变压器和断路器[推荐阅读]

第一篇：变压器和断路器

变压器常用的冷却方式有以下几种：

1、油浸自冷(ONAN)；

2、油浸风冷(ONAF)；

3、强迫油循环风冷(OFAF)；

4、强迫油循环水冷(OFWF)；

5、强迫导向油循环风冷(ODAF)；

6、强迫导向油循环水冷ODWF)。

按变压器选用导则的要求，冷却方式的选择推荐如下：

1、油浸自冷

31500kVA及以下、35kV及以下的产品；

50000kVA及以下、110kV产品。、油浸风冷

12500kVA～63000kVA、35kV～110kV产品；

75000kVA以下、110kV产品；

40000kVA及以下、220kV产品。

3、强迫油循环风冷

50000～90000kVA、220kV产品。、强迫油循环水冷

一般水力发电厂的升压变220kV及以上、60MVA及以上产品采用。、强迫导向油循环风冷或水冷(ODAF或ODWF)

75000kVA及以上、110kV产品；

120000kVA及以上、220kV产品；

330kV级及500kV级产品。

选用强油风冷冷却方式时，当油泵与风扇失去供电电源时，变压器不能长时间运行。即使空载也不能长时间运行。因此，应选择两个独立电源供冷却器使用。

选用强油水冷方式时，当油泵冷却水失去电源时，不能运行。电源应选择两个独立电源。

变压器结构：绕组、铁芯、套管、分接开关和油箱等部位

变压器故障主要发生在绕组、铁芯、套管、分接开关和油箱等部位，最常发生的故障是绕组故障。其中，以绝缘老化和层间绝缘损坏最为多见，其次是套管，分接开关失灵，绝缘油劣化，铁芯和其他零部件的故障较少。

变压器作用：变压器是一种能够改变交流电压的设备。除了用于变换电压之外，变压器还用于变换交流电流、传输功率以及实现高低压的隔离等。变压器分类：

按用途分类：①升压变压器②降压变压器③配电变压器 ④厂用或所用变压器

按线圈数目：① 双绕组变压器② 三绕组变压器③自耦变压器④多绕组变压器 变压器的结构：电路组成部分、磁路组成部分调压系统、冷却系统及辅助设施

冷却系统及辅助设施：风扇、油箱、呼吸器、套管、油枕、瓦斯继电器、温度计、调压装置 变压器铭牌：

a.变压器的种类

b.标准代号

c.产品型号

d.额定容量（kVA e.各绕组额定电压（V或kV）和分接范围

f.各绕组额定电流（A或kA）

g.额定频率（Hz）序号

h.联结组标号

i.出厂序号

j.制造厂名

k.制造年月

l.冷却方式

m.总重

n.绝缘油重

变压器运行维护要求

外观检查：油位、渗漏油检查、呼吸器硅胶、声音异常、变压器温度异常、气体继电器内有气体、接头接触不良。

运行情况记录：出厂及交接试验报告、铁芯接地电流测试记录、巡视记录、大修记录、缺陷及处理结果记录。异常情况处理：

内部故障：磁路中的故障、电路故障、绝缘系统中的故障、结构件和组件故障、引线故障、热故障；

外部故障：变压器出口短路故障、变压器渗漏油故障、保护误动故障、异常响声、绝缘套管闪络或破碎而发生的接地、(通过外壳)短路；

小结：绝缘故障、铁芯故障、油质故障、套管短路（主要是这4类故障）变压器作用的3要素：变、传、隔；

变压器结构的4模块：电路、磁路、调压、冷却； 变压器运、维3秘诀：一看、二听、三测； 变压器故障的2大类：内部故障、外部故障；

第二篇：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。

第三篇：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

第四篇：变电站主变、断路器巡视和异常处理

（一）1#主变巡视标准： 一）巡视标准 正常巡视检查内容： a.本体：

a.1 检查运行中的油温和环境温度、负荷（电流、有功、无功）、电压，检查最高油温指示，监视运行温度是否超过极限； a.2 监视油枕的油位是否正常，根据主变本体上的主体储油柜油位曲线（油温与油位对应关系），看本体油位是否正常；

a.3 变压器运行的声响与以往比较有无异常，例如声响增大或有其他新的响声等；

a.4 检查有无漏油、渗油现象，箱壳上的各种阀门状态是否符合运行要求，特别注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等；

a.5 硅胶呼吸器的硅胶的颜色变红程度（2/3以上则需要更换），油封杯的油位、油色是否正常。b.套管：

b.1 检查高、低以及中性点套管的油位并注意油位有无变化； b.2 检查有无漏油和渗油现象； b.3 检查瓷套有无破损、放电声音； b.4 观察套管上灰尘的污染及变化情况；

