２０２１年第１期２０２１Ｎｕｍｂｅｒ１水电与新能源
ＨＹＤＲＯＰＯＷＥＲＡＮＤＮＥＷＥＮＥＲＧＹ第３５卷
Ｖｏｌ．３５
ＤＯＩ：１０．１３６２２／ｊ．ｃｎｋｉ．ｃｎ４２－１８００／ｔｖ．１６７１－３３５４．２０２１．０１．０１１
收稿日期：２０２０－０７－３０
作者简介：姜德政，男，高级工程师，从事水电站生产管理方面的工作。
姜德政，任 波，付 鹏，熊 舟
（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北宜昌 ４４３０００）
摘要：基于某大型水电站５００ｋＶＧＩＳ开关站１台发变组出口断路器在分闸状态发生单相接地故障，造成该断路器所在
联合单元进线串短线差动保护动作，１台运行机组从系统解列。通过对保护故障录波、故障范围ＳＦ６隔室气体成分分析和故障断路器解体检查，明确了故障原因，通过更换断路器解决了故障。经对故障原因进行深入探讨，提出了有针对性的设备运行维护策略。 关键词：断路器；灭弧室；单相接地；电弧放电；短线差动保护
中图分类号：ＴＭ５９５ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７１－３３５４（２０２１）０１－００４１－０３
ＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄＴｒｅａｔｍｅｎｔｏｆａＳｉｎｇｌｅ ｐｈａｓｅＧｒｏｕｎｄｉｎｇＦａｕｌｔ
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Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｓｉｎｇｌｅ ｐｈａｓｅｇｒｏｕｎｄｉｎｇｆａｕｌｔｏｆａｃｉｒｃｕｉ
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Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｉｒｃｕｉｔｂｒｅａｋｅｒ；ｉｎｔｅｒｒｕｐｔｅｒ；ｓｉｎｇｌｅ ｐｈａｓｅｇｒｏｕｎｄｉｎｇ；ａｒｃｄｉｓｃｈａｒｇｅ；ｓｈｏｒｔｌｉｎｅｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ＳＦ６气体绝缘金属封闭开关设备（ＧａｓＩｎｓｕｌａｔｅｄＳｗ
ｉｔｃｈ ｇｅａｒ，ＧＩＳ）具有结构紧凑、占地面积和空间体积小、运行安全、检修周期长等优点，被广泛应用在电力
系统中［１］
。由于ＧＩＳ结构全封闭，仅能依靠局部放电
在线监测以及常规的检查试验等方法对ＧＩＳ内部设备进行状态评估，难以发现操作机构、内部绝缘件等的安全隐患。当绝缘缺陷、机械振动、局部放电等原因造成ＧＩＳ设备内部故障时，其故障气隔室的查及检修时间长、工作量大。
因此，对断路器典型故障进行分析，有针对性地进行断路器单元的运维检修工作，能够及时发现设备故障前期征兆，大大提高ＧＩＳ设备的安全性和生命
周期［２－３］。
本文针对一起５００ｋＶＧＩＳ断路器单相接地故障分析和处理，为类似故障的分析处理及运行设备的状态检修提供参考。
１ 单相接地故障情况
某水电站５００ｋＶＧＩＳ采用３／２接线方式，发电机和变压器组合方式采用一机一变单元接线，两个单元接线组成联合单元接线进入５
００ｋＶＧＩＳ，断路器为双断口卧式布置。２０１９年，电站Ｂ号机组正常停机过程中，远程发令断开ＣＢ５断路器、合上电气制动开关，５ｍｉｎ后保护系统检测到相对地故障，该串ＧＩＳ进线短线差动保护动作，ＣＢ２、ＣＢ３、ＣＢ４断路器跳闸，Ａ号机组从系统解列，ＧＩＳ主接线方式如图１所示。
水电与新能源２０２１年第１
期
水的声阻抗图１ ＧＩＳ主接线方式
２ 故障检查情况
电站每年定期进行５００ｋＶＧＩＳ断路器局放带电检测，故障发生前电站５００ｋＶＧＩＳ开关站设备局放带电检测结果均正常，维护人员现场检查相关ＧＩＳ设备外观正常，设备本体接地点均无放电及灼伤痕迹。２．１ 保护动作分析
