750 kV GIS隔離開關用絕緣拉桿炸裂原因分析

徐玉華，牛勃，馬飛越，田祿，怡凱

(國網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學研究院，寧夏 銀川 750011)

隨著超/特高壓電網(wǎng)的快速發(fā)展，SF6封閉式組合電器(gas insulated switchgear,GIS)、高壓開關設備(hybrid gas insulated switchgear,HGIS)、罐式斷路器(tank circuit breaker,TCB)等SF6氣體絕緣設備因其運行穩(wěn)定、可靠而得到廣泛應用[1-2]。其中GIS、HGIS設備主要應用在站內(nèi)分支母線，T-GCB主要應用在交流濾波器場。由于設備制造、安裝工藝不良，導致該類充氣設備在調(diào)試、運行過程中發(fā)生多起接地故障，主要原因為異物放電與絕緣件閃烙、擊穿、設備組部件缺陷等[3-8]。盆式絕緣子、絕緣拉桿、支柱絕緣子等絕緣件作為GIS設備內(nèi)部最主要的絕緣部件、傳動部件，故障率僅次于設備內(nèi)部異物放電。主要故障原因包括如下方面：絕緣件安裝過程中表面清洗不徹底存留異物，導致絕緣件沿面閃烙[9-12]；絕緣件安裝工藝不到位，導致絕緣件與高壓導桿之間存在氣隙，長期的局部放電導致絕緣件絕緣性能下降，最終導致絕緣件炸裂[13-16]；絕緣件制造過程中內(nèi)部存在氣隙、裂縫等缺陷，在設備出廠中未對其進行局放檢測，導致其運行過程中內(nèi)部擊穿炸裂[17-18]。

通過絕緣拉桿運動特性分析、X射線成像檢測、異物分析、微觀分析、電場仿真分析等方法，對一起750 kV GIS 設備隔離開關在交接試驗過程發(fā)生的擊穿炸裂故障進行分析，給出了故障GIS設備隔離開關的故障原因，并針對故障原因給出相應的解決措施，避免同類事故發(fā)生。

1 故障概述

某變電站750 kV GIS設備交接試驗過程中，當C相試驗電壓升至690 kV時內(nèi)部發(fā)生放電故障，試驗電壓降為0。經(jīng)可聽聲波定位，絕緣電阻測量及故障氣室特征氣體檢測分析，確認故障位置位于圖1所示隔離開關氣室。

圖1 故障間隔裝配形態(tài)

故障后現(xiàn)場回收SF6氣體，通過內(nèi)窺鏡對故障隔離開關氣室內(nèi)部進行檢查，檢查發(fā)現(xiàn)：(1)隔離開關絕緣拉桿兩側有爆裂損壞痕跡及黑色放電痕跡；(2)軸封部位殼體內(nèi)壁有少量點狀噴濺痕跡；(3)隔離開關動側裝配絕緣拉桿部位局部有明顯電弧燒蝕痕跡；(4)隔離開關底部法蘭面有絕緣拉桿爆裂產(chǎn)生的碎屑。其中隔離開關絕緣拉桿動側、機構側檢查結果見圖2。

圖2 擊穿后絕緣拉桿檢查結果

將圖2中故障絕緣拉桿解體，整體檢查其放電情況。檢查發(fā)現(xiàn)：(1)絕緣拉桿外部放電痕跡從機構側貫穿至動側；(2)絕緣拉桿靠近金屬接頭的兩端絕緣管部分均發(fā)生擊穿，絕緣管中間部分層間疏松；(3)絕緣拉桿表面樹脂層已產(chǎn)生裂痕，部分區(qū)域發(fā)生炸裂剝離，且靠近機構側的絕緣管45°方向發(fā)生擊穿。

