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关于变压器有载开关压力释放阀误动作的思考摘要：通过案例分析了变压器有载开关压力释放阀误动作情况及其产生原因，介绍了变压器有载开关现有相关标准、规程，积极开展设备隐患排查治理，提出设备巡视与运维注意事项。
关键词：变压器有载开关；压力释放阀；误动作分析引言系统内连续发生多起关于非故障情况下压力释放动作信号情况，经现场排查多是压力释放阀动作压力启动值偏低，不满足规程技术要求所致。
具体情况简单介绍如下。
（1）调控中心监控班人员巡视设备情况时发现“220kV某变电站1号主变有载油位低”信号发出，且信号不能复归。
安排检修人员到达工作现场，经检查有载开关压力释放阀C相存在漏油情况，有载小油枕油位指针为0，C相有载开关头盖、主变东侧箱壁及下部鹅卵石有油迹，但该压力释放顶针并未被顶起，C相瓦斯继电器内观察窗内无油。
经核查1号主变有载开关之前进行十多次调压操作。
现场人员及时将此情况向运检部和电科院汇报，并通知有载开关华明和主变西变厂家于当晚赶至事故现场，召开会议讨论1号主变有载开关压力释放阀漏油原因及后续处理工作，及时申请1号主变转检修进行停电消缺处理工作。
该主变采用上海华明公司SHM-III型有载开关（内部开关型号为CMD-ML00388），配置沈变研究所产YSF4Ⅱ-55/50KJBTH型压力释放阀，动作压力为55kpa。
经试验检测有载开关A、B、C相油中微水含量合格，主变高中低三侧对地绝缘合格，主变试验直流电阻合格。
工作人员随后对三相有载开关进行吊芯检查和试验检测均合格，后进行油冲洗和换油工作。
在将C相有载开关头盖取下后，发现该压力释放阀开启压力仅为55kpa，远低于规程不小于130kpa的要求。
（2）调控中心监控班发现“某变电站1号主变发有载调压压力释放动作”信号发出，随即通知运维、检修班组进行现场查看。
运维人员到达现场后发现监控后台机内1号主变间隔有载调压开关压力释放光字牌泛红，1号主变本体智能终端柜中有载调压压力释放指示灯亮。
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。
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。
主变压力释放阀动作现象及处理嘿，伙计们，今天咱们得聊聊那个老掉牙的话题——主变压力释放阀的动作现象和处理。
别急，让我来给你们娓娓道来，保证让你听得津津有味，笑个不停。
想象一下，你正坐在家里的沙发上，突然电视里传来一阵“咔嚓”声，接着画面一黑，原来是你家的主变压器出了个小状况。
这时候，你心里是不是有点小紧张？别担心，我来给你支支招。
你得瞅瞅这主变压器的“脸色”。
要是它的表情严肃，眼睛瞪得老大，那可得小心了，可能是它老人家身体不舒服，需要休息一下。
这时候，你就得赶紧请个假，让它好好歇歇。
你得看看这主变压器的“脾气”。
要是它动不动就发脾气，那可得悠着点儿，别给它太大压力。
这时候，你就得学会倾听它的心声，了解它的需求，这样才能更好地照顾它。
再来说说这个主变压器的“胃口”。
要是它吃得太多，吃得太快，那可就得注意了，可能是它身体出了问题，需要调整饮食。
这时候，你就得给它准备点清淡易消化的食物，让它慢慢消化。
当然了，还得时刻关注这主变压器的“心情”。
要是它总是闷闷不乐，那可得找找原因，是不是有什么心事。
