110kV某变电站2号主变跳闸处理分析
变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析
变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析变电站主变差动保护跳闸事故是指在变电站运行过程中，由于各种原因导致主变差动保护装置误动或故障跳闸，对电网稳定性和运行安全造成影响的事件。
下面将通过一个案例分析来详细介绍变电站主变差动保护跳闸事故的原因及处理过程。
案例背景：变电站主变差动保护跳闸事故处理过程：1.事故发生后，首先要立即停电，并确保现场的安全。
同时通知相关人员到现场进行紧急处理。
2.根据事故发生的具体情况，对主变差动保护装置进行全面排查，包括设备检查、通信检查等。
确定装置是否存在故障，是否需要维修或更换。
3.进行现场调试和测试，以确认设备是否正常。
可以通过在线检测工具对装置的差动保护功能进行评估，并对之前的误动记录进行分析，找到误动的规律和原因。
4.如果事故的原因是设备老化导致的，应及时对设备进行维修或更换。
如果是通信故障导致的，应检查通信线路和设备，修复故障并确保通信正常。
如果是操作失误导致的，应对操作人员进行培训和指导，加强对保护装置操作的规范。
5.对保护配置进行检查和校对，确保配置正确。
可以通过模拟故障的方法对保护装置进行测试，验证配置是否合理、正确。
6.完成上述处理后，重新启动主变差动保护装置。
并在重新投入使用前进行全面的试验和测试，确保保护装置的可靠性和正确性。
7.针对此次事故，应进行事故分析和总结。
分析事故原因，找出教训，并制定相应的改进措施。
可以通过修改操作规程、加强设备维护和检修、提高操作人员技能等方式，进一步预防类似事故的发生。
总结：变电站主变差动保护跳闸事故的原因多种多样，常见的包括设备老化、通信故障、操作失误、保护配置错误等。
针对不同的原因，需要采取不同的处理措施，包括设备维修、通信故障修复、操作人员培训、保护配置校对等。
为了预防类似事故的发生，还需要进行事故分析和总结，找出并改进存在的问题。
只有通过不断地改进和提高，才能确保变电站主变差动保护装置的稳定运行，保障电网的安全和稳定。
五通变电站#2主变跳闸事件原因分析
五通变电站#2主变跳闸事件原因分析作者：周昌良来源：《科技创新导报》2013年第07期摘要：该文介绍五通变电站#2主变跳闸事件的情况，分析研究认为五通变电站#2主变跳闸其主要原因是：在B、C相相间存在蜘蛛结网，造成相间短路，弧光继续发展成三相短路；针对问题，采取相应的技术措施，保证设备安全供电。
关键词：#2主变跳闸相间短路弧光蜘蛛结网三相短路中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）03（a）-00-011 设备概况2 及运行方式110 kV五通变两台主变都为线变组接线，两台主变分裂运行，110 kV兰通线101线路送#1主变带10 kVⅠ段母线运行，110 kV安通线102线路送#2主变带10 kVⅡ、Ⅳ段母线运行，母联900开关热备用投自投。
#1主变有载调压档位在1档、#2主变有载调压档位在1档；#2主变高压侧中性点1028接地刀闸在断开位置；#1主变高压侧中性点1018接地刀闸在断开位置。
#2主变跳闸前各项监测数据正常。
当日厦门地区天气阴，东北风4～5级，气温7～15 ℃，湿度70%，厦门地区电网无故障。
五通变无检修操作。
3 事件经过（6）检查户内Ⅱ母进线992开关柜后柜门变形。
经Ⅱ母进线992开关转检修后，打开断路器室，检查发现992开关下部三相动静触头均有烧蚀现象，动触头的触子弹簧部分已烧断，固定静触头盒的面板和开关柜的侧板已明显变形；打开后柜门，发现A、B、C相下静触头盒外罩表面熏黑，母排进触头盒的端部明显烧熔现象，且烧熔形状较为规则；在开关柜C相侧板和在前后柜隔离板A、B相之间各有一个烧穿点；柜内各绝缘件表面无明显的爬电痕迹；开关下柜二次接线都有不同程度的烧蚀现象，下柜及其他相邻开关柜无发现受潮现象。
5 解体情况及原因分析6 防范措施（1）根据国网公司《预防交流高压开关柜人身伤害事故措施》“对35 kV和运行环境较差的10 kV开关室应加强房间密封，采取安装空调或工业除湿机，并在柜内加装加热驱潮装置等措施”的要求，尽快在变电站10 kV开关室装设空调，保证开关室的良好运行环境。
110kV主变差动保护跳闸故障分析
１ １ ０ ｋ Ｖ 主 变 差 动 保 护 跳 闸 故 障 分 析
龚炳 林 ，沈龙 保 ，黄 龙 林 。 ，刘银 河。
