110kv杜庄智能变电站设计

'｜誦－中图分类号：ＴＭ７３４密级：公开ＵＤＣ：６２１．３学校代码：１００８２辨幾费’．ＨＥＢＥＩＵＮＩＶ巨ＲＳＦＴＹＯＦＳＣＩ巨ＮＣ巨ＡＮＤＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ硕：ｉ：学位论文１１ＯＫＶ杜庄智能变电站设计论文作者：唐楠指导教师：薛智宏（副教授）企业指导老师＇：张凤龙高工申请学位类别：工程硕±（在职培养）学科、领域；控制工程所在单位：巧气工程学院．．答辩日期：２０１６年０５月日 ClassifiedIndex：TM734SecrecyRate：PublicizedUDC：621.3UniversityCode：10082HebeiUniversityofScienceandTechnologyDissertationfortheMasterDegree110kVDuzhuangIntelligentSubstationDesignCandidate：TangNanSupervisor:XueZhihongAssociateSupervisor：AcademicDegreeAppliedfor：MasterofEngineeringSpeciality：ControlEngineeringEmployer：CollegeofElectricalEngineeringDateofOralExamination:May,2016 河北科技大学学位论文原创性声明本人郑蓮声明：，所呈交的学位论文，是本人在导师的指导下独立进行研究工作所取得的成果。对本文的研究做出重耍贡献的个人和集体，均已在文中明确方式标明。除文中已经注明引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写过的作品或成果。本人完全意识到本声明的法律结果由本人承担。学位论文作者签名；Ｉ續指导教师签名；巳年５月Ｗ曰ｙ《年＾月如曰河北科技大学学位论文版权使用授权书本学位论文作者完全了解学校有关保留、使用学位论文的规定，同意学校保留。并向屆家有关部口或机构送交论文的复印件和电子版，化许论文被查阅和借阅本人授权河北科技大学可＾＾将本学位论文的全部或部分巧容编入有关数据库进行检索，可［＾采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编本学位论文。□保密，在年解密后适用本授权书。本学位论文属于／保密。‘ｉ＂（请在Ｗ上方框内巧、）学位论文作者签名；食雌指导教师签名：飞节ｍ屯 摘要随着我国国民经济的快速增长，电能已经成为社会发展的主要动力资源之一。由于电能很难储存，其生产、输送和消费又是同时完成的，因此电能的生产和消费需要时刻保持平衡，同时又要满足质量要求。变电站作为电力系统的重要组成部分，担负着控制电能流向和变换电压等级的任务，它直接影响整个电力系统安全与经济的运行，也是联系发电厂和用户的中间环节。本文以杜庄变电站为设计对象，采用“常规一次设备+智能组件+一体化智能系统”的形式实现,首先对杜庄变电站的电气部分进行了分析和配置。在负荷计算的基础上，对站内一次系统电气主接线方案进行了设计，并在进出线型号选择和短路电流计算的基础上，对主要电气设备进行了计算和选择，对站用电、防雷等相关设施进行了设计计算。其次，根据国家电网公司智能变电站建设规范要求对杜庄变电站的二次系统进行分析和配置。对智能变电站系统继电保护、网络结构、调度通信、自动化监控系统、交直流一体化电源、智能辅助系统及其他各项功能进行了分析和阐述，为今后常规变电站改造升级智能变电站提供了参考和借鉴。关键词一次系统；二次系统；主接线方案；继电保护；自动化系统I AbstractWiththerapidgrowthofnationaleconomy,electricityhasbecomeoneofthemainresourcesinsocialdevelopment.Becauseelectricalenergyisdifficulttostore,itsproduction,transmissionandconsumptionaredoneatthesametime.Theproductionandconsumptionofelectricalenergyneedtokeepbalanceandmeetthequality.Asanimportantpartofelectricpowersystem,substationcontrolsthepowerflowandtransformsthevoltagegrade,itdirectlyaffecttheoperationofthewholepowersystemsecurityandeconomy.Anditisalsotheintermediatelinksofthepowerplantsandusers.DuZhuangsubstationisdesignedandimplementedintheformof"conventionalequipment+intelligentcomponents+integratedintelligentsystem".Accordingtotherelevantresources,DuZhuangtransformersubstationelectricalpartandconfigurationisanalyzedandconfigured.Theprimarysystemconnectionmodeisdesignedafterchoosingelectricwiretypeandloadcalculation.Lightningprotectioncalculationandstationloadisalsodesigned.Second,accordingtostategridcorporationofintelligentsubstationconstructionregulations,DuZhuangsubstationsecondarysystemandconfigurationisanalyzed.Theintelligentsubstationsystemrelayprotection,networkstructure,schedulingcommunication,automaticmonitoringsystem,integrationofac/dcpowersupply,intelligentauxiliarysystemandothervariousfunctionsareanalyzedandspecified,whichprovidesreferencefortheconventionalsubstationupgradingtointelligentsubstation.Keywordsprimarysystem;secondarysystem;mainwiringforms;relayprotection;automationsystemII 目录摘要·································································································································IAbstract·······························································································································II第1章绪论·················································································································11.1课题研究背景和意义····························································································11.2课题研究现状和趋势····························································································21.2.1110kV变电站设计国内外发展简介······························································21.2.3变电站新技术的使用现状分析······································································31.2.4变电站自动化技术的未来发展趋势······························································31.3论文设计内容及安排····························································································4第2章工程规模及设计内容分析·················································································52.1邯郸电力系统概况································································································52.2110KV杜庄变电站工程概况················································································62.2.1110kV侧基本数据··························································································72.2.235kV侧基本数据···························································································72.2.310kV侧基本数·······························································································72.3本章小结················································································································8第3章杜庄变电站电气部分设计·················································································93.1电气主接线············································································································93.1.1杜庄变电站负荷计算·····················································································93.1.2规划建设规模·································································································93.1.3电气主接线·····································································································93.2杜庄变电站进出线型号和截面的选择·······························································123.2.1电力系统电缆线的选择与校验····································································133.2.2电力系统架空线的选择与校验····································································143.2.3架空进线的选择和校验················································································153.3变电站短路电流计算··························································································193.3.1参数计算·······································································································193.3.2短路计算·······································································································203.4电气设备选择的一般条件··················································································233.4.1按正常工作条件选择···················································································233.4.2按短路条件校验···························································································24III 