110kv智能综合变电站保护与监控系统设计

PAGEPAGE15本科生毕业设计说明书（毕业论文）题目：110kV智能综合变电站保护与监控系统毕业设计说明书（毕业论文）110kV智能综合变电站保护与监控系统摘要变电站是电网中的重要节点，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能的流向和调整电压的功能。智能变电站是针对变电站的安全、可靠运行而建立起来的，基于微电子技术、信息技术和计算机技术的一种新型变电站。随着电子式互感器，智能高压电器、高速网络通信技术等的发展，能够为变电站提供更高层次的可靠、高效、稳定、开放的智能变电站系统应运而生。本次设计针对智能变电站进行了相关设备选型、综合保护功能的设置以及对通信系统作了一些研究。选型方面主要根据额定值选择并且校验。保护功能主要有变压器内部外部的各类短路、过流及不正常运行的整定计算；继电保护部分主要是针对变压器的保护，重点介绍变压器的主保护和后备保护。通信部分主要介绍RS-485串行口标准和远动技术的应用。变电站运行的各状态量被变送器采集输送到总线系统后，都要根据远动通信规约转换成对应的信息，才能被数据采集系统识别。关键词：变电站；设备选型；继电保护；远动技术毕业设计说明书（毕业论文）Protectionandmonitoringsystemfor110kVsmartsubstationAbstractSubstationisaimportantnodeinthenetwork,itshouldersthetransformationofvoltage,current’scollection,distributionofelectricity,controlofpowerflowandadjustvoltage.Smartsubstationaimstooperatereliabllyandestablishanewmodeofmicro-electronicstechnology,informationtechnologyandcomputertechnology.Withthedevelopmentofelectronictransformer,thespaceofintelligenthigh-voltageelectricalappliancesandhighspeednetworkcommunicationtechnology,couldprovidesmartsubstationsystemrequirehigherlevelofreliability,efficiencyandstablity.Thesmartsubstationrelyprotectionfunctionrelatetoequipmentselection,configurationandthecommunicationsystem.Selectionofmainratingsandcalibration,themainfunctionsofinternalandexternalprotectionoftransformershortcircuit,over-currentandvariouskindsofabnormaloperation.Relayprotectionismainlyfortransformerprotectionintroducingthemaintransformerprotectionandreserveprotection.ApplicationofcommunicationpartmainlyintroducestheRS-485serialstandardsandtelecontroltechnology,alltheseneedremotecommunicationprotocolofintelligentsubstation,convertedintothecorrespondinginformation,canbedataacquisitionsystemidentification.Keywords：substation；equipmentselection；relayprotection；remotecontroltechnology毕业设计说明书（毕业论文）目录摘要 IAbstract II第一章引言 11.1智能变电站的概念 11.2智能变电站建立的背景和意义 11.3智能变电站相关技术的发展 11.4智能变电站的主要作用与功能 21.5智能变电站的一些基本概念 31.6智能变电站的体系构架 3第二章智能变电站主要设备选型 42.1变压器的选择 42.2高压断路器和隔离开关的选择 42.2.1110kV断路器选择及校验 52.2.235kV断路器选择及校验 62.2.310kV断路器选择及校验 82.3互感器的选择 92.3.1110kV电流互感器的选择 92.3.235kV电流互感器的选择 102.3.310kV电流互感器的选择 102.3.4电压互感器的选择 11第三章变电站一次部分接线方式 123.1变电站一次部分设计基本要求 123.2110kV变电站主接线部分设计方案 133.2.1110kV侧电气主接线方案设计 133.2.235kV侧电气主接线方案设计 143.2.310kV侧电气主接线方案设计 15第四章110kV智能综合变电站继电保护部分 164.1继电保护部分综述 164.1.1继电保护部分基本要求 164.1.2继电保护整定计算目的 164.1.3继电保护整定计算的基本任务 164.2变压器的整定 174.2.1变压器保护配置 174.2.2TOP9720C系列微机变压器保护 184.3短路电流计算 184.3.1网络参数计算 184.3.2系统正序网、负序网、零序网 204.4变压器保护 204.4.1变压器主保护 204.4.2变压器的后备保护 23第五章智能变电站通信部分 