110kV某变电站1号变压器故障原因分析
变压器绕组温度异常原因及诊断方法
变压器绕组温度异常原因及诊断方法摘要：变压器是电力系统中的重要组成部分之一，广泛应用于电力系统中。
而绕组温度直接决定变压器的使用寿命，所以为了保障变压器运行安全可靠，延长变压器的使用寿命，研究变压器绕组温度异常原因及诊断方法具有十分重要的意义。
关键词：变压器绕组；温度异常原因；诊断方法电力变压器是电力系统中最为重要的电气设备之一，其运行状况对电力系统安全可靠运行关系极大。
在电力变压器的主要机构中，绕组是非常重要的组成部分。
因绕组超温运行，导致绝缘老化，电力变压器绕组击穿、烧毁事故有相当大比例。
某变电站发生过一起变器烧毁的严重故障，故障后检查变压器发现变压器绕组已经击穿、严重烧毁，故障的原因是变器绕组某一点出现异常高温（可能有毛刺或者其他缺陷），这种异常的绕组高温逐渐积聚，导致烧穿绝缘，最终引发变压器故障。
1变压器绕组温度异常原因1.1内部故障引起温度异常变压器内部故障如匝间短路或层间短路，线圈对围屏放电，内部引线接头发热，铁芯多点接地使祸流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器绕组温度异常时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作，故障严重时还可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时变器应停用检查。
1.2冷却器不正常运行引起温度异常冷却器不正常运行或发生故障如潜油泵停运，风扇损坏，散热管道积祐，冷却效率不良，散热器阀门没有打幵等原因引起变压器绕组温度异常。
应及时对冷却系统进行维护和冲洗或投入备用冷却器，否则就要调整变压器的负荷。
1.3温度指示器有误差或指示失灵温度表的故障主要是远传温度表的显示数据，与标准数据相比较误差很大，造成远传温度表指针不能正确指示、计算机终端不能正确显示主变压器实际温度，给变压器安全运行造成运行隐患。
变压器温度表的故障主要表现在：装置故障和人为故障两个方面。
装置故障方面表现在装置及设备本身存在各种各样的误差，综合误差导致超过允许范围，形成故障。
可以表现在PT100销电阻随温度变化的非线性对应关系，导致简单的计算公式失效，显示器以及计算机显示不准确，存在装置故障。
2021年安规题库变电部分案例分析
案例1 高空抛掷保安线导致220kV母线失压3月17日，某750kV变电站2号主变压器、220kV III段母线停电检修，1号主变压器运营，220kV I、II、IV段母线运营，IV段母线带220kV凤阳双线和凤嘉双线运营。
18时20分，某送变电施工人员在检查220kV I、III段母线分段间隔靠III段母线侧绝缘子连接螺栓及销子时，高空作业车停放在I、III段母线分段母线间隔，施工人员柴××向高空作业车车斗抛掷个人保安线，现场监护人员发现后及时制止，柴××不听监护人员制止，再次向高空作业车车都内抛掷个人保安线，在抛掷过程中因安全距离不够，引起IV段母线下方凤阳一线23833刀闸动触头对分段间隔22533刀闸至III段母线连接线放电，IV 段母线差动保护动作，跳开220kV凤阳一线、二线、凤嘉一、二线，220kV昭阳变电站、嘉润变电站、嘉润电厂3各厂站全停。
试分析该起事故中违章行为。
（1）高处作业人员未使用绳索传递工具，擅自在带电设备区向高空作业车车斗抛掷个人保安线。
违背变电《安规》18.1.13“禁止将工具及材料上下投掷，应用绳索拴牢传递，以免打伤下方作业人员或击毁脚手架”规定。
（2）现场违章制止不力。
违背变电《安规》4.5“任何人发既有违背本规程状况，应及时制止，经纠正后才干恢复作业”规定。
（3）工作负责人对作业人员安全教诲和危险点交底不到位。
违背变电《安规》6.3.11.2 “工作负责人（监护人）：c）工作前，对工作班成员进行工作任务、安全办法、技术办法交底和危险点告知，并确认每个工作班成员都已签名”；6.5.1“工作允许手续完毕后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工作内容、人员分工、带电部位和现场安全办法，进行危险点告知，并履行确认手续，工作班方可开始工作”规定。
案例2 误入线路侧带电开关柜触电灼伤3月18日，某110kV变电站2号主变压器带35kV II段母线运营；35kV I段母线及电压互感器、狮桥341开关、南极347开关及线路处在检修状态，备用345开关、1号主变压器301开关、仙霞343开关处在冷备用状态，仙霞343开关柜线路侧带电。
110kV变电站主变内部故障分析
分接开 关室
３ ３
３ ５
３ ０
３ ２
３ ４
３ ３
３ ． ２８
１ 故障概述
某变 电站 ２ 主变 为 衡 阳变压 器 厂 制造 的 号 ｓ Ｓ １－ １００ １０ Ｆ Ｚ ０－６０／ １ 型变压器， 容量为 １ ００ Ｖ ６ ０ ｋ Ａ。
自 １９ ９５年 ５月 投入 运 行 以来 ，每 年 进 行 一 次预 防
缘油只有闪点明显低于质量指标规定的注意值 １０ ４
２ 故障化学试验分析
根据上述故障现象 ，轻、重Байду номын сангаас斯继 电器均发生
一 一
℃，因此判断是绝缘油存在问题。 ２３ 绝缘油色谱分析 ．
对分解开关室绝缘油中溶解气体进行分析 ，其
第 １ 卷 （ １ 年第 ８ ） ３ ２ １ ０ 期
色谱分析结果如表 ３ 所示。
１ｌ １ １ １．９
Ｃ２ Ｈ２
总烃
根据表 ３ 出的数据可知 ，该 ｌ０ｋ 给 １ Ｖ变压器 绝缘油 中溶解 的总烃超 出了 （ （ 电力设备预防性试 验规程 规定的范围 （ １０ｇ ／ ） ： ２ ≤ ５ Ｌ Ｌ ，ＣＨ 的含量
