110KV变电站设计参考

广西电力职业技术学院电力工程系

毕业设计说明书

题目 110kV降压变电所电气一次部分初步设计

专 业 发电厂及电力系统 班 级 学 号 姓 名

指导教师（签名） （留空） 年 月 日

教研室主任（签名） 年 月 日

前 言

变电站是电力系统的一个重要组成部分，由电器设备及配电网络按一定的接线方式所构成，他从电力系统取得电能，通过其变换、分配、输送与保护等功能，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行然后将电能安全、可靠、经济的输送到每一个用电设备的场所。

110KV变电站属于高压网络，电气主接线是发电厂变电所的主要环节，电气主接线直关系着全厂电气设备的选择、是变电站电气部分投资大小的决定性因素。

首先，根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求选择各个电压等级的接线方式来选择。根据主变容量选择适合的变压器，主变压器的台数、容量及形式的选择是很重要，它对发电厂和变电站的技术经济影响大。

本变电所的初步设计包括了：（1）总体方案的确定（2）负荷分析（3）短路电流的计算（4）高低压配电系统设计与系统接线方案选择（5）继电保护的选择与整定（6）防雷与接地保护等内容。

最后，本设计根据典型的110kV发电厂和变电所电气主接线图，根据厂、所继电保护、自动装置、励磁装置、同期装置及测量表计的要求各电压等级的额定电压和最大持续工作电流进行设备选择，而后进行校验.

第1章 负荷分析及主变压器的选择

1.1负荷分析

各类负荷对供电的要求：

(1)一类负荷为重要负荷，必须由两个或两个以上的独立电源供电，当任何一个电源失去后，能保证全部一级负荷不间断供电。

(2)二类负荷为比较重要负荷，一般要由两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证二级负荷的供电。

(3)三类负荷一般指需要一个电源供电的负荷。

负荷情况：

（1）35kV和10kV本期用户负荷统计资料见表1和表2。 最大负荷利用小时数Tmax=5500h ，同时率取0.9，线路损耗5%。

表1 35kV用户负荷统计资料

用户名称 容量8135 3150 5000 4500 2000 2500 8000 5000 下里变 武西变 雪岭变 糖厂 水泥厂 矿厂 纸厂 冶炼厂 （KVA）

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表2 10kV用户负荷统计资料

用户名称 起沙 盘江 天星 糖厂 水泥厂 农场 陈村

1、35KV侧：

设35KV功率因数为0.85

ΣP1＝（8135+3150+5000+4500+2000+2500+8000+5000）*0.85＝32542.25KW ΣQ2=(8135+3150+5000+4500+2000+2500+8000+5000) *0.53=20291.05Kvar ΣS1＝8135+3150+5000+4500+2000+2500+8000+5000＝38285KVA

2、10KV侧：

ΣP2＝1800+900+2100+2400+2000＝11200KW

ΣQ2=(1800+900+2100+2400+2000) *0.53/0.85=6983.53Kvar ΣS2＝（112002+6983.532）1/2＝13198.85KVA

所以：ΣP＝ΣP1+ΣP2=32542.25+11200=43742.25 KW

ΣS＝ΣS1+ΣS2=38285+13198.85＝51483.85KVA

最大负荷（kW） 2800 2200 2600 0.85 6800 6500 3000 2000 cos? 2

1.2主变压器的选择

主变压器是发电厂和变电站中最主要的设备,它在电气设备的投资中所占的比例较大,同时与之相配的电气装置的投资也与之密切相关。 一、主变台数的确定

对于大城市郊区的变电所，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，故主变设为两台。 二、主变压器容量的选择

容量选择的要求：站用变电站的容量应满足正常的负荷需要和留有10%左右的裕度，以备加接临时负荷之用。

主变压器容量的确定

(1)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年的负荷发展.对于城郊变电所,主变压器容量应于城市规划相结合.

(2)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.

K??P(1?a00)0.9?43742.25?(1?0.05)SC???48631.09(KVA) COS?0.85 因为此变电站主变选择是两台变压器,单台变压器容量Se按一台主变压器停运时,其余变压器容量不应小于60-80%的全部负荷或全部重要负荷，并保证I类、Ⅱ类负荷的可靠性供电考虑:

Se≧Sc×70﹪=48631.09×0.7=34041.76KVA 所以单台主变变压器的容量为50000KVA

变压器额定电压规定：变压器一次绕组的额定电压等于用电设备的额定电压。但是，当变压器的一次绕组直接与发电机的出线端相连时，其一次绕组的额定电压应与发电机额定电压相同，即U1=1.05Ue。变压器的二次绕组的额定电压比同级电力网的额定电压高10﹪，即U2=1.1Ue.但是10KV及以下电压等级的变压器的阻抗压降在7.5﹪以下。若线路短，线路上压降小，其二次绕组额定电压可取1.05Ue。

因此，高压侧额定电压：110（KV）

中压侧额定电压：35×1.05%=36.75（KV） 低压侧额定电压：10×1.05%=10.05（KV）

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3.型式

10 KV降压变一般可采用油浸式和干式两种

油浸式和干式相比较，油浸式过载能力强，维修简便，屋内外均可布置，价格便宜。干式变压防火性能好，布置简单，屋内置，在电压开关柜附近，缩短了电缆长度并提高供电靠性，干净，但过载能力低，绝缘余度小，价格贵。

根据各自特点，结合本站容量大，过载能力要强，且属于一般变电所，所以主变适合用油浸式，站用变适用干式。

4.冷却方式

主变压器一般采用的冷却方式有：自然风冷、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷、强迫导向油循环冷却。而冷却系统故障时，变压器允许的过负荷时间，直接影响冷却系统的供电可靠性。

