GIS斷路器彈簧操作機構拒分閘故障的分析與處理

王 政，楊少輝，楊 洋，郎 泳

（國網山東省電力公司濱州供電公司，山東 濱州 256600）

0 引言

高壓開關是輸變電設備中唯一以機械運動實現電氣功能的電器設備，高壓組合電器中的斷路器是帶觸頭的電器，通過觸頭的分、合動作達到開斷和關合電路的目的。氣體絕緣金屬封閉開關設備（Gas Insulated Substation，GIS）由本體（含滅弧室）、機構箱、彈簧機構、傳動連桿等結構組成。在高壓組合電器中，斷路器一般采用彈簧操作機構（252 kV 及以下）和液壓操作機構（252 kV 及以上），其中彈簧機構主要分為：電機儲能系統、主軸系統，輸出軸系統，分合閘脫扣系統，合閘彈簧裝配和分閘彈簧裝配等部分。

經調查研究發現，近年來，由于GIS 斷路器彈簧機構拒動引發的故障頻發，當分閘命令觸發后，將導致斷路器失靈保護、母差保護動作，跳開相應母線上所有支路的開關，若母線其他開關同時拒動，將會跳開線路對側開關，導致停電大范圍擴大，對供電區域內的電網網架結構造成極大沖擊，甚至發生解列。對相關文獻中故障案例進行研究發現，常見的GIS 斷路器機構拒動原因主要有以下幾點：控制電源未送電或電壓不足，一級閥電磁鐵卡滯，分、合閘回路中接地電阻值較大，分、合閘回路有元器件損壞，輔助開關接線松脫，機構或輔助開關損壞，二級閥卡澀等［1-5］。

對常見的故障原因從結構方面進行了深入分析，總結GIS 斷路器液壓彈簧操作機構拒分閘的原因，并結合一起機構由于主拐臂軸銷脫扣安裝孔材質硬度不足，脫扣軸銷裝配滾針軸承不合格，導致傳動卡滯，不能分閘的故障實例進行分析，對類似故障缺陷的分析和處理提供實際借鑒意義，使得檢修人員充分了解斷路器機械結構，理解機構分合閘動作過程，提高處理此類故障速度。

1 彈簧操作機構結構及動作原理

彈簧操作機構按各結構的功能不同可分為二次控制單元、儲能單元、合閘控制單元、分閘控制單元、能量轉換及傳動輸出單元、輔助及連鎖單元，如圖1所示。

圖1 CT26型彈簧操作機構功能構成

二次控制單元起到控制和檢測的功能，CT26型彈簧操作機構的二次控制單元分包括控制回路、儲能回路、加熱回路。儲能單元結構有棘輪棘爪式、蝸輪蝸桿式、齒輪傳動式等多種形式，CT26 型彈簧操作機構的儲能單元為棘輪棘爪式，并且是雙列棘輪、雙棘爪結構。分閘控制單元和合閘控制單元在結構及原理上都類似，都由能量保持掣子、脫扣掣子等構件組成。目前幾乎所有彈簧操作機構的合閘能量轉換都采用凸輪推動滾輪的結構。輔助及連鎖單元主要包括合閘連鎖、機械防跳躍裝置、分合閘緩沖裝置等。

CT26 型彈簧操作機構的機構架為整體鑄鋁支架式結構，機構的各零部件都組裝在鑄鋁支架上，儲能單元和合閘控制單元分布在鋁支架右側，其下面對應合閘彈簧；機構傳動單元和分閘控制單元分布在鋁支架中間；分閘彈簧和油緩沖以及行程開關、輔助開關等分布在鋁支架左側。機構固定有上裝和后裝兩種安裝方式，機構輸出可以從中間大拐臂輸出也可以從側面拐臂輸出。各部分結構如圖2所示。

圖2 CT26型彈簧操作機構各部件組成

合閘操作原理是儲能結束棘輪上的滾子扣在儲能保持掣子的弧面上，使儲能保持掣子產生順時針的轉動趨勢，從而使儲能保持掣子上的滾輪扣到合閘掣子上。當接到合閘指令，合閘電磁鐵推動合閘掣子逆時針轉動給儲能保持掣子讓開位置，儲能保持掣子被棘輪上的滾子推開棘輪脫扣，從而合閘彈簧能量釋放進行合閘，如圖3所示。

