SF6检测范文

SF6检测范文（精选8篇）

SF6检测 第1篇

SF6断路器在运行中有两道保护, 当SF6气体发生泄漏气压下降到第一报警值时, 第一道保护 (气体密度继电器执行第一道指令) 动作, 报出补气压力信号;当SF6气压下降到第二报警值时, 第二道保护 (气体密度继电器执行第二道指令) 动作, 报出闭锁压力信号, 同时把断路器的跳、合闸回路断开, 跳、合闸闭锁。新购置的SF6断路器中的新SF6气体是一种无毒、无色、无味的化学性质颇稳定的物质。在投入运行一段时间后, SF6断路器内的SF6气体经电弧分解 (有潮气) , 会产生许多有毒而且具有较强腐蚀性的气体和固体分解物, 这些产物不仅会影响到设备的稳定性, 而且还会危及到运行及检修人员的人身安全。所以处理SF6漏气故障时, 为确保维修人员安全, 要求检修人员必须穿戴工作手套、护目眼镜、防毒面具、密封式工作服、工作鞋等防护用具, 而且在工作现场悬挂“严禁抽烟”警示牌。在维修过程中, 若嗅到强烈的刺鼻性气味, 和有流眼泪、流鼻涕、咽喉热辣感强烈、发声嘶哑、头晕胸闷、恶心呕吐、颈部不适等中毒症状时, 应迅速离开现场, 到空气清新处休息, 必要时应送医院检查治疗。

当SF6气体密度继电器动作报出补气压力信号时, 应及时检查压力表指示, 确认报出的信号是否正确, 比较运行中在同一温度下相邻两次记录的压力值, 判断是否有漏气。在用检漏仪器作复查确认漏气后, 方可由专业检修人员穿戴好防护用具接近故障设备进行深度检查和维修。如果检查发现有漏气现象, 须将故障断路器断电 (此时SF6气压尚可保证灭弧) 检测。在检修的过程中检修人员如有感觉不适, 应立即撤离至现场10 m以外处休息。如果未检查出有气体泄漏现象, 这说明系设备在长时间运行中气压正常下降所致, 由检修人员带电补气并随时监视气压动态。

当气体密度继电器动作报出闭锁压力信号时, 气体压力下降较多, 则表明有漏气故障发生。这时断路器跳、合闸回路已被闭锁。一般情况下, 报出闭锁压力信号之前, 应会先报出补气压力信号。确定有漏气现象出现, 应迅速采取措施, 先拔掉断路器的操作熔断器, 以防止闭锁不可靠和断路器跳闸时不能灭弧造成不必要的伤害。所以要尽快用专用闭锁工具, 将断路器的传动机构卡死, 把故障断路器停电后处理漏气并补气。若发生SF6气体大量泄漏时, 检修人员在设备附近检查、操作、布置完安全措施以后, 应将防护用具清洗干净, 检修人员要洗手或洗澡。在进行检修操作、检查和清洗防护用具时, 必须有监护人在场。

SF6断路器运行过程中均存在不同程度的气体渗漏现象 (其中包括年正常泄漏量1%) 。SF6气体泄漏主要是在密封面、焊缝和管路接头等处。对SF6气体进行检漏应使用专用的检漏仪。测漏气量应在断路器充SF6气体至额定压力后24 h进行, 对于装配部件的双层密封处的检漏应挂瓶33 min。断路器额定气压为0.6 MPa的, SF6气体漏气率应小于2.57×10-7 MPa·cm3/s;断路器额定气压为0.4 MPa的, 漏气率应小于1.71×10-7MPa·cm3/s。如果SF6气体大量泄漏, 操作人员不能停留在离泄漏点10 m以内的区域。如果设备内部发生故障, 在容器内会存在SF6电弧分解物, 在打开外壳进行清除及检修工作时, 须使用防毒面具, 并穿好防护工作服。

2 气体中水分超标

SF6断路器中SF6气体水分含量过高, 会使SF6气体放电或产生热分离, 而且还有可能与SF6气体中低氟化物反应产生氢氟酸, 影响设备的绝缘和灭弧能力。同时, 在气温降到0℃左右时, SF6气体中的水蒸气气压超过此温度的饱和蒸汽气压时, 还会变成凝结水, 附着在绝缘物表面, 使绝缘物表面绝缘能力下降, 从而导致内部沿面闪络造成重大事故。

SF6断路器产生微水超标的原因主要是SF6气体存放方法不当, 出厂时带有水分, 断路器器壁和固体绝缘材料析出水分, 补气、充气时带入水分等。

微水超标检测及处理方法。按规定, 运行中的SF6断路器中SF6气体微水含量不得超过3×10-4μL/L。检测周期是每年1次。断路器无渗漏, 可2年检测1次。如发现断路器漏气过多, 则应在对断路器补气前, 检测水分含量。检测时用管路将断路器内的SF6气体经减压和流量调节阀接人微水测定仪, 连接管道和减压、调节阀应干燥, 流量调节为100 m L/min。

固体绝缘材料及内壁析出水分处理。在灭弧室与支柱空间相连的气室的工作缸上法兰处钻孔, 加装一套分子筛和更新三联箱内分子筛, 以随时吸收析出的水分。

SF6气体放电分解产物的研究 第2篇

关键词：六氟化硫 分解产物 放电

中图分类号：O461.2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）10（b）-0063-01

该文研究的主要目的和意义是通过我们的实验测试，找到SF6气体在高压放电情况下分解物的含量变化情况，从而为有关电力部门提供分析和解决SF6电气设备故障的可靠参照数据。

1 设计原则

为了对SF6气体在高压放电情况下的分解物情况进行系统分析，仅仅通过从高压断路器中提取不同使用时间的SF6气体样品是不够的，所以必须构建一个放电模拟装置，对断路器开关在开断过程中形成的电弧进行模拟，以便进行测试数据的分析和对比。

2 模拟装置操作过程

（1）抽气。为保证放电模拟装置中SF6气体的纯度，先要对放电模拟装置进行抽真空处理。（2）充气。待抽气完毕后，充入纯净的SF6气体。（3）放电。采用的放电方法为：通过交流接触器吸合产生的电火花进行放电。（4）采气。对放电1000次的SF6气体进行采气并测试。

3 测试数据分析

样品1是所设计的模拟装置在放电电压37 V，放电瞬时电流50 A的条件下，经过连续放电1000次以后所采集的气体样品，其色谱图如图1所示。对10.300 min流出的色谱峰进行分析，得到C3F8的标准质谱图，如图2所示。该物质的质谱图与实测的 10.300 min流出物质的质谱图有很高的匹配度。因此，认为在10.300 min时所流出的物质为C3F8。

4 结论

实地采集样品与所设计的该套模拟装置分解产物样品中，含有共同的主要杂质为C3F8，说明模拟装置起到了很好模拟效果。样品检测结果中没有检测到较多含量的SO2、SOF2等电弧放电分解产物，说明SF6气体的绝缘强度没有下降，设备安全性能良好。

参考文献

[1] 游荣文，黄逸松.基于SO2、H2S含量测试的SF6电气设备内部故障的判断[J].福建电力与电工，2004，32（2）：51-53.

