110kV某变电站2号主变跳闸处理分析
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。
五通变电站#2主变跳闸事件原因分析
五通变电站#2主变跳闸事件原因分析作者：周昌良来源：《科技创新导报》2013年第07期摘要：该文介绍五通变电站#2主变跳闸事件的情况，分析研究认为五通变电站#2主变跳闸其主要原因是：在B、C相相间存在蜘蛛结网，造成相间短路，弧光继续发展成三相短路；针对问题，采取相应的技术措施，保证设备安全供电。
关键词：#2主变跳闸相间短路弧光蜘蛛结网三相短路中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）03（a）-00-011 设备概况2 及运行方式110 kV五通变两台主变都为线变组接线，两台主变分裂运行，110 kV兰通线101线路送#1主变带10 kVⅠ段母线运行，110 kV安通线102线路送#2主变带10 kVⅡ、Ⅳ段母线运行，母联900开关热备用投自投。
#1主变有载调压档位在1档、#2主变有载调压档位在1档；#2主变高压侧中性点1028接地刀闸在断开位置；#1主变高压侧中性点1018接地刀闸在断开位置。
#2主变跳闸前各项监测数据正常。
当日厦门地区天气阴，东北风4～5级，气温7～15 ℃，湿度70%，厦门地区电网无故障。
五通变无检修操作。
3 事件经过（6）检查户内Ⅱ母进线992开关柜后柜门变形。
经Ⅱ母进线992开关转检修后，打开断路器室，检查发现992开关下部三相动静触头均有烧蚀现象，动触头的触子弹簧部分已烧断，固定静触头盒的面板和开关柜的侧板已明显变形；打开后柜门，发现A、B、C相下静触头盒外罩表面熏黑，母排进触头盒的端部明显烧熔现象，且烧熔形状较为规则；在开关柜C相侧板和在前后柜隔离板A、B相之间各有一个烧穿点；柜内各绝缘件表面无明显的爬电痕迹；开关下柜二次接线都有不同程度的烧蚀现象，下柜及其他相邻开关柜无发现受潮现象。
5 解体情况及原因分析6 防范措施（1）根据国网公司《预防交流高压开关柜人身伤害事故措施》“对35 kV和运行环境较差的10 kV开关室应加强房间密封，采取安装空调或工业除湿机，并在柜内加装加热驱潮装置等措施”的要求，尽快在变电站10 kV开关室装设空调，保证开关室的良好运行环境。
110kV主变差动保护跳闸故障分析
１ １ ０ ｋ Ｖ 主 变 差 动 保 护 跳 闸 故 障 分 析
龚炳 林 ，沈龙 保 ，黄 龙 林 。 ，刘银 河。
（ １ ． 中盐江 西兰太化 工有 限公 司，江 西 新 干 ３ ３ １ ３ ０ ２ ；２ ． 江 西省新 干县 窑里水库 管理局 ，江西 新干 ３ ３ １ ３ ０ ２ ） ３ ３ １ ３ １ ４ ； ３ ． 中盐新 干盐化 有限公 司，江 西 新 干
根据 差 动保 护原 理 、保 护 对象 ，初 步 判 定 故 障 范 围在
＃４ 主变本体内部及其二次侧 出线至其 出线 总断路器 （ 保护
装置） 。鉴 于 现场 条 件 有 限 ，缺 乏 必 需 的 专 用 电 力 测 试 仪
器 ，最后 采 用 ２ ５ ０ ０ Ｖ 兆欧 表 和万 用 电表 相结 合 的 方法 来 粗
所 有 盖 板后 ，在 第 １ 块 盖 板 下 即距 变 压 器 软 连 接 铜 带 最 近 处 ， 发现 Ａ、Ｂ两 相 母 线 铜 排 有 短 路 放 电烧 蚀 痕 迹 ，２根 铜 排 都有 １ 个 缺 口 。进 一 步 检查 发 现 ，对 三相母 线 铜排 起 同定 和 绝缘 作 用 的 １ 块水 平 安 装 的环 氧 树 脂 绝 缘 板 也 存 在 放 电烧 黑迹 象 ，并 且 还有 细 微 裂缝 和少 许 水 珠 。从 此 处 检 查母 线槽 内部 ，直 到 １ ０ ｋ Ｖ 总 开 关 的其 它 各 处 ，再 没有 发 现其 它 异常 现象 。
小于 ２ ５ ０ ０ ＭＤ ， ，判 定 合格 。
针对这种情况 ，要彻底消除短路故障隐患 ，就需消除
水 平 绝缘 板 积水 。 由于化 工 企业 对 无 准 备 的 意外 停 电要 求
110kV主变跳闸情况分析
110kV主变跳闸情况分析110kV线路缺陷和安全隐患的出现对供电质量会产生很大影响，因此，要进行认真排查和整改，避免因线路故障导致主变事件发生。
文章对110kV主变跳闸情况产生的原因进行了分析，希望在以后的工作中防止此类故障发生。
标签：110kV主变跳闸；情况；原因分析1 事件概况2013年7月4日早，雷雨天气，响雷不断。
07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，09时05分，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。
正村变停电前负荷33606KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。