圖3 合閘控制單元

分閘操作原理是合閘后大拐臂上的扣接銷扣到合閘保持掣子上，并使合閘保持掣子產生逆時針轉動趨勢，從而使合閘保持掣子上的滾輪扣到分閘掣子上。當接到分閘指令分閘電磁鐵推動分閘掣子逆時針轉動給合閘保持掣子讓開位置，合閘保持掣子被大拐臂上的滾子推開而脫扣，分閘彈簧能量釋放進行分閘，如圖4所示。

圖4 分閘控制單元

2 彈簧操作機構拒分閘常見原因

以CT26 型彈簧操作機構為例，常見的拒分閘原因有：控制回路沒有接通，應檢查何處斷路，然后進行針對處理；分閘電磁鐵鐵芯有卡滯現象，應調整電磁鐵鐵芯；分閘電磁鐵頂桿與分閘摯子的間隙過大，鐵芯吸合到底時，分閘摯子仍不能解扣的，應對間隙進行調整；分閘回路參數配合不當，分閘線圈端電壓達不到規定數值（不低于65%額定操作電壓）；分閘線圈斷線或燒毀等［6-8］。

當分閘按鈕電磁鐵不動作時，應分別檢查電源、連接線、分閘回路各電氣元件、電磁鐵。當分閘按鈕電磁鐵動作，而分閘保持摯子不脫扣時，應先觀察分閘摯子是否為分閘保持摯子充分讓開空間，不能讓開時說明分閘摯子有問題，如果已讓開而不能脫扣說明大拐臂的滾子與分閘保持摯子的摩擦轉角或摩擦力過大（如分閘保持摯子的滾針軸承壞），可更換分閘保持摯子或軸承。當分閘過程中停止，可能為輸出軸卡滯或傳動卡滯，可根據分閘的程度和具體情況，從軸承、油緩沖、傳動拐臂、本體內部件等方面逐一排除。

3 案例分析

3.1 故障經過

某220 kV 變電站事故前220 kV GIS 為雙母線接線方式，共有4 回出線；110 kV GIS 為雙母線接線方式，共有2回出線；35 kV 為單母線分段接線方式。220 kV GIS 斷路器為ZF11B-252（L）型，配彈簧操作機構，彈簧操作機構利用已儲能的彈簧動力，實現斷路器的分合閘。

2020 年9 月16 日08：30，調控中心人員下令將1 號主變壓器由運行狀態轉檢修狀態，運維人員依次操作1號主變壓器301開關、1號主變壓器101開關及1號主變壓器201開關。08：42，運維人員操作拉開1 號主變壓器201 開關，一組人員后臺機處進行操作，另外一組人員在220 kV 高壓室內遠程觀察設備動作狀況。操作完成后，運維人員檢查電氣指示發現開關B 相處于合位未分開，A、C 兩相處于分位，隨即現場檢查1 號主變壓器201 開關的機械位置指示，實際A、C 相為分位，B 相為合位，機構箱內B相兩套分閘線圈都已燒毀。

3.2 故障處理

檢修人員到達現場，檢查發現1 號主變壓器201開關B相機構兩套共用一個銜鐵的分閘線圈均已燒毀；合閘線圈有高溫烘烤的痕跡；分閘線圈、合閘線圈、儲能電機的二次線已燒毀，機構本體傳動部分無明顯異常現象。1 號主變壓器201 開關B 相機構內部情況，如圖5所示。

圖5 開關B相機構內部情況

為了順利將開關轉檢修，檢修人員對開關進行手動分閘，嘗試扳動開關B 相機構內的分閘鎖閂，如圖6 所示，將開關B 相分閘，多次嘗試后無果，未能完成分閘操作。

圖6 分閘鎖閂及機構模擬圖

現場比對了B 相機構銜鐵位置及分閘鎖閂位置，發現線圈內銜鐵已動作，機構內分閘鎖閂已動作，說明一級分閘系統動作無問題，懷疑二級分閘系統故障導致。初步懷疑拒分原因為開關機構設備的自身質量和軸承設計缺陷所致。

