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赵庄煤矿110kV变电站RCS-9652Ⅱ型备自投装置功能完善摘要：对于煤矿供电系统来说，任何一次意外停电都会造成矿井无计划停电停风，矿井瓦斯集聚威胁职工生命安全，因此对供电运行的可靠性提出了更高的要求。
伴随而来的是运行方式要可以根据需要灵活的改变，但对于一些变电站的一次主接线方式，自动装置厂家做出的通用型备投逻辑，不能随着运行方式变化自适应，有时甚至自动退出运行。
大大影响了供电可靠性。
该文通过对赵庄110kV变电站110kV侧备自投装置设计分析，改变备自投装置的母线电压输入量的来源，母联TWJ、KKJ信号输入量及接线方式等，在不影响其正常运行方式使用下能满足特殊运行方式下备自投装置工作条件，提高自动装置运行效率。
关键词：备自投；切换后母线电压；KKJ；TWJ1 概述晋煤集团供电公司赵庄110kV变电站担负着高瓦斯条件下的赵庄矿及赵庄二号井两座煤矿的供电任务，矿井对供电系统的可靠性要求越来越高，为保证矿井的安全生产，形成矿井供电系统可靠、结构合理、运行稳定，达到矿井不停电，风机不停风的目的。
对站内原有的110kV备自投方式进行更新和改造，从而满足系统供电的要求，保证矿井安全生产。
2 运行方式分析及备自投方案2.1主接线及运行方式赵庄110kV变电站为双母线主接线方式，110kV侧出现有2条，分别为赵庄Ⅰ回线、赵庄Ⅱ回线，站内有1#、2#、3#、4#、5#五台变压器，如图1所示。
赵庄110kV变电站固定运行方式为110kV 南母、北母并列运行，Ⅰ回进线热备于南母，Ⅱ回进线运行于北母，母联运行。
2.2备自投装置现状现有110kV 系统RCS-9652 II型备自投装置为南瑞早期产品，接线较为简单，装置的输入（1）110kV南母电压、110kV北母电压,作为有压及无压的判断。
（2）赵庄Ⅰ回线线路电压、赵庄Ⅱ回线线路电压，作为备自投动作时判断线路有压的依据。
（3）赵庄Ⅰ回线A相电流、赵庄Ⅱ回线A相电流，防止TV断线后装置误动，同时判断进线开关断开。
案例一、2009年3月17日，××公司220kV竹溪变电站35kV开关柜检修时，一名作业人员触电死亡。
事故简要经过：220kV竹溪变电站35kV开关为室内柜式设备。
3月17日9时01分，在布置完现场安全措施后，9时23分，当值值班员许可35kV 1号电容器361断路器及电流互感器、避雷器开展预防性试验、检修和维护保养，3613隔离开关检修工作。
请对事故原因进行分析，说明违反《安规》的行为：答案：1.刘××在柜内检查时不但对轨道进行外观检查，还试图观察静触头盒或检验活门连杆机构的功能(1分),擅自扩大工作范围(1.5分)。
违反了《安规》“6.3.11.5.b“工作班成员应服从工作负责人（监护人）、专责监护人的指挥，严格遵守本规程和劳动纪律，在确定的作业范围内工作，对自己在工作中的行为负责，互相关心工作安全”的规定(1.5分)。
2.工作负责人、专责监护人未严格履行监护责任，失去了对刘××的监护， (1.5分)。
违反了《安规》“6.5.1工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为。
”的规定(1.5分)。
3. 35kV开关柜手车开关拉出后，有误碰造成隔板打开的可能，但未采取可靠的安全措施(1.5分)。
违反了《安规》“7.5.4 高压开关柜内手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌”的规定(1.5分)。
案例二、2009年8月9日，××供电公司变电运行工区在110kV川口变电站进行线路带电显示装置检查工作中，一名工作人员触电死亡。
事故简要经过：2009年8月7日，××供电公司变电运行工区安排综合服务班进行110kV川口变电站微机五防系统检查及110kV、35kV线路带电显示装置检查工作。