这时候，你就得给它讲个笑话，逗它开心，让它也能感受到你的关爱。
好了，说了这么多，其实说白了就是一句话：你得对咱家这位“大力士”倍加呵护，让它在咱们的精心照料下健健康康地工作。
记住啦，别让小问题变成大麻烦，咱们一起加油！。
1#主变压力释放阀动作跳闸原因及分析摘要：2013年8月29日，我公司1#主变压力释放阀动作跳闸，引起全公司停产事故。
事故发生后，技术人员对压力释放阀保护信号回路、变压器非电量保护装置、主变本体及压力释放阀本体等电器元件逐一试验、排除，最终查明1#主变压力跳闸原因，即1#主变压力释放阀误动作引起1#主变压力释放保护跳闸，引起供电事故。
关键词：非电量保护；压力释放阀；主变0 概述我公司110kV设备采用气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），变压器非电量保护装置配置南京南瑞继保电气有限公司RCS-9661CS保护装置，非电量保护压力释放信号回路取主变压力释放阀信号，压力释放阀内接点为常开点。
1 事故经过2014年8月29日，动力厂110kV变电站按计划对2#主变、35kV2段、10kV2段、2段MCR进行年度检修。
检修期间，110kV变电站电力系统运行方式为：万昆进线1401带110kV1、2段母线，带1#主变，供35kV1段母线、10kV1段母线运行。
16：501#主变非电量保护动作跳闸，1#主变保护屏RCS—9661非电量保护装置“压力释放”报警指示灯亮，同时后台报“1#主变非电量保护动作，断路器位置3由合到分”1#主变110kV进线开关1404、35kV进线开关1301、10kV进线开关1001开关同时跳闸。
当时全公司最高负荷为4.3MW，变压器最高油温56℃。
2 1#主变跳闸原因查找及分析1#主变投运至今已经安全运行3个月，运行时间较短，存在接线错误等原因引起变压器动作跳闸，原因如下：（1）1#主变压力释放阀二次线可能接线有松动、短路等故障，造成压力释放保护误动。
（2）1#主变压力释放阀本体性能存在问题。
（3）变压器非电量保护装置有问题。
8月30日，动力厂组织高压维修人员对变压器本体、保护屏等涉及到的二次线进行了全面绝缘测试，二次线路均未发现问题，因此排除变压器本体到保护装置间二次线路问题。
9月1日，装备部联系供电公司做变压器本体试验，变压器油色谱、耐压试验及二次保护校验、绕组直流电阻等试验项目合格，排除变压器内部存在严重故障的可能性。
· ２８７ 运营探讨图1 压力释放阀结构剖面图该压力释放阀的开启压力为55 kPa ，关闭压力29.5 kPa ，密封压力33 kPa ，符合《变压器用压力释放阀》JBT7065-2015的要求[7]。
当压力释放阀密封垫的压力大于55 kPa 时，压力释放阀动作，动作盘从密封垫稍微向上移动，作用力急剧增大，导致位于弹簧闭合高度的动作盘突然打开，指示杆随动作盘上升，报警开关闭合，向远方报警，变压器油喷出，释放变压器内部压力至33 kPa ，弹簧使动作盘回到密封位置。
图2 油温-油位曲线图工作人员取油样做油色谱和油耐压试验，试验数据均合格。
进行3号主变的绕组绝缘电阻试验、绕组吸收比试验、绕组极化指数试验、绕组直流电阻试验及绕组电压比试验，试验数据均合格。
收稿日期：2019-02-15作者简介：蓝东亮（1991-），男，江西宜春人，硕士研究生，工程师，主要研究方向为高电压与绝缘技术。
