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

与新技术介绍

山东电力集团公司生技部姓名：逯怀东

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开关类设备的基本原理、维护

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 品种与型号多

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，应用范围小，因而没有得到普及和广泛应用。

（三）在线检测阶段

这一阶段起始于20世纪90年代，随着GIS的应用增加，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与处理等高新技术的应用，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与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与诊断系统，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：

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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，更难与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。

事故维修定期维修状态维修基于绝缘诊断的寿命预测图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。其中小修可与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。 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

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维修与定期维修不同，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，状态维修与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，并应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。

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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应用，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，与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 3AT2／3 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。

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三、基本结构

SF6断路器的基本结构与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，与其它断路器比较有较大差异，而其余几个部分与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，靠分闸过程中活塞与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和与动触头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。

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（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 所以其与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， 使压气室与活塞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，电弧轴线与动触头轴线近乎垂直，在图2-7（b）中，

电弧轴线与动触头轴线近乎平行。也即电弧电流与磁场有正交分量。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。

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（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产生与触头的同轴磁场，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应用。

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—）、《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》（SD306—）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）应用相当普遍。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与水分之间的关系，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、气压与SF6气体含水量的关系，确定SF6气体的含水量。

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2、影响SF6含水量测量准确度的因素

（1）环境温度的影响。测试经验表明，环境温度对SF6气体中含水量的测量值有很大影响。对同一台断路器，由于测量时环境温度不同，其测量结果相差很大，如表2－2和表2－3所示。其原因分析如下： 1）环境温度不同，SF6设备元件、材料吸附水分的能力不同。由表2－2和表2－3可以看出，断路器的SF6气体含水量的测量结果随环境温度升高而增大，随环境温度降低而减小。这是因为断路器中的SF6气体除了与瓷套内表面接触外，还与瓷套内其它固体器件接触。宏观上看这些物体表面可能很光滑，器质也很密实，而从微观上看，其表面则是凸凹不平的，似如若干洞穴，SF6分子直径是4.56×10-10m，而水的分子直径是 3.2×10-10m，比 SF6分子小 40％。因此 SF6断路器的容器内表面，在安装或运行中都会吸附水分子，而容器吸附或释放水分子，又都和温度有关，温度下降，材料吸附水分能力提高；温度升高．材料

吸附水分能力下降。这样，SF6气体含水量的测量结果就与环境温度有关了。

表2-2 在不同环境温度下FA2-252 表2-3 在不同环境温度下FA4-550 型断路器SF6气体含水量测量结果 型断路器SF6气体含水量测量结果

断路器 环境温度 含水量（ppm）

测试项A相柱 B相柱 C相柱 甲变电所变电所乙变电所目 21 360 355 335 A1 A1 B2

920 978 420 含水量 15 225 220 190 （ppm） 1180 1596 1162

2）环境温度不同，露点仪制冷能力不同。在ABB公司生产的DP9露点仪说明书中给出了该露点仪的制冷能力与环境温度的关系如表2－4所示。

表2－4 环境温度与制冷能力的关系 环境温度（摄氏度0 最大制冷能力（摄氏度） 0 －60 25 －50 50 －40

所以当测量的环境温度比较高，含水量比较少，由于制冷能力不足会造成露点测量的误差，因而测得的含水量就不准确。

3）环境温度不同，吸附剂吸附能力不同。

目前SF6电器采用的吸附剂主要是两种材料：其一是分子筛；其二是活性二氧化铝。吸附剂主要是干燥SF6气体中的水分。这两种材料吸水能力很好，在常温（t=25℃）下用活性二氧化铝对1L空气进行干燥剩下的水分约3×10-3mg，用分子筛对SF6气体干燥剩下的含水量约为10PPm（g），其干燥能力与温度有关，当温度高时，于燥能力降低；当温度低时，干燥能力提高，所以当SF6电器使用吸附剂时，它的含水量随温度变化而发生变化。

l）含水量测量值随环境温度升高而增大，随环境温度降低而减小．但不完全是线性关系。 2）含水量测量值随环境温度变化程度与SF6气体中含水量大小有关。

上述两组曲线具有重要实际参考价值，但适用性很差，因为每条曲线只能代表一种含水量随环境温度的变化情况。

（2）连接气路的材料、接头的影响。现场测试经验表明 连接气路的材料、接头对SF6气体含水量的测试结果有较大影响。表2－6列出了安徽省电力试验研究所用不同连接气路材料对SF6气体含水量的测量

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结果。

表2－6 不同连接气路材料对测量结果的影响 断路器名称 温度12℃，湿度40％ 氧气减压阀、橡皮管 调节阀不锈钢管 从表2－6可以看出，以氧气减压阀、橡皮管为气路的测量得到含水量值平均要比用体积小的调节阀、不锈钢管为连接气路测量得到的含水量值平均要高得多，最高的可达5倍多。产生此现象的原因是氧气减压阀内部空腔比较大，死角较多，橡皮管内部材料表面比较疏松，分子间的间隙也较大，橡胶材料的吸湿性也较强，因此测量时材料中水分子释放出来，使测量结果偏高，而不锈钢管管径小，内壁比较致密、光滑，调节阀内部空腔比较小，则体积小，减小了管路对含水量的干扰，提高了测量质量。 （3）SF6气体压力的影响。由于不同类型的仪器有不同的测量压力范围，如DWS-Ⅱ型

微水仪，要求测量中的气体压力在（0.3～0.4）×105Pa，如果超出这个压力范围，就会使测量结果发生偏差，压力增大，结果偏高，反之则小。这是因为当SF6气体压力变化时，其水蒸气的分压力发生变化，引起含水量改变。

目前现场运行的SF6断路器，SF6气体的额定压力不完全相同，所以在分析测量结果时应考虑压力的影响。

（4）测量次数的影响。现场实测表明，同一气瓶中的SF6气体，第一次测量的数值普遍要比后面的测量数值高，产生上述情况的原因，与气路、接头的干燥与否有关。因此在测试前，应对气路、接头进行干燥处理，否则不可测量。

（5）钢瓶放置方式的影响。现场测试表明，钢瓶放置方式不同，其测量结果不同。表2-9给出对同一钢瓶SF6新气的测量结果。

钢瓶立放比侧立30度角测得的气体含水量高。这是因为立放时气瓶的上端是气态的SF6，下端是液态的SF6，而含水量在SP6的气态相和液态相中，有不同的分配系数，从而使测量结果不同，气态中含水量高于液态的含水量，所以要反映出SF6气体真实含水量，应该将气瓶斜倒立成30度角进行测量。

（6）仪器灵敏度的影响。目前SF6微水测量仪的型号、品种繁多，测试结果分散性也很大。另一方面由于微水测量仪在使用过程中灵敏度会逐渐下降，影响测量准确性、为使测定数据准确可靠，原电力部曾规定，凡电力基建、生产、科研等单位应用的“微量水测量仪’必须定期进行校验，经校验合格后，才能使用。校验的有效期为1年。

主变压器线（2701） A B C 500 400 240 140 130 200 潘集线（2771） A B C 430 560 600 100 90 260 合肥线（2779） A B C 440 480 610 320 260 560 4 注意的问题

（1）连通的气室之间含水量相差很大，FA系列SF6断路器的灭弧室、并联电阻室和支 持瓷柱间均有胶管连通，运行中对SF6气体管理均把连通的SF6气体当作同一气室对待，在测量含水量时，测了一个气室的SF6气体就认为连通的气室自然类同，然而现场实测表明，连通的气室之间的含水量相差很大。东北电力科学院等单位的实测结果如表2-10、表2－11和2-12所示。

由表中数据可以明显地看出，用胶管连通的灭弧室、合闸电阻室和支柱内SF6气体含水量相差很大，虽然这些断路器已运行近10年，但各室间的SF6气体并不能完全均衡交流。因此，在测试时，只测连通室中的某一个气室的含水量，并不能代表全部。产生这种现象的原因通常是灭弧室中装有吸附剂，在SF6气体不能完全交流的情况下，它的含水量应低于支柱中SF6气体的含水量。在特殊情况下，也发现有灭弧室中SF6气体含水量

大的现象，其原因可能是出厂时元器件干躁不好或未经干燥，含水量的基础值较高所致。

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（2）含水量定期检测宜在夏季进行，由于水分在SF6气体、绝缘件及导体表层的分配情况取决于温度的变化，所以测量时应选择在SF6含水量最大的温度下进行，挪威工业技术大学瑞恩的研究表明，一年之中气体水分含量随气温升高而升高，如图2-15所示，由图可见，大约在7月份温度为20℃时，SF6气体中的实际含水量最大，所以定期检测应在这种情况下进行。

二、SF6气体泄漏试验

漏气是SF6断路器的致命缺陷，所以其密封性能是考核产品质量的关键性能指标之一，它对保证断路器的安全运行和人身安全都具有重要意义。

1、测试方法

SF6断路器中气体泄漏测试方法有定性和定量测量两种。

（1）泄漏的定性查找。无论何种型号的检漏仪，测量前应将仪器调试到工作状态，有些仪器根据工作需要可调节到一定的灵敏度，然后拿起探头，仔细探测设备外部易泄漏部位及检露口，根据检测仪所发生的声光报警信号及仪器指针的偏转度来确定泄漏位置及粗略浓度，也可以进行定量检查。

SF6断路器易漏部位主要是：

1）对252kV SF6高压断路器，各检测口、焊缝、SF6气体充气嘴、法兰连接面、压力表连接管和滑动密封底座；

2）对40.5kV和12kV SF6断路器，SF6气体充气嘴、操作机构、导电杆环绕树脂密封处及压力表连接管路。

（2）泄漏的定量测试。

1）挂瓶检漏法。法国MG公司及平顶山开关厂FA系列SF6断路器在各法兰接合面等处留有检测口，检测口与密封圈外侧槽沟相通，能够收集密封圈泄漏时的 SF6气体，当定性检查发现泄漏口有SF6气体泄漏时。可在检测口进行挂瓶测量。

2）整机扣罩法。制作一个密封罩将SF6设备整体罩住，一定时间后，用检测仪测定罩内SF6气体的体积浓度，然后算出泄漏量及泄漏率，比较准确可靠。

对于大型SF6高压断路器，则在制造厂内进行测试，由于体积太大在现场无法用该法试。而对体积较小的40．5kV和12kVSF6断路器可在现场用整机扣罩法测试。密封罩可用塑料薄膜制成，为计算尽可能做成一定的几何形状，将罩子分上、中、下、前、后、左、右开适当小孔，用胶布密封作为测试孔。

3）局部包扎法。对安装后的252kV及以上电压等级的SF6断路器和GIS，由于体积很大，无法实施整体扣罩，可采用局部包扎法进行检测。

判断标准为年漏气率应不大于l％，或按制造厂标准。对用局部包扎法检漏的，也可按每个密封部位包扎后历时5h，测得的 SF6含量应不大于30PPm的标准。

三、现场耐压试验 1试验的目的与要求

（1）落地罐式。这种型式的SF6断路器，其充气外壳是接地的金属体，一般在运抵现场后组装充气，如有杂物或因运输中内部零件发生位移，将改变原设计的电场分布，组装后进行现场耐压试验能够发现缺陷，故《规程》规定，对落地罐式SF6断路器在现场要进行合闸对地及断口间的耐压试验，断口试验时．应在分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验时同时测量局部放电。

（2）瓷柱式。瓷柱式SF6断路器，外壳是瓷套，对地绝缘强度高。对变开距的瓷柱式SF6断路器，其断口开距大，根据现场经验，未做耐压试验也未发生问题。所以《规程》没有要求做耐压试验。对定开距的瓷柱式SF6断路器，其断口间隙较短，如有杂质或毛刺存在，会在耐压试验时被老练清除，故《规程》规定要在其断口间进行现场耐压试验。

2 试验方法

耐压试验时，可施加工频交流电压或操作冲击电压，由于现场条件的，通常采用交流耐压方式。其试验电压为出厂试验电压值的80％。

在现场交流耐压试验的升压过程中，SF6断路器内部如有微量杂质或毛刺存在，可能发生所谓老炼性闪络，即在未达到规定试验电压值前试验电源跳闸，这是允许的（这种老炼性闪络可能发生在升压过程的各个阶段．也可能多次出现），所以施加交流试验电压时需逐步递增，先升到相电压，停留15min，再增至

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线电压停留3min，然后增到试验电压值下耐压1min，如无异常，最后再由零直接升压至试验电压值下耐压lmin，如无异常即认为合格。

3 试验装置

交流耐压试验通常采用谐振装置，在耐压过程中发生闪络的断路器，其内部并不一定存有永久性绝缘缺陷，多数是气体中混入灰尘、杂质等所致，通过多次加压，多次闪络的老练处理，可使其绝缘恢复。

四、测量导电回路电阻

由于导电回路接触的好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，所以在《标准》和《规程》中均要求测量导电回路电阻，《规程》中规定采用直流压降法进行测量。

1 直流压降法

直流压降法的原理是，当在被测回路中通以直流电流时，则在回路接触电阻上将产生电压降，测量出通过回路的电流及被测回路上的电压降，即可根据欧姆定律计算出接触的直流电阻值。

采用直流压降法测量时，回路通以100A直流电流．电流用分流器及毫伏表进行测量，回路接触电阻的电压降用毫伏表进行测量，毫伏表应接在电流接线端里侧，以防止电流端头的电压降引起测量误差。表计的精度应不低于0.5级，流过电流的导线截面应足够大。一般可用截面为16mm2的铜线。

