SF6断路器检修技术（共4篇）
SF6断路器检修技术 篇1
1 引言
现如今, 科学技术发展迅速, 电力系统也在不断进步, SF6断路器逐渐取代传统的油断路器, 并且已经成为电力系统中十分重要的组成设备。由于不同SF6断路器的型号、电压和质量是不同的, 因此, SF6断路器日常检修难度较大。为了更好的发挥SF6断路器的应用优势, 必须加强SF6断路器的检修和维护。
2 变电站SF6断路器概述
2.1 SF6气体的优点
SF6断路器的介质为SF6, SF6气体的主要作用是绝缘和灭弧。另外, SF6具有带负电特性, 因此, 在实际应用过程中, SF6气体能够准确抓住电流中的自由电子, 然后将自身负电与自由电子进行有效结合, 从而将自由电子转变为负离子。在离子的移动过程中, 其导电性会逐渐下降, 在这种情况下, 电子的恢复速度不断加快, 同时电弧介质强度也会逐渐增加, 而这就会促进灭弧功能的发挥。
2.2 SF6断路器应用优势
(1) SF6断路器的可存放量较小。由于SF6断路器的主要部件是由弹簧组合而成的, 因此在生产过程中, 要想使断路器的使用性能更强, 就要采用材质较好的弹簧作为材料。此外, SF6断路器的运输效率很高, 检修操作十分简单。 (2) SF6断路器检修的时间间隔较长。在生产线外的使用中, 由于SF6断路器可以进行多次断路, 且规定的检修时间一般是10年, 因此检修工作不会耗费大量的人力。 (3) SF6断路器的绝缘支撑少。因为SF6断路器的结构比较清晰、易懂, 所以在实际使用中, 它的绝缘支撑数量有可能会下降。 (4) SF6断路器的灭弧时间短。在实际应用中, SF6断路器可能会受到很大的力, 从而导致灭弧间隔减小, 并且运行的空间也相应缩小。
3 变电站SF6断路器故障检测原理
SF6断路器的在线检测与故障诊断系统的技术基础是传感器技术和微电子技术, 在检测过程中, 首先需要对SF6断路器运行状态相关参数以及状态量进行实时监测, 然后对SF6断路器实时运行状态参数、环境条件以及实际运行情况进行综合分析, 从而对可能出现故障的性质、类别、程度、原因、部位、发展趋势和破坏程度进行分析判断, 并据此制定一个维修、调整、治理的策略加以实施, 从而消除SF6断路器故障, 使其工作正常。
SF6断路器的性能指标主要有绝缘性能、灭弧性能、密封性、微水含量等。SF6气体密度值直接影响断路器灭弧性能与绝缘性能, 如果断路器内微水含量上升, 断路器内部存在故障, SF6将会发生一些化学反应生成其它分解产物, 不仅会腐蚀断路器, 还会威胁工作人员人身安全。因此, SF6在线监测和故障诊断系统通过监测SF6气体密度值、分解物体积分数就能够判断SF6绝缘性能、气体泄露和内部故障情况。
4 变电站SF6断路器检测技术
4.1 SF6传统检漏方法
SF6电气设备传统且经典的检漏方法可主要归纳为下面的两大类。 (1) 定性检漏:包括抽真空法、定性检漏仪探测法、肥皂泡法、密度继电器报警法。 (2) 定量检漏:包括局部包扎法、挂瓶法、压降法和扣罩法等。从电气设备实际运行经验和实际生产应用来看, 定量检漏因包扎体积只能估算, 且检漏过程繁复, 所以现场很少采用;定性检漏因受温度、风力等环境因素的限制, 应用也有很大的局限性。它们共同特点是都属于接触类检测法, 设备不停电时存在很大的安全隐患。
4.2 带电检测技术
