110kV变压器保护误动事故分析及处理方案

110kV变电站继电保护误动故障及处理措施摘要：本文以110 kV变电站为研究对象，介绍了变电运行中继电保护的作用，通过某110 kV变电站电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作，分析故障原因，其次通过分析装置本身缺陷引起主变保护区外故障误动作，分析故障原因并提出处理方法。

关键词：110 kV变电站；继电保护；故障；措施引言在实际运行的过程中，变电站继电保护装置出现故障的原因往往较为复杂，这使得多种问题的存在都会导致变电站继电装置的整体运行质量受到影响。

为此，就要从变电站继电保护典型故障出发，采取针对性措施进行应对，从而使其运行更加稳定，并降低对电能的额外损耗。

1 变电运行中继电保护的作用继电保护装置是构成继电保护动作的基础，能够在变电运行发生异常时完成对配电网的保护。

具体来说，继电保护装置的作用分为 3 点：①能实时监控电力系统运行状况和电力设备工作状况，并将相关信息传送到操作系统中；②具有第一时间将故障分离的功能，能够将故障的影响降到最低；③当电力系统出现异常时会自动发出警报，从而能够提升故障处理效率。

2 继电保护的基本要求2.1 准确性当电网在运行过程中出现故障时，继电保护装置会自行进行判断，并及时将故障区域与非故障区域分离开来，然后对故障区域进行隔离，避免影响其他区域的正常运行。

2.2 灵敏性继电保护装置的灵敏性表现在能够区分自己的保护范围和非保护范围，这样就能在区域内线路发生故障时及时进行隔离，当区域外线路发生故障时要根据故障来做出相应动作。

2.3 速动性当电力系统出现故障时，继电保护装置会直接切除故障，从而能够确保非故障区域能够正常工作。

在完成故障隔离后，继电保护装置需要加快系统电压恢复，避免出现低压情况。

2.4 可靠性继电保护装置能根据实际情况进行相关操作，能够在需要它发生动作时做出相关反应，不需要动作时拒绝动作，这样就能有效将安全隐患消除，确保电力系统能够稳定运行。

3 电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作3.1 故障情况2019某日某 110 kV 变电站 35 kV 的 433 线路发生 L2L3相间短路故障，保护过流 I 段动作跳闸，2 号主变第一套保护（CSC-326FA）比率差动保护动作，71 ms 比率差动 W 相出口保护跳开 2 号主变三侧断路器，第二套保护（CSC-326FA）未动作。

2020年第6期总第397期110kV 变压器轻瓦斯报警事故分析及防范措施刘兴宇，郭铧（国网福建省电力有限公司检修分公司，福建福州350013)瓦斯保护通过气体容量和油流速度反映变压器的内部故障，如匝间和层间短路、绕组内部绝缘下降、铁芯故障和油面下降等故障，避免造成故障的扩大，对变压器起到重要的保护作用[1]。

瓦斯保护作为变压器的主保护之一，包括轻瓦斯和重瓦斯两种保护，轻瓦斯作用于气体容量发出报警信号，重瓦斯作用于油流速度接通跳闸回路[2-4]。

当瓦斯保护动作后，根据瓦斯保护动作的类型，采用油色谱分析和现场检查为研究手段，分析事故原因，及时采取防范措施，降低事故造成的损失。

1事故概括2019年5月24日0:18，变电站监控后台报“#2变压器本体油位高”信号；5月24日2:11，“#2变压器本体油位高”信号复归；5月25日2:28，报“#2变压器本体轻瓦斯动作”，随后立即开展停电检查工作。

2事故原因分析现场检查发现本体瓦斯继电器与器身连接的蝶阀处渗漏油严重，本体储油柜油位指针显示为“0”，油位已到本体瓦斯继电器玻璃观察窗以下，随即对瓦斯继电器内气体及本体油样进行试验，油色谱分析试验数据如表1所示。

从表1中的数据对比可以看出，氢气、乙炔、总烃含量未超过注意值，并与历史油色谱试验数据对比无明显差异，故可排除变压器内部匝间和层间短路、绕组内部绝缘下降和铁芯故障[5—7]。

