国网公司系统高压开关运行状况分析

1、2008年国网公司系统高压开关运行状况分析宋杲 李炜 和彦淼 杨垄前言 高压开关是输送电能的重要电器设备，其质量水平的高低、运行状况的好坏直接影响到电力系统的安全运行和可靠供电。本文在各网省电力公司报送的2008年高压开关设备专业总结基础上，对公司系统12kV及以上电压等级高压开关设备的运行、维护、试验、检修等工作进行了分析总结，并对高压开关设备非计划停运、事故、障碍和缺陷情况进行了统计分析，为针对性的开展设备治理工作和制定有效地预防事故措施提供依据。1 在运设备概况1.1 12kV及以上高压开关设备装用情况统计 “公司系统”)12800kV高压断路器(含GIS间隔)在运量总计为414549台

2、，同比增加63092台，增长率达到180，无油化率951，同比上升168。表1 2008年高压开关设备装用情况统计表电压等级（kV) 断路器(按灭弧介质分，台) GIS(间隔)隔离开关(组)真空SF6少油多油合计无油化率()800014O0141000717550034240034241000465757736309660O96610001352338252019429379O19808981329766111126245175330241485209319117146603725266508882O7416881747217584052341636602200136366565591412（

3、24)25308157739601291268746963总计276525117891161653968414549951137682444042008年，公司系统各电压等级高压断路器装用量较2007年有大幅度的增长，同比增长率在92600O之间。其中，126kV及以上SF6瓷柱式和罐式断路器共61748台，126kV及以上GIS共13768间隔，同比分别增长139和385。近三年的SF6断路器和GIS设备装用量和增长率，主要有以下几个特征：12008年725kV以上电压等级设备均保持快速增长，均在10以上。2GIS设备连续两年高速增长，均超过38，分别是敞开式5176断路器增长速度的277倍

4、和3.49倍。3敞开式SF6断路器在各电压等级的增长率，2008年同比增长均高于2007水平。12 725kV及以上断路器基本情况统计截至2008年底，725kV及以上电压等级断路器(含GIS间隔)按照投运时间的分布情况可以看出，近5年投运的开关设备占592，近十年投运的占到868，说明公司系统近九成725kv及以上的开关设备寿命不到规定使用寿命的一半，绝大部分设备正处于相对“年轻”的阶段。2高压开关运行情况统计21断路器非计划停运情况统计211断路器非计划停运总体情况统计2008年，公司系统725kV及以上断路器(含GIS间隔)非计划停运次数为907次，同比下降593次，非计划停运率为113

5、2次百台·年，同比下降O996次百台·年。其中，发生故障147台次(包括事故22台次，障碍125台次)，同比减少22台次。非计划停运主要集中在126kV和252kV电压等级，占886，其中363kV和252kV断路器强迫停运率最高。表2 2008年72.5kV及以上断路器(含GIS间隔)非计划停运情况统计表电压等级 (kV)在运台数 (台)非计划停运(次) 停运率(次百台·年)次数同比非停率同比强迫停运率 800 1400O0O 550 342456 -31636-0575O964 363 97035-433608 -59271959 252 19808428-1

6、2l216l-10141212 126 48510376-3820775-0991 O344 725 741612-440162 -O663O094 合计 80142907-5931132-0996058l 断路器非计划停运责任原因及部位原因统计2008年，725kV及以上断路器(含GIS间隔)总共发生与断路器质量及技术性能密切相关的14类非停856次。其中，设备自身原因造成523次，占611；因人员原因有82次，占96；因外部原因有251次，占293。在设备自身原因造成的非停中，属于操动机构及其传动环节的有308次，占589；属于断路器本体有54次，占103；属于外部及二次回路元件有161次

