220kVSF6断路器爆炸的原因及防范措施

1、220kV SF6断路器爆炸的原因及防范措施 请登陆:高压开关网 浏览更多信息摘要：分析了龙湾燃机电厂220kV SF6断路器爆炸的原因(如制造工艺等)及其过程；介绍了断路器爆炸的处理及防范措施(如应缩短燃机电厂主变压器的检测周期，加强对灭弧室顶盖处金属连接部件的红外测温等)。 关键词： 断路器；爆炸；分析；燃气轮机；主变压器 0 概述 龙湾燃机电厂是一个燃气 蒸汽联合循环发电厂，拥有2组燃气轮机发电机组及1组蒸汽轮机发电机组。 发变组采用单元接线，发电机出口电压经主变压器升压后，通过主变压器220kV断路器、母线隔离开关接入220kV母线。升压站采用单母线接线方式。 爆炸的2号主变压器220

2、kV侧的断路器为SF6断路器，型号为HGF114/1A，由法国Alstom公司Sprecher高压设备厂生产，于1997年11月投运。 1 事件经过及有关现象和记录 2005年4月29日，2号机组停机解列时，2号主变压器220kV侧断路器分闸后，CRT上显示发电机电流、有功、无功都有短时的强烈冲击。冲击电流、逆向有功的幅值均超过额定值。此后，发电机定子电流回落到2430A并维持稳定。 持续了一段时间后，主变压器220kV侧断路器发生爆炸，220kV母线差动保护动作，跳开与其连接的所有元件，使母线失电。从断路器分闸到爆炸，共持续了30s。 请登陆:高压开关网 浏览更多信息现场发现，2号主变压器2

3、20kV断路器动、静主触头一侧的表面上均有电弧烧损痕迹，断路器动触头压缩缸的压气绝缘喷嘴已部分烧熔、弯曲变形。散落地上的瓷瓶基本上围绕在C相断路器基础的周围。一主要现象是断路器动触头压缩缸与导电立柱间接触导电的冠状滑动触点套滑落到导电立柱上，而且仍完好无损，没有发热、烧伤、变形的痕迹。压缩缸下部，安装冠状滑动触点套圈的凹槽面靠上沿侧已与内表面间因过热熔穿而形成多个小孔，小孔沿凹槽面的四周呈不规则分布，小孔下部凝结着一条条泪珠状金属熔化物。断路器灭弧室顶盖残骸处的防爆盘已被打开。 断路器爆炸前,SF6气体压力正常。爆炸后，低气压报警及低气压闭锁均动作正确。 2005年4月，SF6气体微水试验的结

4、果为100.9L/L，与历次试验结果相比并没有明显变化，均符合要求。 2 断路器爆炸过程分析 2.1 断路器主要结构 主变压器220kV侧断路器由3个极柱(三相)组成。每个极柱分3部分：底部金属外壳内的机械操作部分；中空的支柱绝缘瓷瓶；开断装置(灭弧室)。其示意图如图1所示。 灭弧室则由灭弧室绝缘子、上电流通道(静触头)、下电流通道(导电立柱)和压气单元(动触头压缩缸)组成。 来源:断路器采用三相联动操作机构。合、分闸时，操作机构通过横梁下的拉杆传动，带动每相极柱内的绝缘拉杆上、下运动，并分别传动在灭弧室内与之相连接的压缩缸连杆，从而带动与导电立柱一体设计的动触头压缩缸在导电立柱的外部上下运动

5、。 来源: 来源:高压开关网图1 极柱组成部分示意图 来源:高压开关网断路器三相极柱的SF6腔室通过细管相互连通，共用1套低气压报警、闭锁装置。 电气回路连接为：断路器下桩头(灭弧室下法兰)通过引线与220kV母线隔离开关相连，上桩头(灭弧室顶盖)则通过引线经220kV流变与2号主变压器高压侧相连。 2.2 断路器正常分闸动作过程 断路器正常分闸动作过程如图2所示。此时，处于合闸位置，压缩缸1被向上顶起，主动触头2的表面与静触头上的冠状触点3良好接触，构成电流主通道。同时瓣状触点4与引弧触头5接触。压缩缸通过其冠状滑动触点7与导电立柱间构成电流通路，压缩缸内充满SF6气体。 来源:1压缩缸；2

