1真空断路器概略

我国从20世纪80时代以来，现已研制生产了一批功能较为安稳的12kV真空断路器，并投入实践运转。现在，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，真空断路器已逐步取代油断路器，成为配网的首要设备。我局自1996年以来，10kV高压柜已根本选用真空断路器，而且逐步对本来的少油断路器进行改造，运转至今，状况杰出。

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，触头堵截电流时，仅有金属蒸汽离子形成的电弧，由于金属蒸汽离子的分散及再复合进程非常敏捷，从而能快速灭弧，康复真空度，饱尝屡次分、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、寿数长、保护量小和适于频频操作等特色，所以真空断路器可作为输配电体系配电断路器、厂用电断路器、电炉变压器和高压电动机频频操作断路器，还可用来切合电容器组。

 

2高压户内外真空断路器运转保护应留意的问题

(1) 真空灭弧室的真空度

真空灭弧室是高压户内外真空断路器的关键部件，它是选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，确保其开断时的灭弧功能和绝缘水平。跟着真空灭弧室运用时间的增加和开断次数的增多，以及受外界要素的作用，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，真空断路器在运用进程中有必要守时查看灭弧室的真空。首要应做到如下两点：

①守时测验真空灭弧室的真空度，进行工频耐压实验(对地及相间42kV，断口48kV)。最好也进行冲击耐压实验（对地及相间75kV，断口85kV)。。

②运转人员应对高压户内外真空断路器守时巡视。特别对玻璃外壳真空灭弧室，能够对其内部部件外表色彩和开断电流时弧光的色彩进行目测判别。当内部部件外表色彩变暗或开断电流时弧光为暗红色时，能够初步判别真空已严峻下降。这时，应立刻通知检测人员进行停电检测。

(2) 避免过电压

高压户内外真空断路器具有杰出的开断功能，有时在切除电感电路并在电流过零前使电弧平息而发生截流过电压，这点有必要引起留意。关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；而关于耐受冲击电压值不高的干式变压器或频频操作的滞后的电炉变压器，就应采纳设备金属氧化物避雷器或装设电容等方法来避免过电压。

(3) 严格操控触头行程和超程

国产各种类型的12kV真空灭弧室的触头行程为11±1mm左右，超程为3±0.5mm。应严格操控触头的行程和超程，依照产品设备说明书要求进行调整。在大修后一定要进行测验，而且与出厂记载进行比较。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。由于过多地增加触头的行程，会使得断路器合闸后在波纹管发生过大的应力，引起波纹管损坏，损坏断路器密封，使真空度降低。

(4) 严格操控分、合闸速度

高压户内外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荡，还会对波纹管发生较大冲击力，降低波纹管寿数。一般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******分合闸速度，能够依照产品说明书要求进行调理。

(5) 触头磨损值的监控

真空灭弧室的触头触摸面在经过屡次开断电流后会逐步磨损，触头行程增大，也就相当波纹管的作业行程增大，因此波纹管的寿数会敏捷下降，一般答应触头磨损最大值为3mm左右。当累计磨损值到达或超越此值，真空灭弧室的开断功能和导电功能都会下降，真空灭弧室的运用寿数即已到期。

为了能够精确地操控每个真空灭弧室触头的磨损值，有必要从灭弧室开端设备运用时起，每次预防性实验或保护时，就精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、静触头触摸不良时，经过回路电阻的测验也能够发现问题。

(6) 做好极限开断电流值的计算

在日常运转中，应对高压户内外真空断路器的正常开断操作和短路开断状况进行记载。当发现极限开断电流值ΣI到达厂家给出的极限值时，应更换真空灭弧室。

2高压户内外真空断路器的运转、监督、保护和操作

2.1高压户内外真空断路器的投运

2.1.1新装或大修后的断路器，投运前有必要查验合格才能施加运转电压。

2.1.2新装断路器的查验项目按《电气设备设备工程及施工查验标准》及有关规则履行。大修后的查验项目按大修陈述履行。

2.2高压户内外真空断路器正常运转的巡视查看

2.2.1投入电网和处于备用状况的高压断路器有必要守时进行巡视查看，有人值勤的变电所和发电厂升压站由值勤人员负责巡视查看。无人值勤的变电所由供电局运转值勤人员按方案日程负责巡视查看。

