变电所综合自动化监控系统

摘要变电所监控软件是变电所内运行设备和运行人员的接口，在变电所自动化系统中占有极其重要的地位。随着计算机和通信技术的发展，我国干线电气化铁路已推广使用集中监视及控制的远动系统，变电所将逐步实现无人值班，直接由供电调度实行遥控运行。监控软件以其良好的实时性和可靠性得到了广泛使用。本文主要讨论了变电所综合自动化系统的原理构造和功能，监控组态软件的功能、特点和在变电所综合自动化中的应用，初步设计了变电所综合自动化监控系统。在本设计中，设计了变电所综合自动化监控系统的主接线图和变压器保护配置图，在变电所系统监控界面制作和数据词典设计的基础上，实现了变电所系统的遥测、遥信、遥调和遥控的功能。关键词：变电所；综合自动化；组态软件；ABSTRACTThemonitoringandcontrollingsoftwareistheinterfaceofoperatorsandoperatingequipmentsinthesubstationautomationsystemwhichisoccupyingthesignificantimportanceinthesubstationautomationsystem.Withthedevelopmentofthecomputerandcommunications,China'selectrifiedrailwaylineshasbeentopromotetheuseofcentralizedmonitoringandremotecontrolsystems,tractionsubstationwillbetheprogressiverealizationofunmanned,whichisdirectlypowersuppliedbytheimplementationofremotecontroloperationscheduling.Monitorsoftwareisusedbymostelectricitymonitorsandcontrolsystemstoimprovethelevelofmonitoringandcontrollingbecauseofits’reliablequality.Thesubstationintegratedautomationsystemstructureandfunctionoftheprincipleisdiscussedinthepaper,andthefunctionsofsoftwareconfiguration,characteristicsandapplicationsinthesubstationautomation,thepreliminaryintegratedautomationfortractionsubstationmonitoringsystemisdesigned.Thedesignistakingdevelopingthesubstationsynthesisautomationsupervisorysystem.Basedonthesubstationsystemmonitoringcontactsurfacemanufactureanddatadictionarydesign,andthetelemetry,remotesignals,remotetransferandtheremotecontrol.ItshowsthatTractionSubstationMonitoringSystembasedonconfigurationsoftwarehasagoodeffectonsubstation.Keywords:Substation;IntegratedAutomation;Configurationsoftware;目录1绪论 71.1设计的背景 71.2国内研究现状 71.2国外研究现状 82变电所自动化设计 102.1变电所综合自动化简介 102.2变电所综合自动化系统的组成 102.2.1分布式系统结构 112.2.2集中式系统结构 112.2.3分层分布式结构 112.3变电所综合自动化系统的主要功能 123主变压器的选择 123.1主变压器的选择原则 133.2变压器调整方式的选择 133.3主变压器容量的选择 134电气主接线设计 154.1初步方案设计 154.2最优方案确定 155短路电流计算 175.1短路电流计算的目的、重要性和限制措施 175.1.1短路电流计算的目的 175.1.2短路电流计算的重要性 175.1.3短路电流计算的限制措施 185.2短路电流计算的基本假设 195.3短路计算的一般规定 195.3.1计算的基本情况 195.3.2接线方式 195.4计算步骤 195.5变压器参数的计算 206主要电气设备选择 236.1电气设备的选择条件 236.1.1、按正常工作条件进行选择 236.1.2按照短路情况进行校验 246.2高压电气设备型号的选择 246.3馈电线路电气设备型号选择 256.4导体截面选择 277继电保护系统 287.1继电保护相关理论知识 287.1.1继电保护的概述 297.1.2继电保护的任务 297.2继电保护基本原理 297.2.1反映电气量的保护 297.2.2反映非电气量的保护 307.2.3对继电保护装置的要求 307.3继电保护装置的组成 327.4继电保护可靠运行的措施 337.5电力变压器继电保护的配置 337.5.1电力变压器的瓦斯保护 347.5.2电力变压器的纵差保护 347.5.3电力变压器的过负荷保护 357.6线路继电保护设计 357.6.1电流速断保护 357.6.2过流保护 357.6.3零序保护 368变电所监控系统设计 398.1监控系统设计原则 398.2监控系统的功能 398.2.1.数据采集和处理 398.2.2变电所运行安全监视和事件报警 408.3监控系统总体结构 418.4监控系统软件构成 428.4.1支撑软件 428.4.2支撑软件 438.4.3应用软件 449避雷系统的设计 459.1直击雷防护 459．2感应雷的防御 459.3阀式避雷器的选择 4610结论 47参考文献 48致谢 491绪论1.1设计的背景变电所是电力系统的重要组成部分，它是介于发电厂和电力用户的中间环节。变电所自动化水平的高低直接影响到电力系统运行的可靠性及供电的质量。随着电子技术、通信技术和计算机技术的发展，我国已经广泛使用基于计算机技术的电力系统继电保护与安全自动装置、安全自动装置都具备了数据采集、数据处理的功能，并具有利用通信网络传输数据的功能。因此，变电所实现综合自动化具备了物理基础。目前，我国新建或改建的变电所均采用了综合自动化系统的模式。变电站综合自动化系统是将变电站的二次设备(包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动等)利用计算机技术、现代通信技术，通过功能组合和优化设计，实现对变电站自动监控、测量、控制和调整的一种综合性的自动化系统。1.2国内研究现状我国变电站综合自动化技术的起步发展虽比国外晚,但我国70年代初期便先后研制成电气集中控制装置和“四合一”装置(保护、控制、测量、信号)。如南京电力自动化设备厂制造的DJK型集中控制装置,长沙湘南电气设备厂制造的WJBX型“四合一”集控台。这些称之为集中式的弱电控制、信号、测量系统的研制成功和投运为研制微机化的综合自动化装置积累了有益的经验。70年代末80年代初南京电力自动化研究院率先研制成功以Motorola芯片为核心的微机RTU用于韶山灌区和郑州供电网,促进了微机技术在电力系统的广泛应用。1987年,清华大学在山东威望岛35kV变电站用3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后,随着1988年由华北电力学院研制的第1代微机保护(OI型)投入运行,第2代微机保护(WXB-11)1990年4月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。较远动装置采用微机技术滞后且更为复杂的继电保护全面采用微机技术成为现实。至此,随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用,人们日益感到各专业在技术上保持相对独立造成了各行其是,重复硬件投资,互连复杂,甚至影响运行的可靠性。1990年,清华大学在研制鞍山公园变电站综合自动化系统时,首先提出了将监控系统和RTU合而为一的设计思想。