3.5变电站主要设备选择··························································································243.6智能一次设备······································································································273.7绝缘配合及过电压保护······················································································273.8电气总平面布置及配电装置···············································································283.8.1电气总平面布置···························································································283.8.2各级电压配电装置选型与布置····································································283.9站用电及照明······································································································283.10防雷接地············································································································293.10.1直击雷保护·································································································293.10.2接地装置·····································································································293.11电缆设施············································································································303.12本章小结············································································································31第4章杜庄变电站二次系统设计················································································334.1系统继电保护······································································································334.1.1一次系统概况·······························································································334.1.2系统继电保护配置方案················································································334.1.3相关技术要求·································································································334.1.4自动重合闸设计·····························································································354.1.5变电站二次回路设计···················································································374.2系统调度自动化··································································································404.2.1调度关系·······································································································404.2.2调度控制范围·······························································································404.2.3远动防护·······································································································414.3系统通信及站内通信··························································································424.4变电站自动化系统······························································································424.4.1设计原则·······································································································424.4.2设备配置及系统功能···················································································434.4.3网络结构·······································································································434.4.4网络设计·······································································································454.4.5过程层设备配置···························································································454.4.6间隔层设备配置···························································································464.4.7站控层设备配置···························································································464.4.8高级应用功能·······························································································474.5元件保护与配置··································································································49IV 4.6交直流一体化电源系统······················································································494.6.1直流系统·······································································································504.6.2交流不间断电源系统···················································································504.6.3站用交流电源系统·······················································································514.6.4交直流一体化系统实施方案········································································514.6.5一体化电源系统配置···················································································524.7其它二次系统······································································································524.7.1时钟同步系统·······························································································524.7.2变电站智能辅助控制系统············································································534.7.3时钟同步系统计量表计················································································544.7.4静态保护屏接地···························································································544.8本章小节··············································································································54结论·······························································································································55参考文献···························································································································56致谢·······························································································································60个人简历···························································································································61V 第1章绪论第1章绪论1.1课题研究背景和意义随着我国国民经济的快速增长，电能已经成为社会发展的主要动力资源之一。由于电能很难储存，其生产、输送和消费又是同时完成的，因此电能的生产和消费需要时刻保持平衡，同时又要满足质量要求[1]。而我国不断增长的国民经济给电力行业带来了很多挑战。国民经济的不断增长就要求电网建设的规模需要不断扩大，电网运行的安全性需要不断提高，电网投资的效率需要不断优化，电网运营管理和服务水平需要不断升级[2]。变电站是介于发电厂和电力用户之间的重要中间环节，其主要功能是汇集电源、变换电压等级、分配电能等，且站内装有电力系统的继电保护装置和自动及远动装置，在一次和二次电力系统中均担任着重要的角色。变电站的电能快速变化和电气快速传播等特点影响着整个电力系统的稳定运行。在未来电网的发展中势必需要变电站建筑不断地升级和发展或是建设更多的变电站，如何设计变电站尽量减少故障发生的可能性，保障电网的可靠性和安全性，一直是人们关注的问题[3-4]。由于变电站在电力系统中的重要作用及其具有雷击率高、可靠性和安全性较低等缺点，当变电站运行中发生异常情况时，必须立刻做出反应，隔离故障，保证整个电网其他设备的安全稳定运行。所以必须采用自动化技术，这就产生了变电站综合自动化[5]，利用现代计算机技术、电力电子技术和通信技术将传统的二次系统设备智能化，实现主要设备和线路的自动监控、自动测量、自动控制和自动保护[6]。随着新能源的大力发展，智能电网应运而生，智能变电站作为智能电网的重要核心部分，为新能源接入电网提供基础[7]。本设计中，110kV杜庄变电站位于武安县城西北方向，主要担负武安城区及周边区域工农业生产的供电任务，包括杜格线、杜午线、杜营线和杜富线等35kV的线路，以及庄子营、高新线、四街线、富强线、城中线和津安线等10kV的线路，这些线路牵扯到很多企业和居民供电，是地方经济发展的基础和保障，所以杜庄变电站的设计非常重要。为保证居民和企业供电的安全稳定，杜庄变电站的设计必须严格遵守相关规定和要求，并且在足够满足供电需求的情况下，应酌情考虑本地区的经济发展情况，将变电站可能要进行的扩建和相应的发展考虑进去，在此基础上，尽量减少建设投资，节约成本，提高经济性。1 河北科技大学硕士学位论文1.2课题研究现状和趋势1.2.1110kV变电站设计国内外发展简介传统的110kV变电站设计以户外设备安装为主，而受自然条件影响较大。而且传统的变电站设计遵循的是“量体裁衣”规定，即根据具体环境、具体要求进行设计，这就使得建设标准严重不统一，设备通用性差，检修维护困难且成本较高[8]。国家电网在2005年为建设坚强电网，提高资源利用率和系统建设效率。因此，在建设和改造110kV变电站的同时，应严格遵循国家电网建设坚强电网的设计原则和技术规范[9]。1.2.2国内外智能变电站的发展现状分析上世纪80年代，以德国西门子公司为例，该公司于1985年在汉诺威投运了第一套变电站自动化系统，此后ABB、GE等公司的产品也得到推广和应用[10]。日本从20世纪90年代开始尝试以计算机监控系统为基础的运行系统[11]，主要特点是通过微机终端采集测量值和断路器触点信息，由主控室下达对隔离开关及断路器的操作命令，并且这些命令是通过光缆传输的，提高了变电站继电保护的快速性、灵活性及准确性。20世纪末到21世纪初，由于半导体芯片技术、通信技术以及计算机技术飞速发展，变电站自动化技术也已从早期、中期发展到当前的变电站自动化技术阶段。其重要特点是：以分层分布结构取代了传统的集中式；把变电站分为两个层次，即变电站层和间隔层，在设计理念上不是以整个变电站作为所要面对的目标，而是以间隔和元件作为设计依据，在中低压系统采用物理结构和电器特性完全独立，功能上既考虑测控又涉及继电保护这样的测控保护综合单元对应一次系统中的间隔出线，在高压超高压系统，则以独立的测控单元对应高压或超高压系统中的间隔设备；智能电子设备（IED）的大量应用，诸如继电保护装置、自动装置、电源、五防、电子电度表等可视为IED而纳入一个统一的变电站自动化系统中；与继电保护、各种IED、远方调度中心交换数据所使用的规约逐渐与国际接轨。