某220KV智能变电站设计毕业设计.docx
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某220KV智能变电站设计毕业设计
某220KV智能变电站设计毕业设计
毕业设计报告论文题目:
某220KV智能变电站的设计系部名称:
电子信息学院专业班级:
电气学生姓名:
学号:
指导教师:
教师职称:
副教授2012年X月X日摘要本次毕业设计以某220kv智能变电站为主要设计对象。
该变电站有两台主变压器,站内主接线分为220kv、110kv和35kv三个电压等级。
本设计的第一章为绪论,主要阐述了变电站在电力系统中的地位。
设计变电站的原则和目的以及变电站的基本情况。
第二章是数字化变电站的简介,主要介绍数字化变电站的相关技术和知识,第三章是变电站电气主接线的设计和主变压器的选择。
分别通过对220kv、110kv和35kv侧电气主接线的拟定,选择最稳定可靠的接线方式。
第四章是电气设备的选择,电气设备的选择包括母线、断路器、隔离开关、电流和电压互感器的选择。
第五章是数字化变电站的二次系统方案,主要对数字化变电站二次系统设计的基本方案进行拟定。
第六章是站内通信网络模型描述。
主要是对数字化变电站二次系统通信网络的设计。
第七章是间隔层和过程层设备对时方式选择,对数字化变电站二次系统对时方式的方案的选择。
第八章是网络结构。
是对数字化变电站而出网络方案的拟定,综合分析和比较各方案,选择可靠和稳定的方案。
通过220kv智能变电站的设计,使我对电气工程及其自动化专业的主干课程有了一个较为全面系,系统的掌握,增强了理论联系实际的能力,提高了工程意识,锻炼了我独立分析和解决电力工程设计问题的能力。
1.1变电站自动化系统在我国电力系统的发展1954年,我国从前苏联引进了远方终端装置RTU,东北电网安装了16套遥测装置,1965年北京实现了第一个遥控变电站,到1959年全国已经有29个变电站实现遥控和无人值班,此外,还在2个水电厂和7个火电厂安装了遥测、遥控、遥信装置。
此后,国内开始了系列远动产品的研制工作,并且在华北、华东和东北三大电网推广应用。
20世纪60年代中期,随着电子技术的迅速发展,许多国家都开始了基于计算机的数据采集和监控系统SCADA的研制。
20世纪70年代基于微处理器技术的微机型远动装置问世。
微机型远动装置相对于晶体管布线逻辑型的远动设备具有了明显的优势,这种技术随着微电子技术的发展得到了迅速的应用。
20世纪80年代中期开始的四大网引进工程,极大地推动了我国微机型RTU技术的发展,从而也大幅提高了我国变电站自动化技术的水平。
20世纪80年代中期,我国开始了微机型继电保护装置的研究工作,最早通过鉴定的微机型继电保护装置是WXB-01型,随后研制的WXB-11型线路保护性能得到了很大的提高,产品的实用化水平也不断提高。
20世纪90年代数字式保护的广泛应用,使得变电站自动化技术取得快速的进展。
90年代初研制出的变电站自动化系统是在变电站控制室内设置计算机系统作为变电站自动化的控制中心。
20世纪90年代中期,随着计算机技术、网络通信技术的飞速发展,出现了分布式变电站自动化系统。
1.2数字化变电站的国内外研究状况我国的智能变电站的发展及研究现状:
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合二为一的设计思想。
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系统ISA-1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。
90年代中后期,变电站综合自动化已成为热门话题,研究单位和产品如雨后春笋般蓬勃发展。
典型的变电站综合自动化系统是把保护、控制、PLC,RTU及计算机融为一体,做到数据信息统一,减少控制电缆敷设,优化二次系统设计。
用PLC的独特功能解决了诸如变压器分接头的自动调整、电容器组的自动投切、变压器冷却风扇的自动控制、低周减载及负荷控制等自动控制问题。
将微机保护、控制和测量单元组合在一起,由通信控制器负责管理整个二次设备,并将信息送给监控计算机和管理计算机。
监控计算机负责变电站的当地功能和远动功能。
变电站综合自动化系统的研究和开发之所以会引起这么多的科技工作者和企业的注意,其根本原因在于有广大的市场需求。
国外变电站综合自动化的发展概况:
国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发和试验研究工作。
如由美国西屋电气公司和美国电力科学研究院(EPRI)联合研制的SPCS变电站保护和控制综合自动化系统、由日本关西电力公司与三菱电气公司共同研制的SDCS-I、II保护和控制综合自动化系统,SDCS-I、II系统从1977-1979年进行了现场试验及试运行,80年代初已交付商业应用。
目前,日本日立、三菱、东芝公司,德国西门子公司(SIEMENS)、AEG公司,瑞士ABB公司,美国通用电气公司(GE)、西屋电气公司(Wesinghouse),法国阿尔斯通公司(AL-STHOM),瑞士Landis&Gyr公司等国际著名大型电气公司均开发和生产了变电站综合自动化系统(或称保护与控制一体化装置),并取得了较为成熟的运行经验。
