主变压器220kV线圈匝间绝缘损坏事故

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：2006-8-112003-09-23，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。

220kV主变压器故障原因分析

变电站主变压器是电网中的重要设备之一，主变压器发生严重故障时，往造成严重后果，往损失大量负荷，因此，其出现的故障及时、确地进行诊对准
断，系到整个电网的安全稳定运行。２０关０９年６月１２日１０时４分，供电公司一座运行中的２０ｋ６某２Ｖ
分有效，去磁后测量数值稳定。根据表２表３具体、
测量数据排除了主变压器二次线圈存在故障的可能
性，故障诊断和变压器的返厂检修提供了可靠技为
术支持。
色谱试验数据表明变压器内部有严重电弧放电故障。现场的测试及故障排查最终确认缺陷为２号主变压器Ｕ相高压侧线圈内部故障，分析认为线圈
变压器段间短路是本次故障的直接原因；压器中金属异物或导线上可能存在的毛刺是导致该故障的间接原因。变色谱分析结合高压试验确定的故障部位在吊罩检查中得到了准确验证。故障分析过程中，用低压３０Ｖ三相交在利８流电源给故障跳闸变压器去磁方法，决了故障后大型变压器二次直流电阻和变比测量不准确问题，果明显。解效该
器一、次断路器跳闸。二本文通过对此次事故全过程
斯继电器视窗有气体，占瓦斯继电器视窗容积的约１２气体透明，／，瓦斯继电器内绝缘油的颜色正常，、１

主变压器室火灾应急预案

主变压器火灾应急预案一、总则1。

1为及时、有效、快速处理主变压器火灾事故,避免和降低主变压器火灾事故所造成的重大经济损失和社会影响，避免和减轻主变压器火灾对造成的主设备损坏以及连锁反应事故，根据《湖北**＊＊水电有限责任公司安全生产综合应急预案》的要求，制定《＊＊电站主变压器火灾应急预案》。

1。

2本预案按照“安全第一，预防为主”的方针,以“保人身、保电网、保设备"为原则，依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》内容和有关实施细则，结合我厂客观实际制定。

1。

3主变压器火灾事故，是指220kv主变压器着火事故。

发生变压器着火事故，则必然造成机组解列停运事故，影响上网电量的输出。

在GIS运行正常条件下,2台主变压器同时着火事故的可能性极小,所以在本预案中，主要考虑单台变压器着火事故。

1.4主变压器着火的应急处理，需要动员生产部乃至公司的全部力量，公司全体都有参与主变压器着火事件处理的责任和义务。

二、概况2.1 主变压器安装于*＊电站地下厂房进厂交通廊道左侧,1#主变压器、2#主变压器（SSP—65MV A/220/65MVA）及附属设备分别独立安装在不同的变压器室，单台变压器绝缘油用量为（型号：国产20号，油量：31.5T）.2。

2 两台主变压器配置一套共用的七氟丙烷气体灭火装置（FM—200）,并由各自独立的灭火管路和喷头，经由气体分配阀和相应的氮气驱动瓶和所属灭火管路及喷头，火灾时联动分段关闭钢质电动防火卷帘对着火主变压器采用全淹灭式灭火;此外,还在各主变室配置2只干粉灭火器，用于初期灭火和扑救主变压器附属设备火灾.2.3＊＊电厂电气主系统两组发电机-主变压器组成的扩大单元接线,电压等级分为220kV和10。

5kV两个部分。

2.4电厂电气主接线非正常方式分析：发生主变压器着火停运事故，造成所属机组解列，直接影响我厂上网电量的输出，220kVGIS部分或者全停事故的机率虽然极小,为防患于未然，本预案应予以考虑。

