真空断路器状态维护技术.doc

真空断路器状态维护技术 摘 要 本文介绍了状态维修技术的由来、内涵及在线监测技术,阐述了真空断路器的状态维护技术。 关键词 状态维修 在线监测 真空断路器 1 状态维修技术 状态维修技术ConditionBasedMaintenance其包涵可靠性为中心的维修技术RCM和预测维修技术PDM。状态维修技术始于20世纪60年代,在西方发达国家这2项技术最初是应用于航空航天系统,后来移植应用于核电站的维修近年已成功地用于发电厂设备的维修,并正在用于输变电设备的检修。在国外状态维修技术的应用领域在不断延伸,为电力、化工、冶金等连续生产性强、自动化程度高的企业安全、稳定生产提供了有利的保证手段。 我国实行了几十年的定周期维修制,随着新工艺、新技术的不断应用供电技术变得日趋完善与成熟,鉴于传统的定期维修制度及离线试验所暴露出来的问题,即一方面盲目地对多数完好设备定期维修,造成人力物力浪费而且这种过度维修还可能引人新的故障隐患;另一方面还存在因一些产品性能缺陷包括绝缘缺陷未能得到及时发现检修而发展成重大故障的可能。供电系统的可靠性在很大程度上取决于电力设施的可靠性。随着电网容量的增大和用户对供电可靠性要求的提 高,维修管理的重要性日益显现出来。维修费用占电力成本的比例也不断提高。如何采取合理的维修策略和正确决定维修计划,以保证在不降低可靠性的前提下节省维修费用,便成为供电部门或负责电气设备维修的公司面临的重要课题。这使得供电企业维修策略由定周期维修方式向状态维修方式发展。通过以在线监测为主与离线试验为辅的监测手段的结合,有利于逐步实现由定期维护到状态维修的转变。提高供电可靠性的途径和措施应主要从加强供电网络改造,提高设备质量,缩短检修时间,改革停电检修制度,逐步推广“状态维护“。 我国于20世纪80年代引进状态维修技术因是国外引进航天器的配套技术,仅局限与航天和航空业,进入20世纪90年代伴随着我国核电站投入商业运行,状态维修技术由核电站延伸到常规发电厂,并在电力行业进一步推广应用。我部于1999年在供电系统首先部分应用状态维修技术随着技术的不断推广和监测设备的不断完善每年可减少单回线路停电6个工作日,并有效的保证了供电网络的安全、可靠、经济运行,其取得直接经济效益和间接的社会效益是非常巨大的。 2 预测性维修 以可靠性为中心的维修RCM和预测性维修是互相紧密联系而又不同的2个技术领域。以可靠性为中心的维修Reliability-centeredMaintenance是在对元件的可能故障对整个系统可靠性影响 评估的基础上决定维修计划的一种维修策略。RCM技术在20世纪60年代末开始发展起来。当时由于宽体客机的投运,系统变得十分复杂,航空系统沿用定时大修的传统方法在经济上变得不可接受。根据元件故障后果的严重程度确定维修计划的RCM收到了良好效果,使航空系统可靠性提高o现在RCM已成为全世界几乎所有航空公司采用的方法。20世纪80年代美国EPRI将RCM引人核电站的维修,后来又应用于火电厂,取得了提高可靠性和降低维修费用的目的。现在正在研究变电站设备的RCM技术。 预测性维修PredictiveMaintenance是根据对潜伏故障进行在线或离线测量的结果和其他信息来安排维修的技术。其关键是依靠先进的故障诊断技术对潜伏故障进行分类和严重性分析CdticalityAnaly-sis,以决定设备部件是否需要立即退出运行和应及时采取的措施。 状态维修需要准确、可靠的非破坏性试验及简易或连续的在线监测技术如对绝缘作出修复或更换等决策必须准确可信地预测或估计设备绝缘状况。