发变电站保护动作及事故跳闸分析表
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。
220kV变电站事故跳闸案例分析
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一
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２０１６．
３５ ｋＶ进线
２２０ ｋＶ进线
图 １ ２２０ ｋＶ变 电站主接 线
３５ ｋＶ进 线
一 国 一
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电力安全技术
第１３卷（２０１１年第９期）
Ｂ套 高 、 中后备 间 隙过 流 出 口，２号 主 变三 侧 断路 器及 ｌ号主变 １１０ ｋＶ侧断路器跳闸，ｌ１０ ｋＶ Ｉ，ＩＩ 段母 线失压 。
现场施工人员对客户侧 （权永线线路对侧 ）ｌｌ０ ｋＶ 降压 变 电站开 展 核 定 线路 相位 工 作 ， 隔离开 关 对 核 相 杆 放 电 ，核相 杆 被 击 穿 ，造成 线路 Ａ 相 短 时接地 。但 站 内权永 线线 路保护 未动 作 ，而 １号主 变 Ａ，Ｂ套 中后 备 零序 方 向 ２２出 口 ，２号 主变 Ａ，
（１） 电流互感器本体二次接线盒 内接线错误 ， 使 电流 回路在 电流 互感器 本体 内被短 接 ，造成 电流 不能流进 保护 装置 ；
（２） 线路在 投产 后 没有进 行 带负荷 电流极性 测 试工作 。
５ 事故发生原 因
（１）施工人员在核定 １ １０ ｋＶ权永线线路相 位 时 ，错误地使 用 １０ ｋＶ核 相杆进 行核相 ，导 致隔 离 开关对核相杆放电，造成 １０ ｋＶ核相杆被击穿，权 永 线 Ａ 相短 时接地 。
提 出了预 防措 施 。 ［关键 词 ］２２０ｋＶ 变 电站 ；断路 器 ；中性 点 ；跳 闸
随着 电网技术 的发展 ，各 种 电气设 备 的 自动 化 程 度 也越 来越 高 ，对 变 电站安 全管 理的 要求 也随 之 提高。在变 电站改扩建施工及新设备投产过程 中， 由于施 工单 位安 全管 理混 乱 、验收 工作 现场 把关 不 严 等原 因 ，极易 引起 事故跳 闸 ，影 响 电网安全 稳定 运 行 。
110kV变电站主变跳闸事故分析及处理
110kV变电站主变跳闸事故分析及处理发布时间：2023-02-06T02:26:27.499Z 来源：《中国科技信息》2022年第9月第18期作者：陈文文陈雨东[导读] 110KV电压在我国电力系统中占据比较大的比例陈文文陈雨东国网安康供电公司陕西安康 725000摘要：110KV电压在我国电力系统中占据比较大的比例，因此供电企业要重视110kV变电站的运行安全。
110kV变电站经常发生主变跳闸，对电力正常运行造成了很大的影戏。
因此在实际的工作中，变电站要加强110kV变电站主变跳闸安全处理，保证变电站的安全性。
本文主要分析了110kV变电站发生主变跳闸事故发生的原因，以及故障发生以后如何处理。
关键词：电力系统；110kV变电站；主变跳闸事故变电站发生主变跳闸会影响电力的正常运行，甚至会产生对外限电。
因为变电站发生主变跳闸，变电站调度工作人员为了保护变压器，按照调度规定：变压器瓦斯以及差动保护动作跳闸，在没有查明故障发生原因以及消除故障之前，是不能送电的。
本文主要分析一起110kV变电站主变跳闸事故的原因和事故处理过程，希望能提供一点借鉴意义。
一、110KV主变电站主变跳闸事故该110KV主变电站情况是有3台3圈变压器，有三个电压等级分别是：10KV、 35KV 、110KV。
