SF6断路器原理、结构及性能特征

SF6断路器原理、结构及性能特征

青海电力科学试验研究院

2009年7月

1、SF6气体

1.1 SF6气体的基本特性

纯净的SF6是一种无色、无嗅、无毒、不可燃的卤素化合物。SF6气体的化学性质非常稳定，在空气中不燃烧，不助燃，与水、强碱、氨、盐酸、硫酸等不反应，在低于150℃时，SF6气体呈化学惰性，极少溶于水，微溶于醇。与传统绝缘油相比，其绝缘性能和灭弧性能都较为突出。

SF6气体是由最活泼的氟原子和硫原子结合而成，分子结构是个全对称的八角体。其分子量较大，为146；SF6气体难溶于水，在常温甚至较高温度下都不会发生化学反应；SF6气体的热传导性能差，仅为空气的2/3，但是其散热性能比空气要好。

图1 SF6分子结构

1.2 SF6气体的绝缘性能

断路器开断后，触头间间隙绝缘能力的恢复是电弧熄灭的重要因素，间隙中带电粒子的多少决定了绝缘能力的大小。当触头分开产生

电弧后，带电粒子主要是热游离和碰撞游离产生的，由于SF6气体是负电性的气体，而且体积比较大，对电子捕获较易，并能吸收其能量生成低活动性的稳定负离子，其自由行程短，使间隙间难以再产生碰撞游离，大大减少了间隙中的带电粒子。因此，在一个大气压下，SF6气体的绝缘能力超过空气的两倍，在三个大气压下，其绝缘能力和变压器油相当。

1.3 SF6气体优良的灭弧性能

SF6气体在电弧的作用下，接受电能而生成低氟化合物，但电弧电流过零时，低氟化合物能迅速再合成SF6气体。故弧隙介质强度恢复较快，所以SF6气体的灭弧能力相当于同等条件下空气的100倍。 1.4 影响SF6气体击穿电压的部分因素

SF6气体的自屏蔽效应：在极不均匀电场下，当棒电极发生电晕放电后，放电所产生的空间电荷，因热运动向周围扩大，从而形成较为均匀的电晕层，它改善了棒极周围的电场分布，相当于扩大了棒极的半径一样，这种作用叫做电极的自屏蔽效应。由于SF6气体的分子直径大，分子量大，故与空气相比，它的空间电荷热运动低，使棒极周围的空间电荷密集，而不易向外扩散，因此SF6气体的自屏蔽效应不如空气好。从而使得SF6气体的击穿电压和起晕电压比较接近。不象空气那样，击穿电压和起晕电压相差较大。

由于当电场强度不断增大时，SF6气体中的带电质子的增长速度较空气大的多，而电晕的自屏蔽效应又不如空气，所以SF6气体在不均匀电场中的击穿电压，要比均匀场低很多。因此电场是否均匀，对

SF6气体的击穿电压影响很大。在高压开关设备尤其是GIS设备的设计和制造中要求所有转角之处都要呈圆弧形，不能有棱角。电极周围要用均压罩屏蔽。安装中不能有划痕和凹凸不平之处存在。采用这些措施的所有目的就是为了保证电场均匀。 1.5 低温环境和含水量对SF6气体的影响

从机理上讲，SF6气体属卤族化合物，具有强负电性，对电子有较强的吸附能力。在一定条件下，SF6气体发生SF6+e=SF6-的反应，生成负离子，使绝缘空间的电子数减少，而且负离子的体积大，活泼性差，可抑制绝缘空间的电子游离过程，从而提高了绝缘强度。

SF6气体有如下特点：与空气、水分作用会产生较强的绝缘效果。在一定体积的空气中，渗入少量的SF6气体，可显著提高空气的绝缘强度。但在SF6气体中加入少量的空气，则SF6气体的绝缘强度会明显下降，这叫做空气对SF6气体绝缘强度的负作用，因而控制空气的渗入是一个重要问题。为此，在电气设备充入SF6气体前，必须对设备内部先进行真空处理和密封性试验。。此外，电弧在SF6气体中燃烧时，电弧电压较低，燃弧时间也短。因此，触头断开后触头烧损很轻微，不仅适用于频繁操作，也延长了检修周期。

SF6气体也有如下缺点：含有水分的SF6气体在电弧的高温下，会分解出一些硫的低氟化合物，这些低氟化合物有较强的毒性和刺激性，对人体有危害,，对许多绝缘材料、导电材料也有腐蚀作用。当SF6气体中水分含量大得足以引起在绝缘表面结露时，击穿电压会显著下降，尤其在温度较低时更易造成水分的凝结。

