SF6开关设备（精选10篇）
SF6开关设备 第1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开关设备 第2篇
【关键词】温控器;加热板;SF6开关
1.导语
自1998年以后，变电所先后进行了SF6开关改造，改造对设备管理提升了很大发展空间，随着SF6开关的使用其优越性越来越体现出来。SF6开关的机构采用弹簧机构，弹簧机构较以往电磁机构有很大优点，弹簧机构动作可靠，储能之后可以进行一次合、分闸，合闸电流仅为2.5A左右，较原来235A合闸电流小了很多。这样，直流蓄电池就减轻很多负担，加之开关自身优势其发生拒合和拒跳的故障减少了很多，但开关拒合及拒跳故障还没有完全消除，这对越来越严格的供电及检修要求来讲，还是存在不少考验。弹簧机构采用的是弹簧储能，储能过程是电机通过齿轮或者链条传动来实现的，那么，齿轮或链条及其他部件上有一定的润滑油，对于北方来讲，温度低会造成润滑油凝固，从而影响开关的传动，也就是分合闸。为此，厂家特意设计了加热装置，但加热装置动作是否正确或者是否能及时发现故障，成了影响开关可靠动作的一个重要因素。针对这一情况，我粗浅谈一下SF6开关开关机构箱加热装置工作状态监视的一点见解。
2.开关机构箱加热装置的调查
调查30座110千伏变电所及部分二次变，SF6开关大体分为三种，分别是苏州阿尔斯通、沈阳开关厂（简称沈开）、泰安开关厂（简称泰开）。苏州阿尔斯通一般用于110千伏，沈开与泰开一般用于35千伏，其中苏州阿尔斯通开关采用链条传动，沈开与泰开均采用齿轮传动。通过与检修单位的咨询，苏州阿尔斯通开关加热板故障台次数很小，而沈开与泰开台次数相对很大。所说台次数是指，近三年以来发生加热装置故障与台数的比值，因为阿尔斯通开关（110千伏开关）较少，单纯从故障次数上无法进行比较。这里我们不探讨开关机构箱本身设计问题，因为阿尔斯通开关高价格、高科技是其他开关无法比拟的，同时，开关机构箱加热设计也不是我们要研究的课题。我们重点探讨现有开关加热装置工作状态监视问题。
阿尔斯通开关机构箱有2个加热板，另外有一个感温包，感温包一般是-20℃启动，+10℃停止加热板除加热功能外，还有除湿功能。沈开和泰开是由温控器和加热板（一块）组成。温控一般是-5℃启动，+10℃停止，后来又出现了-15℃启动，+10℃停止带手动和自动功能的温控器。从运行实践上讲，阿尔斯通开关加热装置故障一般发生在端子排过热（烧毁）接触，但这种情况发生的次数很少，其他故障概率更低。而沈开和泰开加热装置故障就很多，除端子排故障，温控器故障、加热板烧毁概率很高，尤其是加热板接线柱烧毁出现次数较高，这与加热板制造工艺有很大关系。无论是哪个厂家，致命的缺点就是加热装置工作状态没有监视功能。
3.开关加热装置工作状态监视存在的问题分析
没有监视功能的加热装置一旦损坏，开关冬季运行时不能保证可靠动作。唯一的方法是运行人员冬季每次巡视时打开机构箱进行检查，但这是不现实的，每开一次机构箱就增加一次误碰风险，如遇到大雪天气更不现实。后来我们又通过观察玻璃窗上霜情况及摸固定螺丝温度的方法来进行判断，事实证明效果不是很好。为此，我们将开关机构箱加热装置工作状态监视作为我们研究的课题。
3.1加装电源指示灯
电源是机构箱装置正常工作的前提条件，所以我们着手在这方面入手。首先尝试在机构箱电源开关下侧并了一个红灯，夜间通过观察窗灯光可判断加热电源完好。但这个设计存在很大弊病，温控器和加热板损坏根本监视不到位。之后我们进行改进，把电源取在加热板接线柱上，当温控开关启动时红灯亮，这样保证温控器正常工作。这一方案缺点是不能监视到加热器损坏，但我们没有找到好的办法之前还是采用此方法。
3.2加装能指示加热板正确工作的指示
后来发现加热板损坏的概率还比较大，我们就寻求新的方法，一位在电路有很深研究的人帮助我们解决了问题。他在火线上串了一个小电流互感器，通过加热板工作时产生的电流来启动中间继电器电流线圈，从而启动红灯。同时他又将红灯安装在端子箱侧面，在端子箱和机构箱之间用电缆进行了连接，很好地解决了加热板损坏无法监视的问题，取得很好效果。
3.3机构箱内部粘贴温度计
随着监视装置的运行，也发现一些问题。白天的时候不明显，需要用手去捂着观察。最大的问题是电流互感器、红灯、继电器这3个元件损坏时有发生，维修比较麻烦，对及时发现加热板故障带来很大障碍。另外，机构箱温度在临界值时，无法判断加热装置故障还是监视回路故障，同时还无法实现试验功能。针对以上情况，我们尝试在机构箱观察孔处加装温度计，通过市场上调查和查找，终于找到一个大小差不多的温度计，安装之后发现效果很不好，刻度太小无法看清、影响观察孔视线、受观察孔玻璃辐射温度不准。最后，我们给出的结论是此方案不可行。
3.4加装能显示机构箱内部温度的数字显示器
安装温度计给我们解决问题的思路带来一些启发，我们沿着这一思路进行研究。经过努力，我们找到一种带感温探头温度数字显示器，而且还有温度设定和控制功能。此温度数字显示器可以在室外工作，体积很小，高精度数字显示，有效分辨率为0.1℃，温度控制范围-50℃--50℃之间。我们尝试安装，安装考虑和防雨和固定，安装非常顺利，我们将控制器安装在机构下部（通过固定盒用玻璃胶粘贴），探头安装在机构箱内部，电源取自加热器电源。通过一段时间的运行，效果非常好，彻底解决了机构箱内部温度监视问题，同时，巡视观察比较方便。
通过以上4个方案分析，我们确定了加装监视开关机构箱加热板工作状态的装置和加装能显示机构箱内部温度的数字显示器这2个方案。2个装置同时使用可以实现开关加热装置工作状态的监视。
4.对加热装置监视手段的长远设想
