變電運行2004年度第二期 技師 預備班電氣設備運行授課內容主講 雷玉貴 第一講 變壓器運行一 變壓器并聯運行理想要求1 變壓器并聯運行條件 1 各臺變壓器原 副邊電壓應分別相等 變比相等 可允許誤差值在 5 2 各臺變壓器短路電壓 阻抗百分數 相等 可允許誤差值在 10 3 各臺變壓器的接線組別應相同 2 不符合并聯運行的條件產生的后果 1 變比不同并聯運行時將產生環流 影響變壓器的輸出功率 2 百分阻抗不等并聯運行時 不能按變壓器容量比例分配負荷 也會影響變壓器的輸出功率 3 接線組別不相同并聯運行時 會使變壓器產生短路 3 理想要求 無環流 4 為什么將A級絕緣變壓器繞組的溫升規定為65 C 1 變壓器負荷增加時 一次側電流隨之相應增加 2 變壓器在運行中要產生鐵損和銅損 這兩部分損耗全部轉化為熱量 使鐵芯和繞組發熱 絕緣老化 從而影響變壓器的使用壽命 3 因此國際規定變壓器繞組的絕緣多采用A級絕緣 規定了繞組的溫升為65 C 5 電阻限流有載調壓分接開關有哪幾部分組成 各起什么作用 1 切換開關 用于切換負荷電流 2 選擇開關 用于切換前預選分接開關 3 范圍開關 用于換向或粗調分接開關 4 操作機構 是分接開關的動力部分 有聯鎖 限位 計數等作用 5 快速機構 按預定的程序快速切換 6 有載調壓變壓器分接開關的故障是由哪些原因造成的 1 輔助觸頭中的過渡電阻在切換過程中被擊穿燒斷 2 分接開關密封不嚴 進水造成相間短路 3 由于觸頭滾輪卡住 使分接開關停在過渡位置 造成匝間短路而燒毀 4 分接開關油箱缺油 5 調壓過程中遇到穿越性故障電流 7 變壓器有載調壓裝置動作失靈的原因 1 操作電源電壓消失或過低 2 電機繞組斷線燒毀 起動電機失壓 3 聯鎖觸點接觸不良 4 轉動機構脫扣及肖子脫落 5 用有載調壓裝置進行調壓時 對系統來說補償不了無功功率 8 何謂變壓器的不平衡電流 有什么要求 1 變壓器的不平衡電流是指三相變壓器繞組之間的電流差而言 2 三相三線式變壓器中 如三相負荷不對稱時 將出現負序電流 各相負荷的不平衡度不許超過20 3 在三相四線式變壓器中 不平衡電流引起的中性點電流不許超過低壓繞組額定電流的25 4 如果不符合上述規定 應進行調整流負荷 9 變壓器新裝或大修后為什么要測定變壓器大蓋與油枕連接管的坡度 標準是什么 1 變壓器的氣體繼電器側有兩個坡度 一個沿氣體繼電器方向變壓器大蓋坡度 應為1 1 5 變壓器大蓋坡度要求在安裝變壓器時從底部墊好 2 另一個則是變壓器油箱到油枕連接管的坡度應為2 4 該坡度是由廠家制造好的 3 其目的一是為了防止在變壓器內貯存空氣 二是為了在故障時便于使氣體迅速可靠地沖入氣體繼電器 保證氣體繼電器正確動作 4 變壓器氣體繼電器動作信號 取油樣化驗 油的閃光點降低時 且油式變黑并有一種特種氣味 且表明鐵芯片局部短路與鐵芯局部熔毀 10 變壓器正常運行時繞組的哪部分最熱 1 繞組和鐵芯和溫度都是上部高下部低 2 一般結構的油浸式變壓器繞組 實驗經驗證明 溫度最熱為高度方向的70 75 處 橫向自繞組內徑算起的三分之一處 3 每臺變壓器繞組的最熱點應試驗決定 4 一臺降壓變壓器 如果一次繞組和二次繞組同用一種材料和同樣面積的導線繞制 在加壓試驗使用時將出現二次繞組發熱較大 11 變壓器油位的變化與哪些因素有關 1 變壓器的油位在正常情況下隨著油溫的變化而變化 因為油溫變化直接影響變壓器油的體積 使油標內的油面上升或下降 2 影響油溫變化的因素有負荷的變化 環境溫度的變化 內部故障及冷卻裝置的運行狀況等 3 變壓器溫度上升 