关键词： 电力系统；高压隔离开关；运行分析；完善化
高压隔离开关是电力系统中使用量最大、应用范围最广的高压电器设备。但是，由于高压隔离开关的主要功能是起隔离作用，不开合负载电流和故障电流，长期处于合闸状态而较少进行操作，而且其结构相对简单、易于制造，因此隔离开关又是最不受制造和使用部门重视的电器设备。制造厂往往将高压隔离开关作为与断路器配套的一种附加产品进行生产，对产品的设计、选材、加工工艺、组装调试和质量控制等均置于次要地位，因此和断路器相比，其性能和质量很难予以保证；运行部门在高压开关专业管理工作中也忽略了对高压隔离开关的管理，尤其是检修管理，检修维护处于自由状态，没有统一的和法定的检修规程，普遍存在长期失修的现象，尤其是母线隔离开关基本不检修。运行中高压隔离开关实际上处于“不坏不修、坏了才修、修了又坏”的状态。由于制造和使用双方均将高压隔离开关放在次要位置，所以长期以来高压隔离开关故障频发而又得不到根本的解决。
20世纪90年代之前，虽然高压隔离开关故障频发，质量问题多多，长期失修现象普遍存在，但是由于运行中高压少油断路器同样存在故障多、检修周期短、临检频繁和运行可靠性低的问题，所以高压隔离开关的问题并不十分突出。然而，进入20世纪90年代以后，随着电力系统容量的不断增长，超高压电网的不断扩大，少维护、高可靠性、大开断能力高压SF6断路器的大量使用，大大提高了高压断路器和系统的运行可靠性，同时也突显了高压隔离开关与运行可靠性得到极大改善的SF6断路器不相匹配的矛盾，其运行可靠性已经不能适应现代电网的技术进步和开关设备技术发展的要求，并且逐渐上升为影响电力系统安全运行的主要矛盾。近几年来，高压隔离开关故障频发、事故不断，如上海电力公司仅1999年220kV隔离开关就发生了60余次故障；安徽省电力公司1999年仅GW16、GW17型隔离开关就发生了87次故障；江西省电力公司2000年有4个220kV变电站发生瓷瓶断裂事故，其中一次造成分宜电厂全厂失电；京、津、唐电网2001年发生了28次隔离开关故障，等等。这种运行状况充分说明高压隔离开关已经并且正在严重地威胁着电力系统的运行安全，这种状态应该而且必需改变。为此，中国电力科学研究院高压开关研究所根据高压隔离开关的运行实际和各网、省电力公司的要求，在2001年全国电网系统高压开关专责会议上提出了“关于加强高压隔离开关专业管理和开展110kV（含66kV）及以上高压隔离开关完善化工作的设想”。2001年11月14日，原国家电力公司以发输电输［2001］150号文“关于开展高压隔离开关完善化工作的通知”发至各网、省电力公司和西开、沈高和平高三大开关厂，高压隔离开关完善化工作正式立项并开始启动。
本文将对电力系统72.5～550kV高压隔离开关在运行中存在的4大问题及其原因进行概括分析，并简要介绍完善化工作的相关情况。
1 72.5～550kV高压隔离开关运行分析
目前，72.5～550kV高压隔离开关在运行中所反映出的主要问题仍然是多年来所存在的4类问题，即瓷瓶断裂、操作失灵、导电回路过热和锈蚀。如果这4类问题不能得到彻底解决，高压隔离开关的运行可靠性就不可能得到根本改变。
1.1 瓷瓶断裂
高压隔离开关在运行中或操作时发生瓷瓶断裂故障是危害性最大的一种故障，它往往会造成母线短路而引发母线停电、变电站或发电厂停电等重大事故，还会损坏相邻的电器设备或伤及操作人员。
