大型电力变压器绝缘事故的分析与预防(正式版)
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施1.为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，依据《关于“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589）、及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589）的有关规定，特制定本措施。
1.1防止大型变压器损坏事故1.1.1 加强变压器投入运行前的外部检查。
检查一次回路中的全部短路接地线、短路线均应拆除，断开接地刀闸；常设遮栏和标示牌应按规定设置妥当；储油柜和充油套管的油位、油色应正常，无渗、漏油现象；油箱本体、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油；核对分接开关就地与集控位置指示全都；冷却装置运转正常，冷却器掌握箱内及集控室无特别信号。
1.1.2 变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值，高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于300兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
高压侧电压在0.4KV及以下者应用500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于0.5兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
绝缘电阻值不合格的变压器严禁投入运行。
1.1.3加强运行中变压器各表计的监视，定期抄录和分析有关数据，变压器的有关表计每小时抄录一次。
1.1.4运行中电压允许变动范围为额定电压的±5%，电压分接头不论在哪个电压档位置，所加电压都不得高于该档电压的105%。
1.1.5主变、启备变的上层油温不得超过75℃，最高不得超过85℃；启备变、厂高变的上层油温不得超过85℃，最高不得超过95℃。
1.1.6#3、#4主变冷却器在正常运行状况下不得少于3组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动两组帮助风扇。
#1、#2主变冷却器在正常运行状况下不得少于2组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动一组帮助风扇。
在环境温度高的状况下或满负荷运行下，可全部投入冷却器运行。
厂高变冷却风扇正常处于备用状态。
1.1.7主变、启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限，厂高变正常过负荷以额定负荷的25%为限，严格监视上层油温不得超过以上规定值。
大型变压器事故防范
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。
（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）由于结构设计不当，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。
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。
大型电力变压器绝缘事故的分析与预防正式版
Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal.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下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。
文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。
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。
电力变压器的绝缘与故障分析
电力变压器的绝缘与故障分析引言：电力变压器作为电力系统中的重要设备，承担着电能的传输和分配任务。
然而，由于长时间的运行和环境因素的影响，变压器绝缘会出现老化和故障。
本文将对电力变压器的绝缘和故障进行分析和探讨，希望能对相关领域的研究和实践有所裨益。
一、电力变压器绝缘的重要性电力变压器的绝缘是保证其正常运行和长寿命的重要因素。
绝缘系统的功能在于隔离高压和低压部分，防止电能泄露。
因此，绝缘材料的选择和绝缘系统的设计至关重要。
常见的绝缘材料包括石蜡纸、绝缘油和绝缘漆，它们具有良好的绝缘性能和耐电压能力。
二、变压器绝缘老化的原因1. 温度变压器长期处于高温环境下，高温会导致绝缘材料分解、老化，进而使绝缘电阻下降，增加了绝缘破坏的可能性。
因此，合理控制变压器的运行温度，选择合适的冷却方式是非常重要的。
2. 电压应力高电压应力是导致绝缘老化和故障的另一个重要原因。
较高的电压应力会产生局部强电场，蜕变绝缘材料，导致局部放电和介质击穿。
因此，要合理设计变压器的绝缘结构，减小电压应力集中。
3. 湿度和污秽潮湿和污秽的环境会使绝缘材料吸湿，并导致绝缘电阻下降。
此外，污物和灰尘还会形成导电层，增加了绝缘击穿的风险。
因此，对于暴露在恶劣环境下的变压器，需要加强保护措施，保持绝缘材料的干燥和清洁。
三、电力变压器的故障诊断和分析方法1. 绝缘电阻测试绝缘电阻测试是一种常用的故障诊断方法，通过测量绝缘电阻的变化，来判断绝缘系统是否出现老化或故障。
一般来说，绝缘电阻在正常状态下应该较高，若绝缘电阻明显下降，则需要进一步检查。
2. 局部放电测量局部放电是变压器故障的早期信号，通过测量局部放电信号的强度和频率，可以判断绝缘是否存在故障。
