主变跳闸分析报告
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析近日，一起220kV主变跳闸事故在某电力公司发生，造成了严重的影响。
这起事故引起了广泛的关注和讨论。
为了避免类似的事故再次发生，我们有必要对此事故进行深入的原因分析，以便找出问题所在，提出改进措施，确保电网运行的安全稳定。
我们需要了解220kV主变跳闸事故的基本情况。
据现场调查和相关资料显示，该主变在运行过程中突然发生跳闸，导致供电中断。
经过初步的调查和分析，得出了以下几个可能的原因：一、设备老化220kV主变是电网中的重要设备，承担着电压的升降和输送功能。
长时间的工作会导致设备的老化，尤其是绝缘子和绝缘油的老化，可能会导致设备发生故障。
二、操作失误电网运行需要高度的专业知识和严格的操作规程。
如果操作人员在操作时存在失误，比如操作不当、误操作等，都有可能导致设备跳闸。
三、外部原因外部原因也是导致设备跳闸的一个重要因素。
比如恶劣的天气（雷电、风沙等）、外部干扰、动物触碰等，都有可能导致设备跳闸。
综合以上几点，我们可以初步得出220kV主变跳闸事故的原因可能是设备老化、操作失误以及外部原因等多方面因素共同作用的结果。
为了避免类似的事故再次发生，我们需要做以下几点工作：一、设备维护对于老化的设备，需要加强维护和检修工作，定期检查设备的运行状态，及时更换和维修老化的部件，确保设备的可靠性和稳定性。
二、操作规范加强对操作人员的培训和管理，严格执行操作规程，规范操作流程，减少操作失误的可能性。
三、加强监测设备监测是预防事故的重要手段。
加强对设备运行状态的监测和检测，及时发现并排除潜在的故障隐患，确保设备的安全运行。
四、加强外部环境保护加强对外部环境的保护，比如加装雷击防护装置、做好防风沙工作等，减少外部原因对设备的影响。
通过以上的分析和对策，我们可以更好地预防和避免类似的事故再次发生，提高电网运行的安全性和稳定性，确保供电的可靠性。
电力行业是国家的重要基础产业，保障电网运行安全是我们义不容辞的责任和使命。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析【摘要】本文对一起220kV主变跳闸事故进行了原因分析。
事故背景部分介绍了事故发生的基本情况。
在主变跳闸原因分析中，主要探讨了主变跳闸的可能原因，包括设备故障、电气故障和设备运行状态等方面。
电气故障原因分析部分重点讨论了可能导致电气故障的因素。
设备运行状态原因分析部分分析了设备长期运行可能引发的问题。
在操作人员原因分析中，探讨了操作人员在事故中可能存在的失误和问题。
通过全面的分析，得出了对该事故的结论。
【关键词】220kV主变，跳闸事故，原因分析，事故背景，电气故障，设备运行状态，操作人员，结论1. 引言1.1 引言近年来，随着电力系统网络的不断扩大和电力负荷的增长，220kV主变跳闸事故频发，给电力系统运行带来了一定的影响。
主变跳闸事故往往会导致停电、生产中断甚至设备损坏，给人们的生产生活带来一定的困扰。
本文将通过对一起220kV主变跳闸事故进行原因分析，探讨主变跳闸事故背景、主变跳闸原因分析、电气故障原因分析、设备运行状态原因分析和操作人员原因分析等方面，以期找出造成主变跳闸事故的深层次原因，为今后电力系统运行提供一定的经验和教训。
通过对这起220kV主变跳闸事故的深入分析，我们不仅能够更好地了解主变跳闸事故的发生机理，还能够总结出一些规避主变跳闸事故的有效对策，提高电力系统的安全稳定运行水平。
希望本文的研究成果能对相关领域的研究和实践提供一定的参考和借鉴价值。
2. 正文2.1 事故背景事故背景：本次发生的一起220kV主变跳闸事故发生在某地电力局的变电站，该变电站作为重要的电力输送枢纽，承担着供电区域的大部分电力输送任务。
事故发生时，站内负荷较大，变压器正处于高负荷运行状态。
事故发生时，变压器突然跳闸，导致供电区域大范围停电，给当地居民和企业生产带来了严重影响。
在事故发生后，相关部门立即展开调查，希望找出事故的根本原因，避免类似事件再次发生。
对于这起事故，电力局领导高度重视，要求全力配合调查，找出事故原因，完善设备管理和操作流程，确保电网的安全运行。
220kV主变故障跳闸分析及防范措施
220kV主变故障跳闸分析及防范措施摘要：本文结合工作实际介绍了一起220kV主变内部故障跳闸事故经过,针对该事故发生的直接原因和事件扩大原因进行了详细的分析。
为避免止类事故的再次发生，本文从设备故障防控、直流隐患排查、主变抗短路能力提高、电网运行方式优化、强化主变油色谱在线监测装置应用等方面列举了防范措施，防止同类事件重复发生。
关键词：220kV主变故障；原因分析；防范措施一、原因分析（一）事件直接原因分析主变本体内部故障是造成本次事件的直接原因。
