厂高变压力释放保护动作
111230151451156_028 关于规范变压器压力释放保护投
热电安字[2011]028号
关于规范变压器压力释放保护投入的通知
公司属各单位：
根据变压器运行规程（DL/T572-95）及各省市电力公司非电量保护管理规定中要求，变压器压力释放保护宜作用于信号，同时，根据《防止电力生产重大事故的要求与措施》中的要求，当根据需要将压力释放阀的动作触点接入跳闸回路时，应有完备的防误动措施：将同一设备上两台压力释放装置的动作触点互相串联，触点盒增加防潮措施。
为防止变压器压力释放保护误动导致变压器误跳闸或造成主设备损坏，确保变压器安全运行，结合各单位实际情况，现对变压器压力释放保护投入规范如下：
1、 容量在170000KVA 以下的变压器压力释放保护作用于信号；容量在170000KVA 及以上的变压器压力释放保护作用于跳闸，但应将两台压力释放装置的动作触点互相串联接入跳闸回路，防止保护误动作。
2、 新投运变压器在调试期间变压器压力释放保护应投跳闸，调试完毕正常运行时根据第1条要求执行。
3、 容量在170000KVA 以下的变压器若变压器差动保护（电流速断）、重瓦斯保护任一保护退出时，压力释放保护投跳闸。
4、 变压器的运行有特殊要求时将压力释放保护投跳闸。
特此通知。
热电公司
2011-11-26。
变电站事故预想(修改)
110KV总降事故预想1、主变轻瓦斯动作的处理：（1）、应立即检查、记录保护动作信号；（2）、严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况；（3）、派人对变压器进行外部检查，如果检查变压器有明显严重异常，应停运故障变压器，若无明显故障迹象应向公司汇报观察使用；（4）、由专业人员取气分析及检查二次回路；2、主变重瓦斯动作的处理：（1）、检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号；（2）、检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况；（3）、派人做气体分析急及二次回路检查；3、变压器差动保护动作的处理：（1）、检查变压器本体有无异常；（2）、检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路；如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地；（3）、经以上检查无异常后，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送；（4）、如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障；（5）、差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行；4、变压器压力释放保护动作的处理：（1）、检查保护动作情况，记录所有动作信号；（2）、对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确，需检查变压器本体；5、变压器有载调压开关调压操作时滑档处理：现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，10KV电压表不停地摆动变化。
处理：（1）、立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源；（2）、使用操作手柄进行手摇调压操作，调到要求的档位；（3）、仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，立即将主变停电检修；若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向变压器厂家联系，并要求派人检修；6、有载调压操作输出电压不变化处理：现象一：调压操作时变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化，属电动机空转，而操作机构未动作。
发电机保护配置
发电机保护配置一、发电机保护配置1、法电机差动保护：保护能在区外故障时可靠地躲过两侧CT特性不一致所产的不平衡电流，区内故障保护灵敏动作。
保护采用三相式接线, 由两侧差动继电器构成，瞬时动作于全停。
2、发电机定子接地保护：保护由发电机机端零序电压和中性点侧三次谐波电压共同构成100%保护区的定子接地保护，基波跳闸，三次谐波发信号。
设PT断线闭锁。
区外故障时不误动。
3、发电机过电压保护：过电压保护动作电压取1.3倍额定电压，延时0.5秒动作于全停。
4、低频保护：低频保护反应系统频率的降低，保护由灵敏的频率继电器和计数器组成，并受出口断路器辅助接点闭锁。
即发电机退出运行时低频保护自动退出运行。
保护动作于发信号或全停。
装置在运行时可实时监视定值，频率及累计时间的显示。
两套保护之间宜有连续跟踪和数据累计功能。
5、失步保护：保护由三阻抗元件或测量振荡中心电压及变化率等原理构成,在短路故障、系统稳定振荡、电压回路断线等情况下,保护不误动作。
能检测加速和减速失步。
保护通常动作于信号,当振荡中心在发电机变压器内部,失步动作时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时,保护动作于全停。
并装设电流闭锁装置,以保证断路器断开时的电流不超过断路器额定失步开断电流。
6、失磁保护：保护由发电机端测量阻抗判据、变压器高压侧低电压判据、定子过电流判据组成。
设PT断线闭锁。
闭锁元件动作，阻抗元件动作发出失磁信号经延时t1动作减出力。
闭锁元件动作，阻抗元件动作延时t2切换厂用电源。
闭锁元件动作，系统电压低于动作允许值时经延时t3动作于全停或程序跳闸。
7、发电机逆功率保护：保护动作分两段时限t1发信号，t2动作于全停，具备PT断线闭锁功能。
8、程序跳闸逆功率保护：保护为程序跳闸专用,用于确认主汽门完全关闭。
由逆功率继电器作为闭锁元件,其整定值为(1-3)%发电机额定功率。
保护动作分两段时限t1发信号,t2动作于全停。
9、发电机过激磁保护：过激磁是以V/HZ的比值为动作原理，设有两段定值。
压力释放保护动作事故预想
事故预想:四台整流机组运行,2#机组压力释放信号动作(以二期2#整流机组为例)
现象:监控机报2#机组压力释放动作信号,2#机组跳闸,总PLC 报2#机组故障,另三台机组电流升高
处理:1.把2#机组打至分调,有载调压开关升高至合适档位,调节另三台机组给定,并适当降档位,保持总电流
2.合2#机组中地刀
3.分断2#机组隔离开关,分断2#机组直流刀闸,合2#机组地刀232-D2.
