六氟化硫断路器检修规程培训资料.doc

六氟化硫断路器检修规程

精品文档

嫩江尼尔基水利水电有限责任公司

发电厂技术标准

六氟化硫断路器检修规程

标准代码 QJ/NEJ/FDC-B03-2011
2011–08–05 发布 实施
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编审人员

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前 言
本规程规定了尼尔基电站屋外LW10B-252/3150-40型高压六氟化硫断路器的检修间隔、项目、质量标准和检修工艺，适用于尼尔基电站屋外LW10B-252/3150-40型六氟化硫断路器的维护及检修工作。
本规程依据《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》GB/T8905—1996、《发电厂检修规程》SB230—87、《电力设备预防性试验规程》DL/T596—1996、河南平高电气股份有限公司《LW10B-252/3150-40六氟化硫断路器安装使用说明书》和原规程《六氟化硫断路器检修规程》水QJ/NEJFDC-02～01-2006进行修改编制。
本规程由尼尔基公司标准委员会授权尼尔基发电厂组织修编，在尼尔基发电厂范围内发布实施。
本规程如果与上级文件、国标、行标相冲突时，按照上位标准执行。如有异议需请示电厂总工程师决定。
本规程由尼尔基发电厂生产技术部负责解释并归口管理。
本规程自发布之日起实施，原规程《六氟化硫断路器检修规程》水QJ/NEJFDC-02～01-2006作废。

目 录
1 范围 1
2 引用标准及技术资料 1
3 检修的周期、项目和质量标准 1
3.1 检修周期和停用日数 1
3.2 检修项目和质量标准 2
3.2.1 巡检项目和质量标准见表3 2
3.2.2 小修项目和质量标准见表4 2
3.2.3 中修项目和质量标准见表5 3
3.2.4 大修项目和质量标准见表6 4
4 检修工艺 6
4.1 小修工艺 6
4.2 中修工艺 8
4.3 大修工艺 9
4.3.1 大修准备 9
4.3.2 一般检修质量要求 9
4.3.3 灭弧室的检修 9
4.3.4 支持瓷套及提升杆的检查 9
4.3.5 液压机构的检修 10
4.3.6 大修后的试验及调整 15
4.3.7 大修结尾工作 17
附录A 设备技术参数 18
附录B 产品结构与工作原理 22
附录C 断路器现场充气方法 35
附录D 断路器现场SF6气体检漏方法 38
附录E 断路器现场水分测量及处理的方法 41
附录F SF6气体、高纯氮及液压油的质量要求 43
附录G 液压系统排气方法 45
附录H 与SF6气体接触时的注意事项 46

LW10B-252/3150—40型六氟化硫断路器检修规程
1 范围
1.1 本标准规定了尼尔基电站屋外LW10B-252/3150-40型高压六氟化硫断路器的检修间隔、项目、质量标准和检修工艺。
1.2 本标准适用于尼尔基电站屋外LW10B-252/3150-40型六氟化硫断路器的维护及检修工作。
1.3 本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。
2 引用标准及技术资料
GB/T8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
SB230—87 发电厂检修规程
DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程
《LW10B-252/3150-40六氟化硫断路器安装使用说明书》河南平高电气股份有限公司
3 检修的周期、项目和质量标准
3.1 检修周期和停用日数
一般情况下，检修间隔和停用日数见表1、表2
表1 检修周期和停用日数
编号
检修类别
检修周期
停用日数
1.
巡检
一周
0天
2.
小修
一年
1天
3.
中修
五年
3天
4.
大修
十年或表2规定的开断次数
20天
5.
临检
当有严重威胁断路器安全运行的缺陷时
视缺陷情况而定
表2 按开断次数的分解检修周期
编号
开断情况
检修周期
检修项目
1.
小电流开断
约1500次以后
检查或更换触头
2.
额定电流开断
约1000次以后
3.
额定短路电流开断
20次以后
4.
总操作次数
约3000次以后
更换机械部件
3.2 检修项目和质量标准
3.2.1 巡检项目和质量标准见表3
表3 巡检项目和质量标准
序号
检修项目
质 量 标 准
验收单位
1.
外观巡视
瓷件无损坏及严重脏污
班组
2.
一次引线接头目视检查
无过热迹象
班组
3.
SF6气压表指示检查
应在合格范围内
班组
4.
分、合闸位置指示器检查
应与断路器的实际位置相符
班组
5.
操作箱门密封检查
应严密，无进水现象
班组
6.
电热检查（在冬季进行）
应工作正常，发热量好
班组
7.
操作油压力表指示检查
应在合格范围内
班组
8.
操作机构各管路接头检查
无渗漏油
班组
9.
油泵联轴器检查
无松动、无磨损
班组
10.
液压油箱油位检查
在油位指示器的2/3以上
班组
3.2.2 小修项目和质量标准见表4
表4 小修项目和质量标准
序号
检修项目
质 量 标 准
验收单位
1.
断、接一次引线
接触面良好，无氧化，螺丝紧固良好
班组
2.
处理运行中发现的缺陷
达到正常要求
班组
3.
所有连接螺丝检查
螺丝无损坏变形，紧固良好
班组
4.
外露金属部件检查
应无锈蚀、变形
班组
5.
储能电动机及其回路检查
500v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
6.
电热及其回路检查
500v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
7.
操作机构检查
机构转动部件涂润滑油，各部弹簧、轴销状态完好，各紧固螺栓无松动。
班组
8.
液压系统各动作特性油压值检查
应符合液压系统各动作特性油压值表中数值的规定
班组
9.
液压油的补充
在油标的2/3以上
班组
10.
SF6气体微水含量测试
≤300ppm（V/V）；每2年一次
部门、班组
11.
控制回路检查
紧固全部接线螺丝，控制元件清扫。
班组
12.
预防性试验
见预防性试验规程
班组
13.
本体及机构清扫
干净
班组
14.
分合闸操作试验
入切良好
班组
15.
小修总验收

