2022, Vol. 40
2. 内蒙古自治区高电压与绝缘技术企业重点实验室, 呼和浩特 010020;
3. 内蒙古超高压供电公司, 呼和浩特 010080
2. Inner Mongolia Enterprise Key Laboratory of High Voltage and Insulation Technology, Hohhot 010020, China;
3. Inner Mongolia EHV Power Supply Company, Hohhot 010080
随着电网的建设发展，受环境与占地面积的影响，GIS超高压变电站日益增多。GIS母线在SF6气室外，接线结构紧凑，方便安装与维护。但气体绝缘封闭设备隔离开关在切合空载短母线时因重燃会在内部产生特快速暂态过电压（Very Fast Transient Overvoltage，VFTO），电压幅值、频率以及陡度都非常高，严重威胁设备安全，如果内部存在金属异物，会大幅度降低隔离开关在VFTO作用下的绝缘性能，并且随着VFTO振荡频率和电场不均匀度的增加，击穿概率增大，VFTO传播至套管连接处后，还会产生暂态壳体电压（Transient Enclosure Voltage，TEV），高幅值电压会使其与接地线发生火花放电现象[1-6]。
本文对某500 kV变电站执行断路器热备用转冷备用，拉开隔离开关时发生的母线跳闸事故进行了深入分析，并提出防范措施，以预防故障的再次发生。
1 故障概况某500 kV变电站执行5063断路器热备用转冷备用，拉开5063-2隔离开关操作时，500 kV 2号母线跳闸，其系统主接线图见图 1。
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| 图 1 5063-2隔离开关操作故障前系统主接线图 Figure 1 Main wiring diagram of system before isolation switch 5063-2 operation failure |
故障录波图见图 2，故障时故障相电压下降，电流明显增大。故障选相L1相，操作5063-2隔离开关发生故障后，最大故障电流约9 kA，其中永赛一线5013断路器短路电流约4.5 kA，该出线以及相连电厂经1号、4号主变压器通过5032断路器提供的短路电流约5 kA。故障时L1相电压前20 ms跌至11 kV以下，20 ms后逐步升高至258 kV，双套母线保护动作切除故障，故障相电压恢复正常，其他各保护未启动，故障时间持续约40 ms。
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| 图 2 故障录波图 Figure 2 Fault recording diagram |
利用BPA和PSD软件进行接地故障电流核算：5063-2隔离开关L1相金属性稳态接地短路时故障电流9.65 kA，其中永赛一线5013断路器短路电流4.47 kA，赛旗Ⅰ线以及盛乐电厂经1号、4号主变压器通过5032断路器提供短路电流5.18 kA。
1.2 气体检测故障跳闸后，进行了5063断路器及隔离开关气室气体湿度、分解产物试验，结果见表 1。对比诊断性试验数据与交接试验数据，5063-2 L1相隔离开关气室内SO2及HF体积分数明显增大。另外，5063-2隔离开关气室内微水含量较其他气室偏高，且与历史数据比较有较大增加，加之气体分解产物中HF体积分数较高，疑似内部有轻微受潮现象。但运行中未发现漏气现象，密封性未见明显下降，原因应为设备内部绝缘件等部件未干燥彻底，内部水分缓慢析出，使气室内部水分增大，导致绝缘性能下降。
| 表 1 气体分解产物湿度及其各元素体积分数测试结果 Table 1 Test results of humidity and volume fraction of elements in gaseous decomposition products |
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根据SF6气体在电弧放电下的分解机理，隔离开关气室因内部绝缘缺陷导致导电金属对导电外壳放电及气体中的导电颗粒杂质引起对地放电，存在高能放电，故障区域内的固体绝缘材料及金属材料参与反应分解，判断为5063-2 L1相隔离开关气室发生击穿故障导致2号母线跳闸。
1.3 现场设备检查解体分析对现场一次设备巡视检查，断路器及隔离开关的各指示正确；线路电容式电压互感器（Capacitor Voltage Transformer，CVT）及避雷器外观、油位无异常；避雷器未动作。现场无异常声响，无异常气味。
