高压断路器合闸缓冲器故障分析论文[精选5篇]

第一篇：高压断路器合闸缓冲器故障分析论文

摘要：针对一起５００ｋＶ断路器合闸缓冲器滚轮碎裂案例，从断路器储能，到合闸命令完成，最终到剩余动能释放，对整个合闸过程进行分析，明确造成合闸缓冲器滚轮碎裂的主要原因是弹簧储能离合装置的过冲角度过大，而手动按储能电机接触器进行储能是造成储能离合器过冲角度过大的最根本原因，在后期的检修过程中严禁手动按储能电机接触器储能，并增加对储能离合装置过冲角度检查环节。

关键词：合闸；合闸缓冲器；过冲角度

引言

合闸缓冲器作为断路器的重要部件，在断路器合闸结束时可吸收断路器合闸弹簧的剩余能量，保护断路器机构免受太大的冲击。合闸缓冲器一旦故障就会造成缓冲效果减弱或失去，断路器合闸后的剩余动能将作用于断路器机构本身，对断路器的特性造成影响，为断路器的正常运行埋下隐患。

１案例背景

２０１７年，某５００ｋＶ变电站进行主变Ｃ级检修后，验收发现其中一个开关机构箱底部散落少量金属碎片，疑似某部件碎裂。通过与图纸对比，判断金属碎片由合闸缓冲器滚轮碎裂后形成。发生异常的是某公司型号为３ＡＰ２－ＦＩ的断路器，该断路器为三相交流断路器，带绝缘喷嘴灭弧室，双断口，采用弹簧机构分相操作，于２００９年１１月投运。当日，进行主变检修验收时，打开其中一个开关机构箱后门，发现少量碎片和圆柱状金属短杆，疑似断路器机构某部件碎裂。查看该机构外观，未见明显异常，判断该部件原本位置应在断路器机构内部，碎裂后掉出。由于断路器机构构造紧密，现场人员无法对机构内部进行查看，因此不能确定损坏部件具体位置。查看该型号断路器操作手册并与厂家联系后确认，碎裂部件为断路器机构内与合闸缓冲器相连的一个滚轮，如图１中１８．４１．１所示。由于Ｃ级检修时，开关特性试验和二次传动工作都会对开关进行多次分合闸操作，因此无法判断具体是何时造成该滚轮的碎裂。

２原因分析

此类型断路器采用弹簧机构，在完成合闸命令后还有部分剩余动能需要释放。滚轮的作用即是在断路器完成合闸后，联合合闸缓冲器将合闸完成后剩余的动能缓慢释放。具体动作过程为：在合闸过程的结尾，合闸缓冲器１８．４１上的滚轮１８．４１．１沿凸轮１８．１９运动并传递其剩余动能到合闸缓冲器１８．４１，如图２所示。最后，滚轮１８．４１．１跳至凸轮１８．１９后，防止储能轴１８．１４回摆，如图３所示。该滚轮碎裂会导致合闸缓冲器启动时间延迟，造成缓冲效果减弱。断路器合闸后的剩余动能作用于断路器机构本身，久而久之会对断路器特性造成影响，对断路器的正常运行埋下隐患。造成滚轮碎裂最主要的原因为合闸弹簧储能结束时，由于电机本身惯性，在弹簧储能到位后，储能离合装置还有一个过冲角度。这个过冲角度在一定范围内（小于１２０°）对于断路器机构来说都是安全的，但当过冲角度过大时，合闸弹簧下次储能时会造成凸轮反打，对合闸缓冲器滚轮造成一定损坏。储能离合器的工作原理如图４所示，储能轴１８．１４在储能电机１８．１和齿轮１８．２的驱动下转动，合闸弹簧储能。储能离合器１８．３使储能轴１８．１４上的凸轮转动，直至其停在上中心点。储能结束时，固定在基座上的凸轮１８．２０将储能离合器１８．３从储能轴１８．１４上解开。由此储能轴１８．１４与齿轮１８．２分离，电机自动停机，传动装置停转，如图５所示（ａ角即为储能离合器过冲角）。造成离合器过冲角度过大一般有以下原因：设备本身原因，导致电机没有在正确位置停转，造成过冲角度过大；直接用手按压储能电机接触器来储能，依靠目测来判断储能到位与否，易使电机停转滞后，造成过冲角度过大。经确认，二次传动过程中发生过开关机构无法正常储能情况，现场检修人员采用了手动按压储能电机接触器的违规操作方式来储能，这是合闸缓冲器滚轮发生碎裂的最可能原因。

