一起电容器组真空断路器爆炸事故分析和预控
一起电容器爆炸的原因分析及防范措施
：４５ ４ ：８
８ ０
１ｏ ６
２０ ４
３ ０ ２
４０ ０
４８ ０
５０ ６
６ ｏ ４
图 ２保护动作时序示意图
保护 动 作情 况如 下 ： （） １ 电容器 开 始有 一定 程度 的损 坏 ，部分 元 件 被 击 穿 ，开 口不 平衡 电压保 护 启 动 ，最 大 相 电流 为 ２５ ７ Ａ，
（） ６ 电容器 分 １ １ 关跳 开 。 Ｃ 开 （） 段 ５ １ ７分 ２ 开关 跳 开 。
２ ２ 保护 动作 报文 ．
相 关保 护 动作 报 文见 表 １ 。
（ ） １ 保护动作 ，最大故 障电流为 ７５ ６ ８Ｆ ８ １Ａ。
（） １ 开 关跳 开 。 ９Ｆ ８ 从保护动作情 况可知 ，１ｋ １ １ １电容 器组 、 ０Ｖ Ｍ Ｃ １ｋ 万裕 线 Ｆ ８ ０Ｖ １ 、线 路 一次 设 备 有 故 障 ，相 关保 护 动
通 道 的 畅通 。对 于通 风效 果 不 良的 电容器 室应 增 加 １ ～
２个带 铁 丝 网 的通 风窗 户 ，既 可 以 防止 小动 物 进 入 ，又
极间则完全击穿 ，在其侧面靠底部 还有 １ 硬币大小 个 的熔 口；Ｃ相第 ３ 台电容器单元发生了爆炸，外壳被炸
开 ，内部 电容 器 单 元 已完 全 烧 坏 ，其 余 几 台都 有 不 同 程 度 的鼓肚 。 另 外 ，１ １电容 器 组 故 障还 造 成 了 放 电 Ｃ
收 稿 日期 ： ０ ０ ０ — ８ ２ １—４ ２
作行 为 正确 。
６ １ Ｗ ｃ ｉ ｅ ｅ 电工技术 ６ Ｗ．ｈ ａ ｔ ｔ Ｗ ｎ ｎ ｌ
３ 电容 器 组 解 剖 分 析
解剖 １ １ Ｃ 电容 器 组 发 现 ，电 容 器 单 元 内 部 有 多 个 电容 器 元 件 损 坏 ， 主 绝 缘 下 降 后 发 生 极 对 外 壳 的 击 穿 ，导 致 对地 单 相 接 地 。Ａ 相 第 ３台 电容 器 单 元 鼓 肚 严 重 ，且 套 管对 外 壳 的绝 缘 下 降 到 只 有 ５ １ Ｍｆ，而 ～ ５ ￣
一起SF6断路器爆炸事故的原因分析及防范措施
一起SF6断路器爆炸事故的原因分析及防范措施SF6断路器爆炸事故是指在使用过程中，因遭受外力冲击、电气故障或设计缺陷等原因，导致SF6断路器发生爆炸，造成人员伤亡和财产损失的事故。
下面对其原因进行分析，并提出相应的防范措施。
一、原因分析1.设计缺陷：SF6断路器的设计缺陷可能包括结构不合理、制造工艺问题、材料问题等，这些问题可能导致断路器无法承受正常的工作压力，从而发生爆炸。
2.外力冲击：外力冲击是一种常见的导致SF6断路器爆炸的原因，如运输过程中的震动、设备损坏等，都可能导致断路器内部的各种元件脱离原位，进而引发断路器的爆炸。
3.电气故障：电气故障是另一个导致SF6断路器爆炸的常见原因，包括过电压、过电流、电弧闪络等。
这些故障会导致高温、高压等异常情况，从而引发爆炸。
4.维护不当：SF6断路器是一种高压电气设备，如果维护不当，容易导致设备内部存在安全隐患，如SF6气体泄漏、接触不良等，进而加剧爆炸的风险。
二、防范措施1.加强设计和制造质量：对SF6断路器的设计和制造中加强质量控制，确保结构合理、材料优良，提高断路器的耐压能力和抗震能力，从而降低爆炸的风险。
2.提高运输安全：在SF6断路器运输过程中，要加强包装保护，避免外力冲击对设备造成影响。
此外，还应加强运输过程中的安全管理，提高运输人员的操作技能和安全意识。
3.定期检测和维护：对SF6断路器进行定期的检测和维护，包括检查气体泄漏情况、接触器状态、电气连接等，及时发现问题并进行处理，以确保设备的安全可靠运行。
4.增加安全保护装置：在SF6断路器的设计和运行过程中，加强安全保护装置的设置，如过电流保护、过温保护、电弧闪络保护等，提高设备的安全性和可靠性。
5.加强人员培训和管理：SF6断路器的使用和维护都需要具备一定的专业知识和操作技能，因此，要加强人员培训，提高人员的业务水平和安全意识。
另外，还要建立完善的管理制度，加强对设备运行情况的监测和管理。
一起电容器组真空断路器爆炸事故分析和预控
6） 测量回路电阻值，主要是检测动静触头的 接触情况。
5 结语
目前，我们对电容器组开关的检修维护、验收 预试等都保持着与普通线路开关同等的要求，各 种相关规程上也没有加以注析区别对待，存在着 一定的不合理性。
考虑到电容器组在东莞负荷重区频繁投切的 工况，结合真空开关熄灭容性流比感性电流困难 的特点，我们提出了一系列针对电容器组开关故 障频发的预控措施，以提高电容器组运行的安全 可靠性。
4 预控措施
本开关从 1998 年投运至今已有 13 年，其间
2012 年第 1 期 ·运行维护与故障分析· 何满棠，等 一起电容器组真空断路器爆炸事故分析和预控 （ 总第 139 期）
未进行过技改或更新，设备老化严重，性能下降明 显。因为电容器是 10 kV 同类设备中投切最频 繁、开关分 合 次 数 最 多 的 设 备［4］，且 真 空 泡 每 次 熄灭的容性电流都要比线路的感性电流困难得 多。因此，长年严酷运行，在其性能下降后也没能 及时发现，是造成这次事故的原因。为避免同类 事故发生，我们认为有必要对电容器组开关采取 以下预防措施：
第 33 卷 第 1 期 2012 年 2 月
一起电容器起火事故分析及防范措施
一起电容器起火事故分析及防范措施温州供电公司的研究人员张磊、王策，在2015年第2期《电气技术》杂志上撰文，对一起运行中的电容器装置发生起火故障的原因进行分析验证，并提出了相应的改进建议和措施，对今后防范和处理该类事件提供一定参考。
1 事故情况2014年4月1日，某变电所运行中电容器装置发生起火故障，该设备型号为：TBB10-4800/200-1%AK，故障发生后，电容器不平衡保护动作切断故障设备。