4.2#机组做安全措施,检修2#机组压力释放阀.
5.检修完毕,复位所有信号,拆除安全措施,分断232-D2地刀,合直流刀闸和隔离开关准备恢复送电.
6.调整四台机组负荷均衡.。
电气论述题(变压器、电动机、直流及UPS)
论述题（变压器、电动机、直流及UPS）1．变压器运行时，轻瓦斯保护动作的原因是什么？如何处理？重瓦斯保护动作应作哪些检查和处理？2．运行中的变压器气体保护，当现场进行什么工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改为“信号”位置？3．我厂#1机组主变设哪些保护，各保护动作后有哪些现象及跳哪些开关？4．我厂＃1机组高厂变设有哪些保护，各保护动作后有哪些现象及跳哪些开关？5．励磁变设有哪些保护并画出其逻辑图？6．试解释主变低压侧接地保护？7．电动机启动电流大有无危险？8．电动机电压变化对电动机运行有何影响？9．装设低电压保护时应考虑哪些问题？10.结合GTSI—80K UPS系统原理单线图，写出UPS正常供电与旁路供电的自动切换条件？11.画出#1机组控制用110V直流系统图，并说明工作原理。
12. 查找直流接地的操作原则和注意事项有哪些？13.写出机组控制用110V直流系统充电器投入运行的操作步骤(母线在运行状态)。
14．结合GTSI—80K UPS系统原理单线图，写出UPS系统退出运行, 负荷转至检修旁路供电的操作步骤？15.结合GTSI—80K UPS系统原理单线图，写出UPS系统由检修旁路状态转至正常运行状态的操作步骤？16．结合GTSI—80K UPS系统原理单线图，写出UPS系统投入运行的操作步骤？17．电动机合闸后转子不转的现象，原因是什么？如何处理？18．运行中的电动机自动跳闸应如何处理？19．摇测变压器的绝缘电阻有哪些注意事项？20．变压器运行时，怎样判断温度异常？造成温度异常的原因是什么？21. 油浸变压器运行中应检查项目有那些？22．变压器声音不正常应怎样处理？23．如何停用电压互感器？24．变压器二次侧突然短路时有什么危害？25．试述变压器金属构件及铁芯可靠接地的作用。
26．电动机起动前应检查哪些项目？27．运行中的电动机应检查哪些项目？28．电动机声音不正常的现象，原因是什么？如何处理？29．在安装或检修后，起动电动机时，过流保护动作跳闸的现象，原因时什么？如何处理？30．说明GTSI—80K UPS系统工作原理？答案：1．答：轻瓦斯动作的原因：变压器内部轻微故障，如局部绝缘水平降低而出现间隙放电及漏电，产生少量气体；也可能是空气浸入变压器内，如滤油、加油或冷却系统不严密，导致空气进入变压器而聚积在气体继电器内；变压器油位降低，并低于气体继电器，使空气进入气体继电器内；二次回路故障，如直流系统发生两点接地或气体继电器引线绝缘不良，引起误发信号。
电气DCS报警信号
1ACA02GG002GH4
发变组3312DL断路器低油压合闸闭锁报警
1ACA02GG002GH5
发变组3312DL断路器低油压重合闸闭锁报警
1ACA02GG002GH6
发变组3312DL断路器SF6低气压闭锁信号
1ACA02GG002GH16
发变组3312DL断路器控制回路电源消失
#1起备变B屏高压侧复合电压闭锁过流保护动作
1CHE01GH001GH3
#1起备A屏高压侧零序过流保护动作
高压侧零序过流
1CHE01GH002GH3
#1起备变B屏高压侧零序过流保护动作
1CHE01GH001GH4
#1起备A屏A分支零序电流保护动作
分支零序过流
1CHE01GH002GH8
#1起备B屏B分支零序电流保护动作
重瓦斯
1CHE01GH001GH20
#1起备A屏有载调压重瓦斯动作
有载调压重瓦斯
1CHE01GH001GH12
#1起备A屏P.T.断线
PT断线
报警，底色为黄色
1CHE01GH002GH12
#1起备B屏P.T.断线
1CHE01GH001GH13
#1起备A屏C.T.断线
CT断线
1CHE01GH002GH13
断线1che01gh001gh141起备a屏过负荷1che01gh002gh141起备b屏过负荷1bct01ga001gh11bct01ga001gh2起动公用备用变通风i交流电源故障起动公用备用变通风ii交流电源故障重瓦斯有载调压重瓦斯pt断线ct断线过负荷启备变冷却电源故障轻瓦斯本体压力释放油温高装置告警装置失电报警底色为黄色1che01gh001gh211起备a屏轻瓦斯1che01gh001gh221起备a屏本体压力释放动作1che01gh001gh231起备a屏油温高1che01gh001gh271起备a屏装置告警1che01gh002gh191起备b屏装置故障1che01gh001gh281起备a屏装