一起1 000 kV GIS 斷路器操作機構故障分析及改進

黃文韜，王志強，陳 凱，劉 波，劉 振

（國家電網有限公司交流建設分公司，北京 100052）

0 引言

氣體絕緣全封閉組合電器 （Gas Insulated Switchgear，GIS）具有運行可靠性高、維護工作量少、檢修周期長等特點。自晉東南—南陽—荊門特高壓試驗示范工程之后，國家電網有限公司又陸續建設了皖電東送、浙北—福州、淮南—南京—上海等10多個特高壓交流工程。但由于1 000 kV GIS／HGIS 設備電氣和機械結構復雜，加工制造工藝要求高，安裝調試質量管控難度大，長期運行工況考核嚴格，個別工程的GIS／HGIS 間隔在現場調試階段出現了較為罕見的故障。2016 年，在某1 000 kV 特高壓站現場調試階段，T062 C 相斷路器電阻開關絕緣拉桿發生擊穿，故障電流約為4.2 kA；2018 年，在某1 000 kV 特高壓擴建站現場調試階段，T041 C 相斷路器電阻開關絕緣拉桿發生擊穿，故障電流約為24 kA。

針對上述問題，對某1 000 kV 變電站GIS 斷路器主絕緣拉桿斷裂事件展開分析，從斷路器結構、發現故障的經過、斷路器操作機構故障原因分析及后續改進措施等方面對設備質量問題展開論述。

1 GIS 斷路器操作機構

1 000 kV GIS 斷路器主要由滅弧室、儲壓缸、控制箱、活動觸頭、絕緣拉桿、絕緣子、液壓操作機構等部分組成［1-2］。斷路器內部結構如圖1 所示。

圖1 斷路器內部結構

GIS 斷路器操作機構主要類型有液壓操作機構、彈簧操作機構、電磁操作機構、氣動操作機構等，操作機構類型不同，其與斷路器本體的連接位置、連接方式也不同。相比于其他類型操作機構，液壓操動機構具有功重比、推力質量比大、響應快、時滯小、運行平穩及負載特性配合好，速度可調性好等優勢，因此在超高壓、特高壓電壓等級的斷路器中被廣泛應用［3-4］。本文所述故障斷路器即采用液壓操作機構。

絕緣拉桿是斷路器操作機構發揮作用的關鍵絕緣部件，對電氣性能和機械性能都有很高要求。特高壓GIS 斷路器的絕緣拉桿制造難度大、工藝要求高，目前所用絕緣拉桿全部為進口產品［5-6］。

故障操作機構是斷路器必不可缺的構件，其主絕緣拉桿與本體滅弧室采用水平橫向連接方式，位于斷路器內部壓力缸和滅弧室斷口之間，通過傳動做功來控制動、靜觸頭接觸和分離，實現斷路器的分、合閘，從而控制回路通斷。

所研究的主絕緣拉桿材質為芳綸纖維和聚酯纖維，呈空心管狀，尺寸為：外徑70 mm，內徑57 mm，總質量為4.2 kg。制作工藝為：1）將預處理過的纖維絲繞制在金屬桿上；2）進行抽真空干燥處理，達到工藝要求后進行真空壓力浸膠，使樹脂充分浸入芳綸預制體中；3）進行預成型固化，固化到一定程度后將金屬桿褪去；4）對環氧樹脂進行充分固化后變為成型的絕緣拉桿；5）最后對絕緣拉桿進行機械加工并安裝金屬附件［7］。絕緣拉桿結構如圖2 所示。

圖2 絕緣拉桿結構

按照國家電網交流變電〔2015〕36 號《特高壓交流工程1 100 kV GIS 關鍵組部件抽樣試驗方案》相關要求，絕緣拉桿必須以單個工程為單位進行抽樣試驗，抽樣試驗的項目為：耐受性拉伸試驗、工頻局部放電試驗、破壞性拉伸試驗，并要求對主絕緣拉桿的樹脂含量、密度等進行檢測。表1 為絕緣拉桿型式試驗項目。

表1 絕緣拉桿型式試驗項目

2 故障概述

某1 000 kV 特高壓變電站設備主接線如圖3 所示，故障斷路器編號為T042，在啟動調試階段進行“T042 斷路器投切A 線試驗”時發現問題。具體計劃啟動調試步驟為：1）閉合T061 斷路器給1 000 kV I 號母線充電，此時T042、T043 斷路器均處于熱備用狀態；2）閉合T042 斷路器投入A 線路；3）斷開T042斷路器切除A 線路。

