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2.582217、582227、582167无手动操作时可以进行58221分闸或合闸。 1.5822、582217、582227、582167主触头打开； 58222 分闸或合闸 2. 582217、582227、582167无手动操作时可以进行58222分闸或合闸。 582217 582227 582167 分闸或合闸 分闸或合闸 就地、远距跳闸 5823 远距合闸 就地合闸 58221、58222主触头打开和无手动操作时可以进行582217、582227分闸或合闸。 58111、58221主触头打开和无手动操作时可以进行582167 无条件 58231、58232在无电动和手动操作时可以进行5823远距合闸 58221、58222主触头打开和无手动操作时可以进行5823就地合闸 1.5823、582317、582327、582367主触头打开； 58231 分闸或合闸 2.582317、582327、582367无手动操作时可以进行58231分闸或合闸。 58232 582317 582327 5823167 分闸或合闸 1.5823、582317、582327、582367主触头打开； 2. 582317、582327无手动操作时可以进行58232分闸或合闸。 58231、58232主触头打开和无手动操作时可以进行582317、582327分闸或合闸。 58222、58231主触头打开和无手动操作时可以进行582367分闸或合闸。 无条件 58111、58112在无电动和手动操作时可以进行5811远距合闸 58111、58112主触头打开和无手动操作时可以进行5811就地合闸 1.5811、581117、581127、582167主触头打开； 58111 分闸或合闸 2.581117、581127、582167无手动操作时可以进行58111分闸或合闸。 1.5811、581117、581127、581167主触头打开； 58112 分闸或合闸 2.581117、581127、581167无手动操作时可以进行58112分闸或合闸。 581117 581127 5811267 分闸或合闸 58111、58112主触头打开和无手动操作时可以进行581117、581127分闸或合闸。 58112、58121主触头打开和无手动操作时可以进行581167分闸或合闸。 无条件 58121、58122在无电动和手动操作时可以进行5812远距合闸 58121、58122主触头打开和无手动操作时可以进行5812就地合闸 1.5812、581217、581227、581167主触头打开； 58121 分闸或合闸 2．581217、581227、581167无手动操作时可以进行58121分闸或合闸。 1.5812、581217、581227、581367主触头打开； 58122 分闸或合闸 2．581217、581227、581367无手动操作时可以进行58122分闸或合闸。 581217 581227 分闸或合闸 58121、58122主触头打开和无手动操作时可以进行581217、581227分闸或合闸。 12
分闸或合闸 分闸或合闸 就地、远距跳闸 5811 远距合闸 就地合闸 分闸或合闸 就地、远距跳闸 5812 远距合闸 就地合闸 Q/319-1070302.011-2012
就地、远距跳闸 5813 远距合闸 就地合闸 无条件 58131、58132在无电动和手动操作时可以进行5812远距合闸 58131、58132主触头打开和无手动操作时可以进行5812就地合闸 1.5813、581317、581327、581367主触头打开； 58131 分闸或合闸 2. 581317、581327、581367无手动操作时可以进行58131分闸或合闸。 58132 581317 581327 5813167 分闸或合闸 1.5813、581317、581327主触头打开； 2. 581317、581327无手动操作时可以进行58132分闸或合闸。 58131、58132主触头打开和无手动操作时可以进行581317、581327分闸或合闸。 58122、58131主触头打开和无手动操作时可以进行581367分闸或合闸。（线路检测器检线路无压） 分闸或合闸 分或合
6.2 巡视检查
6.2.1 检查HGIS组合电器本体及外壳、机构箱密封良好；
6.2.2 就地控制柜上的方式选择开关、断路器、隔离开关位置与实际运行方式一致； 6.2.3 就地控制柜上无信号发出；
6.2.4 HGIS组合电器内部是否有异常响声；
6.2.5 HGIS组合电器外壳无锈蚀、脱焊，接地装置可靠、本体无倾斜； 6.2.6 各机构箱门关紧；
6.2.7 HGIS组合电器本体外无异声（漏气声、振动声）及异味； 6.2.8 HGIS组合电器本体外壳连接处螺栓应紧固； 6.2.9 HGIS组合电器各气室压力正常，各相进行比较。
