11月22日，锡盟-山东1000千伏特高压济南泉城变电站11月14日正式投入运行的3号主变爆燃引起火灾，事故已造成1死（女性）两伤，均是电力公司检修人员。
23日，国网设备部的“关于1000KV交流特高压泉城站3号主变B相故障及处理情况汇报”指出，泉城1000kV变电站扩建工程新上3号、4号主变，单组容量300万千伏安，新上备用相1台。主变扩建工程于2019年11月14日正式投入运行，于2019年10月11日获得竣工验收消防备案合格证。
3号主变设备信息
1. 基本情况：生产厂家为特变电工衡阳变压器厂有限公司，型号ODFPS-1000000/1000，出厂日期为2018年10月，单台主变本体油量为132吨。A、B相1000千伏侧套管为瑞典ABBGOE型套管，C相1000千伏侧为意大利P﹠V PNO套管，出线装置和高压侧绝缘纸板由瑞士魏德曼生产供货。500千伏侧套管为意大利P﹠V PNO套管。3号主变于11月11日试运行，11月14日正式投入运行。
2. 泡沫喷雾灭火系统信息：3号主变泡沫喷雾灭火系统生产厂家为杭州安士城消防器材有限公司，采用预混泡沫液，泡沫罐容积为1.8万升，产品检验合格。设计单位是中南设计院，施工单位是河北送变电公司和宁波万力达工程安装有限公司，消防设计经电力规划设计总院评审通过。泡沫喷雾固定灭火系统与变压器同时投运，在“自动”运行状态。
关于1000KV交流特高压泉城站3号主变B相故障及处理情况汇报
国网设备部
2019年11月23日
一、1000千伏泉城站扩建工程情况
（一）泉城站及扩建工程简介
1.1000千伏泉城站于2016年7月投运，于2016年6月取得工程消防验收合格意见书，文号：济阳公消验字【2016】第0005号。
2.河北-山东环网工程泉城1000kV变电站扩建工程新上3号、4号主变，单组容量300万千伏安，新上备用相1台。主变扩建工程于2019年11月14日正式投入运行，于2019年10月11日获得竣工验收消防备案合格证，文号：济阳住建局消备【2019】第011号。
（二）3号主变设备信息
1. 基本情况：生产厂家为特变电工衡阳变压器厂有限公司，型号ODFPS-1000000/1000，出厂日期为2018年10月，单台主变本体油量为132吨。A、B相1000千伏侧套管为瑞典ABBGOE型套管，C相1000千伏侧为意大利P﹠V PNO套管，出线装置和高压侧绝缘纸板由瑞士魏德曼生产供货。500千伏侧套管为意大利P﹠V PNO套管。3号主变于11月11日试运行，11月14日正式投入运行。
2. 泡沫喷雾灭火系统信息：3号主变泡沫喷雾灭火系统生产厂家为杭州安士城消防器材有限公司，采用预混泡沫液，泡沫罐容积为1.8万升，产品检验合格。设计单位是中南设计院，施工单位是河北送变电公司和宁波万力达工程安装有限公司，消防设计经电力规划设计总院评审通过。泡沫喷雾固定灭火系统与变压器同时投运，在“自动”运行状态。
（三）驻站消防队配置和运转情况
驻站消防队目前配置专职消防员8人（1个队长，5个队员，2个驾驶员），消防车2辆，其中5.5吨水罐车一辆，配有2把直喷水枪，1把多功能水枪；泡沫水罐车一辆（配置1吨泡沫灭火剂和6吨水），配有2把直流水枪，2把泡沫水枪和1台车载水炮。驻站消防队值班室设在泉城站主控楼内，白天8人驻站值守，晚间8人住站外附近宿舍。
二、现场交接试验和设备调试情况
根据GBT 50832-2013《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，现场开展交接试验。常规试验项目包括绕组连同套管的直流电阻测量，绕组电压比测量，引出线的极性检查，绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组连同套管的介质损耗因数tgδ和电容量的测量，铁芯及夹件的绝缘电阻测量，套管试验，套管电流互感器试验。特殊试验项目包括绝缘油试验，低电压空载试验，绕组连同套管的外施工频耐压试验，绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量，绕组频率响应特性测量，小电流下的短路阻抗测量。上述试验项目结果合格。
