一起500 kV线路及母线跳闸事件的分析

王耀升，周 刚

（国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314000）

500 kV交流输电网承担着我国超高压电力输送和能源分配的重要任务，是我国大电网的骨干和基础[1]。500 kV 断路器对超高压输电网的正常运行起到至关重要的作用，如果运行断路器存在缺陷或故障，可能会引发误跳闸或越级跳闸的事件。为避免此类事故的发生，断路器质量的管控非常重要[2]，包括设计的合理性、装配工艺的要求、出厂验收、运行过程中的巡检和试验都应该有严格的把关。本文以一起断路器装配质量问题引起跳闸的事件为例展开分析和讨论。

1 事件概况

2021 年6 月，某500 kV 变电站在线路复役操作过程中发生一起500 kV线路及母线跳闸事件。跳闸发生前该站运行方式如图1 所示，5051、5052 开关冷备用，5061、5062开关热备用，其余500 kV系统为运行状态。

图1 500 kV变电站异常前一次接线图

事件发生时，5006线、5005线在线路检修后复役操作过程中，当5062 开关从检修改为热备用约4 min后，5004线、500 kV Ⅱ母相继动作跳闸，无负荷损失。

事件发生后，现场检查确认5062、5063 开关C 相气室分解物异常，后续将开关解体检查，确定此次跳闸由开关C相故障引起。

2 设备情况

该变电站为HGⅠS设备，开关型号是ZF15-550，2015年6月投运。其中5062开关上次检修时间2021年4 月， 5063 开关上次检修时间2020 年12 月，检修结果正常。最近一次带电检测时间2021 年2 月，试验项目包括特高频、超声波局放检测等，检测结果无异常。

3 检查分析与处理情况

为查明跳闸原因，现场对一二设备展开检查与数据分析工作。

3.1 一次设备检查情况

故障后，设备主人现场检查发现500 kV Ⅱ母侧5013、5023、5033、5043、5053、5063 开关三相跳开，500 kV Ⅱ母电压为0。500 kV Ⅱ母、5004线间隔内一次设备外观检查未见明显异常。

对相关气室进行SF6气体分解物测试，检测发现5062开关C相气室H2S含量为16 μL/L、SO2含量为 110 μL/L、CO 含量为 96 μL/L，5063 开关 C 相气室SO2含量为142 μL/L、H2S含量为26 μL/L、CO含量为109 μL/L，其他气室分解物检测无异常。初步分析5062、5063开关C相内部放电击穿。

在完成5062、5063 开关C 相气室气体回收后，通过手孔盖开盖检查，发现5062、5063开关C相气室分布大量白色粉尘，5062 开关C 相靠近Ⅱ母侧的屏蔽罩与外壳之间存在放电痕迹，放电点接近屏蔽罩下方固定螺栓处。5063开关C相放电位置与5062开关C 相放电位置接近，但更靠近合闸电阻，同时合闸电阻存在破碎、掉落的情况。

5062 开关B 相内检后耐压试验过程中发生2 次放电现象，第一次耐压放电电压为450 kV，第二次耐压放电电压为466 kV，开盖检查发现合闸电阻靠近机构侧屏蔽环上有放电点，且开关壳体内壁有少量黑色异物。现场随即对5061、5062、5063开关的其他相进行开盖内检及清理，主要包括异物检查清理、螺栓紧固确认、合闸电阻外观检查和阻值测量、绝缘件表面检查等[3]。检查中发现了多处异物，通过测量发现各相合闸电阻值均偏高，接近标准值要求上限，其余位置无明显异常。

3.2 二次设备情况分析

专业部门对保护动作情况展开分析。

5063 开关第一次跳闸，5005 线（热备用状态）第一、二套线路保护纵联差动保护动作，故障相别C 相，故障测距0 km，故障电流26 kA。5004 线（单开关运行）第一、二套线路保护纵联差动保护动作，故障相别C 相，故障测距1.1 km，故障电流22.6 kA。

