主变
- 某750 kV 单相自耦变压器低压侧三相电压不平衡问题分析计算
站750 kV 主变在投运过程中低压侧对地电压不平衡问题，得出主变三相入口对地等效电容量的不平衡是引起三相电压不平衡的主要原因。文献[15]指出电流互感器的加装不当也会引起三相参数不平衡的现象。目前三相电压不平衡主要是由对地等效电容不平衡引起的，但电压不平衡对二次设备的影响分析较少[16-21]。本文基于750 kV 变电站实际运行工况，采用EMTPE，研究750 kV 主变投运过程中66 kV 侧三相电压不平衡产生的原因，分析三相电压不平衡对二次设备造成
电力电容器与无功补偿 2023年6期2024-01-10
- 基于无功环流的变压器有载分接开关缺陷分析
确发现了某变电站主变有载分接开关传动齿轮盒故障的案例。通过详细分析故障发现过程、发生原因以及停电验证和处理，提出了针对性的建议，为今后类似故障检测和处理提供经验参考。1 主变无功异常经过和设备概况1.1 无功异常经过2021 年6 月，运维人员在数据采集与监视控制系统（supervisory control and date acquisiton，SCADA）发现某220 kV 变电站两台并列运行的有载调压变压器无功功率分布异常。SCADA 系统后台显示两
电力电容器与无功补偿 2023年6期2024-01-10
- 基于区域电网稳定性的220 kV主变高中后备保护失效分析
显得更加重要。而主变保护的动作准确性，对针对主变负载能力的区域稳定控制装置的可靠动作有着重大影响，因此220 kV变压器整定计算合理与正确显得尤为重要。为规范220 kV降压变的整定，云南省调下发了《云南电网220 kV降压变后备保护配置和整定方案》。云网范围内降压变统一按照省调下发的整定方案进行整定，但经过分析全网的几次主变故障跳闸及短路电流的模拟计算，发现存在部分厂站220 kV主变低压侧区内外故障时高中后备保护失效的情况及主变失灵保护定值无灵敏度问题
云南电力技术 2022年4期2022-09-15
- 110 kV主变差动保护误动原因分析
53 ms后#2主变A相差动保护动作跳主变三侧102、302、002开关。故障前#1主变与#2 主变并列运行，112、312、012 母联开关均处于合位，因此未造成电量损失。但35 kV 侧有小型水电并网，故障后#1主变301断路器单独运行，造成301 断路器温度升高，最高达155 ℃，调度通知小型水电调减上网功率。图1 某110 kV变电站主接线图2 事故原因分析事故发生后，事故调查人员对#2 主变和002 断路器做了全面检测，检测数据显示#2 主变和0
电工材料 2022年4期2022-08-18
- 基于负荷均衡调优的主变经济运行控制策略
站的变压器（简称主变）容载比在逐年降低。城区外围的变电站布点进度不断加速，但因周边产业园区及配套设施尚未完全发展起来，用电负荷尚未达到预期规划值，导致城区外围主变负载率普遍偏低。用电负荷受季节性影响较大，部分主变负载率呈现春秋季轻空载、夏冬季重过载的问题。同时，为确保电网运行可靠性，电网设备全年均采用全方式运行，造成负荷低谷期主变轻空载损耗严重。因此城区电网潮流分布不均衡，主变负载率“中心重、四周轻”现象突出，电网运行方式不经济，既影响设备使用寿命又增加电
电力设备管理 2022年23期2022-02-06
- 一起220 kV主变差动保护跳闸事故的分析
保障220 kV主变的安全运行，就是保障220 kV输电线路和保障城市供电、人们用电的基础。1 事故经过2021年4月6日15时03分，220 kV乔庄变电站乔#1主变比率差动保护动作，跳开乔#1主变三侧开关（乔221、乔111、乔351），乔#1、乔#2主变低压侧并列运行，未造成其他线路停电，负荷无损失。2 事故发生前的运行方式220 kV乔庄站乔#1主变跳闸前运行方式：乔221运行于220 kV南母，乔111运行于110 kV南母，乔351运行于35