[2] 胡红红，周永言，姚唯建，等.运行中SF6变压器的气体监督检测[J].广东电力，2004，29（5）：24-27.

SF6检测 第3篇

1 关于SF6高压开关设备漏气的概念

一般来讲, SF6高压开关设备内部充入的SF6气体压力在0.4~0.7MPa范围内。任何一种电器设备无论密封结构如何先进, 也不能实现绝对不漏气, 只是漏气量极少而已。所以国家标准规定SF6高压开关设备年漏气率不大于0.5%。

式中v=气体通过漏孔的流速, m/s;d=漏孔的直径, m;

Q=漏孔的泄漏量Pa·m3/s;p=漏孔高压强侧的压强值, Pa。

气体通过漏孔的时间一般为毫秒级, 进行检漏时气体通过漏孔的时间可以忽略不计。但是在产品设计结构中, 少数密封部位由两道以上密封圈组成密封结构, 两道密封圈中间形成一个空间, 该空间体积越大, 气体在该空间中建立平衡压力的时间越长, 因此在充入SF6气体后立即实施检漏作业, 可能无法检出类似位置的漏气点。而且产品充气作业完成后, 密封圈受产品内部高气压作用, 在密封槽内存在一个逐步变形适应的过程, 所以, 高压开关出厂试验及电站现场交接试验时, SF6气密试验均安排在充入额定气压24小时以后进行。

2 SF6高压开关设备常用的气密检测方法

激光成像检测法。激光成像可以对高压开关设备SF6泄露状态实现远距离检测, 通过图像视频输出快速、直观地确定漏气点, 多适用于产品在带电状态下的检测。

氦质谱检漏法。氦质谱检漏法一般分为真空检漏法和压力检漏法。真空检测法是将被检试品置于真空状态, 当氦气通过漏孔进入试品内部后, 与试品通过阀门相连的氦质谱检漏仪便检测到漏气。压力检漏法是给被检试品充入正压氦气, 当氦气通过漏孔泄露出来时, 通过氦质谱检漏仪可以确定试品存在漏点。一般高压开关设备的壳体、关键气密零部件制造后多采用氦质谱检漏法。

SF6气体检测法。这种检漏仪是利用SF6气体浓度的差别, 在一定能量条件下的电离程度不同而工作。根据被检测气体电离程度强弱即可测量出SF6气体的含量。以下将专门说明SF6气体检漏仪的使用要领。

SF6检漏仪的灵敏度是检测仪器的关键性能指标, 一般分漏率灵敏度和浓度灵敏度两种。漏率灵敏度常用Pa.m3/s来表示, 即单位时间内单位体积压强的变化率, 它与温度及压强差有关。浓度灵敏度常用ppm表示, 1ppm=10-6 (体积比) 。上海唐山仪表厂生产的LF-ID型SF6检漏仪灵敏度达到10-8, 在国内高压开关制造企业应用较多。SF6高压开关设备针对漏气的定量检测方法常用的主要有封闭罩法、挂瓶法、局部包扎法。

通过包扎罩法计算年漏气率的公式如下:

式中ρ=SF6气体密度, 6.15kg/m3 (latm 20℃) ;

T=1年的小时数, 365×24h=8760h;

V=包扎容积, m3;

K=包扎罩内SF6气体浓度增加值, V/V;

t=包扎放置时间, h。

3 SF6高压开关设备检漏作业注意事项

3.1 检漏时应注意周围环境的SF6浓度。

通常因SF6高压开关的装配工艺的要求, 装配车间内会保持一定的正压环境。同时受产品充回气作业影响, 车间内会存在一定浓度的SF6气体。原则上检漏作业应在独立的区域进行, 既要保证周围环境中尽量不含有SF6气体 (车间内SF6浓度应低于10-7) , 同时避免强通风将漏气点漏出的SF6吹走。

3.2 要熟悉SF6检漏仪最佳检测浓度范围。

LF-ID型SF6检漏仪在浓度为10-3~10-6之间的反应线性关系比较好, 因此在测量时为了获得比较高的准确度, 检漏仪的读数应在该线性范围内。而当浓度很高时检漏仪会出现饱和或中毒现象。

3.3 定量法检测要注意SF6浓度的均匀性。

由于被检测产品的漏气点分布是不均匀的, 而且SF6气体比空气重5倍, 流动性比较差, SF6常常积聚在封闭罩 (或包扎罩) 的底部。为了提高检漏的准确性, 在检测时须从封闭罩的前后左右不同方面取点测量。对于包扎罩在检测前应该用手轻轻拍动塑罩, 使罩内SF6与空气混合均匀再使用探枪进行浓度检测。

3.4 探头与试品表面距离应不超过10mm。

距离太近容易使产品表面的灰尘污物等吸进探头, 太远将影响检漏效果。同时注意产品表面如存在硅脂、水滴等异物, 被探枪吸入后容易导致检测元件的损坏。

3.5 肥皂泡法可快速直观检测较大漏点。

当产品上存在较大的SF6漏气位置时, 在可疑漏点处用肥皂水进行局部刷涂, 漏出的SF6气体将吹出肥皂气泡。这种方法简单可靠、方便迅速。根据实践经验, 当发现均匀冒出小气泡现象时, 其漏率范围约为10-4~10-1Pa.m3/s;当出现大小气泡混和现象时, 其漏率范围约为10-2~10-1Pa.m3/s;当快速冒出较大气泡时, 其漏率范围约为10-1~1Pa.m3/s。肥皂泡法对于检出对接面较大漏点、铸件贯穿性缺陷、焊缝气孔缺陷等快速有效。

4 结论

随着SF6泄露检测技术的不断发展, SF6高压开关设备的漏气问题将更多的在零部件制造和出厂检测阶段得以控制。产品在运行过程中发生漏气问题的可能性逐渐降低, 为切实实现SF6高压开关电器设备少维护以至免维护更进一步。

摘要：本文对SF6高压开关设备气密性能检测方法做了简要分析, 总结了几种常用且切实有效的方法, 原理和作业时的要领。

关键词：SF6,高压开关,气密,检测

参考文献

[1]曹华实.高压开关出厂与现场试验[M].北京:水利水电出版社, 1993.

[2]黎斌.SF6高压电器设计[M].北京:机械工业出版社, 2010.