置失电告警1che01gh002gh201起备b屏装置失电告警1aca01gg002gh11aca01gg002gh31aca01gg002gh41aca01gg002gh51aca01gg002gh61aca01gg002gh91cha01gh001gh1起动公用备用变dl断路器sf6低气压报警起动公用备用变dl断路器低油压分闸闭锁报警起动公用备用变dl断路器低油压合闸闭锁报警起动公用备用变dl断路器低油压重合闸闭锁报警起动公用备用变dl断路器sf6低气压闭锁信号起动公用备用变dl断路器非全相发变组a柜发电机差动保护动作发变组差动1chb01gh001gh20b柜发变组差动保护动作1cha01gh001gh22a柜主变差动保护动作1cha01gh001gh28a柜厂高变差动保护动作1cha01gh001gh11chb01gh001gh11cha01gh001gh31cha01gh001gh41chb01gh001gh21chb01gh001gh31cha01gh001gh61chb01gh001gh51cha01gh001gh71chb01gh001gh61cha01gh001gh81chb01gh001gh71cha01gh001gh91chb01gh001gh81chb01gh001gh9a柜发电机匝间保护动作b柜发电机匝间保护动作a柜发电机定子接地基波保护动作a柜发电机定子接地谐波保护动作b柜发电机定子接地基波保护动作b柜发电机定子接地谐波保护动作a柜发电机转子两点接地保护动作b柜发电机转子二点接地保护动作a柜发电机定子对称过负荷保护动作b柜发电机定子对称过负荷保护动作a柜发电机定子负序过负荷保护动
(完整word版)电气二次检修规程实施方案
目录目录 0第一部分继电保护设备检修规程 01. 总则 02。
执行标准 (1)3．600MW机组保护检修项目 (1)4. 600MW发变组微机保护全部定期检验规程 (2)5. 厂用电快切装置大修检验规程 (24)6。
600MW机组厂用保护（6KV—380V厂用负荷)大修检验规程 (25)7. 500KV系统设备检修规程 (28)RCS-931AM微机保护检验规程 (28)CSC-101AS微机光线纵联保护检验规程 (39)WXH-803微机线路光线差动保护检验规程 (50)UFV-200失步解列装置检验规程 (64)第二部分电测量指示仪表检修标准 (71)1。
主题内容与适用范围 (71)2. 引用标准 (71)3. 检验周期 (71)4. 技术内容 (72)第三部分电气自动设备检修规程 (79)1. 总则 (79)2。
执行标准 (79)3。
发电机励磁调节器检修规程 (79)4. 发电机同期回路检修规程 (90)5. 变送器检修规程 (93)6。
直流充电柜检修规程 (93)第一部分继电保护设备检修规程1。
总则本标准是对600MW机组所有保护制定的检验标准.2. 执行标准2。
1《继电保护及电网安全自动装置检验规程》；2。
2《继电保护及安全自动装置现场工作保安规定》;2。
3《电业安全工作规程》；2。
4《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》2.5《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587-19962。
6《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-20063．600MW机组保护检修项目3.1 600MW发变组保护（WFB—801）大修（A级检修）项目随机组A级检修进行，项目如下：（具体内容执行文件包）3.1.1所有回路清扫、检查、紧螺丝，测绝缘3.1.2TA伏安特性试验，差动回路二次负担试验3.1.3 保护装置整定值与定值单核对应正确3.1。
4 检查保护的程序版本号及校验码并做好记录3.1.5 核对变压器各侧参数整定通知单应一致3.1.6 装置上电检查3.1.7 瓦斯继电器更换3。
继电保护判断题考试模拟题(附参考答案)
继电保护判断题考试模拟题（附参考答案）一、判断题（共100题，每题1分，共100分）1、充电保护动作后，不启动失灵保护，也不得闭锁重合闸。
A、正确B、错误正确答案：B2、变压器压力释放保护动作后应发跳闸命令。
A、正确B、错误正确答案：B3、关于书面沟通，除非你有把握读者会感兴趣，否则尽量少谈自己的感受。
A、正确B、错误正确答案：A4、三相频率相同、幅值相等、互差120°的正弦电动势，称为对称三相电动势。
A、正确B、错误正确答案：A5、对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双套跳闸绕组的控制回路等，两套系统可以合用一根多芯电缆。
