浅析SF6断路器的选项及运行故障分析处理

目 录 摘 要

1. SF6断路器概述

1.1 高压断路器的作用和种类

1.2 SF6 断路器的发展 2. SF6断路器的原理和结构 2.1 SF6气体特性 2.2 SF6断路器结构原理 3. SF6断路器的优缺点分析 3.1 SF6断路器的优点 3.2 SF6断路器的缺点

4. SF6断路器常见故障的分析及检修 4.1 漏气分析及处理 4.2 液压操作机构故障 4.3 解体检修 5.案例分析

5.1 断路器LW14-126的结构和工作原理 5.2 运行故障分析处理

5.3 断路器LW14-126预防性试验 6. SF6 断路器故障处理的几点建议 参考文献

摘 要

在电网运行中，SF6（六氟化硫）断路器作为高压断路器，应用非常广泛, 其灭弧性能强，分合闸速度快，弧触头烧损小，电寿命周期长，维护检修简单，它在体积、重量、开断性能、载流能力、绝缘性能、环境适应性等方面都大大优于油断路器,因此，SF6断路器以自身的优势正逐步代替油断路器。本文介绍了SF6

断路器的发展、结构特点和原理，对SF6断路器出现运行故障的原因进行了分析并提出了处理方法，结合LW14-126型SF6断路器在110KV变电站运行案例进行分析，最后提出故障处理的意见。

1. SF6断路器概述

1.1 高压断路器的作用和种类

高压电气设备是电力系统中的重要组成部分，负责电能的输送与分配。电气设备的安全运行是电力系统安全运行的基础，只有设备安全运行才能保证持续供电，才能保证电能质量，才能保证人身安全。在电力系统中，高压电气设备很多，包括变压器、高压断路器、电压互感器、电流互感器、消弧线圈，电容器等，这些设备之间相互配合，共同承担着电力系统安全稳定。 1.1.1高压断路器的作用

在电力系统中，高压断路器是比较重要的高压电气设备，它具有完善的灭弧装置。高压断路器的作用如下:

（1）在正常运行情况下，能可靠地接通和开断负荷电流。 （2）在改变主接线运行方式时可以灵活地进行切换操作。

（3）在系统发生故障时，可以开断断路电流，迅速切除故障部分以保证非故障部分的正常运行。 1.1.2 高压断路器的种类

根据断路器安装地点，可分为户内和户外两种。根据断路器使用的灭弧介质，可分为以下几种类型：

（1）油断路器。 油断路器是以绝缘油为灭弧介质。可分为多油断路器和少油断路器。在多油断路器中，油不仅作为灭弧介质，而且还作为绝缘介质，因此用油量多，体积大。在少油断路器中，油只作为灭弧介质，因此用油量少、体积小，耗用钢材少。

（2）空气断路器。 空气断路器是以压缩空气作为灭弧介质，此种介质防火、防爆、无毒、无腐蚀性，取用方便。空气断路器靠压缩空气吹动电弧使之冷却，在电弧达到零值时，迅速将弧道中的离子吹走或使之复合而实现灭弧。空气断路器开断能力强，开断时间短，但结构复杂，工艺要求高，有色金属消耗多，

因此，空气断路器一般应用在110KV及以上的电力系统中。

（3）真空断路器。 真空断路器是在高度真空中灭弧。真空中的电弧是在触头分离时电极蒸发出来的金属蒸汽中形成的。电弧中的离子和电子迅速向周围空间扩散。当电弧电流到达零值时，触头间的粒子因扩散而消失的数量超过产生的数量时，电弧即不能维持而熄灭。真空断路器开断能力强，开断时间短、体积小、占用面积小、无噪声、无污染、寿命长，可以频繁操作，检修周期长。真空断路器目前在我国的配电系统中已逐渐得到广泛应用。

（4）SF6（六氟化硫）断路器。 SF6断路器采用具有优良灭弧能力和绝缘能力的SF6气体作为灭弧介质，具有开断能力强、动作快、体积小等优点，但金属消耗多，价格较贵。近年来SF6断路器发展很快，在高压和超高压系统中得到广泛应用，尤其以SF6断路器为主体的封闭式组合电器，是高压和超高压电器的重要发展方向。

由于SF6 断路器具有优异的灭弧能力，使其燃弧时间很短，电流开断能力大，触头的烧损腐蚀轻微，触头能在比较高的温度下运行而不劣化。此外，SF6 气体优越的绝缘特性，使电气绝缘距离可以大幅度下降，结构更为紧凑，节省空间，而且操作功率小，噪音小；SF6 高压断路器以良好的绝缘性能及优越的灭弧介质而被广泛的应用于电力系统的各类电压等级的开断设备中。正是因为SF6 断路器具有以上优点，所以其发展速度非常之快，已成为目前最有发展前途的电力控制设备。

