变压器压力释放阀动作的处理
一起主变压力释放阀动作原因分析及预防
一起主变压力释放阀动作原因分析及预防摘要：某电站主变压器储油柜金属波纹管出现漏点，在采取临时措施处理后继续运行，因临时措施里的塑料管折弯，使得压力调节能力减弱，波纹管不能正常调节，从而导致主变压力释放阀动作。
关键词：主变压器、储油柜波纹管、压力释放阀一压力释放阀的结构及作用压力释放阀是由信号杆、压力膜盘、喷油口、接线盒、弹簧、胶垫等组成。
它是变压器的一种压力保护装置，当油浸式变压器内部发生故障时，油分解产生大量的气体。
由于变压器基本是密闭的物体，连通储油柜的连管直径比较小，仅靠连通储油柜的连管不能有效且迅速的地降低压力，这会造成油箱内压力急剧升高，会导致变压器油箱破裂。
此时，压力释放阀将及时打开，排出部分变压器油，降低油箱内的压力，待油箱内的压力降至正常值时，弹簧使动作盘回座至密封位置，压力释放阀将自动闭合，保持油箱的密封性。
二概述某站主变压器采用的山东达弛电气有限公司生产的SSP0-45000/230TH双绕组油浸式变压器，其冷却方式为强迫油循环水冷，共配置了3组冷却器，金属波纹管式储油柜型号为BPIII-W。
2022年5月，3号主变压器储油柜一侧波纹管出现漏点，使得呼吸器有漏油的现象，电站现场根据厂家指导意见，采取了利用塑料管连接在储油柜与呼吸器中间并增高的方法，防止波纹管里的渗油漏出，并保障主变压器内部压力可正常调节，以确保主变压器在采购的备件到货前能继续运行的临时措施（如下图）。
三事件经过2022年10月16日06时24分3号发变组带负荷40MW运行过程中，3号主变压器压力释放阀动作，3号主变压器高压侧开关跳闸，3号机组出口断路器跳闸，事件发生时3号主变压器油面温度1为63.5℃、油面温度2为63.7℃，绕组温度为73.7℃，因储油柜波纹管有漏点油位计一直处在9格处。
四原因分析1.事故发生后检查发变组保护柜内变压器保护装置报“压力释放动作跳闸”，无其它保护动作信号，现场检查3号主变压器2个压力释放阀有轻微喷油现象，检查3号主变压器冷却水系统各阀门正常，开启3组冷却水试验，水压、流量均满足要求，检查3号主变压器油循环管路各阀门位置正确，开启3组油泵电机试验，油泵电机运行正常，检查3号主变压器本体无异常现象，检查储油柜时发现其临时防渗油措施上的塑料管在绑扎的上部有折弯，绑扎处有变形现象，检查瓦斯继电器集气盒内无气体。
变压器的压力释放阀检修程序及质量控制要求
作业地点； 作业负责人； 编号；
1.从变压器的油箱上拆除压力释放阀
拆下的零件妥善保管，孔洞用盖板封好
2.清扫护罩和导流罩
清除积尘，保持洁净
3.检查各部位连接螺栓及压力弹簧
各部位连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀、无松动
4.进行动作试验
开启和关闭压力应符合厂家技术规定
5.检查微动开关动作是否正确
触点接触良好，信号正确
6.更换密封胶垫
密封良好，不渗漏
7.升高座无放气塞，应增设
防止集聚气体因温度变化发生误动
8.检查信号电缆
应采用耐油电缆，绝缘合格
编制人；
审查人；
批准人；
检查人；
关于变压器有载开关压力释放阀误动作的思考
关于变压器有载开关压力释放阀误动作的思考摘要：通过案例分析了变压器有载开关压力释放阀误动作情况及其产生原因，介绍了变压器有载开关现有相关标准、规程，积极开展设备隐患排查治理，提出设备巡视与运维注意事项。
关键词：变压器有载开关；压力释放阀；误动作分析引言系统内连续发生多起关于非故障情况下压力释放动作信号情况，经现场排查多是压力释放阀动作压力启动值偏低，不满足规程技术要求所致。
具体情况简单介绍如下。
（1）调控中心监控班人员巡视设备情况时发现“220kV某变电站1号主变有载油位低”信号发出，且信号不能复归。
安排检修人员到达工作现场，经检查有载开关压力释放阀C相存在漏油情况，有载小油枕油位指针为0，C相有载开关头盖、主变东侧箱壁及下部鹅卵石有油迹，但该压力释放顶针并未被顶起，C相瓦斯继电器内观察窗内无油。
经核查1号主变有载开关之前进行十多次调压操作。
现场人员及时将此情况向运检部和电科院汇报，并通知有载开关华明和主变西变厂家于当晚赶至事故现场，召开会议讨论1号主变有载开关压力释放阀漏油原因及后续处理工作，及时申请1号主变转检修进行停电消缺处理工作。
该主变采用上海华明公司SHM-III型有载开关（内部开关型号为CMD-ML00388），配置沈变研究所产YSF4Ⅱ-55/50KJBTH型压力释放阀，动作压力为55kpa。
经试验检测有载开关A、B、C相油中微水含量合格，主变高中低三侧对地绝缘合格，主变试验直流电阻合格。
工作人员随后对三相有载开关进行吊芯检查和试验检测均合格，后进行油冲洗和换油工作。
在将C相有载开关头盖取下后，发现该压力释放阀开启压力仅为55kpa，远低于规程不小于130kpa的要求。
