目錄第一章第二章第三章第四章第一章電力變壓器故障匯編110kV圖1-1#2圖1-2圖1-3圖1-4B圖1-5B繞組介質(zhì)損耗及電容量：測(cè)試的繞組介質(zhì)損耗值有增加，初步判斷原因是由于主變壓器故障后本體油受污染造成的介質(zhì)損耗增大。主變壓器中—高、低及地和低—高、中及地電容量較年交接驗(yàn)收值分別增大和，但比較年試驗(yàn)值無(wú)明顯變化；主變壓器高—中、低及地的電容量歷次測(cè)量無(wú)變化。試驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示主變壓器中低壓側(cè)繞組可能存在變形。圖1-6110kV110kVTX一線在110kVⅠ母運(yùn)行帶#1主變壓器，TX二線在110kVⅡ母運(yùn)行帶#2主變壓器；XC線在110kVⅢ母運(yùn)行，MX線在110kVⅢ母熱備用，110kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母聯(lián)絡(luò)運(yùn)行，35kV及10kVⅠ、Ⅱ母分列運(yùn)行，分段備自投投入，35kVXS線在35kVⅡ母運(yùn)行；#1、#2主變壓器高壓2009年9月22日23：07，110kV變電站35kVⅡ母接地，23：21：57，35kVTV柜炸裂引發(fā)母線三相短路，110kV變電站#2主變壓器中后備圖2-1Am圖2-2Am圖2-3Am圖2-4Bm圖2-5Cm圖2-6Cm在進(jìn)行變壓器繞組變形試驗(yàn)時(shí)，頻響法首先發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)繞組三相頻響曲線低、中頻段的最小相關(guān)系數(shù)為、，相曲線在kz出現(xiàn)反峰；中壓側(cè)繞組三相頻響曲線低、中頻段的最小相關(guān)系數(shù)為、，三相曲線在～kz間有明顯偏差，相曲線在kz出現(xiàn)反峰，與年月日所測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，曲線有明顯偏移；低壓側(cè)繞組三相頻響曲線低、中頻段的最小相關(guān)系數(shù)為、，三相曲線在～kz間有明顯偏差。因此懷疑該變壓器高—中—低壓側(cè)繞組均已發(fā)生變形，中壓側(cè)繞組可能存在嚴(yán)重變形。從事故現(xiàn)象、保護(hù)動(dòng)作信息、錄波來看，35kVTV柜B相TV炸裂引發(fā)母線三相短路，三相短路故障電流最大值為3600A，持續(xù)時(shí)間1.3s。110kVk主變壓器于月日晚：因k用戶故障，使變壓器k中壓側(cè)短路，造成變壓器故障跳閘。保護(hù)動(dòng)作情況為主變壓器重瓦斯動(dòng)作、主變壓器差動(dòng)繼電器掉牌、k線斷路器速斷保護(hù)動(dòng)作；檢查主變壓器本體瓦斯繼電器內(nèi)有可燃、有味氣體；事故后主變壓器退出運(yùn)行。表3-1油氣相色譜分析圖3-1中壓繞組外觀檢查。外觀上中壓繞組外部顏色不均勻，燕尾墊塊偏差嚴(yán)重。相中壓繞組檢查情況（從上往下逆時(shí)針方向）：首端出線為起點(diǎn)，第一～第三擋～餅一處嚴(yán)重變形，深度，寬度c；第六～第七擋～餅c一處等共處大小不一嚴(yán)重變形，檢查相中壓對(duì)低壓圍板沒有放電痕跡；同時(shí)發(fā)現(xiàn)外側(cè)從～餅中，線圈有明顯變形。如圖所示。圖3-2A圖3-3B圖3-4圖3-5C該變壓器的設(shè)計(jì)本身存在著先天性的缺陷，中壓側(cè)調(diào)壓繞組和中壓繞組繞在同一鐵心柱上，致使繞組的安匝平衡無(wú)法保證，遇到出該變壓器故障損壞的原因之一。正常的變壓器在抗短路方面，器身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)應(yīng)能承受短路時(shí)最大軸向機(jī)械力和～繞組壓緊力的共同作用，繞組及壓緊結(jié)構(gòu)不應(yīng)有顯著變形或損壞。月日事故中，經(jīng)過在k某變電站故障錄波器的記錄，核算出當(dāng)時(shí)短路容量為；而此臺(tái)變壓器出廠文件設(shè)計(jì)短路容量為：k側(cè)、k側(cè)、k側(cè)；雖然本次短路容量遠(yuǎn)小于該變壓器設(shè)計(jì)的短路容量值，但仍然沒有經(jīng)受住短路電動(dòng)力的沖擊。該變壓器的制造工藝水平較低，線圈繞制不緊密，更進(jìn)一步削弱了變壓器整體抗短路能力，這是造成變壓器故障損壞的又一主要原因。優(yōu)先選用先進(jìn)設(shè)計(jì)的產(chǎn)品，當(dāng)先進(jìn)性與產(chǎn)品的可靠性有矛盾時(shí)，首先考慮保證可靠性。要充分考慮工藝和材質(zhì)的分散性，在關(guān)鍵的部位應(yīng)留有足夠的裕度，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)按高溫條件（～℃）進(jìn)行抗短路能力的設(shè)計(jì)，并對(duì)特殊部位（如換位、螺旋口）核計(jì)算。若內(nèi)繞組一定要帶分接，應(yīng)優(yōu)先采用獨(dú)立調(diào)壓繞組結(jié)構(gòu)，同時(shí)盡量選用半硬以上的自黏性換位導(dǎo)線和組合導(dǎo)線；軸向壓緊最好采用彈簧壓釘，采用高密度整體墊塊。k及以下的內(nèi)繞組應(yīng)優(yōu)先采用低介質(zhì)損耗無(wú)局部放電的環(huán)氧玻璃絲筒作繞組內(nèi)支撐絕緣筒。110kV故障錄波情況。線線路相間短路，持續(xù)s后斷路器跳開，故障切除。s后重合閘動(dòng)作，持續(xù)約s，斷路器速斷動(dòng)作，變壓器內(nèi)部故障持續(xù)約s，差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，跳開三側(cè)斷路器。（線）線路、相存在相間故障，短路電流約為k。繞組直流電阻試驗(yàn)（運(yùn)行分接頭位置表4-1本體油色譜分析圖4-1圖4-2圖4-3110kV圖5-1表5-1油色譜分析圖5-2圖5-3A圖5-4C圖5-5繞組C圖5-6變壓器繞組變形是由于電纜發(fā)生出口短路引起，且該變壓器結(jié)構(gòu)和選材本身也存在問題，抵抗短路能力較差，也不排除變壓器存在多次短路累積效應(yīng)。由于該變壓器屬世紀(jì)成短路電流直接導(dǎo)致主變壓器低壓側(cè)繞組竄動(dòng)，高壓繞組及絕緣墊塊受到波及發(fā)生變形，在繞組的竄動(dòng)和發(fā)生扭力移動(dòng)、變形的同時(shí)引發(fā)變壓器中絕緣油的涌動(dòng)，瞬間油流造成變壓器本體重瓦斯先于斷路器速斷保護(hù)動(dòng)作掉閘。110kV經(jīng)檢查短路電流未達(dá)到制造廠允許短路電流的，不需要對(duì)變壓器遭受近區(qū)短路故障后進(jìn)行油色譜分析和繞組變形試驗(yàn)。由于輕瓦斯動(dòng)作，檢修人員對(duì)變壓器進(jìn)行了取氣樣及油樣做色譜分析，發(fā)現(xiàn)乙炔氣體含量為2，總烴氣體含量為；油中乙炔含量為，總烴氣體含量為，具體見表。由氣樣及油樣結(jié)果看，變壓器內(nèi)部有放電現(xiàn)象。表6-1油質(zhì)氣相色譜試驗(yàn)報(bào)告注結(jié)論為#2主變壓器乙炔產(chǎn)氣量超出1，總烴產(chǎn)氣量超出150圖6-1B相繞組（左）及脫落的油道（右拆除上鐵軛后相鐵心上部布滿了碳漬，但是沒有發(fā)現(xiàn)燒蝕部位。上鐵軛全部拆除后，對(duì)上壓板進(jìn)行了檢查，發(fā)現(xiàn)上壓板用來壓緊的釘都有不同程度的位移。隨著拆除工作的深入，發(fā)現(xiàn)的故障現(xiàn)象越嚴(yán)重。拆除上壓板和公共角環(huán)后，發(fā)現(xiàn)低壓繞組頂端的出線位置幾乎斷裂完畢，所有的銅屑、碳渣都是在這里產(chǎn)生的，如圖所示。但是所有的角環(huán)都沒有爬電現(xiàn)象產(chǎn)生，這說明該變壓器并沒有隨著運(yùn)行年限的增長(zhǎng)而受潮。調(diào)壓繞組及高壓k繞組完好，只是高壓繞組端部絕緣白布帶綁扎的位置有大量碳跡。高壓繞組拆除后，在解高低壓之間的圍屏?xí)r發(fā)現(xiàn)，在圍屏的內(nèi)部，也就是靠近低壓繞組側(cè)有明顯的電蝕點(diǎn)，如圖所示，可能是在運(yùn)行短路時(shí)產(chǎn)生的銅屑和積碳沿著圍屏下滴，在該處形成電橋，使繞組對(duì)圍屏放電，只是沒有發(fā)生貫穿性的放電。圖6-2圖6-3圖6-4圖6-5廠家提供的公共壓板所能承受的最大軸向力為k，此情況對(duì)應(yīng)的短路相電流分別為：高壓k，低壓k。變壓器制造時(shí)設(shè)計(jì)的低壓繞組的最大軸向端部推力（向上）為k，此時(shí)對(duì)應(yīng)的低壓繞組的相電流為k舊設(shè)計(jì)的繞組穩(wěn)定性和抗短路能力差，壓釘、壓板、托板等不能保證可靠的穩(wěn)定性。這種舊設(shè)計(jì)大多是些變壓器承受的短路能力差，在實(shí)際運(yùn)行中發(fā)生短路后不論短路電流是否達(dá)到變壓器可以耐受的短路電流，都應(yīng)立即進(jìn)行油色譜分析，并根據(jù)色譜數(shù)據(jù)決定是否要立即停電進(jìn)行繞組變形試驗(yàn)，判斷繞組的變形情況。110kV主變壓器繞組累積效應(yīng)變形損壞故障（一表7-1表7-2圖7-1圖7-2故障變壓器為四川蜀能電器有限公司產(chǎn)品，設(shè)備型號(hào)為，額定電壓為k，年月制造，于年月投運(yùn)。圖7-3圖7-4A圖7-5B—《電力變壓器第部分承受短路的能力》頒布以前，變壓器的采購(gòu)過程中未對(duì)抗短路能力進(jìn)行嚴(yán)格的要求，也不可能對(duì)每臺(tái)變壓器都進(jìn)行突發(fā)短路試驗(yàn)。導(dǎo)致某些廠家在滿足損耗、溫升的指標(biāo)前提下，最大程度地節(jié)約成本，使得變壓器投運(yùn)后，在外部近區(qū)短路沖擊下，極易發(fā)生變形或損壞。即使是年后，招標(biāo)中要求提供變壓器的抗短路能力校核報(bào)告，也只是提供理論校核報(bào)告，并且是在招標(biāo)時(shí)提110kV主變壓器繞組累積效應(yīng)變形損壞故障（二表8-1表8-2表8-32007年以來的油色譜數(shù)據(jù)變化年月從外表檢查情況看，未發(fā)現(xiàn)異常，由于試驗(yàn)數(shù)據(jù)反映高壓相問題較大，所以，決定首先從相入手，將相的繞組從外層至鐵心逐個(gè)拔出檢查，變壓器繞組的排列從外層至鐵心為調(diào)壓、高壓、中壓、低壓繞組。檢查每個(gè)繞組均未發(fā)現(xiàn)變形或其他異常。圖8-1A圖8-2C110kV主變壓器繞組累積效應(yīng)變形損壞故障（三年月素的影響，并對(duì)所測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行了仔細(xì)分析，發(fā)現(xiàn)介質(zhì)損耗正常，說明變壓器內(nèi)部絕緣沒有老化或受潮；而電容量與原來數(shù)據(jù)相比，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了相關(guān)規(guī)程規(guī)定的不大于的偏差。分析后決定再進(jìn)行變壓器繞組變形試驗(yàn)以便進(jìn)一步判斷。