由于1號主變壓器201開關B相不能通過手動扳動分閘鎖閂來完成分閘操作，檢修人員用工具以分閘止位銷為支點，撬動分閘保持掣子，完成分閘操作。機構分閘并泄壓之后，檢修人員首先在保證分閘行程不變的情況下對燒毀的分合閘線圈、儲能電機二次線進行了更換，用無水酒精清洗了線圈支架。檢修人員將脫扣軸銷從主拐臂中拆出后，如圖7所示。檢查發現B相機構主拐臂脫扣軸銷的安裝孔內有三道明顯凹痕，如圖8 所示，用手摸凹感明顯，其余兩相沒有明顯壓痕，判斷是B 相軸承滾動摩擦力增大，導致機構的卡澀，未能分閘。

圖7 主拐臂脫扣軸銷安裝位置及脫扣軸銷軸承

圖8 主拐臂脫扣軸銷安裝位置三道凹痕

判斷主拐臂脫扣銷軸配套軸承存在問題后，對三相的軸承進行了更換，由不帶軸承外圈的K202820 滾針軸承更換為帶軸承外圈的NK20∕20滾針軸承，如圖9—圖10所示。

圖9 新舊脫扣軸銷對比（左側：舊202820滾針軸承右側：新NK20/20滾針軸承）

圖10 新脫扣軸銷分解

更換完成后，對其余傳動部件的傳動及安裝尺寸進行了系統檢查，首先對開關進行了10 次分合閘操作，無異常，并對1號主變壓器201開關進行機械特性試驗，分合閘時間及三相同期數據均滿足技術標準文件的要求，試驗數據合格。

3.3 原因分析

分閘操作時分閘銜鐵撞擊分閘鎖閂，分閘鎖閂向下壓縮彈簧，釋放分閘保持掣子，根據圖中標注的各元件受力方向，分閘保持掣子和主拐臂之間通過脫扣軸銷的轉動來產生位移，釋放主拐臂進行分閘操作［9-11］，如圖11所示。

圖11 分閘過程機構各部件運動情況（斷路器合閘位置）

該GIS 斷路器主拐臂為雙層結構，脫扣軸銷兩端軸承部位安裝于主拐臂的兩個孔內，掣子則與脫扣軸銷的軸接觸，分閘操作時，脫扣軸銷的軸承與軸之間進行轉動，使產生位移。如圖12所示。

圖12 脫扣軸銷部位接觸方式

因此判定此次開關B相拒分閘的原因為：主拐臂軸銷脫扣安裝孔材質硬度不足，脫扣軸銷裝配滾針軸承不合格。斷路器處于合位時，分閘保持掣子與脫扣軸銷接觸，脫扣軸銷的軸承在主拐臂內有受力現象。開關長時間處于合位，軸銷的軸承不帶外圈，導致脫扣軸銷在主拐臂內的受力點處形成了壓痕。變形后主拐臂銷軸無法轉動，導致分閘保持掣子不能產生位移（向右移動），導致傳動卡滯，不能分閘。分閘操作未完成，分閘回路持續通電，導致分閘線圈燒毀［11-15］。

4 結語

GIS斷路器彈簧操作機構故障的主要原因有：1）主拐臂軸銷脫扣安裝孔材質硬度不足，機構多次動作后安裝孔處磨損變形；2）脫扣軸銷裝配滾針軸承不合格，導致分閘脫扣系統主拐臂銷軸與軸承間的摩擦系數增大超出正常值導致傳動卡滯，不能分閘。

為防止此類故障發生，應做好以下幾項工作：針對現存的ZF11B-252（L）斷路器列入停電計劃，申請輪停進行治理。對在建工程所有ZF11B-252（L）型斷路器的操作機構進行排查，如有不帶外圈的分閘拐臂軸承，一律進行軸承、軸銷更換。針對新投運220 kV GIS 開關，開展投運后1 年期傳動試驗工作，驗證開關可靠動作性。之后嚴格執行反措要求，每三年開展一次傳動試驗。