（2）调控中心监控班发现“某变电站1号主变发有载调压压力释放动作”信号发出，随即通知运维、检修班组进行现场查看。
运维人员到达现场后发现监控后台机内1号主变间隔有载调压开关压力释放光字牌泛红，1号主变本体智能终端柜中有载调压压力释放指示灯亮。
变压器压力释放阀动作故障分析
变压器压力释放阀动作故障分析摘要：在我国社会经济不断发展的现阶段，对于电力系统的安全可靠运行也提出了越来越高的要求。
变压器是电力系统中重要的组成部分，当其内部出现放电故障的时候，变压器油分解之后会产生大量的气体，使得油箱的内部压力出现较大程度的增加，如果不对其进行及时的释放，将会导致变压器爆裂或发生火灾的严重后果，而压力释放阀的应用能够有效的解决问题。
为了保证压力释放阀作用的正常发挥，本文结合具体的案例，对变压器压力释放阀动作故障进行了分析研究。
关键词：变压器；压力释放阀；动作故障前言变压器是电力系统中最为常见的一种电气设备，变压器的内部如果出现放电故障，高温电弧会对变压器绝缘油进行分解而产生大量的气体，使得油箱的内部压力出现明显的增加，再加之绝缘油的不可压缩性，压力如果无法实现及时的释放，将会造成十分严重的后果，变压器压力释放阀设计的主要目的就在于对以上问题进行有效的解决。
对于变压器压力释放阀而言，一旦其出现动作故障，将会对电力系统的正常运行及设备安全产生直接的影响，因此要对变压器压力释放阀动作故障实现科学分析和高效解决。
一、变压器压力释放阀动作故障概况某省市一电厂中1号主变压器的型号为SFP10-340000/220，属于三相双绕组强迫油循环风冷无载调压电力变压器。
在变压器上端的对角线位置处分别安装了两个型号相同的压力释放装置，且在高压一侧存在两回出线，在低压一侧则采用了扩大单元的接线方式。
自投入运行以来，该变压器的各项运行参数和指标全部正常。
在2015年6月13日13时14分，这一1号主变压器带有功负荷315MW和无功负荷15MW，监控显示该变压器的压力释放阀2出现动作，轻瓦斯保护出现报警，经现场检查，发现油面温度为65℃，绕组温度为95℃，油位计指示为6.7格，在油箱顶部和油池内都出现了绝缘油喷出的现象，压力释放装置已复归，在瓦斯继电器的内部不存在气体，主变压器的运行声音呈平稳状，呼吸器工作正常，经红外成像检查未发现异常现象，进行油样色谱分析也未发现异常。
变压器的运行规程
变压器的运行规程一、正常运行的规定1、带负荷运行的规定1）变压器外加一次电压一般不得超过相应分接头值的5％。
2）温度的规定（１）为防止变压器油劣化过速，变压器上层油温一般不宜经常超过85℃，最高不超过95℃；（２）当主变压器负荷超过２／３或上层油温达到55℃时，自动(或手动)启动风冷装置，上层油温达到80℃时，发过温信号。
3）绝缘电阻的规定变压器电压在6kV及以上用1000—2500V摇表测量。
在接近工作温度时，每千伏工作电压不应低于1兆欧；在冷却状态下每千伏工作电压不应低于2兆欧。
4）瓦斯保护装置的运行（1）轻瓦斯保护装置应接信号，重瓦斯保护装置应接跳闸。
（2）变压器由运行改为备用时，轻重瓦斯保护照常与信号联接，以便及时发现变压器的油面下降情况，及时加油。
（3）对运行中变压器进行滤油或加油时，应将重瓦斯保护改接至信号，其它继电保护（如差动保护、复合闭锁过流）仍应投入。
等变压器完全停止排出空气气泡时，重瓦斯保护联板才能接入跳闸回路。
（4）当油面有异常升高现象时，应先将重瓦斯保护联板改至信号位置，才能打开各种放气或放油的塞子、清理呼吸器的孔眼或进行其它工作，防止瓦斯继电器误动作而跳闸。
2、变压器的巡视检查1）变压器的日常巡视检查（1）油温、油位要正常，无渗油漏油；（2）套管无裂纹、油污、放电痕迹；（3）声音正常；（4）冷却器手感温度应相近，风扇运转正常，油流及气体继电器工作正常；（5）吸湿器完好，吸附剂干燥；（6）引线接头、电缆、母线无发热迹象；（7）压力释放器，安全气道及防爆膜应完好无损；（8）气体继电器内无气体；（9）各控制箱、二次控制箱关严，无受潮；（10）变压器室门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；2）应对变压器作定期检查，并增加以下检查内容:（1）外壳、箱沿无异常发热；（2）各部位接地良好；（3）各种标志应齐全明显；（4）各保护装置应安全良好；（5）温度表指示正常；（6）消防设施应齐全完好；（7）储油池和排油设施应保持良好状态；3）下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视次数:（1）新设备或经检修的变压器在投运72h 内；（2）有较严重缺陷时；（3）气象突变（大风、大雾、大雪冰雹、寒潮等）；（4）雷雨季节，特别是雷雨后；（5）变压器急救负载运行时。
变压器运行规程1
