变压器速断保护后处理

第一篇：变压器速断保护后处理

瓦斯保护可以保护变压器的何种故障？

瓦斯保护可以保护变压器的内部故障有：1.变压器内部的多相短路，2.匝间短路，绕组与铁芯或与外壳短路，3.铁芯故障，4.油面下降或严重漏油，5.分接开关接触不良或导线焊接不

良牢固。

配电变压器故障原因及对策

摘要：针对配电变压器故障率高的现象，着重分析了配电变压器故障的几种类型及主要原因，提出了一些具体的防范措施，为防止和减少配电变压器故障提供借鉴。

关键词：配电变压器;故障;绝缘

在电力系统中，配电变压器占据着非常重要的地位，一旦故障，将直接或间接地给工农业生产和人民的正常生活带来损失。本文总结和分析了我公司自第一批电网改造以来配电变压器故障的类型和原因，并提出一些预防措施，供今后在配电变压器的运行管理中参考。

1 故障原因分析

1.1 绕组故障

1.1.1 变压器电流激增

由于部分农村低压线路维护不到位，经常发生过负荷和短路，发生短路时变压器的电流超过额定电流几倍甚至几十倍，线圈温度迅速升高，导致绝缘老化，同时绕组受到较大电磁力矩作用，发生移位或变形，绝缘材料形成碎片状脱落，使线体裸露而造成匝间短路。

1.1.2 绕组绝缘受潮

绕组绝缘受潮主要因为绝缘油质不佳或油面降低导致，主要有以下几种原因：

•配电变压器在未投入前，处于潮湿场所或多雨地区，湿度过高，潮汽侵入使绝缘受

潮。

•在储存、运输、运行过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入变压器油中，使

绝缘强度大幅降低。

•制造过程中，绕组内层浸漆不透，干燥不彻底，绕组引线接头焊接不良等绝缘不完整导致匝间、层间短路。在达到或接近使用年限时，绝缘自然枯焦变黑，绝缘特性下降，是

老旧变压器故障的主要原因。

•某些年久失修的老变压器，因各种原因致使油面降低，绝缘油与空气大面积、长时间接触，空气中水分大量进入绝缘油，降低绝缘强度。

1.2 无载分接开关故障

1.2.1 分接开关裸露受潮

由于将军帽、套管、分接开关、端盖、油阀等处渗漏油，使分接开关长期裸露在空气中，又因为配电变压器的油标指示设在油枕中部，变压器在运行中产生的碳化物受热后又产生油焦等物质，容易将油标呼吸孔堵塞，少量的变压器油留在油标内，在负荷、环境温度变化时，油标管内的油位不变化，所以不容易被及时发现。裸露在空气中的分接开关绝缘受潮一段时

间后性能下降，导致放电短路。

1.2.2 高温过热

正常运行中的变压器分接开关，长期浸在高于常温的油中，会引起分接开关触头出现碳膜和油垢，引起触头发热，触头发热后又使弹簧压力降低或出现零件变形等情况，又加剧了触头

发热，从而引起电弧短路，烧坏变压器。

1.2.3 本身缺陷

分接开关的质量差，存在结构不合理、压力不够、接触不可靠、外部字轮位置与内部实际位置不完全一致等问题，引起动、静触头不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘

距离变小，引发相间短路或对地放电。

1.2.4 人为原因

有的电工对无载调压开关的原理不清楚，经常调压不正确或不到位，导致动、静触头部分接

触或错位。

1.3 铁芯故障

1.3.1 铁芯多点接地

•铁芯夹板穿心螺栓套管损坏后与铁芯接触，形成多点接地，造成铁芯局部过热而损

坏线圈绝缘。

•铁芯与夹板之间有金属异物或金属粉末，在电磁力的作用下形成“金属桥”，引起

多点接地。

•铁芯与夹板之间的绝缘受潮或多处损伤，导致铁芯与夹板有多点出现低电阻接地。

1.3.2 铁芯硅钢片短路

虽然硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流，当硅钢片表面上的绝缘漆因运行年久，绝缘自然老化或损伤后，将产生很大的涡流损耗，铁芯局部发热，造成变压器绕

组绝缘击穿短路而烧毁。

1.4 套管闪络

•套管闪络放电也是变压器常见异常之一。造成此种异常的原因有：

•胶珠老化渗油后，将空气中的导电尘埃吸附在套管表面，在大雾或小雨时造成污闪，

使变压器高压侧单相接地或相间短路;

•变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖上，引起套管放电或相间短路;

•变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。

1.5 二次侧短路

当变压器发生二次侧短路、接地等故障时，二次侧将产生高于额定电流20～30倍的短路电流，变压器一次侧必然要产生很大的电流来抵消二次侧短路电流的消磁作用，大电流在线圈内部产生很大的机械应力，致使线圈压缩，绝缘衬垫、垫板松动，铁芯夹板螺丝松弛，高压

线圈畸变或崩裂，导致变压器发生故障。

1.6 过电压引发的故障

1.6.1 雷击过电压

农村配电变压器的高低压线路大多采用架空线路，在山区、林地、平原受雷击的几率较高，线路遭雷击时，在变压器绕组上产生高于额定电压几十倍以上的冲击电压，若安装在配电变压器高低压出线的避雷器不能起到有效的保护作用或本身存在某些隐患，如避雷器没有同期投入运行、避雷器接地不良或接地电阻超标等，则配电变压器遭雷击损坏将难以避免。

1.6.2 系统发生铁磁谐振

在10 kV配电系统中，小型变压器、电焊机、调速机较多，使系统的等值电感和电容有可能相等或接近，导致系统出现谐振。谐振时，除变压器电流激增熔断器熔断外，还将产生过电

压，引起变压器套管发生闪络或爆炸。

1.7 熔体选择不当

电力变压器固体绝缘故障的诊断方法

引言

为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平，现代变压器的设计采用了更为紧凑的绝缘方式，在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著升高。110kV及以上等级的大型电力变压器主要采用油纸绝缘结构，主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸、纸板。

当变压器内部故障涉及固体绝缘时，无论故障的性质如何，通常认为是相当严重的。因为一旦固体材料的绝缘性能受到破坏，很可能进一步发展成主绝缘或纵绝缘的击穿事故。所以纤维材料劣化引起的影响在故障诊断中格外受到重视。而且，如能确定变压器发生异常或故障时是否涉及固体绝缘，也就初步确定了故障的部位，对设备检修工作很有帮助。

本文通过研究在故障涉及固体绝缘时，其它特征气体组分与CO、CO2间的伴生增长情况，提出了一种动态分析变压器绝缘故障的方法。并着手建立故障气体的增长模式，为预测故障的发展提供了新的判据。

1、判断固体绝缘故障的常规方法

CO、CO2是纤维材料的老化产物，一般在非故障情况下也有大量积累，往往很难判断经分析所得的CO、CO2含量是因纤维材料正常老化产生的，还是故障的分解产物。

月岗淑郎[1]研究了使用变压器单位纸重分解并溶于油中的碳的氧化物总量，即(CO+CO2)mL/g(纸)来诊断固体绝缘故障。但是，已投运的变压器的绝缘结构、选用材料和油纸比例随电压等级、容量、型号及生产工艺的不同而差别很大，不可能逐一计算每台变压器中绝缘纸的合计质量，该方法因实际操作困难，难以应用;并且，考虑全部纸重在分析整体老化时是比较合理的，如故障点仅涉及固体绝缘很小的一部分时，使用这种方法也很难比单独考虑CO、CO2含量更有效。 IEC599[2]推荐以CO/CO2的比值作为判据，来确定故障与固体绝缘间的关系。认为CO/CO2>0.33或<0.09时表示可能有纤维绝缘分解故障，在实践中这种方法也有相当大的局限性[3]。本文对59例过热性故障和69例放电性故障进行了统计。结果表明，应用CO/CO2比例的方法正判率仅为49.2%，这种方法对悬浮放电故障的识别正确率较高，可达74.5%;但对围屏放电的正判率仅为23.1%.

