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
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。
变压器绝缘事故的分析与预防
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
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。
(完整版)变压器事故案例分析
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（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。
大型变压器事故防范正式版
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。
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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
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
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
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。
大型变压器事故预防措施分析
器身结构抗短路强度差是个较为突出的问题。由于我国大短路容量试验条件所限，对大容量变压器的机械强度设计计算和紧固质量无法有效考核，制造方面又不够重视，因此在运行中发生问题比较多。据统计，110kV变压器由于抗短路强度不够而损坏占这类事故的大部分。损坏的主要原因有以下几方面：
（1）高低压绕组压紧度不均。采用同一压板压紧高低压两个绕组，由于高压和低压两个绕组的高度在绕制过程中很难控制成一样高，又由于导线尺寸以及绝缘尺寸的不同，难以保证两个绕组压缩到同样的紧度。当发生外部短路时，两个绕组的抗短路强度就不同，弱者就会发生损坏。
目前比较成熟的在线监测和检测技术：一是变压器红外监测。通过对变压器红外测温，可以直观、明了地发现诸如接头发热、本体局部过热、冷却系统堵塞、油枕、套管虚假油位、油路堵塞、套管受潮介损增大等缺陷。二是色谱在线监测。目前国内一些厂家和院校已研发出在线分离和分别检测变压器油中H2、C0、CH4、C2H2、C2H4、C2H6六种溶解气体的在线监测装置并得到了广泛应用。三是变压器局部放电监测。目前取得较好应用效果的局部放电在线监测方法主要有脉冲电流ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ、超声法和超高频法等三种方法。四是变压器器身振动在线监测。可以用来监测变压器夹件、绕组、铁芯等松动故障。此外还有套管绝缘参数、铁芯对地电流的在线监测技术等。
二、大型变压器事故的预防
1.产品设计方面的问题
结构设计是大型变压器运行可靠性的基础。如设计不当或不成熟在运行中将会发生事故。作为使用部门要重视设计、了解设计。在订货时要结合运行中发生的事故，对相关的设计情况进行了解并提出改进意见。作为设计部门在设计时要考虑我国的实际条件，即工艺和材质的分散性，在关键部位应留有足够的裕度。这个问题不但存在，而且具有一定的普遍性。建议从以下几个方面考虑产品的裕度和可靠性：主要设计参数是否合适，比如重量、损耗不能过于偏小；制造厂该类产品的运行业绩、可用系数、事故率、出厂实验、一次通过率等。实验项目和标准要严格按照国家标准规定执行。
一起500kV变压器绝缘故障分析
一起500kV 变压器绝缘故障分析500kV 变压器是电力系统中的重要设备之一，它用于将高压输电线路中传输的电能降压为低压，满足用户的用电需求。
然而，在使用过程中，变压器可能会出现各种故障，其中绝缘故障是一种比较常见的问题。
本文将从绝缘故障的类型、故障原因、检测方法以及预防措施等方面探讨500kV 变压器绝缘故障的分析与解决。
一、绝缘故障类型在500kV 变压器中，常见的绝缘故障类型包括以下几种：1、绕组夹层短路：由于绕组中的绝缘层破损或质量不良，导致相邻层之间发生短路，造成绕组内部电场分布不均，引起局部放电，最终导致绕组故障。
2、绕组端部放电：由于绕组传输电能的电场强度集中在绕组端部，绝缘层质量不良或受到机械损伤，导致局部放电，最终引起绕组端部故障。
