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1、SF6 开关使用中需注意的几个问题摘要：介绍 SF6 断路器基本组成，及使用中的注意事项 关键词：SF6 断路器 密度监视 水分监视 中毒防护 SF6 气体具有较强的绝缘性能，广泛应用在高压电气设备中。近十年来，随着中国国民经济的迅速发展和科学技术的突飞猛进，SF6 气体高压电器在电力系统中的应用日益普及。在新建或技改工程项目中高压断路器或 GIS 开关设备基本上全是应用 SF6 气体绝缘开关。我厂 110KV 变电站高压断路器于 2003年 6 月改造。系采用苏州阿尔斯通公司生产的 S1-145F1/4031/SR 型 SF6 断路器，其额定电压为 145KV，额定电流 3150A，额定短路
2、开断电流 40KA。配套操动机构为 CRR5 型弹簧储能机构。储能电机为 DC220V、750W，储能时间 15S。可连续开断额定电流 3000 次或连续开断额定短路电流 20 次无需检修。一、SF6 断路器的基本概念 每台断路器由三大部分组成：极、横、梁和操动机构。其中极由支柱瓷套和灭弧室瓷套两部分组成，支柱瓷套保证操作电压对地绝缘，灭弧室瓷套包含了电流开断单元，每一个都是气体封闭单元。动触头与在横梁中同操动机构相连。 极固定在横梁上，用螺栓固定。 当断路器开断电流时，从导电状态到绝缘状态的转变必须在几毫秒内完成。在分闸过程中产生的电弧被灭弧气流所熄灭。而对第三代 SF6 断路器而言，它所要
3、求的灭弧压力是电弧自身能量在压力室中产生的，操动机构仅提供触头移动和辅助活塞移动的能量。 合闸操作：前提是合闸弹簧已储能，分闸弹簧未储能。当合闸脱扣器动作时，合闸掣子通过锁定轴解扣，合闸滚轮能转过合闸掣子移动，合闸弹簧的能量使凸轮和主链轮高速转动。合闸能量从凸轮传给主拐臂再传给驱动杆，断路器合闸，合闸弹簧储能并通过锁扣锁定，电机自动给合闸弹簧重新储能。 分闸操作：前提是分闸弹簧已储能，当分闸脱扣器动作时，分闸掣子通过半轴和锁扣解扣，分闸弹簧的能量使断路器分闸并通过驱动杆使主拐臂回复到起始位量，等待新的合闸操作。 二、外部常规检查SF6 气体具有优良的灭弧和绝缘性能，因此，它广泛地应用于各级电压
4、等级的高压断路器之中。SF6 断路器由于技术成熟，在运行中维护工作量很少。外部部件的检查与油断路器或少油断路器检查项目相同即在运行中应检查各连接部件完好，导体无发热变色现象，检查断路器传动装量中销子，连杆应完好，无断裂，分合闸指示器应指示正确，检查断路器瓷套无破损，无严重脏污现象等。 对端子箱的检查应注意：应确保“合闸电源”空开在合闸位臵，二个合闸保险送上且保证完好，二个照明/加热保险送上，且保证完好。在操作过程中应仔细核对操作机构箱上如下项目：投运前须检查断路器在分闸位臵，合闸电源空开合上，照明及加热空开已合上，去湿加热装臵自动投运。储能指示在“储能”位置，操作切换开关在“远方”位置，操作机
5、构箱门锁完好。三、开关拒动的处理方法 操作过程中如果发生开关拒动的情况，应按如下步骤检查：1. 检查弹簧储能情况 2. 测量控制电压 3. 切断控制电路 4. 检查 SF6 气体压力 5. 检查端子的接线，确定它们是紧固的并连接正确和接线圈比较并纠正错误接线。 6. 检查脱扣回路并更换坏的线圈，确定并消除造成线圈过载的原因。7. 检查控制回路中继电器是否故障，如需要更换它。 8. 如果 SF6 密度控制器出现故障，更换密度控制器。 9. 然后方可重新加上控制电压。 四、SF6 断路器使用中与 SF6 气体有关的安全问题 SF6 开关和封闭式组合电器(GIS)是性能优良，技术先进的高压电气设备在
