SF6断路器论文

第一篇：SF6断路器论文

SF6断路器运行中存在的问题及改进措施

黄朝辉

摘要：断路器对电力系统的安全和稳定起着非常重要的作用，分别对高压断路器的主要功能和SF6 断路器优缺点及SF6 断路器的发展作了叙述，分析了SF6断路器在生产运行中所存在的问题，提出了潜在危害的防范措施及改进方法，并简单介绍了一些预防性试验检查工作。

关键词：SF6断路器的优缺点，运行维护，故障 引言

高压断路器（或称高压开关）是变电所主要的电力控制设备，具有灭弧特性，当系统正常运行时，它能切断和接通线路及各种电气设备的空载和负载电流；当系统发生故障时，它和继电保护配合，能迅速切断故障电流，防止扩大事故范围。

它的主要功能：正常运行倒换运行方式，把设备或线路接入电网或退出运行，起到控制作用；当设备或线路发生故障时，能迅速切断故障回路，保证无故障部分正常运行，起到保护作用，高压断路器是开关电器中最为完善的一种设备，既能开断正常的负荷电流，又能开断短路电流高压断路器对维护电力系统的安全经济和可靠运行有着十分重要的作用。

高压断路器按照使用灭弧介质的不同可分为：油断路器、压缩空气断路器、SF6断路器和真空断路器。

目前，随着电力系统的发展，SF6断路器被广泛应用，但是不同型号的SF6断路器，使用标准也不相同，这就给相关工作人员在对SF6断路器安装运行检修的过程中带来了很多困难，影响了施工和检修的工作，对故障的正确判断以及给电力系统的正常运行带来一定的影响下面谈谈SF6断路器优势和在生产运行中的维护问题和改进方法。SF6断路器与油断路器比较的优势

SF6断路器在和少油断路器相同的工作条件下，其技术指标和性能参数要优于少油断路器。

2.1 机械寿命长，检修周期长，费用低

在机械寿命方面可达到3000次，比少油断路器机械寿命要长3倍以上检修周期长达10-15年。根据国际大电网会议CIGRE的Working Group 13.08的调查，世界上运行周期超过30年的SF6断路器的数量大约占0.26%；运行时间在20-30年之间的SF6断路器约占8.77%；运行时间在10-20年之间的SF6断路器约占35.58%；运行时间低于10年的SF6断路器约占55.39%。总体来说，SF6断路器的解体大修周期大致为14-15年（单压式）和12年左右(双压式)，与少油断路器相比周期大大延长，维修费用也大幅度降低。对SF6断路器与少油断路器10年运行维护费用进行估算统计。经过十年运行，每台SF6断路器在检修费用上要比少油断路器节省费用118000元左右，经济效益非常明显。2.2 安全可靠性强

SF6气体具有良好的灭弧性能，尤其是其弧柱的导电率较高，燃弧电压很低，弧柱的能量较小，避免了少油断路器经常发生的爆炸事故。

断路器具有强大的开断能力和良好的绝缘性能，选用的单断口SF6断路器灭弧室的设计吸取了国内、外各型灭弧室的优点，使之具有优异的开断性能。在断口不附加电容器的情况下，即可开断50KA的短路电流和各种故障电流。SF6断路器的发展状况

SF6断路器经历了双压式、单压式、热膨胀式几个阶段。双压式已被淘汰，单压式形成了72.5-800KV一系列的产品。单压式断路器是依靠SF6气体在灭弧室被压力活塞快速压缩进行吹弧的，一般是采用液压和气动的操作机构。

在20世纪80年代曾利用电弧燃烧产生的气体来吹弧，操作功降低了，断路器的可靠性提高了。由于其弹簧部件的能量小，断路器的开断的时间和燃弧时间较长，这样就限制了其向高压容量大的方向发展。在一些领域SF6断路器正向着自能式的方向发展，例如上海的华东开关厂曾引进的开关柜，其中的HB型断路器就是自能式的，西安的高压电器研究所也开发了户外式的自能式断路器。自能式断路器与真空断路器相比较，SF6断路器具有很低开断的过电压。

断路器的故障一半发生在控制和辅助回路为了简化控制系统，提高运行的可靠性，采用了一系列的先进技术，如传感器、光纤传导信息等技术。SF6断路器的操作机构也在不断的改革和进步，其利用液压弹簧机构，这样结合了弹簧和液压两方面的优点，简化了结构，大大提高了可靠性。

在电网行业中SF6断路器因其自身的优势，现在已经基本代替了油断路器。SF6断路器所使用的灭弧气体是SF6气体，具有强灭弧能力、高耐电强度等特点，它在重量、体积、开断性能、载流能力、绝缘性能、环境适应性等方面都超过了油断路器，因此在电力系统得到广泛的应用。但也存在接头氧化、微水超标、主储压器、密度继电器接点接触不良等问题，为系统安全稳定运行埋下了隐患。现存问题及改进措施

4.1 微水超标 4.1.1 现状

SF6断路器中对SF6气体的含水量及纯度都有极为严格的要求。在正常运行的过程中内部由于发生闪络，就会生成几种SF6分解物；大气中的水份也是会渗入到气体的绝缘设备中，较高的气压下，过量的水份很容易使气体的绝缘强度下降，甚至在设备内部会发生闪络事故。还有些活性得杂质，例如SO2、HF等有强烈的腐蚀作用，会对气体绝缘设备的构件产生腐蚀作用，一些分解物还有毒性，如果泄漏出来将会影响工作人员的健康，还会污染环境。因此，应必须保证充入的到电气设备里的SF6气体合乎规格，在充气的过程中，一定要严防水分。

在实际情况后依然存在以下问题会导致微水超标：（1）商品气体中含有少量的水分，钢瓶新气含水量以下（重量比）。在给断路器补气或换气时，这部分水分直接进入设备内部。

（2）设备的渗漏，如充气接口处渗漏、管路接头渗漏、法兰处渗漏等都能直接使微水增高。

（3）补气或更换吸附剂时，工艺不好（补气时管道内的水分未进行处理，随气体直接进入设备内部）。遗留水分，吸附剂饱和，更加起不到吸附潮气的作用，反而会使气室内微水升高。

