符合规定(参照出厂说明书).(2)电气连接应可靠且接触良好(主回路电阻<20uΩ.(3)断路器及其操动机构的联动应正常,无卡阻现象;分、合闸指示正确;辅助开关动作正确可靠(开关分合行程符合出厂要求).(4)密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定;电气回路传动正确.(5)六氟化硫气体压力、泄漏率和微水测试应符合规定.(6)油漆应完整,相色标志正确,接地良好.(7)编写开关大修总结报告、检修过程中的调整试验记录等技术文件.八、应遵循的现行技术标准1.DL/T639—1997《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》;2.DL/T595—1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》;3.GB50150-91《电气装置安装工程电力设备交接试验标准》4．国电公司颁布的《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》、《高压开关设备质量监督管理办法》三个文件的有关内容.5、西北电网公司《330KV SF6高压断路器检修导则》2001.9.九、附件1、126KV SF6 断路器运行状况检查表;2、SF6高压断路器大修工艺卡.126 KV SF6断路器运行状况检查表SF6高压断路器基本参数站名:110KV升压站开关名称:180开关产品型号: 投产日期:电压kV: 额定开断电流kA:额定电流kA: 警报压力Mpa:充气压力Mpa: 厂家:操作机构型号:运行状况短路开断次数第一次第二次第三次第四次。
110kv六氟化硫断路器基础设计
110kv六氟化硫断路器基础设计１前言１１０ｋＶ户外高压六氟化硫断路器是变电所作为控制、保护非常重要的设备，由于该设备较细高，在使用中易发生基础变形，从而影响使用。
因此，设计前一定要对变电所址的地质情况，进行细致的分析，取得正确的地质资料，采用合理的结构设计以保证基础的稳定性，从而达到安全运行的目的。
２电气设备基础设计变电所电气设备的基础设计，应保证基础有较强的稳定性和抗变形能力。
１１０ｋＶ户外六氟化硫（ＬＷ２１－１１０型）断路器技术要求：１）断路器静态总负荷２０ｋＮ，向上运动负荷５０ｋＮ，向下运动负荷８０ｋＮ；２）断路器底脚固定采用８个Ｍ２４地角螺栓，应垂直锚固；３）采用加垫片的方法，使断路器三级安装法兰面保持水平。
例如，新疆某地区一座１１０ｋＶ变电所工程，地质情况为：土壤，地面上覆亚砂土０．８ｍ，下层粉砂，设计时按含砂粘土考虑；地下水位：春季３～４月份最高０．８ｍ，一般情况１．２ｍ以下；最大冻土层深度：０．７１ｍ；地基承载力：８ｔ／ｍ２。
断路器基础设计方案（见图１断路器总体外型图，见图２断路器预埋螺栓和基础平面图）确定为：１）地脚螺栓锚固定于基础上共８个，横向间距从左至右为１．４５ｍ，０．５ｍ，１．４５ｍ，纵向间距中间部分为０．５２４ｍ，左右两侧为０．３２ｍ；２）依据地脚螺栓孔分布的位置，确定采用柱状支墩整体底板结构，共设计一个中墩，２个边墩，中墩宽１．１ｍ，长１．１ｍ，高１．３ｍ，边墩宽０．５ｍ，长０．８２ｍ，高１．３ｍ，基础露出地平面０．３ｍ，埋入地下１．０ｍ。
预埋孔边缘至墩边缘按不小于０．１５ｍ控制；３）支墩下部设钢筋混凝土整体板，以加强基础结构的整体性、稳定性和抗变形能力，板厚按大于０．２０ｍ控制，基础底面设在最大冻土深度以下０．２ｍ以上；４）设备基础混凝土标号采用不小于Ｃ１５，二次灌孔混凝土采用Ｃ２０；５）在支墩下增加整体底板的结构有利于抗地基变形和设备基础的稳定；６）底板结构采用混凝土标号不低于Ｃ１５，底厚取０．２５ｍ，板底受力钢筋不宜小于Φ８。
