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SF6断路器在电力系统中的发展及其故障分析 摘要 本文通过对SF6气体的特性介绍来说明SF6断路器的优点，同时简单回顾了SF6断路器在电力系统中的发展历程。本文还描述了弹簧机构和液压机构SF6断路器在运行中发生的故障，分析了故障发生的原因，并进行了相关的故障模拟，模拟的故障结果与现场的故障现象完全吻合。SF6的分子和自由电子有非常好的混合性。当电子和SF6分子接触时几乎100%的混合而组成重的负离子，这种性能对剩余弧柱的消电离及灭弧有极大的的使用价值。即SF6具有很好的负电性，它的分子能迅速捕捉自由电子而形成负离子。这些负离子的导电作用十分迟缓，从而加速了电弧间隙介质强度的恢复率，因此有很好的灭弧性能。在1.0110 5 Pa气压下，SF6的灭弧性能是空气的100倍，并且灭弧后不变质，可重复使用。 SF6气体优良的绝缘和灭弧性能，使SF6断路器具有如下优点：开断能力强，断口电压使于做得较高，允许连续开断次数较多，适用于频繁操作，噪音小，无火灾危险，机电磨损小等，是一种性能优异的无维修断路器。在高压系统中应用越来越多。高压断路器是电力系统中重要的电气设备之一，它使用数量多、范围广，应用在电力系统的各种电压等级中。高压断路器在电能生产、传输、分配过程中的主要作用是：在正常情况下，控制各种电气设备和电力线路的断开及投入；在电力系统发生故障时，与继电保护及自动控制装置相配合，快速切断故障电流，缩小事故范围，以保证电力系统的正常运行。因此，它是否具有优良的性能，直接影响到电力系统的稳定和安全运行，在经济效益和社会效益方面具有非常重要的意义。高压断路器的发展始终与电力系统电压等级的提高密切相关。当交流330kV及以上电压等级的电力系统在20世纪50年代开始发展的时候，1952年，瑞士率先投入运行了世界上第一条400kV电压等级的交流电力线路，使电力系统的最高电压等级突破了300kV的水平，向更高电压等级发展。以后欧、美、前苏联等相继建造了330、400、500、750kV等各种电压等级的交流超高压和特高压电力系统。随着电力系统向大容量、高电压的不断发展，相应地高压断路器的种类也日益增多。高压断路器主要可分为压缩空气断路器、油断路器、真空断路器、SF6断路器及SF6混合气体断路器等类型。据有关资料介绍，现在国外主要的电力设备生产厂商已将245kV及以上高电压和超高电压电气产品全部转向了生产SF6气体绝缘电气设备或装置方面。根据SF6断路器灭弧室结构的变化，SF6断路器的发展过程可划分为以下三个阶段：1、 第一代SF6断路器第一代SF6断路器是指早期的SF6断路器，它是沿用压缩空气断路器的原理，配置压缩机将SF6气体压缩到高压罐(1.2-1.5MPa)内。当触头开断时打开主气阀，高压力的SF6气体通过主气阀，在灭弧室喷口中形成高速气流经过弧隙喷向低压区(0.2-0.3Mpa)，使电流过零时熄灭。因为灭弧室结构有两种气体压力，所以称它为双压式灭弧室。这种SF6断路器需要压气泵和加压装置，结构复杂，环境适应能力差，已经被淘汰。2、第二代SF6断路器随着各国对SF6断路器的不断研制和开发，设计出了单压式(又称压气式)灭弧室，产生了单压式SF6断路器。它与第一代SF6断路器相比，具有结构简单、灭弧性能好、生产成本低的特点。这种SF6断路器只充入较低压力的SF6气体(一般为0.5-0.7MPa，20)分闸时靠动触头带动压气缸，产生瞬时压缩气体吹弧。但是，依靠机械运动产生灭弧高气压，所需操动机构操动功率大，机械寿命短，开断小电感电流和小电容电流时易产生截流过电压。一般配用较大输出功率的液压操动机构或压缩空气操动机构，固有分闸时间比较长。3、第三代SF6断路器第三代SF6断路器是指具有“自能”灭弧功能的SF6断路器。它具有开断能力强，操动机构操动功率小的优点，有利于新型操动机构的小型化，应用前景广阔。