达到 ８２０ Ｌ Ｌ，也远 远超 出 了规程 规定 的 范 围 ３ ．５ｇ ／
Ｊ
电 安 技 力 全 术
第１ ２１ 第８ ３ ０ 年 期） 卷（１
１ ｋ 变 电站主 变 内部故障分析 Ｖ １ ０
孙 剑 ， 习德 强
４ １０ ） ４ ０ ２ （ 樊供 电公 司 ，湖 北 ，襄樊 襄
［ 摘
要］介绍了变压器内部故障的分类，以某 １０ Ｖ 变电站主 变故障为例，通过进行油击穿 １ ｋ
表 １ 油击穿电压试验 中击穿 电压测量值
一起110kV变电站主变压器损坏事件分析
备用 ， １ １ ０ ｋ Ｖ 各 自投 投 入 。
１ 案 例概 况
１ ． １ 故 障前运 行方 式
２ ）ｌ Ｏ ｋ Ｖ侧运 行方 式
事件 发 生前系 统接 线如 图 １ 所示。
１ ）１ ｌ Ｏ ｋ Ｖ侧 运行 方式 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 母线 分列 运行 ， １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ科 铁朝 衡 １ ０ ３开
产 品 与 解 决 方 案
型 时，应选 择抗 短路 能力较 高 的材 质 ，中低压 线 圈 ， 尤其 是低 压线 圈导 线必 须使用 半硬 自粘 换位 导线 、 采用 硬绝 缘硬 纸筒 结构 ，对 制造厂 提供 的变 压器 抗
需要进 行绕 组变 形测试 的变压器 ，及 时 安排 停 电计
划 并开 展绕组变 形测 试工 作 。 ４ ． ４ 抓 紧进 行保护 升级
短 路 能 力 计 算 报 告 应 进 行 认 真 的 校 核 ， 加 强 对
１ １ ０ ｋ Ｖ 及 以上 电压 等级 新变压 器 的出厂试 验监 督 ， 尽 量选用 通过 短路试 验 的变 压器 。 ４ ． ２ 加 强施工 管理 对 施工 外力破 坏 问题 ，应加 强对 线路 范 围 内施 工地 点的 巡视 、交底 、监护 工 作 ，排 查变 电站 附近
可能会 造 成主变 近 区短路 的施 工 点，排 查经过 施 工 点 的送 电线路 并采取 防破 坏措 施 ，对施 工单位 进 行
为了避 免主变 压器在 １ ０ ｋ Ｖ 出线 近端 故障 时经
受两 次大 穿越 电流 的冲击 ，保 护变 压器 不受 损 害 ， 需对变 电站 １ ０ ｋ Ｖ 线路保 护装 置进行 增设 大 电流 闭
110kV变电站运行常见故障及防控措施
110kV变电站运行常见故障及防控措施摘要：110kV变电站的工作中需使用到许多的相关设备，如入母线计量等多种装置，这些装备在正常的运行的情况下才能实现110kV变电站的切断、接通、调整等功能，而在整个110kV变电站的使用过程中经常会出现一些故障，这些故障对于整个110kV变电站的影响非常大。
本文主要分析110kV变电站运行常见故障及防控措施。
关键词：110kV；变电站；变电运行；故障措施引言电力是保障民生建设，社会经济发展的重要能源。
伴随着社会用电需求量持续增加，国内配网规模不断扩大，配网运行管理设备越来越多，配网结构复杂度也越发凸显，这极大地增加了配网运行管理的难度，也增加了配网运行中质量及安全事故的发生概率。
为了有效确保配网运行的可靠性，及时解决配网运行故障，降低配网运行故障的危害程度，当下配网运行中都专门性设置了配网继电保护装置。
因此，如何才能有效控制及处理变电站继电保护装置的运行故障值得深入探讨。
1、110kV变电运行常见故障1.1变压器故障变压器是110kV变电站中较易出现故障的部件，每当变压器的用电量过大时相应的变压器就会因无法承受相应的电量而被损坏，除用电量过大外，相应的配件因素等也会导致变压器无法正常运行。
通常将变压器故障分为四类：箱内故障、箱外故障、变压器异常及异响。
一般故障的含义为：变压器油箱内发生故障，主要有匝间短路、相间短路、绕组接地线等；变压器油箱外发生故障，由于绝缘套管老化等原因造成接地短路、中性点接地或匝间短路等故障造成过电流；变压器内部绝缘损坏造成局部放电，促使油液分解。
其次，绝缘损伤导致局部短路，造成高温环境和油质的过度氧化；变压器产生异响。
主要是由于贴片厚度不均、杂质进入变压器、铁芯出现松动等原因造成的。
1.2母线故障投退母线互感器在不同时间情况下会对整个倒闸操作产生非常重大的影响，退投母线互感器可分为母线全部断开后、出线全部断开后这两种情况下进行电压的拉开，将会导致整个的互感器出现故障。
一起110kV变电站1#PT爆炸故障分析研究
一起110kV变电站1#PT爆炸故障分析研究一、故障概述近日，某市110kV变电站1#PT发生爆炸故障，造成变电站设备严重损坏，对电网安全稳定运行造成了严重影响。
为了深入分析此次故障的原因，我们进行了详细的故障分析研究。
二、故障现象1#PT在发生故障时，出现明显的爆炸声和火花，引起了变电站设备的火灾。
在事故发生后，现场工作人员迅速采取了紧急措施，及时疏散人员并控制了火势，确保了变电站其他设备和人员的安全。
三、故障原因分析1. 设备老化经过初步调查及实地勘察发现，1#PT的设备存在一定程度的老化现象。
变电站的设备运行时间长，受环境影响严重，导致设备绝缘老化，内部电气元件损坏严重，增加了设备发生故障的概率。
2. 运行电压异常变电站运行中发现，1#PT在运行过程中出现了电压异常的情况。
由于电压异常，容易导致设备内部电气元件承受过大的电压，引发设备故障和损坏。
3. 设备维护不当变电站设备的维护工作由于各种原因可能存在疏漏或不当操作，导致设备在运行时出现了隐患。
对1#PT等设备的维护保养工作应加强，定期检查设备的运行状态，及时发现并排除隐患。
4. 设备过载运行变电站运行中，1#PT被长期过载运行，加剧了设备的老化和损坏。
对于过载设备，应及时调整负载，减少设备的运行负荷，维护设备正常运行状态。
