GIS断路器弹簧操作机构拒分闸故障的分析与处理

王 政，杨少辉，杨 洋，郎 泳

（国网山东省电力公司滨州供电公司，山东 滨州 256600）

0 引言

高压开关是输变电设备中唯一以机械运动实现电气功能的电器设备，高压组合电器中的断路器是带触头的电器，通过触头的分、合动作达到开断和关合电路的目的。气体绝缘金属封闭开关设备（Gas Insulated Substation，GIS）由本体（含灭弧室）、机构箱、弹簧机构、传动连杆等结构组成。在高压组合电器中，断路器一般采用弹簧操作机构（252 kV 及以下）和液压操作机构（252 kV 及以上），其中弹簧机构主要分为：电机储能系统、主轴系统，输出轴系统，分合闸脱扣系统，合闸弹簧装配和分闸弹簧装配等部分。

经调查研究发现，近年来，由于GIS 断路器弹簧机构拒动引发的故障频发，当分闸命令触发后，将导致断路器失灵保护、母差保护动作，跳开相应母线上所有支路的开关，若母线其他开关同时拒动，将会跳开线路对侧开关，导致停电大范围扩大，对供电区域内的电网网架结构造成极大冲击，甚至发生解列。对相关文献中故障案例进行研究发现，常见的GIS 断路器机构拒动原因主要有以下几点：控制电源未送电或电压不足，一级阀电磁铁卡滞，分、合闸回路中接地电阻值较大，分、合闸回路有元器件损坏，辅助开关接线松脱，机构或辅助开关损坏，二级阀卡涩等［1-5］。

对常见的故障原因从结构方面进行了深入分析，总结GIS 断路器液压弹簧操作机构拒分闸的原因，并结合一起机构由于主拐臂轴销脱扣安装孔材质硬度不足，脱扣轴销装配滚针轴承不合格，导致传动卡滞，不能分闸的故障实例进行分析，对类似故障缺陷的分析和处理提供实际借鉴意义，使得检修人员充分了解断路器机械结构，理解机构分合闸动作过程，提高处理此类故障速度。

1 弹簧操作机构结构及动作原理

弹簧操作机构按各结构的功能不同可分为二次控制单元、储能单元、合闸控制单元、分闸控制单元、能量转换及传动输出单元、辅助及连锁单元，如图1所示。

图1 CT26型弹簧操作机构功能构成

二次控制单元起到控制和检测的功能，CT26型弹簧操作机构的二次控制单元分包括控制回路、储能回路、加热回路。储能单元结构有棘轮棘爪式、蜗轮蜗杆式、齿轮传动式等多种形式，CT26 型弹簧操作机构的储能单元为棘轮棘爪式，并且是双列棘轮、双棘爪结构。分闸控制单元和合闸控制单元在结构及原理上都类似，都由能量保持掣子、脱扣掣子等构件组成。目前几乎所有弹簧操作机构的合闸能量转换都采用凸轮推动滚轮的结构。辅助及连锁单元主要包括合闸连锁、机械防跳跃装置、分合闸缓冲装置等。

CT26 型弹簧操作机构的机构架为整体铸铝支架式结构，机构的各零部件都组装在铸铝支架上，储能单元和合闸控制单元分布在铝支架右侧，其下面对应合闸弹簧；机构传动单元和分闸控制单元分布在铝支架中间；分闸弹簧和油缓冲以及行程开关、辅助开关等分布在铝支架左侧。机构固定有上装和后装两种安装方式，机构输出可以从中间大拐臂输出也可以从侧面拐臂输出。各部分结构如图2所示。

图2 CT26型弹簧操作机构各部件组成

合闸操作原理是储能结束棘轮上的滚子扣在储能保持掣子的弧面上，使储能保持掣子产生顺时针的转动趋势，从而使储能保持掣子上的滚轮扣到合闸掣子上。当接到合闸指令，合闸电磁铁推动合闸掣子逆时针转动给储能保持掣子让开位置，储能保持掣子被棘轮上的滚子推开棘轮脱扣，从而合闸弹簧能量释放进行合闸，如图3所示。

