一起35kV主变跳闸的分析
一起35kV避雷器故障引起的主变跳闸事件分析
一起35kV避雷器故障引起的主变跳闸事件分析摘要：避雷器在长期运行过程中，可能会出现阀片老化、劣化，或本体受潮等缺陷，若不能及时发现，可能会逐步发展成为故障，带来严重后果。
本文对一起主变35kV侧避雷器故障引起主变跳闸事件进行了详细分析，针对此次事件暴露出的问题，提出了改进措施。
关键词：避雷器；故障；分析；措施1事件概况2018年6月11日16时53分52秒670毫秒，220kV某站1号主变差动保护动作跳开三侧开关，同时35kV某站35kV PT线电流速断保护动作跳闸，重合成功。
事发时天气雷雨，站内无倒闸操作。
现场检查发现，1号主变35kV侧A相避雷器击穿，其余设备未发现异常。
6月12日0时42分，故障避雷器一次引线被拆除，1号主变恢复运行。
本次事件无负荷损失。
事件发生时系统运行方式如图1所示，开关呈黑色表示开关处于合位，呈白色表示开关处于分位。
图1 故障时系统运行图继电保护动作情况：6月11日16时53分52秒，220kV某站1号主变低压侧A相接地，同时某站35kV PT线B、C相发生相间接地短路，区外的B、C相间接地故障与区内A相接地故障形成通路，导致1号主变差动保护动作跳闸。
220kV某站1号主变三侧开关跳开后2号主变仍然通过35kVPA线-35kV PT线提供故障电流，70ms后35kV PT线电流速断动作，重合闸成功。
2.故障时过电压情况故障时过电压情况如下：（1）经查询雷电定位系统，故障跳闸前后（16时53分53秒668毫秒）35kV PT线16-17号杆段附近（距离220kV 某站4158m）有一落雷，幅值达131.0kA。
（2）事件发生前无倒闸操作；（3）故障录波如图2所示，A相接地故障前三相同时出现一同相位的过电压，故障录波显示幅值分别为：A相90.8kV，B相90.5kV，C相77.9kV。
故障录波显示的A相接地故障前三相同时出现过电压的时刻为16时53分53秒668毫秒，与雷电定位系统查到的落雷时刻完全吻合。
35kv太马线路跳闸事故调查报告
35kv太马线路跳闸事故调查报告事件时间，2022年5月15日。
事件地点，太马线路35kv变电站。
事件描述，2022年5月15日，太马线路35kv变电站发生跳闸事故，导致供电中断，影响了周边居民和企业的正常用电。
经过调查，发现跳闸原因是由于变电站内部设备故障导致的电路短路，进而触发了保护装置，使得线路跳闸。
调查过程，经过对变电站设备进行全面检查，发现变电站内部的高压开关存在老化和磨损现象，导致了电路短路。
同时，保护装置的响应速度较慢，未能及时切断电路，导致了线路跳闸后对周边用电造成了影响。
改进措施：为了避免类似事故再次发生，我们将采取以下措施进行改进：
1. 对变电站设备进行定期检查和维护，及时更换老化和磨损严重的设备，确保设备的正常运行和安全性。
2. 更新保护装置，提高其响应速度，确保在发生故障时能够及时切断电路，减少对周边用电的影响。
3. 加强对变电站操作人员的培训，提高其对设备运行和故障处理的认识和技能，确保在发生故障时能够及时有效地处理。
结论，通过此次事故的调查，我们对变电站设备的安全性和运行情况有了更深入的了解，同时也认识到了我们在设备维护和人员培训方面存在的不足。
我们将以此次事故为教训，加强对设备的维护和对人员的培训，努力提高变电站的安全性和稳定性，确保供电的可靠性。
一起35kV线路保护跳闸原因分析
荷。
１ ． １ 故 障前 运行 方式
１ １ １ ８供 １ １ ０ ｋ Ｖ Ｉ 段母线带 １ 号主变 ，１ ｌ １ １ 热备
用 ；ｌ １ ０ ｋ Ｖ Ｉ Ｉ 段 母线 、２号主 变及 ｌ １ ０ ０母 联检修 ；
查看 故障 录波装 置报 文发 现 ：当 日 ｌ ７时 １ ６分
行， 并经 ３ ５ ０ ０供 ３ ５ ｋ Ｖ Ｉ Ｉ 段 母线 带 ３ ５ １ ４ 、 ３ ５ １ ５ 、 ３ ５ １ ６ 线路 运 行 ；１ ０ １ 供 １ ０ ｋ Ｖ Ｉ 段 母线 带 １ １ ７电容器 组一 ， 并经 １ ０ ０母联供 １ ０ ｋ Ｖ Ｉ Ｉ 段母 线带 １ １ ８电容器 组二 、
保护误动情况进行详细分析，查找设备及人员存在问题，探讨提 高保护装置正确动作应 当采取 的有效措施。
【 关键词 】 距 离保 护 电压 波动 动 作
０ 引言
近 年 来 ，随着 社 会 和 国 民经 济 的快 速 发 展 ，国
家 和 电力 行 业 对 电 网 安全 稳 定 运 行 的 要 求 越 来 越
常 ，在 投入 状态 。
