新疆焦煤（集团）2130煤矿数字化变电站设计 毕业论文

'毕业论文任务书一、题目：《新疆焦煤（集团）2130煤矿数字化变电站设计》二、指导思想和目的要求：本论文以保障和满足新疆焦煤(集团)2130煤矿安全供电为目的，针对2130煤矿的发展规划以及供电现状，设计一座35KV数字化变电站，满足2130煤矿供电需求的同时，实现2130矿区供电的数字化控制，避免误操作事故的发生。三、主要技术指标：35KV数字化变电站总体设计四、进度与要求：5月7日参加动员会，与指导教师见面5月8日-11月9日论文调研，确定题目，填写任务书11月10日-11月23日论文写作修改11月24日论文答辩五、主要参考书及参考资料：[1]《配电自动化系统》，中国水利水电出版社，1999；49 [2]《供电技术》，机械工业出版社，1995；[3]《电力工程电气设计手册》（第一册）电气一次部分.北京：中国电力出版社，1996重印[4]《发电厂变电站电气设备》，北京：中国电力出版社，2008；[5]《电力系统继电保护》（第二版）.重庆大学出版社.2005[6]《中小型变电所实用设计手册》，水利水电出版社.2000[7]中华人民共和国电力行业标准，《35～110KV变电所设计规范》，GB50059－92；[8]中华人民共和国电力行业标准，《3～110KV高压配电装置设计规范》，GB50060-92。摘要随着2130煤矿的不断发展，矿井对电力供应的要求越来越高，特别是供电的稳定性、可靠性和持续性。然而电网的稳定性、可靠性和持续性往往取决于变电所的合理设计和配置。它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。电气主接线是变电所的主要环节，电气主接线的拟定直接关系着2130煤矿变电站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是变电站电气部分投资大小的决定性因素。经过四年的系统理论知识的学习，及各种现场实际操作经验，还有老师精心培育下，我们对电力系统各部分有了初步的认识与了解。在认真阅读原始材料，分析材料，参考阅读《中小型变电所实用设计手册》、《电力工程电气设计手册电气一次部分》、《发电厂变电站电气设备》和《电力系统继电保护》以及《电力系统分析》等参考书籍，在指导老师的指导下，经过周密的计算，完成了此次课程设计。49 目录摘要…………………………………………………………………………第一章任务要…………………………………………………………（3）第二章设计说明书……………………………………………………（5）2.1概述………………………………………………………………（5）2.2计算书……………………………………………………………（6）2.3电气主接线设计方案……………………………………………（11）2.4主接线的设计原则………………………………………………（12）2.5主接线的设计和论证……………………………………………（14）2.6主变台数和容量的选择…………………………………………（21）2.7所用变的选择和所用电的设计…………………………………（24）2.8电气设备的选择…………………………………………………（25）2.9变电所的防雷保护………………………………………………（29）第三章变电站综合自动化系统…………………………………（32）第四章分析与结论………………………………………………（55）参考资料……………………………………………………………（55）致谢………………………………………………………………（60）附图2130变电站一、二次图及平面布置图49 第一章任务要求1.1设计要求1、建立工程设计的正确观点，掌握电力系统设计基本原则和方法；2、培养独立思考、解决问题的能力；3、学习使用工程设计手册和其他参考书的能力；学习撰写工程设计说明书。1.2原始资料1.2.12130煤矿为保证供电需求，要求设计一座35KV降压变电所，以6KV电缆给各车间供电，一次设计并建成。1.2.2本变电站距艾维尔沟矿区110KV变电站11Km，由110KV变电站用35KV双回路架空线路向待定设计的变电所供电，在最大运行方式下，待设计的变电所高压母线上的短路功率为2×8000MVA。1.2.3待设计的变电所，35KV电源，两面主变进线柜，一面分段柜、一面联络柜、四面母线PT柜，两面架空出线柜、三面电缆出线柜；6KV电源，进线柜2面，出线柜21面，一面分段柜、一面联络柜、两面母线PT柜、两面电容出线柜，考虑以后装设的组电容器，提高功率因素，故要求预留两个备用柜。1.2.4本变电所6KV母线到各个车间均用电缆供电，其中风机房和中央水泵房、瓦斯泵站为一类负荷，其余为三类负荷，Tmax=400h，各馈线负荷如表1—1序号车间名称计算用有功功率（kw）计算用无功功率（kvar）1空气加热室、风机房（主扇）622.5186.752锅炉房55016549 3饮用水处理90274矿井水处理300905瓦斯泵站11003306中央水泵房13504057综采、掘进工作面23006908机修、食堂、办公、其它931279.3（表1—1）1.2.5所用电的主要负荷见表1—2序号名称额定容量（KW）功率因数（cosφ）安装台数工作台数备注1主充电机200.8811周期性负荷2浮充电机4.50.8511经常性负荷3蓄电池室通风2.70.8811经常性负荷4室内配电装置通风1.10.7922周期性负荷5交流焊机10.50.511周期性负荷6检修试验用电130.811经常性负荷7载波远动0.960.6911经常性负荷8照明负荷14经常性负荷9生活水泵等用电10经常性负荷（表1—2）1.2.6环境条件当地海拔高度2130m。雷暴日数36.9日/年：空气质量优良，无污染，历年最高平均最高气温27.9℃，土地电阻率P≤500m·Ωm。49 1.3设计任务1.3.1设计本变电所的主电路，论证设计方案是最佳方案，选择主变压器的容量和台数；1.3.2设计本变电所的自用电路，选择自用变压器的容量和台数；1.3.3计算短路电流；1.3.4选择断路器和隔离开关；4.设计成果4.1设计说明书一份4.2主电路和所用电路图一份49 第二章设计说明书2.1概述2.1.1设计依据根据设计任务书给出的条件。2.1.2设计原则1、要遵守国家的法律、法规，贯彻执行国家经济建设的方针、政策和基本建设程序，特别是应贯彻执行提高综合经济效益和促进技术进步的方针。2、要根据国家规范、标准与有关规定，结合工程的不同性质不同要求，要实行资源的综合利用，要节约能源、水源，要保护环境，要节约用地并合理使用劳动力，要立足于自力更生。2.1.3变电站建设的必要性及规模2.1.3.1变电站建设的必要性为了加强矿井供电可靠性，减少线路损耗，适应日益增长的负荷发展需要，35KV变电所的选址于距离矿井较近处，其紧邻矿井，其主要供电对象是矿井的各个车间，这样设计减小了供电半径，供电线损大幅下降，供电量增加，适应现代化建设与发展的需要。2.1.3.2本工程建设规模（1）49 2130煤矿变电站为35kV/6KV降压变电站，该类变电站一般为无人职守的综合自动化站，容量为2*8000千伏安，企业变电站安装两台SZ11-8000/35主变压器，35kV为单母线分段接线。（2）企业变电站选址在企业附近，地势平缓，海拔高度2130m，气象条件见《任务书》的环境条件。6KV采用屋内配电装置，电缆出线。2.2计算书2.2.1主变容量的计算1、根据任务书提供的资料，主变容量的计算如下：∑Pi=622.5+550+90+300+1100+1350+2300+931=7243.5(kw)∑Qi=7243.5×1/3=2414.5(kvar)根据计算结果及矿井的规划应选择SZ11-8000/35型变压器。2、根据任务书提供的资料,站用变容量的计算如下：＋老所变100（KVA）根据计算结果应选择S11-M-800/6.3/0.4kV型变压器。3、所选变压器的型号及技术数据见下表：型号额定容量KVA额定高电压KV额定低电压KV空载损耗KW负载损耗KW阻抗电压%空载电流%连接组别SZ11-8000/3580003567.0438.77.50.9Yd1149 S11-M-800/6.3/0.4kV80060.40.291.504.01.6Y/yn02.2.2短路电流的计算2.2.2.1短路电流计算的目的短路问题是电力技术的基本问题之一。短路电流及其电动力效应和分效应，短路时的电力的降低，是电气结线方案比较，电气设备和载流导线选择、接地计算以及继电保护选择和整定等的基础。在变电站的电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。