关于XXX电管中心35KV变电所
技术改造工作的建议及技术改造方案
XXX电管所辖的35KV变电所基本上是2005年投运的，设备整体制造质量还是比较高的，加上采用了比较科学的技术管理，变电所的安全性得到了比较好的保证；随着运行设备时间的扩大和电力运行的不断需要，有些设备使用单元已经不能满足现在的需求了，甚至阻碍了经济供电的发展；因此，在目前力所能及的条件下进行有效的技术改造是最经济和安全的做法。
根据35KV变电所的基本情况，各站的情况基本相同，反映出来的问题也基本相当，为此，我们同意也建议对35KV手车内部的操作机构进行一次有效的技术改造。
首先，我们先了解一下电磁操作机构和弹簧操作机构在性能和操作上的一点不同：
电磁操作机构
xx依靠合闸电流流过合闸线圈产生的电磁吸力来合闸同时压紧跳闸弹簧，跳闸时主要依靠跳闸弹簧来提供能量。所以该类型操作机构跳闸电流较小，但合闸电流非常大，瞬间能达到一百多个安培。这也是为什么变电站直流系统要分合闸母线控制母线的缘故。合母提供合闸电源，控母给控制回路供电。
弹簧操作机构
该类型机构是目前最常用的机构，其合闸分闸都依靠弹簧来提供能量，跳合闸线圈只是提供能量来拔出弹簧的定位卡销，所以跳合闸电流一般都不大。弹簧储能通过储能电机压紧弹簧储能。对弹操机构，合闸母线主要给储能电机供电，电流也不大，所以合母控母区别不太大。保护同其配合，一般没什么特别需要注意的地方。
通过上述对比我们得到这样一个结论：弹簧操作机构相比电磁操作机构合闸电流要小许多。
事故举列说明：
110kV 黑河通北变电所35kV断路器弹簧机构的故障分析
2004年11月14日，变电所值班员按调度令操作35kV通建线开关，(开关型号为SW2—35IV，配用弹簧操作机构CT2，厂家为江苏如皋高压开关厂。2004年投运。)操作时发生合闸异常，经值班人员检查时发现，机构合闸时，主轴动作，开关指示器由分到合，又迅速回到分，主轴又落回到分闸位置，弹簧能量已释放，反复几次进行合闸操作试验，现象都是一样，汇报调度并通知工区。经过检修人员到达现场后进一步检查，认定为“合空”现象，经过认真的仔细观查发现，是由于固定主轴的拖架返回太慢造成的，合闸时弹簧释放，牵引杆带动主轴向上运动并带动横拉杆水平运动，到达合闸位置后，主轴拖架应返回，拖住主轴，保持合闸;就是由于在主轴回落时拖架返回速度太慢而没有拖住主轴，导致合闸不成功。为了证实我们的分析，在旁边的备用设备上拆下了一个拖架弹簧，加到该机构的拖架上，“合空”现象立刻xx，从而验证了我们的判断是正确的。初步认定是由于该机构没有任何保温措施和加热装置，环境较低，致使机构个别部件发滞、动作缓慢造成的。经过现场处理，我们更换了机构的润滑脂，又更换了新的拖架弹簧，xx了故障。同时上报了生技部门，建议对该型号机构进行改造。
2005年10月19日，变电所值班员按调度令操作35kV#2电容器开关，(开关型号为LW9—66，配用弹簧操作机构CT15，厂家为瓦房店高压开关厂。1999年投运。)操作时发生合闸异常，经检查发现，合闸弹簧未储能，棘轮位置在过“死点”位置，B销过合闸挚子，仔细检查发现，合闸弹簧与棘轮拉杆活动，现场分析合闸弹簧与棘轮拉杆在合闸弹簧桶内与合闸弹簧脱落，在检查时发现合闸弹簧桶后堵档板(10MM厚)被内部重物瞬间击打出一个坑。后经厂家技术人员对开关机构进一步检查，取下储能电机，将合闸弹簧与棘轮拉杆拆下取出，发现是合闸储能弹簧拉杆段裂造成的。厂家鉴定为零件产品质量不合格，耐低温性不好，材质机械特性发生变化造成的。 信息来自:www.tede.cn
通过以上两起事故的现象，我们分析还是由于所处地区环境温度太低，产品设计没有到达标准，产品质量不合格，没有达到说明书中所列的{zd1}使用环境温度而造成的。
对35KV开关设备的一点技术理解：
关键字：高压断路器设备常见事故
