一起220kV主变跳闸事故的原因分析及思考
一起220kV变电站主变跳闸故障分析
６ ２ ２１ ０ ２年 ９月
苏
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机
工
程
第 ３ １卷 第 ５期
Ｊａ ｇ ｕ Ｅｌｃｒｃ ｌＥｎｇｎｅ ｒｎｇ ｉ ｎ ｓ ｅ ｔｉ ａ ｉ ｅｉ
一
起 ２ ０ Ｖ变 电站 主变跳 闸故 障分析 ２ ｋ
吕 湛． 王 璞
（ 南京 供 电公 司电力调 度控 制 中心 ， 江苏 南 京 ２ ０ １） １０ ９
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绕组
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220kV越西变电站主变跳闸原因分析
的原因。
3 防范措施
(1) 首先采用临时措施， 对安全距离较近的 CT ，将线夹由上部搭接改为下部搭接，加大螺帽 (栓)与压环的距离，同时由相关技术部门制定彻底 消除该隐患的 案。 (2) 对该站及全局的类似设备，结合年度检修
一口一
S
事故分析 h ig u f e n x i
电力安 全技 术
第8 卷 (2006 年第 5 期)
以上几起故障非常典型， 且有代表性， 刀闸连 杆断裂和扭裂的部位和位置基本相同， 发生的现象 也相似， 前几年相同情况也发生过几次。 上述故障
(1) 月牙板之间闭锁。接地刀回零过程中，操 作人员为了强迫拉回不同步到位的接地刀三相触臂， 手把摇转圈数过幅， 导致接地刀和主刀机械闭锁的 月牙板之间发生咬合， 相互闭锁， 主刀合闸过程中， 电 机电动力产生旋转扭拒导致主刀垂直连杆扭裂。 (2) 垂直连杆与构架槽钢发生直接摩擦。垂直 连杆万向接头紧贴槽钢支座， 导致主刀垂直连杆万 向接头处扭裂，属安装缺陷。 (3) 主刀与地刀月牙板间发生直接摩擦，由 于 地刀被闭锁， 导致主刀垂直连杆扭裂， 属设计缺陷。 (4) 电动按钮操作失灵，强迫合交流接触器操 作， 刀闸已经回零到位， 而由于手控交流接触器通 电返回不及时，引起连杆转动角过大。 (5) 由于刀闸插人过深，出现分离困难。 (6) 主刀支柱瓷瓶底座内轴承处干涩，甚至严 重锈蚀， 运转阻力加大， 产生较大的扭矩。 (7) 从被扭裂的材料分析，部分连杆使用的是 普通型镀锌钢管， 没有采用热镀锌钢管 ， 且管壁较 薄，强度大幅降低。 (8) 各传动部位均存在不同程度的生锈现象，
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日，一起220kV主变跳闸事故在某电力公司发生，造成了严重的影响。
这起事故引起了广泛的关注和讨论。
为了避免类似的事故再次发生，我们有必要对此事故进行深入的原因分析，以便找出问题所在，提出改进措施，确保电网运行的安全稳定。
我们需要了解220kV主变跳闸事故的基本情况。
据现场调查和相关资料显示，该主变在运行过程中突然发生跳闸，导致供电中断。
经过初步的调查和分析，得出了以下几个可能的原因：一、设备老化220kV主变是电网中的重要设备，承担着电压的升降和输送功能。
长时间的工作会导致设备的老化，尤其是绝缘子和绝缘油的老化，可能会导致设备发生故障。
二、操作失误电网运行需要高度的专业知识和严格的操作规程。
如果操作人员在操作时存在失误，比如操作不当、误操作等，都有可能导致设备跳闸。
三、外部原因外部原因也是导致设备跳闸的一个重要因素。
比如恶劣的天气（雷电、风沙等）、外部干扰、动物触碰等，都有可能导致设备跳闸。
综合以上几点，我们可以初步得出220kV主变跳闸事故的原因可能是设备老化、操作失误以及外部原因等多方面因素共同作用的结果。
为了避免类似的事故再次发生，我们需要做以下几点工作：一、设备维护对于老化的设备，需要加强维护和检修工作，定期检查设备的运行状态，及时更换和维修老化的部件，确保设备的可靠性和稳定性。
二、操作规范加强对操作人员的培训和管理，严格执行操作规程，规范操作流程，减少操作失误的可能性。
三、加强监测设备监测是预防事故的重要手段。
加强对设备运行状态的监测和检测，及时发现并排除潜在的故障隐患，确保设备的安全运行。
四、加强外部环境保护加强对外部环境的保护，比如加装雷击防护装置、做好防风沙工作等，减少外部原因对设备的影响。
通过以上的分析和对策，我们可以更好地预防和避免类似的事故再次发生，提高电网运行的安全性和稳定性，确保供电的可靠性。
电力行业是国家的重要基础产业，保障电网运行安全是我们义不容辞的责任和使命。
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【摘要】本文对一起220kV主变跳闸事故进行了原因分析。
事故背景部分介绍了事故发生的基本情况。
在主变跳闸原因分析中，主要探讨了主变跳闸的可能原因，包括设备故障、电气故障和设备运行状态等方面。
