110kv 主变常见故障及处理摘要：110kV主变压器在县级电力系统中居于核心地位。
如果110kV主变压器出现故障时，就会在很大程度上影响电能的输送以及正常的变电运行，所以我们应该掌握和分析110kV主变压器常见的故障及其主要原因，提出防范解决措施，在110kV主变压器故障分析及处理的过程中起到关键作用。
关键词：110kV主变压器；故障分析；处理1 110kV主变的常见问题110kV主变的常见的故障基本都可以使用照色谱分析数据极性分下判定，主要的故障判定内容如下所示：首先，主变内是否出现气体以及气体出现的原因；其次，主变是否存在较为明显的故障特征：比如过热故障、局部放电等情况；最后，要查看故障引发的具体情况，比如故障是否引发了其他问题，热点的温度第等。
综合以上这些条件，分析并判定主变出现故障的原因。
在这期间应该注意：如果主变的内部确实存在过热的问题，需要马上进行跟踪观察油色谱，分析气体的各项参数做出判断，到底是否应该马上停止变压器的工作。
经过色谱分析之后发现的确是过热故障之后，就需要对于变压器的内部做一次系统的检查，主要包含各个分接开关、外埠检测、线路检查等，还需要对于各个线圈是否出现故障进行排除。
其中，一氧化碳和二氧化碳的含量、两者之间的比例都要密切注意，一旦检查出来变压器的故障与固体绝缘有一定的关联，那么就必须马上停止变压器的运行，进行故障处理。
根据相关规定，变压器内部的溶解气体含量都有一个确定的区间，而在变压器的正常工作中，会产生少量的一氧化碳，变压器一旦出现故障，那么内部油体中的一氧化碳就会严重超标，对于变压器而言，这是一种很危险的情况，因此一定要尽量避免这一情况。
另外，不同规格的变压器的内部油体所能容纳的一氧化碳含量也是具有很大的差异性的。
例如：密封式变压器比普通变压的一氧化碳含量更高，最高能达到800uL/L。
最后，主变故障出现的原因很大程度上是因为内部油体溶解的气体含量升高，但是也有其他的原因，比如气体含量的突然变化。
110kV线路拒动故障分析及解决措施作者：石耀斌来源：《华中电力》2014年第03期【摘要】本文以110kV电压等级线路在运行过程当中出现的拒动故障为切入点，在对常见拒动故障类型进行分析的基础之上，研究在出现拒动故障情况下因采取的判断方法以及解决措施，希望能够通过对上述工作要点的落实与完善，提高对110kV线路拒动故障进行处理的质量与水平，从而保障整个电力系统的安全与可靠运行。
【关键词】110kV线路；拒动故障；判断；解决措施对于我国而言，由于城市化的建设发展起步较晚，因而在输电线路的设计以及线路施工过程当中，均不可避免的存在一定的滞后性。
特别是在社会大众所对应物质生活水平持续提高的背景之下，当前电力系统当中所应用的各类电力设备以及技术工艺均无法满足终端用户对于电能商品的实际需求情况。
特别值得一提的是：对于部分110kV电压等级线路而言，保护设备仍然停留在接地保护的层面，高频保护在安全性以及高效性方面的优势没有能够得到充分的发挥与体现。
从这一角度上来说，在输电线路处于较高负荷水平的情况下，110kV线路所对应的保护设备性能无法得到有效发挥，对于高压以及高流运行环境的承受水平较低，常常会引发线路出现拒动动作故障。
而针对用电负荷的高峰时段，接地保护设备由于缺乏相应的瞬时保护功能，导致负荷水平明显增大，引发大量的不安全性因素。
为此，如何能够及时的分析并判断110kV的线路拒动故障，并加以解决，是各方人员需要特别关注的。
1 常见110kV线路拒动故障类型分析1.1 机械故障机械故障是电力系统运行期间最为常见的现象之一。
对于变电设备而言，可能受到初始安装技术、日常调试操作、以及定期检修措施等因素的影响，诱发不同程度上的机械故障。
此类故障的直接表现形式为：机械零部件以及传动组件的运行故障，波及范围扩大，最终导致110kV运行期间出现拒动方面的问题。
1.2 电气故障电气故障主要是指在线路电气设备以及设备回路运行期间产生的故障。
