20XX年高压开关设备专业工作总结 2Word文档格式.docx

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统计范围为各单位产权范围内变电站（开关站）、发电厂以及受委托运行维护的高压开关柜设备。

20XX年完成的主要工作如下

1、国家电网公司各项标准、规范及规章制度的贯彻执行情况；

010年的开关专业管理工作中，严格贯彻执行国家电网公司各项标准、规范及规章制度。

组织开关设备有关管理、技术人员，继续深入学习国家电网公司《十八项防止电网重大事故措施》、《交流高压断路器技术标准》、《交流高压隔离开关技术标准》、《气体绝缘金属封闭高压开关设备技术条件》、《高压开关设备运行管理规范》《标准化作业指导意见》等一系列管理规定、技术规范，在高压开关设备的订货、施工、验收、投运、检修、维护、试验及技术监督等各方面实现闭环管理，并在开关设备招标技术规范、选型、安装调试、运行维护等全过程加以贯彻落实

深入学习和领会国网公司下发的智能变电站相关标准，认真组织学习《国家电网公司坚强智能电网试点工程评价管理办法》、《高压开关设备智能化技术条件（试行）》、《高压设备智能化技术导则》、30-750kV智能变电站设计规范》等导则和规范，并在110kV青岛午山变电站10kV济宁黄屯变电站的设计、订货、验收、安装、调试、运行过程中逐步总结经验、发现存在问题、衡量推广价值、指导持续改进，为坚强智能电网全面建设奠定基础

2、本网省公司标准、规程、规范、工艺、导则等规章制度的建立、完善及执行情况

20XX年，山东电力集团公司重点完成了输变电设备状态检修工作相关管理制度、技术标准的完善和执行工作

根据国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》，结合《山东电力集团公司输变电设备状态检修试验规程实施细则》等状态检修相关标准、导则颁布以来的现场执行情况，组织状态检修相关人员对实施细则进行了全面、细致的修订，对现场反应比较多或容易引起歧义的内容进行了修订或说明，并充分考虑了技术进步带来的的新思想、新概念、新方法；

补充明确了现已运行设备的试验标准和试验方法以及试验数据的分析和评价细则，对诊断性试验项目适用要求，设备主要不良工况的范围及其主要影响，家族缺陷认定流程，设备基准周期和试验周期调整原则等具体执行中的技术细节提出了更为明确要求

针对设备运行过程中出现的问题，结合国网公司下发的《预防高压开关柜人身伤害事故措施》等反措、隐患排查通知和安全事故通报，及时对山东电力集团公司反事故措施进行了相关内容的补充、修订并下发各单位严格执行

下发《关于加强新投产GIS耐压试验的通知》，要求GIS现场耐压试验由省电科院同时进行局部放电检测，耐压试验和避雷器、PT安装后通电检查试验时，各单位生技、基建部门和省电科院必须到位监督，确保GIS安全投产，稳定运行。

并通过现场测试积累GIS局部放电检测经验，着手《山东电力集团公司GIS局部放电现场检测导则》的编制工作

3、设备入网管理、运行管理、检修管理、设备评价、技术改造、技术监督及反措执行情况等方面所做的主要工作及取得的主要成绩、经验等

加强设备入网管理，实行入网厂家库管理制度，严格按照规定要求对厂家进行入网资格审查。

并按周期对入网厂家库进行评价、审核，根据设备实际情况作出评价，对不合格厂家坚决拒绝入网

认真组织完成新设备验收，组织验收人员提前介入，熟悉设备、图纸、资料，编制运行规程，严把新投设备的验收关，对新投设备严格按照验收规范逐条逐项的进行验收，不走过程，不留死角，确保设备在资料齐全、施工工艺符合规程要求、试验合格、记录齐全、反事故措施落实完备的情况下送电，确保了设备投运后运行状况良好

