1、 目 录 1 绪论151.1研究背景及必要性151.2国内外现状151.3研究内容与研究方法162 110KV变电站概述172.1 110KV变电站简介172.2 待建变电站负荷计算172.3变压器选择182.4主接线设计原则202.5所用电的设计242.6继电保护的配置252.7防雷保护283 110KV变电站在运行过程中的常见故障分析与处理333.1GIS的常见故障及其防范措施333.2监控设备故障及其防范措施343.2.1监控设备的故障及其原因343.2.2防范措施343.3 变压器故障及其防范措施353.3.1变压器运行中的故障及其原因353.3.2处理方法及防范措施353.4全绝缘、
2、半绝缘、绕组材料等问题的解决354 110KV变电站的日常维护保养364.1日常维护保养36 4.2日常运行维护385 结论416 致谢42. 1 绪论1.1研究背景及必要性变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，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。电力工业是国民经济的重要部门之一，它是负责把自然界提供的能源转换为供人们直接使用的电能的产业。它即为现代工业、现代农业、现代科学技术和现代国防提供不可少的动力，又和广大人民群众的日常生活有着密切的关系。电力是工业的先行。电力工业的发展必须优先于其他的工业部门，整个国民经济才能不断前进。我国具有极其
3、丰富的能源。这些优越的自然条件为我国电力工业的发展提供了良好的物质基础。但是，旧中国的电力工业落后，无法将其利用。不过，随着改革开放的深入发展，我国电力工业的发展很快。到2000年，我国电力工业已跃升世界第2位，电力工业的发展为我国的国民经济的高速发展做出了巨大的贡献。不仅如此，目前我国的电力工业已开始进入“大电网”、“大机组”、“超高压交、直流输电”等新技术发展的新阶段，一些世界水平的先进的高新技术，已在我国电力系统中得到了相应的应用。但是，随着近年来我国国民经济的高速发展与人民生活用电的急剧增长，电力工业的发展仍不能满足整个社会发展的需要，未能很好起到先行的作用，仅以2004年夏季的供电负
4、荷高峰期为例，全国预计总共缺电3000万KW左右，有24个省区都先后出现拉闸限电的的情况，这样的局面预期还要过23年才可能得到较好的解决 。另外，由于我国人口众多，由此在按人口平均用电方面，迄今不仅仍远远落后于一些发达国家，即使在发展中国家中，也只处于中等水平，尚不及全世界平均人口用电量的一半。因而，要实现在21世纪初全面建设小康社会的要求，我国的电力工业必须持续、稳步地大力发展，一方面是要大力加强电源建设，搞好“西电东送”，以确保电力先行，另一方面，要继续深化电力体制改革，实施厂网分开、竞价上网，并建立起符合社会主义市场经济法则的、规范的电力市场。展望未来，我们坚信，在新世纪中，中国的电力工
5、业必须持续、高速地发展，取得更加辉煌的成就 。1.2国内外现状张协在110kV变电站综合自动化图形软件包的设计一文中，对各种图形编辑模块进行研究，提出了系统设置、数据编码、图形编辑等众多模块的设计方案。李玲在基于工业以太网的变电站综合自动化系统的研制与应用一文中，设计了实现了一套分层分布式变电站综合自动化系统。于涵在基于负荷预测的变电站电压无功控制一文中，提出了保证电压质量和降低电网损耗的电压无功控制装置，效果理想。国外针对112KV变电站的研究起步较早，而且研究较为先进与深入，主要研究成果集中于上世纪80年代之后，研究成果集中于自动化变电站的研究。早在1985年，西门子公司便生产出第一个自动
6、化变电站，自动化系统LSA678开始，到1993年己经研制出300多套同一类型的系统，并在许多国家投入使用，截止到1995年，西门子公司在中国也有十几工程项目，主要是110kV城市变电站。ABB公司的智能变电站系统SCS 100，用于中、低压变电站；SCS200用于高压变电站。虽然国外智能变电站系统研制公司很多，但是彼此间都按技术规范和制定的标准进行。德国电力行业协会于1987年制定了“关于数字式变电站控制系统的推荐草案”，内容丰富；国际电工委员会第57次技术委员会为了促进智能变电站等工作，成立了“变电站控制和保护接口”组织，所起草的接口方面的标准，成为变电站内控制与保护的国际标准之一。1.3