A、正确B、错误正确答案：B6、测控装置遥信信息采集功能调试检修过程中，无需准备对时源。
A、正确B、错误正确答案：B7、当交换机用于传输SV或GOOSE等可靠性要求较高的信息时应采用光接口。
A、正确B、错误正确答案：A8、将两根长度各为10m，电阻各为10Ω的导线并接起来，总的电阻为5Ω。
A、正确B、错误正确答案：A9、在发生事故时，如果自动化设备正常运行，将比较详细、准确地记录事故发生的前后电力系统的运行情况，这些记录仅能作为参考，不能作为分析事故的重要信息作为依据。
A、正确B、错误正确答案：B10、集中控制型AVC是在电力调度自动化系统与现场控制装置间闭环控制实现电压无功优化控制。
A、正确B、错误正确答案：A11、UPS设备运行操作开机前确认后面板上电源开关置OFF处，前面板开关机循环按键置于ON处。
A、正确B、错误正确答案：B12、按照《电力系统安全稳定导则》的要求，电力系统必须合理安排自动低频减负荷的顺序及所切负荷的数量。
A、正确B、错误正确答案：A13、由于光CT无法传变直流电流，“直流法”测定极性的方法不能用于光CT极性测定中。
A、正确B、错误正确答案：B14、写调查报告，要做到叙议结合。
A、正确B、错误正确答案：A15、测控装置遥信信息采集功能调试检修，检查测控装置工作电源是否过电压或欠电压。
定能电厂#2主变、高厂变、励磁变反充电导致#1机跳闸原因浅析
文献 码: ^ 标识
文 章编号: 1672一 3791(2007)04(c卜0254一 02
( 1 定能电厂 # 2 主变、高厂变、励磁 ) 变反充电是用22 KV母联开关201 作为封闭 0 2 几 2 几 >与1 < 点， 母在热备用状态， 2 主变高压侧开关挂 n # Id :(L一)+1 ， : >K 1 。:>1 ， 1 n 母， 其它负荷挂1母运行。一次结线图如(图 1 5 ;I 气 户1 u > 18A ) ， 13 : 48 ’ 于 合上 # 2 主变高压侧开关 四)。 母联开关2 1 投人充电 0 2 保护、 过流保护. 式中:Id— 动 电 (即 流 作 流 差 ) 2 0 ， 2 现象为: # 1发电机 “ 差动TA 回路断线” # 2 主变投入主变差动保护、发变组差动保 完 纵 时Id 1:+IN 全 差 一 I 1 报警， 检查# 1 发电机T A 回 路无异常， : 14 护、 主变通风、 主变压力释放保护、 主变重(轻) 1: — 制动电 流 21‘ 合上 # 2 主变高压侧开关2202 ， 现象为: 瓦斯保护、 主变零序过流保护、 主变间隙零序 . ， . _， ， 二‘ ’ J 。二 ‘ . ‘ l 二 J I 二_ !1，1， 一! 比半市习符性俐元至纵左盯人=一 下 J I 几 一 # 1发电机跳闸， 事故喇叭响， 1 发电机 “ # 差 过流保护、 主变复压过流保护、 主变冷却器故 动保护动作”光字牌亮。 # IT、 一 发 机 端T， 中 点T‘ 障保护， 2 高厂变投入厂变差动保护、通风 1、 一 电 机 、 性 保护、压力释放保护、重(轻)瓦斯保护、过流 本文通过深人学习南自DGT80 系列数 二次电流 1 字式发电机变压器组保护装置发电机纵差保 A(B 分支保护、 ) 速断A(B 分支保护. # 2 励磁 ) 1. 2.2 动作特性 护在定能电厂的应用， 对此次定能电 # 2 主 厂 过流速断保护、 励磁绕组过 由动作方程作出发电机差动保护动作特 变投入过流保护、 变、 高厂变、 励磁变反充电导致 # 1跳闸事故 性图， 负荷保护 。 如(图二)， 可以看出发电机纵差保护动作 的原因进行了浅析。 (2 原因分析: ) 特性均由二部分组成: 即无制动部分和比率制 2 . 2 . 1 2004 年5 月18 日 定能电 厂执行 动部分， 这种动作特性的优点是: 在区内故障 1 发电 机纵差保护原理及逻辑说明 # 2 主变、高厂变、励磁变反充电试验方案， 电流小时， 它具有较高的动作灵敏度， 而在区 # 1机带10 MW负荷运行。1 :3 ’ 4 3 4 合上母联 1.1 发电 机纵差保护是发电 机相间短路的主保 外故障时它具有较强的躲过暂态不平衡差流 开关2 1 进行第一次充电， # 2 主变高压 0 2 瞬间 护 的能 力 。 根据接入发电机中 性点电流的份额(即接 ，3 发电机纵差保护的逻辑框图: 侧开关2202 跳闸， 2 励磁变 “ # 过流速断保护 入全部中 性点电流或只取一部分电流接人)， 可 检查为 # 2 励磁变过流速断 发电机纵差保护的出口方式， 有两种设 动作. 光字牌亮， 分为完全纵差保护和不完全纵差保护。