（4）测试仪器干燥时间短，“自身水分含量高”测试数据不准确。4.1.2 改进措施

（1）补气时管道应进行冲洗，防止管道内的水分随气体进入设备内部，接头用电吹风加热驱潮。管道应进行抽真空干燥。

（2）吸附剂更换应在空气湿度≤50%的天气进行，选好的吸附剂应在150℃到200℃下烘烤24小时，进行活化处理。更换过程中吸附剂的更换时间越短越好。

（3）增加测试仪器干燥时间，减少自身水分含量，降低数据误差。或更换更先进的测试设备，当测量水分超标时，对设备进行抽真空充高纯氮清洗（充入压力0.4MPa～0.5MPa），一般反复进行3次冲洗及抽真空操作可满足要求。4.2 接头氧化

SF6断路器制造时自动接头分沿海和内地两种类型。不锈钢制接头用于沿海高盐、高湿地区；铝合金制接头用于内地。但是随着时间及环境、大气的变化，铝合金逐渐被氧化起层。

现有的改进方式是将现在使用的断路器铝合金制自动接头更换为抗氧化能力强的不锈钢制自动接头。4.3 接点接触不良 4.3.1 现存问题

（1）密度继电器内标准气腔内气体有泄漏。当断路器发生气体泄漏时，标准气腔的波纹管不能伸长，使底板不能与报警闭锁接点接通发出信号。

（2）密度继电器内标准气腔长期处于一个位置，密度继电器温度补偿性能变差，当环境温度突变时，易导致SF6密度继电器误报信号。

（3）主储压器干簧接点长期处于一个位置，簧片疲劳。当主储压器漏氮时不能及时发出报警信号。

（4）主储压器上盖密封不良，下雨进水、进入潮气造成接点短路发出信号。（5）主储压器漏氮监视装置干簧管失灵误报。4.3.2 改进措施

主储压器上盖密封不良应及时更换密封圈。发现从电缆穿孔进水应及时进行封堵。当报警失灵后，将失灵接点退出，接入备用接点。如果备用接点，已经使用可以将主储压器拆下。将故障的干簧接点取出更换新的干簧接点。预防性试验检查工作

SF6断路器的特点是采用SF6气体作为绝缘和灭弧的介质，SF6气体的质量好坏决定断路器灭弧性能及内绝缘水平。SF6气体的质量好坏对导电回路及机构动作的稳定性要求，与常规的断路器基本相同。SF6断路器预防性的项目分述如下：（1）判断断路器内部绝缘性能的主要途径，是对SF6气体中含水量的测量，如果断路器没有大量漏气，一般情况下1年测量1次就可以。

（2）在测量主回路的直流电阻时，推荐实测值不要大于初始值的1.2 倍。曾经发生过因为紧固螺钉没有拧紧而烧蚀电杆的情况，必须予以重视。

（3）判断均压电容器及分闸电阻性能时，要考核这些元件老化的情况。（4）通过测量机构油、气压泄露情况及补气时间来鉴定油气压的系统是否完好和油气泵运转的性能，在过去也曾发生过因空压机严重磨损导致打压时间增加的异常现象。

（5）测量分合闸的电磁铁的动作电压，其可靠动作电压要求为30%～65%额定电压。结束语

就目前而言，对SF6断路器机构工况的检测、SF6气体纯度的监督和检测由于一些原因没有全部展开。所以对于对SF6的检修等方面的研究依然很局限，但随着在电力系统中越来越多的使用SF6，在检测和维护措施也将不断加强，技术经验的水平不断提高，为SF6电气设备安全的运行提供可靠准确的技术依据和经验支持。

黄朝辉 2012年7月13日

第二篇：SF6断路器的微水超标原因及控制措施

SF6断路器的微水超标原因及控制措施 前言

六氟化硫断路器具有断口电压高、开断能力、允许连续开断的次数较多，噪声低和无火花危险，而且断路器尺寸小、重量轻、容量大、不需要维修或少维修。这些优点使传统的油断路器和压缩空气断路器无法与其相比，在超高压领域中几乎全部取代了其他类型断路器；另外在中压配电方面，六氟化硫断路器具有在开断容性电流时不重燃，以及开断感性电流时不产生过电压等优点，正逐步取代其他类型的断路器。六氟化硫断路器的优良性能得益于SF6气体良好的灭弧特性。SF6是无色、无味、无毒，不可燃的惰性气体，具有优异的冷却电弧特性，介电强度远远超过传统的绝缘气体。在均匀电场下，SF6的介质强度为同一气压下空气的2.5—3倍，在4个大气压，其介质电强度与变压器油相当。由于SF6的介质强度高，对相同电压级和开断电流相近的断路器，SF6的串联断口要少。例如：220kV少油断路器要4个断口，500kV少油开关要6-8个断口，而220kVSF6断路只要1个断口，500kVSF6断路器只要3-4个断口。一是因为SF6的分子量大，比热大，其对流的传热能力优于空气，二是SF6在高温下的分解特性，在分解反应过程中吸收能量。SF6这种优良导热性能，是形成SF6灭弧性能的原因之一；另外，SF6吸附自由电子而形成负离子的现象也是其成为优良灭弧介质的原因。SF6气体微水超标的危害性

常态下，SF6气体无色无味，有良好的绝缘性能和灭弧性能，一旦大气中的水分浸入或固体介质表面受潮，则电气强度会显著下降。断路器是户外设备，当气温骤降时，SF6气体过量水可能会凝结在固体介质表面而发生闪络，严重时造成断路器发生爆炸事故。纯净SF6气体，在运行中，受电弧放电或高温后，会分解成单体的氟、硫和氟硫化合物，电弧消失后会又化合成稳定的SF6气体。当气体中含有水分时，出现的氟硫化合物会与水反应生成腐蚀性很强的氢氟酸、硫酸和其他毒性很强的化学物质等，危及维护人员的生命安全，对断路器的绝缘材料或金属材料造成腐蚀，使绝缘劣化，甚至发生设备爆炸。

要完全清除SF6断路器内SF6气体的水分是不可能的，但是掌握SF6气体微水超标的原因，采取相应的预防控制措施，减少SF6气体中的水分，可以保证和提高断路器的安全运行可靠性。SF6气体微水超标的原因

SF6气体微水超标的原因，主要有以下六个方面：

3.1 SF6气体新气的水分不合格。造成新气不合格的原因，一是制气厂对新气检测不严格，二是运输过程中和存放环境不符合要求，三是存储时间过长。3.2 断路器充入SF6气体时带进水分。断路器充气时，工作人员不按有关规程和检修工艺操作要求进行操作，如充气时气瓶未倒立放置；管路、接口不干燥或装配时暴露在空气中的时间过长工等导致水分带进。