275.1智能变电站通信部分综述 275.1.1电力系统远动技术概述 275.1.2电力系统远程监控 275.1.3远动系统功能 285.1.4远动系统功能 285.1.5远动系统配置基本模式 295.2调度端及RTU 305.2.1调度端功能 305.2.2调度端硬件结构 305.2.3调度端软件 305.2.4RTU主要功能 315.3有线RS-485通讯方式 335.3.1RS-485综述 335.3.2RS-485设计及应用 335.4变送器 355.4.1变送器综述 355.4.2变送器综述 355.4.3电流变送器4-20mA输出的转换 365.5采样值传输协议 365.5.1传输协议的综述 365.5.2IEC61850-9-2标准 375.5.3ZWD433三相数字电量变送器 375.6通信规约 385.6.1通信规约的综述 385.6.2问答式远动规约 395.6.3Modbus基本规则 395.6.4数据和地址 39结束语 42参考文献 43致谢 44引言智能变电站的概念智能变电站是一种新型变电站，应用了现代计算机技术、通信和信息处理技术、现代远动技术、现代微电子技术等先进技术，使变电站的二次设备实现功能重组优化，以更好的实现对变电站一次设备的运行状态进行测量、监控、控制和调配。智能变电站的主要任务是，完成对站内设备的信息共享，让各设备之间完成信息的交换和数据分享，从而对变电站形成监视和控制。智能变电站的出现，取代了传统变电站的二次设备，同时也简化了传统变电站的二次接线。智能变电站的推广和应用是提高现代变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要措施[1]。把一些变电站常用功能智能化综合在一起是智能变电站的一大特点，比如计算机技术，数据通讯，信息共享等。智能变电站建立的背景和意义变电站作为输配电系统的重要组成部分，市场化改革对其也提出了迫切的要求，传统变电站的一些缺陷也制约着电力系统向集约化的方向发展。传统变电站装置功能独立，二次接线复杂，装置的智能化优势未得到充分利用且缺乏统一的信息模型，这些缺陷加大了调试的复杂性，也增加了运行、维护的难度，给设计、调试和维护带来了一定的困难，降低了系统的可靠性，这就要求变电站必须向智能化方向发展，以解决传统变电站的局限性[2]。智能变电站相关技术的发展变电站的规模随着时代发展越来越扩大，同时它的结构、运行方式、继电保护系统和通讯系统也日趋复杂。本着提高电力系统安全和经济运行的宗旨，同时为了保证供电质量，必须时刻监视变电站相关设备各部分的频率和电压，并通过各种控制调节装置自动或手动调节有功功率和无功功率电源，或者改变网络结构和切换负荷。大型变电站运行的安全性已被认为是运行中的头等重要问题，以为在电力系统中只要有一处出现故障，都将不同程度地影响整个电力系统的正常运行，尤其是在重要的发电厂、变电站或主要输电线路上发生故障。为了能更有效的监视控制变电站的运行以及应对一些异常情况或事故，在早期人们就已对变电站的远程监视引起了重视，并逐步形成了变电站的调度控制中心。在前些年，通信设备的落后导致其对高效运行有限制，调度人员要浪费很多时间才能掌握电力系统运行状态的信息。在有事故发生的情况下，除了需要依靠继电保护装置和一些负荷控制装置外，几乎都要靠电力系统调度人员和发电厂、变电所的运行人员根据有限的信息和运行经验做出分析判断，实施对电力系统的调度和其他操作。所以这个时期，电力系统的监视和控制的全面性、正确性和快速性都是很有限的[3]。近些年来，无论是通信技术还是远动技术，都得到了空前的发展，这也让电力系统对运行状态等实时信息的掌握和直接进行调度控制成为可能。装设在发电厂各变电所的远动装置把断路器状态、母线电压、线路中的潮流等信息连续地、经常地、周期性地送往调度控制中心，以便电力系统调度人员根据这些信息掌握整个电力系统运行的状况，从而及时调整电力系统的运行方式，处理所发生的事故。运行人员在以前需要人工记录电力系统运行的状态参数，再以此为依据进行分析判断决策，而现在运行人员可以通过最新的调度自动化系统更高效的完成这些工作。由于电子计算机及其外围设备价格的相对大幅度下降，使得用于电力系统调度的自动监视和控制系统所花费的投资可在短时间内收回，在电力系统中采用这些先进设备，可以减少重大事故的发生、提高电力系统安全运行水平，在这些方面的效益也是十分可观的。近几年来，在引进国外先进装备、技术和自行设计与开发的基础上，许多省级和地区级的变电站都实现了不同水平和不同功能的调度控制自动化[4]。智能变电站的主要作用与功能智能变电站可以收集变电站及其主要线路上反映系统运行状态的实时信息，对其加以识别和处理之后用于分析、统计制表、超限报警和安全监视等。变电站运行人员在制定短期运行计划（通常几小时到几个月之间）时，需要考虑资源的可利用程度、负载测算、系统功率互换、网络结构等，使变电站在保证供电质量及系统稳定的前提下把运行费用降到尽可能低的水平。制定和执行短时运行计划，使电力系统做到经济运行。进行发电控制以保持系统的频率，维持电压水平稳定以保证供电质量。变电站可以实现对电力系统安全性等级做分析和预防性控制，在紧急情况下进行安全控制，防止事故的进一步扩大，在故障消除时执行恢复控制，电力系统又可以回到正常运行状态。智能变电站的一些基本概念SCADA系统:指变电站内微机监控系统或调度所内EMS系统或集控站系统。测控单元：指集中组屏的测控插箱。分散式单元：指安装于开关柜上的分散式单元。插件：插在控制器或测控单元内的1块集成电路板称1个插件。远方：指变电站当地设备以外的其他地方，如调度所机房、监控主控制室。就地：指变电站所在地的设备。SOE：带时间标志的事件顺序记录。COS：不带时间标志的变化遥信。口令：指监控系统装置或后台微机进行参数修改、设置时需要输入的密码。智能变电站是变电站发展的一个新的方向，综合了计算机技术、继电保护技术、通信技术、微电子技术等对变电站的运行进行实时监控。