一起800 kV罐式断路器内部故障原因分析

田禄，陈磊，林恒，郝金鹏，周秀

(1.国网宁夏电力有限公司电力科学研究院，宁夏 银川 750011；2.国网宁夏电力有限公司检修公司，宁夏 银川 750011；)

罐式断路器是灭弧室处在1个接地金属箱中的断路器，为户外超高压输电设备，用于750 kV电力系统中，对输变电线路进行控制、测量、保护和切换。某变电站线路3/2接线中开关型号为LW55-800，额定电流为5 kA，额定频率为50 Hz，额定短路开断电流50 kA，峰值135 kA，动作次数20次。2016年5月16日，某变电站7530断路器故障，经过现场检查、电气试验及解体检查、仿真分析，查找出罐式断路器故障原因，并提出相应的措施及建议。

1 故障简介

2016-05-16 T 17:53:50:385，7530断路器内部发生B相故障，30 ms后分别跳开7531、7530、7532断路器B相；693 ms时，7531、7532重合闸出口，B相合闸；786 ms时，瞬时跳开7532、7530断路器A、B、C三相；800 ms时，瞬时跳开7532、7530断路器A、B、C三相。保护动作前运行工况为

(1)天气晴，温度12 ℃，微风。

(2)750 kV Ⅰ母、Ⅱ母带电运行，故障发生前系统运行方式如图1所示，某变电站7531、7530、7532成串运行，某电厂侧7521、7520、7522成串运行。其故障前系统运行方式如图1所示。

图1 故障前系统运行方式

2 故障点定位

2.1 确认故障范围

发生故障后，电厂Ⅱ线和某线路Ⅱ线线路2套线路保护均动作出口动作跳闸，跳开线路两侧对应开关B相，其中某线路Ⅱ线线路保护动作，变电站侧(7530、7532)断路器跳闸，电厂Ⅱ线线路保护出口动作，电厂侧(7530、7531)和电厂侧(7522、7520)跳闸，线路故障时录波如图2所示，变电站侧7530断路器保护在同时收到两侧线路保护B相保护动作信号后，7530断路器保护失灵瞬时三跳出口跳开7530断路器三相，故判断故障点位于电厂Ⅱ线和某线路Ⅱ线线路保护范围，为变电站侧7530断路器B相。

现场检修人员对7530间隔断路器进行外观检查，确认各气室压力正常、产品外观未出现明显损伤迹象，7530断路器B相本体接地扁铁处有明显放电痕迹，如图2所示。

图2 断路器B相接地扁铁处放电痕迹

经现场检查后将7531、7532断路器恢复送电，7530 断路器转入检修状态。通过后台录波图得知，故障时7530B相断路器最大故障电流有效值为17 kA，最大故障电流峰值为25.475 kA。

2.2 SF6气体成分分析

现场对7530断路器灭弧室及P1、P2侧套管气室的气体湿度、纯度、分解产物进行测试，发现7530断路器P2侧套管气室CO含量为275.8 μL/L，SO2含量为205.1 μL/L，H2S含量为79.9 μL/L，HF含量为34.9 μL/L，严重超标[1-2]，初步确认得出B相P2侧套管气室存在高能量放电故障，断路器固体绝缘受损。7530间隔罐式断路器SF6分解物成分检测数据如表1所示。

表1 7530罐式断路器SF6分解物成分分析

综合上述数据，根据保护动作情况及相应间隔的气体成分分析，可以初分析判断故障发生在7530断路器B相P2侧套管内部。

3 罐式断路器拆解检查

3.1 故障气室内部检查

为证实故障点具体位置及确认故障原因，对故障罐式断路器进行拆解[3-4]，发生故障的隔离开关如图3所示。现场将7530 B相断路器解体检查，检查断路器两侧盆式绝缘子，发现罐式断路器P2侧盆式绝缘子电流互感器侧表面存在贯穿性放电通道[5-6]，并存在大量的放电分解物，如图4所示。

