金盘变110kV丰金线刀闸改造-大型施工机械进场施工方案_百度文库
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金盘变110kV丰金线刀闸改造-大型施工机械进场施工方案
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110KV主变中性点接地刀闸 110KV主变中性点避雷器道
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3秒自动关闭窗口&>&&>&110kV降压变电所电气一次部分设计
110kV降压变电所电气一次部分设计 31782字 投稿：魏搬搭
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成人教育学院 毕业设计(论文)
论 文 题 目:变电站电气一次系统设计
内 容 提 要
随着电力体制改革的进一步深化，电网建设得到了迅速发展，为了适应市场机制，提高经济效益，促进电网安全稳定运行，越来越多的变电站实现了无人值班。实践表明，无人值班方式增强了设备可靠性，简化了生产管理环节，降低了电力建设造价，推动了供电网络运行科学化管理。因此，变电站实行无人值班已成为电网发展的必然趋势。
本设计为110kV变电站电气一次部分初步设计，采用无人值班管理模式和综合自动化控制方式。本设计一次部分严格按照无人值班变电站设计规程的规定进行设计。该变电站装设两台主变压器，站内电气主接线分110kV和10kV两个电压等级，
110kV和10kV接线同样采用单母线分段接线方式。
本设计正文分设计说明书和设计计算书两个部分：
设计说明书包括概述、电气主接线方案的比较和确定、变压器选择、短路电流计算说明、电气设备及导线选择。
设计计算书包括短路电流计算、电气设备选择及校验。
关键词：110kV变电站；电气主接线；电气设备
With the further in-depth of electric power system reform, electric network construction has been developed rapidly. In order to adapt the market mechanism, increase economic benefit, promote the electric network being safe to be run steadily, more and more unattended substations have been realized. Practice indicates, the unattended way has strengthened the dependability of the equipment, simplified the link of production management. It reduces electric power build fabrication cost and promote power network manage run scientific. So, the substation implements unattended mode has already become the inexorable development trend of electric network.
This design is for the electric department device of the 110kV high-voltage substation to adopt unattended management mode and integrated automation system. The design abide strictly the rules of the unattended substation design regulations. This transformer substation installs two main transformers, in the station the electrical host meets line segment 110kV and the 10kV two voltages ranks, the 110kV and 10kV adopt
sectionalized single bus.
This main text of the design is divided into two parts, including the design instruction booklet and the design account book .
The design instruction booklet includes outline, the comparison and study-out of main connection design , transformer choice, short-circuit current computation explanation, the selections of the electric equipments and leads.
Design account book including short-circuit current computation, electrical equipment choice and verification.
Key words: 110kV substation；the electrical host meets line；electrical
随着电力系统的不断发展，人们对电网调度自动化系统的要求也越来越高。变电站无人值班和综合自动化成为当前电网调度自动化领域的热点。变电站无人值班和综合自动化是通过计算机网络和通信网络对变电站实行全方位监控操作，可提高电力系统现代化管理水平，达到减人增效、增收节支的目的。
变电站无人值班工作早在1958年就在我国掀起了一阵高潮。当时许多供电局在
35～110kV变电站进行了改造，由调度所或基地站进行远方监视和控制。后因技术、
经济和管理体制上的种种原因，除极少数企业在技术条件很差的情况下，还在部分变电站坚持无人值班外，大部分停止了这种尝试。
经过几十年的发展，电网装备技术和运行管理水平、人员素质等各方面取得了很大提高。这些条件为无人值班工作的推广和普及提供了坚实的基础。近年来，地区
220kV及以下变电站一律按照无人值班的管理方式兴建。
国内常规设计的有人值班变电站是依据原电力部颁发的《变电所设计技术规程》，《火力发电厂，变电所二次接线设计技术规定》以及国家标准《变电所设计规范》等而设计的，变电站所有一次，二次设备，继电保护及安全自动装置的运行管理，是靠在变电站运行值班的人员来完成的。这样，运行值班人员的技术水平，运行经验与责任心，对变电站的安全运行起着至关重要的作用。而无人值班变电站就是要通过对变电站一系列的技术改造，把分散在各个变电站的运行管理变成更有效的集中管理。
在无人值班变电站一次部分设计中，如设计步骤、短路电流计算和设备选择与校验等与常规设计基本相同。与常规设计不同的是无人值班变电站设计要求接线简单，设备须无油化、先进化和免维护。二次部分中，无人值班变电站主要采用了“四遥”的远方控制，它将变电站内的运行状况通过通讯网传向远方控制中心，由远方调度统一控制，设备监控实现微机自动化。这样，大大减少了工作运行人员的误操作几率，也使管理统一方便，更重要的是提高了自动化水平，使电网更加经济、灵活、稳定、安全。
在本次设计中，充分吸取了很多老师的教学经验和宝贵意见，并承邵阳电力勘测设计院提供了不少有益资料，在此一并谨致诚挚谢意。
限于设计者的专业水平有限，难免会出现错误和不足之处，热诚希望老师批评指正。
设计说明书
1 设计原始资料
1.1待建站的基本情况
1.1.1建站目的
根据某地区电力系统的发展和负荷增长的需要，拟建一个110kV变电站，向该地区10kV用户供电。 1.1.2 站区自然条件
（1）变站地处平原。
（2）电阻率?=1.79*10000Ω/cm
（3）年最高气温42℃,平均气温25℃,最热月土壤最高气温:?t=25℃。 （4）污染程度：轻级 （5）年雷暴日数：30日/年
（6）无霜期在270天以上，多年平均降水量毫米 1.1.3变电站规模和电力系统情况
（1）变电站性质：110kV变电站。
（2）系统供电到110kV母线上，10kV侧无电源，系统阻抗归算到110kV侧母线上Ub=Uav,Sb=100MVA，系统110kV侧时X110=0.08。
（3）110kV最终两回进线两回出线。每回出线输送容量为40MVA。 （4）10kV出线最终18回，本期14回，备用4回，Tmax=5400 小时。 （5）该地区负荷情况:
（6）根据当地电力系统情况和远景规划，负荷增长率为2%， 10kV负荷的具体参数如表1.1所示。
表1.1 10kV负荷具体参数表
近期最大负荷（MW）
功率因数 Cosφ
线路长度 （km）
1# 2# 3# 4# 5＃ 6＃ 7＃ 8＃
9＃ 10＃ 11＃ 12＃ 13# 14# 15# 16# 17# 18#
3 4 2 4 3 4 2 3 3 2 4 2 3 2 3 2 4 2
0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.80 0.80 0.85 0.80 0.80 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10 9 8 11 5 4 6 5 3 7 6 8 4 5 7 5 6 4
电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆
