为分析大型充油设备耐受内部大电弧故障能力，中国电力科学研究院的赵志刚在2026年第2期《电气技术》上撰文回顾油断路器、油浸式互感器、油浸纸套管和油浸式变压器等油浸式电气设备在防爆起火方面的技术发展演变，在油量少设备中存在采用SF6或干式绝缘方式替代油浸式的趋势，但大型电力变压器尚无法采用类似的技术路线；进一步地，本文结合大型油浸式变压器的耐受短路电弧故障能力分析方法，对变压器油箱体积与系统短路电流关系进行分析，认为在系统短路容量不断增加、液体不可压缩和设备自身体积增加相对有限等条件下，存在油浸式变压器面临内部电弧短路故障时，超出油箱结构耐受能力的情况。本文分析结果揭示了大型油浸式变压器爆炸起火问题本质是由于系统输电能力不断提升，对应系统短路容量/电流增加，超出了体积有限的油箱耐受内部电弧能力上限。
绝缘油的绝缘性能、传热性能良好，具有隔绝潮气、氧气等作用，在各类电气设备及其组部件中得到广泛应用，如变压器、电抗器、断路器、互感器、套管等。实践表明，此类电气设备一旦发生内部大电弧短路故障，就可能出现油箱、壳体的结构失效，造成设备爆炸失控，甚至起火引发站内火灾的严重后果。
本文通过对油断路器、油浸式互感器、油浸纸（oil impregnated paper, OIP）套管等设备（以下称为“油量少”设备），以及油浸式变压器/电抗器等充油量较多设备（以下称为“油量多”设备）进行梳理，分析油浸式设备在防爆起火方面的技术发展演变，并结合变压器油箱结构耐受能力分析方法，分析大型油浸式变压器耐受能力与系统短路容量的关系。
1 油浸式电气设备防爆及其发展演变
油断路器、油浸式互感器、油浸纸套管等油浸式设备，如内部异常出现大电流电弧闪络，将导致设备爆裂、壳体飞溅，以及芯体、绝缘油、纸等燃烧起火。通过从防爆角度对这类设备进行梳理，旨在提升对油浸式设备防爆起火的认识。
1.1 油断路器
高压断路器（或称高压开关）不仅可以切断或接通高压电路中的空载电流和负荷电流，而且可在系统发生故障时根据继电保护切断过负荷电流和短路电流。它具有完善的灭弧结构和良好的断流能力，可分为油断路器、SF6断路器、真空断路器、压缩空气断路器等。其中，油断路器可分为多油断路器、少油断路器，主要由多油向少油趋势发展。
油断路器灭弧主要机理为：断路器的动触头和静触头互相分离时产生电弧，电弧高温使其附近的绝缘油蒸发气化、发生热分解，形成灭弧能力很强的气体（主要是氢气）和压力较高的气泡，使电弧很快熄灭。图1给出了SN10-10型高压少油断路器结构示意图。
我国1956年试制成功DW3-110型多油断路器，1958年试制成功DW3-220型多油断路器；20世纪60年代发展了220 kV少油断路器，开断电流由最初的16 kA发展到40 kA，少油断路器电压等级发展到330 kV。油断路器应用在相对较低的电压等级及配电网络中。尽管少油断路器具有价格便宜、结构相对简单的优点，但存在检修周期短、费用高、充油设备容易发生火灾的不足。
图1 SN10-10型高压少油断路器结构示意图
油断路器爆燃的主要原因有：
1）断路器的油位过低。如果油断路器运行油位过低，就会影响其灭弧性能。当切断电弧时，由于油位过低，冷却电弧的油道路径变短，对电弧的冷却效果差，致使断弧时间延长或电弧难于熄灭，结果可能使弧光冲出油面进入缓冲空间，油被电弧分解产生的可燃气体也进入缓冲空间与空气混合，混合气体在电弧作用下可能发生燃烧爆炸。
2）断路器的油位过高。如果油位过高，则设备油面以上缓冲空间减少，当开断短路电流时，切断电弧产生的高压油气混合体可能冲出缓冲空间，形成断路器喷油，甚至引起火灾。
3）断路器的断流容量不满足要求。每种型号断路器都有额定断流容量，断路器的断流容量必须与电力系统的短路容量相匹配。如果断路器断流容量小于电力系统的短路容量，当发生短路故障时，就不能切断大的短路电流，进而不能及时熄灭电弧，引起断路器燃烧爆炸。
此外，油断路器爆燃还与设备自身质量、检修等方面有关，这里不再赘述。
