主变油温高引起跳闸的事故原因分析
某220kV主变油温高报警原因分析及处理方法
某220kV主变油温高报警原因分析及处理方法针对某220kV变压器发油温高报警信号，通过红外测温、分析负荷曲线等手段，逐步排除主变发热的可能原因，最终得出结论是由于冷却系统效率下降导致主变发热。
为减小在带电运行主变上工作的风险，采用高压气体清洗冷却器油管，经过清洗，冷却系统效率恢复明显，主变油温逐步恢复正常。
标签：变压器；油温高；冷却器；高压气体清理0 引言变压器在运行过程中，铁芯、绕组中会产生损耗，同时伴随着发热现象的存在，而一般油浸变压器绕组采用A级绝缘，绕组允许温度可达105℃，过高的温升会使变压器绕组发热，绝缘下降。
温升超过限值一定时间将导致变压器绝缘受损，甚至缩短寿命。
因此在变电运行过程中，快速查找到变压器异常发热原因，能有效避免变压器温度过高造成更严重的电网安全事故的发生。
1 某220kV变压器油温高案例情况简介220kV某变电站2号主变投运时间为1997年8月20日，累计运行21年。
2018年04月09日19：58分，220kV某变电站发出“2号主变油温高报警的信号”。
后台显示油温77℃，现场测温冷却器上层连接管温度78℃，下层80℃。
经现场检查，油阀正常，油流继电器正常，风扇全启运行正常。
实时有功76.9MV A，负载率为42.7%。
2号主变潜油泵正常开启，上下油管温差2度左右，2号主变油位为刻度9处，符合温度-油位曲线。
各散热片温度均匀油温表1，2均读数在78℃左右，后台无绕温遥测量。
1号主变为自然风冷，型号厂家均不一样，2017年投产，无法进行横向对比。
2 某220kV变压器油温高原因分析2.1 负荷变化分析针对“2号主变油温高报警的信号”运行人员通过后台监控调取了近一周的监控数据，近一周油温最大值在75℃-81℃之间，并且时间油温最大值发生时间集中在23：00-00：00之间。
分析后台的温度变化曲线可知，当日温度变化趋势与负荷变化基本一致，且近一周主变负载率都在50%左右波动，可以排除是因为负荷过大导致主变油温升高。
500KV主变压器油温异常升高的剖析与对策
500KV 主变压器油温异常升高的剖析与对策发布时间：2022-11-07T11:34:36.550Z 来源：《当代电力文化》2022年13期作者：王子刚[导读] 油浸式变压器系统中王子刚贵州乌江水电开发电有限责任公司构皮滩发电厂贵州遵义563000摘要：油浸式变压器系统中，绝缘油主要起灭弧、绝缘、散热的作用，当绝缘油的温度发生异常升高现象时，势必会对变压器的安全运行造成一定的影响。
本文主要介绍了构皮滩发电厂500kV 5号主变C相发生油温异常升高的现象，对发现的问题逐条剖析、制定对策及对策实施，最终解决油温异常升高的问题。
关键字：变压器绝缘油温升1 概述构皮滩发电厂主变压器型号为DSP-223000/500，由保定天威保变电气股份有限公司生产制造，于2009年7月投入使用。
主变为单相变压器，三相连接组别为YNd11，主变冷却方式为强迫油循环水冷，单台主变压器充绝缘油约28吨，绝缘油牌号为DB-25。
主变冷却器由长沙东屋机电制造有限公司生产，型号为YSPG-250（Y-强迫油循环、S-水冷却器、PG-双重管防堵排沙型、250-单台冷却器额定冷却容量为250kW），额定水流量28m3/h，设计运行水压0.02～0.3MPa。
单台主变配置4台冷却器。
2 5号主变C相油温异常升高的剖析2.1 5号主变C相油温异常升高情况2019年7月机组持续高负荷运行，7月1日巡检时发现5号主变C相油温温升异常，机组负荷554MW，通过对异常前后48天的油温进行分析，形成趋势图如下：根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL/T 722-2014的要求，运行中的变压器油色谱要求氢≤150μL/L，总烃≤150μL/L；与历年试验数据对比没有异常升高的现象。
通过试验数据可以得出以下分析：1、氢气和甲烷均无异常上升现象，说明变压器内部未发生局部放电；2、乙烷和乙烯并未成为主要气体，说明变压器内部并无故障温度升高；3、乙炔含量为0，说明变压器内部无放电电弧；4、一氧化碳和二氧化碳无异常升高，说明变压器内部固体绝缘材料正常。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近年来，随着电力行业的快速发展，各种电力设备也在不断地更新换代，以满足日益增长的用电需求。
随之而来的是一系列电力设备事故，其中主变跳闸事故是比较常见的一种。
主变是电力系统中功能重要、技术难度大、经济性能较强的设备，一旦发生跳闸事故，将对电网安全稳定运行造成严重影响。