经现场查看发现：1）电容器柜眉头板及侧封板上部有烧焦现象，如图1所示。
图1 电容器柜烧焦情况2）N相排上部被烧化，绝缘子被严重烧黑，N相排热缩套管烧尽。
3）放电线圈与母排之间的镀锡软铜绞线被烧化，放电线圈接线铝排与镀锡软铜绞线搭接处被烧化。
4）被烧化的排、绞线、热缩管残渣落在了A、B相上。
5）现场保护定值设定如下：过流保护定值为6.6A，整定延时响应时间为：0.2秒。
开口三角保护定值为：1.83V，整定延时响应时间为：0.2秒。
过电压保护定值为115V。
保护装置显示0.000S保护启动，0.202S不平衡保护动作BPHmax=127.8V。
6）其他两相电容器外观完好，判断故障为单相故障。
2 原因分析事故发生后，通过对设备进行仔细检查，发现造成电容器母排及软连接线烧毁存在六种可能的事故原因：设计安全距离不足，母排及绞线载流量不足，保护定值设置错误未及时跳闸，二次接线错误造成保护不动作，放电线圈质量有问题被击穿，母排与绞线、母排与绝缘子连接处螺栓紧固不实发热，系统谐波电流。
我们将对这六种可能的事故原因逐一进行分析验证。
2.1设计安全距离不足根据《GB50060-92 3～110kV高压配电装置设计规范》的要求，屋内带电部分至接地部分之间安全净距应大于等于125mm，不同相带电部分之间安全净距应大于等于125mm。
[1]现场对安全距离进行实际测量，本电容器成套设备故障点安全净距如下：N相排至后侧封板(最近接地点)距离为185mm，镀锡软铜绞线至柜前门板(最近接地点)距离为300mm，两相之间最近距离为500mm。
6kV 系统F-C开关爆炸原因分析及防范措施
6kV 系统F-C开关爆炸原因分析及防范措施摘要：发电厂高压厂用系统电压一般为6kV或10kV电压，所使用开关数量较多，一般分为F-C回路开关和P-V回路开关两种，运行中开关常会出现各种不同故障，危害轻的引起开关无法分合，严重者将会引起开关爆炸，或开关拒动后扩大事故范围。
本文分析了某电厂的一起6KV系统F-C开关爆炸的原因，并针对可能发生的危险因素进行了相应的分析,并从运行和检修角度分别提出了避免此类事故的防范措施。
关键词：开关爆炸；F-C回路；防范措施；0 引言某电厂现有2台600MW国产化直接空冷机组, 以发电机—变压器组单元接线接入330kV母线，每台机设置一台的高压厂用工作变压器（采用分裂绕组）和一台高压厂用公用变压器（采用双圈变压器），每台机组设置两段6kV工作母线和一段6kV公用母线，机组负荷接在6kV工作母线，公用负荷接在6kV公用母线，互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同6kV工作段及公用段上引接。
起备变以双母线方式接入330kV母线，经分裂变直接降压为6kV，通过共箱母线连接到两段6kV工作母线和一段6kV公用母线上作为起动/备用电源。
高压厂用电为6KV一级电压，中性点经低电阻（40欧）接地。
F-C开关是真空接触器和熔断器的组合电器，具有真空接触器和熔断器的双重优势，将断路器所具有的控制和保护功能合理划分，并利用两种开关电器的配合解决了频繁分、合场合应用的难题。
本文通过详细分析了某电厂6kV系统F-C开关爆炸的原因，提出了针对性的防范措施，供相关技术人员在运行和检修维护中参考。
1 F-C开关爆炸事故经过某电厂B汽泵前置泵电机开关配置上海通用电气生产的金属铠装中置移开式F-C回路开关柜，型号为P/VII-7.2（J.R），高压熔断器型号：WFNHO-7.2，额定电流为100A. 配置珠海拓普智能电气有限公司生产的TOP9720M-30H+电动机综合保护装置。
一起高压断路器爆炸事故的原因及防范措施
一起高压断路器爆炸事故的原因及防范措施
近日，某局一220 kV变电站35 kV电容器组断路器发生爆炸，引起三相短路，烧坏刀闸一组，1号主变35 kV侧断路器跳开，变压器出口短路，引起两条220 kV线路对侧跳闸，给系统造成一定的影响。
1 事故原因分析
该断路器型号为LW16-35，于2000年3月投入运行。
事故发生后，厂家即派出检修技术人员及调查人员来现场对断路器进行检查。
经解体发现，该断路器C相动静触头烧在一起，A相瓷套内侧有一道明显裂纹，外侧有线状闪络放电痕迹，同时还发现，开关行程明显不够，静触头绝缘材料烧伤，少量碳化物充斥灭弧室。
此外，鉴于解体前SF6气体压力为零，而未发闭锁信号，于是又对密度继电器进行检查，发现该继电器报警接点与闭锁接点仍处于正常运行状态，经校验，闭锁接点损坏不归位，因此事故发生前监视不到应发的控制信号。
至此，事故原因已基本明了，断路器本身存在缺陷，同时断路器瓷套存在潜在缺陷，造成气体泄漏，而密度继电器由于故障又未发相应的闭锁信号，在无灭弧介质或介质强度降低的情况下，导致合闸时断路器爆炸，发生短路，这是发生事故的主要原因。
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一起电容器组熔断器群爆事故原因分析
其 ＝ 蕊
＝ｒ２ ／Ｌ
＝
（ ２ ）
（） ３
受雷 电波残 压 冲 击 ， 生 内部 击 穿 ， 熔 断 器 熔 断 发 外 后， 由于雷 电残压 与 工频 电压 的叠 加 ， 用 在 Ｂ 作 ５外 熔断 器 上 的恢 复 电压 很 高 ， 使 Ｂ 致 ５熔 断 器 发 生 重
当 ｒ ２、 ｃ时 《 ／ ／
第１ ５卷
Ｖ０． ５ １ １
第 ４期
Ｎｏ ４ ．
重庆电力高等专科学校学报 Ｊｕｎｌ ｆ ｈｎｑｎ ｌｃ ｉ Ｐ ｗ ｒ ｏ ｅｅ ｏｒａ ｏ Ｃ ｏｇｉｇＥｅｔｃ ｏ ｅ ｌ ｇ ｒ Ｃｌ
２１ ０ ０年 ８月
Ａｕｇ ２ ０ ． ０１
一
起 电容器组熔断器群爆事故原 因分析
试 验检查 情况 ：１ 路器 绝 缘试 验 、 械 特性 ６２断 机 试 验合格 ， 电缆绝 缘 试 验 合 格 ，５电容器 极 间绝 缘 Ｂ
３ 设备基本情况