西门子公司于1985年在德国汉诺威正式投运其第一套变电站自动化系统LSA678,至1993年已有300多套同类型的系统在德国本土及欧洲其他国家不同电压等级的变电站投入运行,至1995年,该公司在中国也陆续得到十几个工程项目,基本上是110kV城市变电站。
ABB公司的变电站综合自动化系统SCS100,在芬兰生产,用于中、低压变电站。
SCS200在瑞典生产,用于高压变电站。
国外变电站综合自动化系统制造厂商颇多,但他们彼此之间一开始就十分注意系统的技术规范和标准的制定及协调,以避免各自为政造成的不良后果,以便于这门新技术能够迅速发展和广泛的应用。
1.3课题研究的目的和意义当前,节能减排、绿色能源、可持续发展成为各国关注的焦点。
人类能源发展面临的第一挑战,是以可再生能源逐步替代化石能源,建造能源使用的创新体系,以信息技术彻底改造现有的能源利用体系,最大限度地开发电网体系的能源效率。
因此期望通过一个数字化信息网络系统将能源资源开发、输送、存储、转换(发电)、输电、配电、供电、售电、服务以及蓄能与能源终端用户的各种电气设备和其它用能设施连接在一起,通过智能化控制实现精确供能、对应供能、互助供能和互补供能,将能源利用效率和能源供应安全提高到全新的水平,将污染与温室气体排放降低到环境可以接受的程度,使用户成本和投资效益达到一种合理的状态,这就是智能电网的思想。
为了达到变电站自动化要求,就要在变电站内外形成通信网络来实现信息共享。
变电站自动化系统的传输规约和传输网络的标准化,是实现可靠快速通信的保证。
为了制定能够满足功能和性能要求的通信标准,且能够支持将来技术的发展,很多企业使用IEC60870-5-103规约或者各自定义了一些关于变电站自动化通信的私有协议。
即使各个设备生产厂家使用的通信协议都是IEC60870-5-103协议,但是由于各自采用不同的方法来实现,因而不能实现兼容设备之间的通信和互操作性。
为了能够在各种自动化系统内部准确、快速地收集、处理并传送从发电厂、变电站到最终用户接口的各种实时信息,国际标准化组织正在加紧相关规约标准的制定,特别值得关注的是2002正式通过的IEC61850变电站通信网络和系统的国际标准草案,将是今后电力系统无缝通信体系的基础。
国内外各大电力公司、研究机构都在积极调整产品研发方向,力图和新的国际标准接轨,以适应未来的发展方向。
数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;
在逻辑结构上可分为三个层次,根据IEC61850信协议草案定义,这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。
各层次内部及层次之间采用高速网络通信。
数字化变电站主要技术特征是数字化变电站采用低功耗,紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规TA和TV;
将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号,利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统,实现基IEC61850标准的统一信息建模,并采用智能断路器控制等技术使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越,数字化变电站技术主要表现为:
数据采集数字化、系统分层分布化、系统结构紧凑化、系统建模标准化、信息交互网络化、信息应用集成化、设备检修状态化、设备操作智能化。
1.4课题设计原始数据1、环境条件户内环境温度和周围空气相对湿度温度:
-10℃~+55℃,允许变化率10℃/d;
相对湿度:
5%~95%无冷凝。
海拔高度:
不超过1000米。
震能力:
地面水平加速度:
0.4g,地面垂直加速度:
0.18g。
2、电气主接线1)主变规模及电压等级主变终期规模3×180MVA,本期规模2×180MVA有载调压变压器。
变比考虑采用220±8×1.25%/115.5/36.75kV。
容量变比180MVA/180MVA/60MVA。
2)出线规模220kV规划出线4回,分别至魏县、漳堡、备用、备用各1回;
本期出线2回,至魏县和漳堡。
110kV规划出线12回,分别至杨桥I(备用)、杨桥II、里店、备用,城关(备用)、边马(备用)、龙王庙,孙店,备用,备用,备用,备用;
本期出线4回,分别至杨桥II、里店、龙王庙、孙店各1回。
35kV规划出线9回,本期出线6回。
3)无功补偿每台主变低压侧安装4x8.016Mvar无功补偿电容器。
3、电气参数220kV设备短路电流开断水平按不低于40kA考虑;
110kV设备短路电流开断水平按31.5kA考虑;
35kV设备短路电流开断水平按25kA考虑。
4、配电装置型式本站处于III级污秽区,220kV、110kV配电装置采用常规的户外敞开支持式管母线分相中型布置方案,35kV配电装置采用户内开关柜方案(手车柜),电容器采用户外散装成套装置。
第二章数字化变电站二次系统的简介2.1数字化变电站的结构从逻辑上看,数字式变电站可分为一过程层、二间隔层、三变电站层。
三层关系如图2-1所示。
(1)过程层过程层是一次设备和二次设备的结合面。
过程层的主要功能分三类:
实时运行电气量检测;
运行设备状态检测;
操作控制命令执行。
(2)间隔层间隔层的主要功能是:
汇总本间隔过程层实时数据信息;
