变电运行技师预备班授课内容.ppt

变电运行2004年度第二期 技师 预备班电气设备运行授课内容主讲 雷玉贵 第一讲 变压器运行一 变压器并联运行理想要求1 变压器并联运行条件 1 各台变压器原 副边电压应分别相等 变比相等 可允许误差值在 5 2 各台变压器短路电压 阻抗百分数 相等 可允许误差值在 10 3 各台变压器的接线组别应相同 2 不符合并联运行的条件产生的后果 1 变比不同并联运行时将产生环流 影响变压器的输出功率 2 百分阻抗不等并联运行时 不能按变压器容量比例分配负荷 也会影响变压器的输出功率 3 接线组别不相同并联运行时 会使变压器产生短路 3 理想要求 无环流 4 为什么将A级绝缘变压器绕组的温升规定为65 C 1 变压器负荷增加时 一次侧电流随之相应增加 2 变压器在运行中要产生铁损和铜损 这两部分损耗全部转化为热量 使铁芯和绕组发热 绝缘老化 从而影响变压器的使用寿命 3 因此国际规定变压器绕组的绝缘多采用A级绝缘 规定了绕组的温升为65 C 5 电阻限流有载调压分接开关有哪几部分组成 各起什么作用 1 切换开关 用于切换负荷电流 2 选择开关 用于切换前预选分接开关 3 范围开关 用于换向或粗调分接开关 4 操作机构 是分接开关的动力部分 有联锁 限位 计数等作用 5 快速机构 按预定的程序快速切换 6 有载调压变压器分接开关的故障是由哪些原因造成的 1 辅助触头中的过渡电阻在切换过程中被击穿烧断 2 分接开关密封不严 进水造成相间短路 3 由于触头滚轮卡住 使分接开关停在过渡位置 造成匝间短路而烧毁 4 分接开关油箱缺油 5 调压过程中遇到穿越性故障电流 7 变压器有载调压装置动作失灵的原因 1 操作电源电压消失或过低 2 电机绕组断线烧毁 起动电机失压 3 联锁触点接触不良 4 转动机构脱扣及肖子脱落 5 用有载调压装置进行调压时 对系统来说补偿不了无功功率 8 何谓变压器的不平衡电流 有什么要求 1 变压器的不平衡电流是指三相变压器绕组之间的电流差而言 2 三相三线式变压器中 如三相负荷不对称时 将出现负序电流 各相负荷的不平衡度不许超过20 3 在三相四线式变压器中 不平衡电流引起的中性点电流不许超过低压绕组额定电流的25 4 如果不符合上述规定 应进行调整流负荷 9 变压器新装或大修后为什么要测定变压器大盖与油枕连接管的坡度 标准是什么 1 变压器的气体继电器侧有两个坡度 一个沿气体继电器方向变压器大盖坡度 应为1 1 5 变压器大盖坡度要求在安装变压器时从底部垫好 2 另一个则是变压器油箱到油枕连接管的坡度应为2 4 该坡度是由厂家制造好的 3 其目的一是为了防止在变压器内贮存空气 二是为了在故障时便于使气体迅速可靠地冲入气体继电器 保证气体继电器正确动作 4 变压器气体继电器动作信号 取油样化验 油的闪光点降低时 且油式变黑并有一种特种气味 且表明铁芯片局部短路与铁芯局部熔毁 10 变压器正常运行时绕组的哪部分最热 1 绕组和铁芯和温度都是上部高下部低 2 一般结构的油浸式变压器绕组 实验经验证明 温度最热为高度方向的70 75 处 横向自绕组内径算起的三分之一处 3 每台变压器绕组的最热点应试验决定 4 一台降压变压器 如果一次绕组和二次绕组同用一种材料和同样面积的导线绕制 在加压试验使用时将出现二次绕组发热较大 11 变压器油位的变化与哪些因素有关 1 变压器的油位在正常情况下随着油温的变化而变化 因为油温变化直接影响变压器油的体积 使油标内的油面上升或下降 2 影响油温变化的因素有负荷的变化 环境温度的变化 内部故障及冷却装置的运行状况等 3 