6kV真空断路器故障处理措施
概述
厂用系统对发电厂的稳定运行有着非常重要的作用,大唐托克托发电有限责任公司的厂用系统包括6kV高压系统和380V低压系统,6kV开关在其中占着非常重要的位置。我厂I期2×600MW机组使用的6kV开关为ABB公司的产品,配备的南京自动化公司的保护;而II期2×600MW机组使用的为西门子公司的开关,配备的西门子本身的保护;都包括真空断路器和接触器+熔断器两种开关,其中真空断路器的开断能力大,可靠性高,为大容量负荷提供电源,本篇主要介绍真空断路器的的故障分析及处理方法。
故障分析及处理
这两个生产厂家虽然不同,但都是进口的真空断路器,性能比较好,检修、维护工作量小,供电可靠性高;但也不能排除个别真空断路器性能较差,特别是断路器的特性方面,有可能存在问题;如果真空断路器缺陷严重,容易造成事故越级,导致大面积停电。
在此讨论一下主要的真空断路器故障及其处理方法。
1真空泡真空度降低
1.1故障现象
真空断路器在真空泡内开断电流并进行灭弧,而真空断路器本身没有定性、定量监测真空度特性的装置,所以真空度降低故障为隐性故障,其危险程度远远大于显性故障。
1.2原因分析
真空度降低的主要原因有以下几点:
(1)真空泡的材质或制作工艺存在问题,真空泡本身存在微小漏点;
(2)真空泡内波形管的材质或制作工艺存在问题,多次操作后出现漏点;
(3)真空断路器如使用电磁式操作机构的真空断路器,在操作时,由于操作连杆的距离比较大,直接影响开关的同期、弹跳、超行程等特性,使真空度降低的速度加快。
1.3故障危害
真空度降低将严重影响真空断路器开断过电流的能力,并导致断路器的使用寿命急剧下降,严重时会引起开关爆炸。
1.4处理方法
(1)在进行断路器定期停电检修时,须使用真空测试仪对真空泡进行真空度的定性测试,确保真空泡具有一定的真空度;
(2)当真空度降低时,必须更换真空泡,或更换真空断路器,并做好行程、同期、弹跳等特性试验。
2真空断路器分闸失灵
2.1故障现象
根据故障原因的不同,存在如下故障现象:
(1)断路器远方遥控分闸分不下来;
(2)就地手动分闸分不下来;
(3)事故时继电保护动作,但断路器分不下来。
2.2原因分析
(1)分闸操作回路断线;
(2)分闸线圈断线;
(3)操作电源电压降低;
(4)分闸线圈电阻增加,分闸力降低;
(5)分闸机构变形,分闸时存在卡涩现象,分闸力降低;
(6)分闸机构变形严重,分闸时卡死。
2.3故障危害
如果分闸失灵发生在事故时,将会导致事故越级,扩大事故范围。
2.4处理方法
(1)检查分闸回路是否断线;
(2)检查分闸线圈是否断线;
(3)测量分闸线圈电阻值是否合格;
(4)检查分闸机构是否变形;
(5)检查操作电压是否正常;
2.5预防措施
运行人员若发现分合闸指示灯不亮,应及时通知电气检修人员检查分合闸回路是否断线;检修人员在停电检修时应注意测量分闸线圈的电阻;必须进行低电压分合闸试验,以保证断路器性能可靠。
3弹簧操作机构合闸储能回路故障
3.1故障现象
(1)合闸后无法实现分闸操作;
(2)储能电机运转不停止,甚至导致电机线圈过热损坏。
3.2原因分析
(1)行程开关安装位置偏下,致使合闸弹簧尚未储能完毕,行程开关触点已经转换完毕,切断了电机电源,弹簧所储能量不够分闸操作;
(2)行程开关安装位置偏上,致使合闸弹簧储能完毕后,行程开关触点还没有得到转换,储能电机仍处于工作状态;
(3)行程开关损坏,储能电机不能停止运转。
3.3故障危害
在合闸储能不到位的情况下,若线路发生事故,而断路器拒分闸,将会导致事故越级,扩大事故范围;如储能电机损坏,则真空开关无法实现分合闸。
3.4处理方法
(1)调整行程开关位置,实现电机准确断电;
(2)如行程开关损坏,应及时更换。
