中华人民共和国电力行业标准

交流高压断路器参数选用导则

DLzT 615—1997

GUide to the selection of CharaCteriStiC quantities of HV AC CirCUit-breakers

中华人民共和国电力工业部1997-06-20批准           1997-11-01实施

前 言

交流高压断路器的内容较为广泛，有高压、中压之分，户内、户外之别，还包括根据灭 弧介质不同而形成的分类。有关交流高压断路器的参数选择散见于许多分类或基础标准中， 这些情况使它的选用条件多样化，难定取舍。为使电力行业的设计、运行、维护与科研，甚 至制造上相互了解，电力部高压开关设备标准化技术委员会于1995年第12次年会上提岀制 定本导则，将近年来本专业标准上的一些变化、重点关注项目、相关条款汇集成一个较易查 寻的“选用导则"，方便用户。

本标准的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录 J、附录K、附录L、附录M、附录N、附录P、附录Q、附录R、附录S附录T、附录U 都是提示的附录。

本标准由电力部电力科学研究院高压开关研究所提岀。

本标准由电力部高压开关设备标准化技术委员会归口。

本标准由电力部电力科学研究院负责起草。

本标准起草人：曹荣江、顾霓鸿。

本标准委托电力部高压开关设备标准化技术委员会秘书处负责解释。

1范围

本标准规定了 3.6〜550kV、50Hz交流高压断路器参数选用导则，对它的使用环境条件, 额定值的选择，试验要点作岀了规定，并给予简要的说明。

本标准是推荐性的。因此，用户可根据所在系统的具体条件和说明中的有关事项作岀选 择。

超岀本标准的要求，由用户与制造厂协商确定，并报主管部门批准。

2引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准岀版时， 所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本 的可能性。

GB 156—93 额定电压

GB 311.1—1996高电压试验技术高压输变电设备的绝缘配合

GB 1984—89交流高压断路器

GB 1985—89交流高压隔离开关和接地开关

GB 4473—1996交流高压断路器的合成试验

GB 4474—84交流高压断路器的近区故障试验

GB 4876—85交流高压断路器的线路充电电流开合试验

GB 7674—84 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备

GB 7675—87交流高压断路器的开合电容器组试验

GB 11022—89高压开关设备通用技术条件

DLzT 402—91交流高压断路器订货技术条件

DLzT 403—91 10〜35kV户内高压真空断路器订货技术条件

DLZT 404—1997户内交流高压开关柜订货技术条件

DLZT 486—92交流高压隔离开关订货技术条件

DLZT 539—93户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件

DLZT 593—1996高压开关设备的共用订货技术条件 3使用环境条件

使用环境条件见DLZT 402—91 2和附录A_o 4额定参数及其选定值

4.1额定参数

4.1.1不论断路器是何类型，都应给岀的额定参数：

—额定电压（即最高电压）；

—额定绝缘水平；

——额定频率；

--额定电流；

—额定短时耐受电流（热稳定）及其额定持续时间；

—额定峰值耐受电流（动稳定）；

—分、合闸装置电源的额定电压和额定频率（辅助回路）；

—开断与操作用的气源压力额定值（对气动装置而言）；

—额定短路开断电流；

——端部短路的TRV额定值；

—额定短路关合电流；

—额定操作顺序；

—额定时间参量。

其中，额定时间参量包括以下内容：

—分闸时间及其变动范围；

—开断时间，包括燃弧时间额定区间及其变动范围；

--合闸时间；

—重合闸无电流间隔时间；

—合、分时间（金属短接时间）。

这些时间参量的额定值是根据以下规定条件确定的：

—操作能源压力（电压、气压、液压）为额定值，电源频率为额定值；

—周围空气温度为（20±5）°C（当试验在其他温度下进行时，为了解释试验结果，可能 需要由用户与制造厂讨论确定）。

4.1.2关于“额定开断时间”的补充规定：

额定开断时间是指在额定操作电压下施加分闸命令,直到最后灭弧相灭弧为止之间的时 间间隔，它一般等于分闸时间与燃弧时间之和。

断路器在辅助电源的额定电压和额定频率、气动或液压源的额定压力下，以及周围空气 温度为（20±5）©下操作时，在试验方式2, 3, 4的规定条件下确定的最大开断时间应不超 过额定开断时间。

注

1由于断路器应能在最低操作电压（或压力）下开断基本短路方式，所以试验方式2, 3, 4所记录到的最大开断时间应考虑最低操作电压（或压力）所带来的修正，修正算式如下瑯tb ≥^t1-（^t2^^t3）

式中：tb——额定开断时间；

-在试验方式2, 3, 4中记录到的开断时间最大值；

-在试验方式2, 3, 4中相同操作电压（或气、液压）下所记录到的空载分闸时间； -额定分闸时间。

2对于模拟三相操作的单相试验，所记录的开断时间按注1修正后可以超过额定开断 时间0.1周（即2ms）,因为，在这种情况下岀现电流零点的情况没有三相时的频繁。

3在试验方式4的关合一开断操作中的开断时间应不超过额定开断时间10ms。

4在确定额定开断时间时，应计及最长燃孤时间和三相不同期性的影响。

5额定开断时间的确定是由断路器按照上述这一名词的定义所确定的数值，不是由制 造厂随意指定的。

4.1.3在特定工况下应给岀的额定参数：

——电压在72.5kV及以上（必要时也包括40.5kV）,额定短路开断电流大于12.5kA并与 架空输电线路直接相连的断路器，应给岀其“近区故障”下的额定特性值；

—额定电压在40.5kV及以上的断路器应给岀开、合空载架空线路的额定参数。

4.1.4根据订户要求提供的额定参数：

—额定失步状态下的开断特性；

—额定电容性电流开合特性，包括：空载电缆，单个电容器组，并联电容器组，关合 电容器组涌流额定值及频率；

—额定小感性电流开断特性，包括：电动机、并联电抗器。

4.1.5除油断路器外，对其他类型的断路器取消并联开断、发展性故障以及开断空载变压器 的试验。

4.2断路器主要技术参数的选定

4.2.1额定电压（即最高电压*

交流高压断路器的额定电压（即最高电压）如下：

3.6, 7.2, 12（11.5）, 24, 40.5, 72.5, 126, 252（245）, 363, 550kV

断路器的额定电压表示它在运行中能长期承受的系统最高电压。断路器在运行中长期承 受的电压不得超过其额定值。

断路器的额定电压应等于或大于系统最高电压。

选择断路器的额定电压时，也应考虑DL/T615—1997 4.2.2 “额定绝缘水平”及其表3 的规定。

额定电压、额定短路开断电流和额定电流的配合列于DL/T 402-91 4.11的表6中。

注：断路器的一切技术参数均是按其额定电压值进行核算的。当使用地点的系统电压低 于其额定值时，除非另有规定，原定的断路器技术参数不得随意扩大。

4.2.2额定电流^2）

额定电流从DL/T 402—91 4.3中选定，并同时注意其4.11中表6的优先配合关系， 但是，对厂用电系统和发电机的保护用断路器视要求另定。

应注意，断路器没有规定的持续过电流能力，在选定断路器的额定电流时应计及运行中 可能岀现的任何负荷电流，把它们当作长期作用对待。如果运行中的负荷电流是波动的，有 时超过预期额定值（短时或周期性的），应由用户与制造厂双方协商确定。

在DL/T 593—1996 6.3.7中，虽然规定了提高温升试验电流值（户内提高10%；户外 提高20%）,不得将此误解为可以持续地提高运行负荷电流（即额定电流）。

1） 参阅 IEC 56（1987）8.102.1。

2） 参阅 IEC 56（1987）8.102.4。

4.2.3额定短路电流

4.2.3.1额定短路开断电流

额定短路开断电流是指额定短路电流中的交流分量有效值。

4.2.3.2额定短路关合电流

额定短路关合电流是指额定短路电流中的最高峰值，它等于额定短路开断电流值的2.5 倍，这是根据系统直流分量衰减的时间常数T为45ms推算的数值。

4.2.3.3额定短时耐受电流及其持续时间额定值

额定短时耐受电流等于额定短路开断电流，其持续时间额定值在110kV及以下为4s, 在220kV及以上为2s。

• 4.2.3.4 额定峰值耐受电流

额定峰值耐受电流等于额定短路关合电流，即额定短路开断电流乘以一个系数2.5,对 发电机断路器这一系数由发电机断路器标准另定（例如2.7〜2.8）。

• 4.2.3.5 短路电流中的直流分量

短路电流中的直流分量见本标准8.1并参考附录B。

4.2.4额定频率

我国电力系统的额定频率为50Hz。

如果断路器使用在额定频率以外的其他频率时，应与制造厂协商。

4.2.5额定绝缘水平^I）

1）参阅 IEC 56（1987）8.102.2。

高压开关设备的额定绝缘水平根据表4选取。表中的数值适用于户内和户外断路器。

选用断路器时应说明它是户内断路器，还是户外断路器。

断路器的绝缘包括：主回路对地绝缘；相间绝缘；断路器断口间绝缘；起联络作用的断 路器断口间绝缘（即起隔离作用的隔离断口）。在这些部位的绝缘要求见DL/T 593—1996 4.2.2表3的说明1〜6。

