真空断路器爆炸导致主变烧毁的原因探讨 如何挑选购买断路器

湖北省巴东县电力公司  覃宗树

巴东县电力公司所辖的一座35 kV变电站，在一次倒闸操作中，出现10 kV真空断路器爆炸，导致主变烧毁的事故，笔者参加了*事故调查分析处理，现对事故的现场进行介绍和分析，探讨事故的真正原因。

1 变电站基本情况

该站是巴东县电网中一座建设规模比较小、主变容量较小、地理位置比较偏远的35 kV变电站。该变电站配备一台主变，型号为S9-1250/35；35 kV进线通过户外隔离开关直接接到35 kV高压开关柜，10 kV出线共四回，高压设备全部采用的户内高压开关柜，主变高压开关柜型号是：KYN10-40.5金属封闭铠装移动式高压开关柜。主变10 kV出线开关柜型号是：XGN2-10。综合自动化设备（保护设备、监控系统）采用Builder系列设备。该变电站按少人值班形式设计安装。电气主接线图见图1。

2 事故的经过及其处理

事故前的运行方式：事故前，系统正常运行。该站35 kV、10 kV母线、主变均正常运行，该站3条10 kV出线对外供电，一条10 kV线路因机械闭锁故障待检修后供电。事故前主变实际负荷200 kW左右。

事故过程及处理。据当班人员介绍：2005年4月24日15：40左右，因10 kV出线2的开关柜机械闭锁故障，需要停电检修，因处理故障时与10 kV母线*距离不够，为了保证*，需要将主变低压侧断路器跳开，值班人员先跳开10 kV 101断路器，在拉开1011隔离开关后，突然听见该开关柜内有“吱吱”的放电声音，接着发生震耳的爆炸声和强烈的电弧光，开关柜内火光冲天，整个高压室内烟雾弥漫，数秒钟后，主变发出刺耳的尖叫声，主变压力释放器动作喷油，持续数秒钟后，上一级变电站线路速断保护动作跳闸，将该故障设备退出系统，导致全站供电中断。值班人员迅速拉开35 kV进线隔离开关，关闭全站所有直流电源，并将有关事故情况迅速上报调度及公司各级领导。

事故以后，对事故现场进行了认真的检查，事故造成主变低压侧开关柜彻底报废：101断路器真空泡爆炸（断路器在开位，开关的动、静触头间没有发现因分断容量不够所造成的电弧熔化的痕迹）、1011隔离开关（在开位、没有明显的带负荷拉合隔离开关电弧烧毁的现象）及引线灼伤。主变低压侧开关柜内10 kV 电流互感器及101断路器下端母排及支持瓷绝缘子灼伤。1019接地开关三相的动静触头的*烧伤较为严重，10 kV高压电缆没有受到损伤。

事故造成主变彻底烧毁（主变喷油、主变箱体严重变形、测试绝缘高低压绕组对地绝缘为零、低压绕组B相已经熔断）

事故后，认真检查了后台监控装置，找寻有关故障前的运行状况和事故信息。因通讯系统失灵导致事故时，没有记忆到任何事故信息和故障前的运行状况。据值班员反应已经长时间没有正常工作。

3 事故原因探析

对事故后设备的现场进行了认真的检查分析：发现事故的原因主要是由于主变10 kV侧断路器真空泡爆炸，造成相间闪络而导致三相弧光短路，因为保护装置没有可靠动作，导致事故扩大，烧毁主变。于是现场提出了几个疑点，并展开分析调查。

