高压断路器

第2章 高压断路器 第1节 高压断路器结构 一、概述 (一)高压断路器用途 高压断路器是电力系统最重要的控制和保护设备。所谓控制作用就是根据电网运行需要，用它来安全可靠地投入或退出相应的线路或电气设备；所谓保护作用就是在线路或电气设备发生故障时，将故障部分从电网中快速切除，保证电网无故障部分正常运行。对于高压输配电线路，往往还要求高压断路器具备自动重合闸的功能，保证电网正常运行。总而言之，要求断路器按照需要能可靠地投切正常的或事故的线路。 按照IEC关于断路器的定义是指“所的分合装置应能关合、导通和开断正常状态电流，并能于规定的短路等异常状态下进行关合，一定时间内的导通和开断”。其附注中还规定：“通常使用的断路器分合频度应不大，但某种特殊形式的断路器也可用于频繁分合”。 (二)高压断路器功能 (1)在关合状态时应为良好的导体，不仅对正常电流而且对短路电流也应能承受其热和 机械的作用。 (2)对地、相间及断口间具有良好的绝缘性能。 (3)在关合状态的任何时刻，应能在不发生危险过电压的条件下并在尽可能短的时间内开断额定开断电流以下的电流。 (4)在开断状态的任何时刻，应能在其触头不发生熔焊的条件下，在短时间内安全地关合处于短路状态下的电流。 上述功能有时候看起来是相互矛盾的，因而给断路器的研制带来很大困难。 (三)高压断路器特点 1．结构多样性 为了完成上述的控制和保护作用，可以采用各种不同的手段。从灭弧原理上讲有产气、磁吹、多油、少油、压缩空气、真空和六氟化硫等类型。从操动机构来说，可以分为手动、电磁、弹簧、气动和液压等品种。因此，组合起来就有品种繁多的特点，这与发电机、变压器之类设备相比是十分特殊的。如此多种多样的断路器被实际应用，这在其它电气设备来讲是少有的，这个事实说明在技术上断路器尚未发展到可以集中于单一原理和型式的完善地步，也就是说断路器仍然属于发展过程中的一类电气设备或者也可以说仍属于“年轻的设备”。断路器原理和结构不同，其产品性能、可靠性和经济性也不同，因此不同使用场合应按相应的要求来选择断路器的结构型式。 2．试验鉴定重要性 发电机和变压器等电气设备的基本工作过程现在已经比较清楚，理论分析、设计计算以及试验鉴定方法比较成熟。但对断路器而言，除了绝缘、机械和载流方面有比较正确的理论予以指导外，还有最基本的现象即电弧的物理过程至今尚不清楚，有关电弧的理论分析、设计计算方法十分粗糙。所以一种产品的定容或问世往往要经过大量的试验研究、多次反复修改以及较长时期不同工况的运行考核。而断路器的断流试验又是一项十分困难，耗时费钱的工作，况且又别无他法。试验成功的产品又要靠严格的质量体系来保证。将每台产品都进行断流试验当然是不可能的，但型式试验的产品一定要有代表性。 断路器的设计研究，除电路理论外，还要用到材料学、热能学、力学等等学科，涉及的学科多，研制一种新产品周期十分长。 3．要求高度可靠性 高压断路器是电力系统的保护和控制设备，与发电机、变电器等设备相比价格要低得多，结构也相对简单些，但断路器发生故障时所造成的损失往往要大得多，因此要求有高度可靠性。然而断路器的运行条件比较苛刻，承担多种分合操作，结构元件又多，相比起来可靠性低。所以从设计、加工、装配、调试、运行到维修等各个环节都要十分细致和认真。 (四)断路器分类 由于高压断路器的型式多种多样，所以分类的方法也多，比较通用的办法是按照灭弧原理来进行分类，并用相应的拼音字母来表示型号： D—多油；S—少油；Z—真空；K—压缩空气；L—六氟化琉；C—磁吹；W—户外；N—户内；G—改进型。 型号后的数字依次表示：设计序号、额定电压、额定电流和额定开断电流。 此外，还有新发展的SF6全封闭绝缘组合电器，简称GIS。 (五)断路器参数 标志高压断路器特性的参数比较多，下面列出最主要的几个参数。 (1)额定电压。是指断路器正常工作的系统额定电压，通常指线电压。考虑到系统调压的需要，电力设备的最高运行电压应比额定电压高10％～15％(220kV及以下取15％，220kV以上取10％)。参考．IEC的有关规定，将定义最高运行电压即为额定电压。 (2)额定电流。是指断路器可以长期通过的工作电流。 （3）额定短路开断电流。是指断路器在规定的工频及暂态恢复电压下，能够开断的最大短路电流，并由两个特征值表示：交流分量有效值即额定短路电流和直流分量百分数，当直流分量不超过20％时则仅以交流分量有效值来表征。 (4)极限通过电流和额定短路关合电流，通常其峰值等于额定短路开断电流交流分量有效值的2．5倍。 (5)额定短时耐受电流(额定热稳定电流)。是指在短时间内，允许通过其导电部分而其发热不超过短时允许温升的短路电流。其电流大小取等于额定短路开断电流，时间按IEC标准定为ls，需要更长时推荐3s。按电力工业部标准220kV以下为4s，220kV及以上为2s。 (6)分闸时间。以前称固有分闸时间，是指从断路器分闸操作起始瞬间(接到分闸指令瞬间)起到所有极的触头分离瞬间为止的时间间隔。通常分闸时间是指额定操作电(液、气)压下测量的数值。测量方法如图2-1所示。 (7)合闸时间。处于分位置的断路器，从合闸回路通电起到所有极触头都接触瞬间为止的时间间隔。测量方法如图2-2所示。对有并联电阻的开关设备还应测量其并联电阻触头的合闸时间。 (8)操作顺序。具有规定时间间隔的一连串规定的操作。自动重合操作：自动重合操作是指断路器分后经预定时间自动再次合的操作顺序。 一次快速重合断路器的额定操作顺序为：分—tl—合分—180s—合分。对非自动重合断路器的额定操作顺序为：分—180s—合。分—180s—合分。发电机保护断路器按“分—t—分—t—分”试验其开断能力。 