10 kV断路器自动跳闸故障分析

1事件经过2017年11月,某35kV变电站值班人员反馈,10kV Ⅱ段母线580断路器跳闸,造成580电容器退出运行,且保护装置没有发出故障信号。运维人员迅速组织抢修,到达现场后发现,590电容器处于运行状态,初步判断为580断路器出现故障。2故障分析和处理10kV Ⅱ段母线的一次接线图如1所示,580断路器和590断路器由同一个隔离开关控制,590电容器正常运行,580断路器合不上,造成580电容器退出运行,所以初步判断为580断路器发生故障。     

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。     

电力电容器相序故障

<正>1发现相序故障过程国网辽宁大连市金州区供电公司66 kV富岭站,原1台主变运行,现新增1台#2主变、10 kVⅡ段母线、1组2号电容器和几条10 kV线路。根据送电方案,66 kV佟富甲线带原#1主变运行,10 kV分段开关合位,#1主二次带10 kVⅠ段母线及10 kVⅡ段母线运行。继保人员测量10 kVⅠ段电压互感器二次电压、相序、相电压、线     

单相接地时二次电压回路分析

浙江省富阳供电局35kV里山变电所10kVⅡ段母线接地告警继电器KV动作,但现场仪表及监控设备显示Ⅱ段母线电压三相均正常。（后经线路班巡线检查发现为某10kV线路单相接地。）     

某220 kV变电站主变压器低压侧开关异常动作原因分析

<正>1事故经过2014年8月14日18:55:17,某220 kV变电站#1主变压器10 kV开关跳闸,2 s后10 kV母分备自投正确动作,合10 kV母分开关,整个过程未损失负荷。2故障前运行方式某220 kV变电站220 kV部分正、副母并列运行;110 kV部分正、副母并列运行;10 kV单母分段结构,分列运行,#1主变压器带10 kVⅠ段母线运行,#2主变压器带10 kVⅡ、Ⅲ段母线运行,10 kVⅡ、Ⅲ段母线运行硬连接,10kV母分开关热备用,10 kV备自投投入。     

私自T接变压器 造成线路故障

1 故障现象及处理经过 某变电站出现10 kV母线非金属性接地故障,10kV母线U,V,W三相电压分别为8.0,7.6,2.5 kV,拉开10kV工业Ⅱ线,故障消失,确定为10kV工业Ⅱ线出现非金属性接地故障.     

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,     

变电站10kV母线三相弧光短路事故分析

1 事故现象 某日,一变电站主控制室警铃响,"10 kV配电装置Ⅰ段故障"、"10 kV配电装置Ⅲ段故障"、"掉牌未复归"、1号主变压器控制屏上"保护动作"光字牌亮.1号主变压器两套保护屏上显示"ABC(UVW)相Ⅳ侧过流Ⅰ段"保护动作,1号主变压器低压侧44断路器跳闸,10 kV48分段断路器备自投动作成功.后调度命令断开48分段断路器,10 kV 10号母线及所有出线退出运行.经现场检查,有以下事故现象.     

一起系统接地选相不正确引起的故障

1运行方式简介乙发电厂因35 kV送电线路施工受阻,无法通过35 kV电压等级接入丙变电站,临时通过一条10kV专线(鸿峰线)就近接入甲变电站10 kVⅡ段母线,甲变电站10 kVⅡ段母线上还有5回馈线。甲变电站地处沿海及漂染工业区,运行环境较为恶劣,线路的电缆段较多,为消除接地故障引发的谐振和弧光过电压,装设了消谐电压互感器及自动调谐消弧线圈,为增加接地选线的准确性,还装设了一套小电流接地选线装置。局部电网接线如图1所示。     

35kV变电站10kV母线电压互感器失压分析

1 故障说明 2008年7月21日18时,由于感应雷击导致陆良35 kV城区变电站10 kV线路0514新发村线路过流跳闸,约5 s后(微机记录)出现10kV母线电压互感器断线及1号、2号主变压器低后备保护电压互感器断线信号,造成10 kV各配电线路保护、计量无电压近30 min,少计电能1万多千瓦时.事故发生后经检查发现10 kV Ⅰ段、Ⅱ段母线电压互感器高压熔断器全部熔断.     

10 kV母线电压指示异常的排除

1 故障现象 我局新建的某35 kV变电站,在建成送电时,发现10 kVⅡ段母线电压指示异常.即:U相、V相、W相各相相电压为6 kV左右,VW相线电压为10 kV左右,属正常指示,而UV相、WU相线电压分别为6 kV左右,指示异常.     

