雷击引起的断路器烧毁故障的分析
超高压输电线路雷击跳闸典型故障分析
超高压输电线路雷击跳闸典型故障分析摘要：随着经济的发展，电力需求越来越大，为此国家大力建设超高压输电网络以解决日益增长的电力需求。
然而，作为电力输送最主要的输电线路经常遭受雷击，而一旦遭受雷击，不仅严重影响电力系统正常运行，而且给人们的生产、生活带来诸多不便。
本文分析了超高压输电线路雷击跳闸原因，并探讨了超高压输电线路的防雷措施。
关键词：超高压输电线路；雷击跳闸故障；防雷措施超高压输电线路是整个电力系统的重要组成部分，为保证电力能源源不断的输送到各个用户手中提高了必要的保障。
然而，对超高压输电线路来说，因雷击等自然因素而造成的故障可引起较大的危害，所以需有效的分析雷击故障的相关因素，同时提出有效的防治措施，以便于促进供电线路的平稳发展。
一、故障情况及分析1事故情况某电网500kV输电线路＃199铁塔附近边相发生雷击故障跳闸，重合成功，接地引下线上有不太明显的放电痕迹。
根据现场资料，杆塔高度为36m，避雷线高度41m，地面倾角约-35。
，线路保护角为7.7。
，两避雷线间的距离b为23.8m。
2事故分析1）反击分析。
查#199塔两接地点接地电阻很小，分别为0.7、1.3Ω，其反击耐雷水平I为162.8 kA，而我国一般地区雷电流幅值>I的概率P＝1.41％，故超过此I值的概率很小。
经高压线路的运行经验表明，对于高度<50m、接地电阻<5Ω的输电线路，反击的可能性很小。
2）绕击分析。
按规程法雷击导线时的耐雷水平I=23.35kA，超过此幅值的雷电流概率P＝54.3％，则山区发生绕击概率Pａ=1.54×10-3。
可见#199塔发生绕击跳闸事故的可能性也极小。
按EGM法绝缘子串的耐雷水平，=16.7kA，能引起绕击的最大击距=35.3m，按击距公式能引起绕击的最大雷电流=9.8 kA，可见，>，即#195塔线路档达到了有效屏蔽，其绕击闪络次数为零。
按规程法和EGM法，#195杆塔发生绕击的可能性也极小，规程法建立在高压线路经验累积的基础上，其计算线路绕击率时并未考虑雷电流的过程及等对屏蔽效果的影响，EGM法虽引入了绕击率与雷电流幅值相关的观点，考虑了线路结构和雷电流参数对绕击率的影响，但在求最大击距的公式中既未考虑对绕击的影响，也未考虑雷击于导线与雷击于地面的平均电场强度之不同。
10kV绝缘线路雷击断线故障的分析和防治
10kV绝缘线路雷击断线故障的分析和防治摘要：随着输电线路绝缘化率的提高，输电线路的供电可靠性得到了改善，线路故障率明显降低，树线的矛盾得到了很好的解决；美化了城市的景观，增加了线路的利用率，避免了环境污染对线路的直接影响，达到了很好的社会效益和经济效益。
但近年来，在架空绝缘线路的安装和使用中，发现其存在着多处受雷击、发生断线的现象；针对这一问题，必须进行分析，并提出相应的对策，并积极地加以改善；从而降低架空绝缘线路的雷电伤害。
关键词：10kV绝缘线路；雷击断线故障；防治；引言从当前的社会发展情况来看，我国电力系统的改造已成为一种常态，尤其是对大规模的电力系统进行了大量的改造，从根本上增强了电力系统的稳定性；而且还能保证在一定程度上解决断路问题，带来的好处是显而易见的。
由于10KV 架空绝缘线往往是在自然条件下铺设的，因此在极端的雷电天气下，会造成绝缘导线断裂的问题，若不及时进行预防；这是一个非常严重的问题，下面我们将对这个问题进行详细的分析。
1、绝缘导线雷击断线的原因分析10kV配电网因其电压等级较低，线路耐雷能力较弱，很难经受直击和感应雷击。
架空绝缘导线的雷害发生率明显高于架空裸线，造成的伤害更大。
当绝缘线被雷击后，当其超出了电线绝缘层的承受电压等级时，数千安培的工频续流电弧就会向负载端运动，直到保护作用开始，如果电线上的绝缘层被最薄弱的地方（一般为30厘米）被击穿，则会产生一个细小的穿透点，尽管不会对电线造成严重的伤害，但也会产生一个针眼大小的穿透点。
