真空断路器运行维护办法

篇2：SF6断路器运行维护办法

1总则

1.1适用范围

1.1.1本规定适用于我局变电站35kV及以上运行或备用中的户内、外SF6断路器。

1.1.2变电站(操作队)、调度所值班人员,检修车间检修试验人员,主管运行、检修、基建工作的总工程师、生技部、安质部、基建部、设计所和车间技术领导均应熟悉并遵守本规定,主管基建工作的总工程师、基建部、设计所技术领导均应了解本规定,

1.2一般要求

1断路器结线板的连接处应贴试温蜡片。

1.2.1新购断路器机构应配计数器,计数器在设备运行状态下易于监测。

1.2.2断路器机构箱内应配置照明(驱潮)灯,并使运行人员能够在设备运行情况下开关照明灯及更换灯泡。

1.3技术文件

1.3.1运行检修车间应建立与实际相符的断路器技术档案,内容如下:

1.3.1.1设备卡片;

1.3.1.2制造厂出厂调试记录;

1.3.1.3投运前的交接试验记录

包括:

行程;

超行程;

导电回路电阻;

1.3.1.4断路器故障开断记录(变电站、调度班建立);

1.3.1.5预防性试验记录。

1.3.2断路器移装时应连同技术档案一并移交。

2断路器的运行、监视和维护

2.1新装断路器的验收项目按《电气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断路器的正常巡视检查周期和项目:

2.2.1巡视检查的周期:有人值班的变电站每值巡视不少于一次,无人值班的变电站每周巡视不少于一次。

2.2.2断路器巡视检查项目:

2.2.2.1分、合闸位置指示正确,并与实际运行工况相符;

2.2.2.2支持瓷瓶、断口瓷瓶及并联电容器瓷瓶无裂痕、破损及放电异声;

2.2.2.3机构箱内各电气元件应运行正常、无渗漏,工作状态应与要求一致,箱门密封良好;

2.2.2.4接地完好;

2.2.2.5引线接触部分无过热、变色,引线弛度适中。

2.2.2.6SF6气体压力应在正常范围内,无漏气现象;

2.2.2.7机械部分无卡涩、变形及松动现象;

2.2.2.8二次部分应清洁,绝缘应良好;

2.2.2.9断路器外观应清洁、无锈蚀、无杂物;

2.2.2.10低温时应注意加热器的运行情况;

2.2.2.11正常运行时应注意除潮装置的运行情况。

2.3特殊天气时应对断路器进行下列检查:

2.3.1大风时引线有无剧烈摆动,上面有无挂落物,周围有无可能刮起的杂物;

2.3.2雨后各部有无电晕、闪络现象;

2.3.3雾天各部有无电晕、闪络现象;

2.3.4下雪时套管、接头处积雪有无异常熔化,有无冰柱及放电、闪落现象。

2.3.5冬季气温骤变时,检查液压机构箱加热器的投退情况。

2.4断路器故障跳闸后的检查:

2.4.1瓷套有无裂纹、破损及放电痕迹;

2.4.2各引线的连接有无过热、变色、断股、松动等现象;

2.4.3SF6气体有无泄漏、泄压情况;

2.4.4并联电容器有无异常现象;

液压机构启动补压是否正常,各压力是否在正常范围内;

2.4.5机械部分有无异常现象,分、合闸指示位置器是否正确;

2.5液压操动机构的巡视检查项目:

2.5.1机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密;

2.5.2检查油箱油位正常、无渗漏油;

2.5.3高压油的油压在允许范围内;

2.5.4机构箱内无异味;

5.5加热器完好。

2.6弹簧操作机构的检查巡视项目:

2.6.1断路器在运行状态,储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭和位置;

2.6.2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;

2.6.3断路器在分闸备用状态时,分闸连杆应复归,分闸锁扣到位,合闸弹簧应储能;

2.7断路器的特殊巡视:

2.7.1新设备投运的巡视检查周期应相对缩短。投运72小时以后转入正常巡视。

2.7.2夜间闭灯巡视,有人值班变电站每周一次,无人值班变电站巡视周期不超过二个月。

2.7.3天气突变,增加巡视。

2.7.4雷雨季节雷雨后应进行巡视检查。

2.7.5高温季节高峰负荷期间应加强巡视。

2.8断路器的正常维护

2.8.1断路器正常运行维护项目:

2.8.1.1不带电部分进行定期清扫;

2.8.1.2配合设备停电机会,进行传动部位检查,清扫瓷瓶积存的污垢及处理缺陷;

2.8.1.3结合设备停电对所有摩擦部位填加润滑油;

2.8.1.4配合设备停电机会,检查各部位螺钉有无松动,发现松动及时拧紧;

2.8.1.5配合设备停电机会,检查辅助开关触点,若有烧损,应及时更换。

2.9断路器的操作

2.9.1断路器操作的一般要求:

2.9.1.1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3次,无异常后方能按操作票拟订的方式操作;

2.9.1.2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;

2.9.1.3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;

2.9.1.4SF6气体压力在规定的范围内;

2.9.1.5弹簧机构合闸操作后应能再次储能。

2.9.2断路器在故障(异常)状态下的操作规定:

2.9.2.1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;

2.9.2.2断路器在运行中若SF6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,倒换运行方式(如旁路带路),降故障断路器退出运行;

2.9.2.3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,检查控制回路、断路器辅助接点及机构机械传动部位情况,如无异常可重新操作合闸一次,若仍不正常,则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源,待查;

2.9.2.4分相操作的断路器操作时,发生非全相分闸,应立即切断该断路器的控制电源,手动将拒动相分闸,待查;

3断路器的技术监督

3.1断路器的运行监督

3.1.1变电运行工区、调度所每年1月份应按各自分工分别将断路器开断故障电流累计次数报生技部开关专责人。

3.1.2断路器不经修试允许的开断故障电流次数按我局[1996]18号文执行。

3.2断路器的测量、试验监督

3.2.1断路器在测试前应由工作负责人进行电动合、跳三次(借此将磨损的触头打磨平整,要求导电回路接触电阻不大于50微欧),并对开关本体及其绝缘支撑、传动部位进行清扫(防止耐压试验时外部泄漏闪络),然后方可进行测量、试验。

3.2.2测量器具的精确度为0.05mm,测试结果的精确度为0.1mm。

3.2.3断路器的测试周期为:

3.2.3.1断路器开断故障电流达到3.1.4(或3.1.5)规定的次数时。

3.2.3.2若断路器进行保护全检(一般为4年)时,断路器尚未达到额定开断故障电流次数,此时应配合停电进行测试。

3.2.3.3断路器运行5年,期间未进行过测试的,必须停电测试。

3.2.3.4真空泡出厂20年以后仍继续运行的,应每年对断路器进行一次测试。

3.2.4断路器真空度的测试要求为:在额定开距下断口间加工频电压(10kV断路器42kV,35kV断路器80kV,时间1分钟),在加压开始阶段允许内部有轻微放电现象(一般为兰色电晕状弧光)但电流表不得有连续的摆动,并能承受住耐压试验。

3.2.3每次测试都必须详细记录触头磨损度,并与各次测试的记录进行比较,累计磨损量达到3mm时须更换真空泡。

触头磨损度=本次测试的“B值”-投运时的“B值”。

3.2.4断路器开断额定故障电流次数(按我局[1996]18号文执行)及其以后的各次测试报告必须报生技部开关专责人,并输入微机。

篇3：SF6断路器的运行与检修规范

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

序号

名称

单位

主要数据

1

SF6气体额定压力(20℃时表压)

MPa

0.45(普通)

