1、繞組引線固定支架斷裂差動保護動作

1.1 事件經(jīng)過

2009年6月21日12時51分，某廠 1號機組主變SSPB-240000/220/Yx/D系統(tǒng)220千伏(kV)側(cè)110千伏(kV)側(cè)等三側(cè)開關(guān)跳閘與系統(tǒng)解列。經(jīng)檢查確認(rèn)是誤投1號主變溫度高保護壓板，主變溫度高保護動作掉閘。19時18分，1號發(fā)電機帶1號主變零起升壓至1號發(fā)電機靜子電壓9500V時，電氣主控室事故喇叭響，1號機控制盤：“主變輕瓦斯”、“主變重瓦斯“、 “保護動作”“錄波器動作”信號亮。1號發(fā)電機滅磁開關(guān)MK、01開關(guān)跳閘。經(jīng)檢查，1號主變差動及重瓦斯保護動作掉閘。

1.2 事故處理

19時整檢查1號主變系統(tǒng)無異常并確認(rèn)開關(guān)掉閘原因后，斷開1號主變溫度高保護壓板。19時18分，1號發(fā)電機帶1號主變壓器零起升壓至1號機靜子電壓9500V時，1號主變發(fā)生噴油、開關(guān)跳閘。

1.3 設(shè)備檢查

經(jīng)對變壓器內(nèi)部檢查發(fā)現(xiàn)，變壓器低壓側(cè)V相繞組引線固定支架支撐木架斷裂，一根螺栓掉落，使其支撐角鐵下沉，旁邊右側(cè)400mm處低壓側(cè)V、W相引出線下部匯流排間有放電燒痕，引線絕緣有碳黑現(xiàn)象。支撐木架三處發(fā)現(xiàn)裂紋。V相繞組圍屏中間護箍斷裂。油箱底部殘油發(fā)黑。

1.4原因分析

1.4.1 1號主變溫度高保護誤投掉閘是造成1號機組掉閘的主要原因。

1.4.2電力變壓器存在上述制造缺陷，其支撐角鐵長期在重力作用和所支撐重物的壓力作用下下沉，造成與其下方的W相低壓側(cè)繞組引出線銅排絕緣距離小于放電距離形成接地短路產(chǎn)生弧光，弧光擊穿絕緣油引起V、W相相間短路，造成變壓器瓦斯保護和V、W相差動保護動作。

1.5處理結(jié)果

結(jié)合變壓器吊罩大修，對變壓器低壓內(nèi)部連線及固定支架進行更改。將變壓器低壓側(cè)所有引出線進行重新加固，對接觸面的平整度重新進行處理,重新更換低壓側(cè)連線絕緣紙,嚴(yán)格按<<電力變壓器檢修導(dǎo)則>>要求加裝雙蝶簧及采用不銹鋼螺釘固定支架,嚴(yán)防出現(xiàn)絕緣支架松動現(xiàn)象。

1.6防范措施

1.6.1舉一反三，加強繼電保護的日常維護和校驗工作，消除“重裝置輕回路”的思想和行為，對其它保護裝置，利用設(shè)備停運機會進行檢查，對改造保護要徹底檢查。

1.6.2今后在改造、校驗工作中要詳細(xì)檢查保護出口及控制回路，尤其是改造工作要把好質(zhì)量關(guān)和技術(shù)關(guān)。

1.6.3 將1號發(fā)電機定子接地保護由原9秒發(fā)信號，改為0秒發(fā)信號，以便及時發(fā)現(xiàn)發(fā)電機定子線圈及其引出線以至變壓器內(nèi)部低壓繞組的接地故障。

1.6.4 1號主變投運后，加強油色譜分析工作，投運后第1天、第3天、第5天、第10天、第15天、1個月、1個半月、2個月時刻分別對變壓器油取樣進行色譜分析和油中微水分析。