1.2 设计任务
（1）变电站电气主接线的设计 （2）主变压器的选择 （3）短路电流计算
（4）主要电气设备选择与校验 （5）屋内外配电装置的确定 （6）防雷保护的确定及地网的设计
2电气主接线设计
2.1电气主接线的设计原则和要求
变电所电气主接线系指变电所的变压器，输电线路怎样和电力系统相连接，从而完成输配电任务。变电所的主接线是电力系统接线组成的一个重要组成部分。主接线的确定，对电力系统的安全、稳定、灵活、经济运行以及变电所电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方法的拟定将会产生直接的影响。 2.1.1主接线的设计原则
（1）考虑变电所在电力系统中的地位和作用
变电所在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素。不论是枢纽变电所、地区变电所、终端变电所、企业变电所还是分支变电所，由于在电力系统中的地位和作用不同，对主接线的可靠性、灵活性、经济性的要求也不同。
（2）考虑近期和远期的发展规模
变电所主接线设计应根据5～10年电力系统发展规划进行。应根据负荷的大小和分布、负荷增长速度以及地区网络情况和潮流分布，并分析各种可能的运行方式来确定主接线的形式以及所连接的电源数和出线回数。
（3）考虑负荷的重要性和分级和出线回数多少对主接线的影响
对一级负荷，必须有两个独立电源供电，且当一个电源失去后，应保证全部一级负荷不间断供电；对二级负荷，一般要有两个电源供电，且当一个电源失去后，能保证大部分二级负荷供电。三级负荷一般只需一个电源供电。 （4）考虑主变台数对主接线的影响
变电所主变的容量和台数，对变电所主接线的选择将产生直接的影响。通常对大型变电所，由于其传输容量大，对供电可靠性要求高，因此对主接线的可靠性、灵活性的要求也比较高。而容量小的变电所，其传输容量小，对主接线的可靠性、灵活性要求低。
（5）考虑备用容量的有无和大小对主接线的影响
发、送、变的备用容量是为了保证可靠的供电，适应负荷突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求。电器主接线的设计要根据备用容量的有无而有所不同。例如，当断路器或母线检修时，是否允许线路、变压器停运；当线路故障时允许切除线路、变压器的数量等，都直接影响主接线的形式。 2.1.2 主接线设计的基本要求
根据《GB》、《DL/T》中有关规定：“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、变压器连接元件总数、设备特点等条件确定。并综合考虑供电可靠、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”。 （1）可靠性
所谓可靠性是指主接线能可靠的运行工作，以保证对用户不间断供电。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，优先采用。主接线的可靠性是它的各组成元件，包括一、二次设备部分在运行中可靠性的综合。同时，可靠性不是绝对的而是相对的。可能一种主接线对某些变电所是可靠的，而对另一些变电所可能就不是可靠的。评价主接线方式可靠的标志是：
①断路器检修时是否影响供电。
②线路、断路器、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。
③变电所全部停电的可能性。
④有些国家以每年用户不停电时间的百分比来表示供电可靠性，先进的指标都在
99.9％以上。
（2）灵活性
主接线应满足在调度、检修及扩建时的灵活性。
①调度时，应可以灵活地投入和切除发电机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、检修方式下以及特书运行方式下的调度要求。
②检修时，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。
③扩建时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。 （8）经济性 经济性主要是： ①投资省。
②占地面积小。 ③电能损失少。
2.1.3 无人值班对主接线的基本要求
（1）应在满足供电可靠、运行灵活的基础上，尽量做到操作检修方便，便于扩建，利于远方监控的要求。
（2）在满足供电规划和运行要求的前提下，宜减少电压层次和简化接线。 （3）宜采用开断性能及可靠性好的断路器，一般不设旁路设施。
2.2主接线方案的比较和确定
根据《电力工程电气设计手册(电气一次部分)》的相关要求，110kV配电装置出线回路数4回时，可采用单母线分段的接线、双母线接线、单母线分段带旁路接线，
35kV配电装置出线回路数4～8时，可采用单母线分段的接线和单母线分段带旁路
接线，10kV配电装置出线回路数10回及以上时，可采用单母线分段的接线和双母线接线，在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路6回及以上时，可以装设专用的旁路断路器。
2.2.1 110kV侧主接线设计
一. 初选方案
因本所初期设计2回进线2回出线，最终2回进线2回出线，故110kV变电站电气主接线可采用单母线分段接线或单母线分段带旁路接线。下面以这两个方案进行分析比较，确定其主接线的具体形式。 （1）单母线分段接线如图2.1所示：
图2.1单母线分段接线
（2）单母线分段带旁路接线图如图2.2所示：
图2.2 单母线分段带旁路接线
二. 方案比较
（1）单母线分段接线：
①当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段隔离，保证正常母线不间断供电，不致使重要用户停电。
②两段母线同时发生故障的机率甚小，可以不予考虑。
③在可靠性要求不高时，可用隔离分段开关QS1。任一段母线故障时，将造成两段母线同时停电，在判断故障后，拉开分段隔离开关QS1，完好段即可恢复供电。 （2）单母线分段带旁路接线：
①通过倒闸操作，可检修与旁路母线相连的任一回路的出线断路器而不停电，因固定式断路器检修时间较长，不重要负荷停电时间长。
②任一出线断路器故障时，通过倒闸操作，可在较短时间内恢复对该线路的供电。进线断路器故障时，不重要负荷停电时间较长。一段母线故障时，非故障段母线可以照常供电。
检修母线时，非检修段可以照常供电，并可对双回路线路通过其一回给Ⅰ、Ⅱ类负荷供电，还可通过倒闸操作经旁路母线对检修段出线负荷最重要的一个用户继续供电。
③几乎无线路全部停运的可能，若出线全部停运的情况，因固定式断路器的检修时间长，则全部停运时间长。
④正常运行时，QFd作为分段断路器工作，一段母线故障，QFd跳开，不会影响正常段母线供电。检修出线断路器，可以通过倒闸操作而不是切除线路。运行方式改变时，倒闸操作繁琐，不够灵活。
⑤设备少，投资少，土建工作和费用较少，可以两个方向均衡扩建。
三. 方案确定
从技术性角度而言，两种方案均能满足110kV级供电可靠性和灵活性的要求，且具有扩建方便的优点，但单母线分段带旁路接线使用设备多（特别是隔离开关），配电装置复杂，投资较多，经济性较差。
综合比较，本次设计在母线上采用单母线分段接线的形式。
2.2.2 10kV侧主接线设计
一. 初选方案
10kV侧出线回路数本期为18回，根据规程要求和本所实际情况，10kV电气主接线宜采用单母线分段接线或双母线接线。
二. 方案比较
单母线分段接线或双母线接缺点与110kV侧相同，故不再重复。
三. 方案确定：
由于本变电站10kV出线供电负荷都比较小，供电距离短，且对重要负荷采用双回路供电。故综上所述,在10kV侧可以采用单母线分段接线即可满足要求。
通过以上的结论，10kV出线采用单母线分段接线方式。
基于上述理由，再考虑到该变电站在电力系统中的地位、建设规模、负荷性质等情况，为提高供电可靠性、运行灵活性、操作检修方便，节约投资，确定：110kV接线采用单母线分段接线，10kV接线均采用单母线分段接线（电气主接线突见附图1）。
2.3 主接线中的设备配置
2.3.1 高压断路器的配置
母线的进线和出线侧一般都装设高压断路器，在110kV及以下分段母线中有必要时也可以采用。
23.2 隔离开关的配置
（1）容量为220MW及以上大机组与双绕组变压器为单元连接时，其出口不装设隔离开关，但应有可拆连接点。
（2）在出线上装设电抗器的6～10kV配电装置中，当向不同用户供电的两回线共用一台断路器和一组电抗器时，每回线上应各装设一组出线隔离开关。
（3）接在发电机、变压器引出线或中性点上的避雷器不可装设隔离开关。
（4）中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；自耦变压器的中性点则不必装设隔离开关。
（5）在断路器两端一般都配置隔离开关。
2.3.3 接地刀闸或接地器的配置
（1）为保证电器和母线的检修安全，35kV及以上每段母线根据长度宜装设1～2组接地刀闸或接地器，每两接地刀闸间的距离应尽量保持适中。母线的接地刀闸宜装设在母线电压互感器的隔离开关和母联隔离开关上，也可装于其他回路母线隔离开关的基座上。必要时可设置独立式母线接地器。
（2）63kV及以上配电装置的断路器两侧隔离开关和线路隔离开关的线路宜配置接地刀闸。
2.3.4 电压互感器的配置
（1）电压互感器的数量和配置与主接线方式有关，并应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时，保护 装置不得失压，同期点的两侧都能提取到电压。
（2）旁路母线上是否需要装设电压互感器，应视各回出线外侧装设电压互感器的情况和需要确定。
（3） 当需要监视和检测线路侧有无电压时，出线侧的一相上应装设电压互感器。
