SF6断路器运行维护与故障处理研究毕业论文doc文档格式.docx
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该2年所统计的障碍次数为488次，由于制造方面的原因为323次，占66．2％。
因此，制造质量不良是造成设备故障的主要原因。
另一方面，在开关设备的长期运行中，设备自身的老化和劣化以及由于外界各种因素的长期影响，使潜在的缺陷和故障必然会逐渐暴露和发展。
因此，开关设备合理的维护检修必不可少。
虽然SF6断路器在电网中得到了大量的应用，但同时也暴露出SF6断路器在运行中存在的许多共性问题，如操作机构故障、漏气、SF6水分超标、灭弧室爆炸等。
所以，做好SF6断路器的运行维护与检修，对于确保设备安全运行至关重要。
第2章SF6断路器的概述
利用六氟化硫（SF6）气体作为灭弧介质和绝缘介质的一种断路器。
简称SF6断路器。
六氟化硫用作断路器中灭弧介质始于20世纪50年代初。
由于这种气体的优异特性，使这种断路器单断口在电压和电流参数方面大大高于压缩空气断路器和少油断路器，并且不需要高的气压和相当多的串联断口数。
2.1SF6气体的特性
1、物理性质
SF6气体为无色、无味、无毒、不可燃且透明的惰性气体，比空气重5倍。
SF6的热导率随温度不同而变化，它在2000～3000K时热导率极高，而在5000K时热导率极低。
2、化学性质
SF6在常温下是极为稳定的惰性气体，不溶于水和变压器油。
在通常条件下与电气设备中常用的金属和绝缘材料不发生化学反应。
在有水分混入时，在电弧高温下会生成有严重腐蚀性的氢氟酸，会对设备内部玻璃、瓷、绝缘纸等类似材料造成损害及运行故障。
SF6气体在断路器操作中和出现内部故障时，会产生高毒性的分解物（如HF、SO2等）会刺激皮肤、眼睛、粘膜，如大量吸入，还会引起头晕和肺水肿。
3、绝缘性能
SF6气体具有良好的绝缘性能，原因：
SF6分子发生碰撞游离几率小；
SF6为强电负性气体。
在均匀电场及相同压力下，SF6的绝缘性能为空气的2～3倍，故采用SF6作为绝缘介质可大大减小绝缘间隙的尺寸和缩小电气设备的体积。
影响SF6气体绝缘性能下降的因素：
电极间电场不均匀、含水量超标、SF6气体中含有导电微粒及灰尘等。
4、灭弧性能
SF6气体具有很强的灭弧能力（在静止的气SF6体中，其开断能力要比空气大100倍），原因有：
♦散热能力强；
♦SF6气体电负性能强。
♦SF6气体中电弧的弧柱细，弧柱电导率高，能量小，弧压降也较小；
♦交流过零时，SF6的绝缘强度恢复比空气快100倍，因此易于熄弧。
2.2SF6断路器的结构
2.2.1SF6断路器的本体结构
SF6断路器是由上下接线端子、灭弧室、支撑绝缘子、支架、操动机构箱等几大部分组成。
如下图所示：
上下接线端子：
用于连接外电路，起导电作用。
灭弧室是灭弧的场所。
支撑绝缘子起支撑和绝缘的作用，内有分子筛和绝缘拉杆。
支架起支撑作用。
操动机构提供分合闸的动能。
图2—1SF6断路器的本体结构
2.2.2SF6断路器灭弧室的结构
SF6断路器灭弧室双压式、单压式和旋弧式三种形式。
1、双压式
有两种压力区，低压力区作为断路器内部绝缘用，高压力区用以吹弧，因结构复杂，现已淘汰。
2、单压式
灭弧时吹弧压力由压气活塞产生，如LW6-500型。
灭弧室为单压式双向外喷变开距型。
（1）静触头系统：
静触头支座+静弧触头+静触指+分子筛。
（2）灭弧室及动触头系统：
喷嘴+动触头+动弧触头+滑动触头+逆止阀+压气缸+鼓形瓷套。
图2—2LW6-500型灭弧室（分闸位置）
3、旋弧式
利用磁场驱动电弧在SF6气体中旋转的方法灭弧，在中压系统中使用较普遍。
2.2.3SF6断路器操动机构
目前国家电网公司SF6断路器采用的操作机构有液压机构、气动机构、弹簧机构三种，其中以弹簧机构应用最为广泛。
随着新技术的发展，液压弹簧机构也将成为今后SF6断路器的主流机构。
