于曉翔

500kV高壓開(kāi)關(guān)設(shè)備隔離開(kāi)關(guān)絕緣拉桿故障分析

于曉翔

（國(guó)網(wǎng)福建電力有限公司檢修分公司，福州 350001）

通過(guò)對(duì)一起500kV高壓開(kāi)關(guān)設(shè)備跳閘故障開(kāi)展解體分析，確認(rèn)故障原因是由于其隔離開(kāi)關(guān)絕緣拉桿的內(nèi)部缺陷在運(yùn)行過(guò)程中不斷劣化，導(dǎo)致絕緣拉桿發(fā)生沿面閃絡(luò)。隨后在重合閘過(guò)程中，絕緣拉桿擊穿產(chǎn)物同動(dòng)觸頭屏蔽罩掉落在水平盆式絕緣子表面，導(dǎo)致絕緣子發(fā)生沿面閃絡(luò)后在強(qiáng)送的過(guò)程中被擊穿。針對(duì)上述情況提出生產(chǎn)工藝改進(jìn)建議，提升設(shè)備可靠性。

高壓開(kāi)關(guān)設(shè)備；隔離開(kāi)關(guān)；絕緣拉桿；沿面閃絡(luò)

0 引言

絕緣拉桿作為高壓開(kāi)關(guān)設(shè)備（hybrid gas insulated switchgear, HGIS）中的重要元件，起到連接各類傳動(dòng)機(jī)構(gòu)和本體高壓電極的重要作用。由于其承受著高壓帶電部分與零電位部分之間很大的電壓降，一旦內(nèi)部混有氣隙或雜質(zhì)，在長(zhǎng)期高場(chǎng)強(qiáng)作用下極有可能導(dǎo)致絕緣材料老化與絕緣內(nèi)部損壞。故其生產(chǎn)工藝是否可靠，出廠檢驗(yàn)是否認(rèn)真細(xì)致直接影響HGIS以及電網(wǎng)的安全與穩(wěn)定[1-6]。

1 故障經(jīng)過(guò)

2017年11月24日，某變電站500kV線路5032、5033開(kāi)關(guān)A相跳閘，5033開(kāi)關(guān)重合不成功并強(qiáng)送失敗（現(xiàn)場(chǎng)接線圖如圖1所示）。該線路全長(zhǎng)67.76km，PCS—931A保護(hù)縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，測(cè)距0km，故障相（A相）電流17 500A，線路PSL—603UA保護(hù)分相差動(dòng)動(dòng)作，測(cè)距0.079km，故障相（A相）電流17 460A。

圖1 接線示意圖

該變電站5032、5033開(kāi)關(guān)單元為國(guó)內(nèi)某廠家生產(chǎn)的ZF16—550GCB型HGIS，2017年6月30日投運(yùn)，尚未達(dá)到首檢周期。交接試驗(yàn)和最近一次帶電測(cè)試數(shù)據(jù)均無(wú)異常，故障發(fā)生時(shí)變電站內(nèi)無(wú)相關(guān)倒閘操作。

現(xiàn)場(chǎng)檢查5032、5033間隔一次設(shè)備外觀及相應(yīng)氣室壓力均正常，隨即進(jìn)行了SF6氣體檢測(cè)，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 各氣室SF6氣體測(cè)試結(jié)果 單位: mL/L

檢測(cè)發(fā)現(xiàn)相應(yīng)氣室SF6純度及濕度均正常，但50322A相刀閘氣室氣體檢測(cè)口有大量白色粉末，SO2、H2S含量超過(guò)100mL/L，且伴有大量CO以及HF產(chǎn)生，5033A相開(kāi)關(guān)氣室SO2超標(biāo)。初步判斷50322A相刀閘氣室發(fā)生嚴(yán)重放電，5033A相開(kāi)關(guān)氣室SO2超標(biāo)為故障過(guò)程中重合閘開(kāi)斷所致，需立即進(jìn)行處理[1-6]。

由于現(xiàn)場(chǎng)不具備解體條件，故決定將50322A相刀閘進(jìn)行更換并送至廠房解體，同時(shí)更換5032和5033開(kāi)關(guān)氣室的SF6氣體。12月5日，現(xiàn)場(chǎng)完成更換工作并順利送電。

2 解體情況

50322A相刀閘送至廠房后進(jìn)行了詳細(xì)解體，其氣室結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 隔離開(kāi)關(guān)氣室結(jié)構(gòu)

