【毕业设计】110KV电网保护的设计及整定计算文档55页高清浏览

计算短路电流时，运行方式的确定非常重要，因为它关系到所选定的保护是否经济合理简单可靠，以及是否能满足灵敏度的要求等系列问题。

短路电流计算原则忽略发电机变压器架空线路等阻抗参数的电阻部分，并假定旋转电机的负序电抗等于正序阻抗。

发电机及调相机的正序阻抗可采用时的初瞬态电抗的饱和值。

发电机电势可以假定均等于标么值且相位致。

不考虑短路电流的衰减以及强励与调压器的作用。

不计线路电容电流和负荷电流的影响。

不计故障点的电阻和接地电阻。

系统三相短路电流的计算系统在最大运行方式下，开环运行。

所有电源都投入，计算等值网络图如下流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

保护的电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

系统两相短路电流的计算系统在最小运行方式下，电网开环运行，系统中的电源要有选择性的投入。

假设投入计算等值电路图如下流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路流过保护的短路电流。

线路末端短路，断开线路。

将换算成有名值。

用公式系统在最大运行方式下二系统在最小运行方式下第章负荷电流的计算为保证电网正常运行时过电流保护不误动外部故障切除后，保护能可靠地返回时，需要进行正常运行时的最大负荷电流的计算。

段线路流过保护的负荷电流，经过分析比较断开线路的负荷电流最大。

对于保护无正方向负荷电流流过，不作计算。

段线路流过保护的负荷电流，经过分析比较断开线路的负荷电流最大。

流过保护的负荷电流，经过分析比较断开线路的负荷电流最大。

段线路流过保护的负荷电流，经过分析比较断开线路的负荷电流最大。

流过保护的负荷电流，经过分析比较断开线路的负荷电流最大。

尤其是调度人员能及时准确地掌握电网的故障情况，提高事故的分析处理水平。

同时，实现了保护人员在日常运行中对全网微机型保护和录波装置运行状况的动态实时监测，大大提高了系统保护装置的健康运行水平。

系统组成山西电网故障信息分析处理系统组成如图所示。

变电站端在变电站端设置专门的子站系统，所有数据采集和分析系统的硬件单独组屏，尽量不影响原有保护和录波装置的运行性能。

管理屏通过与调度端中心站连接，通过工控机与现场设备连接。

工控机经由插在中的多功能卡将信号转换成信号，同时进行串行口扩展，经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。

管理屏装设台授时装置，为了尽量减少对运行装置的影响，仅采用了软对时方式，即只校正工控机的时钟，工控机再通过串口为所连接的装置对时。

非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入变电站管理屏。

工控机以各连接设备的通讯协议接收数据后，将数据格式进行转化，录波器数据格式转化为，格式，保护报告转成文本文件，以协议与调度端中心站进行数据传输。

中心站端中心站设台通讯主机和台数据管理服务器。

通讯主机通过经专用微波话路与变电站管理屏连接，系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息，经分析处理后将最终数据存入管理服务器。

服务器负责存储统计所有变电站的信息，对接收的数据经过初步分析，并经维护人员归纳总结后通过发布，每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源，实现整个局域网对最新故障数据的共享。

同时，调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。

通讯主机与服务器之间遵循协议。

系统功能故障信息的及时准确处理功能变电站管理机能自动完成对本站所连接的保护和录波装置的正常查询动作报告和自检报告的自动搜集和分析处理，当分析到有保护跳闸报告时能自动拨号将报告上传至中心站，并在管理机上以醒目的方式就地显示，实现了对所有连接装置动作信息的自动管理，提高了故障处理的自动化水平。

