___浮生闲
范文一：变压器事故案例
案例一：
变压器套管炸裂
【事故经过】
2003年1月19日0:33:10,某供电公司220ｋＶ主变压器(型号为ＳＦＰ7-120000/220,三线圈) 轻重瓦斯、差动保护动作, 一次开关跳闸, 二次开关未跳闸。0:35:26与该变压器并联运行的另1台主变压器复合过流保护动作, 一、二次开关跳闸。0:35:35,手动拉开该变压器二次开关, 同时发现该变压器着火。事故发生时, 该变压器有功负荷70ＭＷ。
【事故现场】
现场外观检查发现, 该变压器一、二、三次套管全部炸裂, 一、二次引流线烧断, 变压器门型构架横梁因高温而变形, 变压器控制柜到变压器控制箱控缆烧损。返厂检查发现:高压侧Ｂ相无励磁分接开关严重烧损, Ｂ相绕组围屏开裂、线圈裸露。Ａ、Ｂ相无励磁分接开关接触不到位, Ａ相铁心底角螺丝垫有烧痕; Ｂ相分接开关对箱壁有放电痕迹。将高压围屏拆除后发现Ａ、Ｃ相高压线圈无变形, Ｂ相线圈基本脱落, 损坏严重。
【事故前的运行方式】
该变压器于1998年4月25日投运, 投运前进行了常规试验、耐压(二、三次及一次中性点) 试验, 均未发现问题。色谱试验数据为乙炔痕量。局部放电试验数据:在1 5倍对地交流电压下, 三相高压端的局部视在放电量均小于500ｐＣ, 试验合格。但该变压器Ｂ相绕组在20～25ｍｉｎ期间持续放电量达1100ｐＣ, Ａ相切始放电量也较大。运行至2002年3月15日期间色谱试验数据:乙炔始终在0 3μＬ/Ｌ左右。该变压器于2002年4月迁到目前变电所, 于当年9月13日投入运行。投运前所有试验数据合格(包括局放) 。9月16日带负荷运行。10月22日发现乙炔, 进行油色谱跟踪试验(见表1) 。
10月28日主变停运热备用。停运后进行的常规试验及局部放电试验均未发现问题。为排除潜油泵问题而引起的油色谱试验数据异常,11月7～15日在变压器停运状态, 启动潜油泵进行色谱监视, 通过色谱数据分析排除了潜油泵问题。
12月12日对变压器进行了脱气处理。随后进行带负荷油色谱监视运行。
【事故原因分析】
通过解体检查及运行记录分析, 事故原因不难找出。Ｂ相分接开关接触不良是导致此次事故的直接原因。而该变压器二次开关拒动, 与之并联运行的另1台变压器向该主变反充电(时间长达3ｍｉｎ) 是使事故扩大并发展的主要原因。事故发展的过程:由于Ｂ相无励磁分接开
关调整不到位(不排除由于运行年久使接触压力有所减小的可能性), 在变压器空载运行时在级电压作用下可能产生局部放电, 但是由于此时一次电流很小, 触头间并没有出现严重过热现象。当一次侧通过负载电流(约190Ａ) 后动、静触头之间开始发热、放电, 附近油温开始上升。温度上升使得动触头弹性进一步下降, 动、静触头之间压力进一步降低, 发热更加严重, 形成恶性循环。结果是, 动、静触头在电与热的作用下融化、烧蚀。无励磁分接开关绝缘筒内的绝缘油在高温下气化产生强大的压力使绝缘筒烤糊胀裂, 轻、重瓦斯继电器动作, 一次开关跳闸。但由于二次保护没有动作, 与之并联运行的另1台变压器通过66ｋＶ连接引线向该变压器送电。此时, Ｂ相无励磁分接开关内分接引线间已经是短路状态, 从而造成Ｂ相高压绕组严重烧损, 其产生的强大的气体压力是造成高、中、低压三相套管爆炸的直接原因。
根据上述分析, 无励磁分接开关故障是造成此次事故的直接原因。该变压器采用的是楔形无励磁分接开关。楔形开关动触头为楔形, 楔形触头上有一弹簧将楔形触指顶压于静触头上, 动静触头之间的压力依靠楔形触头上的弹簧弹性压力。该弹簧弹性基本不会发生大的劣化, 因而接触压力基本不会发生变化。在调节档位时, 用扳手旋动调节盘上的螺杆, 当调到某个档位后, 应将扳手稍许回调不动方调整到位。操作手感很不好。实践证明很容易造成误操作。
【预防措施】
运行经验表明, 各种类型的无励磁分接开关都出现过程度不同的故障, 有的还导致事故的发生。故障原因很多。统计表明, 绝大多数的故障类型是动、静触头接触不良。造成动、静触头接触不良的原因大致有四个:一是运行过程中由于电磁力而形成的机械振动; 二是由于安装工艺不良而造成机械变形使得动、静触头接触不到位; 三是操作人员由于不清楚操作要领而导致误操作; 四是运行年久由于弹簧劣化而造成动、静触头间压力减小。
案例二：
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50O 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。
案例三：
变高压侧电缆相序接反
【简述】
1999年12月15日，我厂发生一起由于检修人员擅自扩大检修范围，工作结束后又未
按有关规定认真核对相序，造成保安变高压侧电缆相序接反的事故。
【事故经过】
事故发生前，保安电源电保2（工作开关）供电的#4发变组停机备用，其高压厂用电由接于老厂110kV 系统的高备变供电，保安变高压侧电源同样取自老厂的110kV 系统，机组处于正常盘车状态。在#4机停机备用期间，有部分设备的临修工作。
1999年12月15日，应电气检修保2开关小修工作票要求，需要将保2开关停运解备。为缩短保安段的停电时间，运行值班人员采取瞬间停电方法，将保2停运，保20联动投入，带保安Ⅱ段运行。但当保20投运后，汽机值班人员发现直流密封油泵、直流润滑油泵联动，同时，电源了自保安Ⅱ段的盘车跳闸，保安段所带交流密封油泵及交流润滑油泵电机电流为正常值的1/3左右，上述交流油泵均无出力。电气运行值班人员就地检查电机，电现电机电源三相电压正常，三相电流平衡，电气检修人员复查，检查结果同上。此时因锅炉检修正在使用接于保安Ⅱ段上的炉本体电梯，需马上恢复保安电源，电气运行值班人员将保2开关检修工作票押回，决定按贯例采用并列倒换方法，先将保2开关投运，然后再断开保20开关。当合上保2时，其电流表满档，保2开关出现“过流”光字，值班人员遂立即断开保20，上述现象消失，保安Ⅱ段运行正常，汽机交流密封油泵及交流润滑油泵运行也恢复正常。为进一步查明原因，电气检修及运行人员一起检查，在保20开关上下口分别测其三相电压，发现A —A’、B —B’、C —C’三相电压分别为226V 、454V 、229V ，将保20开关解备后，发现保20开关消弧罩有扯弧痕迹，取下消弧罩发现该开关消弧触头有少量毛刺，主触头无异常。
【事故分析】
(1)检修人员严重违反《电业安全工作规程》，擅自扩大检修范围。
事故发生后，按照“三不放过”原则，我们组织有关人员进行了认真分析，发现在事故发生的前两天，检修人员刚对保安变进行了一次小修，经过对参与检修工作人员的调查，他们曾趁检修保安变时，将保安变高压侧电缆一并检修，且在检修过程中，将保安变高压侧电缆从变压器本体拆掉，在拆除电缆之前，未按规定将三相电缆与所对应的变压器接线柱分别做记号，检修结呸后恢复接线时，三相电缆与接线柱的连接仅按“黄、绿、红”色标分别一致的原则恢复。工作结束未按规定对保安变核对相序，也未将此情况向运行值班人员交代。得到这一信息后，我们怀疑检修人员在恢复变压器接线时，将电缆相序接反，通过核查，确定变压器高压侧电缆A 、B 两相相序接反。
(2)电气运行值班人员对检修工作项目了解不全面。
检修工作结束时，没有仔细向检修人员询问工作内容，漏掉了保安变电缆检修的信息，
失去了防止事故发生的机会，未起到应有的把关作用。
(3)汽机值班人员缺乏高度的工作责任心。
当油泵运转正常而无出力时，未认真检查泵的转向是否正确，就草率的汇报自己所辖设备无问题，直接诱导了事故发生。
(4)现场个别设备电缆引线A 、B 、C 三相色标不规范，未严格按照“A—黄、B —绿、C —红”的要求标注。
【防范措施】
(1)检修人员在工作中应认真遵守《电业安全工作规程》，严格按照工作票所列的检修项目进行工作，严禁擅自扩大工作内容，若特殊情况需要增加工作内容时，应按规定重新更换工作票；运行值班人员在销工作票时，要向检修工作负责人详细询问其工作内容和检修情况，对检修内容要做到心中有数，确保其检修内容与工作票一致，切实把好最后一道关。
(2)规范现场电缆三相色标，严格按照“A—黄、B —绿、C —红”的要求，对现场电缆头色标进行全面检查。
(3)检修人员在进行设备拆线检修工作时，不管是一次回路，还是二次回路，拆线前应认真核对原回路接线并做好明确标记，检修结束恢复接线时，应由拆线人对原标记核对无误后，再恢复接线，有条件时应使设备带电后，进一步核对相序无误。
(4)对未安装同期装置的双电源供电变压器、配电盘等电气设备检修后，运行值放人员在恢复备用时，必须用测量表计测量两路电源相序，压差不应超过5%，并将此规定列入现场运行规程。
(5)提高值班人员的技术素质和工作责任心，在发现设备异常时，要从多方面认真查找原因，要意识到一时工作疏忽，就可造成无法挽回后果，考虑问题要全面，善于查找问题的真正原因。
范文二：变压器事故案例
一起220kV 主变压器烧损事故的分析
作者：王晓波 文章来源：安全文化网 点击数：1184 更新时间：2006-8-11
2003-09-23，某220 kV变电站1号主变压器经过大修，于12:35投入运行。21:20主变差动、瓦斯保护动作，一、二次开关跳闸，主变本体压力释放阀喷油。因该变电站仅有1台主变压器，因而造成主变二次66 kV 系统全停，影响37座66 kV变电站停电，损失负荷10 000 kW·h 。
1 事故原因分析
该变压器型号为SFPZ7-120000/220，沈阳变压器厂1993年3月生产，1994年1月投入运行。投运后一直没有大修。
事故后，立即对变压器进行了试验，通过高压绝缘试验以及油气样试验的数据分析，判定为变压器二次A 相内部故障。经现场吊罩检查发现油箱内部存在较多的游离水，在油箱底部A 相分接开关下有积水。二次绕组直流电阻异常。
2003-10-01，对该变压器进行了二次线圈分解检查，发现二次A 相线圈铁心侧下数第29饼导线换位处垫块根部发生匝间短路。强大的短路电流使邻近的导线受到不同程度的机械损伤和绝缘破坏，其中短路匝的线饼最为严重，呈向铁心的收缩式变形。
(1) 该变压器的二次线圈为螺旋式，12根导线并绕，每线饼两匝。线圈采用“4-2-4”换位，工艺上通常将导线折成S 型，导线被折弯后，匝绝缘强度有所降低，成为“绝缘弱点”。导线圆角与垫块形成“油楔”，油楔处电场强度比较集中，是正常匝电势的2倍左右。当变压器中的游离水转变成悬浮水进入绝缘通道，并被吸附在场强集中的地方(场强集中的区域对极性物质具有吸引力) ，在被吸附的悬浮水达到一定量时即发生击穿放电。在该变压器的线圈下部绝缘压板中，设有定向导油孔，指向二次线圈。在强迫油循环冷却状态下，游离水极易形成悬浮水而首先冲向二次线圈。变压器中游离水的存在是导致变压器内部故障的直接原因。