2.1 絕緣拉桿

該刀閘絕緣拉桿已斷裂成若干塊，其高電位側(cè)（與動(dòng)觸頭相連的一端）U形槽處存在裂口，內(nèi)外部表層均已碳化，但仍保持管型。中間部分裂成3塊，存在不同程度碳化現(xiàn)象。地電位側(cè)分裂成3塊，碳化程度相對(duì)較輕（如圖3所示），懷疑該絕緣拉桿從U形槽方向發(fā)生開(kāi)裂[7-9]。

圖3 斷裂的絕緣拉桿與正常絕緣拉桿對(duì)比

2.2 水平盆式絕緣子

水平盆式絕緣子表面存在明顯的由高電位到地電位的貫穿性放電通道，且該通道處環(huán)氧樹(shù)脂已發(fā)生碳化，絕緣子表面存在油狀附著物和粉末堆積（如圖4所示）。對(duì)絕緣子上樣塊、表面油狀附著物、堆積的分解物粉末分別取樣并使用能量色散X射線能譜儀進(jìn)行成分分析（結(jié)果見(jiàn)表2），未發(fā)現(xiàn)外部侵入組成，油狀分解物判斷為環(huán)氧樹(shù)脂分解產(chǎn)物[10-11]。

圖4 水平盆式絕緣子凸面圖

2.3 屏蔽罩

動(dòng)觸頭屏蔽罩上部存在噴塑層高溫融化后滿布白點(diǎn)的附著層，無(wú)燒穿痕跡。但屏蔽罩下半部、尾部（屏蔽絕緣拉桿與金屬接頭連接位置）以及水平絕緣子的屏蔽罩處均存在燒穿的孔洞現(xiàn)象，分別如圖5和圖6所示。

表2 樣本組分分析

圖5 屏蔽罩尾部燒穿孔

圖6 水平絕緣子屏蔽罩燒穿孔

2.4 豎直盆式絕緣子

豎直盆式絕緣子上半部因高溫氣體熏烤變色，無(wú)閃絡(luò)、燒蝕痕跡。

2.5 機(jī)構(gòu)側(cè)端蓋

端蓋底部靠近收口位置有明顯的燒蝕坑（如圖7所示），判斷為落弧點(diǎn)，從落弧點(diǎn)位置進(jìn)行取樣分析（見(jiàn)表3），未見(jiàn)不合理的外物侵入組成。

2.6 罐體

罐體內(nèi)部沒(méi)有燒蝕點(diǎn)，罐體上部較為干凈，底部因高溫炙烤變色，表面附著氣體分解物。

2.7 接地開(kāi)關(guān)

隔離開(kāi)關(guān)發(fā)生絕緣故障后，調(diào)度曾操作隔離開(kāi)關(guān)分閘、接地開(kāi)關(guān)合閘，經(jīng)解體確認(rèn)，隔離開(kāi)關(guān)分閘失敗，接地開(kāi)關(guān)合閘成功，接地開(kāi)關(guān)動(dòng)觸頭屏蔽罩脫落，掉落在水平絕緣子凸面上，如圖8所示。

圖7 機(jī)構(gòu)側(cè)端蓋

表3 機(jī)構(gòu)側(cè)端蓋樣本組分分析

圖8 接地開(kāi)關(guān)屏蔽罩脫落

3 故障原因分析

3.1 隔離開(kāi)關(guān)靜電場(chǎng)仿真計(jì)算

為驗(yàn)證該隔離開(kāi)關(guān)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的可靠性，對(duì)其內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行了等比例靜電場(chǎng)仿真，同時(shí)按照施加數(shù)值最高的雷電沖擊耐受電壓（1 675kV）作為邊界條件進(jìn)行計(jì)算，得出以下結(jié)論：

1）隔離開(kāi)關(guān)內(nèi)部最大場(chǎng)強(qiáng)分別位于絕緣拉桿動(dòng)靜觸頭側(cè)屏蔽罩處，分別為24.4kV/mm和21.6kV/mm。

2）絕緣拉桿表面電場(chǎng)強(qiáng)度呈駝峰型分布，主要集中在離絕緣拉桿高壓側(cè)端部約40～60mm處，最大場(chǎng)強(qiáng)為11.4kV/mm。

3）動(dòng)側(cè)屏蔽罩最外側(cè)、絕緣拉桿表面、靜側(cè)屏蔽罩和下方盆式絕緣子屏蔽罩處的電場(chǎng)強(qiáng)度較大。在不同電壓形式下的最大電場(chǎng)強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 不同電壓形式下隔離開(kāi)關(guān)各處的電場(chǎng)強(qiáng)度值 單位: kV/mm