上述原因2）和3）均为油中电弧引发的爆炸起火。有统计表明，2001年我国各电压等级少油断路器的产量为1365台，40.5 kV多油断路器产量仅为704台，且呈现逐年下降趋势；高压开关无油化进程加快，在2010年前后，除部分老旧变电站遗留以外，油断路器逐渐被真空断路器（40 kV以下）、SF6断路器（40 kV以上）等取代。
1.2 油浸式互感器
互感器是一种专门用于变换电流或电压的特殊变换器，可提供测量、保护和控制中所用的二次电流或电压。根据绝缘方式分类，包括油浸式互感器、SF6互感器、干式互感器。其中，油浸式互感器同样存在爆燃问题，油浸式互感器爆燃的主要原因包括：
1）制造质量方面原因。包括绝缘包扎不均匀，电屏敷设不正确或绝缘包扎外施力量不均、变形大造成绝缘蠕动，电屏开裂出现绝缘薄弱环节，制造环境洁净度不良导致大量灰尘、杂质异物进入产品内部，由局部缺陷逐步扩大造成绝缘击穿。
2）运行期间密封失效，导致设备漏油、进水受潮，造成绝缘失效，引发高电位对地放电故障。
此外，结构设计不合理（如等电位线设计不合理）、绝缘老化等也可能导致爆燃。对于电磁式电压互感器，还存在铁磁谐振过电压导致爆燃的可能。图2所示为一起220 kV油浸式电流互感器故障起火的案例。
图2 一起220 kV油浸式电流互感器故障起火案例
为了防止互感器出现爆燃，通常采取设置泄压油枕和增设隔离装置的措施，以及对电气设备外壳进行增厚的改进方法。进一步地，可使用金属膨胀器、防爆片等。当故障发生、气体压力超过安全范围时，需要增加膨胀器限位措施，提高膨胀器对内部压力的响应速度，从而避免外壳破裂。同时，膨胀器的顶部设置泄压口和防爆片，泄压口用于释放过高的内部压力，防爆片在压力过高时破裂，作为防止爆炸的最后一道防线。膨胀器外罩采用分体结构，有利于内部压力快速释放。防爆型油浸式电流互感器主要应用于220 kV电压等级。
需要说明的是，SF6气体绝缘互感器和干式互感器的应用逐渐增多。以电流互感器为例，有数据统计表明，2004年在运油浸式电流互感器占81.6%，SF6气体绝缘电流互感器占7.8%，干式电流互感器主要分布在l10 kV系统，占2.2%；最新统计表明，油浸式电流互感器占74.65%，SF6气体绝缘电流互感器占15.98%，干式电流互感器占9.36%，且干式电流互感器在220 kV和500 kV电压等级得到广泛应用，750 kV电压等级全部应用SF6气体绝缘的互感器。油浸式互感器装用量大，但存在下降趋势，SF6和干式互感器装用量呈增长趋势。
1.3 油浸纸套管
根据内部绝缘介质，套管可分为油浸纸和胶浸纸等类型，其中环氧树脂浸纸（resin impregnated paper, RIP）套管和胶浸纸（synthetic resin bonded paper, SRBP）套管造成火灾的概率显著低于油浸纸套管，其原因是此种类型套管在油的一端（尾部）没有瓷套，因此套管下部发生故障后不会导致瓷套破裂，并且大多不会导致法兰密封失效，致使油与空气接触，也不会造成空气侧的瓷套破坏，导致绝缘油飞溅。上述讨论不考虑套管内部导电杆等导电、载流部分在变压器内部油中对地直接放电形成极大幅值短路电流的电弧通道的情况。受限于篇幅，本文主要讨论油浸纸套管。
如果油浸纸套管中出现电弧，常会导致爆炸及上下部瓷套破裂，造成上下瓷套的夹持作用失效，大部分情况下套管芯体与套管法兰错位，最终引起变压器油泄漏，致使火灾发生。图3所示为某330 kV变电站因套管内部电容屏击穿导致套管爆炸引起变压器起火的案例。
图3 某330 kV变压器因套管故障起火案例
对于大型电力变压器使用的油浸纸套管，若电弧故障出现在法兰上方，上下部瓷套由于电弧气体产生的压力而发生爆炸破裂，强电弧会引燃氢气和烃类等特征气体，以及套管中汽化出的油及油中绝缘纸。由于上部瓷套突然失去夹紧力，套管芯体通常与法兰分离下坠，掉入变压器油箱，使温油或热油从套管法兰处溢出至变压器外，对套管处已经发生的燃烧起到助燃作用，随后火情发展至变压器油。
若电弧发生于法兰下方并导致下部瓷套破损，电弧起初位于油面下方：