变压器温度上升 从而造成绝缘电阻会降低 12 造成变压器缺油的原因 1 变压器长期渗油和大量漏油 2 修试变压器时放油后没有及时补油 3 油枕的容量小 不能满足运行的要求 4 气温过低 油枕的储油量不足 13 变压器长时间在极限温度下运行的危害 1 一般变压器的主要绝缘是A级绝缘 规定最高使用温度为105 C 2 变压器在运行中绕组的温度要比上层油温高10 15 C 3 如果运行中的变压器上层油温在80 90 C左右 那么也就是绕组处于90 105 C左右 这样就会因温度过高使绝缘老化严重 加快绝缘油的劣化 影响使用寿命 14 如何处理变压器在运行中油面过高或油从油枕中溢出 1 首先检查变压器的负荷和温度是否正常 如果负荷和温度均正常 则可以判断是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面 此时应经当值调度员同意后 将重瓦斯保护改接信号 然后疏通呼吸器或油标管 2 如因环境温度过高而引起油枕溢油时 应放油处理 15 如何处理变压器运行中出现三相电压不平衡现象 1 如果三相电压不平衡时 首先应检查三相负荷情况 2 对 Y接线的三相变压器 如三相电压不平衡 电压超过5V以上则可能是变压器有匝间短路 须停电处理 对Y Y接线的变压器 在轻负荷时允许三相对地电压相差10 4 在重负荷的情况下要力求三相电压平衡 16 如何正确操作切换变压器中性点接地开关 1 切换的原则是保证电网不失去接地点 其方法采用先合后拉 2 合上备用接地点的接地开关 3 拉开工作接地点的隔离开关 4 将零序保护切换到中性点接地的变压器上去 17 1 P1353078 2 P225 2074 3 P226 4076 4 用手接触到变压器外壳时 如有触电感 可能是外壳接地不良 5 变压器按中性点的绝缘水平分类时 中性点绝缘水平与头绝缘水平相同时叫全绝缘 第二讲高压断路器运行一 高压断路器组成 1 它由开断元件 支撑元件 传动元件 基座 操作机构等组成 2 断路器主要技术参数 标志断路器开合短路故障能力的数据是额定开断电流 3 断路器的最高工作电压是按输电线路首未端电压的变化确定的 4 短路电流的冲击值主要用校验电气设备的动稳定 二 断路器的作用 1 正常时 接通和断开电路 2 故障时 与继电保护装置相配合 切断故障线路 从而保证非故障线路的正常运行 3 高压断路器的灭弧窒的作用是断路器在开断电路时进行灭弧 4 高压断路器缓冲器的作用是 缓冲分合闸冲击力 吸收分合闸剩余能量 5 断路器的跳闸辅助触点应在合闸过程中 动静触头接触前接通 6 断路器故障跳闸统计薄应由值勤班长负责填写 3 断路器出现哪些情况应停电处理 1 严重漏油 油标管中已无油位 2 支持瓷瓶断裂或套管炸裂 3 连接处过热变红或烧红 4 SF6断路器严重漏气发出操作闭锁信号 5 绝缘子严重放电 6 液压机构突然失压到零 7 油断路器灭弧窒冒烟或内部有异常声音 8 真空断路器真空度损坏 4 断路器越级跳闸应如何检查 1 首先检查保护及断路器动作情况 2 如保护动作 断路器拒绝跳闸造成越级跳闸 则应拉开拒绝跳闸断路器两侧的隔离开关后将其它非故障线路送电 3 如果是保护未动造成断路器越级跳闸 则应将各线路断路器断开 再将逐条线路试送电 待发现线路故障后将该线路停电 拉开断路器两侧隔离开关 再将其它非故障线路送电 最后检查断路器拒绝跳闸的原因 5 5 液压机构压力异常有哪些表现 如何处理表现为 1 压力表指针升高或降低 2 油泵频繁起动或油泵起动不建压 处理方法为 1 当压力升高时油泵打压不停止 应尽快停止油泵 2 