对1号主变油样进行油中溶解气体含量分析试验，1号主变油中溶解气体中乙炔和总烃含量超过注意值，油色谱数据三比值为102，判断为变压器内部存在电弧放电。
对1号主变压器本体进行试验，通过中、低压绕组三相频响曲线进行横向比较，发现一致性较差，判断绕组均有变形和鼓包等问题。
通过变比测试，发现在运行1档下，高-低、高-中、中-低变比误差分别为+23.3%、+12.5%、+8.52%，判断该主变绕组存在匝间短路。
通过对直流电阻数据分析，判读为低压绕组a相存在断股现象。
根据1号主变A、B套保护及故障录波器动作信息，对比1号主变故障前负荷电流曲线，高、中、低三侧故障电流幅值（Ihd=225A、Imd=348A、Ild=110A）与故障前负荷电流（Ihf=210A、Imf=350A、Ilf=130A）基本持平，故障前未发生外部故障。
差动保护差流值(A套保护Ida=212.58A、B套保护Ida=188.4A)大于保护整定值158A，初步判断是内部匝间故障。
并通过核查故障录波器历史数据，近三年累计受到5次故障冲击，近区故障对1号主变存在冲击，可能与此次1号主变内部绕组故障有一定联系。
经过综合分析主变未受到外部故障，外观也未发现有明显的物理故障及异常，主变低压侧直流电阻超标，变比试验数据互差超标，初步判断为主变内部故障，怀疑主变中、低压侧绕组存在匝间短路故障，且低压侧绕组可能伴随有断股现象。
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告摘要：通过对主变事故经过及事故现场的查勘，分析原因，制定预防事故发生的措施。
关键词：事故分析；防范措施1 事故经过2009年8月30日01∶20∶38，长沙电业局220 kV芙蓉变发“10 kV VI段线路接地故障信号”01∶20∶42，芙蓉变#3主要三侧断路器跳闸。
光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。
01∶25地调试送分段300成功。
事故损失负荷2 000 MV A。
2 事故查勘及处理运行和检修人员接到事故通知后，及时赶赴现场进行了事故查勘和恢复工作。
2.1 一次设备检查情况（1）10 kV A、B、C三相分裂电抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接3303刀闸，另一侧接350、360断路器，电抗器室外侧为350侧，内侧为360侧；#3主变10 kV限流电抗器室靠断路器侧的B、C相10 kV母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。
（2）10 kV母排瓷瓶及地面积灰较重（主变站在主要马路旁）地面未见小动物尸体及其他异物。
（3）主变三侧断路器均在分闸位置。
（4）主变及三侧其他设备未发现异常。
（5）绝缘子全通道沿面闪络。
2.2 继电保护装置动作及检查情况（1）#3主变保护装置（双重化共两套主保护，一套是CE公司T60型，另一套是南瑞继保RCS978E型）均“差动保护动作”信号灯亮。
（2）#3主变10 kV侧10台（套）开关柜保护侧控装置中，有5套装置发“接地”故障告警信号。
（3）通过对#3主变保护装置故障录波图分析，发现：①主变低压侧分支350、360开关均基本无故障电流，初步判断故障点不在10 kV出线侧。
②主变中压侧A、B相故障电流相位一致，大小基本相同，C相故障电流相位为A、B相故障电流的2倍，且与A、B相相位相反。
初步判断#3主变低压侧发生两相相间短路故障。
A、B、C三相差流分别为1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已达到差动保护动作定值。
某厂主变高压侧污闪放电造成机组跳闸的分析报告
某厂主变高压侧污闪放电造成机组跳闸的分析报告摘要:该厂机组在长期运行过程中,由于主变靠近临时煤场和灰车公路,支持瓷瓶积灰严重,长期干旱未下雨将积灰冲掉,当天下大雨引起主变高压侧C相积灰污闪对地放电,发变组差动、主变差动保护动作,造成一次机组跳闸事故。
关键词:主变污闪机组跳闸1 机组跳闸前运行情况描述机组额定容量300MW,当时机组负荷300MW,AGC投入,A/B引、送风机、一次风机、A/B汽泵运行、电泵备用,A/B/C/D球磨机运行,6kV 工作电源开关6001、6003运行,6002、6004备用,B凝结水泵变频运行,该机组C、D循环水泵运行,邻机高辅停运消缺,该机组高压辅助蒸汽单独运行。
当时天气情况恶劣,正在下大雨。
2 机组跳闸的事故经过22:01事故音响发出,集控照明熄灭瞬间恢复,发变组故障发出(查发变组故障原因为发变组差动,发变组差动速断,主变差动,主变差动速断保护动作),机组跳闸,锅炉MFT联动正常,负荷到零(转速最高上升至3108r/min)、汽机交流油泵联动,主汽门、调门、高排逆止门、高低旁及各疏水联动正常,6kV厂用电切换成功,B凝泵变频跳闸,A凝泵工频联动正常,其余设备联动正常。
