2026年，随着新能源并网规模持续扩大、在运设备年限拉长以及极端天气频次上升，电力设备故障呈现“局部集中、连锁放大”的特点。综合电网运行数据和设备管理实践，变压器、开关设备、电缆及二次系统仍是故障最高发的环节，而多数故障可通过状态监测和周期检修提前识别。
2026年电力设备故障的主要类型与分布
从2026年上半年的设备运行情况看，故障类型主要集中在绝缘击穿、触头发热、机构卡涩、保护误动和电缆外力破坏五类。其中，110kV及以上主变因绝缘老化或受潮导致的匝间短路占比最高，低压侧开关柜触头发热引发的局部放电问题在迎峰度夏前尤为突出。
| 设备类型 | 典型故障 | 高发时段 | 主要诱因 |
|---|---|---|---|
| 油浸式变压器 | 匝间短路、套管闪络 | 夏季大负荷、雷雨季后 | 绝缘受潮、油质劣化 |
| GIS/HGIS组合电器 | 气室微水超标、盆式绝缘子沿面放电 | 温差大的春秋季 | 密封老化、装配应力 |
| 中压开关柜 | 触头发热、真空灭弧室漏气 | 迎峰度夏期间 | 接触电阻偏大、操作频繁 |
| 电力电缆 | 中间接头击穿、外护套破损 | 雨季、市政施工集中期 | 施工外破、接头工艺缺陷 |
| 继电保护及二次回路 | CT饱和误动、直流接地 | 雷雨、设备检修后 | 抗干扰不足、绝缘降低 |
变压器：绝缘与油务管理是防控重点
变压器故障在2026年仍居电力设备故障首位。除制造缺陷外，运行中的油中溶解气体分析（DGA）异常是发现潜伏性故障最有效的手段。当乙炔、总烃等特征气体持续增长时，往往意味着内部存在低能放电或过热。对于运行超过15年的老旧主变，2026年多地电网公司已提高油色谱在线监测的采样频次，并对油中微水、介损等指标实施月度跟踪。
防控措施应分三步走：
- 对重载主变加装或校准油色谱在线监测装置，确保数据实时上传；
- 结合停电机会开展绕组变形测试和铁芯接地电流检测，排除机械损伤；
- 对油质劣化严重或含气量超标的变压器，及时安排滤油、脱气或更换密封件。
开关设备：发热与机构问题是主要隐患
中压开关柜和高压断路器的故障多与接触电阻增大有关。2026年红外精确测温已成为开关柜例行带电检测项目，但部分老旧站点的触头盒、静触头仍存在测温盲区。断路器操作机构方面，弹簧疲劳、液压机构渗漏油会导致拒分拒合，直接影响故障切除能力。
针对开关设备的防控，应重点关注触头压接工艺和操作机构润滑状态。对频繁操作的断路器，建议每500次操作后检查机构行程、超程和分合闸速度，并记录动作特性曲线。GIS设备则要严格控制气室微水，防止因温度骤降出现凝露引发沿面闪络。
电缆与二次系统：隐蔽性故障需靠在线监测
电缆故障的隐蔽性强，尤其是直埋电缆的中间接头，一旦击穿往往造成较长时间停电。2026年城市配电网中，电缆振荡波局部放电检测和分布式光纤测温的应用范围进一步扩大，能够在故障前发现接头局部放电或异常温升。对于二次系统，直流接地和保护误动多与电缆绝缘老化、端子排受潮有关，需在雨季前完成绝缘测试和防潮封堵。
常见问题
2026年电力设备故障中哪种设备故障率最高？
从2026年电网运行数据看，变压器故障率仍居首位，尤其是运行超过15年的老旧主变，绝缘老化和受潮引发的匝间短路最为常见。其次是中压开关柜触头发热和电缆中间接头击穿。
如何通过油中溶解气体分析判断变压器是否存在故障？
油中溶解气体分析（DGA）主要看乙炔、乙烯、甲烷、氢气和一氧化碳等特征气体含量及产气速率。乙炔明显增长通常对应电弧放电，乙烯和甲烷增长多与过热有关。若总烃绝对产气速率超过注意值且持续上升，应结合电气试验判断故障性质。
开关柜触头发热在2026年有哪些有效检测手段？
常用手段包括红外精确测温、开关柜暂态地电压（TEV）和超声波局部放电检测。对于无法直接测温的触头盒内部，可采用无线测温传感器或荧光光纤测温，实现实时在线监测，避免因盲区漏检导致触头烧毁。
电缆中间接头为什么容易在雨季发生击穿？
电缆中间接头是现场制作的薄弱点，若密封工艺不良或应力锥安装不到位，水分会缓慢侵入接头内部，降低绝缘强度。雨季地下水位升高、土壤含水量增大，加速受潮进程，最终在电压作用下发生击穿。
2026年电力设备故障防控的总体思路是什么？
总体思路是“状态感知前移、周期检修托底、差异运维精准”。通过在线监测提前发现潜伏性缺陷，结合停电试验验证和检修消除缺陷，对重载、老旧和重要用户设备实施差异化运维，降低故障跳闸率和非计划停运时间。