电气主系统运行.docx

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电气主系统运行

第一章水电厂一次设备的运行

第一节电气主接线

一、概述

电气主接线主要是指在发电厂、变电所、电力系统中，为满足预定的功率传送和运行等要求而设计的、表明高压电气设备之间相互连接关系的传送电能的电路。

电路中的高压电气设备包括发电机、变压器、母线、断路器、隔离刀闸、线路等。

它们的连接方式对供电可靠性、运行灵活性及经济合理性等起着决定性作用。

一般在研究主接线方案和运行方式时，为了清晰和方便，通常将三相电路图描绘成单线图。

在绘制主接线全图时，将互感器、避雷器、电容器、中性点设备以及载波通信用的通道加工元件（也称高频阻波器）等也表示出来。

对一个电厂而言，电气主接线在电厂设计时就根据机组容量、电厂规模及电厂在电力系统中的地位等，从供电的可靠性、运行的灵活性和方便性、经济性、发展和扩建的可能性等方面，经综合比较后确定。

它的接线方式能反映正常和事故情况下的供送电情况。

电气主接线又称电气一次接线图。

（一）水电厂电气主接线应满足以下几点要求：

（1）根据系统与用户的要求，保证必要的供电可靠性和电能质量。

特别是供电可靠性问题，始终是作为电气主接线设计和运行好坏的重要指标。

在大型电站设计中，可靠性分析应采用定量比较方法进行。

在中小型电站设计中，可采用定性分析方法。

（2）具有一定的灵活性。

要求电路能适应各种运行方式，不但在正常运行时能很方便地投入或切除某些设备，而且在其中一部分电路检修或故障时，应尽量保证非检修或非故障回路能继续供电，并应保证能安全和方便地进行检修和处理故障。

（3）尽可能简单明显，运行方便，使设备切换所需的操作步骤最少，减少可能因误操作而造成的事故，并易于实现自动化。

（4）在满足供电可靠性、灵活性及运行方便的基础上，应尽量做到技术先进，经济合理。

（5）在需要分期建设和分期投产时，主接线应能适应这个特点，采取过渡接线，对不影响初期发电的工程尽量延期投资。

（二）水电厂电气主接线的特点：

（1）水电站大都建设在水力资源丰富的大河流上，远离负荷中心，因此发电机发出的电能，除自用电外，一般均采用升高电压由高压送电线送入电力系统，而由发电机电压母线直接向用户供电的情况很少。

（2）如果水电站主要担负峰荷和腰荷，在运行中，开停机操作频繁，机组利用小时数较低，要求主接线应具有适应各种运行情况的灵活性，以充分发挥该水电站在电力系统中的作用。

（3）水电站能迅速起动投入系统并带上负荷，容易实现自动化和远动化，在设计水电站主接线时应尽量满足这方面的要求。

（4）水电站的总装机数和最终容量，是根据河流水文情况和综合利用条件确定的，因此可以不再考虑机组扩建的可能性。

为考虑系统发展的情况，在水电站接线中可以预留扩建输电线出线的位置。

由于水电站不易发展，所以一般可以一次确定可靠性和经济性都较高的主接线。

（5）水电站一般建设在地形狭窄的山区，升压变电站和其他配电装置的布置，往往受到地形的限制，因此应尽可能简化接线，节省占地面积，减少土石方开挖量。

（6）水电站自用电与火电站自用电相比，容量小得多，重要性也低些，因此水电站的自用电接线比较简单。

（三）水电站电气主接线形式

1、发电机出口常采用的接线形式有：

（1）单元接线

在水电站中，发电机与变压器直接连成一个单元，称为发电机--变压器单元接线（简称单元接线）。

这种接线应用在将发电机发出的全部电能以升高电压（35KV以上）输入电网的水电站中。

由于采用的变压器不同，单元接线又可分为发电机--双绕组变压器单元接线和发电机--三绕组（或自耦）变压器单元接线两种。

发电机--双绕组变压器单元接线，只有一个升高电压级，采用双绕组变压器，发电机与变压器直接相连，发电机电压侧不设母线，也不装设断路器或隔离开关，用发电机升高电压侧断路器与电网并列，发电机与变压器容量相当。