手动打闸A、B小机,轴封汽切换为再热冷段供,通知检修、维护电气检查。
锅炉吹扫后停运A、B送、引风机上至高水位保温保压。
退出发变组保护A、B柜内失磁,逆功率保护压板,投入起停机保护、5001、5002开关闪络保护压板。
期间集控两台发电机“定子过流”告警发出。
22:21启动该机A、B顶轴油泵,破坏凝汽器真空。
23:00大机转速至0,真空至0,停运轴封汽系统,投运盘车。
同时恢复邻机高压辅助蒸汽运行并带该机高辅运行。
23:10检修、维护检查后未发现明显故障点,准备重新点火冲转作发电机零起升压。
23:18投入轴封汽,启动A真空泵抽真空,23:33吹扫结束,点火成功。
23:44用辅汽冲转B小机至3100r/min备用。
主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析
主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析误跳闸是指在正常操作条件下，保护装置错误地将电力系统的一部分或全部切除电源。
主变纵联差动保护是一种常用的保护方式，用于保护电力系统的主变压器。
误跳闸的原因可能是多方面的。
以下是几种常见的主变纵联差动保护误跳闸的原因分析：1.外部干扰：当电力系统中存在外部干扰时，可能会导致差动保护误跳闸。
例如，周围环境中的闪电放电、强电磁场干扰等都可能引起保护装置的误动作。
这种情况下，应采取防雷措施或在保护装置周围设置屏蔽装置，以减小外部干扰对保护的影响。
2.信号误差：主变差动保护装置通过测量主变压器的高压侧和低压侧电流，进行差动计算并与设定值进行比较，从而判断系统是否存在故障。
然而，由于测量设备的精度限制、传输线路的质量等原因，测量的电流值可能存在误差。
当这些误差超过设定值时，差动保护可能会误动作。
因此，应定期校准测量设备，检查传输线路的质量并及时更换老化设备，以降低信号误差。
3.被保护设备故障：差动保护的作用是保护主变压器免受内部故障的损害。
然而，在主变压器内部发生故障时，例如主绕组短路、绝缘击穿等，电流分布会发生改变，导致差动保护误判为故障。
因此，在主变压器内部进行定期检查和维护，及时处理潜在的故障，可以减少误动作的概率。
4.设备参数变化：保护装置对电力系统进行保护时，需要设定一些参数，例如差动电流阈值等。
然而，由于主变压器的负载变化、温度变化等原因，电气参数可能会发生变化。
如果设定值与实际值不匹配，保护装置可能会误判为故障并跳闸。
因此，应定期检查和校准保护装置的参数，并根据实际情况进行调整。
5.人为操作错误：人为操作错误也可能导致差动保护误跳闸。
例如，误操作了与差动保护装置相关的设备，或者误操作了与主变压器相关的设备。
此外，对主变压器进行维护或检修时，可能会因为未按规定程序进行操作而引起保护装置的误动作。
因此，在操作保护装置前，应进行必要的培训和演练，并按照操作规程进行操作，以减少人为操作错误。
110kV某变电站2号主变跳闸处理分析
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。
主变差动保护误跳闸事件分析
主变差动保护误跳闸事件分析摘要：近年来，随着国家对可再生能源政策的支持，生物质发电企业数量不断增加，赶工期、赶进度给生物质发电企业安全运行带来不少隐患及压力。
特别是基建现场存在着电流互感器二次组别接线错误，运行设备难以把控，安全风险较大，事故处理难等一系列新情况，任一基建环节的疏忽都可能构成发电企业的重大安全隐患，甚至引发电网事故。
关键词：主变差动保护；误跳闸下面通过对一起主变差动保护误跳闸事件进行分析，找出误动作的原因，提出解决措施，为继电保护专业提供借鉴。
1 设备概况某生物质发电企业35 k V升压变1台，发电机出口直接连接，10 k V厂用电源取自发电机出口。
1号主变保护装置型号为许继电气WBH821/R1，版本号V2.75，比率制动式差动保护是变压器的主保护,能反映变压器内部相间短路故障、高压侧单相接地短路及匝间层间短路故障，同时采用二次谐波制动原理，用以躲过变压器空投时励磁涌流造成的保护误动。
2 故障简介2021-09-12T14:00左右，生物质发电厂遇到狂风暴雨恶劣天气，造成了发电厂35KV线路相间过流Ⅱ段动作跳闸、主变比率差动C相保护动作,发电机出口开关、10KV厂用I段分支开关跳闸。
3 现场检查对电气主系统进行检查，对主控室后台机所显示数据进行查看，35 k V线路动作记录显示：相间过电流Ⅱ段跳闸，Ia=23 A,Ic=25A(过流Ⅱ段定值：18.2A,0.2 s)，保护动作正确。