2 微欧仪法

(1）测量电源采用开关电路，由市电整流后作为直流电源。通过开关电路转换为15kHz

的高频电流，再经变压器降压和隔离，最后整流为低压直流作为测量电源。在测量回路中串接一个标准分流器，使其自动调整高频电源的脉冲宽度，达到自动恒定测试电流的目的。

（2）采用电压法测量电阻，在测量回路中标准分流器Rn和被测电阻Rx串联，故通过的测试电流是相同的，设在标准分流器Rn上的电压降为Un， 而被测电阻上的电压降为Ux，它们应满足下列关系 U UNXI RXRNUU故可得 IRR

在式（2-2）中，由于Ux与Un均是电流I的函数，且正比于测试电流I。若电流I有变化， 而Ux／Un的比值不会改变。因Rn是标准分流器的标准电阻，故测量结果是可靠的。即使测量电流偏离设定的100A，也不会影响测量结果。

对于导电回路电阻值，《规程》规定，在大修及运行中，敞开式SF6断路器每相导电回路电阻不大于制造厂规定值的120％。

五、解体检查

解体检查是消除缺陷最有效的手段。必要时，可进行解体检查，其通用程序如图2－29所示。

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第三节 常见故障及其处理

目前，SF6断路器在电力系统中运行的数量越来越多，陆续出现一些故障，常见的故障有SF6气体含水量超标，SF6气体泄漏，操作机构拒合、拒分、误动及泄漏等。

一、SF6气体中的含水量超标 （一）含水量超标的原因 1 产品质量不良

由于产品质量不良导致含水量超标时有发生，例如某两组FX—32DL型550kV断路器， 在东北某变电

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所安装时就发现出厂时充的运输气压为2×104Pa的SF6气体有泄漏现象，所以在安装后第一次充气时，测得的含水量就不合格。 2 产品结构设计不合理

对于上例所述的断路器，在支持瓷套与灭弧瓷套间SF6气体连接通道存在问题，即上下两部分的气道只靠动触杆的圆环与固定在瓷套上的圆桶间运动间隙来沟通，如图2－30所示。

这样，灭弧室与支持瓷套间的气体流通性较差，而吸附剂却装在灭弧室的上部，只能对灭弧室的气体起吸附作用，而对支柱气体的吸附作用就很小，至于对通过很长管路连接起来的密度继电器的气体的吸附作用就更是微乎其微了。目前厂家已对这一型式的产品在结构上做了改进，即在图2－30中的动触杆圆杆处开通了三个通气孔道，以利于上下气体的流通，也可使吸附剂充分发挥作用。 3 零部件吸附的水分向SF6气体扩散

SF6断路器在装配时，由于各零部件的烘烤时 间不足，，袋配后使其中的水分问SF6气体中扩散，导致SF6气体中的含水量增加，甚至超标。 4 对新气检验不严

根据国家标准GB05——88规定，新的SF6气体含水量不能超过8ppmv。

由于对新气检验不严，使不合格的气体充入断路器，导致SF6气体中的含水量超标。

5 密封不严，引起渗漏

SF6断路器运行多年后，密封垫老化，瓷套与法兰的胶合部位可能会有渗漏，使大气中的水分通过这些微孔向SF6气腔内扩散，导致SF6气体中水分含量超标。 （二）处理对策 1 提高产品质量

厂家应提高产品质量，用户应购买质量好的产品 把住“入口’关。 2 按规定的周期和方法检测含水量

通过检测发现含水量超标后。其处理方法如下；

（1）外接吸附剂法。这种方法只适用于含水量超标轻微的断路器，以降低和维持SF6气体的含水量在某一水平。具体做法是在密度继电器的充气接头处，外挂一个吸附罐，吸附罐内装3～5kg的吸附剂。用以吸附SF6气体中的水分和杂质。注意吸附罐的密闭性要好，防止漏气，但这一方法效果并不理想，只能在一定程度上起些作用。

（2）用SF6气体回收装置进行净化处理。这是常用的方法，适用于含水量超标较高的断路器。SF6气体回收装置主要由膜式压缩机、真空泵、净化器、贮气罐及必要的测试仪表组成。当含水量高的SF6气体流过净化器，气体中的水分和SF6气体分解产物即被吸附剂所吸附，从而达到净化SF6气体的目的。 根据现场经验。应用SF6气体回收装置时应注意的问题如下：

1）充高纯氮气进行置换。对含水量超标较高的SF6断路器充人高纯氮气进行置换是非常必要的，而且置换的时间要适当，同时要注意SF6电器的结构，对结构比较分散，连接气路较长又很细的设备，进行高纯氮气置换时间要充分，对结构紧凑，连接管路较短的设备，进行高纯氮气的置换时间可适当缩短。 2）可加大真空抽力。现场经验表明，为使处理效果更好，不仅需要采用高纯氮气进行置换，而且需要加大真空抽力。例如，吉林省电力试验研究院曾对某500kV变电所的SF6断路器进行处理，真空抽力较低时，只将SF6气体的含水量从873X10-6（V／V）降到265×10-6（V／V）。后来采用加大真空抽力（并联一台真空泵）的方法，使SF6气体含水量降低到141.9X1010-6（V／V），符合《标准》要求。

（3）气体循环于燥法。有的单位采用这种方法收到良好效果。采用这种方法需要的器具有气体回收装置一台（可用简易型的，因气体

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不需液化处理）；红外线干燥过滤器一台；各种管路、阀门等。红外线干燥过滤器可自制，材质最好用不锈钢的以防腐蚀，采用套罐型，内部容积在20～30dm3，可装吸附剂6～10kg。端面采用法兰平面密封结构，用200～400W的红外电炉做加热源，结构示意图如图2一31所示。

过滤器的密封要求较高，要使真空抽到残留气压为26.66Pa时，停1h后，因渗漏而使残压回升不得摇过133.32Pa，否则漏气量大对人身有危害，也影响效率。 气体循环干燥过程如下；

首先做好准备工作，清理好红外线过滤器的外部。打开端盖板，装好吸附剂后，再装好端盖板和进、出气管路，并与断路器充、放气接头、回收装置的接头连接好。接好回收装置和滤过器的加热电源，检查抽试管路是否有漏气现象。投入加热器电源，升温至80～100℃后。开动回收装置，将阀门放在吸气位置。缓慢打开断路器放气阀，以额定流量进行抽气，直到气体抽完，关闭断路器充、放气阀门。将回收装置阀门转向断路器方向送气，同时缓慢打开断路器阀门，以额定流量充到额定压力。关闭断路器充、放气阀门、这时就可以对断路器的SF6气体进行含水量的测试，如不合格，可以按上述方法进行几个循环即可。 值得注意的是，使用过的过滤器内的吸附剂，已经吸附了潮气，过滤器罐内真空度会降低，当残压达不到 133 .32Pa以下时，要进行干燥处理。处理时，合上加热器电源开关，温度达到100摄氏度时抽真空到稳定后，保持真空度。继续加热到150℃时，再抽真空到稳定后，保持真空度。每 50℃一个循环，温度保持在 300℃，直抽到罐压降到 133.32Pa（ltorr）以下并稳定后即可认为干燥合格。吸附剂可以重复使用，但用过的吸附剂已经吸附了低氟化合物等有毒物质，更换时要特别注意，并处理好废吸附剂。

（4）解体大修。当断路器中SF6气体的含水量大幅度增加，例如在1000PPm以上，且有漏气现象时，可以考虑大修。因为橡胶密封圈的使用寿命大致在8～10年，而断路器内放置的吸附剂一般按SF6气体容量的10％计算，吸附量是按正常情况下的水分和杂质的含量考虑的，一旦出现漏气现象，含水量增加，很容易引起吸附剂的饱合。所以通到这种情况，解体大修是很必要的。解体大修时，要检查法兰表面的腐蚀情况，有腐蚀现象要处理好，保证密封面的光洁度，要将所有密封圈都进行更换。 解体大修的程序可按图2-29进行。在大修过程中应注意的问题如下： 1）保障人身安全，防止发生中毒。SF6气体本身虽然无毒，但经过开断后，SF6气体在电弧作用下会产生许多有毒物质，如SF4、S2F2、S2F10O、SOF2、SO2F2等，对人易有很大危害，稍不注意就可能产生SF6分解物的中毒现象。因此在检修SF6断路器前要先进行SF6气体回收处理，并注人高纯氮气清洗几次。解体时，检修人员应戴防毒面具、手套、眼镜、身穿工作服，解体后，检修人员要立即离开现场约lh，然后进人作业区、大修场所通风应良好且无尘埃。

2）组装时应加装适量吸附剂。组装时应在本体和灭弧单元加装适量的吸附剂。其目的

是控制断路器在正常运行过程中的水分含量以及吸附SF6气体的分解物。

吸附剂可选用西安高压电器研究所和大连化学物理研究所联合研制的F一03吸附剂，经验证明。该产品具有优良的吸水性和吸附低氟化合物、酸性物质的性能，并且不影响开断性能。吸附剂的数量根据美国 Allied Chemcal公司提供的估算方法，宜取为 SF6气体总重量的 10％。对选好的吸附剂在150～200℃温度下烘烤24h ，进行活化处理后装人断路器内固定好。

3）除潮处理。各组装元件在装配之前应进行除潮处理。这是因为解体后的SF6断路器元件放置于空气中很容易受潮，如果不进行除潮处理，在组装后各元件吸收的水分就会散布到SF6气体中去，而导致大修后的SF6断路器水分含量仍较高，除潮一般在200℃左右进行，历经10h以上的烘烤。

4）更换密封圈。为保证大修后断路器的密封性能，大修时必需更换所有密封处的密封圈。国外的研究结果表明，采用有槽的氯丁橡胶密封圈效果最好，其水分浸入试验结果如图2-32所示。

5）大修前后进行测试。为了便于比较，大修前后要测试断路器的调整参数和特性参数，大修后测得的数据应与大修前测得的数据基本一致，并满足《规程》要求。为保证投运后安全可靠运行，大修之后还应进行断口和导电体对地的耐压试验，只有所有的测试结果都合格，才能认为断路器大修合格。

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二、SF6气体泄漏 （一）气体泄漏的原因 1 产品质量不良

产品质量不良，存在SF6气体泄漏的微小孔隙，显然SF6气体要发生泄漏现象，而潮气也就由此乘虚而入。从本质上讲，泄漏和潮气侵入是同时发生的。上述FX—32DL型500kV断路器有漏气现象，而测得的含水量也不合格就是一个很好的例证。 2 密封不严

研究表明，密封不严的原因如下：

（1）密封面的加工方式不合适。国外对密封面的加工方式进行了详细的研究后认为，加工刀痕与O型圈密封线一致的车削加工是比较合适的。指出在试验条件下，车削加工的临界粗糙度约为25µm。考虑到安全因素，粗糙度极限应小于5µm。

（2）尘埃落人密封面。有文献指出，直径大于20µm的尘埃落入密封面将引起气体泄漏，因此必须采取措施，严格地防止尘埃落入密封面。SF6断路器在装配时应在防尘室中进行。

（3）密封圈老化。现场经验表明，密封圈的老化速度较快，一般在8～10年内就会腐烂，而失去密封效果。从这个角度而言。SF6断路器的检修周期应比规定的检修周期15～20年要短，其实际检修周期应由橡胶密封圈的老化寿命决定。

（4）密封面紧固螺栓松动。由于安装质量不佳或振动等原因，可能使密封面紧固螺栓松动，因此导致密封不严而引起漏气。 3 焊缝渗漏

焊缝渗漏的主要原因是焊缝没有完全熔透，再加对焊缝的检查方法不准确，因此就把隐患带到现场，导致漏气。

4 压力表渗漏

由于压力表质量不高，或连接不佳，特别是接头处密封垫被损伤都可能引起渗漏。 5 套管破损

在运输和安装过程中，由于外力作用，可能使资套破损，导致漏气。

另外，瓷套与法兰胶合处胶合不良；瓷套与胶垫连接处，胶型老化或位置未放正等也会导致漏气。 （二）处理对策

（1）提高产品质量，把住“入口”关。 （2）按规定的周期和方法检测漏气点，当确定漏气点后，应根据上述的漏气原因分别采用相应的措施，如紧固螺栓或更换密封件；避免尘埃侵入等，必要时进行大修。

（3）认真焊接、严格检查。采用熔透型焊缝是解决焊缝渗漏的最根本办法，焊缝要做到熔透，就必须做到。

1）剖口的形式必须符合有关标准和规范的要求；

2）焊接时要特别注意熔焊的连续性，在分层堆焊以及不得不停顿的地段，一定要将 焊渣打磨干净再继续焊接，确保焊缝内无夹渣。

3）从设计的角度讲，焊缝的走向应尽可能简单流畅，以提高焊接的工艺性。

4）操作工人必须具备压力容器焊接技术等级合格证，并严格按标准规范程序操作。 提高焊缝质量，除具有上述可靠稳定的工艺基础外，还必须具有正确的检查手段，它 是不可缺少的保证条件。目前，检查焊缝内在质量比较彻底的方法之一是探伤。探伤检查 合格者才能运到现场安装。

（4）更换。对渗漏的压力表和破损的瓷套管等，应当及时更换。 三、绝缘不良，发生闪络 l 原因

（1）瓷套管污秽较多或有其它异物。 （2）瓷套管炸裂或绝缘不良。 2处理对策

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（1）清理污秽及其它异物。 （2）更换不合格的瓷套管。

四、断路器本体内部卡死，某相完全不能动作

造成这种现象的原因多数是绝缘拨叉脱落或断裂，处理的方法是，退还厂家，或由厂家的维修站解体检修。

五、并联电阻故障 1 原因

高压断路器加装并联电阻的目的是操作过电压。并联电阻一般有金属丝电阻和线性陶瓷电阻。我国 500kV的SF6断路器一般都装有合闸电阻，阻值为400欧姆的是线性陶瓷电阻，由于容量有限，所以容易被烧坏。当实测并联电阳与出厂或交接试验测量值不符时，对陶瓷电阻而言。可能存在的原因如下： （1）电阻片老化，导致电阻值增大。 （2）电阻片被击穿，导致电阻值降低。

