范文一：变电站运行方式

变电站运行方式变电站运行方式变电站运行方式变电站运行方式华北电网有限公司培训中心华北电网有限公司培训中心变电运行培训部变电运行培训部王王梅梅电力系统电力系统由发电机、变压器、输电线路以及用电设备或发电厂、变电所、输配电线路以及用户按照一定的规律连接而组成的统一整体。发电厂生成电能变电所变换和分配电能输配电线路输送电能用户消费电能电气主接线电气主接线发电厂、变电站中生产、传输、分配电能的电路也称为一次接线。电气主接线图用规定图形与文字符号将发电机、变压器、母线、开关电器、输电线路等有关电气设备按电能流程顺序连接而成的电路图。电力系统接线和输变电网络接线电力系统接线地理接线图表明各发电厂、变电所的相对地理位置和它们之间的联接关系电气接线图表明电力系统中各主要元部件之间和厂所之间的电气联接关系主接线图??一般为单线图但三相接线不完全相同的局部画面则画成三线图??除主要电气设备外还将其它设备如互感器、避雷器、中性点设备等也要表示出来同时要标明型号与规格。变电站运行方式的特点??l保证对重要用户的可靠供电。??对于重要用户应采用双回路供电即利用两个独立的电源同时对用户供电。这样当两个电源中的一个电源发生故障时另一路电源可以照常工作。变电站运行方式的特点??2要便于事故处理。??要考虑到部分设备发生故障时能通过紧急倒闸操作对重要负荷迅速恢复送电。对于变电所多台变压器的容量选择要考虑到其中一台变压器故障时 其余变压器能承担全部重要用户的供电。变电站运行方式的特点??3要考虑运行的经济性。??在编制各种运行方式时要尽量使功率分配合理减少由于线路潮流而引起的电能损耗。对于双回线供电应尽可能将双回线同时投入运行以减小电流密度。对于环状运行的电网应尽量缩短解列时间以避免不必要的线损增加。变电所的主变压器投运台数的选择也直接影响到变压器电能损耗。变电站运行方式的特点??4断路器的断流容量应大于最大运行方式时的短路容量。??如果高压断路器的断流容量小于系统计算点的短路容量则当被保护区域内发生短路事故时断路器不能顺利断弧这样有可能引起爆炸以至扩大事故。变电站运行方式的特点??5要满足防雷保护、继电保护和消弧线圈运行的要求。??在编制电气主接线运行方式时应将各种运行方式时的防雷保护方式、继电保护整定值和消弧线圈投运方式都作出明确的规定以避免在改变主接线运行方式时由于继电保护误动作而造成事故。电气主接线的作用??电气主接线把各电源送来的电能汇聚起来并进行分配供给不同的电力用户。??主接线标明一次设备的数量作用设备间的连接方式以及电力系统的连接情况。电气主接线基本类型??电气主接线一般按母线分类??常用形式分为有母线无母线有母线的主要接线形式??单母线单母线无分段单母线有分段单母线分段带旁路母线??双母线单断路器双母线双断路器双母线双母线分段3/2断路器双母线带旁路母线的双母线无母线的主要接线??单元接线??扩大单元接线??桥形接线??多角接线电气主接线的基本接线形式??几个基本概念汇流母线起汇集和分配电能的作用也称汇流排。进、出线进线指电源出线指线路。断路器、隔离开关母线、线路、接地刀闸??断路器与隔离开关的操作顺序送电操作顺序先合上断路器两侧的隔离开关再投入断路器。停电检修操作顺序先断开断路器再断开断路器两侧的隔离开关。待线路对方仃电后再合上接地刀闸。QSQF变电站中常用的主接线??单母线及单母线分段??双母线??双母线分段??双母线带旁路??桥形接线??3/2接线单母线接线图