四、故障处理措施1. 设备更换对于发生爆炸故障的1#PT，需要及时更换新的设备，采用新技术、新材料的设备进行替换，提高设备的抗老化能力和抗损坏能力。
2. 运行检查变电站设备运行过程中应注意对设备的运行状态进行定期检查，及时排除设备运行不正常的隐患，确保设备的正常、安全运行。
3. 提高维护水平加强对设备的维护工作，提高维护人员的技术水平和维护意识，做好设备的日常保养和维护工作，确保设备的安全运行。
4. 设备运行监控引入电力系统监控设备，对变电站设备的运行进行实时监控，发现设备运行异常情况时及时采取措施，避免设备发生故障。
110kV 主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施
110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA 装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。
110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。
1故障情况要点分析某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。
110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。
2故障成因及排查要点分析因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。
应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。
故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。
某变电站110kV变35kV侧零序电压偏高的原因分析
某变电站110kV变35kV侧零序电压
偏高的原因分析
某供电公司110kV变电站1号主变在任意投入1条35kV空线后，35kV侧零序电压（3U0）明显偏高，造成保护误动作。
6月23日，高压所、系统所技术人员赶到现场对此现象进行了原因分析，具体情况如下：
1.事件经过
该110kV变1号主变为三绕组变压器，110kV高压绕组星形接法中性点接地运行，35kV中压绕组星形接法中性点不接地运行，10kV低压绕组为三角形接地。
该变电站在未投35kV空载线路时，1号主变三侧零序电压均正常。
任意投入1条35kV空线后，35kV侧零序电压明显偏高（二次电压6.7V），110kV及10kV侧仍正常。
当35kV线路带负荷后，35kV侧零序电压仍然偏高且随负荷变化而波动。
2.原因分析
电研院人员在现场共进行了8个工况的测试，测试中全程对110kV、35kV 及10kV侧的各相电压及谐波、35kV母线各相对地电压进行监测。
根据测试数据分析，35kV侧3U0零序电压偏高并非由二次回路及谐波造成，而是由于线路本身B相与A、C两相空载线路对地电容有一定差异，加之A、C两相装有CVT和耦合电容器，放大了B相与A、C两相的对地电容差异，增大了三相空载线路不平衡引起的零序电压偏高。
3.结论与建议
造成1号主变35kV侧零序电压偏高的主要原因为35kV空载线路对地电容不平衡，要改善这种不平衡关系应从以下3点进行考虑：
（1）35kV输电线路进行换相施工，减小三相对地电容差别。
（2）对35kV侧电压偏高相可在该相首端或尾端补偿一定电容量的电容式电压互感器。
（3）在选用电容式电压互感器和耦合电容器时应尽量选择电容值较小的设备。
110kV燎原变电站#1主变压器色谱数据异常分析
的测 试 值 有 明显 增 大 现 象 。具 体 数 据 如表 ３ 。
表 ３ 燎原 ＃ １主 变 直 流 电 阻数 据 （ 单位： Ｍｆ ｔ ）
时间
ｌ 档位 Ｉ 上层油温 （ ℃） Ａ ｌ
２ ５ ３ ５
Ｂ ｌ Ｃ Ｉ 不平衡率 （ ％ ） ｌ备注
Ｏ ． ６ １ Ｏ ． ６ ２ 历 年 比 较 直 阻 变化 比
厂家中压侧直 阻测试值
２ ０ ０１ ． １ １出厂 值 ３ ２ ０ ｏ ４ ． １ ２ ． １ ０ ２ ０ ｏ ８ １ １ ． ５
．
８ ３ ． ９ ２ ８ ４ ． １ ５ ８ ４ ． ４ ３ ８ ０ ． ６ ０ ８ ０ ． ６ ７ ８ Ｏ ． １ １
孝南 公司变 电工 区中压侧直阻测试值
表 ２ 操敦奎 编著的《 变压器油 色谱分析与故障诊断》 书中表 ４ — ７ 故障性质 过热 （ 低于５ ０ ０ ￣ Ｃ ） 特征气体的特点 总烃较高 ， Ｃ Ｈ ｉＣ ： ｝ Ｉ ４ ， Ｃ ２ Ｈ ： 占总烃 的 ２ ％以下 ４
４
档位 上层油温 （ ℃） Ａ ３ ６
ｌ ｌ ０ ｋ Ｖ燎原变电站 ＃ １ 主变压器色谱数据异常分析
郭 蕾 张 攀
（ 孝感供 电公 司 湖北 孝感 ４ ３ ２ ０ ０ ０ ） 摘 要： 应用 变压器 油色谱分析 理论 ， 对 一台 １ １ ０ ｋ Ｖ主 变进行 油色 谱异常数据进 行分析 。 关键词 ： 变压器 ； 油色谱 ； 过热性 故障； 分析 中 图分类号 ： Ｔ Ｍ８ ５ ５ 文献标 识码 ： Ｂ 文章编号 ： １ ０ ０ ４ — ７ ３ ４ ４ （ ２ ０ １ ３ ） ２ ３ — ０ ０ ８ ９ — ０ ２
引 言
油中溶解气体分析 的 目的是 了解充 油设备的现状 ， 了解 发生异常和 故障 的原 因， 预 测设备未 来的状态 ， 以便将 设备维修方 式 由传统 的定期 预防性维修改革 为设备状态检修 ， 即预知维修。因此 ， 通过油 中溶解气体 分析来 检测设备 内部潜伏性 故障 ， 了解故障发 生原 因， 不断掌握 故障发 展趋 势 ， 提 供 故 障 严 重 程 度 的信 息 ， 即 时报 警 。