·事故发生时，变电站主变主保护及后备保护没有动作；

·真空断路器三相同时爆炸，造成三相短路。

3.1事故发生时该站主变主保护及后备保护没有动作

变电站的保护配置：主变主保护，配有差动、瓦斯保护。主变高压侧配置过电流后备保护。应该说，保护配置能满足要求。这次事故的故障点出现在差动保护区内，首先差动保护应该可靠动作，后来事故扩大，主变重瓦斯保护应该可靠动作，相应的后备保护也应该可靠动作。首先对现场保护装置进行了检查。检查中发现保护装置已经可靠动作，而且保护装置还发有保护动作信号（包括主变差动、瓦斯、主变后备的速断、过流），可是主变高压侧断路器并没有可靠断开。于是又对断路器控制回路进行了全面的检查，检查中发现全站所有保护装置的控制电源全部消失，经检查总控制电源的负极（-KM）保险烧毁。换上以后，全站保护装置的控制电源恢复。经分析，这个保险熔练并不是在事故中烧毁的，而是在事故前已经烧毁，如果假设是在事故中有短路导致保险烧毁的，那么在换上以后还应该继续烧毁。且在恢复控制电源后，做主变高压侧断路器（31断路器）传动试验，断路器可靠动作。由此证明保护装置在事故时可靠动作，而没有可靠传动断路器的主要原因是控制电源消失。

同时在当时的检查中发现，变电站的综合自动化装置的后台监控装置因通讯中断，处于瘫痪状态。没有能查出控制电源消失的具体时间。

3.2真空断路器三相同时爆炸，造成三相短路

真空断路器爆炸的原因有两点：

原因之一：真空泡存在质量问题。真空断路器在开断电流时，由于灭弧室本身的原因，当电流从峰值下降尚未到达自然零点时，电弧熄灭，电流被突然中断，这种现象就是平时所说的截流过电压。由于电流被突然中断，电感负载上所残留的电磁能量就会产生过电压。这种由于产品质量问题而引起的事故，据大量真空泡故障事件证明，一般只有单只真空泡由于工艺不过关使真空度达不到要求，而引起破裂的可能性较多外，三相同时炸开并形成强有力的爆炸，这种几率较少。在一年一度的设备试验中没有发现任何缺陷，事故后又对站内的其它真空断路器进行了检测，没有发现任何问题。

事故后对断路器进行了认真的检查，在断路器的动、静触头间没有发现因分断容量不够所造成的电弧烧伤的痕迹。而且从现场的痕迹来看，事故并没有出现在断路器分开的瞬间，而是发生在1011隔离开关拉开后。更何况当时断开断路器时基本上是空载，所以说这种可能性很小。

原因之二：在事故或故障时，发生间歇性放电，产生过电压，导致真空断路器真空泡爆炸。

在事故发生前，系统内没有任何故障，系统运行正常（从当时调度的运行资料可以看出）。出现故障应该是在站内，于是认真检查了事故现场，发现1019接地开关安装在断路器与主变之间（见主接线图），接地开关的分合只要断路器及隔离开关分开以后，不考虑主变高压侧断路器是否断开，就可以任意分合。当时就怀疑值班人员误合了1019接地开关，但是考虑到如果是误合1019接地开关就会造成三相短路，烧毁接地开关，同时真空断路器因在电源和接地开关的外侧，不应该受到很大的伤害。而在现场的实际情况是断路器烧毁的情况特别严重，而1019接地开关受到的伤害比较轻。于是这起事故的分析出现了比较大的分歧。

但仔细观察1019接地开关烧伤的情况，虽然没有发现1019接地开关有明显的带电合接地开关的烧毁痕迹。但1019接地开关三相的动静触头间的*烧伤较为严重，三相的动静触头间的*出现明显的弧光融化的迹象，推测有可能是值班人员对现场设备不太熟悉。在拉开1011隔离开关后，错误的认为1019接地开关安装在断路器靠母线侧，于是慢慢地操作（合上1019接地开关），待合上一定距离，1019接地开关的静、动触头间击穿放电，这时候值班人员听见有“吱吱”的放电声音，便停止操作，这时由于三相同时对地放电，引起三相闪络，产生过电压，导致真空断路器三相真空泡爆炸，终造成三相弧光短路。因保护不能可靠动作，导致事故进一步扩大。而在事故后，值班人员又将1019接地开关恢复到断开位置，给现场检查人员造成假象。查阅了有关资料和咨询厂家技术人员，认为这种可能性比较大。虽然询问值班人员，没有承认操作过接地开关，但问及这接地开关的作用时值班人员没有回答出来。从现场分析和口述完全有这种可能。

