SW6-110(220)系列少油断路器大修工作作业指导书

SW6—110(220)系列少油断路器大修工作作业指导书重庆市电力公司2006年5月1、工作任务本作业指导书针对重庆市电力公司SW6-110(220)系列断路器大修工作。注：1；SW6-110系列断路器技术参数因生产厂家不同，以各型号及各厂家为准。2；本指导书主要以SW6-110配CY3机构为例2、作业准备阶段：2.1准备工作：√序号内容标准1现场调查要求相关技术人员应在作业前对现场的作业环境、相邻带电部位等进行认真、全面的调查；确定具备施工条件2准备检修卡、大修报告及相关技术资料（设备出厂说明书、设备工艺导则等），并收集设备缺陷情况3工器具准备根据作业的实际要求准备作业所必须的专用工具、常用工具、仪器仪表、电源设施、消防器材等工器具并填入附件A表中4根据作业的实际要求准备作业所必须的备品备件及消耗性材料、装置性材料并填入附件B表中5如含需要电火焊等办理动火工作票的作业应在作业前按相关规定办理动火工作票2.2施工交底：√序号内容标准1设备检修人员分工根据作业的实际要求做好人员分工，要求作业人员职责明确，分工落实到位2技术交底作业班全体成员学习并掌握被检设备的检修工艺、技术要求、质量标准及相关作业程序，要求对作业人员交底内容清楚3危险点分析及控制作业人员针对实际情况进行危险点分析，并制定安全控制措施，要求危险点分析明确、控制措施有针对性4设备检修人员分工根据作业的实际要求做好人员分工，要求作业人员职责明确，分工落实到位2.3填写办理工作票：认真、正确填写、审核工作票。按安规要求的程序填写并签发工作票，工作票签发人及运行人员应认真审核，保证工作票的正确。3.作业阶段：3.1开工：√序号内容工作许可人同工作负责人交代工作票及安全措施后，办理工作许可手续，工作负责人负责检查安全措施。工作负责人带领工作班成员，列队宣读工作票，交代工作内容及危险点。经作业人员确定后在工作票中相应位置签名。核对设备名称及作业范围。4根据现场情况及相关规定合理布置工器具材料及吊装设备。3.2危险点分析及安全控制措施√触电伤害工作前检查工作点是否在接地有效保护范围内。工作前应向每个作业人员交代清楚邻近带电设备并加强监护，不允许单人作业。梯子、检修支架等大件物体应放倒搬运，并与带电部分保持足够的安全距离。搭拆检修架时与临近带电间隔保持足够的安全距离，采取可靠措施，防止检修支架倒向带电侧。拆放引线时，应用绳索拴牢，且不得失去原有的接地保护。不许跨越遮拦，严禁攀登运行构架。起吊时用的绳索、扒杆等器具，随时与带电部位保持局够的安全距离，并设专人监护。断开交、直流电源，确保机构无电，电动操作前须经值班人员同意。搭接施工电源必须二人一起工作，检修电源箱应有明显断开点，且装有漏电保护装置。电动工具、仪器、仪表使用时，外壳必须可靠接地。高处堕落及落物伤人进入作业现场必须正确配戴安全帽，高处作业按规定系好安全带。检修架各连接紧固件紧固，底脚稳固，护栏牢靠，跳板材质可靠、绑扎牢固、表面防滑，工作人员穿防滑鞋。上下传递物件、工具、材料等，用传递绳传递，不准抛掷。每天开工前，工作负责人认真检查检修架、跳板、梯子情况，发现缺陷立即处理。起重伤害吊装瓷套要绑扎牢固、吊点正确。起吊时专人统一指挥。起吊重物下严禁站人。起重绳索可靠，重物移动时防止碰撞脚手架及其他物体。吊下的物体要放置牢固，要有防倾倒伤人的措施。机械伤害严格执行工机具使用规定，使用前严格检查，不完整的工机具禁止使用。调试断路器时统一指挥，操作断路器时相互呼应且工作人员必须离开传动部位。调行程、超行程操作时，人员站立断口侧面。快速合闸时取下超行程测量管。拆卸开关时，必须将机构压力释放为零并将机构与断路器本体间的水平连杆解开。机构检修及拆卸前必须将机构压力释放为零压力容器伤害储压筒检修时，要多次检查，确实压力已放尽时，才能拆卸储压筒冒盖。