（3）多串电阻并联时，若阻值显著增大，则可能是某串电阻断开所致。 2 处理对策

有人认为在断路器不开合空载长线路时，并经厂家同意可考虑取消合问电阻，关于取消合闸电阻问题仍在讨论中。

六、断路器触头烧损

SF6断路器触头烧损的主要原因是接触电阻过大，因而引起触头过热。严重时使触头烧损，甚至导致动静触头熔焊在一起。对此的处理方法是：

（1）对烧损轻微者，可用锉刀或砂布修光滑，对烧损严重者，应当更换。 （2）查找接触不良部位，确定产生的原因，根据具体原因进行调整。 七、操动机构拒合、拒分和误动

SF6断路器操动机构的常见故障主要是拒合、拒分和误动，这些故障产生的原因及处理 方法，请参阅第五章操动机构。 八、无信号自分现象 1 原因

现场运行经验表明，无信号自分现象较为普遍。例如、某大型水电厂，在1987～1997

年期间，500kV开关站的SF6断路器共发生17次无信号自分。再如，某换流站 5061 SF6断路器，在进行修复调试期间，3天内发生5次无信号自分，究其原因是分闸线圈上的最低

动作电压过低。在变电站的强电磁场干扰下出现了无信号自分现象。简要分析如下：

某些SF6断路器的液压机构的分闸回路是线圈串有电阻，如平顶山高压开关厂生产的LW6－500型SF6断路器，直流操作电源是110V，分闸回路为分闸线圈（18欧姆）外串32欧姆电阻，一般认为最低动作电压为分闸回路（包括串联电阻）全电压，如果最低动作电压为30％UN时，分闸线圈两端的动作电压仅为11.88V，显然难以以满足抗干扰的需要，在强电。场干扰下会发生无信号自分。 2 处理方法

（1）适当提高分闸线圈的电阻值。对于分闸回路串有电阻的SF6断路器，在满足《规

程》的动作特性要求条件下，适当提高分闸线圈的电阻值，使分闸线圈两端的最低动作电压尽量接近30％UN，分闸回路（包括串联电阻）两端的最低动作电压应大于30％UN，小于

65％UN，这样在满足分闸回路的通流能力要求和其他断路器动作特性要求的情况下，分闸线圈的最低动作电压将大大提高，既满足了《规程》的要求，抗干扰能力也得到加强。

（2）改换线圈。理论分析种明，改换线圈可以提分闸线圈的电阻值，从而提高分闸线

圈上的最低动作电压 例如上述换流站，将分闸线圈的规格由线径0.35mm2、1000匝、18欧姆线圈，外串32欧姆电阻改换为线径0.31mm2、1300匝、30欧姆线圈，外串30欧姆电阻。收到良好效果。自1998年6月改造投运以来，至今未出现无信号自分现象。

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第四章 真空断路器 第一节 基 本 结 构

真空断路器是一种用真空作为灭弧介质和绝缘介质的断路器。自从20世纪60年代初期美国 GE公司研制成功第一台真空断路器以来，世界各国特别是一些工业发达的国家如英国、德国、日本、前苏联等都致力于真空断路器的研究、制造和开发。进人20世纪90年

代以来，在世界范围内真空断路器的研制和应用都达到了相当高的水平，成为中压领域中竞争能力最强的断路器之一。目前，我国已能生产10～35kV电压等级的真空断路器。

一、特点

真空断路器受到广大用户青睬 因为它有如下特点：

（1）真空介质的绝缘强度高，触头间距离可被大大缩短，所以分合时触头行程很小，对操动机构的操动功率要求较小。

（2）灭弧过程是在密封的真空容器中完成的，电弧和炽热的金属蒸气不会向外界喷溅，因此不会污染周围环境。

（3）介质不会老化，介质不需要更换。 （4） 电弧开断后，介质强度恢复迅速。

（5） 电弧能量小，使用寿命长，适合于频繁操作。

（6）开断可靠性高，无火灾和爆炸的危险，能适用于各种不同的场合，可以频繁操作。 （7）结构简单、操作简便、维护工作量小，维护成本低，仅为少油断路器的1／20左右。 二、基本结构

真空断路器由载流灭弧装置和操动机构两部分组成，分述如下。 （一）灭弧室

真空灭弧室，也称真空管，是真空断路器的心脏，主要由动、静触头、绝缘外壳、屏蔽罩和波纹管组成，其基本结构如图41所示。

1 绝缘外壳

绝缘外壳是一个真空密封容器，其中真空度高达10-5Pa，所以要严格密封。一般希望在20年内，真空度不得低于某一规定值。

绝缘外壳常用硬质玻璃、高氧化铝陶瓷或微晶玻璃制造，这三种绝缘材料的物理特性列于表4-1中。

玻璃价格便宜，容易加工，有一定的机械强度；且透明，又有很好的气密性

和高的绝缘强度。玻璃可以和可伐铜、镍等多种金属封接（或焊接），封接的焊缝

真空密封性能也好，可承受480℃左右的高温烘烤而不分解和变形。玻璃的缺点是不能承受强烈的冲击，软化温度比较低，但经验证明，只要合理选择真空灭弧室在真空开关中的固定方式，玻璃外壳的真空灭弧

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室完今能承受运行和运输中的振动。目前。我国生产的 10kV电压等级的各类玻璃外壳真空灭弧室的外壳有 1.5kN的抗拉力和0.3kN的抗弯力，对运行和运输的正常振动完全可以承受。由于玻璃是透明的，这对真空灭弧室内部的监视是十分有利的。真空灭弧室内部真空度的恶化常常伴随着电弧颜色的改变和内部部件的氧化，可及时发现真空灭弧室的意外漏气。

高氧化铝陶瓷的机械强度比玻璃高得多，也具有很好的气密性和高的绝缘强度，可以和可伐、薄钢片或铜环焊接，焊缝同样有很好的气密性和机械强度，但焊接工艺和所需设备比玻璃金属焊接要复杂一些。高氧化铝陶瓷的软化温度很高，这就可以在较高温度下行烘烤除气，使除气更为彻底。高氧化铝陶瓷的缺点是价格高、不透明，一旦烧制成形，便很难改变形状。例如，为了获得用与金属焊接的光滑端面，必须进行研磨，要制成长度、直径比较大的高氧化铝陶瓷圆筒也比较困难。陶瓷外壳给真空灭弧室的进一步小型化开辟了的道路，同时也为真空灭弧室制造工艺的改进提供了方便。陶瓷外壳真空灭弧室的陶瓷与金属封接和排气可以在真空炉中一次完成，不仅提高了劳动效率，便于机械化操作生产，而且提高了产品质量。

玻璃和陶瓷都是很好的真空灭弧室外壳材料，现在大多数真空灭弧室都是用玻璃和氧化铝陶瓷作外壳的。

微晶玻璃（亦称玻璃陶瓷）是一种新型材料，大多数微晶玻璃是乳白色的不透明体，但也有些是半透明的，微晶玻璃内部含有许多微晶体，没有裂纹、气孔，具有特别优异的性能。它不透气、不吸水，机械强度不仅比玻璃高，甚至比高氧化铝陶瓷还要高一些，抗冲击强度也优于玻璃和高氧化铝陶瓷，如表4-1所示，它具有很高的绝缘强度，其热稳定性和石英玻璃相差无几，软化温度和高氧化铝陶瓷相似，微晶玻璃和金属的焊接问题已经解决，它可以与可伐、铬钢、不锈钢等进行焊接。焊缝有很高的机械强度和气密性，微晶玻璃的价格比玻璃高些，但却比高氧化铝陶瓷便宜，是制造真空灭弧室的理想材料。

玻璃、高氧化铝陶瓷和微晶玻璃的膨胀系数比一般金属材料要小得多，如果将它们与普遍的金属焊接，焊缝上会产生很大的应力，不可避免地将使玻璃、陶瓷和微晶玻璃破裂。为了消除焊接应力，玻璃、陶瓷和微晶玻璃材料必须先和一种过渡金属焊接，例如可伐（铁极钴合金），在工作温度范围内，它们的膨胀系数非常接近。

2 动触头和静触头

真空断路器内的一对触头，既是关合时的通流元件，又是开断时的灭弧元件，其材料和结构直接影响灭弧室的开断容量、电寿命、耐压强度、关合能力、截流过电压及长期导通电流能力等，因此触头是组成真空灭弧室的关键元件之一。

对触头材料的主要性能要求如下：

（1）抗熔性好。真空灭弧室中的触头是在极为清洁的环境中工作的。与其他断路器相比 触头较容易粘接。例如纯铜触头，甚至在空载情况下操作也容易粘接。为避免粘接，一是采用熔点高的材料，如钨、锰；二是采用机械性能脆的台金，如铜一铋，铜一铅，即便发生粘接，也容易脱开。

（2）耐压性能好。甚至在触头切断故障电流之后，在触头间隙间也要能很快地恢复绝缘，维持高的耐压强度。

（3）截流水平低。要求在切断小电感电流时不要出现过高的过电压，以保护其他电器或电力系统不受损害。

（4）导电性能好。触头材料的导电系数要高，接触电阻要小，以减小触头部位的发热，能通过较大的额定负载电流。

（5）切断额定电流和短路电流的能力要适中。这一能力既不能太低，也不能太高。太低，不能切断故障电流；过高，在切断感性负载电流时，可能出现过高的过电压。

（6）含气量低。触头材料含气量低，可以减少真空灭弧室工作期间触头放气，以维持室内有较高的真空度。

（7）耐电磨损性能好。为的是提高真空灭弧室的电寿命。 （8）机械加工性能好且价廉。

实际上对触头材料的上述要求，彼此间是有矛盾的。例如对开断能力和载流值的要求完全相抵触，因此，用一种材料是不可能同时满足所有性能要求。目前采用合金材料解决这种矛盾。合金材料大致分成两大类；

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（1）铜一铬（Cu一Cr）合金，主要使用于高电压；欧洲大多采用Cu—Cr，这种材料熄弧性能好。CuCr在固态相互溶解不大，几乎相互不呈合金状态，在开断电弧的弧根处，受电弧作用CuCr触头上引起熔化，仅形成平浅的熔池。在晶格分界区内虽可引起铜相的短时液化，但Cr烧结骨架保持熔化晶格区形状的稳定。故不会引起晶格改变。在开断面上熔化浅的CuCr凝固时表面平滑，不致发毛。由此带来如下优点：①断口的耐电强度稳定，确保开断后不发生重燃②触头表面平整，电极距离可小③可减小触头体积④熔化浅而固化快，可使断口在开断后快速恢复介电强度⑤含Cr量高，足以保证不致熔焊。且可将最大截流值由纯Cu时的16A降至5A以下⑥Cr对氧的亲和力强，加之每次开断中沉积在屏蔽罩上的薄薄含Cr层的吸气作用，保证灭弧室的内压力不变⑦焊接性好，用钎焊法将它与铜导电杆焊接无问题。 （2）铜一硒一碲（Cu—Se—Te）合金。用于低压大电流。日本、美国采用Cu—Se—Te 较多。应当指出，即使金属合金元素相同，而制造方法亦随不同制造厂而异，如西门子公司

使用浸渍法制铜铬合金，含气量允许高达几百个ppm，西屋公司则用混粉法制造铜铬合金，而且成份比例亦不同；西门子公司 3AF型断路器触头的铜铬比为50％（CU）/50％（Cr）,而西屋公司铜铬触头的比例随开断电流而异,31.5kA的使用75％（CU）/25％（Cr）配方。40kA的则改用 80％（Cu）/20％（Cr）配方。铜铬合金具有高开断能力，在相同触头直径下比铜硒碲合金高10％。

触头结构经历了从平板型触头——横向磁场触头——纵向磁场触头的发展过程。横向磁场和纵向磁场触头及其电弧形态如图4－2和图4－3所示。

由图可见，横磁场触头为林状而纵磁场触头为盘状。电弧在横磁场的驱动下运动，可防止电极局部熔焊，电弧在纵磁场电极下，能将电弧分成许多细弧，使触头表面烧损小，熄弧更加强烈。西门子公司根据开断电流大小，使用不同形状和尺寸的触头。对开断电流40kA（有效值）及以下，采用横磁场触头；对更大的开断电流，则采用纵磁场触头。

近年来 纵向磁场触头在日本的日立、东芝、明舍电等公司也获得广泛应用。

我国早期生产的真空断路器，其灭弧室大多采用螺旋槽型横向磁场触头结构，由于这头结构本身存在着缺点，它的触头尺寸大小和电磨损情况远不如杯状磁头和纵向磁场触头， 了开断电流和电寿命的进一步提高，所以为满足开断大电流的要求 我国近几年也开始自行设计杯状触头和纵向磁场触头结构的真空灭弧室，并陆续投入市场。

3 屏蔽罩

屏蔽罩是真空灭弧室中不可缺少的部件，一般固定在绝缘外壳内的中部，其主要作用如下： （1）防止燃弧过程中电弧生成物喷溅到绝缘外壳的内壁，导致外壳的绝缘强度降低。（2）改善灭弧室内部电场分布，提高均匀性，有利于降低局部场强 促进真空灭弧室 小型化。

（3）冷凝电弧生成物（金属蒸汽），吸收一部分电弧能量。有利于提高弧后间隙介电强度的恢复速度，这对增大开断容量起良好作用。

屏蔽署可用铜或不锈钢两种材料制作。铜具有较高的导热率和优良的凝结能力，但铜材熔点低，和电弧生成物有较大的亲和力，目屏蔽罩内壁附有的金属屑会使燃弧后灭弧室内电场分布不均匀，选用不锈钢做屏蔽罩能克服上述缺点。

