广东电网公司变压器类设备运行情况总结

广东电网公司广东电网公司2021年变压器年变压器类设备运行情况总结类设备运行情况总结广东电网电力科学研究院广东电网电力科学研究院年月年月本总结分以下几个局部：第一局部 2021年取得的主要成绩及完成的主要工作第二局部 主要生产技术指标第三局部 2021年变压器类设备运行情况分析介绍主要的设备事故及故障1.整体情况整体情况全年变压器类设备的运行状况总体稳定良好，没有因变压器类设备故障导致对社会和公司造成重大不良影响、对资产造成重大损失的生产平安事故，没有发生重特大电网和设备事故，设备事故、故障率在去年的根底上进一步降低，为胜利迎峰渡夏、保障全网平安用电做出了奉献。2.2021年变压器类专业完成的主要工作年变压器类专业完成的主要工作1.按照南方电网公司按照南方电网公司2021反事故措施的要求反事故措施的要求,制定制定?广东电网公司广东电网公司2021年反事故措施年反事故措施?，大力落实各项反事故措施。，大力落实各项反事故措施。为贯彻落实南方电网公司为贯彻落实南方电网公司2021反事故措施的要求，省公司组织研反事故措施的要求，省公司组织研究并制定了究并制定了?广东电网公司广东电网公司2021年反事故措施年反事故措施?。各供电局都能够按照省公司要求，制定方案，落实资金，较好地各供电局都能够按照省公司要求，制定方案，落实资金，较好地完成了反事故措施的实施。有关反事故措施完成情况如下：完成了反事故措施的实施。有关反事故措施完成情况如下：1.1开展开展500kV主变加装绝缘油在线监测装置的工作，建立绝缘油主变加装绝缘油在线监测装置的工作，建立绝缘油在线监测网在线监测网在去年的根底上开展在去年的根底上开展500kV主变加装绝缘油在线监测装置的具体主变加装绝缘油在线监测装置的具体实施工作。在供电局和装置制造厂家的协助下，完成了实施工作。在供电局和装置制造厂家的协助下，完成了500kV主主变和局部重要变和局部重要220kV主变的绝缘油在线监测装置的安装，主变的绝缘油在线监测装置的安装，1.2开展开展500kV主变压器电抗器及局部主变压器电抗器及局部220kV主变、主变、110kV主主变绝缘油腐蚀性硫钝化剂添加工作变绝缘油腐蚀性硫钝化剂添加工作2007年对全省年对全省500kV主变压器电抗器绝缘油进行了腐蚀性硫主变压器电抗器绝缘油进行了腐蚀性硫普查工作。结果说明，全省普查工作。结果说明，全省500kV主变电抗器绝缘油中含有主变电抗器绝缘油中含有腐蚀性硫的有腐蚀性硫的有29台台(其中电抗器其中电抗器1台台)。通过添加钝化剂一年多的通过添加钝化剂一年多的跟踪分析，添加钝化剂后变压器运行良好，均未出现异常，且油跟踪分析，添加钝化剂后变压器运行良好，均未出现异常，且油品质量未见明显变化，并均通过腐蚀性硫试验。证明添加钝化剂品质量未见明显变化，并均通过腐蚀性硫试验。证明添加钝化剂作为预防腐蚀性硫导致变压器故障的措施是可取的、有效的。作为预防腐蚀性硫导致变压器故障的措施是可取的、有效的。2021年，省电科院及有关供电局按照省公司年，省电科院及有关供电局按照省公司?广东电网广东电网2021年迎年迎峰度夏工作方案峰度夏工作方案?的要求，开展的要求，开展9组组27台台500kV含腐蚀性硫变含腐蚀性硫变压器绝缘油钝化剂添加工作。截至目前，已完成博罗站压器绝缘油钝化剂添加工作。截至目前，已完成博罗站2变、变、汕头站汕头站3变、增城站变、增城站3变、惠州站变、惠州站2变、罗洞站变、罗洞站3变、曲江变、曲江站站2变等变等6组变压器添加工作。组变压器添加工作。按照省公司按照省公司2021年反事故措施要求，对年反事故措施要求，对 220kV及及110kV变压器绝变压器绝缘油腐蚀性硫进行普查，已普查了约缘油腐蚀性硫进行普查，已普查了约400台，发现约台，发现约70台存在腐台存在腐蚀性硫。目前已完成中山供电局蚀性硫。目前已完成中山供电局5台台110kV主变及珠海供电局主变及珠海供电局5台台220kV主变的钝化剂添加工作。主变的钝化剂添加工作。1.3加强加强500kV SF6 CT的气体监测的气体监测按照按照?广东电网公司广东电网公司2021年反事故措施年反事故措施?的要求的要求,加强了加强了500kV SF6气体气体CT的气体监测，防止的气体监测，防止500kV SF6气体气体CT事故事故,已完成了已完成了所有所有500kV SF6气体气体CT的采样送检工作，共的采样送检工作，共302相。发现罗洞站相。发现罗洞站有两组有两组CT SO2气体含量偏高，正在进行跟踪分析。气体含量偏高，正在进行跟踪分析。2加强对加强对500kV变压器的油质技术监督变压器的油质技术监督根据根据?关于开展关于开展500kV主变绝缘油定期检验监督工作的通知主变绝缘油定期检验监督工作的通知?的要的要求，求，2021年年4月月6日至日至6月月28日广东电网电力科学研究院对日广东电网电力科学研究院对23个个500kV变电站共变电站共210台主变压器其中含台主变压器其中含500kV高压并联电抗器高压并联电抗器49台本体绝缘油进行了色谱分析、水分含量、含气量和颗粒度台本体绝缘油进行了色谱分析、水分含量、含气量和颗粒度的定期检验监督，整体情况良好。各供电局对去年定检中发现的的定期检验监督，整体情况良好。各供电局对去年定检中发现的一些异常设备加强了监督，在电科院的技术指导下，针对设备存一些异常设备加强了监督，在电科院的技术指导下，针对设备存在的问题及时采取了有效的措施，保证了设备的平安运行。在的问题及时采取了有效的措施，保证了设备的平安运行。3做好广东电网配置做好广东电网配置1组组525kV、1000MVA备用变压器的工备用变压器的工作作开展广东电网配置开展广东电网配置1组组525kV、1000MVA备用变压器的可行备用变压器的可行性研究工作，性研究工作，2021年完成购置并放置于东莞局年完成购置并放置于东莞局500kV莞城站。莞城站。