案例一：
事故经过调盘
2003年1月19日0:33:10；某供电公司220ｋＶ主变压器型号为ＳＦＰ7-120000/220；三线圈轻重瓦斯、差动保护动作；一次开关跳闸；二次开关未跳闸..0:35:26与该变压器并联运行的另1台主变压器复合过流保护动作；一、二次开关跳闸..0:35:35；手动拉开该变压器二次开关；同时发现该变压器着火..事故发生时；该变压器有功负荷70ＭＷ.. 事故现场
现场外观检查发现；该变压器一、二、三次套管全部炸裂；一、二次引流线烧断；变压器门型构架横梁因高温而变形；变压器控制柜到变压器控制箱控缆烧损..返厂检查发现：高压侧Ｂ相无励磁分接开关严重烧损;Ｂ相绕组围屏开裂、线圈裸露..Ａ、Ｂ相无励磁分接开关接触不到位;Ａ相铁心底角螺丝垫有烧痕;Ｂ相分接开关对箱壁有放电痕迹..将高压围屏拆除后发现Ａ、Ｃ相高压线圈无变形;Ｂ相线圈基本脱落；损坏严重..
事故前的运行方式
该变压器于1998年4月25日投运；投运前进行了常规试验、耐压二、三次及一次中性点试验；均未发现问题..谱试验数据为乙炔痕量..局部放电试验数据：在15倍对地交流电压下；三相高压端的局部视在放电量均小于500ｐＣ；试验合格..但该变压器Ｂ相绕组在20～25ｍｉｎ期间持续放电量达1100ｐＣ;Ａ相切始放电量也较大..运行至2002年3月15日期间谱试验数据：乙炔始终在03μＬ/Ｌ左右..该变压器于2002年4月迁到目前变电所；于当年9月13日投入运行..投运前所有试验数据合格包括局放..9月16日带负荷运行..10月22日发现乙炔；进行油谱跟踪试验见表1..
cao20
10月28日主变停运热备用..停运后进行的常规试验及局部放电试验均未发现问题..为排除潜油泵问题而引起的油谱试验数据异常;11月7～15日在变压器停运状态；启动潜油泵进行谱监视；通过谱数据分析排除了潜油泵问题..
12月12日对变压器进行了脱气处理..随后进行带负荷油谱监视运行..
se110事故原因分析
通过解体检查及运行记录分析；事故原因不难出..Ｂ相分接开关接触不良是导致此次事故的直接原因..而该变压器二次开关拒动；与之并联运行的另1台变压器向该主变反充电时间长达3ｍｉｎ是使事故扩大并发展的主要原因..事故发展的过程：由于Ｂ相无励磁分接开关调整不到位不排除由于运行年久使接触压力有所减小的可能性；在变压器空载运行时在级电压作用下可能产生局部放电；但是由于
此时一次电流很小；触头间并没有出现严重过热现象..当一次侧通过负载电流约190Ａ后动、静触头之间开始发热、放电；附近油温开始上升..温度上升使得动触头弹性进一步下降；动、静触头之间压力进一步降低；发热更加严重；形成恶性循环..结果是；动、静触头在电与热的作用下融化、烧蚀..无励磁分接开关绝缘筒内的绝缘油在高温下气化产生强大的压力使绝缘筒烤糊胀裂；轻、重瓦斯继电器动作；一次开关跳闸..但由于二次保护没有动作；与之并联运行的另1台变压器通过66ｋＶ连接引线向该变压器送电..此时;Ｂ相无励磁分接开关内分接引线间已经是短路状态；从而造成Ｂ相高压绕组严重烧损；其产生的强大的气体压力是造成高、中、低压三相套管爆炸的直接原因..
导线弧垂计算公式根据上述分析；无励磁分接开关故障是造成此次事故的直接原因..该变压器采用的是楔形无励磁分接开关..楔形开关动触头为楔形；楔形触头上有一弹簧将楔形触指顶压于静触头上；动静触头之间的压力依靠楔形触头上的弹簧弹性压力..该弹簧弹性基本不会发生大的劣化；因而接触压力基本不会发生变化..在调节档位时；用扳手旋动调节盘上的螺杆；当调到某个档位后；应将扳手稍许回调不动方调整到位..操作手感很不好..实践证明很容易造成误操作..