1992年5月,电力部组织召开的“全国微机继电保护可靠性研讨会”指出:微机保护与RTU,微机就地监控,微机录波器的信息传送,时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准,微机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第1套适用于综合自动化系统的成套微机保护装置于1993年通过部级鉴定以后,各地电网逐步开始大量采用变电站综合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了“变电站综合自动化分专业委员会”的成立大会,这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。综观目前国内变电站综合自动化技术的发展轨迹,我们可以看出如下发展趋势:a.在总体结构上引入国际上成熟的先进设计思想,采用分层分布式结构,并采用计算机局域网(LAN),通信规约向国际标准靠拢;b.通信媒介普遍采用光纤,因为光纤具有抗电磁干扰的突出优点;c.间隔层设备逐步采用保护与测控合一的综合装置,对于配电线直接安装在开关柜上。1.2国外研究现状国外变电站自动化研究早在70年代就开始了，比我国的变电站自动化工作大约早了十年。国外变电站监控系统已经历了三代变革。第一代产品为独立结构，不同功能(如闭锁、保护、当地控制和远方控制等)均由独立的部件完成，因而造成多重数据采集和分配，由于信息和资源不能共享，以致额外开销相当昂贵。我国有相当一部分变电站目前还处于这种情况。第二代产品为部分综合结构，在变电站的远动装置RTU中实现了部分综合，然后通过控制中心再进行综合。第三代产品为完全综合化结构，整个系统为总线拓扑的分布式网络控制，这代产品比较先进，代表着当前变电站监控系统的发展方向。1975年由关西电子公司和三菱电气有限公司合作，研究配电变电站数字控制系统。1979年9月完成样机，称为SDCS一1型，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。SDCS一1型由13台微机组成。八十年代已有分散式变电站自动化系统问世，西门子公司1985年在德国汉诺威投运了第一套分散式变电站自动化系统LSA768。该系统包括远动四遥的测控部分6MB51(全分散式)或6MB55(集中与分散相结合式)、微机保护系统7S/7U(包含过流及过负荷保护、距离保护、变压器差动保护、主变和发动机保护等)和开关闭锁系统8TK三大部分，具有标准光纤通信接口。至1993年初已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。ABB公司的变电站自动化系统有适用于中低压变电站的SCSl00和适用于高压变电站的SCS200两种。SCSl00的计算机、NET部件和SRIO单元完成遥信、遥测、遥控功能，间隔级的SPACOM模块完成保护功能和I/O功能，其模块单元种类丰富，组态灵活，在硬件结构上将保护、控制、闭锁等集成一体。SCS200将完成对整个变电站的监视和控制，分为段级和站级两部分，而每条线路、每台变压器等一次设备的保护、控制和监视功能由段级单元完成，段级单元相互独立;站级控制包括三个独立的单元:人机对话、管理全站的后台计算机和与远方通信的规约转换器。德国AEG公司的变电站自动化系统ILS，其基本结构类似于西门子LSA，不同之处在于控制部分采用PLC可编程逻辑控制器，站级主机采用了MUUBUS-n技术或工控机。美国GE公司的变电站自动化系统由G-ET站控级、数字式线路保护DLP、数字式线路侧控DLM组成。采用光纤将这三部分连接，站控级使用了工业控制机。另外还有美国西屋公司、法国阿尔斯通公司、瑞士Landis&Gyr公司等，站控级与间隔级一般使用星形光纤接入，也有采用LAN、IEEE802.3和IEEE802.4标准的。2变电所自动化设计2.1变电所综合自动化简介变电所综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电所运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电所常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高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技术措施。功能的综合是其区别于常规变电站的最大特点，它以计算机技术为基础，以数据通讯为手段，以信息共享为目标。变电站综合自动化系统中以监控主机代替了传统变电站中控制屏、中央信号系统和远动屏，监控主机中运动主界面的数字式显示代替了电磁型或晶体管型仪表，基于计算机技术的数字式保护代替电磁型和晶体管型仪表的继电保护，彻底改变了常规的继电保护装置不能与外界进行数据交换的缺陷。因此，变电站综合自动化系统是自动化技术、计算机技术、和通信技术等在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到电力系统比较齐全的数据和信息，利用计算机的告诉计算能力和逻辑判断功能，方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。2.2变电所综合自动化系统的组成2.2.1分布式系统结构按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。分布式系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统，较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。但是目前还存在着抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。2.2.2集中式系统结构集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量、开关量等信息，集中进行计算和处理，分别完成变电站的微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通信等功能。集中式系统的主要优点是：结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积；造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，但这种结构有以下不足。（1）前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。（2）软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。（3）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软硬件必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。2.2.3分层分布式结构该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。既可按变电站的控制层次和对象，设置变电站层（站级测控单元)、间隔层(间隔单元)的二层式分布控制系统结构；也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层，这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：（1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能仍可继续运行；同时任一智能单元损坏也不应导致全站的通信中断；（2）可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用；（3）站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。2.3变电所综合自动化系统的主要功能1.测量功能：全部电量的测量采用交流采样并经计算处理而得到，采样元件使用精密电压、电流传感器，体积小、重量轻，负载小，可测的线路的电压、电流、有功、无功、功率因数、频率、有功电量、无功电量、脉冲电量等，汉字直接显示在液晶上。

