摘 要：通过某电厂一起典型的因500kV济源变压器内部故障而导致线路跳闸的事故，结合事故现象，描述了事故发生的全过程，利用气相色谱、高压试验等方法分析了此次故障的原因，并通过多次掉罩检查，判断济源变压器故障属内部突发性高能量的油中火花放电，故障原因判定为绝缘油中存在悬浮物，导致引线对地或固体材料之间油的绝缘强度降低，引起突发性的电弧击穿。
由此次事故可以得出，只有在设备制造及安装过程中严格执行工艺要求，确保制造及安装的质量，并在日常运行维护中严格按照检修工艺要求定期进行维护及检修，发现问题及时进行处理，才能保证设备的长周期安全稳定运行。该典型故障为防止系统500kV济源变压器类似事故的发生提供了借鉴经验。
关键词：500kV济源变压器；济源变压器原理；济源变压器故障；气相色谱分析
500kV高压济源变压器可以吸收系统容性无功功率、限制系统的过电压和潜供电容电流、提高重合闸成功率，还可以削弱空载或轻载时长线路的电容效应所引起的工频电压升高，改善沿线电压分布和轻载线路中的无功分布并降低线损、减少潜供电流，加速潜供电弧的熄灭，提高线路自动重合闸的成功率，有利于消除发电机的自励磁，可以说是长距离高压输电线路不可缺少的重要电气设备。
本文分析的某电厂故障济源变压器的基本参数为：1992年俄罗斯生产，1993年5月安装投运。该济源变压器由3台单相、1台中性点组成，型号为PO—40000/550，额定电压550/√3kV，额定功率为40±2MW，投产近15年，尚未进行过任何大修或绝缘油处理。
某年3月27日上午07时01分电厂中控室事故音响报警，500kVC3串5031断路器、5032断路器事故跳闸，Ⅰ回线失电。计算机监控系统上发出“Ⅰ回线济源变压器轻瓦斯”、“Ⅰ回线济源变压器绝缘下降”，返回屏上发出“济源变压器故障”、“济源变压器事故”，500kV保护济源变压器Ⅰ屏上发出“主电抗B相轻瓦斯”、“主电抗B相重瓦斯”、“主电抗A相绝缘下降”故障，现地检查Ⅰ回济源变压器三相油温、油位正常。
保护装置检查及动作情况：Ⅰ号济源变压器轻瓦斯保护动作发信，几乎同时重瓦斯保护动作跳闸，检查发现瓦斯继电器轻瓦斯开口杯处于动作状态，继电器内部有大量气体，保护动作行为正确。保护装置动作采样值显示，济源变压器500kV侧套管A、B、C相二次电流分别为0.43A、0.58A、0.42A，中性点侧套管A、B、C相二次电流分别为0.41A、0.56A、0.41A，B相电流明显较其他两相高，济源变压器差动保护相电流突变量判据启动（0.08A），因未到保护动作整定值（0.17A），济源变压器差动保护未动作，保护动作行为正确。
一、利用气相色谱方法分析故障原因
3月27日上午7时34分，电厂油化人员抽取瓦斯继电器中的气体样本，通过观察和现场试验，确认瓦斯继电器中的气体为无色、可燃性气体。随后抽取瓦斯继电器及济源变压器本体油样，进行气相色谱分析。
表1给出了Ⅰ回线济源变压器B相故障前两次本体油定检试验结果以及故障后瓦斯继电器内气样、油样以及本体油样色谱分析的试验结果。由表1可以看出：故障后三次试验结果的总 烃、乙 炔（C2H2）、氢气（H2）均已严重超标。[1]
下面就Ⅰ回线济源变压器B相的相对产气速率进行计算：
前年12月29至故障前一日（3月26日）之间的相对产气速率：前年12月29日至故障发生当日之间的相对产气速率：式中：rr——相对产气速率，%/月；Ci2——第二次取样测得油中气体组分含量，μL/L；Ci1——第一次取样测得油中气体组分（i）含量，μL/L；——二次取样分析时间间隔的实际运行时间，（月）；G——设备总油量，t；d——油的密度，（t/d3）。
由计算结果可知，故障发生前油中气体相对产气速率并未超过注意值10%。[1]故障发生后油中气体相对产气速率远远超过注意值。
