倒母操作引起电压互感器低压侧断路器跳闸

1故障情况 某500kV变电站220kV部分主接线为双母线双分段方式,如图1所示（与本起故障无关的隔离开关未画出）。因220kV正母分段断路器QF3的A相倒置式电流互感器上部发生渗油缺陷,必须将QF3由运行状态改为检修状态。因2号主变220kV断路器QF1运行于副母I段母线,     

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。     

主变差动保护误动作特例分析

我公司二期总变是一座110kV电压等级变电站，安装2台40MVA有载调压变压器。两回110kV电源从220kV罗带站不同的两段母线经架空线引入，110kV侧采用内桥式接线，6kV侧采用单母线分段接线。正常运行方式为双线双变解列运行，即110kV1号进线经1号主变带6kVⅠ段负荷；110kV2号进线经2号主变带6kVⅡ段负荷。110kV BZT（备自投装置）退出，6kV BZT投入。     

220 kV主变压器空载投运差动保护误动作分析

正变压器运行状态的好坏直接影响着整个变电站的安全运行。变压器空载合闸时会产生励磁涌流~([1]),励磁涌流不仅会导致变压器投运失败,还会损坏相关的电气设备,严重的会导致供电系统大面积停电。1现场情况某220 kV变电站有两路进线电源,分别经气体绝缘全封闭组合电器(GIS)设备2211、2212间隔接入4、5号母线。2245母联开关在合闸位置,4、5号母线并列运行。220kV系统4号母线经2202间隔开关带主变(冷备用)运行。合上220 k V变电站主变2202断路器时,断路器瞬时断开,监控后台出现主变     

110kV SF_6封闭式组合电器短路故障的分析处理

<正>1现场情况某化工企业330 k V总变电站110 k V母线为双母双分段接线,含4条进线和16条馈线,母线设备为户内六氟化硫封闭式组合电器(GIS),运行方式为1号主变带110 k VⅢ母运行,2号主变带110 k VⅠ母运行,3号主变带110 k VⅣ母运行,4号主变带110 k VⅡ母热备,分段断路器11200、13400及母联断路器11300、12400均处于热备状态。110 k V 4条母线均已冲击完成并空载运行     

一起220 kV变电站主变压器跳闸事故分析

正1现场情况2018年7月10日晚,某220 kV变电站1号主变压器在运行过程中第一套、第二套差动保护出口跳闸,主变压器三侧断路器跳闸,110 kVⅠ段母线、35 kVⅠ段母线失电。故障发生前,该变电站2台主变压器为正常运行方式。220 kVⅠ、Ⅱ段母线经母联2800断路器并列运行,1号主变压器2801断路器运行于220 kVⅠ段母线,2号主变压器2802断路器运行于220 kVⅡ段母线; 110 kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行,即母联500断路器热备用,1号主变压器501断路器运行于110 kV     

一起35kV变电站全站失电事故的分析与处理

35kV泖港变电站采用内桥接线方式,2台主变容量都为10000kVA。10kV系统为中性点不接地系统,单母线分段运行。其一次接线见图1。泖港站正常运行时万厍3662供1号主变及10kVⅠ段母线;隐泖173供2号主变及10kVⅡ段母线;35kV分段自切断路器和10kV分段自切断路器均在投运状态。     

变压器励磁涌流引起的母线差动保护误动故障

1故障现象2013年4月,某110 kV变电站（系统接线如图1所示）Ⅱ段及2号主变停电检修,110 kV 906进线带Ⅰ段负荷运行。检修后送电,当值班员在后台机遥控操作合闸2号主变高压侧902断路器时,110 kVⅠ段母线差动保护动作,110 kV进线906断路器、母联903断路器、1号主变高压侧901断路器、1号主变低压侧931断路器（图中未画出）跳闸。     

220kV主变压器保护越级动作原因分析

220 kV伊敏一次变电站1号主变压器351断路器过流Ⅱ段Ⅰ时限动作跳闸,故障点在其所带露天变电站35 kV母线上,分析原因是由于工程改造时误将母线分段断路器Ⅱ段母线侧软连接L1、L3相相序接反,造成相间短路,保护拒动而越级到主变保护动作。之后采取3条35 kV联络线开环运行以及调整保护定值的措施,线路运行至今再未发生类似故障。     

主变高压断路器旁路代运时的问题及其解决

在高压侧为220kV的主变微机保护中,一般配置主变I段、主变Ⅱ段两套保护。两套保护各有完整的差动保护和220kV、110kV、10kV三级后备保护。主变I段保护一般通过断路器电流互感器采集电流,主变Ⅱ段保护一般通过套管电流互感器采集电流。在双母线带旁路的运行方式中,当主变高压断路器检修时,需用220kV旁路断路器替代主变高压断路器运行。以下介绍在220kV旁路断路器代主变高压断路器运行实践中遇到的两个问题,并提出解决方法,供参考。     