电气故障原因分析部分重点讨论了可能导致电气故障的因素。
设备运行状态原因分析部分分析了设备长期运行可能引发的问题。
在操作人员原因分析中，探讨了操作人员在事故中可能存在的失误和问题。
通过全面的分析，得出了对该事故的结论。
【关键词】220kV主变，跳闸事故，原因分析，事故背景，电气故障，设备运行状态，操作人员，结论1. 引言1.1 引言近年来，随着电力系统网络的不断扩大和电力负荷的增长，220kV主变跳闸事故频发，给电力系统运行带来了一定的影响。
主变跳闸事故往往会导致停电、生产中断甚至设备损坏，给人们的生产生活带来一定的困扰。
本文将通过对一起220kV主变跳闸事故进行原因分析，探讨主变跳闸事故背景、主变跳闸原因分析、电气故障原因分析、设备运行状态原因分析和操作人员原因分析等方面，以期找出造成主变跳闸事故的深层次原因，为今后电力系统运行提供一定的经验和教训。
通过对这起220kV主变跳闸事故的深入分析，我们不仅能够更好地了解主变跳闸事故的发生机理，还能够总结出一些规避主变跳闸事故的有效对策，提高电力系统的安全稳定运行水平。
希望本文的研究成果能对相关领域的研究和实践提供一定的参考和借鉴价值。
2. 正文2.1 事故背景事故背景：本次发生的一起220kV主变跳闸事故发生在某地电力局的变电站，该变电站作为重要的电力输送枢纽，承担着供电区域的大部分电力输送任务。
事故发生时，站内负荷较大，变压器正处于高负荷运行状态。
事故发生时，变压器突然跳闸，导致供电区域大范围停电，给当地居民和企业生产带来了严重影响。
在事故发生后，相关部门立即展开调查，希望找出事故的根本原因，避免类似事件再次发生。
对于这起事故，电力局领导高度重视，要求全力配合调查，找出事故原因，完善设备管理和操作流程，确保电网的安全运行。
220kV主变故障跳闸分析及防范措施
220kV主变故障跳闸分析及防范措施摘要：本文结合工作实际介绍了一起220kV主变内部故障跳闸事故经过,针对该事故发生的直接原因和事件扩大原因进行了详细的分析。
为避免止类事故的再次发生，本文从设备故障防控、直流隐患排查、主变抗短路能力提高、电网运行方式优化、强化主变油色谱在线监测装置应用等方面列举了防范措施，防止同类事件重复发生。
关键词：220kV主变故障；原因分析；防范措施一、原因分析（一）事件直接原因分析主变本体内部故障是造成本次事件的直接原因。
对1号主变油样进行油中溶解气体含量分析试验，1号主变油中溶解气体中乙炔和总烃含量超过注意值，油色谱数据三比值为102，判断为变压器内部存在电弧放电。
对1号主变压器本体进行试验，通过中、低压绕组三相频响曲线进行横向比较，发现一致性较差，判断绕组均有变形和鼓包等问题。
通过变比测试，发现在运行1档下，高-低、高-中、中-低变比误差分别为+23.3%、+12.5%、+8.52%，判断该主变绕组存在匝间短路。
通过对直流电阻数据分析，判读为低压绕组a相存在断股现象。
根据1号主变A、B套保护及故障录波器动作信息，对比1号主变故障前负荷电流曲线，高、中、低三侧故障电流幅值（Ihd=225A、Imd=348A、Ild=110A）与故障前负荷电流（Ihf=210A、Imf=350A、Ilf=130A）基本持平，故障前未发生外部故障。
差动保护差流值(A套保护Ida=212.58A、B套保护Ida=188.4A)大于保护整定值158A，初步判断是内部匝间故障。
并通过核查故障录波器历史数据，近三年累计受到5次故障冲击，近区故障对1号主变存在冲击，可能与此次1号主变内部绕组故障有一定联系。
经过综合分析主变未受到外部故障，外观也未发现有明显的物理故障及异常，主变低压侧直流电阻超标，变比试验数据互差超标，初步判断为主变内部故障，怀疑主变中、低压侧绕组存在匝间短路故障，且低压侧绕组可能伴随有断股现象。
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日，发生了一起220kV主变跳闸事故，造成了一定的影响和损失。
为了深入了解事故的原因，并从中汲取教训，我们有必要对此事故进行详细的分析和总结。
我们需要了解事故发生的具体情况。
此次220kV主变跳闸事故发生在一家大型电力公司的变电站，事故发生时正值高负荷运行期间。
在变电站接收线路的电力供应过程中，主变突然跳闸，导致供电中断。
虽然变电站的人员迅速采取措施进行抢修，但由于跳闸时间较长，还是造成了一段时间的停电，给周边地区带来了一定的影响。
针对这起事故，我们来分析其可能的原因。
主变跳闸的原因可能是由于设备故障引起的。
主变是变电站的核心设备之一，如果主变出现故障，可能会导致整个变电站的供电中断。
故障可能是由于设备老化、操作不当、维护保养不到位等多种原因引起的。
供电系统的运行状态也可能是导致主变跳闸的原因之一。
在高负荷运行期间，变电站的供电系统可能会处于超负荷状态，如果超过设备的承载能力，就会导致主变跳闸。