（4） 当需要在330kV及以下主变压器回路中提取电压时，可尽量利用变压器电容式套管上的电压抽取装置。
（5）发电机出口一般装设两组电压互感器，供测量、保护和自动电压调整装置需要。当发电机配有双套自动电压调整装置，且采用零序电压式匝间保护时，可再增设一组电压互感器。
2.3.5 电流互感器的配置
（1）凡装有断路器的回路均应装设电流互感器其数量应满足测量仪表、保护和自动装置要求。
（2）在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器：发电机和变压器的中性点、发电机和变压器的出口、桥形接线的跨条上等。
（3）对直接接地系统，一般按三相配置。对非直接接地系统，依具体要求按两相或三相配置。
（4）一台半断路器接线中，线路—线路串可装设四组电流互感器，在能满足保护和测量要求的条件下也可装设三组电流互感器。线路—变压器串，当变压器的套管电流互感器可以利用时，可装设三组电流互感器。
2.3.6 避雷器的配置
（1）配电装置的每组母线上，应装设避雷器，但进出线装设避雷器时除外。
（2）旁路母线上是否需要装设避雷器，应视在旁路母线投入运行时，避雷器到被保护设备的电气距离是否满足要求而定。
（3）220kV及以下变压器到避雷器的电气距离超过允许值时，应在变压器附近增设一组避雷器。
（4）三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。
（5）下列情况的变压器中性点应装设避雷器
①直接接地系统中，变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。
直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为单台变压器运行时。
②接地和经消弧线圈接地系统中，多雷区的单进线变压器中性点上。
③发电厂变电所35kV及以上电缆进线段，在电缆与架空线的连接处应装设避雷器。
④SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。
⑤110～220kV线路侧一般不装设避雷器。
2.4 站用电系统设计及无功补偿装置的设置
2.4.1 站用电系统设计
对无人值班变电站站用电源设计的基本要求是可靠性要高。因此对有两台或以上变压器的无人值班变电站，宜装设两台容量相同互为备用的站用变压器，分别接在分段母线的各段上。站用变压器的容量主要考虑变电站正常运行时生产和检修负荷，而不必考虑生活用电。站用变压器的容量的选择应经过负荷计算确定。无人值班变电站站用变压器的型式宜采用干式变压器或油浸式变压器。由于干式变压器造价高，本变电站选用油浸式变压器。站用低压配电宜采用额定电压为380/220V的三相四线制、动力和照明共用的供电方式。
变电站的站用电负荷，一般都比较小，其可靠性要求不如发电厂那样高。变电站的主要站用负荷是变压器冷却装置（包括风扇、油泵、水泵）、直流系统中的充放电装置和硅整流设备、空气压缩机、检修工具以及采暖、通风、照明、供水等。当变电
站装有同步调相机时，还有调相机的空气冷却器和润滑系统的油泵和水泵等负荷。这些负荷容量都不太大，因此变电站的站用电压只需0.4kV一级，采取动力和照明混合供电方式。
小型变电站，大多只装一台站用变压器。对大、中型变电站或装有调相机的变电站常都装设两台站用变压器，分别接到母线的不同分段上。380V站用电母线可采用低压断路器（即自动空气开关）或刀闸进行分段，并以低压成套配电装置供电，为了节省投资，站用变压器高压侧亦可用高压熔断器代替高压断路器。
根据以上分析，结合该变电站设计的实际情况，考虑到该变电站采用交流操作及取消蓄电池而采用硅整流装置取得直流电源，要求交流站用电源可靠、连续和电压稳定，而且在全站停电时能继续供电，因此本站采用10kV侧单母线分段接线各段各接一台站用变压器来供应站用电，互为站用备用电源，以对变电站持续供电。
2.4.2 无功补偿装置的设置
并联补偿电容器既可装在各级变电站内，也可装在用户侧。一般来讲，供无功基荷的补偿装置应装于用户侧，供无功峰荷的补偿装置应装于各级变电站内。变电站内装设的无功补偿容量按规程要求按主变压器容量的10%～30%[10]配置。
因为本变电站所选主变压器的额定容量为40MVA，按其容量的20%计算，则该变电站容性无功补偿容量为8MVar。每台主变压器10kV侧装设2组4MVar并联补偿电容器，采用成套装配式并联补偿电容器组，其具体参数如表3.1所示：
并联补偿电容器型号及主要参数
BFM3?200?1W 额定电压kV 10 额定容量kVar 4000 单台容量kVar 4000
3 变压器选择
3.1 主变压器的选择
3.1.1 主变压器台数的确定
为保证供电的可靠性，变电站一般应装设两台主变，但一般不超过两台主变。当只有一个电源或变电站的一级负荷另有备用电源保证供电时，可装设一台主变。根据需要对该地区重要变电站安装2台主变。
3.1.2 主变压器容量的确定
当变电站装设两台及以上主变时，每台容量的选择应按照其中任一台停运时，容量至少能保证站供一级负荷或为变电站全部负荷的60%～75%，通常一次变电站采用70%，二次变电站采用60%。
夏季Smax=55 MVA ,所以，两台主变压器应各自承担27.5MVA，当一台停运时，另一台则承担70%为38.5MVA。故选两台40MVA的主变压器就可满足负荷需求。
3.2 主变相数的确定
主变压器采用三相或是单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。
当不受运输条件限制时，在330kV及以下的发电厂和变电所，均应采用三相变压器。社会日新月异，在今天科技已十分进步，变压器的制造、运输等等已不成问题，故有以上规程可知，此变电所的主变应采用三相变压器。
3.3主变绕组数选择
由于变电所只有两种电压等级，故采用双绕组变压器已能满足供电需求。
3.4 主变绕组连接方式
变压器的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y和△，我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用Y连接； 35kV及以下电压，变压器绕组都采用△连接。
由以上知，此变电站110kV侧采用Y接线, 10kV侧采用△接线。
主变中性点的接地方式：
选择电力网中性点接送地方式是一个综合问题。它与电压等级、单相接地短路电流、过电压水平、保护配置等有关，直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和 连续性、变压器和发电机的运行安全以及对通信线路的干扰。主要接地方式有：中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和直接接地。电力网中性点的接地方式，决定了变
压器中性点的接地方式。电力网中性点接地与否，决定于主变压器中性点运行方式。
35kV系统，IC≤10A；10kV系统；IC≤30A（采用中性点不接地的运行方式）,所以在本设计中110kV采用中性点直接接地方式， 35kV、10kV采用中性点不接地方式。
3.5 主变的调压方式
变压器的电压调整是用分解开关切换变压器的分接头，从而改变变压器比来实现的。切换方式有两种：不带电切换，称为无励磁调压，调压范围通常在+5％以内，另一种是带负荷切换，称为有载调压，调压范围可达到+30％。对于110kV及以下的变压器，以考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压。
由以上知，此变电所的主变压器采用有载调压方式。
3.6 变压器冷却方式选择
主变一般的冷却方式有：自然风冷却；强迫有循环风冷却；强迫油循环水冷却；强迫、导向油循环冷却。小容量变压器一般采用自然风冷却。大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却方式。
故此变电所中的主变采用强迫油循环风冷却方式。
附：主变型号的表示方法
第一段：汉语拼音组合表示变压器型号及材料
第一部分：相数
D------单相
第二部分：冷却方式 J----油浸自冷
F----油浸风冷
S----油浸水冷
N----氮气冷却
FP----强迫油循环风冷
SP----强迫油循环水冷却
本设计中主变的型号是：SFSZ7—的电力变压器，具体技术参数如表3.1所列：
主变压器型号及主要技术参数
阻抗电压 中—压
SFSZ7— MVA 63 /63 /63 110±8×1.25%
38. 5±2×2.5% 10.5
联结组标号
阻抗电压 高-中 高-低
中-低 空载 负载
YN,yn0,d11 84.7kW 300 kW
1.2% 17% 10.5% 6.5 %
4 短路电流计算
4.1 短路电流计算的目的与假定
4.1.1 短路电流计算目的
（1）在选择电气主接线时，为了比较各种接线方案，或确定某一接线是否需要采取限制短路电流的措施等，均需要进行必要的短路电流计算。
（2）在选择电器设备时，为了保证设备在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作，同时又力求节约资金，这就需要进行全面的短路电流计算。
（3）在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线的相间和相对地的安全距离。
（4）在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。
（5）接地装置的设计，也需要用短路电流。
4.1.2 短路电流计算需要进行以下基本假定
（1）正常工作时，三相系统对称运行。
（2）所有电源的电动势相位角相同。