智能变电站的应用，可以使电力系统的故障率降低，提高供电配电质量，降低系统运行产生的成本。智能变电站的体系构架智能变电站可分为过程层、间隔层和站控层。过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。间隔层设备包括继电保护装置、系统测控装置、IED等二次设备，共享同一间隔层数据，实现与远方输入/输出设备、传感器和控制器通信。站控层包括自动化站级监控系统、站域控制、对时系统和通信系统等，可以完成对整个智能变电站的监控、报警和数据传输等相关功能。站控层的功能集中程度越高越好，如可在嵌入式设备或计算机实现，一台和多台均可[4]。智能变电站主要设备选型变压器的选择智能变电站中涉及的各种电气设备种类繁多，具体到每一种设备的工作条件也不尽相同，所以在实际中对它们的选型也没有一个统一的标准，但基本宗旨是相同的，就是要保证电气设备可靠工作，保证供电质量和系统稳定运行且必须按正常工作条件选择，在短路的情况下，需要对设备的热稳定和动稳定进行校验。为了满足当地供电的可靠性，对拥有大量一、二类负荷的变电站，建议采用两台以上变压器，当一台变压器由于故障或检修而停止工作时，另一台变压器能对一、二级负荷继续供电。对于以二级负荷为主的用户，可以只采用一台变压器，但必须要在低压侧装设可联系到其他变电所的备用电源，增加可靠性。在一些季节或昼夜负荷波动大的地区建议采用经济运行的方式，在一些特殊需要的情况下也可考虑配备两台变压器，对大型专用变电站可考虑配备三台主变压器。即使主变压器的数量一定时，也应该有更长远的考虑，为负荷的变化留出一定的余地。对于一些较为重要的用电地区，由于负荷较大且一级负荷较多，为满足这种地区的用电要求，保证供电的可靠性和运行的灵活性，该变电站可装设两台主变压器。主变压器容量一般考虑未来5到10年的负荷要求，并适当考虑到远期10到20年的负荷发展。结合变电站负载的重要性和电网构架体系选取容量合适的主变压器。当该主变电站有重要负荷时，如果其中一台主变压器停运，另一台或剩下的主变压器应当能承担该负荷的需要，并在一定时间内保证供电质量；对于负载要求不很高的用户，当一台主变压器停运时，其余变压器应能承担正常运行状态约60%以上的负荷[5]。高压断路器和隔离开关的选择高压断路器的主要功能：当运行状态是正常的时候，高压断路器可以切换运行方式，让设备线路参与或退出运行，保障电力系统安全工作。高压断路器是功能最全面的开关，其最重要的功能是切断负荷电流和短路电流。断路器种类按照断路器采用的灭弧介质可分为油断路器、压缩空气断路器、SF6断路器、真空断路器等。断路器种类和型式的选择：首先应达到技术方面的要求，其次就是要使安装调试和维护简单化。通常35kV以下的场合采用真空断路器，35kV以上的场合采用SF6断路器。额定电压的选择：(2.1)电网额定电压额定电流的选择：（2.2）各种合理方式下最大持续工作电流开断短路电流的选择：（2.3）IPT表示实际开断瞬间的短路电流周期分量，实际中要求在最严重的情况下仍能开断短路电流，所以断路器开断时间应整定为主保护动作时延加分闸动作时延。隔离开关是变电站中常见的开关电器，不能单独使用，需要和断路器配合完成各种分断动作。隔离开关和断路器的区别是，隔离开关没有专门的灭弧装置，不能直接用来开断短路电流。虽然隔离开关在额定电压、额定电流的选择及短路动、热稳定这些项目的整定与断路器相同，但由于隔离开关不能用来接通和切断短路电流，故无需进行短路电流的校验。110kV断路器选择及校验1.额定电压选择：kV（2.4）2.按额定电流选择：（2.5）所以经查《电力设备选型手册》可选断路器的型号为SW2-110(W)600A18.4kAS——少油型W——屋外110——额定电压(kV)1000——额定电流（A）18.4——额定开断电流(kA)3.按额定开断电流：（2.6）——全电流有效值r——额定开断电流附：在变电所主母线短路点处，可不计及非周期分量的影响，所以4.热稳定校验：T=0.05满足热稳定要求5.动稳定校验：（2.7）——电器设备允许通过的动稳定电流——短路电流冲击值所以满足动稳定要求35kV断路器选择及校验1.额定电压选择：2.按额定电流选择：（2.8）所以经查《电力设备选型手册》可选断路器的型号为SN4—35Ｉ1250A16kAS——少油型N——屋内35——额定电压1250——额定电流（A）16——额定开断电流(kA)3.按额定开断电流：（2.9）——全电流有效值r——额定开断电流附：在变电所主母线短路点处，可不计及非周期分量的影响，所以（2.10）4.热稳定校验：T=0.05（2.11）满足热稳定要求5.动稳定校验：（2.12）——电器设备允许通过的动稳定电流——短路电流冲击值所以满足动稳定要求10kV断路器选择及校验1.额定电压选择：（2.13）2.按额定电流选择：（2.14）所以经查《电力设备选型手册》可选断路器的型号为ZN5—101000A20kAZ——真空断路器N——屋内10——额定电压1000——额定电流(A)20——额定开断电流(kA)3.按额定开断电流：（2.15）——全电流有效值r——额定开断电流附：在变电所主母线短路点处，可不计及非周期分量的影响，所以4.热稳定校验：T=0.05（2.16）满足热稳定要求5.动稳定校验：（2.17）——电器设备允许通过的动稳定电流——短路电流冲击值所以满足动稳定要求互感器的选择互感器通常包括电压互感器和电流互感器，他们可以当作一种特殊的变压器，从功能上可称为仪用变压器或测量变压器。互感器是根据变压器的变压、变流原理将一次侧的电量转化为同类型的二次侧电量的电器，是电力系统中测量仪表、继电保护装置等一次设备获取电气一次回路信息的传感器，互感器将高电压、大电流按比例变成低电压（100、）和小电流（5、1A）。需要注意的是，电流互感器的二次侧绝对不能够开路，电压互感器的二次侧绝对不能够短路。互感器在电力系统中有重要作用，例如变换功能，将一次侧的大电压或大电流变换符合测量仪表量程的小电压（100V）和小电流（5、1A）。