WQFQSQSWL4QFQSQSWL3QFQSQSWL2QF2QS3QS2WL1QS4QFQSGQF1QS1G

单母线接线??特点只有一组母线所有电源回路和出线回路均经过必要的开关电器连接到该母线上并列运行。??主要优点接线简单、清晰所用电气设备少操作方便配电装置造价便宜。??主要缺点适应性差母线故障或检修全部回路均需停电任一回路断路器检修该回路停电适用范围单电源的发电厂和变电所且出线回路数少用户对供电可靠性要求不高的场合单母线分段接线图GWL1WL2WL3WL4GQF1分段断路器单母线分段接线??与单母线接线方法相比增加了分段断路器将母线适当分段。当对可靠性要求不高时也可利用分段隔离开关进行分段。??母线分段的数目决定于电源的数目容量、出线回数运行要求等。母线分段一般分为23段。??单母线分段接线可以有的运行方式??应用范围6220kV配电系统中610kV配电装置出线6回及以上35kV出线数为48回110220kV出线数为34回。单母线分段接线的运行方式??单母线运行??各段并列运行??各段分列运行优点减小母线故障的影响提高了运行的灵活性和供电的可靠性缺点母线故障检修该段母线所有回路均需停电任一断路器检修时所在回路也将停电单母线分段带旁路接线??增设一组旁路母线??增设各出线回路中相应的旁路隔离开关??优点具有相当高的可靠性和灵活性??应用范围出线回数不多的负荷较为重要的35110kV变电站。双母线接线??简单的双母线接线如图??双母线接线的优点运行方式灵活检修母线时不中断供电检修任一母线隔离开关时只中断该回路检修任一线路断路器时可用母联断路器代替其工作??缺点变更运行方式时容易出现误操作导致设备或人身事故检修任一回路断路器时该回路仍需停电或短时停电占地面积与投资都有所增加双母线分段接线特点工作母线分成2段即母线IIIII段备用母线I不分段QF1QF2为母联QF3为分段断路器。正常工作时IIIII段工作I段备用在分段回路中可接入分段电抗器L当任一分段故障时L限制相邻段供给的短路电流。适用范围610kV配电装置中220kV电压进出线回路数甚多时也采用双母线四分段的接线。电源2?I?电源1QF2QF1QF3L双母线带旁路母线接线母联兼作旁路断路器??一组母线带旁路??两组母线带旁路??增设旁路跨条QFW3W2W1QS4W3W1W2QF4QF2QF1电源2电源1一个半接线图接线图在母线W1W2之间每串接有三台断路器两条回路每二台断路器之间引出一回线故称为一台半断路器接线又称二分之三接线。

QFQSQSQSQSQFQFQSQSW1W2一个半断路器接线3/2接线特点具有较高的供电可靠性及运行灵活性。母线故障只跳开与此母线相连的断路器任何回路不停电。隔离开关不作操作电器减少了误操作的几率。使用设备较多投资较大二次控制接线和继电保护配置也比较复杂。适用范围大型电厂和变电所的超高压配电装置。变压器母线组接线??特点主变压器出口不装设断路器而直接经隔离开关接于母线。??优点接线少投资省相当高的可靠性运行调度灵活便于扩建。应用于220kV及以上超高压变电站中。桥形接线??分类内桥、外桥??应用于两个电源、两台变压器的负荷站或变电站的负荷侧。??优点断路器台数最少节省投资便于扩建。??缺点可靠性和灵活性不高。??适用变电站35110kV配电装置多角形接线??每边含有一台断路器和两台隔离开关优点经济性较好工作可靠性与灵活性较高缺点检修任一断路器时多角形接线变成开环运行可靠性显著降低。运行方式改变时支路电流变化可能较大相应的继电保护的整定比较复杂。多角形接线闭合成环难于扩建。单元接线??发电机与变压器直接连接没有或很少有横向联系的接线方式称为单元接线。??一般用于发电厂中接线方式??接线优点接线简单清晰节省设备和占地操作简便经济性好。变电站电气主接线??按照变电站在电力系统中的地位和作用、电压等级及供电范围??变电站分类1.

枢纽变电站2.开关站3.中间变电站4.地区变电站5.企业变电站6.终断分支变电站枢纽变电站??特点电压等级高变压器容量大线路回数多。??电压等级不宜多于三级最好不要出现两个中压等级以免接线过于复杂。开关站330750kV长距离输电线路常在主干线的中段或1/3或2/3设置不装设变压器的开关站将线路分段以便降低内部过电压减少线路故障影响范围提高系统运行的稳定度。还可以装设必要的串连补偿装置等以提高线路输送能力和送电质量。??地区变电站一次电压等级一般为110220kV。??企业变电站某一工矿企业的专用变电站一次电压一般为110kV。??终端变电站接近负荷点一般只有两个电压等级一次电压多位110kV接线简单。110kV直接降低到610kV供电简化电网结构。小结??电气主接线是变电站的主体是由一次设备按一定的要求和顺序连接成的电路。它直接影响着变电站的安全可靠和经济运行。??变电站主接线运行方式应综合考虑各种因素按照国家有关政策根据具体情况力求满足供电可靠性、灵活性、经济性等要求。

