真空断路器检修规程.doc

真空断路器检修规程目 录前 言1 主题内容与适用范围2 引用标准3 技术规范3.1 开关型号3.2 机构型号3.3 技术参数4. 检修周期和项目4.1 大修周期4.2 小修项目4.3 临时检修4.4 检修项目5. 检修前的准备、检查、测试5.1 准备工作5.2 开工后的外部检查、试验及其它6 检修工艺及质量标准6.1 真空灭弧室的更换6.2 操作绝缘子的更换6.3 支撑绝缘子的检修6.4 主轴检修6.5 导电夹及软联线、油缓冲器检修6.6 分、合闸弹簧的检查 6.7 CT8弹簧机构的检修6.8 机械参数测量与调整6.9 装配调整试验步骤7. 试验项目、周期和标准8. 常见故障分析处理1. 主题内容与适用范围本规程适用于ZN28一10125031.5户内真空断路器的检修，维护及故障处理工作。2. 引用标准下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。CT8弹簧操作机构使用说明ZN28A10/63020安装使用说明书3. 技术规范3.1 开关型号：ZN28A一1012503l.53.2 机构型号 CT83.3 技术参数3.3.1 开关主要技术参数 名 称单位数据1.额定电压KV102.最高工作电压KV123.额定电流A6304.额定短路开断电流KA205，额定短路关合电流(峰值)KA506.额定动稳定电流(峰值)KA507.额定热稳定电流(有效值)KA208.额定热稳定时间S49.额定短路电流开断次数次3010.额定操作顺序：分-0.3S合分一180S合分11.雷电冲击耐受电压(峰值)KV7512.一分钟工频耐受电压KV4213.真空灭弧室真空度Pa6X10414.机械寿命次1000015.额定单个电容器组开断电流A6303.3.2 机械调整参数 名 称单位数据备 注1.触头开距mm1112.接触行程mm413.三相合闸同期性mS24.触头合闸弹跳时间mS25.油缓冲器冲行程mm10-3+06.平均分闸速度m/s1.1O.27.平均合闸速度ms0.60.28.油缓冲器缓冲行程mm100.39.每相导电回路电阻6010.动静触头累计允许磨损厚度mm33.3.3 机构参数 名 称单位数据备 注1.储能电机输出功率W4502.电机储能时间S53.分合闸电磁铁额定电压VDC2204.辅助开关额定电压VDC2205.接线端子额定电流A106.行程开关额定电流A24. 检修周期和项目4.1 大修周期：4.1.1 正常操作时随机炉34年大修一次。4.1.2 开断故障5次后。4.2 小修周期：每年一次4.3 临时检修，当遇到下列情况时必须进行临时检修:4.3.1 在巡回检查和一般检查时发现异常情况。4.3.2 当断路器使用到规定的开断短路电流的次数时。4.3.3 工作环境恶劣，空气中含有大量的盐碱性物质、粉尘及有害气体污损严重时。4.4 检修项目4.4.1 大修项目4.4.1.1 清扫真空灭弧室的表面。4.4.1.2 检查各紧固部件的状况。4.4.1.3 检查传动的连接部分。4.4.1.4 修理生锈、变形、损坏的弹簧4.4.1.5 检查高回路的通电部位。4.4.1.6 检查灭弧室真空度(正常开距：工频电压42KV一分钟)。4.4.1.7 通断特性试验。4.4.1.8 自由脱扣试验。4.4.1.9 各相开距、超程调整并记录，超程调整量累计超过3mm应更换灭弧室。4.4.2 小修项目4.4.2.1 合分操作试验；(在使用不满一年时进行手动操作几次试验)。4.4.2.2 检查主回路端子的连接松紧。4.4.2.3 操作装置清扫，注润滑油，清除绝缘表面的灰尘。4.4.2.4 检查控制回路接线的紧固状态。4.4.2.5 测量绝缘电阻，主回路应在1000m以上。4.4.2.6 检查辅助开关触点：控制回路应在2m以上。4.4.3 临时检修下列项目 烧损严重时应急时修理或更换，根据具体情况确定(如接大修项目进行的临时性检查；下次的大修期由此次开时计算)。 5. 检修前的准备、检查、测试5.1 准备工作5.1.1 根据运行，试验发现的缺陷，确定检修内容和重点检修项目，编制技术措施。5.1.2 组织人力，安排进度，讨论落实方案。5.1.3 准备记录检修和检修报告及有关资料。5.1.4 准备检修工具、材料、仪表、仪器、备品、配件等并运至现场。5.1.5 按安全工作规程要求办理工作票，完成检修开工手续。5.2 开工后的外部检查、试验及其它5.2.1 根据存在问题，对有关部位进行检查，接需要和可能测试如下数据.5.2.1.1 测量开关的接触行程，触头开距及合、分闸时间和速度。5.2.1.2 检查合闸弹簧的情况。5.2.1.3 测量回路电阻。5.2.2 检查各部密封情况，渗、漏处应做好记录。