將繞組變形試驗(yàn)得出的頻譜響應(yīng)曲線與出廠試驗(yàn)曲線比較發(fā)現(xiàn)（見圖～圖），相間比較變形不太明顯，而單相曲線與交接試驗(yàn)時(shí)的曲線比較已出現(xiàn)明顯變形。短路阻抗試驗(yàn)數(shù)據(jù)與變壓器銘牌數(shù)據(jù)存在較大出入，表明變壓器繞組存在變形。經(jīng)廠家進(jìn)一步鑒定，變壓器存在嚴(yán)重缺陷，不能投入運(yùn)行，必須返廠處理。圖9-1#3主變壓器中壓繞組A圖9-2#3主變壓器中壓繞組B圖9-3#3主變壓器中壓繞組C圖9-4中壓側(cè)C220kV主變壓器低壓側(cè)短路導(dǎo)致低壓繞組損壞故障（一月日：，變電站kⅡ段母線電壓為k，超過變電站微機(jī)自動(dòng)調(diào)壓裝置（簡(jiǎn)稱）電壓定值上限，發(fā)出斷路器跳閘指令，切除電容器組。由于斷路器存在質(zhì)量問題，斷路器在切斷電容電流時(shí)發(fā)生重燃，進(jìn)而產(chǎn)生重燃過電壓引發(fā)、相間短路故障，進(jìn)而發(fā)展為三相短路故障并擴(kuò)展至母線。后低電壓動(dòng)作跳開、斷路器，后主變壓器重瓦斯動(dòng)作，跳開主變壓器三側(cè)斷路器，切除故障?，F(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)，主變壓器輕、重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，跳開三側(cè)斷路器，主變壓器k側(cè)壓力釋放器噴油，故障錄波器動(dòng)作。電容器斷路器、電容器斷路器燒毀，kⅡ段母線多處有放電痕跡，且端部燒熔為圓角形狀；斷路器上接線端子散熱排燒損嚴(yán)重，開關(guān)柜隔板和手車面板有明顯的放電痕跡，相間絕緣隔板、斷路器絕緣支柱碳化嚴(yán)重，二次電纜外皮熏黑、綁扎帶燒流；相真空滅弧室觸頭表面存在明顯的電弧重燃燒損跡象。月日：：：，變電站kⅡ段母線電壓為k，超過變電站微機(jī)自動(dòng)調(diào)壓裝置電壓定值上限，發(fā)出斷路器跳閘指令切除電容器組，由于斷路器存在質(zhì)量問題切斷電容電流時(shí)發(fā)生重燃，產(chǎn)生重燃過電壓，引發(fā)、相間短路故障，后發(fā)展為三相短路故障并擴(kuò)展至母線，后低電壓動(dòng)作跳開、斷路器，s后主變壓器重瓦斯動(dòng)作，跳開主變壓器三側(cè)斷路器，切除故障。表10-1故障后，阻值是其他相的兩倍，，基本和故障值吻合，可以計(jì)算出任一單相繞組的直流電阻應(yīng)為，角接以后正常值應(yīng)為（），與故障前的吻合，故推斷c相有斷點(diǎn)。表10-2絕緣油微氣微水分析報(bào)告根據(jù)氣體含量變化分析判斷，變化且含量較高，說明變壓器內(nèi)部存在高或中溫過熱現(xiàn)象；變化，而且明顯，含量高于，為主要成分，很可能是繞組短路產(chǎn)生弧光放電所致；H和24含量較大，也說明存在過熱性故障；和2含量較大，放電可能傷及絕緣；上部油質(zhì)比下部油質(zhì)色譜數(shù)據(jù)明顯增高，說明故障點(diǎn)上部可能性大。繞組承受短路能力不夠是主要原因。該變壓器年出廠，年月投運(yùn)。自運(yùn)行以來，沒有遭受過出口短路的沖擊，自身抗短路能力差未能暴露。經(jīng)與廠家技術(shù)人員共同分析，這次變壓器k側(cè)母線短路時(shí)，因其承受不了短路電流沖擊力而發(fā)生變形損壞。故障時(shí)k側(cè)流過相繞組的短路電流只有，遠(yuǎn)低于變壓器應(yīng)能承受的水平，而且短路時(shí)間只有s，未到后備保護(hù)s的動(dòng)作時(shí)間，由此說明變壓器低壓繞組承受短路電流沖擊的能力不夠，變壓器質(zhì)量上存在問題。圖10-1三相低壓繞組變形情況（從左往右分別為A、B、C相220kV主變壓器低壓側(cè)短路導(dǎo)致低壓繞組損壞故障（二事故當(dāng)天，因主變壓器斷路器的電流互感器更改了極性，繼保班要求對(duì)相關(guān)保護(hù)進(jìn)行帶負(fù)荷試驗(yàn)，需退出主變壓器、套差動(dòng)保護(hù)，在合上主變壓器高中壓側(cè)、斷路器，、主變壓器高中壓并列運(yùn)行后，再合上斷路器時(shí)，k高壓室傳出巨響。事后查閱故障錄波圖，以斷路器接到合閘命令為計(jì)時(shí)零點(diǎn)，約時(shí)（即斷路器合上后約），低壓側(cè)、相間發(fā)生短路，隨后又發(fā)展為三相短路，短路電流達(dá)（相）。s時(shí)，主變壓器低壓復(fù)壓過流保護(hù)Ⅰ段Ⅰ時(shí)限保護(hù)動(dòng)作，跳開母聯(lián)斷路器，主變壓器故障電流消失。之后，主變壓器低壓側(cè)故障電流增大，達(dá)到。s時(shí)，故障向電流互感器另一側(cè)發(fā)展，s時(shí)，主變壓器低壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)Ⅰ段二時(shí)限動(dòng)作，斷路器跳開，但故障仍存在，并向斷路器方向進(jìn)一步發(fā)展。最后在時(shí)，主變壓器重瓦斯動(dòng)作，跳開主變壓器高、中壓側(cè)斷路器，故障消失。事故發(fā)生后，對(duì)壓側(cè)直流電阻三相不平衡，其中低壓側(cè)較為嚴(yán)重，試驗(yàn)數(shù)據(jù)不平衡率達(dá)%；中壓側(cè)直流電阻合格；繞組變形試驗(yàn)結(jié)果同上次波形比較存在較大差異。油色譜試驗(yàn)結(jié)果：本體取樣乙炔含量，總烴，氣體繼電器處取樣乙炔含量，總烴，其余組分檢測(cè)在合格范圍內(nèi)。從試驗(yàn)結(jié)果分析判斷，主變壓器內(nèi)部存在故障，故障形式為匝間（餅間）短路。圖11-1圖11-2A圖11-3中壓A圖11-4低壓繞組A相靠B事故起因。事故前的運(yùn)行方式表明，在操作斷路器前，開關(guān)柜處在熱備用狀態(tài)，k、段母線、斷路器及前后隔離開關(guān)、側(cè)電流互感器均帶電，這表明檢查燒損殘骸發(fā)現(xiàn)斷路器真空泡外殼完好，并沒有爆炸跡象，說明巨響是電弧所致，故障起始點(diǎn)也并不是斷路器。結(jié)合錄波圖分析判斷，故障點(diǎn)為斷路器側(cè)電流互感器至穿墻套管之間。而在此區(qū)間的銅排全部被絕緣熱縮材料包覆，僅隔離開關(guān)觸頭裸露，因此，故障起始點(diǎn)應(yīng)在其裸露（導(dǎo)電）部分。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查結(jié)果，現(xiàn)場(chǎng)人員反映在進(jìn)行互感器極性更換工作時(shí)，發(fā)現(xiàn)相互感器的二次繞組接線未固定好，跌落在曾用扎帶將其固定在擋板的橫梁上，根據(jù)以上反映并結(jié)合故障的發(fā)展情況，經(jīng)分析認(rèn)為，在斷路器合閘后，由于操動(dòng)機(jī)構(gòu)的振動(dòng)作用，使隔離開關(guān)上方有異物跌落，在斷路器接到合閘命令后跌落至隔離開關(guān)、相的裸露部位，造成、相相間短路，在半個(gè)周波后引發(fā)三相短路。但事故后，開關(guān)柜被電弧嚴(yán)重?zé)龘p，銅排和開關(guān)柜體等融結(jié)在一起形成金屬塊，無(wú)法找到和確認(rèn)該異物。低壓繞組處在中壓繞組內(nèi)部，屬于內(nèi)繞組，在短路電流的作用下，導(dǎo)線產(chǎn)生向外和向上的電動(dòng)力，低壓繞組采用自黏性換位導(dǎo)線，其抗壓強(qiáng)度較高，達(dá)到，超過普通半硬銅導(dǎo)線，導(dǎo)線輻向抗壓能力較強(qiáng)。在電流第一個(gè)峰值也就是最大電動(dòng)力的作用下，輻向沒有發(fā)生持續(xù)時(shí)，導(dǎo)線溫度達(dá)到℃，時(shí)達(dá)℃，s時(shí)達(dá)到℃，有關(guān)資料表明，當(dāng)自黏性換位導(dǎo)線溫度超過℃時(shí)，導(dǎo)線的強(qiáng)度下降，導(dǎo)線變軟，因此低壓繞組軸向發(fā)生明顯變形。220kV從監(jiān)控記錄、故障錄波數(shù)據(jù)分析，∶∶∶，k線路出線發(fā)生相接地，變電站k接地；相接地持續(xù)約后，kV線路由相接地發(fā)展成相接地短路，再經(jīng)過s后由相接地短路發(fā)展為C三相接地短路，保護(hù)裝置記錄故障電流有效值為k；在故障發(fā)生約后（線路保護(hù)定值：過流Ⅰ段、，變比），線路過流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作跳閘，切除線路故障。線保護(hù)動(dòng)作行為正確。在k線路故障期間，主變壓器承受了約sk故障電流，判斷受此沖擊的情況下，主變壓器k繞組已變形損壞發(fā)生匝間短路。對(duì)于主變壓器差動(dòng)保護(hù)，在主變壓器k繞組匝間短路和k區(qū)外近區(qū)故障都發(fā)生時(shí)，匝間短路的電氣變化量相較于故障穿越變化量太小，低壓側(cè)還存在很大的制動(dòng)電流，差動(dòng)啟動(dòng)電流定值，主變壓器保護(hù)記錄的最大差流僅為，差動(dòng)保護(hù)不能動(dòng)作。當(dāng)區(qū)外故障切除后，從錄波數(shù)據(jù)上看，主變壓器k側(cè)電流（負(fù)荷電流和匝間短路電流）路未繼續(xù)擴(kuò)大，電氣量未再發(fā)生突變，不能達(dá)到差動(dòng)動(dòng)作條件，只能靠非電量保護(hù)動(dòng)作切除故障。在切除線路故障約后，主變壓器本體重瓦斯動(dòng)作，三側(cè)斷路器跳閘，切除主變壓器內(nèi)部匝間短路故障。圖12-1A圖12-2B圖12-3C35kVYY線單相接地后發(fā)展為三相短路故障，變壓器遭受了570ms短路電流的沖擊，低壓繞組在短路電流沖擊下發(fā)生機(jī)械變形，造成絕緣主變壓器由k主變壓器在現(xiàn)場(chǎng)改造成k變壓器，此次改造完全利用原k變壓器鐵心及絕緣結(jié)構(gòu)，將原繞組全部更換，但更換的繞組為普通電磁線，屈服強(qiáng)度為～，受現(xiàn)場(chǎng)施工條件限制，該主變壓器在利舊改造中，因k變壓器與k變壓器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)直接原因。220kV事故前某k變電站kⅠ母接線、線、主變壓器及kⅠ母電壓互感器、避雷器；kⅡ母接線、線、主變壓器及kⅡ母電壓互感器、避雷器；kⅠ、Ⅱ母經(jīng)母聯(lián)斷路器并列運(yùn)行。主變壓器、k側(cè)中性點(diǎn)經(jīng)過放電間隙接地；主變壓器k、k側(cè)中性點(diǎn)直接接地。路器及110kVⅡ母電壓互感器、避雷器；110kVⅠ、Ⅱ母經(jīng)母聯(lián)131斷路器并列運(yùn)行；110kVLZ線、110kV旁路處冷備用。表13-1變壓器油箱底部發(fā)現(xiàn)有黑色碳化絕緣紙片，、、三相繞組附近均有墊塊脫落，且相最多；相上壓板嚴(yán)重彎曲變形，部分?jǐn)嗔?