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万全110kV变电站126kV SF6断路器技术条件书1.总则1.1 招标需知1.1.1 本招标书（技术部分）提出了招标方订购126kVSF6断路器的技术要求。
主要包括设备的使用条件、主要技术参数、结构、性能、试验、包装、运输及所需技术资料等方面的内容。
本招标书是按DL/T402-1999《交流高压断路器订货技术条件》等有关标准提出的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标方应按有关标准提供符合本招标书技术规范的优质产品。
1.1.2 本招标书所使用的标准及规定的条款如遇与投标方所执行的标准不一致时，投标方应提供执行标准原文，若使用外文应同时提供中译本。
文本经协商确认后，按较高标准执行。
1.1.3 本招标书为范本，未尽事宜由招标方参照有关标准，结合实际运行工况提出。
1.2 投标方应提供的文件a.生产资质证书b.质量保证模式c.销售及运行业绩d.主要技术文件（见表1）e.主要技术参数（见表2）f.差异表g.制造厂建议提供的备品备件h.制造厂建议配备的专用工器具和仪表2.应遵循的标准按本招标书供货的设备，包括供货方由其它厂家外购的设备和附件都应符合下列标准的最新版本。
GB156-93 标准电压GB311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合GB1984—89 交流高压断路器DL/T 593-1996 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 615-1997 交流高压断路器参数选用导则DL/T 402-1999 交流高压断路器订货技术条件3.使用环境条件3.1户外3.1.1周围空气温度：最高40℃最低-40℃（户外）日温差：25K3.1.2 海拔800米3.1.3湿度日相对湿度平均值不大于95%，月相对湿度平均值不大于90%。
3.1.4耐受地震能力水平加速度0.15g试验方法：采用共振正弦拍波试验法，激振5次，每次5波，间隔2s。
3.1.5覆冰厚度10mm3.1.6风压700Pa（相应于34m/s的风速）3.1.7污秽等级Ⅲ级公称爬电比距值≥25mm/kV。
一、概述............................................................1二、主要特点......................................................1三、产品技术条件................................................2四、产品结构......................................................4五、工作原理......................................................7六、包装、运输、验收及保管.................................9七、安装及运行前检查..........................................9八、断路器的运行维护及检修.................................12九、备品备件，专用工具及附件..............................13十、订货须知及随机文件 (15)LW30-72.5(126)T/T3150-40高压交流断路器目录●企业精神正直 诚信 务实 创新●企业宗旨追求卓越 回报社会公 司 简 介 山东泰开高压开关有限公司为专业研制开发生产72.5k V 及以上户外高压六氟化硫断路器、全封闭组合电器、敞开式组合电器、插接式组合电器及复合绝缘组合电器等五大系列产品的大型专业化企业。
公司注册资金3亿元，总资产36亿元。
占地面积42万m 2，建筑面积19.5万m 2。
公司多年来综合经济指标列全国高压开关行业前五名，为高压开关行业副理事长单位，公司生产的“泰开”牌高压开关为被评为山东名牌、国家免检产品，并获得了国家专利378项。