(2) 该变压器大修之前一直运行良好，试验数据基本正常，大修吊罩
检查也没有发现游离水。说明游离水是大修过程中进入变压器的。大修后，虽然变压器的整体绝缘水平有了较大的提高，但是经过近10年的运行，匝间绝缘水平有所降低，而在大修中没有分解一、二次线圈，局部绝缘水平并没有得到改善。大修工作结束后变压器投入运行，在强迫油箱循环冷却状态下，变压器中存在的游离水进入二次线圈，是导致主变压器在大修结束，投运仅8 h就烧损的主要原因。
(3) 经调查分析，变压器中进水只有3种情况，一是真空泵(水环式) 的工作水，二是真空滤油机的冷却水，三是变压器外壳的水冲洗。
事故后对真空泵、真空滤油机进行了试验，未发现有回水现象，对真空滤油机冷却水容器密封情况进行了加压检查，未发现泄漏。变压器外壳水冲洗是在变压器真空注油后，本体密封经检查处于良好的状态下进行的。所以，只有一种可能，就是对变压器进行真空注油过程中造成变压器进水。
此次使用的真空泵是山东省淄博真空泵厂2003年的产品，按照厂家说明书介绍，该真空泵开机应严格按照“一级泵(水环泵，型号为：ZSK-P1) →二级泵(罗茨泵，型号为：ZJ.P) →三级泵(罗茨泵，型号为：ZJ.P) ”的顺序进行，停机应按照相反的顺序进行，并应在抽空管路上加装逆止阀和控制阀，避免真空泵突然停机时，水份带入抽空容器中。经查，在变压器大修过程中，进行抽真空工作时没有按照厂家规定程序操作，没有按规定在抽真空管路上加装逆止阀和控制阀，在关键环节上出现了错误。所以，可以断定变压器进水是在真空注油过程中从真空泵进入的。
2 暴露出的问题
(1) 检修人员工作责任心不强，工作随意，业务素质偏低。工作人员没有完全掌握检修工艺要求，没有严格执行检修工艺和规章制度，没有按照正常的操作程序使用真空泵，造成变压器在真空注油过程中进水。
工程技术人员及管理人员，管理不到位，没有对主变大修过程进行全方位的监督管理。
(2) 由于游离水相对静止地存在于箱体底部，
按现行的预防性试验规程规定的方法，均无法查出变压器本体存在游离水的严重缺陷，致使变压器投入运行后二次线圈烧损。
3 防范措施
(1) 提高检修人员的工作责任心，加强对施工安全组织技术措施计划
的管理，严格实行标准化检修作业，严格执行检修工艺和规章制度。加强对职工的思想教育，增强作业人员的责任心，在工作中及时发现问题，及时提出改正建议。
管理人员要下现场做全方位的监督和检查，尤其要对一些关键细小的环节加强监督，及时发现问题及时提出改正意见。
(2) 熟悉和掌握工器具的工作原理和使用方法，特别是对新型的工器具，更应认真学习和研究其工作原理和使用方法，并严格按照说明书规定的方法和程序进行操作使用。对变压器大修时所使用的滤油机、真空泵等设备，在使用前必须做好检查与试验。
(3) 变压器大修结束后，在有条件的情况下，应尽可能采用空气冷却方式的真空泵对变压器进行抽真空。
(4) 由于游离水相对静止地存在于箱体底部，
在变压器大修后，做试验前应启动潜油泵，加速气泡的排出和油的循环，以便及时发现变压器内部，特别是绝缘油中可能存在的缺陷和问题。
范文三：变压器事故案例
声音异常
变压器在正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声，就应视为变压器运行不正常，并可根据声音的不同查找出故障，进行及时处理。主要有以下几方面故障：
电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。
变压器过载运行。负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大。
变压器夹件或螺丝钉松动。声音比平常大且有明显的杂音，但电流、电压又无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动，导致硅钢片振动增大。
变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声；若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声；若变压器内部局部放电或电接不良，则会发出“吱吱”或“噼啪”声，而这种声音会随离故障的远近而变化，这时，应对变压器马上进行停用检测。
变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。这时，应立即停用变压器进行检查。
变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时，会出现此声。这时，应对变压器进行停用检查。
气味，颜色异常
防爆管防爆膜破裂：防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低。
套管闪络放电，套管闪络放电会造成发热导致老化，绝缘受损甚至此起爆炸。 引线（接线头）、线卡处过热引起异常；套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑牙等，接触面发生氧化严重，使接触过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也遭破坏。 套管污损引起异常；套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味，冷却风扇，油泵烧毁会发出烧焦气味。
另外，吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。
油温异常
发现在正常条件下，油温比平时高出10摄氏度以上或负载不变而温度不断上升（在冷却装置运行正常的情况下），则可判断为变压器内部出现异常。主要为：
内部故障引起温度异常。其内部故障，如绕组砸间或层间短路，线圈对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时，还将伴随着瓦斯或
差动保护动作。故障严重时，还有可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时应立即将变压器停用检修。
冷却器运行不正常所引起的温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失灵等诸多因素引起温度升高，应对冷却器系统进行维护和冲洗，以提高其冷却效果。
油位异常
变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍，应不定期地进行巡视和检查，其中主要表现有以下两方面。
1、假油位：油标管堵塞；油枕吸管器堵塞；防爆管道气孔堵塞。
2、油面低：变压器严重漏油；工作人员因工作需要放油后未能及时补充；气温过低且油量不足，或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。
预防主变压器因外部短路引起损坏事故对策
近些年来，我国110 kV及以上的主变压器因外部短路引起的损坏事故明显地增长，而且大多数故障的变压器损坏严重，有的还扩大成系统事故，后果极为严重。这是一项急待解决的重大安全问题，有必要通过对事故的统计分析，查找事故发生及增长的原因，并研究切实可行的对策来加以抑制。
1 因外部短路引起主变压器损坏事故的状况
1.1 1990～1996年，全国110 kV及以上电压等级的主变压器因外部短路损坏的为124台次，是同期全部主变压器409台次的30.3%。从时间分布来看：
1990～1991年所占的比例为10%以下，1992～1995年平均以每年10%左右的速率增长，到1996年已达到50%，其中110 kV电压等级的占45.2%，220 kV电压等级的占56%。在外部短路损坏的主变压器中，短路点发生在变压器低压侧的占80%以上。
1.2 某省会所在地的供电分公司，现运行的110～220 kV电压等级的主变压器共50台。1998～1999年两年内，发生110～220 kV电压等级的主变压器损坏7台次，其中6台次是因变压器低压侧外部短路引起的损坏，占总事故台数的85.7%，有关情况见表1。 说明：1.除第5、6项外全部是低压侧外部短路引起，占85.7%。
2.变压器额定容量与低压母线短路容量比除第2项为11.475%外，其余皆在4.88%～
9.77%。
3.重瓦斯跳闸在7次中占4次为57%。
2 原因分析
2.1 近些年来，由于电力企业重视和加强了主设备的绝缘监督工作，尤其是油中微量气体色谱检测技术的普及和提高、带电测试和在线检测的开展，使绝缘受潮、局部过热、铁芯多点接地、分接开关不良等渐变性故障，在缺陷阶段就得到及时发现和处理，大大降低了主变压器这些类型故障的发生率。而外部短路所引起的主变损坏事故，许多是突发性的，虽然也有一部分主变是由于故障电流冲击积累效应损坏的，但由于缺乏预
先诊断手段和低压侧保护不够完善等原因，使因外部短路冲击损坏的事故比率上升。
2.2 随着系统的发展、变压器容量的增大、线路和设备数量的增多，使短路故障次数和短路电流随之增加，主变压器承受短路冲击的环境更加严峻，在其它条件相同的情况下，使主变损坏概率也相应增加。
2.3 从全国统计资料中得知，新投运变压器在外部短路引起损坏的故障中占很大比率。在1990～1996年，投运1年以内的占21%，5年以内的占55%。而某供电分公司投运5年以内损坏的变压器竟占100%。这说明近年来变压器制造厂在改进动、热稳定技术方面进展不大，同时因变压器制造厂大量增加，鱼龙混杂，在质量控制方面还存在不少问题。
2.4 一 些运行单位在认识上存在“变压器制造质量上的问题，只能由制造厂来解决”的等待思想，妨碍了设法采取综合性措施。
3 防止对策
3.1 作为用户要有强烈的自我保护意识，严格选用质量良好的变压器产品。
3.1.1 在工程订货招标中，应将变压器质量作为首要条件。在进行经济比较时应考虑到运行中可能因冲击损坏引起的事故损失、返修费用等较大的运行成本。
3.1.2 订货合同中，应详细明确质量要求、索赔的规定。在运行中一旦发生质量事故(如：因动稳定不够，在短路冲击中损坏)，应按合同索赔。
3.1.3 大型变压器在制造过程中，运行单位应派专业人员实施监督及阶段性质量检查，并特别注重以下几个方面：
(1) 应使用合适的导线，尤其应适当控制换位导线的宽厚比，采用自粘性导线和硬度较高的导线，以提高绕组自身强度。
(2) 应严格控制各侧绕组高度的一致性，并最终达到设计和工艺要求的高度；应使绕组有均衡和足够的轴向压紧力。压紧结构应保证有足够的机械强度。
(3) 引线的固定支点材料和结构应有足够的强
度，引线焊接质量应良好。