（3）系统中的同步和异步电机均为理想电机，不考虑电机磁饱和、磁滞、涡流及导体集肤效应等影响；转子结构完全对称；定子三相绕组空间位置相差120度电气角度。
（4）电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电器设备电抗值不随电流大小
发生变化。
（5）电力系统中所有电源都在额定负荷下运行，其中50%负荷接在高压母线上，50%负荷接在系统侧。
（6）同步电机都具有自动调整励磁装置（包括强行励磁）。
（7）短路发生在短路电流为最大值的瞬间。
（8）不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。
（9）除计算短路电流的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计。
（10）元件的计算参数均取其额定值，不考虑参数的误差和调整范围。
（11）输电线路的电容略去不计。
（12）用概率统计法制定短路电流运算曲线。
4.2 短路计算过程说明
短路计算过程说明：在变电站的电气设计中，短路电流计算是其中一个重要环节，在选择和校验电气设备时，需要用到短路电流。其中一定要注意以下几点：
（1）接线方式：计算短路电流时方式，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。
（2）短路种类：一般按三相短路计算，在三绕组变压器回路中单相或两相接地短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况进行校验。
4.3 短路点的选择原则与确定
4.3.1 短路点选择原则
短路计算点是指在正常接线方式时，通过电器设备的短路电流为最大的地点。
（1）验算导体和电气动稳定、热稳定以及电气开断电流所用的短路电流，应按本工程的设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划。
（2）确定短路电流时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。
（3）选择导体和电气时，对不带电抗器回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流为最大的地点。
（4）导体和电气的动稳定、热稳定以及电气的开断电流，一般按三相短路验算。
4.3.2 短路点的选择
在该系统中分别选择了110kV高压侧母线d1、10kV低压侧母线并列运行d3三个短路点（参见短路电流计算等值网络图图8.1），当10kV低压侧母线分列运行时短路点d4如图8.5。
其中在各侧的断路器、隔离开关、导体等设备的三相短路均可表示为点d1、d2、d3短路时的情况。
4.4 短路计算方法
因系统电抗已归算110kV高压侧，所以本次设计使用起始次暂电流和冲击电流的使用计算。
（1）起始次暂电流就是短路电流周期分量（指基频分量）的初值，由原始材料可知，负荷离短路点较远，可以将它们忽略不计，系统高压侧的电力系统情况未知，所以把系统高压视为无穷大系统，所以取高压侧电势
（2）次暂态短路电流标么值
（5.2） X*
（3）次暂态0s和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值
（4）冲击电流
ich?2I??kim
（5.4） ??SBI*Uav
kim——冲击系数，取1.8[2]。
（5）短路全电流最大有效值
Ioh?1.51I0??
（6）短路容量 S=3UBI??
5 导体和电气设备选择说明
电气设备的选择是变电站（和发电厂）电气设计的主要内容之一，它是基本理论和实践经验在工程上的具体运用。本章主要简述电气设备的一般选择条件和具体设备选择原则及校验的主要内容。
5.1导体和电气设备选择的一般要求
5.1.1 导体和电气设备选择的一般原则
（1）应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；
（2）应按当地环境条件校验；
（3）应力求技术先进和经济合理；
（4）选择导体时应尽量减少品种；
（5）扩建工程应尽量使新老电器设备型号一致；
（6）选用的新产品，均应具有可靠的数据，并经正式鉴定合格。
5.1.2 导体和电气设备选择的一般条件
正确选择电器设备是使主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在选择电器设备时，在保证安全、经济远行的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节约资金，选择适当的电器设备。
选出的电器设备要能可靠地工作，≥必须按正常工作条件进行选择，并按短路条
件进行动、热稳定校验。
（1）按正常工作额定电压和额定电流选择
按额定电压选择：所选电器设备的额定电压UN必须不低于安装地点的电网额定工作电压UNS，电器设备最高工作电压Umax≥Ug=1.15UNS（Ug为电网最高额定工作电压），即
（6.1） （2）按额定电流选择：所选设备的额定电流IN必须不低于流过电气设备的最大持续工作电流Igmax，即
（6.2） 电气设备除按额定电压和额定电流选择外，还应按电器设备的装置地点、使用条件、检修和运行等要求，对导体和电气设备种类（屋外或屋内）和型号及参数的选择。同时还应按当地环境条件校核、选定。
（3）按短路情况校验 ①校验电气设备短路热稳定
用短路电流发热数据进行校验，即短路电流通过时间内，电器设备各部件温度（或发热效应）应不超过允许值，故满足热稳定条件为
式中QK——短路电流产生的热效应；
Itt——短路导体和电器设备允许的热效应；
It——t秒内允许通过的短时热电流（或短时耐受电流）；
t——热稳定电流的发热时间，等于电器热稳定计算时间或短路电流切除时
间tk， tk=tpr+tin+ ta, 其中为tpr保护动作时间，tin为断路器固有分闸时间，ta为电弧持续时间。
其中短路电流热效应的计算方法是：
式中Qp——周期分量的热效应，
??2?10It2k?It2I0
Qnp——非周期分量的热效应。
当短路电流切除时间超过1s时，发热主要由周期分量决定，可忽略非周期分量的影响，即QK= Qnp。
用短路电流发热温度校验，即在短路电流通过的时间内，最高温度不应超过设备允许的短时发热温度。
②校验电气设备短路动稳定
可直接算出短路冲击电流流过设备时所产生的机械应力，此时动稳定的条件是要求不大于允许应力。当设备给了允许的冲击电流时，则要求流过设备的短路冲击电流
不超过允许值，即
（6.6） ich?ies
（6.7） 式中ich、ich——短路冲击电流峰值及其有效值；
ies、ies——允许通过的动稳定电流及其有效值。
5.2 导体和电气设备选择的技术条件
5.2.1 断路器选择的技术条件
（1）额定电压选择公式见（6.1）。 （2）额定电流选择公式见（6.2）。 （3）开断电流选择：
式中INbr——断路器的额定开断电流；
Ipt ——实际开断瞬间的短路电流周期分量；
当INbr比系统短路电流大很多时，也可按INbr≥I〞选择，其中I〞为次暂态电流。
（4）热稳定校验，校验公式见公式（6.3）
动稳定校验，校验公式见（6.7）。
5.2.2 隔离开关选择的技术条件 （1）额定电压选择公式见（6.1）。
（2）额定电流选择公式见（6.2）。 （3）动稳定校验，校验公式见（6.7）。
（4）热稳定校验，在允许t=3s或4s时间内额定热稳定电流发热It2t不应小于隔
??2?10It2k?It2I0
离开关流过最大三相短路电流时在其流过的时间内发热QP?公式（6.3）。
电流互感器选择的技术条件
（1）一次回路额定电压选择公式见（6.1）。 （2）一次回路额定电流选择公式见（6.2）。
（3）电流互感器的基准等级，由电流互感器所接表计中要求准确级最高的来确定。 （4）动稳定校验：
2×IN1×Kes≥Ich
（5）热稳定要求：
(KtIN1)2?QK
式中In1——电流互感器一次回路额定电流；
Kt——3s(4s)热稳定倍数；
Kes——3s(4s)动稳定倍数。
6.2.4 电压互感器选择的技术条件
（1）一次回路额定电压选择Un1，校验公式见（6.1）。
（2）二次回路额定电压Un1：电压互感器二次绕组额定电压通常是供额定电压为
100V的仪表和继电器的电压绕组使用。单个单相式电压互感器的二次绕组电压为100V，而其余可获得相间电压的接线方式，二次绕组电压为0.1/kV；电压互感
器开口三角形的辅助绕组电压用于35kV及以上的中性点不接地系统的电压为
0.1/3kV，而用于110kV及以上的中性点接地系统为0.1kV。
电压互感器的准确级由安装地点、继电保护需要及电压互感器二次回路所接表计准确级最高者确定。 6.2.5 导线选择的技术条件
（1）导体选择的一般要求裸导体应根据具体情况，按下列技术条件分别进行选择和校验：
工作电流、电晕（对110kV级以上电压的母线）、动稳定性和机械强度、热稳定性；同时也应注意环境条件，如温度、日照、海拔等。
导体截面可以按长期发热允许电流或经济密度选择，除配电装置的汇流母线外，对于年负荷利用小时数大，传输容量大，长度在20m以上的导体，其截面一般按经
济电流密度选择。
一般来说，母线系统包括截面导体和支撑绝缘两部分，载流导体构成硬母线和 软母线，软母线是钢芯铝绞线，有单根，双分和组合导体等形式，因其机械强度决定 支撑悬挂的绝缘子，所以不必校验其机械强度。110kV及以上高压配电装置一般采用软导线。
（2）载流导体一般采用铝质材料，对于持续工作电流在4000A及以下时，一般采用矩形导体；在110kV及以上高压配电装置，一般采用软导体；当采用硬导体时，一般采锰合金的管形导体。
（3）将汇流母线在当地常温t=+25℃时最大持续工作电流为Igmax归算到温度为
t=+40℃的电流
（6.11） K?
