隔离开关未锁定酿成事故

去年夏季一天上午9时许,某厂自备热电站6kV开关室在检修油断路器时,母线侧隔离开关无意中受力突然合闸,造成带电母线三相接地短路,强烈的电弧将高压开关柜烧坏,并将在柜内进行检修的一名电工灼成重伤。 (1) 事故过程 当天上班后,电修工赵某按工作票的内容及要求,做完停电、验电、接地、挂标示牌等安全技术措施后,便进入GG-1A高压开关柜中,开始进行油断路器的检修工作。当他左手抓着隔离开关的操作连杆,右手握住     

隔离断路器对供电可靠性影响分析

该文研究了隔离断路器取代母线侧隔离开关、断路器及线路侧隔离开关对供电可靠性的影响。文中以110k V单母线一进四出的接线方式为例,应用泊松分布表征设备故障分布,建立了常规开关出线和隔离断路器出线的供电可靠性分析模型,模型考虑了母线停电对全站供电可靠性的影响,模型参数通过调研获得,应用该模型计算了不同检修方式和不同计划检修周期下,常规开关出线和隔离断路器出线的总停电检修时间,结果显示,如应用全站同步检修的方式,则采用隔离断路器出线的供电可靠性明显优于常规开关出线,不会因为母线受累停电导致供电可靠性下降。隔离断路器可以推广应用。     

国内科技信息

安全可靠的绝缘罩发电厂和变电所的6～10kV 电气设备停电检修时,靠母线侧的隔离开关拉开后,临时接地线只能挂在高压断路器的上侧,对检修人员工作很不方便。有时可能将接地线碰掉,而当母线侧隔离开关动刀片掉下或人误推上隔离开关时,开关柜的接地线是短路点,造成事故。目前虽在     

发电厂和变电所的电气主接线

多年来,我国大型发电厂、变电所的电气主接线,多采用双母线带旁路母线的接线。这种接线虽有旁路母线和断路器,可不停电检查和检修其它回路的断路器,但配电装置布置复杂,倒换隔离开关的次数多,二次回路需要改接,容易引起误操作而造成严重事故。尤其是母联和旁路共用一台断路器的接线,运行操作更复杂,更易发生事故。运行经验表明,上述接线及单母线分段、桥形接线,很难适应我国电力系统目前和将来发展的需要。国外在二十年代,由于断路器制造质量差,故障率较高,为满足运行可靠性的要求,     

设计缺陷导致变压器压力保护动作跳闸

1故障经过 我公司一座10kV变电站某日按计划进行10kVA段母线设备检修,A段所有变压器全部停运检修,负荷切换至B段母线对应的变压器上。10：06,在10kVB段运行的782变压器144断路器发生变压器超压保护动作跳闸。对782变压器本体及144断路器进行检查,发现144断路器所在的高压开关柜内变压器压力保护信号触点接通,故障信号无法复归。对782变压器外观检查无异常,压力释放阀未动作,变压器无喷油溢油现象。     

开关柜内部设备接触不良缺陷的诊断及处理

1 现场情况 开关柜回路电阻测试是发现柜内设备接触不良的有效方法,其方法是在柜内高压断路器或刀闸(隔离开关)合闸状态下,测试柜内母线位置到开关柜下柜的直流电阻. 2019年1月14日,某110 kV变电站10 kV Ⅰ段母线例行检修及10kV Ⅰ段母线所有开关柜回路电阻测试.测试10 kV董厝线617开关柜整柜回路电阻时,发现C相回路电阻为608μΩ,远大于A相、B相回路电阻.测试数据如表1所示.     