随着电力系统的发展，高压断路器设备的装用量将大幅度上升，了解高压断路器设备的故障原因，采取积极的防范措施，对提高电网供电的可靠性是很有帮助的。
据有关的历史资料对全国电力系统高压断路器运行中的事故类型统计分析，拒分事故占2267%；拒合事故占6.48%；开断关合事故占9.07%；绝缘事故占35.47%；误动事故占7.02%；截流事故占7.95%；外力及其他事故占11.43%，其中以绝缘事故和拒分事故最为突出，约占全部事故的60%。
1、绝缘事故的主要原因：
一方面是高压断路器的绝缘件设计制造质量不符合技术标准的要求，拉杆拉脱，使运动部分操作不到位。另一方面是高压断路器在安装、调试、检修过程中工装工艺不到位。所以，严格高压断路器工装工艺流程、外购件检验、装配环境清洁度以及必备的检测手段等是杜绝绝缘事故发生的重要措施。必须引起设计、制造和应用部门的高度重视。
2、拒动、误动事故拒动和误动事故是指高压断路器拒分、拒合和不该动作时而乱动。其中拒分事故约占同类型事故的50%以上，是主要事故。分析其主要原因是因为制造质量以及安装、调试、检修不当，二次线接触不良所致。因此，使用部门应该和制造部门有机地结合起来，尽可能使高压断路器的设计定型、材质选择、必备的备品备件、工艺要求、调试需知等合理、实用，将人的行为过失可能发生的事故局限在先，做到防患于未然。
3、开断与关合事故开断与关合事故是油断路器在开断过程中喷油短路、灭弧室烧损严重、断路器开断能力不足、关合速度后加速偏低等所致。因此，在高压断路器的安装、检修、调试过程中，重视油断路器的排气方向、动静触头打磨、灭弧室异物排除、断路器开断能力的核定与选型、合分速度特性的调整等，以遏制开断与关合事故的发生，切勿疏忽大意。
4、截流事故截流事故发生的主要原因多数都是由于动、静触头接触不良引起的，主要原因是动静触头或者隔离插头接触不良，在大电流的长期作用下过热，以至触头烧融、烧毁、松动脱落等。所以，对于高压断路器触头弹簧的材质选择与热处理、触头压力的调整，是防止截流事故发生的重要技术措施。
5、外力及其它事故外力及其他事故主要是指操动机构的漏油、漏气、部件损坏以及频繁打压、不可抗拒的自然灾害、小动物短路。主要原因是密封圈易老化损坏，管路、阀体清洁度差，接头制造及装配质量不良等。此类问题，多年来一直是困扰国产高压断路器可靠运行的老大难。
6、真空断路器的事故高压真空断路器以自身优越的开断性能和长周期寿命的优势，普遍得到了使用部门的认可。随着高压真空断路器的广泛应用，改进之后的新一代真空断路器普遍使用纵向磁场电极和铜铬触头材料，对于降低短路开断电流下的电弧电压、减少触头烧损量起到了积极的作用；但是，由于灭弧室及波纹管漏气，真空度降低所造成的开断关合事故，呈上升趋势，不容忽视。此外，对于切电容器组出现重燃、陶瓷真空管破裂仍时有发生，同时当前真空断路型号繁杂、生产厂家众多，产品质量分散性大，给使用部门的设备选型和运行造成了一定的难度。
7、隔离开关的事故隔离开关由于触头接触不良、局部过热烧融、绝缘子断裂和机构卡涩等问题，是长期以来困扰隔离开关安全运行的问题，据有关资料介绍，当前此类问题仍很严重。这就需要从设备设计、制造、运行、维护、管理等各个环节齐抓共管，标本兼治，从根本问题上着手来克服这一被动局面。
35KV开关柜弧光爆炸分析
------ 王罡 2006年7月28日黄昏
标签：关于35KV开关设备使用中的一点认识
某公司35KV变电所为2002年4月底投运的配电系统，其所配置的35KV铠装移开式开关柜为该公司首次使用，设置在该公司下属合成氨厂计控大楼的2楼（共4层），环境良好，有xx装置。
该变电站35KV断路器为真空断路器（ZN12-40.5），配国产陶瓷真空灭弧室。防操作过电压避雷器为有机复合绝缘交流串联间隙金属氧化物避雷器(HY5CZ5-41/110)。6路馈线都有9613纵差保护及后备定时限过流微机保护。所有母线、分支线采用热缩套管，电流互感器为LZZBJ9。该开关柜自投运至2004年4月14日爆炸之前，未发现异常现象。