只有充分了解绝缘在各种应力及实际设备运行环境作用下的老化及击穿机理,即找到能够灵敏地反映绝缘的当前状况及其变化趋势的物理或逻辑参量,才有可能确定所要监测的参数并采取相应的测量方法。其根本目标是获得绝缘系统状态的相关信息,再从这些信息中抽取出一定的标准或判据对系统进行判断,以便对系统采取相应的措施。同时,有研究者认为,了解非破坏性试验结果与残余击穿电压的关系是非常重要的, 并且,应利用相关性曲线将所有的非破坏性测试结果转换成残余击穿电压的形式。虽然通过其他办法,也可能得到一些比较灵敏的、能够在一定程度上反映绝缘状况的检测量但这些参量与绝缘老化之间可能并没有直接的联系且其寻找的过程也带有很大的盲目性。因此了解绝缘的老化机制是找到能够直接反映绝缘老化的检测量的基础。 3 在线监测 3.1 传感器技术 先进的传感器AdvancedSensor是实现预测性维修的重要手段,是一个长盛不衰的研究热点o这是因为,故障诊断技术的发展首先决定于能否获取尽可能多的有用信息,这是数据处理和诊断决策的基础。为了提高故障诊断水平研究各种新型传感器便成为电力界的研究热点。原来用于军事的传感技术,也有一部分移植到电力设备的状态监测上来。如用于锅炉管道高温应变测量的光纤传感器是带有内部谐振腔的光导纤维,它可直接贴在被测管道上。用于测量锅炉燃烧室中温度的传感器其测量精度优于使用氧化铝保护的铀电阻1。 美国电力研究院开发出一种直接测量分析油中气体的金属、绝缘子、半导体传感器它可在线直接测量和分析油中的4种气体并监视其变化趋势,现已用于一些电力部门的变压器口下一步工作是把测量微水分传感器和它集成起来,并配合负荷电流测量,弄清油中气体、水分随负荷的变化关系。 对紫外光下发萤光的一些传感器,可能会用于测量发电厂中的高温和应变。研究人员还在研究利用偏振光遥测电场和磁场的技术,研究用压电材料的薄膜来测量腐蚀和积尘传感器测得数据的无线传输也是需要解决的一个重要问题。 3.2 故障诊断的信息处理技术 对采集到的信号加工处理,要比采集信号本身更为困难,信号加工和处理的目标有三从现场中大量的背景干扰信号提取有用的信号;根据测得的信号进行故障分类;判断故障的严重程度,以便决定设备是否需要退出运行。 为抑制现场测量中不可避免的干扰,除了应用硬件滤波器和数字滤波技术以外近年的研究发现小波变换技术可有效地滤除稳态信号如现场测试中经常遇到的载波信号干扰和噪杂声干扰,可以把有用信号从比信号强几个数量级的干扰中提取出来。 故障信号的分类则是更为困难的研究课题。过去用频谱来区分故障类型的方法有很大的局限性。因为许多不同类型的故障信号频谱往往有一部分甚至大部分是重叠的,在频域内很难加以区分。研究故障的“指纹特征“以及提取和识别指纹特征的方法便成为故障诊断研究的一个重要的分支。在研究的故障分类方法有神经网络、专家系统、小波分析、分形维分析等。 3.3 在线监测现状 在线监测,由于是在运行电压下连续进行的,能够比停电测试更有效和及时地发现设备早期缺陷。在线监测首先需要解决的问题是 究竟要对哪些量进行监测不同的设备,不同的绝缘系统,能灵敏地反映设备绝缘状态的检测量显然不同。目前广泛采用油中溶解气体分析DGA判断和识别油浸电力变压器故障o传统的DGA程序比较繁琐。目前连续跟踪变压器油中气体并进行相应诊断的设备正在逐步试用,利用聚合物薄膜实现将特征气体H2、COSH452H252H4、C2比从油中分离并采用新型催化媒气体传感器检测气体含量,能判断是否存在异常及故障类型。一般认为,对油-纸绝缘变压器,纸的聚合度可说明固体绝缘的老化程度,油中糠醒的浓度又可以反映纸绝缘的聚合度,而其变化率则可反映纸的老化速率。一种便携式光电设备检测变压器油中的糠醒浓度的灵敏度达到10-7,克服了现场取纸样困难且损伤绝缘的缺点。