牛勃，馬飛越，溫泉，倪輝，徐玉華，陳磊，魏瑩

(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)

隨著超/特高壓的快速發(fā)展，GIS、HGIS、罐式斷路器等開關(guān)類設(shè)備(以下簡稱GIS設(shè)備)憑借占地面積小、維護工作量少、抗震性能好等優(yōu)點，在電網(wǎng)中的裝、用量與日俱增。由于設(shè)備安裝工藝、制造工藝等方面原因，導(dǎo)致GIS設(shè)備在運行過程中發(fā)生了多起停電故障，對電網(wǎng)運行可靠性影響愈加凸顯[1-3]。以西北電網(wǎng)800 kV GIS設(shè)備為例，從2005年甘肅公司、青海公司首次投運開始，已累計裝用設(shè)備811間隔，發(fā)生因設(shè)備內(nèi)部絕緣擊穿而停運故障32起，其中故障發(fā)生位置在活動氣室(斷路器、隔接組合、快速接地開關(guān))27起，占比84%，靜止氣室(母線、CT等)5起，占比16%。故障原因主要為開關(guān)設(shè)備分合閘過程中罐體內(nèi)部異物跳動，該類放電故障占全部故障的60%。

異物放電導(dǎo)致設(shè)備故障的主要原因包括三方面：(1)罐體內(nèi)絕緣裕度設(shè)計限值較少。雖然斷路器罐體內(nèi)絕緣裕度理論計算滿足要求，但絕緣裕度設(shè)計時未充分考慮電極表面粗糙度、微粒等對不同部位的設(shè)計限值影響，一旦存在金屬異物就容易造成屏蔽罩對地擊穿放電故障或絕緣子表面閃絡(luò)故障[4-6]。(2)設(shè)備制造工藝把控不嚴。鑄件焊接后因酸堿清洗不徹底，使異物隱藏于套管絕緣支撐筒與屏蔽筒縫隙，或隱藏于金屬法蘭根部等部位，在分合閘過程中振動激勵下、氣流帶動下造成表面電場畸變閃絡(luò)[7-9]。(3)設(shè)備安裝環(huán)節(jié)工藝控制不良?，F(xiàn)場組裝封蓋前未嚴格按操作流程和工藝要求進行清理，安裝完成后未對氣室內(nèi)部進行全范圍的點檢作業(yè)，導(dǎo)致內(nèi)部殘留灰塵、紙屑、金屬殘渣等異物[10-11]。

本文基于一起異物導(dǎo)致的800 kV斷路器合閘后接地故障分析，給出了兩種異物來源途徑以及相應(yīng)的異物飛行軌跡，針對故障分析結(jié)果提出了相應(yīng)的改進措施，防止同類事故的發(fā)生。

1 事故概述

S特高壓換流站年度綜檢后操作7573斷路器，進行M線送電，合閘8 s后750 kVⅡ母2套差動保護動作，M線2套線路保護動作，7513、7523、7543、7573、7583、7593、75B3、75C3斷路器跳閘。故障斷路器事故前運行方式見圖1。

圖1 事故前運行方式

2 現(xiàn)場檢查

2.1 二次設(shè)備檢查

2.1.1 故障保護動作分析

故障7573斷路器處于M線線路保護及750 kV II母母聯(lián)差動保護的公共區(qū)域，相應(yīng)的M線CT配置情況如圖2所示。

圖2 M線CT配置

接地故障期間各保護裝置動作正確，圖2中裝置PCS-915C-G報“差動保護啟動，B相變化量差動保護跳Ⅱ母，穩(wěn)態(tài)量差動跳Ⅱ母”，顯示最大差電流為12.55 A。裝置WMH-801C-G報“B相差動保護動作”，母線B相差流為12.581 A。M線2套線路保護動作，裝置PCS-931-G報“B相縱聯(lián)差動保護動作、接地距離Ⅰ段動作”，最大差動電流12.59 A。裝置NSR-303A-G報“B相縱聯(lián)差動保護動作、接地距離Ⅰ段動作”，最大差動電流12.58 A。依據(jù)M線CT二次保護動作情況，分析得出7573B相斷路器內(nèi)部發(fā)生間隙接地故障。