2019年11月7日进行3号主变启动调试，开展的测试项目有：红外测温、紫外测试、本体振动测量、谐波测量、保护校验，未发现异常。
三、投运后油色谱和带电检测情况
按《国家电网公司变电检测管理规定》要求，现场运维人员先后对3号主变投运后开展了5次油色谱分析，A、B、C三相试验结果均正常。11月20日，进行投运后第6次油色谱分析时，发现B相变压器乙炔值为0.31uL/L（注意值为1uL/L），当天再次取油样2次，进行离线数据分析，乙炔值分别为0.3uL/L、0.29uL/L。对B相变压器持续开展跟踪检测，11月21日油色谱离线分析，乙炔为0.32uL/L；11月22日上午10时油色谱离线分析，乙炔为0.32uL/L，与之前数据相比未见明显变化。《1000千伏交流电气设备预防性试验规程》（GB24846-2009）中规定，变压器离线油色谱注意值是0.5uL/L，18年的最新版本已经提高至1uL/L，对超过注意值或增长速率超过注意值的，建议缩短检测周期跟踪。
期间，先后于11月11日、11月20日两次对3号主变A、B、C三相开展带电检测，项目为超声波、高频局放检测、红外测温，均未发现异常。
四、故障经过及处理情况
故障发生后，国网设备部第一时间派人赶赴现场、山东公司立即启动应急响应，赶赴现场开展故障处理。处理过程如下：
16时13分，监控后台报3号主变轻瓦斯动作，运维人员按《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）规定，到现场查看3号主变设备情况。现场确认3号主变WBH本体非电量保护屏装置报本体轻瓦斯B相动作，且复归无效。现场检查3号主变B相瓦斯继电器、取气盒情况，并对主变本体进行铁芯、夹件接地电流开展测试。
16时36分，泉城站监控后台报3号主变重瓦斯动作跳闸，B相本体着火，变压器泡沫喷雾固定灭火系统正确启动（有信号图片）。
16时37分，泉城站启动事故应急响应，汇报各级调度，拨打119报警电话。
16时40分，泉城站站内消防人员到达现场，利用站内2辆消防车进行灭火作业。
17时00分，按网调调度指令，将3号主变500千伏侧5041、5042开关转冷备用。
17时25分，按照网调调度指令，将1000千伏台泉Ⅱ线拉停。
17时26分，按照网调调度指令，将3号主变1000千伏侧T042、T043开关转冷备用隔离。
17时40分，济阳银河路中队4辆、商河大队2辆消防车进站。
17时46分，4号主变转热备用。
17时50分，现场火势得到控制，火情未超出3号主变B相范围。
截至23日7时23分，共计20辆消防车参与现场灭火，现场明火基本扑灭。
五、下一步工作
1. 做好故障后续处理。配合特高压部做好现场故障处置，防止火灾复燃及其他次生灾害，并做好后续抢修恢复方案和原因分析等工作。
2. 针对换流变和1000千伏交流变压器，研究轻瓦斯投跳闸改造方案。组织编制改造技术方案，安排后续停电计划，并明确改造前的运维措施。
3. 结合本次故障原因，对在运换流变和100千伏交流变压器组织开展专项排查，研究制定改造措施。
附件1
1000千伏衡变生产变压器和交流ABB GOE
套管排查情况
一、1000千伏特变衡变变压器排查情况
经梳理，特变衡变生产的1000千伏变压器共17台，均在山东公司，分别为泉城站3组主变（1、3、4号主变）和1台备用相共10台，高乡站2组主变（2、3号主变）和1台备用相共7台。
二、1000千伏ABBGOE型套管排查整改情况
设备部组织开展了1000千伏ABB GOE型套管排查，重点对下节拉杆与紫铜底座脱离、乙炔严重超标两类重要隐患开展排查整改。
（一）套管下节拉杆与底座脱离隐患
重点对套管曾经拆装过下节拉杆与紫铜底座的（脱离风险最高，共36台1000千伏变压器、36支1000千伏套管），开展吊装检查，更换新型拉杆和紫铜底座，检测紫铜底座内螺纹。检查期间同步开展紫铜底座微观分析、拉杆尺寸测量和拉力校核，排查底座脱离风险。未发现紫铜底座内螺纹受损等脱落隐患。