瓷瓶裂纹和折断事故早期主要发生在寒冷的东北地区，但是近些年来北方地区和江南地区也频繁发生并且有扩大的趋势，如1995～2001年，黑龙江省电力公司共发生131支瓷瓶断裂；吉林省电力公司1996～2001年共发生109支瓷瓶断裂；辽宁省电力公司和东北公司仅2001年就发生了82支瓷瓶断裂。可见，东北地区确实是瓷瓶断裂的重灾区。但是，其他地区近几年也普遍发生瓷瓶断裂故障，如江西省电力局1998～2001年共发生49支瓷瓶断裂故障；山西省电力局和甘肃省电力局1995～2000年分别发生20支和23支瓷瓶断裂故障；京、津、唐电网仅2000年就发生8支瓷瓶断裂故障；广东省电力公司1997年11次高压隔离开关事故中有10次是瓷瓶断裂故障，2002年又发生了13支瓷瓶断裂故障。据统计，每个网、省公司均发生过瓷瓶断裂事故并多次造成重大停电事故，严重地影响了电力系统的安全运行。
1.1.1 典型事故
（1） 2000年6月27日，山西大同二电厂按计划对220kV变电站2号母线进行清扫和预试工作，在倒闸操作过程中，当合上250－1联络变压器的1号母线隔离开关（GW7－220型）时，A相母线侧支持瓷瓶折断，静触头连同上节瓷瓶将引线支持瓷瓶折断，造成引线对地放电，A相母线接地，导致220kV母差保护动作，220kV母线全部停电，给对大同地区的供电工作造成了很大影响。
（2） 2000年8月17日，北京昌平变电站3号主变压器和220kV 5号乙母于10∶ 58差动保护动作跳闸，造成主变压器和母线失电。检查发现2203－5隔离开关C相下节操作瓷瓶在运行中从上法兰根部折断，动触头掉下造成5号乙母B、C两相短路，同时引发5号乙母与其上方（垂直距离约3.3m）3号主变压器至2203断路器的跨越线放电短路，造成3号主变压器和5号乙母停电。该站所有220kV母线隔离开关均为GW6－220型隔离开关，于1991年12月投运，此批隔离开关从1997年至2000年9月共发生过5支传动瓷瓶在操作中折断、2支传动瓷瓶在运行和检修时折断的故障。
（3） 1999年9月25日，湖南衡阳电业局灵湖变电站进行Ⅰ号母线负荷转移至Ⅱ号母线的操作时，当拉开6101隔离开关（GW7－220型，1981年投运）时，A相支持瓷瓶折断，并造成对构架放电，由于220kV母差保护未动作，造成全站失电，引发相关6个110kV变电站失电、电气化铁路停电的重大事故。
（4） 2001年5月2日，上海超高压公司220kV港口变电站进行220kV母差带负荷试验，在操作220kV旁路隔离开关（GW4－220型）时，A相母线侧支持瓷瓶折断，并掉落在220kV副母线C相上，造成正、副母线两相短路，母差保护动作，全站停电。
（5） 2001年3月13日，沈阳地区大风天气，12∶ 44沈阳张官变电站220kV张河甲线母线隔离开关（GW6－220型）A相瓷瓶折断，导致线路停电；12∶ 58沈阳220kV文成变电站又发生一次东母线隔离开关（GW6－220型）C相支持瓷瓶折断并造成220kV西母线接地，导致全站停电17min的重大事故。
（6） 2001年11月30日，云南下关220kV变电站2621隔离开关（GW4－220型）进行合闸操作时，A相支持瓷瓶下节折断，造成Ⅰ号母线接地，母差保护动作，使Ⅰ号母线和1号主变压器停电，对系统造成较大影响。
1.1.2 原因分析
根据故障统计，瓷瓶断裂事故多发生在220kV隔离开关上，主要集中在GW6、GW7、GW4型产品上。造成高压隔离开关支持瓷瓶和传动瓷瓶折断或裂纹的主要原因如下。