活塞杆回装至储压筒时，要确定活塞杆丝牙全部进入储压筒的丝扣内，以免打压时冲出伤人。压力气体（比如氧、氮、乙炔等气体）要采取防晒措施，氧气、乙炔气瓶及气管不得沾有油污。储压筒检修时严格按照充放氮气的规定执行3.3作业流程及工艺标准√序号检修内容工艺标准断路器解体依据本断路器的检修工艺要求，复查有关的尺寸。将液压机构压力释放为零并解开机构与断路器本体间的水平连杆。放油、检查油质情况，同时进行油处理至合格。取出灭弧室各部件，进行防潮处理。拆卸铝帽及静触头。拆卸各中间法兰、断路器瓷套，打开三角箱各盖板，检查椭圆机构各传动件无变形、裂痕、无错装。取出提升杆清洁，必要时除潮处理。绝缘试验（见试验报告）。更换断路器各密封垫（圈），密封圈在密封槽内放置正确，各密封垫位置正确。铝帽、盖、油箱安全筏检修帽、盖无裂纹。油标无破裂、清洁透明、油孔通畅。灭弧室、静触头检修灭弧片、垫圈无烧伤、裂纹，用合格绝缘油清洗。触指无大的烧伤及镀银层无脱落，触指弹簧片无疲劳现象。绝缘筒、管、垫无受潮现象。4中间法兰及触头检修接线座接触面完好、清洁无裂纹，中间触指完好。5断口及支柱磁套、法兰检修瓷套内外及上下端面清洁完整无裂纹、损伤。法兰无裂纹，内部及卡固簧无锈蚀，弹簧无疲劳，回装时涂抹黄牛油。法兰连接螺栓紧固时受力要均匀。断口瓷套、支柱瓷套密封垫圈换装后位置正确。瓷套内用洁净绝缘油清洗干净6导电杆检修导电杆无损伤变形，镀银层完好。铜钨触头无严重烧伤，与导电杆连接牢固7各传动杆、轴、销、油缓冲底座检修，放油筏检修主轴无扭转变形，各部位完好无损。各传动杆无锈蚀，接合部位配合得当，检修组装完后有防锈及润滑措施油缓冲油道通畅，弹簧良好，钢球等各部件无锈蚀，活塞动作灵活。底座内清洁无锈蚀。放油阀清洁，油道畅通，开闭可靠。钢球、弹簧良好，无锈蚀。8组装组装灭弧室、静触头，调整引弧距离（见检修技术报告，以下简称“报告”）正确回装各传动件、椭圆机构、提升杆。传动杆与接头连接后外露丝牙长度符合技术要求（见报告），导电杆在中间触头中，手力拉动灵活。油缓冲性能良好，分闸位置时油缓冲器打到底。灭弧断口、传动机构、拐臂等尺寸调整正确，不漏项（见报告）。慢速分合操作，导电杆运行平稳、无卡涩及“蛙行”现象。9机构检修准备打开高压放油阀，将压力释放至零。打开油箱放油阀，将液压油放净。松开各管道螺母，拆下各高、低压油管。拆下液压机构箱内各部件及油泵、储压筒、工作缸等。10储压筒检修用专用放气接头将储压筒内高压力放净（注意：一定要多次确定筒内压力已放完，见储压筒检修注意事项）。用专用工具拆卸储压筒帽盖，取出活塞清洗、检查筒内壁、活塞光滑、无锈蚀、划痕，活塞杆渡铬层完好。更换所有密封圈，密封圈应符合要求，安装正确活塞、钢球、弹簧无锈蚀，钢球无压痕，密封面良好所有另部件及筒体、帽盖内侧用合格液压油清洗干净。装入活塞前，先在筒内氮气侧倒入适量合格的液压油，活塞推入筒内，压圈螺栓紧固均匀，适度拧上大帽盖（丝牙上涂适量凡士林），接上专用充气接头、充氮装置，充气管用氮气冲洗干净。按预充压力规定值充入99.99%的高纯氮气，充氮完毕后将储压筒帽盖侧朝下放置或回装至机构箱。储压筒检修及充氮的安全注意事项见充氮装置说明。11工作缸检修缸内壁及活塞应光滑无划痕，用合格液压油清洗干净。密封圈放置正确。V形密封圈压紧适度。12压力表校验（1）压力表校验合格。13油泵检修柱塞间隙配合良好，两柱塞泵的柱塞与泵座不能互换。钢球、阀口密封性能良好，密封处不得有损伤。用合格液压油清洗干净。返回弹簧无疲劳变形。砸过阀口的钢球不能再利用。单个柱塞泵在油中检测吸油打压能力，合格后再回装。14分、合闸阀检修密封圈放置正确。各部件无锈蚀，弹簧无变形。密封面完好。代节流孔的小接头不能装错，如无记号者，应加上记号。