(4) 内绕组与铁芯柱之间支撑应有足够强度，防止绕组径向失稳变形。
(5) 应严格执行制造工艺，如保护内外撑条和上下垫块严格对齐而不发生错位等。
3.2 防止近区三相短路，降低低压侧外部故障发生率
3.2.1 选用可靠性高的成套配电装置。国标对10～35 kV开关柜的选用未作规定，且这一电压等级的成套开关柜种类很多，生产厂家更多，在选用时应慎重，重要的大型变电站可考虑采用SF6全封闭组合配电柜。
3.2.2 加强配电装置的改造和维护。更新故障率较高的旧配电装置，加强维护、防止过热、进行定期检测、坚持对真空开关灭弧室的耐压测试。
3.2.3 改进接线及运行方式。如：对于220/110/10 kV的地区变电站，10 kV只作为补偿用，避免有配电线引出；母线上加防谐振过电压装置；在运行方式上对两台及以上主变压器的变电站，可创造条件使中压侧解列运行，以降低短路电流和改善继电保护灵敏度。
3.2.4 加强线路出口段的故障防护。首先要防止出线电缆故障，电缆敷设时要防止损伤，电缆头应严格注重质量，电缆沟要有良好的运行环境，电缆路径上应有保护措施。架空线主要是防止近区短路，表2列出母线短路电流与架空线1 km处的短路电流的关系，从表2中可看出：当母线短路电流在20～31.5 kA时，架空出线1 km处的短路电流大约为母线短路电流的1/2，而绕组承受的电动力与冲击电流的平方有关，因此在架空线首端首先实现绝缘化很有必要，如采用绝缘导线、大爬距设备等。
3.3 改善变压器的继电保护
3.3.1 提高瓦斯保护及差动保护的投运率。尽量加大差动保护范围(如低压侧的CT安装应尽量靠近母线侧)，以使变压器本体之外、差动保护范围之内的短路快速切除。
3.3.2 加强变压器低压侧的后备保护。在低压侧增加“相间电流限时速断保护”，必要时可加装母线保护，进一步提高保护的快速性。
3.3.3 改善高压侧对低压侧故障的后备保护。用高、低压侧或三侧电压闭锁并联方式，提高高压侧复合电压闭锁过流保护对低压侧故障的电压灵敏度；以中、低压侧解列运行或装设一套I高-I低的过电流。
随着国民经济的飞速发展，现代化电网也随之不断完善和壮大，电力调度自动化系统使老式电网系统图的电力调度模拟屏上所要求的遥测、遥信量不断增加，使得电力调度模拟屏越来越显得拥挤不堪，更是无法实现全屏对位。因此，为适应现代化大电网状态调度的要求，对老式电网系统图的调度模拟屏进行改造已势在必行。
现以安微池州电力系统电力调度模拟屏的改造为例，浅述一下电力调度模拟屏的改造。
1 屏面布置的改造
随着池州电网的不断扩大，所辖变电站和与池州电力系统联络的厂站的不断增多，原电网系统图所做的电力调度模 拟屏布线密集，且要求上屏量太多，本地区下属县市相关联络厂站又没有上远动，加上与池州电网相联络的兄弟电网相关厂站远动信息无法采集，使得整个调度模拟屏处于“半对半错”状态。由于每天要求调度员人工设置的量过多，时间一长，调度员无法问津其状态是否正确，模拟屏无法实现全屏对位，便成了摆设品，对调度工作无法起到协助作用。针对这一事实，我们采用该原电网系统图模拟屏为电网网络图模拟屏的办法，网络图中每个方块代表一个厂站，只画出与该厂站有关的联络线，每个厂站具体一次系统结线图可在远动终端CRT中直接显示。这样大大减化模拟屏的布线，在模拟屏上只上对调度员特别重要的信息量，如：各厂站间联络线路的潮流、联络线路检修时所挂接地线、电厂(站)所发出力及各变电站内用户实际所用有功等。在模拟屏两侧分别放置：时间表、安全运行天数、总有功、总无功、总功率和电厂(站)有功、无功出力。
2 模拟屏改造及技术要求
2.1 网络图中以方框代表某一厂站，方框颜色和线路颜色代表电压等级，方框中放置一液晶显示器和厂站名光字牌，如图1所示。
技术要求：
图1池州变模拟屏改造示意图
(1) 代表某一厂站的方框外框颜色由该变电站的最高电压等级决定。
(2) 方框内液晶显示器可翻页显示该厂站所发(用)总有功、总无功以及各出线负荷情况。
(3) 厂站名以光字牌设置，正常情况下不亮；当该厂站有事故变位时，光字牌红光闪亮(可人工复位)；当该厂站有工作时，光字牌可人工置为黄光亮。
(4) 联络线路的颜色由该线路的电压等级决定，联络线路中间放置的液晶显示器显示该线路的方向潮流。
(5) 联络线路开关以红、黄光分别表示合、分状态，当该开关事故变位时闪光(事故分闸黄光闪，事故合闸红光闪)。
(6) 联络线路刀闸及接地刀闸(或接地线)采用电磁翻牌，用与线路相同的颜色直接镶嵌在模拟屏上模拟该刀闸。
2.2 模拟屏不另加屏控机，只需将远动信息通过调度台工作站直接上屏，由调度台工作站控制模拟屏的智能箱和智能显示器。模拟屏人工修改可由调度台工作站直接进行
不下位操作，以达到屏控目的。控制方式如图2。
2.3 其它技术要求
(1) 模拟屏应具备多级调光功能，以适应不同环境亮度的要求。
(2) 模拟屏上远动系统不能采集的量和一些没有上远动厂站的信息量，均可进行人工不下位修改操作。
(3) 当系统有事故变位时，不仅要求相应厂站光字牌闪红光告警，同时还应有音响告警，且均可人工复位。
图2 模拟屏控制图
3 模拟屏全屏对位问题的解决
模拟屏全屏能否对位，是关系到模拟屏能否真正对调度工作起到帮助作用的关键。对于改造后的模拟屏，除了远动系统采集到的实时信息外，仍存在一些与本地区电网相联的相关厂站信息量无法采集和一些非电动倒闸远动无法采集其信息量的问题。这些问题在老式系统图模拟屏中，由于上屏量太多，对位问题很难解决。而在改造后的模拟屏上，由于需要人工对位的量很少，且把与本地区电网相联的 相关厂站，在调度台工作站中用“虚拟站”设置，并把人工设置某厂站有工作也放在“虚拟站”中，使调度人员能非常方便地对模拟屏完成对位修改。
4 改造后模拟屏的优点
4.1 因为模拟屏网络图给出了大电网的联络框架，对系统实行状态调度所要的实时信息均能在屏上反映，且全屏整齐清晰。在系统有关联络线检修时，接地线位置、数目均能在屏上清晰反映，全网有功、无功、视在功率均实时上屏，切实满足了调度人员的工作需要，对电网的安全调度和经济调度起到 了非常重要的作用。模拟屏还弥补了CRT显示范围小的弱点，而CRT又能显示某一厂站详细结线图，二者相辅相成。
4.2 厂站名用光字牌形式设置，并能人工设置光字牌亮黄光表示该厂站为工作状态，此项功能对调度人员交接班起到重要提醒作用，使接班人员对当时有哪些厂站工作一目了然。
4.3 模拟屏不另加屏控机，而将远动信息通过调度台工作站直接上屏，不仅使得上屏信息更加准确和实时化，也节约了另加屏控机的经费开支。
变电站主变压器的事故及其处理
摘要：在国家良好的的经济发展态势下，用电需求不断上升，新的变电站随之不断涌现。主变压器在变电站内就象人的心脏，它的安全运行、日常维护、事故处理关系到变电站的正常供电，乃至整个电力系统的安全运行。作为变电站值班运行人员应掌握保证主变压器的安全运行规程、日常维护项目、事故处理正确方法，在这里本人仅对主变压器的事故及其处理进行阐述。
引语：在国家良好的的经济发展态势下，用电需求不断上升，新的变电站随之不断涌现。主变压器在变电站内就象人的心脏，它的安全运行、日常维护、事故处理关系到变电站的正常供电，乃至整个电力系统的安全运行。作为变电站值班运行人员应掌握保证主变压器的安全运行规程、日常维护项目、事故处理正确方法，在这里本人仅对主变压器的事故及其处理进行阐述。
一、 变压器的事故情况
当主变压器发生异常情况时，如漏油、油位降低、油色变化、声音比较大、声音异常、瓷套管有裂纹、渗油以及塞垫向外凸出时，应设法消除，并报告调度及上级部门。在某些严重情况下，可不经向调度汇报即应将主变压器立即切除（若有备用变压器的，则可先将其投入运行），然后报告调度。如：
（1） 变压器内部有强烈而不均匀的噪音，有爆裂的火花放电 声音。
（2） 油枕或防爆筒喷油。
（3） 漏油现象严重，致使油面降至油位指示计的最低限度，且一时无法堵住时。
（4） 套管有严重的破损及放电炸裂现象，以不能持续运行时。
二、 主变压器的事故处理
1、 主变压器油温过高时
当变压器的油温升高到超过许可限度（强迫油循环风冷的变压器不得超过85度，自然循环的变压器不宜经常超过85度，最高不得超过95度）时，应做如下检查：
（1） 检查变压器的负荷及油温，并与以往同样负荷及冷却条 件相比较。
（2） 检查温度计本身是否失灵。
（3） 检查散热器是否打开，冷却装置是否正常。
若以上均正常，油温比以往同样条件下高出10度，且还在继续上升时，则可判断变压器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或矽钢片间的绝缘破坏。此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火渐发展引起油色逐渐变暗，并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高，并达到发火点温度，这是很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故。因此，应立即报告上级，将变压器停下，并进行检修。
2、 主变压器漏油和着火时
当变压器大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低（低于顶盖）没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声，且变压器顶盖下形成了空气层，就有很大的危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。
变压器着火时，首先应将其所有开关和隔离开关拉开，并将冷却系统停止运行。若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，同时要用1211灭火器、二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器等灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防止火灾扩大而引起其它设备着火。
3、 主变压器保护动作时
（1） 瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸；另一种是两者同时发生。
轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：
1） 因进行滤油、加油和启动强迫油循环而使空气进入变压器。
2） 因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
3） 因变压器轻微故障而产生少量气体。
4）由于外部穿越性短路电流的影响。
