关于500kV线路电流互感器爆炸事故的分析
第五章 互感器爆炸及二次回路故障.
第五章互感器爆炸及二次回路故障及异常运行的典型案例分析第一节500kV线路电流互感器爆炸造成多条220kV线路跳闸事故分析电流互感器爆炸事故在变电站一次设备事故中是非常严重的,在某一段时间内,系统内同一型号的电流互感器在不同地区发生了多支充油式电流互感器爆炸事故,爆炸后对变电站其他设备的损坏是严重的,有的爆炸故障甚至波及到其他线路。
本案例选取了某500kV变电站FN线Fl2断路器电流互感器(A相)爆炸事故,希望能通过本案例分析,使现场运行人员掌握对案例中涉及的知识点。
本案例分析的知识点:(1)保护的配置及基本原理。
(2)允许式保护的概念。
(3)区内、外的故障分析。
(4)3/2断路器接线方式线路断路器优先重合的概念。
(5)故障录波图的识图及信息分析。
（6）扩大事故处理方法。
（7）电流互感器二次接线存在问题对保护的影响。
一、事故涉及线路事故涉及线路如图5-1所示。
二、事故前的运行情况事故前，本站500、220、35kV系统均为正常运行方式，其中500kV YF线有功功率为了490MW，无功功率为—39Mvar;GF线有功功率为—643MW，有功功率为—8Mvar；FN线有功功率为114MW，无功功率为—69Mvar（上述负荷均为18:00时报）。
FN线为该站扩建新设备，并于2000年10月29日11时15分送电试运行，此扩建工程所使用的电流互感器为充油式电流互感器。
事故前本地区500、220kV电网运行正常，系统无任何操作和扰动，18时15分运行人员巡视时未发现异常。
跳闸前主要负荷如表5-1所示。
表5-1 跳闸前主要负荷表三、跳闸过程（1）18时30分55秒，500kVFN线F12断路器A相电流互感器爆炸接地，F12、F11断路器相继跳闸，968ms后F12断路器A相重合于故障，500ms后F12断路器三相跳闸。
由于F12断路器优先重合，F12断路器重合不成功时，F11断路器重合闸闭锁，直接三相跳闸。
500kVSF6断路器爆炸事故分析
２ 事故经过及设备损坏情况
２０ ０ ９年 ２月 ２日，１： ２ １ ０ ，监 控 系统 报 ５０ｋ ０ Ｖ
甲线辅 Ａ 辅 Ｂ保护动作 。１ ０ ， 、 １： ３值班人员将保护 动作情况简要汇报调度后 ，立即到保护室检查相应 保护情况。１ ： ８ １ ０ ，值班人员听到现场有 ３ 声爆炸
２１ ０ ２年 ２月
Ｖｏ －５ １３ Ｎ Ｏ． １
广 西 电 力
ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬ Ｃ ＲＩ ＯＷＥＲ Ｅ Ｔ Ｃ Ｐ
６１
５０ ＶＳ ６ ０ Ｆ 断路器爆炸事故分析 ｋ
Ａｎ ｌ ｓｓ ｏ ０ Ｖ Ｆ６Ｂｒ ａ ｅ ｐ ｏ ｉ ｎ Ａｃ ｉ ｅ ｔ ａ ｙ ｉ ｆ ５ ０ ｋ Ｓ ｅ ｋ ｒ Ｅｘ ｌ ｓｏ ｃｄ ｎ
１ 故障前运行方式
故障发生时， 天气为阴雨天气 ， 无雷 电及过电压 现象 ， 现场无操作 。 ０ ５ ０ Ｖ甲线处于热备用状态 ， ｋ 线 路两侧断路器均在分闸位置 ，其余线路均为正常运 行 状态 。主 接线 示意 图见 图 １ 。
１ Ｍ
＿ －
５ ０ Ｖ甲线 ５ ５ 断路器 ｃ相 ２ ０ ｋ ０３ 个并联 电容及靠 ２ Ｍ母线侧灭弧室均炸毁 ； ５ 断路器 Ａ、 ，０２ ５ ３ ０ Ｂ相 ５５ 断路器 ｃ相 ，０ ３ ５６ 断路器三相 ， ４ ５ ３断路器三相 ， ０ ５２ ０３断路器 Ｃ相的灭弧室和并联电容及 ５ ５ Ａ ０３ Ｔ
声 ，０ ５ ０ Ｖ ２Ｍ母线 ２ ｋ 套差动保护动作 ，跳开 ２Ｍ 母线上所有断路 器 ， Ｍ母线失压。现场检查发现 ２
收稿 日期 ：２ １－ ７ １ ；修回 臼期 ：２ １ － ９ ０ ０ １０ — ９ ０ １０— ８
放电 ， Ｍ母线电流、电压通过 ５５ 断路器 Ｃ相传 ２ ０３ 至 ５ ０ Ｖ甲线 ｃ相线路。 ２阶段， １ ０ ３ ０ ｋ 第 从 １： ２： ４
500KV主变套管爆炸原因分折及故障处理
500KV主变套管爆炸原因分折及故障处理摘要：本文针对南方沿海某发电厂3台500KV 主变压器套管在超强热带风暴的影响下，造成变压器套管爆炸损坏故障的原因进行分析，并提出相关的预防控制措施。
同时对变压器套管爬距不满足要求时的临时处理方法、更换变压器套管的检修工艺进行简述。
1引言发电厂的主变压器是连接发电机与电网之间的中心枢纽，主变压器的故障将会造成发电机无法并网发电，同时，随着大容量发电机组的投入运行，肩负着枢纽作用的主变一旦出现故障，将会对电网的安全稳定运行造成一定的冲击。
南方沿海某电厂一期3、4、5号3×600MW发电机组通过3台500KV升压变压器与南方电网的输电线路相连。
因受超强热带风暴的影响，造成3台500KV 升压变压器套管不同程度受损，变压器差动保护跳闸，引起3台600MW发电机组同时退出电网，全厂失电的重大事故。
2故障现象因受瞬时最高风速51m/s的超强热带风暴袭击，该厂3台600MW机组相继跳闸，引发全厂失电事故。
台风过后检查发现，3、4号主变A相套管爆裂，引发套管着火，套管升高座进水，变压器油受到污染；B相套管因受A相套管爆炸碎片的撞击影响，瓷裙受损，C相套管无损伤。