2.通信功能：各单元与总控单元采用电流环通信方式，所有功能单元并接于一梗三芯通信电缆上从而实现数据信息的向上传送、交换。通过总控单元可实现所有的定植整定及数据查寻。

3.遥信变位追忆功能：每个单元具有8次变位追忆功能，可自动记录变位的时间，精度为5Ms3主变压器的选择在发电厂和变电所中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，成为主变压器；用于两种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，在各种电压等级的变电站中，变压器是主要电气设备之一，其担负着变换网络电压，进行电力传输的重要任务。确定合理的变压器容量是变电所安全可靠供电和网络经济运行的保证。因此，在确保安全可靠供电的基础上，确定变压器的经济容量，提高网络的经济运行素质将具有明显的经济意义。本章讲述的是对变电所主变压器的选择。目前，我国110KV以下供配电系统中广泛采用的是SL7系列油侵式三相双绕组降压变压器，该系列产品属于我国第一代低损耗节能变压器，其贴心材料采用优质冷轧硅钢片，铝线绕组，与原标准SJL系列变压器的技术数据相比，空载损耗可降低40%左右，短路损耗可降低15%左右。但是在一些新设计的供电系统中，则趋向于采用更节能的S9系列变压器或干式变压器。S9系列变压器属于我国第二代低损耗节能变压器，其铁心材料采用优质冷轧硅钢片，铜线绕组，铁心采用全斜接缝及玻璃纤维带扎帮等工艺，其技术性能更优，损耗更低。干式变压器推广采用的是环氧树脂浇注绝缘的SC系列变压器，该系列产品具有难燃烧、自熄、耐潮、耐尘、机械强度高、体积小、重量轻、损耗轻、噪声小等优点，与油侵式变压器相比，更有安全、经济、可靠、方便等优点，适用于对安全可靠性要求较高的高层建筑、机场、车站、港口、公共建筑等场合。3.1主变压器的选择原则1、主变容量一般按照变电所建成后五到十年的规划负荷来进行选择，并适当考虑远期的负荷发展。2、根据变电所所带的负荷性质和电网结构来确定主变的容量。对于有重要负荷内，保证用户的I级和II级负荷，对于一般变电所，当一台主变停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%到80%。3、为了保的变电所，应考虑一台主变停运时，其余变压器容量在涉及过负荷能力后的允许时间证变电所供电的可靠性，变电所一般装设两台主变，有条件的应该考虑装设三台主变的可能性。3.2变压器调整方式的选择变压器的电压调整使用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器的变比。切换方式有两种：不带负荷切换，称为无励磁调压，调整范围通常在±5%以内；另一种是带负载切换，称为有载调压，调整范围可达20%-30%。对于110KV以下的变压器，设计时才考虑到变压器采用有载调压的方式。综合考虑发电厂的发电机运行出力变化不大，所以在本次的设计中采用的变压器调整方式是无励磁调压。3.3主变压器容量的选择1、主变压器容量一般按照变电所建成后5~10年的规划负荷选择，适当的考虑到远期的负荷发展。对于城郊变电所，主变压器容量应该与城市的规划相互结合起来。2、根据变电所所带的负荷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，应当考虑当一台变压器停止运行的时候，其余的变压器容量在计算过负荷能力后允许的时间内，应该保证用户的一级负荷和二级负荷；对一般性变电所，当一台主变压器停运的时候，其余变压器容量应该能保证全部符合的70%~80%。3、同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太大，应从全网出发，推行系列化、标准化。=18.2+11.2=30.02MVA每台主变压器的容量应该满足全部负荷70%的需要，并能满足全部一、二类负荷的需要，即≧0.7×30.02MVA=21.14MVA故变压器的容量选为25MVA,查《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选定变压器的容量为25000KVA。选择变压器的型号如下表所示'表3.1变压器型号型号及容量(KVA)额定电压(KV)连接组损耗(KW)阻抗电压(%)空载电流(%)空载短路高中高低中低高中低SFSZ9-25000/110110±8×1.25%38.5±2*2.5%38.522.5%6.36.510.511YNyn0d1133.8133.210.5所以一次性选择两台SFSZ9-25000/110型变压器为主。4电气主接线设计4.1初步方案设计根据原始资料，此变电站有三个电压等级：110/35/10KV，故可初选三相三绕组变压器，根据变电站与系统连接的系统图知，变电站有一条进线，为保证供电可靠性，可装设两台主变压器。为保证设计出最优的接线方案，初步设计以下两种接线方案供最优方案的选择：方案一：110KV侧采用单母分段接线，35KV侧采用双母线接线，10KV侧采用单母分段。方案二：110KV侧采用双母线接线，35KV侧采用单母分段接线，10KV侧采用单母分段接线4.2最优方案确定4.2.1技术比较在初步设计的两种方案中，方案一：110KV侧采用单母分段接线；方案二：110KV侧采用双母接线。采用双母线接线的优点：①系统运行、供电可靠；②系统调度灵活；③系统扩建方便等。采用单母分段接线的优点：①接线简单；②操作方便、设备少等；缺点：①可靠性差；②系统稳定性差。所以，110KV侧采用双母线接线。在初步设计的两种方案中，方案一：35KV侧采用双母分段接线；方案二：35KV侧采用单母线接线。由原材料可知，问题中未说明负荷的重要程度，所以，35KV侧采用单母分段接线。4.2.2经济比较对整个方案的分析可知，在配电装置的综合投资，包括控制设备，电缆，母线及土建费用上，在运行灵活性上35KV、10KV侧单母线形接线比双母线接线有很大的灵活性。由以上分析，最优方案可选择为方案一，即110KV侧为采用双母线接线，35KV侧为单母分段形式接线，10KV侧为单母分段接线。其接线图见以上方案。两种接线方式如下：图4.1主接线方案一图4.2主接线方案二通过对两种主接线可靠性，灵活性和经济性的综合考虑，辩证统一，现确定第二方案为设计最终方案。5短路电流计算短路电流计算为了修正由于故障或连接错误而在电路中造成短路时所产生的过电流。电力系统在运行中相与相之间或相与地(或中性线)之间发生非正常连接(短路)时流过的电流称为短路电流。在三相系统中发生短路的基本类型有三相短路、两相短路、单相对地短路和两相对地短路。三相短路因短路时的三相回路依旧是对称的，故称为对称短路；其他几种短路均使三相电路不对称，故称为不对称短路。在中性点直接接地的电网中，以一相对地的短路故障为最多，约占全部短路故障的90%。在中性点非直接接地的电力网络中，短路故障主要是各种相间短路。发生短路时，由于电源供电回路阻抗的减小以及突然短路时的暂态过程，使短路回路中的电流大大增加，可能超过回路的额定电流许多倍。短路电流的大小取决于短路点距电源的电气距离，例如，在发电机端发生短路时，流过发电机的短路电流最大瞬时值可达发电机额定电流的10～15倍，在大容量的电力系统中，短路电流可高达数万安培5.1短路电流计算的目的、重要性和限制措施5.1.1短路电流计算的目的为确保电气设备在短路情况下不致损坏，减轻短路危害和防止故障扩大，必须事先对短路电流进行计算。计算短路电流的目的是：(1)选择和校验电气设备。(2)进行继电保护装置的选型与整定计算。(3)分析电力系统的故障及稳定性能，选择限制短路电流的措施。(4)确定电力线路对通信线路的影响。短路计算的目的是为了正确选择和校验电气设备，准确地整定供配电系统的保护装置，避免在短路电流作用下损坏电气设备，保证供配电系统中出现短路时，保护装置能可靠动作。5.1.2短路电流计算的重要性短路电流将引起下列严重后果：短路电流往往会有电弧产生，它不仅能烧坏故障元件本身，也可能烧坏周围设备和伤害周围人员。巨大的短路电流通过导体时，一方面会使导体大量发热，造成导体过热甚至熔化，以及绝缘损坏；另一方面巨大的短路电流还将产生很大的电动力作用于导体，使导体变形或损坏。短路也同时引起系统电压大幅度降低，特别是靠近短路点处的电压降低得更多，从而可能导致部分用户或全部用户的供电遭到破坏。网络电压的降低，使供电设备的正常工作受到损坏，也可能导致工厂的产品报废或设备损坏，如电动机过热受损等。电力系统中出现短路故障时，系统功率分布的突然变化和电压的严重下降，可能破坏各发电厂并联运行的稳定性，使整个系统解列，这时某些发电机可能过负荷，因此，必须切除部分用户。短路时电压下降的愈大，持续时间愈长，破坏整个电力系统稳定运行的可能性愈大。