圖3 1 000 kV GIS 主接線

進行第1 步操作時，發現T042 斷路器在熱備用狀態下監控后臺顯示A 線C 相電壓為619 kV、電流14 A（隨后根據故障錄波器信息進行了再確認）；合上T042 斷路器進行運行例行核相操作，確保相位、相序無誤后斷開該斷路器，切除A 線路，保護測控裝置、監控后臺顯示屏仍顯示A 線C 相電壓為619 kV、電流14 A。

3 故障判斷

3.1 初步判斷

投入1 000 kV 1 號母線后，T042 斷路器處于熱備用狀態下，發現與其配串的A 線C 相存在電壓，初步懷疑為感應電或二次接線錯誤，下面對初步猜測進行逐一分析：

感應電產生電壓。保護測控裝置、監控后臺顯示屏上的電壓為619 kV，與正常帶電值619 kV 一致，且保護屏幕顯示的電流數值與1 000 kV 線路正常情況下帶電的空載電流14 A 數值一致。因為感應電不會產生電流，排除此種猜測。

二次接線錯誤導致電壓電流數值出現問題。該斷路器已在啟動調試前的施工階段順利完成工頻耐壓、一次通流、二次回路試驗，且施工單位將電壓、電流二次保護接線同時接錯的概率非常低，現場隨后對二次接線開展了排查。當斷開與T042 斷路器配串的A 線電壓互感器空氣開關后，該線路C 相電壓消失，由此確認A 線二次電壓接線沒有問題，排除此種猜測。

3.2 進一步分析

通過論證排除上述兩種猜測后，判斷T042 斷路器C 相一次設備發生故障的可能性較大。當斷開T042 斷路器并切除A 線時，發現T042 C 相避雷器存在泄漏電流，且數值12 mA 與線路空載正常情況下帶電的電流一致，證明了C 相避雷器處于帶電狀態。經查證T042 斷路器現場機械、電氣指示均顯示已處于分閘位置，但根據故障錄波器、保護測控裝置、監控后臺、本體避雷器的電壓電流數據，綜合分析判斷得出T042 斷路器本體實際仍處于合閘狀態。由此斷定T042 斷路器C 相一次設備發生故障。

3.3 拆解斷路器確認故障點

根據GIS 斷路器的結構特點，故障點可能為液壓機構或位于斷路器內部。將故障斷路器轉為檢修狀態后，拆開液壓機構保護罩，檢查液壓機構狀態，未發現故障點，故判斷故障點位于T042 斷路器本體內部。

對故障斷路器按照如下順序對其進行了拆解：1）拆除斷路器液壓機構；2）依次拆除運輸蓋板、盆式絕緣子、運輸支撐等構件；3）拆除滅弧室；4）對滅弧室狀態進行檢查。在對滅弧室進行檢查時發現主絕緣拉桿發生斷裂，滅弧室其他部位未見異常，內部未觀測到明顯放電痕跡。主絕緣拉桿斷裂位置如圖4 所示。

主絕緣拉桿靠近滅弧室側與拉桿接頭連接部位發生斷裂，斷口較齊，可見絮狀纖維。斷裂的絕緣拉桿內部有10 cm 左右的龜裂，拉桿表面損傷區域約5 mm 寬，30 cm 長。靠近滅弧室側主絕緣拉桿斷裂面與斷裂面細節圖分別如圖5、圖6 所示。

圖4 絕緣拉桿斷裂位置

圖5 靠近滅弧室側主絕緣拉桿斷裂面

圖6 主絕緣拉桿斷裂面細節

4 故障原因分析

4.1 結構排查

為查明主絕緣拉桿斷裂的直接原因，對T042 斷路器結構進行了系統排查。該斷路器不帶合閘電阻，液壓機構與滅弧室直接連接，同類滅弧室、液壓機構均已通過5 000 次出廠的機械壽命試驗；同類滅弧室已在多個特高壓交流變電站安全使用；同類液壓機構也已經在±800 kV GIS 中安全使用約800 個。由此判斷主絕緣拉桿斷裂與設計結構無關。