110KV电压侧为线变组接线方式，35KV 电压有甲乙丙三段母线，三段母线之间用分段开关连接，10KV电压侧有四段母线：甲、乙I、丙、乙II。
这四段母线之间也是用分段开关进行连接。
35KV电压、10KV电压甲母线以及#1主变都没有送电。
图1是110KV主变电站接线平面图：按照正常的运行方式是电站进线乙供#2主变及10KV乙I和乙II母线，110KV进线甲供#3主变、35KV乙、35KV丙、10KV丙母线和35KV 丙母线分段开关合环，10KV乙II、丙分段开关解环，10KV分段设备备受投入。
受电压容量限制，#2主变线如果同时供三段母线负荷过重问题，所以10KV分段投具连切开关，可以进行备自投动作，而且能同时拉开#2主变10KV乙I侧的开关，同时还能合上10KV甲乙I段开关。
电力故障跳闸事故分析报告
• 引言 • 事故原因分析 • 事故影响 • 事故处理和恢复 • 预防措施和建议 • 结论
01 引言
事故概述
事故类型
电力故障跳闸事故
事故影响范围
整个城市及周边地区
事故原因初步判断
设备老化、恶劣天气、人为操作失误等
事故发生时间和地点
时间
XXXX年XX月XX日晚上XX点至XX点
01
02
03
04
05
加强设备巡检和 维护
定期对电力设备进行全面 检查和维护，确保设备处 于良好状态。
提高操作人员技 能和素质
加强操作人员的培训和考 核，确保其具备专业知识 和技能。
建立应急预案
制定电力故障跳闸事故应 急预案，明确应急处置流 程和责任分工。
加强与相关部门 的沟通与…
提高公众安全意 识
与政府部门、企事业单位 等加强沟通与协作，共同 应对电力故障跳闸事故。
对电力设备进行定期检查，确保设备处于良好状态，及时发现并 处理潜在故障。
及时维修和更换损坏部件
一旦发现设备部件损坏，应及时进行维修或更换，防止故障扩大。
建立设备维护档案
对设备维护和检修过程进行记录，以便对设备状况进行跟踪和管理。
提高人员素质和操作技能
培训操作人员
定期对操作人员进行培 训，提高他们的专业技 能和安全意识，确保他 们能够正确、安全地操 作电力设备。
电网稳定性下降
跳闸可能导致电网负荷转移，使其他 线路或设备过载，进而影响整个电网 的稳定性。
对用户的影响
生产生活受阻
电力故障跳闸可能导致企业生产 停顿、居民生活不便。
经济损失
由于停电导致的生产损失、设备 损坏以及生活不便可能带来一定
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
发电机励磁过负荷保护动作跳闸事故分析及处理
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发 电机励磁 过负荷保护动作跳 闸事故分析及 处理
甘 发 永
（ 广东省连州粤连 电厂有限公 司连州发 电厂 ， 广东 连 州 ５ ３ ０ ） １４ ０ 摘 要 ： 通过对发 电机励磁绕组过 负荷（ 反时限 ） 护动作跳机的事故分析 ， 出了事故原 因和问题所在 ， 保 找 进而对励磁调
电源 开 关 ６ １跳 闸 ，２发 变组 出 口开 关 ２ ０ 、 ＭＫ ４ ＃ ２２ ２ Ｆ
４ 试验检查及故 障分 析
４１ 对 ＃ 组调 节器 进行 了通 道模 拟量试 验 、 能试 ． ２机 功 验 以及 整 组试 验 ａ 先对 ＃ １首 ２机组 调 节器 的机端 电压 “ Ｆ Ｕ” 、 Ｕ 、 ’机
１ 事故前状态
２ １ 年 ９月 １日 ２ ：７＃ ０１ ０ ５ ，２机组 带 １３ ＭＷ 负 荷 ０ 调 峰运 行 ，２ Ｖ 、 母 电压 ２９ ｋ ＃ ２ ０ ｋ ＩＩ Ｉ ３ Ｖ，２发 电机 定 子
