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2013年11月2日11时43分28秒（集控班显示时间），胜芳站1号主变有载重瓦斯动作，跳开101、301、201三侧受总开关。1号主变停运，345、245母联开关自投未投入，自投未出口。跳闸情况分析如下：
一、现场运行方式：
111新胜一线、113策胜一线带110kV4号母线及1号主变运行，112新胜二线、114策胜二线带5号母线及2号主变运行。145、345、245母联自投退出、2台主变分列运行。
二、事故过程及现场检查：（站内对时方式为后台监控网络对时，下列各动作时间均以站内监控时间为基准）
11月2日阴转多云，雾霾天气，11时45分25秒，胜芳站1号主变有载重瓦斯动作，跳开101、301、201开关，变压器停运，当时负荷电流293A。345、245自投均未投入。11月2日事故前1号主变进行过6次AVC调档，时间如下所示：
次数 调档时间 档位显示 备注：
第一次 05：01：59 11档→10档
第二次 08：19：43 10档→11档
第三次 08：38：22 11档→12档
第四次 08：52：17 12档→13档
第五次 10：57：46 13档→14档
第六次 11：45：25 14档→13档
在第六次调档到位后（14档→13档）有载调压重瓦斯动作，并且当天发生8次过负荷闭锁调压，保护装置定值整定为2.7A即一次电流324A时，过负荷闭锁有载调压。跳闸前最后一次闭锁调压解除时间为11时27分05秒，11时45分有载重瓦动作时，未发生过负荷闭锁。AVC无功调节与1号主变高后备保护均正确动作。
图1 过负荷闭锁调压报文
由图2可知，1号主变有载重瓦斯非电量保护装置动作时间为16时15分12秒，经时间换算，动作时间为11时45分25秒，此时为1号主变有载调压由14档变为13档后同一秒。
图2 非电量保护动作报文截图
经现场检查发现1号主变调压呼吸器有大量绝缘油喷出，呼吸通道顺畅，如图所示：
调压油位正常约40℃。调压开关机构和切换开关档位显示一致（13档，调压次数113215），顶部各部位法兰完好，无渗喷油。调压开关压力防爆膜未动作。油流继电器完好动作正确，二次回路动作灵敏，可靠。非电量保护装置至变压器端子箱二次回路及各直流二次线进行绝缘测试，最低为41.3MΩ，最高为43.2MΩ，满足绝缘要求。初步判断为内部切换芯子瞬时短路放电故障。
三、故障原因分析
胜芳1号主变型号为SFSZ8-63000/110油浸风冷变压器，沈阳变压器厂1998年3月生产，额定电流330.7A。配备有载调压开关型号为MIII-500Y-72.5/C-10193W，过渡电阻：3.2欧（M型，III-三相调压，500-容许一次通过最大额定电流，Y-中性点调压，72.5-开关额定电压，C-选择开关绝缘等级，W-正反调压）。由MR公司1997年生产，1998年6月23日投运。调压开关配有1.5kg呼吸器和在线滤油机一套。滤油机无渗漏，运行正常。
停电许可开工后，对1号调压开关进行放油吊芯检查，在放油前进行排气处理，发现油室内含有一定量的气体，由于无气体继电器无法通过气体量程判断其气体体积，排气时间持续约4-5s。绝缘油耐压试验5次平均值约32kV，满足廠家油耐压要求（不小于30KV）。随后进行高压直流电阻和波形试验，发现调压开关在11和13分接位置时C相高压直流电阻值均为0值，波形C相无显示，A相出现过断点，接触不实现象。详细试验数据如下所示：
2、试验项目
● 绕组直阻（Ω）
试验日期 2013-11-2 环境温度（℃） 17.0 环境湿度（%） 40.0
使用仪器 BZC3396 试验人员 罗涛，张志翀
油温 25.0 高压分接 中压分接
档位 AH 初差 BH 初差 CH 初差 不平衡系数
9 0.1774 0.1777 0.1778 0.23
10 0.1825 0.1833 0.1840 0.82
11 0.1868 0.1877 为零
12 0.1918 0.1924 0.1929 0.57
13 0.1957 0.1969 为零
● 绝缘油电气试验