1.柜体；2.胶囊；3.阀门；4.平衡阀；5.油位计；6.注放油管；7.联管；8.集污盒；9.呼吸器图3 变压器油枕示意图3 故障分析压力释放阀动作的可能原因包括以下几种。
（1）变压器内部故障，油加速分解产生大量气体。
（2）呼吸系统堵塞，呼吸功能异常。
（3）变压器的油位为假油位。
夏季变压器运行温度过高，储油柜内油已满，体积随温度变化的变压器油无处膨胀，内部压力过大。
（4）压力释放阀的电气回路老化或雨水进入装置内造成绝缘不良，进而导致电气回路短路。
（5）压力释放阀压力定值发生偏移，造成开启压力动作值偏低。
变压器内部无放电时，压力释放阀的额定开启压力为：P开启=ρ油gh+P裕度（1）其中，P裕度为7 kPa，P开启额定值为55 kPa，ρ油取900 kg/m3，h为油枕油面距离压力释放阀阀膜的距离，g取10 m/s2。
当变压器内部压力达到压力释放阀额定开启压力时，h需达到5.33 m，3号主变的油枕最高处与压力释放阀阀膜的距离为3 m，机组跳闸前后的油位均不超过80%。
一个变压器压力释放阀喷油的处理办法摘要：某500kV变电站2#主变压器B相运行过程中，出现压力释放阀喷油问题，压力释放阀喷油后恢复，产品继续运行，变压器在线色谱正常，离线油样无异常。
经过分析，这是一例由于吸湿器安装不当导致的变压器压力释放阀喷油故障，分析了压力释放阀喷油原因，并提出解决该问题的方法。
关键字：变压器、吸湿器、喷油1、压力释放阀动作原因分析：某500kV变电站2#主变B相运行过程中，出现压力释放阀喷油问题，产品继续运行。
由于压力释放阀动作会导致：压力释放阀误动作会引起变压器跳闸，引起非计划性停电，威胁电网运行安全；压力释放阀动作喷油需要针对变压器进行取样分析，增加运检工作量；压力释放阀动作喷油会导致外部潮湿空气趁机进入到变压器器身内；压力释放阀喷油会导致现场环境受到污染。
压力释放阀有一金属膜盘，正常时受弹簧压力紧贴在阀座上。
变压器发生故障并使油箱内压力增加。
当箱内压力超过压力释放阀弹簧的压力时，金属膜盘就被顶起，变压器油可在膜盘和阀座之间喷出，从而起释放油箱内超常压力，保护油箱的作用，当油箱内的压力释放迅速释放掉后，内部压力降低，金属膜盘在弹簧作用下回位，并重新密封油箱。
为了产品安全运行，必须分析出压力释放阀喷油的真正原因，找出正确的解决办法，有效地进行处理。
引起变压器喷油的原因很多，一是变压器内部出现电气故障，导致特征气体增长引发变压器内部压力增大；二变压器储油柜呼吸器堵塞，致使储油柜胶囊不能正常呼吸，致使变压器油膨胀无法得到有效的补偿，致使变压器内部压力过大，造成压力释放阀喷油。
造成此问题的原因之一，是储油柜运输用胶皮没有取出，造成吸湿器堵塞，无法正常呼吸，夏季温度高时，变压器油进行膨胀，储油柜胶囊内的气体无法正常排除，形成压力，反作用于变压器油面，当变压器内部压力大于压力释放阀的开启压力时，致使压力释放阀动作，直接现象就是吸湿器不能正常呼吸；三是变压器油位过高，温度增长出现压力增大现象；四是油枕胶囊损坏，储油柜内部有大量气体，当变压器油受热膨胀时，内部气体产生很大的压力，反作用于储油柜油面，从而造成变压器内部压力增大，致使压力释放阀喷油；五是变压器补油时操作不当，储油柜注油时出现假油位，即储油柜反映的油位不是真实油位，当变压器油受温度影响时膨胀，造成变压器内部压力变大，导致压力释放阀喷油；六是变压器注油时通往储油柜通道阻塞，造成主体注油时主体压力增大；七是变压器内部温度突然升高，导致主体内部压力增大。
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。
