LN618型断路器检修规程资料.docx
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LN618型断路器检修规程资料
Q/WSD106006-2010
LN6-18型断路器检修规程
2010-11-09实施
2010-11-09发布
中国国电集团公司万安水力发电厂发布
Q/WSD106006—2010
前言
本标准是在LN6—18型六氟化硫发电机断路器说明书的基础上，结合万安水电厂的实际情况进行修订的。
本标准在编写格式和规则上以GB/T1.1―2009《标准化工作导则》为基础，并符合DL/T600―2001《电力行业标准编写基本规定》。
本标准是对原Q/WSD1024—2004《断路器检修规程》第一章“LN6—18型六氟化硫发电机断路器检修规程”的修订。
修订本标准的目的是规范万安水电厂LN6—18型六氟化硫发电机断路器的检修维护技术要求、检修周期、工艺标准、试验方法等。
修订后的本标准对万安水电厂LN6—18型六氟化硫发电机断路器的检修与维护作了进一步的阐述。
本标准如有与新颁布的国家标准、行业标准或上级文件精神等相抵触之处，则应以新颁布的国家标准、行业标准或上级文件精神为准。
本标准由中国国电集团公司万安水力发电厂标准化委员会提出。
本标准由中国国电集团公司万安水力发电厂标准化办公室归口管理并负责解释。
本标准起草单位：
中国国电集团公司万安水力发电厂检修部检修车间
本标准主要起草人：
刘开海、蔡长江、李小琼
本标准审核人：
罗青海、戴维国
本标准审定人：
付小龙
本标准批准人：
梁明云
本标准所代替标准的历次版本发布情况为：
——Q/WSD1024—2010
Q/WSD106006—2010
LN6-18型断路器检修规程
1范围
本标准规定了本厂LN6—18型六氟化硫发电机断路器的日常巡视检查，检修周期及项目，检修工艺，调整与试验内容和要求。
本标准适用于LN6—18型断路器设备的检修。
2规范性引用文件
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）或修订版均不适合用于本标准，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。
厂家设备技术说明书
3概述
LN6—18型六氟化硫发电机断路器系最高工作电压为18KV的户内三相50Hz的大电流开关设备。
采用六氟化硫气体作为绝缘与灭弧介质。
“压气式”的灭弧原理能可靠地熄灭额定短路开断电流及以下各种开断电流，尤其在小电流开断方面，更具有稳定而良好的开断性能。
3.1用途
LN6—18型六氟化硫发电机断路器系三相机械联动的户内大电流开关设备有I、II两种之分，本厂为II型。
配用LN6—18（H）型液压操动机构，三个灭弧室单极分别垂直安装在机座的立柱上的为II型，它可极方便的替代SN4少油断路器（删除）。
3.2使用条件
3.2.1周围空气温度：
上限：
+40℃；下限：
—15℃。
允许日温差不大于15K。
3.2.2海拔不超过2000m。
3.2.3地震：
设防烈度8度。
3.2.4湿度条件
3.2.4.1相对湿度：
日平均不大于95%，月平均值不大于90%。
3.2.4.2水蒸气压力：
日平均值不大于2.2×10-3Mpa，月平均值不大于1.8×10-3Mpa。
3.2.5污秽条件：
周围空气应不受腐蚀性或可燃性气体、水蒸气等明显污染。
3.2.6无经常性的剧烈振动。
Q/WSD106006—2010
4技术参数
4.1断路器的特性参数表
表1断路器的特性参数表
序号
项目名称
规定值
1
工作缸活塞行程mm
102±1.5
2
分、合闸铁芯行程mm
3~4
3
主触头行程mm
135±5
4
主触头超行程mm