5）因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作。
引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障；在某种情况下，如检修后油中空气分离的太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。
发生瓦斯信号后，首先应停止音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上述原因造成的，则应立即收集瓦斯继电器内的气体，并根据气体的多少、颜色、是否可燃等，来判断其故障性质，可参照下表。
气体性质与故障性质的关系表
序号气体性质故障性质
1无色、无臭空气
2灰色和黑色易燃油质故障
3黄色不易燃木质故障
4淡灰色、有强烈臭味、可燃纸质或纸板故障
检查气体是否可燃时，可打开瓦斯继电器顶盖上的放气栓，放出气体进行试验。可燃时，有明亮的火焰，须注意火具应距栓口5~6公分，以免被气体吹灭火。
◆上述取气操作应由两人进行，并做好记录。
重瓦斯保护动作时，应对油枕、压力释放器动作情况、防爆管、散热器、法兰盘和导油管等处是否喷油，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否鼓起等外部作全面检查，若判明是内部故障应报告上级，并取油样化验，进行色譜分析，检查油的闪点。若油的闪点比过去降低5度以上，则说明变压器内部有故障，必须停下处理，严禁在未查明原因前冒然送电。若内部无故障，系瓦斯保护误动，则可在排除故障后送电。
变压器瓦斯保护动作有下列情况可判断为误动：
a、变压器音响正常、电压及电流无波动，差动未动作；
b、释放器无动作或无喷油
c、瓦斯保护掉牌能复归；
d、瓦斯保护二次回路有接地现象；
轻瓦斯保护动作是，可根据气体分析，若属内部故障，应汇报上级，将变压器退出运行，进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的，则主变可继续运行。
（2） 差动保护动作时的处理：
变压器差动作跳闸后，应做如下检查处理：
1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏，引线是否短路；
2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电器保护及二次回路是否故障，直流回路是否有两点接地；
3）经以上检查无异常，应在空载试送一次，试送后又跳闸，不得再送；
4）如果是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，将变压器送电后，再处理二次回路故障及直流接地；
5）差动保护及重瓦斯保护同时动作是变压器跳闸时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
（3）定时限过电流保护动作时的处理
当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线断路器保护装置的动作情况，各信号继电器有否掉牌，各操作机构有否卡死等现象。如查明是因某一路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出现断路器，将变压器投入，并恢复向其余各线路送电；如查不出是否越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障征象时，则变压器可在空载的情况先试送一次，正常后在逐路恢复送电；当在试送某一出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用，而将其余线路恢复送电。若检查中、低压侧母线有明显故障征象，而变压器本体无明显故障征象时，则可切除故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障征象时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。
试述变压器瓦斯保护的基本工作原理?为什么差动保护不能代替瓦斯保护?
答:瓦斯保护是变压器的主要保护,能有效地反应变压器内部故障。轻瓦斯继电器由开口杯、干簧触点等组成,作用于信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成,作用于跳闸。正常运行时,瓦斯继电器充满油,开口杯浸在油内,处于上浮位置,干簧触点断开。 当变压器内部故障时,故障点局部发生过热,引起附近的变压器油膨胀,油内溶解的空气被逐出,形成气泡上升,同时油和其它材料在电弧和放电等的作用下电离而产生瓦斯。当故障轻微时,排出的瓦斯气体缓慢地上升而进入瓦斯继电器,使油面下降,开口杯产生的支点为轴逆时针方向的转动,使干簧触点接通,发出信号。
当变压器内部故障严重时,产生强烈的瓦斯气体,使变压器内部压力突增,产生很大的油流向油枕方向冲击,因油流冲击档板,档板克服弹簧的阻力,带动磁铁向干簧触点方向移劝,使干簧触点接通,作用于跳闸。
瓦斯保护能反应变压器油箱内的内部故障,包括铁芯过热烧伤、油面降低等,但差动
保护对此无反应。又如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路,虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击,但表现在相电流上却并不大,因此差动保护没有反应,但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应,这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。
变压器运行中短路损坏的原因分析运行技术
摘要：通过上海近几年出口短路造成变压器损坏的具体实例分析了由于电磁线原因造成变压器损坏和目前存在的问题，并就电力变压器的设计和电磁线的选用提出了建议。 关键词：变压器 抗短路能力 电动力 绕组 电磁线 事故
1 前言
近年来，变压器事故时有发生，而且有增长的趋势。从变压器事故情况分析来看，抗短路能力不够已成为电力变压器事故的首要原因，对电网造成很大危害，严重影响电网安全运行。
本文就上海市电力公司近十多年来因电力变压器外部短路而造成损坏事故的情况作一分类分析，进而提出目前有关电磁线选用存在的问题和减少这一类事故的措施，以促进制造厂对产品的改进和完善，同时促使运行单位进一步提高运行管理水平。 2 变压器短路事故情况
从1993年1月至2002年12月，上海电网变压器累计发生短路损坏事故17台次，占整个损坏事故的77.3％，为主要损坏原因，总容量2750MVA。其中500kV级2台次、220kV级13台次、110kV级2台，低压线圈严重变形不得不更换线圈的220kV级1台，110kV级1台，在变压器改造中发现220kV级低压绕组有变形现象4台，运行中发现500kV绕组有变形迹象有2台。特别自1995年以来，变压器损坏事故呈上升趋势，而且事故影响范围不断在扩大，其事故主要表现形式为：
1) 外部多次短路冲击，线圈变形逐渐严重，最终绝缘击穿损坏居多；
2) 外部短时内频繁受短路冲击而损坏；
3) 长时间短路冲击而损坏；
4) 一次短路冲击就损坏。
3 变压器短路损坏的主要形式
根据近几年的变压器因出口短路而发生损坏的情况，变压器在短路故障时，其损坏主要有以下几种特征及产生的原因。
3.1轴向失稳
这种损坏主要是在辐向漏磁产生的轴向电磁力作用下，导致变压器绕组轴向变形，该类事故占整个损坏事故的52.9％。
3.1.1线饼上下弯曲变形
这种损坏是由于两个轴向垫块间的导线在轴向电磁力作用下，因弯矩过大产生永久性变形，通常两饼间的变形是对称的。
3.1.2绕组或线饼倒塌
这种损坏是由于导线在轴向力作用下，相互挤压或撞击，导致倾斜变形。如果导线原始稍有倾斜，则轴向力促使倾斜增加，严重时就倒塌；导线高宽比例大，就愈容易引起倒塌。
端部漏磁场除轴向分量外，还存在辐向分量，二个方向的漏磁所产生的合成电磁力致使内绕组导线向内翻转，外绕组向外翻转。
3.1.3 绕组升起将压板撑开
这种损坏往往是因为轴向力过大或存在其端部支撑件强度、刚度不够或装配有缺陷。
3.2 辐向失稳
这种损坏主要是在轴向漏磁产生的辐向电磁力作用下，导致变压器绕组辐向变形，占整个损坏事故的41.2%。
3.2.1 外绕组导线伸长导致绝缘破损
辐向电磁力企图使外绕组直径变大，当作用在导线的拉应力过大会产生永久性变形。这种变形通常伴随导线绝缘破损而造成匝间短路，严重时会引起线圈嵌进、乱圈而倒塌，甚至断裂。
3.2.2 绕组端部翻转变形
端部漏磁场除轴向分量外，还存在辐向分量，二个方向的漏磁所产生的合成电磁力致使绕组导线向内翻转，外绕组向外翻转。
3.2.3内绕组导线弯曲或曲翘
辐向电磁力使内绕组直径变小，弯曲是由两个支撑(内撑条)间导线弯矩过大而产生永久性变形的结果。如果铁心绑扎足够紧实及绕组辐向撑条有效支撑，并且辐向电动力沿圆周方向均布的话，这种变形是对称的，整个绕组为多边星形。然而，由于铁芯受压变形，撑条受支撑情况不相同，沿绕组圆周受力是不均匀的，实际上常常发生局部失稳形成曲翘变形。
3.3引线固定失稳
这种损坏主要由于引线间的电磁力作用下，造成引线振动，导致引线间短路，这种事故较少见。
4 变压器短路损坏的常见部位
根据近几年的变压器因出口短路而发生损坏的情况，变压器在短路故障时，其绕组损坏部位主要有以下几种。
4.1对应铁轭下的部位
该部位发生变形原因有：(1)短路电流所产生的磁场是通过油和箱壁或铁心闭合，由于铁轭的磁阻相对较小，故大多通过油路和铁轭间闭合，磁场相对集中，作用在线饼的电磁力也相对较大；(2)内绕组套装间隙过大或铁心绑扎不够紧实，导致铁心片二侧收缩变形，致使铁轭侧绕组曲翘变形；(3)在结构上，轭部对应绕组部分的轴向压紧是最不可靠的，该部位的线饼往往难以达到应有的预紧力，因而该部位的线饼最易变形。
4.2调压分接区域及对应其他绕组的部位
该区域由于：(1)安匝不平衡使漏磁分布不均衡，其幅向额外产生的漏磁场在线圈中产生额外轴向外力，这些力的方向总是使产生这些力的不对称性增大。轴向外力和正常幅向漏磁所产生的轴向内力一样，使线饼向竖直方向弯曲，并压缩线饼件的垫块，除此之外，这些力还部分地或全部地传到铁轭上，力求使其离开心柱，出现线饼向绕组中部变形或翻转现象；
