110kV变电站35kV母线失压分析

案例1 高空抛掷保安线导致220kV母线失压3月17日，某750kV变电站2号主变压器、220kV III段母线停电检修，1号主变压器运营，220kV I、II、IV段母线运营，IV段母线带220kV凤阳双线和凤嘉双线运营。

18时20分，某送变电施工人员在检查220kV I、III段母线分段间隔靠III段母线侧绝缘子连接螺栓及销子时，高空作业车停放在I、III段母线分段母线间隔，施工人员柴××向高空作业车车斗抛掷个人保安线，现场监护人员发现后及时制止，柴××不听监护人员制止，再次向高空作业车车都内抛掷个人保安线，在抛掷过程中因安全距离不够，引起IV段母线下方凤阳一线23833刀闸动触头对分段间隔22533刀闸至III段母线连接线放电，IV 段母线差动保护动作，跳开220kV凤阳一线、二线、凤嘉一、二线，220kV昭阳变电站、嘉润变电站、嘉润电厂3各厂站全停。

试分析该起事故中违章行为。

（1）高处作业人员未使用绳索传递工具，擅自在带电设备区向高空作业车车斗抛掷个人保安线。

违背变电《安规》18.1.13“禁止将工具及材料上下投掷，应用绳索拴牢传递，以免打伤下方作业人员或击毁脚手架”规定。

（2）现场违章制止不力。

违背变电《安规》4.5“任何人发既有违背本规程状况，应及时制止，经纠正后才干恢复作业”规定。

（3）工作负责人对作业人员安全教诲和危险点交底不到位。

违背变电《安规》6.3.11.2 “工作负责人（监护人）：c）工作前，对工作班成员进行工作任务、安全办法、技术办法交底和危险点告知，并确认每个工作班成员都已签名”；6.5.1“工作允许手续完毕后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工作内容、人员分工、带电部位和现场安全办法，进行危险点告知，并履行确认手续，工作班方可开始工作”规定。

案例2 误入线路侧带电开关柜触电灼伤3月18日，某110kV变电站2号主变压器带35kV II段母线运营；35kV I段母线及电压互感器、狮桥341开关、南极347开关及线路处在检修状态，备用345开关、1号主变压器301开关、仙霞343开关处在冷备用状态，仙霞343开关柜线路侧带电。

110kV变电站全站失压原因分析2005-03-28上午，某供电公司检修工区组织有关班组对某110 kV变电站2号主变及2号主变的3侧(110，35，10 kV)断路器、110 kV西母141断路器和10 kV II母设备进行春检，并对110 kV 进线(141和142进线断路器)备自投装置进行爱护自投功能调试，相关一次接线如图1。

1 事故经过09:25，在变电站主控室里工作的继电爱护班副班长刘某检查110 kV备用电源自投装置的压板在退位，投入把手在“停用”位置，于是刘某将110 kV备用电源自投装置的投入把手打在了“投入”位置，同时在端子排上短接了142断路器的CT电流回路(由于142断路器处在运行状态)，拉开了备自投屏上的电压小开关，备自投装置液晶显示以上操作状况正常。

为了确保备自投装置出口继电器正确动作，刘某按事先工作计划接入模拟断路器装置以代替正在运行的142断路器。

同时，刘某支配班里的其他两人协作将模拟断路器装置的沟通电源接好，由刘某将备自投装置的142断路器跳合闸线甩开，预备接模拟断路器的跳合闸线，以实现备自投爱护装置的自投功能。

约09：35，刘某检查142断路器在合闸位置，其测控屏上的控制电源小开关也在合位，故确定备自投装置接至142断路器的跳合闸线(套头编号为33与3)有电，必需打开后才能模拟试验。

当刘某在端子排上依次打开142断路器的这两根跳合闸线时，突然听到了变电站主控制室里的警报声。

这时142断路器已经跳闸，该110 kV变电站因春检留下的唯一电源失去，造成了全站失压的严重后果。

2 全站失压原因分析事故后调查表明，该变电站142断路器及线路、1号主变和35 kV 线路、10 kV线路及其它设备没有任何故障，并且当每天气晴朗，不具备142断路器跳闸的任何条件。

