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，對輸變電線路進行控制、測量、保護和切換。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。保護動作前運行工況為

(1)天氣晴，溫度12 ℃，微風。

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

圖1 故障前系統(tǒng)運行方式

2 故障點定位

2.1 確認故障范圍

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線線路保護動作，變電站側(cè)(7530、7532)斷路器跳閘，電廠Ⅱ線線路保護出口動作，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斷路器保護在同時收到兩側(cè)線路保護B相保護動作信號后，7530斷路器保護失靈瞬時三跳出口跳開7530斷路器三相，故判斷故障點位于電廠Ⅱ線和某線路Ⅱ線線路保護范圍，為變電站側(cè)7530斷路器B相。

現(xiàn)場檢修人員對7530間隔斷路器進行外觀檢查，確認各氣室壓力正常、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，嚴重超標[1-2]，初步確認得出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

為證實故障點具體位置及確認故障原因，對故障罐式斷路器進行拆解[3-4]，發(fā)生故障的隔離開關(guān)如圖3所示。現(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?，F(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處位置進行放電產(chǎn)物進行取樣分析，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

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

為進一步查找故障原因，對放電套管電場強度進行校核，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分布[7,9]，對其進行電場計算，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]，對導體及中間屏蔽表面、絕緣支撐筒、盆式絕緣子沿面分別進行了電場仿真計算。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

圖8 盆式絕緣子表面場強

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致電場分布集中并產(chǎn)生嚴重畸變，極易造成放電故障。

5 故障原因分析

發(fā)生故障當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為盆式絕緣子表面存在異物或臟污的情況下電場強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，故認為導致本次放電事故的原因為套管P2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，導致電場發(fā)生畸變，使其沿面局部電場集中，從而導致盆式絕緣子表面閃絡(luò)電壓下降[10-11]，繼而進一步發(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，嚴防異物殘留，造成隱患。

(2)開展罐式斷路器專項帶電檢測，并重點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，方便檢修維護人員對該部位進行隨時檢測，及時發(fā)現(xiàn)隱患，預(yù)防類似事件發(fā)生，提高設(shè)備運行可靠性。