6、供配电装臵中应用越来越广。SF6 气体的绝缘能力是空气的 3 倍，灭弧能力是空气的 100 倍，但当其污染变质，水分超标及发生泄漏使压力过低时，将明显降低 SF6 气体的绝缘强度与灭弧性能，危害设备的安全运行。外泄的 SF6 分解物具有毒性，防护不当会影响人们的身体健康乃至中毒事故，因此应把 SF6气体的维护管理作为这类设备安全运行的重要工作。我们应主要从 SF6 气体密度的监视；水分测量处理；SF6 气体的充补；SF6 中毒防护几方面着手解决。 SF6 气体密度的监视 由于 SF6 气室内气体密度降低原因一般都是由于漏泄引起，所以对 SF6 气体密度变化我们须引起足够的重视，我们应做好如下几
7、点：1. 1 定期巡视抄表 我厂所装设 SF6 断路器其额定压力为 0.68Mpa，报警压力 Uw1=0.58Mpa，闭锁压力为 0.55Mpa。SF6 气压计是监视 SF6 气体密度的控制器，其作用为：显示正常压力 0.68Mpa(黑点处)；其内有二对接点用于报警和闭锁，气压计具有温度补偿动能，环境温度的变化不影响其指示值。当 SF6 气体泄漏时指示压力值才会降低，下降到 0.58Mpa 时达到报警压力，下降至0.55Mpa 时达到闭锁压力，闭锁分合闸。 附图 1SF6 压力曲线(对应 Pe=0.68Mpa。UW1=0.58Mpa) SF6 气压计本身具有温度补偿动能。消除了环境温度对显示和
8、触点信号的影响，使密度控制器能灵敏地反映 SF6 气体漏泄情况，从而方便使用者监视断路器健康状况。值班员每天应对压力表进行巡视并记录指示数，对照曲线可知SF6 气体的泄漏量，一旦发现问题，可以及时与厂家技术人员联系处理。及时处理。主要应监视 SF6 气体压力变化，特别要注意监视因温度变化而引起的压力变化或压力异常。 1.2 每天巡视防爆膜 对装有防爆膜的 GIS 设备，每天定时巡视，但不得在防爆膜附近停留，发现异常情况要立即报告，若防爆膜破损，要停电进行处理，防爆膜应用汽油或丙酮擦拭干净。若 GIS 设备无防爆膜，此项可省略。1.3、定期校验报警装置 每年要对压力整定值进行校验，检查触点及报警
9、器是否完好，各导线连接有无松动。 SF6 气体含水的处理 随着 SF6 气体高压电器在电力系统中的应用日益普及，作为检修运行人员如何作好 SF6 气体电器设备的维护检修工作是个突出问题。特别是对于达到一定运行年限的设备，受现场环境气候条件等方面的制约，在现场要作好 SF6 开关的检修是相当困难的。检修人员一方面必须了解和掌握开关的结构，另一方面还必须熟悉试验标准方法。在 GB7674-1997和 GBSO150-91中对SF6 开关装置的试验除机械特性试验外，对现场的绝缘试验就是交流耐压试验，而由于受现场条件的限制，许多时候都是由厂家保证，开关设备并没有完全进行交流耐压试验，大多数情况是通过对
10、 SF6 的微水控制和检漏来进行控制，可见 SF6 中微量水的含量是非常重要的指标，它不仅影响设备的绝缘性能，而且水分在电弧的作用下在气体中会分解有毒和有害的低氧化物质对材料起腐蚀作用。2.1 、SF6 设备中水分 的主要来源 2.1.1、 SF6 新气或 SF6 电气设备中的运行气体都不可避免地含有微量的水分。SF6 新气中的水分主要是生产过程中混入的，由于 SF6 在合成后要经过热解、水洗、碱洗、干燥吸附等工艺生产的环节多，难免会遗留少量水分。在向高压电器设备充气或补气时，这些水分会直接进入设备内部。另外 SF6 气瓶在长期存放过程中如果气瓶密封不严，大气中的水分会向内渗透使 SF6 气体
11、含水量增加，因此按规程规定，在充入 SF6 时，对存放半年以上的 SF6 气瓶应复测其中的气体湿度，以保证充入气体含水量不会超标。 2.1.2、 SF6 高压电器设备生产装配过程中混入的水分 高压电器设备在生产装配过程中，可能将空气中所含水分带到设备内部，虽然设备在组装完毕后要进行充高纯氮气，抽真空干燥处理，但是附着在设备腔中内壁上的水分不可能完全排除干净。 另外 SF6 电气设备中的固体绝缘材料，主要是环氧树脂浇注品，这些环氧树脂的含水量，一般在 0.1%-0.5%之间，固体绝缘材料中的这些水分随时间延长可以逐步地释放出来。2.1.3 、大气中的水汽通过 SF6 电气设备密封薄弱环节渗透到设
