一起1 000 kV GIS 断路器操作机构故障分析及改进

黄文韬，王志强，陈 凯，刘 波，刘 振

（国家电网有限公司交流建设分公司，北京 100052）

0 引言

气体绝缘全封闭组合电器 （Gas Insulated Switchgear，GIS）具有运行可靠性高、维护工作量少、检修周期长等特点。自晋东南—南阳—荆门特高压试验示范工程之后，国家电网有限公司又陆续建设了皖电东送、浙北—福州、淮南—南京—上海等10多个特高压交流工程。但由于1 000 kV GIS／HGIS 设备电气和机械结构复杂，加工制造工艺要求高，安装调试质量管控难度大，长期运行工况考核严格，个别工程的GIS／HGIS 间隔在现场调试阶段出现了较为罕见的故障。2016 年，在某1 000 kV 特高压站现场调试阶段，T062 C 相断路器电阻开关绝缘拉杆发生击穿，故障电流约为4.2 kA；2018 年，在某1 000 kV 特高压扩建站现场调试阶段，T041 C 相断路器电阻开关绝缘拉杆发生击穿，故障电流约为24 kA。

针对上述问题，对某1 000 kV 变电站GIS 断路器主绝缘拉杆断裂事件展开分析，从断路器结构、发现故障的经过、断路器操作机构故障原因分析及后续改进措施等方面对设备质量问题展开论述。

1 GIS 断路器操作机构

1 000 kV GIS 断路器主要由灭弧室、储压缸、控制箱、活动触头、绝缘拉杆、绝缘子、液压操作机构等部分组成［1-2］。断路器内部结构如图1 所示。

图1 断路器内部结构

GIS 断路器操作机构主要类型有液压操作机构、弹簧操作机构、电磁操作机构、气动操作机构等，操作机构类型不同，其与断路器本体的连接位置、连接方式也不同。相比于其他类型操作机构，液压操动机构具有功重比、推力质量比大、响应快、时滞小、运行平稳及负载特性配合好，速度可调性好等优势，因此在超高压、特高压电压等级的断路器中被广泛应用［3-4］。本文所述故障断路器即采用液压操作机构。

绝缘拉杆是断路器操作机构发挥作用的关键绝缘部件，对电气性能和机械性能都有很高要求。特高压GIS 断路器的绝缘拉杆制造难度大、工艺要求高，目前所用绝缘拉杆全部为进口产品［5-6］。

故障操作机构是断路器必不可缺的构件，其主绝缘拉杆与本体灭弧室采用水平横向连接方式，位于断路器内部压力缸和灭弧室断口之间，通过传动做功来控制动、静触头接触和分离，实现断路器的分、合闸，从而控制回路通断。

所研究的主绝缘拉杆材质为芳纶纤维和聚酯纤维，呈空心管状，尺寸为：外径70 mm，内径57 mm，总质量为4.2 kg。制作工艺为：1）将预处理过的纤维丝绕制在金属杆上；2）进行抽真空干燥处理，达到工艺要求后进行真空压力浸胶，使树脂充分浸入芳纶预制体中；3）进行预成型固化，固化到一定程度后将金属杆褪去；4）对环氧树脂进行充分固化后变为成型的绝缘拉杆；5）最后对绝缘拉杆进行机械加工并安装金属附件［7］。绝缘拉杆结构如图2 所示。

图2 绝缘拉杆结构

按照国家电网交流变电〔2015〕36 号《特高压交流工程1 100 kV GIS 关键组部件抽样试验方案》相关要求，绝缘拉杆必须以单个工程为单位进行抽样试验，抽样试验的项目为：耐受性拉伸试验、工频局部放电试验、破坏性拉伸试验，并要求对主绝缘拉杆的树脂含量、密度等进行检测。表1 为绝缘拉杆型式试验项目。

表1 绝缘拉杆型式试验项目

2 故障概述

某1 000 kV 特高压变电站设备主接线如图3 所示，故障断路器编号为T042，在启动调试阶段进行“T042 断路器投切A 线试验”时发现问题。具体计划启动调试步骤为：1）闭合T061 断路器给1 000 kV I 号母线充电，此时T042、T043 断路器均处于热备用状态；2）闭合T042 断路器投入A 线路；3）断开T042断路器切除A 线路。

