12kV真空断路器的运行维护.docx
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12kV真空断路器的运行维护
12kV真空断路器的运行维护
1 概况
我国从20世纪80年代以来，已经研制生产了一批性能较为稳定的12kV真空断路器，并投入实际运行。
目前，在12kV及以下电压等级配网中大力推进设备无油化的进程中，真空断路器已逐渐取代油断路器，成为配网的主要设备。
真空断路器是由绝缘强度很高的真空作为灭弧介质的断路器，其触头是在密封的真空腔内分、合电路，触头切断电流时，仅有金属蒸汽离子形成的电弧，因为金属蒸汽离子的扩散及再复合过程非常迅速，从而能快速灭弧，恢复真空度，经受多次分、合闸而不降低开断能力。
由于真空断路器本身具有结构简单、体积小、重量轻、寿命长、维护量小和适于频繁操作等特点，所以真空断路器可作为输配电系统配电断路器、厂用电断路器、电炉变压器和高压电动机频繁操作断路器，还可用来切合电容器组。
2 运行维护应注意的问题
（1） 真空灭弧室的真空。
真空灭弧室是真空断路器的关键部件，它是采用玻璃或陶瓷作支撑及密封，内部有动、静触头和屏蔽罩，室内真空为10-3～10-6Pa的负压，保证其开断时的灭弧性能和绝缘水平。
随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数的增多，以及受外界因素的作用，其真空度逐步下降，下降到一定程度将会影响它的开断能力和耐压水平。
因此，真空断路器在使用过程中必须定期检查灭弧室的真空。
主要应做到如下两点：
①定期测试真空灭弧室的真空度，进行工频耐压试验（对地及相间42kV，断口48kV）。
最好也进行冲击耐压试验（对地及相间75kV，断口85kV）。
。
②运行人员应对真空断路器定期巡视。
特别对玻璃外壳真空灭弧室，可以对其内部部件表面颜色和开断电流时弧光的颜色进行目测判断。
当内部部件表面颜色变暗或开断电流时弧光为暗红色时，可以初步判断真空已严重下降。
这时，应马上通知检测人员进行停电检测。
（2） 防止过电压。
真空断路器具有良好的开断性能，有时在切除电感电路并在电流过零前使电弧熄灭而产生截流过电压，这点必须引起注意。
对于油浸变压器不仅耐受冲击电压值较高，而且杂散电容大，不需要专门加装保护；而对于耐受冲击电压值不高的干式变压器或频繁操作的滞后的电炉变压器，就应采取安装金属氧化物避雷器或装设电容等措施来防止过电压。
（3） 严格控制触头行程和超程。
国产各种型号的12kV真空灭弧室的触头行程为11±1mm左右，超程为3±0.5mm。
应严格控制触头的行程和超程，按照产品安装说明书要求进行调整。
在大修后一定要进行测试，并且与出厂记录进行比较。
不能误以为开距大对灭弧有利，而随意增加真空断路器的触头行程。
因为过多地增加触头的行程，会使得断路器合闸后在波纹管产生过大的应力，引起波纹管损坏，破坏断路器密封，使真空度降低。
（4） 严格控制分、合闸速度。
真空断路器的合闸速度过低时，会由于预击穿时间加长，而增大触头的磨损量。
又由于真空断路器机械强度不高，耐振性差，如果断路器合闸速度过高会造成较大的振动，还会对波纹管产生较大冲击力，降低波纹管寿命。
通常真空断路器的合闸速度为0.6±0.2m/s，分闸速度为1.6±0.3m/s左右。
对一定结构的真空断路器有着最佳分合闸速度，可以按照产品说明书要求进行调节。
（5） 触头磨损值的监控。
真空灭弧室的触头接触面在经过多次开断电流后会逐渐磨损，触头行程增大，也就相当波纹管的工作行程增大，因而波纹管的寿命会迅速下降，通常允许触头磨损最大值为3mm左右。
当累计磨损值达到或超过此值，真空灭弧室的开断性能和导电性能都会下降，真空灭弧室的使用寿命即已到期。
为了能够准确地控制每个真空灭弧室触头的磨损值，必须从灭弧室开始安装使用时起，每次预防性试验或维护时，就准确地测量开距和超程并进行比较，当触头磨损后累计减小值就是触头累计磨损值。
当然，当触头磨损使动、静触头接触不良时，通过回路电阻的测试也可以发现问题。
（6） 做好极限开断电流值的统计。
在日常运行中，应对真空断路器的正常开断操作和短路开断情况进行记录。