從而造成絕緣電阻會降低 12 造成變壓器缺油的原因 1 變壓器長期滲油和大量漏油 2 修試變壓器時放油后沒有及時補油 3 油枕的容量小 不能滿足運行的要求 4 氣溫過低 油枕的儲油量不足 13 變壓器長時間在極限溫度下運行的危害 1 一般變壓器的主要絕緣是A級絕緣 規定最高使用溫度為105 C 2 變壓器在運行中繞組的溫度要比上層油溫高10 15 C 3 如果運行中的變壓器上層油溫在80 90 C左右 那么也就是繞組處于90 105 C左右 這樣就會因溫度過高使絕緣老化嚴重 加快絕緣油的劣化 影響使用壽命 14 如何處理變壓器在運行中油面過高或油從油枕中溢出 1 首先檢查變壓器的負荷和溫度是否正常 如果負荷和溫度均正常 則可以判斷是因呼吸器或油標管堵塞造成的假油面 此時應經當值調度員同意后 將重瓦斯保護改接信號 然后疏通呼吸器或油標管 2 如因環境溫度過高而引起油枕溢油時 應放油處理 15 如何處理變壓器運行中出現三相電壓不平衡現象 1 如果三相電壓不平衡時 首先應檢查三相負荷情況 2 對 Y接線的三相變壓器 如三相電壓不平衡 電壓超過5V以上則可能是變壓器有匝間短路 須停電處理 對Y Y接線的變壓器 在輕負荷時允許三相對地電壓相差10 4 在重負荷的情況下要力求三相電壓平衡 16 如何正確操作切換變壓器中性點接地開關 1 切換的原則是保證電網不失去接地點 其方法采用先合后拉 2 合上備用接地點的接地開關 3 拉開工作接地點的隔離開關 4 將零序保護切換到中性點接地的變壓器上去 17 1 P1353078 2 P225 2074 3 P226 4076 4 用手接觸到變壓器外殼時 如有觸電感 可能是外殼接地不良 5 變壓器按中性點的絕緣水平分類時 中性點絕緣水平與頭絕緣水平相同時叫全絕緣 第二講高壓斷路器運行一 高壓斷路器組成 1 它由開斷元件 支撐元件 傳動元件 基座 操作機構等組成 2 斷路器主要技術參數 標志斷路器開合短路故障能力的數據是額定開斷電流 3 斷路器的最高工作電壓是按輸電線路首未端電壓的變化確定的 4 短路電流的沖擊值主要用校驗電氣設備的動穩定 二 斷路器的作用 1 正常時 接通和斷開電路 2 故障時 與繼電保護裝置相配合 切斷故障線路 從而保證非故障線路的正常運行 3 高壓斷路器的滅弧窒的作用是斷路器在開斷電路時進行滅弧 4 高壓斷路器緩沖器的作用是 緩沖分合閘沖擊力 吸收分合閘剩余能量 5 斷路器的跳閘輔助觸點應在合閘過程中 動靜觸頭接觸前接通 6 斷路器故障跳閘統計薄應由值勤班長負責填寫 3 斷路器出現哪些情況應停電處理 1 嚴重漏油 油標管中已無油位 2 支持瓷瓶斷裂或套管炸裂 3 連接處過熱變紅或燒紅 4 SF6斷路器嚴重漏氣發出操作閉鎖信號 5 絕緣子嚴重放電 6 液壓機構突然失壓到零 7 油斷路器滅弧窒冒煙或內部有異常聲音 8 真空斷路器真空度損壞 4 斷路器越級跳閘應如何檢查 1 首先檢查保護及斷路器動作情況 2 如保護動作 斷路器拒絕跳閘造成越級跳閘 則應拉開拒絕跳閘斷路器兩側的隔離開關后將其它非故障線路送電 3 如果是保護未動造成斷路器越級跳閘 則應將各線路斷路器斷開 再將逐條線路試送電 待發現線路故障后將該線路停電 拉開斷路器兩側隔離開關 再將其它非故障線路送電 最后檢查斷路器拒絕跳閘的原因 5 5 液壓機構壓力異常有哪些表現 如何處理表現為 1 壓力表指針升高或降低 2 油泵頻繁起動或油泵起動不建壓 處理方法為 1 當壓力升高時油泵打壓不停止 應盡快停止油泵 2 當斷路器跑油造成壓力下降或壓力異常 并出現禁分 