2.1.2 故障錄波分析

通過故障保護動作情況分析7573B相斷路器間隔內(nèi)部發(fā)生間隙接地故障，繼而對其分閘過程中錄波圖進行分析，相應(yīng)的故障斷路器跳閘過程中電壓、電流錄波如圖3所示。

(a)電壓錄波

(b)電流錄波

由圖3可知，99 130 μs時，斷路器內(nèi)部發(fā)生間歇性接地故障，運行電壓、運行電流開始畸變，其中運行電壓近似分段線性衰減，之后發(fā)生振蕩。分析起始接地故障為電阻接地，之后由于故障電流增加導(dǎo)致電壓超出罐體設(shè)計裕度而發(fā)生多點接地。故障持續(xù)時間40 950 μs后，斷路器過流保護動作切除故障，其中故障電流峰值為44.75 kA。

2.2 一次設(shè)備檢查

故障后檢查M線避雷器未動作、電壓互感器外觀無異常，故障7573斷路器氣室壓力正常，外部及接地引下線部位無明顯放電點。之后對故障7573斷路器進行SF6氣體成份分析，其中SO2、HF含量：B相超標，A、C相結(jié)果正常，判斷為7573斷路器B相本體內(nèi)部發(fā)生絕緣擊穿。氣體成分結(jié)果如表1所示。

表1 7573斷路器SF6氣體成份檢測結(jié)果 μL/L

3 返廠解體檢查

3.1 斷路器合閘電阻檢查

拆除斷路器底部吸附劑罩蓋板時發(fā)現(xiàn)合閘電阻碎片，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)1柱阻值為58 Ω的合閘電阻堆發(fā)生炸裂，其它3柱合閘電阻堆防護套正常，內(nèi)部未發(fā)生電阻片與合閘電阻的氣隙擊穿，阻值測試結(jié)果滿足±5%要求。分析為設(shè)備內(nèi)部發(fā)生多點擊穿時有較大的短路電流通過炸裂合閘電阻堆，相應(yīng)的解體結(jié)果如圖4所示。

圖4 電阻散落現(xiàn)場

3.2 斷路器觸頭檢查

拆解斷路器動靜觸頭發(fā)現(xiàn)觸頭嚴重?zé)g，相應(yīng)的燒蝕情況如圖5所示。由于此次短路故障時斷路器切除短路電流31.5 kA，為設(shè)備開斷短路電流能力值的50%，該電流值遠超額定運行電流6.3 kA，具有較大瞬間能量，導(dǎo)致主觸頭表面產(chǎn)生燒蝕點。依據(jù)文獻[19]以及同類型產(chǎn)品短路能力型式試驗結(jié)果知，斷路器開斷短路電流時允許觸頭發(fā)生一定程度燒傷。

圖5 觸頭燒蝕痕跡

3.3 其他部件檢查

對故障斷路器擊穿點附近電氣部件、絕緣部件、傳動部件的電氣特性、絕緣性能、外觀結(jié)構(gòu)進行檢查，具體各部件檢查內(nèi)容、檢查結(jié)果如表2所示。

表2 其他部件檢查結(jié)果

3.4 放電軌跡檢查

故障斷路器解體檢查發(fā)現(xiàn)炸裂電阻堆與正常電阻堆連接的屏蔽罩燒蝕嚴重，炸裂電阻堆端部均壓環(huán)發(fā)生燒蝕。依據(jù)圖3(a)知故障電流流過合閘電阻，持續(xù)時間不低于3 370 μs，即電壓波形發(fā)生振蕩前故障電流流過合閘電阻，之后內(nèi)部發(fā)生多點接地，接地電壓開始振蕩衰減，從而分析電阻堆連接部分屏蔽罩的放電點為主放電點，電阻堆端部屏蔽罩放電點為衍生放電點[12-15]，相應(yīng)的放電軌跡如圖6所示。