当日，工区副主任王××签发了一张变电第二种工作票，工作内容为“保护室微机五防机装置检查；请对事故原因分析，说明违反《安规》的行为：答案：１．工作班成员赵××在工作负责人宣布工作结束后，擅自返回工作现场，单独进入高压设备区（2分），违反了《安规》“6.5.2所有工作人员（包括工作负责人）不许单独进入、滞留在高压室、阀厅内和室外高压设备区内”的规定(1分)。
110kV变电站继电保护的故障与对策发布时间：2021-08-06T17:04:42.867Z 来源：《中国电业》2021年四月10期作者：刘德凯[导读] 近几年我国电力系统发展进程不断加快，变电站为了提升其运行质量刘德凯连云港杰能新能源有限公司江苏省连云港市 222069摘要：近几年我国电力系统发展进程不断加快，变电站为了提升其运行质量，要结合实际应用要求落实更加系统的继电保护管理模式，从而建立具有时效性的故障处理机制，促进变电站应用工作的全面进步。
在110kV变电站继电保护工作落实的过程中，难免会出现故障问题，为了提升其应用和运行质量，要结合故障问题进行原因分析，并采取具有针对性的处理措施，从而确保继电保护能发挥其实际作用，提升110kV变电站运行的可靠性。
关键词：110kV变电站；继电保护；故障；对策1110kV变电站继电保护的组成结构在110kV变电站继电保护工作中，要借助继电保护单元对被保护设备和元件予以综合分析，结合运行要求落实相应的保护措施，并且能对故障区的问题和故障原因展开分析，从而满足其运行稳定性、可靠性要求。
一般而言，110kV变电站继电保护装置主要分为输入环节、测量环节、逻辑分析环节和执行输出环节，各个环节发挥其不同的作用，从而保证相应工作有序落实。
2110kV变电站继电保护常见故障分析2.1干扰故障干扰故障是继电保护装置运行中比较多见的一类故障，主要是由于静电干扰或电磁辐射干扰所造成的一类运行故障。
在日常使用一些类型的通信装置与设备期间会不可避免地产生一些电磁辐射，由于继电保护装置本身具有比较高的灵敏性，所以这些电磁辐射会影响继电保护装置的正常运行，如使其出现错误动作，进而会对电力系统运行质量带来不利影响。
又或者，电厂工作人员身上本身存在静电，它们会在接触到电路过程中出现放电情况，这样同样可能会使继电保护装置因为错误信号诱导而出现误动情况，进而会对变电站内部电力系统的可靠运行带来不利影响。
某110kV变电站 2号主变跳闸原因分析和防范措施【摘要】近期，112莲东线更换保护测控屏时，1号主变转检修；2号主变高后备保护零序过压动作，跳主变高、中、低断路器三侧。
造成全站失电事故。
【关键词】零序过压跳主变三侧停电1.引言近期，112莲东线更换保护测控屏，1号主变转检修；115东北线接带全站负荷，2号主变运行，10kV I、II母并列运行， 35kV I、II母并列运行。
2.事故发生的原因2019年5月19日16时17分18秒992毫秒，2号主变WBH-813C/R1高后备保护启动，503ms零序电压T1动作，503ms同时跳高压侧、跳中压侧、跳低压侧，零序过电压动作值199.669V（零序过压保护定值，180V，0.5S，跳闸方式为跳主变三侧）。
造成东郊变全站失电13分钟。
事发当时，现场施工调试人员在公用测控屏1 110kV公用测控装置上加采样电压，在Ua、Ub、Uc、Un加电压采样值，与调度对遥测值，二次电压线接线如下图，划开Ua连片、Ub连片、Uc连片，Un未划开。
接线图如下。
图1 公用测控装置接线端子图图2 试验接线端子图上图中，A、B、C三相电压连片划开，N未划开，接线完成后，在继电保护测试仪上电开机的瞬间，测试仪瞬间输出220V交流悬浮电压，导致2号主变高后备保护零序过压动作，跳主变高、中、低断路器三侧。
图3 电压回路原理图试验当时室外181PT改造，造成L630接地、N600未接地，致使2号主变L630、N600误通压跳闸。
3.运维或改造过程中的注意事项（1）<<国家电网公司十八项反事故措施>>中明确规定，电压互感器的N600应在电压转接屏内一点接地，在端子箱内经击穿保险接地，开口三角回路与相电压回路应使用独立电缆，端子箱内击穿保险应定期检验。
（2）电压回路检修时，应进行危险点分析。