进一步调查分析，初步确定事故原因是：刘某在端子排上依次打开这两根跳合闸线3与33时，没有用绝缘胶布包好这两根线。

在刘某打开跳闸线33(带直流负电)时，线头遇到端子排上的直流正电源，导致142断路器掉闸，造成该110 kV 变电站全站失压。

２２０ｋＶ主变跳闸及３５ｋＶ母线失压事故分析及防范措施杨　鑫　黄佳林　陈　懿（国网上海市电力公司超高压分公司）摘　要：本文介绍某２２０ｋＶ变电站２号主变第一、二套接地变零序过流保护动作，导致２号主变跳闸；３５ｋＶ二／三段分段自切后加速动作，自切动作不成功，导致３５ｋＶ三段母线失压。

分析继电保护装置动作情况及一次设备检查情况，制定相应反事故措施及注意事项，减少类似事件的发生。

关键词：接地变零序过流保护动作；主变失电；三段母线失压；自切零序后加速动作０　引言２２０ｋＶ主变在电力系统电力变换中处于重要的地位，电压等级高、容量大的变压器，一旦发生故障，将造成重大影响，严重时甚至会引发爆炸，对附近居民社会生活以及企业发展带来十分严重的后果。

为保证变压器长期安全稳定运行［１ ４］，降低变压器故障发生，提高变压器运维质量，防止设备事故，避免重大经济损失具有极为特殊的意义。

１　系统运行方式介绍变电站２２０ｋＶ为双母线带旁路接线方式［５ ６］，２２０ｋＶ母联合位双母线并列运行，３５ｋＶ母线分段运行。

２号主变２２０ｋＶ副母运行容量为１５０ＭＷ，３５ｋＶ侧分别送三、四段母线。

故障时该变电站未许可工作票，未执行倒闸操作票。

２　事故简况及原因分析２ １　事故简要过程２０２２年１１月１０日１４：１０：５７ ６３９，２２０ｋＶ变电站２号主变第一、二套接地变零序过流Ｉ段保护动作，２号主变３５ｋＶ三、四段开关分闸；２号主变第一、二套接地变零序过流ＩＩ段动作，２号主变２２０ｋＶ开关分闸；二／三段分段自切零序后加速动作，三段母线失压。

具体保护动作情况见表１。

表１　保护动作情况时间动作情况１４：１０：５７：６５３２号主变第一套、第二套保护启动１４：１１：０１：６５９２号主变第一、二套保护接地变零序过流Ｉ段动作（续）时间动作情况１４：１１：０１：６８１２号主变３５ｋＶ四段开关分闸１４：１１：０１：６８３２号主变３５ｋＶ三段开关分闸１４：１１：０１：７６４３５ｋＶ张啦３Ｇ３８４保护启动１４：１１：０２：００７３５ｋＶ张绩３Ｇ３８１保护启动１４：１１：０２：１５９２号主变第一、二套保护接地变零序过流ＩＩ段动作１４：１１：０２：１７０２号主变２２０ｋＶ第一、二组出口动作１４：１１：０２：１９５２号主变２２０ｋＶ开关分闸１４：１１：０６：０６６３５ｋＶ四／五分段自切动作１４：１１：０６：０７０３５ｋＶ四／五分段自切合分段动作１４：１１：０６：１３４３５ｋＶ四／五分段开关合闸１４：１１：０６：２０８３５ｋＶ二／三段分段自切动作１４：１１：０６：２２７３５ｋＶ二／三段分段自切合分段动作１４：１１：０６：２７７３５ｋＶ二／三分段开关合闸１４：１１：０６：４９３３５ｋＶ二／三段分段自切后加速动作１４：１１：０６：５１７３５ｋＶ二／三分段开关分闸２号主变第一、二套接地变零序过流Ｉ段保护动作，２号主变３５ｋＶ三、四段开关分闸，故障点未切除，３５ｋＶ三段母线出线张啦３Ｇ３８４、张绩３Ｇ３８１线路保护启动；０ ５ｓ后２号主变第一、二套接地变零序过流ＩＩ段动作，２号主变２２０ｋＶ开关分闸，故障电流切除。