SF6断路器的操作机构和高压少油断路器的操作机构的在种类上没有什么区别，在早期，SF6断路器的机构大多采用液压机构，后来随着SF6断路器断口数的减少和操作功的减小，弹簧机构越来越多的应用到SF6断路器上，而在超高压SF6断路器上大多采用气动机构或液压机构。
操动机构是决定断路器性能的关键部件之一其性能的优劣将直接影响到断路器的技术性能对断路器的可靠性,CIGER曾进行过两次调查，涉及到22个国家，132家电力公司，调查数量达1486OO台·
年。
调查中将故障分为重故障和轻故障。
重故障是指断路器丧失基本性能而必须从电网切除（需要从系统切除至少3Omin）。
或者要进行预定外的应急修理,其余皆为轻故障。
故障率指失灵部件数／（100台·
年）。
综合重故障与轻故障,操动机构的故障率为44．5％。
统计的断路器大多是使用操动机构带动气缸与活塞的相对运动压气熄弧，需要的操作能量大，故使用液压机构或气动机构居多。
CIGRE的统计显示，电压达到245kV时,25％的断路器采用弹簧机构，而电压超过245kV时，仅有5％采用，其余7O％采用液压机构，25％采用气动机构。
众所周知，液压机构和气动机构零部件多。
结构复杂．故障率高。
多年来操动机构居高难下的故障率使人们把目光转向故障率低的弹簧机构以新的热膨胀式断路器为例，其操作功仅为压气式断路器的2O％-5O％。
显然，这就完全可以用操作功小的弹簧机构来代替液压机构或气动机构。
再如ALSTOM公司利用定律E=mv2／2推出了“从动”原理。
即将原来只是动触头的移动改为动、静触头同时移动的断路器，而在无需改变其它参数（如分、合闸时间）的情况下，就把对开断能量的要求减小了65％．从而开发了使用弹簧操动机构的420kVFXT16D型SF6断路器。
单压式SF6断路器基本可以满足电力系统的无油化、少断口、少维护和高可靠性的要求。
但是通过近二十余年的使用，用户和制造部门也发现了它存在的一个重大缺陷，这就是对操动机构操作功要求太大，从而影响了断路器机构动作的可靠性，这在前面的故障统计中已有数据。
与单压式SF6断路器配套的操动机构，必须在极短的分闸时间内将气缸内的SF6气体压缩到满足熄弧要求的高压气体，同时还必须保证动触头分闸速度达到要求的运动速度，为此必须采用大功率的储能机构，可以配用大功率弹簧操动机构、气动机构和液压机构，也可以配用混合式的液压一弹簧机构或气动一弹簧机构等。
目前制造厂生产量最大、系统中使用量最多的仍然是液压机构，因为液压机构配用在高压少油断路器上已有三十余年的历史，已经积累了丰富的制造和运行维护经验。
目前气动机构是配用单压式SF6断路器的另一主要机构，系统中也有一定数量的产品在运行。
由于气动机构必须配备一套空气压缩装置，并且同样存在气体密封和泄漏的问题，同时还存在锈蚀的问题，其运行可靠性并不比液压机构好多少，所以运行部门并不习惯选用气动机构。
大功率弹簧操动机构也可以满足单压式SF6断路器的要求，如选用大功率盘簧或扭簧作为储能元件，但是由于这两种弹簧制造难度大、成本高，质量难于控制，尤其是剩余能量过大，动作可靠性难于把握．所以很少采用。
由于液压操动机构配用在少油断路器上已有三十余年的生产经验和使用经验，因此运行部门乐于选用配液压机构的单压式SF6断路器，但这并不说明液压机构能满足运行部门对SF6断路器的少维护和高运行可靠性的要求。
故障统计的数字说明，液压机构的运行可靠性，特别是泄漏问题仍是影响SF6断路器整体可靠性的突出矛盾。
为此，世界上大部分液压机构的生产厂家始终在不断地对液压机构的密封性能、阀体设计、管路连接和工艺材质等方面进行完善和改进，以图减少密封环节和管路的连接，尽量提高密封性能，降低渗漏的几率。
目前大部分液压操动机构都采用模块式功能元件的设计，尽量减少元件数量和内外管路的连接，以减少漏点。
ABB公司设计的弹簧储能液压机构HMA和AHMA将氮气储压改为碟形弹簧储压并配以模块式设计的液压功能元件，使液压机构的元件数、内外连接管路和高压密封减少到最低限度，这种简化设计无疑会提高液压机构的运行可靠性。