1.2 SF6 断路器的发展

自1955年美国西屋公司制造出第一台SF6断路器至今已四十余年，SF6断路器的技术不断完善，市场占有率迅速扩大，在高压领域取代油断路器与空气断路器已成定局，在中压领域与真空断路器的角逐几乎是平分秋色。西屋公司第一台1l0kV SF6断路器的设计思想沿袭油断路器用SF6气体置换绝缘油，其灭弧原理亦是利用电弧自身的能量，使气体受热分解形成高压气流吹到串联布置的弧道上完成电弧开断。1958年，该公司制造出世界上第一台220kV SF6断路器，以2个表压的SF6气体替代压缩空气充于断路器内腔作为主绝缘介质，另外设置14个表压的高压SF6，贮气缝分闸时由气阀导向将14个表压的高压SF6气体引向

灭弧喷口，迫使电弧电流过零时熄弧。但通过喷口的SF6气体是排向2个表压的低压贮气罐内，经压缩机增压到14个表压回到高压贮气罐，以备下次开断电流时再用，SF6气体在断路器内部一直保持密封循环，由于断路器内同时存在两种SF6气压，被称为双压式SF6断路器。这种产品是“第一代SF6断路器”。

在SF6气体灭弧原理的研究中发现，通过灭弧喷口的气流速度，随着喷口上、下游之间的压差增大而增加，当压差达“1.7”倍时，喷口气流达到音速，此后再增加上游压力，喉部的气流速度几乎不变，这个压差比称为临界压差比。因SF6气体的分子量为空气的5倍，压缩时很容易产生很高的气体压力，取5-6个表压的SF6气体充于灭弧瓷套内。正常时喷口上、下游之间无压差，分闸操作时.由操动机构带动灭弧室内的压气罩与压气活塞作相对运动，使灭弧室喷口上游的气压增加，待达到临界压差比后，在适当时刻开放喷口气流吹断电弧电流。分闸完成后喷口上、下游之间压差渐渐消失，整个灭弧室又恢复到原来的单一压力。按此原理设计的SF6断路器称为单压式断路器，其设计思想已从油或空气的断路器构思中完全解脱出来，成为现代各种SF6断路器的基础，这就是所谓“第二代SF6断路器”。

单压式SF6断路器问世后，又分为变开距设计与定开距设计两个流派，技术上各有所长，但灭弧室内的增压均由操动机构的操作功产生，其对操作功的需求量，随着开断电流的增大而增加，随着开断参数的提高，使得操动机构的制造难度增大，迫使设计工程师又转向利用短路电流电弧能量使灭弧室喷口上游的SF6气体增压，从而开发出自能式SF6断路器灭弧室。按此原理设计的产品称为“第三代SF6断路器”，使SF6断路器的使用领域向中压系统扩展，至此SF6断路器已形成完整的体系。

近10年来SF6断路器的技术发展表现在下列三方面:

（1）增大开断容量、提高断口承受电压。电网的装机容量不断增加，迫使断路器的开断容量必须同步增加。目前已达下列水平:定开距设计的压气式灭弧室已由西门子公司制成500kV、100kA的产品，采用压气罩与压气活塞作双向运动结构，加快了灭弧室压力升高，使全开断时间缩短。

（2）操动机构不断改进和简化。由于压气式灭弧室要求操动机构能提供足够大的操作功，因此早期的SF6单压式断路器都选用液压机构。主要是它能够提供较

大的输出功，随着电弧能量的利用，对操动机构操作功需求大量减少，使SF6断路器能采用弹簧机构作为操动机构。新型的弹簧机构贮能于盘簧(钟表发条弹簧)，其功率输出通过转轴扭力传递，传动部件所受的应力要小得多，就相对地提高了部件的可靠性。

（3） 二次控制技术的改进和智能化技术的应用。国际大电网会议第13研究委员会对SF6断路器可靠性调查结果表明，控制和辅助回路的故障在开关设备故障总数中的比例为29%，居第二位，促使开关制造商重视改进二次控制技术问题。传统的断路器控制装置是使用一排硬线连接的机电式继电器构成的，能实现分合闸、SF6低气压闭锁和机构贮能不足闭锁、防跳跃等控制功能，这种传统的机电式控制装置是引发高故障率的原因。随着控制技术的不断发展。机电式继电器的保护功能逐渐由静态继电器、随后又被数字式继电器所取代、使控制技术由最初的机电技术转变为电子技术进而成为以微处理机为基础的数字技术。

2. SF6断路器的原理和结构 2.1 SF6气体特性

SF6气体是二十世纪初发现的，它应用于电工设备是在四十年代，第一次被用于断路器是在五十年代初。由于SF6气体同空气和变压器油相比有许多优异的电气绝缘和灭弧性能，近年来，SF6在电气设备上的应用有了很大的发展，尤其是在高压和超高压断路器上，还有全封闭组合电器。现在，新安装的110kV及以上电压等级的断路器，包括大部分的35kV断路器已经全部是SF6断路器了。 （1）SF6的物理和化学特性