由运行申请退出相关的保护压板、断开相关的电压空开，对于无空开开断的电压回路应由作业人员填写二次安全措施票隔离电压回路，防止通压时通入运行设备，误通压造成保护动作。
110kV柘荣变电站二次设备运行规程（试行）二00八年八月目录第一章总则及继电保护有关规定。
（3）第二章后台机系统。
（5）第三章设备保护。
（20）第四章防误装置运行管理规定。
（39）第五章设备事故异常处理。
（40）第一章总则及继电保护有关规定1.1运行管理1.1.1变电站运行人员应熟悉保护基本原理及其接线，熟悉继电保护的运行规定，并按规定对保护进行操作及检查。
1.1.2 保护装置及二次回路的操作须经管辖该设备的调度同意后方可进行。
保护装置的投入或退出由运行人员利用投切压板来实现，须更改控制字及变动二接线应由检修人员进行。
1.1.3 在保护装置及二次回路上工作，开工前，工作许可人必须审查该工作票及其安全措施。
更改定值应有领导批准的定值通知单，并认真按工作票与实际情况做好安全措施，凡可能引起保护装置误动的，应采取有效措施防止误动。
1.1.4 继电保护工作完毕后，变电站运行人员应进行验收，对新投入或经过变更的继电保护状态，变电站运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关事项的核对，无误后方可按调度员指令投入运行。
1.1.5 对正常运行方式的继电保护，自动装置及二次回路在检修前，变电站运行人员应记录原保护投入方式，检修工作结束后按原正常方式投入。
1.1.6 电力设备带电后，不得处于无保护状态，除特殊情况须经本单位主管生产副经理的批准外，保护装置应与被保护的电力设备一起投入运行。
1.1.7 对运行中的继电保护及自动装置，变电站运行人员应认真检查和监视其电源及设备外观是否正常，发现异常应作好记录。
如危及到设备的正常运行的，应立即汇报调度员和运行检修部等相关部门，并按规定积极采取措施，严防误动。
1.1.8 保护动作开关跳闸后，变电站运行人员应进行详细检查。
记录保护动作情况，开关跳闸情况，设备状况等，汇报调度，并作好报表上交变电运行等主管部门。
1.1.9 开关检修、保护定检时，该保护连跳其它开关的压板，其它保护连跳该开关的压板及本保护跳本开关的压板应解除。
2020年增刊河南电力095一起110kV 变电站主变保护跳闸事故分析耿娜娜，苏高峰，王代娟，曹芳铭（国网河南省电力公司新乡供电公司，河南新乡453000）作者简介：耿娜娜（1991－），女，硕士研究生，研究方向为电力电子电力传动。
摘要：针对一起110kV 变电站主变保护误跳四侧断路器事故，从跳闸过程、理论和软件系统方面来分析误跳事故原因，通过调整主变保护定值中的二次谐波制动系数，来消除由于励磁涌流导致的主变保护动作，对同类型事故的处理具有指导意义。
关键词：主变保护；二次谐波制动系数；励磁涌流中图分类号：TM403．5文献标识码：B文章编号：411441（2020）01－0095－020引言主变事故跳闸会对供电可靠性产生重大影响，甚至导致对外限电［1］。
而励磁涌流导致的主变差动保护动作一直以来是学术讨论的热门话题，保护原理及定值的合理选择可以提高保护动作行为的准确性［2］，但某些情况下方案的选择有利也有弊，并不能提供百分百的可靠性保证。
本文针对一起110kV 变电站主变差动保护误跳闸事故，分析故障原因及各开关的动作情况，通过调整主变差动保护定值，来规避此类故障的发生。
1运行工况及故障情况介绍1．1运行工况运行当天该变电站110kV 两条母线并列运行，母联断路器处于合位。
110kV 北母和南母分别有#1和#2两条进线，#1进线处于热备状态。
两台主变三侧分别接110kV 、35kV 和10kV 母线。
1．2故障情况介绍9月6日，该变电站110kV#2进线发生接地故障，对侧变电站线路保护跳闸之后重合，由于故障还存在，加速跳闸。
之后该站110kV 进线备投（LCS －652F ）动作并合#1进线断路器，备自投成功。
此时#2主变比差出口跳四侧断路器，发生主变差动保护误动事故。
2故障录波及动作记录2．1主变保护故障录波#2主变保护动作波形如图1所示。