（ １ ． 中盐江 西兰太化 工有 限公 司，江 西 新 干 ３ ３ １ ３ ０ ２ ；２ ． 江 西省新 干县 窑里水库 管理局 ，江西 新干 ３ ３ １ ３ ０ ２ ） ３ ３ １ ３ １ ４ ； ３ ． 中盐新 干盐化 有限公 司，江 西 新 干
根据 差 动保 护原 理 、保 护 对象 ，初 步 判 定 故 障 范 围在
＃４ 主变本体内部及其二次侧 出线至其 出线 总断路器 （ 保护
装置） 。鉴 于 现场 条 件 有 限 ，缺 乏 必 需 的 专 用 电 力 测 试 仪
器 ，最后 采 用 ２ ５ ０ ０ Ｖ 兆欧 表 和万 用 电表 相结 合 的 方法 来 粗
所 有 盖 板后 ，在 第 １ 块 盖 板 下 即距 变 压 器 软 连 接 铜 带 最 近 处 ， 发现 Ａ、Ｂ两 相 母 线 铜 排 有 短 路 放 电烧 蚀 痕 迹 ，２根 铜 排 都有 １ 个 缺 口 。进 一 步 检查 发 现 ，对 三相母 线 铜排 起 同定 和 绝缘 作 用 的 １ 块水 平 安 装 的环 氧 树 脂 绝 缘 板 也 存 在 放 电烧 黑迹 象 ，并 且 还有 细 微 裂缝 和少 许 水 珠 。从 此 处 检 查母 线槽 内部 ，直 到 １ ０ ｋ Ｖ 总 开 关 的其 它 各 处 ，再 没有 发 现其 它 异常 现象 。
小于 ２ ５ ０ ０ ＭＤ ， ，判 定 合格 。
针对这种情况 ，要彻底消除短路故障隐患 ，就需消除
水 平 绝缘 板 积水 。 由于化 工 企业 对 无 准 备 的 意外 停 电要 求
110kV主变跳闸情况分析
110kV主变跳闸情况分析110kV线路缺陷和安全隐患的出现对供电质量会产生很大影响，因此，要进行认真排查和整改，避免因线路故障导致主变事件发生。
文章对110kV主变跳闸情况产生的原因进行了分析，希望在以后的工作中防止此类故障发生。
标签：110kV主变跳闸；情况；原因分析1 事件概况2013年7月4日早，雷雨天气，响雷不断。
07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，09时05分，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。
正村变停电前负荷33606KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。
事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。
2 设备基本情况2.1 正#1主变基本情况正#1主变自97年投运以来，2011年4月曾大修过，未发现明显异常，试验合格。
2012年至今因10kV线路故障冲击而#1主变跳闸有4次（不含此次跳闸），2013年5月，绝缘油试验合格。
该主变近3年来，一直重载，110kV李村变投运后，系统方式优化，情况有所好转，但随着负荷增长，在今年7月1日载容比在正常运行方式下为84%。
故障前载容比为42%。
2.2 事件前后运行方式和二次保护投入情况事件前方式：正#1、#2主变运行，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行，正10千伏母线分列运行。
正#1主变保护定值处理后方式：正#2主变运行，正#1主变停运，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。
2.3 避雷器配置和校验情况根据以上避雷器信息，避雷器配置符合站内各等级设备要求。
2011年4月，以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。
3 事件经过3.1 综自信号记录07时52分，值班人员看到变电站围墻外有雷电，同时发现正#1主变跳闸。
110kV线路保护误动跳闸事故的案例分析
许手合 加速标志 ；③保护启动 ；④距离保护 Ｉ 段 Ｉ Ｉ 动作 。分析这 ４ 个条件 ：
（）现 场查 看 定值 单 ，手合 加速 控 制字在 投入 １ 位 ，条件 ①满 足 。
（）定值单无流定值整定 ７２ ２ ．２ Ａ；检查保护装
确 保胶 带包缠 后 的粘合 密封质 量 。
２ 朱德恒 ，严
璋 ．高 电压绝缘 ［ ．北 京 ：清华大学出 Ｍ】
（）处理好绝缘表面。剥削外护套、绝缘屏蔽 ４
层 、半 导体 层 时要细 心 ，不得 伤及半 导 体层和 主 绝
版社 ，１９ ． ９ ２ ３ Ｌ Ｔ ２ 一１９ ．交 流 电气 装置的过 电压 保护和 绝缘 Ｄ ／ ６ Ｏ ９ ７
置时发现 ，当断路器实际在合闸位置时，保护装置