5.2.3 进行手动和电动分、台操作，检查动作情况。6. 检修工艺及质量标准6.1 真空灭弧室的更换检修工艺质量标准一.1.当真空灭弧室寿命终了或损坏时应换。2.拆卸步骤：断路器分闸-拆下导向板8-拆下拐臂7-拆下导电紧固螺栓-拧下支架螺钉-拧下螺栓4-拧下螺栓13-取下真空灭弧室。3.安装步骤：断路器分闸-将灭弧室座的下支架装上并拧紧螺栓-装上上支架10-拧紧支架螺钉-拧上螺栓4-拧上导电头紧固螺栓-装上拐臂7-装上导向板8-断路器分闸-装上绝缘子-拧紧两端固定螺栓-装上超行程调整螺栓与拐臂连接的槽销。1.通过试验检查。2.拆卸时应使用适宜的工具防止损坏零部件，拆下的部件应作标记，做到原拆原装。3.(1)装配过程，断路器主回路导电搭接面应涂中性凡士林或导电膏。(2)导杆与动导电杆间用螺母调整，使导杆旋紧，并使导杆上端伸出导向板5lmm。(3)紧固件紧固后灭弧室不应受弯曲灭弧室弯曲变形不得大于0.5mm。(4)装上支架l0时，旋紧螺钉13后上支架10不可压在灭弧室的导向套上，间隙为0.51.5mm。二.检修：(1)擦净支撑绝缘子表面，检查有无裂纹、破损等缺陷。(2)检查安装螺栓及绝缘子铁部件的安装处是否良好。(3)检查绝缘子间是否横平竖直，绝缘子高度是否一致，否则应加垫片调整。二、绝缘子表面应清洁无垢，完整，无裂纹，铁部件安装应牢固不松动，安装螺栓应紧固，同相绝缘子应在一条垂线上，各相绝缘子应在一条水平上，绝缘子高度差不应大于lmm。6.2 操作绝缘子的更换检修工艺质量标准1.当检查发现操作绝缘子磕碰严重或耐压不合格时，需进行更换2.拆卸步骤：断路器分闸-将操作绝缘子超行程调整螺栓上挡卡槽销拆下-用专用工具夹在弹簧座两端-压缩触头弹簧-拆下挡卡、轴承及槽销-拆下弹簧座触头压力弹簧-取下操作绝缘子。3.安装步骤：断路器分闸-将绝缘子一端(超行程调整螺栓端)装入拐臂，安上槽销、档卡另一端上触头压力弹簧，弹簧座，将其靠近断路器主转轴拐臂端（用手扶住操作绝缘子)用手力缓慢合闸，使主转轴拐臂压弹簧-当主转轴拐臂孔与操作绝缘子孔对穿时，装上槽销断路器分闸-用改锥插入弹簧座与主转轴一个拐臂之间，挤出一间隙，将轴承装在槽销上(另一轴承同样办法安装)，安上档卡。1.更换绝缘子应进行耐压试验，并合格。3.安装时不应敲击、碰伤。6.3 支撑绝缘子的检 检修工艺质量标准一、绝缘子更换：1.上支架端：(1)拆卸步骤：断路器分闸-拆下超行程调整螺栓与拐臂连接的槽销-拆下绝缘子两端固定螺栓-取下绝缘子。(2)安装：断路器分闸-装上绝缘子-拧紧两端固定螺栓-装上拐臂上的轴销-装上导向板-装上超行程调整螺栓与拐臂连接的挡销下支架端。2.下支架端：(1)拆卸：断路器分闸-拆下超行程调整螺栓与拐臂连接的槽销-拆下绝缘子两端固定螺栓取下绝缘子。(2)安装：断路器分闸-装上绝缘子-拧紧两端固定螺栓-装上超行程调整螺栓与拐臂连接的槽销。二.检修：(1)擦净支撑绝缘子表面，检查有无裂纹、破损等缺陷。(2)检查安装螺栓及绝缘子铁部件的安装处是否良好。(3)检查绝缘子间是否横平竖直，绝缘子高度是否一致，否则应加垫片调整。一、在拆卸及安装绝缘子过程中，灭弧室外壳不应受到过大的应力，以避免灭弧室的损坏，更换绝缘子后，要保证断路器的相间距离满足要求。二、绝缘子表面应清洁无垢，完整，无裂纹，铁部件安装应牢固不松动，安装螺栓应紧固，同相绝缘子应在一条垂线上，各相绝缘子应在一条水平上，绝缘子高度差不应大于lmm。6.4 主轴检修 检修工艺质量标准1.卸下分闸弹簧，操作绝缘子，触头簧，轴销等部件，必要时打开主轴两端的轴承，将轴承连同主轴柜架里面推向外侧，用汽油清洗轴承及主轴，待干后，涂以润滑油装回，一般情况下可不分解主轴和轴承，只需适量加润滑油即可，如轴向窜动过大时，可用垫圈调节。2.检查主轴上各拐臂焊接情况，如有开焊或假焊应进行补焊，然后清洗轴孔。3.检查主轴与垂直连杆拐臂的连接是否良好。4.检查操作绝缘子表面有无放电痕迹。5.用汽油冲洗滚轮，轴销等附件，并检查有无损坏变形，然后在各转动轴销及轴孔上涂以润滑油。6.装复绝缘子及轴销，滚轮触头簧等附件。2.各拐臂与主轴应垂直，焊接应牢固。3.拐臂不应松动，8*60弹性销不应有退出现象，不许用止钉或螺栓代替弹性销及回锥销。4.绝缘子不得有裂纹和变形，否则应更换。6.滚轮转动应灵活，轴销与轴孔配合间隙不应大于0.3mm。6.5 导电夹及软联线、油缓冲器检修 检修工艺质量标准1.检查导电夹。 2.检查软联线。3。拆下缓冲器，检查缓冲效果油位正常，螺纹损坏的应更换。1.表面无过热，氧化镀银层无脱落。2.无过热、断裂。接触良好。3.螺纹不应乱扣。6.6 分合闸弹簧的检查 检修工艺质量标准分闸弹簧及合闸弹簧应无严重锈蚀及永久性变形、损坏等。