ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册

厦门华电开关有限公司ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册（2014版）前言为了切实做好设备运行维护工作，提高设备维护与检修质量和可操作性，实现设备精益化管理工作目标，作为重点设备管控技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 体系文件的重要组成部分，公司组织电力研究院、设备运行维护单位、厦门华电开关有限公司参与，充分结合设备制造工艺和运行维护特点，编制完成了《厦门华电开关有限公司ZF35(GFM)-126型GIS设备维护检修手册》，提出该型设备在日常巡视、预防性试验、检修各个环节的技术要求和实施方法，以有效指导各单位该型断路器的维护与检修工作。本手册起草单位：江门供电局，厦门华电开关有限公司本手册主要起草人：叶健忠、游祥辉、文建伟、吴伟、裴运军本手册主要审查人员：吴建锋、姚远、吕鸿、唐瑛本规范自发布之日起实施。本规范由广东电网有限责任公司生产设备管理部提出、归口管理和负责解释。执行中的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 和 意见 文理分科指导河道管理范围浙江建筑工程概算定额教材专家评审意见党员教师互相批评意见 ，请及时反馈至广东电网有限责任公司生产设备管理部目录II前言III目录11适用范围及引用文件11.1适用范围11.2引用文件32.1技术参数32.1技术参数表92.2浴盆曲线图93维护、检修周期及项目93.1C类检修项目及周期93.2B类检修项目与周期143.3A类检修项目与周期174维护及检修准备工作174.1B类检修项目要求174.1.1工器具要求184.1.2耗材要求194.1.3人员需求194.1.4成本估算204.2A类检修项目要求204.2.1工器具要求204.2.2耗材要求204.2.3人员需求204.2.4成本估算214.3.1技术准备工作214.3.2工器具准备工作214.3.3人员准备工作214.4B类检修危险点及预控措施234.5.1B类检修工作流程234.5.2A类检修工作流程245.1B类检修质量标准245.1.1本体及支架检查245.1.2SF6密度表校验及触点回路检查245.1.3进出瓷套管检查255.1.4气室微量水分测量255.1.5断路器、三工位隔离接地开关及故障接地开关操作检285.1.6联锁闭锁回路操作295.1.7GISSF6气体分解产物测量295.1.8GIS的SF6气体检漏295.1.9二次元件及控制回路检查295.1.10各操作机构润滑、辅助开关及位置开关335.1.11分合闸线圈检测335.1.12GIS时间参量测试345.1.13GIS主回路电阻测量345.2A类检修质量标准366厦门华电开关有限公司相关资料性附录36附录一主要故障的处理38附录二作业 说明 关于失联党员情况说明岗位说明总经理岗位说明书会计岗位说明书行政主管岗位说明书 43附录三断路器操作机构二次图纸50附录四GIS标准间隔组成及对应气隔图52附录五全寿命周期成本计算56附录七常用备件1适用范围及引用文件1.1适用范围本手册适用于广东电网有限责任公司范围内由厦门华电开关有限公司生产的ZF35(GFM)-126型GIS的维护和检修工作。1.2引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。IEC62271-100:2008高压开关设备和控制设备：高压交流断路器IEC62271-102:2001高压开关设备和控制设备：高压交流隔离开关和接地开关IEC62271-203:2003高压开关设备和控制设备：额定电压52kV及以上的气体绝缘金属封闭开关设备IEC60044-1:2003互感器–第1部分：电流互感器IEC60044-2:2003互感器-第2部分：感应式电压互感器IEC62271-209:2007额定电压大于等于72.5kV的气体绝缘金属封闭开关设备与充流体及挤包绝缘电力电缆的连接-充流体及干式电缆终端IECTR261639:1996额定电压72.5kV的电力变压器与气体绝缘金属封闭开关设备的直接连接IEC60099-4:2006避雷器–第4部分：交流系统用无间隙金属氧化物避雷器GB11022-2011高压开关设备通用技术条件GB7674-2008六氟化硫封闭式组合电器GB1984-2003交流高压断路器GB7354-2003局部放电测量GB1985-2004交流高压隔离开关和接地开关GB1207-2006电磁式电压互感器GB1208-2006电流互感器GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB50171-1992盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50168-2006电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）DL/T5161-2002电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T417-2006电力设备局部放电现场测量导则DL5009.3-2005电力建设安全工作规程(变电所部分)DL/T596-2005电力设备预防性试验规程DL/T621-1997交流电气装置的接地Q/CSG1205001-2014电力设备检修规程Q/CSG210021-2014中国南方电网有限责任公司设备检修管理办法广东电网公司输电及变电一次设备运维策略建设实施细2.1技术参数2.1技术参数表 序号 技术参数名称 单位 出厂标准参数 一 GIS一般参数 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min 