，說明上壓板受到巨大軸向短路力作用；相中壓繞組軸向嚴(yán)重變形，從上至第餅、～餅、出線頭起順時(shí)針至第～擋已扭曲、形變，整個(gè)繞組呈收縮趨勢(shì)，繞組上部有擋塌陷，部分導(dǎo)線存在匝間絕緣紙破損、短路燒損現(xiàn)象，如圖所示；低壓相繞組上部對(duì)應(yīng)中壓繞組上部塌陷處，第～餅線匝存在嚴(yán)重的電弧燒斷現(xiàn)象，與中壓繞組第～擋的變形對(duì)應(yīng)處有明顯磨損，墊塊和絕緣紙損傷露銅，繞組中部向上跳起，如圖、圖所示；鐵心除上部靠近低壓繞組斷裂部位被碳化物污染外，其余無(wú)損傷；、兩相繞組檢查未發(fā)現(xiàn)明顯損傷，但遭不同程度的污染。年，按國(guó)家電網(wǎng)公司要求開展了變壓器抗短路能力的校核工作，校核時(shí)誤選中壓繞組為自黏性換位導(dǎo)線，導(dǎo)線的臨界失穩(wěn)應(yīng)力為（m），與該變壓器實(shí)際采用非自黏性換位導(dǎo)線不符，造成中壓繞組的安全系數(shù)達(dá)到，而按實(shí)際采用的非自黏性換位導(dǎo)線進(jìn)行核算時(shí)的安全系數(shù)只有。圖13-1中壓C圖13-2低壓C圖13-3低壓C330kV某k變電站kⅠ、Ⅱ母，、、、、串運(yùn)行，線、H線、Ⅰ線、Ⅱ線、Ⅰ線、Ⅱ線運(yùn)行；主變壓器、主變壓器運(yùn)行，k甲母帶、、、斷路器運(yùn)行，k乙母帶、、、斷路器運(yùn)行，斷路器及旁母冷備用；kⅠ段母線及運(yùn)行，斷路器及站用變壓器檢修，斷路器帶站用變壓器運(yùn)行，線及站用變壓器運(yùn)行。：左右，主變壓器及三側(cè)斷路器、k甲母線以及站用變壓器預(yù)試、檢修、保護(hù)校驗(yàn)工作結(jié)束，具備投運(yùn)條件。：，按網(wǎng)調(diào)命令主變壓器由檢修轉(zhuǎn)運(yùn)行。按照操作票順序，約：，運(yùn)行人員來到k配電室，執(zhí)行操作票第項(xiàng)操作“拉開丁刀閘（開關(guān)柜內(nèi)接地刀閘）”，操作人員在操作前現(xiàn)場(chǎng)檢查接地刀閘合位”紅燈亮、接地刀閘分位”綠燈滅。在執(zhí)行“拉開丁刀閘后，運(yùn)行人員檢查“接地刀閘合位”紅燈滅，接地刀閘分位”綠燈亮（操作票第項(xiàng)）。在檢查站用變壓器回路無(wú)地線”（操作票第項(xiàng)）后，接著進(jìn)行推入開關(guān)手車至工作位置”（操作票第項(xiàng)操作），在小車開關(guān)搖入過程中操作人感覺有點(diǎn)吃力，第二監(jiān)護(hù)人便幫助其操作，將小車開關(guān)搖出約c后到位。：，運(yùn)行人員遠(yuǎn)方操作合站用變壓器斷路器時(shí)，主控警鈴、喇叭響，主變壓器柜差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，、、、斷路器跳閘，本體輕瓦斯保護(hù)動(dòng)作，站用變壓器保護(hù)過流Ⅰ段動(dòng)作。圖14-1低壓A圖14-2故障當(dāng)天對(duì)主變壓器進(jìn)行了主變壓器絕緣電阻、直流電阻、變壓比、繞組變形、本體油樣簡(jiǎn)化及色譜、和驗(yàn)，主變壓器差動(dòng)保護(hù)檢查。從直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)的歷史比較結(jié)果看，低壓相直流電阻相比較前期數(shù)據(jù)增大；單相電壓變比試驗(yàn)中差超出標(biāo)準(zhǔn)要求，繞組變形試驗(yàn)低壓繞組波形相關(guān)系數(shù)小，相間波形重合性差；初步分析認(rèn)為，該主變壓器在短路電流沖擊下引起低壓繞組匝間短路并有位移變形。月日，將變壓器繞組吊出，發(fā)現(xiàn)三相低壓繞組均有不同程度變形，其中相繞組有多匝熔斷變形，銅線外露，繞組變形嚴(yán)重；相繞組中間有數(shù)匝扭曲翻轉(zhuǎn)，變形明顯；相繞組變形鼓肚。其余繞組尚未發(fā)現(xiàn)異常，如圖所示。圖14-3損壞的低壓繞組（從右至左分別是A、B、C相330kV主變壓器、兩套差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，本體輕瓦斯動(dòng)作，、、、斷路器跳閘，轉(zhuǎn)檢修進(jìn)行進(jìn)一步檢查。圖15-1中壓A相受損情況（一圖15-2中壓A相受損情況（二變壓器保護(hù)動(dòng)作情況分析。保護(hù)、故障錄波報(bào)告：主變壓器差動(dòng)、動(dòng)作時(shí)間、故障電流分別為s和（二次值，變比）、和（二次值，變比）。故障錄波報(bào)告為：主變壓器相接地故障，切除時(shí)間；主變壓器在主變壓器故障切除后，相仍有接地故障，切除故障。保護(hù)動(dòng)作正確。保護(hù)動(dòng)作情況說明，主變壓器受故障大電流沖擊影響，內(nèi)部發(fā)生故障。變壓器絕緣電阻、介質(zhì)損耗試驗(yàn)。變壓器各側(cè)繞組絕緣電阻合格。高、中壓三相套管介質(zhì)損耗和電容量合格。高壓繞組流電阻均偏大，互差均超標(biāo)。中壓繞組相直流電阻變化明顯，與中壓繞組、相互差超過，電阻值增加明顯。表明中壓繞組相繞組存在斷股或引線接觸不良。在隨后進(jìn)行的進(jìn)箱檢查時(shí)，直接從中壓繞組上、下出線處復(fù)測(cè)該相直流電阻，數(shù)據(jù)沒有明顯變化，證實(shí)故障點(diǎn)在中壓繞組內(nèi)部。圖15-3圖15-4表15-1能滿足動(dòng)穩(wěn)定要求，變形損壞，變壓器內(nèi)部絕緣故障。由于事故前、主變壓器k側(cè)并列運(yùn)行，事故前僅帶負(fù)荷0，主變壓器跳閘后，容量為的主變壓器完全可以滿足Ⅱ、Ⅲ母負(fù)荷要求。如果主變壓器運(yùn)行正常，則不會(huì)產(chǎn)生上述大面積停電的電網(wǎng)事故。因此主變壓器內(nèi)部故障是導(dǎo)致本次事故擴(kuò)大的唯一因素。按照—《電力變壓器第五部分承受短路的能力》條的要求進(jìn)行核算，該變壓器中壓側(cè)應(yīng)能承受持續(xù)時(shí)間s、kA的短路電流。而本次故障，主變壓器相中壓側(cè)在近區(qū)短路電流僅、持續(xù)時(shí)間不足s，變壓器中壓繞組即嚴(yán)重變形，并造成主變術(shù)規(guī)范要求的。500kV圖16-1A圖16-2圖16-3圖16-4圖16-5圖16-6圖16-7圖16-8圖16-9變壓器損壞原因。主變壓器在斷路器內(nèi)部接地故障電流作用下，高壓繞組局部變形，絕緣破壞，高壓繞組對(duì)鐵心發(fā)生貫穿性放電；高壓套管未能承受住短路電流產(chǎn)生的剪切力和電動(dòng)力，套管法蘭下部電容屏發(fā)生斷裂，套管主絕緣擊穿。高壓繞組和高壓套管兩處放電產(chǎn)生的高能電弧造成油箱內(nèi)部壓力驟增，主變壓器油箱在壓力釋放閥動(dòng)作情況下仍被撕裂，導(dǎo)致主變壓器噴油起火。220kV色譜分析顯示，年～月乙烯含量從升至，二氧化碳含量從升至，增長(zhǎng)速率較快。其后，組分趨于穩(wěn)定，不再有明顯增長(zhǎng)趨勢(shì)。在年月開始的糠醛含量監(jiān)測(cè)中，月份測(cè)得糠醛為，在年月～年月的次取樣測(cè)試中，含量均在左右，超過運(yùn)行規(guī)程要求。通過對(duì)變壓器油溫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)顯示，該變壓器繞組溫度和油面溫度均高出另外一臺(tái)主變壓器℃左右（注：該變壓器與另一臺(tái)主變壓器屬同一廠家、同樣容量、同一天出廠、同一天投運(yùn)、帶同樣負(fù)荷）。通過對(duì)變壓器油顏色進(jìn)行觀察發(fā)現(xiàn)，該變壓器油的顏色與剛投運(yùn)時(shí)明顯不同，油質(zhì)明顯變色發(fā)黃。分來看，變壓器內(nèi)部有高溫接近℃的過熱點(diǎn)；②從糠醛含量異常以及色譜中一氧化碳和二氧化碳的組分來看，基本可以確認(rèn)變壓器內(nèi)部的固體絕緣材料有異常老化的現(xiàn)象，初步估計(jì)這是一種發(fā)展時(shí)間較長(zhǎng)，且發(fā)生面積較大的低溫過熱老化。由于年月后的變壓器負(fù)荷呈下降趨勢(shì)，所以糠醛含量也趨于穩(wěn)定。圖17-1高壓B圖17-2低壓繞組第1圖17-3B相高壓繞組第1圖17-4撥開高壓B相第1圖17-5高壓A相上部情況及高壓C500kV主變壓器于年月日：結(jié)束投產(chǎn)試驗(yàn)正式試運(yùn)行。按照投產(chǎn)工作要求，油務(wù)人員進(jìn)行了油色譜跟蹤，月日投產(chǎn)后取樣發(fā)現(xiàn)主變壓器相色譜數(shù)據(jù)異常，、相正常，進(jìn)行第二次取樣，試驗(yàn)結(jié)果顯示相色譜數(shù)據(jù)異常且增量較大，具體數(shù)據(jù)見表，根據(jù)三比值判斷為，經(jīng)初步判斷內(nèi)部有高于℃的過熱，可能為內(nèi)部某處連接不良造成。表18-1#3主變壓器B相油色譜數(shù)據(jù)根據(jù)返廠解體檢查工作要求，于月日廠家完成首次返廠內(nèi)部檢查，未發(fā)現(xiàn)問題。變壓器長(zhǎng)期空載試驗(yàn)左右，油色譜出現(xiàn)了乙炔，含量為，直到長(zhǎng)期空載（）試驗(yàn)結(jié)束，乙炔含量基本穩(wěn)定在～，其他氣體未見異常。經(jīng)長(zhǎng)期負(fù)載（）試驗(yàn)，乙炔含量基本穩(wěn)定在～，其他氣體未見異常，其他試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常。為了徹底查明變壓器乙炔出現(xiàn)的原因，月拔除上鐵軛和線圈檢查。在拔除上鐵軛、拔除繞組、拆除靜電圍屏后，發(fā)現(xiàn)在高壓側(cè)主柱鐵心表面從最小級(jí)算起的第級(jí)鐵心片，距鐵窗下鐵軛上表面約處與之接觸的一根撐棒表面有發(fā)黑痕跡，其中有碳化部分長(zhǎng)度約。從這支撐棒緊鄰碳化點(diǎn)向上仍有一段（約）發(fā)黑痕跡，但沒有碳化，僅僅是其下部碳化對(duì)上部的熏染結(jié)果。這支撐棒上有一個(gè)約小孔，小孔內(nèi)有污染，如圖所示。另外鐵心接地屏最內(nèi)層紙筒與這支撐棒碳化處接觸部分有熏染發(fā)黑痕跡，其他部位沒有發(fā)現(xiàn)異常。檢查撐棒過熱點(diǎn)對(duì)應(yīng)的鐵心部分，鐵心端面光滑，沒有毛刺形成片間短路，沒有過熱形成的燒熔，鐵心完好無(wú)損。圖18-1750kV kⅢ、Ⅳ母、第～串設(shè)備運(yùn)行，Ⅰ線、Ⅱ線、Ⅰ線、Ⅱ線、Ⅰ線、Ⅱ線運(yùn)行。：，某k變電站主控綜自后臺(tái)打出主變相本體輕瓦斯動(dòng)作光字牌，運(yùn)行值班人員到主變壓器保護(hù)小室現(xiàn)場(chǎng)檢查，發(fā)現(xiàn)主變壓器保護(hù)Ⅰ屏主變壓器型非電量保護(hù)裝置發(fā)出相輕瓦斯動(dòng)作”信號(hào)。進(jìn)行主變壓器本體巡視檢查發(fā)現(xiàn)主變壓器相氣體繼電器內(nèi)有氣體，運(yùn)行人員對(duì)導(dǎo)氣盒進(jìn)行檢查排氣。：，、兩套主變壓器保護(hù)中差動(dòng)保護(hù)及重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，主變壓器A相壓力釋放器動(dòng)作噴油，、、斷路器跳閘。圖19-1圖19-2析主變壓器相絕緣油和瓦斯氣體中各成分均有大幅度增高，其中乙炔分別為、，總烴含量分別為、。對(duì)變壓器進(jìn)行了絕緣電阻、介質(zhì)損耗、直流電阻、變壓比和繞組變形測(cè)試，分析變壓器相高壓繞組存在明顯變形。