经常会出现断开的情况，当电线掉落到地面或其它部件时，因绝缘性能好，不易发生短路或接地；但也有一些存在着放电的情况，给操作人员和设备带来了极大的危害。
从事故现场来看，大部分的断线点都是在绝缘支撑点500mm之内，或在耐张接部和接触部。
绝缘线路的雷击事故较为严重，一是由于绝缘线路的构造，采用了半导电屏蔽和交联聚乙烯绝缘，在此基础上，所选用的半导体材料具有单一的导引特性；雷云向地面放电时，会使绝缘导线上的导线发生感应过压，使其难以从绝缘导线上脱落；二是由于绝缘导线受到雷击后的电磁机制的特殊性，导致了大量的断线。
110KV断路器雷击故障损坏原因分析
110KV断路器雷击故障损坏原因分析摘要：高压断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备，其主要作用是当电力系统中出现故障时，立即断开故障点，确保电力系统的安全稳定运行。
近年来，高压断路器在运行中因遭受雷击导致设备损坏，且引起事故扩大的情况较以往有增加的趋势。
雷击事故造成了断路器闪络，包括灭弧室内部击穿、爆炸和外瓷套闪络（灭弧室和支持瓷套均有），有些事故还波及到母线，扩大了事故范围，引起人们的关注，因此必须要对断路器雷击故障损坏原因进行分析，并相应的采取措施以减少断路器雷击现象。
关键词：110KV断路器；雷击故障；损坏原因；案例分析一、110KV断路器雷击故障事故案例（1）某日受当时恶劣天气的影响，110 kV线路V 相遭受雷击形成瞬时接地故障，该线路断路器成功开断故障电流后（110 kV 断路器均为三相联动操作），并处于热备用状态时，该线路W相再次遭受雷击（后据雷电信息系统线路雷电查询结果统计，在故障前后的 2 min 时间内，该线沿线共落雷 59 次），造成该线路断路器W相灭弧室瓷套外绝缘击穿。
现场外观检查发现该线路断路器W相灭弧室上下法兰与瓷套的结合部位存在明显的放电痕迹，与灭弧室上法兰结合部位的瓷套大伞瓷裙破裂1片。
灭弧室法兰放电部位附件的伞裙釉质明显烧损变色，灭弧室放电部位的法兰金属表面有明显烧熔现象；解体检查灭弧室内部无异常情况。
这起断路器外闪事故均发生在雷雨天气，可以断定事故的直接原因为雷击线路。
初步分析认为，事故原因是：（1）事故地区处于雷电多发区；（2）虽然对电网逐年进行调爬（加大爬距），线路和变电站的绝缘水平相对而言已有所提高，但断路器断口的耐雷水平并未提高，而正常运行的线路侧断路器的外侧亦未安装避雷器；（3）当第一次雷击故障时，故障线路的断路器正常开断，110kV断路器三相处于断开状态，但母线工频电源电压仍施加在灭弧室的一端。
此时若在断路器重合闸无电流间隙时间内，110kV线路任何一相再次遭受雷击，雷电波除正常的衰减外将沿线路传输至断路器的线路侧，由于断路器在热备用状态，断路器外侧对于雷电侵入波来说处于无保护状态，母线避雷器也无法保护。
输电线路雷击跳闸故障分析及措施
输电线路雷击跳闸故障分析及措施摘要：高压输电线路具有输送距离长，沿线地形地貌跨度变化大和气象条件复杂等特点，遭受雷击的概率较高，直接影响电网正常运行。
雷击引起的线路跳闸事故占据日益主要的地位，不仅影响线路、设备的正常运行，而且极大地影响了日常的生产、生活。
本文分析了雷击跳闸故障，并介绍总结了各种防雷措施，以提高架空输电线路的耐雷水平。
关键词：输电线路；雷击跳闸；防雷措施1线路雷击跳闸故障分析1.1线路雷击跳闸率的计算以雷击有避雷线线路的跳闸为例。
在下列情况下，线路将要跳闸:（1）雷击杆塔顶部发生闪络并建立电弧；（2）雷绕过避雷线击于导线发生闪络并建立电弧。
运行经验证明，雷击避雷线的档距中间且与导线发生闪络引起跳闸的情况是极罕见的，可不予考虑。
