110kv降壓變電所的設計-資料下載頁

　　

【正文】 限：第一段時限使中壓側斷路器跳開（）；第二段時限使變壓器三側的斷路器跳開（即1秒切除故障）； 零序后備保護：為了保證變電所的零序阻抗基本保護不變，就要求全絕緣變壓器2B2B2中性點有一臺接地運行、另一臺不接地運行，因此應設置兩種零序保護，即零序過電流保護和零序過電壓保護。中性點接地運行時投入零序過電流保護：（僅在110KV裝設） 保護構成：主要由零序電流繼電器組成； 保護的電流互感器：安裝在變壓器中性點的引線上； 保護裝置的作用：作為變壓器內部、高壓側母線以及110KV線路接地短路 的后備保護； 保護動作：跳開變壓器三側斷路器； 保護的動作時限：；中性點不接地運行時投入零序過電壓保護：保護構成：主要由零序電壓繼電器組成；保護的電壓互感器：安裝在變壓器高壓側母線上；保護裝置的作用：防止系統產生的工頻過電壓對不接地運行變壓器的危害； 保護的動作時限：； 單相式過負荷保護：保護構成：主要由電流繼電器組成；保護的電流互感器：安裝在變壓器高壓側上；保護裝置的作用：作為變壓器本身主保護的后備以及相鄰元件的后備；保護動作：發出變壓器過負荷信號；保護的動作時限： 縱差動保護整定計算 縱差動保護計算變壓器各側一次電流，選擇電流互感器的變比，確定各側二次額定電流： 電流互感器二次側額定電流名稱110KV10KV額定電流（A）電流互感器接線方式 Y電流互感器計算變比（A）選用電流互感器變比二次額定電流（A）110KV側的二次額定電流最大，所以選取該側為保護的基本側。 確定保護的一次動作電流：按躲開變壓器的勵磁涌流整定： Idz=KkIeB （） =105 =（A）按躲開變壓器外部三相短路時的最大不平衡電流來整定 Idz = Kk (KfzqKtxfwc + U + fp) I （） = ( + 0 + ) =按躲開電流互感器二次回路斷線時變壓器的最大負荷電流整定： Ldz = KkIthmax = 105 = (A) （） 確定保護的二次動作電流：基本側差動繼電器的動作電流為：Idzjjb = 基本側差動線圈工匝數為：（AW0為60）Wcdjb = 選用的差動線圈匝數為11匝 差動保護的實際動作電流： 差動保護的實際二次動作電流：Idzjjb = ∴ 差動保護實際一次動作電流為： Idzjb = 非基本側的平衡線圈和工作線圈匝數：10KV側的平衡線圈：Wpjs=Wcdjbz（匝）∴ Wp11取1匝∴ Wg11 = Wp11 + Wcdjbz = 1+11 =102(匝) 校驗 fp11 = ∴ ∴ 不用重新進行計算 動作時限動作時限:0秒 靈敏度校驗：Idmin為實際可能的方式下在差動保護范圍內發生兩相短路時總的最小短路電流；Idmin是在系統最小運行方式下兩臺變壓器并聯運行時低壓側兩相短路取得；接線系數Kjx取2Klm = ＞2 （滿足要求） 復合電壓起動過電流保護 動作值整定：電流元件按躲開變壓器額定電流來整定：Idz = IeB = (A) (，)低電壓元件按躲開正常工作時出現的最低電壓來整定：Udz = (KV) （，）負序電壓元件按躲開變壓器正常運行時的不平衡電壓來整定： Udz2 = KkUeB = 110 = (KV) ()動作時限：；第二段時限1秒。靈敏度校驗： （1）、近后備： Klmi(1) = ＞ （滿足靈敏度要求） （2）、近后備：Klmu(1) = （不滿足靈敏度要求）為了達到靈敏度要求，采用三套低電壓元件分別接在變壓器三側的電壓互感器上，其觸采用并聯的聯接方式。 （3）、近后備：Klm (1) = ＞（滿足靈敏度要求） 動作值整定：按躲開變壓器額定電流來整定： Idz = (，)動作時限：，+=1秒。因是單側電源三繞組降壓變壓器且三側繞組容量相同，則過負荷保護裝在電源側（即110KV側）。第七章 電力系統微機保護 微機保護的發展電力系統的飛速發展對繼電保護不斷提出新的要求，電子技術、計算機技術與通信技術的飛速發展又為繼電保護技術的發展不斷注入了新的活力。隨著微機保護裝置的研究，在微機保護軟件、算法等方面也取得了很多理論成果。從20世紀90年代開始我國繼電保護技術已進入了微機保護的時代。 