变压器的差动保护该如何进行？
通过一起35kV变电站因短路故障造成主变压器差动保护动作的实例，描述了保护模块显示情况、故障点的详细故障情况等事故发现的全部过程，并根据变压器的试验结果和检修中发现的问题，分析出了变压器差动保护动作的原因及反事故措施，为以后变电站内不再发生类似的事故提供一定的借鉴作用。
变压器的主保护是差动保护和瓦斯保护，其中瓦斯保护是非电量保护，差动保护是电量保护。差动保护是按照循环电流原理设计的，其保护范围是主变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分，即主变压器引出线及变压器绕组发生的多相短路、严重的单相匝间短路、在大电流接地系统中绕组及引出线上的接地故障。其优点是能够迅速有选择地切除保护范围内的故障，接线正确调试得当后不发生误动。
某35kV变电站是该乡镇的枢纽变电站之一，35kV系统采用单电源供电方式，该站拥有SZ7-6300/35型1号主变压器和SZ9-6300/35型2号主变压器各一台，都是油浸自冷的冷却方式，10kV系统采用单母线分段接线方式，正常运行方式是两台主变压器分列运行，10kV母联（分段）00断路器在断开位置，如图1所示。
图1 某35kV变电站一次系统运行图
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事故发生的过程
2014年12月31日09时30分，山东中北部地区的气温为零下5摄氏度，天气晴，风力4~5级，监控人员发现一个35kV变电站1号主变压器差动保护动作，通过视频监控图像发现该站1号主变压器高压侧绝缘套管与铝排连接处有冒烟、冒火现象，便立即通知变电运维人员，尽快到站处理。
一般情况下，引起变压器差动保护动作的原因有：
1）变压器及其套管引出线、各侧差动电流互感器以内的一次设备故障。
2）保护二次回路问题引起保护误动作。
3）差动电流互感器二次开路或短路。
4）变压器内部故障。
一般变压器差动保护动作后应按下列步骤进行检查：
1） 变压器本体套管有无损伤、放电现象和放电痕迹，变压器外部有无因故障引起的异常现象。
2） 变压器各侧断路器是否全部掉闸。
3） 差动保护范围内的所有一次设备、瓷质部分是否有损伤、放电现象和放电痕迹，是否有短路现象，有无异物落在设备上或地面上，有无因设备短路烧灼的异物。
4） 检查故障录波器打印的报告综合判断。
5） 如果因继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行后，将变压器送电。
操作人员接到通知后，立即赶往该变电站检查，到站后发现1号主变压器上部已经无任何冒烟、着火、喷油、漏油的现象。1号主变压器的高压侧套管处有严重的烧伤痕迹，并有对地放电的迹象，同时A、B两相的高压套管与铝排硬母线和连接线夹处严重烧伤，C相高压套管与硬母线铝排连接处有不明显的烧伤痕迹，但高压套管处有明显的对地放电痕迹，1号主变压器故障现场图如图 2所示。
图2 1号主变压器故障现场图
该站的1号主变压器主保护配置采用北京哈德威四方保护与控制设备有限公司的CST31A型系列数字式变压器保护，其液晶显示器内的所有动作报告如表 1所示。
通过表1及现场的情况来看，该站主变压器三相都有差动速断动作，动作的二次电流值还很大。
变电运行操作人员根据调度命令，将1号主变压器由热备用转检修并做安全措施，许可变电站《事故应急抢修单》后，变电检修人员开始工作。当工作人员爬到变压器上盖时，首先对该变压器故障点进行了拍照处理，然后进行了详细的检查，检查中发现：
1）在变压器大盖上有些散落的柳树枝，检修人员检查该箱式变电站的北墙处确实有几棵柳树（从图 2中也能够发现有部分柳树），可以证实这些树枝是冬季大风刮落的树枝。在这些树枝中有几段烧糊的、烧黑的，大部分是未烧毁的。没有发现故障点处有搭挂塑料大棚油纸或垃圾塑料纸（袋），更没有发现烧焦、烧糊塑料纸（袋）的痕迹。
2）变压器高压侧A、B两相高压套管对地略微有闪络放电痕迹。虽然该主变压器高、低压侧三相绝缘套管都涂有长效RTV防污闪涂料，但C相高压绝缘套管放电闪络迹象明显，低压侧A、B、C三相绝缘套管正常，无任何烧毁、放电闪络现象。