虽然大家对液压机构或者气动机构进行了不断的和大量的改进和完善工作，但是运行部门仍不能满意其使用效果，尤其是随着断口电压的不断提高所要求的操作功越来越大，解决渗漏问题的难度也相应增大，或者说，只要仍以“压气式”灭弧原理作为断路器的灭弧室设计基础，就必须使用大功率的操动机构，这势必使整个机械传动系统和密封系统受到较强的机械力，使断路器的机械可靠性受到一定影响。
因此，提高SF6断路器操动机构运行可靠性的出路是改进“压气式”的开断原理，降低对机械操作功的要求，减轻操动机构和机械传动系统的机械负荷。
自能式SF6断路器的特点是充分利用短路电流开断过程中电弧自身的能量使灭弧室内的SF6气体压力上升到灭孤所需的压力进行短路电流的开断小电流如负荷电流、电容或电感电流则依靠小面积的压气活塞进行开断，其作用相当于少油断路器的压油活塞。
所谓“自能式”SF6断路器原则上应该是以自能灭弧为主，以压气灭弧为辅。
由于充分利用了电弧自身的能量，所以使开断时对操作功的要求可以大大降低，一般可以为“压气式”的20-30％这样就可以配用简单的弹簧操动机构，从根本上消除了液压或气动机构的渗漏隐患，并且大大降低机械传动系统和底架所承受的机械冲击力，使断路器的机械可靠性得到很大的提高。
“自能式”开断原理，尤其是弹簧机构在SF6断路器上的应用，进一步满足了运行部门对操动机构提出的高可靠性、少维护性和简单经济的要求，它一出现就受到了运行部门的欢迎。
尽管目前自能式SF6断路器在开断电流、断口电压、电寿命和近区故障开断性能等方面尚需继续改进和提高，但在110-220kV电压等级电网中使用量却与日俱增，发展势头相当迅猛。
为此，国外各大公司在九十年代初开始将开发生产的重点转移到自能式断路器上，并先后推出了以自能式为基本设计原理的各种配用弹簧操动机构的110—220kV断路器，如AEG公司的s1系列、ABB公司的LTB系列、阿尔斯通公司Fx系列、西门子公司的3AP1系列、三菱公司的SFN一32B系列等等，目前我国电力系统中已经有相当数量的El白能式SF6断路器在110—22OkV电网中运行。
2.3SF6断路器的灭弧原理
六氟化硫断路器采用SF6气体作为灭弧介质和绝缘介质，SF6气体具有良好的绝缘性能和灭弧能力，因此在断路器中的应用得到迅速发展。
其灭弧原理：
SF6断路器灭弧原理是当触头断开时，在触头问形成高压气流，吹灭电弧，该压力约为1MPa一1.5MPa。
正常时SF6气体作为绝缘，其压力较低，约为0.3MPa一0.5MPa。
SF6气体在封闭系统中循环使用，SF6断路器配有专用的传动机构。
断路器分闸时。
触头带动活塞压气形成高压SF6气流吹弧；
分闸完毕，压气停止、恢复低压。
单压式SF6断路器只有一种压力较低的压力系统，既只有
0.3—0.6MPa压力（表压）的SF6气体作为断路器的内绝缘。
在断路器开断的过程中，由动触头带动压力活塞或压气罩，利用压缩气流吹熄电弧。
分闸完毕，压气作用停止，分离的动静触头处在低压的SF6气体中
双压式SF6断路器内部有高压区和低压区，低压区0.3―0.5Mpa的SF6气体作为断路器的主绝缘。
在分闸过程中，排气阀开启，利用高压区约1.5MPa的气体吹熄电弧。
分闸完毕，动、静触头处于低压气体中或高压气体中。
高压区喷向低压区的气体，再经气体循环系统和压缩机抽回高压区。
2.4SF6断路器的分类
SF6断路器的类型按总体结构分，有落地罐式和绝缘子支柱式；
按触头工作方式可分为定开距式和变开距式。
2.4.1按结构形式
1、绝缘子支柱式（积木式结构）
（1）“T”形布置：
一般用于220kV及以上特别是500kV断路器，如LW7系列的220kV断路器、日本三菱的SFM型500kV断路器、ABB公司的ELFSP7－21型500kV断路器。
图2—3绝缘子支柱式SF6断路器
（2）“I”形布置：
一般用于220kV及以下的单柱单断口断路器，三级安装在一个或三个支架上，如LW25等系列的110kV
及以下电压级的断路器和LW31A等系列的220kV断路器。
（3）“Y”形布置：
一般用于220kV及以上的单柱双断口断路器。
2、落地罐式：
灭弧装置装在罐内，导电部分借助绝缘套管引出。
图2—4落地罐式SF6断路器
2.4.2按触头动作方式
1、定开距式：
两个喷嘴的距离固定不动，动触头与压气罩一起运动。
