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：本文通过对一起主变出口短路跳闸事故，引起变压器油中色谱数据异常，介绍了如何结合油中溶解气体检测、电气试验数据等判断、分析事故原因的过程和处理方法。
关键词：总烃电弧放电空载电流
1 事故概述
某35千伏主变压器型号为SZ10-10000/35kV，接线组别为YNd11，额定容量为10000千伏安，
±⨯kV。
该变压器2003年11月生产，2013年8月该主变差动保护动作额定电压为(354 2.5%)/10.5
跳闸。
次日电气试验人员对主变进行了诊断性试验及油色谱分析，初步判断线圈存在故障点，返厂
解体后发现A相高压线圈中部有放电痕迹。
2 故障的分析判断过程
2.1油中溶解气体分析
该主变差动保护动作跳闸后，现场对该主变压器外观进行检查，无明显异常，受到雷雨天气影
响，不具备开展现场电气诊断性试验条件，仅对该主变进行本体油色谱分析，该变压器油中溶解气
体分析数据见表1。
μL/L
由表1可以看出，其总烃、乙炔及氢的含量均远远超出注意值，计算其绝对产气速率，总烃
15.6mL/d（注意值12mL/d），乙炔9.0mL/d（注意值0.2mL/d），氢43.0mL/d（注意值10mL/d），
t/m，两次取样时间间隔为94天。
）
均超过注意值。
（总油量重4.69t，油密度0.893
通过分析，三比值编码为（2，0，2），故障性质为“电弧放电”，典型的故障实例有：线圈匝
间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、
引线对其他接地体放电等。
由于此次故障中，一氧化碳、二氧化碳含量也明显增加，且△CO2/△CO<3，
说明故障涉及固体绝缘材料，所以以上故障实例中可能性较大为：线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络。
2.2电气试验分析
次日对该主变压器进行电气试验，试验项目为绝缘性能试验、单相低电压空载试验和直流电阻试验项目，数据如下所示。
表2 绝缘电阻试验数据
表3 介质损耗试验数据
由表2可看出，绝缘电阻试验结果正常，说明变压器的主绝缘未出现绝缘损坏，初步怀疑变压器的纵绝缘可能存在故障。
由表3中说明电容量未发生较大变化，但因受天气影响（试验时湿度高达93%）介质损耗值相差较大。
进行相对比较，“高压绕组对其他及地”介损值增加了5.5倍，“低压绕组对其他及地”介损值增加了4.1倍，前者比后者多增加了34.1%，初步怀疑高压侧存在故障。
表4 低电压单相空载、短路试验数据
由表4可看出：空载试验中，ab、ac加压时，空载电流异常偏大，而bc加压时的空载电流正常。
说明只要有a相绕组串入便会异常增大。
低电压短路试验中，短路阻抗误差仅为1.04%，满足标准要求的2%，排除了绕组的变形和位移故障。
空载试验异常的可能原因有两种：一是加压的低电压绕组a相的匝间、层间有部分短路现象，导致空载电流出现异常变大；二是对应的高压绕组A相存在匝间短路，空载试验时相当于在低压侧进行短路试验，使得电流增大，功率增加。
所以用直流电阻试验进一步确认故障位置。
表5 直流电阻试验数据
由上表可知，高压绕组直流电阻相间不平衡度超过规程要求的2%，主要原因是高压A相绕组的直流电阻与历史值相比明显偏小。
综合以上试验数据，判断该变压器高压侧A相绕组存在故障点，发生匝间短路。
由于试验已经明显判断出主变的故障情况，现场无法修理，必须返厂大修。
3 吊罩检查、原因分析及处理
返厂后，对该变压器进行吊罩检查。
外观检查未见明显故障点；对绕组进行解体后，发现A相高压线圈中部有放电痕迹，现场图片如下：
图1 该主变高压侧A相中部故障点
图2铭牌上所示的高压绕组接线示意图
电力变压器调压的接线方式按调压绕组的位置不同分为三类：一是中性点调压，调压绕组的位置在绕组的末端；二是中部调压，调压绕组的位置在变压器绕组的中部；三是端部调压，调压绕组的位置在变压器各相绕组的端部。