5号主变A相套管因末屏放电造成烧损碳化；B相套管放电，造成套管油枕烧损；C相套管受强台风的外力影响，经内部探伤检查发现有裂纹伤痕。
本次风暴共造成该电厂3、4、5号主变套管不同程度受损。
3故障原因分析南方沿海某发电厂的500KV主变是由常州东芝变压器有限公司生产，型号为SFP—720000/500的三相升压变压器。
变压器的高压套管为3根油纸电容型，套管的外形（图4-2）是下端直径大，在中部逐渐减小后，均匀至顶部的斜梯形，套管的爬电距离为21米，抗风能力为12级。
由于本次热带风暴的瞬时最高风速达到51m/s，相当于16级的超强台风，套管的抗风能力不足，同时百年一遇的风暴潮带来的强暴雨，套管的爬电距离不足，套管瓷裙上的雨水连成雨桥，发生放电闪络，造成直径较小的套管中部出现裂纹，从而引起套管爆炸着火。
电流互感器事故分析及预防
电流互感器事故分析及预防摘要：近些年来，高压电流互感器的爆炸事故时有发生，严重威胁着电网的安全运行。
电流互感器虽小，但爆炸造成的损失和影响却很大。
因此，引起人们的广泛重视。
本节将分析电流互感器发生事故的原因并指出诊断方法和预防措施。
关键词：电流互感器，电容屏，绝缘击穿，局部放电一. 事故原因分析1．绝缘工艺不良。
电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格，电容屏错位、断裂，“并腿”时损伤绝缘等缺陷，都能导致运行中发生绝缘击穿事故。
2．绝缘干燥和脱气处理不彻底。
由于对绝缘干燥和脱气处理不彻底，电流互感器在运行中发生绝缘击穿。
3．在过电压下损坏3.1铁磁谐振过电压。
它是导致110～220kV串级式电压互感器损坏或爆炸的一种常见电压。
它是由断路器均压电容与母线电磁式电压互感器在某些运行状态下产生的串联铁磁谐振过电压。
这种过电压大多数在有空母线的变电所，当打开最后一条线路的断路器时发生。
3.2其他过电压。
运行经验表明，电压互感器也有在雷电过电压、工频过电压下损坏或爆炸的情况。
例如有的电压互感器在单相接地事故引起的电压升高的作用下，不到几分钟就爆炸了。
按理，电压工感器应当能承受这些过电压，然而它却爆炸了，这只能说明这些电压互感器内部有隐患，如设计裕度小，材质和工艺差，若再加受潮，则很难承受这些过电压。
4.安装、检修和运行人员过失。
常见的过失有引线接头松动、注油工艺不良、二次绕组开路、电容末屏接地不良等。
由于这些过失常导致局部过热或放电，使色谱分析结果异常。
二. 电流互感器事故诊断方法1.认真进行预防性试验规程规定，电流互感器的预防性试验项目有：测量绕组及末屏的绝缘电阻、介质损耗因数tgδ和油中溶解气体的色谱分析等。
对这项目的测试结果进行综合分析，可以发现进水受潮及制造工艺不良等方面的缺陷。
表2－7列出了油纸电容式电流互感器的油中溶解气体色谱分析结果和判断检测缺陷的实例。
2.局部放电测量常规绝缘试验不能检出电流互感器的局部放电型缺陷，而进行局部放电测量能灵敏地检出该类型的缺陷，所以规程规定，电流互感器在大修后或必要时按GB5583进行局部放电测量。
500kV变压器电抗器的套管事故及障碍分析
500kV变压器、电抗器的套管事故及障碍分析变压器、电抗器是电力系统的主要设备之一，在电力系统中起着举足轻重的作用，因此他们所发生的事故和障碍倍受关注。
变压器、电抗器除本体所发生的事故和障碍外，附件套管的事故和障碍也占相当的比例。
近年来，500kV变压器、电抗器的事故和障碍频繁发生，已经引起了有关部门的重视。
文章介绍了近年来在我国运行的国产和进口500kV变压器、电抗器的套管事故和障碍情况，并进行了分析。
1 在运500kV变压器、电抗器概况目前，在我国运行的500kV变压器截止到2000年底的统计数字是701台，186 054MVA。
其中，进口单相变压器335台，80 978MVA；进口三相变压器59台，28 932MVA；国产（含合资企业）单相变压器259台，58 964MVA；国产三相变压器47台，17 200MVA。
500kV并联电抗器截止到2000年底的统计数字是230台，11 230Mvar。
其中，进口有88台，4400Mvar；国产有142台，6 830Mvar。
据有关方面的统计，如果将变压器、电抗器所发生的事故及障碍按损坏部位分类的话，套管所发生的事故及障碍居第2位，仅次于线圈。
2 事故及障碍情况据不完全统计，迄今为止，国产和进口500kV变压器、电抗器上安装的套管先后共发生事故23台次，其中国产套管事故8台次，进口套管事故15台次。
占同期变压器、电抗器事故总台次的36％。
障碍27台次，其中国产套管16台次，进口套管11台次。
占同期统计到的变压器、电抗器障碍总台次的12.4％。
来源:套管事故有多种，轻者如外绝缘闪络、接头烧熔、套管绝缘局部击穿或瓷件裂纹渗漏油等，不会影响变压器、电抗器的线圈和器身绝缘，只需进行局部处理或更换套管即可恢复运行。
而重者则可造成套管爆炸、下瓷套外绝缘成型件破损甚至着火燃烧，套管爆炸时瓷件碎片还会打坏其他电器设备，致使事故扩大，甚至需要长期停电修复，带来巨大的经济损失。
500kV电流互感器爆炸原因分析
500kV电流互感器爆炸原因分析摘要：本文介绍了500kV LB2-500W2型电流互感器存在的主要缺陷是主绝缘包扎不满足工艺要求，在运行中发生局部放电，最后发生爆炸。
