大型电力变压器几例故障分析关键字：大型电力 变压器 故障分析 电力变压器是工、矿企业，电力系统发变电企业的核心设备，安全经济运行与否，轻 则关系到企业的安全和经济效益，发生变压器设备事故还将影响或干扰国民经济的稳定运 行。作者结合近期几例电力变压器事故调查报告进行分析，以期引起广大电力工作者对电 力变压器的重视。1、绕组引线固定支架断裂差动保护动作1.1 事件经过2009年6月21日12时51分，某厂 1号机组主变SSPB-240000/220/Yx/D系统220千 伏(kV)侧110千伏(kV)侧等三侧开关跳闸与系统解列。经检查确认是误投1号主变温度高 保护压板，主变温度高保护动作掉闸。19时18分，1号发电机带1号主变零起升压至1号 发电机静子电压9500V时，电气主控室事故喇叭响，1号机控制盘：“主变轻瓦斯” 、 “主 变重瓦斯“、 “保护动作” “录波器动作”信号亮。1号发电机灭磁开关MK、01开关跳闸。 经检查，1号主变差动及重瓦斯保护动作掉闸。1.2 事故处理19时整检查1号主变系统无异常并确认开关掉闸原因后，断开1号主变温度高保护压 板。19时18分，1号发电机带1号主变压器零起升压至1号机静子电压9500V时，1号主 变发生喷油、开关跳闸。1.3 设备检查经对变压器内部检查发现，变压器低压侧V相绕组引线固定支架支撑木架断裂，一根 螺栓掉落，使其支撑角铁下沉，旁边右侧400mm处低压侧V、W相引出线下部汇流排间有放 电烧痕，引线绝缘有碳黑现象。支撑木架三处发现裂纹。V相绕组围屏中间护箍断裂。油 箱底部残油发黑。1.4原因分析1.4.1 1号主变温度高保护误投掉闸是造成1号机组掉闸的主要原因。1.4.2变压器存在上述制造缺陷，其支撑角铁长期在重力作用和所支撑重物的压力作 用下下沉，造成与其下方的W相低压侧绕组引出线铜排绝缘距离小于放电距离形成接地短 路产生弧光，弧光击穿绝缘油引起V、W相相间短路，造成变压器瓦斯保护和V、W相差动 保护动作。1.5处理结果 结合变压器吊罩大修，对变压器低压内部连线及固定支架进行更改。将变压器低压侧 所有引出线进行重新加固，对接触面的平整度重新进行处理,重新更换低压侧连线绝缘纸, 严格按要求加装双蝶簧及采用不锈钢螺钉固定支架,严防出现绝缘 支架松动现象。1.6防范措施1.6.1举一反三，加强继电保护的日常维护和校验工作，消除“重装置轻回路”的思 想和行为，对其它保护装置，利用设备停运机会进行检查，对改造保护要彻底检查。1.6.2今后在改造、校验工作中要详细检查保护出口及控制回路，尤其是改造工作要 把好质量关和技术关。1.6.3 将1号发电机定子接地保护由原9秒发信号，改为0秒发信号，以便及时发现 发电机定子线圈及其引出线以至变压器内部低压绕组的接地故障。1.6.4 1号主变投运后，加强油色谱分析工作，投运后第1天、第3天、第5天、第 10天、第15天、1个月、1个半月、2个月时刻分别对变压器油取样进行色谱分析和油中 微水分析。1.6.5 改进目前取油样方法,取油样时，应全过程应在全密封的状态下进行，油样不得 与空气接触，应同时取油箱和油枕内油样，以使所取油样能更好的反映变压器油的数据。1.6.6 进入夏季大负荷期间，气温较高，运行、点检和检修维护人员要加强对1号主 变压器的巡视，及时记录温度变化，监视变压器运行情况。1.6.7利用红外测温和红外成像设备，对1号主变高、中侧套管、变压器本体器身进 行监视和检查。严格按照变压器检修工艺要求进行变压器的检修工作，工作中严把质量 关，提高检修质量，增强人员责任心，及时发现和处理设备存在的各种隐患。经过检修处理后，7月3日22时16分, 1号主变零起升压正常后并网。