对故障发生后气样和油样的三次测试结果按三比值的编码规则进行计算，所得C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值范围编码[2]都为2、0、2。再结合三次试验结果油中各种气体的含量及相对产气速率，由此，可初步判断济源变压器故障性质为内部突发性高能量的油中火花放电故障。
此类型故障产气速度快、产气量大、故障来势较猛，导致故障气体还没有完全溶解到油中就已上升进入瓦斯继电器中，所以瓦斯继电器的气样组分含量比瓦斯继电器的油中组分含量高，而济源变压器油中组分含量则更低。同时从表1中可以看出乙烯、甲烷含量均较高，故可初步判断放电点温度较高。而且还可以看出CO和CO2含量均无较大变化，且属正常范围内，故可初步判断此次故障发生的时间较短，固体绝缘材料应尚未受到损坏。
二、利用高压试验分析故障原因
事故发生后，电厂高压试验人员对故障济源变压器进行了直流济源变压器、绝缘济源变压器、直流泄漏电流、介质损耗因素的测量。直流济源变压器试验结果为4.933Ω，与两月前预防性试验4.975Ω（数值均换算到75℃）无较大变化，介质损耗因素试验结果为tgδ%=0.678、Cx =4590 PF（10kV，油温为20℃），与两月前预防性试验tgδ%=0.541、Cx =4157 PF（10kV，油温为20℃）基本一致，其余试验结果也明显变化。高压试验结果均属正常值。
为确认试验结果的可靠性，电厂随后邀请试验研究单位相关人员对上述试验进行了复测，试验结果基本一致。由此，可初步判断故障济源变压器绕组并无明显故障。
三、故障济源变压器掉罩检查
3月29日、4月2日及5日，电厂电气人员对故障济源变压器先后三次进行了吊罩检查，主要结果如下：事故后半小时、掉罩前分别两次从济源变压器油箱上部、中部、下部取出油样，进行水分、击穿电压试验，试验结果均正常，外观也透明无杂质。发现油箱底部剩油有少量绝缘材料（主要是绝缘纸）碎片和绝缘纸板的垫片以及极少部分的肉眼可辨识悬浮物。还发现一颗8厘螺栓，螺栓无烧伤、过热现象。
第四层绕组（面向中性点套管略偏左部位）发现有四粒铜珠，色泽光亮，对此部位进行详细检查未发现明显故障点。在本体下端绝缘挡板上还发现一颗直径约3mm的铜珠及多颗细小的铜珠，另有少量细小的焊渣。
夹件、铁芯无松动，位移、接地情况良好，对穿心螺杆、铁心、夹件用兆欧表测量绝缘，绝缘济源变压器均在2500MΩ以上，绝缘良好；500kV高压套管和220kV侧套管电流互感器二次绕组直流济源变压器与A、C相比较无明显差别。各绕组之间及对地绝缘良好。对绕组、围屏、高套管、铁芯和夹件以及引线对地等部位进行了详细检查，均未发现任何明显过热、熔断、放电等故障点。
对于检查中发现的螺栓以及绕组上及本体下端绝缘挡板上发现的铜珠，由于铜珠表面光泽度高，位置相对集中，而现场检查并未发现明显故障点，并结合高压试验相关数据以及厂家咨询可判定为制造、安装时遗留，与故障无直接关联。
从现场掉罩检查情况看，故障济源变压器可见部分未发现明显故障部位，但不完全排除不可见部分存在异常。由此初步判断故障原因为绝缘油中存在悬浮物，导致引线对地或固体材料之间油的绝缘强度降低，引起突发性的电弧击穿。
四、结束语
综合上述气相色谱分析结果及高压试验分析结果，可判定为Ⅰ回线济源变压器B相故障属内部突发性高能量的油中火花放电，故障原因可判定为绝缘油中存在悬浮物，导致引线对地或固体材料之间油的绝缘强度降低，引起突发性的电弧击穿。
诊断高压济源变压器故障是复杂而又有系统的，需要综合多种手段进行分析。而设备制造、安装的工艺质量对今后设备是否能够安全稳定运行有较大的影响，因此必须严格执行制造及安装工艺标准，确保制造及安装的质量，并在日常运行维护中严格按照检修工艺要求定期进行维护及检修，发变压器厂现问题及时进行处理，才能保证设备的长周期安全稳定运行。