试验日期 2013-11-2 环境温度（℃） 17.0 环境湿度（%） 40.0
使用仪器 试验人员 罗涛，张志翀
位置 击穿电压 900C介损 结果 评分
本体 不合格
分接开关 32.0
图3 过负荷闭锁调压报文
通过上述综合试验数据判断切换开关芯子C相有断点或接触不实情况。
放完油后，将切换开关芯子吊出，发现绝缘桶内游离碳较多，切换开关表面完好，过渡电阻无烧蚀、断裂现象，过渡电阻值3.4欧符合厂方要求（出厂值±10%）。各紧固件可靠。中性点放电间隙无明显放电迹象。进一步对其解体打开C相（L3）弧形板，发现单数位置主触头的动、静触头均有严重放电，烧毁面积较大。动触头已完全烧断。详见下图：
C相单数分接位置动触头烧断变形 C相单数分接位置弧形面板上静触头烧蚀变形
切换开关的主触头是主要载流元件，承载负荷电流，切换过程中没有拉弧放电过程。切换开关触头分布图如下图所示。
由于切换开关在切换过程中采用携带过渡电阻的过渡触头提前将其短接，避免主触头的拉弧放电迹象，限制了循环电流。同时该开关过渡电阻良好，并且重瓦斯动作是在调压完成后发生的，主触头已经完成了单、双分接间负荷电流的正常转换。那么主触头的烧毁应在切换过程中主触头间承载了较大的循环电流相互拉弧放电引起的。 因此在11月7日与MR技术人员在检修大厅内对切换开关进行解体检查，首先对切换开关储能机构的弹簧和主触头接触情况进行全面测试检查，结果各项数据指标均符合厂方要求。因此排除了由于机械传动部件疲劳或是主触头接触不实导致的触头间相互拉弧放电烧蚀。其次对切换芯子内部解体时发现A相弧形板主触头有烧蚀现象，C相主触头烧蚀严重，C相单数主通断触头下引线断裂，上部引线断裂，但外绝缘表皮完好。在对全部引线进行检查发现A相主通断触头引线出现部分断裂现象。全部引弧触头（麻将块）烧蚀磨损不明显。详见下图：
A相主通断触头引线出现部分断裂现象 C相主通断触头下引线断裂
该切换开关引线均采用多股编制软铜线压在线夹上加绝缘护套制作而成，如下图所示：
由于线夹制作工艺不良或是组装施工不当出现棱角，在切换过程中引线会上下摆动，由于线夹棱角使得引线长期摩擦受力断裂，同时引线设计较短，弧度不够，受力较大也是原因之一，从而导致主通断触头失去限流灭弧功能，将过渡触头到主通断触头间的循环电流（In=1.5Ie）和正常负荷电流直接作用于主触头间，使得主触头出现拉弧放电烧蚀，产生较多气体组份，增大切换开关桶内压力，压力突变引起绝缘油涌动，导致有载调压重瓦斯保护动作。由于引线制作加工工艺不良，调压过程中无法完成各触头间电流的正常传导，大电流直接作用于主触头导致烧毁是其该事故的主要缺陷。
四、整改措施
1、针对该类缺陷检修试验工区认真梳理排查与其同期同批次产品，目前公司在运MR开关共计19台，220kV15套，110kV4套，与胜芳属同类型的仅有廊坊站1号2号主变有载调压开关，详细台账见下表：
序号 变电站 型号 厂家 出厂日期
1 淑阳220kV主变 CMII500-123C 1987年
2 淑阳220kV主变 CMII500-123C 1987年
3 康仙220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2003年
4 康仙220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2003年
5 渠沟220kV主变 MIII600Y-123/C-10193WR 2010年
6 渠沟220kV主变 MIII600Y-123/C-10193WR 2010年
7 新镇220kV主变 MIII-600Y-123C-10193G 2008年
8 新镇220kV主变 MIII-600Y-123C-10193G 2008年
9 广安220kV主变 CMIII-500/72.5C-10193W 1993年
10 翟各庄220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2005年
11 翟各庄220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2005年