SSPB-240000/2202变压器压力释放阀的控制电缆绝缘击穿2.1事件经过某年6月12日13时03分，运行中的B号机组“主变SPF7360000/220压力跳闸” 保护动作，B号主变油开关跳闸与系统解列。光字牌“B号主变压力释放跳闸” 、 “220千伏 (kV)侧保护动作” 、来牌。在对B号发变组压力跳闸电缆测绝缘时，发现该电缆101对157 相间绝缘为0M。进一步检查发现，B号变压器压力释放阀的控制电缆接头处(在主变本体 上部金属槽盒内)在运行中击穿，经处理,对地及相间绝缘均为200M。 2.2原因分析：B号主变压力释放阀控制电缆的接头处，手包绝缘运行中击穿，形成导电通道，启动 了“B号主变压力跳闸保护”中间继电器5ZJ，导致B号机组跳闸，是造成本次事件的直接 原因。在主变停电检修中没有及时对该电缆进行良好的检查和维护，使该控制电缆接头自 投入运行4年多时间里，这一潜伏性绝缘缺陷，没有及时的发现和处理，是造成该事件的 间接原因。主变压力释放阀动作保护，在设计规程GB-1485中规定“该保护可以作用跳闸， 也可以作用于信号” ，因此东北某省电力勘测设计院在设计时，上述两个回路设计都有，而 且在施工时按设计安装了上述两个回路，机组至投入运行后，该保护一直投入运行，各级 管理人员和继电保护专业人员，对该保护是否一定作用跳闸疏于管理，在DL/572-95电力 变压器运行规程中5.4中，明确规定：“变压器的压力释放阀接点宜作用于信号” 。其含义 是该压力释放阀动作可靠性差，易造成主变的误动。2.3采取措施2.3.1分别对B号主变A、B号压力释放阀接线处进行重新绝缘处理及防水处理，测量 其绝缘为200 M。2.3.2运行中无法对A号主变压力释放阀接线进行检查，待机组停电检修时进行全面 检查处理。2.3.3结合今年检修对B号主变压力释放阀接线进行改造。取消该控制电缆的中间接 头和全厂压力释放阀接点仅作用于信号改造，取消压力释放阀跳闸回路或将该回路的保护 压板断开，并在运行规程中对压力释放阀动作后的处理进行重新补充规定。2.3.4举一反三，结合今后设备检修，对全厂所有跳闸回路和二次回路全面进行检查， 重点是室外二次回路电缆的中间接头。2.3.5各级专业管理人员及各专业的专业人员，要加强对规程制度的学习，加强专业 管理，消除管理上的漏洞。3变压器套管内部严重缺油造成事故3.1事件经过8月14日20时47分220千伏(kV)变电所一声巨响，SSPSL-150000/220/Y0/Y0/D高备 变220千伏(kV)侧W相套管爆炸着火。主控制室警铃、警报响，中央信号盘“主机、主变 掉牌”信号表示，高备变盘“压力下降” 、 “瓦斯回路故障” 、 “轻瓦斯动作” 、 “通风回路故 障”信号表示，开关掉闸。高备变220千伏(kV)侧W相套管着火，人员迅速打119报警，同时拉开高备变三侧开 关、刀闸，组织救火，接到报警后，相关人员将火扑灭。3.2原因分析 3.2.1事故直接原因，变压器W相套管缺油经分析认为，由于变压器套管内部严重缺 油，加之有潮气侵入，(该地区持续下雨)在套管内部导电杆上部电容芯上边缘处，电场分 布不均匀、电场强度大、对地电位高，先产生电晕和局部放电，然后沿电容芯表面爬电， 最后经套管法兰和箱体及地线放电击穿(变压器器身接地线已熔断)，造成W相套管接地性 故障，并引起套管爆炸，引发套管绝缘油的燃烧起火。对变压器本体产生高温烘烤，使得 变压器W相附近局部温度急剧升高，在高温作用下氧化、分解而析出各种成分的气体，内 部形成气流，造成矽胶罐密封薄弱处向外喷油。与此同时新机高备变重瓦斯保护动作。造 成W相套管烧损的主要原因是该套管缺油，潮气侵入或可能进水而引发沿面放电击穿，最 后导致套管爆炸。