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摘要：隔离开关行程不足的问题时有发生，对于敞开式隔离开关可以直接观测插入深度和使用塞尺检测接触状态，但是却无法直接观测GIS隔离开关。隔离开关行程的变化是个慢性过程，仅依靠耐压试验和回路电阻试验等定性试验无法观察隔离开关行程的慢性变化，因此本文提出一种测量GIS隔离开关开距和接触行程的方法，通过在GIS隔离开关外部转动轴安装轴向传感器，测量隔离开关动作时转动轴的旋转角度，再通过计算得出隔离开关内部动触头的位移，配合测量动静触头的接触时间精确计算开距和接触行程。本测量方法已在500kV变电站和220kV变电站中多次实践，成功发现多个行程不合格的GIS隔离开关，避免了事故的发生。
关键词：GIS隔离开关；开距；接触行程；一二次配合；测量
一、提出问题
GIS由于具有灵活、结构紧凑、免维护以及不受外界环境影响等优点，在电力系统中得到了越来越广泛的应用，但与传统的敞开式设备相比，GIS设备可视性不强，无法直接观察动静触头的接触情况，判断分合闸是否到位，一旦发生触头分合闸不到位，则会引起事故。而且GIS设备发生事故后处理难度较大，恢复供电慢，事故处理费用高。因此确保GIS隔离开关在倒闸操作中分合闸到位变得尤为重要，而确保的措施则是在GIS隔离开关检修过程中测量开距和接触行程是否合格。
2014年4月11日，东莞某500kV变电站发生了一起GIS事故，在220kV5M转6M倒闸操作中6M侧隔离开关合闸不到位，使5M侧隔离开关带负荷分闸，最终导致220kV两段母线失压，多个镇区停电数小时。
根据事故调查结果，6M隔离开关合闸不到位，但向后台发出合闸到位的二次位置信号，使5M隔离开关分闸控制回路的闭锁解除，达到电动分闸条件，引起误操作。据此可以得出两个推论：
1、6M隔离开关的机械传动部件存在缺陷，使其不能正常合闸到位。隔离开关的合闸动作是通过机构箱内电机转动带动各个传动部件最后带动动触头移动完成的，整个过程需要2秒至3秒，在这个过程中任何一个传动部件松脱、开裂、滑齿都会影响合闸的效果，虽然合闸动作启动了，但接触行程没有达到标准，严重的时候动触头甚至不能接触静触头，这就是“合闸了”与“合闸到位”的区别，称为合闸不到位。分闸是合闸的反向动作，传动部件同样影响分闸的效果，这是“分闸了”与“分闸到位”的区别，当开距不足时称为分闸不到位。
2、6M隔离开关的位置信号回路设计不合理或出现缺陷，无法真实反映隔离开关位置。该隔离开关已经投运10年，期间没有发生位置信号异常的情况，因此当隔离开关本体“合闸到位”和“分闸到位”时，位置信号是正常的，但是当“合闸不到位”和“分闸不到位”时，位置信号就会出现异常，无法正确反映本体的实际位置。
二、分析问题
根据推论，事故调查人员仔细观察隔离开关本体、机构箱以及传动连杆，发现隔离开关本体动作顺畅，基本没有异常，但机构箱和传动连杆多处存在锈蚀，润滑机油干涩。对隔离开关进行电动合闸操作，发现隔离开关传动有顿挫，存在合闸不到位的风险。再进行手动合闸操作，发现传动顿挫更加明显，操作至事故现场的状态，发现位置信号已经切换至合闸状态，此时动触头尚未接触静触头。
此时事故原因已经基本确定：事故隔离开关本体传动部件由于欠缺维护导致传动不顺畅，位置信号回路由于设计不合理导致无法正确判断隔离开关本体的实际状态。