1.1.2.1 瓷瓶质量
（1） 瓷瓶质量差是造成瓷瓶折断的直接原因。从大量已经折断的瓷瓶断面上可以发现，有许多瓷瓶内部有生烧现象和气隙，这使瓷瓶的抗弯和抗扭强度大大降低。
（2） 早期瓷瓶与法兰胶装部分采用压花工艺，造成内部应力集中也是导致瓷瓶根部断裂的重要原因，改为喷砂工艺后情况大有好转。但是瓷瓶和法兰的水泥胶装部分存有空隙、偏心和开裂使瓷瓶受力不均也会导致瓷瓶断裂，尤其是胶装部分进水后，在冬季产生结冰，将法兰和瓷瓶胀裂，早期东北地区冬季频发瓷瓶折断事故大多由此原因造成。
（3） 瓷瓶由于直线度、同轴度和平行度偏差过大也是导致瓷瓶折断的重要因素，它会造成支持瓷瓶和旋转瓷瓶长期承受一个额外的弯距作用，同时也会造成操作力矩的加大，对瓷瓶产生非常不利的影响。以GW6－220型为例，其同轴度有10mm的偏差（北京昌平变电站检测），偏差大的有20mm（黑龙江绥化康金变电站检测），如此之大的弯矩作用，更会使传动瓷瓶在操作时既承受扭矩的作用，又承受弯矩的作用，从而导致瓷瓶断裂。
（4） 高压隔离开关瓷瓶应不同于母线支持支柱瓷瓶，目前高压支柱绝缘子的有关标准不能完全满足使用要求，尤其在质量控制方面。高压支持和传动瓷瓶的质量分散性较大，尤其是抗弯和抗扭强度分散性更大，这也是造成瓷瓶折断的一个重要原因。从北京昌平变电站220kV隔离开关中任意抽取6支唐山电瓷厂生产的操作瓷瓶（高强度瓷）进行抗扭强度试验，结果只有1支满足产品出厂标准。对1台断路器的1个支柱的上、下2节支持瓷瓶进行抗弯强度破坏试验，均未达到技术要求的18kN。吉林省电力公司对抚顺电瓷生产的瓷瓶进行抗弯、抗扭试验，分散性很大，能达到制造厂规定指标的瓷瓶不足抽检总数的1/3。高压隔离开关瓷瓶质量水平是保证开关运行可靠性的基础，必须严格进行瓷瓶的出厂试验和进厂试验。但是根据调查，目前绝大多数隔离开关制造厂根本就不进行瓷瓶的验收试验，有的工厂甚至要求电瓷厂直接将瓷瓶发运到变电站现场，使许多不合格的支持和旋转瓷瓶进入电力系统，结果给电力系统造成极大的麻烦和严重的后果。如1998年3月4日，江西九江供电局共青变电站在进行220kV浔青线旁路母线隔离开关（GW7－
220型）操作时，A相旋转瓷瓶上节法兰处折断落地，经检查发现有2处纵向裂纹，裂痕深达瓷瓶中心。后对全站停电检查，发现共有19支瓷瓶有不同程度的裂纹。其中，110kV隔离开关（GW4－110型）有裂纹的占16%，220kV隔离开关（GW7－220型）有裂纹的高达35%，这批产品1995年投产后只运行了3年。在同一变电站，2000年3月18日操作220kV旁路母线2311隔离开关时（GW7－220型），发现B相一支支持瓷瓶在上节法兰处折断，全站停电检查又发现有15支瓷瓶有裂纹。如此大批量的瓷瓶裂纹，严重地威胁着变电站的运行安全，不但要多次停电检查，而且每次操作都可能发生事故。高压隔离开关所用瓷瓶的质量问题严重地威胁着操作人员的人身安全，并会给变电站的运行安全带来隐患，而大量更换瓷瓶或隔离开关必然要造成重大的经济损失。
1.1.2.2 瓷瓶老化
瓷瓶老化也是造成瓷瓶断裂的原因之一。由于瓷瓶长期经受户外大气环境的作用，而且还不同程度地承受着弯矩或扭矩的作用，产生疲劳和老化是必然的。瓷瓶老化的直接反映就是抗弯和抗扭强度明显降低，一批运行20年左右的隔离开关屡屡发生瓷瓶断裂事故就说明了瓷瓶的老化问题。山西省和甘肃电力公司曾对运行了20年的隔离开关的支持和传动瓷瓶进行抗弯和抗扭强度试验，结果证明强度明显下降，但目前还很难说明瓷瓶的老化规律，这需要进行大量的试验研究工作。
