大型电力变压器绝缘事故的分析与预防正式版

试谈预防大型变压器事故的技术措施引言大型变压器作为电力系统中重要的电气设备，承担着电能转换、电压升降的重要功能。

然而，由于变压器内部复杂的结构和高电流、高电压的特点，使得其存在一定的事故风险。

为了确保电网运行的可靠性和稳定性，预防大型变压器事故势在必行。

本文将探讨预防大型变压器事故的技术措施。

检测与监控及时的检测和监控是预防大型变压器事故的重要手段之一。

以下是几种常用的检测与监控技术：温度监测与控制变压器内部温度的异常升高是变压器事故的一个主要前兆，因此温度监测与控制至关重要。

常用的温度监测技术包括红外热像仪、热敏电阻和纤维光学温度传感器等。

油质分析变压器内部的绝缘油不仅起到绝缘、冷却的作用，而且可以通过分析检测绝缘系统的状态。

油质分析可以通过检测油中的溶解气体、水分、气体生成和颗粒物等来判断变压器的健康状态。

振动监测变压器内部的故障往往伴随着振动的产生，因此振动监测可以及早地发现异常情况。

常用的振动监测技术包括加速度传感器和位移传感器等。

维护与保养定期的维护与保养对于大型变压器的安全运行至关重要。

以下是几种常用的维护与保养技术：清洗变压器内部存在着一定量的水分、固体颗粒和气体。

定期清洗可以有效地清除变压器内部的杂质，确保其正常运行。

绝缘检测变压器的绝缘性能对于保证其正常运行至关重要。

常用的绝缘检测技术包括耐压测试、介质损耗测试和介质电阻率测试等。

定期检查接线和紧固件接线的松动和紧固件的损坏是变压器事故的常见原因之一。

定期检查接线和紧固件的状态，及时进行维护和更换，可以有效地预防事故的发生。

应急处理尽管采取了各种预防措施，变压器事故仍然难以完全避免。

因此，合理的应急处理措施对于降低事故的损失至关重要。

现场处置一旦发生变压器事故，需要采取适当的现场处置措施，包括切断电源、疏散人员、隔离变压器等，以确保人员安全和事故扩散风险的最小化。

快速恢复在事故发生后，尽快恢复电网的运行是至关重要的。

快速调度备用电源、修复受损设备和重新投入运行，可以最大限度地减少事故对电网运行的影响。

1概述变压器的平安运转遭到绝缘变乱的威逼，是以，在变压器的制作、安置、检验和运转进程中，对变压器绝缘体系的平安非常器重。

本文偏重阐发引发变压器绝缘变乱的缘由和对绝缘变乱的防备。

2绝缘变乱发生的缘由2?1绝缘变乱概述变压器的绝缘体系是一个绝缘共同问题。

公道的绝缘共同是指变压器绝缘的耐受电场强度（如下简称“场强）大于其遭到的感化场强，并有必定的裕度。

当绝缘共同遭到粉碎，便引发绝缘变乱的产生。

2?2感化场强失控引发的绝缘变乱1）持久事情电压持久事情电压失控的问题是不存在的，但这不即是感化场强不失控。

由于在必定的电压下，如果产生电场畸变，感化场强就会产生变革，引发电场畸变的缘由有金属导体悬浮、导体上有尖角毛刺和导电灰尘的积集等。

比方：高压套管均压球安置时未拧紧或在运转中振松，就构成了悬浮导体，发生足以使油隙击穿的感化场强，引发部分放电和使变压器油分化出乙炔。

2）临时过电压工频电压短时降低或谐振过电压统称临时过电压。

当工频电压降低跨越计划值时，即可能产生死心的过激磁。

