SN4-型少油断路器维护检修规程

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SN4-型少油断路器维护检修规程3.1检修周期3.1.1小修周期每1~3年进行一次。3.1.2大修周期新安装的断路器投入运行一年后应进行第一次大修；对于正常运行的断路器，每3~5年1次。3.1.3临时性检修每切断一次严重短路故障或运行中存在威胁安全供电的严重缺陷，均应停止其运行，组织有关人员进行临时性检修，检修项目根据具体情况确定。下次大修期限应从临修后算起。3.2检修项目与质量标准3.2.1小修项目与质量标准（见表3-7-1）表3-7-1小修项目与质量标准小修项目质量标准

1序号1检查母线接头接触部件应无过热变色现象，压紧螺栓应坚固完整2检查主接触指主接触指应光滑、无烧损、完好清洁、并涂有适量导电膏或中性凡士林油3检查清扫支座瓷瓶和套管瓷瓶各部瓷件应清洁、无灰尘油垢、完整良好无破裂放电痕迹4检查油箱、油位计、放油阀及油质1.油位油色京戏正常，无渗漏油现象2.油色变黑或有杂质应换合格绝缘油5检查绝缘拉杆1.拉杆就完整，无损伤2.三相拉杆应垂直，且位于同一水平面上3.与操作机构连接应可靠、牢固

26检查油缓冲器1.动作应灵活，无卡阻现象，合闸后应能自由返回2.合闸弹簧缓冲下部螺栓应紧固3.缓冲器应无渗、漏油现象7检查操作机构1.转动部位应润滑良好、动作灵活2.横梁应完整无损，开口销、弹簧及螺栓应完整无缺8检查各部压紧螺栓各压紧螺栓应有弹簧垫圈，压平无松动9检查断路器接地应良好无锈蚀10检查绝缘油耐压强度绝缘油试验应合格，符合中石化预试规程规定11检查分闸线圈和合闸接触器最低动作电压1.分闸线圈最低动作电压应在30%～65%Ue范围内可靠动作2.合闸接触器线圈动作电压应在30%～80%Ue范围内可靠动作

312预防性试验用2500V兆欧表测量，相间和对地绝缘电阻不应低于1000MΩ标准按中石化运行规程3.2.2大修项目与质量标准（见表3-7-2）检修工艺参照水电部颁布的《断路器检修工艺规程》及制造厂安装使用说明书执行。表3-7-2大修项目与质量标准序号大修项目质量标准1完成小修项目应达到小修项目质量标准2检修清扫绝缘筒绝缘筒应清洁，无剥落、变形、裂缝、穿孔及受潮现象

43检修清扫消弧室1.用合格变压器油清洗干净2.消弧室与顶盖应水平，无倾斜3.紧固螺栓应完整无松动现象4.消弧室与油筒之密封牛皮垫应完整，无脱落5.油吹弧室油道应无电弧烧伤现象，油道表面光滑4清洗检修消弧触头1.触头表面应光滑清洁，无氧化物，触指接触线良好2.触指端部严重烧伤面积大于原结构1/3，深度超过2mm时应更换，更换的触头与动触杆之间必须紧密吻合，并在一条直线上3.触指弹簧应良好，每组触头的弹簧参数基本相同，接触压力为0.8～1.0MPa

54.软连接良好，接触面清洁无氧化层，铜皮的累计断裂数不应超过原总数的1/10，连接螺栓紧固，垫圈齐全5.触头组成后呈圆形，动触杆插入静触头中拔出的压力（包括动触杆自重）应不大于300N6.触头与压环、软铜片上能自由活动，而不与接触支架内壁接触5清洗检修消弧动触杆1.触杆应平直，弯曲度不应大于0.5mm，表面光滑平整2.端头端陪应光滑平整，圆弧一致，轻微烧伤者可修整平滑，并符合原技术标准，严重烧伤者应更换3.端头拧于触触杆上应坚固、牢靠6清洗检修工作触头1.触头表现应光滑，镀银层良好，无凹凸现象

62.同相指形触指装好后应一条直线上3.用测力计（弹簧称）检验每个触指应为（140±10）N4.用厚0.05mm塞尺塞入，不得超过3～5mm5.触指弹簧不变形7清扫检修油箱及附件1.油位计应清洁，不渗油、无假油位现象2.油箱应完整无损伤，放油阀应清洁无渗漏油现象8清扫检修绝缘瓷件1.支持瓷座垂直，法兰螺栓力矩均匀，垫圈完整2.瓷瓶表现应清洁，瓷瓶填料无脱落，无松动3.套管表面应清洁，完整无裂纹

79清扫检修油分离器1.铸铁法兰与绝缘筒接触应严密2.各分离器瓷球应平均装好，绝缘筒与瓷套应严密良好10清扫检修操作机构1.联板无变形，联板与轴的间隙不准大于0.5mm，开口销、垫圈及螺丝应齐全完整2.动作灵活无卡阻，销钉装置可靠3.跳闸铁芯与跳闸手板之间间隙应在44.合闸铁芯行程应在（110±2）mm，操作机构与滚轮间隙应为1.0～1.5mm5.合闸辅助接点，在合闸后，固定接点与可动接点应断开3～4mm

