1　選型、調試及交接試驗
1.1　選型
    表1和表2對各真空泡廠家產品在運行中的質量進行了比較。
  ;  統計數據表明，四川某生產廠產品的缺陷率較低，曾發生一次事故，但原因為斷路器生產廠裝配的緩沖器失效引起開斷失敗。陶瓷泡較玻璃泡的缺陷率低。另外，陶瓷泡由于采用了先進的焊接技術，密封性能較好，機械強度高，爬距大，電壽命較長，開斷容量大，一般來說，開斷容量為31.5kA和40 kA的陶瓷泡其滿容量開斷次數可分別達50次和30次，而玻璃泡則分別為30次和20次左右。

表2　1995年至1997年陶瓷泡和玻璃泡在運行中的質量比較

真空泡類型	運行總相數	缺陷相數	事故相數	缺陷率／%	事故率／%
陶瓷泡	3 291	12	3	0.36	0.09
玻璃泡	1 275	9	0	0.71	0

1.2　調試、交接試驗
    實踐證明，只有嚴格把好設備的調試及交接試驗關，及時發現并處理設備存在的先天缺陷，才能保證設備以良好的狀況投入運行，減輕運行中的壓力，降低設備運行中的故障和事故率。如廣州電力局110kV開元變電站1號高壓室(真空泡為遼寧某生產廠產品，開關柜為遼寧某生產廠GG-1A)安裝調試時，開關的彈跳普遍不合格，經廠家協助現場處理，才能投運。另外通過交接試驗發現真空泡漏氣的情況較多，統計如表3，存在問題均為耐壓不合格。
    上述例子說明做好真空開關調試及交接試驗工作，及時發現真空開關本體漏氣及附屬絕緣件擊穿機構(含連桿、分合閘緩沖器等)異常，機械特性(彈跳、速度、同期等)不合格等情況，作出處理才投入運行，對確保運行的安全相當重要。

表3　真空泡漏氣統計

變電站	真空泡生產廠	相數
馬崗站	四川某生產廠	7
白山站	陜西某生產廠	3
大沖站	四川某生產廠	1
林和站	陜西某生產廠	13

2　運行中的檢查、維護、預試
2.1　定期檢測
    真空開關本體常見的缺陷主要有：真空泡慢性漏氣、本體絕緣件絕緣擊穿等。在目前仍未有完善的在線監測手段的情況下，定期檢查絕緣，試耐壓是檢驗上述缺陷的主要手段。通過統計廣州電力局真空開關缺陷情況(如表4)可知，真空開關出現問題的時間主要集中在投產0.5～2年這段時間，這時真空開關的運行狀態較不穩定，需加強運行檢測。為此在新修訂的《廣州電力工業局電力設備預防性試驗規程》中，與部頒規程相比增加了投產后3個月、0.5 年、1年各進行一次預防性試驗的內容，然后再按正常的預試周期進行預試，從而達到在真空開關不穩定期間內加強對其運行檢測的目的。實踐證明效果很好。

表4　廣州電力局1995年至1997年在預試中發現真空開關缺陷的情況統計

設備名稱	真空泡 生產廠家	投產日期	發　現 缺陷日期
江南站51乙C開關W相	遼寧某生產廠	1993-05	1995-07
江南站52乙C開關V相	遼寧某生產廠	1993-05	1995-07
軍田站F1開關U相	遼寧某生產廠	1994-07	1995-10
上教站F10開關W相	陜西某生產廠	1994-08	1995-11
白山站52乙C開關U相	陜西某生產廠	1995-12	1996-06
夏茅站503開關W相	遼寧某生產廠	1995-01	1996-06
竹料站590開關W相	遼寧某生產廠	1994-09	1996-08
馬崗站502B開關W相	四川某生產廠	1995-12	1996-12
山村站503開關V相	遼寧某生產廠	1994-12	1996-08
金田站51B開關W相	四川某生產廠	1995-12	1996-07
開元站F6開關W相	遼寧某生產廠	1995-12	1997-11
開元站F8開關W相	遼寧某生產廠	1995-12	1997-11
開元站F2開關W相	遼寧某生產廠	1995-12	1997-11
飄峰站51C開關W相	四川某生產廠	1995-03	1997-10
上教站F13開關U相	陜西某生產廠	1994-08	1997-07
軍田站F2開關U相	四川某生產廠	1994-07	1997-09
軍田站F2開關W相	四川某生產廠	1994-07	1997-09
景泰站502B開關U相	四川某生產廠	1995-09	1997-05
景泰站500B開關V相	四種某生產廠	1995-09	1997-08
白山站502A開關V相	陜西某生產廠	1995-12	1997-01
白山站F24開關W相	陜西某生產廠	1995-12	1997-01