6、主动触头端面；3主静触头冠状触点；4动触头 瓣状触点；5引弧触头；6绝缘喷嘴；7压缩缸冠状滑动触 点；8传动连杆；9导电柱端部活塞；10导电立柱 图2 断路器正常分闸动作过程示意图 请登陆:高压开关网 浏览更多信息分闸时，压缩缸1包括压缩缸头部的绝缘喷嘴6、冠状滑动触点7在连杆8的带动下向下快速运动，主触头先行分开，此时电流就通过引弧触头5和瓣状触点4导通，但5紧跟着与4分开，因此电弧就在它们之间被点燃，随着压缩缸的运动，电弧在绝缘喷嘴内部被拉长。由于导电立柱10与活塞9静止不动，压缩缸内的SF6气体在气缸向下运动时被压缩，一股强劲的SF6气流就吹过绝缘喷嘴6、引弧触头5以及瓣状触点4，在电流

7、过零时熄灭电弧。同时由于喷嘴的气体快速吹出，表面的负压也抽吸了主触头周围的SF6冷气体，起到冷却作用。气流继续吹，直到断路器到达分闸位置后压缩缸内气压泄尽，保证灭弧后不会重燃。 断路器合闸时，压缩缸1向上运动，SF6气体则被重新吸入到压缩缸体内。 2.3 断路器爆炸的原因及过程 动触头压缩缸上的冠状滑动触点套箍在压缩缸下部的凹槽面上，由于部件尺寸或制造工艺的问题，它在2号主变压器断路器频繁地分合闸过程中逐渐被松脱出来。最终，在发变组最近1次并网过程中或在此之前，该部件滑落到了导电立柱之上。因此，当断路器处于合闸位置时，电流就通过压缩气缸的下部缸套与导电立柱(活塞)间构成通路，此处接触电阻大，局

8、部发热比较严重，使金属发生局部熔化，造成压缩缸腔室与外表面间穿孔，气缸失去密封。 来源:高压开关网 同时由于发热，加热了周边的SF6气体(包括压缩气缸内的SF6气体)，并使温度较高的SF6气体积聚在灭弧室的上部和气缸内。但由于局部发热，加热过程缓慢，有利于SF6气体散热，且该主变压器断路器三相的密闭腔室均通过细管路连通，总容积较大，因此SF6气体压力被及时地均衡到其他两相断路器腔室内，压力上升也不明显。 在断路器分闸过程中，压缩缸向下运动，由于气缸不严密，吹弧作用被大大削弱，加上压缩缸内的SF6气体本身温度较高，引弧触头5与瓣状触点4间的电弧不能被有效熄灭。电弧使由绝缘材料制成的喷嘴迅速变形弯

9、曲，此时经电弧加热的高温SF6气流从喷嘴6出来后被引流到主触头，电弧也被引到主触头一侧。由于周边的SF6气体本来温度就较高，绝缘强度已大为降低，使得主触头与静触头冠状触点间立即被引燃电弧。因为没有吹弧作用，电弧持续燃烧，SF6气体被迅速加热，断路器C相灭弧室内的压力急剧升高，因与其他两相连接的SF6管路细小，压力在短时间内不能被泄入另外两相的极柱内，导致压力剧升并超过瓷瓶的机械强度而使瓷瓶爆裂，顶盖处的防爆盘虽然打开却不能避免瓷瓶的破裂，但能使瓷瓶碎片不会四处飞溅，避免周边的断路器瓷瓶受打击而造成机械损坏。 断路器爆炸后，静触头连着顶盖一起掉落地面，SF6气体逃逸，动触头与220kV母线侧相连

