摘  要：随着西电东送工程的进一步实施，以及华北电网的进一步发展和北京市奥运工程的实施，华北电网近年将陆续新增数个500kV变电站及发电厂升压站，加之原有部分500 kV变电站内断路器设备改造，网内近年会新增一大批断路器设备。为规范500kV断路器的选型工作，针对选型招标中的实际问题，特提出选型原则的问题。220kV断路器的选型工作也可作借鉴。

   关键词：华北电网；500kV高压断路器；选型

1．1  灭弧和绝缘介质

    断路器一般采用的灭弧和绝缘介质有：SF6绝缘油、真空和空气等形式，但对220kV及以上电压等级而言，现在基本都采用SF6作为灭弧和绝缘介质，虽然SF6有温室效应、弧后分解物剧毒等环境方面问题，但目前还没有哪种介质能取代SF6在高压断路器领域中的优越地位，故现在110kV及以上高压断路器如无极特殊要求，都应采用SF6断路器。

1．2  GIS与敞开式设备

    选型在大的方面可以分为是选用GIS设备还是常规敞开式开关设备。GIS设备结构紧凑、占地小，设备安全可靠性较高，但价格昂贵，一般仅使用在城区土地面积较小的区域或地下变电站，且一般应用于110kV及220kV等级，500kV等级的GIS成套技术只有少数几家大公司掌握，价格昂贵，一般在大型水电厂地下厂房内或严重污秽地区，及海边等空气外绝缘不易达到相应等级的地区使用。另外，GIS设备一旦发生故障，修复费用和费时间都较多。

1．3柱式还是罐式

    常规敞开式开关设备应选用瓷柱式还是罐式断路器应根据成本分析、故障统计以及用户习惯等方面来确定。对于500kV电压等级而言，由于传统的油纸绝缘TA在运行一段时间后介损会渐渐增大，而500kV等级SF6。TA的可靠性仍需要长时间运行来验证(目前500kV等级SF6TA故障率较高)，故采用罐式断路器虽然增加了断路器内绝缘故障的可能性，但大幅降低了TA的故障率。价格方面罐式断路器稍稍超出了瓷柱式断路器加独立TA的价格，占地方面如采用一个半断路器常规接线方式，两者差别不大。罐式断路器由于罐体外可加装加热装置，故在相同的SF6密度下，更能适用于严寒的气候条件。此外，罐式断路器重心较低，抗震性相对较强；相对而言，柱式断路器基本不存在对地绝缘问题，结构简单，维护方便，且价格上有一定的优势，选择时应综合考虑。

1．4  新型开关设备

    新型开关设备如H-GIS、PASS等以高度集成、运行灵活、结构简单、二次接口标准化、可在工厂内进行单元组装并调试、建设安装工期短、维护量少等特点而迅速发展，价格相对而言不太昂贵，建议在华北网内选择进行试用。

2  合闸电阻问题

    500kV系统为降低长线路操作过电压，在线路断路器上装设合闸电阻，合闸时在主触头闭合前投入，待主触头完成投入后合闸电阻退出。非线路断路器如主变断路器、母联断路器等不应装设。线路断路器是否装设合闸电阻应根据相应的过电压计算分析得出。一般而言，200km以下线路用避雷器就可限制操作过电压至相应水平，线路断路器可不装设合闸电阻。200km以上线路需计算得出。装设合闸电阻的断路器成本提高很多，且使得断路器机构可靠性降低，所以不必装设的地方就不应装设。220kV及以下电压等级由于操作过电压不高，所以不应装设合闸电阻。

3  断路器的外绝缘的参数选用

    断路器的参数选用应满足DL／T615-1997交流高压断路器参数选用导则。其额定电压、额定电流、额定短路开断电流以及断路器时间特性均应符合相应的标准要求。在此主要就设备招标中出现的外绝缘爬距问题进行说明。

    断路器外绝缘的公称爬电比距应符合DL／T593-1996 3.1.2C的要求。

    500kV断路器断口间的公称爬电比距与对地公称爬电比距之比一般取1.15～1.35。如果对地公称爬电比距值较大，则取偏小值；如果对地公称爬电比距值较小，则取偏大值。