图3 1 000 kV GIS 主接线

进行第1 步操作时，发现T042 断路器在热备用状态下监控后台显示A 线C 相电压为619 kV、电流14 A（随后根据故障录波器信息进行了再确认）；合上T042 断路器进行运行例行核相操作，确保相位、相序无误后断开该断路器，切除A 线路，保护测控装置、监控后台显示屏仍显示A 线C 相电压为619 kV、电流14 A。

3 故障判断

3.1 初步判断

投入1 000 kV 1 号母线后，T042 断路器处于热备用状态下，发现与其配串的A 线C 相存在电压，初步怀疑为感应电或二次接线错误，下面对初步猜测进行逐一分析：

感应电产生电压。保护测控装置、监控后台显示屏上的电压为619 kV，与正常带电值619 kV 一致，且保护屏幕显示的电流数值与1 000 kV 线路正常情况下带电的空载电流14 A 数值一致。因为感应电不会产生电流，排除此种猜测。

二次接线错误导致电压电流数值出现问题。该断路器已在启动调试前的施工阶段顺利完成工频耐压、一次通流、二次回路试验，且施工单位将电压、电流二次保护接线同时接错的概率非常低，现场随后对二次接线开展了排查。当断开与T042 断路器配串的A 线电压互感器空气开关后，该线路C 相电压消失，由此确认A 线二次电压接线没有问题，排除此种猜测。

3.2 进一步分析

通过论证排除上述两种猜测后，判断T042 断路器C 相一次设备发生故障的可能性较大。当断开T042 断路器并切除A 线时，发现T042 C 相避雷器存在泄漏电流，且数值12 mA 与线路空载正常情况下带电的电流一致，证明了C 相避雷器处于带电状态。经查证T042 断路器现场机械、电气指示均显示已处于分闸位置，但根据故障录波器、保护测控装置、监控后台、本体避雷器的电压电流数据，综合分析判断得出T042 断路器本体实际仍处于合闸状态。由此断定T042 断路器C 相一次设备发生故障。

3.3 拆解断路器确认故障点

根据GIS 断路器的结构特点，故障点可能为液压机构或位于断路器内部。将故障断路器转为检修状态后，拆开液压机构保护罩，检查液压机构状态，未发现故障点，故判断故障点位于T042 断路器本体内部。

对故障断路器按照如下顺序对其进行了拆解：1）拆除断路器液压机构；2）依次拆除运输盖板、盆式绝缘子、运输支撑等构件；3）拆除灭弧室；4）对灭弧室状态进行检查。在对灭弧室进行检查时发现主绝缘拉杆发生断裂，灭弧室其他部位未见异常，内部未观测到明显放电痕迹。主绝缘拉杆断裂位置如图4 所示。

主绝缘拉杆靠近灭弧室侧与拉杆接头连接部位发生断裂，断口较齐，可见絮状纤维。断裂的绝缘拉杆内部有10 cm 左右的龟裂，拉杆表面损伤区域约5 mm 宽，30 cm 长。靠近灭弧室侧主绝缘拉杆断裂面与断裂面细节图分别如图5、图6 所示。

图4 绝缘拉杆断裂位置

图5 靠近灭弧室侧主绝缘拉杆断裂面

图6 主绝缘拉杆断裂面细节

4 故障原因分析

4.1 结构排查

为查明主绝缘拉杆断裂的直接原因，对T042 断路器结构进行了系统排查。该断路器不带合闸电阻，液压机构与灭弧室直接连接，同类灭弧室、液压机构均已通过5 000 次出厂的机械寿命试验；同类灭弧室已在多个特高压交流变电站安全使用；同类液压机构也已经在±800 kV GIS 中安全使用约800 个。由此判断主绝缘拉杆断裂与设计结构无关。