2、固体绝缘故障的动态分析方法

新的预防性试验规程规定，运行中330kV及以上等级变压器每隔3个月进行一次油中溶解气体分析，但目前很多电业局为保证这些重要设备的安全，有的已将该时间间隔缩短为1个月。也有部分电业局已开展了油色谱在线监测的尝试，这为实现故障的连续追踪，提供了良好的技术基础。

电力变压器内部涉及固体绝缘的故障包括：围屏放电、匝间短路、过负荷或冷却不良引起的绕组过热、绝缘浸渍不良等引起的局部放电等。无论是电性故障或过热故障，当故障点涉及固体绝缘时，在故障点释放能量的作用下，油纸绝缘将发生裂解，释放出CO和CO2.但它们的产生不是孤立的，必然因绝缘油的分解产生各种低分子烃和氢气，并能通过分析各特征气体与CO和CO2间的伴生增长情况，来判断故障原因。

判断故障的各特征气体与CO和CO2含量间是否是伴随增长的，需要一个定量的标准。本文通过对变压器连续色谱监测的结果进行相关性分析，来获得对这一标准的统计性描述。这样可以克服溶解气体累积效应的影响，消除测量的随机误差干扰。

本文采用Pearson积矩相关来衡量变量间的关联程度，被测变量序列对(xi，yi)，i=1，„，相关系数γ的显著性选择两种检验水平：以α=1%作为变量是否显著相关的标准，而以α=5%作为变量间是否具有相关性的标准。即：当相关系数γ>γ0.01时，认为变量间是显著相关的;γ<γ0.05时，二者没有明确的关联。γ0.0

1、γ0.05的取值与抽样个数N有关，可通过查相关系数检验表获得。 由于CO为纤维素劣化的中间产物，更能反映故障的发展过程，故通过对故障的主要特征气体与CO的连续监测值进行相关性分析可进一步判断故障是否涉及固体绝缘。当通过其它分析方法确定设备内部存在放电性故障时，可以CO与H2的相关程度作为判断电性故障是否与固体绝缘有关的标准;而过热性故障则以CO与CH4的相关性作为判断标准。通过对59例过热性故障和69例放电性故障实例的分析。

这种方法在一定程度上可以反映故障的严重程度，在过热性故障的情况下，如果CO不仅与CH4有较强的相关性，还与C2H4相关，表明故障点的温度较高;而在发生放电性故障时，如果CO与H2和C2H2都有较强的相关性，说明故障的性质可能是火花放电或电弧放电。

3 故障的发展趋势

确认故障类型后，如能进一步了解故障的发展趋势，将有助于维修计划的合理安排。而产气速率作为判断充油设备中产气性故障危害程度的重要参数，对分析故障性质和发展程度(包括故障源的功率、温度和面积等)都很有价值[4]。

通过回归分析，可将这3种典型模式归纳为：

(a)正二次型：总烃随时间的变化规律大致为Ci=a.t2+b.t+c(a>0)，即产气速率γ=a.t+b不断增大，与时间成正比。这常与突发性故障相对应，故障功率及所涉及的面积不断变大，这种故障增长模式往往非常危险。

(b)负二次型：总烃和产

电力变压器的匝间短路故障分析

作者：佚名 文章来源：不详 点击数：

42 更新时间：2008-9-26 20:21:53

摘 要：在电力系统中电力变压器匝间短路是最常见故障之一，通过对变压器匝间短路计算分析来合理整定变压器差动保护的定值，以避免因变压器内部故障严重烧毁，提高变压器安全运行水平、本文的目的就在于分析变压器匝间故障的计算方法，探讨整定值的合理性。

主题词：变压器;匝间短路;故障分析;整定计算

0 引言

电力变压器主要内部故障形式为匝间短路，历年来，匝间短路故障一般占变压器内部故障的50%以上。因此，分析匝间短路故障，采用灵敏而可靠的保护方式是提高变压器安全运行水平的重要手段之一。但是，我厂部分变压器保护仍采用BCH-

1、BCH-2电磁型差动保护，其动作电流大于变压器的额定电流，致使变压器在发生内部故障时烧损严重。作者依此提出电力变压器匝间故障的计算方法，来探讨整定值的合理性，从而提高变压器差动保护的灵敏性。

1 匝间短路的分析和计算方法

通过以上分析说明：Y a接线变压器绕组匝间短路时，常用的差动保护接线有两相继电器流过相间的故障电流，其最小值一般为(0.4-1)倍变压器额定电流。变压器瓦斯保护可以在一定程度上保护匝间短路，但其动作速度慢。为了迅速切除匝间短路，减少变压器的烧损程度，对于不带负荷调压的变压器，整定差动保护的动作电流小于或等于0.3倍变压器额定电流是必要的、合理的。对于带负荷调压的变压器，可根据躲过区外故障的要求，适当增大整定值。

2 分析结论

(1)变压器相间匝间短路看作自耦变压器低压侧单相接地后，可以简化分析及计算。

(2)为可靠地保护匝间短路，变压器保护应将电磁型更换为微机或集成电路型保护装置。使其变压器差动保护的动作电流应不大于0.3倍额定电流值。

主变压器内部故障的处理实例

摘要：通过状态监测，发现主变压器内部故障，并进行及时处理的实例，提出了电气设备检修，从以时间为基础的定期维修逐渐向以状态为基础的检修的实践，其关键在于对电气设备

的状态监测。

关键词：主变压器;状态监测;状态检修

中国类分号：TM41 文献标志码：B 文章编号：

1003-0867(2007)04-0021-01 监测主变压器绝缘油中微量气体是监测变压器设备状态的主要手段，通过对主变压器绝缘油中微量气体，特别是氢气、甲烷、乙炔和总烃含量的变化趋势的分析比较，可直接反映变压器内部故障的类型和严重程度，因此也是主变压器状态监测的主要手段。