公司生产的72.5k V ～550k V 组合电器和断路器在国际著名的荷兰KEMA 试验站和西高所完成型式试验，产品技术水平高、质量稳定可靠、交货及时、服务优良，受到用户的广泛好评，连续多年在国网、南网中标量始终保持前列，并广泛应用于五大发电、石油、化工、冶炼、铁路、新能源发电等行业，产品遍布全国各地，并出口到俄罗斯、印度、孟加拉、伊朗、塞内加尔、巴基斯坦等国家。
一起110kV SF6 高压断路器控制回路断线的原因分析与处理摘要:110kV SF6高压断路器控制回路完好与否对于电力系统的安全、可靠运行有着重要作用，运行中的高压线路开关一旦控制回路发生故障，开关就变为死开关或开关合闸回路不通，此时若线路上发生故障或者其他保护跳该开关时，开关将会拒动或重合闸不动作，导致停电范围扩大，影响系统稳定运行。
本文介绍了一起110kV SF6高压断路器控制回路断线故障处理情况，分析了导致该故障的原因，并提出了相应的防范措施。
关键词：SF6高压断路器、继电器、控制回路断线、防范措施0引言高压断路器作为电力系统的主要设备，其运行安全可靠性直接关系到电力系统的安全与稳定，因此现在的变电站大多采用性能优良的SF6高压断路器，其主要特点是检修周期长，性能好，表现在断路器的本体方面，但影响短路器正常运行状态还是时有发生，近来出现在断路器机构箱内的继电器上，主要由于这些继电器跟开关一起运行时间长发生老化，因继电器产生回路问题造成开关油压电机不起动，使压力降低造成开关分、合闸闭锁，断路器重合闸闭锁等时有发生，现对220kV高明变电站110kV FS6高压断路器发控制回路断线信号进行分析，使今后对设备的维护、巡视有一定的帮助。
1故障的介绍及处理过程220kV高明站SF6断路器是德国西门子公司生产的设备，和已往多油或少油断路器比较是在开关的机构箱内的有9个继电器，每个继电器都构成独立二次回路，如分、合闸回路、油压、N2气体及SF6气体压力等回路，220kV高明站按调度停电检修单对110kV高仙线线路进行停电的时候，当调度遥控执行断开126开关后，开关发控制回路断线信号，遥控执行屏110kV高仙线126开关分位灯不亮。
出现告警信号后值班员立刻到110kV高仙线保护屏检查断路器操作电源开关1DK在合闸位置，到110kV高仙线测控屏检查发现110kV高仙线126开关分位灯不亮，在保护屏后端子排处检查发现跳位监视继电器无负电源，逐一排查发现原因是开关机构箱合闸回路送至保护屏处的负电源消失，值班人员在110kV高压场地高仙线开关机构箱处检查发现：图1开关分位时其常闭辅助接点-S1是导通无问题，测量合闸线圈电阻阻值是155Ω，也无问题，因此可排除开关辅助接点、合闸线圈问题，正常时合上开关的操作电源，相关回路正常导通时K12继电器励磁，K12常开接点闭合，在箭头A处、B处测量到有负电位正确。
110kV SF6组合电器的探讨广东省湛江电力工业局(524005)1、概述由于主绝缘是SF6气体，SF6组合电器导体之间、导体对地之间的最小电气距离可以极大地缩小，在110kV设备中，电气净距可以小到45cm，一般可在60～90cm之间。
因此，组合电器的体积和占地面积可以比一般敝开式的设备大大减少，这对于人口密集的大城市和用地紧张的地方，有着重要的意义。
广东A变电所采用了进口的全封闭三相共箱式组合开关电器，这套设备共有6个户内间隔，每个间隔长是5.4m，宽是1.1m，两间隔之间的中心距离是1.5m，设备本体总占地面积为47m2，将其它附属设备和三个备用间隔考虑在内，整个110kV部分的厂房总占地面积为23×105=241.5m2。
而使用敞开式常规设备110kV部分的总占地面积为51×30=1530m2，对比之下，SF6组合电器的占地面积只有常规设备的16%。
随着电压等级的升高，组合电器的占地面积还会减少，对于220kV的设备，是5%，330kV及以上的设备，可以降到2.5%以下。
SF6组合电器在世界先进国家已经作为先进技术和设备广泛使用。
其电压范围从66kV一直使用到750kV，其优越性随着电压等级的升高而越明显。
SF6电器设备在世界各国正在风起云涌地发展着。
我国从70年代起也在逐步开展SF6开关设备的研制工作。
引进这套SF6组合电器，对我国SF6开关设备的研制、安装、运行、检修等方面将会提供必要的数据和经验。
2、组合电器内SF6气体的几个问题虽然SF6气体本身极稳定，有很高的绝缘强度和灭弧能力，这是它被广泛使用的重要原因。
