国网内蒙古东部电力有限公司检修分公司的研究人员赵强、曹力雄，在2021年第8期《电气技术》上撰文，针对某特高压换流站发生的一起500kV小组交流滤波器进线罐式断路器击穿事故，通过保护动作情况、现场设备检查、相关试验及后续故障设备解体等对事故原因进行了分析，对事故的处理过程进行了详细描述，同时提出了切实可行的防范措施，以避免同类事故再次发生。

断路器作为电力系统的重要组成设备主要起两个作用：①改变系统运行方式；②在系统故障时通过与继电保护装置配合快速切除故障，避免事故扩大。断路器的稳定可靠关系着电力系统的安全稳定。直流输电工程需要消耗大量的无功功率，交流滤波器（AC filter, ACF）作为直流输电工程中最常用的无功补偿装置，其进线断路器是否可靠，将直接影响直流系统的可靠性。小组滤波器进线断路器故障会导致大组滤波器不可用，严重时将导致直流系统功率回降甚至闭锁。

1 故障基本情况

某特高压换流站5组小组滤波器通过双断口罐式断路器接于大组交流滤波器母线。大组滤波器母线通过3/2接线方式接于交流串内，交流串内断路器采用气体绝缘金属封闭开关设备（gas insulated switchgear, GIS）。故障前某特高压整流站直流场双极3 960MW大地回线平衡运行。

500kV 1号母线、2号母线运行，交流进线均运行正常，交流滤波器场5615交流滤波器运行。2019年6月19日13:21:06，运维人员工作站（operator work station, OWS）报第1大组滤波器保护第5小组BP11/13差流速断保护A相跳闸动作，第5小组BP11/13过电流保护A相跳闸动作，大组母线差动保护A相跳闸动作。5615小组滤波器进线断路器5615跳开并锁定，61母线进线断路器5142、5143跳开。现场检查确认53小室第1大组滤波器保护装置A、B套保护装置均动作。一次接线如图1所示。

图1 一次接线

​2 保护动作分析

滤波器保护采用双重化配置，保护采用“启动”+“动作”出口逻辑，当单套滤波器保护的“启动”+“动作”均同时满足条件时，保护动作出口。图2为滤波器CT分布，大组母线差动保护范围在5615断路器T2至进线5142、5143 CT之间，小组差动保护及过电流保护范围在5615断路器T1至小组滤波器末端T22之间。滤波器保护范围如图2所示。

滤波器小组差动保护反应滤波器小组内接地/相间故障，保护分相检测流入保护区域内的电流的矢量和，与设定值比较。该保护只对基波电流敏感。由于CT特性不一致，保护采用比率制动式差动保护，制动电流以接地侧电流为参考。通过查看故障录波可知差动电流，瞬时值58 265A，有效值41 205.79A＞差流速断电流964.08A，小组差动保护动作正确。

图2 滤波器保护范围

滤波器母线差动保护的保护对象为滤波器大组及母线区域内的母线。保护分相检测流入保护区域内的电流的矢量和，与设定值比较。该保护使用差动电流IDIFF和制动电流ISTAB。当IDIFF＞ISTAB时，保护出口。该保护只对基波电流敏感，对于穿越电流是稳定的。通过现场故障录波发现实际差动电流为41 205.7A，实际差动电流大于差动定值，保护正确动作。

检查61母线交流滤波器外置录波图3可以看出，故障开始阶段，高压电容器对地放电，维持故障点对地电位保持不变，通过5615高压侧断路器电流变大；电容器初步放电完成，交流滤波器母线电压跌落，故障电流维持在一个相对稳定的数值；故障切除阶段，5143断路器经电流过零点断开并熄弧成功，5142断路器经电流过零点后熄弧未成功，故障点未发生改变，短路电流由原来的边、中断路器各贡献一部分转换为由5142断路器所连接的Ⅰ母单独提供。

​3 现场设备检查

3.1 罐式断路器5615检查

对现场5615断路器、5142断路器、5143断路器及61分支母线设备进行检查，设备外观未发现明显异常。对5615A相断路器开展分解物检测，发现存在异常分解产物，其他气室分解物检测正常，检测结果见表1。

