500kV高压开关设备隔离开关绝缘拉杆故障实例分析.docx

《500kV高压开关设备隔离开关绝缘拉杆故障实例分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《500kV高压开关设备隔离开关绝缘拉杆故障实例分析.docx（11页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。

1、通过对一起500kV高压开关设备跳闸故障开展解体分析，确认故障原因是由于其隔离开关绝缘拉杆的内部缺陷在运行过程中不断劣化，导致绝缘拉杆发生沿面闪络。随后在重合闸过程中，绝缘拉杆击穿产物同动触头屏蔽罩掉落在水平盆式绝缘子表面，导致绝缘子发生沿面闪络后在强送的过程中被击穿。针对上述情况提出生产工艺改进建议，提升设备可靠性。绝缘拉杆作为高压开关设备（hybridgasinsulatedswitchgear,HGIS）中的重要元件，起到连接各类传动机构和本体高压电极的重要作用。由于其承受着高压带电部分与零电位部分之间很大的电压降，一旦内部混有气隙或杂质，在长期高场强作用下极有可能导致绝缘材料老化与绝缘

2、内部损坏。故其生产工艺是否可靠，出厂检验是否认真细致直接影响HGIS以及电网的安全与稳定。1故障经过月日，某变电站5OOkV线路5032、5033开关A相跳闸，5033开关重合不成功并强送失败（现场接线图如图1所示）。该线路全长67.76km,PCS93IA保护纵联差动保护动作，测距Okm,故障相（A相）电流17500A,线路PSL-603UA保护分相差动动作，测距0.079km,故障相（A相）电流17460A。该变电站5032、5033开关单元为国内某厂家生产的ZF16550GCB型HGlS,2017年6月30日投运，尚未达到首检周期。交接试验和最近一次带电测试数据均无异常，故障发生时变电站

3、内无相关倒闸操作。现场检查5032、5033间隔一次设备外观及相应气室压力均正常，随即进行了SF6气体检测，结果见表1。单位：LL检测气室SO2H2SCOHF50321A相刀闸气室003.705032A相开关气室1.3500050322A相刀闸气室100+100+1000+58.965033IA相刀闸气室0015.405033A相开关气室11.250.230050332A相刀闸气室0025.90表1各气室SF6气体测试结果1./L,且伴有大量CO以及HF产生，5033A相开关气室S02超标。初步判断50322A相刀闸气室发生严重放电，5033A相开关气室S02超标为故障过程中重合闸开断所致，需

4、立即进行处理。检测发现相应气室SF6纯度及湿度均正常,但50322A相刀闸气室气体检测口有大量白色粉末，SO2、H2S含量超过100。由于现场不具备解体条件，故决定将50322A相刀闸进行更换并送至厂房解体，同时更换5032和5033开关气室的SF6气体。12月5日，现场完成更换工作并顺利送电。2解体情况50322A相刀闸送至厂房后进行了详细解体，其气室结构如图2所示。图2隔离开关气室结构2J绝缘拉杆该刀闸绝缘拉杆已断裂成若干块，其高电位侧（与动触头相连的一端）U形槽处存在裂口，内外部表层均已碳化，但仍保持管型。中间部分裂成3块，存在不同程度碳化现象。地电位侧分裂成3块，碳化程度相对较轻（如图

5、3所示），怀疑该绝缘拉杆从U形槽方向发生开裂。图3断裂的绝缘拉杆与正常绝缘拉杆对比2.2 水平盆式绝缘子水平盆式绝缘子表面存在明显的由高电位到地电位的贯穿性放电通道，且该通道处环氧树脂已发生碳化，绝缘子表面存在油状附着物和粉末堆积（如图4所示）。对绝缘子上样块、表面油状附着物、堆积的分解物粉末分别取样并使用能量色散射线能谱仪进行成分分析（结果见表2）,未发现外部侵入组成，油状分解物判断为环氧树脂分解产物。图4水平盆式绝缘子凸面图2.3 屏蔽罩动触头屏蔽罩上部存在喷塑层高温融化后满布白点的附着层，无烧穿痕迹。但屏蔽罩下半部、尾部（屏蔽绝缘拉杆与金属接头连接位置）以及水平绝缘子的屏蔽罩处均存在烧穿

