屏蔽球对500 kV SF6电流互感器内部电场分布影响研究

张宏伟

（国网甘肃省电力公司金昌供电公司，甘肃 金昌 737100）

0 引言

SF6气体绝缘设备，电场的均匀性对SF6气体的绝缘性能影响很大，均匀电场中SF6气体电气绝缘强度约为空气绝缘强度的2.5倍[1]，其优异的绝缘性能才能得到充分发挥[2]。但是，SF6气体绝缘电气设备中，并不存在均匀电场[3]，只能最大限度避免出现极不均匀电场。为保证电场尽可能均匀，LVQHB-500W2型500 kV复合绝缘SF6倒置式电流互感器通过较长的套管外屏蔽来增加对高压端的电容量，以补偿互感器对地电容。再构造一个中间屏蔽，通过调节套管外屏蔽与中间屏蔽和中间屏蔽与引线管间的电容比，及中间屏蔽与套管外屏蔽的长度差来优化套管处的电场[4]。铁芯、一次绕组、二次绕组及屏蔽均由盆式绝缘子支撑，互感器中间屏与盆式绝缘子由螺栓紧固、连接，连接完毕后在螺栓端部再安装屏蔽球，以保证此部位电场尽可能均匀。当此部位屏蔽球松动或脱落后，将会造成螺栓暴露在外，将严重影响电场分布[5]，导致盆式绝缘子表面闪络放电。

1 事故概况

1.1 故障设备概况

本次故障设备为LVQHB-500W2型500 kV复合绝缘SF6倒置式电流互感器，以优质的液体硅橡胶材料作为外绝缘，采用钟罩式罩壳，由盖帽、器身、硅橡胶复合绝缘套管、基座、防爆装置及SF6密度继电器等组成。器身包括铁芯、一次绕组、二次绕组及屏蔽等，均由盆式绝缘子支撑，二次绕组经引线屏蔽引至基座的二次接线盒，防爆装置位于顶部，SF6密度继电器位于基座内部。2018年6月出厂，2018年12月10日投入运行，投运以来运行正常。2020年3月21日完成设备例行试验和检修，未发现异常。盆式绝缘子电气性能经过绝缘耐压和24 h全电压局部放电试验，小于1 pC，全部合格[6-8]。其设计原理和故障部位如图1所示。

另外，该变电站500 kV母线和线路电压互感器全部采用电容式（CVT），型号为TYD500/0.005H，投运以来运行正常。

1.2 故障概况

2021年3月21日，该500 kV变电站所处地区为雷雨天气，气温约15 ℃。03:57，500 kV Ⅱ母线发生A相单相接地故障，500 kV Ⅱ母线两套母线差动保护动作，约50 ms后，Ⅱ母线上接带的5013、5023、5032、5042、5053、5063等6台断路器跳闸，故障切除。

经现场检测分析，1号主变5032A相电流互感器SF6气体微水含量检测正常[9-10]，但气体成分分析显示多个数据严重超标[11-12]，初步判断是其内部绝缘故障。

2 原因分析

2.1 设备检查

故障发生后，现场运维人员检查变电站内无漂浮物、无小动物等异物或其残留物，无其他外力破坏因素造成放电痕迹。检查500 kV Ⅱ母及绝缘子、母线电容式电压互感器，2号主变5013、1号主变5032、各出线间隔5023、5042、5053、5063断路器、隔离开关、电流互感器、支柱绝缘子导电部分及外绝缘无闪络放电痕迹。检查5013、5023、5032、5042、5053、5063断路器和电流互感器SF6气体压力在正常范围且无明显变化。检查500 kV Ⅱ母电容式电压互感器电磁单元油位正常、绝缘油色泽正常无明显变化。检查1号、2号主变500 kV侧避雷器、500 kV各出线避雷器均未动作。

2.2 电气和化学试验

2.2.1 现场检测

绝缘电阻值可以有效地检测绝缘局部或整体受潮和脏污、绝缘击穿和严重过热老化等缺陷，灵敏反映绝缘状况。介质损耗角能够反映电介质在交变电场作用下，电位移与电场强度的位相差[13]，可以反映受潮、劣化变质或绝缘中气体放电等绝缘缺陷。

现场对500 kV Ⅱ母电容式电压互感器绝缘电阻和介质损耗角无异常[14-15]，对5013、5023、5032、5042、5053、5063A相断路器和其他A相电流互感器SF6气体检测无异常。

2.2.2 分解物检测

使用SF6气体分析仪对1号主变5032A相电流互感器SF6气体进行特征分解物检测，二氧化硫（SO2，最大约291.5 × 10-6）、硫化氢（H2S，最大约62.9 × 10-6）含量显著超出标准，且随检测时间呈上升趋势，对比相和对比设备无异常。

使用快速检测管检测，氟化氢（HF）含量超过30 × 10-6，对比相（B相）未检出氟化氢成分。

气相色谱分析，四氟化碳（CF4）含量为3194 ×10-6，二氧化碳（CO2）为998 × 10-6，氟化亚硫酰（SOF2）为85 × 10-6，二氧化硫（SO2）为49 × 10-6。其中，四氟化碳（CF4）含量较对比试样（B相/11 ×10-6）有明显突增，二氧化硫（SO2）含量超标。可认为5032A相电流互感器内部存在电弧放电故障。

