一起发电机出口断路器导电回路电阻超标缺陷分析及处理

龚翔峰，黄 艳

（江苏沙河抽水蓄能发电有限公司，江苏 溧阳 213333）

0 引言

发电机出口断路器，简称GCB，在抽水蓄能机组出口侧设置断路器，一方面适应发电电动机电压侧换相的需求，另一方面可以将发电机和主变区域分开，增大了保护的选择性，简化了保护方式的接线。当发电机事故时，它能在最短的时间内切除发电机，保护机组并继续维持对厂用电和电站辅助设备的供电，避免事故扩大；当发生操作故障或系统振荡时，只需要迅速断开GCB即可；此外对故障发生率比较高的变压器内部故障或接地故障，GCB开断时间相对发电机灭磁的时间要快得多，大大减小了故障电流对变压器的危害程度。发电机出口断路器是抽水蓄能电站中非常重要的控制和保护元件，断路器运行状况的好坏直接影响着机组的安全稳定运行。某抽水蓄能电站发电机出口断路器采用原装全进口、户内SF6气体绝缘瓷柱式断路器，由绝缘瓷柱、动静触头、灭弧室和弹簧操作机构等组成，日平均操作次数3～4次。

1 缺陷发现

电站2017年5月对2号发电机出口断路器采用直流压降法开展例行导电回路电阻检测工作，试验电流100 A。检测结果A、B、C相分别为3.7 μΩ、3.8 μΩ、10 μΩ，断路器累计操作次数6 633次。根据相关规范[1]规定，测量值不大于制造厂出厂值的120%（注意值）,而制造厂出厂值为5 μΩ，C相测值已超出规范要求。

2 导电回路电阻

回路电阻值是表征导电回路的联接是否良好的一个参数，是监测断路器状态和检验断路器安装检修质量的一个重要指标，它由断路器导电部件的固有电阻和导电部件之间的接触电阻组成。若回路电阻超过规定值时，很可能是导电回路某一连接处接触不良。在大电流运行时接触不良处的温升增高，严重时甚至引起恶性循环造成氧化烧损，危及断路器的安全运行。

3 缺陷分析

导电回路电阻超标有很多种影响因素：产品设计缺陷、触头材质选择不良、安装或检修工艺问题以及长期运行带来的问题，如SF6气体分解物落入接触面之间；发热使触头表面润滑油脂干涸，影响触头间的接触；高温使触头表面镀银层产生老化；长期受力、发热使导电部件的弹性金属材料弹性发生变化；触头连接法兰的螺栓或钥接松动等等。为明确缺陷原因，电站利用机组检修期间进行了解体检查。

4 解体检查处理

4.1 解体前测试

（1）动作特性

解体前进行了断路器动作特性测试工作，测试记录见表1。

表1 断路器动作特性测试记录表

从动作特性测试数据来看，三相各项指标均符合制造厂标准。

（2）SF6气体湿度和分解物检测[2]

实测压力0.836 MPa，露点113.3 ppmv， SF6气体分解物中二氧化硫SO2、氟化氢HF、 一氧化碳CO、氟化硫SF4含量均为0 ppmv。从检测数据来看，湿度符合规范[1]要求； SF6气体分解物中主要特征气体含量极少，与实际运行情况相符，断路器只是正常开断电流，未发生开断短路电流或其他非正常开断的情况。

（3）导电回路电阻

2018年5月检测A、B、C相导电回路电阻分别为4 μΩ、4 μΩ、55 μΩ，断路器操作次数7 762次。试验结果显示C相仍超标且间隔一年时间增长速度明显。

4.2 解体情况

电站对发电机出口断路器实施停电隔离和SF6气体回收后，进行了动静触头拆除和灭弧室解体工作，如图1。

图1 灭弧室结构

（1）解体后发现油脂的润滑性和触头表面的清洁状况较差，灭弧室有大量白色粉尘散落在零部件的表面，如图2。以SF6气体作为绝缘介质在电气设备使用中产生的分解物，包括SF6气体、固体绝缘材料及与金属反应的分解物，出现的白色粉尘即为金属氟化物固态分解物。