南丹县南方有色冶炼有限责任公司NDNF/JS—JD04～2007 控制状态：发放编号：变压器运行规程编制：黄涛审核：张庆伟批准：2007年7月18日发布2007年8月1日实施南丹县南方有色冶炼有限责任公司发布1 主题内容与适用范围本规程规定了电力变压器（下称变压器）运行的基本要求、运行维护、不正常运行和处理。
本规程适用于电压为110KV电力变压器，整流变压器等设备可参照执行。
一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。
2 变压器的正常运行2.1 主变压器日常巡视检查周期1) 正常情况下，每日早、中、晚各巡视检查一次；2) 在下列情况下应对主变压器进行特殊巡视检查，视具体情况增加巡视检查次数3) 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内；4) 变压器有下列严重缺陷；5) 主变严重漏油，造成油面降低；6) 主变上层油温超过85℃；7) 主变内部音响不正常；8) 压力释放阀动作喷油；9) 主变冷却装置全部故障；10) 主变套管有破裂或闪络放电；11) 主变过负荷；12) 瓦斯继电器观察窗内出现碳质物质；13) 轻瓦斯动作；14) 有载调压分接开关调压后，三相电流显著不平衡；15) 有载调压分接开关操作控制回路故障；16) 主变引线接头发热发红。
17) 有大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮、环境温度聚变等气象时；18) 雷雨季节（特别是雷雨过后应立即巡视）；19) 高温季节中的高温期间及高峰负荷期间；20) 变压器达到或超过额定负荷期间。
2.2 变压器的日常巡视检查一般包括以下内容2.2.1 检查变压器本体的油温温度计和绕组温度计是否正常，指示应在85℃及以下，并与主控室内主变控制屏上远方显示的主变温度显示数值相一致，温度计指针、外壳无损坏现象；2.2.2 检查变压器油箱顶上本体和分接开关储油柜的油位指示表指示值应符合主变铭牌上的温度与油位关系曲线。
2.2.3 检查下列部件应无渗油或漏油现象1) 主变本体油箱顶部、底部及四周；2) 分接开关油箱顶部、底部及四周；3) 主变冷却器上的散热器、油管、散热器与上下导油管之间的阀门、压力释放器阀门、油流继电器、油泵；4) 储油柜四周、底部及放油阀；5) 储油柜与瓦斯继电器之间，瓦斯继电器与主变本体之间的阀门、压力释放器阀门、有载调压储油柜阀门、有载调压阀门；6) 主变各侧三相套管及中性点套管。
压力释放阀喷油原因分析及防范措施
压力释放阀喷油原因分析及防范措施摘要：通过110kV红树某站#1主变压器压力释放阀动作的处理过程，引申分析压力释放阀动作的几类原因：一是变压器内部故障，二是呼吸系统堵塞，三是变压器油位过高，四是油枕胶囊损坏，五是变压器补油时操作不当。
延伸介绍了油枕胶囊的结构、压力释放阀动作与复归过程、补油的注意事项等。
最后针对此次压力释放阀动作提出具体的处理思路与防范措施。
关键词：变压器；压力释放阀；喷油；防范措施1前8A00变压器是电力系统中的重要设备,作为运行人员需要对其具有较为全面而深刻的了解。
本次红树某站#1主变压器压力释放阀动作为我们提供了一个很好的案例，通过分析事故事件的处理过程，以及分析压力释放阀动作的几类原因，让压力释放阀有关的事故能得到减少，同时提高运行人员巡视维护的水平和效率。
2事故事件案例详细过程2021年08月12日16 时 19 分，中调通知110 kV红树某站#1主变压力释放动作，两侧开关并未跳闸，主变仍在运行中。
当值值班长立即安排事故应急小组前往110kV红树变电站查明情况并处理。
1)12日16：40，运行人员到站检查，检查情况为后台显示压力释放动作信号，现场地面有大量油渍，确有喷油现象，瓦斯继电器未动作，未能确认观察窗内是否有气体。
2）运行人员现场检查为仅压力释放阀动作，但无法确认是否有内部故障。
3）12日19：35，经调度同意，运行人员将#1主变由运行状态转为检修状态，10kV 1M 负荷转由#2主变代供。
4）12日20：40，继保班组确认二次保护装置正确动作；检修班组进行主变本体及压力释放阀检查，复归动作信号；油化班进行取样试验。
5）经专业班组检查主变本体及附件均正常，但油枕油位偏高，需进行放油处理。
检修班组将油位降到油枕油位表二分之一处。
6）13日00：10，油化班对本体油样检测合格，一次具备可投运条件。
7）从上述现场检查分析发现，主变压器确有喷油，排除了压力释放阀误发信的可能性。
电力变压器安装和大修过程中防止压力释放阀误动的防范措施
电力变压器安装和大修过程中防止压力释放阀误动的防范措施【摘要】在电力系统运行的过程中，变压器的安装和大修是一个非常重要的环节，其工作质量也直接影响到了电力系统的运行质量，但是在安装和大修的过程中非常容易出现压力释放阀误动的现象，这一现象如果得不到有效的处理就会使整个电力系统的运转出现很大的障碍，本文主要分析了电力变压器安装和大修过程中防止压力释放阀误动的防范措施，以供参考和借鉴。