查看保护故障录波动作波形图，如图２。该ＧＩＳ串第一套短线差动保护起动时间为２２：０２：２５：１９０，动作时间为８ｍｓ，动作报告Ａ、Ｂ相无差流，Ｃ相有差流，ＣＢ２、ＣＢ３、ＣＢ４断路器有故障电流。第二套短差差动保护起动时间为２２：０２：２５：１９０，动作时间为８ｍｓ，Ａ、Ｂ相无差流，Ｃ相有差流。两套保护动作行为完全一致，保护动作正确，故障持续时间为４６ｍｓ
。
图２ 保护动作波形图
结合故障录波计算Ｃ相差动电流约２５．５ｋＡ（基波有效值），故障时刻ＣＢ２ＣＴ故障电流（基波有效值最大值）约１１．６ｋＡ，ＣＢ３ＣＴ故障电流约１１．４ｋＡ，Ａ号主变高压侧Ｃ
Ｔ故障电流约２．５ｋＡ，计算差流约２５．５ｋＡ，与差动保护动作值完全一致。
由于故障发生在Ｂ号机组停机期间，检查机组停
机过程波形，此时母线电压波形无任何异常。
故障点初步判断为短差保护和Ｂ号主变差动保护的交叉区域（如图１中红线所示），即ＧＩＳ断路器ＣＢ２、ＣＢ３、ＣＢ４、ＣＢ５之间，故障相为Ｃ相。２．２ 气体隔室检查
现场对该串ＧＩＳ各隔室气体进行成分分析，经ＳＦ６分解物测试仪测量，发现ＣＢ５断路器Ｃ相本体内ＳＯ２含量严重超标，其他隔室ＳＦ６气体纯度及成份无异常。
将Ｃ
Ｂ５断路器Ｃ相气体回收后打开罐体端盖对内部进行检查，发现断路器灭弧装置支持绝缘子（靠近操动机构侧）有电弧灼烧痕迹，绝缘子端部金属固定件边沿有烧蚀现象，罐体内部有清晰可见的白粉末沉积物，初步判断断路器内部发生金属性接地故障。
３ 现场处理情况
为排除其他相关联的ＧＩＳ设备可能存在的故障，通过Ａ号机组对ＣＢ４、ＣＢ３、ＣＢ２断路器及相应隔刀系
统段进行了发电机零起升压试验［
渗透汽化膜４］
，额定电压持续时间５ｍｉｎ，升压结果正常，Ａ号机组可以正常投入运行。
故障原因确定后，电站安排开展断路器本体整体更换，更换完成后，对气室抽真空，充气至额定压力，静置２４ｈ后进行常规性试验（隔室微水、回路电阻、开关机械特性试验等）。试验合格后，开展分、合闸情况下ＣＢ５断路器交流耐压及局部放电试验。通过Ｂ号发电机对ＣＢ５断路器、隔离开关段ＧＩＳ设备进行零起升压至额定电压，持续时间３０ｍｉｎ，升压过程正常，试验结果合格，断路器具备投运条件。
４ 解体检查及原因分析
为进一步查明内部放电位置及原因，对故障断路器进行了解体检查。４．１ 检查方法
①拆卸故障断路器的灭弧室；②对主要部件进行
射频标签
外观检验；③对灭弧室的支持绝缘子进行Ｘ射线检查；④查阅自调试以来的安装报告和原始现场耐压试验报告。４．２ 检查过程
移除断路器灭弧室后，检查灭弧室、屏蔽罩、罐体及绝缘件等烧损情况。
断路器接地故障发生在断路器灭弧装置的支持绝缘子上，如图３所示。
姜德政，等：５００ｋＶＧＩＳ断路器单相接地故障分析和处理２０２１年１
月
图３ 相对地故障的位置
在断路器壳体的上部区域和灭弧室的主屏蔽层上发现了二次相对地故障的痕迹。如图４
所示。
图４ 相对地故障的痕迹
除电弧热量引起的损坏外，断路器的隔离绝缘子、支持绝缘子、绝缘传动杆和灭弧室绝缘筒等未受到损坏。在被灼烧的局部放电处没有检测到开裂或其他异常信号。
灭弧室的支持绝缘子（因电弧的热量，颜变深）经Ｘ射线检测内部无金属颗粒、无裂纹，绝缘件内部结构完好
［５］
。
在隔离绝缘子上的铜镀银主触头的连接处，检测到四个触指的表面材料（铜）有严重磨损。如图５所示。磨损的铜颗粒分布在灭弧室的表面且非常接近支持绝缘子。如图６
所示。
楔形塞尺图５
刀触头及相应的触指凹坑
图６ 刀形触头和磨损的铜颗粒
检查受影响的主要触头材料组件（刀形触头和触
指）未发现任何缺陷，所有相关的螺栓连接无松动，接触指组件的弹簧均完好和紧密，在接触指和刀形触头处可见残留的触头润滑脂。除磨损的连接点外，所有其他触指和刀形触头点均未发现磨损（存在银涂层且状况良好）。
在拆卸断路器之后，观察到断路器壳体内的电弧粉末量与电弧时的释放能量一致。这种粉末主要由三氟化铝（ＡｌＦ３
）组成，它可以迅速吸收大气中的水分并具有极强的腐蚀性。粉末呈灰，表明没有发生绝缘体材料分解。４．３ 原因分析
断路器发生相对地故障的原因分析如下：
