2003-09-23，某220kV变电站1号主变压器经过大修，于12:35投入运行。21:20主变差动、瓦斯保护动作，一、二次开关跳闸，主变本体压力释放阀喷油。因该变电站仅有1台主变压器，因而造成主变二次66kV系统全停，影响37座66kV变电站停电，损失负荷10000kW·h。
1事故原因分析该变压器型号为SFPZ7-120000/220，沈阳变压器厂1993年3月生产，1994年1月投入运行。投运后一直没有大修。事故后，立即对变压器进行了试验，通过高压绝缘试验以及油气样试验的数据分析，判定为变压器二次A相内部故障。经现场吊罩检查发现油箱内部存在较多的游离水，在油箱底部A相分接开关下有积水。二次绕组直流电阻异常。2003-10-01，对该变压器进行了二次线圈分解检查，发现二次A相线圈铁心侧下数第29饼导线换位处垫块根部发生匝间短路。强大的短路电流使邻近的导线受到不同程度的机械损伤和绝缘破坏，其中短路匝的线饼最为严重，呈向铁心的收缩式变形。(1)该变压器的二次线圈为螺旋式，12根导线并绕，每线饼两匝。线圈采用“4-2-4”换位，工艺上通常将导线折成S型，导线被折弯后，匝绝缘强度有所降低，成为“绝缘弱点”。导线圆角与垫块形成“油楔”，油楔处电场强度比较集中，是正常匝电势的2倍左右。当变压器中的游离水转变成悬浮水进入绝缘通道，并被吸附在场强集中的地方(场强集中的区域对极性物质具有吸引力)，在被吸附的悬浮水达到一定量时即发生击穿放电。在该变压器的线圈下部绝缘压板中，设有定向导油孔，指向二次线圈。在强迫油循环冷却状态下，游离水极易形成悬浮水而首先冲向二次线圈。变压器中游离水的存在是导致变压器内部故障的直接原因。(2)该变压器大修之前一直运行良好，试验数据基本正常，大修吊罩检查也没有发现游离水。说明游离水是大修过程中进入变压器的。大修后，虽然变压器的整体绝缘水平有了较大的提高，但是经过近10年的运行，匝间绝缘水平有所降低，而在大修中没有分解一、二次线圈，局部绝缘水平并没有得到改善。大修工作结束后变压器投入运行，在强迫油箱循环冷却状态下，变压器中存在的游离水进入二次线圈，是导致主变压器在大修结束，投运仅8h就烧损的主要原因。(3)经调查分析，变压器中进水只有3种情况，一是真空泵(水环式)的工作水，二是真空滤油机的冷却水，三是变压器外壳的水冲洗。事故后对真空泵、真空滤油机进行了试验，未发现有回水现象，对真空滤油机冷却水容器密封情况进行了加压检查，未发现泄漏。变压器外壳水冲洗是在变压器真空注油后，本体密封经检查处于良好的状态下进行的。所以，只有一种可能，就是对变压器进行真空注油过程中造成变压器进水。此次使用的真空泵是山东省淄博真空泵厂2003年的产品，按照厂家说明书介绍，该真空泵开机应严格按照“一级泵(水环泵，型号为：ZSK-P1)→二级泵(罗茨泵，型号为：ZJ.P)→三级泵(罗茨泵，型号为：ZJ.P)”的顺序进行，停机应按照相反的顺序进行，并应在抽空管路上加装逆止阀和控制阀，避免真空泵突然停机时，水份带入抽空容器中。经查，在变压器大修过程中，进行抽真空工作时没有按照厂家规定程序操作，没有按规定在抽真空管路上加装逆止阀和控制阀，在关键环节上出现了错误。所以，可以断定变压器进水是在真空注油过程中从真空泵进入的。2暴露出的问题(1)检修人员工作责任心不强，工作随意，业务素质偏低。工作人员没有完全掌握检修工艺要求，没有严格执行检修工艺和规章制度，没有按照正常的操作程序使用真空泵，造成变压器在真空注油过程中进水。工程技术人员及管理人员，管理不到位，没有对主变大修过程进行全方位的监督管理。(2)由于游离水相对静止地存在于箱体底部，按现行的预防性试验规程规定的方法，均无法查出变压器本体存在游离水的严重缺陷，致使变压器投入运行后二次线圈烧损。3防范措施(1)提高检修人员的工作责任心，加强对施工安全组织技术措施计划的管理，严格实行标准化检修作业，严格执行检修工艺和规章制度。加强对职工的思想教育，增强作业人员的责任心，在工作中及时发现问题，及时提出改正建议。管理人员要下现场做全方位的监督和检查，尤其要对一些关键细小的环节加强监督，及时发现问题及时提出改正意见。(2)熟悉和掌握工器具的工作原理和使用方法，特别是对新型的工器具，更应认真学习和研究其工作原理和使用方法，并严格按照说明书规定的方法和程序进行操作使用。对变压器大修时所使用的滤油机、真空泵等设备，在使用前必须做好检查与试验。(3)变压器大修结束后，在有条件的情况下，应尽可能采用空气冷却方式的真空泵对变压器进行抽真空。(4)由于游离水相对静止地存在于箱体底部，在变压器大修后，做试验前应启动潜油泵，加速气泡的排出和油的循环，以便及时发现变压器内部，特别是绝缘油中可能存在的缺陷和问题。
来源：中国电站集控运行技术网
