开关类设备基本原理与维护.doc

2007年度中层干部轮训学习资料开关类设备的基本原理、维护与新技术介绍山东电力集团公司生技部姓名：逯怀东第一章 概 论 一、高低压开关电器的特点 高低压开关电器是发电、输电、变电、配电系统的重要控制和保护设备，其主要特点如下。 1 品种与型号多 目前在上述系统中运行的高低压开关电器的品种有多油断路器、少油断路器、压缩空气断路器、真空断路器、SF6断路器、SF6组合电器、重合器、分段器、自动空气开关、隔离开关和负荷开关等，而且每一品种又有多种型号，如少油断路器有SW3、SW4、SW6、SW7等型号，再如真空断路器有ZN1、ZN2、ZN3等70多种型号。 2 数量大在上述系统中，高低压开关电器安装、运行的数量最多。 3 发展快 近10年来，我国高压开关电器有很大的发展，至今363550kV的断路器已为SF6断路器所独占，投运量每年以1520的速度率增长，城市新装的126252kV的断路器大多是SF6断路器或GIS封闭式组合电器。1240.5kV的开关电器已逐渐被真空或SF6开关电器所代替，目前我国已进人高压开关电器更新换代的时期。随着城网和农网改造和建设，必将进一步加速我国高低压开关电器的发展。 4 操作频繁 高低压开关电器正常时要承受工作电压和负荷电流的作用，有的在短路时要切断短路电流。频繁的操作，复杂的运行条件，再加上制造、安装、管理等方面的原因，导致高低压开关电器事故较多。以SF6断路器为例，1994年110kV及以上电压等级者共发生事故8次（占该电压等级事故总数的24.2）障碍49次（占该电压等级障碍总数的28.8），较1993年增加近1倍。虽然高低压开关电器自身的价格不高，但是一旦发生事故，造成电网的经济损失远远超过其自身价格基于此，要认真研究故障诊断技术，及时检出故障保证上述系统的安全运行。 二、诊断技术及其发展阶段高低压开关电器诊断技术是指通过对其电气绝缘的试验和各种特性的测量，了解及评估它们在运行过程中的状态，从而能早期发现故障的技术。高低压开关电器诊断技术大体经历了以下3个阶段。（一） 停电检修阶段这一阶段起始于20世纪50年代初期，采用常规的预防性试验方法测量绝缘电阻、泄漏电流并进行交流耐压试验。通过这些试验对保证高低压开关电器安全运行起到了积极作用，有的诊断技术一直延续至今。（二）带电测量阶段这一阶段起始于20世纪70年代左右，当时人们仅仅是为了不停电而对高压开关电器的某些绝缘参数进行直接测量，其项目主要是测量少油断路器的泄漏电流和介质损耗因数，显然测量项目少，应用范围小，因而没有得到普及和广泛应用。（三）在线检测阶段这一阶段起始于20世纪90年代，随着GIS的应用增加，迫切需要研究在线检测诊断技术。在借鉴国外诊断技术的基础上，对局部放电、振动监测等方面进行了不少研究，由于干扰及其识别等技术难题没有很好解决，所以没有得到推广。目前正在研究超高频法并取得一定成果。随着先进的传感器技术、计算机技术和数字波形采集与处理等高新技术的应用，高低压开关电气的在线检测技术必将向更高阶段发展，实现全自动在线监测系统与专家诊断系统的完美结合，从而构成智能化高低压开关电器绝缘及其特性的在线监测与诊断系统，并可纳入整个电网的自动化系统。上述高低压开关电气在线检测技术是整个电力设备在线监测技术的一个方面，纵观所有电力设备在线监测技术的发展过程，尚有许多问题有待于进一步研究解决，主要问题如下：1 测试精度及其稳定性校验它是在线监测系统面临的一个重要技术问题，这是因为现场情况的复杂性，使监测结果无法进行校准，更难与停电试验结果进行对比，再者，由于在线监测的实时连续性，所以干扰信号的准确判断也成为影响监测结果的重要因素，因此，要求研制专门的在线监测的现场校验方法和设备已迫在眉睫。2 传感器传感器的特性是在线监测的关键，而现在用量最大的传感器是罗可夫斯基线圈，为了追求对小信号的灵敏度，大多数采用软磁心，其磁性易受外界条件（如温度、压力、冲击等）的影响，甚至被测信号的大小不同也会影响传感器自身的角差。所以研制高精度、高稳定、零角差的传感器仍是一个非常重要的研究课题。3 基准电压抽取基准电压的特性将直接影响监测结果的分析，而目前抽取基准电压的方法大多是从TV的二次侧抽取，现场实践证明，其误差较大，同时也增加安装的复杂性，有人提出从耦合电容器抽取基准电压的方法，但这要求耦合电容器的损耗要小。4 干扰及防护干扰一直是影响在线监测系统安全可靠运行的重要因素，干扰既使微量信号的监测难度增大，又有偶然的强干扰信号（如雷电冲击、操作冲击）导致在线监测的入口电子电路损坏，因此需要防止干扰。这可以从两方面考虑：一是采用滤波器排除干扰信号对监测信号的影响，这就需要研究更先进的数字滤波技术（如小波变换）；二是设置灵敏的过电压防护器件，以及采取降低干扰电平的措施和方法。5 积累运行经验，建立专家系统和报警值以及相应的监测标准这正如电力设备预防性规程（DLT 5961996）（以下简称规程）制订的过程一样，是不断总结大量运行经验的结果。