5.选择组别号

常用变压器的组别号主要有Y,d11；YN,d11；Y, yn0

Y,d11的三相电力变压器用于低压不小于0.4KV的线路中，可以抑制三次谐波，保证电压波形接近正弦波，供电质量好。运行方式：中性点不接地。

YN,d11的三相电力变压器用于110kv以上中性点需接地的高压电路中。 Y, yn0的三相电力变压器用于三相四线制配电系统中，供给动力和照明等负载，一般用于配电终端10KV/400V变压器用，用于站用变。

根据以上所述，由此得知，选用YN,d11连接组别的三相电力变压器最适合。

要求及维护工作量，根据本所主变压器的容量推荐选用自然风冷的冷却方式。

根据电气工程电气设计手册，冷却系统故障时，变压器允许的过负荷，油浸风冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部风扇时，允许带额定负荷运行的时间不超过下表规定值。 环境温度℃ 额定负荷下允许的最长时间（h）

-15 60 -10 0 40 16 +10 10 +20 +30 6 4

4

6.选型号 型号 额定容量（KVA） 额定电压(KV) 损耗(KW) 空载电流% 高 SZ10-50000/110 50000 121±8×2.5% 中 38.5±2×2.5% 低 10.5\\6.3 负载 空载 184 37 高中 高低 中低 0．4 10.5 17.5 6.5 电压阻抗% SSZ10-50000/110

50000 121±8×2.5% 38.5±2×2.5% 10.5\\6.3 213 44.1 0．4 10.5 17.5 6.5 终上所述，选择SSZ10-50000/110±2×2.5%铜绕组有载调压变压器。之所以选择它是因为铜的电阻率比铝的小，机械强度比铝好，热稳定和动稳定比铝的好。在两种用途，结构及外形均相似的情况下，选择SSZ10-50000/110±2×2.5%更好。

该型号变压器为铜绕组有载调压变压器，在电网电压波动时，它能在负荷运行条件下自动或手动调压，保持输出电压的稳定，从而提高供电质量，且该变压器属节能型产品。

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第3章 变电站主接线方式技术经济的比较

在电力系统的规划设计中，必须根据国家现行的有关方针政策和国民经济发展计划，对电源布局和网络建设提出若干方案，然后对它们进行全面的技术经济比较。通常的步骤是首先在可能的初步方案中筛选几个技术上优越而又比较经济的方案，然后再进行经济计算，由此确定出最佳方案。

3.1 经济比较

1.经济比较中需要考虑的费用

(1)建设投资。建设投资是指为实现该方案，在建设期间需要支付的资金。 (2)年运行费。年运行费是指该方案建成或建成时，在投运期间为维护其正常运行每年需要支付的费用，通常包括四个部分：①设备折旧费；②设备的经常性小维修；③设备的维护管理费；④年电能损耗。

2.技术经济比较 (1)符合国家有关要求

(2)便于过度并能适应远景的发展 (3)技术条件好，运行灵活可靠，管理方便 (4)投资年运行费用低，并有分期投资的可能性 (5)国家短缺的原料消耗少 (6)建设工期短

3．运行中的电能损耗

运行中的输变电设备，本身要产生一定的电能损耗，每年电能损耗的度数按电价折算后也属于电力系统年运行费的一部分，称为年电能损耗折价费。年运行费μ的计算为：

6

??1（?）?????aa12100

式中：

β——年运行费，远/年

a1——基本折旧率，取4.8%

a2——大修率,国产设备取1.4%,进口设备取1%

?——投资费,元

?A——年电能损耗

β——电价

(1)效益。效益是指该方案运行期间内，每年可收入的费用。

正当经济效益相同时，进行经济比较只需计及投资总额与运行费用的大小。 三 在经济效益比较方案中，投资与年运行费最小的方案优先选用，若投资大的方案而年运行费小，则应进一步计算比较分析。具体方法有静态和动态比较的方法。

3.2 经济最优方案的确定

计算出方案的相对综合投资和年运行费用后，若有一方案的综合投资和年运行费用高，则该方案显然经济性差，应该淘汰。只有综合投资高而年运行费用低的方案才有被比较的必要。

计算费用最小法。如技术上相当的方案多于两种时，为了便于计较，也常采用计算最小法的方法。计算费用 可用下式计算。

Ci?Zi佳方案

T?Ui(i?1,2,3,4.....)

可取T=5～8年，然后分别计算各方案的计算费用 ，其中 最小的方案为最

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第2章 主接线的设计

2.1电气主接线的设计原则

电气主接线设计的基本原则为：以下达的设计任务书为依据，根据国家现行的“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设与发展的方针，严格按照技术规定和标准，结合工程实际的具体特点，准确地掌握原始资料，保证设计方案的可靠性、灵活性和经济性。

2.2对主接线设计的基本要求

主接线应满足经济性、可靠性、灵活性和发展性等四方面的要求。 1 .经济性。方案的经济性体现在以下几个方面。

(1)投资省。主接线要力求简单，以节省一次设备的使用数量；继电保护和二次回路在满足要求前提下，简化配置、优化控制电缆的走向，以节省二次设备和控制电缆的长度；采取措施，限制短路电流，选用价廉的轻型设备，节省开支。

(2)占地面积小。主接线的选型和布置方式，直接影响到整个配电装置的占地面积。

(3)电能损耗小。经济合理地选择变压器的类型（双绕组、三绕组、自耦变、有载调压等）、容量、数量和电压等级。

(4)发展性。主接线可以容易地从初期接线方式过度到最终接线。在不影响连续供电或停电时间短的情况下，完成过度期的扩建，且对一次和二次部分的改动工作量最少。

2.可靠性。主接线的可靠性不仅包括开关、母线等，而且包括相对的继电保护、自动装置等。

为了向用户供应持续、优质的电力，主接线首先必须满足这一可靠性的要求。主接线的可靠性的衡量标准是运行实践，要充分地做好调研工作，力求避免决策事物，鉴于进行可靠性的定量计算分析的基础数据尚不完善的情况，充分地作好调查研究工作显得尤为重要。

