某电厂500kVGIS断路器触头烧损原因分析.pdf

96VOL.43No.4某电厂 500kVGIS 断路器触头烧损原因分析庞雷1，黄捷1，章俊杰2(1.浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 温州，325609；2.浙江欧孚机电设备有限公司，浙江 杭州，310011)摘要：结合同一升压站内 6 台断路器的检修情况，通过对比触头的烧损度、保护故障记录等信息对其中两台烧损较为严重的断路器进行原因分析。最后，对同类型 GIS 开盖检修的周期和规模提出了一些建议。关键词：GIS；断路器；烧损；雷击中图分类号：TM561.3文献标识码：BDOI：10.16189/j.nygc.2023.04.015Cause analysis of contact sparkwear of 500kV GIS circuit breaker in power plantPANG Lei1,HUANG Jie1,ZHANG Junjie2(1.Zhejiang Zheneng Yueqing Electric Power Generation Co.,Ltd.,Wenzhou,325609,China;2.Zhejiang E.C.Electro Mechanical Co.,Ltd.,Hangzhou,310011,China)Abstract:Based on maintenance information of six circuit breakers in a voltage booster station,the cause of two seriously spark worn breakers were analyzed by comparing their burning loss of contacts and protection fault records.Finally,suggestions were put forward on the cycle and scale of cover-opening maintenance of this e type of GIS.key word:GIS;circuit breaker;sparkwear;lightning strike收稿日期：2023-03-08作者简介：庞雷(1985-)，男，宁波镇海人，工程师，从事电厂电气设备管理工作。0引言GIS 全称为气体绝缘金属封闭开关设备，自20 世纪 60 年代实现实用化以来，已广泛应用于世界各地。由于 GIS 相较于传统 AIS 有着故障率低1、占地面积小、维护周期长等优势，2000 年后新建的发电厂更多采用 GIS 作为升压站的开关设备。随着时间的推移，这批 GIS 设备在运行中不乏会遇上线路雷击、一次设备短路等大电流的切断工作。某电厂 500kV 升压站采用 3/2 接线方式，开关设备为日本三菱电气公司生产的 GIS，绝缘气体的介质为六氟化硫，于 2007 年完成倒送电，2008 年首台机组开始并网发电。站内共有3 个完整串和 1 个不完整串，断路器共计 10 台，三相独立布置。根据三菱公司建议，设备投运 12年后进行一次全面的检查，2019 年开始，结合机组检修机会，逐步安排各断路器的检修，截止到2021 年，已完成 6 组断路器的检修工作。在对其中两台断路器检查中，发现各自有一相的断路器触头烧损特别严重。对此，参与检修的三菱公司技术人员也未能给出确切的答案。同时，了解到其他电厂的同类型断路器在检修时未发现上述触头烧损情况，因此有必要对烧损的原因进行分析。1设备概况电厂升压站接线方式如图 1 所示。图 1500kV 一次主接线图VOL.43No.4Aug.2023第 43 卷第 4 期2023 年 8 月能 源 工 程ENERGY ENGINEERING97第 43 卷第 4 期能 源 工 程由图 1 可见，该电厂 GIS 系统采用 3/2 接线方式，共有 3 个完整串和 1 个不完整串，其中500 kV 出线两条，分别为 5449 线和 5450 线，剩余接各机组主变及高备变。断路器型号为 500-SFMT-63F，采用液压操作机构，日本三菱株式会社原装进口，2005 年生产。具体参数如表 1 所示。