110kVSF6气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）应用
532021年3月下 第06期 总第354期工艺设计改造及检测检修China Science & Technology Overview1.概况1.1 GIS 设备简介GIS 设备是采用惰性气体作为绝缘介质的开关设备，它是由断路器、隔离开关、接地开关、母线、电压互感器、电流互感器、避雷器、进线套筒等高压电器组合而成的高压配电装置[1]。
GIS 设备采用灭弧性能和绝缘性能优异的六氟化硫（SF 6）气体作为绝缘和灭弧介质，并将所有高压元件密封在金属套筒中。
1.2 GIS 设备应用现状《国家电网公司输变电工程典型设计110kV 变电站》中，共有13个典型设计方案。
其中户外站3个方案，户内站5个方案，半地下站2个方案；户内站和半地下站所有方案的110kV 配电装置均采用GIS。
根据《国家电网公司输变电工程典型设计110kV 变电站》，使用GIS 的场合有：（1）人口密度高，地价高的地区；（2）受到外界条件限制，站址选择困难的地区；（3）特殊地形条件；（4）高地震烈度地区；（5）高原地区；（6）严重大气污染地区；（7）电缆出线多的项目[2]。
煤矿附近一般工业项目较多，大气污染较为严重；部分煤矿位于山区，站址选择较为困难；且我国位于环太平洋地震带上，大部分煤矿所在地抗震设防烈度等级较高。
结合GIS 具有运行可靠性高、维护工作量小、检修周期长等优点，近几年建设的大型矿井变电站的110kV 配电装置大部分采用GIS。
同时，城市区域因为地价昂贵，站址选择困难，为了节约用地，110kV 配电装置一般也选择GIS。
2. GIS 设备的组成GIS 设备由各部分元件组成，包括断路器、隔离开关、接地开关、母线筒、避雷器、电流互感器、电压互感器、进出线套管、电缆连接装置和汇控柜等。
GIS 设备间隔断面图如图1。
3. GIS 设备与敞开式配电装置的比较3.1技术方面3.1.1设备可靠，安全性高敞开式配电装置的外绝缘容易受到外界天气条件的影响，包括大风、大雾、雷电、积雪等，均会对敞开式配电装置的供电安全性造成严重的威胁。
110kV变电站六氟化硫断路器的安全运行影响因素及维护措施 程道琴
110kV变电站六氟化硫断路器的安全运行影响因素及维护措施程道琴摘要：110kV变电站是目前我国电网建设的重要环节，为了有效提高110kV变电运行的安全可靠性，采用高安全性能和长使用寿命的六氟化硫断路器就成为关键，它的诸多优势技术特征都能与110kV变电站相匹配，已经被行业领域所认可。
本文主要介绍了110kV变电站六氟化硫断路器的安全运行影响因素，并探讨了该断路器的多种安全运行维护控制措施。
关键词：六氟化硫断路器；110kV变电站；影响因素；安全运行维护六氟化硫断路器还被称为SF6断路器，它主要以六氟化硫气体作为核心灭弧与绝缘介质。
它的基本工作原理就是通过该气体压力来促使继电器发生报警动作，即当六氟化硫气体压力出现迅速下降状况时，就会第一时间达到第一报警值，而继电器同时也会发出补气压力信号。
如果气压还依然保持下降状态，则会达到第二报警值，导致继电器动作再次发生。
其特征表现为断路器分合闸断开，进而产生闭锁压力信号。
一、SF6断路器基本性能特征SF6断路器在当前的电力系统中已被广泛应用，相比于其它传统断路器，它的性能特征更加鲜明，因为其中含有六氟化硫气体，所以它的绝缘性能相当好，也能实现对灭弧室结构的优化作用。