当断路器跑油造成压力下降或压力异常 并出现禁分 采用机械联锁 拉开直流电源及脱离保护压板 再用旁路带出 6 弹簧储能操作机构的断路器发出 弹簧末拉紧 信号应如何处理 1 值班人员应迅速去现场检查交流回路及电机是否有故障 2 若电机有故障 应用手动将弹簧拉紧 3 电机无故障面弹簧已拉紧应检查二次回路是否误发信号 4 如果是由于弹簧有故障不能恢复时 应向调度申请停电处理 7 发现 断路器三相位置不一致 信号时就如何处理 1 如可进行单相操作的断路器发出 三相位置不一致 信号时 应立即检查三相断路器的位置 如断路器只跳开一相 应立即合上断路器 如合不上应将断路器拉开 2 若是跳开两相 就立即将断路器拉开 3 如果断路器 三相位置不一致 信号时不复归 就继续检查断路器的位置中间继电器是否卡滞 触点是否接触不良 断路器辅助接点的转换是否正常 8 断路器电动合闸时应注意哪些问题 1 操作把手必须扭到终点位置 监视电流表 当红灯亮后将把手返回 操作把手返回过早可能造成合闸跳跃 2 油断路器合闸后 应注意直流电流表应返回防止接触器KII保护 烧毁合闸线圈 3 油断路器合闸后 检查机械拉合位置的指示 传动杆 支持绝缘子应正常 9 液压机构打压频繁的原因 1 储压筒活塞杆漏油 2 高压油路漏油 3 微动开关的停 启泵的距离不合格 4 放油阀关闭不严 5 液压油内有杂质 6 分 合闸控制阀关闭不严 7 氮气损失 10 KK开关上 5 8 6 7 2 4 各是什么触点 其工作状态如何 1 5 8 是合闸触点 在 合闸 位置接通 合闸后 位置断开 2 6 7 是跳闸触点 在 跳闸 位置接通 跳闸后 位置断开 3 2 4 是重合闸放电触点 在 预备跳闸 及 跳闸后 位置接通 预备合闸 位置断开 11 1 P190 3296 2 P191 4297 3 P191 5298 4 P191 4277 5 P191 5300 第三讲 高压隔离开关一 隔离开关的作用及特点 1 它没有专门的灭弧装置 所以它不能用来切断负荷电流和短路电流 2 它可进行 隔离电源 倒闸操作 拉合有关小电流回路 3 其特点户内隔离开关比距比户外隔离开关泄漏比距小 4 隔离开关不可以进行同期并列 二 有关注意事项 1 隔离开关触头刚分开时 虽然电压不一定很高 但是在较小间隙中 会产生很强的电场强度 2 发现隔离开关过热时 应采用倒闸的方法 将其退出运行 如不能倒闸操作 则进行停电处理 3 将检修设备停电 对已拉开的断路器和隔离开关取下操作电源时 其把手必须锁住 第四讲 互感器的运行一 接线形式 1 电流互感器的零序接线方式 在运行中只能反映零序电流 2 电压互感器Y y接线不能测量相电压 3 选择电压互感器二次熔断器的容量时 不应超过额定电流的1 5倍 4 电压互感器二次熔断器熔断时间应小于保护动作时间 二 有关注意事项 1 互感器呼吸孔的塞子有垫片时 带电前应将取下 2 油浸式互感器应直立运输 倾角不应超过15 3 我国电流互感器一次绕组和二次绕组是按减极性方式缠绕的 4 电流互感器的一次电流是由一次回路负荷电流决定 不随二次回路阻抗改变而变化 三 电流互感器发生不正常声音的原因 1 过负荷 2 二次开路以及内部绝缘损坏 3 半导体漆涂刷不均匀形成内部电晕以及夹铁螺丝松动 四 在运行的电压互感器二次回路上工作 应注意的安全事项 1 严禁电压互感器二次短路和接地 2 工作时应使用绝缘工具 带绝缘手套 3 根据需要将有关保护停用 防止保护拒动和误动 4 接临时负荷时 应装设专用隔离开关可熔熔断器 第五讲 其它电器运行一 电抗器运行1 电抗器正常巡视项目有哪些 1 