500kV高壓開關設備隔離開關絕緣拉桿故障分析

于曉翔

500kV高壓開關設備隔離開關絕緣拉桿故障分析

于曉翔

（國網福建電力有限公司檢修分公司，福州 350001）

通過對一起500kV高壓開關設備跳閘故障開展解體分析，確認故障原因是由于其隔離開關絕緣拉桿的內部缺陷在運行過程中不斷劣化，導致絕緣拉桿發生沿面閃絡。隨后在重合閘過程中，絕緣拉桿擊穿產物同動觸頭屏蔽罩掉落在水平盆式絕緣子表面，導致絕緣子發生沿面閃絡后在強送的過程中被擊穿。針對上述情況提出生產工藝改進建議，提升設備可靠性。

高壓開關設備；隔離開關；絕緣拉桿；沿面閃絡

0 引言

絕緣拉桿作為高壓開關設備（hybrid gas insulated switchgear, HGIS）中的重要元件，起到連接各類傳動機構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，一旦內部混有氣隙或雜質，在長期高場強作用下極有可能導致絕緣材料老化與絕緣內部損壞。故其生產工藝是否可靠，出廠檢驗是否認真細致直接影響HGIS以及電網的安全與穩定[1-6]。

1 故障經過

2017年11月24日，某變電站500kV線路5032、5033開關A相跳閘，5033開關重合不成功并強送失敗（現場接線圖如圖1所示）。該線路全長67.76km，PCS—931A保護縱聯差動保護動作，測距0km，故障相（A相）電流17 500A，線路PSL—603UA保護分相差動動作，測距0.079km，故障相（A相）電流17 460A。

圖1 接線示意圖

該變電站5032、5033開關單元為國內某廠家生產的ZF16—550GCB型HGIS，2017年6月30日投運，尚未達到首檢周期。交接試驗和最近一次帶電測試數據均無異常，故障發生時變電站內無相關倒閘操作。

現場檢查5032、5033間隔一次設備外觀及相應氣室壓力均正常，隨即進行了SF6氣體檢測，結果見表1。

表1 各氣室SF6氣體測試結果 單位: mL/L

檢測發現相應氣室SF6純度及濕度均正常，但50322A相刀閘氣室氣體檢測口有大量白色粉末，SO2、H2S含量超過100mL/L，且伴有大量CO以及HF產生，5033A相開關氣室SO2超標。初步判斷50322A相刀閘氣室發生嚴重放電，5033A相開關氣室SO2超標為故障過程中重合閘開斷所致，需立即進行處理[1-6]。

由于現場不具備解體條件，故決定將50322A相刀閘進行更換并送至廠房解體，同時更換5032和5033開關氣室的SF6氣體。12月5日，現場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行了詳細解體，其氣室結構如圖2所示。

圖2 隔離開關氣室結構

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（與動觸頭相連的一端）U形槽處存在裂口，內外部表層均已碳化，但仍保持管型。中間部分裂成3塊，存在不同程度碳化現象。地電位側分裂成3塊，碳化程度相對較輕（如圖3所示），懷疑該絕緣拉桿從U形槽方向發生開裂[7-9]。

圖3 斷裂的絕緣拉桿與正常絕緣拉桿對比

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，且該通道處環氧樹脂已發生碳化，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射線能譜儀進行成分分析（結果見表2），未發現外部侵入組成，油狀分解物判斷為環氧樹脂分解產物[10-11]。

圖4 水平盆式絕緣子凸面圖

2.3 屏蔽罩

動觸頭屏蔽罩上部存在噴塑層高溫融化后滿布白點的附著層，無燒穿痕跡。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，無閃絡、燒蝕痕跡。

2.5 機構側端蓋

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，從落弧點位置進行取樣分析（見表3），未見不合理的外物侵入組成。

2.6 罐體

罐體內部沒有燒蝕點，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 接地開關

隔離開關發生絕緣故障后，調度曾操作隔離開關分閘、接地開關合閘，經解體確認，隔離開關分閘失敗，接地開關合閘成功，接地開關動觸頭屏蔽罩脫落，掉落在水平絕緣子凸面上，如圖8所示。

圖7 機構側端蓋

表3 機構側端蓋樣本組分分析

圖8 接地開關屏蔽罩脫落

3 故障原因分析

3.1 隔離開關靜電場仿真計算

為驗證該隔離開關結構設計的可靠性，對其內部結構進行了等比例靜電場仿真，同時按照施加數值最高的雷電沖擊耐受電壓（1 675kV）作為邊界條件進行計算，得出以下結論：