但是，充SF6气体的断路器和电器设备的稳定性和可靠性完全取决于SF6气体的纯洁度。
如果纯度受到破坏，例如混入了过量的水分、杂质及加工余屑和金属粉末等，它的稳定性就会受到破坏，同时绝缘强度和灭弧能力也会大大降低。
在这种情况下更加受到弧光温度的作用和影响，还可以分解出有害的分解物，在严重的情况下甚至会产生对人体有害的物质。
电力科技2017年9期︱249︱ 如何处理110kV 变电站SF 6气室的压力异常升高问题张漫丽广东电网有限责任公司佛山供电局变电管理二所，广东 佛山 528000摘要：通常应用110 kV 以上的电压等级的电网都会采用SF 6 断路器等高压开关设备，而SF 6控制开关经常会出现气室压力升高问题，这就使得开关十分容易受损。
对 SF 6开关设备进行分析，对它运行中由放电或过热现象导致的气体分解产物进行研究，将不同故障所产生的分解产物通过特征分类，对设备故障诊断的现有判据进行比较，通过分析开关设备故障现场对参考指标进行预判并整理收集综合诊断依据。
着重研究 SF 6气体分解产物造成气室压力升高问题的开关故障诊断案例，对其进行实况分析与改进，是发展中至关重要的一步。
关键词：110kV 变电站；SF 6气室；气压升高；中图分类号：TM63 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）09-0249-011 初步对气压异常升高的处理 一般说来无论何种电压等级的GIS 设备的SF 6 气室压力值在运行中一般就两种情况：一种是气压稳定，说明气室无泄漏；另一种是压力下降，说明气体存在泄露。
而第三种最为重要的，就是 SF 6 气室压力升高，这种情况是很少见的，却具有代表性。
现在一起来探 讨一下处理方法，供大家作为GIS 设备维护的参考。
1.1进行简单的放气 分析一般的变电站的GIS 设备SF 6通常有2类气体压力值，第一类的母线筒和断路器为0.50MPa，另外一类则是要求除断路器剩下的气室为0.40MPa。
1.2气室异常压力上升原因初步分析 如果对 G241气室进行了两次放气之后，检查相邻的GM52气室压力0.495MPa，气室压力低于了设计值。
查安装时的交接试验报告，GM52及G241气室的 SF 6 气体压力分别为0.52、0.42 MPa， 说明 GM52 气室压力下降了。
而造成这种结果的原因应该 是 GM52 气室的气体渗入到了G241气室，使这两个气 室的压力一致，由于放了两次气体，所以GM52的气 体被补充到了G241气室，实际上是间接放了GM52 的气体，最终两个气室平衡在0.495 MPa。
110KV六氟化硫断路器安装、调试工法1 前言目前在110kV及以上的电网中，SF6断路器得到了大量的应用，与以往采用的少油断路器相比，SF6断路器具有开断电流大，绝缘、灭弧性能好，无渗漏油，维护工作量少等优越性。
SF6断路器的工作原理：SF6断路器由本体结构、操作机构、灭弧装置三部分组成，具有结构简单，体积小，重量轻，断流容量大，灭弧迅速，容许开断次数多，检修周期长等优点。
SF6断路器内经常充满3~5个大气压的SF6气体作为断路器的内绝缘，在断路器断开的过程中，由动触头带动活塞压气，以形成用来吹熄电弧的气流。
SF6断路器灭弧室的基本结构由动触头、绝缘喷嘴和压气活塞连载一起，通过绝缘连杆由操作机构带动，静触头为管型，动触头为插座式，开关进行分闸时，动触头、活塞一起运动，动、静触头分开时产生电弧，同时由于活塞的迅速移动使SF6气体受到压缩，产生气流通过喷嘴，对电弧进行纵吹，使电弧熄灭，分闸完成后，灭弧室内气体通过静触头内孔和冷却器排入开关本体内。
开关合闸时，操作机构带动动触头、喷嘴和活塞运动，使静触头插入动触头座内，使动、静触头有良好的电接触，达到合闸的目的。
SF6断路器是利用SF6密度继电器来监视气体压力变化的，当SF6气体压力下降到第一报警值时，密度继电器动作，报出补气压力信号，当SF6气体压力下降到第二报警值时，密度继电器动作，报出闭锁压力信号，同时把开关的跳合闸回路断开，实现分闸闭锁。
2 工法特点高压断路器有油断路器和SF6断路器，油断路器主要用油进行绝缘及冷却，安装过程中要进行间隙调整、油试验分析、注油等繁琐的工作，SF6断路器因采用SF6气体绝缘及冷却，可以减少油断路器间隙调整及油试验等工作，本工法中对SF6气体作为绝缘介质的高压断路器在充装、检漏及气体压力调试中采用了安全、可靠、环保的施工方法，减少了工作强度、减少大气污染、提高了工作效率。