接头应接触良好 无发热现象 2 支持绝缘子就清洁无杂物 3 周围应整洁无杂物 4 垂直布置的电抗器不应倾到 5 门窗应严密 二 避雷器的运行1 雷雨天巡视窒外高压设备时 应穿绝缘鞋 并不得靠近避雷针和避雷器 2 站内所有避雷针和接地网装置为一个单元进行评级 3 使用氧化锌避雷器的主要原因是保护特性好 三 消弧线圈运行1 中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地时 非故障相的对地电压略升高 2 设置原则 1 对于多台消弧线圈 不能把消弧线圈安装在同一变电站内 应使电网中每一个独立部分都有补偿容量 2 消弧线圈最好装在电网的送电端 其目的是减少电网内发生故障消弧线圈被切除的可能性 3 在一个独立系统应安装两台或两台以上 应选择不同容量 有利于扩大电感电流的调节范围 4 发生单相接地时消弧线圈的电感电流滞后零序电压90 5 消弧线圈与变压器的铁芯不同 前者是隔开的 后者是闭合 6 P226 5077 第五节 电力电缆运行1 电缆敷设图不包括电缆长度 芯数 截面 走向 2 电缆敷设时应注意的问题 1 纸绝缘多芯电力电缆 铅包 铠装 15 2 纸绝缘单芯电力电缆 铅包 铠装 无铠装 20D 3 铅包电缆 橡皮电缆和塑料电缆及控制电缆 铅包或塑料护套 按制造厂规定 3 电缆运行的要求 1 电缆线路的正常工作电压 一般不应超过电缆额定电压的15 2 电缆导体的长期允许工作温度 c 应符合如下规定 第六节 电容器的运行1 电容器的无功输出功率与电容器的电容量成正比 与外加电压的平方成正比 Q U C2 三相电容器之间差值 不应超过单相总电容量的5 3 对于同一电容器 如连续投切中间的间隔时间为5min以上 4 当电容器额定电压等于线路额定电压时 则应接成三角形并入电网 等于相电压时接成星形并入电网 5 电容不允许在130 额定电压下长期运行 但允许在1 1倍额定电压和1 3倍额定电流下运行 6 电容器的电容允许值最大变动范围为 10 7 在实际运行中 三相线路的对地电容 不能达到完全相等 三相对地的电容电流也不完全对称 这时中性点和大地之间的电位不相等 称为中性点出现位移 8 安装并联电容器的目的 一是改善系统功率因素 二是调整电网电压 9 串联电容以补偿电路电抗 可改变电压质量 提高系统稳定性和增加电力能力 10 当全部停电和无电后 必须将电容器断路器断开 11 进入电容器组工作时 应电容器整体放电 不能逐个多次放电后进行 12 新投运的电容器组必须进行3次合闸冲击试验 13 处理故障电容器应注意的安全事项 1 在处理故障电容器前 必须做好技术措施 2 电容器可能发生故障有 引线接触不良 内部断线或熔丝熔断等 3 由于上述原因 电容器内部的一部分电荷未能放出来 为此在接触故障电容器前 还应戴上绝缘手套 有短路线将故障电容器的两极短路并接地后方可动手拆除 4 对双星形接线的电容器组的中性线及多个电容器的串联线还应单独放电 5 电容器中性母线应刷赭色 14 P208 5030P225 3075P271 4028 P272 5029 15 两只电容器电容不等 而它的两端电压相等则电容大的电容器带电荷量多 小的带电荷量少 第七节 蓄电池 母线运行1 变电站的母线电量不平衡率 一般要求不超过 1 2 2 怎样检查蓄电池运行中的极板硫化现象 1 充电时冒气泡过早 2 一开始充电即冒气泡 3 充电时电压过高 放电时电压降低于正常值 4 正极板呈现出褐色带有白点 3 蓄电池在运行中极板短路的特征 1 充放电电压较低 2 充电过程中电解液比重不能上升 3 