由此判断为蝶阀处渗漏油导致油位下降，直到油面下降至瓦斯继电器处，造成开口杯转动，引起本体轻瓦斯动作，发出报警信号。

表1油色谱试验数据进入器身检查后发现蝶阀靠近器身一侧为渗油面，拆下蝶阀后发现该密封圈变形严重，如图1、图2所示。

现场对蝶阀和密封圈进行更换，更换蝶阀和密封圈后对变压器进行补油、排气，静置一段时间后进行微水、耐压、色谱和介损等油化试验，以及绕组连同套管的绝缘电阻、介损等电气试验，各项试验数据均合格，#2变压器于5月27日中午投运。

110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA 装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。

110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。

1故障情况要点分析某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。

110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。

2故障成因及排查要点分析因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。

应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。

故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。

浅谈110kv变电站常见故障及处理提要：近年来，菏泽地区电网中多次发生110kV变电站接地变压器保护误动事故，严重影响了该地区电网的稳定运行，为了找出问题的所在，分析了110kv 变电站常见故障的原因，并采取相应的措施，阻止类似事故的再次发生，并为其他电网提供参考。

关键词：110kV变电站；常见故障；处理措施一、110kV变电站主接线根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，110kV变电站均采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线，如丽都变。

各种接线都有其特有的优缺点：1.内桥接线：优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。

缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。

2.单母分段接线：优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。

缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。

单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。

3.线变组接线：优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。

缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电站采用。

二、110kV变电站故障分析（以内桥接线的三圈变为例）事故分析一：110kV母分开关与流变间发生单相永久故障。

事故跳闸开关及主要保护动作情况：1102线开关、2#主变35kV开关、2#主变10kV开关、10kV1#、2#、3#、4#电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。

2#主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV1#、2#、3#、4#电容器低电压保护动作。

一起110kV主变差动保护动作的分析摘要：当变压器等设备发生一系列较为复杂的故障后，若继电保护工作人员对于故障点的位置以及具体发生原因无法进行及时准确的判断，就会导致在后续工作的开展过程中为相关问题的反措等环节带来了一定程度的阻碍，影响设备及系统的正常运转。

所以笔者认为有必要对一些实际案例进行分析探讨。

关键词：差动保护主变区内外故障一、系统的运行方式以及保护配置实际一次系统运行主接线方式如下图1中所示：图1：一次系统运行主接线方式（一）110kV变电所B使用双母线接线方式，将甲线连接到110kV的I段母线，并且设置于运行状态，其主要供电电源来自220kV变电所A，而乙线连接到110kVII段母线，并同样设置于运行状态，其主要的供电电源来自220kV变电所C。

其中110kV #1主变和110kV #2主变处于分裂运行方式，110kV母联开关以及10kV母联开关处于热备用状态。

（二）主要终端变为110kV的变电所B，在110kV变电所B并不配置任何线路保护设备；其中对两台主变压器分别配置差动保护、高后备保护、低后备保护和非电量保护措施，而对于差动保护措施，其二次电流分别采自110kV线路以及主变压器10kV侧3相的电流互感器，当差动保护产生动作时，变压器两侧两台断路器同时跳开。

而在10kV的线路上主要配置微机线路保护装置一套，在线路进行单相接地时保持不动作状态，发生相间故障的同时发出信号并且跳开对应线路的断路器。

（三）在110kV变电所B两侧（110kV以及10kV侧）分别安装备用电源自投装置一套，使得110kV的两段母线间以及10kV两段母线间可以起到相互暗备用的作用。

二、事故的发生以及动作的过程在2008年11月07日02点22分，110kV变电所B的#2主变差动保护动作，将110kV的乙线以及#2主变10kV侧断路器跳开，而110kV的备用电源自投装置因为受到#2主变的差动保护动作产生的信号闭锁备自投而保持无动作状态，而10kV备用电源自投装置产生备自投动作，合上10kV母联开关，通过#1主变恢复对于10kVII段母线供电，差动保护动作后进行的所有过程都符合保护装置整定逻辑的要求，实际动作正确无误。

110KV变电站主变高压套管事故分析作者：马学华夏平董小刚来源：《科技视界》 2013年第27期马学华1 夏平2 董小刚3（１．国网河南省电力公司技能培训中心，河南南阳 473000；2.国网南阳供电公司检修试验工区，河南南阳 473000；3.陕县电业局，河南陕县 472100）南阳供电公司蒲山变电站的1# 主变为新疆特变2003年7月出厂，9月16日投入运行的；型号为SFSZ9-40000/110，该主变所用110kV的高压套管为抚顺传奇套管有限公司的产品，套管的型号为：BRDLW1-126/630-4；生产日期为：2003年。