继续加强高压开关设备的全过程管理。

加强设备的选型、出厂监造工作，对新结构、新工艺、高电压、大容量设备严格按监造大纲和技术协议要求进行监造工作，110kV及以上电压等级的组合电器派人监造，确保只有质量合格的设备才能出厂。

高度重视新设备的验收工作，发现问题及时处理，严把投运关。

积极做好备品备件管理工作，利用多种方式储备必要的备品备件，减少故障损失

对于新入网设备，针对运行过程中逐渐暴露的问题，及时要求厂家整改，并在全省范围内进行通报，做到信息共享，举一反三

为提高检修人员素质，激发检修技术人员的学习热情，组织进行了全省变电检修工的普调考，调动了变电检修工人学知识、练技术的积极性

4、开关设备运行中存在的主要问题；

）隔离开关问

早期投运的隔离开关已有大量设备均到大修周期，设备的健康水平较差，另外，近几年的设备异常情况分析，国产刀闸整体的异常较多，虽然在正常运行过程中的发热、绝缘子断裂等现象已很少发生，但在倒闸操作时频繁出现拉不开、合不上等异常，成为影响电网正常运行的主要隐患

）GIS设备问题

随着近年来GIS设备的大量投入使用，一些问题也逐渐暴露。

受制造水平、施工安装工艺的影响，设备投运后的本体漏气、锈蚀、绝缘子开裂、微水超标等异常时有发生，处理涉及停电范围大，处理周期长，因对制造、施工等环节难以控制，投运后无有效措施管控，对电网的安全稳定的影响较大，因此，我们针对对GIS设备的监造安装、试验、验收等各环节出台了相应的管理办法和规定，取得了一定的效果，但还需要逐渐积累经验，进行更有成效的制度完善和GIS状态检测手段的摸索

）断路器问题

随着GIS的大规模使用，敞开式断路器设备所占得比重越来越小，且一部分早期断路器设备也经过技术改造更换为合资断路器，目前存在问题的主要是还没有进行更换且接近大修年限的断路器设备，问题主要集中在早期的液压、气动机构上，大多为渗漏油、漏气导致的频繁打压等缺陷，本体缺陷较少

）开关柜问题

开关柜主要问题为早期设备所涉及的型号、生产厂家众多，个别设备本身的设计就有缺陷，例如国网公司在《关于立即开0-35千伏高压开关柜母线避雷器接线情况排查的通知》中提到的未按照国家电网公司典设以及设计图纸要求0千伏母线避雷器接在间隔小车之后，而是直接连接0千伏母线上，导致拉开10千伏母线电压互感器间隔小车后0千伏避雷器仍然带电的情况，经过排查，山东电网也有一定数量的设备属于此种情况，虽然已根据国网公司要求进行了整改，但耗费了大量的人力、物力、财力；

另外，DL/T404-2007.6~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》与DL/T404-1997相比，对高压开关柜设备提出了更为严格的技术要求，例如增加了对于保护设备、人身安全有重要意义的IAC级开关柜的技术条件，一些规模小、技术实力较弱的开关柜生产厂不一定有能力生产出符合要求的产品，因此，应加强开关柜设备的入网评价和检测工作，确保满足电网运行、维护需求，安全、可靠性高的产品进入电网运行

5、隔离开关完善化改造的开展现状和进度

总结前几年隔离开关完善化改造的经验，我们认为，对于早期较老产品，由于设计、制造水平有限，产品本身存在较多缺陷，即使再经过完善化改造，其健康水平也不容乐观，另外从资金、停电时间方面与彻底更换为新型隔离开关比较也没有很大优势，因此对健康情况较差、投运时间较长的隔离开关我省主要以彻底更换为主，对完善化改造方案可行性强的隔离开关采取完善化改造的方案

6、多雷地区敞开式变电站出线间隔防雷措施落实情况

认真落实公司《关于加强输变电设备状态管理的指导意见》（国家电网生[2010]129号）和《预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施》（国家电网生[2009]1208号）等工作要求，全面做好输变电设备防雷工作，山东电力集团公司已于20XX年下发了通知，要求对多雷地区敞开式变电站出线间隔加装避雷器，并根据雷电定位监测系统监测统计的结果，发布全省的雷电分布图，本着轻重缓急的原则，统筹该项反措的落实