(2)该部位的线饼为力求安匝平衡或分接区间的应有绝缘距离，往往要增加较多的垫块，较厚的垫块致使力的传递延时，因而对线饼撞击也较大；(3)绕组套装后不能确保中心电抗高度对齐，致使安匝进一步加剧不平衡；(4)运行一段时间后，较厚的垫块自然收缩量较大，一方面加剧安匝不平衡现象，另一方面受短路力时跳动加剧；(5)在设计时间为力求安匝平衡，分接区的电磁线选用了较窄或较小截面的线规，抗短力能力低。
4.3换位部位
这部位的变形常见于换位导线的换位和单螺旋的标准换位处。
换位导线的换位，由于其换位的爬坡较普通导线的换位为陡，使线匝半径不同的换位处产生相反的切向力，这对大小相等方向相反的切向力，致使内绕组的换位向直径变小，方向变形，外绕组的换位力求线匝半径相同，使换位拉直，内换位向中心变形，外换位向外变形，而且换位导线厚度越厚，爬坡越陡，变形越严重。另外，换位处还存在轴向短路电流分量，所产生的附加力，致使线饼变形加剧。
单螺旋的标准换位，在空间上要占一匝的位置，造成该部位安匝不平衡，同时又具有换位导线换位变形特征，因此该部位的线饼更容易变形。
4.4绕组的引出线
常见于斜口螺旋结构的绕组，该结构的绕组，由于二个螺旋口安匝不平衡，轴向力大，同时又有轴向电流存在，使引出线拐角部位产生一个横向力而发生扭曲变形现象。另外螺旋绕组在绕制过程中，有剩余应力存在，会使绕组力求恢复原状现象，故螺旋结构的绕组，受短路电流冲击下更容易扭曲变形。
4.5引线间
常见于低压引线间，低压引线由于电压低流过电流大，相位120度，使引线相互吸引，如果引线固定不当的话，会发生相间短路。
5 变压器短路故障原因分析
因变压器出口短路导致变压器内部故障和事故的原因很多，也比较复杂，它与结构设计、原材料的质量、工艺水平、运行工况等因数有关，但电磁线的选用是关键。从近几年解剖变压器，对其事故进行分析来看，与电磁线有关的大致有以下几个原因。
5.1基于变压器静态理论设计而选用的电磁线，与实际运行时作用在电磁线上的应力差异较大。
5.2目前各厂家的计算程序中是建立在漏磁场的均匀分布、线匝直径相同、等相位的力等理想化的模型基础上而编制的，而事实上变压器的漏磁场并非均匀分布，在铁轭部分相对集中，该区域的电磁线所受到机械力也较大；换位导线在换位处由于爬坡会改变力的传递方向，而产生扭矩；由于垫块弹性模量的因数，轴向垫块不等距分布，会使交变漏磁场所产生的交变力延时共振，这也是为什么处在铁心轭部、换位处、有调压分接的对应部位的线饼首先变形的根本原因。
5.3抗短路能力计算时没有考虑温度对电磁线的抗弯和抗拉强度的影响。按常温下设计的抗短路能力不能反映实际运行情况，根据试验结果，电磁线的温度对其屈服极限?0.2影响很大，随着电磁线的温度提高，其抗弯、抗拉强度及延伸率均下降，在250℃下抗弯抗拉强度要比在50℃时下降10％以上，延伸率则下降40％以上。而实际运行的变压器，在额定负荷下，绕组平均温度可达105℃，最热点温度可达118℃。一般变压器运行时均有重合闸过程，因此如果短路点一时无法消失的话，将在非常短的时间内(0.8s)紧接着承受第二次短路冲击，但由于受第一次短路电流冲击后，绕组温度急剧增高，根据GBl094的规定，最高允许250℃，这时绕组的抗短路能力己大幅度下降，这就是为什么变压器重合闸后发生短路事故居多。
5.4采用普通换位导线，抗机械强度较差，在承受短路机械力时易出现变形、散股、露铜现象。采用普通换位导线时，由于电流大，换位爬坡陡，该部位会产生较大的扭矩，同时处在绕组二端的线饼，由于幅向和轴向漏磁场的共同作用，也会产生较大的扭矩，致使扭曲变形。如杨高500kV变压器的A相公共绕组共有71个换位，由于采用了较厚的普通换位导线，其中有66个换位有不同程度的变形。另外吴泾1l号主变，也是由于采用普通换位导线，在铁心轭部部位的高压绕组二端线饼均有不同翻转露线的现象。
5.5采用软导线，也是造成变压器抗短路能力差的主要原因之一。由于早期对此认识不足，或绕线装备及工艺上的困难，制造厂均不愿使用半硬导线或设计时根本无这方面的要求，从发生故障的变压器来看均是软导线。
5.6绕组绕制较松，换位或纠位爬坡处处理不当，过于单薄，造成电磁线悬空。从事故损坏位置来看，变形多见换位处，尤其是换位导线的换位处。
5.7绕组线匝或导线之间未固化处理，抗短路能力差。早期经浸漆处理的绕组无一损坏。
5.8绕组的预紧力控制不当造成普通换位导线的导线相互错位。
5.9套装间隙过大，导致作用在电磁线上的支撑不够，这给变压器抗短路能力方面增加隐患。
5.10作用在各绕组或各档预紧力不均匀，短路冲击时造成线饼的跳动，致使作用在电磁线上的弯应力过大而发生变形。
5.11外部短路事故频繁，多次短路电流冲击后电动力的积累效应引起电磁线软化或内部相对位移，最终导致绝缘击穿。
6 建议
6.1订货
(1) 对设备选型时，应充分考虑现有产品结构状况，取消冗余功能，选择可靠结构，在充分考虑电网的短路容量与产品的动稳定性能之后，再确定产品参数，根据电网实际需要合理的配置分接开关，对性能参数的要求应和目前制造水平及材质状况相适应。
(2) 优先选用经短路型式试验合格的产品设计，并对产品进行抽检短路耐受试验，以确保产品的同一性。
(3) 选用全自冷变压器。由于全自冷变压器相对其他冷却方式的变压器度低，用铜量大，变压器重量重，具有较强抗短路能力。
6.2 产品设计
针对前述造成短路故障的原因和问题，电气设计和结构设计各方面应采取改进措施。要充分考虑工艺和材质的分散性，在关键的部位应留有足够的裕度，当先进性与产品的可靠性有矛盾时，首先考虑保证可靠性。设计时应按高温条件(250℃~350℃)进行抗短路能力的设计，并对特殊部位(如换位、螺旋口)要进行抗短路能力校核计算。若内线圈一定要带分接，应优先采用独立调压绕组结构。同时要禁止使用普通换位导线，而尽量选用半硬以上的自粘性换位导线和组合导线；35kV及以下绕组的内支撑硬筒选用低介损无局放的环氧玻璃丝绝缘筒；轴向压紧最好采用弹簧压钉。
6.3制造工艺方面
针对前述的工艺缺陷和欠缺，提高工艺水平，加强工艺执行纪律，确保产品制造过程得到有效控制。
6.4材料方面
尽量选用半硬以上的自粘性换位导线和组合导线。采用高密度与油道等距的整体垫块。35kV及以下的内绕组应优先采用环氧玻璃丝筒作绕组内支撑绝缘筒。
6.5安装
为确保变压器安装质量，可采用实行卖方负责的安装方式，卖方必须对整个安装工作质量负责。现场吊芯检查时要进行器身预紧力校核，确保变压器器身处于紧固状态。
6.6运行管理
鉴于目前运行变压器抗外部短路强度较差的情况，对于系统短路跳闸后的自动重合或强行投运，应看到其不利的因素，否则有时会加剧变压器的损坏程度，甚至失去重新修复的可能。运行部门可根据短路故障是否能瞬时自动消除的概率，对近区架空线(如2km以内)或电缆线路取消使用自动重合闸，或适当延长合闸间隔时间以减少因重合闸不成而带来的危害，并且尽量对短路跳闸的变压器进行试验检查。
6.7科研
运行单位、制造厂和材料厂应结合事故分析紧密合作，不断开发研制新工艺、新材料，改进产品设计，提高变压器抗短路能力水平，以满足运行需要。
总之，造成故障或事故的因素较多，但变压器的结构设计和制造工艺仍是主要因素，在运行管理等环节中也暴露出一些问题。除了在结构方面尚存在一些没有充分认识的因素外，设计和工艺操作方面存在的问题值得制造厂及运行单位引起重视。
电力变压器的防火措施运行技术
如变压器内部发生过载或短路，绝缘材料或绝缘油就会因高温或电火花作用而分解，膨胀以至气化，使变压器内部压力急剧增加，可能引起变压器外壳爆炸，大量绝缘油喷出燃烧，油流又会进一步扩大火灾危险。
运行中防火爆炸要注意：
（1）不能过载运行：长期过载运行，会引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成短路。
（2）经常检验绝缘油质：油质应定期化验，不合格油应及时更换，或采取其它措施。
（3）防止变压器铁芯绝缘老化损坏，铁芯长期发热造成绝缘老化。
（4）防止因检修不慎破坏绝缘，如果发现擦破损伤，就及时处理。
（5）保证导线接触良好，接触不良产生局部过热。
（6）防止雷击，变压器会因击穿绝缘而烧毁。
（7）短路保护：变压器线圈或负载发生短路，如果保护系统失灵或保护定值过大，就可能烧毁变压器。为此要安装可靠的短路保护。
（8）保护良好的接地。
（9）通风和冷却：如果变压器线圈导线是a级绝缘，其绝缘体以纸和棉纱为主。温度每升高8℃其绝缘寿命要减少一半左右；变压器正常温度90℃以下运行，寿命约20年；若温度升至105℃，则寿命为7年。变压器运行，要保持良好的通风和冷却。
防止大型变压器损坏事故措施 1 防止变压器绝缘损坏事故
运行中的变压器应检查和部位渗油现象， 变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏
变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好
定期检查保证变压器的防爆膜、安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。
在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。
当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。
运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可*地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复
要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障
对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运行
经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查
对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油
变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。
防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。
2 防止变压器损坏事故
定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。
定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变压器的油质良好。
经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。
