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2000年8月8日22：50，天津市红旗路变电站1号主变差动、重瓦斯保护动作，2201、301、201开关掉闸，245自投成功。1号主变压力释放阀动作。35kV。5母差动作，302开关掉闸：1-0避雷器动作一次。23：20合302，0：5535kV线路恢复正常。(通过故障录波图进行事故追忆显示1号主变301掉闸时间为22：52'22"755，5母差切302时间为22：52'23"525)。
1 现场检查
(1)1号主变压力释放阀喷油，瓦斯继电器有气体，进行油色谱分析：瓦斯继电器处取油样乙炔值为1784ppm；下部放油阀取油样乙炔值为92ppm，分析结论：总烃、乙炔超过注意值，为高能量放电性事故；电气试验直阻、绝阻、空载不合格，判断为C相绕组短路；变形试验确定为中压侧Cm相绕组有变形，判断为中压侧Cm相绕组有故障；
(2)检查346-4刀闸发现动静触头相间放电、动触头与网门三相放电，刀闸损坏。
(3)35kV母线刀闸瓷瓶无放电痕迹，当天无工作，无操作。值班人员在22：00巡视未见异常。
(4)35kV避雷器本年度预防性试验合格。
(5)35kV接地信号装置检查正常，接地延时1"，但接地消失，接地信号不保持。
(6)当天在故障前后出现持续雷雨天气：天津地区的相对湿度为95%，降水量7.3毫米，西南风3级。
1.1 主变吊检发现损坏情况
1)C相绕组上部压板及对应的铁轭上部有大量的铜沫及烧黑的电磁线绝缘纸片。
2)高压调压绕组线段有多处轻微的变形，个别线段有压塌现象，部分线段幅向松动。
3)中、低压绕组的压板比高压绕组的压板凸起15-20mm。(A相15mm、B相15mm、C相20mm)
4)35kV侧Cm相绕组{中部出线}首端(下部绕组)1--2段靠近出线部位段间短路产生电弧，部分电磁线(组合导线)烧断、对应的内侧绝缘纸板{2层3mm纸板}及35kV凋压绕组被电弧烧伤。上部、下部绕组首端1-4段共8段绕组变形严重且多处绝缘破裂露铜。
5)35kV侧Bm相上部、下部绕组(中部出线)首端1-4段共8段绕组变形严重且多处绝缘破裂露铜，无放电痕迹。
6)35kV绕组段间油道(绕组中部)不一致，Am相5mm油道3个，Bm、Cm相10mm油道3个，局部区域电抗高度相差10×3－5×3=15毫米，属绕组制造质量问题。

