一起110千伏变电站10千伏电压异常故障分析
一起110kV线路单相断线故障分析与思考
时进 行 处理 。发 生这 类 故障 时究 竟会 出
现哪 些 异 常 信 号 ， 行 人 员应 怎样 进 行 运
分析 判 断 ， 应 值得 重 点关 注 。 都 ｌ０ Ｖ 电 网一 般 以 ２０ｋ 变 电站 １ｋ ２ Ｖ
作 为主 供 电源 ， 用 环 网布 置开 环 运 行 采
方式 或 者 放 射形 接 线 单 端 供 电方 式 ， 各
２ ０ Ｖ变 电站供 电部分 分 片运 行 。 这 ２ ｋ 在 类 １０ｋ 电网 中 ，中性 点 接地 方 式 为 ： １ Ｖ
２ ０ Ｖ 变 电站 中性 点直 接 接 地 ，１ Ｖ ２ ｋ ｌ０ｋ 变 电站 中 性 点不 接 地 或 经 间 隙 接地 ， 当 １０ Ｖ 线 路 发 生 单 相 断线 故 障 却 未 造 １ ｋ 相 间 接 地短 路 时 置 一 图 ２ 正序
行 特 殊情 况） 则 故障 处 各序 电流 为 （ 特殊 说 明 ， 中 电流 电压 ， 如无 文 均 表 示相 量 ， 网络 各 元件 都用 纯 电抗 表示 ） ：
厶 － ／ （ ￣ Ｘ ｚ ’ ｊ Ｘ ｚ ２ ＋ ）
ｌ＝ Ｌ ｏ一 ２ （） １
． 。
负荷 ：＝ ５ Ａ， ＝．， ２１ （ 算 至基 准容 量） Ｓ ２ ＭＶ ｌ ８Ｘ＝ ． 已折 ４ ４ 。 则 。 ５ ３ ， ２＝ ． ９７ ∑ ２９７Ｘ Ｔ １ ３ 。忽 略变 压器 损 耗 ，正 常 运 行 时 ＝ ８
△
ｌ△ ＝ △
相 断线为 诽 行 ａ 峤 姥 例进 计 相
， 当发 生故 障 时 ， 障 处 电流 、 故 电压 ：
． ｉ
。
ｘ２ ＝ ． ｚ Ｏ２
。‘
现 以 冈州 算 ，故障 前 运行 方 式 为 ：２ ｋ 变 电站 单 台主 变 运行 ，通 过 一条 ２０ Ｖ １０ｋ １ Ｖ线 路 供 电一个 １０ｋ １ Ｖ变 电站 ，另 一 回 １０ｋ 出线 因 检修 １ Ｖ 停运， 图 １ 示， 如 所 对应 的各序 等值 电路和 复 合序 网如 图 ２所 示 。
主变110kV侧断线引起10kV电压异常的故障分析
主变 １ ｋ ０ Ｖ侧 电流 和母 线 电 压 数据 见 表 １ Ｃ Ａ 系统 。Ｓ ＡＤ
历 史 数 据 库 中 １ ０ Ｖ １ １开 关 电 流 部 分 数 据 见 表 ２ １ ｋ ０ 。
表 １ ＣＡ Ａ实测数据 （ Ｓ Ｄ 采样周期为 ５ ｎ ｍｉ）
图 １ 系统结构模型 图
在 该 模 型 中 ，大 电 网系 统 送 电 到 １ ０ Ｖ 母 线 ，再 １ｋ
通 过 １ １开 关 向 １号 主 变 送 电 时 ，在 Ｑ 、 Ｋ 处 断 线 。 １ ０ 号 主 变 接 线 图 如 图 ２所 示 。 变 压 器 高 压 侧 电 压 向 量 图
如 图 ３所 示 。
表 ２ １ ０ Ｖ １ １开 关 电 流 数 据 （ 样 周 期 为 ３ ｍｉ ） １ ｋ ０ 采 ０ ｎ
霭
变 电 技 术
现 相 同 的零序 传递 电压 ，有 ：
Ｕ Ｉ０ ｊ— Ｕａ” 一 Ｕｂ ）一 Ｕｃ” ２ （ “ （ 。 （
— —— —— — — —— —一 厂
一
知 ， Ｘ、ｙ、Ｚ、Ｃ 四 点 等 电 位 均 位 于 矢 量 Ｕ 的 中
点 ， 如 图 ４所 示 。
变压 器 ＩＯ Ｖ 线 圈 ｋ ｌ
Ｃ２
变 压
— —
。
圈
３ Ｃ，
‘ — —
—
—
—
—
—
—
』————一
铁心 （ 接地）
图 ６ 变压器简 化等效 电路
图 ３ 变 压 器高 压 侧 电压 间 量 图
当 变 压 器 空 载 时 ， 电 容 Ｃ ≈ ４Ｏ ０ Ｆ， ３Ｃ ０Ｐ 。≈
１ ０ Ｐ ２Ｏ ０ Ｆ。由 图 ３可 知 ，１ ｋ ０ Ｖ零 序 电 压 为高 压 侧 零序
一起110千伏变电站10千伏母线失压事故分析
一◆
．．
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－－ ・ ● － ． 一－ ●
◆
－＋
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一◆
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【 作者简介 】 刘 岩（ １ ９ ８ １ 一） 男， 工程 师， 现从 事变电一 次检修技 术工作 。 李欣 宇（ １ ９ ８ １ 一） 男， 工程师 ， 现从 事变电一 次检修技术管理工作。
－
６ ０・
新疆 电力技术
原 因有 以下 四个方 面 １ ） 现 场就 地 柜 在线 监 测 装置 故 障 ， 下 位 机 内无
数据 ；
２ ０ １ ５ 年第２ 期 总第２ ０ ５ 期
５ １ 规范现场信息办公内网管理 ， 提高变 电站内 信息 内网可靠性。 ６ １ 监控人员在进行数据分析 、 变压器故 障判断 时， 应结合现场情况 ， 环 境 情 况 以及 负 荷 情 况 等 进 行综合分析 ， 如确有异常可采集油样进行实验室分 析， 确实设备状态 。 ７ ） 油 中溶解 气体分析应 用于 电力系统设备故 障诊断技术已经很成熟 ， 但在线监测装置 由于技术
近几年电网发展迅 速 ， 电力设备生产厂家也如
雨 后 春 笋般 涌 现 ， 许 多厂 家 设计 不 合 理 或 者制 造 工 艺不到位 ， 导 致 电力 设 备 出现 绝 缘 击 穿 甚 至 爆 炸 ， 造 成 多次 电网 事件 。因 此 ， 掌握 分 析 验 证 电力 设 备
手 车室 、 保护室 、 避雷器室 、 母线室 内壁被熏黑 ， 其
