预防油断路器事故的技术措施：有效预防方法

(一) 预防油断路器事故的意义

认真贯彻执行国家电力公司发布的《高压开关设备反事故技术措施》(以下简称措施),切实加强全过程管理,努力做到“造好、选好、装好、用好、修好、改好和管好”高压断路器。只有这样,才能从根本上提高断路器的健康水平,保证电网的安全运行。

应当指出,高压断路器的反事故措施,是根据高压断路器多年的运行实践、经验和事故教训总结出来的,是保证断路器安全运行的重大技术措施。现场运行实践证明,凡是认真执行国家电力公司或省电力公司制订的“反事故技术措施”,常见故障和事故就明显地降低。

(二) 预防断路器灭弧室烧损、爆炸的技术措施

1.定期核算开关设备安装地点的短路电流

各运行、维修单位应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式,每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求,则应采取“限制、调整、改造、更换”的办法,以确保设备安全运行。具体措施如下:

(1)合理改变系统运行方式,限制和减少系统短路电流。

(2)采取限流措施,如加装电抗器等以限制短路电流。

(3)在继电保护上采取相应的措施,如控制断路器的跳闸顺序等。

(4)将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的变电所。

(5)根据具体情况,更换成短路开断电流大的断路器。

2.监视灭弧室的油位

应经常注意监视油断路器灭弧室的油位,发现油位过低或渗漏油时应及时处理,严禁在严重缺油情况下运行。油断路器发生开断故障后,应检查其喷油及油位变化情况,发现喷油严重时,应查明原因并及时处理。

3.按规定进行定期或状态检修

开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修,做到“应修必修,修必修好”。不经检修的累计短路开断次数,按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的,则可根据现场运行、检修经验由各运行单位的总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。

4.液压机构打压频繁或突然失压应停电处理

当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时,检修人员在未采取可靠防慢分措施 (如加装机械卡具)前,严禁人为启动油泵,防止由于慢分而使灭弧室爆炸。

(三) 预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸的技术措施

1.防污闪

根据电力设备运行现场的污秽程度,采用的防污闪措施如下:

(1)定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗。

(2)在室外40.5kV及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂RTV 硅有机涂料或采用合成增爬裙。

(3)采用加强外绝缘爬距的瓷套或支持绝缘子。

(4)采取措施防止开关设备瓷套渗漏油、漏气及进水。

(5)新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。

2.加强内部绝缘的检查

加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低,除进行定期的预防性试验外,在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。

3.检查绝缘拉杆状态

新装72.5kV及以上电压等级断路器的绝缘拉杆,在安装前必须进行外观检查,不得有开裂起皱、接头松动及超过允许限度的变形。除进行泄漏试验外,必要时应进行工频耐压试验。运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮,烘干处理完毕后,也要进行泄漏和工频耐压试验,不合格者应予更换。

4.防止进水和受潮

充胶 (油)电容套管应采取有效措施防止进水和受潮,发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。大修时应检查电容套管的芯子有无松动现象,防止脱胶。

5.采用合格密封圈

绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量过大而使其永久变形或损坏。

(四) 预防断路器拒分、拒合和误动等的技术措施

1.加强对操动机构的维护检查

机构箱门应关闭严密,箱体应防水、防灰尘和小动物进入,并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施,以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构箱应有隔热防寒措施。

2.重视辅助开关安装与运行情况

为保证辅助开关可靠工作,应采取的措施如下:

(1)辅助开关应安装牢固,防止因多次操作松动变位。

(2)应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定,不符合要求时应及时调整或更换。

(3)辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活,并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧,并采用防松措施,如涂厌氧胶等。

3.认真对检修后的操动机构检查

断路器操动机构检修后,应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%(或85%)额定操作电压下,合闸接触器是否动作灵活且吸持牢靠。

4.分、合闸铁芯动作应灵活

分、合闸铁芯应动作灵活,无卡涩现象,以防拒分或拒合。

5.检查液压机构

断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。

6.定期进行分、合操作检查

长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。

7.气动机构应坚持定期放水制度

对于单机供气的气动机构在冬季或低温季节应采取保温措施,防止因控制阀结冰而拒动。气动机构各运动部位应保持润滑。

(五) 预防直流操作电源故障引起的拒动、烧损的技术措施

1.直流操作电源不得低于标准要求

各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压,当关合电流小于50k A (峰值)时不低于额定操作电压的80%;当关合电流等于或大于50k A (峰值)时不低于额定操作电压的85%,并均不得高于额定操作电压值的110%,以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时,应结合具体情况予以改进。

断路器操作时,如合闸电源电缆压降过大,不能满足规定的操作电压时,应更换成截面大的电缆以减少压降。设计部门在设计时亦应考虑电缆所造成的线路压降。

2.保证电源可靠

220kV及以上电压等级变电所所用电应有两路可靠电源。凡新建变电所不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。对已运行的电容储能跳闸电源,电容器质量必须合格,电容器的组数和容量必须满足几台断路器同时跳闸的需要,并应加装电容器熔丝的监视装置。经常检查电容器有无漏电现象,如有漏电应及时更换,以保证故障时断路器可靠跳闸。

