屏蔽球對500 kV SF6電流互感器內部電場分布影響研究

張宏偉

（國網甘肅省電力公司金昌供電公司，甘肅 金昌 737100）

0 引言

SF6氣體絕緣設備，電場的均勻性對SF6氣體的絕緣性能影響很大，均勻電場中SF6氣體電氣絕緣強度約為空氣絕緣強度的2.5倍[1]，其優異的絕緣性能才能得到充分發揮[2]。但是，SF6氣體絕緣電氣設備中，并不存在均勻電場[3]，只能最大限度避免出現極不均勻電場。為保證電場盡可能均勻，LVQHB-500W2型500 kV復合絕緣SF6倒置式電流互感器通過較長的套管外屏蔽來增加對高壓端的電容量，以補償互感器對地電容。再構造一個中間屏蔽，通過調節套管外屏蔽與中間屏蔽和中間屏蔽與引線管間的電容比，及中間屏蔽與套管外屏蔽的長度差來優化套管處的電場[4]。鐵芯、一次繞組、二次繞組及屏蔽均由盆式絕緣子支撐，互感器中間屏與盆式絕緣子由螺栓緊固、連接，連接完畢后在螺栓端部再安裝屏蔽球，以保證此部位電場盡可能均勻。當此部位屏蔽球松動或脫落后，將會造成螺栓暴露在外，將嚴重影響電場分布[5]，導致盆式絕緣子表面閃絡放電。

1 事故概況

1.1 故障設備概況

本次故障設備為LVQHB-500W2型500 kV復合絕緣SF6倒置式電流互感器，以優質的液體硅橡膠材料作為外絕緣，采用鐘罩式罩殼，由蓋帽、器身、硅橡膠復合絕緣套管、基座、防爆裝置及SF6密度繼電器等組成。器身包括鐵芯、一次繞組、二次繞組及屏蔽等，均由盆式絕緣子支撐，二次繞組經引線屏蔽引至基座的二次接線盒，防爆裝置位于頂部，SF6密度繼電器位于基座內部。2018年6月出廠，2018年12月10日投入運行，投運以來運行正常。2020年3月21日完成設備例行試驗和檢修，未發現異常。盆式絕緣子電氣性能經過絕緣耐壓和24 h全電壓局部放電試驗，小于1 pC，全部合格[6-8]。其設計原理和故障部位如圖1所示。

另外，該變電站500 kV母線和線路電壓互感器全部采用電容式（CVT），型號為TYD500/0.005H，投運以來運行正常。

1.2 故障概況

2021年3月21日，該500 kV變電站所處地區為雷雨天氣，氣溫約15 ℃。03:57，500 kV Ⅱ母線發生A相單相接地故障，500 kV Ⅱ母線兩套母線差動保護動作，約50 ms后，Ⅱ母線上接帶的5013、5023、5032、5042、5053、5063等6臺斷路器跳閘，故障切除。

經現場檢測分析，1號主變5032A相電流互感器SF6氣體微水含量檢測正常[9-10]，但氣體成分分析顯示多個數據嚴重超標[11-12]，初步判斷是其內部絕緣故障。

2 原因分析

2.1 設備檢查

故障發生后，現場運維人員檢查變電站內無漂浮物、無小動物等異物或其殘留物，無其他外力破壞因素造成放電痕跡。檢查500 kV Ⅱ母及絕緣子、母線電容式電壓互感器，2號主變5013、1號主變5032、各出線間隔5023、5042、5053、5063斷路器、隔離開關、電流互感器、支柱絕緣子導電部分及外絕緣無閃絡放電痕跡。檢查5013、5023、5032、5042、5053、5063斷路器和電流互感器SF6氣體壓力在正常范圍且無明顯變化。檢查500 kV Ⅱ母電容式電壓互感器電磁單元油位正常、絕緣油色澤正常無明顯變化。檢查1號、2號主變500 kV側避雷器、500 kV各出線避雷器均未動作。

2.2 電氣和化學試驗

2.2.1 現場檢測

絕緣電阻值可以有效地檢測絕緣局部或整體受潮和臟污、絕緣擊穿和嚴重過熱老化等缺陷，靈敏反映絕緣狀況。介質損耗角能夠反映電介質在交變電場作用下，電位移與電場強度的位相差[13]，可以反映受潮、劣化變質或絕緣中氣體放電等絕緣缺陷。

現場對500 kV Ⅱ母電容式電壓互感器絕緣電阻和介質損耗角無異常[14-15]，對5013、5023、5032、5042、5053、5063A相斷路器和其他A相電流互感器SF6氣體檢測無異常。

2.2.2 分解物檢測

使用SF6氣體分析儀對1號主變5032A相電流互感器SF6氣體進行特征分解物檢測，二氧化硫（SO2，最大約291.5 × 10-6）、硫化氫（H2S，最大約62.9 × 10-6）含量顯著超出標準，且隨檢測時間呈上升趨勢，對比相和對比設備無異常。

使用快速檢測管檢測，氟化氫（HF）含量超過30 × 10-6，對比相（B相）未檢出氟化氫成分。

氣相色譜分析，四氟化碳（CF4）含量為3194 ×10-6，二氧化碳（CO2）為998 × 10-6，氟化亞硫酰（SOF2）為85 × 10-6，二氧化硫（SO2）為49 × 10-6。其中，四氟化碳（CF4）含量較對比試樣（B相/11 ×10-6）有明顯突增，二氧化硫（SO2）含量超標?？烧J為5032A相電流互感器內部存在電弧放電故障。

