江苏电力电容器缺陷统计分析

根据江苏电力范围内的电力电容器配置情况及设备故障缺陷数据,从电容器缺陷原因、缺陷部位、缺陷发生时间等维度,深入分析了35 k V电力电容器缺陷,总结规律,其中设备老化是故障发生的主要原因;引线接头、熔丝、电容器本体和串抗是缺陷多发部位,投运10年左右的设备缺陷较多。最后从设备采购、安装调试、运行维护、技改修理等方面提出了建议和措施,以提高电容器设备运行可靠性。     

一起线路故障引起主变中性点间隙击穿的原因分析

某变电站110k V进线线路发生单相接地故障时,引起该变电站不接地主变中性点间隙零序保护动作切除运行中主变。通过现场检查及故障录波图,对线路故障而主变保护动作的原因进行了分析,并提出了针对性的建议,以保证系统设备的安全运行。     

220 kV GIS内部放电故障分析及应对措施

针对一起运行中的220 k V GIS设备内部放电故障,阐述故障后设备诊断试验及解体检查过程,分析故障发生的原因,并从运行和维护方面提出应对措施,以进一步保障设备的安全稳定运行。     

±500 kV直流线路避雷器工程应用研究

雷击是影响±500 k V直流架空输电线路运行的重要因素,±500 k V直流线路避雷器的挂网试运行成功,为直流线路防雷改造提供了有效技术手段,但大规模的工程应用仍是空白。笔者结合±500 k V江城线直流线路避雷器安装项目,研究了±500 k V直流线路避雷器选型、选点原则,给出了不同塔型下直流线路避雷器的安装方案,并提出直线塔宜采用悬挂式安装方案,耐张塔宜采用地面支柱式安装方案。运行数据表明,笔者提出的±500 k V直流线路避雷器选型、选点原则防雷改造效果明显,安装方案达到线路安全运行要求,对±500 k V直流线路避雷器的推广应用和在运直流线路防雷改造工作具有重要的实践和借鉴意义。     

山西配电网2015年10kV线路故障跳闸分析

针对山西配电网2015年10 k V线路故障跳闸情况进行了统计分析,对10 k V线路故障跳闸主要原因进行了探讨,给出了提升10 k V线路供电可靠性的策略,对于全面掌握10 k V线路的故障特征和规律、提升10 k V线路供电能力和供电可靠性具有重要作用,为提高配电网运行管理水平提供了技术支持。     

一起主变保护拒动事件分析

本文介绍了某110k V变电站10k V母线故障时主变低压侧保护未动作,导致上一级线路跳闸,对主变保护低压侧未动作的原因进行了分析,并对类似的改造站提出了针对性建议,以保证设备的安全运行。     

带电局放检测技术预防10 kV环网柜故障

<正>1问题的提出10 k V环网柜在制造和运行过程中会出现绝缘劣化现象,从而导致电气绝缘强度降低,严重情况下会导致绝缘闪络引发故障。10 k V环网柜带电局放检测技术能及时发现设备缺陷,消除设备运行隐患,有效提高设备检修的针对性和有效性,保障环网柜的安全、可靠、经济运行。这对保证用户供电可靠性,提升优质服务质量有重要作用。下面分析10 k V环网柜故障原因,研究环网柜带电局放的检测原理、方法,介绍环网柜带电局放     

几起美式箱变火灾事故原因分析

通过分析几起配网系统美式箱变烧毁的事故案例,结果表明,美式箱变中的电缆终端和肘型避雷器运行故障是引发美式箱变高压室火灾事故的直接原因.提出了美式箱变运行维护的工作重点、相应的整改和防范措施以及美式箱变的选型建议.     

一起500kV变压器内部放电故障的检修

变压器的安全运行关系到电网的稳定性,对一起500 k V变压器内部放电故障案例进行分析,探讨该主变放电原因,并对该主变故障采取相应的处理措施,为变电站变压器设备的该类型放电故障原因分析、故障检修提供了借鉴。     

主变差动保护“平衡系数报错”故障的分析

<正>1故障现象对平邑电网某110 k V变电站进行二期增容改造,新投运一台主变(2号主变),更换母联断路器电流互感器。改造后,原正常运行的1号主变出现"平衡系数报错"报警。1号主变容量为31 500 k VA,电源来自110 k V一号进线,进线电流互感器变比为400 A/5 A。变电站为内桥接线方式,桥断路器电流互感器变比为400 A/5 A。新安装的2号主变容量为63 000 k VA,电源来自110 k V二号进线,进线电流互感器变比为800 A/5 A。按设计习惯,桥断路器电流互感器     

北方寒冷地区风电场箱式变电站故障及原因分析

受箱式变电站设计、安装等缺陷影响,北方寒冷地区风电场部分箱式变电站暴露出箱体密封不严、进雪进尘、渗油、结霜甚至烧毁等故障,严重影响设备使用寿命和运行维护人员人身安全。结合长期的风电建设和运行管理经验,汇总了目前北方寒冷地区在建及在运风电场美式箱式变电站出现的部分故障和原因,供箱式变电站采购和技改参考。     