现如今, 较为常用的SF6检漏带电检测技术包括电子捕获型、紫外线电离型、高频振荡无极电离型、负电晕放电型以及铂丝热电子发射型, 近年来, 光声光谱检测技术、超声波检漏技术和激光检漏技术发展迅速, 并且也被逐渐应用于SF6检漏带电检测中。激光成像检漏技术主要是利用反射理论及红外吸收理论。这种技术需要一定背景作为反射面, 且检漏仪体积大、质量重, 存在检测死角, 对其应用推广形成一定的局限性。SF6红外检漏技术有效的弥补了以上缺陷, 广泛的应用带电检测技术中。
4.3 变电站SF6断路器检测实例
某110k V变电站, 某110k V出线193断路器气体压力低报警, 当时气压为0.57MPa, 低于额定气压0.60MPa, 检修人员到现场后采用传统的手持式SF6检漏仪对断路器进行了全面检查, 未发现明显的漏气部位;采用激光成像检漏仪, 因SF6断路器结构原因, 使得检测存在死角, 也未发现明显的漏气部位;采用FLIRGF306型红外检漏仪到现场进行精确检测, 检漏时未受到断路器结构的限制, 红外检漏仪所对的位置为漏气的位置, 发现该断路器B相气管与极柱连接处存在较严重的漏气现象, 并对其漏气部位进行了精确定位。
检修人员对该断路器B相气管与极柱连接处进行了解体检查, 发现逆止阀与对接头连接螺母内的O型密封胶圈有压挤现象, 取下O型密封圈发现其存在严重的老化变形现象, 并且胶圈本身由于压挤产生了多处裂痕。漏气正是由于O型密封胶圈存在变形及多处裂痕导致的密封不严所致, 检修人员对密封胶圈进行了更换, 处理完成后, 对断路器重新进行了全面的红外检漏检查, 未发现其存在其他漏气部位, 缺陷消除送电后, 进行了两次跟踪复测, 至今该断路器未再发生类似缺陷。
5 变电站SF6断路器常见故障维修方法
5.1 微水含量超标故障及处理对策
如果灭弧室中SF6气体水分含量超标, 则会直接影响开关绝缘性以及正常功能的发挥。造成SF6开关微水含量超标的原因有内在因素和外在因素, 因此, 要从内外方面入手来解决处理。 (1) 外部处理措施。更换抽真空管, 并对关键性设备, 例如减压阀、三通连管等实施烘干处理, 使其重新回归干燥状态, 并用真空计来检查、探测抽真空管的真空水平, 重新冲入N2, 并着重检查泄漏点, 对存在泄漏的部位, 重新实施换垫处理。 (2) 内部因素处理。由于SF6微水含量超标, 其内部绝缘部件已经受损, 所以对开关实施全天候的抽真空处理, 同时维持低真空度, 再向其内部填充纯度较高的N2。
5.2 气体泄漏故障及处理对策
在断路器实际运行过程中, SF6气体很可能发生泄漏, 此时气压将骤然下降, 因此很容易产生危险隐患。一旦失去绝缘气体的保护, 断路器则很可能出现爆炸危险, 更严重的是, 流入空气中的氟化硫气体含有毒性, 会损害人体健康, 带来人身事故危机。出现气体泄漏故障的原因主要有:密封垫变质、腐化, 瓷套完整度下降, 出现裂痕, 管道失去良好的密封度以及其他的设备未能牢固接触等。对于气体泄漏问题, 可以采取以下处理方法: (1) 确认SF6气体泄漏, 首先要疏散人流, 防止人扎堆、聚集, 维护人身安全; (2) 及时抢修, 需要专业抢修人员穿上防护设备开展抢修, 再通过检漏仪来深入细致地检查泄漏点, 并做好补气工作。
5.3 接触电阻故障及处理对策
引发接触电阻故障的因素相对复杂, 例如触头外部遭到腐蚀或者有污染性物质附着于触头表层, 接触压力降低, 导致电流流通时, 触头发热, 附近的绝缘层遭到腐蚀灼烧, 从而出现熔化、断裂等现象, 导致断路器最终无法像以前一样跳闸, 还会出现拒动问题。对此, 必须做好检修工作, 重点检测接触电阻, 同时还要检查断路器一次导电回路能否处于常规运转状态。
5.4 液压操作系统压力失常故障及处理对策
