田祿，陳磊，林恒，郝金鵬，周秀

(1.國網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學(xué)研究院，寧夏 銀川 750011；2.國網(wǎng)寧夏電力有限公司檢修公司，寧夏 銀川 750011；)

罐式斷路器是滅弧室處在1個接地金屬箱中的斷路器，為戶外超高壓輸電設(shè)備，用于750 kV電力系統(tǒng)中，對輸變電線路進(jìn)行控制、測量、保護(hù)和切換。某變電站線路3/2接線中開關(guān)型號為LW55-800，額定電流為5 kA，額定頻率為50 Hz，額定短路開斷電流50 kA，峰值135 kA，動作次數(shù)20次。2016年5月16日，某變電站7530斷路器故障，經(jīng)過現(xiàn)場檢查、電氣試驗(yàn)及解體檢查、仿真分析，查找出罐式斷路器故障原因，并提出相應(yīng)的措施及建議。

1 故障簡介

2016-05-16 T 17:53:50:385，7530斷路器內(nèi)部發(fā)生B相故障，30 ms后分別跳開7531、7530、7532斷路器B相；693 ms時，7531、7532重合閘出口，B相合閘；786 ms時，瞬時跳開7532、7530斷路器A、B、C三相；800 ms時，瞬時跳開7532、7530斷路器A、B、C三相。保護(hù)動作前運(yùn)行工況為

(1)天氣晴，溫度12 ℃，微風(fēng)。

(2)750 kV Ⅰ母、Ⅱ母帶電運(yùn)行，故障發(fā)生前系統(tǒng)運(yùn)行方式如圖1所示，某變電站7531、7530、7532成串運(yùn)行，某電廠側(cè)7521、7520、7522成串運(yùn)行。其故障前系統(tǒng)運(yùn)行方式如圖1所示。

圖1 故障前系統(tǒng)運(yùn)行方式

2 故障點(diǎn)定位

2.1 確認(rèn)故障范圍

發(fā)生故障后，電廠Ⅱ線和某線路Ⅱ線線路2套線路保護(hù)均動作出口動作跳閘，跳開線路兩側(cè)對應(yīng)開關(guān)B相，其中某線路Ⅱ線線路保護(hù)動作，變電站側(cè)(7530、7532)斷路器跳閘，電廠Ⅱ線線路保護(hù)出口動作，電廠側(cè)(7530、7531)和電廠側(cè)(7522、7520)跳閘，線路故障時錄波如圖2所示，變電站側(cè)7530斷路器保護(hù)在同時收到兩側(cè)線路保護(hù)B相保護(hù)動作信號后，7530斷路器保護(hù)失靈瞬時三跳出口跳開7530斷路器三相，故判斷故障點(diǎn)位于電廠Ⅱ線和某線路Ⅱ線線路保護(hù)范圍，為變電站側(cè)7530斷路器B相。

現(xiàn)場檢修人員對7530間隔斷路器進(jìn)行外觀檢查，確認(rèn)各氣室壓力正常、產(chǎn)品外觀未出現(xiàn)明顯損傷跡象，7530斷路器B相本體接地扁鐵處有明顯放電痕跡，如圖2所示。

圖2 斷路器B相接地扁鐵處放電痕跡

經(jīng)現(xiàn)場檢查后將7531、7532斷路器恢復(fù)送電，7530 斷路器轉(zhuǎn)入檢修狀態(tài)。通過后臺錄波圖得知，故障時7530B相斷路器最大故障電流有效值為17 kA，最大故障電流峰值為25.475 kA。

2.2 SF6氣體成分分析

現(xiàn)場對7530斷路器滅弧室及P1、P2側(cè)套管氣室的氣體濕度、純度、分解產(chǎn)物進(jìn)行測試，發(fā)現(xiàn)7530斷路器P2側(cè)套管氣室CO含量為275.8 μL/L，SO2含量為205.1 μL/L，H2S含量為79.9 μL/L，HF含量為34.9 μL/L，嚴(yán)重超標(biāo)[1-2]，初步確認(rèn)得出B相P2側(cè)套管氣室存在高能量放電故障，斷路器固體絕緣受損。7530間隔罐式斷路器SF6分解物成分檢測數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 7530罐式斷路器SF6分解物成分分析

綜合上述數(shù)據(jù)，根據(jù)保護(hù)動作情況及相應(yīng)間隔的氣體成分分析，可以初分析判斷故障發(fā)生在7530斷路器B相P2側(cè)套管內(nèi)部。

3 罐式斷路器拆解檢查

3.1 故障氣室內(nèi)部檢查

為證實(shí)故障點(diǎn)具體位置及確認(rèn)故障原因，對故障罐式斷路器進(jìn)行拆解[3-4]，發(fā)生故障的隔離開關(guān)如圖3所示?，F(xiàn)場將7530 B相斷路器解體檢查，檢查斷路器兩側(cè)盆式絕緣子，發(fā)現(xiàn)罐式斷路器P2側(cè)盆式絕緣子電流互感器側(cè)表面存在貫穿性放電通道[5-6]，并存在大量的放電分解物，如圖4所示。