SF6分子由一个硫原子和六个氟原子构成，六个氟原子以共价键的形式和硫原子结合成一个中性分子，其原子量为146，大约是空气的五倍，也就是说它的密度也大约是空气的五倍。在常温下，SF6气体是无色、无味、无毒并且透明的惰性气体，它非常稳定，通常情况下很难分解；它既不溶于变压器油也不溶于水。

SF6断路器里的SF6气体不可能是完全纯净的，会含有一些杂质，如水等，此外在断路器燃弧时也会产生一些触头材料的金属蒸汽，这些物质在电弧的作用

下会同SF6气体发生化学反应，生成一些金属氟化物、硫的低氟化物、氢氟酸，还有很少量的剧毒物质，生成的金属氟化物大都是一些白色的粉状物质，它们会覆盖在导体的表面，影响导电性能；而生成的HF、SF4、SO2会对断路器内的含有硅元素的绝缘体，如玻璃、陶瓷支持件和环氧浇注件等都有较强的腐蚀性，降低这些绝缘件表面的绝缘电阻，所以，在实际工作中，我们要严格控制SF6气体中的水分含量，同时，还要在断路器中尽可能多地采用耐腐蚀的高分子有机材料，如聚四氟乙烯、聚酯树脂的制品；此外，对那些少量的剧毒物质由于它们能长时间的保留在SF6气体中，我们必须在SF6断路器中放置吸附剂，来提高SF6气体的纯度，同时确保人身的安全。

（2）SF6气体的电性能

关于SF6气体的电性能，我们将分别讨论它在常温下的电气绝缘性能和高温下的灭弧性能。在均匀电场中，工频电压的作用下，SF6气体、油和氮气相比，SF6气体的介质强度大约是氮气的五倍。

SF6气体的灭弧性能也是非常好的，这有以下几个方面的原因：

① SF6气体在电弧的作用下会发生分解和游离，有多原子结构分子分解为单原子或带电粒子的气体，在2000℃左右开始分解为低氟化物，4000℃左右开始游离，6000℃左右时游离的最迅速，当温度高于10000℃时，SF6气体就全部游离了；这种内部的变化将影响气体的导热、导电性能，使它的导热、导电性能大大增强。气体导热性能增强，电弧的散热就加快了，这样就有利于电弧熄灭后间隙中的绝缘介质迅速降温，有利于低氟化物复合成SF6，同时有利于恢复绝缘，大大降低了电弧的复燃，有利于熄弧。

②气体导电性能增强有利于熄弧，原因是：导电性能增强了确实有利于燃弧，通过几种气体电弧的伏安特性曲线可以发现，SF6气体的伏安特性曲线最低，也就是说，在电流相同的情况下，SF6气体的电弧电压最低，而电弧能量就是也最低，电弧在电流很小的情况下也能维持，不会发生断裂，这样就不会发生截流现象，这也是SF6气体比较优越的地方；我们知道现在的SF6断路器都是在电弧电流过零时熄灭的，电弧在燃弧时电弧能量小，电弧的温度和分解的气体就相对也较少，这对于电流过零后间隙的绝缘强度的恢复非常有利，使得熄弧后很难发生

重燃或复燃，所以SF6气体既有利于燃弧，又有利于熄弧。

③ 此外，SF6气体的负电性（吸附自由电子的特性）和二次复合特性（在电弧中分解的低价氟化物在熄弧后迅速还原成SF6分子），这些特性也使得SF6气体无论是在起始介质强度、介质恢复速度还是最终的介质强度都是比较高的。当SF6气体的状态发生变化时，它没有完全符合理想气体的状态方程，这主要因为它的分子量较大，当气体压力增大时，气体的密度相应增大，分子间的相互吸引作用开始显露。

SF6气体的稳定性比较好，在一般情况下不会分解，但是，SF6断路器内的情况比较复杂，如果没有电弧的话，SF6气体基本上不会与其他物质发生反应，但是由于断路器内不可能不发生电弧，而电弧又会产生高温、高压，在这种情况下，SF6气体会发生分解，生成低氟化物、硫化物和硫、氟的单原子；这时生成的活性物质在电弧熄灭以后一般都能够重新结合成SF6分子，这对于断路器的下一次开断是很有利的，也大大减轻了检修的工作量；比如油断路器开断几次短路故障之后，变压器油的碳化就比较严重了，需要进行换油、检修触头等工作，而SF6断路器的问题就要好很多，它可以多次开断短路故障而不用检修。