由此我们可以得出以下结论，SF6气体为了适应在高海拔低温地区运行，必须要解决一下几个问题：

首先，控制SF6气体中水分含量是一个重要问题。控制水分含量的方法是：严格控制所使用的SF6气体的含水量，防止水分进入开关设备本体。同时在充气的过程中，也有可能从充气管道和阀门带入水分，或者开关内部的其它固体部件吸附的水分也有可能在运行中释放出来。这些环节如果任何一个出现疏忽，都有可能把水分带入气体中。还有进行SF6微水测量时，由于气体温度的影响也有可能给测量结果引入误差，这些在现场安装和试验过程中都要引起充分的重视。

其次是SF6气体的低温液化问题。SF6气体在一个大气压时的临界液化温度约为－45.6℃，而当断路器内的工作压力约为0.6Mpa，此时它的临界液化温度约为－28.5℃如图2。对于户外罐式断路器，目前国内部分设备在低温运行中采取了一些措施如使用SF6-N2、SF6-CF4混合气体。这些混合气体断路器可用于-45℃的高寒地区，但由于混合气体吸收电子的性能比SF6差，造成混合气体灭弧能力下降，故混合气体目前仅在部分电压等级较低的断路器中有过实际的应用，还没有在超高压和特高压等级的开关设备中使用。

图2 SF6气体压力与环境温度关系曲线

解决低温地区高压SF6断路器可靠运行的另一种经济实用和行之有效的方法就是直接对高压sF6断路器内的气体进行加热。通过加热装置向断路器输入热量，使设备在-30℃～-45℃的低温环境下仍能保持在闭锁气压之上，以保持绝缘水平和额定开断能力。在环境温度高于产品允许的最低温度时，不必投入加热装置。目前这种设计已被国内外的部分开关制造厂家所采用,并取得了一些运行经验。俄联邦核中心高压电器研究所研制的126kV罐式SF6断路器，额定断路开断电流40kA，SF6气体的额定电压为0．55MPa(20℃)，该产品可以在一5O℃的低温环境下正常工作，其技术关键就是在罐体外侧加装了两个300W的电加热带。国内新东北电气沈阳开关有限公司生产的550kV GIS设备采用2组4500W的罐体加热装置，工作方式为“一工作一备用”，目前该型号GIS设备已在极限温度为-48℃的伊敏变电站挂网运行。

因此可根据断路器的结构特点，对其灭弧、SF6的加热。由于在气室内部安装加热装置会对设备内部电场分布和绝缘介质造成负面影响，因此一般采用在断路器罐体外部安装加热装置的方式进行设计。为提高加热效率，在外侧还应加装保温层和防护层。同时在二次回路设计中需要解决运行时的温度监测和温度控制，实现加热装置的自动投切。

2 SF6高压断路器的发展

SF6气体引起高压开关设备的最有深远影响的革新，它贯穿中压、高压、超高压及特高压。国外从50年始研究高压断路器，断路器的发展经历了双压式—单压式—自能灭弧式三个阶段。工业上首次将SF6用于开断电流始于1953年，当时只做出了15-161kV高压负荷开关，开断电流为600A。美国开创了将SF6气体用于高压断路器的先河。1956年，美国西屋公司首先开发出115kV（5kA）断路器。该断路器每相由6个断口串联而成。1959年，西屋公司又开发出138kV（41.8kA）和230kV（37.6kA）三相落地罐式断路器，每相由三个断口串联而成。SF6气体绝缘压力为0.3MPa，吹弧压力为1.35MPa。同时，美国GE公司于1959年开发了230kV三断口双压式SF6断路器，并于1965年开发出345～700kV四～八断口双压式SF6断路器。当美国两家公司在大力发展SF6断路器时，欧洲的诸多公司还在竞先开发少油和空气断路器。1969年美国西屋公司的SF6断路器基本专利失效，欧洲和日本诸多公司很快推出了他们的SF6断路器产品，而且直