检查主变保护屏差动保护装置，报告记录显示：比率差动C相动作，其中高压侧电流：Iah=10.64 A,Ibh=15.91 A,Ich=8.91 A；低压侧电流：Ial=16.41A,Ibl=15.07 A,Icl=2.02 A。
相差动启动电流、制动电流：Iopa=10.3A,Irea=29.96 A;Iopb=8.39 A,Ireb=27.86 A;Iopc=2.14 A,Irec=3.16 A。
主变差动保护定值：最小动作电流2.06 A，最小制动电流3.3 A，比率制动系数K为0.5，差动平衡系数2.076。
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运行中主变跳闸是电力系统中常见的故障之一，其原因可能包括负载过大、电压异常、短路故障等。
对于运行中主变跳闸的处理，需要对其原因进行分析，并采取相应的措施进行处理和预防。
本文将详细分析运行中主变跳闸的原因，并提出相应的处理方法。
1.负载过大：主变负载超过额定容量时，会导致主变过热，从而触发保护装置跳闸。
这种情况通常是因为电网供电能力不足或者电力需求突然增加导致的。
处理方法是减少负载，调整其他变电站运行方式，或增加电力供应能力。
2.电压异常：电网电压过高或过低都可能引起主变跳闸。
过高的电压会导致主变绝缘击穿，过低的电压会导致主变无法正常运行。
处理方法是加装电压调节装置，维护电网的电压稳定性。
3.短路故障：主变所连接的电路发生短路故障时，保护装置会立刻跳闸，以保护设备和人员安全。
处理方法是及时排除短路故障，修复故障设备，并对电力系统进行检修和维护。
除了上述几点外，还有其他一些原因可能导致运行中主变跳闸，如设备老化、设备故障、操作不当等。
对于这些情况，需要及时检修设备，更换老化设备，并进行操作培训，提高工作人员的操作水平。
对于运行中主变跳闸的处理，需要采取以下措施：1.快速响应：一旦发生主变跳闸，应立即查找故障原因，并采取相应的应急措施，确保系统安全稳定运行。
2.停电检修：对于造成主变跳闸的故障，需要进行停电检修，维修或更换故障设备，恢复系统正常运行。
3.提高保护装置的灵敏度和可靠性：保护装置是保证电力系统安全运行的重要设备，需要定期检查和维护，确保其灵敏度和可靠性。
4.增强系统鲁棒性：建立备用电源和备用设备，以应对突发情况和故障，减少主变跳闸带来的影响。
5.加强设备管理：加强对主变和相关设备的管理，进行定期的检查和维护，及时处理设备故障，延长设备的使用寿命。
总之，对于运行中主变跳闸的原因分析与处理，需要综合考虑各种因素，采取相应的措施进行处理和预防。
通过加强设备管理、提高保护装置的灵敏度和可靠性，可以有效减少运行中主变跳闸的发生，保证电力系统的安全运行。
一起220kV主变跳闸事故的原因分析
一起220kV主变跳闸事故的原因分析【摘要】这篇文章将就一起220kV主变跳闸事故进行原因分析。
在将介绍事故的背景和重要性。
在将分别介绍事故的背景、过程以及可能的原因分析，同时提出相关措施和预防措施。
在将总结文章的主要内容并提出建议。
通过对该事故进行深入分析，有助于更好地理解事故发生的原因，从而提高设备运行的安全性和可靠性。
【关键词】220kV主变、跳闸事故、原因分析、事故背景、事故过程、可能原因、相关措施、预防措施、结论。
1. 引言1.1 引言在电力系统运行中，主变是承担着电压调节和功率传输的重要设备，对电网的稳定运行起着至关重要的作用。
一起220kV主变跳闸事故的发生令人震惊，引起了人们对电力系统安全性的关注。
本文将对该事故进行分析，并探讨可能的原因及相应的预防措施。
事故背景：概述该220kV主变跳闸事故发生的时间、地点和具体情况。
事故过程：详细描述主变跳闸事故发生的过程及影响。
可能原因分析：分析导致主变跳闸事故的可能原因，包括设备故障、人为因素等方面。
相关措施：介绍针对该事故可能原因制定的相关措施，以避免类似事故再次发生。
预防措施：提出预防主变跳闸事故的具体措施，包括定期检查设备、加强人员培训等方面。
通过对该220kV主变跳闸事故的全面分析，可以为电力系统的安全运行提供有益的经验教训，同时也提醒相关部门和人员不断加强安全管理，确保电力系统的稳定运行。
2. 正文2.1 事故背景这起220kV主变跳闸事故发生在某电网公司的变电站。
事故发生时，该变电站正常运行，突然主变跳闸导致大面积停电。
事故造成了严重的经济损失和社会影响，引起了各方的高度关注。
据初步调查，事故发生前没有接到任何异常报警信号，主变的运行参数也在正常范围内。
经过分析，主要原因可能是主变设备出现了故障，导致跳闸保护动作。
在事故发生前，变电站的设备都经过了定期维护和检查，但是由于设备年限较长，可能存在隐患。
还有可能是操作人员在操作过程中出现了失误，导致了跳闸事件的发生。