3.灵活性。电气主接线的设计，应适合在运行、热备用、冷备用和检修等各种方式下的运行要求。在调度时，可以灵活地投入或切除发电机、变压器和线路等元件，合理调配电源和负荷。在检修时，可以方便地停运断路器、母线及二次设备，并方便地设置安全措施，不影响电网的正常运行和对其他用户的供电。

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2.3待建变电站的主接线方式

拟定可行的主接线方案3种，内容包括主变的形式，台数以及各级电压配电装置的接线方式等，并依据对主接线的基本要求，从技术经济上论证各方案的优缺点，淘汰差的方案，保留一种较好的方案。 110kv侧的接线

方案(一) 单母线分段接线

(1)优点

段段分段的单母线的评价为:

a.具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。

b.较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电，而后者则需短时停电。

c.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。

d.可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。

(2)缺点

a.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。

b.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。

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方案(二)不分段的双母线

段段双母线接线双母线接线的特点：

1. 可轮流检修母线而不影响正常供电。

2. 检修任一母线侧隔离开关时，只影响该回路供电。

3. 工作母线发生故障后，所有回路短时停电并能迅速恢复供电。 4. 可利用母联断路器替代引出线断路器工作。 5. 便于扩建。

6. 由于双母线接线的设备较多、配电装置复杂，运行中需要用隔离开关切换电路，容易引起误操作；同时投资和占地面积也较大。

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方案(三)单母分段带旁路接线

段段单母线分段带旁路

单母分段带旁路接线的特点： (1)优点

a.单母分段带旁路接线方式采用母线分断路器和旁路母线断路器，供电可靠性比单母分段接线更高，运行更加灵活，一般用在35-110kv的变电所的母线。

b.旁路母线是为检修断路器而设的，通常采用可靠性高，检修周期长的SF6 断路器，或气体绝缘金属封闭开关设备时，可取消旁路母线。

(2)缺点

a.单母分段带旁路接线倒闸操作比较复杂，占地面积比较大，花费比较高。 以上三种方案比较：方案（一）主接线供电可靠性与灵活性高，用于110KV，出线回路适合本站设计，因此此方案可行。方案（二）由于双母线接线具有较高的可靠性，这种接线在大、中型发点厂和变电站得到广泛的使用。用于电源较多、输送和穿越功率较大、要求可靠性和灵活性较高的场合。因此此方案不可行。方案（三）在供电可靠性与灵活性方面能满足本站供电要求，但考虑到接线较复杂，占地面积大且费用较高，所以也不符合要求 故110kv侧应采用方案（一）的接线。

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35kv侧的接线

方案(一) 单母线分段接线

段

段

对用断路器分段的单母线的评价为: (1)优点

1.具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。

2.较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电，而后者则需短时停电。

3.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。

4.可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。

(2)缺点

1.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。

2.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。

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方案(二) 内桥接线

内桥接线中,桥回路置于线路断路器内侧,此时线路经线断路器和隔离开关接至桥接点，构成独立单元；而变压器支路只经过隔离开关与桥接点相连，是非独立单元。

内桥接线的特点为：

(1)线路操作方便。如线路发生故障，仅故障线路的断路器跳闸，其余三回路可继续工作，并保持相互的联系。

(2)正常运行时变压器操作复杂。

(3)桥回路故障或检修时全厂分裂为两部分，使两个单元之间失去联系；同时，出现断路器故障或检修时，造成该回路停电。为此，在实际接线中可采用设外跨条来提高运行灵活性。

内桥接线使用于两回进线两回出线且线路较长、故障可能性较大和变压器不需要经常切换的运行方式的变电站中。

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方案（三） 外桥接线

外桥接线的特点为： (1)变压器操作方便。

(2)线路投入与切除时，操作复杂。如线路检修或故障时，需断开两台断路器，并使该侧变压器停止运行，需经倒闸操作恢复变压器工作，造成变压器短时停电，这刚好与内桥相反，概括为“外桥外不便”。

(3)桥回路故障或检修时全厂分裂为两部分，使两个单元之间失去联系；同时，出线侧断路器故障或检修时，造成该侧变压器停电。此外，在实际接线中可采用设内跨条来提高运行灵活性。

外桥接线适用于两回进线两回出线且线路较短故障可能性小和变压器需要经常切换，而且线路有穿越功率通过的变电站中。

以上三种方案比较：方案（一）虽此主接线供电可靠性与灵活性高，此方案适合出线回路比较多的，因此此方案可行。方案（二）（三）两回进线，两回出线，但此方案适合 出线较多，因此方案不可行。 故35kv侧应采用方案（一）的接线。

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10kv侧的接线

方案(一) 单母线接线

(1)优点：

段段a接线简单清晰、设备少、操作方便。 b便于扩建和采用成套配电装置

(2)缺点：

a不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修均需使整个配电装置停电。

b 单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复非故障段的供电。

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方案（二）单母线分段接线

(1)优点

段段a.具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。

b.较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电， 而后者则需短时停电。

c.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。

d.可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。

(2)缺点

a.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。

b.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。

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方案(三)单母分段带旁路接线

(1)优点

a.单母分段带旁路接线方式采用母线分断路器和旁路母线断路器，供电可靠性比单母分段接线更高，运行更加灵活，一般用在35-110kv的变电所的母线。

b.旁路母线是为检修断路器而设的，通常采用可靠性高，检修周期长的SF6 断路器，或气体绝缘金属封闭开关设备时，可取消旁路母线。

(2)缺点

a.单母分段带旁路接线倒闸操作比较复杂，占地面积比较大，花费比较高。 以上三种方案比较：方案（一）的虽接线简单、清晰、设备少、

操作方便，投资少，便于扩建，但供电可靠性差，不能满足对不允许停电的重要用户的供电要求，方案（三）在供电可靠性与灵活性方面能满足本站供电要求，但考虑到接线较复杂，占地面积大且费用较高，所以也不符合要求，而方案（二）恰好符合本站设计所须的可靠性与经济性的要求，所以10kv侧采用方案（二）的接线。