对于主变跳闸事故的原因进行深入分析和研究，对于提高电网安全稳定运行至关重要。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析表明，导致主变跳闸的原因主要包括设备故障、操作失误、外部环境因素以及维护管理不到位等。
操作失误也是造成主变跳闸的重要原因之一。
在主变的运行和维护过程中，操作人员可能因疏忽大意、操作不当或者缺乏必要的操作技能等原因，误操作主变设备，导致设备跳闸。
特别是在设备检修和运行切换过程中，如果操作不当可能会导致设备跳闸，严重影响电网的安全稳定运行。
外部环境因素也是主变跳闸的重要原因之一。
雷击、风雨、冰雪等自然灾害，都可能对主变设备造成影响，引发设备跳闸。
外界异物或者动物也可能对主变设备造成损害，导致设备跳闸。
维护管理不到位也是导致主变跳闸的原因之一。
在主变设备的使用过程中，如果相关人员对设备的维护管理不到位、保养不当，会导致设备寿命缩短、潜在故障得不到及时发现和处理，最终引发设备跳闸事故。
针对以上的主变跳闸事故原因，可以采取以下措施来加以预防：加强设备的检修维护工作，定期对主变设备进行全面、系统的检查和维护，及时发现并处理设备的潜在故障，提高设备的可靠性和安全性。
加强操作人员的培训和管理，提高操作人员的技能水平和操作意识，规范操作流程，减少操作失误的发生，确保主变设备的安全运行。
加强对主变设备的环境保护，加强对主变设备周围环境的保护工作，减少自然灾害和外部环境因素对主变设备的影响，保证设备的安全运行。
加强对主变设备的维护管理，健全设备的档案资料和维护管理制度，加强对设备的定期巡视和保养工作，提高设备的整体管理水平。
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
电厂燃机断油跳闸事件分析报告自查报告。
报告标题，电厂燃机断油跳闸事件分析报告。
报告内容：近期，我公司燃机发电厂发生了一起断油跳闸事件，造成了一定的生产损失和安全隐患。
为了全面了解事件的原因和影响，特进行了自查和分析，现将自查报告如下：一、事件经过。
事件发生在2022年10月1日晚上8点左右，当时燃机发电厂正在正常运行中，突然发生了断油现象，导致燃机跳闸停机。
经过紧急处理和排查，最终确定是由于油路系统故障导致的断油现象。
二、事件原因。
经过自查和分析，确定了以下几点原因导致了断油跳闸事件的发生：1. 油路系统维护不到位，油路系统长期没有进行全面的检修和维护，导致了部分管路老化、漏油等问题，最终引发了断油事件。
2. 操作人员疏忽，在事件发生前，操作人员没有对油路系统进行全面的检查和监控，也没有及时发现问题并进行处理，导致了事件的发生。
3. 系统监控不足，燃机的监控系统对油路系统的监控不够及时和全面，没有及时发出警报或者提醒，也是导致事件发生的原因之一。
三、事件影响。
断油跳闸事件造成了燃机发电厂的停机和生产中断，导致了一定的生产损失和影响。
同时，也给公司的安全管理工作提出了新的挑战，需要及时采取措施进行改进和完善。
四、改进措施。
针对以上事件原因和影响，我们公司已经采取了以下改进措施：1. 对油路系统进行全面的检修和维护，确保管路的完好和安全。
2. 加强对操作人员的培训和管理，提高其对设备的监控和维护意识。
3. 对燃机监控系统进行升级和改进，确保对油路系统的监控更加及时和全面。
5. 完善公司的安全管理制度和流程，加强对设备安全的监管和管理。
以上就是本次断油跳闸事件的自查报告，希望通过此次事件的分析和总结，能够引起公司的重视，并对今后的生产和安全管理工作起到一定的借鉴作用。
运行中主变跳闸原因分析与处理
运行中主变跳闸原因分析与处理运行中主变跳闸是电力系统中常见的故障之一，其原因可能包括负载过大、电压异常、短路故障等。
对于运行中主变跳闸的处理，需要对其原因进行分析，并采取相应的措施进行处理和预防。
本文将详细分析运行中主变跳闸的原因，并提出相应的处理方法。
1.负载过大：主变负载超过额定容量时，会导致主变过热，从而触发保护装置跳闸。
这种情况通常是因为电网供电能力不足或者电力需求突然增加导致的。
处理方法是减少负载，调整其他变电站运行方式，或增加电力供应能力。
2.电压异常：电网电压过高或过低都可能引起主变跳闸。
过高的电压会导致主变绝缘击穿，过低的电压会导致主变无法正常运行。
处理方法是加装电压调节装置，维护电网的电压稳定性。
3.短路故障：主变所连接的电路发生短路故障时，保护装置会立刻跳闸，以保护设备和人员安全。
处理方法是及时排除短路故障，修复故障设备，并对电力系统进行检修和维护。