专家系统及报警值等的建立既要进行大量的基础性研究，也要认真总结运行经验，这样才能正确反映客观规律，因而也才能对在线监测结果作出正确的判断。 三、维修技术的发展维修技术的世界发展趋势如图1-2所示。图12 维修技术的发展纵观我国电力设备维修技术，也基本符合这种发展趋势。从20世纪50年代以来，基本做法是临时性维修和定期维修（也称计划维修），而以定期维修为主，定期维修包括定期大修和小修。它是按照部颁断路器检修工艺的规定所进行的。其中小修可与预防性试验结会进行。例如，40.5126kV少油断路器，大修周期为 57年小修周期为1年，隔离开关的大修周期为35年等。 实践表明，这种维护方式的不足如下。 1 具有盲目性和强制性 由于定期维修是单纯以时间周期为基础的，它既不考虑设备的初始状态（产品质量）的千差万别，也不考虑设备在不同环境条件下运行状态的千变万化，简言之，它不考虑设备的实际情况，到期必修，这就具有很大的盲目性和强制性，因而往往造成电力设备的“过度维修”，这不仅浪费了大量的人力和物力，也使供电的可靠性受到严重影响。 2 产生新的隐患 在“过度维修”过程中，由于维修者技术不佳、工艺不良，频繁的拆装就容易造成新的隐患，如绝缘损伤、密封破坏、漏油、漏气等。 3 耐压试验可能对绝缘产生损伤 由于在维修中要对设备绝缘进行耐压试验，耐压时施加的试验电压远高于额定电压，这就可能在试验过程中对绝缘造成不可逆的损伤，不仅会缩短绝缘寿命 而目可能引发事故。 鉴于上述，状态维修已引起国内外电力工作者的普遍关注 我国目前也开始研究状态维修问题，状态维修与定期维修不同，它是基于电力设备的实际工况，根据其在运行电压下各种绝缘特性和机械特性等参数的变化，通过分析比较来确定电力设备是否需维修，以及需要维修的项目和内容，因而具有极强的针对性和实时性。因此可以简单地把状态维修概括为“当修即修，不做无为的维修”。 诚然，状态维修与在线监测有密切关系，只有通过在线监测全面、正确地给出绝缘的、机械的各种状态参数，提供有靠的信息，确切掌握设备状态才能使状态维修有坚实的基础。 目前，我国的在线监测技术，大多还不很成熟，仍处于研究发展阶段，难以做到完善可靠。在这种情况下，要实现状态维修，还应当继续加强常规测试手段，对设备的运行情况、事故原因进行分析，并应用数理可靠性统计方法掌握电力设备运行状态的变化趋势和规律，为实施状态维修创造良好的条件，逐步完成由定期维修向状态维修过渡。第二章 SF6 断 路 器第一节 基 本 结 构 采用六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质的断路器称为SF6断路器。 由于六氟化硫气体具有优良的绝缘性能和电弧下的灭弧性能，无可燃、爆炸的特点，使其在高压和超高压断路器中获得广泛的应用，并成为发展方向。目前500kV电网几乎全部采用SF6断路器。 一、特点 SF6断路器的特点如下： （1）六氟化硫气体的良好绝缘特性，使SF6断路器结构设计更为紧凑，电气距离小，单断口的电压可以做得很高，与少油和空气断路器比较，在相同额定电压等级下，SF6断路器所用的串联单元数较少，节省占地，而且操作功率小，噪音小。 （2）六氟化硫气体的良好灭弧特性，使SF6断路器触头间燃弧时间短，开断电流能力大，触头的烧损腐蚀小，触头可以在较高的温度下运行而不损坏。 （3）六氟化硫气体介质恢复速度特别快，因此开断近区故障的性能特别好，通常不加并联电阻能够可靠地切断各种故障而不产生过电压。 （4）SF6断路器的带电部位及断口均被密封在金属容器内，金属外部接地，能更好地防止意外接触带电部位和防止外部物体侵人设备内部，设备可靠。 （5）六氟化硫气体在低压下使用时，能够保证电流在过零附近切断，电流截断趋势减至最小，避免截流而产生的操作过电压，降低了设备绝缘水平的要求，并在开断电容电流时不产生重燃。 （6）六氟化硫气体密封条件好，能够保持SF6断路器内部干燥，不受外部潮气的影响。 (7）六氟化硫气体是不可燃的惰性气体，这可避免SF6断路器爆炸和燃烧，使变电站的安全可靠性提高。 （8）六氟化硫气体分子中根本不存在碳，燃弧后，使SF6断路器内没有碳的沉淀物。所以可以消除碳痕，使其允许开断的次数多，检修周期长。 二、外形结构 SF6断路器按外形结构可分为两类： （1）瓷柱式。它是目前生产和使用较多的一种。在结构上和户外少油断路器相似，具有系列性好、单断口电压高、开断电流大、运行可靠性高和检修维护工作量小等优点，但不能内附电流互感器，且抗地震能力相对较差。图 2-1是西门子（杭州）高压开关有限公司生产的 550kV 3AT23 SF6超高压断路器的结构图。（2）落地罐式。图2-2为落地罐式SF6断路器的结构图。它是在瓷柱式的基础上发展起来的，具有瓷柱式SF6断路器的所有优点，而且可以内附电流互感器，产品整体高度低，抗震能力相对提高，但造价比较昂贵。三、基本结构 SF6断路器的基本结构与后述的其它断路器一样，由导电回路、灭弧装置、绝缘部件、操动机构和附属部件等5部分组成。