1.1.2.3 设计选材
产品结构设计不合理，尤其是选用的瓷瓶抗弯、抗扭强度不足及传动部位设计不当是导致瓷瓶断裂的主要原因之一。由于产品机械部件的选材不当、工艺粗糙、传动配合偏差大，加之部件的锈蚀，使机械操作力随着运行时间的加长而不断加大，造成瓷瓶受力过大而发生断裂。
1.1.2.4 安装质量
安装质量是影响高压隔离开关操作可靠性的关键环节，也是影响瓷瓶安全使用的重要因素。目前高压隔离开关的安装基础，包括安装支架（水泥杆或金属支架）均由设计院设计、基建单位施工，开关厂只负责隔离开关基座及以上部分。而基础和支架的施工质量会影响到隔离开关的机械操作性能，目前操动机构在现场与本体装配，水平拉杆在现场加工装配，这不但增加了安装的难度而且也不能保证装配质量，从而造成大批隔离开关安装完成后机构传动不畅、操作力矩大，多次操作后就会造成瓷瓶断裂。运行中安装基础的变形、移位，会使隔离开关倾斜，不但会造成操作失灵，而且会引起瓷瓶断裂。为了保证高压隔离开关的运行安全，运行部门应特别关注基建安装质量。
1.1.2.5 运行维护
发生瓷瓶断裂除瓷瓶质量和产品质量的原因外，还与使用部门的运行维护有很大关系，长期失修、强行操作，以及端子引线过重、过长等，也是导致瓷瓶断裂的重要因素。
瓷瓶断裂往往是多种因素造成的，所以必须综合治理才能减少或避免此类事故的发生。
1.2 操作失灵
高压隔离开关在倒闸操作过程中发生操作失灵、拒分、拒合、分合闸不到位以及传动部件损坏变形是最常见的故障，而且还常常伴有瓷瓶断裂而引起事故扩大。为此，一些单位规定，变电站进行隔离开关倒闸操作时检修人员必须到达现场，以便紧急处理可能发生的故障，同时操作人员还要预备绝缘操作杆，当合闸不到位时靠人力帮助推到位。更令人担心的是有的隔离开关（如GW6型）合闸后不能自锁，有时会自动慢分，造成带负荷分闸。据湖南省电力公司统计，1998年至2000年4月机械操作故障占总故障的44.6%；广东广电集团1996～1998年机械操作故障占总故障的45%～84%；浙江省电力公司1996～2001年机械操作故障占总故障的60.7%；2001年，上海电力公司共发生51次障碍，操作失灵及部件损坏占46.6%，东北电网公司机械故障占了44%。这些统计数字说明，高压隔离开关的操作故障大约要占其总故障的一半，虽然这些故障的危害性远不如瓷瓶断裂，但有时也会严重威胁系统的运行安全，甚至造成重大停电事故。
1.2.1 典型事故
（1） 2000年5月，华北电网下花园电厂运行人员进行合母线接地开关，操作完毕后发现合不到位，操作人员用绝缘杆欲将动触头推入静触头，由于用力过猛，且瓷瓶可能已有损伤，结果支持瓷瓶折断造成母线接地，导致发生全厂停电的重大事故。
（2） 1996年12月18日，南京220kV东善桥开关站Ⅲ段母线电容式电压互感器（CVT）安装在线检测装置工作完成后，进行22003隔离开关（苏制PⅡ型220kV双柱水平旋转式）电动远方合闸，当动静触头距离为30cm左右时，机构卡死，电动机电源开关跳闸，使隔离开关既合不上，也分不开，30cm空气间隙产生电弧放电，多次击穿、熄弧、又重击穿，造成CVT上产生高频过电压，该过电压迭加在母线电压上，向各条出线传递，造成多路设备损坏。