其短路电流计算的目的主要有以下几方面：1、在选择电气主接线时，为了比较各种接线方案，或确实某一接线是否需要采取限制短路电流的措施等，均需要进行必要的短路计算。2、在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障情况下能安全、可靠地工作，同时又力求节约资金，这就需要进行全面的短路电流计算。例如：计算某一时刻的短路电流有效值，用以校验开关设备的开断能力和确定电抗器的电抗值；计算短路后较长时间短路电流有效值，用以校验设备的热稳定；计算短路电流冲击值，用以校验设备动稳定。3、在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线的相间和相对地的安全距离在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时短路电流为依据。4、接地装置的设计，也需要短路电流。2.2.2.2短路的种类49 三相系统中短路的基本类型有：三相短路、两相短路、单相接地短路、和两相接地短路。三相短路时对称短路，此时三相电流和电压同正常情况一样，即仍然是对称的。只是线路中电流增大、电压降低而已。除了三相短路之外，其它类型的短路皆系不对称短路，此时三相所处的情况不同，各相电流、电压数值不等，其间相角也不同。运行经验表明：在中性点直接接地的系统中，最常见的短路是单相短路，约占短路故障的65~70%，两相短路约占10~15%，两相接地短路约占10~20%，三相短路约占5%2.2.2.3短路的物理量短路电流的周期分量、非周期分量、短路全电流、短路冲击电流和稳态电流。1、正常工作时，三相系统对称运行；2、所有电源的电动势相位角相同；3、电力系统中各元件的磁路不饱和；4、电力系统中所有电源都在额定负荷下运行，其中50%负荷接在高压母线上，50%负荷接在系统侧；5、短路发生在短路电流为最大的一瞬间；6、不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；7、原件的计算参数都取额定值，不考虑参数的误差和调整范围；8、输电电缆线的电容略去不计；2.2.2.4短路电流计算条件短路电流实用计算中，采用以下假设条件和原则：（1）正常工作时，三相系统对称运行；（2）所有电源的电动势相位角相同；（3）系统中的同步和异步电机均为理想电机，不考虑电机磁饱和、磁滞、涡流及导体集肤效应等影响，转子结构完全对称，定子三相绕组空间位置相差120度电气角度；49 （4）电力系统中的各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化；（5）电力系统中所有电源都在额定负荷下运行，其中50%负荷接在高压母线上，50%负荷接在系统侧；（6）同步电机都具有自动调整励磁装置（包括强行励磁）；（7）短路发生在短路电流为最大值的瞬间；（8）不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；（9）除计算短路电流的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的都略去不计；（10）元件的计算参数均取为额定值，不考虑参数的误差和调整范围；（11）输电线路的电容略去不计；（12）用概率统计法制定短路电流运算曲线。2.2.2.5短路电流计算的步骤1、在已知短路容量时：Sd=1000MVA选基准容量Si=100MVA　Ui=Uav=1.05UN2、短路点与系统之间电抗标幺值计算：=Si/Sd3、变压器电抗标幺值计算:=(U%/100)(Si/Sd)4、短路电流基准值计算：Ii=Si/（Vp）5、短路点周期分量有效标幺值计算：=l/6、三相短路电流有效值计算：=IdIj7、三相短路冲击电流计算：=2.558、三相短路最大：=1.529、由于计算为无限容量系统：暂态短路电流I=I，三相短路稳态电流：=10、短路容量计算：Sd=d49 为选择6~35KV配电装置的电器和导体，需计算在最大运行方式下流过电气设备的短路电流，选两个短路点，如图：设系统为无限大容量：，选100MVA变压器的电抗标幺值：电力系统的电抗标幺值：1、K1点短路时：三相短路标幺值（有效值）：化为有名值为：三相短路最大瞬时值（冲击电流）：三相短路最大电流有效值：取=1.8三相短路稳态短路电流：对于无穷容量系统中，其计算公式为：三相短路容量Sd的计算：2、K2点短路时短路电流的标幺值：49 三相短路的基准电流：三相短路电流：三相冲击电流：三相短路最大有效电流：三相稳态短路电流：三相短路容量：2.3电气主接线设计方案电力系统是由110KV变电站、变电站、线路和用户组成。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。为满足生产需要，变电站中安装有各种电气设备，并依照相应的技术要求连接起来。把变电站、断路器等按预期生产流程连成的电路，称为电气主接线。电气主接线是由高压电器通过连接线，按其功能要求组成接受和分配电能的电路，成为传输强电流、高电压的网络，故又称为一次接线或电气主系统。用规定的设备文字和图形符号并按工作顺序排列，详细地表示电气设备或成套装备的全部基本组成和连接关系的单线接线图，称为主接线电路图。49 主接线代表了变电站电气部分主体结构，是电力系统接线的主要组成部分，是变电站电气设计的首要部分。从而完成变电、输配电的任务。它的设计，直接关系着全所电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，关系着电力系统的安全、稳定、灵活和经济运行。由于电能生产的特点是发电、变电、输电和用户是在同一时刻完成的，所以主接线设计的好坏，也影响到工农业生产和人民生活。必须在满足国家有关技术经济政策的前提下，正确处理好各方面的关系，全面分析有关影响因素，力争使其技术先进、经济合理、安全可靠。2.4主接线的设计原则电气主接线的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。2.4.1主接线的设计依据1、负荷大小的重要性2、系统备用容量大小（1）运行备用容量不宜少于8-10%，以适应负荷突变，机组检修和事故停运等情况的调频需要。（2）装有两台及以上的变压器的变电所，当其中一台事故断开时，其余主变压器的容量应保证该变电所60%~70%的全部负荷，在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证矿井的一、二级负荷供电。2.4.2主接线的基本要求根据我国能源部关于《220~500kV变电所设计技术规程》SDJ2-88规定：“49 变电所的电气主接线应根据该变电所在电力系统中地位，变电所的规划容量、负荷性质、线路、变压器连接元件总数、设备特点等条件确定。并应综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。”因此对主接线的设计要求可以归纳为以下五点。其具体要求如下：1、运行的可靠断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。2、具有一定的灵活性主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。3、操作应尽可能简单、方便主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。4、经济上合理主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。5、应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。2.5主接线的设计和论证依据变电站的性质可选择单母线接线、单母线分段接线、双母线接线、外桥型接线、内桥型接线、五种主接线方案，下面逐一论证其接线的利弊。49 2.5.1单母线接线单母线接线的特点是每一回线路均经过一台断路器和隔离开关接于一组母线上。1、优点：（1）接线简单清晰、设备少、操作方便。（2）投资少，便于扩建和采用成套配电装置2、缺点：(1)可靠性和灵活性较差。任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修均需使整个配电装置停电。(2)单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复非故障段的供电。适用范围：单母线接线不能满足对不允许停电的重要用户的供电要求，一般用于6-220kV系统中，出线回路较少，对供电可靠性要求不高的中、小型发电厂与变电站中。2.5.2单母线分段接线1、用隔离开关分段的单母线接线这种界限实际上仍属不分段的单母线接线，只是将单母线截成两个分段，其间用分段隔离开关连接起来。