浅析高压开关柜故障及防治措施

万玉辉

（国网江西省电力公司培训中心）

浅析高压开关柜故障及防治措施

万玉辉

（国网江西省电力公司培训中心）

在电力系统中，高压开关柜是非常重要的电气设备之一，随着社会及工业生产的不断发展，电力需求不断增加，高压开关柜被广泛地应用于供配电系统中。同时，高压开关柜在运行过程中出现的问题也越来越多，本文主要针对某地区高压开关柜在运行中出现的典型故障进行了分析，并提出了预防措施。

高压开关柜；常见故障；分析；预防措施

0 引言

高压开关柜用于3～35kV电力系统，作接受、分配电能及控制之用。由于开关柜具有结构紧凑、维护安全、可靠性高的优点，所以在电力系统使用较多。近年来，由于各种原因，高压开关柜在使用过程中也出现了一些问题。如在某地区电力系统，10kV高压开关柜相继发生多起故障，严重地影响到对用户的正常供电。通过这些故障，反映出高压开关柜在设计、制造、安装、设备选型、运维检修、反措执行不到位等方面存在着一定问题。为加强开关柜的运行管理，笔者对该地区电力系统的高压开关柜运行检修情况，特别是近年来发生的几起典型故障进行了分析。并通过赴现场调研、与厂家交流等方式，归纳出高压开关柜在生产、安装、运检、管理等方面存在的一些典型问题，针对这些问题，提出了一些解决方法。

1 某地区近年来开关柜典型故障分析

该地区电网开关柜装备情况：PMS系统录入开关柜设备总数为9711面，10kV 9235面，占总数的95.1%；6kV 325面，35kV 151面，分别占总数的3.3%和1.6%。开关柜的制造厂家众多，超过200家。主要型号包括GG1A（敞开、固定式）、XGN（箱式、固定式）和KYN（铠装、手车式）三种，分别占开关柜总数的20.8%、35.6%和43.6%。使用年限超过15年的开关柜设备有813面，占开关柜总数的8.4%。

1.1 某110kV变电站开关柜烧毁

故障现象：该变电站10kV开关柜内#1站用变高压C相线圈匝间短路断线起火，致使站用变柜C相刀闸绝缘击穿，产生的弧光过电压击穿母联刀闸的A、B相绝缘，形成三相异点短路接地。同时弧光过电压侵入未用阻燃型软管或金属软管保护的二次回路，致使保护装置不能正常工作，无法切除短路故障，造成了相邻的几个开关柜不同程度的烧损，如图1所示。

故障分析及暴露的问题：母联刀闸检修试验不到位；消弧线圈未按要求及时投入；二次回路未用阻燃型软管或金属软管包裹；弧光电压窜入直流系统，造成保护装置不能正常工作；站用变安装在高压开关柜内，不便于散热。

1.2 某110kV变电站10kVⅡ母线失压

故障现象：该变电站某出线发生单相接地故障。由于消弧线圈容量不足，致使该消弧线圈未工作于过补偿方式。并且残余电流又比较大，引起的过电压将该开关柜套管绝缘击穿，升级为三相短路故障。因此，主变保护动作立即跳开主变，致使该段母线失压。

故障分析及暴露的问题：消弧线圈容量不足，造成欠补偿；开关柜内积灰较多，未清扫；部分电缆头表面有明显划痕。

1.3 某220kV变电站10kVⅡ母线失压

图1 被烧损的开关柜

故障现象：该变电站10kV某线路电缆被挖断，引起三相接地短路故障，导致该出线间隔过流Ⅰ段保护动作跳闸并发重合信号。重合过程中，操作过电压导致该间隔刀闸绝缘对地击穿，发展成为Ⅱ母线三相接地短路，10kVⅡ母线失压。

故障分析及暴露的问题：开关柜内积灰严重，未清扫；未做耐压试验；变电站内部相关系统、保护装置对时不统一，给故障分析带来了困难。

1.4 某220kV变电站10kVⅠ母线失压

故障现象：该变电站10kV某段母线发生了单相接地短路故障。由于该段母线上未安装消弧线圈，接地电流又比较大，产生了间歇性电弧，引起过电压，过电压导致离开关柜临近的某断路器其他两相对柜体放电，升级为三相接地短路故障。

故障分析及暴露的问题：分段运行的母线只有其中一段母线安装消弧线圈，出现无消弧线圈补偿的情况；开关柜带电部分与柜体距离较近。

1.5 某110kV变电站开关柜故障

故障现象：该变电站10kV出线发生区外故障。原因是由于用户侧开关柜封堵不到位，导致小动物进入引起柜内短路故障，过电压保护器因通流容量不足爆炸，用户侧断路器在保护作用下跳开。由于保护间定值整定不合理，发生故障时，越级跳开了该变电站某断路器后，该断路器又重合成功。同时，由于电压互感器消谐装置故障，短路故障引起的过电压将几个间隔的过电压保护器绝缘击穿，导致开关柜损坏，如图2所示。