另 外， 置:单相出口 将其定值由 运行定值 5. SA 改 方式及循环闭锁出口方式。当采 保护定值偏小， 根据算法不同， 可以构成比率制动特性差动保 用循环闭锁出口方式时， 为提高发电机内部及 为充电定值 17. 4A 。第一次充电出现的现象 已 经说明# 2 主变、 高厂变、 励磁变充电 时出 护和标积制动式差动保护。 外部不同相同时故障时保护动作的可靠性， 采 很大的暂态励磁涌流， 这将会造成充电设 定能电厂发电机变压器组保护选用的是 用负序电压解除闭锁(即改成单相出口方式)。 现了 国电南京自 股份有限公司的DGT80 系 动化 1 定能电厂发电机纵差保护出口 方式采用 备保护动作。若相邻设备的保护定值躲不过 这一暂态励磁涌流的影响也会造成相邻设备 列发电 机变压器组保护装置， 其中发电 机纵差 循环闭锁出口方式 ， 其逻辑框图， 图三)。 如( 保护动作 。 保护是比率制动特性的完全纵差保护。 2. 2. 2 13:48’ 合上 # 2 主变高压侧开关
发电厂技术问答(部分)
汽机专业:汽机紧急停机条件1.汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。
2.轴向位移超过保护动作值而保护未动。
3.汽轮机发生水冲击、高中压缸上、下缸内表面温差超过 56℃。
4.机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。
5.汽轮机任一轴承断油，或其回油温度达82℃。
6.汽轮机轴承（#1～#6）金属温度达113℃，发电机轴承（#7～#9）金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃。
7.发电机氢气系统发生爆炸。
8.轴承或端部轴封磨擦冒火花时。
9.轴承润滑油压下降至0.045MPa，而保护不动作。
10.主油箱油位急剧下降至1391mm以下。
11.发电机冒烟、着火。
12.机组周围或油系统着火，无法扑灭并已严重威胁人身或设备安全。
13.厂用电全部失去。
汽机紧急停机操作及处理1.在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，高排通风阀开启，高压导汽管通风阀开启。
2.启动高压密封备用油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵运行。
3.检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门自动开启。
4.停运真空泵、主机转速降到2700rpm以下开启真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水门。
5.检查汽动给水泵联动跳闸。
6.将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供汽。
7.真空到0，停轴封供汽。
8.转速至0，投入盘车运行，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。
9.停机过程中应注意机组的振动、轴向位移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。
10.应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。
给水流量突降或中断的处理1.给水泵故障，备用给水泵未能投运时，应立即手动启动备用给水泵。
2.有关阀门被误关时，应设法手动开启。
3.给水自动装置不正常时，应手动维持给水流量正常。
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。
最新变电站事故预想_34
电站事故预想汇总1、变压器轻瓦斯动作的处理（1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。
（2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。
（3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器，若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。
2、变压器重瓦斯动作的处理（1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。
（2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。
