一起1 000 kV GIS 斷路器操作機(jī)構(gòu)故障分析及改進(jìn)

黃文韜，王志強(qiáng)，陳 凱，劉 波，劉 振

（國(guó)家電網(wǎng)有限公司交流建設(shè)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(yùn)行可靠性高、維護(hù)工作量少、檢修周期長(zhǎng)等特點(diǎn)。自晉東南—南陽—荊門特高壓試驗(yàn)示范工程之后，國(guó)家電網(wǎng)有限公司又陸續(xù)建設(shè)了皖電東送、浙北—福州、淮南—南京—上海等10多個(gè)特高壓交流工程。但由于1 000 kV GIS／HGIS 設(shè)備電氣和機(jī)械結(jié)構(gòu)復(fù)雜，加工制造工藝要求高，安裝調(diào)試質(zhì)量管控難度大，長(zhǎng)期運(yùn)行工況考核嚴(yán)格，個(gè)別工程的GIS／HGIS 間隔在現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試階段出現(xiàn)了較為罕見的故障。2016 年，在某1 000 kV 特高壓站現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試階段，T062 C 相斷路器電阻開關(guān)絕緣拉桿發(fā)生擊穿，故障電流約為4.2 kA；2018 年，在某1 000 kV 特高壓擴(kuò)建站現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試階段，T041 C 相斷路器電阻開關(guān)絕緣拉桿發(fā)生擊穿，故障電流約為24 kA。

針對(duì)上述問題，對(duì)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(jié)構(gòu)、發(fā)現(xiàn)故障的經(jīng)過、斷路器操作機(jī)構(gòu)故障原因分析及后續(xù)改進(jìn)措施等方面對(duì)設(shè)備質(zhì)量問題展開論述。

1 GIS 斷路器操作機(jī)構(gòu)

1 000 kV GIS 斷路器主要由滅弧室、儲(chǔ)壓缸、控制箱、活動(dòng)觸頭、絕緣拉桿、絕緣子、液壓操作機(jī)構(gòu)等部分組成［1-2］。斷路器內(nèi)部結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

圖1 斷路器內(nèi)部結(jié)構(gòu)

GIS 斷路器操作機(jī)構(gòu)主要類型有液壓操作機(jī)構(gòu)、彈簧操作機(jī)構(gòu)、電磁操作機(jī)構(gòu)、氣動(dòng)操作機(jī)構(gòu)等，操作機(jī)構(gòu)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(jī)構(gòu)，液壓操動(dòng)機(jī)構(gòu)具有功重比、推力質(zhì)量比大、響應(yīng)快、時(shí)滯小、運(yùn)行平穩(wěn)及負(fù)載特性配合好，速度可調(diào)性好等優(yōu)勢(shì)，因此在超高壓、特高壓電壓等級(jí)的斷路器中被廣泛應(yīng)用［3-4］。本文所述故障斷路器即采用液壓操作機(jī)構(gòu)。

絕緣拉桿是斷路器操作機(jī)構(gòu)發(fā)揮作用的關(guān)鍵絕緣部件，對(duì)電氣性能和機(jī)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(jìn)口產(chǎn)品［5-6］。

故障操作機(jī)構(gòu)是斷路器必不可缺的構(gòu)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(nèi)部壓力缸和滅弧室斷口之間，通過傳動(dòng)做功來控制動(dòng)、靜觸頭接觸和分離，實(shí)現(xiàn)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(zhì)為芳綸纖維和聚酯纖維，呈空心管狀，尺寸為：外徑70 mm，內(nèi)徑57 mm，總質(zhì)量為4.2 kg。制作工藝為：1）將預(yù)處理過的纖維絲繞制在金屬桿上；2）進(jìn)行抽真空干燥處理，達(dá)到工藝要求后進(jìn)行真空壓力浸膠，使樹脂充分浸入芳綸預(yù)制體中；3）進(jìn)行預(yù)成型固化，固化到一定程度后將金屬桿褪去；4）對(duì)環(huán)氧樹脂進(jìn)行充分固化后變?yōu)槌尚偷慕^緣拉桿；5）最后對(duì)絕緣拉桿進(jìn)行機(jī)械加工并安裝金屬附件［7］。絕緣拉桿結(jié)構(gòu)如圖2 所示。

圖2 絕緣拉桿結(jié)構(gòu)

