摘要：本文统计了我国某地电网中压开关设备的故障，对故障原因进行了分析，指出绝缘故障是主要因素。提出了提高设备运行水平，需要多方面综合考虑，如中性点接地方式、绝缘配合、设备选择、运行环境改善等。
关键词：中压开关设备；问题；分析；对策
前言：由于我国大部分地区电网采用引进国外先进技术以及合资厂产品，近几年开关设备运行状况趋好，特别是110 kV 及以上电压等级开关设备没有发生事故、障碍，而事故、障碍全部发生在中压开关设备上。中压开关设备故障后果虽然没有高压开关严重，但往往造成用户直接停电，带来较大经济损失。在此，对我国某地电网中压开关近 3 年的运行情况进行分析，并提出相应对策。
1.故障统计
到 2016 年底，该地电网 35 kV 和 10 kV 开关总数达到 3 831 台。2013～2016 年中压开关设备运行情况见表 1。以发生相间故障统计为一次设备故障，近 3 年中的设备故障情况见表 2。2013～2016 年设备共发生 23 次故障，其中绝缘故障发生 16 次（雷击6 次），拒分故障 2 次，开断与关合故障 2 次，压变接线错误故障 2 次，发热引起设备烧毁故障 1 次。绝缘故障占第 1 位，达 69.57%。3 年平均年故障率为0.22%，其中，2013年设备故障率最高，达到 0.31%；2016年情况有所改观，故障率为 0.18%。可以看出，故障率一直较高。
2.故障原因分析及措施
2.1 雷击故障
3 年来开关设备雷击故障共 6 次，其中 10 kV发生 2 次，35 kV 达 4 次，而 35 kV 开关设备总数远小于 10 kV 等级。35 kV 开关设备雷击故障率远高于 10 kV 的主要原因是，35 kV 线路以架空出线为主，容易遭受雷击，而 10 kV 出线以电缆为主，部分是电缆架空混合线。国标、行标和 IEC 标准的开关设备雷电冲击绝缘水平相近，10 kV 国标和 IEC 均为 75 kV，而 35 kV国标为 185 kV，IEC 标准为 170 kV。按照有关绝缘配合标准，前几年选用的 35 kV 避雷器标称电流 5 kA下残压 131 kV，参数、安装地点、保护范围均符合要求。从理论上讲，线路和变电设备之间不存在绝缘配合问题，现实情况是线路雷击影响到变电设备的安全运行2016年 1 季度，某局对避雷器装设原则及参数进行讨论并制定原则，要求在变电所 35 kV 进线端装设避雷器，标称放电电流由原来的 5kA改为 10kA，35 kV 避雷器残压降为 120 kV，该指标避雷器制造厂均能做到，而无需增加成本，其目的旨在降低避雷器放电残压，提高绝缘配合裕度。为了减少线路雷击引起变电设备故障，在35 kV出线端靠近变电所处装设了避雷器，3 年内雷击比较集中的线路某些部位装设了线路避雷器，并要求基杆塔接地电阻满足要求，从而有效地减少了中压设备故障。2016 年雷爆次数和 2013年接近，但 2016 年没有发生雷击故障，雷击故障的减少与合理选择避雷器以及降低杆塔接地电阻有关。
2.2 非雷击绝缘故障
绝缘故障原因很多，大部分是开关柜内部问题，如绝缘结构、电气元器件爬电距离、设备布置方式以及开关柜运行环境等。
2.2.1 单相接地发展为相间故障
据统计，2013～2016 年共发生 10 次非雷击绝缘故障，其中有 5 次为单相接故障发展为相间故障，单相弧光接地过电压发展为相间故障，究其原因是电容电流严重超标。2013 年前因对某地地区 10 kV 电网中性点接地方式一直存在争论，所以一直未装设消弧线圈，造成绝缘故障较多。后来装消弧线圈的变电所在系统单相接地时没有发生过弧光接地过电压烧毁设备情况。
2.2.2 真空开关操作电容器时的过电压
2013年 8 月，220 kV 青云变 35 kV 1 号电容器开关分闸时重燃，导致真空开关（型号为 ZN23 型，配国产真空泡）产生操作过电压，电容器开关上部三相弧光短路，开关烧损。2014年 3 月，下沙变 1 号电容器开关（型号为 ZN21-10，配国产真空泡）在 10 kV 系统单相接地时分闸造成电容器烧毁。由于系统单相接地时操作电容器会产生过电压的危险，所以除配置过电压保护外，在系统单相接地时应将 VQC 闭锁，先查线路是否单相接地，后查电容器回路接地情况。
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2.2.3 柜体结构问题