（3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。
将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。
3、变压器差动保护动作的处理（1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。
（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。
经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。
（3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。
（4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
4、变压器后备保护动作的处理（1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。
（2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。
（3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。
（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。
（5）检查失压母线连接的设备有无异常。
（6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。
（7）将检查结果报告调度及安技科，并做好记录。
5、变压器压力释放保护动作的处理（1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。
继电保护规程
继电保护运行规程1 总则1.1 运行和备用中的设备，其保护及自动装置均应投入，禁止设备无保护运行。
保护装置故障情况下，可申请将故障部分退出运行（情况严重者，可先退出后申请），并通知继电保护人员处理。
1.2 继电保护和自动装置的投退必须经有关部门批准，主系统继电保护装置(220KV母线和线路保护及主变零序保护)和自动装置(重合闸及故障录波器)须经中调批准；发-变组、厂用系统的继电保护及自动装置应经贵溪发电有限责任公司总工程师（负责生产的副总经理）和当值值长批准。
1.3 继电保护和自动装置的定值（中调定值和我厂定值）记录应与实际相符。
主要保护按规定定期进行核对与试验。
集控室内应保存一套完整、正确的继电保护原理图，并有完整的定值记录单。
1.4 继电保护装置和自动装置的定值变更，应根据有关部门的通知书或电话命令进行调整和更改(220KV母线和线路保护及主变、起备变零序保护属中调管，其余属本厂管)，其调整和更改均由继电保护人员执行。
运行人员应会同变更保护定值的工作负责人一起核对无误后方能投入保护，属中调下达的定值，由值班人员与中调值班调度员核对无误后，方能投入保护，并将保护定值变更情况详细记入继电保护记录簿内。
1.5 厂用负荷保护(熔断器、热偶、一次过流)运行人员不得任意更改或退出，若须更改或退出必须经贵溪发电有限责任公司总工程师、值长同意，并作好记录。
1.6 改变继电保护和自动装置的接线回路，必须根据有关领导批准的图纸进行。
工作结束后继保人员必须将设备异动报告及改动原因、内容，详细记录在“设备异动”簿内。
1.7保护和自动装置投入，应先投入交流后投直流回路，并用高内阻电压表测量保护出口压板两端确无电压后方可投入保护压板。
退出顺序与此相反。
1.8 改变运行方式需调整保护定值时，必须在调整保护定值前退出保护投退压板，定值调整完成后投入保护投退压板。
1. 9 电压互感器二次回路拆装后，必须进行同期核相无误后，方能将保护、自动装置投入运行。
电气100题
一、填空1、发电机型号：THDF 108/53；额定容量：480 MVA。
2、发电机定子线圈采用水冷却，引出线; 发电机转子线圈、定子铁芯及其它部件采用氢气冷却的水-氢-氢冷却方式。
3、发电机励磁方式采用静态、它励方式。
主变型号：SFP-480000/500；高厂变型号：BSZ9-20000/21；高备变型号：SZ10-160000/110。
4、主变冷却方式为：强迫油循环风冷。
5、高厂变冷却方式为：自然循环风冷。
6、高备变冷却方式为：自然循环风冷。
7、主变调压方式为无载调压；高厂变调压方式为有载调压；高厂变调压方式为有载调压。
8、电力系统正常运行时的频率要求保持50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。
