赵 玲

（中核核电运行管理有限公司 维修一处，浙江 嘉兴 314000）

0 引言

核电厂500kVGIS开关站应用的隔离开关是高压开关的一种，因为没有专门的灭弧装置，所以不能切断负荷电流和短路电流。核电厂隔离开关是组成550kV气体绝缘金属封闭开关设备的主要元件，该产品采用SF6气体作为绝缘介质，该气体间隔正常压力0.4MPA，当压力降至0.35MPA时发出报警。隔离开关可以电动操作也可以手动操作，正常操作都是在控制系统上完成[1]。隔离开关在运行中存在着自身缺陷，本文对此提出了自动化改进措施，避免事故的发生或扩大，从而保证设备安全稳定地运行。

1 500kV开关站隔离开关的功能

1.1 普通隔离开关

通常在电力系统中接触最多的隔离开关都是普通的隔离开关，用于检修时保证设备的安全隔离，主要装设于母线处和断路器两侧，使检修设备与运行系统之间有明确的分界点，从而保障设备和检修人员的安全。隔离开关由110V直流给其提供操作电源以及控制、保护、报警电源。

1.2 隔离开关的操作机构及自动化动作原理

隔离开关的操作机构为CJG6电动机操作机构，隔离开关的A、B、C三相只利用一个电机带动连杆进行联动分合闸。机构的整个传动部分和电器部分都置于方形机构箱内，其机构箱外部主要有位置指示器、分合操作指示铭牌、插接件座、锁盖等零部件。

它的工作原理是通过电机通电高速转动，小直齿轮驱动离合器装置，再由离合器出轴上的小齿轮带动直齿轮进行传动，从而带动机构的主轴转动，使机构主轴上的伞齿轮带动机构输出轴转动，实现机构的操动[2]。机构的分、合闸运动其原理一致，只是各部分元件的运动方向相反而已。

1.3 隔离开关的日常维护

日常应检查设备标牌完整性，检查机构箱体、支架、接地导体有无生锈或损伤情况，检查紧固筒体法兰连接螺栓、支架的支撑螺栓和地脚螺栓、接地导体连接部位有无松动，检查就地控制柜选择开关位置是否正常，就地控制柜光字牌有无报警；检查隔离开关、接地开关分、合闸指示是否正确；检查隔离开关、接地开关SF6压力表的指示值是否正确，检查SF6气路有无漏气现象。

2 隔离开关倒闸操作的一般原则

500kV开关站隔离开关的操作顺序有着严格的规定，断路器两侧相同的开关操作时也有着先后顺序，遵循此规格才能实行自动化联锁及报警系统，下面将作具体的分析。

核电厂500kV开关站3/2接线方式下的线路停电操作，先断开中间断路器，后断开母线侧断路器，拉开隔离开关时，由负荷侧逐步向母线侧拉，送电操作时与此相反。需注意以下方面：

主变或线路停电过程的操作。如主变或线路侧带负荷拉闸发生事故，两侧断路器跳闸，故障点切除，保证主变及母线、其它线路运行正常；如母线侧发生带负荷拉闸事故，母线关联所有断路器跳闸，造成母线失压，威胁整个供电系统。所以，应按照断路器→主变或线路侧隔离开关→母线侧隔离开关的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。

主变或线路运行，母线停役的操作。如母线侧发生带负荷拉闸事故，母线关联所有断路器跳闸，故障点切除，保证线路及主变运行不受影响；如主变或线路侧发生带负荷拉闸事故，两侧断路器跳闸，造成主变或线路停电故障，危及整个电网安全运行。所以，应按照断路器→母线侧隔离开关→主变或线路侧隔离开关的操作顺序依次执行。送电操作应与上述顺序相反。

主变或线路停电时，断路器合环运行的操作。如短引线侧发生带负荷合闸事故，两侧断路器跳闸切除故障，不影响整个电力系统稳定运行。如母线侧发生带负荷合闸事故，造成母线无电压，此时变为单母线运行方式，大大降低运行的可靠性。所以，应按照母线侧隔离开关→短引线侧隔离开关→断路器的顺序依次操作。解环操作应与上述顺序相反执行[3]。