经常检查变压器的套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。
3 变压器的保护装置必须完善可*，严禁将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。
4 发生过出口或近区短路的变压器，必须在进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各部件无变形和损坏。
5 加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。
6 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。
变压器的铁损与铜损
当变压器的初级绕组通电后，线圈所产生的磁通在铁心流动，因为铁心本身也是导体，在垂直于磁力线的平面上就会感应电势，这个电势在铁心的断面上形成闭合
回路并产生电流，好象一个旋涡所以称为“涡流”。这个“涡流”使变压器的损耗增加，并且使变压器的铁心发热变压器的温升增加。由“涡流”所产生的损耗我们称
为“铁损”。
另外要绕制变压器需要用大量的铜线，这些铜导线存在着电阻，电流流过时这电阻会消耗一定的功率，这部分损耗往往变成热量而消耗，我们称这种损耗为“铜损”。
所以变压器的温升主要由铁损和铜损产生的。由于变压器存在着铁损与铜损，所以它的输出功率永远小于输入功率。
由此可以知道：变压器的铁损与变压器的一次电压有关，与二次负荷无关，就是说：只要变压器一次有电压就一定有铁损产生。电压一定，铁损就是一定的。
铜损则不同，它的大小主要取决负荷电流的大小。
变压器呼吸器引起的异常
摘要：变压器作为变电站的主设备，运行的安全直接影响供电的可靠性，在变压器预防性试验中，发现主绝缘异常，对造成异常的原因进行分析和及时处理，防止了一起设备事故的发生，并提出了运行维护中应注意的问题。
关键词：变压器；呼吸器；绝缘异常
1设备异常概况
35kV天桥变电站主变压器为SZ9-3150/35，1999年9月出厂，配备的有载调压开关为SYJZZ-35型，该变压器2000年元月投入运行。
2005年7月29日，在对该变压器进行周期性预试中，发现该变压器绝缘电阻、泄漏电流等数据不合格。
2影响主绝缘异常的主要因素
该主变压器前次预试日期为2002年4月29日，主绝缘试验报告和2004年3月油样监督试验结果均正常。根据上述各项目测试数据结果分析，高压侧对地绝缘不良，影响变压器主绝缘异常的主要因素简述如下。
变压器本体油枕部分密封不良进水，造成本体绝缘油含水量大；有载开关油枕部分密封不良进水，造成有载开关内部绝缘油含水量大；有载开关多次切换档位，造成内部绝缘油碳化严重；因变压器本体内绝缘油含水量大，高压线圈表面受潮造成绝缘不良；有载调压分接开关绝缘油含水量大，造成开关绝缘桶受潮（因该部分为高压侧对地绝缘是独有的部分）；高压线圈至有载调压分接开关引线绝缘受潮、对地距离不够等原因。 3现场检查和油试验发现的问题
检修和油化验技术人员，现场对变压器检查和对变压器油取样试验，发现问题。
有载调压开关呼吸器内硅胶已严重受潮变色，失去吸潮作用；呼吸器下部油杯内无变压器油，失去油封作用；变压器本体绝缘油取样化验，耐压试验数值符合运行标准；有载开关本体绝缘油取样化验，平均耐压数值只有1.8kV；对本体和有载开关各密封部位检查完好，无渗油和进水迹象。
通过现场的检查和对油样耐压试验结果，确定先对有载开关进行吊芯检查，吊芯后发现下述问题。
放出储油柜内的变压器油，打开油载瓦斯继电器，发现瓦斯继电器内有积水（约10g）并锈蚀；打开有载调压开关上盖，发现有载开关上部传动部分有沉积水；将有载开关箱体内部变压器油放完后，油箱底部也有积水，约100g；打开有载开关储油柜偏门，储油柜内有积水约20g并锈蚀严重。
现场对有载开关各部位进行认真的检查、清理，并用合格的变压器油多次进行冲洗，正确安装呼吸器，试验结果正常。
4引起变压器主绝缘异常的原因
经现场检查分析，造成该变压器主绝缘异常的原因是由呼吸器引起。
有载开关储油柜呼吸器下部油杯内无变压器油，呼吸器硅胶长期与空气直接接触，已严重变色失去吸潮作用，有载开关油枕内的变压器油直接处于空气之中，呼吸器失去作用，是造成变压器主绝缘异常的主要因素。
天桥变压器地处深山凹地之中，温差大、湿度大，由于呼吸器失去了变压器油与空气的隔离作用，开关内部长期与大气直接相通，潮湿的空气长期直接进入储油柜内，随温度变化形成凝露，凝露积水进入有载开关本体内部，使变压器油含水量增大，油质劣化，绝缘强度下降，是造成变压器主绝缘异常的直接原因。
5运行维护中应注意的问题
通过设备试验数据的异常并进行分析和处理，变压器在运行维护中应注意以下几点。 运行值班人员应加强责任心，认真检查设备的状况，发现异常现象及时排除，消除隐患；安装有呼吸器的户外设备，要加强维护检查，注意观察呼吸器的硅胶颜色，发现颜色变化，应进行更换；更换硅胶后，必须注意，呼吸器底部的油杯内必须按标志或容积，盛装二分之一多的变压器油，以防呼吸器内硅胶与大气直接相通，影响使用寿命，硅胶失去作用，空气直接进入储油柜内，造成变压器油劣化或形成凝露，危害设备的安全运行。特别是湿度大和雨季，应经常检查呼吸器硅胶的颜色，发现变化，立即更换，并正确安装。
变压器的用途及分类
变压器的用途
现代化的工业企业广泛的采用作为，而发电厂发出的往往需经远距离传输才能到达用电地区。在传输的功率恒定时，传输电压越高，则所需的电流越小。因为电压降正比于电流。线损正比于电流的平方，所以用较高的输电电压可以获得较低的线路压降和线路损耗，要制造电压很高的发电机，目前技术很困难，所以要用专门的设备将发电机端的电压升高以后再输送出去，这种专门的设备就是变压器。另一方面，在受电端又必须用降压变压器将高压降低到配电系统的电压，故要经过一系列配电变压器将高压降低到合适的值以供使用。
由以上可知，变压器是一种通过改变电压而传输交流电能的静止感应电器。 在电力系统中，变压器的地位十分重要，不仅所需数量多，而且性能好，运行安全靠。
变压器除了应用在系统中，还应用在需要特种电源的工矿企业中。例如：冶炼用的电炉变压器，电解或化工用的整流变压器，焊接用的电焊变压器，试验用的试验变压器，交通用的牵引变压器，以及补偿用的电抗器，保护用的消弧线圈，测量用的互感器等。 变压器的分类。
1>按用途分类：有变压器、特种变压器（电炉变、整流变、工频试验变压器、调压器、矿用变、冲击变压器、电抗器、互感器等。
2>按结构型式分类：有单项变压器、三相变压器及多相变压器。
3>按冷却介质分类：有干式变压器、液（油）浸变压器及充气变压器等。
4>按冷却方式分类：有自然冷式、风冷式、水冷式、强迫油循环风（水）冷方式、及水内冷式等。
5>按线圈数量分类：有自耦变压器、双绕组及三绕组变压器等。
6>按导电材质分类：有铜线变压器、铝线变压器及半铜半铝、超导等变压器。 7>按调压方式分类：可分为无励磁调压变压器、有载调压变压器。
8>按中性点绝缘水平分类：有全绝缘变压器、半绝缘（分级绝缘）变压器。 9>按铁心型式分类：有心式变压器、壳式变压器及辐射式变压器等。
在电力网中，把水力、火力及其它形式电厂中发电机组能产生的交流电压升高后向电力网输出电能的变压器称为升压变压器，火力发电厂还要安装厂用电变压器，供起动机组之用，用于降低电压的变压器称为降压变压器，用于联络两种不同电压网络的变压器称为联络变压器。将电压降低到电气设备工作电压的变压器称为配电变压器。配电前用的各级变压器称为输电变压器。
变压器瓦斯保护浅谈
摘要：文中详细阐述了油浸式电力变压器瓦斯保护装置的基本工作原理、保护范围、安装方式、日常巡查项目、运行状态和瓦斯保护装置信号动作的原因及其事故分析诊断的基本原则与处理方法，并提出了反事故措施。
关键词：油浸式电力变压器、瓦斯保护、处理方法、反事故措施
1.前言
目前，我公司使用的电力变压器大多数仍然是油浸式变压器。本人工作以来经常参加变压器的设计、安装和调试及维修工作，积累了许多关于变压器的知识，现就变压器的瓦斯保护作一详细的介绍。
2.工作原理
瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时，由于电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体，其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器（又称气体继电器）来保护变压器内部故障的。
在瓦斯保护继电器内，上部是一个密封的浮筒，下部是一块金属档板，两者都装有密封的水银接点。浮筒和档板可以围绕各自的轴旋转。在正常运行时，继电器内充满油，浮筒浸在油内，处于上浮位置，水银接点断开；档板则由于本身重量而下垂，其水银接点也是断开的。当变压器内部发生轻微故障时，气体产生的速度较缓慢，气体上升至储油柜途中首先积存于瓦斯继电器的上部空间，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点闭合，接通延时信号，这就是所谓的“轻瓦斯”；当变压器内部发生严重故障时，则产生强烈的瓦斯气体，油箱内压力瞬时突增，产生很大的油流向油枕方向冲击，因油流冲击档板，档板克服弹簧的阻力，带动磁铁向干簧触点方向移动，使水银触点闭合，接通跳闸回路，使断路器跳闸，这就是所谓的“重瓦斯”。重瓦斯动作，立即切断与变压器连接的所有电源，从而避免事故扩大，起到保护变压器的作用。
瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。目前大多采用QJ-80型继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下档板。所谓瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，光字牌灯亮。
3.保护范围
瓦斯保护是变压器的主要保护，它可以反映油箱内的一切故障。包括：油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。但是它不能反映油箱外部电路（如引出线上）的故障，所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外，瓦斯保护也易在一些外界因素（如地震）的干扰下误动作，对此必须采取相应的措施。
4.安装方式
瓦斯继电器安装在变压器到储油柜的连接管路上，安装时应注意：
4.1首先将气体继电器管道上的碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况，必要时可放掉油枕中的油，以防在工作中大量的油溢出。
