1、北疆某电厂变压器运行中出现的故障及分析摘要：本文对北疆某电厂主变压器运行中出现的故障原因进行 7分析研究，从而总结出在今后的运行、检修过程中要做到的一些预防措施及注意事项。 关键词：主变压器；故障原因；预防措施 1 电厂简介 我厂装有四台水轮发电机组，型号为 HLFN70-LJ-160，单机容量为8MW，电气主接线为扩大单元接线方式，两条 110 K V 线路，两条 l 0KV直配线，两台主变压器，主变压器容量是 20000KVA，额定电压121(22.5)10.5KV，额定电流是 100，45A1099.71A，调压方式：无载调压。 2 故障的原因及处理 1)故障现象 由于主变压器运行已几年
2、时间，需外部清扫。联系值班调度将 1 号主变正常停电后，由值班人员对主变外部进行常规检查和清扫。工作完成后由 110KV 高压侧断路器对 1 号主变充电，在高压侧断路器合闸的同时，电厂中控室信号屏光子牌出现了“10KV 单相接地”信号，过了几分钟后又出现了“1 号主变轻瓦斯动作”的信号，值班人员立即检查了10KVI 段母线电压，结果 B 相相电压为零，A、C 两相相电压正常，而110KV 母线各相电压也均正常。运行人员又对主变本体进行检查，发现变压器励磁分接开关处有像水沸腾时发出的异常声响，值班人员立刻停运了该变压器并汇报领导。 2)处理经过 检修人员首先对瓦斯继电器内的气体进行了分析，此气体
3、为淡黄色且可燃，这说明变压器内部肯定有故障，随后对主变的分接开关进行检查发现，分接开关的位置出现变动，前一次调整的位置在+1 档，而实际位置却在+1 档和+2 档之间。然后对主变进行了绝缘电阻、直流电阻和绝缘油的耐压、色谱分析试验，通过对比，有两项试验结果不合格，一是分接开关在+1 档位的接触电阻测试不出，二是对变压器的绝缘油进行色谱分析后，绝缘油中的乙炔(C2，H2)、氢气(H2)、总烃含量均超过了规定值，根据电力设备预防性试验规程规定：C2H25 PPm、H，150 PPm、总烃150 PPm 时应引起注意。检修人员将变压器内的油放空后，进入变压器内对分接开关进行检查后发现，分接开关+1
4、档的两个触头表面有放电和少许烧伤的痕迹，对表面进行打磨处理，上好定位销后重新测试接触电阻，+1 档的接触电阻为：AO=1.229、BO=1.227、CO=1228(测试温度为 14)，直流电阻符合规程要求。将绝缘油注入变压器，用真空滤油机对绝缘油进行了自循环过滤，重新作了绝缘油色谱分析试验，此时油中乙炔、氢气、总烃值符合标准。将变压器投运后，一切正常。过滤前后绝缘油中的气体含量见下表： 3)原因总结 此次事故发生是由于分接开关位置变位的原因，是在前一次分按开关档位调整后，对分接开关起限位锁定的螺栓没有固定到位，值班人员在对变压器进行外部清扫时接触到分接开关调整档位的圆盘，圆盘受力转动后，带动分
5、接开关转动，故而造成分接开关的档位发生了变化。重新送电后由于分接开关的接头接触不良，所以两个触头表面产生局部放电以至引起绝缘油中的乙炔、氢气、总烃含量超标。 3 预防措施 通过此次事故，我们认为对于无载调压变压器的分接开关在今后的运行中应注意以下几点： (1)在对分接开关进行切换前、后都必须测量其直流电阻。使用过的分接开关接触部分可能有一些局部熔伤，长期未用的分接头表面则可能存在氧化或触头不洁、镀层剥落、弹力不够、焊接脱落等现象，从而造成分接头的接触不良，接触电阻增大。这就将造成其局部过热，并危及变压器的安全运行，乃至造成变压器烧毁事故；还有可能引起绝缘油迅速劣化，从而被迫停运。因此，变压器在
6、切换分接开关前、后都必须测量直流电阻，且三相电阻值相差不得超过 2。 (2)无载调压分接开关应在停电状态下进行切换，切换时应多转动几次手柄，对其触头表面的油污进行清除。切换必须到位，到位后要固定好定位销，防止松动变位。 (3)主变往往在大修后容易发生分接开关接触不良的故障，穿越性故障后也可导致烧伤接触面。在运行过程中，特别要注意轻瓦斯动作情况，如果瓦斯频繁动作说明有可能存在此故障，取油样化验，可得出绝缘油的闪点迅速下降同时也可通过油的色谱分析来判断。最后，可将变压器停运，测量三相分接头的直流电阻来确定分接开关接触情况，当分接开关接触不良导致断相时，从指针表中就可判断。 通过此次事故的发生，我们认为供电变压器在平时的运行过程中，应加强巡视检查力度，在进行维护和检修过程中，应严格遵守相关的规程、规章，确保变压器安全、经济、高效运行。希望此分析对同行们在今后的工作中提供一点参考价值。
