雷击引起的高压断路器故障分析0引言

近年来，高压断路器在运行中因遭受雷击导致设备损坏，且引起事故扩大的情况较以往有增加趋势。据不完全统计，1999年至2007年8月，华东地区已知的35~220 kV系统中断路器雷击事故达到了32起，了解其他电网亦有发生过多次同类事故的报道。事故中，高电压等级断路器上出现的次数较多，且故障现象与中压设备遭雷击的情况有些差异。雷击事故造成了断路器闪络，包括灭弧室内部击穿、爆炸和外瓷套闪络(灭弧室和支持瓷套均有)，有些事故还波及到母线，扩大了事故范围，引起人们的关注，必须要采取一定的措施进行防范。

1雷击事故调查

表1给出了收集到的1999年至2007年8月期间的32次雷击事故情况，图1~3对这些数据进行了分类分析。从电压等级上看，126 kV断路器的故障相对要少，仅占到故障次数的15.63，这可能与线路铁塔高度、雷击时的电网网架结构、断路器灭弧室尺寸等因素有关。

华东地区每年3月至10月是雷季，显然故障最多的月份是在夏季，而5月到9月是雷击事故发生较多的时间段，8月又是夏季出现雷雨的高峰期，图2的故障次数分布与实际情况吻合。近年来气象条件变化很大，2005年后的故障次数明显增加，似乎也支持气象条件变化对线路雷击率提高的观点，但2005年出现了最多的故障次数可能还需要与当年的气象情况结合在一起进行综合分析。

调查发现，发生事故的断路器均为线路开关。根据文[1]绝缘配合原则，当220 kV及以下电压等级变电站母线上的出线回路数大于2条及以上时，认为母线避雷器的保护距离可以达到变电站的进(出)线位置，即可依靠母线避雷器来抵御线路上雷电侵人波的过电压。目前220 kV变电站的出线很少，只有2条，绝大部分变电站都是靠母线避雷器进行保护，表1中发生事故的变电站在220 kV及以下电压等级进(出)线侧均没有安装避雷器。需要说明500 kV变电站中每条500 kV线路进(出)线端要求配置避雷器。

分析故障录波图和保护动作情况，发现事故中断路器在线路遭雷击后首次故障分闸时并没有问题，可以成功地开断故障电流。问题出在重合闸无电流间隔时间内或重合闸过程中线路故障相再次遭到雷击时，雷电侵人波沿线路传输至断路器侧，因断路器处于热备用状态(首次故障已分闸)，雷电波在断路器断口上形成全反射，由于线路侧未装避雷器，母线避雷器对断路器侧又起不到保护作用，这意味着将由断路器断口来承受雷电过电压。目前运行中的252 kV及以下电压等级断路器灭弧室均为单断口，其开距是有限的，当过电压与母线电源电压叠加后，施加在断口两端的电压可能会相当高，一旦该电压值超过绝缘耐受水平，就会出现断口击穿或瓷套外绝缘闪络。调查中还发现，热备用方式运行的断路器上也发生过此类事故，实际上这与断路器处在重合闸无电流时间间隔的情况是一样的。

9次40.5 kV断路器故障中有7次引起爆炸，其原因值得进一步研究。需要说明的是中压断路器的事故情况与高压系统有所不同，这是一个不接地系统，且保护装置和断路器切除故障后的动作方式与高压系统也有差异[2]，笔者对该部分内容未展开分析。

2.分析与讨论

2.1断路器性能的影响

32次事故中，发生故障的断路器约86.21%是合资或进口设备，13.79%是国产设备。为便于分析，收集了具有代表性的国产和合资或进口断路器的有关数据，前者有西开、沈高、平开和如高产品，后者是ABB,AREVA和SIEMENS的产品。表2给出了两者有关的断路器结构尺寸对比;表3是断路器绝缘水平的数据，应该认为进人我国市场的产品均满足文[3]的规定，且有部分制造厂还按文[f4]的要求进一步补做了绝缘试验或将开展这方面的工作。

表2的数据反映出国产与合资或进口产品还是有一定的差距。

首先是触头开距，后者均小于前者。不可否认国外制造厂在灭弧室结构设计上具有一定的先进性，通过日趋完善的计算机软件，优化电场计算后设计出的自能式灭弧室，近年来得到了普遍的应用，该项技术不仅使灭弧室结构尺寸减小、开断短路电流时灭弧性能好，而且还大大降低了机构操作功，确实体现出其优越性。但是这种小尺寸结构对绝缘性能的影响可能设计者未多考虑，虽然按文[3]的标准可以通过绝缘试验，至于有多大的绝缘裕度则很难估计。假设以126 kV断路器70 mm的触头开距为耐受电压基准值计(取工频265 kV，冲击630 kV )，不考虑其他因素影响，则 123 mm下的绝缘裕度约可达到1.75倍，而252 kV断路器的绝缘裕度还要大些，显然这也是国产设备容易按文[4]标准通过隔离断口加反相电压试验的基础。需要指出的是SIEMENS由于其在252 kV产品上采用定开距触头结构，相对而言更不易耐受这种雷击现象。

另还可从灭弧室内部绝缘介质的绝缘强度恢复情况来分析。如前述大多数事故发生在故障分闸后的重合闸无电流间隔时间内，此时断路器的触头已完全分开，但灭弧室内的绝缘介质恢复情况还很难说，显然触头开距大些肯定是有利的。