电压 １ ． ｋ 定子 电流 ４２ ｋ 有 功 １３ ＭＷ， 功 ５ ４１ Ｖ， ． Ａ， ０ 无
为“ 励磁绕组过负荷 ， 时限动作” 随后 又发 出“ 反 ， 发变 组差动保护动作” 告警 ， 保护室 Ａ柜保护显示 ：励磁过 “ 负 荷 定 时 限 ” “ 磁 过 负 荷 反 时 限 ”Ｂ柜 保 护 显 示 ： 、励 ； “ 发变组 差 动 ” 面检查 ＃ 。全 ２发变 组 系统和 厂用 电系统 未 发现 异 常情况 。测量 ＃ 磁变 ２ Ｂ高压侧 （２主变 ２励 Ｌ ＃ ２ Ｂ低 压 侧 ）绝 缘 ： 相 ：７ Ａ ２ ０×１ Ｑ、 ０ Ｂ相 ：７ ２ ０×１ ０ Ｑ、 ｃ相 ：４ ２０×１ ｎ ，２励 磁 变 ２ Ｂ低 压 侧 绝 缘 为 ０ ＃ Ｌ ２ ×１ Ｑ ，２发 电机 转子 绝缘 １ ５ ０ ＃ ３×１ Ｑ ， ０ 绝缘 均 合 格 ， 明上述一次设备正常。由于 ＃ 机组跳机原因不 证 ２ 明 ， 要进 行 扩大检 查 。 需 ａ ２发变 组保 护 跳 闸报 文 显 示励 磁 过 负荷 （ 时 ）＃ 反 限 ） 护 动 作值 为 ２６ 动 作 延 时 为 １８４ ， 定 保 ． Ａ， ５ １．４ Ｓ整 动作值为 １ ５Ａ，２ （ ． １０ ｓ按照《 ８ 继电保护及 电网安全 自 动装置检验条例》 规定 ， 定值与动作值之间误差不得超 过 ±５ ；发 变组 保 护装 置 自动 打 印 了发 变 组差 动 出 ％） 口报 文 ， 没有 显示 动作 值 ； 但 ｂ ）励磁 过负 荷 （ 时 限 ）动作 时 间为 ２ 反 ０时 ５ ８分 ３秒 ３ ５ ０毫秒 ；２ ８ ２开关 跳 闸时 间为 ２ ０时 ５ ８分 ３ ６秒 ３ 毫 秒 ；４ 开 关 跳 闸 时 间为 ２ ６１ Ｏ时 ５ ８分 ３ ６秒 ２ ４毫秒 ； ２ ０ 、３ ２２ ６ １开关 跳 闸时 间为 ２ Ｏ时 ５ ８分 ３ ６秒 ４ 秒 ； ４毫 ２ ＭＫ跳 闸时 间 为 ２ Ｆ Ｏ时 ５ ８分 ３ ６秒 ６ ４毫 秒 ；２发 变 ＃ 组差动动作 时间为 ２ 时 ５ 分 ３ 秒 ８ 毫秒。 ０ ８ ６ ４ ｅ ）在 ２０ ２２开关 已跳 闸 ４ 、２ ０ｍｓ８ ２开关 已跳 闸 ８ １ ｍｓ２ ＭＫ跳 闸 ２ 后发 变 组差 动 保 护才 动 作 ， ，Ｆ ０ ｍｓ 主要 原 因是发 电机定 子及 励 磁变 高 压侧 还 有 电流 （ 由于差 动 保 护动 作 时 ＃ ２发 电机 发 出的 大量 无 功 电流 需 要 通 过 励 磁变 到 励磁 装 置氧 化锌 灭 磁 电 阻吸 收 ，所 以虽 然 此时＃ ２主变 高 压侧 开关 已跳 闸 ， 发 电机 定 子 电流 最 但 大 值还 有 １ ８ ，发 变组 差 动保 护动 作 瞬 间 的差 流 ． ８Ａ） ５ 最 大值 为 １ ８ ， ． ８ Ａ 而整定动作值 为 １ 发变组差 ５ ． Ａ， ２ 动保护 因 ＃ 发 电机无功 电流跳闸后存在 而导致保护 ２ 动 作 。另外 ， 厂发 变组 差 动保 护从启 动 到 出 口时 间约 我 为 ４ ｓ这 与现 场 检查 的 ２０ ０ｍ ， ２２开关 跳 闸和 差 动保 护 动作信号发出时差也相吻合 ，因此也可以判断发变组 差动保护是 因机组跳闸后的残余差流引起动作 的； ｄ＃ ） ２发电机定子三相 电流平衡 ，均为 １ ＃ ． Ａ， ５ ２ 主变 、２ ＃ 高厂变高压侧已无电流 ， 整个 １０ Ｓ ２ 故障录波 波形 图内未见故障短路 电流 ，即一次设备未发生相间 或接地短路故障， 绝缘均合格 ， 证明一次设备正常。
110kV变电站线路保护越级跳闸事故的分析
备 的 使 用 进 行 相 应 的 运 行 试 验 ，结 果 表 明未 发 现 任 何