7、专业化检修开展情况

目前各地市公司均有自己的检修公司，基本能满足本单位的检修工作，还没有成立全省层面的专业检修公司。

随着电网智能化发展，越来越多的新产品、新技术、新理论知识应用进来，各单位的检修力量或能力将越来越满足不了独立检修工作需要，各项检修工作依赖厂家现象也越来越严重，加之生产一线检修人员也较匮乏，人员缺额较大，后续力量不足现象也越越明显，单单依靠对现有人员进行新技能培训是远远解决不了问题根本，专业化检修方案的提出恰好是解决该问题的一个较好方案。

专业化检修是新型检修管理模式，目前我公司正处在研讨阶段

（二）状态检修工作情况及分析

1、状态检修工作开展情

状态检修是变电设备检修模式的重大变革，是国家电网公司、省公司20XX年的重要工作部署；

开展变电设备状态检修就是以安全可靠、环境、成本等为基础，依据设备的运行工况、基本状态以及家族历史等资料，通过对设备状态评价、风险分析，制定相应的检修计划的一种检修策略。

目的是提高设备检修的针对性和有效性，提高设备完好率和可用率。

经过近两年的实践，不断积累了状态检修工作经验，为一次设备的状态检修全面开展打下坚实基础

制定和完善设备状态信息统计规范，一是明确设备信息收集的组织管理、职责分工、工作要求和检查考核等，二是建立由设备运行信息、试验信息、检修信息、同类型设备参考数据及家族性缺陷等五类信息构成的设备信息体系

建立和完善评价工作体系。

一是明确职责分工和工作标准，并逐级开展评价工作。

二是依据输变电设备状态评价导则，建立设备状态评价指标体系，并充分融入公司专家组意见，形成评价结果与现场设备状态的定期校验机制，确保状态评价指标体系的不断完善和持续改进。

三是是根据评价结果，形成结果准确、符合实际的专业报告和综合评价报告，切实起到科学指导设备运行维护及治理改造的目标

积极研究输变电设备风险评估技术，综合考虑可靠性、检修维护成本、安全、环境影响等风险因素，合理确定设备的平均故障率和风险值，得出设备风险级别排序，为确定设备检修的轻重缓急和优先顺序提供依据

科学制订检修策略。

检修策略以设备状态评价结果为基础，依据状态检修试验规程、检修导则等技术标准，综合考虑电网安全性、设备重要性、资金需求等因素，以及电网发展和技术进步等要求，对设备检修的必要性和紧迫性进行排序，并确定检修内容和方案，提高检修工作针对性。

检修策略制定过程中要充分发挥状态检修专家组的作用

统筹安排检修计划检修计划应依据检修策略，结合企业资金计划，分别制订年度、三年滚动和长期检修计划，计划的制定要系统考虑、统筹安排，做到生产与基建、变电与输电次与二次的协调配合，确保方案的最优化，提高可操作性

提高检修作业水平检修计划的实施是状态检修工作的最终落脚点，切实提高检修作业质量。

一是要全面开展现场标准化作业，结合状态检修工作要求，以提高检修针对性和检修质量为目标，不断修改完善标准化作业指导范本。

二是积极建设和应用现场标准化作业管理系统，提高现场安全和工作质量。

三是要梳理规范检修工艺导则的技术要求，提高检修作业质量

问题主要是：

目前状态检修辅助决策系统还不能科学评价设备状况，需进一步增加和修订内容

目前开展状态检修所需的试验数据全来自预防性试验，缺乏在线监测数据，需加大成熟性在线监测设备推广力度，为设备的状态评价提供依据

2、设备状态评价情况及分析

完成72.5kV及以上断路器状态评价合522台，占总在运量100%，其中评价为正常2420台，占评价总数96.11%，注.22台，占___%，异2台，.87%严重24台，.95%