中保 护 室 内数 根 通讯 线 缆 受热 熔 断 ， 手 车 室 的观 察 窗玻 璃被 震 碎 ， Ｐ Ｔ手 车动触 头 支 柱瓷 瓶 表面 有 明显 电 弧灼 伤 痕 迹 （ 如图１ 所示 ） ， Ｃ相 触头 的触 指 上 有
一起110千伏变电站10千伏电压异常故障分析
一起 110千伏变电站 10千伏电压异常故障分析摘要：110千伏变电站10千伏电压异常在电网系统内时有发生，本文详细描述了一起110千伏主变与10千伏压变同时故障导致的10千伏电压异常故障分析，为基建验收、设备技改大修验收等工作的质量监督提供了借鉴。
关键词：故障分析；电压异常一、故障情况2019年6月6日，110千伏**变发生10千伏母线电压异常故障，现场检查情况如下：10kVⅠ母电压（A：11.17 kV、B：2.69 kV、C：10.02 kV、线电压：10.29 kV、3U0：67.92）；10kVⅡ母电压（A：11.03 kV、B：6.64 kV、C：7.08 kV、线电压：9.08 kV、3U0：109.57）；处理前10kV运方：10kV备自投启用，1号主变101开关带10kVⅠ母，2号主变102开关带10kVⅡ母，110开关热备用，10kVⅠ母上1W1、1C1、178、1X3、962热备用，10kVⅡ母上1X2、912、188热备用，1W2冷备用，10kV两段母线均空载。
运方调整查找故障点：（1）拉开101开关，1号主变空载，2号主变带10kVⅡ段母线运行10kVⅠ母电压（A：7.72kV、B：7.72 kV、C：7.72 kV、线电压：0、3U0：79.28），此处Ⅰ母仍有电压应为二次感应电压；10kVⅡ母电压（A：11.24kV、B：7.15kV、C：9.08kV、线电压：8.78kV、3U0：107.61）。
（2）合上110开关，2号主变带两段母线运行，10kVⅠ母电压（A：10.74kV、B：6.11kV、C：8.46kV、线电压：9.33kV、3U0：107.96）；10kVⅡ母电压（A：10.70kV、B：6.2kV、C：9.30kV、线电压：9.32kV、3U0：108.49）。
（3）拉开102开关，10kV母线失电10kVⅠ母、Ⅱ母电压均为0。
（4）合上101开关，1号主变带两段母线运行10kVⅠ母、Ⅱ母电压均正常。
110KV变电站10KV开关拒跳事故分析
110KV变电站10KV开关拒跳事故分析摘要：在电网运行中线路故障最为常见，当发生线路故障时需要线路保护准确动作切除故障，但此时若发生开关拒动，保护越级跳闸，则往往导致线路所在母线停电，故障停电范围扩大。
关键词：110KV；变电站10KV；开关拒跳；事故分析1导言关于某110kV变电站中一侧线路出现事故，究其原因是断路器拒动引发的，随后切断主变10kV来解决问题，然而，开关柜却点火烧坏。
为了找到事故产生的原因，需要对实际状况进行检查并做好记录工作，并且，对事件展开全面的解析。
其研究结果显示，在断路器拒动现象产生后，蓄电池组发生故障，导致没有输出直流控制电源，从而导致直流屏输出失败，进一步延迟10kV侧后备保护，短路的电流在很长的一段时间之内断开。
所以说断路器拒动以及蓄电池故障都是造成此次事故的直接影响因素。
2事故原因分析2.1保护及开关检查试验分析１０ｋＶ开关拒跳原因有多种，保护回路故障、开关一次设备故障均可能引起，所以故障原因查找先从上述两方面入手。
保护回路检查可分为跳闸回路检查和保护传动检查。
开关一次设备检查可分为断路器固有分合闸时间试验、分合闸线圈试验、交流耐压试验、绝缘电阻试验。
检查流程如图1所示。
由试验数据可知，１０ｋＶ青林Ｉ线开关一次设备断路器固有分合闸试验、交流耐压试验、绝缘电阻试验数据均合格；但在做分合闸线圈最低动作电压试验时发现分闸线圈最低动作电压值达到９３Ｖ，超出了合格范围（额定电压的３０％～６５％）。
2.4变电站直流系统检查对事故变电站蓄电池进行静态充放电试验时，发现＃４４蓄电池组无电压，整组蓄电池中１／３蓄电池容量不合格。
采取临时直流电源车接入的临时措施后，更换了整组蓄电池。
该蓄电池组已运行长达８年。
近１年来，在动态放电、核对性充放电中多次出现部分蓄电池显示电压为零、容量不合格等缺陷，更换整组蓄电池后恢复正常。
由此可以推断事故发生时该变电站存在蓄电池容量不合格问题。
从事故发生时监控后台记录的ＳＯＥ时序可知，没有明显的信号丢失现象，青林Ｉ线、青林ＩＩ线及＃２主变保护动作时序正确符合整定要求；＃２主变低后备保护装置录波、对侧莲花变花庵１６１３线路保护装置录波波形显示保护时序配合正确；而且青林ＩＩ线、１０ｋＶ母分、＃２主变１０ｋＶ开关均正常跳闸；监控后台也未记录到直流异常信号。
10千伏配电线路常见故障原因及预防
10千伏配电线路常见故障原因及预防10千伏配电线路是电力系统中非常重要的一部分，其安全运行关系到工业生产和居民用电的正常供电。
由于各种原因，10千伏配电线路常常出现故障，给电网运行带来不小的困扰。
及时发现和预防10千伏配电线路的故障成为了非常重要的工作。
下面我们就来分析一下10千伏配电线路常见故障原因及预防措施。
1. 绝缘老化：10千伏配电线路通常使用绝缘物作为绝缘材料，随着使用时间的增长，绝缘物会逐渐老化，导致绝缘强度降低，从而引发绝缘击穿故障。
2. 外界环境因素：外界环境因素如雷击、鸟类触碰、树木砸断、风吹沙尘等都会导致10千伏配电线路的短路故障。
3. 设备质量问题：10千伏配电线路中的设备如果质量不过关，比如绝缘子、开关、断路器等存在缺陷，就会导致线路故障。
4. 维护不到位：10千伏配电线路的维护不到位也是导致故障的重要原因，比如清洁不及时、松动螺丝帽等。
