500kV高压开关设备隔离开关绝缘拉杆故障分析

于晓翔

500kV高压开关设备隔离开关绝缘拉杆故障分析

于晓翔

（国网福建电力有限公司检修分公司，福州 350001）

通过对一起500kV高压开关设备跳闸故障开展解体分析，确认故障原因是由于其隔离开关绝缘拉杆的内部缺陷在运行过程中不断劣化，导致绝缘拉杆发生沿面闪络。随后在重合闸过程中，绝缘拉杆击穿产物同动触头屏蔽罩掉落在水平盆式绝缘子表面，导致绝缘子发生沿面闪络后在强送的过程中被击穿。针对上述情况提出生产工艺改进建议，提升设备可靠性。

高压开关设备；隔离开关；绝缘拉杆；沿面闪络

0 引言

绝缘拉杆作为高压开关设备（hybrid gas insulated switchgear, HGIS）中的重要元件，起到连接各类传动机构和本体高压电极的重要作用。由于其承受着高压带电部分与零电位部分之间很大的电压降，一旦内部混有气隙或杂质，在长期高场强作用下极有可能导致绝缘材料老化与绝缘内部损坏。故其生产工艺是否可靠，出厂检验是否认真细致直接影响HGIS以及电网的安全与稳定[1-6]。

1 故障经过

2017年11月24日，某变电站500kV线路5032、5033开关A相跳闸，5033开关重合不成功并强送失败（现场接线图如图1所示）。该线路全长67.76km，PCS—931A保护纵联差动保护动作，测距0km，故障相（A相）电流17 500A，线路PSL—603UA保护分相差动动作，测距0.079km，故障相（A相）电流17 460A。

图1 接线示意图

该变电站5032、5033开关单元为国内某厂家生产的ZF16—550GCB型HGIS，2017年6月30日投运，尚未达到首检周期。交接试验和最近一次带电测试数据均无异常，故障发生时变电站内无相关倒闸操作。

现场检查5032、5033间隔一次设备外观及相应气室压力均正常，随即进行了SF6气体检测，结果见表1。

表1 各气室SF6气体测试结果 单位: mL/L

检测发现相应气室SF6纯度及湿度均正常，但50322A相刀闸气室气体检测口有大量白色粉末，SO2、H2S含量超过100mL/L，且伴有大量CO以及HF产生，5033A相开关气室SO2超标。初步判断50322A相刀闸气室发生严重放电，5033A相开关气室SO2超标为故障过程中重合闸开断所致，需立即进行处理[1-6]。

由于现场不具备解体条件，故决定将50322A相刀闸进行更换并送至厂房解体，同时更换5032和5033开关气室的SF6气体。12月5日，现场完成更换工作并顺利送电。

2 解体情况

50322A相刀闸送至厂房后进行了详细解体，其气室结构如图2所示。

图2 隔离开关气室结构

2.1 绝缘拉杆

该刀闸绝缘拉杆已断裂成若干块，其高电位侧（与动触头相连的一端）U形槽处存在裂口，内外部表层均已碳化，但仍保持管型。中间部分裂成3块，存在不同程度碳化现象。地电位侧分裂成3块，碳化程度相对较轻（如图3所示），怀疑该绝缘拉杆从U形槽方向发生开裂[7-9]。

图3 断裂的绝缘拉杆与正常绝缘拉杆对比

2.2 水平盆式绝缘子

水平盆式绝缘子表面存在明显的由高电位到地电位的贯穿性放电通道，且该通道处环氧树脂已发生碳化，绝缘子表面存在油状附着物和粉末堆积（如图4所示）。对绝缘子上样块、表面油状附着物、堆积的分解物粉末分别取样并使用能量色散X射线能谱仪进行成分分析（结果见表2），未发现外部侵入组成，油状分解物判断为环氧树脂分解产物[10-11]。

