20XX年高压开关设备专业工作总结文档格式.docx
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200510kV及以上断路器（含GIS间隔）预试情况统计表
电压等级（kV
计划预试情况（台
实际完成情况（台
计划完成率（％）
500
9
100.00mso-yfti-irow:
2"
220
235
232
98.72mso-yfti-irow:
3"
110
341
327
95.89mso-yfti-lastrow:
yes;
mso-yfti-irow:
4"
合计
585
568
97.09TEXT-INDENT:
36pt;
2、预试工作分
20XX年预防性试验工作开展顺利，试验过程中出现问题较多的是早期双断口断路器断口并联电容介损值超标，均及时进行了更换，试验合格。
另外，在今年对SF6气体密度继电器的定期校验工作中，也发现了多台继电器不报警或报警值偏低等缺陷，及时进行了更换处理00kV开关设备的预试全部完成20kV10kV部分开关设备未按照周期进行预防性试验的原因有两各方面：
一是因为通过对该设备运行状况采用带电、在线等手段检测，结合该设备历年试验、运行数据，进行状态诊断后认为不需要停电试验，按照规定，报经有关技术部门审核后，顺延了试验周期；
二是因为部分设备受到电网运行方式和重要用户要求影响，暂无法停电试验，根据调度计划和设备综合评估，顺延了试验周期
2.3检修工作完成情况及分析
1005年共大修500kV断路器本台；
大修220kV断路器本2台，机构32台；
大修110kV断路器本0台，机构48台。
共大修及完善化改00kV隔离开关本2台，机构5台；
220kV隔离开关本79台，机构62台；
110kV隔离开关本06台，机构22台。
检修情况统计见
2、检修工作分
20XX年大00kV断路台，为平高厂生产的LW6型断路器，采用了返厂（厂家设立的维修中心）大修的方式，结合大修进行了绝缘拉杆防松动反措。
从检修目前运行状况看，检修效果较好。
但是返厂检修费用昂贵，本次检修费用约30万元，且检修后的寿命期限仅年，相对台新开关而言（更换费用约70万元，大修周5年），综合费用高。
因此，对于达到和接近大修周期的SF6断路器的大修模式，目前仍在探讨之中
对于隔离开关的检修，我省主要采取了更换性大修，即对于到达大修周期，运行缺陷较多的设备，采取直接更换为新型高质量产品的方式，延长下一个大修周期。
另外对于使用量较大，具备停电条件且设备运行状况较好的国产隔离开关，结合完善化改造进行了大修和完善
对于GIS的检修和改造，我省也进行了积极的探讨。
黄海站110kVGIS4年安装，西安高压开关厂产品，气动操作机构。
运0年来缺陷主要发生在气动机构部分，近几年刀闸气动机构出现因部件卡涩几次合闸不到位缺陷004月进行了改造，更换台刀闸弹簧机构（101间隔）。
对SF6气室清洗内部表层，更换密封圈和防潮剂，通过一年的运行，证明改造、检修效果较好0051月根据上次检修经验，0002间隔按照同样标准进行了改造、大修。
将原气动刀闸机构更换为弹簧操动机构，使气动管路路大为简化，渗漏点明显明显减少，压缩机工作状况改善。
另外原来个别刀闸发涩现象也得到了治理。
更换了新SF6气体，密封垫，防潮剂，并对开关灭弧室、导电触头进行了检查。
目前运行较好
经过各级领导部门和检修车间的共同努力，除个别经过论证更改和延期的项目外，20XX年检修计划全部完成
200510kV及以上断路器、隔离开关检修情况统计表
断路
隔离开
开关大修台数（台）
1
22
17
40
32
279
406
717
开关大修率（％
0.76
2.07
0.77
1.17
9.94
9.58
6.95
7.90
本体大修台数（台）
12
10
23
27
67
116
开关本体大修率（％
1.13
0.45
0.67
8.39
2.30
0.38
1.28
机构大修台数（台
48
80
5
62
77
144
机构大修率（％）
0.00
3.01
2.16
2.34
1.55
2.13
1.32
1.59
2.4技术改造情
