一起主变压器低压侧开关柜爆炸事故分析

沈松斌，程玉凯

（1.国网福建电力公司诏安县供电公司，福建 漳州 363000；2.国网福建电力公司漳州供电公司，福建 漳州 363000）

0 引言

变电站内10 kV馈线较多，若采用开放式结构需占用较大空间，因此目前10 kV设备多集成于开关柜内。开关柜成套装置已较为成熟，具有体积小、操作方便、载流量大和结构较完善等优点[1]。10 kV馈线一般直供用户，其稳定运行是用电可靠的直接保障。高压开关柜事故是电力系统主要安全隐患之一[2-3]。由于10 kV开关柜内空间密闭，绝缘预留裕度较小，当柜内发生电弧短路故障时，生成的高温、高压气体不能及时排出，会导致爆炸事故的发生[4-6]。本文针对一起110 kV变电站主变压器低压侧开关柜爆炸事故，通过检查后台监控机报文、故障录波及事故现场，分析了事故发生的原因，提出了改善建议及对策。

1 事故前运行方式

某110 kV变电站内1号和2号两台双绕组主变压器分列运行，两台主变压器进线分别连接A和B两条110 kV线路，并采用内桥接线。1号主变压器低压侧经901开关接至10 kVⅠ段母线，2号主变压器低压侧经902开关及低压侧9021甲刀闸接至10 kVⅡ段母线。正常运行方式为110 kV母联13M开关断开（110 kV侧分列运行），10 kV母联900开关断开（10 kV侧分列运行）。具体的接线方式如图1所示。

图1 变电站一次接线方式

2 事故经过

某日18：54：57，该变电站2号主变压器差动保护动作，B线路132开关、2号主变压器10 kV侧902开关跳闸。18：55：01，10 kV备自投动作，10 kV母联900开关合闸。18：55：15，1号主变压器低压侧后备保护动作，10 kV母联900开关跳闸，10 kVⅡ段母线失压。19：00左右运行人员接安保人员报告，10 kV开关室传来巨响，且现场值班室火灾报警器发出报警蜂鸣声，显示屏显示10 kV开关室多个火灾探测器告警。

3 现场检查

3.1 一次设备检查

运行人员赶往现场检查发现，10 kV开关室浓烟密布，无法进入。开启通风机通风一段时间后，戴防毒面具进入检查。通过现场检查发现，2号主变压器10 kV侧902开关柜前、后柜门已变形脱落，前中柜门内手车开关绝缘支撑件和静触头盒已全部烧毁，如图2所示。

图2 902手车开关烧毁情况

后柜门内2号主变压器10 kV侧902开关三相TA已完全烧毁，其中B相TA中间位置表面有明显断裂痕迹，取出B相TA进一步检查发现，其表面电弧烧伤严重，如图3所示。

图3 902开关TA烧毁情况

打开902开关柜前下柜门发现挡板处B相铜排连接螺栓及铜排部分已烧熔，C相铜排部分区域有烧熔迹象，挡板靠铜排一侧有明显的电弧灼伤及放电痕迹，如图4所示。

图4 902开关柜前下柜检查情况

3.2 后台监控机报文

运行人员对现场后台监控机报文进行检查，选取有助于分析事故原因的报文序列，如表1所示。

表1 事故分析报文

由表1可见，10 kVⅡ段母线发生单相接地后，故障扩大，造成2号主变压器差动保护动作。2号主变压器低压侧开关跳闸后，10 kV备自投正确动作，合上10 kV母联900开关。此时故障仍存在，10 kVⅠ段母线也出现了接地，故障扩大，导致1号主变压器低压侧后备保护动作，跳开10 kV母联900开关，造成10 kVⅡ段母线失压。

3.3 故障录波情况

故障录波装置中储存有两个录波文件，分别记录两次主变压器保护动作时各电气量情况。第一个文件中记录的2号主变压器差动保护动作时高压侧三相电流波形如图5所示，图中2号主变压器110 kV侧A相电流记为ia，B相电流记为ib，C相电流记为ic。

图5 2号主变压器差动保护动作时高压侧电流波形

由图5可见，4 ms时保护启动，A相电流基本为0，而B相、C相电流大小基本相等、方向相反，说明此时B、C两相相间发生短路。随着B、C两相电流快速变化，A相电流也快速增大，说明此时A、B、C三相相间发生短路。

第2个文件记录了1号主变压器后备保护动作时各电气量情况。1号主变压器后备保护动作时高压侧电流波形如图6所示，图中A相电流记为ia，B相电流记为ib，C相电流记为ic。1号主变压器后备保护动作时110 kVⅡ段母线电压波形如图7所示，图中A相电压记为Ua，B相电压记为Ub，C相电压记为Uc。