5. 过载：10千伏配电线路的过载是另一个常见的故障原因，长期过载使用会引发线路过热，导致绝缘击穿。
二、10千伏配电线路故障的预防措施1. 定期检测绝缘老化：定期对10千伏配电线路的绝缘进行检测，发现老化现象及时更换绝缘子、绝缘套管等设备，确保绝缘强度。
2. 加强外部环境保护：采取加强对10千伏配电线路外部环境的保护措施，比如加装避雷针、防鸟网、对凿落的树木进行及时清理等。
3. 设备质量监管：对10千伏配电线路中的设备进行质量监管，确保设备质量过关，减少因设备质量问题导致的故障。
4. 定期维护检修：加强10千伏配电线路的定期维护检修工作，清洁线路、紧固螺丝帽、对设备进行涂油保护等。
5. 合理规划用电负荷：合理规划10千伏配电线路的用电负荷，防止过载使用，避免线路过热。
通过以上措施的实施，可以有效预防10千伏配电线路的故障，确保电力系统的正常稳定运行。
也需要加强对电力系统的监控和应急处理能力，及时发现并处理故障，保障供电的安全稳定。
10千伏配电线路常见故障原因及预防
10千伏配电线路常见故障原因及预防10千伏配电线路是工业和城市供电系统中常见的一种电力配电形式，它承载着大量电能的输送和分配任务。
由于各种原因，10千伏配电线路常常会出现各种故障，给供电系统带来不小的影响。
我们有必要对10千伏配电线路常见故障原因进行深入分析，并根据实际情况提出相应的预防措施，以确保供电系统的稳定运行。
1. 天气因素天气因素是导致10千伏配电线路故障的重要原因之一。
台风、暴雨、冰雪等极端天气条件都会对配电线路造成影响，例如风吹断线、雨水渗入绝缘子、冰雪覆盖导线等。
这些情况都会导致线路短路、断路等故障现象。
2. 设备老化10千伏配电线路中的设备包括绝缘子、断路器、隔离开关等，随着使用时间的增长，这些设备可能会出现老化、磨损、腐蚀等现象，进而导致设备性能下降，甚至发生故障。
3. 物理损坏道路施工、树木生长、野生动物破坏等外部因素也可能对配电线路造成损害，例如机械作业挖断电缆、树木倒伏导致线路断裂等。
4. 电力负荷过大电力系统负荷过大是指供电系统负荷超过了线路的设计负荷能力，这会导致设备过载、过热，甚至引发火灾等严重后果。
5. 设计缺陷有些10千伏配电线路在设计和施工过程中存在缺陷，如拐角处弯曲半径不足、绝缘子串长短不一、接地电阻大等，这些缺陷会影响线路的安全性和可靠性。
6. 人为操作失误操作人员在日常维护和操作过程中，如果出现疏忽大意、操作不当、操作错误等情况，可能会导致线路故障。
以上就是10千伏配电线路常见的故障原因，这些原因都可能对供电系统带来严重影响，因此我们需要采取相应的预防措施来降低故障发生的概率。
二、10千伏配电线路故障预防措施2. 加强防护措施针对天气因素和外部损坏，可以考虑增加线路的防护设施，如加设防护罩、加固线杆、设置防护网等，减少外部因素对线路的影响。
3. 提高线路设计质量在新建10千伏配电线路时，应加强设计审查，确保线路设计合理、可靠，避免出现设计缺陷导致的故障。
110kV变电站主变故障分析及处理措施
110kV变电站主变故障分析及处理措施摘要:变电站的主变压器是整个变电站的核心，主变的安全运行与否直接决定一个变电站能否正常工作。
因此有必要对主变故障做出及时准确的判断和处理，以保证变电站的安全运行。
本文以一起110kV变电站主变压器跳闸事故为例，简要介绍了故障运行环境，通过对故障后的实验数据分析并结合吊罩检查情况，判断出故障原因，并提出有效的整改措施。
关键词:110kV变电站；主变设备；故障分析；整改措施引言变电站作为整个电力系统中电能转换和传输的中转站，具有不可替代的地位。
其中变电站的主变压器是整个变电站的核心，一旦主变压器出现故障，不仅将会严重影响电力系统的正常输电，而且也会引发大规模停电事故，严重影响电网的安全稳定运行。
因此对变电站的主变故障需要及时诊断并且处理好，避免故障影响范围扩大，从而才能保证城市电网的稳定性，保证居民的生活质量。
1 主变设备基本信息及故障时运行环境及动作情况某变电站#1主变型号为SFSZ9－31500/110，于2008年10月25日投运，出厂编号为00B10375。
主变套管型号BRDLW－110/630，出厂日期为2007年8月1日。
当时天气连续降雨，雨量37mm，东北风3－4级，气温19℃。
当天110kV系统由110kV苏程线供电，110kV华程线热备用，110kV母线作单母不分段运行，110kV备自投在投入状态；#1主变挂110kV1M母线运行带10kV 1M母线负荷，负荷为3.9MW，；#2主变挂110kV2M母线运行带10kV 2M母线负荷，负荷为2.5MW，10kV1、2母联500开关处于热备用状态，#1、#2主变分列运行，10kV备自投在投入状态。
16：45 #1主变差动保护、重瓦斯保护动作跳闸分开#1主变变高101开关，变低501开关，10kV母联备自投保护动作合上10kV1、2母联500开关，10kV 1M母线负荷转由#2主变供电，#1主变在热备用状态，无负荷损失。
10千伏配电线路常见故障原因及预防
10千伏配电线路常见故障原因及预防10千伏配电线路是电力系统中重要的一部分，其正常运行对于供电稳定和安全具有重要意义。
由于各种原因，10千伏配电线路常常会出现故障，给电力系统带来不利影响。
为了提高10千伏配电线路的可靠性和安全性，必须深入分析常见的故障原因，并采取相应的预防措施。
一、导线接头故障10千伏配电线路中，导线接头故障是比较常见的一种故障。
主要原因包括接头接触不良、连接螺栓松动、防腐蚀处理不到位等。
导线接头故障一旦发生，会导致线路电压不稳定、导线温升过高等问题，严重影响供电可靠性。