相对地、相间 kV 230 隔离断口 kV 230+73 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地、相间 kV 550 隔离断口 kV 550+103 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 S 4 8 SF6气体额定压力（20℃时表压） 断路器+CT气室 MPa 0.6 其它气室 0.5 9 SF6气体中允许水分含量 断路器+CT气室 μL/L ≤150 其它气室 ≤250 10 SF6气体年泄漏率 ％ ≤0.5 11 局部放电量(试验电压151kV) pC ≤5 12 环境温度 ℃ -25～+40 13 海拔高度 M 1000 14 地震强度 G 烈度为9度：水平加速度≤0.4，垂直加速度≤0.2 二 断路器 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min 相对地、相间 kV 230 隔离断口 kV 230+73 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地、相间 kV 550 隔离断口 kV 550+103 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 s 4 8 额定短路开断电流 kA 40 9 额定峰值关合电流 kA 100 10 近区故障电流 kA 36，30 11 首开极系数 1.5 12 额定失步电流 kA 10 13 额定线路充电电流 A 31.5 14 额定电缆充电电流 A 140 15 异相接地故障开断电流 kA 34.8 16 额定时间参数 合-分时间 ms (60ms 分-合时间 ≥300 分闸时间 (40ms 合闸时间 (100ms 17 三相不同期性 合闸 ms ≤2 分闸 ≤2 18 平均速度 合闸速度 m∕s 4±0.5 分闸速度 5.5±0.5 19 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.6 报警压力 0.55 闭锁压力 0.5 20 断路器的重量 SF6气体重量 kg 60 断路器总重量 1500 断路器水平载荷 600 断路器垂直载荷 3000 21 额定操作顺序 O–0.3s–CO–180s–CO 22 断路器主回路电阻 μΩ ≤120 23 断路器机械寿命 次 10000 24 断路器电寿命 次 20 25 弹簧操作机构 操作电压 V DC220/110 储能时间 s ＜20 电机功率 W 600 操作方式 三相联动 26 分合闸线圈阻值 液压机构 Ω 220±10 弹簧机构 分闸线圈 33±5 合闸线圈 18±5 三 隔离开关 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min 相对地、相间 kV 230 隔离断口 kV 230+73 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地、相间 kV 550 隔离断口 kV 550+103 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 s 4 8 额定母线转换电流(转换电压10V) A 1600 9 开合感性小电流 A 0.5 10 开合容性小电流 1 11 额定时间参数 分闸时间 s 1±0.6 合闸时间 1±0.6 12 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 13 隔离开关主回路电阻 μΩ ≤25 14 隔离开关机械寿命 次 10000 15 电动操作机构 操作电压 V DC220/110 电机功率 W 350 操作方式 三相联动 四 检修接地开关 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min 相对地、相间 kV 230 隔离断口 kV 230+73 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地、相间 kV 550 隔离断口 kV 550+103 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 s 4 8 额定时间参数 分闸时间 s 1±0.6 合闸时间 1±0.6 9 检修接地开关机械寿命 次 10000 10 检修接地开关主回路电阻 μΩ ≤25 11 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 12 电动操作机构 操作电压 V DC220/110 电机功率 W 350 操作方式 三相联动 五 快速接地开关 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min 相对地、相间 kV 230 隔离断口 kV 230+73 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地、相间 kV 550 隔离断口 kV 550+103 3 额定频率 Hz 50 4 额定短时耐受电流 kA 40 5 额定峰值耐受电流 kA 100 6 额定短路持续时间 s 4 7 额定峰值关合电流 kA 100 8 额定短路关合次数 次 2 9 开合电磁感应电流(6kV) A 100 10 开合静电感应电流(6kV) 5 11 SF6气体额定压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 12 额定时间参数 分闸时间 s 1.8±0.5 合闸时间 1±0.5 13 合闸速度 m∕s 3±0.5 14 快接地开关回路电阻 