1.2 主变运行状况
1)红旗路1号变压器，型号：SFPZ7-120000／220，西安变压器厂1994年11月产品。1996年12月26日启动，第一次冲击合闸时重瓦斯、差动保护动作掉闸；：压力释放阀喷油，对变压器油进行色谱分析，分析结论为乙炔、总烃均超标，变压器内部有高能量放电现象。吊罩检查为10kV引线铜排b、c相由于安装主绝缘距离不够造成相间短路放电。修复后变压器进行了相关的绝缘试验和绕组变形测量，试验结论合格。故障后对变压器油进行真空脱气处理。变压器于1997年3月14日再次启动投入运行，此时变压器油中乙炔含量 15.4PPm，属故障残留气体，运行后跟踪色谱分析，乙炔含量逐步下降且无明显变化。
2)1999年8月9日．35kV出线323出口电缆三相短路故障．变压器压力释放阀动作喷油(少量)，变压器重瓦斯保护及差动保护没动作，变压器也未掉闸。对变压器油进行色谱分析与历次数据比较无明显变化，99年9月19日进行电气试验检查及有载开关吊检试验结论合格，进行绕组变形测量，通过试验数据分析，该变压器中压侧c相绕组存在轻度变形，不影响变压器的运行。
2 事故原因分析
2.1 变压器制造中存在的问题
经过故障吊检发现，该变压器在生产制造过程中存在许多问题。
2.1.1设计上存在的问题
1)该制造厂没有1800A的无载分接开关，用两台1000A的开关代替。故将35kV绕组设计成完全一致的两个上下并联绕组，从中部出线，在中性点处抽头作分接，由于是降压变。从里到外是低、中、高压排列，不得不在35kV绕组中采用23根换位组合导线，总截面几何尺寸过大，使绕组整体机械强度达不到要求。
2)在换位"S"弯处放置孤立很小填充垫块，并没有任何专项固定措施，在电动力作用和绕组整体机械力的作用下，这些填充小垫块如同虚设，不起作用，当震动脱落后，此处支撑点消失，增大振荡空间或导线位移空间造成绕组导线在电动力作用下失稳：
3)采用23根换位组合导线，从整体看绝缘过薄，2层电缆纸，1层高密度纸，它的电气强度完全可以满足要求，由于导线平整度较差在电动力作用下，产生摩擦力和剪切力，从而造成导线绝缘破损，降低机械强度和电气强度。
2.1.2 工艺要求上存在的不足
1)35kVAmBmCm三相绕组中部首端出线饼间油道绝缘垫块存在严重工艺上的差异：a：Am相饼间油道垫块放置5min×3，而Bm Cm两相饼间油道垫块放置10mm×3(据厂家设计人员介绍图纸应该是5mm为正确)这就使得设计电磁计算时安匝平衡产生了极大误差，从而也增大了绕组在此区域的安匝不平衡度，造成故障时的电动力加大，这也是本次事故的主要原因。b：厂家生产人员为了满足35kV绕组Am、Bm、Cm三相总体电抗高度相一致，由于首端垫块之差，而在绕组其它饼间，增加(或减少)了饼间油道垫块片数。
2)绕组"S"弯处的填充垫块，本应竖置摆放，这样机械强度和稳定性较好，而实际上填充垫块既有竖置摆放，也有水平摆放，而Bm、Cm相大部分散落垫块都是水平摆放的填充垫块。
3)BmCm两相故障源点都是在绕组首端上、下包"S"弯处，共有6处，从此证明在对"S"弯工艺处理上还存在着绝缘薄弱和机械强度问题，以及制造加工上对换位组合导线的机械伤害问题。
综上所述，在制造过程中存在这样那样一些问题为变压器在电网上的安全运行埋下了事故隐患。

2.2 红旗路站地区电容电流测试情况
为进一步分析过电压原因，8月26日对红旗路站35kV电容电流补偿情况进行实测分析。结果如下：
1号变单元，电容电流的计算值为138.7安培．消弧电抗器补偿电流为147.7安培；电容电流实测值为110.2安培，过补偿电流达到37.5安培，因此，过补偿值太大，对电弧熄灭不利，容易产生过电压。
2.3 纵绝缘损坏原因的综合分析
2.3.1 变压器过电压导致内部匝间或层间首端绝缘薄弱点发生放电
由于线路产生的短路间歇放电和346-4刀闸相间及相间对地放电短路造成变压器过电压，导致内部匝间或层间首端绝缘薄弱点处发生放电。变压器故障过电压一般是由不对称短路和间歇电流放电而引起的，为了更好分析在过渡期间变压器内部端电压的变化，要从三种形式的过电压波进行分析，即：非周期波、周期波以及合成波。它们波的时间以微秒计算，波的幅值以干伏计算：
1)周期波：一般是由于操作原因引起的。
2)非周期全波：是由于大气过电压而产生的。
3)非周期截波：是在变压器附近发生闪络或间歇放电短路时便出现非周期截波；这种非周期截波的危险性极大，这是因为它的幅值常常超过变压器额定相电压的10-15倍，且有陡度很大的波头，即电压增长速度很快，在其他条件相同的情况下，波头越陡，过电压波的危险性就越大，这是因为陡度大的波沿变压器绕组所产生的电压梯度也越大的缘故。在这种情况下，非周期波过程被截断并转为逐渐衰减的振荡波。此时变压器绝缘除了承受快速增长的波头电压作用之外，还要承受在波截断时所出现的急剧电压变化的作用。在这种外加电压的作用下，变压器产生复杂的电磁过程，这个过程将在变压器绕组匝间、线饼间以及绕组对地部件间等引起过电压。通过复杂电容、电感、电阻的等值电路分析，当波作用于绕组开始瞬间时，电压大部分降落到首端附近，使这一部分的梯度很大，从公式u(x)=uoe－ax可以求出当x=0时，梯度G=du／dx∣x=0=[uoe-ax]'x=0=-uoa=-u0／L*aL。式中：u0／L=∣Ecp∣是平均电位梯度。上式说明在冲击波刚开始作用绕组瞬间时，绕组首端梯度比平均梯度大aL倍：由于电位梯度与电场强度成正比，则当此处电场强度达到此处油纸绝缘的临界击穿场强时，开始放电致使绝缘击穿：变压器绝缘击穿部位绝大多数是在靠近首端(起头)的地方，这正是本次事故发生在绕组首端绝缘的原因所在[1]。