对于固体绝缘特别是有机聚合物绝缘,监测其中电树校的产生和发展具有现实意义。 超声探测作为一种无损检测技术也已用于聚合物试品的老化探测,且被认为是绝缘老化检测的最经济实用的非破坏性测试手段之一。目前,多采用脉冲-回声技术,以A扫描模式将入射波与反射波同时显示在示波器屏幕上探测绝缘缺陷,能检出诸如绝缘介质中的空腔、裂纹、分层及电、水树校、介质中包含的异物、介质不均匀及局部机械应力集中等。该技术还可用于多层结构的实际绝缘系统。 电气设备局部放电是有机绝缘逐渐老化并最终击穿的主要原因,设备的局放情况能够反映设备的绝缘状况。目前已经出现了以计算机为数据存储、处理中心的局放自动测量系统,各种设备的在线监测装置也相继出现并投入现场应用,主要电容型设备均可实现在线检 测,对局部放电机理的研究也有了很大的提高并正在作进一步的探索。但是目前精确定位局部放电源及确定放电对绝缘危害程度还有很大难度,需要进行大量研究。 4 真空断路器的状态维护技术 4. 调试、交接试验 实践证明,只有严格把好设备的调试及交接试验关,及时发现并处理设备存在的先天缺陷,才能保证设备以良好的状况投入运行,减轻运行中的压力,降低设备运行中的故障和事故率。做好真空开关调试及交接试验工作,及时发现真空开关本体漏气及附属绝缘件击穿机构含连杆、分合闸缓冲器等异常,机械特性弹跳、速度、同期等不合格等情况,作出整改处理后才投入运行,对确保运行的安全相当重要。 4.2 运行中的检查、维护、预试 4.2.1 定期检测 真空开关本体常见的缺陷主要有真空泡慢性漏气、本体绝缘件绝缘击穿等。在目前仍未有完善的在线监测手段的情况下,定期检查绝缘,试耐压是检验上述缺陷的主要手段。真空开关出现问题的时间主要集中在投产6个月到2年这段时间,这时真空开关的运行状态较不稳定,需加强运行检测。在新投运真空断路器增加了投运后3个月五个月年、1年各进行一次预防性试验的内容,然后再按正常的预试周期进行预试,从而达到在真空开关不稳定期间内加强对其运行检测的目的。实践证明效果很好。 尚要说明的是开关本体绝缘子,特别是拉杆绝缘子是非“全工况“产品,运行中常因爬距不足和裂痕等原因造成电击穿或闪络放电。更要注意那些为满足爬距而采用内外两层结构的拉杆绝缘子,其内外两层之间的有机填充物在内部有气泡或受潮时亦会产生沿面闪络和电击穿。 4.2.2 加强运行巡视 在操作中注意观察有无异常现象,如在分闸操作中,开关断开后,检查电缆头的带电显示装置有无显示带电;拉开母线侧刀闸时,观察刀口有无火花和真空泡有无闪光玻璃泡。 4.3 真空开关的状态检修 定期测量断路器的超行程;真空断路器的超行程与少油断路器的超行程的概念有所不同,少油断路器的超行程为动触头插入静触头的深度,而真空断路器的超行程为分合闸绝缘拉杆一端触头弹簧被压缩的距离,这个距离要保持在要求的范围内,触头间就有足够的压力,就可以保证触头接触良好。真空断路器的超行程一般为4mm05、-1;不同型号的断路器有差异,触头允许磨损厚度一般为2-3mm。真空断路器在分合负载电流或故障电流过程中,触头不断磨损,从而超行程不断减少因此必须定期对断路器的超行程进行测量,对不符合要求的要及时调整,以保证触头间有足够第二压力以保证其接触良好。一般真空断路器每开断2000次或开断短路电流两次及新投入运行3个月,应进行一次超行程测量。 4.3.1 机构的检修 一般来说,真空开关的检修主要针对机构检修,开关的本体不能检修。对机构的检修严格执行有关检修规程、规定和检修工艺导则,保证检修质量。 1新投运1年后,利用停电机会,应进行一次分合闸时间、速度、同期、弹跳、行程、超程、动作电压及机械连动部分的测试和维护工作在维护中注意对开关分合闸缓冲器的动作性能进行检查。 