注

1对断路器的冲击绝缘试验，应使用GB 311.1—1996 6.3.3所规定的2/15试验法。

2如果所要求的绝缘水平超过其额定值，则应采取限制过电压的措施，或使用额定电 压更高的断路器。

5 断路器的时间参量

断路器的时间参量（参见附录C）包括下列各项参量：

分闸时间与合闸时间；

—开断时间；

—燃弧时间与燃弧时差；

—合分时间；

—分合时间；

—三相分、合闸不同期性。

• 5.1 分闸时间

制造厂应给岀分闸时间的上、下限值，其下限值参见附录D。

• 5.2 合闸时间

制造厂应给岀合闸时间的上、下限值。合闸时间的时限应能满足重合闸无电流间隙期的 时间配合关系（参见附录E）。

5.3合分时间

制造厂应给岀合分时间的上、下限。这个时间过去曾称之为金属短接时间，它是断路器 动、静触头在重合闸过程中的第一个“合”开始机械性接触起，直到重合闸第二个“分”又 机械性的脱离接触止之间的时间间隔，它代表重合又再分时动、静触头处于接通的时间区段 （参见附录F）。

5.4燃孤时间与燃孤时差

50Hz交流电孤，每0.01s有一个过零点，交流开断电孤在电流过零瞬间灭孤，实现开 断。在开断过程中每相岀现电孤的时间区段叫燃孤时间，但是，燃孤时间的长短却是变动的， 它受下列诸因素的影响：

灭孤时间是在电流正弦过零时，但起孤时间可以是在半波中的任何瞬间；

—三相电路中，三相的起孤瞬间与三相电流过零瞬间的相互关系；

—三相电路中，是首先灭孤极，还是第二、第三灭孤极，这又与系统的中性点是否接 地有关：它是中性点直接接地系统、还是中性点绝缘系统；

—每相中在指定开断电流下（何种方式）的最短燃孤时间；

—断路器的三极分闸不同期，及其不同期的可能组合方式；

开断电流中的直流分量，它影响到电流过零点，从而影响到各极中的燃孤时间。

为保证系统安全运行,系统要求断路器在上述燃孤时间中的最长燃孤时间下应能可靠灭 孤。另一方面，从结构上说，断路器在开断某一短路故障时，有一个固有的，能可靠灭孤的 最短燃孤时间，二者之差即为燃孤时差。

在各种试验方式的试验中获得的断路器成功开断的最长燃孤时间与最短燃孤时间之差 应等于或大于要求的燃孤时差。超高压断路器的开断试验总是采用合成试验方法，考虑断路 器开断系统三相短路故障的操作中的各种随机条件和实用的限定条件,在计算岀各相燃孤时 差的分布规律后，取能覆盖运行中95%情况的燃孤时差作为确定合成回路应保证的燃孤时 间的依据。

按GB 4473—1996在各种试验方式和系统条件下的燃孤时间要求和试验步骤，按下述 规定进行。

a）岀线端故障的试验方式1、2、3、4（操作顺序见表3）。用单个开断操作OS按首开极条 件求岀各试验方式中断路器的最短燃孤时间tamm,并作为第一次有效开断操作。为了确定最 短燃孤时间，至少要作两次开断试验，且一次开断成功，一次开断失败，两次试验的燃孤时 间之差限定为大约1ms。

第二次及第三次开断操作的燃孤时间取表1中第3栏和第4栏中的值,分别是首开极和 后开极条件下要求的最长燃孤时间。由于在同一试验方式的3次试验中不便于及时更换试验 线路（改变TRV值），故列岀了第5栏的后开极代用条件。这是经过分析和圆整后的值。对 用于自动重合闸操作的断路器，重合闸之后的OS操作的燃孤时间是按首开极条件还是后开 极条件，不作规定，但要求试验方式4重合闸之后的OS操作的燃孤时间应稍长于首开极条 件的值。

b）岀线端故障的试验方式5。三次单个开断操作按下述顺序进行：第一次开断操作在小 半波之末熄孤，并由此确定最短燃孤时间tamm；第二次和第三次开断操作均在大半波之末熄 孤，其燃孤时间等参数见表2。

C）失步故障试验中的燃孤时差。在两次开断操作中得到的燃孤时间之差不小于（5.5±0. 5）ms。

表1试验方式1、2、3、4的燃孤时间

表1中的电压因数是开断后工频恢复电压瞬时值与额定相电压幅值之比。电流零点时的 变率相对值以三相对称短路电流零点的d/dt为基准。实际试验的燃弧时间可超过表1中第3、 4、5栏规定的上限，但不得低于其下限。

表2试验方式5的燃弧时间

表3试验方式1、2、3、4和5的合成试验顺序(252〜550kV)

5.5分合时间

分合时间是指重合闸过程中的无电流时间加所有极触头分离后的燃弧时间及第一极预 击穿燃弧时间。12kV及以下断路器的分合时间为0.3〜0.5s； 12kV以上电压等级断路器的

分合时间为0.3s。它们均应可调，并视系统要求而定，如果是单相重合闸，分合时间应与 潜供电弧的自灭特性相配合。

220〜500kV各电压等级线路，潜供电弧的自灭特性如下：

a） 确定潜供电弧的风速范围选定为1.5〜2.5m/s。

b） 确定潜供电弧自灭时限的恢复电压梯度（工频有效值）：

——无补偿电抗时，一般情况约10kV/m；特殊情况约16.8kV∕m;

——有补偿电抗时，一般情况约8kV∕m;特殊情况约13.5kV∕m°

C）潜供电弧能快速自灭的电流限值：

—无补偿时为12A；

——有补偿时为10, 20, 30A；

--快速自灭时限分级为0.15s以内和0.25s以内。

d） 系统短路电流持续时间为0.1s以下。

e） 潜供电弧熄灭后的弧道介质恢复时间（指其弧道绝缘能力恢复到能承受系统重合后的 正常系统电压）为0.04s以上，一般可选为0.1s。

f） 为潜供电弧灭弧后的无电流间隙期所留的裕度为0.1s。

g） 各电流下的潜供电弧自灭时限推荐值（概率保证值90%）：

—无补偿时

-有补偿时

在决定三相自动重合闸过程中的分合时间时，尚应考虑超高压线路上并联电抗器（如果 有的话）的磁能经单相接地点放电电流（数百安级）的影响。它的存在也会引起潜供电弧现象。 5.6分、合闸不同期性

—合闸不同期性

252kV及以下断路器的合闸不同期性  不大于10ms；

363kV及以上断路器的合闸不同期性  不大于5ms。

—分闸不同期性

252kV及以下断路器的分闸不同期性  不大于5ms；

363kV及以上断路器的分闸不同期性  不大于3ms。

6 断路器的绝缘特性

6.1断路器的绝缘配合

断路器的绝缘配合如表4所示，并参见附录G

表4断器的额定绝缘水平

6.2外绝缘耐受电压试验方法

对雷电冲击或操作冲击一律使用2/15试验法，即连续对试品施加指定水平的冲击电压 15次，如果在自恢复绝缘部分的闪络不超过2次，即可认为通过了试验(见附录H)。

• 6.3 SF6断路器(包括GIS)零表压时能耐受额定电压的能力

取消这一要求(参见附录J)。

6.4断路器外绝缘公称爬电比距与凝露条件下的绝缘要求

6.4.1户外断路器的公称爬电比距要求见DL/T 593—1996 3.1.2 Co

6.4.2户内断路器(包括开关柜)的公称爬电比距要求见DL/T 539—93 3.2表2。

对高压开关柜在可能凝露情况下的对策见DL/T 593—1996 3.1.1注3。

注

1在改造非凝露型高压开关柜以适应偶然凝露条件下的运行工况时，常常是改造周围 空气质量更为经济和可靠  采用除湿、空调环境。

2公称爬电比距是指外绝缘爬电距离与其额定电压(即最高电压)之比，单位是mm/kVo 6.4.3超高压断路器断口间的公称爬电比距与对地公称爬电比距之比一般取为1.15〜1.35。 如果对地公称爬电比距值较大，取偏小值；如果对地公称爬电比距值较小，取偏大值。当断 路器起联络作用时，其断口的公称爬电比距应选择较大的数值，一般不低于1.2。