除了上述几点外，还有其他一些原因可能导致运行中主变跳闸，如设备老化、设备故障、操作不当等。
对于这些情况，需要及时检修设备，更换老化设备，并进行操作培训，提高工作人员的操作水平。
对于运行中主变跳闸的处理，需要采取以下措施：1.快速响应：一旦发生主变跳闸，应立即查找故障原因，并采取相应的应急措施，确保系统安全稳定运行。
2.停电检修：对于造成主变跳闸的故障，需要进行停电检修，维修或更换故障设备，恢复系统正常运行。
3.提高保护装置的灵敏度和可靠性：保护装置是保证电力系统安全运行的重要设备，需要定期检查和维护，确保其灵敏度和可靠性。
4.增强系统鲁棒性：建立备用电源和备用设备，以应对突发情况和故障，减少主变跳闸带来的影响。
5.加强设备管理：加强对主变和相关设备的管理，进行定期的检查和维护，及时处理设备故障，延长设备的使用寿命。
总之，对于运行中主变跳闸的原因分析与处理，需要综合考虑各种因素，采取相应的措施进行处理和预防。
通过加强设备管理、提高保护装置的灵敏度和可靠性，可以有效减少运行中主变跳闸的发生，保证电力系统的安全运行。
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析随着电力系统的发展和智能化的应用，主变跳闸和线路跳闸事故虽然不常见，但仍然存在一定的风险。
这些事故可能对电力设备、电网运行和用户供电造成重大影响。
本文将对主变跳闸和线路跳闸事故进行分析，探讨其原因及避免措施。
一、主变跳闸事故分析主变跳闸事故指主变压器在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：主变压器承担着将高压输送到用户端的任务，当供电负荷超过主变容量极限时，主变压器将承受过大的负荷压力，可能会发生跳闸事故。
2.短路：主变压器短路是导致跳闸的主要原因之一、短路会导致主变压器过电流，超过了压器所能承受的范围，从而引发跳闸。
3.绝缘故障：主变压器的部分零部件如线圈、绝缘子等存在老化、磨损或损坏的情况，会导致绝缘不足，从而引发跳闸。
针对主变跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装传感器和监测设备，实时监测主变压器的运行状态，以及负荷、温度、油位等参数，及时发现异常现象并采取措施。
2.完善维护体系：建立完善的主变压器维护体系，定期进行维护检修，包括绝缘检测、油色谱分析、温度测量等，及时发现和处理潜在问题。
3.提高设备质量：选用优质的主变压器产品，并确保设备的安装和调试符合规范要求，提高设备质量和可靠性。
二、线路跳闸事故分析线路跳闸事故指输电线路在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：当线路负荷超过其额定容量时，电流过大会导致线路跳闸。
过载可能是由于用电负荷超过了设计容量、设备故障或错误操作等原因引起。
2.短路：线路短路是导致跳闸的常见原因之一、当线路上的两个或多个导体之间发生短路时，电流将迅速增大，超过了线路保护装置能够承受的范围，从而引发跳闸事故。
3.人为操作错误：人为操作错误也是线路跳闸事故的原因之一、例如，误操作保护设备，导致线路跳闸。
针对线路跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装线路监测设备，实时监测线路的负荷、电流变化等参数，及时发现异常情况并采取措施。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析及思考
一起220kV主变跳闸事故的原因分析及思考[摘要] 介绍了某变电站220kV主变跳闸事故经过。
通过对220kV主变跳闸事故后各种常规试验数据的分析并结合事故前油色谱试验数据初步判断事故发生原因。
通过主变返厂解体后发现，最终判断事故发生原因。
结合此次事故思考各种试验方法对发现设备缺陷的有效性及如何更有效的预防此类事故的发生，减少事故发生率，确保电网运行的安全稳定。
[关键词] 主变压器跳闸分析原因处理1.事故经过2010年6月28日16：04时，220kV某变电站#1主变工频变化量主一、主二差动保护动作、本体非电量重瓦斯保护动作，主变三侧开关跳闸，造成220kV 某站110kVⅠ母及与其相连的4个110kV站失压的A类一般设备事故。
2.事故发生后现场试验过程分析事故发生后，试验人员对主变压器进行了绝缘电阻、变比、直流电阻测试及油色谱气体含量分析等常规预防性试验。
2.1绝缘电阻试验(MΩ)根据《电力设备预防性试验规程》有关规定可以看出，主变压器的整体绝缘电阻符合标准要求，表明主变的整体绝缘性能较好。