2.2 SF6断路器结构原理 2.2.1外形结构分类 （1）瓷柱式SF6断路器

其灭弧装置在支持瓷套的顶部，由绝缘杆进行操动。这种结构的优点是系列性好，用不同个数的标准灭弧单元和支柱瓷套，即可组成不同电压等级的产品；其缺点是稳定性差，不能加装电流互感器。中国FA4－550型SF6断路器为瓷柱式结构,其额定电压为500千伏，最高工作电压为550千伏，断路器由三个独立的单相和一个液压、电气控制柜组成。每相由两个支柱瓷套的四个灭弧室（断口）串联而成。在每个支柱瓷套顶部装着两个单元灭弧室，为120°夹角V形布置,两个均压并联电容器为水平布置。这种结构布置既考虑到结构的机械应力状态，又照顾到绝缘的要求。灭弧室和支柱瓷套内均充有额定压力的 SF6气体，瓷柱式断路器使用液压操作机构，液压机构的控制和操作元件以及线路均设于控制柜内，每相断路器的下部装有一套液压机构的动力元件，如液压工作缸等。灭弧室

由液压工作缸直接操动。支柱瓷套内装有绝缘操作杆，操作杆与液压工作缸相连接。

（2）落地罐式SF6断路器

其总体结构类似于箱式多油断路器，它的灭弧装置用绝缘件支撑在接地金属罐的中心，借助于套管引线，基本上不改装就可以用于全封闭组合电器之中。这种结构便于加装电流互感器，抗震性好，但系列性差，且造价昂贵。采用了箱式多油断路器的优点，将断路器与互感器装在一起，结构紧凑，抗地震和防污能力强,但系列性较差。此种断路器为三相分装式，单相由基座、绝缘瓷套管、电流互感器和装有单断口灭弧室的壳体组成。每相配有液压机构和一台控制柜，可以单独操作，并能通过电气控制进行三相操作。断路器采用双向纵吹式灭弧室,分闸时,通过拐臂箱传动机构，带动气缸及动触头运动。灭弧室充有额定气压为6表压(20℃)的SF6气体。

（3）3—35KV六氟化硫断路器。有旋弧式、气自吹式和压气式三种，用于配电开关柜中，常常做成小车式。

2.2.2 SF6断路器基本结构

SF6断路器的基本结构由导电回路，灭弧装置，绝缘部件，操动机构及附属部件等5部分组成，其中的灭弧装置和其他断路器比较有大的差异，其余几个部分和其他断路器大致类似。

SF6断路器灭弧室的基本结构由动触头，绝缘喷嘴和压气活塞连在一起，通过绝缘连杆由操作机构带动。定触头制成管形，动触头是插座式，动、定触头的端部都镶有铜钨合金。绝缘喷嘴用耐高温、耐腐蚀的聚四氟乙烯制成。开关进行分闸时，动触头、活塞一起向右运动，动、定触头分开后产生电弧，活塞向右迅速移动时使右侧的气体受压缩，产生气流通过喷嘴，对电弧进行纵吹，使电弧熄灭。此后，灭弧室内的气体通过定触头内孔和冷却器排入开关本体内，开关进行合闸时，操作机构带动动触头、喷嘴和活塞向左运动，使定触头插入动触头座内，使动、定触头有良好的电接触，达到合闸的目的。 灭弧室分类:

（1）双压式灭弧室。它的灭弧室有两个压力系统，一个为压力约0.3-0.6MPa

的压力系统，另一个为压力一般约1.4-1.6MPa的高压系统（用于灭弧）。 （2）单压式断路器中，只充有一种压力（0.3-0.6MPa）的SF6气体，在分段过程中，电弧靠开断时与触头同时运动的压气活塞形成高压力SF6气流来灭弧。目前一般采用单压式，而双压式结构工艺复杂，现已被淘汰。单压式灭弧室又称压气式灭弧室，它只有一个气压系统，即常态时只有单一的SF6气体。灭弧室的可动部分带有压气装置，分闸过程中，压气缸与触头同时运动，将压气室内的气体压缩。触头分离后，电弧即受到高速气流吹动而熄灭。

3. SF6断路器的优缺点分析

SF6断路器是用SF6气体作为来弧和绝缘介质的断路器。它与空气断路器同属于气吹断路器，不同之处在于：①工作气压较低；②在吹弧过程中，气体不排向大气，而在封闭系统中循环使用。

3.1 SF6断路器的优点

SF6的分子和自由电子有非常好的混合性，当电子和SF6分子接触时几乎100%的混合而组成重的负离子，这种性能对剩余弧柱的消电离及灭弧有极大的使用价值。即SF6具有很好的负电性，它的分子能迅速捕捉自由电子而形成负离子。这些负离子的导电作用十分迟缓，从而加速了电弧间隙介质强度的恢复率，因此有很好的灭弧性能。在1.01×105Pa气压下，SF6的灭弧性能是空气的100倍，并且灭弧后不变质，可重复使用。