回装合闸一级阀芯时要往返多次拉动阀芯，检查“O”型密封圈是否被泄油孔啃伤，否则必须清理该泄油孔。各部件用合格液压油清洗干净后再会装。15高压放油阀安全阀检修节流阀（CY5）阀口、钢球、弹簧无伤痕。密封面完好，密封严密。16油管、滤油器、接头检修滤油器清洗干净，滤纸无破损及受潮。油管无扭曲变型及裂痕。接头密封面完好，无严重压痕。卡套完好，无皱纹，无轴向窜动。油管回装时，油管、卡套、接头、接头螺帽按规定留间隙。各部件清洁无杂质，油管内冲洗干净。17密封圈、垫外观检查无毛刺、变形、压痕、气孔。手感有弹性几何尺寸公差符合要求与橡胶密封圈配合使用的金属档圈表面应光滑，无尖角、毛刺、几何尺寸公差符合要求。18整体调整用过滤设备往机构油箱内注入合格的γ5010号航空液压油检查合闸保持弹簧，合闸一级阀、分闸阀钢球行程、打开距离，工作缸的串动等技术要求见“报告”慢分慢合无问题后才能快速分合闸，快速分合闸前，机构操作人员与开关上工作的有关人员相互呼应，且离开运动部件。行程杆正对方向严禁站人，并要取下超行程管。行程、超程、A尺寸、工作缸行程、微动开关行程，各丝牙扣入深度（外露尺寸）按检修技术报告调整合格。慢分慢合检查转换开关切换正确、可靠。所有部件完整、组装正确、开口销开口、锁紧螺母紧固。测量注油前的机械特性试验。用合格绝缘油冲洗，内部洁净无杂质。19防慢分试验（1）保证断路器不发生慢分。20机械特性试验刚合速度、刚分速度、最大分闸速度、分合闸时间、同期性、动作电压等技术标准严格按“报告”执行，刚分、合速度取分合点前后各5ms。项（1）中若有一项作过调整、其他都应重做试验，最后还应满足一级阀钢球行程及打开距离合格。21高压试验注入合格绝缘油。静止24小时。绝缘试验“见高压试验作业指导书”。22信号试验各信号试验正确。23断路器整体自检，清扫、打油、除锈、油漆油漆完整、相序清晰、外露丝牙、弹簧打油，瓷套清洁，拆架。24作业结束现场整洁，工作成员撤离现场。填写检修报告。申请验收，结束工作票。4.结束阶段：4.1自检，交班组检查、验收无问题后再交付正式验收。4.2。开班后会，总结安全、质量。4.2技术归档（大修报告单）附录一.工器具及材料：A：工器具序号名称型号单位数量1活络扳手15”把22活络扳手12”把33活络扳手10”把24管子钳20”把25套筒扳手10—32”付36梅花扳手22—24”把37梅花扳手17—19”把68梅花扳手12—14”把69榔头3磅把210木榔头中号把211钢锯300mm把112锉刀细平锉把213锉刀细圆锉把214放油管1寸付115内卡尺300mm支116外卡尺300mm支117钢直尺600块318钢直尺150块319油盆Φ1m只620三相电源接线盘380V只121竹梯15档把222检修脚手架SW6-110断路器专用付123断路器检修专用工具SW6-110断路器套324液压机构检修专用工具CY3型套125压力滤油机50L/min台126油罐1t只127回收油桶，180kg只228塑料油桶中号只229摇表500V只130万用表/只131万用表/只132充氮机台133链条钳把2B：备品、备件及材料序号名称型号单位数量1绝缘油#25油kg1802航空液压油γ50#10油kg303密封圈SW6断路器套14密封圈CY3型液压机构套15氮气99．