2.2变比试验由试验数据明显看出，高压绕组与低压绕组的变比误差在标准范围内，数据合格。
而高压绕组与中压绕组的变比发生了显著的变化，已远远超出了数据合格范围。
由此数据可以初步判定中压绕组出现了故障缺陷。
2.3直流电阻试验为了进一步判断故障原因，还进行了直流电阻试验。
由以上试验数据可以看出高压绕组和低压绕组数据均在合格范围内，没有明显缺陷，中压绕组数据远远超标。
中压绕组A相绕组直流电阻数据远远大于其他两相，可以认为A相绕组可能出现了断线或匝间短路现象，这也与绕组变比试验的数据结果相符。
2.4油色谱气体含量分析在2010年5月27日的绝缘油色谱预防性试验中，发现其油中溶解气体中烃类气体含量都有较大的增加，其中乙炔含量变化最为明显，故对其加强了跟踪分析。
（见图6）从跟踪测试的数据可以看出，该主变压器在2010年5月份时各组分有较大增长。
浅析变电站主变压器油温偏高的原因及控制措施
浅析变电站主变压器油温偏高的原因及控制措施摘要：本文分析了110kV油浸变压器在运行过程中油温及绕组温度高的原因，阐述了对110kV变压器油温升高采取的应对措施，从而保证110kV变压器的安全稳定运行。
关键词：110kV油浸变压器；油温；绕组温度；措施前言随着电力系统的日益发展，大容量变压器的变电及传输电力能源过程中起到重要的作用，油浸变压器被广泛地应用在发电厂、变电站，成为不可缺少的核心设备，它的稳定运行对系统的安全稳定具有重要影响，而油温和绕组温度是其重要的参数。
1变压器油的作用变压器油是石油的一种分馏产物，它的主要成分是烷烃，环烷族饱和烃，芳香族不饱和烃等化合物。
俗称方棚油，浅黄色透明液体，相对密度0.895，凝固点<-45℃。
变压器油的主要作用：（1）绝缘作用：变压器油具有比空气高得多的绝缘强度。
绝缘材料浸在油中，不仅可提高绝缘强度，而且还可免受潮气的侵蚀。
（2）散热作用：变压器油的比热大，常用作冷却剂。
变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，通过油的上下对流，热量通过散热器散出，保证变压器正常运行。
（3）消弧作用：在油断路器和变压器的有载调压开关上，触头切换时会产生电弧。
由于变压器油导热性能好，且在电弧的高温作用下能分触了大量气体，产生较大压力，从而提高了介质的灭弧性能，使电弧很快熄灭。
2变压器油温、绕组温度某主变压器是型号为SFPS10-150000/110型三绕组大型户外变压器，额定容量是150000KVA，高压侧、中压侧、低压侧额定电压为110kV、35kV、13.8kV，三侧额定电流为715.7、2249、6276A，冷却方式为强迫油循环风冷，共有4组冷却器，每组冷却器有2个冷却风扇和1个油泵。
变压器运行时，产生的热量最多的是绕组，控制变压器的运行温度首要的是控制绕组温度，由于目前油浸变压器普遍采用A类绝缘材料，绕组耐热温度的限制为105℃，一般情况下绕组平均温度比顶层油温至少约高10℃，所以顶层油温限制为95℃[1]。
某主变跳闸事故分析与处理
某主变跳闸事故分析与处理摘要：本文重点分析主变跳闸事故发生的原因，并提出相应的处理措施，以确保类似事故的不再发生。
主要涉及主变运行状态、设备故障、操作失误等方面的分析，并对主变跳闸事故的处理提出建议。
一、事故背景主变跳闸事故发生在次供电过程中，造成供电中断，给正常生产和居民生活带来了很大的影响。
根据现场调查和事故分析，本文对此次事故的原因进行分析，以便日后能够采取相应的措施避免类似的事故再次发生。
二、事故原因分析1.主变运行状态不稳定主变在运行过程中可能会出现电流、电压等参数突然变化的情况，其中一个常见的原因是电力系统的负荷突变。
负荷突变可能导致主变承担过大的负荷，进而使主变过载，甚至导致跳闸。
因此，主变的运行状态需要经常监测，及时发现问题并采取相应的措施调整。
2.设备故障主变跳闸事故的另一个常见原因是设备故障，如主变内部的绝缘损坏、接触不良等。
这些设备故障可能会导致主变过热、短路等问题，从而引发跳闸。
因此，定期对主变进行检修和维护，确保设备处于良好的运行状态，是预防设备故障导致跳闸的重要措施之一3.操作失误操作失误也是主变跳闸事故的一个重要原因。
操作人员在主变运行过程中可能会操作不当，如过载操作、误操作等。
由于操作失误可能导致主变过载、故障，甚至引起跳闸，因此需要加强操作人员的培训和监督，确保他们熟悉操作流程和规范，并遵守相关规定。
三、事故处理.1.事故发生后，首先应立即采取措施确保人员安全，切断供电，并进行安全疏散。
2.当事故发生后，应立即组织专业人员对主变进行检查，确定事故原因，并进行维修。