范文二：变电站运行方式

什么是变电站运行方式,

变电站运行方式的定义

1变电站运行方式是指站内电气设备主接线方式、设备状态及保护和自动装置、直流、站用变、通道配置的运用情况。

2正常与非正常变电站运行方式的定义 根据系统要求，调度部门制定的最安全、可靠、灵活、经济的方式为系统正常运行方式，除此之外的方式为非正常运行方式。 3拟定变电站运行方式时应遵循下列原则

3.1保证系统的安全经济运行和连续可靠 供电;

3.2保证操作的灵活性;

3.3潮流分布合理，电气元件不过负荷;

3.4便于事故处理，限制事故范围，避免事故扩大;

3.5满足继电保护和自动装置的要求;

3.6短路容量不超过系统内设备所允许的规定值;

3.7使电力系统的电能质量符合规定标准。

4变电站改变运行方式时，必须按所属调度有关规定和调度命令执行。

5因电网运行方式变化或检修、试验等工作，出现非正常运行方式时，在工作结束后，应按所属调度命令及时恢复正常运行方式。

范文三：35KV变电站运行方式分析

35KV变电站运行方式分析

35KV变电站是我港电网的枢纽，35KV变电站供电运行的质量直接关系到全港的供电是否可靠，因此选择一个合理的运行方式，不但可以提高供电可靠性，并且可以降低损耗节约用电。

一、35KV变电站设备现状

35KV变电站现有两台S9-12500KVA变压器，有311、322两回35KV电源电缆供电，35KV母线和10KV母线都为单母线分段的主接线方式。共有40回10KV出线回路。

我港区现有21变电所(箱变)从35KV变电站引电源供电，大多数变电所为双电源供电，电源分布在35KV变电站10KV母线的两段上。

在与唐山供电公司签订的调度协议上我35KV变电站运行方式为两台主变分列运行，即311、322、301、302开关合，345开关分，501、502开关合，545开关分。

二、我公司电网负荷现状

最大负荷情况:

最大电流(A)

时间

501 502

07.9 252 319

07.10 253 339

07.11 289 331

07.12 376 324

08.1 311 341

08.2 323 342

08.3 437 391

08.4 361 326

08.5 490 292

08.6 298 343

考虑两段负荷的最大值出现的时刻不同，以及两段负荷的同时系数，以及其他因素影响，分析我35KV变电站总的最大负荷约为10000KVA。

35KV变电站实际负荷情况:

时间 回路 有功 无功

311 1117200KWH 160720kvarh 4月份:

322 1477980kwH 425880kvarh

311 286320kvarh

5月份 2382660KWH

322 300300kvaRh

注:5月总有功2382660KWH,2008年上半年总的有功电量为15943420KWH.

故35KV变电站平均负荷为:3946KVA左右(功率因数取0.93)。 三、我35KV变电站确定运行方式应考虑的问题

1、运行方式应满足我公司电网的电能负荷需求;

2、当35KV变电站一路35KV电源电缆或一台主变发生故障时，故障排除时间最短，全港能在较短时间内恢复供电;或停电面积最小，只是局部受到影响并能迅速恢复供电;

3、 在满足前面两个前提条件下损耗最小;

我35KV变电站可能的运行方式有:

1)、一台变压器运行，另一台冷备。即311、322开关合，301(302)合，302(301)分，345分;501(502)合，502(501)分，545合。 2)、一台变压器运行，另一台热备。即311、322开关合，301、302、合，345分;501(502)合，502(501)分，545合。

3)、两台变压器并列运行。即311(322)开关合， 322(311)开关分，301、302合，345合;501、502合， 545合。322(311)电缆在充电状态。

4)、两台变压器分列运行。即311、322开关合，301、302、合，345分;501、502合， 545分。

四、运行变压器损耗计算

35KV变电站变压器参数:

1#主变: 空载电流I% =0.35% 阻抗电压U%=7.61% K

空载损耗 P=12.90KW 额定负载损耗P=61.02KW 0K

2#主变: 空载电流 I% =0.36% 阻抗电压U%=7.56% K

空载损耗P=12.83KW 额定负载损耗 P=61.31KW 0K

变压器空载损耗计算:

有功损耗:Δ P=P 无功损耗:ΔQ=S* I% 000N

变压器负载损耗计算:

2有功损耗:ΔP=Δ P+Δ P(S/) T0K30SN

22无功损耗:ΔQ=Δ Q+Δ Q(S/)=S(I%+ U%(S/)) T0K30SNNK30SN

无功损耗对有功损耗的影响:

ΔP= kqΔQ T

S:视载负荷(KVA) S:变压器额定容量 30N

Kq:对于二级供电的企业取0.065 Δ Q:额定负载的无功损耗 Δ P:额定负载的有功损耗 KK

1)、损耗计算

1#主变空载损耗:

有功损耗:Δ P=P=12.90kw 00

无功损耗:ΔQ=S* I%=12500x0.35%=43.75kvar 0N

无功损耗对有功的影响:ΔP= kqΔQ=0.065*43.75 1T

=2.84KW 2#主变空载损耗:

有功损耗:Δ P=P=12.83kw 00

无功损耗:ΔQ=S* I%=12500x0.36%=45kvar 0N

无功损耗对有功的影响:ΔP= kqΔQ=0.065*45 2T

=2.93KW

当1#主变带全部负荷运行时损耗:

22有功损耗:ΔP=Δ P+Δ P(S/)=12.90+61.02*(3945/12500)T0K30SN

=12.90+6.08=18.98kw

22无功损耗:ΔQ=Δ Q+Δ Q(S/)=S(I%+ U%(S/)) T0K30SNNK30SN

=12500(0.36%+7.61%*0.099)=138.88kvar

无功损耗对有功的影响:Δp= kqΔQ=9.02 kw 1T

总有功损耗:ΔP=28kw T总

当2#主变带全部负荷运行时损耗:

22有功损耗:ΔP=Δ P+Δ P(S/)=12.83+61.31*(3945/12500)T0K30SN

=12.83+6.13=18.96kw

22无功损耗:ΔQ=Δ Q+Δ Q(S/)=S[I%+ U%(S/)] T0K30SNNK30SN

=12500(0.36%+7.56%*0.099)=138.25kvar 无功损耗对有功的影响:Δp= kqΔQ=8.98 kw 2T

总有功损耗:ΔP=27.94kw T总

当两台主变平均带负荷运行时损耗:

1#主变:

22有功损耗:ΔP=Δ P+Δ P(S/)=12.90+61.02*(2000/12500) T10K30SN

=14.46kw

2无功损耗:ΔQ=S(I%+ U%(S/))=12500*(0.35%+7.61%*0.0256) T1NK30SN

=68.1kvar 总有功损耗:ΔP=ΔP+kqΔQ=18.89 kw TT1T1

2#主变:

22有功损耗:ΔP=Δ P+Δ P(S/)=12.83+61.31*(2000/12500) T20K30SN

=14.40kw

2无功损耗:ΔQ=S[I%+ U%(S/)]=12500*(0.36%+7.56%*0.0256) T2NK30SN

=69.12kvar 总有功损耗:ΔP=ΔP+kqΔQ=18.89 kw TT1T1

所以两台主变同时平均带负荷运行时损耗为(并列或分列方式运行):

有功损耗:ΔP=ΔP+ΔP=37.78 kw T总T11T2

无功损耗:ΔQ=ΔQ+ΔQ=137.22kvar T总T1T2

两台主变一用一备(冷备)时的损耗:

1#主变运行:有功损耗:ΔP=ΔP+Δp=18.98+9.02=28kw TT1

无功损耗:ΔQ=ΔQ=138.88kvar TT2

2#主变运行:有功损耗:ΔP=ΔP+Δp=18.96+8.98=27.84kw TT1

无功损耗:ΔQ=ΔQ=138.25kvar TT2

两台主变一用一备(热备)时的损耗:

1#主变运行:

有功损耗:ΔP=ΔP+Δp+ΔP+Δp=18.98+9.02+12.83+2.83 T总T11T22

= 43.66kw

无功损耗:ΔQ=ΔQ+ΔQ=138.88+45=183.88kvar T总T1T2

2#主变运行:

