SF6断路器的状态监测与故障诊断
2007-08-29 16:15:47 来源:
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电力18讯: 摘要:对铁路牵引变电所SF6断路器的检修、状态监测和故障诊断技术进行了初步的研究和探讨,对SF6气体特性、压力监督及含水量的监督和测量等进行了阐述,并对SF6断路器状态监测和故障诊断进行了展望。
关键词:SF6断路器;检修;状态监测;故障诊断
中图分类号:TM561.2 文献标志码:B 文章编号:1003-0867(2007)02-0026-03
SF6断路器由于具有灭弧能力强、介质强度高、维护周期长等优点,已广泛应用在铁路电力牵引供电系统中。SF6断路器,是利用SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质的高压断路器。SF6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体,化学性能稳定。在电晕和电弧放电中,SF6被分解为硫和氟原子。电弧消失后,可重新结合成SF6。但在电极附近,由于金属蒸气参加了反应,生成金属氟化物和低氟化物,当气体内含有水分时,就可生成腐蚀性很大的氢氟酸(HF)。氢氟酸对绝缘材料、金属材料都有很大的腐蚀性,不能使用含硅的绝缘材料。因此应严格控制装入断路器中SF6气体所含水分,并且进行必要的测量和状态监测,及时发现可能出现的异常和故障预兆并进行检修,保证设备的正常运行,保证网络的可靠供电。
因此水分是SF6气体中危害最大的杂质。SF6气体含水量过高会危及电力设备的安全运行,主要表现在:
•水分的存在影响气体分解物的生成;
•水与酸性杂质在一起时,会使材料腐蚀,导致机械操作失灵;
•水分在低温下会在固体绝缘表面凝露,使沿面闪络电压急剧下降,导致事故。
1 SF6断路器的故障及检修
1.1 SF6断路器故障分布
SF6断路器机械故障因素占70%,辅助和控制电路占19%,主要电路的电气因素故障占11%。
在未闭合或未断开的操作上占主要故障的48%。
断路器的主要的故障可认为是:
•操作故障,包括驱动和操作故障;
•绝缘故障,包括主触头。
1.2 检修策略
为了追求更好的检修方法和出路,提出了状态检修。状态检修是根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息,判断设备的异常,预知设备的故障,在故障发生前进行维修的方式,即根据设备的健康状态来安排维修计划,实施设备维修。
但对于SF6高压断路器,要真正做到状态检修仍很困难。高压断路器发生的故障,只有一部分是具有渐变的过程,而很多故障是突发性的,至少在目前根本无法事先预知可能发生的故障,例如机械受力部件的失效等。就是对于渐变的一些元器件的老化过程,也没有揭示出具体的时间进程。因此,当前要完全做到状态检修还不太现实。但是,无论制造业还是运行单位,朝这个目标探索和努力的进程正在加快。
目前行业上还没有制定出比较合理的检修周期和检修项目,相应的维护检修经验比较匮乏。根据SF6断路器的实际状况,目前可推荐策略如下。
“坚持日常监护,做好定期预试,立足于状态检修”。以定期离线试验和在线监测的手段为基础,贯彻状态检修的方法,对已暴露和发现的故障及其潜伏性缺陷及时安排检修,这种状态检修包括了预知检修和后知检修。
状态检测要基于离线试验和在线监测两种方法,坚持定期的试验检查,发展在线监测手段,有把握地延长定期试验的周期。坚持监控断路器的实际运行状况,认真分析断路器的实际状况,及时发现已有的或潜伏的缺陷和故障,进行有针对性的局部性检修。对于带有共性的问题,宜安排扩大性检修。
2 SF6气体的状态监测
2.1 SF6气体的压力监督
SF6断路器设备投运后,其绝缘性能和灭弧能力在很大程度上决定于SF6气体的状态,通常应监督气体密度和气体纯度两个参数。
对于常规SF6断路器设备,监控SF6气体密度的方法是装设气体压力表和密度继电器。鉴于气体参数可测量性、使用习惯和安全规程相应的规定等实际情况,常常给出SF6气体的压力参数。由于SF6的气体特性与理想气体不同,在说明其压力的同时必须说明是在什么温度条件下才有意义。制造厂出厂时表明的气体压力参数均指标准条件,即对应于200℃环境温度,也就是用200℃温度下的气体压力来代替气体的密度。
如不考虑泄漏,其密度保持不变,而压力随温度的变化而变化,评定不同环境温度条件下的气体压力是否正常可采用多种方法。常用的有气体压力温度特性曲线法和经验公式计算法,还可采用温度补偿的压力表。
2.2 SF6气体的含水量监督
SF6气体中难免会含有一些水分和空气等杂质,水分是以水蒸汽形式存在。水分的危害比较大,所以得到极大的重视和关注。当温度下降时,过量的水蒸汽可能凝结成水附着在绝缘件表面,从而潜伏着发生绝缘事故的危险。另一方面,在电弧高温作用下分解后,由于水分存在而可能产生有毒物质,影响到设备寿命和人身的安全。所以,对SF6断路器设备中的气体含水量有比较严格的要求。