按照國(guó)家電網(wǎng)交流變電〔2015〕36 號(hào)《特高壓交流工程1 100 kV GIS 關(guān)鍵組部件抽樣試驗(yàn)方案》相關(guān)要求，絕緣拉桿必須以單個(gè)工程為單位進(jìn)行抽樣試驗(yàn)，抽樣試驗(yàn)的項(xiàng)目為：耐受性拉伸試驗(yàn)、工頻局部放電試驗(yàn)、破壞性拉伸試驗(yàn)，并要求對(duì)主絕緣拉桿的樹脂含量、密度等進(jìn)行檢測(cè)。表1 為絕緣拉桿型式試驗(yàn)項(xiàng)目。

表1 絕緣拉桿型式試驗(yàn)項(xiàng)目

2 故障概述

某1 000 kV 特高壓變電站設(shè)備主接線如圖3 所示，故障斷路器編號(hào)為T042，在啟動(dòng)調(diào)試階段進(jìn)行“T042 斷路器投切A 線試驗(yàn)”時(shí)發(fā)現(xiàn)問題。具體計(jì)劃啟動(dòng)調(diào)試步驟為：1）閉合T061 斷路器給1 000 kV I 號(hào)母線充電，此時(shí)T042、T043 斷路器均處于熱備用狀態(tài)；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(jìn)行第1 步操作時(shí)，發(fā)現(xiàn)T042 斷路器在熱備用狀態(tài)下監(jiān)控后臺(tái)顯示A 線C 相電壓為619 kV、電流14 A（隨后根據(jù)故障錄波器信息進(jìn)行了再確認(rèn)）；合上T042 斷路器進(jìn)行運(yùn)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(hù)測(cè)控裝置、監(jiān)控后臺(tái)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(hào)母線后，T042 斷路器處于熱備用狀態(tài)下，發(fā)現(xiàn)與其配串的A 線C 相存在電壓，初步懷疑為感應(yīng)電或二次接線錯(cuò)誤，下面對(duì)初步猜測(cè)進(jìn)行逐一分析：

感應(yīng)電產(chǎn)生電壓。保護(hù)測(cè)控裝置、監(jiān)控后臺(tái)顯示屏上的電壓為619 kV，與正常帶電值619 kV 一致，且保護(hù)屏幕顯示的電流數(shù)值與1 000 kV 線路正常情況下帶電的空載電流14 A 數(shù)值一致。因?yàn)楦袘?yīng)電不會(huì)產(chǎn)生電流，排除此種猜測(cè)。

二次接線錯(cuò)誤導(dǎo)致電壓電流數(shù)值出現(xiàn)問題。該斷路器已在啟動(dòng)調(diào)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(yàn)，且施工單位將電壓、電流二次保護(hù)接線同時(shí)接錯(cuò)的概率非常低，現(xiàn)場(chǎng)隨后對(duì)二次接線開展了排查。當(dāng)斷開與T042 斷路器配串的A 線電壓互感器空氣開關(guān)后，該線路C 相電壓消失，由此確認(rèn)A 線二次電壓接線沒有問題，排除此種猜測(cè)。

3.2 進(jìn)一步分析

通過論證排除上述兩種猜測(cè)后，判斷T042 斷路器C 相一次設(shè)備發(fā)生故障的可能性較大。當(dāng)斷開T042 斷路器并切除A 線時(shí)，發(fā)現(xiàn)T042 C 相避雷器存在泄漏電流，且數(shù)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(tài)。經(jīng)查證T042 斷路器現(xiàn)場(chǎng)機(jī)械、電氣指示均顯示已處于分閘位置，但根據(jù)故障錄波器、保護(hù)測(cè)控裝置、監(jiān)控后臺(tái)、本體避雷器的電壓電流數(shù)據(jù)，綜合分析判斷得出T042 斷路器本體實(shí)際仍處于合閘狀態(tài)。由此斷定T042 斷路器C 相一次設(shè)備發(fā)生故障。

3.3 拆解斷路器確認(rèn)故障點(diǎn)

根據(jù)GIS 斷路器的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，故障點(diǎn)可能為液壓機(jī)構(gòu)或位于斷路器內(nèi)部。將故障斷路器轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)后，拆開液壓機(jī)構(gòu)保護(hù)罩，檢查液壓機(jī)構(gòu)狀態(tài)，未發(fā)現(xiàn)故障點(diǎn)，故判斷故障點(diǎn)位于T042 斷路器本體內(nèi)部。