110kV变电站变压器保护及故障问题探讨
王 拓
李 艳 ｚ
陕西省地方电力 （ 集团） 有限公司咸阳供电分公司 陕西省 咸阳市 ７ １ ２ ０ ０ ０ ２ ． 陕西省地方 电力 （ 集团） 有限公司乾县供电分公司 陕西省 乾县 ７ １ ３ ３ ０ ０ ］ 摘 要： 随着我 国电力事业 的发展 ， 全国各地 的变 电站容量都有所 增加 ， 人 们对供用 电的安全性 和可靠性提 出了更高 的要求 。近 年 来， 在我 国的多处 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变电站 中出现 了主变压 器烧毁 以及 变 电站 全停等严重 的电力故 障。为了确保供 电安全 ， 本文对 导致我 国 １ １ ０ ｋ Ｖ变 电站变压器故障 的原因进行简要分析 ， 并针对这些 问题提 出 了一些解决措施 。 关键词 ： １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电站 ； 变压器保护 ； 故 障措 施 中图分类号 ： Ｔ Ｍ６ ３ 文献标 识码 ： Ｂ 文章编号 ： １ ０ ０ ４ — ７ ３ ４ ４ （ ２ ０ １ ３ ） １ ８ — ０１ ５ ８ — ０ ２
引 言
１ ． ２ 出口故障动稳定不能满足需求
从统计到 的数据可 以发现， 有很多变压器损坏 是由动稳 定不满足 要 随着我国社会经济水平不断提升， 我国 的电力事业取得 了较好 的发 其中阻抗在 １ ０ ％左右 的双卷变压器损坏情况是最严重 的。针 展， 兴 建 了 很 多 变 电站 ｌ ｌ ｌ 。 工 业 生 产 以及 人 们 的 日常 生 活 用 电 量 逐 年 增 求导致 的， １ ０ ｋ Ｖ侧短路容量 问题的重视程度， 加， 为 了适 应 人 们 对 供 电 的 需 求 ， 我国多处 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电 站 都 经 过 相 应 的 对这种现象 ，电力单位需要提 高对 １ 在 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 增容改造。随着运行时间的增加， 相关电力 设备逐渐老化 ， 近年来发生了 并针对 相关 电力设备的性 能按照一定的周期进行严格的校验 ， 或者 使用 串联限流电抗 多起严重的电力故障， 例如变 电站全停、 主变压器烧 毁等 。这严重影响了 短路容量较大 的变压器中采用分列运行 的方式 ， 推广使用变电站出 口２ ｋ ｎ的 １ ｉ １ ０ ｋ Ｖ架空线路绝缘化改造等措施 。 供电的安全性， 更制约 了我国 电力事业 的发展 。为 了确保供 电的安全性 器， ＿ ３ 设 备 质 量 不 过 关 和可靠性， 促进我国电力事业安全 、 稳定地发展 ， 必须针对我 国 １ １ ０ ｋ Ｖ变 １ 在几处发生事故的 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电站 中， 都存在设备 老化 以及运 行时间 电站 变 压 器 故 障 采取 一 定 的解 决措 施 。 长 的 问题 ， 这 说 明设 备 的 质 量 对 变 电站 变 压 器 的影 响 较 大 。因此 ， 需 要 选 １ 变 电站 变压 器故 障原 因 用通过短路冲击试验且运行比较好 的变压器 ， 还要注意参数的选择日 。为 根据相关的资料 统计， 我国电力系统特 别是 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变电站发生 了多 了更好地减 少设备故障，还 可以适 当提 高双卷变压器的短路阻抗值 ， 例 起变 电站全停 以及主 变压器烧毁 的事 故。根据调查分 析，发生事 故的 如将 ４ ０ ＭＶＡ双 卷 变 选 １ ４ ％， 从 而 提 高 双 卷 变压 器 的抗 冲 击 能 力 。 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电 站 的 地 位 都 较 为 重 要 ， 而 且都经过 多次增容 改造， 设 备 运 行 的时间较长， 老化现象较 为严重 ， 在我 国 １ １ ０ ｋ Ｖ变 电站中具有代表性。 对 ２ 变压 器 的后备保 护措 施 发生事 故的 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变电站进行分析发现 造成 １ １ ０ ｋ Ｖ变 电站变压 器故障 ２ ． １ 切 除低 压 侧 母 线 的 故 障 的原 因主 要 有 以下 几 点 ： 切 除低压 侧母线 的故障是变 压器后备保护的重要措施之一 ， 由于变 压器低压侧近 区会出现短路 的情况 ， 一旦受到大 电流 的多次冲击 ， 会在 １ ． １ 电网 结 构 和 运行 方式 不 合 理 导 致 变 压 器 烧 毁 。另外 ， 因为 变 压 器 对统计到 的资料进行 分析发现 ， 电网结构和运行方式对变 电站可靠 很 大 程 度 上 破 坏变 压 器 的 稳 定 性 ， 会使变压器 内部情况受到严重 的损害 ， 导致 变压器 性 的影 响较大 。在变 电站全停 的事 故中， 有 很多就是 由于系统电源部分 低压侧长 时间短路， 变压器对瞬间冲击电流的抗击能力较差 ， 不 能长 故障导致的 。 例如 ， 在某变 电站中， 虽然 ２条 １ １ ０ ｋ Ｖ的进线均来 自不 同的 出现故障。一般情况下， 因此 ， 应该以切除低压侧母 线的故障 为继 电保 变 电站 ， 但是这 ２条线双 Ｔ接并经过同杆并架再进入另外一处 １ １ ０ ｋ Ｖ变 时间接 受大 电流的冲击 ， 电站 ， 这种 方式降低 了电源 的可靠 性 ， 当同杆 并架的 ２条 Ｔ接线 异名相 护 的重 要 措 施 。 