由以上分析比较，可得变电站的主接线方案为：110KV采用单母分段接线，35KV采用单母分段接线，10KV采用单母分段接线。

段段17

第5章 短路电流的计算

5．1短路的基本知识

所谓短路，就是供电系统中一相或多相载流导体接地或相互接触并产生超出规定值的大电流。

短路电流的大小也是比较主接线方案，分析运行方式时必须考虑的因素。系统短路时还会出现电压降低，靠近短路点处尤为严重，这将直接危害用户供电的安全性及可靠性。为限制故障范围，保护设备安全，继电保护装置整定必须在主回路通过短路电流时准确动作。

变电短路电流的大小也是比较主接线方案，分析运行方式时必须考虑的因素。系统短路时还会出现电压降低，靠近短路点处尤为严重，这将直接危害用户供电的安全性及可靠性。为限制故障范围，保护设备安全，继电保护装置整定必须在主回路通过短路电流时准确动作。

所中的各种电气设备必须能承受短路电流的作用，不致因过热或电动力的影响造成设备损坏。例如：断路器必须能断开可能通过的最大短路电流；电流互感器应有足够的过电流倍数；母线要校验短路时承受的最大应力；接地装置的选择也与短路电流大小有关等。

供电系统应该正常的不间断地可靠供电，以保证生产和生活的正常进行。电力系统正常运行方式的破坏，多数是由短路故障引起的，系统中将出现比正常运行时的额定电流大许多倍的短路电流，其数值可达几万甚至几十万安培。变电所设计中不能不全面地考虑短路故障的各种影响。、

由于上述原因，短路电流计算成为变电所电气部分设计的基础。选择电气设备时，通常用三相短路电流；校验继电保护动作灵敏度时用两相短路、单相短路电流或或单相接地电流。工程设计中主要计算三相短路电流。

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5．2计算短路电流的目的

短路故障对电力系统的正常运行影响很大，所造成的后果也十分严重，因此在系统的设计，设备的选择以及系统运行中，都应该着眼尽量限制所影响的范围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一，无论从设计、制造、安装、运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。

短路电流计算具体目的是；

（1） 选择电气设备。电气设备，如开关电气、母线、绝缘子、电缆等，必须具

有充分的电动力稳定性和热稳定性，而电气设备的电动力稳定性和热稳定性的效验是以短路电流计算结果为依据的。

（2） 继电保护的配置和整定。系统中影配置哪些继电保护以及继电保护装置的

参数整定，都必须对电力系统各种短路故障进行计算和分析，而且不仅要计算短路点的短路电流，还要计算短路电流在网络各支路中的分布，并要作多种运行方式的短路计算。

（3） 电气主接线方案的比较和选择。在发电厂和变电所的主接线设计中，往往

遇到这样的情况：有的接线方案由于短路电流太大以致要选用贵重的电气设备，使该方案的投资太高而不合理，但如果适当改变接线或采取限制短路电流的措施就可能得到即可靠又经济的方案，因此，在比较和评价方案时，短路电流计算是必不可少的内容。

（4） 通信干扰。在设计110KV及以上电压等级的架空输电线时，要计算短路电

流，以确定电力线对临近架设的通信线是否存在危险及干扰影响。 （5） 确定分裂导线间隔棒的间距。在500KV配电装置中，普遍采用分裂导线做

软导线。当发生短路故障时，分裂导线在巨大的短路电流作用下，同相次导线间的电磁力很大，使导线产生很大的张力和偏移，在严重情况下，该张力值可达故障前初始张力的几倍甚至几十倍，对导线、绝缘子、架构等的受力影响很大。因此，为了合理的限制架构受力，工程上要按最大可能出现的短路电流确定分裂导线间隔的安装距离。

（6） 短路电流计算还有很多其他目的，如确定中性点的接地方式，验算接地装

置的接触电压和跨步电压，计算软导线的短路摇摆，输电线路分裂导线间隔棒所承受的向心压力等。

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5.3短路电流的计算步骤

5．3．1系统图与等值电路图

待设计变电所与电力系统的连接情况如图5-1所示，220KV系统视为无穷大电源系统，系统电抗忽略不计, 110KV系统电抗XS待建变电所将来确定为单元供电。按两台主变并列运行进行短路电流计算,系统等值电路图如下图5-2所示：

56KM

图5-1

36KM

图5-2

20

5.3.2宜宣变供电的短路电流计算

SjU12SN?5000kvA X??X0l XT*??UK%?Sj?100??SN??? SK=2000MVA ?Sj?100MVA ?UK%?0.75

Ij110=

1003?115=0.5KA Ij35=

1003?37 =1.561KA Ij10=

1003?10.5 =5.77KA

UT12%?10.5 UT13%?17.5 UT23%?6.5

计算各元件的参数标么值： 线路：XL1??X1L1SjU12?0.4?56?100?0.169 211511?（10.5?17.5?6.5）?10.75 变压器： UT1%?（UT12%?UT13%?UT23%）2211?（10.5?6.5?17.5）??0.25 UT2%?（UT12%?UT23%?UT13%）2211?（17.5?6.5?10.5）?6.75 UT3%?（UT23%?UT13%?UT12%）22UT1%Sj10.75100 XT1??????0.215

100SN10050 XT2??UT10?SjSN??.025100???0.005 10050XT3??

