摘要：针对LW56-550型罐式断路器在正常运行中发生异常，引发的500kV母线停电事故，检查分析此次故障原因系产品内部洁净度不够，导致产品在运行一段时间后，细小灰尘在电场力作用下移动，在盆式绝缘子表面聚堆，造成盆式绝缘子表面电场畸变。
关键词：断路器；沿面闪络；洁净度；事故分析
1 引言
引发母线停电事故的断路器为某电气公司2009年2月份出厂的500kV LW56-550型SF6罐式断路器，安装于XX500kV变电站，于2011年9月基建工程完成本体安装，后因线路施工受阻一直未能投入运行，在2015年7月完成投运前调试，于7月25日正式投入系统运行。
2 故障情况简介
2.1 故障前XX500kV变电站运行方式
500kV系统主接线为3/2接线；500kV第五串为不完整串运行，其余四串为完整串运行；500kV I母线运行间隔有500kV1号线、1号主变一次、500kV2号线、500kV3号线、第五串联络；500kV II母线运行间隔有2号主变一次、500kV4号线、500kV5号线、500kV6号线、500kV7号线；500kV I、II母线经一串联络、二串联络、三串联络、四串联络、五串联络断路器合环。该变电站500kV系统图见图1。
图1
2.2 LW56-550断路器主要参数
产品型号：LW56-550/Y4000-63型
额定电压：550kV
额定频率：50Hz
额定电流：4000A
额定短路开断电流：63kA
额定短路关合电流（峰值）:171kA
额定短时耐受电流：63kA
额定峰值耐受电流：171kA
SF6额定充气压力：0.6±0.02MPa
2.3 事故基本情况
2016年1月18日02时31分03秒549毫秒，某省检修分公司XX500kV变电站500kV I母线母差保护动作, I母线元件（500kV1号线5011断路器、1号主变一次5021断路器、500kV2号线5031断路器、500kV3号线5041断路器、第五串联络5052断路器）跳闸，同时第五串500kV7号线跳闸，500kV7号线该变电站侧5053断路器、对侧变电站5032、5033断路器跳闸后重合成功。故障当时天气晴，无任何操作及作业。
2.4 保护动作情况
02时31分03秒549毫秒，500kV I母线两套母差保护动作；
02时31分04秒747毫秒，500kV7号线两套纵联保护动作；
02时31分05秒064毫秒，500kV7号线5053断路器跳闸出口；
02时31分05秒589毫秒，五串联络5052断路器跳闸出口；
02时31分05秒680毫秒，500kV7号线5053断路器重合闸动作；
02时31分05秒751毫秒，500kV7号线5053断路器重合成功。
3 现场检查情况
500kV1号线5011断路器、1号主变一次5021断路器、500kV2号线5031断路器、500kV3号线5041断路器、五串联络5052断路器在开位，其余断路器在合位，设备外观检查无异常。
对跳闸断路器进行SF6分解产物测试，发现500kV第五串联络5052断路器A相SO2气体含量为1000ppm，严重超标，B、C相测试结果分别为0ppm和0ppm，其余断路器测试结果未发现异常，分析5052断路器A相内部出现短路故障。
隔离故障设备后，1月18日10时22分，按照调度指令对该变电站500kV I母线进行恢复送电，5052断路器转检修状态，17时完成5052断路器A相本体气体回收，打开手孔、人孔门，内部检查罐体底部粉尘较多，罐体内壁未见明显放电痕迹。
4 解体检查情况分析
4.1 进一步解体检查发现；断路器盆上表面有放电痕迹，触头屏蔽罩在放电电流灼烧后已残缺，电流互感器罐内也有放电痕迹，断路器罐内及放电部位有一些的放电产生粉末；放电的电流互感器罐内有流水印痕迹。
4.2 故障过程分析
基于解体检查情况进行分析，此相产品事故过程为：在运行过程中，盆式绝缘子上表面沿面闪络，最终断路器跳闸。受到电弧烧蚀，触头屏蔽罩部分融化、残缺，罐壁部分掉漆。该过程产生大量粉末，在发生故障后回收气体时飘落到罐内。
4.3 产品放电原因分析