以上装置虽然解决了问题，但也存在缺点。那就是没有报警功能，尤其是值班人员在岗位上无法时时监控，另外没有除湿功能。为此，我们又近一步进行探讨，提出以下长远改造计划。
4.1温度数字显示器改进为温湿度控制器
将温度显示器改进为温湿度控制器，当机构箱进雨或受潮（密封不严），机构箱内湿度过大时，通过温湿度控制器可以显示出来，还可以实现就地报警功能。
4.2机构箱温度异常增加报警功能
利用机构箱温度显示器一副常开接点实现报警功能，对显示器温度进行设定，当温度低于数值时，常开接点闭合，启动报警装置，报警装置可以后加装。可以把所有接点都通过开关信号回路备用芯，全部反映到主控室，在主控室进行并联集中反映到一个备用光字牌上，这样就可以实现报警功能，同时湿度也可以实现报警。报警功能方案可行，但需要公司帮助协调解决。
5.结束语
SF6开关设备 第3篇
1 概述
SF6气体绝缘金属封闭开关设备大多采用的是圆筒式结构, 将断路器、隔离开关、接地开关、绝缘子和互感器等装置包裹住, 以SF6气体为绝缘介质。SF6气体绝缘金属封闭开关设备每一功能单元都是由多个隔室组成的, 例如母线隔室、断路器隔室, 在分割隔室时, 既要确保开关设备正常运行, 又要保证开关设备发生故障时, 能够限制电弧效应。一般情况下, 在分割隔室时, 要采用绝缘隔板, 同时, 不同的隔室允许的气体压力也不相同。对于断路器隔室的SF6气体, 需要考虑到灭弧效果, 所以, 其压力也要比其他隔室的气体压力高。
与常规的电气配电装置相比, SF6气体绝缘金属封闭开关设备具有以下特点: (1) 体积小。由SF6气体绝缘金属封闭开关设备组成的变电站, 其占地面积很小, 电压等级越高效果越明显。 (2) 运行安全、可靠。SF6气体绝缘金属封闭开关设备的带电部分会封闭在金属筒外壳中, 所以, 不会发生短路事故和接地事故, 并且其介质为SF6气体, 不会引发火灾。由此可见, SF6气体绝缘金属封闭开关设备运行的安全性很高。 (3) 维护量小, 使用周期长。SF6气体绝缘金属封闭开关设备的使用寿命比较长, 并且其检修周期为10~20年, 能极大地减少维护量。
2 小型化开关设备的设计研发
2.1 断路器
断路器是SF6气体绝缘金属封闭开关设备的开断故障电流原件, 其设计效果对整个SF6气体绝缘金属封闭开关设备有很大的影响。在断路器中, SF6气体既是绝缘介质又是灭弧介质, 在电弧的电离作用下, 断口SF6气体的绝缘强度会比其他位置SF6气体的绝缘强度低。在执行开断动作时, 利用电场的屏蔽效应, 能有效地减少金属粒子的存在, 同时, 还能减少热气体的存在。通过数值分析和仿真软件优化断路器静端电场, 使得断路器尺寸更小和开断能力更强。
2.2 隔离开关和接地开关
在设计SF6气体绝缘金属封闭开关设备的过程中, 可以将隔离开关和接地开关设计成组合式结构, 这样就能保证其尺寸最小化。在SF6气体绝缘金属封闭开关设备中, 隔离断口最大电场强度处于断口品比中心开孔, 当降低了隔离断口电场后, 就能处理屏蔽面的形状与边缘形状的相互关系。在设计过程中, 可以采用多段圆弧相接的方式优化屏蔽结构。
2.3 油气套管
油气套管是SF6气体绝缘金属封闭开关设备和变压器连接的重要部分, 在设计时, 要保证油气套管能分离SF6气体绝缘金属封闭开关设备和变压器, 并能独自完成各项工作。因此, 要在油气套管的高压电极中间设置1个可拆卸的断口, 同时, 还要保证这个断口和隔离开关断口的场强一致。
2.4 出现套管
在计算瓷套模型时, 由于瓷套是SF6气体绝缘金属封闭开关设备高电压的引出位置, 因此, 需要考虑到空气、SF6气体这2种绝缘介质。对于出现套管的内屏蔽表面, 其电场强度要满足SF6气体的绝缘性能需求, 同时, 套管外的法拉表面强度要满足空气的无晕需求。因为法兰的自身形状、高度、内屏蔽直径和高等都会影响法兰表面电场强度, 所以, 在设计时, 要注意优化外法兰形状。
2.5 盆式绝缘子
在SF6气体绝缘金属封闭开关设备中, 盆式绝缘子的应用十分广泛。在SF6气体绝缘金属封闭开关设备运行过程中, 盆式绝缘子是最容易发生故障的。高压端的屏蔽电极、绝缘材料等都会对盆式绝缘子的绝缘性能造成影响, 在设计时, 可以利用高电位的电极形状和低电位的电极形状将SF6气体、绝缘件、电极的介质交界面处理好, 从而确保绝缘子沿面场强均匀分布。
2.6 三相共箱主母线及其他元件
主母线是连接间隔的重要元件, 其可靠性对SF6气体绝缘金属封闭开关设备的稳定运行有十分重要的意义。当外壳直径不变时, 优化电场, 通过增加导体直径来减小主回路的电阻, 使母线的额定电流达到4 000 A。在设计SF6气体绝缘金属封闭开关设备时, 还可以利用电场数值分析和仿真软件优化三通、分支母线和电流互感器等, 能获得良好的设计效果。
3 结束语
SF6气体绝缘金属封闭开关设备的小型化设计, 能有效降低产品的原材料成本, 提高产品的技术水平。在设计、研发SF6气体绝缘金属封闭开关设备时, 利用数值分析和仿真软件进行优化, 能有效地减少导体连接数, 缩短间隔母线导体的长度, 减小主回路电阻, 提高产品设计研发效率, 为SF6气体绝缘金属封闭开关设备的可靠性提供保障。
摘要：SF6气体绝缘金属封闭开关设备又被称为SF6气体封闭式组合电器, 它被广泛应用于72.5 k V以上的电力系统中。从SF6气体绝缘金属封闭开关设备的基本内容出发, 分析了采用数值分析和仿真软件实现小型化SF6气体绝缘金属封闭开关设备设计的优化措施, 以期为相关研究提供一定的参考。
关键词：SF6气体绝缘金属封闭开关设备,设计,优化措施,电气配电装置
参考文献
[1]洪国耀, 赵羲英, 陈冰.小型化SF6气体绝缘金属封闭开关设备的研究开发[J].高压电器, 2012, 48 (10) :78-80.
