运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因（精选8篇）

篇1：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因有以下几个方面：

(一)绝缘损坏 1.线圈绝缘老化

当变压器长期过载，会引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成匝间短路、相间短路或对地短路，引起变压器燃烧爆炸。因此，变压器在安装运行前，应进行绝缘强度的测试，运行过程中不允许过载。

2.油质不佳，油量过少

变压器绝缘油在储存、运输或运行维护中不慎而使水分、杂质或其他油污等混入油中后，会使绝缘强度大幅度降低。当其绝缘强度降低到一定值时就会发生短路。因此放置时间较长的绝缘油在投入运行前，必须进行化验，如水分、杂质、粘度、击穿强度、介质损失角、介电常数等项。运行中，也应定期化验油质。发现问题，应及时采取相应的措施。3.铁芯绝缘老化损坏

硅钢片之间绝缘老化，或者夹紧铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大的涡流，引起发热而使温度升高，也将加速绝缘的老化。变压器铁芯应定期测试其绝缘强度(测试方法和要求与线圈相同)，发现绝缘强度低于标准时，要及时更换螺栓套管或对铁芯进行绝缘处理。4.检修不慎，破坏绝缘

在吊芯检修时，常常由于不慎将线圈的绝缘和瓷套管损坏。瓷套管损坏后，如继续运行，轻则闪络，重则短路。因此，检修时应特别谨慎，不要损坏绝缘。检修结束之后，应有专人清点工具(以防遗漏在油箱中造成事故)，检查各部件、测试绝缘等，确认完整无损，安全可靠才能投入运行。此外在检修时更要注意引线的安全距离，防止由于距离不够而在运行中发生闪络，造成事故。内容来自

(二)导线接触不良

线圈内部的接头、线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上各接点，如接触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘，发生短路或断路。此时所产生高温的电弧，同样会使绝缘油迅速分解，产生大量气体，使压力骤增，破坏力极大，后果也十分严重。导线接触不良有以 下原因：

1.螺栓松动。2.焊接不牢。3.分接开关接点损坏。

篇2：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

a、线圈绝缘老化， b、油质不佳，油量过少。 c、铁芯绝缘老化损坏。d、检修不慎，破坏绝缘。

(2)接触不良。产生局部过热，破坏线圈绝缘发生短路或断路，产生高温、电弧使绝缘油迅速分解，产生大量气体(80%是氢气)，压力骤增 。原因有：螺栓松动(变压器常在冲击负载下运行，产生的震动会造成接点松动)、焊接不牢、分接开关触头损坏三种。

(3)雷击过电压，

雷击产生的过电压击穿变压器的绝缘，烧毁变压器，引起火灾。

(4)负载短路。负载发生短路，变压器承受巨大的短路电流，如果保护系统失灵或整定值调整过大，有可能烧毁变压器。安装短路保护装置，且熔体的选择必须合乎要求。当变压器内部短路时高压侧应能迅速熔断，当变压器各引出回路发生短路或严重过载时低压侧能被熔断。

(5)变压器过热

变压器过热，轻则影响使用寿命(如变压器在正常工作温度90℃下运行寿命为;若温度升至105℃，则寿命为7年;温度升到120℃，寿命仅为2年)，重则发生喷油燃烧或爆炸。引起变压器过热的原因有：接触不良，接触电阻大;长期严重过负荷运行，使线圈发热;电压过高，铁损增大(当电压增高10%时，铁损将增加30%～50%);环境温度过高，通风不良;

篇3：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

关键词：煤粉锅炉,制粉系统,燃烧,爆炸,控制,预防

0引言

制粉系统的爆炸在许多电站煤粉锅炉运行中都不同程度地发生过,而且在有些单位多次连续发生,并且没有得到有效控制,给企业带来严重后果,严重影响到人身安全、设备安全和正常的安全生产。

新疆奎屯热电厂二厂2台WGZ-130/9.8-Ⅲ型高温高压煤粉锅炉,压力9.8 MPa、温度540℃、蒸发量130 t/h。制粉系统为中间仓储式乏气送粉系统。自2001年10月投入生产至2005年12月期间,锅炉制粉系统发生过十几次的爆炸事故,制粉系统磨煤机进出口防爆门、粗细粉分离器防爆门多次因爆破裂,其中2002年11月6日,6#炉在运行制粉过程中突然发生爆炸,造成主厂房门窗有上百块玻璃损坏,主厂房铝合金大门变形,细粉分离器防爆门体炸开1个大口子,锅炉被迫停炉,对外紧急限电、限热,严重影响到安全生产和企业的社会形象,对此进行认真细致的调查、探索和分析。主要是通过对煤粉燃烧、爆炸理论认识的加深理解及结合在运行操作中存在的一些不规范方式的分析,最后准确的找出事故的根源,并提出解决方法和预防措施。

1对煤粉的燃烧、爆燃的理论探讨

1.1燃烧过程的3个阶段

a)着火准备阶段。

这一阶段主要是水分蒸发、挥发份析出、燃料与空气混合达到着温度;

b)燃烧阶段。

当达到着火温度后,挥发分首先着火开始燃烧,放出热量温度升高焦炭被加热到较高温度而开始燃烧;

c)燃尽阶段。

主要是讲燃烧阶段未燃尽的碳烧完[1]。

1.2燃烧与煤粉爆燃的关系

煤粉的正常燃烧过程和煤粉的爆燃从形式上是不同的,煤粉爆燃是煤粉燃烧的一种特殊形式,但它们的过程有着必然的联系,都是在一定温度条件下、有氧气、有火源存在、挥发份引燃引起煤粉燃烧,都是燃烧后能量的释放,而且这个过程一种是燃烧时间充分、氧量充足速度缓慢;另一种是瞬间爆燃时间极短,并且温度高、压力极大、速度快。从理论上我们认识了煤粉燃烧的几个阶段和燃烧与爆燃的关系,就为我们控制煤粉系统的爆燃主要关键点奠定了基础。