49 这样做的好处是两段母线可以轮流检修，缩小了检修母线时的停电范围，即检修任一段母线时，只需断开与该段母线连接的引出线和电源回路拉开分段隔离开关，另一段母线仍可继续运行。但是，若两个电源取并列运行方式，则当某段母线故障时，所有电源开关都将自动跳闸，全部装置仍需短时停电，需待用分段隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障母线段的供电。可见，采用隔离开关分段的单母线接线较之不分段的单母线，可以缩小母线检修或故障时的停电范围。2、用断路器分段的单母线接线用隔离开关奋斗的单母线接线，虽然可以缩小母线检修或故障时的停电范围，但当母线故障时，仍会短时全停电，需待分段隔离开关拉开后，才能恢复非故障母线段的运行，这对于重要用户而言是不允许的。如采用断路器分段的单母线接线，并将重要用户采用分别接于不同母线段的双回路供电，足可以克服上诉缺点。对用断路器分段的单母线的评价为:1、优点：⑴具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。⑵较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电，而后者则需短时停电。⑶运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。⑷可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。2、缺点：⑴任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。⑵检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。单母线分段接线与单母线接线相比提高了供电可靠性和灵活性。但是，当电源容量较大、出线数目较多时，其缺点更加明显。因此，单母线分段接线用于：（1）电压为6～6KV时，出线回路数为6回及以上，每段母线容量不超过25MW；否则，回路数过多时，影响供电可靠性。（2）电压为35～63KV时，出线回路数为4～8回为宜。（3）电压为110～220KV时，出线回路数为3～4回为宜。49 3、单母线分段带旁路母线的接线为克服出线断路器检修时该回路必须停电的缺点，可采用增设旁路母线的方法。当母线回路数不多时，旁路断路器利用率不高，可与分段断路器合用，并有以下两种接线形式。（1）分段断路器兼作旁路断路器接线。（2）旁路断路器兼作分段断路器接线。优点：单母分段带旁路接线与单母分段相比，带来的唯一好处就是出线断路器故障或检修时可以用旁路断路器代路送电，使线路不停电。单母线分段带旁路接线，主要用于电压为6～6KV出线较多而且对重要负荷供电的装置中；35KV及以上有重要联络线路或较多重要用户时也采用。单母线分段接线，虽然缩小了母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围，在一定程度上提高了供电可靠性，但在母线或母线隔离开关检修期间，连接在该段母线上的所有回路都将长时间停电，这一缺点，对于重要的变电站和用户是不允许的。2.5.3双母线接线优缺点分析：（1）可靠性高。可轮流检修母线而不影响正常供电。当采用一组母线工作、一组母线备用方式运行时，需要检修工作母线，可将工作母线转换为备用状态后，便可进行母线停电检修工作；检修任一母线侧隔离开关时，只影响该回路供电；工作母线发生故障后，所有回路短时停电并能迅速恢复供电；可利用母联断路器代替引出线断路器工作，使引出线断路器检修期间能继续向负荷供电。49 （2）灵活性好。为了克服上述单母线分段接线的缺点，发展了双母线接线。按每一回路所连接的断路器数目不同，双母线接线有单断路器双母线接线、双断路器双母线接线、一台半断路器接线（因两个回路共用三台断路器，又称二分之三接线）三种基本形式。后两种又称双重连接的接线，意即一个回路与两台断路器相连接，在超高压配电装置中被日益广泛地采用。1、单断路器双母线接线：单断路器双母线接线器是双母线接线中最基本的接线形式。它具有两组结构相同的母线，每一回路都经一台断路器、两组隔离开关分别连接到两组母线上，两组母线之间通过母联断路器来实现联络。双母线接线有两种运行方式，一种运行方式是一组母线工作，一组母线备用，母联断路器在正常运行时是断开的；另一种运行方式是两组母线同时工作，母联断路器在正常运行时是接通的，这时每一回路都固定连接于某一组母线上运行，故亦称固定连接运行方式。这两种运行方式在供电可靠性方面有所差异，当母线短路时，前者将短时全部停电；后者母线继电保护动作，只断开故障母线上电源回路的断路器和母联断路器，并不会使另一组母线中断工作。单断路器双母线接线具有以下优缺点:1、单断路器双母线接线的优点：双母线接线有更高的可靠性，表现在以下几方面:（1）检修任一段母线时，可不中断供电，即通过倒闸操作将进出线回路都切换至其中一组母线上工作，便可检修另一组母线。（2）检修任一母线隔离开关时，只需停运该回路。（3）母线发生故障后，能迅速恢复供电。（4）线路断路器"拒动"时或不允许操作时，可经一定的操作顺序使母联断路器串入该线路代替线路断路器工作，而后用母联断路器切除核线路。（5）检修任一回路断路时，可用装接“跨条”的方法，避免该线路长期停电。（6）便于试验。在个别回路需要单独进行试验时，可将谅回路单独接至一组母线上隔离起来进行。（7）调度灵活。各个电源和出线可以任意分配到某一组母线上，因而可以灵活地适应系统中各种运行方式的调度和潮流变化。（8）扩建方便，且在扩建施工时不需停电。49 由于双母线具有上述优点，被广泛用于10一220kV出线回路较多且有重要负荷的配电装置中。2、单断路器双母线接线的缺点：（1）接线较复杂，且在倒母线过程中把隔离开关当作操作电器使用，容易发生误操作事故。（2）工作母线短路时，在切换母线的过程中仍要短时停电。（3）检修线路断路器时要中断对用户的供电，这对重要用户来说是不允许的。（4）于单母线接线相比，双母线接线的母线长，隔离开关数目倍增，这将使配电装置结构复杂，占地面积增大，投资明显增加。双母线接线比单母线分段接线的供电可靠性高、运行灵活，但投资也明显增大，因此，只有当进出线回路数较多、母线上电源较多、输送和穿越功率较大、母线故障后要求尽快恢复送电、母线和母线隔离开关检修时不允许影响对用户的供电、系统运行调度对接线的灵活性有一定要求等情况下，才采用双母线接线方式。2、双断路器双母线接线双断路器双母线这种接线，每回路内接有两台断路器，采取双母线同时运行的方式。双断路器双母线接线的优点是:（1）任何一组母线或母线隔离开关发生故障或进行检修时都不会造成停电。（2）任何一台断路器检修时都不需停电。（3）任一电源或出线可方便地在母线上配置，运行灵活，能很好地适应调度要求，有利于系统潮流的合理分布和电力系统运行的稳定。（4）隔离开关只用于检修时隔离电源，不作为操作电器，因而减少了误操作的可能性。双断路器双母线接线的主要缺点是投入使用的断路器大多，设备投资大，配电装置占地面积和维护工作量都相应地增大了许多，故在220KV及以下配电装置中很少采用。但随着电力系统容量的增大，输电距离的增加，出于对系统运行稳定性的考虑，这种接线在330KV及以上超高压变电站中的应用将日益广泛。49 3、“一台半”断路器接线“一台半”断路器这种接线的特点是在两组母线之间串联装设三台断路器，于两台断路器间引接一个回路，由于回路数与断路器台数之比为2：3，固称为一台半断路器接线或二分之三接线。这种接线的正常运行方式是所有断路器都接通，双母线同时工作。"一台半"断路器接线的优点是：（1）、检修任一台断路器时，都不会造成任何回路停电，也不需进行切换操。（2）、线路发生故障时，只是该回路被切除，装置的其他元件仍继续工作。（3）、当一组母线停电检修时，只需断开与其连接的断路器及隔离开关即可，任何回路都不需作切换操作。（4）、母线发生故障时，只跳开与此母线相连的断路器，任何回路都不会停电。（5）、操作方便、安全。隔离开关仅作隔离电源用，不易产生误操作。断路器检修时，倒闸操作的工作量少，不必像双母线带旁路接线那样要进行复杂的操作，而是够断开待检修的断路器及其两侧隔离开关就可以了，也不需要调整更改继电保护整定值。（6）、正常时两组母线和全部断路器都投入工作，每串断路器互相连接形成多环状接线供电，所以，运行调度非常灵活。（7）、与双母线带旁路母线接线和双断路器双母线接线相比，"一台半"断路器接线所需的开关电器数量少，配电装置结构简单，占地面积小，投资也相应减少。缺点就是二次线和继电保护比较复杂，投资较大。