另外，六氟化硫气体作为该断路器的主要介质，它也使得断路器本身在体积、质量方面都表现出小巧优势，内部结构也相对简单，工作噪音低。
而且它的使用寿命相对较长较稳定，维护操作相对简单。
另外，SF6断路器还有以下基本性能特征。
首先，SF6断路器的安全可靠性很高，因为六氟化硫是惰性气体，它的性质为无色、无味、无毒且不可燃，拥有强电负性，因此它的灭弧性能与绝缘性能都有保证。
另外，它还具有绝佳的热传导性，在电气设备中可对预防消除火灾起到重要辅助作用，对电力系统的安全可靠性改善非常有帮助。
其次，从它的化学性质来看，它拥有较为纯净的六氟化硫气体，可以在运行过程中被电弧放电或高温状态所分解，最后形成单体硫或氟物质，等到电弧完全消失以后就能合成相对稳定气体，能够支持SF6断路器长期使用。
110KV变电站的高压六氟化硫断路器气压达到闭锁值时应该怎么处理
SF6开关是利用SF6密度继电器来监视其气体压力变化的。
当SF6气体压力下降到第一报警值时，密度继电器动作，报出补气压力的信号。
当SF6气体压力下降到第二报警值时，密度继电器动作，报出闭锁压力的信号，同时把开关的跳合闸回路断开，实现分、合闸闭锁。
当密度继电器动作，报出闭锁压力的信号时，表明气体压力下降较多，说明有严重的漏气现象。
在这种情况下，开关跳闸回路已经闭锁。
一般情况下，报出闭锁压力信号之前，应会先报出补气压力信号，经检查确有漏气现象时，应迅速采取措施：
①、先拔掉开关的操作保险，以防止万一闭锁不可靠造成开关跳闸时不能灭弧，然后报告调度；
②、尽快用专用闭锁工具，将开关的传动机构卡死。
关键就在于SF6气体压力低于一定值后，开关灭弧室已失去灭弧作用。
因此，采取电气和机械的联合措施使开关在带负载的情况下禁止分合闸。
③、立即转移负荷，利用倒运行方式的方法，将故障开关停电处理。
如无法倒运行方式，应立即将负荷转移。
开关只能在不带电的情况下（110kV及以上开关）断开，然后停电进行检修处理。
如何处理110kV变电站SF6气室的压力异常升高问题
如何处理110kV变电站SF6气室的压力异常升高问题本文从SF6气体压力传感器以及相关功能进行了阐述，进而对110kV变电站六氟化硫气室的压力异常升高的原因进行了详细分析，以供同行进行参考。
标签：110KV变电站；SF6气室压力；异常升高1 前言由于110KV以上高压开关一般采用具有一定压力的SF6气体作为绝缘、灭弧介质，因此监测高压开关的SF6气体压力成为了监视高压开关设备、运行状态的必须手段。
高压开关气体压力在线监测系统通过对气室中SF6气体进行压力、温度数据检测，将压力换算成20℃时的压力作为密度指示供显示，并进行超限报警。
实现了在生产的过程中，对SF6气体密度进行实时、远程监测以及历史数据分析，加强监测手段，更好地保证设备安全、稳定运行。
2 SF6气体压力传感器简介目前運行的高压开关设备有两种用于检测SF6气体的密度继电器，包括机械式密度继电器和远传式密度继电器。
前者在SF6电气产品发生漏气时能够发出报警及闭锁接点信号，是一种被动保护；后者同时实现对温度、压力2个量的在线采集、数据处理和数据输出，把SF6气体的压力和温度转换为电信号，经过AD转换成数字信号，并由处理器进行计算校正，根据由SF6气体的状态参数方程建立的数学模型，换算为对应20℃时的相对压力值，并以4～20mA标准电流信号的形式输出，SF6气体压力传感器，如图1所示[1]。
因此，可分为两种情况处理，若现场采用的是远传式密度继电器，则可直接将4～20mA的电流信号接入到采样电路；若现场采用的机械式密度继电器，可在连接阀上加装一个SF6气体密度变送器[2]。
3 装置硬件接口与软件功能3.1 硬件接口，如图2所示。