中性点调压，对开关的绝缘水平要求低一些；中部调压，安匝平衡好一些；端部调压方式现在很少使用。
根据铭牌上显示，该变压器采用的是中性点反向调压方式，高压线圈整体分为两部分，上部分为主线圈，下部分为调压线圈，如图2所示。
该调压方式的变压器在绕组整体的中部位置（如图中红色标注区域）主线圈与调压线圈匝间电位差大，绝缘存在薄弱环节。
这一缺陷使得该变压器在较大电流的冲击下，高压绕组的中部位置绝缘击穿，发生匝间短路放电，最终引发跳闸事故。
考虑到该变压器线圈的绝缘缺陷，接下来打算更换该变压器的高压侧线圈，对该线圈进行重绕，待改造完成后作为备品使用。
4 总结
1.变压器绝缘油气相色谱分析后，应立即对组分数据进行计算分析，并对照规程给出可能
的故障实例做参考；
2.对该种调压方式的变压器进行排查，发现隐患及时处理。
3.应严格按照十八项反措中的规定，开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际
情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进
行改造或更换。
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。
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。
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。
年度故障跳闸事件总结(3篇)
第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，电力系统的规模和复杂程度日益增加，故障跳闸事件也随之增多。
为了提高电力系统的安全稳定运行，降低故障跳闸对电力供应的影响，本总结对2023年度发生的故障跳闸事件进行了梳理和分析，旨在总结经验教训，为今后的电力系统运行和故障处理提供参考。
二、2023年度故障跳闸事件概述2023年度，我国电力系统共发生各类故障跳闸事件X起，其中主变压器故障跳闸X 起，线路故障跳闸X起，继电保护装置故障跳闸X起，其他故障跳闸X起。
以下将对部分典型故障跳闸事件进行详细分析。
三、典型故障跳闸事件分析1. 某热电厂2号主变冷却器全停机组跳闸事件（1）事件经过：2023年10月8日，某热电厂2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，导致2号主变冷却器全停，机组跳闸。
（2）原因分析：直接原因在于2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，间接原因包括：1）热网加热器等涉水系统检修时未采取有效措施，导致2号机2C热网循环水泵出口电动门电气部分进水，使B相发生接地故障；2）2号炉渣浆池搅拌器电源冗余配置，双电源切换装置闭锁机构被违规拆除，两路电源处于同时送电状态，导致2号机厂用380V系统A、B段电源合环；3）运行人员未在保护规定的60分钟内恢复2号主变冷却器运行。
（3）教训：加强设备检修管理，严格执行操作规程；加强人员培训，提高运行人员对主变冷却器保护动作逻辑的掌握程度。
2. 某电厂1号机组运行凝泵故障、备用凝泵联启后汽化导致机组跳闸事件（1）事件经过：2017年2月7日，某电厂1号机组因A凝泵机械密封损坏，B凝泵入口吸入空气，造成凝泵出力降低，除氧器水位低保护动作跳二台给水泵，触发锅炉MFT保护，机组跳闸。
（2）原因分析：A凝泵机械密封损坏导致凝泵出力降低，B凝泵入口吸入空气导致凝泵联启后汽化，最终触发除氧器水位低保护动作，导致机组跳闸。
（3）教训：加强设备巡检和维护，及时发现并处理设备缺陷；提高运行人员对设备异常情况的判断和处理能力。
主变跳闸事故原因分析及处理
３ 继 电保 护 分 析
