一、故障概况

某变电站进入正式投运后满5年，综合自动化系统报警35kV 集电7线零序过流I段保护动作出口跳闸信号，运维人员查看就地保护装置报文与电脑综自系统显示一致，即刻开展设备检查工作，发现35kV集电7线6号箱变A相高压熔管爆熔，导致线路接地。

故障时，箱变空载运行，且未出现满载运行现象，故障发生前35kV系统未发生接地现象，系统母线电压在正常范围，无穿越故障发生。

图1  爆熔的A相高压限流熔断器

高压限流熔断器发生爆熔现象，熔断件燃烧介质从熔断器圆筒中喷出。由图1可知，高压限流熔断器中部发生鼓裂，是电压击穿点。

二、工作结构特点和原理

2.1结构特点：

1）绝缘方面。该类型熔断器主要采用空气绝缘，圆套筒和熔断件管外壳都是环氧树脂材料，其外部包裹的是玻璃纤维增强材料，导电端子和法兰是金属件。熔断件通过带伞裙的环氧支柱与端部手柄连接。

2）电气连接部分。熔断器一端连接到圆套筒中部铜材质的导电端，另一端以嵌入的方式连接到尾部的导电端子上。整个套筒通过其外部浸泡在变压器油中的端子与变压器器身相连接。

3）防水防尘密封方面。圆套筒是密封的，端部把手上有密封圈，用于密封圆套筒，而熔断器是整体密封的。

4）散热结构。熔断器的热量通过空气传导至套筒再热传导和对流将热量散到变压器油中。

5）安装。套筒外侧一端通过法兰固定在油箱壁上，内侧另一端则由油箱内壁上的绝缘支架提供支撑。

6）运行工况。因为其套筒整体置于变压器油当中，散热不利，由于环境温度对油温有很强的影响力，且温度不易监测。

2.2 工作原理

套筒中的熔断器全名为一种高压全范围保护限流熔断器，主要提供短路保护和过载保护。在熔断器内部充满用于灭弧的高纯度石英砂，短路保护熔体使用变截面高纯度银片；过载保护熔体为低熔点银合金材料。

当发生故障电流时，短路保护熔体作用切断短路电流。当短路电流通过高压限流熔断器时，变截面银片狭径处瞬间熔断起弧，电弧被高纯度石英砂冷却，待电流过零时电弧即熄灭。当过载电流通过高压限流熔断器时，过载保护熔体熔断并起弧，电弧在有机套管中燃烧，有机材料分解产生出有强烈灭弧作用的气体，电弧很快在气体中熄灭，起到保护的作用.

图2  高压限流熔断器内部解剖

因此作为变压器内配套的高压限流熔断器，利用的就是其过载电流和短路电流的切断能力。

三、具体故障原因浅析

高压限流熔断器爆熔故障原因主要从过电压、过电流、设计选型、散热条件考虑。由于本事故发生时并无过电压、过电流情况发生，现从设计选型、散热条件、使用方检测方法进行分析。

3.1 设计选型时未满足熔断器降容要求

GB/T15166.2中熔断器使用条件规定：熔断器周围介质温度不大于40℃，当大于40℃时需对熔断器进行降容。因熔断器有电阻，工作时熔断器必然会发热，由于周围环境温度对油温有很大的影响力，当油温比较高时，就影响熔断器的内部散热能力。

本产品熔断器为水平安装；此时熔断器基本位于变压器油上表面附近，其周围变压器油温最高，实测表明：组合式变压器满负荷运行时，油箱中油顶层油温在65℃-85℃之间，平均油温75℃。通过查阅技术文件，发现本设备熔断器选型不满足降容要求。

3.2 热量积累加速绝缘老化

套筒普遍采用的玻璃纤维材料制作，该环氧树脂材料导热性能不佳。实际运行时，油温在75℃或以上，套筒内的温度将达到100℃，熔断件管壳环氧有机材料表面会发生老化分解，颜色变黄。长期运行在100℃以上时，该材料将加速老化，导致绝缘性能逐步下降，造成熔断器带电端对地放电，发生故障。

