JYN型大电流开关柜爆炸原因分析及改进意见

１故障过程我局武林变的两台主变１０ｋＶ进线柜 ,投运以来一直存在触头发热现象 ,１号主变１０ｋＶ小车断路器曾因Ｃ相母线侧触头发热变黑 ,后由厂家更换触头。１９９８年５月运行人员巡视设备时发现２号主变１０ｋＶ断路器触头发热（有红光） ,当时１０ｋＶ负荷为５５５Ａ ,拉出小车发现Ｃ相母线侧动触头严重烧伤 ,对触头进行全部更换。７月 ,２号主变１０ｋＶ负荷１４７０Ａ ,运行人员发现断路器柜门、小车面板温度过高 ,后决定控制负荷 ,同时加强巡视。８月 ,２号主变１０ｋＶ开关柜因发热引起开关柜爆炸。在出现以上现象时 ,曾多次与厂…     

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     

10kV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。     

一起变压器高压侧断路器无故障报警跳闸事故

正公司目前有两路110kV电源进线,向两座110kV变电站供电。1号110 kV变电站有四台110kV/6kV主变压器,6kV侧采用单母线分段运行方式。1号主变110 kV侧气体绝缘组合电器(GIS)进线断路器(以下简称事故断路器)曾在10 d内两次跳闸,而6 k V侧电源断路器却处于正常合闸状态,在微机后台监控系统及主变综合保护     

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。     

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。     

一起因开关柜故障而导致的变压器事故分析

正1故障基本情况某220kV变电站1号主变在某日上午10:47,三侧的开关同时跳开,导致了非常严重的故障。相关人员经过详细检查发现,该35kV主变侧的1台开关柜出现放电现象,电弧致使35kV主变的3号母线发生了短路,波及到了主变,进而烧毁了开关柜中断路器的接线端口,同时开关柜的手车和隔板等部位有明显的被放电痕迹,而断路器绝缘支柱及绝缘隔板等部位发生了非常严重的碳化,严重破坏     

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。     

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。     

一起主变零序套管断裂的原因分析

1现场情况 我单位茨榆坨工区所辖茨二变电站为66 kV/6.3 kV供电变电站,66 kV和6.3 kV均采用单母线分段接线,为中性点不接地系统,一条66 kV进线,两台主变并列运行,每段66 kV母线上各安装一组氧化锌避雷器,66kV变电站主接线如图1所示. 某日雷雨天,中午12:20,2号主变气体保护动作.现场检查发现,2号主变零序套管断裂,变压器油不断流出.汇报调度后拉开二次侧断路器及一、二次侧隔离开关,并做好安全措施.调取监控录像,雷电时监控系统瞬间失电.     

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     

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,     

变电站10kV母线短路电流限制措施分析

随着包头地区各变电站母线短路容量的不断增大,110kV河西变电站（以下简称河西变）和110kV哈业变电站（以下简称哈业变）的10kV三相短路电流值超过了站内运行设备的电流额定值,结合变电站实际情况,分别采取适当的限流措施。如哈业变需在2台主变压器10kV侧各加装限流电抗器,主接线形式不变,限流电抗器的电抗率计算值为8%,可将10kV母线短路电流降至21kA。河西变,由于主变压器至10kV配电室之间距离很短,不能加装限流电抗器,只能考虑将现运行的所有10kV开关柜设备更换为短路开断电流为40kA的设备,才能确保安全稳定运行。     

一起主变低压出口真空断路器典型故障及分析

分析了220kV天缘变电站因主变低压出口10kV真空断路器引发的主变三侧开关跳闸故障。由于真空灭弧室存在缺陷。导致断路器在开断过程中产生重燃过电压,触头局部金属熔化;并对开关柜壳体放电,造成主变差动保护动作、三侧断路器跳闸。建议主变低压出口真空断路器严格执行有关反事故措施,强化真空灭弧室的老炼试验。     

高压开关柜动静触头定位差的分析和解决

<正>1事故情况我单位为基建矿井,现有一座35 k V变电站,变电站两回进线均引自长子110 k V变电站,使用的是JYN1-40.5型35 k V移开式交流金属封闭开关柜。现场主变型号为SZ9-25000,10 kV开关柜型号为KYN28-12,35 k V母线和10 k V母线均为单母线分段接线方式,正常情况下35 k V母联断路器和10 k V母联断路器均处于热备状态。     

信息动态

1 故障基本情况 某220kV变电站1号主变在某日上午10:47,三侧的开关同时跳开,导致了非常严重的故障.相关人员经过详细检查发现,该35kV主变侧的1台开关柜出现放电现象,电弧致使35kV主变的3号母线发生了短路,波及到了主变,进而烧毁了开关柜中断路器的接线端口,同时开关柜的手车和隔板等部位有明显的被放电痕迹,而断路器绝缘支柱及绝缘隔板等部位发生了非常严重的碳化,严重破坏了二次电缆的绝缘外层.此外,检查了35kV主变侧2号母线的避雷器,根据检查结果推测过电压波侵袭导致了开关柜内部的放电现象.分析故障录波图和事项记录表明,事故发生时主变高压侧短路电流为1421A,低压侧短路电流为8 918A,在10:47:19时由于电容器的低电压保护措施发生动作掉闸,主变在10:47:29经历了2.4s的短路电流,之后重瓦斯保护动作,使得主变的三侧开关跳开.     

10 kV户外真空断路器拒分原因分析与处理

正1 现场情况2015年7月22日,某35 kV变电站正在运行的户外10 kV馈线间隔发生故障。该间隔真空断路器保护正确动作,但因断路器拒分,造成该站两台主变低后备保护动作,主变低压侧对应的101、102断路器跳闸,导致该站10 kV母线失压。该站户外10 kV系统采用单母分段接线方式,两段母线之间没有专用的母联断路器,只有一组母联隔离开关用于两段母线的联络。故障发生时,该母联隔离开关处于合闸状态。     

小车式开关柜单元电气闭锁分析

结合变电站现场操作步骤和检修的安全要求,以部分厂家10kV小车式开关柜为例,阐述了出线小车、母线分段小车、主变开关小车、主变隔离小车和接地车的相互联锁的工作原理,比较了其单元电气闭锁流程及特点,对联锁流程作出评价,并总结出一套10kV小车式开关柜操作常规流程,供设计、运行人员参考。     

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。     

一起35kV变电站全站失电事故的分析与处理

35kV泖港变电站采用内桥接线方式,2台主变容量都为10000kVA。10kV系统为中性点不接地系统,单母线分段运行。其一次接线见图1。泖港站正常运行时万厍3662供1号主变及10kVⅠ段母线;隐泖173供2号主变及10kVⅡ段母线;35kV分段自切断路器和10kV分段自切断路器均在投运状态。