截至11月23日，已完成特高压昌乐、兰江、泰州站等21支套管吊装检查（泉城2号主变已完成，预计11月27日具备恢复条件；练塘4号主变已完成套管吊装检查，正在完成热油循环等后续工艺处理，预计12月1日具备恢复条件），剩余15支计划2019年底前完成。
（二）套管乙炔超标隐患
公司系统在运1000千伏GOE型套管共191支，截至11月23日，已完成150支套管取油离线色谱分析，占比78.5%，计划年底前完成全部1000千伏套管排查。排查发现5支1000千伏套管色谱异常，其中安吉站#4主变A相套管等4支1000千伏套管已经完成更换，1000千伏长南Ⅰ线高抗套管经检测诊断后恢复运行（乙炔2.5μL/L左右，介损、电容量和频域介电谱均合格，根据1000千伏套管解体检查情况综合判断正常，ABB已出具保证函）。
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序号 |
电压 等级 |
省公司 |
运行编号 |
生产厂家 |
异常特征 |
处理方式 |
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1 |
1000kV |
浙江 |
安吉站#4主变A相 |
瑞典ABB |
乙炔89.5μL/L |
已更换 |
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2 |
1000kV |
安徽 |
淮南站淮芜Ⅰ线高抗A相 |
瑞典ABB |
乙炔6.05μL/L |
已更换 |
|
3 |
1000kV |
安徽 |
淮南站淮芜Ⅰ线高抗C相 |
瑞典ABB |
乙炔49.59μL/L |
已更换 |
|
4 |
1000kV |
山东 |
昌乐站#1主变A相 |
瑞典ABB |
乙炔30μL/L |
已更换 |
|
5 |
1000kV |
山西 |
长治站长南I线高抗B相 |
瑞典ABB |
乙炔2.5μL/L |
跟踪监测 |
目前已完成4支1000千伏套管解体，乙炔超标原因主要为压紧弹簧下定位环、多层裸金属管间因运行振动或安装偏移情况下产生分流并引起放电。后续继续结合停电计划开展套管离线色谱排查，注意值参照GB 24624（IEC 64164）执行，当乙炔超过2μL/L（注意值）时补充频域介电谱（DFR，0.1~1000Hz）检测，并根据电气试验结果综合分析确定检修策略。对于乙炔处于注意值附近仍保持运行的，后续研究试点加装一体化综合检测、少油压力等19年新技术试点传感器，增加监测手段。
附件2
轻瓦斯报警处理流程
《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）规定，变压器气体瓦斯继电器需配置两幅接点，分别为轻瓦斯和重瓦斯，正常运行状态中，轻瓦斯投入报警状态，重瓦斯投入跳闸状态。变压器轻瓦斯报警处理典型流程为：
（1）瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，检查是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成的。
（2）如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气体及油样做色谱分析。
（3）若气体继电器内的气体为无色时、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
（4）若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
新版反措9.2.3.6规定：“当变压器一天内连续发生两次轻瓦斯报警时，应立即申请停电检查；非强迫油循环结构且未装排油注氮装置的变压器（电抗器）本体轻瓦斯报警，应立即申请停电检查。”
