真空断路器的故障分析及设备管理

真空断路器的故障分析及设备管理（通用9篇）

真空断路器的故障分析及设备管理 篇1

近几年来，随着电网的不断建设发展，各类用户对电压质量和供电可靠性提出了更高的要求，真空断路器由于灭弧能力强、电气寿命长、现场维护方便、技术含量高等优点，在电力系统35kV及以下电压等级中被广泛应用。尽管真空断路器已经普及应用，对某些问题仍需慎重对待、正确处理，方可保证电力系统的安全稳定运行。及时发现查找出真空断路器的故障点，采取积极的防范措施，对提高电网供电的可靠性是很有帮助的。现结合始兴供电局最近发现的一起真空断路器故障作简要分析。

1故障的发现

4月8日9时10分，始兴供电局一座110kV综自化变电站在交接班例行巡视设备时，发现35kV321真空断路器发出断断续续的“吱吱”异常声响，经过进一步观察，确认是C相发出该响声。值班人员用红外线测温仪检查C相电气连接点、TA及断路器本体，温度约16.5℃左右，均为环境温度，外观检查该断路器没发现其他异常。后将321真空断路器从电网中解列退出运行，同时通知工程技术人员到现场进行查测，以保证最短时间内处理故障，恢复正常供电方式。

2故障的分析

2.1外观检查和真空度试验

该真空断路器型号为ZW7-40.5，内置LZZBJ4-35电流互感器，6月投入运行。我们首先对该真空断路器进行了绝缘电阻、真空度、接触电阻的测试，结果表明，真空断路器的真空灭弧室、下端绝缘套管、内置电流互感器绝缘电阻良好，而且真空度、接触电阻也合格。从红外线测温仪检测的结果可以看出，一次电气连接点接触良好，没有发热现象。我们继续对断路器的绝缘拉杆、水平拉杆、箱体进行检查，没有发现断裂、锈蚀、放电、断销、异物或者零部件脱落的情况，固定连接部分元件没有松动，绝缘亦无破损、污损，密封胶圈未老化，电流互感器铁芯的硅钢片螺丝也上得很紧。真空断路器发出断断续续的“吱吱”异常声响是否是电流互感器二次回路开路，或者连接线松动所致?对该断路器进行多次手动分合闸操作试验，自由脱扣试验，电动分合闸操作试验，断路器没发现异常，该断路器的弹簧储能操作机构和机械传动系统应该不存在问题。

2.2加压试验

为了确切找出真空断路器C相发出异常响声的具体位置，遵循不扩大设备的损伤范围、不加剧设备破坏程度的原则，在该断路器分闸的情况下进行单相分段施加额定电压22.5kV试验，没有发现异常响声。

为了更真实反映故障，尽快找出发出异常响声的具体位置，对断路器进行空载送电(即只合上母线侧隔离开关和断路器)，约4min后C相终于出现了断断续续的“吱吱”放电声，具体发出声音的部位在下端绝缘套管和电流互感器之间，箱体内的电流互感器响声尤为明显，而且随着时间的推移放电声越来越大，好像感觉随时都有发生击穿的可能。

真空度测试毕竟不能代替工频耐压试验。真空度测试由于受测试范围限制，必须配合工频耐压试验才能对真空灭弧室作出准确的诊断。特别是对于真空泡完全泄漏的情况，试验值会与真空度良好时的数值接近，容易引起错误判断。于是决定对该断路器在开断状态下进行按规程的预防性工频耐压试验。

首先，下端绝缘套管接地，只给上端的真空灭弧室施加电压。电压升至95kV1min后，没发现异常。

其次，给下端绝缘套管(已包括电流互感器)施加电压。当电压升至58kV时，突然发出异常的噼啪响声，高压试验仪器跳闸。

用兆欧表测试，上端真空灭弧室绝缘电阻为2500MΩ，下端绝缘套管绝缘电阻为0MΩ，显然被击穿了。其中下端绝缘套管包括电流互感器、绝缘拉杆、套管和电流互感器之间充填的绝缘硅脂，但是外观检查下端绝缘套管各个部位均没发现任何放电和击穿的痕迹。由于电流互感器是内置，不方便解列，故先解开绝缘拉杆逐步测试。下端绝缘套管绝缘电阻为2500MΩ，绝缘拉杆绝缘电阻为0MΩ，看来故障点终于找出来了，问题出在绝缘拉杆上，

把绝缘拉杆完全卸下，才发现绝缘拉杆下端的防护罩里面有一层碳化的粉末物。绝缘拉杆放电痕迹如图1所示。

2.3故障处理

更换绝缘拉杆后，再次对该真空断路器的C相下端绝缘套管进行工频耐压试验，未发现异常，也排除了由于电流互感器、绝缘硅脂局部绝缘薄弱而导致放电的原因。同时对断路器的机械特性、断口绝缘水平、直流接触电阻进行了试验，均满足要求。

3设备故障剖析及防范措施

由于放电痕迹发生在绝缘拉杆下端的防护罩里面，从外观根本无法检查出。而且绝缘拉杆下端的防护罩贴近箱体的不锈钢外壳，放电发出的立体响声从听觉上容易误认为是电流互感器所致。这就要求我们在查找故障点时，要充分利用试验仪器，逐步分解查找的原因。

3.1绝缘拉杆的性能分析

在断路器合闸时发出放电声，而在分闸时，给下端绝缘套管加至单相额定电压，没发出异常响声，是因为环氧树脂浇注的绝缘拉杆机械强度不足。绝缘拉杆是断路器传递动力和绝缘的元件，是联系断路器本体和机构部分的纽带。

一般情况下，绝缘拉杆材料采用环氧树脂浇注，虽然环氧树脂具有高绝缘性能，其冲击电压为50kV/mm，工频耐压为30kV/mm，但是由于拉杆机械强度不够，浇注的绝缘环氧树脂拉杆在工作时受力为瞬时突加载荷，合闸时绝缘拉杆受到各种应力，而分闸时又释放，由于机械强度不足导致漏电距离发生微小变化，使电性能达不到要求。当绝缘拉杆、支撑杆受到拉力、压力、弯曲力，会造成绝缘拉杆断裂、弯曲、爆裂等质量事故。绝缘拉杆机械强度不足主要是因为材料选用或配方不合理，固化不好、配料操作时计量不准或固化时间太短、固化温度过低，浇注时产生气泡、裂缝、缺陷等，造成绝缘拉杆内部结构不合理。