若变形、损坏应更换，更换时应统一，两侧同时换。6.7 CT8弹簧机构的检修6.7.1 储能机构，凸轮连杆机构，合闸机构的检修 检修工艺质量标准1.分解：(1)拆下输出轴与主轴的联轴销，使机构与断路器脱离。(2)卸下操动机构外罩。(3)卸下端子排，辅助开关，行程开关。(4)卸下左右侧板外面的合闸弹簧及拐臂。(5)卸下合闸、分闸、失压脱扣各磁铁。(6)拆下扇形板与凸轮连杆机构的连板间的轴销 检修工艺质量标准(7)卸下左侧板。(8)打开各有关的调节连杆。(9)抽出储能轴，输出轴，扇形板轴等，取下储能机构，凸轮连杆机构，合闸操动机构，脱扣分闸机构，扇形板等。2.清洗检查：(1)用汽油清洗各零件及轴承，滚轮等。(2)检查拆下的各轴销，操动块，偏心轮，棘轮，棘爪，连板，滚轮，齿轮，拐臂，弹簧，扭簧等有无弯曲变形，严重磨损等。(3)检查各轴承及滚轮，然后涂以润滑油或黄油。(4)检查端子排接线端子紧固情况，行程开关动作情况及辅助开关切换情况；轴销，连杆是否完好，然后用毛刷清扫。3.将各轴销，轴孔等转动部分涂以润滑油后，按分解相反顺序装复，检查装复后各零件的紧固情况及动作情况。(2)各零件应无变形，锈蚀损坏，焊缝应无开焊，合闸机构铆接部位应牢固灵活，棘轮无打牙掉齿，轴销与轴孔配合间隙不应大0.3mm。(3)轴承转动灵活，滚针应无磨偏及裂损。(4)接线端子应紧固、行程开关动作可靠，辅助开关切换准确，接点无严重烧伤，无卡涩，连杆不应变曲。3.各轴销连动量不应大于lmm，螺栓紧固，销垫齐全，机构可动部分动作灵活，各锁扣扣接及脱离应灵活可靠。6.7.2 储能电动机检修检修工艺质量标准1.从右侧板上卸下电动机，打开左端盖及变速箱底盖，清洗轴承及传动齿轮。对轴承，传动齿轮及偏心轮进行检查无问题后，重新涂润滑油(如必须拆下传 动齿轮时，须先卸下偏心轮轴)。2.检查电动机转动情况。3. 检查电动机和碳刷及整流子磨损情况，如整流子磨出深沟时，应加工平整，检查整流子间的云母片是否低于整流子。4.测量电动机绝缘电阻，如受潮应按电动机干燥方法进行干燥。5.检修完后即可装复。1.轴承应无磨损，传动齿轮、偏心轮应无损坏。2.电动机定子与转子间隙应均匀，无磨擦现象。3.整流子磨损深度不应超过0.51.0mm，云母片应低于整流子片11.5mm。碳刷磨短时应更换，其下沿与连线之间最少应有5-6mm，碳刷与整流子的接触应良好，碳刷在刷架内应有0.1-0.2mm间隙，应能上下自由活动，更换碳刷时，新旧牌号必须一致。6.7.3 各电磁铁检修： 检修工艺 质量标准1.卸下罩盖，取出铁芯，铜套线圈等。2.用毛刷清扫上下铁轭，侧铁轭，铜套线圈等，检查线圈及引线绝缘情况，并测量其直流电阻。3检查顶杆与铁芯接合是否牢固，顶杆有无弯曲，变形等现象。4.要反顺序装复。2.铜套应无变形，线圈及引线绝缘良好，直流电阻应符合标准。3.铁芯与顶杆结合应牢固无松动现象，顶杆无弯曲，变形。4.装复后的电磁铁芯上下运动在各方位均应灵活，无卡涩现象，过电流脱扣器及分闸电磁铁的铁芯应在一条轴线上。6.7.4弹簧机构装复后的调整及要求： 检修工艺质量标准1.检查轴承及转动部件2.调整辅助开关拉杆长度及辅助开关角度。3.调整机构输出主拉杆长度，使机构在分闸储能位置时，五连杆上滚子回到凸轮凹槽后，将主拉杆提起的间隙与主转轴拐臂相连接。4.调整合闸电磁铁顶杆长度，保证吸合时储能可靠解扣，还有余量。5.调整合闸电磁铁顶杆长度，保证分闸铁芯吸合时能可靠分闸，还有佘量。6.调整行程开关安装上下位置，保证行程开关在储能保持位置可靠动作，同时还应保证留有一定的超行程，以免顶坏行程开关。7.调整后合闸半轴上的调整止钉长度使合闸半轴与扇形板的扣接量达到要求。8.调整分闸半轴上的调整止钉，使分闸半轴与扇形板的扣接量达到要求。9.机构脱扣后，半轴转动到极限位置时与扇形板间仍有间隙。1.所有轴承及转动部件应加润滑油，传动部件应转动灵活，无卡滞现象。2.保证开关转换准确，触电接触可靠。3.间隙为1-3mm。4.余量为1-3mm。5.余量为l-3mm。6.超行程2mm左右。7.半轴与扇形板的扣接量调整在1.82.5mm范围内。8. 1.8-2.5mm。9.间隙为0.5mm.6.8 机械参数测量与调整 测量方法调整方法1.触头开距在断路器分、合闸位置，用0.02mm游标卡尺或深度尺分别测量各相导杆上端面至导向板之间的距离(分、合闸状态应在同一位置测量)两次数据的差值即为触头开距H=H1-H2。1.(1)粗调：通过调整开距调整的数量来调整触头开距，增加调整垫厚度可减小开距，反之则增大触头开距。(2)细调：通过调整超行程调整螺栓来调整触头开距，该螺栓旋出，触头开距减小，反之则增大触头开距。续表： 测量方法调整方法2.