跳 、合 位 开入均 闭合 。对 回路进 行 了检查 ，发现 断 路器 控制 回路 中防跳 继 电器 采 用的是 断路器 本 体 防
手合加速保护误动所致。
３ 暴露出的问题
（ １ ）定值单管理制度执行不严 ， 现场管理松散。
（）装 置定 期巡 视 流于 形 式 ，未及 时 发现 开入 ２ 量 异常 现象 。
ｌ０ Ｖ线路保 护动作跳闸是 由于距离手合加速动 １ ｋ
作 而 引起 。
手 合加速 原理 框图 （ 图 １ 显示手合加速动 见 ）
作跳 闸有 ４ 条件 ：①手合 加速 控制 字投入 ；②允 个
报 “ 线路保护动作” ，线路断路器变位 ，保护装置 显示 “ 突变量启动” 手合加速动作跳闸” 故障 、“ 、“ 录波启动”告警 ，直流系统蜂呜告警 ，２ 号机组甩 负荷至空载，厂用 电消失 ，１０ｋ １ Ｖ线路 电压正常 。
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析摘要：110kV变电站在运行过程中出现事故，其主变三侧开关发生跳闸，对跳闸时出自于调度自动化系统的信号，进行深入研究，通过对瞬间接地信号实施分析，能有效确定出现故障的部位。
除此之外，还相继介绍了该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，这对与高效处理类似事故，有巨大的借鉴意义。
关键词：变电站；主变差动保护；跳闸；瞬间接地信号0引言变电站的主变出现跳闸事故，则会严重危及供电的稳定性，情况严重时，会进行对外限电。
切实保护变电站的变压器，调度规程有明确规定：变压器瓦斯或者是出现差动保护动作跳闸，必须将事故原因彻查出来，并将问题完全消除，这之后才能送电。
该文主要介绍了110kV 变电站出现的主变跳闸事故，对其事故原因和不同开关动作情况进行深入分析，并对事故处理流程进行了全面总结。
1事故描述及原因分析下图显示了该变电站的一次接线，共有三台三圈变压器，其电压等级共有三个，分别为110kV、35kV、10kV。
如图所示，110kV侧属于线变组接线方式；35kV侧的母线共有三段，分别为甲、乙、丙，分段开关连接了甲乙、乙丙两段母线；10kV侧则有四段母线，分别为甲、乙I、乙II、丙，分段开关连接了甲乙I、乙II丙两段母线，；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线并未接入电流。
图1次接线示意图某110kV变电站一在事故出现之前，这一变电站的运行方式是：110kv进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙/丙母线及10kV丙母线，35kV乙丙分段的开关是合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段的开关是解环，10kV的投入为分段备投。
因为容量有限，#2主变同时供三段母线，很容易导致负荷超标。
l0kV分段备投能实现联切，也就是说进行当备自投动作，将乙II丙分段开关闭合的时候，此时，将#2主变l0kV乙I侧的开关拉开，将l0kV甲乙I分段开关合上，调整通过#1主变为乙I母线供电。
一起110kV变压器高压套管故障的解体分析_徐龙
２ 故障套管解体
2.1 故障套管基本情况 该故障套管为国内某合资企业产品， 生产年份
为 1999 年，型号为 BRDLW-110/630-3。该套管为油 纸电容型套管。它由瓷套、电容芯子、中心铜管、头部 的储油柜、中部的安装法兰和尾部的均压球等组成。 套管整体用头部的强力弹簧通过中心铜管串压而 成， 其中的电容芯子是由绝缘纸和铝箔加压力交替 卷在中心铜管上成型的。 铝箔形成与中心铜管并列 的同心圆柱体电容屏，屏数为 20 屏。 中心铜管既是 电容芯子的骨架，又是高压引线的通道。油纸电容型 套管是根据电容分压原理卷制而成的， 电容芯子作 为主绝缘，外部为瓷绝缘，里面注入变压器油。 表 1 为该套管最近一次大修时的试验数据。
拆除固定螺栓，取下套管头部油盅，检查套管油盅腔
内部，情况良好。 将损坏的上瓷套水平脱离出电容芯子， 检查套
管上瓷套断裂情况，发现套管上瓷套上部无断裂面， 套管上瓷套下部呈现不规则断裂面。
拆除套管中部安装法兰末屏紧固螺栓， 拆除末 屏接地装置，发现内部引线已烧断。将中部安装金属 法兰脱离出电容芯子，并检查法兰内部情况，发现金 属法兰下部有一处烧伤痕迹。
