1、一起海外电站主变火灾事故原因分析及预防对策引文： 变压器是利用电磁感应原理改变交流电压的装置，主要构件是初级线圈、次级线圈和铁芯（磁芯） 。主变是电厂的重要的电气设备，用以转换并传输电厂发出的电能至电网。主变除了内部的绝缘衬垫和支架外，充有大量的绝缘油做为绝缘介质，因此，变压器内部一旦发生严重过载、短路故障，可燃的绝缘材料和绝缘油就会受高温或电弧作用，分解燃烧，并产生大量气体，使变压器内部的压力急剧增加，造成外壳爆裂，大量喷油，燃烧的油流又进一步扩大了火灾危害，并造成大面积停电，影响正常的生产和生活。 本文以中国某电建公司承建的海外某燃气电站#3 机组主变在运行过程中发生着火事故的原因进行分析
2、并提出预防对策。 关键词：绝缘油主变保护 油样化验电路类故障 中图分类号： U665 文献标识码： A 事故情况简介 中国某电建公司承建的尼日利亚某燃气电站#3 机组主变在发生事故前 GT3、GT5 运行，GT4、GT8 备用，330KVI、II 段母线通过第二串、第四串开关合环运行，#1-#4 主变四台主变带低厂变运行，GT3 负荷 20MW。 6 月 16 日上午 07:26：44(SOE 时间，实际 NCS 时间为 07:26：59)，#3 主变高压侧断路器 3441CB、3442CB 开关跳闸，同时主控值班人员听到一声闷响，电气值班员赶到现场检查，未走到#3 主变之前(至#1 燃机附近
3、)就发现#3 主变已经着火且火势很大，当即返回主控室汇报单元长，通知变电站（TCN）断开线路、主控业主值班人员协助灭火。单元长汇报值长及运行部部长金通，同时组织人员灭火。 7:28 分值班员继续对#3 主变系统进行隔离，迅速将“34421 隔离开关”进行拉开操作，但发现 34421 仍在合位，认定操作“未成功” ，于是紧急前往主变高低压侧检查并做隔离工作。 07:30 左右值班员到达就地主变低压侧配电室，将#5 低厂变低压侧4501A 开关、#6 低厂变低压侧 4601A 开关摇至检修位，将 GT5 发电机出口开关 505 摇至检修位置，将 GT6 发电机出口开关 506 摇至检修位置，分别将
4、 GT5、GT6 发电机 PT1、PT2 摇至检修位置并断开二次开关，将10KV 段 PT 摇至检修位置并断开二次开关。随后断开#3 主变冷却器电源，并到升压站检查确认隔离刀电源正常。07:37 左右值班员返回主控分开 3103(后经检查未分开)、34421、34412 隔离开关，然后再次通知 TCN断开两条线路以防止事故扩大。 10:16 #3 机主变压器大火扑灭，对相关系统进行检查无异常后恢复厂用电。 本次着火事故，经过初步检查损失情况大致如下： 变压器低压侧共箱封闭母线断裂烧毁；变压器钟罩顶部焊口处撕裂；三相低压套管烧毁炸裂，铝连接板拉断；第三、四冷却器套组烧毁；三相高压套管瓷瓶崩裂；压
5、力释放阀烧坏；本体控制电缆烧坏。 经检查，变压器内部也出现了明显的事故迹象，压板无明显变形和分层，但是压板上有明显的碳化物，A 相高压线圈出现多处绝缘破损和炭黑，线饼的油道垫块多处出现明显位移，局部线饼出现明显的变形，黑色的粉尘和炭黑随着油流散落在线饼和周围金属结构件上。 经过对现场主变保护装置检查，主变保护动作情况如下： 1）定时限过励磁保护动作（定值为 1.15 倍 10S） 2）差动保护（差动速断动作时间 07:15:25:085） ； 3）主变压力释放动作（动作时间 07:15:25:765） ； 4）主变重瓦斯动作（动作时间 07:15:25:785） ； 注：变压器保护装置时间与
6、NCS 时间相差 11 分 38 秒） 。 原因分析 经过#3 主变事故后、事故前油样对比分析发现，故障发生后烃类急剧上升，C2H2 的生成一般在 8001200的温度，根据变压器油中溶解气体分析和判断导则 GBT72522001分析应为电路类故障、放电型高温过热。 根据油样化验分析以及现场主变保护动作情况，结合事故后主变检查情况，现场技术人员分析认为#3 主变在正常运行中，变压器高压侧内部线圈 A 相（相对接近引线处）绝缘击穿造成单相接地故障，此时过励磁保护同时启动（报警） ，差动保护由于单相接地引起差动速断动作同时比率差动保护动作。高压侧 A 相线圈由于机械力变形，故障引发的电弧会分解变压
7、器油，再加上本身产生大量瓦斯气体引起压力释放、重瓦斯保护动作。期间产生的瓦斯气体量远远大于压力释放阀排放量，瓦斯气体不能及时泄压，压力增高到一定程度使变压器钟罩顶部焊口处撕裂，高压瓦斯气体与空气接触引发爆燃。 爆燃后温度的急剧上升，再加上故障期间低压侧电流突增造成低压母线铜牌软化，瓦斯燃烧产生的高温使低压套管瓷瓶炸裂，瞬时产生的高冲击电流转化为机械力，产生强烈振动低压套管铝排被切裂，低压侧铜牌在连接板处断裂，随之喷出的高温瓦斯气体将其融化。 经过对机组投入运行三年来的运行故障数据调取分析，导致此次主变事故的直接原因如下： 1、尼日利亚当地电网不稳定、频繁故障失电，引起#3 变压器频繁停电和送电
8、。#3 主变又靠近线路，线路故障大部分是单相接地，频繁的外部故障每年都在 50 次左右，迅速的负载波动对变压器内部绕组紧固件带来很大的冲击，同时造成绕组绝缘层老化，磁通的急剧波动超限也会造成线圈绝缘降低及紧固件松动、脱落。 2、线圈绝缘降低及紧固件松动、脱落会造成变压器绝缘相对降低，从此次变压器的拆检过程中不难发现，变压器部分紧固件、螺丝掉落。这些现象都是击穿的积累过程。 3、同时尼日利亚运行人员能力偏低，主变投入运行以来三年多未进行任何检查和维护，变压器允许安全运行的油质的最低标准（含水量15ppm） ，由于一直未对变压器进行油质检验，未能检测到变压器油质情况，给变压器正常运行带了隐患。 预
9、防措施 鉴于尼日利亚电网运行条件恶略，制定预防措施如下： 加强各变压器油样各项指标的跟踪检验，并记录检验结果以便于分析变压器油各项指标变化趋势； 结合运行情况，缩短主变大小修检修周期，建议主变小修周期缩短为三年，主变大修周期缩短为五年； 在电网发生故障后，及时对主变进行低电压阻抗、绕组变形测试，以便于及早发现潜在故障，以便降低主变故障风险。 结论 随着越来越多的中国公司参与国外工程建设，特别是参与非洲等低端市场的工程建设，注意加强对业主运行人员的运行维护能力的培训，提高运行人员的素质，能有效减少设备在运行阶段的损坏，减少设备故障发生率。 参考文献： 1韩坚. 一起主变跳闸事故的分析和处理. 电力安全技术 2011(01) 2苏尚昆.110kV 变电站主变跳闸事故分析及处理J.电工技术，2013，05.
