110kv降压变电所电气一次部分及防雷保护设计 - 毕业设计

110KV降压变电所电气一次部分

及防雷保护设计

1 设计说明

1.1 环境条件

⑴ 变电站地处坡地

⑵ 土壤电阻率ρ=1.79*10000Ω/cm2

⑶ 温度最高平均气温+33℃，年最高气温40℃，土壤温度+15℃ ⑷ 海拔1500m ⑸ 污染程度：轻级 ⑹ 年雷暴日数：40日/年

1.2 电力系统情况 ⑴ 系统供电到110kv母线上，35，10kv侧无电源，系统阻抗归算到110kv侧母线上UB=Uav SB=110MVA 系统110kv侧参数 X110max=0.0765 X110min=0.162

⑵ 110kv最终两回进线四回出线，每回负荷为45MVA，本期工程两回进线，两回出线。

⑶ 35kv侧最终四回出线，全部本期完成，其中两回为双回路供杆输电Tmax=4500h，负荷同时率为0.85

⑷ 10kv出线最终10回，本期8回Tmax=4500 h，负荷同时率0.85，最小负荷为最大负荷的70%，备用回路3 MW，6 MW，cosφ=0.85计算 电压 等级 回路 名称 1# 35KV 2# 3# 4# 10KV 1＃ 2＃ 近期最大负功率因数 荷（MW） cosφ 12 10 20 10 3 4 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 回路数 1 1 1 1 1 1 线路长度 （km） 25 25 23 19 5 4 供电方式 双回共杆 双回共杆 单回架空 单回架空 架空 架空 3＃ 4＃ 5＃ 6＃ 7＃ 8＃ ⑸ 负荷增长率为2%

2 3 3 2 4 2 0.80 0.80 0.85 0.80 0.80 0.85 1 1 1 1 1 1 6 5 3 7 6 8 架空 电缆 电缆 电缆 电缆 电缆 1.3 设计任务

⑴ 变电站电气主接线的设计 ⑵ 主变压器的选择 ⑶ 短路电流计算 ⑷ 主要电气设备选择 ⑸ 主变保护配置 ⑹ 防雷保护和接地装置

⑺ 无功补偿装置的形式及容量确定 ⑻ 变电站综合自动化

2 电气主接线的设计

2.1 电气主接线概述

发电厂和变电所中的一次设备、按一定要求和顺序连接成的电路，称为电气主接线，也成主电路。它把各电源送来的电能汇集起来，并分给各用户。它表明各种一次设备的数量和作用，设备间的连接方式，以及与电力系统的连接情况。所以电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，对发电厂和变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起着重要作用，并对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。 2.1.1 在选择电气主接线时的设计依据

⑴ 发电厂、变电所所在电力系统中的地位和作用 ⑵ 发电厂、变电所的分期和最终建设规模 ⑶ 负荷大小和重要性

⑷ 系统备用容量大小

⑸ 系统专业对电气主接线提供的具体资料 2.1.2 主接线设计的基本要求 ⑴ 可靠性 ⑵ 灵活性 ⑶ 经济性 2.1.3 6-220KV高压配电装置的基本接线

有汇流母线的连线：单母线、单母线分段、双母线、双母分段、增设旁母线或旁路隔离开关等。

无汇流母线的接线：变压器-线路单元接线、桥形接线、角形接线等。 6-220KV高压配电装置的接线方式，决定于电压等级及出线回路数。

2.2 110KV侧主接线的设计

110KV侧初期设计2回进线2回出线，最终2进线4回出线 由《电力工程电气设计手册》第二章第二节中的规定可知： 110KV侧配电装置宜采用单母线分段的接线方式。 110KV侧采用单母线分段的接线方式，有下列优点：

⑴ 供电可靠性：当一组母线停电或故障时，不影响另一组母线供电； ⑵ 调度灵活，任一电源消失时，可用另一电源带两段母线： ⑶ 扩建方便；

⑷ 在保证可靠性和灵活性的基础上，较经济。

故110KV侧采用单母分段的连接方式。

2.3 35KV侧主接线的设计

35KV侧出线回路数为4回

由《电力工程电气设计手册》第二章第二节中的规定可知：

当35—63KV配电装置出线回路数为4—8回，采用单母分段连接，当连接的电源较多，负荷较大时也可采用双母线接线。

故35KV可采用单母分段连接也可采用双母线连接。

2.4 10KV侧主接线的设计

10KV侧出线回路数本期为8回，最终10回

由《电力工程电气设计手册》第二章第二节中的规定可知：

当6—10KV配电装置出线回路数为6回及以上时采用单母分段连接 故10KV采用单母分段连接

2.5 主接线方案的比较选择

由以上可知，此变电站的主接线有两种方案

方案一：110KV侧采用单母分段的连接方式，35KV侧采用单母分段连接，10KV侧采用单母分段连接。

方案二：110KV侧采用单母分段的连接方式，35KV侧采用双母 线连接，10KV侧采用单母分段连接。 此两种方案的比较

方案一 110KV侧采用单母分段的连接方式，供电可靠、调度灵活、扩建方便，35KV、10KV采用单母分段连线，对重要用户可从不同段引出两个回路，当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常母线供电不间断，所以此方案同时兼顾了可靠性，灵活性，经济性的要求。