由于担任峰荷的水电站经常有可能全厂停机，如果没有地区电网供给自用电时，亦可以在发电机出口装设隔离开关。

为了在机组停机时，可以从高压侧经过主变压器供给自用电，亦可以装设发电机出口断路器。

当有两个升高电压级，主变为三绕组（或自耦）变压器时，就组成发电机--三绕组（或自耦）变压器单元接线。

为了在发电机停止工作时，还保持高压和中压电网之间的联系,应在发电机和变压器之间装设断路器。

单元接线的优点：

接线简单清晰，不设发电机电压母线，发电机或主变压器低压侧故障时短路电流减小,电气设备减少,投资减少,操作简便,继电保护简化。

单元接线的缺点：

对于发电机--变压器单元接线，当一组单元中某个元件故障或检修时，整个单元将停止运行。

对于发电机--三绕组（或自耦）变压器单元接线，一个电压级断路器外侧发生故障时，另外两侧还可维持运行。

（2）扩大单元接线

采用两台（或三台）发电机与一台变压器的接线称为扩大单元接线。

在这种接线中,为了适应机组开停的需要，每一发电机回路都装设断路器，并在每台断路器和主变压器之间装设隔离开关，以保证停机检修的安全，装设发电机出口断路器1DL和2DL的目的,是将发电机1F或2F投入运行或者当一台发电机需要停止运行或发生故障时，可以操作该断路器，而不影响另一台发电机和变压器的运行。

大单元接线与单元接线相比，其优点有：

减少了主变压器和主变高压侧的断路器的数量，减少了高压侧连线回路数，从而简化了高压侧接线，节省了投资和场地。

任一机组停机都不影响自用电的供给。

其缺点有：

当变压器发生故障或检修时，该扩大单元的所有发电机的电能都不能送出，同时，这种扩大单元接线中扩大单元的容量受到限制。

扩大单元接线在我国许多大中型水电站中获得了广泛的应用。

联合扩大单元接线的原理与扩大单元接线基本相同，其特点是可以节省母线。

2、高压侧常采用的接线形式有：

（1）单母线接线

单母线接线只有一组母线，每个电源和引出线的电路都通过断路器和隔离开关接到母线上，任一回路故障，该回路的断路器能够切除该电路，而使其他的电源和线路能继续工作。

单母线优点：

接线简单明显，配电装置的建造费用低，运行时操作方便，便于扩建。

单母线缺点：

母线、母线隔离开关故障或检修，都必须全站停电，但运行经验证明，母线故障很少发生。

这种接线主要用于不重要的中小型水电站。

为了提高单母线接线的供电可靠性，还可用隔离开关或断路器将单母线分段，大多数情况下，分段数等于主变压器的数量，引出线在各分段上分配时，应该尽量使母线各分段的授受功率平衡。

单母线分段接线的缺点：

当任一分段母线或母线隔离开关进行检修或故障时，必须将分段母线上的电源切除，减少了水电站的出力，接在该段上的用户供电中断。

当检修引出线断路器时，该线路必须停止供电。

这种接线主要用于不十分重要的中型水电站，台数3---6台，总装机容量在10万KW及以下。

（2）双母线接线

某些水电站，在系统中居重要地位,而且水电站110KV及以上的高压母线上出线回路数较多，负荷大，即使发生少见的母线故障也要迅速恢复送电，以免造成电力系统的重大事故，这种情况下可以采用双母线接线。

