1 设备概况 1.1 设备参数

某变电站2号主变压器为山东泰开变压器有限公司生产的SSZ11-40000/110变压器，采用油浸式三绕组自冷，额定电压110 kV，额定容量40 000 kVA，阻抗18.22%，于2013-05-30投入运行。

1.2 运行方式

2号主变压器110 kV单母分段并列运行，带全站负荷运行，1号主变压器热备用，电网负荷为28.37 MW，110 kV侧电压为111.65 kV，35 kV侧电压为37.17 kV，10 kV侧电压为10.25 kV。变电站系统图见图 1。

2 故障经过及分析 2.1 故障经过

故障发生时，天气晴朗、有微风，设备无外部故障及异常，运行值班人员对2号主变压器进行远方调档操作，由9档调至10档，切换失败，2号主变压器保护屏保护装置比率差动动作，TA断线闭锁差动，U相电流为0.58 A，V相电流为0.03 A，W相电流为0.57 A，其他保护未动作。比率差动定值为1.73 A。随即2号主变压器差动保护比率差动动作，U、W相故障，U相电流为7.38 A，W相电流为7.39 A。三侧断路器跳闸。故障发生后，1号主变压器由热备用投入运行，带全站负荷运行；2号主变压器转检修。

2.2 故障分析 2.2.1 设备检查

故障发生后，对2号主变压器进行有载分接开关吊芯检查，未见转换开关有明显异常；检测过渡电阻为3 Ω，未见异常；油中含碳末，且有乙炔存在。该变电站送电可靠性降低，电量损失81 000 kWh。相邻设备外观无损坏。

2.2.2 故障录波分析

故障前，差动电流一周波二次谐波所占比例高达80%左右；故障后一周波二次谐波所占比例相对降低。从故障录波图可知变压器U相、W相电流突变，判断为故障相，故障前二次谐波电流较大。

检查主变压器有载调压控制回路，对有载调压装置与有载调压机构的电源连接线进行绝缘试验，试验合格后进行校线，均合格。后对有载调压装置三相熔断器进行检测，发现有一相熔断器烧毁，导致事故处理时有载调压不能正确电动调档，更换保险后，调档正常。

3 诊断性试验及数据分析 3.1 绕组直流电阻试验数据分析

对2号主变压器进行绕组直流电阻试验，以检查分接开关接触是否良好，绕组有无匝间短路^[1]。将变压器各相绕组直流电阻出厂试验数据与诊断性试验数据换算至同一温度（20 ℃）下，相间互差对比结果见表 1。

3.1.1 相间互差数据对比

对表 1中相间互差数据进行分析可知，高压侧绕组电阻值换算至同一温度（20 ℃）下，横向对比各相绕组电阻的相互差异最大为3.98%，大于《输变电设备状态检修试验规程》 [2（]以下简称《规程》）规定，即“1.6 MVA以上容量变压器同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%（警示值）之内”。据此可以判断设备存在短路的可能。

3.1.2 电阻初值差数据分析

高压侧U相绕组电阻值换算至同一温度（20 ℃）下的纵向对比结果（表 1）大于《规程》规定，即“同一温度下，各相电阻的初值差不超过±2%（注意值）” ^[2]。同时对变压器不同分接之间绕组变化趋势进行分析，2号主变压器不同分接头直流电阻曲线见图 2。由表 1和图 2可知U相存在异常。

通过以上分析可知，U相高压侧直流电阻变化明显，据此判断绕组存在短路损坏。

3.2 变压比试验分析

对故障变压器进行变压比试验，以检查分接开关状况，绕组匝数是否正确，以及绕组有无层（匝）间金属性短路等。变压器绕组各分接头电压比测试数据见表 2、表 3。

通过对变压器绕组各分接头电压比测试值进行分析可知，U相绕组电压比测试值16个档位的误差值均超过《规程》要求：“初值差不超过±0.5%（额定分接位置）”和“初值差不超过±1%（其他分接位置）” ^[2]。据此判断，变压器U相高压侧磁路存在异常，高压侧分接开关的极性选择开关发生故障或存在异常。