【关键词】变压器；压力释放阀；动作变压器是保证电力系统能够正常运行的一个重要的设备，如果在运行的过程中，变压器的内部出现了一些异常的现象就会使得变压器绝缘油分解而产生很多的气体，由于这些气体的产生使得油箱内部的压力变得很大，很多时候变压器在运行的过程中不能将这些气体及时的释放出去，这样就很容易使油箱出现爆裂的现象，从而引发火灾等严重的安全事故，变压器释放阀就能够有效的解决这一问题，但是在变压器安装和大修的过程中也非常容易出现压力释放阀误动的现象，为了保证系统正常运行一定要采取相应的措施。
1.设备缺陷情况在夏季，我国大部分地区都会出现高温得出现象，高温现象要和会给电网运行的安全性和可靠性造成十分不利的影响，某变电站1号主变存在着重载运行的现象，所以在运行的过程中，系统的油温和油位都处于相对较高的状态，变电站1号主变压力动作在报警之后，主要依靠的是主变储油柜侧压力释放阀进行喷油动作，喷油的具体数量在10千克左右。
2.释放误动处理及具体的流程在收到误动报警以后，相关技术人员同变电部门的有关人员进行汇合，及时赶到变电站对压力释放阀误动现象进行了及时的处理，同时还联系了设备生产厂家的技术人员及时将压力释放阀的备用商品运送到变电站当中，经过了详细的分析和研究之后对压力释放阀误动的原因和改进措施进行了详细的分析，以下笔者结合自己的实际经验进行简要的分析和阐述。
2.1主变体实际油位测量及假油位现象在相关人员对对主变检修之后可以在主变体阀口的可以连接一条透明的管，这样储油柜的胶囊内部也会存在非常大的气压，这样才能更好的利用等压线原理对主变的油位进行测量，油温在40摄氏度的时候，主变油位大约在8格左右，本体的油位表却显示为5，这样就可以断定存在着假油位现象，产生这种现象的原因主要有两个，一个是胶囊和变压器绝缘油接触面会受到油体表面应力的影响，所以也没有满布于胶囊当中，所以出现了假油位的现象。
变压器压力释放阀动作案例分析汇总
XX换流站换流变压力释放阀动作原因分析 一、问题描述2019年4月2日上午8时，XX换流站极1高端YY换流变A相通过“小排油”方式完成套管拉杆及端子改造、热油循环约37小时后，本体压力释放阀动作。
压力释放关闭后，继续进行热油循环，4月2日12时，本体压力释放阀第二次动作，然后停止热油循环进行现场检查。
该换流变由瑞典ABB公司生产，型号为LTSH146DR，出厂日期为2012年，投运日期为2012年X月。
该换流变采用胶囊式油枕，容量约为XXXL，胶囊由法国PRONAL公司生产，尺寸为5900*2920，（说明书油枕尺寸7624*2430＊1852）油枕与胶囊之间无旁通管。
投运后未进行过大修，未出现异常情况，2018年年度检修检查油位正常，利用内窥镜检查胶囊无异常。
该换流变是本站采用同样方式进行套管改造的第4台，目前已完成6台，剩余5台均已完成热油循环，未出现类似问题。
热油循环采用全真空滤油机、上进下出对角循环方式，滤油前先对管路进行抽真空，然后缓慢打开与油箱阀门法兰。
热油循环期间，油枕与本体连接法兰始终处于打开状态，并定期对油枕与本体连接管及升高座上的瓦斯继电器进行排气。
热油循环前，对油枕、升高座及本体三个位置采油样化验，发现本台换流变油中含气量、微水均较高（缺少具体数据），第二次采样进行复测（第二次采样时间节点、做了哪些工作不清楚），数据又恢复正常。
二、现场排查及原因分析现场检查本体油温表指示约55度，油位计指示约45%。
采用连通管方式检查本体实际油位，发现油位处略高于高压套管升高座，尚未达到油枕底部。
采用连通管方式检查油枕实际油位，显示油位约60%。
三种方式测量的油位均不一致，判断油枕与本体连接管路堵塞、油路不通。
检查油枕与本体连接管路的球阀，指示为打开状态，重复开闭阀门，油枕、本体油位均无变化。
打开油枕顶部观察孔，发现胶囊已严重变形，将油枕呼吸管连接通道完全堵住，且存在一定的压力，如图1所示，因此可以判断油枕内部存有大量气体。
变压器压力释放保护动作的处理
变压器压力释放保护动作的处理变压器压力释放保护动作处理指南引言：变压器压力释放保护系统是一项至关重要的安全装置，旨在防止因内部故障或异常情况导致的潜在爆炸。
当系统检测到危险状况时，它会启动压力释放阀释放压力，保护变压器及其周围区域。
识别压力释放阀动作：了解变压器压力释放阀动作的迹象和症状至关重要。
这些迹象可能包括：听到阀门释放空气或油的刺耳噪音变压器外壳上出现异常震动变压器冒烟或着火安全程序：如果发生压力释放阀动作，必须立即采取以下安全程序：保持冷静，远离变压器。
立即与相关人员或紧急服务部门联系。
切断向变压器供电的电源，如果可能的话。
清除变压器周围的障碍物，为应急人员创造安全通道。