7、，占308，其中二次回路及继电器87次，占外部环节的540，二次回路中属于分合闸线圈原因的有19次，占二次回路及继电器总数的218。按非停责任原因和设备具体部位分类统计详见表3、表4。表3断路器(含GIS间隔)非计划停运责任原因统计表电压等级(kV) 设备原因 人员原因 外部原因设计制造质量设备老化安装运行维护检修管理自然灾害外力破坏运行环境其他设备55062310l0O49OO 2363112800002O0 02526151878681711220 ll1267104lOl2169ll9233 13725O340000Ol0 1非停次数202932101122173221563 27合计5

8、238225l表4 2008年725kV及以上断路器(含GIS间隔)非计划停运设备自身原因统计表电压等级（） 设计不合理、制造质量不良和部件老化部位 本体 操动机构 外部环节灭弧室绝缘拉杆本体密封圈瓷套合闸电阻和并联电容空压机储压筒液压机构弹簧机构气动机构机构密封圈密度继电器压力表二次回路或继电器其它部位 800 0 0 0 O 0 0 0 0 O 0 0 O 0 0 O 550 4 l l O 0 O 2 13 0 1 4 0 O 10 3 363 0 O 0 l 0 l 0 2 O 6 O 1 3 4 3 252 5 l 5 5 3 16 8 63 8 18 49 5 ll 26 2l 1

9、26 14 O 1l 3 0 9 5 55 15 10 18 3 5 46 1872.5 0 0 0 0 O O O1 2 0 2 0 1 O 0小计 23217 9 3 26 15 134 25 35 73 9 20 87 45合计 54 308 16l 比例 589 30822隔离开关非计划停运情况统计221总体情况统计2008年，公司系统725kV及以上隔离开关共发生非计划停运810次，非计划停运率为0331次百台·年。其中。发生故障136台次，同比减少14次。在隔离开关故障中，完善化后隔离开关故障36台次，未完善化隔离开关故障103台次。非计划停运主要集中在126kV和252

10、kV电压等级，占919，其中，252kV和550kV隔离开关强迫停运率较高。2008年，725kV及以上隔离开关发生的810次非计划停运中，因设备自身原因造成的有426次，占非停总数的526；因人员原因有135次，占16.7%因外部原因有249次，占30.7%。表5 2008年72.kV及以上隔离开关非计划停运情况统计表电压等级（kV）在运台数 (台)非计划停运次数(次) 停运率(次百台·年)非停率 同比强停率 80017 O O O 0 5507577 38 O502 -0106 O238 3632338 18 0770 -1173 O086 25266111 353 O534 -

11、0195 O278 126146603 391 O267 -0290 O09372.521758 10 0046 -0091 O005合计244404 810 O331 -0249 O140表6 隔离开关非计划停运责任原因统计表设备原因人员原因 外部原因设计制造质量设备老化安装运行维护检修管理自然灾害自然灾害外力破坏运行环境非停次数2022318363281826184184527合计 426 135 2493断路器非计划停运情况分析31设备制造质量仍是造成非停的主要原因设备制造质量的好坏是影响设备运行可靠性的最关键因素。2008年公司系统运行统计数据表明，72.5kV及以上设备非停次数907

12、次，因设备自身原因523次，占577。其中，国产设备占86，非停率O992次百台·年，进口合资设备14，非停率为0210次百台·年，国产断路器非停率约为进口合资产品的41倍，这说明国产设备的整体质量水平与进口设备相比仍有较大差距，可见提高国产断路器的制造质量是降低非停率的关键。对于SF6高压断路器和GIS设备，运行单位一般情况下不具备本体或机构的检修能力，必须依靠制造厂的技术力量进行整体检修。因此，其运行可靠性基本取决于产品的出厂质量。作为一种高压电器产品，批量生产后，尽管使用中出现质量问题不可避免，但关键是要少出现，即使出现后也能得到快速彻底解决。目前的质量问题主要表现在