SF6气体优良的绝缘和灭弧性能，使SF6断路器具有如下优点：开断能力强，断口电压使于做得较高，允许连续开断次数较多，适用于频繁操作，噪音小，无火灾危险，机电磨损小等，是一种性能优异的\"无维修\"断路器。在高压我中应用越来越多。

3.2 SF6断路器的缺点

纯净的SF6气体是良好的灭弧介质，若用于频繁操作的低压电器中，由于频繁操作的电弧作用，金属蒸汽与SF6气体分解物起反应，结合而生成绝缘性很好的细粉末(氢氟酸盐、硫基酸盐等)，沉积在触头表面，并严重腐蚀触头材料，从而接触电阻急剧增加，使充有SF6气体的密封触头不能可靠地工作。因此对于频

繁操作的低压电器不适宜用SF6作灭弧介质。

因为SF6气体在放电时的高温下会分解出有腐蚀性的气体，对铝合金有严重的腐蚀作用，对酚醛树脂层压材料、瓷绝缘也有损害。若把SF6和N2混合使用，当SF6含量超过20%～30%时，其绝缘强度已和全充SF6时绝缘强度相同，而腐蚀性又大大减少，因此SF6常混合N2使用。在SF6断路器中，SF6气体的含水量必须严格规定不能超过标准。水会与电弧分解物中的SF4产生氢氟酸而腐蚀材料。当水分含量达到饱和时，还会在绝缘件表面凝露，使绝缘强度显著降低，甚至引起沿面放电。

运行经验及论析都表明：SF6断路器由于绝缘结构体积较小，若SF6气体的含水量较高，则将使绝缘水平大大下降，接触电阻急剧增加，在运行中易发生损坏或爆炸事故。因此，各制造厂及运行部门都要求有严格的密封工艺，同时规定SF6气体的含水量不得超过标准。

4. SF6断路器常见故障的分析及检修

4.1 漏气分析及处理

（1）断路器本体漏气，找出漏气原因，再作针对处理。

（2）当SF6气体正常渗漏至密度继电器发信号时，可按SF6气体压力—温度曲线进行补气，使其达到额定压力；补气时可在带电运行状态下进行。 （3）当SF6气体压力迅速下降或出现零表压时，应立即退出运行；并分析是否是由于下列原因造成漏气： ① 焊接件质量有问题，焊缝漏；② 铸件表面漏气（有针孔或砂眼）；③密封圈老化或密封部位的螺栓、螺纹松动；④气体管路连接处漏气；⑤压力表或密度继电器漏气，应予以更换。

当SF6断路器漏气时，找出具体漏气原因，在制造厂家协助下进行检修。当运行中断路器发生严重泄漏故障时，运行或检修人员需要接近设备时，要注意从上风方向接近，必要时应戴防毒面具，穿防护衣，并应注意与带电设备的安全距离。 4.2 液压操作机构故障

液压操作机构在运行中，常见的故障主要有：高压油路渗漏、油泵自动打压和控制回路故障、氮气预压力异常、压力过高或过低等。

（1）运行中失压导致零表压。 运行中，液压机构压力降到零时报出的信号有：\"压力降低\"、\"压力异常\"，开关的位置指示红、绿灯均不亮，机构压力表指示为零，原因多为高压油路严重渗漏：。此时，油泵启动回路已被闭锁(零压闭锁微动开关接点，将油泵控制回路断开)，不再打压，机构压力降到零，对开关的安全运行不利。如果万一发生慢分闸，开关将可能发生爆炸。

处理方法主要有：

① 拔掉开关的操作保险，拉开其储能电源，用专用卡板将开关的传动机构卡死，以防慢分闸。卡死传动机构应注意务必使卡板固定牢靠。汇报上级派人检修。若在短时间内不能检修好，有旁母的先将负荷倒旁母带，将故障开关停止运行(用刀闸拉无阻抗并联支路的方法将开关隔离)。也可以将该开关倒至单独在一段母线上，与母联开关串联运行(双母线接线)，然后检修机构。可以停电检修时，尽量停电。不能停电时，带电检修机构。

② 停电检修处理完毕时，应先启动油泵打压至正常工作压力，再进行一次合闸操作(可以用手打合闸铁心顶杆)，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上操作保险。这样可以防止在油泵打压时，油压上升过程中出现慢分闸；去掉卡板时，应先检查卡板不受力，这样说明机构已处于合闸保持状态。

(2) 油泵打压时间超过规定。 油泵打压储能时，一般规定压力从零上升到正常工作压力时间不应超过3分钟。如果油泵长时间打压，可能会烧坏电动机；如果在油泵打压时自动停泵接点打不开，会使机构压力过高，影响安全运行。 这种故障的原因包括了油泵频繁启动的各种因素，但程度比它更严重，往往是各级阀门发生严重的渗漏。