在过激磁的状态下，一方面激磁电流的数值敏捷增大，另外一方面激磁电流中的谐波份量敏捷增加。

过激磁的倍数越大，则越紧张。

其结果是造成挨近死心线圈的导体部分过热，引发匝间绝缘击穿。

外洋文献屡次报道过此类变乱。

3）操纵过电压电压品级跨越220kV的变压器对操纵过电压采纳了有用的庇护步伐，所以致今未发明在操纵过电压下的粉碎变乱。

220kV及如下变压器的操纵过电压的感化场强有失控的大概性，足以激发变乱。

比方：在空载合闸时产生线圈匝间或层间短路；在切低压侧抵偿电容器时，引发低压引线对油箱放电；屡次分歧期合闸时，引发高压套管端部相间击穿。

4）雷电过电压变压器高压侧的防雷庇护比力健全，一般比力平安。

但有些变压器的中、低压侧的耐雷程度较低，致使雷击毁坏变压器的变乱时有产生。

如：220kV变压器，低压35kV侧产生过量次雷击毁坏变乱；110kV三绕组变压器的中压35kV侧或低压10kV侧也发过生雷击毁坏变乱。

大型电力变压器短路事故及预防对策万达（江苏省电力科学研究院，南京210036）摘要：鉴于大型电力变压器抗短路能力不够将使内线圈机械失稳而损坏，引述了日本和欧洲几个变压器制造厂公开提供的内线圈电动力和机械强度的计算方法，并结合实例进行验算；对如何评价内线圈的抗机械失稳强度，提高线圈机械强度的措施和使用部门怎样看制造厂的有关计算报告，提出建议。

关键词：变压器；内线圈；短路；失稳；计算0 引言近些年来，大型电力变压器因外部短路引起的线圈损坏事故增多，制造和使用部门对变压器线圈耐受短路能力的问题给予广泛重视。

随着电力系统容量的扩大，变压器承受电力系统短路的运行条件更加苛刻。

为此，1998-12制造和使用部门举行的全国性会议通过了“关于预防110kV及以上变压器短路损坏事故综合措施的意见”，除对提高变压器抗短路能力提出一系列措施外，还提出今后110kV变压器必须通过短路试验才能进行产品鉴定；已做过110kV变压器短路试验的制造厂应补交短路计算报告；制造厂应向用户提供订货变压器的短路计算报告等要求。

虽然很多制造厂在变压器抗短路能力方面采取或正在采取一些改进措施，并取得一批≤110kV及个别220kV样品变压器通过突发短路试验的成绩，但工作开展得不平衡；设计和工艺等方面的改进和提高不明显；存在其它绝缘问题；以及在≥220kV大容量变压器的工作及其验证试验还有很大差距等。

因此，大型电力变压器的抗短路能力问题目前还未解决。

而大型电力变压器因外部短路导致绕组变形损坏的事故，绝大多数是因制造质量问题使内绕组机械失稳发生破坏的。

很多变压器制造厂不计算内线圈的机械失稳问题或计算方法不当，再加上材料和工艺的问题，难以保证内线圈有足够的抗短路强度。

为此，本文引述日本和欧洲几个变压器制造厂公开提供的内线圈电动力和机械强度的计算方法，并结合实例进行验算；对如何评价内线圈的抗机械失稳强度、提高线圈机械强度的措施和使用部门怎样看制造厂的有关计算报告，提出建议，供有关方面参考。

制作人：—————变压器发生起火爆炸【简述】1978年10月4日2时58分，江苏省镇江地区某发电厂五号12万千伏安变压器发生起火爆炸事故，造成职工死亡3人，伤12人，财产损失80万元。