部门、班组
3.2.3 中修项目和质量标准见表5
表5 中修项目和质量标准
序号
检修项目
质 量 标 准
验收单位
1.
断、接一次引线
接触面良好，无氧化，螺丝紧固良好
班组
2.
处理运行中发现的缺陷
达到正常要求
部门、班组
3.
所有连接螺丝检查
螺丝无损坏变形，紧固良好
班组
4.
储能电动机及其回路检查
1000v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
5.
电热及其回路检查
1000v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
6.
操作机构检查
机构转动部件涂润滑油，各部弹簧、轴及销状态完好，各紧固螺栓无松动。
班组
7.
液压油过滤、油箱清扫及液压油补充
油箱、过滤器洁净，液压油无水份及杂质，油位在油标的2/3以上
班组
8.
液压系统各动作特性油压值检查
应符合附录中液压系统各动作特性油压值表中数值的规定
班组
9.
分、合闸操作油压降检查
应符合附录中分、合闸操作油压降值表中数值的规定
班组
10.
SF6气体微水含量测试
≤300ppm
部门、班组
11.
密度继电器动作值检查
应符合附录中密度继电器动作值表中数值的规定
部门、班组
12.
分、合闸时间测量
符合附录中主要技术数据表中相关数值规定
部门、班组
13.
极间同期性测量
符合附录中主要技术数据表中相关数值规定
部门、班组
14.
分、合闸速度测量
符合附录中主要技术数据表中相关数值规定
部门、班组
15.
控制回路检查
紧固全部接线螺丝，控制元件检查清扫。
班组
16.
本体及机构清扫
干净
班组
17.
分、合闸操作试验
动作正确、可靠
班组
18.
中修总验收

厂、部门、班组
3.2.4 大修项目和质量标准见表6
表6 大修项目和质量标准
序号
检修项目
质量标准
验收单位
1.
灭弧室检修
应在有经验的技术人员指导下进行
厂、部门、班组
1.1
触头、喷口检查
喷口完好，触指光滑无烧痕。
部门、班组
1.2
压气缸及活塞检查
压气活塞逆止片灵活，密封环良好，销轴齐全。
部门、班组
1.3
吸附剂更换
见
部门、班组
1.4
瓷套清扫检查
内外表面清洁，无损坏
部门、班组
1.5
更换各部密封件
密封沟槽光滑洁净，无损伤；密封件完好，受力均匀，紧固良好。
部门、班组
2.
支持瓷套及提升杆检修
支持瓷套内外表面清洁，无损坏；提升杆接头连接牢固，绝缘电阻不小于1000MΩ
部门、班组
3.
操作机构检修
应在有经验的技术人员指导下进行
厂、部门、班组
3.1
分合闸电磁铁分解检修
顶杆无变形，螺丝不松动

