组合电器(GIS)隔离(接地)开关典型故障案例

组合电器（GIS）隔离／接地开关故障案例
及原因分析
一、GIS隔离／接地开关故障案例及原因分析
在电力系统中，隔离开关分闸位置时的明显断开点与接地开关合闸位置时的可靠接地点，是保证检修人员和设备安全的两大重要因素。

但对于GIS来说，隔离开关和接地开关均密封在一定压力SF6气体的铝合金壳体内，运维人员无法直观地看到导体的实际位置，只能依靠操动机构的分合指示来判断设备的分合状态，这便使得一些缺陷难以被发现。

因此，虽然GIS隔离开关和接地开关检修和维护相对敞开式设备更加简单，但如果一些问题不能及时发现，反而会给检修和运行带来更大的安全隐患。

近年来，由于产品设计问题、制造质量低下、安装工艺不良等原因，GIS操动机构存在较多的缺陷，导致设备隔离开关或接地开关无法操作，甚至引发跳闸事故。

例如，2016年XX公司接连发生的两次重大事件，一是5月份1000kVXX 站启动期间500kV GIS接地开关操动机构三相连杆脱落，直接导致启动终止、延期送电；二是11月份500kVXX变220kV GIS隔离开关操动机构箱进水，直接导致刀闸自分闸、引起母差动作。

针对上述两次事件，公司组织开展了全面的排查和隐患治理，采取增加边相分合指示、加装防雨罩等补救措施，不仅消耗了大量人力物力，而且带来较大的经济损失。

除机构箱进水、连杆脱落以外，GIS隔离开关和接地开关还存在较多其他类型的缺陷，例如离合器打滑、挡圈装配错误导致电机空转，启动电流过大、线圈长时得电导致电机烧毁，传动轴卡涩导致设备操作不到位，轴密封圈不良导致设备漏气等等，同仁们在论文或技术总结中已经为大家展现。

现结合自己近年来验收、检修的经历，为大家介绍几起不同以往的案例，并结合现有标准和实际执行情况进行分析，提出自己的理解和建议，供同仁们参考，望能对大家日后的验收、检修工作有所帮助。

1案例一：电机绕组引出线虚焊导致隔离开关拒动
1.1案例描述：
2018年4月3日，1000kV XX站T071、T073断路器直流电阻测试工作过程中，验收人员在进行T07327接地开关合闸操作时，A、C相地刀合闸而B相地刀未动作，导致三相不一致，汇控柜面板及后台指示位置不定态。

该站1100kV GIS由XX生产，检修用接地开关与隔离开关组成隔接组合，型号为GWG16-1100，每相接地开关单独配有一台电动操作机构，型号为CJA3-1，三相电气联动。

1.2原因分析
现场打开故障相接地开关机构箱盖板进行检查，未发现线头脱落、机械损伤或明显过热烧损现象。

采用万用表进行检查，外入电源回路正常，控制回路、辅助触点无异常；但在检查电机线圈电阻时，发现其中一个绕组电阻偏高（实测值为939Ω，正常情况为9 Ω），如图1所示。

取下电机进行检查发现，该绕组引出线（白色、绿色）中白色引线根部存在虚焊现象，如图2所示。

图1 电机绕组电阻测量图2 电机绕组引出线虚焊
1.3整改措施与建议
更换故障相损坏电机，重新测量线圈电阻、绝缘电阻，并进行多次就地、远方电动操作，无异常后确认缺陷消除。

同时，组织对同类型所有机构进行排查，确保无安全隐患。

一方面，现有标准对于断路器、隔离开关操作机构的要求，大多仅关注分合闸线圈（接触器）电阻和动作电压、辅助与控制控回路的绝缘，而基本未涉及电机的检查测试。

Q/GDW 1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》5.8.1.7例行检查和测试中规定，“储能电动机工作电流及储能时间的检测，检测结果应符合设备技术文件要求”；DL/T 311-2010《1100kV气体绝缘金属封闭开关设备检修
导则》6.2.4控制回路检查中规定，“检测分闸、合闸回路、电机回路直流电阻及绝缘，应满足设备技术文件的要求”。