3.2重视设备的维护与管理

当断路器发生了故障，一般会认为是设备制造质量差、档次低，于是往往会在加强设备指标水平上下功夫。其实设备的绝缘水平等指标不可能也不应盲目地加强，对故障要具体分析，检查所发生的缺陷是否具有普遍性。我们应该正确合理检测断路器，判断断路器在绝缘、导电、机械操作以及开断性能方面的安全可靠性，并在长期运行中经得起时间的考验。

真空断路器的管理维护工作亟待加强。许多制造厂家都言称自己生产的真空断路器是免维护的，或者不检修周期长，电寿命长，机械寿命达10000次，加之一些用户单位长期以来侧重和习惯于检修而疏于设备管理，因此很容易导致用户单位放松对真空断路器的管理与维护。事实上，所有断路器不存在免维护，只是维护方式的转变。由以往的定期维护转变为状态维护，由大换大拆式的粗放维护转变为精细维护，其前提条件都是做好对断路器的运行管理。当断路器达到一定的操作和动作次数后，必然引起传动机构的疲劳、变形、断裂等问题。一些真空断路器未能及时得到维护，故障就会在运行过程中暴露出来，酿成险情。

4结束语

任何一种新产品、新技术的开发应用都不是万无一失的，必然存在一定的不足之处，都有一个逐步完善的过程。目前真空断路器的在线监测仍无成熟的技术手段，许多科研单位对真空断路器的在线监测仍处于研制开发阶段，制造厂家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。作为用户单位应强化日常的维护检测，发现隐患，及时消除缺陷，严格执行电气设备预防性试验规程要求，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断路器掉以轻心。对变电运行人员，要坚持执行好设备巡视制度，在运行中加强对真空断路器的监视，密切注意设备的异常变化。特别是夏季环境温度较高和高峰负荷时，监视设备的运行状态尤为重要，这样方可确保设备的安全、稳定、连续运行。

真空断路器的故障分析及设备管理 篇2

1 高压真空断路器拒合、拒分或者误分故障及处理

1.1 故障原因

此类故障表现为, 高压真空断路器在得到合、分闸命令以后, 断路器灭弧室却不能执行命令。具体表现在正常运行状态下, 不明原因的跳闸和断路器不能及时断开或者不能全相断开。出现此类故障时, 可归为操作机构故障, 应该分析其具体的故障原因, 判断是因为二次回路故障还是机械故障, 然后再采取相应措施处理。当检查二次回路正常以后, 可检查操动机构, 比如主拐臂连接的轴头间隙增加, 虽然操动机构仍然可以正常运行, 但是断路器的分合却无法被带动, 从而导致分合闸不能正常操作;断路器误分可能是由于断路器在正常的运行状态下, 在没有电路故障或者进行分合闸操作时, 断路器的分闸不可用。出现此类问题应当确认不存在误操作时, 对二次回路和操动机构进行检查。如果发现操动机构箱的辅助开关接点存在短路问题, 那么就会造成误分闸现象。导致此类问题的原因可能是由于机构箱的顶部漏雨, 雨水下渗到机构箱的辅助开关上, 进而造成接点发生短路。

1.2 处理措施

对于高压真空断路器拒合、拒分或者误分问题的处理, 应该首先检查操动机构中所有的部件的连接, 对间隙过大或者不合格的零部件进行更换处理, 以保证操动机构的稳定性。同时, 还要检查机构箱的防雨措施, 针对出现漏雨的部位进行处理, 在输出拐臂连杆上进行密封处理;对机构箱进行干燥和防潮处理。

2 断路器机构储能后, 电机不停故障处理

2.1 故障原因

断路器在合闸以后, 操动机构的储能电机开始工作, 当弹簧能量储满时, 便会发出信号。而储能电机一直不停工作的原因, 是弹簧储能以后, 机构的摇臂不能将机构的进程开关彻底关闭, 使储能的回路一直处于带电运行状态, 导致电机不停。

2.2 处理措施

对电机不停进行处理时, 应该检查和调整行程开关的位置, 必要时重新安装, 保证摇臂在最高的位置点时行程开关能够关闭。

3 高压真空断路器的直流电阻增加故障及处理

3.1 故障原因

真空灭弧室的触头通常是对接式的, 触头的接触电阻如果过大, 很容易导致截流时触头发热, 进而影响导电和电路的开合, 所以接触电阻值应该在允许范围内。因为触头弹簧压力对接触电阻有着很大的影响, 所以应该在超行程合格的情况下进行测量。触头电磨损会使接触电阻值不断增加。而触头磨损和断路器触头开路的变化, 是导致高压真空断路器电阻增加的主要原因。

3.2 处理措施

定期对灭弧室的接触头进行检查, 对开路和超行程进行调整。根据规定方法对接触电阻进行测量。如果接触电阻增加值过大, 在调整的基础上检查真空灭弧室的真空度, 必要时更换。

4 断路器合闸弹跳时间增加故障及处理

4.1 故障原因

真空断路器在合闸的时候弹跳时间如果增加, 很容易导致触头被烧毁。通常情况下真空断路器的弹跳时间应该在2ms内, 合闸弹跳的时间, 会随着真空断路器的工作时间增加而增加。当真空断路器到一定的时间时, 弹簧机构的弹性会随之下降, 也会伴随机构的磨损问题, 进而影响合闸的弹跳时间。

4.2 处理措施

针对此类问题, 应该增加触头弹簧的初始能量压力, 也可视情况对接触头进行更换;如果拐臂和销轴之间的间隙较大, 应该及时调整或者更换;调整传动机构, 利用机构在合闸位置超过主动臂死点时传动比较小的特点将机构调整到靠近死点的位置, 以减小合闸弹跳时间。

5 真空断路器的CT表面放电故障及处理

5.1 故障原因

断路器的中间箱内安装的主要是电流互感装置, 在断路器工作时, 互感器表面会存在不均匀的电场。通常情况下为了避免不均匀电场的出现, 在生产互感器时会在其表面进行涂层, 使电场能够均匀。然而在安装高压真空断路器时, 可能由于各种原因对涂层造成破坏, 引起互感器表面电场不均匀, 进而造成互感器表面对支架放电。