SF6开关设备 第4篇
【关键词】SF6；负荷开关；熔断器；參数；施工安装；运行维护
引言
近年来，SF6绝缘的10kV负荷开关-熔断器组合电器在10kV配电系统环网供电和终端用电中得到了广泛的应用。尤其是对中小容量变压器用户，负荷开关-熔断器组合电器简化了变电所的操作电源和继电保护装置，减少了客户变电所的占地面积，节约了设备投资，同时也能基本满足变电所日常运行的要求，受到了用电客户的普遍欢迎。
SF6绝缘的10kV负荷开关-熔断器组合电器是一种将负荷开关、高压熔断器、接地开关组合安装，全部或部分密封在充满SF6气体的箱体内，利用SF6优异的绝缘、灭弧性能，满足安全关合负荷电流的开关设备。对中小容量变压器用户，出于功能和成本两方面的考虑，一般选用单独将负荷开关机构填充SF6密封绝缘，熔断器和接地开关机构空气绝缘的半充气组合电器形式。另有开关柜内全部填充SF6气体密封的GIS全充气设备。本文主要讨论半充气组合电器。
问题分析
负荷开关-熔断器组合电器是由负荷开关来承担过载电流和正常工作电流的关合和开断，并且还要求承担“转移电流”的开断，而配电变压器高压侧的短路保护和过载保护由高压限流熔断器来承担，两者有机的结合起来，就可满足系统正常操作和故障保护的要求[1]。
在我国，随着电网建设和改造的不断深入，负荷开关-熔断器组合电器在10kV配电系统的环网供电和终端用电的应用越来越多。考虑到熔断器性能特点和SF6气体的特性，在选用组合电器时需要对针对实际情况对各项因素综合考虑。
下面从四个方面分析SF6绝缘的10kV负荷开关-熔断器组合电器在使用时的注意事项，并提出应对措施。
1.组合电器的参数选择
1.1短路电流
10kV配电所主设备的选择应结合电网的建设计划，长远考虑设备的安全性能。按照《国家电网公司配电网工程典型设计l0kV配电分册》规定，10kV设备的短路电流水平应不小于20kA[2]。
1.2转移电流
转移电流是指在撞击器驱动下，开断故障电流任务由熔断器转移到负荷开关时的三相对称电流[3]，它是带有撞击器脱扣联锁机构的负荷开关-熔断器组合电器的主要参数之一。转移电流发生在第一相熔断器起弧后，因为熔断器熔断时间存在着时间差，负荷开关应在该相熔断器撞击器的驱动下，在第二相熔断器熔断之前或与之同时断开。
熔断器应能开断变压器二次桩头直接短路时的短路电流，将其折算成一次侧短路电流，以1250kVA配电变压器为例，其短路阻抗按4%计算，则：
根据《高压交流负荷开关-熔断器组合电器（GB16926-2009）》中规定：在转移点处，三相故障条件下，最快熔体熔化的首开相其撞击器开始使负荷开关分闸，其余两相将承载减少了的电流的87%。故其余两相负荷开关承载的转移电流应为：
一般压气式和产气式负荷开关的额定转移电流在1000A左右，无法满足要求[4]。SF6负荷开关转移电流IZ≥1700A，可满足要求。
配电变压器出线开关采用负荷开关-熔断器组合电器时，建议干式变压器单台容量不大于1250kVA，油浸式变压器单台容量不大于630kVA[5]。这是因为如果变压器容量超过1600kVA，组合电器的转移电流无法满足上述分析的要求。而800kVA及以上油浸式变压器设有用于切除变压器内部故障的瓦斯保护，故障电流在尚未威胁设备安全以前，微机保护可以发故障报警或跳闸信号，熔断器则无法进行预先判别，因此将需将油浸式变压器的容量限定在630kVA及以下。
2.熔断器性能的局限性
下面从三个方面论述熔断器保护相比微机保护的不足之处。
2.1性能老化
熔断器性能随时间的推移会发生老化，导致出现故障时失灵，从而引发严重后果。相对应的，微机保护的运行寿命一般为10年，技术成熟，运行可靠。
2.2无通用备品备件
不同品牌产品有各自配套的熔断器，市场上尚无认证认可的通用备品备件，运行管理十分不便。苏州市用户终端变电所应用的组合电器厂家众多，有ABB、施耐德、西门子等进口产品，也有申宏、科瑞悦、三狮等国产品牌，其熔断器在投运或故障更换时，存在着未按厂家要求使用指定型号和参数的熔断器的现象，可能影响组合电器的性能。
而微机保护已经全面实现了实时数字式操作方式，更改继电保护定值方便快捷。
2.3通讯和远控能力不足
熔断器因为其机械结构和安装方式，无法完成设备通讯和远控的要求。微机保护能够实现远程通讯和远方控制，符合配网自动化发展的要求。
3.SF6气体的危害
SF6气体本身是无毒的，但具有窒息作用，它的比重约为空气的5倍，若发生泄漏，则会沉积在低洼处，如果这些地方的通风设施不良，工作人员在SF6气体浓度较大的环境中工作，会有窒息的危险。此外，SF6气体在电弧作用下，会分解产生一些有毒低氟化合物，这些分解物又和电极材料、水分、氧气等进一步反应生成有毒的其他化合物，对人体产生危害[6]。工业用户的变电所建设在其规划红线地块内，靠近生产厂房，而公用配电网设备往往深入居民区、商业中心等人口密集区，因此必须考虑SF6气体泄漏的防范和善后处理措施。
苏州市从2004年开始已将“在低位设置机械式排风装置”列入了采用SF6绝缘设备的变电所配套土建建设的要求中。
4.安装及运行维护
4.1电缆安装工艺
SF6负荷开关环网柜体积小，一个间隔宽度约325mm，某些产品甚至只有210mm，出线电缆安装空间很小，手枪形电缆头与套管可能会发生受力情況，以致影响箱体密封性，甚至造成气体泄漏，安装时需要尤其加以注意。
4.2泄压通道的设置
苏州市场上SF6负荷开关环网柜的泄压通道位置通常设置在柜体的背部和项部，在柜体背部和顶部均安装有泄压板，可快速释放柜内因故障产生的高压气体，防止高压气体危及柜前操作人员的安全。其中背部采用水平向后的泄压方式，顶部采用垂直向上的泄压方式。
其中背部水平向后的泄压方式存在一定的安全隐患。背部泄压板一般为镀锌板，采用直接扣在柜体上的方式固定。这样的结构强度较差，一旦柜内设备发生故障，泄压板将向后方大力冲出，可能会对柜体后方的巡视人员造成伤害。
对此，可以通过增加泄压板上下部位强度差的方式来加以改善。首先将柜后泄压板的中部折弯，增加板的整体强度。在泄压板上部用金属螺丝固定，下部用塑料螺丝固定，这种结构造成了板上部的紧固程度要明显高于板下部。实验数据显示：如此改造后，当在泄压板上部加力至21N时金属螺丝松动；下部加力至9.8N时塑料螺丝弹出。如果开关柜内发生故障，产生的高温高压气体冲击泄压板，塑料螺丝将首先受力弹开，而金属螺丝保持固定，这样泄压板将向下方打开，瞬时释放高温高压气体，避免直接向后冲击到运行维护人员。
4.3三相熔断器的更换
动作后须同时更换三相熔断器。当组合电器发生短路故障时，考虑到熔断器的动作误差时间，只要某一相熔断器熔断后，其余相的熔断器即使外观完好，但由于通过了过电流，也应该同时更换。
结束语
SF6绝缘的10kV负荷开关-熔断器组合电器在市场上已经逐步铺开，整体的技术设计已日趋成熟。由于其结构简单、入市门槛低等原因，生产该种产品的厂家和选用该种产品的用户非常之多。在激烈的市场竞争中，一些生产厂家为了获得市场占有率，往往在产品细节上不够注意；在产品的安装、使用和运行维护过程中，也存在着不少不规范之处。本文依据笔者在工作中的实际经验，从四个方面分析了该产品在使用时的注意事项，并提出了相应应对措施，希望藉此能够提升设备厂家的产品质量，提高用户对该产品的运行维护管理水平，消除一些潜在的安全隐患，使得客户的供电更加可靠，供电企业的电网更加安全。
参考文献
[1]陈福加.六氟化硫负荷开关应用[J].农网技术，2008（3）：71.
[2]刘振亚等.国家电网公司配电网工程典型设计10kV配电分册[M].北京：中国电力出版社，2014.
[3]GB16926-2009，高压交流负荷开关-熔断器组合电器[S].
[4]金开宇等.配电网新设备与新技术[M].北京：中国水利水电出版社，2006.
[5]DGJ32/J14-2007，35kV及以下客户端变电所建设标准[S].
[6]郭贤珊.高压开关设备生产运行实用技术.北京：中国电力出版社，2006.