这种接线每一回路设一台断路器，每一电源和线路的断路器都通过两组隔离开关分别连接到两组母线上，一组母线是工作母线，另一组母线是备用母线。

当一组母线上的隔离开关接通时，另一组母线上的隔离开关断开，两组母线通过母线联络断路器DL相连接。

采用双母线接线可以提高运行可靠性和灵活性，即：

轮流检修母线时，不会停止对用户的供电；

检修任一组母线隔离开关时，只需断开此隔离开关所属的一条电路和与此隔离开关相连的该组母线，其它电路均可通过另一组母线继续运行；

工作母线发生故障时，能利用备用母线使无故障电路迅速地恢复正常工作。

双母线的主要缺点：

隔离开关作为操作电器容易误操作，引起重大事故；

工作母线故障，转移母线时该母线上全部装置仍将短时停电；

母线隔离开关数目比单母线接线大大增加，配电装置的结构也较为复杂。

为了解决上述缺点，可将双母线电路中一组母线作为备用母线，另一组作为工作母线,而且用断路器分段,每段工作母线都装一组与备用母线相连的母线联络断路器。

双母线接线在我国大容量的重要水电站和变电所中已广泛应用。

（3）带旁路母线的接线

为了在检修出线断路器时，不中断对该线路的供电，可以采用装有旁路母线的单母线或双母线。

装有旁路母线的单母线，如左上图所示。

当出线断路器检修时，可以合上旁路隔离开关及旁路断路器，向旁路母线充电，再合上要检修的出线旁路隔离开关，这时改出线将由原工作母线和旁路母线同时供电，再拉上出线断路器和隔离开关，改出线既由旁路母线供电，出线断路器即可退出运行，进行检修。

具体过程参见动画。

对于双母线接线，当出线断路器需要检修时，虽然可以通过母线联络断路器，并借助临时架设的跨条，向线路供电，但当出线较多时，母线联络断路器就可能长期被占用，而使双母线变成不分段的单母线

（4）一台半断路器双母线接线（3/2）

一台半断路器双母线接线（两回线有三台断路器的双母线接线），正常运行时断路器都接通，双母线同时工作,任一条电路,如1XL发生故障，断路器1DL和2DL自动断开,此时变压器1B可以通过断路器3DL继续工作。

任一组母线故障时，断开所有连接在这一组母线上的断路器，而全部电路仍可通过另一组母线继续供电。

此外，这种接线还能保证检修任一断路器时，电路仍可继续工作。

一台半断路器双母线接线的优点有：

①它兼有环形接线和双母线接线的优点，有很高的供电可靠性和灵活性。

②与双母线加旁路母线比较,隔离开关少,配电装置结构简单,占地面积小,土建投资少。

③隔离开关在电路中仍作隔离电压的操作，不易因误操作而造成事故。

与双母线加旁路母线比较，它的缺点有：

①用断路器多些，投资可能大一些；

②继电保护装置比较复杂，这种接线国外已经在几百万千瓦特大型水电站和变电所中广泛应用,特别是在多回路、超高压[500-750KV]、长距离送电及环网接线时应用。

（5）一又三分之一台断路器的双母线接线（3/4）

一又三分之一台断路器的双母线接线又叫做三回线四台断路器的双母线接线，这种接线如左图。

其特点和一台半断路器双母线接线一样,有较高的供电可靠性和灵活性。

国外已开始在500--750KV超高压特大容量电站和变电所应用。

（6）桥形接线

当水电站只有两台主变压器和两条输电线路时,如果采用两组变压器--线路单元接线，当线路或变压器发生故障或检修时，变压器--线路单元将整个停止工作，供电的可靠性就很低，这时,如在两组单元之间增加横向联系--桥电路，即构成桥形接线。

桥形接线有两种连接形式,一种是将桥电路接在变压器侧，称为内桥接线，另一种是将桥电路接在线路侧，称为外桥接线。

内桥接线中，变压器的投入和切除操作较复杂，外桥接线中,线路的投入和切除操作则比较复杂。

对于供电可靠性要求不很高的电站，也可以在桥电路中不装断路器，而只装隔离开关，这称之为便桥形接线，通常在便桥上装两组隔离开关，其目的是检修其中的一组隔离开关时，不必全站停电。

当水电站在系统中担任基荷，主变很少切除或输电线路较长（故障多）两回线路送同一用户时，多采用内桥接线。

内桥接线的缺点是主变故障和检修时，将影响线路暂时停电，因为变压器故障和检修的机会比线路少得多，所以上述缺点并不重要。

如果水电站在系统中担任峰荷，发电机组经常开停机，为了减少主变压器运行中的损耗，有必要经常投入和切除变压器，或者输电线路不长，两回线路送电给不同地区，或者系统有穿越功率经过,则应采用外桥接线。

桥形接线的缺点是检修断路器时，输电线路或主变要停电，故不适用于在系统中占重要地位的大型水电站。

但是桥形接线具有电器少，装置简单，建造费用低和具有一定的可靠性和灵活性的优点,因此它被广泛应用于110KV的中型水电站。

而且它还易发展为单母线或双母线接线，有时也作为大型电站的初期接线。

（7）环形接线

当水电站在系统中的位置比较重要时检修断路器而使变压器或线路停电是不允许的，为了改善桥形接线的这个缺点，可以采用多角形接线或环形接线，各个变压器和线路连接在四角形的各个顶点上。