关键词：电流互感器主要缺陷绝缘某变电站安装有500kV LB2-500W2型电流互感器36台，出厂日期是97年8月，投运日期是98年8月。
•爆炸情况该变电站500kV电流互感器在运行中发生爆炸并发生火灾，电流互感器中约3t变压器油和绝缘纸一起燃烧，40分钟后扑灭了明火。
除已爆炸的电流互感器外，相邻的三只电流互感器的外瓷套部分损坏，一台500kV刀闸严重损坏，五台刀闸部分绝缘瓷瓶损坏。
发生爆炸的电流互感器外瓷套完全炸碎，但是，电流互感器的防爆玻璃完好无损。
最远爆炸碎片飞了72米。
二、爆炸设备的情况该台电流互感器在交接试验时，油中含有乙炔，并超过注意值，达1.3ppm，厂家对此问题的答复是这台电流器在出厂时由于漏油，对它进行了补焊，可能是补焊时产生的乙炔，厂家在现场进行了47小时冲氮脱气处理，含气量由3.05%降到了2.6%，乙炔也降到0.2ppm。
在投运后1年的预检中发现，该电流互感器的乙炔又增大到1.01ppm，跟踪取样测试，乙炔为0.91ppm。
厂家认为，电流互感器本身没有问题，同时告诉我们在有停电机会的时候，可以将油中的乙炔气体脱掉。
该电流互感器的其它试验数据无异常。
该电流互感器爆炸后，对爆炸原因进行了初步分析，认为：该台电流互感器存在制造固有缺陷，由于产品质量原因造成这台电流互感器在正常运行中，内部发生突发性绝缘击穿短路，引起互感器爆炸。
主要原因是：（1）、该电流互感器在制造过程中存在绝缘包扎缺陷，主要体现在零屏外，直径从98mm到126mm范围内的绝缘包扎有断层、凹坑现象；（2）、由于电流互感器绝缘层包扎缺陷引起局部放电，导致电流互感器内部绝缘层损坏，最后发生爆炸。
•有关问题的讨论该公司的500kV电流互感器发生了多次次爆炸，其它电流互感器解体发现的问题也是绝缘包扎有缺陷。
关于电流互感器典型故障案例的分析
关于电流互感器典型故障案例的分析摘要:通过对电流互感器典型故障案例的分析,指出了提高互感器产品设计、制造水平，把好安装验收质量关，加强运行维护和技术监督工作，是保证电流互感器安全运行的关键。
关键词：电流互感器；故障；对策电流互感器能否安全运行，直接影响到测量、计量的准确性和继电保护装置的正常运行,是供电安全和可靠的重要影响因素。
在铁路变配电系统运行过程中，由于电流互感器产生缺陷，发生故障，影响电力安全生产，甚至导致停电、爆炸事故的情况时有出现，更甚者可能影响到铁路系统的运行，从而导致列车晚点等情况发生。
一、典型故障及分析通过总结，从电流互感器运行实践经验来看,其常见的故障或缺陷类型主要集中在绝缘油色谱超标、本体绝缘原因、渗漏油或气体泄漏、发热故障、结构设计原因等方面。
这些故障原因既有生产制造厂带来的，也有安装调试过程中造成的，还有很多在运行过程中逐渐产生的。
从近年来的故障原因统计看，电流互感器制造质量不良已成为造成事故的主要原因，一些由其它原因造成故障情况中也包含有制造质量问题。
1、油中溶解气体含量超标电流互感器油中溶解气体监测是一种有效地分析判断充油式互感器安全运行状况的措施。
引起油中溶解气体含量变化及超标的主要原因多集中在内部问题上。
通过分析油中溶解气体的组分和含量，能够判别不同原因引起的缺陷或故障。
某铁路变电站18台110kV电压等级的电流互感器在新安装验收试验时,油中溶解气体含量合格，由于超过半年未投运，于正式投运前再次试验时，被测出油中溶解气体的氢含量为80~100µL/L，超过新投运验收标准Ф（H2）＜50µL/L的要求，其余气体含量均符合标准。
经分析可能是该批次产品在制造过程中存在某种缺陷。
后来查证该批次互感器出厂试验数据符合标准要求。
最后会同生产厂家综合分析，判断原因为互感器的不锈钢金属膨胀器在加工过程和焊接时吸附了氢，未经处理及适当存放即安装于互感器上，导致所含氢慢慢释放到油中。
2000～2001年500kV电流互感器事故分析及预防措施
2000～2001年500kV电流互感器事故分析及预防措施胡惠然1，张俊峰21.湖北省电力试验研究院，湖北武汉 430077；2.福建省电力公司,福建福州3500030 前言随着超高压电网的发展，500kV电流互感器日益增多，截止到2000年12月，据不完全统计，在全国电力系统中，在役的500kV电流互感器（TA）约有2894台，主要分布于：华北地区，238台；华东地区，1113台；东北地区，327台；华中地区，440台；南方地区，492台；西南地区，66台；山东地区，126台；福建地区，92台地区。
上述互感器，可分为2种类型，一种是油浸型，另一种是SF6气体绝缘型，外套为硅橡胶。
产品的生产厂家有沈变互感器厂、法国阿尔斯通、比利时宝特、瑞典ABB公司、日本日新公司及上海MWB互感器公司等。
2000～2001年期间发生了7台次事故，其中有5台为油浸型，2台为SF6气体绝缘型。
500kV电流互感器事故时间、地点及相关情况见表1。
表1 500kV电流互感器事故时间、地点及相关情况500kV电流互感器的事故，特别是油浸型产品的事故，一般都伴随有爆炸起火，这不仅会使输送电量受到损失，同时也会对变电站的邻近设备造成严重损坏，对电网运行的威胁很大。
因此，500kV电流互感器事故频发的问题引起了各级电力部门的重视，他们组织有关人员对上述事故情况进行了调查分析以期吸取教训，并制定了预防措施以防止事故的再次发生。