保 护 装 置 动作 分 析 如 下 ：
（ ） ０ 开 关 柜 更 改 ＴＡ 二 次 极 性 时 ，退 出 ＃１主此 故 障 初 期 ，故 障点 在 ＃１ 主
变差动范围内，保护不动作。当故障点在 ＃１主变低压
套 管 与低 压 Ｔ 之 间 时 ，９ １ 关 跳 开 后 ， ＃２主 变 无 Ａ ３ 开
小 ，高压 侧 复 压 元 件 不 开 放 ， 因 此 高 压 侧 复 压 过 流保 护 未 动作 。 （ ） 障后 ， ＃１ 变 油样 试 验 及 高压 试 验证 明 ＃１ ３故 主 主 变 本体 有 故 障 ， ＃１主变 重 瓦斯 动 作 正确 。 通 过 以 上分 析 可 知 ，保 护 装 置存 在 以 下 问题 ：
关 键 词 变 压 器 后 备 保 护 死 区
‘
１ 事 故 简 介
事故 前 ，某 供 电 公 司 ２０ Ｖ 变 电站 运 行 方 式 为 ： ２ｋ
２ ０ Ｖ 系 统 单 母 线 运 行 ， １ ０ Ｖ 系 统 双 母 线 并 列 运 ２ｋ １ｋ 行 ，１ ｋ 为单 母 线 经 分 段 并 列 运 行 ， ＃１主变 检 修 。 ０Ｖ 系 统一 次 设 备运 行 方 式 如 图 １所 示 。
部 短 路 起 火 ，造 成 三 相烧 损 。
主 变 跳 闸 事 故 原 因 分 析 及 处 理
韩 坚
（ 乡供 电公 司 ，江 西 萍 乡 ３ ７ ０ ） 萍 ３ ０ ０
［ 摘要］ 介 绍一起 ２ ０ Ｖ变压器及 １ｋ ２ｋ ０ Ｖ高压 室烧损事故 ，通过 分析 继 电保护 动作 ，指 出保护 失配是 引起 事故
的 主要 原 因 ，并 提 出 处理 对 策 。
110kV变电站主变跳闸事故分析及处理
程 ，对 同类型事故 的处理具有指导意 义。
关键词 变 电站 主 变 差 动 保 护 跳 闸 瞬 间接 地 信 号
０ 引言
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
段母线易引起过 负荷 。１ ０ ｋ Ｖ分段 备投具 备联切 功能 ，即 当备 自投动作 ，合上 乙 Ｉ Ｉ 丙分段开关时 ，同时拉开 ＃２主 变 １ ０ ｋ Ｖ乙Ｉ 侧开关 ，合上 １ ０ ｋ Ｖ 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 。
环 ， ＃２主变 ３ ５ ｋ Ｖ 侧 开关 解 环 ，１ Ｏ ｋ Ｖ乙 Ｉ Ｉ 丙 分 段开 关 解
环 ，１ ０ ｋ Ｖ分段备投投入 。受容量所限 ，＃２主变 同时供三
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ２ － １ ２ — ２ ５
如图 ２所示 ， 甲站 为故 障站 ，乙站 和丙站 与 甲站存在联
作者简介 ： 钟世 民（ １ ９ ８ ３ 一 ） ， 工程师 ， 从 事电网调度 运行工作 ； 王文刚（ １ ９ ７ ３ 一 ） ， 工程 师， 从事 电网调度运行 工作 。
电工技术 ｌ ２ ０ １ ３ Ｉ ５ 期 ｆ １ ７
继 电保 护 技 术 络 ； 白色开 关 表示 开 关 在分 位 ，黑 色 表 示 开 关 在合 位 ；金 的手 拉手 联 络 将 负荷 调 出 。１ Ｏ ｋ Ｖ 联 络 点 内部 接 线 如 图 ４
１ ０ ｋ Ｖ
在 ＃３主变 ３ ５ ｋ Ｖ侧 的概率更大 。随后现场重点检查 ＃３主 变３ ５ ｋ Ｖ侧 ，最终确认是监控用穿线管落在 ＃３主变 ３ ５ ｋ Ｖ
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。
一起主变跳闸事故的分析和处理
１ Ｖ 高压 室传 出爆 炸声 ，１ 主变 １ Ｖ母 线 桥 ０ｋ 号 ０ｋ 限流 电抗器 起火 ，高压 室靠 １ Ｖ Ｉ ０ｋ 段母 线侧 从窗 户 喷 出火 焰 和 浓 烟 。２ｍｉ ，１ 主 变本 体 重 瓦 ｎ后 号
斯保护动作 ，跳开主变三侧开关。
