500kV 變壓器高壓側繞組燒毀事故油中溶解氣體分析及綜合診斷

康丕玲，汪紅梅

（1.湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙 410000；2.長沙理工大學，湖南 長沙 410000）

大多數電弧放電性故障是沒有預兆的，在故障沒發生時，油中氣體如H2、C2H2含量都是正常的，當因外部原因（如出口短路或雷擊）誘發變壓器內部過電壓而使絕緣薄弱的地方瞬間擊穿或高電位點對地（外殼）擊穿變壓器油形成放電通道時會對設備造成永久性的損傷，在電場作用下，附近變壓器油瞬間大量裂解，產生大量的烴類氣體和H2，通常電弧放電C2H2占總烴量的10%～50%居多[1]。

電弧放電性故障是最為嚴重的故障，可以在瞬間將設備摧毀，大部分電弧放電性故障都是因繞組絕緣受損或薄弱造成繞組匝（層）間短路而引發的，也有出口單相接地誘發的[2]。電弧放電發生時，將高壓電位點對地或低電位點之間的變壓器油擊穿形成有效的放電通道，由于產氣迅速，大多數氣體來不及溶解與擴散，迅速涌入氣體繼電器中引起瓦斯動作。由于油溫的上升與大量氣體的釋放造成油面迅速增壓引起壓力釋放閥泄壓噴油，同時因相間電流不平衡引發重瓦斯動作。因此，差動保護、壓力釋放、輕瓦斯報警三位一體同時出現是電弧放電的典型特征。本文不僅通過變壓器油中氣體分析方法，還結合外部檢查、電氣試驗、絕緣油試驗、運行和檢修史對此次案例進行整體分析，為此類故障提供大量數據積累，具有較好的借鑒推廣意義。

1 變壓器故障情況概述

1.1 變壓器參數（見表1）

表1 某廠#1 主變變壓器主要技術參數

1.2 故障過程描述

2020 年3 月13 日1#主變停運檢修，進行了絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介損等常規試驗，3 月27 日主變重新投運。故障前后主要事件：

2020 年5 月5 日00∶58∶29.17，500kV 母線電壓高次諧波沖擊，隨后電壓恢復正常。

2020 年5 月5 日16∶52 分1 號機組開機并網帶150MW負荷。

2020 年5 月5 日21∶31 分1 號主變出現設備故障，1 號機組停機。

2020 年5 月6 日12∶42∶14.44，主變出現高壓側A相短路故障。

2020 年5 月6 日12∶42∶14.49，斷路器5001 分閘。

2020 年5 月6 日12∶42∶14.46 主變差動保護動作第1 次變位。

2020 年5 月6 日12∶42∶14.48 壓力釋放信號。

2020 年5 月6 日12∶42∶14.51 主變重瓦斯變位。

2 變壓器綜合診斷依據

2.1 主變檢修投運前試驗數據

2020 年3 月1#主變停運檢修，對絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介損進行了試驗，并對油色譜數據進行了分析，將測量數據和出廠報告進行對比，發現絕緣電阻明顯增大，吸收比和極化指數明顯減小，其余指標沒有明顯區別，均滿足運行規程要求。

2.2 主變歷年試驗數據

從表2 中的測量數據可以看出：1#主變2020 年絕緣電阻較2019 年明顯減小，其中高壓對地絕緣電阻僅為15%左右，低壓對地絕緣電阻僅為30%左右。

表2 歷年現場檢修后投運前的試驗數據

3 色譜分析故障類型及故障點部位估計

當此類故障發生時一定要及時取瓦斯氣與本體油樣同時進行分析，執行平衡判據，以積累第一手故障數據與經驗，切忌延時取氣樣或放棄對瓦斯氣的分析，造成重要數據的丟失。若故障引起CO、CO2濃度突增，需在必要時進行油中糠醛含量的測定，為以后的診斷提供有效且有價值的經驗數據[3]。

3.1 色譜試驗數據分析判斷故障類型

本次因現場工作人員缺乏經驗未在第一時間對主變瓦斯進行取氣送樣化驗，未對主變進行全套簡化試驗做好數據積累。

電廠1#主變故障后油樣明顯比某電廠2#主變油樣顏色要深，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）。

特征氣體法：表3 中H2、C2H2和C2H4為主要成分，次要成分為乙烷。依據不同故障類型產生的氣體原理，判斷故障類型油中電弧，高能量放電，產生大量的H2和C2H2以及相當數量的C2H4和CH4[4]。涉及固體絕緣時，CO 顯著增加，紙和油可能被炭化。