雷绕击导线时，耐雷水平I2可由下式求出：I2=u50%/100，有避雷线线路的跳闸率可按下式计算:N=NLη（gP1+PαP2）式中：N为跳闸率，次/（100km.a）；I 为雷电流幅值，η为建弧率；g为击杆率；P1为超过雷击杆塔顶部时耐雷水平的雷电流概率；P2为超过雷绕击导线时耐雷水平的雷电流概率；Pa为绕击率(包括平原和山区)。
击杆率g与避雷线根数和地形有关，一般可采用表1所列数据。
1.2线路反击雷分析雷击杆、塔顶部或避雷线时，雷电电流流过塔体和接地体，使杆塔电位升高，同时在相导线上产生感应过电压。
杆塔上绝缘承受的过电压最大值为（1）：如u1.i.m大于绝缘子串的50%冲击放电电压u50%，则发生闪络。
取u1.i.m=u50%，即可求出雷击杆塔顶部时的耐雷水平I1，如取固定波头长度τt=2.6μs,则a=I1/2.6,此时耐雷水平为（2）：式中：u50%为绝缘子串50%冲击闪络电压，k为导线线间耦合系数，k0为导线与地线间的耦合系数，β为杆塔分流系数，Ri杆塔冲击接地电阻，Lt为杆塔电感，hg为地线平均高度，hc为导线平均高度，ht为杆塔高度，ha为横担对地高度。
关于超高压输电线路雷击跳闸典型故障分析
关于超高压输电线路雷击跳闸典型故障分析摘要：随着社会的发展，生产生活中所需电力越来越多，电力事业不断进步。
超高压输电线路在当今社会的电力系统中发挥着至关重要的作用，但超高压输电线路多在高空和山区中，存在着许多不安全的因素，容易遭受雷电的影响，从而导致跳闸、着火等事故，造成电网短路等现象。
而防雷设计在超高压输电线路中具有重要的作用，防雷设计可以增强其安全性，提高综合防雷技术，降低对超高压输电线路的维护费用。
因此，必须要对超高压输电线路防雷设计的措施进行研究，完善其设计措施。
关键词：超高压；输电线路；雷击跳闸；故障分析引言在雷电活动频繁的地区，雷害事故仍经常发生，极大地影响了低压电网的供电可靠性，影响了配电网的安全稳定运行。
因此，对配电网的防护现状进行认真的分析和研究，找出雷害事故频发的原因，找出配电网在防雷措施和防雷设备上存在的缺陷和不足，提出改进和完善措施是非常必要的。
1雷电放电过程及参数特征1.1雷电放电的5个阶段及其效应雷电对铁塔放电的过程可以简单的分为5个阶段。
第一阶段:先导的发生及对下风向的屏蔽作用。
第二阶段:上行与下行先导的连接，即首次回击。
第三阶段:箭式先导。
第四阶段:继后回击。
第五阶段:末次回击。
下面以偶极子负地闪过程为例。
1.2先导的发生及对下风向的屏蔽作用雷云内部电荷极性为上正下负，电场强度可达50～100MV/m。
通常，雷云内部会发生放电现象，称为预击穿过程，为下行先导(又叫梯级先导)的形成提供条件。
当底部电场强度达到300～500kV/m时，开始击穿空气形成向下运动的流光，称为下行先导。
其主要参数:梯级先导到地面的平均速度V为2×105m/s;每一梯级先导平均长度L为20～50m;不连续梯级间隔时间t为10～200μs;通道温度T为1×104K;过程平均总电荷Q为5C;先导头部端点电场强度E为5～10MV/m。
受雷电下行先导端部电场的影响，铁塔端部感应出与下行先导端部电场相反极性的电荷。
10千伏配网雷击故障分析及防范对策
10千伏配网雷击故障分析及防范对策10千伏配电网是电力系统中不可缺少的组成部分，它直接关系到用电客户是否能够使用安全可靠的电能。
由于长期处于露天运行，又具有点多、线长、面广，结线方式复杂多变等特点，因此在运行中10千伏线路遭受到雷击故障事故频频发生，这不仅严重影响了配电网供电的可靠性和安全性，也影响了人民群众的正常生产和生活用电，造成了巨大的经济损失。
本文结合线路历史雷害情况，对南安地区配网线路的地形地貌特性、雷电活动情况、线路雷害情况进行了讨论、分析，找出雷害事故频发的原因，寻求配网防雷保护的措施和技术改造方法，提出适用于配电网防雷技术的优化措施。