4开展三菱变压器高压套管加装防雨闪辅助伞裙的工作开展三菱变压器高压套管加装防雨闪辅助伞裙的工作针对三菱针对三菱500kV变压器高压套管存在因大雨发生雨闪的隐患，变压器高压套管存在因大雨发生雨闪的隐患，组织对国内有关单位进行调研，并与三菱联合试验进行研究。组织对国内有关单位进行调研，并与三菱联合试验进行研究。经过调研及试验，决定对所有三菱经过调研及试验，决定对所有三菱500kV变压器高压套管加装防变压器高压套管加装防雨闪辅助伞裙。截至雨闪辅助伞裙。截至2021年年3月月18日，除揭阳榕江站日，除揭阳榕江站#2、3#主主变未安装外方案变未安装外方案3月底前完成，其余的月底前完成，其余的33组已完成安装。组已完成安装。5 建立变压器中性点直流监测系统建立变压器中性点直流监测系统变压器中性点直流电流监测系统分为一期、二期两期建设。一期自2005年开始建设，2005年年底完成建设，覆盖了16个500kV变电站41台变压器，39个220kV变电站39台变压器。二期自2006年开始建设，2007年年底完成建设，覆盖了6个500kV变电站共9台变压器，86个220kV变电站共126台变压器。通过监测系统一期、二期建设，目前实现了对22个500kV变电站50台主变，125个220kV变电站165台主变中性点直流电流在线监测。6抓好变压器类设备的巡视，及时发现设备存在的缺陷并进行处理抓好变压器类设备的巡视，及时发现设备存在的缺陷并进行处理在进一步标准变电运行人员日常巡视工作的根底上，建立了专业人员定在进一步标准变电运行人员日常巡视工作的根底上，建立了专业人员定期巡视制度，定期开展专业人员巡视。期巡视制度，定期开展专业人员巡视。针对变压器类设备的常见、多发缺陷，结合变压器类设备方案性停电时针对变压器类设备的常见、多发缺陷，结合变压器类设备方案性停电时机，安排检修专业人员到场开展消缺、维护工作，检查变压器类设备油位、机，安排检修专业人员到场开展消缺、维护工作，检查变压器类设备油位、主变套管油位是否正常，检查并处理变压器阀门渗漏油缺陷、对变压器冷主变套管油位是否正常，检查并处理变压器阀门渗漏油缺陷、对变压器冷却风机添加润滑油，检查接线端子、线夹是否存在发热缺陷、螺母是否锈却风机添加润滑油，检查接线端子、线夹是否存在发热缺陷、螺母是否锈蚀，检查变压器变低穿墙套管、母桥热塑套管是否存在开裂缺陷，检查蚀，检查变压器变低穿墙套管、母桥热塑套管是否存在开裂缺陷，检查SF6气体压力是否正常，气体压力是否正常，积极开展变压器类设备的红外热成像检查工作，确保变压器类设备平安、积极开展变压器类设备的红外热成像检查工作，确保变压器类设备平安、可靠运行。可靠运行。7认真做好相关技术标准、管理规定的编制工作认真做好相关技术标准、管理规定的编制工作组织编制变压器类设备预试标准化作业指导书组织编制变压器类设备预试标准化作业指导书26个。组织修编变压器类个。组织修编变压器类专业相关工作流程指导书专业相关工作流程指导书31个。个。8 认真做好缺陷设备的检修维护工作。认真做好缺陷设备的检修维护工作。各单位认真贯彻预试规程和反事故措施，严格执行设备全过程管理制度、各单位认真贯彻预试规程和反事故措施，严格执行设备全过程管理制度、质检大纲，认真执行现场作业指导书制度，合理安排检修方案，加强对变质检大纲，认真执行现场作业指导书制度，合理安排检修方案，加强对变压器类设备安装和检修过程中油务、绝缘的全过程监督管理，严把检修和压器类设备安装和检修过程中油务、绝缘的全过程监督管理，严把检修和安装质量关，及时消除了变压器类设备的事故隐患，设备健康状况得到改安装质量关，及时消除了变压器类设备的事故隐患，设备健康状况得到改善。善。9认真做好出厂监造及交接验收工作，抓好变压器类设备全过程管理认真做好出厂监造及交接验收工作，抓好变压器类设备全过程管理各供电局积极抓好变压器类设备全过程管理工作，从招标、选型、监各供电局积极抓好变压器类设备全过程管理工作，从招标、选型、监造、安装、交接验收、运行、维修等主要环节严把质量关，特别做好造、安装、交接验收、运行、维修等主要环节严把质量关，特别做好出厂监造及交接验收工作出厂监造及交接验收工作,严格按国家标准、部颁电气施工验收标准严格按国家标准、部颁电气施工验收标准和南方电网技术规程及反措要求进行验收，不缺项不漏项。在交接验和南方电网技术规程及反措要求进行验收，不缺项不漏项。在交接验收阶段共发现缺陷一大批，有效地防止了有缺陷的设备进入电力系统。收阶段共发现缺陷一大批，有效地防止了有缺陷的设备进入电力系统。重视主要设备的出厂监造工作，对主变、重视主要设备的出厂监造工作，对主变、500kV互感器等重要设备坚互感器等重要设备坚持到厂见证制度。见证关键材料、关键部位、关键工序及出厂试验，持到厂见证制度。见证关键材料、关键部位、关键工序及出厂试验，做到监造通过才予以出厂。做到监造通过才予以出厂。省电力科学研究院积极配合广东电网公司迎峰度夏及其他重点工程工省电力科学研究院积极配合广东电网公司迎峰度夏及其他重点工程工程的建设，完成多个程的建设，完成多个500kV变电站设备的交接验收试验，对全省新安变电站设备的交接验收试验，对全省新安装及大修后的装及大修后的220kV及以上变压器含电厂进行了约及以上变压器含电厂进行了约80台次的局放台次的局放试验，发现试验，发现220 kV琴江站琴江站#1主变及茂名天泰站主变检修后质量缺陷，主变及茂名天泰站主变检修后质量缺陷，有效的保证了投运设备的质量。有效的保证了投运设备的质量。10贯彻执行南网预试规程，努力完成设备预试工作贯彻执行南网预试规程，努力完成设备预试工作为了防止设备事故，确保电网和设备的平安运行，各供电为了防止设备事故，确保电网和设备的平安运行，各供电局认真贯彻执行南网预试规程，充分利用电气、化学、红局认真贯彻执行南网预试规程，充分利用电气、化学、红外三种检测手段以及停电试验、带电测试和在线检测等方外三种检测手段以及停电试验、带电测试和在线检测等方式相结合，严格按周期和方案安排设备的预试，圆满地完式相结合，严格按周期和方案安排设备的预试，圆满地完成了全年的预试工作任务，并对预试、定检、检修中发现成了全年的预试工作任务，并对预试、定检、检修中发现的设备缺陷进行分析和处理，把设备事故消灭在萌芽当中。