防止断路器和保护拒动特殊维护技术规范Word格式文档下载.docx
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检查储能电机打压次数是否异常
记录储能电机单位时间打压次数，应在厂家规定的范围内。
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检查弹簧机构
应无变形、无损坏。
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检查端子箱、机构箱
检查端子箱、机构箱是否进水、受潮，箱内元件应清洁完整、无锈蚀，二次线及端子排应完好，无松动和锈蚀
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气动机构气缸放水
应定期放清积水，当放水发现油污时应对空压机进行检修。
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检查断路器分、合闸指示器
故障跳闸和正常操作后分、合闸指示器位置应正确。
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检查断路器是否有过热现象
定期用红外测温装置检测，尤其是在重负荷或高温季节，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。
表1.2特殊气候条件应增加的巡视重点项目及要求
特殊气候
台风、暴雨
检查端子箱、机构箱是否进水、打开、损坏
寒冷、潮湿
端子箱、机构箱防潮装置应工作正常
潮湿
气缸放水
放清积水（周期要缩短）
2.
保护部分
严格按照设备巡视要求和项目开展设备巡视。
在重负荷、恶劣气候、发生区外故障时增加对保护装置特殊巡视，将巡视结果记录并保存。
表1.3保护设备日常巡视检查重点项目及要求
保护装置面板检查
保护装置面板显示正常
保护装置运行指示灯
正常状态时常亮
保护装置TV断线灯
正常状态时灭
保护装置充电灯
与保护装置的重合闸设置一致
保护装置通道告警灯
保护装置跳闸指示灯
保护装置重合指示灯
保护装置告警灯
操作箱电源指示灯
操作箱合位指示灯/OP灯
断路器在合位时常亮
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操作箱跳闸指示灯
无保护动作时灭
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操作箱分位指示灯
断路器在分位时常亮
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操作箱重合闸指示灯
保护装置未发出重合命令时灭
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保护光纤通信接口装置运行指示灯
15
保护光纤通信接口装置通道告警灯
二.
断路器预试及专项检查工作
1.预防性试验
近期未进行预试的设备严格按照南网预防性试验规程进行开关的预试，严禁漏项，表2.1所列重点试验项目必须完成。
当年已完成预试的必须立即对试验报告、检修纪录完整性和结论进行检查，在检修及试验过程中，曾经出现不正确动作现象的，必须立即查明原因，并补做试验。
表2.1重点试验项目及要求
试验内容
试验标准
分、合闸动作电压试验
断路器本体在直流操作电源额定、最低、最高工作电压下应可靠分、合闸。
尤其分闸应能在其额定电源电压的65%～110%范围内可靠动作。
直流操作电源低至额定电压30%或更低时不应分闸。
断路器本体SF6气体压力告警、闭锁功能检查
本体SF6气体压力告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作。
操作机构（液压/气压）压力告警、闭锁功能检查
操作机构（液压/气压）压力告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作。
检查操作机构（液压/气压）的微动开关
微动开关的通断、起停情况应正确、应符合厂家技术条件要求。
检查分、合闸线圈是否正常
测量分合闸线圈电阻（需退出运行），应符合厂家要求
检查机构箱内转换断路器切换是否正常
断路器进行分合闸试验时，检查转换断路器接点是否正确切换
操作机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力（液压/气压）下降值
应符合厂家规定。
密度继电器及压力表检验（含整定值）
应符合设备制造厂家规定
GIS及断路器泄漏、水分含量检查
泄漏和水分试验应符合运行标准。
动作特性检查
（1）操作机构在接近液/气压启动值时，进行断路器合、分试验（分-0.3s-合分-180s-合分），应正确动作无异常；
（2）模拟永久性故障传动试验（跳闸-重合闸-再跳闸过程）
2.专项检查
除预试项目之外，还需要安排设备停电配合进行以下表2.2所列专项检查
表2.2断路器专项检查项目及要求
断路器本体及机构检查
按厂家使用说明书要求，根据断路器操作次数、开断电流情况和运行年限，对断路器进行相关检查维护工作，检查机构做标记位置是否有变化。
检查断路器本体瓷套
是否有破损、裂纹。
检查引线接头
是否存在开裂、过热现象。
机构箱内辅助开关检查
辅助开关必须安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好。
对断路器设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查
如发现弯曲、变形或断裂，应查明原因，并及时进行处理。
分、合闸铁芯检查
分、合闸铁芯应在任意位置动作均灵活，无卡塞现象，以防拒分和拒合。
弹簧操动机构的检查
分合闸滚子转动时应无卡涩和偏心现象，扣接时扣入深度应符合厂家技术条件要求。
分合闸滚子与掣子接触面表面应平整光滑，无裂痕、锈蚀及凹凸现象
三.