３结语

由于合闸缓冲器滚轮碎裂无法更换，因此需更换整个断路器机构。更换该断路器机构后，特性试验和二次传动试验均合格，主变得以顺利复役。这次事故表明：检修工作中，严禁直接顶储能电机接触器来进行储能；可增加储能离合器过冲角度检查项目，过冲角度大于１２０°时应及时联系厂家进行处理。

第二篇：GIS断路器就地合闸引发越级跳闸的事故分析

GIS断路器就地合闸引发越级跳闸的事故分析

【摘要】全封闭组合电器（GIS设备）因其占用空间小、开断容量大、运行可靠性高的优点，在电力系统得到了广泛的应用，尤其是新建的110kV及以上变电站设备几乎全部采用全封闭组合电器。但GIS设备的运行维护与传统设备相比有诸多不同点。本文以一起全封闭组合电器断路器在汇控柜就地合闸，线路故障GIS断路器拒动引起主变后备保护越级跳闸的事故为例，详细分析了造成此次事故的原因，深入分析了GIS断路器二次回路的相关原理，并提出解决方法和整改措施。

【关键词】全封闭组合电器；变电运行；越级跳闸；二次回路

引言

六氟化硫全封闭组合电器设备，是一种体积更小、容量更大、电气开断性能更好的电气设备，用它组成的“气体绝缘成套变电站”-Gas Insulation Substastion-简称“GIS”，是由断路器、隔离开关、接地刀闸、PT、CT、避雷器组成的成套装置，对高电压深入工况、城市用电负荷中心，具有很高应用价值，越来越为世界各国的制造、设计及使用部门重视。[1]

本文以某地区220kV变电站，110kVGIS断路器汇控柜就地合闸对线路送电时，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸引线对塔体放电，GIS断路器拒绝跳闸引起主变中后备保护越级跳闸，造成1号主变110kV侧开关跳闸，110kV甲母线失压为例，深入分析了造成此次事故的原因，进一步分析了GIS断路器二次回路的原理及设计中存在的缺陷，并针对这一设计缺陷提出具体的、可行的整改措施。

1.事故发生过程

该220kV变电站的110kV全封闭组合电器型号为ZF10-126。正常情况下，GIS断路器的操作应在主控制室的后台机遥控进行，禁止在GIS汇控柜（就地控制柜）就地操作断路器。

事故经过：2013年7月2日，天气晴。08时46分，110kV故障线路113开关因线路故障跳闸，重合失败；10时44分，调度命令110kV故障线路113开关由热备用转冷备用，线路由冷备用转检修。线路检修开始。

14时50分，线路检修结束，调度通知线路送电。在送电过程中因后台机死机，当值变电站值班员在后台机没有恢复正常的情况下，擅自到该线路110kV汇控柜进行就地操作，将汇控柜上断路器“远方/就地切换开关”由“远方”切至“就地”位置，就地合上110kV故障线路断路器，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸对地造成短路，线路保护动作而线路断路器拒动，导致1号主变中后备动作越级跳开1号主变110kV侧101总开关，导致110kV甲段母线失压。因下级变电站备自投装置动作正确，未造成对外停电，未造成较坏的社会影响。

2.事故原因分析

根据《青岛供电公司GIS设备运行规程》规定：“GIS断路器可通过后台机或测控屏遥控操作，禁止在汇控柜就地操作。”[2]

正常运行时，断路器“远方/就地切换开关”应切至“远方”位置，此时允许主控制室进行遥控分、合闸。

遥控分闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――分闸回路――遥控分闸接点接通――接通分闸回路。遥控合闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――合闸回路――遥控合闸接点接通――接通合闸回路。

当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，遥控接点断开，遥控分闸、合闸回路断开，就不能进行遥控分、合闸操作，同时也切断了保护跳闸回路。此时若线路发生故障，线路保护正确动作，断路器将拒动，将造成变压器后备保护动作，越级跳闸。[2]

在本次事故中，工作人员在变电站站端后台机死机的情况下，现场将GIS汇控柜断路器“远方/就地切换开关”切至就地位置，合上断路器。恰巧送电电缆中端杆中相避雷器爆炸，线路保护动作发出断路器跳闸指令，而此时断路器“远方/就地切换开关”在就地位置，跳闸回路断开，线路断路器拒动。经过一定延时后，主变后备保护动作，跳开#1主变中压侧101断路器，110kV甲母线失压，造成此次事故。