短路时 ，该 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电站就出现全停现 象。因此 ，在地位较 为重要 的 ２ ． ２ 加 强 对低 压 侧 的双 重 保 护 以及 断路 器 失 灵 现 象 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变电站 中， 要尽 量使用相 互独立、 不会 互相影 响的双 电源 作为供 变 电器低压侧 的双重保护得不到保 障或断路器 在工作过程 中 出现 电电源 ， 在运行方 式上 ， 要采用ｒ 一个供 电、 另一个 备用的方式 ， 还 要尽量 失灵 的现 象是变压器后 备在 工作过程中常见 的一种 现象 ， 因此 ， 及 时采 完善备用 电源 自动投入装置 。 取有效的措施对这两面的问题进行解决刻不容缓［ ５ ３ 。通常情况下， 变压器
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。
某110kV主变有载开关油位异常原因分析 侯向宏
某110kV主变有载开关油位异常原因分析侯向宏摘要：运行人员发现110kV某变电站1号主变有载开关油位异常，油位指示刻度为0，发低油位报警信号，安排检修人员进行补油，有载开关油位加至刻度4，次日，运行人员发现有载油位刻度有所下降，油位指示刻度3.5，对该站1号主变取油样，油色谱试验中发现乙炔含量突增到5.142μL/L（上次试验时间为2016年1月20日，乙炔含量0.154μL/L），超过规定的注意值5μL/L，其它气体未见明显变化。
根据油色谱试验数据、高频局放测试结果及有载开关油位变化情况综合分析，初步判断该变压器存在有载开关油室内漏缺陷。
关键词：变压器；有载开关；油位异常；内漏1 故障试验情况主变及有载开关的绝缘等试验正常，认真分析该主变本体油中乙炔异常试验结果，可以发现有以下特点：（1）油中乙炔成分变化明显，数值异常；（2）单一乙炔成分变化异常，呈阶段性；（3）氢气、一氧化碳及二氧化碳成分变化不明显；（4）总烃变化不明显；（5）主变及有载开关的绝缘等试验正常；（6）主变压器本体油中乙炔异常之前，主变本体及附件各方面正常。
我们认为主变压器本体内部出现放电等缺陷的可能性极小。
原因如下：“火花放电”、“油中电弧”“油中和纸中电弧”等形式中都会伴有相当程度的氢气成分，有的还伴有一氧化碳及二氧化碳成分，总烃也应随之变化，而实际试验结果是单一乙炔成分变化异常。
主变及有载开关的绝缘等试验正常，在下的长时试验期间局部放电量的连续水平为300pC，试验结果正常。
2 故障分析过程该主变储油柜为波纹式储油柜，波纹储油柜的波纹管内腔是与大气相通的气囊，其左端为自由伸缩的活动端，右端通过焊接与端板固定并将油腔封闭。
绝缘油在波纹管外部和外壳体之间，通过下部连接口与变压器油箱相通。
波纹管内部为空气，通过右端呼吸口与外界大气相通，当绝缘油随温度变化产生体积膨胀或收缩时，促使波纹管伸缩，从而改变内油腔大小，实现在全密封条件下的体积补偿。
某公司110kV变电站1#主变压器故障分析
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谰： 差 动保 护 ； 故障录波 ； 三相 短路 Ｉ 弧 光 放 电
文献标识码： Ａ 文章编号 ： １ ０ ０ ０—５ ９ ０ ０ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ３— ０ １ Ｉ ５—０ ４
中圈 分 类 号 ： Ｔ Ｍ４ １
Ａｎａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ Ｎｉ ｎ ｇ ｂ ｏ Ａｒ ｅ ａ ｏ ｆ ａ Ｓ ｔ ｅ ｅ ｌ Ｐｌ ａ ｎｔ
［ Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ］ Ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｌ ｆ ａ ｕ ｌ ｔ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｍａ ｉ ｎ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｍ ｅ ｒ ｈ ａ ｐ ｐ ｅ ｎ ｅ ｄ ｉ ｎ ａ ｓ ｔ ｅ ｅ ｌ ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｙ ａ ｒ ｅ ａ ｏ ｆ Ｎｉ ｎ ｇ ｂ ｏ １ １ ０ ｋ Ｖ ｓ ｕ ｂ —
变 压器 是 电力系统 中最 重要 的设 备 ， 担负着 能量转 换 、 电力传输 的重任 ， 既 降低 了电力传输 的成本 ，
又 可 以满足各 类 电气设 备对 电压等 级 的需 要［ １ ］ ． 变 压器 的安全 正常运行 ， 直接 关系 到整个 电力 系统 的可
靠性 ． 如今 ， 随着 电气技术 的快 速发 展 ， 超 高压 主变压器 的应用 越来越 多 ， 一旦 出现故障 ， 影响 面极 广 ， 因
ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ １ ． Ｔｈ ｅ ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｏ ｆ ｃ ａ ｕ ｓ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｓ ｅ ｒ ｉ ｏ ｕ ｓ ｉ ｎ ｊ ｕ ｒ ｙ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｍｉ ｃ ｒ ｏ ｃ ｏ ｍｐ ｕ ｔ ｅ ｒ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｗｅ ｒ ｅ