预防措施：对导线接头进行定期检查和维护，确保接头连接牢固、无松动现象。
采用防腐蚀材料对接头进行防护，延长使用寿命。
二、接地故障10千伏配电线路的接地故障也是比较常见的一种故障。
接地故障可能由于接地电阻过大、接地电极腐蚀、接地线松动等原因引起。
一旦出现接地故障，会给线路带来过电压和过电流，严重影响设备运行和供电安全。
预防措施：加强对接地系统的检查和测试，确保接地电阻在正常范围之内。
定期对接地电极进行清洁和防腐蚀处理，保证接地线连接牢固。
三、设备故障10千伏配电线路中的设备故障是造成故障的另一主要原因。
设备故障可能由于开关、隔离刀闸、熔断器等设备老化、绝缘破损、零部件失效等原因引起。
设备故障一旦发生，会导致线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电正常运行。
预防措施：加强设备的定期维护和检查，发现问题及时进行修复或更换，确保设备处于良好的运行状态。
四、外部环境因素外部环境因素也是引起10千伏配电线路故障的重要原因之一。
外部环境因素包括雷击、冰雪、风沙等自然灾害，以及盗窃、破坏等人为因素。
这些因素会导致线路绝缘子破损、导线断裂、设备损坏等问题，影响供电可靠性。
预防措施：加强对线路周边环境的监测和防护，采取防雷、防冰雪等措施，确保线路在恶劣环境下也能正常运行。
五、电气负荷变化电气负荷的急剧变化也会引起10千伏配电线路故障。
负荷急剧变化会导致线路过电压或过载，引发设备故障和线路跳闸等问题，严重影响供电安全。
某110千伏变电站10千伏两条线路相继跳闸分析
安徽电气工程职业技术学院学报 第二十五卷 第一期
过流 Ｉ段跳闸，重合闸动作重合于 ＡＢ故 障 加 速 跳 闸。 现 场 检 查 １０千 伏 １１６、１０８开 关 保 护 动 作 正 确； ＧＰＳ对时正常；２号主变低压侧 １０２开关后备保护启动正确；故障录波器录波启动正常。
２ 故障录波收集与分析
从图5可以了解到在2019年8月30日1时36分31秒406毫秒102开关a相和b相电流增大且相位反向说明因10千伏ii段母线a相已经接地bc相电压升高导致116线路b相瞬时接地进而导致10千伏系统有ab接地短路故障116保护过流i段动作跳闸故障消失经过1000毫秒重合闸动作b相接地短路故障消失但10千伏ii段母线a相接地未消失
０ 引言
继电保护的动作正确性是衡量继电保护专业工作 质 量的 最重要 的 指 标，影 响 着 继 电 保 护 正 确 动 作 的关键因素比较多 。 ［１］ 如果有某一个方面异常将导 致 继 电 保 护 误 动 或 拒 动，可 能 导 致 事 故 扩 大。 因 此 对各种继电保护动作行为进行分析找出其中保护装置跳闸原因也是本专业的工作之一。如何对故障录 波 的 数 据 进 行 分 析 ，从 而 正 确 ，快 速 地 判 断 出 系 统 故 障 类 型 、故 障 位 置 、是 对 继 电 保 护 专 业 人 员 的 重 要 技 能要求 。 ［２］
收 稿 日 期 ：２０１９１２０４ 作者简介：徐建友（１９６５），男，安徽潜山县人，高级工程师，国 网 安 徽 省 电 力 公 司 优 秀 技 能 专 家，主 要 从 事 继 电 保 护
及其二次系统维护工作。 鲍 晓 菲 （１９９１），女 ，安 徽 枞 阳 县 人 ，工 程 师 ，主 要 从 事 继 电 保 护 及 其 二 次 系 统 维 护 工 作 。 孙 振 兴 （１９８７），男 ，江 苏 南 通 县 人 ，高 级 工 程 师 ，主 要 从 事 继 电 保 护 及 其 二 次 管 理 工 作 。
某变电站110kV变10kV系统故障分析及防范探究
某变电站110kV变10kV系统故障分析及防范探究【摘要】本文通过对某变电站110kV变10kV系统的一次故障，从试验结果，结合地理位置、事故地环境和设备本身进行分析引起该事故的原因及预防此类事故措施，以避免类似事故发生。
【关键词】短路;色谱分析;耐压试验;防范措施1.引言2013年5月23日10：45分某变电站110千伏变10kV系统低压侧A、B、C、D、E五条线路过流保护动作跳闸。
现场检查站内线路B出口龙门架三相引线断裂，高压室检查线路D出口开关柜内三相电流互感器放电炸裂、开关柜观察窗玻璃破裂、间隔内开关、刀闸被高温气体熏黑。
表1 故障间隔设备基本情况设备型号出厂日期投运日期线路D出口电流互感器LA-10 2003-7 2005-1-1线路D出口开关ZN28A-10/1250-31.5 2001-2 2001-5-12.现场情况2.1 设备直观检查分析线路D故障后，检查其开关柜内存在三相CT绝缘击穿放电，CT内部一次线圈有严重发热变形和粘连的情况。
柜体该线路三相母排处瓷瓶有明显电弧烧伤痕迹。
初步判断故障是由CT流过较大电流，内部严重发热，外护套未能承受温升发生炸裂并引发接地及相间短路。
图1 线路B出线三相引线断裂图2 线路D间隔CT图片2.2 试验数据按照检查性试验要求对10千伏东母线、东母所属间隔设备进行高压试验，同时，对遭受近出口短路冲击的该站#1主变进行油色谱分析。
试验结果：1）由于下#1主变为高阻抗变压器，油色谱分析结果显示在遭受近出口短路冲击后内部无由于局部故障引起的放电情况。
由于抢修时间要求，未能对变压器本体进行绕组变形判断试验，将在下阶段的例行试验中进行校验。
2）在对母线及间隔内设备开关、CT进行耐压试验时除其中一线路E的B 相CT耐压试验无法通过试验标准外，其余设备均通过了38kV/min的试验要求。
拆除该相CT检查时发现其外部绝缘结构已遭破坏，出现明显裂纹，造成耐压试验时一次绕组对铁心放电故障，已无法满足运行要求。