除上述屏蔽罩外，有时为了进一步改善更高电压触头之间能承受更高的耐压能力，设置有均压屏蔽罩；

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为了保护波纹管不受电弧生成物伤害，设置有波纹管保护罩。它们一般是用 0.5～1.0mm厚的铜或不锈钢制造。

4 波纹管

波纹管也是真空灭弧室中不可缺少的元件，它是保证动触头在一定行程范围内运动而又不破坏灭弧室的密封状态。真空断路器每次合、分操作，都会使波纹管产生一次机械变形、因此，它是最容易损坏的部件。其金属材料的疲劳寿命，决定了真空灭弧室的机械寿命。一般采用FeCrNi不锈钢作为制造波纹管的材料，常用的制造工艺有胶片焊接和液压成型两种，如图4-4和图4-5所示，前者能使工作行程达到波纹管长度的三分之二，疲劳寿命长但成本高，后者制造的成本低，疲劳寿命相对要短些。而且工作行程只能小于波纹管长度的三分之一。

（二）操动机构

操动机构的主要作用是完成真空断路器的合闸、分闸和自由脱扣等项任务。用于真空断路器的操动机构有电磁操动机构（如CD10、CD17等）、弹簧操动机构（如CT8、CT8A等）和直线电机操动机构等三

种。其中直线电机操动机构是一种新的机构，它有如下优点：可以实现操动机构的交流供电，而且其电源功率不需要很大。这样就为真空开关在无直流电源场合的使用提供了方便。直线电机的结构简单，加工制造方便，成本低，一般电器制造厂均能生产。直线电机具有较短的起动过程和较大的起动力，能够提供足够的合闸速度，其同步速度和速度一推力特性根据需要易于改变，行程可不受，为机构的特性配合创造了有利条件。直线电机每单位重量内所输出的功率较大，因此整个操动机构的体积和重量都可以做得较小。这种机构很可能受到电源电压波动的影响，目前尚处于科研阶段。没有现成产品。

关于电磁操动机构和弹簧操动机构的原理、结构及动作过程请参阅部五章操作机构。

第二节 真空灭弧室的真空度及其检测

一、真空度

真空是一个笼统的概念，指的是气体稀薄的空间。凡是绝对压力低于l个标准大气压

的气体状态都可以称为真空状态。绝对压力等于零的空间称为绝对真空，这才是真正的真空，或理想的真空。真空的程度用“真空度’来度量，用气体的绝对压力值来表示，绝对压力值越低表示真空度越高，在国际单位制中，压力以帕（Pa）为单位。

根据电力行业标准《10～35kV户内高压真空断路器订货技术条件》（DL403／91），要满足真空灭弧室的绝缘强度要求，真空度不得低于6.6X10-2Pa，工厂制造的新真空灭弧室要求达到7.5×10-4Pa以下。真空灭弧室的真空度一般在10-7～10-9Pa之间。

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二、真空度降低的原因分析

真空灭弧室真空度降低的原因如下: 1 真空灭弧室漏气

真空灭弧室漏气主要是焊缝不严密，或密封部位存在微观漏孔造成的，显然是属于制造质量问题。现场曾多次发生漏气事故。例如。 （1）据某电力局报导，1994年和1995年两年间相继发生13次真空灭弧室漏气事故（其中2500A／40kA 5 只，1250A／31.5kA 8只）。事故后解体发现，动导电杆上有明显的绿锈，波纹管上有少量绿色斑点，有的触头表面已严重烧损。

（2）1998年某省电力系统共发生10起10kV高压真空开关柜事故，其中5起是因为真空灭弧室漏气所致。 （3）1996年某毛纺厂对10kV真空断路器进行投运前试验时，发现B相断口的绝缘电阻为100MΩ（用2500V、2500MΩ兆欧表测量），当对该断口进行交流耐压试验时，试验电压升到 17kV就发生火花放电。 （4）1997年某空调集团对35kV真空断路器断口进行交流耐压试验时，电流剧增，试验电压加不上去，当用 2500V、2500MΩ兆欧表测量断口的绝缘电阻仅有 1.5M。

（5）某10kV高压真空断路器，投运前在合闸位置通过了交流耐压试验。但时隔6个月投入运行时发生了故障，其现象是还没有合断路器真空灭弧室内就出现火花放电。

2 真空灭弧室内部金属材料含气释放

在真空灭弧室最初几次电弧放电过程中，触头材料中释放出一些残存的微量气体，使灭弧室压力在一段时间内上升。在这些微量气体排尽之后，它们产生的压力将维持在一个不变的水平上。随触头材料的不同，这一排气过程持续的时间和最终达到的压力值也不同，良好的触头材料，由于电弧放电产生的气体压力很低，甚至在合金中含有铬等具有吸气能力的金属，所以这一压力能很快趋于稳定。

三、真空度的检测

由上述，真空灭弧室的真空度会降低。当其真空度降低到一定数值时将会影响它的开断能力和耐压水平，因此必须定期检查真空灭弧室管内的真空度。《规程》规定，在大、小修时要测量真空灭弧室的真空度。目前采用的检测方法如下

1 火花计法

这种方法是采用火花探漏仪检测。检测时将火花探漏仪沿灭弧室表面移动，在其高频电场作用下内部有不同的发光情况，根据发光的颜色来鉴定真空灭弧室的真空度。若管内有淡青色辉光，说明其真空度在133X10-3Pa以上，若呈兰红色，说明管子已经失效；若管内已处于大气状态，则不会发光，这种方法比较简单，但只适用于玻璃管真空灭弧室。

2 观察法

由于真空灭弧室内部真空度降低时常常伴随着电弧颜色改变及内部零件氧化，所以对玻璃外壳的真空灭孤室可以定期观察。正常时内部的屏蔽罩等部件表面颜色应很明亮，在开断电流时发出的是兰色弧光；当真空度严重降低时，内部颜色就会变得灰暗，在开断电流时将发出暗红色弧光。

这种方法也只适用于玻璃管真空灭弧室，而且也只能作定性检查。 3 交流耐压法

这是运行中常用的检测方法。《规程》规定，要定期对断路器主回路对地、相间及断口进行交流耐医。试验电压值如表4－2所示。

其试验方法如下：触头开距为额定开距，在触头间施加额定试验电压，如果真空灭弧室内发生持续火花放电，则表明真空度已严重降低，否则表明真空度符合要求。

实践表明，采用交流耐压法检测严重劣化的真空灭孤室的真空度是一种简便有效的方法。

应当指出，对已安装好的真空灭弧室按表4－2规定的试验电压进行耐压试验存在一定困难，为简化现场试验步骤又满足试验要求，

有人对10kV真空断路器提出图4－6所示的试验方案。该方案采用两台 50／0.2kV的试验变压器，其低

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压侧分别经各自的自耦调压器接于不同的相电源。将其高压侧输出端分别接于断路器上下引出线上。因为42kV／3＝24.25kV，所以将两台试验变压器的电压分别调至24.25kV时就能实现在断口间施加42kV试验电压的要求。同时也不会对真空断路器的其它绝缘部分造成影响。

进行交流耐压试验时应注意的问题如下：

l）真空灭弧室的触头要保持在额定开距。对整机来说只要分闸即可，对单只灭弧室来说需要仔细设计夹具，在进行拉开距离操作时不应损坏波纹管，将灭弧室垂直放置。在灭弧室动、静两电极端施加交流试验电压。

2）加压过程是电压自零逐渐升至70％额定工频耐受电压时,稳定1min，然后再用半分钟时间，均匀升至额定交流试验电压，能保持lmin，不出现试验设备跳闸或电流突变即为合格。

交流试验电压在42kV以上时，则有X射线辐射，一般应有射线防护装置，或者操作者与试品之间的距离应足够远。35kV及以下的真空灭弧室正常工作时，或者灭弧室触头端口间电压低于30kV时，所产生的X射线很微弱，在电气安全距离之外，对人体没有危害。

3）试验变压器电流的整定。对于单只真空灭弧室进行交流耐压试验时，高压侧电流应整定在20mA；当一次试验的灭弧室数量为2～6只时，高压侧电流应整定在40mA；对于220V／50－100kV的试验变压器来说，低压侧过流继电器的整定电流视变压器容量大小可以是10A或20A。这一整定电流不宜太小。因为真空灭弧室在做交流耐压试验时，其绝缘外壳可能产生泄漏电流。特别是在湿热环境下做试验，泄漏电流可能会更大一些，加上管内电极间呈脉冲形式的“暗电流’的共同作用，会引起变压器初级电流继电器跳闸造成误判。在使用现场，试验变压器往往容量较小，要特别注意在湿热气候条件下不要产生误判。 4）当试验变压器容量较大时，应在高压侧设置50kΩ左右的限流电阻，该电阻是很必要的。它既可以保护试品，也可以保护试验设备。在试验装置符合要求的情况下，适当提高交流试验电压，使管内产生短时贯穿性放电，并不会导致灭弧室的损坏，但是较长时间的管外电弧（500ms以上）将可能导致灭弧室绝缘外壳的损伤，这是不允许的。

5）真空灭弧室在进行交流耐压试验时，灭弧室内往往会发往多种形式的发光现象，特别是玻璃外壳的断路器，十分明显。大功率电真空器件的内部在强电场作用下的发光现象可以有多种原因，如①绝缘构件由于电荷积累的原因在放电时产生的亮点；

②瞬间电荷转移在真空中形成的运动着的火花；③玻璃内壁淡青色的辉光等等。这些发光现象都是电真空器件特有的正常发光现象，均与真空度无关。与产品的结构、材料、内部清洁程度有关。只有当灭弧室内部产生了充满灭弧室内空间的辉光时，才可据此判为灭弧室内真空度不良。这种辉光的颜色与气体成分有关：空气为紫红色，氢气为桔红色，酒精为白色，水汽为白中略显黄色等等。当灭弧室内产生明显辉光时，也就承受不了lmin的额定交流试验电压试验。因此，用交流耐压法判定一只真空灭弧室的真空度是否合格时，要看测试仪表的指针是否有突变，要看试验设备过流继电器是否动作跳闸。如果单凭灭弧室内的发光现象来判定灭弧室是否合格，即使是很有经验的测试人员也难免出现误判。

第三节 常见故障及其处理

运行经验表明，真空断路器在运行中除出现真空灭弧室漏气外，还容易发生接触电阻增大，操动机构卡滞，分、合闸线圈烧毁等故障。

一、接触电阻增大 1 原因

真空灭弧室的触头接触面在经过多次开断电流后会逐渐被电磨损，导致接触电阻增大，这对开断性能

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和导电性能都会产生不利的影响。因此《规程》规定要测量导电回路电阻，并建议测量值不大于1.2倍出厂值。

2 处理方法

对接触电阻明显增大的，除要进行触头调节外，还应检测真空灭弧室的真空度，必要时更换相应的灭弧室。

应当指出，调节触头时要注意头触头的弹跳。例如，某变电所在交接试验时发现10kV真空断路器接触电阻过大，立即将接触电阻调小，但触头的弹跳又过大。将弹跳在标准（不大于2ms）内，接触电阻又不符合要求了。为寻求一个动态的平衡点，应对触头进行反复调整和测试 直到满足要求为止。

测量真空断路器触头弹跳时间的方法如下：

（1）采用记录型示波器，将合闸过程中触头接触信号记录下来，接触信号上的锯齿状脉冲线条长度就是触头弹跳时间。

（2）采用开关特性测试仪测量触头合闸弹跳时间。

如果测得的触头合闸弹跳时间大于规定值，可从下列几方面采取措施： （1）适当增大触头弹簧的初压力。

（2）调整传动机构，利用机构在合闸位置超过主动臂死点时传动比很小的特点，将机构向靠近死点方向调整，可减小触头合闸弹跳。

二、操作机构故障 1 跳跃现象

采用CD直流操动机构的真空断路器，其机构状态图参见图6－3，机构在运行时，有时会发现机构合闸线圈通电后，合闸铁心没有达到合闸终点位置，轴7没能被支架6托住而返回使断路器分闸。此时合闸信号又未切除，合闸线圈再次得电，铁心又马上合闸„„分闸，如此急速的连续分合几次，称为“跳跃”现象，发生“跳跃”现象的原因及处理方法是：

（1）掣子是否有卡滞现象，或掣子与环间隙未达到 2士0.5mm要求。若超出此要求时，卸下底座，取出铁心，调整铁心顶杆高度，使其达到间隙要求。

（2）合闸线圈被辅助开关过早切断合闸电源，此时应调整辅助开关拉杆长度，使断路器可靠合闸。 2 CT型弹簧操动机构常见故障及处理方法

在调整扇形板与半轴扣接量的过程中，常见故障及处理方法如下：

（1）半轴自行复位困难。其原因是半轴复位扭簧软。处理方法是换复位扭簧保证其质量。

（2）合分闸信号给出后，半轴不动作。其原因是推板角度不适，有松动，半轴转动不灵活。处理方法是旋紧推板螺钉，调整推板角度，在半轴的转动部位加润滑油。

（3）机构与断路器连接后，扇形板不能复位到正常位置。其原因是机构输出轴分闸位 置不正确。处理方法是调整机构与断路器之间的拉杆长度来调整机构输出轴的分闸位置。

在调整微动开关的过程中，常见的故障及处理方法如下： （1）机构合闸弹簧储能不到位 （2）机构电机不断电。

其原因是微动开关安装位置不合适，前者为微动行程开关偏下致使合闸弹簧尚未储能完毕，微动行程开关触点已经转换，切断了电机电源。后者为微动行程开关偏上，致使合闸弹簧储能完毕后，微动开关触点还没有得到转换，电机仍处于工作状态。处理方法是可通过调整微动开关上下位置来实现电机准确断电。 三、拒动现象