常见的故障还包括：放油阀、控制阀关闭不严或合闸二级阀处于半分半合状态；油泵的吸油管压扁，进油不通畅；油泵低压侧有气体或漏气，其主要原因为：

① 油泵吸油阀作用不良。②滤油器不畅、油泵进油管路不畅。③ 油泵柱塞间隙大。④油泵低压侧有空气。⑤ 高压放油阀关闭不严。⑥阀系统内部密封不严。⑦ 油泵控制回路中。

自动停泵接点打不开、有油泵高压力闭锁的，闭锁功能不可靠。如果油泵打压时只报出\"油泵运转\"信号，超时以后仍只有这一个信号，说明油泵打压时压力不上升；如果\"油泵运转\"信号报出，经一定时间后又报出\"压力异常\"信号，说

明属于油泵不能自动停止打压引起的。处理方法主要有：应立即拉开其储能电源。为了防止机构的压力过高，或者长时间打压损坏电动机，可以在控制室拉开储能总电源，再到设备前拉开开关的储能电源，然后重新合上总电源。如果是属于油泵打压，压力不上升时，应先检查高压放油阀是否关严，再检查油泵。可以用手摸油泵，若有发热情况，则属油泵问题。若属油泵发生问题、低压油路有问题，应汇报调度和有关上级派人检修，并严密注意压力下降情况。若压力下降至\"压力降低\"信号报出时，应按前述的\"压力降至零\"的相同方法处理。如果是属于不能自动停泵，应稍释放压力，使压力下降到正常工作压力。然后更换用于自动停泵和油泵高压力闭锁的微动开关。

（3）液压操作系统压力异常。液压操作系统正常的油压范围是31.6-32.6Mpa，超出这个范围就属于压力异常。

（4） 液压异常。液压操作系统的油回路或电气回路出现故障，都会引起系统的油压异常升高或降低。压力过高或异常降低的原因有：

①油泵启动打压，\"油泵停止\"微动开关位置偏高或接点打不开。②储压筒活塞因密封不良或者筒壁有磨损，造成油气混合。③气温过高或过低，使预压力过高或过低。④压力表失灵或存在误差，压力表开关关闭，不能正确反映油压，此时应该更换压力表或打开表计开关。⑤微动开关接点失灵，在信号缸活塞杆超出停泵接点开关位置时，电机电源切不断，继续打压。⑥二次中间继电器损坏，触点断不开，以及接触器卡滞，电机始终处于运行状态。⑦高压接头有渗油现象，阀体被油中脏东西\"垫起\"或密封垫损坏。

压力过高的故障处理方法：如果是油泵打压以后，报出\"压力异常\"信号：应检查储压筒活塞杆的相对位置，如果活塞杆高于\"高压力闭锁\"微动开关，油泵才停转，属\"油泵停止\"微动开关接点没有打开：可以稍释放油压，使信号消失，再更换微动开关。如果检查活塞杆位置正常，应向上级汇报，由检修人员检查机构的预压。

4.3 解体检修

4.3.1 解体检修工艺及要求

（1）检修人员戴防毒面具将断路器内的SF6气体放掉（放出的气体应通过10%

的NaOH水溶液排出），然后抽真空，绝对压力应达到133Pa，再用氮气冲洗3次，充气冲洗压力0.2MPa（气体仍通过NaOH水溶液排出）；

（2） 检修人员穿戴防护服及防毒面具将SF6断路器封盖打开后，暂时撤离现场30分钟；

（3） 检修人员戴防毒面具或氧气呼吸器和防护手套将吸附剂取出，用吸尘器和毛刷清除粉尘，用丙酮清洗金属和绝缘件；

（4）拆卸废弃物处理至中性后（放入20% NaOH水溶液中浸泡12小时后）深埋；

（5） 解体后主要检查更换磨损、烧损及腐蚀比较严重的零件，更换紧固件、弹簧、绝缘件、已老化的密封圈、绝缘件，以及更换吸附剂（更换下的吸附剂及废弃物应按有关规定妥善处理）等；

（6）重新清洗各零部件（用工业酒精），绝缘件送入烘炉在80～100℃烘4小时后进行装配，吸附剂在500～550℃烘干2小时后装配，之后，按返修标准及客户特殊要求进行装配，装配时应迅速，并及时对本体封闭；

(7)整体装配结束后，随即抽真空至133Pa，维持真空泵运转30分钟以上，然后停止真空泵观察30分钟后读取真空度值，再静观5小时以上，第二次读取真空度值，两读数之差不大于65Pa为合格，否则，查找漏气点。抽真空时要绝对防止勿操作，以免引起真空泵倒灌事故；