3.整改措施

针对此次事故，提出以下可行的整改措施。

1）修改GIS断路器控制回路，使保护回路与手动回路分离，保护回路不经断路器“远方/就地切换开关”，直接接入GIS操作机构。[3]

此修改不改变GIS断路器操作机构内部接线的情况下，而只是将主控室测控装置发送的保护跳闸指令与手动跳闸指令分开，成为独立的两个回路。手动跳闸回路不做修改，只更改保护回路，使之不经断路器“远方/就地切换开关”，直接短接至GIS断路器操作机构。

这种修改方法可以保证手动回路功能全部正常，可以正常的进行遥控（或就地）的分、合闸操作，同时可以保证当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，保护指令可以不经断路器“远方/就地切换开关”，正常动作于断路器操作机构，使断路器正常分、合闸操作，可以从根本上解决这一设计缺陷。

2）对GIS汇控柜“远方/就地切换开关”本身进行改造，加入钥匙控制功能，将解锁钥匙纳入防误闭锁装置管理。

ZF10-126型GIS汇控柜中“解锁/联锁操作把手”是使用钥匙控制，只有插入钥匙解锁，才能将把手切至“解锁”位置。同样的原理，我们可以讲断路器“远方/就地切换开关”也加入此功能。

正常运行时，解锁钥匙应取下，并封存于智能解锁钥匙箱，在现场运行规程中进行明确规定，GIS断路器严禁汇控柜就地操作。当遇到特殊情况必须在汇控柜就地操作时，应严格履行解锁流程，由运行管理部门的专责人批准进行解锁。通过加入强制性闭锁，也可以避免此类事故的发生。

3）制作操作提示卡，对汇控柜就地操作的风险进行提示，从运维管理方面加强控制。

上述两种方法虽然可以从根本上避免GIS断路器汇控柜就地操作的风险，然而二次回路的改造需要结合停电检修进行，无法在短时间内完成整改；而且，对现有的变电站GIS设备，也无法进行“远方/就地切换开关”的改造，加入闭锁功能。因此，要在短时间内避免此类事件的发生，加强运维管理是相对快捷和有效的方式。

我们的做法是，制作“GIS断路器就地操作提示卡”，提示卡以深黄色为底色，显得醒目。对GIS断路器就地操作的风险进行说明，并粘贴在汇控柜断路器操作把手旁，使操作人员可以一目了然。

4.总结

综上所述，我们通过对此次事故的深入分析，充分认识到GIS断路器“远方/就地切换开关”的重要性，又通过对GIS断路器控制回路的分析，发现GIS断路器控制回路存在的重大设计缺陷。只有将保护回路与手动回路分离，才能从本质上消除断路器控制回路的缺陷。另外，对于新投运的设备应尽量要求厂家对断路器“远方/就地切换开关”加装强制闭锁锁具，并加入防误管理。同时，对于现有的GIS设备，我们也可以通过设计提示卡等方法加强运维管理，从管理层面避免此类事件的发生。

参考文献

[1]林丕纶.六氟化硫全封闭式组合电器的特点及应用[J].电气工程应用，1986，3：48-51.[2]侯延?H.浅谈SF6全封闭组合电器的维护、检修与管理[J].水力发电，2006，10：36-37.[3]赵志鸿.探究110 kVGIS电气二次回路中存在的问题[J]，科技资讯，2014，33：98-99.[4]苏东亮.220kVGIS断路器跳闸回路缺陷探讨[J]，山东电力技术，2014，98（2）：54-56.作者简介

陈先凯，男，助理工程师，从事变电站运维检修工作。徐国强，男，工程师，从事变电站运维检修工作。肖文军，男，高级技师，从事变电站运维检修工作。周全越，男，助理工程师，从事变电站运维检修工作。