其中的灭弧装置由于灭弧介质不同，在结构上有其特点，与其它断路器比较有较大差异，而其余几个部分与其它断路器大致相类似。所以下面着重介绍SF6断路器的灭弧装置。（一）灭弧室 SF6断路器灭弧室的具体结构如下。 l 单压式灭弧室所谓单压式断路器系指在断路器内SF6气体只有一种较低的压力（0.30.5MPa），灭弧室的可动部分带有压气装置，靠分闸过程中活塞与气缸的相对运动造成短时气压升高而吹熄电弧。单压式灭弧室有定开距灭弧室和变开距灭弧室两种结构。（1）定开距灭弧室。图2-3示出了定开距灭弧室结构图。断路器的触头由两个带嘴的空心静触头3、5和动触头2组成。断路器的弧隙由两个静触头保持固定的开距，故称为定开距结构。在关合位置时，动触头2跨接于静触头3、5之间，构成电流通路。由绝缘材料制成的固定活塞6和与动触头2连成一体的压气罩1之间围成压气室4，当分闸时动触头2同压气罩1向右移动，压缩压气室内的SF6气体，当喷口被打开后，形成气流吹弧。图中7为操动机构拉杆，驱动动触头2和压气罩1组成的可动部分运动。灭弧过程如下； 1）在图 2-4（a）中，示出了断路器的合闸位置，当分闸时，拉杆7驱动可动部分向右运动，此时，压气室内的SF6气体被压缩，如图24（b）所示。当动触头2离开静触头3时，产生电弧。同时，原来由动触头2所封闭的压气室打开而产生气流，向喷口吹弧，如图2-4（c） 所示。 2）气流向静触头内孔对电弧进行纵吹，使电弧熄灭。熄充后的开断位置如图2-4（d）所示。图 2-4 定开距灭弧室灭弧过程示意图（a）合闸位置 （b）压气过程（c）吹弧过程 （d）分闸位置 这种结构的特点是，触头开距小，126kV的断路器只有30mm，触头从分离位置到熄弧位置的行程很短，电弧能量小，熄弧能力强，燃弧时间短。但是压气室的体积较大。我国生产的LW-220和LW-500型断路器采用这种结构。 （2）变开距灭弧室。变开距灭弧室结构示于图2-5中，其灭弧过程如图2-6所示。由于在灭弧过程中，触头的开距是变化的。故称为变开距灭弧室。灭弧室结构是从少油断路器的设计体系发展起来的 所以其与少油断路器的结构相似。触头系统有工作触头、弧触头和中间触头 而且工作触头和中间触头放在外侧，可改善散热条件 提高断路器的热稳定性。为了在分闸过程中压气室的气体集中向喷嘴吹弧，而在合闸过程中不致在压气室形成真空，故设置逆止阀7。合闸时，逆止阀7打开， 使压气室与活塞9的内腔相通，SF6气体从活塞小孔充入压气室8，分闸时，逆止阀7堵住小孔，让SF6气体集中向喷嘴3吹弧。其灭弧过程可用图2-6说明如下： 1）图2-6（a）为合闸位置。当分闸时，可动部分向右移动，压气室内的压力增高，如图2-6（b）所示。工作触头首先分离，待弧触头分离时产生电弧，并开始吹弧，如图2-6（c）所示 2）触头在分闸过程中开距是变化的。在分闸位置的最终开距最大，因此，断口电压可做的较高，如图2-6（d）所示。国产LF-220和LF-110型SF6断路器便采用这种结构。 2 自能式灭弧室自能式灭弧室包括旋转式灭弧室和热膨胀式灭弧室。（1）旋弧式灭弧室。所谓旋弧式灭弧室是利用电弧在磁场中坐旋转运动使电弧冷却而熄灭的灭弧方式。磁场由设置在静触头附近的磁吹线圈产生。当开断电流时，线圈自动地被电弧串接进回路，在动、静触头之间产生横向或者纵向磁场，如图2-7所示。在图2-5（a）中，电弧轴线与动触头轴线近乎垂直，在图2-7（b）中，电弧轴线与动触头轴线近乎平行。也即电弧电流与磁场有正交分量。这就会产生使电弧旋转的力。图28示出了横向旋弧灭弧室的原理图，由图可直观地看出电弧旋转方向。旋弧式灭弧室结构简单、触头烧损轻微，在中压系统中使用比较普遍。（2）热膨胀式灭弧室、所谓热膨胀式灭弧，即是在灭弧中所需的能量是由电弧本身来获得的。其灭弧室结构示于图29中。由图可见 圆柱形的灭弧室被分成两个间隔，即密闭间隔8和比密闭间隔大的多的排气间隔10，在这两个间隔中都充有SF6气体。当断路器处于合闸位置时，动触头7通过触指4连接到静触头2，如中心线左部所示，分闸时，电流通过线圈3，如中心线右部所示，当动触头7走动一定距离后，在环状电极5和动触头7之间产生电弧，旋弧线圈3产生与触头的同轴磁场，燃弧环5中的电弧垂直于旋弧线圈3的磁场，其间产生的电动力使电弧高速旋转，如此。把电弧在SF6气体中拉长，旋转电弧不断接触新鲜的SF6气体，释放热能，并将间隔8中的气体加热，产生一个比排气间隔中较高的压力，当触头分开时，两个间隔经动触头7中的喷嘴6连通，此时，出现的气压差，被用来经过喷嘴形成纵向吹弧、在下一个电流过零点时，熄灭电弧。无论旋弧式灭弧还是热膨胀式灭弧都能大大减轻操动机构的负担而提高性能价格比。但同任何事物都有两面性一样，它们也都有其自身的弱点，因而往往将几种灭弧原理同时应用。第二节 诊断技术根据国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB501502006）（以下简称标准和规程规定，SF6断路器在交接、大修后和预防性试验中的主要试验项目如下。