某电站继电保护运行状况及其分析

0引言某电站是98年开始建设,2001年底3台机组全部投入运行的。该电站总装机容量3×16MW,发电机-主变压器的接线组合为:1号机与1台三相三线圈变压器(1T)组成单元接线,2号、3号机与1台三相双线圈变压器(2T)组成扩大单元接线;110kV共二回进出线,采用单母线接线;35kV共有四回出线,采用单母线接线;10kV共四回出线。所有继电保护装置由某公司成套供货,主变与发电机组、线路等的各类保护均采用微机保护。运行几年来,继电保护动作正确率保持在85%以上,也出现过几次继电保护误动。以下是针对该厂继电保护的配置及其动作情况的统计、分析,并提出了一些改进措施。     

35kV线路相继故障导致110kV主变后备保护误动作的故障分析

35kV线路相继故障，导致110kV主变后备保护误动作的故障是很少见的，是一种非常巧合的故障情况。某110kV变电站，在2004年12月17日，就曾经发生过一起这样的故障。该站主变保护为国电南自公司的PST1200主变保护装置，35kV线路保护采用国电南自的PSL641线路保护装置，站内当天由#2主变带所有35kV负荷，接线方式如图1所示。     

一起因严重违章引起的未遂事故

1 未遂事故发生地点和变电站主接线介绍 本次未遂事故发生在35kV赵家角变电站内。赵家角站为1983年建成的变电站,投入运行已经超过20年,2台主变是户外变,内桥接线,35kV电源进线分别在主变上跨越至穿墙套管。申赵160送赵家角站1号主变,157号杆是赵家角站进线杆;庄新8102送赵家角站2号主变。当天35kV线路申赵160停电检修,线路下方赵家角站1号主变运行。     

3/2断路器接线的运行分析及保护配置

目前,我国绝大多数500 kV变电所采用3/2断路器接线。其突出的优点是:供电可靠性高;运行方式多样、灵活;断路器拒跳的后果不特别严重,任意一条母线故障不影响线路或主变的运行;隔离开关操作简单,降低了误操作的几率。3/2断路器接线方式的一个显著特点是线路比母线重要,由此带来的保护配置不同于常规的双母线接线方式。     

对一起35kV变电站失电事故的分析

1 变电站简介 泖港变电站（以下简称泖港站）35kV接线采用内桥接线，10kV采用单母分段接线方式。站内10kV出线、主变压器（以下简称主变）保护及35kV分段自动投切保护（以下简称自切）采用电磁型保护，10kV分段自切采用微机保护。     

500 kV线路保护组屏设计及保护配置特点分析

介绍了国华准电500kV线路保护组屏设计及保护配置特点，并针对国华准电主接线方式为三角形接线、电气及热工国外引进型调节系统自动化程度高响应速度快这一具体情况，分析了国华准电500kV线路保护设计特点，对存在的问题提出了相应的防范措施，以提高500kV线路保护的运行管理水平，维持电网及电厂的安全稳定运行。     

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。     

500kV主变出串运行的风险预控

1问题的提出 500kV变电站在电网中占有极其重要的地位。为保证其可靠运行,500kV部分的电气主接线往往采用3/2接线方式。图1为典型的500kV变电站简易接线示意图。图1中线路A,B,C,D和1、2号主变均运行于2个500kV开关之间,被称为＂入串运行＂。而3号主变往往由于场地、造价等原因,采用1个开关直接运行于母线,     

500 kV变电站特殊运行方式下线路事故跳闸分析

正某新建500 kV变电站共有500 kV、220 kV35 kV 3个电压等级,500 kV系统采用3/2接线方式,总体设计5串出线,主变2台,一期投运3串出线,主变1台。500 kV系统采用的是河南平高电气股份有限公司生产的HGIS设备。500 kV香郑线采用的是双套保护配置,分别是南瑞继保RCS-931AMM纵联差动保护及南京南瑞RCS-     

变压器换相运行中存在的问题及处理

110 kV变压器高、低压侧换相运行后,差动保护经常跳闸.通过绘制矢量图,分析换相运行前后变压器接线方式的变化情况,得出主变压器差动保护跳闸的原因是变压器一次接线方式与其保护装置内部设置的接线方式不对应.将该变压器保护装置内部设置的接线方式更改为与一次接线方式相同的Yn,d1后,变压器运行正常.     

主变差动保护动作事故原因

介绍了广西贵糖(集团)股份有限公司在35kV额定电压下对20MVA主变进行空载全电压冲击合闸试验时,主变差动保护装置动作的情况,从主变保护定值计算、TA断线、TA的接线方式等方面入手寻找主变差动保护动作的原因,并对二次线路加以改进,使主变顺利投运.     