其次是干弧距离，断路器外部闪络实际上是空气间隙的放电，无论是否属于沿面放电均与其间隙距离有关，当然这种放电的机理是一个复杂的随机过程，还需结合当时的具体情况去分析。比较126 kV断路器，两者之间的差别并不是很大，对地距离上国内产品还小于合资或进口产品，虽然发生的3次事故均为后者，但是若换上国产断路器也很难说就没问题;252 kV断路器的情况则不太一样，除了一种型号的断路器外，国产断路器的灭弧室干弧距离均较大，都在2000 mm以上，这可能也与灭弧室的结构尺寸有关。表2的数据反映出一不对称的现象，合资或进口产品对地绝缘的干弧距离要大于灭弧室(仅一种型号例外)，这点似与126 kV及以上电压等级的断路器不易发生对地闪络事故有关，为何采用这种配置的原因尚不清楚，按常规，断口耐受电压高，其外绝缘尺寸也相应提高，这点与我国用户的要求是有悖的。

根据上述分析结果，断路器的绝缘水平是符合现行规程要求的。为提高35~220 kV系统中运行断路器的自卫能力，笔者认为，灭弧室的绝缘裕度可适当提高。文[4]规定的试验电压可以作为一种检验方法，对外绝缘水平则应按绝缘试验的要求进行瓷套干弧距离配置，作为用户，为减小事故造成的损失，当然希望事故时仅发生外闪，处理时更换瓷套即可。但为抵御雷害事故，应采取综合措施防治而不应全都由断路器来承担。

2.2系统的绝缘配合问题

近年来雷害事故的次数明显增加，虽然这与地球环境变化有关，环境温度升高后易影响到局部地区小气候的变化，以往很少见的胞线风几年中多次光顾，造成的损失不小，而中能量雷云诱发的绕击[5]也可能使架空避雷线失去作用。我国110 kV及以上电压等级的电网绝大部分为中心点接地系统，架空输电线路上设有避雷线，一般单回路输电线的避雷线保护角较大(≥100 )，只有同杆多回路架设时避雷线的保护角才可做到<100，实际上这也为绕击创造了条件。

另外，这些年来随着在输电线路上实施大规模的外绝缘水平调整，实际上加重了变电设备抵御雷害的负担。以220 kV线路绝缘子串为例，如按爬电比距25 kV/mm计(实际上很多线路已达到28 kV/mm或更高)，其串长应为2250m。目前线路广为采用的是合成绝缘子，结构高度为2270mm，其绝缘水平为:AC干750 kV，湿640 kV;BIL 1300 kV 。

显然绝缘子的耐受水平要比断路器断口的耐受水平高。当断路器处于热备用状态时，线路遭雷击，产生一个幅值大于600 kV但小于线路绝缘子放电电压的雷电波，必然会加到断路器断口上，全反射的过电压和系统的反相峰值电压迭加，难免将引起断路器断口击穿。

目前这种变电站绝缘配合与现实情况不相适应，即使断路器选用了高的绝缘水平也不一定能耐受住雷击。若线路加装避雷器后，则可改变现在的被动局面。仍以220 kV系统为例，对一般的中性点有效接地系统，避雷器额定电压按1.4倍系统最高工作相电压考虑，约为204 kV;额定电压为204 kV的避雷器，其陡波冲击残压为594 kV、雷电冲击残压为532 kV，均低于断路器断口耐受值，可见避雷器能够起到保护作用。

2.3事故处理与防止雷击可采取的措施

发生雷击事故后对断路器进行相应检查时应注意以下几个问题:根据保护动作和故障录波判断故障相的情况(如灭弧室已炸裂则无需再作确定)，同时检查断路器的外观;对断路器做一些必要的试验，如机构能否动作、回路电阻测量、}F6气体分析等，这里强调对非故障相也要做相应的检查，曾发现有通过三相连通气管将故障相的气体污染到完好相的情况;最后是对故障相解体检查，查找故障点，有条件的话，解体工作可在制造厂车间里进行。

一般情况下，外闪如没有伤及伞裙或端部法兰被电弧烧灼不严重，瓷套可以再利用，而内闪后瓷套内壁将会有损伤，不主张再利用。但定开距的灭弧室情况却相反，电弧仅在绝缘筒内燃烧，瓷套的内壁几乎没有影响，瓷套有可能再利用。

如前所述，防止雷击最有效的措施是改变目前的绝缘配合状况，加装断路器进(出)线侧避雷器。站内有条件时，避雷器可就近在母线构架下安放;对老旧变电站如无多余的空地，可考虑采用带间隙的线路避雷器，安装在线路的终端塔上。带间隙的优点是避雷器在正常运行中没有荷载，相应的使用寿命可得到延长。此外从断路器选型上考虑，应采用那些外绝缘尺寸和绝缘水平裕度大的产品。

3结语

按现行的绝缘配合要求，线路连续落雷后作用在断路器断口上的过电压可能会超过其耐受水平，断路器将无法承受这种故障工况。

在断路器的进(出)线侧安装避雷器可有效地防止故障出现，如变电站内无安装位置的话，可在线路终端塔上安装带间隙的线路避雷器。

国产断路器与合资或进口产品相比，无论是结构尺寸还是绝缘距离均以国内产品为优，建议今后对多雷区使用的设备，在采购选型中应充分考虑这些因素。