13、元器件的设计、加工工艺及材质，部件或整体的装配质量，以及配套件的质量等方面。而最突出的是原材料材质不稳定和加工及装配质量不过关，大大影响了设备的整体性能及长时间运行的稳定性。 (1)操动机构情况分析从历年的统计数据分析，操动机构和二次回路是造成设备非停的最关键部位，分别占589和167，对于高压断路器，尤其是超高压断路器，操动机构的可靠性始终是影响整体可靠性的关键因素。少油断路器本体的多维性使得操动机构的重要性显得不甚突出，但对于sF6断路器要达到预期的少维护或免维护指标，其操动机构的运行可靠性就转化为主要矛盾。因此，提高SF6断路器操动机构的性能和质量，使其达到与本体相匹配的运行水平，成为衡

14、量SF6断路器质量水平的标尺。2008年数据表明，由液压机构及其储压筒造成的非停次数占机构类的484。主要表现为渗漏油、部件变形损坏及打压频繁等故障。这些故障基本都与液压机构密封结构设计、材质、阀系统加工工艺、密封圈质量及装配质量、油质及油路的清洁度等因素密切相关。目前，国内制造厂对于液压机构的质量重视程度仍然不够，往往忙于堵漏和局部治理，对于材料性能和机械加工等方面的研究非常欠缺，这就是造成断路器的电气性能和指标往往高于进口设备，而运行可靠性却偏低的原因。(2)二次回路情况分析断路器的二次回路是其动作可靠性的根本保证和控制中心，元件虽小，但其重要性很高，这部分往往被开关制造厂和运行部门忽视。

15、二次回路或元器件故障往往会造成断路器误分或拒分，导致系统非全相运行，甚至扩大为电网事故。2008年因二次回路造成的非停次数占167。仅次于液压机构，因此对于二次回路及其元器件的重要性必须给予足够重视。二次回路故障主要表现为分合闸线圈损坏或卡涩，二次接线松动或绝缘下降、辅助控制开关或继电器转换不到位等。此类故障几乎全是因为元器件质量不过关引起。制造厂往往对本厂加工生产的部件相对重视，而对于外购外协的元器件重视不够，缺乏必要的进厂检测或抽测手段及管理制度。即使制订了相关管理文件，也多是流于表面未能真正执行。因此提高二次回路中元器件的质量控制是减少此类非停的最有效手段，同时应加强断路器出厂检测和现场

16、安装时二次回路和元器件的装配质量，从而保证二次回路的电气性能和运行可靠性。32外部原因分析725kV及以上断路器因外部原因造成非停251次，其中因冰雪灾害和地表破坏造成221次，占880。第一类非停117次，可见自然灾害带来的影响相当严重。灾害中受影响严重的多为SW2、SW3、SW6、SW7等型少油断路器，共造成47次非停，大多表现为底座或瓷套倾斜、断裂等。此外，早期生产的双断口LW6型SF6断路器以及运行近十年的瓷柱式断路器受损也比较严重，共造成33次非停。统计中发现，相对于瓷柱式断路器，GIs和罐式断路器在地震中受到的破坏要小得多，其中，发生瓷柱式断路器非停186次，占741，而GIS、罐

17、式断路器为35次，占139。因此，对于地震多发区，耐地震性能更好、受环境因素影响小的GIS设备或罐式断路器是优选方案。33按投运年限进行分析表7 725kV及以上断路器因自身原因引起非停统计表电压等级(kV) 5年以内 6-10年 11-15年 16-20年 21年以上 合计次数非停率(次百台年)次数非停率(次百台年)次数非停率(次百台年)次数非停率(次百台年)次数非停率(次百台年)次数非停率(次百台年)800O00O00OO00O055022O869610175292434000354553911393636106495625329413315800000212174252810648771