1）隔離開關內部最大場強分別位于絕緣拉桿動靜觸頭側屏蔽罩處，分別為24.4kV/mm和21.6kV/mm。

2）絕緣拉桿表面電場強度呈駝峰型分布，主要集中在離絕緣拉桿高壓側端部約40～60mm處，最大場強為11.4kV/mm。

3）動側屏蔽罩最外側、絕緣拉桿表面、靜側屏蔽罩和下方盆式絕緣子屏蔽罩處的電場強度較大。在不同電壓形式下的最大電場強度計算結果見表4。

表4 不同電壓形式下隔離開關各處的電場強度值 單位: kV/mm

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

3.2 絕緣拉桿閃絡原因分析

該絕緣拉桿由組合電器廠家附屬廠制造，采用真空壓力浸膠工藝，制造過程中首先需要利用玻璃纖維布層層纏繞，然后在真空環境下使環氧樹脂緩慢浸潤玻璃纖維材料，排除增強纖維體系內部的微氣泡，再借助給環氧樹脂體系加壓的方式保證組織結構致密，使玻璃纖維與環氧樹脂融合成為整體。檢查使用材料的理化試驗報告和絕緣拉桿整體試驗報告均正常。

通過復原隔離開關絕緣拉桿，發現斷裂的絕緣拉桿層間已經失去粘合力，呈蓬松狀態。斷裂的絕緣拉桿中間部分靠近高電位側分層的層間有4個放電點，部分放電點已經擊穿多層玻璃布，如圖9所示。

圖9 絕緣拉桿上的放電點

由此判斷，絕緣拉桿閃絡的原因為其內部存在局放起始點，長期的局放作用使得絕緣拉桿材質劣化，導致貫穿性的絕緣擊穿。擊穿后，絕緣拉桿部分碳化，致使從承受應力能力稍弱的U形槽處開始斷裂（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 斷裂絕緣拉桿的復原圖

3.3 水平盆式絕緣子閃絡原因分析

通過剝除水平盆式絕緣子放電通道處的分解物進行著色試驗，未發現裂紋等制造缺陷。盆式絕緣子的絕緣電阻實測大于7 000MW（要求不低于5 000MW）、玻璃化溫度檢測119.03℃（要求大于 105℃），測試結果均合格，故可確認盆式絕緣子無內部質量缺陷，盆式絕緣子閃絡的原因應為絕緣拉桿擊穿后分解物掉落在水平盆式絕緣子凸面，引發盆式絕緣子貫穿性絕緣擊穿。

3.4 接地開關屏蔽罩脫落原因分析

接地開關屏蔽罩末端（固定端）呈現不規則斷痕，中間觸頭處的安裝螺釘固定情況良好，屏蔽罩沒有燒穿痕跡，表面熏烤變黑色。判斷應是絕緣拉桿閃絡擊穿后，斷路器重合閘時，電弧能量加熱隔離開關內氣體，膨脹的氣體向壓力較低的母線單元擴散，產生強烈氣吹，高溫氣體使得接地屏蔽罩固定部分軟化，最終被吹落。

4 故障發展推演

綜上所述，該隔離開關的故障發展過程如下：

1）隔離開關絕緣拉桿因內部微小缺陷，長期運行時存在持續的局部放電，逐漸破壞絕緣拉桿的絕緣性能。

2）局部放電逐步發展，最終擴展成絕緣拉桿沿面閃絡，閃絡路徑為高壓側絕緣拉桿內部缺陷處→絕緣拉桿內表面→機構側端蓋。

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、動觸頭屏蔽罩燒損；另一方面導致隔離開關內部壓力升高，氣流向低壓側擴散時吹落接地屏蔽罩，連同絕緣拉桿擊穿產物一起掉落在水平盆式絕緣子凸面上，導致絕緣子發生沿面閃絡，電弧通道在絕緣子嵌件到密封槽處的罐體之間形成。

4）斷路器強送時，電弧在水平盆式絕緣子凸面已經形成的放電通道之間流過，導致絕緣子凹凸面之間燒穿。

5）故障發生后，設備轉檢修過程中，隔離開關分閘操作，已經碳化的絕緣拉桿徹底崩裂。

5 結論

絕緣拉桿作為隔離開關中的重要元件，生產后需要經過燈光照射探傷、動作試驗以及局放耐壓試驗等一系列檢測方可投入安裝使用。現有資料表明，其最常見的故障原因為內部存在氣隙或雜質時，缺陷附近電場極易畸變而發生局部放電，在長期電場和局部放電作用下，導致絕緣拉桿絕緣失效。

本次故障充分反映了該HGIS廠家在生產質量管理體系中的漏洞，針對本次事故，提出以下措施建議：

1）嚴格執行工藝紀律要求，保證絕緣件生產工藝和過程受控，嚴格執行絕緣制品的質量檢查規范和試驗標準，堅持對絕緣件全部逐件檢查試驗，保證絕緣件質量符合要求。

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使用燈光照射探傷的工序，增加照度計，保證每次燈檢時的光照強度在要求范圍內。

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

（3）使用自動旋轉工裝，保證燈檢過程中絕緣拉桿順暢旋轉360°，不留檢測死角。

（4）完善管理制度，改進燈光照射工時管理制度，將工時分為A、B項。A項為發現缺陷后的工時，B項為完好產品照射工時，A類工時要明顯高于B類工時，鼓勵燈檢工序發現缺陷的積極性，并在后期專檢中進行復核。

3）將絕緣拉桿局放測試電壓和時間適當提高，記錄觀測區間波形數據。

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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，主要從事電氣試驗方面工作。