6月22日，对5615 A相断路器进行开盖检查，并用内窥镜检查罐体内套管根部、导线连接、壳体、合闸电阻及分级电容等位置，未发现异常放电痕迹。检查T1侧断路器罐体内部发现表面附着有白色粉尘，T2侧断路器罐体内部表面附着白色粉尘并有大量吸附剂颗粒、烧断的塑料扎带和塑料薄膜残留物，如图4所示。设备安装的带吸附剂的挡板外观正常，吸附剂无破裂脱落情况。

图3 61母线交流滤波器外置录波

表1 5615断路器三相分解物

图4 T2侧断路器罐体内部断裂塑料扎带

6月23日，对5615A相断路器进行拆除工作，发现T2侧断路器套管根部屏蔽罩受放电瞬间应力作用而严重变形损坏，套管内壁有一处破损痕迹，屏蔽罩腔体内有疑似吸附剂颗粒和外包装等异物，并在T2侧断路器套管内壁发现放电点，如图5所示。

图5 T2侧套管内壁放电点、破损点

3.2 GIS 5142断路器检查

对故障区域设备5142 A相断路器进行分解物检测，发现含有SO2、H2S及HF等异常分解物，并且分解物含量呈现下降趋势，22日检测结果显示A相气室内只含有少量SO2产物。其他两相气室SF6分解物检测正常，检测结果见表2。查看5142断路器历次修试试验数据未发现异常。经分析后设备厂家认为5142 A相断路器属于正常开断现象，不建议对其进行开盖处理，该断路器可继续正常运行。

表2 5142断路器三相分解物

3.3 罐式断路器5615解体检查

7月10日，对5615断路器进行厂内解体，发现T1侧导电杆根部上方1.2～1.9m区域外表面有明显烧蚀痕迹，因而可以确定此次放电区域位于屏蔽罩上部与T1侧导电杆相应的外表面，如图6所示。

图6 T1侧导电杆

T1侧套管内部发现大量散落的干燥剂颗粒和烧蚀残留的干燥剂包装袋，套管内与屏蔽罩上端对应的区域大面积环氧树脂层烧蚀发黑；套管根部屏蔽罩发生变形并且屏蔽罩头部高温烧蚀开裂；套管顶部屏蔽罩因高温气流造成屏蔽罩连接处变形。

检查两侧灭弧单元加热筒与表带的接触面完好，表带接触面及绝缘黄筒内表面完好，断口弧触指表面均正常，主导电回路主触头上端有部分烧蚀，铜基体可见。两侧主导电回路接触片上端有部分烧蚀，铜基体可见。

​4 原因分析

综上分析，确定5615 A相断路器内部存在故障拉弧导致跳闸。5142 A相断路器气室气体成分异常是在故障分闸时刻通过大电流，导致SF6气体分解，为断路器正常开断产生。

此次故障的根本原因是故障断路器T1侧套管运输用的干燥剂、扎带及气泡膜由于长途运输从套管根部滑入套管内部，导致现场安装阶段未发现，未能及时取出而留在套管内部，与当时断路器的安装记录中相应的“A套管未见干燥剂需厂内核查”记录信息吻合。

在重力、断路器操作振动及气流的冲击下，干燥剂、扎带及气泡膜逐步滑到屏蔽罩与导电杆之间电场强度高的区域，与套管内壁（金属部分）绝缘距离不足产生放电引起T1侧导电杆对屏蔽罩及相应的套管内壁的放电，造成导电杆、屏蔽罩及套管内相应部位的烧蚀，进而发展成短路绝缘故障，最终导致断路器跳闸。

​5 结论

针对故障采取处理措施如下：

1）对5615 A相断路器一次本体进行更换，对5142 A相断路器进行试验，所有试验合格后方可以投入运行。

2）5615 A相断路器发生内部故障，造成5142断路器跳闸，5142 A相断路器分解物产生的原因为正常切断短路电流（约41kA）产生，该台断路器的灭弧能力在年度检修期间已完成试验，结果正常，可以投入运行。

3）对同类设备现场安装记录进行全面排查。

4）加强设备安装阶段的现场旁站监督，严格安装阶段的作业管控，加强作业现场验收、试验等环节的全过程管控监督。

5）对站内罐式断路器安装记录进行全面排查，避免同类故障再次发生。

本文编自2021年第8期《电气技术》，论文标题为“一起特高压换流站500kV断路器击穿故障分析与处理”，作者为赵强、曹力雄。