开关类设备基本原理与维护

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

和新技术介绍

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 品种和型号多

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363～550kV的断路器已为SF6断路器所独占，投运量每年以15％～20％的速度率增长，城市新装的126～252kV的断路器大多是SF6断路器或GIS封闭式组合电器。12～40.5kV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，使用范围小，因而没有得到普及和广泛使用。

（三）在线检测阶段

这一阶段起始于20世纪90年代，随着GIS 的使用增加，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和处理等高新技术的使用，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和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和诊断系统，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，更难和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（DL ／T 596—1996）（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1－2 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。其中小修可和预防性试验结会进行。例如，40.5～126kV 少油断路器，大修周期为 5～7年．小修周期为1年，隔离开关的大修周期为3～5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。 事故维修定期维修状态维修基于绝缘诊断

的寿命预测

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，状态维修和定期维修不同，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，状态维修和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，并使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使用，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，和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 3A T2／3 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断路器的基本结构和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，和其它断路器比较有较大差异，而其余几个部分和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（0.3～0.5MPa），灭弧室的可动部分带有压气装置，靠分闸过程中活塞和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和和动触头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2－4（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和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，使压气室和活塞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

线和动触头轴线近乎垂直，在图2-7（b）中，电弧轴线和动触头轴线近乎平行。也即电弧电流和磁场有正交分量。这就会产生使电弧旋转的力。图2－8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2－9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产生和触头的同轴磁场，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使用。

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》（GB50150—2006）（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》（GB12022—89）、《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》（SD306—89）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）使用相当普遍。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和水分之间的关系，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、气压和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