北疆某電廠變壓器運行中出現的故障及分析論文

　　摘要：本文對北疆某電廠主變壓器運行中出現的故障原因進行7分析研究，從而總結出在今后的運行、檢修過程中要做到的一些預防措施及注意事項。

　　關鍵詞：主變壓器；故障原因；預防措施

　　1 電廠簡介

　　我廠裝有四臺水輪發(fā)電機組，型號為HLFN70-LJ-160，單機容量為8MW，電氣主接線為擴大單元接線方式，兩條110 K V線路，兩條l 0KV直配線，兩臺主變壓器，主變壓器容量是20000KVA，額定電壓121(±2×2.5％)／10.5KV，額定電流是100，45A／1099.71A，調壓方式：無載調壓。

　　2 故障的原因及處理

　　1)故障現象

　　由于主變壓器運行已幾年時間，需外部清掃。聯系值班調度將1號主變正常停電后，由值班人員對主變外部進行常規(guī)檢查和清掃。工作完成后由110KV高壓側斷路器對1號主變充電，在高壓側斷路器合閘的同時，電廠中控室信號屏光子牌出現了“10KV單相接地”信號，過了幾分鐘后又出現了“1號主變輕瓦斯動作”的信號，值班人員立即檢查了10KVI段母線電壓，結果B相相電壓為零，A、C兩相相電壓正常，而110KV母線各相電壓也均正常。運行人員又對主變本體進行檢查，發(fā)現變壓器勵磁分接開關處有像水沸騰時發(fā)出的異常聲響，值班人員立刻停運了該變壓器并匯報領導。

　　2)處理經過

　　檢修人員首先對瓦斯繼電器內的氣體進行了分析，此氣體為淡黃色且可燃，這說明變壓器內部肯定有故障，隨后對主變的分接開關進行檢查發(fā)現，分接開關的位置出現變動，前一次調整的位置在+1檔，而實際位置卻在+1檔和+2檔之間。然后對主變進行了絕緣電阻、直流電阻和絕緣油的耐壓、色譜分析試驗，通過對比，有兩項試驗結果不合格，一是分接開關在+1檔位的接觸電阻測試不出，二是對變壓器的絕緣油進行色譜分析后，絕緣油中的乙炔(C2，H2)、氫氣(H2)、總烴含量均超過了規(guī)定值，根據《電力設備預防性試驗規(guī)程》規(guī)定：C2H2>5 PPm、H，>150 PPm、總烴>150 PPm時應引起注意。檢修人員將變壓器內的油放空后，進入變壓器內對分接開關進行檢查后發(fā)現，分接開關+1檔的兩個觸頭表面有放電和少許燒傷的痕跡，對表面進行打磨處理，上好定位銷后重新測試接觸電阻，+1檔的接觸電阻為：AO=1.229、BO=1.227、CO=1228(測試溫度為14℃)，直流電阻符合規(guī)程要求。將絕緣油注入變壓器，用真空濾油機對絕緣油進行了自循環(huán)過濾，重新作了絕緣油色譜分析試驗，此時油中乙炔、氫氣、總烴值符合標準。將變壓器投運后，一切正常。過濾前后絕緣油中的氣體含量見下表：

　　3)原因總結

　　此次事故發(fā)生是由于分接開關位置變位的原因，是在前一次分按開關檔位調整后，對分接開關起限位鎖定的螺栓沒有固定到位，值班人員在對變壓器進行外部清掃時接觸到分接開關調整檔位的圓盤，圓盤受力轉動后，帶動分接開關轉動，故而造成分接開關的檔位發(fā)生了變化。重新送電后由于分接開關的接頭接觸不良，所以兩個觸頭表面產生局部放電以至引起絕緣油中的乙炔、氫氣、總烴含量超標。

　　3 預防措施

　　通過此次事故，我們認為對于無載調壓變壓器的分接開關在今后的運行中應注意以下幾點：

　　(1)在對分接開關進行切換前、后都必須測量其直流電阻。使用過的分接開關接觸部分可能有一些局部熔傷，長期未用的分接頭表面則可能存在氧化或觸頭不潔、鍍層剝落、彈力不夠、焊接脫落等現象，從而造成分接頭的接觸不良，接觸電阻增大。這就將造成其局部過熱，并危及變壓器的安全運行，乃至造成變壓器燒毀事故；還有可能引起絕緣油迅速劣化，從而被迫停運。因此，變壓器在切換分接開關前、后都必須測量直流電阻，且三相電阻值相差不得超過2％。

　　(2)無載調壓分接開關應在停電狀態(tài)下進行切換，切換時應多轉動幾次手柄，對其觸頭表面的油污進行清除。切換必須到位，到位后要固定好定位銷，防止松動變位。

　　(3)主變往往在大修后容易發(fā)生分接開關接觸不良的故障，穿越性故障后也可導致燒傷接觸面。在運行過程中，特別要注意輕瓦斯動作情況，如果瓦斯頻繁動作說明有可能存在此故障，取油樣化驗，可得出絕緣油的閃點迅速下降}同時也可通過油的色譜分析來判斷。最后，可將變壓器停運，測量三相分接頭的直流電阻來確定分接開關接觸情況，當分接開關接觸不良導致斷相時，從指針表中就可判斷。

　　通過此次事故的發(fā)生，我們認為供電變壓器在平時的運行過程中，應加強巡視檢查力度，在進行維護和檢修過程中，應嚴格遵守相關的規(guī)程、規(guī)章，確保變壓器安全、經濟、高效運行。希望此分析對同行們在今后的工作中提供一點參考價值。

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