电容芯子完整暴露出来后， 检查电容芯子表面 放电情况，发现在电容芯子尾部、金属法兰下部和套 管末屏三个部位有击穿烧伤现象 （见图 1 和图 2）， 其中击穿部位一、二烧损程度较严重。 其后，检修人 员对电容芯子表面三个重点放电部位进行电容屏逐 层剥离，发现击穿部位二、三两个部位放电点在电容 屏剥离 4 屏～5 屏后，放电现象消失，内部电容屏完 好。 击穿部位一电容屏剥离工作一直进行到内部导 电管为止， 其间发现有二层电容屏击穿烧伤 （见图 3），最后在内部导电管表面找到烧伤痕迹（见图 4）。
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110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析
110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析摘要：由于现阶段变电站数量众多，且投运年限不一，一次设备老旧已经是阻碍变电站稳定运行的重要因素。
变电站改造进度已经跟不上设备需要更换的进度，因而，由于变电站设备老旧导致开关越级跳闸事件时有发生，加速老旧变电站一次设备改造已经是迫在眉睫的任务。
关键词：保护;老旧; 越级跳闸; 动作分析一、事件前运行方式110kV塘口站110kV母线为单母分段接线。
正常运行方式下，#1变高1101开关在合位，#2变高1102开关在合位，110kV母联1012开关在合位。
10kV母线为单母分段接线，10kV母联500开关处于运行状态，#1主变变低501开关在合位，#2主变变低502开关在合位，如下图1所示。
图 1 事故前系统运行方式二、事件简述2022年05月13日08时29分03秒956毫秒，110kV塘口站10kV F18、F21馈线发生短路故障，均为过流I段保护动作跳518开关、521开关。
2022年05月13日08时29分04秒494毫秒，#2主变低后备保护复流I段T1动作，跳500开关；08时29分04秒687毫秒，#2主变低后备保护复流I段T2动作，跳502开关。
故障点简图如图 2所示。
图 2 故障点简图三、保护动作过程表 1 保护动作时序表保护动作时序图如下图3所示。
图 3 保护动作时序图四、保护动作行为分析运维人员现场对#2主变低后备保护装置、10kV灵石坝线F18 518开关保护装置、10kV坪石镇II线F21 521开关保护装置的动作信息进行了收集。
1、#2主变低后备保护装置动作分析表 2 #2主变低后备保护装置相关定值表根据保护装置动作报文、保护定值和录波图分析如下：对#2主变电流波形进行分析，初始故障为低压侧AB两相短路，经55ms后发展为三相短路故障，故障电流达到复压过流I段定值2.5A（一次值7500A）。
保护启动经538ms复压过流I段I时限保护动作，跳10kV母联500开关，动作短路电流3.486A（一次值10458A）。
110kV主变间隙保护跳闸分析
110kV主变间隙保护跳闸分析摘要：本文以2012年2月东山变110 kv主变间隙保护跳闸为例，通过对故障录波分析提出问题，针对这些问题制定并实施了简便有效的解决方案，经过整改后，确保了这些装置动作正确，为今后类似装置的安全可靠运行积累了经验。
关键词：主变间隙中图分类号：tm7 文献标识码：a 文章编号：1672-3791（2012）10（c）-0084-012012年2月12日14时23分57秒000毫秒，某110 kv线路c 相接地故障（图1），此线路开关1保护的零序i段动作，线路开关1跳闸，重合不成功；35分57秒688毫秒，1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。
1 事故前的运行方式110 kv某变电站只有1条110 kv线路供电，仅有1台主变运行，中性点不接地，2 事故原因分析2.1 现场检查试验情况（1）对110 kv线路巡线发现，在线路的6～7号杆塔之间，c 相有放电痕迹。
（2）对1号主变本体进行外观检查，高压试验，无异常。
（3）对1号主变放电间隙进行检查，发现放电间隙的一端被风吹动（当天风力4～5级），其一端有“鸟啄”现象，但放电间隙无放电痕迹。
（4）采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误（200/5），间隙过流动作定值无误（2.5 a/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。
（5）核对主变零序过压保护定值无误（180 v/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致（且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别）。