一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压事故的原因分析及备投改进措施福建西部山区大多数变电站会有当地小水电接入上网，而春夏季节往往伴随有强降雨、雷电、台风等恶劣天气，因此山区电网线路在恶劣天气下跳闸现象频发。

在有多路电源和地方小水电接入的变电站，常规备自投方案难以适用，进线备投需要进行优化改进。

本文通过一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压的事故，充分进行原因分析，提出了在小水电接入的山区变电站的备投改进方案和措施。

标签：进线备投;小水电接入;线路联跳1.事故过程1.1事故前运行方式时间为2019年4月下旬，该山区变电站A变为35kV变电站，两台主变低压侧分列运行，35kV为单母线方式，35kV白展线303、35kV白罗线305接当地小水电上网运行，35kV吉沙线304接110kV 变电站B变处于运行状态，35kV 白苏线306接110kV 变电站C变正常处于热备用状态。

35kV备自投型号为PSP641U备自投装置，采用进线备投方式为1DL（35kV 吉沙线304）、2DL（35kV白苏线306）互为进线备投方式，联跳2条35kV小水电上网线路（白罗线305、白展线303），联跳5条10kV小水电上网线路。

3DL 因无35kV母分开关，按合位接入装置。

1.2事故发展过程（1）15时39分，110kV变电站B变35kV吉沙线303开关距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸未动作;35kV小水电带35kV变电站A变孤网运行。

（2）15时49分，35kV变电站A变35kV母线失压。

5355毫秒后，A变35kV进线备自投开始动作，跳吉沙线304开关，联跳白展线303开关、白罗线305开关，但是白苏线306开关未合上，现场有“闭锁备自投”信号，备自投动作后又失败。

（3）15时50分，调度通过遥控对35kV吉沙线送电，35kV变电站A变35kV 母线恢复运行，整个事故导致A变35kV母线失压53秒。

110kV变电站直流全失事故分析与建议孙羽发表时间：2018-08-20T10:16:48.170Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者： 1孙羽 2亢建明[导读] 摘要：变电站直流系统是为变电站内信号设备、保护／自动装置、事故照明、应急电源及断路器分／合闸操作提供直流电源的重要设备，是整个变电站的“心脏”。

作为变电站的独立电源，变电站直流系统不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下保证后备电源———蓄电池继续提供直流电源。

变电站直流系统的可靠性、安全性直接影响到电力系统供电的可靠性和安全性。

本文浅析110kV变电站直流全失事故分析与 (国网忻州供电公司山西省 034000) 摘要：变电站直流系统是为变电站内信号设备、保护／自动装置、事故照明、应急电源及断路器分／合闸操作提供直流电源的重要设备，是整个变电站的“心脏”。

作为变电站的独立电源，变电站直流系统不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下保证后备电源———蓄电池继续提供直流电源。

变电站直流系统的可靠性、安全性直接影响到电力系统供电的可靠性和安全性。

本文浅析110kV变电站直流全失事故分析与建议。

关键词：直流全失；110KV变电站；单系统108接线方式引言本文针对一起110KV变电站直流全失事故进行分析，对110KV变电站直流系统的两种主要接线方式进行了介绍和对比，提出了110KV 变电站直流系统应采用单系统1008接线方式的建议。

1事故经过及原因分析以下是某110kV变电站直流系统接线方式如图1所示。

380V交流电源通过5个充电模块（MK1～MK5）整流为242V直流电源送到合闸母线（＋WO），再通过硅链降压装置降压为220V直流电源送到控制母线（＋WC），最后送给馈线输出（负荷）。

－WC为直流系统负母线。

蓄电池组为2V300A•h的阀控式密封铅酸蓄电池，共108节。

2016年3月25日，该站发出告警信号，现场查看后确认为站内直流电源消失。

一起变电站蓄电池故障造成全站失压的事故原因分析及解决方案摘要：在变电站中，直流系统是核心，为断路器分、合闸及二次回路中的继电保护、仪表和事故照明等提供能源。

而在直流系统中提供能源的主要是蓄电池，它相当于变电站整个二次系统的心脏，为二次系统的正常运行提供动力。

因此，蓄电池的稳定性和在放电过程中，能提供给负载的实际容量对确保电力设备的安全运行，具有十分重要的意义。

关键词：变电站;直流系统;蓄电池组变电站直流系统是变电站内独立的电源，它为继电保护、控制信号、自动装置、计算机控制系统、断路器的操作、通信以及事故照明提供可靠的操作电源。