UT3%Sj6.75100????0.135 100SN10050当在K1处发生三相短路时：

电源至短路点的总电抗的标么值为：XK1??XL1??0.169 短路电流周期分量的有名值

I//?IJ1100.5??2.96(KA) XK1?0.169冲击电流iimp?2.25I//?2.25?2.96?6.66(KA)

21

短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?2.96?4.44(KA) 短路容量算法

SK1?3UNI???3?110?2.96?459.7(MVA) 当在K2处发生三相短路时： 电源至短路点的总电抗的标么值为：

XK2*?XL1??0.5?(XT1??XT2?)?0.169?0.5?(0.215?0.005)?0.274 短路电流周期分量的有名值

I//?IJ351.56??5.69(KA) XK2?0.274冲击电流iimp?2.25I//?2.25?5.69?12.81(KA) 短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?5.69?8.54(KA) 短路容量算法

SK2?3UNI???3?35?5.69?344.53(MVA)

当在K3处发生三相短路时： 电源至短路点的总电抗的标么值为：

XK3*?XL1??0.5(XT1??XT2?)?0.169?0.5?(0.215?0.135)?0.344 短路电流周期分量的有名值

I//?IJ105.5??15.99(KA) XK3?0.344冲击电流iimp?2.25I//?2.25?15.99?35.97(KA) 短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?15.99?23.99(KA) 短路容量算法

SK3?3UNI???3?10?15.99?276.95(MVA)

22

5.3.3华支变供电的短路电流计算

短路电流计算图如下图所示：

SN?5000kvA X??X0lSjU12?UK%?Sj? XT*?100??SN??? SK=2000MVA ?Sj?100MVA ?UK%?0.75

Ij110=

1003?115=0.5KA Ij35=

1003?37 =1.561KA Ij10=

1003?10.5 =5.77KA

UT12%?10.5 UT13%?17.5 UT23%?6.5

计算各元件的参数标么值： 系统：Xs*?SjSK?100?0.05 2000Sj?0.4?36?100?0.109 2115线路：XL2??X1L2U1211?（10.5?17.5?6.5）?10.75 变压器： UT1%?（UT12%?UT13%?UT23%）2211?（10.5?6.5?17.5）??0.25 UT2%?（UT12%?UT23%?UT13%）2211?（17.5?6.5?10.5）?6.75 UT3%?（UT23%?UT13%?UT12%）22 XT1??UT1%Sj10.75100????0.215 100SN10050UT10?SjSN??.025100???0.005 10050 XT2??XT3??

UT3%Sj6.75100????0.135 100SN10050当在K1处发生三相短路时：

电源至短路点的总电抗的标么值为：XK1??XL2??XS??0.109?0.05?0.114 短路电流周期分量的有名值

23

I//?IJ1100.5??4.39(KA) XK1?0.114冲击电流iimp?2.25I//?2.25?4.39?9.87(KA) 短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?4.39?6.59(KA) 短路容量算法

SK1?3UNI???3?110?4.39?835.42(MVA)

当在K2处发生三相短路时： 电源至短路点的总电抗的标么值为：

XK2*?XL2??0.5(XT1??XT2?)?0.109?0.5?(0.215?0.005)?0.214 短路电流周期分量的有名值

I//?IJ351.56??7.29(KA) XK2?0.214冲击电流iimp?2.25I//?2.25?7.29?16.40(KA) 短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?7.29?10.94(KA) 短路容量算法

SK2?3UNI???3?35?7.29?441.41(MVA)

当在K3处发生三相短路时： 电源至短路点的总电抗的标么值为：

XK3*?XL2??0.5(XT1??XT2?)?0.109?0.5?(0.215?0.135)?0.284 短路电流周期分量的有名值

I//?IJ105.5??19.37(KA) XK3?0.284冲击电流iimp?2.25I//?2.25?19.37?43.58(KA)

24

短路全电流最大有效值

Iimp?1.5I//?1.5?19.37?29.06(KA) 短路容量算法

SK3?3UNI???3?10?19.37?335.10(MVA) 5.3.4短路电流计算结果表 宜宣变短路电流计算结果表：

短路电流周短路点 期分量有名值I（KA） K1 K2 K3

华支变短路电流计算结果表：

短路电流周短路点 期分量有名值I（KA） K1 K2 K3

又上述两表比较可以得出，华支变的短路电流比宜宣变的短路电流要大。所以，在后面的设备选择中，应该用华支变的短路电流进行校验。

4.39 7.29 19.37 ////冲击电流iimp（KA） 6.66 12.81 35.97 全电流Iimp（KA） 4.44 8.54 23.99 短路容量S（MVA） 2.96 5.69 15.99 459.7 344.53 276.95 冲击电流iimp（KA） 全电流Iimp（KA） 短路容量S（MVA） 9.87 16.40 43.58 6.59 10.94 29.06 835.42 441.41 335.10 25

第6章 设备的选择与校验

6．1电气选择的一般条件

正确地选择设备是使电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行设备选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。

尽管电力系统中各种电气设备的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求却是相同的。电气设备要能可靠的工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验其热稳定和动稳定。

6．2按短路情况校验

㈠短路热稳定校验

短路电流通过时，导体和电器各部件温度（或发热效应）应不超过允许值，既满足热稳定的条件为：

2 Qd?Qr 或I?tjz?Ir2t

式中 Qd——短路电流产生的热效应；

Qr——短路时导体和电器设备允许的热效应；

Ir——时间t内允许通过的短时热稳定电流（或短时耐受电流）。 ㈡电动力稳定校验

电动力稳定是导体和电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定的条件是：

ich?idw 或 Ich?Idw

式中 ich、Ich——短路冲击电流幅值及其有效值； idw、Idw——允许通过稳定电流的幅值和有效值。

26

6.3 断路器的选择

一般6~35kV 选用真空断路器，10kV侧的断路器都采用真空的断路器，35~500kV宜选用SF6断路器，本变电站设计中110kV和35kV断路器均采用SF6断路器，SF6高压断路器具有安全可靠，开断电流性能好，结构简单，尽寸小，质量轻，检修维护方便等优点。

6.3.1 110kV侧断路器的选择

（1）预选SFM110-110/2000的断路器

表5-1 SFM110-110/2000断路器参数

型号 项目 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电流（KA） 热稳定电流（KA） 额定开断电流（KA） （2）额定电压的选择为：Ue?110KV?Uew?110KV （3）额定电流的选择为：