（3） 1999年12月6日，张家口供电公司500kV万全变电站5053断路器2号母线侧5053－2隔离开关（GW6－500ⅡD）在合闸运行状态下，在无分闸命令、无操作的情况下自动分闸，因该站为1接线，未造成严重后果。事故后对站内其他同型号母线隔离开关进行检查，发现5011－1的B相和5051－1的A相也有类似隐患。原因为CJ2－XG型操动机构蜗轮、蜗杆啮合间隙过大不能自锁，以及合闸状态下拐臂未过死点且平衡弹簧力不足，在外力干扰下或震动下自行慢分。
1.2.2 原因分析
1.2.2.1 部件结构设计
转动轴承和传动连接设计不合理，主要表现在轴承不密封、使用黄油作为润滑、传动联杆之间的连接没有润滑措施、传动部件之间的配合公差大、轴销强度低且易锈蚀。随着运行时间的增长和操作次数增加，润滑脂干燥和流失，轴承和轴销锈蚀和磨损，造成转动部件卡滞、传动特性改变。
1.2.2.2 加工质量
部件加工精度低、公差大，不能保证传动部件之间的精确配合，导致操作特性不稳定、传动不可靠。如传动机构中传动齿条和齿轮啮合不良造成跳动，蜗轮和蜗杆配合不好造成严重磨损，不能自锁或蜗轮损坏等。有些手动机构操作困难大多是部件加工粗糙，连接配合偏差大所致。
1.2.2.3 安装质量
工厂装配和现场安装质量不好是造成操作失灵的重要原因。目前，大多数高压隔离开关在厂内不进行整台开关的组装和调试，操动机构与基座的连接、三相水平拉杆的连接等均在安装现场进行，其安装调试质量很难保证。因此，有许多隔离开关在投运前已经存在操作别劲和传动不灵活的先天不足。
1.2.2.4 材质质量
材质选择不合理是导致部件损坏变形重要原因。由于设计选用的材料强度、硬度或刚度不满足要求，经常发生损坏变形故障，如隔离开关相间水平连杆，制造厂只要求用大尺寸的水煤气管，对管的质量没有任何要求，因而在运行中频繁发生拉杆变形、拉脱和拉断的现象。如青海省电力公司330kV硝湾变电站，运行人员在巡视中发现110kV 902、861隔离开关垂直传动连杆根部有2～10mm的不等裂纹，且均在管壁接缝处。后对所有110kV隔离开关普查，共发现5组存在裂纹问题。其原因是施工单位使用的钢管质量差、管壁薄、焊接处粗糙且有缝隙，并有进水锈蚀现象。又如传动连板和轴销，由于强度和硬度不够，经过多次操作后发生严重磨损，连板的孔变大，轴销的直径变细，使开关的行程特性改变。这种传动环节越多，分合闸行程变化越大，最终导致分合闸不到位。
1.2.2.5 二次回路
二次回路的可靠性将直接影响高压隔离开关的动作可靠性，辅助开关和行程开关切换不到位或者接点接触不良均会造成隔离开关拒动。接线端子接触不良、接触器不吸合、电动机烧坏、二次线绝缘破坏等会造成远方操作失灵。二次回路的关键是各个元件的可靠性，必须选用质量可靠的二次元件。
1.2.2.6 锈蚀
锈蚀问题是造成操作失灵的最大隐患，由于锈蚀使转动和传动联结卡涩，零部件机械强度降低，导致部件损坏变形。可以说，处理好锈蚀问题就能大大改善高压隔离开关的操作可靠性。
1.3 导电回路过热
导电回路过热是高压隔离开关长期以来未能彻底解决的问题。根据运行经验，高压隔离开关的工作电流一般只能用到其额定工作电流的60%左右，如果超过70%就可能发生过热。为了解决运行中隔离开关的过热问题，电力行业标准中要求高压隔离开关按12倍的额定电流进行温升试验，虽然新产品可以通过此项试验，但运行中的设备仍然发生过热，这就说明是使用条件改变了隔离开关的通流能力，即经过长期运行，隔离开关的导流元件已经发生了变化，而且随着运行时间的延长变化可能越来越大。导电回路过热主要由触头弹簧、镀银层及接触部位引起。
