萬玉輝

（國網江西省電力公司培訓中心）

淺析高壓開關柜故障及防治措施

萬玉輝

（國網江西省電力公司培訓中心）

在電力系統(tǒng)中，高壓開關柜是非常重要的電氣設備之一，隨著社會及工業(yè)生產的不斷發(fā)展，電力需求不斷增加，高壓開關柜被廣泛地應用于供配電系統(tǒng)中。同時，高壓開關柜在運行過程中出現(xiàn)的問題也越來越多，本文主要針對某地區(qū)高壓開關柜在運行中出現(xiàn)的典型故障進行了分析，并提出了預防措施。

高壓開關柜；常見故障；分析；預防措施

0 引言

高壓開關柜用于3～35kV電力系統(tǒng)，作接受、分配電能及控制之用。由于開關柜具有結構緊湊、維護安全、可靠性高的優(yōu)點，所以在電力系統(tǒng)使用較多。近年來，由于各種原因，高壓開關柜在使用過程中也出現(xiàn)了一些問題。如在某地區(qū)電力系統(tǒng)，10kV高壓開關柜相繼發(fā)生多起故障，嚴重地影響到對用戶的正常供電。通過這些故障，反映出高壓開關柜在設計、制造、安裝、設備選型、運維檢修、反措執(zhí)行不到位等方面存在著一定問題。為加強開關柜的運行管理，筆者對該地區(qū)電力系統(tǒng)的高壓開關柜運行檢修情況，特別是近年來發(fā)生的幾起典型故障進行了分析。并通過赴現(xiàn)場調研、與廠家交流等方式，歸納出高壓開關柜在生產、安裝、運檢、管理等方面存在的一些典型問題，針對這些問題，提出了一些解決方法。

1 某地區(qū)近年來開關柜典型故障分析

該地區(qū)電網開關柜裝備情況：PMS系統(tǒng)錄入開關柜設備總數(shù)為9711面，10kV 9235面，占總數(shù)的95.1%；6kV 325面，35kV 151面，分別占總數(shù)的3.3%和1.6%。開關柜的制造廠家眾多，超過200家。主要型號包括GG1A（敞開、固定式）、XGN（箱式、固定式）和KYN（鎧裝、手車式）三種，分別占開關柜總數(shù)的20.8%、35.6%和43.6%。使用年限超過15年的開關柜設備有813面，占開關柜總數(shù)的8.4%。

1.1 某110kV變電站開關柜燒毀

故障現(xiàn)象：該變電站10kV開關柜內#1站用變高壓C相線圈匝間短路斷線起火，致使站用變柜C相刀閘絕緣擊穿，產生的弧光過電壓擊穿母聯(lián)刀閘的A、B相絕緣，形成三相異點短路接地。同時弧光過電壓侵入未用阻燃型軟管或金屬軟管保護的二次回路，致使保護裝置不能正常工作，無法切除短路故障，造成了相鄰的幾個開關柜不同程度的燒損，如圖1所示。

故障分析及暴露的問題：母聯(lián)刀閘檢修試驗不到位；消弧線圈未按要求及時投入；二次回路未用阻燃型軟管或金屬軟管包裹；弧光電壓竄入直流系統(tǒng)，造成保護裝置不能正常工作；站用變安裝在高壓開關柜內，不便于散熱。

1.2 某110kV變電站10kVⅡ母線失壓

故障現(xiàn)象：該變電站某出線發(fā)生單相接地故障。由于消弧線圈容量不足，致使該消弧線圈未工作于過補償方式。并且殘余電流又比較大，引起的過電壓將該開關柜套管絕緣擊穿，升級為三相短路故障。因此，主變保護動作立即跳開主變，致使該段母線失壓。