1）对于相对较低电压等级的变压器及套管，短路电流相对较小，电弧电流直接造成的机械破坏程度有限，套管升高座得以维持。这种情况下，电弧在油中，因缺乏氧气，油不会燃烧，但夹紧力的丧失及瓷套的破坏通常使套管芯体上移，此时，中心导杆至法兰或其他发生泄漏的接地金属件之间产生电弧，油从法兰处流出，导致其暴露于空气中开始燃烧。
2）对于更高电压等级的变压器高压套管，由于短路电流大，电弧产生气体形成的压力极大，造成升高座、套管严重损坏，油箱本体的绝缘油大量喷溅、泄漏，其破坏性极大，与前述短路电流较小的破坏程度差异显著。
油浸纸套管是导致变压器火灾事故最多的组部件，而RIP绝缘套管在电容式高压套管中火灾风险最低，因此，类似油浸式互感器的技术路线，套管防爆燃也呈现出采用非油绝缘方式的趋势。
1.4 油浸式变压器
与前述油断路器、油浸式互感器、油浸纸套管等“油量少”设备相区别的是，油浸式变压器随着容量增加，使用的绝缘油往往达到数十吨甚至上百吨，远超前述设备数百千克的绝缘油使用量，不同电压等级变压器油质量使用范围见表1。因此，一旦油浸式变压器内部发生严重电弧故障，产生足够大的压力，由于液体不可压缩的基本物性，就可能导致油箱结构失效起火，引发严重火灾，并且灭火非常困难。
与前述“油量少”设备爆燃造成的破坏程度相比，这种爆燃起火有可能进一步扩大故障范围，着火引发的烟雾可导致相邻带电部分放电短路，绝缘油喷溅使着火范围蔓延，燃烧区域扩大，严重威胁变电站或换流站安全，甚至可能影响系统供电可靠性。因此，在实践中采取排油充氮、紧急排油及各类消防措施，如水喷雾、泡沫消防系统等效果参差不齐的各类“事后”方式。
结合近年来各电压等级设备故障案例，收集整理500 kV及以上内部放电故障导致变压器、电抗器油箱结构失效和未失效的案例，这里重点关注油箱本体。相关案例统计见表2。
表1、表2
油箱在内部故障冲击下变形开裂现象如图4所示，图中为500 kV高压电抗器油箱开裂前后对比。
图4、表3-表4
对于因变压器内部故障导致油箱结构失效及起火的案例，国外也有相关统计，其中以加拿大魁北克水电局统计的735 kV电压等级案例较具代表性，具体见表3。
与前述“油量少”设备改用SF6气体、干式绝缘替代液体绝缘不同的是，受气体比热容、干式材料性能和工艺等限制，无法在更高电压等级的大容量变压器中采用类似技术路线。有材料表明，国外气体变压器的等级达到500 kV、100 MV∙A和345 kV、133 MV∙A（单相），我国有220 kV等级的气体变压器。不同绝缘介质变压器性能对比见表4。
干式变压器等级最高可达到110 kV、40 MV∙A，这里不展开讨论。
通过上述梳理，可以总结如下：
1）为解决爆燃问题，“油量少”设备存在油浸式设备被SF6、干式等不同类型绝缘方式替代的趋势，其中油断路器最明显，已完全被取代。
2）“油量少”设备爆燃问题的解决存在设置缓冲空间，如采用膨胀器避免壳体直接遭受破坏，采用防爆片释放压力等。
3）从实践来看，高电压、大容量的大型变压器尚无法类似“油量少”设备采用气体绝缘或干式绝缘方式的替代技术路线。由于绝缘油用量大，若采用缓冲方式，需要极大的缓冲空间，受运输、占地等因素限制，此方法基本不具备实施条件；各电压等级的大型变压器虽均配置了压力释放装置，但实践证明，此方法并不能从根本上解决油浸式变压器油箱结构失效引发设备起火的问题，其实际应用效果仍有待观察。
2 变压器油箱电弧短路故障耐受能力分析
基于上述分析，必须考虑大型油浸式变压器油箱内部电弧短路故障耐受能力。大型油浸式变压器内部故障引发火灾的前提是变压器油箱包括本体、升高座等部分结构失效，造成绝缘油与空气接触且不可控，因此以油箱结构是否失效作为分析油箱内部电弧短路故障耐受能力的关键环节。这里给出变压器内部发生大电流电弧故障下油箱结构耐受能力的分析评估方法。
2.1 变压器油箱结构可靠性评估方法
式1