3.5预防措施
运行人员在倒闸操作时,应注意观察合闸储能指示灯,以判断合闸储能情况;检修人员在检修工作结束后,应就地进行2次分合闸操作,以确定断路器处于良好状态。
4分合闸不同期、弹跳数值大
4.1故障现象
此故障为隐性故障,必须通过特性测试仪的测量才能得出有关数据。
4.2原因分析
(1)断路器本体机械性能较差,多次操作后,由于机械原因导致不同期、弹跳数值偏大;
(2)分体式断路器由于操作杆距离较大,分闸力传到触头时,各相之间存在偏差,导致不同期、弹跳数值偏大。
4.3故障危害
如果不同期或弹跳大,都会严重影响真空断路器开断过电流的能力,影响断路器的寿命,严重时能引起断路器爆炸。由于此故障为隐性故障,所以危险程度更大。
4.4处理方法
(1)在保证行程、超行程的前提下,通过调整三相绝缘拉杆的长度使同期、弹跳测试数据在合格范围内;
(2)如果通过调整无法实现,则必须更换数据不合格相的真空泡,并重新调整到数据合格。
4.5预防措施
由于分体式真空断路器存在诸多故障隐患,在更换断路器时应使用一体式真空断路器;定期检修工作时须使用特性测试仪进行有关特性测试,及时发现问题解决问题。
结束语
真空断路器已经得到广泛的使用,而各厂家的真空断路器在机构上也不尽相同,而且,真空断路器的故障,如真空度降低、分合闸不同期、弹跳大等多为隐性故障,所以,进行检修工作时需使用有关的科学仪器进行测试、测量,用实际数据来说明问题,也用实际数据来证明和解决问题,这样才能使人信服并且切实把真空断路器维护好。
篇2:电缆故障测试仪漏电预防措施
电缆故障测试仪在试验过程中及上电后,任何人不得进入高压区。试验现场要整洁、干净,不应存放其他无关的物品。在高压区间的地面上不应有杂乱的金属小块,被试品、升压变压器、耦合电容等应与周围保持适当距离。被试品、升压变压器、耦合电容等表面应保持干燥清洁,因为表面的湿气和污垢会引起表面的局部放电,导致测量异常。局部放电测试仪试验现场电压高达几万伏,试验人员应严格遵守所有安全预防措施。电缆故障测试仪试验区域应有明显、清晰的警示牌,现场任何人都应该知道高压区域。直接从事的测量人员应了解测量回路中所有带电元件、高压元件,不直接从事测量的人员应被隔离在试验区域之外。
电缆故障测试仪继续降低阻值对于A、B两相为高阻接地故障,最大限度地降低接地电阻值,可大大进步丈量,的正确度。对高压电缆利用高压脉冲法,效果很好。因低压电缆无法耐受高电压,在此情况下,我们想到利用直流发生器并联低压电容器充放电的方法进行直流冲击,既不伤害尽缘又能降低阻值。经过半小时的冲击放电后,A相对地尽缘电阻值降至39kΩ,再经过半小时的冲击放电,尽缘电阻值降至31kΩ后基本稳定,无降低趋势,停止冲击。
试验操作人员按规程要求连接线路,试验区各种金属物体应牢固接地,检查并改善试验区内一切可能放电的部位,特别注意各种地线是否良好接地。在试验开始加压前,试验人员必须详细而全面地检查一遍线路,以免线路接错。特别应关注接地线、高压线和强电回路的连线是否牢固连接。
一般情况下,在试验过程中,被试品在耐压、预升压时局部放电量都比正常值大很多,电缆故障测试仪此时仪器的仪表必然会超出满刻度。为防止仪器损坏,应将仪器的增益粗调旋钮逆时针旋转一档或更多档,以不超出满刻度为标准。当电压降至测量电压时,再将增益粗调开关顺时针旋转一档或更多档,以便记录测量值。试验异常时,应首先切断电源,再作进一步处理。电缆故障测试仪在试验以前,操作人员应掌握测试线路、测试方法、测试步骤和测试目的。
电缆故障测试仪在试验开始加压以前,试验人员必须详细而全面地检查一遍线路,以免线路接错。测试仪器处的接地线是否与接地体牢固连接,若连接不牢或在准备工作时掐头去尾线被脚踢断,这将可能引起人身和设备事故。对于连接线应避免将尖端暴露在外,防止尖端电晕放电,尤其对于电压等级较高的局部放电试验,必要时要加粗高压连接线及加装防电晕罩,减小因场强过高引起的电晕放电。屏蔽罩不能与试品的瓷裙相接触。