(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。

变压器的故障与事故处理

变压器的故障与事故处理变压器故障主要发生在绕组、铁芯、套管、分接开关和油箱等部位，最常发生的故障是绕组故障。

其中，以绝缘老化和层间绝缘损坏最为多见，其次是套管，分接开关失灵，绝缘油劣化，铁芯和其他零部件的故障较少。

一、绝缘老化变压器绕组一般是A级绝缘。

在正常负荷下，其绝缘材料可以使用20年以上。

如果超负荷运行，其绝缘将加速老化。

绝缘老化后绝缘材料会变黑，并失去原有弹性而变得焦脆。

在这种情况下，只要绕组稍微受到振动或略受摩擦绝缘即可能完全损坏，导致匝间短路或层间短路。

绝缘老化后绝缘性能也明显下降，遇过电压时容易击穿。

为了防止和减缓绝缘老化，必须严格控制和掌握变压器的负荷，严格控制上层油温和温升。

二、绝缘油劣化变压器内的绝缘油在正常情况时，它有很好的电气绝缘性能和合适的黏度。

它能增加绕组层间、相间、绕组与铁芯之间以及绕组与油箱外壳之间的绝缘强度；同时，还能够充满变压器内的所有空隙，排除空气，避免各部件与空气接触受潮而降低绝缘性能。

变压器内的绝缘油还可以通过其循环，把变压器损耗转换的热量散发到油箱外的空气中，从而使变压器的绕组和铁芯得到冷却。

绝缘油有良好的消弧性能，能防止油箱内事故电弧的扩大。

由于绝缘油排除了油箱内的空气，除了有利于绝缘保持原有化学性能和物理性能外，还利于金属的防腐。

运行中的变压器变压器油，有可能与空气接触，并逐渐吸收空气中的水分，降低其绝缘性能。

绝缘油内只要含有/10000的水分，其绝缘性能就会降低为干燥时的1/8。

就是说，绝缘油受潮后容易造成击穿和闪烙，甚至造成事故。

变压器油可吸收和溶解大量气体。

由于油经常在较高的温度下运行，与空气中的氧接触，易生成各种氧化物。

这些氧化物带有酸性，容易使铜、铝、铁和绝缘材料腐蚀，并增加油的介质损耗。

经验表明，油在60～70℃时即开始氧化，但很少发生变质，但温度达到120℃时，氧化就激烈进行，变质加剧。

由于绝缘油劣化是变压器故障的主要原因之一，在运行中应加强对油的管理，注意以下几点：1、按期取样做简化试验，不合格者及时进行处理。

重载220kv变电站主变跳闸的应对措施

重载220kv变电站主变跳闸的应对措施发布时间：2022-12-05T09:07:35.707Z 来源：《福光技术》2022年23期作者：史文丽1 张斌2 [导读] 变压器在过负荷状态下运行，将加速绝缘老化，减少变压器的寿命。

当过负荷很大，运行时间过长，则会使变压器内部温度达到很高，从而损坏变压器。

所以，在很多省市电网调度规程和其它规定中都要求主变按1.3 倍的额定负载运行30 分钟，超过1.3 倍的额定负载必须在最快的时间内将负荷控制在1.3 倍以内。

在重载220kV 变电站，当2 台主变并列运行时，1 台主变事故跳闸会引起另外1 台主变严重过载，如果事故处理速度没有跟上，则会造成主变损坏的设备事故。

1.呼和浩特供电公司2.内蒙古超高压供电公司摘要：本文结合工作实际介绍了一起220kV主变内部故障跳闸事故经过，针对该事故发生的直接原因和事件扩大原因进行了详细的分析。

为避免止类事故的再次发生，本文从设备故障防控、直流隐患排查、主变抗短路能力提高、电网运行方式优化、强化主变油色谱在线监测装置应用等方面列举了防范措施，防止同类事件重复发生。

关键词：220kV主变故障；原因分析；防范措施变压器在过负荷状态下运行，将加速绝缘老化，减少变压器的寿命。

当过负荷很大，运行时间过长，则会使变压器内部温度达到很高，从而损坏变压器。

所以，在很多省市电网调度规程和其它规定中都要求主变按1.3 倍的额定负载运行30 分钟，超过1.3 倍的额定负载必须在最快的时间内将负荷控制在1.3 倍以内。

在重载220kV 变电站，当2 台主变并列运行时，1 台主变事故跳闸会引起另外1 台主变严重过载，如果事故处理速度没有跟上，则会造成主变损坏的设备事故。

1 故障概况某220kV变电站355开关柜内出线电缆头起火，三相电缆主绝缘击穿，三相电缆均有电弧烧伤痕迹，灭火后检查355保护装置显示：355距离I段动作，距离II段后加速动作，355开关跳闸。