浅谈110kv变电站常见故障及处理
浅谈110kv变电站常见故障及处理提要：近年来，菏泽地区电网中多次发生110kV变电站接地变压器保护误动事故，严重影响了该地区电网的稳定运行，为了找出问题的所在，分析了110kv 变电站常见故障的原因，并采取相应的措施，阻止类似事故的再次发生，并为其他电网提供参考。
关键词：110kV变电站；常见故障；处理措施一、110kV变电站主接线根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，110kV变电站均采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线，如丽都变。
各种接线都有其特有的优缺点：1.内桥接线：优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。
缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。
2.单母分段接线：优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。
单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
3.线变组接线：优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。
缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电站采用。
二、110kV变电站故障分析（以内桥接线的三圈变为例）事故分析一：110kV母分开关与流变间发生单相永久故障。
事故跳闸开关及主要保护动作情况：1102线开关、2#主变35kV开关、2#主变10kV开关、10kV1#、2#、3#、4#电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。
2#主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV1#、2#、3#、4#电容器低电压保护动作。
变电站频繁出现10千伏避雷器炸裂和电压互感器一次保险熔断的故障分析
变电站频繁出现10千伏避雷器炸裂和电压互感器一次保险熔断的故障分析变电站10千伏电压互感器一次保险熔断大多数原因是系统有接地或波动，10千伏柜内避雷器是为了抑制真空断路器的操作过电压，柜内避雷器故障与断路器分合闸有关系。
本文主要针对变电站既无系统接地或波动，也无断路器操作和保护跳闸，却频繁出现10kV避雷器炸裂和电压互感器一次保险熔断的故障原因进行分析，为以后的故障原因查找拓宽思路。
标签：避雷器;电压互感器;保险;谐振引言：某110千伏变电站2008年7月22日投运，2010年9月24日开始频繁出现10千伏避雷器炸裂，10千伏电压互感器一次保险熔断。
具体故障情况如下：记录时间后台监视到的电压故障量（kV）故障产生后果2010.9.24.1：39 Ua：9.91 Ub：9.92 Uc：1.35 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。
2010.9.26.9：55 Ua：2.6 Ub：3.17 Uc：2.68 主变差动保护动作，10千伏电压互感器A、B、C三相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜B、C相避雷器烧毁。
2010.10.5.19：55 Ua：1.68 Ub：10.17 Uc：1.58 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;一次消谐器烧毁;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。
2010.10.14.13：34 Ua：1.63 Ub：10.01 Uc：1.52 10千伏电压互感器A、C 相熔断器熔断;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。
2010.10.15.10：35 Ua：0.55 Ub：6.04 Uc：0.65 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断。
2010.10.15.21：09 Ua：9.9 Ub：9.8 Uc：0 10千伏电压互感器A、C相熔断器熔断;主变低压侧1001开关柜C相避雷器烧毁。
2010.10.20.13：04 Ua：1.49 Ub：10.31 Uc：1.52 10千伏电压互感器A、C 相熔断器熔断，电压互感器开关柜C相避雷器烧毁。
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
造成10kV电压异常原因及处理
浅谈造成10kV电压异常的原因及处理摘要:本文阐述了110kv及以下变电站10kv电压异常的问题,分析了造成中性点不接地系统10kv电压异常的各种原因,引用部分实例,并结合自身实际工作经验对如何做出正确判断处理进行阐述。
对于10kv电压异常,本文从从综合概述、异常象征、原因分析、如何处理等几个方面进行了介绍。
关键词:10kv电压异常原因处理中图分类号:tm63 文献标识码:a 文章编号:1674-098x(2012)07(a)-0081-01在110kv及以下变电站的运行过程中,变电运行人员经常遇到10kv电压异常,如果这种异常状况得不到及时处理,就会演变为事故,给变电站的安全稳定运行带来极大威胁。