1 500kV电流互感器事故简况1.1 湖北双河变电站500kV电流互感器爆炸事故2000年4月27日17∶30，双河变电站12号TA的A相在正常运行条件下发生爆炸起火，炸裂的瓷片将近旁的B相TA和12号断路器的A、C相各1台Y型支柱瓷套打断。
2000年12月1日，该组TA用国内某厂制造的型号为LB2-500W1、有6个二次绕组、变比为2000/1A的新产品替换。
1.2 湖北凤凰山变电站500kV电流互感器爆炸事故2000年10月30日18∶30，湖北凤凰山变电站500kV 12号TA的A相在试运行中发生爆炸，该电流互感器是国内某厂生产的产品，型号为LB3-500W2。
一起500 kV电流互感器故障原因诊断分析
505367
50422
504227
50522
505227
504217 50421
5042开关 505217 504167 50521
5052开关 505167
504127 50412
505127
50512
504117
5041开关 50411
505117 5051151 Nhomakorabea7500kVⅠ母线 压变
500kV线 路3
安全生产 Safety
DOI:10.13882/ki.ncdqh.2021.06.008
一起500 kV电流互感器故障
原因诊断分析
郑晓琼，严太山，熊泽群，占晓友，徐文婷，史钟玉
（国网安徽省电力有限公司检修分公司，安徽 合肥 230061)
摘要：介绍了变电站现场一起因 500 kV 电流互感器故障，造成相关主变和母线跳闸的事故案例。结合现场
绝缘间隙及绝缘板的机械强度，加大产品设计裕度。
5 结束语
表面有放电痕迹，其他部位未见异常。根据故障电
设备安装工艺和制造质量的好坏直接关系电网
流互感器解体检查情况及试验结果，分析此次故障 安全运行水平，粗糙的工艺和设计缺陷都会给设备
原因为该台电流互感器由于生产工艺质量控制不到 安全运行带来巨大隐患。在设备全过程管理上，要
RURAL ELECTRIFICATION
2021 年第 6 期 总第 409 期
29
安全生产 Safety
油柜残片，如图 5 所示。对互感器进行进一步解体
及时开展对该型号电流互感器膨胀器的防爆改
诊断，发现一次导体铝管弯曲变形严重，中间部位 造工作，尤其是发现存在警示性家族缺陷的设备，
500kV电流互感器爆炸事故分析
第２７卷电力建设・・５００ｋＶ电流互感器爆炸事故分析张芳（湖北省超高压输变电公司，武汉市，４３００５０）［摘要］湖北省某５００ｋＶ变电站的电流互感器发生爆炸事故，暴露出不少问题：故障录波器、事件记录器、保护装置和监控系统的时钟不统一，时差大，不便于故障分析；母线保护动作，未闭锁部分开关的重合闸和无法启动部分开关的失灵保护，使故障扩大；微机事件记录器丢失了大量后续重要故障信息，不利于故障分析。
应针对上述问题采取有效措施予以改进。
［关键词］５００ｋＶ电流互感器爆炸故障分析中图分类号：ＴＭ４５２文献标识码：Ｂ文章编号：１０００－７２２９（２００６）１１－００６６－０３收稿日期：２００６－０７－１２作者简介：张芳（１９７５－），女，工程师，学士，从事变电站运行工作。
１事故概况２００５年２月７日，武汉地区遭遇了３０年一遇的冰冻天气，上午１０时左右，下起了冻雨，气温骤降至－３℃。
距武汉市区西北３０ｋｍ的５００ｋＶ玉贤变电站，所有变电运行设备的迎风面被冰柱连通，气侯条件十分恶劣。
中午１２时４８分２９秒，运行值班人员听到５００ｋＶ设备区传来剧烈的爆炸声。
同时，主控室内事故信号，预告信号响成一片，各种告警指示灯，事故信号灯闪亮，５００ｋＶ２号母线上５０１３、５０２３、５０５３开关显示跳开位置，玉孝Ⅱ回线５０１２开关也显示跳开位置。
事件记录显示５００ｋＶ２号母线保护，玉孝Ⅱ回线保护动作。
运行人员立即向各级调度汇报情况，并赶到５００ｋＶ设备区，发现玉５０１３ＴＡ的Ｃ相爆炸，ＴＡ的Ｌ１小瓷套下，从上至下的瓷裙全部炸掉，在距下油箱５００ｃｍ处炸开１个约０．３ｍ２的孔洞。
事故发生时的系统接线如图１所示。
２事故过程中保护动作行为分析故障ＴＡ为沈阳变压器厂生产的ＬＢ２－５００Ｗ型油浸式电流互感器，该ＴＡ由油箱、瓷套储油柜，膨胀器和器身组成。
一次本体为全铝结构，一次绕组由２个彼此绝缘的半圆铝管拼成整圆，构成２匝，并弯成Ｕ型，四端引到储油柜外，供一次串并联使用。
一起500 kv电流互感器爆炸引起母差动作的分析
传统电磁式电流互感器利用铁芯耦合进行传变，绝缘结构复 杂，长 期 运 行 中 存 在 部 分 易 爆 的 危 险， 而电流互感器又是许多保护使用绕组集中的地方，发生故 障后极易 造 成 区 内、区 外 转 换、二 次 断 线 等 比 较 复 杂 的 故 障 现 象 ，对 保 护 装 置 的 暂 态 动 作 性 能 将 会 是 个 严 格 的 考 验 。
传统电磁式电流互感器利用铁芯耦合进行传变绝缘结构复杂长期运行中存在部分易爆的危险而电流互感器又是许多保护使用绕组集中的地方发生故障后极易造成区内区外转换二次断线等比较复杂的故障现象对保护装置的暂态动作性能将会是个严格的考验
第
二十五卷 第一 Ｖｏｌ．２５，Ｎｏ．１
期