圖6 放電軌跡檢查

4 故障原因分析

4.1 放電氣室材料成分分析

故障斷路器返廠解體后，在內(nèi)部選取8處存在放電痕跡的殘留物進行材料成分分析，以此判斷是否為安裝工藝導(dǎo)致單相接地故障。相應(yīng)的分解物采樣位置以及所采樣品的材料成分分析，分別如圖7、表3所示。

圖7 標本采樣位置

表3 標本成分分析 %

由表3知，筒體底部樣品成分主要為SF6分解物、合閘電阻材料與罐體材料，無其他異物成分；屏蔽罩樣品成分主要為屏蔽罩對罐體擊穿時的分解產(chǎn)物；噴濺物中Cu成分疑似為異物成分，其他各采樣點樣品成分與斷路器內(nèi)部材料成分相匹配。

4.2 合閘電阻堆炸裂分析

故障斷路器合閘8 s后電阻堆溫度為120 ℃，阻值由58.0 Ω降至51.04 Ω。8 s后發(fā)生接地故障，電流開始按照近似正弦的規(guī)律上升，當(dāng)電流持續(xù)時間為3 370 μs時，斷路器合閘電阻堆溫度達到1 788.04 ℃，導(dǎo)致其發(fā)生外爆[16-18]。相應(yīng)的合閘電阻堆溫度變化趨勢如圖8所示。

圖8 合閘電阻堆溫度變化曲線

由圖8知，接地故障后電阻堆溫度隨著時間變化開始快速提升，相應(yīng)的電阻堆溫度由起始120 ℃上升至1 788.04 ℃。由圖5可知炸裂電阻堆端部的調(diào)整鋁片根部發(fā)生融化，電阻堆表面特種涂層部分發(fā)生燒蝕，表明此時炸裂電阻堆溫度不低于1 000 ℃，仿真結(jié)果與現(xiàn)場解體結(jié)果符合。

4.3 放電軌跡分析

4.3.1 主放電軌跡分析

主放電軌跡為第一柱電阻堆與第二柱電阻堆之間的屏蔽罩對罐體。以主放電點處屏蔽罩為模型，分別對屏蔽罩表面附著1 mm銅屑時的電場畸變情況以及屏蔽罩表面附著1 mm銅屑時氣腔內(nèi)不同數(shù)量異物導(dǎo)致氣腔內(nèi)電場畸變情況進行電場仿真，相應(yīng)的異物仿真結(jié)果分別如圖9、表4所示。

圖9 主放電路徑仿真模型

由表4仿真結(jié)果可知：屏蔽處與氣腔內(nèi)無異物時最大場強位于屏蔽表面，場強為18.12 kV/mm；當(dāng)屏蔽罩表面存在1 mm銅屑時，電場畸變?yōu)?5.75 kV/mm；當(dāng)氣室內(nèi)存在不同數(shù)量異物時電場發(fā)生變化，其中屏蔽罩表面電場畸變程度變化較小，但隨著氣腔內(nèi)異物數(shù)量的增加，氣腔內(nèi)電場畸變程度呈逐漸上升趨勢。分析主放電點放電原因為斷路器操動合閘過程中產(chǎn)生的機械振動使罐體底部異物發(fā)生跳動，或斷路器操動過程中罐體殘留異物通過合閘氣流運動至屏蔽罩表面，并在屏蔽罩與下方氣腔內(nèi)懸浮，最終導(dǎo)致?lián)舸?/p>

表4 主放電路徑異物仿真結(jié)果

4.3.2 衍生放電軌跡分析

衍生放電軌跡為第一柱電阻堆端部均壓環(huán)對罐體，放電主要原因為短路時端部電壓瞬間提升以及擊穿過程中SF6氣體絕緣強度下降。以圖3中100.8 ms合閘電流為計算點，當(dāng)流過合閘電阻的短路電流持續(xù)時間為3 030 μs時，炸裂電阻堆端部最高電壓值為1 467 kV，而電阻堆端部屏蔽罩對罐體間絕緣裕度為3 838 kV，分析衍生放電點間隙擊穿的原因為(1)合閘電阻堆端部電壓抬升；(2)主放電點間隙擊穿使氣室SF6絕緣性能下降。