为了保证变电站的安全稳定运行,当出现10kv电压异常时我们应当从以下几方面进行分析和处理。
1 10kv电压互感器高、低压侧保险熔断或二次侧断线在10kv系统中我们通常采用三台单相电压互感器组成y,yn/接线,假定每台电压互感器的容量为s1,则y,yn/接线时的三相容量sy=3s1,若三相负荷不对称,则sy应适当降低。
这种接线能测量三个线电压和三个相电压,此外,用它的三个辅助线圈连接成形(开口三角形)。
当一次系统中任一相接地时,其开口三角的两端将产生约50-100v的电压,可接入绝缘监视系统作为一次系统的接地保护之用。
若高压保险熔断一相,熔断相电压指示降低但不为零,其他两相不变;若高压保险熔断三相,母线三相电压指示均为零;断一相或两相时,3u0数值升高,发“母线接地”或“电压回路断线”信号。
例如:一次侧a相保险熔断,ub、uc、ubc正常,ua、uab、uac电压很低,但不为零,uab<ub,uac<uc。
经验数值举例:ua=1.12vub=6.06vuc=6.09vuab=5.86vuac=5.73vubc=10.5v3u0 =78v。
在实际运行中,由于电压互感器二次所接的设备不同,因此熔丝熔断后电压的指示数值可能出现各种不同情况,但一般来说,非故障相的电压保持正常,与故障相有关的电压都会有不同程度的降低。
110kV变电站电气设备运行的常见故障分析及处理
110kV变电站电气设备运行的常见故障分析及处理现如今，随着我国城市化率的逐步提高，占地小组合灵活的GIS设备在输电设备中越来越常见。
因而研究GIS设备常见的问题及相关解决方案的对保證电能传输的稳定，确保各行各业的用电安全具有重要意义。
本文在研究过程中首先叙述了GIS设备，然后分析了110kV变电站电气设备运行的常见故障，最后针对故障提出相应的处理措施。
标签：GIS设备;110kV变电站;电气设备一、GIS设备GIS的全称为气体绝缘金属封闭开关设备，其占地面积大约仅为常规空气绝缘开关设备（AIS）的5%，因此，对于人口密集、工业发达的地区，该产品是一种更经济实用的解决方法。
GIS能设计成多种不同类型的母线布置形式，以便满足电站系统布置和环境的要求。
GIS的联接端口可以采用变压器直接连接、架空线连接、电缆连接和其他GIS的连接。
尽管GIS的体积可变性较大，但却是由母线侧隔离/接地开关、带电流互感器的断路器、断路器操作机构、电缆终端、馈线侧隔离/接地开关、快速接开关、隔离绝缘子、支撑绝缘子、电流和电压互感器、SF6套管、SF6气体系统、就地控制柜等通用元件组成。
这些不同元件的布置将会导致GIS总体的变化。
二、110kV变电站电气设备运行的常见故障分析（一）气密性故障正常运行时，GIS气室充满SF6气体。
SF6是一种稳定的惰性气体，其正常情况下的绝缘强度是空气的三倍。
人体吸入不大于1000μL/L（6000mg/ ）不会产生危害。
但在空气SF6浓度超过35%（体积比）就会造成缺氧甚至窒息，且在额定或短路电流开断时、内部放电等情况下均会产生气态或固态的分解物，其中的有毒分解物会对人体的皮肤、眼睛粘膜产生伤害。
因而防止SF6的泄露是保证GIS设备正常安全运行的重要课题。
造成气密性故障主要原因为，仪表及充气口处橡胶圈老化造成密封性下降。
设备出厂时连接处焊接不牢靠，在使用过程中受断路器分断震动脱落造成泄露。
（二）母线故障母线作为电力系统中的一个重要枢纽，其作用是对电能进行聚集与分配。
10kV配电网电压异常现象及对策
10kV配电网电压异常现象及对策摘要：10kV配电网是电力系统最为重要的组成部分，在运行过程中10kV配电网容易发生线路单相接地、单相断线、电压互感器熔丝熔断等故障，从而引发配电网的电压异常现象。
关键词：10kV配电网；电压异常；问题对策1电压异常现象分析1.1线路单相接地单相接地故障主要包括金属性接地与非金属性接地两种类型，一旦出现线路单相接地就会引发三相电压不平衡。
本文主要以L1相接地为例分析单相接地问题，此种情况下系统等值电路图如图1所示。
图1 系统单项接地等值电路图（1）金属性接地。
在线路发生金属性单相接地情况时，故障相电压会下降近零，而非故障相电压上升到接近线电压，此时电压互感器三角开口电压满足继电器动作条件，继电器会发出接地信号。
此种情况下三相电压还处在对称状态，系统还可以带故障运行2h。
（2）非金属性接地。
在线路发生非金属性单相接地情况时，故障相电压会有所下降（非零），非故障相电压会有所上升（达不到线电压），电压互感器三角开口电压要大于整定值，电压继电器会发出接地信号。
1.2线路单相断线问题单相断线故障一般可以分为单相断线不接地与单相断线接地两种类型。
在发生单相断线不接地故障时，电源侧电压表现为一相升高而两相下降，出现三相电压不平衡问题，且电压变化和断线长度相关。
在发生单相断线接地故障时，电源侧电压一相接近零，其他两相上升到线电压，同时会发出接地信号，总体上和单相接地故障相同。
单相断线等值电路图如图2所示。
图2 系统单相断线等值电路图1.3电压互感器熔丝熔断问题（1）电压互感器高压熔丝熔断。
此种情况下电压互感器高压侧的磁路都是相通的，熔断相二次侧还存在感应电压，因此熔断相电压下降（非零），非熔断相电压不变。
另外，会产生三相电压不平衡，电压互感器三角开口电压满足继电器动作条件，继电器会发出接地信号。
（2）电压互感器低压熔丝熔断。
此种情况下熔断相电压下降到零，非熔断相电压不变。
但是三相电压保持平衡，继电器不会发出接地信号。