在真空断路器检修和运行过程中，有时会出现不能正常合间或分闸的现象，被称为拒动现象。当发生拒动现象时，首先要分析拒动的原因，然后针对拒动的原因进行处理。分析的思路是首先查找控制回路，若确认控制回路无异常，再在断路器方面查找，若断定故障确实出在断路器方面，再将断路器从线路上解列下来进行检修。

真空断路器发生的振动现象、原因及处理方法如表4－4所示。

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四、分闸线圈烧毁

理论分析表明，在吸合与分闸过程中，线圈只是瞬时通电，线圈通电时产生的热量不足以引起温度上升，即使连续多次分合闸也不至于发生烧毁线圈现象。但现场曾多次发生分闸线圈烧毁事故，其原因大都是由于辅助触头接触不良或分闸线圈吸合过程中衔铁动作中途受阻、机械卡滞等原因引起线圈长时间通电且没有完成分闸操作所致。通常的处理方法是更换辅助开关、调整分闸与合闸机械传动部件或者是打磨辅助触头。有时合理调整辅助开关安装位置、调节操作连杆对辅助开关的压力和行程，也能使其接触良好。

为给故障诊断和分析提供依据，真空断路器投入运行后应进行定期巡视检查，有人值班的变电所或发电厂厂用真空断路器每天当班巡视不少于1次，无人值守的变电所，可根据具体情况确定，通常每旬不少于1次。巡视检查项目如下

（1）分、合指示器指示是否正确，其指示应与当时实际运行工况相符。 （2）支持绝缘子有无裂痕、损伤，表面是否光洁。 （3）真空灭弧室有无异常（包括有无异常声响），如果是玻璃外壳可观察屏蔽罩的颜色有无明显变化。 （4）金属框架或底座有无严重锈蚀和变形。

（5）可观察部位的连接螺栓有无松动、轴销有无脱落或变形。 （6）接地是否良好。

（7）引线接触部位或有示温蜡片的部位有无过热现象，引线弛度是否适中。 表4－5给出真空断路器故障判断和处理方法、供参考。

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第五章 操 动 机 构

操动机构是断路器的重要组成部分，断路器的工作可靠性在很大程度上依赖于操动机构的动作可靠性。断路器事故分析证明，由于操动机构原因而导致断路器的事故占总事故的60％以上，足见操动机构对断路器工作性能和可靠性起着多么重要的作用。

断路器的全部功能，最终都体现在触头的分合动作上。触头的分合动作要通过操动机构来实现，人们把从提供能源到触头运动的全部环节统称为操动系统（或操动装置）。因此，操动系统包括操动机构、传动机构、提升变直机构、缓冲装置和二次控制回路等几个部分。

如图5－1所示。

图5－1 操动机构框图

通常把于断路器本体以外的部分称为操动机构，因此操动机构往往是一个的产品，一种型号的操动机构可以配用于不同型号的断路器，而同一型号的断路器也可配装不同型号的操动机构。

根据所提供能源形式的不同，操动机构可分为手力操动机构（CS）、电磁操动机构（CD）、弹簧操动机构（CT）、气动操动机构（CQ）、液压操动机构（CY）等几种，手力和电磁操动机构属于直动机构，弹簧、气动和液压机构属储能机构。

对于直动机构而言，操动机构由作功元件、连板系统、维持和脱扣部件等几个主要部分组成，对储能机构而言，操动机构由储能元件、控制系统、执行元件几大部分组成。

操动机构既然是断路器的组成部分，它的动作性能必须满足断路器的工作性能和可靠性的要求，这些要求如下：

（1）有足够的短路关合能力。操动机构不仅在断路器正常工作的情况下能顺利合闸，而目当断路器关合到有预伏短路故障的电路时，操动机构必须能克服短路电动力的阻碍，顺利的合闸。

（2）合理的输出特性以保证断路器动触头的分合闸速度，并在分合闸终了时，其剩余能量不致造成断路器的过分振动和零部件的撞击。

（3）能使断路器可靠地保持在合闸位置，操动机构在合闸过程中，合闸信号维持时间很短，操作机构的操作力只在断时间内提供，因此，操动机构必须保证在合闸信号和操作力消失以后，使断路器能可靠地保持在合闸位置。 （4）操动机构应保证电源（电压、液压、气压）在一定变化范围内可靠动作，如在额定值的80％～120％的范围内可靠分闸。

（5）具备自由脱叩和防跳跃功能。

（6）具有分合闸位置联锁和高低气、液压联锁。 （7）动作迅速，机械寿命长和便于维修。

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第六章 中高压开关设备的新技术发展情况

近几年电力工业的高速发展，带动了高压断路器市场的发展。特别是2003年以来，真空断路器、SF6

断路器、气体绝缘金属封闭组合电气（GIS）等新型无油化断路器“纵横天下”，市场占有率一直在迅速增加。主要表现为：高压、超高压断路器向SF6断路器方向调整和发展，油断路器使用量越来越少；126kV真空断路器在部分领域也将有所需求；40.5kV SF6断路器和真空断路器并驾齐驱，真空断路器略占优势；12kV断路器主要是向真空断路器方向发展，所占比重仍在继续增加。以上断路器市场发展趋势也是今后断路器设备技术发展的主流。

一、高压断路器主要新技术发展情况 1、自能灭弧技术

自能灭弧技术可以达到减少压气反力、减轻运动部件质量和降低分闸速度要求的作用，达到降低操作功（双室结构可减50％）的目的。

第一代自能灭弧技术原理自1985年ABB率先开发成功以后，原理发展多种多样，有以三菱等为代表的压气＋电弧堵塞增压原理、东芝等为代表的压气＋弧区热气体导入压气室增压原理、西门子等为代表的热膨胀＋辅助压气原理等，均配用轻型弹簧操作机构，应用后使产品操作功减少、机械可靠性等得到了很大的提高，已应用到550kV、50kA的高压断路器中，如ABB的LTB E型产品。

随着产品深入开发，国际公司在其第一代技术的基础上，附加其它灭弧技术形成了第二代自能灭弧技术，进一步减少操作功，提高开断性能，并使其更加适用于更高电压等级的产品，包括Alstom公司的热膨胀＋压气＋助推原理、热膨胀＋减少压气行程原理、旋弧＋热膨胀＋助吹原理、热膨胀＋辅助压气＋双动等结构，这些技术都在相应的高压断路器和GIS中得到了应用，并在电力系统中得到了使用，如西门子公司252kV的3API-FI型断路器，Alstom公司145kV的GL312F型、420kV的GL316型断路器。

2、新型操作机构技术

目前断路器普通机械机构（气动、液压和弹簧式）在功能灵活性方面受到固有的。因此，为适应改进电网质量和系统管理的要求，ABB以电网设计为基础，开发研制出了新的断路器操动机构技术，即电子控制电机驱动（Motor Driver）机构。

该机构原理是用一台电子控制的电机直接驱动断路器的操作轴，电机的驱动由一系列单元组成：由能量缓冲器通过逆变器供电；能量缓冲器由一组电解电容组成，通过充电单元充电；以微处理器为核心的控制单元负责速度的监控等；电机操作通过I/O接口来实现。电机为带永磁转子的三相无刷同步电机，带有求解器，可将转子角信息送入控制单元。

从2000年开始，电子控制电机驱动机构已经在ABB公司生产的145kV的LTB型瓷柱断路器、插接式组合电器(PASS MO）、GIS等产品上使用，并在意大利、瑞典和澳大利亚等国家电网中应用。

3、智能小型紧凑型GIS

为了达到智能、小型、紧凑的目的，一般GIS中采用以下技术：

从生产、安装、维护和管理角度出发，日本和欧洲公司对断路器、主母线、隔离开关／接地开关、避

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雷器和电缆头进行了模块化设计，大大减少了组件数量，作到了GIS元件的标准化、模块化。

为了GIS紧凑布置和小型化，在126－252kV采用了全三相共箱结构，在363－550kV采用三相母线共箱结构；通常通过三工位开关，实现了隔离、接地开关复合和功能的集成。

为了使用简单、可靠的弹簧操作机构和简化液压机构设计，提高可靠性，126－252kV采用了自能灭弧技术，用以减少对断路器操作功的需求，在较高电压等级则采用自能与压气混合灭弧技术。

同步操作、状态监测诊断、操作故障的自动识别和新型传感器应用，都使GIS智能化取得了很大进步。主要产品有西门子145kV电压等级的8DN8型和245kV电压等级的8DN9型GIS，控制、监测由智能模块实现，其中8DN8型GIS间宽800mm；ABB公司145kV电压等级的EXK-01型GIS，控制监测由SMART实现，间宽800mm。

4、真空断路器技术

SF6气体可导致温室效应，为了减少SF6消耗和排放量，除了研究新的替代气体外，近几年世界各国都在力争向高电压等级的真空断路器迈进，并力争提高其经济性和实用化。

1979年日本研制出168kV双断口瓷柱式真空断路器并投入运行，开断能力为40kA，但因造价高、尽寸大，无法同单断口的气体断路器竞争。日本通过对灭弧室优化设计和采用纵磁场电极、温度分析、磁场分析和电场分析等综合设计技术，成功研制出了工作电压145kV，开断电流40kA的真空灭弧室，并在此基础上开发成功了尺寸小、价格同气体断路器相当、结构简单的单断口真空断路器。据有关报道，世界上单断口230kV的真空断路器生产技术也已经接近成熟阶段。目前商品化的产品有日本明电舍生产的额定电压170kV、开断电流31.5kA的VBK型真空断路器。

国内北开开发成功了ZW36-126/166-40型户外真空断路器，真空灭弧室为单断口，采用日本进口元件。 5、新型高压组合电器技术

新型高压组合电器是将两种或以上的开关设备（断路器、隔离开关、互感器等），按电力系统接线要求组成一个有机的整体（模块单元）而各电器设备仍保持原有规定功能的一种组合装置，是介于空气绝缘的敞开式开关设备(AIS)和气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)之间的一种户外组合电器（PASS）。

主要代表性的产品有ABB公司意大利ADDA工厂生产的基于LTB型瓷柱断路器的紧凑型预制式组合电器（ComPass），ABB公司瑞士工厂产的基于罐式断路器的SF6绝缘插接式开关系统（PASS）。其中PASS M2的额定电压到550kV，短路开断电流到63kA，采用了三工位隔离开关和光电传感器等技术。

PASS与GIS相比，主要有以下特点：

● 断路器、隔离开关、接地开关采用一体化设计，共用一个气室，因而体积减少，更节省占地面积。但一体化的设计同时使得对PASS整体可靠性的要求更高，一旦发生内部发生故障，分析和处理的难度较大；

● 省去了线路侧隔离开关和接地开关，一旦组合电器中的一次元件发生故障，可能导致需要上一级的断路器跳闸停电，才能进行检修，对电网的运行方式有一定要求；

● 一、二次设备在工厂内安装、试验完毕后再运输至现场，在现场只需要进行简单的外部电缆连接就可以运行；

● 母线连接采用敞开式结构，布线方式比较灵活，总体造价较GIS低，适合老、旧变电站的改造工

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程中应用；

● 使用可控操作技术，使断路器可以比较准确地按各种负载工况和故障工况下分相操作，降低了合闸过电压、冲击电流或截流；

● 采用隔离/接地开关三工位设计，共用一个操动机构操作2个隔离开关和一个接地开关，传感器

可以准确告知开关的位置状态，便于状态的监测。

二、中压断路器主要新技术发展情况

通过近些年发展，传统的中压断路器国内外技术、参数水平比较接近，个别产品如真空断路器、灭弧室技术与国外基本同步，但在产品的可靠性、技术创新、智能化、前瞻性技术和产品研究方面，国内比国外差距较大，产品系统设计较欠缺，性的升级换代产品研究开发投入不足。

1、真空断路器技术 ● 固封极柱技术

一种将真空灭弧室和断路器的相关导电元件同时嵌入到如环氧树脂这类很容易定型的固体绝缘介质，形成断路器极柱的技术，这也是一种复合化的技术。一般真空灭弧室的外绝缘表面暴露在空气中易污染，需要陶瓷外壳足够长，这不仅影响真空断路器的小型化，也影响产品的性能和可靠性。采用固封极柱技术避免了这些问题的发生，这样灭弧室可设计的相当短小，同时环氧树脂外壳可以保护真空灭弧室不受外界灰尘、潮湿影响，断路器整体性能得到很大提高，且极柱结构简单，零件数少，装配、安装简洁，时间和难度减少，有利于批量生产和降低成本。

1997年ABB利用此技术开发成功VMI免维护型真空断路器。近几年又成功的将此技术应用在VD4型真空断路器上。国内西高所开发成功的ZN96系列产品，以及森源公司的VSm型产品也都采用了该项技术。

● 永磁机构技术

永磁机构是突破了传统意义上机构动作原理的新型断路器操动机构，它是电磁机构与永久磁铁（钕铁硼永磁材料）有机地结合体，通过永久磁铁产生的保持力使断路器保持在合、分位置，无需任何传统的机械脱扣、锁扣装置，其输出特性可以设计得非常接近开关的负载特性。与弹簧机构相比，永磁机构零部件减少了60％以上结构简单，不仅节省成本，且因零部件大幅减少使得断路器机械系统的可靠性大大提高，从而实现免维护运行。

目前，永磁机构在结构原理上分为单稳态和双稳态两种，双稳态又分为对称式（双线圈式）和非对称式（单线圈）两种结构形式。自1997年ABB在VMI中推出对称式技术以来，其12kV断路器开断电流已到40kA，开断电流50kA的产品不久将投放市场；ALSTOM公司使用非对称式结构，在其HVX型真空断路器中应用，断路器额定电压为17.5kV，短路开断电流达25kA；德国TAVRIDA、日本三菱等公司也都开发了配永磁机构的真空断路器，额定电压到24kV，短路开断电流达40kA。国内配永磁机构的真空断路器产品，额定电压到12kV，短路开断电流达40kA，如森源公司的VSm型12kV真空断路器、西高所开发的ZW33-12/630-20柱上真空断路器等。