2．事故描述
2004年4月14日深夜，35KV制氧二线开关柜内发生弧光爆炸，引起35KV制氧配二段母线失电，对上级系统造成短路冲击，使110KV总变电站3号主变（31.5MV?A,110KV/35KV/6KV）线圈损坏而报废。事故现场与表象：(1)制氧二线开关柜内避雷器爆炸，B相避雷器似火箭上窜而夹在正上方电流互感器中间，其余避雷器炸裂而歪倒，单相避雷器间联线断裂，间隙残片有弧光迹象；(2)接地刀闸相间弧光短路而烧毁；(3)电流互感器表面弧光烧灼而损坏；(4)线路纵差保护未动作，后备过流保护1.5S(整定值)动作；(5)故障录波记录为B，C相短路后13MS发展为三相短路；(6)开关柜电缆室爆炸变形，后门、侧板、侧面加强筋炸扭曲；(7)配电室木门受冲击而打开，一扇玻璃窗振碎。
信息来自:www.tede.cn
3．事故推理
对系统内的各变电站电气记录装置、报警装置、运行数据进行全面检查，均未发现接地故障，爆炸事故前未进行倒闸操作和发生其它电气设备事故。当天天气晴朗，温度适宜。现场环境干爽、清洁。根据开关柜内避雷器和接地开关烧毁的现场，有两种假设：（1）假设接地开关先击穿拉弧引起避雷器爆炸。接地开关击穿接弧引起相间短路和相地短路。由于避雷器几乎与接地开关在同一地点，可估算避雷器相间、相地电压接近零，不可能造成避雷器相间过电压而爆炸。接地开关不久前做过预防性试验，性能合格，也没有小动物，因此不可能自行拉唬该假设不成立。（2）避雷器因质量问题先爆炸引起接地开关拉唬避雷器爆炸有一定的发生概率，也有其偶然性的一面。避雷器发生爆炸有多方面的因素：封装工艺水平、瓷管裂纹、受潮、老化等。
该避雷器爆炸引起接地开关弧光短路(两者相距400MM)所需时间最多为几十MS（飞弧或碎片炸飞引起接地开关弧光短路的时间）。9613纵差保护装置的动作机理为：在保护范围内检测到短路电流时，先对高次电流谐波过滤，采集到稳态短路电流动作值后，发出脉冲去跳闸，所需时间约有几十MS。根据原供电系统结构图所示，接地开关安装在纵差保护之外，避雷器安装在纵差保护之内。当避雷器爆炸前后引起纵差保护装置开始采样短路电流数据，在还未引起保护动作跳闸时，却已造成接地开关弧光短路而破坏纵差保护的动作电流采样值（即纵差电流消失），导致纵差保护无法发出脉冲跳闸。由于后备定时限短路电流保护动作时间整定为1.5S，因此，接地开关弧光短路1.5S后，断路器跳闸。
信息来自:输配电设备网
综合判断应为避雷器爆炸引起接地开关弧光短路。
4．金属氧化物避雷器爆炸原因分析
从各方面调查的情况分析表明：MOA事故原因69%为制造质量问题，25%为运行不当，6%为选型不当造成的，而内部受潮直接影响产品质量，是引起MOA爆炸事故的主要原因。（1）受潮MOA受潮有两个途径：密封不良或漏气，使潮气或水分侵入。密封不良的主要原因有：①MOA的密封胶圈{yj}性压缩变形的指标达不到设计要求，装入MOA后，易造成密封失效，使潮气或水分侵入；②MOA的两端盖板加工粗糙，有毛刺，将防爆板刺破导致潮气或水分侵入；③组装时漏装密封胶圈或将干燥剂袋压在密封圈上，或是密封胶圈位移，或是没有将充氮气的孔封死等；④瓷套质量低劣，在运输过程中受损，出现不易观察的贯穿性裂纹，致使潮气侵入。
总装车间环境不良或干燥处理不彻底，造成附着潮气在阀片和绝缘件装入瓷套内，使潮气被封在瓷套内，长此以往造成阀片和绝缘件受潮。
上述两种途径受潮所产生的结果是相同的，从多起事故后避雷器残骸可以看出，阀片没有通流痕迹，阀片两端喷铝面没有发现大电流通过后的放电斑痕，而在瓷套内壁或阀片侧面却有明显的闪络痕迹，在金属附件上有锈斑或锌白，这便是MOA受潮的证明。
信息来自:输配电设备网
（2）MOA的额定电压(UA)和持续电压(UC)取值偏低。
