【正文】 圖4—3 儲能電機電氣控制回路圖49MX 輔助繼電器 49M 電動機熱繼電器 33hb 彈簧儲能限位開關33HBX 合閘彈簧狀態(tài)監(jiān)視繼電器 88M 接觸器 48T 延時繼電器二、常見儲能故障分析及處理儲能電機不啟動（1）故障分析：由儲能電機回路分析可知，要使儲能電機啟動，必須滿足以下條件：首先，電機電源無故障且8M閉合，接觸器88M動作，其觸點閉合且接觸良好，電機內部無斷線短路等故障，儲能電機回路接線完整無松動斷線情況。如電動機運轉時間過長，則48T的延時閉合觸點閉合，49MX常閉觸點打開切斷電動機回路。其基本原理是斷路器合閘操作后限位開關33hb閉合。本節(jié)以西安高壓開關廠生產的 LW25－126 高壓SF6斷路器配用的一臺CT20型彈簧操動機構為例，分析了 110 kV 斷路器彈簧操動機構儲能回路故障，并提出了處理方法。彈簧操動機構因使用的彈簧類型不同有各種形式，有壓縮彈簧操動機構、拉伸彈簧操動機構、扭簧儲能彈簧操動機構、盤簧儲能彈簧操動機構等。彈簧的儲能借助電動機通過減速裝置來完成，并經過鎖扣系統(tǒng)保持在儲能狀態(tài)。彈簧機構、氣動機構、液壓機構各自的特點比較見表4—3。高壓SF6斷路器的操動機構有多種型式，如彈簧操動機構、氣動機構、液壓機構、液壓彈簧機構等?！　≌{度部門制定合理的運行方式，避免此類斷路器長期工作在熱備用狀態(tài)?！　〈舜伟l(fā)生故障的斷路器為內附TA型斷路器，必須對該廠內附TA型斷路器進行以下試驗：　　 1）絕緣提升桿絕緣電阻及交流耐壓試驗；　　 2）斷口之間交流耐壓試驗；　　 3）SF6微水測試；　　 4）斷路器機械特性測試（包括分合時間及不同期）；　　 5）斷路器分閘狀態(tài)下對TA的耐壓試驗。對策措施　　為了避免再次發(fā)生類似事故，應采取以下措施：結論和解決辦法：　　在3623622出線側加裝MOA限制線路側的過電壓；改造TA二次引線工藝，通過接地的金屬管引出；在無法改變現有斷路器內部工藝的情況下，加大技術監(jiān)督力度，適當縮短試驗周期，避免漏試驗，確保設備運行狀態(tài)可控在控?！　≡撔蛿嗦菲魅嗟撞窟B通，當一相發(fā)生故障時，產生的氣體很容易擴散到其他兩相形成內部短路，如果故障點切除不及時，斷路器極可能爆炸?！　≡摂嗦菲鲀雀絋A二次引線兩側，采用兩片厚約2mm的環(huán)氧樹脂片加膠帶纏繞，做為絕緣，一旦二次引線絕緣破壞，一次高電壓將竄入二次回路，除威脅人身及設備安全，繼電保護也被破壞。雖然該斷路器通過了型式試驗，但從解體的斷路器看，內部制作工藝十分一般。案例中，在外部過電壓的作用下，有絕緣缺陷的內置TA先被擊穿，最終導致絕緣整體擊穿。SF6氣體在不均勻的電場內絕緣容易被擊穿?！　嗦菲鞅旧硪蛩亍　F6氣體絕緣只適用于均勻電場和稍不均勻電場，SF6斷路器為稍不均勻電場，尖角部位需要屏蔽，而該型斷路器的絕緣拉桿截面為長方形，存在電場集中問題，不利于電場均勻分布。林站母線電壓隨值班員調節(jié)而變化，林靳線電壓受靳站母線電壓的影響，當進線電壓低或靳站負荷大時，林靳線電壓較低，反之當進線電壓高或靳站負荷小時，林靳線電壓就較高。斷路器缺陷分析　　設備交接試驗報告數據顯示，斷路器1min工頻耐受電壓相對地、相間為95kV，斷口間為95kV，均高于規(guī)定的85kV；SF6氣體微水含量為60mL/L，小于規(guī)定的150mL/L；斷路器投入運行時各項指標均合格，缺陷是后天形成的?！　