图2—5定开距灭弧室结构图
1－压气罩；
2－动触头；
3－静触头；
4－压气室；
5-静触头；
6-固定活塞；
7-拉杆
基本原理：
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。
在关合时，动触头2跨接于静触头3、5之间，构成电流通路；
开断时，断路器的弧隙由两个静触头保持固定的开距。
由绝缘材料制成的固定活塞6和与动触头2连成一体的压气罩1之间围成压气室4，通常采用对称双向吹弧方式
2、变开距式：
在开断过程中，开距随动触头（连同喷嘴）运动而不断增大。
变开距灭弧室按吹弧方式分为单向纵吹和双向纵吹。
触头系统：
工作触头、弧触头和中间触头。
图2—6变开距灭弧室结构图
1－主静触头；
2－弧静触头；
3－喷嘴；
4－弧动触头；
5－主动触头；
6－压气缸；
7－逆止阀；
8－压气室；
9－固定活塞；
10－中间触头
2.5SF6断路器的发展阶段
从SF6断路器发展的过程来看，它主要经历了简单开断、双压式、单压（压气）式、自能热膨胀式以及SF6封闭式组合电器几个阶段。
1、简单开断
就是说，开断时只通过动、静触头之间距离的不断加长来开断，即没有气吹，也没有通过磁场力让电弧在SF6气体里运动来冷却电弧，这种办法比较简单，效果当然不太理想，现在早已不用了。
2、双压式吹弧
就是在SF6断路器内有两种气压的SF6气体存在，低压的SF6气体只用于内部的绝缘，一般为3—5个大气压，高压的SF6气体一般有十几个大气压，只是在分断过程中，吹气阀才打开，高压的SF6气体从高压区流向低压区，经触头喷口吹向电弧，使电弧熄灭；
分断过程结束后，吹气阀关闭，气吹过程结束。
这种SF6断路器的优点是灭弧能力强，开断容量大，金属短接时间、固有分闸时间和全开断时间都比单压式的短；
但是它的结构比较复杂，辅助设备多，在SF6气体的低压区和高压区之间要有压缩机和管道，此外，高压的SF6气体的压力比较大，很容易液化（如在16个大气压下，SF6气体的液化温度是5℃），因此需要有加热装置。
现在随着单压式SF6断路器的发展，双压式的SF6断路器也已经被淘汰了。
3、单压式吹弧
就是在SF6断路器内只有一种气压的SF6气体存在，一般为5—6个大气压，但是在开断时动触头先要带动一个压气罩运动一段距离，在压气室内集聚一部分较高压力的气SF6体后，才断开触头，电弧燃烧，这时喷口打开，这部分高压SF6气体进行吹弧。
单压式SF6断路器又叫做压气式SF6断路器，是现在应用最广的SF6断路器；
它的结构比较简单，液化温度一般在-30℃左右，除特别严寒的地区外都不需要用加热装置，而且近年来，单压式SF6断路器的性能参数也已经赶上甚至超过了双压式SF6断路器。
目前主流产品是252kV以下为单断口；
550kV为双断口。
我国西安高压开关厂（西开）和平顶山高压开关厂（平高）已开发了550kV双断口产品，根据三峡等工程的需要开发了550kV单断口、额定短路开断电流63kA等产品。
从单断口大电流看，日本（三菱、日立、东芝公司）等走在了前面1993年已开发出550kV，63kA单断口SF6断路器，代表了当前的较高水平。
单压式SF6断路器又被分为定开距SF6断路器和变开距SF6断路器。
4、自能式吹弧
自能式吹弧又有自生压力式和旋弧式。
自生压力式是指依靠电弧自身的能量来分解和加热SF6气体，从而增大气体压力，形成吹弧。
旋弧式是利用电弧电流在线圈中所产生的磁场，用这个磁场产生的电磁力来驱动电弧，让电弧在SF6气体中快速旋转，使电弧受横向相对气流的吹拂和冷却，来达到熄弧的目的；
目前这种方式主要用在中、低压配电系统中。
单压式断路器依靠灭弧室中的压气活塞快速压缩气体形成压差进行吹弧，因而需要强大的操动机构，不得不采用液压或气动机构。
然而，液压与气动机构结构复杂，制造工艺要求高，运行故障率较高，根据国际大电网会议的调查，操动机构故障占断路器故障的44％。
2O世纪八九十年代人们利用电弧燃烧时产生的高温气体压力进行吹弧，缩小了压气缸直径。
