高压断路器.docx

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高压断路器

第二章高压断路器

第一节高压断路器结构

一、概述

（一）高压断路器用途

高压断路器是电力系统最重要的控制和保护设备。

所谓控制作用就是根据电网运行需要，用它来安全可靠地投入或退出相应的线路或电气设备；所谓保护作用就是在线路或电气设备发生故障时，将故障部分从电网中快速切除，保证电网无故障部分正常运行。

对于高压输配电线路，往往还要求高压断路器具备自动重合闸的功能，保证电网正常运行。

总而言之，要求断路器按照需要能可靠地投切正常的或事故的线路。

按照IEC关于断路器的定义是指“所设计的分合装置应能关合、导通和开断正常状态电流，并能于规定的短路等异常状态下进行关合，一定时间内的导通和开断”。

其附注中还规定：

“通常使用的断路器分合频度应不大，但某种特殊形式的断路器也可用于频繁分合”。

（二）高压断路器功能

（1）在关合状态时应为良好的导体，不仅对正常电流而且对短路电流也应能承受其热和

机械的作用。

（2）对地、相间及断口间具有良好的绝缘性能。

（3）在关合状态的任何时刻，应能在不发生危险过电压的条件下并在尽可能短的时间内开断额定开断电流以下的电流。

（4）在开断状态的任何时刻，应能在其触头不发生熔焊的条件下，在短时间内安全地关合处于短路状态下的电流。

上述功能有时候看起来是相互矛盾的，因而给断路器的研制带来很大困难。

（三）高压断路器特点

1．结构多样性

为了完成上述的控制和保护作用，可以采用各种不同的手段。

从灭弧原理上讲有产气、磁吹、多油、少油、压缩空气、真空和六氟化硫等类型。

从操动机构来说，可以分为手动、电磁、弹簧、气动和液压等品种。

因此，组合起来就有品种繁多的特点，这与发电机、变压器之类设备相比是十分特殊的。

如此多种多样的断路器被实际应用，这在其它电气设备来讲是少有的，这个事实说明在技术上断路器尚未发展到可以集中于单一原理和型式的完善地步，也就是说断路器仍然属于发展过程中的一类电气设备或者也可以说仍属于“年轻的设备”。

断路器原理和结构不同，其产品性能、可靠性和经济性也不同，因此不同使用场合应按相应的要求来选择断路器的结构型式。

2．试验鉴定重要性

发电机和变压器等电气设备的基本工作过程现在已经比较清楚，理论分析、设计计算以及试验鉴定方法比较成熟。

但对断路器而言，除了绝缘、机械和载流方面有比较正确的理论予以指导外，还有最基本的现象即电弧的物理过程至今尚不清楚，有关电弧的理论分析、设计计算方法十分粗糙。

所以一种产品的定容或问世往往要经过大量的试验研究、多次反复修改以及较长时期不同工况的运行考核。

而断路器的断流试验又是一项十分困难，耗时费钱的工作，况且又别无他法。

试验成功的产品又要靠严格的工艺质量体系来保证。

将每台产品都进行断流试验当然是不可能的，但型式试验的产品一定要有代表性。

断路器的设计研究，除电路理论外，还要用到材料学、热能学、力学等等学科，涉及的学科多，研制一种新产品周期十分长。

3．要求高度可靠性

高压断路器是电力系统的保护和控制设备，与发电机、变电器等设备相比价格要低得多，结构也相对简单些，但断路器发生故障时所造成的损失往往要大得多，因此要求有高度可靠性。