1.3煤粉爆燃的因素

a)煤的挥发份含量高,产生爆燃的可能性大;

b)煤粉细度越细爆燃的危险性也越大;

c)气粉混合浓度高是爆燃的主要因素。一般烟煤煤粉危险浓度为1.2 kg/m3～2 kg/m3之间;

d)煤粉沉淀在死角不断与氧气发生化学反应自然,生成火源,在气流的扰动下引发爆燃;

e)气粉混合物中的氧气浓度,浓度越高越危险;

f)气粉混合流速过低煤粉沉积,过高会引起静电火花;

g)气粉混合物温度越高,爆燃的危险性越大;

h)煤粉太干爆燃的危险性也越大。

1.4制粉系统煤粉爆燃的基本条件

a)煤粉爆燃时其气粉浓度过高。

严格讲应该是挥发份可燃气体的浓度、风粉的混合浓度及充足的氧量,这是1个很重要的条件;

b)有较高的气粉混合温度。

温度过高是引发挥发份可燃气体大量析出及浓度增大的先决条件,也是挥发份先着火的先决条件,这一点也非常重要;

c)有火源及空气扰动。

在制粉系统中火源主要来自系统中某处积粉死角产生自然,然后在气流扰动下被风带入制粉系统形成星火点点状况。磨煤机在启动中,若其内部煤量少,造成金属碰撞起火花及摩擦静电火花等这些都是煤粉爆燃的基本条件。

2原因分析

a)煤种挥发份含量高。该厂发电用煤为挥发份很高的优质烟煤。煤质试验报告:W水11.55%、V挥48.1%、C碳39.58%、A灰12.18%、Q低22 327 kJ/kg;

b)始终有火源及空气流扰动存在,这一因素是不可控的。在正常制粉过程中对制粉系统进行观察发现制粉系统磨煤机出口后始终都有许多星火点点随气流流动。这些火源主要来自制粉系统中某些死角沉积处煤粉的自燃,在空气流的扰动下进行流动。其原因就是制粉系统在安装中留有许多未割除的死角存粉处,另外,磨煤机在启停时也可能出现碰撞火花;

c)在制粉系统中,磨煤机出口温度太高,一般都在80℃以上。遮掩为引发煤粉系统爆燃创造了有利条件。同时煤粉中的挥发份可燃气体也随着温度的升高较多的析出,浓度增大,为引发爆燃提供了最先决的挥发份先着火的条件。这一因素是可以控制的[2];

d)在制粉过程中对风量操作或切换风路的操作不规范使其突然变化,引起挥发份可燃气体浓度和气粉浓度突然变化,是引发爆燃的决定性因素。调查中发现,6#、7#锅炉制粉系统的爆燃多数是发生在磨煤机启、停前后切换风路的过程中。而在风路的切换中最主要是顺序错误或有时风门出现卡涩卡住等,造成风量的突然变化及风速的突然变化降低。理论研究分析可知,在正常制粉过程中气粉配比混合浓度不超过危险浓度(1.2 kg/m3～2 kg/m3)时,属安全有效浓度。而在煤粉量不变的情况下,当制粉系统中风量突然的减少、风速突然的降低,就意味着挥发份可燃气体浓度和气粉浓度的突然升高至临界状态,严重时就会发生沉积,这是引发制粉系统爆燃可控性的最主要原因。若制粉系统始终有火存在,并且磨煤机出口温度又较高时,控制挥发份可燃气体浓度和气粉混合浓度将是控制制粉系统爆燃的决定性因素之一。而挥发份的着火爆燃又是引发煤粉爆燃的先决条件。在制粉系统中煤粉在受热的情况下挥发份析出时时刻刻都在进行,并且随着温度的升高挥发份析出越多、浓度越高。

3解决和控制制粉系统爆燃的措施

a)控制燃煤的湿度,将其水份保持在12%～15%的范围内;

b)煤粉的细度。在制粉过程中加强煤粉细度的分析,始终将其控制在R90=20%～25%,R200=2%～3%范围内;

c)控制制粉系统中的挥发份浓度。控制挥发份主要是通过:(a)改变一定量的煤种,选用挥发份较低的煤种与高挥发份煤种混合使用。,即选用W水11.86%、V挥33%、A灰28.43%、Q低18 394 kJ/kg的煤种与原煤种进行1:1混合;(b)在制粉过程中,控制磨煤机出口温度为65℃～70℃左右,从而达到控制煤粉中挥发份的过多析出和满足爆燃的外部条件;(c)通过分量的调节使气粉混合后的挥发份可燃气体的浓度控制在安全范围内[3];

d)在制粉过程中,在风路的切换过程中,按合理的操作顺序要求,规范操作各有关的冷、热风调节门,使其风量、风速平稳过渡。坚决杜绝全开全关、先关后开这种严重误操作,是控制气粉浓度及制粉系统爆燃的关键所在。

4结语

a)制粉系统爆燃是在温度、气粉浓度及火源等3个基本条件同时满足状态下才能发生。如果在制粉过程中通过最简便、最实用的方法,能够控制其中任何2个条件就可以达到有效控制爆燃的目的;

b)通过降低制粉系统磨煤机出口温度,并控制在65℃～70℃左右,来达到控制煤粉中挥发份可燃气体的大量析出和满足爆燃的外部条件,使爆燃的基本条件不具备,这是控制爆燃的最有效的途径之一;

c)在制粉过程中,尤其是开、停磨煤机前后,在风路切换过程中,坚持平稳过渡,先开后关逐步完成的原则,使制粉系统中的挥发份可燃气体的浓度及气粉浓度适中,不因为风量的突然变化减少出现升高达到临界爆燃浓度。这是控制爆燃最有效的手段;

d)通过控制制粉系统中温度及气粉浓度,很好地解决和控制了几台锅炉在运行中煤粉系统的爆燃。经过8年多的运行生产,目前几台锅炉运行正常安全,制粉系统没有再发生过一次爆炸事故,效果非常好;

e)经过多年的实践证明,就是在燃用高挥发份的煤种时,只要控制好温度和操作好风路的平稳切换,控制好气粉的安全浓度,制粉系统的爆燃是完全可以得到有效的控制。

参考文献

[1]范从振.锅炉原理[M].北京:水利电力出版社,1986.

