一起500 kV變壓器高壓繞組燒毀事故分析

喻勇麗，劉章進,李奇艷,陽瑞霖

（1.湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙 410000；2.湖南五凌電力科技有限公司，湖南 長沙 410004； 3.國家電力投資集團有限公司水電產業創新中心，湖南 長沙 410000；4.湖南省水電智慧化工程技術研究中心，湖南 長沙 410004）

1 引言

大型電力變壓器在電力系統中承擔著電力輸送的重要任務，是最關鍵的輸變電設備之一。變壓器的安全穩定運行對整個電力系統的正常運作起著至關重要的作用[1-2]。

然而，由于大型電力變壓器長期在高電壓、大電流工況下運行，同時，本身結構復雜，因此故障不可避免[3-4]。據國家電網公司的統計，在所有變壓器故障中，繞組短路故障占比達到40%，是目前變壓器最常見的故障類型之一[5-6]。同時，由于電壓等級高、短路電流大，繞組短路故障的后果往往是十分嚴重的。因此，對變壓器繞組短路故障進行研究，分析故障形成的原因，對避免類似故障的發生具有較大的現實意義和應用價值。

本文針對某臺500 kV電力變壓器繞組燒毀事故進行研究，基于變壓器拆解情況、現場試驗數據、油色譜試驗對事故的形成原因及可能的發展過程進行分析。研究表明，本起事故由匝間短路引起，并形成貫穿性的繞組短路接地，最終導致繞組燒損。研究結果對同類型故障的分析與預防有一定的指導和借鑒作用。

2 故障情況概述

某水電廠4臺主變均為國產SSP-240000/500型電力變壓器，并于2014年3月起陸續投入使用。2020年3月13日1號主變停運檢修，進行高低壓繞組絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介損及電容量測量等常規試驗，3月27日主變重新投運。5月5日，1號機組停機，1號主變壓器轉熱備用，空載運行，無任何操作。該電力變壓器的主要參數見表1。

表1 事故變壓器主要參數

5月6日，即事故當天12：42：14.46，1號主變差動保護第一次動作；12：42：14.48，壓力釋放動作；12：42：14.49，斷路器5001分閘；12：42：14.51，主變重瓦斯動作。

1號主變跳閘后，運行人員對1號主變進行現場檢查，發現主變箱體高壓側嚴重變形，且中性點套管底部法蘭有油流噴出，兩個壓力釋放閥均已動作。

2.1 現場波形數據

事故主變現場故障錄波圖如圖1所示，其中事故時間段電壓電流波形如圖中方框所示。可以發現，事故持續時間約49 ms，故障時刻主變高壓側A相電壓由310 kV下降至27 kV左右，B、C相電壓基本無變化。主變高壓側A相電流波形為正弦波，最大故障電流幅值約為11 kA左右，B、C相電流幅值約為0.53 kA，相位與A相電流相反，零序電流幅值約為10 kA。

圖1 事故主變故障錄波圖

2.2 拆解情況

對事故變壓器進行拆解并吊心檢查，情況如下：

（1）B、C相兩相繞組基本完好，但表面有較多油泥和碳化物，污染情況嚴重。

（2）A相圍屏從外向里第一層局部出現燒蝕碳化痕跡，旁軛圍屏對應位置也有碳化痕跡。

A相高壓繞組首端第2餅線有明顯放電燒蝕痕跡，繞組底部變形松垮，出現大面積碳化。將高壓側繞組分段吊出可以發現：高壓繞組下部靠中性點處嚴重變形，約有9餅線圈嚴重變形，搭接在下部夾件上，其中一條導線有放電痕跡。

A相高壓繞組首端靠高壓引出線側下部第1餅和第2餅之間的餅間外側有放電痕跡。高壓繞組靠高壓引線端從上往下數第3餅靠內側有放電痕跡。

高壓繞組內紙筒從中部到下部嚴重樹枝狀爬電及燒損，內襯紙筒靠低壓側近圍屏旁23～26檔之間有貫穿性開裂碳化現象，貫穿性開裂處對側同樣出現開裂，但無碳化痕跡。

3 事故分析

3.1 故障錄波圖波形及外觀分析

從故障錄波圖可以發現，事故相（A相）電流激增，相電壓降低90%，最有可能發生A相短路接地故障。進一步根據事故變壓器吊心拆解情況可以發現，高壓繞組最下部9餅導線有向內凹陷，也有向外凸起，表面有多處放電后燒蝕痕跡。解體后發現高壓繞組（下部）首端第2餅至第4餅線上有放電點，高壓繞組最下部線餅上存在放電點，說明事故中可能存在匝間短路，引發局部的放電現象。