SF6检测 第4篇

GIS (Gas Insulated Switchgear) 是气体绝缘金属封闭开关设备的简称。GIS由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等组成, 这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中, 在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体, 也称SF6全封闭组合电器。与传统的敞开式电气设备相比, GIS具有小型化、可靠性高、安全性高、安装周期短、维护方便等显著优点。

1 对GIS设备SF6气体进行泄露检测的意义

SF6气体具有极其优异的电气性能, 其灭弧能力约为空气的100倍, 目前在高电压和超高电压乃至1000k V特高压中的广泛应用。

SF6气体是一种无色、无味、无毒、密度比空气重的惰性气体, 在常温常压下化学性质稳定。但是SF6气体泄露所造成的危害也是十分巨大的, 综合起来主要有以下几个方面:

1) GIS开断时产生会电弧, 经过电弧放电加热后的SF6气体会分解出SF4、SOF2、SF2、SO2F2、HF等有毒物质, 这些有毒物质一旦泄露进入大气, 将会严重损害人体健康;

2) GIS设备中的SF6气体泄露将直接引起SF6气体密度降低, 造成电气设备绝缘耐压强度降低, 严重时会导致断路器闭锁, GIS绝缘击穿, 继而进一步引发重大事故;

3) SF6气体泄露后对环境有害, SF6是一种典型的温室效应气体, 一旦泄露将对大气环境造成危害。据权威部门测定, SF6对大气环境的影响是CO2的23900倍。因此, SF6气体被列为需全球管制使用的6种气体之一。

虽然GIS设备良好的封闭性能够保证其尽可能少的发生泄露事故。但是, 据资料统计全球范围内仍有大量GIS设备出现过因SF6气体泄露所导致的绝缘强度降低问题。为此, 电力部门在相关规程中规定, 应对GIS设备SF6气体密度进行定期检测, 防止SF6气体泄露, 以保证电力工业生产安全, 提高电气设备运行可靠性。

2 目前所采用的SF6气体泄露检测方法

目前, 国内所采用的SF6气体泄露的检测方法主要有下列几种:

1) 在GIS气室中加装气体阀门、气体压力表或气体密度计等器件, 这也是最传统的SF6气体泄露检测方法;

2) 在GIS气室中加装气体密度继电器。当GIS设备发生严重的SF6气体泄露时, 气室内部压力降低, 引发密度继电器动作报警;

3) 运用负电晕放电型或紫外线电离型SF6气体检漏仪进行检测, 是一种非接触式检测方法。

上述三种方法都可以检测出在GIS设备中是否存在SF6气体泄露。但是, 由于GIS设备本身的气体密封部件很多, 而且为了满足设计要求, 大量部件排列紧凑, 限制了许多检测方法的使用, 使得SF6泄露的工作增加了很大难度, 以上几种方法均难以准确而有效率地对定位SF6气体泄露点。

本文所介绍的激光成像技术一种是专门为查找SF6气体泄露而开发设计的新的检测方法, 可以实现非接触式检测, 非常适合用于在线检测GIS设备SF6气体泄露, 并可以准确定位SF6泄露点。

3 应用激光成像技术检测SF6气体泄露的原理及特点

SF6气体是一种稳定的温室效应气体, 在SF6分子中, 氟原子浓密地围绕在其分子表面, 使SF6呈现出极强的电负性, 具有极强的吸附自由电子的能力, 因此可以吸收激光波长。应用激光成像技术检测SF6气体泄露就是利用了SF6吸收激光波长的特性。

图1为运用激光摄影机检测SF6气体泄露的原理。由于SF6气体可以吸收激光波长, 入射激光从激光摄影机发出后, 经过GIS设备所处环境的背景反射, 会形成反向激光反射回激光摄影机形成激光成像, 判断SF6气体是否发生泄露就在这一过程中得以实现。如果GIS设备发生泄露, 入射激光将遇到暴露在空气中的SF6气体, SF6气体将会吸收一部分入射激光能量, 从而导致其反向激光与未发生泄露情况下的反射激光具有明显差异, 从而造成最终的激光成像具有差异, 由此就可以检测出是否发生SF6气体泄露。

激光成像技术在SF6气体泄露检测工作中引入了一个全新的概念―“入射吸收+反向散射技术”这样。该项技术是专门设计用于定性分析并定位气体泄露的一项激光远程检测技术。其通过激光的射入和反射最终形成一种可定性分析的气体成像图, 继而根据不同的成像图分析出各种情况下的SF6气体浓度, 再通过视频显示使不可见的气体SF6在视频显示中变为可见, 使检测人员可以通过检测显示器中的SF6气体图像判断是否发生SF6气体泄露。在具体的工程应用中, 还可以采用激光摄影机产生实时数字信号, 再通过视频信号线输出, 在标准显示器上显示SF6气体图象并将其信息实时记录。图2为实际应用激光摄影机检测SF6气体泄露的场景。

应用激光成像技术对GIS设备进行SF6气体泄露检测具有以下特点:

1) 无需将GIS设备停运, 可进行实时检测;

2) 可实现非接触、远距离检测, 最远检测距离可达15m~30m;

3) 具有很高的检测精度, 可检测出泄露率极低的SF6气体, 并能够迅速准确地对泄露点进行定位。

4 应用激光成像技术检测SF6气体泄露的实例

2011年8月, 北京室电力公司组织相关部门应用激光成像技术对辖区内3个220k V变电站的室内、室外GIS设备进行了SF6泄露检测工作。结果证明, 采用该技术检测SF6泄露的具有极高的效率, 所有怀疑发生SF6气体泄露的GIS设备都得到了确认, 并准确定位了泄露点。其中某些发生泄露的设备是无法采用传统的方法进行检测的, 如有的泄露点只是金属沙眼, 而不是密封部位;有的泄露点是间歇性漏气, 时间间隔在几十秒甚至更长时间, 只有利用激光成像技术进行较长时间的检测才能准确发现泄露点。

5 结论

应用激光成像技术检测GIS设备SF6气体泄露最大的优势在于可以随时对有泄露嫌疑的GIS设备进行检测, 检测时GIS设备无需停运, 并且可以快速而准确地定位泄露点。当然, 当前应用激光成像技术检测SF6气体泄露的研究工作才刚刚起步, 还需要不断地积累实际运用经验, 并广泛地开展更为深入的研究, 使这项技术的应用范围不断扩大, 才能在电气设备状态监测与故障诊断这一领域中发挥更大的作用和效益。

摘要：GIS是电力系统应用广泛的电气设备。本文针对传统的GIS设备SF6气体泄露检测方法所存在的不足, 介绍了应用激光成像技术检测SF6泄露的新方法。应用激光成像技术检测SF6气体泄露具有不需将GIS设备停运, 可实现远距离精确定位泄露点, 以及高精度、非接触的显著优点。

关键词：GIS,激光成像,SF6,检测

参考文献

[1]王平.中压柜式气体绝缘金属封闭开关设备的应用[J].电气时代, 2004, 8.

[2]黎斌.SF6高压电器设计[M].北京:机械工业出版社, 2003.

[3]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器 (GIS) [M].北京:中国电力出版社, 1999.

[4]额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备[GB 7674-2008].国家标准, 2008.