由于絕緣件的沿面絕緣以及金屬屏蔽件在SF6氣隙中絕緣的設(shè)計(jì)基準(zhǔn)均取決于雷電沖擊電壓下的極限場(chǎng)強(qiáng)，故廠家的絕緣設(shè)計(jì)基準(zhǔn)通常按照雷電沖擊電壓進(jìn)行設(shè)計(jì)。而550kV HGIS用隔離開(kāi)關(guān)額定壓力為0.4MPa（20℃表壓），絕緣拉桿沿面電場(chǎng)強(qiáng)度許用值為18.5kV/mm，該廠家廠內(nèi)在該壓力下絕緣拉桿沿面電場(chǎng)強(qiáng)度許用值為12kV/mm，判斷不存在設(shè)計(jì)缺陷。

3.2 絕緣拉桿閃絡(luò)原因分析

該絕緣拉桿由組合電器廠家附屬?gòu)S制造，采用真空壓力浸膠工藝，制造過(guò)程中首先需要利用玻璃纖維布層層纏繞，然后在真空環(huán)境下使環(huán)氧樹(shù)脂緩慢浸潤(rùn)玻璃纖維材料，排除增強(qiáng)纖維體系內(nèi)部的微氣泡，再借助給環(huán)氧樹(shù)脂體系加壓的方式保證組織結(jié)構(gòu)致密，使玻璃纖維與環(huán)氧樹(shù)脂融合成為整體。檢查使用材料的理化試驗(yàn)報(bào)告和絕緣拉桿整體試驗(yàn)報(bào)告均正常。

通過(guò)復(fù)原隔離開(kāi)關(guān)絕緣拉桿，發(fā)現(xiàn)斷裂的絕緣拉桿層間已經(jīng)失去粘合力，呈蓬松狀態(tài)。斷裂的絕緣拉桿中間部分靠近高電位側(cè)分層的層間有4個(gè)放電點(diǎn)，部分放電點(diǎn)已經(jīng)擊穿多層玻璃布，如圖9所示。

圖9 絕緣拉桿上的放電點(diǎn)

由此判斷，絕緣拉桿閃絡(luò)的原因?yàn)槠鋬?nèi)部存在局放起始點(diǎn)，長(zhǎng)期的局放作用使得絕緣拉桿材質(zhì)劣化，導(dǎo)致貫穿性的絕緣擊穿。擊穿后，絕緣拉桿部分碳化，致使從承受應(yīng)力能力稍弱的U形槽處開(kāi)始斷裂（如圖10所示），最終在電弧和分閘力量的共同作用下，整體斷裂。

圖10 斷裂絕緣拉桿的復(fù)原圖

3.3 水平盆式絕緣子閃絡(luò)原因分析

通過(guò)剝除水平盆式絕緣子放電通道處的分解物進(jìn)行著色試驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)裂紋等制造缺陷。盆式絕緣子的絕緣電阻實(shí)測(cè)大于7 000MW（要求不低于5 000MW）、玻璃化溫度檢測(cè)119.03℃（要求大于 105℃），測(cè)試結(jié)果均合格，故可確認(rèn)盆式絕緣子無(wú)內(nèi)部質(zhì)量缺陷，盆式絕緣子閃絡(luò)的原因應(yīng)為絕緣拉桿擊穿后分解物掉落在水平盆式絕緣子凸面，引發(fā)盆式絕緣子貫穿性絕緣擊穿。

3.4 接地開(kāi)關(guān)屏蔽罩脫落原因分析

接地開(kāi)關(guān)屏蔽罩末端（固定端）呈現(xiàn)不規(guī)則斷痕，中間觸頭處的安裝螺釘固定情況良好，屏蔽罩沒(méi)有燒穿痕跡，表面熏烤變黑色。判斷應(yīng)是絕緣拉桿閃絡(luò)擊穿后，斷路器重合閘時(shí)，電弧能量加熱隔離開(kāi)關(guān)內(nèi)氣體，膨脹的氣體向壓力較低的母線單元擴(kuò)散，產(chǎn)生強(qiáng)烈氣吹，高溫氣體使得接地屏蔽罩固定部分軟化，最終被吹落。

4 故障發(fā)展推演

綜上所述，該隔離開(kāi)關(guān)的故障發(fā)展過(guò)程如下：

1）隔離開(kāi)關(guān)絕緣拉桿因內(nèi)部微小缺陷，長(zhǎng)期運(yùn)行時(shí)存在持續(xù)的局部放電，逐漸破壞絕緣拉桿的絕緣性能。

2）局部放電逐步發(fā)展，最終擴(kuò)展成絕緣拉桿沿面閃絡(luò)，閃絡(luò)路徑為高壓側(cè)絕緣拉桿內(nèi)部缺陷處→絕緣拉桿內(nèi)表面→機(jī)構(gòu)側(cè)端蓋。