10千伏配电线路常见故障原因及预防
10千伏配电线路常见故障原因及预防10千伏配电线路是电力系统中非常重要的部分，但常常会出现各种故障。
为了维护电力系统的稳定运行，我们需要了解10千伏配电线路常见的故障原因以及预防措施。
一、常见故障原因1.绝缘老化10千伏配电线路中的绝缘材料会因长时间使用而逐渐老化，导致绝缘性能下降。
绝缘老化是导致电力系统故障的主要原因之一。
绝缘老化可能由于环境条件、电气应力或材料自身的问题引起。
2.外部破坏外部破坏是10千伏配电线路故障的常见原因之一。
外部原因包括树木触碰、动物咬断、车辆碰撞等。
这些外部因素可能导致线路绝缘破损，甚至引起线路短路或断路。
3.设备故障10千伏配电线路中的设备故障也是常见原因之一。
设备故障可能由于设备本身质量问题、过载运行、缺少维护等原因引起。
4.电力负荷过大当电力负荷过大时，可能导致线路过载，甚至引起线路短路。
长时间的过载运行也会对线路设备造成损坏，导致线路故障。
5.操作失误操作人员的失误也是导致10千伏配电线路故障的原因之一。
操作失误可能包括错误操作开关、断路器、遥控设备等。
6.环境因素环境因素如风雨、雷电、高温等都会对10千伏配电线路产生影响。
风雨可能导致树木倒塌击断线路，雷电可能引起过电压损坏设备，高温可能导致绝缘老化等。
7.不良维护不良的维护也会导致10千伏配电线路故障。
线路设备长期没有进行维护清洁，绝缘子表面积聚污垢等。
二、预防措施1.定期检查绝缘状态对10千伏配电线路的绝缘状态进行定期检查是预防故障的重要措施。
可以采用红外热像技术、超声波技术、局部放电监测等手段进行绝缘状态监测。
2.加强设备维护对10千伏配电线路中的设备进行定期的维护保养是预防故障的重要手段。
包括检查设备运行状态、清洁绝缘子表面、检查接头连接状态等。
3.完善绝缘防护在10千伏配电线路中加强绝缘防护是预防故障的重要措施。
可以采用绝缘套管、绝缘帽罩、绝缘挂具等形式对线路设备进行防护。
4.提高线路可靠性提高10千伏配电线路的可靠性是预防故障的关键。
10kV电压异常原因分析及处理措施
柬工案 技术
电 力 技 术
１ ０ ｋ Ｖ 电压异常原 因分析及处理措施
卢伟钿 （ 广 东电网有 限责任公 司江门供 电局 ，广东 江 门 ５ ２ ９ ０ ０ ０）
摘 要 ：本文对 电网实际运行 中时常 出现 的 １ ０ ｋ Ｖ电压 异常现象的原 因进行分类 ，并逐 一研 究分析 其产生机理，从 而引出处理 ｌ Ｏ ｋ Ｖ电压异 常措
：
由图 ２ 可 见 ，ｕ 为额定 相 电压 ，１ ０ ｋ Ｖ 电网正常时 ，三 相对地 电 在上图中， Ｉ Ｉ 为归 算 到 １ １ ０ ｋ Ｖ变 压器 １ ０ ｋ Ｖ侧 的一 次 电压 ， Ｉ Ｉ ， 为 压大小相等 ，相位对称 ，可 以得 出 １ １ ０ ｋ Ｖ变压 器的二次 电压 ，即 １ ０ ｋ Ｖ母线 电压 ，Ｓ为传输的视在功率 ，
Ｕｒ ／Ｏ Ｂ ：Ｕ Ｅ ｚ 一１ ２ ０ 。 ｃ： Ｕｅ Ｚ１ ２ ０ 。
图中， 就是电压降相量，即 （ Ｒ Ｔ ＋ Ｘ Ｔ ）ｊ ，将电 压降相量分解
为与二次 电压ｕ２ 同方 向和相垂直 的两个分量 和 。 称 为 电压
降落 的纵分量 ，￡ 称为 电压降落 的横分量 而 在 电网实际计算 中 ， 由于 电压 降横分 量很小 ，可 以忽略不计 ，因此 ，其电压降可 以省略简
义。
１ 负荷变化引起的 电压偏移
根据 相关调压原 则要求 ：变 电站和直调 电厂 的 １ ０ ｋ Ｖ母线 正常运 行方式 下的 电压允 许偏差 为系统额 定 电压 的 Ｏ ％一＋ ７ ％。而在 实际 电 网运行 中 ，在 白天 用 电高 峰时段 ，１ ０ ｋ Ｖ母线 可能低于 １ ０ ． Ｏ ｋ Ｖ下限 ， 在 深夜 用电低谷 时段 ，ｌ Ｏ ｋ Ｖ母线也可能高于 １ Ｏ ． ７ ｋ ｖ上限。 造成电网正常运行 中电压偏移 的原因是不 同大小 的功率在 电网元件中 传输会产生不 同的电压 降落。功率 由系统通过 １ １ ０ ｋ Ｖ降压变压器经变 压后到达 １ ０ ｋ Ｖ母线 ，其等值 电路 图和相量 图如 图 ｌ 所 示。
10 kV配电网电压异常问题处理措施探究
摘要：从过压故障、断电故障等角度出发，分析了10kV配电网电压异常的影响因素。
依照10kV配电网电压异常现象制定了有针对性的处理方案，为我国配电网建设和安全运营提供了有效参考。
关键词：10kV配电网；电压异常；处理方案0 引言配电网电压异常往往是由设备故障、过压故障等导致，很容易造成输配电中断，严重时甚至会引发重大事故。
据有关资料显示，我国10kV 配电网建设过程中对电压异常问题重视程度不够，电压异常故障频发，仅2019年就出现重大电压异常故障百余起，在很大程度上影响了配电网运行的经济效益。
如何快速解决10kV配电网电压异常问题，做好输配电防控工作已成为新时期人们关注的焦点。
1 10kV配电网电压异常问题分析某10kV配电网主要负责区域内居民的生活用电，其总容量为8055kVA，线路总长超过6km。
本次研究过程中主要以该配电网为例，对其近年来发生的电压异常案例进行分析，确定电压异常影响因素。
1.1 单相接地线路运行过程中非常容易出现金属接地和非金属接地现象，造成单相电压异常，10kV配电网单相接地等值电路如图1所示。
在接地瞬间，三相电压中的接地相侧电压将会骤降，此时其他两相电压将会升高，出现过电压现象，导致线路内电流加大，在很大程度上影响了线路的安全运行和使用寿命。
一般单相接地往往表现为线路接地或线路断线，前者会导致一相电压为0，两相电压上升；后者会造成一相电压上升，两相电压下降。