第三篇：断路器操作机构合闸线圈烧毁原因分析及改进措施

断路器操作机构合闸线圈烧毁原因分析及改进措施

2009-11-30 15:49:07 来源:《中国高新技术企业》 作者:鲁明芳 【大 中 小】 浏览:103

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摘 要：微机继电保护技术在变电站广泛应用后，提高了保护的可靠性、选择性、灵敏性和速动性，同时使变电站无人值班得以实现。但凡是综合自动化站，不论是35 kV断路器合闸控制回路，还是10kV断路器合闸控制回路，都带有合闸保持电路，而在断路器合闸过程中经常出现一些问题。文章对10KV开关操作机构的合闸线圈频繁烧毁的原因进行分析查找，并提出防范和技术改进措施，彻底避免合闸线圈事故的再次发生，以保证供电的可靠性、稳定性。

关键词：断路器；合闸线圈；继电保护；控制回路；触点

微机继电保护技术在变电站广泛应用后，提高了保护的可靠性、选择性、灵敏性和速动性，同时使变电站无人值班得以实现。但凡是综合自动化站，不论是35 kV断路器合闸控制回路，还是10kV断路器合闸控制回路，都带有合闸保持电路，而在断路器合闸过程中经常出现一些问题的时候，如在操作断路器合闸过程中，若因操作机构及其他因素的缺陷，导致在辅助开关不切换的情况下，就会使合闸线圈及合闸接触器因长时间通电而烧毁。

一、现状调查

（一）长期无维护

在调查过程中经常发现操作机构、辅助开关、合闸接触器触头表面锈蚀、烧毛，有污垢，触头粘连，而没有及时修复或者更换，导致事故扩大。

（二）合闸控制回路存在缺陷

从图

1、图2可知，接在合闸回路中的合闸线圈，是通过合闸接触器的辅助触点的分合来实现通断电的，而接在控制回路中的合闸接触器线圈通断电要受到断路器的常闭辅助触点控制，无论就地或远控操作断路器合闸时，电源+K启动合闸保持继电器HBJ后，合闸+KM→HBJ1→FTJ→HBJ→DL1→HC→-KM，使断路器合闸。一旦保护合闸或遥控合闸，正电源经HBJ1、FJV、HBJ、DL1、HC、负电源接通合闸自保，HC励磁后启动合闸线圈将开关合上，开关辅助接点DL转换，切断合闸自保回路。如此时当开关合不上，则开关辅助接点转不到位，合闸自保断不开，合闸线圈则因长期通电，通常电磁操作机构中，合闸线圈直流电阻为2Ω左右，在直流控制电压220V下，稳态动作电流达100 A以上。轻者合闸熔丝熔断，重者合闸线圈烧坏，严重危及电网的安全运行。

（三）操作机构调整不当

根据检修历史记录，导致辅助开关不能正确切换的原因还与操作机构调整不当有关。

限位螺杆（调整螺杆）松动致使过高（或过低），如图3所示：

1．当合闸受力后，二连杆向上（向下）弯曲，使合闸铁心作虚功，如图4所示。如二连杆正好在水平位置上，则合闸过于灵敏，在合闸过程中，铁心顶杆顶住滚轮上升到终止位置，滚轮自顶杆跳下，使合闸失败。

2．操作机构的合闸铁芯顶杆碰到连板时，不能满足继续上升8～10mm的要求，行程和冲程调整不当；或是合闸铁芯动作不灵活，存在卡涩现象；或是合闸铁芯顶杆伸出太短，顶杆止钉松动变位，冲程间隙达不到1.5～2.5mm的要求等，均可能导致辅助开关不能正确切换。

3．分闸连板的定位螺栓松动，或分闸连板过“死点”太小，达不到过“死点”为1.0～1.5 mm的要求。因此，在断路器合闸过程中，由于机构振动，分闸电磁铁跳起，撞击分闸连板中间轴，合闸顶杆没能顶住滚轮向上运动，作了虚功；或顶杆顶着滚轮上升未到终点时，滚轮就从顶杆滑落，导致辅助开关不能切换。

二、技术改造

（一）控制回路的改进

控制回路的改进可以通过自制的测量和保护线圈装置来完成（如图5所示）。该装置主要测量线圈动作时的直流电流值和时间值。其控制接点串接加装于回路上，包括电源、过流保护、时间计时保护三部分。当断路器辅助开关不能正确切换，经过装置时间计时保护电路延时后（延时整定值大于断路器合闸时间），由常闭触点DL2代替辅助开关DL1将合闸回路断开，使合闸保持继电器返回，就可避免合闸线圈或合闸接触器线圈被烧毁。该装置原理图如6所示：