電力系統對微機保護的要求不斷提高，除了保護的基本功能外，還應具有大容量故障信息和數據的長期存放空間，快速的數據處理功能，強大的通信能力，與其他保護、控制裝置和調度聯網，以共享全系統數據、信息和網絡資源的能力、高級語言編程等。這就要求微機保護裝置具有相當于一臺PC機的功能。 計算機網絡可從網上獲取電力系統運行和故障的任何信息和數據，也可將它所獲得的被保護元件的任何信息和數據傳送給網絡控制中心或任一終端。因此，每個微機保護裝置不但可完成繼電保護功能，而且在無故障正常運行情況下還可完成測量、控制、數據通信功能，亦即實現保護、控制、測量、數據通信一體化。 變電站微機監控系統變電站微機監控系統是在參考了目前國內外先進的變電站自動化產品的基礎上，為實現配電網綜合自動化而作為一個分站系統研制開發出來的。本系統充分考慮了配電網信息量大的特點，在結構上采用分布式RTU作為采集單元，設置586工控機進行管理。，并且通信速率最高可達19200bps。除具備 傳統變電站監控系統的采集功能和遠動功能外，還具有遙測數據顯示、遙信、開關狀態顯示 、SOE事件監視、開關操作、變壓器分接頭調整、電容器的投切等當地監控功能及方便的圖 形編輯功能。工控機還可實現饋線故障自動診斷隔離與恢復供電功能、電壓和無功綜合自動控制等功能。 變電站與微機監控系統圖如1 系統結構站內RTU的管理采用RS422局域網經轉發模塊同后臺工控機連接方式，桿上RTU可通過Modem 或無線通信經多個RS232口與后臺機相連，一條或幾條線路上的桿上RTU經點多點近距 Modem同變電站工控多串口(MOXA)相連，以實現與桿上RTU的通信，也可采用光纜，無線等其 他通信方式。與主站調度的通信采用微波、光纜、通信雙絞線等方式，其原理如圖1所示。 可根據變電站實際情況，靈活配置RTU數量，以適應不同變電站的要求。2 主要功能除實現當地基本監控功能外，還可實現無功電壓的綜合調節、線路的故障診斷、隔離與 供電恢復、遠方抄表的數據采集及轉發等功能。(1)數據采集：從現場采集全部數據信息，采集時間≤4s。(2)SOE事件記錄：可記錄遙信變位、開關/分接頭等操作、故障信息等事件，并可存儲5000 個SOE歷史記錄。(3)診斷功能：可手動和自動檢測RTU的通信狀態，并可在故障后啟動RTU的通信。(4)控制功能：當地或遠方遙控開關、分接頭調節，可手動、自動進行電壓和無功的綜合控制，以及故障的自動診斷、隔離與供電恢復。(5)顯示功能：主接線圖、開關狀態、實時數據圖形顯示(包括曲線、棒圖、餅圖、表型圖等)、實時遙測表格、實時遙信表格、開關狀態表格、SOE記錄表格，通信報文的顯示。(6)設置功能：修改、添加、刪除設備庫，顯示信息和開關狀態等。(7)歷史數據存儲與顯示功能：可存儲和顯示各種遙測量的歷史數據，并可以年月日為索引，以曲線、棒圖和數據表格的形式來顯示歷史數據。3 系統容量變電站微機監控系統串口數最多可擴為66個，其中前置機和站內RTU各占一口，站內最多可管理64個RTU，總的串口數視具體情況而定，桿上每個串口最多可接9個RTU，并且還與距離有關。(1)站內RTU由于站內采用轉發模塊來管理RTU，最多可管理64個RTU。因此站內系統的容量視RTU的配量而定，由于單個RTU具有較強的信息處理能力，因而可滿足不同變電站的要求。(2)桿上RTU根據桿上RTU配量多少而定，最多可接64個串口，每個串口最多可接9個RTU。4 電壓和無功綜合控制原理電壓和無功綜合控制是利用電壓、無功兩個判別量對電壓和無功實行綜合調節，以保證在合格范圍內，同時實現無功基本平衡，利用電壓和無功構成的綜合判據通常規定了電壓和無功的上下限，并把電壓和無功平面分成了9個區如圖2所示，根據電壓，無功在電壓和無功平 面上所處的位置建立相應的控制規則。 故障自動診斷，隔離與恢復的開關動作情況 兩級控制功能示意圖系統Q0電容器組的無功補償容量系統Q下限無功過剩， Q上限無功不足 采用模糊邊界的電壓和無功調節分區圖總的基本控制原則：保證電壓合格，無功基本平衡，盡量減少調節次數。5 變電站故障自動診斷、隔離與恢復的原理(1)工作原理變電站故障自動診斷、隔離與恢復分三個步驟來實現：第一步是利用出線開關、分段開關的自動動作情況和桿上RTU采集上來的故障信息，快速確定故障段。