提高10kV真空断路器故障处理效率的方法

熊志伟

（广东电网公司珠海供电局，广东珠海 519000）

1 引言

10kV真空断路器具有结构简单、机械寿命长、维修工作量少、允许开断次数多、适合于频繁操作等诸多优点。在电网10kV系统中得到了广泛应用。据不完全统计，在珠海供电局所属各变、配电站内使用的各型号真空断路器达一千余台，基本上取代了其它介质熄弧的断路器。它具有上述诸多优点，故障少，被称为免维护设备。但是，10kV真空断路器并不是完全不需要维护的，近年来，真空断路器发现缺陷和发生事故的次数有所增多。如果10kV真空断路器缺陷严重，容易造成事故越级，导致大面积停电，严重者会影响电网的安全运行和用户用电需求。

通过在10kV真空断路器检修、维护及试验工作中积累的一些经验，提出了在现有的检修资源配置下，通过在技术上、管理上等方面的改进和完善，提高10kV真空断路器故障处理效率，总结如下。

2 10kV真空断路器的几种典型故障

2.1 分合闸不同期、弹跳数值偏大

按照10kV真空断路器检查维护要求，需定期通过特性测试仪对每台断路器进行机械特性。三相分、合闸时间，三相分、合闸不同期时间，以及合闸弹跳时间都需满足设备技术要求。如在近期对一台主变变低VS1型真空断路器机械特性测试中（技术参数如表1所示，内部结构如图1所示），尽管A、B、C三相合闸时间都满足要求，在35-70ms以内，但是三相合闸不同期时间为4ms，远大于该设备的技术要求：时间≤2ms，B相合闸时间比A相大4ms，而C相合闸时间接近A相。并且，B相合闸弹跳时间也不满足技术要求，弹跳时间为3.5ms，数值偏大。出现不同期或弹跳数值偏大，都会严重影响真空断路器开断电流的能力，影响使用寿命，严重时会引起断路器爆炸，影响电网的安全运行和用户用电需求。正因为此故障为隐性故障，必须通过特性测试仪的测量才能得出有关数据，所以危害程度更大，发现后必须及时处理。

表1 VS1真空断路器主要机械技术参数

图1 VS1真空断路器内部构造图

出现这些缺陷的原因有：①断路器本体机械性能较差，多次操作后，由于机械原因导致不同期或弹跳数值偏大；②断路器在生产组装过程中，传动拐臂、传动连板都等安装工艺较差，绝缘拉杆、支架等元件材质较差；③触头平面与中心轴垂直度不好，碰合时产生横向滑动等所致。

处理上述三相合闸不同期缺陷，对比机械特性数据后应调整B相的合闸时间。在保证B相触头开距、超行程满足要求的前提下，通过调整B相绝缘拉杆的长度使该相合闸时间接近与另外两相，从而使三相合闸不同期时间在合格范围内。具体处理方法为：在断路器分闸状态下，将B相绝缘拉杆（9）与传动拐臂（10）之间的销钉拔出，然后转动绝缘拉杆（9）上紧使其触头开距接近另外两相。

处理B相弹跳时间大的缺陷，则可以在绝缘拉杆（9）与传动拐臂（10）之间的销钉间隙增加一个平垫片，使其灭弧室触头端面垂直度改善而减少弹跳的产生。若不能解决则应保证B相触头开距、超行程满足要求的前提下，适当减少B相的超行程数值。在处理上述缺陷后都应重新进行机械特性，使其各项数据都需满足该设备技术参数要求。

2.2 底盘辅助开关故障

10kV真空断路器在运行一段时间后，偶尔会出现开关柜在工作位置或试验／隔离位置时指示灯不亮，运行人员通常会上报是控制回路故障。这是由于真空断路器底盘有两个辅助开关，分别是S8和S9，它们都连通闭锁回路。当底盘辅助开关S8或S9故障时，会导致闭锁回路不通，闭锁电磁铁不能打开，从而使合闸控制回路不通。检查这类型故障，我们可以使用万用表检查相对应的二次插头是否接通来判断底盘辅助开关状况，如表2所示。真空断路器底盘及辅助开关的实物图如图2所示。

表2 VS1真空断路器底盘辅助开关接点

图2 真空断路器底盘及辅助开关实物图

当确认二次接线不通时，用万用表测量二次插头至底盘辅助开关内部接线端子之间是否连通，如果连通，则表明是底盘辅助开关故障，否则是二次插头至底盘辅助开关内部接线端子之间的二次线故障。处理这类型故障，只需更换底盘辅助开关即可。但是由于底盘辅助开关位置较为隐蔽，需要吊起断路器后拆卸底盘，再进行检查和更换。