SF6检测 第5篇

高压断路器在正常运行时用它接通或切断负荷电流;在电气设备或线路发生短路故障或严重超负荷时, 有继电保护装置控制其自动迅速地切断故障电流, 切断发生短路故障的设备或线路, 以防止扩大事故范围。在高压断路器的发展历程中, 从油断路器、压缩空气断路器到SF6 断路器及真空断路器, 每次都是灭弧原理的重大革新。其中SF6 断路器具有开断能力强、电气寿命长、绝缘水平高、密封性能好等优点, 在目前高压环境的应用最为广泛。

SF6 断路器 ( 以下简称断路器) 是高压输送电过程中重要设备, 绝缘性能和开断性能是衡量断路器的主要技术指标, SF6 断路器属于绝缘介质的断路器, 它与空气断路器同属于气吹断路器内依靠SF6 气体进行绝缘, SF6 气体导热率高, 分解后可复合, 不含碳等有害绝缘物质, 在严格控制含水量的情况下, 生成物无腐蚀性。SF6 气体绝缘性能不随使用而下降, 所以, 多次开断, 绝缘效果均好。纯净的SF6 气体是良好的灭弧介质, 因具有优异的灭弧绝缘性能, 20 世纪被成功地应用于高压及特高压电器设备。目前SF6 为最优的气体绝缘介质特别是高压和特高压范围, SF6 气体是唯一的绝缘和灭弧介质。为保证断路器稳定的开断性, 断路器内部SF6 气体要求纯度达到99. 99% 。由于SF6 断路器气室空间较大, 连接管道多, 再加之断路器内部众多的密封面, 断路器在工作过程中会由于密封问题或温度等原因造成SF6 压力不够, 实际应用中, 由于动作震动、密封不良等原因, 断路器出现的漏气问题, 会超过出厂设置的年漏气率1% 的概率, 所以要经常对断路器进行补气。

本文介绍一款新型免拆卸SF6 断路器检测、充补气装置, 能在不停电的情况下通过仪器进行断路器的微水检测和密度继电器的校核工作, 还能在充补气过程中排出充气管内的空气、水分和杂质, 同时在充气过程中当气体压力超过额定值时自动泄压并报警。

1 国内现状

目前国内的断路器补气装置, 通常在断路器上加装一种能够连接微水仪和密度继电器校验仪的组合阀, 组合阀由一个阀体和补气接口、断路器接口、密度继电器接口组成。很好地解决了断路器测微水和校核密度继电器时必须停电的问题, 提高了工作效率, 降低了拆卸过程中对断路器的损害。但是没有解决断路器充、补气过程中充气管内空气、水分及杂质进入断路器的问题。

现有断路器在对断路器进行充补气的过程中, SF6 充气瓶直接通过减压阀、补气软管与断路器相接, SF6 气体夹带软管中的空气、水分和杂质进入断路器中, 从而降低SF6 气体的纯度使绝缘性能下降, 对断路器造成损害, 降低了断路器的使用寿命。

作为电力系统的保护装置, 对应用于高压电气设备中的SF6 气体也作出了严格的规定和要求, 当SF6 断路器中的气体含水量达到一定程度后, 会引起严重的不良后果, 水分引起SF6 气体分解物化合反应产生毒性化合物; 水分引起设备的化学腐蚀; 水分对设备的绝缘危害; 水分影响开关的开断性能; 水分降低开关的机械性能。目前, 在对断路器进行微水检测和密度继电器校验时, 必须停电后拆下断路器进行, 既影响生产又对断路器的密封性能造成影响, 经常拆卸对继电器也影响精度。

2 工作原理及结构设计

SF6 断路器检测、充补气装置包括阀体、自封阀、自控背压阀和控制开关, 结构如图所示。该装置采用阀体与自封阀、自控背压阀及控制开关有机组成一体, 阀体的一端固定设置断路器连接盘, 另一端固定设置控制开关, 阀体上还固定设置自封阀, 自控背压阀和密度继电器接口, 控制开关控制上述阀之间的打开与关闭。

本文介绍的SF6 断路器检测、充补气装置由于采用阀体与自封阀、自控背压阀及控制开关有机组成一体, 集成了在不停电的情况下通过仪器进行测微水作业、密度继电器的校核作业与断路器的充补气作业, 在充补气作业前, 能够自动排出补气系统内的空气、水分和杂质, 并能在断路器充补气作业过程中实现压力检测与泄压报警, 适用于110 k V以上电压SF6 进口断路器、法国阿尔斯通FXT11型断路器、国产110 kV以上电压SF6 断路器, 承载压力高, 可以承载0.5 ~ 16 MPa, 安全可靠。

SF6 断路器检测、充补气装置主要工作步骤:

排出杂质气体——充气补压——自动报警控压——补气测压。

进行补气作业时, 将SF6 气瓶通过减压阀、补气软管、接头与本装置自封阀连接。关闭控制开关, 打开SF6 气瓶阀, SF6 气体通过补气软管进入装置内, 此时, 管内的空气等杂质一同随SF6 进入到断路器中, 装置内气体为SF6 气体和空气杂质的混合气体, 当装置内压力超过自控背压阀的设定压力时, 自控背压阀自动打开并排出气体, 进行8到10 s的排气, 在此排气过程中整个系统内的空气及杂质全部排出; 此时关闭SF6 气瓶阀, 系统内压力与设定压力一致时自控背压阀自动关闭, 完成空气及杂质排空作业。此时系统内的SF6 气体纯度与气瓶内的SF6 气体纯度一致是合格气体。完成排杂过程的整个系统, 均为纯净的SF6 气体, 打开此装置的控制开关, 再打开SF6 气瓶阀对断路器进行补气, 当断路器内压力超过自控背压阀设定的压力时, 自控背压阀自动打开并报警排气, 此时关闭SF6 气瓶阀, 压力达到设定值时自控背压阀自动关闭, 完成补气作业。作业完成后将连接气瓶的接头从本装置自封阀上拆下。

在进行测微水作业时, 将微水测量仪连接在自封阀上, 打开微水测量仪开关, 使系统内的气体进入微水测量仪后关闭测量仪开关, 进行检测。检测后拆下微水测量仪即完成测微水作业, 在检测过程中不需要关闭电源。

在进行密度继电器校核作业时, 关闭装置的控制开关后, 将密度校验仪与自封阀连接就可以进行校验工作, 完成工作后卸下密度校验仪打开控制开关即可, 在检测过程中不需要关闭电源。

免拆卸SF6 断路器进行检测、充补气装置集成了在不停电的情况下通过仪器进行测微水作业、密度继电器的校核作业与断路器的充补气作业, 在充补气作业前, 能够自动排出补气系统内的空气、水分和杂质, 并能在断路器充补气作业过程中实现压力检测与泄压报警, 操作方便、快捷。不影响断路器的正常工作。

3 结论

免拆卸SF6 断路器进行检测、充补气装置能够实现断路器补气前彻底排出补气管内及系统内的空气、水分及杂质; 并且在充气过程中系统气体压力达到额定值时能够自动排气报警。本装置设有系统控制开关, 可以在不停电的情况下进行测微水作业和密度继电器校核作业。操作方便、快捷, 不影响断路器的正常工作。适用于110 k V以上电压SF6 进口断路器、法国阿尔斯通FXT11 型断路器、国产110 k V以上电压SF6 断路器, 承载压力高, 可以承载0. 5 ~ 16 MPa, 安全可靠。

参考文献

[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器[M].北京:中国电力出版社, 1999.

[2]张晓星, 姚尧, 唐炬, 等.SF6放电分解气体组分分析的现状和发展[J].高压电技术, 2008 (4) :37-42.

[3]能源部.GB 50150-91电气装置安装工程电气设备交互试验标准[S].北京:中国标准出版社, 1991.