18±2
5
弧触头超行程mm
28±2
6
压气缸剩余行程（气垫）mm
8±2
7
合闸速度m/s
1.8±0.4
8
分闸速度m/s
6.2±0.6
9
合闸时间ms
≤140
10
分闸时间ms
≤40
11
“合-分”闸时间ms
≤120
12
极间合闸同期性ms
≤5
13
极间分闸同期性ms
≤3
注：
1）对于组装完成的断路器，可不检测该项参数。
2）该参数用“对灯”法检测，“超行程”即是灯亮后触头所走的行程，II型垂直式直接测量。
3）分、合闸速度的定义：
去掉首尾各10%行程后的行程与断路器在该行程段动作时间的比值。
4.2断路器额定参数表
表2断路器额定参数表
序号
项目名称
技术参数
1
最高电压KV
18
2
额定电流A
6300
3
额定频率Hz
50
4
额定短路
开断电流
交流分量有效值KA
63
直流分量百分数%
≥72
5
额定短路关合电流（峰值）KA
172.6
6
额定峰值耐受电流KA
172.6
7
额定短时耐受电流KA
63
8
额定短路持续时间S
3
9
额定失步对称开断电流为额定短路开断电流
交流分量有效值的%
50
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续上表
序号
项目名称
技术参数
10
额定绝缘水平KV
1min工频耐受电压（有效值）
对地及相间
53
断口间
63
雷电冲击耐受电压1.2/50μs
（峰值）
对地及相间
100
断口间
115
六氟化硫气体零表压时5min工频耐受电压（有效值）
13.5
11
额定操作顺序
合分—15min—合分
12
机械寿命 次
5000
13
六氟化硫气体额定压力（２０℃表压）MPa
0.5
14
额定短路断开电流不需检修的开断次数次
6
15
六氟化硫气体年漏气量%
＜1%
16
六氟化硫气体水分含量PPM（V/V）
≤150
4.3断路器六氟化硫气体压力参数表（折算20℃时的表压值）
表3断路器六氟化硫气体压力参数表
序号
项目
技术参数
1
六氟化硫气体额定压力MPa
0.5±0.02
2
六氟化硫气体报警压力MPa
0.45±0.02
3
六氟化硫气体报警解除压力MPa
0.48±0.02
4
六氟化硫气体闭锁压力MPa
0.4±0.02
5
六氟化硫气体闭锁解除压力MPa
0.43±0.02
6
六氟化硫气体总重量kg
~20
断路器的主回路电阻测量按GB/763规定以压降法测量之。
具体数值见表4：
表4断路器的主回路电阻
产品型式
回路电阻（小于）
LN6—18II/6300
8μ20
两法兰间的回路电阻不大于7μ15
4.4液压操动机构的主要参数表
表5液压操动机构的主要参数表
序号
项目名称
数值
1
分闸线圈
（直流）
额定电压V
220
额定电流A
2
线圈电阻（20℃时）
110
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续上表
序号
项目名称
数值
2
合闸线圈
（直流）
额定电压V
220
额定电流A
2
线圈电阻（20℃时）
110
3
油泵电机
额定电压/额定功率V/kw
380/1.5
4
贮能筒预充氮气压力（20℃）MPa
18~20
5
额定操作压力MPa
28.5~30
6
油泵起动压力MPa
28.5±0.51）
7
油泵停止压力MPa
30±0.5
8
合闸闭锁压力Mpa
28±0.51），2）
9
分闸闭锁压力Mpa
26±0.5
10
安全阀打开压力Mpa
36±1
11
安全阀关闭压力Mpa
≥32
12
额定操作压力下合闸一次压力降低Mpa
＜1.5
13
额定操作压力下分闸一次压力降低Mpa
＜3.0
14
额定操作压力下“合-分“闸一次压力降低Mpa
＜4.5
15