方案二虽供电更可靠，调度更灵活，但与方案一相比较，设备增多，配电装置布置复杂，投资和占地面增大，而且，当母线故障或检修时，隔离开关作为操作电器使用，容易误操作。

由以上可知，在本设计中采用第一种接线，即110KV侧采用单母分段的连接方式，35KV侧采用单母分段连线，10KV侧采用单母分段连接。

方案一图:

110KV10KV35KV 方案二图：

10KV110KV35KV

2.6 主接线中的设备配置

2.6.1 隔离开关的配置

⑴ 中小型发电机出口一般应装设隔离开关：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。 ⑵ 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。 ⑶ 接在发电机、变压器因出线或中性点上的避雷器不可装设隔离开关。 ⑷ 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。 2.6.2 接地刀闸或接地器的配置

⑴ 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。

⑵ 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。

2.6.3 电压互感器的配置

⑴ 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。

⑵ 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。

⑶ 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。 ⑷ 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。

⑸ 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。

2.6.4 电流互感器的配置

⑴ 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。

⑵ 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。

⑶ 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。

⑷ 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。 2.6.5 避雷器的装置 ⑴ 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。 ⑵ 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。

⑶ 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。

⑷ 三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。 ⑸ 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。

② 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。

③ 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。 ④ 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。

⑤ SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。 ⑥ 110—220KV线路侧一般不装设避雷器。

3 主变压器的选择

3.1 负荷分析

3.1.1 负荷分类及定义

⑴ 一级负荷：中断供电将造成人身伤亡或重大设计损坏，且难以挽回，带来极大的政治、经济损失者属于一级负荷。一级负荷要求有两个独立电源供电。 ⑵ 二级负荷：中断供电将造成设计局部破坏或生产流程紊乱，且较长时间才能修复或大量产品报废，重要产品大量减产，属于二级负荷。二级负荷应由两回线供电。但当两回线路有困难时（如边远地区），允许有一回专用架空线路供电。 ⑶ 三级负荷：不属于一级和二级的一般电力负荷。三级负荷对供电无特殊要求，允许较长时间停电，可用单回线路供电。 3.1.2 35KV及10KV各侧负荷的大小 ⑴ 35KV侧：

ΣP1=12+10+20+10=52MW

ΣQ1=12×0.62+10×0.62+20×0.62+10×0.62=32.24MVar ΣS1=（522+32.242）1/2 =61.18 MVA ⑵ 10KV侧：

ΣP2=3+4+2+3+3+2+4+2+3+6=32MW

ΣQ2=3×0.62+4×0.62+2×0.75+3×0.75+3×0.62+2×0.75+4×0.75+2×0.62+3×0.62

+6×0.62=21.27MVar

ΣS2=（322+21.272）1/2 =38.42 MVA

ΣP=52+32=84 MW ，ΣQ=32.24+21.27=53.51 MVar ΣS=（842+53.512）1/2=99.60 MVA 考虑同时系数时的容量： ΣS’=99.60×0.85=84.66 MVA 考虑到2%的负荷增长率时的容量： ΣS’’=84.66×1.02=86.353MVA

3.2 主变台数的确定

对于大城市郊区的一次变电所，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台主变压器为宜。此设计中的变电所符合此情况，因此选择2台变压器

即可满足负荷的要求。

3.3 主变容量的确定

⑴ 主变压器容量一般按变电所建成后5-10年的规划负荷选择，并适当考虑 到远期10-20年负荷发展。对城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。 ⑵ 根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑到当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷；对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70％-80％。有以上规程可知，此变电所单台主变的容量为：

S=ΣS’’×0.7=86.353×0.7=60.447MVA 所以应选容量为63MVA的主变压器

3.4 主变相数选择

⑴ 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。

⑵ 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。

3.5 主变绕组数选择

在具有三种电压的变电所中，如通过主变压器各侧的功率均达到该变压器容量的15％以上，或低压侧虽无负荷，但在变电所内需装设无功补偿装备时，主变压器宜采用三绕组变压器。

