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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
2、短路开断电流 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等级的
4、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，操作机构箱门锁完
5、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供配电装臵中应用越来越广。SF6气体的绝缘能
6、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
7、.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
8、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
9、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 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
10、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.
11、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，
12、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
13、)，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。2.2.4、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
14、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
15、)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 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/T596-1
16、996中关于 SF6含水量的规定(10-6、20、体积比).标准类型 隔室 GB7674 GB50150-91 DL/T596-1996 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150-200 300-400 小于 150 不大于 150 不大于 300 无电弧分解物的隔室 不 大 于500 不 大 于1000 小于 500 不大于 250 不大于 500 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，SF
17、6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条件下 SF6气体中水气的含量，而未计入以水或冰态存在于固体的表面和容器内部的水份。因此在标准中必须增加一条规定，当测得的 SF6气体中水份的含量达到 SF6气体在该温度下的水气饱和蒸汽压时，该测定结果无效，而只有测定的水气含量低于 SF6气体在当时温度下的水气饱和蒸汽压时，测定结果才有效，也就是说必须规定测试温度，DL/T596-1996的规定更为合理和严格，安装检修人员必须按比标准要求执行。2.3.2、为了防止水份凝结在绝缘件表面，应要求:、降低装臵中
18、SF6气体中所含水分；降低充入装臵的 SF6气体的水分含量；减少装臵内部元器件内部和表面的存水；改善密封部位结果并选择优良的密封材料，防止水分渗入装臵内部，在装臵内装入能吸收水分的吸附剂。、尽可能才用高绝缘强度的绝缘材料改进绝缘件的设计以尽量降低因水份而引起的沿面耐电强度的降低。、安装人员在安装现场必须按安装工艺要求进行装配，保持设备内绝缘件和部件的清洁，监测环境的空气湿度。因为内在绝缘件表面若存在污物会使绝缘件表面绝缘电阻降低几个数量级，致绝缘件沿面放电电压会下降许多，试验和理论分析都证明，在绝缘件表面不存在能够降低绝缘电阻的 污物时，凝结水本身不会使其沿面的绝缘能力降低太多。所以在装配和维
19、修时，必须保持绝缘件表面的清洁。、用含水仪测量 SF6气体中的含水量，一般每 3 个月测量一次，稳定后减为每年测量一次，发现含水量有明显变化时，应进行复测并分析原因，短路器运行中 SF6气体含水量可参照 2.3.1节表中 DL/T596-1996的规定执行。、含水量超标的处理。经测量 SF6气体的含水量超标时，可用 SF6气体处理车对 SF6气体进行干燥过滤，对含水量较高的气室应抽真空并用干燥的 N2 气进行臵换，并用吸附剂吸收水分。、SF6气体的充补操作 3.1、对充补用钢瓶进行真空处理，去除油污水分，气瓶严禁过量充装，认真实行重量复核，对液态 SF6当充装压力为 7.8Mpa时，充装系数不
20、得超过 1.2Kg/L。3.2、安装过程中，断路器充装 SF6气体时安全问题 由于错误的运输和装卸，可能造成对极柱损坏的后果，所以在充气至额定压力时极柱有可能爆炸造成严重的事故。因此在充气操作前应用肉眼观察检查极柱是否受损，在充气(SF6)过程中，所有人员必须在安全场地或与设备保持足够的安全距离(大约 40M)，才可以开始充气，在充气过程中要防止充气装臵结冰，充气的压力仅只能比断路器内的气体压力高 0.05Mpa，充气压力可以通过手动调节减压阀来设定。待充气直至额定密度，在密度控制器上用密度控制器绿色区域末端的黑点来标记，同时，我们还可以用试验压力表和温度计来检查密度控制器正确与否。3.3、运
21、行中 GIS设备补气采用小型补气装臵补充，操作步骤如下：从 SF6 气体处理车的进出口分别接出两根高压软管，进口侧软管的另一端与其瓶接口相连，出口侧软管的另一端与 GIS气室充气口相连，接牢后，打开气瓶角阀，SF6气体经高压软管到达进口阀，经过减压阀，蒸发器，加热器，过滤阀，到达出口阀，在通过高压软管进入 GIS气室。3.4、在室内充补 SF6气体时，必须开启通风系统，工作区域空气中 SF6气体含量应在 1/1000以下。3.5、补充压力应根据出口的环境压力换算到额定值，补气量为补气前后气瓶的重量之差，补气 12h后要测量 SF6气体的含水量。、预防 SF6气体中毒的措施 SF6气体本来是无毒
22、的，但在高温或电化学作用下，产生的低氟化物时有毒的，详见（2.2.2和 2.2.3节），当开关损坏或密封不严时，这些有毒的氟化物泄漏出来，附着在设备表面或弥散在空气中，如工作人员接触和吸入这些有毒物质，就会造成中毒事故。预防中毒是 SF6气体管理的一个重要方面。主要从泄漏预警，通风排气，个人防护三个方面采取措施。4.1、在 SF6开关上或者配电室内安装报警装置，SF6开关上装设气体压力降低报警装置，当开关内的 SF6气体发生泄漏使压力降低到设定值时发出报警信号，在配电室内加装 SF6报警装臵或配臵便携式 SF6报警仪，它以操样探头送来的空气成分进行分析，如 SF6的含量超标即可报警。4.2、装
23、有 SF6开关设备的配电室要按的规定，装设强力通风装置，在正常的设备运行维护中，应在开启通风系统 15Min后方可进入室内，且尽量避免单人进入 SF6配电室巡查设备。4.3、发生事故时，除开启通风系统外，还应检测空气中的含氧量(要求不低于 18%)和 SF6气体的含量，进入事故现场的抢修人员，一律戴防毒面 具，穿防护服。4.4、抢修人员身体的祼露部分、用过的防毒面具、手套、靴子等先用小苏打溶液清洗，再用肥皂及清水洗干净揩干。、SF6气体断路器检查、维护和检修计划表 检查：最迟在 6 年后，领执行常规检查 维护：12 年以后至 24 年 检修：在额定电流下操作 2000次之后或达到图 3 所示的累计电流之后。附图 2 到更换触头时允许的操作次数（n）与开断电流（I/KA）关系 意义：在既定的开断电流下，开断次数达到一定限额时，须更换触头。须注意在检修维护工作开始前，为了保证人身和设备健康，必须使合闸和分闸弹簧释能。526号