较 为异 常 的情况 。对 ２ 号 线路 的各 方 面 ， 如故 障 时 的录
波 、保护 动 作及 其跳 闸情 况 进行 分 析 ，其线 路 的保 护动 作 是科 学合 理 的 。从 故 障 时 的录 波 方面 去看 ，其保 护动 作 发生 的时 间 也是准 确 且稳 定 的 。在 １ ． １ 秒和 １ ． ４ 秒 的时 间 段线 路分 段 及主变 开 关 分别进 行 跳 闸保护 动 作 及时避 免 故 障发生 。 在１ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 变 电站 主 接线 路 的新 城８ ６ ７ 线 路 分段 曾经 发 生 过 一起 短路 的 线路 故 障 ，且 性 质为 永 久性 ，主 要 原 因 是 近 期周 边发 生 雷 电 由此 导致 短 路事 故 发生 。在 其保 护 动作３ １ Ｉ ｍ ｓ 时进 行相 应 的跳 闸保 护 动作 ，跳 闸线路 在 １ 秒 后 进 行 重 合 并关 闭相应 的线 路 切 断 设备 。新城 ８ ６ ７ 线 路 分段 已存 在 了永 久性 质 的短 路类 故 障 ，因此 其保 护 装置 过流 加速 （ 于１ ５ ３ ５ ｍ ｓ ）、过 流一 段 （ 于１ ５ ７ ５ ｍ ｓ ）、 过流 二段 （ 于２ ７ ８ １ ｍ ｓ ）相 继 动作 ，但 开 关均 没有 跳 闸切 除故 障 ， 直 至 最 后２ ８ １ ７ ｍ ｓ 过 流 一 段 出 口开 关 跳 开 ， 故 障切 除 。在保 护 越级 跳 闸 的相应 重合 出 口，从 １ ４ ３ ０ ｍ ｓ 直 至 最 后 的线 路经 过一 段 出 口２ ８ １ ７ ｍ ｓ 之 时 ，两 者 之 间的 时差 大
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35kV变电站运行中故障跳闸的分析与处理
35kV变电站运行中故障跳闸的分析与处理摘要：在电力系统的运行当中，变电设备一旦发生故障就将严重影响该辖区范围内的居民中的正常用电，甚至会给变电站造成巨大的经济损失。
尤其是跳闸故障，轻则会影响到各种用电设备以及供电的正常运行；重则会导致震荡或者使得整个供电系统出现瘫痪。
关键词：35kV变电站运行；故障跳闸；处理措施1 分析跳闸故障1.1 线路问题导致的跳闸故障在电力系统中，其覆盖的范围区域较大，为满足覆盖区域内供电需求，需要铺设众多的线路，给管理带来了较大困难，特别是特殊性质的输电线路，为避免重大安全事故，通常都选择在偏远的地区来安装，比如郊区，可以预防对居民生活产生过大影响。
但是，由于偏远地区本身环境相对较为复杂，线路的维护、检修等都面临较大困难，经常容易出现巡检、维修与管理不到位的情况，线路的整理、检修工作缺乏，导致线路问题得不到及时发现，增加变电运行故障发生的概率。
此外，当线路周边环境有丛林时，受树木、雷电等因素影响，变电运行跳闸故障也十分容易发生，甚至会引发重大火灾，给用电安全造成极大威胁。
1.2 主变低压侧的开关跳闸通常会有开关误动、越级跳闸、母线故障这三种情况，而具体是哪种情况则要对一次设备、二次侧检查以后才能判断出。
如果只有主变压侧过流的保护动作，那么就可以排除开关拒动、开关误动这两种故障，如果想要弄清是越级跳闸还是母线故障，那么就要对设备进行全面检查。
在对二次设备进行检查的时候，要对设备保护装置进行重点检查；在对一次设备进行检查的时候，要重点检查过流保护范围的所有设备。
如果开关跳闸缺少保护掉牌信号，就要判断设备故障是因为保护动作没有发出信号，还是因为隐藏两点接地而造成开关跳闸的。
