大型電力變壓器幾例故障分析

電力變壓器是工、礦企業(yè)，電力系統(tǒng)發(fā)變電企業(yè)的核心設(shè)備，安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行與否，輕則關(guān)系到企業(yè)的安全和經(jīng)濟(jì)效益，發(fā)生變壓器設(shè)備事故還將影響或干擾國民經(jīng)濟(jì)的穩(wěn)定運(yùn)行。作者結(jié)合近期幾例電力變壓器事故調(diào)查報(bào)告進(jìn)行分析，以期引起廣大電力工作者對電力變壓器的重視。

1、繞組引線固定支架斷裂差動保護(hù)動作

1.1 事件經(jīng)過

2009年6月21日12時(shí)51分，某廠 1號機(jī)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(hù)壓板，主變溫度高保護(hù)動作掉閘。19時(shí)18分，1號發(fā)電機(jī)帶1號主變零起升壓至1號發(fā)電機(jī)靜子電壓9500V時(shí)，電氣主控室事故喇叭響，1號機(jī)控制盤：“主變輕瓦斯”、“主變重瓦斯“、 “保護(hù)動作”“錄波器動作”信號亮。1號發(fā)電機(jī)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(hù)動作掉閘。

1.2 事故處理

19時(shí)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(hù)壓板。19時(shí)18分，1號發(fā)電機(jī)帶1號主變壓器零起升壓至1號機(jī)靜子電壓9500V時(shí)，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(hù)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(hù)誤投掉閘是造成1號機(jī)組掉閘的主要原因。

1.4.2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(hù)和V、W相差動保護(hù)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(jìn)行更改。將變壓器低壓側(cè)所有引出線進(jìn)行重新加固，對接觸面的平整度重新進(jìn)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(qiáng)繼電保護(hù)的日常維護(hù)和校驗(yàn)工作，消除“重裝置輕回路”的思想和行為，對其它保護(hù)裝置，利用設(shè)備停運(yùn)機(jī)會進(jìn)行檢查，對改造保護(hù)要徹底檢查。

1.6.2今后在改造、校驗(yàn)工作中要詳細(xì)檢查保護(hù)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(jī)定子接地保護(hù)由原9秒發(fā)信號，改為0秒發(fā)信號，以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)發(fā)電機(jī)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(yùn)后，加強(qiáng)油色譜分析工作，投運(yùn)后第1天、第3天、第5天、第10天、第15天、1個(gè)月、1個(gè)半月、2個(gè)月時(shí)刻分別對變壓器油取樣進(jìn)行色譜分析和油中微水分析。

1.6.5 改進(jìn)目前取油樣方法,取油樣時(shí)，應(yīng)全過程應(yīng)在全密封的狀態(tài)下進(jìn)行，油樣不得與空氣接觸，應(yīng)同時(shí)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(jìn)入夏季大負(fù)荷期間，氣溫較高，運(yùn)行、點(diǎn)檢和檢修維護(hù)人員要加強(qiáng)對1號主變壓器的巡視，及時(shí)記錄溫度變化，監(jiān)視變壓器運(yùn)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(jìn)行監(jiān)視和檢查。⑧嚴(yán)格按照變壓器檢修工藝要求進(jìn)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(qiáng)人員責(zé)任心，及時(shí)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(shí)16分, 1號主變零起升壓正常后并網(wǎng)。

SSPB--240000/220

2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(shí)03分，運(yùn)行中的B號機(jī)組“主變SPF7—360000/220壓力跳閘”保護(hù)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(hù)動作”、來牌。在對B號發(fā)變組壓力跳閘電纜測絕緣時(shí)，發(fā)現(xiàn)該電纜101對157相間絕緣為0MΩ。進(jìn)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(yùn)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(yùn)行中擊穿，形成導(dǎo)電通道，啟動了“B號主變壓力跳閘保護(hù)”中間繼電器5ZJ，導(dǎo)致B號機(jī)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(shí)對該電纜進(jìn)行良好的檢查和維護(hù)，使該控制電纜接頭自投入運(yùn)行4年多時(shí)間里，這一潛伏性絕緣缺陷，沒有及時(shí)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(hù)，在設(shè)計(jì)規(guī)程GB-1485中規(guī)定“該保護(hù)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(jì)院在設(shè)計(jì)時(shí)，上述兩個(gè)回路設(shè)計(jì)都有，而且在施工時(shí)按設(shè)計(jì)安裝了上述兩個(gè)回路，機(jī)組至投入運(yùn)行后，該保護(hù)一直投入運(yùn)行，各級管理人員和繼電保護(hù)專業(yè)人員，對該保護(hù)是否一定作用跳閘疏于管理，在DL/572-95電力變壓器運(yùn)行規(guī)程中5.4中，明確規(guī)定：“變壓器的壓力釋放閥接點(diǎn)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(jìn)行重新絕緣處理及防水處理，測量其絕緣為200 MΩ。

2.3.2運(yùn)行中無法對A號主變壓力釋放閥接線進(jìn)行檢查，待機(jī)組停電檢修時(shí)進(jìn)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(jìn)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(diǎn)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(hù)壓板斷開，并在運(yùn)行規(guī)程中對壓力釋放閥動作后的處理進(jìn)行重新補(bǔ)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(jìn)行檢查，重點(diǎn)是室外二次回路電纜的中間接頭。