5.1.3短路电流计算的限制措施为保证系统安全可靠地运行，减轻短路造成的影响，除在运行维护中应努力设法消除可能引起短路的一切原因外，还应尽快地切除短路故障部分，使系统电压在较短的时间内恢复到正常值。为此，可采用快速动作的继电保护和断路器，以及发电机装设自动调节励磁装置等。此外，还应考虑采用限制短路电流的措施，如合理选择电气主接线的形式或运行方式，以增大系统阻抗，减少短路电流值；加装限电流电抗器；采用分裂低压绕阻变压器等。主要措施如下：一、是做好短路电流的计算，正确选择及校验电气设备，电气设备的额定电压要和线路的额定电压相符。二、是正确选择继电保护的整定值和熔体的额定电流，采用速断保护装置，以便发生短路时，能快速切断短路电流，减少短路电流持续时间，减少短路所造成的损失。三、是在变电站安装避雷针，在变压器附近和线路上安装避雷器，减少雷击损害。四、是保证架空线路施工质量，加强线路维护，始终保持线路弧垂一致并符合规定。五、是带电安装和检修电气设备，注意力要集中，防止误接线，误操作，在带电部位距离较近的部位工作，要采取防止短路的措施。六、是加强管理，防止小动物进入配电室，爬上电气设备。七、是及时清除导电粉尘，防止导电粉尘进入电气设备。八、是在电缆埋设处设置标记，有人在附近挖掘施工，要派专人看护，并向施工人员说明电缆敷设位置，以防电缆被破坏引发短路。九、是电力系统的运行、维护人员应认真学习规程，严格遵守规章制度，正确操作电气设备，禁止带负荷拉刀闸、带电合接地刀闸。线路施工，维护人员工作完毕，应立即拆除接地线。要经常对线路、设备进行巡视检查，及时发现缺陷，迅速进行检修。5.2短路电流计算的基本假设选择和校验电气设备时，一般只需近似计算在系统最大运行方式下可能通过设备的最大三相短路电流值。设计继电保护和分析电力系统故障时，应计算各种短路情况下的短路电流和各母线接点的电压。要准确计算短路电流是相当复杂的，在工程上多采用近似计算法。这种方法建立在一系列假设的基础上，计算结果稍偏大。基本假设有：(1)忽略磁路的饱和与磁滞现象，认为系统中各元件参数恒定。(2)忽略各元件的电阻。高压电网中各种电气元件的电阻一般都比电抗小得多，各阻抗元件均可用一等值电抗表示。但短路回路的总电阻大于总电抗的1/3时，应计入电气元件的电阻。此外，在计算暂态过程的时间常数时，各元件的电阻不能忽略。(3)忽略短路点的过渡电阻。过渡电阻是指相与相或者相与地之间短接所经过的电阻。一般情况下，都以金属性短路对待，只是在某些继电保护的计算中才考虑过渡电阻。(4)除不对称故障处出现局部不对称外，实际的电力系统通常都可以看做三相对称的。5.3短路计算的一般规定5.3.1计算的基本情况(1)电力系统中所有电源均在额定负载下运行。(2)所有同步电机都具有自动调整励磁装置（包括强行励磁）。(3)短路发生在短路电流为最大值时的瞬间。(4)所有电源的电动势相位角相等。(5)应考虑对短路电流值有影响的所有元件，但不考虑短路点的电弧电阻。对异步电动机的作用，仅在确定短路电流冲击值和最大全电流有效值时才予以考虑。5.3.2接线方式计算短路电流时所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式（即最大运行方式），不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。5.4计算步骤(1)选择计算短路点。(2)画等值网络图。①首先去掉系统中的所有分支、线路电容、各元件的电阻。②选取基准容量和基准电压（一般取各级的平均电压）。③将各元件的电抗换算为同一基准值的标幺值的标幺电抗。④绘制等值网络图，并将各元件电抗统一编号。(3)化简等值网络：为计算不同短路点的短路值，需将等值网络分别化简为以短路点为中心的辐射形等值网络，并求出各电源与短路点之间的电抗，即转移电抗Xnd。(4)求计算电抗X。(5)由运算曲线查出各电源供给的短路电流周期分量标幺值（运算曲线只作到Xjs=3.5）。①计算无限大容量（或Xjs≥3）的电源供给的短路电流周期分量。②计算短路电流周期分量有名值和短路容量。5.5变压器参数的计算因为变压器的选型为SFSZ9-31500/110型三相三绕组有载调压变压器，所以阻抗电压为,,此变电站设计中，电压等级有三个，在选择的短路点中，其中110KV进线处短路与变压器高压侧短路，短路电流相同，所以在此电压等级下只需选择一个短路点；在另外三个电压等级下，同理也只需各选一个短路点。依据本变电站选定的主接线方式、设备参数和短路点选择，网络等值图如下图5.1等效电路图取基准容量,基准电压、、则三绕组变压器的电抗标幺值为：故各个绕组的电抗标幺值为表5.1短路电流计算结果表短路点基准电压KV短路电流KA冲击电流KA短路容量MVAK586.5K337.51.954.97125K410.516.7742.76304.88K510.54.310.9778.256主要电气设备选择6.1电气设备的选择条件在变电所中，电气设备的种类很多，它们的工作条件和运行要求各不相同，但选择这些电气设备的基本要求却是一致的。选择电气设备的一般条件是：保证电气设备在正常工作条件下能够可靠地工作，而在短路的情况下不被损坏。即使长期正常工作条件进行选择，按短路情况进行校验。6.1.1、按正常工作条件进行选择电气设备按正常工作条件进行选择，主要包括以下几个方面：使用坏境条件主要包括设备的安装地点（户内或者户外）、坏境温度、海拔、相对的湿度等，而且还应该考虑防尘、防腐、防爆、防火等要求。即根据安装地点的坏境不同，可以分为室内型或者室外型两种。额定电压电气设备的额定电压应该不小于设备安装地点电网的最高工作电压即(3)额定电流电气设备的额定电流应该不小于设备正常工作时的最大负荷电流，即6.1.2按照短路情况进行校验(1)动稳定校验动稳定是指电气设备承受短路电流力效应的能力，满足动稳定的条件是式中，分别为电气设备允许通过的最大电流峰值和有效值，可以通过查阅相关的电气设备手册或产品样本；分别为设备安装地点短路冲击电流的峰值和有效值。(2)热稳定校验热稳定是指电气设备所承受短路电流热效应的能力，满足热稳定的条件是式中，为电气设备在t时间内的热稳定电流（KA)；为三相短路稳态短路电流(KA);t为厂家给出的热稳定试验时间（s）；为假想时间（s）。可以查阅相关手册或者产品样本。所以说正确的选择电气设备是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行电器选择的时候，应该根据工程的实际情况，在保证安全、可靠地前提下，积极而稳妥的采用新技术，并且注意节省投资，选择合适的电气设备。6.2高压电气设备型号的选择主变压器35KV侧设备变压器35kv侧计算电流I30=250003表6.135kv侧电气设备有关参数安装地点电气条件设备型号规格项目数据项目断路器SW2-35/1000隔离开关GW4-35G/600电流互感器LCW-35避雷针FZ-35UN/KV35UN/KV35353535I30/A577.35I3n/A1000600100/35IK/KA9.1Ioc/KA16.5SK/MVA586.5Soc/MVA1000Ish/KA3.5Imax/KA4550主变压器10KV侧设备变压器10kv侧计算电流I30=250003表6.210kv侧电气设备有关参数安装地点电气条件设备型号规格项目数据项目断路器SN10-10III隔离开关GN10-10T/3000电流互感器LAJ-10UN/KV10UN/KV101010I30/A1374I3n/A200030001500IK/KA16.77Ioc/KA40160SK/MVA304.88Soc/MVA750Ish/KA42.76Imax/KA1257576.376.3馈电线路电气设备型号选择35KV馈电线路设备以其中一条回路为例，计算电流与上面计算相同，各设备有关参数见表6.3。表6.335KV线路侧电气设备有关参数安装地点电气条件设备型号规格项目数据项目断路器SN10-35II隔离开关GW5-35G/630电流互感器LWCD1-35UN/KV35UN/KV353535I30/A412.4I3n/A1250600100/35IK/KA1.95Ioc/KA20SK/MVA125Soc/MVA1250Ish/KA7.5Imax/KA507210KV馈电线路设备以其中一条回路为例，计算电流与上面计算相同，各设备有关参数见表6.4。表6.410kv线路侧电气设备有关参数安装地点电气条件设备型号规格项目数据项目断路器SN10-10I/630隔离开关GN8-10T/600电流互感器LAJ-10UN/KV10UN/KV101010I30/A137I3n/A630600300/5IK/KA4.3Ioc/KA16SK/MVA78.25Soc/MVA300Ish/KA16.57Imax/KA405296.896.4导体截面选择