为了提高电力系统的稳定性和供电的可靠性，希望断路器的全开断时间、重合闸无电流休止时间和金属短接时间都尽可能的短，但是全开断时间过分短时，由于非周期分量衰减很少而可能影响断路器的开断能力。金属短接时间过短也会影响到灭弧室回气回油的功能。采用自动重合操作顺序时，要在短时间内可靠地连续合分几次短路故障，比单分一次短路故障的负担沉重得多。 以前关于断路器的参数还有一个叫做“额定开断容量”。这是为了用一个量来表示断路器的开断能力，取额定电压下的开断电流和该电压的乘积再乘以线路系数(单相为l，三相为 )。 但是灭弧过程的开断电流和灭弧后触头间的恢复电压，在时间上并非同时发生，两者相乘在物理上没有什么意义，其概念不确切，计算也不方便，涉及开断能力的评价用开断电流来表示更为直接，而且对系列产品，输变电设备参数的配合和系统参数的计算等都很方便而不需换算，所以IEC标准和国家标准也不再采用额定开断容量这个参数。 (六)断路器主要组成部分 任何一台断路器从结构功能上分都要包括下述四个部分，即导电回路、灭弧装置、绝缘 系统和操动机构。 1．导电回路 断路器的导电回路包括动静触头、中间触头以及各种形式的过渡连接。断路器在运行中 要长期通过额定电流而发热不超过允许值，还要考虑到通过数值很大的短路电流而其动热稳 定不受到破坏。接触电阻是判断断路器导电回路优劣的重要数据。 2．灭弧装置 灭弧装置要解决的主要矛盾是如何提高熄灭电弧的能力，减少燃弧时间。既要考虑能可靠开断数值很大的额定短路电流，又要考虑提高熄灭小电容性和电感性电流的能力，要求开断小电感性电流不产生截流，或造成的过电压不超过允许值，开断小电容性电流不产生重燃。同时要求结构上不能过分的增大断路器的尺寸，造价也要合理。 油断路器是历史上使用最广泛的一种断路器，目前在很多地区使用量仍很大。油中电弧，实际上可以认为就是氢气中的电弧，因为氢气导热率大，所以电弧受到强烈的冷却，如何有效地利用这种靠油分解产生的氢气，并进行压力和气流的控制以便强烈冷却等离子体，这就是油断路器灭弧室的技术所在。 通常油断路器灭弧室可以分为自能式和外能式灭弧装置两类。为了结构简单，绝大多数油断路器都采用自能式灭弧原理，常用的有所谓纵吹灭弧室、横吹灭弧室和纵横吹灭弧室等。必须指出，油断路器的灭弧能力是灭弧装置和断路器其它参数，诸如速度、油层高度、机械强度、触头材料等因素综合作用的结果。如果断路器操作时不能满足分闸和合闸过程规定的速度、开距和时间的要求，或者油断路器结构上没有足够的缓冲空间和良好的油气分离装置，即使合理的触头和灭弧室结构也不能发挥正常作用。 近几十年来，在中等电压等级范围，真空断路器得到了很快发展，就我国目前的实际情况，10kV等级的真空断路器型号虽已发展到70余种，但不同型号的真空断路器结构上基本相同。真空断路器是使用高真空作为灭弧和绝缘介质的，与其他断路器相比，其灭弧室最简单，但触头的材料和结构型式变化多，影响大。 高压SF6断路器是新一代的开关装置，利用SF6气体优越的绝缘和灭弧性能实现其分合电路的功能。其灭弧装置曾发展有几种形式，第一代双压式结构已经淘汰。目前主要采用压气式灭弧原理(单压式)和旋弧式原理，其灭弧能力达到了一个新的水平，最近又发展了第三代SF6断路器，即自能灭弧式结构(selfblast)，有时候也称为热阻塞原理的半自能式灭弧室，主要优点是可降低操动机构的操作能耗，减少操作过程中对断路器本体的冲击，从而提高了可靠性，降低了成本。 3.绝缘系统 任何一台断路器都必须保证三个方面的绝缘处于良好的状态。第一是导电部件对地之间绝缘，通常由支持绝缘子或瓷套、绝缘杆件(包括绝缘拉杆和提升杆)以及绝缘油或绝缘气体组成；第二是同相断口间绝缘；第三是相间绝缘，各相独立的断路器相间绝缘就是通常的空气间隙。 断路器各部分绝缘应能承受标准所规定的试验电压作用。凡用于环网线路、母联、发电机及双电源线路断路器，其断口还应考虑反相耐压的要求。 4．操动机构 除了断路器本体外，一般均附设操动机构来实现断路器的操作或分别保持其相应的分合闸位置。对操动机构必须具备以下独特的功能。 (1)动作要高度可靠，由于断路器是保护和控制设备，除特殊情况外，它的动作次数是极不规则的，例如有时候很长时间也不动作，有时候却需要连续动作，无论在哪种情况下，从高频度到低频度的广泛范围内，接受指令时的动作都必须准确可靠。 (2)断路器触头的运动形式是在限定的较短时间内作快速的直线运动，为此要求运动系统能做到高速和极好的制动，这与连续旋转运动相比，在结构上较难做到。 (3)合闸和分闸要在规定时间内完成，而且要十分稳定，特别对分闸时间的要求比较高。 (4)按要求在规定时间内根据指令完成一整套合、分闸操作即操作顺序，并要求具有足够大的合闸操作力以满足关合短路电流的能力。 (5)要具备自由脱扣和防跳跃功能，自由脱扣原来的含义是在断路器合闸过程中，如操动机构又接到分闸命令，则它不应继续执行合闸命令而应立即分闸。具有自由脱扣功能的操动机构，不管触头关合到什么位置，也不管合闸命令是否解除，只要接到分闸命令，断路器即能立即分闸，所以有时也称为脱扣优先装置。实际上，这种理想的分闸脱扣优先不必要也不可能实现，因为在合闸过程中是不必要立即分闸的，而且在合闸到底之前辅助开关还没有转换完毕，分闸回路也就无法接通。相反，为了保证断路器的开断性能，有必要采取措施保证断路器关合到底后才允许分闸，即要保证必要的金属短接时间，这也可称为断路器的自卫能力。关于这个问题国家标准GBl984—89《交流高压断路器》是这样规定的：电磁操动机构在断路器合闸到底后，在分闸脉冲作用下应能立即分闸。 