SF6开关设备 第5篇
1 传统SF6气体检漏技术
以往的SF6电力设备检漏手段主要集中在抽真空检漏法、包扎法和化学检测法。
(1) 抽真空检漏法。在设备未充入SF6气体前, 对设备进行抽真空处理, 并保持一段时间, 观察其真空度降低的值是否满足设计要求。该方法仅用于出厂或大修后检漏, 且精度较差, 适用范围较小, 需要大型真空泵及真空计, 检漏所需时间较长, 实施成本较大, 目前已经很少采用了。
(2) 肥皂气泡法。在疑似泄漏点处涂抹肥皂水, 观察是否有气泡产生, 以此判断是否有泄漏点。该方法虽然不需要仪器, 但其精度较差, 无法评估泄漏量的大小, 检漏所需时间较长, 且检测范围有限, 某些设备无法进行带电检测。
(3) 包扎法。在疑似泄漏点处使用塑料薄膜包扎, 再使用SF6定量检测仪检测包扎部位的气体含量。该方法适用于定量检测, 多用于出厂试验或大修后检测, 检测结果受包扎是否严密的影响较大, 且精度较差。
(4) “卤素效应”检漏法。所谓“卤素效应”是指金属铂在一定温度下发生正离子发射, 当遇到卤素气体时, 正离子发射会急剧增加, 相应地发射特性就是“卤素效应”。该检测方法既可用于SF6一般定性检漏也可以用于精确定量检漏。该方法不便于现场SF6气体泄漏点的精确定位, 只能定位存在一定浓度的SF6气体区域, 且工作量大。当出现微风时就不具备检漏条件, 室外现场使用时受环境因素制约性大, 性能不稳定。
(5) 热导检测器法。热导检测器的检测原理是基于不同组分与载气之间有不同的热导系数, 当被检测组分通过热导池时, 热敏元件温度发生变化, 导致电阻发生变化, 从而导致内部电桥不平衡, 输出电压信号。该检测方法也可用于SF6一般定性检漏和精确定量检漏。其缺点与“卤素效应”检漏法相同, 漏点检测不够直观, 受现场环境制约, 性能不稳定。
(6) 激光成像检漏法。该技术的工作原理是仪器主动发射一定波长的激光能量, 泄漏出来的SF6吸收来自激光的能量, 使其温度得以上升, 产生跟周围环境更大的温差, 然后通过红外探测器成像, 原理如图1所示[2]。
传统SF6气体缄口技术在检测SF6气体的泄漏方面实现突破, 其检测结果也较为直观。但是激光成像检漏仪存在许多缺点, 如激光发生器的限制, 机身体积庞大且重, 在现场拍摄及移动比较困难;激光器工作时耗电较大, 需要蓄电池或交流电源供电, 很不方便;另外, 激光成像检漏仪采用的是反向散射/吸收成像技术, 对于一些没有背景的设备, 某些SF6泄漏点是无法检测出来的, 这也是该技术存在的一个缺憾。
上述几种方法各有利弊, 在执行过程中受限制的因素较多, 很难检查出泄漏点, 同时工作量很大, 泄漏点不直观, 很多情况下还必须先对设备停电, 然后检修人员手持检测设备逐步接触密封部位, 寻找可能发生的泄漏部位。另外在有限的停电时间内, 也不能马上进行处理, 必须记录泄漏部位, 然后准备好备品备件, 等到下一次停电时再进行处理。这样就造成了处理1个设备的SF6气体泄漏缺陷, 需要设备至少停电2次的情况, 检修工期长, 效率低下。
鉴于上述SF6气体检漏技术的一些不足和缺陷, 研究新的、可实现带电检测、远距离巡检SF6气体检漏技术就显得尤为重要。
2 SF6气体红外成像检漏技术
研究结果表明[3], 一定浓度的SF6气体对红外线吸收极强, 而空气吸收较弱, 造成其两者的红外影像具有不同的特性, 表现为泄漏点处的SF6气体与周围环境的温度有微小的差别, SF6气体浓度越高这种温度差异越大, 使得通常可见光无法观察的SF6气体泄漏现象, 在红外探测器及先进的红外探测技术的帮助下变得清晰可见。
研究表明, SF6气体对红外光谱吸收性最强的波长为10.6μm, 而一般的红外测温仪的工作波段比较宽, 约为0.7~14μm, 其检测到的干扰信号较多, 无法直接用于SF6气体红外检漏工作。因此要实现红外检漏, 关键技术是设计一款窄带滤波装置, 将红外成像仪器的工作波段限制在10.3~10.9μm的范围内, 否则会因为其他气体对红外光谱的吸收而影响检测精度, 且其温度分辨率不大于0.025℃,
目前较成熟的技术是利用制冷型量子井探测技术 (QWIP) , 检测由于SF6气体吸收红外光谱产生的微弱变化量, 从而达到SF6气体泄露的目的, 其检测工作原理如图2所示。
红外成像检漏是最新的SF6检漏技术, 较传统的泄漏检测技术有着不可比拟的优势, 同时也能给实际工作中创造较大的经济效益及社会效益。
(1) 红外检漏技术可进行带电检测, 大大减少因停电检漏而带来的损失。
(2) 红外检漏技术可进行非接触、远距离检测, 人员检测工作更安全。
(3) 红外检漏技术可实时捕捉微量SF6气体泄漏, 并以图像显示出来, 准确定位故障点, 省时省力。
(4) 采用纯红外接收成像, 不需要额外发射激光补助能量, 因此仪器体积较小, 现场操作简单, 可在各种环境、天气和背景下进行检测。
(5) 现有红外检测装备大多同时具备红外和可见光成像功能, 每种成像方式还同时具备视频和图像拍摄模式, 便于后期进行更细致的分析。
(6) 红外检漏技术较其他检漏技术, 现场工作用时较短, 现场检测工作效率高。
另外, 与传统检漏技术相比较, 现有红外检漏技术及其装备也存在一定的劣势。即目前SF6气体泄漏红外检测装备价格昂贵, 大面积推广的成本较高;进行SF6气体红外检漏时, 要求工作人员具有一定的工作经验与技巧;红外检漏技术仅能实现定性检测, 无法进行定量检漏, 因此该方法仅可用于运行设备检测。
3 红外成像检漏现场测试要点
3.1 现场检漏工作顺序
根据近几年的工作经验, 建议按照如下顺序进行SF6泄漏点查找:密度继电器→阀门及管道→法兰→本体→转角 (GIS) 及底座→空间狭小部位。
(1) 密度继电器作为GIS设备的辅助测试部件, 其内部多为二次元件, 在安装运行维护阶段往往会忽视对其进行密封性试验, 而成为SF6气体泄漏的薄弱环节。
(2) SF6气体管道多采用硬连接、铜焊接等工艺, 在生产、安装环节很容易出现各类问题, 如密封圈质量不佳、焊接处开裂等问题较为突出。
(3) 设备法兰 (顶部、中间、底座) 面较容易出现漏气现象, 如在拧螺丝时力矩过大过小、未按照对角紧固、密封圈质量不佳等, 均会出现异常泄漏。
(4) 如果在GIS壳体浇筑成型阶段或焊接时工艺控制不严, 往往会出现沙眼或焊孔, 在GIS设备出厂或交接验收时未及时发现, 运行一段时间后就出现SF6气体泄漏现象。
(5) 由于空间窄小, 导致某些部位难以用常规检测方法进行泄漏测试, 往往在安装和交接中过程忽视这些部位的监测, 应在运行阶段加强检测。
3.2 根据补气周期确定泄漏检测工作