4.2 絕緣拉桿裝配情況排查

發生斷裂的主絕緣拉桿出廠前進行了外觀、射線探傷、工頻耐壓（電壓為1 100 kV，時間為1 min）及局放試驗，以上試驗均合格；與該絕緣拉桿同批次的產品共有2 根，另一根安裝在同一間隔的T042 A相斷路器上；經過排查裝配過程記錄資料，單個滅弧室裝配后均按要求進行了摩擦力測量，未合閘狀態下摩擦力＜850 N、合閘狀態下摩擦力＜1 350 N（設計值），均符合產品技術要求；該工程絕緣拉桿破壞力抽樣試驗結果為316 kN＞300 kN（設計值）。由此判斷該絕緣拉桿相關數據符合現有要求［5］。

滅弧室連接機構的連接軸兩側有5 mm 左右的偏差，可調螺釘缺少出廠前的調節記錄；對拆下的最后一節斷裂拉桿做了兩側連接軸未調平和調平時的拉力測試，未調平的拉力是1 025 N，調平后拉力是1 061 N，兩側連接軸偏差測量如圖7 所示。由此懷疑斷路器裝配工藝問題導致設備機械性能下降，主絕緣拉桿斷裂與裝配工藝有關。

圖7 兩側連接軸偏差測量

4.3 物理、電氣特性試驗排查

T042 C 相斷路器完成了200 次出廠機械特性操作試驗，分合閘速度符合要求，出廠特性曲線在型式樣機特性曲線±5%的包絡線范圍內。斷路器在出廠前完成了工頻耐壓、雷電沖擊等絕緣試驗，在現場通過了工頻耐壓試驗。絕緣拉桿在出廠前完成了破壞性拉力試驗、抽樣試驗。以上物理、電氣特性試驗數據符合設計要求。

當斷路器通過輥子凸輪、連桿機構驅動絕緣拉桿合閘的時候，絕緣拉桿帶動動觸頭做直線運動；拉桿要以9～10 m／s 的加速度進行動作，其需要承受巨大的拉力和壓力。出廠前只做過絕緣拉桿破壞拉力試驗，實際在斷路器分合閘末期操動機構內部的緩沖壓力也很大，要求絕緣拉桿具備較強的壓縮強度。需要進一步驗證在同等條件下，是拉力還是壓力使得主絕緣拉桿工況更惡劣，同時對絕緣拉桿原材料強度是否符合要求需要做進一步分析論證，對斷裂的主絕緣拉桿取樣測量，進行纖維含量、密度、吸鋼、硬度、電鏡掃描等試驗［8］。

對該故障主絕緣拉桿同批次多個樣品進行拉伸試驗、滅弧室裝偏3 000 次后的拉伸試驗、抗壓后的拉伸試驗、抗彎后的拉伸試驗和反復拉伸試驗等，并且采用壓電傳感器實測了斷路器分合閘過程中主絕緣拉桿的受力情況。但受制于試驗的局限性，難以得出主絕緣拉桿斷裂的直接原因。

5 結語

已投運的257 個1 000 kV GIS／HGIS 開關間隔總體保持穩定運行，相似斷路器故障僅在工程建設、運行階段發現4 次，不屬于同類設備存在的共性問題。對斷路器裝配工藝標準執行不到位、本批次絕緣拉桿質量問題、各種力的不平衡作用等可能導致絕緣拉桿斷裂的因素進行分析，為后續處理相似情況提供了參考。由于缺少關于絕緣拉桿檢測的相關標準及型式試驗項目，特別是現有力學試驗項目未對絕緣拉桿抗壓性能提出要求，使得絕緣拉桿出廠數據不完整，后續亟須提出有效、可行性高的質量檢測方法，保證絕緣拉桿質量的穩定性及可靠性。

GIS 斷路器絕緣拉桿與動觸頭裝配連桿的連接結構穩定性及平滑性對提高斷路器動作可靠性、保證電網安全運行至關重要，設備制造廠家要加強對觸頭連接桿、支持座內槽、支持座內徑的結構設計、零部件加工精細度、裝配記錄數據的準確性及全面性管理。

建議加快研究制定絕緣拉桿型式試驗標準，并將所有絕緣拉桿送第三方機構檢測合格后再移交設備制造廠家，統一管控標準，填補缺少外部監管及質量檢測體系的空白。

鑒于目前尚無合閘狀態下直接對斷路器內部絕緣拉桿實際狀態檢測或觀測的方法，斷路器外部的分合閘狀態指示信號無法完全真實反映內部機構實際動作。建議對絕緣拉桿加裝數據傳感器，采集拉桿的實際狀態；同時，操作人員在斷路器分合閘操作前后，應嚴格檢查監控和保護裝置的動作信息情況，并觀測斷路器操作后一次回路電流、電壓是否正常。