主变压力释放阀动作分析
一起主变压器压力释放阀喷油原因分析及处理
Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｔ ｈ ｅ ｃ ａ ｕ ｓ ｅ ｓ ｆ ｏ ｒ ａ ｎ ｏ ｉ ｌ ｅ ｊ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｃ ｃ ｉ ｄ ｅ ｎ ｔ ｆ ｒ ｏ ｍ ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｒ ｅ ｌ ｉ ｅ ｆ ｖ ａ ｌ ｖ ｅ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｍ ａ ｉ ｎ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｍ ｅ ｒ ｉ ｎ Ｓ ｈ ｕ ｉ ｂ ｕ ｙ ａ ｈ ｙ —
ｄ ｒ ｏ ｐ ｏ ｗｅ ｒ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｒ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ． Ｔｈ ｅ ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｏｒ ｆ ｔ ｈ ｅ ａ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｒ ｅ ｌ ｉ ｅ ｆ ｖ ａ ｌ ｖ ｅ ｓ ，ｔ ｈｅ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｎ ｇ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｄ ｕ ｒ ｅ ａ ｆ ｔ ｅ ｒ ｔ ｈｅ
压力 释放 阀适 用 于 油 浸 式 电力 变压 器 ， 电 力 电 容
器及有载分界开关等 ， 用来保 护油箱 。当油浸式 变压 器在运行 中出现故障时 ， 由于线 圈过热 ， 使一部分变压
器 油 汽化 ， 变 压器 油箱 中压 力迅 速增 加 ， 这 时压力 释 放
阀在 ２ ｍｓ 内迅 速动 作 ， 保 护 油箱 不致 变形 或 爆裂 。油
浅析变压器压力释放误动作原因及改进方法
浅析变压器压力释放误动作原因及改进方法摘要：压力释放阀是变压器主要的非电量保护装置之一，压力释放装置可靠、灵敏地工作直接关系到变压器的安全平稳运行。
本文通过对一起典型压力释放误告警案例进行调查研究，分析压力释放阀由于安装工艺和位置设计造成的运行安全隐患，由此提出了相应的改进措施并取得较好效果。
关键词：变压器压力释放误动作1.引言变压器是铁路供电系统中十分重要的电气设备，它是保证铁路供电连续性、可靠性的重要条件。
近些年来，铁路供电系统内多次发生由主变非电量保护装置引发的直流接地缺陷或主变误跳闸失电事故，其中压力释放阀引发的此类事故占到整个非电量保护装置误发误动故障的大多数。
若变压器内部发生短路故障将导致油分解膨胀产生高压气体，高压气体使油箱内部压力升高，此时压力释放阀应准确、迅速地释放变压器巨大的内部压力。
若压力释放阀误动作则会引起非电量保护误动作，从而严重影响铁路供电的可靠性，对铁路运输造成较大损失。
2、实例简介2.1概况某35kV变电所正常运行方式为二路35kV电源同时受电，35kV母联开关断开，两台主变同时运行，10kV母线分段运行。
另外该变电所承担着重要车站纽供电，担负着机务段、车辆段和车站等一级负荷供电，供电安全压力大，影响范围广。