光源与照明 2021年7期2022-01-13
- 一起关于10kV变压器闸刀小车防误闭锁问题分析
的发生。10kV主变闸刀小车的防误闭锁回路，包括大量的闭锁条件，在不同的运行操作方式下，会出现不同的现象。通过本文的研究，希望在今后的变电站设计中，充分考虑不同情况下的操作方式下，防误闭锁装置的工作逻辑，从而避免不能正常操作的情况发生。2 事件概括运维人员在某变电站配合10kVⅢ、Ⅳ段母线开关柜拼接工作，进行10kVⅡ、Ⅲ段母线停役操作。按照典型操作票操作时，发现＃2主变10kV柜内变压器闸刀小车无法从工作位置摇至实验位置。＃2主变低压侧接线见图1。图1
电气开关 2021年3期2022-01-05
- 500kV变电站增容改造方式的研究
12月完成第4台主变扩建工程的建设。目前镇江电网分为镇江东部电网和镇江西部电网，其中镇江东部电网与武北电网合为一片运行，镇江西部电网与南京南部电网合为一片运行，至2021年该分片结构没有变化。随着电网的进一步发展，南京南部与镇江西部电网均需独立成片运行。由于SD老站、新站降压不均，SD老站主变降压超过运行限额，急需增加变电容量。由于SD变在镇江西部电网枢纽变的地位，主变增容改造过程中需考虑方案实施的可行性。根据电网潮流计算结果，现有设计理念将原有老站2台7
电力设备管理 2021年10期2021-11-23
- 变电站隔离开关非全相合闸的分析
出防范措施。2、主变高压侧隔离开关非全相案例220kV某变电站220kV设备为成套GIS设备，隔离开关本体与操作机构箱分体布置，操作机构箱通过拉杆操作隔离开关。某日变电运维工作人员对该站#1主变进行复电操作，工作人员合上#1主变高压侧1母隔离开关后，进行位置检查。进行隔离开关位置检查时，#1主变高压侧汇控柜电气指示及机构箱机械位置指示均显示#1主变高压侧1母隔离开关在合位，两套220kV母线保护装置、#1主变保护装置及高压侧断路器操作箱均显示#1主变高压侧
电子乐园·下旬刊 2021年1期2021-09-10
- 调压不当导致主变压器后备保护动作分析
000)0 引言主变并列运行具有提高电力系统供电可靠性、方便系统扩容等优点， 在电网运行实际中得到了广泛应用[1-7]。 但两台主变并联运行须严格满足接线组别相同、 变比相同(允许误差0.5%)、 短路电压相等 (允许误差10%) 等条件， 否则将在并列运行的两台主变之间产生环流， 影响主变供电容量， 造成主变过载， 威胁系统的安全稳定运行。调节变压器分接头档位、 投退无功补偿设备、优化系统运行方式等是电网企业调节系统电压水平的有效举措， 在系统电压随负荷
湖南电力 2021年2期2021-05-08
- 一种带合闸电阻的220kV组合电器结构分析与设计
20kV组合电器主变间隔断路器配置合闸电阻。工程工期要求紧张，对设备性能要求严格。据此，结合实际情况，设计了一种基于500kV组合电器断路器的220kV组合电器。利用500kV组合电器断路器的成熟技术，结合现有200kV组合电器的机构，设计了一种特殊结构的220kV组合电器。主变间隔断路器加装合闸电阻，采用500kV组合电器断路器。其余间隔断路器为常规220kV断路器（无合闸电阻），除主变间隔外其余间隔为常规间隔。具体如图3和图4所示。1 川藏联网玉龙变电
电器工业 2021年3期2021-03-27
- 一起主变送电引起多台主变跳闸的思考
就某市发生的一起主变送电引起的其它主变跳闸的过程进行分析思考。【关键词】主变 非全相前言现代大型电网中，因设备扩建、保护定检的原因，220kV及以下主变停送电时常发生，主变停电、故障或跳闸均会对电网产生一定影响。尤其220kV主变停送电过程中，更是易造成多台主变跳闸的重要环节，应加强重视。现就某市发生的一起因主变送电过程中造成另外主变跳闸的案例，供分析学习。事件经过某220kV变电站所示，220kV1M、2M并列运行，110kV1M、2M并列运行，母联均