供电系统的稳定性、保护措施等因素也会对主变的运行产生影响。
人为因素也是导致主变跳闸的原因之一。
变电站的操作人员在日常工作中，如果不严格按照操作规程进行操作，可能会导致主变跳闸。
操作人员在检修设备时没有按照规定操作，或者在操作设备时没有注意相关的安全措施，都可能会引起事故的发生。
操作人员的技术水平和责任心也会对事故的发生产生一定的影响。
导致220kV主变跳闸事故的原因可能是多方面的。
从设备故障、供电系统运行状态、人为因素等方面都可能会导致事故的发生。
在今后的工作中，我们需要加强对变电站设备的维护保养工作，及时发现并排除设备故障，确保设备的正常运行。
我们还需要加强对供电系统运行状态的监测和控制，合理规划和安排负荷，确保变电站的供电系统处于稳定状态。
我们还需要加强对操作人员的培训和管理，提高操作人员的技术水平和责任心，确保他们严格按照操作规程进行工作，避免因人为因素导致事故的发生。
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
一、事故概述
2019年5月10日，某公司某变电站1号主变发生跳闸事故。
事故造成站内2台主变及1台备变停运，影响范围达到了附近数个城市。
事故发生后，调度运行人员及时采取措施，保障了有关区域能稳定供电，并有序组织故障处理。
二、事故原因
经过调查事故原因主要为以下两个方面：
1.主变飞弧故障
事故中1号主变绕组在正常运行过程中发生了飞弧故障。
据分析，该主变存在巨大的
电场梯度，且存在褶皱形绕组短路内部电击距离极短的缺陷。
飞弧故障的发生，就是因为
这些缺陷导致飞弧故障发生。
主变的制造品质和运行状态及时的检测更换有助于减少或避
免这种故障的发生。
2.跳闸保护失灵
事故中，1号主变的跳闸保护失灵，导致主变持续工作，绕组过热，从而加剧了飞弧
故障的影响。
而在备用状态的2号主变跳闸保护正常开断后，一号变压器负载突增，导致
2号主变也激發过流保护脱开，站内双主变同时停运。
三、事故启示
在对本次事故原因的分析中，我们可以得到以下启示：
1.技术安全防护方面需加强。
变电站在运行过程中涉及到大量电力设备及高压电场，
安全防范措施和技术防护设备方面需要加强。
应加强设备检测维护，确保设备运行安全。
2.保护装置需要定期检测和维护。
保护装置是防止大规模设备事故发生的关键措施之一，因此保护装置的检测和维护必须定期开展，确保其功能完好。
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事故概述根据现场调查和目击证人的陈述，2021年6月5日16:30，某变电站的220kV主变一侧发生跳闸，导致该主变铁芯温度升高、油池内油位下降，引起该变电站一侧电压不稳定，降低了变电站的供电能力，直接影响了该变电站的供电质量。
事故未造成人员伤亡。
事故原因根据对现场的调查和分析，这起跳闸事故的原因可以归纳为以下几点：1. 设备老化该变电站的220kV主变是在2005年投运的，随着使用时间的增加，设备老化现象逐渐显现。
老化导致了设备运行的不稳定，加剧了设备的故障率。
此外，由于运行时间长，设备可能已经出现了一些隐患，这些隐患可能是造成跳闸的主要原因。
2. 过载在事故前，系统运行负载比较高，有可能出现过载的情况。
主变在长时间的超负荷运行中，导致设备发热严重、油温过高，从而影响了设备正常运行。
在发生跳闸故障之前，主变等设备运行状态略有波动，由此可以判断设备过载为跳闸的主要原因之一。
3. 保护失效跳闸故障往往是由于保护失效而引起的。
保护失效可能是由于保护设备自身故障、设备设置参数错误或硬件故障等原因造成。
经过现场检查，发现保护设备的动作较为迟缓，保护设备没有及时发现和切除故障。
解决方案针对以上原因，应当采取相应的解决方案，包括：针对老化的设备，在不影响供电的情况下，应当逐步进行检修和更换工作。
检修的内容应当包括设备的外观、内部电气部件及机械零部件的检查，例如铁芯、绝缘子、油池等部件的检查保养。
不能同时关停多台设备，以免影响供电。
2. 降低负荷运行在主变等设备处于运行负荷高的情况下，应当通过优化系统运行方案，降低该设备负荷率，减轻设备的压力和负担。
应当采用高质量的保护设备，在设备跳闸后，及时确定故障并进行切除，从而减轻故障的危害。
在保护设备使用中，应当加强日常维护，检查设备的各项参数是否符合要求，及时保养维修设备，避免保护设备自身出现的问题。
4. 建立应急预案建立完善的应急预案，制定处理方案，减少故障后对供电的影响。
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日，某电力局发生了一起220kV主变跳闸事故，造成了不良的社会影响。
此次事故的发生，不仅造成了电力局的经济损失，还对周边居民的生产和生活造成了不便。
为了避免类似的事故再次发生，我们有必要对此次事故进行深入的原因分析。
