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，發現問題及時進行處理，才能保證設備的長周期安全穩定運行。該典型故障為防止電力系統500kV電抗器類似事故的發生提供了借鑒經驗。

關鍵詞：500kV電抗器；電抗器原理；串聯電抗器故障；氣相色譜分析

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。計算機監控系統上發出“Ⅰ回線電抗器輕瓦斯”、“Ⅰ回線串聯電抗器絕緣下降”，返回屏上發出“電抗器故障”、“電抗器事故”，500kV保護電抗器Ⅰ屏上發出“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信，幾乎同時重瓦斯保護動作跳閘，檢查發現瓦斯繼電器輕瓦斯開口杯處于動作狀態，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，故障發生前油中氣體相對產氣速率并未超過注意值10%。[1]故障發生后油中氣體相對產氣速率遠遠超過注意值。

對故障發生后氣樣和油樣的三次測試結果按三比值的編碼規則進行計算，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）發現有四粒銅珠，色澤光亮，對此部位進行詳細檢查未發現明顯故障點。在本體下端絕緣擋板上還發現一顆直徑約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，均未發現任何明顯過熱、熔斷、放電等故障點。

對于檢查中發現的螺栓以及繞組上及本體下端絕緣擋板上發現的銅珠，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定運行有較大的影響，因此必須嚴格執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，發現問題及時進行處理，才能保證設備的長周期安全穩定運行。

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