电力与能源系统学报·中旬刊 2020年1期2020-06-30
- 一起开关柜设备故障引发的多套保护动作分析
生110kV#1主变差动保护动作，跳开#1主变高压侧701开关、中压侧3021开关，#1主变低压侧101开关后备保护复压过流I段保护动作；110kV#2主变低压侧后备保护复压过流I段保护动作，跳开#2主变低压侧102开关。1.1 故障前运行方式该站有两台主变，正常运行情况下有110 kV、35 kV和10 kV三个电压等级。运行方式为：110 kV单母线运行带#1主变701开关、#2主变702开关；#1主变3021开关带35 kV I母线运行，#1主变10
安徽电气工程职业技术学院学报 2020年1期2020-04-18
- 主变差动保护频繁启动原因分析及处理
1 引言里底电站主变电气量保护为双重化配置，采用南瑞继保PCS-985 TW 型变压器保护装置。1 号主变投运前已通过高压侧断路器对主变及厂高变进行5 次冲击试验，以检查主变差动保护定值能否躲过励磁涌流的冲击，通过对录制冲击波形（励磁涌流曲线）的分析，识别励磁涌流对变压器的影响，明确了差动保护定值的合理性。同时，检查了所有的PT 电压、相序、相位，均正确无误。但1 号机组带负荷试验过程中及正式投产后，主变差动保护频繁报“保护启动”，此故障可能造成主变差动保
水电站机电技术 2020年2期2020-03-14
- 柳化氯碱公司2#主变试车合格并成功投用
氯碱有限公司2#主变经过试车合格后成功投用，标志着柳化氯碱公司20万t/a烧碱装置供电不足的瓶颈问题正式得到解决。2#主变的成功投入运行，确保了生产装置的用电稳定，为完成全年生产经营任务奠定坚实的基础。2#主变是2020年公司20万t/a烧碱装置扩容工程重点建设项目之一，容量主变为63 MVA，电压级为220/35/10 kV。公司专门成立了专项工作小组，统筹推进项目建设。项目于2019年12月启动，2020年4月30日安装完成， 5月8日验收合格。受疫情
氯碱工业 2020年12期2020-03-01
- 输配电工程中主变压器的安装调试分析
目标，需要以做好主变安装调试等为重要基础。因此，做好主变安装调试至关重要，需要引起相关人员的高度重视。1 项目概况某输配电工程拟规划设计三座主变压器，本期工程先行建设两座，该配电装置在本期工程和远景建设与运行过程中都通过扩大内桥进行接线，主变安装调试是变电站建设主要内容，安装调试质量在很大程度上影响整个变电站的运行状况。现围绕该项目实际情况，对其主变安装调试做如下分析。2 主变安装调试在输配电工程的变电工作当中，变压器选型至关重要。在实际的选型过程中，需要
建材与装饰 2020年9期2020-02-14
- 某变电站主变保护误动的原因分析
17399）1 主变保护误动情况某110 kV 变电站某条10 kV 线路发生接地故障，过流Ⅰ段保护动作后，重合闸失败。配网运维人员检查线路后，对该线路进行试送。试送后该10 kV 线路保护装置过流Ⅰ段保护再次动作跳闸，19 ms 后#2 主变差动保护动作，#2 主变高压侧、低压侧开关跳开，造成该110 kV 变电站10 kV Ⅱ母失压[1]。2 事故调查及处理事故发生后，对#2 主变差动保护、该10 kV 线路保护装置的动作报文以及监控后台的信号进行检查
通信电源技术 2019年12期2019-12-25
- 10kV线路故障引起35kV主变越级跳闸事件分析