1．装置合闸回路的保护原理

（1）合闸回路电流保护原理分析。当合闸线圈开始动作时，电流传感器便采集电流信号，电流信号送至运算放大器放大跟随，同时对信号进行滤波。滤波后的信号送至比较电路和标准电压值进行比较。当采集到的电流值超过标准电流值（即熔体额定电流）10%时，比较电路输出一个高电平去触发三极管VT1切断合闸回路，真正保护了线圈不被烧毁。对某站内使用的合闸熔断器进行重新计算：经测量所使用的合闸线圈的电阻约为2Ω，合闸时直流电压约为243V，合闸回路电流为：

240÷2=121.5（A）

根据熔断器的选择要求，由于合闸时间很短，熔断器一般应按合闸电流的1/4-1/3选择。

121.5÷3=40.5（A）121.5÷4=30.4（A）

通过计算可知现场合闸熔断器应选择为40A比较适合，而实际使用的合闸熔断器为60A，选择过大，合闸熔断器还没来的及熔断，合闸线圈早已烧毁。另外不同型式操作机构合闸电流是不一致的，CD-10的I、II、III机构合闸电流为99A、120A、147A，选择熔体额定电流为30A、40A、50A比较合适。

（2）合闸线圈电流监测分析。分合闸线圈是控制断路器动作的关键元件，应用电流传感器可以方便地测出其电流波形如图7所示：

此电流波形蕴含着多种信息，图中T0为分合命令到达时刻，T1为铁芯开始运行时刻，T2代表铁芯触动操作机构的负载而显著减速或停止运行的时刻，T3可视作开关辅助a接点断开线圈电路时刻，T1-T0与控制电源及线圈电阻有关，T2-T1的变化表征电磁铁铁芯运行机构有无卡涩及脱扣释能机械负载变动情况，T3-T2或T3-T0可以反映操作传动系统运动的情况。电流波形上I1、I2、I0还可以反映电源电压、线圈电阻及电磁铁铁芯运行的速度信息。分析以上参数的变化可诊断断路器部分机械故障趋势，尤其是拒分、拒合等故障。

第四篇：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

第五篇：高压断路器项目可行性研究报告

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高压断路器项目可行性研究报

告

高压断路器（或称高压开关）它不仅可以切断或闭合高压电路中的空载电流和负荷电流，而且当系统发生故障时通过继电器保护装置的作用，切断过负荷电流和短路电流，它具有相当完善的灭弧结构和足够的断流能力，可分为：油断路器（多油断路器、少油断路器）、六氟化硫断路器（SF6断路器）、真空断路器、压缩空气断路器等。

高压断路器在高压电路中起控制作用，是高压电路中的重要电器元件之一。断路器用于在正常运行时接通或断开电路，故障情况在继电保护装置的作用下迅速断开电路，特殊情况（如自动重合到故障线路上时)下可靠地接通短路电流。高压断路器是在正常或故障情况下接通或断开高压电路的专用电器。

断路器的工作状态（断开或者闭合）是由他的操动机构控制的。高压负荷开关、高压隔离开关和高压断路器的区别：

1、高压负荷开关是可以带负荷分断的，有自灭弧功能，但它的开断容量很小很有限。

2、高压隔离开关一般是不能带负荷分断的，结构上没有灭弧罩，也有能分断负荷的高压隔离开关，只是结构上与负荷开关不同，相对来说简单一些。

3、高压负荷开关和高压隔离开关，都可以形成明显断开点，大报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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部分高压断路器不具隔离功能，也有少数高压断路器具隔离功能。

4、高压隔离开关不具备保护功能，高压负荷开关的保护一般是加熔断器保护，只有速断和过流。

5、高压断路器的开断容量可以在制造过程中做的很高。主要是依靠加电流互感器配合二次设备来保护。可具有短路保护、过载保护、漏电保护等功能。

另：提供国家发改委甲、乙、丙级资质

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可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章 研究概述 第一节 研究背景与目标 第二节 研究的内容 第三节 研究方法 第四节 数据来源 第五节 研究结论