圖19-3A圖19-4對(duì)相變壓器返廠進(jìn)行解體檢查發(fā)現(xiàn)：的洞，圍屏紙板間多根撐條內(nèi)部膠合面有局部爬電痕跡，下部端圈墊塊及壓板有燒損，下鐵軛接地屏和覆蓋的紙板上有燒穿點(diǎn)；上夾件磁屏蔽表面有兩處放電燒灼痕跡，柱高壓繞組上部靠近上鐵軛處有放電通道，旁軛和柱的上端有多處放電燒灼痕跡；柱高壓繞組上部第、餅間有電弧燒灼痕跡，放電點(diǎn)導(dǎo)線有明顯變形。其正下方兩處繞組表面有明顯的放電燒灼痕跡。柱和柱未見異常。如圖～圖所示。圖19-5A相A圖19-6A相A圖19-7A圖19-8從繞組表面之間有四層絕緣筒，除緊靠繞組的第一層紙板有損壞和炭黑外，其他沒有任何痕跡。圍屏從損壞的程度看，下部比中部和上部要嚴(yán)重，因此判斷圍屏的下部應(yīng)該是故障的起始放電點(diǎn)。750kV#2主變壓器故障前，正在進(jìn)行750kVXN—GT系統(tǒng)調(diào)試，期間對(duì)750kV變電站#2年月～日，在進(jìn)行k—系統(tǒng)調(diào)試期間，對(duì)k變電站主變壓器進(jìn)行了前后兩次帶電運(yùn)行試驗(yàn)，帶電運(yùn)行時(shí)間共計(jì)，負(fù)載為。月日，電力科學(xué)試驗(yàn)研究院試驗(yàn)人員對(duì)k變電站主變壓器取油樣進(jìn)行色譜分析，、相變壓器色譜分析正常，相變壓器色譜分析（中部取樣）發(fā)現(xiàn)：、：、H：、：、2：、 圖20-1圖20-2B圖20-3月日下午，對(duì)柱繞組進(jìn)行了拆解，拆解過程中發(fā)現(xiàn)其外側(cè)高壓繞組（面向出線抽頭左后側(cè)）上端部一反角環(huán)內(nèi)側(cè)有少許黑色痕跡，其跡，從下部往上處有一明顯燒穿點(diǎn)，如圖所示。圖20-4考慮到該k變電站主變壓器相變壓器前后共進(jìn)行了共同協(xié)商后，決定將主變壓器相變壓器重新制造，并對(duì)主要絕緣件進(jìn)行更換，截至最終出廠試驗(yàn)，主變壓器相累計(jì)更換了如下部件：所有繞組；除高壓出線裝置外，所有的繞組及器身絕緣件；引線支架及引線絕緣件；無(wú)勵(lì)磁分接開關(guān)；中壓套管；鐵心夾件磁屏蔽；所有密封墊。其中，需要說明的是：在解體檢查過程中，發(fā)現(xiàn)該變壓器存在固有設(shè)計(jì)缺陷——隱患。為此，要求生產(chǎn)廠家對(duì)該缺陷進(jìn)行改造，將返廠的相在恢復(fù)時(shí)，將磁屏蔽的接地與固定分離，單獨(dú)引出接地，并對(duì)某k變電站在運(yùn)的臺(tái)變壓器進(jìn)行消缺。加強(qiáng)工藝紀(jì)律執(zhí)行監(jiān)督檢查。在制造過程中，充分發(fā)揮質(zhì)保監(jiān)督作用，要求制造廠質(zhì)保人員加強(qiáng)過程巡檢，加強(qiáng)制造過程工藝紀(jì)律糾正，對(duì)需要整改的問題，監(jiān)督部門應(yīng)要求其及時(shí)進(jìn)行整改并監(jiān)督落實(shí)。110kV110kVKD二線運(yùn)行，110kVKD一線熱備用，110kV變電站#1主變壓器運(yùn)行，#2主變壓器熱備用。110、35、10kV35kVDB線、DF線、DZ二線運(yùn)行狀態(tài)。35kVDT線檢修、35kVDN線熱備用。10kV35kV變電站35kVⅠ、Ⅱ母并列運(yùn)行，35kVDB線、SB線、BY線、BS線運(yùn)行，35kVMST北線3515斷路器熱備用，#1、#2主變壓器運(yùn)年月日：，某k變電站主變壓器差速斷保護(hù)及本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，三側(cè)斷路器跳閘；k變電站kV二線零序段保護(hù)動(dòng)作，選相相，測(cè)距km；水電公司三廠k線方向電流電壓速斷保護(hù)動(dòng)作跳閘，、號(hào)機(jī)過速保護(hù)動(dòng)作跳閘。k變電站、k變電站、水電公司三廠失壓。圖21-1圖21-2k變電站主變壓器發(fā)生事故后，主變壓器本體運(yùn)至特變電工新疆變壓器廠，月日進(jìn)行了解體檢查。對(duì)相繞組進(jìn)行解體后發(fā)現(xiàn)，中壓繞組上部第餅繞組最外側(cè)股燒斷，其內(nèi)側(cè)股嚴(yán)重?zé)齻⒑附釉谝黄?，其周邊絕緣嚴(yán)重?zé)谔蓟湎路降陲灷@組有一處明顯的放電點(diǎn)，對(duì)應(yīng)的高壓繞組相同部位也有部分放電痕跡；中壓繞組高壓端引線端部有過熱引起的絕緣層燒損現(xiàn)象；繞組高、中、低壓繞組間的縱向撐條全部高出繞組本身，其上部壓緊安裝的絕緣腳環(huán)多數(shù)被撐條頂破。表21-1油色譜分析該變壓器內(nèi)部結(jié)構(gòu)及制造工藝方面存在明顯問題，絕緣距離不足，繞組加固不牢，該變壓器生產(chǎn)時(shí)，繞組干燥壓緊后出現(xiàn)縱向收縮，造成內(nèi)部撐條明顯高出繞組本體，使得其上部壓緊安裝的絕緣角環(huán)嚴(yán)重破損，繞組上端部的局部場(chǎng)強(qiáng)及絕緣性能變壞，且局部壓緊力不夠。在運(yùn)行中，相繞組上端部在局部場(chǎng)強(qiáng)集中和電動(dòng)力所造成的較大震動(dòng)中，中壓繞組第線端部局部發(fā)熱，絕緣性能變差，最終造成第餅繞組對(duì)其下部第餅繞組放電，產(chǎn)生的大量油氣從間隙處向上噴出，遇到絕緣壓板后向兩側(cè)間隙噴出，造成中、高壓繞組短路并對(duì)鐘罩和鐵心放電，主變壓器瓦斯保護(hù)和差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作跳閘。110kV取氣體繼電器氣樣和變壓器本體油樣進(jìn)行色譜分析，氣體繼電器氣體成分為：乙炔濃度為；氫氣濃度為；總烴濃度為。變壓器本體油樣溶解氣體成分為：乙炔達(dá)；氫氣為；總烴為。根據(jù)色譜分析結(jié)果，可判斷變壓器內(nèi)部存在嚴(yán)重放電。圖22-1B圖22-2B相中壓繞組底部?jī)?nèi)側(cè)1～7圖22-3B圖22-4B該變壓器運(yùn)行時(shí)間較短，且變壓器運(yùn)行環(huán)境較好，故障時(shí)無(wú)雷雨天氣和操作，因此造成變壓器繞組損壞的主要原因?yàn)椋耗┒吮旧泶嬖诮^緣薄弱點(diǎn)，在缺陷累計(jì)效應(yīng)下，絕緣擊穿放電，引起繞組局部匝間和段間放電，放電能量使絕緣油分解產(chǎn)生大量氣體，主變壓器重瓦斯動(dòng)作，造成主變壓器跳閘。220kV年月日某變電站主變壓器新安裝后投運(yùn)，：，該站k號(hào)母線充電正常。：，根據(jù)調(diào)度命令對(duì)該站主變壓器第1次充電正常，：，主變壓器第次充電正常后空載運(yùn)行（次充電均正常，外觀檢查以及聲音均無(wú)異常）。：，合上主變壓器低壓側(cè)斷路器對(duì)kⅡ段母線充電正常。：，調(diào)整主變壓器擋位至擋后，帶負(fù)荷前停用主變壓器差動(dòng)保護(hù)，主變壓器帶負(fù)荷W，同時(shí)合上號(hào)電容器后，許可工作人員測(cè)試主變壓器三側(cè)極性。：，后臺(tái)機(jī)發(fā)出主變壓器“重瓦斯動(dòng)作、“釋壓器動(dòng)作”、本體輕瓦斯動(dòng)作”等信號(hào)，檢查保護(hù)屏也有這些信號(hào)，同時(shí)檢查人員匯報(bào)主變壓器高壓側(cè)相套管冒煙，升高座嚴(yán)重噴油”?，F(xiàn)場(chǎng)檢查主變壓器大量噴油，主變壓器蓄油池周圍草坪、溝蓋板上全是油跡。年月日，對(duì)主變壓器進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)吊罩檢查。吊罩后觀察發(fā)現(xiàn)、兩相繞組無(wú)明顯異常，相上部調(diào)壓繞組出現(xiàn)變形偏移和絕緣部件損壞的現(xiàn)象。故后現(xiàn)場(chǎng)吊罩檢查圖片如圖～圖所示。圖23-1B相上部調(diào)壓繞組（高壓側(cè)方向圖23-2端部脫落的繞組（低壓側(cè)方向圖23-3圖23-4B（）k相繞組有明顯的燒蝕和變形。繼續(xù)將調(diào)壓繞組及紙筒解體，發(fā)現(xiàn)k相高壓繞組有明顯的燒蝕和變形。高壓繞組首端往上數(shù)～段燒毀嚴(yán)重，高壓進(jìn)線首端上數(shù)第段繞組外側(cè)有飛蛾殘骸。高壓繞組從上部往下數(shù)第～段導(dǎo)線有燒斷現(xiàn)象，高壓線圈上部第2段有匝間絕緣燒損露銅現(xiàn)象。主變壓器跳閘后，施工單位于油中乙炔、總烴、氫氣含量超標(biāo)，其中總烴含量，乙炔含量，乙烯含量，甲烷，氫氣，分析結(jié)論為高能量電弧性放電故障。 運(yùn)輸過程中受到了～的沖擊加速度，雖然未超過的注意值，但由于變壓器頂部定位螺栓未起作用，那么器身會(huì)受到遠(yuǎn)遠(yuǎn)不止的加速次沖擊合閘后可能會(huì)加劇絕緣損傷，導(dǎo)致變壓器投運(yùn)約后發(fā)生事故。變壓器生產(chǎn)中存在質(zhì)量問題可能是導(dǎo)致事故發(fā)生的又一個(gè)原因。從該變壓器出廠直到事故發(fā)生之間所出現(xiàn)的種種問題表明，生產(chǎn)廠運(yùn)輸，從管理上對(duì)質(zhì)量和缺陷沒有嚴(yán)格把關(guān)。其次廠家的生產(chǎn)條件也不能達(dá)到k變壓器生產(chǎn)要求，制造主變壓器時(shí)廠家廠房未進(jìn)行相關(guān)的改造，其出廠試驗(yàn)的空載電流超過技術(shù)協(xié)議規(guī)定接近，并且沒有進(jìn)行噪聲測(cè)試。因此廠家生產(chǎn)條件、管理、工藝水平、技術(shù)水平及人員素質(zhì)等方面存在較多的問題。500kV年月日：：，k變電站主變壓器在正常運(yùn)行中型差動(dòng)保護(hù)、差動(dòng)保護(hù)、分差保護(hù)動(dòng)作，主變壓器三側(cè)斷路器跳閘，故障電流二次值為，一次值為k。圖24-1高壓繞組外表面故障點(diǎn)圖24-2高壓繞組外表面故障點(diǎn)圖24-3高壓繞組外表面故障點(diǎn)圖24-4高壓繞組外表面故障點(diǎn)圖24-5圖24-6圖24-7110kV年月日，k變電站運(yùn)行方式為：k三城線帶kⅠ、Ⅱ母運(yùn)行，kⅠ、Ⅱ母并列運(yùn)行。主變壓器帶kⅠ母運(yùn)行，主變壓器帶kⅡ母運(yùn)行。事故發(fā)生后，檢修工區(qū)相關(guān)班組立即到現(xiàn)場(chǎng)對(duì)k變電站主變壓器本體及主變壓器k側(cè)斷路器進(jìn)行檢查。通過外觀檢查發(fā)現(xiàn)，主變壓器本體圖所示。圖25-1年月日，對(duì)事故變壓器進(jìn)行吊罩故障分析。吊罩后發(fā)現(xiàn)主變壓器相高壓引線根部（引線直角拐彎處）包裹的絕緣紙燒黑并炸開，引線上方電工層壓木的一個(gè)壓釘被電弧燒傷，變壓器箱殼相高壓引線位置處發(fā)現(xiàn)明顯的放電灼傷點(diǎn)。對(duì)變壓器C相高壓引線根部所包裹的絕緣紙剝開，發(fā)現(xiàn)高壓繞組引出銅排已被放電電弧燒融，銅排僅剩余截面連接。故障位置如圖所示。圖25-2圖25-3對(duì)k主變壓器本體進(jìn)行檢查試驗(yàn)，主變壓器高壓側(cè)、低壓側(cè)絕緣電阻、介質(zhì)損耗、直流電阻、變比、低壓側(cè)直流泄漏電流、繞組變形測(cè)試均合格。