检查过程中应注意保护现场证据，以便进行进一步分析。
3.撰写详细的事故报告，对事故原因进行详细分析，并提出相应的处理措施和改进建议。
报告应向相关部门和责任人提交，并追踪整改进展情况。
4.加强操作人员的培训与监督，使其熟悉操作规程和安全规定，并增加操作的标准化程度，减少人为失误所导致的事故发生。
5.定期对主变进行检修和维护，保证设备处于良好的运行状态。
1000kV变电站变压器油温高异常分析与处理
1000kV变电站变压器油温高异常分析与处理［摘要］本文依据1000kV变电站变压器长期巡视数据、运行巡视以及检修记录，以1000kV特高压邢台站为例对1000kV变电站变压器油温高异常情况进行了全面分析，讨论了变压器油温高异常情况的处理措施，为变电运维人员对1000kV变压器油温高等情况的异常处理工作提供了借鉴及参考。
[关键词]变压器油温高异常情况处理措施1、1000kV特高压邢台站变压器情况简介邢台站装设1000kV主变2组，共7台（其中1台备用），均为单相三绕组强迫油循环风冷自耦无励磁调压变压器，产品型号为ODFPS-1000000/1000。
变压器由主体变和调压补偿变两部分组成，主体变和调压补偿变通过管母连接，在调压补偿变退出运行时，主体变可以独立运行。
特高压变压器采用中性点变磁通调压，在调压变中设置补偿绕组。
主体变采用强迫油循环风冷冷却方式(OFAF)，调压补偿变采用油浸自冷冷却方式（ONAN)。
2、1000kV变压器温度计原理及配置情况1000kV变压器温度计是用来测量变压器油顶层温度和变压器绕组热点温度的测量和保护装置。
1000kV变压器温度计主要分为油面温度计、绕组温度计。
主体变装设2只油温表，分别位于主变东侧与西侧，测量两侧油面温度；1只绕组温度表。
调补变装设1只油温表，1只绕组温度表。
油面温度计是用来测量变压器油箱顶层油温的。
它主要由温包、毛细管、表头组成；温度计温包插入油箱箱盖上的温度计座内，温度计表头则安装在油箱侧壁适当高度上，以便于接线和读数。
当变压器内部油温升高时，油面温度计的温包内的感温介质体积随之增大，这个体积增量通过毛细管传递到仪表头内弹性元件上，使之产生一个相对应的位移，这个位移经机构放大后便可驱动指针指示被测油面温度，并驱动微动开关，开关信号用于控制冷却系统和变压器二次保护（报警和跳闸）。
绕组温度计是用来测量变压器绕组热点温度的。
它主要由温包、毛细管、电流匹配器（分内置式和外置式）、表头组成；温度计温包插入油箱箱盖上的温度计座内，内置式电流匹配器安装在绕组温度计内部，外置式电流匹配器安装在油箱上绕组温度计附近，温度计表头安装在油箱侧壁适当高度上，以便于接线和读数。
一起500kV主变压器油位异常的分析及处理
时 ０５ 分启动 ８ 个风扇给变压器散热ꎬ２ 分钟后呼吸
６
器停止吐气ꎬ变压器油应不再膨胀ꎻ约 １０ 分钟后呼
６
变压器油开始冷缩ꎬ油位不再继续上升ꎬ如图 ５ 所
６
６ ５
５ ８
６ ３
７ ５
６ ５
图 ４ 呼气器吐气
７ ５
吸器开始吸气ꎬ应为风机启动后ꎬ冷却器加快散热ꎬ
示ꎮ
８ ２
２０２０ 年 １ ~ ５ 月ꎬ主变负荷较低ꎬ三相油位保持
测温及冷却器启停等情况进行分析ꎬ判断缺陷的原因为变压器油位不合理、油位计动作值整定不正确ꎮ 最后
从设备运维风险管控方面提出了针对性的防护措施ꎬ为系统内类似异常处理提供参考ꎮ
关键词:５００ｋＶ 变压器ꎻ油位异常ꎻ储油柜ꎻ油位计动作值ꎻ防护措施
中图分类号:ＴＭ４１ 文献标识码:Ｂ
Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｏｆ ａｎ Ａｂｎｏｒｍａｌ Ｏｉｌ Ｌｅｖｅｌ ｏｆ ａ ５００ｋＶ Ｍａｉｎ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ
ＨＵＡＮＧ Ｇｕｏ￣ｌｉｕꎬＬＩ Ｙｉｎｇ￣ｈｏｎｇꎬＷＡＮＧ Ｇｕｉ￣ｓｈａｎꎬＨＥ Ｘｕｅ￣ｍｉｎ
( Ｌｉｕｚｈｏｕ Ｂｕｒｅａｕ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｐｏｗｅｒ Ｇｒｉｄ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ＣｏｍｐａｎｙꎬＬｉｕｚｈｏｕ ５４５００６ꎬＣｈｉｎａ)
Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ａｉｍｉｎｇ ａｔ ａ ｄｅｆｅｃｔ ｏｆ ａｂｎｏｒｍａｌ ｏｉｌ ｌｅｖｅｌ ｏｆ ａ ５００ｋＶ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ｔｈａｔ ｏｃｃｕｒｒｅｄ ｒｅｃｅｎｔｌｙ ｉｎ ｔｈｅ ｎｅｔｗｏｒｋꎬ