故障分析及暴露的問題：消弧線圈容量不足，造成欠補償；開關柜內積灰較多，未清掃；部分電纜頭表面有明顯劃痕。

1.3 某220kV變電站10kVⅡ母線失壓

圖1 被燒損的開關柜

故障現(xiàn)象：該變電站10kV某線路電纜被挖斷，引起三相接地短路故障，導致該出線間隔過流Ⅰ段保護動作跳閘并發(fā)重合信號。重合過程中，操作過電壓導致該間隔刀閘絕緣對地擊穿，發(fā)展成為Ⅱ母線三相接地短路，10kVⅡ母線失壓。

故障分析及暴露的問題：開關柜內積灰嚴重，未清掃；未做耐壓試驗；變電站內部相關系統(tǒng)、保護裝置對時不統(tǒng)一，給故障分析帶來了困難。

1.4 某220kV變電站10kVⅠ母線失壓

故障現(xiàn)象：該變電站10kV某段母線發(fā)生了單相接地短路故障。由于該段母線上未安裝消弧線圈，接地電流又比較大，產生了間歇性電弧，引起過電壓，過電壓導致離開關柜臨近的某斷路器其他兩相對柜體放電，升級為三相接地短路故障。

故障分析及暴露的問題：分段運行的母線只有其中一段母線安裝消弧線圈，出現(xiàn)無消弧線圈補償?shù)那闆r；開關柜帶電部分與柜體距離較近。

1.5 某110kV變電站開關柜故障

故障現(xiàn)象：該變電站10kV出線發(fā)生區(qū)外故障。原因是由于用戶側開關柜封堵不到位，導致小動物進入引起柜內短路故障，過電壓保護器因通流容量不足爆炸，用戶側斷路器在保護作用下跳開。由于保護間定值整定不合理，發(fā)生故障時，越級跳開了該變電站某斷路器后，該斷路器又重合成功。同時，由于電壓互感器消諧裝置故障，短路故障引起的過電壓將幾個間隔的過電壓保護器絕緣擊穿，導致開關柜損壞，如圖2所示。

故障分析及暴露的問題：對用戶側設備的監(jiān)督不到位，開關柜未有效封堵；母線電壓互感器的消諧裝置運維不當；未按省公司開關柜技術規(guī)范要求將過電壓保護器更換為無間隙的氧化鋅避雷器。

圖2 被損壞的開關柜

1.6 某110kV變電站某斷路器爆炸

故障現(xiàn)象：該變電站10kV用戶線路發(fā)生相間短路故障。保護動作跳開了該線路的斷路器，在短路電流遠未達到該斷路器的額定短路開斷電流時，該斷路器發(fā)生了爆炸，導致該母線失壓。

故障分析及暴露的問題：沒有在規(guī)定的時間內對真空斷路器進行交流耐壓試驗。

1.7 某110kV變電站某開關柜故障

故障現(xiàn)象：該變電站某出線開關小車靜觸頭觸頭盒絕緣材料老化，造成靜觸頭對固定板放電，引發(fā)AB相短路后再發(fā)生三相短路，開關柜爆炸。

故障分析及暴露的問題：母線側絕緣件的檢修試驗不到位；消弧線圈缺少維護，兩組消弧線圈測得的電容電流數(shù)據(jù)不一；運檢人員對消弧線圈的運行與檢修不熟悉；難以對開關柜進行測溫。

1.8 故障分析小結

上述典型故障中，XGN型開關柜故障2起，KYN型開關柜故障4起，GG1A型開關柜故障1起。 按觸發(fā)故障的元件分，開關柜在運行過程中，內部元件引發(fā)故障2起，其余5起故障均是在外部設備故障后發(fā)生。這5次外部故障發(fā)生后，因操作或諧振過電壓引起開關柜內部元件故障4次，斷路器性能劣化故障1次。 通過上述7次典型故障，暴露出的問題是多方面的，且一次故障發(fā)生后，往往暴露出多個問題，主要包括：

1）檢修運維不到位7次，隔離開關、真空開關、母線絕緣件、消弧線圈、消諧裝置維護試驗不到位各1次，開關柜內積灰較多、未清掃2次。

2）電容電流補償問題3次，其中無消弧線圈、消弧線圈未按要求及時投入、消弧線圈容量不足各1次。

3）反措規(guī)范執(zhí)行不到位4次，包括二次回路未用阻燃型軟管或金屬軟管包裹2次，過電壓保護器未更換為無間隙的氧化鋅避雷器1次，開關柜帶電部分與柜體距離不足1次。