990/0瓶6棉纱/kg37砂布＃500张58汽油＃90kg29钢锯条300mm支510毛巾/块611导电脂/kg0.512白纱带/圈113铁丝＃8kg614泡沫厚5mm张515机油10Wkg116漆刷1.5寸把917塑料薄膜/米818红漆1Kg/桶桶119黄漆1Kg/桶桶120绿漆1Kg/桶桶121黑漆调合漆kg822白漆23松动剂/听224高钙黄油1kg/包包325绝缘胶布3M圈126喉箍只427铅笔HB支428记号笔极细支129粉笔盒130纱手套/双1031开口销Φ3mm颗1032开口销Φ2mm颗1033螺栓M8*50颗5034螺栓M10*30颗10035螺栓M10*40颗10036螺栓M12*40套5037螺栓M16*60套30重庆电力公司SW6—（220KV／110KV）型少油断路器大修报告变电站开关（名称、调度编号）开关型号额定电流（安）断流容量(兆伏安)制造厂开关出厂编号开关出厂年月年月操作机构型号CY3操作机构出厂编号操作机构出厂年月年月检修前发现的问题：分项项目标准值修前值修后值断路器本体灭弧室内铜（铝）压圈上平面至铝帽凸台上平面距离1不小于15毫米ABCABC234灭弧室内玻璃钢筒上平面至铝（铜）法兰上平面距离（上衬筒上φ10的槽孔）138±6毫米2附录二.断路器大修报告：与铝（铜）法兰上相应的φ10孔对穿）34灭弧室内第一隔弧片上平面至铝帽凸台上平面距离（保证保护环下端面至第一隔弧片上平面距离32±1.5毫米）1北开328±1.5毫米西安333±1.5毫米西安331±1.5毫米西安336±1.5毫米234动触头全行程1+10390毫米-15234动触头超行程100KV2（同相差不大于毫米）220KV6160±5毫米234分闸位置提升杆轴套下沿至滑槽底部距离（尺寸A）114±2毫米234与动触杆相连的调节杆的螺纹外露部份（不包括螺母厚度，但包括与螺纹直径相同的不带螺纹部分）长度1不大于53毫米234合闸代表团，保持弹簧有效长度（指从外圈算起的弹簧全长）455±5毫米合闸位置，把机构压力放至零值，水平连杆往分闸位置移动不大于2毫米分闸位置，油缓冲器活塞杆位置应打到底各牵引杆拧入螺套的长度不小于20毫米操作从零压打压至额定定值时间不大于3分钟油泵起动间隔时间不小于1天合闸位置，打压至250Kg/Cm2，保持12小时蓄压筒活塞杆下降不大于5毫米工作缸行程132（北开）MM132±1（西开）MM132±1（I）MM机构慢分慢合辅助开关切换正确、可靠合闸一线阀阀杆总行程4—5毫米合闸一级阀钢球打开距离1—1.5毫米分闸阀阀杆总行程4—5毫米分闸阀钢球打开距离1—1.5毫米二次加路绝缘电阻操作回路不小于5兆欧信号回路电机回路其它回路机械特性试验额定油压下刚分速度1西高5.5/5.4+15.5/5.4-0.4米/秒北开5.5/5.4±0.5234最大分闸速度18.5/8.0±1.5234有油刚合速度1西高8.5/3.4+18.5/3.4-0.5米/秒北开3.3/3.4±0.5无油234同相分闸同步性西高不大于5毫秒北开不大于3毫秒相间分闸同步性西高不大于6毫秒北开不大于5毫秒同相合闸同步性不大于5毫秒相间合闸同步性不大于15毫秒固有分闸时间不大于0.04秒合闸时间不大于0.02秒合闸线圈最低动作电压30-65%额定电压分闸线圈最低动作电压30-65%额定电压中间继电器低动作电压30-70%额定电压接触器低动作电压30-80%额定电压绝缘油注入开关前的耐压值不小于40千伏自开关内取出绝缘油的耐压值不小于30千伏高压试验每相回路电阻220/110千伏不大于400/180微欧断口和提升杆的绝缘电阻不小于5000兆欧断口和提升杆的泄漏电流110/220千伏不大于10/8微安分闸位置单断口耐压（有油）（解体大修后做）155千伏1分钟提升杆耐压（解体大修后做）220/110千伏425/215千伏5分钟或分四段每段120/60千伏5分钟220千伏各断口间电压分布最大不均匀度不大于1.2均压电容器耐压150千伏1分钟均压电容器介损不大于0.5%（20℃）均压电容器绝缘电阻不小于2500兆欧均压电容器电容量与铭牌比较误差±10%注：1、编号顺序自操作箱算起110千伏只用1、2两数2、尺寸A对202千伏1、2两数为靠操作箱柱3、4两数为远离操作箱柱，单数为自操作箱看起的右侧，双数为左侧。对110千伏单数为面向操作箱侧，双数