3.2
分闸阀分解检修
阀针无变形，阀口良好

3.3
合闸分解检修
阀针无变形，阀口良好

3.4
高压放油阀分解检修
正常状态无漏油

3.5
工作缸分解检修
缸壁无划痕，活塞杆无痕

3.6
储压筒分解检修
筒壁无锈蚀，无划痕

3.7
油泵分解检修
活塞间隙配合良好，油封无漏油
班组
3.8
液压管路各接头检查
无漏油、锈蚀
班组
3.9
各部螺丝、轴销检查
螺丝紧固，弹簧挡圈及开口销完好
班组
4.
SF6气体系统检修

部门、班组
4.1
气回路密封件更换
紧度适当，密封良好。
班组
4.2
SF6密度继电器校验
动作可靠，动作值符合厂家给定值
部门、班组
4.3
SF6气压表校验
指示正确，精确度满足要求
部门、班组
4.4
充SF6气体
六氟化硫气体充入压力符合厂家给定的“气体温度—压力曲线”对应值
部门、班组
4.5
检漏
用六氟化硫气体检漏仪检查应无渗漏
年漏泄率不大于1﹪
班组
4.6
气体微水含量测试
微水值≤150ppm(v/v)
部门、班组
5
控制箱及其它

班组
5.1
检查箱内各部螺栓检查
无损坏、无松动。
班组
5.2
位置指示器检查
指示正确，各部螺丝紧固
班组
5.3
计数器检查
动作正确、可靠。
班组
5.4
辅助开关、接线端子检查
辅助开关转换正确，接点接触良好，各接线端子紧固。
班组
5.5
控制回路绝缘检查
绝缘电阻不小于2MΩ
班组
5.6
储能电动机及其回路检查
1000v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
5.7
电热及其回路检查
1000v兆欧表测绝缘电阻在0.5MΩ以上；回路接线螺丝紧固良好
班组
5.8
控制箱密封检查
箱内无凝结水，防震胶皮、箱门密封胶条性能良好
班组
6.
操作试验
现地、远方操作动作正确、可靠。动作电压、分合时间满足技术要求
部门、班组
7.
大修总验收