这里考虑线圈内径侧端部是因为电弧产生的油气主要通过线圈端部得到释放，进而通过绝缘油作用至油箱。对于调压线圈在主线圈的上下端部外侧（高压线圈中部出线）的情况，可以认为需要同时考虑单层系数和双层系数；对于调压线圈在主线圈中部（高压线圈端部出线），两端并无其他线圈的情况，可以认为仅需要考虑单层系数。
2.2 变压器油箱结构评估判断原则
根据收集到的变压器本体出现故障后电弧对油箱结构破坏的案例，总结形成评估系数K。当K＞1.15时，油箱结构失效风险大；当K＜0.9时，油箱结构未出现整体失效。该评估标准由实际设备内部故障案例支撑。
当K∈[0.9, 1.15]时，可认为是“临界区”，需要进一步考虑结构、材料等，可采用更详细的建模分析。从工程实践来看，所暴露问题并非集中在临界区间，而是系统短路电流远超设备耐受能力，因此临界区间内设备的耐受能力可通过合理保留裕度加以控制。为控制设备耐受能力裕度，在临界区的基础上，建议增加裕度控制系数0.7。
结合上述统计和分析，推荐按以下原则进行评估：对于K＞0.9的情况，认为设备面临内部大电弧故障时，存在油箱结构失效风险，特别是K＞1.15时，可以认为结构耐受内部电弧故障的能力不满足运行位置的要求；对于K＜0.9的情况，认为设备面临内部大电弧故障时，油箱结构失效风险不应忽视，建议合理考虑设备裕度；对于K＜0.7的情况，认为结构耐受能力基本满足要求。
2.3 变压器油箱耐受能力与系统短路电流关系
分析评估系数K≤1.15时不同体积油箱与系统短路容量的对应关系。为简化分析，仅考虑变压器高压侧（或网侧，对换流变压器而言）在油箱内直接对地短路形成的电流，若进行精准分析，可同时考虑中低压侧（或阀侧，对换流变压器而言）线圈感应的对地短路电流分量。
为便于比较，依据式（1）并参考耐受能力校核评估方法，分别考虑故障电弧电流持续时间T=100 ms和T=50 ms，短路电流考虑最大峰值因数为k*√2=2.69和直接过渡到稳态短路电流的情况（即峰值因数为k*√2=1.41），对应的分布曲面分别如图5和图6所示，图中I为稳态短路电流值。
图7给出了根据评估方法得到的相对最严格和最宽松的条件下的不同峰值因数、不同短路持续时间的油箱体积分布范围，合理对应关系应位于各曲面下方。
图5-图7、表5
由图7可以看出，用油量在130 m3以内的油浸式设备，无法耐受30 kA及以上的内部电弧故障。
3 油箱耐受能力与系统短路电流分析
3.1 系统短路电流与油箱耐受能力对比
根据GB/T 1094.5—2008《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》给出的推荐系统短路视在容量，可获得不同电压等级的稳态短路电流，见表5。
从表5可以看出，按照相关要求，稳态短路电流超出了图7所示合理分布范围（图7中虚线左侧），为满足对变压器耐受内部电弧故障能力的要求，油箱体积将显著增加。在实践中，一方面各电压等级的实际系统短路容量低于标准要求的短路视在容量，另一方面，对于330 kV及以下电压等级，变压器多为三相一体结构，油箱体积比同容量单相的油箱体积大，甚至可能与更高电压等级的单相设备油箱体积接近。这是330 kV及以下变压器内部电弧故障造成本体油箱结构失效案例相对较少的原因之一。
对于更高的电压等级，由于输电能力增加和系统网架连接形成的特定电能输送汇集点等不同情况，以及变压器油箱体积因运输限制导致增加程度有限，系统短路电流已经超出设备可承受范围，因此变压器的爆燃问题更突出。这里用高压（或网侧）母线单相短路电流水平，近似等效变压器高压侧（或网侧）内部发生对地电弧短路电流进行分析。
对于500 kV电压等级，主要表现为送端换流站，这是因为换流站主要通过500 kV电压等级联络、接入电源经换流阀整流后进行直流输送，为与直流输电能力相匹配，交流侧（网侧）必须配套相应的电源容量；输电能力增加对应电源容量增大，相应的系统短路容量势必增加。部分换流站500 kV侧母线单相短路电流见表6，可以看出，若换流变压器网侧发生内部对地电弧短路故障，由于短路电流幅值与母线单相短路电流幅值接近，相关设备油箱结构失效风险高。