1 通过状态监测发现主变内部故障的实例

江苏省涟水县供电公司某110 kV变电所1#主变压器型号为SZ9-31500/110， 2001年04月30日投入运行。2005年5月12日，涟水县供电公司检修工区试验油务班根椐工作计划安排，对该1#主变压器本体进行周期性色谱分析，发现氢气含量超过标准值(实测值325.72,标准值为150)，其余气体均符合规程要求。为此，试验人员对引北变1#主变进行跟踪测量，5月19日下午试验人员复取油样进行色谱分析，从分析数据看，氢气含量有明显升高，并有乙炔含量(0.18)。为了确保试验结果的准确性，当日将油样送往淮安供电公司再次进行色谱分析，结果同样是氢气超标，乙炔含量为(0.9)。涟水县供电公司迅速与制造厂取得联系，经双方技术人员分析讨论，初步判断为#1主变压器有载分接开关油串入本体，不影响

主变压器运行，同时继续加强监测。

5月22日、24日涟水公司再次对1#主变压器本体进行取油样色谱分析，结果氢气、乙炔仍在继续上升，5月27日再次取油样送往地区公司复测。复测结论：编码110电弧放电、氢

气产气量超出150。

5月28日，及时对110 kV变压器10 kV负荷进行了调整，将1#主变压器停运。首先检查是否存在本体与有载分接开关串油，检修人员先从有载分接开关注油孔放油，直至有载开关油枕放不出油，有载开关油位表指示仍没有变化，分析可能是有载分接开关油位表损坏，接着对有载开关分接头做了直流电阻试验，结查试验数值正常。为此检修人员又将有载开关吊出，放尽有载开关油桶内的油，过一段时间后，检查桶内无油渗出，排除了本体与有载分接开关

串油的可能，并更换了有载开关油位计。

5月29日，供电公司和制造厂相关技术负责人，就1#主变压器色谱分析异常重新确定了处理方案，决定对1#主变压器进行放油，打开主变压器本体人孔，进入本体内部进行检查。5月30日，经对本体放油后，检修人员打开人孔，进入本体内，经检查发现，有载调压3档B相分接头与本体连接处有明显放电现象，并有焦味，同时发现该螺丝有松动，连接处不平滑。其它内部检查均正常。现场对3档分接头用砂纸打磨，除去放电痕迹，拧紧螺丝，并对其它螺丝进行检查、紧固，对主变本体油进行滤油脱气处理。

6月1日对主变本体直流电阻(高、低压)、泄漏电流、介质损(含套管)、有载开关等试验，数值正常，同日下午恢复运行。投运前对本体进行色谱取样作为原始值，并在投运后四天内色谱跟踪监视，无数值变化后又适当延长周期，一个月内无变化后恢复了正常周期。

2 故障分析及启示

从对110 kV引北变1#主变压器本体内检查发现，有载调压3档B相分接头处有明显放电现象，并有放电气味。主要原因是该处螺丝松动且接触面不太平滑，接触电阻增大，引起放电，导致主变本体绝缘油中氢气含量超标并有乙炔气体。

此次发生的异常，主要原因为主变压器本体3档与有载开关连接处螺丝松动及平面不光滑所致，而其它相螺丝检查都不松动，因此出厂时未拧紧可能性很大，由于出厂未紧固，运行中有载调压操作时振动，导致该处螺丝进一步松动，最终导致放电。

从近年来连续出现主变内部故障来看，由于对大型设备采取集中招投标政策，部分大型变压器制造厂中标的设备数量远超过其实际生产能力，在供货期相对较紧的情况下，放松了产品制造质量的要求，导致产品出厂就存在缺陷，在设备运行过程逐步暴露出来。因此设备运行单位在设备制造过程中，要加强对变压器的监造工作，同时加强相关专业人才的培训，在制

造过程中能够全过程参与监造与验收。

状态监测发现设备故障对设备管理提出了更高的要求，要有长期的设备运行、检修和试验资料的积累，主变压器本体油色谱分析固然重要，但数据分析不能仅局限于与规程比较。从这次故障可以看出，与历史数据的比较也是非常重要。

第二篇：变压器保护讲义

基本内容：

一、电力变压器运行状态及保护配置

二、变压器瓦斯保护

三、变压器的温度保护

四、变压器的纵差保护

五、变压器的电流电压保护

六、变压器保护小结

七、反时限电流保护

八、公司微机变压器保护的功能

一、电力变压器运行状态及保护配置

电力变压器是电力系统中大量使用的重要电气设备，它的安全运行是电力系统可靠工作的必要条件。虽然它无旋转部件，结构简单，运行可靠性高，但在实际运行中仍然会发生故障和不正常工作状态。

(一)变压器故障及异常运行状态

1.故障：分为油箱内部和油箱外部两种故障。

油箱内部故障：主要有相间短路、单相匝间短路、单相接地故障等。

危害：(1)会烧毁变压器;

(2)由于绝缘物和油在电弧作用下急剧气化，容易导致变压器油箱爆炸。

油箱外部故障：主要是绝缘套管和引出线上的相间短路及单相接地故障。

危害：可能引起变压器绝缘套管爆炸，从而破坏电力系统正常运行。

2.异常运行状态：(1)漏油造成的油位下降;

(2)由于外部短路引起的过电流或长时间过负荷、过电压等，使变压器绕组过热，绕组绝缘加速老化，甚至引起内部故障，缩短变压器的使用寿命。

(二)变压器保护配置

DL400-1991《继电保护和安全自动装置技术规程》规定[4]，变压器应装设如下保护：

为反应油箱内部各种短路故障和油面降低，对于0.8MVA及以上的油浸式变压器和户内0.4MVA以上变压器应装设气体保护。

为反应变压器绕组和引出线的相间短路，以及中性点直接接地电网侧绕组和引出线的接地短路及绕组匝间短路，应装设纵差保护或电流速断保护。对于6.3MVA及以上并列运行变压器和10MVA及以上单独运行变压器，以及6.3MVA及以上的厂用变压器，应装设纵差保护;对于10MVA以下变压器且过电流时限大于0.5s时，应装设电流速断保护;对于2MVA以上变压器，当电流速断保护的灵敏系数不满足要求时，则宜于装设纵差动保护。

为反应外部相间短路引起的过电流和作为气体、纵差保护(或电流速断保护)的后备保护，应装设过流保护。

1.瓦斯保护。用来反应变压器内部故障，当变压器内部发生故障，油分解产生气体或当变压器油面降低时，瓦斯保护动作。容量在800KVA及以上的油浸式变压器一般都应装设瓦斯保护。

2.纵联差动保护。用来反应变压器内部及引出线套管的故障，容量在10MVA及以上单台运行的变压器、容量在6.3MVA及以上并列运行的变压器，都应装设纵联差动保护。

3.电流速断保护。用来反应变压器外部短路故障。容量在10MVA以下单台运行的变压器、容量在6.3MVA以下并列运行的变压器，一般装设电流速断保护。 4.过电流保护。用来反应变压器内部和外部故障，作为纵联差动保护或电流速断保护的后备保护。 5.过负荷保护。用来防止变压器对称过负荷，因此保护装置只接在某一相的电路中，并且动作于信号。

6.温度保护。为了监视变压器的上层油温不超过规定值(一般为85℃)当超过油温规定值时，温度保护动作发出信号后或自动开启变压器冷却风扇。 7.启动风冷 变压器室门打开 有载调压等