3．3绝缘件带入的水分。厂家在装配前对绝缘未作干燥处理或干燥处理不合格。断路器在解体检修时，绝缘件暴露在空气中的时间过长而受潮。

3．4吸附剂带入的水分。吸附剂对SF6气体中水分和各种主要的分解物都具有较好的吸附能力，如果吸附剂活化处理时间短，没有彻底干燥，安装时暴露在空气中时间过长而受潮，吸附剂可能带入数量可观的水分。

3.5透过密封件渗入的水分。在SF6断路器中SF6气体的压力比外界高5倍，但外界的水分压力比内部高。例如，断路器的充气压力为0.5Mpa，SF6气体水分体积分数为30×10-6，则水的压力为0.5×30×10-6=0.015×10-3Mpa，外界的温度为20℃时，相对湿度70%，则水蒸气的饱和压力为2.38×10-3×0.7=1.666×10-3Mpa，所以外界水压力比内部水分高1.666×10-3/0.015×10-3=111倍。而水分子呈V形结构，其等效分子直径仅为SF6分子的0.7倍，渗透力极强，在内外巨大压差作用下，大气中的水分会逐渐通过密封件渗入断路器的SF6气体中。

3.6 断路器的泄漏点渗入的水分。充气口、管路接头、法兰处渗漏、铝铸件砂孔等泄漏点，是水份渗入断路器内部的通道，空气中的水蒸气逐渐渗透到设备的内部，因为该过程是一个持续的过程，时间越长，渗入的水份就越多，由此进入SF6气体中的水份占有较大比重。SF6气体含水量的控制措施

运行中的SF6断路器，对于SF6气体的微水量要求相当严格，因为它直接影响断路器的安全运行。如何降低运行中断路器的SF6气体含水量，可采取如下措施：

4.1控制SF6新气质量关。根据《安规》的规定，SF6新气应具有厂家名称、装灌日期、批号及质量检验单。新气到货后应按有关规定进行复核、检验，合格后方可使用。存放半年以上的新气，使用前要检验其微水量和空气，符合标准后方准使用。SF6气瓶放置在阴凉干燥、通风良好地方，防潮防晒，并不得有水分或油污粘在阀门上，未经检验合格的SF6新气气瓶和已检验合格的气体气瓶应分别存放，以免误用。

为了保证SF6气体新气的质量和纯度，充入断路器之前进行微水测试，并要符合我国的SF6气体新气的质量标准。

4．2 控制绝缘件的处理关。绝缘件出厂时，如果没有进行特殊密封包装，安装前又未做干燥处理，则绝缘件在运行中所释放的水份将在气体含水量占有很大比重。因此绝缘件干燥处理完毕后立即进行密封包装，在安装现场未组装的绝缘件应存放在有干燥氮气的容器中。4.3控制密封件的质量关。采用渗透率小的密封件，加强断路器密封面的加工、组装的质量管理，保证密封良好。断路器法兰面及动密封都用双密封圈密封，一可加强密封效果，减少SF6气体的漏气量，二可减少外界水分进入SF6断路器中。

4.4控制吸附剂的质量关。采用高效吸附剂，使用前进行活化处理，安装时尽量缩短暴露于大气中的时间，减少吸附剂自身带入的水分。

4.5控制充气的操作关。应在晴朗干燥天气进行充气，并严格按照有关规程和检修工艺操作要求进行操作。充气的管子必须用聚四氟乙烯管，管子内部干燥，无油无灰尘，充气前用新的SF6气体进行冲洗。

4.6加强运行中SF6气体检漏关。断路器在运行中，当发现压力表在同一温度下前后两次读数的差值达到0.01-0.03Mpa时应全面检漏，找出漏点。

4.7加强运行中SF6气体微水量的监视测量关。设备安装完毕充气24h后，应进行SF6气体微水量测量，设备通电后每三个月测量一次，直至稳定后，以后每一至三年检测一次微水量。对于微水量超过管理标准的应进行干燥处理。

通过以上七个环节的严格管理，可以控制SF6断路器SF6气体的微水量。结束语

SF6断路器最重要的监测项目是含水量监测和检漏两项。如果忽视对它的监测，其可靠性将会受到影响，还会污染环境。因此，对运行中SF6断路器的微水的监测和检漏就备受关注。

第三篇：SF6断路器运行维护存在的问题分析及改进措施-评审材料专业技术论文

2010年高级技师评审材料专业技术论文

SF6断路器运行维护 存在的问题分析及改进措施

工作单位：超高压输变电公司 作

者： 联系地址：

申报日期： 年 月

SF6断路器运行维护存在的问题分析及改进措施

（超高压输变电公司 地址 邮编）

〔摘 要〕 SF6断路器作为近代发展起来的新型高压电气开关设备，以其优越的性能、安全可靠、维护方便和使用寿命长等优势，在电力系统中得到了广泛的应用，我站330kV变电站也采用了河南平高电气股份有限公司 LW10B-363W/CYT SF6断路器，至2009年10月24日投运到现在，运行值班人员在运行、维护、巡视过程种，先后出现了几点异常现象，分析了产生的原因，提出相应的故障处理及方法，应提起运行人员的高度重视、同时值班人员也从中积累了宝贵的经验并对不足之处提出了一些好的建议。

〔关键词〕 SF6断路器 ；运行；维护；异常；方法；建议

SF6断路器常见的异常，主要有液压操作机构油泵打压超时、SF6断路器气体压力异常，SF6 断路器油泵频繁启动等原因广泛被人关注，但其原因根本也在于设备的辅助装臵的不良造成，如加热器装臵、温控器设备故障等等，都会影响 SF6断路器的安全运行，例如酒泉超高压输变电公司220 kV系统断路器在使用中经常出现SF6低气压误报现象；500 kV廉州变电所2001年1～2月期间，凌晨5：00左右经常发生SF6低气压报警；500 kV沧州变电所也出现过投入加热器后SF6气压骤降现象，经分 1

析均为误发或误变化。如此可见电气设备的辅助设装臵在运行中也起着很重要的作用，这就要求运行人员要以高度负责的态度对设备运行，维护，投运验收中出现的细微问题进行认真分析探讨，以便及时发现并消除隐患。