3 适用范围适用于110KV及以上的SF6断路器的安装及调试。
xxxx新能源有限公司企业标准Q/XNY-105.06-017-xxxx 110kV（SF6）断路器检修规程xxxx-10-25发布xxxx-10-31实施xxxx新能源有限公司发布目录前言 (1)1 引用标准 (2)2 检修的一般规定 (2)2.1检修的分类 (2)2.2检修的依据 (2)3 检修前的准备工作 (3)3.1检修前的资料准备 (3)3.2检修方案的确定 (3)3.3检修工器具、备件及材料准备 (3)3.4检修安全措施的准备 (4)3.5检修前对检修工作危险点分析 (4)3.6检修人员要求 (4)3.7检修环境的要求 (4)4 检修前的检查和试验 (5)4.1断路器修前的检查项目 (5)4.2断路器检修前的试验项目 (5)5 LW35-126W断路器检修项目及技术要求 (6)5.1断路器本体的检修项目及技术标准规范内容按表3执行 (6)6 断路器检修后的试验 (15)7 检修记录及总结报告 (15)7.1高压断路器检修后的总结报告 (15)7.2应总结的经验、教训 (16)8 检修后断路器的投运 (16)8.1断路器在修后应进行的工作 (16)8.2整体清扫工作现场 (16)8.3安全检查 (16)8.4投运 (16)附录A（规范性附录）各风电场高压断路器参数表 (18)前言本标准是根据xxxx新能源有限公司标准体系工作的需要而编制，是企业标准体系建立和实施的技术标准，目的是为了规范生产技术管理，从而加快企业标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。
为了提高交流高压断路器设备的检修质量，使设备的检修工作制度化、规范化，保证高压断路器设备的安全、可靠和经济运行，特制订本规程。
本标准对交流高压断路器的检修工作进行了规范。
检修包括检查（检测）和修理两部分内容。
检修工作应在认真做好设备缺陷检查和诊断工作的基础上，根据修理的可能性和经济性，对设备进行修理或部件更换。
本标准适用于公司各风电场的LW35-126W型交流高压断路器的检修工作。
110kV SF6开关大修(开关)一、项目慨况:我厂2台110kV SF6开关,型号为HPL145/2501瑞典产,从86年投运至今未进行解体大修,已临近大修期限,严重威胁我厂的安全运行,定于2005年11月份进行SF6开关解体大修.拟实现的目标:按部颁有关标准,在现场将该110kV SF6开关解体大修,经我厂试验(个别试验项目请省中试院)验收合格.2.工作重点:现场解体大修110kV SF6开关1台.3.设备规范型号电压kV 周波HZ 正常电流kA 较大工作压力MPa 充气压力MPa 警报压力MPa 联锁压力MPa 每相体积I 操作机构型号开断电流kA 厂家HPL145/2501 110 50 2.5 0.8 0.5 0.45 0.43 95 BLG-100240 瑞典二、大修主要内容1.准备好检修所需的工具、材料、配件等;2.对即将大修的开关办理停电的第一种工作票,填写SF6断路器运行状况表;3.搭脚手架,并用彩条布围成密闭检修间;4.回收SF6气体,每相分别解体,检修触头、触指等;5.传动连杆的检修;6.操动机构的分解检修;7.机构调整和试验;8.SF6断路器灭弧室复装,更换密封圈,涂密封胶.9、断路器本体抽真空(按要求进行三个循环),合格后充SF6气体至额定压力0.5Mpa.10、断路器灭弧室及操作机构配合复装.11、SF6高压断路器大修后试验;12、办理工作票终结;13、全部完成后申请项目结算、评审;三、大修注意事项1、SF6气体回收,因我厂检修条件限制,将灭弧室中原SF6气体用密闭管道引至远离检修现场排放,同时确保检修现场通风,检修人员戴好面罩.2、灭弧室检修,灭弧室打开后,用吸尘器将灭弧室内的白色粉末、灰尘等污物清理,用白棉布沾酒精擦拭干净.3、触头检修,检查、清扫弧触头及喷口,用三氯乙烷清洗动、静触头,并在触头头部涂微碳润滑脂;如发现弧触头或喷口有2mm及以上,动触头端部有1mm及以上的烧蚀现象,必须更换动、静触头及喷口.4、电流通道检修,检查、清扫灭弧室电流通道,如发现有明显电流灼伤痕迹或划痕大于0.2mm以上应更换灭弧室.