备用电源自投装置的缺陷及解决

1备用电源自投装置存在的缺陷现在运行的110kV变电站很多都未安装母线差动保护,这就造成变电站母线失压后备用电源自投装置无法判别是线路故障还是母线故障造成的母线失压。这样,在母线及其相连设备(如电压互感器)故障造成母线失压时,备用电源自投装置动作将备用电源自动投入,就会对故障母线造成再次冲击,扩大故障。例如,某110kV变电站因110kV母线电压互感器过电     

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。     

防止倒闸操作中发生铁磁谐振

1变电站发生铁磁谐振的条件 对于单母线接线方式：如图1所示，110kV母线上所连接的84、85断路器（带有并联电容）在断开位置，相应的两侧刀闸在合闸位置，110kV母线电压互感器在运行状态，此时如果84断路器线路侧、85断路器线路侧任意一处带有电压时，就会使电感和电容之间形成振荡回路，而发生铁磁谐振。     

马庄变电站保护越级动作引起的故障

<正>1故障经过1.1故障前运行方式35 kV马庄变电站,双电源进线35 kV张马线运行和35 kV北马线冷备用,35 kV单母线接线。主变两台,1号主变容量12500 kVA运行,2号主变容量20000 kVA热备用。10 kV母线分段,Ⅰ段母线出线两回,Ⅱ段母线出线两回,如图1所示。某日10:36:03.852,马庄变10 kV大山线9开关过流保护动作,故障电流Ic=9.01 A。10:36:03.906,1号主变高压后备保护装置复压I段I时限动作,Ic=6.58 A,     

消弧过电压保护装置故障分析

1情况简介 新疆钟庄110kV变电所建于2005年,变电所主变压器按两台25000kVA设计,电压为110／35／11kV。110kV采用单母线带旁路母线接线;35kV、10kV均采用单母线分段接线。各级电压等级出线110kV进出线两回;35kV进出线4回;10kV进出线12回。变电所110kV及35kV采用户外型设备,10kV采用户内开关柜设备。     

11OkV变电站直流电源故障分析

2008年9月1日，110kV变电站发生直流电源消失故障，分析故障原因，是由于10kV高压室母线及断路器柜发生故障时，直流电源熔断器熔断而造成全站直流消失。     

呼伦贝尔农网改造及规划

1呼伦贝尔电网的主要特点 1．1高压电网是向城镇输送电能的保障 农网改造以前,呼伦贝尔高压输电网网架较薄弱,岭西电网以110kV单回链式结构为主,主网架东起牙克石汇流河电厂（110kV线路与海拉尔110kv西山变相连）,西北起扎赉诺尔灵泉电厂（110kV线路与海拉尔110kV西山变相连）,海拉尔西山变110kV送至拉布大林110kV变电站,灵泉35kV送至西旗110kV变电站,海拉尔西山变35kV送至东旗白音查干,海拉尔西山变35kV送至陈旗、鄂温克等。如果110kV西山变有故障或停电检修,或者是在110kV牙克石一海拉尔一灵泉线路发生永久故障的情况下,将造成电网解列独立运行,供电可靠性非常低。     

旁路母线转供部分负荷操作方法的分析

宁波电网新建220 k V变电站不再加设旁路母线,在容量不足时,一般倒排空出一条母线转供部分负荷,但些种方法操作量大且不满足N-1条件。提出相邻的220 kV变电站110 kV联络线通过旁路母线转供部分负荷的方案。除传统操作方法外,增加了两种旁路母线转供负荷的全新操作方法。利用旁路母线转供负荷在保护配置方面具有较大优势,因不改变母差保护固定接线方式,在母线故障时,能有选择性地切除故障母线,从而保证非故障母线仍然带电并,三种操作方法在日常生产中可根据实际情况灵活运用。     