采用機械聯鎖 拉開直流電源及脫離保護壓板 再用旁路帶出 6 彈簧儲能操作機構的斷路器發出 彈簧末拉緊 信號應如何處理 1 值班人員應迅速去現場檢查交流回路及電機是否有故障 2 若電機有故障 應用手動將彈簧拉緊 3 電機無故障面彈簧已拉緊應檢查二次回路是否誤發信號 4 如果是由于彈簧有故障不能恢復時 應向調度申請停電處理 7 發現 斷路器三相位置不一致 信號時就如何處理 1 如可進行單相操作的斷路器發出 三相位置不一致 信號時 應立即檢查三相斷路器的位置 如斷路器只跳開一相 應立即合上斷路器 如合不上應將斷路器拉開 2 若是跳開兩相 就立即將斷路器拉開 3 如果斷路器 三相位置不一致 信號時不復歸 就繼續檢查斷路器的位置中間繼電器是否卡滯 觸點是否接觸不良 斷路器輔助接點的轉換是否正常 8 斷路器電動合閘時應注意哪些問題 1 操作把手必須扭到終點位置 監視電流表 當紅燈亮后將把手返回 操作把手返回過早可能造成合閘跳躍 2 油斷路器合閘后 應注意直流電流表應返回防止接觸器KII保護 燒毀合閘線圈 3 油斷路器合閘后 檢查機械拉合位置的指示 傳動桿 支持絕緣子應正常 9 液壓機構打壓頻繁的原因 1 儲壓筒活塞桿漏油 2 高壓油路漏油 3 微動開關的停 啟泵的距離不合格 4 放油閥關閉不嚴 5 液壓油內有雜質 6 分 合閘控制閥關閉不嚴 7 氮氣損失 10 KK開關上 5 8 6 7 2 4 各是什么觸點 其工作狀態如何 1 5 8 是合閘觸點 在 合閘 位置接通 合閘后 位置斷開 2 6 7 是跳閘觸點 在 跳閘 位置接通 跳閘后 位置斷開 3 2 4 是重合閘放電觸點 在 預備跳閘 及 跳閘后 位置接通 預備合閘 位置斷開 11 1 P190 3296 2 P191 4297 3 P191 5298 4 P191 4277 5 P191 5300 第三講 高壓隔離開關一 隔離開關的作用及特點 1 它沒有專門的滅弧裝置 所以它不能用來切斷負荷電流和短路電流 2 它可進行 隔離電源 倒閘操作 拉合有關小電流回路 3 其特點戶內隔離開關比距比戶外隔離開關泄漏比距小 4 隔離開關不可以進行同期并列 二 有關注意事項 1 隔離開關觸頭剛分開時 雖然電壓不一定很高 但是在較小間隙中 會產生很強的電場強度 2 發現隔離開關過熱時 應采用倒閘的方法 將其退出運行 如不能倒閘操作 則進行停電處理 3 將檢修設備停電 對已拉開的斷路器和隔離開關取下操作電源時 其把手必須鎖住 第四講 互感器的運行一 接線形式 1 電流互感器的零序接線方式 在運行中只能反映零序電流 2 電壓互感器Y y接線不能測量相電壓 3 選擇電壓互感器二次熔斷器的容量時 不應超過額定電流的1 5倍 4 電壓互感器二次熔斷器熔斷時間應小于保護動作時間 二 有關注意事項 1 互感器呼吸孔的塞子有墊片時 帶電前應將取下 2 油浸式互感器應直立運輸 傾角不應超過15 3 我國電流互感器一次繞組和二次繞組是按減極性方式纏繞的 4 電流互感器的一次電流是由一次回路負荷電流決定 不隨二次回路阻抗改變而變化 三 電流互感器發生不正常聲音的原因 1 過負荷 2 二次開路以及內部絕緣損壞 3 半導體漆涂刷不均勻形成內部電暈以及夾鐵螺絲松動 四 在運行的電壓互感器二次回路上工作 應注意的安全事項 1 嚴禁電壓互感器二次短路和接地 2 工作時應使用絕緣工具 帶絕緣手套 3 根據需要將有關保護停用 防止保護拒動和誤動 4 接臨時負荷時 應裝設專用隔離開關可熔熔斷器 第五講 其它電器運行一 電抗器運行1 電抗器正常巡視項目有哪些 1 接頭應接觸良好 