μΩ ≤35 15 快速接地开关机械寿命 次 10000 16 电动弹簧操作机构 操作电压 V DC220/110 电机功率 W 400 操作方式 三相联动 六 电流互感器 1 额定电压 kV 126 2 额定电流 A 2500/3150 3 额定频率 Hz 50 4 额定一次电流 A 300/600/1000/1250/1600/2000/2500 5 额定二次电流 A 1/5 6 容量 VA 15/20/30 7 准确级 0.2s/0.2/0.5/10P20/5P20 8 一次侧额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min kV 230 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 550 9 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 七 电压互感器 1 额定电压 一次绕组电压 kV 110/ 二次绕组电压 V 100/ 剩余绕组电压 V 100 2 一次侧额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min kV 230 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 550 3 额定频率 Hz 50 4 准确级次 0.2/0.5/3P 5 额定输出 VA 10/25/50/100 6 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 八 避雷器 1 额定电压 kV 102 2 持续运行电压 kV 79.6 3 标称放电电流（8/20μs） kA 10 4 雷电冲击电流下残压（峰值） kV 266 5 操作冲击电流下残压（峰值） 226 6 陡波冲击电流下残压（峰值） 297 7 直流1mA参考电压 148 8 SF6气体压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 九 SF6/空气套管 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min(干试、湿试) kV 230 额定雷电冲击耐受电压(峰值)(干试、湿试) kV 550 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 s 4 8 爬电距离 mm 3150/3906 9 干弧距离 mm ≥900 10 静态安全系数 3.5 11 SF6气体额定压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 12 端子静负载 水平纵向 N 1250 水平横向 750 垂直方向 1000 13 无线电干扰水平(在1.1倍相电压下) μV ≤500 十 母线 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min kV 230 额定雷电冲击耐受电压(峰值) kV 550 3 额定频率 Hz 50 4 额定电流 A 2500/3150 5 额定短时耐受电流 kA 40 6 额定峰值耐受电流 kA 100 7 额定短路持续时间 s 4 8 材质 铜/铝合金 9 母线回路电阻 μΩ ≤0.015/mm 10 导体直径 mm φ60x15 11 SF6气体额定压力（20℃时表压） 额定压力 MPa 0.5 报警压力 0.45 最低功能值 0.4 十一 壳体 1 内部故障短路电流 kA 40 2 内部故障短路持续时间 s 0.3 3 材质 铝合金 4 气室 断路器气室 其它气室 额定压力（20℃是表压） MPa 0.6 0.5 设计压力 0.75 0.65 5min例行试验压力 1.5 1.3 外壳破坏压力 3.75 3.25 防爆膜设计压力 1 1 5 温升试验 试验电流 A 1.1x3150 可以接触部位 K ≤30 可能接触部位 ≤40 不可接触部位 ≤65 十二 绝缘子 1 额定电压 kV 126 2 额定绝缘水平 额定工频耐受电压(有效值)1min kV 230 额定雷电冲击耐受电压(峰值) kV 550 3 额定频率 Hz 50 4 额定短时耐受电流 kA 40 5 额定峰值耐受电流 kA 6 额定短路持续时间 s 4 7 额定相电压下最大电场强度 kV/mm ≤1.5 8 额定压力（20℃是表压） MPa 0.6 设计压力 0.75 5min例行试验压力 1.5 外壳破坏压力 2.25 9 局部放电量(试验电压151kV) pC ≤3 十三 重量和尺寸 1 间隔尺寸（双母线）(L)x(W)x(H)/mm mm 5000x1000x3100 2 运输尺寸（双母线）(L)x(W)x(H)/mm mm 5000x1500x3200 3 运输重量（双母线）/吨 t 3.52.2浴盆曲线图3维护、检修周期及项目3.1C类检修项目及周期设备不停电维护（C类检修）项目和周期应同时满足南方电网公司《电力设备检修规程》和《广东电网公司输电及变电一次设备运维策略及管控建设实施细则》的要求。3.2B类检修项目与周期B类检修项目周期应按下表执行，如制造厂有本手册未包含的项目或特殊要求时，应与制造厂协商后执行。 序号 项目 要求 周期 备注 通用部分 1 测试实验 1）操作机构机械特性试验2）自由脱扣试验 6年(可结合停电预试开展) 2 操作装置和控制盘 1）弹簧生锈及变形，修理损坏了的零部件2）调整行程3）每个连接部分的销子有无异常情况4）润滑5）检查和修理辅助开关6）调整油缓冲器、换油7）按规定更换零部件8）按规定更换坏死的标准件 6年(可结合停电预试开展) 更换零部件和调整行程工作，有必要时需联系厂家人员进行。 