    对于500 kV联络断路器断口间外绝缘，爬电比距一般应取相应污秽等级标准值的1.3倍，而不能简单地认为取该断路器对地绝缘爬电比距的1.3倍。联络断路器一般系指断开后能分隔两个独立电网的断路器，其断口两端有可能承受两倍最高运行相电压作用。如发电厂发一变组高压断路器、两大电网联络线两端断路器等，而一般的母联断路器则不属此类。

4  操作机构的选择

    统计表明，高压断路器约60%的故障和障碍属于操作机构故障或障碍。操作机构是断路器中极为重要的一部分。目前应用的操作机构大致可分为弹簧机构、液压机构(含弹簧液压机构)、气动机构等几大类型。

4．1  弹簧操作机构

    该机构是以储能的弹簧直接操作断路器的机构形式。它的结构简单、维护量小，二次各种储能位置、闭锁接点简单。弹簧机构一般为电动合闸弹簧储能，对储能时间要求能满足。0--0．3 s--合分--3min一合分的操作时序，即要求合闸储能时间小于3min。此种机构分合闸弹簧在运行中一直处于储能状态，长期运行可能会产生弹簧疲劳、变形、断裂等问题，且一般无法提前预知，所以对弹簧材质要求极高。目前各生产厂家生产的弹簧操作机构均通过了3 000次甚至更高的机械寿命试验，但弹簧机构在长期运行中的分、合闸弹簧形变以及对断路器时间、速度等参数的影响仍需研究和时间检验。

4．2  液压机构(含弹簧液压机构)

    是以高压液压油驱动工作缸活塞带动触头进行分合操作，这种类型的操作机构技术成熟，操作功大，运行可靠。常见的问题是原有国产液压机构机械加工精度不高，密封件质量差，长期运行会产生渗漏油、频繁打压等现象。但目前生产的集成化的液压操作机构已经大有改进，其中管路减少、密封元件数量减少，阀体集成等措施使得渗漏油的几率大大降低。

4．3气动操作机构

    是以压缩空气为动力进行开关操作的机构。它的优点是以空气为介质，无环境污染，造价相对便宜，输出操作功大。气动机构最大的问题是空气中的水份经压缩后变成液态，在寒冷季节结冰会堵塞管路、阀体等，因此需要严格执行定期放水制度，必要时可添加自动脱水装置、自动排污阀等。气动机构对空气压缩机要求较高，一般应采用高质量的空气压缩机。

5  备品／备件及专用工具

    为方便断路器的运行、检修及试验等，在断路器订货时需选择一定数量种类的备品／备件，一般应包含以下内容：分、合线圈，阀门，压力表，手力操作工具，吊装工具等，对于气动机构应考虑是否订购备用空气压缩机。若同型号断路器较多或故障恢复时间要求较高时，可考虑备用单只灭弧室和单相操作机构。在500kV系统中，采用一个半开关接线时，由于两台断路器同时故障的可能性极低，可不考虑事故备用备品，但对220 kV系统，单台断路器故障可直接迫使机组或线路停运，因此可考虑事故备用断路器设备，这一点，对进口GIS类产品尤为重要。

    为便于现场断路器速度测试，用户还应订购能适用于所用开关测试仪器的速度测量支架、传感器等，以便在交接或必要时进行速度检查。

6  出厂试验

    高压断路器应按相应标准如GBl984-89等进行出厂试验。在机械操作试验项目中的低电压操作试验中，有的厂家只进行30%电压不分闸，65%电压可靠分闸即认为通过，而不测定具体的动作电压数值，以后交接和预试时无法与出厂值相比较，因此我们建议招标时要求制造厂在出厂时测定具体的最低动作电压数值。
7  改造项目中新断路器与原有保护系统
配合问题

    在断路器改造项目中，常因配合原有保护系统而对断路器线圈提出电阻、电流方面的要求，要求生产厂改变原有标准配置配用非标线圈，这需要进行严格的计算和试验才可实施，而且又涉及运行后线圈更换时的备品问题，所以我们建议不应强制要求断路器线圈配合原有保护系统，而应将原保护系统中的接口板卡一并更换。

    另外，对于分闸回路的RC并联加速回路的断路器，由于其在分闸瞬间要获得数十安培的直流电流，所以在二次保护方面应特殊设计，增大直流电缆线径并降低跳闸继电器接点的接触电阻，防止因断路器分闸回路未能获得足够的端电压而拒动。