而在变电站直流系统中提供能源的主要是蓄电池，蓄电池相当于变电站整个二次系统的心脏，为二次系统的正常运行提供动力。

正常时直流系统中的蓄电池组处于浮充电备用状态，当交流失电时，蓄电池迅速向事故性负荷提供能量。

如，各类事故照明、交流不停电电源等，同时也必须可靠提供事故停电时的控制、信号、保护、通信等重要电源，蓄电池组的运行状态，决定了变电站直流系统的稳定性。

本文通过一起典型的因单体蓄电池故障造成的全站失压事故的分析，指明了蓄电池组的日常检查、维护的重要性。

1.某110Kv变电站失压案例分析2012年10月6日10时53分08秒796毫秒，某变电站110Kv卫马线39号杆由于事故车辆碰撞，造成线路两侧零序保护Ⅱ段保护动作，接地距离保护Ⅱ段动作，两侧断路器跳闸，全站失压。

直流系统由蓄电池供电，10时53分11秒725毫秒，蓄电池组107号蓄电池故障，导致蓄电池系统开路，造成全站直流系统失压，110Kv进线备自投保护装置失电未动作，某110Kv变电站全站失压。

1.1保护动作情况分析2012年10月6日10时53分08秒796毫秒，某110kV变电站卫马线112线路保护动作，零序Ⅱ段出口（定值=6.8A0.3S），自产零序电流大小为9.550A，（反映到一次2292A）二次零序电流满足零序Ⅱ段动作条件；10时53分08秒801毫秒，112线路保护动作，接地距离Ⅱ段出口（定值=1.46欧0.3S），测控阻抗为1.038欧，阻抗大小满足接地距离Ⅱ段动作条件，断路器跳闸。

母线失压事故的分析及处理摘要：本文结合母线失压事故的相关案例，全面分析了母线失压事故的原因，归纳了母线失压事故原因的判断流程和事故处理流程，并在此基础上提出了事故处理方法和预防措施。

关键词：母线失压事故处理母线是发电厂，变电站的神经枢纽，是电气元件的结合点。

母线故障失压将直接影响到电网安全稳定运行，本文就母线失压相关问题进行交流与探讨。

母线失压事故的原因及判断1.原因分析母线失压的原因归纳起来一般为：（1）天气原因：造成母线间隔线或瓷瓶放电（2）开关原因：母线侧开关内部缺陷造成母线故障或母线上某开关拒动后启动失灵保护（3）保护动作：母差保护或失灵保护误动作（4）误操作：导致母线故障停电，如误挂地线，错拉开关等2.原因判断（1）根据保护动作情况及事故后的母线方式进行初步判断。

假设某站母线发生故障，母线接线方式为双母线接线，线路保护配置为----闭锁式的CSL101及LFP901型微机保护。

在此基础上分析母线故障后的保护动作情况及事故后的母线方式。

若母差保护动作，显示单项故障，跳开本侧母线所有开关，线路对侧开关跳闸后重合成功，可初步判断母线发生单项短路故障。

若母差保护动作，显示相间故障，故障母线侧开关及线路对侧开关均在断开位置，可初步判断母线发生相间短路故障。

若母差保护动作，显示单相故障，故障母线侧开关在断位，对侧某一线路开关跳闸后重合不成功。

此时，应该考虑跳闸线路母线开关和线路CT间是否存在故障。

若线路保护动作，显示故障，同时伴有失灵保护动作，可初步分析为线路故障，母线开关拒动并导致母线失压若母差保护动作，2条母线同时跳闸，可能是母联死区故障或母线发生相继故障(2)结合其他信息综合判断，母线失压后，调度人员除应及时了解事故场站的保护动作情况外，还应询问周围场站的录波器是否启动，相邻线路保护有无高频呼唤等情况，以此判断一次设备是否发生短路故障，并排除保护误动的可能性。

班人员应充分利用一切信息，综合故障发生的声音，火光位置及保护动作情况，初步判断故障相及故障点，并迅速组织人员检查。

母线电压消失如何处理发生母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号、继电保护及动作情况来判断母线电压消失的原因。