篇3:防止SF6断路器泄漏安全措施
为防止SF6断路器泄漏,保证人身和设备运行的安全,便于运行人员在发生SF6断路器泄漏事故时,能迅速、正确地进行事故处理,特制定本安全措施。
1定期对SF6气体泄漏监测报警系统进行检查,保证监测系统装置的正常运行。
2进入SF6断路器开关室必须先通风15分钟,同时应检查SF6气体泄漏监测报警系统无报警信号。
3按巡检规定定期对SF6断路器进行检查,正常SF6断路器的气压应在0.5±0.02Mpa范围内,如果SF6气体压力超出规定范围时,应及时汇报并通知检修人员进行检查处理。
4当发现SF6断路器发生泄漏时,应开启室内通风装置,同时立即联系检修人员进行检查,找出SF6气体泄漏的部位和泄漏原因,对泄漏不严重能带电进行处理的应立即进行处理,对需停电处理的,应申请停电处理。
5当SF6断路器发出低气压闭锁信号时,应立即断开断路器的操作电源,联系检修补充SF6气体,充到正常压力范围后,申请停电消除泄漏。
6若SF6断路器气体压力降至低气压闭锁值,检修人员又无法进行SF6气体补充,应用其他断路器串联的方法将该断路器退出运行。
7若SF6断路器发生爆炸,为进行事故处理在进入开关时,应做好防止SF6气体中毒的措施,带好防毒面具,保证人员的安全。
篇4:SF6断路器运行与检修规范
一、?SF6断路器的运行维护
1、SF6断路器在运行、检修过程中,一定要遵守《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、运行中的巡视检查
1)检查断路器的外绝缘部分(瓷套)应完好,无损坏、脏污及闪络放电现象;
2)对照温度—压力曲线,观察压力表(或带指示密度控制器)指示应在规定的范围内,并定期记录压力、温度值;
3)分、合闸位置指示器应指示正确,并分、合闸应到位;
4)整体紧固件应无松动、脱落;
5)储能电机及断路器内部应无异常声响;
6)断路器的分、合闸线圈应无焦味、冒烟及烧伤现象;
7)断路器接地外壳或支架接地应良好;
8)断路器外壳或操动机构箱应完整、无锈蚀;
9)断路器各件应无破损、变形、锈蚀严重等现象。
3、SF6断路器的运行维护
1)每年对外壳锈蚀部分进行防腐处理及补漆;
2)应定期对断路器转动及传动部位作一次润滑(半年一次),并操动3次应正常;
3)每两年一次对断路器所有密封面定性检漏,不应有10-6atm.cm3/s以上的
漏点存在;
4)每年应进行一次SF6气体微量水分测试,测试结果对照水分—温度曲线,不应超过300ppm(20℃);
5)其它项目,如绝缘、操作试验等可按有关规定定期进行,试验结果应符合相关标准。
6)检修注意事项
(1)?断路器在真空状态下不允许进行分合操作,以免损坏灭弧室零部件;
(2)?机构在正常检修时,应将分、合闸弹簧能量释放。
4、检修时,主要技术参数应符合表1规定:
表1
二、?可能出现故障的分析及检修
1、漏气分析及处理(密度继电器发信号)
1)?密度继电器发信号
(1)密度继电器动作值出现误差,误发信号,对其进行调整或更换;二次接线出现故障,找出错点,改正接线;
(2)断路器本体漏气,找出漏气原因,再作针对处理。
2)?当SF6气体正常渗漏至密度继电器发信号时,可按SF6气体压力—温度曲线进行补气,使其达到额定压力;补气时可在带电运行状态下进行。
3)?当SF6气体压力迅速下降或出现零表压时,应立即退出运行;并分析是否是由于下列原因造成漏气:
(1)?焊接件质量有问题,焊缝漏;
(2)?铸件表面漏气(有针孔或砂眼);
(3)?密封圈老化或密封部位的螺栓、螺纹松动;