酒泉超高压输变电公司下属330kV东大滩变电站是一座综合自动化枢纽变电站，主要担负着金昌市工农业生产、生活用电任务，站内现设两台主变，三个电压等级：330kV、110kV、35kV。330kV 采用3/2接线，进出线4条，110kV采用双母线双分段接线，现有备用间隔12回，暂无出线送出。35kV采用单母线接线主供无功补偿装臵及站用负荷。主变单台容量36万kVA，总容量72万kVA，所有断路器均为SF6断路器。330kV东大滩变电站2009年10月24日投运至今出现了以下几种异常现象，运行人员进过分析、处理，提出好的建议和处理方法如下：

一、加热器引起断路器油泵频繁启动打压

针对环境温差、变化多的西北电网等寒冷地区，油泵启动和安全阀动作次数频繁，直接影响液压操动机构的整体性能这一现象，通常采用液压操动机构加装加热器的方法保证断路器控制回路的良好性能。经过了长时间运行，表明必须要能够保证加热器定温投入和切除，使设备保持一定的恒温下，才可以起到减少了油泵的启动次数，操动机构性能一直保持在良好工作状态。可见加热器的定期检查维护对SF6断路器的影响很大。330kV东大滩变电站投运后发现了这么一起异常现象下面进行

探讨。2009年10月24日正式投运，秋冬季节天气变化剧烈，温差特别大。天冷时，油压降低，由于液压油的压力是随着环境温度的变化而变化的．环境温度降低，油压就降低；环境温度升高，油压就升高，这就造成了只要环境温度降低，（如图

1）

***9225694257213QF24191138KP513912195A1A2951KP6214019613KM214+D213KM2KM22185+D220049616K***2A2A1M ~（图1）

1、KP5、KP6油压微动开关。

2、KM2电机接触器

3、KT3延时打开常闭接点

油压下降至31.6MPa时，油压开关中的微动开关（KP5、KP6）的触点闭合，接触器（KM2）的线圈得电，电机启停控制回路接

通，电机启动带动油泵打压储能，同时相应端子提供电机打压信号；当油压上升到32.6MPa时油压开关中的微动开关（KP5、KP6）的触点断开，接触器（KM2）断电，切除电机电源，电机打压信号解除。液压操作系统正常的油压范围是 31.6～32.6MPa（温度为15℃），超出这个范围就属于压力异常。注意，在其它环境温度下，可用下式折算油压力： Pt＝P15℃

0.09（t-15），但是这个条件要求当时加热器必须能够正常按时投退，当时我站330kV所投运的10台SF6 断路器中有5台同时分别连续启动打压，运行人员通过巡视检查发现启动打压的断路器加热器不热，进过全面检查是由于加热器电源（GCS低压抽出式开关;宁波天安集团股份有限公司）跳闸引起，本着对设备负责的原则我们发现问题后对跳闸的原因进行了进一步的查找发现在投运安装时，是在天气还比较热的时候，对加热设备电源空气开关容量没有进行核查，当时低压开关容量为20A，我站330kV所有10台SF6 断路器操动机构，断路器汇控柜，电动刀闸操作机构箱都按要求加装了加热装臵，采用的是苏州新区枫桥电器板厂的型号JRDZ-4 AC220V 200W加热器，每一台分相SF6 断路器机构箱有主加热器200W、副加热器80W、防潮除湿加热器40W，每个汇控柜加热器200W一个，每一组电动刀闸机构箱里40W加热器一个，330kV设备加热电源有两路，分有保护一小室，保护二小室分别供给，中间联络开关正常时分段运行，一回路供5个断路器及刀闸的加热电源，共计6.4KW按照计算I=P/U=6.4/0.22=29A,空气开关容

量一般选用为负载电流的1.2～1.4倍，宜选用40A的。但我站当时空开容量为20A，在加热器不同时间投运或分批投入时还可以满足，但当天气比较冷加热器全部同时投入就会出现低压开关跳闸现象。

处理方法：

1、要求安装单位将低压开关容量按照电力行业标准要求进行更换。

2、建议运行人员在投运新设备时把好验收关，要对设备进行更深层次的了解，要认真加强对设备的巡视，冬季来临时集中对加热器的投入情况进行检查，发现异常及时处理。

二、加热器引起SF6断路器误报警

2010年2月11日5点40分东大滩变电站发出3330断路器SF6气压低信号，运行人员巡视检查设备压力为0.55MPa、加热器全部投入运行、设备运行无其它异常现象，6点50分发出3330断路器低气压闭锁分闸信号、3330断路器控制回路断线信号、检查压力0.52 MPa（规定标准为额定工作压力0.6 MPa、补气压力0.55〒0.015 MPa、最低工作压力0.52〒0.015 MPa）运行人员及时将情况汇报调度及有关部门，并等待来人进行处理，（由于路程远时间较长）到10点05分3330断路器低气压闭锁分闸信号、3330断路器控制回路断线信号自动复归，压力为0.54MPa，10点30分3330断路器SF6气压低信号自动复归压力为0.57MPa。检修人员到现场经过全面检查未发现有漏气现象初步判断是由于天气变化及加热器投停原因引起误发信号，为了防止夜间再次

出现此类现象检修人员建议带电补气至0.62 MPa（稍高于额定压力）,事后我站与厂家联系询问了解，我站采用的是充油耐震型密度继电器，断路器出厂时预装标准气体，产品气体和标准气体分开。正常情况下，两气体温度相等，杠杆平衡，反映到表计的指示实际可信。原因分析当突然投入温控加热器后，由于标准气囊距离加热器较近，标准气体受热膨胀，杠杆倾斜，此时的现象与未投加热器时产品气体压力降低相似，从而发出SF6低气压报警信号。一般情况是冬季凌晨，开关机构内温控加热器自动投入，从而误发信号。断路器在运行时，密度表读数误差的大小，取决于断路器的负荷电流和其它原因所引起的温升的大小。严格的讲，这种读数，既不能代表SF6气体的实际压力值，也不能代表SF6气体的实际密度值。使用密度表，要根据密度表的结构、原理、使用条件等进行具体分析，不能因为SF6气体实际密度不随温度变化而变化，就认为密度表读数也不随环境温度变化而变化。在实际工作中，如果发现密度表读数误差较大时，也不能就肯定密度表质量有问题。根据运行情况来看密度表在冬、夏季的统计分析结果，误差较大，误差可达0%～20％。当对类似这种情况不能正确理解时，往往会怀疑密度表或压力表质量差、指示不准确等，而当成缺陷处理，要求更换密度表或压力表。这就要求运行人员在巡视检查时，既需要记录SF6气体的密度(或压力)值和环境温度，又需要记录SF6断路器的负荷电流和温升情况，只有通过各种因素的分析、比较，才能正确地判断出设备是否出