的设备缺陷进行分析和处理，把设备事故消灭在萌芽当中。今年的预试工作中，发现了一大批设备缺陷和平安隐患，今年的预试工作中，发现了一大批设备缺陷和平安隐患，使得可以及时对这些缺陷进行处理、及时消除平安隐患，使得可以及时对这些缺陷进行处理、及时消除平安隐患，保证了平安供电。保证了平安供电。11完成一批技术改进工程，积极消除设备存在的问题完成一批技术改进工程，积极消除设备存在的问题在省公司的统一领导及部署下，各供电局完成一批技术改在省公司的统一领导及部署下，各供电局完成一批技术改进工程，更换或大修了一批老旧、存在缺陷、参数不适宜进工程，更换或大修了一批老旧、存在缺陷、参数不适宜的设备，使得全公司的设备状况有进一步改善和提高。全的设备，使得全公司的设备状况有进一步改善和提高。全年检修年检修500 kV主变主变2台，技改更换台，技改更换220 kV变压器变压器9台，改台，改造造220 kV变压器变压器18台，更换台，更换110 kV三卷变压器三卷变压器45台台,更更换换110 kV二卷变压器二卷变压器50台，改造台，改造110 kV变压器变压器55台。更台。更换换500 kV电流互感器电流互感器63台，更换台，更换220kV电流互感器电流互感器177台台,更换更换220kV电压互感器电压互感器18台，更换台，更换110kV电流互感器更换电流互感器更换333台，台，110kV电压互感器更换电压互感器更换50台，台，110kVCVT更换更换30台，台，35 kV电流互感器更换电流互感器更换49台。有载调压分接开关吊检台。有载调压分接开关吊检14台次，更换台次，更换1台。台。12开展西门子开展西门子220kV高阻抗变压器引线加固改造工作高阻抗变压器引线加固改造工作东莞供电局信垅站东莞供电局信垅站#2主变因主变因110kV线路受雷击跳闸引发变线路受雷击跳闸引发变压器低压侧内部短路故障，该主变容量压器低压侧内部短路故障，该主变容量240MVA、是济南、是济南西门子公司生产的高阻抗变压器。事故原因分析认为，变西门子公司生产的高阻抗变压器。事故原因分析认为，变压器低压侧线圈与电抗器之间的避雷器受传递过电压影响压器低压侧线圈与电抗器之间的避雷器受传递过电压影响击穿，而设计上对低压侧线圈与电抗器之间的引线固定存击穿，而设计上对低压侧线圈与电抗器之间的引线固定存在缺陷即绑扎紧固不牢，从而引发变压器低压侧发生在缺陷即绑扎紧固不牢，从而引发变压器低压侧发生短路故障。短路故障。经济南西门子确认我公司电网运行中还有经济南西门子确认我公司电网运行中还有220kV信垅站信垅站#3变、联禾站变、联禾站#1变、风田站变、风田站#1变、金源站变、金源站#1、#2变、仰天站变、仰天站#1变、大良站变、大良站#3变等变等7台结构类似的变压器，厂家也确认台结构类似的变压器，厂家也确认并承诺要对上述并承诺要对上述7台变压器进行加固。截止目前，除惠州台变压器进行加固。截止目前，除惠州局因为停电原因还有三台未能进行外，其他已经完成加固局因为停电原因还有三台未能进行外，其他已经完成加固改造。改造。13开展上海开展上海MWB SF6互感器运行情况汇总分析及缺陷处理互感器运行情况汇总分析及缺陷处理上海上海MWB互感器公司作为国内主要的互感器供给商，其生产的互感器公司作为国内主要的互感器供给商，其生产的SF6电流互感器占了相当大的市场份额，我省也大批量采用，约占电流互感器占了相当大的市场份额，我省也大批量采用，约占60%。但是，由于产品结构、工艺、质量控制、原材料等方面的原因，随着但是，由于产品结构、工艺、质量控制、原材料等方面的原因，随着运行时间增长，该厂生产的运行时间增长，该厂生产的SF6电流互感器存在的问题逐渐暴露出来，电流互感器存在的问题逐渐暴露出来，在我公司的运行情况越来越不理想，发生的影响平安运行的缺陷、故在我公司的运行情况越来越不理想，发生的影响平安运行的缺陷、故障甚至事故呈逐步上升的趋势，有些是大批量的缺陷，缺陷率达障甚至事故呈逐步上升的趋势，有些是大批量的缺陷，缺陷率达14%，已经严重影响了电力系统的平安稳定，极大地增加了运行部门的维，已经严重影响了电力系统的平安稳定，极大地增加了运行部门的维护工作量。护工作量。针对存在的缺陷，省公司组织电科院等单位进行专题研讨，将设备运针对存在的缺陷，省公司组织电科院等单位进行专题研讨，将设备运行情况进行统计汇总。并联系行情况进行统计汇总。并联系MWB，要求，要求MWB提出处理意见。提出处理意见。受厂家配合、停电方案等原因的影响，该项工作进展并不顺利。受厂家配合、停电方案等原因的影响，该项工作进展并不顺利。第二局部第二局部 主要生产技术指标主要生产技术指标2021年，500kV变压器可用系数99.618，同比提高0.002个百分点。220kV变压器可用系数99.808，同比提高0.124个百分点。截至2021年底,广东电网公司运行中110kV及以上电压等级的变电站1433座，同比增长128座，增幅9.8%。