简介：节选至国家电网公司变电运维管理规定-断路器运维细则1 运行规定1.1　一般规定1.1.1　每年对断路器安装地点的母线短路电流与断路器的额定短路开断电流进行一次校核。断路器的额定短路开断电流接近或小于安装地点的母 ...

节选至国家电网公司变电运维管理规定-断路器运维细则

1 运行规定

1.1　一般规定

1.1.1　每年对断路器安装地点的母线短路电流与断路器的额定短路开断电流进行一次校核。断路器的额定短路开断电流接近或小于安装地点的母线短路电流，在开断短路故障后，禁止强送，并停用自动重合闸，严禁就地操作。

1.1.2　当断路器开断额定短路电流的次数比其允许额定短路电流开断次数少一次时，应向值班调控人员申请退出该断路器的重合闸。当达到额定短路电流的开断次数时，申请将断路器检修。

1.1.3　应按相累计断路器的动作次数、开断故障电流次数和每次短路开断电流。

1.1.4　断路器允许开断故障次数应写入变电站现场专用规程。

1.1.5　断路器应具备远方和就地操作方式。

1.1.6　断路器应有完整的铭牌、规范的运行编号和名称，相色标志明显，其金属支架、底座应可靠接地。

1.2　本体

1.2.1　户外安装的SF6密度继电器（压力表）应设置防雨罩，防雨罩应能将表、控制电缆接线端子一起放入，防止指示表、控制电缆接线盒和充放气接口进水受潮。

1.2.2　对于不带温度补偿的SF6密度继电器（压力表），应对照制造厂提供的温度-压力曲线，与相同环境温度下的历史数据进行比较分析。

1.2.3　SF6密度继电器应装设在与断路器本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁接点正确动作。

1.2.4　压力异常导致断路器分、合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。SF6密度继电器（压力表）应定期校验。

1.2.5　高寒地区SF6断路器应采取防止SF6气体液化的措施。

1.2.6　绝缘子爬电比距应满足所处地区的污秽等级，不满足污秽等级要求的应采取防污闪措施。

1.2.7　定期检查断路器金属法兰与瓷件的胶装部位防水密封胶的完好性，必要时重新复涂防水密封胶。

1.2.8　未涂防污闪涂料的瓷套管应坚持“逢停必扫”，已涂防污闪涂料的瓷套管应监督涂料有效期限，在其失效前应复涂。

1.3　操动机构

1.3.1　液压(气动)操动机构的油、气系统应无渗漏，油位、压力符合厂家规定。

1.3.2　并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%～110%范围内， 应可靠动作； 并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的 65%～110%（直流）或 85%～110%（交流）范围内，应可靠动作；当电源电压低于额定电压的30%时， 脱扣器不应脱扣。在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流等于或大于50kA时为85%）是应可靠动作。

1.3.3　弹簧操动机构手动储能与电动储能之间联锁应完备，手动储能时必须使用专用工具，手动储能前，应断开储能电源。

1.3.4　空压机及储气罐等联接管路的阀门位置正确，运行中的空压机排气、排水阀门应关闭，其他手动阀门应正常开启。

1.3.5　未加装气水分离装置的气动操动机构应每周手动排水，当发现有油污排出时，应联系检修人员检修。

1.3.6　液压(气动)机构每天打压次数应不超过厂家规定。如打压频繁，应联系检修人员处理。

1.4　其他

1.4.1　机构箱、汇控柜应设置可自动投切的加热驱潮装置，低温地区还应有保温措施，对于不满足当地最低环境温度要求的混合气体断路器、罐式断路器罐体及气动机构及其联接管路应加装加热带。

1.4.2　机构箱、汇控柜加热驱潮装置运行正常、投退正确。

1.4.3　定期对机构箱、汇控柜二次线进行清扫。

1.5　紧急申请停运规定

1.5.1　运行中发现有下列情况之一，运维人员应立即汇报调控人员申请设备停运，停运前应远离设备。

a） 套管有严重破损和放电现象。

b） 导电回路部件有严重过热或打火现象。

c） SF6断路器严重漏气，发出操作闭锁信号。

d） 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响。

e） 少油断路器严重漏油，油位不可见。

f） 多油断路器内部有爆裂声。

g） 真空断路器的灭弧室有裂纹或放电声等异常现象。

h） 落地罐式断路器防爆膜变形或损坏。

i） 液压、气动操动机构失压，储能机构储能弹簧损坏。

j） 其他根据现场实际认为应紧急停运的情况。

1.5.2　下列情况，断路器跳闸后不得试送。

a） 全电缆线路。

b） 值班调控人员通知线路有带电检修工作。

c） 低频减载保护、系统稳定控制、联切装置及远切装置动作后跳闸的断路器。

d） 断路器开断故障电流的次数达到规定次数时。

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