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国网冀北电力有限公司超高压分公司的王相锋、陈习文、任宝林、张亚男、张晓晴，在2023年第5期《电气技术》上撰文，介绍了一起500kV变压器中压套管爆炸引起主变跳闸事故的分析过程。通过油色谱检测数据、器身解体检查等手段，确定设备故障类型、位置及原因，并给出排查、处理与改进的方法，为今后此类故障分析和处理提供参考。
变压器套管是变压器最重要的附件之一，它将变压器绕组引线从油箱内部引到外部，起着引线对地绝缘和固定引线的作用。油纸电容型套管是变压器高压套管的主要型式，如果生产和运行过程中有水分和杂质进入套管或制造工艺控制不严均会引起套管内部绝缘故障，甚至引发套管爆炸事故。本文分析一起由变压器套管受潮爆炸引起的主变跳闸事故，以供相关人员参考。某500kV变电站投运以来主变高、中、低压侧未遭受近区短路冲击，本次故障前无操作、无现场检修工作。故障时为夜间，和风天气，避雷器未动作，主变两套差动保护动作、重气体和压力释放保护动作，主变三侧开关跳闸。故障前主变负荷58MV∙A，主变负载率为8%，该月最大负荷为576MV∙A。本次跳闸未造成负荷损失。现场检查发现，主变A相本体油箱开裂、漏油，高压套管中上部开裂，中压套管顶部将军帽移位，变压器周围多处散落瓷瓶碎片，本体端子箱门脱落，变压器外观检查情况如图1所示。主变消防采用水喷淋系统，消防系统不满足启动条件，未启动。
该500kV主变A相型号ODFS—250000/500，出厂时间为2010年10月，中压套管型号BRDLW—252/3150—4，2011年12月投运。最近一次停电检修时间为2019年6月28日，电气试验结果合格。最近一次局部放电带电检测时间为2022年8月25日，未见异常。最近一次红外测温时间为2022年12月20日，未见异常。A相本体最近一次离线油色谱试验及最近一次套管油色谱试验数据均合格，数据分别见表1和表2。
1）CSC—326C变压器保护（差动保护）；2）PST—1200U变压器保护（差动保护）；3）CSC—336C变压器非电量保护；4）高压侧断路器1保护：RCS—921A断路器保护；5）高压侧断路器2保护：RCS—921A断路器保护。主变A相中压侧发生接地短路故障，高压侧故障电流有效值约4.193kA，残压为额定电压的82.80%；中压侧故障电流有效值约34.188kA，残压为额定电压的4.68%，主变双套差动保护瞬时动作，故障可靠切除。故障过程持续60ms。主变高、中压侧模拟量分别如图2和图3所示。
3）PST—1200U差动（分侧差动）保护动作：18ms。4）CSC—326C差动（分侧差动）保护动作：21ms。主变保护范围示意图如图4所示。纵差保护和差动速断保护是由自耦变压器高压侧开关电流互感器（current transformer, CT）、中压侧开关CT、低压侧开关CT构成的保护范围；分侧差动保护是由自耦变压器高压侧开关CT、中压侧开关CT、公共绕组CT构成的保护范围；重气体保护主要反应变压器内部故障，是变压器的主保护之一，属于非电气量保护。
主变故障时，纵差保护、差动速断保护、分侧差动保护、重气体保护均动作，由此推断其故障范围在高中压侧绕组内部。由于中压侧故障电流有效值约34.188kA，残压为额定电压的4.68%，高压侧故障电流有效值约4.193kA，残压为额定电压的82.80%，由此推断其故障点靠近A相本体中压侧绕组。12月27日，对主变进行内检，由高压侧人孔进入油箱，发现变压器油受污染发黑，高压侧引线均压管绝缘及器身外表面未发现放电痕迹，但表面存在受污染现象。由中压侧人孔进入油箱检查，发现中压套管底端瓷套炸裂，均压球脱落，中压套管油中侧底部接线端子、升高座法兰油箱内壁有明显电弧灼烧痕迹，如图5所示。吊出中压套管检查，发现中压套管瓷套已碎裂，电容芯子外露部分有明显放电灼烧痕迹，底端接线端子有明显放电痕迹，套管均压球内卡板位置变形损坏。
综合故障录波、内检情况，判断故障原因为中压套管油中侧发生故障击穿。拆卸、检查套管顶部各零件，发现油枕内波纹管已变形，波纹管内有少量积水。套管油枕内部用于固定压紧弹簧的螺栓顶部有锈蚀，压紧弹簧表面有锈蚀，经酒精擦拭锈蚀无法去除。拆卸中部连接套筒，检查连接套筒内、外表面，发现连接套筒下法兰内、外存在放电烧蚀痕迹，如图6所示。