2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析2.2.1 1号主变保护动作报告（如表1）2.2.2 从故障录波可以看出1号主变无零序电流（3i。
=0，1号主变中性点未安装零序ct）。
1号主变放电间隙无电流（i。
’=0）。
110 kv线路故障从0～50 ms，1号主变高压侧电流从有到无，c 相电压降低，非故障相电压基本不变（此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征）。
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 。
一次某变电站#2主变10kV侧开关偷跳事故分析及经验总结
一次某变电站 #2 主变 10kV侧开关偷跳事故分析及经验总结摘要：某变电站在运行时发生了#2主变10kV侧开关跳闸事故，经检查#2主变35kV后备保护、10kV后备保护、差动保护及非电量保护均无保护动作，保护启动报文，本次跳闸为开关偷跳事件。
本文以此为引入点介绍了整个事件的经过，利用现场的报文分析、视频监控及实际现场模拟确认开关偷跳原因，同时提出了对应的经验总结。
关键词：开关偷跳；事故；经验总结高压断路器（或称高压开关）是发电厂、变电站主要的电力控制设备，具有灭弧特性，系统正常运行时，它能切断和接能线路以及各种电气设备的空载和负载电流；系统故障时，它和继电保护配合，能迅速切断故障电流，防止扩大事故范围。
因此，高压开关能够正常工作，直接影响到电力系统的安全运行。
因此开关偷跳属于高压开关不正常工作，轻则造能负荷损失，重则影响整个电网的安全运行。
本文的实例为某变电站发生了#2主变10kV侧开关偷跳事故，简析事故的分析过程，从而确认为开关偷跳事帮，并通过分析偷跳原因在开关机构本体，不在开关二次电气回路上，通过此次偷跳事故原因的分析可以通过报文直接定位偷跳原因为开关机构还是二次回路，并进行经验总结1事故简介1.1故障跳闸情况2019年07月22日16时53分10秒525毫秒#2主变10kV侧99B开关跳闸，16时53分10秒530毫秒#2主变10kV侧测控报开关事故总信号，16时53分19秒485毫秒10kV备自投保护启动，16时53分20秒426毫秒合上10kV母分990开关，未造成负荷损失。
1.2故障前运行方式10kV侧：Ⅰ、Ⅱ段母线分列运行，#2主变10kV侧99B开关接Ⅱ段母线运行，10kV八里桥线997线路、10kV部队线991线路、10kV上塘线994线路等在运行。
2处理过程2.1主网保护动作及告警情况分析2.1.1 #2主变保护动作情况经检查#2主变35kV后备保护、10kV后备保护、差动保护及非电量保护均无保护动作，保护启动报文。
110kV变电运行的常见故障与解决方法分析
110kV变电运行的常见故障与解决方法分析摘要：负责对各电网进行连接的枢纽即为变电站，在电能分配、电流流向控制和电压转换中发挥了显著作用，这就证明了，电网的稳定、安全运行会直接受到变电站的安全稳定运行影响，然而，一些故障即将无可避免的出现在110kv变电运行中，这部分故障的存在在一定程度上会使有关设备损坏，甚至会使整个电网的正常运行受到影响，所以，我们有必要深入分析110kV变电运行中的常见故障，并以此为基础对有关解决方式进行探讨。
鉴于此，文章对110kV变电运行的常见故障和解决方法进行了详细的论述，旨在能够为相关业内人士提供有价值的借鉴与参考。
关键词：110kV变电运行；常见故障；解决方法前言最近一些年来，随着我国社会经济日新月异的飞速发展，人们的生活水准也获得了大幅度提升，从而导致生活生产用电量日渐增多，这就使得电力系统的安全运行成了人们生活质量备受影响主要因素，鉴于此种背景，最重要的是做好电力系统运行的安全管理。
110kV变电运行过程中，因安全管理问题、设备问题、技术问题、外部环境影响等原因，都会使得110kv变电站运行出现故障，轻则影响正常生活、生产用电，重则威胁人身安全，所以，有必要充分保证110kv变电站的安全运行。
1 110kV变电运行常见故障1.1变电运行的跳闸故障1.1.1主变开关跳闸故障通过检查断路器的合闸状态和监控系统的提示信息，可以判断主变开关跳闸故障。
确认是主变开关跳闸引起的故障后，一定要向上级主管部门报告，核实主变开关跳闸前的运行情况，如核实变压器油温值，观察是否有喷油或冒烟现象。
与此同时，工作人员也需要将直流系统的运行情况加以核实，需要我们重视的是，只有在排除故障原因并完成故障排除后，才能执行动力传动操作，电力系统急需进行强送电作业，一定要通过主管部门批准后再去实施。