石塔站二 组 电容器组 总容 量 ４ ０ ｋ ａ， 有 ２ ２ ０ Ｖ ｒ共 １ 只电容器 ， 每相 ７只 ， 只容 量 ２ ０ｋ ａ ， 号 Ｂ Ｍ 单 ０ Ｖ ｒ型 Ａ
家 陕西 中杨 电气股 份有 限公 司 ， 出厂 日期 ２０ ０ １年 ８ 月； 避雷 器 型号 Ｙ ５ ０ ＷＲ 一 ． ／ ２ 生产 厂 家 温 州 市 ９ １２ ，
凯 泰特种 电器 有 限公 司 ， 出厂 日期 ２ ０ ０ １年 ９月 ；１ ６２
组 ６２断路器 过流Ｉ １ 段保护 动作 ， 开关跳 闸 ， 现场 检查 发现 ２ 电容器组 Ｂ相熔 断器发生 “ ＃ 群爆 ”Ｂ ，５电容器
刘进胜 ， 陈正宇
（ 庆市 电力公 司江 津供 电局 ， 庆 ４ ２ ６ ） 重 重 ０２０
真空断路器投切电容器组产生过电压问题的分析与解决
真空断路器投切电容器组产生过电压问题的分析与解决宁夏英力特化工股份有限公司树脂分公司110kV变电所有两台63000kV A的三圈主变，并列运行，35kV侧及6kV侧采用分段运行方式。
无功补偿装置接在6kV母线上，每段母线上个两组，每组容量4800kVar。
在投运过程中发生过三次严重过电压事故，每次都造成多只电容器击穿及单只电容器熔丝发生群爆。
第一次事故是在2008年8月大修后投运2#电容器组时，发生单相过电压。
第二次事故发生在2009年2月临时检修完成后，投运3#电容器组时发生过电压。
第三次是2011年3月31。
两次都为三相相间过电压。
在第二次事故发生后采取了在每组电容器组电抗器两端加装过电压吸收装置的措施，希望能抑制、吸收操作过程中产生的过电压。
经过两年的运行，虽然该装置起到了一定的作用，在这两年中的投运未发生故障。
但在2011年3月31投运时又出现过电压的现象，说明该装置并不能从根本上解决真空开关投切电容器产生过电压的问题。
因我公司110kV变电所投切电容器组的断路器为真空断路器，真空断路器虽然一般情况下能满足频繁投切电容器组的需要，但因其在合闸过程中可能出现断口预击穿、合闸弹跳、合闸不同期等问题，在分闸过程中可能会出现单相、亮相重燃、截流等问题，这些问题都会产生严重的过电压，故存在很大的安全隐患。
而我变电所所采用的金属氧化物避雷器不能完全有效地吸收真空断路器因上述原因产生的操作过电压，所以只有采取更加有效的措施，从根本上消除操作过电压，才能保证电容器组的投切安全。
在电力系统中，电容器组进行控制最早采用的是少油断路器，然而少油断路器对频繁操作的投切电容器组来说并不能完全满足其使用要求。
近年来真空断路器以其使用寿命长，可频繁开断、无油、少维护等优点，在电力系统中得到了广泛的应用，因此电力系统也希望用真空断路器来取代少油断路器投切电容器组。
而近年来随着真空开关在中压领域占领了绝对优势的市场份额，使这一需求显得更加突出和紧迫。
真空断路器烧毁事故分析及防范
真空断路器烧毁事故分析及防范作者：李娇梓来源：《环球市场》2018年第18期摘要：本文依托一起真空断路器单相烧毁事故，分析原因、给出解决方案，从而避免类似事故发生、造成损失。
关键词：真空断路器；烧毁；事故；分析；防范真空断路器是电力系统中重要的开关设备，具有寿命长、适用于频繁操作的优点，目前广泛应用于35KV及以下的配电装置中。
因此，其烧毁将造成经济损失，甚至危及人身安全。
本文依托一起真实发生的真空断路器单相烧毁事故，分析其烧毁原因并给出具体解决方案，从而避免类似事故发生、造成损失。
一、提出问题2018年7月20日陕西某地发生真空断路器单相烧毁事故，事后经调查该真空断路器保护的线路和设备并未发生故障，事故调查确定本次事故是真空断路器自身故障。
该真空断路器，各项参数如表1：Z为避免类似事故再次发生，分析其事故原因，在日后的运行中加以防范。
二、分析问题以下，将列举三种可能造成真空断路器烧毁的原因，结合该真空断路器实际运行情况、事故现场及事后烧毁程度逐一分析，还原事故起因。
（一）真空断路器灭弧室触头接触电阻增大理论分析：随着真空断路器运行时间的增长，会出现灭弧室触头电磨损和触头开距变化等现象，致使接触面积减小，接触电阻增大。
正常运行电流流过时，其上产生的热量将增加，烧毁断路器。
综合考量：由于，本次事故是在正常运行时发生的单相烧毁事故，很可能是烧毁相灭弧室触头接触电阻增大，发热烧毁断路器。
（二）真空断路器真空泡真空度降低理论分析：真空泡内波形管的材质或制作工艺存在问题，多次操作后出现漏点，真空度降低。
第一，致使真空断路器不再具备标称的灭弧能力，当系统出现故障电流增大需要切断电路时，真空断路器动作，但由于灭弧能力不足，产生燃弧，烧毁真空断路器；第二，导致触头氧化，生成阻值较高的氧化铜，即灭弧室触头接触电阻增大，造成后果同上述情况。
综合考量：本次事故发生在正常运行时，并不需要真空断路器开合，没有燃弧的机会，若是因此原因导致烧毁，应为真空度降低触头氧化，使接触电阻增大。
真空断路器常发生的故障分析和处理
真空断路器常发生的故障分析和处理真空断路器是一种常见的电力设备，用于中小容量的变电站和配电站以及工矿企业的电力系统中。
它采用真空灭弧技术来断开电路，具有高断开能力、快速灭弧、低温上升等优点，因此被广泛应用。
但是真空断路器在使用过程中也会出现一些故障，本文将就真空断路器常见的故障进行分析和处理。
首先，真空断路器的触头和固定触头常发生焊死故障。
这可能是由于触头之间的电流过大引起的高温，导致金属膨胀使触头和固定触头直接接触而焊死。
处理这种故障的方法是首先检查真空断路器的电流是否过大，如果是，则需要做好负荷控制工作。
同时，还需要定期对真空断路器进行保养和维护，确保触头的表面光洁，避免积灰和氧化而影响触头的正常工作。
其次，真空断路器的真空失效也是一个常见的故障。
真空断路器的正常工作依赖于真空介质的绝缘性能，如果真空失效，则会导致灭弧困难或灭弧失败。
真空失效的主要原因是断路器内部存在气体或杂质，影响了真空度。