3.定期检查

应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理,熔丝是否完好,操作箱是否进水受潮,二次接线是否牢固,分、合闸线圈有无烧损。

(六) 预防液压机构漏油、慢分的技术措施

1.预防漏油

预防漏油的技术措施如下:

(1)新装或检修断路器时,应彻底清洗油箱底部,并对液压油用滤油机过滤,保证管路、阀体无渗漏和杂物。

(2)液压机构油泵启动频繁或补压时间过长,应检查原因并应及时停电处理。

(3)处理储压筒活塞杆漏油时,应同时检查处理微动开关,以保证微动开关动作可靠。

2.防止失压后重新打压慢分

液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。若断路器不能停电处理,在运行状态下抢修时,为防止重新打压造成慢分,必须采取的措施如下:

(1)在失压闭锁后,未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。

(2)在使液压系统泄压前应将卡具装好,也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。严禁使用铁板、铁管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力后,按动合闸阀使其合闸,如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入,说明故障已排除,否则仍有故障,应继续修理,不得强行取下卡具。

(3)应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度,并调整到制造厂规定的数据。对断路器进行检查时,应检查合闸位置液压系统失压后,水平拉杆的位移是否超过制造厂的规定。

(七) 预防断路器进水受潮的技术措施

1.认真检查铝帽和密封面

对72.5kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼,密封端面是否平整,应针对不同情况分别处理,如采取加装防雨帽等措施。在检查维护时应注意检查呼吸孔,防止被油漆等物堵死。

2.防止氮气室生锈

为防止液压机构储压缸氮气室生锈,应使用高纯氮 (微水含量小于20μL/L)作为气源。

3.定期进行试验

对断路器除定期进行预防性试验外,在雨季应增加检查和试验次数,对油断路器应加强对绝缘油的检测。

4.认真检查各部件密封情况

40.5kV电压等级多油断路器电流互感器引出线、限位螺钉、中间联轴孔堵头、套管连接部位、防爆孔及油箱盖密封用石棉绳等处,均应密封良好,无损坏变形。

5.保持通风和干燥

装于洞内的开关设备应保持洞内通风和空气干燥,以防潮气侵入灭弧室造成凝露。

(八) 预防高压开关设备机械损伤的技术措施

1.保证安装质量

对于有托架的7.2～12kV电压等级少油断路器,安装时其支持绝缘子应与托架保持垂直并固定牢靠,上、下端连接引线的连接不应受过大应力,导电杆与静触头应在一个垂直线上。若发现绝缘子有损伤应及时更换,并检查原因。

2.连接与紧固均匀用力

各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力,防止用力过猛损伤瓷件。

3.认真检查各连接件

检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴销进行检查,如发现弯曲、变形或断裂,应找出原因,更换零件并采取预防措施。

4.认真检查有无卡涩

调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩,各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内,并定期检查有无变形或损坏。

5.适当调整油缓冲器

各种断路器的油缓冲器应调整适当。在调试时,应特别注意检查油缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况,以验证缓冲器性能是否良好,防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。低温地区使用的油缓冲器应采用适合低温环境条件的缓冲油。

6.正确拆卸灭弧室

126kV及以上电压等级多断口断路器,拆一端灭弧室时,另一端应设法支撑。大修时禁止爬在瓷柱顶部进行工作,以免损坏支持瓷套。

7.正确安装均压电容器

均压电容器安装时,防止因“别劲”引起漏油,发现漏油应予处理或更换。

8.基础支架应牢固可靠

开关设备基础支架设计应牢固可靠,不可采用悬臂梁结构。9.防止连接松动

为防止机械固定连接部分操作松动,建议采用厌氧胶防松。

10.防止绝缘拉杆拉脱

(九) 安装前解体检查

新安装的国产断路器,在安装之前一般应解体、清洗,以检查各部件尺寸是否符合要求,零部件是否齐全,内部是否清洁,对于液压机构尤其应检查其液压系统内部的清洁,液压油要过滤。

(十) 加强绝缘检测

1.认真进行常规预防性试验

在进行常规预防性试验时,为能及时发现绝缘缺陷,有的单位将试验周期取为1年,有的单位将试验周期缩短为0.5年,即春、秋季均进行检测。这样做显然增加停电次数,不够经济。因此有些单位开展不停电检测。

2.带电测量

它是指对运行电压下的设备,采用专用仪器,由人员参与进行的测量。这种方法能随时诊断少油断路器的绝缘受潮缺陷。测量接线如图6-12和图6-13所示。

在图6-12 中,通过一高电阻向运行中的220kV少油断路器中部法兰连接处,施加40kV直流电压(该处在运行中的电压为37.2kV)测试直流和交流作用下的泄漏电流值。高电阻R3的作用:①把被试断路器和试验装置连接起来,使试验装置的直流电压能加到被试断路器上,以测其泄漏电流;②将断路器瓷柱中部法兰的交流电位由R3及电容C1形成一个通道接地,使b点交流电位大为降低。电阻R0是用半导体纸带作成的屏蔽层电阻,阻值约为300MΩ,绕在电阻R3的外面,一端悬空,另一端作为屏蔽接到电源侧的电容器上,使得杂散电流不会经过微安表。试验结果表明,带电测量与停电测量结果吻合,即能同时判断绝缘缺陷。