3.2.2间接原因一是检修维护不到位:新机高备变于2009年6月5日进行了春检预试工作，并未发现 任何异常情况，但没有对变压器进行全面的检查。多年来，高备变未进行过大修，电气检 修人员对设备底数不清，最终导致高备变损坏事故发生。二是化学对油质监督不力。化学 油分析监督管理规定要定期进行绝缘油的分析工作，但新机高备变套管从未进行过油 质分析，致使变压器套管缺油状况未能及时被发现。3.3采取措施3.3.1 严格执行关于防止电力设备事故的25项重点要求 ，按照可操作、可执行的 原则，认真制定反事故措施计划并认真加以执行和考核。3.3.2 认真贯彻执行预防性试验规程，做到不漏项，可核查。针对变压器、套管、断 路器等充油设备的油品质量进行严格监督检查，做到定期巡查，定期取样化验。对所有 220千伏(kV)、35千伏(kV)油浸设备进行全面认真细致的普查。尤其是油位、油温、环境 温度的检查。3.3.3 对所有220千伏(kV)、35千伏(kV)油浸设备进行油色谱和油质特性试验。查阅 设备历年验报告，重点检查电容型套管的介质损耗和电容量的变化，对监测数据进行综合 性趋势分析，对查出有异常的设备要立即进行复试。3.3.4 根据现场实际情况，对运行规程进行认真修改，补充对变压器各项参数检查的项目 和条款，完善检查制度和岗位责任制。通过此次事故，举一反三，对其它电气设备的油质 监督全部复查一遍，发现问题及时解决，避免同类事故再次发生。4变压器内部放电造成跳闸4.1 变压器内部放电造成跳闸4.1.1 某厂3号主变内部存在放电故障，机组设备被迫停运。原因：B相线圈上部钢 压圈与压顶螺帽之间的绝缘垫块移位脱落，造成钢压圈与压顶螺帽之间放电，有明显的放电痕迹，致使钢压圈形成“短路匝” 。造成变压器内部放电故障。4.1.2某厂1号主变高压侧A相套管总烃超过注意值、氢气超过注意值。1号主变被迫 停止运行，更换1号主变A相高压套管。原因：含气空腔中的放电，已导致固体绝缘物产 生放电痕迹或穿孔，这种空腔是由于不完全浸渍、气体过饱和、空吸作用、高湿度等原因 造成。4.1.3某厂1号主变高压侧B相套管喷油，被迫停机。原因：由于气温低(-21度)造成 主变高压侧B相套管穿芯铁杆与导电杆收缩率不同，又由于穿芯铁杆上部紧固螺丝有所松 动，导致下部接线头与导电杆下端面接触不良，由于铁杆过热放电产生大量热量，将套管 中油加热，体积膨胀压力增大，使油从套管从上部喷出。4.2防范措施：4.2.1加强封母、主变引线、变压器钟罩等大电流元件的检查、清扫工作，防止大电 流设备运行中发热。4.2.2 重视接地网及电气设备接地引下线的定期检查，防止接地装置腐蚀断裂、接地 故障电流烧断接地装置等事故发生。4.2.3 做好变压器的冷却系统的检查、冲洗工作，保证主设备安全运行。加强充油设 备的油气色谱监督，及时跟踪异常油设备运行情况。巡检中，应高度重视主变高压套管的 油位，防止高压套管缺油爆炸引起主设备损坏。4.2.4 充分利用远红外设备，定期进行电气设备带电测温工作。重视高压套管、主变 引线接头、刀闸触头等带电接触面的监测，发现异常及时上报。定检期间应重视开关设备、 变压器设备以及互感器设备上铜铝接头的检查，防止断线事件发生。4.2.5 重视电瓷设备的防污闪工作，做到逢停必扫。恶劣天气应增加巡视次数，发现 绝缘表面放电严重设备及时上报厂部协调处理，防止污闪事故发生。重视升压站支柱瓷瓶 的运行安全性，严防升压站瓷瓶断裂事故发生，定检期间重视母线侧支柱瓷瓶的检查和更 换工作，重点检查瓷瓶铸铁根部、顶部转动部位，发现异常应及时更换。运行人员提高巡 回检查的质量，在气候异常的天气时重点对变压器外部的检查，加强对变压器油温和油位 的监视。转载请注明：中国工控网 http:/www.gkcity.com/