环形接线的优点：

①断路器数等于回路数，比相同回路数的双母线少了一个断路器,但每一回路却由两个电源两个断路器供电，可靠性较高；

②检修任一断路器时，不需切除线路和变压器，任一元件发生故障或检修,其他元件照常工作，运行灵活；

③所有隔离开关只是检修时隔离电压的电器，不作操作电器之用,可以减少误操作的危险；

④环形接线的特点是要求经常保持闭环运行,故变压器或出线回路中均应装设隔离开关，当变压器或出线检修和故障时,其余部分仍能继续保持闭环运行。

环形接线的缺点：

①当检修环内任一断路器或隔离开关时,必须开环运行；

②选择电器时，需根据一台断路器断开时通过回路的电流来计算，如果有穿越功率经过，电器设备将造得很大，使投资增加；

③继电保护装置整定较复杂；

④这种接线难于扩建。

由于环形接线具有较高的供电可靠性，运行灵活性和经济性，因此常用于进出线回路数不多的大中型水电站。

环形（四角形）接线，很易发展为一台半断路器双母线接线，在国外，有时也将四角形接线作为大型水电站初期接线。

二、漫湾水电厂主接线

（一）介绍

主接线为发电机——变压器单元接线；500kV系统为3/2接线，共两回出线；220kV系统为双母线接线，共三回出线；35kV厂用电系统为单母线接线，10.5kV厂用电系统为单母线接线，分为四段。

正常运行方式：

（1）500kV系统3/2接线为多环供电，漫昆I、II回线并列运行；

（2）220kV系统Ⅰ、Ⅱ段母线通过母联断路器并列运行；

（3）500kV系统、220kV系统、35kV系统通过自耦变压器（7B）联络运行；

（4）厂用10.5kV系统共有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段，正常情况下是Ⅰ、Ⅳ段联络运行由0B供电，Ⅱ、Ⅲ段单独运行分别由3GB（4GB）、5GB（6GB）供电，正常情况下备投切换开关应置“方式二”（Ⅱ段、Ⅲ段母线之间互为备用电源）。

（5）0.4kV系统均为双电源供电，正常情况下均为分段运行，备投切换开关1QK应置“投入”位。

（二）主变压器中性点和发电机中性点接地方式

（1）500kV系统所有主变压器中性点均为永久性接地。

（2）220kV系统主变压器中性点接地方式为经接地开关直接接地或不接地，具体方式由集控（中调）直接命令。

（3）2号机组用202断路器（或2GCB）与系统并列或解列前，应检查主变压器（2B）中性点接地开关2020在合闸位；并列后主变中性点接地开关（2020）分、合根据集控（中调）命令执行；2号机组停电时，主变压器中性点接地开关（2020）可以不拉开。

（4）正常情况下，2号主变压器（2B）中性点接地开关（2020）的分、合操作在计算机监控系统上进行，特殊情况下可以在现地进行电动操作。

（5）我厂#2-#6发电机中性点接地方式为经消弧线圈接地，#1发电机中性点接地方式为经变压器接地。

（三）母线、线路操作及事故处理

1、母线、线路操作

（1）500kV系统和220kV系统的倒闸操作必须得到集控（中调）命令，方可执行。

（2）500kV系统和220kV系统断路器的正常操作在主控室返回屏、计算机监控系统操作员站或现地工控机上操作。

（3）500kV系统和220kV系统隔离开关的正常操作在主控室计算机监控系统操作员站或现地工控机上操作，需要时可现地操作。

（4）500kV系统和220kV系统断路器和隔离开关不能正常操作时，应联系专业人员处理，待处理结束后再进行操作。

特殊情况下隔离开关须手动操作时，必须征得运行值班负责人同意，现场确认操作解锁条件满足、相邻断路器在断开位置后，方可进行操作。

（5）220kV母线及母线上任何一个间隔进行运行方式倒换时，操作前必须检查母联断路器（212）及两侧隔离开关在合闸位置，应向集控（中调）值班员申请退出母联断路器（212）所有保护压板，然后断开母联断路器（212）操作电源，以防操作中母联断路器（212）误跳闸而引起事故；操作结束后合上母联断路器（212）操作电源，按原投切方式投入母联断路器（212）保护压板。