该主变（以下简称蒲1）本体、套管、本体绝缘油及套管绝缘油和其他附件，在投运前的交接试验和油色谱及油质分析试验均正常。

仅该主变的有载开关的切换波形局部存在异常，经新疆特种变压器厂家确认并承诺，发生问题将承担所有责任。

因此我局在该主变安装验收完毕后，于2003年9月16日下午正式投运。

蒲1主变运行后带负荷情况：2009年9月29日23：00蒲1主变出现最高负荷为19.5MW，当时环境温度22℃，主变温度38℃，未发现任何异常。

投运后测试该主变的铁心对地电流数据为0.15毫安。

10月3日10时42分，主控室内事故音响动作，蒲1主变三侧开关跳闸。

并听到室外有响声。

后台机信号：蒲1主变差动、本体重瓦斯动作、故障录波器动作。

蒲1主变保护面板信号：本体重瓦斯、本体轻瓦斯、压力释放1、调压油位异常。

110kV母差保护盘Ⅰ、Ⅱ段信号灯亮。

蒲1主变外部检查情况：高压侧零相套管、高压侧B相套管炸裂、A、C相套管根部粉碎，35kVC相套管上部损坏，10kVA、B两相底座处漏油，压力释放阀上盖损坏飞出。

主变油枕已无油，但有载调压开关油位正常。

事故后主变外观照片：录波图显示：故障持续时间72ms，110kV Ib和3I0电流很大，可见B相发生接地，二次电流达120A，CT变比300/5，实际短路电流达7200A以上，B相电压录波图显示，故障瞬间电压从61.7V降为2.3V，其余2相电压变化很小，由蒲山变110kV母线三相短路电流10.3kA，B相故障电流达到7.2kA以上，我们估计B相的短路故障应当发生在B相线圈的首端，即进线套管或引线处。

110kV主变低后备保护越级跳闸事故原因分析及对策【摘要】作为变电站的主要设备之一，电力变压器的运行状态与供电系统的可靠运行有着最直接的内在联系。

在电力变压器的日常运行维护中，配网故障频繁冲击着昂贵的电力变压器系统，使其负荷量大幅度增加，最终就会导致故障的出现。

本课题针对某地区一起110kV低压侧出线故障引起主变低保护越级跳闸事故，通过具体分析该越级保护动作发生的潜在性原因，同时结合该问题出现的线路故障原理，提出针对性的110kV主变设备保护配合方案，并经过技术分析，给出进一步的改进措施。

希望本课题的研究，能够为变电站电力系统的维护与故障检修带来一定的应用价值。

【关键词】低后备保护；越级；110kV；主变；改进措施1引言近十年来，随着我国经济体系的快速发展，带来了各行各类电子产品的繁荣盛世，也给我国的电力系统带来了越来越大的压力。

用电量的增加，用户需求标准的提升，使得各种类型的无预兆的短路故障日渐增多。

从客观角度上来说，电力变压器系统体系故障率的增加，导致其对应设备维修率的提高，同时也大大降低了主电力变压器的寿命。

因此，需要给予主变足够重视，在工作中多加关注它，从而做到及时发现主变内部潜在的各类故障与缺陷，降低其故障率的发生。

2019年的某变电站就出现过110kV主变低后备保护越级事故，该事故的发生，可以清楚的暴露出很多变电站在主变低后备保护越级方向存在的一些关键问题，这些问题必须被重视起来，并得到很好的解决，才能够确保变电站的电力变压器能够稳定安全的运行，从而进一步确保我国电力事业乃至经济体系的大幅度发展与进步。

2.事故发生原因某地220kV变电站，在正规运行过程中，110kV线路出现临时线路故障，其对应的断路器马上出现一系列的拒动反应，其具体的表现形式为主变压器在低后备情况下显示为越级跳闸状态，导致电力系统瞬间崩塌，造成了一定的经济损失的同时，也给整个电力体系敲响了警钟。

经过事后分析与查找原因后，确定事故出现的主要原因为：110kV主变压器由于侧断路器低后备保护，导致了断路器失灵，从而致使主变后备保护显示为跳闸动作。

2021年第4期总第407期一起110kV变电站主变本体压力释放阀误动作分析与处理蒙小胖，高瞻，黄瑄域，齐安新（陕西省地方电力集团有限公司宝鸡供电分公司，陕西宝鸡721000)电力变压器的安全运行是确保供电可靠性和连续性的重要条件。