现漏气或其它原因引起等异常现象。同时在现场的实际工作中，给断路器充SF6气体时，我还看到检修人员经常有人习惯多充些SF6气体，可以防止发补气和闭锁信号，通过阅读有关书籍才了解到确实，如果气体的压力充高些，会减小发补气和闭锁信号的机率，但是会加重断路器的各密封处的负担，有可能使断路器的密封处损坏，发生漏气现象，所以不提倡将SF6气体压力充高现象，应严格控制在标准以内。

建议：1)为了避免此类误发信号，对断路器加热器进行了改造，取消温控加热器，改为手动操作加热器，同时根据冬季天气较冷时，加热器易损坏的现象，应多增加一组加热器，即目前每台开关3组加热器，其中一组做为驱潮用，常年投入，一组每年11月投入，保证机构内温度在+5 ℃以上，当2组均投入后，机构内温度如果低于+5 ℃时，投入最后一组加热器。室外气温升高后，再逐台退出。2)变电站的运行工作涉及到的技术面比较宽，加上设备较多，这就要求运行人员应更多的去了解设备各方面的知识，运行值班员发现异常时，要善于分析和解决问题；并应做到心中有数，预防事故发生。3）SF6气体补气应严格按照标准要求进行。

三、温控器失灵对SF6断路器安全运行的影响

1）2010年3月15日22时30分330kV东大滩变电站3340A相、3320B相SF6断路器机构箱加热器的温控器失灵，使得加热器投入后不能按设定的温度及时退出，箱内温度一直上升达到

40℃以上，同时在这种情况下又不能将异常信号上传到主控室，运行人员只有在进行设备巡视检查时才会发现，并及时采取了打开箱门降温处理，后经检修人员更换失灵的温控器消除了缺陷，加热器不能随温度的变化及时投退，温度突然升高对电气设备的正常运行带来一定的影响，如原有预压力及停泵压力稍高。例如随着温度的升高，油压也逐渐升高，一旦升到35．5MPa，油压断路器中的安全阀打开泄压；当油压下降到33．5MPa时，安全阀关闭，如温度再升，油压也会在升高，就这样周而复始，增加了油泵的启动和安全阔的动作次数，影响了液压操动机构的安全和可靠性能。同时机构箱体内温度偏高，使其触点严重氧化产生接触不良，造成油泵不能正常补压而闭锁。

2）330kV东大滩变电站同时还发生过由于温控器厂家整定温度值与现场实际情况不相符而造成的温度降低后温控器不能使加热器及时投入的现象，例如2009年11月17日22：15分运行人员发现330kV设备区3321断路器每隔30分钟就会启动打压一次就对断路器进行了检查对比，发现3321断路器C相的主、副加热器都没有热，根究当时的环境温度（-20℃）及其它相断路器加热器至少有一个加热器在投入的情况下，判断可能是温控器出了问题，立即通知检修人员到现场进行了全面检查发现是由于厂家对温控器温度的整定值太低不能满足断路器机构要求加热器按温度启动的条件，同时又无法人为就地调整温控器启动的定值只有更换，增加了设备的安全运行及维护工作。

不可调型温控器（图2）可调型温控器（图3）建议：1）由于现在断路器加热器的温控器生产厂家及类型特别多、产品质量和作用也不一样，建议断路器厂家应相应的配备自己的产品和品牌以保证质量。2）温控器自动控制虽然方便，但是不利于在不同的地方不同温度的变化不同的设备要求进行现场调整，建议温控器手动调节的还是更适合设备的需要。3）运行人员在特殊气候条件的巡视项目内应增加对温控器的检查项目。

四、油泵电机磁力启动器卡滞引起电机常时打压

2010年3月20日东大滩变电站3340断路器的电机磁力启动器KM2卡滞引起电机常时间打压，发出“3340断路器电机启动的光子牌”。2.5min时电机还在运转，但“油泵启动超时”信号并没信号上传。（见上图1）当油压下降至31.6MPa时，油压开关中的微动开关（KP5、KP6）的触点闭合，接触器（KM2）的线圈得电，电机启停控制回路接通，电机启动带动油泵打压储能，同时时间继电器KT3也得电开始延时，若电机打压时间超过2min-2.5min时，时间继电器KT3常闭延时触电断开，切除磁力启动器KM2，使油泵电机停止运转，同时另一对常开延时触电在

经过同一时延后闭合，由相应端子给出油泵电机“打压超时信号”。但当油压上升到32.6MPa时油压开关中的微动开关（KP5、KP6）的触点已断开，接触器（KM2）断电，因此“油泵打压超时”信号没有发出，使运行人员后台判断出现误差，同时由于KM2卡滞使电机一直在运转，此时如果运行人员不及时到现场详细检查就会造成断路器长时间打压至损坏，故障原因如（图4）

（图4）电机磁力启动器KM2

由于KM2磁力启动器外壳为塑料材质，在加热器投入和停用时温度变化会引起膨胀和收缩因而使（图中白色方框处）接触器弹出和收回受到很大影响，从而发生导致KM2卡滞的隐患、严重影响设备的安全运行。

建议：1）运行人员在值班过程中，应密切监视各种信号，并应对信号的每一次发生都认真做好记录。当发现开关电机启动时间较以往延长时，应引起警惕，并立即到现场进行检查。特

别是在气候变化的情况下，运行人员应迅速到就地进行检查。一般是发生了操作机构压力过低或过高的情况，少数情况是由于该信号回路故障，造成了误发信号的现象。如前所述，开关操作机构压力过低，一般来说不是油泵不能正常启动，就是开关操作机构严重漏油(气)。造成开关操作机构压力过高的原因，一般是由于打压电机控制回路故障，使操作机构压力到达停泵值时仍不能自动停泵的结果。此时应迅速断开打压电源，记录故障开关操作机构的压力值，报告调度值班员和工区，等待专业班组前来处理。2）建议设备厂家对所有塑料材质的产品应根据使用地点的需要进行改进，以确保设备安全运行。五、结束语

经上所述可见运行人员不但要对设备常见的异常现象了解，也应该知道设备的辅助元件的隐患也会威胁到设备的安全稳定，为了确保甘肃河西电网稳定运行的要求，通过对SF6断路器在生产实践中设备运行管理与维护工作质量的不断提高，同时也为公司在使用SF6设备过程中不断积累各种情况条件下丰富的运行经验，对今后保证SF6设备的可靠运行及电力系统的安全运行有着积极和重要的作用。