图4 水平盆式绝缘子凸面图

2.3 屏蔽罩

动触头屏蔽罩上部存在喷塑层高温融化后满布白点的附着层，无烧穿痕迹。但屏蔽罩下半部、尾部（屏蔽绝缘拉杆与金属接头连接位置）以及水平绝缘子的屏蔽罩处均存在烧穿的孔洞现象，分别如图5和图6所示。

表2 样本组分分析

图5 屏蔽罩尾部烧穿孔

图6 水平绝缘子屏蔽罩烧穿孔

2.4 竖直盆式绝缘子

竖直盆式绝缘子上半部因高温气体熏烤变色，无闪络、烧蚀痕迹。

2.5 机构侧端盖

端盖底部靠近收口位置有明显的烧蚀坑（如图7所示），判断为落弧点，从落弧点位置进行取样分析（见表3），未见不合理的外物侵入组成。

2.6 罐体

罐体内部没有烧蚀点，罐体上部较为干净，底部因高温炙烤变色，表面附着气体分解物。

2.7 接地开关

隔离开关发生绝缘故障后，调度曾操作隔离开关分闸、接地开关合闸，经解体确认，隔离开关分闸失败，接地开关合闸成功，接地开关动触头屏蔽罩脱落，掉落在水平绝缘子凸面上，如图8所示。

图7 机构侧端盖

表3 机构侧端盖样本组分分析

图8 接地开关屏蔽罩脱落

3 故障原因分析

3.1 隔离开关静电场仿真计算

为验证该隔离开关结构设计的可靠性，对其内部结构进行了等比例静电场仿真，同时按照施加数值最高的雷电冲击耐受电压（1 675kV）作为边界条件进行计算，得出以下结论：

1）隔离开关内部最大场强分别位于绝缘拉杆动静触头侧屏蔽罩处，分别为24.4kV/mm和21.6kV/mm。

2）绝缘拉杆表面电场强度呈驼峰型分布，主要集中在离绝缘拉杆高压侧端部约40～60mm处，最大场强为11.4kV/mm。

3）动侧屏蔽罩最外侧、绝缘拉杆表面、静侧屏蔽罩和下方盆式绝缘子屏蔽罩处的电场强度较大。在不同电压形式下的最大电场强度计算结果见表4。

表4 不同电压形式下隔离开关各处的电场强度值 单位: kV/mm

由于绝缘件的沿面绝缘以及金属屏蔽件在SF6气隙中绝缘的设计基准均取决于雷电冲击电压下的极限场强，故厂家的绝缘设计基准通常按照雷电冲击电压进行设计。而550kV HGIS用隔离开关额定压力为0.4MPa（20℃表压），绝缘拉杆沿面电场强度许用值为18.5kV/mm，该厂家厂内在该压力下绝缘拉杆沿面电场强度许用值为12kV/mm，判断不存在设计缺陷。

3.2 绝缘拉杆闪络原因分析

该绝缘拉杆由组合电器厂家附属厂制造，采用真空压力浸胶工艺，制造过程中首先需要利用玻璃纤维布层层缠绕，然后在真空环境下使环氧树脂缓慢浸润玻璃纤维材料，排除增强纤维体系内部的微气泡，再借助给环氧树脂体系加压的方式保证组织结构致密，使玻璃纤维与环氧树脂融合成为整体。检查使用材料的理化试验报告和绝缘拉杆整体试验报告均正常。

通过复原隔离开关绝缘拉杆，发现断裂的绝缘拉杆层间已经失去粘合力，呈蓬松状态。断裂的绝缘拉杆中间部分靠近高电位侧分层的层间有4个放电点，部分放电点已经击穿多层玻璃布，如图9所示。

图9 绝缘拉杆上的放电点

由此判断，绝缘拉杆闪络的原因为其内部存在局放起始点，长期的局放作用使得绝缘拉杆材质劣化，导致贯穿性的绝缘击穿。击穿后，绝缘拉杆部分碳化，致使从承受应力能力稍弱的U形槽处开始断裂（如图10所示），最终在电弧和分闸力量的共同作用下，整体断裂。