压力释放阀是变压器的主要非电气保护装置之一，压力释放阀的误动作将导致变压器故障。

当变压器内部发生电气故障时，变压器油会在高温下分解大量可燃气体，并且油箱的内部压力会突然升高。

由于变压器绝缘油的不可压缩性，如果无法及时释放巨大的内部压力，则可能导致变压器油箱破裂并引起火灾。

在这种情况下，泄压阀可以迅速动作以排出故障产生的高压气体和绝缘油，从而降低油箱上的压力并确保变压器的安全。

当燃料箱的内部压力下降到正常值时，可以可靠地关闭压力释放阀。

如果使用不当和维护不当，将发生故障，还可能导致大规模停电事故并影响用户的正常供电。

压力释放阀对于变压器的正常运行起着重要作用，因此要加强对压力释放阀的关注与维护，防止其产生故障。

变压器压力泄压阀安装在罐顶盖的上部，110kV 主变压器一般配有一个压力释放阀。

当燃油箱的内部压力达到危险值时，压力释放阀可以在2ms 内动作以释放燃油箱的内部压力。

但如果压力释放阀本体的故障导致其压力作用值较低或主变压器在重负载下运行，并且油位过高，则在有故障的情况下可能导致泄压阀异常工作。

本文中针对一起110kV 变电站#2主变压力释放阀误动作进行分析，介绍了缺陷情况、消缺处理过程，分析了其误动作的原因，介绍了暴露出的问题并且提出了预防措施。

1故障发生前电网运行情况2020年6月10日，110kV 某变电站110kV 进出线4回，双母接线。

1号主变50MV A ，2号主变50MV A ，1号、2号主变并列运行。

10kV 母线为单母分段接线，10kV 出线20回，191线、189线、187线、185线、179线、177线、175线、173线、171线运行，其余11条线路备用。

110kV主变有载重瓦斯误动跳闸的分析摘要：2017年4月16日，110kV某变电站发生一起因1#主变有载重瓦斯继电器浮球裂纹进油，加重了球体重量，在正常涌动的油流作用下，主变重瓦斯误动跳闸的事件，造成10kVⅠ母、Ⅱ母Ⅰ段、Ⅱ母Ⅱ段失压，110kV母联备自投动作成功，进一步全面分析了重瓦斯动作原因。

关键词：主变；重瓦斯；动作；备自投一、引言瓦斯继电器做为安装在变压器上的非电量保护装置，对变压器的安全运行起着重要的保护作用，国产的瓦斯继电器多为挡板式，现在的进口继电器多为浮球式。

为保障变压器安全运行，瓦斯继电器安装前必须进行检查，特别是密封性检查，但密封性试验是针对挡板式瓦斯继电器而设计，对浮球式的密封性无法准确检测，导致带有微小裂纹产品投入运行后，随着运行时间增加，裂纹逐渐增大进油，加重了球体重量，在正常涌动的油流下主变重瓦斯动作，导致跳闸事故发生。

本文针对一起浮球式瓦斯继电器误动引起的跳闸分析，对浮球式瓦斯继电器的密封性检测提出了建议。

二、设备运行情况110kV变电站于2014年12月投运, 1#主变型号为SZ9-40000/110，济南西门子1996年产品，有载开关为德国MR厂家制造，型号为M III 350Y-72.5/C-10193W，1996年产品； 1#主变差动保护、后备保护、非电量保护分别采用深圳南瑞生产的ISA-387G、ISA-388G、ISA-361G保护装置，110备自投采用深圳南瑞生产的ISA-358G保护装置，2015年6月对1#变、110保护进行了定期校验，未超期运行，设备投运后运行状况良好；110kV接线为内桥接线方式，10kV为单母三分段接线方式，跳闸前的运行方式如图1所示。

图1 110kV正常运行方式Ⅰ庆丰紫竹2、1#变运行于110kV北母，Ⅱ庆丰紫竹2运行于110kV南母，110为热备用状态，101运行于10kVⅠ母，120为合闸状态，10kVⅡ母Ⅰ段和Ⅱ母Ⅱ段通过2122联联络运行。