其中500kV变电站26座，500kV变压器183台，容量 51750MVA；220kV变电站232座，220kV变压器515台，容量 94050 MVA；另有110kV变电站1102座；110kV变压器2317台，容量100458.3 MVA 变压器新装及总量统计表设备分类500kV220kV110kV（对电抗器统计35 kV）变压器新安装台数在运总台数新安装台数在运总台数新安装台数在运总台数18183345151742317新安装容量MVA在运总容量MVA新安装容量MVA在运总容量MVA新安装容量MVA在运总容量MVA5000517505652940507656100458.3电压互感器PT油浸式009426361790SF6式0033343781235干式00001212总计00427691263037CVT6463216120293694733电流互感器CT油浸式010201319517424SF6式13361849438804995267干式00541928464715总计1337205485391139617406电抗器12590013390变压器类设备事故率统计表 设备分类主变压器电流电磁式电压电容式电压电抗器(500kV：互感器互感器互感器(台/单相)台/单相，(台/单相)(台/单相)(台/单相)其它：台/三相)110kV运行台23171740630374733390（对电抗器统计35 kV）事故台20101事故率0.0860%0%0.033%0%0.26%220kV运行台515539176920290事故台30000事故率0.58%0%0%0%500kV运行台183720063259事故台10000事故率0.55%0%0%0%变压器类设备障碍率统计表 设备分类主变压器电流电磁式电压电容式电压(500kV：互感器互感器互感器电抗器台/单相，(台/单相)(台/单相)(台/单相)(台/单相)其它：台/三相)110kV运行台23171740630374733390（35 kV）障碍台22010障碍率0.083%0.011%0%0.021%0%220kV运行台51553917692029障碍台7403障碍率1.3%0.0750%0%0.15%500kV运行台183720063259障碍台00000障碍率0%0%0%0%变压器类设备缺陷率统计表 设备分类主变压器电流电磁式电压电容式电压500kV(500kV：互感器互感器互感器电抗器台/单相，其它：(台/单相)(台/单相)(台/单相)(台/单相)台/三相)110kV运行台23171740630374733390缺陷台41424151211缺陷率17.33%1.38%1.68%0.44%0.26%220kV运行台515539176920290缺陷台15511617140缺陷率29.41%2.15%2.21%0.69%0500kV运行台183720063259缺陷台2333088缺陷率12.57%4.58%01.27%13.6%第三局部第三局部 2021年变压器类设备运行情况分析年变压器类设备运行情况分析变压器运行情况分析变压器运行情况分析 目前广东电网公司目前广东电网公司500kV变压器生产厂变压器生产厂家主要有三菱、西门子、家主要有三菱、西门子、ABB、常州东芝、常州东芝、广州维奥伊林，广州维奥伊林，220、110kV变压器生产厂变压器生产厂家以中山家以中山ABB、常州东芝、江苏华鹏、常、常州东芝、江苏华鹏、常州变压器厂、西门子、保变，沈变、广州州变压器厂、西门子、保变，沈变、广州伊林、广东电力设备厂为主。伊林、广东电力设备厂为主。产品在抗短路能力、带负荷能力、工艺产品在抗短路能力、带负荷能力、工艺水平、制造质量等多方面都有一定程度的水平、制造质量等多方面都有一定程度的提高提高 总体来看，变压器运行的可靠性进一步总体来看，变压器运行的可靠性进一步提高，发生事故的次数及影响程度都保持提高，发生事故的次数及影响程度都保持在比较低的水平，变压器运行整体情况良在比较低的水平，变压器运行整体情况良好，但各类缺陷的还是发生不少，变压器好，但各类缺陷的还是发生不少，变压器缺陷主要包括渗漏油、冷却系统缺陷、其缺陷主要包括渗漏油、冷却系统缺陷、其次是主变本体及附件生锈、滤油装置故障、次是主变本体及附件生锈、滤油装置故障、套管接头发热、油位表故障。套管接头发热、油位表故障。变压器事故情况变压器事故情况 2021年发生变压器事故年发生变压器事故6起，其中起，其中500kV 1起、起、220kV 3起、起、110kV 2起起 No装设地点/设备型号事故时间主变型号生产厂事故情况1莞城站4主变2008.5.29SUBTMT&D（日本东芝三菱）变高套管因暴雨发生外部闪络2广州华圃站#2变2008.5.31SFPSZ24000/220常州东芝变压器有限公司变高A相套管内部绝缘击穿3信垅站#2主变2008.7.20SFSZ9-240000/240西门子变压器有限公司（济南制造）内部低压线圈与电抗器间的引线固定失稳，导致该变压器低压侧发生三相短路，4清远潖江站1主变2008.11.5SFSZ10180000/220广州维奥依林变压器有公司高压C 相匝间短路5普宁局110kV西南站2008108SF731500/110广东亿能电力设备股份有限公司韶关变压器厂A相绕组绝缘老化引起短路6肇庆110kV中垌站#2主变2008.6.25SFS7-31500/110广州广高电器厂套管将军帽密封不良，雨水进入变压器内，造成高压绕组匝间绝缘严重损坏及断股2021年变压器典型障碍年变压器典型障碍11台次，台次，500kV 1起，起，220kV 6起、起、110kV 3起起No装设地点/设备型号时间主变型号生产厂障碍情况1500kV曲江站500kV曲花乙线高抗A相2008.3.14BRDLW1-550/630-4抚顺雷诺尔套管有限公司产品运行中高压侧套管末屏接地不良2220kV翁江站#1主变2008.6.23SFSZ10-180000/220广州维奥依林变压器有公司压力释放阀动作喷油3110kV周田站#1主变2008.6.24SSZ10-40000/110H3广东电力设备厂变高C相套管抚顺传奇套管有限公司产品，BRDLW1-126/630-3）本体渗油4榭平岭站220kV#2主变2008.10.10SFPSZ7-150000/220沈变（94年出厂）载分接开关的选择开关触头接触不到位，导致发热色谱异常5潮州供电局220kV金砂站#1主变 2008.5SFPSZ9180000/220保定变压器厂中压A相外侧股间短路7220kV佛山大良变电站#3 