王鹏辉, 郑晓琼, 严太山, 杨乃旗, 李永熙

(1.安徽明生电力投资集团有限公司， 安徽 合肥 230022；2.国网安徽省电力有限公司超高压分公司， 安徽 合肥 230022)

0 引言

变压器作为连接电网不同电压等级电网的主要元件，是关系电网能否安全运行的关键枢纽。近年来，电网内多次发生因危急缺陷或内部故障造成变压器紧急停运，严重威胁区域电网的稳定运行。尤其是变压器出现内部故障，若无法正确进行紧急有效的故障处置，极易造成设备损坏、经济损失，甚至带来人身伤亡事故。文章阐述了一起变压器因内部元器件安装质量问题导致故障的现象、分析判断和处置整改的全过程，对后续类似变压器运行中出现内部故障的早期诊断和正确处置具有重要借鉴意义。

1 变压器异常情况

1.1 异常现象

2021年3月17日19时35分，某500 kV变电站运维人员按调度指令执行2号变压器复役操作，在全部操作结束后对一、二次设备进行状态复核时发现2号变压器C相高压侧出线套管下方存在“吱吱”的异常放电声。确定异常放电声来自变压器本体内部后，运维人员启动应急处置流程，将现场情况及时汇报调度及上级部门，同时组织对2号变压器及相关设备进行详细外观检查和红外测温，开展变压器油色谱在线检测试验，进行初步诊断。

1.2 设备状态检查

一次设备检查情况:现场检查2号变压器C相外观无异常，本体无异响，变压器本体端子箱内部清洁，箱内干燥无凝露、无异味。2号变压器C相瓦斯继电器及集气盒无气体。2号变压器C相三侧避雷器指示正常，无动作，其他一次设备均运行正常，红外测温正常。

二次设备检查情况：现场检查二次设备运行正常，无异常及报警信号。

1.3 变压器带电检测情况

查阅变压器近一年离线油色谱在线检测数据，均保持稳定。但在出现放电后的油色谱离线检测中发现2号变压器C相乙炔含量超标，达到4.92 uL/L。随后运维人员取油样送至中国电力科学研究院复测，乙炔检测结果为5.90 uL/L，油色谱在线检测数据也显示乙炔含量达3.90 uL/L。油色谱检测数据如表1所示。

表1 变压器C相油色谱分析数据 单位：uL/L

1.4 诊断试验情况

3月19日，检修人员对变压器开展了诊断试验，其中绕组直阻、介损及电容量、绝缘电阻、铁芯夹件绝缘电阻等试验数据均合格。

2 变压器基本情况

2.1 变压器基本参数

该变压器为单相自耦三绕组无励磁调压变压器，型号ODFS-250000/500，2009年10月出厂，同年12月29日投入运行，如表2所示。

表2 变压器基本参数表

2.2 变压器高压侧出线套管区结构

变压器高压侧出线区域采用“烟锅式”结构，套管尾端均压球外共设计三层绝缘，分别由内绝缘纸筒、绝缘成型件和升高座绝缘隔板构成。其中升高座绝缘隔板用来隔离长油隙，以增加绝缘裕度。变压器外观和内部结构如图1至图4所示。

图1 变压器高压套管外观

图2 变压器高压出线区域绝缘结构示意图

图3 变压器高压出线区域侧视和俯视图

图4 变压器高压出线区域实体图

3 变压器内检查情况

3.1 2号变压器C相内检情况

3月21日，检修人员首先对变压器C相进行排油内检。内检采用全排油的方式，将变压器油打入提前准备的洁净油罐内，排油约55吨。排油前将排油充氮系统检修阀门、注氮阀关闭，在线油色谱装置停运，随后将呼吸器拆除，打开油枕连通阀。排油时从呼吸器管道处向变压器注入露点低于-40 ℃干燥空气，保持含氧量不低于18%，相对湿度不大于20%，然后打开人孔盖板及上部对角位置蝶阀，持续从下部向油箱内充入干燥空气，充入时间不少于1 h后方可进入油箱内部。进入油箱内部前，用氧含量测试仪测量油箱内空气，确保含氧量不小于18%，有害气体测试仪测量有害气体含量合格，确认无异常后方可进入。

在对变压器C相排油完毕，打开人孔后发现高压侧升高座绝缘隔板位于器身底部，外部包裹有运输时固定所用的白纱带，在设备安装阶段并未及时拆除。随后，检修人员进入变压器内部进行异常查找，发现固定升高座绝缘隔板的六颗固定螺杆中，两颗层压木螺杆连带螺母固定于外绝缘隔板上且正对放电区域，两颗位于油箱底部，另外两颗位于靠近油箱底部的加强筋上，如图5所示。