厂、部门、班组
4 检修工艺
4.1 小修工艺
4.1.1 断路器本体小修
4.1.1.1. 断、接一次引线。接引前导电接触面用金相砂纸进行轻轻处理，除掉氧化膜，薄薄涂一层导电复合脂后用连接螺栓紧固。
4.1.1.2. 检查SF6气体压力表指示压力值在标准范围内，如果压力值低于规定压力时应进行检漏，查明漏气部位及原因，进行必要处理后补气到规定值。
4.1.1.3. 检查各瓷件有无损坏；
4.1.1.4. 瓷件表面进行清扫，应洁净无污物。
4.1.2 断路器操作机构小修。
4.1.2.1. 检查高、低油管路各密封处无渗漏，连接螺栓和管接头无松动。
4.1.2.2. 分、合闸阀电磁铁检查，阀杆螺丝应无松动或卡滞现象。
4.1.2.3. 油箱油位检查，液压油应足够，箱内应无杂质。油位低于最低油位时应补充合格的液压油。
4.1.2.4. 贮压器预充氮压力测定。
氮气预充压力值测定方法为：拉开油泵电动机电源开关，缓慢地拧开高压放油阀进行高压放油。同时目视油压表的指示值的变化情况，当油压突然从某一油压P0降至零时，记录下此油压值P。即为贮压器预充氮压力值。另外也可在机构处于零压时,用油泵或手力泵打压, 开始时油压上升迅速,当压力升到某一值时,上升速度突然减缓,该值即为贮压器的预充氮压力。
预压力值与温度有关,实际测量时应同时测量环境温度，按
Pt=P(15℃ )+0.085×(t℃-15℃)折算。
对应于15℃时预压力应为Mpa，按温度值折算后应在标准范围内。如发现该值低于l5MPa 时，应查明氮气泄露原因并予以修理或更换 , 以免继续降低影响断路器的动作特特。
4.1.2.5. 油泵打压时间测定。
4.1.2.6. 油泵电机及其回路检查、测绝缘。秋季小修时还应进行电热及其回路检查、测绝缘。测量电动机、电热及其回路绝缘应在0.5兆欧以上。
4.1.2.7. 检查工作缸、储压筒、高压放油阀、油泵轴封、各高压管路连接头、压力表接头应无渗漏油。
4.1.2.8. 油泵联轴器检查。联轴器顶丝应完好无缺，无松动，联轴器齿间啮合良好，无严重磨损。否则应进行调整或更换。
4.1.3 断路器内SF6气体微水值测量
拧开操作箱壁专用螺帽，用测量管路与微水测试仪相联接。微水仪接通电源后打开操作箱内进气阀门，调整进气量至规定值，待进气量稳定后读微水值不应大于300ppm。注意，微水仪排气管应远离工作人员4米以上。测后阀门恢复原位。
4.1.4 检漏。此项仅在发现SF6气体压力表指示值明显低于规定值时进行。用定性检漏仪检查各连接法兰和气管路，进气阀、密度继电器及其接头等部位。
4.1.5 分、合闸动作试验。远方操作，开关应动作正常。
4.2 中修工艺
4.2.1 按小修所有项目及工艺进行检修；
4.2.2 检查密度继电器的动作值 , 见表 7。
表7 SF6气体报警和闭锁压力 Mpa（20℃）
额定气压
报警值P1
闭锁值P2
P1-P2
0.4
0.32±0.015
0.3±0.015
0.018～0.022
指针式密度继电器检查方法： 把密度继电器罩取下，把密度继电器从多通体上取下 ( 多通体上带自封接头 ) 进行充放气来检查其补气值及报警值。
4.2.3 液压油过滤、油箱清理。先排液压油，放油步骤如下：准备一个30升左右的容器和一根约lm长、内径为中φ18的耐油软管,将该软管套在油箱底部的低压放油阀上,打开放油阀，通过软管将油箱中的油全部放至容器中，拧紧低压放油阀，去掉软管，然后拆掉油箱和油箱里边的过滤器,分别进行清洗，清洗好后装上过滤器和油箱。排出的液压油用专用滤油机过滤2～3遍。
4.2.4 将过滤后的新液压油注入油箱至规定油位。
4.2.5 进行排气操作后打压至额定油压。
4.2.6 测量弧触头的烧损程度
应根据运行记录，统计出断路器的开断次数和累计开断电流，然后根据产品的电寿命水平（断路器厂家在不检修的情况下，对LW10B-252/3150-40型SF6断路器做过4OkA累计开断26次的试验），决定是否对弧触头的烧损程度进行测量。
断路器可在灭弧室不打开的情况下进行弧触头烧损程度的检查，其方法是：用300mm长的钢板尺先在机构内联接座中断路器的分闸位置上找出一个测量基准点，然后使断路器慢合至刚合点(利用万用表的欧姆档接至灭弧室进出线端，刚合时，万用表的表针动作),这时再量出基准点与刚合点位置时的测量点之间的距离，从而计算出超程，判断弧触头的烧损程度。该弧触头允许烧去10mm即超程不小于30mm。如果触头烧损严重，应对灭弧室进行检修并更换零部件。
4.2.7 操作试验
4.2.7.1. 在额定SF6气体压力、额定油压、额定操作电压下进行 20 次单分、单合操作和 2 次分-0.3s一合分操作，每次操作之间要有 1～1.5min 的时间间隔；
4.2.7.2. 测量断路器动作时间、极间同期性及分、合闸速度。结果应符合附录A中表A-3的要求。
4.3 大修工艺
4.3.1 大修准备
4.3.1.1. 技术准备
针对断路器的操作次数和缺陷，制订处理方案，组织人员讨论检修规程。准备必要的备品和材料。
4.3.1.2. 工具及仪器准备
准备充足通用工具和专用工具，回收装置、微水仪和检漏仪。
4.3.1.3. 安全措施
拉开油泵电动机电源，利用高压放油阀将高压油排压至零，但要注意排压过程低压油排放速度不宜过快，避免油漏出油箱外。
分解储压器前应将氮气排净，排气过程要避免伤人。
4.3.1.4. 检修工具一般应使用专用工具，避免使用活扳手，清洗液压机构的零部件要用清洁的液压油，清擦零部件要用绢布或白布，注油时用专用油漏子。
4.3.1.5. 拧紧螺栓用力矩扳手参照表8规定
表8 拧螺栓力矩扳手标准
螺栓规格
M8
M10
M12
M16
M20
M24
力矩Nm
20
40
70
170
340
600
4.3.1.6. 阀体间，瓷套法兰间螺栓用弹性垫圈分解后必须更换。
4.3.1.7. 清洗金属物和法兰用三氯甲烷，密封胶圈和氟塑料用酒精。
4.3.2 一般检修质量要求
4.2.2.1 阀痤、阀口和阀体密封良好无伤痕，无锈蚀。阀杆运动灵活无卡涩，密封圈完好，联接螺栓紧固。
4.2.2.2 大修中必须更换全部密封件，密封件和沟槽应清擦干净。
4.2.2.3 弹簧弹性良好，螺距均匀，弹簧及弹簧底无锈蚀。
4.2.2.4 储压筒及工作缸壁光滑无划痕和锈蚀，活塞完整无伤痕，密封件良好。
4.3.3 灭弧室的检修
灭弧室的检修步骤及工艺需由厂家技术人员指导，在进行一次大修后才能制定，并随检修经验的积累而不断完善。在此不进行规定。
4.3.4 支持瓷套及提升杆的检查
4.3.4.1 支持瓷套的分解、检查是在灭弧室拆下后进行。用吊具将瓷套吊住稍受力，卸掉瓷套间法兰联接螺栓，将上瓷套平稳吊起注意防止卡碰提升杆。参看图1。
1、 上节支持瓷套
2、 分子筛筐
3、 绝缘拉杆
4、 隔环
5、 导向盘
6、 导向套
7、 下节支持瓷套
8、 支柱下法兰
9、 密封座
10、 拉杆
11、 充气接头