计算数据 110 527 9.87 4.39(0.63S) 4.39 LW6-110 技术参数 110 2000 80 31.5(3S) 31.5 Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

2?50?1.05=0.527KA,故:Ie?2000A?527A 3?115（4）额定开断电流的检验条件为： It = I″=4.39KA?Iek?31.5KA (5)动稳定的校验条件：ich?9.87?idw?80KA

(6)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?4.392?0.63?12.14KA2?s

2Qr?It2t?31.52?3?2976.75KA2?s

27

故： Qr?2976.75KA2?s?Qdt?12.14KA2?s SFM110-110/2000的断路器，可满足技术条件要求

6.3.2 35kV侧断路器的选择

（1）预选LW8-40.5的断路器

表5-1 LW8-40.5断路器参数

型号 项目 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电流（KA） 热稳定电流（KA） 额定开断电流（KA）

（2）额定电压的选择为：Ue?35KV?Uew?35KV （3）额定电流的选择为：

计算数据 35 628 16.40 7.29(0.63S) 7.29 LW8-40.5 技术参数 35 1600 63 25(4S) 25 Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

38.28?1.05=0.628 KA,故:Ie?1600A?628A 3?37（4）额定开断电流的检验条件为： It = I″=7.29KA?Iek?25KA (5)动稳定的校验条件：ich?16.40?idw?63KA

(6)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?7.292?0.63?33.48KA2?s

2Qr?It2t?252?4?2500KA2?s 故： Qr?2500KA2?s?Qdt?33.48KA2?s

LW8-40.5的断路器，可满足技术条件要求

28

6kV侧断路器的选择

（1）预选ZN-6的断路器

表5-1 ZN-6断路器参数

型号 项目 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电流（KA） 热稳定电流（KA） 额定开断电流（KA） ZN-6 计算数据 10 648 43.58 19.37(0.63S) 19.37 技术参数 10 1250 80 31.5(4S) 31.5 （2）额定电压的选择为：Ue?10KV?Uew?10KV （3）额定电流的选择为：

Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

11.2?1.05=0.648KA,故:Ie?1250A?648A

3?10.5（4）额定开断电流的检验条件为： It = I″=19.37KA?Iek?31.5KA (5)动稳定的校验条件：ich?43.58?idw?80KA

6)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?19.372?0.63?236.37KA2?s

2Qr?It2t?31.52?4?3969KA2?s

故： Qr?3969KA2?s?Qdt?236.37KA2?s

ZN12-10的断路器，可满足技术条件要求

29

6.4 隔离开关的选择

隔离开关的用途：

（1）倒闸操作，投入备用母线或旁路母线以及改变运行方式时，常用隔离开

关配合断路器，协同操作来完成。

（2）隔离电压，在检修电气设备时，用隔离开关将被检修的设备与电源电压

隔离，以确保检修的安全。

（3）分、合小电流。

隔离开关的型式应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素，进行综合的技术、经济比较，再根据其校验计算结果后确定。

6.4.1 110kV侧隔离开关的选择

（1）预选GW4－110\\2000的隔离开关

GW4－110\\2000的隔离开关参数

型号 项目 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电(kA) 热稳定（kA） GW4－110\\2000 计算数据 110 527 9.87 4.39(0.63S) 技术参数 110 1250 50 20(4S) （2）额定电压的选择为：Ue?110KV?Uew?110KV （3）额定电流的选择为：

Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

2?50?1.05=0.527KA,故:Ie?1250A?527A 3?115(4)动稳定的校验条件：ich?9.87?idw?50KA

(5)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为：

30

Qdt?I?tima?4.392?0.63?12.14KA2?s

2Qr?It2t?202?4?1600KA2?s

故： Qr?1600KA2?s?Qdt?12.14KA2?s

根据上述计算110kV可选用：GW4－110\\2000的隔离开关，可满足技术条件要求。

6.4.2 35kV侧隔离开关的选择

（1）预选GW4-35\\1250的隔离开关

GW4-35\\1250的隔离开关参数

型号 项目 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电流（kA） 热稳定（kA）

GW4-35\\1250 计算数据 35 628 16.40 4.89(0.63S) 技术参数 40.5 1250 50 20(4S) （2）额定电压的选择为：Ue?35KV?Uew?35KV （3）额定电流的选择为：

Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

38.28?1.05=0.628 KA,故:Ie?1250A?628A 3?37(4)动稳定的校验条件：ich?16.4o?idw?50KA

(5)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?7.292?0.63?33.48KA2?s

2Qr?It2t?202?4?1600KA2?s Qr?1600KA2?s?Qdt?33.48KA2?s

根据上述计算35kV可选用：GW4-35\\1250的隔离开关，可满足技术条件要求。

31

6.4.3 10kV侧隔离开关的选择

（1）预选GN2-10\\2000的隔离开关

GN2-10\\2000的隔离开关参数

型号 项目 计算数据 额定电压（kV） 额定电流（A） 动稳定电流（kA） 热稳定（kA）

GN2-10\\2000 技术参数 10 2000 85 36(4s) 10 648 43.58 19.37(0.63s) （2）额定电压的选择为：Ue?10KV?Uew?10KV （3）额定电流的选择为：

Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

11.2?1.05=0.648KA,故:Ie?2000A?648A

3?10.5(4)动稳定的校验条件：ich?43.58?idw?85KA

(5)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?19.372?0.63?236.37KA2?s

2Qr?It2t?362?4?5184KA2?s 故： Qr?5184KA2?s?Qdt?236.37KA2?s

根据上述计算10kV可选用：GN2-10 的隔离开关，可满足技术条件要求。

32

6.5 电流互感器的选择

6.5.1、110kV进线及母联电流互感器选择：

预选LB7-110型号 额定一次电流（A） 额定电压（KV） 1200 110

LB7-110型号的电流互感器的额定二次负载准确限值系数： 额定电流比 准确级次 额定二次负载 1200/5 0.5 50

（1）额定电压的选择为：Ue?110KV?Uew?110KV （2）额定电流的选择为：

4s热稳定电流（有动稳定电流（峰值，效值kA） kA） 31.5 80 准确限值系数 20 Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