图5 六颗固定螺杆位置示意图

变压器C相高压侧引出线区域的均压球中间区域未发现放电痕迹，但其上、下沿对应的内绝缘纸筒内表面上、下部有明显放电痕迹，放电位置在靠近油箱人孔侧，如图6所示。

图6 内绝缘筒上、下部放电痕迹

3.2 变压器A、B相内检情况

为核实同期投运的A、B相变压器是否存在类似情况，对其开展了同步检查。A、B相变压器内检情况和C相基本一致。变压器高压侧引出线区域升高座绝缘隔板位于油箱底部，有白纱带绑扎，仍处于运输状态，但A、B相变压器绝缘隔板的固定螺杆螺帽均固定在高压升高座盲孔内，且未见松动，如图7和图8所示。

图7 外绝缘纸板位于油箱底部

图8 固定螺栓位于升高座盲孔内

从变压器内检情况可知，变压器三相升高座绝缘隔板均是现场安装阶段未按设计图纸安装，仍保持在原始运输状态。变压器三相内检的差异主要体现在C相内绝缘纸筒与均压球间存在明显放电痕迹，且C相2颗绝缘螺杆装于升高座绝缘隔板上，其余4颗散落于器身底部，而A、B相6颗绝缘螺杆均位于升高座盲孔内。

3.3 处理措施

现场对均压球进行了清理，打磨了内绝缘纸筒，确保光滑无毛刺。然后按照设计图纸要求将高压侧升高座外绝缘隔板重新固定，同时增加固定螺栓并帽。

4 运行异常原因分析

变压器C相出现乙炔的直接原因是绝缘隔板带绝缘螺杆直接接触高压出线区域，改变了“均压球-烟锅式绝缘结构-油箱壁”路径上电场分布，造成均压球与内绝缘纸筒电场畸变，在长期运行期间暂态过电压如操作过电压的作用下，多次形成短时放电引起绝缘劣化，逐步累积造成放电。

针对变压器C相进行了出线装置设计电场、实际位置的电场强度计算以及裕度校核。对其施加680 kV工频电压，比对关键位置电场分布情况，以验证是否因出线装置外层绝缘筒安装错误导致局部场强畸变，引发放电。变压器外绝缘桶的设计位置和实际位置示意图如图9和图10所示。

图9 外绝缘桶设计位置

图10 外绝缘桶实际位置

针对外层绝缘筒处于设计位置和实际位置两种状态下，分别进行电场仿真计算，并对仿真结果进行对比分析，如表3所示。

表3 仿真结果对比分析表

仿真结果表明，与设计位置相比，在实际位置情况下局部放电位置区域(均压球与“烟袋锅”内层绝缘纸筒之间)，油隙电场从8.64 kV/mm增大到8.72 kV/mm，纸板表面电场从2.8 kV/mm增大到2.9 kV/mm，绝缘裕度从1.18%降低至1.17%。场强略有增大，裕度略有降低。另外，现场内检发现的放电痕迹与油色谱特征基本一致，根据三比值法编码为101，初步诊断放电类型为油中电弧放电。

5 整改措施

(1)做好同类隐患排查。组织对同一厂家相同结构的变压器历史油色谱情况开展排查分析，优先对油色谱数据存在异常的设备开展全面排查。在运变压器可采用停电小排油方式开展排查，即排油至高压升高座CT出线孔下沿，使用内窥镜或直接观察确认绝缘纸板是否正确安装。

(2)排查原则。根据异常分析结论，该类隐患主要受安装人员技术水平影响，综合考虑设备运行状态、检修风险等，决定采取每组安装人员抽一组早期安装设备的原则进行排查。如果发现抽查相绝缘隔板未安装，则对其他两相一并开展检查。

6 结束语

电气设备的质量直接关系着电网的安全运行，其设计缺陷或者安装不正确都会成为电网安全运行的巨大隐患，甚至会对电力工人的生命安全造成严重威胁。因此，设备厂家不但要明确所有零部件的安装要求，还应将其固化到安装指南上。厂家要派出责任心强、技术过硬的指导人员到现场指导安装。另外施工单位、运行单位也要对新建及改扩建设备的验收质量严格把关，确保投入电网运行的设备安全可靠。