● 真空触头材料工艺

真空触头材料对真空断路器的导流和开断性能有很大影响，其制备技术已从过去的浸渍法和混粉法发展到自耗电极电弧熔炼和真空熔铸工艺。

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自耗电极电弧熔炼法是西门子公司倡导的一种工艺。原理是在薄壁铜管中装填适当比例的铜（Cu）粉、铬（Cr）粉，然后在真空炉中烧结成具有一定强度的棒，将棒作为直流电源的“－”极，同时将结晶器作为直流电源“＋”极，在低压（约60V）、大电流（约2500A）的作用下产生电弧，高温融化（5000℃左右）并快速冷却的一种方法。

真空熔铸法是依照自耗电极电弧熔炼法的原理发展的一种简单方法，原理是将Cu、Cr预烧结，原料在中频感应炉中高温融化（2000℃左右），高温熔炼同时辅以电磁搅拌，通过高温、高真空排气，然后完成真空浇铸，并通过快速冷却得到CuCr合金触头材料。这些工艺实现Cr颗粒的细微化、弥散化、均匀化和合金化，同时由于触头密度大幅度提高，含气量降低，Cu量增加，导电率得到提高，截流值得到降低。对提高真空断路器的开断性能和小型化有利。

● 断路器和灭弧室功能复合化技术

将断路器开断功能同其它功能复合集成在中压断路器产品的研发中已成为一种趋势。如：法国AREVA公司将真空断路器同隔离开关集成的产品；ABB公司开发的集测量、保护和开断功能于一体的新型真空断路器（在VMI断路器电极上安装罗柯夫斯基线圈，断路器上同时配有通讯断口、传统I/O接口和控制保护）；日立公司基于多功能真空灭弧室的组合开关：其额定电压24kV，短路开断能力25kA，它的显著特点是将断路器、隔离开关、接地开关功能集成到一个真空单元中，利用一个有四工位的“合”、“分”、“隔离”、“接地”的运动电极实现了关合、开断、隔离和接地四个功能，减少了零件数与尺寸，波纹管为新设计的适应于旋转运动的鼓形波纹管。

2、真空负荷开关技术

这几年负荷开关研发最大的进步主要表现在真空负荷开关，特别是真空负荷隔离开关上，真空负荷隔离开关电压已发展到40.5kV，实现了同隔离甚至是同接地功能的复合，经济实用性更强。真空负荷隔离开关一般有串联固定、串联移动、并联固定和并联移动等形式。

串联固定式指真空灭弧室固定不动，且同隔离可动部分串联，形成主回路的结构，如西高所开发的FZN21－12。

串联移动式指真空灭弧室同隔离串联，整体可动并形成主回路的结构，如德国AEG公司12kV的XX型具有三工位的真空负荷开关，西高所开发的FZN20－12型真空负荷开关。

并联固定式指真空灭弧室固定不动，且同隔离可动部分并联，形成主回路的辅助回路的结构，如美国Joslyn公司VBM型，德国Driescher公司Flal5型真空负荷隔离开关，西高所开发的ZFW－40.5/63O户外真空负荷隔离开关。

并联移动式指真空灭弧室同隔离并联，整体可动，并形成主回路的辅助回路的结构，如德国P＆T公司的LTV型产品。

三、开关设备技术发展趋势分析：

综观近几年高压开关行业国内外产品技术发展和市场需求的变化特征，今后高压开关产品的发展趋势仍将表现在以下几个方面：

1、统一技术平台和整体解决方案

随着各种高压开关及相关技术发展到一定程度和用户需求多样化及追求投资经济性方面要求的提高，

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同时企业为了降低产品设计、生产和售后服务等成本，提高应对反应速度和服务质量，企业通过整合产品技术类型，采用模块化、组装化和系统设计开发，形成几类统一的技术平台，形成产品的系列化，提高产品的成套性等，为用户提供整体的解决方案必然是今后发展趋势。这是一种双赢的结果。

2、小型化、紧凑型

随着对经济性能的追求及资源稀缺因素影响，产品必将向小型化和紧凑型方向发展。企业可通过优化设计、选择小型化元件、提高断口耐压、元件和功能复合集成、新技术如光电传感器等应用，使产品结构紧凑；实现小型化，并从而达到减少体积、占地面积、低能耗、低材耗和提高可靠性等目的。

3、环境适应、协调和保护

环境污染依旧，保护环境长远。环境问题已成为广泛关注的问题。

我们的产品不仅要在这种环境中可靠运行，还要同四周环境配合，协调一致，同时要尽量减少或不对环境产生影响，包括空气污染、电磁污染和噪音污染和其它环境影响等。因此高压开关设备要尽量减少SF6气体、不可回收材料的用量和电磁辐射强度，开发洁净、环保材料和电器设备，如使用混合或干燥气体的C-GIS、固体绝缘开关柜和高压真空断路器等。

4、高可靠性，少维护

这是保证电力系统安全、设备安全、人身安全和供电质量，提高综合经济、质量和效率水平的重要保证。对15－20年使用周期内免维护产品的研究与开发力度将进一步增大，在机械可靠性（30000以上次机械寿命、高的机械稳定性）、增长的电寿命、环境适应性能的提高（污秽，湿热，高海拔，盐雾，大气污染）、户外有机绝缘材料应用研究、金属防腐技术研究（导体、非导体）、电场和绝缘结构的精确设计（降低局放量）、开关动作产生的过电压（低重燃概率断路器研发）、提高开关设备用电子装置的抗扰能力和稳定性等方面开展工作。

5、智能化

不管中压产品，还是高压产品，其智能化就是进行高压开关二次技术现代化，是将计算机技术同机械系统结合，使得系统有了“大脑”，再通过传感器采集信息，利用光纤或其它方式传导信息，使系统有了“知觉”，“大脑”根据“知觉”作出判断与决定，系统从而有了“知能”，达到设备的智能化，这样不仅可对高压开关设备进行在线检测、运行状态监视、分析和判断、控制和保护，也可实现设备的智能（受控）操作等。不仅要开发智能化单元，还要开发适合智能测控的开关设备，使其有更高的操作可靠性和特性精度。在这方面，欧洲几大公司卓有成效，都有自己的现代化二次控制装置，如ABB公司、西门子公司、A＆D公司及Alstom公司等，如 ABB公司 Smart产品就具有自诊断、监视、适时维护和趋势分析等功能。

6、经济型

经济型指一次性成本和长期使用成本较低的开关设备，如H－GIS、简化GIS等设备，这是用户多样性选择和经济考虑的结果。

7、最佳人机关系

最佳的人机关系就是设备从视觉上有美感，知觉上感觉操作、维护、管理简便、安全可靠，减轻人员工作量，能很好地实现人机对话与操作等。如产品能现场快速安装、插入联接，能确保环境和人身安全，具有免维护，能通过自动状态检测等功能帮助人们处理问题等，此趋势同智能化、高可靠和少免维护、环

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保等趋势相关联。

第七章 PASS、H-GIS介绍

第一节 PASS

下面介绍一种新型组合电器产品——PASS，并探讨了这种产品与传统的开关设备和变电站技术的异同

点、使用的新技术和新概念以及在我国的应用前景。

在最近几十年中，许多高压电器产品都进行了技术改进，如断路器从空气式、少油到SF6 ，避雷器从碳化硅到氧化锌，TA和TV从油浸式到SF6，相对而言，外观却没有大的变革(GIS除外)，因此，变电站的总体面貌变化不大。

随着现代电力电子技术的发展，使许多产品的外形改变、质量减少很多，为将变电站的大部分设备组合在一起创造了条件。近年来许多公司都进行了高压开关组合电器的开发研制工作。生产出一种新型产品——插接式开关系统(Plug And Switch System，PASS)。这种产品的特点是：将断路器、隔离开关、接地开关及电流/电压传感器等组合为一套产品，显著减少变电站的用地面积，可以进行快速安装，免于维修；同时利用现代成熟的GIS技术和先进的电力电子技术，使得系统的稳定性和可靠性得到增强。以下就插接式开关系统作简要介绍。

一、插接式开关系统的基本概念

插接式开关系统一次设备是一种不包括母线的预装SF6金属封闭高压开关设备。它将断路器、隔离开关、接地开关及电流/电压传感器装设在一个金属封闭的气室内；主要部件中，断路器部分是在GIS的基础上开发研制的(灭弧室部分完全相同)，取消线路侧的隔离/接地开关；使用电流/电压传感器代替电流/电压互感器；二次设备就地安装中，使用传感器信号处理接口(Process Interface for Sensors and Actuators，PISA)进行数据的采集、处理和数字化传输。根据用户的需要，它可以提供各种不同的主接线方式。PASS的所有部件均在工厂内进行安装和试验，到现场只需将光纤电缆插入就地控制柜和主设备即可投入运行。目前，ABB公司可提供3种类型的PASS产品，其基本结构如图1所示。断路器参数见表1。

图1 PASS的基本结构

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表1 PASS的断路器参数

二、PASS与其他组合电器产品的异同点 1、PASS与传统开关间隔主接线的比较(见图2)

图2 PASS间隔与传统间隔的比较

1—母线侧隔离开关；2—断路器；3—电流互感器；4—电压互感器； 5—线路侧隔离开关；6—接地开关；7—电流/电压传感器 2、PASS与GIS比较 (1) 相同点主要有：

1) 均将断路器、隔离开关和接地开关等安装在金属封闭气体绝缘的外壳中。 2) 断路器及灭弧室相同。

3) 断路器操动机构均采用液压(弹簧)机构。 (2) 不同点主要有：

1) PASS采用一体化设计，因而体积大大减少，节省占地面积。

2) PASS简化了元件，将线路侧隔离开关和接地开关(主要供设备检修时用)省去。

3) PASS中使用可控操作技术使断路器可以比较准确地按各种负载工况和故障工况下分相操作，降低了合闸过电压、冲击电流或截流，从而取消了断路器的合闸电阻。 4) PASS具有在线监测、状态检修和可靠数据通信的功能。 5) PASS以电流/电压传感器取代传统的电流/电压互感器。

6) PASS采用隔离/接地开关三工位设计，共用一个操动机构操作2个隔离开关和一个接地开关，传感器可以准确告知开关的位置状态。

7) PASS是一种将一、二次设备在工厂内进行安装、试验完毕后再运输至现场的设备，在现场只需要进行简单的电缆连接就可以运行。 3、PASS与传统变电站的比较

(1) 各设备间连接线距离明显缩短，因此纵向占地面积减少。 (2) 变电站支架减少，使所需钢材减少。

(3) 减少了外绝缘套管，可减少因其污染而造成的事故。 (4) 基础更小，工程量减少，混凝土用量也随之减少。

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(5) 绝缘套管、二次连接线均为插接式设计，减少了现场安装。基本不需维修，万一有设备损坏，PASS整体更换工作量也很小。

三、PASS的组成 1、一次设备

(1) 断路器及操动机构

断路器采用原ABB公司GIS产品中的SP型断路器灭弧室。如采用CAT控制器，可取消断路器合闸电阻。采用HMB－4型或HMB－8型液压弹簧操动机构，其突出的优点是可靠性高，含油量少(＜2L)，无油压表和，压力靠弹簧压缩量来指示，噪声低，与传统的液压、气动、弹簧操动机构相比，体积大大减小。

(2) 隔离/接地开关

隔离开关和接地开关采用同一操动机构，三工位设计。因为是按免维护开关设计，在GIS的可靠性日益提高，维护量大大减少的基础上，PASS去掉了线路侧的隔离/接地开关。 (3) 电流/电压传感器

在PASS中使用SF6 绝缘的一体化电流/电压传感器取代传统的电流/电压互感器。它的2个重要功能—— 测量电流和电压通过以下原理实现：使用罗高夫斯基线圈、电容式分压器分别进行电流、电压测量。 同传统的互感器相比，一体化电流/电压传感器具有很小的外形，同时绝缘性能和可靠性得到一定的提高。传感器传输数字化信号的能量相当小，因此可以通过传感器取得的信号数据量非常大，可以获得动态测量精度非常高的测量结果；如果用传统的互感器，得到相同的结果所需要的设备将是相当庞大的。另外，电流/电压传感器还具有对自身SF 6 密度进行监测的密度传感器和存储传感器参数的可读写存储器。 (4) 绝缘套管

基于以往的实践，PASS使用复合式绝缘套管。复合式绝缘套管具有优良的电气和机械性能：内层使用将环氧注入玻璃纤维制造的筒状支柱，保证了机械和绝缘强度；而外层包以硅橡胶，保证了如爬电距离等户外电器性能；表面憎水性，防止形成潮气膜和固体沉积，免除清洗工作；外部或内部闪络不会引起套管爆破，套管重量减轻约40％。 2、二次设备 （1）智能间隔