3、油介质变质：变压器中的绝缘介质主要是油，长时间使用后，油中的添加剂会逐渐分解，使其性能下降。
油介质发生变质会导致绝缘性能降低，加速绕组老化，引起故障。
4、系统过电压：系统突发、短期的大电流和过电压事件会破坏变压器内部的绝缘，引起绝缘故障。
二、绝缘故障原因绝缘故障产生的原因是多方面的，下面列举了几个比较常见的原因：1、制造工艺不良：制造中的不良工艺会导致绝缘层厚度不均匀、气泡、缺陷等，增加了绝缘破损的概率。
2、操作不当：在变压器的安装、运行、维护等操作过程中，如果操作不当或操作人员素质不高，容易引起绝缘故障。
3、老化：随着变压器使用时间的增长，绝缘材料会老化、劣化，导致绝缘性能降低，增加故障的可能性。
4、环境因素：500kV 变压器常处于高温、潮湿、油污等恶劣环境中，这些环境因素会加速绝缘老化，引起故障。
5、外力因素：如雷击、振动、机械损伤等外力因素也可能导致绝缘故障的发生。
三、绝缘故障检测方法针对500kV 变压器绝缘故障的检测方法，主要包括以下几种：1、绝缘电阻测试：变压器应在停机状态下进行电阻测试，测试后应将测量结果与标准值进行比较。
如果测量值低于标准值，则说明变压器存在绝缘故障。
2021年大型变压器事故预防措施分析
大型变压器事故预防措施分析1 防止变压器绝缘损坏1.1 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1.2 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1.3 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。
1.4 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。
1.5 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。
1.6 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1.7 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1.8 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1.9 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1.10 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1.11 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。
1.12 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。
变压器爆炸原因分析及预防
变压器爆炸原因分析及预防变压器是电力系统中重要的电气设备，其主要作用是将电能进行变压和传输，使得电能能够在不同电压等级下传输和使用。
然而，由于变压器运行时的各种原因，有时会发生爆炸事故，严重威胁人身安全和电力系统的稳定运行。
因此，对于变压器爆炸的原因进行分析，并采取预防措施非常重要。
1.设备过载：当变压器负载超过额定负载时，会导致变压器过热，从而引发爆炸事故。
这可能是由于电气负荷突然增加、长期过载或者短路故障引起的。
2.绝缘失效：变压器的绝缘材料包括绕组和油介质。
当绝缘失效时，短路电流可能在绕组中形成大电流，从而导致变压器爆炸。
绝缘失效可能由于老化、折返不良、电击波、过电压等原因引起。
3.绕组故障：绕组的接线端子、引线或绕组本身出现故障时，可能会导致电流异常，产生局部加热、短路或电弧，进而引发爆炸。
4.冷却系统故障：变压器冷却系统的异常运行，如油泵故障、冷却水或冷却气流不足等，会导致变压器内部温度升高，引发爆炸。
5.雷击和过电压：当遭受雷击或系统产生过电压时，会导致变压器绝缘破坏、内部短路和局部过热，从而引发爆炸。
针对以上原因，可以采取以下措施进行预防：1.预防过载：合理规划电力负荷，确保变压器运行在额定负荷范围内。
在设计和选型时，应考虑电器设备的使用情况、电流变化范围等因素。
2.定期检测和维护：定期检查变压器的电气和机械状态，及时发现和排除潜在问题。
特别是要加强对绝缘状况的检查，定期进行油质分析和检验。
