某变电站断路器跳闸故障处理.doc

某变电站断路器跳闸故障处理
　　摘要：造成断路器跳闸故障有多种因素。通过SF6气体成分测试仪，阐述了一起由于制造及安装工艺不合格造成的跳闸事故处理，及时安排检修，避免故障范围进一步扩大。
　　关键词：断路器;故障处理;成分测试
　　引言
　　随着电力技术的发展，各种新材料新设备被广泛应用到电力行业中。SF6气体绝缘全封闭组合电器（简称GIS设备）由于其能量空间密度大、安全可靠性高、绝缘性能优越、占地空间小等优点，在电力系统中广泛采用，有效的提高了电力系统的安全运行性能。但是，GIS设备的元器件密封在压力容器中也给故障定位和检修工作带来困难。目前对GIS设备的预防性试验的检测方法主要是利用超声波局部放电检测仪进行检测，一旦发现波形异常，再使用SF6气体成分测试仪进一步确定故障点。
　　
　　2010年6月，深圳某220kV变电站110kV#2线786开关事故跳闸。跳闸后786保护装置显示距离I段和零序过流I段保护动作，动作时间20ms，（一次电流为11070A），（ A），故障测距为0km，重合闸为停用状态。检修人员到达现场后，利用SF6气体成分测试仪对786间隔5个气室逐一进行了气体成分检测，结果发现7863隔离开关（G93）气室的HS及SO2气体成分严重超标，初步判断该气室有放电迹象，需联系厂家技术人员，安排停电解体检修工作。
　　
　　根据气体成分测试仪确定的故障点，厂家技术人员对7863气室进行了解体检查。在打开7863气室的盖板后发现，气室内已经布满了粉尘及绝缘材料的碎屑，并且在分闸状态下，A、C两相的触头为断开状态，而B相触头却仍然处于合闸状态。经过进一步检查发现，7863隔离开关的B相绝缘拉杆已经不知去向，因此初步判定气室内发现的绝缘材料碎屑即为被电弧烧毁的绝缘拉杆。气室内的具体情况见图1。
　　图2为无故障合闸状态下的隔离开关气室内部，通过和图1的对比，可以更直观地看出故障所在：气室内充满粉尘、B相绝缘拉杆损坏、气室表面有放电痕迹。
　　图3为拆卸下来的B相隔离开关，可以看到明显的放电痕迹。通过对现场情况的观察和分析，可以初步判定是由于B相绝缘拉杆的某个位置绝缘薄弱，在高电压的长期作用下致使其绝缘受损，而最终导致绝缘拉杆整体被击穿烧毁。为了进一步明确事故原因，公司和厂家技术人员对绝缘拉杆的碎屑进行了分析，如图4所示。可以从绝缘拉杆的碎片中看到细微的暗纹，而所有绝缘拉杆的外观在出厂前均经过了严格的检查。由此可以推断，在安装过程中，绝缘拉杆的某一点（或某一部分）的受力不均匀（如绝缘拉杆在安装的过程中没有完全插入固定槽的底部，或者安装角度出现偏差），导致这一点（或这一部分）在隔离开关的操作过程中承受了过高的力，使得受力点附近的绝缘材料表面产生了碎裂暗纹。暗纹的产生削弱了绝缘拉杆的绝缘强度，在高电压的长期作用下，高压电场对这一绝缘薄弱环节的破坏产生了积累效应，最终导致绝缘拉杆损毁。
　　另外，公司和厂家技术人员在绝缘拉杆的碎屑中还发现了绝缘材料中有气泡混入的痕迹。绝缘拉杆是由玻璃纤维布缠绕芯棒，并浸入环氧树脂液体浇注，固化成型后制成的。其中，环氧树脂浇注这一环节如果