2.3.2 变压器在故障电流的作用下绕组产生电动力促使纵绝缘损坏而发生放电事故变压器绕组的截流导体处在漏磁场中，在这些导体上作用着电动力。电动力在变压器绕组的材料中产生机械应力，并部分传到变压器结构的其他元件上：在额定电流下，电动力并不大。但在短路时，电动力将剧增，甚至可以使变压器发生故障，而变压器绕组是由绝缘垫块隔开的铜线段所构成的，这种系统的动特性在短路过程中是变化的。因为绝缘垫块的弹性与压紧程度有关，即与作用力有关。绕组具有几个固有振荡频率。如果电动力的一个频率与固有振荡频率相重合，便产生共振，或如果由于绕组压紧程度出现问题，某一个固有振荡频率接近50赫兹或100赫兹，也可能出现共振现象。从而使压强增高，超过静压强。造成绕组失稳出现变形故障。所以，绕组中的不稳定过程是由电磁场和机械力两个过渡过程的综合叠加。而变压器绕组中的漏磁场可划分为轴向磁场和纵向磁场，其对绕组分别产生径向力和轴向力，而轴向内力绕组的线匝向竖直方向弯曲并压缩线段间的垫块。一般最大的弯曲力产生在位于绕组端部的线段中，因为力与磁感应强度成正比，但是最大的压缩力则出现在位于绕组高度中心的垫块上，因为在这些垫块上承受着绕组各线段上所有作用力的总和，这种力不仅与各种绝缘材料的机械性能有关，也与惯性力、弹力和绕组各部件位移时作用其上的摩擦力有关[2](本次事故点所在之处)，当绕组不等高时，或磁势分布不均匀时(即安匝平衡度不好)，在绕组中才出现轴向外力，这些力的方向总是使产生这些力的不对称性增大，轴向外力较之其他的力更能成为产生事故的原因。所以，在设计变压器时总是力求减小绕组中磁势分布的不对称性。轴向外力和轴向内力一样，使线匝向竖直方向弯曲，并压缩线段间的垫块；除此之外，这些力还部分地或全部地传到铁轭上，力求使其离开芯柱(正是三相绕组事故后高压绕组与中低压绕组电抗高度不同产生的原因)。而径向力沿着线匝整个圆周分布并压缩线匝，力求使导线长度缩短。因此，在绕组的铜导线中出现压缩应力。为了提高绕组对径向力的钢度，将绕组绕在由绝缘筒或绝缘纸板支撑的撑条上，由于撑条的存在而出现局部弯曲。因此，在内绕组除压缩应力外，还出现了弯曲应力。当绕组中的应力超过屈服点后，则出现永久变形。因此，绕组呈现出典型的星花状。有时永久变形具有另一种形状，即在一个撑条间距内绕组向内部弯曲，而在相邻撑条间距内绕组向外部弯曲，这种变形称之为稳定性丧失[3]。
综上所述，当变压器出口短路时，短路电流急剧增加，由于内部漏磁场的增大而产生电动力，造成绕组的位移和变形，导线绝缘在电动力的作用下产生摩擦或拉伸造成纵绝缘损坏，在故障电压、电流的作用下，发生纵绝缘击穿放电事故或放电短路事故。
3 事故结论
8月8日22□00～24□00由于雷雨天气、高温高湿，而发生的35kV线路因雷电间歇性放电接地故障。(该站35kV全部是电缆出线，外出为架空线)是由于35kV消弧电抗器的补偿不合理，造成补偿过大，不能有效息弧，产生过电压，导致346-4刀闸的B、C相间刀闸口和刀闸对网门相继击穿。1号主变向故障点输送短路电流，而变压器在设计和制造工艺上存在问题较多不能再承受近区域故障电流的冲击，使Cm相、Bm相绕组严重变形，造成Cm相匝间纵绝缘放电短路。加之本次事故前期两次出口短路事故而造成变压器绕组内部 变形损伤的积累效应，为此主变抗短路能力减弱，导致段间绝缘损坏放电短路，变压器的重瓦斯、差动保护动作掉闸，切断三侧开关，从而造成本次事故发生。