SF6检测 第6篇

对采空区进行有效封闭是预防采空区煤炭自然发火的关键,从预防采空区自然发火的角度出发,无论对封闭式采空区还是对半开放式采空区,都应进行严格封闭,以防止采空区煤炭氧化自燃。由于受矿压和密闭施工质量等多种外界因素影响,采空区封闭效果往往达不到预期目标,有可能存在漏风通道。

煤矿漏风可分为内部漏风和外部漏风[1]。内部漏风是指采煤工作面采空区、隔离煤柱、分层开采上分层采空区、终采线等处的漏风。外部漏风是指地面通风机附属装置的漏风。漏风不仅降低了矿井的有效风量,增加通风费用,还给易自燃煤层造成了自燃隐患。笔者通过对杨村煤矿314 综放工作面通风系统,以及风机型号、功率等方面了解,分析了矿井内部的漏风情况,利用SF6示踪气体来测定漏风通道并确定其漏风量。

1 SF6示踪气体测定漏风原理

SF6示踪气体是一种人工合成气体,纯净的SF6示踪气体在常温常压下具有较高稳定性,属于惰性气体[2,3]。SF6在通常状态下是一种无色、无味、无嗅、无毒、不可燃的气体; 在室温条件下不会和与之接触的物质发生化学反应,具有优良的绝缘性能,且不会老化变质; 在标准大气压下,沸点为-60 ℃,容易液化。SF6示踪气体是一种具有温室效应很强的气体。由于SF6示踪气体密度比空气密度大,约为空气的5.1 倍,因此,空气中的示踪气体易于自然下沉,导致下部空间的SF6示踪气体浓度升高,且不易扩散和稀释。

在需要检测的井巷风流中,连续稳定定量地释放SF6示踪气体,当井巷为正压漏风时,沿途风流中的SF6示踪气体浓度不变; 若为负压漏风,沿途风流中的SF6示踪气体浓度逐渐下降,但通过井巷中的示踪气体总量不变[4,5]。据此确定出在不同漏风方式下相应的漏风检测方法,计算出漏风量,从而找出矿井漏风分布规律。

2 漏风量及漏风率计算

杨村煤矿314 综放工作面采用负压通风,在某一巷道连续释放SF6,若SF6示踪气体的释放流量为q,巷道采样点的风量为Q,则风流中SF6示踪气体浓度为q /Q。

1) 漏风量计算[6]

若巷道沿途有风漏入,则巷道采样点的风量Q逐渐增加,风流中SF6示踪气体浓度逐渐下降。因此只需在巷道沿途选择多个采样点,并同时采样,测定气样中的SF6示踪气体浓度,即可计算出各采样点的风量,从而求出漏风量[7]。计算公式如下:

式中: Qi为第i采样点的风量,m3/ min; Qi + 1为第i + 1采样点的风量,m3/ min; ΔQ为第i和第i + l采样点之间的漏风量,m3/ min; Ci为第i个采样点的SF6示踪气体浓度,10- 6; q为SF6示踪气体的释放流量,m3/ min。

2) 漏风率计算[6,8]

式中: Ci + 1为第i + 1 个采样点的SF6示踪气体浓度,10- 6; αi为被检测井巷中第i段的漏风率,% 。

3 示踪气体连续释放装置

SF6示踪气体连续释放装置必须能保证气体连续稳定地释放,而且释放量可调节,整个系统必须具有较高的气密性。该装置由SF6示踪气体钢瓶、减压阀、节流阀和流量计等组成,如图1 所示。将节流阀和流量计之间的连接管压扁,以增加气阻,进一步提高气体释放的稳定性[9]。在本次试验中SF6示踪气体钢瓶为4 L特制钢瓶。减压阀和流量计集合在一起,如图2 所示,SF6的释放量可在0 ~ 0. 025 m3/ min内调节。

1—SF6示踪气体钢瓶;2—减压阀;3—节流阀;4—流量计。

为了准确把握气体采集时间,在本次实测中进行了创新,把1 台XP -1A型SF6定性检漏仪( 见图3) 放在最末端一个采样点之后,用来检测SF6示踪气体,当XP - 1A型SF6定性检漏仪检测到气体且有稳定报警声时,即可收集SF6示踪气体,避免了盲目收集气体造成数据不准确及气体浪费问题。

4 利用SF6检测漏风通道

4. 1释放量和释放间距的计算

根据MT/T 845—1999《煤矿巷道用SF6示踪气体检测漏风技术规范》[10],确定SF6示踪气体的释放量和释放间距。

1) SF6示踪气体的释放流量按下式计算:

式中: K为系数,取值4 ~ 5; C'为风流中SF6示踪气体最小浓度; Q'为被测巷道的风量,m3/ min。

2) SF6示踪气体的释放点与取样点、取样点与取样点的间距按下式计算:

式中: L为SF6示踪气体的释放点与取样点、取样点与取样点的间距,m; S为井巷断面积,m2; U为井巷周界长度,m。

测量工作面漏风时,井巷断面积为13. 50 m2,井巷周界长度为15 m,则经计算测量工作面漏风的间距L为28. 8 m,取30 m,如图4 所示。

测量胶带运输巷漏风时,井巷断面积为12. 75 m2,井巷周界长度为11. 5 m,则经计算测量胶带运输巷漏风的间距L为35. 5 m,取40 m,如图5 所示。

4. 2 放顶煤采空区漏风测定

为了建设“一矿一面、高产高效矿井”,放顶煤开采是近年来大力推广的采煤方法。但放顶煤开采工作面顶板周期来压步距加长,采空区孔隙增大,并且漏风状况与一般工作面有所不同。为了搞清放顶煤工作面采空区漏风量,在兖州煤业杨村煤矿314 综放工作面,用示踪气体连续释放法测定了采空区漏风量。

314 综放工作面长140 m,走向长550 m。SF6释放点位于工作面中部,距进风口70 m。1#、2#采样点距进风口的距离分别为100、130 m,3#采样点位于回风巷,如图4 所示,距回风隅角距离为10 m。SF6示踪气体的释放流量结合实测经验取0. 020 m3/ min,连续稳定地释放,一定时间后收集气体,分析SF6示踪气体浓度,并计算漏风量,结果见表1。

4. 3 邻近隔离煤柱漏风测定

邻近312 采空区与314 综放工作面中间有隔离煤柱,随着时间推移,由于矿压作用,隔离煤柱很可能产生裂隙,向工作面漏风。因此需定量测定其漏风量,从而有针对性地采取措施,预防煤炭自燃。

释放点位于314 综放工作面回风隅角,SF6示踪气体的释放流量结合实测经验取0. 015 m3/ min; 采样点设在回风巷,1#采样点距释放点40 m,2#、3#、4#采样点距释放点的距离分别是80、120、160 m,如图5 所示,漏风测定结果见表2。

4. 4 主要技术和操作要点

1) 准确把握第1 次采样时间。第1 次采样时间的确定十分重要,应在综合考虑SF6示踪气体的释放地点与采样地点的距离、漏风风流的速度和SF6示踪气体的扩散速度等因素的基础上来确定。一般而言,小范围的漏风区域可在放样5 min以后开始采样,大范围的漏风区域不应超过30 min。本次试验中利用XP - 1A型SF6定性检漏仪来辅助检测SF6示踪气体,可更准确地确定气体收集时间。

2) 合理安排采样间隔时间。同一采样地点需多次采取气样,两次采样的时间间隔初期可取5 ~10 min,后期可以长一些。同一采样点采样10 次左右就足以检测出SF6示踪气体的最高浓度点。