2.2.2巡视查看的周期：有人值勤的变电所和升压站每天当班巡视不少于一次，无人值勤的变电所由当地按具体状况确定，一般每月不少于2次。

2.2.3油断路器巡视查看项目：

a.断路器的分、合方位指示正确，并与其时实践运转工况相符；

b.主触头触摸杰出不过热，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比较无较大差异。内部无反常动静；

c.本体套管的油位在正常规模内，油色透明无碳黑悬浮物；

d.无渗、漏油痕迹，放油阀封闭严密；

e.套管、瓷瓶无裂缝，无放电声和电晕；

f.引线的衔接部位触摸杰出，无过热；

g.排气设备无缺，隔栅完整；

h.接地无缺；

i.防雨帽无鸟窝；

j.留意断路器环境条件，野外断路器栅门无缺，设备附近无杂草和杂物，配电室的门窗、通风及照明应杰出。

2.2.4空气断路器的巡视查看项目：

a.断路器的分、合方位指示正确，并与其时实践运转工况相符；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规模内，箱内及衔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.运转中断路器的供气阀在敞开方位，作业母管、高压罐守时排污；f.各载流部分、出线端子无过热；g.灭弧室排气孔的档板应封闭、无积水或鸟巢；h.接地无缺；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查看项目：

a.每日守时记载SF6气体压力和温度；

b.断路器各部分及管道无异声（漏气声、振荡声）及异味，管道夹头正常；

c.套管无裂缝，无放电声和电晕；

d.引线衔接部位无过热、引线弛度适中；

e.断路器分、合方位指示正确，并和其时实践运转工况相符；

f.落地罐式断路器应查看防爆膜有无异状；

g.接地无缺；

h.巡视环境条件：附件无杂物。

2.2.6真空断路器的巡视查看项目：

a.分、合方位指示正确，并与其时实践运转工况相符；

b.支撑绝缘子无裂缝及放电异声；

c.真空灭弧室无反常；

d.接地无缺；

e.引线触摸部分无过热，引线弛度适中。

2.2.7电磁操动组织的巡视查看项目：

a.组织箱门平坦、敞开灵活、封闭严密；

b.查看分、合闸线圈及合闸触摸器线圈无冒烟异味；

c.直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀；

d.加热器正常无缺。

2.2.8液压组织的查看项目：

a.组织箱门平坦、敞开灵活、封闭严密；

b.查看油箱油位正常、无渗漏油；

c.高压油的油压在答应规模内；

d.每天记载油泵发动次数；

e.组织箱内无异味；

f.加热器正常无缺。

2.2.9绷簧组织的查看项目：

a.组织箱门平坦、敞开灵活、封闭严密；

b.断路器在运转状况，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合方位；

c.查看储能电动机、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况时，分闸连杆应复归，分闸所扣到位，合闸绷簧应储能；

e.防凝露加热器杰出。

2.2.10记载巡视查看成果：在运转记载簿上记载查看时间、巡视人员名字和设备状况。设备缺点尚需按缺点办理制度的分类登入缺点记载簿，无人值勤变电所则登录在巡视记载簿内。

2.3断路器的特别巡视

2.3.1新设备投运的巡视查看，周期应相对缩短。投运72h今后转入正常巡视。

2.3.2夜间闭灯巡视，有人值勤的变电所和发电厂升压站每周一次，无人值勤的变电所二个月一次。

2.3.3气候突变，增加巡视。

2.3.4雷雨时节雷击后应进行巡视查看。

2.3.5高温时节顶峰负荷期间应加强巡视。

2.4断路器的正常保护

2.4.1断路器正常运转保护项目：

a.不带电部分的守时清扫；

b.合作其它设备的停电机会，进行传动部位查看，清扫瓷瓶积存的污垢及处理缺点；

c.按设备运用说明书规则对组织增加润滑油；

d.油断路器根据需要弥补油或放油，放油阀渗油处理；

e.空气断路器储气罐及作业母管守时排污，空气压缩机守时换油及添油；

f.查看合闸熔丝是否正常，核对容量是否相符。

2.4.2履行了断路器正常保护作业后应载入记载簿待查。

2.5断路器的操作

2.5.1断路器操作的一般要求如下：

a.断路器经检修康复运转，操作前应查看检修中为确保人身安全所设置的方法（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁设备是否正常；