2017年3月11日 16:48，该变电所1#电源线主变一次侧341DL压力释放动作跳闸，10KV受电一柜、贯通柜低电压跳闸，备供所备自投成功，具体故障报文如下：2017年3月11日 16:48：26 该所1#变压器保护(压力释放) 遥信变位，状态1； 2017年3月11日 17:03：32 102ms该所1#变压器保护(压力释放) SOE，状态1；2017年3月11日 16:48：26 该所341断路器HWJ 遥信变位，状态0；2017年3月11日 17:01：22 429ms该所341断路器HWJ SOE，状态0；2017年3月11日 16:48：26 该所341断路器TWJ 遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:01：22 506ms该所341断路器TWJ SOE，状态1；2017年3月11日 16:48：26 该所10KV受电一101DL事故总遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：06 840ms该所10KV受电一101DL事故总 SOE，状态1；2017年3月11日16:48：26 该所10KV受电一101DL HWJ 遥信变位，状态0； 2017年3月11日17:04：06 856ms该所10KV受电一101DL HWJ SOE，状态0；2017年3月11日16:48：26该所10KV受电一101DL TWJ 遥信变位，状态1； 2017年3月11日 17:04：06 881ms该所10KV受电一101DL TWJ SOE，状态1； 2017年3月11日 16:48：26 该所10KV受电一101DL 保护启动遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：06 732ms该所10KV受电一101DL 保护启动动作；2017年3月11日 16:48：26该所10KV受电一101DL 低压解列遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：06 838ms该所10KV受电一101DL 低压解列动作； 2017年3月11日 16:48：26该所10KV受电一101DL 低压解列遥信变位，状态0；2017年3月11日 17:04：06 905ms该所10KV受电一101DL 低压解列返回； 2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜事故总遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：34 723ms该所贯通柜事故总 SOE，状态1；2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜 HWJ 遥信变位，状态0；2017年3月11日 17:04：34 739ms该所贯通柜 HWJ SOE，状态0；2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜 TWJ 遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：34 767ms该所贯通柜 TWJ SOE，状态1；2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜保护启动遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：34 512ms该所贯通柜保护启动动作；2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜低压解列遥信变位，状态1；2017年3月11日 17:04：34 721ms该所贯通柜低压解列动作；2017年3月11日 16:48：26该所贯通柜低压解列遥信变位，状态0；2017年3月11日 17:04：34 787ms该所贯通柜低压解列返回；2.2应急处置过程1、16:48，该变电所1#电源线主变一次侧341DL跳闸。
#1主变压力释放阀动作报告(南网)
防城港电厂#1主变压力释放阀动作机组跳闸事件报告批准：审核：编写：8月21日#1主变压力释放阀动作引起机组跳闸事件报告一、事件经过：8月21日中午12：00，#1机组有功负荷降至505MW,,机组运行正常，12：05分，#1机组跳闸，出口跳5012、5021开关，跳#1机厂用分支并切换厂用电，跳#1发电机灭磁开关，关闭#1机主汽门，光子牌“＃1主变压力释放”发出。