常规红外可视化检漏仪具有一定的检测精度, 并非对所有泄漏情况进行监测。根据近几年工作经验, 建议结合SF6气体密度继电器的示数变化速度和补气周期进行SF6泄漏检测。现有的红外检测仪一般可检测到补气周期在6个月以内的漏气缺陷, 现场检测结果如图3—5所示。当补气周期超过6个月时, 需要在夜间、无风、晴朗的环境下, 采用高精度测试仪才能监测到微弱的漏气现象, 现场检测结果如图6、图7所示。
4 案例分析
某500 k V变电站运行维护人员发现5071断路器A相、B相相继出现低气压报警, 补气周期大约为2个月, 随即采用红外和激光成像检测法分别进行泄漏点定位。红外检漏结果显示, 5071断路器A相线路侧极柱和B相母线侧极柱合闸电阻法兰上部分别存在一个气体泄漏点, 其中B相泄漏严重程度大于A相, 如图8、图9所示。激光检漏没有发现SF6气体泄漏点。
结合停电计划对该设备进行解体检修, 发现B相断路器操作连杆箱存在砂眼, A相断路器法兰密封胶圈脱离“密封槽”而存在不正常的挤压, 设备运行一段时间后发生气体泄漏现象。随后更换连接箱和密封圈后泄漏现象消失。
5 结束语
综上所述, 相比于常规方法, 红外可视化检漏技术具有可进行带电检测、可进行非接触、远距离检测、可实时捕捉微量SF6气体泄漏等优点。缺点则是无法进行定量检测, 但作为一种设备运行巡检技术, 检测、定位泄漏点是首先解决的问题, 然后根据包扎法进行定量检测。因此, 建议加大红外可视化检漏技术的发展和推广力度, 建立现场检测导则、规范, 加强技术交流, 提高SF6气体检漏工作效率。
参考文献
[1]佟智勇, 甄利, 张远超.SF6开关设备检漏及漏点处理现场实践[J].高压电器, 2010, 46 (5) :92-94.
[2]吴剑敏.激光成像技术在电力系统中的应用[J].上海电力, 2008, 15 (2) :192-195.
SF6开关设备 第6篇
1 传统充气方式的弊端
目前, 对变电站内SF6设备进行的气体补充工作, 多采用“手抬、车推、梯爬”等传统方式, 即依靠人力完成对SF6气体钢瓶的搬运工作;依靠推车完成转移、运输工作;用绝缘梯完成充气作业现场的装置连接工作。传统作业方式不仅需要耗费大量的人力、物力, 而且在设备转移、安装过程中需要跨越路基石、电缆沟等多种障碍, 极易发生气瓶碰撞, 对周围设备与工作人员人身安全造成威胁。此外, 在作业方式上, 对作业基准面较高的充气点, 传统作业方式需要采用绝缘梯等工具辅助, 作业过程费时、费力, 且难度与风险较大;同时, 传统充气方式还存在对气体利用效率低的缺点, 造成气瓶内仍剩余气体较多, 形成资源浪费, 这种现象在冬季气温低时更为突出, 大大提高了充气成本。
针对以上传统SF6气体充气方式中出现的困难, 到目前还没有一个高效的、综合的解决方案, 只能针对各个情况, 用传统方式逐一克服, 这样大大增加了SF6气体带电充气作业的成本与风险, 降低了SF6气体带电充气作业的效率。一种新型的跨越式SF6气体带电充气装置可以较好的解决实际工作中气瓶运输费力、越障困难、连接操作繁琐、气体资源浪费等多方面问题, 实现SF6气体带电充气作业的快速、安全、高效。
2 跨越式SF6设备充气平台的主要构成和特色
2.1 平台移动装置
变电站内的SF6设备大多都在水泥平台上, 其间还有各种线槽盒或其它复杂地形的阻隔。充气平台如果想要到达充气设备的附近, 就要具备能够跨越各种复杂地形的移动装置, 且该装置需要满足以下几点:平地移动良好, 转向良好, 重心稳定, 能翻越约20cm高的障碍物, 省力轻便, 能承载150kg的载荷重量等。
三轮组式移动装置采用对称的三个轮组作为前进载体, 每个轮组依照行星轮系的运动方式, 各个小轮既可以自转, 又可以一起绕中心轴公转。平地行走时, 两个小轮自转;在翻越障碍物时, 当A轮到达障碍物边缘后, B轮绕中心轴公转, 进而到达障碍物的上沿, 这时施加外力, 可使整个装置以B轮为支撑点, 抬到障碍物的上面, 从而完成爬升或翻越的功能, 并达到省力的目的, 如图1。
2.2 登高作业平台
大多数SF6设备充气接口位置较高, 传统的充气方式需要使用绝缘梯, 十分繁琐。为提高作业效率, 该装置加入登高作业平台。该平台参考人字梯结构, 利用气瓶运输车作为人字梯的一侧, 另一侧设计为可伸缩的绝缘梯。移动时, 伸缩梯可收于运输车内, 用卡扣固定;作业时, 打开卡扣, 将伸缩梯拉到与地面夹角成60°角位置, 并打开附加支腿固定。为保证在梯子上安全可靠工作, 气瓶运输车轮设置锁止装置, 梯子底部采用绝缘防滑材料, 如图2。
2.3 气瓶加热装置
充气时, 气瓶中的六氟化硫需吸收大量热量由液态变为气态, 而当环境温度较低, 没有足够外部热源给气瓶补充热量时, 会造成多半的六氟化硫残留在气瓶中无法排出, 因此, 为避免浪费、节约成本, 需要对气瓶进行加热处理。
常用的加热方式为汽油喷灯加热气瓶来补充热源, 其存在受热面积不均匀、工作效率低等问题, 并且存在严重的安全隐患。该气瓶加热装置采用三组额定电压为220V, 额定功率为1000w的电阻丝并联加热, 装置简单易控, 三组电阻丝分别置于气瓶底部、中部和上部, 能使气瓶内的六氟化硫液体迅速受热后气化, 满足SF6设备充气过程中六氟化硫液体气化大量吸热的需求, 提高了资源利用率及充气速度。
3 效益分析
新型跨越式SF6设备充气平台的使用, 可减少气瓶在设备区搬运过程中带来的巨大危险, 同时大大减少工作时间和人力。根据充气记录, 以每张作业票对5个气室进行充气作业计算, 使用跨越式SF6设备充气平台可使每次作业时间减少40min, 作业人员数量减少3人, 一年将节省3720min的工作时间及279人次的工作量。
4 结语
通过系统整合, 新型跨越式SF6设备充气平台, 解决了传统作业方式中运输费力、越障困难、操作复杂、资源利用率低下等多方面问题, 并且其结构简单, 容易维护, 应用前景十分广泛。
摘要：近年来, 采用SF6气体作为绝缘和灭弧介质的全封闭组合电器和高压路器等设备得到广泛应用。SF6电气设备运行中经常因泄漏或者气温变化造成气室压力降低, 使设备电气绝缘及性能受到直接影响, 造成设备安全隐患, 因此检修人员需经常对其进行带电补气工作。为满足SF6设备充气工作的需要, 克服传统工作方式的弊端, 提高资源利用效率, 该文介绍一种新型跨越式SF6设备充气平台, 可以快速、安全、高效的完成充气工作, 保证设备可靠安全运行。
关键词：SF6设备,移动装置,登高,加热
参考文献
[1]李金明, 刘静.大型SF6设备如何快速充气-水循环加热法[J].科技创新导报, 2012 (16) :62-63.