智能间隔结构原理如图3所示。

图3 智能间隔的结构原理

① 传感器信号处理接口。PASS有3种分别用于断路器、电流/电压传感器、隔离/接地开关的PISA装置。如果需要，可以连接2台相同的PISA 以提供足够的冗余。

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在这3种PISA中，断路器和隔离开关的PISA主要用于测量和监控断路器和隔离/接地开关的操作特性、动作次数，气体密度等，为趋势预测提供数据；而电流/电压传感器的PISA主要用于测量和监测电流、电压和气体密度。同时，这3种PISA都具有可读写存储器，可以存储一定时间内的历史数据，可以产生告警信号，都具有自检功能。PISA的电源通过变电站的直流电源提供，功耗约为10W。 ② 电流/电压传感器的PISA的测量功能。由于采用PISA这样的数字化采样测量装置，所以测量的准确度不再由二次侧的负荷决定。由于可以影响到测量结果的因素很多，比如铁心材料的线性度、温度、气体密度，等等，因此要取得稳定可靠的测量结果必须对测量结果进行补偿。而在PISA中，所有的测量结果都是可以计算的，因此在试验的基础上，可以取得一系列的修正因子，不间断地对测量结果根据修正因子进行补偿，以取得正确可靠的测量结果。测量结果的暂态过程与传统的互感器相比，改进了许多。这一方面是因为采用罗高夫斯基线圈后，测量结果是线性的，不存在饱和的问题；另一方面是用户可以根据自己的需要调节传感器传输的时间参数，以取得所需频段的测量结果。 ③ 监控和分析系统。智能间隔的概念在于在建设时就已经将保护功能整合在整个变电站的自动化系统中，同时，这样的间隔也可以为整个变电站范围的监视和分析系统提供所需的数据。监控系统可以实现对重要的一次设备的连续检查来代替传统的轮询，从而加强了对重要组件和回路的监察。 智能间隔的结构为： ① 传感器将设备的状态量转化为电信号。 ② 通过PISA将传感器传递来的电信号进行A/D转换为数字量，并通过在出厂时预置的数据对测量结果进行误差校正。 ③ 通过过程总线将每个设备的PISA连接起来，传递到就地控制箱中。 ④ 在就地控制箱中实现间隔层的线路主保护、间隔控制、断路器失灵保护、母线保护、计量功能，并为第三方保护提供接口。 ⑤ 通过间隔总线在相同的电压等级下将所有间隔的信号连接起来，传递到变电站层的控制装置中。 ⑥ 通过软件(包含系统数据库、人机界面和其他应用模块)激活上述功能。

在变电站中，电流/电压测量传感器、断路器状态传感器及气体密度传感器最为重要，他们必须能够进行持续不断地工作，因此对以上三类传感器提供了足够的冗余和持续不间断的监控。同时，智能化的监控系统还实现了大范围自检、气体密度测量及趋势预测(如断路器位置情况、触头行程和速度曲线测量、操作次数、跳闸线圈电流、操作功、触头损耗和剩余寿命时间等)，并可以同变电站层进行通信。 在PASS中，所有的二次设备都使用状态维护的方法，提高了工作效率。 （2）就地控制单元(REC580)

就地控制单元REC580是基于数字原理的间隔层控制和保护中心设备。在装有PASS的变电站中，REC580一方面通过过程总线同PISA相连接，取得主设备信息；另一方面，它是通过间隔总线同变电站层的控制保护装置相连接。REC580可以完成以下主要功能。 ① 控制功能：对断路器、隔离开关、接地开关进行控制；自动进行接地电抗器和电容器组等的倒闸操作，以及自动进行母线切换；进行间隔间闭锁；进行三相或单相的自动重合闸；进行同步检查。 ② 测量功能：可以测量以下参数：电流、电压的有效值，有功功率，无功功率，视在功率，效率，功率因数和频率。 ③ 监测功能：断路器动作记数，报警和产生状态指示信号。 ④ 自检功能；以及可以根据用户的需要进行功能扩展。 （3）连接

控制和保护系统同开关本体之间是通过几条可插接式线缆(包括几条传输模拟或数字信号的光纤)进行连接的，在传输信号的同时为驱动装置提供电源。同传统的开关装置相比，其传输过程和传输信号是在系统高度监控之下进行的。另外，插接式光纤可以允许主设备与控制/保护设备间发生短暂的尖波或短暂的空白时间。同时，同传统的变电站相比，连接线的数量减少约80％，一个间隔的连接线从200～500条减少至30～60条。

（4）智能开关控制器(CAT控制器)

在电力系统中，开关操作是造成操作过电压/过电流的一个重要原因。在现有的系统中，避雷器和合闸

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电阻是防止过电压/过电流的重要措施。在PASS中，采用了利用可控开关技术制造的智能开关控制器，取消了合闸电阻。在合闸时，要求断路器合闸速度很快，使其耐受电压变化率始终大于系统电压过零时的电压变化率，在检测一相断路器的电压、电流后，经过计算向操动机构发出合闸指令，就可以使断路器在电压过零时合闸；在分闸时，断路器的分闸速度也快，足以使灭弧后第一周期2．8倍恢复电压下不发生容性电流重击穿，可以有效地避免断路器的重燃。考虑到PASS的分合闸时间的分散性如能达到＜0．35ms ，使用了CAT控制器后就可以在大多数情况下有效地缩短电力系统的暂态过程，降低系统过电压/过电流。 在以下几种情况下，使用CAT控制器可以取得良好的效果：投切电容器组、投切空载线路、切并联电抗器、切变压器。在PASS中，断路器配置CAT控制器可以分相进行分合闸操作，提高电力系统的稳定性。 四、PASS存在的几个问题

(1) 取消了断路器线路侧的隔离开关和接地开关，使得对整个组合电器的可靠性的要求很高。一旦组合电器中的一次元件发生故障，可能导致需要上一级的断路器跳闸停电，退出检修。

(2) 电流/电压传感器技术是否足以取代运行多年的电流/电压互感器，有待在运行中验证。

五、结束语

插接式开关系统是ABB公司综合其先进的GIS技术和电力电子技术的一种新型产品。它可以为变电站提供一整套简化的开关运行方式，不仅有较高的可靠性和免维护，而且可减少占地面积和投资，加快变电站的建设速度，尽管作为成套产品在我国缺乏运行经验，但仍不失为电力系统新建和改建变电站的一个好的选择。

第二节 H-GIS

一、H-GIS的基本概念

高压开关设备一般分为常规敞开式开关设备（Air Insulated Switchgear, AIS）、气体绝缘金属封闭开关设备（Gas Insulated Switchgear, GIS）和20世纪 90 年代后期发展起来的金属封闭组合电器(Hybrid Gas Insulated Switchgear, HGIS)。金属封闭组合电器(HGIS)是采用GIS主要设备，按特定主接线要求，结合敞开式开关设备的特点而布置出的混合型 GIS 产品 。它是以断路器为主体并与隔离开关、接地开关、电流互感器等主要电气设备分相组合在一起并封闭在金属外壳内（充以SF6气体作为绝缘）的单相组合电器，同时具有断路器、隔离开关、互感器等多重功能。其本身不带母线，利用出线套管通过软导线与敞开式空气绝缘母线以及敞开式电压互感器、避雷器相连接构成混合型配电装置。HGIS 中多种电气设备组合在一起可压缩整个设备的纵向尺寸（是 AIS 的 40%左右），而设备间隔(横向)尺寸不能压缩（相间空气绝缘），这是与带SF6绝缘母线、相间距离较小GIS的主要区别。HGIS 继承了 GIS 的可靠性高、安装及维护方便、占地面积少、环境适应性强等优点，又具有AIS的间隔设备相互、适宜多回出线、便于扩建和检修的优势，采用敞开式母线使其工程投资低于 GIS设备。

二、H-GIS的应用特点

总体上 HGIS设备的可靠性与 GIS相近而高于AIS设备 。HGIS的设备封闭在金属外壳内，一方面

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减少绝缘套管及支柱数量，极大地降低相间短路及外绝缘闪络的概率，另一方面耐污秽能力强，设备可用于高海拔及其他恶劣环境同时又降低了电气设备对周围环境的影响。

内部壳体内表面积比GIS小，降低了“面积效应”。HGIS中隔离开关（DS）与接地开关（ES）在结构上合二为一，公用操动机构（转动操作）及动触头并用新型触指 ，克服了户外高压隔离开关经常出现操作失灵、接触不良而致热等问题，同时可省去电气操作联锁，避免了在AIS 上可能出现的误操作，提高了运行可靠性。

采用聚芳酰胺玻璃布等材料用于绝缘操作杆，充分利用其高机械和绝缘强度，操作元件的机械寿命较AIS 长。采用先进的金属加工工艺和气密措施，年漏气率达到 0.5%使其免维护性强，设备检修周期长。采用敞开式母线其价格仅为 GIS 设备的60%-70%，与 AIS 相比节省占地面积 40-50%，可以合理的进行竖向土建设计，减少土石工程量。HGIS 配电装置在扩建时与 AIS 基本相同，适合分期建设的需要。

HGIS 断路器、隔离开关等就地控制回路集中于就地控制柜中，回路清晰，便于检查和增设在线监测装置。HGIS 采用模块化设计，气室单元在出厂前已完成预制式整体组装、测试和密封，采用模块化整体运输和现场施工安装减少了施工安装工程量，土建基础要求简单，缩短建设工期。与GIS相比，一般超高压变电工程采用HGIS较AIS增加的投资相对较少，布置灵活、适用范围较广，特别适用于人多地少、用地紧张的经济发达地区。

三、H-GIS存在的问题

550 kV HGIS是在常规550 kV GIS基础上发展起来的一种新型电气设备，HGIS 产品均采用 550 kV GIS中相应的 SF6断路器、隔离开关、接地开关和电流互感器等基本元件进行组合，其技术参数和型式试验也相应按照550 kV GIS的 IEC标准执行。

由于 HGIS 和 GIS 在结构组成上明显不同（HGIS内不带母线，利用出线套管与敞开式母连接，而GIS内带有 SF6气体绝缘的母线），对隔离开关开合电容性母线充电电流的要求也就不同。《交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件》（DL/T 486—2000）规定，550 kV HGIS隔离开关开合母线电容电流的额定值为2 A。而IEC标准（62171-102）规定 550 kV GIS 隔离开关开合母线电容电流的额定值仅为0.5 A，比前者要求低很多。多数HGIS产品都只能提供按550kV GIS的IEC标准0.5 A进行的型式试验报告。为了满足中国用户的要求，有的制造厂在签订供货合同时承诺产品供货时补充提供的型式试验报告 。

与此类似的还有隔离开关开合母线转换电压标准不同（DL/T486—2000中规定550 kV HGIS隔离开关开合母线转换电压的额定值为400 V，而IEC 62271-100中规定550 kV GIS隔离开关开合母线转换电压的额定值仅为50 V），在采用双母线接线时，两组母线隔离开关倒闸操作时需要开合的母线转换电压较高。

550kV HGIS 在出线隔离开关线路一侧配置快速接地开关（QES）以开合架空线路因静电感应和电磁

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感应产生的电容电流和电感电流。当爬电出现在内部盆式绝缘子并导致外壳内部燃弧时，快速接地开关将主回路快速接地，利用断路器切除故障电流以保护 HGIS 外壳不被烧穿，这对合闸时间有严格的要求 。《气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则》（DL/T728—2000）规定内部燃弧时外壳不烧穿的耐受时间为 0.1s，故快速接地开关合闸时间应超过 0.1s。HGIS 制造厂对此没有全面理解，产品中的快速接地开关电动弹簧机构在收到合闸命令后需要5～6s储能，不能满足上述要求。

采用3/2接线的550kV HGIS一般具有7个SF6气室，其中将2组出线隔离开关合并在1个气室内。只要其中1组检修都将造成2组出线同时停电，接线的优点无法实现。为提高运行可靠和检修方便，三出线套管 HGIS 中间出线两侧的两组隔离开关应分成两个气室。而 HGIS 气室分割及其位置只能通过外部安装的仪表附件大致判断是属于哪个气室，建议厂家应提前在设备表面进行标记。

HGIS 内断路器、隔离开关和接地开关等设备均具有良好的机械联锁和电气联锁，但与之相连的有关设备的闭锁逻辑关系则需要通过设计来完善并且需经认真校核以符合国内安全运行规程及运行操作习惯 。同时应在 HGIS 适当位置应装设电流试验端子，以便断路器停电检修时其所在回路的CT及二次回路可同时进行相应检查。

设备安装过程中务必保持场地的清洁，做好各项防潮、防尘措施。零部件和各种材料及工器具应由专人集中保管。设备对接和套管完成安装后，应对设备内部彻底清洁检查，防止异物遗留影响设备日后安全运行。 随着计算机、网络和通信以及光电技术发展，HGIS 也将向智能化方向发展，其二次电流、电压等电气量将以数字量输出并相应具有一体化的在线监测和智能化功能 。智能化 HGIS 在国内推广还有困难：一方面是国际上尚无二次控制、保护、通信的统一规约，各厂家设备接口也未统一；另一方面，大部分的智能化 HGIS 本身实现了完全数字传输，但与之配套的其他产品尚未实现完全数字化传输，产品开发需要一定过程。

四、结论

1、由于其所具有的特点，550 kV HGIS 近几年在国内 500 kV 变电站工程中应用越来越广泛，工程建设和生产运行单位急需积累建设和运行经验，还需编写相应的标准规范以指导设计和工程应用。

2、对 550 kV HGIS在设计、施工及运行中存在的问题要引起重视，有关参数及型式试验不能简单按 照常规 GIS的相关标准执行。

3、大量 550 kV HGIS产品的工程应用，代表了500 kV变电站一次设计技术不断升级的发展趋势。550 kV HGIS设计、制造国产化及推广使用势在必行。

4、HGIS比 AIS投资多，500 kV变电站的设备选用应立足实际，不能盲目跟风。由于条件不能选用AIS而选择GIS投资上又困难时可以考虑HGIS，HGIS 变电站目前较适用于人多地少、用地紧张的 经济发达地区。

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第八章 开关类设备检测技术介绍

一、常规检测手段

目前，我省在GIS设备的监测主要还是采用常规的一些绝缘监测方法。主要包括： 1、现场交流耐压试验

该方法主要在新安装GIS和该、扩建的GIS间隔或对大修后的GIS间隔进行，依据电气设备交接试验标准，对设备进行交流电压老练和交流耐压试验。交流老练可以对设备制造、安装过程中的部分绝缘缺陷进行消除，比如高压导体上的毛刺、金属筒壁上的尖锐突起等，可以通过老练电压下的放电逐步消除，部分可以在进行交流耐压时的更高电压下放电消除；而对于存在与GIS内部的自由移动颗粒，则可以通过在老练电压下的移动，转移到预先设计的陷阱或低场强的安全区域。

