一起1000kV GIS断路器故障分析及处理

苏 文，阚 泽，过 羿，胡义涛，程慧敏

（国网安徽省电力公司检修公司，安徽 合肥 230000）

一起1000kV GIS断路器故障分析及处理

苏 文，阚 泽，过 羿，胡义涛，程慧敏

（国网安徽省电力公司检修公司，安徽 合肥 230000）

针对某1000 kV变电站1000 kVGIS断路器在合闸过程中发生跳闸，介绍了故障详细情况，通过对故障断路器外观检查、返厂解体、产品质量溯源等，发现合闸电阻静侧屏蔽与壳体有明显放电痕迹，最终得出合闸电阻开关气室内部异物导致盆子发生沿面放电根本原因，提出了相应整改措施，为今后1000 kVGIS断路器故障查找和运维保障提供参考。

断路器；故障；合闸电阻；放电痕迹

0 引言

在特高压电网结构中，1 000 kVGIS断路器是最重要的电力设备之一，具有控制和保护作用［1-3］。一旦1 000 kVGIS断路器发生故障，必然引起电网事故，甚至引发电力系统瓦解，带来巨大的危害和经济损失。因此，分析1 000 kVGIS断路器故障现象、及时定位故障、提出预防措施，对于特高压电网的安全稳定运行具有重要意义。

安徽某1 000 kV变电1 000 kVGIS断路器在合闸过程中发生跳闸故障，通过对断路器本体解体、试验、产品质量追踪等，确认故障来源于设备现场安装环节的异物引发合闸电阻开关气室内部盆子发生沿面放电。

1 故障经过

安徽某1 000 kV特高压变电站设备主接线如图1所示。2016－09－27执行网调调令，操作内容为“1 000 kVⅡ母线复役”，现场天气为晴。

图1 1 000 kV设备区接线

在已完成“1 000 kVⅡ母线转冷备用、T022开关由检修转运行、T033开关由检修转运行、T053开关由检修转运行”后，正在执行“T062开关由检修转运行”中合上T0622闸刀的过程中发生故障跳闸（T0621开关已闭合）。发生1 000 kVⅡ母线跳闸、淮芜Ⅱ线跳闸故障。

故障发生后，运维人员对外观检查未见明显异常。利用SF6组分分析、红外检测等手段［4-5］，检测出T062开关A相合闸电阻组分异常，其中SO2体积分数为163.2μL/L、H2S体积分数为 8.7μL/L、CO体积分数为8.2μL/L，其余气室SF6组分未见异常；A相合闸电阻气室温度较其他相高12℃左右。初步定位故障气室为T062开关A相合闸电阻气室。

2 内部检查

2016-10-13对故障设备的合闸电阻开关气室进行厂内解体，合闸电阻开关气室内部结构如图2所示。

图2 合闸电阻开关气室内部结构

2.1 开罐检查情况

对故障气室开罐检查，在电阻开关内部发现两处放电点：电阻开关静侧屏蔽与壳体处、电阻开关动侧盆子处。放电位置内部图如图3所示。

图3 放电位置内部图

合闸电阻静侧屏蔽与壳体有放电痕迹，静侧屏蔽烧穿约1 cm圆孔，如图4所示。

图4 合闸电阻开关气室内部放电点1

电阻开关内部与灭弧室之间的盆式绝缘子凸面有放电痕迹，在壳体、触头屏蔽有明显烧蚀痕迹，其中触头屏蔽下部烧穿直径约3 cm圆孔，如图5所示。

图5 合闸电阻开关气室内部放电点2

2.2 放电盆子检查

对盆式绝缘子外观检查发现凸面烧蚀区可见明显放电通道，如图6所示。

图6 盆式绝缘子放电通道

清理后检查发现盆式绝缘子表面有2条明显的烧蚀痕迹、中心导体边缘有烧蚀缺损现象、表面有多处点状喷溅烧蚀痕迹，如图7所示。

图7 盆式绝缘子烧蚀痕迹

从图7（a）中可以看出，两条烧蚀痕迹沿盆式绝缘子中心导体向外延伸，表面呈曲折状爬痕，疑似爬闪放电。

对故障盆式绝缘子进行X射线探伤，发现盆式绝缘子绝缘浇注部分未见异常。用0.5mm铜丝在烧蚀痕迹附近进行标记定位，仍未见异常。

对故障盆式绝缘子凹面进行着色探伤，发现一处由14个点划组成的长约25 cm线形痕迹。对此痕迹进行检查，结合X射线探伤检查情况判断为表面划痕。

对故障盆式绝缘子凸面进行着色探伤，发现中心导体和盆式绝缘子根部附近的点状喷溅区有红色斑点，应为电烧蚀后表面粗糙所致；盆子表面其余部位包括放电通道上未发现异常，如图8所示。

图8 凸面着色探伤

对盆式绝缘子表面2条烧蚀痕迹进行耐压及局放试验，升压至635 kV并保持15min，未发生放电，635 kV下局放0.55 pC。

查看出厂资料，表明该盆式绝缘子例行水压试验、X射线探伤及尺寸检测合格，记录无异常；工频耐压试验合格，局放测量2.6 pC；破坏水压抽样情况表明，该批盆式绝缘子共计60件，抽样水压破坏4件，均通过试验。