实施对一次设备的保护控制功能;
实施本间隔操作闭锁功能;
实施操作同期及其他控制功能;
对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制;
执行数据的承上启下通信传输功能,同时高速完成于过程层及变电站层的网络通信功能,上下网络接口具备双控全双工方式以提供高信息通道的冗余度,保证网络通信的可靠性。
(3)变电站层变电站层的主要功能是:
通过两级高速网路汇总全站的实时数据信息,不断的刷新实时数据库,按时登录历史数据库;
将有关数据信息送往电网调度或控制中心;
接受电网调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;
具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;
具有站内当地监控、人机联系功能。
具有对间隔层、过程层设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能等功能。
图2-1数字化变电站的逻辑图2.2数字化变电站的特点
(1)一次设备智能化采用数字输出的电子式互感器、智能开关(或配智能终端的传统开关)等智能一次设备。
一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。
(2)二次设备网络化二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息,取消控制电缆。
(3)运行管理系统自动化应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统,提升自动化水平,减少运行维护的难度和工作量。
(4)数字化变电站的实现条件现代计算机技术、现代通信和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。
过去若干年内,数字化变电站所依赖的技术基础已经取得了长足的进步,实现数字化变电站已经具备了以下条件:
--智能一次设备已被逐步采用;
--电子式互感器的已进入实用阶段;
--光纤通信及以太网技术已被普遍采用;
--电力行业面向对象的统一建模技术逐步被采用;
--IEC为数字化变电站制定的无缝通信体系IEC61850基本完成;
--国外已经开始数字化变电站的试点工作,为我国数字化变电站的实现积累了一定的经验。
另外,变电站站内信息数字化、标准化,在IEC61850到主站的标准确立以后,调度端将可完全访问变电站的所有信息。
除了传统的实时数据外,调度端还可以直接导入变电站模型乃至主接线图,并能获得在线监测、设备台帐等运行管理信息。
2.3数字化变电站的优势
(1)变电站的各种功能可共享统一的信息平台,避免设备重复数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型,按统一的通信标准接入变电站通信网络。
变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令,不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。
传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同,二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号,各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统,增加了变电站的复杂性和成本。
(2)便于变电站新增功能和扩展规模变电站的设备间信息交换均通过通信网络完成,变电站在扩充功能和扩展规模时,只需在通信网络上接入新增设备,无需改造或更换原有设备,保护用户投资,减少变电站全生命周期成本。
数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。
变电站在新增功能时,如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求,可在原有的设备上运行新增功能的软件,不需要硬件投资。
(3)通信网络取代复杂的控制电缆数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术,一条信道可传输多个通道的信息。
同时采用网络通信技术,通信线的数量约等于设备数量。
因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。
(4)提升测量精度数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器,数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差,提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。
例如采用0.2级的TA和TV,传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差,计量系统总误差在±0.7%的水平。
