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《电力系统继电保护》课程设计

题目 110/35/10kV区域性降压变电所继电保护保护设计

专 业 : 电气工程及其自动化( 电力)
班 级 : 电力063
学 号 :
姓 名 : 贺荣平

西安理工大学水利水电学院
01月13日
目录
摘要 4
绪论 5
第一章 设计内容和要求 7
1.1 原始资料 7
1.2 原始资料分析 8
1.3 保护方案的初步确定 8
第二章 电气主接线设计 11
2.1 电气主接线的设计要求 11
2.2 主接线选择原则 11
2.3 电气主接线形式的确定 13
第三章 主变压器的选择 20
3.1 主变压器容量的选择 20
3.2 绕组数和绕组连接方式的选择 21
3.3 主变的调压方式 21
3.4 变压器冷却方式选择 22
第四章 参数设定及阻抗归算 23
4.1 参数设定 23
4.2 短路电流计算( 归算在110KV侧) 25
4.3 阻抗及短路电流计算结果 26
第五章 继电保护的配置 27
5.1 继电保护的基本知识 27
5.2 变压器的保护配置 29
5.3 变压器后备保护 32
5.4 变压器保护配置的整定 34
第六章 母线保护 44
6.1 简介 44
6.2 母线的保护方式 44
6.3 双母线同时运行时母线保护 45
第七章 线路保护配置简介 47
7.1 距离保护 47
7.2 零序电流保护 49
结束语 51
参考文献 52
附录 53
摘要
本次设计的主要内容是在一次设计的基础上对110kV电力系统继电保护的配置, 并依据继电保护配置原理, 对所选择的保护进行整定和灵敏性校验, 确定方案中的保护。
关键词: 短路电流, 整定计算, 灵敏度, 继电保护, 动作电流, 主接线图
绪论
电力工业是国民经济的一项基础工业和国民经济发展的先行工业, 它是一种将煤、 石油、 天然气、 水能、 核能、 风能等一次能源转换成电能这个二次能源的工业, 它为国民经济的其它各部门快速、 稳定发展提供足够的动力, 其发展水平是反映国家经济发展水平的重要标志。
由于电能在工业及国民经济的重要性, 电能的输送和分配是电能应用于这些领域不可缺少的组成部分。因此输送和分配电能是十分重要的一环。变电站使电厂或上级电站经过调整后的电能书送给下级负荷, 是电能输送的核心部分。其功能运行情况、 容量大小直接影响下级负荷的供电, 进而影响工业生产及生活用电。若变电站系统中某一环节发生故障, 系统保护环节将动作。可能造成停电等事故, 给生产生活带来很大不利。因此, 变电站在整个电力系统中对于保护供电的可靠性、 灵敏性等指标十分重要。
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。这就要求变电所的一次部分经济合理, 二次部分安全可靠, 只有这样变电所才能正常的运行工作, 为国民经济服务。
变电站是汇集电源、 升降电压和分配电力场所, 是联系发电厂和用户的中间环节。变电站有升压变电站和降压变电站两大类。升压变电站一般是发电厂升压站部分, 紧靠发电厂。将压变电站一般远离发电厂而靠近负荷中心。这里所设计得就是110KV降压变电站。它一般有高压配电室、 变压器室、 低压配电室等组成。
变电站内的高压配电室、 变压器室、 低压配电室等都装设有各种保护装置, 这些保护装置是根据下级负荷地短路、 最大负荷等情况来整定配置的, 因此, 在发生类似故障是可根据具体情况由系统自动做出判断应跳闸保护, 而且, 现在的跳闸保护整定时间已经很短, 在故障解除后, 系统内的自动重合闸装置会迅速和闸恢复供电。这对于保护下级各负荷是十分有利的。这样不但保护了各负荷设备的安全利于延长是使用寿命, 降低设备投资, 而且提高了供电的可靠性, 这对于提高工农业生产效率是十分有效的。工业产品的效率提高也就意味着产品成本的降低, 市场竞争力增大, 进而能够使企业效益提高, 为国民经济的发展做出更大的贡献。生活用电等领域的供电可靠性, 能够提高人民生活质量, 改进生活条件等。可见, 变电站的设计是工业效率提高及国民经济发展的必然条件。
由于本地区经济发展的需要电力供不应求的情况下, 为了适应本地区经济的发展要在本地区建设110kV变电站。
现在, 随着大电网系统的建设, 输电的电压等级越来越高, 这一方面使降低损耗的需要, 另一方面也是工业生产等负荷发展的需要。中国当前广泛采用的输电等级有110KV、 220KV等级别, 还有500KV级的输电线路也在迅速发展, 因此110KV级的变电站在电力系统中的应用也十分广泛。而且伴随电力系统中所用电气元件产品诸如断路器、 继电器、 隔离开关等性能指标的提高, 变电站的功能也会越来越完善, 可靠性也会得到很大的提高。