1.3.1 触头弹簧
触头弹簧与触头之间未采取绝缘措施或采取了措施但已损坏，导致电流流过弹簧使弹簧退火失去弹性，造成触头与导电杆接触不良而发热。由于触头弹簧分流而造成的触头发热非常普遍，关键是弹簧的绝缘措施不当。
触头弹簧长期处于压紧或接紧的工作状态会发生疲劳，随着运行时间的加长慢慢失去弹性，甚至会产生永久变形，造成触头接触不良。因此对弹簧的材料质量和热处理工艺必须严格控制。
触头弹簧的长短和弹性大小不一也是造成触头发热的原因之一。在工厂的装配车间可以发现，已经装成的触头有高有低，形成不了一条直线，圆形触头构不成一个闭合圆，这说明在同一触头装配上所使用的弹簧长短偏差过大或者弹性不同。触头的每个触指在运行中电流的分布会因压力不同而不同，差别越大电流分布越不均匀，长期运行后就会发生接触不良而过热。触头的发热是恶性循环，一个触指接触不好就会漫延整个触头接触不良。因此工厂进行触头组装时必须对触头弹簧进行挑选，要使得在一个触头装配中所使用弹簧的长度和弹性基本相同。
1.3.2 镀银层
触指或导电杆镀银层的厚度、硬度及附着力不足是造成镀银层剥落、露铜而发热的原因之一。镀银层的附着力差和厚度不均容易造成镀银层过早脱落、露铜而导致过热，镀银层的硬度低也会造成耐磨性能差而过早出现露铜。对于高压隔离开关，其触头系统的镀银质量是关键技术指标，镀银层并非越厚越好，镀硬银提高镀银层的耐磨性能是关键。
1.3.3 接触部位
合闸不到位或偏位所导致的接触不良主要是传动系统调试不当的问题。如折叠式隔离开关，如果传动系统调整不好就会造成动触头的夹紧力不足，水平开启式动静触头水平度偏差大就会造成合闸后动静触头偏向一边接触而导致接触不良。所以，高压隔离开关的安装和调试质量不但会影响动作可靠性，也会影响其导电性能。
触头系统设计不合理，防污秽能力差，及锈蚀、使用凡士林或导电膏等导致触头接触不良等都会影响隔离开关的导电性能。如宁夏银南供电局青铜峡330kV变电站，2001年投运不久的GW17－330DW型隔离开关先后2次发生操作失灵的恶性事故，在操作时上拐臂在合闸过程中自行落下，经检查发现是传动齿轮及齿条因烧损而失去定位作用，2002年3月10～11日停电检查，又发现有9个齿轮及齿条烧损。其原因是工厂在装配拐臂处的导电触头时涂了凡士林，由于宁夏风沙大、气候干燥，导电触头密封不良，风沙与凡士林粘在一起使导电触头接触不良，电流经齿轮和齿条流通导致发热烧损。
1.4 锈蚀
在高压输变电设备中，高压隔离开关是唯一完全暴露在大气环境中工作的设备，因此它也是受环境和气候条件影响最直接和最大的电器设备。自然界的冷、热、风、雨、雾、雪、冰、霜、日晒、沙尘、潮气以及大气中的污秽等都会对高压隔离开关的各部件造成程度不同的损害，而由此产生的腐蚀和锈蚀就会影响其各种性能。由于锈蚀会导致转动和传动连接卡滞而分合闸不到位，操作力增大，造成瓷瓶损伤和断裂；锈蚀也可使机械传动部件强度下降而发生变形或损坏；锈蚀还会造成导电系统接触不良和导电性能减弱而发生过热，等等。因此，对于高压隔离开关的设计而言，它与其他电器设备的最大不同之处就是要作好对自然界各种侵害的防护，目前我国产品设计中最欠考虑的恰恰正是这一方面。运行中高压隔离开关从锈迹斑斑的外观就可知其锈蚀的严重性，而产生锈蚀的主要原因是由设计、材质选择、表面处理和涂敷工艺等多方面因素造成的。
