500kV SF6罐式断路器绝缘拉杆放电故障原因分析及处理

杨 东，熊婧江

（1.国电大渡河大岗山水电开发有限公司，四川省雅安市 625000；2.国电大渡河流域梯级电站集控中心，四川省成都市 610094）

0 引言

作为断路器的主要部件，绝缘拉杆是GIS设备的绝缘重要组成部件和传动部件，在机械和电气性能方面均要求具有较高的可靠性。一般绝缘拉杆很少发生故障，但是绝缘拉杆一旦发生故障，对于断路器也会造成严重的后果[1]。

某电站550kV断路器为单断口卧式布置，型号为550SR-K，液压操作机构，开断能力63kA，额定电压550kV，额定电流4000A，额定开断电流63kA，额定雷电冲击耐受电压1675kV，额定操作冲击耐受电压1300kV，额定工频耐受电压740kV，断路器绝缘杆材质为环氧树脂，厚度15mm，宽度40mm，密度为1.1～1.25g/cm3。

1 故障过程

某水电站准备对其4号主变压器进行恢复送电操作，电站主接线如图1所示。上位机先拉开5032断路器，再拉开5031断路器，上位机报“TV断线报警”“5031断路器保护装置异常”信号。现场检查5031断路器保护装置、安控装置均有TV断线报警。上位机检查发现5032、5031断路器 T区处的电压互感器Uab=0，Uca=306kV，Ubc=305kV。现场实际检查5032、5031断路器均显示为分闸。

图1 电站主接线图Fig.1 Main wiring diagram of power station

维护人员在5032、5031断路器T区处的电压互感器本体端子箱处测得C相二次绕组电压为55V，A相、B相二次绕组电压为0V，初步判断为5031断路器C相故障。

2 现场检查情况

故障发生后，电站立即现场查找故障点及开展故障原因分析，并联系省调将5031断路器转检修。断路器厂家人员赶赴现场后，再次对5031断路器操作机构进行检查，发现机构操作杆位置处于正常的“分闸”，未发现机构异常，如图2所示，初步判定故障原因为断路器内部故障。

图2 C相操动机构位置图Fig.2 Position diagram of C phase operation mechanism

考虑到断路器合闸电阻远小于接地电阻，若断路器内部实际状态为合闸，该相断路器接地电阻将远小于其余两相。在未拉开断路器两侧接地隔离开关情况下对5031三相断路器的接地电阻进行测量。测量结果：A相 273.3uΩ，B相 245.8uΩ，C相 256.0uΩ，未发现C相数据异常。

5031断路器转检修后，开始对5031C相断路器进行气体回收，准备进行开盖检查。吊开5031C相断路器上部法兰盘。检查发现该断路器动、静触头处于正常的分闸状态，断路器整体结构正常，未发现异物、明显放电痕迹[2]。用万用表测量断路器动、静触头接触电阻为0.6Ω（属正常状态），动、静触头与绝缘拉杆未导通，如图3所示。

图3 C相断路器内部结构图Fig.3 Internal structure diagram of C phase circuit breaker

再次吊开断路器上部法兰盘及下部进人孔后进行检查，发现该气室存在明显焦臭味，气室底部及底部防爆膜处有棕黑色粉末物质，如图4、图5所示。

图4 C相断路器防爆膜图Fig.4 Explosion proof membrane diagram of C phase circuit breaker

图5 C相断路器气室底部图Fig.5 Bottom diagram of C phase circuit breaker

对5031C相断路器进行了手动慢合试验，合闸正常，未发现异常现象。手动慢合完成后，再次对断路器本体进行了外观检查，检查发现断路器绝缘拉杆有两处放电痕迹，其中一处明显裂开，如图6所示。绝缘拉杆表面有爬电痕迹，且该痕迹贯穿整个绝缘拉杆。

图6 绝缘拉杆放电图Fig.6 Discharge diagram of insulated rod

检查绝缘拉杆未发现新增放电点后，对5031C相断路器进行了手动慢分试验，分闸正常。分闸完成后再次对绝缘拉杆进行检查，检查仍未发现新增放电点，使用内窥镜对断路器内部进行彻底检查，未发现其他异常现象[3]。