7断路器的开断与关合工况

7.1与断路器的开断和关合特性有关的工况

7.1.1故障电流：

a） 端部短路（即岀线端短路）故障（方式1〜5,以及临界电流）。

b） 近区短路故障。

C）失步状态。

d） 异相接地故障。

e） 并联开断。

f） 发展性故障。

g） 开断变压器二次侧短路电流（由一次侧开断）。

• 7.1.2 电容性电流：

a） 空载架空线路。

b） 空载电缆。

C）电容器组①单组电容器；②多组电容器并联。

• 7.1.3 小电感电流：

a） 开断感应电动机。

b） 开断并联电抗器。

C）开断空载变压器。

要按照断路器的预期工况来选定断路器。一种型号的断路器无法同时满足上述所有要 求。

7.2与开断、关合工况有关的某些因素

7.2.1关于操作顺序，虽然标准中规定了几种顺序，但目前国内普遍采用下列操作顺序：

在使用重合闸的场所为0—0.3s—CO—180s—CO；

对不用重合闸的场所为O—180s—CO—180s—CO；

当使用合成回路时，上述顺序的若干代用方法见5.5表3。

7.2.2首开极因数是指三相电力系统中，三相短路第一相开断后，在开关安装处的完好相和 另两短路相之间的工频电压与短路消除后同一处相电压之比。

首开极因数与系统中性点接地与否密切相关，中性点直接接地时的首开极因数为1.3； 中性点绝缘时首开极因数为1.5。

在我国，72.5kV及以下为中性点绝缘系统，126kV及以上为直接接地系统（参见附录K）_O 7.2.3试验方式见GB 1984—89 7.15的规定。

8额定短路开断电流的选定

额定短路开断电流表征断路器在端部短路下的开断能力，它由两部分合成：交流分量有 效值和直流分量百分数。

8.1开断电流中直流分量的计算

系统短路电流中的直流分量衰减时间常数为45ms,见图1曲线1；如要求有更长衰减 时间常数，推荐为60ms,见图1曲线2。

5 IO 15 20 25 30 35 40 45   50 55 60   65 70   75 80 85 ∞

m -        r^Λ- r**    ‰a- , jɪ ~>∙^ ⅛*~ ,` t=a                               Pl (m∙)

图1系统短路电流中的直流分量

从系统出现短路时算起，直到断路器断口分离时的总时间为上对三相断路器而言，指 首开极电流的t.

t的数值等于断路器的分闸时间加10ms。据此，由图1可得出首开极开断电流中的直流 分量。注意，这儿的分闸时间是指可能的最短时间，即其范围的下限。

当断路器安装在电气上离发电机足够远时，交流分量的衰减可以忽略。在这种情况下， 选用的断路器的额定短路开断电流不小于安装处的系统短路电流有效值就足够了。

基本的短路试验方式(DL/T 402—91 19.10)、近区故障下的试验方式(DL/T 402—91 20)和临界开断电流特性(DL/T 402—91 21)已能概括断路器开断能力中的基本属性。因此, 当使用地点的预期短路电流较低时，没有必要进行以较低的额定短路开断电流为基础的一系 列短路试验。

在某些情况下，直流分量衰减更慢。例如，当断路器临近发电中心，交流分量可能比一 般情况衰减得更快，以致短路电流甚至在几个周波内都不过零。在这种情况下可用下述各法 减轻断路器的负担，例如：断路器延时分闸，或由另外的辅助触头接入附加的阻尼装置，并 使触头依次分闸。如果要求的直流分量百分数大于常规值，则应在订货时特别提出，并应同 时考虑其瞬态恢复电压特性的变化。

额定短路开断电流系列值为6.3, 8, 12.5, 16, 20, 25, 31.5, 40, 50, 63, 80kA 它 与额定电压、额定电流的组合优先系列见DL/T 402—91 4.11表6。

8.2额定短路开断电流值的计算方法

按GB 1984—89 5.11图8的规定计算。但是，应当指出两点：

• a) 由于近年来开关设备试验技术的进步，开关设备具有其铭牌所指定的开断能力。如果 计算的三相短路电流值接近或等于铭牌值，就应该按照这个电流值来选定断路器。例如，计 算所得短路电流值为40kA,或接近40kA,就应选择40kA的断路器，不必选用更大的断路 器。

• b) 额定短路开断电流值指断路器动作后在触头分离瞬间的三相短路电流值，不是短路后 的“零秒"数值。这中间要包括继电保护的动作时间、断路器的分闸时间，此时短路电流有 一定的衰减。在选择断路器的开断能力时应按照衰减后的短路电流实际值来选择。但是，要 校验其短时峰值耐受电流是否超过铭牌规定值。

8.3当系统单相短路电流大于三相短路电流时，如何选定断路器的开断能力

在此情况下的处理原则是所选用的断路器的额定短路开断电流应大于或等于所计算的 单相短路电流值（参见附录L）。

9断路器的TRV参数（暂态恢复电压特性参数）

按照IEC的TRV参数计算方法，根据我国电压等级数值计算岀各个电压级的TRV参 数如表5（用两参数法表示的7.2kV〜72.5kV的TRV特性参数）表6（用两参数法表示的 126kV〜550kV的TRV特性参数）和表7（用四参数法表示的126〜550kV的TRV特性参数）， 表5〜7中各物理量意义为

一电压等级，kV；

一开断试验中的开断电流百分数；

-首开极因数；

一两参数法的TRV波形最高幅值，kV；

-TRV波形到达UC的时标，收

-TRV的时延，

-时延线的终止电压，kV；

-时延线U的时标，〃s（表6.7中括号内的数值与相应Zd括号内的下限数值相对应）； -两参数法TRV初始上升率，kV/〃s；

-振幅系数；

-四参数法TRV的第一波峰幅值，kV；

-TRV波形到达U1的时标，Ps；

-四参数法TRV的第二波峰幅值，kV；

:——四参数法TRV的初始上升陡度，kV/〃s。

表5用两参数法表示的TRV特性参数（7.2kV〜72.5kV）

表6用两参数法表示的TRV特性参数（126kV〜550kV）

表7用四参数法表示的TRV特性参数（126kV〜550kV）

10断路器的型式试验项目

断路器的型式试验项目（参见附录M）如下：

a） 绝缘试验：

——Imin工频耐压试验；

—雷电冲击耐压试验；

—操作冲击耐压试验；

—人工污秽试验；

—凝露试验；

—局部放电测试；

——控制回路的Imin工频耐压试验。

b） 机械试验：

--机械操作试验；

—常温下机械稳定性试验；

—端子静拉力试验。

C）主回路电阻测量。

d） 长期工作时的发热试验（温升试验）。

e） 短时耐受电流试验和峰值耐受电流试验（热稳定试验及动稳定试验）。

f） 端部短路条件下的开断与关合试验。

g） 其他条件下的开断与关合试验：

—近区故障条件下的开合试验；

—失步条件下的开合试验；

—异相接地条件下的开合试验；

—额定短路开断电流下的连续开断能力试验（电寿命试验）;

——临界电流的开合试验。

h） 容性电流开合试验：

—空载架空线路的开合试验；

—空载电缆的开合试验；

—单组电容器的开合试验；

—多组电容器并联下的开合电容器组试验。

i） 小电感电流的开合试验：

—开合并联电抗器的试验；

--空载、起动、制动时电动机的开合试验。

j） 无线电干扰电平测试。

k） 环境条件下的试验：

—高、低温试验；

—湿度试验；

—淋雨试验；

—覆冰条件下的试验；

--密封试验；

--地震考核。

11近区故障

近区故障性能是选用断路器的必备条件之一。对电压在72.5kV及以上，额定短路开断 电流在12.5kA以上，并与架空线路直接相连的断路器都应具有近区故障开断能力。开断电 流值分为额定短路开断电流的90%75%两级,名称叫做L9。丄75,与之相关的标准为GB 4474 —84,操作顺序为 “0—"―CO—180s—CO”。

