一起主变典型跳闸事故的分析及防范措施

<正>1事故前变电站运行方式某110 kV变电站为双主变压器(本文简称主变)单母线分段运行方式,1号、2号主变高、中、低压三侧正常运行,35 kV 1号、2号母线正常运行,10 kV 1号、2号母线正常运行,新增线路保护151断路器间隔正在施工,当时天气情况晴天。2事故经过2012年5月15日9时20分,110 kV变电站2号     

110kV变电站局域系统谐振原因分析

<正>1故障前的运行方式110 kV洛市变电站:#2主变通过631开关并列带6 kV负荷运行;#1主变通过331开关并列带35 kV负荷运行,311洛电线、321洛洛线、322洛秀线运行,312洛路线热备用(空载)。35 kV洛市变电站:321洛洛线带全站负荷运行,311洛荷线热备用(空载)。35 kV秀市变电站:35 kV母线带322洛秀线、312秀     

变压器调压过程中出现异常的原因分析及防范

某110kV变电站,正常运行方式为110kV双母并列运行,35kV双母并列运行,10kV单母分段并列运行,1号、2号主变压器（以下简称主变）三侧并列运行。     

线路故障造成110kV主变跳闸事故

某110kV变电站#1主变带35kVI段母线,10kVI段母线运行,#2主变带35kVII段母线,10kVII段母线运行。110kV某变电站部分电气主接线如图1所示。     

变电站35kV全封闭式电流互感器烧损事故分析

<正>某年7月中旬,某变电站连续发生两起35 kV全封闭式电流互感器烧损事故,2台35 kV真空断路器报废,辖区部分用户停电。1事故前运行方式该变电站为末端变电站,由一条110 kV进线与主网相连,2台主变压器均为三绕组变压器,1号主变压器处运行状态,带本站4条35 kV出线及6条10 kV出线,35 kV出线总负荷24 000 kW,10 kV出线总负荷7 000 kW;2号主变压器处检修状态,全站各一、二次设备运行正常。     

35kV电压互感器烧毁事故分析

<正>1运行方式35 kV横梁变电站为单母线不分断运行方式,有35 kV出线2回,#1主变容量630 kVA,#2主变容量2000 kVA,两台主变不能并列运行,通过10 kV母线带出线4条。当时#2主变10 kV侧电流为52 A。一次接线如图1所示。2事故经过横杆3512线是西部完善工程建设,为了提高供电可靠性,35 kV横梁变电站与35 kV干城变电站通过3512线路横杆线连接。2012年5月23日35 kV横杆间隔JLSZ–35电流电压组合互感器C相电压互感器炸裂,电     

110kV变电站失压事故分析

近期,甘肃陇南供电公司110kV宕昌变电站全站失压。对事故情况分析介绍如下。1事故前运行方式事故前陇南电网运行方式见图1。定西公司1112岷宕线带110kV宕昌变压器运行(1112岷宕线在110kV宕昌变压器侧没有断路器,仅有一组进线隔离开关),宕昌变电站变压器110kV母线带#2主变压器及     

10kV穿墙套管烧毁事故分析与防范措施

<正>1事故前某35 kV变电站接线及运行方式该变电站属无人值班,共有2台主变压器(以下简称主变)2条35 kV线路为进线电源点,35 kV母线为单母线不分段,10 kV采用室内开关柜单母线分段模式,共有5条10 kV出线;故障前由35 kV 3239线路带该站负荷,全接线方式运行。2事故简述2015年1月14日19时50分,该变电站3292断路器保护跳闸,同时越级上侧110 kV某变电站35 kV     

国网安徽桐城市供电公司

##正##2010年9月20日,桐城供电公司经国有资产监督管理委员会批准成为安徽省电力公司的全资子公司,是国家电网公司一流县级供电企业,担负着桐城市12个镇、3个街道约76万人口的供电任务,供电面积1546 km～2。供电区域内有500 kV变电站1座、220 kV变电站2座、110 kV变电站4座、35 kV变电站18座(其中客户专用变电站5座),总容量218530 kVA;35 kV输电线路26条共248 km;属公司产权的13座35 kV变电站全部实现了无人值守和双电源供     

一起备自投不成功案例的原因分析与对策

1 故障前运行方式110 kV枕头山变电站有主变压器(以下简称主变)2台,110 kV侧为内桥接线,正常方式110kV Ⅰ,Ⅱ段母线分列运行,长枕线供1号主变负荷、天枕线供2号主变负荷,内桥120断路器为热备用.备自投装置型号是南瑞继保RCS-9652B,采用分段备自投方式,即其中一条进线失压时自投内桥120断路器.枕头山变电站主接线图如图1所示.     