第一章 设计内容和要求
1.1 原始资料
为满足乡镇符合日益增长的需要, 提高对用户供电的可靠性和电能质量, 根据系统发展规划, 拟建设一座110/35/10KV的区域性降压变电所, 设计原始资料要求如下:
一、 电压等级: 110/35/10KV
二、 设计容量: 拟设计安装两台主变压器。
三、 进出线及负荷情况:
1、 110KV侧, 110KV侧进出线4回, 其中两回为电源进线, 每回最大负荷50MVA, 功率因数为0.85, 一回停运后, 另一回最大可输送100MVA负荷; 另二回为出线, 本期拟建设一回, 留一会作为备用出线间隔, 出线正常时每回最大功率为35MVA, 最小为25MVA, 功率因数为0.85, 最大负荷利用小时数为4200h。
2、 35KV侧出线4回, 每回最大负荷12MVA, 无电源进线, 负荷功率因数为0.80, 最大负荷利用小时数为4000h, 一类负荷占最大负荷的20%, 二类负荷占20%, 其余为三类负荷。
3、 10KV侧出线共计14回, 其中两回为站用变出线, 无电源进线, 为电缆出线, 每回最大负荷1.6MVA, 负荷功率因数为0.80, 最大负荷利用小时数为5000h以上, 一、 二类负荷占总最大负荷的50%。
4、 系统阻抗归算到110KV侧标幺值( 不包括本站主变) : X1*=0.0495, X0*=0.0458。
四、 环境条件:
当地最高气温40摄氏度, 最低气温-25摄氏度, 最热月份平均温度23.3摄氏度, 变电所所处海拔高度700m。污秽程度中等。
五、 设计任务
1、 电气主接线的设计
2、 短路电流计算
3、 继电保护的配置及整定
1.2 原始资料分析
本次设计的变电所经过110kv、 35KV 及10kv 电压向地方负荷供电。本所有三个电压等级, 110kv、 35kv、 10kv。110kv侧经过两回进线两回出线, 将来拟增一回线; 35kv 侧共有4回线, 最大综合负荷为12MVA, 最大负荷利用小时数为4000h, 一类负荷占最大负荷的20%, 二类负荷占20%, 其余为三类负荷; 10KV侧出线共计14回, 其中两回为站用变出线, 无电源进线, 为电缆出线, 每回最大负荷1.6MVA, 负荷功率因数为0.80, 最大负荷利用小时数为5000h以上, 一、 二类负荷占总的最大负荷的50%。
在对原始资料分析的基础上, 结合对电气主接线的可靠性、 灵活性、 及经济性等基本要求, 综合考虑在满足技术、 经济政策的前提下, 力争使其为技术先进、 供电可靠安全、 经济合理的主接线方案。
供电可靠性是变电所的首要问题, 主接线的设计, 首先应保证变电所能满足负荷的需要, 同时要保证供电的可靠性。变电所主接线可靠性拟从以下几个方面考虑:
1、 断路器检修时, 不影响连续供电;
2、 线路、 断路器或母线故障及在母线检修时, 造成馈线停运的回数多少和停电时间长短, 能否满足重要的I、 II类负荷对供电的要求;
3、 变电所有无全所停电的可能性;
主接线还应具有足够的灵活性, 能适应多种运行方式的变化, 且在检修、 事故等特殊状态下操作方便, 高度灵活, 检修安全, 扩建发展方便。
     主接线的可靠性与经济性应综合考虑, 辩证统一, 在满足技术要求前提下, 尽可能投资省、 占地面积小、 电能损耗少、 年费用( 投资与运行) 为最小。
1.3 保护方案的初步确定
本次课程设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置。能够依据继电保护配置原理, 根据经验习惯, 先选择两套初始的保护方案, 经过论证比较后认可其中的一套方案, 再对这套方案中的保护进行确定性的整定计算和灵敏性校验, 看看它们是否能满足要求, 如果能满足便能够采用, 如果不能满足则需要重新选择, 重新整定和校验。
确定两个初始方案如下:
方案1:
保护对象
主保护
后备保护
变压器
BCH—2型差动保护、
瓦斯保护
复合电压启动过电流保护