（1） 结构设计。转动轴承内部锈蚀，除采用的润滑脂原因外，关键是没有采用可靠的密封措施；折叠式隔离开关平衡弹簧的锈蚀也是设计上未采用密封结构，而导电管和传动管内部积水生锈则是在设计上没有考虑放水孔所致。
（2） 重视程度。连杆、轴销、弹簧、螺栓、螺母、法兰、底座、支架、机构箱、防雨罩等金属部件发生锈蚀的原因主要是制造厂对部件防锈措施的重要性认识不足、重视不够，没有认真研究对不同部件应采取的防锈处理方法和工艺，以及表面防锈处理后的质量要求，有的部件仅简单进行表面清洁处理，然后刷漆或刷上银粉。有的部件虽然进行了热镀锌工艺处理，但是镀层质量差，薄厚不匀，容易脱落，有的工厂为了掩盖难看的镀锌表面再在上面刷上银粉。这样进行的防腐、防锈处理实际上起不到应有的防护作用，运行不到二、三年防护层就会脱落。
（3） 部件选材。金属部件的选材不当是造成锈蚀的一个主要原因。如轴销、弹簧、螺栓、螺母、机构箱外壳等可以使用抗腐蚀能力强的不锈钢材料，机构箱外壳也可以选用铸铝整体结构等，虽然选这些材质可能会增加成本，但是如能大大提高零部件的抗腐蚀性能，用户还是乐于接受的。防腐防锈是高压隔离开关运行可靠性的关键所在，制造厂应该加大成本做好这项工作。
（4） 检修维护。高压隔离开关不按时检修维护，甚至长期不修是造成锈蚀故障的原因之一。产品的防护措施再好，材料抗腐蚀性能再高，也不等于永远不发生锈蚀，必须要定期进行维护，以免发生严重锈蚀。运行单位定期对设备进行必要的维护和检修，不但可以减少因锈蚀而引发的故障，同时还可以大量减少因其他原因可能引发的故障。所以作好高压隔离开关检修维护工作是保证设备安全运行的关键。
2 制造方面存在的问题
目前制造方面存在的最大问题是对高压隔离开关的生产不重视，对产品的性能和质量要求不高。这主要表现在隔离开关的生产条件差、加工装备差、加工精度低、技术力量差、资金投入少等方面。以西开、沈高和平高三大开关厂为例， SF6高压断路器的生产加工车间和组装、试验厂房与高压隔离开关的加工车间和装配厂房存在巨大反差。长期以来大家认为高压隔离开关结构简单、技术含量低，生产容易，所以一般大制造厂不把隔离开关作为自己的主导产品，有的制造厂隔离开关的产值已经很高，也没有把隔离开关作为主导产品来生产。这是我国高压隔离开关长期以来处于高故障率和低质量水平的根本原因，也是为什么近年来国外大公司纷纷将高压隔离开关打入中国电力市场的主要原因。希望我国的高压隔离开关制造厂能从根本上改变轻视高压隔离开关生产的观念，要引进生产SF6断路器的设计、生产和质量管理理念组织高压隔离开关的生产，凭借自身的优良生产装备和技术力量，尽快把我国的制造水平和质量水平提高到一个新的高度，占领中国电力市场，打入国际市场。
3 使用方面存在的问题
目前高压隔离开关故障频发，以致成为影响电力系统安全运行的主要矛盾，这与使用部门长期疏于管理是分不开的。他们长期以来一直没有把高压隔离开关作为主设备来管理，因此其在检修工艺、反事故技术措施、全过程管理等方面没有像高压断路器一样的专业管理措施和故障统计分析制度，这是近年来出现大量隔离开关失修和长期不修的重要原因。因此，电力系统运行部门必须从根本上转变轻视高压隔离开关专业管理，尤其是检修管理的观念，要用管理高压断路器的理念管理隔离开关，要加强高压隔离开关的全过程管理，在促进产品技术水平和质量水平不断提高的同时提高专业管理水平和运行水平，提高运行可靠性、降低故障率，保证电力系统的安全运行。