一、设备故障220kV主变跳闸事故的发生可能与设备故障有关。
在电力系统中，各种设备的正常运行对于系统的稳定和安全具有重要意义。
如果主变设备存在运行异常、绝缘老化、绝缘击穿等问题，都有可能导致主变跳闸事故的发生。
电力局在运行过程中应该加强设备的检修和维护工作，及时发现并处理设备故障，确保设备的正常运行。
二、外部故障220kV主变跳闸事故的发生也可能与外部因素有关。
雷击、异物侵入、外部短路等因素都有可能导致主变跳闸。
特别是在雷电天气，外部的雷击有可能对电力设备造成影响，导致电力设备的故障，从而引发主变跳闸事故。
如果有人为破坏或者操作不当也可能成为引发事故的原因。
电力局需要加强对设备周边环境的保护和管理，对设备周边的安全隐患进行及时排查和处理，以减少外部因素对设备的影响。
三、操作失误220kV主变跳闸事故的发生也可能与操作失误有关。
在电力系统中，设备的运行和操作需要严格遵循相关的规程和操作规定。
如果人员在操作过程中存在疏忽大意、违章操作等情况，都有可能引发设备的故障，从而导致主变跳闸事故的发生。
电力局需要加强对操作人员的培训教育，提高操作人员的操作技能和安全意识，严格执行操作规程，杜绝操作失误引发事故的可能。
四、系统设计缺陷220kV主变跳闸事故的发生也可能与系统设计缺陷有关。
在电力系统设计中，如果存在系统设计不合理、设备配置不当等问题，都有可能成为引发事故的原因。
设备之间的互联互通是否合理、过载保护是否设置合理等问题都有可能影响设备的运行和安全。
电力局需要对系统设计进行全面的审查和评估，确保系统设计合理、设备配置适当，以减少系统设计缺陷可能带来的安全隐患。
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，电力系统的事故频发，给电网的安全稳定运行带来了一定的压力。
220kV主变跳闸事故是比较常见的一种情况。
本文将对一起220kV主变跳闸事故的原因进行分析。
第一，设备故障。
主变作为电力系统中非常重要的设备之一，其运行状态直接关系到电网的稳定运行。
设备故障是导致主变跳闸的最常见原因之一。
设备故障可能包括主变绕组的短路、设备内部元件的损坏等。
这些故障会导致主变无法正常运行，从而引发跳闸事故。
第二，操作失误。
在主变运行过程中，操作人员的操作失误也是导致主变跳闸事故的一个重要原因。
操作失误可能包括误操作、疏忽大意等。
误操作可能导致主变的保护装置误动作，从而引发跳闸事故；疏忽大意可能导致操作人员对主变运行状态的监测不到位，无法及时采取措施避免事故的发生。
设备老化。
随着主变的使用时间的增长，设备的老化现象逐渐显现。
设备老化可能导致主变的绝缘性能下降，设备的可靠性降低，进而引发跳闸事故。
设备老化导致绝缘性能下降主要包括绝缘损耗的增加、局部放电的产生等。
当设备的绝缘性能下降到一定程度时，可能会导致主变的跳闸。
第四，外界因素。
在主变运行过程中，外界因素也可能导致主变的跳闸。
天气因素可能导致主变所在区域的电网供电负荷增加，进而导致主变跳闸；环境因素可能导致主变运行的温度、湿度等参数发生变化，从而影响主变的运行状态。
外界因素还包括人为破坏等。
一起220kV主变跳闸事故的原因可能包括设备故障、操作失误、设备老化和外界因素。
为了防止这类事故的发生，应当加强设备的维护保养工作，定期检查设备的运行情况，及时更换老化设备；加强对操作人员的培训，提高操作人员的技能水平；加强对电网的监测，及时发现并处理潜在的问题；加强对外界因素的监测，合理安排工作计划，以应对可能出现的突发事件。
只有全面提高电力系统的安全性和可靠性，才能保证电网的正常运行。
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。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
析，总结了防止大型高压变压器跳闸的相关措施，并提出了相应的解决方法。
关键词：主变；跳闸；原因
中图分类号院TM711
文献标志码院A
文章编号院2095-2945渊2019冤09-0131-02
Abstract: This paper summarizes the measures to prevent large transformer damage and transformer insulation damage, analyzes on a 220kV main transformer tripping accident in 220kV substation, and summarizes the relevant measures to prevent large high volt鄄 age transformer from tripping. The corresponding solutions are put forward.