b.5 检查接点有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，接头上有无熔化蒸汽的现象，金具有无变形，螺丝无松脱和连接线无断股损伤。c.冷却装置：

c.1 冷却器阀门、散热器等处有无漏油和渗油；

c.2 变压器冷却箱信号指示灯、控制开关位置是否运行正常、电源是否正常； c.3 检查变压器冷却器风扇运行是否正常；

c.4 检查释压（防爆）装置有无漏油、漏气和损坏等现象，信号指示器是否动作，注意有无喷油的痕迹。

c.5 检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。c.6 有载分接开关的分接位置指示应正常。

c.7 冷控箱和机构箱本体、转接箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确，箱壳密封是否完好。特殊巡视检查项目及要求；

a.过负荷：监视负荷、油温和油位变化，接头接触良好，冷却装置运行正常。b.雷雨天气，瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器动作情况 c.大雾天气，瓷套管有无放电现象，重点监视污秽瓷质部分。d.短路故障后：检查有关设备及接头有无异状。e.大风天气，引线摆线情况及有无搭挂杂物。二)异常处理 声音异常处理：

a.如发现内部有较沉重的“嗡嗡”声，短时的“哇哇”声，内部尖细的“哼哼”声等异常情况，应加强监视，并根据负荷情况，表计指示，有无接地信号，或系统内有无短路情况，判断是否外部因素引起。

b.如发现内部有“吱吱”或“劈啪”、“叮铛”、“营营”等声响，或不均匀噪声时，应根据表计变化，保护、信号是否同时动作，及对变压器不同位置响声，或不同天气、时间和运行状态进行比较，判断是否变压器内部因素引起，并分别情况予以处理。2 油温异常升高处理：

a.检查变压器负荷、环境温度，并与同一负荷、同一环境下的油温比较。b.核对现场与主变控制屏上的温度计。

c.检查变压器冷却装置是否正常和投入组数是否足够，否则，应将备用冷却器投入运行，若温度上升的原因是由于冷却系统故障，必须设法排除，恢复运行，若需要停运检修，则立即汇报101、本局、所领导及检修单位。

d.若发现变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查冷却装置运行正常，温度计正常，则可认为变压器巳发生内部故障如铁芯严重短路，绕组匝间短路等，而保护装置因故不起作用，则应将变压器停电修理。3 油位异常处理

a.运行中的主变压器的油枕油位变化应与油温的变化相一致。

b.当油枕油位过高或过低时，均发预告信号，运行人员应到现场检查设备有无异常情况。同时向调度和有关领导汇报，并监视油位变化情况，通知维修人员进行必要的检查和分析。过负荷处理：加强监视，将负荷情况作好详细记录，并立即汇报值班调度员，对影响变压器安全的，应申请转移负荷。5 压力释放阀冒油处理：

a.若压力释放阀冒油（或漏油）而无压力释放装置动作信号时，运行人员除检查负荷、温度、声响其它保护动作情况外，还必须请维修人员来检查有关的信号回路是否正常。

b.当压力释放阀冒油时，运行人员应立即向调度和有关领导汇报，并到现场检查情况（包括负荷、温度、声响、其它保护动作情况和其它异常情况等），同时，对变压器进行严密的监视并做好记录，待有关维修人员来进行进一步检查和处理。轻瓦斯动作的处理：当主变压器轻瓦斯动作告警后，运行人员应检查油枕油位是否正常，瓦斯继电器油位窗是否有气体存在。若有气体，立即向调度汇报，并通知维修人员进行取样分析并处理，运行人员不得将气体放出，同时，加强对主变压器运行监视。7 冷却装置故障或冷却器全停回路异常处理：

a.检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。

b.立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。

c.立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。

d.立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常则迅速切换至该工作电源。e.若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。f.检查变压器油位情况。

g.变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。h.变电运行值班人员应根据调度指令进行有关操作。

i.发生冷却器全停时，调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。

j.若变电运行值班人员不能消除缺陷，则应及时通知检修人员安排处理。8 调压装置异常处理：

当发生电气回路故障（电源跳闸或缺相）或机械回路故障（连杆断落，机械卡滞）时，立即汇报调度和修试部门。

（二）断路器巡视

a.1.正常巡视检查项目及要求

a.套管引线接头有无发热变色现象，引线有无断股、散股、扭伤痕迹。

b.瓷套、支柱瓷瓶是否清洁，有无裂纹、破损、电晕和不正常的放电现象。c.断路器内有无放电及不正常声音。d.断路器的实际位置与机械及电气指示位置是否符合。

e.液压机构的工作压力是否在规定范围内，箱内无渗、漏油。f.机械闭锁是否与断路器实际位置相符。

g.SF6断路器压力正常，各部分及管道无异常(漏气声、振动声)和管道夹头正常。h.SF6断路器巡视检查时，记录SF6气体压力。i.断路器及操作机构接地是否牢固可靠。