[2]樊泉桂.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,2008.

篇4：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

一、变压器运行中易发生的异常现象分析

（一）声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。

①内部有较高且沉着的“嗡嗡”声，则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。②内部有短时“哇哇”声，则可能是电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。③变压器有放电声，则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用。④变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。⑤变压器有爆裂声，则为变压器内部或表面绝缘击穿，这时应立即停用进行检查。⑥其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声，则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。

（二）油温异常

①变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常，内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。②导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

（三）油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：

①假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。②油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

（四）渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因有：

①阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏。②胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油。③设计制造不良，材质不好。

（五）套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热，导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见原因有：

①高压套管制造不良，未屏蔽接地，焊接不良，形成绝缘损坏。②套管表面过脏或不光滑。

二、变压器运行中易发生的故障原因分析

（一）套管故障

常见的是炸毁、闪落和漏油。其原因有：

①密封不良，绝缘受潮劣比。②呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

（二）绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：

①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

（三）铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁；也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片问绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

（四）瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

①轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。②瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投人备用变压器，然后进行外部检查，检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形。最后检查气体的可燃性。变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障（穿越性故障）或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投人送电。

（五）分接开关故障

常见的有表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电，主要原因有：

①螺丝松动。②荷调整装置不良和调整不当。③头绝缘板绝缘不良。④接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足。⑤酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

此外，变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热，油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕啷咕嘟的冒泡声。轻微的匝问短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单椹接地或相间短路等故障。

三、结束语

篇5：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

一、石油化工设备检修时发生火灾事故的原因

1. 安全制度不健全

企业检修防火安全制度的缺陷会导致石油化工设备在检修中频繁发生事故。如果企业对检修作业项目没有明确的施工制度要求, 对于检修中没有抽堵盲板, 进行置换、清洗处理, 则会因管理不善和组织的缺乏及操作的失误, 所导致的火灾爆炸事故发生。

2. 未按规定隔离, 加设盲板

石油化工检修最可靠的措施是将部分零件拆下后进行隔离, 如设备相连的管道、管道上的阀门、伸缩接头等都应相互隔离, 保持一定距离, 并在管路侧的法兰上装设盲板。所以石油化工检修要遵循规章制度, 比如停车设备检修的安全制度和运行系统隔离的安全制度。

对于无法拆卸或不能拆卸的部分, 应与检修设备相连的管道法兰连接处插人盲板。检修时, 如果隔离措施采取不当, 会导致运行系统内的有毒、易燃、腐蚀、窒息性或高温介质进人检修设备, 造成多起重大火灾事故。

3. 没有按相关规定进行动火分析

化工设备动火半个小时内要按照相关规定进行动火分析, 不宜过早, 因为化工设备里的物料都具有易燃易爆性, 避免对企业造成经济损失。对于分析的结果不符合者, 则需要进行置换清洗处理。如果动火中断超过半小时, 则需要重新对动火进行分析。

如果每隔4小时连续作业不成功者, 则应进行至少1次的测爆分析。此外, 设备和容器若留有油垢与残渣, 并且设备内的可燃气体量是合格的, 但还是会因为油垢与残渣随时间推移受热并分解出来的易燃气体导致着火爆炸。

因此要提前做好相应的适当的对策。

4. 设备内物料的处置不当

停车检修时如果没有将设备管道内的液体物料倒空, 需倒空处理好后再送至安全地点。另外, 还要对可燃有毒气体进行排放妥善处理, 并烧尽从设备贮罐内清理出来的废料。同时, 采用适当的处置措施清洗设备的可燃成分的废液, 切勿将废液排放至下水道中。避免因设备内物料的处理不当给企业造成火灾事故的发生。

以上四种安全措施, 均可有效提高检修时不发生爆炸的安全系数。例如某厂检修清洗设备, 洗水中残存不少柴油。因为没有进行加工处理, 所以导致含油污水流淌到地面, 致使停车检修时因违章割火花引起发生火灾。

5. 设备吹扫、置换不彻底

设备在检修前应先检查一下是否已经抽净、排空、吹扫、置换有毒和易燃的物料, 并压出对蒸汽、氮气等惰性气体, 达到置换的目的。此外, 还可以采用“注水排气”法进行置换, 确保检修动火和罐内作业的安全。

在检修过程中, 引起火灾爆炸事故常见的原因有置换不彻底或根本就没进行置换。例如天津某化工厂电焊工在对二硫化碳计量罐补焊时发生爆炸。具体情况是:厂长在罐口划火柴试验之前, 放掉了二硫化碳, 没有发生爆炸。但在电焊工施焊时却发生了爆炸, 导致厂长与电焊工都被炸受伤, 这就是因为设备没有做吹扫、置换处理。

二、化工设备检修作业火灾爆炸事故的安防措施

1. 做好设备检修的消防安全管理工作

(1) 制定一套详细的安全检修规程制度来预防火灾事故发生的方案, 既加强了领导对检修消防安全工作的组织能力, 又能合理分配消防安全责任, 建立检修安全网。这为检修施工消防安全提供了一个有效的施工方案。