5kV1#、2#主变并列运行，10kV母联开关100合位，10kV出线1、出线2、出线3运行。（2）事故经过2018年11月30日上午10时12分，35kV变电站A的2#主变高压侧过流I段t2保护动作，跳开3502、102开关。约0．6s后，1#主变高压侧过流I段t1、低压侧过流I段t1保护动作，跳开3501、101开关。通过视频安防系统，检查变压器外观及低压母线等一次设备，未发现明显故障[1]。10时26分，供电所汇报10kV出线1的88#电线杆被施工车
商品与质量 2019年22期2019-11-29
- 10kV线路故障引起35kV主变越级跳闸事件分析
5kV1#、2#主变并列运行，10kV母联开关100合位，10kV出线1、出线2、出线3运行。图1 35kV变电站A主接线图1.2 事故经过2018年11月30日上午10时12分，35kV变电站A的2#主变高压侧过流I段t2保护动作，跳开3502、102开关。约0.6 s后，1#主变高压侧过流I段t1、低压侧过流I段t1保护动作，跳开3501、101开关。通过视频安防系统，检查变压器外观及低压母线等一次设备，未发现明显故障。10时26分，供电所汇报10kV
通信电源技术 2019年4期2019-05-08
- 一起110 kV变电站主变动作的原因分析
接地故障情况下，主变的差动保护正确动作。通过对该110kV变电站主变动作实例的分析，加强电网建设、加强对设备的管理和维护，减少停电事故，从而保证电网系统稳定可靠地运行[4,5]。1 110kV变电站故障前一次设备运行方式正常运行情况下，110kV某变电站故障前一次设备运行方式如图1所示。110kV设备：110kV某变电站110kV 443线带Ⅰ主变、Ⅱ主变两台主变运行，线路518开关在分位，桥联400在合位。35kV设备：110kV Ⅰ主变301带35kV
安徽电气工程职业技术学院学报 2019年1期2019-04-01
- 紧凑型变电站主变室的优化研究
，宜采用大容量的主变压器，增加变电容量，降低单位造价，提高建设城市户内变电站的效益。常见的户内型变压器的布置方式有一体式、水平分体式和上下分体式。当容量较大时，一体式变压器体积较大，不宜放置在户内，因此户内变电站的主变布置方式多采用分体式，其中水平分体式最为常见。同时，全户内变电站更接近于居民住宅区等对噪声敏感的区域，主变压器选择的关键因素是散热和降噪，变压器位于建筑内，如何较好地散热并降低变压器噪声影响是户内变电站设计的关键之一。采用变压器本体和散热器分
电力与能源 2018年6期2019-01-16
- 110kV扩大内桥接线备自投设计
L、3DL带#1主变、#2主变；#2进线通过2DL带#3主变；4DL为热备用。（2）#2进线通过2DL、4DL带#2主变、#3主变；#1进线通过1DL带#1主变；3DL为热备用。（3）#1进线通过1DL、3DL、4DL带#1主变、#2主变、#3主变；2DL热备用。（4）#2进线通过2DL、3DL、4DL带#1主变、#2主变、#3主变；1DL热备用。2 110kV扩大内桥接线备自投逻辑分析由于110kV扩大内桥接线方式为两线带三变，多数情况下，一期工程只安装
电子世界 2018年10期2018-05-28
- 变电站进线保护动作信号在变压器外部故障处理中的应用
］，调度员仅依据主变高、低后备保护动作信号无法判断变压器外部是单一故障还是多重故障［5］，影响事故处理速度，停电时间较长，造成用户投诉。提出运用变电站进线保护动作信号辅助判断变压器外部故障方法，达到正确快速处理故障目的。1 事故经过1.1 事故前运行方式图1中35 kV昌阳站为故障变电站，110 kV姜山站35 kV昌阳线、35 kV耐克森站35 kV昌森线为35 kV昌阳站进线，35 kV韩亚线为35 kV昌阳站出线，为客户韩亚重工供电。图1 35 kV
山东电力高等专科学校学报 2018年1期2018-05-07
- 500kV主变压器高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路设计分析
