10KV高压环网柜作业指导书.doc

10KV高压环网柜作业指导书

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2020年4月19日
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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
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

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
25
8
额定短路持续时间
s
2
9
SF6气体额定压力（20℃表压）
MPa
0.14
2.4铜梁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
25
8
额定短路持续时间
s
2
9
机械寿命
次
5000
3、 开关柜结构
3.1负荷开关柜
负荷开头柜主要用作环网接线和放射线接线中的进线柜。该柜一般配备一个SF6绝缘的三工位负荷开关及其操动机构。三工位负荷开关仅可置于合闸、分闸、接地运行位置中的一个，可防止误操作。当负荷开关处于接地状态时才可能进入电缆室。负荷开关的位置指示器符合IEC60129A2（1996）的要求。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。
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。运行人员可经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。
4、 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。
5、 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。
6、 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。
7、 检修维护
7.1SF6开关柜维护
7.1.1预防性维护过程和周期
在正常使用操作条件下可工作30年或5000次操作。
7.2定期维护
7.2.1开关至少每三年进行一次分/合闸运行。
7.2.2每五年检查机构的状态(污染腐蚀)和接地罩的清洁情况(污染)。
7.3正确维护
一般情况下各部件的维护应与厂家联系，由厂家进行维护。
7.3.1更换电压指示灯
该操作可在开关闭合状态时进行。
7.3.1.1从带电指示器上卸下2个固定螺丝。
7.3.1.2按拆卸的反顺序安装新的电压指示器（拧紧力矩：1.2Nm）
7.3.2更换熔断器
此操作前，必须保证接地开关闭合。
7.3.2.1打开熔丝舱盖子，向自己的方向拉，然后翘起，可参考盖子上操作指导。
7.3.2.2移开手柄，用手将把手推到垂直位置以便打开密封塞上的互锁。
7.3.2.3将密封塞向左旋转，然后提起.
7.3.2.4抽出熔断器。
7.3.3清洁密封塞
7.3.3.1如果密封塞脏污，可用硅油清洁外圆，再用干净布擦拭擦干。硅油规格：Rhodorsil 47V50.
7.3.3.2用天然滑石粉涂抹清洁的表面，防止锁塞和熔断器室粘连。表面必须光滑均匀。
8、 SF6开关柜维护
8.1预防性维护
在正常工作条件不需要特别的维护。（温度在-5℃至-40℃之间），在恶劣条件下运行时（腐蚀性环境，灰尘，温度低于-5℃或高于-40℃），具体应与厂家联系。
8.2正常维护
8.2.1更换熔断器
前提：开关柜必须断电。开关必须断开。接地开关必须闭合。
8.2.1.1打开前面板以便更换熔断器。重要事项：IEC282.1和23.2指出，只要三个熔断器中有一个烧断，全部三个熔断器都要更换。
8.2.1.2首先把熔断器顶部移出。
8.2.1.3再把熔断器从底座拔出，把整个熔断器拿开。
8.2.2更换电压指示灯
拆卸（配电盘可保持通电进行）。
8.2.2.1拆下2条螺丝A。
8.2.2.2拉出电压指示灯，然后拔掉电压指示灯导线接头。
8.2.2.3检查新电压指示灯参数标签（B），是否符合10KV电网系统
8.2.2.4按照与拆卸相反的过程安装新的电压指示灯。紧固扭距：0.1mdaN。
8.3故障处理
8.3.1开关柜故障处理，见下表：
电压指示灯不亮
1) 检查进线电缆是否带电
2) 检查电压指示灯组件
3) 检查开关是否闭合
4) 检查熔断器是否已装好
5) 检查熔断器是否完好
前面板不能打开或关上
检查接地开关是否闭合
接地开关不能操作
检查主开关是否断开
主开关不能操作
检查接地开关是否断开
8.3.2电动操作机构故障处理，见下表：
不能进行电动操作
1) 检查低压熔丝
2) 检查电气连锁
3) 检查接地开关操作轴是否转到其终端位置
4) 检查触点是否已分断电源，必要时重新调整其位置
5) 检查组件的连接
以低于额定值-15%的电压闭合后，不能进行手动操作
转动操作手柄沿闭合方向施加力矩，直至达到其终点位置；此时应能够实现手动操作。
以高于额定值+15%的电压闭合后，手柄不能插入
1) 如有可能，进行电动分闸，必要时用备用电源
2) 为了插入手柄，用大号螺丝刀沿闭合方向顶开轴后端
（为安全起见，首先将电动操作机构锁定在非投入状态，必要时把启动触点的锁定片推上去并固定）。