有功损耗: ΔP=ΔP+Δp+ΔP+Δp=18.96+98098+12.90+2.84 T总T11T22

= 43.58kw

无功损耗:ΔQ=ΔQ+ΔQ=43.75+138.25=182kvar T总T1T2

五、综合分析

1、综上可以得出按照我站设备和负荷情况分析得出，一台主变可以带全站负荷运行。

2、通过上面计算可得出当运行方式为两台主变一用一备(冷备)时的损耗的变压器损耗最小。但是采用这种运行方式当运行变压器发生故障时停电面积太大，而且由于另一台变压器处于冷备状态，另变压器长期

处于冷备状态，投入运行需进行投入试验，投入运行时间过长，不利于电网的可靠供电，影响生产运营用电。综合考虑故本运行方式不可取。 3、采取两台主变并列运行方式，由于一台主变就满足全港用电的需求，两台主变并列运行大大增加了变压器损耗，从运行成本上不经济;又由于501、502开关没有保护，当一台主变发生故障时501(502)开关不会自动跳开，容易造成故障主变反送电，引起二次事故，造成对故障变压器的二次伤害。故此种运行方式也不可取。

4、另两种运行方式进行比较，当一台变压器发生故障时，采取分列运行方式进行供电，停电面积较小，是两台主变一用一备(热备)运行方式供电的一半，另当下面发生恶劣电气事故引起主变进线开关跳闸时停电面积采用分列运行方式供电也小，有利于安全可靠供电，提高电能质量。

两种运行方式的损耗进行比较，变压器分列运行方式的损耗较小。 有功损耗差值: ΔP=ΔP-ΔP=43.66-37.78=5.88kw T差T总T总分

无功损耗差值: ΔQ=ΔQ-ΔQ=183.88-137.22=46.66kvar T差T总T总分

故从经济角度考虑，采用两台主变分列运行方式每年可节约用电51500度，有显著的经济效益，另外可以减少无功损耗，提高功率因数，达到提高电能质量的目的，同时也能够减少电费支出。

分析可得两台主变分列运行的运行方式(两台变压器分别运行在两段母线上)是最为合理的运行方式。另我公司与唐山供电公司签订的35KV变电站调度协议上我 35KV变电站运行方式为两台主变分列运行，即311、322、301、302开关合，345开关分，501、502开关合，545开

关分。

范文四：变电站运行方式说明

关于嘉化兴港变增容后运行方式的

函

嘉兴电力局调度所：

首先，非常感谢贵所对我公司的一贯支持！我公司110KV 嘉化兴港变扩容工程：将嘉化兴港变的原有容量2×16000KVA （一开一备）扩容至2×31500＋16000KVA （备用）；变电站10KVI 段联络线不变、10KVIII 段设联络线一回、原变电站10KVII 段联络线取消（联络线开关作为备用）。110KV 嘉化兴港变扩容投运后，运行方式如下：

