一起主变跳闸故障原因分析及处理

李 良，叶方舟，刘 英

（1.国网河北省电力公司沧州供电分公司，河北省沧州市运河区永济路21号 061000；2.国网河北沧县供电公司，沧州市黄河东路32号 061000）

1 事情经过

2007年4月26日14：37，某公司110 k V某变电站1＃主变（某变压器厂2001年4月产品，2001年10月投运，SFSZ9－31500／110）差动保护和本体重瓦斯保护动作，主变三侧开关跳开，同时101母联开关跳开，501开关备自投动作合闸成功（0.5s），负荷损失40 MW。

故障后现场检查，主变外壳无异常变形，压力释放阀无动作喷油现象，本体瓦斯继电器内有气体，点燃该气体，火焰呈蓝色，站内其他设备未见异常。

2 故障检查与分析

2.1 继电保护动作报告及录波图

2.1.1 继电保护动作信息

110 k V故障录波器启动，录波图显示：线路故障电流A相1273 A，B相995 A，C相584 A；故障持续60 ms，故障相AB相。

变电站配置的南自PST1201型双套主变保护装置记录显示如下。

微机1屏幕显示：04－26 14：36：48 21 ms，主变差动保护1启动；04－26 14：36：48 43 ms，主变差动保护1出口，电流4.695 A；

微机2屏幕显示：04－26 14：36：48 22 ms，主变差动保护2启动；04－26 14：36：48 44 ms，主变差动保护2出口，电流4.747 A；1＃主变非电量保护装置：“本体轻瓦斯”“本体重瓦斯”信号灯亮。

2.1.2 故障录波图及分析

从220 k V变电站110 k V故障录波图可以看出，127故障电流为A相1273 A，B相995A，C相584 A；故障持续60 ms，故障相为AB相。

由1＃主变差动保护装置故障录波图发现，在14：36：48 21 ms时高压侧AB相电流幅值突变，且相位相反，C相相位不变；中压侧AB相电流幅值突变，且相位相同，判断此时主变中压侧存在AB相相间短路故障。

分析3414线路保护装置故障录波图发现，从14：35：43：21 ms开始，A相电压幅值突降，且一直持续，由于35 k V系统为中性点不接地系统，因此电流没有变化。判断1＃主变中压侧发生AB相间短路故障前，A相已发生单相接地故障。

2.2 电气试验检查情况

2.2.1 油中溶解气体色谱分析

1＃主变油色谱分析结果如表1所示。

表1 油色谱分析结果 μL／L

从表1可看出，故障后产生出大量H2，CO，C2H2，且三比值特征代码为102，属高能量放电也即电弧放电。

2.2.2 绕组变形测试

采用频响分析法，对1＃主变进行了绕组变形测试，通过与上次结果及相同电压绕组之间的比较，表明变压器绕组未发生变形。高中低三侧测试波形如图1、图2和图3所示。

2.2.3 绕组直流电阻测试

对1＃主变进行绕组直流电阻测试，测试结果见表2、表3和表4。

表2 高压侧绕组直流电阻测试结果 mΩ

表3 中压侧绕组直流电阻测试结果 mΩ

表4 低压侧绕组直流电阻测试结果 mΩ

尽管测得的直阻互差均不超标，但与2006年3月6日的预试结果比较后发现，中压绕组各相直流电阻的大小规律发生了变化，预试时35 k V绕组三相直阻依次为78.46 mΩ，78.22 mΩ，78.12 mΩ，即从大到小排列，而此次试验时B相成直阻最大相。

2.2.4 变压器铁芯及夹件绝缘

铁芯绝缘为6 000 MΩ，上夹件绝缘为700 MΩ，均在合格范围之内，并与上次试验比较没有明显变化。

2.3 吊罩检查情况及故障处理

2007年4月28日，对1＃主变进行现场吊罩检查。吊罩后发现，35 k V B相绕组的高压引出线在距端部1.24 m处有放电烧伤痕迹，局部导线已被烧熔断股（约三分之一截面）（见图4），在油箱对应位置的内壁有放电烧灼痕迹（见图5），说明B相中压引线曾对箱壳放电。此外，35 k V绕组的4根引线外包绝缘纸均在距端部约1.2 m处破损松散（见图6），有些已经露铜（见图7）。

3 故障原因分析及处理

通过对故障录波图、保护装置动作信息、现场试验和吊罩检查等情况综合分析认为，该主变35k V引线在设计及绝缘包绕工艺方面存在缺陷，表现在引线过长、外包绝缘纸纸质较脆，在出厂、运输或安装调试过程中导线弯折造成外包绝缘断裂，绝缘强度降低。2007年4月26日，大风造成35 k V系统3414线路发生单相接地故障，引起BC相电压升高，并产生不稳定的电弧接地过电压，导致B相引线外包绝缘断裂位置对油箱内壳放电，形成中压侧异地AB相间短路故障。故障后主变差动保护动作，同时B相电弧放电使周围的变压器油迅速分解，产生大量气体，造成重瓦斯保护动作。现场对该主变主要采取的处理措施包括更换B相引线、采用皱纹纸重新包绕中压侧引线外绝缘、引线绝缘外层包绕白布带增加韧性、套管附近采用硬绝缘纸包绕进一步加强绝缘。现场进行主变局部放电、感应耐压、低电压阻抗等试验项目均合格。5月2日23：00，主变恢复送电。

4 建议

为避免或减少此类故障的发生，建议在变电站新建、改扩建工程中，主变安装前要通过吊罩或打开人孔门等方式，认真检查引线的位置、外包绝缘状况，发现问题及时采取措施。

［1］ 陈化刚.电力设备异常运行及事故处理［M］.北京：中国水利水电出版社，1998.

［2］ 董宝骅.大型油浸电力变压器应用技术［M］.北京：中国电力出版社，2014.

［3］ 陈红.一起断路器意外合闸的分析与处理［J］.河北工程技术高等专科学校学报，2011（4）：27－29.