周 刚 ，张知宇 ，王法顺

（1.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314000; 2.国网浙江省电力有限公司海盐县供电公司，浙江 海盐 314300; 3.国网浙江省电力有限公司嘉善县供电公司，浙江 嘉善 314100）

变压器在电力系统中承担着调节电压水平、传输电能的作用，一旦变压器出现故障，将造成无法估量的损失；为此，变压器若出现故障，必须第一时间排查故障原因并进行相关抢修措施。本文基于一起真实变压器故障案例，提出了一套变压器启动故障的排查方法，并给出了进一步措施方案。通过主动预警智能评估、处置预案智能完善、处置实施智能辅助，构建多元辅助智能处置模式，实现故障隐患高效处置，安全状态实时监测，全面提升处置作业质效和安全防护[1-3]。

1 故障经过

2021 年11 月01 日14:28:43，220 kV 某变电站1 号主变在启动操作220 kV 母线冲击主变过程中，主变第二套差动保护动作、重瓦斯保护动作，220 kV开关跳闸，故障相别B 相。主变第一套差动保护启动但未出口，主变跳闸后2 s 轻瓦斯保护告警。现场检查主变本体瓦斯继电器内有气体，呼吸器大量出气，主变本体各项试验结果异常，初步判断主变内部故障。故障变电站主接线图如图1 所示。

图1 某220 kV 变电站主接线图

2 故障原因排查

运维人员进行全面故障排查，分别调查了设备的信息、故障前的工作情况，同时进一步进行变压器参数测试。

2.1 设备信息

220 kV 某变电站1 号主变型号为SFSZ11-240000/220，出厂时间2021 年7 月，出厂序号S210341101，投产前各项试验均合格。

2.2 故障前当日工作情况

故障前，220 kV 某变电站220 kV 采用双母线接线方式，2U31 线、2U93 线、4Q85 线接正母运行，2 号主变220 kV、2U32 线、2U94 线、4Q86 线接副母运行，待用2MAⅠ正、副母隔离开关均拉开，220 kV 母联开关运行，220 kV 正、副母线及母线压变均在运行；1 号主变220 kV 及110 kV 中性点接地，2 号主变220 kV 及110 kV 中性点接地，1 号主变有载分接开关位于9 挡位，2 号主变有载分接开关位于5 挡位。

110 kV 接线采用单母双分段方式，其中Ⅱ、Ⅲ段母线采用硬连接，110 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线并列运行，110 kV 1 号母分开关运行，110 kV 2 号母分Ⅱ段母线隔离开关、110 kV 2 号母分Ⅲ段母线隔离开关合上状态，2 号主变110 kV、1C21、1C22、1C23、1C24、1C25、1C26、1C30、1C31 线运行，待用1C27 线冷备用、待用1C33 线检修。

35 kV 接线采用单母分段方式，35 kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，35 kV 母分开关运行，3C22、3C25、3C26、3C27、3C29、3C31、3C32、3C34 线运行，3C21 线热备用，3C30 线冷备用，3C23、3C24、3C35、3C36 线运行，3C28、3C33 运行。

2.3 故障现场排查

2.3.1 主变本体

变压器跳闸瞬间，本体呼吸器有大量气体喷出，带出呼吸器油杯绝缘油；本体瓦斯继电器观察窗充满气体，如图2 所示，其他部件无异常。

图2 1 号主变第一套保护动作情况

2.3.2 保护动作情况

2021 年11 月01 日14:28:42:703，1 号主变第一套保护启动，1 号主变第二套保护纵差保护出口动作；

14:28:42:904，1 号主变非电量速动油压动作；

14:28:42:919，1 号主变220 kV 开关分位；

14:28:42:926，1 号主变非电量总跳闸；

14:28:43:100，1 号主变本体重瓦斯跳闸；

14:28:45:301，1 号主变本体轻瓦斯告警。

图2 与图3 分别是故障变压器1 号主变第一套保护动作与第二套保护动作的动作情况。故障期间，220 kV 母线电压基本不变，但有较大差流（纵差最大电流1.285Ie，大于定值0.5Ie），结合录波图判断，此时高压侧电流为励磁涌流和部分故障电流的叠加，存在较大谐波分量，三相二次谐波含量分别为53.6%、7.9%、31.5%。1 号主变第一套保护采用二次谐波制动，满足闭锁条件，因此该套保护未出口；第二套保护采用波形对称制动，基于波形比较原理，可防止主变启动过程中，发生故障时因二次谐波较大导致的误闭锁，本次故障正确动作，图3 为后台SOE 主变跳闸信号。