式中K?——裸导体载流量在不同海拔高度及温度下的综合校正系数。考虑导体最高允许温度为+80℃，适应于海拔高度为1500m及以下计及日照屋外的软导体，
K?=0.79[6]。
（4）根据导体在最高允许温度下时的载流量对照Imax选择其导体截面S，截面系数W，惯性半径ri，惯性系数J。
（5）根据导体在最高允许温度下时的载流量对照选择其导体截面S，截面系数
W，惯性半径ri，惯性系数J。
（6）按短路热稳定校验
QK——短路电流的热效应；
C——与导体材料及发热温度有关的系数，可查设计手册得相应导体材料
S——导体载流截面(mm2)。
（7）按电晕电压校验（对35kV及以上电压级母线而言）：使临界电晕电压大于导体装置地点电网额定点样，即U0＞UNS；其值按下式计算
U0?84k?m ????r??1?
式中 k——三相导体等边三角形布置取1，水平布置时取0.96；
mr——导线表面粗糙系数，管型母线及单股导线取mr=0.98～0.93，多股
胶线取mr =0.87～0.83；
δ——空气相对密度；
r——导线半径（cm），矩形母线为四角的曲率半径；
a——相间距离（cm），其中对于该110kV变电站，结合实际变电站设计
对于 110kV：a=2.2m
，35kV：a=1.3m，10kV：a=0.75m。
（8）按硬母线校验动稳定
①计算母线自重产生的垂直弯矩Mcz
Mcz?0.125qL2?9.8
式中L——母线跨距，结合实际变电站设计知， 对于110kV：L=8m其计算方法为q?
，35kV：L=6m，10kV：L=1m；q——自重（kg），
?10?3，其中r为导体密度(g/cm)。 1000
②计算集中荷载产生的垂直弯矩Mcf
根据《设计手册》查得相应集中荷载最大弯矩系数MB：
Mcf?MBpL?9.87
③计算短路电动力fd
fd?1.76ch?
式中Ich——短路冲击电流；
?——振动系数，取?=0.58。 ④计算短路电动力产生的水平弯矩Msd
Msd?0.125fdL2?9.8
（6.17） ⑤计算在内过电压情况下的风速产生的水平弯矩Msf及风压fr。
f??d??k??D1
Msf?0.125f?L2?9.882?9.8
式中dr——风速不均匀系数；kr——空气动力系数。 ⑥计算短路状态时母线所承受的最大弯矩及应力：
（9）按机械共振条件校验： 计算自振频率：
（6.21） W
L式中ri ——导体惯性半径；L——母线跨距
7 配电装置与电气总平面设计
7.1配电装置设计
配电装置是指发电厂、变电站中所有开关设备、保护设备、测量设备、母线以及必要的辅助设备组成的装置，它是集电力、结构、土建等技术于一体的装置。其作用是接受和分配电能，发生故障时通过自动或手动操作，迅速切除故障，恢复正常运行。配电装置以电气主接线为主要依据，是实现电气主接线功能的重要装置，涉及到高压绝缘技术、装置的操作与维护、检修、安全等问题。 7.1.1配电装置的设计要求
根据国家水利电力部颁发的《高压配电装置设计技术规程》SDJ5—85有关规定来叙述配电装置的设计原则。
（1）高压配电装置的设计必须认真贯彻国家的技术经济政策，并应根据电力系统条件，自然环境等特点和运行、检修等要求，合理地制定布置方案和选用设备，并积极慎重地采用新布置、新设备和新材料，使设计做到技术先进、经济合理、运行可靠、维护方便。
（2）配电装置的布置应满足在当地环境条件下正常运行、检修、短路和过电压时
的安全要求，并应考虑远景发展。
（3）配电装置各回路的相序排列宜一致。对屋内硬导体及屋外母线桥应涂刷相色油漆，不涂相色油漆的应有相色标志。
（4）110kV及以上屋外配电装置的构架荷载条件及电气距离，有条件时宜考虑带电检修的要求。
（5）为保证电器和母线的检修安全，每段母线上宜装设接地刀闸或接地器；电压为63kV及以上的配电装置，对断路器两侧的隔离开关和线路隔离开关的线路侧，宜配置接地刀闸。屋内配电装置间隔内的硬导体及接地线上，应留有接触面和连接端子，以便于安装携带式接地线。
（6）屋内配电装置均应装设闭锁装置及联锁装置，以防止带负荷拉合隔离开关，带接地刀闸，有电挂接地线，误拉合断路器，误入屋内有电间隔等电气误操作事故。
除以上有关规程规定外，配电装置还应满足以下基本要求：
配电装置少占地；保证运行可靠；便于检修巡视和操作；在保证安全的前提下，布置紧凑，力求节约三材和降低造价；安装和扩建方便。
7.1.2 安全净距
（1）最小安全净距定义
配电装置的整个结构尺寸，是综合考虑设备外形尺寸检修和运输的安全距离等因素而决定的。最小安全净距是指在这一距离下，无论在正常最高工作电压或出现内、外部过电压时，都不使空气间隙击穿。 （2）最小安全净距表
根据国家水利电力部颁发的《高压配电装置设计技术规程》SDJ5—85有关规定，110kV 、35kV屋外配电装置的最小安全净距如表7.1所示，10kV屋内配电装置的最小安全净距如表7.2所示。
表7.1 配电装置的最小安全净距(mm)
额定电压(kV)
（1）带电部分至接地部分之间（2）网状（和板状）遮栏向上延伸线距地2.3m（2.5m）处与遮栏上方带电部分之间
（1）不同相的带电部分之间（2）断路器和隔离开关的断口两侧带电部分之间
（1）设备运输时，其外廓至无遮栏带电部分之间（2）.交叉的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间（3）栅状遮栏（至绝缘体）和带电部分之间（4）带电作业时的带电部分至接地部分之间 （1）网状遮栏至带电部分之间
（1）无遮栏裸导体至地（楼）面之间（2）无遮栏裸导体至建筑物构筑物顶部之间
（1）平行的不同时停电检修的无遮栏裸导体之间 （2）带电部分与建筑物构筑物的边沿部分之间
注：适应范围中的括号内部分为屋外配电装置特有的或不同于屋内配电装置的适应范围。
表6.2 屋内配电装置通道的最小净距(mm)
一面有开关设备（开关柜） 两面有开关设备（开关柜）
维护通道 800 1000
固定式 移动式
单车长+1200 双车长+900
7.1.3 配电装置的分类
配电装置按安装地点分为屋内式和屋外式；按组装方式分为装配式和成套式。屋内配电装置按布置型式，一般可以分为三层式、二层式和单层式三种；屋外配电装置
按电气和母线布置的高度，一般可以分为中型、半高型和高型三类。35kV及以下的配电装置多采用屋内式，其中6～10kV的变电站低压侧，多采成套式配电装置。
110kV及以上的配电装置多用屋外式。
7.1.4 配电装置方案的确定
（1）屋外配电装置三种方案进行分析比较
①中型配电装置是将所有设备都装在同一水平面内，带电部位对地面保持必要的高度，人可在地面安全活动。其优点是布置比较清晰，不易误操作，运行可靠，施工和检修都比较方便，构架高度较低，抗震性好，造价低。缺点是占地面积大。