检查发现#1主变本体压力释放#1，#3阀喷油，主变压器油枕油位处于约9.3位置，主变压器油温68℃。
总共7组冷却器中有4组冷却器运行。
#1机组非电量保护非电量13（油位异常）报警，非电量8（主变压力释放）动作。
对#1主变瓦斯继电器油样取样盒进行放油排气，未发现瓦斯继电器内有气体产生，对#1主变压器取油样化验，油击穿电压试验和色谱分析试验数据均在标准范围之内，与8月19日投运之前比较，油各项指标未出现增长。
机组跳闸后，立即成立了调查小组对原因进行调查分析，通过油枕油位、变压器油温、冷却器运行情况、油色谱分析结果，排除了变压器存在内部故障，于8月21日21时30分，#1机组并网成功，并网后油化验各项指标正常。
二、原因分析：按照电力事故四不放过原则，进行认真分析，总结工作中的不足，现汇报如下：1、主变冷却器运行方式投入不正确。
主变压器冷却器控制开关投入到“远方”位置，未投入到“自动”位置，此种控制方式下变压器冷却器不能随着油温升高自动投入运行，造成高负荷情况下，主变压器只有4组风扇运行。
按照当时变压器油温情况，应至少有6组冷却器运行，变压器冷却器投入不够，变压器温度不断上升，上层油温最高68℃，较正常情况升高约13℃，油温升高引起变压器油体积膨胀，外加油位偏高因素，造成主变压器油枕油位过高，压力释放阀动作。
2、主变压器油位偏高，较正常油温油位曲线高出约0.9个刻度（刻度指示值1—10）。
留给变压器油发热膨胀后的空间变小，本次变压器油温较平时升高10℃以上，造成变压器油枕油位过高。
某发电厂4号主变防爆门(压力释放阀)误动跳机分析报告
某发电厂4号主变防爆门（压力释放阀）误动跳机分析报告1.概述某日17时49分，某厂4号发变组开关跳闸、汽机跳闸、锅炉MFT动作，6kV 厂用电快切成功。
后接省调通知，机组转调停。
2.检查情况及分析查发变组保护盘UTR-1A、UTR-1B 、86GA、86GB、86BTGB、8652A出口继电器动作，REG316V2继电器的跳闸红灯、81G1 Trip灯、Gen Online &Exit Open 灯亮。
EX2000励磁系统显示桥跳闸，故障码为ST29（外部跳闸）。
主变就地控制盘的“TANK PRESS RELIEF”灯闪光。
SOE主要故障记录依次为：UTR-1A动作、MFT动作、6KV快切、发变组开关断开、86GA动作、励磁系统跳闸、86GB动作、励磁开关断开、汽机跳闸、主变压力高。
从启动厂用电快切逻辑分析着手，结合SOE事故记录分析，机组跳闸首出原因为86BTGB动作。
查发变组保护记录，电气保护87GT、87UAT未动作，因而86BTGB动作的可能原因为两个外部信号之一动作：①主变防爆门动作；②主变瓦斯动作。
现场检查主变瓦斯及继电器均正常，可以排除。
检查SOE记录，“主变压力高”出现得较晚，且出现了两次，中间间隔16分32秒，这与运行人员反映的在跳机十多分钟后才出现主变故障报警信号的说法相符。
检查主变就地控制盘内防爆门中间继电器已动作，进一步检查为东侧防爆门微动开关作引起，西侧防爆门微动开关正常，但两侧防爆门均未有显性实际动作痕迹。
主变防爆门跳闸信号接到86BTGB，报警信号接到SOE及报警窗。
经现场模拟测试SOE通道，发现86BTGB继电器只有复位记录，并无跳闸记录。
也就是说，当主变防爆门微动开关接点动作时，SOE不会有86BTGB的跳闸记录。
将86BTGB的SOE触发机制改为跳闸触发后，经多次试验证实，短时短接防爆门微动开关接点，SOE并无“主变压力高”记录，但每次都有86BTGB动作记录，长时间短接防爆门开关接点，SOE则能同时记录到86BTGB及主变压力高信号。
某 500KV 主变压器压力释放阀异常动作原因分析与改进