图1 支柱

4.2.4.2 卸掉法兰中间垫板上卡环螺栓，相继取下导向盘及导向套和隔环。
4.2.4.3 用吊具吊住下瓷套，卸掉瓷套与底座间联接螺栓吊起下瓷套。旋出拉杆，拆下提升杆，妥善保管，防止受潮及变形。
检查瓷套内表无损伤，提升杆完好无划痕。提升杆测绝缘和耐压试验合格。
4.3.5 液压机构的检修
液压机构的检修步骤及工艺也需由厂家技术人员指导，在进行一次大修后才能具体制定，并随检修经验的积累而不断完善。在此进行一般性叙述，仅供参考。
4.3.5.1 工作缸的分解检修。参看图2。
1、下螺母
2、分闸缓冲器
3、活塞杆
4、缸体
5、合闸缓冲套
6、密封圈
7、上螺母

图2 工作缸

4.3.5.1.1 在专业技术人员的指导下，拆卸油箱与工作缸体之间的联接螺栓，拆除全部连接管路及部件下，拆下油箱，拆除工作缸与间接座间的固定螺丝，取下工作刚。应注意防止工作缸脱落。
4.3.5.1.2 将工作缸固定在专用固定卡钳上，旋出工作缸上螺母，取出合闸缓冲套及工作缸活塞杆，旋出工作缸下螺母，拆下分闸缓冲器装配。
4.3.5.1.3 用液压油清洗缸体及各零件，检查缸体内壁，活塞和活塞杆的表面是否有卡滞磨损痕迹，如有轻微磨损，应用#800水砂纸处理，缸内壁应光滑无划丝，活塞杆不应弯曲，表面无划伤痕迹。
4.3.5.1.4 组装按相反顺序进行，组装应在干燥室内进行，防止灰尘进入缸体。组装前更换全部密封圈。
4.3.5.1.5 工作缸各零件组装后，应用手拉动活塞杆，检查活塞是否有卡滞现象，活塞拉动应无卡滞。
4.3.5.2 阀体的检修。参照图3。

图3 分、合闸阀体

1、阀体 2、阀针 3、阀套 4、阀芯
5、球阀 6、阀座 7、二级阀 8、阀缸
9、阀杆 10、阀套 11、管阀 12、弹簧

具体分解方法、步骤及检修工艺需厂家技术支持，待解体大修后才能进一步制定，并随检修经验的积累而不断完善。
4.3.5.3 储压器的检修。参看图4。

1、 底座
2、 密封圈
3、 缸体
4、 活塞
5、 组合密封圈
6、 弹簧座
7、 弹簧
8、 导向板
9、 塞座
10、 帽
11、 密封螺堵
12、 钢球
13、 组合密封圈
14、 压环