这个时期国内代表产品有CSC系列、NSC系列及BSJ系列[12]。国内智能变电站虽然其开关设备结合合并单元和智能终端已经具备智能化，但还不具备大范围推广应用的基本条件。原因有三点：(1)没有统一的设计、验收和运行规范，需要继续研究、实践和探索；(2)智能变电站技术还不成熟，尤其在设备检测装置和平台开发等方面还存在不足之处；(3)智能变电站和传统变电站的区别使得分工和维护出现变化[13]。变电站综合自动化的发展需要计算机、集成电路和通信技术的支持。而16位、32位单片机及更高性能微处理器、网络技术、现场总线技术的发展已经为变电站综2 第1章绪论合自动化奠定了相关基础。因此，随着变电站综合自动化的功能和性能逐步完善，变电站综合自动化将取代传统技术成为未来变电站的主导技术[14]。1.2.3变电站新技术的使用现状分析目前，用于变电站的主要新技术有：GPS同步采样技术、光纤传感器、多种媒体通信技术和多功能智能电子设备等[15]。变电站使用卫星全球定位系统(GPS)提供的时间参考信号可以达到两个目的：(1)在智能电子设备数据采集系统的输入端同步采样时钟；(2)把智能电子设备所采集到数据用时间信号来标记。光纤传感器的主要特点是宽频率带宽，宽动态范围和高准确性。此外，光纤传感器允许监测并控制实现两个重要的应用程序功能：(1)单一传感器可匹配不同类型的智能电子设备；(2)单一传感器可通过过程总线匹配大量的智能电子设备。现代变电站，当面临设备内部或设备间通信时，可以选择无线电和电缆等通信媒体。光纤通信在单一模式下能产生一个用于远程通信的激光流，在多用模式下能产生多个用于短距离通信的二极管发光流。此外，光纤通信可以带来很多好处，如：支持长途电信，容量大，尺寸小，重量轻和电磁隔离等。在一些新变电站设计中，通常会采用高速过程总线的集成光纤电缆混合系统。多功能智能电子设备集成更多的功能于更小的设备中，其最重要的优势是通过计算机网络和主机通信控制多个应用程序，因此可以使更多的远程信息可用[16]。为实现现代电网监测和控制系统，我们需要大量GPS支持的智能电子设备，除了其核心功能，我们还需要其精确获取数据的功能以达到广泛监控的目的[17]。综合自动化系统应用于110kV变电站能更容易发现隐患，更快速恢复供电，更方便管理调试，诸多的优点使之取代传统变电站二次系统[18]，成为变电站发展的必然趋势。变电站自动化系统的发展主要方向有以下几点：从专用设备到平台、从室内型向户外型演变、从传统控制向综合智能方向发展、从单纯的屏幕数据监视到多媒体监视、光电传感器的应用等[19]。变电站自动化系统可以分为七个子系统：微机保护子系统、监控子系统、“五防”子系统、电压无功功率综合控制子系统、其他自动装置功能子系统、运动及数据通信子系统、遥视及检测子系统[20]。1.2.4变电站自动化技术的未来发展趋势随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应3 河北科技大学硕士学位论文用。全数字化变电站的特点概括为一次设备的智能化、二次设备的网络化和运行管理系统的自动化，它是变电站自动化技术的发展的新方向。1.3论文设计内容及安排论文在结合杜庄110kV变电站相关设计要求和相关参数分析的基础上，依照变电站设计理论及原则主要完成了以下工作：第一章介绍了课题研究背景和意义，分析了110kV变电站设计的国内外现状及发展趋势，明确了论文的主要设计方法及内容。第二章对杜庄变电站的工程规模及设计内容进行了分析，列出了110kV侧、35kV侧、10kV侧的基本数据，为后续设计提供基本数据。第三章对杜庄变电站电气部分进行了大量的设计和计算，并根据国网公司标准化要求对站内主要设备进行了选择和校验。第四章主要阐述了杜庄变电站二次系统继电保护，通信，交直流一体化电源及其他各项功能相关知识，对二次系统原理进行了分析研究。最后对杜庄变电站技术特点和设计时出现的问题进行了总结，并对变电站设计的一些新形式、新思维、新技术作出展望。4 第2章工程规模及设计内容分析第2章工程规模及设计内容分析2.1邯郸电力系统概况邯郸地区电网位于河北南网的南部，分别与河南电网、山西电网和山东电网相连。邯郸地区拥有邯峰、马头等多座大、中型火力发电厂，截至2014年底，邯郸电网拥有统调装机容量5089MW[21]。邯郸地区电网拥有500kV变电站2座，即蔺河500kV变电站（降压容量3×750MVA）和辛安500kV变电站(降压容量3×750MVA)；拥有220kV变电站30座，主变70台，变电容量10520MVA；110kV变电站132座，主变281台，变电容量12556MVA。220kV线路78条，线路总长度1568.423km；110kV线路条数226条，线路长度3118.924km。2014年邯郸地区全社会用电量390.51亿千瓦时，网供电量312.51亿千瓦时，最大供电负荷达到5359MW。邯郸地区2014年底电网接线图见图2-1。图2-1邯郸地区2014年底电网接线图《邯郸市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》指出，“十二五”期间5 河北科技大学硕士学位论文邯郸国民经济社会发展目标是：经济平稳较快发展。全市生产总值年均增长12%以上，“十二五”末力争突破5000亿元；全社会固定资产投资年均增长20%以上，五年累计完成投资1.5万亿元以上。进入全国综合竞争力百强城市行列[22]。结合河北南网“十二五”滚动规划报告以及河北南网电力需求预测及电源规划调整研究报告提出的预测方案，预测邯郸地区“十二五”末及“十三五”期间电量、负荷以6%速度增长。2.2110KV杜庄变电站工程概况110kV杜庄变电站（图2-2）位于武安县城西北方向，主要担负武安城区及周边区域工农业生产的供电任务，其建设规模：电压等级：110kV/35kV/10kV。主变压器：本站规划安装2×50MVA三绕组有载调压变压器。110kV：规划进线2回，1#由武安站接入杜庄站，2#由团城站接入杜庄站两回线路。其中，1#进线距离100km，进线首端的短路最大容量为2000MVA，最小为1200MVA；2#进线距离60km，进线首端的最大短路容量为1600MVA，最小为1000MVA。35kV：规划出线10回，本期6回，架空出线。10kV：规划出线12回，本期7回。10kV无功补偿：每台主变低压侧补偿（5000+3000）kvar，本期建设2×(5000+3000)kvar。10kV站用变装置：每台主变低压侧配置1组100kVA柜内站用变压器，本期建设2×100kVA。图2-2110KV杜庄变电站位置图6 第2章工程规模及设计内容分析2.2.1110kV侧基本数据110kV侧两回进线的参数如下表2-1所示。表2-1杜庄变电站110kV侧参数表进线名称长度回路数出线方式首端短路最大容量首端短路最小容量1#100km1架空线2000MVA1200MVA2#60km1架空线1600MVA1000MVA2.2.235kV侧基本数据35kV侧出线6回，其中1回备用，其负荷构成表如表2-2所示。表2-2杜庄变电站35kV负荷构成表最大负荷出线Tmax及线路名称COSФ供电距离（km）回路数（MW）方式同时率杜格线180.85101架空线杜午线120.8121架空线杜营I线150.881架空线5000/杜营II线100.871架空线0.9杜富线120.85101架空线备用1架空线2.2.310kV侧基本数10KV侧出线7回，其中1回备用，其负荷构成表如表2-3所示。7 河北科技大学硕士学位论文表2-3杜庄变电站10kV负荷构成表最大负荷Tmax及线路名称COSФ供电距离（km）回路数出线方式（MW）同时率庄子营1.50.851.51电缆线高新线1.40.852.51电缆线四街线0.80.81.01电缆线3500/富强线10.81.51电缆线0.85城中线0.80.81.01电缆线津安线1.10.81.51电缆线备用1电缆线2.3本章小结杜庄变电站担负武安城区及周边区域工农业生产的供电任务，周边建有两座铁厂，供电负荷较大，由于这些自身特点，在一次和二次电力系统中均担任着重要的角色，是电力系统必不可少的重要组成部分。由于针对杜庄变电站综合自动化的发展，在变电站在设计初期必须综合考虑各方面的因素，降低成本，并确保长期稳定安全运行。本章主要介绍了杜庄变电站的实际情况，包括电压等级、进出线的条数、线路名称、各出线负荷、供电距离、出线方式等等，整理成相应的表格，为接下来设计杜庄变电站的电气设备做好准备，方便数据的查阅和校核。8 第3章杜庄变电站电气部分设计第3章杜庄变电站电气部分设计3.1电气主接线3.1.1杜庄变电站负荷计算110kV变电站的负荷计算包括：站用电负荷、10kV侧负荷、35kV侧负荷。计算公式为：npSKct(1%)(3-1)i1cos式(3-1)中：S——某电压等级的计算负荷；K——同时系数；%——该电压ct等级电压的线损耗；p、cos——各用户负荷和功率因数。其中，同时系数K的取值如表3-1所示。t表3-1同时系数K取值表t负荷类型35kV10kV10kV-35kV站用负荷K取值t0.90.850.90.85根据表2-2、表2-3提供的资料，由公式(3-1)变电站35kV、10kV侧负荷计算得出：S0.9×[(18+12)/0.85+(12+15+10)/0.8]×(1+5%)77.059MVA35kvS=0.85×[(1.5+1.4)/0.85+（0.8+1+0.8+1.1）/0.8]×(1+5%)7.173MVA10kv110kV杜庄变电站站用负荷包括动力负荷及照明负荷，最大负荷一般在100kVA以内，同时系数取0.85，功率因数取0.85，故由公式(3-1)得：Sk=0.85(100/0.85)(15%)105VA站3.1.2规划建设规模规划规模2×50MVA三绕组有载调压变压器+1×50MVA双绕组有载调压变压器，每台主变低压侧装设1组5Mvar和1组3Mvar无功补偿电容器。主变压器电压分别为110kV/35/10.5kV与110kV/10.5kV。3.1.3电气主接线电气主接线的一般接线形式，目前常用的主接线形式有：单母线接线、单母线分段接线、单母线分段带旁路母线接线、双母线接线、双母线分段接线、双母线分段带旁路母线接线等。考虑变电站的地位和作用：电气主接线形式的确定主要取决9 河北科技大学硕士学位论文于杜庄变电站在电力系统中的地位和作用[23]。杜庄变电站电气主接线最基本的三点要求：一可靠性、二灵活性、三经济性。这三者之间相辅相成、缺一不可，贯穿于整个主接线设计的过程之中[24]。保证供电可靠性：电能的生产、输送和消费是同时完成的，并且每时每刻都保持着平衡，满足质量要求，无论哪部分出现故障，都会影响整个电力系统的正常运行。所以，保证供电可靠性和电能质量是对电气主接线最基本的要求[25]。具有灵活性和方便性：所谓灵活性和方便性是指变电站电气主接线的运行方式可以随整个电力系统的运行要求而改变[26]。当杜庄变电站进行检修时，不致影响电网的运行和对用户的供电，而当检修结束后，可以灵活的将切断的设备投入运行。并且能够在事故的运行方式下满足相应的调度要求。具有一定的经济性：电气主接线的经济性主要表现在投资、占地、损耗三个方面。在满足可靠性和灵活性要求的前提下，节省一次和二次设备的投资；采取限流措施，节省载流导体的投资；合理布置户外设备，节约用地和基建材料。3.1.3.1变电站110kV侧电气主接线本站设计选用国家电网公司输变电工程通用设计110-A1-2方案，110kV两路架空进线，采用单母线分段带旁路母线接线。3.1.3.2变电站35kV侧电气主接线原始资料显示，35kV出线共有6回路，双回路，架空出线，有杜格线、杜午线、杜营I线、杜营II线、杜富线和备用线。根据原始数据、电气主接线的设计原则、基本要求和一般接线形式的使用范围，筛选出单母线分段带旁路母线接线和双母线接线两种方案，表3-2对方案一、二进行综合比较。表3-235kV主接线方案比较方案一（单母线分段带旁路母线接线）方案二（双母线接线）1、不间断供电1、检修母线时不影响供电2、检修一段母线时不影响另一段母线正常工作2、任一回母线隔离开关检修时，只影响该回3、检修任一台进出线断路器时，不影响该回路供技术性路电3、母线故障能快速恢复供电4、母线或母线隔离开关故障时，影响正常供电4、运行高度灵活、扩建方便、便于试验1、所用断路器和隔离开关数量较少1、接线所用设备较多经济性2、设备投资和占地面积较小2、占地面积和设备投资较大10 第3章杜庄变电站电气部分设计经比较两种方案，方案一具有良好的经济性，方案二具有良好的可扩性。鉴于35kV侧出线的重要负荷比较多，出线回路数比较多，故选择方案二，即35kV主接线方案采用双母线接线方式。3.1.3.3变电站10kV侧电气主接线本站10kV出线共有7回路，电缆出线，有庄子营、高新线、四街线、富强线、城中线、津安线和备用线，根据原始数据、电气主接线的设计原则、基本要求和一般接线形式的使用范围，得到以下单母线分段接线和单母线分段带旁路母线接线两种方案。表3-3对方案一和方案二进行综合比较。表3-310kV主接线方案比较方案一（单母线分段接线）方案二（单母线分段带旁路母线接线）不间断供电保证用户连续供电检修一段母线时不影响另一段母线正常工作检修一段母线时不影响另一段母线正常工作技术性母线或母线隔离开关故障时，影响该母线上的检修任一台进出线断路器时，不影响该回路供所有回路电不利于扩建配电装置复杂占地面积小设备投资增加经济性采用设备少运行操作复杂操作方便占地面积大经比较两种方案，方案一具有良好的经济性，方案二具有良好的可扩性。鉴于10kV侧出线重要负荷比较多，出线回路数比较多，故选择方案二，即10kV侧主接线方案采用单母线分段带旁路母线接线方式。3.1.3.4变电站电器主接线方案经过上述讨论和比较，最终选定110kV、35kV和10kV侧电气主接线方案选择如表3-4下：表3-4电气主接线方案选择电压等级电气主接线方案110kV单母线分段带旁路母线接线35kV双母线接线10kV单母线分段带旁路母线接线3.1.3.5杜庄变电站电气主接线图根据杜庄变电站的实际数据和上述对于杜庄变电站主接线方式的选择，设计出11 河北科技大学硕士学位论文杜庄变电站的电气主接线图，如图3-1所示。图3-1杜庄变电站电气主接线图3.2杜庄变电站进出线型号和截面的选择本次设计涉及到的进出线有：110kV架空进线、35kV架空出线及10kV电缆出线。12 第3章杜庄变电站电气部分设计3.2.1电力系统电缆线的选择与校验一般情况下，电力电缆选择和校验的条件有：结构类型、额定电压、最大持续工作电流、经济电流密度、短路热稳定校验和电压损失校验[27]。(1)按结构类型选择根据电力电缆的使用场所和敷设方法，选择电力电缆的芯线和绝缘保护，从而确定电力电缆的型号。(2)按额定电压选择电力电缆的额定电压UN应大于等于安装点的最大工作电压U，即：WmaxUU(3-2)NWmax(3)按最大持续工作电流选择电力电缆的正常发热温度应不超过其正常最高允许温度，即：NIkI(3-3)WNmax式中：I——长期通过电力电缆的最大工作电流；IN——电力电缆额定电流；Wmaxk——修正系数。(4)按经济电流密度选择对于变压器回路，当其最大负荷年利用小时数超过5000h/年，且线路长度超过20m时，应该按经济电流密度选择电缆截面，并按最大长期工作电流进行校验[28]。导体的经济截面计算公式：IWmaxS(3-4)secj式中：j——经济电流密度，单位A/mm2，取值如表5-1所示。