但两个标准均是检修标准，而验收标准中未见相关要求。

另一方面，在出厂文件或电机的铭牌信息中通常找不到电机直阻的出厂值或参考值，无法对现场实测值进行比对，因此，很多时候验收、检修人员不执行该项目，认为只要电机外观无烧焦痕迹、引接线无明显松动断裂，且设备能正常分合即可。

操作机构虽然在厂内经过各种检测，但电机绕组引连线虚焊难以检测出来。

笔者在例行检修期间也曾发现电机线圈电阻偏高的现象，设备虽仍能正常操作，但操作几次后电阻呈明显增加趋势，经返厂检查确认为引连线焊接工艺不良导致。

因此，建议在日后验收、检修期间，加强对电机电阻的检测和排查，根除此类安全隐患。

2案例二：接地开关绝缘拉杆断裂导致单相接地故障
2.1案例描述
2016年9月13日，1000kVXX站一期设备启动调试过程中，运维人员在倒闸操作过程中，合上11711隔离开关后，后台显示110kV Ⅶ母三相电压异常，其中B相电压为0，A、C相电压升高为正常值的1.7倍左右。

该站110kV系统采用中性点不接地运行方式。

110kV HGIS由XX生产，型号为GFBN12A，三相共体、机械联动。

断路器采用电动弹簧机构，操作机构置于汇控箱内；隔离开关与接地开关均采用电动弹簧机构，分别设置单独的机构箱。

2.2原因分析
1171间隔用于并联电抗器的投切，整个间隔内只有117117一组接地开关，如图3所示。

就地分合117117接地开关，同时采用万用表测量高压引线对地导通情况，发现虽然该接地开关分合指示正常、外部连杆及传动轴无卡涩，但高压引线对地始终导通。

现场对117117接地开关进行解体检查，发现B相动触头的绝缘拉杆出现断裂，如图4-图6所示。

绝缘拉杆的断裂导致B相接地开关未分开，引发送电时的单相接地故障。

图3 110kV Ⅶ母一次主接线图 图4 接地开关动触杆及接地排
图5 接地开关操动机构拐臂连杆 图6 断裂的绝缘拉杆 绝缘拉杆自身质量不合格，或在运输、安装过程中受过撞击、跌落，都可能导致绝缘拉杆损伤、机械强度下降。

同时，由于该接地开关是电动弹簧操作机构，绝缘拉杆在分合闸过程中受到的冲击力相对较大，在原有损伤的基础上，经过出厂试验及现场验收的频繁操作后，最终导致断裂。

2.3 整改措施与建议
现场对117117接地开关进行整组更换，并重新进行各相验收检查及交接试验。

同时对本站同类型的其它HGIS 隔离开关、接地开关进行排查，确保所有设备分合指示与实际位置一致，避免类似故障发生。

因绝缘拉杆（或连接部位）断裂导致设备操作不到位、引发接地或跳闸的事故频有发生，且涉及断路器、隔离开关及接地开等各种设备。

例如，2018年3月28日，安徽特高压芜湖站1000kV 湖泉I 线投切试验时，T042断路器（西开生产）C 相因灭弧室内绝缘拉杆断裂，导致无法分闸。

针对此类问题，现提出以下几点建议：
断裂的绝缘杆 地刀动触杆
断裂的绝缘杆
一是加强绝缘件厂内试验见证。

根据国家电网公司变电验收管理规定（试行）第3分册《组合电器验收细则》表A.2关键点见证标准卡规定，“GIS设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部件，必须经过局部放电试验方可装配；应严格对绝缘拉杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子逐支进行X 射线探伤、工频耐压、局部放电试验，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC”。