当发现极限开断电流值ΣI达到厂家给出的极限值时，应更换真空灭弧室。
2断路器的运行、监视、维护和操作
2.1断路器的投运
2.1.1新装或大修后的断路器，投运前必须验收合格才能施加运行电压。
2.1.2新装断路器的验收项目按《电气装置安装工程及施工验收规范》及有关规定执行。
大修后的验收项目按大修报告执行。
2.2断路器正常运行的巡视检查
2.2.1投入电网和处于备用状态的高压断路器必须定期进行巡视检查，有人值班的变电所和发电厂升压站由值班人员负责巡视检查。
无人值班的变电所由供电局运行值班人员按计划日程负责巡视检查。
2.2.2巡视检查的周期：
有人值班的变电所和升压站每天当班巡视不少于一次，无人值班的变电所由当地按具体情况确定，通常每月不少于2次。
2.2.3油断路器巡视检查项目：
a.断路器的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；
b.主触头接触良好不过热，主触头外露的少油断路器示温蜡片不熔化，变色漆不变色，多油断路器外壳温度与环境温度相比无较大差异。
内部无异常声响；
c.本体套管的油位在正常范围内，油色透明无碳黑悬浮物；
d.无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密；
e.套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕；
f.引线的连接部位接触良好，无过热；
g.排气装置完好，隔栅完整；
h.接地完好；
i.防雨帽无鸟窝；
j.注意断路器环境条件，户外断路器栅栏完好，设备附近无杂草和杂物，配电室的门窗、通风及照明应良好。
2.2.4空气断路器的巡视检查项目：
a.断路器的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；
b.维持断路器瓷套内壁正压的通风指示正常；
c.配气箱压力表指示在正常气压范围内，箱内及连接管道和断路器本体无漏气声；
d.绝缘子、瓷套无破损、无裂纹及放电痕迹；
e.运行中断路器的供气阀在开启位置，工作母管、高压罐定期排污；
f.各载流部分、出线端子无过热；
g.灭弧室排气孔的档板应关闭、无积水或鸟巢；
h.接地完好；
i.巡视断路器环境条件：
附近无杂物。
2.2.5六氟化硫断路器的巡视检查项目：
a.每日定时记录SF6气体压力和温度；
b.断路器各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常；
c.套管无裂痕，无放电声和电晕；
d.引线连接部位无过热、引线弛度适中；
e.断路器分、合位置指示正确，并和当时实际运行工况相符；
f.落地罐式断路器应检查防爆膜有无异状；
g.接地完好；
h.巡视环境条件：
附件无杂物。
2.2.6真空断路器的巡视检查项目：
a.分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；
b.支持绝缘子无裂痕及放电异声；
c.真空灭弧室无异常；
d.接地完好；
e.引线接触部分无过热，引线弛度适中。
2.2.7电磁操动机构的巡视检查项目：
a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；
b.检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味；
c.直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀；
d.加热器正常完好。
2.2.8液压机构的检查项目：
a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；
b.检查油箱油位正常、无渗漏油；
c.高压油的油压在允许范围内；
d.每天记录油泵启动次数；
e.机构箱内无异味；
f.加热器正常完好。
2.2.9弹簧机构的检查项目：
a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；
b.断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；