2.3 储能电机故障

弹簧操作机构储能电机是否正常工作直接关系到合闸储能回路是否良好，是断路器能否实现正常分、合闸的关键所在。在合闸储能不到位的情况下，若线路发生事故，而断路器拒分闸，将会导致事故越级，扩大事故范围。因此需在运行过程中在发现储能指示灯不亮后应立即上报，避免缺陷恶化。

储能电机故障的现象主要有：储能电机损坏；储能电机运转不停止等。

储能电机不能停止运转的原因主要有以下几点：行程开关安装位置的偏上，行程开关触点还没有得到转换，储能电机仍处于工作状态；储能接点损坏；行程开关损坏。处理方法为：调整行程开关位置，实现电机准确断电；如行程开关损坏，应及时更换。

储能电机损坏的原因主要是：储能电机运转不停止，导致电机线圈过热损坏；储能电机本身有故障。处理方法需要断路器能量释放后更换储能电机即可。

3 提高故障处理效率的几种方法

3.1 研制10kV真空断路器检修架

当处理分、合闸不同期等缺陷，检修底盘辅助开关等元件时，需要将小车开关吊起后才能检修。而绝大多数变电站10KV高压室内并没有可靠起吊点，按照旧方法，需要将小车开关推出至高压室外的空地后用起重机吊起检修，耗费大量时间。因此研制了10kV真空断路器检修架，检修架如图3所示。既在断路器检修前将其吊起后拆除底盘，放在铁架上进行检修。该检修架安全可靠、移动灵活、使用便捷，大大提高了故障处理效率。

以下是使用检修架处理一起底盘辅助开关S8损坏缺陷过程：断路器弹簧能量释放后，先将左侧合闸弹簧底部固定螺丝松开，然后将该合闸弹簧后面的闭锁连杆螺丝松开，最后将底盘与机构连接的4颗固定螺丝松开后即可将两者分离。在更换后底盘辅助开关S8后，将所以拆卸螺丝恢复即可完成检修。

图3 检修架实物图

表3 使用检修架处理故障时间对比

由表3所示可以看出，使用检修架处理上述缺陷的时间比原先缩短了1／3左右，提高了故障处理效率。

3.2 应用开关柜在线局部放电检测技术

10kV真空断路器的运行数量越来越多，由于柜体金属封闭，检测手段较少。按照传统试验是定期（周期为六年或三年）对小车开关停电进行电气试验，试验周期长，且开关柜内的绝缘子等设备无法进行试验，难以有效发现设备缺陷。2009年开始推广应用局部放电测试仪和TEV测试仪（UltraTEV PLUS+TM）来诊断及评估中压（MV）、高压（HV）开关设备上各种局部放电活动，能够尽早发现缺陷并停电处理，取得很好的效果，如图4所示。

以下10kV开关柜传统试验与在线局部放电检测试验技术对比，如表4所示。

图4 UltraTEV PIUS+TM

表4 传统试验与在线检测试验技术对比

通过应用开关柜在线局部放电检测技术，操作简便、安全可靠、灵敏性高，由于能够带电在线检测，可在设备缺陷形成初期及时发现，避免缺陷进一步扩大形成故障或事故，提高了缺陷处理效率。

3.3 深化10kV真空断路器检修管理

为了提高故障处理效率，将故障消灭在初期，不断深化10kV真空断路器检修管理，建立和实施各项管理措施，取得了很好的效果。

对断路器检查维护进行电子化管理，将特性试验数据录入试验管理数据库，并将其共享在班组公共盘，为今后停电检查、处理缺陷提供依据。

对断路器缺陷情况电子化管理，详细记录设备缺陷情况，编制相对应的缺陷处理计划，形成初步处理方法，待工作计划满足要求后及时进行消缺。

对故障处理所需工器具、备品规范化管理，将所有工器具、备品按照6S定置摆放，确保在工作中能够使用恰当的工器具、备品及时处理断路器缺陷。

4 结束语

10kV真空断路器优越的电气特性，得到了广大电力部门的一致认可，大量使用在电力系统中。上述有关提高断路器故障处理效率的一些经验，仅供工程技术人员在实际工作中参考借鉴，以期充分利用，更好地解决问题，以确保电气设备的安全稳定运行，保证供电可靠性。

［1］叶章辉，潘桂谦等.变电检修：11-055／电力行业职业技能鉴定指导中心编［M］.北京：中国电力出版社，2009.

［2］GB3309-1989，高压开关设备常温下的机械试验［S］.

［3］VS1型户内高压真空断路器安装使用说明书.

［4］孔令明等.开关柜局部放电带电检测定位技术的应用与研究［J］.山东电力技术，2010.