完成72.5kV及以上组合电器状态评价合459间隔（台），占总在运量100%，其中评价为正常3408间隔（台），占评价总数98.53%，注1间隔（台），.19%，异5间隔（台），.43%，严间隔（台），%

完成72.5kV及以上隔离开关状态评价合173组，占总在运量100%，其中评价为正常8823组，占评价总数96.18%，注62组，.77%，异17组，.28%，严1间隔（台），.77%

1、试验情况统

20XX年，公司系统共完2.5kV及以上断路器例行试验1102台，计划试验完成率为99.46％，此外，完成诊断性试8台0102.5kV及以上断路器试验工作完成情况按附统计

2、试验工作分

）例行试验中发现的主要问题及处理情况

计划性试验中出现较多的是隔离开关接触电阻超标、传动机构卡涩等问题。

处理后进行相关试验和操作，正常后送电。

另外发现部分新投运GIS间隔微水超标，结合停电处理后试验、运行正常，分析原因应为安装过程工艺控制不严或设备内部元器件干燥不彻底

）未按计划完成试验工作的主要原因和影响因素；

我省20XX年开关类设备例行试验总体完成率为99.46％，共有6台次开关设备未能按照计划进行例行试验

未进行预试的原因是由于变电站接线方式和电网调度要求，设备不能按照计划时间进行停电试验。

对不能按期进行试验台次开关设备，都进行了备案，并制定了跟踪监视措施，将例行试验做了调整

总计6台次未能按期进行试验的开关设备都是因为设备受运行方式限制，不能按照原试验计划进行停电造成的，6台设备均为运行时间不5年的SF6断路器，根据《山东电力集团公司输变电设备状态检修试验规程实施细则》，实行状态检修后，例行试验基准周期由原来年调整为4.5年，台设备其中开关设备调整到20XX年进行例行试验

）诊断性试验的开展情况、发现的问题和效果

重点开展了GIS的局部放电检测，发现了一起设备缺陷，详细情况见后附报告

1、检修情况统

20XX年，公司系统完成72.5kV及以上断路器（含组合电器）大88台，计划完成率为100％，其中断路器A类整体大65台；

B类本体大3台；

B类机构大20台；

完成隔离开关大411组，计划完成率为100％，其中更换349组，完善化改62组0102.5kV及以上断路器及隔离开关检修情况按附表10统计

2、检修工作分

）检修中发现的问题及处理情况

对于断路器，主要检修内容为机构的检修，对液压机构进行解体检查，更换密封件，检查处理阀体，过滤液压油等常规定检修项目，对于频发缺陷的部分国产液压机构更换为ABB液压机构。

另外，由于部分气动机构开关元器件老化，压缩机检修周期短，目前有些空气管路阀门已关不严，去年至今年多次出现阀门处漏气，压力控制器动作不正常、压缩机供气能力下降等问题，针对这些运行不可靠的气动机构进行了改造，更换为弹簧机构

隔离开关检修以更换改造为主，提高了设备运行的可靠性。

另外，针对部分刀闸口发热和锈蚀严重的隔离开关进行了检修

检修中发现的主要问题仍集中在国产断路器的机构中，特别是机构的一些附件，质量较差，检修时发现密封件、辅助触点等存在问题较多

隔离开关主要问题仍是锈蚀，虽然经过完善化改造后有所缓解，但同进口和合资产品相比，仍有差距

组合电器主要缺陷是气体泄漏缺陷，检修工作主要是更换密封胶圈、更换有裂纹的盆式绝缘子等。

在对GIS设备进行维修时，发现早期设备均为室外布局，材质钢制，从近几年维修情况来看，设备锈蚀情况越来越严重，铁锈沿法兰间缝隙逐步向气室侵蚀，锈蚀往往会加快连接处密封胶圈的老化，使得密封胶圈弹性降低，最终导致漏气