根据以上规程，计算主变各侧的功率与该主变容量的比值： 高压侧：K1=(52+32) ×0.8/63=1.07>0.15 中压侧：K2=52×0.8/63=0.66>0.15 低压侧：K3=32×0.8/63=0.41>0.15

由以上可知此变电所中的主变应采用三绕组。

3.6 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△，高、中、低三侧绕组如何要根据具体情况来确

定。

我国110KV及以上电压，变压器绕组都采用变压器绕组都采Y0连接；35KV亦采用Y连接，其中性点多通过消弧线接地。35KV及以下电压，变压器绕组都采用△连接。

有以上知，此变电站110KV侧采用Y0接线 35KV侧采用Y连接，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 35、10KV采用中性点不接地方式

3.7 主变的调压方式

《电力工程电气设计手册》（电器一次部分）第五章第三节规定：

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，称为有栽调压，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。

3.8 变压器冷却方式选择

参考《电力工程电气设计手册》（电器一次部分）第五章第四节

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 S----三相；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；G----干式；N----氮气冷却； FP----强迫油循环风冷却；SP----强迫油循环水冷却

本设计中主变的型号是：SFSZ7—63000/110 选择的主变压器技术数据如下： 型 号 容 量 容 量 比 阻抗电压 联结组标号 损 耗 空载电流 阻抗电压 高-中 高-低 中-低 空载 负载 高—压 中—压 低—压 SFSZ7—63000/110 63 MVA 63 /63 /63 110±8×1.25% 38. 5±2×2.5% 10.5 YN，yn0,d11 84.7KW 300 KW 1.2% 17% 10.5% 6.5 % 4 短路电流的计算

4.1 短路电流计算的目的及规定

4.1.1 短路电流计算的目的

在变电所的电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。在选择电气设备时，为保证在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作，需要进行全面的短路电流计算。例如：计算某一时刻的短路电流有效值，用以校验开关设备的开断能力和确定电抗器的电抗值；计算短路后较长时间短路电流有效值，用以校验设备的热稳定值；计算短路电流冲击值，用以校验设备动稳定 4.1.2 短路电流计算的一般规定

⑴ 电力系统中所有电源均在额定负荷下运行； ⑵ 短路种类：一般以三相短路计算；

⑶ 接线方式应是可能发生最大短路电流的正常方式（即最大运行方式），而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。

⑷ 短路电流计算点：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。

⑸ 计算容量：应按工程设计规划容量计算，并考虑系统发展规划。

4.2 短路电流的计算

取基准容量为：SB=100MVA，基准电压为UB=Uav又依公式： IB=SB/3 UB ；XB=UB2/SB，计算出基准值如下表所示：

（SB=100MVA） UB（KV） IB（KA） XB（Ω） 4.2.1 计算变压器电抗

UK1 %=1/2[UK(1-2)%+UK(3-1)%-UK(2-3)%]

=1/2[17+10.5-6.5]=10.5

UK2%=1/2[UK(1-2)%+ UK(2-3)%- UK(3-1)%]

=1/2[17+6.5-10.5]=6.5

UK3%=1/2[UK(3-1)% +UK(2-3)%- UK(1-2)%]

=1/2[10.5+6.5-17]=0

XT1*= (UK1%/100)×(SB/SN)= (10.5/100) ×(110/63)=0.183 XT2*= (UK2%/100)×(SB/SN)= (6.5/100) ×(110/63)=0.113 XT3*= (UK3%/100)×(SB/SN)= 0 4.2.2 系统电抗（根据原始资料）

115 0.552 120.23 37 1.716 12.45 10.5 6.048 1.00 远期：Xmax110*=0.0765；Xmax110*=0.162；

4.2.3 系统等值网络图如下图

0.0765d1d40.183110KV0.183000.1130.113d6d310KVd5d24.2.4 短路计算点的选择

选择如图2-2中的d1、d2、d3、 d4、d5、d6各点。 4.2.5 短路电流计算 ⑴ d1点短路时：Up=115KV

35KV

0.0765d1

次暂态短路电流标么值的计算： I”*=I*∝=1/X1*=1.0/0.0765=13.07

次暂态（0s）和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为： I”=I”*SB/ (3Uav)=13.07 ×110/(3×115)=7.22KA 两相短路电流为：0.866×7.22=6.25 KA