隔离开关分合闸不到位的问题存在已久，一般的解决方法是加强维护，并检查隔离开关的开距和接触行程是否合格，同时辅以耐压试验和回路电阻试验来检验维护效果。然而，GIS隔离开关由于其密封性结构，在维护过程中难以检查开距和接触行程，因此目前设备检修盒试验人员只能以耐压试验和回路电阻试验为主要维护手段。笔者认为这是不充分的，隔离开关的老化是个渐变的过程，仅依靠耐压试验和回路电阻试验等定性试验无法观察隔离开关的健康度，应该开发一种专门的试验工具来测量隔离开关的开距和接触行程，同时测量位置信号何时切换，以此来获知GIS隔离开关的健康度。
三、解决问题
GIS隔离开关行程与位置信号的检查与维护目前处于空白的阶段，这主要是由于GIS隔离开关不同于敞开式隔离开关。敞开式隔离开关易于观察分合闸状态，一般不存在误判运行方式的问题，但GIS隔离开关无法观测内部结构，运行人员只能通过位置指示器和后台位置信号来判断隔离开关的状态，如果后台位置信号出错、位置指示器不清晰，则会造成前文所述的事故。
GIS隔离开关的结构与断路器有相似的地方，为了减小开发难度和降低开发成本，本文从断路器机械特性试验中寻找切入点。机械特性测试是断路器维护的主要项目，我局一般使用SA10仪器进行测试，其内容包括开距测量、接触行程测量、分合闸位置信号调试以及其他断路器方面的测试，基本涵盖了GIS隔离开关行程测量的项目，但SA10仪器不能直接用来进行GIS隔离开关行程测量，因为其与断路器机械特性测试相比主要有以下问题：
1、断路器的动作时间一般小于200ms，而隔离开关长达数秒，SA10仪器无法进行长达数秒的持续测量，否则会导致测试系统崩溃；
2、测量断路器动作的起始时间为断路器线圈带电的瞬间，但GIS隔离开关没有线圈，；
3、断路器机械特性测试的取样传感器无法安装在GIS隔离开关上；
SA10仪器原设计是不能用来进行GIS隔离开关行程测量的，但可以通过修改其配套的BTS11软件程序来实现。因此将行程测量的时间从200ms延长至5000ms，再进行断路器机械特性测试。
点击测试后软件没有响应，等待10分钟后软件依然停留在原来的操作界面，判断为运算量过大导致系统崩溃。重新将取样频率从10000Hz修改为100Hz，再进行测试，测试正常，问题1解决。
针对问题2，GIS隔离开关没有线圈，因此没有参考的测试启动时间。断路器之所以以线圈带电的瞬间作为测试时间起点，是因为断路器的动作非常迅速，全程只有几十毫秒，如果选取断路器刚动的瞬间为时间起点误差会比较大，对仪器的精度要求非常高，因此选择线圈带电的瞬间为时间起点。但GIS隔离开关的运动相对于断路器的运动是非常匀速和慢速的，全程长达数秒，因此将GIS隔离开关刚动的瞬间定为测试时间起点，将BTS软件中的测试时间起点修改为传感器触发，问题2解决。
针对问题3，断路器机械特性测试的传感器是安装在传动连杆的拐臂上的，相当于测量拐臂的旋转角度，再代入公式换算成断路器动触头的位移。GIS隔离开关的传动方式与断路器类似，但原设计中没有安装传感器的位置，也没有固定传感器的方法。对不同厂家的GIS隔离开关结构进行观察和对比，发现靠近GIS隔离开关本体的位置有一个旋转拐臂，因此设计一个传感器底座安装在拐臂上，再设计一个传感器固定座用来固定传感器，问题3解决。
四、结论与建议
使用GIS隔离开关行程测量装置对几个不同厂家的一共125个GIS隔离开关进行测量，汇总测量到的接触行程、开距、分合闸时间、位置信号发出时间以及行程波动等等，发现9.2%存在行程不合格的问题，34.6%存在传动不顺畅的问题，22.3%存在位置信号发出时间过早的问题。
目前南方电网大概有8万多台GIS隔离开关，投运超过12年的有3万多台，如果不及时进行行程测量测试，将会严重影响电网的安全稳定运行。因此建议广泛开展GIS隔离开关的行程测量，避免事故的发生。
参考文献：
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