07）500kV主变压器高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路设计分析侯可，柳鑫，张文博，刘霄扬（国网河南省电力公司检修公司，河南 郑州 450007）500kV主变高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路对于整个电网安全、稳定运行十分重要。当主变高压侧断路器失灵动作时，断路器无法跳开，必须要发给主变保护启失灵开入，然后通过非电量保护跳开主变高、中、低三侧断路器，从而防止事故范围扩大。然而，目前大部分500kV变电站由于主变保护厂家不同、型号不同以及设计单位不同
中国设备工程 2017年15期2017-08-10
- 主变压器非电量保护误动原因分析及预防措施
157015)主变压器非电量保护误动原因分析及预防措施白国钢(华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂，黑龙江 牡丹江 157015)针对某电厂#9机组非计划停运事故，通过试验分析及检查，发现绕组温度控制器中的一体化变流器烧损，绕组温度异常升高，造成非电量保护误动，主变压器出口开关跳闸，最终导致机组停机。根据相关标准的要求，将非电量保护由跳闸改投信号，并提出了非电量保护跳闸压板停用后的运行防范措施及处置方案，防止机组非计划停运。主变压器；非电量保护；绕组温度
综合智慧能源 2017年7期2017-07-31
- 220KV变压器低压侧异相两点接地分析
动保护动作，跳开主变三侧开关，造成供电负荷损失。事故变电站电气接线如图1所示。事故后主变保护装置动作信号：#1主变保护屏发“Ⅰ差动”、“Ⅱ差动”、“Ⅰ-Ⅱ差动”动作信号，操作箱上跳闸指示灯亮，220KV、110KV故障录波器启动，220KV4846线路保护启动。2跳闸原因分析由于检查后没有发现主变本体有明显故障点，差动保护范围内的主变三侧引线等一次设备也没有明显的故障点，维护人员在对主变及站内其它一次设备检查后也未能发现故障点，那么，主变差动保护是误动吗？
科学与财富 2017年9期2017-06-09
- 城市轨道交通主变电所资源共享问题研究
)城市轨道交通主变电所资源共享问题研究龚晓冬(上海市隧道工程轨道交通设计研究院,200235,上海∥工程师)为优化利用日益宝贵的城市电力、土地等资源,应在建设规划阶段对线网主变电所(以下简称“主变”)设置进行优化,并有必要开展主变资源共享问题研究。对主变资源共享原则进行分析和梳理,提出了开展主变共享研究的技术路线和值得关注的若干关键问题。最后,结合工程实例,对实施主变资源共享后供电系统的可靠性及经济效益作了进一步分析。城市轨道交通; 网络化; 主变电所;
城市轨道交通研究 2016年9期2016-12-15
- 一起线路故障引起变电站主变全停的原因分析
路故障引起变电站主变全停的原因分析张 强 吴绍武 史 达（江苏省电力公司淮安供电公司，江苏 淮安 223002）某变电站35kV线路发生短路故障，引起该变电站两台运行主变全停，全站失电。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。继电保护；短路故障；主变；定值整定1 事故情况介绍2013年8月18日某35kV变电站进线电源线路故障，该站外桥断路器保护动作跳闸后，1#、2#主变后备保护动
电气技术 2016年10期2016-11-08
- 牵引变电所主变自投失败的常遇故障分析
供电段牵引变电所主变自投失败的常遇故障分析雷 蕾 上海铁路局合肥供电段牵引变电所主变自投程序涉及多台断路器和隔离开关，各种电气、机械故障会引起开关拒动导致自投失败，结合日常检修试验中的经验，全面收集分析主变自投过程中常见的故障和解决措施，积累经验，提高应急处置水平。主变；自投；闭锁；分合闸我段管辖内110 kV普速电气化铁路包含八个牵引变电所，按路局要求，每三个月对所有在运行的牵引变电所变压器进行计划性倒换一次，方法可采取触发主变非电量保护或进线失压保护等