c.检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味；
d.断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸所扣到位，合闸弹簧应储能；
e.防凝露加热器良好。
记录巡视检查结果：
在运行记录簿上记录检查时间、巡视人员姓名和设备状况。
设备缺陷尚需按缺陷管理制度的分类登入缺陷记录簿，无人值班变电所则登录在巡视记录簿内。
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2.3断路器的特殊巡视
2.3.1新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。
投运72h以后转入正常巡视。
2.3.2夜间闭灯巡视，有人值班的变电所和发电厂升压站每周一次，无人值班的变电所二个月一次。
2.3.3气象突变，增加巡视。
2.3.4雷雨季节雷击后应进行巡视检查。
2.3.5高温季节高峰负荷期间应加强巡视。
2.4断路器的正常维护
2.4.1断路器正常运行维护项目：
a.不带电部分的定期清扫；
b.配合其它设备的停电机会，进行传动部位检查，清扫瓷瓶积存的污垢及处理缺陷；
c.按设备使用说明书规定对机构添加润滑油；
d.油断路器根据需要补充油或放油，放油阀渗油处理；
e.空气断路器储气罐及工作母管定期排污，空气压缩机定期换油及添油；
f.检查合闸熔丝是否正常，核对容量是否相符。
2.4.2执行了断路器正常维护工作后应载入记录簿待查。
2.5断路器的操作
2.5.1断路器操作的一般要求如下：
a.断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；
b.长期停运的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2～3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作；
c.操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源（气源）或液压回路均正常、储能机构已储能，即具备运行操作条件；
d.操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手不宜返回太快。
2.5.2正常运行的断路器操作时注意检查下列项目：
a.油断路器油位、油色是否正常；
b.SF6断路器气体压力和空气断路器储气罐压力在规定的范围内。
2.5.3操作断路器时操动机构应满足：
a.电磁机构在合闸操作过程中，合闸线圈端子电压、合闸接触器线圈电压均在合格范围；
b.操动机构箱门关好，栅栏门关好并上锁，脱扣部件均在复归位置；
c.弹簧机构合闸操作后应自动再次储能。
2.5.4运行中断路器几种异常操作的规定：
a.电磁机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作；
b.无自由脱扣的机构严禁就地操作；
c.以硅整流作合闸电源的电磁操动机构，如合闸电源不符合部颁《关于变电所操作能源的暂行规定》的要求，不允许就地操作；
d.液压（气压）操动机构，如因压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。
2.5.5断路器故障状态下的操作规定：
a.断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，空气和SF6断路器气体压力异常（如突然降至零等），严禁对断路器进行停、送电操作，应立即断开故障断路器的控制电源，及时采取措施，断开上一级断路器，将故障断路器退出运行；
b.断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应停用自动重合闸；
c.分相操作的断路器操作时，发生非全相合闸，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次，如仍不正常，则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源，查明原因；