然而断路器的运行条件比较苛刻，承担多种分合操作，结构元件又多，相比起来可靠性低。

所以从设计、加工、装配、调试、运行到维修等各个环节都要十分细致和认真。

（四）断路器分类

由于高压断路器的型式多种多样，所以分类的方法也多，比较通用的办法是按照灭弧原理来进行分类，并用相应的拼音字母来表示型号：

D—多油；S—少油；Z—真空；K—压缩空气；L—六氟化琉；C—磁吹；W—户外；N—户内；G—改进型。

型号后的数字依次表示：

设计序号、额定电压、额定电流和额定开断电流。

此外，还有新发展的SF6全封闭绝缘组合电器，简称GIS。

（五）断路器参数

标志高压断路器特性的参数比较多，下面列出最主要的几个参数。

（1）额定电压。

是指断路器正常工作的系统额定电压，通常指线电压。

考虑到系统调压的需要，电力设备的最高运行电压应比额定电压高10％～15％（220kV及以下取15％，220kV以上取10％）。

参考．IEC的有关规定，将定义最高运行电压即为额定电压。

（2）额定电流。

是指断路器可以长期通过的工作电流。

（3）额定短路开断电流。

是指断路器在标准规定的工频及暂态恢复电压下，能够开断的最大短路电流，并由两个特征值表示：

交流分量有效值即额定短路电流和直流分量百分数，当直流分量不超过20％时则仅以交流分量有效值来表征。

（4）极限通过电流和额定短路关合电流，通常其峰值等于额定短路开断电流交流分量有效值的2．5倍。

（5）额定短时耐受电流（额定热稳定电流）。

是指在短时间内，允许通过其导电部分而其发热不超过短时允许温升的短路电流。

其电流大小取等于额定短路开断电流，时间按IEC标准定为ls，需要更长时推荐3s。

按电力工业部标准220kV以下为4s，220kV及以上为2s。

（6）分闸时间。

以前称固有分闸时间，是指从断路器分闸操作起始瞬间（接到分闸指令瞬间）起到所有极的触头分离瞬间为止的时间间隔。

通常分闸时间是指额定操作电（液、气）压下测量的数值。

测量方法如图2-1所示。

（7）合闸时间。

处于分位置的断路器，从合闸回路通电起到所有极触头都接触瞬间为止的时间间隔。

测量方法如图2-2所示。

对有并联电阻的开关设备还应测量其并联电阻触头的合闸时间。

（8）操作顺序。

具有规定时间间隔的一连串规定的操作。

自动重合操作：

自动重合操作是指断路器分后经预定时间自动再次合的操作顺序。

一次快速重合断路器的额定操作顺序为：

分—tl—合分—180s—合分。

对非自动重合断路器的额定操作顺序为：

分—180s—合。

分—180s—合分。

发电机保护断路器按“分—t—分—t—分”试验其开断能力。

为了提高电力系统的稳定性和供电的可靠性，希望断路器的全开断时间、重合闸无电流休止时间和金属短接时间都尽可能的短，但是全开断时间过分短时，由于非周期分量衰减很少而可能影响断路器的开断能力。

金属短接时间过短也会影响到灭弧室回气回油的功能。

采用自动重合操作顺序时，要在短时间内可靠地连续合分几次短路故障，比单分一次短路故障的负担沉重得多。

以前关于断路器的参数还有一个叫做“额定开断容量”。

这是为了用一个量来表示断路器的开断能力，取额定电压下的开断电流和该电压的乘积再乘以线路系数（单相为l，三相为

）。

但是灭弧过程的开断电流和灭弧后触头间的恢复电压，在时间上并非同时发生，两者相乘在物理上没有什么意义，其概念不确切，计算也不方便，涉及开断能力的评价用开断电流来表示更为直接，而且对系列产品，输变电设备参数的配合和系统参数的计算等都很方便而不需换算，所以IEC标准和国家标准也不再采用额定开断容量这个参数。

（六）断路器主要组成部分

任何一台断路器从结构功能上分都要包括下述四个部分，即导电回路、灭弧装置、绝缘

系统和操动机构。

1．导电回路

断路器的导电回路包括动静触头、中间触头以及各种形式的过渡连接。

断路器在运行中

要长期通过额定电流而发热不超过允许值，还要考虑到通过数值很大的短路电流而其动热稳

定不受到破坏。

接触电阻是判断断路器导电回路优劣的重要数据。

2．灭弧装置

灭弧装置要解决的主要矛盾是如何提高熄灭电弧的能力，减少燃弧时间。

既要考虑能可靠开断数值很大的额定短路电流，又要考虑提高熄灭小电容性和电感性电流的能力，要求开断小电感性电流不产生截流，或造成的过电压不超过允许值，开断小电容性电流不产生重燃。

同时要求结构上不能过分的增大断路器的尺寸，造价也要合理。

油断路器是历史上使用最广泛的一种断路器，目前在很多地区使用量仍很大。

油中电弧，实际上可以认为就是氢气中的电弧，因为氢气导热率大，所以电弧受到强烈的冷却，如何有效地利用这种靠油分解产生的氢气，并进行压力和气流的控制以便强烈冷却等离子体，这就是油断路器灭弧室的技术所在。