20XX年的技术改造工作主要针对隔离开关进行，按照国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（暂行）》和相关隔离开关完善化要求，对早期的国产隔离开关进行了完善化改造工作。
对部分重要位置和不易停电的隔离开关，采取了彻底更换的方式。
按照年初的改造计划，隔离开005年的改造工作已全部完成。
共改00kV隔离开组，220kV隔离开42组，110kV隔离开80组
断路器技改工作主要是对部分断路器早期的液压和气动机构进行了根本性的更换，彻底消除了频繁打压、机构卡涩等缺陷，同时结合反事故措施，开展LW6型断路器拉杆防松动等技术改造。
另外，按照《高压开关设备质量监督管理办法》，结合设备的无油化改造，对老旧少油断路器进行了更换005年计划改00kV断路台，220kV断路05台，110kV断路4台，因资金紧张，共完00kV断路台，220kV断路6台，110kV断路4台，920kV断路器经评估分析后，更换工作做了延期调整，列入后续滚动计划
2.5新技术应用情
20XX年，我省开展了多项开关设备的新技术研发和应用。
针对GIS设备检测技术，开展了超声局放测量和SF6气体分解产物分析等课题研究，目前进展较为顺利，已接近现场应用阶段。
其中GIS超声局放测量技术在济南供电公司已积累了一定使用经验。
另外，在青岛供电公司，还开展了断路器在线检测系统的开发，通过在线监测的手段分析断路器状态，目前仍处于初级试用阶段，效果不明显
20XX年主要有“SF6气体密度继电器远传及监测系统”、“瓷瓶超声探伤”、“开关特性测试仪校验”三个应用型的新技术，应用效果较好。
“SF6气体密度继电器远传及监测系统”受到目前系统硬件设计限制，1台上位机，最多支2个终端（SF6密度继电器），而一般每个变电站不下50只SF6密度继电器，若是全部实施在线监测应投台以上的上位机，成本高，难以大面积推广，应进一步考虑降低成本，扩充监测容量。
“瓷瓶超声探伤”现场使用繁琐，受现场停电时间制约，对停电设备进行全面监测，难度非常大，将影响设备的送电时间，目前的解决方式就是加强人员培训，使更多试验人员掌握检测技术，同时每个单位至少配备3台以上的设备同时进行试验。
山东电力研究院开发的“开关特性测试仪校验”系统经过实践应用，性能稳定，目前已开始对外省的部分试验院所供应
2.6技术培训开展情
近年来我省开关类设备更新速度加快，大量新设备、新技术进入电网，同时现场技术人员流动加快，年轻人员较多。
现场对新型开关设备的相关技术培训要求迫切。
为满足现场要求，在20XX年，由集团公司组织，在山东电力培训中心开办了一期“高压开关技术强化培训班”，通过邀请开关制造厂、开关检测设备制造公司的技术人员对新型开关设备的结构、原理、维护以及检测手段等方面的知识讲解，让现场技术人员对目前开关设备的总体技术状况有了较为清晰的了解。
还聘请了华北电力大学、山东电力研究院等科研单位的专业人员对目前开关行业的国内、外现状和发展趋势做了介绍，由集团公司开关专业人员对部分开关行业的新标准和规定进行了宣讲，收到了良好的效果
今后，我们还将进一步加大现场操作技能的培训工作，提高现场检修人员的实际操作能力
3缺陷情况分析
20XX年电网开关设备共发生紧急缺7台次，严重缺25台次，一般缺63台次。
主要缺陷类型如下：
1、BLG断路器机构机架固定螺栓断
缺陷出现在ABB公司生产20kV00kVHPL型断路器三相联动和分相弹簧机构以20kVLTBE型断路器联动弹簧机构（机构型号都为BLG）的机架固定螺栓处，该螺栓预紧力偏大，材质脆，在分、合闸操作冲击下断裂。
根据ABB公司技术说明，该处共有四个固定螺栓，一个断裂后，不影响机构的正常运行。
但济南供电公司一台断路器机构脱落的螺栓落在弹簧机构储能链条上，造成储能弹簧在储能过程中崩裂，引起了非计划停运。
发现缺陷后，集团公司高度重视，对全省范围内ABB公司该型号的断路器机构进行了检查，调整该处螺栓的预紧力
2、断路器本体侧与密度继电器连接部位锈蚀严重
该缺陷主要出现在烟台等沿海地区，分析其原因与开关底座与密度继电器接口处材质选用不当，沿海空气湿度较大，腐蚀严重有关。
因锈蚀部位在开关本体，现场处理困难，正在与平顶山、泰安高压开关厂联系处理。
现加强监视运行
3、气动机构频繁打压或无法打压