220kV油浸式变压器的常见事故处理方法初探

昌吉电业局2010-2011年度科技论文交流材料单位：变电运行工区作者：***日期：2011-6-30220kV油浸式变压器的常见事故处理方法初探【摘要】变压器是变电站中的一个核心设备，它的良好运行对电网安全具有非常重要的意义。

本文就对变压器运行过程中发生的常见事故处理进行概括分析和归纳总结。

【关键词】220kV、油浸式变压器、事故处理一、变压器保护配置要求变压器是变电站的重要电气设备之一，它的安全运行直接关系到整个电力系统的连续稳定运行。

当变压器内部或外部发生各种故障以及变压器附属设备故障引起不正常运行状态时，应尽快地切除故障或发出告警信息通知运行人员及时处理，避免故障扩大。

因此，大型变压器须配备完善的保护装置，一般应配置双套主保护、双套后备保护、非电量保护，并保证两套主保护完全独立，即交流电压电流回路、直流电源回路和出口跳闸回路完全独立。

运行中的变压器一般应装设下列保护：1、瓦斯保护主要针对变压器内部各种故障和油面降低而设置。

重瓦斯保护动作于跳闸，轻瓦斯保护动作于发出信号。

瓦斯保护的基本原理：油箱内部故障产生电弧，使绝缘物质和变压器油分解产生大量气体，根据油箱内部所产生的气体数量和油流速度而动作。

当变压器内部有不正常情况或发生轻微故障时，由于气体产生，当气体继电器中的气体达到一定体积时就动作发出信号，如果异常情况持续发展造成故障，重瓦斯动作跳闸。

2、纵联差动保护主要保护变压器绕组匝间短路、绕组及引出线间的相间短路。

当该保护对单相接地短路灵敏度不符合要求时，可增设零序差动保护。

变压器差动保护是按照循环电流原理构成，即将变压器各侧电流互感器的二次电流进行相量相加。

正常运行和区外故障时，忽略误差和损耗，流入变压器的电流等于流出变压器的电流，保护不动作；内部出现故障时，只有流进变压器的电流而没有流出变压器的电流，保护动作跳闸。

3、过电流保护过电流保护一般是作为瓦斯保护与差动保护的后备保护，还可以作为相邻母线和线路的后备保护。

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。

220kV主变瓦斯保护误动分析与处理

是由于变压器内部故障引起的。将气体释放后，每隔一两天又发生一次此类误动，每次的现象均相同（变压器采用强迫油循环的冷却方式）运行人员该。和相关技术人员到现场进行检查，发现在３号和４号潜油泵处有漏点存在。更换２台潜油泵密封圈，故障消除。
（）动事故一中，瓦被接通，是造成瓦斯保护误动作的
直接原因。从该事故可看出，变电站的设备维护管理制度的执行有待加强，特别是设备隐蔽、特殊部位二次设备的运行维护。对二次电缆应定期进行绝缘检查，及时发现安全隐患。另外，该台变压器在安装过
在气温为３～３ ℃下运行，上层油温为７～８ ℃。在３５５Ｏ
故是由于该气体继电器的电缆转接盒处因绝缘击穿，将瓦斯保护的跳闸回路接通，引起瓦斯保护出口跳
闸。
系统无任何冲击的情况下，重瓦斯保护突然动作跳
闸，经试验和检查，证明其原因是呼吸器堵塞。又如某台变压器投运半年后，轻、重瓦斯保护动作，且压力阂喷油，但色谱分析正常，经检查，其原因为变压器气囊呼吸堵塞。（）压器受到较强的振动（地震、施工爆破）４变如，

变压器故障分析及事故处理

变压器故障分析及事故处理(总7页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----内页可以根据需求调整合适字体及大小--变压器故障分析及事故处理[摘要]变压器是变电站电力系统中最重要的电气设备之一，承担着电力分配、运输及输出电压变换等重要职能。

变压器的安全可靠性是保障电力系统可靠运行的必备条件，本文针对变电站变压器运行中的常见故障进行分析，提出防范和处理，确保电力系统的安全高效运行。

[关键词]变压器故障处理中图分类号：文献标识码：A 文章编号：1009-914X （2015）07-0023-01引言随着电力系统规模的扩大，变压器单机容量随之增大，变压器发生故障对电力系统的影响扩大，对国民经济造成的损失也愈来愈大。