通常油断路器灭弧室可以分为自能式和外能式灭弧装置两类。

为了结构简单，绝大多数油断路器都采用自能式灭弧原理，常用的有所谓纵吹灭弧室、横吹灭弧室和纵横吹灭弧室等。

必须指出，油断路器的灭弧能力是灭弧装置和断路器其它参数，诸如速度、油层高度、机械强度、触头材料等因素综合作用的结果。

如果断路器操作时不能满足分闸和合闸过程规定的速度、开距和时间的要求，或者油断路器结构上没有足够的缓冲空间和良好的油气分离装置，即使合理的触头和灭弧室结构也不能发挥正常作用。

近几十年来，在中等电压等级范围，真空断路器得到了很快发展，就我国目前的实际情况，10kV等级的真空断路器型号虽已发展到70余种，但不同型号的真空断路器结构上基本相同。

真空断路器是使用高真空作为灭弧和绝缘介质的，与其他断路器相比，其灭弧室最简单，但触头的材料和结构型式变化多，影响大。

高压SF6断路器是新一代的开关装置，利用SF6气体优越的绝缘和灭弧性能实现其分合电路的功能。

其灭弧装置曾发展有几种形式，第一代双压式结构已经淘汰。

目前主要采用压气式灭弧原理（单压式）和旋弧式原理，其灭弧能力达到了一个新的水平，最近又发展了第三代SF6断路器，即自能灭弧式结构（selfblast），有时候也称为热阻塞原理的半自能式灭弧室，主要优点是可降低操动机构的操作能耗，减少操作过程中对断路器本体的冲击，从而提高了可靠性，降低了成本。

3.绝缘系统

任何一台断路器都必须保证三个方面的绝缘处于良好的状态。

第一是导电部件对地之间绝缘，通常由支持绝缘子或瓷套、绝缘杆件（包括绝缘拉杆和提升杆）以及绝缘油或绝缘气体组成；第二是同相断口间绝缘；第三是相间绝缘，各相独立的断路器相间绝缘就是通常的空气间隙。

断路器各部分绝缘应能承受标准所规定的试验电压作用。

凡用于环网线路、母联、发电机及双电源线路断路器，其断口还应考虑反相耐压的要求。

4．操动机构

除了断路器本体外，一般均附设操动机构来实现断路器的操作或分别保持其相应的分合闸位置。

对操动机构必须具备以下独特的功能。

（1）动作要高度可靠，由于断路器是保护和控制设备，除特殊情况外，它的动作次数是极不规则的，例如有时候很长时间也不动作，有时候却需要连续动作，无论在哪种情况下，从高频度到低频度的广泛范围内，接受指令时的动作都必须准确可靠。

（2）断路器触头的运动形式是在限定的较短时间内作快速的直线运动，为此要求运动系统能做到高速和极好的制动，这与连续旋转运动相比，在结构上较难做到。

（3）合闸和分闸要在规定时间内完成，而且要十分稳定，特别对分闸时间的要求比较高。

（4）按要求在规定时间内根据指令完成一整套合、分闸操作即操作顺序，并要求具有足够大的合闸操作力以满足关合短路电流的能力。

（5）要具备自由脱扣和防跳跃功能，自由脱扣原来的含义是在断路器合闸过程中，如操动机构又接到分闸命令，则它不应继续执行合闸命令而应立即分闸。

具有自由脱扣功能的操动机构，不管触头关合到什么位置，也不管合闸命令是否解除，只要接到分闸命令，断路器即能立即分闸，所以有时也称为脱扣优先装置。

实际上，这种理想的分闸脱扣优先不必要也不可能实现，因为在合闸过程中是不必要立即分闸的，而且在合闸到底之前辅助开关还没有转换完毕，分闸回路也就无法接通。

相反，为了保证断路器的开断性能，有必要采取措施保证断路器关合到底后才允许分闸，即要保证必要的金属短接时间，这也可称为断路器的自卫能力。

关于这个问题国家标准GBl984—89《交流高压断路器》是这样规定的：

电磁操动机构在断路器合闸到底后，在分闸脉冲作用下应能立即分闸。

非自由脱扣电磁机构进行事故合闸时，触头不能在电流接通后很快分闸，事故不能很快切除，因此通常不能采用，如简易电磁机构CD—12、CD—13、CD—40型等均已淘汰。

当断路器关合有预伏短路故障的电路时，它将会再次分闸，此时若合闸命令还未解除，则断路器分闸后又将再次合闸，紧接着又会分闸，这样有可能使断路器连续多次合分短路电路，这种现象称为“跳跃”。

