0引言

SF₆氣體因其優(yōu)異的絕緣與滅弧性能,已成為超高壓斷路器的核心絕緣介質(zhì)。然而,在多次大電流分閘操作中,電弧高溫(>12 000 K)會引發(fā)SF₆分解及設(shè)備材料劣化,導(dǎo)致SO₂、H₂S等腐蝕性產(chǎn)物的累積,嚴(yán)重威脅設(shè)備絕緣性能[1—3]。國際大電網(wǎng)會議(CIGRE)統(tǒng)計顯示,全球范圍內(nèi)因SF6分解異常引發(fā)的斷路器故障占比達(dá)23.7%,其中60%以上案例與重復(fù)性短路分閘相關(guān)[4]。本文以某500 kV變電站GL317型斷路器為對象進行研究,該設(shè)備在18年服役期間累計切除40 kA以上短路故障32次。現(xiàn)場檢測發(fā)現(xiàn)A、C相SO₂濃度異常升高現(xiàn)象(超標(biāo)準(zhǔn)值3~4倍),但常規(guī)電氣試驗(接觸電阻、局部放電等)均未顯示典型故障特征。這一矛盾現(xiàn)象揭示了傳統(tǒng)檢測手段在電弧燒蝕診斷中的局限性,因此亟須建立基于分解產(chǎn)物分析的動態(tài)評估體系。

本文通過色譜—質(zhì)譜聯(lián)用 (GC—MS)、掃描電鏡(SEM)等分析手段,結(jié)合電弧能量累積模型,系統(tǒng)研究多次大電流分閘對氣室氣體組分的影響機制,并得到以下研究成果:1)建立SO2生成速率與分閘次數(shù)的非線性關(guān)聯(lián)模型;2)揭示W(wǎng)—CU合金選擇性蒸發(fā)對二次產(chǎn)物的催化作用;3)制定基于累積電弧能量的預(yù)防性更換策略。研究成果對提升老舊斷路器狀態(tài)評估精度具有重要的工程價值。

1案例概況

某電廠500kV1號主變串5013斷路器為法國ALSTOM公司生產(chǎn)的GL317型SF6斷路器,主要技術(shù)參數(shù)如下:額定電壓550 kV,額定電流3150 A,額定壓力750 kpa(20℃基準(zhǔn)),出廠日期2002年7月。該斷路器作為納安Ⅱ回線路出線斷路器運行,電氣主接線圖如圖1所示。

2 異常檢測與演化分析

2.1初始異常檢測(2020年9月)

2020年9月21日,采用Agilent 7890B氣相色譜—質(zhì)譜聯(lián)用儀(檢測限0.1μL/L)進行氣室氣體分析,發(fā)現(xiàn)5013斷路器SF₆氣體分解產(chǎn)物存在異常特征,檢測結(jié)果如表1所示。SO₂、H₂S等特征氣體濃度已超過Q/CSG1206007—2017《電力設(shè)備檢修試驗規(guī)程》規(guī)定的閾值(SO₂濃度≤3 μL/L,H₂S濃度≤2 μL/L),其中A、C相SO₂濃度分別達(dá)到6.9、10.7μL/L,表明設(shè)備內(nèi)部存在異常放電或過熱現(xiàn)象。異常相別呈現(xiàn)典型電弧分解特征:SO₂/H₂S比值>10,且CF₄濃度與CO呈正相關(guān)性(R²=0.87)。

設(shè)備停運檢查發(fā)現(xiàn):動觸頭接觸電阻測量值為28μΩ(標(biāo)準(zhǔn)值≤35μΩ),拉桿機構(gòu)行程特性符合DL/T846.3—2017《高電壓測試設(shè)備通用技術(shù)條件第3部分:高壓開關(guān)綜合特性測試儀》規(guī)范要求,滅弧室可見光及紫外成像檢測未發(fā)現(xiàn)明顯放電跡象?；跈z測數(shù)據(jù)與歷史運行記錄(2018—2020年間累計完成4次110 KA短路電流分閘操作),初步判定氣體異常源自多次大電流分閘導(dǎo)致的觸頭材料燒蝕。