一般使用局部放电仪进行测量，及时发现和定位故障，可以有效保护变压器。
3. 红外热像测试红外热像测试是一种无损检测方法，通过测量变压器表面的温度分布，来判断绝缘系统是否存在异常。
由于故障部位的温度升高，红外热像测试可以帮助定位和识别故障。
防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施
中山电厂防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施为防止发生变压器、互感器损坏事故，根据本厂实际情况，结合国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全（2014）161号的相关规定，特制定本措施。
1、防止变压器出口短路事故（1）加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理，完善相关设备台账。
（2）变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。
2、防止变压器绝缘事故（1）新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。
对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。
为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。
（2）变压器注油须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油拒的完好性进行检查。
（3）加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，如果出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。
（4）对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试，加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准。
（5）运行超过15年变压器储油柜胶囊和隔膜应更换。
（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。
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。
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。
电力变压器绝缘故障诊断及预防研究
电力变压器绝缘故障诊断及预防研究电力变压器作为输电系统中不可或缺的设备，承担着将高压电能转换为低压电能的重要任务。
然而，由于环境、设备自身等原因，变压器随时可能发生绝缘故障，这不仅会危及设备正常运行，还有可能引发严重的事故。
因此，对电力变压器绝缘故障的预防和诊断是保障电力系统稳定运行的重要措施。
一、电力变压器绝缘故障类型及原因电力变压器绝缘故障的类型较多，其中包括放电、击穿、绕组短路、匝间短路等。
其中，放电和击穿是较为常见的故障类型。
放电是指在变压器绝缘系统中，由于电压过高或绝缘材料老化等因素引起的气体放电。
放电会产生大量热量和气体，破坏绝缘材料的结构，导致绝缘质量下降，严重时还会引发击穿。
击穿是指变压器绝缘系统在电压作用下，绝缘强度降低、逐渐失去抵抗力，最终导致电弧达到击穿的情况。
击穿会在短时间内破坏变压器绝缘，引起设备事故。
绝缘故障的原因也多种多样，主要包括以下几方面：1. 环境问题变压器绝缘所处环境的潮湿、 dusty、 high temperature等因素可能对绝缘材料造成损害，导致绝缘寿命缩短，出现故障。
2. 设备本身问题变压器设备在运行的过程中随着时间的推移会逐渐老化，在短路电流冲击、过电压冲击等情况下，设备内部部件容易脱落、变形，导致绝缘击穿等故障。
3. 操作问题变压器绝缘也可能因为操作、维修不规范导致损坏。
例如，在操作中过载、短路，未注意绝缘状态和温度等问题都可能导致绝缘故障。
二、电力变压器绝缘故障诊断绝缘故障的诊断方式可以分为理论分析、实验室诊断和现场测试三种方式。
其中理论分析主要是通过计算和分析变压器自身参数及运行状态，判断绝缘是否存在故障。
而实验室诊断和现场测试则是通过实验数据和测试数据来判断绝缘是否出现问题。
1. 理论分析通过对变压器电气模型进行理论分析，可以得到变压器的电场分布和电压分布情况，判断绝缘是否存在冲击，通过热稳定性试验和极限电压试验检测变压器绝缘性能。
2. 实验室诊断对变压器故障绝缘件进行分析，可以通过对绝缘材料的物理学和化学分析，确定失效的材料，找出引起故障的原因。
(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
大型变压器事故预防措施分析大型电力变压器是电网传输电能的枢纽，是电网运行的主要设备，其安全可靠性是保障电力系统可靠运行的必备条件。
随着电力系统规模和变压器单机容量的不断增大，其故障对国民经济造成的损失也愈来愈大，因而对变压器进行可靠性分析非常必要。
通过介绍当前大型变压器的典型事故，对事故成因和事故特点进行了分析，并有针对性地提出了预防和改善措施。
近年来国产大型变压器的事故情况呈逐年下降的趋势，通过统计数据来看，主要是110kV、220kV和500kV级变压器发生损坏事故，关于330kV和750kV变压器的事故率，因总台数相对较少，每年新增加的数量也较少，事故率的数值波动比较大。
从事故部位来看，绕组绝缘事故是主要的，其次是调压开关和套管。
下面对几种主要的事故类型的损坏情况、发生的原因进行举例介绍。
一、大型变压器的事故情况1.绕组绝缘事故在大型变压器事故中，绕组的纵绝缘、主绝缘和引线绝缘事故占的比重很大，而且往往损坏严重，修复时间较长，损失很大。
这类事故与制造厂关系很大，设计考虑不周，工艺粗糙是这类事故的主要起因。