非自由脱扣电磁机构进行事故合闸时，触头不能在电流接通后很快分闸，事故不能很快切除，因此通常不能采用，如简易电磁机构CD—12、CD—13、CD—40型等均已淘汰。 当断路器关合有预伏短路故障的电路时，它将会再次分闸，此时若合闸命令还未解除，则断路器分闸后又将再次合闸，紧接着又会分闸，这样有可能使断路器连续多次合分短路电路，这种现象称为“跳跃”。断路器必须具有防跳跃的功能，使得关合短路而又自动分闸后，即使合闸指令尚未解除，断路器也不会再次合闸。防跳跃可以采用机械的和电气的方法。上述自由脱扣装置就具备防跳跃的功能，例如CD系列电磁机构防跳跃功能是这样实现的：使合闸回路的辅助开关触点(b触点)在脱扣开始后很快接通，在关合短路后再分闸时，由于操动机构在到达分闸位置前，合闸回路已经接通，合闸铁芯动作升起，但顶不动没有复归的滚轮，因此合闸铁芯只能做虚功合不上断路器，直到合闸回路断开为止，从而防止了跳跃。 在实际使用中，多采用防跳继电器来实现防跳跃功能。 (6)具有连锁功能，如分合闸位置连锁，保证断路器在合闸位置时合闸回路断开而不能受电，在分闸位置亦然；高低液(气)压连锁，保证断路器的操动机构处在合格的液(气)压范围内才能动作。另外还可以用辅助开关触点与隔离开关操动机构之间设立电磁连锁。 操动机构根据其能量形式的不同来分类，并以拼音文字来命名，如CS、CD、CT、CY、CQ系列等等。 (七)各类断路器主要特点 1.多油断路器 多油断路器是断路器发展过程中采用得最早的一种型式其特点是几乎所有的导电部分都置于铁壳油箱中，用绝缘油作为对地、断口以及相间(指三相共箱式)的绝缘。电流由套管引入和引出油箱。多油断路器的制造、运行经验比较丰富，对气候条件的适应性强，因油箱接地，故加装电流互感器和分压器比较方便，世界各国以美国发展最多，型式变化不大，箱壳有椭圆形、透镜形，表壳形等几种，以尽量减少绝缘油用量。 由于多油断路器用油量多，油量几乎按电压平方关系增长。电压等级越高，体积越庞大，系列性差，检修困难，并有爆炸和火灾危险。因此发展受到限制，而且逐步被淘汰。因为其价格低，可装设电流互感器，运行尚比较安全，检修也还方便，且使用经验比较丰富，我国目前仅保留少量10～35kV等级产品。 2.少油断路器 少油断路器特点是以绝缘油作为灭弧介质和断口之间的绝缘，但对地绝缘主要靠固体绝缘，如瓷件、环氧玻璃布棒等。与多油断路器相比，比较突出．的优点，诸如体积小，质量小，系列性强，结构较简单，价格较便宜。尤其是我国自60年代以来，从10kV到220kV各个电压等级的少油断路器经过长期的试验摸索和运行实践，其性能有了很大的提高。长期以来，国内各个电压等级最普遍采用的就是少油断路器这种型式，并且积累了丰富的经验。直到最近10～20年，少油断路器的统治地位逐渐被真空和SF6断路器所取代。 户内少油断路器用于35kV及以下电压等级，并往往组合成成套配电装置。在灭弧原理上，广泛应用纵横吹灭弧装置，开断大电流时主要靠横吹，开断中小电流时辅之以纵吹，结构上使导电杆向下运动，与电弧产生的气体运动方向相反，使动触头的弧根不断与新鲜的绝缘油相接触，并可利用其机械油吹作用，这种方式被称为逆弧原理，灭弧室结构上采取措施缩短封闭泡阶段，提前气吹到来时间。断路器本体部分采用高强度环氧玻璃钢管为承压件，代替金属油箱从而简化结构、缩小尺寸、减少损耗。其机械强度高，开断容量大。油囊由压制成的灭弧片构成，结构简单，加工方便，喷口采用扁平形经实践考验性能优良，型号为SN10少油断路器，使用量大，性能比较优良，开断电流达到31．5kA，甚至更大。其本体结构如图2-3所示。 户外少油断路器要求能适应大电网提出的动作快、开断容量大、操作过电压低、能快速自动重合闸等要求。近年来，由于采用了液压操动机构，灭弧室采用了高强度绝缘材料和性能良好的压油活塞，使高压少油断路器的技术性能大大改善，例如SW2系列和SW6系列少油断路器开断电流达到31.5kA，甚至40kA，在全国电力系统中用量比较大。 3．压缩空气断路器 压缩空气断路器的特点是用压缩空气供作灭弧和绝缘介质，并还用作操作和控制的储能、传动介质。因此动作快、开断容量大、系列性强，但结构复杂，价格昂贵，要附加压缩空气系统，使用维护比较麻烦。在SF6断路器广为发展的今天，压缩空气断路器基本上已停止了生产。 压缩空气在自然界中有取之不尽的来源，空气的临界温度很低，在常温下没有液化的危险，使用压力可以比较高，并且气体介质的绝缘性能稳定不会老化变质，压缩空气的绝缘能力随着压力的增大而增大，大约在0．7MPa时与新的绝缘油相等或略高，通常采用1．5～5．0MPa的压力。用于断路器的压缩空气，必须清洁、干燥，以确保绝缘能力。所以空气压缩机的压力应该远比断路器的压力高，然后再减压供给断路器，例如操作压力为2．5～3.0MPa时，空气压缩机的压力应为6．0MPa以上。 4．SF6断路器 理论上SF6气体的灭弧能力比空气约高100倍。利用SF6气体的断路器近年来发展迅速，其结构逐渐完善。由于SF6断路器具有单断口电压高、电气性能稳定、开断电流和累计开断电流大、开断大小电流性能优良等优点，并且检修周期长，维护工作量少?因此发展速度快，尤其在高压和超高压领域已占据主导地位。 SF6气体最显著的特性是特异的热化学性和强负电性，因而具有良好的灭弧性能和绝缘性能。 5．真空断路器 利用真空作为绝缘和灭弧介质的断路器称为真空断路器，真空断路器所要求的真空度为10-2Pa以上。高度真空具有很高的绝缘性能、介质恢复速度和良好的灭弧性能。真空断路器 触头开距小、结构简单轻巧、机械和电气寿命长、适用于频繁操作，开断电容电流一般不重 燃，但有的国产真空断路器重燃率还比较高。