j.防雨罩、机构箱内无小动物及杂物威胁安全。2.特殊巡视项目：

a.套管及引线接头有无过热、发红，有无不正常放电的声音及电晕。b.大风时引线有无剧烈摆动，上部有无挂落物，周围有无可能被卷到设备上的杂物。c.雷雨后套管有无闪络，放电痕迹，有无破损。d.雨、雾天有无不正常放电、冒气现象。

e.下雪天，套管接头处的积雪有无明显减少或冒热气，以判断是否有放电、发热现象。

f.大电流短路故障后检查设备、接头有无异状，引下线有无断股、散股、喷油、冒烟等现象。

3.断路器合闸、分闸后应检查项目： a.断路器合闸后应检查：

a.1 电流、无功功率、有功功率的指示是否正常。

a.2 机械指示及信号指示与实际相符，无非全相供电的现象。a.3 无内外部异响放电现象。

a.4 瓷套管支柱和操作连杆、拐臂无损坏情况。a.5 液压机构打压、储能正常。

a.6 送电后，如发现相应系统三相电压不平衡，接地或出现间接接地现象时，应立即检查断路器的三相合闸状态。

b.断路器分闸后的检查：红灯灭，绿灯亮，机械指示在分闸位置，表计指示为零。

b.异常处理

1.断路器合闸失灵的分析与处理：

a 在操作中断路器拒绝合闸，应立即汇报调度，并按以下原则处理：

b 断开断路器两侧隔离刀闸，试合断路器，根据合闸接触器和合闸铁芯的动作情况判别是电气回路故障还是机械部分故障。

c 如果是电气回路故障，应检查控制或合闸保险是否熔断，合闸回路应闭合的继电器，接触器的接点是否接触良好，压力闭锁接点是否接通，查明故障原因，予以排除。

d 如果是机械部分故障，检查传动连杆、拐臂及轴销有无卡滞、分闸搭扣是否牢固、机构是否过死点等，找出故障，进行处理。

e 检查操作机构电源电压，弹簧储能是否正常。

f 经以上查找的断路器故障和缺陷，现场无法处理时，则应立即汇报调度和有关领导，并倒换运行方式恢复供电，退出故障断路器，进行检修。2.断路器分闸失灵的分析与处理

a 试拉断路器，监视后台机仪表变化，位置指示灯（红灯），根据跳闸铁芯动作与否判明是电气回路还是机械部分故障；

b 机械部分故障，检查跳闸铁芯是否卡死，传动轴销是否脱落或过死点过低动作不到位及机构是否瓦解等；

c 电气回路故障，检查控制电源，跳闸回路的元件（KK接点、辅助接点等）是否接触良好，跳闸线圈是否烧坏、断线或接触不良；

d 检查分闸弹簧是否储能，有无松动及断裂现象。

e 运行中断路器位置指示灯（红灯）熄灭或直流电源消失，应立即检查灯泡是否烧坏，控制电源是否接触不良，若查不出原因，应立即汇报调度和修试单位，设法将该断路器退出，待进一步处理。

f 发生事故时断路器分闸失灵应根据有无保护动作信号掉牌，位置指示灯指示及出现的现象判断故障的范围和原因。

g 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯亮，并能用KK把手（就地控制方式）分闸，可检查保护压板是否投入正确，如投入正确，可向调度申请断开两侧隔离开关，作保护传动试验，查明是否二次回路问题。

h 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯不亮，不能用KK把手（就地控制方式）分闸，应检查控制电源是否接触不良，控制回路是否断线。