3 GISSF6气体的湿度(20℃的体积分数)μL/L 断路器（新150运行300ppm）其他（新250运行500ppm） 6年(可结合停电预试开展) 4 六氟化硫气体水分干燥剂 气室微水超标时更换 超标处理、6年(可结合停电预试开展) 5 SF6气体检漏 当红外检漏无法查到漏点时，应采取包扎、泡沫涂抹法检漏 必要时 6 SF6密度继电器（压力表）检查 1）本体SF6密度继电器接线盒密封应良好，无进水、锈蚀情况，观察窗应无污秽，刻度应清晰可见2）本体SF6密度继电器压力告警、闭锁功能应能正常工作3）密度继电器的绝缘电阻不低于10MΩ 1）6年2）必要时 7 气室SF6分解物含量 符合技术要求 6年(可结合停电预试开展) 8 机构箱及汇控箱电器元件检查 1）检查并紧固接线螺丝，清扫控制元件、端子排2）储能回路、控制回路、加热和驱潮回路应正常工作3）二次元器件应正常工作，接线牢固，无锈蚀情况 1）6年2）必要时 B 9 回路电阻测量 符合技术要求 6年(可结合停电预试开展) 10 断路器时间参量检测 满足要求参数要求 6年(可结合停电预试开展) 11 控制电缆检查 连接牢固可靠 6年(可结合停电预试开展) 12 加热器检查 功能完好 6年(可结合停电预试开展) 13 机构箱检查 机构箱底部是否存在水迹、碎片、异物。机构箱外观、密封是否良好。 6年(可结合停电预试开展) 如发现异常，查明原因，并与厦门华电开关有限公司客户服务部取得联系。 14 二次回路 采用500V绝缘电阻测试仪测试GIS二次回路的绝缘电阻值≮2MΩ。 6年(可结合停电预试开展) 15 防爆膜检查 防爆膜应无严重锈蚀、氧化及变形现象 6年 断路器及操动机构 1 手动/电动分合检查 操动顺滑，无卡阻。 6年(可结合停电预试开展) 2 机械时间特性试验 符合技术要求 6年(可结合停电预试开展) 3 断路器操作机构功能检查 液压机构：无液压油外露、保压性能良好、操作功能良好、监控节点输出良好。弹簧机构：操作功能良好、监控节点输出良好。 6年(可结合停电预试开展) 10 液压机构及采用差压原理的气动机构防失压慢分试验 当断路器本体在合闸时，由零压开始建压至额定压力过程中，检查本体合闸位置应保持无变化 1)6年2)必要时 B 11 断路器分、合闸掣子检查 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，若有异常则重新进行调整 1）6年2）必要时 B 12 断路器操作机构储能电机检查 操作机构储能电机（直流）碳刷无磨损，电机运行应无异响、异味、过热等现象，若有异常情况应进行检修或更换 1)6年2)必要时 B 13 驱动机构检查 检查锁紧螺母，其它螺栓连接和锁片的可靠入位以及腐蚀情况。为进行检查，用电机驱动机构将隔离开关以及接地开关分合5次，记录开关运动的任何异常现象。检查位置指示器机械触点的损坏和磨损 6年 B 14 缓冲器检查 对合闸缓冲器和分闸缓冲器的外部泄漏进行视觉检查。检查缓冲器下方固定区域的黄油痕迹 6年 B 15 分、合闸线圈检查 分、合闸线圈铁心应灵活、无卡涩现象；分、合闸线圈安装应牢固、接点无锈蚀、接线应可靠；分、合闸线圈直流电阻值应满足厂家要求 1）6年2）必要时 B 16 分、合闸线圈低动作电压试验 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110%范围或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作 1）220kV及以上3年1次；110kV6年1次2）必要时 B 17 液压操作机构压力告警、闭锁功能检测 1）检查开关油泵停止和启动压力应正常2）检查从零到额定压力的打压时间3）检查闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁跳闸、闭锁操作各参数告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作，且后台报信正常4）检查开关预压力应正常 6年 B 18 对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查 1）检查开关及机构机械传动部分正常2）对拐臂、联板、轴、销逐一检查位置及状态无异常，其固定的卡簧、卡销均稳固3）检查机构所做标记位置应无变化4）对联杆的紧固螺母检查无松动，划线标识无偏移5）对各传动部位进行清洁及润滑，尤其是外露连杆部位6）所使用的清洁剂和润滑剂必须符合厂家要求 6年 B 19 更换液压油 更换原液压油，并对液压系统用液压油进行冲洗，充分排空后对其进行机械特性进行测量，记录其分合闸速度、时间、行程 6年 B 20 液压油过滤、油箱清扫及液压油补充 油箱、过滤器应洁净，液压油无水份及杂质，应对液压油进行过滤，补油时应使用滤油机进行补油。如发现杂质应制定相应的检修方案 1）220kV及以上6年；110kV12年2）必要时 B 21 辅助开关传动机构的检查 1）辅助开关传动机构中的连杆联接、辅助开关切换应无异常2）辅助开关应安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好，并进行除尘清洁工作 1)6年2)必要时 B 22 开关机构箱体检查 1）检查加热装置正常运行2）清理机构箱呼吸孔尘埃3）检查机构箱内二次线端子排接触面无烧损、氧化，各端子逐一紧固并检测绝缘不低于2MΩ，否则需干燥或更换4）装复线插外部的防雨罩后检查锁定把手位置正确锁紧5）箱门平整、开启灵活、关闭紧密，转动部分可添加润滑剂6）机构运行后需结合停电检查维护对机构箱体密封检查，检查机构门封无破损、脱落，结合A类检修期更换门封，每次检查门板、封板等应不存在移位变形 6年 B 23 防腐处理 1）对局部锈蚀部位进行除锈防腐处理2）对存在锈蚀铜管、慢泄孔螺母进行更换 6年 B 24 断路器机械特性检查 