一、基本情况栾川县冷水变电站装机容量为2×10000KVA，电压等级为35KV，连接组别为Y.d11。其中冷2#主变1994年投入运行，为有载调压变压器。二、事故经过2004年10月3日变电站值班员向检修人员汇报冷2#主变轻瓦斯动作，当时正值国庆放长假，没有引起检修值班人员的重视。2004年10月8日上班后在向公司汇报值班情况时，出于职业的敏感，立即引起了大家的注重，马上安排与冷水站联系，询问近几天冷2#主变的运行情况，询问的结果令人吃惊：冷2#主变先后在10月1日10时20分、2日9时30分、3日11时0分、6日12时03分轻瓦斯动作，值班人员均以放气做了处理。10月2日以前情况值班人员未向检修公司汇报。这说明冷2#主变一定存在潜在故障，必须停电进行检查。得知这一情况后，公司立即派试验人员到冷水站抽取油样化验，一边立即向局领导汇报了情况，局领导指示检修人员根据油化验、特性试验情况做好主变的吊芯检查预备工作。因2#主变运行10年已超大修周期，当中因为负荷紧张加之单台运行，一直没有进行过大修检查。检修人员决定按主变大修标准进行。当取油样人员到达冷水站后，冷2#主变又已11时30分、14时30分报出了轻瓦斯信号，短短3个小时的间隔报了两次信号，证实了故障在逐步扩大。时间就是命令，试验人员迅速取样抓紧时间进行化验，晚上7点45分化验结果出来如下：栾川县电业局色谱分析报告| 单位 | 冷水变电站 |
| 设备名称 | 冷2#主变 |
| 取样日期 | 2004-10-8 |
| 分析日期 | 2004-10-819：45：15 |
| 含量单位 | μL/L |
| 甲烷CH4 | 1005.27 |
| 乙烯C2H4 | 2596.12 |
| 乙烷C2H6 | 393.28 |
| 乙炔C2H2 | 26.69 |
| 氢H4 | 667.02 |
| 一氧化碳CO | 280.06 |
| 二氧化碳CO2 | 8624.72 |
| 总烃 | 3994.36 |
| 本体油耐压 | 44KV |
| 开关油耐压 | 17.3KV |
预防性试验规程规定，主变油中的总烃含量不大于150PPm，氢气含量不大于150PPm，乙炔含量不大于5PPm，而测出的数值已远远超标。用三比值法计算C2H2/C2H4=0.01=0,CH4/H2=1.51=2,C2H4/C2H6=6.54=2。三比直编码为022,根据经验判定故障点为高于700度低能热故障范围，而乙炔含量的增大表明热点温度可能高于1000度。CO2/CO的比值为30也远大于标准值7，分接开关油耐压6次平均值仅为17.3KV,低于规定值的30KV。一切的数据说明冷2#主变内部已存在严重故障，必须立即进行停电检查。10月9日，各种试验仪器及吊芯检查设备运至现场，首先对2#主变进行绝缘试验。绝缘电阻、吸收比、介质损、泄漏电流均符合规程要求，排除了绝缘缺陷的可能性。接着进行变压器绕组的直流电阻特性测试，测试值如下冷2#主变高压侧单位：Ω上层油温40度o:spid="_x0000_s1025" style=''position:absolute;margin-left:-5.25pt;margin-top:0;width:68.25pt;height:36.75pt;z-index:1''coordorigin="1697,1450" coordsize="1358,740"> | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| A0 | 0.45500 | 0.4385 | 0.3036 | 0.2899 | 0.2834 | 0.2753 | 0.2689 |
| B0 | 0.3096 | 0.3039 | 0.3295 | 0.2909 | 0.2843 | 0.2730 | 0.2659 |
| C0 | 0.3097 | 0.3048 | 0.3052 | 0.2923 | 0.2849 | 0.2736 | 0.2670 |
| 相互差值() | 40.6 | 38.6 | 8.3 | 0.82 | 0.52 | 0.84 | 1.1 |
冷2#主变低压侧单位：Ω上层油温40度| 相序 | ab | Bc | ca | 相互差值() |
| 0.03718 | 0.03700 | 0.03690 | 0.76 |
