摘 要: 真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 10 kV 电压等 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 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 10 kV 电容器组开关的爆炸事故，分析其中的原因，并提出相关预控措施。

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，对变电站的无功设备造 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，在夏季用电高峰期， 每日投切次数更高达 6 次。如此频繁地操作真空能下降等问题，尤其是投运 10 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]。

1 事故介绍

2011年5月7日7时39分，东莞供电局110kV金洲变电站在合4#电容器组527开关时，开关立即跳闸，527开关保护装置发"限时电流速断保护动作ABC相，Ib=112.95A"信号，反应B相有故障，跳527开关。随即，次级502乙开关跳闸，502乙开关保护装置发"IV段复压闭锁过流保护动作AC相，Ia=35.19A"、"母线保护动作AC相，Ia=35.19A"信号，反映母差范围内有故障，跳502乙开关。事故造成10kVII乙段母线失压。随后，经值班员检查发现故障点在527开关真空泡处，便迅速隔离527开关，及时恢复II乙段母线运行。

2事故现场检查

发生事故的4#电容器组的开关柜为XGN型，开关型号ZN28—10Q，搭配CT19操作机构，1998年6月投运至今。对故障现场进行检查和分析，发现:

1)真空断路器上支架有明显的三相短路痕迹，各相的真空泡外壁都有不同程度的损伤，其中A、C相爆裂，B相有裂纹如图1所示。

2) 拆下开关连接母排后发现，真空泡上支架接线面处三相都有明显的灼伤痕迹，而下接触面完好，如图2 所示。由此可见，短路点在真空泡上支架连线处，短路时开关已跳闸，巨大的短路电流只灼伤了上支架接触面。

3) 敲碎真空泡的外壁进行内部检查，发现C相内部的触头、真空罩烧伤严重，如图3 所示。而A、B 相完好。由此可知，C 相灭弧室是电弧从里面烧伤的，A、B 相真空泡外壁则是从外部烧伤的。

4) 开关机构指示开关在分位，通过测量开距点、敲碎真空泡观察触头位置( 见图3) 也证实开关在分位，由此可知，开关跳闸成功。

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5) 检查电容器组，发现B 相B14 的保险丝熔断，测量容值及进行耐压试验均合格。

3 事故原因分析

电容器组在送电时，因B14 保险丝熔断而产生差流，该电容器组采用的差流保护动作，使开关立即跳闸[2]。在分闸的过程中，C 相真空泡因未能熄灭电弧( 从内部严重烧伤可知) ，导致灭弧室爆炸，并引起上支架处三相断路。由故障录波可知，当时断路电流为24 kA，巨大的断路电流导致上支架接触面灼伤，并从外部烧伤A、B 相真空泡，但未能破坏其内部。

可以明确，事故是从C 相真空泡未能有效灭弧开始的，且根据开关在分位可知，真空泡未能熄灭的是跳闸时的电弧。造成灭弧失败的可能原因有: ①真空度下降; ②分闸时触头反弹幅值过大。该开关在2009 年做了耐压试验并合格，由此可见，触头反弹幅值过大引起的机率较大。另外，电容器通过的是容性电流，根据灭弧的特性，真空开关熄灭容性电流要比感性电流困难许多[3]。

4 预控措施

本开关从1998 年投运至今已有13 年，其间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:

1) 针对电容器开关目前的运行状况，进行综合评估，尤其是投产超过一定年限的。真空断路器正常操作的机械寿命、电气寿命都为10 000 次[5]，此电容器开关运行13 年，以平均每天操作3 次计算，分合次数已达3  365  13 = 14235 次，远超过了规定的次数。另外，目前有很多记数器已经损坏，需要进行调查和处理，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，还应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，没有分闸反弹幅值。而根据DL /T 402—2000《12 kV ～ 40. 5 kV 高压真空断路器订货技术条件》中第6. 4. 1 条规定[6]，"真空断路器……的机械特性试验，包括分、合闸时间、合闸弹跳时间、分闸反弹幅值……"，按照规定，不同型号、不同厂家的真空泡分闸反弹幅值不尽相同，但一般来说幅值应不超过触头开距的30%[7]。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，如果分闸时触头反弹过大并超过规定值，就会因为拉弧不够或电弧重燃而造成的灭弧失败，进而导致真空泡爆炸[8]，因此我们必须要重视分闸反弹的测试，确保此项合格。

3) 检查缓冲器的性能状况。缓冲器的作用是吸收开关分闸时过剩的能量，否则分闸拐臂就会与机构发生硬性碰撞，这是导致触头反弹的主要原因[9]。由于运行的时间过长，且缺乏维护，部分缓冲器已失效，因此必须要认真地检查与维护，确保其功效良好。

4) 重视灭弧室的真空度测试。在南网《电力设备预防性试验规程》[10]中第7. 3 条明确规定，电容器开关灭弧室真空度的测量周期为3 年一次。虽然目前可通过耐压试验来代替，但耐压试验只是定性，不能定量反映真空度，即在真空度临近不合格时，耐压试验同样可以通过，却不能反映真空度已临近不合格这一状况[11]，此时，分闸操作如果再诱以触头反弹过大等因素，就会造成灭弧失败的事故。

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、对触头烧损严重、防止开关在合闸状态时触头发热。

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。

参考文献:

[1]吴高波，阮江军，黄道春，等. 多断口真空断路器均压电容研究综述[J]. 高压电器， 2011， 47( 3) : 77-81.

[2]张雄伟. 并联电力电容器保护[J]. 电力电容器与无功补偿， 2008， 29( 6) : 46-48.ZHANG Xiong-wei. Protection of shunt power capacitor[J]. Power Capacitor & Reactive Power Compensation，2008， 29( 6) : 46-48.

[3]刘天哲. 电容器无功补偿装置的配置、安装和故障处理[J]. 电力电容器， 2006， 27( 3) : 1-2，5.LIU Tian-zhe. The arrangement，installment and faulttreatment of capacitor installation for reactive power compensation[J]. Power Capacitor， 2006， 27( 3) : 1-2，5.

[4]容亮，陈作兵. 电力电容器在电力系统中的使用综述[J]. 电力电容器， 2006， 27( 5) : 49-53.RONG Liang，CHEN Zuo-bing. The overview of power