局放试验能有效发现绝缘件内部微小气隙、杂质，X射线探伤能够有效发现绝缘件内部的微小裂纹，应在厂内加强两项试验的监督见证。

同时，在现场验收阶段，应注重对两项试验报告的检查和搜集，引起厂家的充分重视。

二是重视厂内机械操作试验监督。

根据国家电网公司变电验收管理规定（试行）第3分册《组合电器验收细则》表A.4出厂验收标准卡规定，“断路器、隔离开关和接地开关应进行不少于200次的机械操作试验，操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其他出厂试验。

特高压GIS断路器的200次机械操作磨合试验时，应在前100次中的最后20次和后100次中的最后20次采用重合闸操作。

”多次的机械操作试验不但能够保证动静触头的有效磨合，还能及时暴露操动机构、绝缘件的质量缺陷，但部分厂家在生产线较为紧张时会偷工减料、不能严格执行该标准，需要监造人员加强监督管理。

三是强化三维冲撞记录仪安装与检查。

根据国家电网公司变电验收管理规定（试行）第3分册《组合电器验收细则》表A.4出厂验收标准卡规定，“断路器、隔离开关、电压互感器和避雷器运输单元上加装三维冲击记录仪”，防止产品在运输过程中受到剧烈冲击导致绝缘件的损伤。

到货验收时，应认真组织各方共同进行三维冲撞记录仪的检查和见证，“如出现冲击加速度大于3g或不满足产品技术文件要求的情况，产品运至现场后应打开相应隔室检查各部件是否完好，必要时可增加试验项目或返厂处理。

”
四是合理安排交接试验顺序，适当增加启动前检查项目。

回路电阻测量能够有效发现部分绝缘杆断裂引起设备操作不到位的缺陷，为避免验收期间绝缘杆断裂（频繁操作使得原有缺陷暴露），建议回路电阻测试放在所有常规交接试验最后进行。

此外，对于已经发生类似缺陷的同厂家、同类型产品，在启动前可增加专项排查项目，通过分合操作配合对地导通测试，检查设备实际状态与分合指示是否一致，判断是否发生绝缘杆断裂缺陷。

3 案例三：动触头插入过深导致无法分闸
3.1 案例描述：
2017年5月17日，500kVXX 变扩建间隔现场调试期间，50522隔离开关C 相分闸操作时，发现其隔离开关触头始终处于合闸状态，现场手动分闸操作，发现隔离开关主触头仍然无法分开。

该站550kV HGIS 由XX 公司生产，型号为T155-2，隔离开关采用立式布置，三相分体、电气联动操作，每相单独配有一台操动机构，型号为T155-ME 。

3.2 原因分析
现场拆开绝缘拉杆与其连接传动盘，发现隔离开关动触头传动螺丝轴与绝缘拉杆连接端头已断开，并发现50522隔离开关C 相间隔和旁边分支母线的对接面有严重损坏现象，如图7、图8所示。

图7 传动杆端部断裂
图8 母线对接棉受损 图9 隔离开关结构示意图
据现场操作人员反馈，对50522隔离开关进行手动分闸操作时，刚开始有较大的阻力，后阻力变得较小。

设备返厂解体时发现，静触头座内有动触头接触的痕迹。

根据厂家的提供的尺寸，隔离开关动触头插入尺寸应为55±5mm ，而现场实际测量尺寸是75mm 左右，表明隔离开关合闸时动触头插入过深，超过了正常动触头的插入深度。

综合上述因素分析可知，由于50552隔离开关动触头插入过深，且对接安装工艺不良，静触头承受了横向的推力（如图9所示），使得动触头和静触头座内壁直接抵触产生了较大的摩擦力，电动、手
动操作的外力导致
丝杆传动头的断裂，最终导致设备无法分闸。

3.3整改措施及建议
更换故障相隔离开关，重新进行回路电阻测试、机械特性、耐压等交接试验，同时对现场同类型其他隔离开关进行排查，是否存在动触头插入过深的现象，避免同类型故障再次发生。