图3 合闸控制单元

分闸操作原理是合闸后大拐臂上的扣接销扣到合闸保持掣子上，并使合闸保持掣子产生逆时针转动趋势，从而使合闸保持掣子上的滚轮扣到分闸掣子上。当接到分闸指令分闸电磁铁推动分闸掣子逆时针转动给合闸保持掣子让开位置，合闸保持掣子被大拐臂上的滚子推开而脱扣，分闸弹簧能量释放进行分闸，如图4所示。

图4 分闸控制单元

2 弹簧操作机构拒分闸常见原因

以CT26 型弹簧操作机构为例，常见的拒分闸原因有：控制回路没有接通，应检查何处断路，然后进行针对处理；分闸电磁铁铁芯有卡滞现象，应调整电磁铁铁芯；分闸电磁铁顶杆与分闸挚子的间隙过大，铁芯吸合到底时，分闸挚子仍不能解扣的，应对间隙进行调整；分闸回路参数配合不当，分闸线圈端电压达不到规定数值（不低于65%额定操作电压）；分闸线圈断线或烧毁等［6-8］。

当分闸按钮电磁铁不动作时，应分别检查电源、连接线、分闸回路各电气元件、电磁铁。当分闸按钮电磁铁动作，而分闸保持挚子不脱扣时，应先观察分闸挚子是否为分闸保持挚子充分让开空间，不能让开时说明分闸挚子有问题，如果已让开而不能脱扣说明大拐臂的滚子与分闸保持挚子的摩擦转角或摩擦力过大（如分闸保持挚子的滚针轴承坏），可更换分闸保持挚子或轴承。当分闸过程中停止，可能为输出轴卡滞或传动卡滞，可根据分闸的程度和具体情况，从轴承、油缓冲、传动拐臂、本体内部件等方面逐一排除。

3 案例分析

3.1 故障经过

某220 kV 变电站事故前220 kV GIS 为双母线接线方式，共有4 回出线；110 kV GIS 为双母线接线方式，共有2回出线；35 kV 为单母线分段接线方式。220 kV GIS 断路器为ZF11B-252（L）型，配弹簧操作机构，弹簧操作机构利用已储能的弹簧动力，实现断路器的分合闸。

2020 年9 月16 日08：30，调控中心人员下令将1 号主变压器由运行状态转检修状态，运维人员依次操作1号主变压器301开关、1号主变压器101开关及1号主变压器201开关。08：42，运维人员操作拉开1 号主变压器201 开关，一组人员后台机处进行操作，另外一组人员在220 kV 高压室内远程观察设备动作状况。操作完成后，运维人员检查电气指示发现开关B 相处于合位未分开，A、C 两相处于分位，随即现场检查1 号主变压器201 开关的机械位置指示，实际A、C 相为分位，B 相为合位，机构箱内B相两套分闸线圈都已烧毁。

3.2 故障处理

检修人员到达现场，检查发现1 号主变压器201开关B相机构两套共用一个衔铁的分闸线圈均已烧毁；合闸线圈有高温烘烤的痕迹；分闸线圈、合闸线圈、储能电机的二次线已烧毁，机构本体传动部分无明显异常现象。1 号主变压器201 开关B 相机构内部情况，如图5所示。

图5 开关B相机构内部情况

为了顺利将开关转检修，检修人员对开关进行手动分闸，尝试扳动开关B 相机构内的分闸锁闩，如图6 所示，将开关B 相分闸，多次尝试后无果，未能完成分闸操作。

图6 分闸锁闩及机构模拟图

现场比对了B 相机构衔铁位置及分闸锁闩位置，发现线圈内衔铁已动作，机构内分闸锁闩已动作，说明一级分闸系统动作无问题，怀疑二级分闸系统故障导致。初步怀疑拒分原因为开关机构设备的自身质量和轴承设计缺陷所致。