3.精心施工和绝缘设计：在安装和绝缘设计过程中，应采取严格的施工标准和技术要求，确保绕组和绝缘材料的接触良好、绝缘可靠。
4.完善的冷却系统：加强冷却系统的维护，确保冷却水、冷却气流等资源充足。
对于重要的变压器，可以考虑安装温度和湿度监测装置，及时报警并采取措施。
5.防雷和过电压保护：在变压器的绝缘设计和安装过程中，应考虑天气条件和周围环境，增加防雷装置和过电压保护装置。
同时，定期对保护装置进行检查和维护，确保其正常工作。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故安全技术措施
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故安全技术措施为了防止变压器、互感器事故，依据电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、电力部《66kV及330kV电压、电流互感器预防事故的技术措施》、水电部《预防大型变压器事故的技术措施》、《关于加强变压器消防设施的通知》结合公司实际状况，特制定本平安技术措施。
1预防大型变压器损坏事故：1.1预防变压器的绝缘击穿事故1.1.1防止水分及空气进入变压器1.1.1.1每年检查套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸管道等处的密封状况，应的确良好，结合检修进行检漏试验。
1.1.1.2强迫油循环的变压器，对于潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根等，每次检修后，密封垫应安装正确，保持完好；不允许使用性能不明的耐油胶垫。
潜油泵入口处消失的渗漏油应特殊留意。
1.1.1.3呼吸器的油封应留意加油和维护，保证畅通。
干燥剂应保持干燥，使用变色硅胶。
1.1.1.4110kV及以上的变压器应采纳真空注油以排解内部的气泡，其真空度应符合制造厂要求，防止变压器变形。
1.1.1.5禁止带电补油或滤油。
1.1.1.6当轻瓦斯爱护发信号时，应准时取气，判明成分，并取油样作色谱分析，查明缘由。
如因空气漏入，使轻瓦斯爱护频繁动作时，也要准时排解故障，不得长期运行。
若气体色谱分析中乙炔含量较高，超过《电气设备预防性试验规程》的允许范围，并经过分析表明可能存在放电性故障时，应将变压器停运，抓紧进行处理。
1.1.1.7气体继电器的接线盒应防水，每次检修后应将防水装置恢复。
1.1.2防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器1.1.2.1潜油泵的轴承，应采纳E级或D级，可将其改为向心推力球轴承；禁止使用无铭牌、无级别的轴承。
油泵应转速不大于1000转/分的低速油泵。
运转中如消失过热、振动、杂音及严峻渗漏油时，应马上停运并准时加以检修。
大修后的潜油泵，应使用千分表检查叶轮上端密封环外圆的径向跳动公差，不得超过0.07mm。
电力变压器火灾事故案例分析
电力变压器火灾事故案例分析一、案发经过2018年5月15日，某市某变电站的500kV变压器在运行过程中突然发生了火灾。
火势迅速蔓延，变压器发生了爆炸，造成了严重的人员伤亡和财产损失。
经过初步调查，事故发生的原因是变压器内部绝缘材料老化，导致绝缘击穿并引发火灾。
同时，变压器周围的消防设施不完善，未能及时控制火势，最终导致了这起重大火灾事故。
二、事故原因分析1. 变压器内部绝缘老化变压器是电力系统中的重要设备，用于对电压进行升降。
在运行过程中，变压器内部会产生电磁感应和热量，长时间运行会导致绝缘材料老化。
在这起事故中，变压器内部的绝缘材料出现了老化现象，随着时间的推移，绝缘材料的绝缘性能逐渐下降，最终产生了击穿现象，导致了火灾的发生。
2. 消防设施不完善在这起事故中，变压器周围的消防设施不完善，未能及时控制火势。
一方面是因为变压器周围的消防设施配置不足，另一方面是因为变压器火灾的发生很快，消防人员未能及时赶到，无法对火势进行有效地控制。
3. 管理不善另外，变压器的运行管理也存在问题。
由于变压器的绝缘老化是一个慢性过程，需要对变压器的绝缘材料进行定期的检测和维护，以确保其正常运行。
然而，在这起事故中，变压器的绝缘材料老化问题未能得到重视，没有进行定期的检测和维护，导致了火灾的发生。
三、事故教训1. 提高变压器的日常维护管理水平在这起事故中，变压器的绝缘材料老化问题未能得到重视，没有进行定期的检测和维护。