变压器压力释放阀动作故障分析发表时间：2016-07-01T15:28:28.963Z 来源：《电力设备》2016年第9期作者：童守栋1 谢扣2 海波3 吕良辉4[导读] 将会对电力系统的正常运行及设备安全产生直接的影响，因此要对变压器压力释放阀动作故障实现科学分析和高效解决。
童守栋1 谢扣2 海波3 吕良辉4（国网青海检修公司青海德令哈 817000）摘要：在我国社会经济不断发展的现阶段，对于电力系统的安全可靠运行也提出了越来越高的要求。
变压器是电力系统中重要的组成部分，当其内部出现放电故障的时候，变压器油分解之后会产生大量的气体，使得油箱的内部压力出现较大程度的增加，如果不对其进行及时的释放，将会导致变压器爆裂或发生火灾的严重后果，而压力释放阀的应用能够有效的解决问题。
为了保证压力释放阀作用的正常发挥，本文结合具体的案例，对变压器压力释放阀动作故障进行了分析研究。
关键词：变压器；压力释放阀；动作故障前言变压器是电力系统中最为常见的一种电气设备，变压器的内部如果出现放电故障，高温电弧会对变压器绝缘油进行分解而产生大量的气体，使得油箱的内部压力出现明显的增加，再加之绝缘油的不可压缩性，压力如果无法实现及时的释放，将会造成十分严重的后果，变压器压力释放阀设计的主要目的就在于对以上问题进行有效的解决。
对于变压器压力释放阀而言，一旦其出现动作故障，将会对电力系统的正常运行及设备安全产生直接的影响，因此要对变压器压力释放阀动作故障实现科学分析和高效解决。
一、变压器压力释放阀动作故障概况某省市一电厂中1号主变压器的型号为SFP10-340000/220，属于三相双绕组强迫油循环风冷无载调压电力变压器。
在变压器上端的对角线位置处分别安装了两个型号相同的压力释放装置，且在高压一侧存在两回出线，在低压一侧则采用了扩大单元的接线方式。
自投入运行以来，该变压器的各项运行参数和指标全部正常。
在2015年6月13日13时14分，这一1号主变压器带有功负荷315MW和无功负荷15MW，监控显示该变压器的压力释放阀2出现动作，轻瓦斯保护出现报警，经现场检查，发现油面温度为65℃，绕组温度为95℃，油位计指示为6.7格，在油箱顶部和油池内都出现了绝缘油喷出的现象，压力释放装置已复归，在瓦斯继电器的内部不存在气体，主变压器的运行声音呈平稳状，呼吸器工作正常，经红外成像检查未发现异常现象，进行油样色谱分析也未发现异常。
压力释放阀喷油原因分析及防范措施通过110kV红树站#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。
标签：变压器；压力释放阀；喷油；防范措施1 事故事件案例2013年08月12日16 时19 分，深圳中调通知110kV红树站#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）13日01：15，#1主变由检修状态转为运行状态，10kV母线恢复正常运行方式。
2 压力释放阀动作的几类原因2.1 压力释放阀结构及动作过程。
在图1中，当变压器油对密封垫圈4限定的膜盘3的面积上的压力大于弹簧7的压力时，膜盘3开始向上移动，变压器油的压力就作用在密封垫圈5上，由于作用面积增加，膜盘3上的压力快速增加，膜盘3移动到弹簧7限定的位置，变压器油排出。
XX换流站换流变压力释放阀动作原因分析 一、问题描述2019年4月2日上午8时，XX换流站极1高端YY换流变A相通过“小排油”方式完成套管拉杆及端子改造、热油循环约37小时后，本体压力释放阀动作。