b.长时间停运的断路器在正式履行操作前应经过远方操控方式进行试操作2～3次，无反常后方能按操作票拟定的方式操作；

c.操作前应查看操控回路、辅佐回路、操控电源（气源）或液压回路均正常、储能组织已储能，即具备运转操作条件；

d.操作中应同时监督有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的改变，操作把手不宜回来太快。

2.5.2正常运转的断路器操作时留意查看下列项目：

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则的规模内。

2.5.3操作断路器时操动组织应满意：

a.电磁组织在合闸操作进程中，合闸线圈端子电压、合闸触摸器线圈电压均在合格规模；

b.操动组织箱门关好，栅门门关好并上锁，脱扣部件均在复归方位；

c.绷簧组织合闸操作后应自动再次储能。

2.5.4运转中断路器几种反常操作的规则：

a.电磁组织禁止用手力杠杆或千斤顶的方法带电进行合闸操作；

b.无自在脱扣的组织禁止就地操作；

c.以硅整流作合闸电源的电磁操动组织，如合闸电源不符合部颁《关于变电所操作动力的暂行规则》的要求，不答应就地操作；

d.液压（气压）操动组织，如因压力反常导致断路器分、合闸闭锁时，禁绝私行解除闭锁进行操作。

2.5.5断路器毛病状况下的操作规则：

a.断路器运转中，由于某种原因造成油断路器严峻缺油，空气和SF6断路器气体压力反常（如突然降至零等），禁止对断路器进行停、送电操作，应立即断开毛病断路器的操控电源，及时采纳方法，断开上一级断路器，将毛病断路器退出运转；

b.断路器的实践短路开断容量接近于运转地点的短路容量时，在短路毛病开断后禁止强送，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，应立即将已合上相摆开，重新操作合闸一次，如仍不正常，则应摆开合上相并堵截该断路器的操控电源，查明原因；

分相操作的断路器操作时发生非全相分闸时，应立即堵截操控电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。

 

3高压户内外真空断路器的技能监督

3.1高压户内外真空断路器的运转监督

3.1.1每年对断路器设备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计算，正常操作次数和短路毛病开断次数应别离计算。

3.1.3守时对断路器作运转剖析并作好记载备检，不断累积运转经历，运转剖析的内容包括：

a.设备运转反常现象及缺点发生的原因和发展规律，总结发现、判别和处理缺点的经历，在此基础上作事端料想。

b.发生事端和障碍后，对毛病原因和处理对策进行剖析，总结经历教训。

c.根据设备及环境状况作出事端料想。

3.1.4发电厂和供电局每年要查看断路器反事端方法履行状况，并弥补新的反事端方法内容。

3.2高压户内外真空断路器的绝缘监督

3.2.1断路器除结合设备大修进行绝缘实验外，尚需按部颁《电气设备预防性实验规程》进行预防性实验。

3.2.2发电厂、变电所内应有当年断路器绝缘预防性实验方案，值勤人员应监督其履行，实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点记载簿。

3.3高压户内外真空断路器的检修监督

3.3.1发电厂、变电所应有安排于当年履行的断路器大、小修方案，周期及项目按部颁断路器检修工艺规则履行。

3.3.2值勤人员应监督断路器大、小修方案的履行，大修陈述存入设备专档，未能消除的缺点记入设备缺点记载簿。

3.3.3值勤人员应及时记载液压组织油泵起动状况及次数，记载断路器短路毛病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新油或再生油运用前应按《电气设备预防性实验规程》规则的项目进行实验，注入断路器后再取样实验，成果记入专档。

3.4.2运转中绝缘油应按《电气设备预防性实验规程》进行守时实验。

3.4.3绝缘油实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转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，应及时弥补同一商标的绝缘油，如需与其它商标混用需作混油实验。

3.高压户内外真空断路器5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、作业储气罐、作业母管要守时排污，其周期由各地按运转经历确定。

3.5.3断路器及空气管路体系的过滤器应守时清洗滤网。

3.5.4空压机出口处的排污阀作业状况杰出，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断路器投运前有必要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运转中的SF6断路器应守时测量SF6气体含水量，新装或大修后，每三个月一次，待含水量安稳后可每年一次，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办理导则守时查验，进口SF6新气亦应复检查验入库，查验时按批号作抽样查验，剖析复核首要技能指标，凡未经剖析证明符合技能指标的气体（不论是新气还是收回的气体）均应贴上“禁止运用”标志。

3.6.4新装或投运的断路器内的SF6气体禁止向大气排放，有必要运用SF6气体收回设备收回。

SF6断路器需补气时，应运用查验合格的SF6气体。

 

4高压户内外真空断路器的不正常运转和事端处理

4.1运转中的不正常现象

4.1.1值勤人员在断路器运转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、分合闸方位指示不正确等），应及时予以消除，不能及时消除的陈述上级领导并相应记入运转记载簿和设备缺点记载簿内。

4.1.2值勤人员若发现设备有要挟电网安全运转且不停电难以消除的缺点时，应向值勤调度员报告，及时请求停电处理，并陈述上级领导。

4.1.3断路器有下列现象之一者，应请求立即停电处理：

a.套管有严峻破损和放电现象；

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反常动静；

d.油断路器严峻漏油，油位不见；

e.空气断路器内部有反常动静或严峻漏气，压力下降、橡胶垫吹出；

f.SF6气室严峻漏气宣布操作闭锁信号；

g.真空断路器呈现真空损坏的丝丝声；

h.液压组织突然失压到零。