2.2趨勢演化分析(2021年8月)

2021年8月19日跟蹤監(jiān)測數(shù)據(jù)如表2所示。A相SO₂濃度年增長率達(dá)42.0%,C相SO2濃度增長15.0%,且出現(xiàn)新型分解產(chǎn)物SOF2(0.2μL/L)。異常相別氣體組分呈現(xiàn)三階段演化特征:

初期 (<5μL/L):SO2濃度線性增長,H2S濃度平穩(wěn)。

中期(5~10 μL/L):SO2濃度指數(shù)增長,CF4濃度突增。

后期(>10 μL/L):SOF2生成,CO/CF4比值反轉(zhuǎn)。

2.3 故障機理與劣化模型1)電弧熱力學(xué)作用。

通過故障錄波數(shù)據(jù)分析可知,該斷路器近三年累計執(zhí)行故障分閘操作17次,其中短路電流超過40 KA的工況達(dá)9次。研究表明,大電流分閘時觸頭間隙溫度可達(dá)12000~15000K。高溫導(dǎo)致SF6發(fā)生多級分解,如式(1)所示:

SF₆→SF₄+2F(T>3 000 K)

SF₄+H₂O→SOF₂+2HF(K=1.2× 10³)

SOF₂+H₂O→SO₂+2HF(t_1/2=8 h)(1)

2)金屬蒸汽復(fù)合反應(yīng)。

質(zhì)譜分析證實存在CU(63.55 AmU)、W(183.84 AmU)等金屬粒子,與SF4發(fā)生反應(yīng),如式(2)所示:

3SF₄+2W→2WF₃↑+3S

2CU+SF₄→2CUF₂+S

S+H₂O→H₂S+O₂ (ΔG=-142 KJ/mol) (2)

通過建立氣體組分-操作次數(shù)關(guān)聯(lián)模型[5]可以發(fā)現(xiàn),當(dāng)累計大電流分閘次數(shù)N>5次時,SO₂生成速率呈非線性增長,如式(3)所示:

該案例表明,SF₆斷路器在經(jīng)歷5次以上40 KA級短路分閘后,應(yīng)啟動分解產(chǎn)物專項檢測。當(dāng)SO₂濃度年增長率超過30%時,需結(jié)合金屬粒子檢測進行綜合狀態(tài)評估,及時制定更換策略。

3 故障溯源與機理驗證

3.1潛在故障模式排除

針對5013斷路器A、C相SO₂、H₂S濃度超標(biāo)現(xiàn)象(分別為規(guī)程值的3.3倍和2.6倍),依據(jù)IEC 60480: 2004標(biāo)準(zhǔn)重點考察三類典型故障模式。

1)懸浮放電:觸頭接觸電阻值(28 μΩ)優(yōu)于DL/T846.3—2017規(guī)定限值(35μΩ),X射線衍射分析未發(fā)現(xiàn)CU3(SO4)(OH)4 等放電特征產(chǎn)物,排除該故障模式。

2)接觸過熱:紅外熱像儀監(jiān)測顯示最大溫升ΔT=12 K(低于DL/T 664—2016《帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范》規(guī)定的15K限值),接觸部位未檢測到Ag2S(特征溫度>300℃生成物),排除過熱性故障。

3)絕緣劣化:局部放電量<5 pC(GB/T 7354—2018《高電壓試驗技術(shù) 局部放電測量》ClAss I),SF6微水含量18μL/L(低于規(guī)程值25μL/L),介質(zhì)損耗因數(shù)0.003(小于0.005閾值),證實絕緣性能完好。

3.2運行工況關(guān)聯(lián)性分析

統(tǒng)計納安 Ⅱ回線路2012—2021年故障記錄如表3所示,發(fā)現(xiàn)顯著相別選擇性特征。

表3數(shù)據(jù)表明,C相故障占比達(dá)50%,且78.3%的故障電流超過設(shè)備額定電流(3150 A)。建立電弧能量累積模型如式(4)所示:

式中:QArc為電弧能量;n為故障重復(fù)次數(shù)或電弧熄滅-重燃循環(huán)次數(shù);I(t)為故障電流時域波形;RArc為電弧電阻典型值,取典型值15 mΩ。

計算得出A、C相累積電弧能量分別為1.8× 10⁶ J和2.7×10⁶ J,達(dá)到GL317型斷路器設(shè)計值的82%和124%。

3.3材料退化機理

通過掃描電鏡(SEM)與能譜分析(EDS)發(fā)現(xiàn):

1)觸頭表面呈現(xiàn)熔池狀形貌(直徑50~200μm);

2)W-CU合金成分發(fā)生梯度變化(表層W含量下降12%);3)檢測到微米級SF₄·2CUF復(fù)合物顆粒。

大電流電弧(>40 KA)作用導(dǎo)致觸頭材料發(fā)生選擇性蒸發(fā),其退化過程符合式(5)反應(yīng)鏈:

3.4運行方式差異驗證

對比分析同站不同間隔設(shè)備狀態(tài)如表4所示,數(shù)據(jù)證實:5013斷路器因承擔(dān)主要故障切除任務(wù),其材料退化程度顯著高于其他斷路器。同時表明,在多次(>5次)40 KA級以上短路分閘工況下,SF₆斷路器將進入加速劣化階段。當(dāng)累積電弧能量超過1×106J時,需啟動預(yù)防性更換。

綜上所述,氣體分解產(chǎn)物異常原因為:納安Ⅱ回線路自投運以來A相或C相頻繁發(fā)生接地故障或短路故障,且故障電流均超GL317型SF6斷路器的額定電流,在此大電流下多次進行分閘滅弧導(dǎo)致5013斷路器A相及C相氣室內(nèi)SF6氣體與固體材料反應(yīng),分解產(chǎn)生SO2、H2S等氣體。

4處理方案

鑒于上述原因,該電廠對500 kV1串5013斷路器A相、C相氣室內(nèi)氣體進行了過濾置換,并充入了無雜質(zhì)的SF6氣體。隨后,多次對500 kV1串5013斷路器進行了SF₆氣室氣體檢測,結(jié)果顯示5013斷路器A相及C相斷路器分解產(chǎn)物中僅含有CO,符合Q/CSG 1206007—2017的要求。這表明:1)應(yīng)結(jié)合機組設(shè)備停運、檢修狀況,根據(jù)線路故障次數(shù)、斷路器大電流滅弧次數(shù)制定斷路器定期氣體檢測周期與氣體置換周期,斷路器的定期檢測與氣體置換周期也可與線路設(shè)備保護定檢、高壓預(yù)試周期同步進行;2)對于GL317型SF6斷路器,當(dāng)發(fā)生多次(>20次)回路故障且進行大電流分閘滅弧后,應(yīng)進行斷路器SF₆氣室內(nèi)SF₆氣體置換。

5結(jié)論

本文通過多維度檢測與分析,揭示了500 kVSF6斷路器氣體分解產(chǎn)物異常的根本機理:納安 Ⅱ回線路近十年累計發(fā)生30次相間故障(相間5次,A、C相25次,78.3%故障電流>40 kA),導(dǎo)致斷路器觸頭材料發(fā)生選擇性蒸發(fā),A、C相累積電弧能量分別為1.8×10⁶ J和2.7×10⁶ J,誘發(fā)SF⁶持續(xù)分解生成SO²、H²S等特征氣體。主要結(jié)論如下:

1)建立氣體組分三階段演化模型,當(dāng)SO2濃度突破10μL/L時,CO/CF₄ 比值反轉(zhuǎn)可作為劣化加速的預(yù)警信號;

2)提出動態(tài)評估指標(biāo):累計大電流分閘次數(shù)>5次或SO2濃度年增長率>30%時,需進行分解產(chǎn)物檢測;

3)工程實踐表明,每3次40 kA級分閘操作后實施氣體置換,可有效控制SO₂濃度在安全閾值內(nèi)。

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《機電信息》2025年第15期第2篇