【事故经过】某发电厂五号12万千伏安变压器是1970年安装使用的。

1978年3月大修中，更换了C相分接头开关。

10月小修中，更换了4组散热器的垫床和低压套管的放气螺丝，并充添了1吨左右的变压器油。

10月3日并网后，检查了瓦斯继电器，并排放了空气，带8千千瓦负荷。

并网后4日晨，主控制室发现变压器瓦斯继电器信号光字牌亮，铃声响，同时听到升压站有爆炸声，差动保护随即动作，变压器开关跳闸。

经检查发现瓦斯继电器、差动继电器以及10千伏接地保护信号掉牌，在主控制室可以见到变压器处有火。

此时发现变压器散热器及本体下部多处漏油，蓄油坑已积满了油，并且淹没了整个卵石层。

过了一刻钟，变压器又突然发生强烈爆炸，使现场的检修人员措手不及，造成了职工的重大伤亡。

当时大火四起，燃烧达2小时。

【事故分析】经现场勘查及测试，吊芯检查发现变庄器外层高压线圈除A相垫块烧坏变形外，B相、C相基本完好。

B相低压线圈烧出空洞，且匝间与压环间有明显电弧飞闪痕迹，铜末到处都是，高压引线全部断裂。

经全面解体检查，发现在低压线圈顶部第一、第二匝用白纱带统包的绝缘层颜色变黑，上油道被堵塞，冷却条件恶化。

从割取与B相事故位置相同的完好的C相低压线圈线段作检查，发现统包最内层接近线圈部分已焦枯炭化，用手轻轻碰触即成炭粉状，说明纸和白纱带绝缘均已老化。

用500伏摇表测量匝间绝缘为零，但在无统包的第二、第三匝间绝缘电阻为数千欧以上。

从几次绝缘油色谱分析试验看，CO指标从0．09％增加到0．77％，这充分说明固体绝缘逐步过热。

【事故原因】由于线圈顶部因统包绝缘部分冷却条件恶劣，尤其是B相线圈匝间短路部分又位于220千伏套管侧、该处的冷却条件更差，更易使绝缘过热老化。

当B相匝间短路时，变压器因故障跳闸，本体受到冲击和震动，散热器及本体法兰盘等连接薄弱处向外喷油，高温的油气瞬间喷出燃烧，同时由于法兰热圈等处大量漏洞，本体油位迅速下降，空隙增大，油气积聚，空气进入，在高温下达到一定的比例形成爆炸性气体，则构成了强烈爆炸，并酿成大火，造成了人员的重大伤亡，设备的严重损坏。

大型变压器事故预防措施分析（2）大型变压器事故预防措施分析（6）220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后，应进行现场局部放电试验。

（7）开展变压器红外检测，大修后的变压器（电抗器）在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。

220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。

在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。

精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。

（8）每月测量铁芯、夹件接地线中有无环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，电流一般控制在100mA以下。

（9）严格按照试验周期进行油色谱检验。

3、防止变压器保护事故（1）新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。

（2）变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。

（3）变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。

若需退出重瓦斯保护，应预先制订安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。

（4）定期校验气体继电器。

当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。

（5）变压器大修时应校验压力释放阀。

（6）运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油拒各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。

（7）变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。

4、防止分接开关事故（1）无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。

In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.大型变压器事故防范正式版大型变压器事故防范正式版下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。

文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。

据不完全统计，近10年来220kv及以上变压器事故率逐年降低，1995～1999年每年的事故率都在1%以下，其中500kv变压器比前5年降低了一倍。

1999年500kv 变压器事故率为0.48%，220kv变压器为0.44%。

这样低的事故率是比较先进的。

说明我国的大型变压器制造质量和运行管理水平有了很大的提高。

现仅对近5年来200kv及以上变压器的几种事故类型的主要原因及预防措施简述如下。

一、绕组损坏1.绕组损坏的主要原因在大型变压器事故中，绕组损坏比较多，修复困难，损失大。

制造厂设计考虑不周，制作工艺不良是这类事故的主要原因。

（1）变压器内部绕组布置设计不当，500kv变压器采用200kv线端调压，调压绕组的引线从绕组的下端部引出，由于引线较多，不仅破坏了200kv绕组下端部布置的静电板的完整性，而与其相近的200kv 绕组中性点间的电位亦为200kv，造成该部位电场的复杂化，使得工艺处理更加困难，形成局部高场强，造成了绝缘结构上的薄弱环节，留下事故隐患。

此外，此部位正处于器身下部进油口附近，油的流速较高，可能发生油流带电，同时中低压绕组间的接地屏接地引线机械破损，可能造成电位悬浮，从而加速了制造缺陷的恶化，形成突发短路事故。

大型电力变压器的绝缘事故防范措施防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故，一是要限止自由水和准自由水的含量，二是限止自由水的局部集积。

从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。

1制造措施设计变压器的内绝缘结构，力求工作场强均匀分布，而且尽可能的低。

例如，匝间工作场强不宜大于2kV/mm。

变压器真空干燥(最好采用煤油气相干燥)后，固体绝缘中的含水量应小于0.5%，亦即达到基本上不含自由水的程度。

严格进行真空泾油。

注油时变压器内可能与油接触的任何部分吸附的水分都应被清除。

注入油的含水量必须小于10mg/L。

请注意10mg/L意味着每m3油带进10g自由水。

2安装措施变压器在安装过程中，不可能不接触大气，因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分，为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平，变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。

要点如下：·用于抽真空的真空系统(包括真空泵、管道、阀门和表计)的极限真空度必须小于10Pa。

·所有将与油接触的绝缘体和金属表面(包括片式散热器)或其他固体表面(例如下瓷套)均要在抽真空的范围之内。

·在抽真空的过程中，应随时检查和处理渗漏。

当真空度达到实际可能的最高水平(对对最高水平的最低要求不应小于133Pa)后，必须在真空泵继续运行的条件下保持此真空度。

(简称动态保持)·真空的动态保持时间应不少于水分渗入时间。

渗入时间是指开始与大气接触到与大气隔绝的全过程时间。

这过程包括打开封板，进行排油或排氮气(或干燥空气)时直接进入大气的时间，还包括在油箱内封存大气的时间。

器身在大气中暴露后，不用抽真空的办法清除表面吸附水分，而就注油或打入氮气(或干燥空气)，不仅不能起到清除水分的作用，而且是将表面水分往深层赶，为常温下进行真空脱水增加了困难。