(8)对充气管道进行干燥处理，充入合格的SF6气体至额定压力（20 ℃）； (9)充气24小时后，用SF6气体检漏仪检测漏气率，要求年漏气率≤1%，微水含量≤150PPm（20 ℃），特别要注意管道、接头、阀门等处；

(10) 断路器装配完毕后，主要技术参数应达到出厂标准，并按出厂标准进行机械特性及电气性能试验，达到出厂要求后出厂；

(11)工作结束后将使用过的防护用具清洗干净而且检修人员要洗澡。

4.3.2 解体检修

当出现下列情况时，SF6断路器应返回制造厂进行解体大修：

①断路器运行时间已达到10年；经检查后存在有严重影响设备安全运行的异常现象；

②操作次数已达到断路器所规定的机械寿命次数； ③累计开断电流达到断路器所规定的累计开断数值。 4.4 SF6断路器的运行维护

SF6断路器在运行、检修过程中，一定要执行检修工艺和相关检修规程；运行中的巡视检查：

① 检查断路器的外绝缘部分（瓷套）应完好，无损坏、脏污及闪络放电现象； ②对照温度—压力曲线，观察压力表（或带指示密度控制器）指示应在规定的范围内，并定期记录压力、温度值；

③分、合闸位置指示器应指示正确，并分、合闸应到位； ④ 整体紧固件应无松动、脱落；

⑤ 储能电机及断路器内部应无异常声响；

⑥断路器的分、合闸线圈应无焦味、冒烟及烧伤现象； ⑦ 断路器接地外壳或支架接地应良好； ⑧ 断路器外壳或操动机构箱应完整、无锈蚀； ⑨断路器各件应无破损、变形、锈蚀严重等现象。

5.案例分析

某110KV变电站的SF6断路器采用气动机构以压缩空气作为动力进行分闸，合闸操作则是靠分闸操作时蓄能的合闸弹簧来完成的。从1999年正式投入运行，至今达到十余个年头，其LW14-126（原LW14-110型）用于110KV线路，一直作为枢纽的主要电气设备，发挥着重要的作用。 5.1 断路器LW14-126的结构和工作原理

采用GIS/GCB气动弹簧机构，气动分闸，弹簧开关一次分闸时耗气0.14MPa，合闸时不损耗气压。对产品操动机构压力控制的设定：额定气压1.5MPa；产品工作储气压力1.45～1.55MPa，重合闸闭锁压力1.43MPa进行0.3S合、分这一完整的操作循环，这一压力称重合闭锁点，闭锁整个重合闸操作循环。LW14-126断路器三个直立的灭弧室、灭弧室SF6用铜管连接只能使用三相联动重合闸只有一次。LW14-126断路器的压缩空气罐中压缩空气都采用压缩空气操作动机构箱内的空气压缩机组提供，之间用φ22铜管连通，以维护压力一致，提供操作额

定气压。

空气压缩机采用三相380V，额定电流6A、额定功率2.2KW、频率50Hz进行工作。

5.2 运行故障分析处理 （1）断路器气漏气故障

SF6密度计接入SF6压力表铜管连接头处漏气，接头阀门开关o型密封圈变形老化漏气，SF6铜连接管漏气，最严重是SF6瓷式底座直动密封组件、聚四氟乙烯圈和橡胶由于密封圈边缘没有封好、在室外气候条件下密封退化严重漏气这一块只能吊罩大修。

SF6漏气处理：用LF-I六氟化硫气体检漏仪检测，检查漏点周围空气中的SF6溶度；检查到漏点用肥皂水，进一步确认漏气点。SF6压力表连接头漏气处理，在不停电的工作中，找到分段阀门、关闭阀门进行更换SF6压力表，查看SF6压力表、表压正常就不用进行加气工作。接头阀门开关要在断开断路器电的条件下进行，主要是预防开关SF6压力降低，断路器闭锁，首先要找到总的SF6阀门关闭，取下阀门开关用无水酒精清理阀门接口处，擦拭阀门开关及O型密封圈，在O型圈上涂密封胶进行更换处理。SF6由于漏气要进行充气，以保持气压正常。具体处理过程如下：① 打开断路器充气开关阀堵头，充入0.04MPaSF6气体；②打开充气口挡板用SF6气压吹走管道内的空气，关闭检查口；③拆下SF6气瓶堵头，与气管接头相连接紧固； ④气瓶接头与阀堵相接时，留空隙吹走气管内空气，拧紧固O型密封圈间接口；⑤调节减压阀和气瓶阀门，使减压阀出口压力保持0.2～0.6MPa之间；⑥ 观察SF6压力表，压力达到额定值再加0.02～0.03MPa，先关闭断路器充气阀，再关闭气瓶阀门和减压阀，充气完成。 （2）SF6气压误报警