标签：配电线路；故障分析；防范对策一、南安地区10千伏配网雷击故障分析2013年5月20日16时50分左右，一场突如其来的雷电冰雹雨倾泻而下，国网南安市供电公司调度中心电话不断告急：10千伏直供线跳闸、10千伏西上线跳闸、10千伏埔尾线跳闸、10千伏凤坡线跳闸、10千伏仙都线跳闸……经过现场仔细勘察，故障确定为10千伏蓬山支线蓬岛8#变台A相和C相线路避雷器被雷击穿，导致A、C相失地，线路跳闸。
同时也造成了诗山辖区10千伏西上线雷击跳闸，导致该馈线全线停电。
经统计，2013年，国网南安市供电公司10千伏线路一类故障共799条次，引起配电线路故障的主要原因为自然灾害、外力因素及用户影响，其中自然灾害引起的276起，占34.54%，雷害是自然灾害的主要原因，占58.3%；用户设备原因引起的有220起，占27%；外力因素引起的有180起，占23%；运行维护原因引起的23起，占3%。
设备老化引起的有23起，占3%。
详细故障类型见下页表：从表中所示，配电线路遭受自然灾害造成故障共有276起，其中雷击引起161起，可见自然灾害影响主要为雷击。
南安地处东南沿海，地形较为复杂，包括山区、半山区以及沿海地域。
该公司管辖配电线路长4323公里，具有分布广、支路多等特点，绝大部分采用裸导线架设的架空线路，由于中北部部分线路处在易雷区，雷害较重，经常引起雷击跳闸和断线情况。
电厂雷击事件总结报告
XXX电厂雷击事件报告X月XX日凌晨4时17分,XXX电站遭受一次强雷击,导致电厂开关站主变辅助系统、开关站LCU、公用系统LCU等多处设备损坏,事后对此次雷击事故,具体如下：一、公用LCU1、故障现象公用系统LCU主辅电源直流部分无指示；电源模块指示异常,有电源指示但无工作指示；CPU模块无指示,通讯模块异常无通讯数据；中断量模块插件端子条联接器有明显电弧烧灼痕迹,中断量模块7、8接口有明显烧毁痕迹,模块损坏；通讯管理机电源输入正常,但装置无显示；模拟量模块前池栅前水位有输入无输出,端口故障；第二槽主板其他模块指示正常,但3套开出模块无工作指示；35KV变电站断路器直流220V操作电源空开跳闸；2、生产影响公用系统LCU瘫痪,全厂公用油、水、气辅助设备、厂用电系统、水力监测系统以及电能量测量系统不能自动采集且上送至上位机系统,中控室主控系统无数据实时检测和无法进行远方控制。
3、损坏设备清单4、抢修实施情况4．1 LCU直流电源系统无输出,拆机检查判断为主板故障,交流系统工作正常,正常情况下可满足装置工作用电,但无备用电源,待备件到厂后返厂维修；2、拆除烧毁的中断量模块以及插件端子后,CPU、电源、通讯模块恢复正常工作,原因为中断量模块端子击穿后有短路现象,引起电源模块保护断电；3、水位测量系统是经过水位测量检测装置将液位变送器信号采集后再经4~20mA模拟量送入公用LCU模拟量采集模块中,测量输入信号正常,但CPU 模块未能采集到信号,更换模拟量模块仍无反应,判定原模拟量模块被击穿后,浪涌至机箱总线,引起主板故障,为保证运行人员监视前池水位和正确调度水库,经报厂部同意将前池水位信号由公用LCU改接至2FLCU模拟量接口上送,上位机能实时监测前池水位。
5、雷击设备损坏原因分析二次侧回路分析：从受损设备外观分析,雷电流通过中断量模块采集的XX、XX开关分合信号回路引入,因电流强度较大,击穿模块21至24号端子后经模块回路分别再次击穿PLC主板及LCU装置直流电源回路中断量模块电源端子 ,反击浪涌分别在PLC主板和LCU装置电源系统直流熔断保险处能量释放完毕；经检查公用系统至35KV变电站XX、XX开关信号回路,PLC的DC24V 