（3）结构设计不合理。
结构设计不合理主要有：①有些避雷器厂家片面追求体积孝重量轻，造成瓷套的干闪、湿闪电压太低；②固定阀片的支架绝缘性能不良，有的甚至用青壳纸卷阀片，复合绝缘的耐压强度难以满足要求；③阀片方波通流容量较小，使用在某些场合不匹配。
（4）电网工作电压波动。
（5）老化问题。
该事故调查表明：首先第(2)、(3)、(4)项可以排除，可能的原因为第(1)、(5)项；第二，从这起事故后避雷器残骸看出，阀片没有通流痕迹，阀片两端喷铝面没有发现大电流通过后的放电斑痕，且避雷器投运时间不超过两年，应判断为受潮引起爆炸；第三，该批次6套避雷器在投运前查出有两套现场试验不合格，泄漏电流超标。经更换新避雷器后，其中一套新避雷器的表面温度比其它避雷器偏高5℃以上，也在理论上说明，可能该套新避雷器泄漏电流较大于其它避雷器。这从侧面印证了避雷器有可能受潮。
因此，根据该事故的现象，可判断为避雷器内壁闪络而引起避雷器爆炸，并进而引起接地开关弧光短路即弧光爆炸。而根据避雷器阀片没有通流及内壁有闪络痕迹，以及避雷器的运行工况和以往事故的数理统计情况，从实践经验和理论上证明是避雷器内部受潮所致。
上述变电所经过技术改造从2004年7月改造以来，目前运行状况良好。
5．改进措施
针对避雷器爆炸概率相对高，而开关柜内接地开关安装在纵差保护范围之外，为避免再次发生接地开关拉弧短路，不能使纵差保护瞬时动作而需后备过电流保护延时动作，对系统电网造成的巨大破坏冲击，采取了以下技术措施。
（1）加强避雷器的预防性试验和日常定期温度检测、比较。
（2）根据电缆和母线抗操作过电压的能力，取消了电缆线路、母线上的防操作过电压金属氧化锌避雷器。
（3）由于35KV制氧配开关柜内接地开关位置在纵差保护范围之外，对其改进有相当的难度，故统一取消了6台接地开关，采用接地小车作为检修时的接地安全措施，并确保“五防”安全功能完好。
（4）加强纵差保护装置的校验，确保运行可靠。
（5）对于油浸变压器、大型异步电动机，根据其容量、电缆引线长度、设备状况等实际情况，酌情安装防操作过电压避雷器（配置真空断路器的供电回路），但并非多多益善。
（6）根据不xx统计，组合式防操作过电压避雷器的故障范围，在变压器等非电动机供电回路上，原则上安装分体式防操作过电压避雷器。
（7）某公司生产的TBP过电压保护器经过很多的单位运行结果并不是很好，更多的事故原因均为其所造成，还有新疆伊宁的城中心变ZN5-10的爆炸就是由它引起的。当时我是事故分析参与者，{zh1}厂家赔了一台设备；其实，有些新产品我们仔细研究以后发现，只是形式上的变化，根本内容和作用并没有多大的改善，甚至回到了老路上，西高所的谢书勇专家研究过电压已经40年了，他说过一句话：“保护设备的东西出了事却保护的是自己，这是不负责任的产品”
上述讨论为本人自己的认识，如果涉及到某些厂家或是单位，本人在此表示歉意！
也许，我们总是站在自己的角度看问题，所以对事物的另一面就失去了正确和公平的判断，我希望我们的电力环境是干净的、安全的，我们用户的期待是有保证的。
新的一年里，让我们共同努力，为新疆的建设和发展贡献一点自己的力量。
王 罡 2006年7月28日
通过上述建议和说明，我们对35KV变电所部分手车弹簧操作机构进行的技术改造工作表示理解和支持，下面我们根据现场实际情况提出如下技术改造方案：
现场技术改造方案一
原型设备型号为：ZN10-35 （见图示）
原配开断电流25KA调整为31.5KA
目的是：增大断路器的开断能力，提高断路器的抗冲击能力和对设备的保护范围；
将原来的ZN10-35一体化断路器改造成开断能力更高的ZN65-35一体化断路器。
效果是：不改变原柜车配合结构，对停电时间要求不高，只需要对一次闭锁进行改造、二次保护进行调整；
具体施工如下：
1. 做好元件入场和检验；
2. 做好现场安全管理和监护工作，清理施工现场；