油温下降主要依靠散热量 － 发热量的差值ꎬ目前负
荷高达 ３３４ＭＷꎬ发热量大ꎬ差值就相对小些ꎬ且白天
主变高压侧跳闸的原因
主变高压侧跳闸的原因
《主变高压侧跳闸的原因》
主变高压侧跳闸是指在变电站的主变高压侧出现的跳闸故障。
这种故障会导致变电站的输电能
力受到影响，严重的话甚至会引起停电事件。
主变高压侧跳闸的原因有很多，以下是一些常见
的原因：
1. 过载：主变在运行过程中受到超负荷的影响，导致变压器温度过高，保护装置跳闸。
2. 短路：主变高压侧发生短路故障，导致保护装置跳闸。
3. 超压：主变高压侧受到过高的电压影响，超出了变压器的额定电压范围，触发保护装置跳闸。
4. 继电保护故障：继电保护装置自身出现故障，误判为主变高压侧发生了故障而跳闸。
5. 变压器内部故障：主变内部出现绝缘故障或其它故障，导致保护装置跳闸。
以上是主变高压侧跳闸的一些常见原因，需要变电站的运维人员认真排查并及时处理，以确保
电网的安全稳定运行。
同时，也需要加强对主变高压侧设备的定期检测和维护，预防跳闸故障
的发生。
变电站跳闸故障原因及检查分析
变电站跳闸故障原因及检查分析变电站跳闸故障原因及检查分析一、变电运行常见跳闸故障及其原因（一）线路问题导致的跳闸故障在电力系统中，其覆盖的范围区域较大，为满足覆盖区域内供电需求，需要铺设众多的线路，给管理带来了较大困难，特别是特殊性质的输电线路，为避免重大安全事故，通常都选择在偏远的地区来安装，比如郊区，可以预防对居民生活产生过大影响。
但是，由于偏远地区本身环境相对较为复杂，线路的维护、检修等都面临较大困难，经常容易出现巡检、维修与管理不到位的情况，线路的整理、检修工作缺乏，导致线路问题得不到及时发现，增加变电运行故障发生的概率。
此外，当线路周边环境有丛林时，受树木、雷电等因素影响，变电运行跳闸故障也十分容易发生，甚至会引发重大火灾，给用电安全造成极大威胁。
（二）硬件问题导致的跳闸故障硬件问题导致跳闸故障主要体现为两种，一是主变后备动作的单侧开关跳闸故障，发生部位是主变三侧中某侧，主要是由于该侧出现过流，在后备保护动作时，引发单侧开关跳闸，其发生的原因主要有开关误动、母线故障以及越级跳闸等。
二是主变三侧开关跳闸，其发生原因主要包括主变侧的动区、内部或者低压侧出线故障以及连线发生故障，为明确开关跳闸故障发生的具体原因，还需要对一次设备、保护动作信号等进行进一步检查，如果发现主变系统中有瓦斯保护动作，则主变三侧跳闸故障发生原因就是变压器内部故障；如果发现主变系统有过流保护动作，需要继续进行检查，分析故障发生的准确原因。
（三）设备检查问题导致的跳闸故障变电设备是变电正常运行的基础，所以，在日常维护管理中，必须做好对变电设备的检查，确保设备运行状态良好，提高变电运行的安全性。
但是，就实际情况来看，由于变电设备规模、数量较大，在检查维护中，需要诸多维护人员的参与，检查维护的工作任务较重，工作量较大，相对较为枯燥，导致许多维护人员在工作中存在敷衍了事、懈怠等情况，许多设备问题被疏漏，无法被及时处理，设备运行存在隐患，继而引发跳闸故障。
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
电厂燃机断油跳闸事件分析报告自查报告。
事件概述：
在某电厂的燃机运行过程中，突然发生了断油跳闸事件，导致燃机停机，影响了电厂的正常生产运行。
经过调查分析，发现事件的原因可能涉及设备故障、操作失误等多方面因素。
问题分析：
1. 设备故障，燃机的燃油供应系统可能存在故障，导致燃油供应不稳定，最终造成断油跳闸事件。
2. 操作失误，操作人员在运行燃机过程中可能存在操作失误，导致燃机的燃油供应系统出现异常，最终引发断油跳闸事件。
改进措施：
1. 设备维护，对燃机的燃油供应系统进行定期检查和维护，确
保设备运行稳定可靠。
2. 操作培训，加强操作人员的培训，提高其对燃机运行的操作技能和安全意识，减少操作失误的发生。
预防措施：
1. 强化设备管理，建立健全的设备管理制度，加强对燃机设备的日常监测和维护，及时发现并排除潜在故障隐患。
2. 完善操作规程，制定详细的燃机操作规程，明确操作流程和注意事项，规范操作行为，减少操作失误的发生。
结论：
通过对断油跳闸事件的分析和自查，发现了设备故障和操作失误可能是导致事件发生的主要原因。
为此，我们将采取改进措施和预防措施，加强设备管理和操作规范，确保电厂燃机的安全稳定运行，避免类似事件再次发生。
主变压器温度计跳闸回路故障原因分析及防范措施