互感器具有隔离和保护功能，互感器作为一次、二次回路之间的中间元件，将测量仪表、继电器等小量程的二次设备与一次设备主线路有效的隔离，这样有利于工作人员的安全，同时也延长了二次设备的使用寿命。互感器还可以扩大仪表继电器的应用范围，由于互感器的二次侧的电流或电压额定值统一规定为5A（1A）、100V，通过改变互感器的变比，可以反映主线路不同数值的电流电压值，扩大了使用范围。110kV电流互感器的选择1.额定电压选择：（2.18）2.一次额定电流选择：（2.19）3.二次额定电流选用5A所以经查《电力设备选型手册》可选型号为LB1-110-300/5A4.热稳定校验：5.动稳定校验：通过校验，该设备符合要求35kV电流互感器的选择1.额定电压选择：2.按额定电流选择：（2.20）3.二次额定电流选用5A所以经查《电力设备选型手册》可选型号为LB6-35-400/5A4.热稳定校验：5.动稳定校验：通过校验，该设备符合要求10kV电流互感器的选择1.额定电压选择：2.按额定电流选择：（2.21）3.二次额定电流选用5A所以经查《电力设备选型手册》可选型号为LB-10-1000/5A4.热稳定校验：5.动稳定校验：通过校验，该设备符合要求电压互感器的选择电压互感器的一次侧绕组，其所加的实际电压应该与其额定电压大致相当，电压互感器和一次侧的连接方式有很多种，即使处在相同电压等级上，电压互感器一次绕组的额定电压也不确定；电压互感器二次侧的绕组，其额定电压应能使其承受等级较高电压，根据测量的量不同，对其二次侧额定电压数值也应作出相应的改变。在实际应用中，需要结合安装的场合以及技术条件、成本投入等因素综合考虑对电压互感器的型号进行选择。110～220kV配电装置中，一般采用半级式电磁式电压互感器，在电压等级达到220kV以上的情况时，首先应满足容量的条件，这时一般选电容式电压互感器。所以经查《电力设备选型手册》110kV侧电压互感器可选型号为JDC6-110；35kV侧电压互感器可选型号为JDX6-35；10kV侧电压互感器可选型号为JDX-10。变电站一次部分接线方式变电站一次部分设计基本要求电气主接线是电力系统的重要环节，也是变电站设计的主要部分。新型智能变电站与传统变电站相比，简化了主接线的复杂程度，有利于电力系统安全运行和调度。在变电站初期设计时，需要考虑到短期和中长期的负荷变化情况，然后要考虑现有容量、技术条件、负载情况、短路容量和电气设备的优缺点等，提高可靠性、灵敏性和经济性。不同电压等级的主接线设计，需要准备不同的方案进行比较，从技术和经济性的角度分析，得出最优方案。在本次变电站主接线设计中，主要列举110kV、35kV和10kV线路侧的接线方案的比较。电力系统对主接线的基本要求，主要包括可靠性、灵活性和经济性三方面。可靠性：在电力系统中，通常把不同的负荷按其对生产生活的影响程度不同，划分为三个等级：一级负荷，二级负荷和三级负荷。一级负荷是任何情况都不得停电的，如果对一级负荷停电，将会造成严重的人身事故、设备损坏和经济损失，后果将在很长一段时间内无法消除，所以一次设备的要求最为严格。二级负荷如果停电，不会有重大人身损失，但是会产生较大的财产损失，产能减少，所以二级负荷只能短时间对其进行停电。三级负荷，对供电的要求比一级和二级负荷低的叫三级负荷，长时间停电也不会产生重大后果和损失。为保证主接线的可靠性，要求断路器在停机维护时，不影响整个系统的正常供电。母线上有故障时或母线的隔离开关需要检修时，应尽可能缩短停运时间，保证对一级负荷和二级负荷的持续供电。最后尽量保证不出现全站停运的情况。灵活性：要求工作人员操作简单易行，调度便捷，随时可以投入切除变压器或线路，有效的调整电源和负荷，灵活应对系统在正常状态、检修状态、过电压状态和故障状态的不同要求。当母线、断路器和继电保护设备检修时，应不影响整个系统的运行并且保证用户不受大的影响。接线方式需要结合实际，作出最优的方案，因为接线简单时，会有可能在某些情况下满足不了实际需求，增加故障风险，而接线过于复杂就会降低经济性，也会给操作带来不便。还需要有一定的长远考虑，方便未来几年的改建和扩建，如增加设备数量、馈线数量等，初期建设应该能使后期建设容易对接。经济性：变电站的建设不能只从纯技术的角度出发，只考虑可靠性和灵活性，毕竟市场是要求经济效益的，所以必须把经济性也考虑进去。在技术条件达到要求的情况下，尽量节约人力和财力的投入。合理的主接线设计，也能帮助节约成本，比如不必要的回路把它省去，这样就可以节省该线路上断路器和隔离开关的费用。110kV以下的变电站，可采用直降式变压器，并在一些环节用熔断器代替断路器。使监控和保护不过于复杂，节省二次设备的投资。变电站日常运行费用也是一笔不小的开支，这里包括厂用电、设备的折旧、设备的检修维护费和人员工资等。合理选择主变压器的容量型号台数，可以降低电能的损耗。变电站的建设，还需考虑用地的节约，合理的构架布局有助于有限的占地面积合理使用，还可节约导线、绝缘子的购买安装费用。3.2110kV变电站主接线部分设计方案变电站的主接线方案应多样化，满足不同需要，灵活的实现各类功能。通过不同方案的对比，选出可靠性、灵活性和经济性综合效益最好的方案。3.2.1110kV侧电气主接线方案设计地方110kV变电站，有两条110kV的进线，两条110kV的出线，同时需要进行110/35kV、110/10kV的电压变换。经过分析，有以下两种110kV电气主接线的备选方案。如图3.1、3.2所示：图3.1单母线分两段接线图3.2双母线接线经过比较分析可知，110kV的进线出线共六回，对于110kV母线而言，进出线数量已经属于较多的。方案一接线简洁明了，经济性好，基本满足供电可靠性要求。方案二接线复杂，回路多，经济性差，占地面积大，维护较为困难。所以综合考虑，选图3.1的单母线分段接线方式，作为该地方110kV变电站的主接线方式。