敞开式的隔离开关可以通过插入深度测试、夹紧力测试检查隔离开关操作是否到位、机构形成是否正常，但GIS隔离开关只能通过厂内装配工艺来保证。

如果此次没能在验收阶段及时发现内部传动丝杆断裂，很可能会在启动阶段引发更严重的故障；或者此台隔离开关与旁边分支母线对接良好，并未产生足够大的力使得传动丝杆断裂（例如该设备厂内的200机械操作试验并未导致传动丝杆的断裂），很可能不会发现动触头插入过深的缺陷，将给以后的设备运行留下很大的安全隐患。

在操作机构箱中，离合器、过流保护分别通过机械、电气方式保护电机在传动齿轮出现故障、隔离开关对接不良、行程节点切换不到位等情况下因操作力矩过大而被烧毁，避免操作机构不正常时过大的操作力给绝缘拉杆、触头或导体造成严重损伤。

但是对于触头插入深度不符合要求、调整不到位导致动静触头不完全对中等轻型缺陷，两种保护均无法反映，可以通过回路电阻测量和操作力矩检查来解决。

回路电阻测量可以反映插入深度不足、触头接触不良的情况，而对于动触头插入过深或动静触头不对中的反映则不太灵敏，因此有必要与操作力矩一同进行、互为补充。

但是一方面，目前常用的交接验收标准Q/GDW11447-2015《10kV-500kV输变电设备交接试验规程》、GB 50150-2016 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、GB/T 50832-2013 《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》均只提及电机或线圈动作电压的要求，对操作力矩检查方面无相关规定。

Q/GDW10 108-12-001-2014《输变电设备交接试验规程》5.7隔离开关、接地开关和熔断器中表13第8条规定，“手动操作力矩测量应符合GB 1985-2004高压隔离开关和接地开关的规定”，但是此条要求包括后面的详细描述都是针对敞开式的隔离开关，而GIS隔离开关的参考值并没有具体的规定。

另一方面，GIS隔离开关／接地开关在调整恰当的情况下，操作力矩较小（如500kV西开、新东
北生产的GIS为6N～10N），现场一般不配置小量程的力矩扳手，而且GIS厂家通常不提供操作力矩的参考值。

因此现场验收时，很少执行力矩检查的项目。

现场进行GIS隔离开关／接地开关操作力矩的检查，不仅能够检验导电回路的装配情况，还能检查操作机构机械装配情况、传动轴与轴套的配合情况；通过测试设备操作到位后的转动力矩（安装有离合器的情况下），还可以判断离合器的好坏。

例如，1000kVXX站在2016年9月份启动调试期间发现的500kV GIS 操作机构离合器打滑导致电机空转、110kV HGIS传动轴卡涩导致接地开关操作不到位问题，通过操作力矩测试都可以在验收阶段提前发现。

4案例四：长电缆感应电导致隔离开关延迟动作
4.1案例描述
2016年9月6日，1000kVXX站一期设备启动调试过程中，运维人员在进行50831隔离开关远方分闸操作时，现场检查发现隔离开关操作未到位，分合闸指示位于中间状态。

大约20分钟后，隔离开关自动分闸，操作到位。

运维人员重复进行远方操作，发现该隔离开关分闸过程会间歇性发生类似拒动、误动现象，且误动时间间隔具有一定的随机性。

该站550kV GIS由XX生产，型号为ZF15-550，隔离开关每相均单独配一台电动操作机构，型号为DH3，三相电气联动，控制电源和电机额定电压均为AC220V。

4.2原因分析
现场首先对二次回路检查，发现控制回路及电机回路接线正确，无松动、虚接；然后尝试进行进行就地操作，多次分合均无异常。

考虑缺陷表现出的随机性，决定对远方操作回路各节点电位进行测量，发现汇控柜内遥分回路节点X1-125感应电压约为140V，相应测控柜侧节点1D2-6感应电压约为170V，远超过一般情况下交流控制电缆的正常感应电压值。

