互感器油色谱异常原因分析及故障诊断

针对朔州220 kV向阳堡变电站220 kV铺向线254断路器B相CT与220 kV 2号主变侧202断路器A相CT的油色谱异常情况分析,进行了故障原因和气体来源的判断,确定了故障类型,及时有效地避免了设备事故的发生。     

两次主变保护误动作原因查找及防范

对采用两套独立运行的双直流系统的变电站，当两套直流系统之间存在寄生回路时，容易造成保护误动。下面就220 kV东湖变电站连续两次主变保护误动作事故进行分析和探讨。1 事故概况 1999年7月21日11:25，220 kV东湖变电站1号主变高压侧2201 B相开关、2号主变高压侧2202A相开关跳闸，经5 s延时主变微机保护(WBZ-21型)220 kV后备非全相保护动作出口跳开1，2号主变高压侧其它两相开关，造成220 kV东湖站110 kV及10 kV母线失压。 1999年7月28日16:03，220 kV东湖站1号主变高压侧开关三相同时跳闸，220 kV东湖站110 kV及10 kV母线再…     

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。     

500kV主变高压侧套管闪络原因分析及防范措施

1故障现象 2007年5月18日16：27,广东某500kV变电站2号主变高压侧B相套管发生闪络,主变2套差动保护动作,跳开三侧断路器。     

一起220kV氧化锌避雷器爆炸原因分析及防范措

本文通过对某220kV变电站2号主变高压侧B相氧化锌避雷器爆炸的原因进行分析,并结A、C相的检测情况进行综合对比,查找出了事故原因,并针对性地提出了防止变电站用氧化锌避雷器爆炸的措施。     

220 kV主变高压侧B相GIS套管异物短路故障分析

<正>某220 kV变电站1号主变发生跳闸故障,综合现场检查、故障录波、电气试验、天气等信息,确定是异物搭挂在1号主变220 kV断路器B相封闭式组合电器(GIS)套管上,导致了主变三侧断路器跳闸。为避免此类故障再次发生,保证电网稳定运行,在参考相关文献的基础上,提出了针对性的措施及建议[1-10]。1 220 kV主变跳闸概况1.1 故障前运行工况本次故障涉及的220 kV变电站有220、110、35 kV等3个电压等级。     

直流系统窜入交流量导致机组全停事故分析

2008年7月25日09：01：49,某发电有限责任公司1号主变压器（以下简称主变）高压侧4701断路器跳闸,1号启备变220kV高压侧4707断路器同时分闸,6kV及400V厂用系统全部失电,柴油发电机自投失败,就地手动合闸成功,造成除220kV系统外全厂停电的事故。     

6 kV电力线路跳闸失电事故的分析与查找

<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，     

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。     

一起35kV变电站全站失电事故的分析与处理

正1 故障现象2017年7月5日14:30,110 kV冯家庄变电站35 kV泰东Ⅰ线3517断路器跳闸,保护测控装置显示为速断保护动作,故障类型为A、B,动作电流Idz=115.5 (A),TA(电流互感器)变比为300/5。因系统低电压,造成该站35 kVⅠ段母线供电的部分馈出线用户侧设备失电停机。同时,35 kV泰东变电站的35 kV泰东Ⅰ线3501进线断路器跳闸,1号主变高压侧3503、低压侧601断路器均跳闸,致     

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,     

跳闸控制字与图纸接线不符引起保护拒动

正1现场情况某变电站有220kV、110kV、35kV三个电压等级,在对2号主变进行定期C类检修时发现,2号主变保护B屏(型号:RCS-978E)220kV、110kV侧后备保护第一时限均无法正常跳开母联110开关。该问题将导致主变后备保护范围内故障第一时限不能切除故障,第二时限动作后造成110kV部分失压,扩大停电范围。     

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。     

一起主变、母差保护相继动作原因分析

针对一起变电站的110 kV母差保护和220 kV主变保护相继动作跳闸事件展开了分析,通过事故调查发现其存在2个实际故障点,分别位于110 kV母差保护动作区,以及110 kV母差和220 kV主变保护动作的重叠区。当第1次故障发生时,110 kV母差保护动作跳开101断路器;第2次故障导致主变A柜差动保护动作,B柜110 kV复合电压过流保护动作,跳开主变三侧断路器。从继电保护设计的角度出发,对提高继电保护动作可靠性提出了建议。     

JYN型手车式大电流开关柜烧毁原因分析及改进意见

<正> 我局某变电站一台型号为JYN2-10-40/3000A型的2~＃主变10kV进线开关柜,1996年5月出厂,1996年10月投运,1998年8月13日由于内部故障导致开关柜烧毁.一、运行情况记录在该变电站运行的两台主变10kV进线柜,自1997年7月以来一直存在小车触头发热现象.1997年7月23日发现,1~＃主变10kV小车断路器C相母线侧触头发热变黑,后由厂家来人更换.1998年5月27日,运行人员巡视设备时发现2~＃主变10kV断路器触头发热(有红光),当时10kV负荷为555A,当即拉出小车,发现C相母线侧动触头严重烧伤,并对触头进行全部更换.     

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     

220kV旁路代主变开关失灵的探讨

分析了220～500 kV变电站主变压器220 kV侧断路器旁代时,发生主变其他侧故障,且220 kV旁路断路器失灵、220 kV母差保护拒动的原因.并针对现场各种情况提出了对保护程序及其二次回路的改进措施,以避免这种特殊情况下保护的不正确动作.     

触点接触不良引起高压断路器分闸回路断线

1故障现象 某500kV变电站,正在运行中的500kV高压断路器A相出现“第二分闸回路断线”的信号。该三相交流高压断路器额定电压为550kV,液压分相操作,分、合闸控制操作电源为直流220V。断路器每相可单独远方或就地分、合闸操作。为了保证分闸的可靠性,每相设计2个分闸回路,正常分闸操作和保护分闸采用第一分闸回路。当第一分闸回路故障时,马上切换到第二分闸回路。     

一起由单相接地引发的主变差动跳闸故障

<正>1现场情况2014年10月18日21:58,河南油田北区变电站2号主变高压侧B相电缆头爆炸着火,2号主变差动保护动作,造成主变跳闸故障。魏岗地区电网一次接线示意图如图1所示。魏岗变电站当日的运行方式为:110kV麒魏线单电源运行,2号主变(南西)及6kV侧运行,     

主变断路器非全相合闸原因排查

1 断路器非全相合闸排查经过 某电厂2号机组升压后,运行人员对2号发变组202断路器操作同期并网时,出现202断路器非全相合闸现象,随后对202断路器传动过程中出现多次非全相合闸,且不正常合闸相每次都不固定,A相、B相、C相轮流出现.技术人员对合闸时现象分析认为,合闸回路正常.合闸线圈已动作,但合闸的同时分闸回路也导通...