(2) 加强检修安全知识学习, 要想提高检修人员的消防安全素质和知识水平, 只有加强检修人员对消防安全的了解和对掌握火灾事故处置的流程。检修人员的工作交接要完善, 才能让其他检修人员了解检修具体作业内容, 对火灾危险性、消防器材、防护装备有所认识。

(3) 检修前首先要进行全面的消防安全检查, 以及时清楚火灾隐患, 其次要根据消防安全措施落实好消防水压是否充足, 最后要保证检修现场消防通道畅通, 确认防护装备和消防器材能正常使用。

2. 落实设备检修的安全操作规程

(1) 做好停车检修的安全处理方案。检修时若压力未泄尽之前, 则设备不能随意拆动。如果设备管道内的物料已经被倒空、抽净, 则应排放到指定的安全地点, 或者进行安全的处理, 并按工艺的要求进行适当的调整, 如降温、降量速度, 防止设备遇高温时发生变形、损坏等事故。

(2) 采取工艺措施, 消除停车后带有危险因数的危险物品设备, 并将其装备恢复常态。工艺人员要特别注意, 首先要确认好与设备连接的所有管道, 对一些易燃、易爆、易中毒、高温、高压介质的管道要在阀后 (近塔端) 加盲板, 其次要对设备进行置换、清洗。

(3) 办理合格的“动火安全作业证”, 严格控制火源。尤其是在禁火区进行焊接与切割作业时要注意, 其次在易燃易爆场所中操作时, 不要使用喷灯、电钻、砂轮等工具, 避免出现火焰、火花引起火灾事故。

因此, 只有落实好防火和灭火应急措施, 必须要经过相关部门审批后才能开工动火。为了大家的安全着想, 要做好火源的安全管理工作。在易燃易爆环境中检修, 作业人员不准穿化纤织物, 但要使用防爆型低压灯具和在检修中不产生火花的工具。所以不管是实施隔离还是采取保持距离措施, 都应该是从操作和设备技术等方面寻求对策, 加强控制。

参考文献

[1]郭小平.基于化工火灾易发原因的监控系统[J].油气田地面工程, 2009, 28 (1) :52—53.

[2]康荣学.化工设备安全监控预警的问题[J].中国安全科学学报, 2008, 18 (2) :111—117.

篇6：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

【关键词】电力电缆；火灾事故；原因

近年来，由电气引起的火灾增多，这其中电力电缆所造成的火灾占有一定的比例。电缆火灾事故时有发生，其危害是烧损电缆和设备，导致直接停电，修复时间较长，延误产生，对工矿企业生产的生产进度、效率和经济效益产生严重影响。造成的直接和间接损失巨大，严重时造成人员伤亡。因电力电缆失火造成的事例给我们以沉痛的警示，因此，必须对电力电缆火灾事故予以高度重视。认真分析火灾原因，提出防范电缆火灾事故的方法和措施。本文就工厂供电电力电缆火灾事故的防范，电力电缆中间接头绝缘击穿的防治，电力电缆火灾蔓延及扑救等技术问题进行探讨。

一、电力电缆火灾事故防范措施

1、电力电缆火灾事故的原因分析

（1）电缆故障引发火灾。

一些电力电缆检修人员技术素质不高，在操作时造成接头制作质量不良、压接头不紧、接触电阻过大，运行中引发电缆头过热烧穿绝缘，接头制作质量不良。严重时会造成电缆接头爆炸起火事故。

因施工人员不能严格按操作规程和工艺要求施工，在电缆敷设时，由于刮、碰、压、扭而使电缆外护层损伤，造成进水受潮。绝缘层在运行中被击穿而产生电弧，安装施工不当。出现燃烧而产生火灾。例如，某厂电缆火灾事故是由于某变压器电缆引出线在电缆夹层中发生接地短路而引燃了周围的电缆所致。

（2）接地线焊接不牢，接触不良，阻值偏大，导致电缆接地故障电流比正常短路电流小，使电流保护器不能及时切断故障，产生电弧、电火花。接地不良在局部高温时能引发可燃物起火。

（3）由于电力电缆巡检制度不完善和执行不力，使得一些火灾隐患不能及时排除；电缆载流量选择不当，部分电缆长期满负荷或经常超负荷运行，使温升过高；由于操作人员误操作或违章操作引起短路或过负荷使电缆发热量成倍增加，引发绝缘、损坏击穿而起火，运行管理不当引发火灾。

2、电力电缆的防火措施

（1）使用阻燃型电缆或耐火型电缆。前者是指着火后具有不延燃或能自熄的电缆。后者是电缆在一定时间和高温作用下，绝缘不致完全烧坏并能继续通电的电缆。采用这两种电缆是电缆防火的有效措施之一。

（2）提高电缆敷设和电缆防火封堵质量。电缆竖井和电缆孔洞的封堵，对避免电缆火灾蔓延发挥十分重要的作用。设计时应考虑通过竖井进入控制室电缆夹层的电缆数量不应过多，要尽量减小竖井的开孔尺寸，以便封堵。对运行单位，电缆孔洞和竖井的严密封堵是非常重要的，要对封堵不严或未封堵的要尽快进行封堵。

（3）加强低压动力电缆的技术管理。因低压动力电缆故障击穿着火引起火灾对电力系统安全运行威胁大。因此，要从设计、运行等方面提出了加强低压动力电缆技术管理的要求，在选择电力电缆截面时，要留有裕度。