（6）进行220kV系统母联断路器（212）分合操作前保护压板的投切按《继电保护现场运行规程》相关要求执行。

2、事故处理

（1）500kV或220kV母线故障，保护动作跳闸后的处理

a、应立即向集控（中调）值班员及厂生产主管领导汇报保护动作简要情况；

b、尽快判明故障位置和故障性质，将故障元件与非故障元件隔离；

c、尽快恢复非故障元件的供电；

d、通知专业人员对故障母线作详细检查处理；

e、记录事故光字信号，待事故处理结束后，复归所有信号并把详细情况汇报集控（中调）值班员及厂生产主管领导；

f、对母线保护动作跳闸后，故障点不明显时，应向集控（中调）值班员汇报，经集控（中调）值班员同意后可对停电母线进行递升加压或利用适当的电源向母线试送电一次，判明故障点。

g、当500kV或220kV母线由于断路器失灵保护动作跳闸停电时，应尽快判明是断路器拒动还是保护误动，若是断路器拒动时应设法切除故障回路，尽快恢复非故障回路的运行；若是保护误动时，应立即切除失灵保护，尽快恢复正常运行方式供电。

（2）500kV和220kV线路断路器事故跳闸处理

a、线路断路器跳闸后的处理按集控（中调）值班员命令执行；

b、线路断路器事故跳闸后，应调整运行机组的有、无功出力维持系统稳定运行，避免非故障线路及其它元件过负荷；

c、检查保护动作情况并向集控（中调）值班员汇报；

d、检查安全稳定装置动作情况，根据集控（中调）值班员命令，更改安全稳定装置的切机设置；

e、记录事故光字信号，待事故处理结束后，复归所有信号并汇报集控（中调）值班员。

第二节高压断路器的运行

一、高压断路器的作用

1、正常情况下接通和断开高压电路中的空载及负荷电流；

2、在系统发生故障时能与保护装置和自动装置相配合,迅速切断故障电流,防止事故扩大,从而保证系统安全运行。

对断路器的基本要求有以下几点：

（1）在合闸状态时应为良好的导体。

（2）在合闸状态时应具有良好的绝缘性。

（3）在开断规定的短路电流时，应有足够的开断能力和尽可能短的开断时间。

（4）在接通规定的短路电流时，短时间内断路器的触头不能产生熔焊等情况。

（5）在制造厂给定的技术条件下，高压断路器要能长期可靠地工作，有一定的机械寿命和电气寿命要求。

此外，高压断路器还应具有结构简单、安装和检修方便、体积小、重量轻等优点。

二、高压断路器的技术参数

（1）额定电压（标称电压Un）：

它是表征断路器绝缘强度的参数，它是断路器长期工作的标准电压。

为了适应电力系统工作的要求，断路器又规定了与各级额定电压相应的最高工作电压。

对3—220KV各级，其最高工作电压较额定电压约高15%左右；对330KV及以上，最高工作电压较额定电压约高10%。

断路器在最高工作电压下，应能长期可靠地工作。

（2）额定电流In：

它是表征断路器通过长期电流能力的参数，即断路器允许连续长期通过的最大电流。

（3）额定短路开断电流Ibm：

它是表征断路器开断能力的参数。

在额定电压下，断路器能保证可靠开断的最大电流，称为额定开断电流，其单位用断路器触头分离瞬间短路电流周期分量有效值的千安数表示。

当断路器在低于其额定电压的电网中工作时，其开断电流可以增大。

但受灭弧室机械强度的限制，开断电流有一最大值，称为极限开断电流。

（4）额定断流容量Sbm：

它的大小决定了高压断路器灭弧装置的结构和尺寸。

由于高压熔断器的开断能力不仅与其它开断电流有关，而且与开断此电流的电压有关。

因此，一般用额定短路电流的开断电流Ibm和额定电压Un的乘积表示高压熔断器的额定断流容量，Sbm=√（3）UnIbm

（5）动稳定电流（额定峰值耐受电流）Iem：

它是表征断路器通过短时电流能力的参数，反映断路器承受短路电流电动力效应的能力。

断路器在合闸状态下或关合瞬间，允许通过的电流最大峰值，称为电动稳定电流，又称为极限通过电流。

断路器通过动稳定电流时，不能因电动力作用而损坏。