对于液压操作系统来说, 其油体压力一般应该维持在31.7~32.8MPa之间, 通过状态检测后, 如果发现油压过高或过低, 则说明可能会发生故障。导致系统压力失常的原因很多, 主要来自于油回路故障、电气回路故障等, 对此可以采取以下解决对策: (1) 深入查看各项开关以及相关设备, 例如接触器等, 检查触点有无损坏。同时检查接触器, 分析其是否存在非正常运转现象, 检查其表层有无污渍、灰尘等, 做好清理工作。 (2) 检查储存器。查看其是否存在N2泄漏现象, 以及其内部是否粗糙, 同时也要及时调换密封圈。 (3) 检查压力表。分析其运转有无失灵, 误测量等现象, 当发现其无法准确测压时则要考虑更新压力表。
6 结语
综上所述, SF6断路器是变电站中十分重要的设备, 一旦出现故障问题, 则很容易对电网正常运行造成不良影响, 导致电路设备受到破坏, 其危害性比较高。对于SF6断路器检修工作, 一般可以采用SF6传统检漏方法或者带点检测技术, 常见SF6断路器故障主要有微水含量超标、气体泄漏、接触电阻故障以及液压操作系统压力失常, 对于故障问题, 必须首先查明故障问题产生原因, 然后有针对性的采取有效措施解决, 这样才能够有效控制故障问题影响范围, 并降低损失, 维护电网安全。
摘要：SF6气体是断路器中的常用气体, 具有耐电强度高、灭弧性能强、不易液化、化学性质稳定等特点。现如今, SF6断路器运行条件越来越复杂, 在制造和安装过程中也容易出现质量隐患, 而这些都会造成SF6断路器故障问题。因此, 加强对于变电站SF6断路器的故障检测和处理至关重要。对此, 本文首先对变电站SF6断路器进行了介绍, 然后结合案例对变电站SF6断路器故障检修技术进行了详细探究, 以期保障SF6断路器正常运行。
关键词：变电站,SF6断路器,检修
参考文献
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[3]王卫红, 王晓兵.SF6断路器的检修与维护[J].农村电工, 2011 (07) :34.
SF6断路器的检修与维护 篇2
1 常规检修项目
(1) 检漏; (2) 微水测量; (3) 清扫、检查断路器外观; (4) 清扫、检查操动机构, 若为液压机构, 应检查清洁油过滤器, 过滤液压油, 测量油泵打压时间, 做防慢分试验; (5) 检查SF6气体压力值; (6) 校验密度继电器、压力开关及各类压力表; (7) 测量主回路电阻值、并联电阻阻值 (如果有) ; (8) 测量辅助回路和控制回路绝缘电阻阻值; (9) 检查分、合闸油 (气) 压降, 校验最低动作电、液、气压; (10) 检查连锁、防跳、防非全相合闸等辅助控制装置的动作性能等。
2 大修项目
(1) SF6气体回收及处理; (2) 灭弧室解体检修; (3) 传动机构检修; (4) 罐体或支柱装配检修; (5) 操动机构解体检修; (6) 并联电容器或并联电阻检查及试验; (7) 维修前后的电气及机械特性试验; (8) 组装后检漏和充气后的微水测量; (9) 更换吸附剂等。
3 检修时的注意事项
SF6断路器检修技术 篇3
1 LW35-126断路器机械特性测量
LW35-126断路器的机械特性包含许多部分, 如分闸时间、合闸时间、分闸同期性、合闸同期性、分闸速度、合闸速度等等多个方面。如图1所示, LW35-126智能化示意图。其中, 传感器是实现特性测量的必备设备。
2 LW35-126断路器故障情况及其检修方法
2.1 日常运作故障情况分析