充电时冒气泡少且气泡发生的晚 4 极板弯曲的特征是 极板弯曲 极板龟列 阴极板铅绵肿起并成苔状瘤子 SF6断路器及GIS电器运行浙江电力教育培训中心浙西分中心主讲 雷玉贵 一 概述SF6断路器及GIS电器是利用优质的SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质的电器 1 SF6气体具有优异的绝缘性能和灭弧性能 50年代 高压电器的绝缘的介质就利用SF6气体代替了空气 2 60年代中期 美国制造了第一套GIS设备 使高压电器发生了质的飞跃 同时也给配电装置带来了一次革命 3 GIS电器除主变之外 其它元件全部密封 不受环境干忧 可靠性高 运行方便 检修周期性长 维护工作量少 安装迅速 运行费用低等优点从而引起世界电力部门的普遍重视 4 30年来 GIS设备发展很快 欧洲 美洲 中东电力公司都规定配电装置要用GIS设备 在亚洲 非洲 澳洲的发达国家也基本上规定要用GIS设备 5 GIS电器目前世界在南非有800KV设备投入运行 6 1992年国际大电网会议统计 各国已投入运行的GIS变电站近2000座 至今已达到6000座左右 7 GIS设备占地面积少 占地面积的比例与常规设备相比 500KV为2 4 110KV 220KV为5 7 8 GIS设备的应用特别适用城市和发达地区 二 我国及省内GIS设备的发展1 我国60年代起步于研究GIS设备 与发展中国家基本同步 2 1971年首次试制成功110KVGIS设备并投入运行 3 80年代以来国产大型GIS设备也投入运行共计达407个间隔 较大的有广西天生桥水电站的500KVGIS设备 其次是渭南的330KVGIS和上海杨树浦电厂的220KVGIS设备 4 本省87年在杭州市电力局照庆变进口投运110KVGIS电器 2002年杭州市电力局在运河变投运了220KVGIS设备 全省目前已有GIS设备变电站28座 三 SF6气体特点 1 SF6气体是无色 无臭 无毒 不易燃烧极其稳定惰性气体 其比重是空气5 1倍 2 具有良好绝缘性能 其绝缘能力高于空气2 5 3倍 3 具有较强灭弧能力 其灭弧能力高于空气近100倍 4 它的电气性能受电场的均匀程度 水份 杂质影响特别大 5 在高温作用下 使SF6气体分解为有毒的低氟化合物 如SF2 SF4 SOF4 SOF2 SO2F2 四 SF6气体在高温下的分解特性 一 分子分解时 1 含水量在标准范围内 分解反应时吸收能量 SF6气体在电弧作用下 分子分解加快 其分解变化与温度关系 1 150 2000K 不会分解 2 2000K 2500K 分子分解加快 3 3000K时 绝大多数SF6分子直接分解成 S 和 F 单原子 离子和电子 4 4000K时 SF6开始电离成正离子 S 与 F 原子 经过扩散冷却 约在10 7 10 6秒后又重新结合成SF6分子 因此 SF6气体介质具有自恢复特性 2 当SF6气体中含有杂质时 其化学反应就复杂了 1 SF6气体分解物在电弧中第一次的杂质化学反应是与触头的金属蒸汽 2 与铜蒸汽的反应是 SF6 CU SF4 CUF2 3 与钨蒸汽的反应是 3SF6 W SF4 WF6 4 CUF2是固体粉末 WF6是活泼的气体 SF4是活泼的化合物 WF6和SF4不能以其原状长期存在 遇上水分子就会产生二次反应 3 水分含量超标时 1 在常温下 SF6气体化学性能很稳定 当温度低于500 时 一般不会自行分解 2 SF6气体水分含量超标时 但温度在200 以上就开始分解 其反应式为2SF6 6H20 2SO2 12HF O2 3 