表3-5经济电流密度导线材料3000以下3000-50005000以上导线材料3000以下3000-50005000以上铝线1.651.150.90铝芯电缆1.921.731.54铜线3.002.251.75铜芯电缆2.502.252.00(5)按短路热稳定校验电缆截面满足热稳定校验的最小电缆截面：kQfKS(3-5)minc式中：Q——短路电流热效应，单位A2·s；k——电流集肤效应系数；c——Kf电缆热稳定系数。其中，短路电流热效应Q：K2QIt(3-6)Kz13 河北科技大学硕士学位论文I式中：z——短路电流周期分量的有效值，单位kA；t——短路切除时间，单位s。热稳定系数c:1Jq1(20)mcln(3-7)2K1(20)p式中：J——热功当量系数，取1.0；q——缆芯导体的单位体积热容量，铝芯取2.48，铜芯取3.4；——短路作用时间内缆芯允许最高温度；——短路发生mp前缆芯最高工作温度；——20℃时缆芯导体的电阻温度系数，铜芯为0.00393，铝4芯为0.00403；——20℃时缆芯导体的电阻系数，铜芯为0.018410，铝芯为40.03110；——热容影响的校正系数，对3-6kV电动机馈线回路取0.93，其他情况取1；K——缆芯导体的交流电阻与直流电阻之比值，其值约为1。其中：pIWmax2()()(3-8)pH00IN式中：——环境温度最高值，取值30；——电缆额定负荷的缆芯允许最高0H工作温度；I——电缆线路的额定负荷电流。N(6)按电压损失校验针对电压损失进行校验：3IL100WmaxU%(3-9)USN式中：——电力电缆的电阻率；L——电力电缆长度；U——电力电缆额定N电压；S——电力电缆截面；I——电力电缆的最大长期工作电流。Wmax3.2.2电力系统架空线的选择与校验(1)按经济电流密度选择按照经济电流密度选择导线截面的输送容量，应考虑线路投入运行的发展年限，在计算的过程中采用正常运行方式下的最高负荷。公式如(3-4)所示，在此不再赘述。(2)按导线长期允许电流校验根据不同运行方式以及事故情况下的传输容量进行导线截面发热校验，即在计算导线长期运行时的电流值。公式如(3-10)所示。IKI(3-10)WNmax"10式中：K——温度校正系数，K10(3)架空线机械强度校验根据经济电流密度计算所得的经济截面与架空线路最小允许截面对比，若满足条件即说明满足架空线路的机械强度要求。14 第3章杜庄变电站电气部分设计本设计存在110kV、35kV和10kV三个电压等级，这三个电压等级的导线截面选择方法不同：110kV线路应按经济电流密度进行选择，然后对事故情况下的发热条件等进行校验。35kV架空线可按允许电压损失选择截面，然后根据电晕、机械强度以及事故情况下的发热条件等进行校验。10kV电缆一般不按经济电流密度选择界面，而是按发热条件进行选择，然后再进行热稳定校验。3.2.3架空进线的选择和校验3.2.3.1110KV部分进线选择校验110kV架空线的选择110kV线路应按经济电流密度进行选择，然后对事故情况下的发热条件等进行校验。以1#进线为例,110kV侧最大负荷为：SSSmax110max35+max1018121510121.51.40.810.81.173.6MW1#进线110kV架空线的最大长期工作电流，计算如下：1.0573600I387.98AWmax3115（1）按经济电流密度选择本设计中，变电站的最大负荷利用小时数Tmax为3500h，经查表可知该情况下架空线截面经济电流密度j为1.15A/mm2。计算经济电流截面：IWmax387.982Sm337.37msecj1.15因为110kV有两条进线，计算所得经济电流截面为337.37mm2，为两条进行的截面积，考虑到以后变电站的扩建和发展，选择钢芯铝绞线LGJ-240架空线为杜庄变电站110kV侧进线的型号。（2）校验发热条件经上述计算可知，110kV架空线导线长期允许电流I为Wmax387.98A，经查表可知钢芯铝绞线LGJ-240架空线的气温25℃、导线度70℃时，额定电流I为610A，最高允许工作电流为90℃。N温度校验系数："902510K1.04903010则有：KI1.04610634.40AN15 河北科技大学硕士学位论文经比较：I387.98AA634.40Wmax说明选择的LGJ-240架空线满足本设计杜庄变电站110kV进线的发热要求，选择正确合理。。110kV设计要求为单回线，1#进线和2#进线选择条件和要求相同，线路的型号和截面如下表3-6所示：表3-6110kV架空线型号及截面110kV进线线路名称架空线型号截面(mm2)1#进线钢芯铝绞线LGJ-2402402#进线钢芯铝绞线LGJ-2402403.2.3.235KV部分进线选择校验35kV架空线的选择和校验要按允许电压损失选择截面，然后校验机械强度和发热条件。以杜格线为例，线路35kV架空线的最大长期工作电流，计算如下：1.0518000I125.42AWmax337(1)计算允许电压损失值：3IL1003125.4210000100WmaxU%5%US37000SN允许电压损失值应小于5%，根据电压损失，杜格线线路选用钢芯铝绞线LGJ-150架空线，其每回路截面为150mm2，电阻率为0.2254Ω/km，最高允许工作电流为90℃，输电线路持续工作允许电流为IN=445A。此时，允许电压损失值为：3IL1003125.420.2110000100WmaxU%4.11%5%US370001502N(2)校验发热条件经上述计算可知，35kV杜格线导线长期允许电流I为Wmax125.42A，经查表可知钢芯铝绞线LGJ-150架空线的气温25℃、导线度70℃时，额定电流I为445A，最高允许工作电流为90℃。N温度校验系数："902510K1.04903010则有：KI1.04445463.17N16 第3章杜庄变电站电气部分设计经比较：I125.42463.17Wmax说明选择的LGJ-150架空线满足杜格线35kV线路的发热要求。(3)校验机械强度本设计中，变电站的最大负荷利用小时数Tmax为3500h，经查表可知该情况下LGJ-150架空线的经济电流密度为1.15A/mm2。LGJ-150架空线的经济电流截面：I125.42WmaxS109.06150secj1.15说明选择的LGJ-150架空线满足杜格线35kV线路的机械要求。根据相同的方法，对其他线路型号和截面进行选择，经验证，所选择的LGJ-150架空线满足35kV所有线路的发热和机械要求，选择正确合理。如表3-7所示。表3-735kV架空线型号及截面35kV出线线路名称架空线型号截面(mm2)钢芯铝绞线LGJ-150150杜格线钢芯铝绞线LGJ-150150杜午线钢芯铝绞线LGJ-150150杜营I线钢芯铝绞线LGJ-150150杜营II线钢芯铝绞线LGJ-150150杜富线注：截面=回路数×每回路截面3.2.3.310KV部分进线选择校验10kV电缆截面按发热条件进行选择，然后再进行热稳定校验。本次设计10kV电缆线以庄子营线路为例，该线路电力电缆的最大长期工作电流，具体计算过程如下：1.051500I87AWmax310.5(1)计算其长期发热允许电流当线路最大负荷运行时，其最大长期工作电流I87Ak0.926Wmax1，当实际空气温度为30℃时，其修正系数1，电力电缆敷设方式k1的修正系数2，综合修正系数：kkk0.92612双回路电缆的允许载流量I25kI20.92613622ANN1根据长期发热允许电流，庄子营线路选用10kV单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆，其每回路截面为25mm2，IN=136A(空气中)，正常最高允许工作温度60℃，17 河北科技大学硕士学位论文短路时允许的最高温度为200℃。(2)进行热稳定校验其短路前电缆最高运行温度为：IWmax22pH0()0().30603087/189364℃IN热稳定系数c1Jq1(20)mcln2K1(20)p12.4810.00403(20020)81ln3.211040.0040310.0311010.00403(36.420)且经过查表，确定在变压器容量为50MVA、高压侧短路容量在500MVA以上时，10.5kV三相短路时短路电流周期分量有效值I应取值20.947。z则短路电流热效应Q：K22QIt20.9470.143.88=Kz则电缆热稳定所需最小界面为：kQfK143.8822Sm==20.64mm＜225mmin8c3.2110说明选择的线路满足庄子营10kV线路的运行要求。根据相同的方法，对其他五个线路的型号和截面进行选择，所选择的架空线满足10kV所有线路的发热和机械要求，结果如表3-8所示。表3-810kV电缆线型号及截面210kV出线线路名称电缆型号截面(mm)2×25庄子营单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆2×25高新线单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆2×25四街线单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆2×25富强线单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆2×25城中线单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆2×25津安线单芯导体交联聚乙烯绝缘铝芯电力电缆注：截面=回路数×每回路截面18 第3章杜庄变电站电气部分设计3.3变电站短路电流计算两台主变并列运行进行短路电流计算，系统电抗忽略不计，由图3-2可得系统等值电路图：图3-2系统等值电路图3.3.1参数计算选取基准值为：S100MVA；UUBBav22XUS/115/100132.25BBB由第二章的数据得最大运行方式下，系统1的电抗标幺值为：XS/S100/20000.05GB1maxG1max系统2的电抗标幺值为：XS/S100/16000.0625GB2maxG2max最小运行方式下，系统1的电抗标幺值为：XS/S100/12000.0833GB1minG1min系统2的电抗标幺值为：XS/S100/10000.1GB2minG2min1#和2#架空进线的线路型号为LGJ-240得：Xk0.378/m所以得：X1（）0.378100/132.250.2858X2(10.37860/132.250.17)5所选主变压器的参数如下：各绕组等值电抗V%取10.5%，V%取6.5%，V%取17%S(12)S(23)S(31)19 河北科技大学硕士学位论文其中1代表高压端，2代表中压端，3代表低压端。则：VVVVSS1(%(12)(%S31)(%S23)%)/210.5176.5/210.5VVVVSS2(%(12)(%S23)(%S31)%2)/10.56.517/20VVVVSS3(%(23)(%S31)(%S12)%)/26.51710.5/26.5各绕组等值电抗标幺值为：XX36（）10.5/100（）100/500.21XX470/100100/500XX586.5/100100/500.133.3.2短路计算(1)110kV侧母线三相短路当110kV母线发生三相短路时，系统等值电路图化简为图3-3：图3-3110kV母线短路时系统等值电路图IUS/3100/31150.502kABBB在最大运行方式下：XXX()//()XXKG11max22Gmax(0.28580.05)//(0.17150.0625)0.1379*IX1/7.2515K*短路电流有名值：III3.640kAKB冲击电流：i21.83.6409.267kAch最大电流有效值：Ik3.64021.515.496Ach短路容量：SM363.6402115725.03VA在最小运行方式下：XXX()//()XXKG11min22Gmin(0.28580.0833)//(0.17150.1)0.1564*IX1/61.32K20 第3章杜庄变电站电气部分设计*短路电流有名值：III6.32110.5023.173kAKB冲击电流：i21.83.1738.077kAch最大电流有效值：I3.1731.514.791kAch短路容量：SM363.173115631.01VA(2)35kV侧母线三相短路当35kV母线发生三相短路时，系统等值电路图化简为图3-4：图3-435kV母线短路时系统等值电路图IS/3U100/533176.kABBB在最大运行方式下：XXX()//(XX)XX//0.245KG11max22Gmax36*IX1/44.08K*短路电流有名值：III4.0841.566.372kAKB冲击电流：i21.86.371716.220kAch最大电流有效值：I6.37171.519.621kAch短路容量：SM36.371737408.336VA最小运行方式下：XXX()//(XX)XX//0.263KG11min22Gmin36*IX1/34.80K*短路电流有名值：III3.8041.565.934kAKB冲击电流：i21.85.93415.105kAch最大电流有效值：I5.9341.518.960kAch21 河北科技大学硕士学位论文短路容量：SM35.93437380.266VA(3)10kV侧母线三相短路当10kV母线发生三相短路时，系统等值电路图化简为图3-5：图3-510kV母线短路时系统等值电路图IkS/3U100/3105.5.499ABBB最大运行方式下：XXX()//(XX)(XXXX)//()0.3079KG11max22Gmax3546*IX1/3.2478K*短路电流有名值：IIkI17.860AKB冲击电流：ik21.817.860=45.464Ach最大电流有效值：I17.8601.51=26.969kAch短路容量：SM317.86011.5=324.811VA最小运行方式下：XXX()//(XX)(XXXX)//()0.3282KG11max22Gmax3546*IX1/3.0469K*短路电流有名值：IIkI16.755AKB冲击电流：ik21.816.755=42.651Ach最大电流有效值：I16.7551.51=25.300kAch短路容量：SM316.75511.5=304.715VA根据上面的计算，将短路计算结果如表3-9所示：22 第3章杜庄变电站电气部分设计表3-9杜庄变电站短路计算结果短路全电短路电流短路电流短路电流运行基准电压基准电流流最大有短路容量短路点标幺值有名值冲击值方式UB（kV）IB（kA）效值IchS(MVA)I*I(kA)i(kA)Kch(kA)110kV母最大1150.5027.25153.6409.2675.496725.036线(k1)110kV母最小1150.5026.32113.1738.0774.791632.016线(k1)35kV母线最大371.5604.08446.37216.2209.621408.336(k2)35kV母线最小371.5603.80375.93415.1058.960380.266(k2)10kV母线最大10.55.4993.247817.86045.46426.969324.811(k3)10kV母线最小10.55.4993.046916.75542.65125.300304.715(k3)3.4电气设备选择的一般条件3.4.1按正常工作条件选择所谓的正常工作条件指的是额定电压、额定电流及自然环境条件这三个方面[29]。(1)额定电压一般情况下，高压电器能够长期承受额定电压。但是由于电网电压和负荷的变化，使得电网的运行电压常常高于其额定电压。所以，在选定导体和电器时，其最高工作电压应该大于等于电网的最高运行电压[30]。导体和电器的最高电压一般是额定电压UN的1.1~1.5倍，即为(1.1~1.5)UN，而一般情况下电网的最高运行电压不会超过1.1UN。