5.2 处理措施

对于CT表面不均匀放电问题的处理, 可检查互感器的表面涂层是否完好, 如果存在破损现象, 应该对其补充涂层, 可利用半导体胶进行涂层。

6 真空泡的真空度下降故障及处理

6.1 故障原因

真空断路器的真空泡如果真空度下降, 对断路器开断电流的影响极大, 并能够造成断路器损耗过大, 使其寿命降低, 甚至会引起开关爆炸。真空泡本身并不能确定其是否漏气或者真空度的大小, 也不能在运行过程中充分反应出来。导致真空泡真空度下降的原因可能是由于真空泡的质量较差或者材质有问题, 使真空泡存在微小漏点;也可能是由于分体式电磁操作机构的真空断路器的操作连杆距离比较大, 使开关弹跳、行程、同期等受到影响, 进而导致真空度下降过快;另外, 真空泡内的形管质量, 对真空度的影响也较大, 如果形管质量不好, 在多次操作以后会形成漏点现象。

6.2 处理措施

对真空泡进行定期检查, 并采用真空检测仪对真空泡进行检测, 如果真空度存在降低问题, 应该及时更换。同时要做好行程、弹跳和同期试验;选择质量和材质过关的真空泡。

7 结论

高压真空断路器在电网中的应用比较广泛, 所以在使用过程中, 应该定期检查和维护。对于断路器容易出现的故障问题, 应该从安装和调度工作中加以避免。同时, 还应该重视高压真空器断路器的生产质量, 保证真空断路器的出厂质量符合要求, 定期维护、发现问题及时处理, 避免重大事故的发生。

摘要：高压真空断路器具有可靠性高、寿命长和体积小的特点, 本文对高压真空断路器的故障问题进行分析, 并提出相应的处理措施。

关键词：高压真空断路器,故障分析,处理措施

参考文献

[1]韩俟平.高压真空断路器本体电气故障的原因入处理分析[J].科技创新导报, 2011 (33) :55.

[2]刘玉福.高压真空断路器故障的分析与排除[J].电工技术, 2012 (2) :49-50.

真空断路器故障原因分析 篇3

关键词：故障；处理方案；发展

中图分类号：TM561.2 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

现如今，中国的经济处在一个飞速发展的状态，人们的生活也正在随之改善，物质条件越来越好，这一有力条件，在一定程度上促进了真空断路器在我国的飞速发展。但是，由于真空断路器属于一种新型的断路器，它的内部结构和传统的断路器不同，因此，在其使用过程中，如何维护和保养断路器以及如何处理发生的故障就引起了人们的广泛关注。因此，人们对真空断路器为什么会产生这些故障以及如何处理该故障进行深刻的探讨与分析，在此过程中，可以吸取先进的理论知识的精髓，正如古语所述，理论指导实践，因此，良好的理论知识对我们了解真空断路器具有很大的益处。

一、真空断路器发生的比较常见的故障表现形式

在运行真空断路器的过程中，产生故障的原因不同，就会有不同的故障表现形式，所以，人们可以以产生的故障表现形式为依据来判断其可能产生的故障类型以及为什么会产生此种故障，比如：闸是否正确合、离，以及是否保持在应该在的位置。如果主回路方面发生故障的话，可以在例行检查、维修断路器的时候发现问题并且予以解决，但是有时候，这些问题不容易找出故障产生的原因，这就需要专业人士能够从各个方面进行排查，找出原因所在。

（一）真空断路器真空泡内真空度降低故障的表现形式以及原因

在实际运用真空断路器的过程中，灭弧通常要通过在真空泡内开端电流，然而，真空断路器自身缺乏可以用来检测定性、真空度特性的设备，因此，真空度的降低对真空断路器来说就是一个潜在的隐患，其可能带来的后果也比较深刻。根据对近几年的数据观察，总结了部分导致真空度降低的因素，比如：真空泡所选材料、制作工艺的差别，自身存在的微小缺陷，多次使用后遗留下的问题等。真空断路器所能承受的开断电流的能力产生的影响会受真空度降低的影响，而且，断路器的使用寿命也会因此而受到很大的影响，如果情况再严重一些的话，还有可能会发生爆炸。

（二）真空断路器分闸失灵故障的表现形式以及原因

如果真空断路器的分闸失灵，其所带来的危害也较大，它会扩大事态，其带来的严重影响也是不可小觑的。所谓的分闸失灵，就是在远方遥控断路器，但是分闸不能分下来，或者在事故发生时，虽然继电器有保护动作，但是断路器依然没能分下来。究其原因，可能有以下几个：在分闸的时候内部线路断线了；操作电源降低；线圈中的电流产生的冲击过大，导致分闸的力度不够；其结构发生了变形，使得其在分闸时的保护能力降低了。

（三）真空断路器弹簧操作机构合闸储能回路故障的表现形式以及原因

弹簧操作机构在合闸储能回路产生故障的主要表现形式有以下几种：在合闸之后不能够及时地分闸，这就会造成储能电机不能停止运转，从而使得电机线圈的温度升高并且受到严重的损坏。之所以会产生这种故障，主要和行程开关的安装部位是否恰当有关，如果行程开关的安装部位较正确位置偏向下方，会使得弹簧合闸所需要蓄积的储能量达不到其规定的要求；如果行程开关的安装部位偏向正确位置的上方，虽然所需要蓄积的储能量得到了满足，但是，开关的接触点不能得到及时的转换，因此，电机仍然在工作，这会对电机本身和开关造成极大的伤害。另外，如果在合闸的时候，电机的储能没有达到规定的要求，一旦线路之间发生了故障，这无疑会扩大事态，将事件等级升级，使得事故造成的影响更加具有伤害性。

二、真空断路器故障的处理以及防护

要定期进行停电检查，要注重对断路器的检修，根据实际使用情况，利用真空测试仪定期测试其真空度，以保证真空泡内的真空度能够保持在一个比较稳定而且合理的状态，一旦发现真空度降低，就应当立即、马上撤换真空泡，如果真空度太过低的话，可以换一个新的真空断路器，但同时必须记录下行程、同期数据等，为以后的修护和维护做好铺垫。

相关的专业人员在其工作过程中如果发现真空断路器分、合闸的指示灯异常，应当及时联系相关的专业维修人员，检查内部线路是否存在断线的情况，此外，还应当定期测量分闸线圈的电阻，并且对其进行试验，以确保其能够安全可靠的运行。

行程开关应当安装在一个正确、适宜的位置，以保障电机的准确运行。在维修过程中，应当侧重观察一下行程开关的损坏程度，如果发现不能正常使用应当立即更换新的行程开关。另一方面，在进行倒闸的时候，相关的专业人员必须要仔细检查其指示灯的情况，查看其是否存在异常情况，从而以此为依据，判断其储能的情况。在检查完成之后，一定要数次合闸，为真空断路器提供在一个良好的运行环境。

三、结束语

我国电力系统的发展和真空断路器的广泛运用息息相关，它的广泛运用加速了我国高压开关发展的步伐，促使智能化水平不断提高。所以，我们应当格外重视真空断路器在实际使用过程中促使的故障，并且想方设法解决这些问题，不断完善产品的结构，保证其产品质量，减少事故发生的次数，这样，才能为电力系统的发展提供一个安全稳定的运行环境。

参考文献：

[1]单银忠.某火电厂给水泵真空断路器故障原因分析[J].东北电力技术，2013（10）：38-40.

