（国网安徽省电力公司宣城供电公司安徽宣城242200）
摘要：由于对隔离开关的日常监测（检测）手段较少，加之存在检修人员对隔离开关的重视程度不足，尤其是当隔离开关处于备用状态时，几乎没有检测手段，随着大气环境的恶化，隔离开关元件的氧化、劣化程度不断加大，早期隔离开关在设计、工艺上存在不足等多重因素，导致隔离开关在运行中机械、电气故障时有发生。对于一些长期处于备用状态，又由于电网方式原因未能够按照“规程”要求及时进行周期性检修的隔离开关，一旦转入运行状态，发生发热故障的情况非常多。
关键词：220kv；隔离开关；触头烧损
1故障概况1
在某变电站进行２号主变压器由220kV2号Ａ母线倒至220kV1号Ａ母线操作过程中，合上212－1隔离开关（212－2隔离开关在合位），发现212－1隔离开关（隔离开关为某厂产ＧＷ７－２５２型产品，因电网方式原因，已连续６年未进行检修）Ｕ相母线侧静触头软连接严重过热，短时内有冒烟现象且可见红光，对该隔离开关进行多次分合闸操作后情况仍未见好转，故障发生后检修单位立即申请将该隔离开关转检修处理。
2触头检查情况
现场检查发现，该隔离开关三相触指及导电杆无明显烧损迹象，静触头触指弹簧拉紧力良好，软连接两侧及中间固定螺栓无松动现象。但隔离开关三相两侧的静触头软连接均存在不同程度烧损，以Ｕ相母线侧静触头最为严重（即倒闸操作时存在过热的触头），５根软连接全部烧断。各静触头软连接烧损情况见表１。
3发热原因分析
3.1设计结构
该隔离开关触头结构示意每个静触头由触指与导电座进行滑动接触形成通流主回路（图１粗虚线），与导电座相连的铜辫子仅起辅助通流作用（图１细虚线）
3.2触头发热原因
ａ．由于ＧＷ７型隔离开关动、静触头需要旋转后接触，触指与导电座间的通流主回路为滑动接触，在长期不进行维护的情况下容易积灰引起通流能力下降。ｂ．触指与导电座间的铜辫子线只能起到辅助通流作用，其通流截面积约１００ｍｍ２左右，通流能力约４００Ａ，不能完全替代通流主回路作用。ｃ．在通流主回路积灰造成电阻增大甚至绝缘的情况下，大部分电流由铜辫子线承担，但由于铜辫子线通流能力不足，造成过热甚至烧断。ｄ．对现场拆下来的静触头弹簧和镀银层厚度进行材质检测均合格，可以排除触头材质原因。ｅ．对现场烧断的铜辫子进行检查，发现有氧化腐蚀现象严重，分析原因一是该地区处于重污染地区（5ｋｍ处有一砖厂、10ｋｍ处有一工业区），容易引起户外材质腐蚀，二是隔离开关使用的铜辫子为若干细铜丝编制而成，铜丝与空气接触面积大抗氧化能力弱，户外长期运行后易发生腐蚀。铜辫子烧断主要原因为主导电回路积灰造成，即使铜辫子未受腐蚀在主导的回路通流不良情况下也会烧损。加之其受到腐蚀，通流能力下降，更加剧了缺陷发展。
4改进措施
ＧＷ７型隔离开关为某厂早期产品，在运行中已出现过多次动静触头接触不良导致发热故障，在２００６年以后为解决触指弹簧锈蚀、弹簧失效而导致的触头接触压力不够、触指温度过高等问题，厂方已将隔离开关动静、触头及导电杆运行形式做了完善化改造。ａ．触指由板形结构改为“Ｕ”结构，且触指弹簧由内拉式改为外压式结构。ｂ．导电部位除两断口滑动接触外，其余均为固定接触。ｃ．分合闸操动过程由导电杆水平旋转分、合闸改为先水平旋转再翻转（两步动作）的分合闸操作形式。
5故障概况2
220kV振林变电站进行倒母线操作，即将220kV平振Ⅱ线2053断路器、220kV那振线2054断路器、220kV振百Ⅱ线2056断路器、2号主变压器2002断路器由1号、3号母线倒至2号母线运行。现场已完成220kV平振Ⅱ线2053断路器、那振线2054断路器倒母线操作。在220kV振百Ⅱ线2056断路器倒至2号母线运行的操作过程中，先合上20562隔离开关，在拉开该线路3号母线侧20563隔离开关5s后，第一、第二套母线保护动作。由于在倒母线操作时，母联断路器无法跳开，因此该站运行中的断路器全部跳闸，导致220kV振林变电站全站失压。故障录波显示，B相发生故障，故障距离0km。220kV振林变部分一次接线图如图1所示。
6故障原因分析
6.120563隔离开关气室故障检查