2008.7.13SFPSZ-150000/220济南西门子变压器有限公司运行中内部发出异响，试验发现主变绝缘油总烃超标8220kV汕头月浦站#1主变2008.8.5SFSZ9180000220广州维奥伊林变压器有限公司静电屏短路烧毁9深圳110kV福民站#3主变2008.9.4SZ10-50000/110广州维奥伊林变压器有限公司含有微量的乙炔,低压直流电阻相间不平衡率,问题在低压C相绕组10220kV上华变电站#1主变2008.12.10SFPSZ9150000/220 保定变压器厂 受低压侧近区短路影响10kV出线套管因电动力影响造成严重漏油11110KV金利站#1主变2008.12.18SSZ104000/110广州电力设备厂运行中声响异常，有微量乙炔，高压侧B相的阻值偏大，高压侧B相套管的接线掌与抽头螺杆的接触不良变压器障碍原因统计 变压器障碍原因次数变压器障碍原因次数悬浮电位放电2 2静电环缺陷1 1严重渗漏油3 3套管缺陷3 3雷击导致变压器跳闸2 2差动保护误动1 1其他1 1线路短路致主变跳闸4 4变压器缺陷原因及次数统计变压器缺陷次数变压器缺陷次数铁芯多点接地或绝缘电阻低5 5渗漏油229229有载/无载调压开关异常2828冷却系统故障175175套管其他缺陷2525本体油色谱异常2424本体绝缘电阻低或介损大1 1套管介损超标2 2绕组直阻偏大或三相不平衡系数超标8 8分接开关油样不合格2121严重发热2626本体油样微水超标1 1其他179179渗漏油缺陷全年合计发现各种变压器缺陷共724项。其中渗漏油缺陷229项，约占全部缺陷的31.6，主要是由设备老化、安装工艺不良和产品质量问题造成的，渗漏油部位主要集中在套管升高座、散热器连接阀、排油管法兰、瓦斯继电器等。缺陷较多的厂家有西安变压器厂、保定保菱和保定天威、ABB进口等。主要原因是：1密封件老化或密封件质量不良；2热胀冷缩，紧固螺栓松动；3主变箱体焊接口有砂眼。应要求厂家更新密封胶圈材料，提供质量较好的密封胶圈。要加强监督新购变压器的出厂密封性试验的验收。冷却器故障冷却器故障缺陷175项，约占全部缺陷的24.2，主要是由风机损坏或控制回路继电器老化造成的，缺陷主要表现在冷却风机损坏、热偶继电器损坏、电源接触器损坏、潜油泵故障。接触器、空开、交流电力电缆等，因运行时间长，运行环境较差，故障率较高。冷却风扇故障率较高，经常损坏。110kV主变中，采用扁管式散热器的主变风机损坏率高，检修工作量较大，而采用片散的主变风机运行故障率较低。其他缺陷仪表故障主要是由测温和指示仪表老化或产品质量不良造成，缺陷主要表现在油温或线温表密封不良受潮误发信号、油温或线温表温度信号异常，油位表指针转动不良等。主变压力释放阀运行缺陷主要是其二次接点受潮导致误发信号或误停主变。在加装防雨导向装置后，有明显改善。调压开关操作机构故障也较多。表现为有载调压装置机械卡涩；机构漏油，有载调压机构电源空气开关接点烧毁，调压档位无法监控。滤油装置缺陷 互感器运行情况分析互感器运行情况分析互感器事故情况互感器事故情况No装设地点/设备型号事故时间型号生产厂事故情况1 500kV罗洞站5033CT2008.6.18ATH550MG公司,1997年出厂运行中突然爆炸，详见附件2 紫洞站220kV福紫乙线A相CT2008.3.22SAS245/0G上海MWB互感器有限公司内部元件绝缘击穿3 深坑站110kV大平甲线CT2008.7.10南京电瓷厂雷击损坏4 110kV惠州城南站2008.05.05SVS123上海MWB互感器有限公司一次绕组匝间短路互感器障碍情况互感器障碍情况互感器典型障碍5起，分别为：500kV曲江站500kV#1变高CVT西安电力电容器厂产品，TYD3 500/3-0.005H，2000年12月投运C相第四节电容量较铭牌电容值超标，出厂值为20.296，现场试验值为23.59。C相下部第四节耦合电容器内部元器件击穿，导致电容量增加。220kV南屏站110kV南广线线路A相CVT由于接地线与主地网不通，低压端长期悬空放电烧坏，导致相关二次接线端子及绝缘板烧损。220kV蕉岭站220kV 1M母线221PT(电容式)221PT三相二次接线箱内P1与P2之间的放电管击穿，安装放电管的环氧树脂垫板严重烧焦。深坑站110kV斗深甲线C相电流互感器严重漏油。110kV翁江站110kV翁南线线路A相TYD西安西电电力电容器有限责任公司产品，TYD1103KV，2007年9月29日投运上节主电容C1电容值增加4.3%，下节分压电容C2电容值增加43.39%，内部电容器元件存在击穿。油浸式互感器运行情况油浸式互感器运行情况 油浸式互感器虽然事故不多，但渗漏油、氢超标、含乙炔、介损超标等缺陷较多。充油式互感器密封法兰和二次接线端子的结构设计不合理而导致密封胶圈加速老化，加上多数设备运行时间较长，最终导致渗漏，渗漏点多发生在二次接线端子的部位。另方面，充油式互感器的一次端子因受过电流或连接导线拉力的影响会造成渗油。油浸式互感器需要进行油化试验，渗漏油处理也很麻烦，预试、维护工作量大，互感器缺陷处理占了日常检修工作较大比例。SF6互感器运行情况：互感器运行情况：挂网运行的挂网运行的110kV220kV SF6气体电流互感器主要是上气体电流互感器主要是上海海MWB互感器厂、江苏精科互感器厂、西安中新电力设互感器厂、江苏精科互感器厂、西安中新电力设备厂等厂的产品。从统计情况看，备厂等厂的产品。从统计情况看，SF6互感器用量所占比互感器用量所占比例不小，随着运行时间增长，不少问题逐渐暴露出来，运例不小，随着运行时间增长，不少问题逐渐暴露出来，运行情况并不理想。存在的主要问题有：气体泄漏、气体湿行情况并不理想。存在的主要问题有：气体泄漏、气体湿度超标、复合绝缘外护套严重龟裂、密度继电器损坏、一度超标、复合绝缘外护套严重龟裂、密度继电器损坏、一次导电杆严重腐蚀等。特别是上海次导电杆严重腐蚀等。特别是上海MWB生产的产品，缺生产的产品，缺陷很多，运行情况很不理想。