断路器必须具有防跳跃的功能，使得关合短路而又自动分闸后，即使合闸指令尚未解除，断路器也不会再次合闸。

防跳跃可以采用机械的和电气的方法。

上述自由脱扣装置就具备防跳跃的功能，例如CD系列电磁机构防跳跃功能是这样实现的：

使合闸回路的辅助开关触点（b触点）在脱扣开始后很快接通，在关合短路后再分闸时，由于操动机构在到达分闸位置前，合闸回路已经接通，合闸铁芯动作升起，但顶不动没有复归的滚轮，因此合闸铁芯只能做虚功合不上断路器，直到合闸回路断开为止，从而防止了跳跃。

在实际使用中，多采用防跳继电器来实现防跳跃功能。

（6）具有连锁功能，如分合闸位置连锁，保证断路器在合闸位置时合闸回路断开而不能受电，在分闸位置亦然；高低液（气）压连锁，保证断路器的操动机构处在合格的液（气）压范围内才能动作。

另外还可以用辅助开关触点与隔离开关操动机构之间设立电磁连锁。

操动机构根据其能量形式的不同来分类，并以拼音文字来命名，如CS、CD、CT、CY、CQ系列等等。

（七）各类断路器主要特点

1.多油断路器

多油断路器是断路器发展过程中采用得最早的一种型式其特点是几乎所有的导电部分都置于铁壳油箱中，用绝缘油作为对地、断口以及相间（指三相共箱式）的绝缘。

电流由套管引入和引出油箱。

多油断路器的制造、运行经验比较丰富，对气候条件的适应性强，因油箱接地，故加装电流互感器和分压器比较方便，世界各国以美国发展最多，型式变化不大，箱壳有椭圆形、透镜形，表壳形等几种，以尽量减少绝缘油用量。

由于多油断路器用油量多，油量几乎按电压平方关系增长。

电压等级越高，体积越庞大，系列性差，检修困难，并有爆炸和火灾危险。

因此发展受到限制，而且逐步被淘汰。

因为其价格低，可装设电流互感器，运行尚比较安全，检修也还方便，且使用经验比较丰富，我国目前仅保留少量10～35kV等级产品。

2.少油断路器

少油断路器特点是以绝缘油作为灭弧介质和断口之间的绝缘，但对地绝缘主要靠固体绝缘，如瓷件、环氧玻璃布棒等。

与多油断路器相比，比较突出．的优点，诸如体积小，质量小，系列性强，结构较简单，价格较便宜。

尤其是我国自60年代以来，从10kV到220kV各个电压等级的少油断路器经过长期的试验摸索和运行实践，其性能有了很大的提高。

长期以来，国内各个电压等级最普遍采用的就是少油断路器这种型式，并且积累了丰富的经验。

直到最近10～20年，少油断路器的统治地位逐渐被真空和SF6断路器所取代。

户内少油断路器用于35kV及以下电压等级，并往往组合成成套配电装置。

在灭弧原理上，广泛应用纵横吹灭弧装置，开断大电流时主要靠横吹，开断中小电流时辅之以纵吹，结构上使导电杆向下运动，与电弧产生的气体运动方向相反，使动触头的弧根不断与新鲜的绝缘油相接触，并可利用其机械油吹作用，这种方式被称为逆弧原理，灭弧室结构上采取措施缩短封闭泡阶段，提前气吹到来时间。

断路器本体部分采用高强度环氧玻璃钢管为承压件，代替金属油箱从而简化结构、缩小尺寸、减少损耗。

其机械强度高，开断容量大。

油囊由压制成的灭弧片构成，结构简单，加工方便，喷口采用扁平形经实践考验性能优良，型号为SN10少油断路器，使用量大，性能比较优良，开断电流达到31．5kA，甚至更大。

其本体结构如图2-3所示。

户外少油断路器要求能适应大电网提出的动作快、开断容量大、操作过电压低、能快速自动重合闸等要求。

近年来，由于采用了液压操动机构，灭弧室采用了高强度绝缘材料和性能良好的压油活塞，使高压少油断路器的技术性能大大改善，例如SW2系列和SW6系列少油断路器开断电流达到31.5kA，甚至40kA，在全国电力系统中用量比较大。

3．压缩空气断路器

压缩空气断路器的特点是用压缩空气供作灭弧和绝缘介质，并还用作操作和控制的储能、传动介质。

因此动作快、开断容量大、系列性强，但结构复杂，价格昂贵，要附加压缩空气系统，使用维护比较麻烦。

在SF6断路器广为发展的今天，压缩空气断路器基本上已停止了生产。

压缩空气在自然界中有取之不尽的来源，空气的临界温度很低，在常温下没有液化的危险，使用压力可以比较高，并且气体介质的绝缘性能稳定不会老化变质，压缩空气的绝缘能力随着压力的增大而增大，大约在0．7MPa时与新的绝缘油相等或略高，通常采用1．5～5．0MPa的压力。