导体截面可按长期发热允许电流或经济电流密度选择。

对年负荷利用小时数大（Tmax>500ℎ）传输容量大，长度在20m以上的导体，如发电机、变压器的连接导体其截面一般按经济电流密度选择。而配电装置的汇流母线通常在正常运行方式下，传输容量不大，故可按长期允许电流来选择。

导体长期发热允许电流选择

按导体长期发热允许电流选择，则计算式为

：Imax≤KIal

式中：Imax为导体所在回路中最大持续工作电流（A）;

Ial为在额定环境温度为25度时导体允许电流（A）；K为与实际环境温度和海拔有关的综合修正系数，见附表3.

综合修正系数K还可以计算为

：K=

Θal−θΘal−θ0

式中：θ、θ0分别为导体安装处的实际环境温度和导体额定载流量的基准温度；Θal为导体长期发热允许最高温度。

经济电流密度选择

按经济电流密度选择导体截面可使用年计算费用最低。不同种类的导体和不同的最大负荷利用小时数Tmax将有一个年计算费用最低的电流密度，成为经济电流密度J。各种铝导体的经济电流密度如图所示。导体的经济截面：SJ为

SJ=ImaxJ(mm2)

应尽量选择接近上式计算的标准截面，为节约投资允许选择小于经济截面电导体。按经济电流密度选择的导体截面的允许电流还必须满足式的要求。7继电保护系统7.1继电保护相关理论知识7.1.1继电保护的概述研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以沿称继电保护。7.1.2继电保护的任务当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。7.2继电保护基本原理继电保护装置的作用是起到反事故的自动装置的作用，必须正确地区分“正常”与“不正常”运行状态、被保护元件的“外部故障”与“内部故障”，以实现继电保护的功能。因此，通过检测各种状态下被保护元件所反映的各种物理量的变化并予以鉴别。依据反映的物理量的不同，保护装置可以构成下述各种原理的保护。7.2.1反映电气量的保护电力系统发生故障时，通常伴有电流增大、电压降低以及电流与电压的比值(阻抗)和它们之间的相位角改变等现象。因此，在被保护元件的一端装没的种种变换器可以检测、比较并鉴别出发生故障时这些基本参数与正常运行时的差别，就可以构成各种不同原理的继电保护装置。电力系统发生故障后，工频电气量变化的主要特征是：（1）电流增大：短路时故障点与电源之间的电气设备和输电线路上的电流将由负荷电流增大至大大超过负荷电流。（2）电压降低：当发生相间短路和接地短路故障时，系统各点的相间电压或相电压值下降，且越靠近短路点，电压越低。（3）电流与电压之间的相位角改变：正常运行时电流与电压间的相位角是负荷的功率因数角，一般约为20°，三相短路时，电流与电压之间的相位角是由线路的阻抗角决定的，一般为60°～85°，而在保护反方向三相短路时，电流与电压之间的相位角则是180°（-60°～-85°)。（4）测量阻抗发生变化：测量阻抗即测量点(保护安装处)电压与电流之比值，正常运行时，测量阻抗为负荷阻抗；金属性短路时，测量阻抗转变为线路阻抗，故障后测量阻抗显著减小，而阻抗角增大。（5）不对称短路时，出现相序分量，如两相及单相接地短路时，出现负序电流和负序电压分量；单相接地时，出现负序和零序电流和电压分量。这些分量在正常运行时是不出现的。利用短路故障时电气量的变化，便可构成各种原理的继电保护。7.2.2反映非电气量的保护如反应温度、压力、流量等非电气量变化的可以构成电力变压器的瓦斯保护、温度保护等。7.2.3对继电保护装置的要求继电保护装置为了完成它的任务，必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本要求。对于作用于继电器跳闸的继电保护，应同时满足四个基本要求，而对于作用于信号以及只反映不正常的运行情况的继电保护装置，这四个基本要求中有些要求可以降低。（1）选择性选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒动时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除。（2）速动性速动性是指继电保护装置应能尽快地切除故障，以减少设备及用户在大电流、低电压运行的时间，降低设备的损坏程度，提高系统并列运行的稳定性。一般必须快速切除的故障有：1)使发电厂或重要用户的母线电压低于有效值(一般为0.7倍额定电压)。2)大容量的发电机、变压器和电动机内部故障。3)中、低压线路导线截面过小，为避免过热不允许延时切除的故障。4)可能危及人身安全、对通信系统或铁路信号造成强烈干扰的故障。故障切除时间包括保护装置和断路器动作时间，一般快速保护的动作时间为0.04s～0.08s，最快的可达0.01s～0.04s，一般断路器的跳闸时间为0.06s～0.15s，最快的可达0.02s～0.06s。对于反应不正常运行情况的继电保护装置，一般不要求快速动作，而应按照选择性的条件，带延时地发出信号。表7.1故障切除时间表电网类型切除故障最小时间35kV~60kV配电网络0.5s-0.7S110kV~330kV高压电网0.15s-0.3S500kV及以上超高压电网0.1s-0.12s（3）灵敏性灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。保护装置的灵敏性是用灵敏系数来衡量。能满足灵敏性要求的继电保护，在规定的范围内故障时，不论短路点的位置和短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能正确反应动作，即要求不但在系统最大运行方式下三相短路时能可靠动作，而且在系统最小运行方式下经过较大的过渡电阻两相或单相短路故障时也能可靠动作。系统最大运行方式：被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大运行方式；系统最小运行方式：在同样短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。（4）可靠性可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求。安全性：要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。信赖性：要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。继电保护的误动作和拒动作都会给电力系统带来严重危害。即使对于相同的电力元件，随着电网的发展，保护不误动和不拒动对系统的影响也会发生变化。以上四个基本要求是设计、配置和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。继电保护相当于一种在线的开环的自动控制装置，根据控制过程信号性质的不同，可以分模拟型(它又分为机电型和静态型)和数字型两大类。对于常规的模拟继电保护装置，一般包括测量部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，再与给定的整定值比较，以判断是否发生故障或不正常运行状态；逻辑部分依据测量部分输出量的性质、出现的顺序或其组合，进行逻辑判断，以确定保护是否应该动作；执行部分依据前面环节判断得出的结果子以执行：跳闸或发信号。7.3继电保护装置的组成一般情况而言，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组成。（1）测量比较部分：测量比较部分是测量通过被保护的电气元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。（2）逻辑部分：逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是应该使断路器跳闸、发出信号或是否动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。（3）执行输出部分：执行输出部分根据逻辑传过来的指令，最后完成保护装置所承担的任务。如在故障时动作于跳闸，不正常运行时发出信号，而在正常运行时不动作等。图7.1继电保护的组成