陷很多，运行情况很不理想。其他典型的缺陷有：揭阳局有其他典型的缺陷有：揭阳局有2台台220kV SF6电流互感器电流互感器正常运行中发生防爆片误动作紧急缺陷，有正常运行中发生防爆片误动作紧急缺陷，有5台台220kV SF6电流互感器返厂更换防爆片。这些电流互感器返厂更换防爆片。这些SF6电流互感器均电流互感器均为大连第一互感器厂生产，其使用的防爆片均为大连理工为大连第一互感器厂生产，其使用的防爆片均为大连理工平安装备生产。平安装备生产。干式互感器运行情况：干式互感器运行情况：干式电流互感器主要为北京天威瑞恒、湖南湘能金一及国干式电流互感器主要为北京天威瑞恒、湖南湘能金一及国电四维、电科四维、西安信源、大连北瑞的产品，局部干电四维、电科四维、西安信源、大连北瑞的产品，局部干式电流互感器在电网已运行了式电流互感器在电网已运行了10年，至今运行仍然稳定，年，至今运行仍然稳定，设备缺陷率很低。干式互感器具有良好的绝缘性能，重量设备缺陷率很低。干式互感器具有良好的绝缘性能，重量轻、安装简便、不存在频繁出现的渗漏油、氢超标、含乙轻、安装简便、不存在频繁出现的渗漏油、氢超标、含乙炔等缺陷，事故时对其他设备造成影响小，运行中日常维炔等缺陷，事故时对其他设备造成影响小，运行中日常维护工作量少，受到运行部门的青睐，近年得到越来越广泛护工作量少，受到运行部门的青睐，近年得到越来越广泛的应用。的应用。主要出现的问题是二次绕组接线盒防水密封措施不完善，主要出现的问题是二次绕组接线盒防水密封措施不完善，容易进水受潮，导致预试时末屏和二次绕组绝缘电阻往往容易进水受潮，导致预试时末屏和二次绕组绝缘电阻往往低于预试规程不宜小于低于预试规程不宜小于1000 M的规定。的规定。仍然要关注生产中工艺、原材料控制，防止硅橡胶外护套仍然要关注生产中工艺、原材料控制，防止硅橡胶外护套憎水性失效、老化、进水受潮等。憎水性失效、老化、进水受潮等。电容式电压互感器运行情况：电容式电压互感器运行情况：110kV及以上电压等级的电压互感器主要为电容式电压互及以上电压等级的电压互感器主要为电容式电压互感器产品，主要为西安电力电容器厂、无锡日新电机、桂感器产品，主要为西安电力电容器厂、无锡日新电机、桂林电容器厂、上海林电容器厂、上海MWB互感器产品。互感器产品。耦合电容抽取装置组合的老式电容器式电压互感器，在耦合电容抽取装置组合的老式电容器式电压互感器，在中间电压变压器一次线圈高电压端与地之间串入氧化锌限中间电压变压器一次线圈高电压端与地之间串入氧化锌限压器压器FV。经解剖试验发现，由于氧化锌限压器。经解剖试验发现，由于氧化锌限压器FV元件质元件质量不良，在工频电压的持续作用下逐渐老化，工频泄漏电量不良，在工频电压的持续作用下逐渐老化，工频泄漏电流逐渐增大，导致流逐渐增大，导致FV发热，温度的升高又促使发热，温度的升高又促使FV加速老加速老化，形成恶性循环，最后导致化，形成恶性循环，最后导致FV击穿，造成击穿，造成FV严重发热严重发热使整个电磁装置油箱发热，同时造成中间变压器二次电压使整个电磁装置油箱发热，同时造成中间变压器二次电压输出为零。输出为零。新型电容式电压互感器，较早期新型电容式电压互感器，较早期96年的产品与近年的年的产品与近年的CVT产品相比，设计结构已改善，未发现同类型问题，运产品相比，设计结构已改善，未发现同类型问题，运行稳定。行稳定。电抗器运行情况：电抗器运行情况：发生的电抗器事故及主要障碍情况如下：发生的电抗器事故及主要障碍情况如下：东莞发生东莞发生10kV电容器组串联电抗器匝间短路故障电容器组串联电抗器匝间短路故障3宗，均为宗，均为A相电抗相电抗器位于三相电抗器的顶部故障。器位于三相电抗器的顶部故障。220kV韶关廊田变电站韶关廊田变电站10kV#1并联电抗器西安中扬电气公司产品，并联电抗器西安中扬电气公司产品，BKGL-2667/10，2003年年8月月29日投运日投运A相顶部着火，已返厂进行相顶部着火，已返厂进行检修。检修。2021年年12月月06日日22时时14分，揭东局分，揭东局110kV炮台站因小动物进入运行炮台站因小动物进入运行中的户外集中式中的户外集中式#3电容器组围栏内，引起电抗器相间短路，造成电容器组围栏内，引起电抗器相间短路，造成#3电电容器组电抗器损坏。容器组电抗器损坏。2021年年 9 月月21 日日9时时06 分，分，500kV港城站港城站35kV 母第母第2组并联电抗组并联电抗器器C相发生爆炸。原因是电抗器绕组内部焊接接头有损伤，使得在该相发生爆炸。原因是电抗器绕组内部焊接接头有损伤，使得在该处出现局部发热，造成绝缘损坏，引起电抗器匝间短路。处出现局部发热，造成绝缘损坏，引起电抗器匝间短路。梅州嘉榕甲线梅州嘉榕甲线C相高压并联电抗器发生高压侧套管末屏对地接触不良，相高压并联电抗器发生高压侧套管末屏对地接触不良，造成悬浮电位且对地放电，产生过热将末屏密封局部烧坏造成渗漏油。造成悬浮电位且对地放电，产生过热将末屏密封局部烧坏造成渗漏油。莞城站莞城站4主变高压套管雨闪事故情况、原因分析主变高压套管雨闪事故情况、原因分析 故障事件简单描述2021年5月29日9时34分17秒，莞城站4主变本体“A柜差动保护动作、4主变本体“C柜差动保护动作、“C柜速断保护动作，三侧开关跳闸。故障发生时天气情况非常恶劣，为强雷暴雨天气，突降暴雨5分钟左右即发生故障。故障设备根本情况莞城站#4主变的型号为SUB，厂家为TMT&D日本东芝三菱公司，出厂日期为2004年1月，投运日期为2005年2月。其中主变套管厂家为JAPAN NGK INSULATORS日本NGK绝缘子 公司。现场检查情况保护检查情况。经检查，保护动作情况为4主变本体“A柜差动保护动作、4主变本体“C柜差动保护动作、“C柜速断保护动作。保护装置的录波与2、4故障录波屏记录的波形一致，一次折算电流一致，录波完好，保护动作正确。判断故障为C相变高接地故障，故障持续时间为60ms。