4.2 绝缘拉杆装配情况排查

发生断裂的主绝缘拉杆出厂前进行了外观、射线探伤、工频耐压（电压为1 100 kV，时间为1 min）及局放试验，以上试验均合格；与该绝缘拉杆同批次的产品共有2 根，另一根安装在同一间隔的T042 A相断路器上；经过排查装配过程记录资料，单个灭弧室装配后均按要求进行了摩擦力测量，未合闸状态下摩擦力＜850 N、合闸状态下摩擦力＜1 350 N（设计值），均符合产品技术要求；该工程绝缘拉杆破坏力抽样试验结果为316 kN＞300 kN（设计值）。由此判断该绝缘拉杆相关数据符合现有要求［5］。

灭弧室连接机构的连接轴两侧有5 mm 左右的偏差，可调螺钉缺少出厂前的调节记录；对拆下的最后一节断裂拉杆做了两侧连接轴未调平和调平时的拉力测试，未调平的拉力是1 025 N，调平后拉力是1 061 N，两侧连接轴偏差测量如图7 所示。由此怀疑断路器装配工艺问题导致设备机械性能下降，主绝缘拉杆断裂与装配工艺有关。

图7 两侧连接轴偏差测量

4.3 物理、电气特性试验排查

T042 C 相断路器完成了200 次出厂机械特性操作试验，分合闸速度符合要求，出厂特性曲线在型式样机特性曲线±5%的包络线范围内。断路器在出厂前完成了工频耐压、雷电冲击等绝缘试验，在现场通过了工频耐压试验。绝缘拉杆在出厂前完成了破坏性拉力试验、抽样试验。以上物理、电气特性试验数据符合设计要求。

当断路器通过辊子凸轮、连杆机构驱动绝缘拉杆合闸的时候，绝缘拉杆带动动触头做直线运动；拉杆要以9～10 m／s 的加速度进行动作，其需要承受巨大的拉力和压力。出厂前只做过绝缘拉杆破坏拉力试验，实际在断路器分合闸末期操动机构内部的缓冲压力也很大，要求绝缘拉杆具备较强的压缩强度。需要进一步验证在同等条件下，是拉力还是压力使得主绝缘拉杆工况更恶劣，同时对绝缘拉杆原材料强度是否符合要求需要做进一步分析论证，对断裂的主绝缘拉杆取样测量，进行纤维含量、密度、吸钢、硬度、电镜扫描等试验［8］。

对该故障主绝缘拉杆同批次多个样品进行拉伸试验、灭弧室装偏3 000 次后的拉伸试验、抗压后的拉伸试验、抗弯后的拉伸试验和反复拉伸试验等，并且采用压电传感器实测了断路器分合闸过程中主绝缘拉杆的受力情况。但受制于试验的局限性，难以得出主绝缘拉杆断裂的直接原因。

5 结语

已投运的257 个1 000 kV GIS／HGIS 开关间隔总体保持稳定运行，相似断路器故障仅在工程建设、运行阶段发现4 次，不属于同类设备存在的共性问题。对断路器装配工艺标准执行不到位、本批次绝缘拉杆质量问题、各种力的不平衡作用等可能导致绝缘拉杆断裂的因素进行分析，为后续处理相似情况提供了参考。由于缺少关于绝缘拉杆检测的相关标准及型式试验项目，特别是现有力学试验项目未对绝缘拉杆抗压性能提出要求，使得绝缘拉杆出厂数据不完整，后续亟须提出有效、可行性高的质量检测方法，保证绝缘拉杆质量的稳定性及可靠性。

GIS 断路器绝缘拉杆与动触头装配连杆的连接结构稳定性及平滑性对提高断路器动作可靠性、保证电网安全运行至关重要，设备制造厂家要加强对触头连接杆、支持座内槽、支持座内径的结构设计、零部件加工精细度、装配记录数据的准确性及全面性管理。

建议加快研究制定绝缘拉杆型式试验标准，并将所有绝缘拉杆送第三方机构检测合格后再移交设备制造厂家，统一管控标准，填补缺少外部监管及质量检测体系的空白。

鉴于目前尚无合闸状态下直接对断路器内部绝缘拉杆实际状态检测或观测的方法，断路器外部的分合闸状态指示信号无法完全真实反映内部机构实际动作。建议对绝缘拉杆加装数据传感器，采集拉杆的实际状态；同时，操作人员在断路器分合闸操作前后，应严格检查监控和保护装置的动作信息情况，并观测断路器操作后一次回路电流、电压是否正常。