SF6气体会随着温度升高、降低，在运行中断路器开关，在夏天密度升高压力表会出现压力升高报警，这主要是SF6在气候条件下自身密度变化，冬天密度减少会存在压力过低报警，这是气体的热膨胀、冷缩引起的。SF6气压报警要对所处温度进行换算，核对气体压力报警正确与否；还有就是对SF6密度开关，SF6压力表进行检查、校验，压力表不准也会影响压力误报警，上述无误只要加强巡视检查、密切关注就可以。

（3）空压机打压频繁

这类一般是空压机铜管存在漏气，储气罐排水阀漏气。空气压缩机长时间反复运行，会在压缩空气罐内积存一些水应定期能过排水。在巡视检查时常进行排水，排水阀门用力手会存在受力不均，排水阀长时间使用密封存在老化，O型密封圈密封性下降就会存在漏气点，就会使空压机打压频繁。更换排气阀要在开好电气一次工作票线路停电作业，这样气压下降时断路断空气压力不够开关闭锁；断开空压机电源开关，对气缸进行排气完后，拆下排水阀，更换新O型密封圈、在排气阀螺纹上扎上防水胶带，拧紧排水阀门；合上空压机电源开关，空压气打气到1.55±0.03MPa停止打压。 （4）空压机机油质量存在的缺陷

空压机采用原先西安高压开关厂配套设备，在运行过程中油样容易变成浅白色、油泥色、不利于观测，影响巡视观测空压机油位，110KV断路器开关就存在一起空压机缸内打压拐臂拆断事故，这是空压机缸内部无油，轴臂干打压引起过热而拆断。第一，对空压机油样进行选材通过几种油样试用，最后选用MOBIL RARUS427润滑油，此油样润滑性好、抗磨性强，变色周期也长，虽然也存在变色问题，但对其他润滑油更换周期长；第二，加大更换油频率，周期为6～12个月份及预防性检修都会进行更换，这样空压机压缩机使用寿命延长，故障率减少，特别是2007～2008年没有一例空气压缩机故障。第三，改造原有变色模糊有机玻璃油样观测空，进行加工更换特光度好、耐磨、耐腐蚀有机玻璃观测空，便于巡视检查。

5.3 断路器LW14-126预防性试验 （1）绝缘电阻测量

测量主回路接线端子之间和主回路对地绝缘电阻，用2500V摇表进行测量，绝缘电阻>2000M,辅助回路对地绝缘电阻>5～10M。 （2）SF6微量水含量测量

测量SF6气体中的含水微比量，参照说明书说投入前的微量水含量比值不得超过150ppm。

（3）断路器电阻值测量

用直流双臂电桥测量断路器开关在合闸状态下，测量断路器接触面之间断口

直流电阻值。2500V兆欧表测量测量开关断口之间的绝缘电阻值>2000M。 总之，断路器LW14-126采用气动机构电气一次设备，在运行10余年当中没有发生断路器重合闸闭锁、断路器运行当中误跳闸甩负荷等重大事故，断路器运行正常可靠，确保电站的安全有效的运行。综述设备只要做好预防性检修试验，运行中加强巡视检查力度，应对故障缺陷发现问题，极时有效总结经验拿出相应针对检修方法工艺。

6. SF6 断路器故障处理的几点建议

（1）发生在断路器本体内部的故障，无论是从环保还是经济的角度出发，建议使用SF6 气体回收装置回收SF6 气体。

（2）一般情况下, 故障在断路器不同状态下表现不同。可能一经操作或振动会暂时遮盖故障现象，未确定故障点前，建议尽量保持断路器原有状态。 （3）建议不要对运行中的液压机构进行检修，如该断路器的确不能退出运行而需要检修，则须装上断路器防分闸卡套后再进行检修工作。

（4）液压机构处理时，一定先断开油泵电源并泄压后，才拆卸高压油管及元件。 （5） 断路器的检修，必须掌握清洁、密封两个关键性的要求。

（6）由于停电时间及现场环境所限，在处理液压机构时一般不现场解体、检修阀体，而是以更换整个阀体为主，如：对LW6 型机构控制阀内漏，则更换控制阀。拆除的故障控制阀修好当备品。

（7）加强备品备件的管理和配置，确保SF6 断路器发生故障时能够及时、顺利地进行处理。

SF6 断路器在电力系统中已经广泛使用，运行维护中出现的问题，值得我们去深入研究、探讨，对出现的故障进行认真分析，不断地交流、积累检修经验，做好SF6 断路器的日常维护工作，保证电网的安全运行。 参考文献

1、《实用供配电技术手册》 刘介才 中国水利水电出版社

2、《发电厂电气部分》 范锡普 水利电力出版社

4、《发电厂电气部分课程设计参考资料》 黄纯华 中国电力出版社