但是，目前世界各国的近区故障下的操作顺序都按IEC标准"仅限于分闸操作的额定 操作顺序"，即"O—"―O—180s—O","为重合闸的无电流间隙时间。但实际上，采用合 成试验多为“单分”三次。从运行中的实际情况来说，备有自动重合闸装置的岀线断路器在 遇见近区短路时的操作顺序正是额定操作顺序。其他的方案都是“变通的” “替代”方案， 这常是因为试验室设备条件难于具备和具体试验进程难于按要求实施所致。

在近区故障条件下也有长、短燃弧时间之分。在中国甘肃兰州附近进行的现场单相试验 表明，在长燃弧时间下，断路器开断时声音很大，地面震动，这种工作条件较为沉重。因此, 在上述三个“分”中至少应有一次的燃弧时间超过13ms〜14ms。

12失步条件下的操作特性选择

失步条件下的试验要求（参见附录N）：

a） 失步开断电流额定值为额定短路开断电流值的25%；

b） 中性点直接接地系统单相试验时的工频恢复电压值为产品额定相电压（即最高相电压）

的2倍；

中性点绝缘系统单相试验时的工频恢复电压值为产品额定相电压（即最高相电压）的2.5

倍。

13并联开断与发展性故障

取消这两种考核要求。对近代断路器而言，都不是自能灭弧断路器，开断这两类故障不 存在困难。IEC自1979年，已取消为此制定相应的标准。我国在80年代，为了取得本国经 验， 象。

如何选用12kV真空断路器

目前我国正在普遍推广配电设备无油化，12kV级真空断路器应用广泛，35kV级已有产 也正在为更高电压等级的真空断路器进行技术准备。

本导则是针对12kV级,额定短路开断电流为20、31、5、40kA真空断路器提岀的，对 其他产品可以参照引用。

14.1表征真空断路器质量的特性数据应包括下列各个方面：

—绝缘特性（包括污秽条件和凝露条件下的绝缘）；

—在长期工作时的发热；

—机械操作特性和机械稳定性；

—电寿命能力；

—开、合电动机；

—开、合电容器组（包括多组并联电容器的开、合试验）；

—合闸弹跳特性；

--分闸反弹特性。

对以上各类特性，除应遵守专业标准规定的特性外，本行业标准强调的内容分述如下。

14.2 绝缘特性

1min工频耐压水平 相对地、断口间42kV,（断口间也可采用48kV）;

雷电冲击耐压相对地、断口间75kV;

相间净距不小于125mm；

加相间隔板后，隔板两边距带电体的净距，每边不小于30mm；

对凝露型产品应经受凝露试验；

对绝缘爬电比距要求见DL/T 593—1996。

14.3长期工作时的温升

对户内式断路器，温升试验电流为额定电流的1.1倍；

对户外式断路器，温升试验电流为额定电流的1.2倍。

• 14.4 机械特性和机械稳定性

取消6000次这一级，其余的分级为10000, 20000, 30000, 40000次。

• 14.5 电寿命能力

14.5.1表征真空断路器电寿命特性的特性数据如下：

—在额定短路开断电流下的连续开断次数；

—开断与关合操作顺序；

—首开极在三相中的分布状况；

—三相分闸不同期性；

——开断时间的稳定性，即开断时间是否符合IEC 56（1987）4.113.1的要求；

—三相真空灭弧室中开断电弧弧柱能量（在整个电寿命试验中）的累计值；及各相中电 弧弧柱释能的最大值与最小值的比；

—首开极的最短燃弧时间；

—后开极的最长燃弧时间；

—岀现超长燃弧时间的次数及它在电寿命试验进程中岀现的时间；

—合闸是否弹跳（弹跳时间）；

—分闸是否反弹（分闸反弹时间及其大小程度）。

12kV, 20、31.5kA真空断路器特性数据的变动范围（通过电寿命试验后的评级标准参考 值，其他真空断路器的特征值另定）如表8所示。

表8 12kV 20、31.5kA真空断路器特性数据的变动范围

14.5.2当岀现长燃孤时间时（指燃孤时间超过13ms）,应按照它在电寿命试验进程中岀现的 时间分别判断（参见附录P）：

a） 岀现在电寿命试验进程的最初第一次，第二次，第三次开断中，岀现次数2〜4相次, 产品判断为合格品。导致这一现象的原因属“老炼”过程。

b） 岀现在电寿命试验进程的中、后期，岀现的相次不计，应判断为产品（真空灭孤室）质 量较差，或质量不稳定。

C）不论后灭孤相的超长燃孤时间长达什么程度，首开极的燃孤时间不得大于10ms。

d）超长燃孤时间的机理视同“滑相”。

14.5.3对真空断路器进行电寿命试验时应记录的参数。

在进行真空断路器电寿命试验时，除按有关标准要求记录外，每次开断中还应记录岀下 列参数：

—三相中各相的燃孤时间；

—每次开断时的开断时间；

—合闸是否弹跳；

—分闸是否反弹。

14.6开、合电动机

真空断路器应具有在电动机起动过程中、在制动状态下、在空载、在带有负载时，开、 合电动机的能力。

一般地，开、合电动机的特性通过各种工况下的试运行进行考核（也可以在特殊安排下 的试验室试验进行考核）。

14.7开、合电容器组

单个电容器组的电流值160〜200, 400, 630A；

背对背电容器组电流值400A

试验进程由有关电力行业标准作岀规定。

14.8合闸弹跳与分闸反弹

合闸弹跳影响合闸能力和电寿命，分闸反弹影响孤后绝缘。对12kV真空断路器以合闸 无弹跳，分闸不反弹为好，或者合闸弹跳与分闸反弹量越小越好。

15断路器开断电容性电流的推荐值

断路器开断电容性电流的推荐值见表9。

表9断路器开断电容性电流的推荐值^I）

16开断空载变压器

各电压等级免去在试验室条件下进行开、合空载变压器的试验。

如有要求，可结合现场投产时进行开、合空载变压器的试验。在试验中，一般地，在 550kV及以下的过电压不得超过2倍额定相电压（参见附录Q）。

17关于“二次侧短路开断”

某些断路器在一定条件下应具有“二次侧短路开断”能力（参见附录R）O

18 SF6压力容器中的含水量、泄漏率与凝露

为提供完整的资料，本章包括了全部SF6开关设备的要求。

18.1 容器的条件

a） 气室有无产生电孤的可能。

b） 与产生电孤的气室在气路上相连的气室按哪一种气室对待与联通的方式有关。按照国 内现有结构而论，与FA型断路器相似的以导气管，小自封接头、逆止阀等直接联通的装置 可视为“不相连”，除此之外，视为“连通”的。

C）设备是运行中，还是交接时。

d） 是什么温度（周围空气温度）下测得的含水量?建议以20©下的数值作为标准规定值。 在其他的周围空气温度下测得的数据在对比时应校正到20©。对FA型断路器，校正曲线如 附录S所示。

e） 确定含水量标准时考虑的因素是：对有电弧作用的气室是毒性物质的生成量和按-10 ©时水蒸气含量不致饱和进行计算；对没有电弧作用的气室是适应在气温为0©时容器内不 致产生凝露。为了适应运行中的变化量（水汽在大气条件作用下将通过缝隙逐渐渗入SF6容 器内），还要考虑数年、十余年的运行期，视设备类型而异。

f） 在计算含水量变化过程时，可将容器内外的SF6与H2O气体按理想气体对待，它们的 运动规律互不相干（这样计算的结果比较安全）。

g） 有没有足够的吸附剂。

h） 地域区分：

在中国地理条件下将全国大致分为两类区域，区域1包括华东、华南、华中和西南；区 域2包括华北、东北和西北。

i） SF6容器中的含水量（体积比）标准值（20。C时）见表10。

表10 SF6容器中的含水量（体积比）标准值（20 °C时）X10^-6

18.2充SF6、N2等充气设备年泄漏率允许值

a） 新品及运行中的3.6〜550kV,工作气压0.3〜0.6MPa（表压）的SF&GIS,年SF&气体泄 漏率不得大于1%

b） 充SF6开关柜当投运之初的柜内水汽含量（体积比）不超过1000X 10^-6 （20。C时），其 SF6年泄漏率不得大于1%；当投运之初的柜内水汽含量（体积比）不超过500X 10^-6 （20©时）, 其SF6年泄漏率不得大于2%；但SF6环网柜的泄漏率在运行中仍不得大于1%