（1）采用远传式密度继电器时，电源电压为24V，输出信号为4～20mA的电流信号。
（2）采用SF6气体密度变送器时，通讯方式为RS485，传输速度为9600bps。
（3）按照三相断路器的标准，需要三个传感器，总计3路信号。
110kVSF6断路器接口回路改造
的培养与培训， 这些危害因素辨识需要针对现场活动、 现场设备和物料等 。 具体 可参 照图 １ ， 根据施工过程 中原辅材料 、 能源及机械 设备、 安全 设施的投 入来 判别企业活动 、 产 品或服 务中能与环境相互作用或产 生安 全隐患的要素 。
不 叮 接受的危 舱潭 接 受的危险 源
作， 这样在 设计 图纸阶段 就能避免很 多误 差， 提供更 加符合 实际施工要 求的设计 图纸， 从而也 能避 免在施工环节 随意篡改 图纸 的现象 ， 真正做 到因地制 宜 、 按 图施工 ， 将整体 项 目风 险降 到最低 ， 便于 竣工 的质量检
查。
５ 结 论
随着技术进步 、 人 民对于 安全 问题 的重视 ， 社会对 于 电力工程安全 管理与质量控制将会更加重视 ，企 业应 充分考虑各方面的影 响因素 ， 采 取 有 力 措施 从 而 保 障 电力 工程 的 安 全 。
【 文章编 号】 １ ０ ０ ４ — ７ ３ ４ ４ （ ２ ０ １ ３ ） １ ０ — ０ １ １ ２ — ０ ２
１ １ ０ ｋ Ｖ Ｓ Ｆ ６ 断路器 接 口回路 改造
寇 轶
（ 陕西省电力公司商洛 市供电公司 陕西省 商洛市 ７ ２ ６ ０ ０ ０ ）
摘 要： 我 国城 网改造正在深入 发展， 各地 也经 常对 电气设 备进行 不定期 的更换 。在 这种情 况下 ， 必 须用新 型断路器取 代 旧的断 路器 。新型断路器 有很多型 号， 包括 Ｌ Ｗｌ １ 、 Ｌ Ｗ３ ３ 、 Ｌ Ｗ２ ５ 、 Ｌ Ｗ６等型号 ， 不同的供 电公司、 电力局所用 的新型 断路器 型号也不 同。但 是， 在更换和安 装新型断路器 时以及新型 断路器在运行 期间 ， 经常 出现 一些类似 的问题 。 本文 对这些 问题进行 了分析 ， 并提 出 了相应 的注 意事项和解 决办法 。 关键词 ： Ｓ Ｆ 断路器 ； 接 口回路 改造： 常见 问题 ； 解决措施 ； 运 行维护
110kVSF6气体绝缘金属封闭开关设备及运用分析
110kVSF6气体绝缘金属封闭开关设备及运用分析摘要：为解决GIS设备在结构设计、现场安装环节存在的技术难题，通过引入一种SF6气体绝缘金属封闭开关设备进行元件组成与连接方式设计，围绕土建、暖通、现场吊装、环境控制以及接地设计等层面进行设备安装技术要点的梳理，并探讨其在110kV变电站中的具体应用效果，为同类GIS设备设计与安装项目提供重要参考。
关键词：开关设备；SF6气体绝缘；设计方案；现场安装引言：据电力企业联合会统计，目前我国110kV及以上变电站数量已超过3万座，进一步拓宽输变电工程覆盖范围。
SF6气体绝缘金属封闭开关设备作为典型GIS设备，将其应用于变电站中能够有效发挥对电气元件的绝缘保护功能，并且在设备运行可靠性、运维检修便捷度等方面体现出显著性能优势，具备良好应用价值。
1开关设备技术方案1.1设备组成SF6气体绝缘金属封闭开关设备是以SF6气体为介质的GIS设备，该设备在柜体内划分出断路器区、母线三工位隔离开关区、操作机构区、电缆区、二次控制区、泄压通道区等多个间隔，在柜体表面设有操作面板[1]。