真空断路器市场调研报告 篇4

一、引言

真空断路器由于灭弧能力强、电气寿命长、现场维护方便、技术含量高等优点，在电力系统基本建设及无油化改造中，对40.5kV及以下电压等级的开断设备选型，而被广泛应用，为高压断路器选型的首选设备。

真空断路器发展很快，究其原因，固然很多，但有两条是基本的：一是真空灭弧室技术的进步；二是操动机构技术的进步。真空灭弧室是真空断路器的心脏。真空灭弧室的进步表现在如触头材料从CuBi转变成CuCr，提高了开断能力，并降低了截流值，同时磁场从横磁场转向纵磁场，提高了开断能力，减少了触头的烧损。在工艺上，一次排固封工艺的采用，大大提高了灭弧室性能及可靠性。操动机构被称之为真空断路器的神经中枢。原先用电磁机构，后出现了弹簧机构，最新又出现了永磁机构。弹簧机构结构复杂，零件数多（多达200个），加工精度要求高，永磁机构的机械结构特别简单，零部件比任何其他机构都要少，运动部件可以减少至一个，因而机械可靠性特别高，而且永磁机构的出力特性能与真空断路器的负载特性很好的匹配。永磁机构用永磁锁扣，电容器（或直流屏供电）储能，用电子控制。永磁机构特别适用于频繁操作，如可达6万～15万次。

二、固封式真空断路器的结构特点：

固封式真空断路器主要有别于敞开式真空灭弧室或用绝缘筒罩着灭弧室的真空断路器。它的主要特点是将真空灭弧室及导电端子等零件用环氧树脂通过 APG 工艺包封成极柱，然后与机构组装成断路器。不同品牌的固封式真空断路器结构上下不尽相同。机构的差异大些，极柱的外形、结构差异不大，但其功能都是一样的，使断路器：

1.减少了装配高速环节，提高了机械可靠性。

2.没有了相间及对地绝缘易受污秽、凝露影响的缺陷。

3.防止了真空灭弧室易受外界撞击的危险。

4.增强了主回路的外爬距，提高了灭弧室耐受电压水平。

5.灭弧室的免维护，为断路器免维护创造了条件。

固封式真空断路器技术上已获得突破，参数也愈做愈高，系列逐渐形成。产品逐渐被用户所接受和推广，是传统真空断路器的理想换代产品。只要我们在解决先进性的开发过程中，解决好生产、工艺问题，新一代的固封式真空断路器不仅会在国内市场发挥作用，而且在国际市场也会有广阔的前景。

三、真空断路器生产线设备投资

1）断路器组装生产线

温岭市东海自动化设备应用研究所

联系人:张建宏 ***

泰事达生产线（12KV、24KV断路器生产线共33万元）

2）真空断路器机械特性测试仪

3）高压工频耐压测试仪

真空断路器的故障分析及设备管理 篇5

五里坡第四风电场安装使用的无功补偿装置系东方日立（成都）电控设备有限公司产品：35KV直挂式静态型，型号：DHSTATCOM-24000/35。

一、运行及故障情况

今年4月初，无功补偿装置（SVG）安装调试完毕后，虽然具 备了恒电压、感性无功、容性无功阶跃的特性实验和调节能力，同时也通过了电力工业电气设备质量检验测试中心的实验。但是经过六个月的恒压、恒无功变换运行，SVG的动态性、稳定性和可靠性不尽人意，暴漏出诸多问题。如：

1）功率单元模块故障烧损多次，厂家技术人到场检查原因不详，并复函解释说“板件故障”属个例，并更换备用板件；

2）程序适应性差，保护值设定偏小，电流电压稍有波动，SVG频繁跳闸；模块之间通讯不畅，综自主机无法扑捉故障的类别。厂家进行了多次程序优化和升级。

3）风道共振严重，厂家设计铁皮材料过薄，风机启动后噪音异常、无法运行。厂家进行了2次改造加固。

截止9月26日SVG相继跳闸24次，造成升压站出口电（110KV）频繁波动，停机时间合计一月之多，未能实现其设备的真正功效。上述诸多问题，我公司多次已传真、电话等方式与东方日立（成都）电控设备有限公司交涉、督促尽快予以处理，实现其设备有效功能的正常运行。

二、防范措施

目前针对SVG设备存在的问题，东方日立（成都）电控设备有限公司技术人员在线跟踪服务于现场，同时提出由于设备所处环境较差，容易积灰受潮导致SVG的单元模块容易烧坏现象的发生。根据此现象9月21日至9月26日期间，对SVG的单元模块进行了彻底清灰检查（108块），26日17:30启动投入运行。后经双方商定，在SVG试运行阶段，采取措施如下：

1、边运行、边清扫方式，观察期为一个月；

2、我方将在SVG室加装防尘网格珊框，以降低SVG室内粉尘颗粒的进入量。其中方案如下：

1）长方形防尘网格珊框采用钢结构、框架式； 2）防尘网格珊框17面；

3）角钢￠30，宽96mmX高145mm，四角焊接∟90度； 4）网格珊孔径20~30mm（规则）, 窗纱孔径≤1mm（规则）； 5）双层网格珊夹一层窗纱焊接于角钢框架。制作计划费用：单面=300元，17面=5100元