接或间接的转入单压式。美国西屋公司和GE公司虽然最早开发了SF6断路器，但以后并没有再造辉煌，欧洲和日本后来居上，一直处于开发的领先地位。 2.1 双压式

第一代双压式SF6断路器在原理上是由空气断路器派生而来的。灭弧高压区压力为1.5MPa，低压区压力为0.3MPa。开断时，随着气流从高压力区流向低压力区而熄弧，故称之为双压式。此种断路器由于使用了高压力因而带来一系列弊病。虽然开断能力强，开断时间短，但由于其结构复杂，容量低，使用麻烦，很快被单压式所取代。特别是美国西屋公司的735kV双压式断路器于1966年底至1967年相继发生了5次爆炸，引起了美国的关注。当时位于断路器底部的电热器未能对顶部的灭弧室奏效，造成了灭弧室因闪络放电而爆炸。美国西屋公司从此一蹶不振，并于1986年关闭了设在曼彻斯特的高压开关厂。 2.2 单压式

单压式设计原理首次出现在60年代，但它完全成熟则是在70年代。许多公司竞相开展研究工作，原来搞双压式的公司也改为研究单压式，如ABB、西门子公司等。也有的公司未搞双压式而直接进入单压式产品开发，如AEG和ALSTHOM公司等。它的工作原理是灭弧期间机械压缩SF6气体，以提高到所需压力供灭弧之用。断路器正常通电运行时保持一种较低压力（0.5MPa左右）的气体，分断过程中，利用触

头及气缸的运动产生压气作用，压气室内的气体受压缩使压力增大，在喷口处形成气流向低压流出，产生了与双压式类似的气吹效果。与双压式比较，没有高压气体的贮藏问题，气体回收程序也被省去。 2.3 自能灭弧式

1984年以来，SF6断路器的模拟技术和计算技术得到了长足的发展，人们通过对断路器动态特性的模拟，对电弧的模型化，对气流场和电场的综合计算，使之对断路器的开断现象有了进一步的认识。利用电弧本身的能量加热 SF6气体，建立高压力，形成压差，通过高压力 SF6气体膨胀，而达到熄灭电弧的目的。这样做有两个好处：一是不用操动机构提供压缩功，故大大减轻了机构负担，可不用大容量液压机构而采用低操作功的弹簧机构。二是简化了灭弧室的结构，缩小了尺寸。新的自能灭弧室大多采用混合灭弧原理，即利用膨胀助吹的原理，有效地解决了开断大电流和小电流的矛盾。 3、SF6高压断路器分类和结构特点

目前SF6断路器在高压以上等级居主导地位。它从高压126kV和252kV到超高压550kV和800kV直到特高压1100kV。

双压式已被淘汰；单压式（压气式）目前已用到550kV及1100kV级；热膨胀式原理方兴未艾，现做到110～245kV级，正向420kV努力。断路器二次智能化集微电子技术、传感技术、计算机技术等于一

体，实现开关智能控制和保护，断路器维护的发展趋势也将由“定期维护”到“状态维护”转变。

3.1 压气式SF6断路器的结构和工作原理

压气式SF6断路器在结构上，有支柱式和罐式之分；在灭弧室结构上，有变开距和定开距之分；在灭弧原理上，以压气为主，也有的加进热膨胀为辅的混合灭弧。 3.1.1 变开距灭弧室结构原理

如图3为压气式变开距灭弧室结构原理

图3压气式变开距灭弧室的结构原理

与动弧触头连成一体的压气筒，在机构的带动下压缩压气筒内的SF6气体，受压缩的高压SF6气体通过喷口对动、静触头间的电弧进行有效的吹弧，在电流过零时被熄灭。

如图4为压气式的动作演示

图4压气式变开距灭弧室的动作演示

3.1.2 定开距灭弧室结构原理

在灭弧室的基本结构中，有向静弧触头一侧单向吹弧，也有如图5所示双向吹弧的方式。

图5双向吹弧压气式灭弧室动作原理

（a） 合闸位置；（b）预压缩；（c）灭弧期间的电流；（d）分闸位置

1-上接线端 2-静触头 3-管状动触头 4-压气缸 5-活塞 6-灭弧喷口 7-下接线端

当断路器处于合闸位置时，上下静触头由管状动触头桥接。管状动触头牢固的连接到压气缸上。两者之间为固定活塞。操作杆拉动活动部件，气缸与活塞相对运动，压缩SF6气体。当触头分离时，喷口释放SF6气体，形成双向吹弧，电流过零时熄灭。 3.1.3 热膨胀自能式灭弧室