12h压力泄漏降低值Mpa
≤1
16
液压油重Kg
~60
注：
1）同一只压力开关的油泵启动油压应高于合闸闭锁操作油压；
2）同一只压力开关的合闸与分闸闭锁液压的差值应不小于2Mpa。
4.5各种螺栓的紧固力矩表
表6各种螺栓的紧固力矩表
螺栓的尺寸
力矩N·cm
钢或不锈钢螺栓
铜、黄铜或铝合金螺栓
上限
标准值
下限
上限
标准值
下限
M8
1400
1200
1000
950
800
650
M10
2400
2000
1600
1450
1200
950
M12
5500
4500
3500
3600
3000
2400
M16
11500
9500
7500
7000
6000
5000
M20
21000
18000
15000
13000
11000
9000
M24
50000
42000
34000
23000
19000
16000
M30
84000
70000
58000
45000
38000
32000
M36
148000
120000
100000
80000
66000
56000
5检修前的准备、检查、测试及其它事项
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5.1准备工作
5.1.1根据运行，试验发现的缺陷，确定检修内容和重点项目，编制技术措施。
5.1.2组织人力，安排进度，讨论落实任务。
5.1.3准备记录表格和检修报告等有关资料。
5.1.4准备检修工具，材料，仪表、备品配件，氮气和六氟化硫气体等并运到现场。
5.1.5按安全工作规程要求办理工作票，完成检修开工手续。
5.2停电后的外部检查、试验及其它事项
5.2.1根据存在的问题对有关部位进行检查：
5.2.2测量断路器行程、超行程，分、合闸时间及分合闸速度。
5.2.3测量主回路电阻。
5.2.4检测液压机构的预充氮气压力。
（环境温度20℃时，预充氮气压力为18—20Mpa）
5.2.5检查各部位密封，SF6泄漏情况，并作好记录。
5.2.6测量直流泄漏电流，判断绝缘情况。
5.2.7进行手动慢分、慢合闸操作，检查机构有无卡涩、跳动爬行现象。
5.2.8进行手动和电动分合闸操作，检查各运动部分的动作是否正确。
5.2.9装设好检修台（架）拆除引线。
检查引线伸缩节是否有断片、脱焊现象。
5.2.10检查支柱绝缘子有无开裂、破损。
5.2.11检查传动连杆柱销锁片是否松动。
5.3.1检查压力表计，进行校验，贴合格证。
5.3.2检查油箱焊缝是否有渗漏，油位是否符合要求。
5.3.3低压油管卡扣是否紧固，有无老化、开裂。
5.3.4检查高压泄压阀逆止阀密封是否合格，有无渗漏。
5.3.5检查高压油管接头有无渗漏，卡套有无开裂。
5.3.6检查SF6气管有无锈蚀，阀门操作是否灵活。
5.4.1检查二次接线端子有无松动，线鼻子有无脱落。
5.4.2压力控制器固定螺栓有无松动。
5.4.3检查信号缸指示分、合位置是否正确。
5.4.4检查分闸回油箱排气孔是否排气顺畅。
6断路器的使用和维护
在断路器的使用中需经常进行检查与维护，检查一般有三种。
即日常巡视检查、一般检查、详细（或大修）检查。
6.1巡视检查
6.1.1运行中，每天都需到现场去检查产品的外观是否有异常。
如六氟化硫气体压力、记数器记录的次数、信号灯、油标、油泵启动情况等。
发现异常视其影响情况而定，应及时处理，或采取相应措施等待停机再予以处理。
6.1.2观察母线接头处是否有过热现象，伸缩节有无断片。
SF6气管是否锈蚀，各压力正常。
6.1.3分、合闸指示是否清楚、正确，有无松动现象。
6.2一般检查
投运1~3年（或大约操作500次）后要进行一般检查，检查应在设备退出运行的情况下进行，一般不必放尽六氟化硫气体。
6.2.1六氟化硫气体泄漏检查：