新投运变压器或者进行过油处理的变压器，运行初期容易发生轻瓦斯报警。强油循环变压器，容易发生负压区渗漏油进气；装有排油注氮装置的变压器，排油管道易存气；上述两种情况容易造成轻瓦斯告警。运行过程中变压器会有少量气体排出，若24小时内连续发生两次轻瓦斯报警时，说明变压器可能存在严重故障。
附件3
换流变和1000千伏交流变压器轻瓦斯报警
统计分析
截至2019年11月23日，公司在运1000千伏变电站27座、1000千伏交流变压器163台。近五年1000千伏交流变压器轻瓦斯报警事件一共发生4起，其中2起因为内部产生乙炔，2起内部无乙炔（因为渗漏油或空气积聚）。近三年换流变轻瓦斯报警事件一共发生2起，均为内部故障或异常。具体情况如下：
一、福建1000千伏榕城站轻瓦斯告警
故障现象：2015年07月07日，福建公司1000千伏榕城站监控后台光字牌“3号主变本体非电量保护告警”、“本体C相轻瓦斯告警”。
故障原因：现场检查3号主变C相主体变瓦斯继电器观察窗油位(气体容积超过300ml，轻瓦斯告警定值为270±10ml)（A、B相正常相为满油位）。根据检查结果和专题会议讨论，判断该故障是由金属异物引起的。根据现场取出异物的位置和形状，判断为金属异物的带入非制造过程产生。由于监控设备不能覆盖制造全过程，无法判断异物带入器身的时段。
故障处置：故障变压器已不能继续运行，移入备用相。故障变压器采用现场修复方案，在榕城站建检修厂房一座，由厂家人员修复后作为备用相存放于榕城站。
二、河南1000千伏南阳站轻瓦斯告警
故障现象：2015年9月30日，河南公司1000千伏南阳站监控后台报“#2主变C相压力突变报警信号”、“重瓦斯跳闸信号”、“轻瓦斯报警信号”；电气量保护未动作。
故障原因：设计院与厂家之间沟通存在问题，造成套管顶部接线柱承受的力超过了限值；套管本身存在密封设计薄弱环节；套管载流导管顶部存在负压区，密封失效后极易引起空气或水分吸入套管内部。引线T接点与高压套管的横向水平方向的偏移量最大达5.61米，高压套管顶部接线柱长期承受侧拉力导致接线柱及盖板歪斜变形，盖板密封功能失效，在套管顶部负压的作用下，空气及水分沿盖板缝隙吸入套管导流杆并沿导流杆内部流入变压器内部，导致高压绕组内部放电。
故障处置：故障变压器已不能继续运行，移入备用相。故障变压器采用现场修复方案，在南阳站建检修厂房一座，于2016年完成修复工作后作为备用相存放于南阳站。
三、湖北公司1000千伏荆门站轻瓦斯告警
故障现象：2018年6月18日,湖北公司荆门1000千伏#1主体变A相轻瓦斯报警。
故障原因：对该变压器取油、取气检测，结果为不可燃气体、取油结果各项数据在正常范围。当日对瓦斯继电器排气后，信号当时复归。其后对该瓦斯继电器集气情况进行长期跟踪，无新气体积蓄，判断为空气长期积累造成。
四、山东1000千伏高乡站轻瓦斯告警
故障现象：3号主变试运行调试期间，C相轻瓦斯报警。
故障原因：主变油流继电器漏油，更换后施工单位没排干净气体。经查，变压器无乙炔。
故障处置：将变压器内气体排出。
五、黑河换流站轻瓦斯告警
故障现象：2018年11月20日06时24分55秒，黑河换流站 OWS 后台报出 “俄罗斯侧换流变B相本体轻瓦斯报警 出现”，06时40分57秒报出“俄方换流变B相重瓦斯保护 出现” ，01B 02B 换流变开关三相跳闸。
故障原因：油枕胶囊破裂导致。油枕胶囊进油后，恰逢当天气温骤降，含油胶囊沉到油枕底部，堵塞油管，管路内部存在气体，造成换流变瓦斯动作。胶囊破损原因为该台换流变长期备用，气温低加速胶囊老化。
故障处理：现场对换流变压器油枕胶囊进行检查，发现油枕胶囊有裂口，油枕内大部分油已进入胶囊内，对该胶囊进行更换后换流变恢复运行。
六、枫泾换流站轻瓦斯告警
故障现象：2017年1月2日，湖北公司林枫直流双极冷备用，20：37枫泾站极1YYC换流变轻瓦斯报警。20:42发本体重瓦斯跳闸。