2运行中的机构利用停电机会每年进行一次维护工作。 3运行中的机构每4年进行一次大修,不能以临修代替大修。 3.3.2 开关本体 通过测量试验和统计对真空泡的运行状态作出综合的判断,定期检测灭弧室的真空度。真空断路器灭弧室的真空度直接影响到断路器的开断能力。一般灭弧室真空度应每开断2000次或每年进行一次检测。检测方法为在真空断路器动静触头在正常开距下13mm,两触头间以不大于12kV/s的速率升加工频电压至42kV,稳定一分钟后应无异常现象。灭弧室更换条件。对使用寿命己到或有异常现象的灭弧室必须更换,其更换的条件一般为。 1真空断路器的触头磨损已达到或超出规定值2灭弧室真空度已达不到标准的要求值 3其机械操作寿命已达到规定值,真空断路器灭弧室的更换,应严格执行制造厂的具体技术标准和相关的技术要求。 4.3.3 测量试验 对真空泡进行分合闸耐压试验以发现漏气;测量真空泡合闸接触 电阻,结合行程、超程等参数判断触头的损坏情况。 4.3.4 极限开断电流值统计 真空开关在达到极限开断电流值时,应更换真空泡。极限开断电流值IΣ可由厂家给定的额定开断电流及满容量开断次数计算得出 IΣn极限.I满容量 统计极限开断电流值的内容有以下两点 1正常的开断操作 IΣn1.Ir 式中nl-正常开断次数;Ir-厂家提供的开关额定工作电流。 2短路开断 IΣ“n2.Ik 式中n2--短路开断次数.Ik--母线最大开断电 流。 IΣIΣIΣ“ 5 结束语 采用真空断路器改造老系列的开关柜的少油断路器,其技术成熟可行,并具有投资少、见效快,改造期间停电时间短等优点该项技术值得在城网和企业电网的技术改造中推广应用o要确保真空开关安全、可靠地运行,一定要做好以下几项工作。 1做好开关设备的选型工作,严格把好开关调试交接关。 2在运行中加强开关设备的监视,争取做好预防性试验工作。 3严格执行部颁检修规程、规定和检修导则工艺,结合实际情况,保证到期必修,修必修好。 真空断路器的各种故障几处理办法 概述 厂用系统对发电厂的稳定运行有着非常重要的作用，大唐托克托发电有限责任公司的厂用系统包括6kV高压系统和380V低压系统， 6kV开关在其中占着非常重要的位置。我厂I期2600MW机组使用的6kV开关为ABB公司的产品，配备的南京自动化公司的保护；而II期2600MW机组使用的为西门子公司的开关，配备的西门子本身的保护；都包括真空断路器和接触器＋熔断器两种开关，其中真空断路器的开断能力大，可靠性高，为大容量负荷提供电源，本篇主要介绍真空断路器的的故障分析及处理方法。 故障分析及处理 这两个生产厂家虽然不同，但都是进口的真空断路器，性能比较好，检修、维护工作量小，供电可靠性高；但也不能排除个别真空断路器性能较差，特别是断路器的特性方面，有可能存在问题；如果真空断路器缺陷严重，容易造成事故越级，导致大面积停电。 在此讨论一下主要的真空断路器故障及其处理方法。 1 真空泡真空度降低 1.1 故障现象 真空断路器在真空泡内开断电流并进行灭弧，而真空断路器本身没有定性、定量监测真空度特性的装置，所以真空度降低故障为隐性故障，其危险程度远远大于显性故障。 1.2 原因分析 真空度降低的主要原因有以下几点 1真空泡的材质或制作工艺存在问题，真空泡本身存在微小漏点； 2真空泡内波形管的材质或制作工艺存在问题，多次操作后出现漏点； 3真空断路器如使用电磁式操作机构的真空断路器，在操作时，由于操作连杆的距离比较大，直接影响开关的同期、弹跳、超行程等特性，使真空度降低的速度加快。 1.3 故障危害 真空度降低将严重影响真空断路器开断过电流的能力，并导致断路器的使用寿命急剧下降，严重时会引起开关爆炸。 