浅谈对sf6断路器状态检修的认识

1、浅谈对S F 6 断路器状态检修的认识 于波 ( 东北电网有限公司电网生产部) 东北电网自1 9 世纪7 0 年代有S F 6 断路器运行以来，已经历了数次S F 6 断路器的正常解体检 修、事故后检修、局部修理。被修的断路器有进口、国产，有双压式、单压式有敞开式、有G 1 S 。 下面仅就S F 6 断路器检修工作谈一下认识和体会。 对S F 6 断路器何时检修，如何检修，我们经历了不断认识的过程。东北电网检修的第一台S F 6 断路器是德国西门子公司生产的双压式S F 6 断路器H 9 1 2 。尽管当时该断路器经十三年的运行一切 正常，但在当时8 0 年代以计划检修的思想指导下，对S F 6 断路器的检修是依据断路器制造厂制订 的检修周期。在进行了一系列修前的精心准备工作后，按照少油断路器周期大修的项目，逐一对断 路器灭弧室、液压机构的各种部件拆散、组装，对所有密封圈进行更换。当现场的工人、技术人员 解体完一相后，发现灭弧室内几乎无烧伤痕迹，各种密封圈的密封性能仍然良好在现场的工人及 技术管理人员经过讨论一致认为：该断路器不进行检修，仍可保持良好的运行状态，同时决定停止 其他两相

2、断路器的解体检修。这时我们有了一个认识：S F 6 断路器在运行中没有异常是可以不修的。 后来的运行实践也验证了这点。 8 0 年代初，国产S F 6 断路器开始投入东北电网运行。由于当时的设计、制造水平限制，新安 装投运的S F 6 断路器就故障频发。这使我们的认识又回到少油断路器周期大修的理念上。后来在对 发生绝缘拉杆拉脱的3 A S 5 、合闸电阻爆炸的L W 6 5 0 0 、灭弧室爆炸的O I P F 、3 A V l 断路器等事 故断路器灭弧室的解体分析及修理中发现，实际运行中的短路电流和负荷电流的开断对S F 6 断路器 灭弧室损伤很小，构不成断路器灭弧室检修的决定因素。 基于上述认识，9 0 年代初，当时的东北电力集团对S F 6 断路器检修的规定是：新装投运的断 路器液压机构一年后检修、运行中的S F 6 断路器机构4 - 6 年大修一次。但实际运行中又实实在在发 生了如上所述的S F 6 断路器严重事故。依靠断路器的在线检测装置判断和了解断路器的状态是极少 的。如何及时掌握设备状态，通过适当的检修，减少和避免断路器事故的发生，成为检修管理的重 要课题。 我们是通过如

3、下几种方式了解S F 6 设备状态并确定S F 6 断路器是否要检修并确定检修项目的。 1 通过采取检查、检验、诊断性试验手段，并将其进行认真的设备运行分析得出S F 6 断路器是否进行检修的决定，并由此确定检修项目 1 1 通过进行周期性巡视、检查，即对S F 6 压力、液压机构的密封性能、温度、外绝缘的脏 1 5 3 污程度等的检查。并对油泵启动、电机储能情况、S F 6 气体压力等进行记录。定期对检查的情况进 行运行分析，这种分析包括与同类其他断路器的比较、与本断路器不同时期的运行情况比较分析。 随着运行时间的增长，东北电网公司2 0 0 0 年以来的断路器运行统计分析表明L W 6 断路器的故 障( 断路器任一部件出现故障即统计一次，以下类同) 进入“浴盆曲线”的上升阶段：2 0 0 0 年故障率 7 3 次百台年，2 0 0 1 年故障率1 9 次百台年，2 0 0 2 年故障率高达1 1 4 ，5 次百台年( 不含并联电容损 坏) ，L W 6 断路器故障次数占当年东北电网公司断路器故障总次数的6 7 ，L W 6 5 0 0 断路器7 4 次， L W 6 - 2 2 0