真空断路器应该说还是近10年来刚刚得以迅猛发展的产品，虽说过电压问题已搞得比较清楚，但对于具体的现场而言，情况要复杂得多，故以上分析仅供参考。

4 事故的总结

4.1 该站的安装设计存在严重缺陷，为事故的发生埋下了危机

主变二次侧的高压开关柜设计选型错误，没有可靠机械措施或电气闭锁装置来闭锁1019接地开关。该型号的开关柜（型号：XGN2-10）不能用于电源进线柜，只能用于单侧电源出线开关柜。如果现场已经采用，必须安装可靠的闭锁装置。

站内直流电源保险配置严重不合理。支路保险和总保险型号选择没有区别，有时甚至出现总保险的额定电流小于支路保险的情况。正常时直流电源保险应该分级配置，不应该存在支路有问题就烧毁总保险的现象。

4.2 现场运行维护及管理措施严重不力，导致设备在无监管状态下运行

没有完善的运行规程。在运行规程和运行值班员上岗培训中没有明确提出现场的“危险点”运行注意事项。

值班人员*意识、责任心欠缺，对现场设备不熟悉，控制电源消失时，不能及时发现，更不能及时处理。后台监控装置长期不能正常运行没有及时发现和处

摘要：真空断路器，是以基本不需要维修的真空灭弧室(又称真空管)为主体及相关附件组合而成，它的操作机构由于动作行程短，结构简单，零部件少，因而故障少，被称为免维护电器。但是，真空断路器并不是完全不需要维护的，它在额定短路开断电流开断次数，或机械操作次数达到规定的次数后，都要进行维护。
关键词：高压 带电 操作 机构

真空断路器的维护

钟业雷 穆培忠 河南省淮滨县电业局 （464400）

真空断路器，是以基本不需要维修的真空灭弧室(又称真空管)为主体及相关附件组合而成，它的操作机构由于动作行程短，结构简单，零部件少，因而故障少，被称为免维护电器。但是，真空断路器并不是完全不需要维护的，它在额定短路开断电流开断次数，或机械操作次数达到规定的次数后，都要进行维护。

1  真空灭弧室

    真空灭弧室是真空断路器的主要元件。它是一只管形的玻璃管(或陶瓷管)内，密封着所有的灭弧元件，分合闸时通过动触杆运动，拉长或压缩波纹管而不破坏灭弧室内真空的装置。

    (1)  检查外观有无异常、外表面有无污损，如果绝缘外壳表面沾污，应用干布擦试干净。

    (2)  动静触头累积磨损厚度超过3mm，就要更换真空管。

    (3)  真空度的检查主要通过工频耐压法检查，在真空断路器处于开断状态下，在真空灭弧管的触头间加上规定的预防性工频试验电压1min，无异常。

    (4)  每一次维护，都要对真空断路器的触头开距、压缩行程、三相同期性进行检查及调整。

2  高压带电部分

    高压带电部分指真空灭弧室的静导电杆和动导电杆接到主回路端子以接通电路的部分，它由支持绝缘子、绝缘套管等绝缘元件支撑在真空断路器的框架上。

    (1)  检查导电部分有无变色、断裂、锈蚀，固定联接部分元件有无松动，绝缘有无破损、污损。

    (2)  测试主回路相对地、相与相之间及绝缘提升杆的绝缘电阻应不小于规定值。

    (3)  断路器在分、合闸状态下分别进行主回路相对、相间及断口的交流耐压试验1min，应合格；绝缘提升杆在更换或干燥后必须进行耐压试验。

    (4)  测试真空灭弧室二个端之间、主回路端之间的接触电阻，应不大于规定值。

3  操作机构部分

    真空断路器的操作机构一般采用电磁操作机构、电动或手动弹簧储能操作机构。

    (1)  检查紧固元件有无松动、各种元件是否生锈、变形、损伤、更换不合格的部件、涂上防锈油。

    (2)  多次进行分、合闸操作试验、自由脱扣试验、通电合闸操作试验，断路器应无异常。

    (3)  测试电磁操作机构在120％—65％的额定电压范围内分合闸操作无异常；30％额定分闸电压进行操作时，应不得分闸。在110％—85％的额定电压范围分、合闸内操作无异常。

4  控制组件

    控制组件是操作断路器所不可缺少的部分。主要检查各个接线端子，有无松动变色，微动开关、辅助开关的动作是否到位、触头有无烧损，各个电气及控制回路元件的绝缘电阻应不少于2MΩ