1.3 主变三侧开关跳闸故障分析通过对主变三侧开关的跳闸故障进行仔细的分析，导致其出现跳闸故障的原因主要是包括以下几个方面：设备的内部出现了故障、主变低压侧母线出现故障、主变低压侧母线存在短路故障等。
因此，为了防止其出现跳闸故障，变电技术人员和维修人员应该定期的对主变三侧开关进行定期的检查，采用瓦斯保护措施对其进行保护处理，防止出现上述几种问题。
变压器有载调压开关重瓦斯保护动作跳闸分析及举措
变压器有载调压开关重瓦斯保护动作跳闸分析及举措2013年11月2日11时43分28秒（集控班显示时间），胜芳站1号主变有载重瓦斯动作，跳开101、301、201三侧受总开关。
1号主变停运，345、245母联开关自投未投入，自投未出口。
跳闸情况分析如下：一、现场运行方式：111新胜一线、113策胜一线带110kV4号母线及1号主变运行，112新胜二线、114策胜二线带5号母线及2号主变运行。
145、345、245母联自投退出、2台主变分列运行。
二、事故过程及现场检查：（站内对时方式为后台监控网络对时，下列各动作时间均以站内监控时间为基准）11月2日阴转多云，雾霾天气，11时45分25秒，胜芳站1号主变有载重瓦斯动作，跳开101、301、201开关，变压器停运，当时负荷电流293A。
345、245自投均未投入。
11月2日事故前1号主变进行过6次A VC调档，时间如下所示：次数调档时间档位显示备注：第一次 05：01：59 11档→10档第二次 08：19：43 10档→11档第三次 08：38：22 11档→12档第四次 08：52：17 12档→13档第五次 10：57：46 13档→14档第六次 11：45：25 14档→13档在第六次调档到位后（14档→13档）有载调压重瓦斯动作，并且当天发生8次过负荷闭锁调压，保护装置定值整定为2.7A即一次电流324A时，过负荷闭锁有载调压。
跳闸前最后一次闭锁调压解除时间为11时27分05秒，11时45分有载重瓦动作时，未发生过负荷闭锁。
A VC无功调节与1号主变高后备保护均正确动作。
图1 过负荷闭锁调压报文由图2可知，1号主变有载重瓦斯非电量保护装置动作时间为16时15分12秒，经时间换算，动作时间为11时45分25秒，此时为1号主变有载调压由14档变为13档后同一秒。
图2 非电量保护动作报文截图经现场检查发现1号主变调压呼吸器有大量绝缘油喷出，呼吸通道顺畅，如图所示：调压油位正常约40℃。
发变组保护及自动装置动作统计分析月报表
报表单位： 年 月 日
序号
时间
被保护设备名称
保护装置类型
保护装置动作情况简述（包括一次系统情况，设备故障简历及对策）
装置的动作分析
不正确动作责任分析
备注
正确（不正确）
说明：1、本表适用于发电机、主变、高厂变、脱硫变、励磁变、启备变等主发电设备保护装置及同期、快切（备自投）、故录等自动装置
2、同期、快切等自动装置只进行不正确动作统计，故录装置只对保护动作后不正确录波进行统计
3、不正确动作责任分析填写：保护装置故障、电缆故障、CT（或PT）故障、定值错误、外部设备回路故障、人员因素
表：
一起35KV变电站主变有载重瓦斯保护动作跳闸的原因分析
一起35KV变电站主变有载重瓦斯保护动作跳闸的原因分析一起35KV变电站主变有载重瓦斯保护动作跳闸的原因分析【摘要】阐述了35KV变电站主变有载装置故障及有载重瓦斯动作的原因分析，分析了有载调压装置的构成及常见故障处理方法，提高了电力工作人员对有载重瓦斯、轻瓦斯保护装置的认识，杜绝人为原因造成的停电。