处理这种故障的方法是首先进行真空度测试，确认真空度是否达到要求。
如果真空度不够，需要进行真空抽取和充填。
同时，还需要对绝缘部分进行清洁和检查，确保没有异物存在。
第三，真空断路器的操作机构故障也比较常见。
操作机构是真空断路器的重要组成部分，用于控制断路器的开闭操作。
操作机构故障的原因可能是机构部件磨损、润滑不良等。
处理这种故障的方法是定期对操作机构进行润滑和维护，确保机构能够灵活可靠地工作。
同时，还需要注意操作机构的使用条件，避免过大的力和震动对操作机构产生影响。
最后，真空断路器的外观和连接端子的松动也是一种常见故障。
外观松动可能是由于设备运输过程中的振动引起的，而连接端子的松动可能是由于设备长时间运行后的疲劳导致的。
处理这种故障的方法是首先检查真空断路器的外观，确认螺栓和连接件是否松动或脱落，及时进行紧固。
对于连接端子的松动，需要定期进行检查和紧固，确保连接的可靠性。
总之，真空断路器在使用过程中可能会发生多种故障，包括触头焊死、真空失效、操作机构故障以及外观和连接端子的松动等。
一起10千伏电容器故障引发熔断器爆炸的事故分析
电容器 Ｂ相实 际运行 电压 ：
ｃ ２ ＝ —Ｕ Ｎ （ ）
外 １ ０ ｋ Ｖ１ 避雷器 、 ２号避 雷器柜 内附设 电容器在 退 出
电容 器 Ａ相实际运行 电压 ：
过 电流爆炸 。
存在故障 的 １ ０ ｋ Ｖ ２ 号 电容器退 出运行 后 ，各 电压
Ｃ １ Ｃ ２
－ 一
Ｃ３
系统恢复正常 ， 设备故障现象 消除。
３ 结 论及 建 议 措 施
＿ ＿ ［ ＿＿ ＝ ［一 ＝ｒ
图 ５ 理论计算模型 图
这是一起典 型的 由于电容器三相容量不平衡 导致
Ｃ３ ＝ ｃｌ ： ｃ２ ２ ２
１ ） 电容器 在投运前 做好交 接试验 ， 对 安装质 量进 行检查 ， 确保投运后 电容器 的三相负载平衡。 ２ ）在 电容器继 电保护 上设置 三相不平 衡 电流保 护． 以保证运行 中电容器 出现三相不平 衡故障后跳闸。 ３ ） 在操作 上 ， 如果 要停运 母线 ， 应先停 电容 器 ， 再
接地 接线负 载的中性点 电压偏移 为相 电压 的 ２ ０ ％， 星
型接线负载 ｃ相 电压升高 ２ ０ ％，其他两相 电压 幅值 和
相位均有变化 ， 线 电压大小和相位不变 。
［ １ 】 邱 关源 ， 罗先 觉． 电路． 修订， ５ 版． 北京 ： 高等教育 出版
社， ２ ０ ０ ６ ． ３ ０ ９页
● ● ●
， ． 、
运行后存在残余 电压无法放 电 ，再 次送 电时有可 能导
（ ６ ）
一起10kV高压真空断路器烧毁事件分析及防范措施
一起10kV高压真空断路器烧毁事件分析及防范措施摘要：介绍了发生在广州供电局某变电站的一起10kV高压真空断路器发生短路故障后燃烧毁坏的事件，通过对相关设备及数据进行检查、分析，明确了该真空断路器的故障原因，提出了防范运行中发生此类故障的技术措施，同时，提出了从设计制造、配件检测、整体出厂试验、日常检修维护及运行中巡视检测等方面，加强设备全过程管理的建议。
关键词：10kV；真空断路器；短路；原因分析；防范措施近年来，随着电网的不断发展，10kV金属铠装移开式高压开关柜得到了越来越广泛的应用。
广州作为用电基数大的发达城市，目前，在用的开关柜设备已过万台，设备数量庞大、型号繁杂，发生各类缺陷的概率较大，因此，在设备发生故障时，对故障原因进行深入分析和探讨，找到行之有效的方法来提升设备健康水平、保证设备入网质量，对保证电网的安全、稳定运行有着深远的意义。
1 故障情况介绍2014年8月11日09时48分17秒，广州供电局某110kV变电站#3主变低后备Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段复压过流动作，高后备I段复压过流动作，变低、变高开关均跳开。
保护动作后，值班人员迅速到现场进行检查，通过检查，#3主变表面没有异常现象，#3变低503开关柜内虽没有明火，但有浓烟冒出，且该开关柜上方的墙面已经被熏成黑色。
随后，受调度令，将10kV Ⅲ母线、#3主变转入检修状态，打开#3变低503开关柜柜门进一步检查，发现断路器已被烧毁，开关柜内完全被烧黑。
2 故障判断及处理2.1 故障前运行方式该站三台主变为线变组接线，10kV母线Ⅰ母、ⅡA、ⅡB、Ⅲ母分裂运行。
2.2 保护动作过程2.2.1 低后备动作情况2014年8月11日09时48分17秒426毫秒至428毫秒，该站#3主变低后备Ⅳ、Ⅲ、I、Ⅱ段复压过流依次动作，09时48分18秒985毫秒至995毫秒，该站#3主变低后备Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段复压过流动作依次返回。
低后备保护显示故障二次电流为22.74A，CT变比为4000/5。
浅谈真空开关事故及处理
浅谈真空开关事故及处理作者：李柳松李豪天来源：《中国新技术新产品》2008年第20期摘要：现在10kV断路器一般使用真空开关，而真空开关的真空度在运行中基本没有信息可以给运行人员参考，所以当真空开关的真空度遭到破坏、出现事故时，运行人员稍有不慎，就容易造成安全事故，甚至还可能造成运行设备损坏、人身伤亡。
本文以一起真实的有关真空断路器真空度破坏后造成的事故为例，对其发生的原因及处理方法进行分析，以期对真空开关的安全使用、事故处理进行有效的探讨研究，减少此类事故的危险度。
关键词：真空开关；真空度；事故处理1 引言真空断路器是以真空作为绝缘和灭弧手段的断路器，由于真空断路器具有熄弧能力强、机械寿命长、适宜频繁操作和快速切断、环境污染小等特点，近十几年来得到了迅速的发展，广泛应用与10kV配电系统。
目前，其电压等级已达到35kV，开断能力已达100kA。
真空灭弧室是真空断路器的主体，它实际是一个抽真空后密封的外壳，外壳中部通过可伐合金环焊接成一个整体。