故障原因：现场检查发现极1 Y/Y C相换流变第四组冷却器循环油泵漏油,将潜油泵电源断开并关闭潜油泵两端阀门，漏油现象停止。初步分析原因是螺栓、泵体端盖法兰材质较差，长期运行后，泵体的盖板、法兰均严重锈蚀，螺栓锈烂，导致泵体滑落，发生大漏油。
故障处理：更换极1 YYC相换流变4台潜油泵、换流变补油、检修试验。对其它13台换流变（含2台备用）的52台潜油泵同步施工进行更换或更改螺栓结构。
附件4
轻瓦斯投入报警或跳闸说明
一、瓦斯继电器介绍
瓦斯继电器利用变压器内部故障使油分接产生气体或造成油流涌动时，使瓦斯继电器接点动作，发出告警信号（轻瓦斯）或自动切除变压器（重瓦斯）。轻瓦斯主要反映运行或轻微故障（如超载发热、铁芯局部发热、漏磁导致油箱发热等）时，油分解的气体上升进入瓦斯继电器集气室，气压使油面缓慢下降，继电器随油面落下，轻瓦斯干簧接点导通发出信号，油面进一步下降将引起重瓦斯动作。重瓦斯主要反映变压器内部发生套管接地、匝间短路等严重故障时，快速产生大量气体，推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧接点导通而跳闸。
二、轻瓦斯投告警的原因分析
目前，特高压交流变压器主体变和调压变本体均只有一台瓦斯继电器，套管升高座均通过集气管接入本体瓦斯继电器，特高压变压器瓦斯继电器仅有1副轻瓦斯报警接点，正常运行状态中，轻瓦斯投入报警状态，重瓦斯投入跳闸状态。
换流变压器一般配置1台瓦斯继电器（西门子技术路线）或7台及以上瓦斯继电器（ABB技术路线）。正常运行状态中，轻瓦斯投入报警状态，重瓦斯投入跳闸状态。
换流变瓦斯继电器仅有1副或2副轻瓦斯报警接点，容易因继电器接线盒进水、油色谱载气进入油箱、本体密封不良进气等原因造成轻瓦斯信号动作，且无法采取三取二等防误动措施。若轻瓦斯信号投跳闸，轻瓦斯信号误动会造成直流单极（单阀组）跳闸，损失1500MW或更多功率，可能影响电网系统稳定运行。此外发生变压器铁芯、绝缘轻微发热产气等轻微故障时，轻瓦斯正确动作而重瓦斯尚未动作，轻瓦斯报警后现场有一定时间进行判断和处理，可以提高设备可用率，因此《18项电网重大反事故措施》和《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）规定，轻瓦斯仅投报警。
误动案例：2003年政平换流站因换流变平抗瓦斯继电器接线盒进水造成双极闭锁，损失共1281MW；2019年苏州站因换流变瓦斯继电器接点回路故障造成临时停运。
三、变压器轻瓦斯改投跳闸的建议
考虑到目前特高压变压器设备存在突发故障风险，对运行人员人身安全造成严重威胁，建议将特高压变压器轻瓦斯动作后由告警改为跳闸。原因为：一是当发生变压器突发性严重故障时轻瓦斯可能先于重瓦斯动作。在这种情况下若轻瓦斯投跳闸可以保证及时跳开故障换流变，避免引起重大设备事故或人员伤亡。2016年辽宁徐家变高抗轻瓦斯报警多次后爆炸起火。2017年8月29日宜宾换流站换流变网侧套管故障时轻瓦斯先于重瓦斯32秒后动作。二是目前电网系统网架不断增强，损失一个阀组或一组变压器的输送功率不再会引起电网安全稳定问题。三是随着运维单位大力加强换流变非电量继电器的管理，开展安装继电器防雨罩、定期继电器抽检、定期检查回路绝缘等工作，大大降低了瓦斯继电器误动风险，设备部组织统计了近三年换流站、近五年变电站轻瓦斯动作情况，轻瓦斯未发生误动，仅动作6次，其中4次均为工艺处理阶段未排净气体引起，不是设备问题。
在特高压变压器状态不稳定期间，可考虑将换流变网侧套管升高座轻瓦斯、阀侧套管升高座轻瓦斯、分接开关轻瓦斯、本体轻瓦斯，变压器主体变和调压变轻瓦斯均暂投跳闸，保证人身和设备安全。
四、轻瓦斯继电器改跳闸的实施方案
为了避免停电实施的影响系统方式安排，换流变可通过直流控制单系统退出修改软件，将特高压换流变轻瓦斯动作信号改为跳闸，由于每年均对该瓦斯继电器信号回路进行检查，信号回路可靠，所以修改完程序后不必安排跳闸试验，以后可结合停电机会实施，估计工期一天。交流变压器可通过修改保护屏接线完成轻瓦斯改跳闸工作，并开展传动，预计工期一天。