10KV高压环网柜作业指导书
西南管道
重庆输油气分公司10KV高压环
网柜
作业指导书
中油通信公司
2012年12月
10kV SF6高压环网柜作业指导书
1、作业范围
中贵天然气管道重庆段，武胜分输站、铜梁分输站配备了10KVSF6高压环网柜，本指导书遵守《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、主要技术参数
2.1武胜分输站负荷开关柜的主要技术参数
序号名称
单
位
参数
1 额定电压kV 12
2 额定电流 A 630
3 额定频率Hz 50
4 额定短时工频耐受电源kV 42
5 额定雷电冲击耐受电压kV 75
6 额定闭环开断电流 A 630
7 额定短时耐受电流kA 20
8 额定短路持续时间s 3
9 SF6气体额定压力（20℃表压）MPa 0.14 2.2武胜分输站高压隔离柜的主要参数
序
号
名称单位参数
1 额定电压kV 12
2 额定频率Hz 50
3 额定电流 A 100
4 额定短时工频耐受电源kV 42
5 额定雷电冲击耐受电压kV 75
6 额定转移电流 A 1750
7 额定短时耐受电流kA 20
8 额定短路持续时间s 3
9 机械寿命次5000 2.3铜梁分输站负荷开关柜的主要技术参数
3.2负荷开关-熔断器组合电器柜
负荷开关-熔断器组合电器柜主要用于变压器保护。该型柜配有一个SF6绝缘的三工位负荷开关和一台独立的辅助接地开关。内置于负荷开关的接地开关关合可使熔断器上触头接地，而独立的辅助接地开关关合可使熔断器下触头接地。操地机构为双弹簧式，具有熔断器熔断自动跳闸功能。只有负荷开关处于接地位置时，才可能进入电缆室。运行人员可通过低压室门后的观察窗观察开关是否处于分闸或接地的位置。运行人员在设备运行时也可透过前门窗口容易地观察到电缆连接和故障指示器。
3、运行中的巡视检查
4.1巡视检查
4.1.1查看指示器、指示灯是否正常。
4.1.2有无任何异常声音或气味发生。
4.1.3端子上有无过热变色现象。
4.1.4瓷套有无开裂、破坏或污损情况。
4.1.5接地线或支架是否有生锈或损伤情况。
4.1.6查看微机上是否有开关柜故障信息。
4.1.7在巡检中,使用SF6进行泄漏仪进行检测。
4.1.8检查气室的压力表指针(绿针代表实际压力)是否在规定范围内。
4.1.9查看相应气压表的实际压力。
4.1.10查看该柜的带电显示和断路器位置。
4.1.11如发现有任何异常现象应及时汇报，以便及时处理。
4.2定期检查
4.2.1检查接地装置。
4.2.2检查各种外露连接杆的紧固情况。
4.2.3负荷开关的最低动作压力与动作电压试验。
4.2.4清扫气体绝缘金属封闭开关外壳，对压缩空气系统排污。
4.2.5对操动机构进行维修检查，处理漏气等缺陷。
4、SF6开关柜运行操作
5.1关合隔离开关。初始状态：开关断开、接地开关断开。
5.1.1打开操作孔挡片。向右转动开关操作手柄。
5.1.2位置指示器转到接通状态，可看到接地开关操作孔被锁住。
5.2开断开关。初始状态：开关闭合、接地开关断开
5.2.1．向左转动开关操作手柄。
5.2.2．位置指示器转到断开位置，可看到接地开关操作孔处于解锁位置。
5.3闭合接地开关。初始状态：接地开关断开、主开关或断路器断开
5.3.1用操作手柄推开锁孔挡片，插入接地开关操作孔向右转动。
5.3.2位置指示器转到接地位置，可看到接地开关操作孔被锁住。
5.4断开接地开关。初始状态：接地开关闭合、隔离开关或断路器断开
5.4.1用操作手柄推开锁孔挡片，插入接地开关操作孔，然后向左转动。5.4.2位置指示器转到断开位置，可看到隔离开关或断路器的操作孔被解锁。
5.5SF6断路器开关单元的闭合。初始状态：断路器开关单元断开、接地开关断开
5.5.1移开挡手，插入操作孔，向右转动操作手柄，给断路器储能。
5.5.2按动合闸按钮，断路器合闸。
5.6 SF6断路器开关单元的断开。初始状态：断路器闭合、接地开关断开5.
6.1按下按钮，断开断路器。
5.6.2指示器转到断开位置，接地开关操作孔被解锁。
5.7挂锁
操作孔的挂锁柄按照IP3X防护标准，挂锁可锁在开关或接地开关的保护罩外锁鼻上。
5、SF6开关柜运行操作
6.1负荷开关柜具有以下联锁
6.1.1柜门关上开关离开接地位置后，方可进行合闸操作。
6.1.2开关分闸后，才能接地。
6.1.3开关接地后，才能打开柜门。
6.1.4打开柜门把开关锁定在分闸位置后，才能操作接地开关做试验。
6.2断路器柜
6.2.1断路器分闸，柜门关上，才能操作储能开关。
6.2.2断路器断开，才能闭合接地开关。
6.3打开柜门的条件：
6.3.1断路器处在断开位置。
6.3.2隔离开关断开位置。
6.3.3接地开关闭合位置。
注：断路器空载工作时，可将隔离开关锁定在断开位置。
6、检修维护
