高压真空断路器真空管发生爆炸的原因分析及预防

高压真空断路器中的真空管的好坏直接决定了断路器的真空度。其所配用的真空灭弧室，具有极高的真空度，由于灭弧室触头为CuCr50材料，采用杯状纵磁场结构，因而具有开断容量大、绝缘水平高、灭弧能力强、寿命长、体积小等特点和维护简单、无爆炸危险、无污染、噪音低等优点。真空灭弧室装在上瓷瓶内，不但避免了冲油及充SF6气体带来的诸多弊端，而且使检修和维护更为方便，在灭弧室与瓷瓶之间用绝缘材料硅酯填充，解决防凝露问题，该绝缘材料具有良好的绝缘性能、耐老化、耐室外、而高温等特点。但是由于种种原因，总是不能达到100%的真空度。这其中的原因有很多，小编总结了几个比较重要的原因：

高压真空断路器真空管试验及调整方面的原因：

1.1、没有定期的试验

　　有关规程规定油断路器必须每年一次预防性试验，油断路器在频繁操作之后，可能引起本体或操作机构变位，使断路器合闸或跳闸速度过慢，增加了燃弧时间，使断路器的灭弧性能降低，当线路发生近距离短路故障(短路电流较大)时，由于大电流的冲击，断路器在跳合闸时无法完全灭弧而导致油断路器发生爆炸。

1.2、高压真空断路器真空管出厂时没有进行异相接地短路试验：

　　在我国，60kV及以下的电力网都采用不直接接地系统，所谓异相接地短路，则指在中性点不直接接地系统中，发生在相异两相，且一个接地点在一相断路器的内侧，而另一个接地点在另一相断路器外侧的两点接地所构成的短路故障。断路器承受的这种开断叫作异相接地短路开断。为了搞清断路器在异相接地短路开断过程的短路开断电流及断路器断口间所承受的工频恢复电压，我们通过作图来作深入探讨。

　　UA、UB、UC表示三相电源，忽略线路中的电阻，只考虑感抗XL、DL为断路器。不失一般性，假设A、B两相分别在Ⅰ、Ⅱ处同时发生接地故障(电力系统一相发生接地故障时，一般允许运行两个小时)，A相断路器流过的异相接地短路电流为Idy

　　Idy＝(1)

　　在三相短路开断中，是将出线端短接，即将三相断路器接成完全星形，那么额定短路

　　开断电流

　　Id＝(2)

　　将式(2)代入式(1)，得异相接地短路电流

　　Idy＝≈0.866Id

  当异相接地短路电流流经A相断路器后，控制回路动作使断路器分闸，当电流过零时，A相电弧熄灭。A相工频恢复电压Uha是三相电源的线电压UAB，即：Uha＝Uab＝Ux≈1.732Ux。

  由此可见，异相接地短路开断后的工频恢复电压是相电压Ux的1.732倍。对断路器灭弧室的介质恢复强度要求较高，否则将会增大电弧电流过零开断后的击穿相重燃的几率，可能导致开断的失败直至引起断路器发生爆炸。

1.3、高压真空断路器真空管调整不当：

　工作人员的粗心和试验仪器的不完善都会使油断路器在跳、合闸时间的和速度的调整上发生误差，或者灭弧室喷口距离，静动触头距离等关键部位的调整不符合要求，致使断路器在大电流冲击下发生爆炸。

高压真空断路器真空管运行方面的原因：

2.1、高压真空断路器运行电压过高：

　110kV变电所都有无功补偿装置，下半夜负荷较低时，由于没有及时地退出部分电容器组，使区域电网系统电压升高，在系统中的某一部分发生短路故障时，流过断路器的电流值极大，并且系统的电压较高。保护动作分闸时，对断路器灭弧室的介质恢复强度要求较高，可能导致断路器不能在瞬间内熄灭电弧而发生爆炸。

2.2、高压真空断路器绝缘油碳化：

　一般地，油断路器允许经过跳闸规定的次数后再进行检修(如DW5型油断路器允许跳闸8次)，运行人员往往根据此规定来判定是否该检修换油，但是在实际中往往由于油断路器在短时间内连续多次跳合闸，使用过程中动静触头的磨损，动静触头距离的变动，压缩行程不足等原因都会造成油断路器在线路故障时跳合闸的情况下，绝缘油碳化严重，使油断路器易于爆炸。另外别的原因使绝缘降低(如油断路器密封造成油箱体内部受潮)，也会使油断路器在动作时爆炸。

2.3、高压真空断路器绝缘油不足：

　由于油箱本身焊接工艺不良或断路器检修后连接处密封不严等原因引起渗、漏油，使油断路器内部缺油无法灭弧，如果运行人员未及时发现，一旦油断路器动作必定引起爆炸。

2.4、其它

　由于生产油断路器厂家众多，鱼龙混杂，有的厂家在产品上以劣充优，以次充好，使油断路器的开断容量，额定电流等主要技术指标达不到要求造成油断路器在运行中发生爆炸，另外，如雷击、电网谐振过电压等也会造成油断路器爆炸。

高压真空断路器预防措施：

1、对设备进行定期的预防性试验

2、要求厂家对断路器进行异相接地试验，并提供相应的试验数据。

3、变电所应装设电容器组自动投切装置。

4、制定大修计划，包括试验仪器也要定期检验。

5、要注意技术参数的调整，使之符合规程要求。

6、加强设备的巡视，及时发现设备异常情况。