该缺陷主要有三中表现型式：
机构漏气严重、微动开关损坏、电机烧坏或气泵损坏。
主要集中在原华通开关厂的一批产品中，该产品现已停产，且华通开关厂也已改制，检修维护工作困难。
现在暂时采用统一调配备品的方式进行维护，将逐步进行技术、经济综合分析，进行技术改造或更换
4高压开关设备运行情况分
20XX年我省电网发生因开关类设备原因引起的非计划停运1台次，本次非计划停运是由于一台ABB高压开关有限公司生产的220kVBLG型断路器机构故障引起的
20056日，该断路器弹簧机构内机架的上、下两部分固定螺栓因在生产制造过程中回火不当产生了回火脆性，加之预紧力偏大，发生脆断。
由于该位置恰好位于弹簧机构促能链条上部，螺栓断裂后落在储能链条上，在机构储能过程中使储能链条崩断，导致断路器无法正常运行
发生该问题后，我省迅速对同类型断路器机构内的固定螺栓进行了检查，并对未发现问题的螺栓用固体胶进行了固定，防止断裂跌落入机构其它部位。
新更换的螺栓紧固力矩调整为60Nm
5高压开关设备事故及障碍情况分析
5.1断路器及GIS设备
1、断路器、GIS事故情况
20XX年断路器及GIS设备运行状况较好，全年未发生断路器、GIS设备事故
2、断路器、GIS障碍情况
20XX年断路器（不包括GIS）障碍共28次，按照障碍类型所占比例依次为部件损坏12次，拒合8次，机构渗漏3次，本体渗漏和打压频繁各2次，拒分1次。
障碍统计情况见附表。
其中部件损坏主要是LW6型断路器拉杆松脱障碍，因发现及时，未造成事故。
值得注意的是005年有4台已安装过防旋转法兰的LW6型断路器又发现了拉杆松脱现象。
事实表明，防转法兰由于设计和加工精度等原因，在实际运行中并不能有效的消除来自操作机构的扭力。
要彻底解决改类隐患，只有对断路器进行解体检修，对绝缘拉杆进行固定改造或更换新的绝缘拉杆。
在解体改造前，即使已经进行了防转法兰的改造，也必须对绝缘拉杆位置进行标记，在运行中注意巡视检查，及时发现故障
拒合故障主要是由于合闸接触器或合闸线圈的损坏引起的。
目前，断路器制造厂家的生产水平逐步提高，在断路器本体制造方面的技术逐步成熟，因本体引发的绝缘、操作等故障基本消除。
但大部分断路器厂家的操作机构特别是小的零、配件大都采用外协的方式来供应，质量良莠不齐，难以保证。
这就要求用户在订货技术协议和设备验收时要尽可能的详细和严格，尽量杜绝不合格的产品投入运行
GIS障碍2次，均为绝缘故障。
一次为盆式绝缘子损坏，20041月，济南供电公司神武10kVGIS送电时避雷器气室的盆式绝缘子发生击穿。
后进行了更换处理，耐压试验通过。
分析认为该绝缘子击穿原因为制造质量不良或运输、安装过程中受到了损伤。
另外一次为母线支撑绝缘子表面闪络，200525日，菏泽供电公司三里庙变电站220kV母线差动保护动作1主变220kV01开、宁三线211开、郓三I12开关20kV母联200开关跳闸。
经对事故故障录波进行分析和后续的试验检查后，认为故障出现在220kVGIS（西安高压开关厂产品,200506日投I母线西部气室。
对I母线西部气室解体检查后发现B相母线一支持绝缘台有对筒壁放电痕迹，母线屏蔽罩及筒壁均有三处较严重的放电点。
初步分析故障原因为该绝缘支撑台在安装过程中表面处理不够彻底，运行后表面放电严重，逐步形成放电信道，引起对地闪络
5.2隔离开关事故、障碍情
我省隔离开关经过近年来大力治理，开展完善化改造和彻底更换，运行状况有了极大的好转，基本消除了隔离开关刀闸口过热、拒分、拒合、严重锈蚀等缺陷005年度共发20kV隔离开关瓷瓶断次，合闸接触器损坏造成拒合障碍1次；
110kV隔离开关触头接触不次，操作卡涩2次005年未发生隔离开关事故
6存在的主要问
近年来，随着开关设备制造质量和技术含量的提高，电网开关设备整体运行水平和运行可靠性较前有了很大程度的提高，但随着大量新型开关设备和新技术迅速进入电网和行业管理模式的不断改进，在开关设备的专业管理和设备管理上也出现了许多新问题
1、专业队伍不稳定，人员流动变化较
由于现代管理模式的改变，以前“从一而终”的职业模式也不复存在。
开关专业的技术队伍和管理队伍人员变化都很快，人员的快速流动导致相应岗位上的专业人员很难对本专业进行深入的了解和研究，使得专业队伍整体技术水平下降，不利于深入的开展工作