12 赵家务220kV主变 VRCIII500Y-123/C10193WR 2012年
13 趙家务220kV主变 VRCIII500Y-123/C10193WR 2012年
14 刘琪营220kV主变 VRCIII700Y-123/C10193WR 2012年
15 刘琪营220kV主变 VRCIII700Y-123/C10193WR 2012年
16 廊坊110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 2000年
17 廊坊110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 2000年
18 胜芳110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 1997年
19 胜芳110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 1997年
2、厂家无条件对胜芳1号主变有载调压开关开关进行修复，并对胜芳2号主变进行停电检修，更换不合格部件。利用停电机会对廊坊站2套有载调压开关进行维护，更换所有不合格引线及绝缘件。
3、目前冀北公司变压器专业在例行试验中对切换开关开展的检修项目主要有测量过渡电阻，检查各触头、紧固和绝缘件的外观情况以及高压直流电阻和波形试验等常规项目。由于该类缺陷属于隐蔽性缺陷在正常例行试验中无法看见并无有效的试验检测手段，即使引线有部分断裂，但在检修时处于分闸状态，不带电流，在测量触头通断和波形时也无法显现，只能通过解体大修方式来检查，每次解体大修试验约10个小时，但由于开关厂家、停电时间和现场环境不容许，给该类缺陷处理增加难度。针对该问题工区梳理2012-2013年检修记录对有载调压次数和运行年限认真统计分析。建立每台有载调压切换开关检修周期，在检修周期里联系相关厂家技术支持，对切换开关进行全面解体检修，更换老旧，变质，氧化等现象严重的部件。同时对每年调压次数超过5000次的调压开关，应缩短检修周期，对其进行相关油耐压试验，不合格的进行更换。确保有载调压开关有个良好的运行环境。
4、联系基建、物资部门加强入厂和变电站设备组装前期关键工艺施工监造，抽检。
一、现场运行方式：
111新胜一线、113策胜一线带110kV4号母线及1号主变运行，112新胜二线、114策胜二线带5号母线及2号主变运行。145、345、245母联自投退出、2台主变分列运行。
二、事故过程及现场检查：（站内对时方式为后台监控网络对时，下列各动作时间均以站内监控时间为基准）
11月2日阴转多云，雾霾天气，11时45分25秒，胜芳站1号主变有载重瓦斯动作，跳开101、301、201开关，变压器停运，当时负荷电流293A。345、245自投均未投入。11月2日事故前1号主变进行过6次AVC调档，时间如下所示：
次数 调档时间 档位显示 备注：
第一次 05：01：59 11档→10档
第二次 08：19：43 10档→11档
第三次 08：38：22 11档→12档
第四次 08：52：17 12档→13档
第五次 10：57：46 13档→14档
第六次 11：45：25 14档→13档
在第六次调档到位后（14档→13档）有载调压重瓦斯动作，并且当天发生8次过负荷闭锁调压，保护装置定值整定为2.7A即一次电流324A时，过负荷闭锁有载调压。跳闸前最后一次闭锁调压解除时间为11时27分05秒，11时45分有载重瓦动作时，未发生过负荷闭锁。AVC无功调节与1号主变高后备保护均正确动作。
图1 过负荷闭锁调压报文
由图2可知，1号主变有载重瓦斯非电量保护装置动作时间为16时15分12秒，经时间换算，动作时间为11时45分25秒，此时为1号主变有载调压由14档变为13档后同一秒。
图2 非电量保护动作报文截图
经现场检查发现1号主变调压呼吸器有大量绝缘油喷出，呼吸通道顺畅，如图所示：
