高压侧断路器在水电站发电机出口的选用
点击数：7503 次 录入时间：03-04 11:41:52 整理：http://www.55dianzi.com 电工文摘
摘要：该文结合“635”水电站工程断路器的设计选型，对SF6断路器和真空断路器的性能、应注意的问题、发展趋势等因素进行了分析论证。
关键词：水电站；发电机；断路器
1 断路器的性能
SF6断路器，是以SF6气体作为绝缘和灭弧介质的断路器。它与油断路器相比有很多优越性，如SF6气体的化学性能极为稳定，在500℃范围内不分解，几乎不与任何金属材料发生化学反应，这使触头在高温断弧过程中没有被氧化的可能，也就没有碳化物形成，因而电气寿命较长，检修次数少(8～10年检修一次)；由于SF6的分子量较大，粘滞性小，易于对流，因而迁移能力大。在同一负荷电流下运行，它总比其它断路器介质低几度，因而运行条件较好；在均匀电场下，它的绝缘强度比较高，是空气绝缘的2.5～3.2倍，在三个大气压下优于变压器油，同时较变压器油输入弧隙能量小，电弧直径小；由于它属于游离性质的电击穿，具有游离成弧和正弦波接近自然过零时熄弧的特征，即电流截断能力较真空断路器低，不易引起截流过电压；在断弧后，又由于介质恢复快，绝缘强度高，在外电场作用下不易引起电子崩，即不易重燃重击穿，因而切空载线路距离比较长、切电容器能力强。
真空断路器是以真空作为灭弧的绝缘介质。这种断路器的绝缘介质，不需要特别生产和制造，只需要把灭弧室的空气抽出，使真空度达到1.33×10-2PA以下就可以了。真空的绝缘强度很高，是SF6气体绝缘强度的2～2.5倍，10KV真空断路器在上述真空度条件下，触头间隙为10～12MM，其耐压能力为220KV，因而它断弧能力特别强；正因为它有一定的真空度，灭弧室的空气特别稀薄，氧气的存在也就更少，在高温断弧过程中，触头被氧化的机率也就少。因而形成的金属氧化物不多，对电气性能影响不大，因此电气寿命也较长，检修次数少。
SF6断路器和真空断路器的共同特点是电气寿命长，检修次数很少、绝缘强度高、断弧能力很强、又是无燃无爆的安全电器。这些优越性是空气断路器和油断路器无法相比的，所以它们已构成断路器无油化的两大支柱，在国外已普遍使用。我国在20世纪70年代开始这方面的研制和开发，并已成批地投入电力系统运行。它们的优越性已被人们逐渐认识和接受，并且不惜价格的昂贵竞相选用，更有些变电所淘汰了原来的少油断路器，换上了真空和SF6断路器。这些事实充分说明，它们已构成更新换代的发展方向。
2 SF6断路器在该工程应用中存在的问题
在“635”水电站工程可研设计中，110KV侧采用户外单母线带旁路接线，断路器选用LW-110型SF6断路器，在进行初步设计时，经过反复推敲，认为SF6断路器对该工程所在地环境温度不适应，而改为SW6-110型少油断路器。
SF6断路器虽有许多优越性，但选用时还应充分注意到该气体分子量较大，密度较大，液化温度也就偏高。它在一个大气压下(即0.1MPA)，液化温度为-62℃；在1.2MPA压力下，液化温度为0℃；一般充入断路器的SF6气体压力为0.35～0.65MPA范围(由充气时的环境温度具体确定)，其液化温度为-40℃。为了保证SF6断路器的正常工作，制造厂家在产品说明书中明确规定其适用的环境温度为-30~+40℃。
如果运行环境温度低于-40℃时，断路器中的SF6气体将出现液化。由此引起体积减小，压力降低，粘滞性增大，绝缘强度和灭弧能力下降。这样，将无法保证SF6断路器的正常工作。
在我国绝大部分地区，是能够保证SF6断路器温度条件的，但对极少数，极个别的高寒地区，选用它需慎重。根据本工程所在地的气象资料，其极端最低温度为-42.5℃。这对SF6断路器而言，是不适应的。特别是在该工程主接线上有一台旁路断路器，其工作特点是长期处于冷备用，只有在线路断路器故障或检修时，旁路才能替代它投入运行。而水电站计划检修时间一般都安排在枯水运行方式的冬季，若这时的环境温度在-40℃以下，能否保证旁路断路器的正常投运呢，这不能不令人忧虑。