C）充N2柜的年气体泄漏率（新品和运行中）不得大于2%；加装足量吸附剂后的年泄漏率 不得大于3%

对上述设备应按其技术条件要求测定其泄漏率。

充SF6的设备在现场测试年泄漏率时，可采用局部包扎法，即将法兰接口等外侧用塑料 膜包扎后历时5h以上，根据膜内SF6含量核算，亦可采用其他方法。

关于充气开关设备的泄漏、含水量和凝露见附录K

19用于低温地区的SF6电器设备

在低温地区，SF6可能液化，从而降低了其余仍处在气态下的SF6分压力，也就影响到 它的绝缘和开断与关合性能。

在低温地区使用的SF6电器设备可选用以下方案：

a） 将装置装在室内，采暖或对装置本体加热。

b） 降低SF6的工作压力。

C）混和气体（目前主要是混入N2或空气）。

低温对SF6电器设备绝缘能力的影响，参见附录U。

20断路器的外绝缘与凝露

断路器在下列湿度条件内应能正常工作：

日相对湿度平均值不大于95%；

月相对湿度平均值不大于90%；

日温差为15K

在这些条件下偶尔会产生凝露，因此应采取注2、注3的措施之一以维持设备的正常运 行。

注

1在高湿度期内产生温度急降时可能岀现凝露。

2为使产品能耐受湿度和偶尔凝露的影响（导致绝缘闪络击穿或金属部件腐蚀），可采 用按此条件设计和试验定型的户内断路器。

3可用特殊设计的建筑物或小室，进行适当的通风或加热或空调，或采用消湿措施以 防止凝露。

附录A

（提示的附录）

周围空气温度和海拔

Al周围空气温度

DLzT 593—1996 3.1.1a和3.1.2a规定了使用断路器的周围空气温度。

IEC在指周围空气温度时用的词是ambient air temperature这是指断路器在运行中周 围的空气温度。它不是某个地区气象台（站）公布的大气温度。气象部门公布的大气温度是按 一定条件装设的百叶箱中测得的大气温度，测点本体并不遭受日照。断路器在运行中有诸多 不利因素，例如：水泥地面的热反射，开关场地的局部小气候，其他环境因素（如发电厂锅 炉房旁），密闭不通风场所，以致断路器四周上下左右的局部气温上升。但在另一些场所， 例如高寒地区的风口，距地面有一定高度处的局部温度又有可能低于气象台站百叶箱中的温 度值。在选用断路器时应将这些局部因素考虑在内。

A2关于高海拔地区

DLZT 593 1996 2.1规定，断路器运行地点海拔分级为：

1000m及以下；

1000 〜3000m；

3000m以上。

现有产品海拔规定都是1000m。1000〜3000m属高海拔专用产品。当使用地区在3000m 以上时应与制造厂协商。

附录B

（提示的附录） 短路电流的计量

B1短路电流中的直流分量是以断路器的额定短路开断电流值为100%核算的。

举例：断路器的额定短路开断电流为50kA,但断路器安装地点的短路电流值仅能达到 30kA,当机构快速动作致使开断电流中的直流分量达到60%时，直流分量值达到

30X 0.6√2 = 18j2kA,以50kA核算其直流分量百分数仅为⁵⁰J²   玲。应按36%向

制造厂提岀技术要求，而不是60%

B2短路电流中的交流分量和直流分量应分别对待，应该指明：交流分量是若干千安；直 流分量是若干千安（当触头分离起弧瞬间）。注意，已废除过去使用的“全电流”概念。所谓 “全电流”是指：

全电流=』（交流分量）² +值流分量）²

这已是数十年前使用过的不科学的陈旧概念。目前表征断路器开断特性的参量已经没有 这个名词了！

B3表征断路器开断能力的大小是4.2.3.1和4.2.3.2中的值。过去所说的“兆伏安”概念 已废弃不用。

B4额定短路关合电流峰值=2.5 X额定短路开断电流

这一计算式中系数2.5是基于电力系统中的直流分量衰减时间常数r定为45ms。由于 系统的发展，特别是大型发电机和大容量自耦变的投入，系统直流分量衰减时间常数r变大 了，IEC在其1995年的修订意见中已规定岀=60ms的情况，上述系数2.5应增大为2.6。

如果是发电机断路器，该系数可能上升为2.7〜2.8,在极端情况下，可能更高，短路电 流在初期几个半波没有过零点。这些情况需要区别对待：

其一，核算岀的系统短路电流峰值超过2.5X（额定短路开断电流）时，应选择大一级的 “额定短路开断电流”的断路器，使其2.5倍数值能超过计算岀的系统短路关合电流峰值。

又如，在某些地点，当起动感应电动机的过程中岀现异常状态，以致起动电流（非正常 起动）最大峰值超过了额定短路开断电流的2.5倍，则应选择额定短路开断电流更高的断路 器。

B5应该相信目前断路器铭牌上标定的开断能力。现代交流高压断路器已经过反复试验， 确证它能达到铭牌上标定的开断能力，不需要再留裕度。

B6应按照系统运行15年上下的发展远景，选定断路器的开断能力。

B7确定断路器的额定短路开断电流时应严格按照DL/T 402-91附录A图A1所示，以断 路器触头分离瞬间的三相短路电流值作为断路器额定短路开断电流值,它不是电网短路后的 “零秒”数值。

附录C

（提示的附录） 分闸与合闸、开断与关合

对断路器来说，凡是不带电情况下的操作叫作分闸与合闸，凡是带电情况下的操作叫开 断与关合。它们之间的差异在于不带电时没有燃弧时间和预击穿时间，并应注意在三相情况 下的具体规定（因为灭弧瞬间和预击穿瞬间在三相中是不同的）。

附录D （提示的附录） 分闸时间的下限

如不规定分闸时间下限值，难于确定它所应开断的直流分量值（方式5）。例如，只规定 分闸时间不大于0.05s,在型式试验中的调整分闸时间正好是0.05s,开断时的直流分量调整 为25%左右（按照GB 1984—89图9）,这种试验是合格的。但是，在运行中，断路器的分闸 时间有时甚至短于0.05s,例如0.03s,此时的直流分量可达40%,而这在型式试验中并未考 核到。因此，在型式试验的开断试验中应按分闸时间允许值下限的直流分量作方式5试验， 而在运行中的分闸时间不得超过其规定值的上限。

附录E (提示的附录) 合闸时间的变动范围

如果不规定岀合闸时间的变动范围，难于确定关合试验条件的有效性。例如，只规定岀 合闸时间不大于0.12s,在型式试验中的合闸时间却被尽量缩短了，此时，合闸能力加强， 合闸缓冲力加大(断路器的寿命可能会受到影响)；但在运行中的合闸时间可以调整到“不大 于0.12s”，它的合闸能力没有在合闸力较小的情况下受到考验。因此，在型式试验中应将合 闸时间调至规定的最大值附近。

附录F

(提示的附录)

合分时间

这一时间区段影响到：

Fl动、静触头在重合时是否能合到底，达到最终合闸状态。

F2只有合闸到底，才能保证下一个“分”操作时的“分闸速度”，有利于保持第二个“分” 的"开断能力

F3对某些结构的断路器(例如少油断路器具有压油活塞时，或SF₆断路器的气缸要求有回 气时间时)尚要求一定的“合分”时间以保证“分”的开断特性。

F4 “合分”时间加长时，对系统稳定性起着不利影响。

因此，“合分”时间也应该有个范围：在型式试验中的“合分”时间不得超过规定值， 而在运行中的合分时间不得小于规定值。例如，在型式试验中的合分时间应不大于50ms, 而在运行中不得小于50ms,它在一定范围内应是可调的。

附录G

(提示的附录)

额定电压等级和绝缘水平

Gl我国额定电压(即最高电压)与IEC的电压标准级别稍有不同。在表4中，国标值放在前 面，IEC标准值列于括号中，一切型式试验取较高值为基础核算其试验条件。

G2相对地的“额定雷电冲击耐受电压” “3.6kV〜550kV”均取自GB 311.1—1996,其“相 间”值等于“相对地”值。

G3根据电力部高压开关设备标准化技术委员会(以下简称标委会)第九次年会(山东曲阜) 的决定，72.5kV及以下电压等级的耐压标准仍执行GB 311—64的规定，其断路器断口间 的耐压水平与相对地的耐压水平相同，不再考虑反相电压的作用。

