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变压器跳闸事故分析

文档作者：王小文刘智慧刘林李向锋汪书竹文档来源：长庆油田水电厂		点击数：	更新时间： 2021年10月24日
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继电保护技术
[摘要]
关键词
1概述
变压器跳闸事故分析
王小文，刘智慧，刘
(长庆油田水电厂，
林，李向锋，汪书竹
西安710201)
分析某35kV变电所主变跳闸事故原因，总结变压器运行存在的问题，提出变压器运行维护的整改建议，为
变电所可靠运行提供有效帮助。
变压器差动保护重瓦斯动作避雷器
某35kV变电所35kV及10kV系统均采用单母线分段
接线方式，2台主变分列运行。故障当日运行方式为35kV
311线经I母带#1主变，总负荷约为3 500kW；35kV 312
线经II母带#2主变，总负荷约为4 000kW。该35kV变
电所#1主变型号为SZ11-10000／35，厂家为丹东欣泰电
气股份有限公司， 出厂Et期为2012年9月。
2事故经过
2014年6月18 13 22时16分，雷雨天气，该35kV变
电所#1主变差动保护动作跳闸，造成1OkV I母及其馈线
全部失电。随后检查#1主变未发现异常情况，并接厂调
下令空投#1主变，差动保护再次动作跳闸。当13 23时
18分，现场对#1主变直流电阻及绝缘电阻进行测试，对
保护及控制回路进行检查， 未发现异常后于次日1时24
分试送电，差动保护再次动作跳闸。次日14时26分，完
成10kV线路临时转接2 500kW 负荷，10kV系统供电恢
复正常。
3现场检查情况
3．1后台及保护装置检查
故障当日#1主变共出现4次保护动作信息，每次主
变试送时都出现差动保护动作、主变高后备复合电压动
作、重瓦斯保护动作信息，保护动作正确，定值设置无
误，瓦斯继电器发信报警及动作正常，但保护装置无法采
集故障录波图像。因主变屏瓦斯故障指示灯未贴标识，且
后台告警信息繁多，故未能正确判断出主变重瓦斯动作故
障情况，造成调度判断错误，出现多次试送行为。
3．2一次设备外观检查
经查，变压器本体、有载调压开关、散热片、油枕、
引线、母排、绝缘子等外观良好，无异物、渗漏油、雷
击、放电痕迹等。2014年6月19日14时，发现瓦斯继电
器内1／2多为气体，至2014年6月21日，#1主变轻瓦斯
报警信号仍存在。因主变瓦斯继电器挡板未打开，同时主
变屏瓦斯气体告警灯未进行正确标识，故值班员巡视中出
现疏漏。
3．3油色谱分析
2014年6月19日采集故障变压器本体油样进行色谱
分析，C2 H 含量为2 382．81~L／L(标准含量~5fL／L)，
H2含量为638．90fL／L(标准含量<150~L／L)，总烃含量
为3 564．76／~L／L(标准含量< 150fL／L)。由此可知，总
烃、C2 H。、H 含量超过注意值，判断故障性质为低能放
电；气体中存在CO及C02，判断为变压器内部涉及固体
绝缘老化及恶化；根据变压器油色谱分析试验数据，将其
转换为三比值法编码202，判断为内部放电，可能是引线
对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和
油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间
的电火花放电等。
采集有载分接开关油样，C H 含量为21．28／~L／L(标
准含量< 5p．L／L)，H 含量58．91~L／L(标准含量<
150fL／L)，总烃含量为91．84~L／L(标准含量<150uL／
L)。分析认为C2H。含量超出注意值。
3．4主变串联谐振工频耐压试验
(1)35kV绕组三相短接对地耐压试验(10kV侧三相短
接不接地)：试验电压预设35kV，实际升压34．63kV，试
验频率150．47Hz，加压Irain，试验结论为通过；试验电
压预设72kV，实际升压71．77kV，试验频率121．69Hz，
加压lmin，试验结论为通过。
(2)1OkV绕组三相短接对地耐压试验(35kV侧三相短
接不接地)：试验电压预设10．5kV，实际升压10．31kV，
试验频率208．05Hz，加压lmin，试验结论为通过；试验
电压预设为32kV，试验频率208．06Hz，加压lmin，在实
际升压时， 串谐装置输出电压、电流正常， 当升至11kV
时，串谐装置进线电源空开跳闸，主机断电，测试3次均
收稿日期：2015—05—27
作者简介：王小文(1989一)，从事电力系统检修iL, a,-~维护工作；刘智慧(1989一)，从事电力系统运行与维护工作；刘林(1987一)，从事电
