低压无功补偿装置在配电网络中的应用分析

1 低压无功补偿装置经济效益分析 例如某一有功为3 000 kW的10 kV负荷,经一条长4 km,导线型号LGJ-95(电阻率取0.33 Ω/km)的线路供电,在没有加装无功补偿装置时的功率因数为0.8.可以计算出:线路电流为216.5 A,线路电阻消耗功率为185 kW,线损率为5.83%,线路压降为0.495kV,即母线出线电压需为10.495 kV才能保证负荷端电压为10 kV.     

浅谈0.4 kV线路接地故障

正1 0.4 kV线路接地故障特点接地故障是0.4 kV线路常见的一种故障,主要有瞬间接地、单相接地和多相接地等现象或类型。其中以瞬间接地和单相接地最为常见。(1)瞬间接地。0.4 kV线路瞬间接地的主要表现为:剩余电流动作断路器突然动作(若装空气断路器则不动作),试送后成功,并不再动作;在负荷平稳情况下,监测电流表突然瞬间显示电流增大。(2)单相接地。0.4 kV线路单相接地的主要特征为:用低压试电笔测量接地相线时基本上无电压,用发光型低压试电笔测量时氖管不发光或微弱闪光,     

农村水电站主变应采用升压变压器

农村水电站都是采用单机500kW及以下的低压水轮发电机,电能一般都采用经主变升压至10kV电压送出,与县电网并列运行的输电形式.而我国目前10kV电压等级的变压器中,尚无正规的升压变压器标准系列,只有变比为O.4/10±5%kV的配变系列.所以,农村水电站的主变几乎都是采用普通配变,将其原、副边调换过来代替升压变压器使用.将配变做主变使用时,电站发电机在额定电压(0.4kV)下运行,主变的输出电压最高可达10.5kV.但农村水电站绝大多数是处在边远山区,离并网点较远,故其输电(并网)线路的电压降一般都比较大.为了达到与县电网顺利并列的目的,电站只有采取提高发电机端电压的运行方式,使主变的输出电压升得更高一些来弥补线路上的电压降.发电机长期处在高电压运行是十分不利的,必须予以解决,以保证电站的安全、经济运行.     

提高小水电站10kV和35kV线路过电流保护灵敏度的方法

在小水电站中,为节省投资,10kV和35kV线路一般采用简单的过电流保护,第1段电流作为主保护,瞬时动作跳闸,第2段电流为后备保护,延时动作跳闸。然而,由于小水电站装机一般为2～3台,电站与系统容量小,加之负荷的季节性,运行方式变化大,在继电保护整定计算时,规程要求按最大运行方式整定而按最小运行方式校验。这样最大和最小运行方式悬殊太大,使得采用     

建设好地方电网 促进农村电力事业发展

东湖变电站(小水电网开关站)地处南岳后山,水资源丰富。网内联结东湖区及南岳区的小水电站11处,装机23台,共2 050kW;拥有35kV线路11km,10kV发、供电线路27km,0.4kV/0.22kV低压用电线路150km;拥有35kV主变2台共3 200kVA;安装升、降变压器18台共计3 250kVA;年发电量500万kW·h左右。     

10 kV联络线路的转负荷方案探讨

随着电力用户对供电可靠性要求的不断提高,现代配电网中的10kV联络线路的数量越来越多,改变了以往单辐射线路检修或故障停电时无法实现负荷转移的被动局面,配电网络的供电可靠水平也得以提高。依托联络线路分段开关和联络开关的合理配合可以实现线路负荷的灵活转供,但也应注意,联络线路在给负荷转移带来方便的同时,也给配网的安全运行带来了一定压力。本文简要分析了如何利用联络线路实现负荷转供,并针对联络线路的安全可靠运行提出相关建议。     

平衡变压器三相负荷提升供电可靠性

正配电变压器是配电网络最重要的构成设备之一,配电变压器三相负荷一旦不对称,就容易引发供电故障,就会降低供电可靠性,对客户用电造成严重的不良影响。在10 kV配电网中,一般情况下三相负荷电流是平衡的,三相负荷电流平衡时,零序电流很小或为零。当三相负荷电流不平衡时,在系统中产生零序电流或高次谐波,零序电流或高次谐波达到一定极限数值后就会引发线路接地或跳闸故障,这些故障直接影响着供电可靠性。     

10kV出线近距离短路故障造成越级跳闸分析

正1运行方式事发某35 kV变电站的35 kV M线路运行供全站负荷,35 kV N线路充电运行,35 kV备自投装置投入,35 kVⅠ,Ⅱ段母线并列运行。1号主变压器运行带10 kV临时环网柜(因该站10 kV设备正在改造,故施工期间采用10 kV临时环网柜供电),10 kV临时环网柜带10 kV A用户专线、10kV B公用线路、10 kV C公用线路和10 kV D用户专线,共4回出线。10 kV线路保护均在投位。     

利用联络线路实现设备检修时的负荷转移

<正>随着电力用户对供电可靠性要求的不断提高,现代配电网中的10 kV联络线路的数量越来越多,改变了以往单辐射线路配电网停电时无法实现负荷转移的被动局面,配电网的供电可靠性水平也得以提高。笔者下面简要分析如何利用联络线路实现配电网负荷转移,并提出针对联络线路运行的几点建议,供参考。1通过合环操作实现联络线路间的负荷转移当前配网多采用"闭环接线,开环运行"的供电方     