降低了操作功，从而可以采用弹簧储能机构提高断路器可靠性，目前已在72．5kV-245kV电压范围取得成果。
但其弹簧机构能量较小，断路器燃弧时间和开断时间相应延长，所以向高电压大容量发展尚有一定困难。
世界各大公司都推出了自己品牌的白能式断路器，我国也推出了国产化的新型断路器。
在中压12kV-40.5kV领域里，SF6断路器也从压气式向自能式发展。
如上海华通开关厂（华通）引进的户内式BAI型开关柜（10kV一35kV）中用的HB型断路器和西安高压电器研究所开发的户外式Lw8—3型等。
与真空断路器相比，SF6断路器具有很低的开断过电压。
5、SF6封闭式组合电器
GIS是气体绝缘全封闭组合电器的简称，它是由断路器、隔离开关、接地（快速）开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线（三相或单相）、连接管和过渡元件（SF6—电缆头、SF6—套管）等电器元件组成，它用金属筒做外壳，把导电杆和绝缘件封闭在内部，在筒中充入一定压力的SF6气体，SF6气体作为绝缘和灭弧介质。
GIS一般在户内布置得比较多，但也有在户外布置的。
GIS与常规变电站相比，它的占地面积和空间显著减少，而且电压等级越高，就越明显；
以500kV为例，它的占地面积仅为常规变电站的1.2%—2%，体积只有常规变电站的千分之几。
所以它特别适合在山区和人口稠密地区使用。
GIS的带电导体和绝缘件全部被封闭在金属壳内，不受外界环境的影响，适合用于环境条件恶劣和污染严重的地区；
GIS的重心和落地罐式断路器的重心相当，都是比较低的，所以抗震能力强，适合用于高地震烈度地区；
GIS的检修周期比较长，一般在10—20年，也有一些厂家提出不需要检修，这就大大降低了检修的人工和费用。
现GIS正向高电压大容量化、小型化、智能化方向发展。
第3章故障统计分析与控制措施
3.1故障统计方法
1、按设备原因分类SF6断路器故障可按设备自身原因分类。
为了做好断路器故障统计工作，可从多方面多角度对故障进行统计。
其中机构故障可根据机构类型分为弹簧机构、液压机构、气动机构等，机构原因引发的故障较多。
根据设备自身原因可继续分类统计，如空压机系统、绝缘拉杆、本体密封圈、机构密封圈、瓷套、密度继电器、压力表、灭弧室、储压筒、设备二次回路、继电器、接触器、合闸电阻、并联电容、绝缘气体（SF6）等等。
2、按故障类型分类SF6断路器故障可根据故障类型分类。
故障类型可分为机构故障
和本体故障。
机构故障中可分为机构本身机械故障，机构回路故障。
机构回路故障又可分为储能回路故障，控制回路故障，信号回路故障等。
本体故障可分为SF6气体渗漏，微水超标，回路电阻超标等。
3、按故障造成的影响分类运行中的SF6断路器故障造成的后果是不一样的。
有的后果影响严重可能造成电网事故，有的后果轻微不会造成严重影响。
故障可分为断路器非计划停运，断路器障碍，断路器事故等。
非计划停运指断路器在运行过程中因设备故障造成计划停电检修外的设备停运。
也就是虽没有造成后果但该故障的处理必须将运行设备停运。
断路器障碍指断路器在操作过程中由于故障造成无法合闸、分闸或断路器紧急停运造成了电网损失，障碍的后果较为严重但还没有造成事故。
断路器事故指由于断路器原因造成电力系统失电，后果极为严重。
我们对断路器故障进行统计时不是单纯的按某一种分类进行的，而是互相结合的。
例如按故障造成的影响分类后还要对其故障原因按故障类型分类，之后对故障类型还要细分到按设备原因分类。
只有这样才能发现重大设备隐患，对设备的运行检修提供有力的帮助。
3.2在运高压断路器概况
1、总体统计
电压等级（kV）
断路器（台）
组合电器
（断路器：
间隔，母线：
条）
真空
SF6
少油
多油
合计
同比
无油化率（%）
GIS
其它
母线
1100
4
2
6
800
41
34
100
25
18
550
3269
310
414
330
744
279
75
363
1038
207
161
109
270
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