6.3 HGIS组合电器的运行操作
6.3.1 由于HGIS为封闭组合电器，隔离开关的动静触头没有明显的断开点，故隔离开关操作以后，应根据外部的分、合闸指示、从刀闸的监视孔检查，以及根据隔离开关拐臂所处的位置来综合判断隔离开关的位置；
6.3.2 在主回路要合接地刀闸以前，一定要检查主回路所有断路器，隔离开关确已断开，主回路确无电压，操作联锁开关确在“联锁投入”位置，方可合接地刀闸；
6.3.3 操作断路器、隔离开关、接地开关时，严格按电气联锁规定的程序操作，严禁采用短接联锁接点的方法进行操作；
6.3.4 严禁在分、合隔离开关过程中，合同一间隔的断路器，以免造成带负荷分、合隔离开关；
6.3.5 操动机构电机或电机回路故障时，严禁电动操作相应的隔离开关或断路器；
6.3.6 就地控制柜内电机电源开关，指示回路电源开关，报警回路电源开关各一只，为同一间隔内的断路器、隔离开关、接地开关共用，若无特殊需要，不应断开上述开关；
6.3.7 当气室压力降低至禁止操作压力值时，严禁分、合该气室的隔离开关或断路器； 6.3.8 送电前，应检查送电回路内所有接地隔离开关已拉开，方能进行送电操作； 6.4 注意事项
6.4.1 在巡视中如果发现SF6气体压力表降低，若有异声，严重异味，发现眼、口、鼻有刺激中毒症状时，应尽快离开，若因操作或工作不能离开时，则应戴防毒面具、防护手套等安全用具。
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6.5 异常情况处理
6.5.1 SF6气体压力低报警：应迅速到现场进行检查，注意处理时相关人员应采取防护措施，确证是哪一气室压力降低，若是断路器某一气室SF6气压降低，应立即汇报调度及相关部门，建议将该断路器及时断开，尽量避免发展到分合闸闭锁时，再行处理；并及时上报缺陷。 6.5.2 SF6气体压力降低闭锁分合闸：检查断路器的SF6压力表，压力下降到闭锁压力。断路器的“合位”、“分位”灯熄灭，立即断开断路器的操作电源，同时向调度汇报，并加强对该设备的监视。根据调度命令进行处理。
6.5.3 当HGIS内的气室发生故障造成气体外泄事故时，应做如下处理： 6.5.3.1 如果人在HGIS设备区则应立即离开；
6.5.3.2 在事故发生后，如要进入HGIS设备区则任何人员必须穿防护衣，戴防护手套及防毒面具；
6.5.3.3 若故障时有人被外泄气体侵入，则应立即送医院冶疗。
6.6 组合电器的检修周期及验收项目 6.6.1 组合电器的检修周期
6.6.1.1 SF6气体的湿度：投产后1年1次，如无异常，3年1次、大修后、必要时； 6.6.1.2 SF6气体泄漏试验：大修后、必要时； 6.6.1.3 SF6气体成分分析：必要时； 6.6.1.4 耐压试验：大修后、必要时；
6.6.1.5 辅助回路和控制回路绝缘电阻：3年、大修后；
6.6.1.6 辅助回路和控制回路交流耐压试验：3年、大修后；
6.6.1.7 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tan§: 3年、大修后、必要时； 6.6.1.8 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间：3年、大修后； 6.6.1.9 断路器的速度特性：大修后； 6.6.1.10 断路器的时间参量：大修后；
6.6.1.11 分、合闸电磁铁的动作电压：3年、大修后； 6.6.1.12 导电回路电阻：3年、大修后、必要时； 6.6.1.13 分、合闸线圈直流电阻：更换线圈后； 6.6.1.14 SF6气体密度继电器：大修后、必要时； 6.6.1.15 压力表校验：大修后、必要时；
6.6.1.16 操作机构在分闸、合闸操作下的压力下降值：大修后；
6.6.1.17 闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能：大修后； 6.6.1.18 HGIS中的联锁和闭锁性能试验：大修后； 6.6.1.19 HGIS中的互感器和避雷器：大修后； 6.6.1.20 触头磨损量测量：必要时；
6.6.1.21 运行中局部放电测试：投产后1年1次，如无异常，3年1次、必要时； 6.6.1.22 红外测温：1年1次。 6.6.2 组合电器的验收项目见表8
表8 组合电器验收项目表
验收内容 1 本体及外观 验收参照标准 1.1 组合电器应安装牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品的技术规定； 1.2 本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；外壳接地良好，上、下钟罩有连接片； 1.3 各螺栓连接紧固； 14