3）斷路器重合閘，短路電流的能量一方面使得絕緣拉桿碳化程度加重、動(dòng)觸頭屏蔽罩燒損；另一方面導(dǎo)致隔離開(kāi)關(guān)內(nèi)部壓力升高，氣流向低壓側(cè)擴(kuò)散時(shí)吹落接地屏蔽罩，連同絕緣拉桿擊穿產(chǎn)物一起掉落在水平盆式絕緣子凸面上，導(dǎo)致絕緣子發(fā)生沿面閃絡(luò)，電弧通道在絕緣子嵌件到密封槽處的罐體之間形成。

4）斷路器強(qiáng)送時(shí)，電弧在水平盆式絕緣子凸面已經(jīng)形成的放電通道之間流過(guò)，導(dǎo)致絕緣子凹凸面之間燒穿。

5）故障發(fā)生后，設(shè)備轉(zhuǎn)檢修過(guò)程中，隔離開(kāi)關(guān)分閘操作，已經(jīng)碳化的絕緣拉桿徹底崩裂。

5 結(jié)論

絕緣拉桿作為隔離開(kāi)關(guān)中的重要元件，生產(chǎn)后需要經(jīng)過(guò)燈光照射探傷、動(dòng)作試驗(yàn)以及局放耐壓試驗(yàn)等一系列檢測(cè)方可投入安裝使用?，F(xiàn)有資料表明，其最常見(jiàn)的故障原因?yàn)閮?nèi)部存在氣隙或雜質(zhì)時(shí)，缺陷附近電場(chǎng)極易畸變而發(fā)生局部放電，在長(zhǎng)期電場(chǎng)和局部放電作用下，導(dǎo)致絕緣拉桿絕緣失效。

本次故障充分反映了該HGIS廠家在生產(chǎn)質(zhì)量管理體系中的漏洞，針對(duì)本次事故，提出以下措施建議：

1）嚴(yán)格執(zhí)行工藝紀(jì)律要求，保證絕緣件生產(chǎn)工藝和過(guò)程受控，嚴(yán)格執(zhí)行絕緣制品的質(zhì)量檢查規(guī)范和試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)，堅(jiān)持對(duì)絕緣件全部逐件檢查試驗(yàn)，保證絕緣件質(zhì)量符合要求。

2）完善檢查絕緣拉桿微小缺陷的手段，具體包括：

（1）在絕緣拉桿脫模和粘接兩個(gè)使用燈光照射探傷的工序，增加照度計(jì)，保證每次燈檢時(shí)的光照強(qiáng)度在要求范圍內(nèi)。

（2）制定不同壁厚條件下的最佳光照強(qiáng)度要求，使用不同光照強(qiáng)度的光源進(jìn)行燈光照射探傷檢測(cè)。

（3）使用自動(dòng)旋轉(zhuǎn)工裝，保證燈檢過(guò)程中絕緣拉桿順暢旋轉(zhuǎn)360°，不留檢測(cè)死角。

（4）完善管理制度，改進(jìn)燈光照射工時(shí)管理制度，將工時(shí)分為A、B項(xiàng)。A項(xiàng)為發(fā)現(xiàn)缺陷后的工時(shí)，B項(xiàng)為完好產(chǎn)品照射工時(shí)，A類工時(shí)要明顯高于B類工時(shí)，鼓勵(lì)燈檢工序發(fā)現(xiàn)缺陷的積極性，并在后期專檢中進(jìn)行復(fù)核。

3）將絕緣拉桿局放測(cè)試電壓和時(shí)間適當(dāng)提高，記錄觀測(cè)區(qū)間波形數(shù)據(jù)。

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Fault analysis of 500kV HGIS disconnecting switch’s insulating tension pole

YU Xiaoxiang

(State Grid Fujian Electric Power Co., Ltd, Maintenance Branch, Fuzhou 350001)

Through the analysis of disintegration a tripping fault of the 500kV hybrid gas insulated switchgear, confirmed the cause of fault is due to internal defects of disconnecting switch’s insulating tension pole. The internal defects gradually deteriorated in the operating process, and the flashover happened. Then in process of reclosing, thebreakdown products and shielded cap of moving contact dropped on the level basin insulation, it caused the flashover of insulator, later the isolator broke down. In all these cases, we put forward recommendations to improve device reliability.

hybrid gas insulated switchgear (HGIS); disconnecting switch; insulating tension pole; surface flashover

2020-07-20

2020-07-30

于曉翔（1991—），男，江蘇省金湖縣人，碩士，工程師，主要從事電氣試驗(yàn)方面工作。