1.6.5 改進目前取油樣方法,取油樣時，應(yīng)全過程應(yīng)在全密封的狀態(tài)下進行，油樣不得與空氣接觸，應(yīng)同時取油箱和油枕內(nèi)油樣，以使所取油樣能更好的反映變壓器油的數(shù)據(jù)。

1.6.6 進入夏季大負(fù)荷期間，氣溫較高，運行、點檢和檢修維護人員要加強對1號主變壓器的巡視，及時記錄溫度變化，監(jiān)視變壓器運行情況。

1.6.7利用紅外測溫和紅外成像設(shè)備，對1號主變高、中側(cè)套管、變壓器本體器身進行監(jiān)視和檢查。⑧嚴(yán)格按照變壓器檢修工藝要求進行變壓器的檢修工作，工作中嚴(yán)把質(zhì)量關(guān)，提高檢修質(zhì)量，增強人員責(zé)任心，及時發(fā)現(xiàn)和處理設(shè)備存在的各種隱患。

經(jīng)過檢修處理后，7月3日22時16分, 1號主變零起升壓正常后并網(wǎng)。

SSPB--240000/220

2、電力變壓器壓力釋放閥的控制電纜絕緣擊穿

2.1事件經(jīng)過

某年6月12日13時03分，運行中的B號機組“主變SPF7—360000/220壓力跳閘”保護動作，B號主變油開關(guān)跳閘與系統(tǒng)解列。光字牌“B號主變壓力釋放跳閘”、“220千伏(kV)側(cè)保護動作”、來牌。在對B號發(fā)變組壓力跳閘電纜測絕緣時，發(fā)現(xiàn)該電纜101對157相間絕緣為0MΩ。進一步檢查發(fā)現(xiàn)，B號變壓器壓力釋放閥的控制電纜接頭處(在主變本體上部金屬槽盒內(nèi))在運行中擊穿，經(jīng)處理,對地及相間絕緣均為200MΩ。

2.2原因分析：

B號主變壓力釋放閥控制電纜的接頭處，手包絕緣運行中擊穿，形成導(dǎo)電通道，啟動了“B號主變壓力跳閘保護”中間繼電器5ZJ，導(dǎo)致B號機組跳閘，是造成本次事件的直接原因。在主變停電檢修中沒有及時對該電纜進行良好的檢查和維護，使該控制電纜接頭自投入運行4年多時間里，這一潛伏性絕緣缺陷，沒有及時的發(fā)現(xiàn)和處理，是造成該事件的間接原因。主變壓力釋放閥動作保護，在設(shè)計規(guī)程GB-1485中規(guī)定“該保護可以作用跳閘，也可以作用于信號”，因此東北某省電力勘測設(shè)計院在設(shè)計時，上述兩個回路設(shè)計都有，而且在施工時按設(shè)計安裝了上述兩個回路，機組至投入運行后，該保護一直投入運行，各級管理人員和繼電保護專業(yè)人員，對該保護是否一定作用跳閘疏于管理，在DL/572-95電力變壓器運行規(guī)程中5.4中，明確規(guī)定：“變壓器的壓力釋放閥接點宜作用于信號”。其含義是該壓力釋放閥動作可靠性差，易造成主變的誤動。

2.3采取措施

2.3.1分別對B號主變A、B號壓力釋放閥接線處進行重新絕緣處理及防水處理，測量其絕緣為200 MΩ。

2.3.2運行中無法對A號主變壓力釋放閥接線進行檢查，待機組停電檢修時進行全面檢查處理。

2.3.3結(jié)合今年檢修對B號主變壓力釋放閥接線進行改造。取消該控制電纜的中間接頭和全廠壓力釋放閥接點僅作用于信號改造，取消壓力釋放閥跳閘回路或?qū)⒃摶芈返谋Ｗo壓板斷開，并在運行規(guī)程中對壓力釋放閥動作后的處理進行重新補充規(guī)定。

2.3.4舉一反三，結(jié)合今后設(shè)備檢修，對全廠所有跳閘回路和二次回路全面進行檢查，重點是室外二次回路電纜的中間接頭。

2.3.5各級專業(yè)管理人員及各專業(yè)的專業(yè)人員，要加強對規(guī)程制度的學(xué)習(xí)，加強專業(yè)管理，消除管理上的漏洞。