3) 及时分析样品。对于采集的气样要严密封闭,注明采样的时间和地点,送到地面化验室分析。样品中SF6示踪气体的浓度随采样时间的延长而降低,最好采集到气样后立即进行气样分析,最迟不能超过24 h。

4) 保证地面分析测试环境空气清洁。开展测试工作前应先对分析仪器的环境进行通风,确保该环境内不得含有SF6示踪气体,罐装SF6示踪气体的压气瓶一定不能与分析仪器放置在同一室内。

5 结语

兖州煤业杨村煤矿314 综放工作面周围有老空区和老巷,受矿压等外界因素影响,有可能存在漏风通道。漏风不仅降低了矿井的有效风量,增加了通风费用,而且给易自燃煤层造成了自燃隐患。基于SF6示踪气体测定巷道漏风技术,利用SF6示踪气体检测了314 综放工作面周边的漏风通道,并定量测定了采空区和老巷的漏风量。在测试区段内,工作面漏风量为82. 8 m3/ min,通过隔离煤柱由312 老空区向314 胶带运输巷的漏风量为18. 0 m3/ min。这些基础数据为采空区自然发火的防治提供了相关依据。

摘要：兖州煤业杨村煤矿314综放工作面周围存在老空区和老巷,可能存在漏风通道,具有自然发火的隐患。针对示范矿井具体情况,为了预防综放工作面周边老空区和老巷的自然发火,利用SF6示踪气体查找了工作面和胶带运输巷的漏风通道,并定量测定了漏风量,为矿井检测漏风通道提供了新的技术手段,同时还为防治自然发火提供基础参数。

SF6断路器试验 第7篇

1 试验的意义

以SF6气体为灭弧介质的SF6断路器是电力系统中关键设备, SF6气体的密度、燃弧分解、泄漏及液化将导致设备绝缘能力下降, 危害到电网的安全、经济、稳定运行。因此, 必须通过电气试验手段来检验六氟化硫高压断路器工作特性是否正常, 绝缘是否良好, 进而判断其能否投入使用或继续使用。

2 试验的项目

(1) 测量绝缘拉杆的绝缘电阻; (2) 测量每相导电回路的电阻; (3) 耐压试验; (4) 断路器均压电容器的试验; (5) 测量断路器的分、合闸时间; (6) 测量断路器的分、合闸速度; (7) 测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间; (8) 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值; (9) 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻; (10) 断路器操动机构的试验; (11) 套管式电流互感器的试验; (12) 测量断路器内SF6气体的含水量; (13) 测量SF6断路器气体泄漏量; (14) 气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验。

3 试验方法及步骤

SF6断路器的电气寿命很长, 触头烧损导致绝缘性能下降可以不考虑, 关键是保证SF6气体的泄漏与含水量符合规定, 即在新断路器投运时, 可以考虑进行绝缘电阻与直流泄漏试验。正常运行中按规定进行SF6气体密度监视与含水量监测, 就可以保证绝缘性能处于良好状态。因此本文主要对SF6气体含水量测量及SF6断路器检漏进行阐述。

3.1 SF6气体含水量测量

(1) 测量原理:

一般测量SF6气体的原理有2种, (1) 仪器直接反映含水量的体积比大小; (2) 测量水分露点再转换成水分含量。

(2) 含水量超标的原因分析:

(1) 厂家组装断路器时, 瓷套、灭弧室元件、拉杆等部件干燥不彻底; (2) 断路器密封不严, 运行中进入水分; (3) 设备现场组装时进入水分, 或是充、补SF6气体的含水量高和充气管路吸附有水分。

(3) 测量方法:

(1) 工作前作业人员应正确穿戴SF6防毒用品; (2) 检查SF6检测仪是否正常, 无短路、接地, 正确接线, 接通电源, 接通开关气阀, 将检测仪的调节阀旋至“检测”位置, 按反时针方向缓慢调节流量阀, 使流量至0.3—0.4ml; (3) 测试前对管道进行通气干燥; (4) 将检测处的放气口接至远方, 人员应站在顺风处; (5) 观察显示窗口微水含量, 待显示含量合格 (见表1) ; (6) 关闭流量调节阀, 打开开关放气阀; (7) 将调节阀旋至“保护”位置, 关闭电源; (8) 检测完后, 关闭好开关放气阀, 并用检漏仪对放气阀进行检漏, 确定无漏气; (9) 将防毒面具及工具进行清洗, 工作人员应洗手。

(4) 注意事项:

(1) 对同一台设备坚持用同一微水测定仪测试, 以提高实测数据的可比性, 更好掌握SF6气体中含水量的变化; (2) 测试宜在夏天进行, 以获得SF6绝缘设备中含水量的最大值, 因为在1年之中气体中水分含量随气温升高而升高。

3.2 SF6气体检漏

(1) SF6漏气分析:

(1) 漏气隐蔽性强, 不能直接被发现, 需要用科学的方法进行漏点查找; (2) 漏气压力降低将导致设备耐压强度降低与开断容量下降; (3) 反复补气, 加之补气工艺失控, 容易导致气体微水超标, 断路器整体性能劣化; (4) 漏点类型多样, 不光是密封件问题, 浇注口砂眼、焊缝砂眼、密封槽尺寸、压力表漏气等因素占有一定比例。

(2) SF6易泄漏部位:

(1) 对220kV的SF6高压断路器, 各检测口、焊接缝、SF6气体充气嘴、法兰转接面、压力表连接管和滑动密封底座; (2) 对35kV和10kV的SF6断路器, SF6气体充气嘴、操作机构、导电杆环氧树脂密封处及压力表连接管路。

(3) 检漏方法:

目前, 检测SF6气体泄漏的方法主要有整体法、简易定性检漏、局部包扎法等, 各种检漏方法均有其劣点, 仅靠其中任何一种方法来进行检漏达不到满意的效果。因此, 在现场多用几种方法来进行检漏, 称之为综合检漏法。现就几种常用检漏方法的现场应用特点作一介绍。

(1) 整体法。为测量整台断路器的年漏气率要采用特制的密封容器, 例如特制的塑料袋把整台断路器罩起来, 经过一定时间 (如8h) , 测量塑料袋内SF6气体浓度, 再根据塑料袋与断路器本体的体积之差来计算年漏气率。这种方法理论上完全正确, 只适合于较小开关设备在制造厂进行。

(2) 定性检漏仪报警检漏法。定性检漏仪使用简单, 通常有高低2档灵敏度调节。使用时, 一般先打开高灵敏度档位, 比较容易检测到漏点。用探头沿可能漏气的接头、法兰、阀门部位慢速移动, 检漏仪发生报警时按下复位按钮, 可停止报警。反复探测, 若均有报警, 则可判断有漏点存在, 可切换到低灵敏度档位进一步验证。检漏仪带有气体浓度的强度指示灯或数据显示, 以强度指示灯亮起的多少、数据的大小变化判断报警点距离漏点的距离, 反复探测, 逐渐接近漏点。定性检漏仪检漏的缺点是, 探头移动不稳或有风会发生误报警, 需要反复验证;虽能确定漏点的范围, 但无法定位具体漏点;不能探测带电的设备本体。