1)断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定2)除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms相间分闸不同期不大于3ms同相各断口间合闸不同期不大于3ms同相各断口间分闸不同期不大于2ms 1）6年2）必要时 B 25 分、合闸速度测量 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 1）6年2)必要时 B 26 外传动部件检修 1）各传动、转动部位应进行润滑2）拐臂、轴承座及可见轴类零部件无变形、锈蚀3）拉杆及连接头无损伤、锈蚀、变形，螺纹无锈蚀、滑扣4）各相间轴承转动应在同一水平面5）可见齿轮无锈蚀，丝扣完整，无严重磨损；齿条平直，无变形、断齿6）各传动部件锁销齐全、无变形、脱落7）螺栓无锈蚀、断裂、变形，各连接螺栓规格及力矩符合厂家要求 6年 B 27 隔离开关操动机构箱检修 电气元件：1）端子排编号清晰，端子无锈蚀、松动2）机构箱内各电器元件通、断正确，切换动作灵活，无卡滞3）驱潮装置功能正常，加热板阻值符合厂家要求4）电机阻值符合厂家要求，壳体无裂纹，无锈蚀，转动灵活，可见轴承及所有轴类零部件，无变形、锈蚀5）二次回路及电器元件绝缘电阻>2MΩ机械元件：1）变速箱壳体无变形，无裂纹，可见轴承及轴类灵活、无卡滞；蜗轮、蜗杆动作平稳、灵活，无卡滞2）机械限位装置无裂纹、变形3）抱夹铸件无损伤、裂纹4）机构转动灵活，无卡滞5）各连接、固定螺栓（钉）无松动6）机构箱体无锈蚀、变形、密封胶条完好，无破损，机构箱内无渗水现像7）各传动、转动部位应进行润滑 6年 B 隔离/接地组合开关、隔离开关、快速接地开关、检修接地开关 1 手动/电动分合检查 操动顺滑，无卡阻。 6年(可结合停电预试开展) 2 隔离接地、快速接地开关操作机构功能检查 操作功能良好、监控节点输出良好。 6年(可结合停电预试开展) 就地控制柜 1 外观检查 无损伤、腐蚀，外观良好 6年(可结合停电预试开展) 电流互感器 1 端子箱接线检查 接线牢固，外观良好 6年(可结合停电预试开展) 电压互感器 1 端子箱接线检查 接线牢固，外观良好 6年(可结合停电预试开展) 2 电压互感器 询问生产商检修 1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修 避雷器 1 雷击计数器 动作正确 1）6年2）结合停电预试开展 2 监视器漏电流检查 表计指示准确 1）6年2）结合停电预试开展 3 接地线检查 接地良好、牢固 1）6年2）结合停电预试开展 4 避雷器本体 可通过监控设备接口对避雷器进行监控，出现问题时询问生产商检修 1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修 套管 1 复合绝缘套管 清洁 1）6年2）结合停电预试开展 2 瓷绝缘套管 瓷外套表面停电清洁 1）6年2）结合停电预试开展 3 架空线套管 询问生产商检修 1）6年2）伴随日常运行当有问题时通知厂家检修 3.3A类检修项目与周期A类检修项目周期应按下表执行。如制造厂有本手册未包含的项目或特殊要求时，应与制造厂协商后执行。原则上采用华电派技术人员现场指导，由本单位人专业技术人员负责完成，如条件不允许可以与华电公司协商,采取由华电公司提供备用设备置换A类检修的方式，具体双方根据实际情况协商决定。 A类检修项目： 序号 项目 要求 周期 备注 GIS本体 1 GIS本体检修 1）更换气室法兰连接面的螺栓2）根据厂家要求更换适量吸附剂3）更换防爆膜4）气室内壁、导体及绝缘件无异常5）对在现场装配的法兰和管路连接进行检漏 1）24年2）必要时 2 检查灭弧装置 对灭弧室进行解体检查，更换不符合厂家要求的部件 1）24年2）必要时 3 检查触头 对触头、绝缘拉杆等部件进行检查，更换不符合厂家要求的部件 1）24年2）必要时 4 更换部件 1）更换新的吸附剂2）更换新的“O”型密封圈和全部螺栓。按规定的拧紧力矩紧固盖子3）重新对法兰和盖子进行防腐措施 1）24年2）必要时 GIS机构 1 隔离开关外传动机构大修 1）各传动、转动部位应进行润滑2）拐臂、轴承座及所有轴类零部件，无变形、锈蚀；复合轴套无变形、裂纹3）拉杆及连接头无损伤、锈蚀、变形，螺纹无锈蚀、滑扣；铜套表面无锈蚀、变形4）齿轮无锈蚀、严重磨损，丝扣完整5）各相间轴承转动应在同一水平面6）传动瓷瓶连接牢固，转动无卡滞7）各传动部件固定轴销齐全、无变形、脱落8）螺栓无锈蚀、断裂、变形，各连接螺栓规格及力矩符合厂家要求9）必要时更换相应零部件 12年 2 隔离开关操动机构大修 电器元件：1）端子排无破损，编号清晰，端子无锈蚀2）接触器通、断切换正确，动作灵活，无卡滞；测量线圈电阻值符合厂家标准3）辅助开关通、断相应位置正确，接触良好，壳体无破损；转轴、传动拐臂及连杆无变形、卡滞，转动灵活4）电机保护器无破损，设定值符合厂家要求；通、断切换正确；线圈电阻值符合厂家要求5）分、合闸操作按钮无损伤，动作灵活、无卡滞，通断正确6）接地部位接地导通良好7）二次接线正确，连接紧固8）二次回路及电器元件绝缘电阻>10MΩ9）驱潮装置功能正常；加热板电阻值测量符合厂家要求10）限位开关无破损，切换可靠11）照明回路照明灯启动正常12）电源测量电机、控制、加热及照明电源正常13）小型断路器无破损、烧损，切换可靠14）电机阻值符合厂家要求；引出线焊接或压接应良好；壳体无裂纹、锈蚀；转动部件灵活，无卡滞；轴承及所有轴类零部件无变形、锈蚀机械元件：1）变速箱齿轮及键槽完整，无损伤；蜗轮、主轴、键槽及平键无损伤；轴承及所有轴类零部件无变形、锈蚀、卡滞，转动灵活；壳体及端盖无变形、裂纹、损伤；轴向窜动量不大于0.5mm；蜗轮中心平面与蜗杆轴线在同一平面，蜗轮与蜗杆的轴线互相垂直2）机械限位装置无变形、裂纹、损伤，弹簧无变形、锈蚀3）机构箱体无锈蚀、变形、密封胶条完好，无破损，机构箱内无渗水现像4）抱夹铸件无损伤、裂纹5）机构转动灵活，无卡滞6）各连接、固定螺栓（钉）连接牢固7）各传动、转动部位应进行润滑 