(4)?气体管路连接处漏气;
(5)?压力表或密度继电器漏气,应予以更换。
找出具体漏气原因,在制造厂家协助下进行检修。
注:当运行中断路器发生严重泄漏故障时,运行或检修人员需要接近设备时,要注意从上风方向接近,必要时应戴防毒面具,穿防护衣,并应注意与带电设备的安全距离。
2、拒合或合闸速度偏低
1)合闸铁芯行程小,吸合到底时,定位件与滚轮不能解扣,调整铁芯行程;
2)连续短时进行合闸操作,使线圈发热,合闸力降低;
3)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换;
4)合闸弹簧发生永久形变,合闸功不足;
5)合闸线圈断线或烧坏,应更换;
6)合闸铁芯卡住,应检查并进行调整,使其运动灵活;
7)扇形板未复位或与半轴的间隙过小(小于1mm),原因是分闸不到位或调整不当,应重新调整;
8)扇形板与半轴的扣接量过小,应调整在2~4mm范围内,或扇形板与半轴扣接处有破损应予以更换;
9)合闸定位件或凸轮上的滚轮热处理硬度偏低,有变形现象,应予以更换;
10)?机构或本体有卡阻现象,要进行慢动作检查或解体检查,找出不灵活部位重新装调;
11)分闸回路串电,即在合闸过程中,分闸线圈有电流(其电压超过30%额定操作电压),分闸铁芯顶起,此时应检查二次回路接线是否有错,并改正错误;
12)电源压降过大,合闸线圈端电压达不到规定值,此时应调整电源并加粗引线;
13)?控制回路没有接通,要检查何处断路,如线圈的接线端子处引线未压紧而接触不良等,查出问题后进行针对性处理。
3、拒分或分闸速度低
1)半轴与扇形板调整不当,扣接量过大(扣接量一般应调整在2~4mm范围内);
2)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换;
3)分闸铁芯未完全复位或有卡滞,要检查分闸电磁铁装配是否有阻滞现象,如有应排除;
4)分闸线圈断线或烧坏应予以更换;
5)分闸回路参数配合不当,分闸线圈端电压达不到规定数值,应重新调整;
6)控制回路没有接通,要检查何处断路,然后进行针对处理。
7)机构或本体有卡阻现象,影响分闸速度,可慢分或解体检查,重新装配;
8)分闸弹簧预拉伸长度达不到要求,适当调整预拉伸长度;
9)分闸弹簧失效,分闸功不足,可更换分闸弹簧。
4、?合闸弹簧不储能或储能不到位
1)控制电机的自动空气开关在“分”位置,应予以关合;
2)对控制回路进行检查,有接错、断路、接触不良等,应进行针对性处理;
3)接触器触点接触不良,应予调整;
4)行程开关切断过早,应予调整,并检查行程开关触点是否烧坏,有烧伤要予以更换;
5)检查机构储能部分,有无卡阻、配合不良、零部件破损等现象,如有应予以排除。
5、水份超标(渗进水份)
1)更换吸附剂;
2)抽真空,干燥或更换SF6气体。
三、解体检修防护
1、?当出现下列情况时,SF6断路器应返回制造厂进行解体大修
1)?断路器运行时间已达到10年;经检查后存在有严重影响设备安全运行的异常现象。
2)操作次数已达到断路器所规定的机械寿命次数;
3)?累计开断电流达到断路器所规定的累计开断数值。
4)注:异常现象的判定及累计开断数值可参见制造厂诊断说明。
2、解体检修工艺及要求
1)断路器解体检修时应注意检修环境要清洁干燥,通风良好,应备有必要的防护措施如防毒面具、防护服和防护手套,应有SF6气体和化学废物的处理设备和措施。
2)程序(具体要求详见《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》)
(1)检修人员戴防毒面具将断路器内的SF6气体放掉(放出的气体应通过10%的NaOH水溶液排出),然后抽真空,绝对压力应达到133Pa,再用氮气冲洗3次,充气冲洗压力0.2MPa(气体仍通过NaOH水溶液排出);