母线
电流相位比较式
母线差动保护

输电线路
距离Ⅰ、 Ⅲ保护
零序电流Ⅰ、 Ⅲ保护

方案2:
保护对象
主保护
后备保护
变压器
电流速断保护、
瓦斯保护
复合电压启动过电流保护、 零序电流保护
母线
电流相位比较式母线差动保护

输电线路
距离Ⅰ、 Ⅲ保护
零序电流Ⅰ、 Ⅲ保护

对于变压器而言, 它的主保护能够采用最常见的纵联差动保护和瓦斯保护, 用两者的结合来做到优势互补。因为变压器差动保护一般采用三侧电流差动, 其中高电压侧电流引自高压熔断器处的电流互感器, 中低压侧电流分别引自变压器中压侧电流互感器和低压侧电流互感器, 这样使差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域, 从而能够更好地反映这些区域内相间短路, 高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。考虑到与发电机的保护配合, 因此我们用纵联差动保护作为变压器的主保护, 不考虑用电流速断保护。瓦斯保护主要用来保护变压器的内部故障, 它由于一方面简单, 灵敏, 经济; 另一方面动作速度慢, 且仅能反映变压器油箱内部故障, 就注定了它只有与差动保护配合使用才能做到优势互补, 效果更佳。后备保护首先能够采用复合低电压启动过电流保护, 这主要是考虑到低电压启动的过电流保护中的低电压继电器灵敏系数不够高。由于发电机-变压器组中发电机才用了定子绕组接地保护, 因此, 变压器不采用零序电流保护。110kV侧的母线接线能够采用完全电流差动保护, 简单, 可靠也经济。对于110kV侧的输电线路, 能够直接考虑用距离保护, 因为在电压等级高的复杂网络中, 电流保护很难满足选择性, 灵敏性以及快速切除故障的要求, 因此这个距离保护也选择得合理, 同时由于它的电压等级较高, 我们还应该考虑给它一个接地故障保护, 先选择零序电流保护, 因为当中性点直接接地的电网(又称大接地电流系统)中发生短路时,将出现很大的零序电流,而在正常运行情况下它们是不存在的。因此,利用零序电流来构成接地短路的保护,就有显著的优点。
综上所述, 方案1比较合理, 方案1保护作为设计的初始保护, 在后续章节对这些保护进行整定与校验, 是否符合设计要求。