）未按计划完成检修工作的原因

20XX年检修工作按计划完成

及分

1、技术改造情况统

20XX年，公司系统72.5kV及以上断路器技术改64台，计划完成率为100％，72.5kV及以上组合电器技术改5间隔/台，计划完成率为100％，72.5kV及以上隔离开关技术改207组，计划完成率为100％0102.5kV及以上断路器及隔离开关技术改造情况按附表11统计

2、技术改造工作分

）技术改造的内容及重点设备；

20XX年开关设备技术改造主要内容为老旧开关设备的更换以及结合变电站整体的改造，完成敞开式开关设备向GIS设备的技术改造。

另外，220kV蚕庄10kV组合电器系沈高早期产品，一期设备在运行中绝缘盆子多出崩裂，断路器经常发生拒合现象，弹簧机构虽经检修修，无法解决根本问题，严重影响设备安全运行，对一期设备进行了整体更换

重点改造设备包括对机构、本体密封垫老化、龟裂，多处渗漏，多次出现频繁打压等异常现象的老化严重，严重影响设备安全运行的少油断路器进行了更换，对部分机构严重漏油、打压频繁、本体漏气的沈高早期220kVSF6断路器进行了更换，对部分不具备完善化改造价值的隔离开关进行了整体更换，消除了设备安全运行隐患

）技术改造效果及评价

经过技术改造后，不仅提高了我省开关设备的技术含量和运行稳定性，也减少了设备的维修工作量和运行成本，使得能够将有限的检修力量投入到更需要的设备中去，使电网的安全稳定水平和经济运行都获得了提高

1、断路器（含GIS）设备退役情况统

20XX年，公司系统72.5kV及以上断路器共退58台，组合电器共退5间隔，退役设备简况按附表12统计

2、断路器（含GIS）设备退役情况分

退役的LW6型SF6断路器均沈高和平高早期产品，其绝缘拉杆虽经过安装防转法兰等改造措施，但并不能完全杜绝拉杆脱落的隐患，另外，退运设备均0年代投运，其运行时间均已超过或接5年，同类设备多次发生本体漏气、微水超标等问题，液压机构漏油、密封圈破损泄压泄压也多次发生，影响电网的安全稳定运行，已无进一步大修价值

110kV南冶变电站环境条件差、污秽严重，为改善设备运行环境，将运行设备改造为HGIS

220kV沙旺20kV断路器系沈高早期产品，该断路器在运行中打压频繁、机构渗漏严重、本体存在SF6气体泄漏严重问题。

且该站地处海边和化学工业区内，设备腐蚀严重，无大修价值，结合改造进行了更换

220kV蚕庄10kV组合电器系沈高早期产品，一期设备在运行中绝缘盆子多出崩裂，断路器经常发生拒合现象，弹簧机构虽经检修修，无法解决根本问题，严重影响设备安全运行，对一期设备进行了更换