[2]邓宇青, 高世伟, 胡曙明.浅谈使用SF6气瓶带电充气存在的问题及采取的措施[J].中小企业管理与科技, 2012 (8) :309-310.
SF6开关设备 第7篇
1.1 高温时与水反应。
SF6气体是非常稳定的, 当温度低于500℃时一般不会自行分解, 但当水份含量较高时, 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) , SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2
它们都具有腐蚀性, 可严重腐蚀设备, 加速绝缘材料老化, 降低SF6的电气性能。特别容易污染固体绝缘材料, 使其沿面闪络电压大为降低, 导致其局部放电。
1.2 SF6在电弧作用下可分解。
由于水份的存在会加剧低氟化物的水解, 生成氟化亚硫酰。
且水份的增加会加速其反应。生成的氟化亚硫酰、氟化氢都是剧毒物质, 有刺激性气味。HF还可腐蚀固体元件的表面, 降低其沿面闪络电压。
1.3 固体分解产物。
SF6被电弧分解成原子态S和F的同时, 触头蒸发出大量的金属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,
生成的氟化亚硫酰、氟化氢都是剧毒物质, HF还可与含Si O2元件反应, 腐蚀固体元件的表面, 降低其沿面闪络电压。
1.4 水份以液态存在于绝缘件的表面。
存在于SF6气体中的水份本身一般不会对开关装置的绝缘有显著的影响。但当这些水份以液态存在于绝缘件的表面 (特别是表面存在易于导电的物质) 时, 会降低沿绝缘件表面的电阻, 并改变了绝缘件的电场。试验表明附着在绝缘件表面的水份可以使绝缘件的沿面放电电压降到无水时的60%~80%。
2 SF6气体湿度检测方法
2.1 SF6气体含水量的规定
在GB50150-91标准中规定了测定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, SF6气体中的部分水份就变成水或冰, 这样SF6气体中的水气减少了, 而水气的饱和气压和其温度相适应, 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, 而未计及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气体温度下的水气的饱和蒸气压时, 该测定结果无效。而只有测定的水气含量低于SF6气体在当时的温度下的水气饱和蒸气压时, 测定结果才有效。也就是说必须规定测试温度。在实际测量过程中我们还发现, 同一台开关设备在不同季节、不同温度下测得的水分含量相差较大, 特别是冬季和夏季的差别最大。在冬季温度低时测得的微量水分值相当低, 而在夏季温度高时测得的微量水分值相对来说普遍偏高。因此在一定容积和压强下SF6气体中的水分含量是随着环境温度的升高而增大, 随着环境温度的降低而减小。
2.2 测定方法
SF6气体湿度测定方法多种多样, 主要有:重量法、露点法、电解法等, 目前大庆地区露点法使用较广泛, 现以DP19型露点仪为例来分析一下此方法的优缺点。
2.3 DP19型露点仪的性能
2.3.1 DP19型露点仪的优点。
该设备测量速度快、精度高、操作简单、耗气量少而被多家供电企业使用。在性能方面的优点主要表现在以下几个方面:
a.DP19型微水测量仪内部装有一个专利技术的ORIS装置 (即最佳反应注射系统) , 能在非常低的湿度下快速稳定露点。我们经过现场试验发现, 测完一台SF6开关中的SF6气体微水含量大约需要6~7分钟, 由此说明该仪器的测量速度还是很快的。测试时间短一方面可以减少测试人员与有毒气体接触的时间;另一方面放出气体太多对设备安全运行也产生不利的影响, 所以说快速测量也是减少SF6气体损失的一个重要措施。
b.DP19型露点仪采用冷镜原理, 避免了惯性和滞后造成的误差。它的测量精确度很高, 其测量精度可达≤±0.2℃。
c.周围空气温度对检测仪器读数也有一定的影响。DP19型微水测量仪与其它露点仪 (如阻容式露点仪) 相比较, 它受周围空气温度的影响较小, 所得结果的误差小, 能够保证测试数据的准确性。
2.3.2 DP19型露点仪的缺点。在DP19型露点仪使用的过程中, 我们也发现其性能上不足的地方, 主要表现在以下几方面:
a.DP19型微水测量仪存放和工作的环境温度要求在-10~+50℃之间。而在北方冬季测量时由于气候寒冷, 此时的环境温度基本上在10℃以下, 测量管路的材料多由聚四氟乙烯构成的, 这种聚四氟乙烯管在环境温度较低时会变硬, 且容易折断, 不易于测量, 因此不能保证SF6开关微水测量工作的顺利进行。
b.由于DP19型微水测量仪在10℃环境温度下, 其测量范围最大达到-60℃, 如果当环境温度在5℃以下、测量露点低的气体时, 该仪器容易进入SF6气体液化区, 可能会出现偏差很大甚至无法测量的情况。
c.DP19型微水测量仪不能直接读取ppm值, 我们还需要查表将露点换算为ppm值, 比较麻烦。另外, SF6气体中的水分含量还受到周围空气温度的影响, 现在我国规定的微水含量检测值为环境温度为+20℃时的SF6气体含水量值, 而现场又不可能都在环境温度为20℃时检测, 这样就需要一种能直接显示温度测量平衡过程曲线的仪器, 使测量过程一目了然, 而DP19型微水测量仪不具备这一性能。露点与压力有关。露点换算为PPm的公式为:P×104/1013 (其中:P是出露温度下, 冰的饱和蒸汽压, Pa) 当水分含量为300PPm时SF6气体在105Pa下露点为-32℃, 而在3×105Pa下露点为-21℃。因此, 露点值换算为PPm值时应考虑到气体压力。
d.在检修工作中我们发现露镜检测指示器的外壳封闭不严密, 当在风力较大的天气下进行测量时, 指针来回移动, 使我们不能清楚地判断出露镜的清洁程度, 对我们的测试工作有一定的影响。
综上所述, 我们认为, DP19微水测试仪虽然以其优异的性能目前在大庆地区同行业中位于先进水平, 但是, 他在检修中的问题也不容忽视, 有待于我们进一步去探索解决的方法, 因此选择性能优良的SF6气体水分含量检测仪器是保证检修工作、提高检修质量的一个重要因素。
参考文献
[1]朱芳菲, 孟玉婵, 郑铉.六氟化硫气体分析技术[M].北京:兵器工业出版社, 1998.
[2]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2001.