某 500KV 主变压器压力释放阀异常动作原因分析与改进发表时间：2020-09-09T11:58:22.350Z 来源：《科学与技术》2020年28卷9期作者：余加银[导读] 压力释放阀是防止变压器油箱超压的重要设备之一，当变压器内部发生严重故障时摘要压力释放阀是防止变压器油箱超压的重要设备之一，当变压器内部发生严重故障时，油箱内部压力升高、压力释放阀动作泄压，从而保护变压器不受严重损坏。
在变压器正常运行中，曾多次发生压力释放阀异常动作喷油事件，本文结合某500KV主变压器压力释放阀异常动作事件的处理过程，分析压力释放阀异常动作原因，提出改进措施。
关键词变压器压力释放阀储油柜油位异常动作0 前言电力变压器是电力系统的重要组成部分，随着对电网可靠性要求的不断提高，对电力变压器的可靠性要求也越来越高。
为了防止变压器内部故障造成油箱超压，需在变压器中配置压力释放阀，当变压器内部发生严重故障时，油箱内部压力升高、压力释放阀动作泄压，从而保护变压器不受严重损坏。
压力释放阀由动作膜盘③和压紧弹簧⑦组织（结构如图1），当变压器油箱内部超压时，压力释放阀膜盘会在油压的作用下克服弹簧的压力向上移动，变压器油排出，同时机械指示杆⑧受膜盘的推动弹出，可直观地显示释放阀的动作情况，信号开关会随之动作发出报警信号[1]。
压力释放阀动作后可以快速开启泄压，将油箱内部压力降到正常值。
图1 208系列压力释放结构图为了减少变压器油与空气中水分和氧气的接触、减缓油的老化、降低变压器油的含气量，大型变压器多采用密闭式储油柜。
储油柜通过胶囊与空气连通，通过浮球式油位计进行油位指示。
本文中分析的某500KV主变压器使用的是208型压力释放阀和胶囊式密闭储油柜，通过对该变压器压力释放阀异常动作事件处理过程的分析，找出压力释放阀异常动作原因，提出改进措施。
1设备故障描述2016年5月29日12时39分，某电站主控出现GPA024AA（主变压器压力释放继电器动作）报警，现场检查发现主变压器C相靠近高压侧压力释放阀动作喷油，变压器区域地面产生约20 m2油迹，动作后压力释放阀机构正常回座。
压力释放阀喷油原因分析及防范措施
压力释放阀喷油原因分析及防范措施摘要：通过110kV红树某站#1主变压器压力释放阀动作的处理过程，引申分析压力释放阀动作的几类原因：一是变压器内部故障，二是呼吸系统堵塞，三是变压器油位过高，四是油枕胶囊损坏，五是变压器补油时操作不当。
延伸介绍了油枕胶囊的结构、压力释放阀动作与复归过程、补油的注意事项等。
最后针对此次压力释放阀动作提出具体的处理思路与防范措施。
关键词：变压器；压力释放阀；喷油；防范措施1前8A00变压器是电力系统中的重要设备,作为运行人员需要对其具有较为全面而深刻的了解。
本次红树某站#1主变压器压力释放阀动作为我们提供了一个很好的案例，通过分析事故事件的处理过程，以及分析压力释放阀动作的几类原因，让压力释放阀有关的事故能得到减少，同时提高运行人员巡视维护的水平和效率。
2事故事件案例详细过程2021年08月12日16 时 19 分，中调通知110 kV红树某站#1主变压力释放动作，两侧开关并未跳闸，主变仍在运行中。
当值值班长立即安排事故应急小组前往110kV红树变电站查明情况并处理。
1)12日16：40，运行人员到站检查，检查情况为后台显示压力释放动作信号，现场地面有大量油渍，确有喷油现象，瓦斯继电器未动作，未能确认观察窗内是否有气体。
2）运行人员现场检查为仅压力释放阀动作，但无法确认是否有内部故障。
3）12日19：35，经调度同意，运行人员将#1主变由运行状态转为检修状态，10kV 1M 负荷转由#2主变代供。
4）12日20：40，继保班组确认二次保护装置正确动作；检修班组进行主变本体及压力释放阀检查，复归动作信号；油化班进行取样试验。
5）经专业班组检查主变本体及附件均正常，但油枕油位偏高，需进行放油处理。
检修班组将油位降到油枕油位表二分之一处。
6）13日00：10，油化班对本体油样检测合格，一次具备可投运条件。
7）从上述现场检查分析发现，主变压器确有喷油，排除了压力释放阀误发信的可能性。
变压器压力释放阀整定分析
变压器压力释放阀整定值的分析压力释放阀(安全气道)主要是保护主油箱不受变形。
当内部发生电弧故障时,主油箱压力的升高与气体继电器中油的流动是同时产生的。