(3) 压力下降法。用精密压力表测量SF6气体压力, 隔数天至数十天后再复测一次, 结合温度换算来检查压力降低多少。此法精度不高, 但简单易行。

(4) 分割定位法。此法适用于三相SF6气路连通的断路器, 查找微小漏气很困难, 就可采用该法逐步缩小被检测的范围。

(5) 局部包扎法。用塑料布将待测的部位包扎起来, 经过一定时间, 如4～6h后, 再用检漏仪对塑料袋内部进行定性或定量检测。实践证明, 用定性检测效果很好。

综上所述, 各种检漏方法各有利弊, 没有万能的检漏方法, 只有根据不同设备、现场条件选择检漏方法, 或几种检漏方法组合使用, 方能达到最佳效果。

4 案例分析

4.1 事故现象

事故前系统按正常方式运行, 为望新110kV#2主变压器运行, #1主变压器是新扩建设备, 尚未投运, 望泉线404 (泉406) 带泉塘站运行, 望星线望402断路器热备用;泉塘站35kV#1主变压器带负荷, 泉塘站412线路运行;星沙站由422供电, 星沙站418断路器运行, 空载充电望星线, 星沙站35kV#1主变压器及星沙站416线路运行。泉塘站412断路器与星沙站416断路器可以通过负荷侧合环运行, 正常方式时分列运行, 见图1。

2004年5月14日, 望新变电站一备用中的35kV SF6断路器突然爆炸。综合自动化系统后台机SOE信息显示, 望新站404断路器过流Ⅱ段保护动作, 404断路器跳闸, 重合闸动作, 重合失败, 110kV#2主变压器中压侧后备保护, 复合电压闭锁过流动作, 望新站420断路器跳闸, 望新站35kV母线失压。

值班员检查发现:泉塘站406断路器的保护装置烧毁, 406三相断路器从根部炸断, A、B相断路器的内置TA炸毁, 断路器内部有明显的短路放电电弧燃烧痕迹。爆炸产生的碎片飞出100m以外, 散落在设备区各个角落, 距离爆炸断路器较近设备的瓷质部分, 受到不同程度的损伤, 泉塘站35V母线B、C相避雷器各动作1次。

4.2 事故经过

根据事故现象以及保护动作报告、后台机信息、故障录波器提供的故障量波形, 事故发展过程, 先是泉塘站406断路器靠线路侧隔离开关A相对地弧光放电, 在接地故障持续10多分钟后, 弧光将望泉线的电缆绝缘击穿, A、B相间短路, 望新站404断路器过流保护动作跳闸。由于故障点仍然存在, 重合不成功, 加速跳开。7s后, 泉塘站406断路器本体三相短路爆炸, 望新站110kV#2主变压器35kV侧后备保护动作, 跳开望新站402断路器, 故障点切除。

4.3 事故原因调查分析

值班员反映, 当日15时刚刚对设备进行了巡视, 断路器外观正常, 没有放电声等异常情况, SF6气体压力正常, 没有异常信号, 加之断路器三相是同时爆炸的, 基本排除爆炸是由于断路器内部SF6气体压力低, 触头间绝缘破坏击穿造成的。调看泉塘站406断路器台账, 结果发现自2002年7月至断路器爆炸前没有试验报告, 从相关单位证实, 这一期间泉塘站406断路器确实未做过预防性试验, 也就是说断路器在爆炸前是否存在潜伏性故障不得而知。这一线索足以引起高度重视, 有可能在爆炸前, 泉塘站406断路器已存在较严重的缺陷, 由于长时间未预试, 潜伏的缺陷不断发展, 而望新站404线路故障以及断路器跳闸, 诱发了泉塘站406断路器爆炸。

从故障录波器打印出的故障电流波形可以分析出, 泉塘站406断路器先是发生了A、B相间短路, 继而发展为A、B、C三相短路, 在短路电流的巨大作用力下, 断路器爆炸。这与望新站404断路器最后一次跳闸仅相隔7s, 这也从侧面验证了望新站404线路故障诱发了泉塘站406断路器短路。

泉塘站406断路器额定电流1600A, 电流互感器在断路器本体内部。

从现场已经解体的爆炸断路器看, 泉塘站406断路器相与相之间外部没有短路放电痕迹, 短路发生在内部。A、B相内置TA完全烧毁, 并且有明显的电弧燃烧痕迹, 加之保护装置烧毁, 有高电压窜入二次电流回路的迹象。由于三相断路器底部连通, 主变压器后备保护动作出口需要延时, 二相短路发展为三相短路, 在短路电流的作用下, 断路器内部形成极高的气压, 断路器爆炸, 三相断路器从底部强度最薄弱的地方同时炸开。

有一点可以肯定, 泉塘站406断路器在爆炸前存在缺陷, 并且是比较严重的缺陷, 否则作为备用断路器, 如果性能良好的话, 不会发生绝缘击穿故障。

泉塘站406断路器经受了弧光接地过电压以及高幅值的重合过电压的冲击, 尽管母线避雷器动作了一次, 断路器内置TA存在的绝缘缺陷仍迅速发展, 最终导致绝缘击穿, 断路器爆炸。

4.4 断路器缺陷分析

设备交接试验报告数据显示, 断路器1min工频耐受电压相对地、相间为95kV, 断口间为95kV, 均高于规定的85kV;SF6气体微水含量为60mL/L, 小于规定的150mL/L;断路器投入运行时各项指标均合格, 缺陷是后天形成的。

(1) 外界因素。从一次系统图上可以看出, 泉塘站406断路器在热备用状态, 断路器的2个触头均带电, 一端接泉塘站35kV母线电压, 另一端接望星线线路电压。望新站母线电压随值班员调节而变化, 望星线电压受星沙站母线电压的影响, 当进线电压低或星沙站负荷大时, 望星线电压较低;反之当进线电压高或星沙站负荷小时, 望星线电压就较高。由于断路器两侧电压变化不同步, 断路器触头之间存在电压差, 极端情况下 (断路器的母线侧和线路侧发生异相接地) 最高值可以达3倍相电压。

(2) 断路器本身因素。SF6气体绝缘只适用于均匀电场和稍不均匀电场, SF6断路器为稍不均匀电场, 尖角部位需要屏蔽, 而该型断路器的绝缘拉杆截面为长方形, 存在电场集中问题, 不利于电场均匀分布。而不均匀的电场, 对断路器内作为绝缘及灭弧介质的SF6气体的绝缘强度影响较大。SF6气体在不均匀的电场内绝缘容易被击穿, 当所加电压小于击穿电压时, 往往因局部绝缘被击穿而导致整体绝缘的击穿。案例中, 在外部过电压的作用下, 有绝缘缺陷的内置TA先被击穿, 最终导致绝缘整体击穿。

该断路器内置TA二次引线两侧, 采用2片厚约2mm的环氧树脂片加胶带缠绕做为绝缘, 一旦二次引线绝缘破坏, 一次高电压将窜入二次回路, 除威胁人身及设备安全, 继电保护也被破坏。通常这类断路器的内置TA二次引线是通过接地的金属管引出, 如果高压引出线对金属管放电时, 是对地放电, 不是对二次绝缘放电。

