【《110kv变电站变压器保护设计（论文）》6000字】.docx

110kv变电站变压器保护设计目录1绪论21.1 课题研究背景及意义错误!未定义书签。1.2 国内外研究现状错误!未定义书签。1.3 本文的主要工作错误!未定义书签。2智能变电站设计背景21.1 智能变电站技术特征31.2 智能变电站网络结构31.3 工程设计概况错误!未定义书签。3 IlOkV智能变电站电气方案设计43.1 电气主接线选择43.2 电容电流计算及消弧线圈选择63.2.1 电容电流计算63.2.2 消弧线圈选择73.3 电气设备选择83.3.1 短路电流计算83.3.2 主变压器选择104 IlOkV智能变电站电气总平面设计错误!未定义书签。4.1 出线规划错误!未定义书签。4.2 变电站总平面错误!未定义书签。4.2.1 竖向布置错误!未定义书签。4.2.2 管道布置错误!未定义书签。4.2.3 道路和场地处理错误!未定义书签。4.3 配电装置布置错误!未定义书签。5结束语11参考文献121引言随着我国经济不断腾飞发展，随之而来的用电量猛增成为制约我国经济大发展的重要影响因素。逐渐凸显的能源与环境问题，促使发展环保低碳的绿色经济已经成为国内外的共同研究的发展方向。同时，资源与环境给电力发展带来的沉重压力，高效的电网并可靠稳定运行已经是个迫在眉睫的研究课题，运用高科技手段解决电网的相关问题，已经成为国内外研究者共同面临的难题。变电站是输配电系统中的重要构成部分，它负责电能的汇集和分配，对整个电力系统的安全和经济运行有着重要的意义。智能变电站作为作为国家发展坚强电网的重要基础，其主要作用是为智能电网提供可靠的节点支撑,它从顶层要求，各个智能设备和控制策略实现可互通性,将各部数据实时共享，以及及时对各个环节实现精准控制，从而为整个智能电网的安全可靠运行提供重要保障。智能变电站的基础是数字化，具体是指在变电站内一、二次智能设备与保护装置之间实现数字化通信。在统一有效的平台下，给整个电站以统一的标准进行建模和通信。在这个平台里所有的智能设备之间实现互相操作，智能变电站的建设离不开计算机控制技术、通信技术和微电子技术的不断发展，以及智能化的自动控制装置在电力行业的广泛应用。随着智能设备的不断发展和技术的提高，变电站的智能化水平也将会大幅度的提高，更重要的是基于IEC61850标准的数据建模，和一直不断提高的电压电流测量技术。标准化通信是IEC61850标准强大的优势，一套统一的通信系统接口ACSl需要在MMS基础上建立，不同的企业产品只要符合IEC61850标准就可以方便快捷的实现互相操作。智能变电站概念的提出，为变电站综合自动化发展遇到的问题带来了技术上的突破，同时智能变电站的资源和信息，有利于智能电网发展和进一步应用，满足可持续发展道路。智能变电站作为综合化智能电网的重要环节，当前，我国智能变电站建设已经进入了试点启动阶段，已经有部分投入运营，其核心技术和研究成果，以及建设经验对国家整个电力行业的发展起着重要的作用。2智能变电站设计背景智能电网技术已成为我国"十二五''规划的重要课题，虽然国内尚未形成完备的智能电网系统，但一部分关于它的标准已被相关部门制定，发展智能电网已是国际上炙手可热的研究课题，智能变电站是智能电网的不可缺少的部分。2.1 智能变电站技术特征智能变电站采用集成化、先进性、可靠性、环保节能的智能设备，配有间隔层、过程层和站控层。通过网络通信平台作，采用标准的数据和通信服务协议，实现变电站数据信息的采集、监测、保护和控制命令的实行，并及时传达保护跳闸命令，分析和共享数据，可实现智能化操作等。其包含数据获取数字化、一二次设备网络化、分享数据标准化、应用高度协同化等主要技术特性。(1)数据采集数字化。智能变电站的优势在于可以就近采集和控制设备，其途径即电子式互感器，数据采集数字化使得一二次设备之间相互通信。(2)一二次设备网络化。一二次设备的网络化通过基于IEC61850标准通信体系的网络平台实现。网络拓扑结构利用冗余技术可以实现整体通信；，进而过程层把互感器采样的数据发送到测控、保护盒故障录波等二次设备，实现整个变电站的数据共享,利用光纤代替电缆,可提高变电站的建设效率和系统的可靠性。(3)分享数据标准化。利用同一的数据标准来建立数据，完成数据的互通有无；利用统一数据格式、统一号码存放在一起，再由统一的检索方式来实现，有效解决信息重复使用的问题。(4)应用高度协同化。指的是高度协同各级高级应用，达到智能电网的控制运行要求。由于建立全站统一的数据共享系统，使得子系统能够规范存取和访问调度系统信息，使变电站信息达到集约化管理，有序控制等要求。