在图6-13中,采用高阻绝缘杆将试验电压加到断路器中部法兰处,在微安表上读出泄漏电流值。其测量结果与停电测量结果对断路器做出的判断是一致的。如表6-9所示。

图6-12　带电测量220kV少油断路器泄漏电流接线之一

T1—调压器,0.2kVA,220/0～250V;T2—升压器,40/0.2kV;V—硅堆,2CL,130/0.2A;R1—限流电阻,500kΩ;R2—测压电阻,1000 MΩ;μA1—微安表,0～50μA;R3—高阻杆,500MΩ;R0—屏蔽层电阻,300MΩ;C1—滤波电容,0.012μF;C2—交流旁路电容;μA—微安表,0～50μA

3.采用红外诊断技术

根据《带电设备红外诊断技术应用导则》(DL/T 664—1999),通过红外诊断可以发现高压断路器外部连接件接触不良,内部连接件接触不良(指封闭在断路器内部的动静触头、中间触头及静触头座接触不良)。

(1)少油断路器。少油断路器进行相间比较时,相间温差不应大于10K。为便于掌握少油断路器内部的温度情况,可参考表6-10的内外部温差参考值。

1)动、静触头接触不良。

是指动、静触头间的接触电阻过大,引起发热,其热像是一个以顶帽下部为最高温度的热谱图,以T1表示顶帽的最高温度,T2表示瓷套外表的温度,T3表示瓷套下法兰的温度,则有T1＞T3＞T2,据此可定位缺陷部位在动静触头处。

2)中间触头接触不良。

是指中间触头的接触电阻过大,引起发热,其热像是一个以下部瓷套基座法兰为最高温度的热谱图,有T3＞T1＞T2,据此可定位缺陷部位在中间触头处。

图6-13　带电测量220kV少油断路器泄漏电流接线之二

Q—闸刀;T1—调压器 (220/0～250V);T2—升压器 (40/0.2kV);V—硅堆 (2CP,100kV);C1—滤波电容 (8000p F,60kV);C2—旁路电容 (10μF);μA—微安表 (0～50μA);C3、C4—瓷柱电容 (10μF);R—高阻绝缘杆 (电阻部分为700MΩ);b—断路器瓷柱中部法兰 (Uab＜92kV,U bc=35～58kV)

3)静触头基座接触不良。

是指静触头基座与铝帽内台面接触不良而引起的发热,其热像是一个以顶帽中部为最高温度的热谱图,有T1＞T3＞T2,并且T3与T2接近,据此可定位缺陷部位在静触头基座处。

4)少油断路器内部缺陷性质的判断。①当内部元件温度 (表面温度加内外温差参考值)超过最高允许温度和温升 (见DL/T 664—1999)的规定时应定为重大缺陷。②根据表面温度算出相对温差值,按表6-11规定判断。

表6-9　SW6—220型少油断路器带电测量与停电测量泄漏电流情况

表6-10　少油断路器内外部温差参考值

表6-11　部分电流致热型设备的相对温差判据

表6-11　中相对温差是指两个对应测点之间的温差与其中较热点的温升之比的百分数。其计算公式为

式中 τ1、T1——发热点的温升和温度;

τ2、T2——正常相对应点的温升和温度;

T0——环境参照体的温度。

例如某少油断路器,测得T1＞T3＞T2,且相间温差达24K,经诊断为动静触头接触不良缺陷。再如某少油断路器,测得T3＞T1＞T2,且相间温差大于10K,经诊断为中间触头接触不良缺陷。

(2)多油断路器。多油断路器内部触头接触不良是指断路器内部的触头接触电阻过大,引起发热。其热像特征是箱体上部油面处温度较高,且温度从上至下是递减的。进行相间比较时,油箱外表的相间温差不应大于2K。

例如,某DW3—110G 多油断路器,B 相上中部温度明显偏高,相间温差达4.3K,超过标准1倍以上,属重大缺陷。检修时测得发热相回路电阻为10000μΩ,为厂家规定值的8.3倍。同时动静触头有烧伤痕迹。再如,某35kV多油断路器外部连接件接触不良,6个接头有5个发热,最高温度达537.2℃,属紧急缺陷。

(3)其他断路器。其他断路器如后述的SF6断路器和真空断路可采用相对温差判断法判断,其判据如表6-11所示。

应当指出,红外诊断结果还可与其他测试结果相比较进行综合判断。例如,华北某变电站的一台少油断路器,进行红外检测发现其三相温度有明显差异,A 相为25.4℃、B 相为28.6℃、C 相最低。停电后,测直流电阻时,其结果分别为205μΩ、290μΩ、175μΩ,可见两者有一定的对应关系。

油断路器的常见故障及处理方法如表6-12所示。

表6-12　油断路器常见故障及处理方法

续表