冲击电流为：ish=2.55 I”=2.55×7.22=18.41（KA）

短路容量为：S=3UB I” =1.732×115×7.22=1438.1（MVA）

Ish =1.51× I”=1.51×7022=10.90（KA） ⑵ d2点短路时Up=37KV

0.0765110KV0.07650.1830.1830.091510KV0.1130.1130.0565d2次暂态短路电流标么值的计算：

35KV

I”*=I*∝=1/X2*=1.0/(0.0765+0.0915+0.0565)=4.45

次暂态（0s）和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为： I”=I”*×SB/ (3Uav)= 4.45 ×110/(3×37)=7.64KA 两相短路电流分别为：0.866 ×7.64=6.62KA 冲击电流为：ish=2.55 ×I”=2.55×7.64=19.48（KA）

短路容量为：S=3UBI” =1.732×37×7.64=489.6（MVA） Ish =1.51 ×I”=1.51×7.64=11.54（KA） ⑶ d3点短路时Up=10.5KV

0.07650.0765110KV0.09150.1830.183d310KV

次暂态短路电流标么值的计算： I”*=I*∝=1/X3*=1.0/(0.0765+0.0915)=5.95

次暂态（0s）和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为： I”=I”*×SB/ (3Uav)= 5.95 ×110/(3×10.5)=35.99KA 两相短路电流分别为：0.866 ×35.99=31.17 KA 冲击电流为：ish=2.55 ×I”=2.55×35.99=91.77（KA）

短路容量为：S=3UBI” =1.732×10.5×35.99=654.5（MVA） Ish =1.51 ×I”=1.51×35.99=54.34（KA）

⑷ d4点短路时Up=110KV,与d1短路时的情况相同。 ⑸ d5点短路时Up=35KV

0.0765110KV0.1830.18310KV0.113d535KV

次暂态短路电流标么值的计算：

I”*=I*∝=1/X5*=1.0/(0.0765+0.0915+0.113)=3.56

次暂态（0s）和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为： I”=I”*×SB/ (3Uav)= 3.56 ×110/(3×35)=6.12KA 两相短路电流分别为：0.866 ×6.12=5.3 KA 冲击电流为：ish=2.55 ×I”=2.55×6.12=15.61（KA）

短路容量为：S=3UBI” =1.732×10.5×6.12=392.2（MVA） Ish =1.51 ×I”=1.51×6.12=9.24（KA） ⑹ d6点短路时Up=10.5KV

0.0765110KV0.1830.18300.1130.113d610KV35KV

次暂态短路电流标么值的计算：

X6*=0.0765+0.183//(0.183+0.113+0.113)+0=0.0765+0.183//0.409=0.203

I”*=I*∝=1/X6*=1.0/0.203=4.93

次暂态（0s）和4s时的短路电流相等，三相短路电流有名值为： I”=I”*×SB/ (3Uav)= 3.56 ×110/(3×10.5)=29.82KA 两相短路电流分别为：0.866 ×29.82=25.82 KA 冲击电流为：ish=2.55 ×I”=2.55×29.82=76.04（KA）

短路容量为：S=3UBI” =1.732×10.5×29.82=542.3（MVA） Ish =1.51 ×I”=1.51×29.82=45.03（KA）

4.3 将所计算最大方式下短路电流值列成下表

名称 基准电压 I”（KA） I”（KA） （KV） 三相 两相 短路点 d1 d2 d3 d4 d5 d6 115 37 10.5 115 37 10.5 7.22 7.64 35.99 7.22 6.12 29.82 6.25 6.62 31.17 6.25 5.3 25.82 ish （KA） 18.41 19.48 91.77 18.41 15.61 76.04 SIsh （MVA（KA） ） 10.90 11.54 54.34 10.90 9.24 45.03 1438.1 498.6 654.5 1438.1 392.2 542.3 5 主要电气设备的选择

5.1 电气设备选择概述

5.1.1 选择的原则

⑴ 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。 ⑵ 应按当地环境条件校核。 ⑶ 应力求技术先进和经济合理 ⑷ 与整个工程的建设标准应协调一致。 ⑸ 同类设备应尽量减少种类。

⑹ 选用的新产品均应具有可靠的实验数据。 ⑺ 设备的选择和校验。

5.1.2 电气设备和载流导体选择的一般条件 ⑴ 按正常工作条件选择

① 额定电压：所选电气设备和电缆的最高允许工作电压，不得低于装设回路的最高运行电压UN≥UNs

② 额定电流：所选电气设备的额定电流IN，或载流导体的长期允许电流Iy，不得低于装设回路的最大持续工作电流I max 。计算回路的最大持续工作电流I max 时，应考虑回路在各种运行方式下的持续工作电流，选用最大者。 ⑵ 按短路状态校验 ① 热稳定校验：