4.2新气体继电器安装前，应检查有无检验合格证明，口径、流速是否正确，内外部件有无损坏，内部如有临时绑扎要拆开，最后检查浮筒、档板、信号和跳闸接点的动作是否可靠，并关好放气阀门。
4.3气体继电器应水平安装，顶盖上标示的箭头方向指向油枕，工程中允许继电器的管路轴线方向往油枕方向的一端稍高，但与水平面倾斜不应超过4%。
4.4打开碟阀向气体继电器充油，充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊，应注意充油放气的方法，尽量减少和避免气体进入油枕。
4.5进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电杆转动和小瓷头漏油。
4.6投入运行前，应进行绝缘摇测及传动试验。
5.试验项目
气体继电器在安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目：
5.1一般性检验项目：
玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油，浮筒、开口杯、玻璃窗等完整无裂纹。
5.2试验项目
5.2.1密封试验：整体加油压（压力为20mPa，持续时间为1h）试漏，应无渗透漏。
5.2.2端子绝缘强度试验：出线端子及出线端子间耐受工频电压2000v，持续1min，也可用2500v兆欧表摇测绝缘电阻，摇测1min代替工频耐压，绝缘电阻应在300mΩ以上。
5.2.3轻瓦斯动作容积试验：当壳内聚积250∽300cm3空气时，轻瓦斯应可靠动作。
5.2.4重瓦斯动作流速试验。
6.日常巡视项目
电力变压器运行规程DL/T572-95（以下简称“规程”）规定在变压器的日常巡视项目中首先应检查气体继电器内有无气体，对气体的巡视应注意以下几点：
6.1气体继电器连接管上的阀门应在打开位置
6.2变压器的呼吸器应在正常工作状态。
6.3瓦斯保护连接片投入应正确。
6.4油枕的油位应在合适位置，继电器内充满油。
6.5气体继电器防水罩一定牢固。
6.6继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘的侵入，电源及其二次回路要有防水、防油和防冻的措施，并要在春秋二季进行防水、防油和防冻检查。
7.运行
变压器在正常运行时，瓦斯继电器工作无任何异常。关于瓦斯继电器的运行状态，规程中对其有如下规定：
7.1变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护接于跳闸。
7.2变压器在运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号：
7.2.1用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。
7.2.2滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。
7.2.3在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。
7.2.4除采油样和在瓦斯继电器上部的放气阀放气处，在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
7.2.5当油位计的油面异常升高或吸吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时。
7.3在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后，方可投入。
8.瓦斯保护信号动作的主要原因
8.1轻瓦斯动作的原因：
8.1.1因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。
8.1.2因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下
8.1.3变压器故障产生少量气体
8.1.4变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下，油隙间的油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油的体积膨胀，造成气体继电器误动作。
8.1.5气体继电器或二次回路故障。
以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。
9.瓦斯保护装置动作的处理
变压器瓦斯保护装置动作后，应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断，立即采取处理措施。
9.1瓦斯保护信号动作时，立即对变压器进行检查，查明动作原因，上否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成的。如气体继电器内有气休，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验上否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据的关规程和导则判断变压器的故障性质。色谱分析是指对对收集到的气体用色谱仪对其所含的氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析，根据所含组分名称和含量准确判断邦联性质，发展趋势、和严重程度。
若气体继电器内的气体无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
若气体继电器内的气体可燃且油中溶解气体色谱分析结果异常，则应综合判断确定变压器是否停运。
9.2瓦斯继电器动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。
a.是否呼吸不畅或排气未尽；
b.保护及直流等二次回路是否正常；
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
d.气体继电器中积聚的气体是否可燃；
e.气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果；
f.必要的电气试验结果；
g.变压器其它继电保护装置的动作情况。
10.瓦斯保护的反事故措施
瓦斯保护动作，轻者发出保护动作信号，提醒维修人员马上对变压器进行处理；重者跳开变压器开关，导致变压器马上停止运行，不能保证供电的可靠性，对此提出了瓦
斯保护的反事故措施：
10.1将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式，触点改为立式，以提高重瓦斯动作的可靠性。
10.2为防止瓦斯继电器因漏水而短路，应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施。
10.3瓦斯继电器引出线应采用防油线。
10.4瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子上。
11.结论
变压器瓦斯信号动作后，运行人员必须对变压器进行检查，查明动作的原因，并立即向上级调度和主管领导汇报，上级主管领导应立即派人去现场提取继电器气样、油样和本体油样，分别作色谱分析。根据有关导则及现场分析结论采取相应的对策，避免事故的发生，以保证变压器的安全经济运行。
范文四：[笔记]变压器事故案例
一起220kV主变压器烧损事故的分析
作者:王晓波 文章来源:安全文化网 点击数:1184 更新时间:2006-8-11
2003-09-23，某220 kV变电站1号主变压器经过大修，于12:35投入运行。21:20主变差动、瓦斯保护动作，一、二次开关跳闸，主变本体压力释放阀喷油。因该变电站仅有1台主变压器，因而造成主变二次66 kV系统全停，影响37座66 kV变电站停电，损失负荷10 000 kW?h。
1 事故原因分析
该变压器型号为SFPZ7-120000/220，沈阳变压器厂1993年3月生产，1994年1月投入运行。投运后一直没有大修。
事故后，立即对变压器进行了试验，通过高压绝缘试验以及油气样试验的数据分析，判定为变压器二次A相内部故障。经现场吊罩检查发现油箱内部存在较多的游离水，在油箱底部A相分接开关下有积水。二次绕组直流电阻异常。
2003-10-01，对该变压器进行了二次线圈分解检查，发现二次A相线圈铁心侧下数第29饼导线换位处垫块根部发生匝间短路。强大的短路电流使邻近的导线受到不同程度的机械损伤和绝缘破坏，其中短路匝的线饼最为严重，呈向铁心的收缩式变形。
(1) 该变压器的二次线圈为螺旋式，12根导线并绕，每线饼两匝。线圈采用“4-2-4”换位，工艺上通常将导线折成S型，导线被折弯后，匝绝缘强度有所降低，成为“绝缘弱点”。导线圆角与垫块形成“油楔”，油楔处电场强度比较集中，是正常匝电势的2倍左右。当变压器中的游离水转变成悬浮水进入绝缘通道，并被吸附在场强集中的地方(场强集中的区域对极性物质具有吸引力)，在被吸附的悬浮水达到一定量时即发生击穿放电。在该变压器的线圈下部绝缘压板中，设有定向导油孔，指向二次线圈。在强迫油循环冷却状态下，游离水极易形成悬浮水而首先冲向二次线圈。变压器中游离水的存在是导致变压器内部故障的直接原因。
(2) 该变压器大修之前一直运行良好，试验数据基本正常，大修吊罩检查也没有发现游离水。说明游离水是大修过程中进入变压器的。大修后，虽然变压器的整体绝缘水平有了较大的提高，但是经过近10年的运行，匝间绝缘水平有所降低，而在大修中没有分解一、二次线圈，局部绝缘水平并没有得到改善。大修工作结束后变压器投入运行，在强迫油箱循环冷却状态下，变压器中存在的游离水进入二次线圈，是导致主变压器在大修结束，投运仅8 h就烧损的主要原因。
(3) 经调查分析，变压器中进水只有3种情况，一是真空泵(水环式)的工作水，二是真空滤油机的冷却水，三是变压器外壳的水冲洗。
事故后对真空泵、真空滤油机进行了试验，未发现有回水现象，对真空滤油机冷却水容器密封情况进行了加压检查，未发现泄漏。变压器外壳水冲洗是在变压器真空注油后，本体密封经检查处于良好的状态下进行的。所以，只有一种可能，就是对变压器进行真空注油过程中造成变压器进水。