接触行程测量方法：在断路器分、合闸位置，用0.02mm游标卡尺分别测量各相触头压力弹簧的弹簧座两端的距离(分、合闸状态在同一位置测量)两次数据的差值即为触头接触行程。3.三相触头分闸不同期性：采用高压开关机械特性检测仪测量，进行分闸操作，直接显示。4.三相触头合闸不同期性：采用GKTCB)型高压开关机械特性检测仪测量直接显示。5.触头合闸弹跳时间：采用GKTJ-型高压开关机械特性检测仪测量，直接显示。6.油缓冲器缓冲行程：用0.02mm游标卡尺内钳分别测量油缓冲器在分，合闸位置活塞高度数值，两次测量数值的差值即为油缓冲器缓冲行程。7.平均分闸速度(接触油缓冲器前)将辅助触头装在断路器任一相动触头端上支架(动支架)的导向板上，断路器在合闸位置时辅助触点开距s/调整到接触油缓冲器前的距离(S/一般取6-7mm)。采用GKTJ-VI型高压开关机械特征检测仪测量，将分闸开距s/输入检测仪，进行分闸操作，直接显示。8.平均合闸速度：将辅助触头装在断路器任一相动触头端上支架(动支架)的导向板上，断路器在分闸位置时，将辅助触头装置的触头调整到挂在真空灭弧室的动导杆端，测量该相断路器的触头开距So(1)采用SCl6型光线示波器测量。(2)采GKTJ-VI型高压开关机械特征检测仪测量，将合闸触头开距S输入检测仪，进行合闸操作，直接显示。(3)采用KTC型开关测试仪测量，进行合闸操作，通过测试仪按键，将合闸触头开距S输入测试仪，直接显示。9分闸时间：采用GKTJ-VI型高压开关机械特征检测仪测量，进行分闸操作，直接显示。10合闸时间：采用GKTJ-VI型高压开关机械特征检测仪测量，进行合闸操作，直接显示。11主回路电阻：断路器主回路电阻应采用直流压降法进行测量，通入的电流不应小于IOOA，常用测试仪器有：WOJ一型回路电阻自动测试仪、PCtun回路电阻测试仪等。12分闸触头反弹幅值：将精密导电塑料电位器的辅助装置装在断路器任一向动触头端上支架动支架)的导向板上，断路器在合闸位置时，使精密导电塑料电位器的动端与真空灭弧室的动导杆上端面可靠搭接。采用SCl6型光线示波器动态测量仪测量，拍分闸过程示波图，用卡尺测量断路器分闸(精密导电塑料电位器相)分闸过程动触头所显示的最大反弹振动幅值S振及分闸总幅值S总，由S反()二S振S总计算该相分闸触头反弹幅值。13动静触头允许磨损厚度：断路器的动静触头经多次开断后产生的电腐蚀，在其允许磨损厚度范围内断路器仍能正常工作，超出允许磨损厚度即不能正常工作。定期检查动静触头烧磨损厚度情况，002mm游标卡尺或深度尺，测量真空断路器在合闸位置时真空灭弧室的导杆伸出导向板长度的变化情况，如总变化量超出3mm，则表明灭弧室的电寿命终了，应更换真空灭弧室。2.(1)当某一相接触行程超差时，通过调整该相超行程调整螺栓来调整接触行程，该螺栓旋出，接触行程增大，反之则减小接触行程。(2)当三相接触行程都超差时，可调整机构主拉杆的长短，此法只改变接触行程而不改变触头开距；接触行程小，应增大主拉杆长度，反之则减小主拉杆长度，其调整须在操动机构许可范围内。3.通过调整断路器三相触头开距或接触行程的一致性来达到要求。4.通过调整断路器三相触头开距或接触行程的一致性来达到要求。5.通过调整局部装配间隙来消除由于间隙配合不适而引起的触头合闸弹跳时间，具体如下：(1)检查导电回路各紧固部位是否有松动现象，如有应加以紧固；(2)检查各传动部位是否有卡涩及碰撞现象，有则予以消除；(3)检查三相装配是否有倾斜现象，真空灭弧室的动、静导电杆是否垂直，如有此现象应进行重新装配，予以消除；(4)断路器某相触头合闸弹跳时间超差，可适当调整该相触头合闸弹跳时间的要求；(5)转动真空灭弧室的方向，可适当减小该相触头合闸弹跳时间，此法属于微量调整。6缓冲行程出厂装配调整后是否变松，不需要在调整，但断路器在分闸位置时，主轴拐臂上的滚子必须与缓冲器压紧不能有间隙，如有间隙，应在保证触头开距的前提下，调整断路器主拉杆长度或增加开距调整垫片数量来消除间隙，以满足断路器在分闸位置的限位作用。7（1）调整接触行程的大小来改变平均分闸速度的大小(但应保证接触行程在技术要求范围内)如分闸速度大，可将接触行程往小调整，如分闸速度小，可将接触行程往大调整。(2)调整分闸弹簧长短来改变平均分闸弹簧松簧，如分闸速度小，可将分闸弹簧紧簧。3)各传动环节在转动过程中如存在卡涩现象，也将使分闸速度变小，应找出原因，重新进行装配，予以消除。8(1)调整分闸弹簧长短来改变平均合闸速度的大小，如合闸速度大，可将分闸弹簧紧簧，如合闸速度小，可将分闸弹簧松簧。(2)各传动环节在转动过程中如存在卡涩现象，也将使合闸速度变小，应找出原因，重新进行装配，予以消除。(3)对真空断路器调整机构储能弹簧的长短也可适当改变平均合闸速度的大小，如合闸速度大，可将储能弹簧松簧，反之则紧簧。