事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。
2 设备基本情况2.1 正#1主变基本情况正#1主变自97年投运以来，2011年4月曾大修过，未发现明显异常，试验合格。
2012年至今因10kV线路故障冲击而#1主变跳闸有4次（不含此次跳闸），2013年5月，绝缘油试验合格。
该主变近3年来，一直重载，110kV李村变投运后，系统方式优化，情况有所好转，但随着负荷增长，在今年7月1日载容比在正常运行方式下为84%。
故障前载容比为42%。
2.2 事件前后运行方式和二次保护投入情况事件前方式：正#1、#2主变运行，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行，正10千伏母线分列运行。
正#1主变保护定值处理后方式：正#2主变运行，正#1主变停运，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。
2.3 避雷器配置和校验情况根据以上避雷器信息，避雷器配置符合站内各等级设备要求。
2011年4月，以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。
3 事件经过3.1 综自信号记录07时52分，值班人员看到变电站围墻外有雷电，同时发现正#1主变跳闸。
110kV线路保护误动跳闸事故的案例分析
许手合 加速标志 ；③保护启动 ；④距离保护 Ｉ 段 Ｉ Ｉ 动作 。分析这 ４ 个条件 ：
（）现 场查 看 定值 单 ，手合 加速 控 制字在 投入 １ 位 ，条件 ①满 足 。
（）定值单无流定值整定 ７２ ２ ．２ Ａ；检查保护装
确 保胶 带包缠 后 的粘合 密封质 量 。
２ 朱德恒 ，严
璋 ．高 电压绝缘 ［ ．北 京 ：清华大学出 Ｍ】
（）处理好绝缘表面。剥削外护套、绝缘屏蔽 ４
层 、半 导体 层 时要细 心 ，不得 伤及半 导 体层和 主 绝
版社 ，１９ ． ９ ２ ３ Ｌ Ｔ ２ 一１９ ．交 流 电气 装置的过 电压 保护和 绝缘 Ｄ ／ ６ Ｏ ９ ７
置时发现 ，当断路器实际在合闸位置时，保护装置
跳 、合 位 开入均 闭合 。对 回路进 行 了检查 ，发现 断 路器 控制 回路 中防跳 继 电器 采 用的是 断路器 本 体 防
手合加速保护误动所致。
３ 暴露出的问题
（ １ ）定值单管理制度执行不严 ， 现场管理松散。
（）装 置定 期巡 视 流于 形 式 ，未及 时 发现 开入 ２ 量 异常 现象 。
ｌ０ Ｖ线路保 护动作跳闸是 由于距离手合加速动 １ ｋ
作 而 引起 。
手 合加速 原理 框图 （ 图 １ 显示手合加速动 见 ）
作跳 闸有 ４ 条件 ：①手合 加速 控制 字投入 ；②允 个
报 “ 线路保护动作” ，线路断路器变位 ，保护装置 显示 “ 突变量启动” 手合加速动作跳闸” 故障 、“ 、“ 录波启动”告警 ，直流系统蜂呜告警 ，２ 号机组甩 负荷至空载，厂用 电消失 ，１０ｋ １ Ｖ线路 电压正常 。
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析
针对110kV变电站跳闸的事故处理分析摘要：110kV变电站在运行过程中出现事故，其主变三侧开关发生跳闸，对跳闸时出自于调度自动化系统的信号，进行深入研究，通过对瞬间接地信号实施分析，能有效确定出现故障的部位。
除此之外，还相继介绍了该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，这对与高效处理类似事故，有巨大的借鉴意义。
关键词：变电站；主变差动保护；跳闸；瞬间接地信号0引言变电站的主变出现跳闸事故，则会严重危及供电的稳定性，情况严重时，会进行对外限电。
切实保护变电站的变压器，调度规程有明确规定：变压器瓦斯或者是出现差动保护动作跳闸，必须将事故原因彻查出来，并将问题完全消除，这之后才能送电。
该文主要介绍了110kV 变电站出现的主变跳闸事故，对其事故原因和不同开关动作情况进行深入分析，并对事故处理流程进行了全面总结。
1事故描述及原因分析下图显示了该变电站的一次接线，共有三台三圈变压器，其电压等级共有三个，分别为110kV、35kV、10kV。
如图所示，110kV侧属于线变组接线方式；35kV侧的母线共有三段，分别为甲、乙、丙，分段开关连接了甲乙、乙丙两段母线；10kV侧则有四段母线，分别为甲、乙I、乙II、丙，分段开关连接了甲乙I、乙II丙两段母线，；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线并未接入电流。