中间断路器两侧线路或主变运行，检修中间断路器的停电的操作。操作断路器的顺序应视对电网的影响程度大小进行考虑，即按照断路器→对电网的较小影响一侧的隔离开关→对电网的较大影响一侧的隔离开关的顺序依次操作。送电时则进行相反的操作。

3 隔离开关通过联锁实现自动化

隔离开关设置联锁的目的是使犯操作错误的可能性降至实际的最低程度，并保证遵守正确的操作程序，误操作时能够自动化联锁。避免断路器在合闸状态下，操作任何隔离开关，避免隔离开关在合闸状态下，操作接地开关；避免接地开关在合闸状态下，操作隔离开关。隔离开关的联锁有很多种，电气联锁是通过GIS开关站就地控制柜上选择开关“43IL2”的位置来确定是否在联锁状态，因此操作前必须要判断此选择开关联锁位置。在NCS上隔离开关还做了微机防误系统，只有满足软逻辑联锁条件时才能进行操作[4]。另外，操作机构上还有自锁装置：自锁装置有“运行位置”和“检修位置”，平时被机械外罩罩住，只有检修的时候才会打开，因此在隔离开关做完检修工作后运行人员需要向检修确认此自锁装置是否在“运行位置”。若在“检修位置”，隔离开关将无法电动操作。

隔离开关只有在相邻断路器及接地闸刀在分位时才能操作。其中，主变高压侧手摇隔离开关比较特殊，除了与断路器和接地开关有联锁外，还需要相邻的隔离开关50136分闸才能操作。断路器在就地控制柜合闸时需要两侧隔离开关断开才可以合闸，分闸则无联锁。

4 隔离开关存在的问题及自动化改进措施

隔离开关操作机构动作时只能带动单相开关动作，另外两相通过鼓形齿轮与尼龙齿轮的配合与该相连接，接受CJG6电动操作机构的扭矩，因此NCS的分、合闸指示以及就地分、合闸指示均来自其装于该相的驱动机构，不能反映另外两相动作情况。再加上另外两相联动机构没有可靠的机械指示，若隔离开关内部发生故障，很有可能出现三相动作不一致的情况，从而引起更为严重的运行事件，甚至是像带电合接地开关这样的恶劣事故[5]。这对电厂的安全稳定运行，对设备和人员的安全都存在重大隐患。

2012年，国内某电厂在进行500kV GIS开关站启动试验时，发现500kV GIS开关站隔离开关50136分闸后，其后端电压互感器的某两相仍有300kV左右相电压的异常情况。此时5012开关及5013开关均合闸运行，隔离开关50136就地均显示及NCS监控均在分闸位置。但实际为隔离开关50136的某相已分闸，但另外两相未分闸，或者分闸未到位。在两相之间连杆鼓形齿轮从尼龙齿轮中脱落，致使该相连杆无法联动另外两相，导致隔离开关50136从远方分闸时该相动作，但另外两相不动作。因此，必须在另外两相均增加机械指示，考虑到500 kVGIS设备为室内设计，可在不透明防尘外壳上开孔并安装透明有机玻璃盖板，这样也不存在密封漏水问题。安装后驱动机构可通过微动开关所在的固定板所开直线导向槽左右平移，从而触动左右两侧微动开关，进而产生分合信号。两微动开关上方喷涂分、合指示，这样不但便于巡检，更能可靠地在就地看到机械指示以及分合状态及内部动作状态，这样更好地保障了隔离开关的安全运行。

改造后仍存在不足，现在隔离开关的B相只有驱动杆联动微动开关的指示并无直接的机械指示，况且左右两侧微动开关的距离太近，不能很明显地辨别B相开关操作到位与否。这存在着安全隐患，需要在B相处增加机械位置指示[6]。