参考文献

[1] 送变电工程公司SF6断路器出厂资料

[2] 【OPG.412.856】LW10B/CYT型SF6断路器安装使用说名书

作者简介：

男，年生，年毕业于兰州电力技术学校，年函数毕业于华北电力大学发电厂及电力系统专业。一直从事变电运行维护工作，现担任公司变电站站长。写稿日期：2011年08月。联系电话：（手机）（办公室）

第四篇：六氟化硫SF6断路器的微水超标的原因

六氟化硫SF6断路器的微水超标的原因

文章主题标签： 六氟化硫 SF6断路器 SF6气体

SF6气体微水超标的原因，主要有以下六个方面：

1、SF6气体新气的水分不合格。造成新气不合格的原因，一是制气厂对新气检测不严格，二是运输过程中和存放环境不符合要求，三是存储时间过长。

2、断路器充入SF6气体时带进水分。断路器充气时，工作人员不按有关规程和检修工艺操作要求进行操作，如充气时气瓶未倒立放置；或装配时暴露在空气中的时间过长工等导致水分带进。

3、绝缘件带入的水分。厂家在装配前对绝缘未作干燥处理或干燥处理不合格。断路器在解体检修时，绝缘件暴露在空气中的时间过长而受潮。

4、吸附剂带入的水分。吸附剂对SF6气体中水分和各种主要的分解物都具有较好的吸附能力，如果吸附剂活化处理时间短，空气中时间过长而受潮，吸附剂可能带入数量可观的水分。

5、透过密封件渗入的水分。在SF6断路器中但外界的水分压力比内部高。例如，断路器的充气压力为水分体积分数为30×10-6，则水的压力为界的温度为20℃时，相对湿度70%，则水蒸气的饱和压力为2.38×10-3×0.7=1.666×10-3Mpa，所以外界水压力比内部水分高1.666×10-3/0.015×10-3=111倍。而水分子呈

管路、接口不干燥

没有彻底干燥，安装时暴露在

SF6气体的压力比外界高5倍，0.5Mpa，SF6气体0.5×30×10-6=0.015×10-3Mpa，外V形结构，其等效分子直径仅为SF6分子的0.7倍，渗透力极强，在内外巨大压差作用下，大气中的水分会逐渐通过密封件渗入断路器的SF6气体中。

6、断路器的泄漏点渗入的水分。充气口、管路接头、法兰处渗漏、铝铸件砂孔等泄漏点，是水份渗入断路器内部的通道，空气中的水蒸气逐渐渗透到设备的内部，因为该过程是一个持续的过程，时间越长，渗入的水份就越多，由此进入SF6气体中的水份占有较大比重。

第五篇：高压电器：断路器总结

真空断路器

结构：主要由气密绝缘外壳、导电回路、屏蔽系统、触头、波纹管等部分组成陶瓷外壳真空灭弧室，气密绝缘外壳包括玻璃和陶瓷两种。

气密绝缘系统：由玻璃或陶瓷制成的气密绝缘外壳、动端盖板、定端盖板，不锈钢波纹管组成了气密绝缘系统。为了保证玻璃、陶瓷与金属之间有良好的气密性，除了封接时要有严格的操作工艺外，还要求材料本身的透气性尽量小和内部放气量限制到极小值。不锈钢波纹管的作用不仅能将真空灭弧室内部的真空状态与外部的大气状态隔离开来，而且能使动触头连同动导电杆在规定的范围内运动，以完成真空开关的闭合与分断操作。

导电系统：定导电杆、定跑弧面、定触头、动触头、动跑弧面、动导电杆构成了灭弧室的导电系统。其中定导电杆、定跑弧面、定触头合称定电极，动触头、动跑弧面、动导电杆合称动电极，由真空灭弧室组装成的真空断路器，真空负荷开关和真空接触器合闸时，操动机构通过动导电杆的运动，使两触头闭合，完成了电路的接通。为了使两触头间的接触电阻尽可能减小且保持稳定和灭弧室承受动稳定电流时有良好的机械强度，真空开关在动导电杆一端设置有导向套，并使用一组压缩弹簧，使两触头间保持有一个额定压力。当真空开关分断电流时，灭弧室两触头分离并在其间产生电弧，直至电流自然过零时电弧熄灭，便完成了电路的开断。

屏蔽系统：真空灭弧室的屏蔽系统主要由屏蔽筒，屏蔽罩和其他零件组成。屏蔽系统的主要作用是：1.防止触头在燃弧过程中产生大量的金属蒸汽和液滴喷溅，污染绝缘外壳的内壁，避免造成真空灭弧室外壳的绝缘强度下降或产生闪络。2.改善真空灭弧室内部的电场分布，有利于真空灭弧室绝缘外壳的小型化，尤其是对于高电压的真空灭弧室小型化有显著效果。3.吸收一部分电弧能量，冷凝电弧生成物。特别是真空灭弧室在开断短路电流时，电弧所产生的热能大部分被屏蔽系统所吸收，有利于提高触头间的介质恢复强度。屏蔽系统吸收电弧生成物的量越大，说明他吸收的能量也越大，这对增加真空灭弧室的开断容量起良好作用。触头系统：触头是产生电弧、熄灭电弧的部位，对材料和结构的要求都比较高。对触头材料有以下要求：1.高开断能力。要求材料本身的导电率大，热传导系数小，热容量大，热电子发射能力低。2.高击穿电压。击穿电压高，介质恢复强度就高，对灭弧有利。3.高的抗电腐蚀性。即经得起电弧的烧蚀，金属蒸发量少。4.抗熔焊能力。5.低截流电流值，希望在2.5A以下。6.低含气量。其中低含气量是对所有真空灭弧室内部所使用材料的要求。特别是铜材，必须要求低含气量的特殊工艺处理的无氧铜。而焊料等则采用白银、铜的合金。断路器用真空灭弧室的触头材料大都采用铜铬合金，铜与铬各占 50%。在上、下触头的对接面上各焊上一块铜铬合金片，一般厚度各为3mm。其余部分称为触头座，用无氧铜制造即可。触头结构对灭孤室的开断能力有很大影响。采用不同结构触头产生的灭弧效果有所不同的，早期采用简单的圆柱形触头，结构虽简单，但开断能力不能满足断路器的要求，仅能开断10kA以下电流，并且仅有真空负荷开关、高压真空接触器等用真空开关管才采用。常采用的有螺旋糟型结构触头、带斜槽杯状结构触头和纵磁场杯状结构触头三种，其中以采用纵磁场杯状结构触头为主。