这种SF6断路器在开断短路电流时，依靠短路电流电弧自身的能量加热SF6气体，产生灭弧所需要的高气压；在开断小电感电流和小电容电流时，电弧自身的能量不足于加热SF6气体，产生灭弧所需要的高气压，这时依靠机械辅助压气建立气压，不易产生截流过电压。所需操动机构操动功率小，可配用弹簧操动机构等，操作可靠，机械寿命长，固有分闸时间短，可以制造成断口少、单断口电压等级很高的SF6断路器。目前，国内外主要的电力设备生产厂商都已生产这种SF6断路器，并大量投入了运行。例如：德国的西门子公司、瑞士的ABB公司、法国的AREVA公司等等，都已生产这种SF6断路器。有的公司到我国办厂或合作生产， 在我国电力系统110-500kV电压等级中已得到广泛的使用，大大提高了电力系统的可靠、稳定、经济运行水平。随着电力系统电压等级的不断提高，人们迫切需要和寻求一种体积更小、性能更好、维护更简便的高压电气设备，后来又研制和生产出了一种气体绝缘金属封闭式组合电器。气体绝缘金属封闭式组合电器的英文全称为Gas lnsulated Switchgear，其缩写为GIS。它是由断路器、隔离开关、快速或慢速接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线以及这些元器件的封闭外壳、伸缩节、出线套管等组成，内部充人一定压力的SF6气体作为GIS的绝缘和灭弧介质。所谓的GIS，就是指充SF6气体的气体绝缘金属封闭式组合电器。随着现代电力电子技术的发展，一种外形设计更新颖、重量轻、体积小、占地面积少、可将变电站的大部分部件组合在一起的罐式断路器高压组合电器HIS已研制成功，在我国也已投入运行。如西门子公司的罐式断路器高压组合电器Dead Tank Compact，其缩写为DTC；ABB公司的插接式开关系统的英文全称为PlugAnd Switch System，其缩写为PASS。其主要特点是：将断路器、隔离开关、接地开关、电流电压传感器组合在一个产品中，显著地减少了变电站的占地面积，可以进行快速安装，免维修，同时利用现代成熟的GIS技术与先进的电力电子技术相结合，使得开关系统的稳定性和可靠性得到增强。在实际的电网运行过程中，还是会遇到这样或那样的一些故障，现在就针对两起断路器故障进行分析。一起断路器典型故障的分析2005年6月5日，在南方电网某500kV变电站运行的过程中，某220kV的出线断路器由于线路短时间故障的原因而跳闸，同时对侧的断路器跳闸。系统整定的自动重合闸时间到后，线路两侧的断路器重合闸指令同时发出，两侧的断路器同时重合成功。在断路器重合成功后，本侧的断路器由于未知的原因立即跳闸，保护没有任何相关的信号与指令，随后断路器本体的三相强迫动作回路起动，时间继电器计时结束后断路器另外两相全部跳开。该断路器为三相分相操作的弹簧机构SF6断路器，某合资厂生产，出厂时间2001年年底。故障发生后，设备的维护部门在现场对断路器进行了检查，检查的结果如下所示：断路器就地的合闸操作正常，就地分闸操作B相拒动，检查断路器B相分闸回路的分闸1线圈烧毁断线，铁芯无法正常动作，其余的线圈功能正常，三相强迫动作时间继电器功能正常，但断路器的重合成功后为何重新跳开，具体的原因需要厂家协助进行相关的分析。从现场反映的故障现象来看，作为设备的生产厂家，我们认为设备的机构出问题的几率非常小，解决问题的主要的着手点我们放在设备的二次回路以及与其相关的回路与部件上，当然没有绝对排除机构问题的可能性。我们初步确定了以下的相关检查步骤：1、检查设备分闸回路的相关的辅助触点；2、更换损坏的线圈；3、就地进行设备的分合闸操作；4、再次确认设备的自动重合闸控制回路的相关的功能与条件；5、检查设备本体三相强迫动作时间继电器以及三相强迫动作的功能是否正常；6、远方模拟操作进行自动重合闸。在进行以上步骤检查的过程中，没有发现任何异常的情况，设备在进行以上的现场检查处理后恢复了运行。从故障发生后设备维护部门反映的现场检查结果来看，线圈的烧毁就成了现在分析当时故障现象的唯一的线索：从设备重合后马上就分开这一现象来看，由于保护没有任何的信号以及指令，基本可以判定是设备的分闸1回路B相的线圈出现问题。