灭弧室内部通常抽成约 Pa的高真空。
灭弧室真空度在运行中是一个非常重要的参数，它直接决定真空断路器是否能够安全运行、可靠操作的关键性指标。
但在实际运行中，运行人员对灭弧室的真空度无法进行监视。
这就给运行人员对真空断路器的运行维护带来隐患，在事故处理过程中，还可能因为信息的缺乏而造成误判断扩大事故范围及造成伤亡事故。
本文以一起真实的有关真空断路器真空度破坏后造成的事故为例，并对其发生的原因及处理方法进行分析，抛砖引玉，以期引起对此类事故的探讨研究，尽量将事故影响和损失降到最低，最大限度地保护国家以及人民财产安全。
2 事故现象及处理：电容器组爆炸事故：运行方式：10kV系统分列运行，1号主变10kV侧501开关接10kVⅠ母运行，2号主变10kV侧501开关接10kVⅡ母运行，10kV母联500开关在分闸位置。
事故现象：预告信号铃响，光子牌显示“10kVⅠ母线接地”、检查10kVⅠ母线电压表发现A相电压指示针大幅度振荡，电容器室传来爆炸声，检查发现第一组电容器组发生爆炸并着火。
避免一起电容器开关真空泡爆炸事故
01
02
03
技能培训
对操作人员进行专业的技 能培训，使其熟练掌握电 容器开关真空泡的操作方 法和注意事项。
安全教育பைடு நூலகம்
加强安全宣传教育，提高 操作人员的安全意识，使 其认识到违规操作的危害 性和后果。
考核评估
定期对操作人员进行技能 和安全知识考核评估，确 保其具备合格的操作能力 和安全意识。
建立健全安全管理制度和操作规程
定期检查
对电容器开关真空泡进行定期的 外观检查、电气性能测试等，确
保其处于良好状态。
维护保养
按照厂家推荐的维护周期和流程， 对设备进行必要的清洁、紧固、调 整等保养工作，延长其使用寿命。
异常处理
发现设备存在异常情况时，应立即 停机检查，找出原因并及时处理， 避免事故扩大。
提高操作人员技能水平和安全意识
事故涉及设备及人员
设备
110kV电容器组、电容器开关、真空泡、保护装置等
人员
当值运行人员2名，检修人员3名
事故影响范围及后果
影响范围
导致110kV电容器组停运，影响电网 无功平衡及电压稳定，造成局部电网 电压波动。
后果
真空泡爆炸导致设备损坏，幸无人员 伤亡。事故造成直接经济损失约XX万 元，并对电网安全运行带来潜在风险 。
未按正确顺序操作电容器开关，造成设备异常运行，引发事故。
维护保养不足
缺乏定期检修
电容器开关长期未进行检修，设备隐 患无法及时发现和处理。
保养不当
保养过程中使用不合适的清洁剂或润 滑剂，导致真空泡绝缘性能降低。
其他可能原因
过电压
系统过电压或操作过电压作用于电容器开关，导致真空泡绝缘击穿。
环境因素
供电岗位风险评估——真空开关爆炸
供电岗位风险评估——真空开关爆炸1．风险预想：真空开关爆炸。
2．风险危害：
（1）引起火灾；
（2）造成停电影响原油生产；
（3）炸伤（死）值班人员）。
3．原因分析：真空泡进入空气，而此时进行了开关操作。
4．预防措施：
（1）做好每年的预防性试验工作；
（2）每天的巡视应仔细观察真空泡有无裂痕和损坏现象。
5．综合评估：
（1）人员高
（2）财产高
（3）环境中
（4）影响高
6．应急措施：
（1）应立即将此开关退出运行，采用旁路或备用手车代替，对损坏的开关及时更换；（2）若发生火灾，立即组织人员利用配备的消防器材灭火；
（3）若有人员受到伤害，立即送医院抢救。
SF6断路器爆炸事故的原因分析及防范措施
SF6断路器爆炸事故的原因分析及防范措施摘要：断路器是电力系统中最重要的电气原件之一，在运行过程中断路器承受的电流比较大，且对绝缘水平要求较高，当断路器通过电流大于限制电流或绝缘击穿放电时都有可能导致断路器爆炸事故的发生。
本文深入分析了一起SF6断路器爆炸事故的原因，并且提出相关的防范措施，以供同行参考。
关键词：SF6断路器；爆炸事故；原因；措施1.现场检查情况1.1一次设备检查5623断路器C相灭弧室瓷套粉碎性炸裂，动、静触头有明显电弧烧蚀痕迹。
5623断路器C相处于分闸位置。
1.2保护装置及故障录波器动作检查1.2.1保护装置动作情况。
故障发生后，5623滤波器零序过流保护动作，发启动失灵信号；母线保护收到失灵动作信号后，开始计时，延时7s跳开进线开关，切除故障断路器上级电源。
1.2.2故障录波器检查。
19:30:00.513ms时刻5623开关三相分闸到位，且已熄弧。
在断路器开断后70ms、79ms时刻分别发生两次击穿重燃。
19:30:09.827ms时刻两套滤波器保护零序过流Ⅱ段动作，A、B两相均无电流，而C相电流为稳定持续的正弦波。
故障录波显示整个故障时序如图1。
2.故障原因分析2.1原理分析5623断路器负载为并联电容器，当断路器分闸时，电容器组电压为母线电压，相位与母线电压相反，此时，断路器两端承受电压为母线交流电压和电容器直流电压之差。
对于500kV断路器而言，此时断口间恢复电压约为900kV。
2.2灭弧室爆裂原因分析2.2.1灭弧室瓷套爆炸起因。
断路器运行过程中，频繁操作导致动、静触头之间摩擦产生少量金属粉尘。
当金属粉尘积累到一定程度，在分闸运动时受喷口吹气作用，在高压气流及电磁场作用下，积聚在断口附近的金属屑的位置会随之变化，引起灭弧室内电场畸变，导致5623断路器母线侧灭弧室内从静主触头起沿瓷壁发生贯穿性击穿。
当母线侧灭弧室击穿后，滤波器侧灭弧室承受两倍（一个断口承受两个断口的电压）的电压，引起静触头对瓷壁的击穿，进而导致瓷套炸裂。
真空断路器爆炸事故
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35kV变电站。