G4按GB 7674—84表1、表2确定72.5〜550kV的额定绝缘水平，但对下列数值应作岀 修正：

72.5kV级的(6)〜(9)项，根据标准化委员会八、九次年会意见确定，将140kV、160kV 并为 155kV; 126kV 级的(6)〜(9)项，将 185kV 改为 200kV,见 GB 311.1—1996； 项(9) 的126kV级较其项(8)高25kV。

G5隔离断口包括隔离开关断口以及有隔离作用的断路器断口。

项(5)的3.6kV〜72.5kV级数值取自IEC 694高压开关设备和控制设备的共用特性参量 (1996)表1a项⑤；项(9)的3.6kV〜72.5kV级数值为项(6)数值加反相相电压有效值。

G6按GB 311.1—1996补充了下列数值：

363kV 1min工频相对地耐受电压为510kV; 550kV 1min工频相对地耐受电压为740kV G7 根据IEC 694(1996)表1a补充了 126(123)kV第二档和252(245)kV第三档较高的耐压水

平值。

附录H

（提示的附录）

冲击耐压试验方法

这是根据有关冲击耐受电压概率值为90%所推导岀的自然结论，在高压开关设备外绝 缘耐受电压试验中不使用“3次”和“3/9次”试验法。

参阅《高压电器》1995.No5.28页《绝缘的耐受能力试验》一文。

曾有人提岀0/15试验法，即在15次耐压中均不得发生闪络。这在国际上已暂被否定 （1995年IEC华盛顿年会）。

附录J

（提示的附录）

SF₆开关设备的零表压耐压要求

过去认为，SF₆设备可能因事故而剧烈泄漏至零表压。为使设备在此条件下能耐受额定 电压，可以有充裕的时间进行调度处理，减少停电损失，因而提岀这一要求。

一些厂方提岀，为此可能要加大外壳尺寸，影响造价，这属于稀有情况，发生的概率极 小。

当SF6装置大量泄漏时，缝隙一定很大。在SF6泄岀的同时，空气也将进入。当SF6气 压由5〜7表压降至零时，进入容器的空气（主要是N2, 02）使SF6稀释，因此，所谓零表压 下，容器内肯定是空气和SF6的混合物（其比例很难确定），它的耐压强度肯定低于纯SF6, 在这种情况下，设备的绝缘强度是不稳定的。

另一方面，在SF6泄压过程中，电器设备的保护（有好几级）应该动作，发岀指示或引起 其他保护动作，排除险情。

电力部高压开关设备标准化技术委员会第12次年会已经确定，取消这一要求。

附录K

（提示的附录）

首开极因数

在某些超高压系统中，并不是所有的变压器中性点都直接接地，例如，有一部分变压器 中性点直接接地，另一部分绝缘。

当岀现短路事故或检修时,会跳掉一些变压器。如果中性点直接接地的变压器脱离运行, 致使直接接地系统成为中性点绝缘系统，但不要忽略了，既然有一部分变压器脱离了运行， 短路电流随之下降（因为电源容量变小了），因此，中性点接地状况与系统容量关系密切。IEC 标准694正是已考虑了这一情况。因此，引用IEC的表K1是适宜的。

表K1 IEC规定的首开极因数取值（1979年）

我国近年来在一些地区试用接地（经过小电阻）的12kV系统，对此而言，其首开极因数 为1.3。相应地，他们的绝缘水平也较低（见表4的注）。

附录L

（提示的附录）

三相开断能力与单相开断能力

断路器的三相开断能力与单相开断能力之间没有等值的换算关系。如果有专门的试验报 告作岀论证，可按专门的试验结论处理。

系统容量日增，自耦变压器的容量越来越大，单相短路电流计算值在一定条件下有可能 大于三相短路电流值。对三相开断条件和单相开断条件分析如下:在三相短路电流的开断中， 首开极的电压因数为1.3（超高压系统中性点都直接接地），在开断单相接地电流时的电压因 数为1.0。因此开断单相短路电流应该轻于三相短路电流（当两种电流值相同时）。

但是，当单相短路电流超过三相短路电流时，在近区故障条件下，其L90, L75的数值将 超过以原三相短路电流所核算的近区故障电流值。因此，这新的较大的L90, L₇5并未经受考 验。

近区故障是一种严格工作条件，也是断路器的必试项目，近区故障的影响在于其电压恢 复初始阶段岀现了锯齿波。锯齿波的频率由短线阻抗所决定，与单相或三相无关。锯齿波的 高度为电流与短线阻抗乘积所决定，单相短路电流增加了，锯齿波高度增加了，开断更为困 难。

因此，较大的单相短路电流岀现后，其近区故障条件超过了原定试验条件。在此情况下, 即使开断单相短路电流（端部短路）的条件较轻，也不能随意增大对“单相短路（端部短路）” 的开断电流值。

其结论只能是：所选择的断路器的三相短路电流值应大于所计算的单相短路电流值。

附录M

（提示的附录）

型式试验项目

M1这些试验项目的取舍根据产品类型而各不相同。除按相应标准规定的项目外，其他项 目是否引入订货要求由用户与制造厂协商确定。

M2制造单位仅对其技术条件所标注的技术参数负责。

附录N

（提示的附录）

失步条件下的开断与关合

这一更动合乎IEC标准56（1987）（包括其修订草稿），与国际一致。

这一更动能概括大多数使用条件。

失步前系统处于正常运行状态,断路器两侧系统电压等值矢量之间的夹角为幻一般地, 它小于60。，一旦发生事故，处于联络位置的断路器分闸，目前的高压、超高压断路器的 分闸时间都很短，0.04s上下，计及电弧燃烧时间，继电保护动作时间，整个开断过程不超 过 0.08〜0.1s。

在此时间之末，系统角度〃由其初值摆动到180。所需要的时间以秒计。因此，断路器 两端的矢量相角差尚难于达到“全反相”，断路器即已开断。因此，失步开断电压倍数不宜 取它的极值（直接接地系统为2.6,中性点绝缘系统为3.0）。

专门的计算表明，失步摇摆电流达到额定短路开断电流的25%已能概括多数情况，特 别是现代断路器的额定短路开断电流值已上升到40〜63kA。

确定失步开断条件有两种提法：

其一，对新产品，对它的使用范围难于明确，有可能将它使用在极其苛刻的地点上。这 不是本文的目的。

其二，已有具体系统要求而去选用断路器，这是电力部门的多数情况，也是本文的目的。 按照具体情况去核算即可确定失步电流值和恢复电压。

有下列诸因素使短路电流难于达到极端情况：

—并车。在发电机并入电网时，有可能遇见高比值的失步操作电流，但是，这个电流 必须通过待并网的发电机，发电机的阻抗值相当大，限制了失步电流的数值。

—处于联络位置的断路器因失灵延误动作，使开断瞬间正好系统夹角〃=180。。但 是，一般地讲，事故属不正常状况，属于稀有事例，在开断失步时又正好延误到〃=180。 属低概率事故。

当预期上述事件发生的概率较大时，应采取措施，以防止〃=180。岀现（例如用专门的 继电器来控制开断瞬间使不致岀现〃=180。的情况，即超前或滞后）。

对发电机断路器应专门计算其失步工作条件。如前所述，由于失步电流要通过该台发电 机，其X' d（或X d）严重限制了失步电流值。一般地，这种情况下的失步电流均小于断路 器额定短路开断电流的25%

附录P

（提示的附录）

表征真空断路器开断寿命的判据

按照电力部电力科学研究院高压开关所论文《表征真空断路器电寿命的若干判据》所提 岀的要点提岀本要求，其主要论点如下：

—分闸不同期可能导致首开极在三相中的分配不均匀或很不均匀；

—首开极分布不均，使三相灭弧室的电负载不一致，从而影响整体的电寿命；

—开断时间不稳定，使原定分闸时间额定值失去意义；

—燃弧时间的长短是灭弧室与断路器以及开关柜内主回路布置综合确定的重要特性 数据，首开极的最短燃弧时间是表征真空灭弧室质量的重要指标；

—合闸弹跳影响合闸时的过电压和熔焊；

—分闸反弹可能导致开断后的重击穿。

详情可参阅该论文。

附录Q

（提示的附录）

空载变压器的开、合试验

由于在试验室条件下不可能具备众多的大容量变压器专供开断试验用。因此，这类试验 一般地都是结合变电所，发电厂投产之前的某一时机，组织人力在变压器安装地点进行断路 器的操作试验。因此，其试验参数是不能随机改变的。