9对于真空断路器装配调整完毕后，分闸时间是一定的，只可通过调整局部装配间隙及灵活性来微量改变分闸时间的数值，变化不大。如分闸时间长可通过以下方法进行调整：1)在保证真空断路器平均分合、闸速度接触行程满足技术要求的前提下，可将分闸弹簧紧簧或将接触行程往大调整。1)在保证真空断路器平均分合、闸速度接触行程满足技术要求的前提下，可将分闸弹簧紧簧或将接触行程往大调整。2)检查分闸动铁心的运动行程是否有过长或过短，而造成分闸力过小的现象，如有应重新进行装配调整，检查分闸半轴与扣板(扇形板)的扣接量是否满足要求。(3)检查分闸线圈是否装配正确，如不符合要求应予以更换。(4)检查操动电源部分，看其是否符合要求。5)各传动环节在转动过程中如存在卡涩现象，如有应找出原因，重新进行装配予以消除。10(1)如合闸时间长，可将机构储能弹簧紧簧，增大合闸力，检查合闸半轴与扇形板的的扣接量是否满足要求，如扣接量大，应调整合闸半轴上的调整螺栓，使合闸半轴与扇形板的的扣接量在1825mm范围之内。(2)在保证平均分闸速度满足技术要求的前提下，可将分闸弹簧松簧，减小分闸阻力。(3)检查合闸线圈是否装配正确，如不符合要求应予以更换。(4)各传动环节在转动过程中是否有卡涩现象，如有应找出原因，重新进行装配予以消除。11(1)组成导电回路的各部分紧固件是否拧紧，如有松动现象，应加以紧固。(2)组成导电回路的各部件接触表面是否有氧化现象，若有应用细纱纸轻轻擦氧化层擦拭干净，对额定电流为2000A以下断路器的主回路导电搭接面涂中性凡士林油或导电膏，对2KA及以上的导电搭接面涂导电膏后进行重新装配调整。(3)灭弧室装配后动、静触头两接触面是否平行、动导电杆运动是否灵活，有无卡滞现象，如有此类问题应重新装配调整灭弧室。(4)断路器的接触行程是否偏小，如超出4lmm技术要求，可在此范围内将接触行程适当调整。(5)测端口的接触电阻，若装配没问题而确实是真空灭弧室的电阻值超差，应予以更换灭弧室。(6)检查测试仪器是否合格，双桥法测量误差较大(偏高)应采用直流降压法重新进行测量。12(1)检查各紧固部位是否由松动现象，如有应加以紧固。(2)在保证平均分闸速度的前提下，将分闸弹簧松簧，以减小分闸力。(3)在保证接触行程满足4lmm的要求范围内，将接触行程往小调，以减小分闸力。(4)油缓冲器接触主轴拐臂上滚子过早，在保证触头开距满足11lml的要求范围内，将开距调整片数量减小，油缓冲器内多或过少，造成油缓冲器作用降低，应将油缓冲器内油加至合适位置。(5)检查各传动部位是否有卡滞现象，如有应找出原因，重新进行装配，予以消除。69 装配调整试验步骤 断路器在出厂前已经过严格的装配调整试验，一般不需要重新装配调整，由于检修或更换关键的零部件时，必须重新装配时，则应按下列顺序进行： 1）首先装配调整断路器操动机构部分，将其固定于手车柜架上，断路器导电塔接界面擦干挣后涂中性几士林或导电膏。 2)机构分闸位置，调整主拉杆长度与断路器主转轴相连接，先将接触行程调小一些(不能进行手动慢合闸)进行手动合闸操作再根据实际情况进行调整。 3)调整接触行程满足4lmm，触头开距满足11lmm。 4)调整辅助开关连接角度及拉杆长度，使其在分合操作时可靠切换，调整行程开关安装位置，使其可靠切换。 5)调整断路器与手车的连锁装置，使断路器在分闸位置时操动机构分闸脱扣扳可靠复位，在合闸位置时断路器连锁机构与脚踏板可靠搭接，保证断路器在合闸位置时，不能使手车进出开关柜。6)断路器及机构运动磨擦部位上润滑油，其运转应灵活，无卡滞现象。7)机械特性试验。8)机械操作试验9)绝缘试验。7. 试验项目、周期和标准 序号项目周 期标 准说 明1测量绝缘(1)大修时(2)l3年/次(1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定。(2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下列数值(M)。用2500V兆欧表。2电阻交流耐压验(1)大修时(2)13年/次试验类型额定电(KV)3-15断路器lmin工频耐压KV有效值大修时1000运行时300对地和断口间的试验电压标准额定电压(KV)出厂交接及大修 32422632281042383测量每相导电回路电阻1)大修时(2)13年/次应符合制造厂规定4测量分合闸时间大修时应符合制造厂规定5测量分合闸同期性大修时应符合制造厂规定6测量断路器可动部分程检查操动机构合闸接触大修时应符合制造厂规定操动机构的最低动作电压规定(额定电压的百分数)电磁铁或7器和分闸电磁铁的最低动作电压大修时部件名称最低操作电压接线端子分闸电磁铁3065上的电压合闸电磁铁30808测量合闸接触器和分合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻大修时(1)绝缘电阻不应小于1 M。