中赢正源（盐池）新能源有限公司

真空断路器的故障分析及设备管理 篇6

攀钢钒能动中心的给排水系统主要承担攀钢钒公司及攀钢(集团)其它单位的工业水供应。它由源水系统,水质净化系统新水加压系统,循环水系统,特殊供水系统,攀钢厂区生活、生产排水系统组成。其中新水加压系统是给排水系统中的重要环节,所以能动中心对各站所的电气系统进行改造,包括选用开断能力强、寿命长、操作功能齐全、无爆炸危险、操作机构为弹簧储能式的VSI型户内高压真空断路器作为电网设备、动力设备的保护和控制单元,并采用了综合数字保护装置,实现了微机远程控制高压真空断路器的分合闸等功能,靠高压真空断路器的分合闸来控制所有负荷的停送电。但是经过多年的使用,该型高压真空断路器也逐渐出现一些故障,本文就如何检查处理这些故障做一介绍。

1 VSI型户内高压真空断路器的结构介绍

断路器主体部分设置在采用APG工艺浇注的环氧树脂绝缘筒内,这种结构能有效防止外力冲击、污秽环境等外部因素对真空灭弧室的影响。断路器主体安装在断路器框架后部,与操作机构连接成一体。断路器合闸所需能量由合闸弹簧储能提供。储能既可由外部电源驱动电机完成,也可以使用储能手柄手动完成。

1.1 VSI型户内高压真空断路器的储能过程

储能操作由固定在框架上的储能电机进行,电动储能时由电机输出轴带动链轮传动系统,链轮转动时储能轴跟随转动并通过拐臂和拉伸合闸弹簧储能。到达储能位置时,框架上的限位杆压下滑块使储能轴与链轮传动系统脱开,储能保护掣子顶住滚轮使之保持在储能位置,同时切换辅助开关切断储能电机供电电源,此时断路器处于合闸准备状态。

1.2 VSI型户内高压真空断路器的合闸过程

在合闸操作中,不论手动按下“合闸”按钮或是远方操作使合闸电磁铁动作,均可使储能保持轴、储能轴和轴上的凸轮转动,凸轮又驱动连杆机构带动绝缘拉杆和动触头进入合闸位置,并压缩触头弹簧保持触头所需接触压力。

1.3 VSI型户内高压真空断路器的分闸过程

分闸操作时既可按真空断路器本身的“分闸”按钮,也可接通外部电源让分闸脱扣电磁铁或过流脱扣电磁铁动作,合闸保持掣子与半轴解锁而实现分闸操作。在分闸过程后段,由液压缓冲器吸收分闸过程的剩余能量并限定分闸位置,同时由传动连杆拉动主辅助开关切换。

2 存在的问题及故障处理思路

从高压真空断路器的储能过程、合闸过程及分闸过程可以看出,该断路器的机械联锁环环相扣,但由于设备启动频繁,启动电流和机械冲击力大,同时运行及检修人员对新设备的性能了解不够等人为因素,造成VSI型户内高压真空断路器多次出现不能分合闸、储能不到位、“五防”机构变形等故障。因此,必须针对以上问题,制定相应的措施以保证VS1型高压真空断路器的正常使用,提高设备分合闸能力的可靠性,保证安全生产。

3 故障处理具体实施方案

3.1 储能不到位的检查及处理方法

检查:确定高压真空断路器是处于未储能状态,还是处于储能机构动作但储能不到位状态。如果是储能机构动作但储能不到位,那么就是储能保护掣子顶住滚轮的位置太少,不能使之保持在储能位置。

处理:出现这种故障时,只需调整操作机构,使储能保护掣子顶住滚轮的位置再多一点即可。

3.2 完全处于未储能状态的检查及处理方法

3.2.1 检查及处理方法一

检查:先校清控制回路电源有无问题,如电源无问题,再检查线路。

处理:如果控制回路电源有问题,那么处理控制回路的熔断器或者断路器;如果线路有问题,那么就检查处理回路的断点。

3.2.2 检查及处理方法二

检查:如果是完全处于未储能状态,那么从高压真空断路器的“储能”过程可知,高压真空断路器的储能操作是由固定在框架上的储能电机输出轴带动电机传动链轮、储能传动链轮和传动链条转动,储能轴跟随转动,并通过拐臂和拉伸合闸弹簧完成的。在此环节,如果传动链条太紧,储能电机输出轴变形,那么将导致储能电机堵转烧毁。

处理:只需更换烧毁的储能电机,再调整传动链轮和储能传动链轮之间的距离,使传动链条松紧适中,储能电机就能在额定转矩下带动链轮传动系统工作,保证储能到位。

3.3 不能合闸的检查及处理方法

3.3.1 检查及处理方法一

检查:确定高压真空断路器是否处于未储能状态,如果是,那么此时断路器就未处于合闸准备状态,断路器就合不上闸。

处理:按3.1和3.2节处理储能不到位和完全处于未储能状态的方法处理即可。

3.3.2 检查及处理方法二

检查:确定高压真空断路器的闭锁装置是否未解锁,如果未解锁,那么此时断路器合不上闸。

处理:检查闭锁回路电源是否接通,若未接通,则可能是辅助开关的接触压力过大,导致动触头运动过头,使辅助开关接不通,这时可调整储能轴上连板与切换辅助开关之间的间隙,使辅助开关接触压力适度。

3.3.3 检查及处理方法三

检查:分闸后要断开操作电源再送电才能合闸,此种现象大多出现在新换高压真空断路器和新配控制回路线,并且是控制回路带有综合数字保护装置的高压真空断路器,因为在有综合数字保护装置的高压真空断路器再选用断路器内部防跳控制回路的情况下,断路器合闸完成后,若合闸信号未及时去除,则断路器内部防跳继电器将动作,其自锁触头闭合并保持断路器内部防跳继电器线圈得电,其动断触头保持断开状态以截断断路器合闸回路。如不断电使断路器内部防跳继电器线圈失电,这时断路器虽然可以储能但不能合闸,所以有了综合数字保护装置的高压真空断路器就不必再选用断路器内部防跳继电器。

处理:断开高压真空断路器内部防跳控制回路,只保留综合数字保护装置。

3.4 不能分闸的检查及处理方法

检查:先判明高压真空断路器的合闸保持掣子是否置于半轴过深。合闸动作完成后合闸保持掣子置于半轴过深,将使断路器不能分闸。

处理:可限制合闸保持掣子的运动行程,然后调整合闸保持掣子置于半轴下的深度,这样在接通外部电源使分闸脱扣电磁铁或过流脱扣电磁铁动作时,合闸保持掣子与半轴可靠解锁而实现分闸操作。