通过查阅图纸发现，该站550kV GIS每个间隔内的两把隔离开关共用两根根控制电缆（遥分、遥合各一根），实现汇控柜与测控屏之间的连接。

从设备现场布置情况来看，5083汇控柜距离保护室最远，电缆31DS883（遥分）、31DS884（遥合）长度接近200米。

该控制电缆共有19芯，每把隔离开关使用控制线5芯，备用9芯，其中5根控制线分别为遥控分、遥控合、控制公共端及两根220V
有源芯线，如图10所示。

19根芯线在电缆内部的空间分布情况如图11所示。

图10 隔离开关汇控柜、测控柜电气连接示意图图11 控制电缆芯线分布图
针对遥分指令节点存在较高的悬浮电位问题展开排查。

首先检查两根电缆屏蔽层接地，发现接地良好、敷设符合要求，无一、二次接地混接现象。

然后采用兆欧表测量电缆芯线的绝缘情况，发现两根电缆均绝缘良好。

通过上述两种测试基本可以排除外部电缆的干扰引起的感应电，将感应电的产生原因锁定到电缆内部芯线。

现场在汇控柜侧对该控制电缆每根芯线感应电压进行测量，测量结果如表1所示。

表1 控制电缆芯线感应电压测量值
回路编号端子号回路名称电压（V）芯线号
32DS883 X1:125 50832分42 9
32DS884 X1:126 50832合42 10
31DS883 X1:127 50831分1407
31DS884 X1:128 50831合47 8
31DS881 X1:59 50831控制公共220 5
32DS881 X1:60 50832控制公共220 6
32DS881 X1:61 50832控制公共135 3
31DS881 X1:62 50831控制公共135 4
A11 X1:35 电源220 2
A12 X1:38 电源220 1
/ / 其余备用芯40-70 11-19 从测量结果可以看出，与有源芯线位置邻近的50831遥分芯线感应电压最高，达到140V，而位于边缘的备用芯线、50832分合芯线感应电压均较低，约为40V左右。

将该电缆的遥分芯线两端均解开，使其悬空，测量下来两端感应
电压仍为140V、170V左右；恢复两端接线，将电缆中有源芯线的电源空开断开再次进行测量，感应电压降到40V左右，根据以往经验，该悬浮电位由外部干扰产生的感应电所致。

因此，可以判断遥分芯线100V左右的悬浮电压由同根电缆内部有源芯线感应产生。

经过上述检查分析可知，由于50831隔离开关控制电缆过长，且电缆内部控制芯线距有源芯线过近，在芯线之间分布电容的作用下，导致遥分芯线产生较高的感应电压，感应电压值超过了接触器吸合动作值，从而影响了隔离开关的正常动作。

由于不同操作时刻控制线交流电相位不同，因此感应电压对隔离开关操作的影响具有一定的偶然性，导致拒动或误动以及误动时间间隔的随机性。

4.3整改措施与建议
调整控制芯线在同一根电缆内的分布，选择远离有源线的芯线作为遥分、遥合控制指令线，即利用19号芯替代1号线，改线后进行测量，50831遥分芯线（31DS883回路）电压由140V降低至48伏，降压效果明显，多次远方分合操作隔离开关未发现异常。

此外，现场测试还发现，电缆中不同芯线的感应电对其他芯线的感应电都有叠加效果，将备用芯线接地也能够降低其他芯线的感应电压。

但考虑到该工程已经安装完毕，重新调整存在一定困难，因此该方法仅作为一种参考供后续工程借鉴。

长电缆的悬浮电位问题在500kV变电站普遍存在，但由于感应电电压相对较低，对设备的运行未造成影响，因此未引起足够的关注。

但对于1000kV变电站或面积较大的500kV变电站，由于电缆长度增加，感应电压幅值相应增大，已经对设备的操作造成影响。

例如，2017年4月份，泰州换流站验收期间，发现交流滤波器场敞开式隔离开关的机构箱侧控制回路感应电高达300V，直接导致机构箱门闭锁失效，后经修改设计图纸、调整门行程节点在闭锁回路的位置将缺陷消除。