油浸式变压器干式变压器区别

1、 油浸变压器的应用范围很广。可以在户内，也可以在户外。特别适合于户外。

2、干式变压器使用于户内。主要使用在特别重要的地方和有防火要求的高楼、医院、机场、车站、地铁、大超市及商店、剧院、学校等场所。

3、油浸变对周围环境没有特别的要求，当然不能有火险的地方。而干变对环境有些要求，如不能太潮湿、不能有太多的灰尘和污秽的场所。通风要良好等。

2、 两卷变 三卷变

如一台110KV/35KV/10KV的变压器，110KV是高压侧，10KV是低压侧，而35KV就是中压侧。

由于变压器的绕组是由一匝一匝的线圈绕成，人们就形象地称之为变压器的一个“卷”;一般人们将A、B、C三相合在一起，称之为变压器的一个“卷”，就是高压侧一个卷，中压侧一个卷，低压侧一个卷;二卷变压器就是有高压和低压二个电压等级的变压器，三卷变压器就是有高压、中压、低压三个电压等级的变压器。

二、变压器瓦斯保护

1.原理：

电力变压器是利用变压器油作绝缘和冷却介质的，因此当变压器油箱内部发生各种故障时，短路电流都会产生电弧，使变压器油和其他绝缘物分解，产生大量的气体。利用这些气体形成的压力或冲力可使保护动作。这种反应气体形成的压力而动作的保护装置，叫做瓦斯保护。 2.结构组成及动作原理：

气体保护的主要元件是气体继电器。气体继电器安装在变压器油箱与油枕之间的连接管道中。为了使气体在管道中更好地流动，在安装具有气体继电器的变压器时，变压器顶盖与水平面间应有1%～1.5%的坡度;通往继电器的连接管应具有2%～4%的坡度。这样当变压器内部发生故障时，可使气流易于进入油枕，便能防止气泡积聚在变压器的顶盖内。

(1) 轻瓦斯保护：正常运行时，气体继电器充满油，开口杯浸在油内，处于上浮位置，干簧触点是断开的。当内部出现故障时，油分解产生气体，油面下降，开口杯随之下降。当气体积聚增多时，与开口杯固定在一起的永久磁铁使干簧触点接通，发出轻瓦斯信号。

(2) 重瓦斯保护：当变压器内部发生严重故障时，将产生强烈的气体，使变压器内部压力突增，产生强烈的油流，油流、气流冲击挡板，挡板带动磁铁向干簧触点方向移动，使干簧触点接通，作用于跳闸。

气体继电器顶部的放气阀收集气体，用于化验分析瓦斯气体的成分。

瓦斯保护具有灵敏度高、动作迅速、接线简单等特点，特别是当变压器内发生匝间短路的匝数很少时，故障回路的电流虽然很大(这时将造成严重过热)，但反应在外部电路的电流变化很小，这时差动保护可能不动作，而瓦斯保护却能可靠动作。因此，对于变压器油箱内部的各类故障，瓦斯保护较差动保护更加灵敏可靠。但应注意的是瓦斯保护只能反应油箱内部范围出现的故障，对油箱外部的故障它是不可能反应的。

三、变压器的温度保护

变压器油的温度越高，劣化速度越快，使用年限越少。当油温达115～120℃时，油开始劣化，而到140～150℃时劣化更明显，以致不能使用。油温越高将促使变压器绕组绝缘加速老化影响其寿命。

运行中规定变压器上层油温最高允许值为95℃，正常情况下不应超过85℃。因此运行中对变压器的上层油温要进行监视。

在变压器内部安装温度继电器，用温度继电器来监视变压器的油温。温度超过85℃时，温度继电器的高温保护接点闭合，发出告警信号;温度超过95℃时，超温保护接点闭合，作用于跳闸。

对于干式变压器，通常只装设温度保护继电器，而不装设瓦斯保护继电器。

四、变压器的纵差保护

变压器的纵差保护主要用来反应变压器绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障。

(一)变压器纵差保护工作原理

双绕组变压器两侧都装设电流互感器，其二次绕组按环流法接线，即如果两侧电流互感器的同极性端子都朝向母线侧，则将同极性端子相连，并在两边线之间并联接入电流继电器。在继电器线圈中流过的电流是两侧电流互感器二次侧电流之差，也就是说差动继电器是接在差电流回路中的。

从理论上讲，正常及外部故障时，差动回路中的电流为零。实际上由于两侧电流互感器的特性不可能完全一致等原因，在正常和外部短路时，差动回路中仍有电流，即不平衡电流Iunb,此时流过差动继电器的电流IKD为

IKD=I1I2=Iunb

要求不平衡电流尽可能地小，确保继电器不会误动作。当变压器内部发生相间故障时，在差动回路中由于I2改变了方向或等于零(无电源侧)，这时流过继电器的电流为I1与I2之和，为全部短路电流，即 IKD=I1I2=IK

使继电器可靠动作。

显然，变压器的差动保护范围是构成变压器差动保护电流互感器之间的电气设备，以及连接这些电气设备的导线。由于差动保护对区外故障不会动作。因此 

差动保护不需要与保护区外相邻元件在动作值和动作时限上互相配合，所以在区内故障时，可瞬时动作。 整定原则

(1)大于变压器的最大负荷电流;

(2)躲过区外短路时的最大不平衡电流;

(3)躲过变压器的励磁涌流。

(二)产生不平衡电流的主要因素及解决措施

由于变压器在结构和运行上的一些特殊性，使它实际上在保护范围内没有故障时也有较大的不平衡电流流过继电器，所以必须设法减小和躲过不平衡电流，以防纵差保护误动作。

产生不平衡电流的主要原因是变压器各侧的额定电压和电流的大小及相位不同;变压器空载时在电源侧有很大的励磁涌流出现;变压器两侧差动用的电流互感器不可能采用同型号、同规格;电流互感器的变比选择不完全合适等等。 1.变压器各侧电流相位不同 2.两侧电流互感器的型号不同

3.变压器各侧电流互感器的实际变比与计算变比不一致 4.变压器的励磁涌流

5.变压器在运行中带负载调整分接头

五、变压器的电流电压保护

(一)变压器电流速断保护

1.保护范围：对于小容量变压器，在电源侧装设电流速断保护，以快速反映油箱外部电源侧套管及引出线故障。

与瓦斯保护相配合，构成小容量变压器的主保护。 2.动作电流整定原则：

变压器电流速断保护的动作电流Iop应按下列条件之一选择：

(1)按躲过变压器负载侧母线上短路时，流过保护的最大短路电流选择

IopKrelIk.max Krel----可靠系数;

Ik.max----最大运行方式下变压器负荷侧母线上三相短路时，流过保护的最大短路电流。

(2)按躲过变压器空载投入时的励磁涌流选择为

Iop=(3～5)IN IN----变压器保护安装侧的额定电流。

按上述两条件选择其中较大者。

3.灵敏度校验：应选在电源侧进线端，以保证电源侧套管在其保护范围内，即要求保护安装处发生两相金属性短路时灵敏度不小于2。 灵敏度：保护装置的动作电流能够使电流保护在正常运行时不误动作，在被保护范围内短路时可靠动作。而能否可靠动作的关键是，短路电流是否确保比保护动作电流大一定倍数。这个短路电流与动作电流之比的倍数就是保护装置的灵敏