圖3 故障罐式斷路器

圖4 P2側(cè)盆式絕緣子放電情況

檢查發(fā)現(xiàn)絕緣子表面存在從中間高電位接線端至邊緣地電位貫穿性放電通道，電流互感器、斷路器等其他部位均未發(fā)現(xiàn)異常。在對盆式絕緣子進(jìn)行X光探傷檢查后，并未發(fā)現(xiàn)絕緣筒內(nèi)部有異物、氣泡、開裂等異常現(xiàn)象[7-8]。

3.2 白色附著物取樣分析

對故障斷路器故障處盆式絕緣子等8處位置進(jìn)行放電產(chǎn)物進(jìn)行取樣分析，發(fā)現(xiàn)主要成分為C、O、F、Al、S、Cr、Mn、Pb等元素，與斷路器電弧灼燒電連接、盆式絕緣子、電流互感器筒體(不銹鋼材質(zhì))及SF6氣體所含成分相符，判定為內(nèi)部放電產(chǎn)物。取樣位置如圖5所示，成分分析結(jié)果見表2。

圖5 分解物取樣點(diǎn)

表2 放電產(chǎn)物組成元素含量 /%

3.3 故障分解產(chǎn)物分析結(jié)論

分解物主要由電弧灼燒絕緣支撐筒、盆式絕緣子、電連接、電流互感器筒體及SF6氣體所產(chǎn)生(鋁合金熔化溫度660 ℃左右，盆式絕緣子玻璃化溫度110 ℃左右，放電電弧溫度2 000 ℃以上[9-10])。

4 套管電場計算及原因分析

4.1 電場仿真

為進(jìn)一步查找故障原因，對放電套管電場強(qiáng)度進(jìn)行校核，由于模型比較復(fù)雜，難以計算解析，因此使用ANSYS有限元分析軟件模擬場強(qiáng)分布[7,9]，對其進(jìn)行電場計算，套管內(nèi)部結(jié)構(gòu)如圖6所示。

圖6 套管結(jié)構(gòu)剖視

在高壓側(cè)加有效值為2 100 kV的電壓激勵[4,9]，對導(dǎo)體及中間屏蔽表面、絕緣支撐筒、盆式絕緣子沿面分別進(jìn)行了電場仿真計算。計算結(jié)果如表3所示。

表3 瓷套管計算結(jié)果統(tǒng)計

根據(jù)仿真結(jié)果與廠家設(shè)計絕緣裕度對比分析，發(fā)現(xiàn)各部分仿真結(jié)果均在設(shè)計裕度范圍內(nèi)，其中絕緣支撐筒內(nèi)部裕度最大，為35.84%，如圖7所示，盆式絕緣子表面裕度僅為14.4%，為各處計算結(jié)果中最低，仿真結(jié)果如圖8所示。

圖7 絕緣支撐筒沿面場強(qiáng)

圖8 盆式絕緣子表面場強(qiáng)

4.2 電場仿真結(jié)論分析

通過對套管結(jié)構(gòu)及電場性能進(jìn)行分析，產(chǎn)品設(shè)計滿足要求,但盆式絕緣子表面沿面電場裕度為仿真結(jié)果中最小，表面臟污或存在微粒異物將導(dǎo)致電場分布集中并產(chǎn)生嚴(yán)重畸變，極易造成放電故障。

5 故障原因分析

發(fā)生故障當(dāng)天該變電站天氣晴朗，無雷電記錄，可以排除雷電過電壓造成罐式閃絡(luò)的可能。電網(wǎng)運(yùn)行正常，無操作，可以排除系統(tǒng)過電壓可能[20-22]。

根據(jù)SF6分解產(chǎn)物及故障套管仿真結(jié)論分析，盆式絕緣子表面擊穿的原因?yàn)榕枋浇^緣子表面存在異物或臟污的情況下電場強(qiáng)度分布使局部電場被集中并產(chǎn)生畸變，在絕緣裕度較低的盆式絕緣子表面閃絡(luò)電壓急劇降低，從而引發(fā)局部放電或沿面閃絡(luò)，最終造成放電故障，與現(xiàn)場檢查及相關(guān)分析結(jié)果相符，故認(rèn)為導(dǎo)致本次放電事故的原因?yàn)樘坠躊2氣室盆式絕緣子上表面存在異物或者安裝過程中受到污染，導(dǎo)致電場發(fā)生畸變，使其沿面局部電場集中，從而導(dǎo)致盆式絕緣子表面閃絡(luò)電壓下降[10-11]，繼而進(jìn)一步發(fā)展為沿面放電及氣隙放電，在盆式絕緣子表面形成閃絡(luò)通道，部分熔融物沿盆式絕緣子表面向下滴落，最終使絕緣支撐筒出現(xiàn)對地放電。

6 措施及建議

(1)加強(qiáng)罐式斷路器設(shè)備生產(chǎn)全過程監(jiān)督管理，尤其是裝配環(huán)節(jié)異物清理管理，嚴(yán)防異物殘留，造成隱患。

(2)開展罐式斷路器專項(xiàng)帶電檢測，并重點(diǎn)對套管底端盆式絕緣子等已發(fā)生故障部位，確保設(shè)備健康平穩(wěn)運(yùn)行。

(3)建議廠家優(yōu)化罐式斷路器設(shè)計，改變套管盆式絕緣子布置方式，并預(yù)留帶電檢測位置，方便檢修維護(hù)人員對該部位進(jìn)行隨時檢測，及時發(fā)現(xiàn)隱患，預(yù)防類似事件發(fā)生，提高設(shè)備運(yùn)行可靠性。