摘要：开关柜是一种应用于变电站内的特殊电气设备，在操作开关柜实时有严格的要求，但是由于现场检修人员缺乏安全意识及开关柜缺乏配套保护装置，导致误操作事故及误入带电开关柜的事情时有发生。10kV开关柜在变电站的使用具有重要的意义，是新时期变电站输电能力提升的重要标志之一。为了确保开关柜质量可靠、运行稳定，检修人员应当不断提升自身综合素质、善于总结检修经验与要点，最大限度地促进我国电力供应事业的长足发展。
关键词：开关柜；接地故障；三相短路；发热
1变电站10kV高压开关柜
作为变电站10kV电压网络输出端，10kV开关柜担负着汇集主变压器输送的大量电能并向外输出的重责。开关柜一旦发生故障，后果不堪设想。站变柜、断路器柜、消弧消谐柜等设备共同组成了开关柜。一般来说，10kV开关柜包括诸如断路器、接地开关、隔离开关、母排、电压互感器以及操作机构等一次性设备。合并单元、继电保护装置、智能终端、五防锁、开关柜状态显示器、温湿度传感装置、指示灯以及控制器等是二次设备的主要组成成分。
2工程概况
某110KV变电站位于县东南面，是网区1座升压变电站，主要为电厂提供上网通道，并为水利电业公司提供部分负荷用电。故障发生前，该变电站110KV母线分列运行，母联100开关在分闸位置；35KV母线分列运行，母联300开关在分闸位置；10KV母线分列运行，母联900开关在分闸位置。系统简图如图1所示。
3故障原因分析
3．1保护动作分析
从保护录波图与现场信息分析可知，故障主要经历了以下阶段。（1）故障初期为A相单相接地故障，A相接地后因绝缘击穿而发展为三相故障。（2）三相故障后，故障电流最大达到15．6A，＃1主变低后备保护复压方向Ｉ段Ｉ时限出口跳分段900开关，故障无法切除，低后备保护复压方向Ｉ段ＩＩ时限出口跳低压侧901开关。（3）901开关跳闸后，故障电流消失，901开关柜发生AB相间短路故障。由于110KV母线电压降低，小电源解列装置检测到110KVＩ母电压降低满足一轮、二轮动作要求，因此解列出口跳35KV金马线、10KV电站Ｉ线、10KV电站ＩＩ线，动作与定值单描述相符。此时由于10KV母线仍带有小电源，存在残余电压波动现象，因此＃1主变高后备保护复压方向Ｉ段ＩＩ时限出口跳101开关，中后备保护无故障电流未动作出口。至此故障切除，＃1主变中后备保护因无故障电流未启动，其余保护装置及小电源解列装置均动作正确。
3．2现场检查及试验情况
故障后，现场检查发现10KV开关室现场901开关触头A相已烧断，柜后板已烧穿，B、C相触头已烧毁，整个柜子已被烧焦，附近的2面柜也受到不同程度的烧损。
设备停电后，对101开关和301开关进行气体组分含量检测，发现101开关气体ＳＯ2组分含量为1．4μL/L，低于预试规程注意值（3μL/L），但设备内的ＳＯ2气体是切断故障电流时产生的，不影响设备投运；101开关和301开关各项常规电气试验合格；对＃1主变保护装置进行保护装置采样、逻辑功能、二次回路绝缘、开关传动检查，试验合格。但＃1主变油试验存在如下问题。
二、设备自2013年10月进行滤油处理后，每月开展了一次油色谱（DGA）试验，结果显示油中总烃含量从23μL/L增长至82μL/L，呈现增长趋势，绝对产气速率为11．5ｍL/D，接近规程注意值（12ｍL/D），其它组分产气速率均低于规程注意值。监测数据中，乙烯、乙烷含量变化极大，需开展比对试验核实。（2）自2013年1月安装DGA在线检测装置后，经监测发现油中总烃含量呈现增长趋势，最近的总烃监测最高值为65μL/L，其中主要以甲烷、乙烯为主（分别约占总烃的50％、40％），但与设备滤油前相比，两种组分占比变化不大（滤油前两种组分的占比均为45％左右）。从故障特征气体分析，设备内部的故障性质为高温过热故障。901开关解体情况显示真空开关内部无损坏，A相上动触头触指烧毁严重，由此判断第一次故障后保护动作能可靠将901开关断开，其原因分析如下。（1）10KV901开关在丰水期运行负荷较重，电流较大，柜体常处在发热状态，使柜内绝缘件老化，绝缘强度降低。电厂＃2机于事发当日17时43分开机，12ｍｉｎ后901开关负荷突增接近40ＭＷ，再次受到负荷冲击，引发开关柜再次过热，造成本已性能劣化的绝缘材料发生击穿，柜内发生三相短路，是导致本次事件的主要原因。901开关负荷变化如图2所示。（2）在2008年至2013年期间，对10KV901开关柜采取过更换触头、加装空调、安装柜体散热风扇等措施，对设备进行重点维护和试验，虽然已使过热现象有所缓解，但仍未能彻底解决问题。长期的母线及开关柜发热使绝缘材料性能劣化是造成本次事件的次要原因。
4防范及改造措施
（1）对901开关柜及其它受损开关柜进行检修更换，为避免开关柜更换后运行中再次发热，考虑选择质量较好的合资断路器。（2）水电厂＃3机组发电（2014年3月15日）后，必须加强对＃2主变902开关柜的测温和巡视，必要时采取控制902开关柜负荷的措施。（3）对＃2主变902开关柜进行改造，选择质量较好的合资断路器。（4）变电站10KV母线异常发热，需加大母线截面积，以缓解开关柜发热现象，开展技改大修项目，在10KV开关柜母线上加装1条（10×100）母线，并更换相关绝缘件和紧固件。（5）主变自2010年6月发现总烃超标以来，一直采取测温、控制负荷、每月取油样分析、安装在线监测装置等手段进行跟踪监测，此次又受到低压侧短路冲击，因此根据变压器检修导则（DL/Ｔ573）应尽快对该主变进行吊罩检修，主要检查导电回路及夹件是否破损、各类紧固件及垫块是否松动等。
结束语
随着科学技术进步也越来越快，相应的对开关柜的要求越来越高。开关柜的运维、检修工作还需进一步完善，努力完善提升高压开关柜的技术。为更好地符合开关柜性能的要求，就必须创新，进行技术改革，提高创新意识。只有运行维护、检修水平的要求将不断提高，才能确保人身、电网和设备的安全，推动我国科学技术进步。
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论文作者:尹喜梅
论文发表刊物:《电力设备》2017年第17期
论文发表时间:2017/10/23
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