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正1概述2013-06-20,某电厂220 kV升压站永久退出运行,并解开厂内升压站架构至围墙外耐张塔的引线。厂用电由附近110 kV岭山变电站单回专用10 kV线路供电。升压站停电前全厂共有4台变压器运行,分别为0号高备变20B、2号低备变50B、2号补给水变68B、灰水回收变82B。全厂所有6 kV母线以及380/220 V母线均在运行。具体运行方式为:6 kV备用段通过0号高备变20B供电、厂用6 kV母线通过各自备用电源进线开关供电、6 kV脱硫 相似文献
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2002-03-17T05:08,某电厂1号联变220kV避雷器发生爆炸,虽然1号联变差动保护正确动作,跳开220,110kV侧开关并切除故障点,但由于6kV侧开关拒动,引发220kV断路器失灵。1事故前工况事故前系统出力为375MW,周波50.26Hz,该电厂1,2号机备用,5号机大修,4,6,7号3台125MW机组并网运行,各带95,90,98MW有功,4,6机、1号联变、220kV马永玉线在220kV正母上运行,7号机、220kV马永线、马洛线在220kV负母上运行,母联开关在合闸位置(见图1)。图1某厂出线接线方式2事故经过2002-03-17T05:08,该电厂1号联变220kV侧B相避雷器发生爆炸,运行人员听到一声爆响… 相似文献
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一、概况 葛洲坝500kV变电所,1986年6月投产,1989年9月全部建成。总容量为2820MVA,全部采用户外敞开式配电装置。500kV系统主接线采用1 1/2开关接线方式,共有6进6出。其中有4回机变扩大单元进线;2回联变进线;6条出线。装有300MVA主变7台;360MVA联变2台;500kV SF_6断路器19组;线路并联电抗器2组;双柱式隔离开关19组;单柱式隔离开关36组;氧化锌避雷器21组。线路继电保护除采用3套南京自动化设备厂的JGBF500保护外,其余均为引进的保护。元件保护全部采用国产保护。共敷设二次电缆近200km。以上设备分别来自中国、日本、法国、瑞典、瑞士、美国、加拿大、西德等8个国家14个公司。500kV设备从投产至今,基本运行正常。。 相似文献
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1事故情况
2011年2月某日7:00,110kV东笋变中压侧35kV366线路A相20km处发生单相接地故障。运行值班人员在进行试停线路、转移负荷等查找故障点的过程中,35kV364线路364—1隔离开关C相瓷绝缘子被击穿,隔离开关辅助触点、二次侧电缆及中控室364线路保护装置被烧坏。同时,东笋变高压侧162线路断路器高复压过流保护动作跳闸,导致东笋变中压侧35kV线路及低压侧10kV线路失压。事故发生时系统示意图如图1所示。 相似文献
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2006-03-14T18:24:40,某电厂220kVⅤ母及连接在Ⅴ母上的所有单元故障跳闸。Ⅴ母差动保护动作,某一220kV出线(F)高频距离、距离I段保护动作;1,2号发变组励磁系统发A柜、B柜强励装置动作。经电厂检查确认为出线(F)的一铁塔处故障(第一故障点:线路上有一风筝引起C相接地),线路(F)开关在分断接地电流动作过程中,开关C相对外壳弧光接地(第二故障点),这样就引起V母差动保护动作。 相似文献
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<正>1 故障现象某年10月12日16:30,35 kV泰东变电站6 kV银莱北线线路用电户反映高压供电设备突然停电。接到公司能源电力调度中心指令,随即组织检修人员对故障线路进行查找。运行人员汇报故障报警信息情况为:6 kV银莱北线断路器速断保护动作跳闸,故障类型为B、C,动作电流值Ic=108.5 A,时限0 s, 电流互感器变比300/5。35 kV泰东变电站共有2台主变,1号、2号主变容量均为10 MVA,正常情况下, 相似文献
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正1 现场情况某发电厂1、2号机运行,Ⅰ期集控室突然发出事故声响,接在6 kVⅡA段上的2A、2C、2E号磨煤机跳闸。主控制室值班人员赶到6 kV配电室,发现3台磨煤机跳闸(为低电压保护动作),检查6 kVⅡA段其他开关,发现至6 kV脱硫Ⅱ段备用电源2235断路器速断保护动作跳闸。该人员立即赶往Ⅰ期脱硫控制室,检查6 kV脱硫Ⅱ段2284断路器下端,2284-1接地开关已合上。因脱硫值班人员被告知要电气检修2284断路器,已开工作票 相似文献
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2007-07-11 T 12:07,佛山供电局220 kV荷城站220kV2M母线GIS设备内部发生接地短路故障,220kV母差保护动作,220kV高荷甲线2748开关、220kV高荷乙线2749开关、220kV砚荷甲线2669开关、220 kV砚荷乙线2670开关、1号主变压器变高2201开关、2号主变压器变高2202开关跳闸;220kV荷城站失压,110kV三洲站、仙村站、富湾站失压.…… 相似文献
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正1引言某110kV变电站外建筑工地由于施工不当,塔吊触碰到10kV架空线路,造成1号主变10kV馈线短路跳闸,3秒后跳闸线路重合于故障,随即1号主变重瓦斯保护动作,跳开了1号主变高、低压侧开关。以下就从短路发热造成的油流涌动和冷、热变压器油混合产生的体积膨胀两个方面对这次误动作原因进行分析。2主要设备参数和故障过程变压器型号为SZ10-40000/110,额定电压为 相似文献
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1事故现象2007年7月我处新建110kV城郊西风井变电站运行不久,综合自动保护后台报2号主变低后备保护复合电压闭锁过电流t,时限动作(有故障电流),6kV母联6100开关跳闸。6kV I段失压。当时运行方式:2号主变带6kVI、Ⅱ段运行,1号主变处于建设阶段,接线见图1。 相似文献
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某110 kV变电站35 kV某线线路故障,造成1、2号主变低后备保护动作跳开10 kV分段开关。文章从故障前运行方式、保护配置、保护定值、10kV分段开关跳闸原因以及故障电流分析计算等进行分析研究,找出保护动作原因,提出了防范措施,避免同类事故的发生。 相似文献
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我站1号主变高压侧至朱村变的220kV线路保护中,采用JZC-11C型晶体管综重装置,选用单相合闸方式。1987年8月15日主变出线雷击,纵差保护动作使高压侧线路开关三相跳闸,综重装置上重合闸起动灯亮。由逻辑方框图1可知,单重起动回路在开关三相跳闸后不应动作。对此,我们进行了 相似文献
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220kV隔离开关更换中危险点控制 总被引:1,自引:0,他引:1
220kV北郊变电站于1985年建成投产,2台180MVA主变,主结线为双母线带旁路方式,共5回线路。Ⅰ、Ⅱ母线及隔离开关上下重叠布置,旁路母线在最上层,在构架上层有Ⅰ母和旁母的18组隔离开关,下层(即地面层)有17组Ⅱ母和线路侧的隔离开关。由于220kV北郊变是福州电网的枢纽变电站,该站 相似文献
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1 事故经过
2012-05-25,某电厂0号起备变正常带负荷运行,高压侧一次电流为91.78 A,有功功率13.87 MVA.20:12:07,0号起备变110 kV电源进线受雷击发生接地故障,进线线路保护且重合闸成功.但是,0号起备变保护A,B柜比率制动差动保护B,C相均动作,跳开了起备变高低压各侧开关. 相似文献
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