12年 3 断路器液压机构大修 1)控制阀、供排油阀、信号缸、工作缸的检查：阀内各金属接口，应密封良好；球阀、锥阀密封面应无划伤；各复位弹簧无疲劳、断裂、锈蚀；更换新的密封垫2)油泵检查：逆止阀、密封垫、柱塞、偏转轮、高压管接口等应密封良好、无异响、无异常温升；更换新的密封垫3)电机检查：电机绝缘、碳刷、轴承、联轴器等应无磨损、工作正常4)氮气缸检查：罐体无锈蚀、渗漏；管接头密封情况良好；漏氮报警装置完好；更换新的密封圈；活塞缸、活塞密封应良好，应无划痕、锈蚀；更换新的氮气5)油缓冲器检查：油缓冲器弹簧应无疲劳、断裂、锈蚀，必要时进行更换；更换新的密封圈；活塞缸、活塞密封应良好，无划痕、锈蚀，必要时进行更换；更换新的液压油6)必要时更换新的相应零部件或整体机构 1)12年2)必要时 4 断路器弹簧机构大修 1)分合闸弹簧检查：分合闸弹簧应无损伤、疲劳、变形2)分合闸滚子检查：分合闸滚子转动时无卡涩和偏心现象，与掣子接触面表面应平整光滑，无裂痕、锈蚀及凹凸现象3)电机检查：电机绝缘、碳刷、轴承等应无磨损、工作正常4)减速齿轮检查：减速齿轮无卡阻、损坏、锈蚀现象，润滑应良好5）缓冲器检查：合闸缓冲器和分闸缓冲器的外部、缓冲器下方固定区域应无漏油痕迹，缓冲器应无松动、锈蚀现象，弹簧无疲断裂、锈蚀，活塞缸、活塞密封圈应密封良好6)必要时更换新的相应零部件或整体机构 1）24年2）必要时 4维护及检修准备工作4.1B类检修项目要求4.1.1工器具要求 序号 名称 型号规格（精度） 单位 数量 备注 1 开口扳手 6～24 套 1 手工具 2 套筒扳手 10～32 套 1 3 梅花扳手 6～24 套 1 4 铁榔头 1.5磅 只 1 5 木榔头 / 只 1 6 一字螺丝刀 2、4、6、8＂ 套 1 7 十字螺丝刀 2、4、6、8＂ 套 1 8 力矩扳手 10～150N·m 套 1 9 力矩扳手 10～300N·m 套 1 10 游标卡尺 0～125mm 套 1 11 塞尺 0.02-1.0mm 套 1 12 卷尺 / 把 1 13 水平尺 / 把 1 14 线锤 / 只 1 15 机油壶 / 只 1 16 回路电阻测试仪 100A 台 1 试验仪器 17 兆欧表 1000V、2500V 只 各1 18 万用表 / 只 1 19 机械特性仪 能开展GIS低电压动作特性及时间特性测试。 套 1 20 SF6捡漏仪 根据用户设备情况选择，可选用普通、激光及红外检漏仪。 套 1 21 移动线盘 220V 只 1 安全工具 22 安全带 全身式 付 3 23 临时接地保安线 >25mm2 付 3 24 人字绝缘梯 2.5m 张 1 25 绝缘梯 3m 张 1 26 登高机具 10m以上高空作业车或者高空升降平台 台 1 大型机具 27 绳索 能供最小负载500kg m 5 安全工器具 28 机械特性仪 套 1 试验仪器 29 GIS速度特性测试传感器 套 1 30 避雷器特性测试仪 套 1 31 SF6气体回收装置（带真空泵） 台 1 工器具设备 32 检修工作台 台 1 4.1.2耗材要求 序号 名称 型号规格 单位 数量 备注 1 白布 / m 2 2 砂纸 ＃－10 张 5 3 铁砂布 ＃0 张 3 4 钢锯条 300mm、细齿 根 5 5 毛巾 / 块 3 6 白纱带 / 卷 0.5 7 铅丝 ＃12 kg 1 8 机油 / kg 1 9 无水乙醇 分析醇 kg 1 10 导电脂 / kg 0.5 11 油漆 醇酸漆 kg 0.4 黄、绿、红、黑各0.1 12 防锈漆 / kg 0.5 13 清洗剂 / 瓶 2 14 松动剂 / 听 1 15 中性凡士林 / kg 0.5 16 钢丝刷 / 把 1 17 铜丝刷 / 把 1 18 漆刷 1.5寸 把 4 19 漆刷 2寸 把 4 20 塑料薄膜 / m 3 （需要包扎法检漏时） 21 螺栓 M24,M20，M16，M12，M10 套 若干 22 绝缘乙烯带 / 卷 1 无粘性 23 绝缘胶带 / 卷 1 24 润滑脂 （由厦门华电开关有限公司提供） kg 1 华电公司专用 25 润滑油 （由厦门华电开关有限公司提供） / / 华电公司专用 26 液压油 （由厦门华电开关有限公司提供） / / 华电公司专用 27 记号笔 / 支 1 4.1.3人员需求 人员资质要求 人员需求 工时需求 检修人员 厂家人员 检修人员 厂家人员 检修人员要求：1）变电检修专业高级工资格至少1人；2）厂家技术人员经厦门华电开关有限公司培训合格，具备厦门华电开关有限公司认证资格至少1人；3）其余人员需具备变电检修专业认可资格。 5 1人或根据检修情况，在检查出现异常时可能需要参加 2 1人或根据检修情况确定，不超过2天。4.1.4成本估算1、检修人员人工成本定位900元/人·天。2、厂家成本核算根据厦门华电开关有限公司报价，现场服务人工费用为3000元/人·天，考虑到交通成本等，GISB类检修厦门华电开关有限公司方面报价约2万元/间隔。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。4.2A类检修项目要求A类检修工作原则上采取采用整体轮换的方式在厂内完成A类检修的方式,现场工作仅为更换GIS，包含老GIS拆除、检修后GIS安装、静置及调试工作。4.2.1工器具要求除了包含B类检修项目中需要准备的工器具以外，还需增加以下工器具： 序号 名称 型号规格（精度） 单位 数量 备注 1 SF6充气装置 接口满足厦门华电开关有限公司接口要求。 套 1 手工具 2 真空吸尘器 / 套 1 3 移动线盘 380V 只 1 安全工具 4 吊索 能供最小负载1000kg 付 1 5 SF6气体回收装置 / 套 1 大型机具 6 起吊机具 8吨及以上吊车 套 1 7 交流耐压设备 满足厦门华电开关有限公司产品要求 套 1 实验设备4.2.2耗材要求包含B类检修项目中需要耗材。