（1）如因线路故障引起的越级跳闸使母线电压消失时，值班人员应按断路器机构失灵和保护拒动引起的越级跳闸分别处理。

（2）如因母线短路或由母线到断路器之间的引线发生的短路引起母线电压消失时，值班人员应将故障母线隔离，将线路尽快倒至备用母线或无故障母线，恢复供电。

（3）若母线失压是因母差保护误动引起，则在检查设备无任何异常后，可以用母联断路器向停电母线充电。

（4）若单电源变电站无电，而本站的断路器、继电保护、电器设备均无异常时，不必进行任何处理及操作，在通知值班员后，等候来电，值班人员应使直流电压保持正常。

３５ＫＶ单相接地的故障处理现象：运行中“３５ＫＶ１段母线接地“光字牌亮，警铃响，电压表A相为零，其它两相为线电压。

分析：从故障现象来看，为３５ＫＶ１段母线有永久性接地。

电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。

而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。

处理1：１）根据现场现象作好记录，汇报调度；２）根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断；３）对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施（穿绝缘靴，戴绝缘手套）；4）若站内设备的问题，，则有可能是某线路接地故障，报地调，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止；5）做好安全措施，待来人处理。

处理2：这是35KVI段母线金属性接地，接地相的电压为零，非接地相的相电压升高1,732倍，也就是相电压上升为线电压；1，检查35KV母线，高压电动机，35KV开关接线等是否有小动物；2.检查35KV母线PT高压侧保险是否熔断；3.检查所有高压设备，瓷瓶，刀闸等待是否有放电现象；4.以上检查均正常时，可以采取转电源的方法查找出具体的接地点，在进行转电源查找接地点时如果有备用电源，可以将备用电源投入运行，以防停电的时间过长。

110 kV智能变电站备自投保护用母线电压的分析发布时间：2022-10-24T05:37:36.405Z 来源：《当代电力文化》2022年6月12期作者：陈宇[导读] 110 kV智能变电站需要有备用电源作为自投装置，从而检测和维修变电站故障，在110 kV智能变电站的备自投保护断开之后,可以及时地进行反应，自动应用备用电源，陈宇广东电网有限责任公司广州供电局变电管理二所广东广州510000摘要:110 kV智能变电站需要有备用电源作为自投装置，从而检测和维修变电站故障，在110 kV智能变电站的备自投保护断开之后,可以及时地进行反应，自动应用备用电源，保证110 kV智能变电站的正常工作，同时也需要有备自投保护用母线的电源投入工作,才可以在进行智能化管理。

在此过程中，双母线接线有较强的特殊性,110 kV智能变电站的备自投保护用母线会发生一定的改变，才可以适应灵活的接线形式,提高110 kV智能变电站的可靠性，加强电力系统的安全性和经济性。

关键词:110 kV智能变电站；备自投；保护用母线；电压分析回线和两回线路以上的多回供电线路改造,通过增加备用线路能够进一步提高可靠性,而其可以自动投入使用,这样的装置便是备自投。

近年来，我国110 kV智能变电站经常会出现一些事故问题，很大程度上也会影响用户的用电质量。

电力企业应当探索更加高效的备自投保护方法，完善变电站的架构,减轻110 kV变电站运行负荷,降低变电站发生故障断电的可能性,才可以保证110 kV智能变电站的稳定运行。

在此过程中，如果母线故障被母线保护切除,备自投就可以动作于合闸,使变电站的断路器合闸于故障。

一、110 kV智能变电站备自投保护用母线概述及优势1.110 kV智能变电站备自投保护用母线基本原理备自投设备是备用电源在主电源被断电之后,立即取代主电源的功用,自动的投入使用的一个电力能源装置,一般包括分段备自投、主变备自投及线路备自投。

某110kV变电站35千伏母线失压事件分析【摘要】本文举例了母线失压事件工况及经过，并分析事件原因，可供同行参考。

【关键词】35千伏；母线失压；故障电流；饱和畸变1.事件前电网运行工况（运行实时工况等）事件发生时气象及自然灾害情况：气温：23℃，晴。

（1）110kV文昌站由110kV东文线、迈文线供电，#1、#2主变并列带35kV母线、10kV母线运行，35kV母线带35kV昌文线、文潭线（载潭牛站负荷）、石壁线（载石壁站和蓬莱站负荷）、文东线（载东阁站负荷）、清澜线（载清澜站负荷）运行。