20563隔离开关气室发生故障后，检修人员首先对20562、20563隔离开关气室分别进行了SF6气体组分测试。试验结果显示20562隔离开关气室SF6气体组分数据正常，20563隔离开关气室SF6气体中SO2组分达到286μL/L，大大超过规程所规定的3μL/L。由于该站GIS设备设计为三相连接共表，故障录波图显示20563隔离开关的B相发生故障，因此可判断故障点为20563隔离开关B相气室。随后检修人员对发生故障的20563隔离开关B相气室进行气体回收，并打开吸附剂孔，进行开盖检查。检查发现B相隔离开关的动静触头均有明显烧蚀痕迹；静触头连接的盆式绝缘子上有大片黑色烧灼痕迹；在动静触头大约中间位置的气室筒壁有很严重的烧蚀痕迹。检查还发现，20563隔离开关存在分闸不到位的情况，动触头分闸后未与均压环屏蔽罩端面平齐，而是伸出屏蔽罩约20mm，如图2所示
另外，对20563隔离开关A、C相气室也进行了开孔检查。检查结果显示，A相气室内无短路痕迹，但其动触头伸出屏蔽罩约10mm，如图3所示，而C相动触头完全分闸到位，与屏蔽罩端面平齐，没有伸出屏蔽罩，如图4所示。
6.2故障原因分析
20563隔离开关气室故障发生在倒母线操作过程中，此时存在母线转换电流，隔离开关断口间存在电压。正常情况下，隔离开关动触头在分闸后应缩到均压罩内或超出少许，动触头周围电场场强分布近似均匀。但20563隔离开关B相动触头经检测超出均压罩20mm，已远远超出厂家设计许可值7.5mm，导致均压罩与筒壁间电场场强发生畸变。带电运行中的GIS设备对内部电场的变化非常敏感，由于外界因素使GIS内部的电场变得不均匀，导致电场发生畸变，可能会造成电场强度超过允许值，造成内部绝缘击穿。因此该故障相隔离开关气室在畸变电场的作用下，经过5s带电运行后，动触头对隔离开关气室外壳内壁放电，二者之间的空气间隙被击穿，触头与内壁上出现明显的烧蚀痕迹。动触头对筒壁放电后，气室内气体被电离，静触头接着对地发生短路放电，导致静触头均压罩有明显的烧蚀痕迹。20563隔离开关B相盆式绝缘子表面出现黑色痕迹，如图5所示，但是盆式绝缘子表面没有电弧爬电痕迹，且静触头屏蔽罩上的放电点与绝缘子之间为良好，盆式绝缘子仅表面存在有燃弧造成的跨越痕迹，表明绝缘子整体材料绝缘性能良好，未出现贯穿性击穿，因此判断绝缘子表面应该是被静触头与地之间的电弧熏黑。
7防止同类隔离开关气室故障的对策
7.1检测隔离开关动触头位置
通过以上分析可知，导致该隔离开关气室发生放电烧蚀的根本原因是隔离开关动触头分闸不到位，大大超出了厂家的规定值。因此为防止类似的故障再次发生，有必要对该变电站其它隔离开关动触头分闸位置进行检测。现场试验人员采用X光透视技术对同批次隔离开关进行检测。X射线在穿透物体的过程，其衰减程度取决于物体的衰减系数和射线在物质中穿透的厚度，如果被透照物体局部存在厚度差，该局部区域透过射线强度就会与周围的透过射线强度有差异。因此，依据X光成像原理，可以检测出GIS隔离开关内部动触头的位置。以20546隔离开关为例，通过X光透视发现，该隔离开关B、C相动触头存在分闸不到位的情况。20546隔离开关在分闸状态下B、C相动触头均不同程度伸出屏蔽罩外，根据底片上动触头及像质计影像估算，B相动触头约伸出18mm，如图6（a）所示；C相动触头约伸出20mm，如图6（b）所示。根据检测结果，厂家对20546隔离开关驱动轴进行调整，调整后再进行X射线检测，从如图7所示的底片看，该隔离开关B、C相动触头的伸出长度均明显减小。
7.2严格控制安装工艺
该GIS隔离开关故障原因是隔离开关动触头位置不符合厂家技术要求。一般GIS设备经过出厂前的安装调试后，才运到变电站现场进行整体组装，也就是说，振林变电站隔离开关动触头位置问题在出厂时就已经存在。因此，加强GIS设备出厂检测及验收工作，现场督促监造人员有针对性地对隔离开关动触头位置进行检测，使其符合厂家技术要求，从源头上防止因隔离开关动触头位置问题而导致的故障再次发生。
结束语
综上所述，建议每三个月进行一次红外测温工作，重点加强动静触头接触面、滑动接触面、螺栓压接面等易发热部位测温。在设备倒闸操作后、投入运行后６ｈ内对隔离开关进行一次红外线测温工作，并记录测试数据，动态掌握设备运行情况。对存在类似结构的其他隔离开关厂家进行排查，并做好停电检修工作。
参考文献：
[1]张扬.一例红外测温技术诊断220kV隔离开关过热缺陷[J].江苏电机工程，2012，05：21-22+24.
[2]韦朝奥，吴鹏程.一起220kV垂直伸缩式隔离开关动静触头烧毁缺陷的处理及原因分析[A].云南电网有限责任公司、云南省电机工程学会.2015年云南电力技术论坛论文集（上册）[C].云南电网有限责任公司、云南省电机工程学会：，2015：5.
[3]刘彬.220kV高压隔离开关常见缺陷分析及维护措施[J].中国高新技术企业，2015，02：144-145.