度。

由于在整定值上躲过负载侧发生故障时流过保护的最大电流，所以不能保护变压器内部全部绕组，在保护动作后，可瞬时断开变压器两侧断路器。 4.优点：接线简单，动作迅速

缺点：当系统容量不大时，由于短路电流随故障点的变化曲线变得更为平坦，使得保护区很小，甚至保护不到变压器电源侧的绕组，在电流速断保护外的故障，只能靠过电流保护动作于跳闸，结果延长了动作时间。

(二)变压器过电流保护 1.保护范围：反映变压器外部短路引起的过电流，并作为变压器本身故障的后备保护。

2.动作电流的整定原则：

动作电流Iop按躲过变压器的最大负荷电流整定，即

IopKrelIL.max KreKrel----可靠系数，取1.2～1.3 Kre----返回系数，取0.85～0.95 IL.max----最大负荷电流

(三)过载保护

变压器的过载电压，在大多数情况下都是三相对称的，所以过载保护只需在一相上装一个电流继电器。为了防止在外部短路或在短时过载时发出不必要的信号，过载保护通常都经过延时动作于信号。

过载保护的动作电流，按躲过额定电流来整定。即

IopKrelIN KreKrel----可靠系数，取1.05 Kre----返回系数，取0.85 IL.max----保护安装侧的额定电流

过载保护的动作电流，应大于过电流保护动作时限1～2个时限差，保护动作只发出信号。过载保护与过电流保护合用一组电流互感器。

六、变压器保护小结

变压器的故障分为油箱内部和油箱外部故障两种。变压器的不正常工作方式有过电流、过载、油面降低等。变压器的主保护有瓦斯保护、纵差保护。主保护的配置与变压器的容量有关，瓦斯保护反应油箱内容的各种故障，但不能反应套管及引出线的故障，因此不能单独作为变压器的主保护，而是与纵差保护或电流速断保护一起，共同作主保护。变压器纵差保护，作为主保护之一，其问题是不

平衡电流大，如何克服和减少这些不平衡电流是关键。在不平衡电流中，外部故障时引起的不平衡电流和变压器的励磁涌流影响最大，因此采用具有速饱和特性的差动继电器构成的差动保护装置，可减小由此产生的不平衡电流的影响，尤其是励磁涌流。

七、反时限过流保护

反时限保护是在电力行业多用于发电厂的厂用电动机保护，其意思是：被保护设备(如电动机)故障时，故障电流(或称短路电流)越大，该继电保护的动作延时越小，即：上述电流和与动作时间成反比;

八、公司微机变压器保护的功能

微机变压器综合保护装置可对各种厂用、站用即用户变压器提供完善的综合保护功能。

 定时限过流保护

 三相三段定时限过流保护(速断、限时速断、定时限过流)  带复合电压闭锁元件  带方向闭锁元件  反时限过流保护

 标准反时限 / 正常反时限 / 极端反时限3种曲线可选  过负荷保护

 告警 / 跳闸可以选择  定时限负序电流保护  高压侧零序过流保护

 带零序方向闭锁元件  告警 / 跳闸可选择  低压侧定时限零序电流保护  低电压保护

 带电流闭锁元件  零序过压保护

 告警 / 跳闸可以选择  轻瓦斯高温保护告警  重瓦斯超温保护跳闸  联锁跳闸功能  PT断线检测 高压侧不平衡电流保护

装置通过计算变压器高压侧实际运行电流的负序分量构成不平衡电流保护。对于变压器的各种不平衡故障，如不平衡运行、断相、反相等，可投入不平衡电流保护。

不平衡电流，也称负序电流。 程序算法：将Ic后移60。，再与Ia相加，再除以3。 结论：

(1)单独在A相或C相加入电流，需加入3倍整定值的电流，不平衡电流保护才能动作;

(2)将A、C两相正向串联加入电流，需加入1倍整定值的电流，不平衡电流保护才能动作;

(3)将A、C两相反向串加入电流，需加入3倍整定值的电流，不平衡电流保护才能动作。 高压侧零序电流保护

高压侧采用专用零序CT，可准确检测零序电流，当零序电流大于整定值并达到整定延时后保护动作。 低压侧定时限零序电流保护

本装置可单独采集低压侧零序电流，用于保护低压侧的接地故障。因配电变压器低压侧为直接接地系统，当发生接地故障时故障电流较大，所以本保护的整定范围也较大。 本体保护

本装置配有四路外部保护的输入接口，变压器本体保护的动作接点输入该接口后经装置重动出口，既能简化二次设计，又能对变压器本体保护的动作情况进行显示和记录。针对油浸式变压器和干式变压器，装置分为轻瓦斯保护、重瓦斯保护、高温保护、超温保护四个输入接口。

第三篇：变压器的保护种类

变压器装设的保护

5.1.1变压器装设的保护种类

因变压器的故障和不正常运行状态等一系列问题，故变压器一般装设下列继电保护装置：

变压器油箱内部故障和油面下降的瓦斯保护。容量为800KVA及以上的油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。当油箱内部故障产生轻微瓦斯或油面下降时，保护装置应瞬时作用于信号;当产生大量的瓦斯时，瓦斯保护应动作于断开变压器各电源侧断路器。容量为400KVA及以上的车间内油浸式变压器，也应装设瓦斯保护。

(1)瓦斯保护整定：

1) 一般气体继电器气体容积整定范围为250-300立方厘米，变压器容积在1000KVA以上时，一般正常整定为250立方厘米，气体容积整定值是利用调节重锤的位置来改变的。

2) 重瓦斯保护油流速度的整定

重瓦斯保护动作的油流速度整定范围为0.6-1.5m/s，再整定流速均以导油管中的流速为准，而不依据继电器处的流速。

根据运行经验管中油流速整定为0.6-1.5m/s时，保护反映内部故障是相当灵敏的。但是，在变压器外部故障时，由于穿越性故障电流的影响，在导油管中油流速度约为0.4-0.5m/s。因此，为了防止穿越性故障时瓦斯保护误动作，故对本站的主变的瓦斯保护可将油流速度整定在1m/s左右。

(2)纵联差动保护 ：反映变压器绕组和引出线相间短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护。

1) 容量为6300KVA以下的变压器，可装设电流速断保护作为变压器相间短路保护的主保护。

2) 容量为6300KVA以上的变压器，应装设纵联差动保护作为变压器的主保护而以过电流保护作为其后备保护。

(3)后备保护。 过电流保护，用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑短路时可能出现的过负荷。