一、SF6气体中的湿度检测1 检测方法湿度是指气体中水蒸气的含量，根据规程规定，湿度应按工业六氟化硫（GB1202289）、六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）（SD30689）和现场SF6气体水分测定方法（DL 506一92）进行测量。其测量方法有重量法、电解法、露点法、电容法、压电石英振荡法、吸附量热法和气相色谱法等，其中重量法是国际电工委员会（IEC）推荐的仲裁方法，而电解法和露点法为其推荐的日常测量方法。（1）电解法。目前，国内根据电解法原理制作的湿度测量仪（习惯称为微量水分测量仪）应用相当普遍。电解法的原理是，将被试的SF6气样导人电解地，气样中的水分即被吸收，并电解，由电解水分所需电量与水分之间的关系，求出SF6气样中的水分含量。用电解法测量SF6气体含水量的优点是干扰因素少、数据重复率及准确度高、操作简单，尤其在测量低含水量时更显示其优越性。不足之处是电解池的电解效率随使用时间的增加而降低。通常，新电解池的电解效率可达98以上，当电解效率低于85时应停止使用。 （2）露点法。所谓露点法就是通过测量SF6气体的露点来确定SF6气体的含水量。露点可用露点仪进行测量。测量时，使被测的SF6气体在恒定压力下，以一定的流量经露点仪测定室中的金属镜面，该镜面的温度用制冷法降低，并精确地测量，当气体中的水蒸气随着镜面温度的降低而达到饱和时，镜面上便出现露点，此时所测得的镜面温度即为露点。由仪表或数字显示指示露点值。再根据露点值、气压与SF6气体含水量的关系，确定SF6气体的含水量。2、影响SF6含水量测量准确度的因素（1）环境温度的影响。测试经验表明，环境温度对SF6气体中含水量的测量值有很大影响。对同一台断路器，由于测量时环境温度不同，其测量结果相差很大，如表22和表23所示。其原因分析如下：1）环境温度不同，SF6设备元件、材料吸附水分的能力不同。由表22和表23可以看出，断路器的SF6气体含水量的测量结果随环境温度升高而增大，随环境温度降低而减小。这是因为断路器中的SF6气体除了与瓷套内表面接触外，还与瓷套内其它固体器件接触。宏观上看这些物体表面可能很光滑，器质也很密实，而从微观上看，其表面则是凸凹不平的，似如若干洞穴，SF6分子直径是4.5610-10m，而水的分子直径是 3.210-10m，比 SF6分子小 40。因此 SF6断路器的容器内表面，在安装或运行中都会吸附水分子，而容器吸附或释放水分子，又都和温度有关，温度下降，材料吸附水分能力提高；温度升高材料吸附水分能力下降。这样，SF6气体含水量的测量结果就与环境温度有关了。表2-2 在不同环境温度下FA2-252 表2-3 在不同环境温度下FA4-550 环境温度含水量（ppm）A相柱B相柱C相柱2136035533515225220190型断路器SF6气体含水量测量结果 型断路器SF6气体含水量测量结果测试项目断路器甲变电所A1变电所A1乙变电所B2含水量（ppm）9209784201180159611622）环境温度不同，露点仪制冷能力不同。在ABB公司生产的DP9露点仪说明书中给出了该露点仪的制冷能力与环境温度的关系如表24所示。表24 环境温度与制冷能力的关系环境温度（摄氏度002550最大制冷能力（摄氏度）605040所以当测量的环境温度比较高，含水量比较少，由于制冷能力不足会造成露点测量的误差，因而测得的含水量就不准确。3）环境温度不同，吸附剂吸附能力不同。目前SF6电器采用的吸附剂主要是两种材料：其一是分子筛；其二是活性二氧化铝。吸附剂主要是干燥SF6气体中的水分。这两种材料吸水能力很好，在常温（t=25）下用活性二氧化铝对1L空气进行干燥剩下的水分约310-3mg，用分子筛对SF6气体干燥剩下的含水量约为10PPm（g），其干燥能力与温度有关，当温度高时，于燥能力降低；当温度低时，干燥能力提高，所以当SF6电器使用吸附剂时，它的含水量随温度变化而发生变化。l）含水量测量值随环境温度升高而增大，随环境温度降低而减小但不完全是线性关系。2）含水量测量值随环境温度变化程度与SF6气体中含水量大小有关。上述两组曲线具有重要实际参考价值，但适用性很差，因为每条曲线只能代表一种含水量随环境温度的变化情况。（2）连接气路的材料、接头的影响。现场测试经验表明 连接气路的材料、接头对SF6气体含水量的测试结果有较大影响。表26列出了安徽省电力试验研究所用不同连接气路材料对SF6气体含水量的测量结果。表26 不同连接气路材料对测量结果的影响断路器名称主变压器线（2701）潘集线（2771）合肥线（2779）温度12，湿度40A B CA B CA B C氧气减压阀、橡皮管500 400 240430 560 600 440 480 610调节阀不锈钢管140 130 200100 90 260320 260 560从表26可以看出，以氧气减压阀、橡皮管为气路的测量得到含水量值平均要比用体积小的调节阀、不锈钢管为连接气路测量得到的含水量值平均要高得多，最高的可达5倍多。