２ 事故发展过程分析
保 护 装 置 及 录 波 器 历 史 数 据 显 示 事 故 发 展 经
并 以不 同的时 限作用 于低压 侧短 路器 与高压 侧短 路 器（ 或变压 器各 侧断路 器 ） 。
后，低压侧复压过流保护 Ｉ ２ 段 时限动作。故 ｌ 号 主变保护低压侧复压过流保护动作正确。
（）故 障时 ｌ 主变 高压 侧 二次 电流虽 然持 续 ３ 号 达 到 ３８Ａ（ ． 高压 侧复压 过 流保护 定值 为 １ ．４Ａ， ＝３５ ｒｌ４ ５ ， Ｌ ０ Ｕ＝ ， 由于低压 侧故 障时 ， ｌ ． Ｕ＝６ ２ ６ 但 ＝ Ｓ Ｖ， Ｖ）
流 为 相 １ ２ Ｂ相 １ ８ Ｃ相 １ ０ Ａ ５３４ Ａ， ４２０Ａ， ４７０Ａ； １７～ １２Ｓ时 ，间断 通 过 的短 路 电流 大部 分 时 间 ． ３ 大 于 １７Ｓ前 的值 ，超过 其 热稳 定容 量 ，导 致 ｌ ． 号
立立
宝 宝
主变低压侧匝间绝缘损坏 ，从而引发匝间短路 ；短 路故障使变压器油箱 内聚集了大量的气体，驱动瓦 斯 继 电器 ，重瓦斯动 作跳 闸 。
时１ 号主变、２ 号主变低压侧 电流大小相等、方 向
相 反 ） 当 ９ １ 关 跳 开 后 ，２ 主 变 无法 向故 障 。 ３开 号
４ 处理对 策
（）在变压器高压侧的过流保护对低压母线的 １ 灵敏系数不满足规定时，应在变压器的低压侧断路
一起主变跳闸事故的案例分析
（ １ ． 西 宁供 电公 司 青海 西宁
摘 要： 本文介 绍了某 ３ ３ ０ ｋ Ｖ变 电站主变 分侧差动保护动 作跳 闸并 致使母线 失压、 大面 积停 电、 损失 负荷 的情况 。根据事故 发生 过程及 事故后 的检查 分析 ， 全 面分析 了造成 该起 事故 的原 因、 指 出了电力施工 生产监管 、 变 电站 运行维护 等方面 的不足 ， 明确 了电网 结构和运行 方式 的重要 性。 通过对 该起事 故的全 面分析 ， 指出 了在 安全 管理和 电网结构等方 面的不足， 根据分析 结论制定 了整 改及 防 范的措施 。 关键词 ： 差动保护 ； 跳 闸； 事故 ： 分析； 防范
ｌ 引 言
目前 ， 国内的 ３ ３ ０ ｋ Ｖ变 电站大 多作为 １ １ ０ ｋ Ｖ的进线 电源 点， 为城市 和农村 提供安全可靠 的电力供应 。因此 ， ３ ３ ０ ｋ Ｖ变 电站的安全稳定运行 对于各地 区经济社会 发展具有重要 的意义 。 笔者结合一起 ３ ３ ０ ｋ Ｖ站 内主变跳 闸事故 ， 说 明了此类 事故的严重危 害。通过分析该起事故发生 的原因 ， 总结 电网安全生产管理方面的不足， 明确 了电网规划和运行方式等方面 的重要性 。 分析总结 了该起事故发生
【 文章编号 】 １ ０ ０ ４ — ７ ３ ４ ４ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ３ — ０ ０ ６ ３ — ０ ２
一
起 主变 跳 闸事 故 的案例分 析
唐 颖 杰 ・ 唐 颖 俊 ｚ 谢 新 亮
８ １ ０ ０ ０ ３ ２ ． 长源 电力有 限责任公 司 青海 西宁 ８ １ ０ ０ ０ １ ３ ． 西 宁特钢集 团公司 青海 西 宁 ８ １ ０ ０ ０ ５ ）
２ ． １ 事故前运行方式
某３ ３ ０ ｋ Ｖ变 电站共有 ２台主变 ，分别 为 １ ＃和 ３ ＃主变 ，容量 均为 ２ ４ ０ ＭＶ Ａ。３ ３ ０ ｋ Ｖ采用 ３ ／ ２断路器接 线 的混合型 Ｇ Ｉ Ｓ设备 ，进线 ７回； ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ采用双母 线双 分段接线 的混 合型 Ｇ Ｉ Ｓ 设备 ，出线 １ １ 回； ３ ５ ｋ Ｖ采 用 单母接 线。每台主变均配有两套保护装 置， 为许继公司生产 的 ＷＢ Ｈ 一
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。