作者针对市中变一台10千伏开关柜发生四次爆炸的故障，认真分析继电保护动作情况和故障产生原因，提出了对策措施。
12月13日，市中变发生了10千伏101开关爆炸4次的故障，由于变电站位于市中心，虽然故障发生在夜间，并且由于处置及时，没有影响对外供电，但还是引起了高度重视，认真分析问题，采取有效措施，防患于未然非常必要。
110千伏市中变由110千伏中顺7Y8线（经母联710开关）向1号主变供电、110千伏741开关处于热备用状态，1号主变供10千伏I段和II段母线，跳闸前全站负荷1万千瓦。10千伏I段母线有一组消弧线圈，补偿电流91安培。
2.1 继电保护动作情况
12月13日23时39分至41分之间，市中变10千伏101开关发生4次爆炸，经调度监控和现场保护装置以及现场监控录像综合还原事故经过如下：
2.2 故障经过分析
23时39分16秒10千伏中大116线路上发生单相接地故障，10千伏发生弧光接地过电压，造成市中变开关柜内部绝缘薄弱点101开关上桩头（与10千伏I段母线相连）或该处触头盒发生绝缘击穿，发生第一次爆炸，1号主变10千伏101开关保护动作，切除故障点，但此时开关下桩头（与1号主变相连）仍然带电运行。
23时40分16秒。第一次爆炸101开关柜产生的缺陷严重，经过约1分钟，故障蔓延至开关下桩头发生短路，发生第二次爆炸。市中变1号主变高后备保护动作，由于母联710开关因控制回路故障（正常运行情况下，没有控制回路状态指示）未动作，电源上级市东变7Y8线路保护动作跳开（市东变7Y8线路保护：1820ms距离III段ABC三相短路动作。）切除故障点。
23时40分20秒，市东变7Y8线路保护3380 ms重合一次；发生第三次爆炸。5736 ms市东变7Y8线路保护距离III段永跳，测距7.1公里（线路全长6公里），切除故障点。
23时40分26秒，由于市中变备自投装置只接了2QD11-闭锁桥（母联710开关）备自投，而2QD13闭锁线路备自投接线未接。所以，110千伏备自投装置动作，110千伏中西741线开关合闸，发生第四次爆炸。1号主变高后备保护动作，切除故障点。
3.1 及时调整运行方式
故障发生后，配调及时调整10千伏系统运行方式，启用拉手开关将市中变负荷全部转移到其它变电站供电。
3.2 进行相关试验
运行和检修人员及时赶到现场后，对故障设备进行隔离，并对市中变1号主变进行了绝缘、直流电阻、介质损耗、电容量、绕组变形、低压空负载、绝缘油色谱分析等试验，实验结果正常，1号主变当晚23时左右恢复供电（供10千伏II段母线）。
对市中变10千伏II段母线电容电流进行了测量，为100安培。
3.3 现场检查
3.3.1 继电保护人员
对开关保护装置进行检查，对备自投逻辑进行试验。
3.3.2 运行人员
对开关柜室环境湿度进行了测量，当时湿度大于90%。开关柜内的加热器处于自动投入状态，当环境湿度大于70%时加热器自动启用；同时对电沟内积水情况进行检查发现没有积水，相对来说还比较干燥。检查发现开关柜后柜内的防火封堵均处于良好状态。
3.3.3 检修人员
对10千伏I段母线进行了开仓检查，发现与101开关柜相邻接的中金115、中大116、中希I 971开关柜仓底部存在水团。
会同开关柜厂家技术人员对101开关进行检查发现B相真空包损坏最严重，推测故障起点可能在开关上桩头（与10千伏I段母线相连）或该处触头盒，但现场经过4次爆炸，很难确定。
另外经现场测量10千伏母线仓内的10千伏套管爬电比距为300mm（150+150），大于规定值240mm，满足要求。
3.4 故障原因
3.4.1 10千伏电容电流补偿不足，容易发生过电压。
市中变10千伏II段母线电容电流为100安培，I段母线因故障未能检测，根据配调提供的市中变10千伏I段正常带的负荷情况，架空线路（绝缘导线）10公里、电缆（240mm2）34公里，理论计算电容电流为65安培，而市中变只有I段母线上有一组消弧线圈，最大补偿电流只有91安培，通过补偿后仍有74安培的电容电流，远远大于规程规定的30安培，容易发生弧光过电压。
3.4.2 开关柜运行环境湿度大，易凝露放电。
从现场开关柜母线仓检查发现的水团，推断湿度大也是此次故障的原因，故障时当天是雨天，同时该站地势较低，本身湿度也大。
3.4.3 10千伏出线116中大线发生单相接地，引发10千伏母线过电压，造成绝缘薄弱点击穿。
经检查发现故障点在116中大线2-9号杆，线路避雷器发生爆炸。
3.4.4 市中变110千伏母联710开关因控制回路故障和备自投设计接线存在问题导致高后备保护动作没有闭锁备自投造成后面3次爆炸发生。
经过落实一系列措施，市中变运行稳定，公司系统其它变电站也没有发生同类问题。