(2)检修人员穿戴防护服及防毒面具将SF6断路器封盖打开后,暂时撤离现场30分钟;
(3)检修人员戴防毒面具或氧气呼吸器和防护手套将吸附剂取出,用吸尘器和毛刷清除粉尘,用丙酮清洗金属和绝缘件;
(4)拆卸废弃物处理至中性后(放入20%NaOH水溶液中浸泡12小时后)深埋;
(5)解体后主要检查更换磨损、烧损及腐蚀比较严重的零件,更换紧固件、弹簧、绝缘件、已老化的密封圈、绝缘件,以及更换吸附剂(更换下的吸附剂及废弃物应按有关规定妥善处理)等;(6)重新清洗各零部件(用工业酒精),绝缘件送入烘炉在80~100℃烘4小时后进行装配,吸附剂在500~550℃烘干2小时后装配,之后,按返修标准及客户特殊要求进行装配,装配时应迅速,并及时对本体封闭;
(7)整体装配结束后,随即抽真空至133Pa,维持真空泵运转30分钟以上,然后停止真空泵观察30分钟后读取真空度值,再静观5小时以上,第二次读取真空度值,两读数之差不大于65Pa为合格,否则,查找漏气点。抽真空时要绝对防止勿操作,以免引起真空泵倒灌事故;
(8)对充气管道进行干燥处理,充入合格的SF6气体至额定压力(20℃);
(9)充气24小时后,用灵敏度为10-8atm.cm3/s的SF6气体检漏仪检测漏气率,要求年漏气率≤1%,微水含量≤150PPm(20℃),特别要注意管道、接头、阀门等处;
(10)断路器装配完毕后,主要技术参数应达到出厂标准,并按出厂标准进行机械特性及电气性能试验,达到出厂要求后出厂;
(11)?工作结束后将使用过的防护用具清洗干净而且检修人员要洗澡。
篇5:断路器事故预防措施
1.断路器拒绝合闸的检查内容
(1)检查有关二次控制回路及辅助触点是否完好,如有故障会导致合闸命令无法发出。
(2)检查电源包括合闸电源、操作电源、电气连锁电源是否正常。
(3)检查操作机构。对于电磁操动机构,拒绝合闸的原因有操作电源直流电压不正常,不能保证足够的输出力,机构本身发生变位,活动部分有卡涩,机构磨损挂钩不牢,机构内落入异物等。液压操动机构拒绝合闸的主要原因有压力过低及油泵启动不正常,如属液压系统问题,一般需向调度申请开关停运进行处理。对于弹簧操动机构拒绝合闸的原因大多是因为弹簧未储能。
(4)检查合闸闸线圈是否良好,如合闸线圈烧毁及合闸接触调整不当均会导致铁芯吸不上。
(5)有连锁条件的开关应根据其情况检查连锁条件是否满足,如确定相连的隔离开关分合位置是否正确等,还有SF6气体压力及微水含量是否正常等。
2.断路器拒绝分闸的检查内容
(1)检查有关二次控制回路及辅助触点是否完好。
(2)检查跳闸电源、操作机构电源、电气连锁直流电源是否正常。
(3)检查操作机构本身是否完好。
(4)检查跳闸线圈是否良好。
液压操作机构漏油后液压下降,将可能造成开关慢分闸事故,使触头产生的电弧不易熄灭而使断路器爆炸。开关断流容量不足或SF6断路器的SF6气体压力不足或质量不佳时,也将使电弧不易熄灭而引发事故。操作机构失灵,将造成断路器非全相分、合闸事故。
为了防止断路器事故,要抓好现有高压开关设备的安全运行,提高检修质量,防止由于检修质量不良造成的断路器事故。断路器操作机构检修后应进行分、合闸最低操作电压的试验,并应符合要求,有关闭锁装置应可靠,液压操作机构要使液压满足条件,各项预防性试验应合格。根据可能出现的系统最大运行方式,每年定期核算断路器安装地点的短路容量,并采取措施防止由于断汉容量不啼而烧损或爆炸。有计划地对使用年久、安全得不到保证的断路器和断流容量不足的断路器更新换代。对SF6断路器,应积累SF6断路器设备的运行维护和检测试验技术经验,加强对SF6气体的监督,运行时注意SF6气体压力,防止发生事故。