2010年220kV仿真事故评分标准110kV电站一线111线路相间短路故障，但111线路保护拒动的事故处理一、处理步骤：（1）立即记录事故发生时间，停止音响；（2）检查各级母线有无电压（含所用电母线），110kVⅠ母线各开关位置是否闪光，相应的开关三相是否有电流，检查并记录控制屏的信号。
发现110kVⅠ母失压，#1、#2主变保护的“后备保护动作”，#1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
#2主变未过负荷。
其他开关未见跳闸。
录波动作。
（3）第一次汇报，互报单位、姓名，时间，当地天气，简要事故情况：10kVⅠ母失压，#1、#2主变保护的“后备保护动作”， #1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
#2主变未过负荷。
其他开关未见跳闸。
录波动作。
保护具体动作情况及一次设备情况待查。
（4）检查确认现场设备位置。
检查现场一次、二次设备（含录波）的状况。
发现：#1主变保护的110kV 复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，未见其他保护动作。
现场#1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关在分位。
其余110kV母线Ⅰ段母线上的线路开关在合位。
110kV电站一线的线路侧111-D3地刀在合位，111开关外观检查未发现异常。
（5）汇报调度保护动作情况及一次设备检查情况：#1主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，未见其他保护动作。
现场#1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关在分位。
其余110kV母线Ⅰ段母线上的线路开关在合位。
在110kV电站一线的111-D3地刀在合位，111开关外观检查未发现异常。
站内其他设备未见异常。
（6）复位保护信号灯及控制屏KK把手闪光信号。
（7）考官给出111开关拒动原因（控制保险、保护压板位置、开关本体）。
一起因检修不当引起的220kV GIS二次故障分析及处理摘要：本文以某电厂一起因事故检修处理不当引起的220kV GIS二次故障情况为例，通过对故障过程、解体情况进行说明，分析导致事故产生的具体原因，对相关故障提出有效的意见和建议，供发电厂、变电站和设备维修单位参考，避免同类型事故的发生。
关键词：GIS；检修不当；二次故障；自1973年我国首台国产110kV 气体绝缘金属封闭开关设备 (gas insulated substation, GIS) 投入运行后[1]，随着电力系统几十年的发展，GIS因占地面积小、检修周期长、运行可靠、维护量少等优点大量应用于发电厂和变电站。
近年来，早期投运的GIS随着运行年数的增长，设备状况逐渐进入“浴盆”曲线中的劣化期，故障率显著上升[2]。
但因平时维护量少，发电厂往往缺乏GIS相关检修经验和能力，设备出现问题后一般需找厂家或者有相关经验的人员进行检修和处理。
同时，GIS检修对技术和环境的高要求导致出现因设备安装、处理不到位引发二次故障的情况时有发生，严重影响电力系统的安全运行。
1故障案例某电厂的220kV GIS于2009年投运，为双母线运行，如图1。
共有9个间隔，其中3个线路间隔，1个母联间隔，2个主变间隔、1个启动变间隔、2个母线电压互感器间隔。
平时1号机组、1号启动变、线路1和线路3运行于Ⅰ母；2号机组和线路2运行于Ⅱ母。
图1某电厂220kV GIS电气系统图2故障概况2018年，2号机组启动并网前发生2号主变高压侧断路器B相断口击穿故障，引发GIS系统电弧接地，保护动作跳开故障单元。
对B相断路器进行解体检查，发现断路器本体结构大面积损毁，空间内散落着许多圆形颗粒状焦化物，屏蔽结构上存在多处电弧烧蚀孔洞。
故障处理过程中打开断路器顶部的检修盖板，对灭弧室内部状态进行检查。
更换出现放电的B相断路器灭弧室，对A、C相进行清理。
更换B相主变侧CT，并按大修标准对2号主变间隔和母线侧CT进行检修。
