摘 要：高压断路器的绝缘问题直接影响到断路器的安全稳定运行，尤其是内绝缘件检测难度大，常规检修和测试不易发现，一旦发生绝缘故障，将造成设备损坏和系统故障，经济损失及社会影响巨大。本文通过实例阐述了北京某厂生产的220kV GIS断路器消弧室内绝缘故障的原因分析和处理方法。
关键词：断路器；绝缘；闪络；故障；铁锈；喷口
中图分类号：TM561 文献标志码：A
1 概述
1.1 某变电站位于广州市永和开发区。电气安装最终建设规模为4台240MVA主变压器。本期建设2台240MVA主变压器，同时装设相应容量的无功补偿及其它附属设备。220kV GIS最終出线8个间隔，其中本期出线2个GIS间隔；110kV最终出线14个GIS间隔，其中本期出线7个GIS间隔。本站投产后将成为永和开发区内主要负荷点，在电网中也占有重要的位置，起到联络增城站于科城站作用，一旦该变电站发生故障，将对永和开发区乃至科学城电网造成巨大影响。
1.2 220kV某变电站共安装9台220kV电压等级的断路器，其中#2额定电流 3150A、额定开断电流 50kA，于2011年安装，准备年底投产。
1.3 220kV GIS设备安装完成后，为全面掌握断路器的状况，业主委托技术公司在2012年01 月06日对即将投产的断路器进行工频耐压试验，在对B3间隔（#3主变）A相断口进行交流耐压试验时，当试验电压升至 310kV 时，断路器内部出现放电。技术公司当即组织有关人员进行排查处理，再次进行耐压试验通过。随后下午时间14时30分接上级通知：将B3间隔（#3主变）A相断口再次进行交流耐压试验，试验通过。2012年01月16日该站启动，进行到对#3主变充电第3次时，时间约下午17时55分，B3间隔开关跳闸，后台监测B3间隔B相有24500A的短路电流，当晚技术公司与试研所绝缘测试结果未见异常。
1.4为接受此次事故教训，全面掌握某厂的高压断路器内部状况，防止存在类似断路器的缺陷，在再次投产前，业主决定对断路器进行解体检查。解体前制定了带有针对性的 220kV GIS高压断路器解体检修方案，2012 年 01月17日早，在对其B相解体检修工作中，B相GCB 内部有大量白色粉末产生，有臭鸡蛋气味，有黑色芝麻大小颗粒异物，初步检查未发现放电痕迹，现场人员立即查找原因收集采样，并及时安排对其余 8 台断路器制定检查计划。
2 断路器解体检查工艺介绍及内绝缘闪络故障剖析
2.1断路器的基本结构（不包括套管及机构箱）
断路器的基本结构如图1所示。断路器为三相分装式，配用液压操动机构，可进行单极操作或由电气连接实现三相联动。每相由消弧室、GCB壳体、液压操动机构组成。每相的壳体一端有端盖，打开后用来装配单断口组件以及检查断口上的弧触头和喷口，端盖上装有吸附剂。灭弧室结构通过绝缘支持台固定在壳体内，通过绝缘操动杆与液压操作机构相连。灭弧室有静触头组立和动触头组立两大部分组成。静触头组立包括：法兰、绝缘台、静触座、静弧触座、静弧触头、静主触头、屏蔽罩。动触头组立包括：绝缘支撑筒、绝缘杆、动触座、活塞杆、活塞、中间触头、压气缸、气缸座、动主触头、动弧触头、喷口。
解体断路器（GCB） ：
拆除 GCB 短直线和端头→拆除内部连接导体（含灭弧室上部导电支持台）→拆除
GCB 上部单相绝缘子→将曲轴箱缓冲器和防尘板拆下→拆除主轴，将 GCB 立装于工装车上，将GCB壳体拆除→GCB解体完毕
解体灭弧室 ：
拆除灭弧室极间绝缘筒→拆除灭弧室下部导电支持台→将圆柱销用榔头敲出（破坏性的）拔出操作杆、活塞、缸筒组立
第一步：拆除短直线筒，端盖和 2 只绝缘子连接导体及绝缘子
第二步：将曲轴箱缓冲器和防尘板拆下，将 GCB 壳体拆除
第三步：拆除静触头组立，曲轴箱和绝缘支持台
第四步：拆除极间绝缘筒
第五步：拆除下部导电筒，绝缘拉杆，喷口.