4）其他問題包括電纜頭表面有明顯劃痕、站用變置于開關柜內、用戶側設備的監(jiān)督不到位等。

2 開關柜缺陷分析

自該地區(qū)電網主設備新PMS系統(tǒng)投入運行以來，共錄入的開關柜缺陷僅有18條，其中10條缺陷為狀態(tài)指示器偏位或不清，無法正確反應設備實際狀態(tài)；2條缺陷為開關分合閘開關卡死；遠方/就地切換開關失靈導致開關就地無法操作、加熱器不能操作導致機構箱受潮、操作機構分斷閉鎖銷子脫落無法操作、電壓回路空氣開關接觸不良、儲能燈不亮、柜體照明燈不亮的缺陷各1條。 根據(jù)有關資料，國網公司2012年對35kV開關柜運行缺陷進行了統(tǒng)計分析，主要暴露的問題有：絕緣問題、一次接線及元件安裝位置不當、內部電弧泄壓通道隱患、發(fā)熱缺陷、五防聯(lián)鎖、元部件質量不良等6種問題。

3 影響該地區(qū)電網高壓開關柜正常運行的因素

3.1 廠家設計制造和安裝單位安裝的因素

1）設備間的絕緣距離不符合規(guī)程要求。新開關柜在安裝設備及舊的開關柜在進行改造時，柜內的設備間及設備對柜體的絕緣距離不滿足要求。

2）開關柜內的二次線路未采用保護性措施，導致一次故障影響到二次設備，致使二次設備不能正常工作，燒毀開關柜。

3）有些開關柜生產廠家外購的元器件設備存在質量問題，而在安裝使用時又未能對其質量做嚴格檢測。

3.2 設備選用方面的因素

1）沒有按省公司的要求對舊的有關設備進行更新或改造。

2）采用的消弧線圈在系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，不能抵消接地電容電流，即消弧線圈未處于過補償?shù)倪\行狀態(tài)。

3.3 開關柜運行、檢修方面的因素

1）沒有在規(guī)定時間內準確地對電容電流進行測試，消弧線圈的配置不合理，運行單位對消弧線圈的使用維護知識掌握不夠。

2）變電站10kV母線電壓互感器的微機消諧裝置故障，致使其部分功能失效。

3）檢修單位沒有按規(guī)程要求認真對開關柜進行試驗，或試驗項目縮減、隨意改變其試驗周期。

4）母線側設備及絕緣件缺少維護，某些絕緣材料上灰塵較多，致使其絕緣性能下降。

5）隔離開關和小車觸頭接觸不到位，發(fā)熱引起支撐絕緣材料絕緣降低。

6）對有些洞口，沒有按省公司要求進行有效封堵，使得某些小動物鉆入而引起各種故障。

7）有些電纜頭制作粗糙，在電纜頭上甚至有嚴重劃痕，使用帶電檢測儀檢測，暴露出多起電纜頭存在著隱患。

8）有的供電公司對開關柜的檢測不認真，使用便攜式開關柜帶電檢測儀對開關柜進行檢測，未能有效、全面地發(fā)現(xiàn)開關柜存在的隱患。

9）沒有對高壓室、開關柜內的濕度進行有效監(jiān)管，檢查發(fā)現(xiàn)有的驅潮、防潮裝置無法正常工作。

3.4 技術管理方面因素

1）對用戶側設備的監(jiān)督管理不到位。

2）對開關柜的反措、規(guī)范、例行試驗要求等掌握理解有待加強，對已有的反措規(guī)范執(zhí)行不到位。

3）運行單位對開關柜的運行缺陷管理重視程度不足，在PMS系統(tǒng)中未能全面反映開關柜運行缺陷。

4）完成開關柜故障搶修后，未能對故障原因、共性問題認真組織分析，未編寫詳細的分析報告，使省公司層面掌握情況、制定反事故措施造成困難。

4 預防措施

4.1 防止接地電流引起的電弧過電壓

1）對該地區(qū)電網的中性點不接地系統(tǒng)進行一次對地電容電流的普測，根據(jù)測試結果來決定是否需配置消弧線圈，消弧線圈的補償方式應該是過補償。消弧線圈的布置要避免因倒閘操作使運行方式改變而出現(xiàn)部分系統(tǒng)無消弧線圈補償?shù)那闆r。

