刘洋汉 姚雅楠 肖 斌 衡建雄
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摘要：2020年11月2日23时36分，35kV阿恰变1号主变报“有载分接开关重瓦斯动作”、“差动保护动作”信号，11月3日0时30分运维人员到站检查发现1号主变有载调压机构箱沿存在滴油现象。检修人员现场检查发现1号主变有载调压压力释放阀动作，变压器器身表面有油迹，初步判断1号主变有载分接开关内部存在故障。由于现场无法修复，检修人员对1号主变进行更换及故障分析工作。
关键词：35千伏；1号主变；重瓦斯；事故分析
一、设备运行状态
故障前1号主变运行、2号主变热备状态，35千伏、10千伏母线为单母线接线方式，35千伏柯恰线、阿柯线运行状态，10kV阿乡线、阿村线、阿火线、阿收线在运行状态。
二、事故处理经过
2020年11月2日变电检修一班按照计划对35千伏阿恰变1号主变有载分接开关进行吊芯检查及换油工作。
工作结束后2日22时35分1号主变送电正常，23时36分1号主变报“有载分接开关重瓦斯动作、差动保护”信号，检修人员3日4时左右到达现场检查发现压力释放阀动作，变压器器身有油迹，电气试验一班牛*、陈**对有载分接开关进行试验（试验项目）试验数据合格，变压器本体及有载分接开关取油样化验（化验结果耐压不合格）。
在检修人员将剩余变压器油一并进行取样化验，化验结果（化验结果耐压不合格） ，由于现场无法处理，对1号主变进行更换1000KVA更换为6300KVA。
11月3日12时检修人员到达现场对变压器进行更换，16时左右有载分接开关厂家技术人员到现场进行吊芯检查，放油时发现变压器油浑浊，打开分接顶盖时发现内部机构表面有附着物，可以看到表面变压器油和水有明显区别，螺丝、轴承表面有锈迹，卸掉机构拔出分接开关发现表面有大量水迹，均压环圆环内有明显的油水分层，肉眼可以清晰辨识水珠的存在，检查过程中在分接开关A相底部均压环，B相顶部均压环有明显对称放电点，可证明AB相相间放电短路，与保护装置报文显示一致，至此现场检查可以得出，由于变压器油含水量超标导致变压器油绝缘下降，运行过程中变压器油击穿放电是导致此次事故的主要原因。
三、事故后设备检查情况
2020年11月3日04时，检修人员到达现场分别对一、二次设备检查并进行电气试验。
一次设备检查情况：
（一）1号主变有载分接开关压力释放装置动作
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一次设备试验情况：
试验人员对1号主变有载分接开关进行试验，11月2日检修后试验数据合格，故障后试验数据合格。
油物试验数据情况：
检修人员安装前A、B、C3桶变压器油试验数据见附件，故障后分接开关油样、变压器本体油样数据见附件,有载分接开关更换油后C桶油桶内残油数据见附件,英买力变油枕更换后B桶油桶油样试验数据见附件
二次设备检查情况：
二次人员对现场检查1号主变保护装置，1号主变保护装置差动保护动作，动作时间为2020年11月02日23时36分22秒576毫秒，故障相别为AB相，故障电流为4.37A，初步判断为AB相发生相间短路故障。
1号主变非电量保护装置有载调压重瓦斯保护动作，动作时间为2020年11月02日23时36分22秒645毫秒，结合差动保护装置动作报文，判断为有载分接开关内发生AB相间短路故障。
四、原因分析
1.通过现场事故调查发现ABC3桶变压器油在使用前油务试验缺项漏项，未进行微水、耐压等试验，是导致此次事故的根本原因。
2.通过现场吊芯检查分析此次事故主要是由变压器油微水含量超标导致的变压器油绝缘降低，在运行过程中A相均压环与B相均压环之间绝缘油被击穿导致放电拉弧，是此次事故的直接原因。
五、暴露问题
1、变压器油务化验过程存在缺项漏项的问题，导致检修人员使用不合格变压器油进行现场工作；
2、变压器偶管理存在漏洞，在取油样试验过程中未对变压器油桶进行编号管理，致使使用人员无法分辨变压器油是否合格。
六、整改措施
1、提高检修人员变压器油辨识能力，在没有仪器的情况下通过嘴巴进行变压器油成分分析，能简单辨识出变压器油微水是否超标。