所以选定导体和电器的额定电压UN要大于等于安装点电网额定电压UNS，即：UN≥UNS(3-11)(2)额定电流一般情况下，导体和电器的额定电流IN应大于等于最大持续工作电流，即：IN≥I(3-12)Wmax变压器在电压降低5%左右时输出功率保持不变，相应回路的最大持续工作电流一般取该母线上最大一组变压器进行计算。除此之外，还应考虑到装置地点、使用23 河北科技大学硕士学位论文条件、检修运行等一些要求[31]。(3)自然环境条件导体和电器选择时，气温、风速、湿度等一些环境条件是最基本的环境条件，当其超出电器的规定使用条件时，应采取相应的防护措施，以防止出现意外事故。温度是自然环境条件中比较重要的因素之一，当周围环境温度和周围环境极0限温度不同时，其额定电流IN可按(3-13)式进行修正，即：timN0IIKI(3-13)NN1NNtimN0式中：K——周围环境温度修正系数，K；I——导体周围环境N1Ntim极限温度和实际周围环境温度下的允许电流；——导体最高允许温度。tim0N3.4.2按短路条件校验(1)按短路热稳定校验短路热稳定校验要求当短路电流通过导体和电器时，其最高温度不应超过其短时发热的最高允许温度，即：QQ(3-14)Kr2或IIt(3-15)rr两式中：Q——短路电流热效应，单位kA2·s；Q——导体和电器允许的短时Kr热效应，单位kA2·s；I——t时间内导体和电器允许通过的热稳定电流，单位kA；rrt——导体和电器的热稳定时间，单位s。r(2)按短路动稳定校验短路动稳定校验是指导体和电器承受短路电流机械效应的能力，即：ii(3-16)shds或IkI(3-17)WNmax两式中：i，I——短路冲击电流幅值及有效值，单位kA；i，I——导体shshdsds和电器允许的动稳定电流幅值及有效值，单位kA。3.5变电站主要设备选择本站所有设备均根据终期系统需求，从《国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录》（2014版）进行选择，主变、断路器、隔离开关、开光柜、电容器均选用推广类产品，设备寿命不小于40年[32]。(1)变压器本站主变为三相、三卷、自冷、有载调压变压器。型号：SZ□－50000/110容量比：50/50/50MVA电压比：110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV24 第3章杜庄变电站电气部分设计接线组别：YNyn0d11阻抗电压：U12％=10.5，U13％=17.5，U23％=6.5本站所用变配置交流一体化电源，取两台站用变的二次绕组作为站用电源，变压器容量约为100kVA，一主一备运行，一台站变按可以带全站负荷设计。(2)110kV部分110kV设备采用户外常规一次设备，架空出线，两回线路最大输送功率分别为112MVA。主进设备按50MVA选择。本部分所有电气设备均按40000不小于40kA设计。计算电流I=210A,在动稳定校验、热稳定校验范围303110内，选择结果见下表3-10。本期规模：2个出线间隔、2个进线间隔、2个母线PT间隔、2个CT间隔。另4个开关间隔。表3-10110kV主要设备选择结果表设备名称主要参数LW36-110/3150断路器出线间隔：126kV，2000A，40kA(4s)GW4-110隔离开关主进、出线回路：126kV，2000A，40kA(4s)接地开关（快速）126kV，40kA(4s)额定电流比：300～600/1A（主进、出线），准确级：5P30/5P30/0.5/0.2S（出线）LCWD2-110电流互感器5P30/0.2S（主变进线）5P30/5P30/0.5，5P30/5P30母线：110/3:0.1/3：0.1/3：0.1kVJCC2-110电压互感器准确等级0.2/0.5/3P，50/50/100VA主母线三相共箱：126kV，2000A分值母线126kV，2000AHY10W-102/266W避雷器2ms方波电流600A(3)35kV部分35kV设备采用KYN61-40.5铠装手车式金属封闭开关柜，户内双列布置，断路器全部采用真空式。容量按照主变压器中压侧50MVA的容量选择，设备主要参数见下表3-11。本期规模：本期建设双母线分段接线，2面主进断路器柜，2面主进隔离柜，2面分段断路器柜，2面分段隔离柜，2面母线设备柜，6面出线柜。25 河北科技大学硕士学位论文表3-1135kV主要设备选择结果表KYN61-40.5柜设备名称主要参数主进、分段回路：1250A，25kA，4s断路器出线回路：1250A，25kA，4s接地开关40.5kV，25kA/4sIn=1250A600-1200/1A准确等级：5P20,5P20,0.5,0.2S（主进）准确等级：5P20/5P20/0.5（分段）电流互感器In=1250A300-600/1A（出线）准确等级：5P20/0.5/0.2S（出线）母线：35/3:0.1/3：0.1/3：0.1/3kV电压互感器准确等级0.2/0.5/3P，60/60/60VA主母线35kV，1250A主进避雷器YH5WZ-51/134配在线监测仪(4)10kV部分10kV设备采用KYN28A-12铠装手车式金属封闭开关柜，户内双列布置，断路器全部采用真空式。容量按照主变压器低压侧50MVA的容量选择，设备主要参数见下表3-12。表3-1210kV主要设备选择结果表KYN28A-12柜设备名称主要参数主进、分段回路：4000A，40kA，4s断路器电容器、站变、出线回路：1250A，31.5kA，4sIn=3150A3000/1A准确等级：5P20,5P20,0.5,0.2S（主进）准确等级：5P20/5P20/0.5（分段）电流互感器In=1250A300-600/1A准确等级：5P20/0.5/0.2S（电容器、出线）In=1250A100/1A准确等级：5P20/0.5/0.2S（站变）母线：10/3:0.1/3：0.1/3：0.1/3kV电压互感器准确等级0.2/0.5/3P，60/60/60VA主母线10kV，2150A主进避雷器YH5WZ-17/45配在线监测仪本期规模：本期建设单母线分段带旁路母线接线，2面主进断路器柜，2面主进26 第3章杜庄变电站电气部分设计隔离柜，1面分段断路器柜，2面分段隔离柜，2面母线设备柜，8面出线柜，2面站用变柜，4面电容器柜。(5)10kV无功补偿部分10kV成套无功补偿装置采用框架散装电容器成套装置，每台主变配置2组，单组容量分别是5Mvar和3Mvar。电容器液体介质采用苄基甲苯，固体介质推荐采用全膜产品，单台电容器采用内熔丝保护，成套装置采用零序电压保护。串联电抗器采用干式铁芯产品，电抗百分率5%。(6)中性点本站主变压器110kV中性点采用避雷器加间隙保护，经隔离开关接地；35kV侧中性点不接地；10kV侧中性点不接地，见表3-13。表3-13中性点设备选择结果表设备名称型式及主要参数隔离开关GW13-72/630A避雷器Y1.5W5-60/144W110kV中性点设备间隙电流互感器200～400～600/1A放电间隙现场制作3.6智能一次设备本站一次设备采用“一次设备本体+智能组件”的形式。采用常规互感器+合并单元实现电压、电流量的数字化。根据国Q/GDW534-2010《变电设备在线监测系统技术导则》的要求，本站不配置一次设备状态监测。本站每台主变本体配置一台智能终端，安装在主变就地智能终端箱中，实现主变油温、油面、有载开关档位位置等信号的数字化，同时具备非电量保护功能[33]。110kV一次设备按照间隔配置智能终端，实现各种报警型号、位置信号的就地数字化，并完成断路器、开关的就地控制功能。3.7绝缘配合及过电压保护根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》及《基建设计阶段执行十八项重大反措会议纪要》要求，每回110kV出线线路侧配置1组三相氧化锌避雷器；35kV、10kV母线每段配置1组三相氧化锌避雷器；110kV母线、35kV及10kV出线不配置氧化锌避雷器[34]。本站为半户外变电站，设备按满足Ⅳ级污秽等级设计。按国家标准《高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准》(GB/T16434-1996)中规定，电力设备的爬电比距取31cm/kV；户内电力设备及电力设备的户内部分爬电比距取2.5cm/kV。27 河北科技大学硕士学位论文3.8电气总平面布置及配电装置3.8.1电气总平面布置本站选用《国家电网公司输变电工程通用设计》110（66）~750kV智能变电站部分110-A1-2方案，根据该站所处位置及各级电压的进出线方向，具体布置如下：变电站采用户外布置方式。110kV配电装置布置在站区西侧，向西架空出线；35kV及10kV配电装置采用铠装移开式开关柜同室布置在生产综合楼的综合配电室内，电缆通过电缆隧道向站区东侧、南侧出线。10kV电容器成套装置采用户外布置，布置在变电站西北侧。主变压器紧挨生产综合楼呈一字露天布置在场地中央，采用架空导线和敞开式母线桥与110kV配电装置、35kV及10kV配电装置联络。场地西南角布置事故油池等附属建构筑物。变电站内主干道路具备回车条件，便于设备运输，消防通行。变电站大门朝北，通过站外道路与附近公路相连，运输条件便利。3.8.2各级电压配电装置选型与布置(1)110kV配电装置采用户外常规设备，布置于变电站西侧。出线避雷器采用氧化锌避雷器。导线挂线点高度10.5米，地线挂线点高度12.5米，出线间隔宽度8米。(2)本站35kV、10kV采用户内开关柜设备，35kV、10kV配电装置室平行布置在站区的西侧，35kV本期6个出线间隔，10kV本期7个出线间隔，均为电缆出线，所有间隔采用真空断路器。本期建设6回35kV出线间隔和7回10kV出线间隔。所有35kV开关柜宽度1.4米设计。10kV开关柜主进、分段柜宽度1米，其它柜宽0.8米。(3)主变采用户外布置，位于110kV配电装置和35kV、10kV配电装置之间。(4)无功补偿装置布置于变电站西北角。串联电抗器采用干式空心结构，三相品字形布置。(5)二次设备室布置于10kV及35kV配电室的北部。(6)站用变成套装置采用柜内干变，户内布置在10kV配电装置室。3.9站用电及照明(1)站用电源系统配置站用变压器通过电缆接入站用交流屏，与直流系统组成交直流一体化电源系统。馈线屏按照全站负荷需要，满足后期扩建要求。(2)站用电源系统接线方式站用电源采用三相四线制接线，380/220V中性点直接接地系统，单母线接线形式，两台所变采用一用一备的运行方式，重要负荷采28 第3章杜庄变电站电气部分设计用双回路供电，全容量备用，低压主进处设自动投切装置，满足变电站无人值班的要求。(3)站用配电装置的布置及设备选型选用开关柜内干式站用变成套装置，变压器容量为100kVA，户内布置于10kV配电装置室。(4)工作照明及事故照明主控制室采用荧光灯作为照明光源，其它房间采用日光灯照明，LED作为一种固态光源有寿命长(五万小时)，效率高（50lm/W），不发热，免维护的特点。同功率的LED灯其光通亮是普通荧光灯的几倍。采用LED灯照明体现了绿色照明的理念。室外采用泛光灯照明，配金属卤化物光源，反射器采用防眩设计，高灯低置。事故照明采用白炽灯，不设交直流自动切换箱，全站交流失电时手动投入事故照明电源。3.10防雷接地3.10.1直击雷保护本站采用避雷针作为防直击雷保护：在110kV出线侧门型架构上装设25米高避雷针2支，东北、东南分别设置两根25米高独立避雷针。为防止可能的绕击、侧击和球雷等情况，建筑物的梁、柱钢筋要求焊接成一体，作为自然接地体与主地网相连接。本工程主建筑物在避雷针保护范围内，无需在主建筑物上设避雷带。3.10.2接地装置110kV变电站的接地电阻一般选择水平接地为主，辅以垂直接地的复合式人工接地网。其中，水平接地体和垂直接地体埋深0.8m，垂直接地体的间距取6m，水平接地体的间距取8m。(1)垂直接地电阻计算变电站实际垂直接地电阻的可按公式(3-18)计算得到：Rl(ln(2/)0.5ln((4dtl)/(4tll)))/(2n)(3-18)c式中：——现在实测土壤电阻率，单位m；l——单根长度，单位m；t——埋深，单位m；经测量，取杜庄变电站的实测电阻率为180m，选用的接地体材料为63x63角钢，d取值0.0530，单根长度l为2.5，埋深0.8。110kV杜庄变电站垂直接地电阻：Rl(ln(2/)0.5ln((4dtl)/(4tll)))/(2n)c180(ln(22.5/0.0530)0.5ln((40.82.5)/(40.82.5))))/(22.5143)所以，110kV杜庄变电站的理想垂直接地电阻为0.45。(2)水平接地电阻计算变电站实际水平接地电阻的可按公式(3-19)计算得到：2RL(ln(/hd)KL)/(2)s(3-19)29 河北科技大学硕士学位论文式中：——现在实测土壤电阻率，单位m；L——水平接地体总长，单位m；K——接地体形状系数；h——水平接地体埋深，单位m；经测量，取杜庄变电站的实测电阻率为180m，选用的接地体材料为40x40角钢，d取值0.0337，水平接地体总长L为373.61，水平接地体埋深0.8，接地体形状系数K取值0。110kV杜庄变电站垂直接地电阻：2RL(ln(/hd)KL)/(2)s2180(ln(373.61/0.80.0337)0)/(2373.61)1.188所以，110kV杜庄变电站的理想水平接地电阻为1.188。接地体材料选择及相应的接地电阻数值如表3-14所示。表3-14接地装置选择接地电阻方式数值()垂直接地电阻0.45水平接地电阻1.188根据对该项目土壤电阻率分析，地网土壤电阻率120Ω.m，经初步估算，能够达到接地电阻要求。根据对该项目土壤电阻率分析，本变电站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合接地网。主接地网采用60×8的镀锌扁钢和φ50镀锌钢管构成的复合接地网,所选材料满足热稳定的要求。60×8镀锌扁钢用作户外设备接地引下线，户内所有电气设备及其埋管、埋件均按接地规程的要求进行接地[35]。根据国网公司反措，沿二次电缆的沟道、开关厂的就地端子箱等处，使用截面不小于100mm²的裸铜排(缆)敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网[36]。3.11电缆设施本站35kV及10kV电缆通过电缆沟向南及东出变电站围墙。在通向二次设备室及10kV配电装置的电缆沟和墙孔及盘底开孔处等采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在靠近含油设备（主变压器等）的电缆沟盖板予以密封处理。变电站内所有屏、柜、端子箱等底部孔洞应采用防火材料封堵。站内二次设备室等电缆入口处，采用防火材料封堵，并在其二侧电缆1m范围内用防火涂料涂刷，涂层厚度约0.5mm。所有建筑物与室外电缆沟电缆沟相连接处的进出口，均应设置阻火墙，小的孔洞应直接封堵[37]。阻火墙与封堵处两侧电缆，需刷一定程度的防火涂料。1#与2#主30 第3章杜庄变电站电气部分设计变之间设置一道防火墙。封堵材料采用无机速固硬质堵料和有机软质堵料，材料必需通过国家消防部门的鉴定。防火墙的耐火极限为4h。3.12本章小结杜庄变电站担负武安城区及周边区域工农业生产的供电任务，周边建有两座铁厂，供电负荷较大，电气设备能否安全稳定运行至关重要。运行设备和导线不只应满足正常工作状态下的电压和电流的要求还应满足短路条件下的热稳定和动稳定的要求、操作的频繁程度和开断负荷的性质。