一种晶闸管换流阀技术改造及工程应用

当前特高压直流输电容量越来越大,±800 k V/5 000 A特高压直流输电工程的额定容量已经达到8 000 MW,规划建设的后续±1 100 k V特高压直流工程容量可达11 000 MW,传输容量在受端电网所占容量比重也越来越高。在当前受端电网"弱交强直"的基本局面下,特高压直流输电工程运行的可靠性尤为重要。国家电网公司在运直流输电工程存在多种换流阀方案,近年来,某国外品牌技术路线特高压换流阀在运行过程中出现多次事故,给电网安全稳定运行带来极大影响,因此亟需对该方案换流阀进行技术改造,以提升其运行的稳定性和可靠性。结合工程实际,详细阐明改造方案,围绕其关键问题——晶闸管触发检测单元设计的缺陷,给出改造意见,并对相配套的阻尼电阻和阀模块绝缘配合重新进行设计,为验证改造方案的可行性,给出验证结果及型式试验结论。工程投运结果表明,改造后换流阀可靠性得到提高。     

西安南变750/330kV电磁解环研究

针对西安南部电网短路电流水平升高的问题,结合陕西关中电网的发展规划,从合理安排与西安南变相关的750/330 k V电磁环运行方式的角度,提出西安南750 k V变解环方案,给出解环方案的确定方法和流程,并进行短路电流、供电可靠性等方面的校核。所提解环方案通过打开西安南供电区部分330 k V线路并和信义供电区合环运行,从而既限制了西安南部供电区的短路电流,又保证了西安南变一台主变检修另外一台主变故障情况下的供电可靠性。     

变压器区外故障引起差动保护动作分析

<正>1现场情况某220 k V变电站2号主变带110 k V及35 k V全部负荷,35 k V段通过350断路器带Ⅰ段和Ⅱ段母线。2号主变运行接线如图1所示。某日,电网发生故障,故障发生38 ms后比率差动保护动作,2号主变三侧222、112、352断路器跳闸,35 k V母线所带全部用户停电。2号主变保护屏为RCS-978E型,其主要故障报文如表1所示,2号主变故障录波波形如图2所示。     

一起站用变损坏事件的原因分析和改进方案

针对500 k V南宁站35 k V#N1站用变损坏的事故,分析了主变跳闸时低压无功补偿设备和站用变并列运行存在的问题。制定了主变联跳低压补偿设备的二次回路改造实施原则,并给出了现场采用的二次回路改造实施方案。改造后主变跳闸同时将低压无功补偿设备和站用变隔离,保障了站用变的安全稳定运行。     

110 kV及以上变压器套管常见缺陷和故障分析

为深入了解110 k V及以上变压器套管常见缺陷与故障的种类及特点,以便针对性地提出防范措施,基于南网技术情报中心论文检索库,对国内多起110 k V及以上变压器套管缺陷与故障案例进行了收集整理。通过总结常见的套管缺陷和故障类型,结合套管结构详细分析了套管缺陷和故障的原因,尤其重点分析了不同结构末屏故障的原因,提出了套管缺陷和故障的预防措施和建议,为设备检修决策和故障分析提供参考。     

基于操作过电压作用35kV干式空心电抗器故障原因分析

结合电抗器的运行环境、投切过程及本身材质结构,介绍了一起35 k V电抗器闪络故障。通过对电抗器运行状态调查、故障设备检查、试验以及理论仿真分析,发现电抗器主要故障原因是断路器频繁投切过电压,在封包玻璃纤维结构不合理的电抗器首端线圈匝间绝缘层产生破坏。针对本次故障问题,提出相应防范措施,为今后电抗器绝缘选型、运行维护提供参考。     

电容式电压互感器的典型故障分析

北京供电局昌平变电站 2 2 0 k V母线进口 CVT运行中连续发生故障 ,通过对故障设备试验、解体、分析、找出故障原因 ,制定对策 ,防止发生类似故障。     

一起特高压站用变绕组连接错误的分析

皖电东送特高压交流输电示范工程,以1 000 k V特高压淮南站为例,其站用变系统采用两级降压方式。通过110/35 k V、35/0.4 k V两级变压器串联,中间由电缆连接且不设任何开断设备,差动保护动作时不区分故障元件。针对站用变系统两级降压的方式,指出了站用变保护需要解决的特殊问题,阐述了电流互感器变比的选定原则及站用变保护的配置方案。并且重点对发现的站用变绕组连接错误的问题,深入分析了接线钟点数的变化以及对站用变差动保护的影响。提出了解决措施,有效防止了差动保护的误动作,有力保障了特高压站用变系统的安全稳定运行。     

400V厂用电越级跳闸暴露出的问题及改进措施

针对发电厂400V厂用电保护从设备选型、整定计算、设备维护等方面都没得到足够的重视,以至于保护配置、保护配合上存在严重缺陷,特别是末端负荷单相接地故障时常发生越级动作的问题,以发电厂某照明回路绝缘损坏单相接地故障造成MCC电源越级跳闸为例,分析了越级跳闸的原因,并提出了解决方案,以期提高400V厂用电系统的运行可靠性。