3）该变压器高压绝缘套管的引线连接线是硬母线铝排连接，上面套装了黄、绿、红三色的高压母排热缩管（硬母线保护套管），在A、B两相硬母线距离高压套管约50cm处的护套烧没了，只看到灰白色的严重氧化的铝母线排。C相绝缘套管上连接的硬母线上面套装的热缩管无烧毁现象，瓷群上只有散落的小黑斑点。
4）高、低绝缘套管的瓷群无裂纹、掉落、爆瓷现象，与高压硬母线连接正常，无炸断不连接现象。
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变压器试验
检修人员将变压器高、低压瓷绝缘套管上的母线连接线拆除，对变压器进行常规性试验，变压器的试验检修图如图 3所示。
图3 变压器试验检修图
试验的项目有：
1） 变压器高、低压绕组的直流电阻。从检测结果来看，直流电阻数值在正常范围之内，证明各绕组内部接触良好，无接触不良的现象。
2） 变压器绕组的绝缘电阻。从试验结果来看，绝缘电阻值符合要求，说明该变压器的绕组没有发生绝缘薄弱的地方。
3） 变压器绕组连同套管的泄漏电流。在一定试验电压下，发生的泄漏数值与原始数据相比较，无明显变化，即小于或等于50μA。
4） 变压器绕组连同套管的交流耐压试验。试验人员将该变压器加压至出厂耐压值的85%时，没有发生绝缘击穿现象，说明该变压器的绝缘良好。
5） 绝缘油试验。油中气相色谱分析小于故障值，见表 2。可见，该变压器油色谱分析指标正常，证明该变压器内部无潜伏性故障。
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变压器差动保护动作原因分析
从该变电站事故的动作行为、故障现象、试验结果三方面来看，这次变压器故障跳闸是由其差动保护动作的原因所造成，而这次差动保护动作是由1号主变压器的高压绝缘套管与硬母线连接处短路所致，这次短路，从事故现场来看，重点在A、B两相，C相次之，尽管A、B相在短路之前是装有热缩管的，不会轻易造成母线短路事故，但这次短路事故还是发生了。
变压器故障时，正值冬季寒冷季节，且天气无雨雪，从故障点的检查来看，无电死的蛇、鸟之类的小动物，也无燃烧后的塑料薄膜，从变压器大盖上发现的几段燃烧后的树枝来看，可能是弧光短路时的烧焦所致。由于当时的图像监控系统没有这方面的图像追忆，因此综合来看，最可能的故障原因是断落的树枝搭到A、B两相的母排与绝缘瓷套管之间的凹陷处，长期受变压器的励磁振动，磨破母排上的绝缘热缩管后，造成35kV母排间短路事故。
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变压器故障点检修
从这次事故发生的情况来看，在检修时要重点做好绝缘方面的检修，对于高、低压绝缘套管要清扫干净原来的RTV涂料，清除拉弧弧道，重新涂抹防污闪长效RTV涂料，涂抹要均匀，防止遗留。
在硬母线铝排上重新套装母线绝缘热缩管，母排与绝缘套管要用合格的铜铝过渡线夹可靠连接，连接面要磨平，无毛刺，涂抹上导电膏，适当加大接触部位的压力，减少接触电阻，做交流耐压试验，试验合格后，最后再用绝缘塑料带将铜铝线夹包好（如图 4所示）。
检修完毕后，变电运维人员对 1号主变压器一次性冲击送电成功，1号主变压器运行正常。
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变压器故障后的几点思考
这次故障虽然发生在该变电站，但建议其他变电站吸取这次事故的教训，认真检查每一个变电站内有无类似的情况，做好防范措施，在以后的运行和检修工作中，建议切实做好以下几点：
1） 加大设备的巡视检查力度，提前发现设备隐患，将事故消灭在萌芽之中。工作中要切实加强变电巡视人员的安全思想意识，制定详细的奖励和考核机制，提高巡视人员的巡视工作质量，可按照正常的巡视周期，采用人工巡视和电子图像监控相结合的方式进行巡视，进一步消除人工和电子巡视的盲区，彻底消除相互巡视不到位的情况。
2） 近期在对所有变电站巡视时，要检查变电站周围有无高杆树木，距离变电站10m以内的树木要上报供电部门，采取有效措施，及时将违章树木清除掉。