2、生产任务繁重，学习、培训力度不
目前各单位一般都采取定岗制度，专业人员忙于应付各种现场事务，很难抽出时间进行专业上的培训、交流，不利于专业技术水平的提高。
缺乏一种有效的学习、培训机制促进专业队伍的发展
3、开关设备基础资料较难统一
由于近几年来基建、改造工程项目较多，开关设备的装用情况变化较大，缺乏有效的全局设备管理系统，设备资料不易收集，有一定的误差
4、GIS设备交接验收、检测手段缺
近年来GIS设备的装用量迅速增加，现场的安装质量有所下降，新投运或投运后不久的GIS事故率较高，大多数是由于安装质量不良造成的。
该类故障单靠交接时进行的交流耐压试验不易发现，随着设备的运行，内部绝缘逐渐降低，最终导致事故。
局放能够有效的发现此类故障，但目前现场开展GIS局放试验困难较大，无成熟的检测技术
5、隔离开关支持瓷瓶探伤工作量巨大
隔离开关支持瓷瓶断裂影响较大，近几年事故率又较高。
因此，开展瓷瓶无损探伤就成为一个有效防止瓷瓶断裂事故的手段。
由于隔离开关支持瓷瓶结构和运行环境的特殊性，探伤需要停电和登高作业，目前使用的超声波探测法效率低，成本高，很难满足现场生产的要求
6、缺乏SF6开关设备的检修规程和经验
早期投运的SF6设备许多都已接近或达到了大修周期，现场不具备解体检修的环境条件和技术力量，严重依赖制造厂家，检修成本高，周期长。
也不利于现场技术力量的培养
7、早期LW6型断路器无简单有效的防拉杆松脱措
早期LW6型断路器绝缘拉杆松脱事故近几年发生率较高，制造厂也专门制定了反措，设计生产了防转法兰，但通过一段时间的应用发现，防转法兰的效果不佳，没有达到预期的目的。
我省今年就又发生了4次加装防转法兰后绝缘拉杆又松脱的开关障碍
7采取的措
针对上述专业管理和设备管理工作中存在的主要问题和薄弱环节，主要采取了以下措施
1、加强技术培训，定期召开专业技术会
除专门组织全省统一的技术培训外，建议各单位自己小范围内组织灵活多样的技术培训活动，针对所管理的设备，有目的的进行技术讨论和学习。
充分利用专业技术会议的机会，聘请有关专家进行讲授，组织专业技术人员进行充分交流，在最短的时间内尽量提高自己的专业素质
2、推广全省统一的设备管理系
经过认真考察，选用EAM系统，先进行试点应用，成熟后逐步推广到全省范围，实现设备台帐等基础信息的统一和共享
3、积极探索新技术和新手
为解决SF6开关设备特别时GIS设备检测手段贫乏的问题，积极探索GIS超声局放等试验手段，通过近两年的应用，已积累了较为丰富的经验。
同时明年还将开展SF6气体分解物分析的研究工作
采用超声波探伤检测支持绝缘子，但是该方法效率低，成本高，不适合大面积推关
4、积极寻找适宜的SF6断路器检修模
为解决SF6断路器大修问题，进行了专门的考察和调研，通过对国内目前采用的多种检修模式的调研和比较，寻找适合我省采用的检修模式。
初步认为采取返厂检修和彻底更换是比较稳妥的解决方案。
能够充分保证检修的质量和设备的可靠性
对早期LW6型断路器绝缘拉杆松脱的解决方法就是创造停电机会，彻底解体，改造或更换绝缘拉杆。
在改造前，更换防转法兰，并加绝缘拉杆位置标记，加强巡视检查
820XX年重点工作及建议
20XX年，山东电力集团公司将继续在国家电网公司和华北电网公司的领导下认真开展好开关设备专业的各项工作，学习规程，落实反措，提高自身的专业素质和技术水平，争取将开关设备专业工作推向更高的台阶。
计006年的主要工作如下
1、继续加大反措执行力度，完成110kV及以上弯曲破坏负荷小kN的支持瓷瓶的更换工作
2、继续完成LW6型断路器绝缘拉杆的改造、更换以及防转法兰更换工作
3、对运行超过20年的开关和刀闸逐步进行更换，重点进行故障较多的300kV阿尔斯通断路器的更换
4、召开开关专业会议，005年的事故和障碍进行分析、总结，组织技术学习和讨论，对新标准、规程进行宣贯
5、组织制定山东电网SF6断路器检修管理规定
6、开展SF6气体成分分析研究和应用工作
7、加强和华北网公司、国网公司其它兄弟单位的交流，相互学习，共同促进开关专业的发展
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