【关键词】变压器；有载调压装置；有载重瓦斯一、事故经过2021年7月29日17：35时，登封市电业局35KV大冶变电站1#变压器有载重瓦斯保护动作跳闸，造成1#变压器所带10KV全部出线线路停电，影响了局部煤矿、工业、居民的正常生产生活，登封市电业局变电抢修人员接到通知后，马上赶到现场，对1#变压器进行抢修，变电站值班人员根据调度令在对1#变压器解除备用，做平安措施后，变电抢修人员对1#变压器进行检查、抢修。
二、变压器有载调压装置故障分析变压器有载调压装置的组成大型变压器有载调压装置一般采用Z型或M型有载分接头，它均由切换开关机构、选择器、电动操作机构几局部组成。
有载调压装置可通过电动机构进行操作，也可通过手摇机构进行操作。
有载调压装置故障的常见形式有载调压切换开关拒动、电动操作个机构失灵，造成电动机构上调或下调失控、分接开关油室泄漏、滑档。
有载调压装置故障的处理1、调压过程中发现以下情况时，应立即停止调压操作并断开动力电源。
自动空气开关跳闸，强送一次不成功；连续滑档；档位级进一次，中低压侧电流不变化、指示盘未进入绿色区或档位显示不正确；装置的切换或选择开关部位有异常音响；调压过程中主变压器轻瓦斯保护动作。
2、切换开关拒动，运行人员应检查动力电源是否正常，有载调压控制电源、控制回路有无异常，操作回路机构装置有无故障等。
在处理好拒动问题后，才能开始进行调压操作。
如果在切换中拒动，将造成调压选择器与切换开关不对应，从而造成动触头未经过渡电阻限流而离开动触头，并产生电弧，严重时可将触头烧毁，使变压器瞬时断电，引发零序保护和调压气体保护动作。
运行人员擅自传动发变组保护装置,造成机组跳闸
事故案例/案例分析运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：1月8日某厂，#3发电机有功85MW。
运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。
2、暴露问题原因分析：事故原因为运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发-变组差动保护出口动作。
继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。
是事故的次要原因。
运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。
该事件违反了《两票管理工作规定》，无票作业。
该公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。
运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。
运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。
3、防范及预防措施：1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。
2、认真对照公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。
3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《两票管理工作规定》，严禁无票作业。
4、加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。
5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。
完善警告标志，吸取教训。
完善管理制度，加强设备管理。
一起典型的变电站跳闸事件分析
一起典型的变电站跳闸事件分析摘要：由于220kV线路有雷电侵入，天气情况为大雨，导致线路断路器A 相外绝缘闪络，弧光引起母线侧A、B相短路。
