±800kV特高壓新東直流輸電工程的送端新松換流站位于海拔2 328m的云南劍川縣，是全世界海拔最高的特高壓直流換流站。

在云貴高原地區，由于空氣稀薄，太陽中較多的紫外線可以穿過大氣層到達地面，紫外線輻射強度較大，年紫外線輻射總量遠遠高于其他地區，在此地區運行的戶外有機絕緣子在強紫外線的輻射下對復合絕緣子表面會產生老化作用，降低表面憎水性，導致絕緣性能急劇下降，甚至引發閃絡事故，造成巨大損失。因此，500kV交流復合絕緣子在海拔2328m的特高壓換流站使用，對其性能要求更加苛刻。

復合絕緣子的耐污閃能力較強，在保障電力系統安全運行和推動我國電力工業發展中發揮了顯著作用。至今為止，我國輸變電設備中已成功地使用了復合絕緣子約200萬支，大大提高了輸變電設備安全運行可靠性。

電力系統內因復合絕緣子故障導致的事件時有發生，例如，2016年云南某換流站發生多次復合絕緣子絕緣下降導致的跳閘事件，該事件發生的原因是生產工藝不符合要求，最終該批復合絕緣子全部更換，增加了運維難度和停電檢修時間。因此，復合絕緣子在生產和出廠試驗的過程中產生的缺陷須引起重視，通過出廠監造及試驗減少電力系統事故的發生。

1 某換流站復合絕緣子操作沖擊干耐受電壓試驗過程

1）試品信息

設備類型為GIS設備用復合絕緣子，規格為446mm×470mm×6000mm，電壓等級為550kV。

2）試驗項目

操作沖擊干耐受電壓試驗等級為1495kV，試驗次數為正負極性各15次。

3）試驗過程

第一次試驗：2017年3月在某科學研究院電力高壓試驗大廳內進行操作沖擊干耐受電壓試驗，正極性第10次及第11次連續出現外部對地閃絡，試驗停止。現場初步分析可能引起對地閃絡的原因為均壓環安裝的方式及高壓引線接線方式。

第二次試驗：現場技術人員對均壓環安裝的方式及高壓引線接線進行調整重新進行試驗，分別進行了4次正極性操作沖擊試驗，其中1440kV耐受、1498kV對地閃絡、1503kV耐受、1495kV對地閃絡，技術人員現場觀察發現每次外閃放電路徑均從均壓環斜向外側打在地面上，試驗停止。后續試驗將先在復合絕緣子廠家驗證，再到某科學研究院進行試驗。

第三次試驗：將另外1只相同型號產品安裝于地面上，在復合絕緣子廠家的電力高壓試驗大廳進行正極性5次操作沖擊干耐受電壓試驗，其中1494kV對地閃絡、1502kV對地閃絡、1503kV耐受、1503kV對地閃絡、1490kV對地閃絡。

技術人員現場觀察發現，每次外閃放電路徑均從均壓環斜向外側打在地面上，與前兩次試驗現象相同。分析原因可能是由于未安裝與套管匹配的試驗工裝進行試驗。根據國際標準IEC 600137《交流電壓高于1 000V的絕緣套管》試驗規定，套管應安裝在一接地平臺上，該接地平臺應從套管的軸線沿套管的徑向方向至少伸出0.4L（L為套管的干弧距離）。

第四次試驗：將第三次試驗的同一根產品與試驗工裝對接后安裝于地面上，在廠內進行正負極性各15次操作沖擊干耐受電壓試驗，均未出現閃絡情況。由于復合絕緣子廠家無相關試驗資質，需有資質單位開展第五次試驗驗證。

第五次試驗：將某科學研究院使用的復合絕緣子試品與試驗工裝對接安裝于地面上，在電力高壓試驗大廳內進行正負極性各15次操作沖擊干耐受電壓試驗，均未出現閃絡情況，試驗通過。

有無試驗工裝對試驗結果的影響見表1，試驗時有無工裝筒對比如圖1所示。

表1 有無試驗工裝對試驗結果的影響

圖1 試驗時有無工裝筒對比

2 對地閃絡原因分析及試驗改進措施研究

本次試驗為復合絕緣子在直流工作電壓的作用下，復合絕緣子均壓環對接地體的放電特性，大致可由和棒-棒間隙或正極性棒-板間隙的直流放電特性來確定。將試驗簡化后，試驗可以等效為正棒-板電極模型和正棒-棒電極模型。試驗及初步原因分析過程見表2。試驗等效簡化模型如圖2所示。