∮幸稽c可以肯定，3622斷路器在爆炸前存在缺陷，并且是比較嚴重的缺陷，否則作為備用斷路器，如果性能良好的話，不會發(fā)生絕緣擊穿故障。AB相內置TA完全燒毀，并且有明顯的電弧燃燒痕跡，加之保護裝置燒毀，有高電壓竄入二次電流回路的跡象。　　3622斷路器額定電流1600A，電流互感器在斷路器本體內部?！　墓收箱洸ㄆ鞔蛴〕龅墓收想娏鞑ㄐ慰梢苑治龀?，3622先是發(fā)生了AB相間短路，繼而發(fā)展為ABC三相短路，在短路電流的巨大作用力下，斷路器爆炸。調看3622斷路器臺賬，結果發(fā)現自2002年7月至斷路器爆炸前沒有試驗報告，從相關單位證實，這一期間3622斷路器確實未做過預防性試驗，也就是說斷路器在爆炸前是否存在潛伏性故障不得而知。7s后，3622斷路器本體三相短路爆炸，2主變壓器35kV側后備保護動作跳開312斷路器，故障點切除。事故經過　　根據事故現象，以及保護動作報告、后臺機信息、故障錄波器提供的故障量波形，事故發(fā)展過程，先是鄧站的33715隔離開關A相對地弧光放電，在接地故障持續(xù)10多分鐘后，弧光將線路站變的電纜絕緣擊穿，AB相間短路，3621斷路器過流保護動作跳閘。爆炸產生的碎片飛出100m以上，散落在設備區(qū)各個角落，距離爆炸斷路器較近設備的瓷質部分，受到不同程度的損傷，35V母線的BC相避雷器各動作一次。圖4—1林缺屯站鄧莊子站靳劉莊站35kV系統(tǒng)接線圖事故現象　　2005年4月24日18：46分，林缺屯站保護及綜自控制室警鈴響、蜂鳴器響；35kV線路保護屏內發(fā)出強烈放電聲，伴有濃煙；設備區(qū)有強烈爆炸聲；綜合自動化系統(tǒng)后臺機SOE信息顯示，3621斷路器過流II段保護動作，3621斷路器跳閘，重合閘動作，重合失敗，2主變壓器中壓側后備保護，復合電壓閉鎖過流動作，312斷路器跳閘，林站35kV母線失壓。3383斷路器與3372斷路器可以通過負荷側合環(huán)運行，正常方式時分列運行，見圖4—1。2005年4月24日110kV林缺屯變電站一備用中的35kVSF6斷路器突然爆炸。5)在測量前要充分清抹設備的SF6氣體測量接口，特別是戶外的設備，必要時可用電熱吹風機干燥接口。3）吸附劑的更換和裝入后的抽真空時間應盡可能的短，以免吸附過多的水分?，F場處理中的注意事項1）檢修環(huán)境應干燥潔凈。對于微水量超過標準者，應進行干燥處理，確保設備穩(wěn)定運行?！　?）要嚴把六氟化硫氣體微水量的監(jiān)測關?！　?）要嚴把六氟化硫氣體檢漏關。應在晴朗干燥天氣充氣，并嚴格按照有關規(guī)程和檢修工藝操作。采用高效吸附劑，使用前進行活化處理，安裝時盡量縮短暴露于空氣中的時間，減少吸附劑自身帶入的水分。斷路器的法蘭面及動密封都用雙密封圈密封，以加強密封效果，減少六氟化硫氣體的漏氣量，減少外界水分進入六氟化硫斷路器中?！　?）要嚴把密封件的質量關。絕緣件出廠時，如果沒有進行特殊密封包裝，安裝前又未做干燥處理，則絕緣件在運行中所釋放的水分將在氣體含水量中占有很大比重。為了保證六氟化硫氣體新氣的質量和純度，充入斷路器之前應進行微水測試，指標值須達到質量標準才可以使用。六氟化硫氣瓶應放置在陰涼干燥、通風良好地方，防潮防曬，并不得有水分或油污粘在閥門上。SF6氣體含水量的控制措施運行中的六氟化硫斷路器對于六氟化硫氣體的微水量要求相當嚴格，因為它直接影響斷路器的安全運行。 