二、电缆中间接头绝缘击穿的原因及防治措施

1、电缆中间接头绝缘击穿是一种常见的电缆故障

故障特征是中间接头进水，铜带生锈，导致这种故障的主要原因有以下几点：（1）在电缆中间接头的施工中各套管上的灰尘和杂质没清理干净。（2）中间接头中的各绝缘套管中以及管与管之间有空气。（3）中间接线盒热缩管在加热时受热不均，导致密封不严。（4）电缆故障造成的过电压。

2、防电缆中间接头绝缘击穿的方法

（1）在中间接头的操作用无水酒精把各套管上的灰尘和杂质清理干净。要尽可能不在风雨天进行操作。

（2）在加热中间接线盒热缩管时要尽可能的使之受热均匀，从一端缓慢向另一端加热，将管中的空气排出。

（3）中间接头做好后，应在中间接头外护套管与电缆外套层的搭接处缠绕自粘胶带，对中间接头产生的缝隙进行封闭。

（4）限制在中性点不接地系统中因各种故障造成的过电压。如在中性点接消弧线圈等。

三、防范電力电缆火灾蔓延及扑救措施

1、在电缆护层上采用难燃与阻燃措施。采用难燃型护层的电缆，在电缆护层材料中加入阻燃剂，用耐高温的材料制作电缆护层；在电缆外面涂敷防火涂料。这不仅能作已敷设电缆的防火，也可在难燃型电缆护层上涂覆，提高电缆的耐火性能；还可以在电缆上绕包防火包带。

2、控制火灾蔓延的措施。设置防火墙和防火门，将电缆火灾限制在最小范围内。堵塞电缆贯穿孔洞，在电缆穿墙或其他孔洞处，用腻子状防火堵料紧密堵塞，如果出现火灾，它可在高温下凝固变硬，阻止火焰，有害气体和浓烟沿电缆线路蔓延，把电缆火灾损失控制在一定范围。

3、电缆火灾的扑救措施。电缆夹层及电缆密集的隧道和沟道内，可装设烟雾探测器和温度探测器。电缆火灾出现大量烟雾，现场温度升高时，探测器动作通过报警系统进行。在电缆隧道，夹层及高压电缆终端头室。接头室要设置1211灭火机。用灭火机在隧道一端向设有排烟管道的另一端喷射还应设置适当数量的手提式灭火器，砂箱，石棉布等防火设备设施，使扑火人员在能接近火场灭火。

总之，电力电缆火灾事故的防范和治理是对于企业来说非常重要，企业尤其是管理层的干部和技术层的科技人员要提高认识，予以重视，采取各种有效措施进行治理，保证电力运行的安全，保证企业的安全生产，推进企业又好又快发展。

篇7：运行中的变压器发生火灾和爆炸的可能原因

1 石油化工管道火灾爆炸原因分析

1.1 管道泄漏

管道泄漏的原因有:质量因素 (如, 设计不合理、材料本身缺陷、焊接质量低劣、连接件密封失效) ;工艺因素 (如, 管道磨损、反复应力的作用、腐蚀性介质的腐蚀、长期在高温下工作发生蠕变、低温下操作材料冷脆断裂、高压物料窜入低压管道等) ;外来因素 (如, 外力冲击、振动、摇摆、施工造成破坏、地震、地基下沉等) ;操作因素 (如, 误操使可燃物料漏出、超温、超压、超速、超负荷运转;维护不周, 不及时维修, 超期和带病运转等) 。

1.2 管道内形成爆炸性混合物

在停车检修和开车时, 未对管道进行置换, 或采用非惰性气体置换, 或置换不彻底, 空气混入管道内, 形成爆炸性混合物;检修时在管道 (特别是高压管道) 上未加盲板, 致使空气与可燃气体混合;负压管道吸入空气;误操作阀门使管道中漏入空气, 或使可燃气体与助燃气体混合, 受到点火源的点燃作用即发生爆炸。

1.3 管道内超压

管道的超压爆炸与反应容器的操作失误或反应异常有关, 冷却介质输送管道出现故障, 导致冷却介质供应不足或中断, 使生产系统发生超温、超压的恶性循环, 最终导致设备、管线发生超压爆炸事故。

在管道中由于产生聚合或分解反应, 会造成异常压力。如, 在乙烯和过氧化物催化剂的管道中, 温度过高, 超过催化剂引发温度, 乙烯就会在管道内聚合或分解, 产生高热, 使压力上升, 导致管道胀裂或爆炸。

连续排放流体的管道, 尤其是排放气态物料的工艺管线, 因输送速度降低等因素会导致设备内的物料不能及时排出, 从而使设备发生超压爆炸事故。

高压系统的物料倒流入低压管道, 造成压力增加。

1.4 管道内堵塞爆炸

管道发生堵塞, 会使系统压力急剧增大, 导致爆炸破裂事故。

输送低温液体或含水介质的管道, 在低温环境条件下极易发生结冰“冻堵”, 尤其是间歇使用的管道, 流速减慢的变径处、可产生滞留部位和低位处是易发生“冻堵”之处。

输送具有粘性或湿度较高的粉状、颗粒状物料的管道, 易在供料处、转弯处粘附管壁最终导致堵塞。管道设计或安装不合理, 如, 采用大管径长距离输送或管道管径突然增大, 管道连接不同心, 有障碍物处易堵塞;物料夹杂过大碎块时易造成堵塞;物料具有粘附物性, 若不及时清理, 发生滞留沉积等情况, 可造成管道堵塞。

操作不当使管道前方的阀门未开启或阀门损坏卡死, 或接受物料的容器已经满负荷, 或流速过慢, 突然停车等都会使物料沉积, 发生堵塞。

1.5 发生自燃火灾

管道内结焦、积炭, 在高温高压下易自燃, 引起燃烧或爆炸。在加工含硫原料油炼油厂的高压管线中, 硫化亚铁是一种很常见的物质, 它是铁锈和硫化氢发生反应的产物, 设备停用后打开, 以及维修之前与空气接触, 就会迅速发生自燃。