35kV线路最大输送功率的确定

当线路架成后,35kV线路最大输送功率受导线最大允许电流及线路允许电压损失所制约。如何根据这两者来确定呢？笔者根据线路允许电压损失及导线最大允许电流推导出一个判别式,可根据这一判别式来确定35kV线路最大输送功率。1负荷距众所周知,对钢芯铝绞线或铝绞线而言,在线路电压损失率为K（一般取O＜K＜0.1）时的负荷距,可按其电压损失率在允许值范围以内一定值时,所输送功率与传输距离的乘积为一定值,这一定值称之为负荷距。其计算公式可由下式导出：式中U──额定线电压或所在处的运行线电压kV△U──线路电压损失kVRo、Xo──…     

低压无功补偿装最在配电网络中的应用分析

例如某一有功为3000kW的10kV负荷，经一条长4km，导线型号LGJ-95（电阻率取0．33Q／km）的线路供电，在没有加装无功补偿装置时的功率因数为0．8。可以计算出：线路电流为216．5A，线路电阻消耗功率为185kW，线损率为5．83％，线路压降为0。495kV，即母线出线电压需为10．495kV才能保征负荷端电压为10kV。     

农网改造有关技术问题探讨

1 10kV线路改造 从目前我市10kV线路现状看,可将10kV线路分为主干线、分干线、大分支线和单台配变小分支线四种类型。由于近几年的不断改造,10kV主干线线径多在70mm~2以上。从目前各条线路带的负荷看,多数在1000kW以下。农村最大负荷利用小时在3000h以下,按经济电流1.65A/mm~2计算,LGJ-70导线可输送2025kW负荷,目前还处在经济运行状态。若考虑5年的发展,     

10kV较小负荷出线配用电流互感器的分析

馈电线路所配用的电流互感器（以下简称TA），主要考虑到满足继电保护和计量准确，选取额定变比时，尽量使TA的额定一次电流接近实际最大负荷电流。但是，随着城市街道纷纷将架空线路改为高压电缆入地，电缆的电抗值较小且有分布电容，首末端短路相差不大。对于较小负荷的10kV出线，特别是专线用户所配用10kVTA稳定性校验一般很难满足，如不采取措施，则会带来严重后果。     

35kV箱式变电站在农村丘陵地区的应用

1 35kV变电站在农村丘陵地区应用的必要性根据有关资料分析,当负荷密度为10～20kW/km2时,35/10kV供电方式的经济供电半径为10～15km,相配套的35kV线路输送容量为2000～10000kW,输送距离为20～50km,10kV线路输送容量20～2000kW,输送距离为6～20km.因此,35kV变电站适用于农村电力网建设.     

一起特殊的10 kV系统接地处理过程

笔者在多年的电网运行工作中,曾遇到很多次10 kV系统接地的情况,绝大部分都可以通过简单的接地选线过程很快找到接地线路.期间,笔者曾遇到过同一母线上的两条线路同时同相接地的故障,之后通过正确使用选线法用较短的时间找到了接地线路.笔者现将该次故障的处理过程做一介绍,供大家参考. 2009年7月8日下午15:00,35 kV祥云变的10kV系统发生L1相接地(该站10 kV母线运行方式为单母分段并列运行),电压显示L1相0.8 kV,L2相10kV,L3相9.8 kV.     

一例主变保护误动事故分析

<正>1事故前某35kV变电站的运行方式某35kV变电站共有2台主变压器(本文简称主变),2条35kV线路,11条10kV出线,35kV母线为单母不分段,10kV母线为单母分段。事故前,运行方式为35kV311线路带该变电站全站负荷,单台主变运行,10kV两段母线并列运行。该35kV变电站部分电气一次设备联络图如图1所示。     

10 kV手车柜电流互感器烧毁的分析

<正>1 运行方式110 kV南关变电站是梁山县城南部主供电源,共有2台两卷主变,容量均为31500 kVA×2。事故发生时#1、#2主变分段运行,发生事故的10 kV西环路线在10 kV I段母线上运行,线路负荷电流约160 A。     

应用均方根电流法计算线损及误差分析

农村0.4kV低压配电网的分布错综复杂,且无完整、准确的线路参数和负荷资料.因此,在实际工作中常用均方根电流法进行理论残损的计算,以求简便易行.本文通过实例,对农村低压配网应用均方根电流法计算线损的方法、步骤以及存在计算误差的技术原因进行分析说明.1 实例计算农村某低压配电台区三相四线制供电,代表日的负荷电流实测记录为:0～8时为22 A,9～18时为65 A;19～24时为38 A.该台区配变低压侧计量,月用电量是15000kW·h,运行时间660小时.线路接线及有关参数如下图所示.     

一起过电压事故的反思

1事故分析 2003年6月27日下午17时19分．安徽省太湖县偏远山区牛镇变电所04号赵河10kV断路器因线路接地造成跳闸．而并列在该10kV配电线路运行的4台小水电发电机组过电压保护拒动（有的未装）．发电机出口断路器没有及时跳开．致使该条10kV线路过电压运行．造成该供电区域内部分用电客户电气设备烧坏。事故发生后．经实地调查及翻阅相关记录和有关资料．发现安装在当地低压线路末端的电压监测仪显示最高相电压为354．5V．时间显示为17时20分．表明该线路供电区域确实存在过电压情况。其中一座小水电站的2台发电机组．控制盘内没有过电压保护装置。     

电弧接地过电压引起电压互感器烧毁事故分析

1 10 kV中性点不接地系统的特点 1.1 中性点不接地系统结构简单,运行维护方便,投资省.该系统在运行中,若发生单相接地故障,非故障相对地电容电流均流过故障点.如果电网较小,线路不太长,接地电容电流很小,瞬时接地故障产生的电弧一般可自动熄灭,系统很快恢复正常.然而实际上电网接地电容电流达到一定数值(一般为30A及以上)时,电弧就难以自动熄灭,但这个电流又不至于形成稳定电弧,故常出现间歇性电弧接地.