压力释放关闭后，继续进行热油循环，4月2日12时，本体压力释放阀第二次动作，然后停止热油循环进行现场检查。
该换流变由瑞典ABB公司生产，型号为LTSH146DR，出厂日期为2012年，投运日期为2012年X月。
该换流变采用胶囊式油枕，容量约为XXXL，胶囊由法国PRONAL公司生产，尺寸为5900*2920，（说明书油枕尺寸7624*2430＊1852）油枕与胶囊之间无旁通管。
投运后未进行过大修，未出现异常情况，2018年年度检修检查油位正常，利用内窥镜检查胶囊无异常。
该换流变是本站采用同样方式进行套管改造的第4台，目前已完成6台，剩余5台均已完成热油循环，未出现类似问题。
热油循环采用全真空滤油机、上进下出对角循环方式，滤油前先对管路进行抽真空，然后缓慢打开与油箱阀门法兰。
热油循环期间，油枕与本体连接法兰始终处于打开状态，并定期对油枕与本体连接管及升高座上的瓦斯继电器进行排气。
热油循环前，对油枕、升高座及本体三个位置采油样化验，发现本台换流变油中含气量、微水均较高（缺少具体数据），第二次采样进行复测（第二次采样时间节点、做了哪些工作不清楚），数据又恢复正常。
二、现场排查及原因分析现场检查本体油温表指示约55度，油位计指示约45%。
采用连通管方式检查本体实际油位，发现油位处略高于高压套管升高座，尚未达到油枕底部。
采用连通管方式检查油枕实际油位，显示油位约60%。
三种方式测量的油位均不一致，判断油枕与本体连接管路堵塞、油路不通。
检查油枕与本体连接管路的球阀，指示为打开状态，重复开闭阀门，油枕、本体油位均无变化。
打开油枕顶部观察孔，发现胶囊已严重变形，将油枕呼吸管连接通道完全堵住，且存在一定的压力，如图1所示，因此可以判断油枕内部存有大量气体。
初步分析由于胶囊变形堵塞呼吸管，在热油循环期间，油温上升、变压器内部油膨胀，但由于呼吸管堵塞，油箱内部压力无法释放，导致压力释放法动作。
关闭油枕与本体连接管路球阀，打开油枕两端排气阀，将内部气体排尽，胶囊内部压力消失，用手下压胶囊，并向两侧小范围舒展，如图2所示，内部未发现明显油迹。
恢复油枕顶部观察孔盖板，打开油枕与本体连通管路球阀，从瓦斯继电器观察窗处发现明显油流，但约5s后停止。
再次检查油枕与本体油位，仍无明显变化。
初步判断由于油枕严重变形，堵塞油枕与本体连接管路，导致油路不通。
图1 油枕观察孔被胶囊完全封堵 图2 油枕排气后，胶囊小范围舒展 4月3日上午10时，为进一步检查胶囊密封情况，关闭油枕与本体连通管路球阀，打开油枕顶部两侧放气阀，利用干燥空气发生器通过呼吸管对胶囊进行充气，充气压力保持在0.02Mpa 约30min 后，油枕放气阀始终在出气，胶囊无法建压。
关闭充气阀门，打开油枕观察孔法兰，胶囊有一定舒展，但仍处于严重压缩变形状态，如图3所示。
图3 充气一段时间后的油枕胶囊关闭油枕观察孔法兰，增加充气压力至0.03Mpa 继续重启20min 后，油枕放气阀始终在出气，胶囊仍无法建压。
关闭油枕放气阀，继续对胶囊充气约10min 后，充气管侧压力上升至0.01Mpa ，且能保持住。
2小时后，打开油枕放气塞，充气管路压力新降至零。
初步判断油枕存在破裂，导致与油枕箱体连通。
确保油枕与本体连接阀门处于关闭状态，通过油枕注放油管排尽油枕内部变压器油，现场检查发现油枕内部变压器油较少（具体量已无法确认），明显少于连通管方法所测试的60%、油位计指示的40%。