編號投運日期微水含量（μL／L）700號57495855735號61616666736號60626268 表4—2 堤北變3臺110kV 斷路器內部的 SF6氣體微水含量處理后測試情況顯然，上述3臺斷路器SF6氣體的微水含量均已達到規(guī)定要求，并趨于穩(wěn)定。于是，決定對斷路器最后一次放出氮氣抽真空，按照工藝標準注入合格的SF6氣體，根據規(guī)程要求，充氣后靜置一段時間后，測試微水含量，數據完全合格。根據廠方提供的說明書,參照斷路器本體能夠承受的充氣裝置所建立的負壓強度，隨后延長了抽 真空的時間,并保持較低真空度,對充氣后的斷路器相對保持較長時間。 3）缺陷處理 針對堤北變的3臺110kV SF6斷路器內部絕緣受潮的情況,責成廠方服務人員按照工藝標準,首先更換了受潮的氧化鋁分子篩、密封墊等,然后進行了干燥處理，采用高純氮氣沖刷的方案。 2）原因分析 由于該站l10kV斷路器SF6微水含量已嚴重超標,于2007年1O月進行了停電檢查,定性檢漏,3臺斷路器均沒有發(fā)現漏氣點, SF6密度繼電器指示壓力值正常,因而可以判定沒有明顯或大量的外界水分入。 編號投運日期微水含量（μL／L）700號170210650690910735號150200490500680736號1902608009001080 表4—1 堤北變3臺110kV 斷路器內部的 SF6氣體微水含量處理前測試情況由表 1中數據測試情況可看出這3臺斷路器SF6的微水含量已嚴重超標。雖然SF6斷路器中SF6氣體的壓力比外界氣壓高，但外界的水分壓力比斷路器內部高，這是因為斷路器內部氣體含水量較低，再加上水分子的直徑比SF6分子的直徑小一些，且SF6分子為正八面體的球形結構，而水分子為細長棒形，在斷路器密封薄弱處，內外水分壓差大時，大氣中的水分會逐漸滲入斷路器內部。SF6氣體水分超標的原因1）生產安裝過程中帶入的水分，包括吸附劑帶入的、零部件帶入的、充氣過程中帶入的等，因為安裝完畢后雖然要進行抽真空干燥及用SF6新氣沖洗，但附著在斷路器內部表面及沖氣管路中的水分不可能完全處理干凈。當氣體中含有水分時，出現的氟硫化合物會與水反應生成腐蝕性很強的氫氟酸、硫酸和其他毒性很強的化學物質等，危及維護人員的生命安全，對斷路器的絕緣材料或金屬材料造成腐蝕，使絕緣劣化，甚至發(fā)生設備爆炸。斷路器是戶外設備，當氣溫驟降時，SF6氣體過量水可能會凝結在固體介質表面而發(fā)生閃絡，嚴重時造成斷路器發(fā)生爆炸事故。根 據 《六氟化硫電氣設備氣體監(jiān)督細則 》(DL/ T595)，對于用氣量少且充氣壓力低于350kPa 的SF6氣體濕度外，運行中，只要不發(fā)生漏氣，可不必進行氣體濕度測量。從《六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢測導則》中知，SF6設備在充入SF6氣體24h 后進行氣體濕度測量，其值為交接驗收值。腐蝕性物質明顯會腐蝕滅弧室內的金屬元件，增大主觸頭的接觸電阻并縮短使用壽命。氣體濕度的高低對電氣設備的滅弧性能、絕緣強度以及電氣設備的壽命影響很大。