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     

35kV断路器爆炸事故分析

<正>1事故概况2013年9月,某110 kV变电站一条35 kV线路故障,过流二段保护动作,断路器跳闸,重合闸启动,合闸成功。此时断路器发生爆炸,变电站监控显示母线接地。变电站值班人员对故障线路间隔进行巡视检查发现:该线路35 kV断路器C相支柱瓷套管爆裂,部分碎片飞出。瓷套管内的绝缘子飞溅到四周。断路器真空泡联动机构密封盖被炸飞,断路器在合位。随后将故障断路器转为检修状态,组织专业人员对该断路器进行试验检查和故障相的解体检查,试验检查结果如下:断路器A、B两相外观检查无异常,C相下部瓷套管破裂。·绝缘检查,A、B两相对地绝缘电阻无异常变化,C相·对地绝缘下降为零。     

农电系统典型违章案例分析与防范（十一）带电误挂接地线引发母线失压停电

该变电站共分三个电压等级。110kV母线13100母联开关在合位,I、Ⅱ段母线并列运行。13140旁路开关热备用。     

10kV母线接地故障排除一例

1 故障现象 2005年3月11日,我局固新35kV变电站发出10kV母线接地报警信号。该站10kV母线为一段不分段接线方式。修试人员及时赶到现场,用万用表测量10kV侧电压互感器二次绕组开口三角处电压为100V左右,L1相电压接近于0,L2相、L3相电压升高为线电压。     

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     

一起10kV母线全停故障的处置分析56

1故障概况2022年3月9日18时42分,某110kV变电站2号主变(主变压器,本文简称主变)10kVⅡ段母线后备保护动作,母线断路器跳闸,10kVⅡ段和Ⅲ段母线失电。19时4分,1号主变10kV断路器跳闸(后台监控及保护装置均无保护动作信号),10kVⅠ段母线失电。     

消弧线圈自动跟踪补偿装置引起系统短时谐振

1 故障现象 我县目前的35 kV网架系统,采取母线分段运行方式.Ⅰ段母线由某供电局的1号变电站供电,Ⅱ段母线由该局的2号变电站供电.35 kV系统每次母线倒闸或35 kV线路检修后恢复送电时,常常出现35 kV系统谐振,持续时间30～60 s,而后自动消失.     

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.     

一起220kVGIS绝缘故障分析

绝缘故障为GIS(气体绝缘全封闭组合电器)最严重故障之一,一旦发生将会造成很严重的后果。1故障概况2016年3月3日9时42分,某220kV变电站220kVGIS正母线在冷备用状态,2510断路器在检修状态,其余断路器运行于副母线。现场母线差动保护动作后,运行于副母线上的所有断路器均分闸,导致220kV双母线全部失电。     

220kV变电运行的设备故障处理

在对220kV变电运行的设备故障进行分类总结的基础上,通过选取线路故障、变压器故障、母线故障等3个实例,说明变电运行的设备故障处理步骤以及处理过程中相应步骤的注意点,为运维人员在事故处理方面提供参考和借鉴。     

一起10 kV母线失压事件的分析及整改建议

某110 kV变电站两回10 kV线路发生相继接地短路故障,由于零序电流互感器回路故障,线路保护拒动造成越级跳闸,引起10 kV母线失压。在故障未切除情况下,值班人员多次试送电,导致系统连续遭受故障电流、电压冲击,造成事故扩大。通过补充检验和对保护动作信息及录波文件进行分析,找到了事故具体原因,并为避免类似事故提出了一些整改意见。     

10kV母线有功不平衡率实时监测系统

<正>变电站10 kV母线电量不平衡率是根据进出母线电量之差计算,按照相关要求110 kV及以下母线电量不平衡率应控制在±2%之内。目前所采取的监测方法是每月根据进出母线的关口电量计算得出,实时性差,测量/计量回路一旦发生故障不能及时发现,造成二次测量数据不准,并影响计量数据。1设计提出的背景景县供电公司35 kV变电站全部实行无人值班管理,设备运行情况采用电力调度监控中心调控值班员集中监控和变电站运行维护人员定期巡视的方法进行监视。调度主站采用DF8900电力应用一体化系统,站端自动化设备采用微机综合自动化保护装置,设备采集A、