热膨胀式灭弧室指在开断较大的短路电流时靠热膨胀原理，开断小电流时因电弧能量小而吹弧不足，故一般带有助吹装置。在110-220kV级一直采用压气式灭弧室，现在热膨胀灭弧室异军突起。传统的压气式灭弧室主要的问题是操作功大，不得不使用液压机构或气动机构，而这两种机构中漏油、漏气问题给用户带来了较大的困扰。根据CIGRE（国际大电网会议）的调查，在单压式SF6断路器，操动机构是发生故障最多的部件，约有2/3的主要故障和很大部分次要故障是由于机械原因造成的。所有主要故障的44%属于操动机构中的机械原因，次要故障的39.4%属于操动机构中的机械原因。故障最多的元件是压缩机、泵、电动机及连接管路，大多数次要故障的原因是漏气或漏油。

液压机构或气动机构的漏油或漏气，在全世界范围内已经成为普遍现象，我国虽未参加CIGRE关于72.5kV及以上高压断路器可靠性调查，但在国内操动机构的漏油或漏气问题也比较严重。为摆脱这一困境，国外出现了热膨胀式灭弧室，根据热膨胀自能原理在很大程度上减少了操动机构的操作功。根据国外资料显示，其操作功只为传统压气式的50%-20%。正因为其要求的操作功小，就可以取消操作功大

而结构复杂的液压或气动机构，而改用操作功低结构简单的弹簧机构。

热膨胀灭弧室的出现大大减小了操作功，减轻了操动机构的负担，缩小了机构尺寸。体现了高压断路器的的技术进步。如图6

图6热膨胀自能灭弧室开断过程示意

图6中展示了新型的采用热膨胀自能灭弧的断路器灭弧室结构，其依靠电弧自身能量来建立熄灭电弧所需的吹气压力，（a）表示合闸状态，此时静弧触头1和静主触头3都连在灭弧室上部接线端子，电流主要通过主触头流通；开始分闸后，主触头比弧触头先分开，然后电流在弧触头之间形成。在开断短路电流时如图（b），电弧使压力室中的气体加热，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弧并使之熄灭，同时下部辅助压气室的阀门11打开，让过剩的气体从下部排走。开断小电感性或电容性电流时，如图（c）由于电弧不能产生足够的热量使气体膨胀产生熄弧压力，这时必须依靠辅助吹弧，压力室6向固定的圆筒10方向运动，使辅助室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过零时熄灭。图（d）表示分闸状态。

目前世界上生产高压热膨胀式断路器的厂家主要有四家：ABB公司、ALSTOM公司、AEG公司及SIEMENS公司。ABB公司最早推出热膨胀式断路器，产品于1985年投放市场，迄今已生产20000台以上。ALSTOM公司于1988年推出此类产品，迄今也已生产20000多台。AEG公司于1990年推出此类产品，迄今已生产5000台以上。SIEMENS公司于1996年在汉诺威博览会上展出了最新研制的热膨胀式断路器。 3.1.4 双向运动灭弧装置

所谓双向运动，指在断路器分闸过程中，为实现快速开断，缩短开断时间，不仅灭弧室动触头系统运动，而且常规压气式中的所谓静触头（为便于区分以下改为加速触头）也与动触头做反向运动，加速触头通过装在动触头与加速触头之间的绝缘拉杆及一个联杆机构与动触头侧的运动传动机构相连，构成双向运动机构。如图7为东芝公司双向运动机构动作原理。

图7东芝公司550kV单断口双向运动机构动作原理

（a）合闸状态 （b）分闸状态 1-加速触头 2-动触头 3-双向运动连杆机构

图7中分闸时动触头和加速触头“背向运动”，而合闸时两者“相向运动”。

3.1.5 绝缘喷嘴的最佳化及材料改善

在压气式断路器中，各大厂家一向重视绝缘喷嘴形状最佳化的研究。开断时，吹弧绝缘喷嘴的最佳形状，是与压气缸截面积的最佳值和有效利用喷嘴堵塞现象密切相关。

断路器必须满足开断从小电流到大电流的全部开断条件。从开断性能来看，开断电流后几微秒期间称为热开断性能，以后期间是电介质开断性能。前者是开断近区故障（SLF）时、后者是开断容性或感性小电流（BTF）时必要的性能。

绝缘喷嘴结构上最重要的因素是喉口截面积。一般喉口截面积越小开断大电流性能越优，通过提高机械压缩效率和喷嘴堵塞现象，压气式可获得高压力，提高热开断性能。开断小电流时，因触头附近的SF6气体密度低，故喷嘴的形状佷重要。喷嘴截面积缩小后，会使静弧触头的外径变小，从而使静弧触头的前端电场升高，这是使电极间绝缘性能降低的主要因素。由此来看，绝缘喷嘴的结构必然要针对各种开断条件开发与之相适应的形状。