一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析
一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析论述某110kV变电站1号主变由于主变低压侧避雷器故障引起主变差动保护动作的故障，并对故障进行了分析及对策探讨。
标签：主变；差动保护；避雷器；故障分析变压器是电力系统中最重要的设备之一，它的正常运行与否直接影响电力系统的安全稳定运行。
主变差动保护是变压器的主要保护手段；基本原理是反应被保护变压器各端流入和流出电流的差，在保护区内故障，差动回路中的电流值大于整定值，差动保护瞬时动作；而在保护区外故障，主变差动保护则不应动作，其主要反映变压器内部相间故障、高压侧单相接地短路及匝间层间短路故障，其保护范围亦涵括变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分。
本案例发生在某110kV变电站，雷雨天气时，由于主变低压侧避雷器故障，产生的不平衡电流使主变差动动作。
1 故障前110kV变电站系统运行方式某110kV变电站正常运行情况下：有110kV、35kV、10kV三个电压等级，事故当天，运行方式为：该变电站110kV 152开关热备用，110kV 153开关运行，通过110kV分段112开关110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。
1、2号主变并列运行。
35kV、10kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。
2 事件经过×年×月×时58分，该站主控室警铃喇叭响，控制屏“差动保护动作”光字牌亮，1号主变三侧断路器绿灯闪光，1号主变三侧负荷指示为零，保护装置显示：差流越限告警信息。
1号主变RCS-9671B差动保护装置动作信息：X年X月X日21：01分09MS，1号主变比率差动动作。
动作电流5.51Ie，相别为BC。
1号主变差动保护跳110kV101、35kV501、10kV901开关。
3 事故处理检查情况二次检修班负责人接到地调通知该站1号主变差动保护动作情况后立即出发到达现场。
经检查1号主变保护装置故障报文为BC相短路，比例差动动作，故障电流5.51倍Ie，动作时间X月X日21时01分。
110KV变电站投产阶段缺陷原因分析及处理措施
110KV变电站投产阶段缺陷原因分析及处理措施110KV变电站是电网中重要的控制节点，其投产阶段的缺陷问题对电网运行安全和稳定具有重大影响。
为了确保110KV变电站投产后可以正常运行，及时排除缺陷问题，保障电网运行安全，下面将对110KV变电站投产阶段的缺陷原因进行分析，并提出相应的处理措施。
一、缺陷原因分析1. 设备质量问题110KV变电站的设备包括变压器、断路器、隔离开关、电缆等，这些设备的质量直接影响到变电站的运行稳定性和安全性。
在投产阶段，设备的制造质量问题是一个重要的缺陷原因之一。
2. 施工质量问题110KV变电站的施工质量直接关系到设备的安装、接线等工作，如果施工质量不合格，可能导致设备故障、绝缘击穿等问题，影响变电站的正常运行。
3. 调试工艺问题110KV变电站在投产阶段需要进行调试工艺，这涉及到开关操作、设备压力测试、参数调整等过程。
如果调试工艺不合理或者操作不当，可能导致设备损坏、故障等问题。
4. 人为因素人为因素包括操作不当、管理不到位等问题，这些因素可能会影响到110KV变电站的安全运行。
二、处理措施提出1. 设备质量问题处理对于设备质量问题，可以通过加强对设备供应商的管理，加强设备质量监督检查，确保设备质量符合要求。
在检查设备时，要特别关注设备的工艺合格证、检测报告等质量证明文件，如果发现质量问题，及时进行整改。
建立设备质量追溯制度，对设备质量进行跟踪追溯，确保设备质量可溯源、可审查。
2. 施工质量问题处理对于施工质量问题，可以通过加强对施工单位的管理，加强施工过程监督检查，确保施工质量符合要求。
在监督检查中，要特别关注施工单位的施工方案、工艺流程等文件，对施工过程进行全程跟踪监控，并对施工单位的施工人员进行技术培训，提高他们的专业水平。
3. 调试工艺问题处理对于调试工艺问题，可以通过加强对调试过程的监督管理，确保调试工艺符合要求。
在调试过程中，要编制详细的调试方案，并对调试人员进行培训，提高他们的操作技能。
110kV某变电站1号变压器故障原因分析
１ ２ ｌ２ ５ ６． ２４ 正 常
表 ２ 事 故 后 绕 组 直 流 电 阻 测 试 数 据 高 侧
自然 冷 却 方 式 ， 时 对 油 枕 进 行 改 造 。 同 Ｃ Ｎ 实测值
７ ０． ８ ９ ７ ８． ６ ５ ７ ６． ５ ６ ７ ４． ４ ５ ７ ２． ３ ６ ４ ８ ５． ６ ５ ４． ４ ６ ７． ４ ７ ８． ４ ７ ９．
Ｃ２ ２ Ｈ
２ ０ 年 ６月 ２ ０７ ７日 浓度（ Ｌ １ ． ／）
ｌ ． １１ ２ ９． ７ ９ ９ ２ ５． ８ ５７ ７ ｌ ５ ０．４ ０． ０ ０ ２． ４ ３
Ｏ． ０ ０
２０ 年 ５ ２ ０８ 月 ２日
１ ４ ８． ８ ３ ９． ２ ５ １ ３ ６ ６ｌ ４ ９． ７． ３ ７ ０． ０ ０ ｌ ４ ３． ６
Ｉ母 失 压 ， 用 电消 失 。１ 站 ＃主 变 保 护 测 控 屏上发“ 本体 重 瓦斯 ” “ 体轻 瓦 斯 ” “ 、本 、 差