2

合闸时间(额定操作电压下)

s

≤0.1

3

分闸时间(额定操作电压下)

s

≤0.06

4

刚合速度

m/s

3.2±0.2

5

刚分速度

m/s

3.4±0.2

6

主回路电阻(1600A)

μΩ

≤180

7

年漏气率

%/年

≤1

8

SF6气体水分含量(20℃运行时)

μL/L

≤300

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4：真空断路器运行维护导则

真空断路器运行维护导则

1.总则

1.1随着电网的发展,技术在进步。我省电网真空断路器使用量逐年增加,为确保真空断路器的安全可靠运行,特制订《真空断路器运行维护导则》,以下简称为《导则》。

1.2本《导则》适用于35KV及以下的户内、户外使用的真空断路器。

1.3发电厂、变电所运行值班人员,从事开关专业的有关人员及主管运行检修工作的各级技术负责人均应熟悉并遵守本《导则》的相应规定。

1.4国外进口设备按进口产品技术条件或维护推荐说明书的规定执行,也可参照本《导则》执行。

1.5本《导则》如有与上级文件冲突之处,按上级文件执行。

1.6本《导则》由安徽省电力试验研究所负责起草,解释权归省电力公司。

2.一般要求

2.1运行中的真空断路器应有标以基本参数等内容的制造厂铭牌和运行双重编号,断路器的基本参数必须满足装设地点的运行工况。

2.2真空断路器所配用的真空灭弧室(俗称真空泡)应有制造厂出厂合格证,有型号、制造年月、制造编号,并注明真空度具体值。

2.3真空断路器的分、合指示器应易于观察且指示正确。

2.4真空断路器的底架(座)或金属框架应有明显的接地标志。接地螺栓不小于M12,且接触良好。

2.5真空断路器引线板的连接处或其它必要的部位应有监视运行温度的措施,如示温蜡片等。

2.6真空断路器应有明显的相位标志。

2.7真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置,如氧化锌避雷器或阻容吸收器等。

3.运行管理

3.1真空断路器选用原则

3.1.1设备选用时应严格按照原能源部电供(1990)146号文件中“未经正式审查和鉴定合格的产品严禁使用”条款执行。

3.1.2在满足运行工况的条件下,优先选用“连体式”结构。

3.1.3频繁操作所应优先选用真空断路器。

3.1.4对设备电气和机械性能的要求。

a.开断短路后绝缘耐受水平不应降低;

b.切电容器组无重燃;

c.切感性电流时截流过电压应满足绝缘配合的要求;

d.用于非有效接地系统中,应选用经异相接地故障开断试验的产品;

e.合闸弹跳时间和分闸反弹幅值满足产品技术条件;

f.足够的电寿命和机械寿命。

3.2设备投运

3.2.1新装或大修后的设备,投运前必须验收合格,方能施加运行电压。

3.2.2新装设备验收项目及标准按GBJ147—90《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》及GB50150—91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》执行,大修后设备验收项目及标准按DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》执行。

3.2.3进口设备按进口设备技术条件或技术合同执行,也可参照本《导则》3.2.1条和3.2.2条执行。

3.3投运设备的正常运行巡视

3.3.1真空断路器投入运行后(包括已挂网但处于备用状态的设备)应进行定期巡视检查,有人值班变电所或发电厂厂用电设备每天当班巡视不少于1次,无人值守变电所由各单位根据具体情况确定,通常每旬不少于1次。

3.3.2巡视检查项目

a.分、合指示器指示正确,应与当时实际运行工况相符。

b.支持绝缘子无裂痕、损伤、表面光洁。

c.真空灭弧室无异常(包括无异常声响),如果是玻璃外壳可观察屏蔽罩颜色有无明显变化。

d.金属框架或底座无严重锈蚀和变形。

e.可观察部位的连接螺栓无松动,轴销无脱落或变形。

f.接地良好。

g.引线接触部位或有示温蜡片部位无过热现象,引线驰度适中。

3.4过电压的限制

3.4.1真空断路器操作过程或熄弧瞬间由于在电路中产生电磁振荡易出现操作过电压,限制操作过电压通常有两种方法,一是使用氧化锌避雷器用以限制过电压幅值,另一种是采用RC吸收装置,以降低或消除振荡过电压。