第二步是打開故障段兩端開關進行故障隔離，劃分出本身未含故障源的停電區域，使受故障影響的線路縮小到最小的范圍。第三步是對未含故障源的停電區域尋找最優的恢復供電路徑，根據該路徑進行恢復供電操作。路徑最優的標準是供電可靠、離電源點最近等。對由此路徑形成的初步方案進行潮流計算，以對各元件的負載進行可行性檢驗，若有過載等非正常運行狀態出現則對其進行再調整，直至成功。獲得此路徑后，進行自動或手動操作來恢復未含故障源的停電區域的供電。以圖3所示的帶有聯絡開關的線路為開環運行的典型環形線路來分析故障自動診斷、隔離與恢復的三個步驟，當C段有永久故障時各個步驟中的開關動作情況如圖3所示。(2)兩級控制故障的自動診斷、隔離與恢復功能由變電站監控機與主站控制計算機兩級控制來實現，本文主要介紹變電站這一級的實現方法。首先當故障發生后，由變電站監控機執行分站故障的自動診斷、隔離與恢復程序，判斷分析是否只在該站內就可以達到故障的診斷、隔離與恢復。 對于不能達到的則發出一個消息或事件給主站控制計算機，執行主站的故障自動診斷、隔離與恢復程序，再進行分析判斷，實現對完好的線段恢復供電，如圖4所示。獲得最優的故障后恢復供電順序后，有兩種方式來實現恢復供電，一種是自動方式，另一種是手動方式。1)自動方式：程序確定最優恢復供電順序后，將操作順序、操作開關及其位置等信息以對話框的形式在計算機屏幕上顯示出來，并按照操作順序自動下達每一步操作命令，在操作結束時給出操作成功與否的提示信息，當操作成功時，系統圖上的系統狀態變為故障被隔離和恢復后的狀態。不成功時則給出在哪一步操作時發生了故障，供系統操作員來參考分析。這樣不僅減少了恢復供電所需的時間，而且同時也在一定程度上防止了調度員出現誤操作等情況 ，因而大大減少了用戶的停電時間，提高了城網自動化系統的可靠性。2)手動方式：當確定最優恢復供電順序后，將操作順序、操作開關及其位置等信息以對話框的形式在計算機屏幕上顯示出來，操作員根據其操作順序來恢復供電。本變電站微機監控系統具有很強的靈活性，可適合不同電壓、不同規模的變電站綜合自動化的要求，既可適用于有人值守變電站，又適用于無人值守變電站，還可靈活地構成城網變電站饋線自動化管理系統。 變電站現場的微機保護和監控系統的抗干擾安裝于變電站現場的微機保護和監控系統，必須長期不間斷地無故障運行。其可靠性主要面臨兩個問題：一是各種干擾引起的功能差錯；二是元器件損壞，若有一個元器件損壞，有可能造成保護誤動或者拒動，信息不能正確及時傳送。對保護和監控系統裝置，工作環境的干擾情況比較嚴重，因此提高保護和監控裝置可靠性的重點應是在抗干擾上。 微機保護和監控裝置既有數字部件又有模擬部件，干擾對模擬電路和數字部件所造成的后果是不同的。模擬電路在干擾作用下往往使開關電路誤翻轉，在沒有完善閉鎖措施時將會導致誤動作。數字電路受干擾作用往往造成數據或地址傳送錯誤，從而導致裝置運行故障或功能障礙。由此可見，干擾造成數據傳送錯誤，重則造成保護拒動或誤動，都會嚴重危及電力系統的安全可靠供電。 由于繼電保護和監控裝置在強電磁場環境下連續工作，所以必須采用故障自動檢測以及容錯設計技術。故障自檢在于將裝置故障及時告知值班人員，并自動采取隔離閉鎖措施。容錯設計是利用容錯技術，使局部故障不降低整套裝置的性能，不中斷保護和監控裝置的正常運行。 干擾就是除有用信號外，還有可能對裝置的正常工作造成不利影響的內外電磁信號，干擾可分為外部干擾和內部干擾。外部干擾源只能通過合理的措施將它“拒之門外”，內部干擾源可以在設計和調試中使之盡量減少。 外部抗干擾措施 （1）電源的抗干擾措施開關電源具有效率高等優點，在電子設備中被廣泛采用。有些開關電源雖然采用了靜電屏蔽來抑制共模干擾，但由于開關電源內部元件布置得比較緊密，電源和輸出線路導線之間距離較近，接地線又較長，因此防外來干擾的能力較差，高頻時尤為明顯。通常在電源入口處增設電源濾波器來防止電源干擾的侵入。濾波器的接地點應以最短距離可靠接地。所有電源線必須經過濾波器才能進入設備內部，即在機箱電源線入口處安裝濾波器。微機保護和監控裝置要求有相互獨立的多個電源供電。每塊插件板上最好能采用獨立功能塊電源，以進