SF6断路器的状态监测与故障诊断

电力18讯：    摘要：对铁路牵引变电所SF6断路器的检修、状态监测和故障诊断技术进行了初步的研究和探讨，对SF6气体特性、压力监督及含水量的监督和测量等进行了阐述，并对SF6断路器状态监测和故障诊断进行了展望。

关键词：SF6断路器；检修；状态监测；故障诊断

中图分类号：TM561.2 文献标志码：B 文章编号:1003-0867(2007)02-0026-03

SF6断路器由于具有灭弧能力强、介质强度高、维护周期长等优点，已广泛应用在铁路电力牵引供电系统中。SF6断路器，是利用SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质的高压断路器。SF6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体，化学性能稳定。在电晕和电弧放电中，SF6被分解为硫和氟原子。电弧消失后，可重新结合成SF6。但在电极附近，由于金属蒸气参加了反应，生成金属氟化物和低氟化物，当气体内含有水分时，就可生成腐蚀性很大的氢氟酸（HF）。氢氟酸对绝缘材料、金属材料都有很大的腐蚀性，不能使用含硅的绝缘材料。因此应严格控制装入断路器中SF6气体所含水分，并且进行必要的测量和状态监测，及时发现可能出现的异常和故障预兆并进行检修，保证设备的正常运行，保证网络的可靠供电。

因此水分是SF6气体中危害最大的杂质。SF6气体含水量过高会危及电力设备的安全运行，主要表现在：

•水分的存在影响气体分解物的生成；

•水与酸性杂质在一起时，会使材料腐蚀，导致机械操作失灵；

•水分在低温下会在固体绝缘表面凝露，使沿面闪络电压急剧下降，导致事故。

1 SF6断路器的故障及检修

1.1 SF6断路器故障分布

SF6断路器机械故障因素占70%，辅助和控制电路占19%，主要电路的电气因素故障占11%。

在未闭合或未断开的操作上占主要故障的48%。

断路器的主要的故障可认为是：

•操作故障，包括驱动和操作故障；

•绝缘故障，包括主触头。

1.2 检修策略

为了追求更好的检修方法和出路，提出了状态检修。状态检修是根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行维修的方式，即根据设备的健康状态来安排维修计划，实施设备维修。

但对于SF6高压断路器，要真正做到状态检修仍很困难。高压断路器发生的故障，只有一部分是具有渐变的过程，而很多故障是突发性的，至少在目前根本无法事先预知可能发生的故障，例如机械受力部件的失效等。就是对于渐变的一些元器件的老化过程，也没有揭示出具体的时间进程。因此，当前要完全做到状态检修还不太现实。但是，无论制造业还是运行单位，朝这个目标探索和努力的进程正在加快。

目前行业上还没有制定出比较合理的检修周期和检修项目,相应的维护检修经验比较匮乏。根据SF6断路器的实际状况,目前可推荐策略如下。

“坚持日常监护，做好定期预试，立足于状态检修”。以定期离线试验和在线监测的手段为基础，贯彻状态检修的方法，对已暴露和发现的故障及其潜伏性缺陷及时安排检修，这种状态检修包括了预知检修和后知检修。

状态检测要基于离线试验和在线监测两种方法，坚持定期的试验检查，发展在线监测手段，有把握地延长定期试验的周期。坚持监控断路器的实际运行状况，认真分析断路器的实际状况，及时发现已有的或潜伏的缺陷和故障，进行有针对性的局部性检修。对于带有共性的问题，宜安排扩大性检修。

2 SF6气体的状态监测

2.1 SF6气体的压力监督

SF6断路器设备投运后，其绝缘性能和灭弧能力在很大程度上决定于SF6气体的状态，通常应监督气体密度和气体纯度两个参数。

对于常规SF6断路器设备，监控SF6气体密度的方法是装设气体压力表和密度继电器。鉴于气体参数可测量性、使用习惯和安全规程相应的规定等实际情况，常常给出SF6气体的压力参数。由于SF6的气体特性与理想气体不同，在说明其压力的同时必须说明是在什么温度条件下才有意义。制造厂出厂时表明的气体压力参数均指标准条件，即对应于200℃环境温度，也就是用200℃温度下的气体压力来代替气体的密度。

如不考虑泄漏，其密度保持不变，而压力随温度的变化而变化，评定不同环境温度条件下的气体压力是否正常可采用多种方法。常用的有气体压力温度特性曲线法和经验公式计算法，还可采用温度补偿的压力表。

2.2 SF6气体的含水量监督

SF6气体中难免会含有一些水分和空气等杂质，水分是以水蒸汽形式存在。水分的危害比较大，所以得到极大的重视和关注。当温度下降时，过量的水蒸汽可能凝结成水附着在绝缘件表面，从而潜伏着发生绝缘事故的危险。另一方面，在电弧高温作用下分解后，由于水分存在而可能产生有毒物质，影响到设备寿命和人身的安全。所以，对SF6断路器设备中的气体含水量有比较严格的要求。

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