本章在对杜庄变电站电气部分进行了大量的设计和计算，并根据国网公司标准化要求对站内主要设备进行了选择和校验。在计算的过程中，严格遵照设计手册，并将武安地区近年来环境等各方面因素考虑在内，力求选出安全、耐用、操作方便、性价比高的电气设备，这样才能在根本上避免事故的发生，保证电力系统的安全稳定运行。31 河北科技大学硕士学位论文32 第4章杜庄变电站二次系统设计第4章杜庄变电站二次系统设计4.1系统继电保护4.1.1一次系统概况杜庄110kV变电站规划安装2×50MVA三绕组有载调压变压器。每台主变10kV侧配置5010kvar和3006kvar并联电容器2组。本站110kV本期建成单母线分段带旁路母线接线。110kV本期2回，其中一回接入团城220kV变电站，另一回接入武安220kV变电站。本站35kV本期建设双母线接线，本期出线6回。本站10kV本期建设单母线分段带旁路母线接线，本期出线7回。4.1.2系统继电保护配置方案(1)线路保护110kV变电站为中转负荷站，110kV进线不配置保护，配置智能终端，线路故障由对侧保护切除；长度低于10km的短线路需配置全线速动光差保护。线路保护直接采样、直接跳闸，跨间隔信息（母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方式。母线电压切换由合并单元实现，每套线路电流合并单元应根据收到母线的电压量及刀闸的位置信息自动采集本间隔所在母线的电压。110kV线路保护宜采用保护测控一体装置。保护装置应具有SV、GOOSE、MMS网络接口。(2)开关保护110kV断路器按单套配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。分段保护直接采样、直接跳闸。110kV保护宜采用保护测控一体装置，具有备自投功能和具有SV、GOOSE、MMS网络接口(3)故障录波及网络记录分析一体化装置本站为智能110kV变电站，GOOSE、SV采用点对点方式。根据河北省电力公司故障录波器配置原则，不配置故障录波及网络分析系统。(4)其他配置保护装置交流采样回路应能和合并单元配合，通过光纤接收数字信号；优先采用IEC61850-9-2协议。操作回路由智能终端实现，保护柜上不设操作箱。各电压等级均采用断路器防跳。智能终端和合并单元放置于各间隔就地控制柜上，过程层交换机根据需要安装在保护柜上或独立组柜。保护柜上不设置打印机，由计算机监控系统后台统一打印。4.1.3相关技术要求4.1.3.1对一次设备要求33 河北科技大学硕士学位论文1）系统继电保护使用的CT二次线圈可不带气隙，每回出线装设一组电流互感器，宜有2个保护级二次绕组，分别用于主变保护I、II。建议电流互感器变比一致[38]。2）每组母线装设一组三相电容式电压互感器，用于保护、测量及自动装置，变比为：110/3/0.1/3/0.1/3/0.1。3）110kV的B相装设一台单相电容式电压互感器，用于备自投检压。4.1.3.2对继电保护设备通信接口要求继电保护设备应提供4个以上的100M以太网接口，分别用于MMS、SV、GOOSE网络，通讯规约使用DL/T860。4.1.3.3对通信通道的要求系统继电保护要求采用专用光缆芯传输信息通道，安全自动装置不需信号传输通道。4.1.3.4对直流电源的要求双重化配置的保护装置、一体化合并单元智能终端、过程层交换机等需要直流电源方面的供电。4.1.3.5对电流互感器及合并单元的要求1）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电流采样值应分别取自相互独立的MU；2）采用常规互感器，合并单元下放配合采样，布置在汇控柜内；两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组；3）电流互感器按三相配置，避免出现保护死区。保护用绕组准确级采用5P、10P级，测量采用0.2S级或0.5级，计量采用0.2S级。测量、计量分别使用不同的二次绕组。4.1.3.6对电压互感器及合并单元的要求1）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电压采样值应分别取自相互独立的MU；2）母线电压合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发；3）电压互感器二次绕组按三组配置，保护和测量合用同一绕组，准确级选用0.5级，计量采用专用绕组，准确级选用0.2级，剩余电压绕组准确级选用3P级；4）110kV线路的A相或B相装设一台单相电容式电压互感器，用于备自投检压。34 第4章杜庄变电站二次系统设计4.1.3.7对智能终端的要求1）智能终端不设置防跳、压力闭锁功能；断路器机构本体采用防跳、非全相保护、SF6压力闭锁等硬接线回路；2）智能终端采用就地安装方式，放置在汇控柜中；3）智能终端应接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号(含压力低闭锁重合闸等)；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等；4）智能终端应至少提供一组分相跳闸接点和一组合闸接点；具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口和GOOSE网络接口；5）具备对时功能、事件报文记录功能；跳、合闸命令需可靠校验；6）智能终端的动作时间应不大于7ms；7）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文；8）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。4.1.3.8对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。4.1.4自动重合闸设计4.1.4.1对自动重合闸安装原则电力系统的主要故障时输电线路短路，其中又以架空线路为主，但架空线路的故障大部分都是“瞬时性”的，例如树枝碰到电线上形成的暂时短路，继电保护瞬时保护动作跳闸，但是随着树枝被电弧烧掉短路消失，短路消失，电弧熄灭，此时导线的绝缘性恢复正常，此时将断路器合上，系统可以继续运行[39]。而这种瞬时性故障发生的频率较高，且在很长的线路上准确的找到短路点再进行合闸浪费大量的人力和物力，况且瞬时性故障还是永久性故障有时判断较为困难，人工合闸存在很大的危险，所以需要自动重合闸装置，在发生短路故障继电保护跳闸之后，在一定的延时之后，自动将继电器合闸，若是瞬时性故障，系统继续运行，若是永久性故障，由于合闸之后故障依然存在，所以线路的继电保护会再次跳开，故障被切断[49]。根据运行资料和经验显示，自动重合闸的成功率在60%~90%之间，即瞬时性故障的概率很大，按照自动重合闸对于节省人力物力、提高电力系统的供电效率和可靠性都有很大的帮助[40]。35 河北科技大学硕士学位论文自动重合闸安装的原则主要有：1）对于1kV以上的架空线路和电缆与架空的混合线路，当其上有断路器时应装设自动重合闸装置；2）在高压熔断器保护的线路上，一般采用自动重合闸；3）在供电给地区负荷的电力变压器上，以及发电厂和杜庄变电站的母线上，必要时也要装设自动重合闸装置；4）自动重合闸当重合于永久性故障时，由于会使电网再次受到冲击，降低系统并列运行的稳定性，而且加重了断路器的工作负担，所以一般在短路容量比较大的电力系统中，应限制自动重合闸装置的装设。4.1.4.2自动重合闸分类自动重合闸的分类如表4-1所示。表4-1自动重合闸分类分类依据自动重合闸分类一次重合闸重合闸动作次数二次（多次）重合闸单侧电源重合闸重合闸应用场所双侧电源重合闸三相重合闸重合闸作用方式单相重合闸综合重合闸根据重合闸的分类，其中，一次重合闸是指重合闸只重合一次，若遇永久性故障而再次跳开，则不会再重合；二次（或多次）重合闸是指当第二次（或指定的次数）重合后仍然跳开则不再重合。单侧电源重合闸和双侧电源重合闸概念很好理解，但需要注意的是双侧电源重合闸在实现线路上重合闸的同时，还应考虑合闸两侧电源间同期的问题。三相重合闸是指发生短路故障后，断路器跳三相，重合闸合三相，若是瞬时性故障则恢复运行，若是永久性故障则再次跳开三相；单相重合闸是指发生短路故障后，断路器跳开单相，重合闸合单相，若是瞬时性故障则恢复运行，若是永久性故障则跳开三相[41]。4.1.4.3杜庄变电站自动重合闸的选择和匹配1）重合闸动作次数选择，在国外有采用与捕捉同期相结合的二次重合闸技术，但由于我国电力系统的特殊情况，我国广泛采用的是一次重合闸技术。所以本设计也采用一次重合闸。2）重合闸应用场合，由于本设计所有的出线为放射式出线，即末端直接连接负36 第4章杜庄变电站二次系统设计荷，所以属于单侧电源网络，选用单侧电源电路的重合闸。3）重合闸作用方式，一般在220~1000kV的架空线路上，由于相间距离大，运行经验表明其中绝大部分的故障为单相接地故障，且220kV及以上输电线路的断路器都是按相操作的，若发生故障后，仅将故障相断开，而未故障的两相仍能正常运行，可以大大提高供电可靠性和系统并列运行的稳定性，所以在220kV及以上系统中一般采用单相自动重合闸方式。而本设计中，杜庄变电站的电压等级分别为110kV、35kV、10kV，未超过220kV，其断路器也不是按相操作的，所以本设计采用三相重合闸，其装置组成示意图如图4-1所示。图4-1三相一次重合闸装置组成示意图三相一次重合闸的动作逻辑是：当线路上发生故障时，继电保护短路故障线路的三相断路器后，重合闸起动，并经过预定延时后发出重合命令，使三相断路器重新合闸。若在重合之前故障已经消失，即瞬时性故障，则自动重合闸重合成功；若自动重合闸重合于永久性故障，则继电保护装置会再次动作并断开三相断路器，自动重合闸不再重合。综上述分析，本杜庄变电站自动重合闸设计采用的重合闸方式为单侧电源线路的三相一次自动重合闸。4.1.5变电站二次回路设计二次回路设计是变电专业施工中最为关键的一项，也是变电所后期工程的一个重要环节。二次回路设计能够实现对一次设备监视、测量、控制、调节和保护，为运行和维护人员提供生产指挥信号[42]。电气二次设备的图形符号按一定的顺序和要求相互连接构成的电路称为二次回路图[43]。本章节主要介绍断路器及隔离开关的二次控制回路设计。37 河北科技大学硕士学位论文4.1.5.1断路器的控制回路断路器合闸和跳闸的控制回路必须满足以下要求：断路器合闸和跳闸线圈按短时通电设计的，并能自动解除；有防止断路器多次跳合闸的防跳装置；能监视电源和回路的完整性；有表示断路器位置状态的信号[44]。如图4-2是断路器控制回路电气防跳接线图。图4-2断路器控制回路电气防跳接线图控制开关SA的1、3触电是合闸触点，2、4触电是跳闸触点，一般情况下SA处于中间状态，合闸或跳闸操作后自动返回，QF1是断路器QF的动断触点，QF2是断路器QF的动合触点。专用防跳继电器KJL包括电流启动线圈KJL(I)和电压自保持线圈KJL(U)。当操作SA使断路器合于永久性故障电路时，其防跳原理可以通过下面的过程来说明：SA在合闸位置→SA的1、3触点接通→断路器合闸→继电保护动作→Yoff线圈通电，断路器跳闸，同时KJL(I)线圈通电，继电器KJL动作→KJL1通，KJL(U)线圈通电，继电器KJL自保持至SA的1、3触点断开，同时KJL2断，切断KMC38 第4章杜庄变电站二次系统设计线圈回路。触点KJL3的作用是防止KOU触点先于QF2触点复归而烧坏，电阻器R的作用是使并接信号继电器可靠动作，KOU串联具有电流自保持线圈的中间继电器，保护线圈Yoff不被烧坏。在合闸回路中接入跳闸位置继电器KTP，跳闸状态下绿灯HG亮，表示电源和合闸回路是完好的；在跳闸回路中接入合闸位置继电器KCP，合闸状态下红灯HR亮，表示电源和跳闸回路是完好的。如果控制电源消失，跳闸位置继电器和合闸位置继电器都断电，KCP和KTP都返回，两个动断触电都接通，灯HL亮，并通过中央预告信号装置发出电铃信号。4.1.5.2隔离开关的控制回路隔离开关的控制分就地控制和远方控制两种方式。110KV及以上倒闸操作的隔离开关一般采用远方操作和就地操作，检修用的隔离开关、接地隔离开关和母线接地器采用就地操作[45]。如图4-3是110KV线路隔离开关的控制电路。隔离开关以三相交流电动机作操作动力，实现远方和就地控制。图4-3110KV线路隔离开关的控制电路4.1.5.3合闸控制隔离开关合闸操作时，断路器QF需在跳闸状态(QF辅助动断触点闭合)，隔离39 河北科技大学硕士学位论文开关QS在跳闸终端位置(行程开关1SP闭合)，隔离开关无跳闸操作(跳闸接触器2KM未启动)，电动机回路完好(即热继电器KH动断触点闭合)。就地操作时，开关1SA置于“就地”(L)位置，按下就地合闸按钮1SB；远方操作时，开关1SA置于“远方”(R)位置，控制电路输出合闸脉冲，中间继电器1KC动作，其动合触点闭合。上述两种情况均可使合闸接触器1KM线圈带电而动作，其3对动合主触点闭合，接通交流电动机三相电源，使其正方向转动，实现隔离开关就地或远方合闸。此外，合闸接触器1KM还有一对动合辅助触点与1SB、1KC触点并联作为接触器自保持回路，直至隔离开关合闸到位，行程开关1SP断开后方可解除自保持作用。4.1.5.4跳闸控制跳闸操作时，隔离开关需在合闸终端位置(行程开关2SP闭合)，隔离开关无合闸操作(合闸接触器1KM未启动)，电动机回路完好(即热继电器KR动断触点闭合)。就地操作时，2SA切换到“就地”(L)位置，按跳闸按钮2SB；远方操作时，2SA切换到“远方”(R)位置，控制回路发出跳闸脉冲，使中间继电器2KC动作，动合触点闭合。这时跳闸接触器2KM动作，使电动机反转，隔离开关跳闸，2KM的自保持回路的作用仍是保证隔离开关跳闸到终位。在电动机启动后，若电动机回路故障，热继电器KR动作，其动断触点断开控制回路，停止操作。此外，在合闸回路串接跳闸接触器动断触点2KM；在跳闸回路串接合闸接触器动断触点1KM，其目的是相互闭锁，以避免操作程序混乱。4.1.5.5隔离开关的位置指示隔离开关的位置由信号灯指示，隔离开关处于跳闸状态，绿色信号灯HG点亮；隔离开关处于合闸状态，红色信号灯HR点亮。4.2系统调度自动化4.2.1调度关系根据110kV杜庄变电站的建设规模和在系统中所处的位置以及电网实行统一调度分级管理的原则，确定调度关系如下：110kV杜庄变电站由邯郸调控中心管理，邯郸调度（调控）中心可以通过数据通信网关机，实现调度控制、远程浏览等。4.2.2调度控制范围远动信息内容应满足DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、远方监控中心对变电站的监控要求。信息内容如下：40 第4章杜庄变电站二次系统设计遥控全站断路器的分、合闸操作；110kV隔离开关及变压器中性点隔离开关分、合闸操作；保护投退即软压板操作及保护信号复归；电压无功自动调节功能。遥调主变压器分接头；升压、降压及急停控制。遥测各电压等级线路及分段电压、有功功率、无功功率、三相电流；主变各侧有功功率、无功功率、三相电流，主变本体上层油温；10kV电容器无功功率、三相电流；站用交流、直流系统母线电压。遥信全站事故总信号；所有主变采集信号；所有断路器位置信号；所有隔离开关位置信号；所有保护动作信号及装置故障信号；各装置失电报警信号、烟雾报警信号。4.2.3远动防护(1)远动设备110KV杜庄变电站采用计算机监控系统，远动与计算机监控系统的数据共享，配置单套远动装置（双主机）。远动功能由计算机监控系统实现，接收信息采用直采直送方式，将变电站远动信息以相应规约传送至公司调度端，通道可自动调换。