为保证SF6断路器在严寒条件下能正常工作，可人为地改变SF6气体的运行条件，如在低于-25℃时，采用自动投入电加热措施。应该承认，按既定温度自动投入电加热并不困难，困难的是在哪里加热?如果在瓷绝缘外加热，那是隔靴搔痒无济于事，弄不好还会因温度内应力导致瓷件破裂。如果在瓷绝缘内加热，就存在110KV/对地电压的绝缘配合问题，搞不好会造成对地短路。也许上述问题不像我们想得那样复杂，但这终究是制造厂家完善SF6断路器的一个课题。
根据高寒-40.5℃的实际情况，我们在“635”水电站工程的初设中，将LW-110型SF6断路器改用SW6-110型少油断路器，并要求该工程户外电器用绝缘油，只能是50号，即保证在-50℃条件下能正常运行。
3 真空断路器应用在发电机出口存在的问题
在“635”水电站工程可研设计中，发电机电压10.5KV侧为扩大单元接线，断路器选用ZN-10型真空断路器。在进行初步设计时，我们经过反复研究后，决定改用LN2-10型SF6断路器。这一改型的基本原因是真空断路器的复合过电压问题。真空断路器的起弧和灭弧性质与其它介质大为不同。如空气、绝缘油、SF6等的电击穿，是由于触头间隙的电子在电场作用下高速定向运动，与介质中的大量分子碰撞，产生出很多电子和离子，这些电子和离子在电场作用下继续碰撞，于是在介质中形成放电通道，即这种起弧属于碰撞游离性质的电击穿。它们熄弧的共同特点是在正弦波上接近自然过零时熄灭，并由于触头距离的增大和介质绝缘强度的恢复，使其不再起弧。而真空断路器的真空度比较高，很少有电子存在，即使有个别电子在电场作用下也高速定向运动，但真空中的分子太少，发生碰撞的机会太少，因而诱发不了游离性质的电击穿。所以真空断路器的起弧只能是在触头间隙较小，电场极强，电场强度以破坏介质绝缘的情况下才能出现。它的熄弧是在触头间隙增大，介质绝缘强度增大，电场强度不足以维持击穿状态时，电弧被强行熄灭。这种强行熄弧，被称为电流截断。所有断路器都有一定电流截断能力，截流水平也差不多，但在同样电流截断值条件下，真空断路器出现截流过电压概率要高很多，造成的危害也较为常见。其原因有待进一步研究，但更重要的是截流过电压往往引发重燃过电压，构成复合过电压。 在发生截流过电压过程中，如果电流截断值是ID，则储存在负荷电感L中的磁场能量为：
AI = LI D / 2
若此瞬间的线路电压值是UC，则储存在回路电场C中的电场能量为：
AC = CU D / 2
储存在负荷中的总能量SA = AI + AC = (LI D + CU D )/2
电流截断后，磁场能总要释放出来对C充电，另一瞬间电场能又要转化为磁场能，这就形成了高频振荡，振荡频率决定于波阻抗L/C，一般在KHZ级。断路器触头间隙在工频电压U基础上，复加了高频电压UCM。
UCM = (I D×L/C + U2)1/2
由上式可见，高频电压值与电流截断值有关，截断电流值越大，高频电压值就越高。对于真空断路器来说，一般是所在电网额定电压的两倍多。它可能导致断路器重击穿。
重击穿使电弧重燃并引起重燃过电压，比截流过电压的幅值更高，频率更高，波头更陡，使电机绕组引线入口附近匝间绝缘受到严重威胁。沙特美国石油公司29台13.2KV、15MW电机用真空断路器操作，10年中有23台出现过匝间绝缘被击穿。
发电机是电力系统的心脏，其匝间绝缘相对比较薄弱。当然这并不是说用真空断路器，发电机匝间绝缘必然击穿。但过电压的积累效应，促使绝缘老化，使发电机的电寿命缩短。因此，在该工程设计中，我们将发电机出口柜内真空断路器改为柜内SF6断路器。
通过近两年的运行，发电机出口SF6断路器及高压侧户外少油断路器经受了发生在2000年底，2001年初历史最低温度-42.6℃的考验，均运行正常.
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