其中断路器区内安装有断路器，开设补气接口与隔离气室连通，以SF6气体作为绝缘、灭弧介质，可发挥电场屏蔽效应，并将故障电流等数值显示在操作面板上；母线三工位隔离开关区由隔离动/静触头组件、传动轴、接地开关触头、操作机构组成三工位隔离开关，传动轴采用高强绝缘材料、设计为通轴结构，将动触头组件与传动轴以传动形式连接设计，利用操作机构带动组件与不同触头接触，控制隔离开关通过执行分合闸动作实现在隔离、接地等部位间的灵活切换；母线经穿墙套管设置在隔离开关区内，并将整柜与一次系统模拟母线集成在操作面板上；在断路器区下方设有电缆，沿断路器与隔离开关区之间分别设有二次控制区和操作机构区，另一侧设置泄压通道；在开关设备中还设有避雷器、电流/电压互感器，用于实现开关设备功能。
1.2技术要点1.2.1土建专业要求由于开关设备具有结构精密、电气元件数量多等特点，设备安装布置对于室内地面的硬度、耐磨性、防滑效果、平整度等指标均提出较高要求。
110kV SF6气体绝缘电器常见运行特点
110kV SF6气体绝缘电器常见运行特点本文针对110kV及以上SF6气体绝缘设备与常规空气绝缘设备在运行的不同之处进行探讨，主要探讨SF6气体压力条件对设备的影响，110kV及以上SF6气体绝缘设备操作方式的设计思路，就地远方开关与常规的不同设置方式。
标签：110kV气体绝缘电器；110kV GIS操作；SF6报警压力；就地远方开关0 引言由于110kV 以上电压等级高，需要的绝缘水平更高，户外敞开式设备占地面积比较大，六氟化硫（SF6）气体绝缘电器由于设备体积小，在寸土寸金的大城市和一些施工场地比较限制的山区得到了用户的喜爱，今年来使用范围不断扩大。
相较于空气绝缘的设备，110kV及以上SF6气体绝缘设备运行有所区别特点，现在就对其运行特点作一些探讨。
110kV SGF6气体绝缘设备在下文中简称110kV GIS，220kV等电压等级的设备的原理与110kV的设备原理基本一致，不重复讨论。
1 SF6气室压力条件在110kV GIS中的作用110kV GIS的体积相较于敞开式设备缩小，主要的依据的也是SF6气体带来的绝距离的变化，110kV GIS绝缘和灭弧是靠SF6气体，在一定范围内，SF6的密度增大，绝缘距离变小，设备体积也相应的缩小，110kV GIS设备是靠压力来衡量密度的。
110kV GIS气室分为两类，一类是断路器灭弧室所在的气室简称断路器气室，第二类是除了断路器气室所在的气室，一般含母线气室、避雷器气室、套管气室、电压互感器气室等，具体划分的规则，各个厂家都会依据自身设备的特性而有所不同。
但是此两类气室条件对断路器的操作是有所影响的。
1.1 断路器气室SF6压力条件对断路器操作的影响断路器气室一般有两级报警压力：1）断路器气室二级压力闭锁信号。
2）断路器气室压力一级报警信号。
在气室压力降低过程中，先报一级报警信号，压力继续降低一个过程后报二级闭锁信号。
第一个信号是断路器气室压力二级闭锁信号。
110kkv六氟化硫各个间隔压力值标准
110kkv六氟化硫各个间隔压力值标准110kV六氟化硫断路器的各个间隔压力值标准1. 前言110kV六氟化硫断路器作为高压电力系统中的重要组成部分，其各个间隔的压力值标准对于设备的可靠运行至关重要。
本文将从110kV六氟化硫断路器各个间隔的压力值标准出发，探讨其对设备性能和安全运行的影响，并提出个人观点和理解。
2. 间隔压力值标准的重要性110kV六氟化硫断路器在运行过程中，会受到各种外部环境因素的影响，如温度、湿度等。
而各个间隔的压力值标准则直接影响了断路器的绝缘性能和操作可靠性。
严格遵守间隔压力值标准，对于确保设备在各种工作条件下都能正常运行具有至关重要的意义。
3. 各个间隔压力值标准的规定根据相关标准和规范，110kV六氟化硫断路器的各个间隔在设计和使用过程中，需要严格遵守特定的压力值标准。