無發熱現象 2 支持絕緣子就清潔無雜物 3 周圍應整潔無雜物 4 垂直布置的電抗器不應傾到 5 門窗應嚴密 二 避雷器的運行1 雷雨天巡視窒外高壓設備時 應穿絕緣鞋 并不得靠近避雷針和避雷器 2 站內所有避雷針和接地網裝置為一個單元進行評級 3 使用氧化鋅避雷器的主要原因是保護特性好 三 消弧線圈運行1 中性點經消弧線圈接地系統發生單相接地時 非故障相的對地電壓略升高 2 設置原則 1 對于多臺消弧線圈 不能把消弧線圈安裝在同一變電站內 應使電網中每一個獨立部分都有補償容量 2 消弧線圈最好裝在電網的送電端 其目的是減少電網內發生故障消弧線圈被切除的可能性 3 在一個獨立系統應安裝兩臺或兩臺以上 應選擇不同容量 有利于擴大電感電流的調節范圍 4 發生單相接地時消弧線圈的電感電流滯后零序電壓90 5 消弧線圈與變壓器的鐵芯不同 前者是隔開的 后者是閉合 6 P226 5077 第五節 電力電纜運行1 電纜敷設圖不包括電纜長度 芯數 截面 走向 2 電纜敷設時應注意的問題 1 紙絕緣多芯電力電纜 鉛包 鎧裝 15 2 紙絕緣單芯電力電纜 鉛包 鎧裝 無鎧裝 20D 3 鉛包電纜 橡皮電纜和塑料電纜及控制電纜 鉛包或塑料護套 按制造廠規定 3 電纜運行的要求 1 電纜線路的正常工作電壓 一般不應超過電纜額定電壓的15 2 電纜導體的長期允許工作溫度 c 應符合如下規定 第六節 電容器的運行1 電容器的無功輸出功率與電容器的電容量成正比 與外加電壓的平方成正比 Q U C2 三相電容器之間差值 不應超過單相總電容量的5 3 對于同一電容器 如連續投切中間的間隔時間為5min以上 4 當電容器額定電壓等于線路額定電壓時 則應接成三角形并入電網 等于相電壓時接成星形并入電網 5 電容不允許在130 額定電壓下長期運行 但允許在1 1倍額定電壓和1 3倍額定電流下運行 6 電容器的電容允許值最大變動范圍為 10 7 在實際運行中 三相線路的對地電容 不能達到完全相等 三相對地的電容電流也不完全對稱 這時中性點和大地之間的電位不相等 稱為中性點出現位移 8 安裝并聯電容器的目的 一是改善系統功率因素 二是調整電網電壓 9 串聯電容以補償電路電抗 可改變電壓質量 提高系統穩定性和增加電力能力 10 當全部停電和無電后 必須將電容器斷路器斷開 11 進入電容器組工作時 應電容器整體放電 不能逐個多次放電后進行 12 新投運的電容器組必須進行3次合閘沖擊試驗 13 處理故障電容器應注意的安全事項 1 在處理故障電容器前 必須做好技術措施 2 電容器可能發生故障有 引線接觸不良 內部斷線或熔絲熔斷等 3 由于上述原因 電容器內部的一部分電荷未能放出來 為此在接觸故障電容器前 還應戴上絕緣手套 有短路線將故障電容器的兩極短路并接地后方可動手拆除 4 對雙星形接線的電容器組的中性線及多個電容器的串聯線還應單獨放電 5 電容器中性母線應刷赭色 14 P208 5030P225 3075P271 4028 P272 5029 15 兩只電容器電容不等 而它的兩端電壓相等則電容大的電容器帶電荷量多 小的帶電荷量少 第七節 蓄電池 母線運行1 變電站的母線電量不平衡率 一般要求不超過 1 2 2 怎樣檢查蓄電池運行中的極板硫化現象 1 充電時冒氣泡過早 2 一開始充電即冒氣泡 3 充電時電壓過高 放電時電壓降低于正常值 4 正極板呈現出褐色帶有白點 3 蓄電池在運行中極板短路的特征 1 充放電電壓較低 2 充電過程中電解液比重不能上升 3 充電時冒氣泡少且氣泡發生的晚 4 極板彎曲的特征是 極板彎曲 