表6 部分换流站500 kV侧母线单相短路电流
对于1 000 kV电压等级，有资料表明，高压侧母线单相短路电流水平在11.5～34.8 kA，尽管低于送端换流站母线位置，但由于输电能力提升、短路电流增大，若大于30 kA，同样存在超出图7所示合理分布范围的情况。因此，一旦主变压器高压侧发生超出范围的内部电弧短路故障，有理由认为设备存在油箱结构失效风险。
3.2 分析与讨论
根据上述对比，1 000 kV单相短路电流水平（11～34 kA）与换流站送端侧单相短路电流水平（56～64 kA）相比，超出设备自身耐受能力幅度相对较低，可以认为在油浸式变压器爆燃方面，送端换流站的换流变压器风险高于1 000 kV主变压器。这里讨论的是设备油箱本体，对于设备套管的升高座等小体积油域结构，认为内部电弧故障引发的结构失效风险显著高于本体，这里不展开讨论。
在当前设备研制水平条件下，典型的油浸式变压器油箱结构存在耐受内部电弧短路电流能力的上限，当系统短路容量增大到一定程度时，这种故障造成的破坏必然超出设备的耐受范围，从而引发设备油箱结构失效甚至爆燃起火等一系列问题。
系统短路容量或短路电流过大，会影响断路器开断能力、变压器承受外部突发短路能力、充油设备耐受内部电弧短路故障能力等。
其中，油断路器被替代，反映在相对较低的电压等级，即对应系统短路容量相对较低，表明体积较小的充油设备耐受内部电弧短路的能力无法满足对应系统短路容量；油浸式变压器的体积相对更大，在较低电压等级或较小系统短路容量情况下，问题相对不突出，但当系统短路容量不断增加时，油浸式变压器爆燃问题逐步凸显；“油量少”设备解决爆燃问题的技术路线（气体、干式等绝缘方式代替油绝缘方式），在现有技术条件下，尚不能作为根治大型油浸式变压器爆燃问题的技术路线。
交流输电系统输送最大功率除必须满足系统稳定运行要求（如静稳定裕度，静态、暂态稳定，大小扰动稳定，电压、频率稳定等约束条件）外，还受大型油浸式变压器耐受内部电弧故障能力的影响甚至限制。当系统输送能力进一步增加时，大型油浸式变压器一旦出现内部大电弧故障，油箱结构失效的破坏程度会加大，这成为变电站、换流站的重大风险源，甚至会影响系统稳定运行。因此，必须考虑从根本上解决大型油浸式变压器耐受内部大电弧故障能力不足导致的油箱结构失效问题。
4 结论
本文回顾了油断路器、油浸式互感器和油浸纸套管“油量少”设备在防止爆炸起火方面的演变发展过程，结合大型油浸式变压器耐受内部电弧故障能力的评估分析方法，分析了变压器不同体积油箱与系统短路容量的对应关系，得到结论如下：
1）随着输电电压等级的提高、输电能力的提升，对应系统短路容量/电流增加，采用绝缘油绝缘的电气设备（油断路器、油浸式互感器、油浸纸套管和油浸式变压器）均存在爆燃问题。
2）解决“油量少”设备的爆燃问题，呈现出由采用SF6气体或干式绝缘方式替代绝缘油绝缘的趋势，油断路器甚至已被完全替代。但这种技术路线目前尚无法应用于高电压等级、大容量的油浸式电力变压器、换流变压器等。
3）结合变压器油箱内部电弧短路故障耐受能力分析方法，对不同油箱体积与系统短路容量对应关系进行了分析，给出了不同变压器油箱体积和系统短路电流约束下的评估系数合理分布范围，即用油量在130 m3以内的油浸式设备，无法耐受30 kA及以上的内部电弧故障。
4）对于电能输送的特定汇集点（如送端换流站）或更高输电能力的电网，由于系统短路容量增加和液体不可压缩的基本物性，使变压器面临内部电弧短路故障时存在超出油箱结构耐受能力的情况，可能会影响电网输电能力。
5）大型油浸式变压器爆炸起火问题的根本原因是输电系统不断提升的输电能力，对应的短路容量/电流超出了体积有限的油箱耐受内部电弧短路能力上限。
本工作成果发表在2026年第2期《电气技术》，论文标题为“ 油浸式电气设备防爆技术演变及其与系统短路容量关系分析 ”，作者为赵志刚。
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