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国网四川省电力科学研究院 贾志杰 1 开关柜缺陷故障统计及分析 1.1 绝缘问题情况分析 1.1.1 绝缘材质问题 主要问题为有机绝缘内部气泡，产生局部放电。上述问题可通过暂态地电压局放带电检测结合红外测温及时发现。但是，目前开关柜内设备进行红外测温困难，难以及时发现。 图1 1.1.2 绝缘空气净距离不足 目前开关柜尺寸设计越来越小，部分厂家采用热缩包裹导体技术来加强绝缘，以降低空气净距离要求。但从运行状况看，由于工艺、材质等原因，该技术并不能满足安全运行要求。而且，其他单独订购的设备，是否需要满足相关条件要求，相关规程中，均未进行定义。特别是干式浇注绝缘变压器的相间连杆距离按开关柜规程不满足空气净距离要求。如下图所示，按规程要求，35kV最低要求应为300mm，但实际测量仅为120mm。 图2 1.1.3 内部排列不合理，导致绝缘间隙不足，引起局部放电 母线排插入穿墙管盒时，搭接处绝缘套触及导管边缘，造成悬浮放电。长时间放电将损坏绝缘介质，造成开关柜事故。 图3 1.1.4 外绝缘清扫不力 部分人员对十八项反措修订版中关于“清扫作为辅助性防污闪措施……”等内容断章取义，没有清醒认识到开关柜内绝缘子可能长期积污且没有自净能力的实际情况，对柜内绝缘清扫简单工作甚至不清扫，一定程度上降低设备绝缘水平。 图4 1.1.5 开关室及开关柜内加热除湿装置配置不合理，柜内内部潮湿凝露 开关柜所在开关室长期潮湿，未配置相应通风抽湿装置。同时，尽管柜内装有加热器，因柜体空间较大，加热效果不明显，柜内外存在明显温差。柜内母线室触头盒、穿柜套管和母排热缩绝缘件及相关零部件表面发生凝露，出现沿面爬电甚至闪络现象。 图5 1.2 发热问题情况分析 1.2.1 导体穿心处采用导磁金属材料，且未设计防涡流槽 对某变电站开关柜开展红外测温时，发现#901间隔顶部温度较高。检查发现柜顶穿心处为全导磁金属材料，未考虑防涡流设计，涡流导致局部发热。 图6 1.2.2 手车结构不合理 部分早期开关柜断路器手车从触头结构、触指结构、触头臂结构、底盘机构几个方面均存在一定隐患，导致动静触头插入深度不够，接触不良发热。 图7 (1)触头结构不合理 a.对触头进行绝缘包扎。为保证绝缘强度，厂家对触头臂进行绝缘包扎，但将触头包扎在内，导致在进出车时触头无法进行自调节转动。当动静触头中心轴尺寸存在偏差时，动触头无法正确插入静触头内。 图8 b.触指结构不合理。触指结构接触面和引导面为多边形结构，动触头插入静触头时依靠触指和静触头处的斜面进行引导，摩擦阻力较大。如果将引导部位和夹紧点均改进为圆弧结构，可有效减少引导和夹紧操作过程中的阻力以及触头损耗。 图9 (2)触头臂结构不合理 触头臂为矩形截面，同时长度较长，两种因素导致抗幅向力能力较差。当将手车推入运行位置时，因触头结构存在一定问题，逆向阻力较大，极易造成触头臂弯曲。长时间处于试验或检修位置时，由于动触头的重力作用，会导致触头臂下垂。上述两种作用，最终均会引起触头插入时歪斜导致插入深度不足。
图10 (3)手车底盘结构不合理 a.底盘导轨强度不足。某变电站全站10kV开关柜导轨采用普通钢材，强度不满足运行要求，长时间运行后，导轨轨道变形下凹，手车运动时轨迹偏斜，形成动静触头中心轴误差。
图11 b.国产手车位置指示均安装在底盘上，一旦出现故障时检修工作困难。同时尺寸安装存在误差时，对手车是否确实处于运行位置特别是动静触头是否咬合到位无法进行正确判断。
图12 1.2.3 安装或检修不到位造成发热 (1)紧固螺栓时用力过度或用力不足，长期运行后造成螺栓松动，局部接触电阻增大造成发热。在适当力矩下，搭接面应平滑、无变形现象。实际工作中，部分工作人员担心螺栓没有拧紧，过度拧紧连接螺栓。