6、的孔洞现象，分别如图5和图6所示。组分相对含量/%水平绝缘于上样块表面油状附着物堆积的分解物粉末C11.4874.782.16O30.1213.740F6.042.8763.67Al52.375.0729.94S03.541.79Fe002.44表2样本组分分析图5屏蔽罩尾部烧穿孔2.4 竖直盆式绝缘子竖直盆式绝缘子上半部因高温气体熏烤变色，无闪络、烧蚀痕迹。2.5 机构侧端盖端盖底部靠近收口位置有明显的烧蚀坑（如图7所示），判断为落弧点，从落弧点位置进行取样分析（见表3）,未见不合理的外物侵入组成。2.6 罐体罐体内部没有烧蚀点，罐体上部较为干净，底部因高温炙烤变色，表面附着气体分解物。2.

7、7 接地开关隔离开关发生绝缘故障后，调度曾操作隔离开关分闸、接地开关合闸，经解体确认，隔离开关分闸失败，接地开关合闸成功，接地开关动触头屏蔽罩脱落，掉落在水平绝缘子凸面上，如图8所示。图7机构侧端盖组分相对含量/%样本1样本2C15.7313.57O23.3927.38F17.4314.24Al33.4139.37Si2.0726.50S0.870Ca1.021.18Fe6.071.61表3机构侧端盖样本组分分析图8接地开关屏蔽罩脱落3故障原因分析3.1 隔离开关静电场仿真计算为验证该隔离开关结构设计的可靠性，对其内部结构进行了等比例静电场仿真，同时按照施加数值最高的雷电冲击耐受电压（1675

8、kV）作为边界条件进行计算，得出以下结论.隔离开关内部最大场强分别位于绝缘拉杆动静触头侧屏蔽罩处，分别为24.4kV/mm和21.6kVmmo2）绝缘拉杆表面电场强度呈驼峰型分布，主要集中在离绝缘拉杆高压侧端部约4060mm处，最大场强为11.4kVmm03）动侧屏蔽罩最外侧、绝缘拉杆表面、静侧屏蔽罩和下方盆式绝缘子屏蔽罩处的电场强度较大。在不同电压形式下的最大电场强度计算结果见表4。单位:kV/mm位置雷电冲击耐受电压1675kV（峰值）工频相电压3182=450kV（峰值）绝缘拉杆沿面11.403.10绝獴拉杆高压侧屏蔽罩21.605.80动侧屏蔽罩24.406.55静侧屏蔽罩21.105

9、.67表4不同电压形式下隔离开关各处的电场强度值由于绝缘件的沿面绝缘以及金属屏蔽件在SF6气隙中绝缘的设计基准均取决于雷电冲击电压下的极限场强，故厂家的绝缘设计基准通常按照雷电冲击电压进行设计。而55OkVHGlS用隔离开关额定压力为0.4MPa（20表压），绝缘拉杆沿面电场强度许用值为18.5kVmm,该厂家厂内在该压力下绝缘拉杆沿面电场强度许用值为12kVmm,判断不存在设计缺陷。3.2 绝缘拉杆闪络原因分析该绝缘拉杆由组合电器厂家附属厂制造，采用真空压力浸胶工艺，制造过程中首先需要利用玻璃纤维布层层缠绕，然后在真空环境下使环氧树脂缓慢浸润玻璃纤维材料，排除增强纤维体系内部的微气泡，再借助

10、给环氧树脂体系加压的方式保证组织结构致密，使玻璃纤维与环氧树脂融合成为整体。检查使用材料的理化试验报告和绝缘拉杆整体试验报告均正常。通过复原隔离开关绝缘拉杆，发现断裂的绝缘拉杆层间已经失去粘合力，呈蓬松状态。断裂的绝缘拉杆中间部分靠近高电位侧分层的层间有4个放电点，部分放电点已经击穿多层玻璃布，如图9所示。图9绝缘拉杆上的放电点由此判断，绝缘拉杆闪络的原因为其内部存在局放起始点，长期的局放作用使得绝缘拉杆材质劣化，导致贯穿性的绝缘击穿。击穿后，绝缘拉杆部分碳化，致使从承受应力能力稍弱的U形槽处开始断裂（如图10所示），最终在电弧和分闸力量的共同作用下，整体断裂。高电位例*图10断裂绝缘拉杆的复