管道内介质温度为超过自燃点的物质, 泄漏出来与空气接触便会自燃。

1.6 具有多种引火源

物料在管道中输送时, 有多种引火源存在。启闭管道阀门时, 阀瓣与阀座的冲击、挤压, 可成为冲击引火源。阀门在高低压段之间突然打开时, 低压段气体急剧压缩局部温度上升, 形成绝热压缩引火源。物料在高速流动的过程中, 粉体与管壁、粉体颗粒之间、液体与固体、液体与气体、液体与另一不相溶的液体之间、气体与所含少量固态或液态杂质之间, 发生碰撞和摩擦, 极易带上静电, 产生火花。

危险物料输送管道周围具有摩擦撞击、明火、高温热体、电火花、雷击等多种外部点火源。可燃物料从管道破裂处或密封不严处高速喷出时会产生静电, 成为泄漏的可燃物料或周围可燃物的引火源。

1.7 易成火灾蔓延的通道

由于管道连接着各种设备, 管道发生火灾, 不但影响管道系统的正常运行, 而且还会使整个生产系统发生连锁反应, 事故迅速蔓延和扩大, 特别是管内介质有毒时, 对人的生命威胁更大。在管道中传播的爆炸, 一定条件下会发生由爆燃向爆轰的转变, 对生产设备、厂房等建筑物造成严重的破坏。

2 火灾爆炸事故的预防措施

2.1 遵守安全布置原则

输送火灾危险性为甲、乙类介质或有毒、腐蚀性介质的管道, 不应穿过与其无关的建筑物、构筑物。集中敷设于同一管架上的各种介质管道必须留有规定的间距。多层管架中的热料管道应布置在最上层, 腐蚀性介质管道应布置在最下层;易燃液体及液化石油气体管道严禁与蒸汽、热料管道相邻布置;助燃与可燃介质管道之间, 宜用不燃物料管道隔开或保持不低于250mm的间距。

2.2 选材、设计、加工、安装合理

根据输送介质的性质、温度、压力和流量等因素正确选择管材, 不可随意选用代材或误用, 不得使用存有缺陷的管材, 例如:要求高温强度时, 350℃以下使用沸腾钢和半镇静钢, 在350℃时, 应根据不同温度分别使用镇静钢、钼钢、Cr-Mo钢和不锈钢, 不得使用碳钢;为了防止低温脆性, 要使用奥氏体不锈钢以及铝、镍铜合金的管材。可燃液体架空管道的支架应用不燃材料建造。为避免可燃液体管道在发生事故时液体漫流, 可将管道敷设在不燃材料建造的地沟内, 并保证良好的自然通风, 以防止可燃蒸气积聚。高温物料管道应用不燃材料装设保温层, 以防止可燃物接触高温管道起火。

严格按照工艺设计要求设计, 管道直径的设计值应尽量大些, 弯曲和变径处应缓慢, 而且弯管和变径管要尽可能少, 尤其是由水平向垂直过滤的弯管要少。管内壁应平滑, 不准有折皱或凸起, 不装设网格状的构件。

管道的焊接质量符合要求, 焊缝须作无损探伤检查。管道的连接方式合理, 可用加偏垫或多层垫等方法消除断面偏差、空隙、错口或不同心等安装误差。管道穿墙、楼板和屋面时, 应加套管、防火肩、防水帽等装置。焊缝、法兰等接头均应避开墙和楼板。管道和管件不得与管架直接接触, 应按设计温度、压力等要求, 采取加置木垫、软金属片或橡胶石棉垫等措施隔离。

2.3 采取防腐措施

根据输送物料的腐蚀性选择耐腐蚀材料, 如, 对硫化氢的腐蚀, 不同温度下使用可采用铬钢, 不锈钢或渗铝钢;对高温条件下的氢脆要用Cr-Mo合金钢;对不同程度的硫腐蚀, 分别采用5Cr、7Cr、9Cr钢管;为了防止高温氧化腐蚀, 要用奥氏体不锈钢管、5Cr或9Cr钢管。

采取合理的防腐措施, 如, 涂层防腐、衬里防腐、电化学防腐、使用缓蚀剂防腐等。其中涂层防腐用得最广泛, 而在涂层防腐中以涂料防腐用的最多。

定期检测管理的受腐情况, 尤其是敷设于地下的管网系统, 及时修复或更换腐蚀严重的部位。

2.4 消除管道残余应力

为了避免管道振动, 可采取设置减振装置, 增加柔性设计等措施。

为了减弱热应力的破坏作用, 采用增加管系可挠性, 缓解热应力的热补偿方法, 如, 采用专用的热补偿器;利用弹簧吊架结构或止动器约束管道在约束方向上的位移, 在设备管口附近设置固定支架, 削弱管口的应力和力矩, 加设弯管, 改变管道走向, 增加管系总的可挠性或利用绝热保温等方法。

针对不同外部载荷采取措施, 如, 防止基础下沉, 可采用改变管道设置位置或支撑方式或强化基础设计的方法;预防外力冲击, 可通过加强防护设施, 可挠性设计, 合理设置, 加护栏或套管以及加强施工监督等方法。

2.5 严格安全操作

生产操作过程中严格按照工艺要求控制物料的输送温度、压力、流速等工艺参数, 尤其是用于输送可燃气体、可燃液体、可燃粉粒状物料的管道, 输送速度不应高于工艺值。生产的要害部位, 如, 加热炉口、塔底部、反应器底部、高温机泵等进出口处的管道和工作条件苛刻, 受交变载荷的管道, 要特别重视。