后续操作：在应急服务部门抵达并确保变压器安全后，需要采取以下后续步骤：调查原因：确定故障或异常情况的根本原因，是维护或操作不当还是其他因素。
修复损坏：根据调查结果，对受损部件或系统进行必要的维修或更换。
压力测试：在重新投入变压器运行之前，进行压力测试以验证其完整性。
恢复服务：在确保变压器安全并修复所有损坏后，可以恢复向变压器供电和正常运行。
维护和预防：为了最大程度地减少发生压力释放阀动作的风险，需要实施适当的维护和预防措施，包括：定期检查：定期检查压力释放阀，确保其正常工作并无任何损坏迹象。
预防性维护：根据制造商的建议，对变压器定期进行预防性维护，以识别和解决潜在问题。
操作员培训：为操作人员提供适当的培训，让他们了解压力释放保护系统的操作和响应程序。
应急计划：制定并实施应急计划，概述在发生压力释放阀动作时的响应措施。
遵守这些指南对于确保变压器安全运行，防止潜在事故至关重要。
请记住，在发生压力释放阀动作时，安全永远是首要关注事项。
1#主变压力释放阀动作跳闸原因及分析
1#主变压力释放阀动作跳闸原因及分析摘要：2013年8月29日，我公司1#主变压力释放阀动作跳闸，引起全公司停产事故。
事故发生后，技术人员对压力释放阀保护信号回路、变压器非电量保护装置、主变本体及压力释放阀本体等电器元件逐一试验、排除，最终查明1#主变压力跳闸原因，即1#主变压力释放阀误动作引起1#主变压力释放保护跳闸，引起供电事故。
关键词：非电量保护；压力释放阀；主变0 概述我公司110kV设备采用气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），变压器非电量保护装置配置南京南瑞继保电气有限公司RCS-9661CS保护装置，非电量保护压力释放信号回路取主变压力释放阀信号，压力释放阀内接点为常开点。
1 事故经过2014年8月29日，动力厂110kV变电站按计划对2#主变、35kV2段、10kV2段、2段MCR进行年度检修。
检修期间，110kV变电站电力系统运行方式为：万昆进线1401带110kV1、2段母线，带1#主变，供35kV1段母线、10kV1段母线运行。
16：501#主变非电量保护动作跳闸，1#主变保护屏RCS—9661非电量保护装置“压力释放”报警指示灯亮，同时后台报“1#主变非电量保护动作，断路器位置3由合到分”1#主变110kV进线开关1404、35kV进线开关1301、10kV进线开关1001开关同时跳闸。
当时全公司最高负荷为4.3MW，变压器最高油温56℃。
2 1#主变跳闸原因查找及分析1#主变投运至今已经安全运行3个月，运行时间较短，存在接线错误等原因引起变压器动作跳闸，原因如下：（1）1#主变压力释放阀二次线可能接线有松动、短路等故障，造成压力释放保护误动。
（2）1#主变压力释放阀本体性能存在问题。
（3）变压器非电量保护装置有问题。
8月30日，动力厂组织高压维修人员对变压器本体、保护屏等涉及到的二次线进行了全面绝缘测试，二次线路均未发现问题，因此排除变压器本体到保护装置间二次线路问题。
9月1日，装备部联系供电公司做变压器本体试验，变压器油色谱、耐压试验及二次保护校验、绕组直流电阻等试验项目合格，排除变压器内部存在严重故障的可能性。
变压器压力释放阀与储油柜油位计误动作原因及对策
• 31•变压器是电力系统中非常重要的电气设备。
变压器是没有避雷器的变电站中最重要的安全措施之一。
不可燃保护一般是指油流开关，压力释放阀，温度计，油位计和其他设备显示的故障保护或预警。
近年来，由于浙江点式系统一次变压器的非电气保护装置，主要发生直流变压器故障或爆炸不当以及电源故障。
例如，笔者单位最近经历了与主要压力释放阀误动作变压器相关的两个主要变压器故障。
此外，主变压器压力释放阀的绝缘不良或油进入电路油位计会导致设备与DC 电流之间的传输不良。
为避免这种情况再次发生，笔者在研究和对严重故障进行分析的过程中，建议使用变压器压力释放阀和油位计误动作油枕，并提出纠正措施。
1 变压器压力释放阀与储油柜油位计误动作原因1.1 变压器压力释放阀误动作原因分析第一，变压器-相邻磁场中内部绕组的故障或短路会导致旋转变压器，使绝缘油迅速膨胀。
因此，储油柜中的内部压力增加，压力释放阀型端口打开。
通过从主变压器中抽取油样进行测试，可以知道油质良好，主变压器的工作参数正常。
因此，它不包含由于内部变压器故障或由主变压器的运行引起的主变压器短路而释放压力的装置。
第二，当主变压器在高负载下工作时，变压器的油位高，油温急剧上升，由于绝缘油的膨胀内部压力上升，压力释放阀2起作用。
当开始生产主变压器并开始测试运行时，由于油位高，会发生压力释放阀动作事件。
与温度/油位曲线相比，此事件发生时，油位应为5.5-6倍，但当前的油位约为7格左右。
因此这一原因的可能性很大。
第三，主变油枕内有气体进入。
