薛家湾供电局110 kV唐公塔变电站2号主变压 器于2001 年11 月投入运行。主变压器型号SF⁃ SZ9-31500/110，电压等级110 kV/35 kV/10 kV，分接 开关型号CMⅢ-350Y。在线滤油机型号LTC100， 使用DB45号变压器油，由新疆克拉玛依滤油机厂 生产。

2013-01-02，薛家湾供电局110 kV唐公塔变电 站1号、2号主变压器并列运行，带负荷8 MW，110kVⅠ母运行。1号主变压器带35 kV I母及10 kV负 荷运行，2号主变压器带35 kV I母运行，952断路器 热备用，2台主变压器中性点未接地。

20：53：31，2号主变压器非电量保护DF3332有 载调压重瓦斯保护动作跳闸，跳开2 号主变压器 152、352断路器。事故发生时站内无操作，设备无 异常。 2 现场检查与试验 2.1 事故变压器检查及试验 2.1.1 现场检查情况

变压器外观检查无异常，无外部闪络；经核实， 故障时无外部近区故障冲击；调压瓦斯顶盖内部无 异物，无结冰及凝露；二次电缆外观检查完好；调压 瓦斯继电器内部有大量气体。现场检查主变压器 有载分接开关瓦斯继电器至油枕连接管路的坡度 呈向下趋势，不符合规程规定的连接储油柜的管路 应向上倾斜，以确保切换气体逸出自由等要求^[1]。 现场检查呼吸器硅胶罐油杯中的油位低于规定油 位，已失去保护作用。解体检查了有载分接开关， 外观无放电灼伤痕迹（内部状况如图 1所示），切换 开关独立油室筒壁无放电痕迹（内部状况如图 2所 示）。

图 1(Figure 1)

图 1 有载分接开关内部状况

图 2(Figure 2)

图 2 切换开关独立油室状况

针对事故变压器，分别进行了绝缘油、绝缘电阻、直流电阻、泄漏电流、绕组连同套管介损、套管 介损、绕组变形，以及分接开关油现场试验，试验结 果均合格。

采用2500 V绝缘摇表带瓦斯继电器全回路测 试，绝缘电阻5 GΩ，非电量有载调压重瓦斯二次回 路绝缘电阻符合要求^[2]。同时检查保护及综自报文 无直流接地等异常信号发出，可以判断二次装置无 误动。 2.1.3 实验室分析

对动作的有载调压瓦斯继电器在实验室进行 检测，结果表明，瓦斯继电器动作值符合设定流速1 m/s^[3]。 2.1.4 现场初步检查结果

根据现场检查及变压器各项试验数据分析，2 号主变压器有载分接开关切换开关油室未发生内 部短路故障，变压器有载分接开关工作正常，二次 回路绝缘状况良好，排除分接开关内部故障和二次 回路短路故障的可能。

通过跳闸后现场检查和分接开关解体检验，发 现管道内和瓦斯继电器内部均有大量气体，因此初 步判断主变压器调压重瓦斯动作的原因是由于分 接开关内部聚集了大量气体，在滤油机工作时油气 混合流冲击瓦斯继电器，引起调压重瓦斯保护误动 作。 3 原因分析 3.1 重瓦斯保护动作机理

分接开关在正常运行时，由于档位的切换，绝 缘油的灭弧动作会产生气体，但气体总量不大，且 可通过排气管路正常排出，正常情况下不会造成主 变压器有载调压重瓦斯保护动作。

瓦斯继电器内部由1个油浮和1个挡板组成。 正常运行时，瓦斯继电器内部充满变压器油，分接 开关本体故障时将有气体产生，当累积到一定量 时，轻瓦斯触点导通，轻瓦斯保护动作。当分接开 关内部严重故障时，高温高压气流迅速在油室内流 动，当流速达到或超出瓦斯继电器设计值时，挡板 被推动，重瓦斯触点导通，重瓦斯保护动作跳闸。 目前，薛家湾供电局2号主变压器调压瓦斯继电器 尚不具备轻瓦斯告警功能。 3.2 在线滤油机的工作原理