该变电站配备一台主变，型号为S9-1250/35；35kV进线通过户外隔离开关直接接到35kV高压开关柜，10kV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10kV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35kV、10kV母线、主变均正常运行，该站3条10kV出线对外供电，一条10kV线路因机械闭锁故障待检修后供电。
事故前主变实际负荷200kW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10kV 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10kV母线安全距离不够，为了保证安全，需要将主变低压侧断路器跳开，值班人员先跳开10kV101断路器，在拉开1011隔离开关后，忽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35kV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。
图1电气主接线图事故以后，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10kV 电流互感器及101断路器下端母排及支持瓷绝缘子灼伤。
真空断路器烧毁事故的原因分析和防范措施
真空断路器烧毁事故的原因分析和防范措施摘要：随着国家对电力系统安全运行要求的提高,变电站作为电力系统的基本运行单元,其安全性对电力系统的安全有重要的意义,如何防止变电站内部事故的发生,避免事故的扩大,需要不断的总结分析事故发生的原因,本文就是基于这种理念,建议使用真空断路器操作的开关设备,为确保变电站安全运行,必须安装过电压保护器,以提高供电系统网络设备的安全可靠性,保证安全供电,确保供电系统设备运行正常。
关键词：真空断路器；烧毁事故；原因；防范措施1存在的问题1.1设备老化、损坏或失效变电站内部设备可能由于长时间运行和外部环境的影响而出现老化、损坏或失效。
这些问题可能包括部件松动、腐蚀、磨损等，增加了设备故障的风险，影响变电站的正常运行。
1.2 过电压问题变电站面临突发的过电压情况，可能由于外部电网故障（如闪电、线路短路等）或电网调整和操作失误引起。
过电压情况可能导致设备故障或损坏，对设备的正常运行产生不可逆的影响。
1.3 过载问题设备可能面临过载工况，即负载超过了其额定负荷容量。
过载问题可能由长时间过负荷运行、负载过大或设备过载运行引起。
过载状态下，设备可能会过热、损坏甚至引发火灾，对变电站的安全运行带来威胁。
1.4 短路问题设备短路可能由设备自身的故障或外部因素引发。
设备故障如绝缘失效、短路电阻异常等，可能导致短路故障发生。
此外，外部因素如动物触碰、灌木丛生等也可能导致设备短路。
短路问题可能造成设备损坏、电弧产生，甚至引发火灾或人身伤害。
2原因分析2.1绝缘老化和绝缘失效绝缘系统在变电站内部设备中起着关键作用，用于隔离和保护电气部件，防止电流泄漏和电弧放电。
然而，随着时间的推移，绝缘材料可能会经历老化和失效，导致绝缘性能下降，增加设备故障和事故的风险。
绝缘老化的原因包括高温、湿度、化学物质侵蚀和电气应力等因素。
高温使绝缘材料变硬、干燥和脆化，湿度和水分可能导致吸湿和介质击穿，化学物质侵蚀会腐蚀绝缘材料，电气应力可能引起电应力老化。
10 kv断路器真空包炸裂事故的分析
2019年第11期总第390期10kV 断路器真空包炸裂事故的分析朱超（国网安徽省电力有限公司五河县供电公司，安徽五河233300)断路器是电力系统中的重要设备，在电力调度控制和分合故障有着至关重要的作用。
在10kV 断路器柜中配合使用的断路器，可用于隔离故障、阻断电网故障的扩大和蔓延，为主网的安全可靠运行提供保障。
1事件情况2018年8月18日下午因受台风“温比亚”影响，五河地区普降大雨，导致35kV 三铺变10kV 馈线05线路故障跳闸。
配电队在查完线后要求试送，值班员接调令后在控制室远方电动试合05线路断路器，开关柜突然传来一声巨响，值班员现场检查05线路断路器未合上，35kV #2主变低压侧02断路器的3只真空包炸裂如图1和图2所示，断路器绝缘件及两侧柜体有不同程度损坏。
#2主变保护装置报14:31:16.835比率差动、差动速断动作跳闸，跳开#2主变两侧302、02断路器；#1主变保护装置报14:31:19.695低压侧后备保护过流I 段动作，跳开#1主变低压侧01开关。
35kV 三铺变10kV部分全部失电。
图1断路器真空包炸裂局部图2事故原因分析35kV 三铺变10kV 断路器柜为GG1A 型断路器柜，为网门敞开式断路器柜，无泄压通道，断路器型号为ZN28A-10，投运日期为1999年10月，机构为电磁机构。
在试送10kV 馈线05线路断路器时，合闸于故障，因断路器机构的固有动作时间，故障蔓延至10kV 母线，由于02断路器存在缺陷，导致该断路器真空包炸裂，拉弧时相间短路，造成主变差动保护动作及#1主变低压侧后备保护动作。
真空包炸裂原因可能为：一是02断路器已运行19年，其真空包内真空度不够，造成灭弧能力下降在馈线分合故障时产生拉弧，导致02断路器3只真空包炸裂；二是02断路器机构传动部分年久磨损，导致断路器动静触头不能完全接触，在馈线分合故障时产生拉弧现象。
图2断路器真空包炸裂整体图后经现场试验分析，该断路器的合闸回路电阻A 、B 、C 三相分别为59、57、58μΩ，在合格范围内，排除了第二种可能的原因，即此次断路器真空包炸裂的最直接原因为断路器运行年限长，真空包真空度下降。
真空断路器投切电容器组时发生爆炸的原因
真空断路器投切电容器组时发生爆炸的原因爆炸的原因，在运行电网上进行了10 k V真空断路器投切电容器组的试验。
5组样机为不同批号和洁净度的真空灭弧室，将其安装于同一组真空断路器上投切同一组电容器组。