1.1.2主变三侧开关跳闸故障电气设备自身保护误动将会使主变三侧开关出现跳闸故障，与此同时，主变中低压侧后备保护、主保护发生范围短路，主变电源侧母线故障，保护拒动，也会发生主变三侧跳闸故障。
某110kV主变跳闸原因分析及防范措施
某110kV主变跳闸原因分析及防范措施摘要：本文针对一起110kV电站主变三侧开关跳闸事故，分析跳闸过程中调度自动化系统发出的信号，指出其中的瞬间接地信号有助于判断故障点的位置，并分别阐述该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，对同类型事故的处理具有指导意义。
关键词：110kV主变；跳闸；原因；防范措施主变事故跳闸会对供电可靠性产生重大影响，甚至导致对外限电。
为了保护变压器，调度规程规定：变压器瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前不得送电。
本文针对一起110kV变电站主变跳闸事故，分析故障原因及各开关的动作情况，总结了事故的处理过程。
1.实例1：事故情况及原因分析该110kV变电站一次接线如图1所示，设计有3台3圈变压器，包含110kV、35kV、10kV三个电压等级。
其中，110kV侧为线变组接线方式；35kV侧包含甲、乙、丙三段母线，甲乙、乙丙母线间通过分段开关联络；10kV侧包含甲、乙I、乙II、丙四段母线，甲乙I、乙II丙母线间通过分段开关联络；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线未送电。
图1 某110kV变电站一次接线示意图事故前，该站运行方式为：110kV进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙／丙母线及]0kV丙母线，35kV乙丙分段开关合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段开关解环，10kV分段备投投入。
受容量所限，#2主变同时供三段母线易引起过负荷。
10kV分段备投具备联切功能，即当备自投动作，合上乙II丙分段开关时，同时拉开#2主变10kV乙I侧开关，合上10kV甲乙1分段开关，将乙I母线调由#1主变供电。
某日，#3主变跳闸时，调度自动化系统监控到的信号见表1。
由表l可知，主变跳闸前35kV丙母线出现了两次瞬间接地；之后#3主变比率差动保护和差动速断保护动作跳开主变三侧开关，导致10kV丙母线失电；接着10kV乙II丙分段备自投动作合上乙II丙分段开关，拉开#2主变10kV乙I侧开关，但因该站的#1主变和10kV甲母线未送电，从而导致乙I母线失电。
110kv主变保护跳闸处理步骤
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110kV变电站主变跳闸事故的分析思考
３事故原因分 析
３ ． １ ８ 月１ 日１ ６ ： ０ ７ ： ２ １ ，３ ５ ｋ Ｖ 铁路 ３ ８ ３ ６ 线路 供 电的 变 电
老 庄３ ８ ３ ９ 开关充 电运行。２ ＃主变正在进行增容改造 ，处
于 检修 状 态 。
２保护动作情况及处置经过
２ ． １ ８ 月１ 日１ ６ ； ０ ５ 某变 ３ ５ ｋ Ｖ母线 发生 瞬 间接地 ，１ ６ 时０ ７ 分２ １ 秒ｌ １ ５ 毫秒 ，３ ５ ｋ Ｖ 铁路３ ８ ３ ６ 线供 电的变 电站 发 生低 压 三相 故 障 ，３ ８ ３ ６ 线 故障 电流 １ ０ ． ４ Ａ （ 持续 时 间７ ５ ｍｓ ） ，此 后从 １ ６ 时０ ７ 分２ １ 秒１ ６ ０ 毫秒至１ ７ 时４ ８ 分２ ８ 秒 ，１ ＃主 变高 后 备 保护 共 启动 ７ 次。 ２ ． ２ 从８ 月１ 日１ ６ ： ５ ６ 开始， 某变 ３ ５ ｋ Ｖ 母 线Ｂ 相接 地持续 存
关键词
主 变；故障 ；分析
Ｄ ＯＩ ；１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ １ －８ ９ ７ ２ ． ２ ０ １ ３ ． ２ ０ ． ０ ３ １
２ ０ １ ３ 年８ 月１ 日１ ９ ： ０ ３ ，１ ｌ ０ ｋ Ｖ某变 电站 １ ＃主 变差 动 保 护 、本 体 重 瓦 斯 动作 ，跳 开 主变 三 侧 开 关 ，同时 １ ＃主 变