7、研究内容与研究方法研究内容：本文研究了变电站的基本原理，变电站工作过程中会出现的故障以及故障的预防与解决方案，并阐述了变电站工作的运行过程中的日常管理与维护。研究方法：文献研究法：通过图书馆和网络等途径了解了大量相关文献，从相关文献中学习最新的理论，从而保证论文的写作具有一定的理论基础。分类分析法：对变电站的多种管理与维护进行分类分析，从而更清晰地阐述观点。.2 110KV变电站概述2.1 110KV变电站简介 在电力系统中，变电站主要担负着电压变换这一重要任务，其作用主要有提高输电电压，减少电能损失。电能在输送的过程中，由于电流的热效应，就要产生电能损失，且电能转化为热能的损失与电流的平方成
8、正比。因此，当输送功率一定时，提高输电电压就可减小电流，电网就会相应减少电能损失。降低电压，分配电能。电能经过升压输送到用电地区后，用户很难使用高电压的电气设备，因此，需要降压变电站把电压降低再分配到用户供用户使用。集中电能、控制电力流向。一个电网多数由多个电源点提供电能，这些电能的集中必须通过枢纽升压变电站来实现。在用电地区，根据负荷情况，再由降压变电站来控制电力的流向。调整电压，提高电压质量，满足用户的要求。通过变电站的变压器调压装置和无功补偿设备，既可使用户得到稳定的电压，也可以提高线路的输电功率。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变
9、压器将各级电压的电网联系起来。变电站在特定的环境中；是将ACDCAC转换过程。像海底输电电缆以及远距离的输送中。有些采用高压直流输变电形式。直流输电克服交流输电的容抗损耗。具有节能效应。变电站的主要设备和连接方式，按其功能不同而有差异。2.2 待建变电站负荷计算2.2.1 35kV 侧 近期负荷：P近35 =15+10+15+20=60MW 远期负荷：P远35 =20MW =60+20=80MW P35 k(1+k)=80*0.9*（1+0.08）=77.76MW Q35PtgPtg(cos10.85)=48.20 MVar 视在功率 Sg35=91.482 MVAIN35 =1.509kA2
10、.2.2 10kV 侧 近期负荷：P近10 =0.56+0.5+0.63+0.42+0.8+0.78+0.9+0.7=5.29MW 远期负荷：P远10 =6MW =5.29+6=11.29MW P10 k(1+k)=11.29*0.85*（1+0.08）=10.364MW Q10PtgPtg(cos10.85)=6.423 MVar 视在功率 Sg10=12.192 MVAIN10 =0.7039kA2.2.3站用电容量 Sg所0.057MVA2.2.4待建变电站供电总容量 S= Sg35+ Sg10+ Sg所= 91.482+12.192+0.057103.731(MVA)P= P35+ P
11、10+ P所=77.76+10.364+0.0588.174(MW)2.3变压器选择2.3.1相数的选择由相应规程规定，若站址地势开阔，交通运输方便，也不是由于容量过大而无法解决制造问题宜采用三相变压器，结合以上分析，此变电所应采用三相变压器。2.3.2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，如果通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，但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。故该市郊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