第二章 电气主接线设计
2.1 电气主接线的设计要求
变电所主接线设计是电力系统总体设计的组成部份。变电所主接线形式应根据变电所在电力系统中的地位、 作用、 回路数、 设备特点及负荷性质等条件确定, 而且应满足运行可靠、 简单灵活、 操作方便和节约投资等要求。主接线设计的基本要求为:
(1)供电可靠性。主接线的设计首先应满足这一要求; 当系统发生故障时, 要求停电范围小, 恢复供电快。
(2)适应性和灵活性。能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化; 改变运行方式时操作方便, 便于变电所的扩建。
(3)经济性。在确保供电可靠、 满足电能质量的前提下, 要尽量节省建设投资和运行费用, 减少用地面积。
(4)简化主接线。配网自动化、 变电所无人化是现代电网发展必然趋势, 简化主接线为这一技术全面实施, 创造更为有利的条件。
(5)设计标准化。同类型变电所采用相同的主接线形式, 可使主接线规范化、 标准化, 有利于系统运行和设备检修。
参考《35～110KV变电所设计规范》第3.2.1条:
变电所的主接线应根据变电所所在电网中的地位、 出线回路数、 设备特点及负荷性质等条件确定, 并应满足供电可靠、 运行灵活、 操作检修方便、 节约投资和便于扩建等要求。
2.2 主接线选择原则
电气主接线是指发电厂或变电站中的一次设备按照设计要求连接起来表示生产、 汇集和分配电能的电路,也称为主电路.主接线形式于电力系统原始资料,发电厂,变电站本身运行的可靠性,灵活性和经济性的要求等密切相关,而且对电气设备的选择,配电装置布置,继电保护和控制方式的拟定都有较大的影响。
电气主接线是由高压电器经过主接线, 按其功能要求组成接受和分配电能的电路, 组成为传输强电流、 高电压的网络, 故又称为一次接线或电气主系统。主接线代表了发电厂或变电所电气部分主体结构, 是电力系统的重要组成部分。它直接影响运行的可靠性、
灵活性并对电器选择、 配电装置布置、 继电保护、 自动装置和控制方式的拟定都有决定性的关系。因此, 主接线的正确、 合理设计, 必须综合处理各方面的因素, 经过技术、 经济论证比较后方可确定。
对电气主接线的基本要求, 概括地说应包括可靠性、 灵活性和经济性三个方面。
安全可靠是电力生产的首要任务, 保证供电可靠是电气主接线最基本的要求。停电不但使发电厂造成损失, 而且对国民经济各部门带来的损失将更加严重, 往往比少发电能的价值大几十倍, 至于导致人身伤亡、 设备损坏、 产品报废、 城市生活混乱等经济损失和政治影响, 更是难以估量。因此, 主接线的接线形式必须保证供电可靠。因事故被迫中断供电的机会越少, 影响范围越小, 停电时间越短, 主接线的可靠程度就越高。
电气主接线应能适应各种运行状态, 并能灵活地进行运行方式的转换。不但正常运行时能安全可靠地供电, 而且在系统故障或电气设备检修及故障时, 也能适应调度的要求, 并能灵活、 简便、 迅速地转换运行方式, 使停电时间最短, 影响范围最小。因此, 电气主接线必须满足调度灵活、 操作方便的基本要求, 既能灵活地投、 切某些机组、 变压器或线路, 调配电源和负荷, 又能满足系统在事故、 检修及特殊运行方式下的调度要求, 不致过多地影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行, 即具有灵活性。
在设计主接线时, 主要矛盾往往发生在可靠性与经济性之间。欲使主接线可靠、 灵活, 必然要选用高质量的设备和现化的自动装置, 从而导致投资费用的增加。因此, 主接线的设计应在满足可靠性和灵活性的前提下做到经济合理。一般应当从以下几方面考虑:
( 1) 投资省
主接线应简单清晰, 以节省开关电器数量, 降低投资; 要适当采用限制短路电流的措施, 以便选用价廉的电器或轻型电器; 二次控制与保护方式不应过于复杂, 以利于和节约二次设备及电缆的投资。
( 2) 占地面积少
主接线设计要为配电布置创造节约土地的条件, 尽可能使占地面积减少。同时应注意节约搬迁费用、 安装费用和外汇费用。对大容量发电厂或变电所, 在可能和允许条件下, 应采取一次设计, 分期投资、 投建, 尽快发挥经济效益。
( 3) 电能损耗少
在发电厂或变电所中, 正常运行时, 电能损耗主要来自变压器, 应经济合理地选择变压器的型式、 容量、 和台数, 尽量避免两次变压而增加电能损耗。
2.3 电气主接线形式的确定
当前变电所常见的主接线形式有: 单母线、 单母线分段、 单母线分段带旁路、 双母线、 双母线分我们在比较各种电气主接线的优劣时, 主要考虑其安全可靠性、 灵活性、 经济性三个方面。首先, 在比较主接线可靠性的时候, 应从以下几个方面考虑: ①断路器检修时, 能否不影响供电; ②线路、 断路器或母线故障时以及母线或隔离开关检修时, 停运出线回路数的多少和停电时间的长短, 以及能否保证对Ⅰ、 Ⅱ类用户的供电; ③变电站全部停电的可能性; ④大型机组突然停电时, 对电力系统稳定性的影响与后果因素。其次, 电气主接线应该能够适应各种运行状态, 而且能够灵活地进行运行方式的切换。不但正常时能安全可靠的供电, 而且在电力系统故障或电气设备检修时, 也能够适应调度的要求, 并能灵活、 简便、 迅速地切换运行方式, 使停电的时间最短, 影响的范围为最小。再次, 在设计变电站电气主接线时, 电气主接线的优劣往往发生在可靠性与经济性之间, 欲使电气主接线可靠、 灵活, 必然要选用高质量的电气设备和现代化的自动化装置, 从而导致投资的增加。因此, 电气主接线在满足可靠性与灵活性的前提下做到经济合理就能够了。
参考《35～110KV变电所设计规范》
第3.2.3条: 35～110KV线路为两回及以下时, 宜采用桥形线路变压器组或线路分支接线。超过两回时, 宜采用扩大桥形单母线或单母分段的接线形式, 35～63KV线路为8回及以上时, 亦可采用双母线接线, 110KV线路为6回及以上时, 宜采用双母线接线。
第3.2.4条: 在采用单母线、 分段单母线或双母线的35～110KV主接线中, 当不允许停电检修断路器时, 能够设置旁路设施。
当有旁路母线时, 首先宜采用分段断路器或母联断路器兼做旁路断路器的接线, 当110KV线路为6回及以上, 35～63KV线路为8回及以上时, 可装设专用
的旁路断路器, 主变压器35～110KV回路中的断路器, 有条件时, 亦可接入旁路母线, 采用断路器的主接线不宜设旁路设施。
第3.2.5条: 当变电站装有两台主变时, 6～10KV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时, 可设置旁路设施。
综合以上规程规定, 结合本变电站的实际情况, 110KV侧有4回出线( 近期2回, 远景发展2回) , 35KV侧有4回出线, 10KV侧有11回出线( 近期9回, 远景发展2回) 。故可对各电压等级侧主接线设计方案作以下处理:
2.3.1 110kv侧
110kv侧是本站的进线段, 它对本站的可靠性有很大影响。下面拟定两种接线方案。

