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、维护力度，直流电源保险实行分级配置。运行人员若发现分合闸指示灯不亮，应及时处理，主要检查控制电源保险及分合闸回路是否断线；定期对断路器进行低电压分合闸试验，以保证断路器可靠动作。

再次，完善现场运行规程。结合现场实际情况重新完善运行规程，规程中要非凡注明现场运行注重事项及简单的故障处理。

加强职工培训，加强现场反事故演习练习。目前虽然各单位职工培训都投入了相当大的力度，但实效并不理想。经常出现“高投入，低产出”的低效状况。建议从以下方面着手：

·制定长期、系统的培训计划。

·培训内容、形式与生产实践紧密结合。

·加强对培训对象的需求有针对性。

这次事故发生后，应在主变二次侧加装故障录波装置，有利于故障原因的剖析。