SF6开关设备 第8篇
一、SF6气体检漏的传统方法及其局限性
1. 传统检测方法。
与绝缘油不同, SF6气体无色、无味, 人们用肉眼无法观察, 因而很难检查到漏点。目前, 在变电运行和检修中, 主要依靠气体密度继电器检测设备内压力的变化情况, 进而确定设备是否存在SF6气体泄漏。当气体密度继电器压力下降迅速, 就说明设备发生了SF6气体泄漏, 应立即对其进行检漏。其常用做法是, 当发现有SF6气体泄露时, 将设备停电, 用肥皂水或手持检漏仪在设备瓷套和法兰处检测漏点, 新投设备用塑料薄膜将设备瓷套和法兰分段密封包扎, 24 h后再用SF6检漏仪分段测试。
2. 传统检测方法的局限性。
上述方法能够在一定程度上发现问题, 但仍然存在明显的局限性。
(1) 作业时间长, 检测灵敏度不高。以上方法不仅工作强度大, 而且只能确定泄漏点的大概区域, 不能对其进行精确定位。尤其是对GIS和气体绝缘变压器等大型设备进行漏点查找工作时, 工作量大, 且效果不明显, 经常难以发现漏点。
(2) 需断电作业在查找过程中电力设备需要停电。有一定的危险性。作业时, 工作人员需要靠近设备, 存在触电和气体中毒的危险。
二、SF6激光成像检漏仪的原理
SF6气体具有极强的红外吸收特性, 当激光遇到SF6气体时, 会被SF6气体吸收, 激光强度将明显减弱。SF6激光成像检漏仪主要就是利用S6气体该特性以及反向散射/吸收理论。其工作原理为:由激光发射器瞄准被测设备区域发出入射激光, 入射激光经过背景反射会形成反向散射激光进入激光摄影机成像系统。在没有泄漏气体的情况下, 所产生的反向散射激光与反向散射阳光产生的图像相同;在有泄漏气体的情况下, 发出的入射激光遇到泄漏的SF6气体, 会被吸收一部分, 返回到激光摄影机成像系统的激光强度由于经过气体烟雾的吸收将会减弱, 从而形成与无泄漏时不同的激光成像。SF6气体浓度越高, 吸收就越大, 激光成像对比度也越大。在这种方式下, 一般的非可视气体将在视频中可见, 其泄漏源和移动方向都可以方便确定。该技术使正常不可见的SF6气体泄漏在标准视频显示中可视化, 检测人员在监视器上就可实时检测SF6气体, 由此可以发现有无SF6气体泄漏。SF6激光成像检漏仪工作原理如图1所示。
利用该原理开发的SF6激光成像检漏仪主要由激光发射系统、激光接收系统、放大成像及数据处理系统、显示及记录系统等组成。SF6激光成像检漏仪组成如图2所示
三、实例应用
本文, 笔者以南京顺泰公司生产的RLI-07型SF6气体泄漏激光成像检漏仪为例, 这是种集合红外激光光谱技术、激光扫描成像技术、红外图像与可见光图像融合技术的产品, 是目前国内普及程度最高、功能最强大的SF6气体泄漏激光成像产品。
1. 案例一。
某110 k V变电站1台110 k V GIS在2008年9月26日被运行人员发现避雷器气室气体密度继电器压力低, 检修人员对该气室补气, 此后一月需补气一次。2008年11月2日检修人员使用SF6激光成像检漏仪对该气室进行泄漏检测, 发现气体密度继电器的表底漏气。
在这次检测中, 检修人员处于离泄漏点9 m处进行作业, 且用时仅仅20 min。由此可见, SF6激光检测成像技术可以在不影响电力生产的前提下, 能远距离/安全、高效的进行带电检测并确定泄漏点。
2. 案例二.
某220 k V变电站一台220 k V GIS自2009年4月15日被发现连接变压器的母线桶的气体密度继电器压力指示报警, 检修人员对其补气, 此后每隔两个月就要补气一次, 严重威胁设备运行安全, 需要紧急处理。2009年7月9日检修人员使用SF6激光成像检漏仪对母线桶进行检漏, 经过近40 min对母线气室的检测, 最后发现B相中与A相相连接的气管有泄漏点。
此次说明SF6激光检测成像技术具有很高的灵敏度, 定位精确, 可实现带电检测, 减少停电时间, 提升供电可靠性。
四、结论
浅谈SF6电流互感器绝缘问题处理 第9篇
关键词：SF6电流互感器 绝缘问题 处理
0 引言
国内某电力企业在某国中标电站EPC总承包项目，该电站所有设备均采购自国内，其中220kV SF6电流互感器采购自国内某知名电器制造厂，该设备经过海路运输至该国某港口，后经过长达1000km的陆路运输至现场。在产品安装前进行的常规绝缘试验时发现一次接线端子对地绝缘为零的情况，遂对所有产品进行绝缘测试，结果为13.3%的产品出现上述绝缘问题。
1 出现绝缘问题的原因
1.1 产品工艺问题
由于电流互感器均为倒立式结构，互感器铁芯及二次线圈固定在金属屏蔽壳体内，一次回路导体及外钟罩与屏蔽壳体之间，采用SF6气体绝缘，装有二次绕组的屏蔽壳体用环氧树脂注塑的盆式绝缘子支撑。经检查发现，出现一次接线端子对地绝缘为零的产品全部为多绕组产品，其问题为盆式绝缘子断裂。由于多绕组产品头部偏重，而支撑二次绕组的盆式绝缘子制造工艺及规格与普通绕组的相同，没有采取特殊处理。
1.2 包装及运输问题
参考制造企业关于运输方面的要求“产品在卧倒状态下运输，运至使用现场后，拆除包装架，注意不要损坏产品。包装架不允许整体起吊”。其对产品的运输要求没有提及，导致包装及减震装置制作过于简陋，不适宜长距离运输。
2 绝缘问题处理的方案
设备采购方与制造厂家根据现场反馈的信息召开了技术分析会，综合现场施工条件及产品维修技术要求等因素，制定了比较详细的处理方案：
①制造厂家尽快生产整机，经出厂试验合格后，再将装有二次线圈的头部拆下完全密封，直立运输至现场。在现场对损坏产品头部进行更换，现场抽真空充SF6气处理，并进行密封状况检查合格。
②为确保电流互感器能够安全地投入运行，应对现场所有互感器做交流耐压试验，以检验设备是否安全可靠。
③制造厂家派遣专业技术人员至现场服务，施工现场负责安排维修场地，准备产品维修所需要的真空泵、防尘作业罩等，其它专业工具及材料由制造厂提供。
3 现场处理过程
3.1 维修场地的选择
在确定处理方案后，设备采购方与制造厂技术人员共同进行了维修场地的选择，并最终确定在某厂房12米平台开展维修更换工作，维修时间订在晚上。之所以选择该平台作为维修场地，主要是考虑到该平台场地平整，处在室内受风力及沙尘影响小，且该平台有行车用以吊装保障。行车操作简单平稳，利于维修更换。选择晚上作业，主要考虑到受其它专业施工影响小。
3.2 设备更换前的准备
主要是做好维修所需工器具的准备，清理现场卫生，并布置防尘作业罩等工作。
3.3 设备拆卸
电流互感器的拆卸需在保持直立的状态下进行，并利用行车将互感器装有二次绕组的头部进行吊提固定，拆卸顺序为：拆除二次绕组接线→拆除固定头部的螺栓 将头部吊开→拆除二次穿线管→将套管与底座拆开并清理底座→更换套管两侧的密封垫及密封胶。
3.4 新产品组装
将装有二次绕组的新电流互感器头部与原套管组装时同样需要在保持直立的状态下进行，组装顺序为：将套管与底座固定→安装二次穿线管→将新头部吊至套管上方并将二次线放入穿线管内→缓慢将新头部放置套管顶部并用螺栓紧固二次绕组接线→螺栓打力矩→抽真空并保持8小时注入SF6气体至要求压力→电流互感器常规试验及耐压试验，注意在头部放置于套管上方时要对准穿线管。
4 结束语
综上所述，SF6电流互感器出现如此严重的绝缘问题关键因素在于对设备运输的路况信息掌握不够，产品包装简陋不适宜长距离运输。这不仅耽误工程工期，而且给双方带来较大的经济损失。设备制造企业走出国门是市场发展的必然趋势，在走出国门的同时要注意提高企业管理水平、加强产品研发，以避免同类事故的发生。
参考文献：
[1]吴旭涛，艾绍贵，樊益平，严南征.SF6电流互感器的故障原因及预防性措施[J].宁夏电力，2008（02）.
