地区电网110kV母线运行方式安排分析

地区电网110 kV母线主要涉及到220 kV变电站110 kV侧母线以及110 kV变电站的高压侧母线,通过对地区电网110 kV母线运行方式的安排,从电网的稳定性、继电保护、电压合格率,网损率和N-1等方面进行了分析,并根据分析结果给出了地区电网110 kV母线运行方式安排的建议。     

双母线跨接运行及母差保护动作分析

豆坝电厂110kV系统采用双母线带旁路刀闸的接线方式,未装设专用旁路母线,但同样具有旁路母线的功能。这种接线较复杂,改变运行方式时操作工作量大,易发生误操作事故,且非固定连接运行方式供电可靠性低,因而在电力系统中采用较少。     

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     

干式降压变作为升压变运行的技术

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     

10kV及以上大客户计量点的选择

1事件分析 某变电站的110kV东华线178做为思明供电分局趸售客户的供电专用馈线,原先的计量点设置在客户侧的某110kV变电站内。2008年7月起该计量点从客户侧迁移到供电企业110kV东华线178上,如图1所示。在该供电线路中100kVⅡ段母线同时兼作旁母。2008年10月中旬,由于东华线178馈线间隔检修的需要,变电运行人员断开1781、1782两线路的刀闸,合上178的旁带刀闸1783,改由178的旁带从110kV的Ⅱ段母线供电。     

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。     

变电站技改中母差及失灵保护运行方式分析

衡水变电站是河北省南网的枢纽变电站之一,也是衡水地区最早的220kV变电站。220kV和110kV侧均采用双母线带旁路(专用)接线方式,35kV侧采用单母线分段接线方式。该站建成后经过多次扩建或改建,到2000年底,已经运行了23年。主控楼破损严重,直流设备和二次电缆严重老化。变电容量和电压质量已远不能满足城市发展     

一起由35kV断路器绝缘损坏引起的变电站事故

我公司新建110kV变电站并将部分负荷移至新站,新站的运行方式为110kV单母分段,母联投入运行,35kV单母分段,10kV单母分段。主变110kV侧为Y型接法,中性点直接接地运行;35kV侧为Y型接法,10kV侧为△接法。35kV母线主带电石电炉负荷且出线为新建架空线路,10kV母线所带负荷较小,为全电缆出线。110kV变电站部分电路图如图1所示。     

丹江电厂110kV系统安全稳定措施配置研究

丹江电厂220kV母线分母运行期间其湖北侧母线故障时．或单台联变运行期间该联变故障或其高压侧母线故障时,会导致其110kV系统成为孤立系统。即使采用现有的切负荷措施,丹江电厂110kV系统很难保持该孤立系统的功率平衡、频率控制和电压水平,将有可能导致丹江电厂110kV电网瓦解。因此,有必要对丹江电厂110kV系统安全稳定问题进行全面、详细的研究分析,以保证丹江电厂设备安全和丹江110kV系统的供电可靠性。     

一起110kV母线断线事故分析

2007-0528T14：07,某220kV变电站110kV东母母差保护动作,所在母线上的6台开关跳闸,110kV东母失压,事故信息报告B、C相故障。变电站运行值班人员到现场检查发现：110kV东母南侧第一档C相母线一出线东刀闸上引线T接处北侧的母线接头处断开,造成110kV东母B、C相短路,母差保护动作跳闸。     

地区电网一些特殊运行方式的分析

电网负荷有特殊变化,电网或设备故障时,可能采用特殊运行方式.通过对地区电网110 kV变电站母线分裂运行、借用110 kV 3号母线转供电等特殊运行方式进行分析,总结了采用不同特殊运行方式的思路及调度运行注意事项.     

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。     

110kV变电站母线保护与备自投配合关系分析

通过分析110kV变电站内母线保护动作对备自投在线路互投和分段自投运行方式下的影响,总结了110kV母线保护与备自投配合的接线原则。     

由母线保护开入异常引起母联跳闸事故分析

分析了一起110kV母线保护装置开入状态异常造成母线保护中母联过流保护误动从而引起母联断路器跳闸,造成110kV双母线解列的事故,探讨了微机保护装置如何在实际运行中避免此类事故的发生。     

110 kV特殊内桥双线单主变接线及其备自投运行方式探讨

在110 kV完整内桥双线单主变变电所中,当无主变的母线或其进线到该母线任一点发生永久性故障时,存在投于故障母线的安全隐患,此时可采用桥开关备自投方式、且仅投入无主变母线对有主变母线的自投方式,因此主变只能由同一母线的进线供电。提出一种无主变母线不含母线压变、不含相应进线开关的110 kV特殊内桥双线单主变接线及其110 kV备自投工作原理,针对各类110 kV设备故障分析,表明该方案可消除上述安全隐患,并且可由任一进线供电,便于灵活安排运行方式。     

巧用设备功能完成厂用6kV母线保护

根据国标《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062—92）,对于发电厂和主要变电所的3—10kV母线及并列运行的双母线,只有在下列情况下才装设专用的母线保护：①需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障,才能保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时;②当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。在发电厂6kV厂用电系统中,6kV及以下电压等级的母线由于没有稳定问题,一般未装设专用6kV母线保护。     

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     

特殊接线方式下的线路接地故障分析

正某110kV变电所110kV母线需大修技改,考虑到下送的35kV、10kV负荷无法调出且为重要负荷不能长时间停电,故将两回110kV进线不经母线直接与主变110kV侧套管搭接送电。此种接线方式在实际生产中应用较少,因此对电力系统运行方式的安排、继电保护的配置等都带来了许多新的问题。1110kV变电所的特殊接线方式110kV变电所特殊接线如图1所示。该接线     

对一起非全相运行实例的分析

1故障简要情况1991年3月9日7时45分,郑州110kV省府变电站出现“10kV电压回路断线”信号。经检查,110kV母线线电压U_(BC)110kV,U_(AB)、U_(CA)均为50kV;10kV母线相电压U_(an)、U_(cn)为3kV,U_(bn)为6kV。运行人员判断为110kV电源回路缺相运行.进一步检查发现,系郑州柳林变电站110kV省府线断路器A相传动部分有一销子脱落,未能合闸所致。     

110kV单母线分段接线进线保护闭锁备用电源自动投入装置的改进方案

某110 kV单母线分段接线变电站进线保护在110 kV线路故障情况下,误闭锁备用电源自动投入(以下简称"备自投")装置,导致全站失电事故。采用保护动作、断路器位置状态、电压等判据,提出针对110 kV单母线分段接线变电站110 kV进线保护闭锁备自投装置的继电保护改进逻辑方案,分析该方案在各种运行方式下进线保护闭锁备自投装置的运行性能。结果表明,该方案原理简单,动作灵活,能够有效区分本站110 kV系统故障,自适应启动或闭锁备自投装置,满足不同运行方式要求。