表 1断路器主要参数序号名称参数1型号500-SFMT-63F2额定电流4000 A3额定电压550 kV4额定频率50 Hz5每相断口数16额定分闸时间18 ms7额定合闸时间100 ms8额定开断时间40 ms9雷电冲击耐压(峰值)相间1675 kV断口间1675 450 kV10额定开断电流63 kA11额定短时耐受电流63 kA(3 s)12额定关合电流(峰值)158 kA13额定峰值耐受电流158 kA2设备检修情况该电厂 GIS 设备的生产年份为 2005 年，实际投产为 2007 年，根据三菱公司统计，GIS 设备在投运 12 年左右将迎来故障高峰期，因此建议电厂在投运 12 年后进行一次检修，主要内容有：灭弧室开盖检查维护，含触头、喷嘴、接头及防爆膜的更换；断路器液压机构的维护，含机构箱密封胶条更换、液压油更换、机构润滑、液压表更换、油压开关更换，防拒动试验；闸刀、地刀操作机构检查，含机构箱密封胶条和分合闸接触器的更换；控制柜及其他附件检查，主要含 SF6 气体压力表更换、继电器更换等。检修项目获批后，电厂结合机组和线路检修机会陆续开展站内的 GIS 的检修工作。2019 年 5月结合 3 号机组检修，完成 5021 和 5022 开关的检修；2020 年 10 月结合 2 号机组检修完成 5023开关检修；2021 年 4 月，结合 1 号机组检修完成5011 和 5012 开关的检修；结合 5450 线检修完成5031 开关的检修。3检修发现问题2019年和2020年相继完成第二串开关（5021、5022、5023）的检修，其中全部 3 台断路器 9 个触头的烧损情况均较为轻微，灭弧室内未见明显放电痕迹，表明设备运行状态良好。但在 2021 年上半年的检修中发现 5012 开关 B 相触头表面烧损严重(见图 2)，喷嘴内表面材料大面积起皮剥落，绝缘材料碳化发黑。而 5031 开关 C 相烧损情况较 5012 开关 B 相更为严重，检查弧触头表面的铜钨合金有一处脱落(见图 3)，脱落位置在静弧触头顶部，在罐体底部及绝缘套筒中部分别找到部分粉末，经过化验，主要成分为氧化铜和氧化钨。绝缘套筒有一处烫伤，检查发现未完全烧穿。检修中其他 7 个触头烧损轻微，仅见黑色微小的麻点，触头表面较为光洁。图 25012 开关 B 相触头表面烧损严重图 35031 开关 C 相触头表面铜钨合金脱落2021 年上半年检修中涉及的 5012 开关为5449 线出线开关，5031 开关为 5450 线出线开关，98VOL.43No.4根据本次及上次检修结果来看，线路侧 GIS 开关的动、静弧触头及喷嘴烧蚀情况较其他 GIS 开关严重。正常的开关表象为触头顶端有轻微碳化弧痕迹，但面积未扩散至整个触头和喷嘴，弧触头磨损厚度小于 2 mm。而 5012、5031 开关喷嘴内表面整体开裂、鳞片化(见图 4)，绝缘材料碳化发黑，弧触头磨损厚度明显大于 2 mm，其中5012 开关 B 相弧触头整体已焦黑，5031 开关 C相弧触头顶端大约有 1 cm2左右的脱落。图 4断路器喷嘴内表面整体开裂、鳞片化如不及时处理 5012 开关 B 相触头表面，将进一步烧蚀、剥落，进而演变成 5031 开关 C 相的状态。而 5031 开关 C 相由于触头已发生剥落，表面的合金一开始发生碎裂，存在完全碎裂的可能。同时，产生的金属粉末可能在断路器分合过程中随 SF6 气体飞扬，降低断路器的整体绝缘。灭弧喷嘴的烧损将使得灭弧时间变长，进而引起弧触头烧蚀加剧，最终导致整个触头因无法灭弧而熔毁，引发严重的事故，而筒内散布的金属粉末也可能在拉弧过程中导体对筒壁放电，引起接地保护动作。4后续处理两个断路器更换弧触头、喷嘴，轻度打磨5031 开关 C 相绝缘套筒后，发现未完全烧穿，由于绝缘套筒需从日本进口，采购周期较长，经厂家人员判断后，该绝缘筒仍投用，待日后有检修机会时再进行更换。人孔门回装前，全面清洁断路器内部，重点清扫盆式绝缘子及筒体底部。5原因分析5.1断路器不同期原因喷嘴内部鳞片鼓胀方向均有内向外，碳化痕迹规则，基本可以判定为一种工况引起高热、强功率电弧爆炸2。历年预防性试验要求及方法依据 DL/T596 电力设备预防性试验规程，断路器的分、合闸时间与非同期均在合格范围内，断路器特性试验情况良好3，可排除因断路器不同期导致电弧放电时间过长烧损触头的可能。5.2大电流开断原因5012 开关和 5031 开关均为线路侧开关。查阅线路侧保护动作相关记录如下：2013 年 5 月，5449 线由于线路 B 相遭雷击，导致保护动作，跳5012、5013开关B相，重合成功。线路 B 相最大故障电流 12480 A，接地最大电流14840 A。2013 年 6 月，地区强雷雨天气。5449 线路 B相故障故障电流 5600 A，5012 及 5013 开关 B 相跳闸，1049.6 ms 后 5012、5013 两开关 B 相重合成功。2010 年 9 月，地区强雷雨天气，5450 线由于线路短路接地故障，跳三相，闭锁重合闸。线路 C 相短路电流 4880 A。2012 年 4 月，地区强雷雨天气，5450 线由于线路短路接地故障，跳三相，闭锁重合闸。线路 A 相最大故障电流 5960 A，C 相最大故障电流6320 A，接地最大电流 4440 A。