主变压器温度计跳闸回路故障原因分析及防范措施摘要：变压器是变电站系统中的重要设备，其主要通过电磁感应原理实现使用需要，能够有效改变电流与电压。
在运行变压器时，温度计会出现异常使用情况，其动作接点故障问题会给与之相连的变压器造成不良影响，变压器的使用功能将会出现问题，必须要对温度计存在的故障情况展开调查，确定其存有的回路动作点故障情况，找出故障形成原因，并确定防范方案，本文针对变压器跳闸问题展开研讨，确定故障防范方法。
关键词：主变压器；温度计；跳闸回路；故障问题；原因；防范措施变压器在不同的使用单位中均可被有效利用，其对电路之中的电压以及电流进行改变，以达到传输电能以及稳定电路的工作目的。
大部分电路中应用的变压设备会被配置温度计，这种油面温度计可以对其内部油的实际温度进行控制与检测，如果油温过高，变压器可能会受损，部分单位还会使用绕组型温度计，全面计量变压器的温度。
当温度计出现故障情况时，变压器也会因受影响而出现跳闸的情况，本文结合实际的变电站工作状况探讨这一问题。
1 事故问题分析变压设备存在的由温度计装置的回路接点故障导致跳闸故障情况比较复杂，先将该种问题具体化，对某单位真实存在的变压器使用问题进行探讨。
某地区变电站系统中应用的主变压器设备长期受到使用环境的影响，其电源接头部位存在极为严重的氧化问题，与变压器相连的继电器无法被正常使用，风冷控制系统也不能正常运行，给主变压器配置的温度计显示温度为75℃，同时其跳闸回路部位的弹片因受到外力冲击而形成的了变形问题，动作接点处也形成了故障问题。
风冷电源彻底消失之后，继电器随之启动，其接点接通后，该处变压器形成跳闸问题。
2 故障出现的原因2.1 现场检查情况分析现场检查时发现，温度计指示温度为56 ℃，而该变压器跳闸温度设置为75 ℃，因此主变压器不应该跳闸。
用万用表测量3号主变压器油温保护出口压板，有直流电压为115 V。
打开温度计表盖发现75 ℃跳闸回路动作接点处于接通状态，接点弹片变形。
关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施
关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施摘要：本文通过对某风电场110kV主变压器绕组温度高故障导致主变压器高、低压侧断路器跳闸、全场失电事件进行系统分析，为电厂及变电站设计、运维、设备生产厂家等单位人员提供了一定的经验教训，避免因设计及生产缺陷造成不必要的人身伤亡及设备损坏，从而增强设备运行的安全性与可靠性。
关键词：变压器；温控器；非电量；跳闸；预防；一、事件简称110kV某风电场#1主变高压侧131断路器跳闸事件二、事件概况2015年02月07日15时11分14秒，110kV某风电场综自后台报#1主变压器非电量保护绕绕组温度高报警，110kV巨海线131断路器跳闸，35kV #1主变进线柜301断路器跳闸，110kV某风电场全场失压，风力发电机组脱网，由站用电系统进行供电。
事件发生后，我们及时组织人员对保护装置、故障录波装置、#1主变压器及其它设备进行了巡视检查。
现地检查发现110kV #1GIS组合电器131断路器跳闸、35kV#1主变低压侧301断路器跳闸、 #1主变绕组温控器温度指示为132度，其它设备未发现异常。
三、现场检查分析及试验情况1、为进一步查明及分析故障原因，我们组织对#1主变压器跳闸前后的运行状态进行了详细的检查和分析，具体有以下几点：（1）跳闸时#1主变所带负荷为58.14MW，其中主变为SFZ11-120000型有载调压变压器，额定容量为120MVA，跳闸时主变本体温控器上层油温为32℃，绕组温度为132℃（见图1），综自后台监控15:00时显示油温为31.37℃，绕组温度为114℃，油温与绕温实际偏差超过80℃。
（2）检查110kV、35kV侧保护装置动作及告警情况，110kV线路保护装置保护启动、#1主变后备保护装置报低压侧复压动作、#1主变非电量04-MR04(绕组温度高)变位（由0变为1），其它升压站内保护装置均无告警及保护启动。
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终使得 ２０ Ｖ系统 与 １ ＯＶ系统解列运行数小 时。 ２ｋ ｋ ｌ 另外 ，不满 足变 电站建设应遵守 ” ＋ ” Ｎ Ｉ 的原则 ， 电 网建设滞后于用 电需求 ， 使得该变 电站 两台主变容量为 ９ 已出现用 电瓶 颈。尤其是在迎峰度夏期 间， ｔ ０ ＭＷ Ｅ均 用 电负荷较高 ， 设备 时刻处于满 负荷运行 状态 ， 哪怕一
电网的策 略是符合 当前发展需 求的 ， 是缓解用 电供需 矛