4、 断路器1 0 3 ( 其中并联电容器损坏5 2 次) 次。这种断路器大多已运行I O 余年陆续进入大 修周期，如不及时进行检查和检修，将会造成故障频发。这种断路器的主要故障发生在液压机构中。 故障中液压机构故障1 0 7 次，液压机构故障占该类断路器故障的8 9 。L W 6 断路器全年发生补气 1 5 台次，这里有属正常压力降低( 按年漏气率1 ，运行一定时间也需补气) ，也有因部件损坏造 成的不正常漏气，如气压表坏、密封处损坏、瓷套损坏等。 运行情况说明，对该断路器进行局部修理已满足不了安全稳定运行的要求。按照L W 6 断路器 的实际情况，我们确定了对该断路器的检修原则：对确定漏气的断路器进行密封圈的更换；对运行 近1 5 年的断路器机构进行整体更换。 合心变电站运行的5 0 3 1 L W 6 - 5 0 0 断路器运行9 年，在2 0 0 1 年初开始，补气时间间隔开始缩短， 经于同一变电站的其他断路器运行情况比较，排除了是当年经历了历史上少见的低温天气造成的影 响，决定对该断路器所有气体罾封件进行更换。2 0 0 1 年5 月对合心变电站5 0 3 1 I W r - 5

5、 0 0 S F 。断路 器进行了本体及其液压机构的现场解体检修，解体中发现，不少密封圈安装时已偏离正常位置 除了对运行1 5 年的L W 6 断路器机构进行整体更换外，运行中发现，遵照同样规定对L W 6 - 2 0 0 、 5 0 0 操作机构4 6 年进行解体性检修，由同一检修班组进行的检修，同一型号结构的断路器，A 厂 的断路器机构在检修周期内的故障明显高于B 厂的断路器机构甚至刚检修完投入运行就发生因 部件质量问题临检，而且在不同的变电站发生的问题大同小异。通过分析研究，我们决定用B 厂 的机构更换A 厂的机构，更换前后对断路器的机械特性进行了试验对比。第一台更换成功后，有 关变电站积极要求更换机构。经过2 年，A 厂的机构大部换成B 厂产的机构。 通过上述改造措施，东北电网公司的L W 6 型号断路器机构故障率明显下降，由2 0 0 2 年的1 0 7 次降到2 0 0 4 年的1 3 次。 1 2 为了可靠的评价设备状况辅之以特性测量或无损伤试验的检查，对可能存在缺陷的S F 6 断路 器进行部分解体检查。如确定S F 6 断路器传动系统故障、主导电回路接触情况检查，机构

6、内部渗漏 部位的确认等：如L W 6 - 2 2 0 、5 0 0 断路器设各的绝缘拉杆在运行中出现过多次松脱故障，为减少和 避免事故的发生，我们规定：除在分合闸指示器处做标记外，要定期在停电状态下，检查相问、同 相断1 ：3 间的不同期，或用扳手检测绝缘拉杆是否有松动现象；为避免L W 6 2 2 0 、5 0 0 断路器因传动 部件的损坏、脱落造成灭弧室、合闸电阻的爆炸，我们规定要定期打开三( 五) 联箱，检查导向套、 联板及连接螺栓是否正常。这种局部解体的检查，使我们受益匪浅，检出了多起同类故障，从而避 免了事故的发生，如多次检查出五联箱内合闸电阻联板断裂及锁栓断裂等问题。 除此之外，对断路器设各进行部分解体，可以进一步了解设备状况，作出更有针对性的检修抉 择，使检修工作更有效、更经济。如对L W 6 断路器。在9 0 年代的一次现场试验中，检查绝缘拉杆 1 5 4 是否松动的同时发现有黑色粉末在指示器底部，困当时该断路器运行状况良好，没有怀疑滑动密封 有问题。不长时间该相断路器突然漏气至零表压，我们立即想到滑动密封处可能有问题，打开此部 位，果然发现滑动密封胶圈己磨损三分之一，

7、对其他两相检查的结果，密封胶圈也是磨损很严重。 因此，规定对运行7 - 8 年的L W 6 断路器的滑动密封部分进行更换，避免了运行中突然漏气至零表 压这样严重故障的发生。 2 0 0 2 年，最早投运的F X 3 2 D 断路器在东北电网运行已达1 5 年，操作机构陆续出现渗漏、打 压频繁等现象。为避免设各状况达到故障浴盆曲线上部，咨询制造商对该型断路器的修理意见，结 果制造商列出一个单台修理费近8 0 万元的修理清单( 含人工费) 。不修理，有可能设备因未得到及 时修理而突发故障影响正常运行，如按制造商意见修理，费用昂贵。经多次研究决定：彻底解体检 修一相液压机构，通过解体检修一相液压机构一方面了解液压机构内部情况，一方面培训我们自己 的检修工人，为以后检修同类设备作好技术准备。2 0 0 4 年6 月，对辽阳站徐辽线F X ：- 3 2 D 断路器B 相液压机构进行了解体检修，结果发现液压机构内各零部件完好无损，各部位密封圈性能基本良好。 因此，我们决定不再进行其他该型断路器的机构检修，只对易发生渗漏油的液压机构管路极其接头 进行全部更换。更换液压管路的断路器不再出现频繁打压的情