3.5 不能分合闸的检查及处理方法

3.5.1 检查及处理方法一

检查:查明高压真空断路器上下刀隔离开关与“五防”机构连接的连板是否错位,如果是,那么“五防”机构不能正确动作,导致断路器不能分合闸。

处理:校正隔离开关联锁连板即可解决。

3.5.2 检查及处理方法二

检查:查看高压真空断路器的“五防”机构是否变形,如果变形,那么“五防”机构不能正确动作,导致与之相连的断路器主轴转动不到位或转动过度,使高压真空断路器的辅助触头不能正确开闭到位,造成高压真空断路器不能分合闸。

处理:校正变形的“五防”机构,再在隔离开关的连板处焊接1块5mm的钢板,以加强连板的硬度,然后调整隔离开关的连板位置。这样操作人员在“五防”保护机构不对应的位置操作时,就推拉不动“五防”机构的连板,不会使“五防”机构变形;并且操作人员因为推拉不动“五防”机构的连板,就能意识到操作错了,就会及时更正误操作,这对准确操作高压真空断路器的分合闸能够起到可靠的保护作用。

4 结束语

通过分析高压真空断路器故障原因,采取相应的措施,保证了设备的稳定运行,保障了生产和人身安全。

摘要：介绍VSI型户内高压真空断路器的结构及高压真空断路器的储能过程、合闸过程以及分闸过程,分析影响高压真空断路器正常工作的原因,并提出相应措施,以提高设备分合闸可靠性,确保生产安全。

真空断路器的故障分析及设备管理 篇7

1 设备故障情况

2008年5～7月, 湖北省荆州农网连续出现4台户外35 kV ZW8-40.5型内置电流互感器式真空断路器损坏事故。具体情况如下。

(1) 2008年5月3日, 雷雨大风天气, 110 kV毛嘴变电站35 kV出线单相 (U相) 接地, 主变压器35 kV侧断路器V, W相短路, W相下瓷套炸裂, 主变压器差动保护动作。

(2) 2008年7月13日, 大雨天气, 110 kV火把堤变电站35 kV出线火37断路器U相下瓷套炸裂, 后台仅有瞬时接地信号, 断路器依然带电运行。

(3) 2008年7月31日, 雷雨天气, 110 kV滩桥变电站35 kV系统发单相接地信号, 选断桥37断路器后接地信号消失。检查线路无异常后, 试送桥37断路器, 接地信号依然存在, 同时桥33断路器V相下瓷套炸裂, 相间有短路痕迹, 主变压器中压侧桥34断路器跳闸。检查发现桥37断路器U相断口下部对地绝缘接近于零, 断路器检修孔圆形盖板后有黑色硅脂喷溢痕迹。

对以上4台断路器损坏相下支柱进行绝缘耐压试验, 毛36、桥37断路器耐压不合格, 火37、桥33断路器耐压合格, 桥37断路器下瓷套内所充硅脂绝缘严重劣化, 各断路器其他相耐压合格。此外4台断路器内置电流互感器绝缘柱外侧有明显爬电痕迹, 内部传动机构金属部分锈蚀严重。

2 同类型断路器绝缘普查情况

由于3台断路器在故障中损坏, 下部瓷套内绝缘硅脂全部散落, 无法进行试验分析。为了进一步查清设备故障原因, 消除安全隐患, 我们组织人员对所有在网运行的149台ZW8-40.5型内置电流互感器式断路器进行了停电绝缘检测, 并抽取了10台断路器的硅脂进行了检验, 具体情况如下。

2.1 耐压、泄露电流及介质损耗情况

(1) 发现7台断路器各有一相下瓷套交流耐压值下降, 低于预防性试验标准 (标准值为72 kV, 试验最低值仅40 kV) , 同时绝缘电阻明显降低 (标准值1 000MΩ, 试验最低值仅200 MΩ) , 泄漏电流 (试验电压20kV) 严重偏高 (最高达345μA) , 对其中3台断路器的下瓷套进行了介质损耗测试, 交流耐压下降的下瓷套介质损耗值均超过4%, 分别为4.2%, 6.92%, 18.5%。

(2) 还发现8台断路器泄漏电流偏大, 每台断路器至少有一相下瓷套在20 kV下泄漏电流超过10μA, 最高达到78μA;对应的绝缘电阻也偏低, 最低仅为500 MΩ。在对6台断路器的介质损耗测试中, 泄漏电流超过10μA的断路器介质损耗值都在3%以上。其他绝缘检测正常的断路器泄漏电流一般在10μA以下, 介质损耗值均在3%以下。

2.2 现场解体及硅脂抽样检测情况

对10台断路器进行了现场解体、硅脂抽检的工作, 这10台断路器中有4台交流耐压值下降, 3台泄漏电流偏大, 3台绝缘试验数据正常。

(1) 10台断路器中, 有6台断路器单相或两相内部压缩弹簧及连接片上有不同程度的锈蚀, 绝缘硅脂明显劣化, 颜色发黑或呈黄黑色, 尤其是新37、柘32断路器。有7台断路器单相瓷套内硅脂上部明显积水, 硅脂内部含部分黑色杂质, 其他断路器硅脂颜色呈乳白色。

(2) 所有解体断路器中, 6台断路器的4个电流互感器导电排固定螺栓处 (断路器外部) 无密封垫, 4台断路器的电流互感器导电排固定螺栓处 (断路器外部) 采用双平垫夹一较薄扁平密封胶垫, 大部分断路器电流互感器导电排上部固定接线板明显受潮氧化, 部分螺杆有锈蚀痕迹;3台断路器的传动机构拐臂与断路器本体接口处均有不同程度的锈蚀;1台断路器 (新37) 的观察孔盖板内侧边缘下部有明显锈蚀。

(3) 硅脂检测数据分析:对10台断路器共抽取硅脂油样23份, 其中16份检测有水分存在 (涉及到所有抽检的10台断路器) , 如新37断路器含水量高达39 317 mg/L;对4份硅脂油样 (涉及到2台断路器) 进行了色谱分析, 发现柘32断路器U相氢气及总烃含量较高, 还含有乙炔, 说明绝缘下降后内部已产生放电, 金34断路器U相有乙烯、乙烷, 总烃为70, 说明内部可能有过热现象;有2份样品检测正常。

2.3 硅脂检测情况说明

(1) 硅脂是用于真空断路器中的一种绝缘脂, 粘度较大, 正常情况下密封在瓷套管中, 无法正常取样分析, 电力行业供电系统油品分析未作具体要求, 也未见相应标准。