811清扫检修转动机构1.弹簧应清洁完整，无断裂现象2.动作应灵活准确，无严重磨损3.注入缓冲器的油量应为筒深的2/3，缓冲器调整后达到动作灵活，能自由返回4.各部螺栓应紧固，并应有备帽或止钉5.中间轴与样板比较误差不应大于±2mm12组装油箱1.油箱应水平垂直位置，同相两油箱高度差不应大于3mm，相间油箱口高度差不应大于5mm2.玫瑰触头应装到箱底中心位置3.筒下部孔与放油阀孔应对准4.相间油箱中心距SN4-10G为600mm

9SN4-20G为700mm5.油位计表面浅析，无渗油和堵塞现象6.刃型触头每一相应在一条直线上，高度相同，相间距离相等7.外盖装好后，志电杆能自由活动，无卡阴现象8.油位应合适9.注入的变压器油，绝缘强度合格13组装两侧母线1.固定母线螺丝应紧固，接触面用厚0.05mm塞尺塞入，不得超过3～5mm2.母线与开关联接不应使油箱偏斜受力14组装油分离器及排气管1.油分离器上部法兰盘孔，应对准排气管弯头2.内部应无杂物，各螺栓应紧固

103.排气管清洁畅通，安全阀关闭灵活、严密15组装矽铝横梁及绝缘提升杆1.横梁应水平，绝缘拉杆应垂直2.横梁及拉杆应完整、清洁、无损伤3.2.3机械调整与技术标准（见表3-7-3）表3-7-3机械调整与标准序号调整项目技术标准1机构调整1.机构拉杆拧入管头深度不应少于35mm2.撑杆管子拧入操作机构的外壳法兰内，深度应为35～40mm3.中间轴与样板允许误差±2mm

114.分合闸时，主轴转动角度应为55°～60°范围内5.跳闸铁芯与跳闸手板之间间隙在mm2主接触指调整1.绝缘拉杆行程应为（420±20）mm2.主接触指备用行程应为（23±2）mm3消弧回路的调整1.消弧触头备用行程应为mm3.3大修交接试验项目及技术标准（见表3-7-4）表3-7-4交换试验项目与标准序号试验项目技术标准1每相消弧回路接触电阻接触电阻值不得大于200～250µΩ2

12每相回路总接触电阻接触电阻值不得大于n）触片与触刃之间隔开，测量仪表接于油筒盖上）3分合闸时间1.合闸时间不应大于0.65s2.分闸时间不应大于0.15s3.SN4-200型不应大于0.75S4在额定操作电压下测量最大分合闸速度最大分闸速度应符合附录B的规定5消弧触头刚分离时的分闸速度应符合附录B的规定6消弧触头刚接触时的合闸速度应符合附录B的规定7测试绝缘拉杆的绝缘用2500V兆欧表测试，应大于1000MΩ81.10kV级，不应低于25kV

13绝缘油电气强度试验2.20kV级，不应低于35kV（新安装的10kV级为30kV，20kV级为40kV）9绝缘油简化分析分析结果应符合（DL/T596-1996）《电气设备预防性试验规程》规定10跳闸线圈最低动作电压测试最低动作电压应在30%～65%Ue范围内可靠动作11合闸接触器动作电压测试最低动作电压应在30%～80%Ue范围内可靠动作12交流耐压试验1.10kV级、38kV，1min良好2.20kV级、59kV，1min良好13分合闸试验1.在Ue电压下，合闸3次各部动作应良好灵活2.各部位置信号指示应正确，切拘应正常14继电保护联运试验

14模拟继电保护动作，检查断路器跳闸回路应完好、正常，无拒动、误动及其他异常现象3.4常见故障及处理方法（见表3-7-6）表3-7-6常见故障及处理序号故障现象故障原因处理方法1导电部位变色，试温片熔化连接部位螺栓未压紧松动发热部位导电体损伤、断裂，造成阻抗增大及时采取减负荷或转移负荷措施2断路器大量油溢出并冒烟动、静触头接触不良断路器负荷侧有短路情况检查处理动、静触头断路器停运后进行解体检修3

15绝缘套管、瓷瓶有放电声套管、瓷瓶受到机械损伤套管、资瓶脏污更换套管、瓷瓶清洁套管瓷瓶4断路严重漏油、油位计看不到油位断路器密封橡胶垫圈老化、损坏，密封不严断路器压紧螺丝未压紧更换密封橡胶垫圈压紧螺丝5断路器合不上闸合闸回路接触不良、开路或熔断器熔断辅助接合闸接触器卡住辅助合闸接触器线圈断线或烧损主合闸回路熔断器熔断检查回路各元件接点接触情况，并清除不良现象更换熔断器消除卡住现象处理合闸接触器线圈提高主合闸电源电压

16主合闸线圈铁芯粘住或卡住操作机构连杆弯曲变形操作机构合闸连接部位螺丝松动脱落机构的合闸延时辅助接点断开的太早更换熔断器消除铁芯粘住及卡住现象消除连杆弯曲变形或更换连杆调整紧固好连接部位螺丝调整机构合闸延时辅助接点，使之断开适当6断路器分不开闸分闸控制回路熔断器熔断分闸控制二次回路接触不良，造成断路更换熔断器检查控制回路各元件连接螺丝压紧情况，消除连接不良处理分闸线圈

17分闸线圈断线分闸线圈铁芯动作电压偏高或控制电源电压偏低分闸线圈粘住卡涩分闸机构连杆“死点”太低或太高调整分闸动作电压，或提高控制分闸电压检修分闸铁芯，消除粘住或卡涩现象调整连杆“死点”，使之位置适当