正电源通过电缆全程埋地与35KV变电站XX、XX开关信号端子箱相连,电缆屏蔽层接地情况为两端接地,雷击电流为35KV一次侧或10KV一次侧引入经XX、XX开关操作机构产生感应电流直接通过信号回路经中断量模块放电；一次侧受雷击部位分析：首先全厂所有计算机监控系统LCU装置主辅电源进行过清查,将LCU系统设备电源和I/O电源进行区分,中断量和普通开入信号模块设备自身具有光电隔离功能,本次雷击同时击穿LCU系统主辅电源系统和模块隔离说明浪涌电流较强；其次信号回路全程埋地形式无受雷击影响的可能性,在雷雨天气时易受雷击的部位主要有以下几点：5.2.1 35KV线路全程均有避雷线覆盖并于今年4月进行过线路接地电阻检测,数据如下：线路避雷线以及站内接地电阻为欧,接地电阻比较主厂房欧的接地偏大近10倍,为独立接地系统,公用LCU至35KV开关站信号电缆屏蔽层采用两端接地,当变电站侧有接地等电位抬升时易通过电缆屏蔽层向厂房接地系统放电；5.2.2 10KVXX线设计施工时只考虑了XXX生活区至泵站夸江段的线路避雷,而生活区至35KV变电站线路采用单杆架设,未设计线路避雷措施,只分别在线路两侧安装10KV氧化锌避雷器,当受到直接雷击时,一次线路开关即XX、XX开关易对二次辅助接点产生感应电流并通过信号回路对厂内监控系统产生冲击；5.2.3 35KV变电站站内避雷针遭受雷击后使站内接地系统等电位瞬时抬高并通过信号回路向厂区接地系统放电；6、预防和控制技术措施分别在35KV变电站和公用系统LCU中断、模拟前池水位采集信号采集回路装二次信号避雷器,并清查其他设备有无雷同情况；针对35KV及10KV线路运行时远方操作较少的情况,正常运行时将公用LCU 至35变电站XX、XX开关信号开出回路空开置于常开位置,避免再次遭受雷击时通过开出回路对厂内设备造成冲击；将公用LCU至35KV开关站所有信号回路电缆采用单侧接地方式暨将开关站侧屏蔽接地拆除,避免因两侧接地电阻不一致而产生向厂区泄流的可能性；组织研究进一步降低35KV变电站接地系统电阻的技术方案,拟减少雷击时泄流的时间；请设计单位对10KV王百线生活区段线路避雷措施进行重新设计,防止线路出现直接受雷击的可能性；二、开关站部分设备受损分析1、故障现象1#主变油泵及风机控制开关跳闸,人工合闸失败；251计量红相表信号回路空开跳闸；开关站LCU模拟量和温度量模块显示通道故障；1#主变第一组4#风机电机线圈短路,3#油泵电源进线A项击穿； 2#主变油温测温电阻、变送装置故障无信号输出；220KVXXX线路避雷器计数器数值无变化,表明线路未有泄流现象,本次雷击为升压站内避雷针受雷击通过接地网泄流；2、生产影响中控室不能监视2#主变油温变化情况,需靠人工到现场进行红外测量,准确度较差,不能实施掌握主变工作情况；1#主变强迫油循环系统不能投运已及时抢修完成 ,因该主变为扩大单元接线方式,两台机组发电时主变温度较高,影响设备安全运行；3、损坏设备清单4、抢修实施情况1#主变3号油泵电源接线A项被击穿,经现场测量短路及绝缘未见异常,将击穿部位处理后油泵恢复正常运行,同时主变辅助控制屏散热系统可投入自动运行；1#主变第一组风机4#风机电机相间绝缘监测不合格,表明电机内部线圈有短路现象,经送修后恢复正常运行；2#主变油温测温系统装置以及开关站温度量模块需待备件进行替换；5、雷击设备损坏原因分析：本次雷击为升压站内避雷针受雷击泄流,因本年度5月25日对升压站接地网电阻及避雷针接地电阻进行测量均符合设计要求：避雷针放电时对站内设备产生感应电流,如遇设备接地不良会产生感应浪涌电压,在设备绝缘薄弱处产生击穿现象；检查温度控制线箱未进行等电位接地,升压站遭受雷击时在主变测温装置回路上感应浪涌电压,致使主变冷却器控制系统温度变送器和测温装置同时损坏；1#主变3#油泵接头处电源接线有松动情况,雷击电位抬高时产生发热击穿现象；6、预防及控制技术措施主变信号回路：分别在中控室主变辅助控制屏柜及开关站LCU和现地端子箱内的模拟量和温度量信号回路加装装防浪涌模块,拟保证雷击时测量装置和监控模块不受损坏；对站内所有电气设备电源接线进行排查,对松动部位进行紧固；对主变端子箱进行等电位接地；XXX电厂设备管理部。