近年来国产大型变压器的事故情况呈逐年下降的趋势，但就统计数据来看，主要是110kV、220kV和500kV级变压器发生损坏、出现事故概率比较大。

如何在变电设备出现故障或者异常后，以最快的速度正确处理，将事故根源切除，避免事故扩大，同时又保证设备的安全运行，确保用户能够正常用电，是当务之急。

一、变电站变压器概述变压器是变电站电力系统中最关键的电气设备之一，它的正常运行是对发电厂电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证。

变压器的作用是将发电机端的电压升高以后再输送出去，以此来保证电压的平稳过渡运行。

因此，必须最大限度地防止和减少主变故障和事故的发生。

但变压器在长期运行中，故障和事故不可避免。

变压器一旦发生故障，不仅会减少和中断对部分用户的供电，威胁电网供电的安全可靠性，还可能会造成电力事故。

在变压器发生事故时，应及时、准确、快速的进行故障处理，杜绝事故或避免事故的扩大。

二、常见变压器故障及原因（一）绝缘故障变压器的绝缘故障一般分为四类：（1）绕组绝缘故障，指主绝缘、匝间绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端部绝缘等放电、烧损引起的绝缘故障。

（2）套管绝缘故障，指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏或瓷套爆炸，还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙的击穿。

(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。

变压器出口短路的危害及预防措施

变压器出口短路的危害及预防措施一、概述电力变压器是电力网的核心设备之一，因而其稳定、可靠运行将对电力系统安全起到非常重要的作用。

然而，由于设计制造技术、工艺以及运行维护水平的限制，变压器的故障还是时有发生，尤其是近年来逐步引起人们重视的变压器近区或出口短路（以下简称出口短路）故障，大大影响了电力系统的安全稳定运行。

统计资料表明，在变压器的损坏的原因中，80％以上是由于变压器发生了出口短路的大电流冲击造成的。

因此，加强变压器的运行维护，采取切实有效措施防止变压器出口短路，对确保变压器的安全稳定运行有重要的意义。

例如2003年8月6日220KV GY变电站，35KV线路因树木过高造成线路间歇接地，引起35KV母线过电压，过电压击穿了变压器的出口开关A相绝缘拉杆，加上继电保护整定有误，使得变压器出口长时间短路，结果造成220KV主变压器一台损坏、一台严重受损的事故。

再如2003年5月13日110KV YP变电站，35KV线路因钓鱼甩线造成线路瞬间接地，引起35KV母线过电压，过电压击穿了母线支柱瓷瓶，35KV出口开关因继电保护接线松动而拒动，经约2秒种后，变压器后备保护才将变压器切除，结果造成变压器35KV线圈严重变形。

二、变压器出口短路的危害电力变压器在发生出口短路时的电动力和机械力的作用下，绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化，产生绕组变形。