可以根据上述接地特征和现场检查情况确认接地相，对10kV配电网单相接地故障进行处理和防控。
1.2 设备异常设备出现问题后可能导致10kV配电网电压异常，如继电保护动作不当、空载线路或电容性负载超阈值等。
该10kV配电网于2019年4月运行过程中，保护装置中的中性点接地绝缘设置出现问题，造成保护器对地绝缘击穿，导致保护器爆炸及变压器设备局部线路烧损；于2019年9月运行时因线路气候较为潮湿时，空气湿度较大，系统装置元器件短路，导致配电网过电压等。
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一起110千伏变电站10千伏电压异常故障分析
摘要：110千伏变电站10千伏电压异常在电网系统内时有发生，本文详细描述
了一起110千伏主变与10千伏压变同时故障导致的10千伏电压异常故障分析，
为基建验收、设备技改大修验收等工作的质量监督提供了借鉴。
关键词：故障分析；电压异常
一、故障情况
2019年6月6日，110千伏**变发生10千伏母线电压异常故障，现场检查情况如下：10kVⅠ母电压（A：11.17 kV、B：2.69 kV、C：10.02 kV、线电压：10.29 kV、3U0：67.92）；10kVⅡ母电压（A：11.03 kV、B：6.64 kV、C：7.08 kV、线电压：9.08 kV、3U0：109.57）；处理前10kV运方：10kV备自投启用，1号主变
101开关带10kVⅠ母，2号主变102开关带10kVⅡ母，110开关热备用，10kVⅠ
母上1W1、1C1、178、1X3、962热备用，10kVⅡ母上1X2、912、188热备用，
1W2冷备用，10kV两段母线均空载。
运方调整查找故障点：（1）拉开101开关，1号主变空载，2号主变带
10kVⅡ段母线运行10kVⅠ母电压（A：7.72kV、B：7.72 kV、C：7.72 kV、线电压：0、3U0：79.28），此处Ⅰ母仍有电压应为二次感应电压；10kVⅡ母电压（A：11.24kV、B：7.15kV、C：9.08kV、线电压：8.78kV、3U0：107.61）。
（2）合上110开关，2号主变带两段母线运行，10kVⅠ母电压（A：10.74kV、B：6.11kV、C：8.46kV、线电压：9.33kV、3U0：107.96）；10kVⅡ母电压（A：10.70kV、B：
6.2kV、C：9.30kV、线电压：9.32kV、3U0：108.49）。
（3）拉开102开关，10kV 母线失电10kVⅠ母、Ⅱ母电压均为0。
（4）合上101开关，1号主变带两段母线运行10kVⅠ母、Ⅱ母电压均正常。
二、事故现场及处理经过
根据运方调整情况，初步判断故障点在2号主变低压侧绕组及出线电缆至
102开关手车之间，申请将2号主变改为冷备用。
经检查，2号主变本体、低压侧桩头和电缆外观无异常，102开关、电缆仓无异常。
2号主变低压侧电缆、避雷器及102开关、流变绝缘良好、耐压正常。
10
千伏2号消弧线圈绝缘良好、耐压正常，母线电容电流为130.5A。
2号主变本体
油色谱无异常，与前期结果比较未发现特征气体异常升高情况。
考虑到压变存在故障亦会导致电压异常情况，对10千伏Ⅰ、Ⅱ段母线压变（包括高压熔丝）分别做了试验检查，直流电阻、耐压试验均检测合格，Ⅱ段母
线压变励磁特性试验数据如下：
依据《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》[1]和《国家电网公司变
电检测管理规定（试行）》[2]，“国家电网公司变电检测管理规定压变A相曲线
与B、C两相有超过30%的偏差”。
通过上述检测，压变故障能解释Ⅱ段母线电压
异常问题，但导致Ⅰ段母线电压异常的原因尚不明确，需进一步检查2号主变。
2号主变低压侧绝缘数据如下：
直流电阻、介质损耗、电容量等试验均检测正常，综合试验数据判断2号主
变低压侧内部绕组与夹件绝缘贯通。
上报运检部后对2号主变现场吊罩检查。
综合考虑**变负荷、天气情况，2019年6月17日，现场对2号主变进行吊
罩检查。
经吊罩检查发现，铁轭绝缘松动，有部分散落现象，支撑B相绕组器身
的夹件支撑板开焊，使得低压ac相连接铜排接触。
B相线圈明显下沉
因现场检修工程量大，且不能保证处理质量，需将2号主变返厂大修，对主
变进行彻底检查、对关键部位部件更换。
三、结论
此次故障的原因主要是2号主变本体铁轭绝缘松动，有部分散落，支撑B相
绕组器身的夹件支撑板开焊，使得低压ac相连接铜排接触导致，10kVⅡ母压变
三相间励磁特性曲线偏差较大对三相电压不平衡有部分影响。
后续处理措施：
1、将10kVⅡ母压变更换
2、调拨一台新主变替换**2号主变位置，已于7月12日投运。
四、防范措施
1. 10kVⅡ母压变与2号主变同时发生故障是导致本次电压不平衡的直接原因。
在故障处理过程中，检测出主变色谱数据合格后停留在低压侧至开关柜一段找故
障点，整个处理过程存在欠缺。
2.从此次故障吸取教训，加强基建、主变调剂工程中变压器到货验收工作，
严格执行国家电网十八项电网重大反事故措施，110kV及以上电压等级变压器在
运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有适合量程的三维冲击记录仪；现
场交接试验项目增加高频法和电抗法绕组变形试验，通过与出场试验数据比对，
可以发现运输、起吊、安装等过程中有无问题。
参考文献：
[1] Q/GDW 168—2008《国家电网公司输变电状态检修试验规程》
[2] 国网(运检/3)829-2017 《国家电网公司变电检测管理规定（试行）》。