11、原图3.3 水平盆式绝缘子闪络原因分析通过剥除水平盆式绝缘子放电通道处的分解物进行着色试验，未发现裂纹等制造缺陷。盆式绝缘子的绝缘电阻实测大于7000M（要求不低于5000M）玻璃化温度检测119.03C（要求大于105）,测试结果均合格，故可确认盆式绝缘子无内部质量缺陷，盆式绝缘子闪络的原因应为绝缘拉杆击穿后分解物掉落在水平盆式绝缘子凸面，引发盆式绝缘子贯穿性绝缘击穿。3.4 接地开关屏蔽罩脱落原因分析接地开关屏蔽罩末端（固定端）呈现不规则断痕，中间触头处的安装螺钉固定情况良好，屏蔽罩没有烧穿痕迹，表面熏烤变黑色。判断应是绝缘拉杆闪络击穿后，断路器重合闸时，电弧能量加热隔离开关内气体，膨胀的

12、气体向压力较低的母线单元扩散，产生强烈气吹，高温气体使得接地屏蔽罩固定部分软化，最终被吹落。4故障发展推演综上所述，该隔离开关的故障发展过程如下：1）隔离开关绝缘拉杆因内部微小缺陷，长期运行时存在持续的局部放电，逐渐破坏绝缘拉杆的绝缘性能。2）局部放电逐步发展，最终扩展成绝缘拉杆沿面闪络，闪络路径为高压侧绝缘拉杆内部缺陷处一绝缘拉杆内表面一机构侧端盖。3）断路器重合闸，短路电流的能量一方面使得绝缘拉杆碳化程度加重、动触头屏蔽罩烧损；另一方面导致隔离开关内部压力升高，气流向低压侧扩散时吹落接地屏蔽罩，连同绝缘拉杆击穿产物一起掉落在水平盆式绝缘子凸面上，导致绝缘子发生沿面闪络，电弧通道在绝缘子嵌件

13、到密封槽处的罐体之间形成。4）断路器强送时，电弧在水平盆式绝缘子凸面已经形成的放电通道之间流过，导致绝缘子凹凸面之间烧穿。5）故障发生后，设备转检修过程中，隔离开关分闸操作，已经碳化的绝缘拉杆彻底崩裂。5结论绝缘拉杆作为隔离开关中的重要元件，生产后需要经过灯光照射探伤、动作试验以及局放耐压试验等一系列检测方可投入安装使用。现有资料表明，其最常见的故障原因为内部存在气隙或杂质时，缺陷附近电场极易畸变而发生局部放电，在长期电场和局部放电作用下，导致绝缘拉杆绝缘失效。本次故障充分反映了该HGIS厂家在生产质量管理体系中的漏洞，针对本次事故，提出以下措施建议：1）严格执行工艺纪律要求，保证绝缘件生产工

14、艺和过程受控，严格执行绝缘制品的质量检查规范和试验标准，坚持对绝缘件全部逐件检查试验，保证绝缘件质量符合要求。2）完善检查绝缘拉杆微小缺陷的手段，具体包括：（1）在绝缘拉杆脱模和粘接两个使用灯光照射探伤的工序，增加照度计，保证每次灯检时的光照强度在要求范围内。（2）制定不同壁厚条件下的最佳光照强度要求，使用不同光照强度的光源进行灯光照射探伤检测。（3）使用自动旋转工装，保证灯检过程中绝缘拉杆顺畅旋转360。，不留检测死角。（4）完善管理制度，改进灯光照射工时管理制度，将工时分为A、B项。A项为发现缺陷后的工时，B项为完好产品照射工时，A类工时要明显高于B类工时，鼓励灯检工序发现缺陷的积极性，并

15、在后期专检中进行复核。3）将绝缘拉杆局放测试电压和时间适当提高，记录观测区间波形数据。500kV变电站550kVHGIS隔离开关绝缘拉杆内部异物导致放电故障分析一、【典型故障现象】1、故障前运行情况该550kV变电站二期扩建工程采用高压开关有限公司制造的ZHW-550kV（HGIS）产品。产品于20年4月完成安装完毕并通过各项机械、电气试验、现场工频耐压试验，具备送电条件。2、故障过程简述4月30日晚送电，产品运行5小时，继电保护动作，5031、5032跳闸退出运行。二、【故障原因及处理】1、故障检查先用内窥镜观察5031-2B和5032-2B气室，发现5031-2B气室隔离开关的观察孔已被灰

