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谢庄变电站一次系统的改造与分析谢庄站110KV一次系统改造前后的对比谢庄站35KV及6KV一次系统改造前后的对比谢庄站6KV管母及电抗器改造前后的对比谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比谢庄变电站继电保护调试继电保护调试规范继电保护调试要求及方法直流系统调试110kv线路部分(包括谢110)保护调试主变保护保护调试110KV线路同期（包括谢110）保护调试故障录波备用电源自投调试经济、社会效益分析谢庄变电站一次系统的改造与分析1、通过增加设备间隔，改进运行方式，使运行方式更加灵活多样。根据谢庄实际运行情况，制定应急运行方案库，提高系统运行稳定度和事故处理灵敏度。2、提高了谢庄变电站的整体运行水平、提高设备利用率、降低变电站误操作率、提高变电站的供电可靠性、可靠性和持续性，对整个平煤电网的安全生产起着重要的促进和保障作用，确保煤矿安全生产，因此具有显著的经济和社会效益110KV一次系统改造前后对比110KV改造前110KV改造后对比分析1.1.3原谢110KV北母线上加装了谢110北甲2刀闸，将原110KV北母分成了两段母线：北母I段、北母II段。在谢110KV各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以缩小停电范围；而且也提高了供电可靠性。110kv北母线分段以后，在北母I段或II段停电时都能保证谢庄站2台主变运行，从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。1.1.4计谢2、滍谢2双回路分段运行，提高安全运行水平。改造前，谢庄站110kv部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备用，谢庄站110kv系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。改造后，谢庄站110kv系统分段运行，滍谢线带谢110北母，计谢线带谢110南母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的安全可靠性。35KV、6KV一次系统改造前后对比35KV改造前35KV改造后6KV改造前6KV改造后对比分析谢庄3#变容量为20000KVA。原谢3#变中压侧接至谢35KV西母、谢3#变低压侧接至谢6KV北母。谢1#变一旦停运，谢35KV、谢6KV供电压力极大，且需要压限负荷。改造后的谢3#主变中压侧可分别接至谢35KV东、西母；谢3#变低压侧可分别接至谢6KV南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢6KV系统的供电可靠性。6KV管母及电抗器一次系统改造前后对比6KV管母及电抗器改造前6KV管母及电抗器改造后对比分析1、6KV管母的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A；谢63电缆最大带负荷能力1500A。谢庄6KV系统负荷约为3300A。若谢1#主变停运时，谢6KV系统必须大量压限负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可靠性大大降低。管母改造后，谢61、谢62带负荷能力提高至4000A。谢63带负荷能力提高至谢3#主变满负荷(1800A)供电。无论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。2、6KV电抗器的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A，谢63没有电抗器；改造后增加谢63电抗器2000A，谢61、谢62、谢63增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器遮断容量的要求，常在出线断路器处串联电抗器，增大短路阻抗，限制短路电流；这时通过保护装置自动断开短接断路器，将电抗器投入运行。由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设备运行的稳定性。谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比实现了谢110KV母线分段运行谢庄站改造前，谢庄站采用单电源进线、谢110KV母线不分段运行，并且坑口电厂一回路发电运行，另一回路做馈出线备用至坑口电厂。谢庄站改造后，谢庄站采用双电源进线、谢110KV母线分段运行、坑口电厂双回路发电同时上网的大分段运行方式。谢110KV母线大分段运行的意义如下：性能改善电网运行方式发生了根本性的改变，由原来的单电源进线、110KV母线不分段供电方式，调整为双电源进线、110KV母线分段运行方式，对110KV系统进行了网络分割、形成单元式供电。由于采用母线分段运行方式，使得系统参数发生了变化，使网络系统电抗增大，短路电流及短路容量变小；使得输变配电设备的承载能力及遮断容量有了较大的富裕量，使矿区电网运行更加科学合理。在很大程度上增大了系统运行的稳定性。功能提高双电源进线、110KV母线分段运行方式使矿区电网运行方式更加灵活；由于双电源同时供电，使得矿区电网抗干扰性更强，不会因为其中一个电源故障而导致110KV母线全部停电，影响面减少了一半，供电可靠性增加了一倍。坑口电厂并网点由一点变为两点，使坑口电厂因系统故障而解列的可能性减少了一半；缓解了坑口一点并网的运行压力。双电源进线、110KV母线分段运行方式，实现了由原来的“在事故状态下，全变电站停电与系统并网”到目前的“事故状态下谢庄站无需停电就能带电厂与系统同期并网”的理想运行状态。大大增加了坑口电厂的经济效益及运行稳定性。管理加强1、消除了系统安全隐患，减少了故障环节，实现双电源进线、110KV母线分段运行方式；对110KV系统进行了网络分割，形成单元式供电、单元式管理。2、由于实现了坑口电厂发电两点与系统并网，上级电源事故情况下，可以避免坑口电厂非同期并网。3、避免坑口电厂单线上网，出现异常运行状况时，迅速甩负荷造成系统不稳定运行。谢110北甲2的加装1、原谢110KV北母线上加装了谢110北甲2刀闸，将原110KV北母分成了两段母线：北母I段、北母II段。在谢110KV各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以缩小停电范围；而且也提高了供电可靠性。