(2)直流电阻应符合制造厂的规定。 9 利用远操作装置检查操动机构的动作情况 大修时操动机构动作情况检查项目(1)对高于或低于额定电压的操作试验有条件时进行。(2)对电磁操作机构合闸线圈端子的电压应不低于制造厂所允许的最低电压值。操作类别操作电源母线电压合闸115%合闸90(80)%分闸80%合闸和分闸100%*括号内数值适用于装有自动重合装置的断路器10真空度测量(1)大修时(2)小修时额定工频耐压42KV保持1分钟。具备条件时进行工频耐压法。8 常见故障分析处理 可 能 原 因处 理 方 法一合闸失灵1电气回路：(1)控制回路没接通。(2)辅助开关触点接触不可靠或触点烧伤。(3)操作电源电压过低或无电源。(4)行程开关在储能位置触点末接通。(5)控制合闸回路的熔断器接触不良。(6)合闸线圈接触不良或断线。(7)分闸回路合闸过程中线圈带电，应使分闸铁心顶起，造成分闸半轴不复位，合不上闸。2机械部分：(1)分闸半轴末复位，有卡滞观象，或分闸半轴与扇形板的扣接深度太小，合不上闸。(2)合闸半轴有卡滞观象，未复位(合闸半轴上扭簧掉)或半轴与扇形板的扣接量小扣不住。(3)合闸半轴上的脱扣板固定螺丝松动，造成电动合闸时有一缓冲行程，合闸力减小，合不上闸。(4)合闸铁芯卡滞或动铁芯运动，行程过长或过短，造成合闸力过小，合不上闸。(5)由于长时间碰撞，造成半轴与扇形板长度变化，合闸半轴打开后，扇形板与合闸半轴相碰，造成合不上闸的现象。(6)机构储能弹簧力小造成合闸力小。(7)断路器与手车的联锁装置调整不到位，造成机构分闸脱扣板未复位。(8)断路器未进到开关柜位置造成控制回路未接通，造成机构分闸脱扣板未复位。(9)各传动环节在转动过程中是否存在卡滞及碰撞现象。1.(1)查何处二次回路的线接错或断线，然后针对性进行处理。(2)应调整辅助开关拉杆长度和辅助开关角度，使其接触可靠，修整或更换烧伤开关。(3)查找原因予以解除。(4)进行修整或更换，使触点接触可靠，并保证还有2mm左右的超行程。(5)进行调整，熔断器熔断要予以更换。(6)检查线圈是否装配正确，不符合要求应更换。(7)检查二次回路接线，找出错误以更正。2(1)调整半轴使其转动灵活，无卡滞观象：位查搭接面调整螺栓是否松动，调整分闸半轴上的调整螺栓长度，使半轴与扇形板的扣接量在18一25mm范围之内。(2)调整半轴使其转动灵活无卡滞，调整合闸半轴上的调整螺栓使半轴与扇形板的扣接量在1825mm范围之内。(3)固定合闸半轴上的脱扣板。(4)修理消除卡滞现象，调整合闸电磁开关铁杆长度，保证合闸电磁铁吸合时储能保持能可靠解扣，还有1-3mm余量。(5)用油石将半轴与扇形板的搭接面加以修整，使半轴打开后，扇形板能灵活的通过合闸半轴，无卡滞现象。(6)应对储能弹簧紧簧。(7)应对联锁装置进行重新调整，使机构分闸脱扣板可靠复位。(8)应对断路器调整到试验或运行位置。(9)查找原因，重新进行装配，并对转动部位加润滑油。二分闸失灵1电气回路故障：(1)控制回路没接地。(2)辅助开关触点接触不良或触点烧伤。(3)操作电源电压过低或无电源。(4)控制分闸回路的熔断器接触不良或熔断。1(1)检查何处的二次回路接错或断线，然后针对性进行处理。(2)调整辅助开关拉杆长度和角度,使其接触可靠对烧伤的进行调整或更换。(3)应进行修理或予以更换。 可 能 原 因处 理 方 法二分闸失灵(5)分闸线圈接触不良或断线。2机械部分故障：(1)分闸半轴有卡滞现象或分闸半轴与扇形板的扣接深度太大，不分闸。(2)分闸半轴上的脱扣板固定螺丝松动使分闸力减小，分不了闸。(3)分闸铁芯有卡滞或动铁心的运动行程过短，造成分闸力减小，分不了闸。(4)分闸半轴与扇形板接触面产生毛刺或变形，分闸半轴打开后相碰，分不了闸。(5)分闸弹簧力小或断路器接触行程小造成分闸力过小。(6)各传动环节在转动过程中是否存在卡滞及碰撞观象。(7)断路器本体与机构的调整不当，造成合闸不到位，也会声生分不了闸的现象。(4)进行调整或更换。(5)调整或更换，查分闸线圈是否装配正确，如不符要求应更换。2(1)调整半轴，使其转动灵活无卡滞，调整半轴上的调整螺栓长度，使分闸半轴与扇形板的扣接量在1825mm之内。(2)拧紧脱扣板固定螺丝。(3)修理消除卡滞；调整电磁铁顶杆长度，保证吸合时可靠分闸，还有13mm余量。(4)用油石修整搭接面，使半轴打开后扇形板灵活通过无卡滞。(5)应对分闸簧紧簧，将接触行程调至41mm的要求范围之内。(6)查找原因进行处理，并对转动部位加润滑油。