波纹管：真空灭弧室的波纹管主要担负保证动电极在一定范围内运动和长期保持高真空的功能，并保证真空灭弧室具有很高的机械寿命。真空灭弧室的波纹管是由厚度为0.1~0.2mm的不锈钢制成的薄壁元件。真空开关在分合过程中，灭弧室波纹管受伸缩作用，波纹管截面上受变应力作用，所以波纹管的寿命应根据反复伸缩量和使用压力来确定。波纹管的疲劳寿命和工作条件的受热温度有关，真空灭弧室在分断大的短路电流后，导电杆的余热传递到波纹管上，使波纹管的温度升高，当温升达到一定程度时，这就会影响波纹管的疲劳强度。

工作原理：真空泡内的真空灭弧室是利用高真空工作绝缘灭弧介质,靠密封在真空中的一对触头来实现电力电路的通断功能的一种电真空器件。当其断开一定数值的电流时,动静触头在分离的瞬间,电流收缩到触头刚分离的 一点上,出现电极间电阻剧烈增大和温度迅速提高,直至发生电极金属的蒸发,•同时形成极高的电场强度,导致极强烈的发射和间隙击穿,产生真空电弧,当工频电流接近零时,同时也是触头开距的增大,•真空电弧的等离子体很快向四周扩散,电弧电流过零后,•触头间隙的介质迅速由导电体变为绝缘体,于是电流被分断。由于触头的特殊构造,•燃弧期间触头间隙会产适当的纵向磁场,这个磁场可使电弧均匀分布在触头表面,维持低的电弧电压,•从而使真空灭弧室具有较高弧后介质强度恢复速度,小的电弧能量和小的腐蚀速率。这样,•就提高了真空灭弧室开断电流的能力和使用寿命。

SF6断路器 结构：①瓷柱式结构：取积木式，系列性强，可用多个相同的单元灭弧室和支柱瓷套组成不同电压等级的断路器。中国FA4－550型SF6断路器为瓷柱式结构,其额定电压为500千伏，最高工作电压为550千伏。断路器由三个独立的单相和一个液压、电气控制柜组成。每相由两个支柱瓷套的四个灭弧室（断口）串联而成。在每个支柱瓷套顶部装着两个单元灭弧室，为120°夹角V形布置,两个均压并联电容器为水平布置。这种结构布置既考虑到结构的机械应力状态，又照顾到绝缘的要求。灭弧室和支柱瓷套内均充有额定压力的 SF6气体。瓷柱式断路器使用液压操作机构。液压机构的控制和操作元件以及线路均设于控制柜内。每相断路器的下部装有一套液压机构的动力元件，如液压工作缸等。灭弧室由液压工作缸直接操动。支柱瓷套内装有绝缘操作杆，操作杆与液压工作缸相连接。②罐式结构：采用了箱式多油断路器的优点，将断路器与互感器装在一起，结构紧凑，抗地震和防污能力强,但系列性较差。中国LW-220型罐式SF6断路器单相结构如图。

此种断路器为三相分装式。单相由基座、绝缘瓷套管、电流互感器和装有单断口灭弧室的壳体组成。每相配有液压机构和一台控制柜，可以单独操作，并能通过电气控制进行三相操作。断路器采用双向纵吹式灭弧室,分闸时,通过拐臂箱传动机构，带动气缸及动触头运动。灭弧室充有额定气压为6表压(20℃)的SF6气体。

性能：1.阻塞效应 充分发挥气流的吹弧效果，灭弧室体积小、结构简单、开断电流大、燃弧时间短，开断电容或电感电流无重燃或无复燃，过电压低。2.电气寿命长 50kA满容量连续开断可达19次，累计开断电流可达4200kA，检修周期长，适于频繁操作。3.绝缘水平高 六氟化硫气体在0.3MPa气压时，通过了各种绝缘试验并有较大裕度。累计开断电流3000kA以后，在0.3MPa气压下每个断口还可耐受工频电压250kV达1 min，将六氟化硫气体减至零表压仍可耐受工频电压166.4kV5 min。4.密封性能好 六氟化硫气体含水量低；灭弧室、电阻和支柱分成独立气隔，现场安装时不用打开，安装好后用自动接头连通；安装检修方便，并可防止脏物和水分进入断路器内部。自我保护和监视系统完备 液压机构内的信号缸可实现对断路器的自我保护：有密度继电器监视六氟化硫气体泄漏；有压力开关和安全阀监视液压机构压力，保护液压系统安全。液压机构采用了可防止 “失压慢分”的阀系统，本体上就可进行机构闭锁，保证运行安全。控制回路中采用了两套分闸电磁铁和防跳保护，保证操作准确无误。5.操作功率小，缓冲平稳 机构工作缸与灭弧动触头的传动比为1：1，机构特性稳定。机构特性稳定性可达3000次，机构寿命研究试验做到10000次，操作噪声小于90dB。

SF6电气特性：SF6是一种具有高介电强度的介质。在均匀电场下，SF6的介电强度约为同一气压下空气的2、5~3倍，在3个大气压下其介电强度与变压器油相当。实践证明：在空气掺入少量六氟化硫气体，空气的绝缘强度显著提高；相反，在六氟化硫气体中加入少量的空气则六氟化硫气体的绝缘强度也会明显下降。由于SF6的介电强度高，因此，在对相同电压等级和和开断电流相近的断路器，SF6的串联断口数要少，例如我国研制的LR－220型SF6断路器，单断口电压为220KV；又如500KV的少油断路器为6~8个断口，而SF6断路器只有3~4个断口。SF6的电晕起始电压比空气高得多，介电强度与所加电压的频率无关，但是应该引起注意的是电场均匀性、杂质、电极的形状和不规则性等，对SF6的介电强度均有一定强度。SF6气体中的水分对绝缘将发生影响。SF6中所含水分超过一定浓度时使SF6在温度达200℃以上就可能产生分解，分解的生成物中有氢氟酸，这是一种有强腐蚀性和剧毒的酸类。此外，水分的凝结对沿边绝缘也有害的。因此，在SF6的电气设备中，应严格控制水分的含量。

压缩空气断路器

结构：压缩空气断路器的主要构成部分是灭弧室。按压缩空气吹弧方式，断路器灭弧室分为横吹和纵吹两种。在实际应用中，通常是两种吹弧方式同时存在，但以一种吹 弧方式为主。灭弧室的几种基本形式见图。