一、市场规模

二、竞争态势

三、行业投资的热点

四、行业项目投资的经济性

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第二章 高压断路器项目总论 第一节 高压断路器项目背景

一、高压断路器项目名称

二、高压断路器项目承办单位

三、高压断路器项目主管部门

四、高压断路器项目拟建地区、地点

五、承担可行性研究工作的单位和法人代表

六、研究工作依据

七、研究工作概况 第二节 可行性研究结论

一、市场预测和项目规模

二、原材料、燃料和动力供应

三、选址

四、高压断路器项目工程技术方案

五、环境保护

六、工厂组织及劳动定员

七、高压断路器项目建设进度

八、投资估算和资金筹措

九、高压断路器项目财务和经济评论

十、高压断路器项目综合评价结论 第三节 主要技术经济指标表

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第四节 存在问题及建议

第三章 高压断路器项目投资环境分析 第一节 社会宏观环境分析

第二节 高压断路器项目相关政策分析

一、国家政策

二、高压断路器项目行业准入政策

三、高压断路器项目行业技术政策 第三节 地方政策

第四章 高压断路器项目背景和发展概况 第一节 高压断路器项目提出的背景

一、国家及高压断路器项目行业发展规划

二、高压断路器项目发起人和发起缘由 第二节 高压断路器项目发展概况

一、已进行的调查研究高压断路器项目及其成果

二、试验试制工作情况

三、厂址初勘和初步测量工作情况

四、高压断路器项目建议书的编制、提出及审批过程 第三节 高压断路器项目建设的必要性

一、现状与差距

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二、发展趋势

三、高压断路器项目建设的必要性

四、高压断路器项目建设的可行性 第四节 投资的必要性

第五章 高压断路器项目行业竞争格局分析 第一节 国内生产企业现状

一、重点企业信息

二、企业地理分布

三、企业规模经济效应

四、企业从业人数

第二节 重点区域企业特点分析

一、华北区域

二、东北区域

三、西北区域

四、华东区域

五、华南区域

六、西南区域

七、华中区域

第三节 企业竞争策略分析

一、产品竞争策略

二、价格竞争策略

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三、渠道竞争策略

四、销售竞争策略

五、服务竞争策略

六、品牌竞争策略

第六章 高压断路器项目行业财务指标分析参考 第一节 高压断路器项目行业产销状况分析 第二节 高压断路器项目行业资产负债状况分析 第三节 高压断路器项目行业资产运营状况分析 第四节 高压断路器项目行业获利能力分析 第五节 高压断路器项目行业成本费用分析

第七章 高压断路器项目行业市场分析与建设规模 第一节 市场调查

一、拟建 高压断路器项目产出物用途调查

二、产品现有生产能力调查

三、产品产量及销售量调查

四、替代产品调查

五、产品价格调查

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六、国外市场调查

第二节 高压断路器项目行业市场预测

一、国内市场需求预测

二、产品出口或进口替代分析

三、价格预测

第三节 高压断路器项目行业市场推销战略

一、推销方式

二、推销措施

三、促销价格制度

四、产品销售费用预测

第四节 高压断路器项目产品方案和建设规模

一、产品方案

二、建设规模

第五节 高压断路器项目产品销售收入预测

第八章 高压断路器项目建设条件与选址方案 第一节 资源和原材料

一、资源评述

二、原材料及主要辅助材料供应

三、需要作生产试验的原料

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第二节 建设地区的选择

一、自然条件

二、基础设施

三、社会经济条件

四、其它应考虑的因素 第三节 厂址选择

一、厂址多方案比较

二、厂址推荐方案

第九章 高压断路器项目应用技术方案 第一节 高压断路器项目组成 第二节 生产技术方案

一、产品标准

二、生产方法

三、技术参数和工艺流程

四、主要工艺设备选择

五、主要原材料、燃料、动力消耗指标

六、主要生产车间布置方案 第三节 总平面布置和运输

一、总平面布置原则

二、厂内外运输方案

三、仓储方案

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四、占地面积及分析 第四节 土建工程

一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计

二、特殊基础工程的设计

三、建筑材料

四、土建工程造价估算 第五节 其他工程

一、给排水工程

二、动力及公用工程

三、地震设防

四、生活福利设施

第十章 高压断路器项目环境保护与劳动安全 第一节 建设地区的环境现状

一、高压断路器项目的地理位置

二、地形、地貌、土壤、地质、水文、气象

三、矿藏、森林、草原、水产和野生动物、植物、农作物

四、自然保护区、风景游览区、名胜古迹、以及重要政治文化设施

五、现有工矿企业分布情况

六、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况

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七、大气、地下水、地面水的环境质量状况

八、交通运输情况

九、其他社会经济活动污染、破坏现状资料

十、环保、消防、职业安全卫生和节能 第二节 高压断路器项目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三节 高压断路器项目拟采用的环境保护标准 第四节 治理环境的方案