7.4继电保护可靠运行的措施继电保护已经在电力系统中微机化普及，可靠性、灵敏性等显著提高。尽管如此，微机保护的误动作还是存在的，所以需要采取如下措施限制误动作在最小范围内。1.认真检查继电保护装置，保证整组试验和电流回路升流试验完成后整定值、整定值区以及二次回路接线固定。2.采用严格的管理和相应的技术手段来确保定值区正确性。3.定期检查：首先清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等，一个不漏地紧固螺丝，防止拒动、误动的发生；其次将装置的所有插件拔下检查一遍，同时将所有芯片按紧等。7.5电力变压器继电保护的配置为了保证电力变压器的安全运行，根据《继电保护与安全自动装置的运行条例》，针对变压器的上述故障和不正常运行状态，电力变压器应装设以下保护：1．瓦斯保护。800KVA及以上的油浸式变压器的400KVA以上的车间内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。瓦斯保护用来反映变压器油箱内部的短路故障以及油面降低，其中重瓦斯保护动作于跳开变压器各电源侧断路器轻瓦斯动作于发出信号。2．纵差保护或电流速断保护。6300KVA及以上并列运行的变压器，10000KVA及以上单独运行的变压器，发电厂厂用工作变压器和工业企业中6300KVA及以上重要的变压器，应装设纵差保护。10000KVA及以下的电力变压器，应装设电流速断保护，其过电流保护的动作时限应大于0.5Ｓ。对于2000KVA以上的变压器,当电流速断保护灵敏度不能满足要求时,也应装设纵差保护。纵差保护或电流速断保护用于反映电力变压器绕组、套管及引出线发生的故障，其保护动作于跳开变压器各电源侧断路器相间短路的后备保护。相间短路的后备保护用于反映外部相间短路引起的变压器过电流，同时作为瓦斯保护和纵差保护（或电流速断保护）的后备保护，其动作时限按电流保护的阶梯形原则来整定，延时动作于跳开变压器各电源侧断路器。3．相间短路的后备保护的形式较多，过电流保护和低电压起动的过电流保护，宜用于中、小容量的降压变压器；复合电压起动的过电流保护，宜用于升压变压器和系统联络变压器，以及过电流保护灵敏度不能满足要求的降压变压器；6300KVA及以上的升压变压器，应采用负序电流保护及单相式低电压起动的过电流保护；对大容量升压变压器或系统联络变压器，为了满足灵敏度要求，还可以采用阻抗保护。4．过负荷保护。对于400KVA以上的变压器，当数台并列运行或单独运行并作为其他负荷的备用电源时，应装高过负荷保护。过负荷保护通常只装设在一相其动作进限较长。延时动作于发出信号。5．其他保护。高压侧电压为500KV及以上的变压器，对频率降低和电压升高而引起的变压器励磁电流升高，应装设变压器过励磁保护。对变压器温度和油箱内压力升高，以及冷却系统故障，按变压器现行标准要求，应装设相应的保护装置。7.5.1电力变压器的瓦斯保护在变压器油箱内常见的故障有绕组匝间或层间绝缘破坏造成的短路，或高压绕组对地绝缘破坏引起的单相接地。变压器油箱内发生的任何一个故障时，由于短路电流和短路点电弧的作用，将使变压器油及其他绝缘材料因受热而分解产生气体，因气体比较轻，它们就要从油箱里流向油枕的上部，当故障严重时，油会迅速膨胀并有大量的气体产生，此时，回游强烈的油流和气体冲向油枕的上部。利用油箱内部的故障时的这一特点，可以构成反映气体变化的保护装置，称之为瓦斯保护.7.5.2电力变压器的纵差保护变压器的纵联差动保护用来反映变压器绕组、引出线及套管上的各种短路保护故障，是变压器的主保护。纵联差动保护是按比较被保护的变压器两侧电流的大小和相位的原理实现的。为了实现这种比较，在变压器两侧各装设一组电流互感TA1、TA2，其二次侧按环法连接，即若变压器两端的电流互感器一次侧的正极性端子均置于靠近母线的一侧，则将它们二次侧的同极性端子相连接，再将差动继电器的线圈按环流法接入，构成纵联差动保护，见图1-3。变压器的纵差保护与输电线的纵联差动相似，工作原理相同，但由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不同，为了保证变压器纵差保护的正常运行，必须选择好适应变压器两侧电流互感器的变比和接线方式，保证变压器在正常运行和外部短路时两侧的二次电流等。其保护范围为两侧电流互感TA1、TA2之间的全部区图7.2纵差保护原理图域，包括变压器的高、低压绕组、套管及引出线等。7.5.3电力变压器的过负荷保护装设在主变压器110kv侧，按躲过变压器额定电流整定II后备保护动作时间取取10s。7.6线路继电保护设计7.6.1电流速断保护1、电流速断保护的概念电流速断保护按被保护设备的短路电流整定，当短路电流超过整定值时，则保护装置动作，断路器跳闸，电流速断保护一般没有时限，不能保护线路全长（为避免失去选择性），即存在保护的死区．为克服此缺陷，常采用略带时限的电流速断保护以保护线路全长．时限速断的保护范围不仅包括线路全长，而深入到相邻线路的无时限保护的一部分，其动作时限比相邻线路的无时限保护大一个级差。2、电流速断保护的特点接线简单，动作可靠，切除故障快，但不能保护线路全长，保护范围受到系统运行方式变化的影响较大。速断保护是一种短路保护，为了使速断保护动作具有选择性，一般电力系统中速断保护其实都带有一定的时限，这就是限时速断，离负荷越近的开关保护时限设置得越短，末端的开关时限可以设置为零，这就成速断保护，这样就能保证在短路故障发生时近故障点的开关先跳闸，避免越级跳闸。定时限过流保护的目的是保护回路不过载，与限时速断保护的区别在于整定的电流相对较小，而时限相对较长。这三种保护因为用途的不同，不能说各有什么优缺点，并且往往限时速断和定时限过流保护是结合使用的。7.6.2过流保护当电路处于正常状态时，通过过流保护用PTC热敏电阻的电流小于额定电流，过流保护用PTC热敏电阻处于常态，阻值很小，不会影响被保护电路的正常工作。当电路出现故障，电流大大超过额定电流时，过流保护用PTC热敏电阻陡然发热，呈高阻态，使电路处于相对"断开"状态，从而保护电路不受破坏。当故障排除后，过流保护用PTC热敏电阻亦自动回复至低阻态，电路恢复正常工作。流过保护装置的短路电流与动作时间之间的关系曲线称为保护装置的延时特性。延时特性又分为定时限延时特性和反时限延时特性。定时限延时动作时间是固定的，与短路电流的大小无关。反时限延时动作时间与短路电流的大小有关，短路电流大，动作时间短，短路电流小，动作时间长。短路电流与动作时限成一定曲线关系。

过电流保护一般是按避开最大负荷电流这一原则整定的。为了使上、下级的过电流保护具有选择性，在时限上也应应有一个级差。这就使靠近电源端的保护动作时限将很长，这在许多情况下是不允许的。为克服这一缺点，通常采用提高整定值以限制动作范围的办法，不加时限，可以瞬时动作，这种保护叫做电流速断保护。