分相操作的断路器操作时发生非全相分闸时，应立即切断控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。
3断路器的技术监督
3.1断路器的运行监督
3.1.1每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌作一次校核。
3.1.2每台断路器的年动作次数应作出统计，正常操作次数和短路故障开断次数应分别统计。
3.1.3定期对断路器作运行分析并作好记录备查，不断累积运行经验，运行分析的内容包括：
a.设备运行异常现象及缺陷产生的原因和发展规律，总结发现、判断和处理缺陷的经验，在此基础上作事故预想。
b.发生事故和障碍后，对故障原因和处理对策进行分析，总结经验教训。
c.根据设备及环境状况作出事故预想。
3.1.4发电厂和供电局每年要检查断路器反事故措施执行情况，并补充新的反事故措施内容。
3.2断路器的绝缘监督
3.2.1断路器除结合设备大修进行绝缘试验外，尚需按部颁《电气设备预防性试验规程》进行预防性试验。
3.2.2发电厂、变电所内应有当年断路器绝缘预防性试验计划，值班人员应监督其执行，试验中发现的问题已处理的登入设备专档，未处理的登入设备缺陷记录簿。
3.3断路器的检修监督
3.3.1发电厂、变电所应有安排于当年执行的断路器大、小修计划，周期及项目按部颁断路器检修工艺规定执行。
3.3.2值班人员应监督断路器大、小修计划的执行，大修报告存入设备专档，未能消除的缺陷记入设备缺陷记录簿。
3.3.3值班人员应及时记录液压机构油泵起动情况及次数，记录断路器短路故障分闸次数和正常操作次数，以为临时性检修提供依据。
3.4断路器绝缘油油质监督
3.4.1新油或再生油使用前应按《电气设备预防性试验规程》规定的项目进行试验，注入断路器后再取样试验，结果记入专档。
3.4.2运行中绝缘油应按《电气设备预防性试验规程》进行定期试验。
3.4.3绝缘油试验发现有水分或电气绝缘强度不合格以及可能影响断路器安全运行的其它不合格项目时应及时处理。
3.4.4油位降低至下限以下时，应及时补充同一牌号的绝缘油，如需与其它牌号混用需作混油试验。
3.5断路器用压缩空气气质监督
3.5.1高压储气罐的底部输水阀每天清晨放水一次，直至无水雾喷出时止。
3.5.2断路器本体储气罐、工作储气罐、工作母管要定期排污，其周期由各地按运行经验确定。
3.5.3断路器及空气管路系统的过滤器应定期清洗滤网。
3.5.4空压机出口处的排污阀工作状态良好，空压机停机时均应排污一次。
3.6断路器SF6气体气质监督
3.6.1新装SF6断路器投运前必须复测断路器本体内部气体的含水量和漏气率，灭弧室气室的含水量应小于150ppm（体积比），其它气室应小于250ppm（体积比），断路器年漏气率小于1％。
3.6.2运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体含水量，新装或大修后，每三个月一次，待含水量稳定后可每年一次，灭弧室气室含水量应小于300ppm（体积比），其它气室小于500ppm（体积比）。
3.6.3新气及库存SF6气应按SF6管理导则定期检验，进口SF6新气亦应复检验收入库，检验时按批号作抽样检验，分析复核主要技术指标，凡未经分析证明符合技术指标的气体（不论是新气还是回收的气体）均应贴上“严禁使用”标志。
3.6.4新装或投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放，必须使用SF6气体回收装置回收。
SF6断路器需补气时，应使用检验合格的SF6气体。
断路器的不正常运行和事故处理
4.1运行中的不正常现象
4.1.1值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时（如漏油、渗油、油位指示器油位过低，SF6气压下降或有异声、分合闸位置指示不正确等），应及时予以消除，不能及时消除的报告上级领导并相应记入运行记录簿和设备缺陷记录簿内。
