1爆炸的主要原因

1.1试验及调整方面的原因

1.1.1没有进行定期试验

有关规程规定油断路器必须每年进行1次预防性试验。油断路器在频繁操作以后，可能引起本体或操作机构变位，使油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，油断路器在跳闸时无法完全灭弧而导致爆炸。

1.1.2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，是指在中性点不直接接地系统中，发生在相异两相，并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。异相接地短路开断后的工频恢复电压是相电压的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。

1.1.3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、静动触头距离等关健部位的调整不符合要求，致使油断路器在大电流冲击下发生爆炸。

1.2运行方面的原因

1.2.1运行电压过高

110kV变电站都有无功补偿装置，每天低谷负荷较低时，由于没有及时退出部分电容器组，使区域电网系统中电压升高，若同时在系统中的某一部分发生短路故障，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。

1.2.2绝缘油碳化

一般油断路器超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应该检修换油，但是在实际运行中，由于油断路器在短时间内连续多次跳合闸，致使油断路器动静触头磨损、动静触头位移不同期、压缩行程不足、绝缘油碳化严重等关健部位出现问题，增加了油断路器爆炸的可能性。另外，其它的原因使断路器绝缘油绝缘降低(如油断路器密封不严造成箱体内部受潮)，也会使断路器在跳、合闸时发生爆炸。

1.2.3绝缘油不足

由于油断路器油箱本身焊接工艺不良或断路器检修中连接处密封不严等原因，引起箱体渗漏油，致使油断路器内部缺油而无法灭弧。这种情况如果运行人员没有及时发现，断路器动作时就会发生爆炸。

1.3其它原因

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国家标准而造成运行中发生爆炸。另外，雷击、电网谐振过电压等原因也会造成断路器爆炸。

2预防措施

(1)严格按规程对油断路器进行定期的预防性试验工作。

(2)严格要求生产厂家对油断路器进行异相接地短路试验，并提供相应的试验数据。

(3)变电站应装设电容器组自动投切装置。

(4)科学制定油断路器大小修计划，试验仪器也要进行定期检验。

(5)严格按照油断路器检修规程进行检修调试，使其符合规程要求。

(6)加强设备巡视，及时发现设备隐患，把事故消灭在萌芽状态。