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析
一起主变跳闸或线路跳闸事故的分析随着电力系统的发展和智能化的应用，主变跳闸和线路跳闸事故虽然不常见，但仍然存在一定的风险。
这些事故可能对电力设备、电网运行和用户供电造成重大影响。
本文将对主变跳闸和线路跳闸事故进行分析，探讨其原因及避免措施。
一、主变跳闸事故分析主变跳闸事故指主变压器在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：主变压器承担着将高压输送到用户端的任务，当供电负荷超过主变容量极限时，主变压器将承受过大的负荷压力，可能会发生跳闸事故。
2.短路：主变压器短路是导致跳闸的主要原因之一、短路会导致主变压器过电流，超过了压器所能承受的范围，从而引发跳闸。
3.绝缘故障：主变压器的部分零部件如线圈、绝缘子等存在老化、磨损或损坏的情况，会导致绝缘不足，从而引发跳闸。
针对主变跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装传感器和监测设备，实时监测主变压器的运行状态，以及负荷、温度、油位等参数，及时发现异常现象并采取措施。
2.完善维护体系：建立完善的主变压器维护体系，定期进行维护检修，包括绝缘检测、油色谱分析、温度测量等，及时发现和处理潜在问题。
3.提高设备质量：选用优质的主变压器产品，并确保设备的安装和调试符合规范要求，提高设备质量和可靠性。
二、线路跳闸事故分析线路跳闸事故指输电线路在正常运行状态下突然跳闸。
其原因主要包括以下几个方面：1.过载：当线路负荷超过其额定容量时，电流过大会导致线路跳闸。
过载可能是由于用电负荷超过了设计容量、设备故障或错误操作等原因引起。
2.短路：线路短路是导致跳闸的常见原因之一、当线路上的两个或多个导体之间发生短路时，电流将迅速增大，超过了线路保护装置能够承受的范围，从而引发跳闸事故。
3.人为操作错误：人为操作错误也是线路跳闸事故的原因之一、例如，误操作保护设备，导致线路跳闸。
针对线路跳闸事故，可以采取以下措施：1.加强运行监测：通过安装线路监测设备，实时监测线路的负荷、电流变化等参数，及时发现异常情况并采取措施。
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。
一起线路故障引起主变跳闸的原因分析
一起线路故障引起主变跳闸的原因分析1.线路过载：线路过载是主变跳闸的主要原因之一、当线路负荷超过了其额定容量时，会导致线路温度升高，进而引起设备保护装置动作，使主变跳闸。
过载可能是由于负荷增加、计划外负荷变化或设备故障等原因导致的。
2.短路故障：短路故障是指线路或设备出现相间接触或极间接触，在短时间内形成高瞬态电流的故障。
当短路故障发生时，设备保护装置会立即动作以切断故障电路，从而导致主变跳闸。
3.绝缘损坏：线路绝缘损坏是主变跳闸的另一个常见原因。
绝缘损坏可能由于环境湿度过高、外力破坏或设备老化等原因导致，导致绝缘强度降低、绝缘击穿或接地故障，进而触发设备保护装置，使主变跳闸。
4.设备故障：主变的设备故障包括变压器内部故障、开关设备故障、保护装置故障等。
当设备发生故障时，保护装置会动作以切断故障设备，从而导致主变跳闸。
5.过电压或欠电压：过电压或欠电压是主变跳闸的另一个可能原因。
过电压可能由于雷击、绝缘击穿、负荷突然减小等原因引起，而欠电压可能是由于电网故障、负荷增加等原因引起。
当电压超出额定范围时，主变保护装置会动作，使主变跳闸。
6.操作误操作：操作误操作是主变跳闸的另一个可能原因。
例如，操作员可能误操作跳闸开关或按下急停按钮，导致主变跳闸。
7.环境因素：环境因素也可能导致主变跳闸。
例如，恶劣的天气条件，如强风、暴雨、雪灾等，可能导致线路触电、绝缘击穿等故障，从而引起主变跳闸。
综上所述，一起线路故障引起主变跳闸的原因有线路过载、短路故障、绝缘损坏、设备故障、过电压或欠电压、操作误操作和环境因素等。
为了减少主变跳闸的发生，需要在设计、运行和操作管理等方面采取合理的措施，如提高设备质量、加强设备保护措施、定期检修设备、加强操作培训等。
一起变电站主变保护动作跳闸事件分析
一起变电站主变保护动作跳闸事件分析变电站主变保护动作跳闸事件是指在电网运行过程中，变电站主变保护装置发生异常，导致主变电压跳闸的事件。
该事件可能是由于故障、误操作、设备老化等多种原因引起的。
首先，要分析主变保护动作跳闸事件的可能成因。
可能的成因包括以下几个方面：1.设备故障：变电站主变保护装置可能存在设备故障，如元件损坏、接触不良等情况，导致保护动作跳闸。
2.短路故障：主变电压跳闸事件可能由于变电站电网中出现短路故障，超过了主变保护装置的额定值，引起保护动作。
3.误操作：变电站运行中的误操作也是主变保护动作跳闸事件的一种原因，包括操作错误、接线错误等。
