10kV母线有功不平衡率实时监测系统

<正>变电站10 kV母线电量不平衡率是根据进出母线电量之差计算,按照相关要求110 kV及以下母线电量不平衡率应控制在±2%之内。目前所采取的监测方法是每月根据进出母线的关口电量计算得出,实时性差,测量/计量回路一旦发生故障不能及时发现,造成二次测量数据不准,并影响计量数据。1设计提出的背景景县供电公司35 kV变电站全部实行无人值班管理,设备运行情况采用电力调度监控中心调控值班员集中监控和变电站运行维护人员定期巡视的方法进行监视。调度主站采用DF8900电力应用一体化系统,站端自动化设备采用微机综合自动化保护装置,设备采集A、     

降低县域电网母线有功电量不平衡率

嘉鱼县调目前负责7座110 kV变电站的35 k V及10 kV母线、6座35 k V变电站35 kV及10 kV母线有功电量不平衡率指标,这些指标是同期线损指标重要组成部分,指标的好坏由变电站所有关口计量装置电量决定。文章结合嘉鱼县调母线有功电量不平衡率超标治理过程中遇到的异常情况,提出解决解决办法,得到了满意的治理结果。     

10kV母线电量不平衡率偏高的原因分析

对重阳变电站10kV母线电量不平衡率偏高原因进行了分析,针对TA变比配置不合理、电能表超差及计量二次回路故障引起计量超差、考核机制不完善三个要因制订对策,并实施对策,使重阳变电站的10kV母线电量不平衡率明显下降,取得了良好的效果。     

变电站母线电能量不平衡常见原因分析与处理

变电站母线不平衡电能量为母线的输入电能量与输出电能量之差,而电能量不平衡率即为不平衡电能量与输入电能量之比。目前,各变电站母线电能量不平衡率一般规定为:电压等级220kV及以上母线电能量不平衡率±1%以内;110kV及以下母线电能量不平衡率±2%以内。引起母线电能量不平衡的原因有很多,一般可以归结为三方面的原因:设备原因、人员原因和用     

500kV变电站220kV双母线双分段接线停电施工方案优化

目前,500kV变电站的220kV屋外配电装置出线数量一般为12-16回,最终接线采用双母线双分段接线,在工程建设初期,根据系统条件和负荷情况,通常建设1组主变压器,出线不超过8回,根据规程要求,进出线回路数在10回以下时,220kV配电装置采用双母线接线。在变电站的后续扩建工程中,进出线达到10回及以上时,须完善220kV备用分段间隔,相应改造220kV母线的母差保护。在工程建设过程中,     

10kV母线电能量不平衡率偏高解决方案一例

母线的输入电能量、输出电能量之间的差值称为不平衡电能量,不平衡电能量与输入电能量的比值称为母线电能量不平衡率。开展母线电能量不平衡率的统计和分析．是防止各类计量差错发生、检验线损计量系统是否准确的重要手段。降低母线电能量不平衡率是变电站节能降损,防止跑、冒、滴、漏,保证计量准确的一项重要举措。     

220kV变电站35kV母线电压不平衡分析

中性点经消弧线圈接地系统,因一次系统部分回路的切除或新增等运行方式改变可能导致母线电压不平衡加剧,电压不平衡对电动机、发电机及电网本身的稳定运行会产生影响,同时也会增大输电线路的损耗。本文结合某220kV变电站35kV母线电压不平衡现象及排查过程,对消弧线圈接入后母线电压不平衡的原因进行了分析,并根据实例提出了相应的排查及解决方案。     

两起110kV变电站直流接地故障查找和处理实例

<正>1户外隔离开关辅助接点回路引起的直流接地故障1.1基本情况某供电分公司1座110 kV变电站,电气接线为110 kV母线分段运行,35 kV单母线运行,10 kV单母线运行,一期工程只有1台31 500 kVA三绕组变压器单台运行,110 kVⅠ,Ⅱ段母线均有进出线路间隔,35kV母线只有1个出线间隔运行,10 kV母线有4个出线间隔运行。1.2接地故障现象2014年8月6日,该110 kV变电站发生直流系统接地,值班员查看直流巡检装置,发现监控模块显示     

土门变电站主变差动速断误动原因分析

1 35 kV土门变电站运行方式35 kV土门变电站为单母线不分段,有35 kV出线2回。1主变容量6300 kVA、2主变容量4000 kVA。两台主变并列运行,通过10 kV母线带出线6条,10 kV TV间隔及10 kV 80 kVA所用变1台。当时1主变10 kV侧电流为310A、2主变10 kV侧电流为195 A。一次系统接线图,如图1所示。     

利用现场条件判断电能计量装置的错误

某新建变电站T接于A变电站至B变电站的35kV线路上,主接线如图1所示.该变电站配有综合保护和PC机后台显示系统,采用电子式多功能型电能表.投运数月来电能计量装置计量一直不正常,计量的输入、输出10 kV 母线电能量不平衡,主变压器的输入、输出电能量不对应.据统计可知:电能量不平衡的程度随功率因数变化而变化,总的来说901处电能计量装置计量的电能量最大,3条出线电能计量装置计量的电能量之和较前者小百分之十几;而301处电能计量装置计量的电能量反而较前者小百分之几十.     

