40.5kV 在役開關設備異常放電原因及改進措施

夏炳根

（施耐德電氣（廈門）開關設備有限公司）

0 引言

40.5kV 鎧裝移開式空氣絕緣交流金屬封閉開關設備廣泛應用于發(fā)電廠、變電站及工礦企業(yè)等的配電室內(nèi)。該類產(chǎn)品的設計和制造技術在近十年有了較大的提升[1]，為了節(jié)約土地和減少成本，此類開關設備正朝著小型化的方向發(fā)展。市場上主流的40.5kV 開關設備小型化后，其柜寬從原有的1800mm 逐漸降到最小的1200mm，導致開關柜內(nèi)電氣絕緣距離無法滿足標準要求，因此復合絕緣結構設計被廣泛地用于此類設備當中，由于采用了大量的絕緣板熱縮套等復合絕緣材料，設備的運行環(huán)境及絕緣材料的老化將影響設備的安全運行，其對設計、制造及維護的要求變得更加嚴苛[2-6]。近期，某110kV 變電站用戶反饋了多起40.5kV 開關設備內(nèi)絕緣件擊穿、帶電導體之間及對地放電等故障，嚴重影響了其用電的安全性和可靠性。本文從現(xiàn)場勘測入手，結合對電纜室現(xiàn)場提取物進行檢測，以及對電纜室進行靜電場仿真分析等手段，查找事故原因并提出優(yōu)化思路，最后通過模擬計算和耐壓測試進一步驗證方案的可行性。

1 概況

該變電站地理位置特殊，處于亞熱帶季風性氣候地帶，夏季高溫多雨。變電站坐落于鋼鐵冶煉區(qū)，廠區(qū)內(nèi)有較多的飄塵，且距離海邊約1km，雨季有鹽霧及濕氣。事故開關設備的生產(chǎn)時間是2020 年5 月，投運時間是2020 年6 月，通過勘察發(fā)現(xiàn)開關設備的電纜室安裝板沒有完全封堵，開關設備柜內(nèi)分支銅排，靜觸頭，梅花觸頭等有不同程度氧化腐蝕；另外現(xiàn)場的配電房無除濕機及通風系統(tǒng)，開關設備板式加熱器電源空開處于分閘狀態(tài)，加熱器未投入運行。

進一步檢查發(fā)現(xiàn)，安裝于電纜室的電流互感器與相間的絕緣隔板有明顯的放電擊穿痕跡（見圖1），而且測量上述絕緣件的電阻值為不合格。室外暴曬，表面溫度升至35℃后，復測其絕緣電阻，阻值合格，現(xiàn)場靜置2h 后再測，阻值下降至不合格。

2 事故原因分析

（1）凝露

圖2顯示故障開關設備內(nèi)電流互感器裙邊處存在較多凝露。其原因一方面是由于此變電站配電房濕度長期在60%RH 以上，而在高壓配電室內(nèi)除安裝的兩臺空調(diào)外，無其他溫濕度控制設備，而空調(diào)只有在高溫天氣時才會開機，因此高壓設備區(qū)的通風效果差。另外，在高壓柜內(nèi)，雖然配備了溫濕控制器和板式加熱器等設備，但加熱器電壓空開處于分閘狀態(tài)，加熱器未投運，除濕不力。

圖2 現(xiàn)場開關設備內(nèi)照片

另一方面，該40.5kV 開關設備采用金屬鎧裝式結構，柜內(nèi)具有相互獨立的斷路器室、母線室、電纜室和低壓室四個隔室，設備進出電纜通過電纜室底部的過線孔?？辈彀l(fā)現(xiàn)電纜孔封堵不嚴實，電纜溝侵入的潮氣易匯集在柜內(nèi)，加之柜內(nèi)通風不暢，當環(huán)境溫度變化時，易產(chǎn)生凝露，造成設備絕緣強度降低[7]。

（2）飄塵

該變電站地處鋼鐵冶煉廠區(qū)，區(qū)域內(nèi)有較多的飄塵。從圖2 也能看出，開關設備內(nèi)部積聚了很多污穢雜質(zhì)。提取現(xiàn)場絕緣件表面及母排裸露部位的異物成分進行分析，根據(jù)SEM-EDS 及紅外光譜分析：觸頭盒外表面提取物含有較多的Si、O、N 元素，推測為二氧化硅與硝酸鹽結合物；母排裸露部位藍綠色提取物含有較多Cu、O、N 元素，推測為氧化銅（黑色），硝酸銅（藍色）結合物。

硝酸鹽在潮濕環(huán)境中易吸水，本身不導電，但溶于水后形成的離子具有導電性[8]。這解釋了現(xiàn)場更換下來的絕緣件在烈日下照曬后絕緣部分恢復，拿到室內(nèi)一段時間后又再次降低的現(xiàn)象，也是觸頭盒、CT 等絕緣件表面存在局部放電現(xiàn)象的原因。