3 故障原因分析

对故障绝缘拉杆取下后观察测量，该拉杆长度570mm，宽40mm，厚15mm。整个绝缘拉杆共有两处明显的放电灼烧点，距离端部分别为182mm和315mm，其中一处有约53mm长的裂纹。整个绝缘拉杆表面有明显的爬电通道的痕迹，贯通拉杆两端靠内侧孔口。

测量故障绝缘拉杆绝缘，用万用表测量，端部相邻两孔之间绝缘正常，两端靠内侧的两孔间绝缘为1.583MΩ。使用绝缘电阻表测量，阻值为643kΩ（电压为1010V），两端靠外侧的两孔间绝缘为1.52TΩ（电压为5259V），对正常绝缘拉杆测量两端靠内侧的两孔间绝缘大于5.26TΩ（电压为5259V）。

由以上检查情况可以确定，5031C相断路器绝缘拉杆绝缘已被击穿，在较低电压情况下已呈现导通性。

将5031C相断路器绝缘拉杆锯开检查发现，除拉杆端部未见气孔，拉杆内部沿爬电通道存在较长的气孔，如图7所示。

图7 绝缘拉杆气孔图Fig.7 Hole diagram of insulated tie rod

根据检查结果可以分析，5031C相断路器绝缘拉杆绝缘被击穿是本次事件是直接原因。故障原因为：一是绝缘拉杆内部存在气泡，气泡在强电场作用下不断放电，致使绝缘杆内气泡连成一片，最终导致绝缘拉杆被整体击穿；二是绝缘拉杆材料的配比或固化时间不满足相关要求，致使绝缘拉杆的各部分绝缘强度不均匀，在强电场下，低绝缘处首先被击穿，然后次低绝缘再被击穿，最终导致绝缘拉杆被整体击穿[4]。

4 处理情况

4.1 总体处理情况

5031C相断路器故障原因确定后，电站安排开展C相断路器绝缘拉杆更换工作，更换完成后，对气室抽真空，充气至额定压力0.45MPa，静置24h，进行常规试验（气室微水、合闸电阻、特性试验、气体检漏等）。常规试验合格后，开展分、合闸情况5031断路器交流耐压及局部放电试验，附件恢复安装，申请恢复送电[5]。

4.2 交流耐压及局部放电试验

从备用线3E处施加试验电压，试验前，将5031断路器两侧所有TA、5032断路器两侧所有TA上三相二次回路在本体短接接地，备用线路3E上所有TA二次回路在本体短路接地；拆除试验范围内的电压互感器。在5031断路器合闸和分闸状态下分别进行交流耐压及局部放电试验[6]。

电站500kV GIS设备最高运行电压Um=550kV，相电压出厂试验电压为Uc＝740kV，现场耐压最高值为Uf＝Uc×80%＝592kV，时间为t=60s[7]。

图8 合闸耐压及局部放电测量试验加压时间顺序图Fig.8 Sequence diagram of pressurization time for closing voltage and partial discharge measurement

如图9所示，分闸耐压及局部放电测量试验程序：均匀的将试验电压升至Uf＝592kV，持续耐压时间60s，耐压完成后迅速将电压迅速降为Ur=381kV，测试5031断路器气室局部放电量，测试完毕后迅速将电压降为0kV[9]。

图9 分闸耐压及局部放电测量试验加压时间顺序图Fig.9 Sequence diagram of pressurization time and partial discharge measurement test

5 结束语

500kV SF6罐式断路器绝缘拉杆的质量对断路器安全性和电网安全性非常重要，设备厂家应严格把关，设备组装前应对绝缘拉杆进行局部放电试验，必要时可采用探伤等手段进行材质检查。断路器投入运行后应定期开展断路器的特高频法、超声法等带电局放检测工作，同时结合断路器检修进行离线局放带电检测，对于局部放电量异常的断路器，可以同时进行SF6气体分解物分析，及早诊断SF6断路器绝缘的健康状况，避免发生设备事故，影响电网安全稳定运行[10]。