(2) 因硅脂不同于变压器油, 注入微水仪电解池内, 无法与电解液充分反应, 且易附着于电极、玻璃容器壁上, 对精密仪器有较大污染损坏, 不宜进行微水定量分析, 故仅做了新37断路器硅脂样品的定量分析, 但可采用外观检查和水分定性来判断硅脂中是否有水, 此法简单易行。

(3) 变压器油色谱分析采用的是振荡脱气法, 硅脂用同样方法振荡脱气, 气液两相一般是不易平衡的, 即使分析到了一些组分, 但是只能供参考, 在分析过程中同样会对正常使用的进样针、气路系统产生污染, 在选做了4支样品后, 因色谱仪损坏而未能继续选样分析。

(4) 因异常硅脂一般含水分、碳化物等杂质, 且粘度大, 做介质损耗试验易产生气泡, 对油杯也有损害, 易烧损仪器, 因此没有进行该项检测。

3 故障原因分析

2004年以前出厂的断路器, 其电流互感器导电排固定螺栓处 (断路器外部) 未采取有效的密封措施, 无密封垫或密封效果差, 导致潮气进入;其次, 断路器传动机构拐臂未经过有效密封, 拐臂与断路器接口处系动接触部位, 多次操作后因磨损导致密封不良而进水。下瓷套内硅脂进水后绝缘劣化。

严重密封不良的断路器下瓷套, 在系统接地过电压作用下或运行电压下绝缘击穿损坏, 如毛36、火37、桥33及桥37断路器, 其他下瓷套硅脂绝缘劣化情况尚不严重的则出现绝缘不良、耐压偏低、泄漏电流偏大现象。

4 预防措施

(1) 加强对该类设备的运行巡视 (外观是否有异常) 与停电检查 (通过观察孔查看内部锈蚀情况及硅脂状态) , 及时查出设备隐患。

(2) 增加对该类真空断路器的预防性试验项目 (如交流耐压、泄漏电流) , 调整试验周期 (可相对缩短) , 发现异常及时处理 (更换硅脂) 。

(3) 加强对该类真空断路器的密封改造工作, 重点对电流互感器导电排固定螺栓处及操作连杆的传动拐臂进行密封改造, 若条件允许可将电流互感器内置改为外置。

真空断路器的故障分析及设备管理 篇8

粤港供水公司沿线各泵站使用的是6/10kV中置式开关柜,开关柜配的VD4型真空断路器是ABB公司生产的一种中压真空断路器。该断路器自投用以来,发生了多起合闸闭锁电磁铁线圈烧焦及烧断事故,使真空断路器处于闭锁状态,机械、电动操作均不能合闸,严重影响了供水生产,同时也增加了维修人员的工作量。曾经有一种观点认为,故障原因是断路器操作过程中因位置接点的抖动引起电磁铁的自感电势过高,进而引起电流过大,烧断线圈。笔者试验发现,将手车由工作位置拉至试验位置或由试验位置拉至工作位置时,进行合闸操作,断路器不能合闸。由此判断线圈烧焦、烧断是在手车位置改变时发生的,因而上述看法并不正确。

2 闭锁电磁铁作用

VD4型真空断路器采用弹簧储能操作机构,配有防误合闸闭锁装置,实际上该断路器是通过合闸闭锁电磁铁Y1来实现电气及机械闭锁功能的。当断路器处于合闸状态或断路器手车在非试验、非工作位置时,通过辅助开关S3、S8、S9接点断开闭锁电磁铁回路,电磁铁不带电,此时断路器处于闭锁状态,电气及机械操作均不能合闸;当断路器处于分闸状态,且手车在试验位置或工作位置时,闭锁电磁铁带电,断路器无闭锁,此时电气及机械均可进行合闸操作。

3 故障分析

3.1 故障线圈的特征

测量发生故障的合闸闭锁电磁铁,绝缘没有击穿。卸下电磁铁线圈,发现线圈内部缠绕的漆包线有数处出现烧焦现象,初步判断是因流过线圈的电流过大造成。漆包线烧焦的长度在2～30mm范围,其余部位没有烧焦变黄,说明漆包线过流的时间并不长,而是由于线径较小部位瞬间通过较大电流,过热而烧焦漆包线。

3.2 线圈正常载流范围

闭锁电磁铁线圈漆包线的线径为0.12mm,绝缘电阻不小于100MΩ,线圈的直流电阻在1.9～2.1kΩ之间,电感约为0.05mH,额定电压为DC 110V。电磁铁带电吸合时,通过线圈的电流I为0.055A。对该线圈的漆包线进行通电试验,在通过400mA电流时仍未出现发热现象,这表明线圈长时间通过55mA的电流,其载流量应在允许范围之内,线圈长时间通电并不是造成线圈烧焦的直接原因。

3.3 原因分析及解决方法

初步判断线圈烧焦的原因有2种:(1)电路突然失电,产生较大的自感应电势,造成绕圈过电流;(2)外部过电压,引起线圈过电流。

原因(1)分析:实际闭锁控制电路,并没有大的电感器件,线圈本身的电感较小。分析如图1所示电路可知,当手车由工作位置拉至试验位置或由试验位置拉至工作位置时,位置辅助接点S8(手车在试验位置时接通)、S9(手车在工作位置时接通)会产生抖动,在接点S8、S9断开瞬间,Y1产生自感电势(下正、上负),此时桥堆起续流管的作用,电流仍按接点断开前的方向流动,与桥堆形成回路,电流变化率很小,闭锁电磁铁不可能产生大的自感应电势。从实际情况上说,即使没有桥堆,合闸闭锁回路在带电情况下突然断电,也不可能产生较大的自感电势,这是因为电流不可能瞬间为0(瞬间为0只在理想情况下存在)。因此可以判断产生过电压的原因只可能是外部过电压,它是造成线圈烧断的主要原因。

原因(2)分析:外部过电压最为常见的是由直击雷、感应雷产生的过电压。以粤港供水公司雁田泵站情况进行分析,该站的110V直流系统电源采用二级防雷装置,瞬间过电压很难从电源处窜入;结合雁田泵站110V直流元器件多次因雷击损坏的现象,分析避雷线、地网、电缆分布,该站避雷线、地网与直流控制电缆共用同一电缆沟且相互间距离很近。由此,判断感应过电压产生于该区域。