18、53760371718365984082244123212659021266O453531260242312101192212O4377250O2O1091012320498204757O094合计168O35416007221221767502379231478523O653从表7可以看出，非计划停运率与投运年限存在以下的关系： (1)投运年限在20年以内的断路器，非停率随着运行时间的增加而上升。 (2)设备运行21年以上时，非停率有所下降，与ll15年设备相当，主要是因为运行21年以上的363kV断路器仅占47，未发生非停，造成该时间段整体非停率下降。 (3)运行15年以内的设备，非停率在

19、每个时间段的平均水平呈倍数增长。四 存在的主要问题4.1断路器制造质量问题前面非停和故障统计数据表明，断路器制造质量一是影响运行可靠性的最主要因素，尤其是国产断路器非停率和故障率指标均远远高于进口合资设备。差距主要表现在操动机构的机械性能和密封性能两个方面，机构渗漏油、漏气、部件损坏等故障频繁。造成这种差距的主要原因，除原材料和加工装备因素外，更重要的是制造厂对操动机构及其传动部件的质量控制重视程度不够，甚至将操动机构视为断路器的附属品对待，机构的加工和装配水平远低于本体，大量的126kV-252kV断路器采用机构外配、制造厂家又缺乏严格的进厂检测程序，导致机构质量无法保证，断路器整体可靠性下

20、降。4.2液压机构问题依然突出尽管与2007年相比，液压机构原因造成的非停次数下降了一半多，但仍占设备自身原因总数的35%。一是国内制造厂早期引进国外技术生产的产品，如LW6，是90年代初引进法国MG公司技术生产的配液压机构的断路器，液压机构设计复杂，管路和结构多，国产化后零部件加工精度较低，渗漏油现频繁。二是由于零部件材质不佳引起机构阀体磨损，造成液压机构外漏或内漏，表现为机构阀体表面渗油或打压频繁。三是由于机构阀体的静或动密封圈（垫）质量不良，弹性下降或液压油中混入杂质引起密封圈磨损造成机构渗漏油。4.3 GIS设备安装质量亟待提高自2007年以来，GIS装用量急剧增加，增长率保持在38%

21、左右，很多单位对GIS设备的结构特点、安装调试、试验标准及运行维护等不熟悉，造成GIS设备基础台帐不规范，运行中故障不断出现。从公司2008年组合电器整体情况调研报告中可以看出，北京草桥变、湖北光谷变、安徽马鞍山恒心变以及上海港口变等发生的多次停电事故基本都是安装质量造成。尽管GIS设备制造技术基本成熟，但目前现场安装仍存在以下问题：一是户外安装环境无法满足设备安装条件的要求。现场安装GIS设备基本是在露天或临时搭建的工棚中进行，天气因素和空气污染物严重影响了设备的安装质量。二是安装程序和工艺没有严格按照厂家安装规范进行。一些单位在设备运抵现场后，不考虑设备运输过程可能吸人的潮气，直接充人SF

22、6气体，造成侵入设备的水分或空气无法排除，导致设备“带病运行”。三是对安装过程中的死点盲点未采取有效措施进行观察确认。如一些电缆仓连接件、长母线筒间的母线对接处等在安装过程中肉眼难以观察到的部位，且对排查这些故障多发点尚缺乏有效的检查仪器。44隔离开关完善化改造不彻底。缺陷问题比较突出自2003年公司系统开展隔离开关完善化改造以来，各单位加大了对隔离开关的技术改造和更新工作，隔离开关的非停率和故障率逐年下降。但由于隔离开关的机构特殊性，大量的隔离开关仍然存在锈蚀、卡涩，操作困难的现象。这种现象在126kV-252kV隔离开关尤为突出，一方面是因为公司系统目前仍有大量未完善化的国产GW4、GW6