5、检查绝缘拉杆,如有裂痕或其他异常情况,应予以更换,将连杆的轴销退出,用酒精和白棉布擦拭拉杆,更换挡圈,复装时应注意检查拉杆的稳固性.6、检查环氧浇注绝缘件,有裂纹应更换,所有的密封圈应全部更换,用非金属工具清理原密封胶,用酒精擦拭,重新涂胶配以O型圈密封.7、更换吸附剂,更换新的吸附剂后,必须在0.5小时内密封并开始抽真空,抽真空达到133Pa以下继续抽30分钟;停机密闭4小时,检查真空值在133Pa以下充入高纯度氮气,密闭8小时;再抽真空至133Pa以下,执行三个循环,检查真空值合格即可充入SF6气体.8、充入经中试所检验合格的SF6气体,充压至0.25MP ,检查密封面有无漏点,确认无漏气,再充压至0.5MP,密闭检验4小时无漏气,在各结合面外沿涂防水胶.四、施工工期:从开始停电起至大修结束,时间定为10天.五、主要安全技术措施1.大修全过程委派安全监护人进行现场监护,对施工人员工作前进行安全交底并签定安全注意事项交代卡;2.开工前必须办理电气第一种工作票,使开关转检修状态;3.工作负责人检查工作班成员精神面貌,检查工作班成员已穿着符合《电力安全工作规程》规定的工作服并戴牢安全帽及面罩;4.工作负责人到现场检查安全措施完成情况;5.注意保持与相临间隔带电体之间有足够的安全距离;6.开关检修中分合闸时人员必须离开开关旁.六、施工技术要求及验收1.施工内容和技术要求1.1 SF6气体回收处理、开关解体;1.2检修打磨触头、触指(必要时予以更换)、清洗灭弧室;1.3清洗绝缘拉杆、更换吸附剂、更换密封圈;1.4检修弹簧操作机构;1.5抽真空注SF6气体;1.6复装并做预防性试验,项目及要求按照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及1999.6.福建省电力工业局《电力设备交接及预防性试验规程实施细则》,参照西北电网公司《363KVSF6高压断路器检修导则》2001.9执行.(1) SF6气体泄漏试验;(2)测量绝缘拉杆绝缘电阻;(3)交流耐压试验;(4)控制回路的交流耐压试验;(5)分合闸速度特性(机械特性试验);(6)分合闸时间特性;(7)分合闸线圈电压;(8)导电回路电阻;(9)分合闸线圈直流电阻;(10) SF6气体密度计校验;(11)弹簧操作机构贮能和释放各整定值校验;1.7 SF6气体的有关试验:湿度、密度、毒性、酸度、四氟化碳、空气、可水解氟化物、矿物油等(中试所试验);1.8清扫、除锈、喷漆;1.9填写检修报告及试验报告,工程验收.2.大修结束SF6断路器检查验收:(1)断路器应固定牢靠,外表清洁完整;动作性能符合规定(参照出厂说明书).(2)电气连接应可靠且接触良好(主回路电阻<20uΩ.(3)断路器及其操动机构的联动应正常,无卡阻现象;分、合闸指示正确;辅助开关动作正确可靠(开关分合行程符合出厂要求).(4)密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定;电气回路传动正确.(5)六氟化硫气体压力、泄漏率和微水测试应符合规定.(6)油漆应完整,相色标志正确,接地良好.(7)编写开关大修总结报告、检修过程中的调整试验记录等技术文件.八、应遵循的现行技术标准1.DL/T639—1997《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》;2.DL/T595—1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》;3.GB50150-91《电气装置安装工程电力设备交接试验标准》4．国电公司颁布的《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》、《高压开关设备质量监督管理办法》三个文件的有关内容.5、西北电网公司《330KV SF6高压断路器检修导则》2001.9.九、附件1、126KV SF6 断路器运行状况检查表;2、SF6高压断路器大修工艺卡.126 KV SF6断路器运行状况检查表SF6高压断路器基本参数站名:110KV升压站开关名称:180开关产品型号: 投产日期:电压kV: 额定开断电流kA:额定电流kA: 警报压力Mpa:充气压力Mpa: 厂家:操作机构型号:运行状况短路开断次数第一次第二次第三次第四次。