复合电压(包括负序电压及线电压)启动的过电流保护。 负序电流保护和单相式低电压启动的过电流保护，用于6300KVA及以上的升压变压器。

当选择以上保护灵敏性、选择性不能满足要求时，可选择阻抗保护作后备保护。

(4)接地电网中的变压器外部接地短路时的零序电流保护。110KV及以上中性直接接地电网中，如果变压器中性点接地运行，应装设反映外部接地短路的变压器零序电流保护。

(5)过负荷保护。反映变压器过负荷的过负荷保护。

第四篇：变压器异常现象和故障处理

浅析变压器运行中的异常现象与故障处理

【关键词】变压器

异常

故障

【前言】变压器在输配电系统中占有极其重要的地位，与其它电气设备相比其故障率较低，但是一旦发生故障将会给电力系统及工农业生产带来极大的危害。因此，能针对变压器在运行中的各种异常及故障现象，作出迅速而正确的判断、处理，尽快消除设备隐患及缺陷，从而保证变压器的安全运行，进而保证电力系统的安全运行，是我们每一个电力运行人员应具备的基本技能。

电力变压器是发电厂和变电站的主要设备之一。变压器的用途是多方面的，不但需要升高电压把电能送到用电地区，还要把电压降低为各级使用电压，以满足用电的需要。总之升压与降压都必需由变压器来完成。在电力系统传送电能的过程中，必然会产生电压和功率两部分损耗，在输送同一功率时电压损耗与电压成反比，功率损耗与电压的平方成反比。利用变压器提高电压，减少了送电损失。

变压器是由铁芯、线圈、油箱、油枕、呼吸器、防暴管、散热器、绝缘套管、分接开关、瓦斯继电器、还有温度计、热虹吸、等附件组成。

通过对变压器运行中的各种异常及故障现象的浅析，能对变压器的不正常运行和处理方法得以了解、掌握。在处理变压器异常及故障时能正确判断、果断处理。在正常巡视变压器时及时发现隐患、缺陷，使设备在健康水平下运行。

一、变压器运行中的各种异常现象及故障的形成原因：

(一)声音异常

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性的交变磁通，引起硅钢片的磁质伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，发出的“嗡嗡”响声是连续的、均匀的，这都属于正常现象。如果变压器出现故障或运行不正常，声音就会异常，其主要原因有：

1. 变压器过载运行时，音调高、音量大，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2. 大动力负荷启动时，如带有电弧、可控硅整流器等负荷时，负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声，监视测量仪表时指针发生摆动。

3. 电网发生过电压时，例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。

4. 个别零件松动时，声音比正常增大且有明显杂音，但电流、电压无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成。

5. 变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在时，可听到“嘶嘶”声，若在夜间或阴雨天气时看到变压器高压套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。

6. 变压器内部放电或接触不良，会发出“吱吱”或“劈啪”声，且此声音随故障部位远近而变化。

7. 变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的有规律的撞击或磨擦声。

8. 变压器有水沸腾声的同时，温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查。

9. 变压器铁芯接地断线时，会产生劈裂声，变压器绕组短路或它们对外壳放电时有劈啪的爆裂声，严重时会有巨大的轰鸣声，随后可能起火。

(二)外表、颜色、气味异常

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色变化。 1. 防爆管防爆膜破裂，会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低，其可能为内部故障或呼吸器不畅。

2. 呼吸器硅胶变色，可能是吸潮过度，垫圈损坏，进入油室的水分太多等原因引起。

3. 瓷套管接线紧固部分松动，表面接触过热氧化，会引起变色和异常气味。(颜色变暗、失去光泽、表面镀层遭破坏。)

4. 瓷套管污损产生电晕、闪络，会发出奇臭味，冷却风扇、油泵烧毁会发生烧焦气味。 5. 变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，会引起涡流，使油箱局部过热，并引起油漆变化或掉漆。

(三)油温油色异常

变压器的很多故障都伴有急剧的温升及油色剧变，若发现在同样正常的条件下(负荷、环温、冷却)，温度比平常高出10℃以上或负载不变温度不断上升(表计无异常)，则认为变压器内部出现异常现象，其原因有：

1. 由于涡流或夹紧铁芯的螺栓绝缘损坏会使变压器油温升高。 2. 绕组局部层间或匝间短路，内部接点有故障，二次线路上有大电阻短路等，均会使变压器温度不正常。

3. 过负荷，环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，风扇电机损坏，散热器管道积垢或冷却效果不良，散热器阀门未打开，渗漏油引起油量不足等原因都会造成变压器温度不正常。

4. 油色显著变化时，应对其进行跟踪化验，发现油内含有碳粒和水分，油的酸价增高，闪电降低，随之油绝缘强度降低，易引起绕组与外壳的击穿，此时应及时停用处理。

(四)油位异常：

1. 假油位：(1)油标管堵塞;(2)油枕呼吸器堵塞;(3)防暴管气孔堵塞。

2. 油面过低：(1)变压器严重渗漏油;(2)检修人员因工作需要，多次放油后未补充;(3)气温过低，且油量不足;(4)油枕容量不足，不能满足运行要求。

(五)渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象比较普遍，主要原因有以下： 1. 油箱与零部件连接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。

2. 内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。

(六)油枕或防暴管喷油

1.当二次系统突然短路，而保护拒动，或内部有短路故障而出气孔和防暴管堵塞等。

2.内部的高温和高热会使变压器突然喷油，喷油后使油面降低，有可能引起瓦斯保护动作。

(七)分接开关故障

变压器油箱上有“吱吱”的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的绝缘降低，这些都可能是分接开关故障而出现的现象，分接开关故障的原因有以下几条：

1. 分接开关触头弹簧压力不足，触头滚轮压力不均，使有效接触面面积减少，以及因镀层的机械强度不够而严重磨损等会引起分接开关烧毁。

2. 分接开关接头接触不良，经受不起短路电流冲击发生故障。 3. 切换分接开关时，由于分头位置切换错误，引起开关烧坏。 4. 相间绝缘距离不够，或绝缘材料性能降低，在过电压作用下短路。

(八)绝缘套管的闪络和爆炸故障

套管密封不严，因进水使绝缘受潮而损坏;套管的电容芯子制造不良，内部游离放电;或套管积垢严重以及套管上有裂纹，均会造成套管闪络和爆炸事故。

(九)三相电压不平衡

1. 三相负载不平衡，引起中性点位移，使三相电压不平衡。 2. 系统发生铁磁谐振，使三相电压不平衡。 3. 绕组发生匝间或层间短路，造成三相电压不平衡。

(十)继电保护动作

继电保护动作，说明变压器有故障。瓦斯保护是变压器的主保护之一，它能保护变压器内部发生的绝大部分故障，常常是先轻瓦斯动作发出信号，然后瓦斯动作跳闸。

轻瓦斯动作的原因：(1)因滤油、加油，冷却系统不严密致使空气进入变压器。(2)温度下降和漏油致使油位缓慢降低。(3)变压器内部故障，产生少量气体。(4)变压器内部故障短路。(5)保护装置二次回路故障。

当外部检查未发现变压器有异常时，应查明瓦斯继电器中气体的性质：如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃，而且是无色无嗅的，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于6%，油的燃点不降低，则说明变压器内部有故障，应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质来鉴定变压器内部故障的性质;如气体的颜色为黄色不易燃的，且一氧化碳含量大于1%-2%，为木质绝缘损坏;灰色的黑色易燃的且氢气含量在3%以下，有焦油味，燃点降低，则说明油因过滤而分解或油内曾发生过闪络故障;浅灰色带强烈臭味且可燃的，是纸或纸板绝缘损坏。