3.2.235kV侧电气主接线方案设计电压等级为35~60kV，出线4~8回，接线方式灵活。为满足供电系统对可靠性提出的要求，保证线路检修维护时，不影响供电，建议采用单母线分段时增设旁路母线，而此电压等级下的双母线接线，不需要增设旁路母线。分析以上的内容，可选出以下两种方案，如图3.3、3.4所示：图3.3单母线分段带旁母接线图3.4双母线接线表3.135kV侧两种接线方案的比较方案方案Ⅰ单母线分段带旁母接线方案Ⅱ双母线接线技术①简单清晰、操作方便、易于发展②可靠性、灵活性差③旁路断路器还可以代替出线断路器，进行不停电检修出线断路器，保证重要用户供电供电可靠调度灵活扩建方便便于试验易误操作经济①设备少、投资小②用母线分段断路器兼作旁路断路器节省投资设备多、配电装置复杂投资和占地面大经比较虽然两套方案都考虑到了灵活性，有利于后期扩建，但方案一比方案二的经济性更好，方案二的可靠性高，但在此电压等级下不是很有必要，故选方案一。3.2.310kV侧电气主接线方案设计10kV侧电气主接线主要有单母线分段和双母线接线两种，在6~10kV的配电装置建议采用单母线分段的接线方式，双母线接线的缺点明显，因其引出线和电源数量大，负载也较大，适合对可靠性和灵活性要求严格的情况。上述两种方案如图3.5和3.6所示。图3.5单母线分段接线图3.6双母线接线表3.210kV侧两种接线方案的比较方案方案Ⅰ单母线分段接线方案Ⅱ双母线接线技术不会造成全所停电调度灵活保证对重要用户的供电任一断路器检修，该回路必须停止工作①供电可靠②调度灵活③扩建方便④便于试验⑤易误操作经济占地少设备少①设备多、配电装置复杂②投资和占地面大经过综合比较方案Ⅰ在经济性上比方案Ⅱ好，且调度灵活也可保证供电的可靠性，所以选用方案Ⅰ。110kV智能综合变电站继电保护部分继电保护部分综述随着智能变电站功能的不断完善，对其继电保护也提出了新的要求，如提高自动化程度，保证供电系统安全可靠运行，保证供电质量。在系统出现故障时能动作灵敏快速切除故障。继电保护的首要任务是区别电力系统正常、不正常和故障三种运行状态，在正常状态保证不出现误动作，在不正常状态和故障状态需要保证不拒动。继电保护部分基本要求电力系统继电保护有四点基本要求，即选择性、灵敏性、速动性和可靠性，这些特性可以保障电力系统的各个元件在故障状态或不正常运行状态时能有效的应对。选择性是指当系统中某点发生故障时，保护装置仅将发生故障的元件切除，而不动作于正常元件，防止不必要的扩大停电范围，确保正常部分能够正常工作。速动性指的是，继电保护装置在系统中有故障出现时，能快速作出动作，把故障元件及时的切除掉，减弱故障元件的损伤程度，防止影响系统的安全运行。灵敏性指的是保护装置都具有一定的整定值，当系统的一些不正常运行状态或故障状态出现时，会有一些参数值超过整定值，这时保护装置就能准确动作，这就是灵敏性。可靠性指继电保护装置在获知其保护范围内出现故障或不正常运行状态时，保护装置不出现拒动或误动[6]。继电保护整定计算目的智能变电站继电保护装置属于二次设备，在电力系统中起着不可替代的作用，作为电力系统安全稳定运行的有效保障，保护装置的整定计算，是其可靠性与灵敏性实现的前提条件，继电保护整定计算无论在电力系统的生产运行部门还是施工设计部门，都是必须做好的一项工作，不同部门的整定计算目的与要求也不尽相同。电力系统的调度部门对继电保护装置进行整定计算，目的是使已经安装好的各个装置，按照电力系统正常运行的要求和参数进行，使系统内不同装置有效的配合，发挥最大效能。而电力工程设计部门对装置的整定，目的是通过对整个系统的计算分析，对继电保护设备的选型和配置做出正确决策。继电保护整定计算的基本任务继电保护整定计算的基本任务，就是准确的计算出各装置的具体整定值，对于电力系统整体而言，则是作出一个完整的整定方案。整定方案需要根据不同对象灵活实施，如根据负载情况或设备情况编制，还可以化整为零，分割成具体部分的小方案来进行。继电保护整定方案不是一成不变的，需要结合电力系统的运行情况和反馈回来的数据，不断的进行补充和调整，这是由于继电保护装置保护的范围和能力有局限性，当故障参数超出整定值的适应范围时，就要对保护装置进行重新整定或补充整定，使其保护能力更加完善。电力系统是作为一个完整的体系工作的，所以对于电力系统继电保护的效果，也是以其对于整个系统的保护效果来评价的，不能拘泥于孤立的一套保护装置的保护效果，这是没有实际意义的，有时会为了提高整体保护性能而降低某一套保护装置的保护效果。一套完整的保护方案，包含很多保护装置，相应也有多种整定配合的方法，不同的组合会导致不同的保护效果。电力系统设计人员要做的工作就是，通过不断的探索和实践，调整不同元件的参数，使整个保护系统的保护效果更加优化，最终得出一个最优的整定方案[7]。需要注意的是，所有继电保护装置的适应能力都是有限的，整定的时候不能超出元件所能承担的最大限度，否则保护便会失效。智能变电站继电保护的整定是一项综合的技术，与站内一次部分接线方式以及设备选型等都有密切的联系，还要考虑变电站的结构和运行等实际问题，是一项综合性较强的工作。变压器的整定变压器是智能变电站的重要组件，它的故障和不正常运行将给整个系统运行带来严重影响，对变压器的保护成为变电站继电保护的重中之重。变压器保护配置变压器是智能变电站中重要的供电元件，保证变压器的正常运行，对于整个智能变电站正常运行影响重大，而且大容量变压器本身就是价格高昂的元件。目前技术水平下的电力变压器，其结构决定了变压器的可靠性已经可以达到较高水平。但由于变压器一旦有故障出现，会对整个系统影响很大，所以对变压器应该格外加强它的继电保护装置功能，提高安全运行水平。变压器出现故障或工作在不正常的运行状态时，还需了解变压器的容量大小和它在整个系统中的作用，分别对它们装设不同的继电保护设备。变压器保护方式有很多种，针对不同需要选择合适的保护。瓦斯保护反映变压器内部故障和油面降低，是一种非电气量保护。