(2)远动信息通道远动通道采用调度数据网方式传输(主通道)和远动专用通道（辅通道）冗余配置，远动系统接入站内调度数据网设备，上传至邯郸调度（调控）中心。(3)二次系统安全防护设备按照河北南网调度数据专用网的建设要求，为将本站的实时信息通过调度专网上传，配置2套调度专用的数据网接入设备及二次安全防护设备。调度数据网接入设备，包括交换机2台、路由器2台、纵向加密认证装置2台。根据Q/GDW679-2011《智能变电站一体化监控建设技术规范》的有关要求，调41 河北科技大学硕士学位论文度数据网通道设置纵向加密认证装置，I区和II区之间设置防火墙。4.3系统通信及站内通信(1)系统通信110kV杜庄变电站受邯郸调控中心一级调度管理，按照河北南网通信要求开通杜庄-武安站；杜庄-团城站光通信电路。(2)站内通信110kV杜庄变电站不设程控交换机，根据变电站设计原则，本站按无人值班站设计，分别配置对邯郸调控中心调度电话一部，行政电话一部，变电站通信设备的监控信息接入变电站综合自动化系统，不再另设通信监控设备。4.4变电站自动化系统变电站按智能化变电站、无人值班设计；配置数据通信网关机，实现远程集中维护管理[47]。4.4.1设计原则变电站自动化系统应按照Q/GDW679-2011《智能变电站一体化监控系统建设规范》进行系统设计和设备配置，采用分层分布式的网络结构，全站分为站控层、间隔层和过程层。主要设计原则如下：1）一体化监控系统和输变电在线监测、辅助应用、计量等共同组成智能变电站自动化系统，通过全站统一的信息模型和标准化接口实现智能变电站全景信息的统一采集、统一存储和共享。全景信息包括电网和设备运行数据、保护信息、安稳、状态监测、计量、辅助应用和环境信息等实时与非实时数据。2）采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。3）站内监控保护推荐统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。站控层网络采用单星形以太网，传输MMS和GOOSE报文。站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层可采用点对点或网络通信方式，保护装置采用“直采直跳”方式，通信介质采用光纤。4）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享，不重复采集，节约投资。5）变电站内由计算机监控系统完成对全站设备的监控。6）变电站自动化系统具有与电力调度数据网、综合数据网的接口，软硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。7）变电站自动化系统网络安全应按照《智能变电站二次系统安全防护方案》来执行。42 第4章杜庄变电站二次系统设计8）保护及故障信息子站网络与监控网络合一，保护及故障信息管理功能由监控系统实现。9）智能辅助系统站控层网络按单网设计，布置在II区，通过硬件防火墙与I区自动化网络通信。10）110kV系统采用护测控一体化装置；35kV、10kV系统采用保护测控计量一体化装置。11）110kV及主变三侧配置智能终端和合并单元，实现采样数字化和控制网络化，设备安装于汇控柜。12）站控层设备应能同时接收冗余数据和非冗余数据信息，对于冗余的数据如断路器位置、刀闸位置、压力降低闭锁重合闸等信息应能进行比较分析。13）建立变电站全景数据，满足基础数据的完整性、准确性和一致性的要求；14）实现变电站信息统一存储，提供统一规范的数据访问服务。4.4.2设备配置及系统功能杜庄变电站分为过程层、间隔层、站控层。过程层设备包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端；双套保护配置的间隔，其合并单元及智能终端双套配置。间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置、电能表等二次设备；本站110kV（除主变外）及以下二次设备采用保护测控合一装置。站控层包含监控主机/操作员站、数据通信网关机（含图形网关机功能）、数据服务器（含综合应用服务器功能）等。4.4.3网络结构杜庄变电站基于DL/T860(IEC61850)标准构建，开关量传输采用GOOSE协议，采样值传输原则上采用IEC61850-9-2协议。网络结构：站控层+光纤点对点（三层一网），系统图如下：43 河北科技大学硕士学位论文图4-4杜庄智能变电站一体化监控系统架构示意图特点如下：(1)采样值传输保护测控装置、电度表采样值采用光纤点对点方式传输。合并单元与单间隔保护装置及电度表采用光纤点对点方式传输，采用IEC61850-9-2协议。(2)开关量传输各间隔保护及主变差动保护跳闸采用点对点GOOSE直接跳闸的方式，跳闸命令不经交换机直接发到断路器智能终端；其余开关量传输如测控装置跳合闸、断路器和刀闸位置、主变后备保护动作跳分段等GOOSE信息通过站控层网络传输。(3)对时方案站控层设备采用SNTP网络对时，间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B码对时。(4)网络结构（三层一网方式）站控层网络(MMS总线)采用单星型以太网；110kV系统不配置过程层网络。GOOSE报文及SV报文采用点对点方式传输。35kV、10kV系统不设独立的GOOSE网络，GOOSE信息通过站控层网络传输。(5)交换机配置原则GOOSE交换机均采用100M光纤以太网交换机，满足DL/T860标准。采用直流工作电源，提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。站控层I区配置2台中心交换机，安装于数据通信网关机I柜上；站控层II区配置1台交换机，安装于数据通信网关机II柜上。35kV系统按终期配置1台交换机，安装于开关柜上。10kV系统按段配置交换机，每段1台，本期配置2台交换机，安装于开关柜上。44 第4章杜庄变电站二次系统设计4.4.4网络设计杜庄智能变电站按照“三层一网，MMS总线+光纤点对点”确定的网络结构和交换机配置原则。(1)采样值传输保护/测控装置、电度表采样值采用光纤点对点方式传输。合并单元与单间隔保护装置及电度表采用光纤以太网通信，采用IEC61850-9-2协议；与跨间隔设备采用FT3或IEC61850-9-2协议。(2)开关量传输各单间隔保护及主变差动保护跳闸采用点对点GOOSE直接跳闸的方式，其余开关量传输如断路器和刀闸位置、主变后备保护动作跳分段等GOOSE信息通过站控层传输。(3)网络结构站控层网络(MMS总线)采用单星型以太网；110kV系统不配置过程层网络。GOOSE报文及SV报文采用点对点方式传输。35kV、10kV系统不设独立的GOOSE网络，GOOSE信息通过站控层网络传输。(5)交换机配置原则交换机均采用100M光纤以太网交换机，满足DL/T860标准。采用直流工作电源，提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。站控层配置3台中心交换机。35kV系统按终期配置1台交换机。10kV系统按段配置交换机，每段1台，本期配置2台交换机。(5)GOOSE、SV网络本站过程层不设置GOOSE、SV网络。4.4.5过程层设备配置合并单元智能终端集成配置：110kV进线合并单元智能终端集成双套配置，本期共计配置4套。110kVCT侧合并单元智能终端集成双套配置，本期共计配置2套。110kV母线PT合并单元智能终端集成单套配置，本期共计配置2套。主变中压侧合并单元智能终端集成双套配置，本期共计配置4套。主变低压侧合并单元智能终端集成双套配置，本期共计配置4套。除主变间隔外，10kV、35kV各间隔不配置合并单元及智能终端。合并单元配置：主变高压侧合并单元双套配置；中性点零序、间隙电流互感器接入主变高压侧合并单元，本期共计配置4套。智能终端：主变本体智能终端单套配置；主变高压侧、中性点隔离开关接入主变本体智能终端，非电量保护功能由主变本体智能终端实现，本期配置2套。45 河北科技大学硕士学位论文4.4.6间隔层设备配置1）110kV及以下（除主变外）装置采用保护测控集成装置。2）35kV和10kV采用保护、测控集成装置，就地安装在开关柜上。中、低压侧各配置2台PT并列装置，实现常规电压并列，安装于分段隔离柜上。3）全站配置2台站用公用测控装置，安装在公用测控屏上，以硬接线方式采集设备的模拟量信息，上传监控后台。配置2台110kV母线测控装置，发出110kVPT刀闸的遥控分、合闸操作信息，采集110kV母线PT间隔的数字开关量，与公用测控装置共组1面屏。配置2台35kV母线测控装置，采集35kV母线电压模拟量，及其它35kV公用设备开关量及报警信息，35kV母线测控装置分别安装于35kVPT柜中。配置2台10kV母线测控装置，采集10kV母线电压模拟量，及其它10kV公用设备开关量及报警信息，10kV母线测控装置分别安装于10kVPT柜中4）110kV系统继电保护配置本站终期2回110kV进线，采用单母线分段带旁路母线接线；本期110kV进线2回。110kV进线不设保护，配置智能终端。110kV内桥配置1套保护测控集成装置，含110kV线路互投功能。5）变压器保护配置变压器保护双套配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器。主变保护装置与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式。跳内桥、闭锁备投等采用光纤点对点直接跳闸方式。非电量保护就地安装，有关非电量保护时延均在就地实现，采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送至测控装置再送至站控层MMS网络。非电量保护和本体智能终端集成配置。智能装置上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。6）过负荷联切、低周减载装置的配置，根据调度要求，独立配置低周低压减载屏和主变过负荷联切屏。7）设置网络打印机，通过变电站自动化系统打印全站各装置的保护告警、事件、波形等，取消装置屏上打印机。4.4.7站控层设备配置站控层含监控主机兼操作员站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、二次安全防护设备、工业以太网交换机及打印机、站域控制等。(1)主机兼操作员工作站监控主机及操作员站（兼工程师站和数据处理服务器）：双套配置。负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作46 第4章杜庄变电站二次系统设计与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能；站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，控制命令的操作，具备重合闸、备自投、定值区切换远方操作功能等。(2)I区数据通信网关机配置I区数据通信网关机2台，直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令。(3)II区数据通信网关机配置II区数据通信网关机1台，实现II区数据向调度（调控）中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能。(4)III/IV区数据通信网关机III/IV区远动网关机：配置1台，分别实现III/IV区数据向相关远方调度、生产等主站系统的数据传输。具备远方查询和浏览功能。III/IV区远动网关机实现电能计量、状态监测、视频等辅助设备的信息上传，通过综合数据网上传。(5)综合应用服务器配置综合应用服务器1台，用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。综合应用服务器接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。(6)调度数据网及二次系统安全防护配置调度数据网接入设备2套（含纵向加密认证装置），向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令。变电站安全I区设备与安全II区设备之间通信采用防火墙隔离；智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信设置纵向加密认证装置。(7)防误操作闭锁杜庄站不设五防主机，防误操作闭锁功能由监控主机实现。间隔层闭锁通过GOOSE通信完成，过程层的闭锁推荐采用电气闭锁+智能终端允许接点实现。4.4.8高级应用功能由于智能变电站现实行无人值班制度，所以需实现设备在线运行状态监测、控制及智能告警等多项功能。(1)功能结构杜庄变电站一体化监控系统的应用功能结构如下图所示分为三个层次：数据采集和统一存储、数据消息总线和统一访问接口、五类应用功能。五类应用功能包括：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理、辅助应用。智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图如图4-2所示。47 河北科技大学硕士学位论文图4-5智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图(2)运行监视通过可视化技术，可实现对信息全景数据的统一存储和集中展示实现一、二次设备的在线状态监视。调度（调控）中心利用网内关联可以远方查看站立监控系统的运行数据。(3)操作与控制实现杜庄变电站内设备就地和远方的操作控制。它具备对全站智能设备的控制及参数设定功能并支持调度（调控）中心对站内设备进行控制、保护装置进行远程定值区切换和软压板投退操作。根据电网实际负荷水平，按照预设值对站内电容器、电抗器和变压器档位进行自动调节及在主变过载时可远程接收调控的投退和目标值调节指令。可以进行电气设备状态的拓扑计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。(4)信息综合分析与智能告警通过对杜庄变电站各项运行数据（站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种报警及事故信号等）的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告等结果信息。(5)运行管理通过人工录入或系统交互等手段，建立完备的变电站设备基础信息（包含变电站主接线图、网络拓扑、一二次设备参数及数据模型的标准配置文件）。设置操作权限，用户名、修改时间、修改内容等操作信息自动备份，系统还可建立设备台账信息和设备缺陷信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化。(6)辅助应用通过标准化接口和信息交互，实现对站内电源、安防、消防、48 第4章杜庄变电站二次系统设计视频、环境监测等辅助设备的监视与控制。4.5元件保护与配置按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）的规定，主变压器保护采用主后合一的微机型保护，双重化配置，两套保护要求采用不同保护原理。接地变、电容器配置保护、测控、计量合一的微机型装置。35kV线路配置保护、测控、计量合一的微机型装置。