3.2 油色譜分析

事故變壓器事故前的2次油色譜檢測結果如表2所示，檢測結果符合相關規程標準要求。

表2 事故前變壓器油色譜檢測結果

事故發生后，對1號主變的變壓器油進行取樣，較之正常油樣，事故變壓器油樣顏色深黑，肉眼可見明顯的黑色顆粒物（疑似固體絕緣材料碳化后產生）。

進一步對油樣進行油色譜分析，結果如表3所示。

表3 事故后變壓器油色譜檢測結果

根據DL/T 722-2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》，500 kV變壓器的油中溶解氣體中，總烴注意值是150 μL/L、氫氣注意值150 μL/L、乙炔注意值是1 μL/L。故障變壓器的油樣中，特征氣體的含量遠超注意值，說明存在放電故障。基于三比值法對變壓器的故障進行進一步分析，計算出比值編碼為102，判斷故障類型為電弧放電，印證了A相短路從而引發高能電弧放電的推測。

3.3 絕緣性能分析

根據前面的分析，此次事故中同時存在局部放電和電弧放電兩種放電現象，而高能電弧放電是造成繞組燒損的直接原因。電弧放電一般與絕緣性能下降密切相關。為此，查閱事故變壓器最近一次檢修試驗數據（3月23日）和出廠試驗數據，變壓器絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介質損耗角正切及電容量測量結果分別如表4～表7所示。

表4 絕緣電阻數據

表5 直流電阻數據

表7 介質損耗角正切及電容量數據

表6 泄漏電流數據

從表4～表7可以發現，事故變壓器的絕緣性能符合DL/T 596《電力設備預防性試驗規程》的要求，并不存在絕緣受潮、老化的現象。

3.4 故障原因及事故發展過程分析

基于上述檢查和分析可以判斷，此次變壓器繞組燒損事故是由于A相對地短路引發。而根據事故變壓器的拆解情況及預防性試驗的結果可以發現，發生事故之前，變壓器的絕緣性能并未下降，而事故過程中繞組匝間存在局部放電現象，因此，謹慎地推斷事故的發展過程如下：

（1）事故變壓器A相高壓繞組下部靠中性點處存在匝間絕緣擊穿，形成匝間短路，在短路環內產生較大的短路電流。

（2）短路電流引起高溫，導致變壓器油裂解，產生的氣體向上，在高壓首端和末端之間組成氣泡柱，形成“小橋”，導致首端高電壓（310 kV左右）通過小橋對末端（中性點）放電，造成首末端短路。

（3）產生的電弧造成高壓繞組內紙筒從中部到下部產生嚴重樹枝狀爬電及燒損，電弧產生的高能量瞬間把變壓器油裂解，產生高溫氣體，沿著圍屏向上，造成圍屏燒蝕，放電電流通過高壓繞組末端線餅流向接地點，在端部形成巨大的軸向電動力，造成繞組端部線餅及絕緣件的坍塌和位移。端部線餅的倒塌和損壞造成更多的線餅局部短路和變形；端絕緣的坍塌也使放電進一步發展至鐵軛等部位。

整個短路的發展過程及放電路徑如圖2所示。

圖2 短路發展過程及放電路徑

造成變壓器匝間短路故障的原因有以下幾種：

（1）主絕緣受潮。根據事故變壓器3月份的預防性試驗數據可以發現，高低壓繞組的絕緣電阻值都大于10 000 MΩ（見表4），并高于出廠值，繞組泄漏電流、繞組介損值都符合規程要求，說明主絕緣受潮的可能性不大。

（2）變壓器內部雜質。故障前后的油中含水量（見表2，表3）分別為12 mg/L和9 mg/L，符合規程標準要求（≤15 mg/L），說明1號主變的油中含水量沒有超標。同時，故障前1號主變已安全運行6年，沒有排油開人孔門進行過檢修，可以排除固體雜質引起匝間短路的原因。

（3）產品質量或者制造工藝不良等問題。變壓器在生產過程中，有可能采用了有隱藏缺陷的導線，如有毛刺，或者制造過程中，沒嚴格按照工藝規定要求，造成繞組絕緣損傷，在長期運行中，受到電磁力、機械振動的作用，造成匝間絕緣破壞，最終導致匝間短路。

基于上述討論，產品質量或制造工藝不良是引發事故變壓器發生匝間短路的最可能原因。而匝間短路最終引發了整個變壓器繞組燒損事故。

4 結論

隨著變壓器不斷向高電壓等級、大電流和大容量的方向發展，對變壓器的設計和制作工藝提出了更高、更嚴的要求。為避免此類事故的再次發生，變壓器生產廠家需要提高設計、制造工藝水平，同時運行維護單位也應加強變壓器的運行管理和檢修，定期進行試驗，以便及時發現缺陷并進行處理。以下是一些預防變壓器事故的有效手段和措施。

（1）定期開展交流耐壓試驗和局部放電測量，檢測變壓器的絕緣強度，及時發現制造過程存在的缺陷和運行過程中產生的故障。

（2）安裝在線色譜裝置，對油中溶解氣體在線監測，通過氣相色譜分析變壓器的潛伏缺陷和故障。

（3）加強變壓器的運行維護，開展變壓器狀態評估和在線監測，以便更好地判斷變壓器的運行狀態。