在此平台上，各变电站和用户都可协同互助，各职能部门协调运行。智能化变电站优化了技术和设备，统一管理数据，使电网决策者具有及时掌握全局信息的能力，拓宽了信息采集的宽度。智能变电站摒弃了传统厂商各自为准的弊端，统一了设备间通信O从而为了智能化变电站的保护和监控设备依靠网络获取一次电流电压等实时数据，并和其他层间进行信息交互。数字化光纤技术取代了传统电缆，大大简化了内外部连接，增加了传输效率和可靠性。2.2 智能变电站网络结构传统变电站的设计与建造已经在国内有相当深厚的经验和方法，但是智能变电站的研究还比较少，尤其是标准化的通信方式和智能化的设备的研究还相对匮乏。智能变电站测控系统一共分为站控层、间隔层和过程层。站控层由主的机操作员站、长距离通讯装置和其他各类二次功能站组成，其提供变电站内的运行的人机交互界面，完成远程控制间端隔层、过程层智能设备等的操作，达到全局监管、远控管理中心，并和远距离监控和调度中枢实现联动通讯。间隔层里包括许多个二次子系统组成，在其他层无法工作的状况下，仍可发挥在本地监测控制的功能。过程层主要由一次端设备，如电子式互感器、合并模块以及智能终点端组成，数据收集、控制指令的执行和传递、设备状态监控等是其主要功能。作为智能变电站重要的网络组成部分站控层，其网络拓扑结构一般利用单星型结构，站控层利用MMS报文和GOC)SE报文来进行通讯。如果是单个间隔的保护应该采用点对点的方式进行及时跳闸，对于多间隔的保护装的置需要直接跳闸。如果间隔层相关设备符合可靠性和快速性，则其可以采用其它的方式来进行跳闸。如果欲利用其它层来进行GooSE报文传递，则网络结构应采用星型结构，只有在户外敞开式时，使用独立的Gc)C)SE网络。过程层采集网应按照Q/GDW383-2009保护,点对点方式可以直接保护采样。其他过程层采用GOOSE网格络方式传输报文时，按照IEC61850-9-2标准，应采用星型的网络拓扑结构，按照双网配置方式，如果是户外监测时，应采用点对点网络连接方式。3XlOkV智能变电站一次部分方案设计3.1 电气主接线选择电气主接线是变电站电气部分的主体，接线方式的确定与电力系统及变电站自身运行的可靠性、稳定性和性价比密切相关，对电气元件选择、配电设备布置、和测控方式的确定产生很大的影响，具体的接线方式有以下三种：(1)内桥接线。分为普通内桥接线与扩大内桥接线，前者需两台主变压器和两条进线。后者需要3台主变压器和3条进线，二次回路与布线都较复杂。内桥接线方式解决线路故障方便快捷，已成为终端变电站主要采用的方式。(2)线路一变压器组。HOkV变电站采用的最简单接线方式是线路一变压器组，有三个设备单元，接线操作简便，布线清晰。正常运行需1台主变压器和1条进线。(3)T型接线。采用这种接线方式的系统运行是比较稳定，具有较高的可靠性,运行是需要3台主变压器和3条进线。根据IlOkV智能变电站的具体建设方案，变电站以2台主变压器作为当前建设主体的情况下，依据负载率大小选择符合条件的接线方法式，负载率在0.5-0.65的数值区间时，可选用普通内桥接线。如果变电站以3台主变压器及3条进线作为远期建设规模时，长时间运行将负荷率控制在0.67-0.87数值区间内，这种情况下可选用线路一变压器组接线。UOkV智能变电站拟接线方案如表3-1所示。表3-1变电站接线方案方案IlOkV侧IOkV侧本期终期本期终期方案一普通内桥接线普通内桥接线+线路变压器接线单母线分段接线单母线四分段接线方案二扩大内桥接线扩大内桥接线单母线分段接线单母线四分段接线根据HOkV智能变电站实际建设需要，对电气主接线方案进行以下三方面的分析对比。（1）经济性对比两种接线方案主要配置如表3-2所示。表3-2两种接线方案的主要配置比较项目方案一方案二本期终期本期终期主变压器（台）2323断路器（个）IlOkVfJ3455IOkV侧3669隔离开关（个）IlOkV侧20243232IOkV侧2346通过分析，对比两种接线方案的性价比，根据表3-2的两种接线方式案所需配置，结合市场的配置价格，方案一相比于方案二需要更少的资金投入。（2）灵活性对比方案一远期接线方式采用线路一变压器加普额通内桥接线,系统运行更加灵活，通过比较两种接线方案本期接线方法在灵活性上一致。(3)可靠性分析方案一3号主变压器接线方式采用线路一变压器的组接线，在进线侧会有供电限制，无法保证系统的可靠性，设备停运率增加。方案二采用3台主变压器及3条进线运行具有较高的可靠性。通过最终的对比分析，结合实际工程的需要，确定方案二为秦皇岛西区IlOkV智能变电站主接线方式。