两回110 kV线路保护动作跳闸分析及整改措施

1 事件回顾 110 kV甲变电站110 kV甲乙Ⅰ回112断路器、110 kV甲乙Ⅱ回122断路器相间距离Ⅲ段保护动作跳闸. 1.1 事前该变电站运行方式 (1)110 kV系统运行方式.110 kV甲乙Ⅰ,Ⅱ回线运行供110 kV甲变电站,110 kV1号及2号主变压器并列运行,接入的电源点有一水电站.     

变压器纵差保护故障诊断与分析

<正>1故障现象2013年7月11日博兴县供电公司110 kV村魏变电站#1主变(变压器容量63 MVA,接线组别;Yd11)比率差动保护动作,导致全站失电。该110 kV变电站于2013年3月投运。主接线示意图如图1。当时的运行方式是110 kV锦魏线113开关通过110 kV母联100开关带#1、#2主变运行。事故发生前的运行数据如下。#1主变:保护采样值(以A相为例,下同)IA1=0.5Ie,IA2=0.25Ie,IA3=0.25Ie,Ida=0.13Ie,Ira=0.5Ie。相位关系:·I 0°,I 240°,I 120°;图1村魏变电站电气主接线示意图     

110kV变电站两种运行方式分析

目前,110kV变电站中110kV母线有“母分备”和“线路备”两种运行方式,现对发生110kV线路故障和110kV母线故障对应两种运行方式下的状态进行分析和比较。     

土门变电站主变差动速断误动原因分析

1 35 kV土门变电站运行方式35 kV土门变电站为单母线不分段,有35 kV出线2回。1主变容量6300 kVA、2主变容量4000 kVA。两台主变并列运行,通过10 kV母线带出线6条,10 kV TV间隔及10 kV 80 kVA所用变1台。当时1主变10 kV侧电流为310A、2主变10 kV侧电流为195 A。一次系统接线图,如图1所示。     

保护漏投引起的越级故障分析一例

<正>1故障经过及运行方式2012年7月18日0时56分左右,某110 k V变电站2号站用变压器(以下简称站用变)突然失压,启动事故照明。值班员检查负荷潮流发现110 k V南母和2号主变压器失压,2号主变压器电源进线4电流为零。1号主变压器及110 k V北母各出线均运行正常。故障前该变电站运行方式如图1所示。进线1对端与某电厂相连;进线2对端与某个220 k V变电站的出线相连;进线3为充电运行线路,对端与220 k V变电站的110 k V出线     

控制电缆两点接地引起的事故分析

<正>1事故概况某变电站110 kV电压等级主接线方式为单母线分段,35 kV电压等级主接线方式为双母线接线,10 kV电压等级主接线方式为单母线分段。事故前变电站正处于全站保护装置和安全自动装置改造中,同时当天工作更换110 kV 1号主变压器35 kV侧3011引流线。事故前的运行方式为:110 kVⅠ,Ⅱ段母线运行,2号主变压器运行;1号主变压器处检修,2号主变压器     

浅谈山区低压配电网的无功补偿

1建始电网现状 建始县地处鄂西南,位于巫山、武陵山交错处,是典型的山区地形.截至2008年年底,建始县电力公司农网有110 kV变电站1座,35 kV变电站9座;110 kV主变压器2台,总容量50 MV·A；35 kV主变压器14台,总容量62.1 MV·A;110 kV线路2条,总长度54.8 km;35 kV线路20条,总长度332.86 km；10kV线路54条,总长度2534.3 km;低压配电线路14 200 km.     

一起少油断路器跳跃故障的分析与处理

1 故障概况 某公司一座110 kV变电站有3个电压等级,110kV为电源,35 kV是供农用负荷,6 kV是供一个机械厂的所有负荷.某天,变电站运行人员在操作21板断路器(断路器型号SN<,10>-10 I,配电磁操动机构)送电过程中,断路器跳跃合不上闸.运行人员立即向涮度人员反映,调度一方面下令断路器解除备用做好安全措施以待处理,一方面通知设备维护单位立即处理.     

变电站10kV间隔接地故障选线方案的改进分析

<正>1现状分析江西省高安市多座110kV及35kV变电站自投运以来,一直运行良好,但目前不少变电站每个10kV间隔还都只配置了L1,L2两相电流互感器,尤其是2005年以前投入运行的变电站,当遇到接地故障时,需要对10kV出线逐条试拉方能排除。2005年以后安装投运的变电站,特别是110kV变电站,10kV馈线柜多为电缆出线设计,虽然柜内安装了     

科学规划 提高无功优化管理水平

<正>肃宁县电力局是沧州供电公司趸售代管的省公司一流县供电企业,截至2009年11月底,县域内拥有220kV变电站1座,110kV变电站2座,主变容量达153MVA,35kV变电站11座,主变容量12935MVA,35kV线路19