由于制造工艺限制，真空断路器的电压等级较 低，目前多用在10～35kV。 10kV真空断路器的开距为10～12mm，分闸速度约1～1．5m／s。35kV等级的真空断路器开距为20～30mm，技术较先进的真空灭弧室，开距也只有12mm左右，分闸速度也为1．5m／s左右。 真空断路器由于其开距小，可以配用更为小巧的操动机构，所以整体体积小、结构简单、 机械寿命长、无火灾危险、维护工作量小，但目前价格仍比常规油断路器的贵。 由于高压断路器的品种和型式如此之多，因此要分别不同对象重视运行维护和培训工作，下面就其绝缘结构及试验检测进行介绍。 二、高压断路器绝缘结构 (一)一般要求 对所有高压电器设备来说，其绝缘能力应能满足运行提出的各种要求。在运行中，高压 断路器罕承受两种电压作用，长期作用的最高工作电压和短时作用的各种过电压，电气设备 承受大气过电压的能力用冲击试验电压来考核。在出厂试验和现场试验时，往往以进行短 时工频耐压试验来考核。近年来有的国家还用操作波冲击试验来作为工频耐压试验的补 充。 GB311．1《高压输变电设备的绝缘配合》和DL／T593—1996《高压开关设备的共用订货技术导则》中规定了断路器的试验电压标准。断路器一次部分的绝缘包括三部分，即分、合闸位置带电部分对地之间、相与相之间以及在分闸位置同相断口之间的绝缘。 断路器绝缘，与其它高压电器一样，可分为内绝缘和外绝缘，外绝缘以瓷和大气作为绝缘介质，其电气强度由大气中间隙的击穿强度或由大气中沿固体绝缘表面的闪络强度所决定。一般来说瓷绝缘没有老化的问题，所以通常其绝缘应有较大的裕度。 下面分别以油、真空和SF6断路器为例，说明其绝缘结构。 (二)少油断路器绝缘结构 10kV少油断路器以及SN10-35型断路器采用纯瓷的绝缘子或环氧合成绝缘子作为对地绝缘，绝缘拉杆一般用环氧玻璃布棒。35kV以上户外少油断路器采用充油的瓷套以及环氧玻璃钢提升杆作为对地绝缘。支持瓷套内的油和灭弧室的油或者通过逆止阀、橡皮垫圈相通，或者经橡皮密封垫圈相互隔绝，以使支持瓷套免受开断短路电流时灭弧室内高压力的作用，同时还可防止灭弧室内电弧分解的脏物，直接进入支持瓷套内，使其对地绝缘少受断口间油质的影响。瓷套内充油的目的是防止瓷套内壁凝水和保证绝缘提升杆的绝缘性能。支持瓷套尺寸较长，其绝缘裕度比较大，正常情况下运行安全可靠。但是如在安装前后或运行中严重受潮使提升杆的绝缘性能下降，就可能威胁设备的安全运行，由此发生的爆炸事故曾多次发生。 内绝缘中还包括断口绝缘，灭弧室既是熄灭电弧的装置又是组成断口间绝缘的一部分，对于110kV及以上高压少油断路器，内绝缘包括上帽和下法兰之间以及动静触头在油中的绝缘，即在油中沿着瓷套内表面，玻璃钢筒内、外表面以及动静触头之间的油层、灭弧片表面等的复合绝缘。 灭弧室部分的玻璃钢筒是断路器的主要承压部件，户外高压少油断路器通过该玻璃钢筒上下螺纹的机械连接使灭弧室瓷套受压，而且将开断短路电流时的巨大压力与瓷套隔开，以防瓷套损坏。 断口间绝缘距离的大小要满足试验电压和开断小电流时拉弧长度的要求，但由于灭弧室中的油和灭弧片在开断短路电流后都会碳化而使绝缘降低，而且其耐电强度还和电场形状有关，又由于复合绝缘及介质碳化后的影响等因素使得计算困难，同时还存在绝缘油长期运行中可能受潮等不稳定因素，因此断口间绝缘必须经受耐压试验、各种开断试验和比较长时间的运行实践的考核。220kV等级使用量相当多的SW2系列灭弧室单元和中间机构箱结构如图2-4所示，采用的是纵横吹的灭弧原理。 (三)真空断路器绝缘结构 真空断路器是利用高真空作为灭弧介质的。所谓真空是指在给定空间内，气体压强低于101．3kPa稀薄气体状态。用现代最良好的科技方法所能达到的高度真空状态，每立方厘米体积中仍含有几百个气体分子，因此所谓真空是相对的，绝对真空事实上不存在。 度量真空的参数有很多种，如压强、气体分子密度、气体分子的平均自由程等，当然最普遍使用的参数是压强。所谓压强是指在某一温度下作热运动气体分子对器壁单位面积上的作用力。压强和真空度表示同一件事但概念不同。真空度高就意味着压强低，反之，真空度低就是压强高。 压强单位用得最多的是帕(Pa)，标准大气压等于101.3kPa。 在高真空状态，对于l～2mm间隙，其击穿场强可达100kV(峰)／mm左右。当间隙距离增大(大于2mm)时，击穿场强随间隙的增大而减少。而10kV真空断路器的触头间隙只有10mm左右，此时的击穿场强约为20～30kV(峰)／mm。顺便指出，在正常大气条件下，每毫米空气间隙的击穿电压为2—4kV。短真空间隙击穿电压与真空度的关系十分重要，如图2-5所示。 较短间隙真空度在10-6～10-2Pa之间变化时，击穿电压几乎不发生变化，而在10-2～10Pa范围内，随着真空度的下降，其击穿电压将迅速降低。所以能使用的最低真空度要在10-2Pa以上，有很多标准规定真空灭弧室的真空度要在6．6×10-4Pa以上。当然新品灭弧室的真空度至少应高2个数量级。考虑到真空间隙如图2-5的绝缘特性，在正常运行维护时可用交流耐压试验采检验其真空度的好坏。 真空断路器的相间和对地绝缘结构与常规断路器的相同。最近，作为对地绝缘子和绝缘隔板采用一种新型复合绝缘材料SMC，又称不饱和聚酪玻璃纤维增强模塑料(或称玻璃纤维增强不饱和聚酯树脂模塑料)，英文原名为“SHEET MOULDING COMPOUNDS”，直译为片状模压塑料，其机械和电气综合性能比起瓷或环氧玻璃绝缘材料来更优良。 (四)SF6断路器绝缘结构 现代典型的高压SF6断路器大多采用压气式灭弧原理(PUFFER TYPE)，压气式SF6断路器与最初的双压式SF6断路器相比，结构简单、维护方便，因此后者已被淘汰。