推理如下：设备在第一次由于线路原因跳闸后B相的分闸1线圈由于某种原因烧毁，烧毁后由于绝缘成分以及相关组件受热变形，导致线圈的铁芯无法正常运动，断路器B相跳闸1的分闸脱扣器在分闸后无法正常返回，断路器在重合成功后，由于B相的分闸脱扣器始终处于动作状态的原因，断路器立即跳开。生产厂家模拟故障过程：用一只烧毁的线圈（铁芯处于动作位置）安装在断路器的某相分闸脱扣器上，进行断路器的操作，合闸后断路器该相自动分闸，三相强迫动作时间继电器计时结束后另外两相断路器自动跳闸。模拟的过程完全证实了以上的推理。回顾在2003年年底该变电站曾经发生的一起类似的故障：同样型号的设备，在检修的过程中，断路器在合闸后，弹簧机构储能时，第一次储能结束后储能弹簧自动释能，第二次储能后方才能够完成储能动作。现场检查发现：该相断路器合闸线圈的铁芯被铁芯导轨上的毛刺卡滞，断路器合闸时由于铁芯卡滞的原因导致铁芯无法正常返回，致使断路器的合闸脱扣器暂时处于动作的状态，第一次储能结束后弹簧立即释放，由于弹簧释放能量震动的原因，导致合闸脱扣器返回，进而出现第二次储能完成储能的动作。关于线圈的烧毁，从线圈本省来说，烧毁的原因不外乎以下几点：1、线圈的绝缘降低，导致线圈在分闸的过程中烧毁；2、控制箱受潮，导致线圈的铁芯运动部位产生锈迹，运行中的断路器在分闸的过程中，由于铁芯的运动不灵活，导致线圈带电时间过长而烧毁。关于500kV断路器液压机构建压故障的分析在500kV液压机构断路器的现场安装过程中，曾经多次出现在调试是液压系统无法建立压力的情况，严重时无法建压的设备占整个设备数量的45%左右，极大地影响了现场的安装、调试工作。断路器的型号：3AT2/3EI。现场的处理办法，通过人为地方法，手动对液压系统先导阀块的阀芯以及主阀块的阀芯进行复位，从而建立系统的压力，完成后续的调试工作。察看设备的安装以及故障维修纪录，发现如下现象：同一个型号的断路器，进口的设备从未发生过类似的现象。为了确定设备发生类似故障的相关原因，拟从以下几个环节着手：1、设备的生产环节；2、设备的存储、运输；3、设备的安装环节。从以上几个环节来看，设备安装环节导致问题发生的可能性几乎为零，原因如下：同样的一个现场服务工程师所安装的设备，进口的设备发生该问题的数量为零，而国产的设备显示出了较高的故障率，其他现场服务工程师的现场经历基本相似。设备的存储、运输环节，进口的设备经过长途的公路运输、海运、最后又是公路运输到达现场，国产的设备即使是很短的公路运输，在存储条件基本相同的前提下，如果运输中的颠簸会诱发以上的故障的话，出现高故障率的应该是进口的设备，但实际的情况恰恰相反，这一点：间接证明了存储、运输环节也不可能导致故障的发生。现在只剩下最后一个环节：设备的生产环节。从设备的生产流程上可以得知，国内的生产厂家所进行的只是一个组装测试的过程，液压系统所有零部件（包括主阀块组件）均从国外进口，与国外厂家使用的液压系统零部件完全一致。具体到相关的过程，分为以下几个步骤：机械组装、二次回路配线、特性测试、测试结束拆装。机械组装过程与国外厂家完全一致，二次回路配线、元件、原理完全一致，测试设备完全相同，测试过程完全一致，唯一有差异的就是在测试结束后进行包装时，断路器处于合闸位置，手动分闸时由于液压系统的活动阻力较大，工作人员用手按动了分闸脱扣器的顶杆。模拟时发现，一旦工作人员在手动分闸时用手按动分闸脱扣器的顶杆，液压系统必将无法从新建压，从而找到了系统无法建压的直接原因。分析时发现，在手动分闸时，液压系统的内部，由于用手按动分闸脱扣器，液压机构主活塞的合闸侧液压油由于手动分闸向下运动压缩的原因而产生局部的微弱的压力，此时如果用手按动分闸脱扣器的顶杆，局部微弱的压力将导致主阀块以及先导阀块的阀芯产生位移，使液压机构的两个阀芯不能同时完全关闭高低压油的连接部位，进而导致液压系统油压不能顺利建立的情况的发生。再次模拟以上的分析情况，故障重现，而且