无时限电流速断不能保护线路全长，它只能保护线路的一部分。所以，为了保证动作的选择性，其起动电流必须按最大运行方式来整定（即通过本线路的电流为最大电流），这就存在着保护的死区。为了弥补瞬时速断保护不能保护线路全长的缺点，常采用略带时限的速断保护，即延时速断保护。这种保护一般与瞬时速断保护配合使用，其特点与定时限过电流保护装置基本相同，所不同的是其动作时间比定时限过电流保护的整定时间短。为了使保护具有一定的选择性，其动作时间应比下一级线路的瞬时速断大一时限级差一般取0.5秒。

定时限过流保护电流和时间是定值。反时限过流保护是以I2t等于一个常数来整定的，即电流越大，时间越短，其实I2t是发热量。

如发电机负序保护一般5％发信；9％启动反时限，I2t=8或10；80％时启动定时限，0.5秒跳发变组。7.6.3零序保护在系统正常运行时，只有正序分量，没有零序分量，当系统发生接地短路故障或不对称断线故障时才产生零序分量，因此零序分量是构成保护的一种很可利用的故障特征量。三相电流平衡时，没有零序电流，不平衡时产生零序电流，零序保护就是用零序互感器采集零序电流，当零序电流超过一定值（综合保护中设定），综和保护接触器吸合，断开电路。零序保护工作原理零序电流互感器内穿过三根相线矢量。正常情况下，三根线的向量和为零，零序电流互感器无零序电流。当人体触电或者其他漏电情况下：三根线的向量和不为零，零序电流互感器有零序电流，一旦达到设定值，则保护动作跳闸。零序一段：①躲过下一段线路出口处单相或者两相接地短路时候出现的最大零序电流。②躲开断路器三相触头不同期合闸时候所出现的最大零序电流。两者比较取最大零序二段：与下一段线路的一段配合，即是躲过下段线路的第一段保护范围末端接地短路时，通过本保护装置的最大零序电流。零序二段的灵敏系数要大于1.5，不满足的话要与下一段线路的二段配合，时限再抬高一个等级。零序三段：①与下一段线路的三段配合；②躲开下一段线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流。两者比较取最大。零序三段的灵敏系数要大于2（近后备）；灵敏系数要大于1.5（远后备）零序保护注意事项(1)当电流回路断线时,可能造成保护误动作。这是一般较灵敏的保护的共同弱点,需要在运行中注意防止。就断线机率而言,它比距离保护电压回路断线的机率要小得多。如果确有必要,还可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。(2)当电力系统出现不对称运行时,也要出现零序电流,例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行,单相重合闸过程中的两相运行,三相重合闸和手动合闸时的三相断路器不同期,母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联过程或断路器正常环并运行情况下,由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流,以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流,特别是在空投变压器所在母线有中性点接地变压器在运行中的情况下,可能出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等,都可能使零序电流保护启动。(3)地理位置靠近的平行线路,当其中一条线路故障时,可能引起另一条线路出现感应零序电流,造成反方向侧零序方向继电器误动作。如确有此可能时,可以改用负序方向继电器,来防止上述方向继电器误判断。(4)由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压,回路断线不易被发现;当继电器零序电压取自电压互感器开口三角侧时,也不易用较直观的模拟方法检查其方向的正确性,因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作。8变电所监控系统设计8.1监控系统设计原则系统具有与电力调度、信息管理自动化等系统通信的功能，留有通信接口；监控系统和上级调度中心计算机系统之间进行通讯，实现遥信、遥测、遥控和遥调的功能；厂站控制系统由工控机及网络设备、打印设备、通讯设备组成，完成对电厂的运行监控。8.2监控系统的功能8.2.1.数据采集和处理这部分功能包括对实时数据的采集、进行必要的数据预处理并以一定的格式存入实时数据库。通常按照信号的性质的不同把它们分成模拟量、开关量及脉冲数字量等，其采集和处理方法也各有不同。（1）模拟量的采集和处理这一类实时量包括电气模拟量、非电气模拟量及温度量，对它们的采集范围、处理方式以及各量的变化规律各不相同。电气模拟量是指电压、电流及功率等电气信号量。非电气模拟量主要是指油位等信号量及摆度、振动等。温度量也属于非电气模拟量，由于其采集的信号是测温电阻，且其变比速度一般也比较缓慢，因此将其单列出来。其处理包括预防回路断线及断线检测功能、信号抗干扰、数字滤波、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度换算、梯度计算、越复限判断及越限报警，最后经格式化处理后形成实时数据并存入实时数据库。（2）开关量的采集开关量采集包括中断型开关量和非中断型开关量两种。中断型开关量信号指事故信号、断路器分合及重要继电保护的动作信号。计算机监控系统能以中断方式迅速响应这些信号并做出一系列必要的反应及自动操作。中断型开关量信号输入为无源接入点输入，中断方式接收。非中断开关量信号是指除中断开关量信号以外的那部分开关量信号。包括各类故障信号、断路器及隔离开关的位置信号、机组设备运行的状态信号、手动自动方式选择的位置信号等。计算机系统对这些信号的采集方式为定期扫查。对信号的处理包括光电隔离、接地防抖处理、硬件及软件滤波、基准时间补偿、数据有效性合理判断、启动相关量处理功能（如启动事故顺序记录、发事故报警音响、画面自动推出及自动停机等），最后经格式化处理后存入实时数据库。（3）脉冲量、数字量采集脉冲量主要是指有功及无功电度量。脉冲量的输入为无源接点或有源电脉冲，即时采集。对脉冲量的采集处理包括接点防抖动处理、数据有效性合理判断、标度变换、检错纠错处理、经格式化处理后存入实时数据库。（4）开关量输出特指各类操作控制指令。计算机在输出这些信号前进行校验，经判断无误后才能送至执行机构。为保证信号的电气独立性及准确性，开关量输出信号也经光电隔离接点防抖动处理后发出。（5）信号量值及状态设定对于某些由于设备原因而造成的信号出错以及在必要时要进行人工设定量值做分析处理的信号量，计算机监控系统允许运行值班人员和系统操作员对其进行人工设定，并在处理时把它们与其它正常采集到的信号等同对待，在计算机监控系统可以区分它们并给出相应标志。（6）统计和计算。8.2.2变电所运行安全监视和事件报警（1）全厂运行实时监视监视全厂各种运行工况的转换过程所经历的各主要操作步骤，并在显示器上显示；当发生过程阻滞时，在显示器上给出阻滞原因，并由机组现地控制单元将机组转换到安全状态或停机。