３ ５ ｋ Ｖ两条线路同时跳闸，最大可能是两条线路 的不 同相 同 时接 地 ，造 成两 相 接 地 短 路 。检 查 该 站
３ ５ ｋ Ｖ系 统在 故 障前 后无 任 何接 地信 号 ，且 发 生两 相
接 地 短 路 应 该是 过 流 保 护 动作 ，而 不 应 该 是相 间距
３ ２
甘
肃
电
力
技
术
一
起 ３ ５ ｋ Ｖ线 路保 护跳 闸原 因分 析
35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理
35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理[内容摘要]35kV宁清变电站2号主变35kV侧3502断路器跳闸，运行人员试送不成功，检修人员对一次、二次设备进行检查后送电，送电过程中初步判断为1号升压变故障，遂退出一号升压变。
3502断路器再次跳闸后，经过仔细检查研究发现为直流蓄电池故障，导致控母、合母电压异常，在导闸操作过程中造成装置异常，产生误动。
[关键词]升压变；蓄电池；控母1前言35kV石清线带35kV宁清变，35kV宁清变35kV2号主变运行，35kV2号主变10kV侧1002断路器连接在10kV宁清水电站10kV母线上，10kV 清牧线、10kV清团线、10kV清塔线在10kV宁清水电站10kV母线上运行，10kV清团线连接团结水电站，10kV宁清水电站1号、2号发电机组通过400V变10kV升压变压器连接于10kV宁清水电站10kV母线上，厂用电和35kV宁清变站用电源连接在宁清水电站升压变压器400V侧。
2设备基本概况35kV宁清变电站于1982年投入运行。
35kV2号主变3502断路器保护装置型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。
2009年2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置，CT变比为75/5，1002断路器无保护运行。
3发现故障及原因分析2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV宁清变35kV 2号主变3502断路器跳闸。
配电工区保护班于9月19日17：40到达35kV宁清变电站进行停电检查。
3.2初步检查情况1、35kV宁清变电站于1982年投入运行。
35kV 2号主变3502断路器保护装置，型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。
保护装置动作信号灯点亮，且装置报文如下：装置时间装置报文10：27：40.641 过流跳闸10：28：56.521 开关分闸11：38：12.269 过流跳闸11：40：45.337 开关分闸（保护装置动作时间确认：根据9月19日保护班工作人员在35kV宁清变所做试验时记录的报文时间和实际时间（保护报文时间为05：15，实际时间为13：19）推测，报文时间滞后实际时间9小时）。
一起35KV主变压器非典型跳闸事故处理
一起35KV主变压器非典型跳闸事故处理摘要：主变压器是配电站运行的核心设备，其安全运行关系到配电站的正常供电，乃至整个电力系统的安全运行。
本文主要是针对35KV配电站主变压器跳闸事故的分析处理经过，并对故障的应急处理及预防提出了技术措施建议。
关键词：主变压器 ;跳闸 ;措施1 前言配电站是电力系统中对电能进行接收、分配、控制和保护的电力设施，主变压器是每个配电站不可缺少的设备，其能否安全稳定运行对电网安全安全运行起着至关重要的作用。
然而，主变压器长期处于不间断的工作状态，所以极易引发一系列的故障。
因此，我们有必要对配电站主变压器存在的故障进行分析，特别是对跳闸故障的分析，并及时采取有效的应急处理措施和防范措施。
2 概述轧钢厂热卷线35KV配电站共有三段母线，正常供电方式采用 35KV1#电源进线（3122）带35KVI段母线，35KV2#电源进线（3222）通过母联（320）带35KVI I、III段母线，F1整流变压器、F2整流变压器、F3整流变压器、F4整流变压器、飞剪整流变压器、III段TCR、III段H3+H5、III段H7+H11、3#主变压器（303）均位于35KVII、III段母线上，除这些设备外，35KVIII段母线上还挂有2#同步变压器和2#所用变压器，2#同步变压器供F1-F4主传动用，2#所用变压器供配电站操作、控制电源以及站所照明供电。