冷却介质的输送管道要确保冷却介质的供应量, 避免中断, 必要时可安装双路水源和电源控制, 以防止生产系统出现超温、超压的恶性循环。

及时清除管道内的污垢、沉淀等沉积物, 并严禁采用铁质工具或能产生火星的器具输通易燃易爆、易自燃的不安定沉积物。定期清除管道以及周围的设备、设施上的积尘, 以减少粉尘沉积。

在冰冻季节前后, 要注意管道的防冻和化冻, 如, 积水弯、压力表的弯管, 排凝阀等处, 发现问题要及时采取保温防冻措施。暂时不用的水或易冻的管线要将管内介质排净。

及时维修管道, 严禁超负荷, 超期和带病运转。

2.6 加强防火安全管理

在用管道要遵照《压力管道安全管理与监察规定》定期进行检验, 检测管道的泄漏和受损情况, 防止管道系统出现跑冒滴漏现象。

停车检修和开车前应按规定进行管道的排气置换作业, 检测合格后方可动火检修或开车。进行动火检修作业时, 要严格执行各项规章制度。

严禁危险物料管道和高温管道周围堆放易爆物质。需要散热的输送管道上严禁堆放各种杂物, 以防止热量积累引起火灾。

危险物料输送管道的周围杜绝各种火源。

2.7 采取防静电措施

粉粒状物料的输送管道应选用导电性能良好的材料制造, 并设性能良好的静电消除装置。工厂和车间的氧气管道、乙炔管道、油料储运设备、通风装置、空气管道等必须连成一个整体, 并予以接地。地上或管沟敷设管线的始端、末端、分支处以及直线段, 每隔100m应设置防静电接地装置, 接地电阻不宜大于30Ω, 接地点宜设在固定管墩 (架) 处。

2.8 设置防火防爆安全装置

在容易发生超压爆炸的管道上需设置安全阀等防爆卸压装置;在容易造成火焰传播的管道上需设置水封、砂封、阻火器或防火阀。在高压和低压系统之间的接点处和容易发生倒流的管道上, 需设置止回阀和切断阀。在泵和阀门的进口装设管道过滤器, 防止由于杂质或夹杂物造成事故。具有着火爆炸危险的输送管道, 应配备惰性介质管线保护。可燃气体的尾气排放管线应用氮气封或设备阻火器等防止火势蔓延的装置。火灾危险性较大的密集管网系统可设置可燃气体浓度检测报警装置, 以及时发现火险隐患, 亦可设置水喷淋等灭火设施, 以便及时扑救初起火灾。

参考文献

[1]王怀义.石油化工管道安装设计[M].北京:中国石化出版社.

[2]化工工艺设计手册[M].北京:化学工业出版社.

[3]石油化工设计手册[M].北京:化学工业出版社.

篇8：220kV变压器爆炸原因分析

关键词：变压器,套管,爆炸,短路

0 引言

变压器套管是变压器的主要附件之一, 它将变压器高、低压引线从油箱内部引到外部, 不但作为引线对地绝缘, 还起着固定引线的作用。220kV电压等级变压器高压套管一般是油纸电容型, 其结构紧凑、电场强度高。如果生产过程中有水分和杂质进入套管或套管导电杆应力锥生产套装过程工艺控制不严造成纸板褶皱, 那么套管内部电场会发生畸变, 容易引发套管爆炸事故。本文将分析一起由变压器套管质量管控不严引起的事故, 以供相关人员参考。

1 事故经过

某220kV变电站运行方式为220kV双母并列运行、110kV双母并列运行、10kV双母分列运行。该站有2台220kV主变, 其中#2主变型号为SFSZ9-180000/220, 高、中压侧选用BRDLW型套管。某日, 接于220kV II段母线运行的#2主变差动速断、重瓦斯保护、压力释放阀动作, 三侧断路器跳闸, 10kV备自投动作, 排油注氮装置断流阀动作。7min后, 220kV I段母线母差保护动作跳开I段母线上所有断路器, 导致10kV母线失压及地区1座110kV变电站失压, 造成区域停电事故。

#2主变保护跳闸的同时, #2主变起火。在主控室确认现场情况后, 立即手动启动#2主变排油注氮装置。此时变压器油已喷出本体油箱, 明火已燃起, 排油注氮装置无法熄灭油箱外明火, 后由消防车抵达现场灭火。本次事故造成负荷损失35MW, 设备财产损失680万元。

2 现场情况检查

经查, #2主变220kV侧跨接于220kV I段母线上方的引流线烧断掉落搭靠在220kV I段母线A相上, 造成母线接地, 导致220kV I段母线母差保护动作跳闸。检查#2主变本体, 油箱以上部件除2支中性点套管外全部损坏严重。

(1) 高、中、低压侧套管不同程度烧损, 油枕侧较严重, 碎瓷片遍布主变四周。

(2) 油枕支架烧熔, 油枕落入主变油坑内。

(3) 瓦斯继电器和压力释放阀烧毁。

(4) 器身上所挂端子箱烧损。

(5) 油枕侧油箱鼓胀, 部分油管路法兰处喷油。

(6) 周边草地局部烧焦, 排油注氮装置的器瓶表计已烧坏, 现场氮气瓶内已无气体。

打开#2主变手孔进行检查, 中压侧Am相套管下瓷套破裂, 升高座内壁有3处明显放电痕迹, 升高座CT接线板连接管法兰处破裂, 而中压侧Bm、Cm两相的套管下瓷套正常, 升高座CT接线板连接管法兰完好。