图6 1号主变压器后备保护动作时高压侧电流波形

图7 1号主变压器后备保护动作时110 kVⅡ段母线电压波形

由图6可见，4 ms时，B、C两相电流大小相等，方向相反，而A相电流较小，说明0～4 ms内B、C两相发生相间短路。4 ms后，A相电流急剧增大，说明三相相间发生短路。由图7可见，在0 ms前B相电压较小，说明B相一直处于接地状态。4 ms后，三相电压都趋近于0，说明三相相间发生短路。

4 故障原因分析

运行人员对现场检查发现，902开关柜、9021甲刀闸柜内母线室铜排完好，902手车开关下静触头盒及手车开关下导臂未发现放电痕迹，可排除故障点在母线上。对现场仔细检查未发现异物，可排除异物导致的故障。初步判断故障点在902开关TA靠近2号主变压器侧。若故障点出现在902手车开关支柱绝缘子上，会对TA有冲击，导致其表面灼伤，而不会出现图3所示的损坏情况。根据图3所示的902开关TA的损毁及放电痕迹，本次爆炸事故的主要原因为902开关B相TA本身存在问题。

4.1 事故发展过程分析

事故发生当日天气湿热，18：54：37，902开关B相TA绝缘从等位线沿外表面对地放电或匝间短路，形成初次贯穿性接地。18：54：57，单相接地弧光导致B、C两相相间短路并瞬间发展成A、B、C三相短路故障，此时2号主变压器差动保护动作，B线路132开关、2号主变压器10 kV侧902开关跳闸，10 kVⅡ段母线失压。

10 kV备自投装置检测到10 kVⅡ段母线电压消失，2号主变压器10 kV侧902开关跳闸，且无电流流过，满足备自投动作条件。18：55：01，备自投动作合上10 kV母联900开关，10 kV两段母线并列运行，10 kVⅡ段母线电压恢复。

由于902开关B相TA对地绝缘已遭到破坏，因此两段母线所接两台消弧线圈均检测到单相接地现象。18：55：13，B、C两相出现短路，在4 ms左右瞬间发展为A、B、C三相短路。由图1可见，902开关TA的安装位置靠近10 kVⅡ段母线，因此902开关TA三相短路即为10kVⅡ段母线三相短路。经过2 s左右的延时，18：55：15，1号主变压器后备保护动作，跳开10 kV母联900开关，将902开关TA隔离。

2号主变压器差动保护动作前，902开关TA对地及相间绝缘已遭到破坏，TA本身已有一定程度的损伤。在10 kV母联900开关合上的瞬间，故障电流对902开关TA进行了二次冲击，最终导致开关柜内设备的严重烧毁。

4.2 事故原因

4.2.1 TA安装位置不当

由图1可见，2号主变压器10 kV侧902开关TA安装位置靠近母线侧。当TA故障时，即使2号主变压器差动保护正确动作，也不能完全隔离故障点。因此，TA的安装位置应靠近主变压器侧。若TA故障，2号主变压器差动保护动作即可将故障点完全隔离，10 kV备自投动作，合上母联开关后即可对10 kVⅡ段母线恢复送电。

4.2.2 10 kV母线限时速断保护未动作

前期技术改造时，对该变电站1号主变压器低压侧后备保护增加了10 kV母线限时速断保护，0.9 s跳开10 kV母联900开关。但是，运行人员验收时未投入该保护现场硬压板，导致本次事故中10 kV母联900开关合上后，2号主变压器10 kV侧902开关TA受到长达2 s的大电流冲击，造成设备严重烧毁。

5 防范措施

1）及时开展全地区主变压器低压侧TA安装位置摸排，对TA位置安装不当的变电站应及时退出低压侧备自投；加强专业反措培训，严格把关技术改造、基建等图纸审核和验收，杜绝此类事故的发生。

2）及时开展全地区主变压器低压侧后备保护装置功能压板投退情况摸排。技术改造工作验收时，应制定详尽方案，明确作业人员的技术交底内容并严格实施。

3）新建、技术改造现场作业时，施工人员应严格遵守有关标准，对施工细节进行严格把关；开关柜停电检修时，检修人员对开关柜应做到“应检必检”，及时发现开关柜设备的各种隐患；在日常运行中，运行人员应采用温湿度在线监测、暂态地电压、超声波检测等多种技术手段对开关柜开展全方位异常诊断，对开关柜异常情况的判断增加提前量，以降低故障发生率，保障电网安全可靠运行。

4）缩短老旧开关柜的带电检测周期，尽量在设备发生故障前对异常设备进行有效识别，防止设备运行中发生事故。

6 结语

开关柜故障危害较大，需对其加强防范。根据现场运行经验，开关柜故障多发生于运行年限较长的老旧开关柜，因此在变电站日常巡视维护工作中，应重点关注老旧开关柜，必要时缩短带电检测周期，在故障发生前实现对异常设备的有效识别，以免开关柜发生爆炸事故。