目前各种SF6断路器的额定气体工作压力为0.4～0.6MPa(20℃下，表压)，对应工作压力为0.6MPa时的液化温度约为-30℃。其灭弧原理是在开断时由于触头系统的压气室的运动使其内部的SF6气体受到压缩，并被利用来高速流过灭弧喷口形成气吹灭弧，其基本结构如图2-6所示。 图2-6(a)代表合闸状态，主触头和弧触头相并联，电流基本上经由主触头流通；图2-6(b)表示开始分闸，电流已由主触头转移到弧触头上流通，但还没有形成电弧，压气筒5中的SF6气体开始被压缩，而其喷嘴还没有打开，这一阶段可称为预压缩阶段；图2-6(c)表示触头之间已产生电弧，差不多同时灭弧喷口被打开，随着动触头的向下运动，压气筒中的气体一方面被继续压缩，同时高压气体经喷口向拉长的电弧吹拂，在电流过零时就被熄灭，根据气体相对于电弧吹动方向的不同，有所谓单向、双向、内吹和外吹或几种方向兼而有之等多种形式；图2-6(d)代表灭弧以后动触头进一步运动到分闸状态。 图2-7展示了最新型的采用自能灭弧的SF6断路器灭弧室结构，依靠电弧自身能量来建立熄灭电弧所需要的吹气压力，所以配用的操动机构只要供给分断短路电流时动触头运动所需要的能量。图2-7(a)表示合闸状态，此时静弧触头1和静主触头3都连接到灭弧室的上部接线端子，当然电流主要经过主触头流通；开始分闸后，主触头比弧触头先分开，然后电弧在弧触头之间形成。在开断短路电流时如图2-7(b)所示，电弧使压力室里的气体加热，气体压力很快升高到足以熄灭电弧。在电流过零时，储存的高压气体通过绝缘喷嘴吹拂电弧并使之熄灭，随后下部辅助压气室的阀门11打开，让过剩的SF6气体从下面排走。开断小电感性或电容性电流时，如图2-7(c)所示电弧不能产生足够的熄弧压力，这时必须靠辅助气吹， 压力室6向固定的圆筒10方向运动，使辅助气室9中的气体受到压缩，阀门8打开使压力气体进入压力室6，从而通过绝缘喷嘴2产生不太大的气流使电弧熄灭。图2-7(d)表示分闸状态。 根据SF6断路器的内部元件组成可知，其绝缘结构十分简单。在断口动、静触头之间的绝缘介质除了瓷套外就是SF6气体，其对地绝缘包括SF6气体、瓷套和绝缘拉杆。因为SF6断路器是全密封结构，在正常情况下是不可能像少油断路器那样容易进水受潮的，相应的绝缘试验项目也比较简单。 关于SF6气体的绝缘性能其影响因素较多。在正常情况下，对于均匀电场或稍不均匀电场，SF6气体的绝缘强度约为气压相同的空气介质的2．5倍。在SF6气体压力为0．2MPa时，其绝缘强度与良好的绝缘油相当。 三、高压断路器绝缘维护特点 断路器从出厂安装到投运以后，由于外部大气条件的影响以及内部长期通电发热和开断电弧的分解作用，其绝缘会发生不同程度的劣化，因此要加强断路器安装和运行中的绝缘维护和试验工作，比较共性的问题有以下几方面。 (一)防潮 变压器油中吸水万分之一，其耐压水平可下降好几倍(有时击穿电压下降不明显，因为水分沉淀等缘故)。胶纸材料受潮后，沿面放电电压将大大下降，‘甚至由于绝缘电阻的急剧下降，在工作电压下就可能发生热击穿现象。 断路器内部受潮大多是由于制造、安装不良，使水由密封处渗入到断路器内部。其中制造上由于设计、工艺和材质等方面的缺陷是最根本的原因。例如完善化前的SW3、SW6、SW7系列断路器的帽盖结构很不合理，进水受潮极其普遍，此外在气候潮湿，温度变化较大的情况下，由于断路器内部容易结露凝水，对安全运行的威胁很大。例如SW4系列断路器，其灭弧室、三角箱和支持瓷套里的绝缘油互不相通，而且每一部分油的上面都设有空气室，尤其是支持瓷套上面的空气室与外界大气似通非通，因此运行中由于呼吸凝露发生受潮的情况比较多。户外高压断路器由于进水受潮曾多次发生断口和支持瓷套的爆炸事故，因此对于防水受潮性能不可靠的高压少油断路器应该加装防雨帽，而且防雨帽要完好，其深度要足够大。对SW4系列断路器有些地方在支持瓷套的空气室上加装呼吸器比较有效，厂方已确定将原结构的绝缘油改为全连通的。另外对断路器的绝缘状态要加强试验检查，缺陷多的要适当缩短检测周期，各单元之间以及历年来的测试数据要进行比较分析和综合判断。对于新装和受潮的断路器必须认真进行处理和检定，对提升杆要进行交流耐压试验，以确认其绝缘性能是否良好。 (二)外绝缘防污闪问题 户外电气设备的外绝缘都存在着不同程度的污染问题。由于城乡工农业生产的发展，大气环境条件更为恶劣，污染问题越来越严重，前一时期污闪甚至大面积污闪事故时有发生。由于各级领导的重视和工程技术人员的努力，目前电气设备的污闪事故基本得到了控制，当然今后还有大量工作要做。各地都按照污湿特征、等值附盐密度和运行经验制定了“污秽区域图”。并且随着大气环境污染状况的变化和防污闪工作的不断深入，所制定的污区图将进行滚动修正。因此，各地区应根据具体条件，选型时应采用相应爬电比距的外绝缘件，必要时还应适当留有余地。在正常运行中应按照实际情况采取各种有效的防污闪措施。 发电厂的高压断路器在雾天等恶劣气候条件下并网曾多次发生外绝缘污闪的事故，这是因为并网过程中断路器断口之间的工频电压可以达到两倍相电压，在外绝缘足够脏污且在雾天或毛毛雨之类天气条件下并网就容易发生污闪。为了安全起见，发电厂高压断路器的并网操作应避免在这种恶劣条件下进行。 户内高压开关设备的外绝缘凝露闪络问题前几年也比较突出。有些地方的运行条件较差，外绝缘污染比较严重，爬电距离又不够，．在湿度较大的气候条件下就会发生闪络事故。现在具体的解决办法有两个，一是采取措施改善运行条件，二是提高电气设备的外绝缘水平即加大外绝缘爬电距离和加大空气间隙。