该型断路器三相底部连通, 当一相发生故障时, 产生的气体很容易扩散到其他二相形成内部短路, 如果故障点切除不及时, 断路器极可能爆炸。

4.5 对策建议

为了避免再次发生类似事故, 应采取以下措施:

(1) 在望新站404断路器、泉塘站406断路器出线侧加装MOA限制线路侧的过电压;

(2) 改造内置的TA二次引线工艺, 通过接地的金属管引出;

(3) 在无法改变现有断路器内部工艺的情况下, 加大技术监督力度;

(4) 此次发生故障的断路器为内置的TA型断路器, 必须对该厂内置的TA型断路器进行以下试验: (1) 绝缘提升杆绝缘电阻及交流耐压试验; (2) 断口之间交流耐压试验; (3) SF6微水测试; (4) 断路器机械特性测试 (包括分合时间及不同期) ; (5) 断路器分闸状态下对内置的TA进行耐压试验。

5 结束语

SF6断路器检修技术研究 第8篇

1 SF6断路器的状态监测和故障诊断中存在的主要问题

现有的在线监测系统尚须对其设计和功能进行完善, 缺乏数据积累, 只能简单参照历史数据记录。应该使监测系统实现数据库建立功能。以往人们所关心的是机械参数的计算结果 (只要结果偏离不火, 就认为没什么问题) , 而对机械运动过程细节关心不多。许多系统的设计者将状态监测和故障诊断割裂来看, 设计出来的系统只是采集数据, 虽然得到了大量的状态参数但基本上没有数据分析功能, 数据的整理、状态特征量的提取、分析仍然要靠人工完成。现场运行人员普遍反映, 监测仪器寿命过短 (通常不超过10年) , 精度不够高。一般来说, 状态的变化, 设备由止常状态到故障的发生都是有一个过程的。但是现有系统对故障机理研究尚不够透彻, 监测与诊断的手段不多, 获取的信息也不够全面, 在故障的诊断率和诊断的正确率、系统的稳定性等方面还存在问题。这些原因都使状态监测和故障诊断工作进展缓慢。

2 SF6断路器检修维护中所需的测试设备

在SF6断路器检修维护中需要较多设备, 本文主要概括了以下检修设备: (1) 检漏设备:主要采用SF6气体检漏仪, 对SF6短路器的气压在一段时期内发生显著变化者, 要进行检漏, 找出发生气体泄漏的具体部位, 并进行针对性处理。 (2) 低电压试验设备:主要采用低电压试验箱, 对SF6断路器的分合闸电压进行测试, 测试结果应满足规程要求, 否则应进行调整。 (3) 导电回路接触电阻测试设备:主要采用大电路回路电阻测试仪, 导电回路接触电阻必须在规程允许范围内, 若接触电阻超标, 则很可能会导致过热, 甚至断路器跳闸, 应找出电阻超标的具体部位, 进行针对性处理。 (4) 机械特性测试设备:主要采用开关机械特性测试仪, 对断路器的分合速度、分合闸时间、触头磨损量等机械特性进行测试, 若发现有测试结果超出规程允许范围, 或触头磨损量超过规程规定时, 应分别进行调整或更换。 (5) 微水含量监测设备:主要采用SF6微水测量仪, 对断路器内的SF6气体的微水含量进行检测, 若发现微水含量超标, 则应将本体抽真空, 干燥后重新充入合格的SF6气体。

3 断路器维修方式的选择

一般情况下, 设备会随工作时间的延长出现功能故障, 从保证设备的使用可靠性出发, 针对设备不同阶段可以采用不同的维修方式.对具有早期故障期的设备应禁止投入系统运行;对处于偶然故障期的设备应进行事后维修及预防性定期维护, 以提高设备的使用可靠性;对进入耗损故障期的设备应进行预防性维修, 更换掉进入耗损期的设备零部件, 降低设备的故障率。具体的维修方法主要有两类, 即事后维修和预防性维修。一般情况下设备故障具有随机性, 事后维修由于事先缺乏周密的准备, 维修时间不确定, 且往往会带来较大的设备停机损失, 预防性维修是在设备零部件发生故障前进行定期检查、维修和更换。防患于未然。预防性维修具体有3种具体实施方式:定期预防维修方式、视情维修方式和监控维修方式。

(1) 事后维修方式:事后维修方式是在设备发生故障后才去进行维修, 使出现故障的设备恢复正常功能的一种维修方式。事后维修方式有时也称为故障维修, 由于该维修方式的维修时机无法控制, 当设备零部件发生故障时会造成停机。实践证明, 有些设备零部件即使发生了故障, 也不会造成严重后果, 如密封件一类的设备零部件和一些偶然故障, 没有必要进行预防维修, 可以在故障发生后再进行维修或更换。这样一来, 设备零部件就可以得到充分利用, 并减少预防性维修次数, 避免了设备零部件不必要的拆卸、检查、维修, 反而会提高设备的使用经济性。 (2) 定期预防性维修方式:根据经验及设备的故障统计数据, 规定每隔一段确定的时间对设备进行一次计划性的维修, 而在规定时间前发生的故障, 则进行事后维修。定期预防性维修的优点是可以预防那些不拆开就难以发现和预防的故障。定期预防性维修方式以时间为基准, 维修时机掌握明确, 便于维修工作的组织和计划, 但维修故障对象的针对性较差, 且维修工作量大。 (3) 视情维修是基于大量的设备故障不会瞬时发生, 而需要发展一段时间, 即设备的功能故障在发生前有一定的故障征兆表现, 当这些故障征兆出现的时候, 才对设备进行维修。即根据设备中零部件的实际工作状况, 以监测设备零部件工作状态的方式, 在设备发生功能故障前采取维修措施的一种预防性维修方式。 (4) 监控维修方式 (或叫在线监测) 通过监控, 监测系统对设备的工作状态进行连续监控, 直到发现设备某种故障征兆的时候, 才进行维修。实际上监控维修方式是在视情维修上的发展。监控维修是依靠收集和分析设备零部件的总体使用维修数据和对设备零部件在使用中的状态进行连续在线监控而决定维修措施的方式。由于分析和监控的内容都是设备已经发生故障的事后数据, 因此, 在设备中采用了这种监控装置后, 设备零部件就可以使用到不能继续使用时为止, 因而也属于一种视情维修方式。另一方面也可以将监控维修方式看成是把设备零部件工作状态的视情检测提高到连续监控阶段, 可以说是视情维修方式发展的更高的一个阶段。监控维修方式, 能使设备零部件的寿命得到充分利用, 维修工作量很少, 使维修工作由被动变为主动, 可以说是一种理想的维修方式。

摘要：真空断路器是电力系统中的重要设备之一, 起着控制和保护双重任务, 其运行状态直接影响着电力系统的运行稳定性和供电可靠性, 当它发生故障或事故时会引起电网事故或扩大事故, 造成相当大的经济及其它方面的损失。本文主要研究了SF6断路器的状态监测和故障诊断中存在的主要问题、SF6断路器检修维护中所需的测试设备以及断路器维修方式的选择。

关键词：SF6断路器,状态监测,检修维护

参考文献

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