轧钢厂热卷线有3台主变压器，1#主变压器带精轧10KV配电站I段母线，2#主变压器带精轧10KV配电站II段母线，3#主变压器带精轧10KV配电站III段母线，3台主变压器两用一备，一般将2#主变压器作为备用设备，精轧10KV配电站给粗轧、卷取10KV配电站分别供三路进线电源，正常供电方式采用粗轧10KV1#电源进线带粗轧10KVI段母线、粗轧10KV3#电源进线通过母联（920）带粗轧10KVII、III段母线，卷取10KV1#电源进线带卷取10KVI段母线、卷取10KV3#电源进线通过母联（920）带卷取10KVII、III段母线。
一起35kV变电站主变压器烧毁事故分析
（ 高 压 侧 雷 电 侵 入 波 过 电 压 ２）
合上 主 变压 器 高 压侧 ３ ０１负 荷 开 关 后 不 久 ，５ ｋ 进 线 遭 受 直 击 雷 或 感 ３ Ｖ
地 报 警 ． 待 运 行 值 班 员 检 查 情 况 后 较 差 ， 造 成 主 变 压 器 １ Ｖ 侧 ９ １ 导 致 主 变 压 器 烧 毁 。 当 运 行 人 员 在 ０ｋ ０ 向 调 度 报 告 时 ，主 变 压 器 １ Ｖ 侧 断 路 器 跳 闸 。 站 停 电 。 ０ｋ 全
天 该 地 区 天 气 状 况 恶 劣 ， 电 活 跃 ， 压 器 低 压 侧 绝 缘 裕 度 比 高 压 侧 大 ， 站 内 接 地 电 阻 合 格 ， 极 少 发 生 站 内 雷
渡刀
黪 疗
站 内 ３ Ｖ 跌 落 式 熔 断 器 Ｖ， 相 可 见 主 变 压 器 的 高 压 侧 会 受 到 更 严 设 备 因 变 电 站 上 空 雷 击 损 坏 ， 因 而 ５ｋ Ｗ 烧 断 ，５ ｋ 避 雷 器 外 观 虽 然 完 好 ， 重 的 绝 缘 破 坏 。 在 调 度 命 令 运 行 值 防 范 线 路 特 别 是 输 电 线 路 雷 击 至 关 ３ Ｖ
申 请 试 送 电 排 查 接 地 线 路 。 在 合 上 压 、 作 过 电 压 等 。 但 根 据 此 次 事 故 内 部 将 产 生 复 杂 的 电 磁 振 荡 过 程 ． 操
主 变 压 器 ３ Ｖ 侧 ３ １负 荷 Ｙ＝ 不 现 象 和 设 备 检 测 情 况 ， 对 其 烧 毁 作 同 时 在 绕 组 匝 间 、 线 盘 问 以 及 绕 组 ５ｋ ０ ｔ 关
部击 穿 。 ２ 事 故 原 因 分 析
熔 断 器 与 负 荷 开 关 配 合 不 能 实 现 差
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35kV站用变压器跳闸故障的综合分析诊断
摘要 ： 分析一起 ３ ５ ｋ ｖ站用 变压器（ 以下 简称 站用 变） 跳 闸原 因。通 过对 故障后的站用变进行油气试验和 电气试验 ， 综合分 析测试数据后 ， 初 步诊断出该站用变 Ｂ相绕组可能存在绕组 匝间短路 或断股缺陷。经变压器 吊心及解体检查 ， 证实高压绕组 Ｂ 相散股断股 、 匝间绝缘击穿 。结合变压器运行 和解 体情况分析故障原 因 ， 对变压器生产制 造 、 运行维护 和故 障诊 断提出 了若干 建议。
关键词 ： ３ ５ ｋ Ｖ站用变压器 ； 跳 闸故障 ； 油气试验 ； 电气试验
中图分类号： Ｔ Ｍ４ ０ ６ 文献 标 志 码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：１ ６ ７ １ — ８ ３ ８ ０ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ５ — ０ ０ ３ ２ — ０ ３
Ｃｏｍ ｐｒ ｅ ｈｅ ｎｓ ｉ ｖｅ Ａ ｎａ ｌ ｙｓ ｉ ｓ ａ ｎｄ Ｄｉ ａ ｇ ｎｏｓ ｉ ｓ ｏｆ ａ ３ ５ ｋＶ Ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏｎ
ｄ ｉ ａ ｇ ｎ ｏ ｓ ｅ ｄ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ａ ｒ ｅ ｗｉ ｎ ｄ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ －ｔ ｕ ｒ ｎ ｓ ｈ ｏ ｒ ｔ ｃ ｉ ｒ ｃ ｕ ｉ ｔ ｏ ｒ ｗｉ ｒ ｅ ｂ ｒ ｏ ｋ ｅ ｎ ｄ ｅ ｆ ｅ ｃ ｔ ｓ ｉ ｎ Ｂ ｐ ｈ ａ ｓ ｅ ｗｉ ｎ ｄ ｉ ｎ ｇ ． Ｂ ｙ ｈ ａ ｎ ｇ ｉ ｎ ｇ ｃ ｏ ｒ ｅ ａ ｎ ｄ ｄ ｉ ｓ ｉ ｎ ｔ ｅ ｇ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