一起保护越级事故的原因分析

1事故经过某110kV变电站35kV303线路故障,保护动作但断路器并未跳开,3号主变中后备保护动作,将35kV母联320断路器跳开。与此同时,上级220kV变电站110kV线路103、104线路距离保护Ⅲ段动作,将103、104线路断路器跳开,造成该110kV变电站全站失压。     

一起备自投装置拒动事故的分析

<正>0引言某220 kV变电站,其220 kV系统为双母线接线方式如图1所示。正常运行时母联断路器在分位,两条母线分列运行。两条电源进线2211、2212分别接在4号、5号母线上,电源线本站侧没有配置保护。2245配置备自投保护,备自投装置接入母线电压,如母线失压,则备自投装置动作延时跳开相应进线的断路器,合入2245断路器。     

一起变电站主母线烧线事故

我厂某35kV降压变电站，35kV主母线采用LGJ-185型钢芯铝绞线构成单断路器双母线带旁母的接线。一般为35kV南母带Ⅰ号、Ⅱ号主变，35kV北母带35kV出线的双母线分段运行方式，日均供电负荷约21000kW。     

误改软件设定值引起110kV变电站继电保护动作

1故障现象 某1323：41,福州地区一座110kV用户变电站发出10kVI段母线接地信号,1号主变复合电压闭锁过流Ⅰ、Ⅱ段动作,110kV进线I段121断路器跳闸、1号主变10kV侧62A断路器跳闸,     

变电站110kV线路桥断路器控制装置的故障排除

我公司110kV变电站主接线见图1。110kV电源采用双回路进线,Ⅰ、Ⅱ段母线采用内桥式接线,由1100桥断路器（SF6）及1100甲、乙隔离开关实现母线联络。     

一起备自投装置拒动事故的分析

0引言某220 kV变电站,其220 kV系统为双母线接线方式如图1所示。正常运行时母联断路器在分位,两条母线分列运行。两条电源进线2211、2212分别接在4号、5号母线上,电源线本站侧没有配置保护。2245配置备自投保护,备自投装置接入母线电压,如母线失压,则备自投装置动作延时跳开相应进线的断路器,合入2245断路器。     

负荷转移引起断路器跳闸的事故

我公司曼变系统图如图1所示。6kV甲段开关柜改造期间，曼变1号变压器退出运行，66kV和6kV母联断开，下级各6kV变电所甲段进线停电，各变电所母联投人，由乙段进线带全部负荷。全部改造工作结束后，1号变压器送电。在恢复曼变甲段负荷时，首先对B10变电所恢复送电。在曼变B10甲段配出断路器合闸后，由B10变电所操作人员进行投甲段进线断路器，再分断B10母联的倒闸操作。在B10变电所甲段进线断路器合闸的瞬间，曼变B10变电所甲、乙段配出断路器及B10变电所甲、乙段进线断路器均因过电流保护跳闸，造成B10变电所供电全部中断，生产装置停车。     

断路器断口电容引起的变电站铁磁谐振事故

1 事故过程 我公司所辖的微机保护变电站供电系统图如图1所示。运行方式是断路器QF0613控制进线1的110kV Ⅰ段母线及1号主变（冷备用），断路器QF0614控制进线2的110kVII段母线及2号主变，110kV分段断路器QF0610热备用。某日11时44分，值班员根据调度命令合上QF0610，发现QF0610电流互感器侧B相声音较大且无电流指示，判断是电流互感器开路。11时46分断开QF0610，11时55分断开QF0613。     

一起10kV真空断路器烧坏事故

河南油田北区变电站为一座35／10kV降压变电站,一次设备为户内配电装置,采用手车式真空断路器,二次控制保护设备采用微机保护综合自动化装置。系统的运行方式为：北魏甲311供35kV及10kVⅠ、Ⅱ段母线,北魏乙312备用,1号、2号主变并列运行,主接线见图1。     

一起严重的人为责任恶性事故

2004-05-29,某变电站发生一起带接地刀合刀闸造成变电站全停的事故。事故前,该变电站220kV甲母线、牡北乙线、牡海线、1号主变三侧开关、1号PT运行。220kV丁母线、旁路母线、牡北甲线、母旁开关、2号主变三侧开关、2号PT停电检修。当日,变电站220kV系统由运行转检修状态,其状态