除喷嘴截面积以外的结构因素，从压气室到喉口部分的上游侧容积和通道形状，从喉口部分起的下游侧未扩大部分的长度和张角也是各大厂家的研究方向。

一般来说，采用长绝缘喷嘴效果较好。因分闸状态时静触头仍在喷嘴内部，开断小电流时会在动静触头之间，保持着较高的气体压力，具有较高的介质恢复强度，可防止开断后两极间重击穿。 3.1.6 高压断路器配用的操动机构

在126-1100kV高压断路器中，配用的操动机构有三种液压/气动/弹簧。如126kV断路器主要采用自能灭弧配弹簧操动机构，开断电流为31.5/40kA；363和550kV断路器为传统压气和自能两种灭弧方式，开断电流为50/63kA，配气动和液压机构。在操动机构的选择上，用户在选用上尤其个性，如550kV产品在我国北方使用气动机构的较多，南方则倾向于配用液压机构。

操动机构由储能单元、控制单元、动力传递单元组成。根据灭弧室承受的电压等级和开断电流的差异，SF6断路器选用弹簧机构、气

动机构或液压机构。弹簧机构、气动机构、液压机构各自的特点比较见表1。

表1

机构类气动—弹簧机弹簧机构 构 液压机构 型 比较项目 储能与传动介质 适用的电压等螺旋压缩弹簧/机械 氮气/液压油 压缩空气/弹簧 压缩性流体/非压缩压缩性流体/机械 性流体 40.5KV—252kV 126KV—550kV 126KV-550kV 级 出力特性 对反力，阻力特性 环境适应性 人工维护量 相对优缺点 硬特性，反应快，自调整能力小 反应敏感，速度特性受影响大 强，操作噪音小 最小 软特性，反应慢，硬特性，反应快，有一定自调整能自调整能力大 力 反应较敏感，速度特性在一定程度上受影响 较差，操作噪音大 较小 反应不敏感，速度特性基本不受影响 强，操作噪音小 小 制造过程稍有疏忽容易造成渗漏，尤其是外渗漏；存在漏油、漏液可能 稍有泄露不影响无漏油、漏气可环境；空气中水分能；体积小，重量难以滤除，易造成轻 锈蚀 3.2 瓷柱式与罐式断路器的比较

在252kV以上，目前主要是压气式SF6断路器。这种压气式SF6断路器在相同灭弧原理下却有着两种不同的结构型式。瓷柱式和罐式断路器在不同的电力系统中各有优势。在欧洲几乎专门使用瓷柱式断

路器，而在美国普遍使用罐式断路器。我国和日本也大量使用罐式断路器。

3.2.1瓷柱式断路器

瓷柱式断路器的灭弧室安装在绝缘支柱上，用空心瓷柱支撑和实现对地绝缘。穿过瓷柱的绝缘拉杆把灭弧室的动触头和操动机构的驱动杆连接起来，灭弧室和绝缘瓷柱内腔相通，充有相同的SF6气体。如图8所示。

图8 550kV瓷柱式SF6断路器

1-均压电容 2-合闸电阻 3-灭弧室 4-绝缘拉杆 5-操动机构箱 6-支柱瓷套 7-联杆箱 8-接线端子 3.2.2罐式断路器

罐式断路器的灭弧室安装在与地电位相连的金属壳体内。高压带电部分由绝缘子支撑，对壳体的绝缘主要依靠SF6气体。绝缘拉杆穿

过支撑绝缘子，把动触头与机构驱动轴连接起来，在两根出线套管的下部均可安装电流互感器。如图9所示。

图9 550kV罐式SF6断路器

1-套管式电流互感器 2-灭弧室 3-套管 4-合闸电阻 5-吸附剂 6-操动机构箱 7-并联电容 8罐体 3.2.3 两种断路器的比较

由于两种产品结构差异大，其各具优势也不同，以下就从几个主要方面进行比较：

首先在加装电流互感器方面，瓷柱式断路器处于劣势。因为瓷柱式的灭弧室安装于瓷套内，常用的电流互感器无法直接安装在断路器本体上，电流互感器必须安装，并通过外部连线与断路器连接。而在罐式断路器中电流互感器可安装在其套管中。从电流互感器的使用角度来看，基于不同的使用条件。欧洲对继电保护方式更基于区域