图1次接线示意图某110kV变电站一在事故出现之前，这一变电站的运行方式是：110kv进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙/丙母线及10kV丙母线，35kV乙丙分段的开关是合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段的开关是解环，10kV的投入为分段备投。
因为容量有限，#2主变同时供三段母线，很容易导致负荷超标。
l0kV分段备投能实现联切，也就是说进行当备自投动作，将乙II丙分段开关闭合的时候，此时，将#2主变l0kV乙I侧的开关拉开，将l0kV甲乙I分段开关合上，调整通过#1主变为乙I母线供电。
一起110kV变压器高压套管故障的解体分析_徐龙
２ 故障套管解体
2.1 故障套管基本情况 该故障套管为国内某合资企业产品， 生产年份
为 1999 年，型号为 BRDLW-110/630-3。该套管为油 纸电容型套管。它由瓷套、电容芯子、中心铜管、头部 的储油柜、中部的安装法兰和尾部的均压球等组成。 套管整体用头部的强力弹簧通过中心铜管串压而 成， 其中的电容芯子是由绝缘纸和铝箔加压力交替 卷在中心铜管上成型的。 铝箔形成与中心铜管并列 的同心圆柱体电容屏，屏数为 20 屏。 中心铜管既是 电容芯子的骨架，又是高压引线的通道。油纸电容型 套管是根据电容分压原理卷制而成的， 电容芯子作 为主绝缘，外部为瓷绝缘，里面注入变压器油。 表 1 为该套管最近一次大修时的试验数据。
拆除固定螺栓，取下套管头部油盅，检查套管油盅腔
内部，情况良好。 将损坏的上瓷套水平脱离出电容芯子， 检查套
管上瓷套断裂情况，发现套管上瓷套上部无断裂面， 套管上瓷套下部呈现不规则断裂面。
拆除套管中部安装法兰末屏紧固螺栓， 拆除末 屏接地装置，发现内部引线已烧断。将中部安装金属 法兰脱离出电容芯子，并检查法兰内部情况，发现金 属法兰下部有一处烧伤痕迹。
电容芯子完整暴露出来后， 检查电容芯子表面 放电情况，发现在电容芯子尾部、金属法兰下部和套 管末屏三个部位有击穿烧伤现象 （见图 1 和图 2）， 其中击穿部位一、二烧损程度较严重。 其后，检修人 员对电容芯子表面三个重点放电部位进行电容屏逐 层剥离，发现击穿部位二、三两个部位放电点在电容 屏剥离 4 屏～5 屏后，放电现象消失，内部电容屏完 好。 击穿部位一电容屏剥离工作一直进行到内部导 电管为止， 其间发现有二层电容屏击穿烧伤 （见图 3），最后在内部导电管表面找到烧伤痕迹（见图 4）。
U
R
110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析
110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析摘要：由于现阶段变电站数量众多，且投运年限不一，一次设备老旧已经是阻碍变电站稳定运行的重要因素。
变电站改造进度已经跟不上设备需要更换的进度，因而，由于变电站设备老旧导致开关越级跳闸事件时有发生，加速老旧变电站一次设备改造已经是迫在眉睫的任务。
关键词：保护;老旧; 越级跳闸; 动作分析一、事件前运行方式110kV塘口站110kV母线为单母分段接线。
正常运行方式下，#1变高1101开关在合位，#2变高1102开关在合位，110kV母联1012开关在合位。
10kV母线为单母分段接线，10kV母联500开关处于运行状态，#1主变变低501开关在合位，#2主变变低502开关在合位，如下图1所示。
图 1 事故前系统运行方式二、事件简述2022年05月13日08时29分03秒956毫秒，110kV塘口站10kV F18、F21馈线发生短路故障，均为过流I段保护动作跳518开关、521开关。
2022年05月13日08时29分04秒494毫秒，#2主变低后备保护复流I段T1动作，跳500开关；08时29分04秒687毫秒，#2主变低后备保护复流I段T2动作，跳502开关。
故障点简图如图 2所示。
图 2 故障点简图三、保护动作过程表 1 保护动作时序表保护动作时序图如下图3所示。
图 3 保护动作时序图四、保护动作行为分析运维人员现场对#2主变低后备保护装置、10kV灵石坝线F18 518开关保护装置、10kV坪石镇II线F21 521开关保护装置的动作信息进行了收集。
1、#2主变低后备保护装置动作分析表 2 #2主变低后备保护装置相关定值表根据保护装置动作报文、保护定值和录波图分析如下：对#2主变电流波形进行分析，初始故障为低压侧AB两相短路，经55ms后发展为三相短路故障，故障电流达到复压过流I段定值2.5A（一次值7500A）。
保护启动经538ms复压过流I段I时限保护动作，跳10kV母联500开关，动作短路电流3.486A（一次值10458A）。
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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。