对于这2种原因造成的故障,可采用以下措施来解决。

(1)增大避雷线、地网与生产生活电缆的距离,避免因感应过电压造成生产、生活设备的损坏。

真空断路器的故障分析及设备管理 篇9

1 真空断路器的结构和主要技术参数

1.1结构。真空断路器的生产厂家比较多,型号也较繁杂。按使用条件分为户内(ZNx-·)和户外(ZWx-··)两种类型。真空断路器在总体结构上除真空灭弧室外,与油断路器没有多大差别,它由导电部分、真空灭弧室、绝缘部分、传动部分、框架和操动机构等组成。其中真空灭弧室又主要由上下接线座(其作用是构成导电回路,固定真空包)、真空包(其作用是保持真空度133.33Pa)、动静触头(其作用是构成导电回路,实现分合闸)、屏蔽罩(其作用是使内部的电场分布均匀,吸附金属蒸汽产生金属粉末,从而保护真空包)、波纹管(其作用是提供动静触头分合闸的缓冲,是玻璃罩保持真空度)等组成。

1.2类型。为适应安装于开关柜内使用,一般有固定式和手车式两种方式,而真空灭弧室和操动机构的布置方式有两种 :一种是两者为前后布置,即操动机构在前面,真空灭弧室在后面,通过转轴拐臂等部件进行联动操作 ;另一种是两种上下布置,即操动机构在下面,真空灭弧室在上面。电磁操动机构基本由分、合闸电磁铁、支架和锁扣等部件组成,结构较为简单。

1.3主要技术 参数。额定电 压,10KV ;最高电压,11.5KV ;额定电流,1250、1600、2000、2500、3150A ;额定短路开断电流,20、25、31.5、40KA ;额定短路点六开断次数,大于30次 ;机械寿命,10000次;触头开距,11±lmm;超行程,4±1mm ;相见中心 距,230(250)mm ;平均合闸速度,0.6±0.2In/S ;平均分闸速度,1.1±0.2m/s ;合闸时间,不大于0.2s ;分闸时间,不大于0.06s ;回路电阻,不大于40 ? μ ? Ω。通过对ZN28.10真空断路器这些技术参数的了解,可以对断路器在日常运行中出现的故障及时处理。

2 10KV 真空断路器本体故障及原因

2.1 10KV真空断路器在运行使用过程中容易发生的本体故障多为真空泡真空度降低。这一故障产生的主要原因在于 :真空断路器运行时,绝缘灭弧过程均是在真空泡中执行的,而由于断路器本身并不具监测装置,无法对真空泡内的灭弧工作进行监督,所以导致运行人员无法获得精确的真空度,无从判断机器故障。

2.2断路器分闸失灵故障。10kV真空断路器发生分闸失灵故障时 , 如果得不到及时的处理 , 将会进一步扩大成事故 ,甚至会引起10k V配电网发生大面积停电事故。引起断路器分闸失灵故障的原因较多 , 大致可以归纳为 : 分闸操作回路发生断线问题 ; 分闸线圈发生断线 ; 操作电源电压不足 ; 分闸线圈回路电阻过大 , 分闸动力不足 ; 分闸顶杆发生变形 , 导致分闸过程中存在卡涩、卡死等问题。2.3断路器分闸不可靠,此时应调整扣板和半轴的扣接深度,使扣接深度为1.5 ~ 2.5mm。

2.3断路器无法合闸且出现跳跃。这可能是支架出现卡滞现象,或者滚轮和支架之间的间隙不符合2±O.5mm的要求。这时应卸下底座取出铁芯,并调整铁芯项杆的长度。另外,也可以是辅助开关动作时间调整不当,应调整辅助开关拉杆长度,使其在断路器动静触头闭合后在断开。

2.4弹簧操作机构合闸储能回路故障。由于断路器弹簧操作机构合闸储能回路出现故障 , 断路器在合闸操作后 , 由于不能有效储能进而无法实现分闸操作 ; 或者储能电机一直运转不停止 , 甚至还会由于电机持续运转产生剧烈热量引起电机线圈发生过热损坏。若真空断路器合闸储能不能按照要求有效到位时 , 若此时10k V配电线路发生事故 , 则断路器将会出现“拒动”问题 , 拒绝进行分闸操作 , 进而将会使线路事故进一步扩大越级 ; 若储能电机发生损坏 , 则10k V真空断路器将无法按照继电保护功能需求实现准确分合闸操作。

3 真空断路器的有关电器试验

3.1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。运行和检修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。

3.2预试规程应坚持测量整体的绝缘电阻。测量分合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻,绝缘电阻不应小于2Mfl,采用1000V兆欧表。而且一般来说真空断路器在制造厂出厂调试中已使分、合闸速度合格,在安装或检修中一般可不进行测试。但当出现下列情况之一时,就必须测试分、合闸速度 :更换真空灭弧管或行程重新调整后 ;更换或者改变了触头弹簧、分闸弹簧、合闸弹簧(指弹簧机构)等以后 ;传动机构等主要部件经解体重新组装后。真空断路器的分、合闸速度,一般都是指触头在闭合前或分离后一段行程内的平均速度。

3.3电磁机构分闸线圈和合闸接触器线圈最低动作电压不得低于额定电压30%,不得高于额定电压的65%,合闸线圈最低动作电压不得低于额定电压的80-85%。断路器的分、合闸动作都需要有一定的能量,为了保证断路器的合闸速度,规定了断路器的合闸线圈的最低动作电压,不得低于额定电压的80-85%。对分闸线圈和接触器线圈的低电压规定是这个线圈动作电压不能过低,也不能过高。

3.4测量导电回路的接触电阻,用直流压降法测量,电流不小于100A,运行中不大于1.2倍出厂值。真空灭弧室的回路电阻,通常占真空断路器回路电阻的50%以上,是长期工作的主要发热源。触头间隙接触电阻,是真空灭弧室回路电阻的主要组成部分。因为触头系统密封在真空灭弧室内,所产生热量的唯一散发途径是通过动、静导电杆导出,利用外部散热装置散发掉热量。

3.5断路器在分闸,合闸状态下分别进行断口,主回路对地及相间工频耐压试验,试验电压为42KV。对断口的工频耐压试验,是检验真空泡是否漏气的有效方法。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。

3.6弹跳与压缩行程的大小及转动系统传动的间隙的大小和有关的螺丝,螺帽的松紧有关 ;压缩行程变大,弹跳减小 ;如压缩行程在最大值,弹跳还是大,检查传动间隙是否过大及有关螺丝螺帽是否有松动现象 ;如是改造开关,在上述基础上再次检查水平连杆与垂直拉杆的角度和拐臂的长度是否合格。

4 结束语