另外，为提高运行可靠性，防止同名回路同时停电，一般采用交替布置的原则：重要的同名回路交替接入不同侧母线；同名回路接到不同串上；把电源与引出线接到同一串上，这样布置，可避免联络断路器检修时，因同名回路串的母线侧断路器故障，使同一侧母线的同名回路一起断开。同时，为使一台半断路器接线优点更突出，接线至少应有三个串才能形成多环接线，可靠性更高。49 一台半断路器接线，目前在国内、外已较广泛实用于大型发电厂和变电站的330～500KV的配电装置中。当进出线回路数为6回及以上，并咋系统中占重要地位时，宜采用一个半断路器接线。2.5.4外桥型接线外桥接线，桥回路置于线路断路器外侧，变压器经断路器和隔离开关接至桥接电，而线路支路只经隔离开关与桥接点相连。外桥接线的特点为:1、变压器操作方便。如变压器发生故障时，仅故障变压器回路的断路器自动跳闸，其余三回路可继续工作，并保持相互的联系。2、线路投入与切除时，操作复杂。如线路检修或故障时，需断开两台断路器，并使该侧变压器停止运行，需经倒闸操作恢复变压器工作，造成变压器短时停电。3、桥回路故障或检修时两个单元之间失去联系，出线侧断路器故障或检修时，造成该侧变压器停电，在实际接线中可采用设内跨条来解决这个问题。外桥接线适用于两回进线、两回出线且线路较短故障可能性小和变压器需要经常切换，而且线路有穿越功率通过的发电厂和变电站中。2.5.5内桥型接线内桥接线，桥回路置于线路断路器内侧（靠变压器侧），此时线路经断路器和隔离开关接至桥接点，构成独立单元；而变压器支路只经隔离开关与桥接电相连，是非独立单元。内桥接线的特点：1、线路操作方便。如线路发生故障，仅故障线路的断路器跳闸，其余三回线路可继续工作，并保持相互的联系。2、正常运行时变压器操作复杂。3、桥回路故障或检修时两个单元之间失去联系；同时，出线断路器故障或检修时，造成该回路停电。为此，在实际接线中可采用设外跨条来提高运行灵活性。内桥接线适用于两回进线两回出线且线路较长、故障可能性较大和变压器不需要经常切换运行方式的发电厂和变电站中。49 桥形接线具有接线简单清晰、设备少、造价低、易于发展成为单母线分段或双母线接线，为节省投资，在发电厂或变电站建设初期，可先采用桥形接线，并预留位置，随着发展逐步建成单母线分段或双母线接线。2.5.6结论通过分析比较，五种接线方式中采用无母线型内桥接线作为35KV侧接线方式较之其它四种为好，由于本次设计为35kV变电站，考虑到供电可靠性和经济性的需要，在6KV侧采用单母线分段的接线方式。2.6主变台数和容量的选择2.6.1主变台数的选择在变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器。《35～6KV变电所设计规范》规定，主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60％的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。主变压器台数和容量直接影响主接线的形式和配电装置的结构。正确选择变压器的台数，对实现系统安全经济和合理供电具有重要意义。目前一般的选择原则是：一般用户装设1—2台变压器；为了提高供电可靠性，对于Ⅰ、Ⅱ级用户，可设置两台变压器，防止一台主变故障或检修时影响整个变电所的供电，所以本所选用两台主变，互为备用，当一台变压器故障检修时由另一台主变压器承担全部负荷的75%，保证了正常供电。根据原始资料，本所主变压器配置两台。49 2.6.2主变容量的确定1、主变压器容量一般按变电所建成后5-8年的规划负荷选择。2、根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷供电，保证供电可靠性。3、同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化、标准化。4、装有两台变压器的变电站，采用暗备用方式，当其中一台主变因事故断开，另一台主变的容量应满足全部负荷的70%，考虑变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证80%负荷供电。2.6.3主变压器接线形式的选择1、变压器绕组的连接方式变压器绕组的连接方式必须和系统电压相一致，否则不能并列运行。该变电所有二个电压等级，所以选用双绕组变压器，连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有星形三角形，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。我国16KV及以上电压，变压器绕组都采用星形连接，35KV亦采用星形连接，其中性点多通过消弧线圈接地，35KV以下电压，变压器绕组都采用三角形连接。由于35KV采用星形连接方式与220KV、16KV系统的线电压相位角为零度（相位12点），这样当电压为22011035KV，高、中压为自耦连接时，变压器的第三绕组加接线方式就不能三角形连接，否则就不能与现有35KV系统并网。因而就出现所谓三个或两个绕组全星形连接的变压器。变压器采用绕组连接方式有D和Y，我国35KV采用Y连接，35KV以下电压的变压器有国标Y/d11、Y/Y0等变电所选用主变的连接组别为Y/d11连接方式。故本次设计的变电所选用主变的连接组别为YN/d11型。49 2、冷却方式的选择主变压器一般采用的冷却方式有自然风冷却，强迫油循环风冷却，强迫油循环水冷却。本次设计选择的是小容量变压器，故采用自然风冷却。3、调压方式的选择变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器变比来实现的。切换方式有两种：无激励调压，调整范围通常在±5%以内；另一种是有载调压，调整范围可达30%，设置有载调压的原则如下：（1）对于220KV及以上的降压变压器，反在电网电压可能有较大变化的情况下，采用有载调压方式，一般不宜采用。当电力系统运行确有需要时，在降压变电所亦可装设单独的调压变压器或串联变压器。(2)对于16KV及以上的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压方式。(3)接于出力变化大的发电厂的主变压器，或接于时而为送端，时而为受端母线上的发电厂联络变压器，一般采用有载调压方式。普通型的变压器调压范围小，仅为±5%，而且当调压要求的变化趋势与实际相反（如逆调压）时，仅靠调整普通变压器的分接头方法就无法满足要求。另外，普通变压器的调整很不方便，而有载调压变压器可以解决这些问题。它的调压范围较大，一般在15%以上，而且要向系统传输功率，又可能从系统反送功率，要求母线电压恒定，保证供电质量情况下，有载调压变压器，可以实现，特别是在潮流方向不固定，而要求变压器可以副边电压保持一定范围时，有载调压可解决，因此选用有载调压变压器。故本次设计选用主变的调压方式为有载调压。2.6.4结论综合以上分析，结合技术分析对比及经济可靠性分析对比，本所宜采用SZ11-8000/35型三相双绕组有载调压变压器，其容量以及技术参数如下：主变容量：=8000KVA型号：三相双绕组有载调压降压变压器SZ11-8000/35阻抗电压：7.5%　　49 联接组别：Yd11台数：两台2.7所用变的选择和所用电的设计所用变的设计应以设计任务书为依据，结合工程具体的特点设计所用变的接线方式，因变电站在电力系统中所处的地位，设备复杂程度（电压等级和级次，主变压器形式、容量及补偿设备有无等）以及电网特性而定。而所用变压器和所用配电装置的布置，则常结合变电站重要电工构建物的布置来确定。一般有重要负荷的大型变电所，6000／400V系统采用单母线分段接线，两台所用变压器各接一段母线，正常运行情况下可分列运行，分段开关设有自动投入装置。每台所用变压器应能担负本段负荷的正常供电，在另一台所用变压器故障或检修停电时，工作着的所用变压器还能担负另一段母线上的重要负荷，以保证变电所正常运行。1、用电电源和引接原则如下：（1）当变电所有低压母线时；（2）优先考虑由低压母线引接所用电源；（3）所用外电源满足可靠性的要求；（4)即保持相对独立；（5）当本所一次系统发生故障时；（6）不受波及；（7）由主变压器低绕组引接所用电源时；（8）起引接线应十分可靠；⒉、所用变接线一般原则：（1）一般采用一台工作变压器接一段母线；（2）除去只要求一个所用电源的一般变电所外；（3）其他变电所均要求安装两台以上所用工作变压器；（4）低压6KV母线可采用分段母线分别向两台所用变压器提供电源；49 （5）以获得较高的可靠性；故所用变设在6KV侧，所用变选择两台S11-M-800/6.3/0.4kV型所用变压器。