化，而美国继电保护则基于线路，欧式变电站电流互感器的使用量较小，使用瓷柱式断路器更经济。而在美国由于继电保护基于线路的原因，意味着每台断路器中都需要安装电流互感器，因此采用罐式断路器加装电流互感器的方式更为方便、合理。

在抗地震能力方面，瓷柱式因重心高而抗震能力差。现在公认罐式断路器可抗0.7g地震，并已研制出抗震1.0g的罐式断路器，瓷柱式加装专门的抗震器，可抗震0.5g。欧洲在地理上地震不活跃，人们在工程设计中对地震的考虑很少，而瓷柱式断路器的价格为罐式断路器的60%，因此在欧洲使用较为广泛。而在太平洋地区和日本都是地震多发区，在这些地区更宜使用罐式断路器。我国也是地震多发国家，1976年唐山大地震中，河北陡河电厂主变压器脱离主轨道0.5m，220kV少油断路器和隔离开关均遭破坏，而该厂装设的6台220kV罐式断路器却安然无恙。因此，罐式断路器在地震多发地区的使用更有优势。

从断路器断口绝缘能力来看，瓷柱式断路器受灭弧室瓷套长度，在减少断口数方面存在瓶颈。而罐式断路器断口不受外部影响，具有优势，目前罐式断路器已做到550kV 63kA单断口和1100kV 50kA双断口。

从气体容积看，瓷柱式断路器中SF6气体的容积比罐式断路器小很多，其优势倾向于瓷柱式断路器。由于瓷柱式断路器用气量少，从而降低了起始费用。同时SF6气体已被认定为一种温室效应气体，因

此要控制其排放量，国际上规定，一般漏气量不超过1%。瓷柱式断路器因用气量少而优于罐式断路器。

从适应环境温度角度看，大容积的罐式断路器表现出优势。在罐内可安装加热器，而瓷柱式断路器则不能。对于瓷柱式断路器为了适用于低温地区，目前已研制出了部分混合气体，如SF6+N2或SF6+CF4用于电压等级相对较低的断路器中。 4 SF6高压断路器的使用条件和参数 4.1 青海特殊气候环境对设备使用的影响

以下着重就青海高海拔、重污秽等特殊环境，对设备使用的影响作一说明。

4.1.1高海拔修正问题

在任何海拔下，断路器内绝缘的绝缘特性和海平面上测得的相同。因而，对这种绝缘不提出海拔方面的要求。但对于断路器采用户外充气套管型式（进、出线）和支柱瓷瓶，则应提出具体要求，并按下列给出方式进行计算：

按IEC60071-2-1996《绝缘配合使用导则》规定： Ka＝em（H/8150）

H:即为海拔高度，单位为m； m:IEC推荐的Ka中指数m取值为：

对配合雷电冲击耐受电压，m＝1.0；

对空气间隙和洁净绝缘子短时工频耐受电压，m＝1.0；

对配合操作冲击耐受电压，m按图10取值。

c b a

d

图10 指数m与配合操作冲击耐受电压的关系

说明：IEC60071-2-1996《绝缘配合使用导则》规定的海拔校正方法,其规定限定使用海拔为2000m及以下，但通过大量试验研究和高海拔地区的试验数据，分析认为该校正因数可以提高到海拔5000m以下。

高海拔修正是指在任何高于0m的地点使用时，都应进行外绝缘修正，但对电气设备而言，平原型产品是指海拔1000m以下使用，故在海拔1000m以下使用时不对电气设备进行外绝缘修正，对于海拔高于1000m时，以1000m为基准进行设备外绝缘修正。

采用Ka＝em（H-1000/8150）的高海拔修正公式进行电气设备及外绝缘耐受水平修正，该公式适用于海拔5000m以下。 4.1.2污秽、防腐

公称爬电比距为外绝缘爬电距离与其额定电压(即最高电压)之比，单位mm/kV

——Ⅰ级污秽地区的对地爬电比距不得小于16mm/kV； ——Ⅱ级污秽地区的对地爬电比距不得小于20mm/kV； ——Ⅲ级污秽地区的对地爬电比距不得小于25mm/kV；

——Ⅳ级污秽地区的对地爬电比距不得小于31mm/kV。 对于使用在重污秽空气中的设备，污秽等级应规定为GB/T5582中的Ⅲ级――重污秽，或Ⅳ级――严重污秽。对于盐雾、化学污染等严重地区，应考虑GIS外壳、连接螺栓和汇控柜及二次端子采取相应的防腐处理工艺（防腐漆、热镀锌、热滲锌等）。