12、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，我国110KV及以上的电压等级均为大电流接地系统，为取得中型点，所以都需要选择 的连接方式。而6-10KV侧采用型的连接方式。故该市郊变电所主变应采用的绕组连接方式为： 。2.3.3主变阻抗和调压方式的选择参考电力系统电气设计手册和相应规程中指出：变压器各侧阻抗值的选择必须从电力系统稳定，潮流方向，无功分配，继电保护，短路电流，系统内的调压手段和并列运行等的方面进行综合考虑，并应以对工程起决定性作用的因素来确定。变压器的阻抗选择实际上是指三个绕组在变压器铁心中缠绕的
13、位置，由此变压器可以分为升压结构和降压结构两种类型。调压方式是指采用有载（带负荷）调压还是手动（不带负荷）调压方式。规程规定：在能满足电压正常波动情况下可以采用手动调压方式（手动调压方式的变压器便宜、维修方便）。近年来随着对电压质量的要求的提高和有载调压变压器的质量的提高，作为城市变电站，一般也都用有载调压方式。综合以上分析本设计中此变电站的主变宜采用有载调压方式。2.3.4 变压器容量的选择主变容量选择应考虑：（参考电力工程电气设计手册一中的第五章 ）（1）主变容量选择一般应按变电所建成后5-10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期几年发展，对城郊变电所，主变容量应与城市规划相结合。（2）根据
14、变电所带负荷性质和电网结构来确定主变容量，对有重要负荷的变电站应考虑一台主变压器停运时，其余主变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一、二级负荷；对一般性变电站，当一台主变停运时，其余主变压器应能保证全部负荷的60。(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。（主要考虑备用品，备件及维修方便。）由计算结果得知应选择容量为SSP-360000/220型。2.4主接线设计原则根据我国原能源部关于220500kV变电所设计技术规程SDJ288规定：“变电所的电气主接线应根据该变电所在电力系统中的地位，变电所的规划容量、负荷性质、线路、变压器连接
15、元件总数、设备特点等条件确定。并应综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。主接线应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求：1 可靠性所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电。衡量可靠性的客观标准是运行实践，经过长期运行实践的考验，对以往所采用的主接线经过优选，现今采用主接线的类型并不多。主接线的可靠性是它的各组成元件，包括一、二次部分在运行中可靠性的综合。因此，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。同时可靠性不是绝对的，而是相对的。一种主接线可靠性的标志：断路器检修时是否影响供电；线路、断路器
16、、母线故障和检修时，停运线路的回数和停运时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电；变电所全部停电的可能性。 灵活性主接线的灵活性有以下几方面要求： 调度要求。可以灵活的投入和切除变压器、线路，调配电源和负荷；能够满足系统在事故运行方式下、检修方式下以及特殊运行方式下的调度要求。 检修要求。可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修，且不致影响对用户的供电。 扩建要求。可以容易的从初期过渡到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。 经济性经济性主要是投资省、占地面积小、能量损失小。2.4.1主接线方案比较及确定根据对原始资料的分析，现将各电压等级可能采用的较佳方案列出。