由于1号主变压器201开关B相不能通过手动扳动分闸锁闩来完成分闸操作，检修人员用工具以分闸止位销为支点，撬动分闸保持掣子，完成分闸操作。机构分闸并泄压之后，检修人员首先在保证分闸行程不变的情况下对烧毁的分合闸线圈、储能电机二次线进行了更换，用无水酒精清洗了线圈支架。检修人员将脱扣轴销从主拐臂中拆出后，如图7所示。检查发现B相机构主拐臂脱扣轴销的安装孔内有三道明显凹痕，如图8 所示，用手摸凹感明显，其余两相没有明显压痕，判断是B 相轴承滚动摩擦力增大，导致机构的卡涩，未能分闸。

图7 主拐臂脱扣轴销安装位置及脱扣轴销轴承

图8 主拐臂脱扣轴销安装位置三道凹痕

判断主拐臂脱扣销轴配套轴承存在问题后，对三相的轴承进行了更换，由不带轴承外圈的K202820 滚针轴承更换为带轴承外圈的NK20∕20滚针轴承，如图9—图10所示。

图9 新旧脱扣轴销对比（左侧：旧202820滚针轴承右侧：新NK20/20滚针轴承）

图10 新脱扣轴销分解

更换完成后，对其余传动部件的传动及安装尺寸进行了系统检查，首先对开关进行了10 次分合闸操作，无异常，并对1号主变压器201开关进行机械特性试验，分合闸时间及三相同期数据均满足技术标准文件的要求，试验数据合格。

3.3 原因分析

分闸操作时分闸衔铁撞击分闸锁闩，分闸锁闩向下压缩弹簧，释放分闸保持掣子，根据图中标注的各元件受力方向，分闸保持掣子和主拐臂之间通过脱扣轴销的转动来产生位移，释放主拐臂进行分闸操作［9-11］，如图11所示。

图11 分闸过程机构各部件运动情况（断路器合闸位置）

该GIS 断路器主拐臂为双层结构，脱扣轴销两端轴承部位安装于主拐臂的两个孔内，掣子则与脱扣轴销的轴接触，分闸操作时，脱扣轴销的轴承与轴之间进行转动，使产生位移。如图12所示。

图12 脱扣轴销部位接触方式

因此判定此次开关B相拒分闸的原因为：主拐臂轴销脱扣安装孔材质硬度不足，脱扣轴销装配滚针轴承不合格。断路器处于合位时，分闸保持掣子与脱扣轴销接触，脱扣轴销的轴承在主拐臂内有受力现象。开关长时间处于合位，轴销的轴承不带外圈，导致脱扣轴销在主拐臂内的受力点处形成了压痕。变形后主拐臂销轴无法转动，导致分闸保持掣子不能产生位移（向右移动），导致传动卡滞，不能分闸。分闸操作未完成，分闸回路持续通电，导致分闸线圈烧毁［11-15］。

4 结语

GIS断路器弹簧操作机构故障的主要原因有：1）主拐臂轴销脱扣安装孔材质硬度不足，机构多次动作后安装孔处磨损变形；2）脱扣轴销装配滚针轴承不合格，导致分闸脱扣系统主拐臂销轴与轴承间的摩擦系数增大超出正常值导致传动卡滞，不能分闸。

为防止此类故障发生，应做好以下几项工作：针对现存的ZF11B-252（L）断路器列入停电计划，申请轮停进行治理。对在建工程所有ZF11B-252（L）型断路器的操作机构进行排查，如有不带外圈的分闸拐臂轴承，一律进行轴承、轴销更换。针对新投运220 kV GIS 开关，开展投运后1 年期传动试验工作，验证开关可靠动作性。之后严格执行反措要求，每三年开展一次传动试验。