陈 杰
(国网四川省电力公司泸州市泸川供电分公司，四川 泸州 646000)
变压器是电力系统中最重要的设备之一，担负着电能转换和传输的重要作用。变压器的正常运行是电力系统安全、可靠运行的重要保证，因此必须最大限度地防止和减少变压器故障的发生。变压器工作异常大多是绝缘系统故障造成的。在影响变压器绝缘性能的诸多因素中，雷电过电压的影响最大。雷电过电压由于波头陡，易引起纵绝缘上电压分布很不均匀，可能在绝缘上留下放电痕迹，从而使固体绝缘受到破坏。因此，针对一起雷击引起35 kV变压器比率差动保护、本体重瓦斯保护跳闸故障，结合继电保护动作、化学、高压试验和返厂吊心检查，分析故障原因。
某35 kV变电站35 kV母线为单母线分段接线方式，每段母线上有一回35 kV进线，共2段母线，均为电缆线路。35 kV母线上有2台35 kV变压器，分别连接在2段母线上。
故障前，该站由35 kV Ⅱ母35 kV线路供电，35 kV母分开关在合闸位置，2台35 kV变压器并列运行，2台主变压器位于1档，其运行方式如图1所示。
图1 某35 kV变电站运行方式
该站35 kV 1号主变压器型号为S9-10000/35，2004年4月出厂。2019-07-20T06：42，1号主变比率差动保护动作，非电量保护本体重瓦斯动作，跳开1号主变高压侧301断路器、低压侧901断路器，同时主变本体轻瓦斯也发出跳闸信号。
故障发生后，对故障变压器及其保护装置开展继保、检修、化学等检查及诊断试验。
2.1 保护装置及监控系统信息
结合差动保护装置DF3333E、后台监控系统等装置报告，得到1号主变压器比率差动保护定值单(见表1)。
表1 1号主变比率差动保护定值单
根据保护定值单，绘制变压器比率差动保护动作特性曲线，如图2所示。
图2 变压器比率差动保护动作特性曲线
根据上述变压器比率差动保护动作特征曲线分析，动作时B相差动电流4.912 A，B相制动电流4.206 A，该点位于动作区段内(AB线条上方)，动作正确；
C相动作情况类似，动作正确。故判定B，C相绕组故障。
2.2 主变本体检查
主变本体上瓦斯继电器中油位只有1 cm高，说明变压器内部产生了大量气体。由于未安装采气盒，故对本体瓦斯继电器气塞进行排气，气体有臭味。主变压器其余各处均无放电痕迹，外观无异常。故判断本次主变两侧断路器动作不是误动，怀疑变压器内部存在故障。
2.3 诊断试验
2.3.1 变压器油色谱分析
从主变压器下部抽样活门处取两支油样进行色谱分析。根据油样分析，油中H2含量316.63 μL/L，C2H2含量161.58 μL/L，总烃476.67 μL/L，超过DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中H2不大于150 μL/L，C2H2不大于5 μL/L，总烃不大于150 μL/L的要求，其他气体含量也有明显增长。初步判断变压器内部存在电弧放电。
2.3.2 高压试验
对变压器进行绕组直流电阻试验、绝缘电阻及吸收比测试，试验结果见表2～4。
表2 高压绕组直流电阻试验结果
表3 低压绕组直流电阻试验结果
表4 绕组绝缘电阻
根据国网Q/GDW 168—2008《输变电设备状态检修试验规程》，变压器处于1档，高、低压绕组直流电阻试验结果合格，绕组电阻相间互差不大于2 %。与出厂数据相比，同一温度下阻值相差不大。高、低压绕组绝缘电阻值和上次试验值相比无显著下降，但高压绕组对低压绕组及地吸收比显著下降，初步怀疑高压绕组内部存在故障。
2.3.3 返厂吊心检查
为验证分析结论，将1号主变压器返回变压器厂进行吊心检查。吊芯后发现无励磁分接开关有放电烧毁现象，B，C相引线有放电击穿现象，B，C相线圈有变形移位现象，部分线圈匝间距离变小、变形，铁心接地铜片变色等现象。综合吊心检查结果分析认为，B，C相引线放电击穿，通过外壳发生接地短路，与差动保护装置动作情况吻合，同时与变压器油色谱分析结果吻合，故判断变压器内部为电弧放电，导致差动保护和重瓦斯保护动作，主变两侧断路器跳闸。
结合上述检查结果及当天的雷雨天气分析，认为本次主变压器故障是由于雷击导致变压器电弧放电。变压器电弧放电是高能量放电，放电能量密度大，产气急剧，能使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或融化烧毁，导致绕组层间绝缘击穿造成引线断裂或对地闪络、分接开关飞弧等故障，严重时会造成设备烧损，甚至发生爆炸故障。这种故障一般事先难以预测，也无明显预兆，常以突发的形式暴露出来。本次故障就是因雷电击中变压器高压端头，瞬间产生高电压、强电流至分接开关导致放电，同时引起B，C相线圈引线处线圈击穿短路，放电电弧使部分变压器油分解，产生大量气体，同时由于温度急剧升高，导致铁心接地铜片变色；
大电流使变压器绕组部分变形。
根据GB/T 50064—2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》，10～35 kV配电系统中配电变压器的高压侧应靠近变压器装设金属氧化物避雷器，低压侧宜装设一组金属氧化物避雷器，以防止反变换波和低压侧雷击侵入波击穿绝缘。现场低压侧按要求装设了一组金属氧化物避雷器，而高压侧金属氧化物避雷器并未装设在靠近变压器高压侧的位置，仅仅在室内的35 kV母线上有一组金属氧化物避雷器，这是造成本次故障的主要原因。
近年来，35 kV变压器雷害故障多发，甚至在一台变压器上重复发生。为防止35 kV级变压器运行状况日趋恶化以及避免变压器绕组过电压时被击穿，主要采用以下措施提高过电压保护能力。
(1) 改进变压制造环节。一是加强绝缘，主要是加厚线的绝缘层；
二是改善匝间电容，在线端端部加装静电板或静电圈，增加附加电容，改善电压分布；
三是选用复合型分接开关，采用中部调压。
(2) 加强变电站防雷保护。一是在变电站理论最佳位置安装避雷针，使变压器等设备都处于避雷针保护范围内，避雷针宜设独立的接地装置并定期开挖检查和测试，对不符合规定的接地装置及时整治；
二是在变压器的所有绕组出线上装设金属氧化物避雷器，雷电侵入时避雷器动作，变压器绝缘层只需承受避雷器的残压作用；
三是避雷器的接地引下线尽量短，避雷器与被保护的变压器之间电气距离应符合GB/T 50064—2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》不大于5 m的要求。
对于35 kV变电站，运维单位一般通过加强变电站防雷措施提高变电站设备防雷能力，如加强变电站独立避雷针接地电阻检测，接地电阻应不大于10 Ω；
定期(时间间隔不宜超过5年)通过开挖检查等手段确定接地装置的腐蚀情况，如发现接地装置腐蚀较为严重，应及时处理；
在变电站进出线间隔入口处及变压器各进、出线侧加装金属氧化物避雷器等措施。因此，该变电站结合现场情况，在靠近变压器高压侧增设了一组金属氧化物避雷器。