而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生,可达到±0.4%的水平。
(5)提高信号传输的可靠性数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。
通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息,一方面杜绝误传信号,另一方面在通信系统故障时可技术告警。
数字信号可以用光纤传输,从根本上解决抗干扰问题。
传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号,当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。
而且传输模拟信号难以使用光纤技术,易受干扰。
(6)应用电子式互感器解决传统互感器固有问题数字化变电站采用电子式互感器,没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。
(7)避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接,电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径,而且也没有二次回路两点接地的可能性。
传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接,电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常,在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。
尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地,但由于二次回路接地点的状态无法实时检测,二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响,甚至造成设备误动作。
(8)解决设备间的互操作问题数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口,设备间可实现无缝连接。
数字化变电站唯一可用的通信标准为IEC61850。
IEC61850的信息自解释机制,在不同设备厂家使用了各自扩展的信息时也能保证互操作性。
传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决,主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。
为实现不同厂家设备的互连,必须设置大量的规约转换器,增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度,降低了通信系统的性能。
(9)进一步提高自动化和管理水平数字化变电站的采用智能一次设备,所有功能均可遥控实现。
通信系统传输的信息更完整,通信的可靠性和实时性都大幅度提高。
变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能,提高自动化水平。
一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能,可根据设备的健康状况实现状态检修。
传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限,许多自动化技术只能停留在试验室里,难以工程应用。
2.4数字化变电站的主要技术2.4.1电子式互感器及其配置主流产品是基于Rogowski线圈的电子式电流互感器、基于法拉第磁光效应的光学电流互感器以及利用Pockels效应的光电电压传感器。
无源电子式互感器:
Faraday磁光效应电流互感器及Pockels电光效应电压互感器。
这种互感器基于有关光学传感技术,一次侧光学电流、电压传感器无需工作电源,是独立安装的互感器的理想解决方案,目前正在进行实用化研究。
有源电子式互感器:
利用电磁感应等原理感应被测信号,如Rogowski线圈的电子式电流互感器;
电阻、电容、电感分压的电压互感器。
这种互感器传感头部分具有需用电源的电子电路,用于GIS或者罐式断路器更方便,对于户外配电装置,则采用激光供能的办法,能较好的解决电源问题。
目前有源电子式互感器在工程中已获得了较多的应用。
电子式互感器主要特点:
(1)高低压完全隔离,安全性高;
不存在磁饱和、铁磁谐振等问题;
(2)频率响应宽,动态范围大,精度高,可同时满足测量和继电保护的需要;
没有因漏油而潜在的易燃、易爆等危险。
(3)体积小,重量轻,节约占地面积;
无污染,无噪声,具有优越的环保性能;
(4)适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要;
电子式互感器的配置:
20kV各间隔、主变三侧间隔电流互感器均按照保护双重化原则布置互感器线圈,线圈布置原则为2个保护线圈(Rogowski线圈)+1个计量线圈(LowPower铁芯线圈)。
电流互感器准确级次:
5TPE/5TPE/0.2S。
110kV、35kV各间隔(除主变外)均按照保护单套原则布置互感器线圈,线圈布置原则为1个保护线圈(Rogowski线圈)+1个计量线圈(LowPower铁芯线圈)。