3 SF6断路器状态监测和故障<
关键词:SF6断路器;检修;状态监测;故障诊断
中图分类号:TM561.2 文献标志码:B 文章编号:1003-0867(2007)02-0026-03
SF6断路器由于具有灭弧能力强、介质强度高、维护周期长等优点,已广泛应用在铁路电力牵引供电系统中。SF6断路器,是利用SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质的高压断路器。SF6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体,化学性能稳定。在电晕和电弧放电中,SF6被分解为硫和氟原子。电弧消失后,可重新结合成SF6。但在电极附近,由于金属蒸气参加了反应,生成金属氟化物和低氟化物,当气体内含有水分时,就可生成腐蚀性很大的氢氟酸(HF)。氢氟酸对绝缘材料、金属材料都有很大的腐蚀性,不能使用含硅的绝缘材料。因此应严格控制装入断路器中SF6气体所含水分,并且进行必要的测量和状态监测,及时发现可能出现的异常和故障预兆并进行检修,保证设备的正常运行,保证网络的可靠供电。
因此水分是SF6气体中危害最大的杂质。SF6气体含水量过高会危及电力设备的安全运行,主要表现在:
•水分的存在影响气体分解物的生成;
•水与酸性杂质在一起时,会使材料腐蚀,导致机械操作失灵;
•水分在低温下会在固体绝缘表面凝露,使沿面闪络电压急剧下降,导致事故。
1 SF6断路器的故障及检修
1.1 SF6断路器故障分布
SF6断路器机械故障因素占70%,辅助和控制电路占19%,主要电路的电气因素故障占11%。
在未闭合或未断开的操作上占主要故障的48%。
断路器的主要的故障可认为是:
•操作故障,包括驱动和操作故障;
•绝缘故障,包括主触头。
1.2 检修策略
为了追求更好的检修方法和出路,提出了状态检修。状态检修是根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息,判断设备的异常,预知设备的故障,在故障发生前进行维修的方式,即根据设备的健康状态来安排维修计划,实施设备维修。
但对于SF6高压断路器,要真正做到状态检修仍很困难。高压断路器发生的故障,只有一部分是具有渐变的过程,而很多故障是突发性的,至少在目前根本无法事先预知可能发生的故障,例如机械受力部件的失效等。就是对于渐变的一些元器件的老化过程,也没有揭示出具体的时间进程。因此,当前要完全做到状态检修还不太现实。但是,无论制造业还是运行单位,朝这个目标探索和努力的进程正在加快。
目前行业上还没有制定出比较合理的检修周期和检修项目,相应的维护检修经验比较匮乏。根据SF6断路器的实际状况,目前可推荐策略如下。
“坚持日常监护,做好定期预试,立足于状态检修”。以定期离线试验和在线监测的手段为基础,贯彻状态检修的方法,对已暴露和发现的故障及其潜伏性缺陷及时安排检修,这种状态检修包括了预知检修和后知检修。
状态检测要基于离线试验和在线监测两种方法,坚持定期的试验检查,发展在线监测手段,有把握地延长定期试验的周期。坚持监控断路器的实际运行状况,认真分析断路器的实际状况,及时发现已有的或潜伏的缺陷和故障,进行有针对性的局部性检修。对于带有共性的问题,宜安排扩大性检修。
2 SF6气体的状态监测
2.1 SF6气体的压力监督
SF6断路器设备投运后,其绝缘性能和灭弧能力在很大程度上决定于SF6气体的状态,通常应监督气体密度和气体纯度两个参数。
对于常规SF6断路器设备,监控SF6气体密度的方法是装设气体压力表和密度继电器。鉴于气体参数可测量性、使用习惯和安全规程相应的规定等实际情况,常常给出SF6气体的压力参数。由于SF6的气体特性与理想气体不同,在说明其压力的同时必须说明是在什么温度条件下才有意义。制造厂出厂时表明的气体压力参数均指标准条件,即对应于200℃环境温度,也就是用200℃温度下的气体压力来代替气体的密度。
如不考虑泄漏,其密度保持不变,而压力随温度的变化而变化,评定不同环境温度条件下的气体压力是否正常可采用多种方法。常用的有气体压力温度特性曲线法和经验公式计算法,还可采用温度补偿的压力表。
2.2 SF6气体的含水量监督
SF6气体中难免会含有一些水分和空气等杂质,水分是以水蒸汽形式存在。水分的危害比较大,所以得到极大的重视和关注。当温度下降时,过量的水蒸汽可能凝结成水附着在绝缘件表面,从而潜伏着发生绝缘事故的危险。另一方面,在电弧高温作用下分解后,由于水分存在而可能产生有毒物质,影响到设备寿命和人身的安全。所以,对SF6断路器设备中的气体含水量有比较严格的要求。
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