在线滤油机工作时，将分接开关油室内部的变 压器油通过泵的作用，在过滤器与油室间形成闭合循环，将分接开关切换过程中产生的游离碳及水等 杂质进行清除，保证分接开关内部变压器油的洁净 程度，改善分接开关绝缘油绝缘水平，提高分接开 关使用寿命。运行方式一般可以设定为调压后滤 油或者定时滤油。2号主变压器设定为每24 h进行 1次自动滤油，滤油时间为每日0时。 3.3 事故原因的确定

从瓦斯继电器的工作原理可以看出，该主变压 器分接开关内部形成了高速流动的油（气）流，推动 瓦斯继电器内部挡板动作^[4]。产生高速流动的油 （气）流必须要有1个外部能量驱动，但从分接开关 检查结果来看，分接开关内部无明显放电痕迹，工 况良好，不具备产生高压油（气）流的客观条件。排 除各种原因后，初步判断为在线滤油机工作时出现 问题。

事故发生时的环境气温为-23 ℃，该主变压器 轻载运行，主变压器温度计显示本体油温5 ℃。分 接开关油室内部温度应远低于该温度，变压器油呈 黏稠状态，滤油机工作时内部压力较大，在闭合回 路中由于过滤器的阻挡作用更加不利于循环，造成 管道内部形成真空负压区。由于管道密封及过滤 器密封差等问题，外部空气大量吸入，造成内部气 体骤增，瓦斯继电器两侧压力差过大，引起油流快 速流动，最终造成调压重瓦斯误动作。 3.4 模拟实验

为了验证上述分析，于2013-01-05—07进行了 模拟实验。实验过程：

（1） 对该主变压器分接开关油室静置排气后， 在户外气温-9 ℃条件下，启动主变压器滤油机，循 环0.5h后，未发现气体有明显增加情况。

（2） 在户外温度为-12 ℃条件下，通过小型滤 油机在油桶间抽油循环，发现油流缓慢，且流量较 小，说明低温环境下变压器油确实存在黏稠、不易 流动的情况。将油管截断至原长度的1/3（约1.2 m） 时，滤油机出油量显著增大。

（3） 在户外气温-17 ℃条件下，再次启动该主 变压器在线滤油机，循环0.5 h后，分接开关内部再 次聚集大量气体。打开管道检查，油气混合呈泡沫 状，压力较高，同时保护装置发轻瓦斯动作信号，不 能复位。

（4） 将原滤油机管道由1.5 m缩短至0.5 m后， 在户外气温-19 ℃时再次进行上述实验，未发现有 室内气体明显增加的情况。

实验证明，上述故障原因分析是正确的。滤油机在低温条件下工作时，由于变压器油过度黏稠， 造成循环不畅。滤油机油泵工作时形成的负压区， 造成了外部空气进入。过长的管路更易造成内部 真空，加剧了外部空气进入，形成油气混合，造成分 接开关内部气体骤增，继而引起重瓦斯误动作。 4 事故防范措施

在线滤油机在低温条件下工作时，吸入大量气 体是造成主变压器有载调压重瓦斯保护动作的主 要原因；有载分接开关倾角不符合规程规定，排气 不畅是造成主变有载调压重瓦斯动作的次要原 因。为了防止类似事故的再次发生，特制订了如下 防范措施：

（1） 冬季低温条件下，应加强监督主变压器有 载分接开关在线滤油机工作状态，最好将在线滤油 机退出运行（特别是轻载变压器）。若不能退出运 行，建议将滤油机自动滤油时间设置在12：00—14： 00气温较高时间段运行。

（2） 对主变压器有载分接开关滤油机进行改 造，调整管路长度，尽量缩短进出油路径。建议单 根油管长度不超出1 m。有条件情况下，应考虑安 装滤油机电加热装置。

（3） 更换瓦斯继电器，增加轻瓦斯报警功能。

（4） 完善二次接线和综自报文，实现轻瓦斯报 警功能，及时监测内部气体总量。

（5） 畅通油路，调整呼吸器工作状态，使分接 开关内气体可以顺畅排出。