2.2.3 冲击电压试验

对1号主变5032 A相电流互感器进行冲击电压试验[16]，如表1所示。

2.3 解体分析

现场解体，发现电流互感器二次接线盒内部完好。二次线圈绝缘支撑件完好，无放电痕迹，互感器高压屏蔽和中间屏蔽外壁均有放电痕迹，如图2所示。支撑中间屏蔽的盆式绝缘子内壁无放电痕迹，表面有放电通道，2条燃弧通道弧根均源自脱落的屏蔽球位置，如图3所示。互感器中间屏与盆式绝缘子连接螺栓端部有2个屏蔽球烧蚀脱落，且均有电弧灼伤痕迹，如图4所示。

图2 屏蔽放电痕迹图

图3 盆式绝缘子放电故障图

图4 屏蔽球灼伤故障图

2.4 雷电活动分析

故障当日，站内为雷雨天气，根据当地雷电定位系统记录[17]，故障前后该变电站周边雷电活动强烈，4月19日03:52—04:02，变电站周边5 km范围内有落雷现象。故障前后10 min变电站落雷情况如图5～图8所示。

图5 变电站周围雷电监测图

图6 线路一周围雷电监测图

图7 线路二周围雷电监测图

图8 线路三周围雷电监测图

该变电站500 kV线路与主变压器均配置有金属氧化物避雷器，避雷器最近一次例行试验结果均满足规程要求，例行带电检测及接地线导通试验良好[18-19]。线路避雷器型号为Y20W1-444/1063A1，主变压器避雷器型号为Y20W1-420/1006A1，其20 kA标称雷电流冲击残压分别为1063 kV和1 006 kV，均小于LVQHB-500W2型电流互感器的雷电冲击耐受水平1 675 kV，说明电流互感器处于避雷器的保护范围内。

2.5 故障原因分析

根据现场解体和设计原理，经过分析论证，认为电流互感器中间屏与盆式绝缘子连接螺栓上的屏蔽球松动是导致本次故障的直接原因。

屏蔽球脱落不是安装过程中掉落，而是屏蔽球本身紧固不牢，存在松动，故障中受到较大的电动力作用导致[20]。因为脱落的2个屏蔽球都有电弧灼伤的痕迹，如果是安装时就已经掉落，屏蔽球应无电弧灼伤痕迹。

安装不到位、运输过程中的颠簸、抖动均有可能导致互感器中间屏与盆式绝缘子连接螺栓上的屏蔽球松动，屏蔽球松动后连接螺栓就会暴露出来，导致此部位电场畸变。故障当天为雷雨天气，雷电侵入波导致中间屏蔽与引线管之间沿盆式绝缘子沿面闪络，高压屏蔽对中间屏蔽击穿，在后续工频续流作用下造成大面积烧蚀。但雷电侵入波的幅值较小，因为故障时刻，该变电站内避雷器均未动作，且该故障电流互感器属于主变压器回路，雷电侵入波应该来源于其他500 kV线路回路。盆式绝缘子外表面的闪络通道如图9所示。

图9 盆式绝缘子闪络局部放大图

3 改进及防范策略

3.1 采取新型防松动措施

该类型电流互感器后续设计中，已经采取了针对防止屏蔽球松动的措施，通过在屏蔽球内部开槽，打防松胶的方式来实现[21]。并开展中间屏蔽的屏蔽球脱落情况故障仿真分析。

3.2 增大电极半径

针对套管内高压屏蔽罩端部局部场强不均匀（即局部绝缘间隙较小）而对套管内壁放电，电弧通过套管内壁，由于瓷套外表面最大场强超过了空气放电场强造成套管下法兰及底座处而发生闪络放电问题，可以通过改进高压屏蔽罩的形状和位置，增大电极的曲率半径，使电场强度尽可能均匀。

3.3 加强SF6气体组份测试分析

对LVQHB-500W2型SF6电流互感器全面开展气体成分测试。在SF6后续电流互感器的例行试验工作中，增加SF6气体组份测试分析。

3.4 加强运输全过程管理

电流互感器在运输过程中，110（66） kV设备每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220 kV设备每台安装10g振动子1个；330 kV及以上每台安装带时标的三维冲撞记录仪。设备到达变电站现场后，检查振动记录装置的记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则应返厂解体检查[22]。

4 结束语

盆式绝缘子是支撑铁芯、一次绕组、二次绕组及屏蔽等元器件的重要支撑和绝缘部件[23-25]，紧固螺栓上加装的屏蔽球对改善盆式绝缘子沿面电场分布[26]、降低沿面放电和击穿的概率至关重要。

电流互感器高压屏蔽和中间屏蔽外壁有放电痕迹，盆式绝缘子表面有放电通道、内壁无放电痕迹，脱落的2个屏蔽球都有电弧灼伤痕迹，这些现象都说明屏蔽球松动造成盆式绝缘子内部电场严重畸变，在外界干扰下导致盆式绝缘子闪络放电。杜绝类似隐患，必须通过屏蔽球内部开槽、打防松胶等方式防止屏蔽球松动。