3） 将变压器高、低压侧的瓷质绝缘套管检查一遍，若发现无涂或漏涂以及失效的RTV长效防污涂料的情况，要及时补涂。将硬母线上的绝缘热缩管检查一遍，发现有龟裂、酥化的情况，要及时上报，及时安排进行重新套装。
4） 切实做好冬季“四防”工作，重点做好防止小动物的措施，要检查变电站内是否有小动物经常出没的地方，发现一处处理一处，切实堵住小动物出没的通道。
本文从一个35kV变电站内1号主变压器差动保护动作的发现过程和试验结果，分析了差动保护的动作原因和检修的全部过程，制定了详细的防范措施。可为类似事故的处理和预防起到借鉴作用，从而进一步保证电力设备的安全稳定运行，保障电力系统的供电可靠性。
变压器的套管该如何维护？
在套管大修的装配中应特别注意以下几点：防止受潮。装配中除要有清洁干燥的条件以外，最好能在40-50℃温度下进行组装。因为电容芯子温度高出环境温度温度10-15℃时能减少受潮的影响，所以最好在组装前将套管的零部件和电容芯子加热到70-80℃，保持3-4h，以便排除表面潮气，尽可能在温度尚未降低时装配完；套管顶部的密封。套管顶部的密封可分为套管本身的密封和穿缆引线的密封。现在大多数变电站的主变压器的储油柜顶装有弹性波纹板，它与压紧弹簧共同对由温度变化起调节作用。在组装弹性波纹板时，导管上的正、反压紧螺母之间的密封环与储油柜上的密封垫一定要配合妥当，防止波纹板拉裂，以达到密封的效果。套管引线是穿缆式结构，如果顶部接线板、导电头之间密封不严密，雨水会沿套管顶部接线板、导电头及电缆线顺导管渗入变压器内部。水分进入变压器引线根部，将会导致受潮击穿，造成停电。为避免这种情况，必须用螺栓压紧，保证密封；中部法兰的小套管。电容屏的最外层屏蔽极板即接地电屏，用一根1.5mm2的软绞线，套上塑料管引到接地小套管的导电杆上，此套管叫测量端子，装配时要注意小套管的密封和引出软线的绝缘。检修时，应将套管水平卧倒，末屏小套管朝上，卸开小套管即可检查末屏引线等情况，还可以作相应的修理。在套管运行和作耐压试验时，其外部接地罩应良好接地；均压球调整应适当。均压球在中心导管尾部，沿导管轴向可以上下拧动，以便能与主体引线装配配合。均压球必须拧紧，否则会发生均压球与套管间放电。均压球除了遮挡住底部、螺母、放油塞等金属件外，还要满足电气强度的要求，即调整均压球的位置，可以缩小套管尾部到油箱壁的绝缘距离及绕组的爬电距离，改善辐向和轴向的电位分布。如调整不当，球面会产生滑闪放电，造成介质击穿，对套管的电气性能危害很大；油样阀、放油塞的质量要好，不得有锈迹；胶垫的质量应良好；真空注油时，应首先建立真空，检查套管各部分密封情况，然后保持残压在133.3Pa以下，按规定时间注油。注油后破坏真空时，套管油位稍有下降，若有缺油现象需及时加油。考虑到取油样，应略多注一些油。
套管做试验特别是测量介损时要注意其其放置的位置，因为套管的电容小，当位置不同时，因高压电极和测量电极对未完全接地的构架、物体、墙壁和地面的杂散阻抗的影响，会对套管的实测结果有很大影响。不同的位置，这些影响又不相同，所以往往出现分散性很大的测量结果。因此，测量介损和其它试验时，应把套管垂直垂直放置在妥善接地的套管架地进行，不要把套管水平放置或用绝缘索吊起来在任意角度进行测量，以保证测量数据的准确。
检修维护人员应注意以下问题： 试验人员拆接末屏小套管引线时，应防止导杆转动或拧断接地引线，试验后应恢复原状。根据我的工作经验，试验结束后可用万用表来测量末屏是否接地，这是检查末屏接地拆除后是否已经恢复的一种比较可靠的办法；取油样人员工作结后，应拧紧采样阀；拆接引线人员，上下套管时应注意防止套管破损；检修人员应观察套管油位并及时补油。
另外，检修维护人员应熟悉套管的技术要求。首先要熟悉套管的技术性能，如套管出厂时的主要试验项目有介损测量、局部放电测量、工频耐压试验、密封性试验、以及外观和尺寸检测等。其次要熟悉套管的使用条件，如套管安装的周围环境温度为-40～+40℃，在变压器上的安装角度与其垂直轴线之间不超过30°等。检修维护人员还应当做到：利用一切停电的机会认真检查套管，及时消缺，排除隐患；严把质量关，所购检修维护材料均经有关方面验收认可；不断提高自己的专业技术水平，确保检修质量。