调压油位正常约40℃。调压开关机构和切换开关档位显示一致（13档，调压次数113215），顶部各部位法兰完好，无渗喷油。调压开关压力防爆膜未动作。油流继电器完好动作正确，二次回路动作灵敏，可靠。非电量保护装置至变压器端子箱二次回路及各直流二次线进行绝缘测试，最低为41.3MΩ，最高为43.2MΩ，满足绝缘要求。初步判断为内部切换芯子瞬时短路放电故障。
三、故障原因分析
胜芳1号主变型号为SFSZ8-63000/110油浸风冷变压器，沈阳变压器厂1998年3月生产，额定电流330.7A。配备有载调压开关型号为MIII-500Y-72.5/C-10193W，过渡电阻：3.2欧（M型，III-三相调压，500-容许一次通过最大额定电流，Y-中性点调压，72.5-开关额定电压，C-选择开关绝缘等级，W-正反调压）。由MR公司1997年生产，1998年6月23日投运。调压开关配有1.5kg呼吸器和在线滤油机一套。滤油机无渗漏，运行正常。
停电许可开工后，对1号调压开关进行放油吊芯检查，在放油前进行排气处理，发现油室内含有一定量的气体，由于无气体继电器无法通过气体量程判断其气体体积，排气时间持续约4-5s。绝缘油耐压试验5次平均值约32kV，满足廠家油耐压要求（不小于30KV）。随后进行高压直流电阻和波形试验，发现调压开关在11和13分接位置时C相高压直流电阻值均为0值，波形C相无显示，A相出现过断点，接触不实现象。详细试验数据如下所示：
2、试验项目
● 绕组直阻（Ω）
试验日期 2013-11-2 环境温度（℃） 17.0 环境湿度（%） 40.0
使用仪器 BZC3396 试验人员 罗涛，张志翀
油温 25.0 高压分接 中压分接
档位 AH 初差 BH 初差 CH 初差 不平衡系数
9 0.1774 0.1777 0.1778 0.23
10 0.1825 0.1833 0.1840 0.82
11 0.1868 0.1877 为零
12 0.1918 0.1924 0.1929 0.57
13 0.1957 0.1969 为零
● 绝缘油电气试验
试验日期 2013-11-2 环境温度（℃） 17.0 环境湿度（%） 40.0
使用仪器 试验人员 罗涛，张志翀
位置 击穿电压 900C介损 结果 评分
本体 不合格
分接开关 32.0
图3 过负荷闭锁调压报文
通过上述综合试验数据判断切换开关芯子C相有断点或接触不实情况。
放完油后，将切换开关芯子吊出，发现绝缘桶内游离碳较多，切换开关表面完好，过渡电阻无烧蚀、断裂现象，过渡电阻值3.4欧符合厂方要求（出厂值±10%）。各紧固件可靠。中性点放电间隙无明显放电迹象。进一步对其解体打开C相（L3）弧形板，发现单数位置主触头的动、静触头均有严重放电，烧毁面积较大。动触头已完全烧断。详见下图：
C相单数分接位置动触头烧断变形 C相单数分接位置弧形面板上静触头烧蚀变形
切换开关的主触头是主要载流元件，承载负荷电流，切换过程中没有拉弧放电过程。切换开关触头分布图如下图所示。
由于切换开关在切换过程中采用携带过渡电阻的过渡触头提前将其短接，避免主触头的拉弧放电迹象，限制了循环电流。同时该开关过渡电阻良好，并且重瓦斯动作是在调压完成后发生的，主触头已经完成了单、双分接间负荷电流的正常转换。那么主触头的烧毁应在切换过程中主触头间承载了较大的循环电流相互拉弧放电引起的。 因此在11月7日与MR技术人员在检修大厅内对切换开关进行解体检查，首先对切换开关储能机构的弹簧和主触头接触情况进行全面测试检查，结果各项数据指标均符合厂方要求。因此排除了由于机械传动部件疲劳或是主触头接触不实导致的触头间相互拉弧放电烧蚀。其次对切换芯子内部解体时发现A相弧形板主触头有烧蚀现象，C相主触头烧蚀严重，C相单数主通断触头下引线断裂，上部引线断裂，但外绝缘表皮完好。在对全部引线进行检查发现A相主通断触头引线出现部分断裂现象。全部引弧触头（麻将块）烧蚀磨损不明显。详见下图：
A相主通断触头引线出现部分断裂现象 C相主通断触头下引线断裂
该切换开关引线均采用多股编制软铜线压在线夹上加绝缘护套制作而成，如下图所示：