SF6斷路器和 GIS 交接時預防性試驗項目1）SF6氣體濕度試驗及氣體的其他檢測項目；2）SF6氣體泄漏試驗；3）輔助回路及控制回路絕緣電阻測量；4）主回路耐壓試驗；5）輔助回路及控制回路交流耐壓試驗；6）斷口間并聯電容器的絕緣電阻、電容量和 tgδ；7）合閘電阻值和合閘電阻投入時間；8）斷路器的分、合閘速度特性；（若制造廠家有明確質量保證不必測量速度，則現場試驗可免測分、合閘速度）9）斷路器分、合閘不同期時間；10）分、合閘電磁鐵的動作電壓；11）導電回路電阻測量；12）分、合閘直流電阻測量；13）SF6密度監(jiān)視器(包括整定值)檢驗；14）壓力表校驗（或調整），機構操作壓力（氣壓、液壓）整定值校驗，機械安全閥校驗；15）操動機構在分閘、合閘、重合閘下的操作壓力(氣壓、液壓)下降值；16）液(氣)壓操動機構的泄漏試驗；17）油(氣)泵補壓及零起打壓的運轉時間；18）液壓機構及采用差壓原理的氣動機構的防失壓慢分試驗；19）閉鎖、防跳躍及防止非全相合閘等輔助控制裝置的動作性能；20）GIS 中的電流互感器、電壓互感器和避雷器試驗；21)測量絕緣拉桿的絕緣電阻值；22)測量斷路器分、合閘線圈的絕緣電阻值；23)GIS 的聯鎖和閉鎖性能試驗；第4章 典型SF6斷路器故障分析及處理方法 SF6斷路器水分超標原因分析及現場處理本節(jié)通過對堤北變電站 3臺 110kV SF6 斷路器水分超標的原因分析及現場處理過程，分析了SF6 斷路器可能產生水分的原因，敘述了現場處理SF6 斷路器水分超標的方法及注意事項。同時填寫記錄時須注明試驗當時的溫度、使用的儀器型號，因為環(huán)境溫度不同、使用儀器的不同，對同一臺設備測試的結果會產出一定的差異。3）SF6氣體濕度檢測（微水試驗）：SF6斷路器、負荷開關內部（有電弧分解的氣室），SF6氣體含水量標準為：交接和大修后不大于 150ppm，運行中不大于300ppm；其他設備內部（無電弧分解的氣室），SF6氣體含水量標準為：交接和大修后不大于 250ppm，運行中不大于 500ppm。原則上優(yōu)先推薦采用定量檢漏（包括掛瓶法、局部包扎法），其標準為年泄漏率小于 1%。在運行或檢修中，若發(fā)現SF6設備內部的SF6氣壓有異常降低或報警（經溫度變化曲線校正后），應首先查明漏氣點并將缺陷處理完畢后，方可補充SF6氣體，并作好記錄。4）SF6氣體在充入電氣設備 24 小時后，方可進行試驗。同一批相同出廠日期的，只測定含水量和純度。2）SF6新氣到貨后，充入設備前應按 GB12022 驗收。檢修人員應按制造廠要求定期更換空氣壓縮機潤滑油。10) 清掃 GIS 外殼，對壓縮空氣系統(tǒng)排污。8)必要時進行絕緣電阻、回路電阻測量。6)檢查各種外露連桿的緊固情況。4）檢查或校驗壓力表、壓力開關、密度繼電器或密度壓力表。2）檢查輔助開關。只有當運行時間較長（10 年以上）且生產廠家有明確規(guī)定需要時，或運行中出現事故、重大異常情況時，方考慮進行解體大修。SF6設備維護、檢修原則：國產SF6斷路器，除臨時檢修外，一般情況下每隔 12年進行機構小修維護，每隔 56 年機構大修一次；對同類型、同一時期出廠的SF6斷路器，每隔 1013 年對滅弧室進行抽樣解體（與制造廠協(xié)商），視狀況確定檢修范圍。設備開斷短路故障后應及時巡視。 2）無人值班變電所二個月一次。 特殊巡視：新安裝設備投運72小時后可轉入正常巡視。 6）落地罐式斷路器和GIS防爆膜無異狀。 4）引線接頭部位無過熱現象。 2）設備各部位及管道無異常聲響（包括漏氣聲及振動聲等），無異味。臨時性檢查：視具體情況而定。做好油泵累計啟動時間記錄，平時注意油泵起動次數或打壓時