2020 年 5 月，地区强雷雨天气，5450 线发生 AC 相间短路故障，线路 A 相最大故障电流达7784 A，线路 C 相最大故障电流达 9076 A。5031开关 C 相最大故障电流达 9096 A；5032 开关 C相最大故障电流达 8360 A。由保护动作的故障电流数据可见，当线路遇到雷击时，5449 线 B 相和 5450 线 C 相的故障电流总是相较其他相更大，这与线路在杆塔上的实际位置有关。5449 线和 5450 线为同杆双回布置，线路总长约65 km，沿途主要是山地和丘陵地区，在穿越这些地区时 5449 线的 B 相与 5450 线 C 相的导线位于杆塔最高处，更容易受到雷击4。众所周知，断路器在开断大电流时会产生电弧5，而电弧的本质是等离子体6，电弧产生时庞雷等：某电厂 500kVGIS 断路器触头烧损原因分析99第 43 卷第 4 期能 源 工 程往往伴随着高温7-8。研究发现，当电弧电流在 4 kA 以上时，就能电离铜钨合金里的铜原子9，使其变成铜离子，从而使合金结构受到破坏，当然这些破坏还会随着电弧电流和持续时间的增加而增强10。而 5 次雷击时断路器的开断电流均超过了 4 kA,触头表面的铜钨合金必然受到了损伤。由于电厂的 4 台机组均配置发电机出口断路器，根据继电保护整定计算原则，当发电机发生电气故障时，发电机出口断路器未失灵，则发电机出口断路器会首先切断故障电流，并确保主变带厂用电继续运行。所以，只有当机组发生严重的短路故障或主变、架空线发生故障时，才会跳GIS 开关，正常情况下这些 GIS 开关仅用于主变停复役的操作，前些年，电厂已经为主变配置了涌流抑制器，合闸时的励磁涌流较小。而且，主变GIS 区域尚在烟囱的雷击防护区域内，厂区内架空线受到雷击的概率非常低11。所以，相比机组侧的断路器，线路侧断路器不但要承受雷击所引起的相间和相对低的短路电流，并且还要承受线路其他故障时的短路电流，因此这些断路器的触头，进行大电流开断的概率会更大些。这也很好地解释了第二串 3 台断路器检修时发现触头表面烧蚀轻微，而线路侧断路器严重烧蚀的原因了。6结语根据国际大电网会议对日本、中东、欧洲的335 台 200 kV 电压等级以上 GIS 主要故障部件的统计，断路器或开关为29.9%，隔离开关为18.2%，接地开关为 3.6%，电流互感器为 1.2%，电压互感器为 4.8%，母线为 6.9%，母线管道与连接部分为 22.4%，气体套管为 6.9%，电缆盒与密封件为1.8%，变压器出口套管为1.8%，避雷器为1.2%，其他部分为 1.5%。由上述数据可见，断路器发生故障的概率相比其他部件更高，目前我国常用的 GIS 品牌有日本三菱、ABB、上海西门子、新东北、平高东芝、西电开关等。普遍给出的开盖检修的建议为 1012 年，结合本次检修发现的情况，对断路器弧触头、喷嘴的检查和更换是必要的，尤其需要预备充足的检修时间，对线路侧断路器的磨损情况进行重点检查。GIS 具有独特的安全性、封闭性、低故障率等优点，日常的维护工作量较少，但正是由于GIS 的这些优点，各运维单位对 GIS 设备的熟悉程度也较低，运维人员独立完成设备检修的能力几乎为零。因此，优质的检修队伍对修后设备的正常运行至关重要。参考文献1 赫尔曼 K.GIS(气体绝缘金属封闭开关设备)原理与应用 M.钟建英,等译.北京：机械工业出版社,2017.2 马飞越,刘志远,赵 庆,等.短路电流直流分量对断路器电弧长度、压气室压力、喷口气体质量流的影响研究 J.高压电器,2021,57(8)：23-31.3 中华人民共和国电力工业部.DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 S.北京：中国电力出版社,1997.4 韦成杰,马蕾.气体绝缘金属封闭输电线路雷电侵入过电压研究 J.电瓷避雷器,2018(3)：45-49.5 赵智大.高电压技术 M.北京：中国电力出版社,2018.6 张晋,袁召,陈立学,等.真空电弧等离子体发射光谱诊断 J.强激光与粒子束,2021,33(6)：120-125.7 严旭,姜旭,朱凯,等.SF6 断路器灭弧室内电弧特性参数间的相互关系研究 J.电气技术,2021,22(5)：6-9+16.8 王立军,贾申利,史宗谦,等.开距对不同状态下真空电弧特性影响的仿真分析 J.中国电机工程学报,2008,28(7)：154-160.9 钟昱铭,熊兰,杨子康,等.计及铜蒸气介质的小电流直流电弧仿真与实验 J.电工技术学报,2020,35(13)：2913-2921.10 钟建英,林莘,何荣涛.自能式 SF6 断路器熄弧性能的并行计算仿真 J.中国电机工程学报,2006,26(20)：154-159.11 冯汝明,车传强,赵磊,等.500kVGIS 变电站雷电侵入波过电压分析研究 J.电工电气,2021(8)：32-37.（责任编辑杨启岳）