3.3引线铜片处渗油

运维中发现一台箱变在该处有渗油的情况，发现是引线铜片处渗油，时间长后，这也是使熔断器爆熔的重要因素。

拆解后发现套筒上的导电接触材料应该选用铜片，实际却使用的是铁片，而铁片和绝缘材料，铜片和绝缘材料的冷热膨胀系数相比，并不相同，加之其有限的散热条件，在长期运行后，就会与绝缘套筒材料产生缝隙，然后变压器油便会逐步渗入套筒内，由于套筒端盖密封能力有限，并不能完全阻挡灰尘和水份，便形成了油污，由于绝缘拉杆、内筒壁、熔断件外表面有了不同厚度的油污形成了污秽，降低了表面的绝缘强度。更容易产生间断性的沿面放电，最终导致相对地绝缘失效，引起击穿放电，放电产生的高温高压气体将熔断件及绝缘拉杆从套筒内喷出，发生爆熔故障（见图1）。

上文所述引起熔断器爆熔的主要原因，为共同作用，由于选型未满足降容要求，加剧了圆筒内表面材料的老化风险，加剧了各材料的热膨胀，最终导致绝缘破坏引发故障。

3.3结构设计方面

这种结构决定必须要配套一个套筒外壳，其散热能力受到严重影响，这种情况下就应该做试验验证，而目前行业内一些生产厂的产品试验报告很少涉及这方面的内容。

3.4 使用方对熔断器检测项目的局限性

作为熔断器运维方，一般检查的是例行试验项目，主要包括外形尺寸和外观检查、绝缘试验（工频电压干耐受试验）、熔断件电阻测量、变压器油温巡检等。这些检测项目不能对需要长期运行才能发现的缺陷进行充分暴露，有较大局限性。

在现场通过测量变压器油温及对端盖部位进行红外成像仪检测温度，尝试在现场环境下找到箱变油温与高压限流熔断器熔管温度的相关性，在环境温度20-23℃时，箱变低压侧电流90A上下，其箱变油温最高在38℃。其温差和温升分别在4.8℃、9.01℃范围内，满足变压器油温差和温升规定。但是这种巡检方式还不能达到有效监测高压限流器熔管的温度，因此还需要进一步长时间检测，建立检测台账。

四、防范对策及注意事项

4.1 停电检查     

由于无法直接观测到熔断器的运行温度，短期内的防范对策是对投运满一年的箱变高压限流熔断器进行停电检查，检查周期为一个季度，可根据箱变运行工况调整检查周期，尤其在经历高温、大负荷时段前，提前检查。其次，调换相别，降低散热不均带来的温度影响。

4.2 做好温度测量记录

同时做好调换的档案记录，对于检查出高压限流熔管本体表面的白色点状物，根据我们拆解的结果发现，本体表面的白色点状物下面是石英砂发热聚集的结块，对于此情况，一定要将此熔管更换。另一方面做好箱变油温数据记录。根据高压限流熔断器的工作原理，通过负荷情况找到油温变化与熔管发热颜色变化的规律，对熔管工作风险进行预判，降低短期内熔管爆熔事故发生。

4.3 对熔管进行更换

对箱变三相熔管及干圆筒进行更换，因为如果只更换熔管容量，熔管体积增大后，降低了其在原有干圆筒内的热对流方式，反而不利于散热，加速了绝缘材料老化的速度。因此必须对干圆筒同步更换。

四、结论

通过上述分析可得出如下结论：

1）高压限流熔断器爆熔的主要原因有设计选型时未满足熔断器降容要求和长时间热量累积造成绝缘加速老化。

2）设备运维期间要及时对箱变停电检查，尤其在经历高温、大负荷时段前，对设备提前检查，提高设备巡检周期，做好数据分析。

3）对三相高压限流熔管及干圆筒进行更换。

【参考文献】 

[1] 陈化钢，电力设备异常运行及事故处理手册.中国水利水电出版社，2015

[2] 袁乙方，风力发电组合式变压器用高压限流熔断器爆熔故障的原因分析.明珠电气股份有限公司，2018