4.1.2值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。
4.1.3断路器有下列情形之一者，应申请立即停电处理：
a.套管有严重破损和放电现象；
b.多油断路器内部有爆裂声；
c.少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；
d.油断路器严重漏油，油位不见；
e.空气断路器内部有异常声响或严重漏气，压力下降、橡胶垫吹出；
f.SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；
g.真空断路器出现真空损坏的丝丝声；
h.液压机构突然失压到零。
1）关于“免维护”的问题。
当前，在对真空断路器的广告宣传、产品样本及使用说明书中，普遍谈到该产品"免维护"一词，实际上不现实的。
高压真空断路器由于安装有质量相对较好的真空灭弧室，其电气性能和机械性能均有明显的提高，现场安装、维护比较简便，但也绝不是"免维护"。
每一种形式的真空断路器，从结构上来讲，都是由上百种零部件组成，而这些零部件中生产厂只可能对部分零部件自行设计、加工，而相当一部分则是依靠外协。
这些零部件的材质选型、工装、工艺、检验等各个环节都关系到整体产品的电气和机械性能，因此"免维护"这一提法欠妥，对真空断路器的应用是一种"误导"。
依据标准的要求，应为"维护量小"、"不检修周期"比较妥当。
（2）机械寿命。
机械寿命是高压真空断路器产品质量的主要考核指标。
根据相关资料报道，家高压电器质量检测中心对国产高压真空断路器进行过6次（1993、1995、1996、1999、2002及2003年）监督抽查，其合格率分别为83.3％、91.3％、58.8％、60％、57.1％及78.6％，此情令堪忧。
其中一个主要问题是机械寿命达不到企业标准规定值，机械特性主要数也超出产品技术条件规定范围。
通常一台高压断路器都是由数百只零部件组成，而每一个零部件的加工和工艺缺陷、相互配合链接咬合都将直接影响到高压断路器的机械特性。
同时与操动机构配套的辅助开关、微动开关、减速器、接线端子等绝大部分都是外协件，存在有一定的分散性，质量难以达到100％，这些问题，都是直接影响真空断路器机械寿命的主要因素。
有些真空断路器机械寿命标称3万次，有的甚至达到6万次或者10万次之多，这样的宣传令人疑虑。
就当前国产真空灭弧室及与之配套部件能过关吗？
产品真正的机械寿命试验通过了吗？
所以，在高压真空断路器的选型应用中，不宜轻信产品说明书的不实之词，应以实际试验报告为依据，如果能够安全可靠地动作2万次，就足以满足运行现场的应用要求了。
（3）断口的工频耐压。
目前真空断路器中灭弧室真空度的在线监测仍无成熟的技术手段，许多科研单位对真空灭弧室真空度的在线监测仍处于研制开发阶段，在实际应用中，应以对灭弧室断口定期的工频耐压作为真空断路器断口间绝缘介质强度的判断依据。
灭弧室真空度的下降可能使断路器在分闸时动、静触头之间产生放电击穿，严重地威胁着高压真空断路器的安全运行。
所以，在真空断路器检修工艺规程中，明确规定有对真空断路器灭弧室工频耐压试验的周期和标准，在应用中必须给以重视，不宜轻信某些制造商宣传的误导。
（4）额定电流值和额定短路电流值的选择。
额定电流值和额定短路开断电流值的选择，应以电网的实际容量为宜，尽可能地克服取值保险系数愈大愈好的倾向。
取值过大不仅造成大马拉小车极不经济的情况，同时也将影响开断小的感性或容性电流性能，导致截流过电压的发生。
据相关文献报导，我国运行中的10kV电网额定电流在2000A及以下的约占总馈路数的93.1％，故而对额定工作电流的选择应以2000A及以下为主。
对于最大短路电流值的选择应依据"城市网络规划与改造导则"（1993年228号）文件中给出的10kV为16kA、35kV为16kA为宜，避免盲目追求过大的保险系数。
（5）使用环境温度。
高压真空断路器的使用环境温度多数标称都为－30℃～＋40℃。
在实际使用过程中，当环境气温较低时，断路器传动机构的摩擦力明显增大，常温情况下断路器的分、合闸操作力显然满足不了克服低气温时机构的摩擦力要求，导致分、合闸不能到位。
如果此时开断、关合短路故障电流时，势必会出现异常，甚至发生爆炸。