户外开关设备外绝缘的爬电距离

户外开关设备的相对地间、相和相间、断路器或负荷开关一个极的两个端子间的陶瓷或玻璃材料的绝缘子或套管，其外绝缘的最小标称爬电距离用下述关系式确定:

1t=a×lr×Ur×kD

式中:

1t— 最小标称爬电距离，mm (见注1)； a— 按表8选择的与绝缘类型有关的应用系数； lr— 最小标称爬电比距，mm/kV； Ur— 开关设备和控制设备的额定电压；

kD— 直径的校正系数，当平均直径D< 300mm时，kD=1.0；当500mm > D > 300mm时，kD=1.1；当D > 500mm时，kD=1.2

a值的选取

4.2 断路器主要技术参数

为了对高压断路器的工作性能有所了解，现就给定的关于高压断路器的主要技术参数介绍如下： 4.2.1 额定电压

是指断路器能承受的正常工作电压。额定电压指的是线电压。国家标准规定，额定电压等级如：110，220，330，500，750及1100kV各级。额定电压不仅决定了断路器的绝缘要求，而且在相当程度上决定了断路器的总体尺寸和灭弧条件。 4.2.2 设备最高工作电压

考虑到输电线路有电压降，线路供电端母线额定电压高于受电端母线额定电压，这样断路器可能在高于额定电压下长期工作，因此，规定了断路器有一最高工作电压。按国家标准，对于额定电压在220kV及以下的设备，其最高工作电压为额定的1.15倍；对于330kV的设备，规定为1.1倍。 4.2.3额定频率

三相开关设备的额定频率标准值为50Hz。 4.2.4额定绝缘水平

雷电冲击电压(Up)、操作冲击电压(Us)（适用时）和工频电压(Ud)的额定耐受电压值应该在同一水平标志线的行中选取。额定绝缘水平用相对地额定雷电冲击耐受电压来表示。大多数的额定电压都有几个额定绝缘水平，以便用于性能指标或过电压特性不同的系统。选取额定绝缘水平时，应考虑过电压作用的程度、系统中性点的接地方式和过电压装置的型式。

如表2为额定电压范围I的额定绝缘水平、表3为额定电压范围Ⅱ的额定绝缘水平，摘自DL/T593一2006《高压开关设备和控制设备的的共用技术要求》。

表2 额定电压范围I的额定绝缘水平

表3 额定电压范围Ⅱ的额定绝缘水平

4.2.5 额定电流

额定电流是设备在规定使用和性能条件下能持续通过的电流有效值。

优先从下列数值中选取：

1250，l600，2000，2500，3150，4000A。 4.2.6 额定短时耐受(热稳定)电流

热稳定电流是指断路器在某规定时间内，允许通过的最大电流。热稳定电流表明了断路器承受短路电流热效应的能力。

在规定的使用和性能条件下，在额定短路持续时间内，机械开关在关合位置时能承载的电流有效值。优先从下列数值中选取： 25，31.5，40，50kA。

注：原则上，主回路的额定短时耐受电流不能超过其中串联的最薄弱元件的相应额定值。 4.2.7 额定峰值耐受(动稳定)电流

动稳定电流表明断路器在冲击短路电流作用下，承受电动力的能力。这个值的大小由导电及绝缘等部分的机械强度所决定。 在规定的使用和性能条件下，机械开关在合闸位置时能承载的额定短时耐受电流第一个大半波的电流峰值。其后短时耐受电流持续时间不应小于0.3s。额定峰值耐受电流标准值等于2.5倍额定短时耐受电流。

注：1 原则上，主回路的额定峰值耐受电流不能超过其中串联的最薄弱元件的相应额定值。

2 用户有不同要求时可与制造厂协商。 4.2.8额定短路持续时间

机械开关在合闸位置时能承载额定短时耐受电流的时间间隔。 363kV GIS的额定短路持续时间为3s。 126kV及以下GIS的额定短路持续时间为4s。 4.2.9 额定短路开断电流

额定短路开断电流是在本标准规定的使用和性能条件下，断路器所能开断的最大短路电流。

额定短路开断电流由两个值来表征： 1）交流分量有效值； 2）直流分量百分数。

注：如果直流分量不超过20％，额定短路开断电流仅由交流分量有效值来表征。

三极断路器额定短路开断电流的交流分量由三相短路确定。

在上述条件下，断路器应能开断直到额定短路开断电流的任一短路电流，该电流包含直到额定值的任一交流分量和随之产生的直到规定值的任一百分数的直流分量。 4.2.10关于断路器电寿命的规定