秦皇岛西区UOkV智能变电站UOkV终期为2回出线，3x50MVA主变，IOkV出线36回，本期2x50MVA主变，1OkV出线24回。主接线参照国家电网公司输变电工程通用设计Uo-A3-3方案，UOkV本期选用扩大内部桥接线，终期选用扩大内部桥接线的方式，IOkV本期选用单侧母线分段接线方式，终期选用单侧母线四分段接线方式。3.2 电容电流计算及消弧线圈选择3.2.1 电容电流计算UokV智能变电站IOkV侧本期24回出线，目前规划出线16回，均为电缆出线，建设设计的出线方案如下表3-3所示。表3-3变电站出线情况出线名称起始点我点线路长度(km)西金一线西区金融区1#中心开闭所2×2.1西金二线西区金融区1#中心开闭所2×2.1西动一线西区动漫产业园中心开闭所2×0.9西动二线西区动漫产业园中心开闭所2×0.9西诺一线西区诺贝尔产业园1#中心开闭所2×1.3西诺二线西区诺贝尔产业园1#中心开闭所2×1.3西北一线西区北大科技园1#中2×1.5心开闭所西北二线西区北大科技园1#中心开闭所2×1.5祁连山路一线西区祁连山路中心开闭所2×2.7祁连山路二线西区祁连山路中心开闭所2×2.7西栖一线西区栖云寺1#中心开闭所2×3.1西栖二线西区栖云寺1#中心开闭所2×3.1IOkV侧电缆长度共46.4公里，开闭所出线电缆平均为3X24Omm2,根据计算24Omm2电缆每公里电容电流约为2A左右，因此IOkV侧电容电流为92.8A。322消弧线圈选择HOkV智能变电站IOkV电容电流试验情况如下表3-4所示。表3-411OkV变电站IOkV电容电流试验情况变电站母线条数运行号及名称出线情况消弧装置情况上次试验时间试验结果南李庄IOkV4母线及所属设备51159、523、525、526()4-1>04-2213.29A2010.10.28228.15AIlOkV变电站10kV5母线及所属设备531-537>540-54305-1、05-2红桥HOkV变电站4IOkVl母线及所属设备510-52101、022010.10.26192.8IA通过对IIOkV智能变电站IOkV电容电流试验情况分析，可知消弧线圈容量为1.35×92.8×10.53=759.5kVA,考虑本次出线不会一次上齐，因此选用2台63OkVA消弧线圈。3.2.3中性点接线方式(I)IlOkV侧采用直接接地方式，主变压器IIOkV侧中性点具有不直接接地的条的件，采用避雷针加放电间隙，对主变压器的中性点进行绝缘保护。(2)1OkV侧为不接地系统，采用消弧线圈接地。3.3电气设备选择3.3.1短路电流计算智能变电站的电源来自220kV某变电站的IlOkV母线，短路电流根据估算的2020年深河站UOkV母线三相短路电流计算选取。据深河220kV变电站初步设计文件，按照西区智能变电站的远景规划,2020年系统最大运行方式，IlOkV侧并列运行，变压器IOkV侧分别按照以下两种方式运行情况考虑，分别是各台变压器分列运行和2台变压器并列运行。在本变电站最大运行方式下，系统阻抗如下：220kV某变电站IlOkV母线侧的系统阻抗为0.02029,三相短路容量为3428.18MVA,三相短路电流为17.21kA°IlOkV智能变电站IlOkV母线侧的系统阻抗：0.214×5.0×-Z*=0.02029+LLSl=0.024342三相两线圈主变压器的阻抗标幺值：*=17%l%0=0.034(1)系统接线图短路电流计算中系统接线图如图3-1所示。HOkV(三)Si=100MVAYz1<1J115kVI110±1.2510.5kV50MVA1.Wl-2%=17%(：-：'-1210.5kV图3-1系统接线图基准容量为Sj=100MVA,基准电压为Uj=II5kV,对应的等值阻抗图如图3-2所示。115kV10.5kV图3-2系统等值阻抗图4(2)Kl点短路短路点距电源处的等值电抗标幺值:x;i=0.02434短路容量:qS=d=3=4108.46MVAKlX*0.02434IKl点短路电流周期分量的起始电流值:=20.63k=-×=-7三,x-6Ujx；3×1150.02434(3)K2点短路(分列)短路点距电源处的等值电抗标幺值x*2=0.02434+0.34=0.3643短路容量:=Sj=100=274.5()mmX*0.3643ALK2点短路电流周期分量的起始电流值:1K2 1-7=X3×10.5 0.3643= 15.09k冲击电流:Ich.=2.55×I.=2.55×15.09=38.49kA按照如图3-1和图3-2所示的短路情况进行短路电流计算,计算结果如表3-5所示。