吉林铁东一次变66kV西母线谐振原因

铁东一次变始建于１９７８年,１９８０年７月正式投入运行,后来经过几次改造。１９９５年吉化３０万ｔ乙烯工程上马,该变电所又进行扩建,６６ｋＶ侧为双母线带旁路结线。１　问题的提出１９９７年５月３０日,２号主变二次主西隔离开关与母线接引,母联断路器加装并联电容器。为检修于８时３０分将西母线停电,母差非选。１６时３０分检修工作结束,验收良好。准备恢复双母线运行。一切准备就绪,开始操作。１７时０８分,合上母联东隔离开关Ｇ１,当合上母联西隔离开关Ｇ２时,室内铃响,６６ｋＶ西母线接地灯显示,西母线电压表指示：…     

母线重合闸的使用

<正> 我们徐州电网自78年以来,共发生110KV母线事故5次,1次是带地线合隔离开关,二次是瓷瓶闪络,2次是人为地将导电物掉到母线上造成瞬时性的单相接地故障。其中三次是瞬时性故障,如果使用母线重合闸的话,可以减少60％对用户的停电机会。常见的瞬时性故障如:因空气污秽,其中含有损坏绝缘的气体或固体而导致母线绝缘子和断路器套管的闪络,通过动物(如蛇、黄鼠狼等)身体的对地放电,大风刮起的导电物掉落在母线上,以及检修或施工中将导电物掉落在母线上引起的短路,运行人员的误…     

发电机双卷变压器组接入旁路问题探讨

一、问题的引出火力发电厂设计技术规程第180条规定:发电机变压器组的高压侧断路器一般不接入旁路母线。黄埔电厂3号机4号机是发电机变压器组的单元接线方式,原主结线没有接入旁路,220千伏侧采用的是SW_6型少油断路器。根据运行单位反映,这种断路器投入运行后,渗油情况较严重,停电检修机会较多。为了减少因220千伏主断路器检修而使发电机变压器组停电的机会,单元接线接入旁路的问题就提出来了。     

户内10kV高压开关柜常见电气故障与处理方法

高压开关柜广泛应用于变配电系统中,对电路起着控制和保护作用。高压开关柜内的部件主要有高压断路器、高压隔离开关、高压操作机构,高压柜一旦出现故障,会造成大范围停电,只有准确的判断故障类型、故障原因,并及时检修,才能缩短停电时间。     

采用综合诊断确定断路器检修周期

<正> 我国在电力系统中记录断路器开断和关合短路故障的电流值的仪器中,虽已研制出10kV记录仪,但110kV以上电压等级的断路器仍没有专用记录装置。断路器的检修周期是根据开断短路电流的次数来确定。一般110kV少油断路器,当开断短路电流6次就得临时检修一次。这就普遍存在着检修周期短,检修量大,劳动强度高等问题。同时,也存在着停电难问题。即使是同意停电检修,系统被迫改变运行方式,压减负荷,甚至系统解裂运行也很不经济。显然,仅用开     

调控一体化后的母线全停操作方案优化

<正>为配合变电、线路、一次、二次等各专业检修要求,提升检修过程中检修及操作人员的安全性,国网湖南省电力公司提出在变电站检修中采用整组母线全停的检修模式,随着这一检修模式在全省的推广,有效降低了单一设备的重复停电率,降低检修过程中的风险,并为检修工作的集约化提供了条件。目前,湘潭地区范围内拥有500千伏变电站1座、220千伏变电站12座、110千伏变电站47座,110千伏及     

旁路切换操作中断路器通断的有效判断方法

1电流表无指示的异常现象 双母线变电所设置旁路断路器是为了替换待检修的线路(或主变)断路器,避免了因线路(或主变)断路器检修而停电造成的损失.所以容量较大的变电所大都设有旁路母线和旁路断路器.实际运行中,在旁路断路器替换的操作过程中,旁路断路器与被替换的断路器处在并联工作状态,两套断路器通过的电流理应为被替代线路电流的一半,但却经常出现旁路断路器回路电流表无任何指示,而指示灯和现场观察显示牌为合闸.我局海盐变电所110 kV、双山变电所220 kV都曾多次出现这种情况,特别是在线路负荷较轻的时候更是如此.按规定,旁路断路器合闸后,指示灯亮,旁路断路器电流表有指示,现场观察显示牌翻转,三者缺一,不能继续执行下一步操作.在恢复线路断路器运行的倒闸操作过程中,有时也遇到线路断路器电流表无任何指示,这就给运行操作带来了麻烦,有时只得借助于二次继电保护和远动信息加以旁证,确认后才继续操作.当旁路断路器回路或线路断路器回路电流表无指示而接着执行下一步操作,实际上是带有误操作的风险.     

