真空断路器爆炸事故.doc

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。1019接地开关三相的动静触头的尖端烧伤较为严重，10kV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10kV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，假如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。由此证实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，电流被忽然中断，这种现象就是平时所说的截流过电压。由于电流被忽然中断，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实，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，但是考虑到假如是误合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非凡严重，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尖端烧伤较为严重，三相的动静触头间的尖端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，最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。假如现场已经采用，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现场运行维护及治理措施严重不力，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”运行注重事项。 值班人员安全意识、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理。事故的判定和处理能力差，事故发生后没有及时手动跳开主变高压侧断路器措施（31断路器），导致事故继续扩大。 值班人员违反“两票四制”规定，没有严格执行操作票制度。 4.3系统的运行方式需重新考虑 保护配置不够严密完善。事故最后是靠上级变电站的线路速断保护动作切除的。也就是说，该事故是在一再扩大，一直发展到主变高压侧故障时，上级变电站出线的电流速断保护动作才切除故障点。上级的保护的实际配置是三段过流。严格说，线路的电流、速断保护，应该只能保护线路的80；限时电流速断保护，用来切除线路上速断范围以外的故障，可以延伸到下级的一定范围内，同时也能作为速断的后备保护。定时限过电流保护，其起动电流按照躲开最大负荷电流来整定。假如各段之间的定值整定配合比较严密完善，限时电流速断保护或定时限过电流保护，在故障的开始就起动，虽然延长一定时间（现场的实际过电流时间只有1.5s）动作，可以将损失减低到最低限度。 5反事故措施及整改方案 事故后重新对主变二次侧断路器进行选型。选择了高压开关柜型号为：XGN2-10（方案代号：30Z），并重新配置比较完善的闭锁装置。 加大对设备的运行和维护工作： 首先，应加强对真空断路器的维护、保养，尤其是真空断路器的预防性试验和断路器机械特性的测量工作。定期进行断路器真空泡真空度的检测工作。运行人员巡视时，应注重断路器真空泡外部是否有放电现象。检修人员进行停电检修工作时，必须进行同期、弹跳、行程、超行程等特性测试，以确保断路器处于良好的工作状态。 其次，是加大综合自动化装置的运行、维护