HF又称氢氟酸 其毒性 腐蚀性是最强的 对人的皮肤有强烈的腐蚀作用 4 SO2遇水化合变为氩硫酸H2SO3 也有强烈的腐蚀性 4 另一部分 SF6气体在电弧高温的作用下 与水发生的化学反应从中还会分解出SOF2 SO2F2 SOF4 HF等既有害又有毒杂质 其化学反应式如下 1 SF4 H2O SOF2 2HF 2 SOF4 H2O SO2F2 2HF 3 SOF2 H2O SO2 2HF 二氧化硫 4 SO2F2 2H2O H2SO4 2HF 硫酸 再说 WF6 3H2O WO3 6HF 1 WO3是固体粉末 极易吸潮 当其附在绝缘体 固体表面时 造成沿面闪络电压值下降 2 HF有腐蚀性 对瓷套内壁釉面涂层有破坏作用 3 SF4对动物的肺有伤害作用 其毒性会影响呼吸系统 4 SO2F2称为 氟化氩硫酸 它是无色有窒息性臭味的剧毒气体 能造成动物的严重肺水仲 使肺部产生大量的渗出物并阻止气体在肺部的上交换 使动物窒息致死 5 SO2F2是无色无臭的气体 动物吸入后会组织上起全身性痉挛麻痹 使呼吸器官肌肉失去正常功能时而造成窒息 注 其危险性在于无刺激性味 待发现中毒往往迅速造成死亡 5 水分对电器设备绝缘的危害 1 水分在电器设备中 除了对绝缘件和金属部件产生腐蚀作用之外 还在它的表面产生凝结水 附在绝缘件的表面 而造成沿面闪络 2 当水分由液态变为固态后 从物理学上知道 对电器绝缘材料的危害性可以大大减少 即水变为冰之后 它对电器设备的危害减少 3 要使SF6气体中的水蒸汽将凝结水或变为冰其条件主要决定于水蒸汽的压力和密度 在什么温度下会达到饱和 人们知道SF6断路器和GIS电器设备内 SF6气体的体积是不会变的 水蒸汽的饱和只和压力 温度有关 4 当SF6断路器和GIS电器设备的水蒸汽及温度达到某一值时 其压力和密度达到饱和后 水蒸汽就不会凝结为露水 而直接变为冰了 这时对绝缘材料的危害就降低许多 SF6气体中水蒸汽的饱和压力与饱和密度水蒸汽温度 饱和压力 Pa 饱和密度 g m3 50117683 24073651 23042330 32023317 3101239 09693 46 910614 52 10261 92 2010 30 76 303 80 28 五 SF6气体水分可能的来源1 断路器内部绝缘件处理不良 含水量较多 2 SF6新气质量较差 3 充气工艺不佳 4 抽真空工艺不良 5 充气管道 接头等元件处理不彻底 6 断路器密封结构不可靠 运行中水份渗入断路器内部 六 水分的控制1 确保电器所有密封部件都具有良好的密封性能 2 应严格控制新的SF6气体的含水量 8ppmw 3 抽真空度的要达到规定值 真空度达到133 3Pa并至少维持2h以上 抽真空时间越长 真空度越高 则对降低气体水分的含量越有利 4 充气设备必须良好 5 充气工艺必须规范 6 提高检修安装的质量 七 SF6气体微水测量的方法常用的SF6气体微水测量方法有 1 露点法 1 当测试系统的温度略低于样品气体中的水蒸气饱和温度 露点 时 水蒸气结露 通过光电转换输出信号显示其水分比例 下限可在PPm级 适用于间歇测定 2 装置较为复杂 要致冷剂 测量精度与测量仪器质量关系不大 2 电解法 1 其测量原理是将气体样品通过一个特别的电解池 被电解池上的P5O5膜层吸附 同时又被电解 根据气体定律和库仑电解定律计算出1ppm水消耗的电流数 从指示仪表直接读出含水量 2 适用于连续在线分析 但测定灵敏度较低 测量值一般要大于10PPm为好 3 间歇测定时达到稳定的时间较长 八 SF6气体的含水量测定的要求1 测量所需的水分仪 