部分设备周围因有工厂等原因空气污秽程度较为严重，将户外设备退役更换为GIS设备，提高设备抗污秽等级，避免污闪现象出现

因变电站原址重建，全部设备新上，造成老设备退

随着城市规模的扩大，原变电站现位于城区，在原址或附近新建一个GIS站，替代原有敞开式变电站，原有设备退役

根据电网调整方式，部分变电站设备整体退役

1、新技术情况统

20XX年新技术应用情况按附表13统计

2、新技术应用情况介

）新技术应用及有关重点科研完成推广情况简介；

SF6设备激光和红外检测技术。

在传统的检漏意义上，必须对设备进行停电，利用定性、定量检漏仪逐个接触面进行检测。

由于目前大量的SF6设备气体绝缘设备泄漏量较小，停电检漏严重影响了供电可靠性。

因此，现场对带电检漏技术要求较为迫切。

SF6气体的检漏技术目前已较为成熟，在国内也有多个单位应用。

我省首次在超高压公司引入该技术

SF6气体密度、微水综合在线监测。

随着无人值班变电站数量的增加，对SF6设备气体密度的巡视检查工作量较大，实现远传后，可减少工作量。

同时实现微水的在线测量后，可减少对充气接口的拆、装次数，减少漏气率

GIS局放放电测试技术应用于设备运行监测中，已有部分供电公司购买设备并开展应用，实际应用中发现部分螺丝松动等缺陷

SF6气体成分分析技术工作已开展，并成功用在故障后查找问题间隔工作中

）新技术应用取得的效果及存在的问题（结合典型事例和图片进行说明）

SF6气体激光检漏技术应用效果一般，主要是该项技术专业性较强，对操作者技能要求较高，同时，其检测距离和精度在现场应用中存在一些限制，不能实现泄漏的定量。

红外检漏在现场应用中普遍反映较好，便于现场使用

SF6气体密度、微水综合在线监测，应用效果一般，一是该系统部分终端运行不稳定，数据分散性较大；

二是测量数据的可靠性和校对仍没有统一标准

SF6气体成分分析技术，目前应用在故障后查找具体故障间隔方面已经比较成熟，但在我省实际应用中还未有检测到设备局放缺陷的实例

GIS局放放电测试技术应用于设备交接耐压试验时和运行过程中的局放检测，有较好的效果，但受现场测试人员责任心、经验的影响较大

20XX年我省对所20kV及以上的GIS在交接时进行超声局放测试，并发现一起设备缺陷，避免了设备带缺陷投运。

基本情况如下：

测试环境

测试时间0106

测试仪器：

挪威AIA型GIS超声局放诊断仪

被测设备20kV涯庄变电20KVGIS

测试电压145kV

测试及检查情

现场测试背景噪声：

峰mV左右

设备测试情况：

发现信号异常位置一处，具体位置20kVGIS#2母线2母线PT之间的横向连接导体B相正下方，如。

信号最强点信号峰0-30mV，且稍微偏移此位置时信号强度有明显减弱；

个别PT设备所测信号比非PT间隔信号稍强，大多在1.5mV左右，应为铁芯震动等引起，虽大于背景噪声，但信号强度较小，可视为正常；

其他间隔所测信号均为背景噪声，信号峰值在1mV左右，无异常

异常情况分析：

由于现场使用变频电源施加电压，局放仪器不能采0HZ工频电源对信号进行同步，不能对信号进行进一步的相位模式等分析，因此无法通过仪器本身的软件对放电类型做进一步的分析；

从信号异常点的位置看，此处无盆式或支撑绝缘子，只有导体和外壳，且具体位置在最底部的一个点，从该点向其他位置移动超声探头时信号减弱，可大概分析为两种情况引起的局放信号异常：

信号异常位置所对应的导体或内部筒壁上有毛刺，内部筒壁上有杂质或颗粒存在

根据现有经验，如果毛刺放电发生在母线壳体上，用AIA测试的信号的峰值Vpeak2mV,认为不是很危险，可继续运行，但该处的测试信号0-30mV，远大于2mV；

如果是GIS内部存在颗粒，因为它的随机运动，信号可能会增大，也有可能会消失，颗粒掉进壳体陷阱中不再运动，可等同于毛刺。

如果毛刺在导体上，危害性更大

在GIS交接耐压试验过程中，局放标准要相应提高，只要是发现有局放异常信号，即使低于运行设备停电检修的标准值，也应该进行处理，把缺陷消灭在初始状态，做到零缺陷移交，防止送电后缺陷发展，再停电进行处理。

本次测试的局放异常位置信号已超过背景噪声和经验值，因此，为保证设备投运后的安全运行，应进行解体检查和处理

解体检查情况：

100日，20kV涯庄20kVGIS局放信号异常气室进行了解体检查，在与信号异常部位相对应的导体上发现有一处尖端毛刺，如图2、图3所示，为引起局放信号异常的原因

信号异常位置

毛刺所在位

放大后效果图

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