将 ＃ ｌ 变 转检 修状 态 后 ， 初 步 检 查 主 经 ＃ｌ 主变 差 动 保 护 区 设 备 无 异 常 ， 体 瓦斯 本
表１ ２０ ０ ７至 ２ ０ ０ ９年部 分 油化验数据
Ｏ． ０ ０
判 断 本 次 事 故 为 主 变 今 体 内 部 故 障 引起 ，
保 护 动 作 正 确 。 即 安 排 全 面 试 验 及油 化 随
验 ， 、 采 样 化 验分 析 结 果 是 总烃 、 气 、 油 气 氢
乙 炔 等 重 要 指 标 全 部 严 重超 标 ， 一 步 判 进 明 主 变 本 体 内 部 有 故 障 ， 排 次 日对该 主 安
相别 分按
ｔ ２ ３ ４ ５
110kV伽师变1号变压器轻瓦斯频繁告警缺陷的处理与分析
2011年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文110kV伽师变1号变压器轻瓦斯频繁告警缺陷的处理与分析新疆疆南电力公司王海飞如斯坦许贵民摘要：变压器轻瓦斯告警缺陷原因复杂多样，反映出变压器内部的有载开关、呼吸器、瓦斯继电器与油枕之间管路的安装，设备运维等存在的问题。
本文针对疆南电力公司一起主变轻瓦斯告警缺陷进行深入分析产生的原因、防范措施和对检修、运行维护方面提出意见和建议，保证变压器安全可靠运行。
关键词：变压器轻瓦斯有载调压呼吸器缺陷前言疆南电力公司现有110kV及以上变电站32座，其中110kV及以上主变58台，其中220kV变压器7台，变电容量870千伏安，110kV变压器51台（水电8台），变电容量1348.1千伏安，其中在运老旧，薄绝缘、铝线圈在运时间超过20年变压器共计8台（水电4台），容量130.5千伏安，占变电总容量的9.6%。
其中有载调压变39台，无载调压变12台（水电8台），占变压器总数的20.6%。
容量179.1千伏安，占变电总容量的13.2%。
变压器作为变电站的主设备，运行的安全直接影响供电的可靠性。
2011年疆南电网共发生变压器缺陷17起，其中变压器轻瓦斯告警5起，占缺陷总数的29%，变压器渗油、油位低3起，有载开关缺陷4起、氢气超标3起。
针对疆南电力公司2011年110kV伽师变轻瓦斯频繁告警缺陷的处理分析如下：一、缺陷特征疆南电力公司110kV伽师变2号主变型号为SSZ9-31500/110，2009年6月29日投运，有载开关型号为GWDIII-400/72.5C-10，浙江三变科技股份有限公司生产。
110kV伽师变2号主变2010年07月20日在投运近一年后出现第一次轻瓦斯告警信号，经取油样分析对比未发现异常，采取排气处理后信号复归。
此后110kV伽师变2号主变有连续7次发生轻瓦斯告警信号，特别是2011年6月19日一天连续发生3次告警信号。
轻瓦斯告警频度的增加反应出变压器内部溶解气体和产期速率均已达到饱和。
主变变低开关拒动故障跳开中压侧母联开关事故分析与改进
主变变低开关拒动故障跳开中压侧母联开关事故分析与改进摘要：结合实际，重点介绍了某110kV变电站主变变低开关拒动故障跳开中压侧母联开关事故原因、保护整定方案及解决措施。
关键词：变电站；主变；拒动故障；原因；改进1.故障情况某110kV变电站#1主变低压侧10kV母线由于受潮原因造成母线三相间短路。
故障发生前变电站运行方式如图1所示：110kV进线Ⅰ121开关运行，进线Ⅱ122开关热备用，#1、#2主变运行；301开关、302开关、300母联开关运行，35kV系统无外接电源；501开关、502开关、500母联开关运行。
10kVⅠ母TV运行，Ⅱ母TV运行。
如图1所示图1 故障发生前变电站运行方式主接线示意图故障发生后现场相关保护状态为：a）10kV500母联保护动作，552ms过电流Ⅰ段动作跳低压侧500母联开关；#1主变低后备保护动作，1023ms复压过电流Ⅰ段动作跳低压侧500母联开关；1235ms复合过电流Ⅱ段动作，跳开#1主变低压侧501开关（开关拒动）；b）35kV300母联保护动作，1230ms过电流Ⅰ段动作跳低压侧300母联开关；#1主变中后备保护动作,1232ms复压过流Ⅰ段动作，跳开中压侧300母联开关；#2主变中后备保护动作，1223ms复压过流Ⅰ段动作，跳开中压侧300母联开关。
c）#1主变高后备保护动作,1533ms复压过流Ⅰ段动作，跳开三压侧开关，隔离故障点；d）变电站35kV系统Ⅰ、Ⅱ段负荷重且分配不平衡，300母联开关跳开后，Ⅱ段母线所带负荷已超过#2主变过负荷联切自动装置动作值，主变过负荷联切动作，按级按轮切除Ⅰ段所带负荷，造成负荷损失。
结合现场故障调查结果，变低501开关柜发生三相短路，主变中压侧35kV母线及线路未发生故障。
2. 35kV300母联开关跳闸原因分析2.1故障电流路径低压侧相间短路引发的母线相间短路，故障电流可分为两路流向故障点，如图2所示：图2低压侧相间短路时A、B两相故障电流流向示意图a）第一支路故障电流通过#1主变高压侧后传变至低压侧，流向故障点。
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110kV某变电站1号变压器故障原因分析
摘要:对某变电站1号变压器故障前后的状态进行描述,并对试验数据进行了分析,从而找出导致故障的根本原因,提出相应的预防措施。
关键词:变压器故障试验数据原因分析
1 事故简要经过及处理情况
2009年10月2日20时59分,110kV某变电站＃1主变差动保护、本体重瓦斯动作出口跳＃1主变三侧开关,造成35kV母线、10kVⅠ母失压,站用电消失。
1#主变保护测控屏上发“本体重瓦斯”、“本体轻瓦斯”、“差动保护动作”、“PT回路异常”信号。
