大型变压器事故防范.doc

大型变压器事故防范

?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升。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

在大型变压器事故中，绕组损坏比较多，修复困难，损失大。制造厂制定合计不周，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制定不当，500kv变压器采纳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四周，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。

〔2〕引线支架存在制造缺陷支点少，强度不够，运行中折断造成突发性相间及对地短路。变压器爆燃起火烧损。

〔3〕内部电屏蔽固定不牢，铜铂起皱剥离开壳体，又由于低压侧引线铜排全部裸露，引发放电，从而造成低压引线铜排发生三相短路，变压器烧损。

〔4〕由于结构制定不当，端部漏磁比较严重，增加了绕组和结构中的附加损耗，附加损耗与电阻损耗的比值高达80%，绕组最大分接与额定分接的短路损耗差值也很大，说明由于漏磁造成的损耗太大。另外，由于低压绕组分成两个布置在高压绕组的内外两侧，其二端部正处于高压绕组的分接区内，局部安匝不平衡度增加，又由于低压绕组内外穿越大电流引线，工艺难以保证质量，从而造成绕组烧损事故。

〔5〕总装配工艺粗糙，使绕组匝绝缘受伤，致使在运行中发生烧损事故。

〔6〕换位导线绕包绝缘松散，运行中绝缘膨胀，堵塞冷却油道，制定垫块油道为4.5mm，堵塞后平均为2mm，最小只有0.5mm。由于油道堵塞使绝缘严重老化、破损，造成匝间短路烧损事故。

〔7〕进水受潮，使变压器绝缘下降，导致绕组烧损，进水的途径较多，如壳体与冷却系统各连接部位密封不良，水冷却器铜管漏水，套管端部密封垫片老化，投运前绕组干燥不良，以及检修中进水等。

〔8〕误操作，带接地刀闸误投变压器，带电误合接地刀闸，均造成变压器出口短路，将变压器烧损，还有带负荷误拉刀闸，造成变压器绕组变形和匝间短路，仅1998年由于误操作损坏变压器就达6台?次。

〔9〕检修人员不慎将金属异物掉入油箱内，进入油箱内查找时，使引线距离变化，重新注油时不抽真空，注入的油处理不符标准要求，绝缘强度低，导致低压引线相间击穿短路。

〔1〕制造厂应改由500kv变压器绕组布置结构，避免220kv线端调压绕组从下端部引出很多引线，增加220kv绕组下端部绝缘布置的困难，防止下端部绝缘得不到完整的布置，发生局部场强高，形成绝缘结构的薄弱环节。适当降低油流速度，防止在高场强下发生油流带电。

〔2〕在结构上要采用有效措施降低端部漏磁，降低附加损耗。在绕组布置上要防止由于绕组分接位置不同而造成各绕组间的安匝不平衡。在工艺上要处理好低压两个绕组间大电流穿越性引线的绝缘。改善总装配工艺，防止损伤绕组匝间绝缘。

〔3〕油箱屏蔽，关于防止油箱局部过热和减少附加损耗起着重要作用，但装用的材料必须固定牢靠，还要防止材料尖角对电场的畸变。在箱油内的低压绕组引线铜排应包扎绝缘，引线铜排的支架和固定应牢固可靠，防止发生短路接地。

〔4〕要采用有效措施提升换位导线制造质量。关于大容量变压器低压绕组采纳换位导线时，应充分合计导线的强度和刚度与短路力的配合，以及导线绝缘膨胀对油道散热的影响。

〔5〕防止水分和空气进入变压器，使绝缘性能变劣，降低耐电强度，促使热老化加剧以及游离电压的降低。首先要做好各连接部位的密封，密封面应平整光洁，密封垫应采纳优质耐油橡胶或其他材料，防止渗漏油；水冷却器应按照相应标准进行严密性试验，运行中油压必须大于水压，在冬季应防止停用及备用冷却器铜管冻裂；补油时要严防带入水分和杂质等。

〔6〕在变压器吊检时，要防止碰伤、踩伤、扭伤绝缘，特别是从入孔进入内部检查时，因内部的空间较小，引线较多，不能碰撞，更不能蹬踩。

〔7〕在安装、检修中要严防杂物遗留在变压器内。特别要注意，潜油泵的轴承易磨损，如发现过热、