主变压器运行期间更换了石油平台的绝缘油。
维护不当会导致气体进入主变压器。
此时，主变压器在高温负载下运行，并且油温升高。
这意味着隔离的油气会增加膨胀容器中的压力，并且压力释放阀2起作用。
第四，抗压强度会降低，例如，如果变压器压力释放阀2设置太低或弹簧过旧。
在此操作之后，变压器在高温和高负荷下进行了测试，但在三个维修步骤中均未找到压力读数。
因此，事实证明操纵减压装置的能力非常小。
一起35KV变压器压力释放阀报警动作--谈变压器压力释放阀的作用原因
一起35KV变压器压力释放阀报警动作--谈变压器压力释放阀的作用原因发表时间：2018-10-17T10:34:23.970Z 来源：《电力设备》2018年第19期作者：李炳江[导读] 摘要：随着油浸式变压器的普遍使用，变压器的故障口益显现，然而只有保证了压力释放阀的功能的正常发挥，才能在变压器内部发生故障时，避免引起重大的事故，保证变压器正常有序的工作。
（西安输油气分公司陕西西安 710000）摘要：随着油浸式变压器的普遍使用，变压器的故障口益显现，然而只有保证了压力释放阀的功能的正常发挥，才能在变压器内部发生故障时，避免引起重大的事故，保证变压器正常有序的工作。
因此，采取科学的压力释放阀的维护和使用措施，是保证变压器正常工作的有效途径。
关键词：变压器；压力释放阀；注意事项Abstract：With the widespread use of oil-immersed transformers，the faulty benefits of transformers appear.However，only the function of the pressure relief valve can be guaranteed to play normally，so as to avoid major accidents when the internal fault occurs in the transformer，and ensure that the transformer has normal operation.Preface work.Therefore，the maintenance and use of scientific pressure relief valves is an effective way to ensure the normal operation of the transformer.Key words：transformer； pressure relief valve； precautions1 引言电力变压器是电力系统中重要的电气设备之一，特别是油浸式变压器被普遍使用，在变压器的各种故障中表，比较严重的就是变压器内部短路故障一旦发生短路故障就会出现电弧，电弧的高温能够使变压器的绝缘油分解产生大量的气体，气体使得油箱的压力剧增如果不能及时将内部压力释放出去，严重的会导致油箱变形甚至破裂，压力释放阀的作用就是释放气体产生的压力保护变压器安全，由此可见变压器压力释放阀对变压器的保护有着重要作用。
某500KV主变压器压力释放阀异常动作原因分析与改进
某 500KV主变压器压力释放阀异常动作原因分析与改进摘要压力释放阀是防止变压器油箱超压的重要设备之一，当变压器内部发生严重故障时，油箱内部压力升高、压力释放阀动作泄压，从而保护变压器不受严重损坏。
在变压器正常运行中，曾多次发生压力释放阀异常动作喷油事件，本文结合某500KV主变压器压力释放阀异常动作事件的处理过程，分析压力释放阀异常动作原因，提出改进措施。
关键词变压器压力释放阀储油柜油位异常动作1.前言电力变压器是电力系统的重要组成部分，随着对电网可靠性要求的不断提高，对电力变压器的可靠性要求也越来越高。
为了防止变压器内部故障造成油箱超压，需在变压器中配置压力释放阀，当变压器内部发生严重故障时，油箱内部压力升高、压力释放阀动作泄压，从而保护变压器不受严重损坏。
压力释放阀由动作膜盘③和压紧弹簧⑦组织（结构如图1），当变压器油箱内部超压时，压力释放阀膜盘会在油压的作用下克服弹簧的压力向上移动，变压器油排出，同时机械指示杆⑧受膜盘的推动弹出，可直观地显示释放阀的动作情况，信号开关会随之动作发出报警信号[1]。
压力释放阀动作后可以快速开启泄压，将油箱内部压力降到正常值。
图1 208系列压力释放结构图为了减少变压器油与空气中水分和氧气的接触、减缓油的老化、降低变压器油的含气量，大型变压器多采用密闭式储油柜。
储油柜通过胶囊与空气连通，通过浮球式油位计进行油位指示。
图2 密闭式（胶囊）储油柜结构示意图图3 浮球式油位计图4 变压器油回路示意图本文中分析的某500KV主变压器使用的是208型压力释放阀和胶囊式密闭储油柜，通过对该变压器压力释放阀异常动作事件处理过程的分析，找出压力释放阀异常动作原因，提出改进措施。