远方操作断路器不能合闸。远方操作不能合闸这是出现最多的故障之一, 若是在操作人员不注意的情况下发生这种情况, 则会很大程度的拖延送电的时间。由于断路器的型号不同, 所才去的处理方式也不完全一样, 一般情况下会采取以下方式:
红绿信号灯检测法:
(1) 若是信号灯在操作之前和之后都不亮, 那么就是失去电源, 这时候需要做的就是检查熔断器。
(2) 若是信号灯在操作之前和之后只亮绿灯, 开关处于合间位置时红灯不亮时应该直接观察合闸继电器的情况, 若是合闸继电器不动作, 则是操作回路出现问题;若是合闸继电器能继续动作但是不能合闸时, 就是合闸回路出现故障或者是部分机械出现故障。
(3) 若是液压机构的断路器出现问题, 就要先检查液压是否没有问题。
(4) 若是空气机构的断路器出现问题, 就要查看压缩空气的压力值是否处于规定值以内。
以上所有情况若出现在值班人员难以快速处理时, 就要及时通知检修人员。
2.2 断路器不同期分闸现象
经过查阅资料, 在断路器工作过程中曾出现过一次一台断路器偷跳, 另一台断路器在检修倒闸操作时多次出现不同期分闸现象。当时在出现这种故障情况时, 相应工作人员的处理方法是保护及检修人员分别对保护装置、二次回路及气动操作机构进行了检查, 都未发现有故障存在, 但是该机构就是存在故障缺陷。在具体检查了装置之后可以清楚的发现看到机构内部设备有很多的灰尘聚集, 同时元器件的锈蚀情况也非常严重。但是在当时那种情况之下, 所储备的应急品不够, 不能实现大的整修, 只能够进行稍微简单的微调工作, 很难对整个部位的故障进行大整改工作, 但考虑到没有相应的备品备件, 在处理时只能进行简单的润滑和对分合闸铁心行程进行调整, 但不能彻底清除设备传动部位的污物, 以至于出现全电压下分合闸不可靠的现象。
很明显, 这种处理方法是存在问题的。当然, 断路器的故障处理过程也很复杂, 我们现在要做的就是将这种复杂的检修过程简单化, 尽量让其能够对断路器起到最后的保护作用。
3 LW35-126断路器检修过程
3.1 检修前工作准备
一般情况下, 断路器都会配有相应的工作使用说明书及其任务书, 厂家有时候还会附带一份大修方案和设备的具体情况介绍, 方便检修过程中的拆卸和安装操作。当然, LW35-126断路器也不例外。在充分分析课相应的说明书之后, 还要准备充足的检修物品及其材料, 根据标准化的操作流程来对其进行前期的准备工作。
3.2 断路器大修项目
各种断路器中都包含有非常多的传动元件机器控制元件, 这些元件都与断路器的正常工作有关联。根据现场的情况, 检修气动机构的原件要做到以下几点:
(1) 合闸弹簧定期更换:更换的新弹簧要保证其尺寸外形都与原弹簧一样。并且新弹簧不会出现锈蚀、形变的情况, 最重要的是要与传动臂保持紧密连接。
(2) 检查连接部位:检查整个机构的连接部位的同时还要对连接部位进行定时清洗并加润滑, 若是发现存在锈蚀的零部件, 要及时更换。
(3) 检查回路情况:检查回路情况的具体做法就是检查分合闸电磁回路的衔铁、挚子、扣板及小弹簧动作灵活、无卡滞且各间隙符合要求, 测量分、合闸线圈电阻符合技术要求、处理线圈连接部位的锈迹, 对存在缺陷的线圈进行更换。
(4) 缓冲器和传动部分解体:这一步骤需要做的就是要对缸内表面和活塞的表面进行核查, 确保没有伤痕出现, 同时, 还有确保活塞杆的表面没有锈迹也没有弯曲现象。在更换完缓冲器油装配之后, 检查缓冲器的内部是否有渗油状况出现, 最后还有检查连接部位没有出现松动现象。
(5) 解体、清洗控制阀, 并更换内部密封垫、圈, 控制阀组装后要检查各部位的配合间隙符合动作要求。