2?50?1.05=0.527 KA,故:Ie?1200A?527A 3?115(3)动稳定的校验条件：ich?9.87?idw?80KA

(4)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?4.392?0.63?12.14KA2?s

2Qr?It2t?31.52?4?3969KA2?s

故： Qr?3969KA2?s?Qdt?12.14KA2?s

经校验所选的电流互感器附合要求。

33

6.5.2、35kV进线及母联电流互感器选择

预选LB7-35型号 额定一次电流（A） 1250

LB7-110型号的电流互感器的额定二次负载准确限值系数： 额定电流比 500/5

（1）额定电压的选择为：Ue?35KV?Uew?35KV （2）额定电流的选择为：

准确级次 0.2 额定二次负载 40 准确限值系数 20 4s热稳定电流（有效值kA） 动稳定电流（峰值，kA） 31.5 40 Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

38.28?1.05=0.628 KA,故:Ie?1250A?628A 3?37(3)动稳定的校验条件：ich?16.40?idw?40KA

(4)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?7.292?0.63?33.48KA2?s

2Qr?It2t?31.52?4?3969KA2?s Qr?3969KA2?s?Qdt?33.48KA2?s

经校验所选的电流互感器附合要求。

34

6.5.3、10kV进线及母联电流互感器选择

预选LZZBJ9-10型号 额定一次电流（A） 2500

LZZBJ9-10型号的电流互感器的额定二次负载准确限值系数： 额定电流比 2500/5 准确级次 0.5 额定二次负载 40 准确限值系数 20 1s热稳定电流（有效值kA） 动稳定电流（峰值，kA） 100 80 （1）额定电压的选择为：Ue?10KV?Uew?10KV （2）额定电流的选择为：

Imax=

Pn3Uaccos?=

Sn3Uac=

11.2?1.05=0.648KA,故:Ie?2500A?648A

3?10.5(3)动稳定的校验条件：ich?43.58?idw?80KA

(4)热稳定的校验 取继电保护保护装置后备保护动作时间tr=0.6s,断路器分间时间to=0.03s,则tima=tr+to=0.6+0.03=0.63s

110KV则短路电流热稳定电流为： Qdt?I?tima?19.372?0.63?236.37KA2?s

2Qr?It2t?1002?1?10000KA2?s 故： Qr?10000KA2?s?Qdt?236.37KA2?s

经校验所选的电流互感器附合要求。

35

第4章 继电保护的配置

4．1继电保护的基本知识

在变电所的设计和运行中，当电力系统发生故障和不正常运行的可能性，如设备的相间短路、对地短路及过负荷等故障。

为了保证用户的可靠供电，防止电气设备的损坏及事故扩大，应尽快地将故障切除。这个任务靠运行人员进行手动操作控制是无法实现的，必须由继电保护装置自动地、迅速地、有选择性地将故障设备切除，而当不正常运行情况时，要自动地发出信号以便及时处理，这就是继电保护的任务。

4.2 线路的继电保护配置

4.2.1 110kV侧继电保护配置

1.反映相间短路的保护配置：装设相间短路后备保护（相间距离保护）和辅助保护（电流速断保护）

2.反映接地短路的保护配置:对110kV ,装设全线速动保护。

3.距离保护是根据故障点距离保护装置处的距离来确定其动作电流的，较少受运行方式的影响，在110—220kV电网中得到广泛的应用。

故在本设计中，采用三段式阶梯时限特性的距离保护。距离保护的第一段保护范围为本线路长度的80％--85％，TⅠ约为0.1S，第二段的保护范围为本线路全长并延伸至下一线路的一部分，TⅡ约为0.5—0.6S，距离第一段和第二段构成线路的主保护。距离保护的第三段作为相邻线路保护和断路器拒动的远后备保护，和本线路第一段和第二断保护的近后备。

110kV以上电压等级的电网通常均为中性点直接接地电网，在中性点直接接地电网中，当线路发生单相接地故障时，形成单相接地短路，将出线很大的短路电流，所以要装设接地保护。

4.2.2 35kV、10kV侧继电保护配置

从《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》中查得，在35kV、10kV侧无时限和带时限电流速断保护配合，可作为本线路的主保护，但它不能起远后备保护的作用，为了能对线路起到近后备和对相邻线路起到运后备作用，还必须装设第三套电流保护，即定时限过电流保护。

36

4.3变压器的继电保护

变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来研总的影响。同时大容量的电力变压器也是十分贵重的元件，因此，必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好，工作可靠的继电保护装置。

变压器的故障可分为油箱内部故障和油箱外部故障，油箱内部故障包括相间短路，绕组的匝数短路和单相接地短路，外部故障包括引线及套管处会产生各相间短路和接地故障。变压器的不正常工作状态主要是由外部短路或过负荷引起的过电流油面降低和过励磁等。

对于上述故障和不正当工作状态，根据DL400--91《继电器保护和安全起动装置技术规程》的规定，变压器应装设以下保护：

1、瓦斯保护

为了反应变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的保护。它反应于油箱内部所产生的气体或油流而动作。其中轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于跳开变压器各侧电源断路器。

2、纵差动保护或电流速断保护

为了反应变压器绕组和引出线的相间短路以及中性点直接接地电网侧绕组和引线的接地短路及绕组匝间短路，应装设纵差保护或电流速动保护。

3、纵差动保护适用于

并列运行的变压器，容量为6300KVA以上时；单独运行的变压器，容量为10000KVA以上时；发电厂常用工作变压器和工业企业中的重要变压器，容量为6300KVA以上时。电流速断保护适用于1000KVA以下的变压器，且其过电流保护的时限大于0.5S时。