表3 2019 年5 月31 日和2020 年5 月7 日的色譜數據（μL/L）

三比值法：三比值法是通過分析油浸式變壓器故障后產生的甲烷、乙烷、乙烯、乙炔和氫氣等5 種特征氣體含量的相互濃度和溫度，由3 組溶解度和擴散系數相近的2 種氣體組合比值，根據比值編碼確定變壓器故障類型[5]。根據三比值法其故障編碼為102，故障類型為電弧放電。可能的故障部位：線圈匝間、層間放電，相間閃絡；分接引線間油隙閃絡，選擇開關拉弧；引線對箱殼或其他接地體放電。

2013 年1 月，某電廠2#主變油色譜分析發現總烴和乙炔（總烴：597μL/L、乙炔：1.4μL/L）都超過了注意值。2013 年5 月某日凌晨2 點#2 主變輕瓦斯動作，#2 機組停機。某電廠2#主變2013 年1 月和2013年5 月的色譜數據見表4。

表4 2013 年1 月14 日和2013 年5 月12 日的色譜數據（μL/L）

返廠檢修：鐵芯拔片過程中發現，鐵芯尖角有部分受損及明顯過熱痕跡：鐵芯拔片后發現，鐵芯表面有明顯過熱痕跡，離縫隙位置最為嚴重，過熱嚴重部位都分布在芯柱和旁軛主磁通位置。A 相低壓線圈在第96 餅位置從外向內熔斷8 根線，其中絕緣層炭化的根數已向內深度擴展。從返廠維修情況看，某電廠2#主變是高溫過熱故障和電弧放電故障并存，先有高溫過熱后有電弧放電，電弧放電持續時間很短[6]。

某電廠1#主變油色譜數據與某電廠2#主變油色譜數據對比，1#主變油中C2H2含量明顯比2#主變高。油中C2H2含量高證明1#主變故障點放電電壓比2#主變故障點的要高。高壓繞組的特點是電壓高電流小，已知2#主變電弧放電故障點在低壓側線圈，推測1#主變電弧放電故障點在高壓側線圈。1#主變油中總烴含量較高，說明放電能量較大，存在對地放電產生大電流。

3.2 故障點部位估計

對比2020 年5 月7 日上、中、下部3 個部位的色譜數據，油中所有氣體呈現從下往上依次增加的現象，1#主變內部突然發生高能量的電弧放電造成固體絕緣材料碳化、損壞以及變壓器油的大量裂解。電弧放電產氣速度快，產氣量大尤其是線圈匝間和層間短路故障。因這種故障發展速度快，往往故障產生的氣體來不及溶解到油中就進入了氣體繼電器，引起瓦斯繼電器動作，壓力釋放閥動作。結合特片氣體法與三比值法分析判斷，1#主變故障應是高壓側線圈匝間或層間短路，并對地放電。

4 主變返廠解體情況

2020 年5 月18 日-5 月19 日在廠家進行吊芯檢查，并拆除上夾件，拔出上鐵軛，對線圈組解體進行檢查。高壓B 相、C 相器身表面未見明顯異常，引線表面及箱體內部有較多碳化物。高壓A 相器身表面有明顯燒蝕痕跡，整個外圍屏破損、垮塌。高壓A 相繞組首端第二餅線有明顯放電燒蝕痕跡，下端部9 餅線有明顯的變形、垮塌，高壓A 相繞組末端有放點。高壓繞組內紙筒從中部到下部嚴重樹枝狀爬電及燒損。

5 結語

本文分析了某電廠500kV 變壓器高壓側繞組燒毀事故的兩個主要原因：一是此類變壓器電弧放電性故障是沒有預兆的，油中氣體含量是正常的，總烴不高，其中H2和C2H2含量都很正常的不能做出提前的預防性判斷。但當事故發生后我們應及時對事故油進行油中氣體分析外，還應對事故油進行油全質分析，為后續的事故分析提供充分的依據。同時，對事故現場的油溫、油位、現場變壓器的異常情況進行拍照保存，不僅能準確地判斷出故障部位，還能準確地分析出事故的原因。二是將兩次類電弧放電事故進行對比，同為電弧放電類型，但由于故障點的不同，油中溶解氣體分析的準確也體現了不同的價值，前者通過提供有效數據給出準確的事故原因分析，后者可以作為故障的預判，有效地防止事故發生。