4.设备老化：变电站设备长时间运行后，可能出现老化、磨损等情况，导致主变保护装置功能失效或不稳定，引发保护动作。
接下来，需要对主变保护动作跳闸事件进行分析，并采取相应的处理措施：1.确定事件成因：首先，要通过检查和测试，确定主变保护装置是否存在故障，排除其他外部因素的影响，确定故障的具体成因。
2.维修和更换设备：如果主变保护装置存在故障，需要及时维修或更换相关设备，确保其正常运行。
3.加强设备维护：对变电站设备进行定期检查和维护，包括对主变保护装置的各个部件进行检测、清洗和维护，提高设备的可靠性。
4.进行操作培训：加强对变电站运行人员的操作培训，提高其操作技能和安全意识，防止误操作引发保护动作跳闸事件的发生。
5.强化监控和报警系统：安装并加强对变电站的监控和报警系统，及时发现和处理可能存在的故障和风险，减少保护动作跳闸事件的发生。
6.加强数据分析和故障预测：通过对变电站的运行数据进行分析，结合现场检查和设备测试结果，进行故障预测和分析，提前采取措施，防止主变保护动作跳闸事件的发生。
总之，对于变电站主变保护动作跳闸事件，应该通过分析事件的可能成因，采取相应的处理措施，包括设备维修和更换、加强设备维护、操作培训、监控和报警系统、数据分析和故障预测等，保障电网运行的稳定性和可靠性。
35kV变电所1#主变跳闸原因分析
35kV变电所1#主变跳闸原因分析1 事件过程：2013年7月2日午后，新密市突降暴雨，雷电频繁，造成新密多处线路跳闸、电器设备损坏。
和成变电所1#主变差动保护、轻瓦斯保护动作并跳闸，检修公司技术人员到现场作检查，由于当时下雨，无法做常规耐压等试验，外观检查无异常，初步认为是由于雷击导致跳闸，瓦斯继电器气体排放后信号复归，应用户建议，试送主变，再次差动跳闸，并报轻瓦斯。
天晴后对故障主变做试验，A相、C相对地绝缘偏低，A相泄漏电流偏大，A相直流电阻不通，判定主变A相绕组已烧断，需吊芯维修，未再做其他试验项目。
2 当时运行方式：2 变电站保护信息（以观音堂变侧时间为准）：和成变电所监控后台事件记录：（后台时间比观音堂变侧慢约3分钟）13：06：52，1#主变比率差动保护跳闸，B相电流7.51安，有轻瓦斯。
13：35：04，II音和II母接地，零序电压34.53伏。
13：36：25，II音和II母接地，零序电压41.47伏。
15：20：46，1#主变比率差动保护跳闸，B相电流7.25安，有轻瓦斯。
主变35kV侧电流互感器变比200/5。
观音堂变电站侧监控后台记录：13：20：17，II音和1过流I段保护跳闸，重合成功。
A相电流48.551安，B相电流0.003安，C相电流39.892安。
13：32：15，I音和1过流II段保护跳闸，重合成功。
13：35：21，II音和1过流II段保护跳闸，重合成功。
A相电流26.042安，B相电流0.002安，C相电流26.118安。
13：38：05，I音和1過流II段保护跳闸，重合成功。
II音和1电流互感器变比400/5。
3 原因分析：根据观音堂变电站保护动作记录，13点至14点期间，受雷电影响，超过半数35kV、10kV出线跳闸、重合，个别线路动作次数达到2次，II音和1跳闸原因应为线路受雷击导致。
观音堂变电站II音和1过流I段保护跳闸时A相、C相电流分别为48.551安、39.892安，折合一次电流分别为3884安、3191安，过流I段不保护线路全长，线路两端靠近变电站有1.5～2公里的架空地线，此故障点应位于线路中部。
220kV线路及主变压器跳闸分析
220kV线路及主变压器跳闸分析摘要：抚顺发电有限责任公司220kV内桥式线路系统，抚北2号线2202开关、内桥2212开关跳闸，导致抚北2号线跳闸，2号主变停运。
经过分析此次线路和主变跳闸事件查找原因，并进行处理，避免此类事件甚至事故发生。
关键词：220kV线路及主变压器；跳闸；分析；处理抚顺发电有限责任公司220KV系统是由1、2号主变，抚北1、2号线4个元件组成的内桥式220kV线路系统。
2011年06月03日，与电力系统并列运行的抚北2号线2202开关、内桥2212开关跳闸，抚北2号线跳闸，2号主变停运。
根据本次线路和主变跳闸的保护动作、校验情况及装置检查分析，查找原因，并有针对的进行处理，以避免此类不安全事件甚至事故发生。
1 线路跳闸前电站运行方式抚电公司的两台200MW机组均为机变线运行方式，当时1号机组运行，通过220kV抚北1号线与系统并列；2号机组停机中，2号主变通过抚北2号线与系统并列。
电气系统如下图：图中1号发电机1501开关，抚北1、2号线2201，2202开关，内桥2212，开关合位，2号发电机1502开关断位。
2事件经过及分析2.1事件经过6月3日05时10分，抚北2号线2202开关、内桥2212开关，2号主变、高工变、脱硫变跳闸，来“主变保护B套装置故障”，“主变差动II差流速断保护动作”信号。