②半高型配电装置是将母线及母线隔离开关抬高，将断路器、电流互感器等电器设备布置在母线下面。其优点是布置紧凑清晰、占地少、钢材损耗较少，且运行、检修条件有所改善。
③高型配电装置是将一组母线和另一组母线重叠布置，母线下无电器设备。其断路器为双列布置，两个回路共用一个间隔。其优点是占地面积小，母线、绝缘子串和控制电缆的用量也少。缺点是钢材损耗较大，土建投资大，安装检修及运行维护条件较差。
（2）110kV屋外配电装置确定
①比较上述三种方案，根据原始资料，本站土建面积为62×69.7m，结合本站的实际情况，考虑到无人值班的需要，本变电站110kV配电装置决定采采用屋外软母线设备改进半高型布置，出线采用架空出线；其布置特点是将所有电气设备安装在地面的设备支架上，母线下布置电气设备，其安装、检修、运行和维护十分方便。
②110kV配电装置母线构架高度取10m，进出线门型架高度为10m，主变压器进线构架及主变压器构架高度为10m，地线悬挂总高度为13m（110kV出线间隔断面图见附图2）。 （3）35kV配电装置
①35kV配电装置型式：采用屋外软硬母线半高型单列布置，出线采用架空出线。 其布置特点是电气设备安装在母线旁边的设备支架上，其布置紧凑、检修方便、节省占地。
②35kV配电装置母线构架高度取7.3m，进出线门型架高度为7.3m。 （4）屋内配置可采用成套开关柜布置和装配式配电布置。考虑到无人值班对设备和运行的要求较高，本站决定采用金属铠装移开式开关柜，户内双列布置，10kV成套并联电容器组布置在10kV高压室后面。
7.2 变电所电气总平面初步布置
变电所主要由屋内外配电装置、主变压器、主控楼（室）及辅助设施等组成。该变电所围墙内用地为62m×69.7m,110kV10kV采用户内布置。根据工程电气工艺特征和线路方向限制和根据外界条件（城市规划、交通和水源），依据配电装置的电压等级和型式、出线方向和方式、出线走廊的条件、地形情况等因素，并满足安全运行、方便管理、节约投资、节约用地及环境保护等综合要求，因地制宜地进行设计，
110kV户外配电装置布置在站区南侧， 10kV配电装置布置在站区北侧的10kV高
压室内，变电站进站道路从站区西侧中部接入。主变压器布置在110kV配电装置与
10kV高压室之间。10kV无功补偿装置布置在10kV高压室的北侧。
110kV进出线从所区东面引入，10kV采用电缆沟往面北出线，生产综合楼布
置在所区的西北面（电气总平面图见附图3）。 7.2.1主要建筑物布置 （1）屋外配电装置
本变电所有110kV、10kV两个电压等级，依据所址周围的地理情况、自然环境和电力系统等综合因素，本设计中110kV配电装置采用钢芯铝绞线中型的屋外配电装置。
（2）屋内配电装置
本所中10kV配电装置因出线不带电抗器，故采用单层式成套开关柜的屋内配电装置。 （3）主体建筑
变电站主体建筑为生产综合楼，生产综合楼只有一层，其房间设置：生产用房有
10kV配电室、二次设备室，不设置单独的监控室和通信机房；为保证变电站的安全，
设置了保安室，辅助房间有值守室及厕所厨房。 7.2.2 所内道路布置
站内道路采用公路（郊区）型混凝土道路。路面只设横坡，不设纵坡，道路边缘高于场地0.10m。站内主干道即主变压器运输道路宽取4.0m，转弯半径为12m，其余车道均为3m，转弯半径均为7m。
7.2.3 电缆沟
电缆沟深度及宽度根据电气的需要不同而不同,10kV电缆出线电缆沟尺寸为
m2，110KV场地区的电缆沟为800×800m2、600×600 m2；站区电缆
沟盖板统一采用L40×4角钢包边的悬挑式预制钢筋混凝土盖板，使外观整齐统一，便于施工和运行维护，钢筋混凝土盖板底下垫橡皮条。室内采用复合型盖板。场地电缆沟盖板底高出地面0.10m（穿越道路时取消沟盖板，改为现浇电缆隧道形式，隧道顶板与路面整体浇筑），以免场地泥水注入沟内。沟底纵坡按0.5%坡度接入排水系统。电缆沟一般采用砖彻，沟壁内粉防水砂浆。电缆沟的伸缩缝每隔30m左右设置一道。
8 主变压器容量计算及选择
8.1本站负荷计算
根据初步设计原始资料计算
35kV侧负荷
S35??Sn?K35??(
)n?K35 cos?
????)?0.85 0.850.850.850.850.85
=61.18(MVA)
10kV侧负荷
S10??Sn?K10??(
)n?K10 cos?
3.04.02.03.03.02.04.029
????????）?0.85 0.850.850.800.800.850.800.800.850.85
（MVA）=38.42
SM?(S35?S10)?K?84.66MVA
式中K——35kV负荷与10kV负荷之间的同时系数，原始资料给得0.85。 根据电力需求年均增长率等的实际需要, 考虑主变压器容量一般按建成后5～10年内的规划负荷选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。在此考虑5年的负荷规划，本变电站的最终综合用电负荷为：
SM?84.66?1.02?86.35MVA
8.2主变压器容量和型号的确定
对于有重要负荷的变电站，变电站装设2台及以上变压器时，一台故障或切除，剩下的变压器容量应保证该站全部负荷的70%，则单台主变压器容量为
SN?86.35?70%?60.44MVA
根据计算选择，确定采用两台型号为SFSZ7-电力变压器，具体技术参数如表4.1所示。
9 短路电流的计算
系统供电到110kv母线上，35kV﹑10kV侧无电源，系统阻抗归算到110kV侧母线上UB=Uav, SB=100MVA,系统110kV侧远期电抗：Xrmax110﹡=0.0765；
Xmin110﹡ =0.162。
取基准容量为：SB=100MVA，基准电压为UB=Uav，又依公式：IB?
XB?B，计算基准值如出下表所示8.1：
变电站网络等值电路参数基准值取值
电气量 UB(kV) IB(kA) 关系式
115 0.502 37 1.560 10.5 5.50
9.2 计算变压器电抗
主变压器：
UK1%??(UK1~2%?UK1~3%?UK2~3%)?(17?10.5?6.5)?10.5
UK2%??(UK1~2%?UK2~3%?UK1~3%)?(17?6.5?10.5)?6.5
UK3%??(UK1~3%?UK2~3%?UK1~2%)?(10.5?6.5?17)?0
X11*?X21*?
UK1%SB10.5100
UK2%SB6.5100
????0.063UK3%SB0100
????0 100SN10063
X12*?X22*?
X13*?X23*?