故障套管下瓷套已炸裂，检查搜集的近一半瓷套残片，发现瓷套下外部和瓷套上内部拐点处存在烧蚀痕迹，如图7所示。
套管尾部载流底座和定位底座表面均有烧蚀痕迹，载流底座外沿的烧蚀长度约10cm，如图8所示。
均压球安装板已损坏，均压球上开口圆弧处包裹的纸绝缘炭化且局部剥离，与之对应的定位底座处有放电烧蚀痕迹，如图9所示。
电容芯子外观检查上半部分（连接套筒以上部分）外表面平整无异常，芯子下半部分（连接套筒及以下部分）外表面烧蚀、炭化。电容芯子的烧蚀、炭化仅发生在芯体表面、电缆纸层部分，未深入到内层均压电极。该套管顶部油枕密封结构如图10所示，共有四个可能进水受潮的部位。
- 密封面1：顶部波纹盘与导电杆接触面，该处采用“双胶垫+缠绕生料带”密封，其中胶垫主要为面密封、生料带主要为轴密封。
- 密封面2：注油孔与油枕之间密封，采用胶垫密封方式。
- 密封面3：油位计与油枕之间密封，采用胶垫密封方式。
- 密封面4：波纹盘与油枕之间密封，采用胶垫密封方式。
从解体检查情况看，密封面2、3、4均无任何渗漏、锈蚀痕迹，可排除进水可能；密封面1在解体时发现波纹盘内表面存在少量积水，生料带仅有少量残留，判断此处存在进水可能。该部位的密封在厂内生料带缠绕时没有标准工艺指导文件，主要依靠安装工人手感判断，存在一定装配工艺分散性和密封不良风险。密封面1顶部虽设有防雨罩，但防雨罩与油枕边缘未设置密封垫，潮气可通过该处进入防雨罩，进而通过密封面1的薄弱处进入套管内部。套管进水受潮、油纸绝缘性能劣化后，套管底部场强集中处首先发生放电，放电产生的气流导致高压黄铜底座内侧与接地CT筒内沿电弧烧蚀，内部绝缘油气化产生压力，导致下瓷套碎裂、均压球脱落位移，裸露的高压黄铜底座失去均压球的电场屏蔽后，发展为黄铜底座对变压器油箱升高座内壁放电。综上，可推断故障起因为套管顶部防雨罩密封不良，且厂内制造阶段波纹盘轴向密封生料带缠绕工艺不良导致进水受潮，水分沉积至底部造成接线端子高电场强度处发生放电，并沿油中侧电容芯表面，通过套管CT接地筒至升高座法兰接地，放电路径如图11所示。
明确A相中压套管故障原因后，现场对B、C相套管顶部油枕密封情况进行检查。首先打开顶部防雨罩，观察并使用无纺纸擦拭，波纹管内部无积水，但存在潮气腐蚀的水渍痕迹，证明曾有潮气进入，已挥发。使用内窥镜对油枕内部进行检查，螺杆等金属零件表面光洁、均无锈蚀。现场开展套管油枕4h充氮内压试验、频域介电谱（frequency-domain dielectric spectroscopy, FDS）诊断试验，结果均正常。查阅B、C相中压套管交接试验和故障后诊断试验油中微水值，分别为1.9mg/L、2.6mg/L（交接）和2.6mg/L、3.2mg/L（本次），微水数据变化较小、处于正常变化范围内，且远低于规程值15mg/L。综合以上四点，判断B、C相中压套管内部绝缘未受潮、可以继续投入运行。现场在套管油枕密封面处涂抹防水胶后恢复引线。1）由于生料带缠绕密封装配工艺分散性大，为提高套管顶部密封可靠性，降低装配人员操作难度，要求厂家完成套管顶部密封设计优化改型。2）由于该缺陷为套管设计结构性缺陷，应定性为家族性缺陷并摸排该套管同批次产品运行情况，对套管进行密封加强或更换。3）为避免同类事故再次发生，对于其他型号批次的套管也应结合停电开展密封性检查，包括套管油色谱及微水试验、套管介质损耗试验、套管FDS[10]试验，必要时开展内窥镜检查，以判断套管内部受潮情况。此次事故是220kV侧套管内部受潮放电，套管尾部爆炸引发的500kV主变压器跳闸。受潮故障是由套管顶部防雨设计缺陷造成的。为避免此类事故再次发生：首先，生产厂家应改进设计方案，提高套管制造工艺，认真落实各项反事故措施；其次，设备运维单位应加强套管和变压器的技术监督工作，研究提升主变（高抗）套管运行状态管控措施，确保变压器安全稳定运行。本工作成果发表在2023年第5期《电气技术》，论文标题为“一起套管密封缺陷导致的主变跳闸事故分析”，作者为王相锋、陈习文 等。
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