2019 年 9 期
科技创新与应用 Technology Innovation and Application
方法创新
一起 220kV 主变跳闸事故的原因分析
孙 仪，麦 立，栾喜臣，贾 伟，梁 肖，于 洋，王 波
（国网安徽省电力有限公司 调度控制中心，安徽 合肥 230压器绝缘损坏事故措施做了概述，针对一起 220 千伏变电站 220 千伏主变跳闸事故做了分
作者简介：孙仪（1985，07-），男，汉族，安徽淮南人，硕士研究生，高级工程师，研究方向：安徽电网调度运行。
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方法创新
科技创新与应用 Technology Innovation and Application
2019 年 9 期
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日，一起220kV主变跳闸事故发生了，这起事故给电网带来了不同程度的影响，也对电力系统的安全运行提出了新的挑战。
本文针对这起事故进行原因分析，旨在识别和总结事故的根本原因和深层次因素，为采取有效的防范措施提供借鉴。
一、事故概述据了解，该变电站一起220kV主变跳闸事故发生在某天凌晨。
事故发生后，电力公司立即启动了应急预案，推进处理事故的各项措施。
经过几个小时的紧急抢修，电网逐渐实现了恢复正常供电。
这起事故没有造成人员伤亡，但对附近居民生活及行业用电造成了一定的负面影响。
二、事故原因分析针对这起事故，我们认为其根本原因可归纳为以下两方面因素：1. 设备质量问题一直以来，设备质量问题都是电力系统安全运行的重要因素。
这次事故的主要设备——220kV主变，可能存在潜在的质量问题。
在地震、闪电和过电压等外界因素的作用下，设备可能失常，导致跳闸。
因此，为确保电力系统的安全稳定运行，闻得维护设备质量是至关重要的。
2. 人为因素人为因素也可能是导致这次事故的重要原因之一。
首先，个别电工可能存在操作不规范、缺乏技术技能和抢修管理不当等问题，导致对设备运行状态的判断和处置不当。
其次，可能存在设备管理人员和电力公司相关管理人员对事故隐瞒不报的情况，这就导致了事故处理时间的拖延和效果的不佳。
三、防范措施为避免类似情况再次发生，电力系统管理者和从业人员应该采取一系列有效的防范措施。
首先，要加强设备质量管理，确保设备制造合格并能够安全、稳定运行。
技术人员也需定期检查设备状态，及时发现隐患并采取措施避免风险事件发生。
其次，对从业人员的培训也应高度重视。
培训内容可以包括安全操作规程、设备操作要点以及事故处理流程等内容。
定期组织模拟演练，培训人员如何在应急情况下迅速处理故障事件，把损失降到最低程度，以确保电力的连续供应。
最后，在处理事故过程中，需要建立科学、高效的沟通机制，管理层应与厂商和技术专家沟通，保证技术人员能够做出正确判断和应对措施，及时解决问题，保障电力系统的正常运行。
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【摘要】这篇文章将就一起220kV主变跳闸事故进行原因分析。
在将介绍事故的背景和重要性。
在将分别介绍事故的背景、过程以及可能的原因分析，同时提出相关措施和预防措施。
在将总结文章的主要内容并提出建议。
通过对该事故进行深入分析，有助于更好地理解事故发生的原因，从而提高设备运行的安全性和可靠性。
【关键词】220kV主变、跳闸事故、原因分析、事故背景、事故过程、可能原因、相关措施、预防措施、结论。
1. 引言1.1 引言在电力系统运行中，主变是承担着电压调节和功率传输的重要设备，对电网的稳定运行起着至关重要的作用。
一起220kV主变跳闸事故的发生令人震惊，引起了人们对电力系统安全性的关注。
本文将对该事故进行分析，并探讨可能的原因及相应的预防措施。
事故背景：概述该220kV主变跳闸事故发生的时间、地点和具体情况。
事故过程：详细描述主变跳闸事故发生的过程及影响。
可能原因分析：分析导致主变跳闸事故的可能原因，包括设备故障、人为因素等方面。
相关措施：介绍针对该事故可能原因制定的相关措施，以避免类似事故再次发生。
预防措施：提出预防主变跳闸事故的具体措施，包括定期检查设备、加强人员培训等方面。
通过对该220kV主变跳闸事故的全面分析，可以为电力系统的安全运行提供有益的经验教训，同时也提醒相关部门和人员不断加强安全管理，确保电力系统的稳定运行。
2. 正文2.1 事故背景这起220kV主变跳闸事故发生在某电网公司的变电站。
事故发生时，该变电站正常运行，突然主变跳闸导致大面积停电。
事故造成了严重的经济损失和社会影响，引起了各方的高度关注。
据初步调查，事故发生前没有接到任何异常报警信号，主变的运行参数也在正常范围内。
经过分析，主要原因可能是主变设备出现了故障，导致跳闸保护动作。