通过对变压器运行中的各种异常及故障现象的分析，能对变压器的不正常运行的处理方法得以了解、掌握。

二、变压器在运行中不正常现象的处理方法

(一)运行中的不正常现象的处理

1. 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。

2. 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：

(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声; (2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度; (3)套管有严重的破损和放电现象; (4)变压器冒烟着火。

3. 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动，值班人员应立即将变压器停运。

4. 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

5. 变压器油温升高超过规定值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

(1) 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对;

(2) 核对温度装置;

(3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。 若温度升高的原因由于冷却系统的故障，且在运行中无法检修者，应将变压器停运检修;若不能立即停运检修，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。

6. 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

7. 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守规程规定，禁止从变压器下部补油。

8. 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免

9. 溢油。

10. 铁芯多点接地而接地电流较大时，应按排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。

11. 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

(二)瓦斯保护装置动作的处理

瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

瓦斯保护动作跳闸时，在原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应考虑以下因素，作出综合判断：

(1) 是否呼吸不畅或排气未尽; (2) 保护及直流等二次回路是否正常;

(3) 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象; (4) 气体继电器中积聚气体量，是否可燃;

(5) 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果; (6) 必要的电气试验结果;

(7) 变压器其它继电保护装置动作情况。

(三)变压器跳闸和灭火

1. 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。

2. 变压器跳闸后，应立即停油泵。

3. 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

【结束语】变压器在运行当中容易出现一些异常现象，但只要我们平常工作认真、细致、巡视设备一丝不苟，这些异常现象就能及时被发现，从而有针对性的采取措施，预防事故的发生。这不仅是我们的责人，同时也有效的降低生产成本，维护了设备的安全运行，为整个电力系统的安全，乃至国民经济的健康发展做出自己应有的贡献。当然，由于本人的水平有限，以及工作经验欠缺，文章尚有不足之处，希望能与大家共同探讨

第五篇：变压器轻瓦斯动作的处理

(1)应立即检查、记录保护动作信号，(2)报告调度及站负责人。(3)严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，(4)并派人对变压器进行外部检查。(5)如果检查变压器有明显严重异常，(6)应汇报调度停运故障变压器，(7)若无明显故障迹象应汇报上级，(8由专业人员取气分析及检查二次回路。 (2)变压器重瓦斯动作的处理

(3)(1)检查继电保护动作情况，(2)记录和复归各种信号，(3)立即报告调度及站负责人。(4)如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，(5)若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。(6)派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。(7)将检查结果报告调度及分局主管部门，(18)派人做气体分析急及二次回路检查。

(4)压器差动保护动作的处理

(5)(1)检查变压器本体有无异常，(2)检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。(3)如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，(4)直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，(5)应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。(6)如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。(7)差动保护及重瓦斯保护同时动作时，内部检查和试验，不得将变压器投入运行 (6)变压器后备保护动作的处理

(7)(1)根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。(2)断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。(3)断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。(4)检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，(5)检查失压母线连接的设备有无异常。(6)如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。(7)将检查结果报告调度及分局，并做好记录。

(8)主变套管严重跑油如何处理?

(9)(1) 投入备(2) 用变压器转移负荷。(注意控制负荷)(3)断开跑油变压器中、低压侧开关。(4)断开跑油变压器高压侧开关。(4)将以上情况汇报调度及分局有关部门和领导，做好记录等待分局派人处理。

(10) SF6断路器SF低压力报警的判断处理

(11)SF6断路器SF6气体压力下降到第一报警值(5。2Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号，运行人员应据此判断分析，并检查处理：

(12)(1) 及时检查密度继电器压力指(2) 示，(3)检查信号报出是否正确，(4) 是否漏气。(5)如果检查没有漏气现象，(6) 属于长时间动作中气压正常下降，(7)应汇报分局，(8) 派专业人员带电补气，(9)补气以后，(10)继续监视压力。(11) 如果检查没有漏气现象，(12)应立即汇报调度，(13) 申请转移负荷或倒动作方式，(14)将漏气开关停电检查处理。应当注意：运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差0.1—0.3Mpa时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开

(13)SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理

(14)SF6断路器SF6气体压力下降到第二报警值(5.0Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁，气压降低闭锁的处理一般为：

1、取下SF6断路器控制电源保险，

2、 防止闭不

3、 可*，

4、 开关跳闸时不

5、能灭弧。

6、 使用专用的闭锁工具，

7、 将开关的传动机构卡死，

8、装上开关的控制电源保险，

9、以便线路有故障保护动作时，

10、开关的失灵启动回路能够动作。

11、汇报调度，

12、 立即转移负荷，

13、 用倒运行方式的方法，

14、将故障开关隔离处理漏气并补气。 (15)电流互感器二次开路，如何处理?

(16)1)发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。 2)尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。3)尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。4)若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。5)若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。7)检查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动，接触不良等，可立即处理，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，对于是110KV设备应停电处理。8)不能自行处理的故障(如继电器内部)或不能自行查明故障，应汇报上级派人检查处理(先9)将电流互感器二次短路)或经倒运行方式转移负荷，停电检查处理。理电流互感器二次开关时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人

(17)本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象?如何处理? 现象：”电压回路断线”

(18)“Ⅰ段(或Ⅱ段)计量电压回路消失”光字牌亮,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。 处理1)据仪表指示判断熔断相，汇报调度。2)停用母线上的可能误动的出口压板(低频、低压保护)3)将PT切换把手置于退出位置。4)更换保险，恢复投运。5)若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况，为营抄人员提供依据。6)汇报分局，待来人处理。 (19)母线失压： 全站失压的判断处理：

(20)象征：事故照明灯亮，光字牌信号有：主变温度异常.电压回路断线等，交流全部消失。

(21)处理步骤：1)首先检查光字牌所发的信号情况及各开关位置指灯有 (22) (23) (24) (25) (26) (27) (28) (29) (30)

(31)无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内所变及其它开关跳闸引起全站失压。2)如果是由于站110KV开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及分局生技股汇报。

2、系统出现谐振过电压事故的处理：

(32)现象：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。 (33)处理：发生谐振过电压时，值班人员应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。

(34)由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作;

(35)对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。 (36)如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。

(37)若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。应汇报调度。查找处理接地或断线故障

(38)1#主变保护动作，使全站失压，如何处理?