17、进而，以优化组合的方式，组成最佳可比方案。表2.1方案拟定表电压等级方案方案220kV双母线接线双母带旁路接线110kV双母线接线双母带旁路接线10kV单母线接线单母分段接线1） 220KV和110kV主接线方案确定1 方案：图2.1双母线接线线路故障断路器拒动或母线故障只停一条母线及所连接的元件，将非永久性故障元件切换到无故障母线，可迅速恢复供电。检修任一元件的母线隔离开关，只停该元件和一条母线，其他元件切换到另一母线，不影响其他元件供电。可在任何元件不停电的情况下轮流检修母线，只需将要检修的母线上的全部元件切换到另一母线即可。断路器检修可加临时跨条，将被检修断路器旁路，用母联断路器代替被检
18、修断路器，减少停电时间。运行和调度灵活，根据系统运行的需要，各元件可灵活地连接到任一母线上，实现系统的合理接线。扩建方便，一般情况下，双母线接线配电装置在一期工程中就将母线构架一次建成，近期扩建间隔的母线也安装好，在扩建新元件施工时，对原有元件没有影响。2 方案：图2.2双母带旁路接线 加旁路母线虽然解决了断路器和保护装置检修不停电的问题，但是旁路母线也带来了如下的负面影响： 旁路母线、旁路断路器及在各回路的旁路隔离开关，增加了配电装置的设备，增加了土地，也增加了工程投资。 旁路断路器代替各回路断路器的倒闸操作复杂，容易产生误操作，酿成事故。 保护及二次回路接线复杂。 用旁路代替各回路断路器的
19、倒闸操作，需要人来完成，因此带旁路母线的接线不利于实现变电所的无人值班。近年来，系统地发展，系统接线可靠性的提高，新技术、新设备的采用，使得采用旁路母线的环境发生了较大的变化，主要有以下几个方面： 由于设备制造水平的提高，高质量的断路器不断出现，例如现在广泛采用的SF6断路器、真空断路器，运行可靠性大幅度提高。连续不检修运行的时间不断增长，SF6断路器制造厂可保证20年不检修。即使有时因操作机构故障需要停电检修，检修的时间也很短。近年来弹簧机构、液压弹簧机构等高可靠性的断路器操作机构也不断涌现。因此，断路器本身需要检修的几率不断减少，而每次检修的时间又非常短，旁路母线使用的几率也在逐年下降。
20、由于继电保护装置的微机化，维护工作大量减少，需要停电维护的几率很小。特别是双重化配置的保护，可以一套保护运行，另一套保护停用更换插件，不需要旁路保护代替。 220kV及以下新设计的变电站，一般都按无人值班方式设计。旁路母线给无人值班带来不便。鉴于上述情况，旁路母线的作用已经逐年渐弱了。作为电气主接线的一个重要方案带旁路母线的接线已经完成了它的历史作用，现在已经成为了一种过时的接线方式。新建工程基本上不再采用带旁路母线的接线方式。故而220kV和110kV主接线均采用方案双母线接线。2）110kV主接线方案确定 方案单母线接线如图4.3。图4.3单母线接线3 方案单母线分段接线如图4.4。图4.
21、4单母线分段接线 10KV主接线两种接线方式比较见表4.2表2.2 10kV主接线方案比较表方案项目方案方案可靠性可靠性低，无论检修母线或设备故障、检修都将造成整个配电装置停电。可靠性相对较高，当一段母线发生故障或当任一连接元件故障，断路器拒动时，继电保护动作断开分段断路器，将故障限制在故障母线范围内，非故障母线继续运行，整个配电装置不会全停，也能保证对重要用户的供电。 灵活性接线简单，清晰，操作方便，扩建容易。接线简单，清晰，操作方便，扩建容易经济性相对投资少、设备数量少，年费用低。投资相对较高、设备数量稍多。通过对两种方案的综合分析，方案在可靠性及灵活性方面占优势，方案在经济性方面稍占优势
22、。由于考虑到该电厂需要的可靠性，方案可以满足其供电需要，故最终方案选用方案单母线分段接线。2.5所用电的设计所用电接线方式，因变电所在电力系统中所处的地位、变电站主接线和主设备的复杂程度、以及电网的特性而定。而所用变压器和所用配电装置的布置，则常结合变电所主要电工构、建筑物的布置来确定。2.5.1所用电接线的一般原则8.1.1一般采用一台工作变压器接一段母线。8.1.2母线段之间设联络刀开关，不设自动空气开关和自投装置。8.1.3调相机负荷集中，可设专用线供电。8.1.4当有柴油发电机时，一般设柴油发电机母线段。 8.1.5 便于经济核算，当有备用母线短时，检修负荷接在该母线段上；也可设检修专