一、 正常运行方式：1#（31500 KVA）、3#（31500 KVA）主变投入运行，

2#（16000 KVA ）主变作为备用，1#、3#主变为分列运行方式；其中10KVII 段可并入10KVI 段或10KVIII 段。

二、 特殊运行方式：

1、3台主变短时间分列运行。

2、2#主变与1#主变短时间并列运行；或2#主变与3#主变短时间并列运行。

谢谢合作！

浙江嘉化工业园投资发展有限公司热电二期项目

2008年5月22日

关于嘉化兴港变新增3#主变冲击方案的

请 示

公司总部：

110KV 嘉化兴港变扩容工程：将嘉化兴港变的原有容量2×16000KVA （一开一备）扩容至2×31500＋16000KVA （备用），并计划按如下两步实施：

第一步：新增3＃主变（31500 KVA）及其间隔。

第二步：将原1＃主变（16000KVA ）容量更换为31500 KVA。

现新增3＃主变及其间隔施工已结束，并计划于2008年6月16日对新增3＃主变进行冲击调试，现拟如下三个冲击方案：

方案一、利用110KV 东方变兴港1275线出线开关对3＃主变进行冲击； 优点：通过调整110KV 东方变兴港1275线出线开关保护定值，把事故风险降到最小；

缺点：嘉化工业园主电源（110KV 电源）停电半天。

方案二、利用3＃主变110KV 开关（新增开关）对3＃主变进行冲击； 优点：操作很方便；且不事先停电。

缺点：由于3＃主变110KV 开关及3＃主变为新设备，且运行的兴港1275线开关保护定值无法调整，故障风险大，存在影响嘉化工业园及整个东方变供电的风险。

方案三、利用2#或3#发电机（空载）对3＃主变10KV 侧零压升压受电； 优点：不影响整个园区及系统的供电；

缺点：要放一根10KV 临时电缆（电缆可利用化水三期10KV 电缆，从2#或3#发电机开关放至变电站10KVIII 段母线）；2#或3#发电机冲转到3000转每分钟，时间约30分钟；

经项目专业组认真讨论，建议采用方案三！

特此请示，请予批复！

浙江嘉化工业园投资发展有限公司热电二期项目

2008年5月28日

关于嘉化兴港热电厂运行方式的建议

随着烧碱二期项目的投产，热电厂的供电形势日趋严峻，根据兴港变的设计要求（1#、3#主变运行，2#主变紧急备用）以及烧碱二期投产后负荷情况，对热电厂的运行方式提出如下建议：

★根据现有负荷情况、烧碱二期投产负荷（分别按20MW 、30MW 、40MW 计算）及发电机运行情况（暂时不考虑2#发电机投入运行），建议本次投运3#主变，不投2#主变，理由如下（烧碱二期按20MW 计算）： 变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5=21.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+5×3+2+3+0.6+1.2=33MW

若投2#主变，3#、4#发电机及2#主变能提供最大负荷：14+12×2=38MW 由上可以看出：若投2#主变运行，在3#、4#发电机任意一台机故障停机时（不考虑两台发电机同时停运的情况），都将造成2#主变过负荷运行〔过负荷倍数：(33-12)/14=1.5〕威胁变压器的安全运行；因此，建议本次投运3#主变。

★变电站10KV II 段建议并入10KV III 段运行。10KV II 段并入10KV I 段运行时1#主变不能满足负荷要求，理由如下：

变电站10KV I、II 段及开关站10KV I段总负荷（烧碱二期按20MW ）：0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5+1.2+10=32.5MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：在烧碱二期负荷按20MW 计算时，此时1#发电机无任何故障情况下仍然不能满足安全运行，因此建议变电站10KV II段建议并入10KV III段运行。

一、烧碱二期负荷按20MW(每路5MW) 计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5=21.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+5×3+2+3+0.6+1.2=33MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：投运3#主变，在3#、4#发电机任意一台故障停机时不影响安全运行。

二、烧碱二期负荷按30MW(每路7.5MW) 计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+7.5+2.8+0.9+0.5+1.5=23.8MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+7.5×3+2+3+0.6+1.2=40.5MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：在3#、4#发电机任意一台故障停机时（不考虑两台发电机同时故障），3#主变可在额定负荷下勉强维持运行，运行人员应加强对变电站的运行监视，必要时可进行降负荷运行。

三、烧碱二期负荷按40MW(每路10MW) 计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+10+2.8+0.9+0.5+1.5=26.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+10×3+2+3+0.6+1.2=48MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：在烧碱二期满负荷运行时，3#、4#发电机任意一台故障（不考虑两台发电机同时故障）将造成3#主变严重过负荷，威胁全公司的供电情况。因此，在烧碱二期满负荷运行时，为保证整个供电系统的安全运行，我们提出如下建议：（1）3#、4#发电机任一台机故障跳机时连跳一路整流线路；（2）或投运2#主变；（3）或投运2#发电机。

热电厂负荷分配情况表

3#主变

★ 表格中黑体横杠部分为计划新增投入运行设备

从表格中我们分析现热电厂运行情况：

现热电厂运行3#主变、1#发电机和4#发电机，提供最大负荷：28+4+12=44MW

现热电厂实际运行负荷：

0.6+1.2+10+10+2.8+0.9+0.6+0.5+3+1.5+1.2+2=34.3MW

从上可以看出：现有状况下，一台主变基本满足现有负荷的运行要求。

★根据现有负荷情况、烧碱二期投产负荷（分别按20MW 、30MW 、40MW 计算）及发电机运行情况（暂时不考虑2#发电机投入运行），建议本次投运3#主变，不投2#主变，理由如下【烧碱二期按20MW （50%）计算】：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5=21.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+5×3+2+3+0.6+1.2=33MW