（2）因110kV会文站#2主变计划于9月17日停电预试定检，且会文站#1主变是双绕组，所以将35kV石壁站、蓬莱站由会文站转至110kV文昌站供电。

（3）如果将35kV清澜站转由35kV清郊线、35kV东阁站转由35kV 昌教丰线供电，由于这两个站电源点均在110kV东昌线，将会增加110kV东昌线近11.75MW的负载（清澜站9MW，东阁站2.75MW）。

假如发生110kV东昌线跳闸，损失负荷约43MW，约占文昌电网负荷的27.9%（全网负荷约154MW），可能构成二级以上的事件，所以文昌县调没有安排将文昌站的35kV清澜站和35kV东阁站转移出去。

事件前运行方式2.事件经过2022年9月16日，由于110kV红旗站35kV红坡线计划停电工作，方式安排将35kV三门坡站、甲子站负荷转由110kV文昌站35kV 昌文线带，7时59分，操作将35kV东昌站35kV东子坡线开关由热备用转运行时（合环操作），在开关合上瞬间，35kV东子坡线东昌站开关A相支撑套管爆裂（相关照片详见附件1）。

7时59分04秒，35kV东子坡线两侧保护动作跳闸，线路重合不成功，后加速动作后，故障点仍然没有从系统中隔离出来。

7时59分06秒693毫秒，文昌站35kV昌文线限时速断保护跳闸。

7时59分06秒650毫秒，文昌站#1主变中压侧过流II段跳闸。

110千伏变电站全站失压事故分析1 初步情况2012年9月21日15时11分，观音堂站110千伏双母线失压，全站三电压等级、六条母线全部失压，失压时间长达32分钟，失去负荷时间长达41分钟，由于供电范围广，涉及4个乡镇，造成社会影响与电量损失较大。

2 设备基本情况Ⅰ、Ⅱ启音线是220千伏启夏变电站至110千伏观音堂变电站的主供线路。

Ⅰ启音线全长16.62千米，Ⅱ启音线全长9.63千米。

观音堂站Ⅰ启音2保护装置为许继WXH-811A/1/R1保护装置，保护配置为Ⅲ段相间距离保护、Ⅲ段接地距离保护、Ⅳ段零序方向电流保护、重合闸和低周减载。

Ⅱ启音2保护装置为深圳南瑞PRS-753DAZ保护装置，保护配置为光纤纵差保护，Ⅲ段相间距离保护、Ⅲ段接地距离保护、Ⅳ段零序方向电流保护、重合闸和低周减载。

110千伏观音堂站事故前为分列运行：Ⅰ、Ⅱ启音线分别供音110千伏南、北母，Ⅰ启音线通过110千伏南母供音1#主变，Ⅱ启音线通过110千伏北母供音2#主变和盛音线；音35千伏母线、音10千伏母线均为分列运行。

3 事故经过2012年9月21日15时11分，110千伏观音堂站全站失压，初步检查发现有以下保护事件：1、电源侧Ⅰ启音1接地距离Ⅱ段、零序Ⅱ段动作跳闸，重合闸动作成功。

2、观音堂站Ⅰ启音2开关、Ⅱ启音2开关跳闸；3、观音堂站10千伏ⅠⅡ分段备自投动作，跳开Ⅱ段进线开关，合上音10千伏ⅠⅡ分段开关；由于电源侧跳闸重合成功，经全力调度，15时43分音1#、2#主变恢复运行，15时52分所有负荷全部恢复。

4 事故分析虽然供电恢复，但一个枢钮变电站，承担着5座35千伏变电站供电，全站失压造成的社会影响极大，必须对事故原因、过程作合理分析，如发现缺陷及时整改，以避免此后重复此种现象。

检查Ⅰ、Ⅱ启音2保护装置的动作信息，Ⅱ启音2报零序过流Ⅲ段动作，零序电流为3.5安培，保护方案的零序过流Ⅲ段动作电流为2.5安培，延时0.6秒。

变电站直流系统失压原因分析及对策措施发布时间：2021-05-08T08:05:22.641Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第1期作者：赵蒲奎[导读] 仅由蓄电池组带母线负荷运行,处放电状态。