4.3.1 洁净度不够造成放电。本次返厂断路器在厂内解体检查，发现盆式绝缘子没有豁口或是损坏，且该相产品经过出厂试验、现场耐压试验，运行电压的考验，排出是零部件本身质量问题。最终判断为洁净度不够好，有细小的灰尘，在运行工程中由于电场力、电流震动、温差产生的气流等作用下，发生位移或聚集，使得绝缘子表面电场产生畸变、绝缘能力急剧降低，在运行电压的作用下，屏蔽罩和罐体之间形成了放电通道，在绝缘子表面发生沿面闪络，形成对地短路故障。
4.4 灰尘的来源可能有以下几个方面，
4.4.1 放电罐内发现水印，水印中可能带有灰尘，现场装配对接时未检查清理好而残留；
4.4.2 对接套管时，导电杆与触头之间摩擦产生金属屑，或是吊运对接过程有灰尘从罐口上方掉落到罐内等原因，在对接完成后，未清理好而残留；
4.4.3 现场最后一次清理对接口时，操作者手臂带有灰尘带到罐内，未清理出来。
4.5 关于电流互感器罐内有水印解释说明
解体检查后发现断路器上方的 VI 罐内壁有自上而下的水流印记。但此相断路器投运后未出现漏气问题，由此可以排除断路器安装结束后进水的可能性。
分析认为此相断路器出厂后，在户外存放过程中，可能包装防护密封不严，雨水进入产品内部，进而在罐体内壁形成水印。现场安装对接时，由于清理不细致、不彻底，使得此次故障分解物的敷着而明显。
4.6 闪络分析结论
综合上述原因，认为此次故障系产品内部洁净度不够，产品在运行过程中，细小灰尘在电场力作用移动，在盆式绝缘子表面聚堆，造成盆式绝缘子表面电场畸变，最终造成盆式绝缘子沿面闪络。
5 结束语
这是一起产品内部洁净度不够，导致产品在运行一段时间后，细小灰尘在电场力作用下移动，在盆式绝缘子表面聚堆，造成盆式绝缘子表面电场畸变，最终引发盆式绝缘子沿面闪络，造成变电站500kV母线停电事故。
根据该台断路器解体检查情况，对SF6断路器安装、验收及运行维护提出以下几点建议。
5.1 落地罐式SF6断路器一次设备的外壳必须可靠接地，以防止发生内部放电故障时发生爆炸和伤到在设备附近的人员。
5.2 断路器在运行中应密切监视并统计其切断故障电流的大小和次数，及时进行内检，以防止因断路器切断故障电流时SF6分解产生的粉尘过多而内部放电。
5.3 在断路器内部为真空的状态下不要进行高压试验，防止对内部元件造成伤害。
5.4 断路器在安装或大修时，一定把住内部清洁关，并认真检查各部件是否满足工艺要求，消除断路器在运行中产生杂质的可能。
5.5 充有SF6等气体的灭弧室和罐体及绝缘支柱，应按产品技术文件要求定期检查其预充压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施[1]。
5.6 SF6断路器的安装，应在无风沙、无雨雪的天气下进行；灭弧室检查组装时，空气相对湿度应下雨80％，并应采取防尘、防潮措施[1]。
5.7 密封槽面应清洁，无划伤痕迹；以用过的密封垫（圈）不得重复使用，对新密封（垫）圈应检查无损伤；涂密封脂时，不得使其流入密封垫（圈）内与SF6气体接触[1]。
5.8 新装SF6断路器投运前必须复测断路器本体内部气体的含水量和漏气率，灭弧室气室的含水量应小于150ppm（体积比），其它气室应小于250ppm（体积比），断路器年漏气率小于1％[3]。
5.9 运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体含水量，新装或大修后，每三个月一次，待含水量稳定后可每年一次，灭弧室气室含水量应小于300ppm（体积比），其它气室小于500ppm（体积比）[3]。
参考文献
[1] GB 50147-2010. 电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范[S]
[2] 国家电网生[2004]634号. 高压开关设备管理规范论[S]
[3] 电供[1991]30号. 高压断路器运行规程[S]
论文作者:刘颖
论文发表刊物:《电力设备》2017年第30期
论文发表时间:2018/3/13
标签：断路器论文; 绝缘子论文; 母线论文; 故障论文; 电场论文; 变电站论文; 表面论文; 《电力设备》2017年第30期论文;