摘 要：通過某電廠一起典型的因500kV電抗器內部故障而導致線路跳閘的事故，結合事故現象，描述了事故發(fā)生的全過程，利用氣相色譜、高壓試驗等方法分析了此次故障的原因，并通過多次掉罩檢查，判斷電抗器故障屬內部突發(fā)性高能量的油中火花放電，故障原因判定為絕緣油中存在懸浮物，導致引線對地或固體材料之間油的絕緣強度降低，引起突發(fā)性的電弧擊穿。 

  由此次事故可以得出，只有在設備制造及安裝過程中嚴格執(zhí)行工藝要求，確保制造及安裝的質量，并在日常運行維護中嚴格按照檢修工藝要求定期進行維護及檢修，發(fā)現問題及時進行處理，才能保證設備的長周期安全穩(wěn)定運行。該典型故障為防止電力系統500kV電抗器類似事故的發(fā)生提供了借鑒經驗。 

  500kV高壓串聯電抗器可以吸收系統容性無功功率、限制系統的過電壓和潛供電容電流、提高重合閘成功率，還可以削弱空載或輕載時長線路的電容效應所引起的工頻電壓升高，改善沿線電壓分布和輕載線路中的無功分布并降低線損、減少潛供電流，加速潛供電弧的熄滅，提高線路自動重合閘的成功率，有利于消除發(fā)電機的自勵磁，可以說是長距離高壓輸電線路不可缺少的重要電氣設備。 

  本文分析的某電廠故障電抗器的基本參數為：1992年俄羅斯生產，1993年5月安裝投運。該電抗器由3臺單相、1臺中性點組成，型號為PO—40000/550，額定電壓550/√3kV，額定功率為40±2MW，投產近15年，尚未進行過任何大修或絕緣油處理。 

  某年3月27日上午07時01分電廠中控室事故音響報警，500kVC3串5031斷路器、5032斷路器事故跳閘，Ⅰ回線失電。計算機監(jiān)控系統上發(fā)出“Ⅰ回線電抗器輕瓦斯”、“Ⅰ回線串聯電抗器絕緣下降”，返回屏上發(fā)出“電抗器故障”、“電抗器事故”，500kV保護電抗器Ⅰ屏上發(fā)出“主電抗B相輕瓦斯”、“主電抗B相重瓦斯”、“主電抗A相絕緣下降”故障，現地檢查Ⅰ回電抗器三相油溫、油位正常。 

  保護裝置檢查及動作情況：Ⅰ號電抗器輕瓦斯保護動作發(fā)信，幾乎同時重瓦斯保護動作跳閘，檢查發(fā)現瓦斯繼電器輕瓦斯開口杯處于動作狀態(tài)，繼電器內部有大量氣體，保護動作行為正確。保護裝置動作采樣值顯示，電抗器500kV側套管A、B、C相二次電流分別為0.43A、0.58A、0.42A，中性點側套管A、B、C相二次電流分別為0.41A、0.56A、0.41A，B相電流明顯較其他兩相高，電抗器差動保護相電流突變量判據啟動（0.08A），因未到保護動作整定值（0.17A），電抗器差動保護未動作，保護動作行為正確。 

  一、利用氣相色譜方法分析故障原因

  3月27日上午7時34分，電廠油化人員抽取瓦斯繼電器中的氣體樣本，通過觀察和現場試驗，確認瓦斯繼電器中的氣體為無色、可燃性氣體。隨后抽取瓦斯繼電器及電抗器本體油樣，進行氣相色譜分析。  

  表1給出了Ⅰ回線串聯電抗器B相故障前兩次本體油定檢試驗結果以及故障后瓦斯繼電器內氣樣、油樣以及本體油樣色譜分析的試驗結果。由表1可以看出：故障后三次試驗結果的總 烴、乙 炔（C2H2）、氫氣（H2）均已嚴重超標。[1]  

  下面就Ⅰ回線電抗器B相的相對產氣速率進行計算：

  前年12月29至故障前一日（3月26日）之間的相對產氣速率：前年12月29日至故障發(fā)生當日之間的相對產氣速率：式中：rr——相對產氣速率，%/月；Ci2——第二次取樣測得油中氣體組分含量，μL/L；Ci1——第一次取樣測得油中氣體組分（i）含量，μL/L；——二次取樣分析時間間隔的實際運行時間，（月）；G——設備總油量，t；d——油的密度，（t/d3）。  

  由計算結果可知，故障發(fā)生前油中氣體相對產氣速率并未超過注意值10%。[1]故障發(fā)生后油中氣體相對產氣速率遠遠超過注意值。 

  對故障發(fā)生后氣樣和油樣的三次測試結果按三比值的編碼規(guī)則進行計算，所得C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值范圍編碼[2]都為2、0、2。再結合三次試驗結果油中各種氣體的含量及相對產氣速率，由此，可初步判斷電抗器故障性質為內部突發(fā)性高能量的油中火花放電故障。  