当然，后一种办法会使设备结构复杂、成本提高，但目前仍为较多单位所采用。 (三)多油断路器套管绝缘问题 多油断路器主要是35kV多油断路器绝缘事故频发。其中多数是由于套管充胶开裂、油箱与套管的密封结构不良等引起套管绝缘击穿或爆炸。据分析，套管内充的绝缘胶耐寒性差，低温．下发脆变硬，容易开裂，在断路器分合闸冲击振动下极易与电容芯棒脱离，产生气隙。也有灌胶时电容芯表面不干净，胶与电容芯表面粘结不牢，时间长后发生开裂。如果套管密封不良，雨水浸入就使绝缘强度大为降低，因而在正常运行电压下可能击穿爆炸。即使密封较好也可能在温度变化时，由于膨胀收缩而吸潮，天长日久同样会大大降低绝缘强度。从发生事故后情况看，套管电容芯表面与胶结合面上，均有明显的沿面放电通道，有明显缝隙和受潮迹象。要防止这类套管爆炸最根本措施是改进绝缘胶的耐寒性能，使它在低温及冲击等因素下不会发生开裂分离，此外还应注意加强套管本体的密封和运行检测，具体措施为： (1)发现绝缘胶老化开裂，应及时更换为新的性能良好的绝缘胶，在熔化过程中要除去杂质和气泡，注入后在105℃温度下保持6h烘燥。 (2)加强绝缘监测，当单支套管介质损失超过标准(20℃时为2％～3％)时应进行烘燥处理，推荐控制温度105+5℃，时间48h，特别注意干燥温度不能过高，否则极易造成绝缘破坏留下事故隐患，干燥好的套管表面应涂漆(如1032漆)2-3次，以防吸潮。 (3)仔细装配，保证密封，如垫好橡皮垫，保证其正常的压缩量，发现密封圈老化开裂 必须及时更换。 (4)当套管tgδ较小或干燥处理良好后，在胶表面涂3～5mm厚的硅油，以防潮气侵入可能出现的裂纹中，当然硅油不能涂得太厚，应留足空气腔的深度。 第2节 断路器绝缘试验 一、概述 断路器的绝缘试验，是通过各种测试手段，判断并掌握断路器的导电部分对地以及断口间的绝缘水平，由于断路器结构特征相差很大，故其试验项目及判断标准也不完全一样，一般来说，断路器的预防性试验项目有以下几种。 (1)绝缘电阻； (2)介质损耗因数测量(仅对多油断路器进行)； (3)泄漏电流(仅对少油断路器进行)； (4)交流耐压，包括真空断路器灭弧单元真空度鉴定； (5)断口并联电阻和并联电容绝缘性能测量； (6)绝缘油简化试验； (7)SF6断路器的绝缘性能试验。 二、绝缘电阻测量 绝缘电阻测量是断路器绝缘试验中的一项基本试验，简便易行。如有整体方面绝缘缺陷(如受潮)，绝缘电阻一般都有一定程度的反映。 对于35kV及以下的少油断路器，在合闸状态下的绝缘电阻，反映了绝缘拉杆和绝缘子等部位的对地绝缘；分闸状态的绝缘电阻还可反映断口间灭弧室部分是否有受潮缺陷。断路器整体的绝缘电阻通常不作规定，但应对历次的测试数据以及各台断路器各相数据相互间比较来进行判断，以发现绝缘缺陷。作为参考，正常情况下断路器的绝缘电阻可达： (1)220kV对地绝缘电阻为l0000MΩ以上； (2)110kV对地绝缘电阻为5000MΩ以上； (3)一个断口(铝帽一三角箱)绝缘电阻为2500MΩ以上。 三、介质损耗因数测量 真空、SF6和少油断路器不作此项试验，因其绝缘结构主要是电瓷和环氧玻璃布之类绝缘。其本体电容很小(仅十至几十皮法)，所测得之tgδ分散性很大，不能有效地发现绝缘缺陷。对于多油断路器，tgδ测量是个重要的测试验项目。 多油断路器的基本部件有套管、灭弧室、提升杆和导向筒、绝缘油和油箱、绝缘围屏五大部分。测试证明，任一部分绝缘情况的劣化都使整体tgδ发生明显变化。 该试验要在合闸和分闸两种状态下进行。在分闸状态下试验时，要对每个套管分别测量，如果tgδ超过标准，或与历年数据比较tgδ有显著增大者，应进行下列分解试验，以找到缺陷部位。 落下油箱或放油(当油箱无法落下者)使灭弧室露出油面后进行复测，如tgδ明显下降(3％，对DWl-35型为5％)者，则说明tgδ增高的原因是绝缘油和油箱绝缘围屏绝缘不良。 如落下油箱或放油后，tgδ无明显变化，则应擦净油箱内套管表面再试，如仍无显变化则依次卸去灭弧室屏蔽罩和灭弧室进行试验，如此时tgδ降低到2．5％左右，则表明是灭弧室受潮，否则可能是套管绝缘不良，表2-l为典型实例。 表2-1 分闸状态下介质损失测量实例 试验情况 20℃时 tgδ(%) 试验温度 （℃） 判断结论 1 分闸状态一支套管连油箱 7.9 29 不合格，需解体试验 落下油箱 6.04 27.5 油箱绝缘良好，应再解体 去掉灭弧室 5.31 27.5 严弧室良好，套管不合格 2 分闸状态一支套管连油箱 9.5 20 不合格，需解体试验 落下油箱 3.26 21 油箱绝缘不良，应再解体 去掉灭弧室 0.93 26 灭弧室受潮，套管良好 部颁DL／T 596—1996《电力设备预防性试验规程》规定：35kV充胶型套管大修后20℃时tgδ不大于3％(运行中不大于3．5％)。对多油断路器在分闸状态时测量非纯瓷套管的tgδ相应允许增加量(20℃时)：DW2—35型为2％，DWl—35型为3％。 测量多油断路器的tgδ时，也应注意测得的Cx值，要对同一电压等级同一类型的套管，或同一套管历次测试数据进行比较，如Cx(即R3)差别很大，则套管可能存在缺陷。Cx增大即R3变小时，对于充胶套管，可能缺胶；对于充油套管，可能严重缺油；对于电容型套管，可能是电容短路。反之，则可能内部干枯、老化或填充物流失。 在实际工作中，影响测量结果的因素是很多的，对来自外界的影响必须采取措施加以消除；对测量用的仪表、仪器应定期校验，使用方法要正确。从而使测量结果能反映绝缘的真实情况，这样才能根据测量结果作出正确的判断。 