1 故障简介

  2004年3月2日，阳泉地区一台 110kV变压器 本体重瓦斯保护动作，引起三侧开关跳闸。该变压 器型号为 SFsZ7—31500／110，三侧变比为 1 10／38．5／ 10．5，制造 日期为 1988年 10月 ，投运日期为 1989 年 1 1月。

2 对试验数据的分析

  重瓦斯保护动作跳闸后，立即对该变压器进行了常规的电气试验，未发现异常，并先后三次对该变 压器取油样进行了色谱分析，数据及结论见表 1。 该变压器发生故障后，取样人员第一次是在变 压器底部取油阀处采出的油样，取前按常规经验将 放油阀里的积油放出一些，其色谱数据显示是正常 的。第二次取样是在变压器气体继电器处，结果显示 变压器内部存在放电故障，两次结果差异较大。经分 析，差异的主要原因是由于该变压器设计时本体无 取样油阀，其取油样阀是安装在变压器本体放油阀 外侧，变压器本体放油阀直径为 lOOmm，长度约lm，积油量较大。第一次取样时虽然按经验放出了 一些积油 ，但远没有将积油放完，因此所采油样并 不是本体变压器油，不能反映出变压器油的真实情 况。在第三次取样前，将变压器放油阀内积油全部 放掉，其色谱分析结果和变压器气体继电器处基本 相同。 从色谱分析的结果来看，该变压器可能存在以 下几种故障：④ 内部存在放电现象；②内部存在过 热现象；③CO、CO 含量较大，固体绝缘存在问题。

3 吊罩检查惰况

  根据油样色谱分析的结果，对该变压器在现场 进行了吊罩检查。该变压器铁心采用拉板固定结 构。正常运行时，上下铁轭之间和钢拉带是一端与 金属连接接通，另一端是靠绝缘筒和绝缘垫块相互 绝缘的。而在吊罩检查时发现，该变压器 B、C相绕 线之间上铁轭下部拉板的绝缘套筒和绝缘垫片绝 缘损坏，致使上、下拉板与上夹件导通形成短路环， 这就相当于一匝绕组，感应出的电压在上下铁轭和 上下拉板之间形成电流通路，导致紧固螺栓和铁垫 之间流过电流而烧伤，同时使周围的变压器油温急 剧升高，发生裂解，产生大量气体，从而引起了变压 器重瓦斯保护动作跳闸。 

4 几点思考

  (1)运行单位应切实加强老旧设备的维护工 作。按照电力变压器检修导则的规定，变压器的大 修周期应该为投运后的5年内和以后每隔 lO年大 修一次。就该变压器而言，自1989年投运以来，未 进行过大修，明显存在设备失修问题。设备本身制 造中存在有缺陷，再加上运行多年中受变压器固有 震动和外部短路冲击的影响，使拉板绝缘筒受损而烧毁。但如果变压器按照正常的检修 周期大修检查，是不难发现并消除该 缺陷的。因此必须重视对老旧设备的 维护工作。设备的检修管理工作要到 位，防止老旧设备因管理的漏洞而发 生故障。 (2)色谱试验对油浸变压器的内 部故障或潜伏性故障的诊断十分有效，灵敏度较高， 但前提是所取油样必须是能够代表本体中油的情 况，否则会造成现场的误判断。就该台变压器而言， 自投运以来，尽管每年两次取样做油的色谱试验分 析，但其试验结果并不能反映变压器本体油的真实 情况，是不准确的。从现场吊罩检查的情况看，该变 压器故障属于典型的潜伏性故障，通过油的色谱分 析是能够发现的，但由于取油样的失误，一直未发现 事故隐患，导致事故的发生。 (3)应加强无人值班变电站运行监视工作。该变 电站经过综合 自动化改造后，是一个无人值班站，变 电站大量的设备运行信息是靠集控中心监视的。一 般而言，变压器瓦斯保护对变压器内部气体的灵敏 度是很高的，也就是说轻瓦斯早应该发出报警信号。 但事后查运行记录，并无轻瓦斯报警的记录。对轻瓦 斯信号进行了遥信试验，发现集控中心监视屏虽然 出现变位提示信息，但不能及时切换监视画面，这样 对集控中心的运行监视人员是很容易忽略的。对无 人值班站而言，完善的‘‘四遥”功能是监视设备安全 运行的重要手段。通过此次变压器故障，说明在无人 值班变电站的运行监视方面还存在不到位的情况， 应引起注意。

5结束语

  变压器是电网中的重要设备之一，保证其安全 可靠运行是生产维护人员的重要职责。近年来，随着 无人值班变电站的增加，变压器的运行监视和传统 的方式有所不同，这就对变压器的检修、试验和保护 等相关专业提出了新的要求。只有各相关专业共同 努力，都做到万无一失，才能为变压器的安全可靠运 行提供有力的保障。