16、尘遮盖住无法观察内部，打开50312B气室放气阀，有浓烈的臭鸡蛋气味从放气阀中溢出，可以断定放电点在5031-2B气室内。对5031-2B气室进行解体检查，解体从5031-2B隔离开关端盖处开始。打开隔离开关端盖发现绝缘拉杆已经断裂，罐体内壁及盆式绝缘子大面积电弧灼黑的痕迹，见图I-图3。图1断裂的拉杆图2放电盆式绝缘子图3.拉杆近一步观察绝缘拉杆端头处轴承烧化，隔离开关屏蔽罩严重变形并有二处圆形孔洞。罐体内表面和导体表面被SF6燃烧后的分解物覆盖。仔细观察绝缘拉杆，发现绝缘拉杆内壁已严重碳化，外表面大部分被电弧灼伤，但有部分没有被电弧灼黑。绝缘拉杆两头断裂，中间部位较完整，见图4-5。图4绝

17、缘拉杆（碳化）图5绝缘拉杆（断裂）2、故障原因分析根据上述情况进行分析初步确定为：放电是从绝缘拉杆内部开始，绝缘拉杆内部放电产生电弧，强大的电弧向两端燃烧，将拉杆端头轴承烧化并将屏蔽罩烧变形。拉杆内电弧燃烧产生大量的热量，使拉杆内的气体膨胀，气体压力急剧增大导致绝缘拉杆从两端破裂，同时屏蔽罩对罐体放电，继电保护动作断路器跳闸。放电使屏蔽罩两处烧穿为孔洞。近一步分析导致绝缘拉杆内产生电弧的原因：第1种原因：绝缘拉杆内部存在缺陷，造成绝缘拉杆放电。第2种原因：绝缘拉杆内壁存有异物或金属颗粒，造成绝缘拉杆放电。第3种原因：绝缘拉杆在出厂，现场操作过程中有螺钉等金属物因振动掉到绝缘拉杆内，造成放电。第

18、4种原因：绝缘拉杆内壁附有灰尘，送电后造成绝缘拉杆放电。对于以上原因我们逐条进行分析：该绝缘拉杆是从瑞士公司直接进口的，瑞士公司有产品质量保证书。本装配单元在厂内组装时的装配工艺由分装、单元装配、机械特性试验、电气试验各工序组成。尤其是进行了出厂试验：工频耐压740kVlmino局部放电试验350kV,2.9pCo477kV,7.0pCo雷电冲击试验1675kV0以上3个试验对装配过程的绝缘水平进行了严格的考核（试验报告附后）。同时该装配单元在现场安装后，因各种因素进行了592kV三次工频耐压试验，并且进行了二次电机伏安特性试验。我们可以排除由于第1种原因和第2种原因，导致产品送电后绝缘拉杆放

19、电。该隔离开关解体时我们对绝缘拉杆两端的紧固螺钉进行仔细的检查，没有发现放电后的绝缘拉杆的紧固螺钉脱落，而且也没有螺钉松动的情况。可以确定隔离开关绝缘拉杆的放电也不是第3种原因造成的。综上所述，造成5031-2B隔离开关绝缘拉杆放电原因只能是第4种原因，绝缘拉杆内壁附有灰尘，送电后造成绝缘拉杆放电。产品在出厂前装配或现场安装时，装配人员质量意识不强，没有按工艺对绝缘拉杆进行认真的清理，致使绝缘拉杆的内壁表面附有灰尘、杂质。产品在出厂和安装现场耐压时，由于受电时间短耐压通过。当产品送电后绝缘拉杆中的灰尘在电场的作用下悬浮、漂移，且向电场强度高的部位移动。当灰尘、杂质移动形成一条通道时，最终导致沿绝缘拉杆内壁放电。三、【暴露问题及反措建议】1、反措建议（1）要求工艺部门完善绝缘拉杆及绝缘件的清理、清洁工艺。并设计制造清理绝缘拉杆的专用工具。（2）要求装配车间，在装配过程中严格加强产品内部及绝缘拉杆清洁度的清理和控制，用专用工具进行认真清理。（3）进一步加强产品质量管理，完善绝缘件的存放保管制度。