在事故发生前，变电站的设备都经过了定期维护和检查，但是由于设备年限较长，可能存在隐患。
还有可能是操作人员在操作过程中出现了失误，导致了跳闸事件的发生。
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析本次事故发生在一家220kV变电站中，由于母线失电，导致变电站整体运行受阻。
事故的发生给公司的生产带来了损失，也对变电站的安全运行提出了新的要求。
下面我们将对此进行原因分析。
首先，我们需要明确一点，母线失电是变电站中常见的故障，但其原因却是多种多样的。
在本次事故中，母线失电的原因主要集中在以下几个方面：1. 设备老化随着变电站设备的使用时间的增加，不可避免地会出现老化现象。
例如，电缆绝缘老化，导致电缆绝缘性能下降，从而导致泄漏电流或短路现象。
绕组老化，导致绕组绝缘性能下降，从而导致短路现象。
元器件老化，导致元器件性能下降，从而导致设备失灵。
因此，设备老化是本次母线失电的一个原因。
2. 设计不合理变电站的设计有时会存在一些缺陷或不合理之处。
例如，某些设备的额定负载能力不能满足实际负载需求，或者设备之间的联络不够严密。
这些因素都可能导致母线失电。
3. 操作不当我们知道，变电站的运行主要靠人来控制。
如果操作人员的操作错误或不当，就可能导致母线失电。
例如，对设备的操作不规范、某些控制装置的误操作等都可能导致母线失电的发生。
4. 环境因素变电站的运行环境可能会受到天气、温度、湿度等因素的影响。
例如，当气温过高时，设备可能会出现过载现象，导致设备过热甚至烧毁。
同时，湿度较大时可能会导致绝缘失效。
这些环境因素都可能导致母线失电。
在本次事故中，经过初步分析，综合考虑上述因素，我们认为设备老化和操作不当是造成母线失电的主要原因。
针对这些因素，我们必须及时采取相应的措施，以避免类似的事故再次发生。
针对设备老化问题，我们应对变电站中的设备进行定期检查和维护，及时更换老化的设备，提高设备的运行效率和稳定性。
同时，我们需要加强设备日常的运行监测和维护工作，保持设备的正常运行状态。
针对操作不当问题，我们应提高操作人员的管理水平和职业素质，加强对操作人员的培训和考核，确保操作规范、严密。
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析变电站母线是一个输电系统的主要组成部分，失电事故会导致能量供应中断，造成严重的电力故障和安全风险。
下面将分析一起220kV变电站母线失电事故的原因。
变电站母线失电事故可能是由设备故障引起的。
母线连接变电站的主要设备，如发电机、变压器和断路器。
如果其中任何一个设备发生故障，导致母线断电，就会造成失电事故。
设备故障可能是由制造缺陷、设备老化、维护不当等各种原因引起的。
母线的绝缘破损也是导致失电事故的可能原因之一。
母线绝缘破损可能是由于潮湿环境、化学腐蚀、异物进入等原因引起的。
当绝缘破损后，电压会通过破损处的导体流向大地，从而导致母线断电。
操作失误也可能是导致母线失电事故的原因之一。
变电站的运维人员在操作设备时，如果没有按照规定的程序和标准操作，可能会出现误操作，导致母线失电。
误操作可能是由培训不足、疲劳驾驶、粗心大意等原因引起的。
自然灾害也可能成为导致母线失电事故的原因之一。
如雷击、风暴、大雨等气象条件不良，可能会导致变电站设备损坏或绝缘破损，从而导致母线失电。
缺乏监测和维护也可能导致母线失电事故。
母线设备的监测和维护是确保设备正常运行和预防事故发生的关键。
如果变电站的监测系统不完善或维护不及时，就很难及时发现设备故障或绝缘破损，从而无法采取相应的措施避免事故的发生。
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析主要包括设备故障、绝缘破损、操作失误、自然灾害以及缺乏监测和维护等因素。
为了减少母线失电事故的发生，应加强设备维护和检修、提高运维人员的培训水平、完善监测系统，并加强防雷措施等。
也需要加强事故的调查和分析，总结教训，避免类似事故的再次发生。
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析
一起220kV变电站母线失电事故的原因分析近期，某地区一起220kV变电站母线失电事故引起了社会的广泛关注。
母线失电是变电站运行中常见的故障之一，但一旦发生，可能会对供电系统造成严重影响，甚至引发大范围停电。
对母线失电事故的原因进行深入分析，可以帮助我们避免类似事故的再次发生，保障电力系统的安全稳定运行。
我们需要了解一下220kV变电站母线的基本结构和作用。
母线是变电站中负责输送电能的重要组成部分，其主要作用是连接变电站内各种设备，将来自发电机或输电线路的电能输送到变电站内部，或从变电站输出至配电网。
母线一旦出现失电故障，将会导致变电站内部设备无法正常运行，从而影响整个供电系统的运行。