ＪＯＵＲＮＡＬＯＦＡＮＨＵＩＥＬＥＣＴＲ安ＩＣ徽ＡＬ电Ｅ气Ｎ工ＧＩ程ＮＥ职ＥＲ业ＩＮ技Ｇ术Ｐ学ＲＯ院ＦＥ学ＳＳ报ＩＯＮＡＬＴＥＣＨＮＩＱＵＥＣＯＬＬＥＧＥ
２ 事故经过
某 ５００ｋＶ变电站系统一次主接线如图 １所示。保护均采用双 重 化配 置，其 中 ２号 主变 保 护 配 置 为 ＰＣＳ９７８Ｔ５和 ＣＳＣ３２６Ｔ５，断路器保护配置均为 ＰＣＳ９２１ＡＤＧＧ和 ＣＳＣ１２１ＡＤＧＧ，ＩＩ母线保护 配置为 ＰＣＳ９１５Ｃ和 ＮＳＲ３７１Ｃ，母线保护差动启 动 定 值 设 为 ０．７Ａ，该 母 线 保 护 接 入 ５０１２、５０２３、５０４３、５０５３支 路，ＣＴ变比均为 ４０００／１，基准 ＣＴ变比为 ４０００／１，５０２３跟 ５０２２开关之间接入 ２号主变。
互感器爆炸事故案例
互感器爆炸事故案例某市供电公司在进行线路改造时，将一条高压线路的互感器拆除。
然而，在改造完成后不久，这条线路发生短路故障，电流瞬间增大，导致互感器发生爆炸。
事故经过：当故障电流通过互感器时，由于过热和压力增加，互感器内部的橡胶材料开始软化，并逐渐分解产生气体。
随着气体不断积累，压力不断增大，最终导致互感器外壳破裂，碎片四射，造成现场施工人员受伤和设备损坏。
事故原因分析：1. 施工人员没有按照规定拆除互感器，导致在短路故障时，互感器成为故障点，承受了巨大的电动力和过热。
2. 互感器质量不过关，制造工艺不良，导致在过热和压力增加时容易发生爆炸。
3. 施工现场安全管理不到位，施工人员违规操作，也是事故发生的原因之一。
防范措施：1. 在施工过程中，应严格遵守相关规定和安全操作规程，确保施工安全。
2. 加强设备维护和管理，定期检查互感器的运行状况，及时发现并处理隐患。
3. 针对互感器质量不过关的问题，应加强产品质量监管，确保设备质量合格。
4. 制定应急预案，在事故发生时能够迅速采取救援措施，减少人员伤亡和财产损失。
通过这个案例我们可以看到，互感器爆炸事故不仅会造成设备损坏和人员受伤，还会影响电力系统的正常运行。
因此，我们需要加强设备维护和管理，加强施工现场安全管理，确保施工安全和设备安全。
同时，相关部门也应加强对电力设备的监管和检测，及时发现并处理隐患，预防类似事故的发生。
此外，电力企业也需要加强对员工的培训和教育，提高员工的安全意识和操作技能，确保在面对突发事件时能够迅速采取正确的应对措施，避免事故扩大化。
同时，企业也应建立健全的安全管理制度和责任制度，明确各级人员的安全职责和工作要求，确保各项安全措施得到有效落实。
母联电流互感器爆炸导致变电站失压事件分析
母联电流互感器爆炸导致变电站失压事件分析一、事件经过1.母联电流互感器爆炸：在变电站运行过程中，母联电流互感器突然发生爆炸，造成电力设备受损。
2.变电站失压：由于母联电流互感器爆炸，导致变电站电力系统失压，影响供电设备正常运行。
3.事故处理：当事故发生后，电力公司迅速派出维修人员前往现场，对受损的设备进行维修和替换，以使变电站恢复供电能力。
二、原因分析1.设备老化：母联电流互感器可能由于长期使用以及没有得到适当的维护，导致其部分元件老化腐蚀，从而增加设备发生故障的风险。
2.设计缺陷：母联电流互感器的设计可能存在缺陷，例如电气连接的设计不合理，导致设备在运行中受到过大的电流冲击，从而引发爆炸。
3.环境因素：如温度、湿度等环境因素的变化可能导致母联电流互感器内部的零部件受到损坏，最终引发爆炸。
4.人为操作错误：操作人员在进行设备操作时如果没有按照规范操作，例如使用不当的工具进行维修、不按照正确的步骤操作，也有可能导致设备发生故障。
三、教训与启示1.设备定期检修：电力公司应定期对变电站设备进行检修和维护，特别是关键设备，以及时发现问题，避免类似事件的发生。
2.设备更新换代：变电站设备具有一定的使用寿命，电力公司应根据设备的年限以及可靠性等因素，适时进行更新换代，避免设备老化导致的事故风险。
3.严格操作规程：电力公司应制定严格的操作规程，对操作人员进行培训和考核，确保操作规范和安全。
4.加强监控与预警：通过安装监控设备，实时监测关键设备的运行状态，一旦发现异常情况，及时采取措施避免事故发生。
5.高可靠性设计：电力公司在运行变电站时应注重设备的可靠性设计，合理选择和配置设备，以提高系统的稳定性和安全性。
四、措施与建议1.加强设备维护：电力公司应定期对设备进行检修和维护，确保设备的正常运行。
2.完善操作规程：电力公司应完善操作规程，明确操作人员的权责，保证操作过程中的规范性。
3.提高操作人员技能：电力公司应加强对操作人员的培训和学习，提高他们的专业技能和安全意识。
某500kV变电站35kV站用变压器爆炸事故分析与反思
某 500kV 变电站 35kV 站用变压器爆炸事故分析与反思摘要：本文对某500kV变电站一起35kV站用变爆炸事故进行了分析，该变压器是干式变压器，提出造成该起事故是由于绕组引出线分接头存在缺陷，加之局部受潮，运行中热效应累积所致。
为应对此类故障，本文论述了《变压器交接试验标准》中的不足及补充，增加温升试验、局部放电试验；另外，一次电缆和重要的二次保护电缆不能同沟铺设。
关键词：干式变压器爆炸绝缘受潮局放试验由于干式变压器具有非常好的防火性能、免维护、无污染、抗短路能力强、耐热能力强以及安装方便等一系列优点，在发电厂、变电站、干式变压器中得到了广泛的应用。