5063开关重合后，5005线（热备用）第一、二套线路保护纵联差动保护动作，故障相别C 相，故障测距0 km，故障电流25 kA。5004 线（单开关运行）第一、二套线路保护纵联差动保护动作，故障相别C 相，故障测距1.1 km，故障电流23.3 kA。500 kV Ⅱ母（运行）第一、二套母差保护：差动保护动作，故障相别C相，故障电流23.5 kA。

相关开关保护跟跳及重合闸均正确动作，保护报文正确，后台光字动作正确无遗漏，二次回路无异常。

第一次跳闸的录波如图2 所示，5004 线C 相以及5005线C相短路电流波形与幅值一致，结合一次接线图及保护动作情况，初步分析短路电流依次流经5063开关C相、50631流变C相以及50622流变C相，判断短路点位于5062 开关C 相与50622 流变C相之间，与开盖检查情况一致。

图2 第一次跳闸保护动作录波

5063 开关重合失败跳闸的录波如图3 所示，5005线C相首先出现幅值较小的短路电流，分析认为对侧变电站5053开关C相先重合闸，短路电流依次流经线路、本站50622流变C相。经40 ms后5004线、5005线C相均出现幅值较大的短路电流，此时本站5063开关C重合闸，短路电流依次流经5063开关、50631流变及50622流变C相，短路点位置与第一次故障位置相同。

图3 重合失败跳闸保护动作录波

500 kV Ⅱ母跳闸的故障录波如图4 所示。除5063 开关外与Ⅱ母连接的开关C 相均出现不同程度的短路电流，跳闸前5063开关处于分位，电流为0。初步分析判断短路点位于5063 开关C 相与50632 流变C相之间，与开盖检查情况一致。

图4 500 kVⅡ母跳闸保护动作录波

3.3 返厂检查情况分析

为进一步确定跳闸原因，相关部门对5062、5063开关开展了设备质量追溯及返厂解体分析。

专业人员在厂内对其他500 kV 变电站的ZF15-550 型开关的出厂资料等文件进行了检查，资料整体上完备且满足技术要求，产品出厂时已按反措开展200 次磨合试验，其中合闸电阻阻值偏大问题与现场测试结果一致，5063 开关C 相雷电冲击试验3次失败，表明厂内装配工艺有待进一步提升[4]。

返厂解体检查发现主放电通道与现场开盖检查情况一致。在5062 开关C 相靠近Ⅱ母侧的屏蔽罩与外壳之间存在放电痕迹，屏蔽罩被烧蚀出一个直径约11 cm 的孔洞，其中一串合闸电阻的连接铜辫被烧断，外壳对应位置也存在烧蚀。此外还发现了放电程度较弱的次放电通道，主放电通道电弧沿合闸电阻片间空隙漂移，在Ⅱ母侧屏蔽罩、合闸电阻开关动触头侧屏蔽罩、合闸电阻开关静触头座等对应位置产生烧蚀。检查发现，5062开关C相合闸电阻动触头座导向法兰上的聚四氟乙烯导向环破碎、散落，动触头座导向法兰断裂，断裂部件磕碰变形较为严重，已无法复合，且对底部缓冲垫造成挤压，在压紧复位弹簧的另一侧，合闸电阻动触头座顶部也存在弹簧压痕，并且发现合闸电阻侧主断口喷嘴导向件松脱，该导向件采用单向螺纹固定，螺纹无明显损坏，分析松脱原因为装配时未安装到位。

5063 开关C 相靠近Ⅱ母侧的屏蔽罩与外壳之间也存在放电痕迹，与现场开盖检查情况一致。部分合闸电阻片表面熏黑、开裂、脱落，合闸电阻绝缘垫破损、变形、脱出。对2 串合闸电阻底部的压紧弹簧拆解后进行观察测量，两根弹簧的自由长度存在轻微差别，可能存在变形。