9.3.1 短路计算过程
说明：在变电站的电气设计中，短路电流计算是其中一个重要环节，在选择和校验电器设备时，需要用到短路电流。其中一定要注意以下几点：
（1）接线方式：计算短路电流时方式，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。
（2）短路种类：一般按三相短路计算，在三绕组变压器回路中单相或两相接地短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况进行校验。
（3）短路计算点的选择：短路计算点是指在正常接线方式时，通过电气设备的短路电流为最大的地点。在该系统中分别选择了110kV高压侧母线d1、35kV中压侧母线d2、10kV低压侧母线并列运行d3，当10kV低压侧母线分列运行时短路点d4，系统等值网络图如图8.1。
图8.1 系统等值网络图
9.3.2 各短路点电流短路电流计算
（1）d1点短路时，Up=115kV,等值网络如图8.2。
d1点短路等值网络图
等值网络电抗的标幺值：
X1*?0.0765
次暂态短路电流标么值：
次暂态0s和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为：
冲击电流为：
Ich?2I??kim?2?1.8?6.56?16.73kA
kim——冲击系数，取1.8[2]。
短路全电流最大有效值为：
Ioh?1.51I0??=1.51?7.534?11.376kA
短路容量为：
S=3UBI???1.732?115?6.56?1306.62MVA
（2）d2点短路时，UP=37kV，等值网络如图8.3。
图8.3 d2点短路等值网络图
等值网络电抗的标幺值：
X1*?0.5+0.5
次暂态短路电流标么值的计算：
==4.73 X2*0.2115
次暂态0s和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为：
4.73?100?37
冲击电流为：
ich?2I??kim?2?1.8?7.38?18.82kA
短路全电流最大有效值为：
Ioh?1.51I0??=1.51?7.38?11.07kA
短路容量为：
S?3UBI??=1.732?37?7.38?472.94MVA
（3）d3点短路时，UP=10.5kV，等值网络如图8.4。
图8.4 d3点短路等值网络图
等值网络电抗的标幺值：
X3*?0.5?0.16
次暂态短路电流标么值：
次暂态0s和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为：
6.25?100?10.5
冲击电流为：
??kim?2?1.8?34.37?87.64kA ich?I0
短路全电流最大有效值为：
Ioh?1.51I0??=1.51?34.37.?51.90kA
短路容量为：
S?UBI??=1.732?10.5?34.37?625.05MVA
（4）d4点短路时，UP=10.5kV，等值网络如图8.5。
图8.5 d4点短路等值网络图
等值网络电抗的标幺值：
X4*?0.0?0.2435
次暂态短路电流标么值：
次暂态0s和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为：
冲击电流为：
??kim?2?1.8?22.60?57.53kA ich?2I0
短路全电流最大有效值为：
Ioh?1.51I0??=1.51?22.60?34.13kA
短路容量为：
S?3UBI??=1.732?10.5?22.60?411.02MVA
9.3 短路电流计算结果表
表8.1 短路电流计算结果
短路点编号
基值电压UB (kV) 115 37 10.5 4.11
基值电流iB
(kA) 0.502 1.560 5.50 5.50
短路电流标幺值 (kA) 13.70 4.73 6.25 4.11
短路电流有名值 (kA) 6.56 7.38 34.37 22.60
电流最大有
效值Ioh(kA) (kA)
16.73 18.82 87.64 57.53
11.38 11.07
10 高压电气设备的选择与校验
10.1 最大持续工作电流计算
10.1.1 110kV侧
电网额定电压
UNS=110kV 进线最大持续工作电流
1.05PUNScos?
1.05?63000
实际工程设计中需要考虑规划远景母线穿越功率的因素，而根据《国家电网工 程典型设计》110kV穿越功率一般设定为2倍变压器容量
1.05?2SUNS
1.05?2?63000
比较上述结果，考虑到在电器设备选择中，同一电压等级同类电器的型号不宜过多，可以选取其中最大值作为该侧各回路的最大持续工作电流值，即：
I(110)=694.42A。
10.1.2 35kV侧
电网额定电压
根据《国家电网公司输变电工程典型设计》35kV穿越功率一般设定为1.3倍变压器容量
，则进线最大持续工作电流为
1.05?1.3SUNS
1.05?1.3?63000
出线最大持续工作电流应按本侧最大负荷进行考虑和选择
1.05Pf3UNScos?
1.05??0.85
即：I(35)=1418.59A。 10.1.3 10kV侧
电网额定电压
由于10kV侧加上了电抗器，工作电流按电抗器额定电流确定，则进线最大持续工作电流为
Igmax?I电抗器0 N?300A
出线最大持续工作电流应按本侧最大负荷进行考虑和选择
1.05PfUNScos?
即：I(10)=3000A。
10.2 断路器的选择及校验
10.2.1 110kV侧断路器 （1）额定电压的选择
UN?UNS?110kV
UN——电气设备额定电压，UNS——电网额定工作电压，电气设备最高工作电
压Umax≥Ug=1.15UN（Ug为电网最高额定工作电压）。 （2）额定电流的选择
IN——电气设备额定电流，Imax——电器所在回路在各种合理运行方式下的最大
持续工作电流，则
IN?Imax(110)?694.42A
（3）开断电流选择
INbr?I???34.37kA
根据UN、Imax、INbr以及安装条件，查设备手册，可选LW25-126/2000SF6断路器。
（4）根据热稳定要求
对选定断路器进行热稳定校验：
It2t?402?3?4800（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.03s，ta=0.04s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.03+0.04=3.97s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（6.562?10?6.562?6.562）2
?tk??3.97?170.84（kA）s
（5）动稳定校验
ies?ich=16.73kA
校验计算结果与所选断路器列表比较见表10.1。
表10.1 校验计算结果与所选断路器参数比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A)
110 694.42 6.56 170.84 6.73
UN(kV) IN(A) INbr(kA) Itt(kA)s ies(kA)
由以上可知，所选断路器校验全部合格。 10.2.2 35kV侧断路器 （1）额定电压的选择
UN?UNS?110kV
（2）额定电流的选择
IN?Imax(35)?1418.59A
（3）开断电流选择
INbr?I???7.38kA
根据UN、Imax、INbr以及安装条件，查设备手册，可选LW0-40.5/1600SF6断路器。
（4）根据热稳定要求
对选定断路器进行热稳定校验：
It2t?31.52?4?3969（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.04s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.04=3.98s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（7.382?10?7.382?7.382）2
?tk??3.98?216.77（kA）s
（5）动稳定校验
ies?ich=18.82kA
校验计算结果与所选断路器列表比较见表10.2。
表10.2 校验计算结果与所选断路器参数比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A)
LW0-40.5/1600
UN(kV) IN(A) INbr(kA) Itt(kA)s
216.77 18.82
ich(kA) ies(kA)
由以上可知，所选断路器校验全部合格。 10.2.3 10kV侧断路器 （1）额定电压的选择
UN?UNS?10kV
（2）额定电流的选择
IN?Imax(10)?3000A
（3）开断电流选择
INbr?I???34.37A
根据UN、Imax、INbr以及安装条件，查设备手册，可选ZN-12/3150-40真空断路器。
（4）根据热稳定要求
对选定断路器进行热稳定校验：
It2t?402?3?4800（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.06s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.06=4.0s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（34.372?10?34.372?34.372）2
?tk??4.0?4725.19（kA）s
（5）动稳定校验
ies?ich=87.64kA
校验计算结果与所选断路器列表比较见表10.3。
表10.3 校验计算结果与所选断路器参数比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A)
ZN-12/3150-40
UN(kV) IN(A) INbr(kA) Itt(kA)s
ich(kA) ies(kA)
由以上可知，所选断路器校验全部合格。
10.3 隔离开关的选择及校验
10.3.1 110kV侧隔离开关 （1）额定电压的选择
UN?UNS?110kV
（2）额定电流的选择
IN?Imax(35)?1418.59A
（3）极限通过电流选择
ies?ich=16.73kA
根据UN、Imax、ies以及安装条件，查设备手册，可选GW4-110Ⅲ户外型高压隔离开关。
（4）根据热稳定要求
对选定隔离开关进行热稳定校验：