一、高压断路器项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响

二、高压断路器项目对周围地区自然资源可能产生的影响

三、高压断路器项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响

四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案

五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节 环境监测制度的建议 第六节 环境保护投资估算 第七节 环境影响评论结论 第八节 劳动保护与安全卫生

一、生产过程中职业危害因素的分析

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二、职业安全卫生主要设施

三、劳动安全与职业卫生机构

四、消防措施和设施方案建议

第十一章 企业组织和劳动定员 第一节 企业组织

一、企业组织形式

二、企业工作制度

第二节 劳动定员和人员培训

一、劳动定员

二、年总工资和职工年平均工资估算

三、人员培训及费用估算

第十二章 高压断路器项目实施进度安排 第一节 高压断路器项目实施的各阶段

一、建立 高压断路器项目实施管理机构

二、资金筹集安排

三、技术获得与转让

四、勘察设计和设备订货

五、施工准备

六、施工和生产准备

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七、竣工验收

第二节 高压断路器项目实施进度表

一、横道图

二、网络图

第三节 高压断路器项目实施费用

一、建设单位管理费

二、生产筹备费

三、生产职工培训费

四、办公和生活家具购置费

五、勘察设计费

六、其它应支付的费用

第十三章 投资估算与资金筹措 第一节 高压断路器项目总投资估算

一、固定资产投资总额

二、流动资金估算 第二节 资金筹措

一、资金来源

二、高压断路器项目筹资方案 第三节 投资使用计划

一、投资使用计划

二、借款偿还计划

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第十四章 财务与敏感性分析 第一节 生产成本和销售收入估算

一、生产总成本估算

二、单位成本

三、销售收入估算 第二节 财务评价 第三节 国民经济评价 第四节 不确定性分析

第五节 社会效益和社会影响分析

一、高压断路器项目对国家政治和社会稳定的影响

二、高压断路器项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性

三、高压断路器项目与当地基础设施发展水平的相互适应性

四、高压断路器项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性

五、高压断路器项目对合理利用自然资源的影响

六、高压断路器项目的国防效益或影响

七、对保护环境和生态平衡的影响

第十五章 高压断路器项目不确定性及风险分析 第一节 建设和开发风险 第二节 市场和运营风险

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第三节 金融风险 第四节 政治风险 第五节 法律风险 第六节 环境风险 第七节 技术风险

第十六章 高压断路器项目行业发展趋势分析

第一节 我国高压断路器项目行业发展的主要问题及对策研究

一、我国高压断路器项目行业发展的主要问题

二、促进高压断路器项目行业发展的对策 第二节 我国高压断路器项目行业发展趋势分析 第三节 高压断路器项目行业投资机会及发展战略分析

一、高压断路器项目行业投资机会分析

二、高压断路器项目行业总体发展战略分析 第四节 我国 高压断路器项目行业投资风险

一、政策风险

二、环境因素

三、市场风险

四、高压断路器项目行业投资风险的规避及对策

第十七章 高压断路器项目可行性研究结论与建议

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第一节 结论与建议

一、对推荐的拟建方案的结论性意见

二、对主要的对比方案进行说明

三、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

四、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见

五、对不可行的项目，提出不可行的主要问题及处理意见

六、可行性研究中主要争议问题的结论

第二节 我国高压断路器项目行业未来发展及投资可行性结论及建议

第十八章 财务报表 第一节 资产负债表 第二节 投资受益分析表 第三节 损益表

第十九章 高压断路器项目投资可行性报告附件 1、高压断路器项目位置图 2、主要工艺技术流程图 3、主办单位近5 年的财务报表、高压断路器项目所需成果转让协议及成果鉴定 5、高压断路器项目总平面布置图

报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

北京智博睿信息咨询有限公司 www.xiexiebang.com、主要土建工程的平面图 7、主要技术经济指标摘要表 8、高压断路器项目投资概算表 9、经济评价类基本报表与辅助报表 10、现金流量表 11、现金流量表 12、损益表、资金来源与运用表 14、资产负债表 15、财务外汇平衡表 16、固定资产投资估算表 17、流动资金估算表 18、投资计划与资金筹措表 19、单位产品生产成本估算表 20、固定资产折旧费估算表 21、总成本费用估算表、产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表

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