  此類型故障產氣速度快、產氣量大、故障來勢較猛，導致故障氣體還沒有完全溶解到油中就已上升進入瓦斯繼電器中，所以瓦斯繼電器的氣樣組分含量比瓦斯繼電器的油中組分含量高，而電抗器油中組分含量則更低。同時從表1中可以看出乙烯、甲烷含量均較高，故可初步判斷放電點溫度較高。而且還可以看出CO和CO2含量均無較大變化，且屬正常范圍內，故可初步判斷此次故障發(fā)生的時間較短，固體絕緣材料應尚未受到損壞。  

  二、利用高壓試驗分析故障原因

  事故發(fā)生后，電廠高壓試驗人員對故障電抗器進行了直流電阻、絕緣電阻、直流泄漏電流、介質損耗因素的測量。直流電阻試驗結果為4.933Ω，與兩月前預防性試驗4.975Ω（數值均換算到75℃）無較大變化，介質損耗因素試驗結果為tgδ%=0.678、Cx =4590 PF（10kV，油溫為20℃），與兩月前預防性試驗tgδ%=0.541、Cx =4157 PF（10kV，油溫為20℃）基本一致，其余試驗結果也明顯變化。高壓試驗結果均屬正常值。 

  為確認試驗結果的可靠性，電廠隨后邀請電力試驗研究單位相關人員對上述試驗進行了復測，試驗結果基本一致。由此，可初步判斷故障電抗器繞組并無明顯故障。 

  三、故障電抗器掉罩檢查

  3月29日、4月2日及5日，電廠電氣人員對故障電抗器先后三次進行了吊罩檢查，主要結果如下：事故后半小時、掉罩前分別兩次從電抗器油箱上部、中部、下部取出油樣，進行水分、擊穿電壓試驗，試驗結果均正常，外觀也透明無雜質。發(fā)現油箱底部剩油有少量絕緣材料（主要是絕緣紙）碎片和絕緣紙板的墊片以及極少部分的肉眼可辨識懸浮物。還發(fā)現一顆8厘螺栓，螺栓無燒傷、過熱現象。  

  第四層繞組（面向中性點套管略偏左部位）發(fā)現有四粒銅珠，色澤光亮，對此部位進行詳細檢查未發(fā)現明顯故障點。在本體下端絕緣擋板上還發(fā)現一顆直徑約3mm的銅珠及多顆細小的銅珠，另有少量細小的焊渣。 

  夾件、鐵芯無松動，位移、接地情況良好，對穿心螺桿、鐵心、夾件用兆歐表測量絕緣，絕緣電阻均在2500MΩ以上，絕緣良好；500kV高壓套管和220kV側套管電流互感器二次繞組直流電阻與A、C相比較無明顯差別。各繞組之間及對地絕緣良好。對繞組、圍屏、高低壓套管、鐵芯和夾件以及引線對地等部位進行了詳細檢查，均未發(fā)現任何明顯過熱、熔斷、放電等故障點。 

  對于檢查中發(fā)現的螺栓以及繞組上及本體下端絕緣擋板上發(fā)現的銅珠，由于銅珠表面光澤度高，位置相對集中，而現場檢查并未發(fā)現明顯故障點，并結合高壓試驗相關數據以及廠家咨詢可判定為制造、安裝時遺留，與故障無直接關聯。

    從現場掉罩檢查情況看，故障電抗器可見部分未發(fā)現明顯故障部位，但不完全排除不可見部分存在異常。由此初步判斷故障原因為絕緣油中存在懸浮物，導致引線對地或固體材料之間油的絕緣強度降低，引起突發(fā)性的電弧擊穿。

  四、結束語

  綜合上述氣相色譜分析結果及高壓試驗分析結果，可判定為Ⅰ回線串聯電抗器B相故障屬內部突發(fā)性高能量的油中火花放電，故障原因可判定為絕緣油中存在懸浮物，導致引線對地或固體材料之間油的絕緣強度降低，引起突發(fā)性的電弧擊穿。

     診斷高壓電抗器故障是復雜而又有系統的，需要綜合多種手段進行分析。而設備制造、安裝的工藝質量對今后設備是否能夠安全穩(wěn)定運行有較大的影響，因此必須嚴格執(zhí)行制造及安裝工藝標準，確保制造及安裝的質量，并在日常運行維護中嚴格按照檢修工藝要求定期進行維護及檢修，發(fā)現問題及時進行處理，才能保證設備的長周期安全穩(wěn)定運行。

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