若投2#主变，3#、4#发电机及2#主变能提供最大负荷：14+12×2=38MW 由上可以看出：若投2#主变运行，在3#、4#发电机任意一台机故障停机时（不考虑两台发电机同时停运的情况），都将造成2#主变过负荷运行〔过负荷倍数：(33-12)/14=1.5〕威胁变压器的安全运行；因此，建议本次投运3#主变。

★变电站10KV II 段建议并入10KV III 段运行。10KV II 段并入10KV I 段运行时1#主变不能满足负荷要求，理由如下：

变电站10KV I、II 段及开关站10KV I段总负荷（烧碱二期按20MW ）：0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5+1.2+10=32.5MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：在烧碱二期负荷按20MW 计算时，此时1#发电机无任何故障情况下仍然不能满足安全运行，因此建议变电站10KV II段建议并入10KV III段运行。

一、烧碱二期负荷按20MW(50%)计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+5+2.8+0.9+0.5+1.5=21.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+5×3+2+3+0.6+1.2=33MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：投运3#主变，在3#、4#发电机任意一台故障停机时不影响

安全运行。

二、烧碱二期负荷按30MW(75%)计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+7.5+2.8+0.9+0.5+1.5=23.8MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+7.5×3+2+3+0.6+1.2=40.5MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：在3#、4#发电机任意一台故障停机时（不考虑两台发电机同时故障），3#主变可在额定负荷下勉强维持运行，运行人员应加强对变电站的运行监视，必要时可进行降负荷运行。

三、烧碱二期负荷按40MW(100%)计算：

变电站10KV I段及开关站10KV I段总负荷：

0.6+10+10+2.8+0.9+0.5+1.5=26.3MW

1#发电机及1#主变可提供最大负荷：4+28=32MW

由上可以看出：即使1#发电机故障停机，1#主变仍然可以在不超负荷的情况下安全运行。

变电站II 、III 段及开关站II 段总负荷：1.2+10+10×3+2+3+0.6+1.2=48MW

3#、4#发电机及3#主变能提供最大负荷：28+12×2=52MW

由上可以看出：在烧碱二期满负荷运行时，3#、4#发电机任意一台故障（不考虑两台发电机同时故障）将造成3#主变过负荷（过负荷倍数（48-12）/28=1.3），威胁主变的运行安全。因此，在烧碱二期满负荷运行时，为保证整个供电系统的安全运行，我们提出如下建议：（1）3#、4#发电机任一台机故障跳机时连跳一路整流线路；（2）或申请增投2#主变；（3）或投运2#发电机。（4）烧碱厂降负荷运行。

范文五：智能变电站运行方式解析

智能变电站运行方式解析

摘要:随着我国经济快速发展，电网中变电站建设的智能化。智能变电站对电网运行及设备管理提出了新的要求。本文根据 220kv 某常规变电站改造为智能变电站的经验，结合智能变电站的理念，从运行方式和设备管理两个方面分析了智能变电站对运行管理的要求，对智能变电站运行管理模式进行了探索性研究。

关键词：智能变电站；运行方式；设备；信息

中图分类号：tm63文献标识码： a 文章编号：

1 智能变电站的理念

智能变电站是指通过依靠可靠、先进和环保的智能组件来实现变电站内信息的标准化和网络化，对全站进行全自动化配置以完成测量、监测、控制等基本功能，并能够与智能电网中其他组件配合实现电网的自动控制和实时调节，主动完成在线分析等高级应用功能。智能变电站的建设完成了电力系统中调度与设备运行信息的互动和共享，有助于实现系统内设备的全寿命周期的优化管理，为实现智能电网全网统一数据采集、信息共享及智能控制奠定了基础。智能变电站中采用了“智能设备”的创新概念。所谓智能设备，是指不但具有传输和分配电能的主设备本体，而且具有测量、控制、保护计量等功能。其回归电力系统设备的本意，不再强调传统的一、二次设备的划分。各功能的物理形态以智能组件方式体现，组件又是一个灵活的概念，可以由一个完成所有功能，也可以分散独立完成，可以外置于主设备本体之外，也可以内嵌于主设备本体之内。

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