上海铁道增刊 2016年2期2016-04-08
- 一起区外故障引起主变差动保护动作事故的事故分析
一起区外故障引起主变差动保护动作事故的事故分析国网湖北省电力公司检修公司 黄瑶玲 吴 萍 郑 华 戴 迪 刘 浔本文分析了一起主变中压侧线路近区发现单相接地故障，线路保护动作重合成功，而主变差动保护动作主变跳闸的事件。由于主变的抗短路能力不足，引起主变内部故障，发生主变跳闸的事件，笔者通过对事故过程进行详细的梳理和分析，查找出故障原因，提出了改进措施和整改建议。主变保护；短路能力；区外故障1 事件经过及故障前运行工况2016年8月25日16点18分37秒4
电子世界 2016年23期2016-03-12
- 桂林电网主变N-1运行分析
002）桂林电网主变N-1运行分析李燕杰（广西电网有限责任公司桂林供电局，广西桂林541002）主变N-1运行是涉及电网稳定、确保用户是否得到连续供电的安全准则之一，本文分析了桂林电网主变正常运行和N-1等不同运行方式对运行安全、电网接线和负荷分配的影响，为生产运行和电网建设提供了参考依据。主变N-1；N-1-1；负载率1 概述伴随着经济和负荷的增长，桂林电网的网架结构也在不断增强，但尚未形成能够抵御各种风险的网架结构。当桂林电网任一元件因故障退出运行时，
广西电业 2016年12期2016-02-05
- 中石化企业自备电厂110kV系统继电保护常见隐患分析
V变电站#1、2主变后备保护动作，从而跳开#1、#2主变110kV侧101、102开关造成110kV母线全部失电。这显然是不合理的，为使目前情况得到改善，希望从110kV母线保护入手在#1、#2主变，101、102开关跳闸前（110kV母线失电前）使保护作用于跳开母联145甲开关，从而隔离故障母线，保证正常母线的继续运行，缩小停电范围保证电网的相对稳定性和供电可靠性。1 220kV变电站的正常运行方式220kV变电站内的110kV母线为双母双分段接线方式正
电子测试 2015年17期2015-12-03
- 主变冷却系统保护回路分析改进
900)1 概述主变冷却系统是降低变压器温度、减少绝缘老化、提高其使用寿命的主要设备。冷却系统可靠与否直接影响主变压器和系统的安全稳定运行。某水电站主变采用强迫油循环水冷却方式，主变冷却系统保护在主变进行检修做措施时，会由于主变冷却潜油泵2路工作电源消失而引起保护误动，影响主变的安全稳定运行。现针对该水电站主变冷却系统保护回路设计中存在的缺陷进行分析，并提出相应的解决办法。2 主变冷却系统潜油泵控制回路主变冷却系统潜油泵控制回路如图1所示。从图1可知：正常
电力安全技术 2015年1期2015-07-05
- 变电站供电经济运行方式研究与实践
年支出费用（包括主变基本电费和损失电量等运行费用）最低。攀钢冷轧35 kV变电站主要向冷轧厂主轧、镀锌、酸洗生产和能源系统供电，并配有一套国产10 mvar动补滤波（简称：SVC，2009年投运），其三路35 kV电源引自市电业局施家坪变电站，采用单元式接线方式分别经容量为：一台31.5 MVA（1#主变）、两台25 MVA（2#、3#主变）变压器降压为10 kV配出。当攀钢发用电平衡后的购入电量超出限额后，市电业局将按比率收取冷轧35 kV变电站基本电费
冶金动力 2015年9期2015-06-05
- 110 kV 变电站主变风扇冷却系统改造