图2-1
单母分段的适用范围:
(1)6～10kv配电装置出线回路数为6回及以上时。
(2)35～66kv配电装置出线回路数为6～8回时。
(3)110kv～220kV配电装置出线回路数为3～4回时。
双母接线的适用范围:
当母线回路数或母线上电源较多、 输送和穿越功率较大、 母线故障后要求迅速恢复供电、 母线或母线设备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时采用, 各级电压采用的具体条件如下:
(1)6～10kv配电装置, 当短路电流较大、 出线需要带电抗器时。
(2)35～66kV配电装置, 当出线回路数超过8回时, 或连接的电源较多、 负荷较大时。
(3)110～220kv配电装置出线回路数为5回及以上时, 或当110kv～220kv配电装置, 在系统中后重要地位, 出线回路数为4回及以上时。
表2-1 单母分段与双母接线比较
方案
项目
方案I 单母分段
方案II 双母接线
可靠性

用断路器把母线分段后,对重要用户可从不同段引出两个回路,保证不间断供电, 可靠。
供电可靠, 经过两组母线隔离开关的倒换操作, 能够轮流检修一组母线而不致使供电中断; 一组母线故障后, 能迅速恢复供电; 检修任一回路的母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条回路和与此隔离开关相连的该组母线, 其它回路均可经过另外一组母线继续运行。
灵活性
当一回线路故障时,分段断路器自动将故障段隔离,保证正常段母线不间断供电,不致使重要用户停电。
调度灵活, 各个电源和各个回路负荷能够任意分配到某一组母线上, 能灵活地适应电力系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。
综合本站实际情况, 110kv级是本站的进线侧, 而且不需要经常倒线操作, 它对本站的供电可靠性至关重要。因此选择方案Ⅰ, 即单母分段接线。
2.3.2 35kv侧
35kv 侧共有4回线, 最大综合负荷为12MVA, 最大负荷利用小时数为4000h, 一类负荷占最大负荷的20%, 二类负荷占20%, 其余为三类负荷。这里、 级所占比重不是很高。对35kv侧的主接线设计了两种方案:
表2-2 单母分段与单母接线比较
方案
项目
方案I 单母分段
方案II 单母接线
可
靠
性
用断路器把母线分段后,对重要用户可从不同段引出两个回路,保证不间断供电, 可靠。
灵活性和可靠性差, 当母线或母线隔离开关故障或检修时, 必须断开它所连接
的电源, 与之相连的所有电力装置在整个检修期间均需停止工作。另外, 在出线断路器检修期间, 必须停止该回路的供电。
灵
活
性
当一回线路故障时,分段断路器自动将故障段隔离,保证正常段母线不间断供电,不致使重要用户停电。