例如：（1）某变电站一台500kV主变压器，容量为167000kVA，在系统无任何操作下，主变压器的差动保护、瓦斯保护动作跳闸，两只压力释放器动作喷油，油箱开裂。
经检查，调压绕组及引线烧损，调压绕组下端静电板引出软铜线熔断，该处绝缘严重烧伤。
该变压器是中压220kV线端有载调压，绕组的排列方式是低压绕组—调压绕组—中压Ⅱ绕组—高压绕组—中压Ⅰ绕组，220kV线端调压绕组从下端引出多根引线，较大范围内破坏了在220kV调压绕组下端布置的静电板的完整性，使该端部的绝缘结构得不到完整布置。
由于引线较多，工艺处理上难度很大，难以达到设计要求，致使局部电场强度过高，留下了绝缘事故隐患。
这类事故属于设计结构不合理造成的。
（2）某变电站一台220kV，120000kVA主变压器，在运行中发生因围屏放电引起的烧损事故。
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。
500kV变压器绝缘击穿事故防范措施
500kV变压器绝缘击穿事故防范措施摘要：主要对500kV变压器运行时发生的绝缘击穿事故进行简要分析，综合了各种事故因素，在常规预防措施的基础上认为建立变压器油腐蚀性硫的预防措施是十分必要的。
关键词：变压器；绝缘击穿；措施国家标准及电力行业标准要求，变压器例行试验、现场交接试验及大修后都应进行变压器局部放电试验。
变压器的绝缘结构较复杂，如果设计不合理，可能造成局部区域场强过高；工艺上存在某些缺陷可能会使绝缘中含有气泡；绝缘材料受机械振动和热胀冷缩造成局部开裂也会出现气泡，在这些情况下都会导致在较低外施电压下发生局部放电。
1绝缘击穿原因500kV变压器是电力系统的关键设备,通常采用单相油浸自耦变压器,冷却方式一般采用强油导向风冷,调压方式为无励磁调压。
其铁心为三柱式,线圈套在中间的主铁心柱上,从内到外分别为低压、中压、调压和高压线圈。
低压和调压往往采用自粘性换位导线,低压线圈为双重螺旋式,调压线圈为16重螺旋式,每4重为1单位。
高、中压线圈为饼式,所有中间接头(纠结换位)的焊接点都布置在线圈最外层,其接线原理如图1所示。
绝缘击穿是500kV变压器经常发生的事故之一。
导致绝缘击穿事故的主要原因有外部环境因素和人为因素，以及变压器自身绝缘油存在的问题等。
外部环境因素中因水、空气或其他异物进入变压器导致绝缘击穿最为常见，也有因雷电导致的绝缘击穿。
人为因素主要是指检修不当或人为错误干预直接导致500kV变压器出现绝缘击穿的事故，如在内检、吊检及更换元件时人为导致绝缘损伤。
还有诸如中性点位移过电压等都能发生绝缘击穿事故。
2常规防范设施2.1防止水与空气进入变压器安装变压器前应装设压力表，监视气体压力；注油前测定密封状况，防止变压器进水受潮；套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及连管等处必须密封良好，必要时应进行检漏试验，如发现绝缘受潮，应及时更换或检修。
变压器投入运行前，必须多次排除套管升高座、油管道中死区、冷却器顶部等处的残存气体。
变压器事故分析及预防短路损坏措施
变压器事故分析及预防短路损坏措施摘要：为了能够减少变压器事故的发生，对其产生故障的原因进行了分析，并提出了相关的故障的应急措施，对如何进行短路预防提出了一些建议。
通过对变压器进行事前预防，延长变压器的使用寿命。
关键词：变压器；事前预防；短路；措施前言：近些年来，随着国内经济水平的不断提升，电力行业也有了十分大的进步。
但是伴随着社会的快速发展，社会对电力系统的供电要求随之增高。
因此变压器是否能够正常、高质量的完成供电工作，就能起到决定性的作用。
变压器经常会发生短路等故障，致使电力系统无法正常供电。
因此，要加强对变压器事故的管理。
一、变压器事故原因分析经过一些变压器事故资料可以看出，变压器事故主要有变压器短路故障引起，短路故障又一般分为电流故障、出口短路故障灯。
变压器短路故障的原因有许多，例如：变压器材料质量的好坏、结构设计是否合理、电流情况是否正常等。
变压器短路时，其中的绝缘材料都会受到较为严重的损伤[1]。
变压器短路故障主要分为三种类型：第一种，三相短路故障，这种其故障对整个变压器的损害最大；第二种，单相接地短路；第三种，两项短路。
由于在进行选材时没有对质量进行考察、导线互相之间没有做好固定工作，就使得变压力的康机械能力不够、抗短路的能力不高。
短路故障中一旦绝缘材料受到了不可修复的损害时，再加上强大的电流冲击，变压器很有可能会发生爆炸。
还有是因为变压器设备过于老旧，变压器的维修人员没有对其进行定期检查和保养，导致变压器在工作是不堪负荷而短路。
同时，运行部门没有对应该淘汰的设备进行更换，这在一定程度上导致了短路故障的产生。
二、变压器事故预防1、绝缘击穿事故的预防措施第一种方法，要杜绝外界的水分记忆空气进入变压器内部，要读变压器进行科学的密封处理。
例如在运输变压器时，可以在其中充满氮气，以免外界空气进入。
在变压器安装之前，要检查其密封是否完好，如果发现了密封出现问题，变压器内部可能含有水，就要及时的对变压器实行干燥处理，处理过后在进行安装。
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。
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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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材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
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。
此处输入对应的公司或组织名字
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