图4 储压器

4.3.5.3.1 储压器的固定。把拆下的储压器放在专用的固定卡钳上，紧好卡具螺丝，使之固定牢固。
4.3.5.3.2 储压器的排气。拆下储压筒氮气侧密封螺堵11，拧入专用排气接头，用排气接头上的顶针打开放气小阀，缓慢地的把储压筒内的氮气排净，然后拆下放气阀。
4.3.5.3.3 确认氮气确实排尽后，用专用工具旋下储压简氮气大帽10及底座1。用专用吊环轻轻地拔出活塞装配4。
4.3.5.3.4 检查活塞应光滑，储压筒内壁无锈蚀和划痕，各密封圈更换。各件清洗干净后进行回装。
4.3.5.3.5 储压器的预充氮气的充入。按照环境实际温度及换算公式，确定预充氮气压力值，使用专用的充氮装置向储压器内充入规定压力的高纯氮气。具体步骤及方法详见充氮装置使用所明书。
4.3.5.3.6 充氮气的注意事项：选购纯度高于99.999％的高纯氮。氮气瓶剩余压力不得小于3.5MPa，充氮过程不应超过2小时，否则应稍停一段时间。
4.3.5.3.7 预充压力测量：充气后约10分钟待储压筒与环温相同后，利用压力表直接测量储压筒氮气压力即为预充压力值。
4.3.5.4 油泵的解体检修
4.3.5.4.1 拆下电动机与油泵间联轴器的连接螺丝，拆除油泵固定螺丝及高低压油管路，把油泵从机构箱中取出，然后将油泵分解检修。
4.3.5.4.2 拧下油泵端盖固定长螺丝，取下端盖和密封圈

4.3.5.4.3 拧下阀座5的两个固定螺丝，取下压板，过滤网，阀套，弹簧，钢球，尼龙衬垫。
4.3.5.4.4 取下阀座此时要注意阀座的后面和侧面的钢球、弹簧，防止弹出丢失。
4.3.5.4.5 抽出柱塞4，取出弹簧，限制件。
4.3.5.4.6 清洗检查：将拆下的各零件用液压油清洗干净并检查完好。
4.3.5.4.7 柱塞间隙配合情况检查：用手堵住阀孔，再推压柱塞，松开时，如柱塞有反弹现象，则认为柱塞间隙配合良好，如间隙不符合要求应更换。另外一种检查方法，将柱塞蘸液压油后放入柱塞座，进行自由落体试验，当柱塞放人柱塞座内5毫米时，如柱塞均匀缓慢滑行柱塞底座，说明间隙过大，需更换。注意：柱塞与柱塞座不准互换。
4.3.5.4.8 检查高低压逆止阀的密封情况是否良好，不良时，应用研磨膏研磨或重新打密封线，柱塞座的钢球在砸过密封线后必须更换。
4.3.5.4.9 各弹簧，弹簧座，尼龙垫是否完好，特别注意弹簧7是否变形。
4.3.5.4.10 油封一般可不分解，但发现渗油时应分解检修，更换油封。
4.3.5.4.11 组装按分解相反顺序进行：组装前柱塞及柱塞腔内应注入适量液压油，并采用边加油边转动偏心轮边紧螺丝的组装方法，以排尽油泵内气体，组装好后，注满合格的#10航空液压油，最后拧紧放气螺丝。
4.3.5.5 油箱清擦及液压油过滤。将油箱油排回油桶，彻底清擦整个油箱，做到干净无杂物。液压油用专用滤油机过滤2～3遍后再注回油箱。
4.3.5.6 液压机构各部件的回装。按照拆卸相反的步骤回装储压器、阀体组、工作缸、信号缸、油泵等部件，保证各安装尺寸与原来一致，连接各高低压管路。
4.3.6 大修后的试验及调整
4.3.6.1. 本体密封性检查。在断路器本体充SF6前需进行本体密封性检查。按照附录C连接好充气管路，进行抽真空至133Pa，维持真空泵运转30min以上，然后关闭真空泵出口阀门后停泵。静置30min后读真空度，再静置5h以上第二次读取真空度，两次读数的差值不大于65Pa。否则要查找渗漏点。
4.3.6.2. 充SF6气体。充气前应对断路器本体及充气管路进行干燥。用高纯氮气冲洗断路器本体及充气管路3～4次，每次冲洗后均要抽真空。然后冲入合格的SF6气体至额定气压值。
4.3.6.3. 检漏。检漏步骤及方法详见附录D，各点漏气率应符合要求。
4.3.6.4. 测量水份。水份测量步骤及方法详见附录E，气体中水份含量应不大于150ppmv。
4.3.6.5. 液压系统排气。液压系统组装完成后应进行彻底的排气，排气步骤及方法详见附录G。
4.3.6.6. 慢分、慢合试验。试验步骤及方法详见附录B。断路器慢分、慢合应良好，无卡滞现象。
4.3.6.7. 行程测量。断路器在分闸位置，选一基准点，测量连接拉杆法兰外露长度L1，慢合断路器到底后，再以同一基准点测量连接拉杆法兰外露长度L2。则断路器行程L=L1-L2，其值应为200±1mm。
4.3.6.8. 超行程测量。超行程的测量方法于行程相近，从分闸位置开始，通过慢合测量，超行程=断路器总行程-合闸时到刚合点的行程，其值应为40±4mm。
4.3.6.9. 液压系统各动作特性油压值检查，各动作特性油压值应符合附录A的表A-2中规定。
4.3.6.10. 液压系统密封性检查：液压系统处于零表压时，历时24h应无渗漏现象；油压为28Mpa时，液压系统分别处于分闸和合闸位置、历时12h，压力降不应大于1.0Mpa。
4.3.6.11. 测量主回路电阻。断路器处于合闸位置，通过100A直流电流，在其进出线接线板两端（不包括接线板的接触电阻）测得的电压降不应大于4.5mV，即断路器的主回路电阻不大于45μΩ。
4.3.6.12. 测量时间及速度。测量步骤及方法见高压试验规程。其测量数据应满足附录A的表A-3规定。
4.3.6.13. 机械操作试验
断路器在额定SF6气压的情况下，按表9中项目进行机械操作试验。断路器动作应正确、可靠，动作电压在规定范围内。
表9 机械操作试验项目表
序号
操作油压 Mpa
分、合闸 线圈电压%
操作循环
试验次数
分
合
1
29.5
120
110
合、分
2
2
29.5
65
85
合、分
2
3
24.0