    尚要說明的是開關本體絕緣子，特別是拉桿絕緣子是非“全工況”產品，運行中常因爬距不足夠和裂痕等原因造成電擊穿或閃絡放電。更要注意那些為滿足爬距而采用內外兩層結構的拉桿絕緣子，其內外兩層之間的有機填充物在內部有氣泡或受潮時亦會產生沿面閃絡和電擊穿。
2.2　加強運行巡視
    在操作中注意觀察有無異常現象，如在分閘操作中，開關斷開后，檢查電纜頭的帶電顯示裝置有無顯示帶電；拉開母線側刀閘時，觀察刀口有無火花和真空泡有無閃光(玻璃泡)；在斷開變低和母聯開關，10kV母線停電時，觀察該段母線PT有無電壓量輸出等。在1997年發現的11起缺陷中，有5起就是在操作中發現異常，產生懷疑，再進行耐壓試驗確定的。如在1998年3月30日，人和站10kV母線停電操作時，在切開501開關，未拉兩邊刀閘，變高開關未分的情況下，值班人員發現10kV母線PT顯示紅相仍有電壓，對紅相真空泡搖斷口絕緣的值為0，證實該相開關已經嚴重漏氣，從而避免了事故發生的可能。
2.3　做好維護工作
    針對新投產開關拒動次數較多的情況，廣州電力局規定在投運后1年對機構進行一次維護工作，重新測量開關分合閘線圈的動作電壓值。并盡可能每年利用停電機會做一次維護。1996年7月，三元里站52C開關就曾發生過一次因U相緩沖器失靈，造成開關切電容器故障分閘時反彈，未能切斷故障電流，引起開關 U 相真空泡爆炸，同時影響到V、W相真空泡破裂。這提醒我們在維護中注意對開關分合閘緩沖器的動作性能進行檢查。
3　真空開關的狀態檢修
3.1　機構的檢修
    一般來說，真空開關的檢修主要針對機構檢修，開關的本體不能檢修。對機構的檢修嚴格執行有關檢修規程、規定和檢修工藝導則，保證檢修質量，其中強調：
    a)新投運1年后，利用停電機會，應進行一次分合閘時間、速度、同期、彈跳、行程、超程、動作電壓及機械連動部分的測試和維護工作。
    b)運行中的機構利用停電機會每年進行一次維護工作。
    c)運行中的機構每4年進行一次大修，不能以臨修代替大修。
3.2　開關本體
    通過測量試驗和統計對真空泡的運行狀態作出綜合的判斷。
3.2.1　測量試驗
    對真空泡進行分合閘耐壓試驗以發現漏氣；測量真空泡合閘接觸電阻，結合行程、超程等參數判斷觸頭的損壞情況。
3.2.2　極限開斷電流值統計
    真空開關在達到極限開斷電流值時，應更換真空泡。極限開斷電流值I_Σ可由廠家給定的額定開斷電流及滿容量開斷次數計算得出：

I_Σ=n_極限^.I_滿容量

    統計極限開斷電流值的內容有以下兩點：
    a)正常的開斷操作：

I_Σ′=n₁^.I_r

式中　n₁——正常開斷次數；
　　　I_r——廠家提供的開關額定工作電流。
    b)短路開斷：

I_Σ″=n₂^.I_k

式中　n₂——短路開斷次數；
　　　I_k——10 kV母線最大開斷電流(調度提供)。

I_Σ=I_Σ′+I_Σ″

4　10kV少油開關無油化改造
    結合開關的運行狀況和“三遙”變電站對設備無油化的要求，廣州電力局在1996年和1997年先后對14個站的10kV少油開關進行了無油化改造。采用真空開關代替少油開關，原則上不更換操作機構，只對機構作相應調整。通過運行實踐，在技術上和經濟上均收到良好效果。但由于經驗不足，在無油化改造中只更換斷路器不更換操作機構，機構的傳動部分作出相應的更改后，配真空開關使用，在改造之后容易出現以下問題：
    a)由于少油開關與真空開關的行程不同，需對機構的水平、垂真拉桿作出相應改動，減少水平拉桿的轉動角度，縮小垂直拉桿的長度，以滿足真空開關行程。另外，由于真空開關行程很小，在舊機構上進行上述改動，其精度很難掌握，稍有偏差，即會引起開關拒動。山村站由于這個原因曾發生過1宗事故。
    b)水平拉桿轉角改變后，輔助開關需作相應的調整。但原輔助開關是根據原水平拉桿的轉角而設計的，故調整起來非常困難，極易出現不到位或過位進入死點的現象，輔助開關不能可靠接觸，影響到開關的動作和“三遙”信號的準確性。如改造時一起更換輔助開關，則新的輔助開關難以安裝在原機構箱內，在山村站、赤崗站的改造中就遇到這樣的問題。
    c)原機構使用已有一定時間，機構本身存在一定缺陷。
    由于上述3個原因，山村、赤崗站10kV開關柜完成無油化改造運行一段時間以后，機構普遍出現問題。目前兩站已進行無油化改造的48臺開關柜中，已有32臺更換了機構。相比之下，區莊、燕塘站開關柜進行無油化改造的同時，一起更換了機構，改造后開關柜的運行狀況要好得多。因此，廣州電力局建議GG-1A柜進行無油化改造的同時，對其機構一起作更換處理。
    由上面的區別可以知道，手車柜的改造非常繁雜，單臺耗時較長。幾乎每部分都須作改動，若在現場逐臺改造，勢必影響10kV母線供電的可靠性和安全性，倒不如采用新的真空開關小車進行更換。黃沙站YJN柜的改造就是一個成功的例子。
5　結論
    要確保真空開關安全、可靠地運行，一定要做好以下幾項工作：
    a)做好開關設備的選型工作，嚴格把好開關調試交接關。
    b)在運行中加強開關設備的監視，爭取做好預防性試驗工作。
    c)嚴格執行部頒檢修規程、規定和檢修導則工藝，結合實際情況，保證到期必修，修必修好。