现场检查2202、2212开关在开位，2号主变、高工变、脱硫变未见异常。
测2号主变绝缘，发现2号主变低压侧绝缘不良1.5mΩ。
2.2装置检查1）检查2号机发变组保护盘，保护B柜有焦糊味，且2号主变差动保护II 保护模块电源板的-15V电源指示灯熄灭，2号主变差动保护II模块上“运行、告警、启动”指示灯熄灭，确认电源板损坏。
更换保护电源板后，电源模块各电压指示灯均正常点亮，保护模块运行指示灯点亮，保护模块运行正常；2）查看线路故障录波器波形，6月3日05时08分，2202开关、2212开关跳开，在2202开关和2212开关跳闸前，1、2号主变高压侧A、B、C三相电压正常；1、2号主变高压侧A、B、C三相电流正常；电压电流均没有发生异常变化；3）查看2号机组DCS记录，在2202开关和2212开关跳闸±1小时时间段没有2号主变保护动作记录；4）查看2号机组发变组保护工控机保护动作记录，在2202开关和2212开关跳闸±1小时时间段没有发现2号主变保护动作记录。
主变跳闸事故原因分析及经验教训
合 闸， １ 、２ 主 变 分列运 行 。负荷情 况 为 ：６ ｋ Ｖ Ｉ 段 全 部 负荷 为２ ６ ＭＷ ， 发 电机 发 电功率 为２ ０ ＭＷ ， １ 主变 负荷 为 ６ ＭＷ 。 当 日 １ ７ 时３ ３ 分４ ２ 秒 ，Ｉ 主变
高 低 压 两 侧 开 关 同 时 跳 闸 ，发 电机 孤 网运 行 。 由于发 电机 有６ Ｍ Ｗ 功 率 缺 额 ， 频 率 迅 速 降 至 ４ ６ ． ６ Ｈｚ 。汽 机 调 节 系 统 立 即进 行 自动 调 节 ，增 加 主汽 门 的开 度 ，增 大 汽 机 出力 。在 调 节 过程 中汽 机主 汽 门突 然 完全 关 闭 ，连 跳 发 电机 开 关 ６ ３ ０ ５ ， 发 电机 解列 ，６ｋ Ｖ Ｉ 段 母线 失 电。
（ ５ ） 本 次事 故前 ，ｌ 主变ｃ 相 套 管有渗 油 现象 ， 油 品化 验 分 析 总 烃 严重 超 标 ，但 影 响放 电 的 乙炔 含 量 为０ ，且 本 次跳 闸差 动保 护和 瓦 斯保 护 均未 有 动 作信 号 ，所 以可 排 除主变 内部放 电的可能性 。
（ ６ ） １ １ ０ ｋ Ｖ总 降压 站 采 用 了变 电所 综 合 自动 化 系统 ，所 有 操作 均在 后 台机 留 下值 班 员姓 名 和操 作时 间等信 息 ，且无 法删 除 。事故发 生后 ，对 １ 主 变 两 侧 开关 在 “ 远 方 ”和 “ 就 地 ”位 置分 别 进 行 手 动 分合 ，后 台机 显 示操 作 信 息 正 常 。而 本 次 事
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。
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主变跳闸分析报告
一、故障情况
1、故障前运行方式
110kV 某坊站某#2主变经某52开关送10kV#7母线，10kV分段某67、78开关热备用，10kV 某潘二回某77开关运行.
2、故障简要经过
2017年4月24日08时03分35秒，10kV 某潘二回某77开关保护启动；
经过155毫秒，10kV 某潘二回某77开关电流I段动作，某77分闸；（装置报文：I1CK，73.50A；定值：38A，0.15S）经过1735毫秒，10kV 某潘二回某77开关重合闸动作，某77合闸；（装置报文：CHCK；定值：1.5S）
经过2003毫秒，10kV 某潘二回某77开关电流I段动作，某77分闸；（装置报文：I1CK，72.00A；定值：38A，0.15S）2017年4月24日08时03分35秒， #主变后备保护启动；
经过2440毫秒， #主变低后备复压闭锁过流II段一时限动作；（装置报文：I21CK1，16.25A；定值：10.3A，0.6S，跳某67、78开关，某67、78开关热备用）
同时， #主变低后备复压闭锁过流III段一时限动作；（装置报文：I31CK1，16.25A；定值：10.3A，0.6S，跳某67、78开关，某67、78开关热备用）
经过2640毫秒， #主变低后备复压闭锁过流II段二时限动作，某52开关分闸；（装置报文：I21CK2，17.00A；定值：10.3A，0.8S，跳某52开关）
3、设备简介
1、某77开关柜参数：
设备名称（运行编号）：10kV 某潘二回某77开关柜
设备型号：XGN2-12z-07LT
电压等级：10kV
出厂日期：2002.06
投运日期：2002.10
生产厂家：襄樊众能电器控制设备有限公司
2、某77开关参数：
设备型号：ZN68-12/T1250-31.5(弹簧机构)
电压等级：10kV
出厂日期：2002.01