绕组变形包括轴向和径向尺寸的变化，器身位移，绕组扭曲、鼓包和匝间短路等，是电力系统安全运行的一大隐患。

变压器统组变形后；有的会立即发生损坏事故，更多的则是仍能继续运行一段时间，运行时间的长短取决于变形的严重程度和部部位。

显然，这种变压器是带“病”运行，具有故障隐患。

这是因为：1、绕组机械性能下降，当再次遭受到短路电流冲击时，将承受不住巨大的冲击电动力的作用而发生损坏事故。

例如，某台40MVA、110kV 的电力变压器，低压侧遭受短路冲击后，常规试验设有发现异常现象；投入运行后1年，在一次短路事故中损坏。

主变匝间短路事故分析及反事故措施

由于主变运到现场后受到变电所院门高度限制，所以拆卸了储油柜和套管。变压器安装就位后，进行了补油。根据送电时间安排，要求当天送电，未满足《电力变压器运行规程》要求的新装、大修、事故检修或换油后的变压器，110kV及以下电压等级的在施加电压前静止时间不应少于24h的规定。
施工单位对频发气体继电器轻瓦斯报警，按照常规判断为油中混入空气，在进行5次排气认为稳定，然后就撤离现场。其后，主变气体继电器再次发出轻瓦斯信号，运行人员未进行排气，也未通知施工单位，直到次日早晨发生跳闸事故。变压器从投运到发生事故，仅运行11个半小时。
二、故障后试验
2.1电气试验
事故发生后，测试主变高低压侧绕组绝缘电阻合格，高压侧绕组直流电阻值与出厂试验值相比发生了变化，具体如表1所示。
三、事故探讨
通过检查分析判定，导致变压器绕组匝间短路烧损的原因是绕组导线纸包绝缘在改造过程中或在5次空载合闸冲击下受损。在投运后的11个半小时中，由于热和电磁振动的累积效应导致匝绝缘击穿。
由于变压器运行当中，绕组的绝缘损伤同时受到自身绝缘材料、温度、湿度、电场、电磁力振动、周围介质等因素的影响，鉴别导致纵绝缘损伤的主导因素必须结合主变改造的整个工艺流程和现场投运过程逐个环节进行分析。
导致主变压器绕组匝绝缘损伤的可能原因，一是改造过程中，绕组导线纸包绝缘受到轻度损伤；二是导线焊接过程中焊渣落入绕组线匝内；三是绕组压装质量差，抗冲击的动稳定性得不到保证，在合闸冲击下导线抖动，纸包绝缘受损。当然也可能是以上2个或3个原因共同作用。详细分析如下。首先，改造过程中，绕组导线纸包绝缘可能受到轻度损伤。①在高压绕组第41段原引出抽头焊接引线并进行绝缘包扎时受到损伤。②在高压绕组第42段添加1匝导线，并引出纠头（位于第41段抽头处熔断区域正下方），纠头焊接和绝缘包扎时，焊接过程中可能由于火焰燎伤或局部高温使纸包绝缘受损，导线整形过程中可能使纸包绝缘受到机械损伤。③绕组线匝排列不紧密，绕组压装过程中可能受到机械损伤。绕组匝绝缘的轻度损伤，在做例行试验时有可能暴露不出来，变压器投运后，绝缘损伤加剧导致短路事故。其次，导线焊接过程中焊渣落入绕组线匝内。在高压绕组第41，42段两处均进行了焊接操作，有可能由于防护不当使焊渣落入绕组线匝内，变压器投运后，由于电磁力振动使导线绝缘损伤。最后，在绕组的绕制、压装中，因线匝排列不紧密，绕组辐向、轴向的压紧没有得到有效的保证，绕组抗冲击的动稳定性能差。当受到合闸冲击时，导线振动，匝绝缘受损。尤其是垫块周围区域受到剪切应力的影响更大。

220KV主变压器的继电保护及常见故障

220KV主变压器的继电保护及常见故障处姓名：晏祥龙班级：电气工程及自动化学号：111019463015摘要本文在着重介绍220KV主变压器的三种继电保护形式的原理及保护动作的处理情况，简单介绍220KV主变压器的常见故障处理。

关键词变压器继电保护常见故障处理1 简介220KV主变压器目前已经作为电厂与电网的主干联络变压器，220KV主变压器是电厂及变电站中十分重要的供电设备，它的故障将造成大面积停电事故，对供电可靠性和系统的正常运行带来严重的影响。

同时220KV的主变压器是非常贵重的电气设备，一台大容量变压器至少要值几千万元，因此为了保障变压器的安全运行，必须给220KV主变压器装设性能良好、工作可靠的继电保护装置。

2 220KV主变压器的继电保护及保护动作处理220KV主变压器保护装置采用双重化配置，保护装置一般具备以下保护：(1)差动保护；(2)瓦斯保护；(3)后备保护。

下面分别介绍这几种保护及这几种保护动作时的处理。

2．1主变压器纵差动保护变压器纵差动保护，是变压器内部及引出线上短路故障的主保护，它能反应变压器内部及引出线上的相间短路、变压器内部匝间短路及大电流系统侧的单相接地短路故障。