现场交流耐压试验可以发现和消除大部分安装过程中带来的绝缘缺陷，是保证GIS设备安全运行的基础试验。我省目前对于110kV及以上新安装、改、扩建、大修后的GIS设备均进行现场交流老练和耐压试验。

2、SF6气体湿度测试

GIS设备主体绝缘介质为SF6气体，就气体本身成分而言，SF6的纯度和湿度（微水含量）是影响SF6气体绝缘性能的重要指标。GIS内部SF6气体纯度依靠我省SF6气体质量监督中心对新气的统一质检和配备来保证。运行后，在有电弧产生的隔室内，SF6气体在电弧作用下分解，其成分会发生改变，SOF4、SO2F2、SOF2等杂质的含量上升，SF6纯度降低，但目前对运行中气体成分的分析尚未开展，因为对气体做成分分析所需气体量较大，将会对GIS的正常运行造成影响。

目前广泛开展（也是预防性试验的要求项目）的测试是对SF6气体进行湿度测量。SF6气体中的水分不仅直接对SF6绝缘性能有影响，而且会降低GIS内部固体绝缘表面的闪络电压。在有电弧产生的隔室内，SF6和水分在电弧作用下会发生化学反应，生成HF和SO2等强腐蚀和剧毒产物，对内部导体、固体绝缘形成腐蚀，一旦发生泄漏，将会对检修、运行人员的安全和大气环境造成威胁。SF6气体湿度测试是一项成熟的试验手段，从试验方法、理论、试验仪器都已被现场所掌握，是我省目前对运行GIS设备的最主要监测手段，在GIS的安全运行中发挥着重要作用。

3、回路电阻、机械特性试验

该项试验受到GIS结构设计的，在部分GIS设备中难以开展。回路电阻测试可以有效验证GIS导电回路的连续性以及安装质量，应当在交接和预防性试验中尽量创造条件进行开展。而机械特性试验则能够对断路器、隔离开关、接地刀闸等开关设备的安装调整质量和运行状况进行检验和监督，对拉杆松动、脱落、断裂、行程调整不当的缺陷能够及时发现。但是由于GIS设备结构的特殊性，使得这项原本常规的试验在GIS设备中开展的效果并不理想，多数GIS设备没有进行该试验。

可见，目前我省对GIS设备的监测手段只能监测部分GIS缺陷，可以保证GIS安全的投入运行。但是对运行后GIS的监测仅限于SF6气体湿度测量，缺乏对各种发展性故障和绝缘自然老化等缺陷的有效监督，无法准确掌握运行中GIS设备的健康状况，是设备和电网安全可靠运行的重大隐患。

二、局部放电法

该方法的优点是可以对测量回路进行校准，从而对视在电荷进行定量，存在的主要问题是解决抗干扰问题比较麻烦，目前能达到的灵敏度约5PC，这对检测一些缺陷显然是不够的。特别是对于测量附着在高压导体上的颗粒和固体绝缘表面上的颗粒；其检测灵敏度还有待于改善。

1、UHF测量法

也就是所谓超高频测量法，其下限频率在300MHZ以上，因而可把电晕放电引起的干扰排除掉，它的上限频率在1000MHz或以上。

GIS中的局部放电是由绝缘系统的缺陷引起的。缺陷处放电电流的上升时间可能小于100皮秒（pico－second）。缺陷,例如自由移动颗粒或固定突起产生的瞬态电磁波具有 2GHz以上的频率成分。合成信号在GIS的同轴母线中不仅以基模（TEM）传播，而且也以许多高阶模（TEmm，TMmm）的方式传播。在GIS结构的许多不连续处发生反射，从而形成频率变化的多重驻波。另外，各个波模之间也存在耦合效应，这也影响现场的模式。由于导体的导电率是有限的以及介质的表面（例如绝缘子）有损耗，所以信号的传

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播受到阻尼。信号的总衰减与频率有关，而且主要发生在不连续处。结果每个间隔中的电磁波是复杂的谐振模式。

由于谐振模式的复杂性，测得的信号幅值与缺陷和耦合器的位置有很大关系，而与它们的方向关系不大。详细的高频模型要用发射器（缺陷）和接收器（检测仪）之间的总传输函数表示，但是因为缺陷的位置和方向一般是不知道的，所以进行数学计算是不可能的。采用传统测量方法（IEC 6O270）时,故障点实际传输的电行与测得的视在电行量是不同的，因为视在电荷量的大小与缺陷的径向位置以及GIS的尺寸有关。这说明UHF法的校准现在还是不可能的。

UHF测量一般要求在GIS上安装内部耦合器，因为UHF信号最好从内部耦合器取出。它的结构与电容式耦合器相似，由于UHF信号的衰减，在大型的GIS中必须安装好几个耦合器。但若没有内部耦合器，也可在开窗处或者屏障的暴露边缘处设外部耦合器，如果设计合理，其灵敏度甚至优于内部耦合器。

采用适合的耦合器、放大器和滤波器可以改善UHF法的信噪比，即提高测量灵敏度。已经证明，UHF法检测缺陷的灵敏度至少和IEC 60270的传统法相同，这主要是由于它的外部干扰水平低。试验室和现场试验已表明，UHF法可以检测危险性小的甚至不危险的缺陷，然而，测得的UHF信号水平和用 IEC 6O270的传统局放测量方法记录的视在电荷量之间没有多大关系。

当用宽带数字存储显示器一起测量时，可以根据从相邻耦合器到达的信号之间的时间差对故障准确定位，只要测得两耦合器之间的距离，就可根据简单的计算来出故障的位置。

2、VHF测量法

也就是所谓甚高频测量法，它虽和UHF不同；但却有相似性。VHF方法的频率范围是100－400MHZ，在这个频率范围内，电晕干扰一般可排除，但效果远不如UHF好。VHF方法的信号取自内传感器，而安装于GIS上作为电场探头的金属极板，由于不能完全排除电晕干扰，所以不用外部传感器。其故障定位的方法也与UHF类似。

3、超声诊断法

超声诊断法就是在GIS外部安放传感器，传感器的灵敏范围为20－100KHZ。用该方法可以检测，识别和定位GIS中的故障，而不需要预先在GIS上安装内部耦合器和传感器，不受试品电容量大小的影响。

一般选用超声辐射传感器，该类传感器工作原理为谐振，因此它具备极高的灵敏度。但是，它们的频率响应一般在频率范围内具有较高的非线性。因此传感器的选择将影响测量各种缺陷的灵敏度，最佳传感器应在30～40kHZ范围内发生谐振。

GIS本身可与平板相仿，在平板上可以存在几种超声波模式。其中非对称的一阶兰姆波极其重要，波的传播速率取决于频率大小、平板厚度和原材料。在低频率区，传播速率随频率的平方根增加；在高频区（＞100kHZ），V＝0.9Vt（Vt为横波速率）。当信号在外壳上传播遇到不连续点时（如法兰），一部分信号反射，一部分信号继续传播。由于外壳大多是用极低吸收性能的材料制成，信号将因为发生多次反射而长时间的振荡。一些缺陷（如颗粒，外壳表面的电晕）实际上作为点源直接作用在外壳上。

在SF6气体中，信号传播速度大约为140m/s，气体充当一低通滤波器的作用，当信号撞上表面/外壳时，仅仅小部分能量传输到外壳，产生一阶兰姆波。可以通过增加气压改善气体与外壳的耦合性能。仅仅其中某一频率和入射角配合才能激励平板，这是因为气体中的压力波和外壳中的平面波必须重合。高频几乎以垂直角注入，低频则以斜交角注入。靠近高压导体的缺陷首先在气体中产生压力波，该波在被传感器接收前就在外壳上产生。

目前仍没有很好的方法进行超声法电晕信号的标定。并且，对超声测量出的电晕突起，用标准所给出的电测法局放限值是很难判断其危险性的，这是由于超声信号水平与局放水平之间的关系的不确定性。因此，从所测得的超声信号中仅能大概地评估放电水平。但是，应该采取措施，因为GIS中应无有害电晕，突起将降低耐压能力，并不时地分解气体，生成对绝缘子表面有害的副产物。

对于移动中的颗粒，这个方法比传统的局放测量法和UHF、VHF的优越。对检测来自位于绝缘于上颗粒引起的放电时，这个方法还存在一些问题，由于在环氧树脂绝缘中超声信号衰减很大，测量表明在接近中心导体的绝缘子里电晕放电时灵敏度为几百皮库。所以这种方法不能测量环氧树脂绝缘中的缺陷（例如气泡）。

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三、气体成份分析法

1、红外波谱分析法

该方法能准确的分析出SF6气体中的杂质气体成份，但缺点是仪器设备昂贵笨重，且一次测试分析需要的气体量非常大，不适合现场使用。

2、离子迁移光谱测定法

离子迁移光谱测定法是一种用于检测气体中混合物的踪迹即空气中气体污染物的一种技术。它把高灵敏度和相当低的技术费用与高速数据采样结合在一起。与其它方法相比它的主要优点是可以在线、连续且无人监视地工作。然而离子迁移光谱仪在工业上的应用与它的传统工作方式有一些本质的区别。

这种仪器基于离子在周围压力下受电场的作用而产生的漂移。由于离子的质量和电荷不同，它在朝法拉弟极板漂移的速度也不同，因而它们经历的过程不同，为了避纯分析物的分子和那些被允许进入漂移区域，但还未带电的分析物分子所产生的离子之间发生化学反应，使所谓漂移气作（纯净空气或氮气）从法拉弟极板流向电离区域，以进行保护。IMS工作的一个前题条件就是在IMS的漂移区域中不发生电荷交换反应。然而，我们考虑把它应用于工业，在所研究的变电站没有可用的无漂移气体。与IMS的通常工作条件相比，这里没有建立计对进入漂移区域的分析物分于的保护，离子游移的真正起始位置是未知的。通常Bradbury－Nielse间仅在几us和1ms之间的很短时间间隔内打开，而且仅在这个时间间隔内离子才可进入漂移区域。因此，在我们的情况下被污染的SF6气流进入电离和漂移区域。所以在漂移区域也会发生电荷交换反应。关于SF6中离子产生的机理目前正在用高分辨率IMS进行研究。

聚集在法拉弟极板的离子提供一个与时间有关的信号，该信号与到达极板的离子的迁移率相应。通常，这种离子迁移光谱包含有关抽样气体中存在的混合物踪迹特性的信息。在特定的情况下产生了一个宽峰，而峰值位置的偏移可能与分解物的总量有关。

IMS用一根细塑料管还接到气体室，它只允许小流量SF6通过仪器，流量是用一个计式间调节的。为了可以进行比较，在现场测定纯SF6的参考光谱。在环境压力下，把流量调节到2l/h左右，总测量时间约5分钟。充气阀是用一根带有DILD适配器的内径为1mm的聚四氟乙烯管接到IMS的。针式阀可以位流过IMS的小流量保持不变。这种监测系统是通过检测峰值的位移来进行分析的，而峰位的偏移是与分解物的平均浓度相关的，所以不同等级的许多断路器峰位偏移的范围与浓度范围的等级相对应。然而，因为故障源离气体采样点之间的距离是未知的，所以局部浓度可能高很多。CIGRE可接受的浓度值（分解物的总数）是500ppm和 200Oppm之间。

四、合、分闸线圈电流波形检测技术

1、线圈电流波形反映的状态

合、分闸线圈是控制断路器动作的关键元件，应用霍尔元件电流传感器可以方便地检测带有很多状态信息的合分闸线圈中的电流波形。在分、合闸电磁铁运动过程中，正常电流波形如图2－25所示。可将其分成5个阶段：

1）阶段1是铁心始动阶段，其时间为t，t＝t0~t1’,相当于线圈开始通电到铁心开始运动，在这一阶段，铁心的状态特点是还没有运动，即v＝0，线圈电感L是常数。电流波形呈指数上升形式。

2）阶段2是铁心运动阶段，t＝t’～t2，在这一阶段，铁心在电磁力作用下克服重力、弹簧力等阻力开始运动，直到铁心上端面撞到支持部分为止，如图2-26所示，由于L随铁心行程S而增加，v也随时间而增加，回路中出现了随时间不断增加的反电势，导致加速度不断减小，电流i偏离了原来指数上升的轨迹，v增大到一定值后，加速度小于0，电流i开始下降，这一情况知道铁心停止运动，v又重新为零为止。

3）阶段3中，t=t2~t3，在这一阶段，铁心又停止运动，电流又呈指数上升形式。

4）阶段4中，t=t3~t4，这一阶段，其实是阶段3的延续，

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电流达到近似的稳态，也可能不存在这一稳态，因为一部分断路器在电流未到达稳态时，辅助触点就开始动作，把电流切断，这时t3、t4重合，阶段4就不存在。

5）阶段5中t＝t4～t5，，这是电流切断阶段。在此阶段辅助开关Q分断 在辅助开关辅头间产生电弧并被拉长，电弧电压迅速升高，迫使电流迅速减小 直到熄灭。

根据图2－25所示的合、分闸线圈电流波形能够反映的状态如下 l） 铁心空行程 2） 铁心长滞

3） 线圈状态（如是否有短匝）

4） 与铁心项杆连接的锁闩和阀门的状态． 5） 合、分线圈的辅助接点状况与转换时间

2 波形识别

图2-27给出线圈电流的几种典型波形。为便于识别，通常用几个电流特征值和相应时间来表征电流波形的特征，如图2－25中的I’1（起动电流）,I1（电流的第一个峰值）,I2(电流的第一个谷值〕,I3（电流的第二个峰值）及相应的时间t0、t’1、t2、t3、t4和t5等。将图2-27中的经验等构一个小型的专家系统，可作为线圈电流波形的自动辨识。

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