0 kV 变电站主变为两绕组油浸自然风冷变压器，容量为2×90 000 kVA，110 kV 一次主接线采用双母线接线方式，有5 回110 kV 进线间隔，两台主变日平均负荷在15 万kW 左右。1.1 改造前状态变电站投入运行初期两台主变供电负荷在主变容量的60%左右，主变运行温度在风扇开启情况下保持在60℃以内;逐渐的供电负荷为主变容量的80%至90%间，主变每年有7 个月处于重载状态，4 个风扇散热不够理想，主变上层油温在52℃自启动主变低压侧两个风
云南电力技术 2015年1期2015-03-02
- 基于联络关系的主变故障负荷转供方案
平基于联络关系的主变故障负荷转供方案马 静，马 伟，王增平(新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），北京 102206)针对主变故障后负荷转供过程中联络线路容量不足、主变过载等问题，提出了一种基于联络关系的主变故障负荷转供方案。该方案在配电网正常运行情况下，利用简化的网络拓扑关系形成主变联络关系矩阵及负荷转移区域，当主变因故障或检修退出运行时，基于负荷转移小区容载比对故障主变负荷进行“按需分配”。在分配的过程中，充分计及了联络线路及主变容量约束条件，
电力系统保护与控制 2014年19期2014-08-17
- 某站10 k V备自投装置动作情况分析及讨论
题。下面对有4台主变的梧侣变电站10 k V备自投装置动作情况进行分析和探讨。1 备自投基本原则（1）只有工作电源断开后，备用电源才能投入，防止对进线线路倒送电。电源侧的电压、电流情况为启动合闸的必要条件。（2）母线故障或手动操作切除电源时，备自投装置不应动作。（3）备自投在PT断线时不应误动。（4）备自投只能动作一次，防止系统受到多次冲击而扩大事故。实际采用手动复归的形式恢复对备自投充电。（5）备用电源无压时，备自投不应动作。一般采用有压检测元件，确保在
机电信息 2013年33期2013-10-10
- 基于PSCAD的220k V主变110k V侧单相短路时中性点接地方式分析
占有重要地位，其主变能否安全运行直接影响到整个电网的稳定。我国110kV及220kV系统普遍采用变压器中性点直接接地、部分变压器中性点不接地的方式，这对于系统稳定运行起到了良好效果。但是，随着系统容量的不断增大，当系统内发生接地短路故障时，变压器承受的短路电流冲击也很严重，时常发生烧毁事故。目前，单相短路故障占到系统总故障的80%以上，而且单相短路往往大于三相短路时的短路电流[1]。因此为了更好的保护主变，我们十分有必要对主变中性点接地方式进行科学的仿真分
科技视界 2013年23期2013-08-22
- 桐柏主变模型基于MATLAB的建立及相关仿真
0）1 桐柏电站主变铭牌参数桐柏电站主变高压侧额定电压UH.N=520kV，低压侧额定电压UL.N=18kV，高压侧额定电流为400A，低压侧额定电流为11547A，额定容量SN=360MVA，短路电压百分比Uk%=14.4%，短路损耗Ps=900kW，空载损耗P0=98.5kW，空载电流百分比IO%=0.0524%。主变接线方式：Yg/D11。2 主变相关参数的计算以下参数均在主变低压侧进行计算。主变电阻：主变电抗：主变漏感：主变励磁电阻：主变励磁电抗：
水电站机电技术 2012年4期2012-07-04
- 500kV变电站主变水喷雾演习
321000）主变水喷雾装置作为500kV主变压器防火的主要设备，是500kV主变防火的主要技术措施，为了检验主变水喷雾的功能，必须对主变水喷雾进行演习。本文总结多年主变水喷雾装置演习经验，形成以下演习方案，供同仁参考。1 主变水喷雾演习目的1.1 检验运行人员对主变水喷雾装置的操作熟练程度和应急处理能力，提高运行人员消防技能；1.2 检验主变水喷雾系统（消防水系统、雨淋阀系统、主变现场喷雾系统、主变水喷雾控制系统）的整体功能。2 主变水喷雾演习时间主变
中国新技术新产品 2011年7期2011-12-30
- 和电流应用对旁带主变开关操作的启示