極板龜列 陰極板鉛綿腫起并成苔狀瘤子 SF6斷路器及GIS電器運行浙江電力教育培訓中心浙西分中心主講 雷玉貴 一 概述SF6斷路器及GIS電器是利用優質的SF6氣體作為絕緣介質和滅弧介質的電器 1 SF6氣體具有優異的絕緣性能和滅弧性能 50年代 高壓電器的絕緣的介質就利用SF6氣體代替了空氣 2 60年代中期 美國制造了第一套GIS設備 使高壓電器發生了質的飛躍 同時也給配電裝置帶來了一次革命 3 GIS電器除主變之外 其它元件全部密封 不受環境干憂 可靠性高 運行方便 檢修周期性長 維護工作量少 安裝迅速 運行費用低等優點從而引起世界電力部門的普遍重視 4 30年來 GIS設備發展很快 歐洲 美洲 中東電力公司都規定配電裝置要用GIS設備 在亞洲 非洲 澳洲的發達國家也基本上規定要用GIS設備 5 GIS電器目前世界在南非有800KV設備投入運行 6 1992年國際大電網會議統計 各國已投入運行的GIS變電站近2000座 至今已達到6000座左右 7 GIS設備占地面積少 占地面積的比例與常規設備相比 500KV為2 4 110KV 220KV為5 7 8 GIS設備的應用特別適用城市和發達地區 二 我國及省內GIS設備的發展1 我國60年代起步于研究GIS設備 與發展中國家基本同步 2 1971年首次試制成功110KVGIS設備并投入運行 3 80年代以來國產大型GIS設備也投入運行共計達407個間隔 較大的有廣西天生橋水電站的500KVGIS設備 其次是渭南的330KVGIS和上海楊樹浦電廠的220KVGIS設備 4 本省87年在杭州市電力局照慶變進口投運110KVGIS電器 2002年杭州市電力局在運河變投運了220KVGIS設備 全省目前已有GIS設備變電站28座 三 SF6氣體特點 1 SF6氣體是無色 無臭 無毒 不易燃燒極其穩定惰性氣體 其比重是空氣5 1倍 2 具有良好絕緣性能 其絕緣能力高于空氣2 5 3倍 3 具有較強滅弧能力 其滅弧能力高于空氣近100倍 4 它的電氣性能受電場的均勻程度 水份 雜質影響特別大 5 在高溫作用下 使SF6氣體分解為有毒的低氟化合物 如SF2 SF4 SOF4 SOF2 SO2F2 四 SF6氣體在高溫下的分解特性 一 分子分解時 1 含水量在標準范圍內 分解反應時吸收能量 SF6氣體在電弧作用下 分子分解加快 其分解變化與溫度關系 1 150 2000K 不會分解 2 2000K 2500K 分子分解加快 3 3000K時 絕大多數SF6分子直接分解成 S 和 F 單原子 離子和電子 4 4000K時 SF6開始電離成正離子 S 與 F 原子 經過擴散冷卻 約在10 7 10 6秒后又重新結合成SF6分子 因此 SF6氣體介質具有自恢復特性 2 當SF6氣體中含有雜質時 其化學反應就復雜了 1 SF6氣體分解物在電弧中第一次的雜質化學反應是與觸頭的金屬蒸汽 2 與銅蒸汽的反應是 SF6 CU SF4 CUF2 3 與鎢蒸汽的反應是 3SF6 W SF4 WF6 4 CUF2是固體粉末 WF6是活潑的氣體 SF4是活潑的化合物 WF6和SF4不能以其原狀長期存在 遇上水分子就會產生二次反應 3 水分含量超標時 1 在常溫下 SF6氣體化學性能很穩定 當溫度低于500 時 一般不會自行分解 2 SF6氣體水分含量超標時 但溫度在200 以上就開始分解 其反應式為2SF6 6H20 2SO2 12HF O2 3 HF又稱氫氟酸 其毒性 腐蝕性是最強的 對人的皮膚有強烈的腐蝕作用 4 SO2遇水化合變為氬硫酸H2SO3 