通过对故障盆式绝缘子生产过程、出厂试验记录、同批次水压情况的梳理，以及对该盆式绝缘子外观检查、X射线及着色探伤检测，初步排除盆子本身存在质量缺陷。

2.3 电阻开关触头检查

在检查电阻开关触头时，发现触头连接杆上存在疑似摩擦痕迹，如图9所示。

图9 电阻开关触头连接杆疑似摩擦痕迹

电阻开关触头连接杆表面磨痕方向为轴向，长度约265mm，呈直线形均布于连接杆表面，如图10所示。

图10 触头连接杆摩磨痕迹

装配时表带触指及导向环表面涂敷润滑脂，连接杆插入，表带触指发生弹性形变，形成多个触点与连接杆紧贴，当动触头轴向往复运动时，产生摩擦，如图11所示。

图11 结构及装配分析

对触头连接杆表面粗糙度及尺寸、支持座内槽尺寸、支持座内径进行测量，均符合图纸要求。对电阻开关动侧导向环及表带触指装配情况进行检查，未发现异常。通过对电阻开关动侧装配检查，以及触头连接杆相关尺寸、表面粗糙度的测量，电阻开关触头连接杆在运动过程中，与表带触指产生摩擦，其表面光滑，未见表面划伤现象，触头连接杆表面轴向摩擦痕迹正常。

2.4 触头连接杆表面取样分析

表带触指及导向环表面涂敷德国克鲁勃润滑脂，装配工艺要求不出现淤积现象和拉丝痕迹。使用红外光谱仪对克鲁勃润滑脂化学成分进行定性分析，其内部不存在高硬度材料。因此，在运动过程中润滑脂不会造成连接杆表面磨损。

收集触头连接杆表面的润滑脂，对取样样品进行微观观察和能谱分析，发现润滑脂内有含有银的混合物微粒，该银微粒为连接杆以及表带触指表层镀银，金属间运动中摩擦产生，通过连接杆的运动混入润滑脂内，但润滑脂在运动过程中不会产生滴流现象。

为了确认烧蚀分解物的成分，对电阻开关内部样品成分进行分析，判定少量的银应为中心导体嵌件表面烧蚀，并喷溅到盆式绝缘子表面而来。

通过收集内部放电分解物利用INCA能谱仪对成分分析，在电阻开关内部的放电分解物中未发现含量异常的元素。

3 故障分析及措施

电阻开关内部动侧盆式绝缘子凸面第一次放电，是本次故障的主因。放电导致SF6气体纯度下降，绝缘性能降低，加之在动侧盆式绝缘子放电过程中产生大量粉尘物，落在静侧屏蔽罩上方，导致重合闸后静侧屏蔽对壳体第二次放电。造成该盆式绝缘子放电的原因为合闸电阻开关气室内部异物，异物来源于断路器现场安装环节，罐体内部未清理干净，异物残留于低场强位置，在耐压试验阶段不足以引起放电。但在断路器长期运行过程，在电磁场作用下，异物逐渐向高场强位置移动，引发绝缘子表面电场畸变和局部电场集中，从而引起盆式绝缘子沿面放电。

加强现场安装环节的工艺质量管控，形成完整细致的工艺要求。GIS气室的清理工作，要从清理顺序、不同位置的清理方法、清理重点等方面进行要求。加强操作人员的技能培训和激励机制，促使操作者正确理解和执行，杜绝异物残留。

进行结构更改设计。目前，该型号1 000 kVGIS断路器电阻开关的检修孔在开关顶部，作业人员清理后需从该检修孔取出壳体，然后封盖，此过程会有异物掉落的可能。将检修孔位置从顶部移至侧面，防止断路器清理时异物掉落在电阻开关内部。

4 结语

介绍1 000 kV变电站1 000 kVGIS断路器合闸过程发生跳闸的情况，分析得出放电根本原因，提出了相应整改措施，为今后1 000 kVGIS断路器故障查找和运维保障提供参考。

［1］张卫正，李永丽，姚创.基于最小二乘支持向量机的高压断路器故障诊断［J］.高压电器，2015，51（12）：79-83.

［2］徐建源，张彬，林莘，等.能谱熵向量法及粒子群优化的RBF神经网络在高压断路器机械故障诊断中的应用［J］.高电压技术，2012，38（6）：1 299-1 306．

［3］张小勇，贾涛，王韵，等．特高压电器设备绝缘试验技术研究［J］．高压电器，2007，43（2）：106-108，117．

［4］王建，章锡明.由断口并联电容器介损偏大引起的750 kV SF6罐式断路器故障分析［J］.高压电器，2016，52（1）：198-203.

［5］杨玥，车传强，康琪，等.红外成像技术在SF6设备带电检漏中的应用［J］.内蒙古电力技术，2012，30（3）：80-83.

Analysis and Treatment of a 1 000 kV GIS Circuit Breaker Fault

SUWen，KAN Ze，GUO Yi，HU Yitao，CHENG Huimin
（State Grid Anhui Electric Power Company Inspection and Repair Company，Hefei230000，China）

Aiming at the tripping of 1 000 kV GIS circuit breaker in the process of closing for a 1 000 kV substation in Anhui，the situation of the fault is introduced detailedly.Through the visual inspection，factory disintegration，productquality traceability and othermeans of detection for the fault circuit breaker，it is found that significant discharge traces is between the static side shield and housing of closing resistance.Finally，it is concluded that the foreign matter in the air chamber of switch-on resistance switch the root cause of basin discharge，then puts forward the corresponding rectification measures，which provides an important reference for fault finding and operation and maintenance for 1 000 kV GIS circuitbreaker.

circuitbreaker；fault；closing resistance；discharge trace

TM561

：B

：1007－9904（2017）08－0053－04

2017-02-23

苏文（1987），男，从事高电压设备检修工作。