用于断路器的压缩空气，必须清洁、干燥，以确保绝缘能力。

所以空气压缩机的压力应该远比断路器的压力高，然后再减压供给断路器，例如操作压力为2．5～3.0MPa时，空气压缩机的压力应为6．0MPa以上。

4．SF6断路器

理论上SF6气体的灭弧能力比空气约高100倍。

利用SF6气体的断路器近年来发展迅速，其结构逐渐完善。

由于SF6断路器具有单断口电压高、电气性能稳定、开断电流和累计开断电流大、开断大小电流性能优良等优点，并且检修周期长，维护工作量少?

因此发展速度快，尤其在高压和超高压领域已占据主导地位。

SF6气体最显著的特性是特异的热化学性和强负电性，因而具有良好的灭弧性能和绝缘性能。

5．真空断路器

利用真空作为绝缘和灭弧介质的断路器称为真空断路器，真空断路器所要求的真空度为10-2Pa以上。

高度真空具有很高的绝缘性能、介质恢复速度和良好的灭弧性能。

真空断路器

触头开距小、结构简单轻巧、机械和电气寿命长、适用于频繁操作，开断电容电流一般不重

燃，但有的国产真空断路器重燃率还比较高。

由于制造工艺限制，真空断路器的电压等级较

低，目前多用在10～35kV。

10kV真空断路器的开距为10～12mm，分闸速度约1～1．5m／s。

35kV等级的真空断路器开距为20～30mm，技术较先进的真空灭弧室，开距也只有12mm左右，分闸速度也为1．5m／s左右。

真空断路器由于其开距小，可以配用更为小巧的操动机构，所以整体体积小、结构简单、

机械寿命长、无火灾危险、维护工作量小，但目前价格仍比常规油断路器的贵。

由于高压断路器的品种和型式如此之多，因此要分别不同对象重视运行维护和培训工作，下面就其绝缘结构及试验检测进行介绍。

二、高压断路器绝缘结构

（一）一般要求

对所有高压电器设备来说，其绝缘能力应能满足运行提出的各种要求。

在运行中，高压

断路器罕承受两种电压作用，长期作用的最高工作电压和短时作用的各种过电压，电气设备

承受大气过电压的能力用冲击试验电压来考核。

在出厂试验和现场试验时，往往以进行短

时工频耐压试验来考核。

近年来有的国家还用操作波冲击试验来作为工频耐压试验的补

充。

GB311．1《高压输变电设备的绝缘配合》和DL／T593—1996《高压开关设备的共用订货技术导则》中规定了断路器的试验电压标准。

断路器一次部分的绝缘包括三部分，即分、合闸位置带电部分对地之间、相与相之间以及在分闸位置同相断口之间的绝缘。

断路器绝缘，与其它高压电器一样，可分为内绝缘和外绝缘，外绝缘以瓷和大气作为绝缘介质，其电气强度由大气中间隙的击穿强度或由大气中沿固体绝缘表面的闪络强度所决定。

一般来说瓷绝缘没有老化的问题，所以通常其绝缘应有较大的裕度。

下面分别以油、真空和SF6断路器为例，说明其绝缘结构。

（二）少油断路器绝缘结构

10kV少油断路器以及SN10-35型断路器采用纯瓷的绝缘子或环氧合成绝缘子作为对地绝缘，绝缘拉杆一般用环氧玻璃布棒。

35kV以上户外少油断路器采用充油的瓷套以及环氧玻璃钢提升杆作为对地绝缘。

支持瓷套内的油和灭弧室的油或者通过逆止阀、橡皮垫圈相通，或者经橡皮密封垫圈相互隔绝，以使支持瓷套免受开断短路电流时灭弧室内高压力的作用，同时还可防止灭弧室内电弧分解的脏物，直接进入支持瓷套内，使其对地绝缘少受断口间油质的影响。

