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摘要：文章结合１１０ｋＶ某站１＃主变突然差动保护动作跳闸实际案例，通过对故障前后实验数据进行对比初步确定变压器故障主要原因，并有针对性地提出了整改措施。
关键词：110kV；主变；跳闸；故障；措施
引言
变压器是当前电力供应企业中输变电设备重要组成部分之一。因此，电力变压器的工作状况将对电力系统的安全和经济运行产生重要影响。一旦出现电力变压器故障，会严重影响居民的正常生活和企业的正常生产。而变压器会因为各种原因造成主变跳闸，造成变电线路停电。下文对110kV主变低压侧故障跳闸及保护动作进行研究。
１主变设备故障时运行环境
当时天气连续降雨，雨量３７ｍｍ，东北风３－４级，气温１９℃。１＃主变负荷３．９ＭＷ、２＃主变负荷２．５ＭＷ，１＃主变带３５ｋＶＩ段负荷，５１１开关热备用。２＃主变带３５ｋＶⅡ段负荷和１０ｋＶ全部负荷。１＃主变跳闸后３５ｋＶ母联自投成功，无负荷损失。
２试验情况
２．１实验数据处理
主变跳闸后，试验人员分别对该变压器进行了绝缘电阻、介质损耗试验、直流电阻试验、绝缘油试验、绕组变形试验，并对试验数据进行分析。通过对测试数据进行分析，发现变压器的绝缘电阻、介质损耗、绕组变形试验无异常。但是变压器直流电阻试验、绝缘油试验数据异常，具体如表１、表２、表３所示。
根据以上高压和绝缘油测试结果，可以看出，该变压器的整体绝缘系统在故障前后是处于良好状态；故障后通过直流电阻测试数据，高压侧Ａ相测试显示为断开状态，Ｂ，Ｃ两相未见异常，其它两侧测试结果也未见异常，在现场通过用万用表测量通断，Ｂ，Ｃ相对中性点之间均通，Ａ相对中性点为断。根据绝缘油色谱数据，三比值特征代码为１０２，根据三比值法编码规则属高能量放电。即存在线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的电弧击穿。通过以上分析和测试结果可以判断，该变压器Ａ相绕组有断线故障，而且在断开部位有电弧产生。
３吊罩检查情况
对１＃主变进行了吊罩检查发现有以下现象。（１）Ａ相的压板处有大片碳黑痕迹和有明显水痕，对残油进行了分析，测得油中含水量达２０００ｍｇ／ｋｇ以上；（２）高压侧Ａ相底部有明显的脏迹和水印，并发现一个（Ｏ型）垫圈，低压侧中部发现一个垫块；（３）Ａ相引线、静电屏和相邻匝间绕组有明显放电痕迹，Ａ相绕组端部烧黑和烧断的白布带，用手触摸可以明显感觉Ａ相引出线在故障点处基本处于完全断开状态；（４）变压器储油箱（油枕）的胶囊内部存有油迹，经打开变压器储油箱（油枕）检查发现胶囊内部存有大量变压器油，可以判定此胶囊已经破损，变压器油与大气之间已贯通。之后对将军帽的四条紧固螺丝进行检查，发现无松动。同时对变压器高压侧三相套管顶部密封处的尺寸进行测量，测得结果如表４所示。
从测量结果可以看出，Ａ相从平台至橡胶顶高度较Ｂ，Ｃ相均低０．３ｍｍ以上，即Ａ相Ｏ型胶圈的可压缩量较小。产生的原因可能有：三只胶圈原始尺寸一致性较差；Ａ相胶圈由于存放时间较长或材质问题，弹性差、塑性变形较重，导致密封性能降低。对Ａ相套管进行了气压密封试验，没有发现套管存在明显渗漏迹象。对Ａ相套管进行了４０ｍｉｎ喷淋试验，检查发现胶圈顶部与将军帽之间有水痕。对变压器内１１０ｋＶＡ相引线的油浸绝缘纸进行了含水量测试，结果，Ａ相油浸绝缘纸存在明显的受潮现象。
４故障判断及分析
通过测试数据分析以及设备解体检查，证明前面测试数据所反应情况与解体检查结果基本吻合。通过对比试验报告、故障录波图分析、现场故障点查找、吊罩检查等情况的综合分析表明，本次变压器故障主要是由于变压器内部进水，导致变压器绕组匝间或层间绝缘强度下降，加上线路多次重合闸的冲击，在绝缘降低到一定程度后发生了击穿损坏。从变压器内水迹遗留的位置及Ａ相高压油浸绝缘纸含水量测定分析，进水原因有两种：变压器Ａ相套管进水；变压器储油柜胶囊破损，在呼吸作用下进水。其中以Ａ相套管进水可能性比较大。
５整改措施
（１）变压器套管顶部高于变压器油枕油面，此处发生渗漏目前还没有有效手段进行检测。我局将结合变压器停电检修机会，对该同批主变高压套管将军帽密封外沿和四条紧固螺丝处，用玻璃胶进行封堵，采取重复密封的手段防止主变进水。
（２）在本体胶囊破裂时，难以通过压力式油位计的假油位发现（本体胶囊破裂未造成假油位）。在今后的工作中对主变油枕集污盒利用停电机会进行放油检查，如有水分存在，则对胶囊进行检查。如没有发现问题，对每台主变油枕胶囊按照设备停电预试周期，每３年进行一次破损检查。
6结束语
变压器是电网中的重要设备，其非计划停运将可能引发大量用户停电，故障损坏亦将造成企业大量的经济损失。为保证变压器设备的运行可靠，本文结合１１０ｋＶ某站１＃主变突然差动保护动作跳闸故障，经过分析提出的问题和改进措施具有一定的借鉴和推广意义。
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