对开关设备解体检查，见图 3、图 4，发现放电部位为隔离开关静触头对金属外壳放电。隔离开关静触头烧蚀严重，周围积累灰白色粉末，大量高温分解产物滴落在气室底部，并伴有树状的受到电场力的电弧路径烧蚀痕迹，观察窗周围烧蚀较为严重，在壳体内壁形成了电击坑，存在大量飞溅状金属颗粒，底部5063-2隔离开关法兰和接地排有放电痕迹。
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| 图 3 隔离开关解体照片 Figure 3 Photo of disconnector disassembly |
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| 图 4 接地排放电痕迹 Figure 4 Ground discharge electrical traces |
实际运行经验表明：在330 kV以上电压等级的GIS中，VFTO易引发设备绝缘事故。一般情况下，过电压幅值在2.5（p.u.）左右，有时也可能超过3.0（p.u.），但由此引起的事故概率却超过了雷电过电压和开关操作过电压的事故概率。
操作隔离开关时，容易引起触头的多次重击穿和重燃，从而产生VFTO。当VFTO沿母线传到GIS与高压套管处时，容易耦合到壳体与地之间，造成TEV升高[8-13]。
2.1 VFTO产生机理隔离开关开合电容电流系统示意图见图 5，隔离开关操作时产生VFTO示意图见图 6。
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| 图 5 隔离开关开合电容电流的系统示意图 Figure 5 System diagram of disconnector switching capacitive current 图中：uS（t）—电源电压；Za—电源的等效阻抗；l1，l2—电源侧及负载侧的母线；uB—介质恢复电压；uL—负载侧电压。 |
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| 图 6 操作隔离开关时产生VFTO示意图 Figure 6 VFTO schematic diagram generated when operating disconnector 图中：t0—电源电压为峰值时触头分离时刻；Δt—触头分离到燃孤时间差。 |
开断前，uS（t）与uL（t）相等，即uS=uL；开断后，uS仍按工频电源电压规律变化，uL则由于GIS内绝缘子或母线残压较高，衰减很慢，可等效为恒定的直流电压，其值由熄弧瞬间电压值uL（=uS）决定。随后，动静触头间隙距离增大，uB随之线性增大。当触头电压差超过uB时，间隙击穿，出现第一次重燃，产生高频率VFTO。由于频率过高，电流过零时电弧仍不会熄灭，直到约几十μs高频振荡衰减完毕，电弧熄灭，第一次复燃过程结束。
2.2 TEV产生机理GIS的壳体由接地引线连接地网，GIS出现暂态过程后，外壳上的几十MHz高频感应电流沿接地线流入地网，使接地线的压降增大，电压值超过空气的击穿电压引起火花放电[14-20]，GIS母线通过高压套管与架空线相连（见图 7），当操作GIS中的隔离开关时，母线上将产生VFTO（U0）。如图 8所示，VFTO电压波除在O点发生反射（U1）以及折射到架空线上（U3），另一部分会折射到壳体与地之间（U2），造成暂TEV升高，对GIS周边设备产生危害。
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| 图 7 GIS与架空线连接示意图 Figure 7 Schematic diagram of the connection between GIS and overhead lines 图中：Z1、Z2、Z3—GIS母线导体与壳体内表面、外壳与大地之间和架空线与大地之间的波阻抗；h—壳体距地面高度；h1—架空线离地面高度。 |
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| 图 8 电压波在套管O处点折、反射示意图 Figure 8 Schematic diagram of voltage wave folding and reflection at casing O |
为准确计算和分析该变电站事故的暂态过电压，查阅设备平面布置图以及设备制造商相关文献资料，对GIS系统各设备进行等效暂态模拟。
本文采用分段电弧模型模拟触头间隙的复燃或重击穿过程[18-20]，电弧电阻变化曲线如图 9所示。
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| 图 9 电弧电阻变化曲线 Figure 9 Curve of arc resistance variation |