产生此现象的原因是氧气减压阀内部空腔比较大，死角较多，橡皮管内部材料表面比较疏松，分子间的间隙也较大，橡胶材料的吸湿性也较强，因此测量时材料中水分子释放出来，使测量结果偏高，而不锈钢管管径小，内壁比较致密、光滑，调节阀内部空腔比较小，则体积小，减小了管路对含水量的干扰，提高了测量质量。（3）SF6气体压力的影响。由于不同类型的仪器有不同的测量压力范围，如DWS-型微水仪，要求测量中的气体压力在（0.30.4）105Pa，如果超出这个压力范围，就会使测量结果发生偏差，压力增大，结果偏高，反之则小。这是因为当SF6气体压力变化时，其水蒸气的分压力发生变化，引起含水量改变。目前现场运行的SF6断路器，SF6气体的额定压力不完全相同，所以在分析测量结果时应考虑压力的影响。（4）测量次数的影响。现场实测表明，同一气瓶中的SF6气体，第一次测量的数值普遍要比后面的测量数值高，产生上述情况的原因，与气路、接头的干燥与否有关。因此在测试前，应对气路、接头进行干燥处理，否则不可测量。（5）钢瓶放置方式的影响。现场测试表明，钢瓶放置方式不同，其测量结果不同。表2-9给出对同一钢瓶SF6新气的测量结果。钢瓶立放比侧立30度角测得的气体含水量高。这是因为立放时气瓶的上端是气态的SF6，下端是液态的SF6，而含水量在SP6的气态相和液态相中，有不同的分配系数，从而使测量结果不同，气态中含水量高于液态的含水量，所以要反映出SF6气体真实含水量，应该将气瓶斜倒立成30度角进行测量。（6）仪器灵敏度的影响。目前SF6微水测量仪的型号、品种繁多，测试结果分散性也很大。另一方面由于微水测量仪在使用过程中灵敏度会逐渐下降，影响测量准确性、为使测定数据准确可靠，原电力部曾规定，凡电力基建、生产、科研等单位应用的“微量水测量仪必须定期进行校验，经校验合格后，才能使用。校验的有效期为1年。4 注意的问题（1）连通的气室之间含水量相差很大，FA系列SF6断路器的灭弧室、并联电阻室和支持瓷柱间均有胶管连通，运行中对SF6气体管理均把连通的SF6气体当作同一气室对待，在测量含水量时，测了一个气室的SF6气体就认为连通的气室自然类同，然而现场实测表明，连通的气室之间的含水量相差很大。东北电力科学院等单位的实测结果如表2-10、表211和2-12所示。由表中数据可以明显地看出，用胶管连通的灭弧室、合闸电阻室和支柱内SF6气体含水量相差很大，虽然这些断路器已运行近10年，但各室间的SF6气体并不能完全均衡交流。因此，在测试时，只测连通室中的某一个气室的含水量，并不能代表全部。产生这种现象的原因通常是灭弧室中装有吸附剂，在SF6气体不能完全交流的情况下，它的含水量应低于支柱中SF6气体的含水量。在特殊情况下，也发现有灭弧室中SF6气体含水量大的现象，其原因可能是出厂时元器件干躁不好或未经干燥，含水量的基础值较高所致。（2）含水量定期检测宜在夏季进行，由于水分在SF6气体、绝缘件及导体表层的分配情况取决于温度的变化，所以测量时应选择在SF6含水量最大的温度下进行，挪威工业技术大学瑞恩的研究表明，一年之中气体水分含量随气温升高而升高，如图2-15所示，由图可见，大约在7月份温度为20时，SF6气体中的实际含水量最大，所以定期检测应在这种情况下进行。二、SF6气体泄漏试验漏气是SF6断路器的致命缺陷，所以其密封性能是考核产品质量的关键性能指标之一，它对保证断路器的安全运行和人身安全都具有重要意义。1、测试方法SF6断路器中气体泄漏测试方法有定性和定量测量两种。（1）泄漏的定性查找。无论何种型号的检漏仪，测量前应将仪器调试到工作状态，有些仪器根据工作需要可调节到一定的灵敏度，然后拿起探头，仔细探测设备外部易泄漏部位及检露口，根据检测仪所发生的声光报警信号及仪器指针的偏转度来确定泄漏位置及粗略浓度，也可以进行定量检查。SF6断路器易漏部位主要是：1）对252kV SF6高压断路器，各检测口、焊缝、SF6气体充气嘴、法兰连接面、压力表连接管和滑动密封底座；2）对40.5kV和12kV SF6断路器，SF6气体充气嘴、操作机构、导电杆环绕树脂密封处及压力表连接管路。（2）泄漏的定量测试。1）挂瓶检漏法。法国MG公司及平顶山开关厂FA系列SF6断路器在各法兰接合面等处留有检测口，检测口与密封圈外侧槽沟相通，能够收集密封圈泄漏时的 SF6气体，当定性检查发现泄漏口有SF6气体泄漏时。可在检测口进行挂瓶测量。2）整机扣罩法。制作一个密封罩将SF6设备整体罩住，一定时间后，用检测仪测定罩内SF6气体的体积浓度，然后算出泄漏量及泄漏率，比较准确可靠。对于大型SF6高压断路器，则在制造厂内进行测试，由于体积太大在现场无法用该法试。而对体积较小的405kV和12kVSF6断路器可在现场用整机扣罩法测试。密封罩可用塑料薄膜制成，为计算尽可能做成一定的几何形状，将罩子分上、中、下、前、后、左、右开适当小孔，用胶布密封作为测试孔。3）局部包扎法。对安装后的252kV及以上电压等级的SF6断路器和GIS，由于体积很大，无法实施整体扣罩，可采用局部包扎法进行检测。