此次使用的真空泵是山东省淄博真空泵厂2003年的产品，按照厂家说明书介绍，该真空泵开机应严格按照“一级泵(水环泵，型号为:ZSK-P1)?二级泵(罗茨泵，型号为:ZJ.P)?三级泵(罗茨泵，型号为:ZJ.P)”的顺序进行，停机应按照相反的顺序进行，并应在抽空管路上加装逆止阀和控制阀，避免真空泵突然停机时，水份带入抽空容器中。经查，在变压器大修过程中，进行抽真空工作时没有按照厂家规定程序操作，没有按规定在抽真空管路上加装逆止阀和控制阀，在关键环节上出现了错误。所以，可以断定变压器进水是在真空注油过程中从真空泵进入的。
2 暴露出的问题
(1) 检修人员工作责任心不强，工作随意，业务素质偏低。工作人员没有完全掌握检修工艺要求，没有严格执行检修工艺和规章制度，没有按照正常的操作程序使用真空泵，造成变压器在真空注油过程中进水。
工程技术人员及管理人员，管理不到位，没有对主变大修过程进行全方位的监督管理。
(2) 由于游离水相对静止地存在于箱体底部，
按现行的预防性试验规程规定的方法，均无法查出变压器本体存在游离水的严重缺陷，致使变压器投入运行后二次线圈烧损。
3 防范措施
(1) 提高检修人员的工作责任心，加强对施工安全组织技术措施计划的管理，严格实行标准化检修作业，严格执行检修工艺和规章制度。加强对职工的思想教育，增强作业人员的责任心，在工作中及时发现问题，及时提出改正建议。
管理人员要下现场做全方位的监督和检查，尤其要对一些关键细小的环节加强监督，及时发现问题及时提出改正意见。
(2) 熟悉和掌握工器具的工作原理和使用方法，特别是对新型的工器具，更应认真学习和研究其工作原理和使用方法，并严格按照说明书规定的方法和程序进行操作使用。对变压器大修时所使用的滤油机、真空泵等设备，在使用前必须做好检查与试验。
(3) 变压器大修结束后，在有条件的情况下，应尽可能采用空气冷却
方式的真空泵对变压器进行抽真空。
(4) 由于游离水相对静止地存在于箱体底部，
在变压器大修后，做试验前应启动潜油泵，加速气泡的排出和油的循环，以便及时发现变压器内部，特别是绝缘油中可能存在的缺陷和问题。
范文五：变压器事故案例.doc
案例一:
变压器套管炸裂
【事故经过】
2003年1月19日0:33:10,某供电公司220,,主变压器(型号为,,,7-120000/220,三线圈)轻重瓦斯、差动保护动作,一次开关跳闸,二次开关未跳闸。0:35:26与该变压器并联运行的另1台主变压器复合过流保护动作,一、二次开关跳闸。0:35:35,手动拉开该变压器二次开关,同时发现该变压器着火。事故发生时,该变压器有功负荷70,,。
【事故现场】
现场外观检查发现,该变压器一、二、三次套管全部炸裂,一、二次引流线烧断,变压器门型构架横梁因高温而变形,变压器控制柜到变压器控制箱控缆烧损。返厂检查发现:高压侧,相
,相绕组围屏开裂、线圈裸露。,、,相无励磁分接开关接触不无励磁分接开关严重烧损,
到位,,相铁心底角螺丝垫有烧痕;,相分接开关对箱壁有放电痕迹。将高压围屏拆除后发现,、,相高压线圈无变形,,相线圈基本脱落,损坏严重。
【事故前的运行方式】
该变压器于1998年4月25日投运,投运前进行了常规试验、耐压(二、三次及一次中性点)试验,均未发现问题。色谱试验数据为乙炔痕量。局部放电试验数据:在1 5倍对地交流电压下,三相高压端的局部视在放电量均小于500,,,试验合格。但该变压器,相绕组在20,25,,,期间持续放电量达1100,,,,相切始放电量也较大。运行至2002年3月15日期间色谱试验数据:乙炔始终在0 3μ,/,左右。该变压器于2002年4月迁到目前变电所,于当年9月13日投入运行。投运前所有试验数据合格(包括局放)。9月16日带负荷运行。10月22日发现乙炔,进行油色谱跟踪试验(见表1)。
10月28日主变停运热备用。停运后进行的常规试验及局部放电试验均未发现问题。为排除潜油泵问题而引起的油色谱试验数据异常,11月7,15日在变压器停运状态,启动潜油泵进行色谱监视,通过色谱数据分析排除了潜油泵问题。
12月12日对变压器进行了脱气处理。随后进行带负荷油色谱监视运行。
【事故原因分析】
通过解体检查及运行记录分析,事故原因不难找出。,相分接开关接触不良是导致此次事故的直接原因。而该变压器二次开关拒动,与之并联运行的另1台变压器向该主变反充电(时间长达3,,,)是使事故扩大并发展的主要原因。事故发展的过程:由于,相无励磁分接开
1
关调整不到位(不排除由于运行年久使接触压力有所减小的可能性),在变压器空载运行时在级电压作用下可能产生局部放电,但是由于此时一次电流很小,触头间并没有出现严重过热现象。当一次侧通过负载电流(约190,)后动、静触头之间开始发热、放电,附近油温开始上升。温度上升使得动触头弹性进一步下降,动、静触头之间压力进一步降低,发热更加严重,形成恶性循环。结果是,动、静触头在电与热的作用下融化、烧蚀。无励磁分接开关绝缘筒内的绝缘油在高温下气化产生强大的压力使绝缘筒烤糊胀裂,轻、重瓦斯继电器动作,一次开关跳闸。但由于二次保护没有动作,与之并联运行的另1台变压器通过66,,连接引线向该变压器送
从而造成,相高压绕组严重烧电。此时, ,相无励磁分接开关内分接引线间已经是短路状态,
损,其产生的强大的气体压力是造成高、中、低压三相套管爆炸的直接原因。
根据上述分析,无励磁分接开关故障是造成此次事故的直接原因。该变压器采用的是楔形
无励磁分接开关。楔形开关动触头为楔形,楔形触头上有一弹簧将楔形触指顶压于静触头上,动静触头之间的压力依靠楔形触头上的弹簧弹性压力。该弹簧弹性基本不会发生大的劣化,因而接触压力基本不会发生变化。在调节档位时,用扳手旋动调节盘上的螺杆,当调到某个档位后,应将扳手稍许回调不动方调整到位。操作手感很不好。实践证明很容易造成误操作。
【预防措施】
运行经验表明,各种类型的无励磁分接开关都出现过程度不同的故障,有的还导致事故的发生。故障原因很多。统计表明,绝大多数的故障类型是动、静触头接触不良。造成动、静触头接触不良的原因大致有四个:一是运行过程中由于电磁力而形成的机械振动;二是由于安装工艺不良而造成机械变形使得动、静触头接触不到位;三是操作人员由于不清楚操作要领而导致误操作;四是运行年久由于弹簧劣化而造成动、静触头间压力减小。
案例二:
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
2
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50O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。
案例三:
变高压侧电缆相序接反
【简述】
1999年12月15日，我厂发生一起由于检修人员擅自扩大检修范围，工作结束后又未
3
按有关规定认真核对相序，造成保安变高压侧电缆相序接反的事故。
【事故经过】
事故发生前，保安电源电保2(工作开关)供电的#4发变组停机备用，其高压厂用电由接于老厂110kV系统的高备变供电，保安变高压侧电源同样取自老厂的110kV系统，机组处于正常盘车状态。在#4机停机备用期间，有部分设备的临修工作。
1999年12月15日，应电气检修保2开关小修工作票要求，需要将保2开关停运解备。为缩短保安段的停电时间，运行值班人员采取瞬间停电方法，将保2停运，保20联动投入，带保安?段运行。但当保20投运后，汽机值班人员发现直流密封油泵、直流润滑油泵联动，同时，电源了自保安?段的盘车跳闸，保安段所带交流密封油泵及交流润滑油泵电机电流为正常值的1/3左右，上述交流油泵均无出力。电气运行值班人员就地检查电机，电现电机电源三相电压正常，三相电流平衡，电气检修人员复查，检查结果同上。此时因锅炉检修正在使用接于保安?段上的炉本体电梯，需马上恢复保安电源，电气运行值班人员将保2开关检修工作票押回，决定按贯例采用并列倒换方法，先将保2开关投运，然后再断开保20开关。当合上保2时，其电流表满档，保2开关出现“过流”光字，值班人员遂立即断开保20，上述现象消失，保安?段运行正常，汽机交流密封油泵及交流润滑油泵运行也恢复正常。为进一步查明原因，电气检修及运行人员一起检查，在保20开关上下口分别测其三相电压，发现A—A’、B—B’、C—C’三相电压分别为226V、454V、229V，将保20开关解备后，发现保20开关消弧罩有扯弧痕迹，取下消弧罩发现该开关消弧触头有少量毛刺，主触头无异常。
【事故分析】
(1)检修人员严重违反《电业安全工作规程》，擅自扩大检修范围。
事故发生后，按照“三不放过”原则，我们组织有关人员进行了认真分析，发现在事故发生的前两天，检修人员刚对保安变进行了一次小修，经过对参与检修工作人员的调查，他们曾趁检修保安变时，将保安变高压侧电缆一并检修，且在检修过程中，将保安变高压侧电缆从变压器本体拆掉，在拆除电缆之前，未按规定将三相电缆与所对应的变压器接线柱分别做记号，检修结呸后恢复接线时，三相电缆与接线柱的连接仅按“黄、绿、红”色标分别一致的原则恢复。工作结束未按规定对保安变核对相序，也未将此情况向运行值班人员交代。得到这一信息后，我们怀疑检修人员在恢复变压器接线时，将电缆相序接反，通过核查，确定变压器高压侧电缆A、B两相相序接反。
(2)电气运行值班人员对检修工作项目了解不全面。
检修工作结束时，没有仔细向检修人员询问工作内容，漏掉了保安变电缆检修的信息，
4
失去了防止事故发生的机会，未起到应有的把关作用。
(3)汽机值班人员缺乏高度的工作责任心。
当油泵运转正常而无出力时，未认真检查泵的转向是否正确，就草率的汇报自己所辖设备无问题，直接诱导了事故发生。
(4)现场个别设备电缆引线A、B、C三相色标不规范，未严格按照“A—黄、B—绿、C—红”的要求标注。
【防范措施】
(1)检修人员在工作中应认真遵守《电业安全工作规程》，严格按照工作票所列的检修项目进行工作，严禁擅自扩大工作内容，若特殊情况需要增加工作内容时，应按规定重新更换工作票;运行值班人员在销工作票时，要向检修工作负责人详细询问其工作内容和检修情况，对检修内容要做到心中有数，确保其检修内容与工作票一致，切实把好最后一道关。
(2)规范现场电缆三相色标，严格按照“A—黄、B—绿、C—红”的要求，对现场电缆头色标进行全面检查。
(3)检修人员在进行设备拆线检修工作时，不管是一次回路，还是二次回路，拆线前应认真核对原回路接线并做好明确标记，检修结束恢复接线时，应由拆线人对原标记核对无误后，再恢复接线，有条件时应使设备带电后，进一步核对相序无误。
(4)对未安装同期装置的双电源供电变压器、配电盘等电气设备检修后，运行值放人员在恢复备用时，必须用测量表计测量两路电源相序，压差不应超过5%，并将此规定列入现场运行规程。
(5)提高值班人员的技术素质和工作责任心，在发现设备异常时，要从多方面认真查找原因，要意识到一时工作疏忽，就可造成无法挽回后果，考虑问题要全面，善于查找问题的真正原因。
5