85
合
2
4
22.0
65

分
2
5
24.0

110
合
2
6
22.0
120

分
2
7
28.0
100
100
分-合分
2
8
28.0
100
100
合、分
5
9
28.0
30

分
3（不能分）
注：
在进行上述操作时，单分、单合之间、重合闸之间要有1～1.5min的间隔时间。

4.3.6.14. 测操作油压降试验：
4.3.6.14.1. 在27.0Mpa油压下，分闸一次油压降不大于2.0Mpa；
4.3.6.14.2. 在24.0Mpa油压下，合闸一次油压降不大于1.8Mpa；
4.3.6.14.3. 在27Mpa油压下，分-合分一次油压降不大于5.0Mpa；
4.3.6.14.4. 在27Mpa油压下，进行一次分-合分操作；
4.3.6.15. 油泵打压时间测量。油泵启动至28.0Mpa停止，时间应不大于3min；
4.3.7 大修结尾工作
4.3.7.1. 清理接触面，接上引线，再次检查和紧固二次线端子排接头螺丝。
4.3.7.2. 检查操作机构箱油位是否合适，否则进行调整，使油位达到合格范围。
4.3.7.3. 检查各密封环节是否有渗漏油痕迹。
4.3.7.4. 清扫断路器和机构外表面，必要时重新刷漆。
4.3.7.5. 检查接地线是否良好，与断路器固定是否牢固。
4.3.7.6. 拆除工作架，清扫现场，清点材料工具，检修人员撤离现场。
4.3.7.7. 整理检修试验记录，编写大修报告。
附录 A (标准的附录)