告警信息见表1,至3月17日,全站直流系统失压。

国网喀什供电公司 844000摘要：直流母线,分为合闸母线、控制母线、事故照明和事故直流电机用电,以控制母线为例,电压过低或过高将影响保护继电器的运行状态,导致保护部位异常动作或异常报警,进而造成重大损失等。

直流系统故障异常危险,可能使发电厂所有开关不能合闸或不能跳闸,所有继电保护失去作用,各种音响灯光信号不能动作。

当直流系统各负荷全部失去电源〈全厂I、II段母线均失去电源时〉,若此时系统中发生故障,则将易造成设备的损坏。

所以直流母线电压必须控制在一定的范围内,一般控制在220V的±10%之间。

关键词：变电站；直流系统；失压原因；对策措施1故障实例2017年3月15日17点50分左右,山西某110kV变电站运行人员交流屏上进行站变切换操作,17:50:12,变电站后台报“1号电源投入”“2号电源投入”,同时报“交流电源告警”;17:50:13,报“整流器输入空开合闸”,“整流器输入空开跳闸”;17:50:14,报“整流器停机”,之后,仅由蓄电池组带母线负荷运行,处放电状态。

告警信息见表1,至3月17日,全站直流系统失压。

3月17日早晨,运行人员前往该站,将直流屏两路交流输入空开合上,9:04直流屏监控装置“交流输入空开跳闸”告警结束,整流器投入运行。

报警记录如表2。

3月17日10点,直流检修人员到该站检查现场,直流母线电压、整流器及蓄电池电压均为210V,蓄电池处于均充状态,均充电流19.7A。

检查直流屏内没有发现直观异常的放电现象以及短路情况,交流输入空开下侧并未发现有明显短路情况。

3月20日10:30-18:30,直流检修人员对后湾站蓄电池组进行了容量试验,试验结果合格。

毕业设计方案题目35KV线损分析报告学院自动化与电气工程学院专业电气工程及其自动化班级学生学号指导教师二〇一七年三月三十一日35KV线损分析报告摘要：供电企业线损指标是经营管理水平和经济效益衡量的重要指标之一，如何加强35kV及以上电网线损分析，及时调整电网经济运行方式，提出可行的降损措施，不断提高供电企业的经济效益具有非常重要的意义。

关键词：线损；分析；降损措施降低线损是供电企业节能工作的重心，通过对主网网损分析，及时反映各电压等级电网的结构、设备性能情况、用电构成及管理水平，准确查找线损异常因素，减少电量损失，我局通过建立具体的数据录入和分析制度，每月以《广西电网公司线损管理系统》为平台对各等级线损进行统计，其中各级变电站关口数据由变电站值班员在规定时间通过网络及时上报，形成各类线损管理数据库，开展月度的网损分析，每月定期召开分析会，对当月线损情况进行分析，及时提出线损管理工作的问题及下阶段重点工作，下面将举例对网损进行简要分析并提出降损措施。

1网损分析1.1分变分析表一35kV及以上变压器损耗计算结果评估分析表电压等级变电站名称主变编号输入电量kWh损失电量kWh损耗率%上月损耗率%理论损耗率%220kV 高沙变电站#1 4,980,800 96,720 1.94 0.61 0.598 110kV 牛头湾变电站#1 8,522,580 -13,680 -0.16 0.401 0.349 35kV 金窝变电站#1+#2 3,425,870 113,470 3.31 2.58 1.867(1)220kV高沙变电站#1主变的变损率为1.94%，月比上月变损率0.61%增加了1.33个百分点，主要原因是供电量下降所致，供电量月比上月减少了49%，因那前T接龙防工程需要高防线停电三天，高沙变电站负荷转移。

(2)110kV牛头湾变电站#1主变的变损率为负主要原因是抄表误差所致。

(3)35kV金窝变电站主变的变损率为3.31%，月比上月线损率2.58%增加了0.73个百分点，主要原因是受虾塘负荷的影响供电量有了大幅上升，供电量月比上月增加了38%。