3.4.2采用RC吸收装置限制过电压时建议采用“双路RC过电压保护器”,其接线如图1示。

3.4.3从提高真空断路器自身性能来避免和降低过电压水平。

a.按3.1条选用原则选用真空断路器。

b.选用低截流水平的真空断路器。

4.维修管理

4.1维修项目:

4.1.1结合预防性试验清扫真空灭弧室、绝缘杆、支持绝缘子等元件表面的积灰和污秽物。

4.1.2结合预防性试验或操作2000次(合分算一次)应进行机构维修,检查所有紧固件有无松动,防止松脱,磨损较严重的部件要及时更换,磨擦部位加润滑油。

4.1.3如果是玻璃外壳的真空灭弧室,应注意观察金属屏蔽罩颜色有无明显变化,有怀疑时应检查真空度。

4.1.4检查真空灭弧室触头接触行程的变化,接触行程的变化直接反映触头的磨损量,触头磨损超过产品技条件时应更换真空灭弧室(4.2条)。

4.2真空灭弧室的寿命:

4.2.1真空灭弧室的储存期或使用期超过产品说明书的规定年限,国产真空灭弧室一般在15~20年(从出厂日算起)。

4.2.2真空灭弧室的真空度下降至6.6×10-2帕斯卡。

4.2.3真空灭弧室触头的累计磨损量超过产品使用说明书的规定值,国产产品一般为3毫米,多数产品在动触杆上有允许磨损量警戒标志(点或线),当磨损量累计超过3毫米时,合闸后即看不见警戒标志。

4.2.4机械合分操作次数超过产品使用说明书规定值。

4.2.5额定短路电流开断累计次数超过产品电寿命次数。

4.2.6真空灭弧室动触杆拨出力手感有明显变化或玻璃泡屏蔽罩颜色有明显变深,且工频耐压不合格。

凡出现述情况之一者,说明真空灭弧室寿命已到,须更换。

4.3真空灭弧室更换的步骤(以ZN28—10为例,见图2)

4.3.1折卸真空灭弧室顺序(见图2)

断路器分闸拆下导向板6折下拐臂5拆下导电夹紧固螺栓8拧下螺钉7拧下螺栓15卸下下支座9拧下螺栓11取下真空灭弧室10

4.3.2安装真空灭弧室顺序(见图2)

断路器分闸真空灭弧室放入支座并拧紧螺栓11装复下支座9拧紧螺钉7拧上螺栓15拧上导电夹紧固螺栓8(注意:导电夹下端面顶住导电杆台阶)装复拐臂5装复导向板6

5.调整与试验

5.1真空断路器安装、检修和更换真空灭弧室以后均应进行调整和试验。

5.2调整试验项目

a.调整测量触头开距,开距不合格,可增减分闸缓冲器垫片;

b.调整测量触头超行程(接触行程)超行程不合格,可松紧绝缘拉杆端部的调整螺栓4(见图2);

c.调整合闸同期性;

d.调整测量分、合闸速度;

e.测量合闸时触头弹跳时间和分闸结束触头弹跳幅值;

f.绝缘电气试验按DL/T596—1996《电气预防性试验规程》执行,安装后验收电气试验按GB50150—91规定执行,见3.2.2条。

6.常见故障及处理

6.1配电磁机构的真空断路器常见故障及处理参阅《高压断路器运行规程》表1。

6.2配弹簧机构的真空断路器常见故障及处理参阅《高压断路运用规程》表2。

6.3真空灭弧室由于波纹管开裂等原因导致真空度突然丧失,按4.3条更换真空灭弧室。