农村电网降低损耗的技术措施

1 调整电网运行方式 提高和改善电网运行电压对电网调度来说,最有效的措施就是合理调度变电站主变压器有载调压,通过电网运行电压的调整,使电网处在经济运行状态.     

论如何加强电力变压器安全经济运行管理

近年来,"建设坚强智能电网"的企业战略及"节能降耗、内部挖潜"的发展思路对电网的安全、经济运行提出了更高的要求,主变的故障率、经济运行调整率、功率因数直接影响到电网可靠性和经济性指标,从加强主变安全经济运行管理入手降低损耗将大有可为。这就要求在主变安全经济运行管理中不仅要实现安全管理、规范管理,而且要达到精益化管理水平,在管理的深度上实现创新,不断提升安全经济运行管理水平。下面就主变安全经济运行管理谈谈本人的几点心得。加强主变安全经济运行的制度管理制定规章制定和考核机制以往县级调度对电网调度运行     

35kV无人值班变电所主变非全相运行保护的设计与应用

随着小型化户外式无人值班变电所在广大农村电网中普遍推广应用,而且一般主变一次侧都是和新型熔断器保护,很有可能发生缺相运行的情况会影响安全,因此必须设置主变非全相运行保护,针对可能出现的各种情况提出了具体设计方案和有关参数设置,肯定其优越性。     

城关110kV变电所主变差动保护误动原因分析

城关 110 k V变电所是祁阳县电网中的枢纽变电所 ,主变差动保护采用 DCD- 2型差动继电器 ,在近半年的运行中 ,主保差动保护先后 3次误动作 ,造成本站主变三侧开关动作 ,将县电网瓦解 ,严重影响了县电网的安全经济运行。1　事故现象1999年 3月 4日 9时 45分和 5月 1日 13时 35分 ,因 10 k V线路雷击事故速断保护动作 ,重合闸自动重合时 (永久性事故 )引起主变差动保护动作跳三侧开关 ;1999年 3月 4日 10时 5分调度员和变电值班员因主变三侧开关在分闸位置却误认为本站与国家网并网的 35 k V开关也在分闸位置 ,在恢复主变运行时 ,造成非同…     

稳定分析在地区电网运行中的应用

随着负荷的不断增长及地区电网网架结构的增强,地区电网与主网的联系日益紧密,地区电网的稳定问题日益突出,对主网的稳定影响越来越大,因此,对地区电网运行的安全性和稳定性进行分析具有十分重要的意义。从地区电网自身的特点出发,分析和总结地区电网安全稳定计算分析的方法,并提出提高地区电网安全稳定水平的措施。     

稳定分析在地区电网运行中的应用

随着负荷的不断增长及地区电网网架结构的增强,地区电网与主网的联系日益紧密,地区电网的稳定问题日益突出,对主网的稳定影响越来越大,因此,对地区电网运行的安全性和稳定性进行分析具有十分重要的意义。从地区电网自身的特点出发,分析和总结地区电网安全稳定计算分析的方法,并提出提高地区电网安全稳定水平的措施。     

湖南主电网完成2019年500 kV变电站首次融冰

2月18日电2月17日,长沙500kV民丰变电站运维人员接到紧急通知进行220kV民洢线线路直流融冰。此次融冰是湖南主电网2019年500kV变电站首次融冰。民丰变电站严格按照倒闸操作流程进行,总结以往融冰操作经验,梳理流程,反应迅速。本次融冰电流1388A,经过两次换相工作,共执行融冰操作票15份,顺利消除了线路覆冰,确保了冰冻天气下主电网安全稳定运行。     

基于主配网一体化的综合性电网仿真平台设计

国家电网公司提出了构建双碳背景下新型电力系统建设，主配网一体化调度支撑了省级电网全电压、扁平化电网调控业务发展，为新型电力系统安全高效运行提供坚强保障。文章提出了基于主配网一体化的综合性仿真电网平台建设方案，为省级培训中心主网调度、配网调度、变电运维等方向实训仿真系统提供准确有效地数据驱动。     

110kV主变不能并列运行的一例

1　工程概况新疆某地农村电网建设 (改造 )中一座 110ｋＶ变电所 1989年 4月建成 ,1990年正试运行 ,为该垦区中心变。主变压器容量为 2× 630 0ｋＶＡ ,电压等级 110± 2× 2 .5 % /38.5± 2× 2 .5 % /11ｋＶ ,110ｋＶ进线 2回 ,其中一回备用 ;35ｋＶ出线 4回 ,其中 1回备用 ;10ｋＶ出线 12回 ,其中 2回为无功补偿回路 ,2回为并联电抗器回路 ,2回为所变回路 ,6回为 10ｋＶ馈线。 110ｋＶ采用单母线接线 ,35ｋＶ、10ｋＶ侧采用单母线断路器分段接线 ,主变 110ｋＶ侧中性点采用直接接地 ,35ｋＶ侧中性点不接地。所变设置在10ｋＶ二段母线上 ,…     

主配网协同规划评价指标体系

针对电网主配网规划建设不协同问题,提出了构建主配网协同规划评价指标体系的思路。首先,从供电能力、接线模式、变电站全停全转、规划融合性等4个主要方面分析了主配网协同规划存在的问题。然后,针对主配网协同规划存在的问题,选取与主配网协同规划强相关的电网指标,设置各指标所占权重,同时制定各指标的评分公式,构建了主配网协同规划评价指标体系。最后,通过研究主配网协同规划评价体系在具体案例中的实施应用,证明了在保证供电安全性与可靠性的前提下,主配网协同规划水平得到显著提高。     

浅谈武邑县电网的经济调度

1 存在问题 1.1 电网结构不合理,影响经济运行 1.1.1 河北省武邑县电网中,12座35 kV变电站的主变压器大多为"子母变"形式,这样可以根据负荷的大小组成3种不同的运行方式,对减少主变压器的电能损耗起到了一定作用.     