由于线夹制作工艺不良或是组装施工不当出现棱角，在切换过程中引线会上下摆动，由于线夹棱角使得引线长期摩擦受力断裂，同时引线设计较短，弧度不够，受力较大也是原因之一，从而导致主通断触头失去限流灭弧功能，将过渡触头到主通断触头间的循环电流（In=1.5Ie）和正常负荷电流直接作用于主触头间，使得主触头出现拉弧放电烧蚀，产生较多气体组份，增大切换开关桶内压力，压力突变引起绝缘油涌动，导致有载调压重瓦斯保护动作。由于引线制作加工工艺不良，调压过程中无法完成各触头间电流的正常传导，大电流直接作用于主触头导致烧毁是其该事故的主要缺陷。
四、整改措施
1、针对该类缺陷检修试验工区认真梳理排查与其同期同批次产品，目前公司在运MR开关共计19台，220kV15套，110kV4套，与胜芳属同类型的仅有廊坊站1号2号主变有载调压开关，详细台账见下表：
序号 变电站 型号 厂家 出厂日期
1 淑阳220kV主变 CMII500-123C 1987年
2 淑阳220kV主变 CMII500-123C 1987年
3 康仙220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2003年
4 康仙220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2003年
5 渠沟220kV主变 MIII600Y-123/C-10193WR 2010年
6 渠沟220kV主变 MIII600Y-123/C-10193WR 2010年
7 新镇220kV主变 MIII-600Y-123C-10193G 2008年
8 新镇220kV主变 MIII-600Y-123C-10193G 2008年
9 广安220kV主变 CMIII-500/72.5C-10193W 1993年
10 翟各庄220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2005年
11 翟各庄220kV主变 MIII-600Y-123C-10193W 2005年
12 赵家务220kV主变 VRCIII500Y-123/C10193WR 2012年
13 趙家务220kV主变 VRCIII500Y-123/C10193WR 2012年
14 刘琪营220kV主变 VRCIII700Y-123/C10193WR 2012年
15 刘琪营220kV主变 VRCIII700Y-123/C10193WR 2012年
16 廊坊110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 2000年
17 廊坊110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 2000年
18 胜芳110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 1997年
19 胜芳110kV主变 MIII-500Y-72.5/C-10193W 1997年
2、厂家无条件对胜芳1号主变有载调压开关开关进行修复，并对胜芳2号主变进行停电检修，更换不合格部件。利用停电机会对廊坊站2套有载调压开关进行维护，更换所有不合格引线及绝缘件。
3、目前冀北公司变压器专业在例行试验中对切换开关开展的检修项目主要有测量过渡电阻，检查各触头、紧固和绝缘件的外观情况以及高压直流电阻和波形试验等常规项目。由于该类缺陷属于隐蔽性缺陷在正常例行试验中无法看见并无有效的试验检测手段，即使引线有部分断裂，但在检修时处于分闸状态，不带电流，在测量触头通断和波形时也无法显现，只能通过解体大修方式来检查，每次解体大修试验约10个小时，但由于开关厂家、停电时间和现场环境不容许，给该类缺陷处理增加难度。针对该问题工区梳理2012-2013年检修记录对有载调压次数和运行年限认真统计分析。建立每台有载调压切换开关检修周期，在检修周期里联系相关厂家技术支持，对切换开关进行全面解体检修，更换老旧，变质，氧化等现象严重的部件。同时对每年调压次数超过5000次的调压开关，应缩短检修周期，对其进行相关油耐压试验，不合格的进行更换。确保有载调压开关有个良好的运行环境。
4、联系基建、物资部门加强入厂和变电站设备组装前期关键工艺施工监造，抽检。