图2-2
单母线接线的适用范围:
一般适用于一台主变压器的以下三种情况:
(1)6～10kv配电装置的出线回路数不超过5回。
(2)35～66kv配电装置的出线回路数不超过3回。
(3)110kv～220kv配电装置的出线回路数不超过2回。
根据本站实际情况, 在35KV负荷中一、 二类负荷比较小。可是, 发生断电时, 会造成生产机械的寿命缩短产品质量下降和一定的经济损失.因此要尽可能保证其供电可靠性。因此选择方案Ⅰ, 即单母分段接线。
2.3.3 10kv侧
对10kv侧的主接线拟定了两种方案:

图2-3
单母线分段接线的优缺点:
优点: ①用断路器把母线分段后, 对重要用户能够从不同段引出两个回路, 有两个电源供电; ②当一段母线发生故障, 分段断路器自动将故障段切除, 保证正常段母线不间断供电和不致使大面积停电。
缺点: ①当一段母线或母线隔离开关故障或检修时, 该段母线的问路都要在检修期间内停电; ②当出线为双回路时, 常使架空线路出现交叉跨越; ②扩建时密向两个方向均衡扩建。
双母线接线的伏缺点:
优点:
( 1) 供电可靠。经过两组母线隔离开关的倒换操作, 能够轮流检修一组母线而不致使供电中断; 一组母线故障后, 能迅速恢复供电; 检修任一回路的母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条回路和与此隔离开关相连的该组母线, 其它回路均可经过另外一组母线继续运行, 但其操作步骤必须正确。例如: 欲检修工作母线, 可把全部电源和线路倒换到备用母线上。其步骤是: 先合上母联断路器两例的隔离开关, 再合母联断路器QF, 向备用母线充电, 这时, 两组母线等电位, 为保证不中断供电, 按”先通后断”原则进行操作, 即先接通备用母线上的隔离开关, 再断开工作母线上的隔离开关。完成转换后, 再断开母联QF及其两侧的隔离开关, 即可使原工作母线退出运行进行检修。
( 2) 调度灵活。各个电源和各个回路负荷能够任意分配到某一组母线上, 能灵活地适应电力系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。经过倒闸操作能够组成各种运行方式。例如: 当母联断路器闭合, 进出线分别接在两组母线上, 即相当于单母线分段运行; 当母联断路器断开, 一组母线运行, 另一组母线备用．全部进出线均接在运行母线上, 即相当于单母线运行, 两组母线同时工作, 而且经过母联断路器并联运行, 电源与负荷平均分配在两组母线上, 即称之为固定连接方式运行。这也是当前生产中最常见的运行方式, 它的母线继电保护相对比较简单。
根据系统调度的需要, 双母线还能够完成一些特殊功能。例如: 用母联与系统进行同期或解列操作; 当个别回路需要单独进行试验时(如线路检修后需要试验), 可将该回路单独接到备用母线上运行; 当线路利用短路方式熔冰时, 亦可用一组备用母线作为熔冰母线, 不致影响其它回路工作。
( 3) 扩建方便。向双母线左右任何方向扩建, 均不会影响两组母线的电源和负荷自由组合分配, 在施工中也不会造成原有回路停电。当有双回架空线路时, 能够顺序布置, 以致连接不同的母线段时, 不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。
( 4) 便于试验。当个别回路需要单独进行试验时, 可将该回路分开。
缺点:
( 1) 增加了电气设备的投资。
( 2) 当母线故障或检修时, 隔离开关作为倒闸操作电器需在隔离开关和断路器之间装设闭锁装置。
( 3) 当馈出线断路器或线路侧隔离开关故障时停止对用户供电。
根据本站实际情况, 10KV侧出线共计14回, 其中两回为站用变出线, 无电源进线, 为电缆出线, 每回最大负荷1.6MVA, 负荷功率因数为0.80, 最大负荷利用小时数为5000h以上, 一、 二类负荷占总的最大负荷的50%。因此一、 二类负荷比较大。若发生停电会造成不良社会影响, 严重时造成重大经济损失和人员伤亡, 必须保证其供电可靠性。且此电压等级出线回数多, 需经常倒换。因此选择方案Ⅱ双母接线。
表2—3 主接线方案表
110kv
35kv
10kv
单母分段接线
单母分段
双母接线
第三章 主变压器的选择
在发电厂和变电站中, 用来向电力系统或用户输送功率的变压器, 称为主变压器; 用于两种电压等级之间交换功率的变压器, 称为联络变压器; 只供本所( 厂) 用的变压器, 称为站( 所) 用变压器或自用变压器。本章是对变电站主变压器的选择。
3.1 主变压器容量的选择
3.1.1 主变压器的选择原则
1) 主变压器容量一般按变电所建成后5～ 的规划负荷选择, 适当考虑到远期10～20年的负荷发展。对于城郊变电所, 主变压器容量应与城市规划相结合。
2) 根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。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其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; 对一般性变电所, 当一台变压器停运时, 其余变压器容量应能保证全部负荷的70%～80%。
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。
3.1.2 主变压器容量的确定