2 故障原因分析

2.1 分析方法概述

故障絕緣拉桿出廠時機械操作試驗、整機絕緣試驗合格。分析故障絕緣拉桿炸裂原因為(1)金屬接頭加工不符要求，存在毛刺，R角尺寸缺陷；(2)絕緣管與金屬接頭粘接處存在缺陷，如氣隙、異物；(3)絕緣材料本身存在缺陷，如氣孔、氣隙、層間夾雜異物；(4)絕緣管內(nèi)腔或層間存在金屬異物。本文對故障絕緣拉桿采用運動特性分析、X射線成像檢測、異物分析、解剖分析、電場仿真分析等方法進行故障原因分析。

2.2 運動特性分析

對絕緣拉桿分合閘過程中的扭矩進行分析，相應的分合閘時開關阻力扭矩模擬分析結果見圖3。從中可以看出，該絕緣拉桿在分合閘運行過程中所受的最大扭矩為 45 kg·m，而該扭桿能承受的最大扭矩為1 176 kg·m，因此，絕緣扭桿設計合理，正常運行過程中不會發(fā)生機械損傷。

(a)分閘時扭矩變化模擬分析

(b)合閘時扭矩變化模擬分析

2.3 X射線檢測

采用X射線探傷儀對故障絕緣拉桿進行成像檢測，檢查結果見圖4。從圖中可以看出：(1)因受電氣損傷，整個扭桿層間發(fā)生疏松；(2)圈中區(qū)域存在異物，異物存在方向與拉桿縱向成一定角度，并靠近機構側金屬接頭絕緣管部分；(3)粘接處存在氣孔缺陷。各部位X射線檢測圖譜見圖4。

圖4 X射線成像檢測結果

2.4 異物分析

由X射線成像結果知絕緣拉桿內(nèi)部存在異物，從而對X射線探傷發(fā)現(xiàn)的異物進行收集。對收集的異物再次采用X射線探傷進行復驗，檢測結果與圖4一致，異物尺寸約為4.0 mm×0.5 mm×0.5 mm，且異物表面無放電燒蝕痕跡。相應的異物X射線檢測圖譜與異物如圖5所示。

圖5 層間異物檢測結果

對圖5所示異物進行X射線能譜分析。從能譜分析結果知異物為非金屬材料，且主要元素成分為C和O。該異物來源為絕緣拉桿浸膠用環(huán)氧樹脂、絕緣拉桿粘接用環(huán)氧膠。為更好地分辨該物質的來源，對絕緣拉桿粘接處用的粘接用環(huán)氧膠進行X射線探傷對比分析，檢測結果見圖6。

圖6 2種物質的 X 射線成像對比結果

從圖6可以看出，異物與粘接膠在X射線下呈現(xiàn)的圖像、透光率一致。為更好地確定該異物是否為粘接膠，對2種物質進行了成分分析對比，比對結果如圖7所示。

從圖7收集異物與粘接用膠的成分比對結果可知，收集的異物與粘接膠成分一致，分析粘接用環(huán)氧膠物質(粘接金屬接頭與絕緣管用環(huán)氧膠)是在絕緣拉桿放電擊穿后進入到絕緣管層間，即，此次絕緣拉桿貫穿性擊穿與絕緣拉桿內(nèi)部存在異物無關。

2.5 解剖分析

2.5.1 絕緣拉桿解剖分析

為分析絕緣拉桿內(nèi)部情況，對其進行解剖分析，解剖前保護受電氣損傷絕緣管部分，防止因切削帶入異物。解剖后部分絕緣拉桿結構見圖8。

圖8 絕緣拉桿解剖結果

基于圖8解剖后的宏觀分析可知：(1)放電通道在絕緣管層間，逐漸沿縱向/橫向發(fā)展，在靠近兩端金屬接頭的絕緣管擊穿，絕緣管中間向內(nèi)腔鼓脹；(2)絕緣管內(nèi)腔無放電痕跡，存在由電弧造成的熱損傷，即內(nèi)鼓脹；(3)金屬接頭加工精度符合工藝要求，無毛刺，R角尺寸符合圖紙要求，膠環(huán)完整，但局部區(qū)域存在氣孔缺陷；(4)從開剖斷面可知，絕緣管最外層一圈的環(huán)氧樹脂層厚度不一致，在放電處的環(huán)氧樹脂層最薄。