110kv北母线分段以后，在北母I段或II段停电时都能保证谢庄站2台主变运行，从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。2、计谢2、滍谢2双回路分段运行，提高安全运行水平。改造前，谢庄站110kv部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备用，谢庄站110kv系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。改造后，谢庄站110kv系统分段运行，滍谢线带谢110北母，计谢线带谢110南母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的安全可靠性。管母的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A；谢63电缆最大带负荷能力1500A。谢庄6KV系统负荷约为3300A。若谢1#主变停运时，谢6KV系统必须大量压限负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可靠性大大降低。管母改造后，谢61、谢62带负荷能力提高至4000A。谢63带负荷能力提高至谢3#主变满负荷(1800A)供电。无论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。6KV电抗器的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A，谢63没有电抗器；改造后增加谢63电抗器2000A，谢61、谢62、谢63增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器遮断容量的要求，常在出线断路器处串联电抗器，增大短路阻抗，限制短路电流；这时通过保护装置自动断开短接断路器，将电抗器投入运行。由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设备运行的稳定性。谢353东刀闸、谢63南刀闸的加装谢庄3#变容量为20000KVA。原谢3#变中压侧接至谢35KV西母、谢3#变低压侧接至谢6KV北母。谢1#变一旦停运，谢35KV、谢6KV供电压力极大，且需要压限负荷。改造后的谢3#主变中压侧可分别接至谢35KV东、西母；谢3#变低压侧可分别接至谢6KV南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢6KV系统的供电可靠性。谢庄变电站继电保护调试通过对谢庄110KV综合自动化变电站整体改造的过程的跟踪、分析及研究，总结110KV枢纽变电站综自系统设计原理及设计施工步骤，并整理出类型性综自系统设计图纸母版；通过NS9000110KV综自系统的调试及联调，结合其他综自系统调试方法，整理出110KV及以下综自系统调试方案库。继电保护调试规范继电保护调试包括：设备、单元件的检查；二次回路绝缘情况检查；二次回路连接正确性，可靠性检查；二次回路整组特性试验等。调试条件：1.电气设备是经国家两部委鉴定合格、允许厂家生产的合格品，厂家资料齐全，设备参数清楚、合格，出厂试验应符合规程的要求。2.二次整组调试须在二次接线全部结束检查无误后，元器件调试、单元调试合格后方可进行。3.对环境气候的要求：继电保护调试主要在室内进行，因此室内应有良好的通风、采光设施，场地干燥、平整，无杂物。4.各项试验必须事先选用表计、设备的容量与量程、避免损坏设备。5.技术交底要求：每项调试工作应该让调试人员充分了解此项调试工作的工作范围，所涉及的运行设备有那些以及可能发生的危险点，了解被调试设备及系统和所用试验设备、仪器性能。严禁使用有缺陷及有可能危及人身或设备安全的试验设备和仪器。试验中如发生异常应立即中止，并拉断电源，采取有效的处理措施及防范措施后再进行检查工作。继电保护调试方法及要求外观检查1、二次设备的硬件配置和软件版本的标示及内部接线与图纸相符。2、二次设备的外观质量、焊接质量良好，设备上的所有元件固定良好，无松动现象。3、二次设备、回路的绝缘电阻及介质强度的检测，参考国家《电气设备交接试验标准》。绝缘检查1、外观检查所有绝缘部件、控制电缆线芯套管、导线和控制电缆的绝缘状况。发现异常时应采取措施修复和更换。2、二次回路中有电子元件的设备，允许把电子元件拔出用万用表代替摇表测量绝缘电阻值。3、用500V或1000V兆欧表(48V及以下的回路使用不超过500V的兆欧表)测量各分组回路的绝缘电阻，在断开所有其他并联回路的绝缘电阻均应不小于10MΩ。注：在测量某一组回路对地的绝缘电阻时，应将其它回路都接地。4、测量整个二次回路绝缘电阻，将电流回路的接地点解开，其绝缘电阻应不小于1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降低到不低于0.5MΩ。交流耐压试验交流耐压试验前必须先进行外观检查及绝缘检查，然后做好安全措施，试验区域应加设安全围栏并设专人监护。正式加压前将高压端放在绝缘物上进行空载试升压，确实证明试验回路接线正确，然后才加压。1、试验电压为1000V，当回路绝缘电阻在10MΩ以上时可采用2500V兆欧表代替、试验持续时间为1min。2、对回路中有电子元器件设备，必须认真检查登记清楚，试验时应将插件拔出或将其两端短接，试验电压为1000V；48V及以下回路可不作交流耐压试验。试验完毕后，应将拆除的接地线恢复和将电容器的短路线去掉。设备、单元件的校验和回路连接正确性检查1、二次设备与单元件在进一步核对原理图、展开图、安装接线图、设计变更通知单等技术文件的基础上，进行认真、细致的检查。2、测量仪表和继电器校验：按照继电器和仪表的校验规程对各种测量仪表和继电器以及互感器、附加电阻箱等二次元件的指示准确性、精确度、电气和机械性能以及接线的正确性等进行检查校验。3、微机主变保护、6KV线路等保护插件检验及联调参照规程及厂家资料进行调试。做整定试验所用的仪表的准确度应为0.5级，插拔插件时应有防静电的措施。回路连接正确性检查1、检查电流、电压互感器二次绕组接线的正确性及端子排螺丝压接的可靠性，检查电流、电压互感器二次回路接地点和接地状况。2、检查整个电流电压回路接线的正确性，极性、相序的正确性。电压回路不能短路，电流回路不能开路。3、检查所有保护屏、继电器屏、自动装置屏以及断路器机构箱的直流二次回路接线的正确性。4、交、直流回路不应存在短路和接地现象，强、弱电回路不应相混。交、直流回路不应共用一根电缆。整组试验1、