保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分,理水平加强所辖区域内变压器的运行维护工作,防止类似故障的再次发生,重点关注主变本体及其附件的红外检测及分析加快推进次设备的在线监测建设工作迎峰度夏前完成重载重点变压器的预试消缺和维护工作。根据天气及负荷情况,及时开展特巡特维工作变电管理所加强压侧绕组导线夹表面,形成导通回路,最终发展成高压侧套管引线间相短路,引起变压器爆炸起火。防范故障的措施号站用变本体,返厂检修,年月前完成号主变高压侧相套管下部伞裙有片被砸破,不影响绝缘,处理方式年上半年结合停电,增加片绝缘伞裙号主变侧隔离开,不能反应绝缘材料的老化,在现实中往往在绝缘材料整体已经老化严重的情况下,仍能保持搞得绝缘强度,且固体绝缘材料含水量高。由于变压器绕组外部及绕组间的绝缘材质为亲水性材质如绕组外部为玻璃纤维布带绕组间为绝缘纸板导线夹为木质结构等,低温会使变压器油中水分变电站号站用变故障分析原稿时内,松桃变公里范围内无雷电活动。事件发生经过及处理过程继保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分,号站用变发生相短路故障,故障电流号主变低压侧次故障电流,主变低压侧变比。具体保护动作情况如下号站用变保护时分秒毫秒过流段动作,过流段定值为时间为。主变油中氢气的含量的变化可以反应,所以无法完全隔绝外界潮湿空气的进入故障前段时间铜仁地区为阴雨天气,故障当天为阴天湿度较大,凌晨时气温较低左右,更进步加剧了潮湿空气的入侵,且变压器负荷为,为轻载运行,故此时变压器内部温度不高从历史试验数据看氢且通过故障录波图分析,故障前无单相接地现象。可排除由于站用变高压侧套管故障导致本次故障的发生。事件前的气象情况故障前变电站,天气阴气温湿度变电站地面少量积雪凝冻。铜仁市辖区部分路段有凝冻情况。根据雷电定位系统记录显示,在事件发生前后小。号主变高压侧相套管检查情况现场检查号主变高压侧相套管下部伞裙有片被砸破,碎片散落在号主变高压侧相套管下方地面上。号主变侧隔离开关检查情况现场检查号主变侧隔离开关相支柱瓷瓶伞裙处有不同程度损伤。不影响隔离开关操作,因支柱瓷瓶只是伞裙原因分析可排除站用变有载调压故障导致故障经检查,站用变本体有载调压动静触头未出现烧伤和放电痕迹,可能排除由于站用变有载调压设备动作不到位导致本次故障的发生。可排除站用变高压侧套管故障导致故障经检查,号站用变变压器本体严重变形,高压侧套管外部故障并不会裂,而伞裙的功能是增加爬电距离,不影响隔离开关支柱瓷瓶的机械强度。变电站号站用变故障分析原稿。变压器故障分析根据爆炸位臵及变压器的变形情况分析,爆炸位臵应该发生在高压侧套管引下线部由于本变压器无胶囊,只是通过吸湿器与外界空气隔绝从事件前的气象情况故障前变电站,天气阴气温湿度变电站地面少量积雪凝冻。铜仁市辖区部分路段有凝冻情况。根据雷电定位系统记录显示,在事件发生前后小时内,松桃变公里范围内无雷电活动。事件发生经过及处理过程继保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分确认在此事件中相关次系统动作正确。从站用变保护动作情况以及现场设备勘察可以推断故障发生在本体内部。主变冷却系统号主变冷却系统工作电源由号站用变至段母线供电,电源自动切换装臵正常运行号主变冷却系统工作电源由号站用变至段母线供电,母线电源备用,段母线供电,段母线电源备用,自动投切功能正常。事件前的负荷情况故障发生前,号站用变有功负荷为。变电站号站用变故障分析原稿。由于火势过大站内灭火设备无法有效控制火情在运行人员拨打火灾电话报警拨打电话报警火警要求,火警消防官兵含量直超标,而其他特征气体在正常范围内,说明变压器内部无放电现象,从氢气与氢烃之比高于,说明变压器存在低温过热,且温度不高于的增长量大于的增长量,引起的原因应该是绝缘导线过热油中,经验表明,设备内部绝缘材料出现老化绝缘电阻的试验裂,而伞裙的功能是增加爬电距离,不影响隔离开关支柱瓷瓶的机械强度。变电站号站用变故障分析原稿。变压器故障分析根据爆炸位臵及变压器的变形情况分析,爆炸位臵应该发生在高压侧套管引下线部由于本变压器无胶囊,只是通过吸湿器与外界空气隔绝从时内,松桃变公里范围内无雷电活动。事件发生经过及处理过程继保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分,号站用变发生相短路故障,故障电流号主变低压侧次故障电流,主变低压侧变比。具体保护动作情况如下号站用变保护时分秒毫秒过流段动作,过流段定值为时间为。主变,站用变本体有载调压动静触头未出现烧伤和放电痕迹,可能排除由于站用变有载调压设备动作不到位导致本次故障的发生。可排除站用变高压侧套管故障导致故障经检查,号站用变变压器本体严重变形,高压侧套管外部故障并不会产生如此巨大的冲击而导致变压器本体严重变形并变电站号站用变故障分析原稿自动位臵。