一起35kV变电站全站失电事故的分析

泖港变电站（以下简称泖港站）35kV接线采用内桥接线，10kV采用单母分段接线方式，如图1所示。站内10kV出线、主变压器（以下简称主变）及35kV分段自动投切保护（以下简称自切）采用电磁型，10kV分段自切采用微机保护。     

35kV主变压器过负荷误动作原因分析

35kV变电所中,主变压器电流保护普遍采用元件分接线简单的Y形接线。笔者曾遇到过一例因安装调试工作失误,造成主变压器电流保护二次接线错误,引起主变过负荷误动作的故障。 我所由系统提供35kV单电源,供所内两台主变压器运行。两台主变压器容量分别为3150kVA、35kV/10.5kV和2000kVA、35kV/10.5kV。平时两台主变压器解列运行;当负荷较大时,两台主变压器并列运行。1993年5月经市局继电保护人员调试继电器重新调整二次线路后,2000kVA主变压器单独运行,当负荷达到1200kW时,即发生过负荷声光信号。而该变压器过负荷电流整定值折算成有功负荷应为2400kW。我们测试35kV油断路器上电     

35kV高压相序不一致导致误判的原因分析

1提出问题 我公司原有2台主变并列运行,型号均为SL7-3150/35.随着生产规模的扩大,2001年又增加了1台型号为S9-6300/35的变压器.3台主变的接线组别相同,均为Yd11.由于#3主变6kV母线TV二次电压不正确,经我公司技术人员确认,为变压器出厂时接线组别搞错所致.目前3台主变的运行方式及状况是:原有2台小主变并列接近满负荷运行,而新上的大主变使用还不到半年,由于3台主变不能并列,不但使变电容量得不到充分利用,浪费资源,而且也极不利于公司的配电安全.     

一起主变差动保护误动的原因分析

1 事故简述 　　某水电站主接线如图1所示,为两机一变扩大单元接线,通过2条110kV线路接人系统,差动保护范围包括2条线路出口(如图1虚线框内所示).主变保护装置为南自PST1200型,采用二次谐波制动的比率差动保护.……     

110 kV侧六角形接线运行方式与变压器中性点的配合

根据古田溪一级电站升高电压侧六角形接线的各种不同运行方式，探讨在三台主变压器中如何选择投入一台主变压器中性点能确保多条１１０ＫＶ线路零序保护在方案，并进行理论分析与对比，以供水电厂调度和一级电站生产指挥、操作参考。     

浅谈安顺供电局220kV主变带负荷核定差动保护接线的问题

目前我局220kV变压器的主接线模式为220kV侧接主系统电源、110kV系统为区域性负荷、10kV为无功补偿系统。在带负荷验证主变差动保护电流回路接线正确性时，因运行方式上的限制，加之大型主变各例电流互感器特别是低压侧的变比较大，二次电流较小，所以须对差动保护电流极性作出准确的判断。本文以我局220kV镇宁变主变投运为一实例，通过定性分析，总结出一种带负荷核定主变差动保护电流回路接线的方法。其方法可推广到各种差动保护的电流回路接线的正确性验证。     

关于变电站3台主变压器运行下主变压器备自投功能的探讨

随着负荷需求的增长,有的220kV变电站主变压器（以下简称主变）已增加至3台,如图1所示的接线方式,由于电磁环网、短路电流过大等原因,110kV侧系统,原双母线并列运行方式,一般都改用2台主变运行于正母、1台主变运行于付母、110kV母联分列运行方式;若某1台220kV主变因内部故障或者其它原因被切除,有可能导致110kV侧无压或主变的过载。     

含有3台主变的220kV变电所主接线方案探讨

随着电网负荷的飞速增长，电网中有3台主变的220kV变电所将逐渐增多，从运行角度分析了各类主接线方案，并提出了含有3台主变的220kV变电所将逐渐增多，从运行角度分析了各类主接线方案，并提出了含有3台主变的220KV变电所主接线的设计原则建议。     

电流互感器切换部件防误操作改进

1 3/2接线方式的特点及电流互感器的作用 　　在3/2接线方式运行时,须由2台断路器合闸对线路或主变单元进行供电.以500kV一次接线为例,如图1所示,线路XL或主变ZB由1DL与2DL或2DL与3DL断路器同时合闸来供电,此时2个断路器上将同时流过线路或主变电流.为了正确反映线路或主变实际流过的电流,必须将对应供电断路器上的电流互感器(以下简称CT)二次回路采用“和电流“的接线方式.这样接线的优点是,当某一断路器需要检修时,可以将该断路器退出运行,而不影响对线路或主变的连续供电,提高了电网的稳定性能,但同时给检修操作提出了更高的要求.……