对5062开关B相的解体检查发现2处放电通道，第一处位于开关合闸电阻靠近Ⅱ母侧屏蔽罩与壳体之间；第二处位于开关合闸电阻靠近Ⅰ母侧屏蔽罩与壳体之间。开关内部存在黑色塑料状异物碎片，与现场开盖检查发现的异物性状一致，为黑色聚四氟乙烯导向环碎片。根据图纸结构，开关内部共计四处采用黑色聚四氟乙烯材质的导向环，分别位于灭弧室压气缸活塞（2处）、合闸电阻开关动触头座（1处）、开关灭弧室远离机构端连接导体（1处），其中合闸电阻开关动触头座导向环一端平整，另一端存在断裂痕迹，断面朝外侧倾斜，开口位置朝向动触头座排气孔，与图纸要求（两者错开90°）不符。

4 跳闸原因分析

5062 开关C 相第一次放电原因为合闸电阻动触头座导向法兰聚四氟乙烯导向环装配不到位、破碎，引起导向法兰运动受阻，在多次操作撞击下导向法兰断裂，断裂产生的金属颗粒（主要成份铝）在屏蔽罩内引发电场畸变而发生气隙放电。

第一次放电后，气室内部产生大量粉尘，且屏蔽罩烧蚀处电场严重畸变，在5063开关跳闸重合后该处再次击穿，电弧沿合闸电阻片间空隙漂移，引起屏蔽罩和壳体对应部位烧蚀。

5063 开关C 相故障原因是合闸电阻片装配不良导致局部开裂，当5063开关重合于故障时，开裂的合闸电阻片在短路电流冲击下破碎脱落，脱落的电阻碎片引发电场畸变，屏蔽罩对壳体击穿放电，500 kV Ⅱ母跳闸。

5062 开关B 相两次耐压放电的原因为合闸电阻动触头座导向环装配不符合图纸要求，开口位置朝向动触头座排气孔，在开关分合过程中导向环一端松脱后伸入动触头座排气孔，被剪切后形成的碎片掉出屏蔽罩引发电场畸变而发生气隙放电。

5 事件反思

本次500 kV变电站500 kV Ⅱ母及5004线故障跳闸以及检查过程中暴露出的问题表明生产厂家在产品质量管控尤其是装配工艺管控方面存在不足。具体表现为：

一线装配人员技能培训不足。导致本次异常发生的原因为聚四氟乙烯导向环装配工艺不良与合闸电阻片装配工艺不良，此类工艺的装配质量主要有赖于装配人员的技能与责任心，很难通过后续检查发现。

对装配工艺的监督体系建设不到位。本次检查发现的主断口喷嘴导向件松脱是后续检查比较容易检出的问题，此外在文件检查过程中还发现水洗、烘干采用了临时编制的记录表。

装配过程中的异物管控不足。对其他相断路器开盖检查发现多处异物、屏蔽罩螺栓异常磨损、5063开关C相3次雷电冲击出厂试验不通过、200次操作后的缺少影像记录等问题表明对异物管控不足。

装配质量控制的分析与总结不足。本变电站9相断路器的合闸电阻阻值测试结果均偏大，个别阻值已接近技术要求的上限，但厂家未能重视这一情况，未对技术参数管控范围制定的原理以及测试值普遍偏高的现象开展分析。

6 结束语

高压断路器能够开合正常电流，切断短路电流，及时限制事故范围的扩大，是供电系统中非常重要的一环，只有确保断路器的正常工作，才能保证电网的安全稳定运行。此次因厂家装配质量问题引起的跳闸事件为电网设备的选择、质量的把关、出场验收的要求敲响了警钟。生产厂家应该进一步完善设备设计的合理性，加强设备装配工艺的管控。验收单位应该严把质量关，杜绝残次品，保证投运设备的质量。设备主人要持续做好专项特训、带电检测工作，切实保证设备状态的高质量管控。