(7)此时应重新调整本体与机构，使其一次合闸到位。三合闸不到位(1)断路器的接触行程太大，造成合闸阻力增加。(2)机构储能弹簧力小造成合闸力小。(3)机构输出主拉杆太长造成合闸阻力过大。(4)各传动环节在转动过程中是否存在卡滞及碰撞现象。(1)应将接触行程调整到4lmm的技术要求范围之内。(2)应将机构储能弹簧紧簧，增大合闸力。(3)应重新调整，在机构分闸储能位置时五连杆上滚子回到凸轮凹槽后，将主拉杆提起13mm的间隙与真空断路器主转轴拐臂相连接。4)查找原因，重新装配，并对转动部位加润滑油。四操动机构不储能1电气回路故障：(1)控制回路没接通。(2)行程开关(在未储能位置)触点未接通。(3)操作电源电压过低或无电源。(4)储能回路的熔断器接触不良或断线。(5)储能电机线圈接触不良或断线。(6)对于控制电源为交流电源时，应检查机构内部的整流部分元件是否有损坏或接错线的现象。1(1)检查何处二次回路线接错或断线，然后针对性进行处理(2)应进行修整或更换，使行程开关在操动机构未储能位置触点接触可靠，在储能结束后，触点应立即断开，且保证行程开关（在储能位置）还有2mm左右的行(3）应查找原因予以解决。（4)进行调整或更换。（5)进行调整或更换。（6)如有，应进行修理或更换。(7)调节接线极性 可 能 原 因处 理 方 法四操动机构不储能(7)如通电后发观机构储能轴转动而机构不储能的现象是由于电机极性接反。2机械部分故障：(1)机械储能传动环节有卡滞。(2)机械储能后保持不住，这是由于在机构储能结束后，合闸半轴有卡滞现象未复位或合闸半轴与扇形板的扣接量过小，造成扇形板上的定位板卡不住凸轮上的滚轮，产生连续进行储能释能(3)机构电动储能正常，而用储能把手手动不储能，这是由于滑座的装配太紧。(4)电机轴上的单相轴承坏了或轴承与轴的静配合发松。2(1)检查调整灵活并对转动部分加润滑油。(2)此时应调整合闸半轴，使其转动灵活无卡滞。调整合闸半轴上的调整螺栓，使合闸半轴与扇形板的扣接量在1825mm范围内。(3)将滑座内部装的垫片取出一片，重新进行调整，即可消除。(4)应更换并重新进行装配调整。五、机构储能不到位(1)储能轴卡滞，转动不灵活。(2)储能电机被行程开关过早切断操作电源。(3)机构拨叉打开过早。(1)检查并重新进行装配调整。(2)重新调整行程开关位置，使其在储能到位后再切断电源。(3)。应修整拨叉并重新进行装配调整。六真空灭弧室破碎在安装过程中，调试不当，主拉杆过长，使断路器的接触行程超过4lmm的要求上限过大时，而进行强行合闸操作，造成灭弧室破碎。应在机构分闸位置，调整机构输出轴的转动角度及主拉杆的长度，使其符合要求后，再与主轴相连接(尽量使接触行程先小一些)，可先将主拉杆长度往短调整，手动按钮合闸，查三相接触行程触头开距，如不满足要求，方可进行电动合闸操作试验，这样就不容易产生破碎现象。七、触头开距接触行程同小或同大的调整(1)先调整机构输出主拉杆的长度(此法只改变接触行程而不改变触头开距)。增大输出主拉杆长度，使接触行程变大，减小长度则行程变小。(2)调整开距、调整垫片的数量来改变触头开距的大小。增加调整垫片的数量，使触头开距减小，减小调整垫片的数量，使触头开距增大，直至开距达到1llmm的要求。(3)在以上的调整基础上，对接触行程加大细调，若接触行程大，可将操作绝缘子上的超行程调整螺栓旋进(同时触头开距增大)；若接触行程小可将螺栓旋出(同时触头开距减小)，直至接触行程达到41mm的要求，同时应保证开距ll1mm的要求。 续表：常见故障可 能 原 因处 理方 法八、断路器进65%及30%额定操作电压下分闸试验不符合要求的处理(1)进行65%分闸试验不可靠时，应调整机构分闸半轴上的调整螺栓长度，在满足扣接量在1825mm范围的基础上，将分闸半轴与扇形板扣接量往大调整。2)进行30%操作试验产生分闸时，应调整机构分闸半轴上的调整螺栓长度，在满足扣接量在1825mm范围的基础上，将分闸半轴与扇形板的扣接量住大调整。9 收尾工作9.1 清除断路器手车动隔离触头接触面的氧化物，涂上中性凡士林油。9.2 做进出车试验。9.3 清理现场，清点工具。9.4 填写检修报告，按检修项目进行质量验收。9.5 全体检修工作人员、材料、工具撤离现场，并办理工作票结束手续。9.6 填写技术台帐，整理检修资料归档。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。1. 总则1. 1 随着电网的发展，技术在进步。我省电网真空断路器使用量逐年增加，为确保真空断路器的安全可靠运行，特制订真空断路器运行维护导则，以下简称为导则。1.2 本导则适用于35KV及以下的户内、户外使用的真空断路器。