i 有保护动作信号掉牌，断路器红灯亮，用KK把手（就地控制方式）能分闸，应检查保护出口回路有无故障。

j 有保护动作及掉牌，用KK把手（就地控制方式）分闸失灵，如红灯不亮，应检查控制回路，红灯亮，应检查机构的机械是否有故障。

k 运行中，发现断路器位置指示红灯不亮，发现控制回路断线或直流回路断线信号及交流电压回路断线信号时，必须立即采取措施处理。

l 应保持失灵断路器现场，断开其两侧隔离开关，恢复其它设备和线路供电，并对其查明原因进行处理。

m 分闸失灵断路器，在未查出原因前，及处理后未进行整组传动，保护分、合试验和低电压分、合检查的，不准投入运行。

3.SF6断路器气体压力异常或本体严重漏气处理：

a 当断路器SF6气体压力降低报警时，应立即到现场检查SF6气体压力值，加强监视，并及时汇报调度，通知维修单位进行处理。

b 当SF6气体渗漏严重，压力下降较快且接近或降至闭锁值时，应向调度汇报申请停电处理；SF6气体压力低于闭锁值时，不得进行该断路器的操作。

c 当SF6气体压力降至分、合闸闭锁值告警时，应立即到现场检查SF6气体压力，如压力确降至闭锁值，应立即将该断路器控制电源拉开，使该断路器变为死断路器，并汇报调度申请停电处理，通知维修单位及时处理。

4.真空断路器灭弧室内有异常时处理：

真空断路器跳闸，真空泡破损，或检查断路器仍有电流指示，应穿绝缘鞋和戴好绝缘手套至现场检查设备真空确已损坏，汇报调度，拉开断路器电源，将故障设备停电后方允许将故障设备停电退出运行。不允许直接拖出故障断路器手车。

5.弹簧操作机构异常处理（发“弹簧未储能”信号时的处理等）：

a 弹簧操作机构发“弹簧未储能”信号时，值班人员应迅速去现场，检查交流回路是否有故障，电机有故障时，应用手动将弹簧拉紧，交流电机无故障而且弹簧已拉紧，应检查二次回路是否误发信。

b 如果是由于弹簧有故障不能恢复时，应向当值调度申请停电处理。

第五篇：真空断路器市场调研报告

户内真空断路器调研报告

一、引言

真空断路器由于灭弧能力强、电气寿命长、现场维护方便、技术含量高等优点，在电力系统基本建设及无油化改造中，对40.5kV及以下电压等级的开断设备选型，而被广泛应用，为高压断路器选型的首选设备。

真空断路器发展很快，究其原因，固然很多，但有两条是基本的：一是真空灭弧室技术的进步；二是操动机构技术的进步。真空灭弧室是真空断路器的心脏。真空灭弧室的进步表现在如触头材料从CuBi转变成CuCr，提高了开断能力，并降低了截流值，同时磁场从横磁场转向纵磁场，提高了开断能力，减少了触头的烧损。在工艺上，一次排固封工艺的采用，大大提高了灭弧室性能及可靠性。操动机构被称之为真空断路器的神经中枢。原先用电磁机构，后出现了弹簧机构，最新又出现了永磁机构。弹簧机构结构复杂，零件数多（多达200个），加工精度要求高，永磁机构的机械结构特别简单，零部件比任何其他机构都要少，运动部件可以减少至一个，因而机械可靠性特别高，而且永磁机构的出力特性能与真空断路器的负载特性很好的匹配。永磁机构用永磁锁扣，电容器（或直流屏供电）储能，用电子控制。永磁机构特别适用于频繁操作，如可达6万～15万次。

二、固封式真空断路器的结构特点：

固封式真空断路器主要有别于敞开式真空灭弧室或用绝缘筒罩着灭弧室的真空断路器。它的主要特点是将真空灭弧室及导电端子等零件用环氧树脂通过 APG 工艺包封成极柱，然后与机构组装成断路器。不同品牌的固封式真空断路器结构上下不尽相同。机构的差异大些，极柱的外形、结构差异不大，但其功能都是一样的，使断路器：

1.减少了装配高速环节，提高了机械可靠性。

2.没有了相间及对地绝缘易受污秽、凝露影响的缺陷。

3.防止了真空灭弧室易受外界撞击的危险。

4.增强了主回路的外爬距，提高了灭弧室耐受电压水平。

5.灭弧室的免维护，为断路器免维护创造了条件。

固封式真空断路器技术上已获得突破，参数也愈做愈高，系列逐渐形成。产品逐渐被用户所接受和推广，是传统真空断路器的理想换代产品。只要我们在解决先进性的开发过程中，解决好生产、工艺问题，新一代的固封式真空断路器不仅会在国内市场发挥作用，而且在国际市场也会有广阔的前景。

三、真空断路器生产线设备投资

1）断路器组装生产线

温岭市东海自动化设备应用研究所

联系人:张建宏 ***

泰事达生产线（12KV、24KV断路器生产线共33万元）

2）真空断路器机械特性测试仪

3）高压工频耐压测试仪

4）机械操作程序仪（开关磨合用），