10、带电，开始通过支持瓷瓶内部对金属部件放电,使220kV母差保护动作。 3 事故处理及防范措施 事故发生后，对断路器的另外两相进行解体检查，发现A相动触头压缩缸上的冠状滑动触点套与安装的凹槽面间有0.6mm的间隙，B相则情况良好，说明该断路器确实存在问题。 由于燃机发电厂的调峰性质，机组启停频繁。2号主变压器断路器从投产以来，机械分合闸次数已超过800次，而相同时间内常规火力发电厂的主断路器机械动作次数也就在100次以内。较为频繁的分合闸操作使得断路器的质量问题提前暴露。 目前升压站内仍有2台主变压器断路器、2台线路断路器为同类型产品。尽管由于压缩缸冠状滑动触点套的脱落并造成无法灭弧的情况发生非

11、常罕见，也是该型断路器的个案。但如何防范类似事故的发生，以及加强维护和试验工作，仍需引起足够的重视。因此，须尽早安排分闸次数同样较多的1号主变压器220kV侧断路器进行灭弧室检查，测量其压缩缸冠状滑动触点环的安装间隙。 滑动触点环的脱落直接反应在直流电阻的增加上。按照有关规范，新断路器投运行3年后，直流电阻的测试每3年 请登陆:高压开关网 浏览更多信息 1次。针对燃机电厂机组启停频繁的特点，对于主变压器断路器应缩短检测周期。 该触点环脱落后，运行中由于发热将使SF6气体被加热，热气流积聚在灭弧室的顶部，因此应加强对灭弧室顶盖处金属连接部件的红外测温，对数据进行综合分析、比较。这在一定程度上也能

12、反映出内部存在的问题。 断路器设计成三相极柱的SF6腔室相互独立，现场初充压力相同，通过比较各相的SF6气体压力，也有助于及时发现内部的状况。 此外，断路器的分、合闸缓冲器的工作性能会对断路器内部的机械部件产生重要影响。因此要加强对分、合闸缓冲器的检查维护，主要是检查其油位、油质是否正常。有条件时可进行断路器分、合闸操作期间的阻尼测量。必要时应调整断路器各相传动连杆的安装尺寸，使分、合闸缓冲器能够良好地发挥作用。 该型号断路器运行15年或机械分、合闸次数达到2500次后，应进行预防性维修检查；燃机电厂可以根据情况缩短断路器的维护周期。根据动作次数，可在发电机组大修时提前进行维修检查。 断路器拉

13、弧会导致发变组非全相运行，从而引起断路器爆炸，也会对发电机、主变压器产生严重冲击。因此，应完善发变组保护的配置，增加断路器断口闪络保护，当主变压器断路器拒动或不能熄弧时，应及时启动220kV母差保护，跳开母线上所有元件，以避免事故的扩大。 来源:加强对发电机组停机解列过程中有关电气参数的监视，当发现非全相运行时应立即手动强拉主变压器断路器，若不成功则须拉开相应220kV母线上的所有元件，将母线停电，以免事故扩大。 由于SF6气体受电弧高温烧灼而形成的分解物为剧毒物质，因此在现场事故处理中应注意避免直接呼吸或接触有毒物质。另外，由于SF6气体比空气重约5倍，不易与空气混合，而是沉积到开关站的一些电缆沟道内，在低点积聚。因此要及时疏排，防止日后电缆沟道内人工作业时发生人身事故。 4 结束语 220kV SF6断路器在正常分闸时因单相不能灭弧而发生爆炸的事故很少，但一旦发生这种事故，一方面会造成断路器设备损坏，抢修期间机组不能发电，对发电厂产生较大的经济损失；另一方面，发变组非全相运行对主变压器和发电机造成严重冲击，使设备健康受