2）對已經安裝好的消弧線圈，要對其準確性進行校驗，應使其運行在過補償方式。在正常運行時，其中性點的位移電壓不應超過額定相電壓的15%，接地后的殘余電流值不能超過5～10A。

3）對于有些城市電網，由于其電纜線路較多、電纜線路較長，所以單相接地電容電流較大，采用消弧線圈補償方式很難有效地熄滅接地處的電弧，可以采用中性點經小電阻的接地方式。

4.2 防止鐵磁諧振過電壓

1）在進行交接試驗時，6～35kV電磁式電壓互感器必須進行勵磁特性試驗，且試驗數(shù)據(jù)必須符合規(guī)程要求。

2）高壓開關柜內應盡量選用抗諧振電壓互感器，如果采用的是電磁式電壓互感器，應優(yōu)先更換；對于開關柜內裝有微機消諧裝置設備的，應加強微機消諧裝置的應用維護。

4.3 提高設備自身的防護能力

1）在進行交接試驗時，35kV固體絕緣電流互感器、電磁式電壓互感器應按一定比例（一般為10%、但不少于1臺）抽檢局部放電試驗。斷路器應在合閘和分閘狀態(tài)下分別進行耐壓試驗。

2）高壓開關柜內應選擇復合絕緣交流無間隙金屬氧化物避雷器，不得采用帶串聯(lián)間隙的過電壓保護器。

3）對于有以下情況的開關柜應盡早安排改造或更換：①空氣絕緣間隙距離不滿足100mm的6kV開關柜、不滿足125mm的10kV開關柜、不滿足300mm的35kV開關柜；②無壓力釋放裝置或者曾發(fā)生過故障但壓力釋放裝置沒有正常工作的開關柜；③機械及電氣閉鎖不滿足目前運行要求的開關柜。

4）提高電纜頭制作水平，并制定并執(zhí)行電纜頭制作的溯源制。

5）開關柜內的二次線路采用保護性措施，如采用阻燃型軟管對二次線路進行包裹保護等。

4.4 提高工作人員的運維檢修水平

1）嚴格執(zhí)行開關柜的巡檢和例行試驗項目制度，在對高壓開關柜進行檢修試驗時，盡可能在整段母線停電后進行。母線停電檢修時必須對該段母線側絕緣件進行清掃。

2）定期核算斷路器設備安裝地點的短路電流。3）迎峰度夏前應完成開關柜帶電局部普測。

4）為防治凝露，高壓室空氣濕度控制在60%以下。

5）視頻監(jiān)控無盲區(qū)。

4.5 加強技術管理措施

1）各供電公司需監(jiān)督用戶側直接相連設備的交接、例行試驗及運行維護管理。

2）充分利用PMS作為開關柜基礎資料的管理平臺。

3）今后開關柜發(fā)生故障后，運行單位應對故障原因進行具體分析，并編制詳盡的分析報告，報送省公司和電科院。

4）開展該地區(qū)電網高壓開關柜專項治理工作。

5 結束語

本文針對某地區(qū)電網開關柜近年來發(fā)生的典型故障進行了分析，結合筆者多年來對開關柜的研究，提出了預防開關柜故障的一些具體措施，希望能夠對從事開關柜相關的生產、安裝、運行、檢修等人員起到一定的借鑒作用。

[1] 張濤，蘇長寶. 高壓開關柜安裝與檢修[M].北京：中國電力出版社，2014.

2016-09-24）