力系统检修试验与维护工作；李向锋(1972一)，从事电力系统检修试验与维护工作；汪书竹(1982一)，从事电力系统检修试验与维护工
作。
电工技术l 2015l12期J21
继电保护技术
不能通过。
(3)对主变各侧进行串联谐振交流耐压试验，试验结
果为主变低压侧与高压侧之间绝缘降低。
3．5#1主变35kV侧PT二次电缆绝缘电阻
#1主变35kV侧PT二次电缆绝缘电阻：A相为1
MQ，B相、C相均为5O0MQ。A相不合格，其二次电缆
击穿，现场完成了二次电缆的更换。
3．6避雷器动作情况
2014年6月18日晚至6月19日凌晨，35kV 312线
A／B相、I段母线A／B／C相及II段母线C相的6只避雷
器共计动作7次，说明主变故障时间段内该区域雷电活动
频繁。经查，10kV 131柜内避雷器无放电、烧灼、爆裂
痕迹等异常现象，绝缘测试良好。
3．7 10kV侧电缆测试
主变lOkV侧电缆无放电痕迹等异常现象，三相绝缘
电阻均为2 500M~，合格。
4原因分析
(1)雷电入侵是变压器内部故障的根本原因。故障变
压器返厂检修，吊芯检查发现A相高压线圈烧毁，故障点
在第22、第23饼之间，即线圈中断点处(如图1所示)。
变压器故障直接原因为当天雷电活动频繁，雷电经35kV
线路进入主变，造成主变A相高压线圈烧毁， 导致A相
二次电缆击穿，主变高低压侧之间绝缘降低。当线圈烧毁
时，电流回路上有很大的差流，接触点产生强烈放电现
象，导致气体增多，引起差动电流使差动保护动作，同时
作用于气体的重瓦斯保护也启动。
图1 A相高压线圈烧毁
(2)线路防雷能力不足是故障发生的主要原因。DL／T
62O一1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第7．
3．1条规定，未沿全线架设避雷线的35kV架空线路应在
变电所1～2km的进线段架设避雷线。该站3l1线进线避
雷线长度仅为853m，不符合规定要求。同时，该进线侧
间隔未加装避雷器，为故障的发生埋下了隐患。
(3)站所日常巡视不到位是故障发生的重要原因。站
所后台存在以下问题：首先，主变高后备保护装置录波功
22 ．、^，．chinaet．net l中国~,Iiq
能不完善，根据主变差动保护故障波形推断，主变高压侧
电流值已达到后备保护动作值，但后备保护未能启动故障
录波，不便于后续故障分析判断；其次，后台告警系统信
息繁多，主变动作各类告警信息达72项，从而无法迅
速、准确判断故障类型；最后，主变屏瓦斯故障指示灯未
正确标识，表明日常巡视过程存在漏洞，巡视不到位，造
成调度判断错误，出现多次试送行为。
5整改措施
(1)变压器返厂检修。返厂检修，确定检修方案为在
A相线圈中断点两侧的线饼(第22和23段)内垫小角环，
将层垫改为内垫。小角环与内垫的放置方法与66kV首段
垫法一致；将中断点原来12mm(4．5+3+4．5—12)的距离
改为18mm(7．5+3+7．5—18)；其余未烧毁的B、C两个
线圈按以上要求改制。将A相线圈的导线倒线时，应检查
导线状态，去除导线金属异物，并对原来换位导位折弯进
行校正处理，保证导线无炭迹；更换第20～22连续段导
线。
(2)进线间隔加装避雷器。在35kV 311线间隔加装型
号为HY5WZ-51／134的避雷器， 同时配套安装型号为
JCQC在线监测泄漏电流的放电计数器。因线路增加避雷
线难度较大，故建议在后续线路设计建设中对枢纽站所以
及雷电活动频繁的线路按照规程中最大距离(2km)架设站
所进出段避雷线。
(3)站所后台系统维护及二次回路检查。因主变保护
装置南自NS系列产品当前已不生产，故无法完成故障录
波功能配置调试。针对告警信息繁多的现状，进行了告警
等级设置，同时屏蔽了部分伴随信息。针对告警指示灯未
标识的情况，进行了现场检查，共发现8处空开及4处指
示灯未标识，均已整改， 同时发现35kV 3l1线电压反相
序、312线出线CT变比与实际不符、313线电流反相序等
接线问题，一并完成整改。
(4)提升管理水平。① 加强站所巡视执行力度。本次
事故的一个重要原因是站所日常巡视不到位，未能发现指
示灯未标识的缺陷，站所日常巡视记录执行也不细致。这
反映出变电所在管理上存在问题，应严格排查，落实站所
日常巡视记录的标准化，加强站所巡视质量管理，严格考
核检查力度， 以杜绝此类事故。② 加强职工培训。应有针
对性地组织学习主变差动保护动作、重瓦斯动作、 “过流
I段”动作、系统单相接地、TV熔断器击穿等故障情况，
提高人员准确分析、判断、处理所内设备突发故障的能
力；完善主变跳闸处置方案，针对主变“差动保护”动
作、“重瓦斯”动作、“后备保护”动作事故现象，分别
制定变电所故障状态下应急措施和排除故障的标准步骤，
确保值班员、调度员能快速判断、处理故障。

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