另外，尚能躲过变压器空充电及外部故障切除后的励磁涌流。

变压器纵差保护，按比较变压器各侧同名相电流之间的大小及相位构成。

变压器纵差保护由三个部分构成：差动元件、涌流判别元件及差动速断元件。

⑴差动元件在DGT801A 保护装置中，采用比率制动式差动元件。

⑵动作特性变压器纵差保护差动元件动作特性图1，有两部分构成：无制动部分和比率制动部分。

速断动作区为差动速断元件动作特性。

z I qIs图1 变压器差动保护动作特性⑶涌流判别元件装置采用二次谐波制动原理的励磁涌流判别方法。

比较各相差流中二次谐波分量对基波分量百分比（即I 2ω/I 1ω）与整定值的大小。

当其大于整定值时，认为该相差流为励磁涌流，闭锁差动元件。

⑷涌流制动方式装置采用“或门”谐波制动方式。

一起220kV主变跳闸事故的原因分析及思考

一起220kV主变跳闸事故的原因分析及思考[摘要] 介绍了某变电站220kV主变跳闸事故经过。

通过对220kV主变跳闸事故后各种常规试验数据的分析并结合事故前油色谱试验数据初步判断事故发生原因。

通过主变返厂解体后发现，最终判断事故发生原因。

结合此次事故思考各种试验方法对发现设备缺陷的有效性及如何更有效的预防此类事故的发生，减少事故发生率，确保电网运行的安全稳定。

[关键词] 主变压器跳闸分析原因处理1.事故经过2010年6月28日16：04时，220kV某变电站#1主变工频变化量主一、主二差动保护动作、本体非电量重瓦斯保护动作，主变三侧开关跳闸，造成220kV 某站110kVⅠ母及与其相连的4个110kV站失压的A类一般设备事故。

2.事故发生后现场试验过程分析事故发生后，试验人员对主变压器进行了绝缘电阻、变比、直流电阻测试及油色谱气体含量分析等常规预防性试验。

2.1绝缘电阻试验(MΩ)根据《电力设备预防性试验规程》有关规定可以看出，主变压器的整体绝缘电阻符合标准要求，表明主变的整体绝缘性能较好。

2.2变比试验由试验数据明显看出，高压绕组与低压绕组的变比误差在标准范围内，数据合格。

而高压绕组与中压绕组的变比发生了显著的变化，已远远超出了数据合格范围。

由此数据可以初步判定中压绕组出现了故障缺陷。

2.3直流电阻试验为了进一步判断故障原因，还进行了直流电阻试验。

由以上试验数据可以看出高压绕组和低压绕组数据均在合格范围内，没有明显缺陷，中压绕组数据远远超标。

中压绕组A相绕组直流电阻数据远远大于其他两相，可以认为A相绕组可能出现了断线或匝间短路现象，这也与绕组变比试验的数据结果相符。

2.4油色谱气体含量分析在2010年5月27日的绝缘油色谱预防性试验中，发现其油中溶解气体中烃类气体含量都有较大的增加，其中乙炔含量变化最为明显，故对其加强了跟踪分析。

（见图6）从跟踪测试的数据可以看出，该主变压器在2010年5月份时各组分有较大增长。

220KV主变压器的继电保护

220KV主变压器的继电保护及常见故障摘要本文在着重介绍220KV主变压器的三种继电保护形式的原理及保护动作的处理情况，简单介绍220KV主变压器的常见故障的不正常运行状态的同时。

关键词变压器继电保护1 简介220KV变电站目前已经作为城市供电电网的主干变电站，220KV主变压器是变电站中十分重要的供电设备，它的故障将造成大面积停电事故，对供电可靠性和系统的正常运行带来严重的影响。

同时220KV的主变压器也是十分贵重的设备，一台变压器少则上千万，因此必须给220KV主变压器装设性能良好、工作可靠的继电保护装置。

2 220KV主变压器的继电保护及保护动作处理220KV主变压器保护装置采用双重化配置，保护装置一般具备以下功能：(1)差动保护(2)瓦斯保护(3)后备保护下面分别介绍这几种保护及这几种保护动作时的处理。

2．1 差动保护主变压器差动保护是按循环电流原理设计的，是通过比较变压器两端电流幅值和相位的原理实现保护，差动保护主要由差动继电器构成。

差动保护的优点是能够迅速有选择的切除保护范围内的故障，接线正确调试得当不发生误动。

差动保护的保护范围为主变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分，即：(1)主变压器引出线及变压器绕组发生的多相短路；(2)严重的单相匝间短路；(3)绕组及引出线上的接地故障；220KV主变压器差动保护动作原因有：(1)主变压器及其套管引出线故障；(2)保护二次线故障；(3)电流互感器开路或短路；(4)主变压器内部故障；当差动保护动作后，首先根据220KV故障录波装置动作记录、主变压器及其套管和引出线有无故障痕迹及异常现象进行判断。