2003-03-28，某发电厂处理系统事故时，在倒厂用电时造成非同期，致使事故扩大，1台2 500 kVA的厂用高压变压器烧毁，系统大面积停电，厂用电失去。

1 事故前的运行方式
1～5号发电机运行，2，4，5炉运行，10，35 kV整段运行，热西1号联络线385(双侧电源线)、热西2号联络线386(双侧电源线)、热化线387(单侧负荷线)，110 kV出线与城西变电站并网。

2 事故经过
2003-03-28T09:24:00系统故障，造成某发电厂热西1号联络线385、热西2号联络线386跳闸，“功率方向电压闭锁过电流”保护动作，4号发变组出口303开关跳闸，“复合电压闭锁过流”保护动作，1～5号机“强行励磁”动作。由于大量甩负荷1，3号机停机，2，3炉灭火，部分厂用电失去。为了保证厂用电，值长下令将市电开关1018合上(市电开关是某发电厂的备用电源)。
此时，由于电网故障造成城区变电站110 kV母联开关150跳闸，2号主变高压侧开关102跳闸。城西变电站1，2号主变35 kV侧开关跳闸，35 kV电压等级母线上电源开关都跳闸。
为了恢复送电，地区调度要求110 kV整段运行，合上150开关。因150开关是非同期开关，因此需将该发电厂的1314开关解列，但地调下令将5号发电机解列。当值值长为了保证6 kV V段带电正常(5号炉运行)，令电气人员将6 kV V段电源由发电机自带倒至备用变压器25B带，然后再停5号发电机。电气人员合1028、6502(6502是一个非同期开关)。在合6502时，发生冲击，致使2号机出口开关跳闸。市电开关1018跳闸，全厂失去厂用电，5号炉灭火，5号机停机。运行人员到现场检查，25B大量冒油；测绝缘，绝缘值为0。

3 事故原因分析
(1) 系统故障是由于城西变电站35 kV电压等级的“西卡”线之间的2个电杆上各有1组瓷瓶因污闪放电，使输电线烧断，造成系统冲击，也使该发电厂与城西变电站的2路联络线385及386跳闸，4号机出口开关跳闸。
(2) 城西变电站110 kV电压等级是单母线分段，母联开关150是一个非同期开关，110 kV要整段运行，必须使一侧无压，即地调要求该发电厂1314开关解列。
(3) 该发电厂1314开关既是一个发电机出口开关也是西西线的线路开关。地区调度下令5号发电机解列，而发电厂值长却认为是将机组解列，因此下令电气倒厂用电，准备停5号发电机。实际上只需将1314解列，即西西线解列，5号发电机即可自带厂用电(6 kV V段)。 (4) 电气班长在不了解系统的情况下，即开始倒厂用电，合1028、6502。在合6502时，造成非同期。从发电厂方面看，当时110 kV等级与系统是环网，但由于系统故障，已将城西变电站110 kV母联开关150、2号主变高压侧开关102跳闸，因此已不在一个电网内。而当时值长、班长都没有询问系统的运行方式，地调也不清楚该发电厂需要倒厂用电一事，因此造成非同期并列事故，致使事故再次扩大。