图a是具有绝缘隔板的横吹灭弧室。气流方向与电弧轴向垂直。压缩空气气流将电弧吹入隔板,因此电弧有曲折的形状，长度增加,同时与隔板紧密接触，使去除电离过程加速。横向吹弧方式虽然熄弧效果较好,但灭弧室结构复杂，体积较大,一般只用于电压等级较低的断路器中（例如发电机保护断路器），而不适用于高电压，大容量的场合。图b～f是几种纵吹形式。气流方向与电弧轴平行。纵吹可分为单向吹弧(b，c,d)和双向吹弧(e,f)。在单向吹弧中,两个触头可均为实心（棒），或者一个是空心而另一个是实心。在双向吹弧中，两个触头均为空心。

图b是实心触头单向纵吹的灭弧室。压缩空气沿电弧轴向高速运动而强烈吹弧，从而使电弧直径缩小、表面冷却，并从弧隙去除电离粒子。这种结构的缺点是，触头顶端附近未能受到气吹而易受电弧烧损，弧隙中易有金属蒸气而降低弧隙介质强度，电弧易重燃。

图c是具有一个空心和一个实心触头的单向纵吹灭弧室。压缩空气从弧隙带走电离粒子，经过空心静触头迅速排到大气中。气吹使电弧从静触头喷口的工作面移动到其内表面。实心触头端部采用圆锥形。

图d是自由喷射式。在开断时，实心动触头离开静触头，在灭弧室外部发生电弧。当动触头进入灭弧室体内而完全开放喷口时，压缩空气冲入大气中，使电弧受到强烈的横吹和纵吹。

图e是具有两个空心触头的双向吹弧灭弧室。压缩空气开始时对电弧径向吹弧，然后分成两个气流纵向吹弧。对于双喷口，两个弧根都在触头的内表面。双向吹弧比单向吹弧能更迅速地从弧隙去除电离粒子。但弧隙气压较低。为了提高弧隙气压，可以将其中一个空心触头做成收缩截面，成为双向非对称纵吹，如图f所示。

特点：：①动作快，开断时间短，70年代已使用一周波断路器。这在很大程度上提高了电力系统的稳定性。②具有较高的开断能力，可以满足电力系统所提出的较高额定参数和性能要求。③可以采用积木式结构，系列性强。

油断路器

多油和少油断路器：多油断路器 其灭弧室装在一个接地金属箱中,通常用油量较多，油既用作灭弧介质又用作对地绝缘。多油断路器结构简单,性能可靠,可以制成超高压等级（如362kV），并可方便地带电流互感器,配套性强，户外使用时受大气条件的影响小。多油断路器的使用历史悠久，使用和制造技术成熟，曾在电力系统中起过重要作用。但多油断路器也有很多的缺点，特别是在超高压等级时，体积庞大，消耗大量的钢材和变压器油，运输和安装均有较大困难，引起爆炸和火灾的危险性大。所以多油断路器已趋于淘汰。少油断路器 其灭弧室装在与大地绝缘的油箱中。油箱既可用金属做成，也可以用绝缘材料制成。油仅作为灭弧介质和断口间绝缘用，而不作对地绝缘用，用油量少。少油断路器主要由底架、绝缘子、传动系统、导电系统、触头、灭弧室、油气分离器、缓冲器及油面指示器等部分组成。合闸时,操动机构通过传动拐臂连杆(见开关机构)，把力传到主轴，主轴带动3根绝缘拉杆使三极动触杆向上作直线运动，最后插入静触头中，操动机构扣住触杆，使断路器保持在闭合位置。在这一过程中，开断弹簧拉伸贮能，为分闸作准备。分闸是当操作机构脱扣时，由于开断弹簧力的作用，使主轴转动带动拉杆，从而使动触杆向下运动。最后因开断弹簧的预拉力作用，主轴拐臂紧靠在分闸定位件上，从而使断路器保持在断开的位置上。110kV 及以上电压等级的户外式少油断路器多采用开断电弧的单元断口（或称开断单元）串联、积木式组合的落地式总体结构。标准开断单元的电压为55～110kV。例如SW6型少油断路器，开断单元为55kV,属于这一系列的220kV和330kV的少油断路器将取双柱四断口和三柱六断口的结构，每极由四个和六个开断单元串联而成，各断口上均并联电容器以均匀开断时断口的电压分布；每极各用一个单独的液压操动机构操作。SW7-220型220kV少油断路器，因开断单元为110kV,所以每极取单柱双断口的结构。少油断路器的突出特点是结构简单，易于制造和维修、价格低、使用方便。与多油断路器相比，少油断路器体积小、重量轻、用油量少，能采用积木式组装成超高压少油断路器，并在电力系统中被广泛应用。其缺点是燃弧时间长，动作较慢，检修周期短，维修工作量大，受单元断口的电压限制，发展特高压等级有困难等。

灭弧室：由绝缘材料制成并装设在触头周围，用以限制电弧、并产生高速气流对电弧进行强烈气吹而使电弧熄灭。按照产生气吹的能源,灭弧室可以分为3类。①自能气吹式灭弧室：利用电弧自身的能量使油分解出气体，提高灭弧室中的压力，当吹弧口打开时，由于灭弧室内外的压力差而在吹弧口产生高速油气流，对电弧进行气吹而使之熄灭。②外能气吹式灭弧室：利用外界能量(通常是由油断路器合闸过程中被贮能的弹簧提供)在分断过程中推动活塞，提高灭弧室的压力驱动油气吹弧而熄灭电弧。也有称此为强迫油吹式灭弧室。③综合式灭弧室：它综合了自能吹弧和外能吹弧的优点，利用电弧自身的能量来熄灭大电流电弧，利用外界能量来熄灭小电流电弧，并可改善分断特性。这种灭弧室结构稍复杂，但分断性能好。超高压少油断路器中大多数采用这种灭弧室。

油断路器灭弧室中吹弧形式主要有4种(见图)。①纵吹:油气沿电弧轴线方向吹过电弧表面。②横吹：油气垂直于电弧轴线方向吹弧。③纵横吹：既利用横吹又利用纵吹的复合吹弧形式。④环吹：油气从四周垂直于电弧轴线方向吹弧。按照主要吹弧形式可将油断路器的灭弧室分别称为纵吹灭弧室、横吹灭弧室、纵横吹灭弧室和环吹灭弧室。