2.8电气设备的选择2.8.1电气设备选择的一般原则1、应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展；2、应按当地环境条件校核；3、应力求技术先进和经济合理；4、与整个工程的建设标准应协调一致；5、同类设备应尽量减少品种；6、选用的新产品均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格。在特殊情况下，选用未经正式鉴定的新产品时，应经上级批准。2.8.2技术条件选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。1、长期工作条件（1）电压选用的电器允许最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压Ug,即Umax≥Ug（2）电流选用电器额定电流IN不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流Ig即IN≥Ig49 由于变压器短路时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。高压电器没有明确的过载能力，所以在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。（3）机械负荷所选电器端子的允许荷载，应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。电器机械荷载的安全系数，由制造部门在产品制造中统一考虑。2、短路稳定条件（1）校验的一般原则电器在选定后应按最大可能通过的短路电流进行动、热稳定校验。校验的短路电流一般取三相短路时的短路电流。若发电机出口的两相短路，或中性点直接接地系统及自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路严重时，则应按严重情况校验。（2）短路的热稳定条件：It2t＞QdtQdt—在计算时间t秒内，短路电流的热效应（kA2s）It—t秒内设备允许通过的热稳定电流时间(s)tjs=继电器保护装置后备保护动作时间（tb）+断路器全分闸时间（tdo）(3)短路的动稳定条件：ich≤idfIch≤Idfich—短路冲击电流峰值（kA）Ich—短路全电流有效值（kA）idf—电器允许的极限通过电流峰值（kA）Idf—电器允许的极限通过电流有效值（kA）3、绝缘水平49 电器的绝缘水平应按电网中出现的各种过电压和保护设备相应的保护水平来确定。当所选用电器的绝缘水平低于国家规定的标准数值时，应通过绝缘配合计算选用适当的过电压保护设备。2.8.3环境条件按《交流高压电器在长期工作时的发热》（GB763-74）的规定，普通高压电器在环境最高温度为+40时，允许按额定电流长期工作。当电器安装点的环境温度高于+40（但不高于+60）时，每增高1，建议额定电流减少1.8%；当低于+40时，每降低1，建议额定电流增加0.5%，但总的增加值不得超过额定电流的20%。普通高压电器一般可在环境最低温度为-30时正常运行。在高寒地区，应选择能适应环境温度为-40的高寒电器。在年最高温度超过40，而长期处于低湿度的干热地区，应选用型号带“TA”字样的干热带型产品。本次设计的变电所所在地区最高气温；最低气温；年平均气温；最热月平均最高温度。对于屋外安装场所的电器最高温度选择年最高温度，最低温度选择年最低温度，可见最高气温为+41，由规定知在选择电器设备时额定电流应减少1.8%，最低温度为-28，电器设备可正常运行。2.8.4环境保护选用电器尚应注意电器对周围环境的影响。1、电磁干扰：频率大于10kHz的无线电干扰主要来自电器的电流电压突变和电晕放电。35kV不考虑。2、噪音：为了减少噪音对工作场所和附近居民区的影响所选高压电器在运行中或操作时产生的噪音，在距电器2m处不应大于下列水平：连续性噪音水平：85dB非连续性噪音水平：屋内90dB屋外110dB2.8.535kV侧断路器和隔离开关的选择49 1、根据35kV短路容量MVA,短路电流A，主变压侧开关选择LW8-35六氟化硫断路器，额定电流1000A；额定开断电流25KA；灭弧室额定气压pcb0.5Mpa。断路器CT6-XGI弹簧操动机构：操作电源：直流220V5A。2、隔离开关：根据I1N=SN/√3U1N=6300/1.732X35=104A，应选择GW5-35G型隔离开关：额定电流600A。2.8.66KV侧断路器和隔离开关的选择1、6KV侧断路器的选择：据6KV短路容量MVA,短路电流A,1、2号主变6KV侧开关和分段开关采用ZN40-10/1000型真空断路器，线路及电容器均采用ZN40-10/630真空断路器2、6KV侧隔离开关的选择根据I2N=SN/√3U2N=6300/1.732X10.5=346A，主变6KV侧开关和分段采用GN19-10C/1250型屋内隔离开关，6KV线路及电容器采用GN19-10C/630型屋内隔离开关。3、电容器的选择：根据无功补偿容量为主变容量的20％－30％原则，每段6KV母线上装设两组TBB11/√3-3000var容量的补偿电容器装置，电容器电流互感器采用LFZ-10型100/5电流互感器。隔离开关电压等级型号产品UN(KV)IN(A)Imax(KA)It(KA·S)35KVGW-10DW/63040.5125025636KVGN19-10C/4004、6KV成套配电装置的选择：GG-1A-07T、GG-1A-12、GG-1A-54型柜，分段开关柜要求：49 断路器设备名称型号及规范单位数量备注35KV断路器VBG（ZN85）-40.5/1250-25KA台116KV断路器ZN28-12/630台38其中无功补偿2台2.9变电所的防雷保护2.9.1变电所防雷概述雷电引起的大气过电压将会对电器设备和变电所的建筑物产生严重的危害，因此，在变电所和高压输电线路中，必须采取有效的防雷措施，以保证电器设备的安全。运行经验表明，当前变电所中采用的防雷保护措施是可靠的，但是雷电参数和电器设备的冲击放电特性具有统计性，故防雷措施也是相对的，而不是绝对的。变电所的雷电危害主要来自两个方面：一个是直接雷击变电所的建筑物、构筑物或装设在露天的设备，强大的雷电冲击电流通过被击物泄放入地时，引起机械力破坏和热破坏；另外一个是雷电感应产生的高电压波沿输电线路侵入变电所内，使主要电气设备对地绝缘击穿或烧毁。所以对于直接雷击破坏，变电所一般采用安装避雷针或者避雷线保护，对于沿线路侵入变电所的雷电侵入波的防护，主要靠在变电所内合理地配置避雷器。2.9.2避雷针的选择防直击雷最常用的措施是装设避雷针，它是由金属制成，比被保护设备高并具有良好的接地装置，其作用是将雷吸引到自己身上并安全导入地中，从而保护了附近比它矮的设备、建筑免受雷击。避雷针的设计一般有以下几种类型：49 1、单支避雷针的保护；2、两针避雷针的保护；3、多支避雷针的保护。本次设计采用单支避雷针进行防直击雷的保护。避雷针的保护范围是指被保护物在此空间范围内不致遭受雷击而言。单支避雷针的保护范围是一个旋转的圆锥体。避雷针的保护半径rx可按下式计算，即，当时；（7-1），当时。（7-2）式中h—避雷针高度，单位m；hx—被保护物的高度，单位m；p—高度影响因数，当时，p=1；当时，。这次选择在距变电所外10m的地方装设单支避雷针，安装在进线终端塔顶，塔顶高度为21m，针高12m，取33m作为计算高度。表7.1避雷针保护范围计算表针号h（m）p（m）(m)保护范围避雷针高度高度影响因数被保护物高度保护半径#1330.9618.015.36主变压器进线#2330.969.032.1635KV进线2.9.3避雷器的选择目前在新建或技术改造的变电所中，一般都选用氧化锌避雷器，作为电力变压器等电气设备的大气过电压、操作过电压及事故过电压的保护设备。氧化锌避雷器与阀型避雷器相比，具有残压低、无续流、通流容量大、性能稳定和动作迅速等优点。1、35kV侧避雷器的选择（1）按额定电压选择49 35kV系统最高电压40.5kV，相对地电压为40.5/=23.4kV，避雷器相对地电压为1.25U=1.2540.5=50.6kV，取避雷器额定电压为53kV。（2）按持续运行电压选择35kV系统相电压23.4kV,选择氧化锌避雷器持续运行电压40.5kV，此值大于23.4kV。（3）标称放电电流的选择35kV氧化锌避雷器标称放电电流选择5A。（4）雷电冲击残压的选择35kV额定雷电冲击外绝缘峰值耐受电压为185kV，内绝缘耐受电压为200kV，计算避雷器标称放电电流引起的雷电冲击残压为选择氧化锌避雷器雷电冲击电流下残压（峰值）为134kV。（5）校核陡坡冲击电流下的残压35kV变压器类设备的内绝缘截断雷电冲击耐受电压为220kV，计算陡坡冲击电流下的残压为选择陡坡冲击电流下残压（峰值）为154kV。