4.2.3人员需求 人员资质要求 人员需求 工时需求 检修人员 厂家人员 检修人员 厂家人员 检修人员要求：1）供电局检修专责1人，负责现场作业管控。2）变电检修专业高级工资格至少1人；3）厂家技术人员经厦门华电开关有限公司培训合格，具备厦门华电开关有限公司认证资格至少1人；4）其余人员需具备变电检修专业认可资格。厂家人员要求：由厦门华电开关有限公司工厂安排的技术维护人员。 5 1 4 44.2.4成本估算1、检修人员人工成本定位900元/人·天。2、厂家成本核算根据厦门华电开关有限公司报价，现场服务人工费用为3000元/人·天，考虑到交通成本等，GISA类检修现场服务部分厦门华电开关有限公司方面报价约25-60万元。返厂后，更换相关材料费用根据更换情况确定，一般为全新GIS的40%-70%，返厂检修人工费用约为4万元/台。报价仅供参考，以现场实际工作需求为准。4.3维护及检修准备工作4.3.1技术准备工作a）熟悉ZF35(GFM)-126型GIS技术资料，明确有关技术要求及质量标准；b）准备好需检修GIS的资料：产品手册、电气原理图、出厂试验报告；c）现场了解设备运行状况以及工作场所的安全措施；d）根据运行、检修和试验记录查找收集设备缺陷资料；e）核实GIS操作次数及开断短路电流的次数，确定检修项目和改进项目。f）根据确定的检修项目制定检修 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 和方案。4.3.2工器具准备工作a）按照检修项目要求，检查检修中所需用到的工器具应完好正常，并运至检修现场。b）对GIS绝缘零件应采用较好防护及防潮措施。c）现场做好安全、防火措施。4.3.3人员准备工作a）组织全体工作人员进行技术交底，安全措施的学习；b）明确各项目人员分工，落实到位，风险分析明晰；c）工作人员做好必要的防护措施，穿长袖工作服，必要时带防护手套和带护目镜。4.4B类检修危险点及预控措施 防范类型 危险点 预控措施 人身触电 接、拆低压电源 检修电源应有漏电保护器；电动工具外壳应可靠接地。 1）检修人员应在变电站运行人员指定的位置接入检修电源，禁止未经许可乱拉电源，禁止带电拖拽电源盘。2）拆、接试验电源前应使用万用表测量，确无电压方可操作。 1）检修前应断开GIS操作电源及储能电机、加热器电源；2）严禁带电拆、接操作回路电源接头；3）拆、接操作回路电源接头应使用万用表测量，确无电压方可操作。 误碰带电设备 1）吊车进入高压设备区必须由具有特种作业资质的专业人员进行监护、指挥，按照指定路线行走及吊装；2）工作前应划定吊臂和重物的活动范围及回转方向。3）确保与带电体的安全距离：220kV不小于6M。 在220kV变电站进行的GIS停电维护及检修工作应增加保安接地线。 物体打击 操作机构伤人 把GIS操作在分闸位置，断开电源并在高压侧接地。 1）断开GIS储能电机电源之后，进行一次合－分操作，或用手反向转动操作机构的驱动轴承释放弹簧能量。2）为安全起见，在检修工作完成前，GIS合闸弹簧不能储能。 GIS停电维护及检修时，如果有交叉工作，工作人员必须按规范作业并且相互间要协调好。 1）确认中控箱和机构箱远方/就地切换开关S4打到“就地”位置，防止机构误动。2）机构分、合闸弹簧能量未释放，不得开展检修工作。 严禁对操作机构进行空操作。 设备损坏 不具备操作条件 严禁操作机构和极柱未安装完成前进行操作。 1）在操作机构未与GIS连接好前，不得操作GIS。2）在GIS未充入额定压力的SF6气体前，不得操作GIS。 严禁手按接触器储能。 人员操作不当 严禁手动释放分、合闸脱扣器。 测试线圈最低动作电压时应点动试验。 分-合－分试验时必须保证分－合时间间隔不能低于300ms。 GIS在合闸位置时，严禁同时向分闸和合闸回路加操作电压操作GIS，进行无延时分－合操作 在传动GIS机构防跳回路时，应先检查防跳继电器和二次回路是否完好，以避免出现无延时分－合操作； 对GIS进行分闸或合闸操作和测量线圈动作电压时，严禁不经GIS辅助接点将操作电压直接加在分合闸线圈上*对GIS进行手动慢分慢合操作人员必须经过厦门华电开关有限公司培训。未经培训不得对对GIS和操作机构进行以下手动操作：a.手动触发掣子，操作GIS；b.手动对操作机构进行储能；c.将GIS进行慢合、慢分操作。4.5停电维护及检修工作流程4.5.1B类检修工作流程4.5.2A类检修工作流程A类检修工作包括B类检修的所有内容，A类检修时增加GIS灭弧室、操作机构，隔离/接地开关及操作机构，快速接地开关及操作机构，GIS拆卸/安装和支持绝缘子检修等程序。原则上优先采用厦门华电公司派技术人员现场指导，由本单位人专业技术人员负责完成，如条件不允许可以与厦门华电公司协商,采取由厦门华电公司提供备用设备置换A类检修的方式，具体双方根据实际情况协商决定。5维护及检修质量标准5.1B类检修质量标准5.1.1本体及支架检查 检修工艺 质量标准 检修类型 GIS引流线接线板检查引出线接线板，应无松动、锈蚀。如严重锈蚀则应更换处理。如有螺栓松动，应按力矩要求拧紧螺栓。 GIS引出线接线板连接螺栓力矩：M12：65Nm，M16：190Nm。 停电维护 清洗GIS的喷漆面 已喷漆部分的清洁，允许用纯净水或肥皂水（0.5％） 停电维护5.1.2SF6密度表校验及触点回路检查 检修工艺 质量标准 检修类型 1、LCP断电；2、将密度继电器的电缆接头端子拆下；3、人为将1-2端子短接，LCP上电，查看对应气室压力低报警信号应显示；LCP断电，拆除1-2短接线；4、人为将3-4端子短接，LCP上电，查看对应气室压力低闭锁信号应显示；LCP断电，拆除3-4短接线；5、将密度继电器的电缆接头端子重新安装。注意：短接时需要LCP断电，否则有触电风险。 1、压力报警及闭锁回路功能应正常：a、断路器气室压力一级报警；0.55MPab、断路器气室压力二级闭锁；0.50MPac.Q1隔离开关气室压力一级报警/Q9隔离开关气室压力一级报警/电压互感器气室压力一级报警/避雷器气室压力一级报警0.45MPad.