8、况。 1 3 通过断路器参数、功能的比较试验，用测量设各的一项或多项参数了解设备状态，由此作出 检修断路器的决定。 综合多年来对S F 6 断路器的运行分析，总结各地经验教训，东北( 电网) 公司将定期进行断路 器的相关检查项目列入东北( 电网) 公司预防性试验规程的补充规定中，并要求严格执行。这些项 目有： 断路器的动作特性、五( 三) 联箱开盖、密度继电器、台闸电阻等的定期检测，并对S F 6 断路器的特性试验周期作出了明确规定。通过这种检查，先后发现了董家、哈南、合心站L W 6 5 0 0 合闸电阻阻值增大、拒动，辽阳、哈南站L W 6 5 0 0 回路电阻阻值增大，哈南、元宝山等站L W 6 - 5 0 0 合闸电阻传动部件损坏，辽阳站H P L 断路器灭弧室触指损坏，沙岭站I - I P L 断路器合闸电阻烧损等 严重故障。 除了在规定的周期内进行断路器的特性试验外，对断路器在运行中出现的异常加以注意，并及 时跟踪进行其特性试验。2 0 0 2 年5 月2 8 日，董辽二线线路故障，辽阳侧断路器重合成功。但故障 录波图显示其重合时的同期性不正常，要求尽快安排停电检查停电后进

9、行合闸同期测试，发现B 相合闸时间过长打开人孔盖发现：合闸电阻动触头已折断脱落，静触头侧固定屏蔽罩的螺钉己松 动、脱落，屏蔽罩已耷拉下来。2 0 0 2 年5 月2 7 日沙岭变电站在进行F X - 3 2 D 断路器时间参数进行 测量发现B 相合闸时间比其他两相晚3 3 m s ，进一步测量发现，该相液压机构储能缸预充压力很低， 解体储能缸发现其密封己严重损坏。因发现及时，这两次设备故障没给电网的运行带来严重后果。 由于断路器是集机械与电气运动于一体的电器设备，有些故障无法提前检测到，尤其在非运动 状态下难以检测。如：2 0 0 4 年春检时对梨树站5 0 4 2 H P L 5 5 0 进行保护传动试验时，出现C 相拒分 检查发现分闸挚子中Q 2 j 小传动滚轴被撞断，断裂的滚轴有多处旧撞击痕迹被撞断的滚轴使分 闸脱扣板被卡住，分闸弹簧不能释放而拒分。2 0 0 5 年3 月1 6 日，白山电厂# 5 机停机时出口断路器 2 2 0 5H P L 2 4 5 8 1 在进行分闸操作时B 相拒分，分闸线圈烧坏、机构箱着火解体时发现：电阻R 3 、 R 1 7 和R 1 8 连接线折断；合闸挚子上部固定分闸线圈的连接板松动严重；固定弹簧的销子向上串动： 1 5 5 固定分闸挚子的有3 个螺孔只上了两个螺丝。以上异常部件所处位置难以检查( 看) 到，这类故障 在运行中难以通过运行部门的检查、检修予以避免。因此制造厂应对此故障的发生及防范提出( 采 取) 有效的措施。 2S F 6 断路器的检修 对S F 6 断路器的检修我们采取了两种形式：返厂检修和现场检修。两者各有利弊：返厂检修需 要往返运输，易损坏设备，工期过长，无法满足系统运行的需要；返厂检修的费用高，约为现场就 地检修的2 - 3 倍。现场就地检修：其检修项日受到限制，如一般现场不具备进行灭弧室内零部件的 检修和更换条件。因此，我们对有本体零部件更换( 绝缘拉杆、瓷套、密封圈、落地罐断路器内的 屏蔽罩除外) 的解体检修，返厂进行，如处理主回路接触电阻增高、将三角架型机构更换为箱式机 构这类检修作业部返厂进千亍。其他各类检修都在现场进行。 2 1S F 6 断路器现场检修前的准备工作 S F 6 断路器的检修前的准备工作是否充分、细致，对检修的质量至关重要

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