3、電力變壓器套管內(nèi)部嚴(yán)重缺油造成事故

3.1事件經(jīng)過

8月14日20時47分220千伏(kV)變電所一聲巨響，SSPSL-150000/220/Y0/Y0/D高備變220千伏(kV)側(cè)W相套管爆炸著火。主控制室警鈴、警報響，中央信號盤“主機、主變掉牌”信號表示，高備變盤“壓力下降”、“瓦斯回路故障”、“輕瓦斯動作”、“通風(fēng)回路故障”信號表示，開關(guān)掉閘。

高備變220千伏(kV)側(cè)W相套管著火，人員迅速打119報警，同時拉開高備變?nèi)齻?cè)開關(guān)、刀閘，組織救火，接到報警后，相關(guān)人員將火撲滅。

3.2原因分析

3.2.1事故直接原因，變壓器W相套管缺油經(jīng)分析認(rèn)為，由于變壓器套管內(nèi)部嚴(yán)重缺油，加之有潮氣侵入，(該地區(qū)持續(xù)下雨)在套管內(nèi)部導(dǎo)電桿上部電容芯上邊緣處，電場分布不均勻、電場強度大、對地電位高，先產(chǎn)生電暈和局部放電，然后沿電容芯表面爬電，最后經(jīng)套管法蘭和箱體及地線放電擊穿(變壓器器身接地線已熔斷)，造成W相套管接地性故障，并引起套管爆炸，引發(fā)套管絕緣油的燃燒起火。對變壓器本體產(chǎn)生高溫烘烤，使得變壓器W相附近局部溫度急劇升高，在高溫作用下氧化、分解而析出各種成分的氣體，內(nèi)部形成氣流，造成矽膠罐密封薄弱處向外噴油。與此同時新機高備變重瓦斯保護動作。造成W相套管燒損的主要原因是該套管缺油，潮氣侵入或可能進水而引發(fā)沿面放電擊穿，最后導(dǎo)致套管爆炸。

3.2.2間接原因

一是檢修維護不到位:新機高備變于2009年6月5日進行了春檢預(yù)試工作，并未發(fā)現(xiàn)任何異常情況，但沒有對變壓器進行全面的檢查。多年來，高備變未進行過大修，電氣檢修人員對設(shè)備底數(shù)不清，最終導(dǎo)致高備變損壞事故發(fā)生。二是化學(xué)對油質(zhì)監(jiān)督不力�；瘜W(xué)《油分析監(jiān)督管理》規(guī)定要定期進行絕緣油的分析工作，但新機高備變套管從未進行過油質(zhì)分析，致使變壓器套管缺油狀況未能及時被發(fā)現(xiàn)。

3.3采取措施

3.3.1 嚴(yán)格執(zhí)行《關(guān)于防止電力設(shè)備事故的25項重點要求》，按照可操作、可執(zhí)行的原則，認(rèn)真制定反事故措施計劃并認(rèn)真加以執(zhí)行和考核。

3.3.2 認(rèn)真貫徹執(zhí)行預(yù)防性試驗規(guī)程，做到不漏項，可核查。針對變壓器、套管、斷路器等充油設(shè)備的油品質(zhì)量進行嚴(yán)格監(jiān)督檢查，做到定期巡查，定期取樣化驗。對所有220千伏(kV)、35千伏(kV)油浸設(shè)備進行全面認(rèn)真細(xì)致的普查。尤其是油位、油溫、環(huán)境溫度的檢查。

3.3.3 對所有220千伏(kV)、35千伏(kV)油浸設(shè)備進行油色譜和油質(zhì)特性試驗。

驗報告，重點檢查電容型套管的介質(zhì)損耗和電容量的變化，對監(jiān)測數(shù)據(jù)進行綜合性趨勢分析，對查出有異常的設(shè)備要立即進行復(fù)試。