观察密度继电器指针有无变化，用气体检漏仪对各管道接头、法兰连接处、轴承等进行泄漏检查，泄漏量应低于规定的标准；
6.2.2检查二次回路的各电气触点是否有异常烧损,电气元件的动作可靠性是否良好。
6.2.3检查断路器的机械传动系统是否有松动或损坏,并做相应的处理，给滑动和转动部位加润滑油脂。
6.2.4检查操动机构液压系统是否有松动、渗漏与堵塞之处，并给予适当的处理。
6.2.5检查断路器断口间及主回路对地的绝缘电阻不低于50M。
6.2.6开关特性试验检查各个参数是否符合要求。
6.2.6用“对灯法”检测“超行程”应符合规定。
6.2.7检查液压机构工作缸行程应符合规定。
应指出的是6.2.6、6.2.7两条是LN6—18状态好坏极为重要的判据。
也就是就，两参数均好就可大胆使用；如烧损严重（超行程变化大），绝缘电阻下降大，则说明断路器损伤严重，应引起注意！
6.2大修检查
运行六年或大约操作1000次后，要进行解体检查，用真空回收装置进行SF6气体回收并准备相应的备品备件，在厂家指导下进行检修或更换灭弧室零件。
6.3.1在有条件时，应用回收装置将断路器内的六氟化硫气体回收处理，回收气体前进行微水测量，然后打开灭弧单极两端的接线端子，在灭弧室解体前应开启通风系统，戴防毒面具和乳胶手套，用高纯氮气氮洗2遍。
开盖后人员应撤离30min，吸净粉尘后用无毛卫生纸擦拭干净。
干燥的压缩空气吹走残存的六氟化硫气体。
6.3.2用手动工具将断路器摇至合闸位置，拆下静弧触头架即触头端，观察动弧触头、喷口、灭弧罩的烧损情况，如烧损较重则可将喷口、灭弧罩及动弧触指拆下，视情况进行修整或更换；如较轻则可在清理后继续使用。
6.3.3检查灭弧触头后将动触头摇至刚分位置以使观察主触头的烧损情况，如较轻则可在稍做清理后将断路器摇至合闸位置，装上静弧触架（静弧触头亦需在拆下时进行修理或更换）；如主触头烧损较重则可将静触头端罐体全部拆下来进行处理，动触头就可在其上进行修理了，但切记应采取措施，保证金属粉末不得留在灭弧单极内。
6.3.4检查灭弧单极内的其它紧固件是否松劲。
各螺栓的紧固力矩见表6。
6.3.5检查绝缘子（筒）的绝缘电阻应不低于50M。
6.3.6更换有缺陷的漏气部位及所有拆卸下来的密封垫圈。
更换的新密封圈必须合格，无裂纹、龟裂现象，安装前必须用洁净的航空油清洗并涂以适量硅脂。
安装时，必须平整，无突起，螺栓紧固应对角均匀用力。
密封圈清洗需用无水酒精，不得用丙酮。
6.3.7完成上述各项检修后，用吸尘器吸净杂物，用丙酮将内部清洗干净，检查各紧固部位是否有松动。
将合格的用酒精清洗干净的密封圈涂适量的硅脂装于密封槽内，密封圈内侧与气体接触侧不要涂密封脂，在30min内更换上经烘干的吸附剂后，装上法兰盖板，进行抽真空至0.8mbar以下，真空保压24h，检查真空度有无下降。
如果真空不合格应充气进行检漏重新拆除，处理漏点再进行抽真空处理。
6.3.8检查断路器的传动连杆及液压操动机构，松动的予以紧固，磨损严重的应更换新件。
柱销锁片应紧固，不能有窜动现象。
6.3.9真空保压合格后进行充气，充气前进行水分测量，充气至额定气压后进行开关特性试验，检修后的产品按如下规定进行充气并做各项试验合格后，进行水分检测，断路器即完成了投运前的准备工作。
将工作现场打扫清理干净，在运行检修交待记录本写清楚所修项目，解决问题，遗留问题，操作时的注意事项等。
6.3.9.1检查预埋地脚螺栓并将其固定牢固，吊装时应注意保持平稳，决不允许在断路器的灭弧单极上挂钩起吊。
6.3.9.2联结好高压油管路和回油管路，检查管路连接是否正确，油管口端部是否平整，应无毛刺，卡
套无开裂，螺丝紧固力量大小合适。
加注液压油时应进行过滤，然后将三相四线制的交流电源及直流电源接入控制箱。