直流系统直流段号站用变至段母线供电,段母线电源备用,自动投切功能正常直流段号站用变至段母线供电,段母线电源备用,自动投切功能正常。事件前的负荷情况故障发生前,号站用变有功负荷为。变电站号站用变故障分析原稿时内,松桃变公里范围内无雷电活动。事件发生经过及处理过程继保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分,号站用变发生相短路故障,故障电流号主变低压侧次故障电流,主变低压侧变比。具体保护动作情况如下号站用变保护时分秒毫秒过流段动作,过流段定值为时间为。主变连接导线搭接完毕,随时可用投入运行。继保检查及评价根据保护报文录波及设备故障情况,本次事件中继电保护及自动装臵动作正确,故障电流。保护装臵厂家为南瑞继保,型号为。事件发生后,继保专业人员结合主设备检查情况对事件过程次系统动作行为进行了全面的分面上散落最远距离为靠主控楼空地电缆沟旁米。号主变高压侧相套管检查情况现场检查号主变高压侧相套管下部伞裙有片被砸破,碎片散落在号主变高压侧相套管下方地面上。号主变侧隔离开关检查情况现场检查号主变侧隔离开关相支柱瓷瓶伞裙处有不同程度损分赶到现场并立即组织灭火在号变压器明火全部消除后并确认无复燃可能性后消防官兵撤出变电站,值班员负责人联系县调备用电源供该变电站站用电负荷运行,备用线不能停电站长联系局安监部安排发电车到该变电站发电车到达该变电站,分左右发电车裂,而伞裙的功能是增加爬电距离,不影响隔离开关支柱瓷瓶的机械强度。变电站号站用变故障分析原稿。变压器故障分析根据爆炸位臵及变压器的变形情况分析,爆炸位臵应该发生在高压侧套管引下线部由于本变压器无胶囊,只是通过吸湿器与外界空气隔绝从却系统号主变冷却系统工作电源由号站用变至段母线供电,电源自动切换装臵正常运行号主变冷却系统工作电源由号站用变至段母线供电,母线电源备用,自动位臵。直流系统直流段号站用变至段母线供电,段母线电源备用,自动投切功能正常直流段号站用变至且通过故障录波图分析,故障前无单相接地现象。可排除由于站用变高压侧套管故障导致本次故障的发生。事件前的气象情况故障前变电站,天气阴气温湿度变电站地面少量积雪凝冻。铜仁市辖区部分路段有凝冻情况。根据雷电定位系统记录显示,在事件发生前后小,号站用变发生相短路故障,故障电流号主变低压侧次故障电流,主变低压侧变比。具体保护动作情况如下号站用变保护时分秒毫秒过流段动作,过流段定值为时间为。图箱体顶部炸裂并烧毁母母线电压情况母电压通过电压曲线发现故障前后电压均正常,无过电压情况。伤。不影响隔离开关操作,因支柱瓷瓶只是伞裙破裂,而伞裙的功能是增加爬电距离,不影响隔离开关支柱瓷瓶的机械强度。图箱体顶部炸裂并烧毁母母线电压情况母电压通过电压曲线发现故障前后电压均正常,无过电压情况。原因分析可排除站用变有载调压故障导致故障经检变电站号站用变故障分析原稿时内,松桃变公里范围内无雷电活动。事件发生经过及处理过程继保动作开关跳闸及负荷情况年月日时分,号站用变发生相短路故障,故障电流号主变低压侧次故障电流,主变低压侧变比。具体保护动作情况如下号站用变保护时分秒毫秒过流段动作,过流段定值为时间为。主变相关检修班组人员的技术培训,提高设备的检修维护水平及故障分析能力。参考文献电力设备检修试验规程中国南方电网有限责任公司电力事故事件调查规程电业安全工作规程发电厂和变电所电气部分。号站用变套管检查情况现场检查号站用变高压侧套管爆炸,碎片散落在变电站且通过故障录波图分析,故障前无单相接地现象。可排除由于站用变高压侧套管故障导致本次故障的发生。事件前的气象情况故障前变电站,天气阴气温湿度变电站地面少量积雪凝冻。铜仁市辖区部分路段有凝冻情况。根据雷电定位系统记录显示,在事件发生前后小关相支柱瓷瓶伞裙处有不同程度损伤,处理方式更换支柱瓷瓶,年月前完成梳理所辖范围内重庆亚东亚变压器,并对试验数据进行分析,年月日完成建议吸取本次经验教训,举反,扎实开展设备检修维护工作,重视试验数据发现设备异常的反应,开展设备异常管控,提高设备吸附在固体绝缘表面,导致绝缘材质绝缘性能下降,导致变压器内部匝间短路,通过现场对变压器解体发现相绕组之间均有放电痕迹,且绝缘档板底部有碳化痕迹,而电力设备检修试验规程对及以下变压器的微水试验未做相应要求,因此未做变压器微水试验。而水分附着在含量直超标,而其他特征气体在正常范围内,说明变压器内部无放电现象,从氢气与氢烃之比高于,说明变压器存在低温过热,且温度不高于的增长量大于的增长量,引起的原因应该是绝缘导线过热油中,经验表明,设备内部绝缘材料出现老化绝缘电阻的试验裂,而伞裙的功能是增加爬电距离,不影响隔离开关支柱瓷瓶的机械强度。变电站号站用变故障分析原稿。变压器故障分析根据爆炸位臵及变压器的变形情况分析,爆炸位臵应该发生在高压侧套管引下线部由于本变压器无胶囊,只是通过吸湿器与外界空气隔绝从生如此巨大的冲击而导致变压器本体严重变形并且通过故障录波图分析,故障前无单相接地现