测试数据表明，冷2#主变分接位置的1档、2档的A相数值与其他两相相比明显增大，3档的B相数值偏大，三个档位的相互差值已严重超出规定值2，根据以往的经验判定，1~2档A相一定存在缺陷。根据这种情况，我们随即做出了放油打开分接开关观察口的决定,14时40分，分接开关观察窗打开后发现，2档A相抽头与分接开关连接螺丝已严重松动，但仔细观察，却没有放电痕迹，没有放电痕迹，表明主变内的气体是另有部位放电产生的。因为这虽然是个重大缺陷，但察看记录冷2#主变一直在4档运行，与2档没有直接的联系，假如冷2#主变在2档运行，那一定会发生烧毁开关等重大事故。随后又接着打开了低压套管观察口，取下了高压套管，观察后均无异常。看来只有吊罩检查。但当时天色已晚，吊罩已来不及，为怕本体受潮，将所有螺丝紧固一遍后重新注油，再次测试高压测直流电阻，相互差值已符合规程要求，数值如下冷2#主变高压侧单位：Ω上层油温27度| id="__TH_G12五号23"o:spid="_x0000_s1031" style=''position:absolute;margin-left:-5.25pt;margin-top:0;width:59.25pt;height:42pt;z-index:2''coordorigin="1697,8210" coordsize="1178,845"> | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| A0 | 0.3115 | 0.3040 | 0.2965 | 0.2890 | 0.2820 | 0.2770 | 0.2699 |
| B0 | 0.3125 | 0.3051 | 0.2979 | 0.2905 | 0.2834 | 0.2757 | 0.2689 |
| C0 | 0.3133 | 0.3060 | 0.2990 | 0.2916 | 0.2848 | 0.2776 | 0.2704 |
| 相互差值() | 0.81 | 0.85 | 0.73 | 0.84 | 0.85 | 0.82 | 0.60 |
10月10日，天空晴朗，适合变压器吊罩检查。放油、滤油，拆除散热器片、高低压套管及二次接线。13时10分，变压器罩被吊下，揭开了它的神秘面纱。13时23分，产生放电气体的罪魁祸首终于被发现，冷2#主变低压测B相导电杆与连接铜带处有明显放电痕迹，加固绝缘垫片被烧伤，连接螺拴松动多半丝。缺陷处理后将变压器进行脱气，经各种试验测试正常，汇报调度后变压器加入运行，经过一个月的跟踪观察，一切正常。三、问题分析1）、2#主变在排除了绝缘上的缺陷以后，重点对回路的接触情况进行了检查。但对低压侧的直流电阻测试中，为何相互差值符合要求但吊罩检查以后发现问题呢，分析原因可能与冷水站的负荷猛增有关，经过对冷水站2#主变2004年的负荷调查发现，2004年6月前冷2#主变的平均负荷在5000KW左右。但在7月以后负荷增长较快，每月以1000KW左右的负荷增加，到2004年9月份增长至8000KW多负荷后稳定下来。在2004年春季预防性试验时测得的低压侧数值是很平的。其值如下：试验日期2004年4月5日上层油温23℃| 相序 | ab | bc | ca | 相互差值（） |
| 测量值 | 0.0369 | 0.0368 | 0.0370 | 0.54 |
测算后相电阻为：RA=(RAB-RP)-RAC×RBC/RAB-RP=0.05535RB=(RBC-RP)-RAB×RAC/RBC-RP=0.05505RC=(RAC-RP)-RAB×RBC/RAC-RP=0.05565从测量的数值看，B相的电阻值还比其他两相小点。同这次测量的数据判定，也无增大的可能。但为什么会从B相发生故障呢，这可能是随着负荷的增长，B相导电杆与铜排连接处由于稍微的接触不良导致发热，长期积累在内部形成热故障，使绝缘垫片（复合纸型）发热而排出烃类气体，导致轻瓦斯动作报出信号。而由于主变低压侧导电杆比较大，接触也比较良好，所以从直流电阻上反映的不是很明显。假如说2#主变的负荷还是维持在6月份以前，可能两年内都不会反映这种故障。这就要求我们每年必须对主要的充油设备进行油务跟踪监测，以做到防患于未然。2）、冷2#主变共有7个档位，而检修试验人员在做定期试验时，一般只对运行档位四周的几个档位进行直流电阻抽检。由于冷水站处在电源末端，加之负荷也比较大，长期以来一直在高档位运行，所以才侥幸避免了一起重大事故的发生。这也提醒试验人员在对设备测试时，一定不能省事，该做的项目一定要做，不能凭经验处理。河南省栾川县电业局检修公司王建东
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