水上步行器预防措施
运行经验表明；各种类型的无励磁分接开关都出现过程度不同的故障；有的还导致事故的发生..故障原因很多..统计表明；绝大多数的故障类型是动、静触头接触不良..造成动、
静触头接触不良的原因大致有四个：一是运行过程中由于电磁力而形成的机械振动；二是由于安装工艺不良而造成机械变形使得动、静触头接触不到位；三是操作人员由于不清楚操作要领而导致误操作；四是运行年久由于弹簧劣化而造成动、静触头间压力减小..
案例二：
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..
手持式按摩器并网后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50O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..
案例三：
变高压侧电缆相序接反
简述
1999年12月15日；我厂发生一起由于检修人员擅自扩大检修范围；工作结束后又未按有关规定认真核对相序；造成保安变高压侧电缆相序接反的事故..
事故经过
事故发生前；保安电源电保2工作供电的4发变组停机备用；其高压厂用电由接于老厂110kV系统的高备变供电；保安变高压侧电源同样取自老厂的110kV系统；机组处于正常盘车状态..在4机停机备用期间；有部分设备的临修工作..
1999年12月15日；应电气检修保2开关小修工作票要求；需要将保2开关停运解备..为缩短保安段的停电时间；运行值班人员采取瞬间停电方法；将保2停运；保20联动投入；带保安Ⅱ段运行..但当保20投运后；汽机值班人员发现直流密封油泵、直流润滑油泵联动；同
时；电源了自保安Ⅱ段的盘车跳闸；保安段所带交流密封油泵及交流润滑油泵电机电流为正常值的1/3左右；上述交流油泵均无出力..电气运行值班人员就地检查电机；电现电机电源三相电压正常；三相电流平衡；电气检修人员复查；检查结果同上..此时因锅炉检修正在使用接于保安Ⅱ段上的炉本体电梯；需马上恢复保安电源；电气运行值班人员将保2开关检修工作票押回；决定按贯例采用并列倒换方法；先将保2开关投运；然后再断开保20开关..当合上保2时；其电流表满档；保2开关出现“过流”光字；值班人员遂立即断开保20；上述现象消失；保安Ⅱ段运行正常；汽机交流密封油泵及交流润滑油泵运行也恢复正常..为进一步查明原因；电气检修及运行人员一起检查；在保20开关上下口分别测其三相电压；发现A—A’、B—B’、C—C’三相电压分别为226V、454V、229V；将保20开关解备后；发现保20开关消弧罩有扯弧痕迹；取下消弧罩发现该开关消弧触头有少量毛刺；主触头无异常..
事故分析
1检修人员严重违反电业安全工作规程；擅自扩大检修范围..
事故发生后；按照“三不放过”原则；我们组织有关人员进行了认真分析；发现在事故发生的前两天；
检修人员刚对保安变进行了一次小修；经过对参与检修工作人员的调查；他们曾趁检修保安变时；将保安变高压侧电缆一并检修；且在检修过程中；将保安变高压侧电缆从本体拆掉；在拆除电缆之前；未按规定将三相电缆与所对应的变压器接线柱分别做记号；检修结呸后恢复接线时；三相电缆与接线柱的连接仅按“黄、绿、红”标分别一致的原则恢复..工作结束未按规定对保安变核对相序；也未将此情况向运行值班人员交代..得到这一信息后；我们怀疑检修人员在恢复变压器接线时；将电缆相序接反；通过核查；确定变压器高压侧电缆A、B两相相序接反..
2电气运行值班人员对检修工作项目了解不全面..
检修工作结束时；没有仔细向检修人员询问工作内容；漏掉了保安变电缆检修的信息；失去了防止事故发生的机会；未起到应有的把关作用..
3汽机值班人员缺乏高度的工作责任心..
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