通过分析试验结果，得出结论：爆炸原因是真空断路器投切电容器组时发生重击穿并产生较高的过电压；真空灭弧室内部洁净度是影响真空断路器投切电容器组重击穿率的重要因素；真空断路器在投运前进行50次以上的电气老练试验是必要的。
关键词：真空灭弧室；洁净度；重击穿真空断路器具有体积小、质量轻、维护简单、可频繁操作、不污染环境、无火灾和爆炸危险等优点，在电力系统中应用广泛。
广东电网大量采用了10 kV真空断路器，并用作投切电容器组。
真空断路器在广东电网运行中，也暴露了一些问题。
例如在投切电容器组时，发生了电容器组爆炸事故。
是因为电容器组质量不良，或是真空断路器有问题导致电容器组爆炸？为探讨其原因所在及其产生机理，开展了真空断路器投切电容器组试验验证工作。
1 试验条件及试验结果众所周知，真空灭弧室是真空断路器的心脏，真空断路器的电气性能主要取决于真空灭弧室的设计及其生产工艺。
本次试验是把注意力集中到灭弧室上，也就是说整个试验过程是研究真空灭弧室。
把5组不同批号的普通型或高洁净度型的真空灭弧室作为样机，按先后次序安装于同一组真空断路器上进行投切同一组电容器组试验，每次更换灭弧室后均保证真空断路器机械特性参数前后一致，只有这样才能得到较真实的结果。
本次试验验证现场是在原事故的某变电站某事故间隔的10 k V真空断路器及该组电容器组（事故后已更换为新的电容器）上进行投切试验，试验时的运行方式与事故当时的运行方式相同。
2 试验结果分析及结论2．1 真空灭弧室洁净度对投切的重击穿率的影响1～3号样机为普通型真空灭弧室,试验过程均发生重击穿,其中1号样机情况最为严重，重击穿率达91．6％，且产生较高的过电压倍数，会损坏电气设备的绝缘；4号、5号样机为高洁净度真空灭弧室，分别进行了120相次投切电容器组，无重击穿现象发生。
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未进 行 过技改 或更 新 ， 备 老化 严重 ， 能 下降 明 设 性
次 。虽 然 目前可 通 过 耐 压试 验 来代 替 ， 耐 压试 但 验 只是 定性 ， 能定 量反 映真 空度 ， 不 即在 真空度 临 近 不合 格 时 ， 压试 验 同样 可 以通过 ， 耐 却不 能反 映
显。因为电容器 是 １ Ｖ同类设 备 中投切最 频 ０ｋ 繁、 开关分合 次数 最多 的设备 ， 且真空泡 每次 熄灭 的容 性 电流 都 要 比线 路 的感 性 电流 困难 得
的特点 ， 我们提 出了一系列针对 电容器组 开关故
障频发 的预控措 施 ， 以提 高 电容 器 组运 行 的安 全 可靠性 。
参考 文献 ：
［ ］吴 高波 ， １ 阮江军 ， 黄道春 ， 多断 口真空断路 器均压 等． 电容研究综述 ［ ］ 高压电器 ，０ １４ （ ） ７ －１ Ｊ． ２ １ ，７ ３ ：７８ ．
ｌ ｒ Ｓ １
０ 引言
东 莞是 一个 用 电 基数 大 、 负荷 增 长 快 的 发 达 城市 ， 如此 大的 电能需 求 ， 变 电站 的无 功设备 造 对 成 了巨大 的压 力 。为 满 足 电 网 无 功 不 断 变 化 需 求， 电容器 需 要 频 繁地 投 切 ， 夏季 用 电高 峰期 ， 在 每 日投 切次数 更 高达 ６次 。如此 频繁 地操作 真 空 断路器 ， 以熄 灭 电容器 的容性 电流 ， 它 的触 头 、 对
６ 测量 回路 电 阻值 ， ） 主要 是 检 测 动静 触 头 的
接 触情 况 。
器 正 常 操 作 的 机 械 寿 命 、 气 寿 命 都 为 电 １ ０ ０００次 ， 电容器开关运行 ｌ 年 ， ｊ此 ３ 以平均每 天操作 ３次 计算 ， 分合 次 数 已达 ３× ６ ３ ５×１ ３＝１ ４
２５次 ， 超过 了规 定 的次 数 。另 外 ， ３ 远 目前 有很 多 记数 器 已经损 坏 ， 要进 行调查 和处 理 ， 需 以获得 准 确数 据 ， 为设备 评估 作参 考 。 ２ 在做 机械 特性 测 试 时 除 常规 项 目外 ， 应 ） 还 重点 包括 分 闸反 弹项 目。 目前 ， 我们 的交 接 、 预试 项 目 中只 有 合 闸弹 跳 时 间 ， 有 分 闸 反 弹 幅 值 。 没 而根 据 Ｄ ／ ０ －２０ １ Ｖ ～ ０ ５ｋ 高 压 ＬＴ４２ ００《 ２ｋ ４ ． Ｖ 真空 断 路 器 订 货 技 术 条 件 》中 第 ６ ４ １条 规 ．． 定 Ｊ“ 空 断 路 器 …… 的 机 械 特 性 试 验 ， 括 ，真 包 分 、 闸 时 间 、 闸 弹 跳 时 间 、 闸 反 弹 幅 值 合 合 分
ｌｎ ． Ａｓｔ ａ ａ ｉ ｖ ｕ ｅ ｔｉ ｒ ｉ ｃ ｌ ｔ ｅ ｉ ｔｒｕ ｔ ｄ ｔ ａ ｈ ｎ ｕ ｔ ｅ ｏ ｅ ｂ ｈ ａ ｕ ｉｅ ｈｅ ｃ ｐ ｃ ｔ ｅ ｃ ｒ ｎ ｓｍｏ ｅ ｄｆ ｕ ｔ ｏ ｂ ｎ ｅ ｒ ｐ ｅ ｈ ｎ ｔ ｅ ｉ ｄ ｃ ｉ ｎ ｙ ｔｅ ｖ ｃ － ｉ ｉ ｖ
以下 预防措 施 ：
５ 测量 触头 磨 损量 ， ） 主要 针 对 电 容器 开 关 熄 灭 容性 电流 困难 、 触头烧 损严 重 、 对 防止 开关在 合
闸状态 时触 头发 热 。
１ 针对 电容 器 开关 目前 的运 行 状 况 ， 行 综 ） 进 合 评估 ， 其 是 投产 超 过 一 定 年 限 的。 真空 断 路 尤
真空度 、 操作机构等都是一个严峻的考验 ， 部分电 容器 开关 已出现 触 头磨 损 、 真空 度 下 降 等 隐性 缺 陷。随着供电可靠性要求 的不断提高 ， 设备停 电 维护变得越来越困难 ， 部分真空断路器 的操作机 构也缺乏充分的检修和维护 ， 已出现传动卡涩 、 性
收 稿 日期 ：０ １ ８２ ２１－ － ０ ２
比感性 电流要 困难得 多， 因此， 电容器组开关 因未能灭弧 而引发的爆炸事故时有发生。文章通 过 分析 一起 １ Ｖ 电容 器组 开 关的爆 炸事 故 ， ０ｋ 分析 其 中的原 因 ， 并提 出相 关预控 措 施 。