因此，对于日后新、扩建的大型变电站，设计要充分重视长电缆感应电压的影响，从根源处避免感应电带来的隐患。

为避免电缆之间的感应电影响，十八项反措（2018统稿版）在电缆选型、敷设以及屏蔽层接地方面提出明确要求。

5.3.2.3条规定，“交直流回路不得共用一根电缆，控制电缆不应与动力电缆并排铺设”；15.6.3.1条规定，“合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、
电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，与运行设备无关的电缆应予以拆除”；15.6.2.5 条规定，“微机型继电保护装置之间、保护装置至开关场就地端子箱之间以及保护屏至监控设备之间所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，电缆的屏蔽层两端接地，严禁使用电缆内的备用芯线替代屏蔽层接地”。

在基建阶段，要注意加强对上述几点的跟踪管理，从设计、施工到现场验收多个方面进行把关。

另一方面，隔离／接地开关接触器动作电压的检查对于预防感应电、防止误动作亦十分重要。

根据Q/GDW11447-2015《10kV-500kV输变电设备交接试验规程》8.5节表17第5、6条规定，“应进行操动机构线圈的最低动作电压、操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压，最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内”；8.2节表14规定，“组合电器内各元件（包括装在组合电器内的断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等）试验应按本标准的相应章节的有关规定进行”。

GB/T 50150－2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》14.0.6条规定，隔离开关／接地开关交接试验应“检查操动机构线圈的最低动作电压，应符合制造厂的规定。

”但国网五通变电验收管理规定中无相关要求。

实际情况是，施工单位一般情况只进行敞开式隔离开关接触器动作电压，GIS隔离开关通常不做，给设备日后运行留下了一定的安全隐患。

电缆安装和验收是保障新、扩建变电站顺利启动和安全运行的重要环节之一。

但电缆敷设通常在工程建设阶段完成，而且在电缆沟内施工，具有一定的隐蔽性，而且电缆属于一、二次交接地带，而验收人员大多只会关注变电设备本身，因此对于电缆的关注较少。

在XX特高压站安装、检修阶段，发现诸多由于电缆质量较差、电缆布置不合理、安装工艺不良等原因引起的缺陷，除感应电导致误动作或闭锁失效之外，还有直流接地、二次回路对地绝缘降低等，不仅严重耽误建设工期，而且存在很大安全隐患。

因此，建议检修人员在后续工程中，加强对电缆施工的技术监督和隐蔽工程验收，避免类似缺陷再次发生。

二、总结
GIS隔离／接地开关一般较少引起检修人员的关注。

然而由于产品设计不合理、部件质量不合格、部件组装不匹配、出厂试验未执行、运输过程受到冲击或
安装工艺不良等诸多原因，GIS隔离／接地开关在现场验收、实际运行期间存在较多的缺陷；同时由于动静触头密封于壳体内，部分缺陷相对难以发现，GIS隔离／接地开关存在更大的安全隐患。

结合上述缺陷案例分析，检修人员应在GIS隔离／接地开关各阶段，对以下关键点加强技术监督及检查验收：
1.驻厂监造阶段：加强外购件的质量检查和试验抽检；加强绝缘件X光探伤、局放试验的见证；加强200次机械操作试验、内部清理的见证。

2.到货验收阶段：重视三维冲撞记录仪的检查和验收。

3.现场安装阶段：加强法兰面对接工艺监督及安装尺寸核查；重视电缆敷设隐蔽工程的检查监督。

4.交接验收阶段：重视操作力矩、电机线圈直阻、接触器动作低电压的检查；合理安排交接试验顺序，回路电阻放在常规项目最后进行；重视大型变电站操作回路感应电压测量；启动验收期间，根据设备家族性缺陷情况，适当增加设备实际位置检查项目。