电流互感器准确级次:
5TPE/0.2S电压互感器:
对于母线型,各电压等级,每条母线均配置2个三相二次线圈,无开口三角线圈。
准确级次:
0.2/0.2。
对于线路型,每回220kV线路均配置1个单相二次线圈,无开口三角线圈。
准确级次:
0.2。
2.4.2智能化开关智能化开关是指具有配有电子设备、数字通讯接口、传感器和执行器,不但具有分合闸基本功能,而且在监测和诊断方面具有附加功能的开关设备。
开关设备(包括断路器和刀闸)的智能化是过程层数字化的重要组成部分智能化开关的发展方向:
(1)智能控制功能:
保护测控一体化、一、二次功能一体化。
除具备传统二次功能(保护功能、测量功能)外,还具有一次设备本体的控制功能,包括控制联锁、储能电机和机构电机的保护、顺序控制、受控分合闸等。
(2)在线监测功能:
断路器灭弧室的局放和介损监测;
机构动作特性的监测,断路器触头和刀闸的行程、速度;
控制回路断线监视;
弹簧储能时间;
开关工作时间、开关动作次数、切断电流累积;
开关柜内温度、触头接触部位的温度监测;
分合闸线圈的电流、电压等。
在线监测的主要目的:
实现状态检修。
实施在线监测必须考虑可靠性、稳定性和经济性。
(3)数字化接口:
实现开关信息的数字量传输。
(4)机构的电子化操动:
传统的断路器各类故障(拒分拒合)中机械故障的比率最大,各级传动齿轮增加了故障概率,也增加了机构体积。
电子化操动机构变机械储能为电容储能,变机械传动为变频器通过电机直接驱动,机械运动部件减少到一个,可靠性大大提高。
电子电路的寿命、稳定性和可靠性成为关键目前国内的高压开关设备厂家开关设备的智能化水平,受其专业限制,不能满足现在数字化变电站的要求。
一、二次厂家的整合和合作是国内开关智能化的必然趋势。
目前实现方式是:
开关不变,信号就地数字化,设置间隔级智能终端。
2.5IEC61850概述IEC61850标准提供了变电站自动化系统功能建模、数据建模、通信协议、通信系统的项目管理和一致性检测等一系列标准。
IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言,使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能,按照IEC61850标准建设变电站的通信网络和系统,是建设数字化变电站的有效途径。
IEC61850标准的发布和符合其标准的设备的推出,为建设数字化变电站提供了坚实的基础。
2.5.1IEC61850标准体系简介IEC61850标准体系共分为10个部分,如下:
(1)系统方面Part1:
介绍和概述Part2:
术语Part3:
总体要求Part4:
系统和项目管理Part5:
功能通信要求和设备模型
(2)系统配置Part6:
变电站中智能电子设备通信配置描述语言(3)抽象通信服务变电站和线路(馈线)设备的基本通信结构Part7-1:
原理和模型Part7-2:
抽象通信服务接口(ACSI)(4)数据模型变电站和线路(馈线)设备的基本通信结构Part7-3:
公共数据类Part7-4:
兼容逻辑节点和数据类(5)特殊通信服务映射(SCSM)Part8-1:
映射到制造商报文MMSPart9-1:
通过单向多路点对点串行通信连接模拟采样值Part9-2:
IEEE802.3之上的模拟采样值(6)测试Part10:
一致性测试2.5.2IEC61850标准的主要特点
(1)信息分层按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:
无论从逻辑概念上还是从物理概念上都将变电站的功能分为3层,即变电站层、间隔层和过程层。
图2-2分层结构示意图过程层主要完成开关量I/O、模拟采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能;
间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备产生作用,如线路保护设备或间隔控制设备;
变电站层的功能分为两类,一是与过程相关的功能,主要指利用各个间隔或全站的信息对多个间隔或全站的一次设备发生作用的功能,如母线保护和全站范围内的逻辑闭锁功能,二是与接口相关的功能,主要指与远方控制中心、工程师站及人机界面的通信。
(2)面向对象的数据对象统一建模IEC61850标准采用面向对象的建模技术,定义了基于客户机/服务器结构数据模型。
每个IED包含一个或多个服务器,每个服务器又包含一个或多个逻辑设备,逻辑设备包含逻辑节点,逻辑节点包含数据对象。
数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。
IEC61850建模了大多数公共实际设备和设备组件。
这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制,例如变电站和馈线设备(诸如断路器、电压调节器和继电保护等)。
(3)数据自描述和采用“面向点”的数据描述方法不同(如103规约),IEC61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。
面向对
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