打开油枕侧盖，拆下胶囊顶部的固定螺栓（不清楚拆之前密封情况），取出胶囊，发现胶囊内部有较多油迹，胶囊底部外侧、中间偏外约10cm处有磨损痕迹，如图4所示，其他部位未见明显异常。
此外，在储油柜内油排尽、胶囊取出后，油位计指示约为30％，存在较大偏差。
（无法判断热油循环之前油位显示是否准确）a)清洗前 b)清洗后图4 油枕胶囊外观破损情况利用油枕顶部手孔盖对更换后的胶囊进行充气，三、相关问题调研1.500kV XX换流变油枕胶囊损坏原因分析检修过程中发现胶囊破损、进油，推断原因如下：、1)胶囊与本体之间没有连通阀门，排除了由于全真空注油完后真空破坏的可能性。
（XX换流站极I高YD换流变A相，据分析为油枕与本体之间的阀门关严，本体抽真空时导致胶囊破裂）2) 本体呼吸器硅胶重50 kg，假如油经此进入胶囊，硅胶会吸收尽变压器油；另外，运维记录中没有油封杯中的变压器油明显减少或不见的记录，所以排除了由于在高温时呼吸器堵塞后，低温时突然呼吸畅通，外界大气压大于胶囊内部气压，把油封杯内的变压器油压入胶囊内的可能性。
3)油枕排气方法不当或工作不慎，胶囊在较大气压下被内壁毛刺破坏。
该相换流变的油枕胶囊于前次检修时已进行过更换，在更换胶囊后对油枕排气采用的是注油排气法，即打开油枕顶部放气塞，把胶囊充满气，再往油枕内注油，随着油面升高，油枕中的气体从放气塞不断排出。
可能由于油枕放气塞较小，出气速度比进油速度慢，如果注油速度过快或工作中不慎，不仅无法排出油枕内的空气，反而随着注油量的增加，造成胶囊局部受力增大，当油枕内壁有毛刺时或某点突尖时，有可能造成胶囊破损。
4)胶囊随本体变压器油呼吸时多次上下运动，被下方油位传感器损坏。
在更换已损坏的胶囊时，发现在胶囊下方装有油位传感器，且油位传感器的上端存在尖端棱角，当本体油温变化时，变压器油热胀冷缩，胶囊随着油面上下呼吸，有可能刚好撞在油位传感器的尖端上。
由于广东地区昼夜温度变化快，胶囊随本体变压器油呼吸上下运动的次数，在多次和尖端物碰撞后，有可能使胶囊破损。
5) 油枕内存有空气，可能使胶囊封堵呼吸出口，压挤破坏胶囊。
油枕内存有空气时，空气随变压器油温升高而急剧膨胀，并压迫胶囊外沿下降(因胶囊顶部固定在储油柜上部，胶囊顶部不会下降) ，且膨胀的油使胶囊底部升高，胶囊呈蘑菇状。
变压器温度继续上升，当胶囊底部升高至其呼吸出口时，呼吸出口被堵塞，胶囊失去呼吸功能，内部压力随着胶囊被压扁而不断增大，最终可能被压挤破坏。
6)胶囊的制造材料和工艺较差。
另一种可能是胶囊的制造材料和工艺达不到工艺要求，耐油性和耐高温性能较差，在变压器油的长期浸泡和应力下，发生老化和内部龟裂，最后发展到破损阶段。
胶囊损坏的危害如下：1)假油位，可能引起压力释放阀动作喷油。
胶囊破坏后，油位计不能正确指示真实油位，引导检修人员往油枕内补油。
当主变在高温环境下或高负载运行时，绝缘油体积随着油温升高不断膨胀，如油枕内部充满油后其内部已无法为继续膨胀的绝缘油提高膨胀空间时，持续增大的油压超过压力释放阀动作压力值时造成释放阀动作喷油。
喷油时主变本体、调压开关和套管气体继电器不会发送轻和重瓦斯动作信号。
2)堵塞本体呼吸通道，可能导致重瓦斯动作引起主变跳闸。
胶囊破损进油后，在油重的作用下，胶囊的破碎皮条有可能堵塞油枕通至本体的油路管路，使油只能留在油枕而不能回流到本体，本体内逐渐形成负压、瓦斯内少油或无油，造成轻瓦斯和重瓦斯动作，导致主变三侧断路器跳开。
