一起变压器高压侧断路器无故障报警跳闸事故

正公司目前有两路110kV电源进线,向两座110kV变电站供电。1号110 kV变电站有四台110kV/6kV主变压器,6kV侧采用单母线分段运行方式。1号主变110 kV侧气体绝缘组合电器(GIS)进线断路器(以下简称事故断路器)曾在10 d内两次跳闸,而6 k V侧电源断路器却处于正常合闸状态,在微机后台监控系统及主变综合保护     

一次TA二次电缆绝缘损坏引起的机组跳闸

1事故过程及处理1.1事故前运行工况某厂1号机组,容量为135MW,单元制接线方式,三机励磁系统,主变高压侧接于220kV双母带旁路系统,采用许继WFB-100微机保护装置,事故前,机组负荷为103MW＋28Mvar,厂用电为自高变接带,厂用备用电源可靠备用。     

新型备用电源自投系统研制

根据河北石家庄地区的电网结构,提出了完善保护配置和备用电源自投系统方案的2种运行工作方式:2个220 kV变电所之间有直供的110 kV线路;2个220 kV变电所通过1个110 kV变电所联络.探讨了新型备用电源自投系统故障隔离方案、供电恢复方案,以及针对不同系统运行方式改变时备用电源自投系统的应对策略.基于以上思路,研究了一种新型微机备用电源自投系统,介绍了系统的作用、设计原则和工作方式,然后从软、硬件两方面阐述了其原理和实现方法.实验和运行证明,该新型微机备用电源自投系统已成功地在石家庄地区全部26个220 kV变电所间建立相互支撑性的110 kV电气联系,提高了供电可靠性.     

沙角B电厂6.3kV厂用电快速切换装置的改造

针对沙角B电厂6.3kV厂用电系统每段母线均设有1个工作电源和2个备用电源的特殊性,机组正常起停机时,通过分散控制系统(distribution control system,DCS)操作员站或按钮输出指令至同期装置、厂用电快速切换装置(以下简称快切装置),选择待并的工作电源和备用电源,进行正常的厂用电切换;当机组发生事故停机或处于不正常运行状态时,装置能自动将厂用电切换到备用电源,实现厂用电系统内部的自动快速切换。为此,根据6.3kV厂用电系统接线方式的特点,在DCS上设计相应的操作画面,修改厂用电快切装置内部逻辑,增加备用电源1与备用电源2之间的切换逻辑,实现了厂用电正常切换和事故切换,改造成功。     

一起由电阻烧毁和接线错误共同引起的机组全停事故

1事故情况 2009年4月17日19：38,某电厂2号机组在运行中突然跳闸,发生了一起主变和发电机组全停的事故。事故时系统接线如图1所示,具体经过如下：该厂扩建临时施工电源电缆接在运行中的2号机组厂用6kV电源B段,在施工中不慎将临时施工电源电缆挖断,造成单相接地故障;     

山西七里沟站120MVA主变掉闸原因分析

1 事故前七里沟站的运行方式(见图1) a.该站由220kV铺七、万七线与系统联网。 b.1号主变110kV侧带七怀、七应、岱牵线。110kV七山线在七里沟站115开关处于热备用,并装有备用电源自投。 c.1号主变35kV侧带玉井线、北周庄线。35kV山阴线在七里沟站3019开关处于热备用。     

一起主变跳闸事故的分析处理

1主变跳闸事故经过1.1事故前运行方式事故前,220kV车河站2号主变由110kVⅡ母105开关经车龙线带该站1号(2号)主变,该站2台主变并列运行,110kV中性点不接地,另一条110kV进线热备用,133开关处于断位;车河站2台主变解列运行,2号主变110kV中性点接地运行。系统接线见附图。     

110kV变电站110kV母线故障与备自投相关问题探讨

以事故预想的形式,指出单母分段接线变电站发生110kV母线故障时,因未配置110kV母差保护,靠电源侧开关动作将故障点与系统隔离。线路重合于故障后加速跳闸,110kV备自投动作后,将故障点再次引入系统,最终造成全所停电。对此问题,从改进保护装置、改变运行方式等角度提出了多种解决方法,实践证明改进措施能避免变电站全停事故的发生,有效提高电网供电可靠性。     

一起线路接地引起的避雷器烧毁事故分析及对策

1 现场情况 1.1 事故前运行方式 事故前,蓬莱电网处于正常运行方式,全保护、全接线运行.蓬莱区供电公司某110 kV变电站负荷由112线带,运行方式为1号、2号主变并列运行.35 kV 1号、2号母线并列运行.35 kV A线带35 kV甲站运行,35 kV B线带35 kV乙站运行,35 kV C线带35 kV丙站运行.变电站主接线图如图1所示.     