1.设备故障描述2016年5月29日12时39分，某电站主控出现GPA024AA（主变压器压力释放继电器动作）报警，现场检查发现主变压器C相靠近高压侧压力释放阀动作喷油，变压器区域地面产生约20 m2油迹，动作后压力释放阀机构正常回座。
变压器压力释放阀动作原因分析及预防 于春庆
变压器压力释放阀动作原因分析及预防于春庆发表时间：2018-06-12T10:01:21.190Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：于春庆[导读] 摘要：2018年1月3日，土耳其某电厂主变压力释放阀动作，引起机组跳闸。
摘要：2018年1月3日，土耳其某电厂主变压力释放阀动作，引起机组跳闸。
事故发生后，技术人员对压力释放阀本体及其控制回路、信号回路，发变组非电量保护装置，故障录波器逐一检查、排除后，通过分析，查明主变压力释放阀动作原因为外部故障冲击电流导致，并对事故暴露出的问题制定了防范措施。
关键词：主变，压力释放阀，机组跳闸，防范一、引言变压器是电力系统中的重要组成设备，承担着电能变换、分配和传输功能。
当主变油箱内部压力因故障原因急剧增大后，几毫秒内必须经压力释放阀将此巨大压力释放掉，否则将会造成油箱破裂而酿成火灾。
此电厂共有两台660WM机组，发电机出口电压为20kV，经主变升压后变为400kV，主变为三台单相变压器，调压方式为有载调压，额定电压和分接范围为（400/√3±12×1.25%）/20kV，额定容量为283000kVA。
二、故障发生现象：2018年1月3日， #4机发变组保护C屏报“主变压力释放”（91MT）动作，机组启动全停，联跳主变高压侧Q50开关、发电机GCB开关、灭磁开关及高厂变A/B分支进线开关，同时启动快切、关主汽门，就地检查两块油温及绕组温度表指示正常，主变B相本体压力释放阀阀杆弹出，有绝缘油喷溅，汇报值长，拉开#4主变高压侧刀闸及高厂变A/B分支进线开关，对变压器本体压力释放阀进行检查，经检查压力释放阀动作后轻微喷油，复位本体阀杆装置，汇报值长，故障报文如下图：图一三、故障原因分析：1、机组跳机后就地检查发现温度正常，喷油量较少，油箱油位在5格左右，对照温度/油位曲线表在正常范围内，保护屏重瓦斯及差动保护未启动，判定不是变压器内部故障引起机组跳机。
一起220kV变压器压力释放阀异常动作的缺陷处理及原因分析
变油位表出现“假油位”现象，与实际相差约 3 格。形 成“假油位”的原因主要有：
121/11kV， 额定电流：472A/Байду номын сангаас58A/3149A， 空载损耗
（1） 由 于 胶 囊 与 变 压 器 绝 缘 油 的 接 触 面 受 其 表
95kW，负载损耗 520kW，总损耗（不包括辅助损耗） 面应力的影响而未完全平铺开，引起“假油位”现象。
2 设备缺陷情况
夏至以来，韶关各地气温急剧升高，炎热的天气 给电网安全运行带来了极大压力，某 220kV 变电站 1 号主变重载运行，油温、油位均较高。 2008 年 6 月 23 日 15 点 57 分，运行人员报告 220kV 变电站 1 号 主变压力释放动作报警发信， 靠主变储油柜侧压力 释放阀动作喷油，喷 油 量 约 10kg，喷 油 后 的 现 场 情 况如图 2 所示，1 号主变油位、 油温情况如图 3 所 示 ，1 号 主 变 油 平 均 温 度 －油 位 关 系 曲 线 如 图 4 所 示。
值得注意的是， 由于变压器重载运行引起的绝 缘油高温膨胀不同于主变内部电弧放电或绕组匝间 短路、铁心多点接地、漏磁增大等局部过热引发的绝 缘油分解现象， 即不会造成主变内部气体容量急剧 增多和油流速度迅速加快， 因此喷油时主变本体气 体继电器未发生轻瓦斯报警发信和重瓦斯动作跳 闸。 4.2 反事故措施
油位调整完毕后需排出储油柜与胶囊之间的空 气。首先应关闭储油柜顶部的三通闸阀，使储油柜与 胶囊之间的空间与胶囊内部及主变外部空间隔离， 然后打开储油柜顶部的放气塞， 并对胶囊进行充氮 气处理。当放气塞中有油排出时即可将其关闭，这可 说明储油柜与胶囊之间的空气已排完， 且胶囊在真 空注油时并未受损。 3.5 旧压力释放阀校验
换流变压器分接开关压力释放阀故障实例处理分析
换流变压器分接开关压力释放阀故障实例处理分析【摘要】：本文介绍了拉萨换流站换流变压器分接开关压力释放阀的结构和工作原理，在正常运行时压力释放阀出现漏油事件，通过现场检查对比，分析在青藏直流运行中换流变压器分接开关存在的隐患，并就如何提高系统运行稳定性进行了探讨，提出了一些改进方案。
【关键字】：分接开关；压力释放阀；案例分析；改进一、引言压力释放阀是各类油浸式变压器或电抗器主要部件之一，是反映变压器或电抗器内部是否故障的指标之一。