（3）電場

該40.5kV 中壓開關設備，柜寬為1200mm，相間距為275mm；分支銅排寬度為80mm，厚度為10mm；電流互感器寬度為248mm，相間ABS 絕緣隔板厚度為5mm，三相分支母線與鄰近絕緣板之間的最小距離為95mm，此距離雖大于標準所要求的最小極限值60mm，但由于電流互感器兩側(cè)裙邊與絕緣隔板的最小距離只有12mm，在此區(qū)域內(nèi)可能存在較高的電場，可視為發(fā)生放電的危險區(qū)域。

3 電纜室電場分析

本文基于有限元軟件Altair Flux 對電纜室內(nèi)電流互感器相間進行靜電場分析，為減少計算時間，分別取B 相和C 相的一半進行計算。計算模型包括電流互感器，ABS 絕緣隔板及安裝桿，銅母線，接地金屬板等。對C 相銅母線加載電壓1V，B 相導體及外殼接地。優(yōu)化前結構示意圖如圖3 所示，圖4 和圖5 分別給出了空氣中沿CT 和ABS 絕緣隔板表面的電場分布云圖。

圖3 優(yōu)化前結構示意圖

圖4 優(yōu)化前CT 表面電場

圖5 優(yōu)化前隔板表面電場

由圖5 可以看出，CT 裙邊上的電場較高，最大值達到20.2V/m。而實際運行環(huán)境存在污穢，濕度較大等問題，結合現(xiàn)場勘察可知CT 表面存在飄塵和凝露，故推測在運行工況下，裙邊的實際電場值會高于計算值，CT 裙邊存在電老化的風險。而圖1 所示的照片也可以看出CT 的裙邊存在較多白色顆粒物，出現(xiàn)了老化現(xiàn)象。而由于空氣中濕度比較大，沿ABS絕緣板表面的電場也會比計算值高，而CT 裙邊與ABS 絕緣板之間的氣隙較小，約為12mm，故CT 裙邊電場高的區(qū)域可能會對ABS 絕緣板表面發(fā)生局部放電。查閱絕緣相關資料[9-10]可知，電子一次放電的時間約為10-7s，使放電附近表層約5×10-11cm3的材料平均溫度升為170℃，估計最高點溫度可達1000℃，有可能導致熔化、化學分解及熱沖擊作用。而由現(xiàn)場ABS 絕緣板的照片（見圖6）也可看出，ABS 板表面在電場較高區(qū)域發(fā)生了熔化現(xiàn)象，表面出現(xiàn)的凹凸不平，而表面膜的破壞，會引起ABS 板吸水性的進一步升高，最終導致ABS 絕緣板表面的電場繼續(xù)升高，電老化進一步加劇，加快絕緣件的劣化。

圖6 事故現(xiàn)場的絕緣隔板

基于以上分析，提出電纜室內(nèi)設計改進的方向，其一，在開關設備電纜室內(nèi)增加兩個加熱器，布置在電纜室前后位置，降低濕度。其二，移除相間ABS 絕緣板，增大相間距離，使得相間導體的凈距滿足標準規(guī)定的300mm[11]。

4 方案驗證

按照上述思路，對電纜室結構進行重新設計，在保證斷路器和觸頭盒相間距離不變的情況下，采用分支母線側(cè)彎的工藝，將電纜室分支母線及CT 的相間距離增加到360mm。同時取消相間ABS 絕緣隔板，并調(diào)整兩側(cè)隔板的安裝方式及位置。調(diào)整后的結構如圖7 所示，對該結構同樣進行電場計算空氣中CT，熱縮套管及導體表面的電場分布。提取結構前后兩種模型，在同一的關鍵點處（見圖8）的場強計算值進行比較。由表1 的數(shù)據(jù)可知，與原設計相比，新方案CT 裙邊表面的場強降低的幅度均超過39%，由此理論計算的結果表明，新的結構方案有效地改善電纜室電場分布。

表1 兩種方案在同一關鍵點處的場強

圖7 優(yōu)化后結構示意圖

圖8 優(yōu)化后CT 表面電場

為進一步評估新設計方案的可行性，生產(chǎn)結構改進前后的兩種樣機，并參照標準GB/T 3906—2020的規(guī)定[12]，進行工頻耐壓對比試驗。兩試品均保持在同樣干燥環(huán)境下，對下分支母線進行相間及對地95kV/1min 工頻耐受試驗和110kV/1min 破壞性放電試驗。由表2 給出的試驗結果數(shù)據(jù)可知，與原設計相比，新方案在95/110kV 工頻耐壓下的泄漏電流有明顯降低，由此試驗的結果表明，新的結構方案的絕緣水平優(yōu)于原設計方案。

表2 兩種方案對比試驗結果

5 改進措施

通過對上述事故的勘察、分析和驗證，最終提出以下改進措施：

1）將安裝于電纜室的電流互感器和分支銅排的相間距由275mm 提高到360mm，同時取消相間隔板，調(diào)整兩側(cè)的絕緣隔板。

2）開關設備內(nèi)電纜室內(nèi)增加兩個板式加熱器，布置在電纜室前后位置，并將設置為常投加熱器。

3）開關設備內(nèi)加裝除濕設備，如冷凝式除濕裝置，將開關設備內(nèi)的潮濕空氣凝露成水排到柜子外。

4）對開關設備底部和高壓室底部電纜溝的電纜入口處采用防火泥進行嚴密封堵，避免濕氣通過電纜溝。