故障录波装置记录着故障前、故障时、故障后的状态量，包括：电流、电压、动作时间、保护动作情况、断路器跳闸情况等。

通过查看录波图、检查一次设备的情况可以对故障进行初步的分析，一次设备故障造成差动保护正确动作还是二次回路故障造成差动保护误动。

判断为一次设备故障下列情况应进行详细检查：(1)检查变压器套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪络的痕迹。

220kV电压互感器GIS放电引起主变跳闸故障与处理研究

220 kV电压互感器GIS放电引起主变跳闸故障与处理研究发布时间：2023-02-06T09:02:02.172Z 来源：《中国电业与能源》2022年9月17期作者：吴海桃[导读] 现阶段无论是生产生活，还是学习，都离不开电力资源的支持吴海桃广东威恒输变电工程有限公司 528000摘要：现阶段无论是生产生活，还是学习，都离不开电力资源的支持，因此当前也对电力系统提出了更高要求。

在220kV变电站运行工作的过程中，电压互感器GIS是最为重要的设备内容，但是其在运行放电的过程中会对主变压器造成一定的不良影响，导致其出现跳闸情况。

本文基于此，对电压互感器GIS引发的主变跳闸故障进行探究，并研究发生故障时其电流变化情况以及保护动作情况，并推测发生故障的原因，进而制定更为合理的处理方法，保证电压互感器运行的稳定性。

关键词：220kV；电压互感器GIS；放电；主变跳闸故障；处理方法引言：在电力系统中，其运行生产主要是依靠电气设备，特别是电容式电压互感器，相较于普通电压互感器来说，其内部安装了一套电网分压装置，其安装的主要目的主要是针对一次侧电压的信息进行传递，使测量、计量、保护以及控制装置了解电压信息的实际情况，此种设备主要应用于110kV及以上电压等级的电网之中。

但是受到外部因素的影响，导致电压互感器出现二次电压波动等故障问题，某220kV 变电站发生的电压互感器GIS放电引起主变跳闸故障进行探究分析，并提出合理建议。

一、220kV电压互感器GIS设备概述随着经济社会的发展和进步，当前生活、生产以及学习等一切活动都取得了巨大的进步，在实际进行各项生产生活活动的过程中，其对于电力系统也提出了更高的要求，电力资源已经成为当前社会主义建设必不可少的资源内容。

在电力系统运行的过程中，电压互感器GIS设备是最为重要的电气设备，也是整体电力运行的核心，而这主要是因为电压互感器GIS设备具备良好的性能以及优势，特别是在220kV变电站中，发挥了重要的作用和价值。

某变电站220kV主变压器故障损坏情况分析

Ｏ．０４Ｏ６ｌＯ．０３９９２Ｏ．０３９９２
３．４６
固粘结在一起的线股，单股导线之间本应为面粘结，实际观察为点粘
从以上数据看出，故障后高压及中压侧相问的互差均没有超过２％结，没有实现完全粘结，发生了较为明显的散把现象，在受压状态下，部
３．２变压器直阻试验
变压器解体后发现低压侧Ａ相绕组有两处明显的绝缘击穿放电，
中压线圈
ＡｍＯｍ
Ｏ．０６８４２
ＢｍＯｍ
ＣｍＯｍ互差％
０．０６８３６Ｏ．Ｏ６８４３
０．１０
局部区域部分导线存在塌饼现象，其他绕组未观察到明显变化。从解体情况来看与故障后的试验数据和结果基本一致，低压侧Ａ相线圈发生
电力科技
２０１２年１１月（上）ｆ科技创新与应用
某变电站２２０ｋＶ主变压器故障损坏情况分析
张庆华（晋城供电分公司，山西晋城０４８０００）
摘要：介绍了某２２０ｋＶ变电站主变压器故障情况，并从相关试验数据和变压器的解体情况对故障进行了分析，提出了防止变压器损坏的措施。关健词：变电站；变压器；故障
的警示值，故障后的低压侧换算到４０％时的试验数据增大，相间互差分线饼发生塌饼并导致导线绝缘的破损，同时导线最外层未能按要求
值达到了３．４６％，超过了的警示值。低压Ａ相绕组可能存在多股并采用高质量的丹尼森纸包扎。

变压器事故案例

变压器事故案例标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]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。