對(duì)故障斷路器按照如下順序?qū)ζ溥M(jìn)行了拆解：1）拆除斷路器液壓機(jī)構(gòu)；2）依次拆除運(yùn)輸蓋板、盆式絕緣子、運(yùn)輸支撐等構(gòu)件；3）拆除滅弧室；4）對(duì)滅弧室狀態(tài)進(jìn)行檢查。在對(duì)滅弧室進(jìn)行檢查時(shí)發(fā)現(xiàn)主絕緣拉桿發(fā)生斷裂，滅弧室其他部位未見異常，內(nèi)部未觀測(cè)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(cè)與拉桿接頭連接部位發(fā)生斷裂，斷口較齊，可見絮狀纖維。斷裂的絕緣拉桿內(nèi)部有10 cm 左右的龜裂，拉桿表面損傷區(qū)域約5 mm 寬，30 cm 長(zhǎng)?？拷鼫缁∈覀?cè)主絕緣拉桿斷裂面與斷裂面細(xì)節(jié)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(cè)主絕緣拉桿斷裂面

圖6 主絕緣拉桿斷裂面細(xì)節(jié)

4 故障原因分析

4.1 結(jié)構(gòu)排查

為查明主絕緣拉桿斷裂的直接原因，對(duì)T042 斷路器結(jié)構(gòu)進(jìn)行了系統(tǒng)排查。該斷路器不帶合閘電阻，液壓機(jī)構(gòu)與滅弧室直接連接，同類滅弧室、液壓機(jī)構(gòu)均已通過5 000 次出廠的機(jī)械壽命試驗(yàn)；同類滅弧室已在多個(gè)特高壓交流變電站安全使用；同類液壓機(jī)構(gòu)也已經(jīng)在±800 kV GIS 中安全使用約800 個(gè)。由此判斷主絕緣拉桿斷裂與設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)無關(guān)。

4.2 絕緣拉桿裝配情況排查

發(fā)生斷裂的主絕緣拉桿出廠前進(jìn)行了外觀、射線探傷、工頻耐壓（電壓為1 100 kV，時(shí)間為1 min）及局放試驗(yàn)，以上試驗(yàn)均合格；與該絕緣拉桿同批次的產(chǎn)品共有2 根，另一根安裝在同一間隔的T042 A相斷路器上；經(jīng)過排查裝配過程記錄資料，單個(gè)滅弧室裝配后均按要求進(jìn)行了摩擦力測(cè)量，未合閘狀態(tài)下摩擦力＜850 N、合閘狀態(tài)下摩擦力＜1 350 N（設(shè)計(jì)值），均符合產(chǎn)品技術(shù)要求；該工程絕緣拉桿破壞力抽樣試驗(yàn)結(jié)果為316 kN＞300 kN（設(shè)計(jì)值）。由此判斷該絕緣拉桿相關(guān)數(shù)據(jù)符合現(xiàn)有要求［5］。

滅弧室連接機(jī)構(gòu)的連接軸兩側(cè)有5 mm 左右的偏差，可調(diào)螺釘缺少出廠前的調(diào)節(jié)記錄；對(duì)拆下的最后一節(jié)斷裂拉桿做了兩側(cè)連接軸未調(diào)平和調(diào)平時(shí)的拉力測(cè)試，未調(diào)平的拉力是1 025 N，調(diào)平后拉力是1 061 N，兩側(cè)連接軸偏差測(cè)量如圖7 所示。由此懷疑斷路器裝配工藝問題導(dǎo)致設(shè)備機(jī)械性能下降，主絕緣拉桿斷裂與裝配工藝有關(guān)。

圖7 兩側(cè)連接軸偏差測(cè)量

4.3 物理、電氣特性試驗(yàn)排查

T042 C 相斷路器完成了200 次出廠機(jī)械特性操作試驗(yàn)，分合閘速度符合要求，出廠特性曲線在型式樣機(jī)特性曲線±5%的包絡(luò)線范圍內(nèi)。斷路器在出廠前完成了工頻耐壓、雷電沖擊等絕緣試驗(yàn)，在現(xiàn)場(chǎng)通過了工頻耐壓試驗(yàn)。絕緣拉桿在出廠前完成了破壞性拉力試驗(yàn)、抽樣試驗(yàn)。以上物理、電氣特性試驗(yàn)數(shù)據(jù)符合設(shè)計(jì)要求。