所以，对于产品说明书中注明的使用环境温度在特殊使用环境现场，应追究环境温度下限值进行合、分闸速度的试验，验证合格后即认可，绝不应盲从。
（6）绝缘故障在真空开关设备中仍居首位。
据相关文献报道，1998年至2002年我国运行的高压开关设备共发生绝缘故障398次，其中6～35kV绝缘故障共300次，占总绝缘故障的75.4％。
而6～35kV高压开关设备绝缘故障中，真空开关设备的绝缘故障共138次，占绝缘故障的46％，仍然居多。
所以，制造部门必须认真贯彻执行全面质量管理体系，提高工艺水平，保证装配质量，提供合格的产品及备品备件。
运行部门应强化平时的维护检查，发现隐患，及时消除缺陷，严格执行预试规程要求，保证检修到位，确保修试质量，提高设备健康水平，绝不能对运行中的真空开关设备掉以轻心。
（7）辅助开关问题。
辅助开关的故障，不仅会造成系统停电和扩大事故范围，同时还有可能使分、合闸线圈烧损，甚至造成设备毁坏或者人身伤亡事故，为此有关上级部门曾召开对辅助开关的专题研讨、分析论证会议，确定改变传统的辅助开关唇型插入式结构为对接滑动型结构。
据1998年至2002年我国运行中高压开关设备故障统计分析，在柜误动故障中，分、合闸线圈烧损76次、辅助开关故障35次，占误动故障的55％，可见辅助开关转换不灵、腐蚀、断线、受潮、接线端子松动等仍为高压开关设备运行维护中不可忽视的问题。
对真空断路器也不例外，检修维护必须到位，尽可能使用对接滑动型辅助开关为佳。
2 真空断路器的应用展望
随着计算机技术、电子技术、通讯技术和传感器技术的迅速发展，真空断路器在电力行业已被广泛应用，高压开关设备的智能化水平日益提高，真空断路器在产品制造过程中，应不断完善产品结构设计、提高制造工艺水平、保证装配质量、提高设备运行的可靠性。
高压真空断路器在智能化选型、优化设备状态检修、降低运行维护费用、加速电力系统自动化控制、建立科学合理的状态评估系统中产生积极的促进作用，应用的前景是比较乐观的。
VD4真空断路器合分闸故障原因分析及接线图
1.故障现象
2006年4月，在110kV安岳变电站#2主变增容技改进入后期设备调试阶段时，出现了新安装在10kVⅡ段上的7路进出线开关柜中的VD4真空断路器都只能合闸、分闸一次，就失去合、分闸功能了，不管是在高压开关柜上就地合、分闸，还是在主控室微机遥控操作，VD4真空断路器都无任何反应。
2.故障原因分析
VD4真空断路器适用于以空气为绝缘的户内式开关系统中，只要在正常的使用条件及断路器的技术参数范围内，VD4真空开关就可以满足电网在正常或事故状态下的各种操作，包括合、分和开断短路电流。
针对以上故障现象，对高压开关柜二次回路接线检查，发现没有接错的地方。
因为所有高压开关柜都是出现同一类问题，会不会是安装接线上的错误。
考虑二次回路接线设计的正确性，认真对照CSL216B线路保护装置控制原理图，如图1所示。
图1 高压开关柜控制原理图，如图2所示；VD4断路器接线图，如图3所示，进行核审。
核审发现高压开关柜厂将VD4真空断路器的CZ4端子接的是+KM，CZ14端子接的是-KM。
VD4真空断路器的合闸继电器Y3回路中就串接了防跳继电器KO的常闭接点KO-1和KO-2。
CSL216B线路保护装置的合闸出口#7线是接在VD4真空断路器的CZ4端子上，不论是就地或远方合闸一次后，其辅助开关S3的常开触点53、54闭合，接通防跳继电器KO线圈，KO动作后常闭触点KO-1、KO-2断开，切断了合闸继电器Y3回路，使其不能工作。
CSL216B线路保护装置的合闸出口有两条回路，一条是经微机遥控或就地用KK开关合闸回路，另一条是分闸信号回路。
在没有用微机遥控或就地用KK开关合闸时，该回路是断开的，而分闸信号回路是经操作机构的辅助开关来切换的，只要VD4断路器在合闸位置时，该回路就能工作。
即CSL216B线路保护装置的合闸信号+KM→FU1→1D25→1n72→R2→TWJ→1n51→1D52→1D53→VD4断路器CZ4→D1→S3-53→S3-54→KO线圈→D4→-KM（CZ14），防跳继电器KO动作，KO动作后常开触点KO-1、KO-3闭合
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