500kv断路器气室内气体分解产物异常原因分析

0引言

SF₆气体因其优异的绝缘与灭弧性能,已成为超高压断路器的核心绝缘介质。然而,在多次大电流分闸操作中,电弧高温(>12 000 K)会引发SF₆分解及设备材料劣化,导致SO₂、H₂S等腐蚀性产物的累积,严重威胁设备绝缘性能[1—3]。国际大电网会议(CIGRE)统计显示,全球范围内因SF6分解异常引发的断路器故障占比达23.7%,其中60%以上案例与重复性短路分闸相关[4]。本文以某500 kV变电站GL317型断路器为对象进行研究,该设备在18年服役期间累计切除40 kA以上短路故障32次。现场检测发现A、C相SO₂浓度异常升高现象(超标准值3~4倍),但常规电气试验(接触电阻、局部放电等)均未显示典型故障特征。这一矛盾现象揭示了传统检测手段在电弧烧蚀诊断中的局限性,因此亟须建立基于分解产物分析的动态评估体系。

本文通过色谱—质谱联用 (GC—MS)、扫描电镜(SEM)等分析手段,结合电弧能量累积模型,系统研究多次大电流分闸对气室气体组分的影响机制,并得到以下研究成果:1)建立SO2生成速率与分闸次数的非线性关联模型;2)揭示W—CU合金选择性蒸发对二次产物的催化作用;3)制定基于累积电弧能量的预防性更换策略。研究成果对提升老旧断路器状态评估精度具有重要的工程价值。

1案例概况

某电厂500kV1号主变串5013断路器为法国ALSTOM公司生产的GL317型SF6断路器,主要技术参数如下:额定电压550 kV,额定电流3150 A,额定压力750 kpa(20℃基准),出厂日期2002年7月。该断路器作为纳安Ⅱ回线路出线断路器运行,电气主接线图如图1所示。

2 异常检测与演化分析

2.1初始异常检测(2020年9月)

2020年9月21日,采用Agilent 7890B气相色谱—质谱联用仪(检测限0.1μL/L)进行气室气体分析,发现5013断路器SF₆气体分解产物存在异常特征,检测结果如表1所示。SO₂、H₂S等特征气体浓度已超过Q/CSG1206007—2017《电力设备检修试验规程》规定的阈值(SO₂浓度≤3 μL/L,H₂S浓度≤2 μL/L),其中A、C相SO₂浓度分别达到6.9、10.7μL/L,表明设备内部存在异常放电或过热现象。异常相别呈现典型电弧分解特征:SO₂/H₂S比值>10,且CF₄浓度与CO呈正相关性(R²=0.87)。

设备停运检查发现:动触头接触电阻测量值为28μΩ(标准值≤35μΩ),拉杆机构行程特性符合DL/T846.3—2017《高电压测试设备通用技术条件第3部分:高压开关综合特性测试仪》规范要求,灭弧室可见光及紫外成像检测未发现明显放电迹象。基于检测数据与历史运行记录(2018—2020年间累计完成4次110 KA短路电流分闸操作),初步判定气体异常源自多次大电流分闸导致的触头材料烧蚀。

2.2趋势演化分析(2021年8月)

2021年8月19日跟踪监测数据如表2所示。A相SO₂浓度年增长率达42.0%,C相SO2浓度增长15.0%,且出现新型分解产物SOF2(0.2μL/L)。异常相别气体组分呈现三阶段演化特征:

初期 (<5μL/L):SO2浓度线性增长,H2S浓度平稳。

中期(5~10 μL/L):SO2浓度指数增长,CF4浓度突增。

后期(>10 μL/L):SOF2生成,CO/CF4比值反转。

2.3 故障机理与劣化模型1)电弧热力学作用。

通过故障录波数据分析可知,该断路器近三年累计执行故障分闸操作17次,其中短路电流超过40 KA的工况达9次。研究表明,大电流分闸时触头间隙温度可达12000~15000K。高温导致SF6发生多级分解,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)金属蒸汽复合反应。

质谱分析证实存在CU(63.55 AmU)、W(183.84 AmU)等金属粒子,与SF4发生反应,如式(2)所示:

3SF₄+2W→2WF₃↑+3S

2CU+SF₄→2CUF₂+S

S+H₂O→H₂S+O₂ (ΔG=-142 KJ/mol) (2)

通过建立气体组分-操作次数关联模型[5]可以发现,当累计大电流分闸次数N>5次时,SO₂生成速率呈非线性增长,如式(3)所示:

该案例表明,SF₆断路器在经历5次以上40 KA级短路分闸后,应启动分解产物专项检测。当SO₂浓度年增长率超过30%时,需结合金属粒子检测进行综合状态评估,及时制定更换策略。

3 故障溯源与机理验证

3.1潜在故障模式排除

针对5013断路器A、C相SO₂、H₂S浓度超标现象(分别为规程值的3.3倍和2.6倍),依据IEC 60480: 2004标准重点考察三类典型故障模式。

1)悬浮放电:触头接触电阻值(28 μΩ)优于DL/T846.3—2017规定限值(35μΩ),X射线衍射分析未发现CU3(SO4)(OH)4 等放电特征产物,排除该故障模式。

