1例自能式SF6断路器开断小电流失败故障分析

范敏，汪佳，何智强，段肖力

(1． 国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南 长沙410007;2． 中国能源建设集团有限公司湖南省电力勘测设计院，湖南 长沙410007)

高压SF6断路器是电力系统中最重要的保护和控制设备，其各项参数直接关系到设备的安全稳定运行及电网安全〔1－2〕。根据灭弧原理的不同，SF6断路器主要包括压气式灭弧SF6断路器和自能式灭弧SF6断路器。与传统压气式断路器相比，自能式断路器采用了自能和助吹的灭弧原理，充分利用了电弧自身的能量，大大减少了机构操作功，具有操作功小、操作噪音小、正常条件下免维护等优点，因此，自能式断路器在电力系统中得到了越来越广泛的应用〔3－4〕。但是，近年来在湖南省出现了几起自能式SF6断路器开断小电流失败，导致断路器越级跳闸甚至爆炸的情况，这类断路器能有效开断大电流却无法开断小电流(大电流与小电流并无明显界限，文中认为开断电流在额定开断电流的10%以上即为大电流，否则认为是小电流)。

文中针对湖南省发生的1 例自能式SF6断路器开断小电流失败的事件，介绍了自能式SF6断路器的灭弧原理，根据试验结果和灭弧室解体情况分析了故障原因，为今后及时发现自能式SF6断路器缺陷、预防发生同类故障提供参考。

1 故障概述

某110 kV 变电站514 断路器型号为LW25A －126 型，断路器灭弧室结构为自能式灭弧结构，额定电流为3 150 A，额定开断电流为40 kA，2011年5月出厂，2011年7月投运。

2012年9月3日，该110 kV 变电站某线路发生C 相接地故障，故障录波显示最大故障电流约为2 970 A，在当日5 时22 分32 秒874 毫秒，线路保护动作跳514 断路器。由于断路器跳闸后C 相仍存在故障电流，643 ms 后，某220 kV 变电站110 kV 线路518 距离保护Ⅱ段动作，切断故障电流，4 203 ms后重合成功，故障线路所在变电站110 kV母线短时失压。

2 试验及解体检查情况

故障发生后，根据规程要求对514 断路器进行了现场检查和相关试验〔5〕:与前次SF6湿度及分解物测试结果对比，SO2含量为0.07 μL/L，H2S 含量由0.04 μL/L 上升至0.07 μL/L，但仍在合格范围内;同时还进行了514 断路器机械特性、回路电阻和绝缘电阻试验，试验结果见表1。

表1 514 断路器故障后试验结果

为进一步查找断路器故障原因，对该断路器C相灭弧室进行了解体检查，检查发现:该相断路器灭弧室内壁存在白色粉尘和放电痕迹;动静触头上有明显烧蚀痕迹，镀银层因电弧产生的高温而变暗。514 断路器C 相灭弧室解体如图1 所示。

图1 514 断路器C 相灭弧室解体图

3 自能式SF6断路器灭弧原理

自能式SF6断路器因具有操作功小、操作噪音小、正常条件下免维护等优点在电力系统中得到了越来越广泛的应用。常用自能式SF6断路器灭弧室结构如图2 所示。

当开断较大的短路电流时，主要依靠短路电流所产生的电弧本身的能量来建立熄灭电弧所需要的吹气压力，另一部分吹气压力靠机械压气建立。其灭弧过程为:分闸时，在动、静弧触头之间形成电弧，电弧使得膨胀室里的SF6气体加热，气体压力迅速升高到足以灭弧。当喷口打开时，膨胀室中储存的高压气体通过喷口吹向电弧，当电流过零时电弧熄灭。

当开断小电流时，则主要靠机械压气建立起来的气压熄灭电弧。其灭弧过程如下:动触头系统在操动机构的带动下向下运动，使得压气室中的SF6气体受到压缩，压力升高，高压气体进入膨胀室，通过喷口吹向电弧，当电流过零时电弧熄灭，此时通过喷口吹向电弧的气流相对较小。

故自能式SF6断路器在配置操动机构时仅需开断短路电流时动触头运动所需要的能量，操作功较小。

图2 自能式SF6断路器灭弧室结构图

4 故障原因分析

此次出现开断电流失败故障的514 断路器属于自能式灭弧断路器，额定开断电流为40 kA，故障时的短路电流为2 970 A，故障电流强度约为额定开断电流强度的7.4%，从开断电流的大小来看，此次故障电流属于小电流范围。根据自能式SF6断路器的灭弧原理，开断小电流时主要依靠机械压气所建立的气压来灭弧，此时断路器灭弧能量主要来源于机构操作功。

从故障后514 断路器试验结果来看，该断路器主回路电阻、绝缘电阻都满足要求，A，B，C 三相合闸时间、同期等动作特性参数亦满足要求。但分闸时间分别为30.2 ms，31.2 ms 和32.3 ms，超出了LW25A－126 型断路器安装说明书中关于该型断路器分闸时间≤30 ms 的要求值，其中以C 相超出最多，而出现故障的恰恰是514 断路器C 相。

因此，514 断路器C 相出现开断电流失败的原因如下:由于故障短路电流为2 970 A，属于小电流范围，此时断路器开断电流所需的能量主要来源于机构操作功，即与断路器的分闸时间密切相关。而此时514 断路器C 相的分闸时间明显超出了说明书要求值，分闸时间较长，机械操作功的大小不满足要求，压气缸压气速度较慢，喷口气流达不到灭弧要求，从而导致了C 相开断电流失败，故障电流持续较长时间，直至上级断路器跳闸。

5 结论与建议

文中介绍了1 例自能式SF6断路器开断小电流失败的事件，并基于自能式SF6断路器灭弧原理、试验数据和灭弧室解体情况对故障原因进行了分析。

此次故障的原因为断路器机构机械操作功不满足要求，使得动作特性不满足要求，分闸时间超出说明书要求值，压气缸压气速度较慢，喷口气流达不到灭弧要求，最终导致断路器灭弧失败。

对于自能式SF6断路器来说，其灭弧利用了电弧本身的能量，机械操作功相对于传统压气式灭弧SF6断路器较小，容易在开断小电流时出现开断失败的现象，因此应严格按照《输变电设备状态检修试验规程》的要求开展断路器例行和诊断性试验，尤其要重视例行试验中的动作特性测试，试验数据必须达到产品说明书规定值的要求，遇到动作特性数据异常，特别是分闸时间偏大时应及时停电处理，防止自能式断路器开断小电流失败的事件发生。

〔1〕中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局． GB 1984—2014高压交流断路器〔S〕． 北京:中国标准出版社，2014．

〔2〕中华人民共和国国家发展和改革委员会． DL/T593—2006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求〔S〕． 北京:中国电力出版社，2006．

〔3〕李俊民，林莘，徐建源，等． 自能式SF6断路器的小电流开断过程中气流特性的数值分析〔J〕． 电工技术学报，2001，16(1):31-34．

〔4〕韩书谟，徐国政，唐冬之，等． 自能式SF6断路器开断过程的分析〔J〕． 清华大学学报(自然科学版)，2000，40(7):8-11．

〔5〕国家电网公司． Q/GDW 1168—2013 输变电设备状态检修试验规程〔S〕． 北京:中国电力出版社，2014．