4.1 开关站进出线隔离开关电源共用问题及自动化改进措施

500kV开关站的两条进线和三条出线上的隔离开关操作报警电源与断路器间隔的电源共用一个空气开关，当进出线单独停运而断路器需要合环操作时，还需把空开合上，这样停运线路隔离开关的操作和报警电源无法隔离。在最早编写500kV运行规程时就发现这一问题，后经专项讨论，需把电源独立开，增设一个空气开关，用它来控制进出线间隔隔离开关的直流电源。这样就可以很好地解决电源共用问题，实现独立的自动化[7]。

现改造后空气开关的跳闸报警没有单独做进NCS中去（与开关间隔隔离开关共用报警），在出线及主变线隔离时，在NCS上会有间隔控制开关跳闸的报警，易造成操纵员的误解。如果这时发生断路器两侧隔离开关及接地开关控制开关的跳闸，已无法提示操纵员。建议将涉及至出线的隔离开关的控制电源开关增加未合闸的单独报警，这样才能实现自动化报警。

4.2 主变高压侧隔离开关高空问题及改进措施

核电厂主变A、B、C三相高压侧隔离开关501363处于5m高空，又需手动操作，此处也有接地开关5013637和SF6表计，平时无法查看开关状态和表计参数，这给运行留下了隐患。此区域为高电压大电流区域，脚手架需在主变停役后才能搭建，大修时这将增加大修工作时间，并消耗大量人力物力，因此需要在主变高压侧隔离开关和接地开关处增加永久固定操作平台及爬梯。考虑此设备有单相电流，操作平台需采用非导磁性材料，若用导磁材料，操作平台不能为封闭环形结构，中间需有断口或设置绝缘措施并设可靠接地点，这样才能缩短主变维修工期及方便平时巡检[8]。

4.3 开关站进出线隔离开关SF6表计高空问题及改进措施

核电厂500kV GIS进出线隔离开关SF6气体表计安装高度离地面为5m左右且设计角度不合理，不能就地观察SF6实时压力值，控制柜上SF6微水密度是换算过来的，没有表计准确。这给日常巡检、预维带来了极大难度，若SF6气体出现泄漏只有压力到达0.35MPA时才会发出报警；若处理不及时，导体和筒体之间绝缘大大减低，将严重影响机组安全运行，甚至出现运行事故。因此，需将进出线隔离开关SF6气体表计安装高度降至离地面高度2m处，并将密度继电器和SF6在线监测传感器信号电缆重新制作桥架，这样方便日常巡检、预维。经分析调研，湖北荆门1000kV变电站、广西云南金安桥550kVGIS变电站等已经做了同类设备的整改，表计移位对设备安全运行没有任何影响。改造后，可以实时掌握设备运行状态，及时修复设备缺陷，减少人员事故风险，方便平时的巡检工作，保证机组安全运行。

4.4 隔离开关巡检不能及时发现SF6泄漏问题及自动化改进措施

开关站隔离开关及其他电气设备都是SF6封闭式组合电器，SF6常温常压下为无色、无味的气体，假如发生泄漏，很难判断出具体的漏点，SF6气体浓度高也会造成窒息的危险。现在开关站房间内只有空间检测的装置，500kV GIS室内SF6浓度越限会触发报警，但是缺陷很多，经常误报。三峡电厂采用红外检漏仪进行查漏，此仪器图像上直接看出泄漏的SF6气体像是一缕青烟，可以快速定位SF6气体泄漏漏点[9]。因此，核电厂也需配备红外检漏仪，这样可以实现自动化，更快地发现问题、处理问题以保证电厂的安全稳定的运行。

5 结语

隔离开关有上述诸多应用与改进措施，对待隔离开关的操作必须充分考虑设备运行安全和检修需要，全面掌握隔离开关的各项功能、联锁及操作注意事项，及时发现隔离开关的各种不足，增强隔离开关自动化报警、联锁等改进措施并具体情况具体分析，提出合理的改进措施以保障电厂安全、可靠地运行。