在直流升降功率时，换流变分接开关调档过程中可能会出现电弧，电弧的高温能将换流变压器内部的绝缘油分解，产生大量气体，这些气体在相对密闭环境中，会使箱内压力急剧升高，由于绝缘油具有不可压缩特性，如果在几十毫秒内不能及时释放这个巨大的内部压力，会对换流变压器箱体造成严重危害，甚至破裂，引发火灾。
压力释放阀的产生就是为了解决箱体内部压力陡增的情况设计。
本文以拉萨换流站实际案例进行分析，主要介绍换流变变压器分接开关压力释放阀的类型与原理，压力释放阀与电力一次系统、二次系统之间的硬件连接结构。
二、分接开关压力释放阀的结构与原理介绍1.有载分接开关压力释放阀的结构主密封垫圈要由压力弹簧圈、插销条、顶膜盘、传动轴、阀座、密封胶圈以及螺帽组成。
顶膜盘阀座紧固螺帽传动轴压力弹簧插销条图1 分接开关压力释放阀结构图2.有载分接开关动作原理（1）压力释放阀达到开启压力信号阶段分接开关在升降档位操作过程中产生电弧，使变压器绝缘油分解产生气体，进而使分接开关内部油室压力短时间内剧增，当油室压力达到开启压力门槛值175kPa时，聚集气体推动压力释放阀传动轴顶开顶膜盘，使分接开关压力释放阀上压力继电器变位动作。
（2）临界阶段当分接开关油室压力短时间内剧增到接近175kPa时，后台压力释放信号未接通，同时压力释放阀传动轴顶开顶膜盖，顶膜盖与阀座之间间隙开始释放分接开关油室内分解气体或变压器油。
（3）稳定阶段当分解开关油室压力小于该压力释放阀的弹簧压力时，顶模盖不动作。
变压器压力释放保护动作的处理
变压器压力释放保护动作的处理变压器压力释放保护动作处理
当变压器内部压力异常升高时，压力释放保护装置将启动。
为了确保安全和设备正常运行，应按照以下步骤处理：
1. 安全措施：
确保个人安全，穿戴适当的个人防护装备。
隔离变压器并切断电源。
等待变压器冷却，直至温度恢复正常。
2. 确定压力源：
检查变压器油箱是否有泄漏或破损。
检查呼吸器是否堵塞或损坏。
检查继电器保护装置是否正常工作。
3. 释放压力：
识别压力释放装置的位置，通常位于变压器油箱顶部或侧面。
缓慢打开压力释放阀，释放内部压力。
过程应缓慢进行，以避免突然压力变化造成的损坏。
4. 修复压力源：
修复任何泄漏、破损或堵塞。
更换损坏的继电器或呼吸器。
清洁变压器油箱和内部部件。
5. 油位检查：
压力释放后，检查变压器油位。
如果油位过低，需要补充合格的变压器油。
6. 恢复运行：
在确认所有问题都已解决后，重新加电变压器。
监控变压器运行情况，确保没有进一步的压力异常。
7. 记录和报告：
记录压力释放事件，包括原因、采取的措施和修复情况。
根据需要向相关部门报告事件。
其他注意事项：
压力释放装置的定期检查和维护至关重要。
变压器维护人员应接受适当的培训，了解压力释放保护系统的操作和处理程序。
在处理压力释放事件时，始终遵循制造商的说明和行业最佳实
践。
未经适当授权，切勿自行处理变压器压力释放系统。
一起110kV变电站主变本体压力释放阀误动作分析与处理
2021年第4期总第407期一起110kV变电站主变本体压力释放阀误动作分析与处理蒙小胖，高瞻，黄瑄域，齐安新（陕西省地方电力集团有限公司宝鸡供电分公司，陕西宝鸡721000)电力变压器的安全运行是确保供电可靠性和连续性的重要条件。
压力释放阀是变压器的主要非电气保护装置之一，压力释放阀的误动作将导致变压器故障。
当变压器内部发生电气故障时，变压器油会在高温下分解大量可燃气体，并且油箱的内部压力会突然升高。
由于变压器绝缘油的不可压缩性，如果无法及时释放巨大的内部压力，则可能导致变压器油箱破裂并引起火灾。
在这种情况下，泄压阀可以迅速动作以排出故障产生的高压气体和绝缘油，从而降低油箱上的压力并确保变压器的安全。
当燃料箱的内部压力下降到正常值时，可以可靠地关闭压力释放阀。
如果使用不当和维护不当，将发生故障，还可能导致大规模停电事故并影响用户的正常供电。
压力释放阀对于变压器的正常运行起着重要作用，因此要加强对压力释放阀的关注与维护，防止其产生故障。
变压器压力泄压阀安装在罐顶盖的上部，110kV 主变压器一般配有一个压力释放阀。
当燃油箱的内部压力达到危险值时，压力释放阀可以在2ms 内动作以释放燃油箱的内部压力。
但如果压力释放阀本体的故障导致其压力作用值较低或主变压器在重负载下运行，并且油位过高，则在有故障的情况下可能导致泄压阀异常工作。
本文中针对一起110kV 变电站#2主变压力释放阀误动作进行分析，介绍了缺陷情况、消缺处理过程，分析了其误动作的原因，介绍了暴露出的问题并且提出了预防措施。
1故障发生前电网运行情况2020年6月10日，110kV 某变电站110kV 进出线4回，双母接线。
1号主变50MV A ，2号主变50MV A ，1号、2号主变并列运行。
10kV 母线为单母分段接线，10kV 出线20回，191线、189线、187线、185线、179线、177线、175线、173线、171线运行，其余11条线路备用。