（2）参数越复限报警记录系统在火电站发生事故、故障时，在显示器上立即推出事故提示信息，将事故、故障发生的位置通知值班员；系统与当地控制单元LCU能快速准确地处理事故、故障，并自动将事故前及事故后一段时间的有关数据和事故发生的时间记录下来，形成事故追忆记录。事故追忆记录能以数据和图表的形式显示和打印，供分析使用。（3）事故顺序记录系统能将火电厂所有设备发生的事件如各种越限及复限信号、事故信号、故障信号、遥控操作等具体内容按一定的事件顺序详尽地记录下来，形成数据文件，以便于随时查询、打印。（4）故障状态显示记录状态分成两类。一类为自动状态即自动控制或保护装置动作所导致的状变，如断路器事故跳闸，机组的自动起动等，另一类为受控状变，即由来自人工控制的命令所引起的状变。发生这两种状变时，均可在显示器上显示。状变量以数字量形式采入。（5）趋势分析判断分析机组运行参数的变化，及时发现故障征兆，提高机组运行的安全性。8.3监控系统总体结构随着大规模集成电路的普及，计算机监控系统也走进了大中小型变电所。图为变电所监控系统结构图。图8.1监控系统结构图从图中可以清晰的看到变电所可以分为上位机控制层，中间通讯线路层和最底层现场保护与设备层。各层之间层次清楚，分工明确，相互合作，各司其职，相互沟通，完成监控。上位机层由一台监控主机，一台打印机，键盘以及监视器等构成。中间通讯层为通讯的链路层，一般为双绞线，光缆，电缆等。现场保护层包括S7-200系列PLC，电量变送器，开关量采集单元，各种具体的保护装置等。这套系统监控以计算机为基本装置，实现对整个系统的直接调试监视，现场的个保护装置通过电流变送器将现场信息反映给中央主机，中央主机将这些信息以图形问题等形式反映在屏幕上，实现动态跟踪现场情况。中央主机装有监控主程序，是整个控制系统的核心。主要完成两类任务。第一类，与下位机通讯类，这类里面主要包括与下位机的访问，下位机队上位机的访问应答，这些应答的信息里面包含含有很多的信息，大体分为状态信息，反映下位机的工作状态，数据信息，反映现场的各种数据，当然这是数据是数字量。第二类，上位机类。这类里面主要完成对下位机传上来的数据进行分类整理、存储、打印形成各种报表，并以图像生动的形式直观的反映给监控室的工作人员。同时也有一些辅助功能。8.4监控系统软件构成软件的运行需要一个稳定的运行环境，要求系统软件具有良好的安全性和稳定性。鉴于此程序设计的时候通常采用结构上独立，每个模块单独完成单一的任务。模块之间的通讯目前也有成熟的技术。基于模块化的编程思想，把本软件的功能分块划分设计，所以采用分层分块的软件结构。这样的模块化设计的程序，使得程序安全，易于扩展，调试方便，易于修改，维护方便。本设计的上位机软件结构如图所示。从图中可以清晰的看到软件分为上中下三层，分别对应为系统软件层、支持软件层、应用软件层三个部分。三者之间相互协调，互相访问，完成监控功能。操作系统软件也指操作系统，目前常用的才做系统主要有两类，一类是微软开发的WINDOWS操作系统，还有一种是Linux操作系统。两则各有优点，Linux操作系统速度比较快，安全性比windows好。但有好多软件只能在windows里运行，与Linus兼容的软件正在开发中，Linus使用在网络方面。Linus的操作系统比较复杂，windows的操作系统比较简单。所以本次错做使用windows-XP操作系统。Windows-XP具有运行可靠、稳定而且速度快的优点，它不断运用更加成熟的技术，而且外观设计清晰明快、使用户有良好的视觉享受。XP系统增强了多媒体功能，使得媒体播放器与系统完全融为一体，用户不需要安装其他的播放器软件，就可以播放和管理各种格式的音频和视频文件。在新的中文版WindowsXP系统中增加了众多的新技术和新技能，使得用户能轻松的在其环境下完成各种管理和操作。8.4.1支撑软件本课题采用的支撑软件是ACCESS数据库组成。支撑软件保证了数据的正确性和可靠性。MicrosoftAccess是一种桌面数据库。只适合在数据量少的情况下应用，在处理少量的数据和单片机访问的数据时很好的，效率也比较高。本数据库的数据有日数据、报警事件、操作记录。日数据中包含每日的测量、摇信、电度值等数据。是电力报表的数据来源。报警事件用于记载越限数据、定值修改、遥控分合闸等。操作记录用于记录系统管理员和用户的登录、退出、定值设定、开关操作等。这些数据来源于监控主机的实时数据库，由监控软件实现和用户的交互，确定数据存储的定时和时间间隔。日数据表可以在监控主机上由监控程序访问SQL数据库，有用户定制生成，也可以在数据库服务器上通过企业管理导出，然后编辑打印。图8.2系统软件结构图8.4.2支撑软件本课题采用的支撑软件是ACCESS数据库组成。支撑软件保证了数据的正确性和可靠性。MicrosoftAccess是一种桌面数据库。只适合在数据量少的情况下应用，在处理少量的数据和单片机访问的数据时很好的，效率也比较高。本数据库的数据有日数据、报警事件、操作记录。日数据中包含每日的测量、摇信、电度值等数据。是电力报表的数据来源。报警事件用于记载越限数据、定值修改、遥控分合闸等。操作记录用于记录系统管理员和用户的登录、退出、定值设定、开关操作等。这些数据来源于监控主机的实时数据库，由监控软件实现和用户的交互，确定数据存储的定时和时间间隔。日数据表可以在监控主机上由监控程序访问SQL数据库，有用户定制生成，也可以在数据库服务器上通过企业管理导出，然后编辑打印。8.4.3应用软件变电所自动化的应用软件目前较多，比较常见的有SCADA。组态主软件功能强大，编程相对容易，程序相对和考星也比较高。应用在变电所的自动化方面，可以提供方便的查询系统。能方便的以曲线、图等形式查询电力系统的历史、实时状态。通讯距离可以达到5000米，与传统的监控方式相比，节省了大量的控制电缆。仅有一条通讯电缆代替。由显示器、投影仪等代替模拟屏，既节省了投资，又避免了巨大的模拟屏在值班室占用空间。强大的报表系统。可根据用户需要定制抄表时间，完成取代人工抄表，避免了抄表人员进入配电房工作带来的危险。大大保障了工作人员的安全。在组态主摇控系统中，除传统的机械闭锁、电气闭锁外，还可以增加计算机额逻辑闭锁。提高了电力系统的安全、稳定性。支持ODBC数据库。但是组态软件存在下面一个不足：在组态软件应用中需要各种智能设备通讯，一般组态软件都是通过SCADA等高级语言编写动态库程序，通过组态软件提供接口，采集设备数据并和组态软件通讯。这种方式目前在组态软件应用非常广泛，但存在不足之处，尤其是对一些简单设备或者用户自己开发的设备。这种设备通讯协议非常简单，但客户不得不委托组态软件开发商开发设备驱动程序。而组态软件厂商的开发人员往往没有实际的设备，只能根据用户提供的协议完成代码编程，实际用户在现场试用。如果出现问题往往需要返回厂商修改，反反复复才能解决问题，造成人力物力的浪费。SCADA编程方式与组态有很大的不同，运行速度快SCADA支持多线程，数据监控界面的显示性强。可以得到最好的速度，最大的灵活性，最强的功能，比较适用一些底层的场合，特别是一些使用现有控件不太理想的情况下，VB的载有度比较高。可以开发优秀的通信程序、高效灵活的文件操作程序、高效灵活的数据库操作程序。变电所监