ｏ ｉ ｌ ｇ ａ ｓ ｔ ｅ ｓ ｔ ａ ｎｄ ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｉｃ ｒ ｔ ｅ ｓ ｔ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｔ ｒ ａ ｎｓ ｆ ｏ ｒ ｍｅ ｒ ａ ｆ ｔ ｅ ｒ ｔ ｈｅ ｆ ａ ｕｌ ｔ ａｎ ｄ ａ ｆ ｔ ｅ ｒ ｔ ｈｅ ｃｏ ｍｐ ｒ ｅ ｈｅ ｎ ｓ ｉ ｖ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｏ ｆ ｔ ｅ ｓ ｔ ｄａ ｔ ａ， ｉ ｔ ｉ ｓ ｐｒ ｅ ｌ ｉ ｍｉ ｎ ａ ｉｌ ｒ ｙ
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一起35kV主变跳闸的分析
【摘要】通过分析一起35kV变压器跳闸事故，指出保护装置插件绝缘老化，且跳闸继电器动作电压偏低，应是发生本次跳闸的主要原因是引起事故的主要原因，并提出处理对策。
【关键词】变压器；继电保护；保护装置插件
1 事件经过
2012年3月29日9时56分，35kV××变#2主变35kV侧302开关、10kV侧602开关跳闸，现场只有开关变位信号，保护装置、监控主机、调度SCADA系统的事件记录中无任何保护事项。
2 原因分析
2.1经过对一次设备的检查与试验，可排除一次设备本身存在故障可能。
2.2人员误碰的可能性非常小。
由于两侧开关同时跳闸却没有任何事项，而事后各保护装置测试后遥信正常，通过分析保护原理图，只有保护装置内的跳闸出口继电器误动作才会造成没有任何信号输出的开关跳闸。
2.2.1差动、高/低后备保护跳两侧开关回路的出口继电器都相互独立，同时误动的可能性非常较小。
如图1所示：
2.2.2非电量保护跳两侧开关的回路由同一组跳闸出口继电器（1K9、1K10）驱动，且非电量信号输出由1K1至1K4继电器的其它常开接点负责，只有12LP5、12LP6、12LP7、12LP8等四个压板的“②”端带正电源，才会造成1K9、1K10驱动两侧开关跳闸且无任何信号输出的情况。
但压板的前面板在开工前早已用胶布包封，周边的压板两端又都没有带电压，除非是用一端接正电源、一端触及上述所说的“②”端，才有造成此种现象。
因此，分析认为此种情况不大可能发生。
2.2.3设备老化而导致误动的可能性较大。
30日10时许，退出#2主变非电量保护，进行继电器测试，插件外观有少许静电灰尘；测试1K1（重瓦斯动作继电器）动作及返回电压正常，其接点动作正常；测试1K9、1K10串联动作电压为77V，动作电压较低，不满足要求（福建电网继电保护装置检验规程附件7 《PST-640系列变压器保护检验规程》4.12规定动作电压在50%-70%Ue范围，Ue=DC 220V）；绝缘试验发现非电量保护装置
插件12n1X6对装置外壳绝缘水平稍低，装置运行中该点对地金属性短路时1K9、1K10承受直流电压74V，与动作电压相近，在直流系统电压有瞬间失地的情况下，很容易引起保护误动。
2.2.4直跳回路抗干扰能力较差，如启动跳闸回路的触点，在装置如有震动的情况下，也容易发生保护启动跳闸。
而跳闸当天，现场共有三组人员作业，分别为：
（1）电气公公司正在进行10KV开关柜接线、调试及敷设通信电缆；
（2）变电部继保班准备调整1#主变定值，尚在办票阶段，未实际开工；
（3）调度所通信班处理通信带宽，人员尚未到站。
3 事故结论
综合以上分析，推断保护装置插件绝缘老化，且跳闸继电器动作电压偏低，应是发生本次跳闸的主要原因。
#2主变非电量保护装置PST-644于2004年9月出厂，2005年8月投运。
4处理情况及预防措施
（1）测试#1主变非电量保护装置合格后，替换#2主变非电量保护装置并投入运行；更换#1主变非电量保护装置插件。
经过电气试验及保护复测等一系列检查后，于17：06分恢复2#主变送电及所有负荷。
（2）其他35kV变电站的主变非电量保护为同类型装置的，应尽快进行测试，防止类似情况发生
（3）常规检验工作中加强非电量保护装置跳闸继电器动作电压的校验。
（4）设计时应按国网新十八项反措5.1.1.7 规定：继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，在保护装置内，直跳回路开入量应设置必要的延时防抖回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装置误动出口。