因此，对于变压器的日常维护管理，应该加强对绝缘材料的定期检测和维护，及时发现问题并进行处理，以确保变压器的安全运行。
2. 加强变压器周围的消防设施配置为了应对变压器火灾的发生，需要加强变压器周围的消防设施配置。
包括设置灭火器、喷淋系统等消防设备，并且定期对这些设备进行检查维护，以确保其正常运行，及时控制火势的扩散。
3. 加强员工的消防培训除了加强变压器周围的消防设施配置，还需要对变压器周围的员工进行消防培训，提高员工的火灾应急处理能力，确保在发生火灾时能够及时、有效地应对。
浅析电力变压器的事故及保护预防措施
浅析电力变压器的事故及保护预防措施作者：边晓东来源：《科技资讯》 2012年第29期边晓东(内蒙古鄂尔多斯电业局修试处内蒙古鄂尔多斯 017000)摘要:随着我国经济建设的不断发展,我国电力工业规模也迅速壮大起来,电力变压器的使用也快速增长。
在电能的传输和配送过程中,电力变压器是能量传输、转换的关键,是国民经济各行各业和千家万户能量来源的基础,是电网中最关键的设备。
电力设备的安全运行是杜绝电网重大事故的第一道防御系统。
因此,本文通过对电力变压器的常见事故入手,提出变压器相应的保护预防措施。
关键词:电力工业变压器事故国民经济中图分类号:TM63 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)10(b)-0132-011 电力变压器概述现阶段,电力作为和行各业广泛采用的能源,成为行业运行的基础条件。
而对于远距离用地地区要经过传输。
当传输的功率固定保持不变时,传输的电压越高,则所需的电流越小,因为电压将正比于电流。
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。
就目前现状来看,要想制造电压很高的发电机,技术要求较高,无法达到,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,这种设备就是所说的变压器。
另一方面,在受电端通过用降压变压器将高压降低到配电系统的电压,还要经过一系列配电变压器将高压降低到合适的范围内的值以供使用。
一般来讲,用于交流电能转换的电气设备就是变压器。
它能够把一种交流电压、交流电流的电能转换成相同频率的另一种交流电压、交流电流的电能。
电压经降压变压器变压后,通过获得各种用电设备所需的电压,获得相应的电能,来满足用户所用电的需要。
变压器在运行过程中,在各种因素的影响下可能导致变压器出现故障；当变压器出现故障时,就会限制发电机的出力,对部分用户的供电量就会减少；忽视变压器的检查,如果不及时维修发现事故并进行处理,可能对整个电网安全可靠供电系统造成很大的威胁,也会影响整个国民经济的发展水平和速度。
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大型电力变压器绝缘事故的分析与预防正式版
大型电力变压器绝缘事故的分析与预
防正式版
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1 概述
变压器的安全运行受到绝缘事故的威胁，因此，在变压器的制造、安装、检修和运行过程中，对变压器绝缘系统的安全十分重视。
本文着重分析引起变压器绝缘事故的原因以及对绝缘事故的预防。
2 绝缘事故产生的原因
2.1 绝缘事故概述
变压器的绝缘系统是一个绝缘配合问题。
合理的绝缘配合是指变压器绝缘的耐受电场强度（以下简称“场强）大于其受
到的作用场强，并有一定的裕度。
当绝缘配合受到破坏，便引起绝缘事故的发生。
2.2 作用场强失控引起的绝缘事故
1）长期工作电压
长期工作电压失控的问题是不存在的，但这不等于作用场强不失控。
因为在一定的电压下，如果发生电场畸变，作用场强就会发生变化，引起电场畸变的原因有金属导体悬浮、导体上有尖角毛刺以及导电尘埃的积集等。
例如：高压套管均压球安装时未拧紧或在运行中振松，就形成了悬浮导体，产生足以使油隙击穿的作用场强，引起局部放电和使变压器油分解出乙炔。
2）暂时过电压
工频电压短时升高或谐振过电压统称暂时过电压。
当工频电压升高超过设计值时，便可能发生铁心的过激磁。
在过激磁的状况下，一方面激磁电流的数值迅速增大，另一方面激磁电流中的谐波分量迅速增多。
过激磁的倍数越大，则越严重。
其后果是造成靠近铁心线圈的导体局部过热，引起匝间绝缘击穿。
国外文献多次报导过此类事故。
3）操作过电压
电压等级超过220kV的变压器对操作过电压采取了有效的保护措施，所以至今未发现在操作过电压下的破坏事故。