在动态保持真空度的条件下，用真空滤油机注入合格的油。

油中含水量应小于10mg/L。

如果注入油的含水量较高，利用热油循环的办法来降低油中水分，其结果是大部分的水分被纸绝吸收，增加了纸绝缘的含水量。

大型变压器事故预防的技术措施集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-大型变压器事故预防的技术措施一、预防变压器绝缘击穿事故1.防止水分及空气进入变压器(1)变压器在运输和存放时必须密封良好，在安装过程中以及运行中必须采取措施防止进水；在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件，如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好，并进行检漏试验，每年结合检修，应检查这些部件的密封情况。

(2)强油循环的变压器，在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。

密封垫应安装正确，保持完好，制造上有缺陷的应处理好，例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。

更换胶垫时，对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。

(3)水冷却冷油器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。

几台并列运行的冷油器，最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀，以免备用冷油器中的油流倒向。

运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。

潜油泵进油阀应全部打开，而用出油阀调节油的流量以避免负压。

运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门)。

北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。

(4)防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通。

定期排放油枕内下部积水。

(5)呼吸器的油封应注意加油维护，保证畅通。

干燥器应保持干燥。

(6)220千伏及以上的变压器应采用真空注油以排除线圈中的气泡。

110千伏的变压器应积极创造条件采用真空注油。

(7)变压器投入运行前特别要注意排除内部空气，如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区、冷油器顶部等处都应排除残存空气。

强油循环变压器在安装完毕投运前，应启动全部冷却设备，将油循环较长时间，使残留空气逸出。

(8)从油枕带电补油或带电滤油时，应先将油枕中的积水放尽。

不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈中。

大型变压器的绝缘事故分析变压器的电压越来越高，容量越来越大，所以对大型变压器额定电压下的冲击合闸试验要格外小心。

文章通过对变压器爆炸事故的分析，细究原因，总结出大型变压器空载合闸过程中应遵守的基本原则和需要考虑的诸多因素，为保证电网的稳定运行提出了可靠性的建议。

标签：变压器；冲击；事故1 事故概述1.1 事故过程某电厂500kV主变压器在冲击合闸的时候，500kV GIS断路器合闸瞬间，变压器剧烈晃动，四周冒烟，主变压器顶部着火，约1分钟，听见爆炸声，火势覆盖了整个器身，发变组保护（主变差动、限制性接地、主变重瓦斯、主变压力释放阀保护动作跳闸）在合闸瞬间动作跳开GIS断路器，运行人员确认GIS断路器跳开后，紧急投入消防，联系网调断开对侧变电站的断路器，线路停电。

1.2 事故后的检查在事故发生后，检查发现主变油枕外部的大部分组件已被烧损，变压器高压侧三相套管损毁严重，与GIS连接部件爆炸脱落，高压B相套管碳化，其上下安装法兰之间壁上出现裂缝，瓦斯继电器的观察窗破损，低压侧与封闭母线连接处外壳绑扎带破裂。

对主变压器排油后，打开高压B相套管升高座箱壁手孔，发现套管下引线定位锥形件和套管均压球离开固定位置下沉，套管下引线连接件底部拐弯处断裂，下引线的支撑件移位，连接变压器高压绕组的底部箱壁有明显的放电现象，箱底散落绝缘垫块和破碎的绝缘板。

由顶部进入变压器内部检查发现变压器本体主绕组目视基本完好。

2 故障原因分析事故后，调取保护装置记录来看，500kV侧B相电压降低（二次侧从64V 降到17.16V），A相电压降低（二次侧从64V降到42.39V），C相电压基本正常，零序电压为73.65V。

高压B相电流激增（约23000A），A相电流（约1100A），C相电流（约1600A），零序电流（中性点二次侧）为5.79A。

事故主要由高压侧B相对地放电故障导致的，涉及变压器本体的主要保护（速动油压、重瓦斯、压力释放）在DCS可识别的最短时间内（50ms）全部动作，故障录波器显示GIS 从合到跳的全部时间86.6ms。