當(dāng)斷路器通過輥?zhàn)油馆?、連桿機(jī)構(gòu)驅(qū)動(dòng)絕緣拉桿合閘的時(shí)候，絕緣拉桿帶動(dòng)動(dòng)觸頭做直線運(yùn)動(dòng)；拉桿要以9～10 m／s 的加速度進(jìn)行動(dòng)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(yàn)，實(shí)際在斷路器分合閘末期操動(dòng)機(jī)構(gòu)內(nèi)部的緩沖壓力也很大，要求絕緣拉桿具備較強(qiáng)的壓縮強(qiáng)度。需要進(jìn)一步驗(yàn)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(shí)對(duì)絕緣拉桿原材料強(qiáng)度是否符合要求需要做進(jìn)一步分析論證，對(duì)斷裂的主絕緣拉桿取樣測(cè)量，進(jìn)行纖維含量、密度、吸鋼、硬度、電鏡掃描等試驗(yàn)［8］。

對(duì)該故障主絕緣拉桿同批次多個(gè)樣品進(jìn)行拉伸試驗(yàn)、滅弧室裝偏3 000 次后的拉伸試驗(yàn)、抗壓后的拉伸試驗(yàn)、抗彎后的拉伸試驗(yàn)和反復(fù)拉伸試驗(yàn)等，并且采用壓電傳感器實(shí)測(cè)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(yàn)的局限性，難以得出主絕緣拉桿斷裂的直接原因。

5 結(jié)語

已投運(yùn)的257 個(gè)1 000 kV GIS／HGIS 開關(guān)間隔總體保持穩(wěn)定運(yùn)行，相似斷路器故障僅在工程建設(shè)、運(yùn)行階段發(fā)現(xiàn)4 次，不屬于同類設(shè)備存在的共性問題。對(duì)斷路器裝配工藝標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行不到位、本批次絕緣拉桿質(zhì)量問題、各種力的不平衡作用等可能導(dǎo)致絕緣拉桿斷裂的因素進(jìn)行分析，為后續(xù)處理相似情況提供了參考。由于缺少關(guān)于絕緣拉桿檢測(cè)的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及型式試驗(yàn)項(xiàng)目，特別是現(xiàn)有力學(xué)試驗(yàn)項(xiàng)目未對(duì)絕緣拉桿抗壓性能提出要求，使得絕緣拉桿出廠數(shù)據(jù)不完整，后續(xù)亟須提出有效、可行性高的質(zhì)量檢測(cè)方法，保證絕緣拉桿質(zhì)量的穩(wěn)定性及可靠性。

GIS 斷路器絕緣拉桿與動(dòng)觸頭裝配連桿的連接結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性及平滑性對(duì)提高斷路器動(dòng)作可靠性、保證電網(wǎng)安全運(yùn)行至關(guān)重要，設(shè)備制造廠家要加強(qiáng)對(duì)觸頭連接桿、支持座內(nèi)槽、支持座內(nèi)徑的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、零部件加工精細(xì)度、裝配記錄數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性及全面性管理。

建議加快研究制定絕緣拉桿型式試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)，并將所有絕緣拉桿送第三方機(jī)構(gòu)檢測(cè)合格后再移交設(shè)備制造廠家，統(tǒng)一管控標(biāo)準(zhǔn)，填補(bǔ)缺少外部監(jiān)管及質(zhì)量檢測(cè)體系的空白。

鑒于目前尚無合閘狀態(tài)下直接對(duì)斷路器內(nèi)部絕緣拉桿實(shí)際狀態(tài)檢測(cè)或觀測(cè)的方法，斷路器外部的分合閘狀態(tài)指示信號(hào)無法完全真實(shí)反映內(nèi)部機(jī)構(gòu)實(shí)際動(dòng)作。建議對(duì)絕緣拉桿加裝數(shù)據(jù)傳感器，采集拉桿的實(shí)際狀態(tài)；同時(shí)，操作人員在斷路器分合閘操作前后，應(yīng)嚴(yán)格檢查監(jiān)控和保護(hù)裝置的動(dòng)作信息情況，并觀測(cè)斷路器操作后一次回路電流、電壓是否正常。