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     

10kV穿墙套管烧毁事故原因分析

正1故障前某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采用室内开关柜式单母线分段,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。接线方式如图1所示。     

电容器组异常带电的分析和处理

正1故障设备运行方式介绍某供电公司35kV某变电站10kV部分采用单母线接线,其中10kV出线5回,10kV电容器2组,均采用某公司生产的ZN28A-12型户内真空断路器,配用真空灭弧室型号为BD11-12/1250-20B,10kVⅠ电容器组电气主接线图如图1所示。     

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。     

35kV变电站主变压器-馈线直供方案

正35 kV申集变电站是2008年投运的按无人值守设计的综合自动化变电站。该变电站35kV为单母线接线,采用ZCW10–40.5G型PASS设备;10kV为单母线分段接线,采用XGN28B–12型开关柜。变电站投运时,安装有35 kV主变(容量5000 kV A)一台,35 kV配电装置按远景规模一次建成,10kV开关柜按本期建设,10kV出线四条,全部采用电缆方式出线,直埋出站后直接上塔改架空出线。2015年以来,申集地区负荷增长较快,在高温天气下,已经出现有主变重载、过载情况。迎峰度夏临近,如何利用有限的条件解决这个问题是摆在面前的难题。这里提出了     

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     

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     

刘庄变电站备自投误动分析

1 事故前运行方式 35 kV刘庄变电站35kV Ⅰ段母线(母线电压互感器、533断路器)检修,534断路器带2号主变压器(本文简称主变)运行,10 kV104,105,108断路器检修,106断路器刘庄丁线运行.该站一次系统图如图1所示.     

10 kV线路保护拒动引起主变越级跳闸的原因分析

1变电站简介金宝66 kV变电站于2010年城网改造时原址扩建,电源由山双220 kV变电站馈出的66 kV城金线对该变电站供电。为66 kV/10 kV两级电压地区性重要的负荷变电站。66 kV一条电源进线,馈出线,单母线接线方式,10 kV为单母线分段接线,现有主变2台5 MVA并列运行的有载调压变压器。     

断路器拒动引起的主变压器后备保护动作分析

正1事故情况某220 kV变电站35 kV1号电容器U,V相放电烧损,电抗器三相均放电烧损。1号主变压器低压侧后备保护复压过流Ⅱ段Ⅰ时限动作,350断路器跳闸,35kVⅠ母线失压。2事故前运行方式该220 kV变电站事故前现场运行方式如下:2号主变压器停电改造,1号主变压器运行,35 kVⅡ母线经350断路器带35 kVⅠ母线运行,线路1运行于35 kVⅠ     

ZW7型35kV真空断路器转动部分卡涩的检修

某公司10余台ZW7型35kV真空断路器在役运行,分布在多座35kV变电站。2010年运行中有2台断路器陆续出现机械卡涩、操作失灵和烧毁分合闸线圈的问题,严重影响了变电站的稳定运行。检修发现,2台断路器     

压板标签错误引发的一起故障

正1基本情况35 kV磨头变电站位于某县西部,站内设35 kV进线两回,35 kV降压变压器两台,10 kV出线5回,高压侧采用内桥接线、低压侧采用单母线分段接线,其中10 kVI段母线2回出线,10 kVII段母线3回出线。主变低压侧配备NSR692RF-D01型后备保护装置,10 kV出线配备NSR612RF-D03-E型线路保护装置。     

一例主变保护误动事故分析

<正>1事故前某35kV变电站的运行方式某35kV变电站共有2台主变压器(本文简称主变),2条35kV线路,11条10kV出线,35kV母线为单母不分段,10kV母线为单母分段。事故前,运行方式为35kV311线路带该变电站全站负荷,单台主变运行,10kV两段母线并列运行。该35kV变电站部分电气一次设备联络图如图1所示。     

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     

误整定引发误跳闸

正1基本情况35 kV城北变电站位于某县北部,站内设35 kV进线2回,10 kV出线5回;高压侧采用内桥接线、低压侧采用单母线分段接线,其中10 kVⅠ段母线2回出线,10 kVⅡ段母线3回出线;一次主接线图如图1所示。     

35kV变电站主变容量不能充分利用浅析

1变电站主要概况35 k V某变电站有2台主变压器（本文简称主变）,35 kV及10 kV母线均为单母线不分段连接,1号主变型号为S9-2500/35,阻抗电压6.5%,投产日期2001年1月,3挡挡位（-5%,额定,＋5%）;2号主变型号为SZ7-2000/35,阻抗电压6.55%,投产日期1998年10月,5挡挡位（-5%,-2.5%,额定,＋2.5%,＋5%）。故障时1号主变为无负载,运行挡位在1挡,2号主变为有负载,运行记录显示运行挡位在3挡,     

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.     

一起线路接地故障引起的思考

东城变电站是一座35 kV变电站.采用中性点非直接接地方式运行,10 kV线路电流保护采用两相不完全星形接线.2008年2月20日,该变电站10 kV母线接地报警,与此同时10 kV璜溪线速断跳闸.运行人员首先选择处理接地故障,发现10kV安丰线L2相接地.断开安丰线断路器后开始试送璜溪线断路器.这时10kV母线接地报警,显示L1相接地.断开璜溪线断路器后接地报警解除.运行人员判断璜溪线L1相接地.     

雷击造成避雷器爆炸事故分析

1 事故经过 2008年8月16日,某变电站10kV母线避雷器爆炸,避雷器型号为HY5WR-17/50.10kV平房线L1相接地指示器动作,其他设备未见异常.当时变电站一次系统运行方式:66kV设备和10kV设备均为户外设备;66kV单母线运行,1号主变压器运行,容量为3150kV·A2号主变压器冷备用;10kV母线单母线运行,带10kV木北线、10kV平房线、10kV电压互感器、10 kV所用变压器运行;10 kV电容器冷备用;10 kV母线避雷器接在10kV所用变压器熔断器的母线侧.     

主变过流保护掉闸后母联断路器自投问题简析

1概述在两台及以上主变10kV侧单母线分段正常运行方式下的变电站内,发生某一台主变10kV侧断路器过流保护动作掉问后,其10kV母联断路器是否自投的问题,涉及到多方面需考虑的因素。若单从减少母线停电事故次数的出发点来考虑,母联自投运行无疑会降低一定的事故发生,但从母联