１）主静触头连接（图５和图６）部位磨擦出的铜颗粒（导电材料）落到灭弧室的外壳中，并在相对长的时间内聚集在靠近支持绝缘子的区域内；
２）故障断路器的每次开关操作都会在断路器内产生强烈的振动冲击和吹气，迫使铜颗粒移动；３）在某个时间点，在经过另一次开关操作后，铜粒子进入支持绝缘子的高场强区域（图７）；４）设计的电场区域受到铜粒子的干扰，在一定程
度上触发了从相到地的电闪络。
图７ 支持绝缘子上的相对地故障结构
（下转第４７页）
张 敏，等：５００ｋＶ变压器胶囊更换及绝缘油处理２０２１年１月 囊且检查确认胶囊在储油柜内自然伸展后封堵油枕盖板（盖板密封圈需更换）。胶囊更换过程中，新胶囊更换前必须经过充气保压检验，确保其密封性能；新胶囊移入油枕内部过程中，确保新胶囊干净，不能混入杂质、水分。
２．５ 变压器油枕注油
通过油枕注排油阀注油，注油速度３～５ｔ／ｈ。注油过程中，本体和油枕之间的连通阀打开，同时保持油枕呼吸管路畅通。油枕进油后不断用橡胶锤敲击储油柜，使胶囊充分展开。待油位与油位温度对照表一致或略高后停止注油（注油前油位计指针应调零，注油后确认无假油位，否则进行调整）。
２．６ 整体密封性检查
拆除呼吸器，安装充气装置（含压力表）；向储油柜胶囊内充入干燥空气，充气的同时，打开油枕顶部排气塞，排尽气体直至有油渗出后关闭排气塞；胶囊压力为２０～３０ｋＰａ时，停止充干燥空气。胶囊内部气压保持１２ｈ，压力无明显变化，确认主变整体密封较好。２．７ 绝缘油处理
按照２．２中的流程进行绝缘油处理。本次油化试验项目包含：谱分析、含气量、微水、击穿电压、介损，各项试验数据合格。
３ 结 语
在变压器检修及制造厂家推荐的检修规程中，胶囊密封测试的重要方法是胶囊能保压１２ｈ及以上；但在实际检修中，首先应检查胶囊内部状况，然后结合正压密封性及胶囊充气试验，综合判断胶囊破损情况。
本文结合电力变压器检修规程和实际处理经验，总结油处理过程中细节和难点，优化完善变压器油处理流程和工艺，为变压器实际检修中胶囊更换和油处理提供了参考。
参考文献：
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［９］赵静月．变压器制造工艺［Ｍ］．北京：中国电力出版社，
檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲檲
２０１４
（上接第４３页）
异常磨损出现铜颗粒的可能原因为：①断路器罐体内部装配精度不够造成刀触头与触指接触不均匀、触指中心线偏移，从而导致两者间异常磨损产生金属粉尘；②ＧＩＳ断路器在操作时产生振动，主触头连接的错位加上振动导致磨损产生金属粉尘。
故障发生后，维护人员对同型、同批次投运的其他断路器进行了内部检查，经检查，其余断路器刀触头与触指接触部位均未发现异常。通过检查分析，最终确认本次断路器单相接地故障由断路器罐体内部装配精度不够引发，故障发生在灭弧装置的支持绝缘子上，对地闪络由铜颗粒触发，铜颗粒由主静触头连接的异常磨损产生，然后落到支持绝缘子底部的高电场区域内。
５ 结 语
５００ｋＶＳＦ钟罩阀
６
罐式断路器内部组件的装配质量对断路器安全性和电网安全性非常重要，设备制造厂家应严格把关，设备组装时相应的安装标准和工艺流程应
执行到位。断路器投入运行后应定期开展断路器的特高频法、超声法等带电局放检测工作，以及隔室的气体泄露检查，同时结合断路器检修进行部件的状态评估。对于局部放电量异常的断路器，可以同时进行ＳＦ
６
气
体分解物分析，及早诊断ＳＦ
６
断路器绝缘的健康状况，避免发生设备故障，影响电网安全稳定运行。
情趣口香糖
参考文献：
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６
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［４］徐美清．利用电制动变压器进行发电机零起升压、升流的研究和应用［Ｊ］．红水河，２０１３，３２（２）：４３－４６
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