也有強烈的腐蝕性 4 另一部分 SF6氣體在電弧高溫的作用下 與水發生的化學反應從中還會分解出SOF2 SO2F2 SOF4 HF等既有害又有毒雜質 其化學反應式如下 1 SF4 H2O SOF2 2HF 2 SOF4 H2O SO2F2 2HF 3 SOF2 H2O SO2 2HF 二氧化硫 4 SO2F2 2H2O H2SO4 2HF 硫酸 再說 WF6 3H2O WO3 6HF 1 WO3是固體粉末 極易吸潮 當其附在絕緣體 固體表面時 造成沿面閃絡電壓值下降 2 HF有腐蝕性 對瓷套內壁釉面涂層有破壞作用 3 SF4對動物的肺有傷害作用 其毒性會影響呼吸系統 4 SO2F2稱為 氟化氬硫酸 它是無色有窒息性臭味的劇毒氣體 能造成動物的嚴重肺水仲 使肺部產生大量的滲出物并阻止氣體在肺部的上交換 使動物窒息致死 5 SO2F2是無色無臭的氣體 動物吸入后會組織上起全身性痙攣麻痹 使呼吸器官肌肉失去正常功能時而造成窒息 注 其危險性在于無刺激性味 待發現中毒往往迅速造成死亡 5 水分對電器設備絕緣的危害 1 水分在電器設備中 除了對絕緣件和金屬部件產生腐蝕作用之外 還在它的表面產生凝結水 附在絕緣件的表面 而造成沿面閃絡 2 當水分由液態變為固態后 從物理學上知道 對電器絕緣材料的危害性可以大大減少 即水變為冰之后 它對電器設備的危害減少 3 要使SF6氣體中的水蒸汽將凝結水或變為冰其條件主要決定于水蒸汽的壓力和密度 在什么溫度下會達到飽和 人們知道SF6斷路器和GIS電器設備內 SF6氣體的體積是不會變的 水蒸汽的飽和只和壓力 溫度有關 4 當SF6斷路器和GIS電器設備的水蒸汽及溫度達到某一值時 其壓力和密度達到飽和后 水蒸汽就不會凝結為露水 而直接變為冰了 這時對絕緣材料的危害就降低許多 SF6氣體中水蒸汽的飽和壓力與飽和密度水蒸汽溫度 飽和壓力 Pa 飽和密度 g m3 50117683 24073651 23042330 32023317 3101239 09693 46 910614 52 10261 92 2010 30 76 303 80 28 五 SF6氣體水分可能的來源1 斷路器內部絕緣件處理不良 含水量較多 2 SF6新氣質量較差 3 充氣工藝不佳 4 抽真空工藝不良 5 充氣管道 接頭等元件處理不徹底 6 斷路器密封結構不可靠 運行中水份滲入斷路器內部 六 水分的控制1 確保電器所有密封部件都具有良好的密封性能 2 應嚴格控制新的SF6氣體的含水量 8ppmw 3 抽真空度的要達到規定值 真空度達到133 3Pa并至少維持2h以上 抽真空時間越長 真空度越高 則對降低氣體水分的含量越有利 4 充氣設備必須良好 5 充氣工藝必須規范 6 提高檢修安裝的質量 七 SF6氣體微水測量的方法常用的SF6氣體微水測量方法有 1 露點法 1 當測試系統的溫度略低于樣品氣體中的水蒸氣飽和溫度 露點 時 水蒸氣結露 通過光電轉換輸出信號顯示其水分比例 下限可在PPm級 適用于間歇測定 2 裝置較為復雜 要致冷劑 測量精度與測量儀器質量關系不大 2 電解法 1 其測量原理是將氣體樣品通過一個特別的電解池 被電解池上的P5O5膜層吸附 同時又被電解 根據氣體定律和庫侖電解定律計算出1ppm水消耗的電流數 從指示儀表直接讀出含水量 2 適用于連續在線分析 但測定靈敏度較低 測量值一般要大于10PPm為好 3 間歇測定時達到穩定的時間較長 八 SF6氣體的含水量測定的要求1 測量所需的水分儀 減壓閥 必須用高純氮預先干燥 2 測量前應檢查本體內SF6氣體壓力為額定壓力 