表3-5短路电流计算结果短路位置短路容量(MVA)短路电流(kA)冲击电流(kA)Kl4108.4612.9833.099K2274.5026.3667.2183.3.2主变压器选择智能变电站的设计建设需要满足未来几年的发展需要，其中最重要的主变压器的容量选择要考虑满足未来几年的电力发展需要，在设计中需要考虑正常运行情况和事故过负荷运行情况。两台主变以上的这能变电站，当一台变压器不能运行时，另一台变压器必须能保证70%-80%负荷的供电使用。变压器产生的负荷是所有用电的设备消耗功的率总和，计算变压器的负荷量被称作需要负荷或者说是最大的负荷。计算电力系统的额负荷常用需要系数和二项式这两种方法，需要系数法比较快捷,本工程采用需用系数法来计算最大负荷。变电站的电力变压器一、二次绕组选用不一样的连接方式，形成变压器一、二次侧额对应线电压的相位关系差别，通常采用的连接方式是变压器YynO和变压器YynI1。为了提高秦皇岛西区HOkV智能变电站供电的可靠性，所以应采用两台变压器，当其中一台停止运行过程中另一台也能满足正常供电需要。充分利用变压器正常运行及发生故障时过负载能力，取其最大容量为变电容量：SnS=5()MVA最终确定本期选用两台三相绕组变压器，主变压器的连接方式为YN,dll,其中变压器选择结果如下表3-6所示。项目参数类型三相双绕组油浸式自冷有载调压容量50/50MVA额定电压110+8×l.25%10.5kV接线组别YNdll阻抗电压4%=17冷却方式自冷(ONAN)套管TA高压侧LRB-IlOB300-600/5A中性点LRB-60B100-300/5A4结束语随着我国经济不断腾飞发展，随之而来的用电量猛增成为制约我国经济大发展的重要影响因素，同时资源与环境给电力发展带来的沉重压力，使得高效的电网可靠稳定运行成为迫在眉嚏的研究课题。智能变电站摒弃了传统厂商各自为准的弊端，统一设备间通信，采用数字化光纤技术取代传统的电缆，大大简化了系统内外部连接，极大的提高了工作效率。本文通过研究IlOkV智能变电站的关键技术，探究了秦皇岛西区IlOkV智能变电站的设计方案，本文的主要研究成果如下。(1)分析了智能变电站的优势，对比传统变电站指出其技术特征，并介绍了智能变电站的体系结构，详细介绍了秦皇岛西区HOkV智能变电站的电气设计方案，结合工程实际详细设计了电气主接线方案、继电保护和关键变压设备的选型等环节。(2)制定了秦皇岛西区UOkV智能变电站进行智能化实施方案，在二次侧结合IEC61850标准设计统一的标准化通信网络，介绍智能电网一二次设备监测的重要意义，对变电站的设备进行监测与检修，针对不同的设备提出不同的监测方案。(3)对站内设备的安放布置以及各种防护措施进行了详尽描述，其中包括变电站的出线规划、IlOkV配电装置的平面布置、IOkV配电装置的平面布置，最后还详细介绍了变电站的防雷接地设计、电缆敷设及防火和变电站的安防系统。参考文献1.宋璇坤，沈江，李敬如.新一代智能变电站概念设计J.电力建设,2013,06:11-15.冯秀宾.智能变电站的涵义及发展探讨J.高压电器,2013,02:116-119.李孟超，王允平，李献伟，等.智能变电站及技术特点分析J.电力系统保护与控制,2010(18):59-62.4曹楠,李刚,王冬青.智能变电站关键技术及其构建方式的探讨J.电力系统保护与控制,2011,05:63-68.5樊陈,倪益民，申洪.中欧智能变电站发展的对比分析J.电力系统自动化,2015,16:1-7+15.中山元,顾立强.日本智能电网的动向J.中国电力,2011,44(001):4144.庞红梅，李淮海，张志鑫,等.11OkV智能变电站技术研究状况J.电力系统保护与控制,2010,38(6):146-150.8WangYM,TanJC.DesignofaSynthesizedMergingUnitBasedonIEC61850-9-2J.AppIiedMechanicsandMaterials,2013,241:2223-2227.9C.Wester,M.Adamiak,J.Vico,IEC61850protocol-practicalapplicationsinindustrialfacilities.IndustryApplicationsSocietyAnnualMeeting(IAS),2011IEEE,vol.,no.,pp.1,7,9-13.10LH.LimandT.S.Sidhu,"DesignofaBackupIEDforIEC61850-BasedSubstation,"inIEEETransactionsonPowerDelivery,vol.28,no.4,pp.2048-2055,Oct.2013.