图3 故障罐式断路器

图4 P2侧盆式绝缘子放电情况

检查发现绝缘子表面存在从中间高电位接线端至边缘地电位贯穿性放电通道，电流互感器、断路器等其他部位均未发现异常。在对盆式绝缘子进行X光探伤检查后，并未发现绝缘筒内部有异物、气泡、开裂等异常现象[7-8]。

3.2 白色附着物取样分析

对故障断路器故障处盆式绝缘子等8处位置进行放电产物进行取样分析，发现主要成分为C、O、F、Al、S、Cr、Mn、Pb等元素，与断路器电弧灼烧电连接、盆式绝缘子、电流互感器筒体(不锈钢材质)及SF6气体所含成分相符，判定为内部放电产物。取样位置如图5所示，成分分析结果见表2。

图5 分解物取样点

表2 放电产物组成元素含量 /%

3.3 故障分解产物分析结论

分解物主要由电弧灼烧绝缘支撑筒、盆式绝缘子、电连接、电流互感器筒体及SF6气体所产生(铝合金熔化温度660 ℃左右，盆式绝缘子玻璃化温度110 ℃左右，放电电弧温度2 000 ℃以上[9-10])。

4 套管电场计算及原因分析

4.1 电场仿真

为进一步查找故障原因，对放电套管电场强度进行校核，由于模型比较复杂，难以计算解析，因此使用ANSYS有限元分析软件模拟场强分布[7,9]，对其进行电场计算，套管内部结构如图6所示。

图6 套管结构剖视

在高压侧加有效值为2 100 kV的电压激励[4,9]，对导体及中间屏蔽表面、绝缘支撑筒、盆式绝缘子沿面分别进行了电场仿真计算。计算结果如表3所示。

表3 瓷套管计算结果统计

根据仿真结果与厂家设计绝缘裕度对比分析，发现各部分仿真结果均在设计裕度范围内，其中绝缘支撑筒内部裕度最大，为35.84%，如图7所示，盆式绝缘子表面裕度仅为14.4%，为各处计算结果中最低，仿真结果如图8所示。

图7 绝缘支撑筒沿面场强

图8 盆式绝缘子表面场强

4.2 电场仿真结论分析

通过对套管结构及电场性能进行分析，产品设计满足要求,但盆式绝缘子表面沿面电场裕度为仿真结果中最小，表面脏污或存在微粒异物将导致电场分布集中并产生严重畸变，极易造成放电故障。

5 故障原因分析

发生故障当天该变电站天气晴朗，无雷电记录，可以排除雷电过电压造成罐式闪络的可能。电网运行正常，无操作，可以排除系统过电压可能[20-22]。

根据SF6分解产物及故障套管仿真结论分析，盆式绝缘子表面击穿的原因为盆式绝缘子表面存在异物或脏污的情况下电场强度分布使局部电场被集中并产生畸变，在绝缘裕度较低的盆式绝缘子表面闪络电压急剧降低，从而引发局部放电或沿面闪络，最终造成放电故障，与现场检查及相关分析结果相符，故认为导致本次放电事故的原因为套管P2气室盆式绝缘子上表面存在异物或者安装过程中受到污染，导致电场发生畸变，使其沿面局部电场集中，从而导致盆式绝缘子表面闪络电压下降[10-11]，继而进一步发展为沿面放电及气隙放电，在盆式绝缘子表面形成闪络通道，部分熔融物沿盆式绝缘子表面向下滴落，最终使绝缘支撑筒出现对地放电。

6 措施及建议

(1)加强罐式断路器设备生产全过程监督管理，尤其是装配环节异物清理管理，严防异物残留，造成隐患。

(2)开展罐式断路器专项带电检测，并重点对套管底端盆式绝缘子等已发生故障部位，确保设备健康平稳运行。

(3)建议厂家优化罐式断路器设计，改变套管盆式绝缘子布置方式，并预留带电检测位置，方便检修维护人员对该部位进行随时检测，及时发现隐患，预防类似事件发生，提高设备运行可靠性。