6.3.9.3充六氟化硫气体
a）按图示要求进行抽真空后，检查真空保压是否合格，充气前再进行抽真空30min。
检查管路连接是否正确，开启真空泵，对管路进行抽真空，检查管路密封是否完好，然后再将真空管接至设备进行真空处理。
打开单向阀，抽真空至0.8mbar以下再抽30min，关闭单向阀，将真空管从设备上拆除后，再停泵。
b）对管路进行抽真空后，充入0.1Mpa的SF6气体，顶开气管端部逆止阀，排出部分气体，这样管路中的空气就能有效排出，避免进入设备内部。
c）充装SF6气体前，先将管路连接好。
管路连接回路使气体应经过回收装置过滤器、蒸发器，这样进入设备的气体比较纯净。
打开减压阀，将压力设定在0.45Mpa，24h后进行检漏并测量水分，水分含量应小于150PPm，再将气体补充至额定气压。
图示：
充六氟化硫气体
6.3.9.4机械试验
6.3.9.4.1机械检查
a）将慢分、合专用工具装上，进行慢分慢合操作，检查机构有无卡涩、跳动爬行现象，并测量工作缸活塞行程。
慢分合结束后拆除装置。
b）检查油泵电源及相序是否正确，启动油泵机组打压到额定油压自动停泵，记录打压时间应小于5min,打开泄压阀，缓慢泄压，检查各闭锁压力是否符合要求。
在此项操作中可进一步排空阀系统中的空气。
1）防慢分试验，断路器在合闸位置，按下合闸按钮，再按下分闸按钮，启动油泵机组打压，断路器应保持在合闸位置，不应分闸。
上述项目完成后，可电动分合闸操作。
c）机构保压试验，断路器在分闸位置、合闸位置各保压24h，观察压力下降应小于1Mpa，外
部检查不应有漏点。
6.3.9.4.2机械开关特性试验
机械检查后，拆下手动工具并装上测速工具（装在液压机构与机座间的支架上），紧固连接连杆机构的螺栓后用示波器或其它相应方法即可检测断路器的机械特性参数并使之符合表1规定。
6.3.9.4.3机械操作试验
机械特性试验合格后，开关进行低电压特性试验。
断路器在高电压配高油压，低电压配低油压，额定电压配额定油压的操作条件下进行机械操作试验各3次，无任何异常，再在40%的额定电压配额定油压的操作条件下操动处于合闸位置的断路器进行分闸，连续作三次断路器应不分闸。
7液压操动机构检修大修
7.1大修前试验，检查机构有无缺陷，并查找运行记录。
7.1.1检查氮气预充压力、启停泵压力、活塞杆行程等。
7.1.2泄压排油，检查断路器在分闸位置，操作电源已断开，打开高压放油阀，使其油压为零。
7.1.3将油箱底部排油管松开，把低压油排放至油壶中备用。
7.2机构分解检修
7.2.1将所有管路拆除，管接头用干净的塑料布包裹好。
7.2.2拆除电接点压力表，送检。
7.2.3将拆卸的管路用油盆装好。
7.2.4将固定一、二级阀的螺栓拆下，取出阀体。
7.2.5检查二级阀活塞密封线是否均匀、有无锈蚀现象，防慢分钢球和弹簧应良好，无变形。
7.2.6检查二级阀活塞0.5MM自保持孔无堵塞，用酒精或煤油试漏。
7.2.7检查二级锥阀、阀座、阀口有无损伤，如有异样用研磨膏研磨。
7.2.8检查一级阀杆、铁芯顶杆有无变形，毛刺、锈蚀现象。
7.2.9检查一级阀密封钢球，弹簧是否良好。
7.2.10测量分合闸线圈直流电阻。
7.2.11检查五通连接板各个油路是否通畅。
7.2.12检查油箱有无变形，游标是否清洁，密封应良好。
7.2.13检查氮气筒及连管有无异常。
7.3机构回装按拆卸相反的顺序。
密封圈安装前应检查是否合格，无老化，有弹性。
7.3.1清洗干净油箱，检查无异物，用200目铜网并垫白棉布过滤10#航空液压油。
7.3.2擦干净各个管接头处油迹，观察低压油管有无渗漏。
（泄压阀应关闭）
7.3.3进行修后调试。
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