2014年 2 月，110 kV 春江变 1 号主变 10 kV 进线隔离开关柜（柜型 KYN）与 1 号主变 10 kV 开关柜间的穿柜套管在正常运行时发生闪络，B，C 相有严重放电痕迹。穿柜绝缘套管爬距满足要求，当时开关室安装有除湿机，湿度为 53%，开关室温度为 23 ℃，开关柜内加热器均开启。故障后对闪络绝缘套管进行耐压、局放、X 光探伤、玻璃化温度试验，均未发现异常现象，怀疑为局部尖端放电。绝缘问题与工艺、绝缘结构等界面有关，提高绝缘内在质量可采用加大绝缘裕度或调整绝缘结构使电场分布均匀两种方法实现，而调整绝缘结构比加大绝缘裕度更有效。在这方面一些制造单位做了一些有益的工作，如有的制造厂将中置柜母线连接改为管状母线对接，目前要求新投运变电所的开关柜母线及间隔引线采用圆角型截面，其切断面倒圆处理，以改善电场分布。
2.2.4 元器件问题
从某局投运的变电所情况看，国产设备配套的绝缘材料质量往往不过关，如绝缘材质不好，抗老化差，易受潮、凝露。2013年 1 月，景芳变 35 kV 1 号电容器柜 GBC 小车在推入运行位置时，因 SMC 隔板质量问题，相间对绝缘隔板放电。多个变电所开关柜内多次出现放电声，停电检查，发现表面受潮。因此，元器件质量问题引起设备故障占有一定比例。某地电网绝大部分 20 世纪 80 年代中后期投运的中低压开关设备未进行更换，出现了支持瓷瓶爬距不足，设备老化，过电压时容易发生闪络等问题。针对该情况，对柜顶母线加装热缩套，使得母线和瓷瓶经热缩套绝缘，从而降低了开关设备故障率。
2.2.5 运行环境问题
以前闪络故障比较常见，基本上发生在老旧变电所，由于老旧变电所的设备爬距严重不足，停电困难，设备上积灰较多，所以阴雨天气容易发生湿闪。近 3 年中，全局闪络故障仅发生 1 次（系质量问题），主要因为在防污闪方面做了不少工作。但对中压设备的防污闪仍然不能轻视，要注意近几年新投产的10 kV 中置柜产品，爬距仍旧不能满足要求，解决的办法是装设空调和除湿器。
2.3 开断问题
2013年，永兴变 35 kV 永塔线遭雷击，由于真空开关漏气而无法开断，对此应引起重视。虽然 4 年中仅发生 1 次由于漏气无法开断，但预试及正常操作时，真空开关漏气时有发生，运行中应加强观察。少油开关实际开断能力和铭牌额定开断电流有较大差距。2012年 6 月，220 kV 瓜沥变永丰 3631 线故障，开关跳闸，重合故障线后出线开关绝缘连杆断裂引起拒分，虽然主变 35 kV 侧开关跳闸切除了故障，但最终导致包括主变、母分开关在内共 4 台35 kV 开关损坏。该开关型号为 SW2-35/1000-25，为注：括号内为雷击故障。
3.对策
不能盲目追求开关柜、环网柜小型化，应根据工程情况、变电站内布置、运行维护和设备检修等因素综合考虑，采购合适的开关柜。以空气或以空气 / 绝缘材料作为绝缘介质的设备应考虑绝缘材料的厚度、设计场强和老化问题，并要求制造厂按照标准要求进行凝露试验；对开关柜、环网柜内穿墙套管、机械活门、母排折弯处等部位，如空气绝缘净距离小于 125mm（12kV）和 300mm（40.5kV），应采取导体加装绝缘护套的包封措施；进出线套管、机械活门、母排拐弯处等场强较为集中的部位，应采取倒角打磨等措施，防止电场畸变；柜内母线支持瓷瓶等一些绝缘爬距不能满足防污条件的设备，喷涂 RTV 绝缘涂料，提升老旧设备运行的技术条件。
4.结语
电网中压开关故障率较高的原因是多方面的，有电网结构方面原因，更多的是设备本身质量问题，还有个别运行维护不当。由于客户对供电可靠性要求越来越高，这既是挑战，也是动力。要提高设备运行水平，需要多方面综合考虑，如中性点接地方式、绝缘配合、设备选择、运行环境改善等。近两年，10 kV 电压等级通过采用中性点经消弧线圈接地的方式，大大降低了设备故障率；加热器、除湿器的定期投入，有效地防止了湿闪；35 kV 压变采用容性压变、10 kV 采用 4 压变方式，解决了压变故障率较高的问题。由于新上开关设备比较注重产品质量，使我国中压开关设备运行状况上了一个新台阶。
参考文献：
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[2]周云波，徐雯霞. 10kV高中压开关设备面临的问题与防止对策[C]// 输配电技术研讨会暨华东六省一市电机工程. 2010.
论文作者:徐昕1,缑哲2
论文发表刊物:《电力设备》2017年第20期
论文发表时间:2017/11/14
标签：故障论文; 设备论文; 过电压论文; 开关设备论文; 避雷器论文; 开关柜论文; 电容器论文; 《电力设备》2017年第20期论文;