针对这起220kV变电站母线失电事故，我们可以从以下几个方面进行原因分析：一、设备运行状态母线失电事故通常与变电站内部设备的运行状态有关。
一些常见设备故障如断路器跳闸、隔离开关失灵、接地故障等都可能导致母线失电。
这些设备的运行状态是否正常，是否存在故障隐患，都需要进行仔细的检查和评估。
二、设备维护和保养变电站内的设备需要定期进行维护和保养，以确保其正常运行。
如果设备长期没有得到有效的维护和保养，可能会导致其性能下降，故障率增加，最终导致母线失电等严重事故的发生。
维护和保养工作的及时性和有效性对于避免母线失电事故非常重要。
三、操作人员技术水平母线失电事故有时也与操作人员的技术水平有关。
操作人员是否熟悉设备的操作规程，是否了解母线的特点和运行状态，以及在发生母线失电时是否能够迅速、准确地判断事故原因，并采取正确的应急措施，这些都直接影响着母线失电事故的发生与否。
四、环境因素除了设备和操作人员的因素外，环境因素也可能成为母线失电的原因之一。
变电站内部可能存在恶劣的工作环境，如高温、高湿等，这些环境将会直接影响设备的运行状态，增加母线失电的风险。
220kV变电站母线失电事故可能由多种因素引发。
为了避免类似事故的再次发生，我们需要从设备运行状态、设备维护和保养、操作人员技术水平和环境因素等多个方面进行全面的分析和评估，找出引发事故的根本原因，并采取相应的措施予以解决。
一起220千伏主变重瓦斯保护跳闸事故原因分析
一起220千伏主变重瓦斯保护跳闸事故原因分析摘要：本文介绍了一台220千伏主变压器在相继发出轻瓦斯、重瓦斯信号后，三侧断路器跳开导致的主变停电事故，对事故原因进行了分析，并针对暴露的问题制定相应的防范措施。
关键词：重瓦斯信号；油色谱分析；充氮灭火装置一、事故经过2015年1月6日，晴，最低温度-15℃，最高温度-8℃，风力1级。
11时43分12秒552毫秒、43分32秒925毫秒、43分37秒327毫秒、43分40秒642毫秒，1号主变发本体轻瓦斯告警信号；11时43分40秒760毫秒，本体重瓦斯动作，1号主变220千伏、110千伏、35千伏侧断路器依次跳开，主变本体停电。
事故前运行方式：220千伏双母线并列运行，220千伏两台母线并列运行，110千伏Ⅰ母、Ⅱ母并列运行，35千伏Ⅰ母、Ⅱ母分列运行。
1号主变110千伏侧1101、110千伏三条出线在110千伏Ⅰ母运行。
二、事故原因分析1.现场检查情况1号主变本体瓦斯继电器内充有约400ml游离气体（见图1），本体油位在“20”刻度位置（见图2），油位满足正常运行要求。
1号主变充氮灭火装置本体处有气体泄漏声音，随后现场运维人员将两个氮气瓶阀门关闭，气体泄漏声音消失。
检查1号主变充氮灭火装置氮气阀及泄油阀均在机械闭锁状态。
取跳闸后变压器本体油样进行色谱分析（见表2），且与最近的周期试验数据进行比对，数据未发现异常。
取气体继电器内气样进行色谱分析，并将游离气体中各组分的浓度值换算成溶解平衡状态下油中气体含量的理论值（见表3）。
换算出的理论值与本体油样实测数值进行比较，发现除氢气外，其余组分理论值远远高出实测值，说明变压器内部释放气体较多、速度较快。
4.电气试验及二次回路检查对主变本体进行电气试验及二次回路检查，均未发现异常。
5.事故原因综上所述，1号主变充氮灭火装置氮气阀失效，氮气通过失效的氮气阀直接充入主变本体油箱，导致主变本体轻、重瓦斯动作，而变压器内部未出现故障，因此氮气阀门损坏是造成主变三侧跳闸的主要原因。
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。
一起220kV线路保护异常跳闸的分析
000000 ms 距离零序保护启动 000000 ms 综重电 流启动 000001ms 纵联保护启动 000027 ms 纵重沟通三跳 000038 ms 故障类型和测距 CA 相间接地
40 1 . 40 k m
000039 ms 测距阻抗值 136. 529+j 136.529 0 931保护装置报文显示: 启动绝对时间 2006- 05- 26T02 :03: 14 :560 动作相 ABC 动作相对时间 00001 ms
S
事故 分析 h ig u fe n x i
电力 安 全技 术
第9卷 ( 2跳闸的分析
薛 峰
( 苏州供电公司，江苏 苏州 215004)
2006- 05- 26，苏州地区某 500 kV 变电站 ( 以 下简称甲 ) 至某220 kV 变电 ( 以下简称乙 ) 站 站 站 的一条环网运行的220 kV 线路，因乙站侧TV 断 线异常， 在大负荷情况下引起 TV 断线相过流保护 动作，两侧断路器三相跳闸。
(收稿日 2007- 02- 26) 期:
(1) 针对上述第 1个可能原因， 1号机组停 在
第9卷 ( 2007年第10期)
电力 安 全技 术
S
析 事故分 「 l x h ig