3 主变解体情况

解体#2主变, 吊罩#2主变本体, 发现中压侧除Am相套管下瓷套破裂外, 其它外观部件正常, 绕组外包围屏完好;解开围屏绕组未发现异常。但是, #2主变已被喷入大量的消防药剂和消防水, 器身受到严重污染, 已经无法再继续使用。

由于故障点在中压侧Am相套管, 因此对中压侧Am相套管进行解体分析。套管上部将军帽已烧毁一半, 剩余一半油枕 (包括注油口) 基本完好, 部分压紧弹簧外形完整, 但弹簧下端部已严重腐蚀;套管电容芯子法兰以上大部分烧毁, 仅套管下端部被金属套筒保护部分基本完好, 对应套管下部绝缘套筒嵌套的芯子锥形部分大体保留原状, 但外表已被重度熏黑并有局部破损;金属套筒无大电流放电痕迹。

导电杆下端部外露部分有2处放电点。其中一个较小的放电熔点, 对应绝缘纸包裹处表面有一道较为明显的放电开裂口, 放电通道痕迹十分明显, 一直伸展至整个锥形纸筒的一半左右, 接着开始出现大面积绝缘纸破损现象, 电容屏铝箔暴露在外。在套管下部均压帽外表面上有多处放电燃弧烧蚀痕迹, 但多由套管炸裂后短路电弧燃烧形成。拆下均压帽, 在导电杆上发现2处电弧熔点疤痕, 其中一个熔点与电容芯子锥形端部绝缘纸表面放电通道位置基本吻合, 由此判断此处为初始放电通道的一部分。

由于电容芯子上部电容屏已完全烧毁, 仅残留少量绝缘纸和铝箔电容屏, 且铝箔有高温熔化结块现象, 很难获知故障前夕情况, 因此解剖分析电容芯子下部。解剖发现, 套管共有38个电容屏, 从里往外, 套管法兰以下部分第1~14电容屏基本完好, 没有放电或击穿等异常情况;在第15、16电容屏靠近下端部边缘处有保存完好的低能量局部放电烧蚀孔洞, 推测由故障前长期存在的局部放电所致;第17、18电容屏孔洞消失;第19, 20电容屏重新出现孔洞, 但已极为靠近端部;自第21电容屏以后, 端部覆盖绝缘纸均严重烧损, 铝箔破损外露。由此可见, 局放放电通道从内部延伸或发展到外表面。

由外往里逐层检查残留电容芯子的绝缘纸及铝箔。在最外层末屏铝箔上有许多腐蚀孔洞, 表现为水解性反应腐蚀症状, 有些铝箔与绝缘纸甚至发生严重粘连, 绝缘纸上还有些深浅不一的白色斑点等印迹;往里经过两三层电容屏后, 印迹逐渐减弱, 水解性反应腐蚀症状逐渐消失。

4 事件原因分析

根据各放电解剖位置构建整个放电通道形成过程。首先多屏电容击穿短路, 并联形成放电通道, 且在第19~38屏多屏端部击穿短路, 通过末屏对地放电;击穿短路后, 电弧能量瞬间形成爆炸性气体, 炸开绝缘套筒;最后, 绝缘纸外表面击穿形成贯穿性放电通道, 导电杆出现电弧熔点痕迹。放电通道形成过程如图1所示。

#2主变故障是因中压侧Am套管电容芯子末端锥形部分第15、16以及第19、20电容屏发生局部放电, 长时间局部放电导致电容屏击穿, 并逐步发展为多屏电容击穿, 从而形成末屏对地放电通道。短路形成的电弧能量瞬间通过大量气体炸裂套管下瓷套, 同时爆炸产生的巨大压力撑开套管升高座CT二次接线板连接管法兰, 喷出的高温油接触空气后着火燃烧。其中, 电容屏击穿的原因有两点:电容屏间有异物进入或受潮;套管导电杆应力锥个别生产套装过程粗放, 造成纸板褶皱, 引起套管内部电场分布不均, 形成电场畸变。

5 防范措施

通过分析#2主变事故原因, 提出以下防范措施。

(1) 加强变压器的监造工作。套管组装前进行相关试验, 以确保套管等组部件的质量合格。变压器组装完毕后, 加强出厂试验环节的检验, 对局部放电耐压数据进行比对分析, 提前发现变压器内部隐患, 并对监造试验报告等数据做好留档管理, 便于与投运后的试验数据进行比对分析, 提前发现内部缺陷。

(2) 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压, 应避免频繁取油样分析造成负压。套管油位表安装应便于巡视, 正常巡视时应检查记录套管油位, 以便日后比对。套管渗漏油时, 应及时处理, 以防止内部受潮损坏。

(3) 加强套管末屏接地检测、检修及运维管理, 每次拆接末屏后应检查末屏接地状况, 在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。

(4) 加强变压器的现场巡视及检修维护工作。检查套管外表面有无渗漏油;套管高压引线、末屏接地线等连接是否正常, 有无异常声响或放电声;套管油位是否正常;在变压器遭受出口或近区短路冲击后, 应及时开展套管巡视, 并在一周内安排特巡, 认真观察上瓷套和法兰浇注处是否有渗漏油现象, 若有则停电进行进一步检查和处理;套管电容量变化量超过±2%时应引起注意, 需做进一步分析判断;注油口打开未更换密封圈的套管或运行超过15年的套管应结合变压器停电检查注油口密封情况, 更换密封圈, 并涂密封胶;未取过油样的套管应结合停电封涂密封胶;变压器检修时应检查注油口密封情况, 更换注油口密封圈, 并在更换密封圈后封涂密封胶加强密封效果;有条件的情况下变压器套管应安装末屏接地监测、介损及电容量监测等在线监测装置;适时开展红外热成像、局部放电、相对介损和相对电容量比值等带电检测。

6 结束语