在進(jìn)行主變壓器高壓側(cè)繞組直流泄漏電流測(cè)試時(shí)，升至k左右時(shí)儀器電流保護(hù)自動(dòng)跳閘?；?，最終形成了碳化爬電通道，引起相高壓引線根部與上夾件連板間的擊穿電壓大幅下降，導(dǎo)致了絕緣的貫穿性擊穿，引發(fā)高能放電。放電放電的現(xiàn)象，最終導(dǎo)致主變壓器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，主變壓器重瓦斯動(dòng)作、輕瓦斯動(dòng)作、壓力釋放閥動(dòng)作。110kV主變壓器繞組引線絕緣故障（一表26-1油色譜分析圖26-1圖26-2C圖26-3圖26-4圖26-5110kV主變壓器繞組引線絕緣故障（二圖27-1表27-1故障后變壓器油氣樣色譜分析表27-2故障前一個(gè)月變壓器正常油色譜預(yù)試情況表27-3圖27-2圖27-3圖27-4C圖27-5圖27-6吊罩解體檢查發(fā)現(xiàn)變壓器相調(diào)壓繞組分接段引出線連線焊接處，在個(gè)分接級(jí)電壓導(dǎo)線間的位置有放電擊穿痕跡，因此在根據(jù)變壓器投運(yùn)情況以及保護(hù)動(dòng)作情況等綜合分析，初步確定事故產(chǎn)生的原因?yàn)椋鹤儔浩飨嗾{(diào)壓繞組分接段引出線連線焊接處，由于存在制造質(zhì)量問題，當(dāng)變壓器高壓側(cè)空載合閘送電瞬間，產(chǎn)生絕緣擊穿，造成個(gè)分接段短接放電，使該相調(diào)壓繞組電壓急劇升高，又由于分接是最高分接，再加上此時(shí)合閘瞬間可能產(chǎn)生的操作過電壓，最終導(dǎo)致選擇開關(guān)的相分接定觸頭引出端與相臨相分接定觸頭引出端之間發(fā)生嚴(yán)重的放弧短路故障，又由于調(diào)壓繞組發(fā)生相間短路故障，在短路力的作用下最終使得、焊現(xiàn)象，使得合閘后因三相直流電阻不平衡在高壓中性點(diǎn)產(chǎn)生零序電流，重瓦斯跳閘，變壓器損壞事故。110kV圖28-1套管導(dǎo)電桿部位表28-1油氣相色譜分析μL/L表28-2圖28-2110kV年月日，對(duì)主變壓器進(jìn)行定期色譜分析發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)異常：乙炔含量；氫氣，乙炔含量與—《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》中關(guān)于運(yùn)行中k主變壓器油中溶解氣體色譜分析乙炔的注意值十分接近，隨即縮短跟蹤周期密切跟蹤。從年月日～月日分別對(duì)其進(jìn)行色譜跟蹤分析次，乙炔含量從增長(zhǎng)至，氫氣含量增長(zhǎng)至。在此后的跟蹤過程中乙炔最高增長(zhǎng)至，氫氣最高增長(zhǎng)至。隨后對(duì)該設(shè)備進(jìn)行了余次的跟蹤，認(rèn)真分析試驗(yàn)數(shù)據(jù)，密切關(guān)注油中溶解氣體增長(zhǎng)趨勢(shì)。自年月～年月，主變壓器本體絕緣油乙炔含量一直穩(wěn)定在左右。2010年10月11日，對(duì)該主變壓器進(jìn)行吊罩檢查。在吊起110kV升高座時(shí)，發(fā)現(xiàn)110kVA相套管引線下部錐體（靠繞組端部）位置引線上有圖29-1圖29-2220kV斷路器上kⅠ段母線；因k主變壓器隔離開關(guān)更換電動(dòng)操作機(jī)構(gòu)，kⅡ段母線和k主變壓器斷路器回路檢修。故障經(jīng)過：該站主變壓器k總路斷路器端子箱及隔離開關(guān)電動(dòng)操作機(jī)構(gòu)、遙信遙控試驗(yàn)等工作結(jié)束后，值班員在完成“將主變壓器斷路器由停用轉(zhuǎn)在kⅠ段母線運(yùn)行，將k旁路斷路器由代主變壓器斷路器負(fù)荷運(yùn)行轉(zhuǎn)在kⅠ段母線備用”的倒閘操作任務(wù)后。在進(jìn)行拉開隔離開關(guān)”的操作項(xiàng)目時(shí)（此時(shí)旁路斷路器在備用狀態(tài)，主變壓器斷路器已經(jīng)轉(zhuǎn)運(yùn)行），發(fā)現(xiàn)相隔離開關(guān)斷開時(shí)弧光較大；同時(shí)，聽見k電容器室內(nèi)有爆炸聲以及已轉(zhuǎn)運(yùn)行的k主變壓器斷路器分閘的聲音，檢查發(fā)現(xiàn)主變壓器斷路器在分閘位置。（運(yùn)行人員聽到的爆炸聲）；圖30-1圖30-2圖30-3圖30-4絕緣測(cè)試情況：中對(duì)高低及地：s為，s為，吸收比為，與故障前交接試驗(yàn)與例行試驗(yàn)相比，s絕緣電阻從Ω降到，下降幅度極大，吸收比略有下降。低對(duì)高中及地s為，為，吸收比為，與以前交接試驗(yàn)和例行試驗(yàn)值相比，絕緣電阻s從降低到目前的，下降幅度極大，吸收比略有下降。圖30-5圖30-6#2通過本次事故現(xiàn)象分析，起因是相中壓繞組引出線根部對(duì)低壓繞組擊穿。低壓繞組擊穿后繼續(xù)沿紙板向拉板爬電，形成電弧放電，導(dǎo)致器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，本體重瓦斯和輕瓦斯保護(hù)動(dòng)作，壓力釋放裝置動(dòng)作；同時(shí)，變壓器油分解，產(chǎn)生大量特征氣體。圖30-7220kV該站主變壓器投運(yùn)后年停電進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)，未見異常。但自年月份以來油色譜分析異常，總烴含量有緩慢增長(zhǎng)趨勢(shì)（見圖），遂安排年停電試驗(yàn)，未見異常，加強(qiáng)色譜跟蹤。年以來，該變壓器負(fù)荷持續(xù)較重，油色譜分析發(fā)現(xiàn)總烴含量增長(zhǎng)變快，狀態(tài)評(píng)價(jià)列為“注意狀態(tài)加強(qiáng)監(jiān)視。年月日因某小電廠關(guān)停該變壓器，k負(fù)荷徒增W，達(dá)到，專門安排當(dāng)日晚上采樣油色譜分析，其總烴含量達(dá)到，大大超過標(biāo)準(zhǔn)，立即將該變壓器評(píng)價(jià)為“異常狀態(tài)”。圖31-1圖31-2#1圖31-3#1主變壓器A圖31-4變壓器A圖31-5正常運(yùn)行時(shí)，電流由到，通過上下共根扁銅線均勻載流。本故障點(diǎn)出現(xiàn)后，上繞組中根扁銅線、下繞組的另兩根扁銅線則通過線面接觸載流，接觸電阻較大，嚴(yán)重發(fā)熱導(dǎo)致油色譜分析異常。由于焊接使用的磷銅焊條熔點(diǎn)在℃左右，本故障如未及時(shí)發(fā)現(xiàn)處理，將嚴(yán)重威脅主變壓器的安全運(yùn)行甚至造成變壓器損壞。220kV圖32-1事故變壓器于年月日在濟(jì)南西門子變壓器廠進(jìn)行解體檢查分析。各級(jí)電力公司和廠家有關(guān)人員參加了解體檢查分析。解體檢查發(fā)現(xiàn)，變壓器內(nèi)部k、相引線，平衡繞組引線和k相套管底部均壓球有放電現(xiàn)象，變壓器繞組無(wú)放電和變形損傷現(xiàn)象。具體檢查情況如下：圖32-2圖32-3圖32-4110kV主變壓器35kV年月日對(duì)主變壓器進(jìn)行停電試驗(yàn)，試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)k套管相電容量超標(biāo)，聯(lián)系廠家將相套管更換。套管更換過程中，對(duì)主變壓器放油、補(bǔ)油約k。主變壓器于月日投入運(yùn)行，且按預(yù)試規(guī)程要求對(duì)主變壓器及時(shí)進(jìn)行絕緣油色譜跟蹤分析。在對(duì)主變壓器進(jìn)行變壓器油色譜跟蹤過程中，發(fā)現(xiàn)油中氫氣和總烴含量較以往有明顯的增加，數(shù)據(jù)異常，增加取樣次數(shù)，密切監(jiān)測(cè)設(shè)備狀況。表33-1110kV圖34-1表34-1油色譜分析壓繞組對(duì)地6000/8000MΩ，低壓繞組4000/6000MΩ。圖34-2圖34-3圖34-4圖34-5圖34-6圖34-7圖34-8切換開關(guān)圖34-9切換開關(guān)初步分析原因：當(dāng)動(dòng)作到產(chǎn)生循環(huán)電流以后而機(jī)械動(dòng)作突然中斷，則會(huì)造成與、、、、、均脫開，變壓器工作電流正常，真空泡、，開關(guān)、及過渡電阻回路因持續(xù)通過循環(huán)電流而發(fā)熱的情況，發(fā)熱以過渡電阻為最。隨時(shí)間延長(zhǎng)，絕緣油被逐漸加熱到沸騰產(chǎn)生的氣泡破壞了開關(guān)的絕緣，導(dǎo)致絕緣擊穿而發(fā)展為變壓器分接線圈級(jí)間短路，產(chǎn)生強(qiáng)大的短路電流再使得異相之間的第、第分接頭之間擊穿，再擴(kuò)展到的選擇開關(guān)也發(fā)生擊穿，完全有可能波及真空泡，導(dǎo)致重瓦斯動(dòng)作。220kV#1主變壓器220kV側(cè)2501斷路器在甲Ⅰ母線運(yùn)行，66kV側(cè)2581斷路器在南母運(yùn)行，代66kVXC線、XW線、XG線、XP線、XS線、#2所用變壓器、#1降壓變壓器有功8MW。#2主變壓器220kV側(cè)2502斷路器在乙Ⅱ母線運(yùn)行，66kV側(cè)2582斷路器在北母運(yùn)行，代66kVXQ甲乙線、事故前，變電站運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)k北母線電壓低，線電壓為k，開始進(jìn)行主變壓器調(diào)壓操作。：，當(dāng)由擋逐級(jí)調(diào)至擋時(shí)，主變壓器有載調(diào)壓瓦斯保護(hù)動(dòng)作，主變壓器k側(cè)斷路器跳閘、k側(cè)斷路器跳閘，主變壓器所代北母線上全部負(fù)荷失電，損失電量約萬(wàn)k。故障變壓器為沈陽(yáng)變壓器廠產(chǎn)品，設(shè)備型號(hào)為，年投運(yùn)。有載調(diào)壓開關(guān)為長(zhǎng)征電器廠產(chǎn)品，型號(hào)為-Ⅲ，年月生產(chǎn)，年月投運(yùn)。年月日，春檢有載調(diào)壓開關(guān)油處理后，現(xiàn)場(chǎng)耐壓k，年春檢換油后主變壓器有載開關(guān)調(diào)整次數(shù)累計(jì)為次，從投運(yùn)至今累計(jì)動(dòng)作次（有載開關(guān)電氣壽命次）。圖35-1圖35-2110kV表36-1表36-2油色譜、微水周期數(shù)據(jù)對(duì)比圖36-1目前使用的—《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程》只規(guī)定了套管末屏對(duì)地的絕緣電阻和介質(zhì)損耗注意值，卻忽略了套管末屏對(duì)地電容量的變化。雖然套管末屏對(duì)地的介質(zhì)損耗值對(duì)于受潮缺陷反映較套管末屏對(duì)地電容量明顯，但從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)外部條件來看，套管末屏對(duì)地的介質(zhì)損耗值受空氣濕度的影響較大，而末屏對(duì)地電容量則受空氣濕度的影響較小。這是由于空氣濕度較大時(shí)，末屏小瓷套外表面的泄漏電流增大，這一電流基本為有功分量，使得整體介質(zhì)損耗出現(xiàn)虛高，而電容量受此影響變化則不明顯。