动作元件 远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0 km 602 保护装置 “ 保护动作”指示灯亮、 保护出 口。931保护装置 “ TA, TB, TC”灯亮、 保护出 口 。断路器操作箱上第一组 “ TB, TC”灯亮。 TA, 录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约 1040 A, 峰值约 1 470 A, 此次异常跳I] '隋况甲 站侧主要有以下疑点: (1) 为什么负荷电流情况下，甲站侧保护有就 地判别， 保护会远跳出口? (2) 为什么602 保护装置有测距且不正确，而 931 保护装置没有测距? (3) 为什么602 和931 两套保护都动作， 而断 路器操作箱上只有一组跳闸灯亮? (4) 为什么 602 保护综重沟通三跳出口? 3 事故起因分析
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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。
最要引起注意的是，油中出现了乙炔气体。
根据变压器油故障时的产气特征可知，一般的过热故障不会产生乙炔，即使严重过热，乙炔的最大含量也不会超过总烃的6％。
而在出现乙炔，降低负荷后，可以看出乙炔含量并没有太大增长，并且含量也不高，由此初步判定变压器内部可能存在低能量的放电兼过热现象。
事故发生后4小时取油样分析，乙炔为60ppm，总烃达210ppm，并结合绕组变比和直流电阻的试验结果，我们可以认为，变压器内部可能出现了局部过热造成部分绝缘损坏，从而继续发展为过热兼低能量放电的潜在性缺陷。
缺陷累积到一定程度，造成了质的改变，从而引发了主变的跳闸事故。
3.变压器返厂解体试验发现
中压A 相静电屏被烧蚀中压A 相线圈的第一饼熔断
解体中压A 相静电屏中压A 相静电屏绝缘纸表面已变色
屏绝缘纸表面变色高压A 相线圈内层绝缘纸变色
变压器返厂后，经过器身脱油等干燥处理后，于7月16日将A相线圈整体拔出。
发现在器身上散落有黑色的碳化纸皮，围屏上有熏黑的痕迹；移开端部的压板，将外部的高压主线圈及粗、细调压线圈拔出后，看到中压线圈端部的静电屏的上部已被部分烧蚀，编织铜带已烧断；移开静电屏，看到中压线圈的第一饼上对应的位置已被烧蚀成一个深坑，换位导线已烧断8根，第2饼线圈上也有烧蚀，但未断线。
7月21日，将B、C线圈拔出后，发现线圈内散落有大量碳化物，中压线圈的第一饼线的绝缘纸有过热痕迹。
仔细检查烧蚀的静电屏，发现烧蚀位置正是在编织铜带的搭接处，上下两层编织带间的绝缘皱纹纸(4层)已碳化。
将编织铜带的绝缘层解开，可发现最里的两层皱纹纸都有金属光泽，编织带因高温过热而变色。
4.故障原因结论
根据解体得知的A相线圈现象进行分析，结合产品的结构，此次故障主要原因是变压器油中硫化亚铜的产生，导致了中压线圈端部静电屏皱纹纸的绝缘强度降低，在长期运行条件下，静电屏的铜编织带搭接处间的电位差使得绝缘层被逐渐击穿，直至静电屏短路。
静电屏短路后，由于短路电流很大，熔断了编织带的铜丝，高温融化的铜珠滴落在中压线圈的第一饼线上，立即损坏了换位导线的纸包绝缘，使得换位导线股间短路，继续扩大成同一饼线圈上相邻两组换位导线间的匝间短路。
变压器油中存在腐蚀性硫，和静电屏的搭接区间的早期设计不够合理是是此
次故障的主要原因。
该主变在每年的5-7月份丰水期间，中压侧长期处于重负荷运行状态，使得变压器的运行油温较高，加速了硫化亚铜的生成，由于静电屏搭接区内的四层绝缘纸上沉积有大量的硫化亚铜，使得其绝缘强度大大降低，最终导致了静电屏的短路。
5.结语
在以往常规性试验中，测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比或极化指数，对检查变压器的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效的检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污，以及贯穿性的集中缺陷。
介质损耗角正切值tanσ也是判断变压器绝缘状态的有效手段，对发现变压器的整体受潮、油质劣化及严重的局部缺陷具有较高的灵敏性。
而对于以上试验方法并不能有效检查出局部绝缘缺陷。
变压器直流电阻试验能有效检查绕组的焊接质量，分接开关各位置接触是否良好，绕组或引出线有无断线或短路情况。
因此，在此次事故分析中能有效的初步判断出变压器故障。
参考文献：
[1]电力设备预防性试验规程（Q/CSG 1 0007-2004）中国南方电网有限责任公司.
[2]钱旭耀编著；变压器油及相关故障诊断处理技术；北京：中国电力出版社；2008.
[3]陈化纲编著；电气设备预防性试验方法；北京：水利水电出版社；1999.。