在20〜30年前，开断空载变压器有时导致较高的过电压，并因此引起变压器套管闪络, 从而形成发展性故障。产生这一过电压的原因是较大的空载电流和截流水平。

现在，冷轧硅钢片的应用使空载电流下降，大型变压器的入口电容上升，近代蓬勃发展 的SF濾6断路器截流值下降，这些因素的综合影响使开断空载变压器的过电压大为下降， 一般不超过额定相电压的2倍甚或更低。在许多情况下，没有显著过电压。

不论在高压侧或低压侧安装的避雷器（阀式或ZnQ避雷器）都能有效地防止这一过电压。

因此，开、合空载变压器的试验可列为“选择性”的“参考性”的，它已不是严重问题。 在试验室条件下可以不进行这种试验。

附带说明，国外厂商为了提供这一数据，曾多次在变压器次极侧加装可调空芯电抗器以 改变负载电流，虽然这仍然是感应性电流，但磁能储存在次极的空芯电抗器中。这个磁能释 放时几乎没有太大的损耗，它转换成变压器入端电容上的等值过电压很高，常达到额定相电 压的2.5〜3倍或更高。这是错误的。由于空载变压器的磁能储存在空载变压器的铁芯中， 它的释放要承受铁芯损耗（磁滞损失）。这一损耗量可占去90%,因而外释的能量不大，在空 载变压器的入端电容上形不成危险过电压。

附录R

（提示的附录） 二次侧短路开断

所说“二次侧短路开断”这个名称并没有统一的定义，它的本意是：在一个降压变压器 高压侧设置的断路器应能开断其低压侧的短路故障（当低压侧的断路器拒动时）。

例如，在一个容量仅为数千千伏安的35∕10kV降压变电所中，原边（35kV）的断路器为 DW8—35型多油断路器，而低压侧为10kV供电线路。当10kV侧岀现短路而它的保护断路 器拒动，应由35kV侧的多油断路器去断开线路。由于变压器容量较小，因而短路电流也不 大。设置在35kV侧的DW8—35多油断路器，它开断小电流（在其额定电流附近）的特性很 差（不能开断），而这类断路器的动、静触头在分离后尚处在灭弧室内，形不成油中的长断口， 因而电弧不灭。这种电弧电流虽小，但总不灭，以致起火，终致爆炸。火油漫延，使变压器 起火，烧毁了整个变电所。此类情况在国内外均曾发生多次。

这种故障下的短路电流很小，甚至低于断路器额定电流。开断这种小电感电流常产生截 流过电压，它的频率和幅值都较高，使开关设备上的TRV和RRRV均高于标准中的规定值, 致使开断失败。

此种开断情况下影响TRV值的因素有：

—变压器阻抗。阻抗增大时，使TRV幅值增加，频率减小。

—变压器的入口电容（包括套管，高压绕组对地，高、低压绕组之间，以及高压绕组 的匝间等）。当入口电容增加时，TRV的幅值与频率均下降。

—由断路器至变压器之间的母线（或电缆）电容。当此电容增大时，TRV的幅值与频率 均减小。

—二次侧短路故障点距变压器岀口处的距离。当此距离增大时，TRV幅值增加，频 率减小。

—变压器和系统的接地情况（35kV侧中性点有没有电抗器，即消弧线圈）。当有消弧 线圈时，TRV幅值增加，频率减小。

对“二次侧短路开断”在国内、外尚无标准。下列数据可作参考：

——在110kV系统中，当截流值为零，变压器容量小于100MVA时，变压器中、低压 侧短路，高压侧断路器断开时的TRV特性小于标准值；在其他情况下的TRV特性超岀标准 值。

——在220kV系统中，当截流值为零，变压器容量小于240MVA时，变压器中、低压 侧短路，高压侧断路器断开时的TRV特性小于标准值；在其他情况下的TRV特性超岀标 准值。

—在330kV系统中，变压器中压侧短路，当截流值为零，高压侧的TRV特性小于标 准值；随着截流值增加，恢复电压峰值小于标准值，但上升率大于标准值。

在330kV系统中，变压器低压侧短路，当截流值小于10A时，高压侧断路器分断时的

TRV特性小于标准值；随着截流值增大，TRV峰值和上升率均大于标准值。

在330kV系统中，变压器低压侧短路，在中压侧断路器分断时，如截流值为零，且变 压器容量小于200MVA时，TRV特性小于标准值；其余情况下的TRV均超过标准值。

——在500kV电力系统中，当考虑衰减特性，“二次侧短路开断”的TRV特性均低于 标准值。

以上计算结果均未考虑现场安装中的引线电容，及其他入口附属电容。因此，当考虑一 些附加电容的影响时，当截流值为零，或在零附近时的TRV值均低于标准值。

以此推断，当采用SF湿6断路器作为高压侧开断装置时，由于其截流值较小，此类情 况下的“二次侧短路开断”不存在什么困难。

当截流值增加而TRV有可能超限时，可装设避雷器或阻容支路限压装置。

对具体情况应进行计算；当使用的中压等级断路器开断小电感电流有困难时（自能式灭 弧类）尤宜特加注意。

附录S

（提示的附录）

FA型SF₆断路器含水量测量值与周围空气温度之间的校正曲线

附录T

（提示的附录）

关于充气开关设备的泄漏、含水量和凝露

目前，SF₆类开关设备越来越多，此外，又岀现了充气开关柜（充SF6、N₂等）。任何密 封设备，都有一定的泄漏，泄漏表明缝隙的存在。

充气设备内部在岀厂时是经过干燥处理的,其含水量处在一定的水平之下。但在运行中， 开关设备周围大气中有一定的水汽含量（由相对湿度及当时的周围空气温度所决定）。这些水 汽的分压力大大超过充气设备内部的水汽分压力，开关设备内部将逐渐受潮。

目前，对SF6高压开关设备的泄漏和含水量的一般规定见DLfT 596—1996《电力设备 预防性试验规程》的表10中的序号1、2和表38中的序号L对充气柜和SF6中压开关设 备尚无统一的规定。

Tl在考虑本问题时的各点原则

a） 气体被认为是理想的，即其分子间各不相干。分子的能态被绝对温度所决定。

b） 在充有几种气体的容器中，各种气体互不影响，各种气体的分压力为

Psf₆, Pn₂，4₂o,…，则容器壁上呈现的压力P = %6, P_N2, P_hQ,…。各种气体各按自 己的属性运行。

C）同容器的各种气体有同一的温度。

d） 近似的假设，通过缝隙的某种气体流速与该气体在缝隙两侧的分压力差成正比。

由上述各点可引伸岀：

e） 对同一个缝隙而言，气体的流向被其分压力差所决定。对SF6而言，它将由容器内向 外逸岀，因为大气中的SF6很少；而水汽将由大气中渗入容器内，因为开关设备内部是相当 干燥的。它们在缝隙中各走各的路，互不相干。

f） 缝隙的大小一方面影响气体的泄漏率（泄漏率以百分率表示，每年百分之几，SF6设备 的压力因泄漏导致压力不足而需补气），另一方面，泄漏率也表示缝隙的大小，泄漏率大的 缝隙大，因而水汽进入设备内的年增加率就高，水汽一旦进入设备内部就再也岀不来了（只 有解体干燥）。外在气温一年之中变化很大（可达80K以上）。水汽分压力达到饱和点时，岀 现凝露。如果凝露时的周围空气温度在0©以上，凝露水滴将破坏设备的内绝缘，导致危险 的绝缘破坏事故。为此，要求凝露温度不得高于0©,又为了保持一定裕度，要求凝露温度 处在-5°C或-10°C以下，即凝冰。冰粒对内绝缘的影响较小。

g） 含水量尚影响SF6在电弧高温下因分解而产生有毒物质。SF6的组份可能不纯，在H2O 参与下经高温分解形成有害于绝缘和人体健康的多种氟化物。规程中根据国内、外经验所提 岀的泄漏水平和含水量标准能保证SF6设备的正常运行。