某火电厂给水泵真空断路器故障原因分析

真空断路器是发电厂的重要电气设备,如果真空断路器缺陷严重,容易造成事故越级,导致厂用母线停电、机组停机.针对6 kV真空断路器故障情况,分析了真空泡部位发生炸裂的原因,对真空断路器真空度降低的隐性缺陷提出了具体的防范措施,为电力系统运行、维护、检修人员提供参考.     

信息

小型化开关柜可以满足各种接线方案。如双母线、单母线、单母线带旁路等,并容易扩展。高压部分零件可简易维护、免检修、安全性能高。其断路器及部件电气和机械性能的指标值达到更高,一般断路器在10年内免检修,机械寿命达30000次,额定短路电流开断次数可达100次。     

500 kV母线保护技术改造方案应用探讨

500 kV变电站承担重要供电任务，一般不允许母差保护长时间退出运行。以重庆电网某500 kV变电站500 kV母线保护为实例，介绍了500 kV母线保护装置两种不同的改造技术方案。500 kV 母线一次设备停电方式，500 kV I母或II母上所有边断路器均停电，两套500 kV母差保护装置同时退出运行进行技术改造；改变电网运行方式与潮流分布，500 kV 母线一次设备不停电，结合边断路器轮停，两套500 kV母差保护装置轮停进行技术改造。对两种方案的优缺点及适用性进行了比较。     

两起由误合母联断路器引起的双电源供电故障

1系统结构 某单位10kV供电系统如图1所示,由两路电源供电,采用单母线分段接线;低压供电采用双母线分段接线。正常运行方式为：10kV双电源同时供电,每条进线各带一段母线,两条进线互为备用,采用母联断路器备自投方式。当两10kV电源中任意一路停电,停电侧电源进线断路器断开,     

基于3-正则图的无母线一个半断路器(3/2)接线

传统一个半断路器(3/2)接线是目前广泛应用的高可靠性接线形式,但当发生"双重故障跳闸"或"停电检修+故障跳闸"等"N-2"情况时,该接线其他在运行状态的外部回路之间可能不再连通,这将威胁关键联络通道的畅通,并可能引发连锁跳闸事故。该文提出一种去中心化的基于3-正则图的无母线一个半断路器电气主接线的原理图和布置图,在降低建造成本的情况下消除上述传统接线的连通性问题。该新型接线的"断路器单元数/外部回路数"和传统一个半断路器接线相同(均为1.5/1),且不设置母线,不仅避免了作为重要汇聚点的母线失电造成的影响,而且还避免了母线相关一二次设备投资。新型接线每个外部回路均通过3个断路器单元与之连接,故当任意2个外部回路退出运行时,其他在运行状态的外部回路之间仍然保持连通,这表明新型接线提升了电力系统在"多重故障跳闸"和"停电检修+故障跳闸"等特殊情况下的可靠性,消除或降低了不良连锁效应发生的可能性。最后,将新型接线与两种传统的高可靠性接线(双母线双分段接线、传统一个半断路器接线)在造价、可靠性等方面进行对比分析,表明,新型接线在技术和经济方面有显著优势。     

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。     

220kV双母线PT电压二次并列运行方式分析

分析了220kV变电站220kV双母线运行PT停役或检修时电网运行方式的安排,重点分析了断路器失灵保护回路对PT电压二次并列运行方式的影响及可能存在的问题,提出了220kV双母线PT停役或检修情况下安全可靠的电网运行方式方案。