C相高压侧故障电流为24000A，流过变高绕组的故障电流为2280A，中压侧和低压侧的电流分别为2130A和1360A。主变瓦斯继电器、压力释放阀没有动作。C相变压器变高套管检查情况。套管头及套管底座法兰有明显的放电痕迹。三相主变外观检查未发现其他问题，500kV A、B相变压器的变高套管，三相变压器的220kV侧及中性点套管，35kV套管外观检查未发现异常，三相本体瓦斯及防爆阀检查正常。变压器油试验情况。对A相、B相、C相变压器本体油样做了色谱试验，未发现异常。另外，由于变压器厂家不允许对套管取油样，故未对套管油进行试验。变压器高压试验情况。对C相主变进行了本体的绝缘电阻、高压绕组及低压绕组的直流电阻测试、绕组变形频响特性测试、变高套管的介损及电容量测量、变高套管末屏绝缘电阻测量，试验结果未发现异常。避雷器检查情况。三相主变三侧避雷器均没有动作，避雷器外观未发现异常。对三相变高避雷器做了绝缘电阻测量及直流1mA电压测量，未发现异常。套管头的放电痕迹 套管底座及瓷套的放电痕迹 故障分析1由于流过变高绕组的故障电流为2280A，仅为额定电流1102A的2.07倍，故障时间为60ms，远低于主变的耐受短路电流水平；另外，变压器现场本体油化试验、绕组变形试验、绕组直流电阻试验、高压套管介损试验、绝缘电阻及吸收比试验结果皆正常，变压器零序保护及瓦斯保护未动作瓦斯继电器内无气体，因此可初步判断主变本体无故障。2避雷器未动作，且避雷器试验合格，可初步排除雷击造本钱次主变跳闸故障的可能性。3本次主变跳闸故障与2007年5月18日深圳局500kV鹏城站#2主变的跳闸故障B相变高套管有放电现象十分相似。C相变高套管在暴雨中形成水柱，导致高电压沿水柱开展成贯穿性导通，引起C相变高套管头部对套管法兰放电的单相接地短路故障，是造成主变跳闸的原因。处理方案1由于C相变高套管的局部釉面烧伤，对该套管外表进行喷涂PRTV绝缘涂料处理。2对套管头部电弧烧伤部位涂防锈漆及银漆处理，对套管底部法兰电弧烧伤位置进行打磨涂防锈漆及银漆处理。3对烧伤的套管法兰螺丝垫片进行更换处理。4对三菱公司其他存在隐患的500kV高压套管加装防雨闪辅助伞裙。收集了国内重庆ABB、常州东芝、广州维奥伊林等合资变压器厂的套管结构尺寸及安装图。通过比较，发现：三菱套管的长度是最短的，其长度为4000mm，ABB：4220mm，东芝：4355mm，伊林：4955mm。与其他厂家的产品相比偏小;套管的最小大小瓷裙伞径比为50/65,与其他厂家的产品相比偏大；三菱的750MVA变压器和东芝、ABB的变压器套管都是垂直安装的，伊林倾斜角为10度。三菱的1000MVA变压器的套管安装有5度倾斜角，雨水易集中从伞裙靠地面侧滴落形成雨帘。三菱提供的变压器套管的伞型结构有四种，闪络都发生在同一种伞型结构套管，该变压器套管的结构不够合理，属于防污型密裙结构+锥型结构的套管，对防雨闪不利，雨闪相对更容易发生；通过比较，我们认为三菱公司的套管在结构及安装上对防雨闪最为不利。厂家套管长度（mm）大伞间距（mm）大伞长度（mm）小伞长度（mm）伞倾斜角（度）安装角度ABB422070653610垂直东芝435580715110垂直三菱（事故套管尺寸）4000656550倾斜5度国内外类似的事故情况经查找资料，类似的事故在国内已有屡次先例。葛洲坝大江电厂500kV变压器A相套管倾斜安装，与鹏城站类似曾先后发生2次大雨闪络，电流互感器曾先后发生4次雨闪。电科院曾经统计了我国330-500kV大型变电设备在运行中外绝缘闪络的事故，主要集中在6月至9月，这几个月根本处于雨季，是绝缘子积污相对最轻的季节，统计到的47台大型设备瓷套外绝缘闪络，事故发生的气象条件绝大多数为大雨或暴雨。发生事故的套管多为上细下粗的锥型结构，这种结构易于瓷套伞裙雨柱短路。专家认为密伞群结构不利于防雨闪。雨闪的防范措施主要从断雨方面考虑，限制雨水柱的开展，限制污层电导对预防雨闪会有一定作用，但断雨是最有效的方法。多认为加装大直径硅橡胶伞裙套是可行且有效的防雨闪手段。中国电科院在实验室对类似结构的瓷套进行过防范雨闪的研究，采用了在瓷套外表加装较大直径的硅橡胶伞裙套，起断雨作用，能够起到提高雨闪电压的作用。广州华圃站广州华圃站#2变变高变变高A相套管故障相套管故障故障概况故障前华圃站设备全接线运行，无操作任务。2021年5月31日凌晨0时06分，华圃站#2主变保护一的差动速断12ms、工频变化量差动22ms、比率差动保护23ms动作；主变保护二的差动速断12ms、工频变化量差动22ms、比率差动保护23ms动作，约经60ms后2主变三侧开关跳闸。0时06分20秒，10kV自投保护动作，出口跳2主变变低动作，同时合上10kV母联500B。故障电流31992A。A相套管炸裂起火，水喷雾系统动作。1时03分，变高A相套管明火被扑灭。现场检查发现#2主变变高A套管上瓷套粉碎性炸裂，内部铝管有一明显击穿点，周边油纸电容屏外翻撕裂并燃烧。变高B相套管与变高中性点套管上瓷套局部瓷裙遭碎片撞击破损未漏油并熏黑，变高C相套管上瓷套被熏黑。3组散热片有不同程度损伤均漏油，主变构架三相变高耐张串局部绝缘子熏黑。当天主变本体放油后，变压器厂家钻入人孔检查器身内部损坏情况，发现变高A相套管下瓷套外移约1cm，套管下侧器身有少量水迹，初步判断为灭火时沿套管电容芯缝隙进入的消防水。故障套管与主变的有关情况华圃站#2主变型号SFPSZ24000/220，常州东芝变压器2005年3月生产。变高A相套管型号COT1050-1250，额定电压252kV，额定电流1250A，产品编号为040014，上海MWB互感器2005年2月生产。该主变2005年5月11日交接试验结果正常，2005年6月17日投运，原方案安排2021年6月停电预试。2021年3月2日#2主变红外测温结果正常。2021年1月24日本体油色谱测试发现乙炔含量为0.1L/L，氢气与总烃含量均在较低水平。