（6）热稳定电流（额定短时耐受电流）Ith：

执稳定电流也是表征断路器通过短时电流能力的参数，但它反映断路器承受短路电流热效应的能力。

热稳定电流是指断路器处于合闸状态下，在一定的持续时间内，所允许通过电流的最大周期分量有效值，此时断路器不应因短时发热而损坏。

国家标准规定：

断路器的额定热稳定电流等于额定开断电流。

额定热稳定电流的持续时间为2S，需要大于2S时，推荐4S。

在4s内，能够保证高压断路器不损坏的条件下允许通过的短路电流值，称为4s热稳定电流。

（7）额定短路关合电流Idn：

是表征断路器关合电流能力的参数。

因为断路器在接通电路时，电路中可能预伏有短路故障，此时断路器将关合很大的短路电流。

这样，一方面由于短路电流的电动力减弱了合闸的操作力，另一方面由于触头尚未接触前发生击穿而产生电弧，可能使触头熔焊，从而使断路器造成损伤。

断路器能够可靠关合的电流最大峰值，称为额定关合电流。

额定关合电流和动稳定电流在数值上是相等的，两者都等于额定开断电流的2.55倍。

（8）跳闸时间tt：

跳闸时间是表示高压断路器开断过程快慢的参数。

断路器的跳闸时间包括固有跳闸时间和熄弧时间两部分。

固有跳闸时间是指从操动机构分闸线圈接通到触头分离这段时间。

熄弧时间是指从触头分离到各相电弧熄灭为止这段时间。

（9）合闸时间：

高压断路器从接收到合闸命令起到主触头刚接触为止的时间称为合闸时间。

（10）自动重合闸性能

为提高电力系统的可靠性和稳定性，输电线路大多装有自动重合闸装置。

在短路故障发生时，高压断路器立即保护跳闸，然后经过很短时间又自动重合，如重合闸于故障点则再次跳闸。

此后，在有些情况下当高压断路器断开一定时间后，根据调度命令由运行人员强行合闸，叫做强送电。

强送电后，如果故障点认为消除，断路器立即再跳闸一次。

高压断路器的上述动作程序称为自动重合闸操作循环：

跳——t’——合跳——t——合跳

非自动重合闸操作循环：

跳——t——合跳——t——合跳

跳——表示跳闸动作；合跳——表示合闸后立即跳闸的动作；t’——无电流间隔时间，即断路器断开故障电路，从电弧熄灭起到电路重新自动接通的时间，标准时间为0.3S或0.5S，也即重合闸动作时间。

t——为运行人员强送电时间，标准时间为180S。

三、高压断路器的型号

目前我国断路器型号根据国家技术标准的规定，一般由文字符号和数字按以下方式组成：

□□□—□□/□—□

其代表意义为：

第一个框为产品字母代号，用下列字母表示：

S—少油断路器；D—多油断路器；K—空气断路器；L—六氟化硫断路器；Z—真空断路器；Q—产气断路器；C—磁吹断路器。

第二个框—装置地点代号；N—户内，W—户外。

第三个框—设计系列顺序号；以数字1、2、3……表示。

第四个框—额定电压，kV。

第五个框—其它补充工作特性标志，G—改进型，F—分相操作。

第六个框—额定电流，A。

第七个框—额定开断电流，kA。

四、六氟化硫断路器（SF6）

由于SF6气体所具有的优越的绝缘和灭弧性能，近十多年来SF6断路器发展很快，目前广泛应用于超高压系统中，主要优点是：

（1）由于SF6气体灭弧能力强，介质恢复速度快，散热性能好，所以异于制成大开断容量的断路器。

另外，他还可以适应系统的各种运行方式，性能可靠、稳定。

（2）允许开、断次数多，检修周期长。

由于SF6气体经电弧分解后可以复原，开断后气体的绝缘强度也不下降，因而允许开、断次数多。

另外，触头在SF6气体中的烧伤也很轻微，所以它的检修周期可以大大延长。

（3）结构简单、体积小、噪声轻。

由于SF6气体所具有的优越的绝缘和灭弧性能，不仅使得各部件的绝缘距离可以缩小，结构还可以简化，从而体积小、重量轻。

此外，由于它采用了密封的灭弧装置系统，而减低了噪音。

SF6断路器的主要缺点是：

加工精度要求高，对防漏密封以及水分与气体的检测、