设备技术参数
A1. LW10B-252/3150-40型六氟化硫断路器的主要技术数据见表A-1
表 A-1 LW10B-252/3150-40型六氟化硫断路器的主要技术数据
序号
名 称
单 位
数 据
01
额定电压
kV
252
02
额定电流
A
3150
03
额定频率
Hz
50
04
额定短路开断电流
KA
40
05
额定失步开断电流
KA
10
06
近区故障开断电流（L90/L75）
KA
36/30
07
额定线路充电开合电流（有效值）
A
160
08
额定短时耐受电流
KA
40
09
额定短路持续时间
S
3
10
额定峰值耐受电流
KA
100
11
额定短路关合电流
KA
100
12
额定操作顺序
—
o-0.3s-co-180s-co
13
分闸速度
m/s
9.0±1.0
14
合闸速度
m/s
4.6±0.5
15
分闸时间
ms
25±4
16
开断时间
周波
2.5
17
合闸时间
ms
≤100
18
分—合时间
s
出厂时 ≤0.3
运行时 〉0.3
19
合—分时间
ms
出厂时 35≤t≤60
运行时 60±5
20
分闸同期性
ms
≤3
21
合闸同期性
ms
≤5
22
储压器预充氮气压力（15℃）
MPa
17
+1.0
0
23
额定油压
MPa
28
24
断路器内六氟化硫气体（20℃时）
额定压力
MPa
0.40
25
报警压力P1
MPa
0.32±0.015
26
闭锁压力P2
MPa
0.30±0.015
27
含水量
ppmv
≤150
28
年漏泄率
﹪
≤1
29
充入断路器内六氟化硫气体的重量
Kg/台
25
30
每台断路器重量
kg
1800×3
31
机械寿命
次
3000
32
保温加热器电源
V
AC 220
33
额定绝缘水平
1min工频耐受电压（有效值）
Kv
断口间460（干、湿试）
Kv
极对地395（干、湿试）
雷电冲击耐压1.2/50μS（峰值）
Kv
断口间 1050
Kv
极对地 950
SF6气体零表压5min工频耐压（有效值）
Kv
断口间 220
Kv
极对地 220
注：
分、合闸速度的规定为断路器单分、单合的速度值，其定义如下：
a. 分闸速度：触头刚分点至分闸后90mm行程段的平均速度；
b. 合闸速度：触头刚合点至分闸前40mm行程段的平均速度。
A2. 液压系统各动作特性油压值见表A-2
表 A-2 液压系统动作特性油压值
项目
规定值 Mpa
储压器预充氮气压力（15℃）①

额定油压
28
油泵启动油压P1
27.0±0.8↓
油泵停止油压P2
27.0±0.8↑
安全阀开启油压
↑
安全阀关闭油压
≥28.0↓
重合闸闭锁油压P3
25.5±0.6↓
重合闸闭锁解除油压
≤27.5↑
合闸闭锁油压P4
24±0.7↓
合闸闭锁解除油压
≤26↑
分闸闭锁油压P5
22±0.5↓
分闸闭锁解除油压
≤24↑
注：①如果测量压力时环境温度为t℃，按下式折算：
Pt=P（15℃）+0.085×（t℃-15℃），预充压力测量方法见OPG.412.183-5
②↑表示压力上升时测量，↓表示压力下降时测量。
A3. 断路器动作时间及速度见表A-3
表 A-3 断路器动作时间及速度值
分闸时间（ms）
≤32
合闸时间（ms）
≤100
合-分闸时间（ms）
60±5（运行时）
分闸同期性（ms）
≤3
合闸同期性（ms）
≤5
分闸速度
9.0±1
合闸速度
4.6±0.5
注：
断路器的合分时间出厂为35≤t≤60ms, 为保证断路器在重合闸时能可靠地熄弧，运行时控制回路应加以校正使之达到 60±5ms 。

附录 B (标准的附录)

产品结构与工作原理
LW10B-252/3150-40型SF6断路器为瓷柱式结构，每台断路器由三个独立的单极组成。断路器单极主要由灭弧室、支柱、液压机构及密度继电器组成。现把各组成部分的结构与工作原理分述如下：
1、 静触头接线座
2、 触头支座
3、 分子筛
4、 弧触头座
5、 静弧触头
6、 环
7、 触指
8、 触指弹簧
9、 均压环
10、 喷管
11、 压环
12、 动弧触头
13、 护套
14、 逆止阀
15、 滑动触指
16、 触指弹簧
17、 触座
18、 压气缸
19、 动触头
20、 接头
21、 缸体
22、 拉杆
23、 导向板
24、 瓷套装配
B1. 断路器本体的结构与工作原理
B1.1. 灭弧室
图 B-1 为灭弧室的结构示意图，整个灭弧室由三部分组成。
a) 动触头装配：由喷管(10) 、压环(11)、动触头(19)、动弧触头(12) 、护套 (l3) 、滑动触指(l5)、触指弹簧(16) 、缸体(21) 、触座(17) 、逆止阀(l4) 、压气缸(l8) 、接头(20) 和拉杆(22)组成；
b) 静触头装配：由静触头接线座(1) 、触头支座(2) 、弧触头座(4) 、静弧触头(5) 、触指(7) 、触指弹簧(8) 、触座(6) 、均压罩(9)组成；
图 B-1 灭弧室
c) 鼓形瓷套装配：由鼓形瓷套