2.2.3 沖擊電壓試驗

對1號主變5032 A相電流互感器進行沖擊電壓試驗[16]，如表1所示。

2.3 解體分析

現場解體，發現電流互感器二次接線盒內部完好。二次線圈絕緣支撐件完好，無放電痕跡，互感器高壓屏蔽和中間屏蔽外壁均有放電痕跡，如圖2所示。支撐中間屏蔽的盆式絕緣子內壁無放電痕跡，表面有放電通道，2條燃弧通道弧根均源自脫落的屏蔽球位置，如圖3所示?；ジ衅髦虚g屏與盆式絕緣子連接螺栓端部有2個屏蔽球燒蝕脫落，且均有電弧灼傷痕跡，如圖4所示。

圖2 屏蔽放電痕跡圖

圖3 盆式絕緣子放電故障圖

圖4 屏蔽球灼傷故障圖

2.4 雷電活動分析

故障當日，站內為雷雨天氣，根據當地雷電定位系統記錄[17]，故障前后該變電站周邊雷電活動強烈，4月19日03:52—04:02，變電站周邊5 km范圍內有落雷現象。故障前后10 min變電站落雷情況如圖5～圖8所示。

圖5 變電站周圍雷電監測圖

圖6 線路一周圍雷電監測圖

圖7 線路二周圍雷電監測圖

圖8 線路三周圍雷電監測圖

該變電站500 kV線路與主變壓器均配置有金屬氧化物避雷器，避雷器最近一次例行試驗結果均滿足規程要求，例行帶電檢測及接地線導通試驗良好[18-19]。線路避雷器型號為Y20W1-444/1063A1，主變壓器避雷器型號為Y20W1-420/1006A1，其20 kA標稱雷電流沖擊殘壓分別為1063 kV和1 006 kV，均小于LVQHB-500W2型電流互感器的雷電沖擊耐受水平1 675 kV，說明電流互感器處于避雷器的保護范圍內。

2.5 故障原因分析

根據現場解體和設計原理，經過分析論證，認為電流互感器中間屏與盆式絕緣子連接螺栓上的屏蔽球松動是導致本次故障的直接原因。

屏蔽球脫落不是安裝過程中掉落，而是屏蔽球本身緊固不牢，存在松動，故障中受到較大的電動力作用導致[20]。因為脫落的2個屏蔽球都有電弧灼傷的痕跡，如果是安裝時就已經掉落，屏蔽球應無電弧灼傷痕跡。

安裝不到位、運輸過程中的顛簸、抖動均有可能導致互感器中間屏與盆式絕緣子連接螺栓上的屏蔽球松動，屏蔽球松動后連接螺栓就會暴露出來，導致此部位電場畸變。故障當天為雷雨天氣，雷電侵入波導致中間屏蔽與引線管之間沿盆式絕緣子沿面閃絡，高壓屏蔽對中間屏蔽擊穿，在后續工頻續流作用下造成大面積燒蝕。但雷電侵入波的幅值較小，因為故障時刻，該變電站內避雷器均未動作，且該故障電流互感器屬于主變壓器回路，雷電侵入波應該來源于其他500 kV線路回路。盆式絕緣子外表面的閃絡通道如圖9所示。

圖9 盆式絕緣子閃絡局部放大圖

3 改進及防范策略

3.1 采取新型防松動措施

該類型電流互感器后續設計中，已經采取了針對防止屏蔽球松動的措施，通過在屏蔽球內部開槽，打防松膠的方式來實現[21]。并開展中間屏蔽的屏蔽球脫落情況故障仿真分析。

3.2 增大電極半徑

針對套管內高壓屏蔽罩端部局部場強不均勻（即局部絕緣間隙較?。┒鴮μ坠軆缺诜烹?，電弧通過套管內壁，由于瓷套外表面最大場強超過了空氣放電場強造成套管下法蘭及底座處而發生閃絡放電問題，可以通過改進高壓屏蔽罩的形狀和位置，增大電極的曲率半徑，使電場強度盡可能均勻。

3.3 加強SF6氣體組份測試分析

對LVQHB-500W2型SF6電流互感器全面開展氣體成分測試。在SF6后續電流互感器的例行試驗工作中，增加SF6氣體組份測試分析。

3.4 加強運輸全過程管理

電流互感器在運輸過程中，110（66） kV設備每批次超過10臺時，每車裝10g振動子2個，低于10臺時每車裝10g振動子1個；220 kV設備每臺安裝10g振動子1個；330 kV及以上每臺安裝帶時標的三維沖撞記錄儀。設備到達變電站現場后，檢查振動記錄裝置的記錄，若記錄數值超過10g一次或10g振動子落下，則應返廠解體檢查[22]。

4 結束語

盆式絕緣子是支撐鐵芯、一次繞組、二次繞組及屏蔽等元器件的重要支撐和絕緣部件[23-25]，緊固螺栓上加裝的屏蔽球對改善盆式絕緣子沿面電場分布[26]、降低沿面放電和擊穿的概率至關重要。

電流互感器高壓屏蔽和中間屏蔽外壁有放電痕跡，盆式絕緣子表面有放電通道、內壁無放電痕跡，脫落的2個屏蔽球都有電弧灼傷痕跡，這些現象都說明屏蔽球松動造成盆式絕緣子內部電場嚴重畸變，在外界干擾下導致盆式絕緣子閃絡放電。杜絕類似隱患，必須通過屏蔽球內部開槽、打防松膠等方式防止屏蔽球松動。