文档介绍：高压开关柜典型故障分析及解决方案
电力系统广泛使用 10kV （ 含 6kV ） — 35kV 开关柜，担负着发电 厂用
电、变电站和用户供电的任务， 且用量大， 分布广。由于 1OkV － 35kV 开关柜
的设计、制造、安装和运行维护等方面均存在不同 程度的问题，因而开关柜事故率比
较高，危及人身、电网和设备安 全，影响供电可靠性。
一、下面列举几种类型的开关柜事故（故障）案例：
（一） 开关柜防爆性能不足或防误性能不完善， 危及人身安全； 由于开关柜
防爆性能不足或防误性能不完善，近几年省内外发 生多起人身伤害事件，以下列举四
起事故：
2006 年 2 月 24 日，某 220kV 变电站 10kV 高压开关柜 （ GGX2
型）由于馈线故障，开关发生拒动，运行人员在处理开关 拒动过程中，当拉开开关，
确认开关位置指示处于分闸位置后，操 作拉开隔离刀闸时，发生弧光短路，造成 2
人重伤 1 人轻伤。事 故后现场检查发现：该开关操作机构 A 、 B 相拐臂与绝缘拉杆
连接
处松脱，造成 A 、 B 相主触头未分开，在操作拉开隔离刀闸时发生 弧光短路。由于
906 柜压力释放通道设计不合理，下柜前门强度不 足，弧光短路时被电弧气浪冲
开，造成现场人员被电弧灼伤。开关 柜的上述问题是人员被电弧灼伤的直接原因。
7 月 1 日，某单位发生一起因变电运行人员擅自打开 10 千伏开关柜柜
门，误碰带电部位造成的人身触电死亡事故。设备缺
陷是事故发生的又一间接原因。由于 6522A 相刀闸动触头绝缘护
套老化，松动后偏移，刀闸断开时护套卡入动触头与刀闸接地侧的 静触头之间，造成
刀闸合闸时卡涩合不上。 且该GG - 1A型高压开
关柜系60年代设计的老旧产品，96年生产，97年投运；原安装 有机械程序防误
锁，于 2002年改造为微机防误装置，由于此型号
的高压开关柜原设计不完善，不能实现线路有电强制闭锁。
2009年9月30日某220kV变电站发生一起10kV开关
柜内部三相短路，电弧产生高温高压气浪冲开柜门，造成 2名在开
关柜外进行现场检查的运行值班员被电弧灼伤， 其中1人于10月1日死亡。
2010年8月19日，8月19日，某单位在更换某 220kV
变电站10kV I段母线PT过程中，工作班成员触碰到带电的母线避 雷器上部接线桩
头，造成2人死亡、1人严重烧伤。
初步分析，事故主要原因为厂家设备一次接线错误。
根据国家电网公司典设和设备订货技术协议书， 10千伏母线电
压互感器和避雷器均装设在 10千伏母线设备间隔中，上述设备的一
次接线应接在母线设备间隔小车之后（见附图 1）。而开关柜厂家在
实际接线中，仅将10千伏母线电压互感器接在母线设备间隔小车之 后，将10千伏
避雷器直接连接在10千伏母线上，导致拉开10千伏 母线电压互感器9511小车
后，10千伏避雷器仍然带电（见附图2）。
变电站运行人员按照工作票要求， 拉出10千伏I段母线设备间
隔9511小车至检修位置，断开电压互感器二次空开， 在I段母线电
压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红 布幔和“止步，高
压危险”警示牌后，向调度汇报。变电站运行人 员与工作负责人一同到现场对 10
千伏I段电压互感器进行验电， 由
于电压互感器位置在 9511柜后，必须由施工人员卸下柜后档板才能 进行验电，在
验明电压互感器确无电压之后，运行人员许可施工人 员工作。由于电压互感器与避雷
器共同安装在 10千伏I段母线设备
柜内（见附图3）,施工人员在工作过程中，触碰到带电的避雷器上 部接线桩头，造 成人员触电伤亡
图1：
竿:
[]
国网典设图
（工程设计图）
附图2
厂家实际接线图
附图3:
一千伏I段母线令一尸审人小车
电击处
已拉出（9511
避雷器 1讦伏电压互感器
（小隼抽出后不带
现场示意图
（二）开关内设备接（触）头过热性故障
封闭式开关柜在运行中不能打开，因此难以测量运行中柜内接
（触）头的实际温度，如不及时发现并处理接（触）头过热性缺陷， 严重威胁电力
安全生产。固定式开关柜每个进出线间隔共有负荷电 流流过的33或39个接（触
头），小车移动式开关柜每个进出线间隔 共有负荷电流流过的24个（或更多）接
（触头）。这些接（触）头 直接流过负荷电流，当负荷较大时存在隐患的接（触）头 就会严重发热。由于发热点在密封柜内，运行中的柜门禁止打开，值班人员 无法通
过正常的监视手段发现发热缺陷。一旦触头发热严重必然造 成事故发生，影响系统安
全运行。下边四起故障分析。
2007年2月3日23