具体来说，包括主触头间隔、固封板间隔、动触头间隔等各个间隔的压力值都有相应的规定和要求。
这些规定的压力值不仅考虑了设备的正常运行情况，还充分考虑了设备在特殊工况下的安全性和稳定性。
4. 压力值标准对设备性能和安全运行的影响严格遵守各个间隔的压力值标准，对110kV六氟化硫断路器的性能和安全运行有着直接的影响。
合理的压力值标准可以保证设备在正常工作条件下具有良好的绝缘性能，并且能够可靠地进行工作操作。
符合标准的压力值也能够提高设备的抗干扰能力，减小设备的故障率，从而保障了高压电力系统的稳定运行。
5. 个人观点和理解作为一名电力设备工程师，我深知110kV六氟化硫断路器在电力系统中的重要性。
在实际工程实践中，严格遵守各个间隔的压力值标准对于设备的稳定运行具有重要意义。
针对特定工程情况，我认为更应该结合实际情况，合理制定和执行间隔压力值标准，以确保设备在各种工作条件下都能够可靠运行。
6. 总结本文围绕110kV六氟化硫断路器的各个间隔压力值标准展开探讨，强调了严格遵守这些标准对设备性能和安全运行的重要性。
文章提到了具体的间隔压力值标准规定，以及这些标准对设备的影响和意义。
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1．2．《火电施工质量检验及评定标准》第五篇：电气装置。
1．3．《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90。
1．4．《纳电厂项目工程电气专业施工组织设计》。
1．5．《电力建设安全工作规程》。
1．6.《安全文明施工手册》。
1．7.《贵州电力公司关于实现安全文明施工的若干意见》
1．8．平顶山高压开关厂产品说明书。
6
调平整，然后将螺栓固定牢固。 9．5．断路器本体安装。 断路器在制造厂调试试验合格后，已分解成三个单极装配部分，在现场每极 必须按出厂编号及标志进行组装。先用厂家配带的的橇棍插入安装在断路器 单极上的拐中，顺时针和反时针转动几次检查断路器单极内部在运输程中是 否损坏。最后反时针方向将开关分闸到底，用尼龙绳在靠近灭弧室上法兰处， 将绳子系好，用 12T 汽车吊将开关单极吊起，缓慢落入横梁中，然后将固定 其的 4 颗 M20*55 螺栓全部予紧后方可将吊绳松开重复以上安装步骤，使三极 断路器按相序就位，，调整相间距离为 1750mm，然后对三相进行找平找正后， 最后对称紧固所有螺栓。 9．6．断路器本体和机构的连接调整。 9．6．1．将固定在包装箱中的三极连杆拆下，把其中两端的小拐臂和连杆全 部解裂。安装小拐臂时注意其上的标记点与单极断路器本体传动轴上的标记 点保持一致，连接极间螺杆时注意连杆两端螺纹的拧入深度大致相等，用手 旋转连杆将其予紧后，再用工具夹住并转动 1/2 圈，最后将两端螺母锁紧。 9．6．2．将撬杆插在手动拐臂上并安装在 A 极断路器本体的传动轴上，分别 顺时针反时针旋转分合断路器三极本体，应能顺利合闸和分闸，不能出现卡 滞现象，合格后将断路器置于分闸到底位置。 9．6．3．将传动拐臂、销轴及随机提供的手动撬杆在 B 极上装好，然后按反 时针方向进行慢合操作，用万用表监视各极断路器是否接通，接通时测量相 对应的轴销上端到支柱法兰下端的距离 L1，并将测量数据记录下来，用于断 路器接触行程的计算。 9．6．4．利用手动拐臂置断路器于分闸到底位置，将传动拐臂按标记点位置
4．5．按设备技术要求，开关的安装不应在雨天和大风天进行。
5．劳动力计划。
（人）5
4
3
2
1
民工
25 26 27 28 29 30 （日）
职工