1.4 处理方法 1在进行断路器定期停电检修时，须使用真空测试仪对真空泡进行真空度的定性测试，确保真空泡具有一定的真空度； 2当真空度降低时，必须更换真空泡，或更换真空断路器，并做好行程、同期、弹跳等特性试验。 2 真空断路器分闸失灵 2.1 故障现象 根据故障原因的不同，存在如下故障现象 1断路器远方遥控分闸分不下来； 2就地手动分闸分不下来； 3事故时继电保护动作，但断路器分不下来。 2.2 原因分析 1分闸操作回路断线； 2分闸线圈断线； 3操作电源电压降低； 4分闸线圈电阻增加，分闸力降低； 5分闸机构变形，分闸时存在卡涩现象，分闸力降低； 6分闸机构变形严重，分闸时卡死。 2.3 故障危害 如果分闸失灵发生在事故时，将会导致事故越级，扩大事故范围。 2.4 处理方法 1检查分闸回路是否断线； 2检查分闸线圈是否断线； 3测量分闸线圈电阻值是否合格； 4检查分闸机构是否变形； 5检查操作电压是否正常； 2.5 预防措施 运行人员若发现分合闸指示灯不亮，应及时通知电气检修人员检查分合闸回路是否断线；检修人员在停电检修时应注意测量分闸线圈的电阻；必须进行低电压分合闸试验，以保证断路器性能可靠。 3 弹簧操作机构合闸储能回路故障 3.1 故障现象 1合闸后无法实现分闸操作； 2储能电机运转不停止，甚至导致电机线圈过热损坏。 3.2 原因分析 1行程开关安装位置偏下，致使合闸弹簧尚未储能完毕，行程开关触点已经转换完毕，切断了电机电源，弹簧所储能量不够分闸操作； 2行程开关安装位置偏上，致使合闸弹簧储能完毕后，行程开关触点还没有得到转换，储能电机仍处于工作状态； 3行程开关损坏，储能电机不能停止运转。 3.3 故障危害 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；如储能电机损坏，则真空开关无法实现分合闸。 3.4 处理方法 1调整行程开关位置，实现电机准确断电； 2如行程开关损坏，应及时更换。 3.5 预防措施 运行人员在倒闸操作时，应注意观察合闸储能指示灯，以判断合闸储能情况；检修人员在检修工作结束后，应就地进行2次分合闸操作，以确定断路器处于良好状态。 4 分合闸不同期、弹跳数值大 4.1 故障现象 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。 4.2 原因分析 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、弹跳数值偏大； 2分体式断路器由于操作杆距离较大，分闸力传到触头时，各相之间存在偏差，导致不同期、弹跳数值偏大。 4.3 故障危害 如果不同期或弹跳大，都会严重影响真空断路器开断过电流的能力，影响断路器的寿命，严重时能引起断路器爆炸。由于此故障为隐性故障，所以危险程度更大。 4.4 处理方法 1在保证行程、超行程的前提下，通过调整三相绝缘拉杆的长度使同期、弹跳测试数据在合格范围内； 2如果通过调整无法实现，则必须更换数据不合格相的真空泡，并重新调整到数据合格。 4.5预防措施 由于分体式真空断路器存在诸多故障隐患，在更换断路器时应使用一体式真空断路器；定期检修工作时须使用特性测试仪进行有关特性测试，及时发现问题解决问题。 结束语 真空断路器已经得到广泛的使用，而各厂家的真空断路器在机构上也不尽相同，而且，真空断路器的故障，如真空度降低、分合闸不同期、弹跳大等多为隐性故障，所以，进行检修工作时需使用有关的科学仪器进行测试、测量，用实际数据来说明问题，也用实际数据来证明和解决问题，这样才能使人信服并且切实把真空断路器维护好。