保护和二次回路检验及专项检查
1.定检工作
投运时间一年内以及当年达到定检周期的保护设备均须按检验条例实施全检，特别是表3.1中所列的重点项目必须检验。
经确认未到定检期的设备应对照表3.1中列明的项目，认真检查定检记录是否完整，并将核对结果填写在表3.2“定检记录检查结果”项中，不足部分则予以补充检验。
表3.1重点检验项目及要求
检验内容
检验标准
一
保护设备及其二次回路
保护屏、操作机构箱、端子箱内配接线端子的清扫、紧固
端子清洁、无锈蚀污垢、无残缺损伤、无松动
电流、电压回路绝缘检查
对地绝缘电阻大于1MΩ
控制回路绝缘检查
直流电源回路绝缘检查
电流、电压回路接地点检查
电流、电压回路有且仅有一个接地点
防跳回路检查
防止断路器多次跳跃
气（液）压闭锁回路检查（结合断路器本体检查试验进行检查）
1、气（液）压压力从高到低依次为闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁跳闸、闭锁操作
2、气（液）压行程断路器压力值正确
3、气（液）压压力节点接线正确
跳闸继电器检查
手跳继电器、三相跳闸继电器（启动重合闸）、三相跳闸继电器（不启动重合闸）动作电压应不低于50%的额定电压
跳闸保持继电器检查
1、动作电流应小于断路器额定跳闸电流的50%
2、电压起动线圈与电流自保持的相互极性关系正确
80%额定电压下跳合闸试验
在80%额定电压下保护装置能正确出口，断路器能正常动作（断路器本体最低可靠动作电压试验由断路器本体检查试验完成）
跳闸回路正确性检查
保护分相传动与断路器动作相别一致
保护收发信回路及通信通道检查
保护收发信正确，通道及传输设备正确
断路器操作回路辅助断路器检查
断路器辅助断路器转换灵活、行程准确、接触良好、性能稳定；
辅助断路器的切换与主断口动作时间配合。
（由断路器本体检查试验完成）
保护装置异常、闭锁告警回路以及保护装置通道告警回路正确性检查
保护装置异常、闭锁告警信号以及保护装置通道告警信号正确接入监控后台
控制回路断线、直流电源消失告警回路正确性检查
控制回路断线、直流电源消失告警信号正确接入监控后台
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保护直流供电电源检查
1、供电支路熔断器、小断路器应逐级配合，无越级跳闸隐患
2、互为冗余配置的两套主保护的直流供电电源取自不同直流母线段
3、断路器跳闸回路直流供电回路压降满足标准
4、两组跳闸回路直流供电电源取自不同段直流母线
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变电站内直流系统及蓄电池检查
1、直流系统无异常、无接地隐患
2、定期蓄电池核容满足标准，处理更换不合格蓄电池组
3、直流系统、蓄电池、馈线屏相关告警信号正确接入监控后台
二
保护通信、通道检查
保护通道检查
要求线路保护、失灵保护、远跳装置的双通道应分别采用相互独立的设备、电源、路由、光缆，设备完好，通道无缺陷
保护通道标识检查
保护通道标识准确、清晰，通道标识与保护屏通道压板标识一致
通道故障告警检查
通道故障告警信号正确接入监控后台及通信网关系统
表3.2保护设备及回路定检情况的核查
保护名称
定检周期
上次定检时间
定检记录检查结果
2.保护定值及压板的专项检查
表3.3保护定值及压板检查要求
保护装置定值检查
1、变电站内须保存有效、完整的保护定值单
2、确保保护装置实际定值与站内保护定值单对应一致
保护屏硬压板检查
1、压板标识准确、清晰
2、变电站内须保存有效、完整的保护正常运行方式投退表以及压板投退记录本
3、保护装置压板投退状态应与上述压板投退表、压板投退记录本的记录一致
四．监控部分
按表4完成断路器重要监视报警信号的核对及完善
表4
监控后台
断路器监视报警项目
监控后台报警分类
是否已接入监控后台
模拟试验检查监控后台报警是否正确
一、
断路器操作机构压力监视重要报警信号
操作机构油位低告警
重要
操作机构油（气）压低闭锁重合闸
关键
操作机构油（气）压低闭锁合闸
操作机构油（气）压低闭锁跳闸
操作机构弹簧未储能
二、
断路器操作机构储能电机监视重要报警信号
电机电源消失
油泵运转时间过长
电机过负荷
三、
断路器SF6气体监视重要报警信号
SF6压力低告警
SF6压力低闭锁操作
四、
断路器操作控制回路监视重要报警信号
控制回路断线
断路器汇控柜交、直流电流消失
五、
断路器分、合状态监视
断路器三相不一致
断路器A相分闸
一般
断路器B相分闸
断路器C相分闸
断路器A相合闸
断路器B相合闸
断路器C相合闸
断路器就地操作
断路器远方操作
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