4.6交直流一体化电源系统杜庄变电站站用电源系统采用交直流一体化设计，将站用直流、交流、UPS、通信电源一体化设计配置，建立电源系统监控平台，支持DL/T860标准，实现统一智能监控。取消通信48V蓄电池组及通信用充电设备，采用二套独立的接于变电站220V直流母线上的DC/DC模块，由220V变换为-48V，为通信设备提供电源。采用一体化监控系统，用于监控站用交直流信息，实现站用电源的信息化、自动化、智能化，并可与变电站综合运行管理系统实时通信[48]。杜庄站站用交直流一体化电源系统结构图4-6所示：变电站站控层以太网站用交直流一体化电源系统总监控装置交直流流DC/DCUPS电电源源图4-6站用交直流一体化电源系统结构图本站采用交直流一体化设计，交直流一体化电源系统包括220V直流系统、220V蓄电池组、交流不间断电源和380V交流系统，本期工程通信不设单独的蓄电池，配49 河北科技大学硕士学位论文置DC/DC转换模块布置于通讯直流馈线屏内，直流48V电源通过DC/DC转换对通信供电。4.6.1直流系统4.6.1.1220V直流系统杜庄全站统一设置两组220V蓄电池，取消通讯专用蓄电池，通过DC/DC转换实现对通信设备供电。220V站用直流负荷按照2小时供电考虑，48V通信直流负荷按照4小时供电考虑。220V直流系统在全所交流事故断电后工作2小时后自动切断，蓄电池剩余电能继续为48V直流系统供电至4小时。本所设置一组200Ah阀控式铅酸蓄电池，充电屏1面（设6x10A高频模块）、馈线屏2面、蓄电池屏2面。本所充电机推荐选用智能型高频开关电源，与硅整流电源相比，高频开关电源维护工作量小、故障率低、自动化程度高。直流系统采用单母线接线，设计原则为：保证蓄电池、充电机、动力母线及动力馈线在短路、故障等情况下，控制及保护母线及馈出线不失电、电压不低于规定值。充电屏和馈线屏设置于二次设备室，直流系统可以通过串行通讯口向监控系统传送各种数据信息。二次设备室的测控、保护、自动装置等设备采用辐射式供电方式，10kV开关柜顶直流网络采用环网供电方式；各电压等级的控制、信号和保护电源分开供电。为监察直流系统电压、绝缘状况，检测直流系统接地故障，本期工程设有直流系统接地自动检测装置（含绝缘监察）1台。4.6.1.248V直流系统设置2套DC/DC转换模块，接于220V直流母线上。根据通信电源负荷大小，DC/DC转换模块容量配置为2×30A。本期工程设1面DC/DC转换及馈线柜（通信电源屏）。4.6.2交流不间断电源系统杜庄站充电机考虑选用智能高频开关电源柜。采用交直流电源切换装置为监控主机屏供电。正常方式下，该装置的220V交流输出由交流输入电源获得，交流输入消失时，自动转向由一路直流电源逆变供电，以实现交流220V不间断输出。交流不间断电源的负荷统计表详见下表：50 第4章杜庄变电站二次系统设计表4-2交流不间断电源的负荷统计表设备名称功率（W）监控主机及数据服务器1000调度数据网120电能采集50时间同步240综合应用服务器500二次安全防护120智能辅助控制系统500其它设备1000根据UPS容量计算公式：PSKKKKcidtacos（4-1）式中：S——UPS计算容量（kVA）；K——动态稳定系数，取1.1~1.15；K——cid直流电压下降系数，取1.1；K——温度补偿系数，取1.05~1.1；K——设计预度ta系数，取1.05~1.1；P——全部负载计算功率（kW）；cos——负载功率因数，为0.7。KKKKK1.33~1.53relidta取可靠系数K=1.35和cos=0.7则得：S=1.93PrelcS=1.93P=1.933.53=5.46kVAc因此，本期工程配置1台容量为7.5kVA交流不间断电源装置，组屏布置于UPS电源屏上。4.6.3站用交流电源系统380V采用常规互感器，测计量和控制采用常规设计，380V备自投由交直流一体化系统实现。4.6.4交直流一体化系统实施方案交直流一体化系统拟实现以下方面：1）建立站用电源信息共享平台。站用电源整体网络智能化：一体化监控器将交流、直流、逆变网络智能化，对外1个通信接口。2）取消UPS蓄电池，使用逆变器挂于直流母线代替；统一进行波形处理；统一进行防雷配置；统一进行二次配电管理；站用电源设备智能管理，实现状态检修。51 河北科技大学硕士学位论文3）开放式系统：采用DL/T860规约接入监控系统。4）电源与负荷结合，将辅助系统（空调、风机、门禁、消防、周界等）纳入控制范围。5）任务程序化执行。总监控单元应实现通信功能、人机界面功能、报警功能、历史记录功能、逻辑处理功能、远控及参数修改功能、程序化联动控制功能等七项功能[49]。4.6.5一体化电源系统配置直流系统采用1套高频开关充电装置，N+1备用，每套选用6个10A模块充电。蓄电池容量按2小时放电考虑，选用1组200Ah铅酸阀控蓄电池。直流充电、蓄电池及馈线等设备共组5面屏。站用电系统由2面交流低压配电柜组成。站内设1套交流不间断电源系统（UPS），主机单套配置，容量7.5kVA。主机和馈线等设备由1面柜组成。通信电源配置1套DC/DC装置，模块N+1冗余，选用4个30A模块。DC/DC装置与其相应的－48V馈线等设备组1面柜。配置一体化电源监控柜1面。每组蓄电池配置一套蓄电池在线监测单元。表4-3交直流系统配置表名称规格馈线回路380V42回交流电源380V单母线分段220V8回UPS电源220V，7.5kVA16A12回直流系统220V，单母线32A80回通信电源DC/DC；220V/48V30A8回蓄电池2V，104只，单套，200Ah高频开关电源6*10A4.7其它二次系统4.7.1时钟同步系统杜庄站设一套对时系统，主机双重化配置，采用基于卫星时钟（GPS和北斗互备方式）获取精确时间。本站各类装置或系统对时方案如下：站控层采用SNTP对时，间隔和过程层采用IRIG-B码对时。本站配置1面时钟同步柜，内含2台主时钟装置。52 第4章杜庄变电站二次系统设计4.7.2变电站智能辅助控制系统杜庄站配置一套智能辅助控制系统，实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其它处理。智能辅助控制系统，由图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监视子系统等组成，预留与站内变电站自动化系统的通信接口[50]。其系统结构如图4-7所示：其他主站系统站控层网络防火墙综合应用服务器III/IV区数据通信横向安全隔离装置网关机IEC61850图火像灾监自环视动境及报监安警测全及子警消系卫防统子子系系统统温湿风水红电声SF6门摄度度速浸外子光传像传传传传对围报感禁头感感感感射栏警器器器器器图4-7辅助控制系统结构图(1)智能辅助系统综合监控平台智能辅助系统综合监控平台后台与一体化监控系统平台统一整合，综合应用服务器对智能辅助控制系统各子系统进行综合分析和统一展示，实现辅助设备的运行监视、控制与管理。(2)图像监视及安全警卫子系统为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视[51]。53 河北科技大学硕士学位论文图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。(3)火灾报警子系统本站设置一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等[52]。在主控室、10kV配电室等易引起火灾的地方，视其火灾特点分别设置感温、感烟探测器、红外探测器及手动报警按钮等，火灾报警主机安装在警卫室或主控室。(4)环境监测子系统环境监测设备包括环境数据处理单元、温度传感器、湿度传感器、风速传感器、水浸探头、SF6探测器等。各类等传感器根据环境测点的实际需求配置，数据处理单元布置于二次设备室，传感器安装于设备现场[53]。(5)联动控制能以前端报警信号为触发条件，相应摄像机（带有自动开启照明灯光功能）联动，与周界报警系统、火灾报警系统实现联动报警[54]。通风系统能与火灾报警子系统联动，设烟感闭锁，当火灾报警时自动切断风机电源。预留与现场设备操作的联动功能。4.7.3时钟同步系统计量表计110kV线路及主变高压侧，配置数字式电能表，计量精度0.5S级；主变压器中、低压侧为关口计量点，配置数字式电能表，计量精度0.2S级；35kV、10kV线路配置常规智能电度表，计量精度0.5S级；10kV电容器、所用变线计量采用保护测控计量多合一装置计量功能计量；所用电配置三相四线电能表，安装于交流屏。全站配置一套电量采集装置，用于采集远方电量信息并向营销中心传送。4.7.4静态保护屏接地2根据反措要求，所有静态保护屏柜及端子箱内应设截面不小于100mm接地铜2排。静态保护屏柜的接地铜排应用截面不小于50mm的铜缆与保护室内的等电位接2地网相连；端子箱内的接地铜排应用截面不小于100mm的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网相连。4.8本章小节本章对杜庄变电站中二次系统进行设计，主要阐述了系统继电保护，通信，交直流一体化电源及其他各项功能相关知识，有效保证了电网运行的安全性、可靠性和稳定性。54 结论结论随着我国国民经济的快速增长，电能已经成为社会发展的主要动力资源之一。变电站作为电力系统的重要组成部分，担负着控制电能流向和变换电压等级的任务，它直接影响整个电力系统安全与经济的运行。论文根据110KV杜庄变电站的设计要求及相关数据资料对杜庄变电站电气部分和二次系统进行了大量的设计和计算，并根据国网公司标准化要求对站内主要设备进行了选择和校验，阐述了智能变电站站系统继电保护，通信，交直流一体化电源及其他各项功能相关知识。虽然在设计过程中有时会出现规则运用错误的现象，使得最后的结果有一点的偏差，但是在指导老师和同事的帮助下，分别加以改正。本设计主要针对110kV杜庄变电站进行了设计。完整的变电站设计还应包含相应的土建、工程造价等其他方面设计计算和各电气设备、系统程序多方案对比选取，由于论文篇幅所限未能在论文中陈述。此外，随着智能变电站技术的日趋成熟，变电站其结构形式、通信技术及系统功能发生了很大的变化，在实际应用中，通过老站改造和建设新站减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。如何将常规变电站改造成智能变电站过程中，较好地降低变电站造价、提高安全经济水平和运行管理水平，这将是我接下来研究的方向。55 河北科技大学硕士学位论文参考文献[1]张保会,尹项根.电力系统继电保护(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2009：15-17[2]赵雪菲.110kV变电站设计[D].华北电力大学,2012：36-37[3]ZhuQ,BasarT.Game-TheoreticMethodsforRobustness,Security,andResilienceofCyberphysicalControlSystems:Games-in-GamesPrincipleforOptimalCross-LayerResilientControlSystems[J].ControlSystems,IEEE,2015,35(1):46-65.[4]冯晗.泰安地区110kV智能变电站设计[D].华北电力大学,2013.(2):81-82[5]张包林.变电站设计阶段造价管理方法与对策研究[D].华北电力大学,2012：96-97[6]ShahzadA,XiongN,IrfanM,etal.ASCADAintermediatesimulationplatformtoenhancethesystemsecurity[C].AdvancedCommunicationTechnology(ICACT),201517thInternationalConferenceon.IEEE,2015:368-373.[7]ZhongShanH,ZengPingW.Integratedback-upprotectionbasedonsubstationareainformation[C].AdvancedPowerSystemAutomationandProtection(APAP),2011InternationalConferenceon.IEEE,2011,2:1084-1088.[8]何延峰.沿海地区66kV变电站一次设备的设计与研究[D].大连理工大学,2014.[9]罗理鉴,黄少锋,江清楷.智能变电站智能一次设备框架设计[J].电力自动化设备,2011,11:120-124.[10]SongJ,ZhouD,ZengP,etal.Researchofsubstationareaprotectiontestbasedonrelayprotectioncollaborativetestingsystem[C].ElectricityDistribution(CICED),2014ChinaInternationalConferenceon.IEEE,2014:138-141.[11]甘泉.双峰寺110kV变电站二次系统设计与应用[D].华北电力大学,2012.[12]张永健.电网监控与调度自动化(第三版)[M].北京:中国电力出版社,2009.[13]M.kezunovic,HenryTaylor.NewSolutionsforSubstationSensing,SignalProcessingandDecisionMaking.HawaiiInternationalConferenceonSystemSciencesHICSS-37,Waikoloa,Vilage,Hawaii,January2004.[14]何仰赞.电力系统分析[M].华中科技大学出版社,2005.[15]刘宝贵,杨志辉,马仕海.发电厂变电站电气部分(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2012.6.[16]ChenCS.Supervisoryintervaltype-2TSKneuralfuzzynetworkcontrolforlinearmicrosteppingmotordriveswithuncertaintyobserver[J].PowerElectronics,IEEETransactionson,2011,26(7):2049-2064.[17]LiuR,WangYX,ZhangL.AnFDES-BasedSharedControlMethodforAsynchronous56 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个人简历个人简历唐楠，男，汉族，1987年11月生，河北邯郸人，中共党员，2011年6月毕业于河北科技大学电气工程学院，电气工程及其自动化专业，本科。同年8月参加工作至今，就职于国网邯郸供电公司；2012年初，考取河北科技大学研究生学院在职硕士研究生，控制工程专业。2011年8月至2012年8月，挂职培训，分别荣获国网技术学院和河北省电力培训中心“优秀学生干部”称号。2012年9月-2013年4月定岗国网邯郸供电公司变电检修室二次检修七班工作，在班长和班组同志的帮助下，先后完成6座变电站直流改造工程。2013年4月至今借调在国网邯郸供电公司变电检修室办公室工作。在此期间，荣获2014年度市级“优秀共青团员”、2013、2014公司级“工会积极分子”等多项荣誉称号；被评为国网邯郸供电公司变电检修室2014年度“优秀通讯工作者”；主创课题《端子箱太阳能降温装置研究》荣获2014年邯郸供电公司QC评比二等奖及2015年邯郸供电公司创新成果一等奖。61'