3 測量時間選擇在充入SF6氣體24h進行 4 嚴禁在雨天氣進行該項工作 5 測量系統的密封性能一定要好 防止外界水分進入 6 為了保證測量正確性 所以每次測量的環境溫度最好控制在20 C左右為好 以利于比較 九 SF6氣體的負電特性 1 負電特性 是指這種氣體分子或原子生成負離子傾向性 由電弧電離所產生的電子 被SF6氣體分子和它所產生的鹵族分子和原子強烈的吸附 因而帶電粒子的移動性顯著降低 并由于正離子和負離子極易復原為中性分子和原子 2 同時 SF6氣體吸附電子后 外層的形成8個電子穩定結構 自由行程比電子自由行程小 在同樣的電場強度下產生的碰撞游離機會減少 3 SF6氣體擊穿電壓高于空氣的原因 是因為SF6氣體具有負電特性 即當周圍有電子存在時 能為SF6氣體捕獲而成負離子 由于SF6是重氣體 在電場作用下流動遲緩 不象電子那樣容易加速而使氣體在電場作用下擊穿 4 隨著交流電流從零上升到峰值時弧心變粗 從峰值下降時弧心又隨之變細 從而電弧在過零前不發生截流現象 也不會引起有害的過電壓 有利于開斷空載變壓器和電動機 十 SF6氣體與傳統絕緣介質相比存在問題 1 電場均勻程度對SF6氣體絕緣擊穿電壓的影響十分顯著 2 SF6氣體電器的閃絡電壓值受微量雜質的影響特別大 十一 SF6氣體的含水量必須要嚴格控制 1 新投產SF6斷路器滅弧氣室內的含水量不能超過150PPM V或18 5ppm u 150uL L 運行中則不能超過300PPM V37ppm u 300uL L 質量比 體積比是1 8 11 2 水份對SF6氣室內絕緣件表面閃絡電壓的影響 1 當SF6氣體中混入水分 其內在是以H20的氣體份子形式混雜于SF6氣體之中 則SF6氣體與絕緣件固體的分界面的閃絡特性幾乎不受影響 2 若水分含量較多時 在溫度下降時能在固體表面結露 其絕緣性能就會下降 導致沿面閃絡 一般以 10 C的露點來控制水分 3 水分對SF6氣體電弧分解生成物的影響 4 由于上述危害 所以在運行中每年要監視復測 含水量超標要進行處理 十二 SF6斷路器SF6氣體含水量在運行中升高原因 從試驗和運行經驗得知 一臺密封性能十分良好的六氟化硫斷路器及GIS電器運行或放置多年后 SF6氣體從電器往外泄漏量是微小 而電器內部的水蒸汽密度卻增大 1 從氣體壓力來言 電器內部SF6氣體壓力高于外部的空氣壓力 對于水蒸汽來說其內部壓力遠低于外部壓力 例如 當環境溫度為20 C 相對濕度為80 PS 0 8 23 8 10 4 19 10 4 MPa 如果電器內部充0 6MPa的氣體 同理可得 內部水蒸汽的壓力為6 67 10 4MPa內外壓力差比值為19 10 4 6 67 10 4 2 85 2 外界溫度越高 濕度越大 內部含水量越小 則內外水蒸汽壓力差越大 3 在電器密封結構的薄弱環節中 將產生內部SF6氣體往外泄漏 外部的水蒸汽向內部滲透的現象 4 如果引起氣體泄漏的微孔直徑小 并和水蒸汽的平均自由行程差不多 那么SF6氣體的泄漏流變成分子流 外界的水蒸汽仍然能夠滲透到電器內部 5 因為SF6氣體的分子直徑為4 561 10 10m 而H2O為3 41 10 10m 前者大于后者 另者 由于SF6氣體的形狀成球形 H2O的形狀則呈針尖形 所以水蒸氣比SF6氣體分子更容易滲透 因此密封的可靠性對SF6斷路器和GIS電器來說是至關重要的 第二章六氟化硫斷路器的運行一 SF6斷路器的分類及滅弧原理 1 按結構可分為瓷套支柱式和落地式 2 按氣體壓力可分為雙壓式和單壓式 3 按觸頭工作方式可分為定開距和變開距 