监控远方操作调控一体化防误系统

<正>大运行模式下,调控中心通过监控远方操作处理事故异常,实现对电网的运行状况快速响应。监控员在日常工作中主要的远方遥控操作包括:拉合不需要运维人员到现场的单一断路器、远方投退低压电容器和调节变压器分接开关。监控员遥控操作所面临的风险有:(1)没有成熟的遥控防误系统;(2)调度员及自动化     

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     

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     

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     

主变压器轻瓦斯动作的排查实例

正2019年12月31日10时许,国网安徽望江县供电公司运维人员在某变电站进行主变压器渗油情况巡视检查,发现正在运行的该主变压器本体气体继电器玻璃观察窗油位一半。监控装置已发出本体轻瓦斯告警信号,该主变压器被要求立即停止运行。1基本情况(1)主变压器型号:SZ11-10000/35,2010年12月生产。     

—起10kV断路器拒跳事故的分析

<正>1变电站情况介绍及事故经过1.1事故前运行方式事故变电站是典型的110 k V内桥接线,2台主变压器(本文简称主变)并列运行,故障线路青林Ⅰ线、青林Ⅱ线在10 k VⅡ段母线上运行,该变电站10 k V出线配置CD10型电磁型操动机构断路器。1.2事故现象21时25分,变电站青林Ⅰ线、青林Ⅱ线(两线为同杆架设、并柜排列)过流Ⅱ,Ⅲ段同时动作,青林Ⅱ线     

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.     

一起变电站主变压器重瓦斯动作跳闸事故分析

正1事故介绍2018年3月3日凌晨,雷雨,35 kV某变电站2号主变压器跳闸。检修人员通过对现场初步检查及调出变电站监控后台开关设备动作的数据信息,了解到2号主变压器高压302、低压02断路器跳闸时间为3月3日0时8分58秒,后台SOE报告发出的信号内容为"2号主变压器保护调压重瓦斯动作",且此信号在2 h内以     

变电站智能综合监控系统的设计

计算机及网络技术的发展推动了视频监控系统的发展,通过智能综合监控系统的构建,将变电站分散的视频系统、环境监控系统整合成统一的变电站智能综合监控系统,促进变电站自动化再上一个新台阶。介绍变电站智能综合监控系统的设计和实现的功能,通过该系统的应用,可以使站内设备工况远程监控、远程操作辅助监视、站端工作行为监督和事故辅助分析等功能得以实现,便于设备维护和故障排除,提高工作效率、电网安全和经济效益。     

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     

GSM网络短信平台在县级调度自动化系统中的应用

现代化的电网安全稳定运行,主要是依靠调度自动化系统对运行电网的信息采集和在线监控.当系统运行过程中发生了异常和事故时,值班调度员通过电话通知相关人员应急处理电网发生的异常或事故.有时在用电高峰和遇有突发事件时,往往会出现电话拥塞,或因通信系统故障,无法通知到相关人员,这样会延误事故的处理或造成事故的扩大,严重威胁电网的安全稳定运行.同时,当调度自动化系统或通信系统出现故障时,调度人员也就无法监视、了解系统或部分变电站的运行信息.对于无人值班站,在调度端观测到该站远动自动化信息中断时,更是无法判断到底是通信中断.还是该变电站自动化系统出现故障,这时就需要通知通信、自动化、继电保护等专业人员同时去处理,这样便会造成人员和车辆资源的浪费.     

变电站智能综合监控系统的设计

计算机及网络技术的发展推动了视频监控系统的发展,通过智能综合监控系统的构建,将变电站分散的视频系统、环境监控系统整合成统一的变电站智能综合监控系统,促进变电站自动化再上一个新台阶.介绍变电站智能综合监控系统的设计和实现的功能,通过该系统的应用,可以使站内设备工况远程监控、远程操作辅助监视、站端工作行为监督和事故辅助分析等功能得以实现,便于设备维护和故障排除,提高工作效率、电网安全和经济效益.     

如何将直流接地报警信号接入监控系统

1　前言在变电所中 ,直流电源为信号设备、继电保护自动装置、事故照明以及断路器的远距离操作等提供工作电源。它的运行可靠性 ,对变电所的安全运行起着至关重要的作用 ,是变电站安全运行的保证。而直流接地是直流系统较常见的故障 ,它是危害变电站安全运行的事故隐患。目前 ,我所采用南自院变电所综合自动化 BJ- 1型监控系统。此套系统能对变电站的运行进行监视及控制 ,运行中的报警信息都能反映到中控室后台机上 ,使值班人员能及时掌握变电站的运行情况。但由于本站直流电源直流接地报警信号没有接入监控系统 ,当发生直流接地时 ,在中控…     

带地线合闸酿事故

<正>1事故经过2012年10月28日13时10分,某县供电公司110 kV变电站变电运行班正值王某接到现场工作负责人变电检修班陈某电话:110 kV变电站10 kVⅠ段母线电压互感器及1号主变压器(简称主变)10 kV101断路器保护二次接线工作结束,可以办理工作票终结手续。     

主变高后备保护控制回路绝缘降低故障一例

正1故障现象某35kV变电站运行中的1号主变压器(本文简称主变)高后备保护装置屏上,突然出现3501断路器合闸位置红色指示灯亮,同时跳闸位置绿色指示灯闪烁,综自后台系统事故音响报警,但3501断路器未跳闸,变电站现场运行人员立即向调度进行了汇报。2故障查找检修人员赶到现场后,运行人员又反映,3501断     

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。     

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     

变电站综合自动化系统的应用

根据变电站综合自动化系统在武汉分公司80万池乙烯工程中的应用情况,从分层结构、通信控制、综合监控等方面,介绍变电站综合自动化系统的配置要求,并针对其存在的问题,提出相应的改进措施,以提高变电站运行的可靠性。     

35kV变电站继电保护改造调试的心得

正1 35 k V变电站自动化的继电保护改造1.1主变压器保护装置的改造对于主变压器保护装置而言,在其运行的过程中,技术施工人员通常会选择CAT–211装置,在系统运行的同时,通过遥信、遥测以及遥控技术进行变压器两侧断路器的调试,实现主变压器的重瓦斯、过流以及差动速断的技术保护,实现主变压器保护装置的有效改造,从而为变压     

35 kV变电站监控计算机的运行维护

<正>新疆生产建设兵团第四师电力有限责任公司23座35 kV变电站的二次保护监控系统近年来由传统电磁保护升级为微机综合自动化系统,运行状况总体良好,较好地发挥了作用,确保了公司电网安全、经济、可靠运行。在运行中,35 kV变电站的微机综合自动化系统也发生过一些问题,有些问题甚至危及变电站的安全可靠运行。下面结合35 kV变电站监控计算机系统在运行中出现的各种问题进行分析,并提出相应处理