3.3.4 根據(jù)現(xiàn)場實際情況，對運行規(guī)程進行認(rèn)真修改，補充對變壓器各項參數(shù)檢查的項目和條款，完善檢查制度和崗位責(zé)任制。通過此次事故，舉一反三，對其它電氣設(shè)備的油質(zhì)監(jiān)督全部復(fù)查一遍，發(fā)現(xiàn)問題及時解決，避免同類事故再次發(fā)生。

4、電力變壓器內(nèi)部放電造成跳閘

4.1 變壓器內(nèi)部放電造成跳閘

4.1.1 某廠3號主變內(nèi)部存在放電故障，機組設(shè)備被迫停運。原因：B相線圈上部鋼壓圈與壓頂螺帽之間的絕緣墊塊移位脫落，造成鋼壓圈與壓頂螺帽之間放電，有明顯的放電痕跡，致使鋼壓圈形成“短路匝”。造成變壓器內(nèi)部放電故障。

4.1.2某廠1號主變高壓側(cè)A相套管總烴超過注意值、氫氣超過注意值。1號主變被迫停止運行，更換1號主變A相高壓套管。原因：含氣空腔中的放電，已導(dǎo)致固體絕緣物產(chǎn)生放電痕跡或穿孔，這種空腔是由于不完全浸漬、氣體過飽和、空吸作用、高濕度等原因造成。

4.1.3某廠1號主變高壓側(cè)B相套管噴油，被迫停機。原因：由于氣溫低(-21度)造成主變高壓側(cè)B相套管穿芯鐵桿與導(dǎo)電桿收縮率不同，又由于穿芯鐵桿上部緊固螺絲有所松動，導(dǎo)致下部接線頭與導(dǎo)電桿下端面接觸不良，由于鐵桿過熱放電產(chǎn)生大量熱量，將套管中油加熱，體積膨脹壓力增大，使油從套管從上部噴出。

4.2防范措施：

4.2.1加強封母、主變引線、變壓器鐘罩等大電流元件的檢查、清掃工作，防止大電流設(shè)備運行中發(fā)熱。

4.2.2 重視接地網(wǎng)及電氣設(shè)備接地引下線的定期檢查，防止接地裝置腐蝕斷裂、接地故障電流燒斷接地裝置等事故發(fā)生。

4.2.3 做好變壓器的冷卻系統(tǒng)的檢查、沖洗工作，保證主設(shè)備安全運行。加強充油設(shè)備的油氣色譜監(jiān)督，及時跟蹤異常油設(shè)備運行情況。巡檢中，應(yīng)高度重視主變高壓套管的油位，防止高壓套管缺油爆炸引起主設(shè)備損壞。

4.2.4 充分利用遠(yuǎn)紅外設(shè)備，定期進行電氣設(shè)備帶電測溫工作。重視高壓套管、主變引線接頭、刀閘觸頭等帶電接觸面的監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)異常及時上報。定檢期間應(yīng)重視開關(guān)設(shè)備、變壓器設(shè)備以及互感器設(shè)備上銅鋁接頭的檢查，防止斷線事件發(fā)生。

4.2.5 重視電瓷設(shè)備的防污閃工作，做到逢停必掃。惡劣天氣應(yīng)增加巡視次數(shù)，發(fā)現(xiàn)絕緣表面放電嚴(yán)重設(shè)備及時上報廠部協(xié)調(diào)處理，防止污閃事故發(fā)生。重視升壓站支柱瓷瓶的運行安全性，嚴(yán)防升壓站瓷瓶斷裂事故發(fā)生，定檢期間重視母線側(cè)支柱瓷瓶的檢查和更換工作，重點檢查瓷瓶鑄鐵根部、頂部轉(zhuǎn)動部位，發(fā)現(xiàn)異常應(yīng)及時更換。運行人員提高巡回檢查的質(zhì)量，在氣候異常的天氣時重點對變壓器外部的檢查，加強對變壓器油溫和油位的監(jiān)視。