纵联差动保护，又叫电流速断保护，反映变压器绕组和引出线的故障，多为绕组匝间短路或多相短路。过电流保护，主要反映的是变压器外部短路。变压器零序电流保护反映中性点直接接地系统中外部接地短路。过电压保护主要用于大容量变压器的过励磁保护，过负荷保护用作变压器的过负荷状态的保护,非全相保护用于变压器非全相运行时的保护。TOP9720C系列微机变压器保护是以差动保护、瓦斯保护、后备保护测控、非电量测控（TOP9730）为基本配置的成套变压器保护装置，适用于110kV、66kV、35kV等大中型电力变压器。变压器主保护分为TOP9720C–12S和TOP9720C–13S两种型号，TOP9720C–12S适用于110kV及以下电压等级的双圈变压器主保护，TOP9720C–13S适用于110kV及以下电压等级的三圈变压器主保护，各保护装置均满足变电站综合自动化系统的要求[8]。（一）保护配置（1）差动速断保护（2）二次谐波制动比率差动保护（3）CT断线判别（4）非电量保护（瓦斯等）（二）主要技术性能指标（1）差动速断保护 差动速断电流整定范围：2～12In，级差0.01A 差动速断保护动作时间：在1.3倍动作值下，不大于25ms 差动平衡系数：0～50，级差0.1（2）二次谐波制动比率差动保护 差动动作门槛电流：0.2～1.0In，级差0.01A 二次谐波制动系数：0.1～0.3，级差0.1 比率制动电流：0.5～4.0In，级差0.01A 比率制动系数：0.2～3.0，级差0.1短路电流计算网络参数计算用标么值方法计算选基准容量S＝100MVA，基准电压一．变压器：(4.1)(4.2)(4.3)高压侧：X(4.4)中压侧：X(取为0)(4.5)低压侧：X(4.6)二．系统：（一）．系统XT-1：X(4.7)X(4.8)X(4.9)（二）．系统XT-2：X(4.10)X(4.11)X(4.12)系统正序网、负序网、零序网一、正序网(正、负序网相同)阻抗如图3－1所示：图3－1正、负序网阻抗图二、零序网阻抗如图3－2所示：图3－2零序阻抗图变压器保护变压器故障可分为油箱内和油箱外故障，不正常运行状态又可有变压器外部短路引起的过电流、负荷长时间超过额定容量引起的过负荷以及风扇故障等引起的过热现象[9]。变压器主保护变压器保护整定计算计算变压器各侧一次电流，选择电流互感器的变比，确定各侧的二次额定电流，列表如表4－1所示：表4－1电流互感器定值名称各侧数值额定电压（kV）11038.511额定电流（A）电流互感器接线方式YYY电流互感器计算变比选用电流互感器变比电流互感器二次额定电流（A）VFC板平衡调整系数虽然CT二次接线均为星形接线，但由于通过软件进行相位校正时，在变压器星形侧同样存在的接线系数，所以变压器星形侧的二次额定电流均考虑的接线系数。1.差动速断定值图3-3双绕组变压器正常运行时的电流分布整定的时候需要躲过空载投入时，变压器产生的最大励磁涌流，还需要躲过变压器外部故障时产生的最大不平衡电流。当变压器空载投入时，会产生一个比额定电流大6倍到8倍的电流，称为励磁涌流。当差动保护的互感器选型完成后，变压器外部短路产生的不平衡电流小于励磁涌流，差动速断的整定值可设为躲过变压器励磁涌流值，即：取中间值为(A)(4.13)式中－变压器高压侧二次额定电流2.差动保护定值（最小动作电流）差动保护定值保证变压器有足够灵敏系数来应对内部故障，还需要躲过满负荷运行时可能出现的的不平衡电流。即：取中间值为(A)3.基波制动斜率(4.14)式中－可靠系数，取为1.4－电流互感器同型系数，变压器差动保护取为1－电流互感器误差，取为0.1－变压器调压系数，取为0.05－二次电流平衡不精确引起的误差，取为0.054.最小制动电流一般取变压器二次额定电流值=8.30(A)5.二次谐波制动判据(4.15)（165×0.36－7.14×0.36）>（165－7.14）×0.15满足要求式中－原边二次谐波电流；－副边二次谐波电流；－原边电流；－副边电流；－二次谐波制动系数，取为0.15变压器的后备保护将带低压闭锁功能的保护装置装设在变压器上，可以作为变压器的后备保护，能有效应对外部故障引起的暂时性过电流。若灵敏度不合格或为了使接线更清晰，也可配备带负荷电压闭锁的过电流保护。单侧电源线路的变压器后备保护安装在电源侧，可同时可作为母线的后备保护。变压器低电压闭锁的过电流保护是重要的后备保护，当升压变压器或大容量降压变压器出现过负荷运行时，一般的过电流保护已经满足不了需求，需要装设带电压闭锁功能的过电流保护装置，这样在整定电流值时，可忽略变压器的过载电流。对于三绕组变压器，可在每一侧都装设电压闭锁的过电流保护。电压闭锁元件定值：1.当保护只安装在变压器高压侧时，对于35kV侧的最长线路(4.16)式中—可靠系数，取＝1.05;—返回系数，取＝1;—最低运行电压，取＝0.9;—额定电压。式中—校验点故障时，电压继电器装设在母线上的最大残压。灵敏系数计算：(4.17)不满足要求因此在35kV侧安装保护灵敏系数计算：(4.18)满足要求2.当保护只安装在变压器高压侧时，对于35kV侧的最长线路(4.19)灵敏系数计算：(4.20)式中－保护的动作电压不满足要求因此在10kV侧安装保护灵敏系数计算：(4.21)满足要求复合电压闭锁元件是低电压继电器和负序电压继电器构成的，因为负序电压继电器的存在，负序电压元件的灵敏度在后备范围内不受变压器接线方式的影响。1.负序电压元件35kV侧：(4.22)取式中—负序电压动作值；(4.23)===0.229式中—变压器35kV侧不对称短路时保护反应的最低负序电压。灵敏系数计算：(4.24)10kV侧：(4.25)===0.151灵敏系数计算：(4.26)满足要求2.电流元件定值计算按变压器额定电流整定(4.27)式中—变压器额定电流；—可靠系数，取＝1.1；—返回系数，取＝0.85(4.28)灵敏系数计算：(4.29)不满足要求智能变电站通信部分智能变电站通信部分综述变电站作为电力系统的基层部门，有必要发展成为全方位的自动化系统，其装置的本身应具有数据采集、数据分析和数据处理等装置，及时地下达指标和执行命令。