图3 后台SOE 主变跳闸信号

3 主变试验情况

对1 号主变开展诊断性试验检查。结果显示油色谱、直流电阻、短路阻抗、绕组频率响应、绝缘电阻、变比试验等试验数据明显异常。

油色谱试验：主变故障后30 min 内油样色谱数据无异常；2 h 后取油样，上部油样乙炔含量2.4 μL/L，中下部油样色谱无异常；4 h 后取油样，上部油样乙炔含量达到97.6 μL/L，中部油样乙炔含量为3.2 μL/L，下部油样乙炔含量为2.7 μL/L，严重超标。

瓦斯继电器气体色谱：乙炔含量大于1 797 μL/L、一氧化碳含量大于60 891 μL/L，均严重超标。

绝缘电阻：低压绕组、铁芯、夹件绝缘电阻数据不稳定。低压绕组对地绝缘在2 000～20 000 MΩ间摆动，铁芯、夹件对地绝缘均在200～1 000 MΩ摆动。

直流电阻：低压绕组ab、bc、ca 相直流电阻分别为5、15、15 mΩ。

短路阻抗：额定档位下，高对低短路阻抗与铭牌值相差3.85%，中对低短路阻抗与铭牌值相差5.9%。

绕组频率响应：中、低压B 相绕组频响曲线与A、C 相相比，存在明显偏移现象。

变比：高对中BC 相偏差479%，CA 相数据无法测量；高对低BC 相偏差66.9%；中对低BC 相无法测量，CA 相偏差89%。

4 故障原因分析与策略

综合各项试验检查数据，分析认为故障原因：某变1 号主变在启动冲击过程中，内部发生放电性故障，导致差动保护动作。进一步通过变电站数字化技术，依托大数据、云平台、数据分析和可视化等新兴技术，以电网监测、保电概况和抢修态势等管理为核心，通过对保电站所、用户点、线路等信息进行三维建模，进一步剖析故障根本原因。因第一次短接时，合闸失败，基本可判断异常可能由中间继电器引起（如果短接遥控成功则可判断为智能终端遥控板开出的HJ 可能异常），因此判断合闸中间重动继电器存在卡涩，由于检修人员在检查过程中曾经有过敲击，且开关电源进行拉合后恢复正常，断路器后续分合均正常。

为了防止此类故障再次发生，班组技术人员共同商讨制定了如下策略：

系统通过大数据平台整合多项系统业务数据，实现专项保电功能相关数据资源整合、更新与共享，打造专项保电任务提供保供电指挥平台。通过加强多模块应用场景的开发，实现多图层全景化展示、数据实时动态展示和故障告警、抢修信息定位，提升保电人员应急指挥能力。

保证重要用户的保供电任务，同时加强防范用户本身用电设备的故障问题。当用户的某个用电设备出现短路故障时，即使配电网无故障，也会导致用户断电，造成损失。

对配电室进行实时监控，如出现故障可以及时发现故障支路，将支路切断后可以迅速恢复其他支路的供电，而后排查故障。将配电房多维状态感知率提升到100%，通过智能分析和自动精准控制，大幅降低人工巡检和人工干预次数，为“无人配电房”的实现提供了可能。

利用保护冗余信息实时差异比对及预警技术生成预警报告，避免单套设备隐性故障引起的保护不正确动作现象，实现对保护设备隐性故障预警[4-5]。

5 进一步工作安排

立即开展220 kV 某变电站1 号主变抢修工作，已落实更换备用主变，按照7 天时限开展抢修工作，计划于11 月8 日前完成主变更换并复役。

组织故障主变进行返厂解体检查，进一步明确故障原因和后续整改治理措施。

加强220 kV 某变电站2 号主变运维巡视和状态管控，落实各项防全停措施，严防2 号主变故障。2 号主变原计划于11 月4 日开展抗短路能力不足改造更换（新主变为三变科技同批次同型号产品），在明确本次故障原因及处置措施前，2 号主变更换工作暂时推迟。

下阶段安排策略如下：

以年度计划为基础，运检部明确全年变电站综合检修现场踏勘、检修平衡会计划时间。各相关专业按照时间表提前做好项目图纸、物资等前期准备工作。

结合变电站综合检修开展的大修、技改等项目相关图纸资料在变电站综合检修平衡会前15 天提供。

220 kV 变电站综合检修方案在变电站综合检修平衡会后10 天内提交。220 kV 变电站综合检修方案在实施前2 个月完成综合检修方案内审。110 kV变电站综合检修方案在实施前1 个月完成综合检修方案内审。

结合变电站综合检修开展的大修、技改、技反措、隐患治理等项目，根据专业要求编制施工子方案，原则上需要更换装置、设备的项目要求编制施工子方案。由专业负责施工子方案的审批，及现场验收工作。

在无专线供电条件的情况下，采用电缆双环网结构，为重要用户构建坚强的配电网架，实现供电可靠性。