大型電力變壓器幾例故障分析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)開關跳閘與系統(tǒng)解列。經(jīng)檢查確認是誤投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MK、01開關跳閘。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)無異常并確認開關掉閘原因后，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、開關跳閘。
1.3 設備檢查
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,嚴格按<<電力變壓器檢修導則>>要求加裝雙蝶簧及采用不銹鋼螺釘固定支架,嚴防出現(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)量關和技術關。
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，應全過程應在全密封的狀態(tài)下進行，油樣不得與空氣接觸，應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，工作中嚴把質(zhì)量關，提高檢修質(zhì)量，增強人員責任心，及時發(fā)現(xiàn)和處理設備存在的各種隱患。
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
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