图10 断裂绝缘拉杆的复原图

3.3 水平盆式绝缘子闪络原因分析

通过剥除水平盆式绝缘子放电通道处的分解物进行着色试验，未发现裂纹等制造缺陷。盆式绝缘子的绝缘电阻实测大于7 000MW（要求不低于5 000MW）、玻璃化温度检测119.03℃（要求大于 105℃），测试结果均合格，故可确认盆式绝缘子无内部质量缺陷，盆式绝缘子闪络的原因应为绝缘拉杆击穿后分解物掉落在水平盆式绝缘子凸面，引发盆式绝缘子贯穿性绝缘击穿。

3.4 接地开关屏蔽罩脱落原因分析

接地开关屏蔽罩末端（固定端）呈现不规则断痕，中间触头处的安装螺钉固定情况良好，屏蔽罩没有烧穿痕迹，表面熏烤变黑色。判断应是绝缘拉杆闪络击穿后，断路器重合闸时，电弧能量加热隔离开关内气体，膨胀的气体向压力较低的母线单元扩散，产生强烈气吹，高温气体使得接地屏蔽罩固定部分软化，最终被吹落。

4 故障发展推演

综上所述，该隔离开关的故障发展过程如下：

1）隔离开关绝缘拉杆因内部微小缺陷，长期运行时存在持续的局部放电，逐渐破坏绝缘拉杆的绝缘性能。

2）局部放电逐步发展，最终扩展成绝缘拉杆沿面闪络，闪络路径为高压侧绝缘拉杆内部缺陷处→绝缘拉杆内表面→机构侧端盖。

3）断路器重合闸，短路电流的能量一方面使得绝缘拉杆碳化程度加重、动触头屏蔽罩烧损；另一方面导致隔离开关内部压力升高，气流向低压侧扩散时吹落接地屏蔽罩，连同绝缘拉杆击穿产物一起掉落在水平盆式绝缘子凸面上，导致绝缘子发生沿面闪络，电弧通道在绝缘子嵌件到密封槽处的罐体之间形成。

4）断路器强送时，电弧在水平盆式绝缘子凸面已经形成的放电通道之间流过，导致绝缘子凹凸面之间烧穿。

5）故障发生后，设备转检修过程中，隔离开关分闸操作，已经碳化的绝缘拉杆彻底崩裂。

5 结论

绝缘拉杆作为隔离开关中的重要元件，生产后需要经过灯光照射探伤、动作试验以及局放耐压试验等一系列检测方可投入安装使用。现有资料表明，其最常见的故障原因为内部存在气隙或杂质时，缺陷附近电场极易畸变而发生局部放电，在长期电场和局部放电作用下，导致绝缘拉杆绝缘失效。

本次故障充分反映了该HGIS厂家在生产质量管理体系中的漏洞，针对本次事故，提出以下措施建议：

1）严格执行工艺纪律要求，保证绝缘件生产工艺和过程受控，严格执行绝缘制品的质量检查规范和试验标准，坚持对绝缘件全部逐件检查试验，保证绝缘件质量符合要求。

2）完善检查绝缘拉杆微小缺陷的手段，具体包括：

（1）在绝缘拉杆脱模和粘接两个使用灯光照射探伤的工序，增加照度计，保证每次灯检时的光照强度在要求范围内。

（2）制定不同壁厚条件下的最佳光照强度要求，使用不同光照强度的光源进行灯光照射探伤检测。

（3）使用自动旋转工装，保证灯检过程中绝缘拉杆顺畅旋转360°，不留检测死角。

（4）完善管理制度，改进灯光照射工时管理制度，将工时分为A、B项。A项为发现缺陷后的工时，B项为完好产品照射工时，A类工时要明显高于B类工时，鼓励灯检工序发现缺陷的积极性，并在后期专检中进行复核。

3）将绝缘拉杆局放测试电压和时间适当提高，记录观测区间波形数据。

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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

于晓翔（1991—），男，江苏省金湖县人，硕士，工程师，主要从事电气试验方面工作。