2)接触过热:红外热像仪监测显示最大温升ΔT=12 K(低于DL/T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》规定的15K限值),接触部位未检测到Ag2S(特征温度>300℃生成物),排除过热性故障。

3)绝缘劣化:局部放电量<5 pC(GB/T 7354—2018《高电压试验技术 局部放电测量》ClAss I),SF6微水含量18μL/L(低于规程值25μL/L),介质损耗因数0.003(小于0.005阈值),证实绝缘性能完好。

3.2运行工况关联性分析

统计纳安 Ⅱ回线路2012—2021年故障记录如表3所示,发现显著相别选择性特征。

表3数据表明,C相故障占比达50%,且78.3%的故障电流超过设备额定电流(3150 A)。建立电弧能量累积模型如式(4)所示:

式中:QArc为电弧能量;n为故障重复次数或电弧熄灭-重燃循环次数;I(t)为故障电流时域波形;RArc为电弧电阻典型值,取典型值15 mΩ。

计算得出A、C相累积电弧能量分别为1.8× 10⁶ J和2.7×10⁶ J,达到GL317型断路器设计值的82%和124%。

3.3材料退化机理

通过扫描电镜(SEM)与能谱分析(EDS)发现:

1)触头表面呈现熔池状形貌(直径50~200μm);

2)W-CU合金成分发生梯度变化(表层W含量下降12%);3)检测到微米级SF₄·2CUF复合物颗粒。

大电流电弧(>40 KA)作用导致触头材料发生选择性蒸发,其退化过程符合式(5)反应链:

3.4运行方式差异验证

对比分析同站不同间隔设备状态如表4所示,数据证实:5013断路器因承担主要故障切除任务,其材料退化程度显著高于其他断路器。同时表明,在多次(>5次)40 KA级以上短路分闸工况下,SF₆断路器将进入加速劣化阶段。当累积电弧能量超过1×106J时,需启动预防性更换。

综上所述,气体分解产物异常原因为:纳安Ⅱ回线路自投运以来A相或C相频繁发生接地故障或短路故障,且故障电流均超GL317型SF6断路器的额定电流,在此大电流下多次进行分闸灭弧导致5013断路器A相及C相气室内SF6气体与固体材料反应,分解产生SO2、H2S等气体。

4处理方案

鉴于上述原因,该电厂对500 kV1串5013断路器A相、C相气室内气体进行了过滤置换,并充入了无杂质的SF6气体。随后,多次对500 kV1串5013断路器进行了SF₆气室气体检测,结果显示5013断路器A相及C相断路器分解产物中仅含有CO,符合Q/CSG 1206007—2017的要求。这表明:1)应结合机组设备停运、检修状况,根据线路故障次数、断路器大电流灭弧次数制定断路器定期气体检测周期与气体置换周期,断路器的定期检测与气体置换周期也可与线路设备保护定检、高压预试周期同步进行;2)对于GL317型SF6断路器,当发生多次(>20次)回路故障且进行大电流分闸灭弧后,应进行断路器SF₆气室内SF₆气体置换。

5结论

本文通过多维度检测与分析,揭示了500 kVSF6断路器气体分解产物异常的根本机理:纳安 Ⅱ回线路近十年累计发生30次相间故障(相间5次,A、C相25次,78.3%故障电流>40 kA),导致断路器触头材料发生选择性蒸发,A、C相累积电弧能量分别为1.8×10⁶ J和2.7×10⁶ J,诱发SF⁶持续分解生成SO²、H²S等特征气体。主要结论如下:

1)建立气体组分三阶段演化模型,当SO2浓度突破10μL/L时,CO/CF₄ 比值反转可作为劣化加速的预警信号;

2)提出动态评估指标:累计大电流分闸次数>5次或SO2浓度年增长率>30%时,需进行分解产物检测;

3)工程实践表明,每3次40 kA级分闸操作后实施气体置换,可有效控制SO₂浓度在安全阈值内。

[参考文献]

[1]吴尉民,赵英朔,董伟,等.SF6断路器气体分解产物分析[J].中国设备工程,2025(增刊1):150-152.

[2]相中华,孙尚鹏,魏莹,等.SF6断路器模拟烧蚀过程中气体分解产物特性研究 [J].高压 电器,2024,60 (4):131-138.

[3]郝舒洋.六氟化硫分解产物在断路器故障诊断中的应用研究[J].仪器仪表用户,2024,31(8):12-14.

[4]钱海涛,李文博.电力企业典型事故分析及对策研究[J].电工技术,2023(4):173-175.

[5]杨翔宇,邵斌,王思齐,等.SF6气体分解产物光声光谱检测方法仿真[J].计算机仿真,2025,42(3):150-154.

《机电信息》2025年第15期第2篇