[2]GB1208-2006，电流互感器.
SF6开关设备 第10篇
1 SF6断路器简析
SF6断路器作为变电站的重要设备之一其自身具有很多优越性, 这主要包括了开断能力较强、使用寿命较长、绝缘水平较高等优越性。以下从几个方面出发, 对SF6断路器进行了简析。
1.1 开断能力较强
开断能力较强是SF6断路器的首要特性之一。众所周知SF6断路器是通过吹出SF6气体来进行吹弧工作, 因此这意味着SF6的分子通常和自由电子具有非常好的相性。因此在这一前提下当电子和SF6分子进行接触时基本上会达到100%的混合, 然后在此基础上组成负离子。这种性能对于灭弧有着非常大的的意义。除此之外, 由于SF断路器自身具有较好的负电性, 因此这意味着SF6断路器能够迅速捕捉自由电子并且形成负离子, 因此SF6断路器具有非常好的灭弧性能和开端能力。
1.2 使用寿命较长
SF6断路器的使用寿命较长也是其具有的重要优越性之一。众所周知电气设备的使用寿命很长则意味着其检修周期较长并且能够更好地适应短时间内的频繁操作, 这也意味着其具有更好的安全性和耐用性。除此之外, SF6断路器的使用寿命较长还集中体现在了其能够在50k A满容量的情况下能连续开断20次并且断开的电流合计达到了4500k A。另外, 由于SF6断路器的吹弧速度较快并且燃弧时间较短同时开断电流大, 因此能够较为能有效保护中、高压电路的安全。
1.3 绝缘水平较高
绝缘水平较高是SF6断路器的特性之一。众所周知SF6断路器往往是使用六氟化硫气体来作为其自身的绝缘介质, 并且这一气体自身的绝缘水平极高, 并且能够在0.4MPa的气压下较为轻松的通过各种绝缘实验, 这导致了SF6断路器自身具有较高的绝缘水平。除此之外, 由于SF6断路器自身的绝缘结构体积较小, 因此其SF6气体的含水量会比较低, 这也使得SF6断路器的绝缘水平得到有效提升并且能够有效减少接触电阻, 与此同时减少变电站运行过程中安全事故出现的可能性, 最终促进变电站安全性的有效提升。
2 变电设备检修中SF6断路器的运行维护
变电设备检修中SF6断路器的运行维护是一项系统性的工作, 其主要内容包括了准备工作、设备解体、部件清洗、更换吸附剂等内容。以下从几个方面出发, 对变电设备检修中SF6断路器的运行维护进行了分析。
2.1 准备工作
准备工作是变电设备检修中SF6断路器运行维护的基础和前提。通常来说在SF6断路器的检修工作之前, 变电站工作人员应当首先将断路器进行分闸并且切断操作电源与此同时释放操作机构的能量, 从而能够用SF6气体回收装置来将SF6断路器中的气体进行有效的回收。如果在这之后存在残存气体, 则工作人员应当使用真空泵对其进行抽出, 从而能够使得断路器内部的真空度低于140.20Pa。除此之外, 在准备工作的进行过程中变电站工作人员应当在SF6断路器内充入纯度在99.99%以上的高压力纯度氮气, 然后对其进行放空。在反复多次进行后可以尽可能地减少断路器内部残留的SF6气体以及其他杂质。
2.2 设备解体
设备解体的有效进行是维修检修的重要环节。变电站工作人员在进行设备解体过程中应当确保变电站当天的的空气相对湿度不得大于85%, 并且变电站的检修地点应当保持较好的干燥与清洁, 并且应当加强该处的通风。除此之外, 在设备解体过程中变电站工作人员应当穿尼龙工作衣帽并且戴防毒口罩和工作用风镜与此同时使用乳胶薄膜手套。另外, 在设备解体的工作场所中应当注重严禁吸烟, 并且变电站工作人员在工作间隙应当清洗手和面部等工作部位, 这与此同时也能更好地保持个人卫生。需要注意的是, 当在SF6断路器的设备解体过程中如果发现容器内存在白色粉末状的分解物时, 工作人员应当使用吸尘或柔软卫生纸进行拭净并且将其收集在密封的容器中深埋, 从而有效防止粉末的扩散。
2.3 部件清洗
部件清洗对于SF6断路器维修检修的重要性是不言而喻的。通常来说在进行SF6的断路器金属部件的清洗过程中, 变电站工作人员可以使用清洗剂或者是汽油进行清洗, 例如在进行绝缘件的清洗过程中变电站工作人员应当使用无水酒精或者是丙酮清洗, 需要注意的是SF6断路器的密封件不能够使用汽油或者是氯仿来进行清洗, 而通常会选择对该部件进行替换。除此之外, 在SF6断路器的部件清洗过程中变电站工作人员应当对断路器中进口的国外产品来根据使用说明书进行清洗, 例如使用油脂和703来进行清理, 从而促进部件清洗水平的有效提升。
2.4 更换吸附剂
更换吸附剂是SF6断路器维修检修的重中之重。众所周知SF6断路器容器内的吸附剂应当在解体检修时进行更换, 而换下的吸附剂应当妥善处理防止污染扩散。新换上的吸附剂应当先在200~300℃的烘箱中烘燥处理12小时以上, 待自然冷却后立即装入SF6断路器, 要尽量减少在空气中的暴露时间。吸附剂的装入量为充入SF6断路器的SF6气体质量的1/12。SF6断路器解体后如不及时装复, 应将绝缘件放置在烘箱或烘间内以保持干燥。
3 结束语
随着我国国民经济整体水平的不断进步和电力系统发展速度的持续增加, 在我国变电站设备检修过程中SF6断路器的运行维护得到了越来越多的重视。因此在这一前提下我国变电站工作人员应当对SF6断路器有着清晰的认识, 从而能够在此基础上通过维护实践的有效进行来促进我国变电站整体水平的有效提升。
摘要：随着我国经济水平的不断提升和电力系统整体水平的不断进步, 在我国变电站设备检修过程中SF6断路器的运行维护得到了越来越广泛的应用。本文从对SF6断路器进行简析入手, 对变电设备检修中SF6断路器的运行维护进行了分析。
关键词：变电设备检修,SF6断路器,运行维护
参考文献
[1]何庆广.发电厂电气检修中SF6断路器的特点及维护措施分析[J].企业技术开发, 2014, 09 (16) :34-37.