关键词 ： 空断路 器 ； 闸反 弹 ；短路 ； 防措 施 真 分 预
能下降等 问题 ， 尤其是投运 １ Ｏ年以上的设备 ， 对 电网 的安全 稳定 运行 构成 了很 大的威胁 … 。
１ 事故介绍
２１ ０ １年 ５月 ７ 日 ７时 ３ ９分 ， 莞 供 电 局 东
１０ｋ 金 洲变 电站 在 合 ４ 电容器 组 ５７开关 时 ， Ｖ １ ２
开关立 即跳闸 ， ７开关保护装置发“ ５ ２ 限时电流速 断保护动作 Ａ Ｃ相 ， ＝１２ ９ ” Ｂ ｌ １．５Ａ 信号 ， ｂ 反应 Ｂ 相有故障， ５７开关。随即， 跳 ２ 次级 ５２乙开关跳 ０ 闸， ２乙开关保护装 置发“Ｖ段 复压闭锁过流 ５ ０ Ｉ
保护动作 Ａ Ｃ相 ， ＝ ５ １ ” “ Ｊ ３ ． ９Ａ 、 母线保护动作 『
Ａ Ｃ相 ， ３ ．９Ａ 信号 ， Ｌ＝ ５ １ ” 反映母差范围内有故 障 ， ５２乙开关。事故造成 １ Ｖ Ｉ 乙段母线 跳 ０ ０ｋ Ｉ・６ ・ ９
２１ ０ ２年第 １ 期
・ 运行维护与故 障分析 ・ 何满 棠， 一起电容器组真空断路器爆炸 事故 分析 和预控 （ 等 总第 １９期 ） ３
”
… …
５ 结 语
目前 ， 我们 对 电容器 组开关 的检修维 护 、 验收
预试等都保持着与普通线路开关同等的要求 ， 各 种相关规程上也没有加 以注析区别对待 ， 存在着
一
定 的不合 理性 。
考 虑 到 电容器 组在 东莞 负荷重 区频 繁投 切 的 工况 ， 结合 真空 开 关 熄 灭容 性 流 比感性 电 流 困难
ＷＵ Ｇ ｏｂ ， Ｕ Ｎ Ｊａ ｇ ｕ ， Ｕ Ｎ ａ －ｈ ｎ ｅ ａ． ａ — ｏ Ｒ Ａ ｉ － ｎ Ｈ Ａ Ｇ Ｄ ｏｃ ｕ ， ｔ １ ｎ ｊ
Ｒ ｖ ｅ ｏ ｒ ｄ ｎ ａ ａ ｉ ｒ ｆｍｕ ｔ ｂ ｅ ｋ ｖ ｃ ｕ ｃｒ ｅ ｉｗ ｆｇａ ｉｇ ｃ ｐ ｃｔ ｓ ｏ ｌ — ｒ ａ ａ ｕ ｍ ｉ ｏ ｉ －
何 满 棠，梁伟 民 ， 刘润权
（ 广东 电网公 司东 莞供 电局 ， 广东 东莞 ５ ３０ ） ２ ０ ０
摘
要 ： 空断路 器 以其优越 的灭弧 性能 和免 维 护 的优 点 大量运 用 于变 电站 的 １ Ｖ 电压 等 真 ０ｋ
级 中。 它主要起 分合 线路 的 负载 电流和切 断故 障 电流 的作 用 。 由于 真 空断路 器熄 灭容 性 电流
多 。因此 ， 长年 严酷运 行 ， 其性 能下 降后 也没 能 在
及时 发现 ， 是造 成 这 次 事 故 的原 因 。为避 免 同类
真空度 已临近不合格这一状况 ， 时， 此 分闸操
作 如果 再诱 以触 头反 弹 过 大 等 因素 ， 会 造 成 灭 就
弧失败 的事 故 。
事 故 发生 ， 我们 认 为有 必 要 对 电容 器组 开 关 采 取
ＨＥ Ｍａ — ｎ ｎ ｔ ｇ，Ｌ ＡＮＧ Ｗ ｅ — ｎ，Ｕ Ｕ Ｒ ｎ ｑ ａ ａ Ｉ ｉｍｉ ｕ —ｕｎ
（ ｏ ｇｕ ｎＰ ｗ ｒ ｕ ｐｙＢ ｒａ ｆ ｕ ｎ ｄ ｎ ｏ ｅ ｒ ｏ ｏａ ｏ ，Ｄ ｎ ｇａ ２ ０ ０， ｈｎ ） Ｄ ｎ ｇａ ｏ ｅ ｐ ｌ ｕｅ ｕｏ ａｇ ｏ ｇＰ ｗ ｒ ｉ Ｃ ｒ ｒｔ ｎ ｏ ｇｕ ｎ５ ３ ０ Ｃ ｉａ Ｓ Ｇ Ｇｄ ｐ ｉ
，
按 照规 定 ， 同 型 号 、 同厂 家 的 真 空 泡 不 不
分 闸反 弹幅值 不 尽相 同 ， 一 般 来 说 幅值 应 不 超 但 过触 头 开距 的 ３ ％ 【 ０ 。对 电容器 组 的 开关 来 说 ， 由于真空 泡开 断 的是 容 性 电流 ， 比熄灭 一般 线 路 的感 性 电流要 困难 得 多 ， 果 分 闸时触 头反 弹 过 如
中图分 类号 ： Ｍ５ １ 文 献标 识码 ： 文章 编号 ：１７ －７７ ２ １ ）１０６ －４ Ｔ ６ Ｂ ６４１５ （０ ２ ０ －０９０
Ｐｒ － ｏｎ ｒ ｌＭ ｅ ｓ ｅ ｎｄ Ａｎａ ｙ ｉ ｎ ｐｌ ｓｏ ｃｄｅ ｔｏｆ ｅ ｃ ｔ ｏ ａ ｕｒ ｓ ａ ｌ ｓｓｏｎ ａ Ｅｘ ｏ ｉ ｎ Ａｃ ｉ ｎ Ｃａ ｃｔ ’ ｃ ｐａ ｉｏｒＳ Ｖａ ｕｕｍ ｒ ｕｉ ｅ ｋｅ Ｃｉ ｃ ｔＢｒ ａ ｒ
大并超过规定值 ， 就会 因为拉弧不够或 电弧重燃 而造 成 的灭 弧 失 败 ， 而 导 致 真 空 泡 爆 炸 Ｊ 因 进 ，
此我 们必 须要 重 视分 闸反 弹 的 测试 ， 保 此 项 合 确
格。
ｃ ｉ ｂｅｋｒ Ｊ ． ｉｈ Ｖ ｌ ｇ ｐ ａ ｔｓ ２ １ ， ７ ｕｔ ｒａｅｓ［ ］ Ｈ ｓ ｏｔ ｅ Ａ ｐ ｒ ｕ ， ０ １ ４ ａ ａ
第３ ３卷
第１ 期
电力电容器与无功补偿
Ｐｗ ｒ ａ ａｉ ｒ Ｒ ａｔ ｅＰ ｗ ｒ ｏ ｅｓｔｎ ｏ ｅ ｐｃｔ ＆ ｅｃｉ ｏ ｅ ｍｐｎａｏ Ｃ ｏ ｖ Ｃ ｉ
Ｖ １３ ｏ １ ｏ． ３ Ｎ ．
２１ ０ ２年 ２月
Ｆ ｂ ２ １ ｅ ．０ ２
一
起 电容 器 组 真 空 断路 器 爆 炸 事 故 分 析 和预 控
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｖ ｃ ｕ ｃｒ ｕ ｔ ｂ ｅ ｋ ｒ ｗ ｔ ｔ ｕ ｅ ｉ ｒ ａ ｅ ｉｔ ｒｕ ｔ ｎ ａ ｄ ｍａｎ ｅ ａ ｃ — ｅ ｅ ｆｒ ｓ ｒ ｃ ： ａ ｕ ｍ ｉ ｉ ｒ ａ ｅ ｉ ｉ ｓ ｐ ｒ ｙ ｎ ｅｒ ｐ ｉ ｎ ｉ ｔｎ ｎ ｅ ｆ ｅ ｐ ｒｏｍ— ｃ ｈ ｓ ｏ ｏ ｒ ａｃ ｎ ｅ，ｉ ｗ ｄ ｌ ｓ ｄ ｉ ０ ｋ ｓ ｂ ｔ ｔ ｎ ｆ ｒｓ ｔ ｈ ｎ ｏ ｄ ｃ ｒ ｎ ｎ ｕ ｔ ｇ ｏ ｕ ｔｃ ｒ ｎ ｆ ｓ ｉ ｅ ｙ ｕ ｅ １ Ｖ ｕ ｓａｉ ｏ ｗｉ ｉ ｇ ｌａ ｕ ｒ ｔ ａ ｄ ｃ ｔ ｎ ｆ ｆ ｌ ｕ ｒ ｔｏ ｎ ｏ ｃ ｅ ｉ ａ ｅ