23、、GW7型等隔离开关。这些隔离开关的机构设计、材质选择以及制造工艺等方面都存在诸多缺陷，设备投运后，出现机构及传动部件锈蚀，触头发热，分合不到位的情况。二是部分单位完善化改造不彻底，对隔离开关完善化技术要求不明确，隔离开关经常是局部完善，整体性能不高，运行中经常“头痛医头，脚痛医脚”，工作量极大，疲于奔命。45对二次回路配件质量重视程度不够对于开关设备，以前“重本体，轻机构“的观念有所改观。在设备选型中，对这两部分的技术要求和关注度不断提高。但对于二次回路及其配套元器件的选择和质量要求，则明显欠缺。从500kV石棉站开关频繁跳闸的事故分析，二次回路元器件及其控制电缆的质量也同样重要。从公司历年

24、总结系统报告统计中可以看出，约25以上的非停均是由二次回路接线和辅助控制元器件引起。主要表现为密度继电器、压力表、控制回路继电器、辅助开关等元器件质量不佳，接触不良或转化不到位、受环境影响后性能下降等。46早期的LWl3系列和LWl2罐式断路器存在重大缺陷早期投运的Lwl3系列和LWl2断路器至今约13年左右，均配气动机构，为336kV和550kV设备。从公司系统统计数据分析，2008年这两种型号的罐式断路器退役10台，占罐式断路器退役总量的45.5%。非停23次，占363kV和550kV非停总数的38.3%，缺陷频繁，运行维护工作量大，且存在绝缘隐患，影响了电网安全水平。4.7状态监测手段尚

25、不成熟，检测和分析方法缺乏统一标准由于GIS设备为金属全封闭结构，尚缺乏监测GIS内部运行状况的有效手段。虽然多家网省公司开展了对运行中GIS的局放检测，以及SF6气体分解物的检测技术，但检测手段和判断分析经验仍相对缺乏，仍需继续扩大数据量积累，并且，目前尚缺少统一的检测判断标准，当检测中出现异常波形时，不能保证对故障或缺陷的确切位置和危害程度做出准确判断。各单位开展了部分的状态检修诊断性试验项目，但广度不够，如绝缘子超声波探伤、气体泄漏激光成像、SF6气体分解物、紫外探测等项目尚未得到广泛的开展，设备状态检测及诊断技术需要不断积累和拓展完善。5采取的措施51严把设备质量关。严禁选用缺陷故障较

26、多的产品各单位应综合分析，掌握本单位断路器的整体运行情况，对造成非停次数较多的断路器型号和制造厂应重点排查，记录在案，及时与基建和招投标部门沟通，杜绝在新建、扩建或技术改造工程中选用该类设备。同时对在运的这类设备，应加强日常巡视，缩短试验周期，及时消缺。对运行时间较长，消缺困难，备品备件缺乏的断路器应及时安排技术改造和设备更新，以提高设备的整体运行水平。对属于“家族性”缺陷的设备，除应进行消缺、改造外，还应及时进行上报，避免损失进一步扩大。52加强对配用液压机构断路器的选型、运行维护和技术改造针对液压机构故障较多的问题，在设备选型中应加强重视。尽量选用液压机构运行可靠的厂家的产品，或选用弹簧机

27、构的断路器。对LW6和早期生产的Lwl0B型断路器应加强巡视，及早发现缺陷，及时排除；其次，在检修维护过程中，坚决按照制造厂检修规范进行，断路器解体检修时必须更换全套密封圈(垫)和规定更换的零部件，并要求所更换部件厂家和规格必须与原产品相同，保证所更换的新部件的质量。对运行年限较长，故障频繁，符合技术改造原则的设备，应尽早安排改造更新，以免影响设备运行安全。53 GIS安装应严格按照制造厂安装规范进行生产运行单位是设备最终的使用者和管理者，设备安装质量是关系到设备能否安全可靠运行的重要环节。因此，生产运行管理部门应派专人参与设备安装的全过程。同时为规范GIS设备现场安装调试，有效控制现场施工环境，减少或避免由于运输不恰当、安装工艺不规范、环境不达标的原因而引起的设备故障，还应根据本地区特点制定GIS设备现场安装