盾 的重要 手段 。同时合理规划 变电站 的建设 ， 使得变 电 站站址尽 可能靠近 负荷 中心 ， 减少 中间输 电环 节 ， 少 减 线路损耗 ， 提高供 电质量 ， 缩短运行维护成本 。 （ 严 格有效 执行行业 的各项规 章制度 、 ３ ） 操作规 程 ， 切 实做好 日常维护工作 ， 做好重要设 备的巡视检查和重 要 数据登记工作 ， 面掌握重要设 备运行状况 。特别是 全
对 老旧设备 以及存在缺 陷的设备 ， 换做好巡视检查登 更 记 工作 ， 真分析危 险点 ， 认 为计划 性检修 提供强有 力 的 数据支持 。 （ 强 化 电网的科 学管 理 ， 理安 排 电 网的运 行方 ４ ） 合
式， 加强 电网动态分析 ， 控制负荷潮 流 ， 完善继 电保护装 置 整定 、 校验 和各项运行 管理工作 ， 高电 网稳定 运行 提 水平 。 建立 电网安全生产 预警机制 ， 超前分析 ， 超前控制
个小小 的运行设备 出现 问题 ， 容易引起系统 的连锁反 也 应， 从而影 响电网健康有序供 电。
５结 论
此 次 ８１ ． ５事故充分暴 露 出相关 人员 电网安全意 识
差， 业务技术差 ， 遇事处 理不果断 ， 以及 电网运行 方式安
４事 故经验 教训 及采取的措施
（ 从事故 的原 因来看 ， １ １ 运行 值班维护人员 的工作责 任心不强 ， 业务水平差 ， 安全意识 不到位 ， 对设备 出现 的 异 常情况没有足够 的认识 ， 无针对性 的措 施（ 如压负荷 ， 设备 降温等１是这次事故 的主要原 因。因此 ， 以此次 ， 要 事 故为典 型案例 ， 强化变 电运 行 日常管理工作 、 加强相
和反应能力 。
特别是对夏季用 电高峰期 的负荷分布没有做 到科学 、 合
理的安排 。从保护装 置整定来看 ， 主变 ２ ２号 号保 护装 置高后备过流 Ⅲ段定值整定过低 ， 又没 有经过复合 电压 闭锁 ，以致油温过高从而跳 开 １ 号主变三侧断路器 ， 负
荷完全转移到 ２ 主变 ， 号 使得 ２ 主变 ２ 号 号保 护装置高 后备过流 Ⅲ段 Ｉ 限动作跳开 ２ 主变 三侧 断路器 ， 时 号 最
建设 ， 缓解用 电供需矛盾 ， 满足 日益增长 的用 电需求 ， 这 才是 当前重要的工作。
（ 从 电网发展方 面来看 ， ２ １ 电网的建设 已严重滞后 于
７ ０Biblioteka 关人员业务技 能的培训 。
排不合理 ， 没有认 真落实迎 峰度夏 期间保 电 网、 保供 电 的各项措施 。为此 ， 一步加强各级专业人员 的技术 培 进 训， 因材施教 ， 真开展各层次 、 认 各专业 的岗位 培训 和教 育工作 ， 建立 岗位 培训 的长效机制 ， 以及尽 快加强 电 网
电 网风险 ， 对事故风 险及时预警 ， 并有有 针对性 的防范 措施 ， 以便有效 防止 电网事故 的发生 。
（ 深化安全风险管理和 隐患排查 治理 ， ５ ） 大力推进标 准管理 ， 面推行标准化作业 ， 范现场作业人员行 为 ， 全 规 提高现场作业 的安全水平和工作质量 。 逐步建立安全风 险评估 管理系统 ， 开展 电网安全专项监督 。 同时 ， 建立健 全 事故 隐患排查治理 的常态 、 长效机 制 ， 实现闭环控制 ， 确保各级 人员责任落实 到位 。 （ 健全 电网安全生产应 急机制 ， ６ ） 提高 电网事故应 急 处理能力 。要根据 电网不同时期的生产特点 和要求 ， 针 对 电网薄 弱环节 ， 订完善 的应 急处理 预案 ， 制 并通过演 练， 提高协 调配合 能力 ， 高事故应 急处理 的反应速 度 提
３事故原 因分析
８ １ ２ ：０分至跳闸事故发生前 ， 月 ４日 ３Ｏ 主变保 护装
置频繁发 ” 过负荷 ” 告警信号 ， 同时主变本体油温持 续
攀升 ， ５ ＂慢慢升 至 ９ ℃。 从 ６１ ２ ５ 运行值班人员没有对这些 变化 引起足够的重视 ， 也没有关注两 台主变 负荷曲线 的 变化 ，亦没有安排工作人员到主变本体场所巡 视设 备 ， 查看油温 。 相反 ， 而是 听之任之 ， 最终导致油温高非 电量 保护动作跳 闸的发生 。 电网运行方式安排不合理 ，缺乏对 系统 负荷预测 ，
电子质量 （ １第０ 期） ２２ ５ ０
主变油温高引起跳闸的事故原因分析
过调整系统负荷 ， ｌｋ １ＯＶ系统才逐步恢 复正常。
用 电需求 ， 特别 是在用 电高峰期 ， 拉闸限 电还 时常发生 。 为此 ， 建设 坚强 电网迫在眉 睫 ， 以建设 超高 电网而 强大
随后经 过相关 专业 人员 对 １ ２ 主变本 体油样 进 、号 行色谱分析 ， 对设 备的电量 、 电量保护 、 非 安全 自动装置