第六步：得到动触头组立
2.2短路器解体检查工艺流程
在咨询厂家技术人员的基础上，断路器解体检查前首先制定了保障安全的安全措施、组织措施及技术措施，并且确定了短路器重点检查范围：套管梅花触头有无过热、动静弧触头有无烧伤、主触头表面金属层有无脱落、绝缘支持筒内部绝缘有无缺陷。
2.2.1. 断路器外部解体
解体过程及现象：
解体前进行了绝缘电阻测试（因断路器在分闸状态未进行主回路电阻测试）使用 2500V 摇表对断口前后分别进行测试。测试结果∞大（合格）。
第一步解体后现象：容器内有大量白色粉末，附着于筒内壁和部件之上。
第二步解体后现象：曲轴箱内有极少量白色粉末，绝缘挡板未变色，无机械变形，无脱落零部件。极间绝缘筒内壁有闪络现象，下部导电筒在运行状态的下侧有放电烧蚀现象。断路器外壳与导电支持台相对位置有明显放电烧蚀痕迹四周有放射状喷溅的黑点。无脱落零部件。
第三步解体后现象：绝缘支持台正常无闪络痕迹无变形。固定电弧弧接触子正常，固定主接触子触指中 4 片有划伤现象。
第四步解体后现象：极间绝缘筒外部覆盖白色粉末，其内侧运行位置时靠大地侧有明显爬电痕迹，其余部位正常。滑动接触子台外侧有熏黑现象，无变形。
第五步解体后现象：绝缘操作杆表面干净无闪络痕迹，无机械变形.喷嘴内侧有一条明显灰色痕迹，其余部分无变形，无损伤，可动主接触子与固定主接触子触指插接部位有对应的划伤现象，可动电弧接触子正常。
2.2.2. 断路器内部解体检查
第一步检查动静弧触头及主触头有无烧伤；检查主触头部分金属层有无脱落现象，将触头表面用无水乙醇擦拭干净。
第二步拆下动侧部分压气缸，检查活塞有无磨损及是否有卡涩现象，将压气缸活动部分擦拭干净并涂抹真空润滑硅脂。
第三步检查套管梅花触指有无过热，弹簧有无折断现象。
第四步检查绝缘筒绝缘表面有无放电爬电现象，如有放电爬电现象应及时进行更换处理。
第五步检查罐体内部触头正下方有无金属粉末，正常情况触头正下方都有少量金属粉末，这是由于国产触头材质工艺造成，如有大量金属粉末应分析原因。
2.2.3. 断路解体检查后回装及注意问题：断路器解体检查后回装顺序应与解体时反顺序进行，有以下几个问题要引起注意。
（1）各部接合面在断路器安装时由于防漏防水要求都涂有密封胶，在各部件安装时一定要将原密封胶清除干净后重新涂抹密封胶再进行回装，清除密封胶时注意一定不要用铁质 器械，以防将密封接合面划伤引起 SF6 气体泄漏。
（2）在安装静侧触头部分时，连接螺丝先不要紧固，吊车也不能松劲，检查静弧触头正对动弧 触头中心时才能紧固连接螺丝，如中心偏离比较多依靠调解静弧触头不能保证正对中心，从而导致断路器合闸过程中发生合闸弹跳。
（3）在对断路器整体抽真空是要保证本体内部压力低于 133Pa 后保持3小时，以保证冲入 SF6 后微水达到最小，规程规定断路器 SF6 微水大修后不能大于150PPm，如果真空保持时间达到三小时，可将微水控制在 50PPm 以下。在往本體冲入 SF6 时要先将管路抽真空以保证本体 SF6 纯度，纯度和微水是检验 SF6 电气性能的重要指标。
四、回装完毕后断路器按照出厂标准进行整体机械特性试验及耐压试验。
2.3 对断路器 B 相内部解体检查发现重大缺陷
2.3.1在对断路器动侧绝缘筒内部检查时发现，绝缘筒内部有严重的爬电现象，并形成了一条贯通性通道。
2.3.2在拆下绝缘筒后在绝缘筒法兰口处发现铁锈，在法兰连接螺丝孔中同样有铁锈。
2.4 绝缘筒损伤原因及处理方案
绝缘筒内部爬电损伤原因：发现绝缘筒内部爬电损伤后，局生产技术部立刻组织对另外两相进行解体检查，发现断路器机构侧支持绝缘筒内下部有铁器锈蚀金属粉末现象。一旦绝缘筒在高压下被击穿，断路器将发生接地短路事故，变电站母线差动保护动作，与此断路器相连母线的所有机组及外线将会全部断开，严重时可导致全站停电而直接影响到电网的安全稳定运行。面对如此严重的设备缺陷，局生产技术部一方面组织仔细查找原因，另一方面联系断路器厂家到厂进行分析处理，并将此情况上报有关部门。经过对机构各部件的认真拆解检查，发现断路器机构直动密封杆中空部分有铁锈，经局领导、电科院专家、厂家相关技术人员认真分析确定了此次设备缺陷原因：
（1）断路器内部铁锈在断路器安装运行后生成的可能性几乎没有， 因为在断路器内部冲入的是高纯度 SF6，没有铁锈生成的必要条件即氧气，断路器中SF6微水含量非常低，在微水检测中，此断路器微水含量最大不超过 50PPm，因此断路器内部不具备铁锈生成条件，铁锈是在断路器安装运行前已经生成的，此分析结果得到厂家技术人员认可。
（2）断路器动侧绝缘筒连接法兰螺丝孔中铁锈，是由于在安装前没有严格执行安装工艺， 认真检查螺丝孔导致内部铁锈没有及时清理，但此铁锈由于安装后螺丝紧固被封住，铁锈进入断路器本体内部几率非常小。
（3）断路器动侧直动密封杆由于是外协厂加工，加工后没有作防腐处理，在仓库中保管时直动密封杆中空部分氧化腐蚀生锈，断路器在厂家安装过程中，没有认真执行安装工艺检查直动密封杆中空部分。断路器在试验及运行分合操作过程中，直动密封杆中空部分铁锈由于振动和惯性进入绝缘筒，是导致绝缘筒内下部沿面放电的主要原因，分析结果得到厂家技术人员认可。此次断路器解体确定了断路器绝缘筒发生爬电缺陷的主要原因，断路器直动密封杆中空部分有铁锈是造成绝缘筒爬电的主要原因。
结语
本次事故及时发现了断路器内部绝缘故障，分析清楚了事故原因，避免了 220kV 系统母线接地造成的设备损害和大系统停电事故，同时为确保断路器安全稳定运行，也提出了一个值得生产厂家和使用单位思考的问题，厂家如何树立细节决定成败的理念，控制断路器质量；用户如何根据现场实际情况确定合理的检修周期，而不要一味的机械遵循厂家的说明书。
参考文献
[1]杨俊锋.一起GIS断路器控制回路故障的分析与处理[J].高压电器，2009（06）.
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