因此，干式变压器从材料、设计、绝缘、检测、等各环节都在不断改进，推动了干式变压器质量的提高。
但是，干式变压器在实际的运行中也暴露了不少问题，因此，在运行维护以及交接试验过程中，还需深入思考，不断提出改进措施，使国内的干式变压器在制造质量、运行维护上上升到一个新台阶。
本文对一起35kV干式变压器爆炸事故进行了分析，提出预防故障发生的有效措施。
1事故经过某500kV变电站选用型号为SCZ20-640\35国产干式变压器，安装在站用变室内，该站的35kV系统是不接地系统。
该变压器在投运前，所有的交接试验项目全部合格。
运行单位严格按国内相关交接试验标准验收合格后，将其投入运行。
投运时，对该35kV干式变压器进行三次充电，约30min带上负荷60kW，进行检查未发现任何异常，该变压器的外观、声音、温度和电压、电流都在正常范围内。
运行至4h后，该35kV干式变压器发生爆炸，站用变室火灾报警。
1.1现场检查情况事故后，35kV干式变压器B相本体炸裂，分接开关导线炸断，站用变门窗炸飞，35kV电缆从支架摔落地面。
仔细查看现场，可以看到该干式变压器B相本体绕黑，其下部绕组由中间向两边炸裂，B相与分接开关连接的本体端子排脱落，靠近该变压器本体的端子排有多条深沟[1]。
电流互感器爆炸事故的分析与建议管理资料
电流互感器爆炸事故的分析与建议 -管理资料1 事故经过变电站设备存在隐患会威胁电网的安全运行，变电设备故障直接影响企业的生产，电流互感器爆炸事故的分析与建议。
因此，事故的预防和分析处理十分重要。
下面对一次开关柜爆炸事故作一剖析：2008 年10月15 日 13：03 分，泾阳声威公司 110kV 总降配电室传出“嘭”的爆炸声，当即 110kV 开关跳闸全公司停电。
值班员发现 10kV 进线开关柜( KYN28 型)的后门被炸飞在开关柜的旁边，柜内设备被弧光烧黑， 10kV 进线开关柜中的 C 相电流互感器被击穿，仔细检查后发现在其本体有二道明显的发黑的裂痕。
有关故障设备的参数：型号 LZZBJ18-12/185h ，电流比 2500/5 ，准确度 0.5/5P10/5P20 级，二次绕组由三组匝数相同的线圈绕在铁芯上组成。
在公司领导的关心下，咸阳供电局专业人员带领公司电工投入紧张的抢修，对变压器高低压线圈做了直流电阻测量，对电流互感器和套管等设备做了全面的绝缘和耐压试验;对开关柜进行清理并重新配置二次导线。
经历了十三个小时的全力奋战，公司电力系统恢复了正常供电。
2 事故分析2.1 从变电运行记录分析10kV 进线开关电流： 1106 安培，电压： 10.3 千伏，功率因素0.98 ，功率为： 18200 千瓦。
也就是说当时该组电流互感运行在 55.76% 的点上，是完全符合电流互感正常运行的条件，也没有发生过负荷运行报警，另外，若绕组二次线圈接地，使二次电流分流，仪表测量数值会减小，此时绝缘监测系统应有信号报警，但事实上也没有。
所以，当时公司变电所的运行是正常的。
2.2 从用电设备运行分析当时 1# 水泥窑生产线停产检修; 2# 生产线设备正常运转，全厂供电线路无短路等故障，也没有任何高、低压电器操作，管理资料《电流互感器爆炸事故的分析与建议》。
所以，当时全公司没有发生配电设备的特殊情况。
2.3 从气象资料分析当时的天气是多云，风力只有2 级，没有雷电等自然灾害的外界影响。
500kV SF6断路器爆炸事故分析
500kV SF6断路器爆炸事故分析任众楷;时鑫【摘要】换流站从交流系统吸收的容性无功随换流功率变化而变化。
因此，无功补偿装置需频繁进行投切，以确保系统电压稳定。
断路器拉合容性负载，易造成断口电压过高，同时，频繁投切无功补偿装置，断路器触头磨损产生的粉尘增多，也会对灭弧室内绝缘性能造成威胁。
文章分析一起断路器故障事故，为后续拉合无功补偿设备的断路器积累了运维经验。
【期刊名称】《黑龙江科技信息》【年(卷),期】2015(000)023【总页数】2页(P10-10,11)【关键词】断路器;电弧;粉尘;重燃【作者】任众楷;时鑫【作者单位】国网山东省电力公司检修公司胶东换流站，山东青岛 266300;辽宁省电力有限公司建设管理中心，辽宁沈阳 110005【正文语种】中文银东直流系统功率降至3100MW时,无功控制系统自动切除第二大组第三小组5623电容器组。
5623断路器分闸到位后,灭弧室内电弧重燃,SF6压力低报警、闭锁信号,5623电容器组零序过流保护动作,母线失灵保护动作,跳开5051、5052开关,切除第二大组交流滤波器。
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;大组母线保护收到失灵动作信号后,开始计时,延时7s跳开大组进线开关,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时刻两套小组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。