将#1主变转检修状态后,经初步检查#1主变差动保护区设备无异常,本体瓦斯继电器内部存在大量可燃气体,为此初步判断本次事故为主变本体内部故障引起,保护动作正确。
随即安排全面试验及油化验,油、气采样化验分析结果是总烃、氢气、乙炔等重要指标全部严重超标,进一步判明主变本体内部有故障,安排次日对该主变进行全面电气试验。
2 主变基本情况及故障前的试验情况分析
(1)#1主变基本情况:型号:SS7-40000/110,出厂日期:1989年7月,1990年投入运行,强油循环冷却方式,制造厂家:保定天威股份有限
公司。
2005年对该主变进行改造性大修,将强油循环冷却方式改为自然冷却方式,同时对油枕进行改造。
该主变上次预防性试验时间是2007年4月16日,油化验时间是2009年5月12日,事故发生时均在规程规定周期内。
(2)故障前的试验情况:从该主变2007年4月16日预防性试验报告分析,没有发现异常情况;从2007至2009年这三年油化验报告分析,反映油是否受潮的重要项目(闪点、水分、击穿电压等)均在合格范围内,反映变压器内部主绝缘情况的总烃、氢气、乙炔等重要数值没有异常或突变,且均在合格范围内,只有二氧化碳气体逐年有所增长,此项数值在规程中没有强制性规定,根据油、气化验导则总烃、氢气、乙炔三项重要指标未超标时,不予以进行三比值对比分析,伴随着固体绝缘明显老化在油中存在的一氧化碳、氢气等气体均没有增长,故油化验分析为固体绝缘属正常老化,不影响设备安全运行。
2007至2009年部分油化验(试验)数据如表1。
3 对#1主变事故后电气试验、油气化验报告分析
(1)电气试验:根据2009年10月3日电气试验报告分析,变压器中、低压侧各项指标没有发现异常情况,铁芯对地绝缘没有明显降低,但高压侧绕组直流电阻不平衡率最高达64%,严重超过规程规定2%,其原因是高压侧C绕组直流电阻比其它两相明显增大,与2007年预防性试
验报告对比变化较大。
进行变压器变比试验时,中压对低压侧正常,高压对中压侧、高压对低压侧无法测试,因此判定高压侧C绕组有匝间短路现象,低压侧绕组直流电阻不平衡率达1.39%,超过规程规定1%。
如表2。
绕组直流电阻测试:实测电阻(电阻单位:mΩ;温度单位:℃)。
(2)油气化验。
根据2009年10月3日油气化验报告分析(见表3),总烃、氢气、乙炔等重要数值严重超标,并经三比值对比分析,初步分析判断变压器本体存在低能放电、固体绝缘之间油击穿的情况。
4 吊罩检查情况
由于事故前试验、化验报告没有发现绝缘异常征兆,为了进一步查清故障原因,决定马上联系制造厂家派技术人员到现场对主变进行吊罩检查。
2009年10月7日上午对该#1主变进行吊罩检查,发现在变压器瓦斯继电器连通管内有水流出,连通管底部有明显锈迹,器身内部铁厄上有明显水迹,高压侧绕组绝缘纸表面有水分,器身大盖靠近瓦斯继电器连通管处内壁挂有水珠,C相高压绕组匝间绝缘击穿,高压线圈中部辐向变形,线圈匝间纸绝缘鼓泡,判定线圈绝缘进水受潮造成匝间绝缘
击穿。
初步分析,水应从主油枕内流入瓦斯继电器连通管,主油枕可能有渗漏点。
随后对油枕进行解体检查,发现油枕内的气囊底部有大量水迹及锈迹,油枕侧面大盖箱壁处和大盖底部有大量锈迹,气囊、外部连通管及连通管接口无漏点。
经仔细查找,最后发现是大盖密封圈在装配时,由于装配质量问题,密封圈压在枕壁突出沿边上,造成密封不良,而此部位恰好在变压器正常油面高度上方,没有渗漏油,故平时无法及时发现。
5 事故原因分析
根据事故前、事故后该主变的油、气采样化验结果和电气试验结果分析、比较,结合主变吊罩检查和油枕进行解体检查情况,本次事故原因是由于厂家在2005年9月进行该主变改造性大修对主油枕改造时,在油枕侧面大盖密封圈安装中存在安装质量问题,造成主油枕密封不严向内渗水、高压侧C相绕组匝间纸绝缘受潮而发生绕组匝间绝缘击穿短路。
6 暴露问题
(1)大修、改造工程验收中存在漏洞,对一些平时无法监控又不易
发现的安装质量问题没有把好关。
在2005年9月厂家对#1主变进行改造性大修中,对#1主变的油枕做了相应改动,同时也更换了油枕的密封胶圈,可是在压接密封胶圈时因工艺问题,造成密封胶圈封闭不到位。
2005年10月该主变改造完工验收时,因受限于现场条件,没有对油枕进行拆盖检查,未能及时发现该事故隐患,导致此次事故的发生。
(2)大修、改造工程的现场验收标准不够规范,有待进一步细化和表格化。
7 整改及防范措施
(1)加强设备安装、改造、大修工程验收环节的管理,特别是上述工作过程中隐蔽部分的验收,确保设备安全运行。
(2)规范设备安装、改造、大修工程的现场验收标准,组织相关专业技术人员编写设备安装、改造、大修工程现场验收标准,尽可能细化和表格化,确保无漏项、不留下事故隐患。
(3)总结本次事故经验教训,举一反三,强化技术监督职能,加强对试验结果的分析管理。
特别是在恶劣的气象条件下,可缩短周期对一些设备进行个别项目的补充性试验和追踪检查,及时发现设备隐含的缺陷、隐患,为设备把好脉,防止突发性事故的发生。
针对近期连续多雨潮湿天气,对各变电站主变(特别是运行年限较长者)的本体绝缘油
全面抽样进行油化验工作,及时掌握各变压器中反映绝缘油品质的各类气体含量的变化情况,避免类似事故发生。
(4)加强主设备的状态评价工作,根据评价结果和现场实际情况,必要时应缩短试验周期。
且对试验结果虽在合格范围,但经比较有变化的结果、数值,要认真加以分析和定期追踪比对,找出变化规律,及时发现设备的安全隐患。
(5)对变压器等大型主设备加快推广实施安全在线监测,实时监视设备的运行情况,及时采集故障前兆信息和判断设备可能会发生的故障,提前采取措施,避免设备事故的发生。
参考文献
[1] 陈化刚.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].中国水利水电出版社,2009.。