减压阀 必须用高纯氮预先干燥 2 测量前应检查本体内SF6气体压力为额定压力 3 测量时间选择在充入SF6气体24h进行 4 严禁在雨天气进行该项工作 5 测量系统的密封性能一定要好 防止外界水分进入 6 为了保证测量正确性 所以每次测量的环境温度最好控制在20 C左右为好 以利于比较 九 SF6气体的负电特性 1 负电特性 是指这种气体分子或原子生成负离子倾向性 由电弧电离所产生的电子 被SF6气体分子和它所产生的卤族分子和原子强烈的吸附 因而带电粒子的移动性显著降低 并由于正离子和负离子极易复原为中性分子和原子 2 同时 SF6气体吸附电子后 外层的形成8个电子稳定结构 自由行程比电子自由行程小 在同样的电场强度下产生的碰撞游离机会减少 3 SF6气体击穿电压高于空气的原因 是因为SF6气体具有负电特性 即当周围有电子存在时 能为SF6气体捕获而成负离子 由于SF6是重气体 在电场作用下流动迟缓 不象电子那样容易加速而使气体在电场作用下击穿 4 随着交流电流从零上升到峰值时弧心变粗 从峰值下降时弧心又随之变细 从而电弧在过零前不发生截流现象 也不会引起有害的过电压 有利于开断空载变压器和电动机 十 SF6气体与传统绝缘介质相比存在问题 1 电场均匀程度对SF6气体绝缘击穿电压的影响十分显著 2 SF6气体电器的闪络电压值受微量杂质的影响特别大 十一 SF6气体的含水量必须要严格控制 1 新投产SF6断路器灭弧气室内的含水量不能超过150PPM V或18 5ppm u 150uL L 运行中则不能超过300PPM V37ppm u 300uL L 质量比 体积比是1 8 11 2 水份对SF6气室内绝缘件表面闪络电压的影响 1 当SF6气体中混入水分 其内在是以H20的气体份子形式混杂于SF6气体之中 则SF6气体与绝缘件固体的分界面的闪络特性几乎不受影响 2 若水分含量较多时 在温度下降时能在固体表面结露 其绝缘性能就会下降 导致沿面闪络 一般以 10 C的露点来控制水分 3 水分对SF6气体电弧分解生成物的影响 4 由于上述危害 所以在运行中每年要监视复测 含水量超标要进行处理 十二 SF6断路器SF6气体含水量在运行中升高原因 从试验和运行经验得知 一台密封性能十分良好的六氟化硫断路器及GIS电器运行或放置多年后 SF6气体从电器往外泄漏量是微小 而电器内部的水蒸汽密度却增大 1 从气体压力来言 电器内部SF6气体压力高于外部的空气压力 对于水蒸汽来说其内部压力远低于外部压力 例如 当环境温度为20 C 相对湿度为80 PS 0 8 23 8 10 4 19 10 4 MPa 如果电器内部充0 6MPa的气体 同理可得 内部水蒸汽的压力为6 67 10 4MPa内外压力差比值为19 10 4 6 67 10 4 2 85 2 外界温度越高 湿度越大 内部含水量越小 则内外水蒸汽压力差越大 3 在电器密封结构的薄弱环节中 将产生内部SF6气体往外泄漏 外部的水蒸汽向内部渗透的现象 4 如果引起气体泄漏的微孔直径小 并和水蒸汽的平均自由行程差不多 那么SF6气体的泄漏流变成分子流 外界的水蒸汽仍然能够渗透到电器内部 5 因为SF6气体的分子直径为4 561 10 10m 而H2O为3 41 10 10m 前者大于后者 另者 由于SF6气体的形状成球形 H2O的形状则呈针尖形 所以水蒸气比SF6气体分子更容易渗透 因此密封的可靠性对SF6断路器和GIS电器来说是至关重要的 第二章六氟化硫断路器的运行一 SF6断路器的分类及灭弧原理 1 按结构可分为瓷套支柱式和落地式 2 按气体压力可分为双压式和单压式 