高压输电线路雷击跳闸问题分析
高压输电线路雷击跳闸问题分析摘要：如今，为了有效确保电力供应的稳定性以及安全性，电力企业都加大了自身的综合管理能力，并且运用了一系列多元化的控制措施来确保电力系统的安全生产。
但是，在高压输电线路中仍然存在比较严重的雷击跳闸故障，相关电力工作者必须对其产生的原因进行全面分析，并采取有效的解决措施，确保电力传输的安全性和稳定性。
鉴于此，本文就高压输电线路雷击跳闸问题展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
关键词：高压输电线路；雷击跳闸；解决办法1.高压输电线路雷击跳闸问题的产生1.1雷击现象的产生雷击现象是导致电力供应存在安全风险的重要自然因素之一。
不仅会导致输电线路出现绝缘子闪络问题，而且给后期的线路维护检修制造了巨大困难。
常见的高压输电线路雷击跳闸主要有以下两种方式：（1）直击雷：就是在雷雨天气，雷与地面的某个单元之间形成了较为强烈的放电现象，导致处于两者之间的物体受到几百万伏电压的影响，出现融化等现象。
往往在实际生活中，直击雷会与设置在塔顶的避雷装置，产生较强烈的放电现象，并导致瓷瓶出现闪络的问题。
（2）环绕雷：和直击雷不同的是，其在发生放电过程中，不会通过塔顶的避雷装置，而是直接与高压输电线路发生直接的放电，尤其是一些较为空旷的平原地带，环绕雷经常发生。
当高压输电线路发生雷击现象时，如果输电线路距离地面的高度不超过20米时，可以通过计算公式计算其每年单位公里可能出现的雷击次数：N=R×10H/1000×100×T次/100km*a。
该公式中用一年中出现雷雨天气的平均时间代表T，高压输电线路距离地面的高度代表H，雷电与大地之间的放电密度代表R。
1.2环绕雷相关因素分析为了对高压输电线路雷击跳闸的原因进行一步分析，通过对其进行模拟实验，对环绕雷形成的原因进行了分析计算，发现高压输电线路的杆塔高度、地形地貌、架空线路的高度以及导线的保护角度都可能引发环绕雷的发生。
例如相同区域相同绝缘配置的情况，高压输电线路的杆塔越高，其耐雷水平也就越低。
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雷击引起的断路器烧毁故障的分析
【摘要】近年来，电网中高压断路器遭雷击引起的故障时有发生且成上升趋势。
本文介绍了某变电站内35kV真空高压断路器在雷雨天气被烧毁的故障，通过对故障断路器进行外观检查及数据测量，并对故障录波图与保护动作记录进行详细分析，得出结论：断路器在断位时遭受雷击2次（或3次），真空灭弧室真空度、灭弧元件严重损坏导致最后一次开断失败，是造成事故的直接原因。
高压断路器是电力系统中的关键设备，应从各方面保证其安全稳定运行。
为避免该类事故再次发生，提出了对高压断路器的相应检修维护措施和建议（特别是雷电多发地区）。
【关键词】雷击；断路器；数据测量
引言
高压断路器是电力系统中最重要的控制和保护用电气设备，其可靠性，直接关系到整个系统的安全稳定。
随着近几年来系统的容量剧增，负荷的日益加重，短路容量也随之增加，造成高压断路器故障率升高。
本文以一起高压断路器烧毁故障为例，介绍事故发生经过，分析事故原因，提出相应检修维护措施和建议，避免同类事故再次发生。
某变电站运行编号为314的真空断路器（型号ZN12-40.5，额定电流1250A，额定短路开断电流25kA，投入运行20个月）某日17时47分发生故障，断路器灭弧室未熄弧，开断失败，发展成该断路器相间短路，导致断路器烧毁。
发生故障时变电站所在地区暴雨并伴有雷暴，气温27℃左右，大风。
1.现场检查
1.1外观检查
故障后断路器如图1 所示。
经现场检查，314断路器在分位，机械位置正常；