(39)1)检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。2)检查主变保护是否是由于主变中、低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。3)如果是主变本身主保护动作，在确认三侧开关确已跳闸的情况下，复归三侧开关KK把手，加强监视2#主变负荷，防止其过载。并将以上情况记录汇报调度及分局领导和有关部门。

七、直流系统：

(40)1、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理? (41)在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动(正极两点接地)、拒动(负极两点接地)或电源保险熔断(正负极两点接地)保护及行动装置失去电源。因此在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。

(42)到直流系统绝缘监测仪前检查观察是1段还是2段，第几回分支线，正极或负极接地。 汇报调度及站负责人。 (43)根据天气变化、潮湿情况、二次回路是否有人工作是否与设备操作有关等分析故障原因。若站内二次回路有人工作或设备检修试验，应暂停止工作，拉开直流试验电源，看接地信号是否消失。

(44)在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。对于不太重要的直流负

(45)荷及不能转移的分路，利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。

(46)对于重要的直流负荷，必须经地调同意，停用有关保护(如距离保护等)，才能进行查找。

(47)若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度的分局有关部门，要求由专业人员配合查找。

(48)若用瞬拔保险的方法检查(一般不超过3秒钟)所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。另在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。

(49)35KV单相接地的故障处理：

(50)现象：运行中“35KV1段母线接地“光字牌亮，警铃响，电压表A相为零，其它两相为线电压。

(51)分析：从故障现象来看，为35KV1段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。 处理：1)根据现场现象作好记录，汇报调度;

(52)2)根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断;3)对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施(穿绝缘靴，戴绝缘手套);4)若站内设备的问题，，则有可能是某线路接地故障，报地调，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止;5)做好安全措施，待来人处理

(53)变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

(54)事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

一、事故处理的一般原则：

(55)1. 正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协;

(56)2. 用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电; 3. 尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电; 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行;

(57)5. 将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。

二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目：

(58)为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目：

(59)1. 将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行; 2. 将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离; 3. 母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开;

(60)4. 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行; 5. 站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。

三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项： (61)

1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： (62)1) 事故发生的时间; 2) 断路器位置变化情况指示;

(63)3) 主设备运行参数指示(电压、电流); 4) 操作员站全部光字牌;主要事故报文; (64)记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。

2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1) 事故发生的时间; 2) 掉闸线路、开关编号; (65)3) 继电保护与自动装置动作情况 (66)

一、事故处理原则

(67)

1.迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行;

(68)

2.尽快恢复对已停电的用户供电;

(69)

3.如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 (70)

二、事故处理的一般步骤

(71)

1.详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况; (72)

2.向主管领导和部门汇报;

(73)

3.判断事故性质及按照预案进行事故处理; (74)

4.根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电; (75)

5.详细记录事故处理经过。

(76)

三、编制各类事故处理预案的提纲 (77)

1.人身伤亡事故处理预案 (78)

1.1人身触电事故 (79)

根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离(包括

一、二次设备)，同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 (80)

1.2人身中毒事故

(81)

通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 (82)

1.3人身遭物体打击事故

(83)

严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 (84)

1.4高空坠落事故

(85)

注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 (86)

2.电网事故处理预案 (87)

3.1误操作事故

(88)

误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作;若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。

(89)

2.2全站主要进线电源失电(要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 (90)

按照调度规程有关规定进行处理。 (91)

2.3各级电压等级的母线全停事故

(92)

2.4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸

(93)

2.5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故 (94)

3.6母线故障

(95)

母线故障首先应根据保护动作情况判定，是母差动作还是变压器后备保护动作掉闸，随后认真检查母线所属设备(含支持绝缘子、母线pt等)是否有闪络等痕迹或搭落异物。根据母线是否能短期内投运决定方式调整，考虑与运行系统隔离后的恢复过程。 (96)

2.7线路接地故障

(97)

如中低压输电线路(系统)发生单相接地或异相接地、中性点不直接接地系统发生接地等，主要是接地时间的控制和接地点的查找。 (98)

3.8失灵保护动作

(99)

正确判断启动失灵的回路并将

一、二次异常告知相应调度，等候调度令恢复。 (100)

2.9线路故障引起的越级掉闸造成的母线失压 (101)

2.10低频、低压减载装置动作 (102)

正确汇报甩负荷情况及动作轮次。

(103)

重点检查强油循环的风冷回路及直流回路是否正常，当负荷不大、温度不高情况下，先退出跳主变压板，检查站用低压备投回路。其余调度指令进行。 (104)

3.设备事故处理预案

(105)

3.1变压器异常时的事故处理预案 (106)3.1.1主变紧急停运

(107)

按照省公司变压器管理规定的九项要求进行。 (108)

3.1.2变压器过负荷

(109)

3.1.3变压器保护动作(轻、重瓦斯动作、差动保护动作、过流及零序保护动作等) (110)

3.1.4主变冷却系统全停及温度异常 (111)

3.1.5主变有载调压机构故障 (112)

3.1.6主变严重漏油及油位异常 (113)

3.1.7主变各连接部位严重发热 (114)

3.1.8主变声音异常 (115)

3.1.9主变外部异常

(116)

3.1.10主变假油位及储油柜溢油

(117)

3.1.11并列运行两台主变其中一台掉闸 (118)

3.2开关类设备异常时的事故处理预案 (119)

3.2.1断路器机构(异常时的处理)

(120)

按机构类型进行，如气动机构漏气、泄压、液压机构泄压、氮气预压力异常的处理，弹簧机构不储能的处理，电磁机构卡涩的处理

(121)

3.2.2因出线、联络线断路器、主变断路器拒动引发的越级掉闸 (122)

3.2.3断路器、隔离开关发生支柱绝缘子断裂事故 (123)

3.2.4运行中油断路器严重缺油

(124)

3.2.5运行中操作断路器拒分、合闸(如机构合闸或控制回路故障)3.2.6运行中sf6断路器出现各类异常信号

(125)

3.2.7运行中真空断路器灭弧室内有持续放电声或有异常变色 (126)

3.2.8运行操作中隔离开关不能正常分、合等故障 (127)

3.2.9断路器、隔离开关等设备连接部位严重发热 (128)

3.2.10sf6设备发生严重漏气故障 (129)

3.3直流系统故障时的事故处理预案

(130)

3.3.1蓄电池故障(如蓄电池爆炸、内部开路等) (131)

3.3.2全站直流失电后的处理

(132)

如合、控回路总保险(开关)熔断(掉闸)，各种信号指示灯熄灭等。 (133)

3.3.3严重的直流接地故障

(134)

3.4二次设备故障时的事故处理预案

(135)

3.4.1运行中的保护及自动装置故障及异常的处理 (136)

3.4.2运行中指示仪表故障(如红灯、绿灯不亮) (137)

3.4.3中央信号回路故障(如电源保险熔断)

(138)

3.4.4集控中心无法对无人值班站进行远方遥控分合闸，监控数据不再刷新 (139)

3.4.5全站通讯中断

(140)

3.5组合电器发生故障的处理预案

(141)

3.5.1发生大量气体泄漏或压力异常升高的处理预案 (142)

3.5.2组合电器紧急停运 (143)

3.6防误闭锁装置故障

(144)

3.7电气设备因谐振、过负荷、闪络、绝缘击穿、短路等原因造成的爆炸事故 (145)

3.8火灾事故(如主变、开关柜、电缆沟、室着火) (146)

4.其他因素影响变电站安全稳定运行的事故处理预案

(147)

4.1变电站特殊运行方式和特殊操作中发生不可预见的事故

(148)

4.2各类小型作业引发事故(如施工时与带电设备安全距离不够，带金属物的工具、金属物误碰带电体，挖掘不当损坏接地网或电缆等) (149)

4.3自然灾害问题引发的事故(如地震)

(150)

4.4季节性因素影响站内设备安全的事故(如春季大风、夏季雷雨、秋季鸟害、冬季负荷大且污秽严重等) (151)