判断标准为年漏气率应不大于l，或按制造厂标准。对用局部包扎法检漏的，也可按每个密封部位包扎后历时5h，测得的 SF6含量应不大于30PPm的标准。三、现场耐压试验1试验的目的与要求（1）落地罐式。这种型式的SF6断路器，其充气外壳是接地的金属体，一般在运抵现场后组装充气，如有杂物或因运输中内部零件发生位移，将改变原设计的电场分布，组装后进行现场耐压试验能够发现隐形缺陷，故规程规定，对落地罐式SF6断路器在现场要进行合闸对地及断口间的耐压试验，断口试验时应在分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验时同时测量局部放电。（2）瓷柱式。瓷柱式SF6断路器，外壳是瓷套，对地绝缘强度高。对变开距的瓷柱式SF6断路器，其断口开距大，根据现场经验，未做耐压试验也未发生问题。所以规程没有要求做耐压试验。对定开距的瓷柱式SF6断路器，其断口间隙较短，如有杂质或毛刺存在，会在耐压试验时被老练清除，故规程规定要在其断口间进行现场耐压试验。2 试验方法耐压试验时，可施加工频交流电压或操作冲击电压，由于现场条件的限制，通常采用交流耐压方式。其试验电压为出厂试验电压值的80。在现场交流耐压试验的升压过程中，SF6断路器内部如有微量杂质或毛刺存在，可能发生所谓老炼性闪络，即在未达到规定试验电压值前试验电源跳闸，这是允许的（这种老炼性闪络可能发生在升压过程的各个阶段也可能多次出现），所以施加交流试验电压时需逐步递增，先升到相电压，停留15min，再增至线电压停留3min，然后增到试验电压值下耐压1min，如无异常，最后再由零直接升压至试验电压值下耐压lmin，如无异常即认为合格。3 试验装置交流耐压试验通常采用谐振装置，在耐压过程中发生闪络的断路器，其内部并不一定存有永久性绝缘缺陷，多数是气体中混入灰尘、杂质等所致，通过多次加压，多次闪络的老练处理，可使其绝缘恢复。 四、测量导电回路电阻 由于导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，所以在标准和规程中均要求测量导电回路电阻，规程中规定采用直流压降法进行测量。 1 直流压降法 直流压降法的原理是，当在被测回路中通以直流电流时，则在回路接触电阻上将产生电压降，测量出通过回路的电流及被测回路上的电压降，即可根据欧姆定律计算出接触的直流电阻值。 采用直流压降法测量时，回路通以100A直流电流电流用分流器及毫伏表进行测量，回路接触电阻的电压降用毫伏表进行测量，毫伏表应接在电流接线端里侧，以防止电流端头的电压降引起测量误差。表计的精度应不低于0.5级，流过电流的导线截面应足够大。一般可用截面为16mm2的铜线。2 微欧仪法 (1）测量电源采用开关电路，由市电整流后作为直流电源。通过开关电路转换为15kHz的高频电流，再经变压器降压和隔离，最后整流为低压直流作为测量电源。在测量回路中串接一个标准分流器，使其自动调整高频电源的脉冲宽度，达到自动恒定测试电流的目的。（2）采用电压法测量电阻，在测量回路中标准分流器Rn和被测电阻Rx串联，故通过的测试电流是相同的，设在标准分流器Rn上的电压降为Un， 而被测电阻上的电压降为Ux，它们应满足下列关系 故可得 在式（2-2）中，由于Ux与Un均是电流I的函数，且正比于测试电流I。若电流I有变化， 而UxUn的比值不会改变。因Rn是标准分流器的标准电阻，故测量结果是可靠的。即使测量电流偏离设定的100A，也不会影响测量结果。对于导电回路电阻值，规程规定，在大修及运行中，敞开式SF6断路器每相导电回路电阻不大于制造厂规定值的120。五、解体检查解体检查是消除缺陷最有效的手段。必要时，可进行解体检查，其通用程序如图229所示。第三节 常见故障及其处理目前，SF6断路器在电力系统中运行的数量越来越多，陆续出现一些故障，常见的故障有SF6气体含水量超标，SF6气体泄漏，操作机构拒合、拒分、误动及泄漏等。一、SF6气体中的含水量超标（一）含水量超标的原因1 产品质量不良由于产品质量不良导致含水量超标时有发生，例如某两组FX32DL型550kV断路器， 在东北某变电所安装时就发现出厂时充的运输气压为2104Pa的SF6气体有泄漏现象，所以在安装后第一次充气时，测得的含水量就不合格。2 产品结构设计不合理对于上例所述的断路器，在支持瓷套与灭弧瓷套间SF6气体连接通道存在问题，即上下两部分的气道只靠动触杆的圆环与固定在瓷套上的圆桶间运动间隙来沟通，如图230所示。这样，灭弧室与支持瓷套间的气体流通性较差，而吸附剂却装在灭弧室的上部，只能对灭弧室的气体起吸附作用，而对支柱气体的吸附作用就很小，至于对通过很长管路连接起来的密度继电器的气体的吸附作用就更是微乎其微了。目前厂家已对这一型式的产品在结构上做了改进，即在图230中的动触杆圆杆处开通了三个通气孔道，以利于上下气体的流通，也可使吸附剂充分发挥作用。