对于40.5kV以上的高压断路器，需进行额定短路开断电流下的连续开断能力试验（电寿命试验）。断路器在其主回路中开断用的零件不需要维修的情况下，可连续开断额定短路开断电流的次数应由下列数值中选取：16，20，25次。

4.2.11 近区故障开断能力

对于设计用于额定电压72.5kV及以上、额定短路开断电流大于12.5kA、直接与架空输电线路连接的三相断路器，要求具有开断近区故障的能力。

近区故障额定特性的开断电流分别等于额定短路开断电流的90％和75％。对于自能灭弧室断路器，还应考虑60％额定短路开断电流的近区故障试验。 4.2.12 时间参数 1）分闸时间

断路器的分闸时间是根据下述的脱扣方法定义的，与断路器构成一个整体的任何时延装置均调整到它的最小整定值：

(1)对用任何形式辅助动力脱扣的断路器，分闸时间是处于合闸位置的断路器，从分闸脱扣器带电瞬间起到所有各极的弧触头都已分离瞬间为止的时间间隔。

(2)对用主回路电流而不借助任何形式的辅助动力脱扣的断路器，分闸时间是处于合闸位置的断路器，从主回路电流达到过电流脱扣器动作电流的瞬间起到所有各极的弧触头都已分离瞬间为止的时间间隙。

注：a 分闸时间可以随开断电流而显著变化。

b 对于每极装有多个灭弧单元的断路器，所有各极弧触头都已分离的瞬间是以最后分的一极的首开单元触头分离的瞬间确定的。 C分闸时间包括断路器分闸必需的并与断路器构成一个整体的

任何辅助设备的动作时间。 2）燃弧时间

断路器分闸时弧触头刚分瞬间到所有极主触头电弧熄灭瞬间的时间间隔。 3）开断时间

从接到分(闸)指令瞬间起到所有极触头电弧熄灭瞬间的时间间隔。

4）合(闸)时间

从接到合(闸)指令瞬间起到所有极触头都接触瞬间的时间间隔。 注：a 合(闸)时间包括断路器合闸所必需的并与断路器构成一整体的任何辅助设备的动作时间；

b 对装有并联电阻的断路器，需把与并联电阻串联的触头都接触瞬间前的合闸时间和主触头都接触瞬间前的合(闸)时间作出区别。 除非另有说明，合(闸)时间就是指直到主触头都接触瞬间的时间。

5）关合时间

处于分闸位置的断路器，从合闸回路带电起到某一极中首先流过电流瞬间为止的时间间隔。

注：1 关合时间包括断路器合闸必需的并和断路器构成一个整体的任何辅助设备的动作时间。

2 关合时间可以由于预击穿时间的变化而不同。 6）预击穿时间

合闸操作时，从一极开始流过电流瞬间起到所有各极触头均接触瞬间为止的时间间隔。

注：a 预击穿时间取决于规定的合闸操作时的外施电压的瞬时值，因而可以有显著的变化。

b 断路器的预击穿时间定义不应与熔断器的弧前时间定义混淆。

7) 无电流时间(自动重合闸时)

在分闸操作中，从所有各极的电弧最终熄灭到随后的合闸操作中任意极首先重新出现电流之间的时间间隔。

注：无电流时间可以由于预击穿时间的变化而不同。 8) 重合闸时间

重合闸操作时，分闸时间的起始瞬间和所有各极中触头均接触瞬间之间的时间间隔。 9) 合—分时间

合闸操作中，某一极触头首先接触的瞬间和随后的分闸操作中所有极弧触头都分离瞬间之间的时间间隔。

注：除非另有规定，即认为与断路器组合的分闸脱扣器是在某一极触头首先接触瞬间通电。这是最短合—分时间。 10) 预接入时间

各极中自合闸电阻触头接通到该极中开断元件主触头接通之间的时间间隔。

注：当断路器由几个相互串联的开断单元构成一极时，预接入时

间表示最后一个合闸电阻接通的瞬间到最后一个主开断单元触头闭合瞬间之间的时间间隔。

4.2.13 首开极因数(三相系统的，断路器安装处的)

在断路器安装处两相短路时(可接地或不接地)，该处完好相和另两相之间的工频电压与短路消除后同一处相对中性点电压之比。126kV及以下为1.5，363kV及以上为1.3 4.2.14 防 护 等 级 (IP代码)

表4防护等级