B、C相灭弧室有明显过温变色；对C相灭弧室解体后发现，触头烧毁；A相灭弧室金属罩与绝缘瓷柱连接部有一1厘米长孔洞，绝缘支撑杆严重烧损，如图2所示；AB相间有严重短路；断路器支持绝缘子、绝缘拉杆表面碳化；柜内绝缘隔板有大量电弧喷溅，CT二次线烧毁，如图3所示。
1.2 测量数据
对损坏的A、B相灭弧室进行绝缘试验，数据见表1。
根据国家标准，2.5cm 空气间隙中平板电极的击穿电压为Kv，可见灭弧室极间绝缘已经被完全破坏。
2.原因分析
根据#2 主变保护装置录波图及保护动作记录分析，在17时47分14秒274毫秒314过流保护II段动作（BC相短路，降为0，故障点应在线路），但故障未被切除，BC相短路电流一直延续，与BC相灭弧室有明显内部过温现象吻合，说明电弧一直在BC相灭弧室内燃烧。
在第77个周波时，原本没有短路故障正常断开的A相，产生了故障电流（故障点应在线路，说明断口重击穿，由于当时为雷雨天气，雷击可能性较大），、急剧降低，C相故障电流有少量增长，幅值与A相相同。
在第82个周波时，A相故障电流峰值明显增大，三相电压基本为0，说明故障点转移至314开关柜内部（应为AB相间柜内短路，与现场设备损毁现象吻合）。
C相故障电流无变化，说明C相故障点没有转移，与现场断路器BC相间没有短路现象吻合。
第111个周波时，三相故障电流消失（从314线路故障开始，到故障被302 断路器切除共持续2.22s，减去断路器固有分闸时间、燃弧时间，保护原件响应时间，与#2变中后备过流II段5.5A/2.1s跳302定值吻合）。
分析314保护时间列表，发现17点12分33秒314断路器跳闸后（第一次试送后的跳闸，断路器在断位），至17点24分19秒314断路器第二次试送之前产生了一系列保护元件、过流、合闸加速启动和返回事件，共有3时间阶段，为16分05秒至15秒、20分06秒至21秒、30分38秒至49秒。
按以上时间段取出302录波，发现16分、30分时各有一次故障录波，均为三相短路。
16分时段故障电流持续时间1.46s，30分时段故障电流持续时间1.62s，均未到345定值5.5A/1.8s，所以变电站没有发生保护出口。
20分时段没有故障录波，也没有变电站及其所属电厂的任何保护出口。
分析为产生的故障电流比较小，没有达到定值，故障自行消除。
16分时段和30分时段发生的故障电流与断路器上一次灭弧间隔几分钟，灭弧室不可能自行重击穿，而且故障波形体现为三相同时短路故障，所以根据当天雷雨天气分析，断路器在最后一次试送之前，断口被雷电击穿2次（或3次），由于314断路器在断位已不具备灭弧能力，长燃弧达1.46s 和1.62s，直到其所属电厂切断故障。
灭弧室在此时已经受到严重破坏，触头严重烧损、真空度降低，导致17：47分开断失败，断路器永久性损坏。
3.结论
综合以上分析得出结论，314 断路器在17：12-17：30这一时段在断位时遭受雷击2次（或3次），真空度、灭弧元件严重损坏导致最后一次开断失败，是造成事故的直接原因。
为避免同类事故再次发生，建议如下：
（1）立即在雷电多发地区增设线路出口避雷器，优化避雷线保护角，防绕击雷。
（2）在雷电天气断路器跳闸而又不能立即送电时，跳闸后尽快拉出小车（或拉开线路刀闸），防止雷击断路器断口。
送电时，推入小车（或合上线路刀闸）后尽快合断路器。
此种情况下投入重合闸应更有利于电网、设备的安全。
（3）坚持开展真空断路器真空度测试，防止真空度降低造成灭弧室开断失败。
随着国民经济的发展和人民物质文化生活水平的不断提高，人们对电力的需求量愈来愈大，促使电力事业迅速发展，电网不断扩大，用户对供电质量和供电可靠性的要求也越来越高，同时也要求电力供应部门提供安全、经济、可靠和高质量的电力。
高压断路器在供电可靠性方面起着至关重要的作用，细小环节处理不当也可能引发严重后果，应予以高度重视。