3 零部件吸附的水分向SF6气体扩散SF6断路器在装配时，由于各零部件的烘烤时间不足，袋配后使其中的水分问SF6气体中扩散，导致SF6气体中的含水量增加，甚至超标。 4 对新气检验不严 根据国家标准GB890588规定，新的SF6气体含水量不能超过8ppmv。由于对新气检验不严，使不合格的气体充入断路器，导致SF6气体中的含水量超标。5 密封不严，引起渗漏SF6断路器运行多年后，密封垫老化，瓷套与法兰的胶合部位可能会有渗漏，使大气中的水分通过这些微孔向SF6气腔内扩散，导致SF6气体中水分含量超标。（二）处理对策1 提高产品质量厂家应提高产品质量，用户应购买质量好的产品 把住“入口关。2 按规定的周期和方法检测含水量通过检测发现含水量超标后。其处理方法如下；（1）外接吸附剂法。这种方法只适用于含水量超标轻微的断路器，以降低和维持SF6气体的含水量在某一水平。具体做法是在密度继电器的充气接头处，外挂一个吸附罐，吸附罐内装35kg的吸附剂。用以吸附SF6气体中的水分和杂质。注意吸附罐的密闭性要好，防止漏气，但这一方法效果并不理想，只能在一定程度上起些作用。（2）用SF6气体回收装置进行净化处理。这是常用的方法，适用于含水量超标较高的断路器。SF6气体回收装置主要由膜式压缩机、真空泵、净化器、贮气罐及必要的测试仪表组成。当含水量高的SF6气体流过净化器，气体中的水分和SF6气体分解产物即被吸附剂所吸附，从而达到净化SF6气体的目的。根据现场经验。应用SF6气体回收装置时应注意的问题如下：1）充高纯氮气进行置换。对含水量超标较高的SF6断路器充人高纯氮气进行置换是非常必要的，而且置换的时间要适当，同时要注意SF6电器的结构，对结构比较分散，连接气路较长又很细的设备，进行高纯氮气置换时间要充分，对结构紧凑，连接管路较短的设备，进行高纯氮气的置换时间可适当缩短。2）可加大真空抽力。现场经验表明，为使处理效果更好，不仅需要采用高纯氮气进行置换，而且需要加大真空抽力。例如，吉林省电力试验研究院曾对某500kV变电所的SF6断路器进行处理，真空抽力较低时，只将SF6气体的含水量从873X10-6（VV）降到26510-6（VV）。后来采用加大真空抽力（并联一台真空泵）的方法，使SF6气体含水量降低到141.9X1010-6（VV），符合标准要求。（3）气体循环于燥法。有的单位采用这种方法收到良好效果。采用这种方法需要的器具有气体回收装置一台（可用简易型的，因气体不需液化处理）；红外线干燥过滤器一台；各种管路、阀门等。红外线干燥过滤器可自制，材质最好用不锈钢的以防腐蚀，采用套罐型，内部容积在2030dm3，可装吸附剂610kg。端面采用法兰平面密封结构，用200400W的红外电炉做加热源，结构示意图如图2一31所示。过滤器的密封要求较高，要使真空抽到残留气压为26.66Pa时，停1h后，因渗漏而使残压回升不得摇过133.32Pa，否则漏气量大对人身有危害，也影响效率。气体循环干燥过程如下；首先做好准备工作，清理好红外线过滤器的外部。打开端盖板，装好吸附剂后，再装好端盖板和进、出气管路，并与断路器充、放气接头、回收装置的接头连接好。接好回收装置和滤过器的加热电源，检查抽试管路是否有漏气现象。投入加热器电源，升温至80100后。开动回收装置，将阀门放在吸气位置。缓慢打开断路器放气阀，以额定流量进行抽气，直到气体抽完，关闭断路器充、放气阀门。将回收装置阀门转向断路器方向送气，同时缓慢打开断路器阀门，以额定流量充到额定压力。关闭断路器充、放气阀门、这时就可以对断路器的SF6气体进行含水量的测试，如不合格，可以按上述方法进行几个循环即可。值得注意的是，使用过的过滤器内的吸附剂，已经吸附了潮气，过滤器罐内真空度会降低，当残压达不到 133 .32Pa以下时，要进行干燥处理。处理时，合上加热器电源开关，温度达到100摄氏度时抽真空到稳定后，保持真空度。继续加热到150时，再抽真空到稳定后，保持真空度。每 50一个循环，温度保持在 300，直抽到罐压降到 133.32Pa（ltorr）以下并稳定后即可认为干燥合格。吸附剂可以重复使用，但用过的吸附剂已经吸附了低氟化合物等有毒物质，更换时要特别注意，并处理好废吸附剂。（4）解体大修。当断路器中SF6气体的含水量大幅度增加，例如在1000PPm以上，且有漏气现象时，可以考虑大修。因为橡胶密封圈的使用寿命大致在810年，而断路器内放置的吸附剂一般按SF6气体容量的10计算，吸附量是按正常情况下的水分和杂质的含量考虑的，一旦出现漏气现象，含水量增加，很容易引起吸附剂的饱合。所以通到这种情况，解体大修是很必要的。解体大修时，要检查法兰表面的腐蚀情况，有腐蚀现象要处理好，保证密封面的光洁度，要将所有密封圈都进行更换。解体大修的程序可按图2-29进行。在大修过程中应注意的问题如下：1）保障人身安全，防止发生中毒。SF6气体本身虽然无毒，但经过开断后，SF6气体在电弧作用下会产生许多有毒物质，如SF4、S2F2、S2F10O、SOF2、SO2F2等，对人易有很大危害，稍不注意就可能产生SF6分解物的中毒现象。