和电流应用对旁带主变开关操作的启示时标 齐国昌 阜阳供电公司，安徽阜阳 2360173/2接线主变及线路保护所取电流均采取和电流。旁带主变开关操作中涉及二次压板投退、主变差动保护短时退出及差动流变端子的切换，操作较繁琐，容易出错，也易造成保护误动。由于在主变开关与旁路开关并列时也采用和电流，因此在旁带主变开关操作时能否采用3/2接线和电流操作步骤以简化旁带主变开关操作步骤。本文从保护原理上进行分析，利用3/2接线主变及线路保护和电流原来，提出旁带主变开关操
中国科技信息 2011年17期2011-11-15
- 浅谈集控运行主变故障的判断及检查
所管辖变电站发生主变故障时如何进行判断及检查。1 主变低压侧开关跳闸以普宁集控管辖220kV铁山站#2主变为例，主变低压侧开关跳闸有三种情况：10kV母线故障、10kV线路故障越级跳闸(保护拒动和开关拒动)、变低开关误动。具体是哪一种情况，我们可以根据集控后台的相关报文来判断。监控过程中，当集控后台报① “220kV铁山站#2主变低压侧502开关跳闸”，②“220kV铁山站#2主变变低复合电压闭锁电流保护动作”，③“220kV 铁山站 10kV××线路过流
科技视界 2011年26期2011-08-15
- 牵引变电所主变差动动作分析及应对措施
供电段牵引变电所主变差动动作造成全所停电 ，对运输秩序影响较大，因此对每一次主变差动动作都应该认真分析，采取相应的措施，防止同样原因再次造成跳闸。1 故障概况2010年7月5日大许家变电所由1#主变倒切至2#主变运行，11时30分大许家牵引所2#主变比率差动动作跳闸，全所停电，电调11点43分远动操作采取越区供电。2 原因分析2.1 直流系统检查直流盘绝缘监察系统检查。合闸母线对地电压 130～134 V，"+"、"-"控制母线对地电压分别为行校验 ，10
上海铁道增刊 2011年1期2011-06-19
- 对主变各侧开关连续跳闸问题的改进建议
77000）1 主变断路器失灵跳闸解析当母线发生故障 (除一个半断路器接线外)，母差保护动作后，对于不带分支且有纵联保护的线路，应利用线路纵联保护促使对侧跳闸(闭锁式纵联保护采用母差保护动作停信；允许式纵联保护采用母差保护动作发信；光纤纵差保护采用母差保护动作直跳对侧或强制本侧电流置零)。对于该母线上的变压器，除利用母差保护动作接点跳本侧断路器外，还应将另一副母差保护动作接点接入失灵保护，实现主变断路器失灵跳各侧。其中，副母差保护动作节点接入失灵保护为反措
中国新技术新产品 2011年2期2011-05-12
- 斗山站主变500 kV开关无短线保护解决方案
站内的1号、2号主变作停役处理，即解开主变高压侧开关至主变的导引线使主变不带电运行。当解开主变的导引线后主变的2只500 kV开关之间没有任何保护，一旦发生故障必然是死区故障。由于500 kV变电站在3个开关串以上时可以不考虑出线闸刀的要求（即不安装短引线保护）[1]，斗山站内6个开关串也没有考虑短引线保护。当主变退出系统时，500 kV系统要求主变开关合环运行，因此必须解决主变2个开关之间失去保护的问题。1 2种增加短引线保护方案方案一。加装2套短引线保
电力工程技术 2011年5期2011-03-15
- 备自投装置进线失压故障工作原理分析
# 进线带1# 主变运行合位: 1QS，1QF，3QF，5QF跳位: 2QS，5QS，2QF，4QF，6QF 2）1# 进线带2# 主变运行合位: 1QS，5QS，2QF，4QF，6QF跳位: 2QS，1QF，3QF，5QF3）2# 进线带1# 主变运行合位: 2QS，5QS，1QF，3QF，5QF跳位: 1QS，2QF，4QF，6QF4）2# 进线带2# 主变运行合位: 2QS，2QF，4QF，6QF跳位: 1QS，5QS，1QF，3QF，5QF5）1#
科技传播 2010年6期2010-04-17