瓷套内充油的目的是防止瓷套内壁凝水和保证绝缘提升杆的绝缘性能。

支持瓷套尺寸较长，其绝缘裕度比较大，正常情况下运行安全可靠。

但是如在安装前后或运行中严重受潮使提升杆的绝缘性能下降，就可能威胁设备的安全运行，由此发生的爆炸事故曾多次发生。

内绝缘中还包括断口绝缘，灭弧室既是熄灭电弧的装置又是组成断口间绝缘的一部分，对于110kV及以上高压少油断路器，内绝缘包括上帽和下法兰之间以及动静触头在油中的绝缘，即在油中沿着瓷套内表面，玻璃钢筒内、外表面以及动静触头之间的油层、灭弧片表面等的复合绝缘。

灭弧室部分的玻璃钢筒是断路器的主要承压部件，户外高压少油断路器通过该玻璃钢筒上下螺纹的机械连接使灭弧室瓷套受压，而且将开断短路电流时的巨大压力与瓷套隔开，以防瓷套损坏。

断口间绝缘距离的大小要满足试验电压和开断小电流时拉弧长度的要求，但由于灭弧室中的油和灭弧片在开断短路电流后都会碳化而使绝缘降低，而且其耐电强度还和电场形状有关，又由于复合绝缘及介质碳化后的影响等因素使得计算困难，同时还存在绝缘油长期运行中可能受潮等不稳定因素，因此断口间绝缘必须经受耐压试验、各种开断试验和比较长时间的运行实践的考核。

220kV等级使用量相当多的SW2系列灭弧室单元和中间机构箱结构如图2-4所示，采用的是纵横吹的灭弧原理。

（三）真空断路器绝缘结构

真空断路器是利用高真空作为灭弧介质的。

所谓真空是指在给定空间内，气体压强低于101．3kPa稀薄气体状态。

用现代最良好的科技方法所能达到的高度真空状态，每立方厘米体积中仍含有几百个气体分子，因此所谓真空是相对的，绝对真空事实上不存在。

度量真空的参数有很多种，如压强、气体分子密度、气体分子的平均自由程等，当然最普遍使用的参数是压强。

所谓压强是指在某一温度下作热运动气体分子对器壁单位面积上的作用力。

压强和真空度表示同一件事但概念不同。

真空度高就意味着压强低，反之，真空度低就是压强高。

压强单位用得最多的是帕（Pa），标准大气压等于101.3kPa。

在高真空状态，对于l～2mm间隙，其击穿场强可达100kV（峰）／mm左右。

当间隙距离增大（大于2mm）时，击穿场强随间隙的增大而减少。

而10kV真空断路器的触头间隙只有10mm左右，此时的击穿场强约为20～30kV（峰）／mm。

顺便指出，在正常大气条件下，每毫米空气间隙的击穿电压为2—4kV。

短真空间隙击穿电压与真空度的关系十分重要，如图2-5所示。

较短间隙真空度在10-6～10-2Pa之间变化时，击穿电压几乎不发生变化，而在10-2～10Pa范围内，随着真空度的下降，其击穿电压将迅速降低。

所以能使用的最低真空度要在10-2Pa以上，有很多标准规定真空灭弧室的真空度要在6．6×10-4Pa以上。

当然新品灭弧室的真空度至少应高2个数量级。

考虑到真空间隙如图2-5的绝缘特性，在正常运行维护时可用交流耐压试验采检验其真空度的好坏。

真空断路器的相间和对地绝缘结构与常规断路器的相同。

最近，作为对地绝缘子和绝缘隔板采用一种新型复合绝缘材料SMC，又称不饱和聚酪玻璃纤维增强模塑料（或称玻璃纤维增强不饱和聚酯树脂模塑料），英文原名为“SHEETMOULDINGCOMPOUNDS”，直译为片状模压塑料，其机械和电气综合性能比起瓷或环氧玻璃绝缘材料来更优良。

（四）SF6断路器绝缘结构

现代典型的高压SF6断路器大多采用压气式灭弧原理（PUFFERTYPE），压气式SF6断路器与最初的双压式SF6断路器相比，结构简单、维护方便，因此后者已被淘汰。

目前各种SF6断路器的额定气体工作压力为0.4～0.6MPa（20℃下，表压），对应工作压力为0.6MPa时的液化温度约为-30℃。

其灭弧原理是在开断时由于触头系统的压气室的运动使其内部的SF6气体受到压缩，并被利用来高速流过灭弧喷口形成气吹灭弧，其基本结构如图2-6所示。

图2-6（a）代表合闸状态，主触头和弧触头相并联，电流基本上经由主触头流通；图2-6（b）表示开始分闸，电流已由主触头转移到弧触头上流通，但还没有形成电弧，压气筒5中的SF6气体开始被压缩，而其