接地 信号 未 消失 。１ ８ ： １ ３ 拉开ｌ ＃主 变３ ８ ３ １ 开 关 ，１ ９ ： ０ ３ 长 时 间的接地谐振过 电压引起１ ＃主变３ ５ ｋ Ｖ ￣ ｌ 套管绝缘击穿 ， 造 成差 动 保护 、本体 重瓦 斯 、压力 释放 阀 动作 ，变压 器 油 池起 火 ，导 致 １ ＃主 变局 部受 损 。 ３ ． ２该 １ ＃主 变为 奥地 利Ｅ Ｌ Ｉ Ｎ公 司产 品 ， 自１ ９ ９ ８ 年投 运 以来 已经使 用 １ ５ 年 ，国外 ｌ １ Ｏ ｋ Ｖ 变 压 器 中压 侧 多采 取 大 电流接 地 系 统 ，单 相接 地 时 立 即跳 闸 ，而 国 内 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 变 压 器 中压 侧 采用 的是 不 直接 接 地 系统 ，允 许 单相 接 地短 时 运 行１ 至２ ｆ Ｊ ， 时 ，存 在 着运 行规 程 差异 ，加 速 了变 压 器绝 缘 老 化 ，缩 短 了变压 器使 用年 限 。 ３ ． ３ １ ＃主变 ３ ５ ｋ Ｖ侧套 管采 用的 是油纸 电容性 套管 ， 和 国内 目前普 遍 采 用的纯 瓷 套 管有 较 大 区别 ，其 抗 出 口短
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周野吕梁供电分公司摘要：我分公司一座老旧110KV变电站在综自改造后不久，1、2＃主变先后在正常运行中三侧断路器同时跳闸，无保护动作信号，为此我们对主变保护和二次回路做详细检查分析，找到可能引起跳闸的若干薄弱环节。
关键词：变压器跳闸非电量保护故障现象2006年8月9日11时20分左右，该变电站两台110kV/35kV/10kV主变三侧并列运行，在系统没有任何波动的情况下，2＃主变突然三侧断路器同时跳闸，微机保护测控装置只采集到断路器变位信息，无任何保护动作信号，但在综自后台系统中有非电量保护装置间断失电和电源恢复的报文。
当运行人员到屏后检查过程中，装置又出现随机上电的情况，最后检查确认直流空开输出对应的直流负（KM-）的屏体端子短接连片处于松动的虚接状态。
2006年12月04日12时39分，再次出现上述现象。
但未发现有电源接触不良的地方。
1、故障原因查找和分析2.1可造成三相跳闸的因素根据该主变保护配置情况分析，可造成三侧断路器同时跳闸的只有主变差动保护和非电量保护。
该差动保护装置的三侧出口继电器彼此独立，每个继电器由独立的IO口驱动，并且受开出功能的控制，只有满足保护动作条件时才会三侧同时出口跳闸，且保护动作时会有完整的信号报文。
主变跳闸时，一次系统没有波动，不具备差动动作条件，差动保护出口跳闸可能性不大。
该非电量保护装置的三侧出口由两个并联的重动继电器完成，两继电器回路上彼此不独立，如果公共回路串入强干扰，可造成主变三侧同时出口跳闸。
因此，非电量装置造成误动的可能性时很大。
2.2可造成非电量保护误动的因素2.2.1、直流接地：二次电缆芯线与大地之间存在着分布电容，如果从主变本体到非电量保护装置的二次电缆较长，而非电量保护启动功率过小时，在发生直流接地的暂态过程中，分布电容引起的充放电电流可造成非电量保护误动。
2.2.2、交流串入：交流电压串入非电量保护直流回路，可造成非电量保护误动。
一起110kV中心变电站主变三侧开关跳闸的故障剖析
起110kV 中心变电站主变三侧开关跳闸的故障剖析众所周知，变压器出现故障的情况一般比较少，但是事故发生之后，一定会对部分用户的供电情况造成影响，而且变压器作为变电站的主要设备，修复处理时间比较长，造成的经济损失很严重。
1. 故障案例分析某110kV 中心变1# 主变三侧开关跳闸，值班员检查发现1# 主变高压侧121开关过流口段I时限保护动作跳闸，动作电流Ia=7.18A , Ib=6.01A , Ic=2.31A 。
事故发生后，调度室当即下令转用2#主变，但由于2#主变在冷备用状态，因此，此次事故造成全站失压40 分钟。
同时，生产技术部当即组织试验检修班人员到现场对事故发生的原因进行检查和分析，引起主变后备保护动作的原因可能有以下几种：（1 ）变压器高压侧短路；（2）变压器中压侧短路；（3）变压器低压侧短路；（4）主变差动保护范围内发生故障，差动保护失灵；（5）后备保护误动；（6）中、低压线路故障，线路保护拒动，引起主变后备保护跳闸。
2. 主变基本情况及事故分析报告2.1. 主变基本情况110kV中心变电站基本情况：主变容量2X 63000kVA 4回110kV 线路，4回35kV线路，11回10kV线路。
肩负着整个城区的供电，一旦全站失压，将会造成全县大面积停电。