(6) 解体检查主阀体及分闸一、二级阀—阀杆、阀体、活塞无伤痕、无变形, 密封面无凹陷, 弹簧无变形、弹性良好, 装配后动作灵活、配合紧固、无漏气。
除以上必须的检查方法之外, 还要检查的有储气罐、压缩空气管路的接头是否良好, 还要更换控制阀、排水阀、安全阀、空气压力表等部件, 并确定没有漏气情况;对SF6气体系统的阀门、SF6气体管路进行了检漏测试, 更换了SF6压力表;对二次控制系统的辅助开关触点、各类控制继电器、电阻、控制把手、分合闸指示器、二次接线等部位进行了更换或紧固检查;更换了加热装置;按照反措要求, 对压缩机进行了改造, 加装了气水分离器;根据现场实际情况, 更换了机构箱门把手、密封条、加装了防尘海面;对机构内部锈蚀部位进行了防锈处理。
4 结束语
断路器检修是保证正常输送电力的方法之一, 现今的职能断路器也很好的改变了原有的断路器模式, 保证了整个输电系统的安全与运行可靠。尽管LW35-126型SF6断路器的操作检修相对比较复杂, 但是我们仍然要朝着提高系统运行方便这一目标努力, 实现最终的成功。
参考文献
SF6断路器检修技术 篇4
SF6高压断路器投运后, 经过一段时间运行其性能 (包括电气性能, 机械特性和绝缘性能等) 会有些变化, 零部件是否有影响其性能的变形和磨损, 密封圈的老化并导致的本体漏气或微水量增加等问题。因此, 定期对运行SF6高压断路器进行巡视检查和检修试验, 以保证设备良好运行。
传统的SF6高压断路器检修试验分为大修和小修, DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》对断路器的预防性周期和内容作了明确规定。但随着变电站增容和改造, SF6高压断路器数量不断增多, 导致工作量大大增加。结合国内电力行业发展的需要, 国网公司在2008年首次发布了《国家电网公司设备状态检修规章制度和技术标准汇编》 (简称“汇编”) 并开始运用。
1 SF6高压断路器的状态评价
状态评价是依据设备运行状态信息、进行科学的综合分析, 确定设备健康状况, 为设备状态检修提供依据。设备状态评价的结果是动态调整的。
1.1 状态划分
将SF6高压断路器的状态分为正常、注意、异常、严重四类。正常状态是指SF6高压断路器的各个影响因素处于稳定良好的范围, 设备正常运行;注意状态是指SF6高压断路器的影响因素接近标准限值, 或部分权重较小的因素超过标准限值, 设备依然继续运行, 但需加强监测力度;异常状态是指SF6高压断路器的某权重影响因素接近或略微超过标准限值, 应适时安排停电检修。严重状态是指SF6高压断路器的某权重较大的影响因素严重超过标准限值, 需尽快安排停电检修。
1.2 状态量的获取
SF6高压断路器的状态量可通过巡检及例行试验和诊断性试验等途径获得。如:出厂试验数据、上次停电预试的数据、运行中巡视、带电检测、家族性的缺陷信息。
1.3 评价方法
巡检是为掌握设备状况, 及时发现设备缺陷与异常现象的有效方法。目的就是要在缺陷隐患还没扩大或没造成事故之前及早排除它。分为日常巡检和雨、雪、雾及夜晚等恶劣气候下进行的特殊巡检。内容包括:设备外观有无异常、气体压力值在规定范围内、本体各部件有无位移、瓷件有无断裂、SF6气体密度值检查及各引线连接点进行红外测温检测。
例行试验是为获取设备状态量, 评价设备状态, 定期进行的各种预防性试验。SF6高压断路器的例行试验项目主要有:主回路电阻测量、SF6气体湿度检测、红外热像检测。
诊断性试验是在巡检和例行试验中发现设备状态不良或设备经受了不良工况等情况, 为进一步评价设备状态进行的试验。SF6高压断路器的诊断性试验项目有:交流耐压试验、SF6气体成分分析、气体密封试验等。