考虑隔离开关动静触头较大，并且存在残余电荷，故燃弧时考虑了动静触头对GIS外壳的电容C，其等效模型如图 10所示，Ra（t）为时变电阻。本文借鉴文献[19]隔离开关三维电场分析结果，利用电场能量法，精确得到电容C为12 pF。
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| 图 10 隔离开关电弧的等效电路模型 Figure 10 Equivalent circuit model of disconnector arc |
考虑电磁波的传播，将变压器等效为集中电感和对地电容；母线为均匀无损传输线；接地开关、套管等效为集中电容。断路器为双断口断路器，并且带合闸电阻R=1500 Ω。GIS主要部件等效模型取值见表 2。
| 表 2 GIS主要部件等效模型取值 Table 2 Equivalent model value of GIS main components |
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计算VFTO时电压采用标幺值，即1（p.u.）为
计算时考虑隔离开关燃弧最严重的情况，断路器分闸，接地开关打开，即操作DS 5063-2单进单出情况下，隔离开关短母线处的残余电荷为-1（p.u.），电源侧为1（p.u.），此时电弧重燃，时间步长取1 ns，计算时间为10 μs，GIS内部暂态电路如图 11所示。
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| 图 11 GIS内部暂态电路 Figure 11 Internal transient circuit of GIS |
VFTO详细计算结果如表 3所示，图 12为DS 5063-2操作方式下，GIS内部产生VFTO幅值较大处的波形与频谱图。文献[20]给出了VFTO与雷电冲击耐受电压比较时考虑15%的安全裕度，因此500 kV GIS的雷电冲击耐受电压为1550 kV，则VF-TO不宜超过1347 kV，标幺值为2.183的过电压是该值的72.8%。虽未超过其绝缘水平，但与允许的VF-TO幅值比较接近。
| 表 3 DS 5063-2操作引起的VETO计算结果 Table 3 Results of VFTO when DS 5063-2 is operated |
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| 图 12 单进单出线方式下DS 5063-2 VFOT波形及其频谱 Figure 12 Waveform and spectrum of DS 5063-2 VFOT under single-in and single-out mode |
在此次事故中，断开5063-2隔离开关时，在触头分离过程中有金属碎屑产生，金属异物的出现大幅降低了隔离开关在VFTO作用下的绝缘性能，并且随VFTO振荡频率和电场不均匀度的增加，击穿概率增大，操作隔离开关产生的VFTO导致对壳体闪络接地，最终发生击穿故障。
对于GIS壳体与架空线的连接处可通过理想变压器模型模拟。利用EMTP对该变电站的外壳进行建模，计算得到壳体在接地点处TEV波形及其频谱分布如图 13所示。由图可知，由隔离开关操作产生的VFTO引起壳体在接地点处TEV暂态电压为0.47（p.u.），即191.76 kV，较高的TEV暂态过电压导致接地排放电。
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| 图 13 壳体接地点处的TEV波形及其频谱 Figure 13 TEV waveform and frequency spectrum at shell grounding point |
在拉开5063-2隔离开关L1相断开小电容电流的过程中，由于隔离开关本身分闸速度较慢，发生了多次电弧的重燃和熄灭。
当动静触头间距逐渐增大，由于气室静触头屏蔽罩上部附着了金属细屑，在分闸操作时落在周围，电场畸变，电弧不均匀度增加，电弧再次重燃。多次电弧重燃产生的金属蒸气在热作用下向气室上部汇聚，影响动静触头上部空间的自由电荷分布，使得SF6气体的绝缘强度降低。由于动静触头间击穿电压较高，产生VFTO，发生再燃弧使两电极间被跨接，造成再燃弧部位的电位分布急剧变化，电场方向由断口间变为对地，伴随着不断重燃引起的高幅值快速暂态过电压和金属蒸气引起的SF6气体绝缘强度降低，发生了隔离开关动触头端部上侧面对壳体观察窗内壁上部靠近动触头屏蔽侧的击穿放电。