引起了500kV某变电站220kV 1号母线双套母差保护动作出口，切除1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用变失电，导致全站失电。
此次事件为非常罕见的变电站跳闸事件，本文介绍了事件的发生情况，分析了原因与处理过程，并总结了故障处理的经验和防范措施以供参考。
关键词：母差保护变压器跳闸运行近年某500kV变电站220kV 1号母线双套母差动作出口，切除220kV 1号母线，1号主变中压失灵保护出口，1号主变三侧跳闸。
220kV 2、3、4号母线因所接线路全部为风电场线路，1号主变跳闸后，电能无法送出，对侧失电，导致220kV 2、3、4号母线全部失电，35kV 0号、1号站用电失电。
一、事件的发生及过程1.本次故障涉及线路的一次主接线图本次故障涉及的某变电站一次设备简图如图1所示。
图1 某变电站一次主接线简图2.故障前后的运行情况故障前运行方式：500kV系统、1号主变压器、220kV系统、35kV系统均为正常运行方式。
251、261断路器热备用（这两个断路器为电磁环网的解环点），312断路器热备用。
故障前某变电站500、220kV电网运行正常，系统无任何操作和扰动。
当时天气情况为雷雨天气。
1号主变故障前负荷为181.89 MW，故障后负荷为0。
3.故障发生过程近年某日14时52分07秒，220kV腾元I线251线路发生A相接地故障，故障电流持续330ms，由于腾元I线251处于热备用状态，开关处于分位，两套线路保护距离加速及零序加速保护动作，故障测距138.39千米。
故障持续到350ms时，腾元I线故障发展到母线侧A、B两相相间短路，双套母线保护动作，切除253、255、257、212、213断路器及1号主变三侧5021、5022、201、301断路器。
一例发电机过激磁保护动作跳闸事故分析
Ａｎ ｌ ｓｓｏ ｉ ｐ ｎ ｃｄ ｎ ｆＯｖ ｒ ｅ ｃｔ ｔ ｎ Ｐｒ ｔ ｃｉ ｎ ｆ ｒ Ｇｅ ｅ ａ ｏ ａ ｙ ｉ ｎ Ｔｒｐ ｉ ｇ Ａｃ ｉ ｅ ｔｏ ｅ －ｘ ｉ ｉ ｏ ｅ ｔｏ ｏ ｎ ｒ ｔ ｒ ａ ｏ
过 程 中建 压 不久 发 生 过 激 磁 保 护 跳 闸 。该 机 组 采 用 美 国 ＧＥ公 司 的 Ｇ ０发 电 机 保 护 装 置 。 查 看 ６ Ｇ６ ０保 护 装 置 故 障 记 录 ： 匝间保 护用 纵 向零 序 过
（） ａ （ ｂ）
压元件 动作 ． ０％定 子接地保护动作发信 ． １０ 过激
ｙ ｉ ｎ ｔｅ ｐ ｏ ｅ ｔｏ ｃｉｎ ． ｓｓｏ ｈ ｒ ｔｃｉｎ ａ ｔｏ ｓ Ｋ ｅ ｒ ｓ ｅ ｅａｏ ；ｚ ｒ—ｅ ｕ ｎ ｅ ｏ ｅ ｖ ｌ ｇ ｙ ｗｏ ｄ ：ｇ ｎ ｒ ｔｒ ｅ ｏ ｓ ｑ ｅ ｃ ｖ ｒｏｔ ｅ；ｔｉｄ ｈ ｒ ｎｃ；ｏ ｅ －ｘ ｉａｉｎ ｐ ｏｅ ｔｏ ａ ｈ ｒ ａ ｍｏ ｉ ｖ ｒｅ ｃｔｔ ｒ ｔｃｉｎ；ａ ａｙ ｉ ｏ ｎ ｌｓｓ
低 使 用 寿命 。过 激 磁 危 害 的表 现 之 一 是 铁 心饱 和
１ 保 护 动 作分 析
１１ Ｔ 二次 电压 波形 ． Ｖ
动作 的 ３个 保 护 均 为 电 压 量 保 护 。 取 Ｇ ０ 调 ６
后谐 波磁密增强 ， 附加损耗增 大 ，引起局 部过 使 热 ：表 现 之 二 就 是 使 定 子 铁 心 背 部 漏 磁 场 增 强 。
一起发电机接地保护动作导致机组跳闸事故的分析和处理
（） ３ 整根 熔 断 器 没 有 标 出 制 造 厂 家 、 格 证 等 合
标识 。
保 险丝熔 断 的基本 原 理是 ： 载过流 后 ， 负 保险熔