其它气室二级报警0.40MPa 停电维护表5.4-1气室内的压力(20℃) 气室 充气压力 报警点 最低功能压力 断路器和电流互感器 0.60MPa 0.55MPa 0.50MPa 其余所有气室 0.50MPa 0.45MPa 0.40MPa5.1.3进出瓷套管检查 检修工艺 质量标准 检修类型 图5.4-1～2SF6空气套管1，使用登高机具或人字梯，用毛巾或抹布挨个擦拭瓷套的伞裙表面并仔细检查。2、使用登高机具或人字梯，检查法兰的连接螺栓和防护硅胶。注意：a.瓷套内有高压气体，工器具撞击破损或爆炸的危险；b.瓷套内有高压气体,检查时应使用登高机具或人字梯，禁止人员攀爬；c.高空作业，要有防止摔跌的措施； 1、瓷套表面无污垢沉积，法兰面处无裂纹，与瓷套配合完好。2、法兰连接螺栓应无松动，如有松动，用相应的力矩紧固。3、防护硅胶应无开裂和脱落。 停电维护图5.4-1户外硅橡胶复合套管图5.4-2户外瓷套管5.1.4气室微量水分测量 检修工艺 质量标准 检修类型 1、用露点测试仪进行SF6含水量测量（20℃的体积分数；2、将测量管道上螺纹端与开关接头连接好、测试管道上的快速接头一端插入露点仪上的采样口，并将排气管连接到出气口；3、将开关接头与被试品测量口连接并锁紧；打开仪器电源开关，要求进入初始化自校验过程，此过程大概需要10min;4、将露点仪保护按钮调至到“测量”，完全打开露点仪的流量阀，然后通过测量管道上针型把流量调节到0.5L/min，开始侧量。注意；测试前对端口、接口螺纹和平面进行清洁处理。 1、应符合产品的技术要求和工程项目的相关技术条款；2、接验收时；断路器气室≤150ppm；其它气室≤250ppm；3、设备运行中：断路器气室≤300ppm；其它气室≤500ppm；（均为体积比）；若超标进行吸附剂更换。 停电维护5.1.5断路器、三工位隔离接地开关及故障接地开关操作检 检修工艺 质量标准 检修类型 图5.4-3：地控制柜元件1、合上所有控制、电机和信号交直流电源控制开关；2、选择CB//DS/ES/FES远近控制开关；3、选择就地分合闸操作开关；4、选择联锁/解锁转换开关；5、分别操作CB//DS/ES/FES的分合闸位置并确认其相对位的正确和有效性。注意；操作应是熟悉和了解该设备操作流程的相关人员。 1、断路器弹簧机构的储能时间（额定电压）16～20秒；2、三工位隔离接地开关、接地开关在各自的分合过程中不应有卡滞现象；3、断路器的机械和电气位置显示应正确；4、三工位隔离接地开关的机械和电气位置显示应正确；5、各接地开关位置显示应正确。6、CB//DS/ES/FES开关电气位置显示状态：图5.4-47、CB//DS/ES/FES开关机械位置显示状态：图5.4-5 停电维护典型控制面板见图5.4-3，各按钮说明如下：1电压表7钥匙操作联锁/解锁控制开关2电流表8电压选择开关3报警器9合/分闸按钮4CB弹簧机构分闸计数器10断路器位置指示器(方形)5断路器零位/就地/远方控制选择开关11其他开关位置指示器(圆形)6其他开关零位/就地/远方控制选择开关图5.4-3控制面板(典型图例)红灯亮绿灯亮机构分闸位置机构合闸位置图5.4-4图5.4-55.1.6联锁闭锁回路操作 检修工艺 质量标准 检修类型 图5.4-6典型出线间隔联锁表1、当隔离接地开关处于隔离开关合闸状态时，它不能直接操作过渡到接地开关合闸状态，必须先进行隔离开关分闸操作且分闸到位，才能实现接地开关的合闸操作；2、当隔离接地开关处于接地开关合闸状态时，它不能直接操作过渡到隔离开关合闸状态，必须先进行接地开关分闸操作且分闸到位，才能实现隔离开关的合闸操作；3、断路器与隔离开关、接地开关以及其他的联锁功能和要求可参照产品技术条件和工程项目的技术条款；a、防止误分、误合断路器。b、防止带负荷拉、合隔离开关。c、防止带电合接地开关。d、防止带接地开关合隔离开关。e、防止误入带电间隔注意；操作应是熟悉和了解该设备操作流程的相关人员。 各联锁功能应正确、有效和可靠；1、就地操作：当远程/就地选择钥匙置于“就地”位置时在控制柜进行的操作；2、断路器：在满足所有电气联锁条件后，断路器可以通过旋转开关进行分、合操作；3、隔离开关：在满足所有电气和机械联锁条件后，隔离开关可以通过旋转开关进行分、合操作；4、接地开关：在满足所有电气联锁机械条件后，接地开关需相应的钥匙脱扣并同时通过旋转开关进行分、合操作；5、当远程/就地选择钥匙置于“远控”位置时在后台进行的操作；6、各联锁功能应达到产品的技术条件和工程项目相应的技术条款要求。 停电维护图5.4-6典型出线间隔联锁表图5.4-6为典型出线间隔联锁表，间隔的联锁条件能在表中很清楚的体现：Q0的联锁条件为：Q1、Q2、Q9三个开关的一次设备不在中间位；Q1的联锁条件为：Q0、Q2、Q51、Q53、本段母线地刀Q15都在分闸位；或母联、Q2在合闸位，Q51、Q53、本段母线地刀Q15在分闸位；Q2的联锁条件为：Q0、Q1、Q51、Q53、本段母线地刀Q16都在分闸位；或母联、Q1在合闸位，Q51、Q53、本段母线地刀Q16在分闸位；Q51的联锁条件为：Q1、Q2、Q9都在分闸位；Q9的联锁条件为：Q0、Q51、Q53、Q8都在分闸位；Q53的联锁条件为：Q1、Q2、Q9都在分闸位；Q8的联锁条件为：Q9在分闸位，出线侧未带电。5.1.7GISSF6气体分解产物测量 检修工艺 质量标准 检修类型 在GISSF6充气连接头接上测量设备，之后按测试设备要求进行测试。 超过以下参考值需引起注意：SO2：不大于3μL/LH2S：不大于2μL/LCO：不大于100μL/L 带电试验5.1.8GIS的SF6气体检漏 检修工艺 质量标准 检修类型 1、对于在一个预防性试验周期未进行过补气的，在停电维护工作完成后应采用检漏仪直接进行检漏。 检漏仪应无报警，对于有报警的应明确报警原因，对存在漏点的，根据漏点部位制定