12、备内部。SF6 高压电器设备由于人为控制设备内部气体湿度，所以设备内部气体含水量较低，内部水蒸汽气压很低，而大气中水蒸汽气压很高，在高温高湿的条件下，水分子会自动地从高压区向低压区渗透，外界气温越高，相对湿度越大，内外水蒸汽压差就越大，大气中的水分透过设备密封薄弱环节进入设备的可能性越大。由于 SF6 分子直径是 4.5610-10M，水分子直径是 3.210-6M，SF6 分子是球状，水分子为细长棒状，在内外水气压差大时，水分子最容易进入SF6。 据有关资料介绍，SF6 开关设备的事故率并不低，而其中绝缘事故率大大降低呈现出典型的浴盆曲线。 2.2 、SF6 气体中水分对 SF6 开关装置危
13、害 2.2.1 、SF6 气体是非常稳定的，当温度低于 500时，一般不会自行分解，但当水分含量较高时，温度高于 200时就可能产生水反应，会生成亚硫酸和氢氟酸(HF)，它们都具有腐蚀性 可严重腐蚀设备。2.2.2 、SF6 在电弧作用下可分解，由于水分的存在会加剧低氟化物的水解，生成氟化亚硫酰，且水分的增加会加速其反应过程。2.2.3、 SF6 被电弧分解成原子态 S 和 F 的同时，触头附近蒸发出大量的金属 CU 和 W 蒸汽，该蒸汽与 SF6 在高温下会发生反应，产生金属氟化物和低氟化物，同时生成的氟化亚硫酰和硫化氢都是剧毒，HF 还可与含 SIO2 元件反应，腐蚀固体元件的表面。 2.
14、2.4、存在于 SF6 气体中的水分本身，一般不会对开关装臵的绝缘有显著的影响，但当这些水分以液态存在于绝缘件的表面(特别是表面存在易导电的物质)时，会降低绝缘件表面的电阻，并改变了绝缘件的电场，试验表明附着绝缘件表面的水分可以使绝缘件的沿面放电电压降到无水时的 60%-80%。 2.2.5 、SF6 的结霜问题，在运行中也是易遇到的问题，在装置内的 SF6气体中的水气结霜后，当绝缘件的温度回升到零度时，绝缘件表面的霜就会融化成水并因此而降低绝缘件的绝缘强度，一般认为只要把 SF6 气体装臵中的水分降低到使其水气的露点低于零度，水气不可能凝结成水，而直接变成霜就可以避免水气对绝缘的影响。这种认
15、识是不全面的，如果露点温度达到零度，这时霜开始融化成水，这一过程往往在使用中经常发生的，这就必然会降低设备的绝缘，只有升温的过程极其缓慢当霜的温度末达到零度之前就都升华为水气时，才不会出现水态，霜是否会变成水态决定于：(1)升温的速度(2)露点的高低(3) SF6 气体的多少(4)装臵内水气的多少。应当指出，要完全清除装臵内的水分是不可能的，适当降低装臵内水气的露点是可以的，制造厂应当想办法避免装臵内结霜，这样就可以防止霜变成冰造成的危害，当然这是很难的。以往分析认为，在盆式绝缘子与法兰连接处和中心导体部位易结霜当霜融化成水时将造成该部分的电场畸变，使局部电场增强很多而降低绝缘强度。 2.3
16、设备中 SF6 气体的水份控制 2.3.1、SF6 气体含水量的规定 包含：(1)GB7674 中规定的 SF6 气体含水量(10-6 体积比) (2)GB50150-91 中规定的 SF6 气体含水量(10-6 体积比)(3)DL/T596-1996中关于 SF6 含水量的规定(10-6、20、体积比).GB7674 GB50150-91 DL/T596-1996标准类型隔室 交接验收时运行允许值交接验收时 大修后 运行中有电弧分解物的隔室小于150-200300-400 小于 150 不大于 150 不大于 300在 GB7674-1997 和 GB50150-91 两个标准中规定了测量 SF6 气体中水份的标准，而对测定水份时的 SF6 气体的温度没有规定，当容器内 SF6 气体的温度低于其中水气的露点温度时，SF6 气体中的部分水份就变成水或冰这样一来 SF6 气体中的水气减少了，而水气的饱和气压和其温度相对应，并始终维持在饱和状态，这时测得的是在当时