作為需要與歷史數(shù)據(jù)比對(duì)的判據(jù)而言，在戶外試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)中，電容量的變化則比介質(zhì)損耗變化容易把握。正常時(shí)，末屏對(duì)地電容的介質(zhì)主要為油（為）、油紙組合（為）、瓷（為），當(dāng)受潮以后水分侵入電纜紙，由于水屬于極性分子，它的為，這使得的油紙組合的增大，電容量增加（，由于套管屬于靜態(tài)設(shè)備和不會(huì)變化，ε是唯一變量）。如故障實(shí)例中，該套管故障后末屏對(duì)地電容量較上次增加了%。220kV年月日，k主變壓器預(yù)試時(shí)發(fā)現(xiàn)，高壓側(cè)相套管油色譜數(shù)據(jù)超標(biāo)，乙炔含量達(dá)。月～日，在廠家對(duì)缺陷套管進(jìn)行了解體分析，結(jié)果發(fā)現(xiàn)該套管電容芯子整體移位，套管末屏處放電，分析原因是由于廠家工藝控制不嚴(yán)，生產(chǎn)人員責(zé)任心不強(qiáng)造成。圖37-1圖37-2圖37-3圖37-4220kV圖38-1主變壓器B潮流變化很大，根據(jù)相關(guān)要求，主變壓器時(shí)常在滿負(fù)荷運(yùn)行與空載運(yùn)行之間迅速變化，在主變壓器滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，渦流發(fā)熱與導(dǎo)體失去作用，鋁導(dǎo)體因收縮產(chǎn)生壓緊力將全部作用于瓷套上，導(dǎo)致瓷套破裂，如圖所示。圖38-2圖38-3圖38-4圖38-5圖38-6330kV故障發(fā)生前，kⅠ、Ⅱ母并列運(yùn)行，kⅠ母帶主變壓器、、、、、斷路器運(yùn)行；主變壓器在發(fā)生故障時(shí)刻處于檢修狀態(tài)。圖39-1圖39-2上套管下部靠近末屏接地小套管處外部幾層電容屏及絕緣紙有炸裂痕跡。打開末屏接地小套管發(fā)現(xiàn)末屏接地頂桿端部燒損變細(xì)，如圖所示，沿末屏接地套管處向內(nèi)有電容屏及絕緣紙嚴(yán)重?zé)齻瑑?nèi)部已燒空深度約cm如圖所示。圖39-3圖39-4根據(jù)保護(hù)動(dòng)作、主變壓器錄波、油色譜數(shù)據(jù)、繞組直流電阻測(cè)量、監(jiān)控錄像及現(xiàn)場(chǎng)事故后檢查，原因分析如下：k套管相末屏接地小套管內(nèi)導(dǎo)電桿與末屏接觸不良，造成低能量放電，經(jīng)過較長(zhǎng)時(shí)間向內(nèi)發(fā)展，燒蝕短接了外部幾層電容屏，剩余電容屏電場(chǎng)強(qiáng)度改變，不能承受工作電壓，在剩余電容屏間先貫通放電，經(jīng)中間屏傳至小套管處對(duì)地放電，相上、下套管爆炸并引起外套管處著火（見圖）。爆炸起火后，波及、相上套管及中性點(diǎn)套管破碎并燒傷，造成對(duì)主變壓器的進(jìn)一步損壞。圖39-5330kV年月日：，k變電站主變壓器跳閘，保護(hù)、保護(hù)差動(dòng)動(dòng)作，、、、斷路器跳閘。圖40-1主變壓器B圖40-2B通過觀察套管內(nèi)部絕緣狀態(tài)、放電位置、放電通道痕跡等情況進(jìn)行分析，可以確定，此次單相接地故障起因?yàn)橄喔邏禾坠軆?nèi)部受潮，受衡。由于產(chǎn)品結(jié)構(gòu)原因，使套管向上移動(dòng)，將軍帽移位。綜合兩套保護(hù)動(dòng)作信息及故障錄波器提供的錄波報(bào)告，可以判斷出本次故障故障點(diǎn)在、斷路器至主變壓器高壓側(cè)套管之間，結(jié)合非電量保護(hù)輕瓦斯保護(hù)動(dòng)作，對(duì)本次主變壓器保護(hù)動(dòng)作情況初步結(jié)論為：本次主變壓器故障，所有相關(guān)保護(hù)動(dòng)作正確，故障范圍可估計(jì)在主變壓器高壓側(cè)相套管內(nèi)部，在套管出線端頭以下，在高壓側(cè)套管以上這段部位。表40-1油色譜分析結(jié)果圖40-3#2從注（放）油孔位置和微觀結(jié)構(gòu)分析，由于330kVB相套管為垂直安裝，而330kVA、C兩相套管向兩側(cè)傾斜安裝，比較而言，雨水更容易500kV該k變電站海拔，年月日投運(yùn)。變電容量，k為接線，個(gè)完整串合環(huán)運(yùn)行，出線回；k為雙母單分段接線，出線回；k為單母接線，電抗器組，容量v；電容器組，容量vr。故障前，#1主變壓器、#2主變壓器并列運(yùn)行，500kVⅠ母、Ⅱ母合環(huán)運(yùn)行，220kV雙母線單分段并列運(yùn)行，35kVA、B母單母運(yùn)行。#1主表41-1油色譜分析本體解體檢查情況。本體吊罩后檢查發(fā)現(xiàn)，大部分引線支架失去支撐，中壓和高壓引線塌落；主柱器身圍屏全部被燒毀，旁柱器身構(gòu)件未出現(xiàn)明顯變形；油箱變形比較嚴(yán)重，上節(jié)油箱中部箱壁和橫加強(qiáng)筋鼓起，多處焊縫開裂。外觀檢查未發(fā)現(xiàn)放電痕跡。套管解體情況。高壓套管、中性點(diǎn)套管瓷件均已破碎，電容芯子、連接套筒、儲(chǔ)油柜、接線座、均壓球等表面被燒黑，但未發(fā)現(xiàn)放圖所示。圖41-1#1主變壓器C相220kV圖41-2均壓球松動(dòng)、變位造成套管尾部電場(chǎng)畸變。k套管尾部均壓球固定方式采用螺釘彈簧卡緊式結(jié)構(gòu)，均壓球設(shè)計(jì)有固定腰形孔四綜合分析。主變壓器相k套管，是西安西電高壓套管有限公司（原西安西電高壓電瓷有限責(zé)任公司）年引進(jìn)公司世紀(jì)年代短尾套管技術(shù)研發(fā)的型產(chǎn)品，其尾部均壓球連接未設(shè)計(jì)防松鎖緊機(jī)構(gòu)，專用墊圈底板的等電位連接結(jié)構(gòu)不可靠，是本次主變故障的根本原因。均壓球安裝孔加工質(zhì)量控制不嚴(yán)也是本次故障的主要原因。圖41-3圖41-4500kV年月日：，k變電站主變壓器斷路器、線主變壓器斷路器、主變壓器斷路器、線主變壓器斷路器跳閘。跳閘及失電情況。年月日：，主變壓器屏主變壓器高阻抗差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、主變壓器屏第一差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，和斷路器保護(hù)動(dòng)作，主變壓器斷路器、線主變壓器斷路器、主變壓器斷路器、線主變壓器2斷路器跳閘。斷路器跳閘正確，保護(hù)動(dòng)作正確。故障錄波及自動(dòng)化后臺(tái)情況。二次保護(hù)盤面情況：主變壓器屏第一套差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，顯示相故障，主變壓器屏主變壓器高阻抗差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，顯示相故障。主變壓器斷路器、線主變壓器斷路器、主變壓器斷路器、線主變壓器斷路器電氣量出口中間掉牌，主變壓器過勵(lì)磁工作?！癇EN5000故障錄波”“FR1～FR4故障錄波器裝置動(dòng)作”等，故障錄波圖如圖42-1所示，根據(jù)故障錄波圖顯示，#2主變壓器500kVB相故障電圖42-1#2當(dāng)晚：，由油務(wù)試驗(yàn)班取變壓器油樣進(jìn)行分析，經(jīng)檢測(cè)油樣全部合格。經(jīng)外觀檢查后對(duì)該套管進(jìn)行試驗(yàn)，各項(xiàng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)均合格。月日：，對(duì)套管清揩，再次詳細(xì)檢查套管絕緣子外觀無(wú)損壞，釉面脫落處涂，至：搶修工作全部結(jié)束，：，主變壓器恢復(fù)送電正常。500kV圖43-1圖43-2圖43-3110kV檢查呼吸器呼吸正常（對(duì)呼吸器進(jìn)行吹氣試驗(yàn)正常）圖44-1圖44-2圖44-3220kV組織對(duì)該互感器進(jìn)行了油色譜試驗(yàn)分析，同時(shí)為了保證試驗(yàn)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，在某k換流站對(duì)該互感器進(jìn)行了油色譜試驗(yàn)分析，并組織存在輕微過熱故障。變壓器油試驗(yàn)無(wú)問題，可以先排除內(nèi)部絕緣材質(zhì)故障所致。由于強(qiáng)油循環(huán)變壓器冷卻系統(tǒng)的潛油泵存在負(fù)壓區(qū)，當(dāng)潛油泵發(fā)生滲漏，內(nèi)部壓強(qiáng)同大氣壓強(qiáng)不能保持大于等于的關(guān)系時(shí)，會(huì)發(fā)生內(nèi)部進(jìn)氣現(xiàn)象。同時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)外觀檢查該臺(tái)變壓器、主變壓器內(nèi)部氣體產(chǎn)生原因?yàn)?、逐個(gè)排查，即停止一組冷卻器，并關(guān)閉連接處的蝶閥，其他冷卻器投入運(yùn)行半個(gè)月左右，觀察是否存在繼續(xù)積氣報(bào)警現(xiàn)象，以此類推，從而確定是否是冷卻系統(tǒng)存在故障及存在故障的冷卻器。經(jīng)過半個(gè)月的檢查后，發(fā)現(xiàn)關(guān)閉、頻繁動(dòng)作減少為兩次。確定是冷卻器原因造成的動(dòng)作后，組織停電對(duì)存在問題的冷卻器進(jìn)行了處理，更換冷卻器的蝶閥、潛油泵、油流繼電器、膠墊等，并對(duì)冷卻器的管路等進(jìn)行檢查。小修后，變壓器運(yùn)行正常后，期間的個(gè)月內(nèi)發(fā)生過次動(dòng)作，其他時(shí)間運(yùn)行平穩(wěn)。500kV圖46-1#1圖46-2#7信號(hào)模擬試驗(yàn)：將主變壓器相充氮滅火裝置投入手動(dòng)運(yùn)行狀態(tài)（狀態(tài)開關(guān)置于手動(dòng)”，三位啟動(dòng)開關(guān)”置于“自動(dòng)），體分控箱內(nèi)探頭超溫信號(hào)線、，報(bào)警信號(hào)正常；短接變壓器本體分控箱內(nèi)重瓦斯信號(hào)線、，報(bào)警信號(hào)正常；短接變壓器本體分控箱內(nèi)斷流閥信號(hào)線、，報(bào)警信號(hào)正常；短接消防柜內(nèi)氮壓力信號(hào)、，報(bào)警信號(hào)正常。手動(dòng)模擬試驗(yàn)。將主變壓器相充氮滅火裝置投入手動(dòng)運(yùn)行狀態(tài)（狀態(tài)開關(guān)置于手動(dòng)”，三位啟動(dòng)開關(guān)”置于“自動(dòng)），重瓦斯信號(hào)分別短接，充氮滅火裝置未啟動(dòng)；將探頭超溫和氮?dú)鈮毫Φ托盘?hào)同時(shí)短接，充氮滅火裝置未啟動(dòng)；將探頭超溫和斷流閥關(guān)信號(hào)同時(shí)短接，充氮滅火裝置未啟動(dòng)；將“三位啟動(dòng)開關(guān)切換至手動(dòng)位置延時(shí)s，主變壓器相充氮滅火裝置啟動(dòng)成功。表46-1圖46-3J7由于該變電站所處地區(qū)氣候潮濕，該站充氮滅火裝置感溫探頭無(wú)防雨措施，探頭接線盒密封差，長(zhǎng)期受潮。