邱磊
贵州乌江水电开发有限公司索风营发电厂 贵州省贵阳市 550200
【摘要】：索风营发电厂使用的发电机出口断路器（GCB）是ABB公司瑞士生产的SF6断路器，型号为HEC-3。从2005年相继投运至今已有15年。虽然设备目前运行状态良好，但根据电机出口运行手册规定，满15年要进行大修。经检修发现断路器C相极柱靠下出线臂过热严重，部分已严重碳化。为查找原因，将故障断路器运输至厂家进行了解体检查，发现绝缘拉杆已完全碳化、断裂，表面伞裙上残留大量熔化状碳化物，切割滑触，其表面残留弹簧过热压痕。经外观及解体检查，找出了发生故障的原因，并制定了防范措施，取得不错的效果。
【关键词】：发电站；发电机；断路器
1发电机断路器检修的必要性
运行15年时，GCB开关本体橡胶密封老化达到老化峰值，GCB系统内部有0.62MPa压力的SF6气体，密封老化后，SF6气体年泄漏量增加，对运行、检修维护人员安全健康造成伤害。
密封老化后，设备本体与传动部件的密封件失去弹性，密封性能急剧下降，开关内部SF6气体有突然泄露至压力为零的风险，此时，开关内部绝缘性能急剧下降如果设备在运行状态，可导致设备内部对地放电，甚至对地短路，对设备安全及稳定运行构成严重威胁。
液压机构油路密封老化，造成GCB液压操作机构运行不稳定，会出现突然建压失灵，储能电机长时间及储能电机频繁启动等，当液压弹簧机构压力无法及时储能时，开关无法操作，对电厂发电机商业运行的稳定性造成严重影响，甚至出现非计划停运等情况。
#1GCB操作次数4895次，#2GCB操作次数5203次，#3GCB操作次数4634次，操作次数较多，使得操作连杆，拐臂，轴承，开关内部传动部件等可能发生磨损、机械疲劳，这些磨损疲劳会造成GCB各部件机械性能的下降，对GCB分合闸操作的特性也会造成一定的影响，疲劳的部件也为设备的安全运行埋下了隐患。
2发电机断路器的维修检验
2.1电气试验检查
将故障断路器三相合闸，测量断路器三相回路电阻为A相15uΩ、B相14.8uΩ、C相94.6uΩ，三相回路中C相电阻超过出厂规范要求值22uΩ，C相回路电阻异常。
对断路器C相极柱进行了42kV交流耐压试验，1min通过，由此判断真空灭弧室无异常。
2.2极柱外观的检查
故障断路器C相极柱靠下出线臂水平位置整圈过热现象严重，部分已严重碳化，下出线柱与极柱连接部位有熔化物挂有溶滴，极柱处有少许熔渣;推测为黏结剂过热流出固化所致。极柱从设备底座向上40cm处(紧邻下出线座上部)出现不规则贯穿性裂纹，从裂纹处观察，内部已完全碳化，但表面碳化现象不严重。A、B两相无异常现象。
2.3出线臂的检查
故障断路器C相下出线臂上部表面绝缘套已完全开裂，较其他出线臂颜色发白，绝缘护套已失去弹性。出线臂下部绝缘套龟裂，未形成完整开裂面，靠近极柱15cm处有熔化物挂有溶滴，推测为黏结剂过热流出固化所致。出线臂导体过热氧化，表面氧化残渣推测为导体防护镀层及硅橡胶粘接剂以及导体氧化所致，轻微去除氧化层，仍可见导体金属光泽。梅花触头镀银层表面光泽较暗，无严重过热氧化迹象过热，氧化程度较轻。触头压力弹簧手测无退火、疲劳现象，压力与其他相弹簧变化不大。梅花触头表面硅橡胶防护罩上部低温过热变白、脆化，硅橡胶防护罩下部仍有弹性，其他未见异常。
2.4绝缘拉杆检查
故障断路器C相绝缘拉杆松动，可手动拨动，绝缘套管内侧及底部有少许熔渣残留，绝缘拉杆与动导电杆断裂。经检查，拉杆与传动轴螺栓均剩余4圈，可推测拉杆调整合格;其他未见异常。
2.5静触指检查
故障断路器C相下静触指表面出现过热氧化现象，目测和下出线臂程度类似;经观察插入痕迹，静触头插入深度符合要求。套管处存在轻微过热迹象，套管内部残留熔渣;经位置比对，为下出线臂绝缘套熔渣掉落。与静触头连接母排氧化、发黑，表面绝缘套完整，可推测出该部位过热温度不高;其他未见异常。杆已完全碳化、断裂，表面伞裙上残留大量熔化状碳化物，靠近动导电杆滑触位置残留1块金属熔化物，滑触动导电杆下端熔化形成缺口，动导电杆已完全卡死不能动作。切割滑触后，可以看到动导电杆下端熔化严重，表面残留弹簧过热压痕，其中以靠近下端2圈(共4圈)最严重。滑触弹簧已压缩变形，完全失去弹性，靠下端弹簧少量熔化、散乱;靠上端弹簧损坏情况较下端轻微一些。
2.6故障原因
发电机出口断路器C相过热故障的根本原因为:动导电杆滑触连接靠最下端的弹簧失效，致使该部位接触电阻异常增大，以致出现低温过热现象;过热又进一步促使接触部分氧化，接触电阻进一步变大，导致部分动导电杆铝材熔化，弹簧部分熔化，温度进一步升高，与动导电杆连接部分弹簧熔化，极柱碳化，最终形成该次故障。
3发电机断路器的维修过程
3.1灭弧室及开关本体检修
确认备品配件已经到现场经验收合格。对断路器操作机构压力进行释压至“0”位。回收断路器内部SF6气体。
打开GCB三相盖板，拆下三相灭弧室并转移至检修工作平台。分别对三相灭弧室进行解体检修。更换主触头、灭弧触头，重新进行回装。
检查断路器绝缘子内外表面，密封槽并进行清洗。检查断路器各部件腐蚀情况，对腐蚀部件进行必要的更换。更换灭弧室内的密封件。
检查传动部位等并对易损件进行更换。更换吸附剂。使用干净的洁净布对内部进行清扫。
灭弧室回装。使用真空泵对灭弧室进行抽真空。对SF6灭弧室重新充合格的SF6气体。断路器SF6气体微水含量测试。SF6气体泄漏试验。回装断路器三相灭弧室并重新调整断路器操作连杆。二次控制回路检查。操作机构碳刷更换。密度继电器检查校验。
3.2操作机构检修
操作机构解体检查。断路器位置指示检查。所有油路清洁检查。更换全套密封件。更换液压油、润滑油。
3.3大修后试验
测试断路器的动态电阻值和接触电阻值。
断路器SF6气体微水含量测量。
测试断路器分、合闸时间。
测试断路器分、合闸速度。
断路器工频耐压试验。
断路器试验结束，各项试验数据满足标准要求。
提交试验报告，检修结束。
4防范措施
在发电机出口开关正常运行过程中，增设出线臂、静触头等部位在线温度监测装置，实时监测断路器运行温度，以掌握设备的运行状况。在发电机出口开关结构设计及制造上，要选用耐高温材质，对弹簧焊接质量及其工艺应进一步提高，以保障设备的可靠运行。
结束语
此次检修预计工期11天，预算金额70万元（不含税价），对发电企业运营管理等生产成本影响不大。通过对发电机出口开关断路器的维护，消除了设备隐患，确保发电机出口开关安全可靠运行，为“远程集控、少人维护”的推进提供了可靠保障。
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