23、用母线段，与正常负荷分开供电。2.5.2所用变压器的选择据所用电要求，为保证对所用电可靠供电，选用两台型号不相同的双绕组变压器对所用电负荷供电，根据所用电负荷 ，进行所用变压器容量和型号选择。从上面的所用电负荷分析，可知所用电的供电容量S所 = 0.050MVA，所以在10kV则选用S980/10型电力变压器，其有关技术数据如下表：表2-3变压器型号Tab 2-3 Transformer model型 号额定容量kVA额定电压kV连接组别损耗W阻抗电压%空载电流%高压低压负载空载S9-80/1080105%0.4Y/yn-0125025042.4在35kV则选用S9100/35型电力变压器，其
24、有关技术数据如下表： 表2-4变压器型号Tab 2-4 Transformer model型 号额定容量kVA额定电压kV连接组别损耗W阻抗电压%空载电流%高压低压负载空载S9-100/35100355%0.4Y，yn021003506.51.92.5.3所用电的主接线形式所用电分别采用10kV 、35kV 母线段供电方式。当10kV母线侧检修时，可从kV母侧侧供电，平时分裂运行，保证所用电。以提高供电可靠性。2.6继电保护的配置2.6.1保护原则1）变压器保护的配置原则变压器一般装设下列继电保护装置（一）相间短路保护反应变压器绕组和引出线的相同短路的纵差动保护或电流速断保护，对其中性点直接接
25、地侧绕组和引出线的接地短路以及绕组闸短路也能起到保护作用。（二）反应变压器油箱内部故障和油面降低的瓦斯保护。（三）后备保护对于由外部相间短路引起的变压器过电流可采用下列保护作为后备保护：（1）过电流保护。（2）复合电压（包括负序电压及线电压）起动的过电流保护。（四）中性点直接接地电网中的变压器外部接地短路时的零序电流保护。（五）过负荷保护对于 400 kVA及以上的变压器，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，应根据可能过负荷的情况装设过负荷，对自耦变压器和多绕组变压器，保护装置，2）三绕组变压器后备保护的配置（一）、对于多侧电源的三绕组变压器，应在三侧都装设后备保护，对动作时间
26、最小的保护应加方向元件，动作功率方向取为变压器指向母线，在装人有方向性保护的一侧，加装一套不带方向的生备保护，其时限应比三侧保护的最大的时限大一个阶梯时限 T，保护动作后，跳开三侧断路器，作为内部故障时的后备保护。（二）、对单侧电源的三绕组变压器，应设置两套后备保护，分别装于电源侧和负荷侧。3） 610 kV 母线保护的配置原则：（一） 对于变电所 610 kV 分段或不分段的单母线，如果接在母线上的出线不带电抗器或对中小容量变电所接在母线上的出线带电抗器并允许带时限切除母线故障，不装设专用的母线保护，母线故障可利用装设在变压器断路器的后备保护和分段断路器的保护来切除，当分段断路器的保护需要带
27、低压起动元件时，分段断路器上可不装设保护可利用变压器的后备保护以第一段时间动作于分段断路器跳闸。（二） 对大容量变电所 610 kV 单母线分段或双母线经常并列运行且出线带电抗器时，采用接于每一段母线供电元件和电流上的两相、两段式不完全母线差动保护，保护动作于变压器低压侧断路器、分段断路器和同步调相机断路器跳闸对于分列运行的变电所则采取与第 1 项相同的措施。（三） 分段断路器保护：出线断路器如不能按切除电抗器前的短路条件选择时，分段断路器上通常装设两相或瞬时电流速断装置和过电流保护。4）610 kV线路的配置原则：（一）、相间短路保护对于不带电抗器的单侧电源线路，应装设电流速断保护和过流保护
