一起电压互感器三次绕组短路引起的保护误动作分析

1事故现象 我局110kV枫林变的一次系统接线如图1所示。 2007年3月,110kV线路XL3发生A相瞬时单相接地故障。断路器QF6保护的接地距离Ⅱ段及零序电流Ⅱ段动作,同时XL2的QF2侧零序电流Ⅱ段保护动作,断路器QF6和QF2均跳闸并重合成功。     

关于110kV水水双回线保护失配的解决方案

1问题的提出 2005年7月5日19时15分，因水钢中央变132断路器（220kV水城变110kV水钢氧线对侧）B相爆炸，水城变110kV 132断路器（在110kVⅡ母线上）零序Ⅰ段保护出口跳闸，重合成功后，其装在断路器机构箱内的控制电源空开掉开造成断路器拒动，随后水城变#1、#2主变高压侧复压闭锁方向过流Ⅰ段1时限掉110，Ⅰ段2时限动作掉212断路器、211断路器（因110kV水水双回环网运行，电厂侧103断路器未及时掉闸）。     

线路转换性故障时电磁时间继电器误动分析

1现场情况 某日2:12,让变35 kV母线C相接地(小电流接地系统).选接地过程中,在萨中变合上35 kV萨中线9336断路器时(2:39),奔腾变35 kV萨中线839电流电压保护动作,断路器跳闸,重合闸不成功.同时,西四变35 kV西四四线11738电流Ⅲ段保护动作,断路器跳闸,重合闸未投;让变35 kV龙南线8...     

一起典型恶性误操作导致全站失压反思

2007年05月19日10时53分，玉屏供电局110kV狮子口变电站在执行铜仁供电局调度所（以下简称地调）“将110kV大狮Ⅱ回线108断路器由冷备用转为检修”的调度操作指令过程中，发生带电合接地刀闸（110kV大狮Ⅱ回线1089接地刀闸）的恶性电气误操作事故，造成220kV大龙变电站侧110kV大狮Ⅱ回线108断路器距离Ⅰ段保护动作跳闸和110kV狮子口变电站侧110kV大狮Ⅰ回线107断路器零序Ⅰ段保护动作跳闸，导致110kV狮子口变电站全站失压35分钟。     

CY4液压机构泄压造成开关多次重合的故障处理

邵阳电业局所辖供电区内,现有SW7—110kV少油断路器31台。该型号断路器都是配用CY4液压操作机构。1994年7月28日,我局宋家塘变电站110kV宋余线因线路瓷瓶掉串,导线堕落至拉线上,造成永久性接地故障,该线路零序1段保护动作开关跳闸,一次性重合闸动作重合,由于是永久性故障,开关再次跳闸,但过了约20s左右,开关又重合     

两起电缆复合套式户外终端故障的分析和处理

1 故障情况 某日,某110kV线路（甲线）B相故障,距离I段动作跳闸,重合闸不成功。现场巡视发现B相电缆终端有明显放电痕迹,确认为电缆附件故障。同年另一日,另一条110kV线路（乙线）A相故障,零序和距离I段动作跳闸,重合闸不成功。现场巡视发现A相电缆终端内侧漏油,     

重合闸启动回路的改进

郴州电业局于上世纪80～90年代建设的变电站,110 kV一次设备采用SW7-110型断路器配CY4型液压机构,保护装置为许昌继电器厂生产的电磁型“四统一”保护及其自动装置,其中ZSC-31X型三相一次重合闸装置原理接线图见图1。图1 ZSC-31X型三相一次重合闸装置原理接线 2000-09-05,高天线P36杆中相(B相)瓷瓶雷击炸落,导线掉到横梁上,B相发生永久性接地故障,高湾变电站502高天线开关零序Ⅱ段保护动作,开关跳闸,重合后又跳,继而502开关红绿灯均不亮,发压力降低闭锁分合闸、油泵启动、控制回路断线信号。随即,除油泵启动信号外,其他信号消失,…     

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110kV电缆中间接头故障分析

<正>1现场情况2020年6月28日14:24,220 kV某变电站110 kV春叶Ⅰ回177线路Ⅰ段、零序过流Ⅰ段保护动作,动作时间33 ms,故障电流一次值7.97 kA (二次值49.84 A),故障相别A相,重合闸未投。故障录波侧距离变电站5.478 km,最大故障电流一次值为8.26 kA。现场检查一、二次设备,正常。2原因分析2.1现场检查分析巡视110 kV春侨Ⅰ回和春叶Ⅰ回电缆通道、接头及终端,无异常。     

一起保护装置重合闸闭锁故障的分析

某日,我公司一座330kV变电站所在地出现强沙尘暴天气,气温骤降。13：33,某110kV线路发生A相接地故障,保护装置零序Ⅳ段出口动作,开关跳闸,重合闸未动作。     

直流接地引起开关跳闸分析

1 现场情况 220 kV某送变电公司正在进行1号主变扩建工程,1号主变扩建施工地点为110 kV及220 kV设备区及主控继保室.某日15:24左右,220 kV Ⅰ/Ⅱ母联27M开关跳闸. 27M开关RCS-923保护无动作信号灯,无当天故障报文.27M开关LFP-974ER操作箱跳闸位置灯亮,无动作信号灯.     