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验收内容 验收参照标准 1.4 SF6气体压力正常，无漏气现象； 1.5 组合电器及其传动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确； 1.6 检查辅助开关及电气闭锁应正确可靠； 1.7 支架和接地引下线应无锈蚀和损伤，接地应良好； 1.8 各气隔的闭锁继电器的补气、闭锁及过压的值应符合规定，电气回路传动正确； 1.9 气体压力表指示符合厂家说明书要求； 2 “远方/就地”分合闸 2.1 能正常进行远方和就地分合闸且分合闸指示正确； 2.2 进行单相分合闸操作且动作正确。 3 传动试验 3.1 断路器带各套保护试验动作正确可靠； 3.2 传动试验时声光信号正确； 3.3 HGIS设备电气联锁闭锁操作； 3.4 当操作压力降低至分合闸闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作； 3.5 弹簧操动机构未储能时，断路器不能进行分、合闸操作； 3.6 模拟断路器本体SF6气体压力降低至告警压力时，发告警信号；降低至闭锁压力时，断路器不能进行分、合闸操作； 3.7 分相和三相同期符合规定。 4各项调整、试验数据 5 操动机构 4符合导则、规程要求。 5.1 操动机构与断路器的联动应正常，无卡阻现象； 5.2 机构箱门开闭灵活，密封良好； 5.3 操动机构箱体及机构箱门接地良好。 6 端子箱 6.1 端子箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确； 6.2 端子箱的电缆穿孔已做封堵处理； 6.3 端子箱门开启灵活、密封良好。 6.4 端子箱体及箱门接地良好。 6.7 缺陷的分类及处理
6.7.1 缺陷分类见表9
表9 缺陷分类表 缺陷分类 1.HGIS设备外壳有明显裂缝。 2.设备内部有明显的放电声或异常声响。 3.主设备与地网连接线断裂。 4.外绝缘有严重放电现象。 紧急缺陷 5.SF6气体泄漏至报警值。 6.机械指示失灵。 7.断路器辅助接点、闭锁接点失灵。 8.储能元件损坏。 9.SF6断路器的SF6气体质量不合格，或严重漏气，其压力低于制造厂规定的下限。 1.设备试验超周期且无相应的批准手续。 重大缺陷 2.机构箱密封不严，不能有效防潮、防尘，也未采取防止小动物进入的措施。 3.基础下沉。 缺陷内容 15
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4.HGIS室通风设备不能正常运行。 5.达不到“五防”要求或“五防”功能失灵 1.机构箱内加热器失灵。 一般缺陷 2.预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。 3.动作记数器失灵。 6.7.2 缺陷处理
当发现设备缺陷时，按照云南电网公司《输变电设备缺陷管理规定》的要求进行处理。 7 断路器
7.1 概述
500kV断路器采用三菱电机天威输变电设备有限公司生产的SFMT型SF6罐式断路器，单相式结构，配置OM-3型液压操作机构；分相控制，每相单元包括外壳箱、断路器以及绝缘支撑；
220kV断路器采用西安高压开关厂生产的LW24-252型SF6断路器，配置CT20-Ⅲ弹簧操作机构；
35kV断路器采用江苏如高高压电器有限公司生产的LW36-126型断路器，配置SRCT36-C型弹簧操作机构。 7.2 巡视检查
7.2.1 500kV、220kV及35kV断路器正常巡视检查
7.2.1.1 检查断路器本体、机构箱密封良好，套管瓷瓶清洁完好，无裂纹、破损，无放电痕迹。
7.2.1.2 检查引线无泡股、引线线夹无断裂现象。
7.2.1.3 断路器内部无异声、无异味，分合闸指示正确，且三相一致。
7.2.1.4 断路器基础无下沉、位移，铁件无锈蚀、脱焊，接地装置可靠、断路器本体无倾斜。 7.2.1.5 各就地控制柜、机构箱、端子箱门关紧。
7.2.1.6 500kV断路器液压操作机构液压力正常、低压油箱油位正常。 7.2.1.7 220kV、35kV断路器弹簧储能操作机构弹簧储能正常。 7.2.1.8 断路器气体压力正常，见表10、11
表10 断路器气体压力值
电压等级 500kV 220kV 35kV 额定值(MPa) 0.6 0.6 0.6 低气压报警值(MPa) 0.55 0.55 0.55 低气压闭锁值(MPa) 0.5 0.5 0.5 表11 500kV断路器操作机构液压压力值 电压等级 500kV 31.5 额定值(MPa) 重合闸闭锁压力(MPa) 30 27 25.5 合闸闭锁压力(MPa) 分闸闭锁压力(MPa)
7.2.2 特殊巡视检查
7.2.2.1 大风时引线无剧烈摆动、无挂落物，周围无可能被刮起的杂物，无振动和异响。 7.2.2.2 雷雨后套管有无闪络放电痕迹。 7.2.2.3 小雨或雾天套管有无放电。
7.2.2.4 下雪时各接头处积雪有无明显融化，有无冰柱及放电闪络现象。
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