3 按触头工作方式可分为定开距和变开距 二 以252KV3QAIEE断路器 1 工作温度 2 绝缘能力 表2 1 3 电气数据 表2 2 4 灭弧介质 表2 3 注意事项 该断路器工作温度设计在 30 C 50 C的环境温度运行 如果断路器安装在海拔高于1000米时 耐压值必须乘以换算系数K 100020003000M K 0 8 0 9 1 0 h 5 动作时间 6 液压监视 密度监测计动作值 7 辅助开关 40 35 30 25 20 15 10 505101520253035404550 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5 6 5 7 5 8 0 7 0 6 0 0 35 0 40 0 45 0 50 0 55 0 60 0 65 0 70 0 75 0 80 MPa a bar a b c e 0 02 5 2 0 52 0 2 6 0 0 60 三 安全注意事项 一 安装调试时注意事项 1 开关和机构的拐臂一定要打好销钉 并应仔细检查 2 SF6气体压力表应清晰 压力应正常 3 分合闸前应观察分合指示器 拉不动不要硬拉 4 有分合闸电气或机械联锁应认真进行检查 5 电动操作时 分合闸线圈通电时间不应大于1S 调试中手动操作正常后再进行电动操作 6 对分合闸辅助开关要仔细调试并正确切换 二 运行时注意事项 SF6断路器在运行中出现的常见故障及处理方法 1 漏气 1 停运后用检漏仪检漏 必要时按大修要求进行处理 2 额定气压为0 6MPa的断路器其压力低于0 50MPa时应补气或停止运行 3 额定气压为0 4MPa的断路器其压力低于0 30MPa时应补气或停止运行 2 拒合或拒分 1 首先检查操作机构有无卡涩和失控情况 2 检查分合闸线圈和电气回路 3 检查脱扣板是否复位及各部位的调试尺寸是否合格 3 送电后断路器内部有响声 应及时停止运行并查明原因 4 分 合闸指示位置与断路器实际位置不对应 应重新调试 使分 合闸位置与指示一致 5 零部件损坏 变形 松落 应予更换并配齐 6 检修中发现SF6气体含水量超标准 应进行抽真空处理 活化Al2O3吸附剂 处理合格后再投入运行 7 运行中压力表指示降为零 应立即停役检查 三 SF6气体使用的安全要求 1 注意人身安全 2 存放地点必须干燥 通风良好 并有明显的标记 3 在检修巡视时要使用防毒面具 4 在有风时应站在上风口 5 如遇SF6中毒者 首先将人员转移到通风环境较好位置 呼吸新鲜空气 或用水冲洗皮肤和眼睛 四 断路器定期外观检查和状态监测 1 检查类别 二类 一是非主要检查 二是主要检查 非主要检查周期为2 4年 1 检查的内容和要求 1 瓷绝缘套管有无脏污和损坏 2 外部金属部件有无锈蚀 3 操作机构箱有无渗漏 2 状态监测 1 检查气体密度继电器 读取操作次数 2 检查加热器 3 根据断路器运行的情况进行状态监测 4 根据状态监测情况再决定断路器是否退出运行 主要检查 1 检查周期为14 16年 1 检查的内容和要求 1 瓷绝缘套管有无脏污和损坏 2 外部金属部件有无锈蚀 3 操作机构箱有无渗漏 4 检查操作机构和机械连接部件是否锈蚀 磨损和松动 5 缓冲器是否渗漏 2 状态监测1 密度继电器的报警功能 2 SF6气体的水分含量 3 主回路电阻 4 弧触关的烧损程度 5 特性参数测量 3 主要检查的注意事项1 断路器必须在分闸位置 2 高压端必须接地 3 降低气体压力 第三章GIS设备的运行一 概述 气体绝缘金属封闭开关设备 GIS 二 特点 1 占地面