6kV电动机长时间单相接地运行致保护装置插件烧毁

1事故经过 我公司某水源地35kV／6kV变电站为无人值守变电站,规模小,主要为水源地6kV泵供水电动机提供动力电源和一6kV外供线路用户提供照明及动力电源。6kV一次系统如图1所示。     

一起开关柜“火烧连营”事故

110kV擅山湾变电站发生一起开关拒“火烧连营”事故,损失严重。反思事故,主要是找出事故原因和暴露的问题,提出防范措施,以便吸取教训,防止类似的事故重发。1事故概况1．1事故前运行工况1996年11月28日擅山湾变由220kV豹桶山变524开关供电,檀1号主变运行,110kV与10kV为单母线运行方式,10kV系统运行的开关有：302擅思线、314植民线。318植棉线、322擅西线开关和316电容器开关。1．2事故简况11月28日0：00,值班员巡视设备无异常后,人值班室休息。3：58,10kV高压室一声爆炸,大火浓烟,值班运行人员手动拉不开1号主变510,310开…     

110 kV电网运行方式优化分析

针对某110 kV电网在枯汛交替时节,电源出力持续减少,用电负荷迅猛增长的极端状况下,110 kV联络断面存在超稳定极限运行现象,通过对系统来水及发供电平衡分析、稳定计算、事故事件分析,对110 kV片区电网运行方式优化进行了探讨。     

一起380V站用交流失压事件分析及改进措施

<正>0引言2016年6月18日,陕西330 kV南郊变和110 kV韦曲变发生主变严重烧损事故,该事故的起因是电缆中间头故障,根本原因是站用直流改造期间,站用交流系统失压,导致事故范围扩大。该事故再次表明,确保站用交流系统运行正常是保障电网安全稳定运行前提。站用变交流电源系统为变电站的运行提供稳定可靠的低压交流电源,是保证电网安全稳定运行的基础。站用交流电源系统由站用变压器电源、站用     

10kV备自投误动作事故分析

1 事故现象 某110kV变电站10kV系统为单母线接线，中性点不接地（见图1），两台主变运行，主变高压侧并列运行，主变低压侧10kV Ⅰ、Ⅱ段母线分列运行，10kV母线采用分段备自投方式（暗备用）。事故当日运行方式为10kV分段断路器（QFS00）热备用，1号主变10kV进线断路器（QFS01）、2号主变10kV进线断路器（QFS02）均在合位。     

风电场35 kV系统优化设计及稳定运行技术探讨

2011年以来,国内发生了多次风电机组大规模脱网事故。大多数的事故与风电场35 kV系统运行技术及运行方式、设备选型有关联。研究风电场35 kV系统接线结构、风电场实际运行情况、技术手段限制等因素,参考目前较为成熟的先进技术,从系统设计、设备选型、运行方式等方面提出了优化方案,大幅度提高了风电场35 kV系统运行的可靠性。     

永宁电厂10kV谐振过电压及防止对策

1 事故概况 永宁电厂是我市一座小型地方柴油机发电厂,总装机容量11.6MW,电压等级10kV,并以双回路与中山电力系统主网连络,用4条10kV出线作区域性供电。1994年7月10日22.46分,永宁电厂10kV系统发生了一起典型的谐振过电压事故。事故前该电厂运行方式如图1所     

包头电网运行风险点分析及改进建议

包头地区主、配电网结构相对薄弱,220 kV电网动热稳定问题突出,110 kV电网缺少市区电源点,10 kV配电网局部供电能力不足,互带能力差,运行方式安排困难,包头电网存在事故运行风险点,供电可靠性有待进一步提高.针对包头电网存在的薄弱环节,建议加强500 kV、220 kV网络结构;提高220 kV线路通流能力;增加220 kV变电站的站点分布,增加变电容量;对单电源、单主变变电站及无载调压主变变电站进行改造,增强系统的供电可靠性.     

变压器保护拒动导致110kV母线失压事故的分析

1事故经过1．1事故前机组运行方式事故前,金沙电厂110kV双母线并联运行;金华变101、金五城线102、金太线106、起备变190及1号主变111开关运行于110kV I母.     

小电源接入系统后陕西北部电网远方跳闸改造方案的设计

陕西北部电网结构是以单电源辐射方式,由系统经330 kV金锁变--黄陵变--延安变--榆林变供电,在榆林变经100多公里110 kV长线路与榆林地区神华电厂小电源并网,由于这4个330 kV变电站均为角型接线,且运行方式不允许神华小电源单独带330 kV电网运行,即当金锁变系统主供电源断开时,同时也要求榆林变必须与神华电厂解列,故必须对金-黄-延-榆线路进行改造设计.该改造方案的设计思想和要求对其他类似大小电源并网系统的远跳设计具有借鉴作用.     

备自投装置的运行及投入率的提高

1备用电源自投简介 某变电站10kV系统均配备有10kV分段备自投装置,适应2台主变变低分列运行时,通过分段开关自投,2段母线互为备用的自投方式。10kV分段备自投图示说明见附图。