（6）操作冲击电流下的残压35kV变压器线端操作波试验电压为170kV，计算变压器35kV侧操作冲击电流下的残压为选择操作冲击电流下峰值残压为114kV。（7）根据上述计算和校核，选择Y5WZ—53/134型氧化锌避雷器能满足35kV侧变压器的过电压保护要求。2、6KV侧避雷器的选择具体计算过程与上类似，选用Y5WS5—17/50L型氧化锌避雷器。表7.2Y5WS5—17/50L型氧化锌避雷器计算结果表计算结果Y5WS5—17/50L额定电压（kV）1.3811.5=15.87额定电压(kV)17持续运行电压（kV）11.5/=6.6持续运行电压（kV）8.6雷电冲击残压（kV）53雷电冲击电流下残压峰值（kV）50陡坡冲击残压60.757.549 （kV）陡坡冲击电流下残压峰值（kV）操作冲击残压（kV）52.17操作冲击电流下残压峰值(kV)42.56KV氧化锌避雷器标称放电电流为5kA第三章变电站综合自动化系统3.1变电站综合自动化系统应能实现的功能3.1.1微机保护是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能：１）故障记录２）．存储多套定值３）．显示和当地修改定值４）．与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。3.1.2数据采集包括状态数据，模拟数据和脉冲数据１）．状态量采集状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。２）．模拟量采集49 常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。３）．脉冲量脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。3.1.3事件纪录和故障录波测事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。3.1.4控制和操作闭锁操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：１）．电脑五防及闭锁系统２）．根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能３）．操作出口应具有同时操作闭锁功能４）．操作出口应具有跳合闭锁功能3.1.5同期检测和同期合闸该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。3.1.6电压和无功的就地控制无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。49 无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。3.1.7数据处理和纪录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：１）．断路器动作次数２）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数３）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。４）．独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间５）．控制操作及修改整定值的记录3.2根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。3.2.1人机联系3.2．2系统的自诊断功能系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。3.2.3与远方控制中心的通信本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。3.2.4变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。3.2.5防火、保安系统49 从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。3.3变电站综合自动化的结构及模式3.3.1目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言,大致存在以下几种结构：１）．分布式系统结构按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的“分布”是按变电站资源物理上的分布（未强调地理分布），强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。２）．集中式系统结构系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息“瓶颈”，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。３）．分层分布式结构按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层式分布控制系统结构。49 站级系统大致包括站控系统（SCS）、站监视系统（SMS）、站工程师工作台（EWS）及同调度中心的通信系统（RTU）：站控系统（SCS）：应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。站监视系统（SMS）：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。站工程师工作台（EWS）：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。段级在横向按站内一次设备（变压器或线路等）面向对象的分布式配置，在功能分配上，本着尽量下放的原则，即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网，特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将‘危险’分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。（2）可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。（3）站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。3.3.2基本的模式１）．基本配置：（１）集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。（２）分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。（３）49 分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。２）．基本模式：（１）对于新建变电站的自动化系统的设计方式：Ａ．对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方ＲＴＵ的功能。Ｂ．对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方ＲＴＵ的功能。（２）对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：Ａ．改造项目可采用新配置的具有三遥（或四遥）功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或ＲＴＵ增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。Ｂ．当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。3.4几个问题的认识及探讨3.4.1变电站自动化的基本概念变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备（包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置）利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。其具有以下特征：１）．