由于动触头屏蔽罩左上部与壳体观察窗内壁上部靠近动触头屏蔽侧之间的气体间隙最小，在动触头不断移动直至缩入动触头屏蔽罩内的过程中，放电路径转移到了动触头屏蔽罩左上部与壳体观察窗内壁上部靠近动触头屏蔽侧之间。故障电流的路径是静触头到动触头，再到壳体观察窗内壁。动触头突出的形状导致弧根固定，静触头表面积大，弧根运动，因此静触头表面没有集中的烧灼点。
5 处理措施及建议（1）由以上分析可知，设备触头存在设计缺陷，在操作隔离开关时存在电弧无法可靠熄灭的风险，因此对原550 kV GIS隔离开关动静触头设计改进，改进前后对比如图 14所示。隔离开关触头设计改进说明如表 4所示。
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| 图 14 隔离开关触头改进对比图 Figure 14 Comparison diagram of disconnector contact improvement |
| 表 4 触头改进说明 Table 4 Description of contact improvement |
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对改进前后的触头进行电场、电弧计算，改进前断口距离80 mm，VFTO最大电场值为28.6 kV/mm，新结构的断口距离为50 mm，VFTO最大电场值为28.5 kV/mm。新结构较好地限制了电弧的飘移，确保动触头对静触头的电弧，如图 15所示。
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| 图 15 触头结构改进前后电场 Figure 15 Electric field before and after contact structure improvement |
原设计DS在分闸至80 mm时才能有效切断重燃弧，设计改进后DS在分闸至50 mm时完全切断重燃弧。原设计DS在分闸时弧触头端部拉弧时，由于端部设计空心很容易在动触头电弧对静触头时电弧飘移到屏蔽罩上面，从而对壳体闪络接地。结构设计改进后，DS分闸时电弧仅在动触头端部与静触头端部之间，很好地限制了电弧，不会发生飘移，避免了对壳体闪络接地。
（2）设备生产厂家应提供更加翔实的不同快速暂态过电压计算分析报告，以及不同操作方式下的VFTO情况，为甲方设备运行方式提供参考。
（3）完成部件更换后，厂家需对更换部件设备进行型式试验并出具试验报告，现场应进行相应的交接试验。
（4）建议对同厂家同批次产品进行全面排查，依据Q/ND 10501 05—2016《电力设备带电检测技术规范》要求，开展气体湿度、气体分解产物检测，密切跟踪各项气体分解产物增长情况。
（5）加强反措执行力度。GIS中断路器、隔离开关和接地开关应在出厂试验中进行不小于200次的机械操作磨合，磨合后检查触头情况，清扫壳体内部；252 kV及以上电压等级设备应进行正负极性各3次雷电冲击耐压试验。
（6）强化关键部件质量控制。GIS内绝缘件应逐只进行X射线探伤试验、工频耐压试验和局部放电试验，局部放电量不大于3 pC，制造厂需提供书面材料。
（7）规范安装工艺质量。GIS现场安装时应采取防尘棚等有效措施，确保安装环境的洁净度，保证设备内部洁净无杂质，降低运行中故障风险。
6 结论本文针对某变电站GIS中5063-2隔离开关操作造成的隔离开关气室击穿事故，结合故障情况，计算了该变电站GIS内部的VFTO以及外部TEV，分析了该站此种操作方式下VFTO对隔离开关的不利影响，通过计算分析得到以下结论。
（1）通过对5063-2隔离开关内部VFTO的计算，结果表明VFTO操作隔离开关的电源侧的过电压幅值较大，为2.183（p.u.），即980.17 kV，是VFTO允许幅值标幺值的72.8%，存在较大的绝缘风险，这是由于被开断的母线长度较短，阻尼作用较弱，并且开断后有一定的残压电荷，VFTO衰减速度较慢，VFTO幅值较高。
（2）在GIS中，VFTO的侵入会使隔离开关盆式绝缘子沿面闪络电压的下降速度比雷电冲击电压下快很多，并且VFTO作用下隔离开关附近存在金属异物造成电场畸变，振荡频率和电场不均匀度的增加，最终导致击穿故障。
（3）在隔离开关操作的暂态过程中，VFTO通过行波耦合传递至壳体与地之间，造成TEV升高，达到0.47（p.u.），即191.76 kV，产生对地火花放电。
（4）通过将隔离开关动触头端部结构由空心改为实心圆弧状，静触头改为Z形触指，VFTO最大电场值为28.5 kV/mm，能够分闸至50 mm时完全切断重燃弧，限制了电弧的飘移。
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