图1主变保护故障录波图如上波形图中，4侧为110kV 桥侧，2侧为中压侧，3侧为低压侧。
现场施工方案审批表锡林郭勒电力建设有限责任公司现场施工方案审批表阿旗查干乌拉110kV变2号主变扩建工程（一次，二次设备安装）施工方案锡林郭勒电力建设有限责任公司2018年08月施工方案一、工程概况1、本期新上2#主变1台，容量为40000kVA,电压比为：110±8※1.25/38.5/10.5kV，容量比为：100/100/100。
2、110kV部分：本期新建2#主变110kV进线间隔1回，本期新上II段PT间隔1回。
3、35kV部分：本期新建2#主变35kV进线间隔1回。
4、10kV部分：本期新建2#主变10kV电容器1套；10kV所用变1台；10kV氧化锌避雷器3台。
二、计划施工时间计划工作时间：2018 年08 月31日开始至 2018年 10 月30日。
三、施工方案：1.断路器安装本工程安装的110kV断路器为六氟化硫断路器，断路器应按照六氟化硫断路器的施工及验收规范及产品出厂说明书进行安装和调整。
1.1施工组织断路器安装小组由10人组成，组长、技术员、质检员各一名，熟练工5名、辅助工2名。
参加安装人员首先熟悉断路器的安装说明书，熟悉施工设计图。
安装前，技术员和安全员应向安装人员做技术交底工作和安全交底工作。
安装中配备工器具见附表。
1.2六氟化硫断路器安装1.2.1复查基础用经纬仪、水准仪、钢尺复测断路器基础中心距离及高程是否与施工设计图纸相符，用水准仪复测断路器地基高差不超过多2mm，每个基础水平度不超过2mm。
复测之后填写基础复测记录表。
1.2.2安装前检查在业主、监理、厂家、施工单位四方代表同时在现场时对设备进行开箱检查。
开箱前先检查外包装应无残损，设备的零件、备件及专用工器具应齐全，且无锈蚀和损伤变形。
开箱检查：绝缘件应无变形、受潮、裂纹和剥落。
瓷件表面应光滑、无裂纹和缺损，铸件应无砂眼。
充有六氟化硫等气体的部件，其压力值应符合产品的技术规定。
断路器的零部件应齐全、完好、清洁。
黄化东部电网运行方式调整后的反事故预案【摘要】黄化东部电网运行方式调整后110kV曹加线单线运行带公伯峡变110kV II段母线、团结变110kV II段母线运行；公保线单线运行带公伯峡变110kV I段母线、团结变110kV I段母线及苏只电站运行。
110kV加公线正常运行时负荷接近满载（11MW），曹加线故障跳闸后对电网影响较大。
根据上述电网风险，调度中心采取了相应的应对措施，制定了以下反事故预案。
【关键词】依据；原则1.编制依据为最大程度反映黄化电网薄弱环节，本事故预案中所涉及的计算分析均基于2011年末冬大方式进行，全网负荷260.21+J119.72MW。
2.编制原则（1）事故预想方案的每一个处理步骤应尽可能地简洁、明确，确保调度和值班人员能够迅速、准确地进行事故处理。
（2）事故处理应将保证电网的安全放在第一位，通过采取必要手段，防止事故扩大。
（3）在电网恢复中，优先保证恢复重要电厂、变电站厂用电源、主干网架、重要输变电设备。
（4）在供电恢复中，优先考虑恢复重要用户供电，尽快恢复社会正常秩序。
3.执行要求（1）网内发电厂在系统设备检修期间，应尽量全开满发，以减轻运行设备的供电压力；在系统发生故障时，必须严格执行调度调令，做好小系统的调频调压工作。
（2）网内大用户在系统发生事故时，必须迅速、准确执行调度调令，无设备突发事故的情况下，不得擅自大幅度增、减负荷。
（3）值班调度员在转移负荷时，应充分考虑接带负荷的系统容量裕度，不得造成接带负荷设备过载。
（4）地调调度员应熟悉掌握事故处理原则及负荷情况，110kV变电站恢复负荷时应逐步恢复。
（5）在系统发生故障时，各相关单位应做好故障抢修工作，加强运行设备巡视。
4.公伯峡片反事故预想方案4.1故障类型一：110kV公保线故障4.1.1故障现象及电网风险110kV公保线故障跳闸后，110kV公伯峡变110kVI母线失压、团结变110kVI 母线失压，苏只电站#3机组及黄丰电站与主系统解列，35kV甘都变全站失电。