月日：，主變壓器相充氮滅火裝置感溫探頭因受潮（檢查發(fā)現(xiàn)接點(diǎn)銹蝕嚴(yán)重）造成探頭接點(diǎn)端導(dǎo)通接地，發(fā)探頭超溫”報(bào)警信號(hào)和“故障告警由于振動(dòng)使相充氮滅火裝置氮?dú)忾y的閥芯松動(dòng)（彈簧結(jié)構(gòu)），導(dǎo)致氮?dú)庑孤▋?nèi)漏）進(jìn)本體，氮壓低”信號(hào)斷續(xù)發(fā)出。期間主變壓器滅火裝置“三位啟動(dòng)開關(guān)接觸器J線圈因絕緣老化造成正電端（）斷續(xù)接地，致使J瞬間啟動(dòng)，充氮滅火裝置排油閥打開、氮?dú)忾y打開，關(guān)閉斷流閥（此時(shí)由于氮?dú)忾y行程開關(guān)接觸不良，導(dǎo)致“氮?dú)忾y開信號(hào)未發(fā)出）。：，氮?dú)膺M(jìn)入變壓器本體后發(fā)出輕瓦斯信號(hào)。：，充氮滅火裝置排油速度達(dá)到重瓦斯啟動(dòng)值，重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳主變壓器三側(cè)。由于主變壓器相充氮滅火裝置感溫探頭和“三位啟動(dòng)開關(guān)”結(jié)論：主變壓器充氮滅火裝置處于“手動(dòng)狀態(tài)時(shí)，相充氮滅火裝置感溫探頭和三位啟動(dòng)開關(guān)”接觸器J線圈因絕緣降低造成直流兩點(diǎn)接地，引發(fā)主變壓器相充氮滅火裝置三位啟動(dòng)開關(guān)”接觸器動(dòng)作，啟動(dòng)充氮滅火裝置，排油過程中使重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳主變壓器。主變壓器滅火裝置動(dòng)作過程分析圖如圖所示。圖46-4#1第二章電抗器故障匯編10kV圖47-1圖47-2A圖47-3A圖47-4B圖47-5A、B電抗器相繞組中部?jī)?nèi)層包封內(nèi)線圈局部絕緣薄弱，運(yùn)行中的發(fā)熱和投切過程中的過電壓進(jìn)一步加速絕緣老化，引起局部（間暫不能確定）線圈短路，形成環(huán)流后進(jìn)一步發(fā)熱，引起更大面積絕緣加速老化，發(fā)展到一定程度后引起內(nèi)層包封內(nèi)線圈對(duì)鐵心柱放電，監(jiān)控信號(hào)反映為單相接地動(dòng)作。35kV故障電抗器為西安西變干式變壓器有限責(zé)任公司產(chǎn)品，設(shè)備型號(hào)為，年月出廠。該產(chǎn)品以圓鋁線為導(dǎo)體，采用小截面多股平行繞制，以鋁排為出線臂與母線連接。層間裸鋁線經(jīng)纏繞聚酯薄膜再加涂環(huán)氧樹脂為匝間絕緣。線圈層間采用聚酯玻璃纖維引拔棒，作為軸向散熱氣道，多包封單元，多氣道結(jié)構(gòu)，自然冷卻。內(nèi)部由組線圈從內(nèi)向外包封起來，最內(nèi)層為第包封，最外層為第包封，這5個(gè)包封并連在一起成為電抗器的頭尾，～包封內(nèi)各有多個(gè)線圈并聯(lián)。圖48-1圖48-2圖48-3表48-1圖48-4分析事故成因如下：第層分包在制造時(shí)受到損傷出現(xiàn)裂紋等，在最初的沒有完全斷裂，但在長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行，此處存在氣隙，氧化后阻值增高，造成發(fā)熱，使其最終燒熔斷裂（圖著火點(diǎn)），時(shí)支撐絕緣子傘裙受熱炸裂。35kV年月日：，kⅡ組電抗器過流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作跳閘，動(dòng)作時(shí)裝置顯示二次值分別為相、相、相，保護(hù)動(dòng)作正確。事故發(fā)生時(shí)該地區(qū)為大風(fēng)大雨天氣。圖49-1B相上B圖49-2B相下Y圖49-3B圖49-4圖49-5B圖49-6C之間的緊密配合發(fā)生了松動(dòng)，從而引起引拔棒上下竄動(dòng)。而竄動(dòng)造成的后果則是繞組絕緣被磨損，在遭遇大雨時(shí)，引起匝間絕緣擊穿、放電、燒熔。35kV1-1L一次設(shè)備運(yùn)行方式：主變壓器、主變壓器并列運(yùn)行。k：主變壓器斷路器運(yùn)行，主變壓器斷路器運(yùn)行、站用變壓器帶Ⅰ段，站用變壓器帶Ⅱ段，站用變壓器冷備用。k低抗、k低抗、k低抗、kL低抗運(yùn)行。二次設(shè)備運(yùn)行方式：主變壓器、主變壓器雙套保護(hù)已加用。k低抗保護(hù)、k低抗保護(hù)、k低抗保護(hù)，低抗全套保護(hù)已加用。k主變壓器高壓側(cè)斷路器、中壓側(cè)斷路器、低壓側(cè)斷路器跳閘，主變壓器JⅡ回線斷路器跳閘。同時(shí)值班人員迅速到現(xiàn)場(chǎng)檢查主變壓器一次設(shè)備、二次設(shè)備情況，并迅速倒站用變，恢復(fù)Ⅰ段母線正常運(yùn)行。通過現(xiàn)場(chǎng)檢查，主變壓器三側(cè)斷路器位置在分位，兩套主變壓器保護(hù)裝置動(dòng)作，站內(nèi)直流系統(tǒng)等公用設(shè)備正常，現(xiàn)場(chǎng)k電抗器相有明火出現(xiàn)（見圖），kV低壓電抗器保護(hù)未動(dòng)作，值班人員立即將k、電抗器及站用變壓器轉(zhuǎn)冷備用，并組織人員進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)滅火，但因火點(diǎn)較高無(wú)法控制，迅速撥打火警，經(jīng)消防人員全力撲救，：大火熄滅。圖50-135kV1-1L電抗器C圖50-235kV1-1L電抗器與#1主變壓器220kVA目前變電站投運(yùn)的同批次產(chǎn)品共組，為k、電抗器。k電抗器處于主變壓器k相引線正下方，如圖所示。故障發(fā)生后，超高壓分公司、省電科院技術(shù)人員現(xiàn)場(chǎng)檢查，發(fā)現(xiàn)k電抗器部燒毀，封包內(nèi)部及下方與星型架上焊接線及多根鋁線熔斷、散股、脫落，內(nèi)側(cè)封包隆起、嚴(yán)重變形，如圖痕跡，第片傘裙炸碎，絕緣子上法蘭燒缺，絕緣子表面有燒熔的鋁渣附著，如圖所示。地面上有少量鋁熔渣及破碎的絕緣子碎片。主變壓器k引線相有約長(zhǎng)煙火熏白的痕跡。圖50-3C圖50-4C保護(hù)人員調(diào)取錄波圖分析（以相低抗故障開始時(shí)間為基準(zhǔn)），首先是主變壓器k側(cè)相電壓下降、相電流上升，s后中壓側(cè)相出現(xiàn)接地，二次電流達(dá)（一次），導(dǎo)致主變壓器雙套保護(hù)差動(dòng)速斷動(dòng)作跳三側(cè)，s斷路器斷開故障切除。檢查電抗器保護(hù)未動(dòng)作，從主變壓器低壓側(cè)電流分析電抗器在故障過程中最大電流為，變比為，折算到二次電流為。k電抗器保護(hù)定值：過流Ⅰ段，時(shí)間s；過流Ⅱ段，時(shí)間s；過負(fù)荷定值，時(shí)間s?？梢姽收想娏魑吹竭^流Ⅰ段定值，雖已達(dá)到過流Ⅱ段定值，但因主變壓器保護(hù)先跳閘，導(dǎo)致電抗器保護(hù)未能動(dòng)作。當(dāng)日上午點(diǎn)對(duì)該套電抗器保護(hù)進(jìn)行了試驗(yàn)，在電流回路中加入（倍定值）時(shí)間到達(dá)s時(shí)保護(hù)即可動(dòng)作。根據(jù)檢查情況，初步判斷本次故障原因?yàn)閗電抗器相運(yùn)行中繞組發(fā)生匝間短路，引起絕緣材料燃燒起火，支柱絕緣子被大火弧光燒傷，造成絕緣破壞，且濃煙大火直沖上部主變壓器的kV 相引線，導(dǎo)致主變壓器的k引線相接地，引起主變壓器保護(hù)動(dòng)作。建議將k、電抗器更換為油浸式電抗器。根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)公司～年干式電抗器事故、障礙統(tǒng)計(jì)分析情況來看，干式空心并聯(lián)電抗器發(fā)生事故、障礙的概率較大，而該變電站k、電抗器處于主變壓器k相引線的下方，當(dāng)電抗器故障發(fā)生燃燒時(shí)，極易引起主變壓器k側(cè)出口短路，使事故擴(kuò)大，影響主設(shè)備安全運(yùn)行，本次事故就是如此。加強(qiáng)k并聯(lián)電抗器的運(yùn)行監(jiān)督。加強(qiáng)k并聯(lián)電抗器的運(yùn)行監(jiān)督，特別是存在較大的安全隱患的k、電抗器。應(yīng)密切關(guān)注設(shè)備運(yùn)行情況、加強(qiáng)更換前的運(yùn)行監(jiān)督，包括加強(qiáng)運(yùn)行巡視和紅外熱成像檢測(cè)，特別是在高溫、高負(fù)荷時(shí)段，以及天氣變化如雨天之后，應(yīng)加強(qiáng)紅外熱成像檢測(cè)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)電抗器可能存在的局部過熱缺陷，防止同類故障再次發(fā)生。35kV1-2L年月日，天氣晴好，無(wú)操作。：變電站值班人員聽到現(xiàn)場(chǎng)一聲巨響，監(jiān)控機(jī)電鈴、電笛響，告警窗口顯示：k電抗器—電流Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，k電抗器斷路器跳閘。值班人員發(fā)現(xiàn)k電抗器斷路器相處部分草皮著火，值長(zhǎng)立即派人到現(xiàn)場(chǎng)檢查斷路器三相確已分閘后，組織力量進(jìn)行滅火?；饎?shì)撲滅后，值班人員檢查發(fā)現(xiàn)k電抗器相發(fā)生故障，向網(wǎng)調(diào)值班員申請(qǐng)將其轉(zhuǎn)為冷備用。檢查保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘報(bào)告：年月日：：，k電抗器—電流Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作；：：，k電抗器斷路器跳閘。檢查故障錄波圖相電抗器故障電流最大達(dá)。經(jīng)了解，變電站k、電抗器因故障先后于、年進(jìn)行了返廠大修。年是由于電抗器發(fā)生匝間短路故障，返廠進(jìn)行了大修。年發(fā)現(xiàn)電抗器運(yùn)行溫度偏高，為增強(qiáng)設(shè)備絕緣性能，廠家對(duì)電抗器進(jìn)行了整體浸（環(huán)氧）漆處理，內(nèi)外表面重新噴涂了現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)：相下部繞組靠近中性點(diǎn)引線位置有燃燒痕跡，其與中性點(diǎn)引線的連接板裂開；其下部支持瓷瓶有不同程度電弧燒灼痕跡，其中至中性點(diǎn)引線處的支持絕緣子整體燒灼為炭黑色，臨近的個(gè)支持絕緣子呈現(xiàn)灰白色燒灼痕跡；在表有較多燒熔的鋁屑，其他設(shè)備無(wú)異常，如圖和圖所示。圖51-1圖51-2綜合以上情況分析認(rèn)為，本次故障發(fā)展過程應(yīng)為：k第組電抗器相繞組層間發(fā)生閃絡(luò)或擊穿，電弧燒傷層間絕緣與匝間絕緣，導(dǎo)動(dòng)力的同時(shí)作用下，電抗器與中性點(diǎn)引線的連接板裂開。66kV圖52-1k變電站電抗器于年月日：跳閘，跳閘前電流為，正常運(yùn)行時(shí)電流在～之間波動(dòng)，無(wú)異常增大或減小。35kV圖53-1圖53-2圖53-335kVk變電站變壓器k側(cè)安裝運(yùn)行組并聯(lián)電容器裝置、、，單組容量kv。