3)主变本体吸潮进水，存在着主变安全运行隐患，严重情况可导致主变毁灭性损坏。
胶囊一旦损坏，变压器由密封状态变为非密封状态，油枕油面与外界气压平衡，且与外界直接接触，难以阻挡外界水分和潮气进入油内日后运维建议：1)一旦发现油枕油位下降，不要立即采取补油措施，首先要查明及判断油的去处，是渗漏了还是进入了胶囊。
2)更换该胶囊排出油枕空气时，要注意首先把本体与油枕之间的阀门关掉(因为该换流变的压力释放阀与本体之间未装设阀门)，防止往胶囊充气时，胶囊内的气压传递到压力释放阀上，引起压力释放阀动作喷油。
3) 油枕大修时除应对胶囊进行更换外，还应检查油枕的回油口，看是否有加装1 个反扣的杯状网隔，如没有则应予以加焊，防止胶囊破损后，堵塞回油口，引起主变运行异常。
4)建议在条件具备的情况下，用波纹式油枕替代胶囊式油枕，这样就可消除胶囊破损给主变运行带来的安全隐患。
2.胶囊式储油柜变压器压力释放阀的喷油故障分析案例：吸湿器拖油罩上侧的防止运输时进入灰土的密封垫没有拆除，运行时导致压力释放法动作。
防范措施：（1）新投运的变压器在投运前，必须仔细检查拖油罩上侧的密封橡皮垫是否拆除，此密封垫是防止运输中有灰尘进入，拆除后才可保证变压器的呼吸顺畅；（2）变压器运行时，运维人员要经常性地检查胶囊的呼吸是否顺畅，呼吸器有无堵塞情况，储油柜的油位指示是否正常；（3）在变压器大修之后，要检查胶囊是否有漏气情况，测试合格后方可安装使用，同时安装过程要严格按照说明书与柜平行放置，以防胶囊袋身的折皱和折曲造成胶囊损坏；（4）储油柜如果拆开维修后应在恢复前检查内壁否光滑无焊渣，防止刺破、刮破胶囊；（5）提高检修人员责任心和技能水平，严格遵守检修规程规定。
3.大型变压器热油循环干燥过程中释压器动作的原因分析动作原因分析：（1）油位过高（2）热油流的波动在热油循环中， 由于真空净油机的作用，迫使变压器内部的油进行热循环，由于温度上升导致体积膨胀，比重减小热油上升温度上升使油的流速增大。
使用的净油机为汉中变压器生产的双级真空净油机，其型号为，J T J-22-6000型，净油能力大于等于6立方米／小时，加热功率为96k w，这样大油流在变压器内部产生很大的波动．加上温度的逐渐升高，使变压器内部油的体积膨胀热油上升，在变压器油箱内部受到很大的热油冲击，此力最易使承受压力大的地方发生崩裂。
（3）真空泵的抽吸效率不高由于净油机的真空抽吸效率不高，而使加热后的热油中的气体未能及时在本体中抽去，在长时间的运行中逐渐积累增多，加上高速的热油流，使体积膨胀，在变压器内部顶层处形成强大的冲击压力，导致释压器的动作。
（4）定时排气据我厂经验，变压器热油循环干燥，只需要72小时，就能达到绝缘油的各项技术指标。
故在这一段时间内，当油温升到40℃以上时，就要在各排气孔处排气(油枕排气孔，瓦斯继电器及导向油管排气孔等)否则当油温上升时，体积膨胀，造成溢油，严重时，导致油枕油囊上浮堵塞气孔，使变压器及油枕内部压力增大，轻则释压器动作．跑油造成经济浪费，重则使变压器箱体崩裂，造成重犬事故。
建议：（1）在热油循环干燥之前，检查所注的油的实际油位，不宜过高或过低。
（2）根据油的温度和环境温度，确定油标上的油位，不要造成假油面。
（3）复查净油机的实际性能和效率，尽量达到和满足运行时的技术要求：(流量、真空度、压力温度等)。
（4）控制好油的温度和流量，油温不宜过高，否则会导致绝缘油的老化，当变压器投入运行时，会产生各种气体组分的超标， 造成事故的隐患。