测量单套管时一般用正接法，这样受干扰小，测量结果较为准确，操作安全方便。使用 反接法时，应尽量排除干扰，例如采用抗干扰电桥。 温度对测量结果的影响也十分明显。温度升高，极化损失和电导损失都增加，因而tgδ值也会变大，具体相关因素还没有完全定论。有关文献推荐了不同温度下tgδ的校正公式 tgδ(20℃)=tgδ(t℃)·K 式中：K为不同结构材料的系数，电容套管，及值为1．2～1．25。从该公式看，温度超过20℃时，所测值变大，归算到20℃下的tgδ时，及值越小越安全。低于20℃下测量时情况正好相反。 空气湿度和表面污秽对测量的影响也很大，表面污秽应该擦洗干净，应尽量避免在空气湿度大的环境条件下进行测量。对于在空气湿度较大情况下测量时采用屏蔽方法也有持肯定和否定两种意见，也有推荐校正公式的，以70％相对湿度为标准 tgδ(70％)=tgδ(ρ％)·Kρ 式中：系数及Kρ取为1．3；ρ％为测量时的相对湿度。例如有只套管在90％相对湿度下测得的tgδ为2．33％(已经过温度校正)，校正到70％相对湿度时等于1．38％，说明其tgδ值合格。 四、泄漏电流试验 多油断路器不作这项试验，因为多油断路器的主绝缘与地之间的并联支路很多。整体试验时，个别部件受潮引起泄漏电流增加所占的百分比很小。此外，由于套管结构的特征，当套管的纸质或胶木绝缘层受潮时，泄漏电流反应也不灵敏，对多油断路器整体泄漏试验远不如tgδ试验那样灵敏。但在解体试验时对环氧玻璃布板之类有机绝缘的受潮有可能通过泄漏试验来检测。 少油和压缩空气断路器的泄漏试验能比较灵敏地反应： (1)外表的严重污秽。 (2)压缩空气断路器因压缩空气相对湿度增高时带进潮气于瓷套内壁和导气管管壁造成结露。 (3)少油断路器提升杆、灭弧室以及绝缘油受潮劣化等缺陷。 对于高压少油断路器可以在三角箱加压断口外侧接地来测量整个单元的泄漏电流。如图2-8所示，如有异常再进一步分解是断口还是支持瓷套进水受潮。在绝大多数情况下，断路器进水受潮后泄漏电流有明显变化而远远超过标准(直流40kV下10μA)。但在个别情况下，由于结冰或水分在局部沉积，泄漏电流反应不太灵敏，这时要进行认真仔细的分析研究和必要的试验检查。例如某变电所一台SW6-220型断路器1996年6月22日的绝缘测试结果如表2-2所示。 由于未能引起有关部门的重视，没有进一步安排研究分析，及时查找早期的绝缘缺陷，或缩短试验周期加强监视，耽误了时间，至1997年4月5日，该断路器V相发生对地击穿爆炸事故。 由此可见，泄漏电流测试结果虽符合标准规定，但相间差别很大或与历年相比有异常增长时，应认真进行分析，查明不正常的原因，决不可轻易放过。 有时候会有这种情况，即支持瓷套的总体泄漏电流超过标准，但分解试验时，绝缘油和提升杆分别试验都合格，尤其对SW4系列断路器其支持瓷套内的油和三角箱油相隔绝的结构型式，这种结构导致外界气温急剧变化时，瓷套内部出现明显结露现象，另外由于负压呼吸作用，潮气不断侵入，在高压作用下溶于油中的水分将发生极化，并沿绝缘提升杆形成桥路。在分别进行绝缘试验时，只要所取油样良好，绝缘提升杆的防潮性能良好，试验就会合格。因此这种情况下应—认真试验，综合分析，排除缺陷。 在试验测量时应特别注意试验方法的正确性，对于小电容试品应该选用合适的稳压电容器，高压引线尽可能短而粗，绝缘良好。因为导线表面场强高于20kV／cm时，空气会发生游离，产生附加的泄漏电流。绝缘件表面应擦洗干净后测量，以消除表面泄漏的影响。 有条件时也可采取措施适当提高试验电压进行测量，例如有的单位采用60～80kV直流电压进行试验，但这时要注意因空气游离等因素产生的杂散影响。 五、交流耐压试验 交流耐压试验是鉴定断路器绝缘强度的最有效和最直接的方法。由于试验条件限制，一般只限于35kV及以下设备进行。压缩空气断路器在安装完毕或每次大修后，必须在最低允许气压下对分闸状态的断口进行交流耐压试验。 油断路器的交流耐压试验，应在合闸状态导电部分对地之间和在分闸状态的断口间分别进行。对于SW2—35型断路器应分别在合闸和分闸位置进行对地交流耐压和泄漏试验。 在检修过程中，对有关绝缘件(如套管、提升杆等)的绝缘能力有怀疑或因受潮经干燥检修后进行耐压试验时，应按标准规定进行。对有机绝缘材料，耐压试验时间应为5min，试验中应无击穿、闪络或发热等不良现象。 110kV及以上少油断路器的绝缘提升杆单独试验时，各个制造厂的耐压标准不完全相 同，各制造厂对有关绝缘件的出厂工频试验电压如表2-3所示。 表2-3 少油断路器绝缘件工频试验电压 厂家 绝缘拉杆（kV） 断口玻璃钢筒 （kV） 40kV直流电压下 泄漏电流（μA） 110kV 220kV 华通开关厂 240 475 170 8(5) 沈阳高压开关厂 300 2×300 155 8(4) 西安高压开关厂 329 2×315 155 北京开关厂 520 155 据有关资料介绍，当试验设备受限制时，绝缘杆件可分段耐压试验，10cm长环氧玻璃布板推荐施加40kV工频电压。 目前，对于真空度的检查方法常用交流耐压法，如10kV真空断路器新的真空灭弧室应施加42kVlmin工频耐压试验。在运行中可以降低电压试验，例如建议加28kV进行耐压试验。国外真空灭弧室的交流耐压水平都比对地耐压水平低，例如GEC的OX—36型断路器(额定电压35kV)真空泡的耐压标准为55kV2～3s；VBM型断路器(额定电压15kV)真空泡施加耐压30kV。运行中也可观察真空灭弧室屏蔽罩的颜色来判断真空度的变化，当然这只对玻璃外壳才有效。 