10kV母线电压互感器二次接线烧熔分析

为详细分析由于两次异常发生时,110 kV某变电站10 kVⅡ段母线压变高压熔丝熔断及二次接线烧熔而零序TV均无零序电压输出的主要原因,对该故障压变进行建模分析并进行试验验证。经试验确认B相压变一次绕组非极性端N处发生击穿接地,相当于母线压变一次中性点接地,是造成二次接线烧毁及无零序电压输出的主要原因。     

减少10 kV线路故障停电时间

正1选题理由国网沁县供电公司2016年城网供电可靠率为99.90%,离省公司同业对标A区段指标为99.94%存在一定的差距。然而导致城网供电可靠率低的主要原因为10 kV线路平均故障停电时间长,因此QC小组将"减少10 kV线路故障停电时间"确定为QC课题。2现状调查对2015年长治地区各县10 kV线路故障平均停电时间进行了调查,发现公司10 kV线路故障平均停电时间处     

一起电网安全隐患治理案例

1隐患描述本案例为220kV变电站10kV母线三相弧光短路。220kV变电站主控制室警铃响,同时＂10kV配电装置Ⅰ段故障＂＂10kV配电装置Ⅲ段故障＂＂掉牌未复归＂,#1主变控制屏上＂保护动作＂光字牌亮。     

一起主变差动保护跳闸的故障分析

<正>1故障情况2021年7月12日14时20分,某35kV变电站2号主变压器（本文简称主变）差动保护跳闸,造成Ⅱ段母线下的10kV某线路短时停电。现场显示：2号主变比率差动保护动作,跳开52断路器、102断路器,保护装置判别故障相别为W相,W相差流为3.87A。同时10kV某线路负荷为零,站内某断路器未动作（有启动信号）。     

两起110kV变电站直流接地故障查找和处理实例

<正>1户外隔离开关辅助接点回路引起的直流接地故障1.1基本情况某供电分公司1座110 kV变电站,电气接线为110 kV母线分段运行,35 kV单母线运行,10 kV单母线运行,一期工程只有1台31 500 kVA三绕组变压器单台运行,110 kVⅠ,Ⅱ段母线均有进出线路间隔,35kV母线只有1个出线间隔运行,10 kV母线有4个出线间隔运行。1.2接地故障现象2014年8月6日,该110 kV变电站发生直流系统接地,值班员查看直流巡检装置,发现监控模块显示     

10 kV母线频繁接地的原因分析

<正>国网浙江海宁市供电公司110 kV盐官变电站10 kV母线频繁单相接地而原因不明,经检查发现是由于消弧线圈有异常而引起的,这类故障比较少见,对经消弧线圈接地系统发生电压异常时具有一定的参考性。1背景介绍110 kV盐官变电站#1主变容量为31.5 MVA,于1998年投入运行,10 kV侧中性点不接地,2009年在10 kV所用变增加消弧线圈接地。正常方式下,10 kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行,如图1所示。据统计2013年盐官变电站     

电源线脱胶引发停电

1事故简述2006年7月19日20时,某公司一110kV变电站10kVI段母线接地告警,1号主变压器10kV侧复合电压闭锁过流保护动作,10kVⅠ,Ⅱ段母线停电。事故     

一起10 kV Ⅱ段母线失压故障分析

雷雨天气造成变电站10 kV Ⅱ段TV三相一次保熔断,满足10 kV备自投装置检无压条件,由于10 kV Ⅱ母所带负载过小,且在10 kV 59019线跳闸且重合之后,部分负荷暂时未能启动恢复,导致Ⅱ母A相二次电流为减小至0.06 A,满足10 kV备自投Ⅱ母检无流的条件,10 kV备自投启动,延时跳开5902开关,由于备自投合母联开关硬压板未在合闸投用状态,造成合母联开关失败,10 kV Ⅱ母电源未能得到恢复。     

10 kV单相接地故障引起断路器跳闸的分析

<正>1事故经过2018年3月7日,晴,13∶05,我外出发现10 kV线路疾控中心支线L2相导线掉在地上,立即在此警戒并询问当值调控员10 kV线路是否带电,当得知带电后要求当值调控员立即将线路停电,并通知相关人员立即前来处理。查看调度自动化系统相关信息:12∶13,某110 kV变电站10 kV母线L1相接地,12∶15,10 kV B线路过流Ⅱ段保护动作925断路器跳闸,110 kV变电站10 kV母线接地信号消失恢复正常。这时回忆故障