由一起变电站母线跳闸谈变电站鸟害防治

<正>本文分析了一起220 kV变电站110 kV正母线跳闸异常事件,通过巡视和分析,定性此次异常事件为鸟类引起的异常放电事件。以此结合现有的防范鸟类事故的方法进行总结归纳,提出处理措施和改善建议。1跳闸事件概况根据事故记录2021年6月5日,220 kV变电站正常运行,110 kV母差保护动作,跳开110 kV正母线上运行的出线1667、出线1663、110 kV母联和1号主变压器110 kV断路器,110 kV正母线失电。     

一起主变典型跳闸事故的分析及防范措施

<正>1事故前变电站运行方式某110 kV变电站为双主变压器(本文简称主变)单母线分段运行方式,1号、2号主变高、中、低压三侧正常运行,35 kV 1号、2号母线正常运行,10 kV 1号、2号母线正常运行,新增线路保护151断路器间隔正在施工,当时天气情况晴天。2事故经过2012年5月15日9时20分,110 kV变电站2号     

线路故障造成110kV主变跳闸事故

某110kV变电站#1主变带35kVI段母线,10kVI段母线运行,#2主变带35kVII段母线,10kVII段母线运行。110kV某变电站部分电气主接线如图1所示。     

农电系统典型违章案例分析与防范(八)

典型案例之十四带接地刀闸送电飞弧短路母差断1事故经过为配合某110 kV三江变电站二期扩建工程接入工作,三江1173线××变侧正母线刀闸需要与正母线搭接,220 kV闻堰变电站110 kV正、副母线,旁路母线需全停。考虑到220 kV闻堰变电站设备陈旧,已数次发现110 kV     

10 kV母线频繁接地的原因分析

<正>国网浙江海宁市供电公司110 kV盐官变电站10 kV母线频繁单相接地而原因不明,经检查发现是由于消弧线圈有异常而引起的,这类故障比较少见,对经消弧线圈接地系统发生电压异常时具有一定的参考性。1背景介绍110 kV盐官变电站#1主变容量为31.5 MVA,于1998年投入运行,10 kV侧中性点不接地,2009年在10 kV所用变增加消弧线圈接地。正常方式下,10 kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行,如图1所示。据统计2013年盐官变电站     

母线电量不平衡率超差原因分析

团滩河电站6kV母线电量不平衡率在-18％～-4．5％之间的原因，主要是由于#1、#2发电机出口开关处电流互感器计量二次回路过载严重引起的，提出更换有三个相互独立二次回路的新型电流互感器的解决措施。     

消弧线圈自动跟踪补偿装置引起系统短时谐振

1 故障现象 我县目前的35 kV网架系统,采取母线分段运行方式.Ⅰ段母线由某供电局的1号变电站供电,Ⅱ段母线由该局的2号变电站供电.35 kV系统每次母线倒闸或35 kV线路检修后恢复送电时,常常出现35 kV系统谐振,持续时间30～60 s,而后自动消失.     

基于分布式电源接入的全网线损模型

分布式电源用户接入电网对典型供电模式下的线损计算产生了影响,如0.4 kV台区线损率、10 kV配电线路线损率、母线电量不平衡率均产生了异常,本文阐述如何对模型的重新设计和改进,从而实现全网各电压等级线损模型的优化处理。     

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。     

实施专业管理提高线损水平

多年来,河北省景县供电公司始终将线损管理放在企业经营管理工作的首位,通过实施线损专业管理,实现了公司经济效益和社会效益的双赢. 1专业管理的指标体系及目标值 2012年线损率指标:综合线损率4.91％;高压线损率3.59％;35 kV线损率0.93％;10 kV线损率3.47％;低压综合线损率3.45％;居光综合台区线损率5.40％. 线损小指标:母线电能量不平衡率的合格率(关口表所在10 kV母线电能量不平衡率不超过2.0％)95％以上;电能表周期轮换率、关口电能表修调前合格率、电压互感器二次回路电压降周期受检率、35 kV及以上变电站功率因数合格率、配电变压器三相负荷不平衡率(低于15％)的合格率、电能表实抄率、10 kV线路功率因数(不低于0.9)合格率100％;计量故障差错率小于1％;综合电压合格率不低于98％;主变压器经济运行率不低于95％;变电站电容器可投运率96％;10kV线路电容器可用率96.5％;电能量差错率低于0.05％.