It2t?31.52?4?3969（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.06s，
校验计算结果与所选隔离开关列表比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A) Qk(kA)s
110 694.42 172.13 6.73
UN(kV) IN(A) Itt(kA)s
ich(kA) ies(kA)
计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.06=4.0s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，
只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（6.562?10?6.562?6.562）2
?tk??4?172.13（kA）s
校验计算结果与所选隔离开关列表比较见表10.4。 由以上可知，所选隔离开关校验全部合格。 10.3.2 35kV侧隔离开关： （1）额定电压的选择
（2）额定电流的选择
IN?Imax(35)?1418.59A
（3）极限通过电流选择
ies?ich=18.82kA
根据UN、Imax、ies以及安装条件，查设备手册，可选GW4-35DW户外型高压隔离开关。
（4）根据热稳定要求
对选定隔离开关进行热稳定校验：
2It2t?31.52?4?3969（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.06s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.06=4.0s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（7.382?10?7.382?7.382）2
?tk??4.0?217.86（kA）s
校验计算结果与所选隔离开关列表比较见表10.5。
表10.5 校验计算结果与所选隔离开关列表比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A) Qk(kA)s
UN(kV) IN(A) Itt(kA)s
由以上可知，所选隔离开关校验全部合格。 10.3.3 10kV侧隔离开关 （1）额定电压的选择
UN?UNS?10kV
（2）额定电流的选择
IN?Imax(10)?3000A
（3）极限通过电流选择
ies?ich=87.64kA
根据UN、Imax、ies以及安装条件，查设备手册，GN-10/3150户外型高压隔离开关。
（4）根据热稳定要求
对选定隔离开关进行热稳定校验：
It2t?402?3?4800（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.06s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.06=4.0s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（34.372?10?34.372?34.372）2
?tk??4.0?4725.19（kA）s
校验计算结果与所选隔离开关列表比较见表10.6。
校验计算结果与所选隔离开关列表比较表 计算结果
UNs(kV) Imax(A) Qk(kA)s
GN-10/3150
UN(kV) IN(A) Itt(kA)s
ich(kA) ies(kA)
由以上可知，所选隔离开关校验全部合格。
10.4 电流互感器的选择及校验
10.4.1 110kV侧TA
（1）一次回路额定电压的选择：
UN——电流互感器一次回路额定电压，即：
（2）一次回路额定电流的选择
IN——电流互感器一次回路额定电流，Imax——电流互感器所在回路在各种合理 运行方式下的最大持续工作电流，则因为进线持续工作电流为：
1.05P1.05S1.05?63000
Igmax????347.20A
UNScos?UNS3?110
IN?347.20A
（3）二次回路额定电流选择弱电系统的1A。 （4）准确级选择
根据所供测量的仪表的准确级，确定电流互感器的准确级如下： ①110kV主变高压侧所属电流互感器的准确级选择为：
10P30/10P30/0.5/0.2
②110kV出线所属电流互感器的准确级选择为：
10P30/10P30/0.5/0.2
根据UN、Imax以及安装条件，查设备手册，可选LCWB6-110W2带保护级户外瓷套油浸式电容型电流互感器。
主要技术参数见表10.7。
LCWB6-110W2电流互感器主要技术参数 额定
设备最高电压
额定 额定一电流比 2×600/1 2×600/1
次电流(A) 1200
级次组合 (A) 1
10P30/10P30/0.5/0.2 10P30/10P30/0.5/0.2
3s热稳定电流 (kA) 31.5
动稳定电流峰值(kA)
LCWB6-110W2
（5）根据热稳定要求
(KtIN1)2?QK
对选定电流互感器进行热稳定校验： 由参数表知：Kt=31.5，Kes=80，则：
(KtIN1)2?(31.5?1.2)2?1428.84(kA)2s
2QK?I??2t?6.562?3?129.10（kA）s?(KtIN1)2
（6）根据动稳定要求2×IN1×Kes≥Ich校验：
2IN1Kes?2?1.2?80?135.76KA?Ich?9.91KA
因此，所选择的电流互感器能满足校验要求。 10.4.2 35kV侧TA
（1）一次回路额定电压的选择
（2）一次回路额定电流的选择
因为110kV侧出线最大持续工作电流为
Igmax?407.55A 所以
IN?407.55A
（3）二次回路额定电流选择弱电系统的1A。 （4）准确级选择
根据所供测量的仪表的准确级，确定电流互感器的准确级如下：
①35kV主变中压侧断路器及母联断路器所属电流互感器的准确级选择为：
10P20/10P20/0.5/0.2
②35kV出线所属电流互感器的准确级选择为：
10P20/0.5/0.2
根据UN、Imax以及安装条件，查设备手册，可选LGJB-35带保护级户外瓷套油浸式电容型电流互感器。
主要技术参数见表10.8。 （5）根据热稳定要求
(KtIN1)2?QK
对选定电流互感器进行热稳定校验： 由参数表知：Kt=31.5，Kes=80，则：
(KtIN1)2?(31.5?1.0)2?992.25(kA)2s
QK?I??2t?7.382?3?16.39（kA）s?(KtIN1)2
（6）根据动稳定要求2×IN1×Kes≥Ich校验
2IN1Kes?2?1.0?80?138.56(KA)?Ich?17.68(KA)
LGJB-35电流互感器主要技术参数
设备最高电压
额定 额定 比 2×500/1 2×500/1
额定一额定二
3s热稳 定电流 (kA)
10P20/10P20/0.5/0.2 10P20/0.5 /0.2
动稳定电流峰值(kA)
次电流 (A)
40.5 .5 80
因此，所选择的电流互感器能满足校验要求。 10.4.3 10kV侧TA （1）主变进线TA
①一次回路额定电压的选择
②一次回路额定电流的选择
因为10kV主变进线最大持续工作电流为
Igmax?I电抗器0 N?300A
③二次回路额定电流选择弱电系统的1A。 ④准确级选择
根据保护需要确定电流互感器的准确级如下：
10P20/10P20/0.5/0.2
根据UN、Imax以及安装条件，查设备手册，可选LZZBJ8-10A户内型支柱式环氧树脂浇注绝缘电流互感器。主要技术参数见表10.9。
⑤根据热稳定要求
(KtIN1)2?QK
对选定电流互感器进行热稳定校验： 由参数表知：Kt=100，Kes=250。
(KtIN1)2?(100?3)2?90000(kA)2s
2QK?I??2t?34.372?3?3543.89（kA）s?(KtIN1)2
⑥根据动稳定要求2×IN1×Kes≥Ich校验：
2IN1Kes?2?3?250?1060.66(KA)?Ich?49.39(KA)
LZZBJ8-10A电流互感器主要技术参数 额定
设备最高电
额定 比流 比
定电流 电流峰(kA)
(kV) (kV)压
LZZBJ8-10A
10P20/10P20/0.5/0.2
因此，所选择的电流互感器能满足校验要求。 （2）10kV出线TA ①一次回路额定电压的选择
②一次回路额定电流的选择
因为10kV侧出线最大持续工作电流
1.05Pf3UNScos?
IN?427.93A
③二次回路额定电流选择弱电系统的1A。
④准确级选择
根据保护需要选择本10kV侧准确级，确定电流互感器的准确级如下：
10P20/0.5/0.2/0.2
根据UN、Imax以及安装条件，查设备手册，可选LZZBJ9-10Q户内型环氧树脂浇注绝缘电流互感器。主要技术参数见表10.10。
⑤热稳定、动稳定校验同上
因此，所选择的电流互感器能满足校验要求。
LZZBJ9-10Q电流互感器主要技术参数 额定
设备最高电压
额定 额定一
3s热稳定电流(kA)
10P20/0.5/0.2
动稳定电流峰值(kA) 200
电流 次电流 次电流
级次组合 比 800/1
LZZBJ9-10Q
10.5 限流电抗器的选择及校验
因为10kV母线上的短路电流过大，所以要加装限流电抗器，起限流作用，按下列条件选择：
（1）额定电压的选择
UN?UNS?10kV
（2）额定电流的选择
IN?Imax(10)?300A0
根据UNs、Imax以及安装条件，查设备手册，可选XKDGKL-10/3000-5单相干式空心铝线型限流电抗器。
根据热稳定要求：
It2t?QK 对选定限流电抗器进行热稳定校验：
It2t?752?2?11250（kA）s
取继电保护后备保护动作时间为最不利时间tpr =3.9s，tin =0.04s，ta=0.06s， 计算时间为tk=tpr+tin+ta=3.9+0.04+0.06=4.0s＞1s所以可忽略非周期分量热效应，只需取周期分量热效应，即QK = QP。
??2?10It2k?It2I0
（34.372?10?34.372?34.372）2
?tk??4.0?4725.19（kA）s
校验计算结果与所选限流电抗器列表比较见表9.11。
校验计算结果与所选限流电抗器表 计算结果
UNs（kV） Imax(A) Qk(kA)
XKDGKL-10/3000-5
10 .19 87.64
UN(kV) IN(A)
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