图2 白色分解物粉尘附着在灭弧室各零部件表面

（2）检查未发现零部件损坏或松动、触头电流烧灼痕迹等异常情况，触指及触头的装配钥接紧固性良好，主触头镀银面在可接受范围内；

（3）与A相气缸正常磨损相比，发现C相气缸外表面单侧磨损严重，在相应的触头支座上也有明显的划痕，如图3和图4。

图3 A相气缸、C相气缸对比

图4 C相触头支座内划痕

4.3 原因分析

（1）2号发电机出口断路器距第一次大修已累计操作近8 000次，频繁动作导致产生大量白色粉状分解物，并被油脂粘附在动触头及其支座触指的接触面处，一定程度上会对导电回路电阻构成影响，但不是主要原因；

（2）相比在同样的运行环境和运行工况下，C相导电回路电阻明显较A、B相大，结合解体发现C相气缸外表面单侧磨损及对应支座内壁有划痕的情况可以判定动触头接触不对中、触指接触出现了偏斜现象，这也是造成导电回路电阻超标的主要原因。从表2可见，自2011年第一次解体大修后3年间所测三相导电回路电阻还比较均衡稳定，但随着操作次数的增长，由于触指接触偏斜导致的接触不良于2015年初步显现，随后影响越来越大，2016～2018年2年间C相导电回路电阻增长了11倍。

表2 2号发电机出口断路器导电回路电阻测试 单位：μΩ

（3）通过连续15年跟踪测试2号发电机出口断路器导电回路电阻，发现共发生2次导电回路电阻超标的情况均出现在C相上，第一次在2009年操作次数8 650次，第二次在2017年操作次数6 633次。从结构设计上看，C相绝缘推拉杆距操作主轴最近，受到的作用力最大，随着操作次数的增长，C相触头磨损度最快，势必会造成导电回路电阻的增长直至超出规范要求。

4.4 处理及效果

根据制造厂工艺要求[3]，电站对2号发电机出口断路器进行了解体大修处理：

（1）对解体后的灭弧室内部进行了彻底的清洁；对C相磨损的动触头支座进行打磨处理；

（2）更换动静触头、弹簧触指、密封件等零部件，回装过程中特别注意触头对中度的控制，如图5。

图5 动触头及绝缘拉杆安装

（3）重新组装绝缘瓷柱、气回路管路零配件等，充入新SF6气体后24 h进行修后试验：断路器动作特性测试、分合闸线圈的动作电压测量、导电回路电阻、主回路交流耐压、SF6气体纯度及微水测试、SF6密度继电器压力接点校验等试验。

修后各项试验数据合格，其中导电回路电阻检测结果为：A相3.97 μΩ、B相3.98 μΩ、C相4.75 μΩ，满足规范要求。

5 运行维护建议

对于应用在抽水蓄能电站的发电机出口断路器，因每日机组开停频繁，断路器的安全稳定运行显得尤为重要。为及时掌握并提升设备健康水平，对后期运行维护工作提以下建议。

5.1 缩短检修周期

从两次C相导电回路电阻超标时累计操作次数可见，经过第一次大修后，设备可靠操作次数有所下降，建议后期检修周期及内容应适度调整：每年两次例行试验对导电回路电阻进行动态测量，分析变化趋势；每3年一次操作机构保养、SF6气体微水和气体成分的质量分析，对设备运行状态进行摸查；每5年一次灭弧室清洁检查，以便及时发现隐患；每8年一次深度大修，更换整个灭弧室、绝缘瓷柱及操作机构，以延长断路器的使用寿命。

5.2 丰富定期工作

日常巡视需重点注意SF6气体压力值并记录，密切跟踪变化情况；每周开展红外测温工作，以便及时发现因接触不良导致的发热现象。

5.3 注重工艺把控

检修过程中要特别注意关键质量点的见证验收工作，如动触头对中度、中间罐体与动触头镀银面导电回路电阻测试、操作机构紧固螺栓力矩等,加强检修过程中细节把控,以便更好地提升检修质量。

5.4 加强备件管理

进口设备的备件采购存在供货周期长、延迟交货、沟通渠道不顺畅等问题，为此适时补充备品备件，充实库存工作要进一步加强，以确保及时消缺、消除设备隐患。