按照我国的惯例,气体继电器流速的整定是由变压器运行部门的继电保护专业人员进行的,而压力释放阀的整定则是由变压器制造部门的设计人员决定的。
前者不一定考虑到当压力释放阀一旦先于气体继电器动作时,气体继电器将会拒动,而后者也未必研究压力释放阀与气体继电器的配合问题。
一、分析计算内部故障产生气泡时,主油箱内的压力必然升高到一定的数值。
按流体力学计算，这一升高值需克服以下4个项的阻力:1 从油箱到储油柜之间管道中油的流动阻力。
包括至少两个9O°弯头、1-3个直管段,一个从油箱到管子的突缩口,一个从管子到储油柜的突扩口;2 储油柜内橡皮油囊体积压缩的阻力;3 呼吸器向大气排气的阻力;4 储油柜中油位与主油箱静油位差。
现设油流速 V = 1OO cm/s管道直径 D = 8 cm设有两个9O°弯头,直管段总长 2OO cm净油位差 H = 15O cm为了简化计算,假定呼吸器阻力为无穷大,则橡皮油囊可以视为密闭可压缩的容器。
油囊的体积约有数百立升,而压缩体积仅5立升可以忽略不计。
则总的阻力(以油柱计)为:∑H= (α1+α2+2α3)+H+ｈ式中α1--突缩口的阻力系数,取O.5α2--突扩口的阻力系数,取1.Oα3--9O°弯头的阻力系数,取O.3V--油流速度,取1OOcmH--油位差,取15Ocmｈ--直管段阻力损失,按照雷诺数及油的黏度查出为5.3cm则∑H= (O.5+1.O+2×O.3)+15O+5.3 = 166 cm压力升△P = 166×O.9×ｇ = 14.6 kPａ制造厂对压力释放阀的动作值的设计不完全统一，主要是从主油箱的强度考虑的。
查阅国内外几个制造厂，动作值一般设计在10-50kPa之间。
一起主变压力释放阀动作原因分析及预防
一起主变压力释放阀动作原因分析及预防摘要：某电站主变压器储油柜金属波纹管出现漏点，在采取临时措施处理后继续运行，因临时措施里的塑料管折弯，使得压力调节能力减弱，波纹管不能正常调节，从而导致主变压力释放阀动作。
关键词：主变压器、储油柜波纹管、压力释放阀一压力释放阀的结构及作用压力释放阀是由信号杆、压力膜盘、喷油口、接线盒、弹簧、胶垫等组成。
它是变压器的一种压力保护装置，当油浸式变压器内部发生故障时，油分解产生大量的气体。
由于变压器基本是密闭的物体，连通储油柜的连管直径比较小，仅靠连通储油柜的连管不能有效且迅速的地降低压力，这会造成油箱内压力急剧升高，会导致变压器油箱破裂。
此时，压力释放阀将及时打开，排出部分变压器油，降低油箱内的压力，待油箱内的压力降至正常值时，弹簧使动作盘回座至密封位置，压力释放阀将自动闭合，保持油箱的密封性。
二概述某站主变压器采用的山东达弛电气有限公司生产的SSP0-45000/230TH双绕组油浸式变压器，其冷却方式为强迫油循环水冷，共配置了3组冷却器，金属波纹管式储油柜型号为BPIII-W。
2022年5月，3号主变压器储油柜一侧波纹管出现漏点，使得呼吸器有漏油的现象，电站现场根据厂家指导意见，采取了利用塑料管连接在储油柜与呼吸器中间并增高的方法，防止波纹管里的渗油漏出，并保障主变压器内部压力可正常调节，以确保主变压器在采购的备件到货前能继续运行的临时措施（如下图）。
三事件经过2022年10月16日06时24分3号发变组带负荷40MW运行过程中，3号主变压器压力释放阀动作，3号主变压器高压侧开关跳闸，3号机组出口断路器跳闸，事件发生时3号主变压器油面温度1为63.5℃、油面温度2为63.7℃，绕组温度为73.7℃，因储油柜波纹管有漏点油位计一直处在9格处。
四原因分析1.事故发生后检查发变组保护柜内变压器保护装置报“压力释放动作跳闸”，无其它保护动作信号，现场检查3号主变压器2个压力释放阀有轻微喷油现象，检查3号主变压器冷却水系统各阀门正常，开启3组冷却水试验，水压、流量均满足要求，检查3号主变压器油循环管路各阀门位置正确，开启3组油泵电机试验，油泵电机运行正常，检查3号主变压器本体无异常现象，检查储油柜时发现其临时防渗油措施上的塑料管在绑扎的上部有折弯，绑扎处有变形现象，检查瓦斯继电器集气盒内无气体。