2 SF6高压断路器的状态检修
2.1 状态检修实施原则
状态检修是以状态评价为基础的。经巡检、检测和在线监测等技术手段发现的异常状态 (隐患) , 应按着“应修必修, 修必修好”的检修原则, 制定新、老旧设备的状态检修计划和内容。
2.2 状态检修分类
将SF6高压断路器检修工作, 按工作性质内容及工作涉及范围分为:A、B、C、D四类检修。其中, A、B、C类属于停电检修, D类属于不停电检修。
A类检修是指SF6高压断路器的整体大修, 即机构和本体同时解体大修或返厂的大修。B类检修是指SF6高压断路器部件大修, 可以为机构或本体或其他任一部件的解体大修。C类检修是对SF6高压断路器常规性清扫检查、维护和预防性试验。D类检修是对SF6高压断路器在不停电状态下进行的带电检测和专业巡检工作。
2.3 状态检修项目
SF6高压断路器A类检修项目:现场解体检修和返厂解体检修 (包括B类检修的全部项目) 。
SF6高压断路器B类检修项目:支持瓷柱、灭弧室、导电部分、吸附剂、SF6气体回收处理、密封件等本体部件的更换和处理;操动机构的传动、控制、储能、液压油处理和更换项目。
SF6高压断路器C类检修项目:检查高压引线及端子板、检查瓷套外表、检查液压系统、检查机构箱及辅助控制回路的清扫检查;常规预防性试验项目。
SF6高压断路器D类检修项目:检修试验人员专业巡视;带电检测项目。
2.4 状态检修策略
根据最近一次设备状态评价结果, 参考影响设备风险因素和厂家的要求, 计划下一次停电检修时间和类别。在安排检修计划时, 应协调相关设备检修周期, 尽量统一安排, 避免重复停电。检修计划应每年至少修订一次。
被评价为正常状态的SF6高压断路器, 执行C类检修, 可按照正常周期或延长1年并结合例行试验安排;被评价为注意状态和异常状态的SF6高压断路器, 执行C类检修, 并根据实际情况及时加强一次D类检修;被评为严重状态的SF6高压断路器, 尽快安排检修。在各状态检修之前可根据实际情况加强一次D类检修。
3 SF6高压断路器的故障实例
SF6高压断路器在生产安装过程中吸附剂带入水分、零部件带入水分、充气过程中、密封件出不严和外部水分渗透等原因, 久而久之微水超标使SF6气体绝缘下降, 最终造成延面闪络放电, 严重危机设备运行。
某检修公司修试人员在对SF6高压断路器进行湿度 (微水) 例行试验过程中发现一台LW34-35型SF6高压断路器微水值超标, 达1500ul/l, 为排除仪器和环境因素的原因, 经多次更换试验仪器反复测试并与新气SF6进行比对, 证明确实为断路器微水值超标。巡检人员立即向生产技术部门报告, 协调相关专业将该断路器退出运行状态, 执行B类检修。更换了吸附剂和密封圈, 并对断路器进行了抽真空处理, 冲灌新的SF6气体, 处理后的断路器的水分为300ul/l, 正常后投入运行。
4 结束语
SF6高压断路器状态检修是以状态评价为基础, 与传统的SF6高压断路器定期检修相比, 状态检修针对性和有效性更强, 增加了设备的使用寿命, 解决了检修不足或检修过剩的问题, 节约检修费用和资源, 并提高了设备的可靠性。根据SF6高压断路器的评价结果, 制定检修策略。并通过带电监测手段可及时发现设备在运行中的缺陷。因此, 企业干部员工要强化状态检修的认识程度和执行力度, 加强管理规程和技术细则等制定的深度。
参考文献
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