考虑同时系数时的容量: (同时率取0.85)
S=70.4
考虑到2%的负荷增长率时的容量:

最终单台主变压器的容量:

因此应选容量为50MVA的主变压器。因此每台容量为50MVA, 两变压器同时运行。电压等级: 110kV/35kV/10kV, 各侧容量比为: 50: 50: 50。
3.2 绕组数和绕组连接方式的选择
参考《电力工程电气设计手册》和相应的规程中指出: 在具有三种电压的变电所中, 如果经过主变各绕组的功率达到该变压器容量的15％以上, 或在低压侧虽没有负荷, 可是在变电所的实际情况, 由主变容量选择部分的计算数据, 明显满足上述情况。故此变电所主变选择三绕组变压器。
参考《电力工程电气设计手册》和相应规程指出: 变压器绕组的连接方式必须和系统电压一致, 否则不能并列运行。电力系统中变压器绕组采用的连接方式有Y和△型两种, 而且为保证消除三次谐波的影响, 必须有一个绕组是△型的, 中国110KV及以上的电压等级均为大电流接地系统, 为取得中型点, 因此都需要选择的连接方式。对于110KV变电所的35KV侧也采用的连接方式, 而6-10KV侧采用△型的连接方式。
故此变电所主变应采用的绕组连接方式为: YN, yn0,d11接线。
3.3 主变的调压方式
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, 而有载调压变压器能够解决这些问题。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, 能够实现, 特别是在潮流方向不固定, 而要求变压器能够副边电压保持一定范围时, 有载调压可解决。
由以上知, 此变电所的主变压器采用有载调压方式。
3.4 变压器冷却方式选择
根据主变压器的型号有: 自然风冷式、 强迫油循环风冷式、 强迫油循环水冷式、 强迫导向油循环式等。然而自然风冷却适用于7.5MVA以下小容量变压器。容量大于10MVA的变压器采用人工风冷。从经济上考虑, 结合本站选用50MVA的变压器, 应选用强迫空气冷却。
综上所述, 故选择主变型号SFSZ7-50000/110型三相三绕组有载调压变压器, 其参数如下表:
表3—1 变压器技术数据
型 号
电压组合及分接范围
阻抗电压
空载电流
连接组
高压
中压
低压
高-中
高-低
中-低

1．3
YN, yn0,d11
SFSZ7-50000/110
110±8×1．25%
38．5±5%
10．5,
11
10.5
17.5
6.5

第四章 参数设定及阻抗归算
4.1 参数设定
取基准功率, 变压器额定功率。
4.1.1 变压器阻抗的计算
1) 由变压器参数可知:
UK(1-2)%=10.5, UK(3-1)%=17.5, UK(2-3)%=6.5,
UK1 %= [UK(1-2)%+UK(3-1)%-UK(2-3)%]/2=10.75
UK2%=1/2[UK(1-2)%+ UK(2-3)%- UK(3-1)%]=-0.25
UK3%=1/2[UK(3-1)% +UK(2-3)%- UK(1-2)%]=6.75
2) 各绕组电抗的标么值为:
XT1*= (UK1%/100)×(SB/SN)= (10.75/100) ×(110/50)=0.215
XT2*= (UK2%/100)×(SB/SN)= (-0.25/100) ×(110/50)=0
XT3*= (UK3%/100)×(SB/SN)= (6.75/100)(110/50)=0.135
3) 系统阻抗( 由原始资料知)
归算到110kV侧标幺值:
X1*=0.0495
4) 系统等值网络图如下图:

图4—1 系统等值网络图
4.1.2 系统及主变压器归算到110KV侧的等值阻抗的有名值
1) 变压器:

2) 系统:

4.2 短路电流计算( 归算在110KV侧)
( 1) 两台并列运行最大三相短路电流
① 35KV侧:

② 10KV侧:

(2) 单台运行时最大三相短路电流
① 35KV侧:

② 10KV侧:

(3) 在10KV侧三相短路电流最小值
① 两台并列运行

② 单台运行

4.3 阻抗及短路电流计算结果
4.3.1 阻抗计算结果表( 归算到110KV侧)
名 称
类 别
变压器阻抗
系统阻抗

标幺值
0.215
0
0.135
0.0495
有名值( )
28.43
0
16.53
6.54

4.3.2 短路电流计算结果( 归算到110KV侧)
运行方式
短路点
最大短路电流( A)
最小短路电流( A)
两台并列运行
单台运行
两台并列运行
单台运行
35KV侧
1839
1899
1839
1899
10KV侧
1143
1289
1143
1289
第五章 继电保护的配置
5.1 继电保护的基本知识
5.1.1 基本概述
电能是一种特殊的商品,为了远距离传送,需要提高电压,实施高压输电,为了分配和使用,需要降低电压,实施低压配电,供电和用电。发电----输电----配电----用电构成了一个有机系统。一般把由各种类型的发电厂,输电设施以及用电设备组成的电能生产与消费系统称为电力系统。电力系统在运行中,各种电气设备可能出现故障和不正常运行状态。不正常运行状态是指电力系统中电气元件的正常工作遭到破坏,可是没有发生故障的运行状态,如:过负荷,过电压,频率降低,系统振荡等。故障主要包括各种类型的短路和断线,如:三相短路,两相短路,两相接地短路,单相接地短路,单相断线和两相断线等。其中最常见且最危险的是各种类型的短路,电力系统的短路故障会产生如下后果:
(1)故障点的电弧使故障设备损坏;
(2)比正常工作电流大许多的短路电流产生热效应和电动力效应,使故障回路中的设备遭到破坏;
(3)部分电力系统的电压大幅度下降,使用户的正常工作遭到破坏,影响企业的经济效益和人们的正常生活;
(4)破坏电力系统运行的稳定性,引起系统振荡,甚至使电力系统瓦解,造成大面积停电的恶性循环;
故障或不正常运行状态若不及时正确处理,都可能引发事故。为了及时正确处理故障和不正常运行状态,避免事故发生,就产生了继电保护,它是一种重要的反事故措施。继电保护包括继电保护技术和继电保护装置,且继电保护装置是完成继电保护功能的核心,它是能反应电力系统中电气元件发生故障和不正常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。
继电保护的任务是:
(1)当电力系统中某电气元件发生故障时,能自动,迅速,有选择地将故障元件从电力系统中切除,避免故障元件继续遭到破坏,使非故障元件迅速恢复正常运行。
(2)当电力系统中某电气元件出现不正常运行状态时,能及时反应并根据运行维护的条件发出信号或跳闸。
5.1.2 继电保护装置的基本原理
我们知道在电力系统发生短路故障时,许多参量比正常时候都了变化, 当然有的变化可能明显, 有的不够明显, 而变化明显的参量就适合用来作为保护的判据, 构成保护。比如: 根据短路电流较正常电流升高的特点, 可构成过电流保护; 利用短路时母线电压降低的特点可构成低电压保护; 利用短路时线路始端测量阻抗降低可构成距离保护; 利用电压与电流之间相位差的改变可构成方向保护。除此之外, 根据线路内部短路时, 两侧电流相位差变化能够构成差动原理的保护。当然还能够根据非电气量的变化来构成某些保护, 如反应变压器油在故障时分解产生的气体而构成的气体保护。
原则上说: 只要找出正常运行与故障时系统中电气量或非电气量的变化特征( 差别) , 即可形成某种判据, 从而构成某种原理的保护, 且差别越明显, 保护性能越好。
继电保护装置的组成:

被测物理量－－→测量－－→逻辑－－→执行－－→跳闸或信号
↑
整定值
( 1) 测量元件: 其作用是测量从被保护对象输入的有关物理量( 如电流, 电压, 阻抗, 功率方向等) , 并与已给定的整定值进行比较, 根据比较结果给出逻辑信号, 从而判断保护是否该起动。
( 2) 逻辑元件: 其作用是根据测量部分输出量的大小, 性质, 输出的逻辑状态, 出现的顺序或它们的组合, 使保护装置按一定逻辑关系工作, 最后确定是否应跳闸或发信号, 并将有关命令传给执行元件。
( 3) 执行元件: 其作用是根据逻辑元件传送的信号, 最后完成保护装置所担负的任务。如