无人值班变电站低压交流电源失压问题的解决

变电站低压交流系统虽然只是电网的一个小分支,但它对电网的可靠稳定运行却起着非常重要的作用。它担负着变电站主变压器风冷及调压、充电设备、交流合闸等重要负荷的供电。特别是在无人值班变电站,当低压交流电源长时间失电时,充电机将失去交流供电,电池组长时间过放电,使直流母线电压过低,     

电网调度负荷预警系统

<正>临西县供电公司80%以上的线路为农业线路,平常负荷较小,农灌期间负荷猛然增大,有时甚至是平常负荷的4~5倍,导致主变过负荷、线路过载和开关过负荷等电网异常运行情况。为解决该问题,公司继电保护技术人员设计、研发了电网调度负荷预警系统,彻底解决了这一顽疾。1系统硬件结构及数据传递原理电网调度负荷预警系统的硬件结构如图1所示。     

长距离不同电压等级电缆降压混合运行的实践方式

为了解决山东省长岛县县域电网与烟台主电网联系薄弱面临的枢纽变电站失压问题,结合现有与外界联络的电网结构与理论计算的结果,确定了对低电压等级电缆进行电容补偿,并经过了实践的检验,取得了良好效果,为同一回路长距离不同电压等级电缆降压混合运行提供了参考。     

调速器主配中位自动诊断及智能纠偏技术研究与应用

液压随动系统主配电气中位未整定准确和温漂作用是调速器系统出现主配频繁调节的主要原因之一。技术人员对调速器液压随动系统进行深入的理论研究,提出了静态平衡理论和主配中位纠偏原理,探索出了主配电气中位自适应方法,进而通过调速器电气控制系统自适应控制功能软件开发,实现了主配电气中位自动诊断及智能纠偏功能,并通过真机测试验证其功能效果,完美解决了液压随动系统主配电气中位未整定准确或由于温漂作用导致的调速器系统主配频繁调节问题,保证了机组和电网安全稳定运行。     

合理控制主变经济运行点的探讨

在县级农村电网运行中，季节性用电和不平衡用电直接影响着电网一次网损的高低。严格控制主变经济运行点、及时投切主变，是降低一次网损的主要措施之一。该措施不需要增加任何设备投资，只要加强调度管理，合理投切主变，就能达到降低一次网损的目的。举例分析如下：1技术参数35kV蓼兰变电站主变总容量为1300DkVA，1号主变：S1=8000kVAP01=10．15kWPd1=45.40kW，2号主变：S2=5000kVAP02=5．00kWPd2=30．48kW。2数据调查该变电站5月5日整点负荷情况见附表。该站日供电量为88630kW·h。3具体分析根据主变经济运行点计算公式；W＝K·…     

三台主变并列运行的110 kV变电所

针对三台主变并列运行的110kV变电所的设计,从电气主接线、设备选择、电气平面布置、继电保护、二次回路设计等方面,以及投资方面做了相应的分析说明,提出三台主变并列运行的110kV变电所的此种设计方案合理、经济,可作为设计及建设的推荐方案。     

500 kV莞城站限制单相短路电流措施

1 问题的提出 500 kV莞城站于2004年6月16日投运,初期为3条500 kV线路,2台主变,4条220 kV线路,最终规模为3条500 kV线路,4台主变,16条220 kV线路。其中,主变为自耦变,220 kV断路器额定开断电流为50 kA。经计算,在2010年大运行方式下,220 kV母线单相短路电流达到48．6kA,超过了三相短路电流6．0kA,2015年大运行方式下单相短路电流将达到52kA,超过了断路器额定开断电流,严重威胁电网和电气设备的安全运行。     

一起35 kV变电站避雷针倒塌事故处理及建议

1 35 kV变电站避雷针倒塌的处理过程2022年3月29日夜间天气:阴,有风,气温8℃。某35 kV C站运行方式:1号主变压器(以下简称主变)进线电源杨韩线353线路运行,2号主变进线电源大韩线及十里铺T接线352线路充电备用,1号主变运行,2号主变热备用,1号主变带10 kV 1,2段母线及各分路并列运行。     

变压器水冷自动降温装置的研制与应用

<正>1主变压器冷却方式存在问题及解决方案35 k V变电站主变压器冷却方式大多为油浸自冷,在高温天气和高负荷情况下,个别主变压器因满载或过载而油温升高,上层油温可达到85℃左右,无法满足《电力变压器运行规程(DL/T 572—2010)》第4.1.3条中"自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃"的要求,不得不通过拉限负荷来降低变压器本体温度。但因主变压器温度过高而压限负荷的缺点也很明显,一是降低了主变压器出力,二是降低了电网的供电可靠性,三是会造成部分用户不能正常用电,