2.2 对事故进行检测试验结合生产技术部分析可能发生的原因，并根据《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004的要求对1#主变进行了试验，试验数据如下：对各侧开关进行升流试验：各侧开关保护均能可靠发出信号动作跳闸；对1#主变进行绝缘电阻、吸收比和介质损耗试验，1#主变试验数据如下表：经过对主变各侧绝缘电阻、吸收比和介质损耗进行检查及试验，通过对数据进行分析，排除事故原因估计中的第⑴至⑸项可能出现主变后备保护动作的影响。
2.3检查35kV线路经过对主变高压侧、中压测、低压侧的检查和试验，未发现造成主变后备保护动作的原因，因此需要进一步检查。
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。
110kV主变有载重瓦斯误动跳闸的分析
110kV主变有载重瓦斯误动跳闸的分析摘要：2017年4月16日，110kV某变电站发生一起因1#主变有载重瓦斯继电器浮球裂纹进油，加重了球体重量，在正常涌动的油流作用下，主变重瓦斯误动跳闸的事件，造成10kVⅠ母、Ⅱ母Ⅰ段、Ⅱ母Ⅱ段失压，110kV母联备自投动作成功，进一步全面分析了重瓦斯动作原因。
关键词：主变；重瓦斯；动作；备自投一、引言瓦斯继电器做为安装在变压器上的非电量保护装置，对变压器的安全运行起着重要的保护作用，国产的瓦斯继电器多为挡板式，现在的进口继电器多为浮球式。
为保障变压器安全运行，瓦斯继电器安装前必须进行检查，特别是密封性检查，但密封性试验是针对挡板式瓦斯继电器而设计，对浮球式的密封性无法准确检测，导致带有微小裂纹产品投入运行后，随着运行时间增加，裂纹逐渐增大进油，加重了球体重量，在正常涌动的油流下主变重瓦斯动作，导致跳闸事故发生。
本文针对一起浮球式瓦斯继电器误动引起的跳闸分析，对浮球式瓦斯继电器的密封性检测提出了建议。
二、设备运行情况110kV变电站于2014年12月投运, 1#主变型号为SZ9-40000/110，济南西门子1996年产品，有载开关为德国MR厂家制造，型号为M III 350Y-72.5/C-10193W，1996年产品； 1#主变差动保护、后备保护、非电量保护分别采用深圳南瑞生产的ISA-387G、ISA-388G、ISA-361G保护装置，110备自投采用深圳南瑞生产的ISA-358G保护装置，2015年6月对1#变、110保护进行了定期校验，未超期运行，设备投运后运行状况良好；110kV接线为内桥接线方式，10kV为单母三分段接线方式，跳闸前的运行方式如图1所示。
图1 110kV正常运行方式Ⅰ庆丰紫竹2、1#变运行于110kV北母，Ⅱ庆丰紫竹2运行于110kV南母，110为热备用状态，101运行于10kVⅠ母，120为合闸状态，10kVⅡ母Ⅰ段和Ⅱ母Ⅱ段通过2122联联络运行。
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110kV某变电站2号主变跳闸处理分析(一)事故概况
2017.09.05--19：19分，110kV某变电站2号主变三侧开关跳闸，监控没有收到任何保护动作信号、事故总信号。
(二)事故处理分析过程
（1）观察2号主变各保护装置保护动作告警灯不亮，查看后台、2号主差动保护装置、高后备保护装置、中后备保护装置、低后备保护装置动作报文，报文如下图，只有保护启动信号，无保护动作信号。
图4
（2）测量2号主变三侧开关各跳闸回路直流电压，负电-65V，正电+153V，同时查看后台、直流屏的告警信号，得出该站直流回路绝缘异常。
（3）采用拉路法查找绝缘下降支路，当拉开2号主变非电量开入电源空开时，直流电压恢复正常，检查相关二次回路，初步判断2号主变本体非电量相关回路存在绝缘下降，需对变压器非电量回路进行现场检查。
（4）将主变转检修状态，检查2号主变本体，发现有载重瓦斯继电器接线盒防雨罩顶盖脱落，接线盒内有积水，导致继电器出口接点短路，造成本次事故跳闸。
图5
（5）对接线盒内积水进行处理，同时加固防雨罩。
处理完成后，进行绝缘试验，该回路绝缘恢复正常，推上该回路直流空开，直流电源恢复正常。
（6）短接有载重瓦斯接点，装置报非电量保护动作，同时开关正确传动。
由于事故时只有开关出口，未发任何保护动作信号。
根据二次回路图，分析得出事故时只启动了跳闸继电器2TJ1，未启动信号继电器2TJ2。
图6
（7）使用继电保护测试仪在装置的1n7x12和1n7x10接入直流可调电源，结果电压达到135V时开关跳闸，无保护信号，电压达到160V时有载重瓦斯信号发出。
由此可判断当事故发生时，由于水电阻分压，该回路直流电压介于135V与160V之间，只启动了跳闸继电器2TJ1，未启动信号继电器2TJ2，所以2号主变三侧开关跳开时，保护装置没有保护动作信号，与分析结果一致。
此次事故表明了，非电量保护装置内部的信号继电器和跳闸继电器的启动电压配合不符合要求。