年月串聯(lián)電抗器、內(nèi)徑有裂紋，中相電抗器燒毀。35kV5.85A，35kV#2-1電抗器C相防雨罩下有小股明火，變電站當(dāng)值運(yùn)行人員立即匯報(bào)調(diào)度，大約15min明火熄滅，20：45，變電站當(dāng)值運(yùn)行人員圖55-1電抗器C圖55-2電抗器C錄波情況：月日：：故障錄波啟動(dòng)，kⅡ母電壓在故障前兩個(gè)周波三相電壓分別為相，相，相，零序電壓為。故障后，相電壓升至，相電壓升至，相電壓降至，零序電壓升至。時(shí)，保護(hù)動(dòng)作斷路器跳閘，kⅡ母電壓恢復(fù)正常。故障電抗器為順特電氣有限公司產(chǎn)品，設(shè)備型號(hào)為干式電抗器，年月投運(yùn)。年月日、年月日進(jìn)行設(shè)備定期預(yù)試，試驗(yàn)結(jié)果均正常。該電抗器自投運(yùn)以來，未發(fā)生缺陷。月日，在制造廠對(duì)燒毀的電抗器進(jìn)行了解剖。從解剖情況看，繞組外表灰塵較多，由于產(chǎn)品燒毀時(shí)排出大量煙塵，所以上、下兩端面有很多黑色的灰塵?，F(xiàn)場(chǎng)鋸開繞組內(nèi)側(cè)兩個(gè)包封，第包封除靠第中在第包封中上部，大約占的包封面積整體燒毀嚴(yán)重，內(nèi)層線匝大面積燒毀熔化，部分區(qū)域線匝變形（往上）明顯。在故障區(qū)域有幾處較大的熔坑，基本穿透下面幾層線匝。如圖所示。圖55-335kV圖56-1#1圖56-2#1電抗器C圖56-32號(hào)電抗器A、B、C表56-1直流電阻測(cè)試結(jié)果表56-2電感值測(cè)試結(jié)果相：燒熔洞口處絕緣剝離后，該洞口處內(nèi)部導(dǎo)線次之，內(nèi)包封絕緣燒穿并熏及內(nèi)第包封外表面；下部裂縫處絕緣剝離后發(fā)現(xiàn)內(nèi)部導(dǎo)線也有過火發(fā)黑的情況；其余未過火部分的導(dǎo)線絕緣及包封絕緣均完好，導(dǎo)線排列整齊、密實(shí)、無(wú)空腔現(xiàn)象；導(dǎo)線外絕緣薄膜完好，絕緣層與導(dǎo)線貼附緊密，未發(fā)現(xiàn)繞組環(huán)流及局部過熱引起的絕緣變色等現(xiàn)象。圖56-4#1電抗器B圖56-5#1電抗器B相故障點(diǎn)1

圖56-6#1電抗器B相故障點(diǎn)2圖56-7#1電抗器B相故障點(diǎn)3圖56-8#1電抗器B圖56-9#1電抗器C圖56-10#1電抗器C35kV35kV#1主變壓器301斷路器供35kVⅠ段母線、電壓互感器運(yùn)行；35kV#1電容器361、#2電容器362、#1電抗器363、#2電抗器364斷路器35kV#2主變壓器302斷路器供35kVⅡ段母線、電壓互感器運(yùn)行；35kV#3電容器371、#4電容器372、#3電抗器373、#4電抗器374斷路器圖57-1在標(biāo)稱系統(tǒng)電壓下，電容器的運(yùn)行電壓為k（額定電壓k），電抗器的運(yùn)行端電壓為k，運(yùn)行電流為。而根據(jù)該電抗器銘牌，額定電抗率為，其額定端電壓應(yīng)為k。也就是說，串聯(lián)電抗器的運(yùn)行電壓為額定端電壓的倍。該變電站k母線電壓最高為k，在此電壓下，串聯(lián)電抗器的運(yùn)行電壓為額定端電壓的倍。電抗器運(yùn)行電流情況見表。表57-1電抗器運(yùn)行電流情況T—《高壓并聯(lián)電容器使用技術(shù)條件》規(guī)定：“電容器和電容器元件的工頻穩(wěn)態(tài)過電壓和相應(yīng)的運(yùn)行時(shí)間應(yīng)符合：倍～連續(xù)；倍～每中”。理解以上兩個(gè)條款中相關(guān)內(nèi)容的含義，電容器有高于不到倍額定電壓的電壓裕度可以利用，所選用的電容器的額定電壓應(yīng)略高于網(wǎng)絡(luò)的額定電壓，在電容器補(bǔ)償設(shè)計(jì)時(shí)不應(yīng)該利用這個(gè)電壓裕度，將這個(gè)電壓裕度留給運(yùn)行中的電壓波動(dòng)。設(shè)計(jì)不合理是故障的根本原因。分析該干式電抗器的絕緣結(jié)構(gòu)，其主絕緣是由下方的支持絕緣子構(gòu)成，而縱絕緣則是由層間空氣和撐條絕緣（各層并聯(lián)，此絕緣不做分析）材料的介電常數(shù)和結(jié)構(gòu)尺寸不變的情況下，分布電容也是一定的，影響電壓分布的因素主要是表面電導(dǎo)電流的分布。圖57-235kVk旁路冷備；kV線在kⅡ母運(yùn)行，線、線在冷備；k線、線運(yùn)行，電容器1熱備，電容器熱備，電抗器運(yùn)行，電抗器運(yùn)行，電抗器運(yùn)行（次濾波），三次濾波熱備，k設(shè)備都在Ⅰ段母線上運(yùn)行。故障電抗器為山東哈大電器有限公司產(chǎn)品，設(shè)備型號(hào)為k，年月日投入運(yùn)行，是該電力公司首次在轄區(qū)內(nèi)投入的第一套k可移動(dòng)式無(wú)功補(bǔ)償裝置（）中的相控（）電抗器。相控電抗器接線方式如圖所示。圖58-1圖58-2圖58-3表58-1500kV步摩擦導(dǎo)致絕緣性能喪失，引起磁屏蔽雙接地從而產(chǎn)生環(huán)流，連接底角和鐵心下夾件的銅線中段是薄弱點(diǎn)（可能本來就有損傷），500kV圖60-12009年2月6日測(cè)量（環(huán)境溫度-k變電站號(hào)線相電抗器投入運(yùn)行天后出現(xiàn)乙炔，含量為，產(chǎn)氣量逐漸增大，至年月達(dá)到最高值，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過注意值（），且有上升的趨勢(shì)。判斷為低能裸金屬放電，初步懷疑是內(nèi)部元件緊固不良，造成懸浮放電。圖60-2圖60-3750kV電抗器絕緣故障（一某k變電站電抗器年月日，發(fā)現(xiàn)電抗器相出現(xiàn)乙炔，乙炔含量為，在此后進(jìn)行的四次跟蹤分析中，發(fā)現(xiàn)乙炔的含量一直在緩慢的增長(zhǎng)。截至年月日，乙炔的含量為，未超出注意值（規(guī)程要求乙炔）。但是由于該設(shè)備投運(yùn)半年就已出現(xiàn)乙炔，引起了高度重視。表61-1油色譜分析局部放電。充油設(shè)備故障分為兩類：過熱故障和放電故障。因?yàn)檫^熱故障一般不會(huì)產(chǎn)生乙炔，所以可以基本排除過熱故障。另外由于乙炔的增長(zhǎng)非常緩慢，含量最大僅為，可以排除高能量瞬間放電故障的可能性，而是局部的小能量放電，比如油—紙絕緣結(jié)構(gòu)中的最終可能會(huì)蔓延發(fā)展成整個(gè)絕緣擊穿。另外根據(jù)三比值法計(jì)算，所得編碼為，結(jié)合產(chǎn)氣速率，初步判斷設(shè)備可能屬于低能量放電。設(shè)備絕緣材料吸附的氣體釋放到油中，使得各特征氣體含量不斷增大。設(shè)備在制造廠干燥、浸漬及試驗(yàn)過程中，絕緣材料受熱和電應(yīng)力的作用，產(chǎn)生的氣體被多孔性纖維材料吸附，殘留在繞組和紙板內(nèi)，其后在運(yùn)行時(shí)溶解于油中。許多新變壓器在投運(yùn)后750kV電抗器絕緣故障（二年月對(duì)電抗器取樣分析，數(shù)據(jù)顯示相氫氣含量，乙炔含量（規(guī)程要求氫氣含量不大于，乙炔含量不大于，總烴含量不大于）。年月日取樣分析，氫氣增長(zhǎng)為、總烴為。截至年月，氫氣含量，總烴，并有緩慢增長(zhǎng)趨勢(shì)。年月日與廠家進(jìn)行技術(shù)探討，技術(shù)人員答復(fù)為：依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)提供的電抗器相色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析認(rèn)為，油色譜試驗(yàn)結(jié)果中只有氫氣含量偏高，并且超過的注意值，分析是由于油中含水與鐵作用生成氫氣或不銹鋼材料中的吸附氫釋放到油中。在后期的產(chǎn)品運(yùn)行的過程中隨著油箱內(nèi)部熱油的自然循環(huán)氫氣的含量可能會(huì)下降，故認(rèn)為產(chǎn)品可以在目前油中氣體含量沒有變化的情況下繼續(xù)運(yùn)行。當(dāng)油中氣體有急劇上升的趨勢(shì)時(shí)，并且乙炔含量＞、增長(zhǎng)率＞；氫氣增長(zhǎng)率＞；總烴＞時(shí)，可聯(lián)系確定是否需要停電檢修。4電抗器相試驗(yàn)數(shù)據(jù)油色譜分析見表。表62-1#4電抗器C相試驗(yàn)數(shù)據(jù)油色譜分析由于該電抗器在投運(yùn)一年半后突然出現(xiàn)氫氣含量異常增大，且伴隨著乙炔含量增大。但之后的油色譜試驗(yàn)跟蹤分析顯示，特征氣體含量處于穩(wěn)定狀態(tài)，未再有明顯增大趨勢(shì)。另外，將氫氣含量未見異常前與之后二次氫氣含量均超過注意值的油常規(guī)試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，三次油常規(guī)試驗(yàn)水分含量均未有明顯變化，且擊穿電壓、油介質(zhì)損耗均處于穩(wěn)定狀態(tài)。單從數(shù)據(jù)顯示，該電抗器不存在受潮問題。但是據(jù)有關(guān)研究資料表明，變壓器（電抗器）本體總水量中，有存在于固體絕緣纖維中，只有以下的水分存在于變壓器油中。這主要是因?yàn)槔w維素對(duì)水具有強(qiáng)大的親和力。固體絕緣中的水分只有在溫度大于于該電抗器變壓器油一直運(yùn)行在℃以下，故油常規(guī)試驗(yàn)水分含量正常并不能說明設(shè)備沒有受潮。750kV年月日：，接運(yùn)行值班員電話告知，某k變電站一線相電抗器在線油色譜監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)各特征氣體含量有明顯的突增，且嚴(yán)重超過色譜數(shù)據(jù)控制指標(biāo)要求的注意值。月日：，實(shí)驗(yàn)室檢測(cè)工作完成，確認(rèn)kV一線相電抗器本體絕緣油中各特征氣體均嚴(yán)重超標(biāo)，初步懷疑可能是設(shè)備內(nèi)部存在潛伏性故障且有發(fā)展擴(kuò)大趨勢(shì)，為防止重要設(shè)備事故的發(fā)生，月日：將kV一線停運(yùn)。表63-1油色譜分析結(jié)果表63-2發(fā)現(xiàn)部分金屬緊固件（發(fā)黑件）第三章電流互感器故障匯編220kV年月日，對(duì)某k變電站進(jìn)行紅外測(cè)溫過程中發(fā)現(xiàn)k主變壓器一次主相溫度異常，線溫分析顯示相瓷外套最高溫度為℃，高出其他兩相℃（紅外圖譜及溫場(chǎng)分析曲線如圖所示）。為進(jìn)一步判斷缺陷情況，月日進(jìn)行了相油色譜分析，發(fā)現(xiàn)設(shè)備油中乙炔及總烴含量嚴(yán)重超標(biāo)，其中乙炔含量達(dá)到（規(guī)程注意值：）。電科院對(duì)該相絕緣油進(jìn)行了色譜復(fù)圖64-1表64-1某220kV變電站#1主變壓器B相TA油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)（此共有個(gè)主電容屏，一次繞組作為零屏向外逐層命名第～號(hào)主電容屏，兩個(gè)主屏之間放置個(gè)端屏）。第～號(hào)主電容屏（末屏）間的每一層鋁