功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调一致的继电保护及监控系统。“综合”（INTEGRATED）并非指将变电站所要求的功能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。表现在：49 （１）简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。（２）简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少ＰＴ、ＣＴ的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。（３）保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量系统分开设置；而对于110kV以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运行管理及工程组合，而且降低投资成本。（４）减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费用。（５）提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。（６）有利于全系统的安全、稳定控制。２）．系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化（即采用微机实现，并具有数字化通信能力），利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外方便模块的组态，适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。３）．操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统的后台机（或主机）上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管那种方式，操作维护人员面对的都是ＣＲＴ屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。４）．运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。变电站综合自动化站内通信网络的建立49 变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：1）．电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位。一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。2）．站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过１kM。3）．站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。４）．通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰。5）．站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准。6）．站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大（分布式集中布置），故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣（分布式分散布置），因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网（如现场总线或４８５通信方式）的环境。实际工程设计的考虑为了使实际工程工作可靠，维护方便，扩展灵活，易于用户操作和管理，在系统不同的层次，需解决不同的问题。1）．前置智能单元前置智能单元是系统的基层，执行系统最基本的功能，如保护、测量、控制等。我们希望这些基层模块尽量不受网络状态的影响，特别是继电保护装置，要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能，因此在设计基层装置时，尽量采用自成一体的办法。为了提高基层功能模块的质量，尽量采用通用化的模块，因此硬件平台的模块化设计，在基层尤为重要。本着这种思想设计出有限品种的模块，拼装成不同的功能装置，这对模块设计成本的降低、生产的组织等均具有好处。49 在实际应用中，为了减少基层模块软件对工程的依赖性（即工程有关部分的软件），一种办法将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内，另一种办法是将与工程有关的（例如通信规约）软件用一个独立的模块来实现。2）．网络通信层为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用。3）．后台监控后台监控的操作、管理、维护是系统中用户最关心的问题，为了减少用户对厂家的依赖，在后台软件的设计中特别要注意人机界面的友善性，操作要方便、易学、易懂，功能的开放性，当系统中功能模块的增加和减少或具有不同通信协议规约的设备加入，后台监控系统应能方便的增加及删除，操作也简单明了，不至于遇到上述问题时要修改后台软件。3.4.2信息采集功能分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面。3.4.2.1遥测量(1)主变压器：各侧的有功功率、无功功率、电流，主变压器上层油温等模拟量，模拟量均采用交流采样，以提高精度。主变压器有载分接开关位置(当用遥测方式处理时)。(2)线路：有功功率、无功功率、电流。(3)母线分段断路器相电流。(4)母线：母线电压、零序电压。(5)电容器：无功功率、电流。(6)消弧线圈零序电流。(7)直流系统：浮充电压、蓄电池端电压、控制母线电压、充电电流。(8)所用变：电压。(9)系统频率，功率因数，环境温度等。3.4.2.2遥信量　　49 (1)断路器闸刀位置信号。　　(2)断路器远方/就地切换信号。　　(3)断路器异常闭锁信号。　　(4)保护动作、预告信号，保护装置故障信号。(5)主变压器有载分接开关位置(当用遥信方式处理时)，油位异常信号，冷却系统动作信号。(6)自动装置(功能)投切、动作、故障信号，如：电压无功综合控制、低周减载、备用电源装置等。(7)直流系统故障信号。　　(8)所用变故障信号。　　(9)其它有全站事故总信号、预告总信号；各段母线接地总信号；各条出线小电流接地信号；重合闸动作信号；远动终端下行通道故障信号；消防及安全防范装置动作信号等。　　根据设备特点及确保安全运行需要，可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并。3.4.2.3遥控量　　(1)断路器分、合。　　(2)主变压器有载分接开关位置调整。(3)主变压器中性点接地闸刀分、合。　　(4)保护及安全自动装置信号的远方复归。　　(5)有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。　　(6)有条件的变电站电压无功综控的远方投停。　　(7)有条件的变电站直流充电装置的远方投停。3.4.2.4电能量　　(1)主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。　　(2)各馈电线有功电能量、无功电能量。　　(3)用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。　　(4)所用变有功电能量。3.4.3设备控制及闭锁功能49 1）．对断路器和刀闸进行开合控制。2）．投、切电容器组及调节变压器分接头。3）．保护设备的检查及整定值的设定。4）．辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。　　为了防止误操作，操作闭锁主要包括：　　(1)操作出口具有跳、合闭锁功能和具有并发性操作闭锁功能。　　(2)CRT屏幕操作闭锁功能，只有输入正确的操作命令和监控命令，才有权进行操作控制。(3)当站内通信网退出运行时，能满足非CRT屏幕操作、五防闭锁功能和适应一次设备现场维修操作的五防闭锁功能。(4)根据一次设备的实际运行状态，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能。3.4.4自动装置功能1）．