图13 一方面，母排没有热胀冷缩的余量，由于母排材质的延展性一般强于螺栓材质，在过负荷时易使母排产生永久变形，导致接头松动。另一方面，从接触压力F与接触电阻Rk的关系可得，过度拧紧后，对接触电阻并没有明显改善。 由于母排和连接螺栓的热膨胀系数以及材料强度不同，母排经过载流热膨胀后，无论原来的连接螺栓拧得有多紧，都有可能出现松动。因此，投运后首检的开关柜, 对母排螺栓进行一次全面的紧固十分必要。经过载流热膨胀“磨合”后重新紧固的螺栓，再次出现松动的可能性很小。 (2)母排搭接面不平整造成搭接面过热 制作搭接面时，对于搭接面要求平整。部分工作人员使用锉刀等工具时，锉刀和打磨工具往返过程中没有做到“一条线、一个面”，在搭接面局部形成凸起，使搭接面由面接触变为点接触，局部接触电阻变大，最终导致发热。
图14 (3)错误使用导电膏 部分工作人员将膏体随意涂抹，导致局部膏体过厚，没有填充表面微孔间隙，大大增加接触电阻，造成局部过热。
图15 (4)触头盒内螺栓未进行紧固检查 某变电站10kV#9302刀闸小车，试验数据发现三相主回路直阻与相邻#930间隔增量超过其他相邻间隔间增量多105μΩ，检查原因为触头盒内静触头定位螺栓松动，引起静触头歪斜，导致插入深度严重不足。
图16 1.3 设计问题情况分析 1.3.1 开关柜为非全封闭柜，不满足最新版开关柜规程中IAC防护等级要求 非全封闭式开关柜，在发生内部故障时，释放的高压气体无指向性泄压通道，在柜体附近有人时，可能造成人生伤害。
图17 1.3.2 柜体内各功能隔室(部件)之间无有效隔离措施 存在此类风险的开关柜型号为早期XGN柜体。主要问题为上隔离开关与断路器之间无隔离措施，母线、线路不停电时检修开关易触电。 1.3.3 在手车或母线隔离开关拉开后，母线避雷器仍非正常带电 按国家电网公司典型设计，母线避雷器设计应采用结构如下图左示。
图18 但部分厂家在制造过程中，因PT小车在安装完电压互感器后，再安装避雷器困难，故一般设计为结构如上图中示，此结构存在较大安全隐患。比如在更换变电站10kV母线PT过程中，在拉开母线PT小车并做好安全措施后许可开工。但母线PT与母线避雷器均安装于母线设备柜内且距离过近，工作班成员极易误碰带电母线避雷器上接线桩头，造成人身伤害。 1.4 安装问题情况分析 1.4.1 电缆制作工艺不良，引起开关柜故障。 主要问题集中在电缆头内部气体未排净、制作中刀割损坏电缆绝缘层、电缆屏蔽层安装工艺不良、应力管老化等。一旦发生电缆故障，将引发开关柜故障。电缆头制作过程中，剥除屏蔽层前后电场分布对比示意图如下。
图19 在制作电缆头时，因剥去了屏蔽层，改变了电缆原有的电场分布，将产生对绝缘极为不利的切向电场(沿导线轴向的电力线)。被剥去屏蔽层的芯线的电力线向屏蔽层断口处集中。 在屏蔽层断口处就是电缆最容易击穿的部位。 一般在电缆头制作过程中，采用应力锥(管)设计，将绝缘屏蔽层的切断处进行延伸，使零电位形成喇叭状，改善了绝缘屏蔽层的电场分布，降低了电晕以及局部放电产生的可能性，减少了绝缘的破坏，保证了电缆的运行寿命。根据《电力电缆施工手册》要求，为尽量使电缆在屏蔽层断口处应力分散，应力管与铜屏蔽层的接触长度要求一般在20~25mm，短了会使应力管的接触面不足，应力管上的电力线会传导不足(因为应力管长度是一定的)，长了会使电场分散区(段)减小，电场分散不足。但是施工现场对此部分工艺控制不严，故绝大多数电缆故障都发生在屏蔽层切断处。
图20 1.5 运维问题情况分析 1.5.1 开口销处理不当引起开口销断裂 某变电站10kV#930断路器开口销与传动连杆表面之间未用平垫隔离，粗糙的表面摩擦导致开口销局部磨损最终断裂，固定穿心销脱落，传动连杆无法传动，造成断路器拒分。
图21 1.5.2 高压室、穿墙导管处未进行防水处理 某变电站10kV #I母穿墙导管和母线桥连接处墙体严重渗水，水分进入母线桥，导致局部绝缘电阻严重降低。
图22 1.5.3 小动物进入开关柜引起短路故障 GG-1A、早期XGN两个型号或类似型号的开关柜底部没有设计隔离板，小动物极易沿电缆在孔洞处进入电缆室造成短路故障。
图23 2 配网缺陷故障统计及分析 2.1 配网缺陷情况分析 10kV城市配网发现缺陷中，主要为设备本体、树障、构筑物及外壳等缺陷，分别占63%、 17%、11%。