录波图中的时间刻度T1、T2、T3、T4、T5、T6、T7说明如下:T1——19:30:00:325ms,后台报“无功控制Q控切除滤波器/电容器组”,无功控制Q控发出切除5623并联电容器组命令; T2——19:30:00:512ms,5623开关分位信号产生,同时A、B、C三相电流降为0,分闸完成;T3——19:30:00:564ms,5623开关C相电弧重燃;T4——19:30:01:125ms,后台报“5623开关SF6压力低闭锁”,此时5623开关负荷侧灭弧气室已发生爆炸,SF6气体大量泄露;T5——19:30:02:807ms,5623小组保护装置1、2“零序过流2段启动”,开关负荷侧断口暴露于空气中,灭弧室动、静触头之间持续放电,产生稳态电流,两套小组滤波器保护装置的零序过流2段启动,开始延时7S;T6——19:30:09:850ms,5623小组保护装置连续检测到故障电流,两套保护装置“零序过流2段”保护动作出口,并启动#62M母线失灵;T7——19:30:09:891ms,#62M母线失灵保护动作,跟跳5623开关失败,延时250ms,跳开第二大组交流滤波器进线开关5051、5052,5623C相故障电流消失。
开关柜电缆室爆炸事故案例分析
第１２卷 （２０１０年第６期）电力安全技术某电厂装机容量为２×６００ ＭＷ，厂用电采用１０ ｋＶ和３ ｋＶ ２种电压等级。
电泵开关为ＶＤ４－１２１２型真空断路器，综合保护采用ＷＤＺ４３１（电动机差动保护）、ＷＤＺ４３０（电动机综合保护）保护装置，电动机功率为１１ ＭＷ，电流互感器单相布置。
１ 事故经过２００９－０３－２０Ｔ２０：５２，２台机组正常运行，其中一台机组的２号电泵开关跳闸，综合保护装置显示差动保护跳闸。
开关柜电缆室前后柜门变形，顶部压力释放板翘起，室内充满烧焦味，监视录像显示爆炸时产生巨大火球。
经过抢修处理，机组于２００９－０３－２４Ｔ１７：００投运，开关与电机运行正常。
２ 原因分析经现场勘查，２号电泵开关Ｃ相电流互感器二次接线槽盒处严重烧焦，测量和保护用二次线绝缘全部熔化，三相电缆接线板有熔化现象。
根据故障情况，判断故障是由二次电缆（测量绕组）开路引起的。
拆开Ｃ相电流互感器二次端子，端子压接处螺栓连接牢固，无过热、开路现象。
对电流互感器进行绝缘试验、耐压试验、伏安特性试验、直流电阻测量，各项试验合格，未发现异常。
采用分析排除法，确定故障点处二次电缆在安装时留有隐伤，经长时间运行、震动等外力影响而断开，瞬间产生高电压放电拉弧，造成一次母排三相短路，并损坏１根Ａ相高压电缆、三相避雷器。
３ 事故处理首先，办理电气第一种工作票，做好安全措施，进行安全交底。
开工后，拆开前后柜门，从外观确定损坏设备有Ｃ相电流互感器的二次电缆、前后柜门、顶部防爆膜、相间隔板、出线三相裸露铜排、避雷器。
为了进一步确认设备的损坏程度，将４根１０ｋＶ电缆与电动机连接后进行绝缘测试，绝缘电阻不到１０ ＭΩ。
拆开电缆与电机、电缆与开关的连接点，单根分相摇绝缘，除１根Ａ相电缆的绝缘电阻低外，杨成余（大唐阳城发电有限责任公司，山西 晋城 ０４８１００）开关柜电缆室爆炸事故案例分析其余电缆绝缘电阻都在２ ０００ ＭΩ以上。
500kV变压器高压套管爆炸原因分析及处理措施
500kV变压器高压套管爆炸原因分析及处理措施发布时间：2021-03-16T13:09:01.187Z 来源：《中国电业》2020年第30期作者：张学刚，余漫[导读] 500kV启备变发生高压套管爆炸故障，通过电气试验、油色谱分析试验及解体检查，张学刚，余漫贵州黔西中水发电有限公司摘要：500kV启备变发生高压套管爆炸故障，通过电气试验、油色谱分析试验及解体检查，并结合该变压器的历史运行情况，详细分析了该变压器高压套管爆炸的原因，并根据该变压器高压侧套管的特殊结构，提出了防止类似故障再次发生的处理措施。
关键词：变压器；套管；引线；故障分析 1.设备概况 500kV变压器，型号SFFZ-63000/500，变压器本体为国产设备，500kV高压套管为进口GOE 1675-1300-2500-0.6型产品。
该变压器于2017年3月生产完成，2017年10月投入运行。
2020年1月7日，变压器在热备用状态下本体轻瓦斯报警，随后差流速断保护、本体重瓦斯、本体压力释放阀保护动作，高压C相套管爆炸跌落，变压器退出运行。
2.故障经过 2020年1月7日7时15分43秒，变压器本体轻瓦斯报警。
7时21分06秒，差流速断保护、本体重瓦斯、本体压力释放阀保护动作，高压C相套管跌落，变压器退出运行。
故障发生以后，公司立即联系变压器本体厂家技术人员、套管厂家技术人员、电科院绝缘专业专家及试验人员，组织多方电气专家会诊，了解变压器故障信息、分析问题原因并采取防范措施。
3.检查情况及原因分析3.1现场检查 2020年1月8日，我公司会同变压器厂家技术人员、套管厂家技术人员、电科院绝缘专业专家及试验人员等，进入故障变压器现场，对变压器进行了以下检查。
1）高压侧C相升高座手孔盖板紧固螺栓拉断，手孔盖板位于距离本体约50米的位置，手孔盖板变形。
2）高压C相套管爆炸掉落，外部瓷套破损，内部绝缘纸损坏；套管尾部有放电痕迹并高温烧熔；套管底座与导电杆脱离，底座有划痕；套管顶部安装螺孔内部的螺套外露。
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关于500kV线路电流互感器爆炸事故的分析
作者：李娟郭晓春
来源：《科技资讯》2014年第30期