故障分析及暴露的问题：对用户侧设备的监督不到位，开关柜未有效封堵；母线电压互感器的消谐装置运维不当；未按省公司开关柜技术规范要求将过电压保护器更换为无间隙的氧化锌避雷器。

图2 被损坏的开关柜

1.6 某110kV变电站某断路器爆炸

故障现象：该变电站10kV用户线路发生相间短路故障。保护动作跳开了该线路的断路器，在短路电流远未达到该断路器的额定短路开断电流时，该断路器发生了爆炸，导致该母线失压。

故障分析及暴露的问题：没有在规定的时间内对真空断路器进行交流耐压试验。

1.7 某110kV变电站某开关柜故障

故障现象：该变电站某出线开关小车静触头触头盒绝缘材料老化，造成静触头对固定板放电，引发AB相短路后再发生三相短路，开关柜爆炸。

故障分析及暴露的问题：母线侧绝缘件的检修试验不到位；消弧线圈缺少维护，两组消弧线圈测得的电容电流数据不一；运检人员对消弧线圈的运行与检修不熟悉；难以对开关柜进行测温。

1.8 故障分析小结

上述典型故障中，XGN型开关柜故障2起，KYN型开关柜故障4起，GG1A型开关柜故障1起。 按触发故障的元件分，开关柜在运行过程中，内部元件引发故障2起，其余5起故障均是在外部设备故障后发生。这5次外部故障发生后，因操作或谐振过电压引起开关柜内部元件故障4次，断路器性能劣化故障1次。 通过上述7次典型故障，暴露出的问题是多方面的，且一次故障发生后，往往暴露出多个问题，主要包括：

1）检修运维不到位7次，隔离开关、真空开关、母线绝缘件、消弧线圈、消谐装置维护试验不到位各1次，开关柜内积灰较多、未清扫2次。

2）电容电流补偿问题3次，其中无消弧线圈、消弧线圈未按要求及时投入、消弧线圈容量不足各1次。

3）反措规范执行不到位4次，包括二次回路未用阻燃型软管或金属软管包裹2次，过电压保护器未更换为无间隙的氧化锌避雷器1次，开关柜带电部分与柜体距离不足1次。

4）其他问题包括电缆头表面有明显划痕、站用变置于开关柜内、用户侧设备的监督不到位等。

2 开关柜缺陷分析

自该地区电网主设备新PMS系统投入运行以来，共录入的开关柜缺陷仅有18条，其中10条缺陷为状态指示器偏位或不清，无法正确反应设备实际状态；2条缺陷为开关分合闸开关卡死；远方/就地切换开关失灵导致开关就地无法操作、加热器不能操作导致机构箱受潮、操作机构分断闭锁销子脱落无法操作、电压回路空气开关接触不良、储能灯不亮、柜体照明灯不亮的缺陷各1条。 根据有关资料，国网公司2012年对35kV开关柜运行缺陷进行了统计分析，主要暴露的问题有：绝缘问题、一次接线及元件安装位置不当、内部电弧泄压通道隐患、发热缺陷、五防联锁、元部件质量不良等6种问题。