6．机工具配备。 6．1．电焊机：交流 6．2．水平尺（500 ㎜） 6．3．皮尺(20 米) 6．4．制造厂配备的专用工具。 7．设备、材料要求
一台 两把 一把
8
在额定的六氟化硫气体压力和额定操作电压下，对断路器进行单分、单合各 2 次后，测量传动拐臂的轴销上端到支柱法兰的下端之间分别位于分闸位置和 合闸位置时的尺寸 L2 和 L3,其差值 L1-L2 乘以 1.26(内拐臂与传动拐臂臂长之 比)即为断路器行程 s，其值应在 146-154mm 之间。并且 L3 减去先前测得的 L1 乘以 1.26 即为接触行程。其值应在 23-28mm 之间。 9．10．恢复防雨盖板，机构箱接地。 安装调整完毕后，恢复防雨盖板，在横梁和防雨盖板的间隙涂抹随机提供的 防水胶，然后将机构箱上接地排与地网可靠连接。 十．质量标准。 1． 断路器的基础的中心距离及高度的误差不大于 10mm，予埋螺栓中心线
准备工作
基础返工
基础检查
合格
反馈质检科 反馈制造厂
开箱检查
反馈物资处
支横操本附接气配
架梁作体件地体合 完
安安机安机
充调 工
装装构装构
注试
9．施工作业程序、作业方法
5
9．1．予埋孔洞的核实。 在开关基础经验收办理中间移交后，按照设计图纸对予埋孔洞位置进行核实， 断路器两个支架的中心距为 2340mm（要求土建在基础上标出两个支架之间的 中心），误差不得大于 2mm。 9．2．断路器的开箱。 断路器安装工作进行之前，应先对断路器进行开箱检查，开箱时应通知物资 部门人员参加，开箱前如发现包装箱有碰撞痕迹时应作好记录。开箱后应对 照随机附带的装箱清单仔细核对产品部件是否齐全和完好，同时检查铭牌数 据及技术说明是否符合订货合同，如发现产品部件遗漏、损坏或发货不符合 订货合同之处，应作好记录并联系物资部门及时通知制造厂家。对于一些较 小的部件和厂家配带的专用工具应妥善保管。如设备有损坏，要填写设备缺 陷单。 9．3．断路器支架及横梁安装。 按设计施工图纸核实予埋螺栓孔洞位置及基础质量，由于地脚螺栓为厂家提 供，在地脚螺栓予埋前应进行设备的开箱检查，按设计及厂家技术资料将断 路器两个支架按 2300mm 中心距找平找正，支架的水平度误差不大于 3/1000， 然后将横梁安装在支架上。调整横梁的水平度，误差控制在 3/1000 之内，在 支架的螺孔中放入制造厂配带的 M24*256 地脚螺栓,然后通知土建进行二次灌 浆。. 9．4．弹簧机构的安装。 弹簧机构的包装应在安装现场拆除。拆除包装后的机构在吊搬运及吊装时不 得受到额外的应力，以免机构变型，影响机构动作的准确。将机构吊装在开 关 B 极的的横梁下，用厂家配带的不锈钢螺栓予固定，然后用悬线将操作构
活，复位应准确而迅速，并应扣合可靠。机构合闸后，应能可靠地保持
在合闸位置。弹簧缓冲器的行程，应符合产品的技术规定。操动机构安
装完毕后应可靠接地。
8． 调整弹簧机时不得将机构空合闸，合闸机构储能时，牵引杆的位
置不得过死点，棘轮转动时，不得提起或放下撑牙。手动慢合闸时需要
用螺钉将撑牙支起的操动机构，手动慢合闸后应将此支撑螺钉拆除。
9． 密封部位的螺栓应使用力矩扳手紧固，其余固定螺栓和电气连接螺栓最
后也应用力矩板手检查。力矩值参照下表：
螺栓规格
紧固力矩值(㎏.m)
M6
0.6
M8
2.0
M10
4.0
M12
8.0
M16
16.0
M20
21.0
M22
28.0
M24
36.0
10
十一．安全文明生产措施。 1． 设备未安装前应按原包装放置于平整、无积水、无腐蚀气体的地方。 2． 开箱时应仔细小心，由施工组长统一指挥，严防开箱用的工具损坏设备，