T2关于充气柜和SF6装置的含水量

T2.1对充气柜设备和中压SF6装置目前尚无统一的泄漏与含水量标准，这是当前要论证的 课题。这类装置分为两类：

其一，中、低压小型GIS它们同高压大容量GIS 一样，圆筒形，内部压力稍低于高压 大容量的GIS的内压力。

其二，非圆筒形，各类充气柜（充SF6或充N?）,内部压力多在0.05MPa（表压）以下。

对这两类设备过去认为（没有根据地）其年泄漏率似可放宽到2%〜3%,甚至更高。这要 经过论证才能选定，不能盲目自定。

对前者，小型GIS内部含水量的影响与高压GIS完全一样，不能随便放宽。

对后者，由于内部尺寸较大，含水量对绝缘的影响虽不如前者那么紧张，但也不允许在 周围空气温度变化时岀现凝露。这类设备的内压力大大低于高压GIS,即使规定同一的泄漏 率，这意味着它的缝隙远大于高压GIS在同泄漏率下的缝隙，即它更易于受潮。在工艺上, 非圆形的箱体的年泄漏率也不易作得很小（选材较差，密封较差），要考虑工艺和造价。

T2.2计算年泄漏率和含水量变化时要用到大气中的水蒸气饱和特性数据，抄录如表TK

表Tl在冰面上的水汽饱和参数

T2.3典型气象条件分区

如上所述，年泄漏率的大小意味着“缝隙”的大小，泄漏率越大，表示缝隙越大，箱外 大气中的水汽从此缝隙进入箱内的量也越大。假设，通过缝隙的气体流量与分压力差（处于 缝隙内、外两边的）成正比（近似），水汽进入箱体的流量由这两个分压力差确定。箱外水汽分 压力由该地区气象条件确定。为了简化计算，将全国分成两种气象区：

区域1华东、华南（它们的湿度严于华中，因而也代表了华中）；

区域2华北（它们代表了西北、东北）。

这两种区域的湿度特征值见表T2。

表T2区域1（华东、华南）和区域2（华北）的湿度年分布

有关专业标准规定，GIS在投运之初的含水量标准为

断路器隔离室   150此 以下；

L

非断路器隔离室  500^L以下。

L

在运行中：

断路器隔离室    300^L以下；

L

非断路器隔离室  1000 ^L以下。

L

对充N2和充SF₆的充气柜而言，目前没有关于其含水量值的标准，但要求，在充气柜 的整个运行期中，其内不得岀现凝露（当周围空气温度变化时）。为了有一定裕度，暂订在-10 °C时柜内的水汽含量达到饱和为计算泄漏限额的依据。

在计算年泄漏量（水汽进入箱内）时应将一年分成表T2中的几个时间区段，分阶段地求 岀箱内、外的水汽压力差，然后求岀在一年之中积累的水汽进水量。

T2.4电力科学研究院开关所对年泄漏率的计算结果

在各种工况下的年泄漏率与安全运行年限的计算值（以-10©时不饱和）综合如表T3。

表T3年泄漏率计算结果总表

T2.4.1对表T3分析判断时应考虑的因素：

a）容器内部元件所含有的水汽和吸附剂：

在开关设备箱体内有各种元件。当将这些元件组装成整体时应经过干燥处理。但这种处 理只能除去元件表层的水汽。在元件深层处仍有潮气，它们在设备投入运行之后逐渐溢岀， 增加了箱体内的水汽含量。

在GIS内部，一般均附有吸附剂。在容积为2m³（一个大气压力下），含水量（体积比）为 300X 10^-6的SF₆气体内含水量约重0.46g。这对于以千克计的吸附剂来说并不多。

在运行中，由于元件中逸岀的水汽使箱体内的水汽含量值与日俱增，但由于吸附剂的作 用，箱内的水汽含量是先增后降。这过程可达数月之久，当元件深层处的水汽不再逸岀时， 箱体内的水汽值降到一定程度，又因水汽从缝隙中不断渗入，水汽含量又继续逐年上升，直 到限值，要求处理。

b）补新气所带入的水份：

泄漏使SF6气体逐年外逸，致使容器内的SF6密度下降，压力下降。当压力降到预定的 限值时应补入新的SF6气体。新气的水汽含量（体积比）按标准规定为不大于64X10^-6。这一 含量虽然微小，但对容器箱体来说是只有进，没有岀的，积累下来也有可能达到可观的数值。

C）日温度、湿度变化的影响：

在一天之内，大气温度与湿度不断变化。除去潮湿高热的暑天之外，许多地区的日变化 较大，并不是在每天之中的湿度都能维持在0.8（或0.85）的水平，特别是在春、秋、冬季， 甚至在相当长的一段时间中的湿度都低于这一水平。

d）实际的设备年泄漏率：

箱体的年泄漏率1%指的是上限，箱体的实际的泄漏率常低于此限值。如果泄漏率实际 值仅为限值之半，安全运行年限将成倍地增加，但因密封老化，在实际运行中也有可能超过 1%,则安全年限下降。

T2.4.2分析表T3可得的结论：

a） 关于高压和超高压GIS的年泄漏率目前所订的不超过1%的规定是适宜的，不能放宽。 按表T3计算值，安全年限在5年上下。计及上述可变因素，安全年限为10年上下。

b） 用于农网中的中压SF6断路器（SF6压力约0.3MPa）的年泄漏率取为1%的安全运行年限 为2〜3年，计及上述可变因素，安全运行年限为4〜6年。这可以适应广大农村地区的要求。 这一年泄漏率不能放宽到2%。

C）对仅以SF6作绝缘介质用的开关柜（充SF6柜），年泄漏率为1%的安全期限较长，在运 行中此值可适当放宽到2%,但应核算补气年限。

对SF6不仅用作柜的绝缘，也用作灭弧介质，例如，环网柜中的负荷开关的这种情况应 按GIS对待。但是，这种情况下的箱体体积和SF6气体的量甚大于同电压等级GIS中的情 况。目前，本文建议仍保持这一水平，但在运行中可适当放宽到2%。

d）充氮柜的年泄漏率可定为2%,如加装吸附剂（其数量应经过核算），可放宽到3%。

T3现场测试时可采用局部包扎法，即将法兰接口等外侧用塑料膜包扎后历时5h以上，每 膜内SF6含量（体积比）应不大于30X10^-6。亦可采用其他方法。

附录U

（提示的附录）

低温下SF₆介质的绝缘强度

对低温（液化）SF6介质绝缘强度的研究方法及结论有下列各点可供参考：

U1试验电压为工频电压及冲击电压。

U2 SF6状态包括完全气态、间隙有雾状凝结点（温度降至液化点时）以及液滴状态（温度继续 下降，SF6液化滴落在电极表面）。

U3冷却方式有以N2降温，试验装置（缸及电极）全部降温，或仅缸内电极处局部降温，最 低温度-40 °C。

U4电极形状：直径为85mm的逻戈斯基电极（表面光洁度15必m）,冋隙长5~10mm, SF6 压力0.4〜0.5MPa（20°C时，表压）；极间是SF6气体，或有绝缘体（环氧树脂或瓷套表面）。

U5试验方法为电压上升法，进行10次破坏性试验（击穿）。

U6试验结果描述。

将各种情况下的击穿电压值与理想气体空间绝缘的击穿电压值相比较（以后者为基准求 标么值）。

在常温条件下，由于表面光洁度与表面（沿面）放电的影响，击穿电压值下降了 20%〜 50%。

在局部冷却（仅电极间冷却），SF6低温，但无液滴条件下，由于SF6在极间呈游动状态, 与常温相比，击穿电压值没有降低。

在电极间存在SF6液滴条件下，这又分为下述两种状态：

a） 只是极间局部冷却，击穿电压与常温时相比不但没有降低，反而有些提高；

b） 罐体及电极全部冷却，再进行极间降温，仅击穿电压最低值稍有下降。

(edw.OX )-R衆

-60     - 50     - 40     - 30      - 20      - 10        0        10       20

«1091空气温度（IC）

图Ul SF6气态一液态图谱

U7分析意见

试验表明，即使SF6液滴存在，其绝缘性能几乎不下降，反而有升高的情况。分析是： 当发生局部液化，气态部分的密度下降。因此，这一部分绝缘的击穿电压较低，但已液化处 的周围，SF6密度不但不下降，反而上升。此外，SF6液滴处电场集中（达1.4〜1.8倍），但 在其他处成为纯粹的气体间隙。液化后的SF6液体在电极上形成覆盖层，这使击穿电压稍有 上升。

U8结论