丝温 度升 高 ， 到 熔丝金 属 熔点 这 枚保 险 （ 转 第４ 页 ） 下 ０
变 压器 组 ２ ０ Ｖ侧 开关 、 ２ ｋ 高压 厂 用变 压器 ６ Ｖ侧 开 ｋ
关 跳 闸 ， Ｖ 厂 用 变 压 器 “ 切 ” 功 ， 组 解 列 。 ６ｋ 快 成 机
３ 原 因分 析
由处 理过 程 可 见 ， 机 后 仅 更 换 了一 枚 一 跳 次保 险 ， 新启 动 机 组 后 ， 行 正 常 ， 重 运 出现 的 问题 与 这 枚保 险 密切 相关 。 在 一般 情 况 下 ， 电机 出 口 发 一 次 保 险 熔 断
查发 现 以下 ３个 问题 ：
波形 为 正 弦 波 ， Ｃ相 电压 在 动 作 前 无 变 化 ， Ｂ Ａ， 而
相 电压 幅值 在 跳 闸前呈 现缓 慢下 降 的趋势 。
由此 基 本 上 可 以判 断 ： 由于 三相 电压 不 平衡 产
（ ） 断器 内 的熔 丝 缠 绕 在 一 根 瓷 柱 支 架 上 ， １熔 但有 几个 部分 的熔 丝存 在 缠 绕 顺 序 混 乱 、 复 缠 绕 重
运 行值 班人 员检 查发 现 有 “ 电机 基 波定 子 接 地 保 发
护 动作 ” 信号 。
２ 处 理 过 程
（） １ 机组 跳 闸后 ， 行 值 班 人 员 和 继 电保 护 人 运 员对 发 电机变 压器 组保 护信 息进 行 了检 查 ， 现 Ａ， 发 Ｂ柜 都为 “ 电机 基 波定 子 接 地保 护 ” 作 ， 看 动 发 动 查 作报 告发 现基 波零 序 电压 为 ５４Ｖ（ 护定 值 为 ５０ ． 保 ． Ｖ延 时 ５ ） 。查 看 故 障 录 波 装 置 ， 现 保 护 动作 时 ｓ 发
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经查看保护动作报告，跳闸时xx线A、B相二次电流增大（折算到一次电流约500多安），且有偏移，保护已达到定值正确动作。通过故障录波的波形，分析认为是因为新材料厂家投主变时产生励磁涌流导致保护动作。
电量损失及
设备损坏情况
电量损失：0万度。本站设备无损坏。
善后处理及
行方式及
负荷情况
xx变运行方式为：220KvI、II段母线并列运行，xx线、#1B高挂靠Ⅱ母运行；、220KV新巨线挂靠I母运行（无负荷），其余设备未运行。
事故处理过程（包含恢复送电时间和重合闸时间）
保护动作后，检修人员立即对保护的动作信息进行了认真查阅，发现送电时充电保护未退出，检修人员立即退出相关保护，复归了相关信号，收集了故障时刻的采样报告。
预防措施
是否有事故打印报告：有填报人(签名)：站长(签名)：
说明：1、本报表上报保护动作或事故紧急跳闸情况分析，包括水机事故等非电量保护保护动作情况。
2、事故原因分析时应对线路对侧情况进行了解后综合分析。
3、事故打印报告包括事故录波报告和事故采样报告，各站每次保护动作后应打印保存。
4、本报表于每次保护动作或事故后24小时内报生产部。
事故时天气情况
晴
保护动作概况
(事故现象概况)
2014年8月14日18时40分50秒754毫秒, 220kVxx线（充电过流I段）
相关保护定值
和动作值
xx线保护充电I段过流定值：0.85A。动作值：A相电流：1.62A，B相电流：1.51A；C相电流：0.75A，3I0：0.02A。
保护动作(事故)
前本站运
发变电站保护动作及事故跳闸分析表
填报单位：220KVxx变电站填报时期：2014年8月1 5日
被保护设备（包含设备名称保护装置名称、型号
RCS-923G_CQ
保护动作名称
充电过流I段动作
保护动作时间
(包含手动跳闸时间并精确到毫秒)
2014年8月14日18时40分50秒754毫秒（充电过流I段）