28、。（二）、单相接地保护根据人身和设备的安全要求，必要时应装设动作于跳闸的单相接地保护。5）35 kV及以上中性点非直接接地电网中的线路保护配置原则：（一）相间短路保护对简单电网一般采用一段式或两段式电流电压速断保护和过电流保护，例如单侧电的终端回路上，通常仅需装设主保护的瞬时段及后备电流保护。（二）单相接地保护对线路单相接地故障现从优应装设下列电流构成的有选择性的电流保护或功率方向保护：（1）网络的自然电容电流。（二）消弧线圈补偿后的残余电流。（三）人工接地电流，一般比电流不宜大于1020A。（四）单相接地的暂态电流。7.1.6 110220kV 中性点直接接地电网的线路保护应装设防御单相及多
29、相短路保护，多段式相间短路保护、相电流速断保护距离保护，纵差动保护。2.6.2变电所继电保护配置10 kV线路配置：（1）电流速断保护和过电流保护；（2）零序电流保护。35 kV线路配置：（1）电流速断保护和过电流保护；（2）零序电流保护。110 kV线路配置：由变压器保护作为保护10kV、35kV 母线分段断路器配置：（1）电流速断保护；（2）过电流保护。变压器配置：（1）瓦期保护；（2）纵差动保护；（3）过电流保护；（4）零序电流电压保护；（5）过负荷保护。2.7 防雷保护防雷保护装置是指能使被保护物体避免雷击,而引雷于本身,并顺利地泄入大地的装置。电力系统中最基本的防雷保护装置有：避雷针
30、避雷线避雷器和防雷接地等装置。2.7.1避雷针 避雷针的保护原理是当雷云放电时使地面电场畸变,在避雷针的顶端形成局部场强集中的空间以影响雷电先导放电的发展方向，使雷电对避雷针放电,再经过接地装置将雷电流引入大地，从而使被保护物体免受雷击。 在对较大面积的变电所进行保护时,采用等高避雷针联合保护要比单针保护范围大。因此，为了对本站覆盖,采用四支避雷针。被保护变电所总长108.5m,宽79.5m,查手册，门型架构高15m.避雷针的摆放如图所示。79.5m；108.5m135m所以,需要避雷针的高度为： 1534.3m四只避雷针分成两个三只避雷针选择.验算：首先,验算123号避雷针对保护的高度：12
31、号针之间的高度：34.323m15m23号针之间的高度：34.318.815m13号针之间的高度： 34.334.31915.1m15m由上可见,对保护物的高度是能满足要求的。对保护宽度：12号针的保护宽度：1.5 ()1.5(2315) 12023号针之间的宽度：1.5 ()1.5(18.815) 5.70由此可见,对保护物的宽度是能满足要求的。所以,123针是满足要求的。由于4针的摆放是长方形,所以，134针也是满足要求的。即,四只高度选为35m的避雷针能保护整个变电所。2.7.2避雷器 避雷器是一种过电压限制器,它实质上是过电压能量的接受器,它与别保护设备并联运行,当作用电压超过一定的幅
32、值以后避雷器总是先动作，泄放大量能量,限制过电压,保护电气设备. 在电力系统中广泛采用的主要是阀式避雷器。根据额定电压(正常运行时作用在避雷器上的工频工作电压，也是使用该避雷器的电网额定电压)和灭弧电压有效值(指避雷器应能可靠地熄灭续流电弧时的最大工频作用电压)。 灭弧电压有效值的选择：电压等级KV35110-220灭弧电压有效值查手册,选出如下设备：型号额定电压KV 灭弧电压KV工频放电电压KV冲击放电电压KV灭弧电压选择KVFZ-3535418410413435FZ-110J1101002242683101100.888FZ-220J2202004485366302200.81762.7.3防雷接地 “防雷在于接地”,这句话含义说明各种防雷保护装置都必须配以合适的接地装置。将雷电泄入大地，才能有效地发挥其保护作用。 接地是指将地面上的金属物体或电气回路中的某一节点通过导体与大地保持等电位,电力系统的接地按其功用可分三类： 工作接地：根据电力系统正常运行的需要而设置的接地，它所要求的接地电阻值约在0.5-10的范围内。 保护接地：不设这种接地，电力系统也能正常运行,但为了人身安全而将电气设备的金属外壳等加以接地,它是在故障的条件下才发挥作用的,它所要求的接地电阻值处于1-10的范围内。 防雷接地：用来将雷电流顺利泄入大地,以减小它所引起的过电压,它的赕rl(鵑牊匀