2.5.2 金屬接頭解剖分析

對絕緣拉桿用兩側金屬接頭外法蘭進行切割解剖，切割區(qū)域為放電處的金屬接頭部分。相應機構側金屬接頭解剖結果見圖9。

圖9 機構側的金屬接頭解剖

從圖9機構側金屬頭解剖結果知：(1)在連接機構側金屬接頭粘接處用環(huán)氧膠存在氣孔，雖然粘接膠處表面有碳化痕跡，但內(nèi)部無放電痕跡，即氣孔不是放電原因；(2)金屬接頭內(nèi)存在放電點，通過測量連接機構側的金屬接頭內(nèi)部放電的位置知放電點位置處于粘接面終點B點處(金屬接頭未螺紋加工的尺寸16 mm 處)，局部放電源深度約2 mm。具體位置如圖10所示。

圖10 內(nèi)部放電點位置

通過圖10金屬接頭及粘接絕緣管部分的放電現(xiàn)象、嚴重程度分析，在連接機構側的絕緣管部分(與金屬接頭粘接部分)因加工粘接面時操作不當導致絕緣管層間疏松而存在氣隙缺陷，氣隙的存在導致該處電場畸變，在電氣的不斷作用下，從而引發(fā)放電擊穿。

2.5.3 放電點成分分析

基于金屬接頭解剖分析結果，采用掃描電鏡與能譜分析對放電點處絕緣件成分進行分析，相應放電點處絕緣件微觀掃描分析結果與能譜分析結果分別如圖11、圖12所示。

圖11 微觀掃描結果

(a)能譜分析結果1

(b)能譜分析結果2

由圖11微觀掃描結果知所有樣品樹脂完全燒焦熔化，纖維織物完全斷裂，斷頭雜亂蓬松無序。由圖12能譜分析結果知，圖11(a)掃描結果1取譜點發(fā)現(xiàn) Al 元素，其含量為 14.47%，圖11(b)掃描結果2取譜點未發(fā)現(xiàn)Al元素。兩邊金屬接頭都是鋁合金材料，放電的能量大到能夠瞬間融化甚至氣化金屬，金屬則有會隨著弧端散布出去而落在取樣處的局部點，即取譜點 Al 元素為絕緣拉桿擊穿過程中氣化產(chǎn)生，非導致本次故障原因。

2.6 電場仿真

基于絕緣拉桿解剖分析結果，對發(fā)現(xiàn)異常放電位置進行電場分析，仿真結果如圖13所示。由仿真結果知在圖10異常放電點處的最大場強為 0.93 kV/m。該處場強值很小，若該處完好無缺陷，設備不會發(fā)生絕緣擊穿，確認絕緣拉桿故障原因為該處絕緣管粘接面存在氣隙缺陷，導致電場畸變。

圖13 放電點電場仿真

3 結 論

(1)絕緣拉桿運動特性分析、電場仿真分析表明絕緣拉桿正常狀態(tài)下不會發(fā)生機械損傷與表面電場畸變。

(2)異物分析表明絕緣拉桿表面收集的異物為粘接金屬接頭與絕緣管用環(huán)氧膠，其在絕緣拉桿放電擊穿后進入到絕緣管層間，即此次絕緣拉桿貫穿性擊穿與絕緣拉桿內(nèi)部存在異物無關。

(3)X射線成像檢測、解剖分析、電場仿真分析表明絕緣拉桿粘接面存在氣隙缺陷為本次故障原因，缺陷在電氣的不斷作用下引發(fā)局部區(qū)域電場激增，使缺陷逐漸延伸擴展，誘發(fā)絕緣拉桿層間連續(xù)放電通道的形成，最終引起放電故障。