其系统的紧急和异常情况应及时地就地处理，把数据、分析后的数据和执行情况发送给调度中心，其数据再由调度中心分析处理，远方操作与该问题相关其他部门的控制设备。变电站的智能化主要工作就是提升其数据的采集、分析和处理的能力。在异常情况出现时，能及时的把系统运行的状态量发送给调度中心，调度中心再进行远方操作。智能变电站通信部分以RTU为数据采集终端。电力系统远动技术概述电力系统远动技术（RTU），结合了通信技术、计算机技术和电子技术，通过对电力系统数据的实时采集，完成对变电站的监控。通过先进的现在通信技术，完成遥测、遥信、遥控和遥调的“四遥”功能。远动技术还有很多分支学科，如通信接口技术、微机技术、智能控制、检测和转换等。引入远动技术，有利于智能变电站的发展，提高电力系统调度和管理水平[12]。电力系统远程监控电力系统调度的远程监控可分四个子系统：信息采集和命令执行子系统、信息传输子系统、信息采集和处理控制子系统、人机联系子系统。信息采集和命令执行子系统的作用是监控系统厂站端，通过输入设备采集和处理一些状态量后，在发送到调度端，并接受调度端的命令作出动作，通过命令输出执行设备完成遥控和遥调等操作。信息传输子系统的作用是，用通信机和信道组成的系统，完成调度端和厂站端的信息传输，解决两站间距离较远的问题。信息采集处理和控制子系统用来收集各调度端从厂站端采集来的信息，经分析处理后，通过人机联系子系统呈现给工作人员，并接受信息，对厂站下达调度指令。人机联系子系统用来将电力系统运行状态量呈现给工作人员，实现的硬件有调度模拟屏、显示器和打印机等，工作人员可操作键盘就对电力系统的运行状态作出调整。图5.1远程监控系统模式图远动系统功能远动系统的功能是利用远程通信技术，对远处运行的设备进行监控，完成远程测量、控制和调节等功能。智能变电站远动系统将电力系统运行的实时信息采集到调度控制中心，再把命令转达到变电站，完成调节和控制。上述功能可概括为“四遥”功能，都是基于远程通信技术实现的。遥测主要就是传输被测变量的数值，如调度端测量厂站端的电压值电流值等参量。遥信是对设备的运行状况进行监视和控制，如隔离开关所处位置、断路器位置和厂站端告警等状态量的。遥控是在调度端发出指令，使厂站端的设备运行情况发生改变，如断路器分合闸和发电机启停等。遥调是对两个或更多的状态量进行调控，如改变变压器分接头位置、改变发电机组的用功出力等。调度中心是电网运行的控制部门，需要不停地接收或发送大量指令。在电力系统中应用远动技术，工作人员可以通过遥测监视远方设备的运行情况，完成对设备的调整和控制。远动技术在电力系统的运用，推动了智能化变电站的发展，提升了变电站自动化水平[13]。远动系统功能按远动功能的实现方式分：布线逻辑式远动系统和计算机远动系统。按远动装置采用的元件是否有接点分：有接点远动系统、无接点远动系统。按远动技术的信息传输方式分：循环式远动系统、问答式远动系统。按远动装置的工作方式分为1：1工作方式远动系统(每个被控端对应一台调度端)；1：N工作方式远动系统(调度端一台装置对应N台被控端)；M：N工作方式远动系统(调度端M台装置对应N台被控端)。按遥控、遥测系统传输指令和信息是利用无线信道还是有线信道分：无线信道远动系统，常用的无线传输手段有无线电、红外线、激光、微波等。有线信道远动系统，常用的有线传输手段有有线载波、同轴电缆、电力线、电话线载波、光纤等。按被控对象是分散还是集中分：分散式远动系统、集中型远动系统。此外还可根据被控对象是固定还是活动，是链式分布还是辐射分布分为固定目标或活动目标远动系统；链式或辐射式远动系统。远动系统配置基本模式图5.2远动系统配置模式图远动系统的配置主要有一下几种：（1）点对点配置：主站与子站之间通过专用的传输链路相连接的一种配置。（2）多路点对点配置：主站通过各自链路与多个子站相连的一种配置，主站与各子站可同时交换数据。（3）多点星形配置：主站与多个子站相连的一种配置。任何时刻只许一个子站向主站传输数据；主站可以选择一个或多个子站传输数据，也可向全部子站同时传输全局性报文。（4）多点共线配置：主站通过一公共链路与多个子站相连的一种配置。任何时刻只许一个子站传输数据到主站；主站可以选择一个或多个子站传输数据，也可向全部子站同时传输全局性报文。（5）多点环型配置：所有站之间的通信链路形成环状，主站可以通过两条不同的路径与每一子站通信。调度端及RTU调度端远动设备是以单机或多机为基础的计算机系统，完成遥控命令的发送和遥测、遥信数据的接收、输出执行等功能。目前主要用微机作为主机，另配上大屏幕彩色显示器、打印机、鼠标或光笔等外部设备构成。主机完成大量的数据处理、人机联系、画面曲线显示等工作。为减轻主机的负担，加快运算速度，满足实时控制的要求，系统一般还配置前置机，来承担远动信息的收集与处理。调度端功能调度端装设以微机为基础的主监控机，它监控所选定的远方终端装置(RTU)，远方终端由微处理器和接口电路等组装而成。这种计算机的远动装置具有体积小、可靠性高、易于扩展、价格比较便宜的特点。调度端主要功能有：数据收集、数据处理、控制与调节、人机联系等。调度端硬件结构新一代调度管理系统是分布式网络化系统，共享一套数据库管理系统，人机交互系统和分布式支撑环境。系统各网络功能节点可以集成在同一节点上，也可分散驻留于不同节点，配置灵活，每个单独的系统都可独立运行。分布式SCADA系统调度端一般为局域网系统，其主要系统为数据服务器，WEB服务器，调度员工作站，维护工作站，通信前置机及打印机，模拟屏（大屏幕显示器）等外设组成。调度端软件软件从层次上来分，可分为三大类，即系统软件、支持软件和应用软件。系统软件由计算机公司提供，面向机器本身，其算法和功能不依赖于特定的用户。它的主要任务是使硬件所提供的能力可以得到充分的利用，支持用户的应用软件的运行并提供恰当的服务。