图24 10kV县域配网发现缺陷中，主要为设备本体、树障、线路通道、鸟害、异物等缺陷，分别占56%、15%、11%、8%、6%。
图25 城市配网设备本体缺陷主要为杆塔类、导线类、变压器类、跌落式熔断器等缺陷，分别占79%、7%、7%、2%。
图26 县域配网设备本体缺陷主要为杆塔类、导线类、跌落式熔断器、变压器类、柱上开关等缺陷，分别占60%、13%、9%、6%、5%。
图27 3 配网开关缺陷故障案例分析 (1)某变电站916甲线限时电流速断保护动作，重合闸不成功，巡线发现甲线#1杆隔离开关A、C相烧坏，引起线路跳闸。该型号的隔离开关存在质量问题。
图28 (2)10kV甲乙路#1环网柜10kV丙丁线#9331开关发生故障，经检查发现该间隔丙丁线出线电缆C相损坏。发生故障的主要原因是，该间隔出线电缆型号为YJLV22-400铝芯电缆，但使用的接线端子为铜接线端子，并且在电缆端子与接线桩头连接不牢固，接触面减小，导致发热现象，电缆头内部温度升高。在事后对故障电缆头解剖后发现其应力锥方向装反，导致半导电部深入肘头内部，肘头主绝缘尺寸大幅度下降。最终导致在受到过电压后，电缆头发生爆炸。
图29 4 存在的问题及建议 4.1 开关柜预控措施 4.1.1 做好开关柜订货、出厂前验收、安装与验收管理工作 根据相关最新标准和文件，做好开关柜招标文件、订货技术协议的审查工作。提前介入开关柜在安装调试和验收过程的技术监督工作，杜绝不合格产品入网运行。 其中提醒特别注意以下几点： (1)所有元件应有完备的试验报告，特别注意有机绝缘件的局放试验报告和绝缘件的爬电比距报告; (2)核对绝缘空气净距离，如采用热缩包裹技术也必须满足要求; (3)避雷器安装方式是否满足国网典设要求，内部接线是否与一次接线图一致; (4)压力释放通道是否有遮蔽物，安装的螺栓是否合理。 4.1.2 加强现场检修工作管理，突出检修工作重点 (1)核对外绝缘净距、绝缘子外观检查，及时更换存在缺陷的绝缘件; (2)温湿度控制器、加热板损坏的，应及时消缺，避免柜内凝露; (3)开展主回路电阻测试; (4)对小车式开关柜动、静触头接触情况进行专项检查; (5)停电检修时，必须开展开关柜内绝缘清扫工作。 4.2 加强现场检修工作管理，突出检修工作重点 (1)严格管控电缆头制作工艺水平。对屏蔽层、应力管等关键部位工艺，相间距以及各相对地距离等方面仍应重点加强管控。 (2)对各传动部件传动有效性应重点检查。对总路开关、分段开关、电容器组开关必须开展机械特性测试，必要时在检修前后分别开展一次(其中特别需注意弹跳情况)，追踪机械变形情况和检修质量。 (3)螺栓紧固情况检查。按照钢制螺栓规格使用不同力矩值。 (4)电气接触面表面处理。特别注意接触面平整处理和导电膏正确使用。 (5)内部实际接线与柜体一次接线图一致性检查。 (6)合理安排停电检修计划，按全站停电或整段停电的模式开展检修工作。 4.3 加强运维管理 4.3.1 重点整治工作 (1)积极开展高压室通风、防水整治和变电站排水整治，避免室内积潮。 (2)积极开展防小动物整治。对开关柜底部封堵和进出高压室电缆沟封堵进行重点整治。 4.3.2 巡视、操作过程中的安全措施 (1)开展IAC防护等级不足的开关柜巡视工作时，应做好危险点分析和预控措施。 (2)进行开关柜断路器分合闸操作时，必须执行远方操作，不得进行本地操作;进入高压室前，必须退出AVC系统;雷雨时，不得冒险进入高压室巡视。 (3)巡视作业过程中如有异常气体、气味、声响时，应立即撤离现场，汇报检修和管理部门，以待下一步处理，不得无故在高压室逗留。 4.3.3 巡视过程中重点技术事项 (1)开展红外测温，检查柜体是否局部或整体发热，并采用同等间隔温度比较法进行比较; (2)带电显示装置是否正常工作; (3)温湿度控制器和加热板是否正常工作; (4)高压室是否存在渗漏水现象; (5)空调温度是否按相关规定整定。
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