目录 1． 编制依据 2． 概况和特点、范围 3． 施工进度计划 4． 作业条件 5． 劳动力计划 6． 机工具配备 7． 材料、设备要求 8． 操作工艺流程 9． 施工作业程序、施工方法 10． 质量标准。 11． 安全措施 12．记录表格及附表
1
1．编制依据
1．1．贵州电力设计院施工图 52-F067S-D0201《110KV 屋外配电装置》。
动机构的安装、调整。实物工程量为三台 LW35-126 六氟化硫开关的安装。
三．施工进度计划。
110KV 2002.4
六 氟 25
26
27
28
29
30
化 硫 支架横梁安装
开关
机构安装
安装
本体就位
与机构连接，开关调整
气体充注
3
4．作业条件。
4．1．110 装置土建工作结束，断路器基础达到规定强度并进行中间移交。
9
陷及锈蚀。
7． 弹簧操动机构应固定牢固，垂直误差不大于 1.5‰H(H-机构箱高度)。机
构的零部件齐全、清洁、无损伤，转动部分涂以润滑脂，电动机应转向
正确并无异常声响。辅助开关动作正确，合闸弹簧储能完毕，辅助开关
即将电机电源切除；合闸完毕，应将电机电源接通。合闸弹簧储能后，
牵引杆的下端或轮应与合闸锁扣可靠锁住。分、合闸闭锁装置动作应灵
长、宽分别为 40M 和 36.2M,内设滥坝Ⅰ回和滥坝Ⅱ回两个进出线间隔和一个
内桥间隔。
2．范围。
2．1．断路器主要额定参数。
序号
名
称
主要技术参数
1
额定电压（KV）
126
2
额定频率（Hz）
50
2
3
额定电流（A）
3150
4
额定短路开断电流（KA）
31.5
5
额定短时耐受电流（KA）
40
6
额定峰值耐受电流（KA）
7
安装后，将缓冲器防雨罩退下，将传动拐臂与缓冲器的接头连接，用手将旋 转接头将其予紧后再用扳手转动一圈，最后紧固接头两端螺母，然后恢复防 雨罩。 9．6．5．对机构进行手动储能至如图位置，将机构上接头与传动拐臂连接（防 雨罩退下）。旋转达调整接头以调整凸轮与主拐臂上磙子间的间隙至 1.5±0.5 合格后,锁紧调节接头两端螺母,恢复防雨罩.。 9．6．6．将分合指示牌按与开关分合位置对应的位置正确安装。 9．7．密度继电器的安装。 将密度继电器充气接头的盖子和断路器联接座上的接头盖子取下，用厂家配 备的 M8 双头螺栓将密度继电器暂时固定，待密度继电器与联接座连接牢固并 在连接处用厂家配带的密封胶按产品说明书密封好后，再将双头螺栓时紧固。 密度继电器安装完毕后用软导线将继电器与联接座连接。 9．8．六化硫气体的充注。 充注之前应将厂家配带的专用充气工具放入烘箱中用 45～50 度温度干燥 12 小时，断路器本体在出厂时已充入 0.025Mpa 的六氟化硫气体，在现场不在进 行抽真空处理水份。用随机提供的充放工具将气瓶与横梁汇流体上的充气阀 相连，除去气路连通管上的包装盖，打开气瓶用六氟化硫气体吹拂 5 秒钟， 将连通管中的空气排除，然后立即将气体连通管与各单极上的充气阀连接完 毕，气体充注时应缓慢进行，以便进入断路器气室内的六氟化硫充分气化， 这 样 气 室 内 的 气 压 才 真 实 。 气 体 的 压 力 应 达 到 厂 家 的 规 定 值 （ 0.485 –0.515Mpa）。各气阀相连的连通管的母要旋到底，确保各极断路器气室的连 通。 9．9．测量断路器行程。
专业
电气
编 号 ND-DZ-0-D-010
版次
A/0
页数
12
工程代码 1A01010000
作业指导书
工程名称：纳雍电厂 4×300MW 机组新建工程 名 称：110KV 配电六氟化硫开关安装 编制单位：电自工程处 编 制 人： 专职工程师： 施工管理科： 质量管理科： 安全管理科： 总工程师：