4.4 放電原因分析

4.4.1 金屬異物

基于3.2觸頭檢查結(jié)果以及同類型斷路器運行特征分析，罐體內(nèi)金屬異物可能來源為(1)前期動觸頭燒蝕后所產(chǎn)生的異物，在氣流的帶動下飛行至主放電軌跡下方的罐體；(2)壓氣缸內(nèi)部存在異物，在開關(guān)每次分合操作時，金屬異物受操作氣流的影響從壓氣缸內(nèi)部逸出落至罐底。相應(yīng)的異物飛行路徑如圖10所示。

(a)金屬異物飛行路徑1

(b)金屬異物飛行路徑2

壓氣缸內(nèi)部異物飛行路徑見圖10。壓氣缸內(nèi)部異物通過熱能閥片1，沿著氣流通道2，進入到噴口位置3，由噴口進入到泄壓空間4，接著從泄壓區(qū)域飛行到鑄件靜觸頭座處5，并吸附在靜觸頭系統(tǒng)附近(包括導(dǎo)電桿及均壓電容)，之后從靜觸頭座處5飛出后分成兩個方向，質(zhì)量較輕的粒子繼續(xù)向外，經(jīng)過觸頭座的位置6最終吸附在導(dǎo)電桿處，質(zhì)量較大粒子向下運動吸附在均壓系統(tǒng)附近或落至粒子捕捉器附近。

4.4.2 非金屬異物

斷路器合閘電阻堆解體檢查發(fā)現(xiàn)，部分合閘電阻片內(nèi)表面存在損傷，合閘電阻堆與絕緣支撐柱之間氣隙距離為1.8 mm(安裝要求0.5 mm)。在該氣隙中的不同位置進行電阻碎片對電場畸變程度仿真，分析氣隙內(nèi)碎片對合閘電阻堆電氣性能影響。相應(yīng)的仿真模型如圖11所示。

圖11 電場仿真模型

基于圖11仿真模型，分別將長度0.2 mm的不規(guī)則合閘電阻碎片在氣隙中間、靠近電阻堆及靠近絕緣桿等位置進行電場仿真，碎片位于不同位置時的電場分布如圖12所示。

圖12 碎片位于不同位置時電場強度分布

由圖12電場仿真結(jié)果可知，電阻碎片的存在會在碎片處產(chǎn)生電場集中點，極大提高電場強度。當(dāng)碎片與電阻接觸時，電場畸變最嚴重，為16.01 kV/mm。電阻與絕緣桿接觸時次之，為7.43 kV/mm。當(dāng)電阻位于氣隙中時電場強度低于前兩種情況，但仍大于無碎片時的電場強度2.14 kV/mm。若合閘電阻裝配過程中電阻片內(nèi)表面與絕緣支撐桿外表面存在損傷，在長期局部放電情況下，最終會破壞合閘電阻片的電氣特性、應(yīng)力特性，導(dǎo)致故障的發(fā)生。

5 結(jié) 論

介紹了某800 kV GIS設(shè)備接地故障的事故過程以及現(xiàn)場檢查、返廠解體檢查情況，并針對檢查結(jié)果進行溫度場、電場仿真，依據(jù)仿真結(jié)果對異物來源、異物飛行軌跡進行了分析。為避免運行過程中同類事故發(fā)生，提出如下建議：

(1)加強斷路器出廠時壓氣缸內(nèi)部異物的檢測，以及斷路器分合閘過程中主動觸頭電擊穿所產(chǎn)生異物的檢測，避免異物在氣流帶動、罐體振動等特殊情況下彈跳，導(dǎo)致氣室內(nèi)電場畸變，繼而造成對地擊穿故障；

(2)斷路器合閘電阻堆組裝過程中，應(yīng)避免電阻片內(nèi)表面與絕緣支撐桿外表面損傷，同時應(yīng)控制電阻堆與絕緣支撐之間的氣隙距離，避免氣隙內(nèi)局部放電導(dǎo)致電場畸變，以及氣隙內(nèi)異物流出導(dǎo)致罐體內(nèi)電場畸變。