二 以252KV3QAIEE斷路器 1 工作溫度 2 絕緣能力 表2 1 3 電氣數據 表2 2 4 滅弧介質 表2 3 注意事項 該斷路器工作溫度設計在 30 C 50 C的環境溫度運行 如果斷路器安裝在海拔高于1000米時 耐壓值必須乘以換算系數K 100020003000M K 0 8 0 9 1 0 h 5 動作時間 6 液壓監視 密度監測計動作值 7 輔助開關 40 35 30 25 20 15 10 505101520253035404550 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5 6 5 7 5 8 0 7 0 6 0 0 35 0 40 0 45 0 50 0 55 0 60 0 65 0 70 0 75 0 80 MPa a bar a b c e 0 02 5 2 0 52 0 2 6 0 0 60 三 安全注意事項 一 安裝調試時注意事項 1 開關和機構的拐臂一定要打好銷釘 并應仔細檢查 2 SF6氣體壓力表應清晰 壓力應正常 3 分合閘前應觀察分合指示器 拉不動不要硬拉 4 有分合閘電氣或機械聯鎖應認真進行檢查 5 電動操作時 分合閘線圈通電時間不應大于1S 調試中手動操作正常后再進行電動操作 6 對分合閘輔助開關要仔細調試并正確切換 二 運行時注意事項 SF6斷路器在運行中出現的常見故障及處理方法 1 漏氣 1 停運后用檢漏儀檢漏 必要時按大修要求進行處理 2 額定氣壓為0 6MPa的斷路器其壓力低于0 50MPa時應補氣或停止運行 3 額定氣壓為0 4MPa的斷路器其壓力低于0 30MPa時應補氣或停止運行 2 拒合或拒分 1 首先檢查操作機構有無卡澀和失控情況 2 檢查分合閘線圈和電氣回路 3 檢查脫扣板是否復位及各部位的調試尺寸是否合格 3 送電后斷路器內部有響聲 應及時停止運行并查明原因 4 分 合閘指示位置與斷路器實際位置不對應 應重新調試 使分 合閘位置與指示一致 5 零部件損壞 變形 松落 應予更換并配齊 6 檢修中發現SF6氣體含水量超標準 應進行抽真空處理 活化Al2O3吸附劑 處理合格后再投入運行 7 運行中壓力表指示降為零 應立即停役檢查 三 SF6氣體使用的安全要求 1 注意人身安全 2 存放地點必須干燥 通風良好 并有明顯的標記 3 在檢修巡視時要使用防毒面具 4 在有風時應站在上風口 5 如遇SF6中毒者 首先將人員轉移到通風環境較好位置 呼吸新鮮空氣 或用水沖洗皮膚和眼睛 四 斷路器定期外觀檢查和狀態監測 1 檢查類別 二類 一是非主要檢查 二是主要檢查 非主要檢查周期為2 4年 1 檢查的內容和要求 1 瓷絕緣套管有無臟污和損壞 2 外部金屬部件有無銹蝕 3 操作機構箱有無滲漏 2 狀態監測 1 檢查氣體密度繼電器 讀取操作次數 2 檢查加熱器 3 根據斷路器運行的情況進行狀態監測 4 根據狀態監測情況再決定斷路器是否退出運行 主要檢查 1 檢查周期為14 16年 1 檢查的內容和要求 1 瓷絕緣套管有無臟污和損壞 2 外部金屬部件有無銹蝕 3 操作機構箱有無滲漏 4 檢查操作機構和機械連接部件是否銹蝕 磨損和松動 5 緩沖器是否滲漏 2 狀態監測1 密度繼電器的報警功能 2 SF6氣體的水分含量 3 主回路電阻 4 弧觸關的燒損程度 5 特性參數測量 3 主要檢查的注意事項1 斷路器必須在分閘位置 2 高壓端必須接地 3 降低氣體壓力 第三章GIS設備的運行一 概述 氣體絕緣金屬封閉開關設備 GIS 二 特點 1 占地面