10 kV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。     

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。     

一起35kV开关柜爆炸起火的故障分析

1事故经过 变电站220kV双母线并列运行,1号主变201断路器、3号主变203断路器、进线253断路器上220kV Ⅰ母;2号主变202断路器、4号主变204断路器、进线252,254断路器上220kVⅡ母;3号主变303甲断路器带35kV V段母线,4号主变304甲断路器带35kV Ⅷ段母线运行;3号主变303乙断路器、4号主变304乙断路器冷备用（未投运）;35kVV段母线带363断路器、364断路器分闸位置、365断路器运行,359甲电压互感器运行。     

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。     

改变运行方式时电压互感器二次回路跳闸故障

1故障现象 某35kV变电站接线图如图1所示。因1号主变过负载,两台主变容量差的比值超过1／3,无法并列运行,故将运行方式由单台主变运行转为两台主变分段运行。运行人员在改变运行方式时计划的倒闸操作步骤如下：断开121母线分段断路器（10kVⅡ段所有出线均在投入状态）→合上主变35kV侧332断路器→合上主变10kV侧132断路器。     

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,     

一起变压器气体继电器故障分析

正1故障现象2016年8月21日15:38,某变电站2号主变有载重瓦斯保护动作,2号主变高低压侧断路器跳闸,造成35 kV Ⅲ段母线及各出线失电,进而导致板带厂冷轧生产线、焦化厂部分设备、粉末冶金公司失电停产,环友Ⅰ线CCPP 50 MW发电机停机。变电站接线图如图1所示。故障时的运行方式为:双陈Ⅱ线通过110 kVⅠ、Ⅲ分段断路器带110 kVⅠ段母线和110 kV Ⅲ段母线;110 kVⅠ段母线     

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     

3台主变站的自切配置

一般3台主变容量相同，1号主变35kV接于正母一段、2号主变35kV接于副母，3号主变35kV接于正母二段(若是副母分段其分析方法与正母分段雷同)。我们可认为其一般负荷分配为副母负荷和正母一段负荷较大，正母二段负荷相对较小。其最佳35kV自切方式如何配置，采用     

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。     

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。     

中电阻接地选线装置及其应用

<正>仪征化纤公司110 kV总降站为单母线分段带旁母运行方式,其中,110 kVⅠ段带1号、3号主变,110 kVⅡ段带2号、4号主变。1号、2号、3号、4号主变分别带10 kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段。10 kVⅠ、Ⅱ段母线经100开关组成单母线分段接线,10 kVⅢ、Ⅳ段母线经200开关组成单母线分段接线,每段母线均通过接地变引出中性点经消弧线圈接地。为同时解决发生单相接地故障后,不中断生产主体厂供电和及时查找出故障线路的问题,公司先后采用A、     

110kV主变差动保护跳闸事故分析

1变电站运行情况变电站系统接线图如图1所示。220 kV N变电站（以下简称N变）通过110 kV NH1405线路供电给110 kV H变电站（以下简称H变）Ⅰ段母线1号主变,NJ1406线路供电给H变Ⅱ段母线2号主变。H变高压侧110 kV母联断路器、低压侧10 kV母联断路器均断开,Ⅰ段母线、Ⅱ段母线分列运行,高低压侧备自投装置均投入。     

柏山站35kV电力系统开关越级跳闸的原因及解决办法

B C220kV韶钢柏山变电站有2台主变,220kV及35kV母线均为单母分段方式,正常的运行方式为一台主变带两段35kV母线运行,另一台热备用,主接线图如图所示。该站自2002年11月3日投运以来发生了一起越级跳闸事故,事故发生时由2#主变带35kVⅠM、ⅡM两段母线运行,1#主变冷备用。DEFG2004     

由断路器二次插件损坏引起的110kV主变保护跳闸故障

1故障情况 我公司某110kV系统简图如图1所示。某日07：49,该系统10kV新区线发生故障。新区线线路过流保护动作,但251断路器未跳闸,造成110kV2号主变后备保护动作,2号进线797断路器及2号主变202断路器跳闸,同时闭锁备用电源自投装置。故障造成2号主变及10kVⅡ段母线失电,停电面积较大。     

自适应10kV母线运行方式的分段备自投方法研究

针对“10 kV母线为单母线单分段两段母线且其中一段母线为双分支进线接线方式时,现有的10 kV分段备自投装置不能满足双分支主变变低任一分支运行均可实现分段备自投功能”的问题,提出了一种自适应10 kV母线运行方式的分段备自投方法,通过采集双分支主变变低两分支的电气量、开关量并增加10 kV母线接线方式切换把手以及双分支主变变低开关检修压板,并对现有10 kV分段备自投充、放电逻辑以及动作逻辑进行优化改进,自动适应10 kV母线运行方式,在上述接线方式下双分支主变变低任一分支运行均可实现10 kV两段母线互为暗备用功能。该方法充分发挥采用主变变低双分支接线方式提高供电可靠性的优点,提高了10 kV母线供电可靠性。     

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。     

倒母线引起的母线短路事故

1系统接线及运行方式 某发电厂的电气一次接线示意图如图1。发电机G1、G2额定容量为60MW;主变压器T1、他额定容量为60MVA;10kV、35kV、110kV均为双母线。10kV母线W1、W2之间装有分段电抗器（额定电流,N=2000A,阻抗Xp=10％）;W1及W2上各接有5条出线。     

变压器重瓦斯保护误动作引起跳闸事故

1事故经过 我集团某矿35kV变电所正常情况下有两台主变压器运行。某日15：30左右,2号主变断路器突然跳闸,2号主变所带的6kVⅡ段母线负载全部失电。当时天气状况是中雨,现场值班人员发现2号主变重瓦斯保护信号光字牌掉牌（电磁式继电保护）。     

一起手车式开关柜火灾事故分析

<正>1事故情况及处理大阳66 kV变电站新建两台10 MVA主变,两条66 kV进线。66 kV为内桥接线,10 kV单母线分段,手车式10 kV开关柜,微机型保护测控。工程竣工验收后,2015年12月某日,在做2号主变气体保护传动试验时,2号主变66 kV侧进线断路器和66 kV内桥断路器动作跳闸,2号主变10 kV侧断路器拒动。在试验人员检查过程中发现,高压