当短路电流通过被选择的电气设备和载流导体时，其热效应不应超过允许

值，It2t> Qk，tk=tin+ta，校验电气设备及电缆（3～6KV厂用馈线电缆除外）热稳定时，短路持续时间一般采用后备保护动作时间加断路器全分闸时间。 ② 动稳定校验：

ies＞ish，用熔断器保护的电气设备和载流导体，可不校验热稳定；电缆不校验动稳定；

⑶ 短路校验时短路电流的计算条件：

所用短路电流其容量应按具体工程的设计规划容量计算，并应考虑电力系统的远景发展规划；计算电路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的接线方式；短路的种类一般按三相短路校验；对于发电机出口的两相短路或中性点直接接地系统、自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路更严重时，应按严重情况校验。

5.2 110KV侧断路器隔离开关的选择

5.2.1 进线侧断路器、母联断路器的选择

流过断路器的最大持续工作电流

Imax =(2×SN )/(3×UN)=(2×63000)/(3×110)=661.33 (A) 额定电压选择：UN≥UNs=110KV 额定电流选择：IN>Imax=661.33A

开断电流选择：INbr>I”=7.22KA (d1 点短路电流)

在本设计中110KV侧断路器采用SF6高压断路器，因为与传统的断路器相比SF6高压断路器具有安全可靠，开断性能好，结构简单，尺寸小，质量轻，操作噪音小，检修维护方便等优点，已在电力系统的各电压等级得到广泛的应用。

110KV的配电装置是户外式，所以断路器也采用户外式。

从《电气工程电器设备手册》（上册）中比较各种110KVSF6高压断路器的应采用LW11-110II型号的断路器。其技术参数如下：

断路器 型号 额定 电压KV 额定 最高 电流 工作 A 电压 KV 3150 126 极限 额定 通过电断流 流 容量 KA KA 峰值 31.5 100 热稳定 电流 KA 3S 40 固有分 闸时间 S 0.03 LW11-110II 110

热稳定校验：It2t> Qk

It2t=402 ×3=4800[（KA）2S]

电弧持续时间取0.04S，热稳定时间为：tk =0.15+0.03+0.04=0.22<1 S 因此需要计入短路电流的非周期分量，查表得非周期分量的等效时间T=0.05S

Qnp =TI”=0.05×7.222 =2.61[（KA）2S]

Qp =

=0.22(7.222+10×7.222 +7.222 )/12=11.47[（KA）2S] Qk= Qnp+Qp=2.61+11.47=14.08[（KA）2S] 所以It2t> Qk 满足热稳定校验

动稳定校验： ies=100KA>ish =18.41KA

满足动稳定校验，因此所选断路器合适。

具体参数如下表：

计算数据 UNs 110KV Imax 661.33A I″ 7.22KA ish 18.41KA Qk 18.04[（KA）2LW11-110II UN 110KV IN 3150A INbr 31.5KA ies 100KA It2t 402 ×3=4800 [（KA）2s] s] 5.2.2 主变压器侧断路器的选择

Imax =(1.05×SN )/(3×UN)=(1.05×63000)/(3×110)=347.20 (A) 额定电压选择：UN≥UNs=110KV 额定电流选择：IN>Imax=347.20A

开断电流选择：INbr>I”=7.22KA (d4 点短路电流) 由上表可知LW11-110II同样满足主变侧断路器的选择 其动稳定、热稳定计算与母联侧相同

5.2.3 进线侧隔离开关、母联断路器隔离开关的选择

额定电压选择：UN≥UNs=110KV 额定电流选择：IN>Imax=661.33A

极限通过电流选择：ies>ish=18.41KA(d1 点短路电流) 选用GW4-110D型隔离开关，其技术参数如下： 隔离开关 型号 额定 电压 KV GW4-110D 热稳定校验：It2t>Qk

It2t=252×4=2500> Qk =14.08[（KA）2S]

动稳定校验：

ies=62.5KA>ish =18.41KA 满足动稳定和热稳定要求

具体参数如下表：

计算数据 UNs 110KV Imax 661.33A Qk 14.08[（KA）2S] ish 18.41KA 5.2.4 主变压器侧隔离开关的选择

额定电压选择：UN≥UNs=110KV 额定电流选择：IN>Imax=347.20A

极限通过电流选择：ies>ish=18.41KA(d4 点短路电流) 由上表可知GW4-110D同样满足主变侧隔离开关的选择。 其动稳定、热稳定计算与母联侧相同。 GW4-110D UN 110KV IN 1000A It2t 252×4=2500 [（KA）2S] ies 62.5KA 110 额定 电流 A 1000 极限通过 电流 KA 峰值 62.5 热稳定 电流 KA 4S 25

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