3 影响该地区电网高压开关柜正常运行的因素

3.1 厂家设计制造和安装单位安装的因素

1）设备间的绝缘距离不符合规程要求。新开关柜在安装设备及旧的开关柜在进行改造时，柜内的设备间及设备对柜体的绝缘距离不满足要求。

2）开关柜内的二次线路未采用保护性措施，导致一次故障影响到二次设备，致使二次设备不能正常工作，烧毁开关柜。

3）有些开关柜生产厂家外购的元器件设备存在质量问题，而在安装使用时又未能对其质量做严格检测。

3.2 设备选用方面的因素

1）没有按省公司的要求对旧的有关设备进行更新或改造。

2）采用的消弧线圈在系统发生单相接地时，不能抵消接地电容电流，即消弧线圈未处于过补偿的运行状态。

3.3 开关柜运行、检修方面的因素

1）没有在规定时间内准确地对电容电流进行测试，消弧线圈的配置不合理，运行单位对消弧线圈的使用维护知识掌握不够。

2）变电站10kV母线电压互感器的微机消谐装置故障，致使其部分功能失效。

3）检修单位没有按规程要求认真对开关柜进行试验，或试验项目缩减、随意改变其试验周期。

4）母线侧设备及绝缘件缺少维护，某些绝缘材料上灰尘较多，致使其绝缘性能下降。

5）隔离开关和小车触头接触不到位，发热引起支撑绝缘材料绝缘降低。

6）对有些洞口，没有按省公司要求进行有效封堵，使得某些小动物钻入而引起各种故障。

7）有些电缆头制作粗糙，在电缆头上甚至有严重划痕，使用带电检测仪检测，暴露出多起电缆头存在着隐患。

8）有的供电公司对开关柜的检测不认真，使用便携式开关柜带电检测仪对开关柜进行检测，未能有效、全面地发现开关柜存在的隐患。

9）没有对高压室、开关柜内的湿度进行有效监管，检查发现有的驱潮、防潮装置无法正常工作。

3.4 技术管理方面因素

1）对用户侧设备的监督管理不到位。

2）对开关柜的反措、规范、例行试验要求等掌握理解有待加强，对已有的反措规范执行不到位。

3）运行单位对开关柜的运行缺陷管理重视程度不足，在PMS系统中未能全面反映开关柜运行缺陷。

4）完成开关柜故障抢修后，未能对故障原因、共性问题认真组织分析，未编写详细的分析报告，使省公司层面掌握情况、制定反事故措施造成困难。

4 预防措施

4.1 防止接地电流引起的电弧过电压

1）对该地区电网的中性点不接地系统进行一次对地电容电流的普测，根据测试结果来决定是否需配置消弧线圈，消弧线圈的补偿方式应该是过补偿。消弧线圈的布置要避免因倒闸操作使运行方式改变而出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。

2）对已经安装好的消弧线圈，要对其准确性进行校验，应使其运行在过补偿方式。在正常运行时，其中性点的位移电压不应超过额定相电压的15%，接地后的残余电流值不能超过5～10A。

3）对于有些城市电网，由于其电缆线路较多、电缆线路较长，所以单相接地电容电流较大，采用消弧线圈补偿方式很难有效地熄灭接地处的电弧，可以采用中性点经小电阻的接地方式。

4.2 防止铁磁谐振过电压

1）在进行交接试验时，6～35kV电磁式电压互感器必须进行励磁特性试验，且试验数据必须符合规程要求。

2）高压开关柜内应尽量选用抗谐振电压互感器，如果采用的是电磁式电压互感器，应优先更换；对于开关柜内装有微机消谐装置设备的，应加强微机消谐装置的应用维护。

4.3 提高设备自身的防护能力

1）在进行交接试验时，35kV固体绝缘电流互感器、电磁式电压互感器应按一定比例（一般为10%、但不少于1台）抽检局部放电试验。断路器应在合闸和分闸状态下分别进行耐压试验。

2）高压开关柜内应选择复合绝缘交流无间隙金属氧化物避雷器，不得采用带串联间隙的过电压保护器。

3）对于有以下情况的开关柜应尽早安排改造或更换：①空气绝缘间隙距离不满足100mm的6kV开关柜、不满足125mm的10kV开关柜、不满足300mm的35kV开关柜；②无压力释放装置或者曾发生过故障但压力释放装置没有正常工作的开关柜；③机械及电气闭锁不满足目前运行要求的开关柜。

4）提高电缆头制作水平，并制定并执行电缆头制作的溯源制。

5）开关柜内的二次线路采用保护性措施，如采用阻燃型软管对二次线路进行包裹保护等。

4.4 提高工作人员的运维检修水平

1）严格执行开关柜的巡检和例行试验项目制度，在对高压开关柜进行检修试验时，尽可能在整段母线停电后进行。母线停电检修时必须对该段母线侧绝缘件进行清扫。

2）定期核算断路器设备安装地点的短路电流。3）迎峰度夏前应完成开关柜带电局部普测。

4）为防治凝露，高压室空气湿度控制在60%以下。

5）视频监控无盲区。

4.5 加强技术管理措施

1）各供电公司需监督用户侧直接相连设备的交接、例行试验及运行维护管理。

2）充分利用PMS作为开关柜基础资料的管理平台。

3）今后开关柜发生故障后，运行单位应对故障原因进行具体分析，并编制详尽的分析报告，报送省公司和电科院。

4）开展该地区电网高压开关柜专项治理工作。

5 结束语

本文针对某地区电网开关柜近年来发生的典型故障进行了分析，结合笔者多年来对开关柜的研究，提出了预防开关柜故障的一些具体措施，希望能够对从事开关柜相关的生产、安装、运行、检修等人员起到一定的借鉴作用。

[1] 张涛，苏长宝. 高压开关柜安装与检修[M].北京：中国电力出版社，2014.

2016-09-24）