管理屏的装置可以精确地同步各装置的时钟，极大地提高了系统故障分析的准确性，消除了因时钟的影响而造成事故分析不便的隐患。

通过远传系统，继电保护各级管理部门在系统发生故障时可以及时准确取得有关数据而无须赶到现场，缩短了处理故障的时间。

中心站后台软件具有完善的分析工具对上传的数据进行分析，如故障测距波形分析矢量计算谐波分析等。

故障测距提供了多种算法，为故障点的查找带来很大方便。

双端测距算法的实现，大大提高了故障测距的精确度，这也正是本系统实现的最有效实用的故障处理功能。

运行设备的远方监控维护功能变电站定时对连接装置进行巡检，旦装置有自检异常报告，自动收集并保存，同时可以就地显示或声响等方式提醒运行人员。

管理机每天自动调取次各装置定值，也可由中心站远方操作随时调取装置定值。

可自动记录接入变电站管理屏的开关变位情况并给出汉化的变位信息和有关提示。

在中心站可以远方调取各连接装置的实时采样数据及波形装置自检报告开关变位状况当时定值等，监视装置的运行状况。

对录波装置，还可以实现远方启动录波的功能。

故障信息的管理统计功能中心站服务器管理系统的设计基于模式，采用满足国际技术标准的通讯协议及数据库环境，实现数据库的管理功能。

接入本系统的所有装置的动作信息自检信息及录波数据都记录在数据库中，可以方便地进行不同条件的查询和统计，如按照单位厂站线路名开关号保护及录波装置型号等，同时，要求该软件具备查询或统计后相应数据的转存备份删除等功能。

图形功能中心站通讯机可显示山西电网地理接线图，通过点击地理接线图中任变电站可调出该变电站的主接线图及保护录波装置的配置图，点击任装置即可调出该装置的历史数据。

当系统发生故障，有报告传到中心站时，变电站主接线图中有明显标志自动显示故障报告的存在。

图形具有方便的编辑功能，如添加删除设备等。

使用情况连接装置山西电网故障信息分析处理系统连接了目前使用较多的微机型线路保护和故障录波装置及部分变压器保护，还接入了部分开关量信号。

线路保护装置南自厂生产的型保护和南瑞生产的系列保护故障录波装置南京银山公司生产的录波器和电自院远动室深圳深宁公司生产的录波器变压器保护装置南自厂生产的保护和南瑞生产的系列保护开关量信号根据各厂站的需要接入目前无法监测到的信号。

如各电压等级母线接地信号装置直流电源消失信号等。

装置的连接过程中，系列保护和录波器比较容易接入，后台接收的信息也与装置本体差不多，但对于早期投产的微机型装置，如线路保护变压器保护及录波器，如果进行组网，必须对设备进行升级。

需升级为型，变压器保护，原装置的运行程序没有联网功能，需要对程序进行修改，而录波器需升级为型。

对于这些装置的联网，需要做的工作很多，但联网后调取的信息非常有限，上传报告的内容比装置本体打印的内容少得多，运行中还存在许多问题，如保护，只能调取两个周波的故障波形，运行中经常出现无法与变电站管理屏通讯的情况，原因是保护装置的打印机卡纸，卡纸时保护串口不进行通讯保护组网后，装置不能调取定值，装置调取的定值有项。

所以，在建立保护故障信息系统时，早期的微机型装置是否接入，其必要性有待于进步探讨。

系统特点保护及录波装置的动作自检报告在变电站端经过数据格式转换后，文件体积比较小，传输速率较高，同时，通讯模块软件支持断点续传，缩短了占用通道时间，提高了远传成功率。

对变电站连接的各种装置的通信软件采用了模块化设计。

对不同厂站的设备通过连接装置的设置完成通讯软件设置，而无需重新编制软件，当变电站扩容或设备变更时，站端软件调整维护工作量小，使用方便。

中心站软件具备灵活丰富的故障分析功能。

可以显示有关电气量的曲线和相量，当光标在曲线上移动时，可实时显示光标所在位置各电气量的有效值瞬时值相角谐波值等可对选定的曲线进行叠加拉伸压缩放大缩小等显示。

提供了对故障线路的多种测距算法，有单端测距双端测距对侧助增测距。

存在问题商榷山西电网故障信息分析处理系统于年月投入试运行，运行期间经历了十多次系统故障，故障报告基本完整，但时效性不佳。

根据运行情况分析，有些问题值得在建设信息系统时引起重视为了确保电网故障时故障数据自动上传的时效性准确性，