故障后该主变本体常规电气与绕组变形测试结果正常。化学试验结果正常，各特征气体组分未发现异常增长。外观检查情况变高A套管上瓷套粉碎性炸裂，内部铝管距接地法兰约700mm处有一明显击穿点，周边油纸电容屏外翻撕裂并烧损。变高B相套管与变高中性点套管上瓷套局部瓷裙破损未漏油并熏黑，变高C相套管上瓷套被熏黑。解体检查情况解体检查情况B相套管相套管上瓷套局部破损。电容芯结构完好，末屏引线连接完好，未发现明显上瓷套局部破损。电容芯结构完好，末屏引线连接完好，未发现明显异常或制造缺陷。电气试验结果正常，套管本体油简化试验结果正常，异常或制造缺陷。电气试验结果正常，套管本体油简化试验结果正常，本体油色谱试验氢气含量本体油色谱试验氢气含量305L/L，无乙炔产生，其余各气体组分含，无乙炔产生，其余各气体组分含量均在较低水平。量均在较低水平。A相套管相套管上瓷套粉碎性炸裂，内部铝管距接地法兰约上瓷套粉碎性炸裂，内部铝管距接地法兰约700mm处有一明显击穿处有一明显击穿点，呈点，呈42mm18mm长圆形孔。周边油纸电容屏外翻撕裂并烧损。长圆形孔。周边油纸电容屏外翻撕裂并烧损。高压引线在击穿点对应位置轻微烧损，共七股高压引线在击穿点对应位置轻微烧损，共七股0.45mm的裸铜线烧断。的裸铜线烧断。周边局部绿色皱纹纸烧损。断股的裸铜线未发现高温变色痕迹，皱纹周边局部绿色皱纹纸烧损。断股的裸铜线未发现高温变色痕迹，皱纹纸未发现高温脆化痕迹，其余部位未发现明显过热痕迹。纸未发现高温脆化痕迹，其余部位未发现明显过热痕迹。接地法兰对应击穿点位置有长约接地法兰对应击穿点位置有长约100mm烧损痕迹。末屏引线连接完烧损痕迹。末屏引线连接完好，引出端有轻微烧损痕迹。好，引出端有轻微烧损痕迹。华圃站#2变变高A相套管解体照片 故障原因初步分析故障原因初步分析故障相套管损坏是由套管本体内部绝缘击穿引起的。具体分析如下：故障相套管损坏是由套管本体内部绝缘击穿引起的。具体分析如下：故障时刻华圃站无操作工作，周边地区无雷电放电记录，可排除大气过电压故障时刻华圃站无操作工作，周边地区无雷电放电记录，可排除大气过电压或操作过电压导致套管故障的可能性；或操作过电压导致套管故障的可能性；末屏接地螺帽未发现高温烧结痕迹，可判断主放电通道不可能在套管末屏接末屏接地螺帽未发现高温烧结痕迹，可判断主放电通道不可能在套管末屏接地端，可根本排除套管末屏接地不良导致套管故障的可能性；地端，可根本排除套管末屏接地不良导致套管故障的可能性；从高压引线受损部位裸铜线未发现高温变色痕迹或皱纹纸高温脆化痕迹、故从高压引线受损部位裸铜线未发现高温变色痕迹或皱纹纸高温脆化痕迹、故障前红外测温结果及主变本体油色谱测试数据分析，可排除因环流导致套管障前红外测温结果及主变本体油色谱测试数据分析，可排除因环流导致套管内绝缘过热击穿的可能性。内绝缘过热击穿的可能性。综上分析，内部绝缘击穿是造成故障相套管损坏的唯一原因。综上分析，内部绝缘击穿是造成故障相套管损坏的唯一原因。故障开展过程：首先是套管故障部位存在绝缘缺陷，在运行电压长期作用下，故障开展过程：首先是套管故障部位存在绝缘缺陷，在运行电压长期作用下，套管电容屏由内而外逐层击穿至瓷套时与接地法兰距离套管电容屏由内而外逐层击穿至瓷套时与接地法兰距离700mm，700mm长的瓷套内壁在运行电压下发生闪络故障，故障电流沿电容屏绝缘、长的瓷套内壁在运行电压下发生闪络故障，故障电流沿电容屏绝缘、瓷套内外表、接地法兰形成主放电通道。套管本体绝缘油受热急剧膨胀，导瓷套内外表、接地法兰形成主放电通道。套管本体绝缘油受热急剧膨胀，导致上瓷套粉碎性炸裂。致上瓷套粉碎性炸裂。该缺陷比较隐蔽，套管出厂试验、变压器厂出厂试验与现场交接试验均未能该缺陷比较隐蔽，套管出厂试验、变压器厂出厂试验与现场交接试验均未能检测出来。因故障部位烧损严重，已不能追溯电容屏击穿的直接原因。检测出来。因故障部位烧损严重，已不能追溯电容屏击穿的直接原因。东莞信垅站东莞信垅站#2主变事故情况及检修情况主变事故情况及检修情况 故障过程7月20日21时51分36秒，110kV信杨乙线、信杨丙线A相故障，两条线路保护的距离I段、零序过流I段同时动作，开关三相跳闸，测距2.3km，2s后，重合闸成功。110kV信杨乙线、信杨丙线跳闸8ms后，#2主变差动保护主I：比率差动动作；主II：比率差动、工频变化量差动、差动速断动作和本体非电量保护轻瓦斯、重瓦斯、压力释放动作，跳开2202、102、502甲、502乙开关，备自投正确动作。23时23分，2主变本体由热备用转检修。故障发生时，天气情况为雷暴天气。故障变压器的根本情况#2主变的型号为SFSZ9-240000/240,生产厂家为西门子变压器济南制造，出厂日期为2003年2月，投运日期为2003年12月。最近一次电气预防性试验时间为2021年1月，最近一次主变本体绝缘油色谱试验时间为2021年6月，试验结果正常。故障检查情况1保护动作情况经检查2主变主一保护、主二保护、非电量保护动作报文与后台信息一致，保护录波与主变故障录波的相应波形一致，一次折算电流一致，录波完好，保护动作正确。2高压设备外观检查情况1主变两个压力释放阀动作，压力释放阀顶盖板被冲开，有本体绝缘油流出；主变本体瓦斯继电器动作，瓦斯继电器处积有气体；主变靠电抗器侧人孔和变低A相套管处有渗油痕迹。2全站避雷器均无动作。3其他设备无异常。油色谱试验情况7月20日晚上故障跳闸后，在变压器下部取油样及在瓦斯继电器处取气样，7月21日上午分别在变压器上部和下部取油样。油样透明度较好，油简化试验结果合格，三次油色谱检验结果最高值为氢气1177L/L、总烃1262L/L超注意值，乙炔649L/L，一氧化碳和二氧化碳含量比照上次试验结果并无增长，其上部油样气体组分含量较下部油样气体组分含量高。按三比值法判断，属放电性故障。瓦斯继电器气样组分与油样中的气体组分类似。因此，可判断故障涉及固体绝缘的可能性较小，故障发生在变压器上部