操作系统是微机最基本的系统软件，由它来管理内存分配，键盘操作，屏幕显示，驱动软盘，硬盘等外设。操作系统有一部分固化在主机内存中，大部分是在开机后，从软盘或硬盘调入内存。UNIX+WINDOWS系统特点：具备高稳定性、可靠性及高实时响应的特点；具备强大的网络管理能力及较强的抗计算机病毒侵染的能力；硬件成本高，运营维护欠直观。服务器采用UNIX操作系统，其余均采用WINDOWS操作系统。UNIX+WINDOWS系统优势：保留了UNIX系统可靠、安全、高实时响应的特点，又具备WINDOWS系统操作直观、简便、易维护，维护成本低的特点。对于远动系统来说主要包括：数据库管理系统和监控图形生成系统，数据库管理系统包括建立数据库、修改数据、提取数据和存储数据。应用软件包括：数据收集软件、模拟屏接口软件、同后台机通信的软件、计算软件等[14]。RTU主要功能1．采集状态量信息通过一些接口电路，把变电所的断路器、隔离开关的状态转变为二进制数据，储存在计算机的某个内存区。2．采集模拟量测量值所谓采集，就是把变电所的一些电流量、电压、功率等模拟量，通过互感器、变送器、A／D转换器变成二进制数据，存储在计算机的某个内存区。3．与调度端进行通信把采集到的各种数据，组成一帧一帧的报文送往调度端，并接收调度端送来的命令报文。通信规约一般有问答式(polling)、循环式(CDT)等。RTU应具备通信速率的选择功能，还应有支持光端机、微波、载波、无线电台等信道通信转换功能。 4．被测量越死区传送每次采集到的模拟量与上一次采集到的模拟量(旧值)进行比较，若差值超过一定的限度(死区)，则送往调度端，否则，认为无变化不传送。这可以大大地减少数据的传输量。5．事件顺序记录(SOE)当某个开关状态发生变位后，记录下开关号，变位后的状态，以及变位的时刻。事件顺序记录有助于调度人员及时掌握被控对象发生事故时各开关和保护动作状况及动作时间，以区分事件顺序，作出运行对策和事故分析。时间分辨率是事件顺序记录的重要指标，分为RTU内与RTU之间两种。在同一RTU内，顺序发生一串事件后，两事件间能够辨认的最小时间称为SOE的站内分辨率。在调度自动化中，SOE的站内分辨率一般要求小于5ms，其大小由RTU的时钟精度及获取事件的方法决定。SOE的RTU之间分辨率，即站间分辨率，是指各RTU之间顺序发生一串事件后，两事件间能够辨认的最小时间，它取决于系统时钟的误差和通道延时的误差、中央处理机的处理延时等，SOE的站间分辨率一般要求小于10ms，这是一项整个远动系统的性能要求指标。6．执行遥控命令调度端发来遥控命令，RTU收到命令，确认无误后，即进行遥控操作，通过接口电路，执行机构，使某个或多个断路器或隔离开关进行“合”或“分”的操作。7．系统对时RTU站间SOE分辨率是一项系统指标，因此它要求各RTU的时钟与调度中心的时钟严格同步。采用时钟同步的措施有以下两点：(1)采用全球定位系统GPS，该方法需要在各站点安装GPS接收机、天线、放大器，并通过标准RS-232口和RTU相连。(2)采用软件对时，CDT、DNP、Modbus等规约提供了软件对时手段，可采用软件对时。但由于受到通信速率的影响，需要采取修正措施。这种方法的优点是不需要增加硬件设备。8．自恢复和自检测功能RTU作为远动系统的数据采集单元，必须保证不间断地完成和SCADA系统的通信，但RTU的工作环境恶劣，具有强大电磁干扰，运行中难免发生程序受干扰，或通信瞬时中断等异常情况，有时也会发生电源瞬时掉电，这都会造成RTU死机，而使系统无法收到该被控对象的信息。因此要求RTU在遇这些情况时，能在最短时间内自动恢复，重新从头开始运行程序，为了维护方便，通常要求RTU含有自检程序。除以上功能外，RTU还应有以下功能：（1）当地显示与参数整定输入在RTU上安装一个当地键盘和LED或LCD显示器，使得RTU的采集量在当地就可以显示到显示器上，也可通过键盘输入遥测量的转换系数和修改保护整定值等。（2）一发多收，有时一台RTU要向不同上级计算机发布信息，或通信规约不相同，需实现多规约转发。（3）CRT显示与打印制表，要求RTU具有当地显示功能，并能将异常事故报告打印出来。有线RS-485通讯方式RS-485是一种通信方式选择的协议，是半双工通信，具体的来说就是通信的双方，都可以接收、发送数据，但是在同一时刻只能发送或接收数据。RS-485综述在要求通信距离为几十米到上千米时，广泛采用RS-485串行总线标准。RS-485采用平衡发送和差分接收，因此具有抑制共模干扰的能力。加上总线收发器具有高灵敏度，能检测低至200mV的电压，故传输信号能在千米以外得到恢复。RS-485采用半双工工作方式，任何时候只能有一点处于发送状态，因此，发送电路须由使能信号加以控制。RS-485用于多点互连时非常方便，可以省掉许多信号线。应用RS-485可以联网构成分布式系统，其允许最多并联32台驱动器和32台接收器。RS-485接口具有良好的抗噪声干扰性，长的传输距离和多站能力等优点就使其成为首选的串行接口。RS-485接口组成的半双工网络，一般只需二根连线，所以RS-485接口均采用屏蔽双绞线传输。RS-485接口连接器采用DB-9的9芯插头座，与智能终端RS-485接口采用改次数。优点是点对点通讯可靠，数据传输准确；缺点是表计必须有RS-485或RS-232口。通讯线路需要独立线管，如果与供电线路共用一根线管，违反规程，容易留下事故隐患；施工、检修难度加大；丢电量是RS-485电表和RS-232电表的致命问题；雷击问题也是一直困扰RS-485电表和RS-232电表安全的重大技术难题。RS-485设计及应用在远程监测系统中，介于RS-485或RS-232通讯方式的特点传输距离相对比较远的则不能使用RS-485或RS-232通讯方式，对于老城区中不具备现代信息化网络的小区及用电部门，在距离允许的情况下使用RS-485或RS-232的通讯方式进行传输采集的数据，其数据的准确性是很高的，不会发生参数不准等