一起110kV线路无故障跳闸的原因分析

1故障情况 2009年4月10日．04时22分01秒220kV星云站110kV星博线187开关跳闸。保护装置没有保护动作信号和重合闸信号;操作箱“跳闸位置”信号灯亮;同时监控系统显示：110kV星博线控制回路断线动作、187开关分闸位置动作、线路TYD失压动作。现场检查开关场地187开关在分闸位置,开关外观无异常。     

10 kV线路故障引起的主变低后备跳闸

<正>1 故障情况2021年8月16日3:21,某110 kV变电站2号主变保护低后备1021断路器动作跳闸,导致10 kV Ⅰ母及Ⅱ母Ⅰ段母线失压,损失负荷9.7 MW。现场检查发现6板线路保护装置采样插件端部严重烧损,在3:19时出现零序过压告警信息,3:21时告警返回,无任何保护启动及动作跳闸信息,其余所有10 kV分路保护均无启动及动作信息。4:43根据调度命令,分别合上101、120开关,10 kV Ⅰ母及Ⅱ母Ⅰ段恢复送电正常,     

误改软件设定值引起110kV变电站继电保护动作

1故障现象 某1323：41,福州地区一座110kV用户变电站发出10kVI段母线接地信号,1号主变复合电压闭锁过流Ⅰ、Ⅱ段动作,110kV进线I段121断路器跳闸、1号主变10kV侧62A断路器跳闸,     

220 kV主变110 kV侧零序过流保护跳闸整定的改进

在中性点直接接地的电网中,220 kV主变零序过流保护做母线、相邻线路接地故障的后备保护,同时兼顾做主变内部接地故障的后备保护。针对电流互感器与靠主变侧隔离开关之间发生单相高阻接地故障,在考虑断路器拒跳闸的情况下分析主变保护的动作情况,发现主变零序保护跳闸整定的不足之处：现有的跳闸整定无法隔离该故障。针对这个问题提出在主变零序过流II段增加一个独立时限跳母联断路器的改进措施,为主变110 kV侧零序过流保护跳闸整定提供借鉴和参考。     

220 kV主变110 kV侧零序过流保护跳闸整定的改进

在中性点直接接地的电网中,220 kV主变零序过流保护做母线、相邻线路接地故障的后备保护,同时兼顾做主变内部接地故障的后备保护.针对电流互感器与靠主变侧隔离开关之间发生单相高阻接地故障,在考虑断路器拒跳闸的情况下分析主变保护的动作情况,发现主变零序保护跳闸整定的不足之处:现有的跳闸整定无法隔离该故障.针对这个问题提出在主变零序过流II段增加一个独立时限跳母联断路器的改进措施,为主变110 kV侧零序过流保护跳闸整定提供借鉴和参考.     

变压器励磁涌流引起的母线差动保护误动故障

1故障现象2013年4月,某110 kV变电站（系统接线如图1所示）Ⅱ段及2号主变停电检修,110 kV 906进线带Ⅰ段负荷运行。检修后送电,当值班员在后台机遥控操作合闸2号主变高压侧902断路器时,110 kVⅠ段母线差动保护动作,110 kV进线906断路器、母联903断路器、1号主变高压侧901断路器、1号主变低压侧931断路器（图中未画出）跳闸。     

110kV线路故障引起220kV线路保护误动的分析

1事故经过2008年4月2日下午,220kV昌东变电站一条110kV线路A相瞬时故障零序I段动作,重合成功。与此同时,500kV南昌变南昌I线高频闭锁保护(CSL-101B GSF-6A)动作,跳A相后重合成功,其它保护未动作。线路故障如图1所示。     

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。     

东周变Ⅱ^#主变中压侧（35kV侧）电缆C相烧坏事件分析

2004年9月7日9：40分，110kV东周变Ⅱ^#主变中压侧(35kV侧)C相电缆冒烟，发现明火。变电站值班员立即手动断开Ⅱ^#主变中压侧321断路器。9：43分Ⅱ^#主变差速断比率差动保护动作，Ⅱ^#主变高压侧进线桐东Ⅱ回103断路器110kV桥开关110断路器、Ⅱ^#主变低压侧021断路器跳闸，将故障切除。