根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。2）．低周减载。110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现，不用单独配置低周减载装置。整定值由各条线路装置自行整定。3）．同期检测和同期分闸。同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率，并发出同期合闸启动或闭锁信号。此功能可进行检无压同期，亦能进行手动准同期和捕捉同期。既能满足正常运行方式下的同期，亦能满足系统事故时的同期。　　同期功能有手动和自动两种方式供选择，同期装置与通信网相互独立。4）．小电流接地选线功能。可通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析49 接地故障，小电流接地选线功能与通信网相互独立，不依赖通信网的后台机检测。否则当通信网故障时该功能即失去检测报警功能。而规程规定小电流系统当单相接地后允许2h带故障运行，2h后要立即切除故障线路。　　据有关综合自动化站的运行记录，在雷雨季节时雷击曾击坏过站内的通信网。若此时雷击又同时造成10kV线路单相接地，则运行人员不能及时发现线路单相接地故障。时间长了，若不及时处理，则有可能造成故障线路由单相接地发展成为两相或三相接地短路故障。因此，小电流接地选线功能要独立于通信网。5）．事故录波。对于220kV变电站的主变、220kV线路除了保护装置自带故障录波外，还设置了一套独立的微机录波屏，而110kV线路则用本身装置记录。3.4.5报警功能对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。3.4.6设备监视功能其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。3.4.7操作票自动生成功能根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。3.4.8数据处理及打印功能中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括:1）．母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。2）．断路器动作次数及时间。3）．断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。4）．用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。5）．控制操作及修改整定值的记录。49 6）．实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。3.4.9人机接口功能具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括：1）．显示画面与数据。2）．人工控制操作。3）．输入数据。4）．诊断与维护。　　当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。3.4.10远程通信功能将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。　可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。3.4.11其他功能1）．具有完整的规约库，可与各种RTU通信，满足开放性系统的要求。2）．可在线设置各设备的通信参数及调制解调器参数。3）．可进行多种仿真(遥信变位、事件记录、远动投退)。4）．在线诊断功能、在线帮助。5）．强大的数据库检索功能。3.5二次设计原则变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置。②仪器仪表及测量控制。49 ③当地监控。④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中RTU模式，面向功能。②保护加分散RTU模式，面向对象。3.5.1电器设备控制方式主变压器、站用变压器各侧断路器以及6kV、10kV、35kV断路器一般情况下均集中在控制室，通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控，根据系统运行规程而定)，当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。　　就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量，在每个操作步骤前应给操作者提示，待确认后方能操作。　　主变压器、站用变压器、6kV线路、10kV线路、35kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式，10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关，10kV母联断路器的控制保护放在控制室，与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时，也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上，以减少电缆联接)。　　10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV，220kV隔离开关采用就地电动操作方式，可进行就地和遥控操作，并设置“就地/遥控”选择开关，同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置，应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁，现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。3.5.2测量49 综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9—87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只，供关口表用。　　全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外，在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量，主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。3.5.3同期并列点和同期方式35kV线路断路器、35kV旁路兼母联断路器、10kV线路断路器、10kV旁路断路器、35kV母联断路器及主变35kV侧断路器、35kV侧断路器处设同期并列点，同期方式为集中式和分布式手动准同期，正常情况下采用就地监控计算机分布式手动准同期，当网络监控、远动主站退出运行时，上述各元件的同期并列操作应能在各自的保护屏处(或中央信号屏处)手动进行。3.5.4中央监控设事故信号及预告信号。断路器事故跳闸启动事故音响，其它通道故障和装置故障启动预告音响，信息除了能在就地监控主站和远动主站读取及存盘外，还能在中央信号屏上读取及记录。各装置的故障信号应能在各装置上反映出来。49 第四章分析与结论新疆焦煤（集团）2130煤矿35 kV 数字化变电站采用IEC 61850标准下的网络体系结构,实现了过程设备间的数据共享、数据互通和即插即用。间隔层装置通过过程总线获取过程层设备GOOSE 信息,实现过程层设备控制互锁及互操作功能,提高了供电可靠性,减少了调试、配置、运行、维护等成本。随着数字化变电站运行经验的积累,成熟的数字化变电站取代常规自动化变电站将成为必然的趋势。 参考文献[1]《配电自动化系统》，中国水利水电出版社，1999；[2]《供电技术》，机械工业出版社，1995；[3]《电力工程电气设计手册》（第一册）电气一次部分.北京：中国电力出版社，1996重印[4]《发电厂变电站电气设备》，北京：中国电力出版社，2008；[5]《电力系统继电保护》（第二版）.重庆大学出版社.2005[6]《中小型变电所实用设计手册》，水利水电出版社.2000[7]中华人民共和国电力行业标准，《35～110KV变电所设计规范》，GB50059－92；49 [8]中华人民共和国电力行业标准，《3～110KV高压配电装置设计规范》，GB50060-92。49'