投运日期：2002.10
生产厂家：陕西宝光真空电器股份有限公司
二、故障处理
9时08分现场检查某52开关为某#2主变低后备过流保护动作跳闸，某77开关处于半分半合状态，某77开关位置待确定，某10kV II段母线系统检查无异常，9时28分将某77开关操作至冷备用后，某#2主变低压侧某52开关送电正常。
三、设备检查情况：
1、某77开关一次部分检查。
某77开关本体及机构各导电、传动、电磁铁及脱扣部件外观检查无异常。
分合闸线圈低电压动作试验合格，分闸140V，合闸186V，开关分合正常。
（检查情况见附表）
分、合闸试验结果
三相接触电阻测试结果分别为：A相46μΩ，B相47μΩ，C相
43μΩ。
开关断口耐压42kV，1分钟通过；开关整体耐压38kV，1分钟通过。
由此可判断开关绝缘良好，正常分合时满足运行要求。
2、对某77开关保护装置二次回路接线及所用压板进行了检查。
某77开关保护装置二次回路接线紧固正确，所用压板均处于正确位置。
3、故障发生时某10kVII段母线跳闸后某#2站用变失压，未自动切至某#1站用变而导致某坊站交流电源消失。
4、故障时，交换机短时失电，站内UPS未启动，导致站内通讯中断。
四、故障分析
1、某77开关机构故障分析
由保护装置动作行为可判定，某潘二回线路发生永久性故障后，某77开关第一次分闸后，重合闸动作，并加速跳开，而此时开关处于分合闸中间状态，线路故障未切除，越级至某#2主变低压侧导致某#2主变低后备保护动作跳开某52开关导致母线失压。
现场检查时，经历故障后某77开关状态如下图所示，某77开关此时储能灯亮，分合闸指示灯无指示，可判定此时开关可能处于两种状态：一是开关重合成功后，分闸失败；二是重合闸动作时，开关重合失败。
上图为正常状态下开关分、合位指示
根据故障发生时后台报文，某77开关在动作过程中仅有第一次跳闸后的分位，重合闸动作后并无某77开关合位报文，可判定某77开关在重合闸时合闸不到位，处于半分半合状态，如下图所示。
某77开关位置分位后无合位报文
进一步将某77开关面板取下发现，开关已处于合闸位置，但合闸弹簧能量未完全释放，导致另一端凸轮在通过连杆将开关打合后未复位而悬在连杆上方，此时若进行分闸操作虽能脱扣但因凸轮将连杆卡住而使开关无法分闸，如下图所示。
下图为开关处于正常合闸状态时机构内各附件状态，可与上图进行比较。
对某77开关多次分合闸操作反复模拟该异常状态，可发现合闸
弹簧未完全释放，导致另一端凸
轮未完全复位
通过连杆可判断此时开关已
合闸到位，但机构并未到位而
卡在中间位置，未完全切换
开关正常合位时，合闸弹簧完全释放，另一端
凸轮将开关打合后完全复位，与连杆错开一定
空间，下一步可正常分闸
弹簧能量未完全释放是因在合闸时弹簧释放过程中机构内断路器减速器内部齿轮发生卡涩。
将减速器拆下后手动旋转齿轮，旋转时有明显卡涩现象。
2、站用变未自动切换故障分析
当某#2站用变失压后，交流第二路电源失电，此时2KM继电器失电，2KM继电器的常闭节点发生卡涩未能恢复闭合状态，导致第一路电源无法使1KM继电器通电励磁，1KM继电器常开节点未能闭合，
致使第一路电源未能接入，对2KM继电器传动连杆进行了注某润滑，常开、常闭节点均打磨后多次试验,切换自如，节点连接可靠，可正常自动切换。
如下图所示。
2KM继电器常闭节点未能复位
该2KM的常闭节点卡涩未能自动
复位，导致#2站用变失电时#1站
用电无法切换
3、故障时通讯中断
故障发生时，某10kVII段母线失压，某#2站用电失压，某坊站因#1站用变自动切换回路的继电器故障未正常工作，某坊站交流失压，由于蓄电池因充电机失电，电池电压降为207V,此时自动化系统的UPS未能正常启动，通讯管理机失电，通讯中断。
根据DL/T 5224-2014《电力工程直流系统设计技术规程》第3.2.4条，在事故放电末期，蓄电池组出口端电压不应低于直流电源系统标称电压的87.5%，即192.5V。
按规程要求，直流系统在大于192.5V 时，直流设备应能正常工作。
经现场检查，UPS设备因本身质量问题在直流电压为207V时未能正常启动。
五、采取的措施
1、对某77开关断路器减速器进行更换，下一步将结合某坊变电站下一次预试的停电工作，对站内10kV开关的减速器进行检查，发现问题及时处理。
2、进一步加强站用变设备的运行维护管理，每月对变电站内站用电系统进行一次检查，并进行自动切换试验，发现问题及时处理，保证站用变系统正常的自动切换。
3、已对站内自动化系统的UPS进行更换，下一步将在设备采购、安装和验收阶段做好UPS设备的调试和验收工作，杜绝不满足规程要求的设备入网，进一步提高入网设备质量。
附件一：保护装置动作报文
某77过流一段动作、重合闸动作、重合加速保护动作报文
某#2主变低后备过流2段一时限、过流3段一时限、过流2段二时
限动作报文。