4 高压隔离开关完善化和成果
2001年11月14日，高压隔离开关完善化工作正式立项并开始启动后。2002年元月29～31日，原国家电力公司发输电运营部在沈阳召开了“国家电力公司高压隔离开关完善化工作组”成立暨工作组第一次全体工作会议。会议详细分析了电力系统高压隔离开关的运行状况和存在的主要问题，讨论并确定了工作目标、内容、工作方式、工作计划和具体分工。原国家电力公司发输电运营部于2002年3月8日以发输电输函［2002］47号文“关于印发高压隔离开关完善化工作计划的通知”将高压隔离开关完善化工作的具体工作计划发至各网、省电力公司，要求各网、省公司和有关制造厂对产品在运行中存在的具体问题和高压隔离开关的运行情况进行调研和总结，“72.5kV～550kV高压隔离开关运行分析”就是在各网、省电公司总结的基础上进行的概括。
国家电力公司高压隔离开关完善化工作组(简称工作组)通过近2年的工作，尤其是通过对运行状况和三大开关厂生产状况的调研，分别提出了GW4、GW5、GW6、GW7、GW10、GW11、GW12、GW16、GW17 9个系列产品的完善化方案，并提出了“目前对高压隔离开关应采取的应急措施”，对三大开关厂的生产条件、零部件加工工艺、产品的装配组装和试验提出了具体的改进意见和要求。工作组针对高压隔离开关在完善化改进中存在的共性问题提出了具体的要求。三大开关厂根据完善化工作组的要求，将完善化措施逐项落实到产品的结构设计、选材、加工工艺、组装和试验中，并于2003年12月初完成了典型完善化产品的样机试制。
2003年12月10～12日，国家电网公司生产运行部在西安召开了“二○○三年高压开关专责会议”，会议对工作组提交的三大开关厂9个系列产品的完善化方案和典型完善化样机进行了技术审查。会议认为，“完善化方案”符合实际运行要求，切实可行，完善化样机在外观质量以及技术性能和可靠性上均取得了预期效果，可以在电力系统中推广应用。为了做好运行中高压隔离开关的完善化技术改造和完善化产品的使用，确保安全运行，会议还提出了具体要求，并制订了“关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）”，进一步规范了使用要求。
国家电网公司2004年11月9日以生产输电［2004］4号文发出“关于印发2003年高压开关专责会议纪要的通知”，要求各网、省电力公司按会议纪要的要求，有组织、有计划、有领导地开展运行中高压隔离完善化技术改造工作，力争3年内完成在运不符合要求的高压隔离开关的技术改造，新建、扩建和改进工程中所选用的高压隔离开关必需是经过完善化技术审查和满足“关于高压隔离开关订货的有关规定”的产品。
一年多来，各网、省电力公司分别安排专项资金，有领导、有计划、有组织对运行中高压隔离开关进行了大规模的完善化技术改造和设备更新，使运行中的设备健康水平和运行可靠性得到极大的改善和提高，设备故障率明显下降，完善化工作的效果显著。
收稿日期：2005 - 10 - 24
作者简介：崔景春（1942 - ），男，高级工程师（教授级），从事高压开关设备运行技术和标准研究工作；袁大陆（1952 - ），男，高级工程师（教授级），从事高压开关设备运行技术、试验及标准研究及管理工作；宋 杲（1972 - ），男，高级工程师，从事高压开关设备运行技术和标准研究工作。