9、500KV断路器额定SF6压力0.6 Mpa _；液压操作机构额定操作压力_28 Mpa，油泵启动压力_27 Mpa，油泵停止压力_28 Mpa。
10、主变高压侧中性点接地方式为直接接地，高备变高压侧中性点方式为经隔离开关接地。
11、变压器停电时，应先拉低压侧开关，后拉高压侧开关，送电时上述顺序相反，不允许用刀闸向变压器充电。
12、发电机定子线圈槽内层间温度运行值应小于60℃。
13、发电机定子线圈出水温度运行值应小于70.4℃。
14、定子铁心端部压指温度运行值应小于100℃。
15、发电机氢冷器入口处冷氢温度正常为44℃，当上升到49℃会报警，当温度上升到54℃，发电机保护动作。
16、发电机氢冷器进口处热氢温度应为小于76℃。
17、为防止发电机内结露，应保持定子线圈进水温度高于进风（即冷氢）温度至少5 K的运行方式。
18、发电机轴瓦运行温度应小于85℃，报警值为100℃，当其温度上升到120℃机组保护动作。
19、发电机轴承座振动值大于9.3 mm/s报警，当其振动大于14.7 mm/s发电机保护动作。
20、发电机轴振动值应小于83 µm。
21、发电机定子电压在额定电压的105％～95％范围内变动，且功率因数为额定值时，其额定容量不变。
发变组保护讲义.ppt
3、励磁变过负荷保护：保护动作于信号。
4、励磁变温度高报警：保护动作于信号。
5、励磁变温度高跳闸：保护动作于停机，不 启动失灵，并能切换至信号。
厂高变保护
1、高厂变差动保护：作为高厂变内部短路及引出线 故障的主保护。为防止CT断线差动误动，任一 相电流互感器断线，均能闭锁差动，CT断线功 能设置软开关能投能退。保护瞬时动作于停机 ，厂高变差动保护在2倍动作电流下动作时间 不大于30ms，差流速断保护在1.5倍动作电流 下动作时间不大于20ms。
2、非电量保护说明：PRS-789、PRS-761A系列保护装置实 现了电气量保护与非电量保护的彻底分离，由专门的装置 来完成非电量保护。不需要延时跳闸的非电量通过压板直 接去跳闸，需要延时跳闸的非电量通过CPU延时后，由 CPU发出跳闸信号。满足了大型发电机变压器组双套主保 护、双套后备保护，非电量保护完全独立的配置要求。
9、发电机过励磁保护： 作为发电机由于过激磁而导致硅钢片烧损或金属部
分严重过热的保护。该保护由定时限和反时限两 部分构成。定时限部分经延时发信号、降低励磁 电流。反时限部分按发电机过励磁能力动作于停 机或程序跳闸。电压量取自发电机机端1PT
10、发电机过电压保护： 作为发电机定子绕组的异常过电压，保护延时
发电机保护
1、发电机纵差保护：作为发电机定子绕组及其出线 的相间短路故障的主保护。差动保护瞬时动作于 全停。
2、发电机定子匝间保护：作为发电机定子绕组同相 分支或同相不同分支间的匝间短路及定子绕组开 焊故障的保护，电压量取自发电机出口第二组PT 二次侧，电流量取自发电机机端CT二次侧。保护 动作于全停I。保护电压平衡继电器，当专用PT高 压侧断线时，保护不误动作，并发PT断线信号。
118.变压器(高压电抗器)非电量保护管理规定
Q/YGD云南电网公司玉溪供电局 发布前 言为加强玉溪供电局变压器（高压电抗器）非电量保护管理，做好变压器（高压电抗器）非电量保护的选型、设计、整定、安装调试、验收、运行维护和定期检验工作，根据有关规程规定，结合玉溪供电局实际，制定本规定。
本规定由生产技术部负责起草。
起草人：唐 伟主要审核人：期永川 王学玉 李双喜批准人：王 冰本规定由生产技术部归口并负责解释。
本规定的版本及修改状态：A/0变压器（高压电抗器）非电量保护管理规定1 适用范围适用玉溪供电局变电站35kV及以上电压等级变压器和500kV高压电抗器。
2 规范性引用标准下列标准和文献中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。
凡是注明日期的引用文件，其随后的所有修改单(不包括勘误的内容）或修订版本均不适应于本规定。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
2.1 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-20062.2 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 995-20062.3 QJ-25、50、80型气体继电器检验规程DL/T 540—19942.4 电力变压器运行规程DL/T 572—19952.5 220kV～500kV变电站电气技术导则Q/CSG 1 0011-20052.6 电力设备预防性试验规程Q/CSG 1 0007-20042.7 输变电设备状态评价标准Q／CSG 1 0010—20042.8 中国南方电网电力调度管理规定CSG 2 1003—20082.9 云南电网变压器（高压电抗器）非电量保护管理规定QG/YW -SJ-20-20083 术语和定义3.1 变压器（高压电抗器）非电量保护包括气体继电器、压力释放装置、变压器顶层油温和绕组温度测量装置、油位及油压异常测量装置、冷却器全停等保护。