表2 試驗及初步原因分析過程

首次操作沖擊干耐受試驗，等效正棒-負板電極模型；第二次操作沖擊干耐受試驗，未改變電極方式，試驗現象與首次試驗相同，因此，對地發生閃絡現象不是由于均壓環安裝的方式及高壓引線接線導致；第三次和前兩次試驗結果相同，并非由于復合絕緣子個體差異導致；第四、五次試驗均為復合絕緣子與試驗工裝對接后進行試驗，未發生對地閃絡現象，此時試驗可以等效為正棒-棒電極模型。

圖2 試驗等效簡化模型

從圖2可以看出，第一、二、三次試驗與第四、五次試驗分別存在均壓環對地面的放電路徑1和均壓環對下法蘭的放電路徑2，路徑1可以等效為正棒-板電極，路徑2可以等效為正棒-棒電極，操作沖擊干耐受電壓試驗時放電路徑取決于不同路徑的耐受沖擊電壓絕緣強度。操作沖擊電壓下，空間電荷對間隙放電路徑有影響。

圖3為棒-板和棒-棒空氣間隙在波形為500kV/ 2500μs的操作沖擊下的U50%與間隙距離的關系。從圖3中可知，正棒-棒空氣間隙的50%操作沖擊耐受電壓明顯比正棒-板空氣間隙的50%操作沖擊耐受電壓高。

圖3

當時試驗布置為正棒-板時，路徑1操作沖擊耐受電壓低于路徑2耐受電壓值，因此閃絡發生時，放電通道沿路徑1發展，與高壓試驗大廳觀察放電路徑一致。此時考核的外絕緣并非復合絕緣子干弧距離的絕緣強度，而是復合絕緣子均壓環對地的絕緣強度，不符合本次試驗考核復合絕緣子均壓環對下法蘭干弧距離絕緣的目的。

當試驗布置改為正棒-棒時，增加了路徑1的間隙長度，路徑1操作干耐受電壓水平升高，此時路徑2間隙長度未發生改變，路徑2操作耐受電壓水平不會發生變化，當試驗工裝筒增加到足夠高，使路徑1操作耐受電壓高于路徑2時，放電將發生在路徑2上，此時考核的外絕緣為復合絕緣子的干弧距離是否足夠，即考核均壓環對下法蘭的操作干耐受電壓。

當復合絕緣子均壓環對下法蘭和對地的絕緣強度足夠時，在進行操作沖擊干耐受電壓試驗時則不會發生閃絡現象，證明復合絕緣子通過了操作沖擊干耐受電壓試驗。試驗發生閃絡原因分析見表3。

表3 試驗發生閃絡原因分析

3 復合絕緣子現場安裝結構

復合絕緣子在換流站現場安裝情況如圖4所示，交流進線側復合絕緣子距離大地5.14m，交流出線側復合絕緣子距離大地4.94m，復合絕緣子的安裝方式符合棒-棒電極模型。

圖4 復合絕緣子現場安裝圖

4 結論

1）國際標準IEC 600137《交流電壓高于1 000V的絕緣套管》對復合絕緣子的操作沖擊干耐受試驗的方法進行了規范和明確，增加工裝底座的方法符合該標準的要求。某工程最終通過加裝試驗工裝，達到了預期的試驗目的，驗證了該換流站500kV交流GIS用復合絕緣子質量符合要求，為該換流站復合絕緣子日后穩定運行奠定了基礎。

2）從電氣原理上分析，本試驗發生的直接原因是由于均壓環對地操作沖擊干耐受電壓小于均壓環對下法蘭的操作沖擊干耐受電壓，根本原因是現場試驗技術人員對試驗方法考慮不足，未提前做好試驗預想，最終使試驗延期，延誤相關廠家生產進度。本試驗過程分析及得出的結論，為以后相關工程復合絕緣子操作沖擊干耐受電壓試驗提供了良好的經驗。

3）復合絕緣子試驗方法對試驗結果影響巨大。經驗表明，試驗結果不正常，不一定是試驗試品存在質量問題，也有可能是試驗方法的差異引起的。這需要試驗者認真掌握每一項試驗方法對應的試驗原理。對試驗過程中的異常進行認真分析和總結，使試驗切實達到預期檢測目的。

本文編自2021年第3期《電氣技術》，論文標題為“一起500kV復合絕緣子操作沖擊干耐受電壓試驗對地閃絡事件分析”，作者為呂禹、余榮興 等。