220kV 及以下变压器的操作过电压的作用场强有失控的可能性，足以引发事故。
例如：在
空载合闸时发生线圈匝间或层间短路；在切低压侧补偿电容器时，引起低压引线对油箱放电；多次不同期合闸时，引起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保护比较健全，一般比较安全。
但有些变压器的中、低压侧的耐雷水平较低，导致雷击损坏变压器的事故时有发生。
如：220kV变压器，低压35kV侧发生过多次雷击损坏事故；110kV 三绕组变压器的中压35kV侧或低压10kV 侧也发过生雷击损坏事故。
2.3 耐受场强下降引起的绝缘事故
耐受场强下降是指变压器在运行中由于受到污染而使绝缘处于非正常状态。
引
起污染的原因很复杂，常见的有以下3种：
1）绝缘受潮
正常的油纸绝缘耐受场强很高，在正常运行电压下，匝绝缘是不可能发生击穿事故的；但是实际情况是，变压器绕组绝缘事故由匝绝缘事故引起的可能性占到所有绝缘事故的80％～90％，其原因是油纸绝缘对水有极大的亲和力，其受潮后绝缘强度会直线下降。
一般的变压器在出厂前已做了绝缘强度试验，因此绝缘强度达到了国家标准。
但是，在运输过程中或待安装过程中，就不能保证绝缘不受到破坏。
所以，在变压器安装之前，一般都要进行吊芯检查。
吊
芯前天气须为晴天，相对湿度小于65％，器身温度要高于周围环境温度10℃。
变压器油的绝缘应符合国家规定标准由于吊芯过程中器身绝缘表面受潮，为驱除潮气，必须利用真空滤油机进行热油循环。
在热油循环过程中油加热时脱水缸温度控制在70～75℃，油箱温度应>50℃，热油循环连续时间以24h为宜，如果达不到要求，必须延长热油循环时间。
在严寒的冬季，为了提高热油循环的效率，必要时，须对变压器器身采取必要的“保温”措施，防止变压器器身温度由于外界环境温度过低而降低。
绝缘受潮事故可分为突发性受潮事故和渐变性受潮事故。
突发性受潮事故是指泼进水或吸进水引起的事故，有以下几种情况：套管“将军帽”密封不严，吸进的水分沿高压出线渗到线圈上，引起中部进线的高压线圈匝间短路；抽真空时将水打到线圈上，引起高压线圈烧毁；水冷却器漏水，引起线圈烧毁；油箱顶盖上的铁心接地套管或定位钉胶垫密封不严，进入水分引起线圈烧毁；套管均压球内积水，安装时将水倾倒到线圈上，引起高压线圈烧毁；变压器在带油运输中受潮，安装时未发现，投运后线圈烧毁；注油前未将进油管内的积水冲洗掉，且从上部进油，水混在油中淋到器身上，引起绝缘击穿；储油柜内积水，补油时将水冲到线圈上，引起线圈烧毁。
渐变性受潮事故是指绝缘整体受潮，随着油的循环，水分在绝缘中局部累积到一定程度后，引起的绝缘事故。
如：水分沿围屏内油道集积，引起围屏树枝状放电；在电场最大处的匝间残留了硅胶，硅胶吸水后传给匝绝缘，使匝绝缘局部受潮，引起匝间短路。
总之，分析正常工作电压下的绝缘事故时，首先要考虑有没有绝缘受潮。
因为正常工作电压下的绝缘裕度很大，除水分以外，很少有其它破坏绝缘的因素存在，能将绝缘的耐受强度下降到耐不住正常工作电压的强度。
2）金属异物
变压器器身上如残留金属导体，由于
产生局部放电或将绝缘磨损，在发生过电压时或正常的工作电压下就有可能引起绝缘击穿损坏；但自上世纪80年代以后的变压器发生这类事故的可能性不大，因为生产厂家和现场都开展了局部放电试验，对检出金属异物是很有效的。
3）尘埃微粒
尘埃微粒包括导电性微粒、半导电性微粒、导磁性微粒、绝缘纤维及纸屑等。
导电性、半导电性微粒（铜末、铝末、碳末等）在电场作用下会沿电力线排列，使电场畸变，因而引发放电事故或发生油流带电现象。
导磁性微粒（铁末）在磁场作用下会沿磁力线排列，排列后容易引起铁芯多点
接地故障。
这种类型的故障，可以用冲击电流法将其冲散；但变压器恢复运行后不久，可能再次发生接地。
再有，纤维在油中漂移，容易吸收水分，当漂移到裸导体电极之间时，形成“易击穿点”，激发低压引线之间的击穿放电。
这种放电过后，如果导体烧损不严重，可以恢复送电，但恢复送电后要多观察变压器在运行中有无异常现象。
3 预防绝缘事故的措施
预防绝缘事故的根本措施，从制造来说，是要严格按设计工艺要求进行生产；从安装和检修来说，要严格执行安装检修规范；从运行来说，要严格保证运行在额
定工况条件下。
一般来说，变压器通过出厂和交接试验证明绝缘良好，在运行中又得到良好的维护，其绝缘是不可能损坏的。
相反，如果变压器的密闭性遭到破坏，器身受到污染，则制造质量再好的变压器也可能损坏。
——此位置可填写公司或团队名字——。