3. 拆除原断路器及配合件的分离；
4. 对手车的外部进行现场工艺处理，如：校正车底盘及框架等结构；
5. 对新设备的现场安装和调整、试验和耐压；
6. 对柜体的检查和调整，如：隔板及接地等，保证进车前的准备工作正确和可靠；
7. 车柜配合；
8. 手车试验位置的试验；
9. 手车运行位置的关合；
10.手车动静部分的检查和调整；
11.36小时的消缺处理；
12.72小时的运行状态；
13.设备维护免费技术培训1小时；
14.验收工作。
现场技术改造方案二
将原来的ZN10-35一体化断路器与原配操作机构分离，将新配GN19BN-35弹簧操作机构与原断路器配合成一体化断路器装置；
需要做的工作比较多：
1. 做好元件入场和检验；
2. 做好现场安全管理和监护工作，清理施工现场；
3. 做好分离元件的封存或包装；
4. 分离断路器本体结构，既：操作机构本体和真空断路器本体的分离；
5. 解除断路器二次接线，并按线号对应保留；
6. 安全安放带有原断路器的手车；
7. 拆除机构的处理及新换机构的安装；
8. 调整和试验新机构的操作和配合；
9. 一次操作检查；
10.二次操作检查；
11.断路器的行程及速度的试验；
12.机构闭锁的配合或技术改造；
13.试验位置的检验；
14.运行位置的检验及关合；
15.手车动静部分的检查和调整；
16.36小时的消缺处理；
17.72小时的运行状态；
18.设备维护免费技术培训1小时；
19.验收工作。
技术改造工作需要调整的部分内容：
如果技术改造工作时间的容许或是商务预算的宽余，我们可以将原二次接线的位置进行置换，既二次动插在车体上，二次静座在柜体上；这样就解决了二次线缆的损坏问题。
技术改造工作后的效果：
1. 提高操作机构的使用寿命和性能，保证有效的动能分配；
2. 经济性显而易见；
3. 可靠性得到提高。
需要业主配合的工作及事项：
1. 负责现场的安全和监护工作及工作票的正确手续；
2. 负责现场的临时用电及照明；
3. 负责现场的物资安全及存放；
4. 负责现场施工过程中的配合，如：元件的拆放和配合性安装等；
5. 负责进行技术改造工作的各类实验性检查和验收工作；
6. 提供技术改造工作结束认可书或技术改造工作回函；
施工方需要遵守的工作事项：
1. 遵守业主的规章制度，不得随意乱动运行设备；
2. 提前向业主申报进场工作人员名单及工作负责；
3. 不得随意进出变电所与技术改造无关的工作场地；
4. 不得破坏原变电所的一切财产和设施；
5. 不得拖延技术改造工作计划和正常的送电计划；
6. 不得向业主提出工作外的一切无理要求；
7. 按计划工作、按科学操作、按成效交工；
8. 工作结束后的现场卫生清理和物资归存；
9. 设备运行36小时后，按规定迅速进行设备技术检查，免费进行技术培训；
10.设备运行72小时后方可正式离场，并接受随身物资检查；
11.离场必须得到也主的认可及工作肯定回函。
上述技术改造工作的具体操作请各相关领导和部门审查，如需要变动请迅速告知为盼。
施工方提供下述元件及资料内容：
1. ZN65-35断路器 2 台 （本条适宜{dy}方案）；
2. GN19BN-35弹簧操作机构 2 台 （含合格证及使用说明书各一份）；
3. 施工用材料若干 （施工用自带）；
4. 商务报价书一份 （交业主负责人）；
5. 技术改造工作协议书叁份 （一份业主、一份施工方、一份业主留档）；
6. 二次技术改造施工图 贰 份 （一份交业主、一份留现场）
7. 技术改造工作试验数据 双方 各留一份 （由实验单位出据）签字有效；
8. 临时计划或修改内容书备份 （双方认可备忘录）
9. 质量保证（壹年质量三包）书壹份。
10.施工回函贰份 （业主及施工方各壹份）
顺祝商琪
谢谢！
王 罡
XXX开关厂技术服务部
新疆XXX电气技术服务有限公司
2010年4月15日