摘要：该文通过对某500kV变电站500kV线路电流互感器爆炸引起线路、母线保护动作的原因分析以及延伸故障中暴露出的设备问题进行全面分析，为变电站运行、检修、维护的现场工作人员提供了工作经验，从而避免设备验收、检修维护工作中的漏洞，确保质量，以提高变电站一、二次设备运行的安全可靠性。
关键词：500kV线路电流互感器爆炸电容末屏
中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）10（c）-0082-01
1 事故经过
某500 kV变电站的500 kV侧接线方式如图1。
故障发生前，该变电站500 kV处于正常运行方式，即第一串、第二串、第四串都处于正常运行，六回500 kV线路电流、功率指示正常，500 kVI母、500 kVII母电压指示正常。
所有保护装置运行正常，没有任何异常和报警。
2010年7月23日上午7点40分，主控室内事故、预告音响响起，后台主接线显示：5013、5012、5023、5043断路器事故跳闸，500kVII母母线电压指示落零，500 kV线路甲电流、功率指示落零；告警信息显示：线路甲的两套线路保护装置动作、500 kVII母母线保护装置动作；一次设备区有强烈的爆炸声响，具体检查设备区发现 500 kV线路甲断路器A相CT 运行中本体爆炸起火。
2 事故的检查及分析
发生故障的500 kV线路甲的保护配置情况：
保护一柜：MCD-H1差动保护（线路第一套主保护），RCS-902距离保护（线路的后备保护）；RCS-925远跳过电压保护
保护二柜： PSL602线路保护（线路第二套主、后一体的保护）；SSR530远眺就地判别500kVII母母线保护配置情况：
母差一柜：RCS-915母差保护装置
母差二柜：BP-2B母差保护装置
故障发生后，变电站运行人员迅速检查变电站的后台主接线及告警信息并汇报调度，根据调度令迅速对动作的保护装置和一次设备进行详细的检查；由于该故障重大，只能等保护人员和相关的一次设备检修人员对故障进行详细的分析。
继电保护人员到达现场并调取了保护装置及故障录波器故障记录进行分析，具体动作情况分析如下：
07：44：51：0000 500 kV线路甲A相电压突然消失，电流突然增大，零序电压和零序电流同时产生（故障起始点）。
07：44：51：0274 500kV线路甲差动保护动作A相出口（光差保护MCD A相分相差动保护出口跳500 kV线路甲5013、5012A相断路器）
07：44：51：0370 500 kVII母差保护动作，切除500 kVII母线上所有元件。
事故发生后，成立专家组，对爆炸的CT进行解体分析。
500 kV侧5013的电流互感器解体检查情况：该电流互感器为瑞典ABB公司生产的IMB550型，解体后发现，电容屏包绕铝带引出线至末屏套管的连接线断裂，油箱靠近电容末屏一侧放电痕迹明显，油箱其它部位铝箱体光亮，二次绕组未见原发性故障痕迹，单臂U型管电容屏放电痕迹与油箱放电痕迹明显对应一致。
专家组经分析得出故障结论：爆炸起始位置为电流互感器油箱电容末屏一侧，爆炸直接原因为单臂U型管电容屏包绕铝带引出线至末屏套管的连接线断裂，使电容末屏未能有效接地，绝缘层间击穿，引发爆炸事故。
（电流互感器解体图片见附件1）
综上对继电保护的动作情况和电流互感器的解体分析，该故障的起因是由于5013电流互感器内部单臂U型管电容屏包绕铝带引出线至末屏套管的连接线断裂，使电容末屏未能有效接地，内部的过电压将绝缘层间击穿，引发电流互感器爆炸。
由于500 kV线路甲的线路保护装置的电流取量和500 kVII母的母线保护装置所取的电流量均从5013断路器CT处取，因此5013断路器CT爆炸时，故障点即在500 kV线路甲线路保护的范围也在500 kVII母母线保护的范围，所以，当CT的A相爆炸时，500 kV线路甲的线路保护装置动作，发出跳5013、5012断路器A相的跳闸指令，几乎同时500 kVII母母线保护装置动作，发出跳5013、5023、5043断路器的三相跳闸指令，将5013、5023、5043断路器跳开，造成500kVII母母线电压落零；500 kV线路甲的重合闸设置为先重合中断路器5012，因此5012断路器重合之后，线路保护再次动作将5012断路器三相跳开，隔离故障。
3 暴露出的问题及防范措施
电流互感器是电网的重要设备，这类设备爆炸后，不仅对电力系统的稳定造成严重影响，而且对周围设备造成损坏，同时还有可能造成人员伤害。
因此一定要重视对这类设备的管理工作，加强预试项目、预试周期的管理规定，切实保障设备安全运行。
要积极开展带电检测工作，红外测温、绝缘油试验、全电流检测等带点检测是防止电力设备事故发生的有效手段。
要加强新设备的监督工作。
发生爆炸的电流互感器投运时间只有一年，还没有进行停电检修预试，而且该型电流互感器在带电情况下无法抽取绝缘油油样，给监督工作带来一定困难，因此新设备的选型、验收非常重要。
参考文献
[1] 蔚伟峰.一起35kV电流互感器爆炸事故调查分析[J].数字化用户，2013（26）.
[2] 张灿.关于电流互感器开路故障的处理及预防措施[C].电气化铁路牵引变电所新技术年会论文集，2007.
[3] 王建永，孙华，王建军.变电站典型事故案例分析[C].山东电机工程学会第五届供电专业学术交流会论文集，2008.。