3.2 非电量保护装置指与微机型变压器保护同屏配置的装置，可将开关场送来的各种变压器非电量保护继电器接点重动后实现延时、发信和跳闸等功能。
电厂事故预想
（1） 及时检查密度继电器压力指（2） 示，（3）检查信号报出是否正确，（4） 是否漏气。（5）如果检查没有漏气现象，（6） 属于长时间动作中气压正常下降，（7）应汇报分局，（8） 派专业人员带电补气，（9）补气以后，（10）继续监视压力。（11） 如果检查没有漏气现象，（12）应立即汇报调度，（13） 申请转移负荷或倒动作方式，（14）将漏气开关停电检查处理。应当注意：运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差0.1—0.3Mpa时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开现场10M以外，接近调试必须穿戴防护用具。
使缺油的开关与旁母开关并列运行时，（14）拔下旁母开关的操作保险，（15）用拉无阻抗并联电流的方法，（16）拉开缺油开关两侧刀闸，（17）停电处理漏油并加油。对本站35KV线路开关而（18）言就只有采取停上一级开关，（19）
退出；漏油开关后，（20） 再进行处理。
27、 SF6断路器SF低压力报警的判断处理
3、 变压器差动保护动作的处理
（1）检查变压器本体有无异常，（2）检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。（3）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，（4）直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，（5）应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。（6）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。（7）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
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。
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厂高变压力释放保护动作
一、事件经过
2007年3月24日10时17分，#1厂高变压力释放保护动作，DCS上出现以下现象及报警：#1
厂高变压力释放保护动作；#1机机组直流系统接地；#1主变高压侧开关2201跳闸，#1机6kV
母线电源进线开关611跳闸，＃1机6kV母线备用电源进线开关061自动合上，#1机6kV快切
装置出口闭锁；380V循环水泵房MCC母线自动切换机组公用B段供电，导致＃2机B循环水泵跳闸，＃2机真空泵A自启；＃2机负荷回切(RUNBACK)动作，＃2机负荷由380MW快速下降（最低降至210MW）,#2机ALRON、AGC、一次调频自动退出；调压站＃2水浴炉熄火，DCS上发＃1、＃2水浴炉水位低报警；主机6kV自动转辅助电源时造成供热炉380V电源失压.#2供热炉压缩空气电磁阀关闭，燃油电磁阀及A2、B1、B2油枪电磁阀关闭，#2炉熄火；油区D泵跳闸，A泵联动。
二、原因分析
检查发现＃1厂高变压力释放装置严重进水，检查绝缘为0，从而引起＃1机110V母线接地故障，最终致使＃1厂高变压力释放保护误动作，跳开＃1主变高压侧开关2201及#1机组6kV母线进
线开关611。
三、防范处理
1.将主变、厂高变、启备变的压力释放保护出口改为投信，不跳相关设备。
2.将循环水泵出口蝶阀控制电源由380V循环水泵房热力配电段转移至循环水泵房UPS电源供给，保证380V循环水泵房MCC段母线（为热力配电段供电）电源切换时，循泵出口蝶阀控制电源不断电，保证循泵稳定运行，不发生跳泵事件。
3.取消一台循环水泵跳闸导致机组RUNBACK逻辑。
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