因此在检修SF6断路器前要先进行SF6气体回收处理，并注人高纯氮气清洗几次。解体时，检修人员应戴防毒面具、手套、眼镜、身穿工作服，解体后，检修人员要立即离开现场约lh，然后进人作业区、大修场所通风应良好且无尘埃。2）组装时应加装适量吸附剂。组装时应在本体和灭弧单元加装适量的吸附剂。其目的是控制断路器在正常运行过程中的水分含量以及吸附SF6气体的分解物。吸附剂可选用西安高压电器研究所和大连化学物理研究所联合研制的F一03吸附剂，经验证明。该产品具有优良的吸水性和吸附低氟化合物、酸性物质的性能，并且不影响开断性能。吸附剂的数量根据美国 Allied Chemcal公司提供的估算方法，宜取为 SF6气体总重量的 10。对选好的吸附剂在150200温度下烘烤24h ，进行活化处理后装人断路器内固定好。3）除潮处理。各组装元件在装配之前应进行除潮处理。这是因为解体后的SF6断路器元件放置于空气中很容易受潮，如果不进行除潮处理，在组装后各元件吸收的水分就会散布到SF6气体中去，而导致大修后的SF6断路器水分含量仍较高，除潮一般在200左右进行，历经10h以上的烘烤。4）更换密封圈。为保证大修后断路器的密封性能，大修时必需更换所有密封处的密封圈。国外的研究结果表明，采用有槽的氯丁橡胶密封圈效果最好，其水分浸入试验结果如图2-32所示。5）大修前后进行测试。为了便于比较，大修前后要测试断路器的调整参数和特性参数，大修后测得的数据应与大修前测得的数据基本一致，并满足规程要求。为保证投运后安全可靠运行，大修之后还应进行断口和导电体对地的耐压试验，只有所有的测试结果都合格，才能认为断路器大修合格。二、SF6气体泄漏（一）气体泄漏的原因1 产品质量不良产品质量不良，存在SF6气体泄漏的微小孔隙，显然SF6气体要发生泄漏现象，而潮气也就由此乘虚而入。从本质上讲，泄漏和潮气侵入是同时发生的。上述FX32DL型500kV断路器有漏气现象，而测得的含水量也不合格就是一个很好的例证。2 密封不严研究表明，密封不严的原因如下：（1）密封面的加工方式不合适。国外对密封面的加工方式进行了详细的研究后认为，加工刀痕与O型圈密封线一致的车削加工是比较合适的。指出在试验条件下，车削加工的临界粗糙度约为25m。考虑到安全因素，粗糙度极限应小于5m。（2）尘埃落人密封面。有文献指出，直径大于20m的尘埃落入密封面将引起气体泄漏，因此必须采取措施，严格地防止尘埃落入密封面。SF6断路器在装配时应在防尘室中进行。（3）密封圈老化。现场经验表明，密封圈的老化速度较快，一般在810年内就会腐烂，而失去密封效果。从这个角度而言。SF6断路器的检修周期应比规定的检修周期1520年要短，其实际检修周期应由橡胶密封圈的老化寿命决定。（4）密封面紧固螺栓松动。由于安装质量不佳或振动等原因，可能使密封面紧固螺栓松动，因此导致密封不严而引起漏气。3 焊缝渗漏焊缝渗漏的主要原因是焊缝没有完全熔透，再加对焊缝的检查方法不准确，因此就把隐患带到现场，导致漏气。4 压力表渗漏由于压力表质量不高，或连接不佳，特别是接头处密封垫被损伤都可能引起渗漏。5 套管破损在运输和安装过程中，由于外力作用，可能使资套破损，导致漏气。另外，瓷套与法兰胶合处胶合不良；瓷套与胶垫连接处，胶型老化或位置未放正等也会导致漏气。（二）处理对策（1）提高产品质量，把住“入口”关。（2）按规定的周期和方法检测漏气点，当确定漏气点后，应根据上述的漏气原因分别采用相应的措施，如紧固螺栓或更换密封件；避免尘埃侵入等，必要时进行大修。（3）认真焊接、严格检查。采用熔透型焊缝是解决焊缝渗漏的最根本办法，焊缝要做到熔透，就必须做到。1）剖口的形式必须符合有关标准和规范的要求；2）焊接时要特别注意熔焊的连续性，在分层堆焊以及不得不停顿的地段，一定要将焊渣打磨干净再继续焊接，确保焊缝内无夹渣。 3）从设计的角度讲，焊缝的走向应尽可能简单流畅，以提高焊接的工艺性。 4）操作工人必须具备压力容器焊接技术等级合格证，并严格按标准规范程序操作。 提高焊缝质量，除具有上述可靠稳定的工艺基础外，还必须具有正确的检查手段，它是不可缺少的保证条件。目前，检查焊缝内在质量比较彻底的方法之一是探伤。探伤检查合格者才能运到现场安装。 （4）更换。对渗漏的压力表和破损的瓷套管等，应当及时更换。 三、绝缘不良，发生闪络 l 原因 （1）瓷套管污秽较多或有其它异物。 （2）瓷套管炸裂或绝缘不良。 2处理对策 （1）清理污秽及其它异物。 （2）更换不合格的瓷套管。 四、断路器本体内部卡死，某相完全不能动作 造成这种现象的原因多数是绝缘拨叉脱落或断裂，处理的方法是，退还厂家，或由厂家的维修站解体检修。 五、并联电阻故障 1 原因 高压断路器加装并联电阻的目的是限制操作过电压。并联电阻一般有金属丝电阻和线性陶瓷电阻。我国 500kV的SF6断路器一般都装有合闸电阻，阻值为400欧姆的是线性陶瓷电阻，由于容量有限，所以容易被烧坏。当实测并联电阳与出厂或交接试验测量值不符时，对陶瓷电阻而言。可能存在的原因如下： （1）电阻片老化，导致电阻值增