六、断口并联电容器绝缘性能测量 110kV及以上的多断口断路器，通常与断口并联有均压电容器；也有为提高近区故障开断能力在断路器断口上并联电容器的结构型式；超高压断路器还安装有合闸电阻；专为操作并联电容器组用的多油断路器往往设有中值并联电阻。因此在安装与大修中应测量电容值、电阻值及绝缘特性。电阻值可用一般惠斯登电桥测量，电容值可用一般电容电桥或QSl型西林电桥测量。 国产少油断路器的均压电容参数通常为：绝缘电阻应大于1000MΩ(2500V摇表)，电容 量为1800±10％pF(早期220kV产品两外侧为1500pF，后期产品均为1800pF)，测量介质 损失应不超过1％(制造厂出厂标准为o．4％，20℃)。 七、绝缘油耐压试验 绝缘油的耐压试验，详见本书第七章第十节绝缘油电气试验。 八、SF6断路器的绝缘试验 SF6断路器的绝缘结构与常规断路器的不一样。断口间的绝缘由SF6气体和瓷套构成，断路器带电部分对地绝缘包括SF6气体、绝缘拉杆和瓷套。因为断路器是常充气式封闭结构，一般不存在进水受潮问题。运行中由于SF6气体泄漏，有可能吸潮使SF6气体含水量增加，以及触头烧损导致电场均匀性下降而使绝缘性能变坏。但是SF6断路器的电寿命很长，触头烧损导致绝缘性能下降可以不考虑，关键是保证SF6气体的泄漏和含水量符合规定，在新断路器投运时，可以考虑进行绝缘电阻和直流泄漏试验。正常运行中按规定进行SF6气体密度监视和含水量监测，就可保证绝缘性能处于良好状态。典型测试方法请见下一节介绍。 第三节 SF6气蚀检漏及含水量测量 作为绝缘和灭弧介质将SF6气体引入高压电气设备，使电气设备发生了极大的变化。尤其是高压开关设备性能大为提高，运行更加安全可靠，检修维护更加方便，并且正在朝少维护甚至免维护的方向发展。 但是在新的SF6开关设备开始大量使用的初期，产品质量还不够稳定，人们也面临许多新问题需要认识和处理。这里主要讨论SF6气体的检漏和含水量测量两个问题。 一、SF6气体检漏 SF6开关设备是全封闭电器，对气密性要求极高。因为SF6气体的绝缘和灭弧性能取决于气体的密度，其气体密度降低，会导致耐压强度的降低和开断容量的下降。而且气体密度的下降必然是由于泄漏所造成，与此同时大气中的大量水分会向设备内部渗透，使SF6气体的含水量增加。 开关设备自身有监视气体密度的装置，亦即设有密度继电器。对于断路器来说，密度继电器一般有两级报警信号，即补气压力信号和闭锁压力信号。补气和闭锁压力值通常为额定压力的90％～85％。但是，运行的开关设备频繁补气是不允许的。因此，有关标准都规定SF6电气设备的年漏气率一般应小于1％。达到了这个要求，开关电器就可运行10年以上才需要补气一次，也就可以达到运行安全、可靠和维护简单、方便。 从原理上讲，对SF6开关设备应该监测气体密度而不是气体压力，因为气体压力是与温度有关的。所以，说到SF6气体的压力必须同时说明温度才有意义。但是，在工程实践中要监测气体密度是困难的，只有测量压力才现实可行。在测量压力的同时，绝不能忘了记录温度。凡是讲到额定压力，都规定是相对于20℃而言的。 年漏气率小于1％的要求是比较严格的，例如20℃下额定压力为0.6MPa(表压)的断路器，由于漏气而导致的压力下降应不大于0．8×10-6MPa／h，当SF6气体的总质量为20kg时，相对应的允许泄漏量为0．023g／h。在调试工作的短时间内，即使采用最精密的压力表也不容易测量到这么微小的泄漏，因此SF6气体检漏工作要求高，难度大。 现在，检测SF6气体的泄漏有几种方法，实践证明只靠一种方法来进行检漏往往达不到满意的效果。电气设备即使在制造厂经过了严格的检漏，还会留下一些缺陷检查不到。所以建议在现场多用几种方法来进行检漏，有时可称之谓综合检漏法，经验证明这种综合检漏法比较有效。 下面介绍常用的几种SF6气体检漏方法。 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，甚至24h)，测量塑料袋内的SF6气体浓度，再根据塑料袋和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是正确的，但只适合于较小开关设备在制造厂进行，对电压等级较高的断路器只能分部件进行检测，有时用专门制作的金属容器代替塑料袋。但是，漏出的SF6气体在塑料袋或金属容器内不可能均匀分布，所以发生漏检在所难免。此外，当发现漏气率超标时，还要用其它方法来确定具体的漏气部位。 2．简易定性检漏 根据现场的条件可以采用不同的检漏仪，如国产的LF—1型检漏仪、进口的HALIDE HOUND HH300便携式检漏仪(美国)或MC—SF6DB型气体检漏仪(日本)、LHl08型检漏仪等。用检漏仪对所有组装的或未组装的动静密封面、管道连接处、密度继电器接头以及其它怀疑的地方进行仔细检查。这种方法简单方便，可作为初步检漏，可查找比较明显的缺陷，但可能有漏检的缺陷存在。检测效果与测试人员的检测技术和仪器的灵敏度有关，检测时要细致耐心。 3．压力下降法 用精密压力表来测量SF6气体的压力，隔数天甚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。如果同时测量几台同型号的断路器，用横向比较的方法则会更准确和有效。例如，曾经检测到一台断路器前后10余天的SF6气体压力才下降0.01MPa，然后用其它办法检查，终于找到了一个潜在的漏气点。这种方法精度不算太高，但简单易行，可以作为简易定性检漏的补充，对进一步查明断路器是否存有较小漏气缺陷很有效。 4．分割定位法 分割定位方法适用于三相SF6气路连通的断路器，有时查找微小漏气很困难，甚至无从下手，就可采用该法逐步缩小被检测范围。例如有一台220k