1.3 发电厂、变电所运行值班人员，从事开关专业的有关人员及主管运行检修工作的各级技术负责人均应熟悉并遵守本导则的相应规定。1.4 国外进口设备按进口产品技术条件或维护推荐说明书的规定执行，也可参照本导则执行。1.5 本导则如有与上级文件冲突之处，按上级文件执行。1.6 本导则由安徽省电力试验研究所负责起草，解释权归省电力公司。2. 一般要求2.1 运行中的真空断路器应有标以基本参数等内容的制造厂铭牌和运行双重编号，断路器的基本参数必须满足装设地点的运行工况。2.2 真空断路器所配用的真空灭弧室（俗称真空泡）应有制造厂出厂合格证，有型号、制造年月、制造编号，并注明真空度具体值。2.3 真空断路器的分、合指示器应易于观察且指示正确。2.4 真空断路器的底架（座）或金属框架应有明显的接地标志。接地螺栓不小于M12，且接触良好。2.5 真空断路器引线板的连接处或其它必要的部位应有监视运行温度的措施，如示温蜡片等。2.6 真空断路器应有明显的相位标志。2.7 真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置，如氧化锌避雷器或阻容吸收器等。3. 运行管理3.1 真空断路器选用原则3.1.1 设备选用时应严格按照原能源部电供（1990）146号文件中“未经正式审查和鉴定合格的产品严禁使用”条款执行。3.1.2 在满足运行工况的条件下，优先选用“连体式”结构。3.1.3 频繁操作所应优先选用真空断路器。3.1.4 对设备电气和机械性能的要求。a. 开断短路后绝缘耐受水平不应降低；b. 切电容器组无重燃；c. 切感性电流时截流过电压应满足绝缘配合的要求；d. 用于非有效接地系统中，应选用经异相接地故障开断试验的产品；e. 合闸弹跳时间和分闸反弹幅值满足产品技术条件；f. 足够的电寿命和机械寿命。3.2 设备投运3.2.1 新装或大修后的设备，投运前必须验收合格，方能施加运行电压。3.2.2 新装设备验收项目及标准按GBJ14790电气装置安装工程高压电气施工及验收规范及GB5015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准执行，大修后设备验收项目及标准按DL/T5961996电力设备预防性试验规程执行。3.2.3 进口设备按进口设备技术条件或技术合同执行，也可参照本导则3.2.1条和3.2.2条执行。3.3 投运设备的正常运行巡视3.3.1 真空断路器投入运行后（包括已挂网但处于备用状态的设备）应进行定期巡视检查，有人值班变电所或发电厂厂用电设备每天当班巡视不少于1次，无人值守变电所由各单位根据具体情况确定，通常每旬不少于1次。3.3.2 巡视检查项目a. 分、合指示器指示正确，应与当时实际运行工况相符。b. 支持绝缘子无裂痕、损伤、表面光洁。c. 真空灭弧室无异常（包括无异常声响），如果是玻璃外壳可观察屏蔽罩颜色有无明显变化。d. 金属框架或底座无严重锈蚀和变形。e. 可观察部位的连接螺栓无松动，轴销无脱落或变形。f. 接地良好。g. 引线接触部位或有示温蜡片部位无过热现象，引线驰度适中。3.4 过电压的限制3.4.1 真空断路器操作过程或熄弧瞬间由于在电路中产生电磁振荡易出现操作过电压，限制操作过电压通常有两种方法，一是使用氧化锌避雷器用以限制过电压幅值，另一种是采用RC吸收装置，以降低或消除振荡过电压。3.4.2 采用RC吸收装置限制过电压时建议采用“双路RC过电压保护器”，其接线如图1示。3.4.3 从提高真空断路器自身性能来避免和降低过电压水平。a. 按3.1条选用原则选用真空断路器。b. 选用低截流水平的真空断路器。4. 维修管理4.1 维修项目：4.1.1 结合预防性试验清扫真空灭弧室、绝缘杆、支持绝缘子等元件表面的积灰和污秽物。4.1.2 结合预防性试验或操作2000次（合分算一次）应进行机构维修，检查所有紧固件有无松动，防止松脱，磨损较严重的部件要及时更换，磨擦部位加润滑油。4.1.3 如果是玻璃外壳的真空灭弧室，应注意观察金属屏蔽罩颜色有无明显变化，有怀疑时应检查真空度。4.1.4 检查真空灭弧室触头接触行程的变化，接触行程的变化直接反映触头的磨损量，触头磨损超过产品技条件时应更换真空灭弧室（4.2条）。4.2 真空灭弧室的寿命：4.2.1 真空灭弧室的储存期或使用期超过产品说明书的规定年限，国产真空灭弧室一般在1520年（从出厂日算起）。4.2.2 真空灭弧室的真空度下降至6.610-2帕斯卡。4.2.3 真空灭弧室触头的累计磨损量超过产品使用说明书的规定值，国产产品一般为3毫米，多数产品在动触杆上有允许磨损量警戒标志（点或线），当磨损量累计超过3毫米时，合闸后即看不见警戒标志。