3.3 短路阻抗试验分析

对故障变压器进行短路阻抗试验，以判定变压器绕组有无变形，变压器短路阻抗测试数据见表 4。通过对表 4中数据分析可知，U相阻抗测试值（高压—低压）8.77%、（高压—中压）6.17%，以及电感测试值均与V、W相测试值对比异常，测试阻抗误差超出《规程》关于短路阻抗测试的相关要求，即“容量100 MVA及以下且电压等级为220 kV以下的电力变压器绕组3个单相参数的最大互差不应大于2.5%” ^[2]。据此可以判断U相高压侧磁路存在异常，绕组极有可能发生变形。

3.4 频响测试数据分析

频响特征曲线变化可以用相关系数R来表示，高压绕组频响特征相关数据见表 5。在环境温度0 ℃，油温0 ℃工况下，2号主变压器高压绕组第1分接故障测试曲线见图 3，高压绕组频响测试数据见表 6。将图 3、表 6中的数据与表 5进行对比可知，变压器高压绕组低频段的相关数据小于0.6，据此可以判断变压器U相高压绕组严重变形^[3-4]。

3.5 绝缘油色谱分析

绝缘油色谱分析数据见表 7。由表 7可知，2号主变压器在故障发生后，油中乙炔体积分数迅速超过《规程》中规定的注意值（≤5×10-6）^[2]。

根据绝缘油特征气体历次试验数据，绘制特征气体发展曲线如图 4所示。从特征气体发展趋势可以看出CO、CO₂的发展变化最大，说明变压器存在低温过热现象，固体绝缘材料过热，发生分解和老化。

3.6 三比值法分析

利用三比值法对近期有载瓦斯取样进行数据分析，结果见表 8。根据《DL/T 722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则》关于特征气体三比值法的规定，进行特种气体的气体比值计算，发现变压器上部、中部、下部的比值均在同一范围内，在表 8中用“√”表示^[5]。由表 8可知故障变压器的编码组合为102，根据三比值分析法的编码规则和故障类型判断，该故障变压器存在高能放电现象，即该变压器本体内可能存在电弧放电导致油质劣化。

通过以上试验分析，认为变压器U相线圈存在变形，原因为极性选择开关切换过程中放电，引起调压绕组损坏。

4 解体（吊检）检查

设备解体后发现变压器高压侧U相绕组烧损，极性选择开关存在烧灼点。结合变压器诊断性试验数据分析，本次事故是由于分接开关中极性选择开关切换过程中放电，从而引起调压绕组损坏。损坏情况见图 5、图 6。

5 防范措施

结合本次变压器差动保护原因分析结果，为防止同类事故再次发生，确保电网安全运行，建议采取以下防范措施^[6-7]：

（1）同一厂家生产的同型号、同批次主变压器可能存在调档不到位, 导致主变压器绕组受冲击变形的隐患，建议运行设备管理部门加强监督。

（2）单主变压器运行方式下，增加运行主变压器巡视次数，确保电网安全稳定运行。

（3）加强入网设备选型工作，严把设备质量关，对有设计缺陷的设备不允许入网运行。

（4）对110 kV电力变压器，若选用V形真空开关，要求制造厂家出具恢复电压计算报告，恢复电压需小于真空开关极性转换选择器触头耐受电压，并留有一定裕度。在运变压器需进行风险评估，加强开关日常挡位调节情况监视，跟踪氢气和乙炔含量。

（5）变压器连续运行满1 a或有载调压操作满10 000次时（或根据分接开关制造商的规定），应检查气体继电器轻瓦斯的积气量，如未达到规定量并在确定无故障后应将积气排尽，避免气体长期积累造成轻瓦斯误报警。