4、过流保护

过电流保护，一般用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑事故状态下可能出现的过负荷电流；为了反应变压器外部故障而引起的变压器绕组过电流，以及在变压器内部故障时，作为差动保护和瓦斯保护的后备，所以需装设过电流保护。

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5、复合电压启动的过电流保护

复合电压启动的过电流保护，一般用于升压变压器及过电流保护灵敏度不满足要求的降压变压器上；

6、过负荷保护

对400KVA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，装设过负荷保护. 变压器的过负荷电流，大多数情况下都是三相对称的，因此只需装设单相式过负荷保护，过负荷保护一般经追时动作于信号，而且三绕组变压器各侧过负荷保护均经同一个时间继电器。

7、零序过流保护

对于大接地电流的电力变压器，一般应装设零序电流保护，用作变压器主保护的后备保护和相邻元件接地短路的后备保护，一般变电所内只有部分变压器中性点接地运行，因此，每台变压器上需要装设两套零序电流保护，一套用于中性点接地运行方式，另一套用于中性点不接地运行方式。

4.3.1 主变压器保护

1、瓦斯保护：作为变压器的主保护，反应变压器油箱内部故障，包括绕组的相间短路，接地短路，匝间短路以及铁芯烧损，油面降低等。轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于断开变压器各侧断路器。

2、纵差保护：作为主变压器的主保护，反应变压器绕组、套管和引出线上的相间短路，大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地、短路以及绕组匝间短路，采用三相CT分别装于主变三侧四点上用专用的CT。

3、复合电压启动的定时限过流保护：是瓦斯保护、纵差保护的后备保护，反应发生各种不对称短路时出现的负序电压。

4、零序电流保护：反应变压器外部接地短路。

5、过负荷保护：反应变压器对称过负荷，保护接于一相电流上，常延时动作于信号，和过流保护共用一个CT。

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4．4．备自投和自动重合闸的设置

4．4．1．备用电源自动投入装置的含义和作用

备用电源自动投入装置是指当工作电源因故障被断开以后，能迅速自动地将备用电源投入或将用电设备自动切换到备用电源上去，使用户不至于停电的一种自动装置，简称备自投。一般在下列情况装设：

1、发电厂的厂用电和变电所的所用电。

2、有双电源供电的变电所和配电所，其中一个电源经常断开作为备用。 3、降压变电所内装有备用变压器或互为备用的母线段。 4、生产过程中某些重要的备用机组。

该变电所的10KV母线为单母分段接线形式，变电所内有两台主变压器，正常运行时为两台变压器分裂运行，其备用方式为互为备用的“暗备用”，因此考虑在母联断路器上装设有备自投装置以提高供电的可靠性。

4．4．2．自动重合闸装置

电力系统的运行经验表明，架空线路故障大多是瞬时故障。在线路上发生瞬时故障时，线路被保护断开后，由自动重合闸装置再进行一次合闸，恢复供电，从而大大提高供电的可靠性。重合闸在电力系统中有重要的作用：

1、大大提高供电的可靠性，减少停电次数，特别时对单侧电源的单回线路尤为显著。

2、提高电力系统并列运行的稳定性。

3、弥补输电线路耐雷水平将定的影响。在电力系统中，10KV线路一般不装设避雷线，35KV线路一般只在进线端1-2km范围内装设避雷线，线路耐雷水平较低，装自动重合闸后，可提高供电可靠性。

4、对断路器本身由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸，能其纠正的作用。

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第8章 防雷与接地方案的设计

8.1 防雷保护

8.1.1 直击雷保护

直击雷过电压：雷电直接击中电气线路、设备或建筑物而引起的过电压，又称直击雷。在雷电的主放电过程中，其传播速度极快（约为光速的50%-10%），雷电压幅值达10-100MV，雷电流幅值达数百千安，伴以强烈的光、热、机械效应和危险的电磁效应以及强烈的闪络放电，具有强烈的破坏性和对人员的杀伤性。

110KV配电装置、主变压器为户外布置、采用在构架上设置2支避雷针，及其余设备均为户内布置，采用配电楼屋顶设避雷带，和避雷针联合作为防直击雷保护，确保户外主变压器、110KV配电装置在其联合保护范围内。避雷带采用Ф16的热镀锌圆钢，避雷针与建筑物钢筋隔离，并采用3根引下线与主接地网相连接，连接点与其他设备接地点的电气距离应满足规范要求。

8.1.2 侵入波保护

雷电波入侵(高电位侵入):架空线路遭受雷击或感应累的影响,在线路上形成沿线路传播的高电压行波.此种电压波入侵到建筑物内或进入电气设备造成过电压。据统计城市中雷击事故的50%-70%是由于这种雷电波侵入造成的。因此，在工厂中应予以重视，对其危害给予足够的防护。为防止线路侵入雷电波的过电压，在110KV进线，10KV母线桥及10KV每段母线上分别安装氧化锌避雷器。为保护主变压器中性点绝缘，在主变110KV侧中性点装设氧化锌避雷器。10KV并联电容器根据规定装设氧化锌避雷器保护。

8.2 接地装置的设计

本变电站主接地网以水平接地体加垂直地极构成，水平接地体采用Ф16热镀锌圆钢，垂直接地极用∠50×50×2500和∠50×50×3000两种长度的热镀锌 角钢，布置尽量利用配电室以外的空地。变电站主接地网的接地电阻应满足R≤0.5Ω的要求。如实测接地电阻值不能满足要求，则需扩大接地网面积或采取其他降阻措施。

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所有设备的底座或基础槽钢均采用Φ16的热镀锌圆钢焊接并接入主接电网，与主接地网可靠焊接。带有二次绕组的设备底座应采用两根接地引下线，与电网两个不同点可靠焊接。施工中应保证避雷针（网）引下线与主接地网的地下连接点至变压器和10KV及以下设备的接地线与接地网的地下连接点沿接地体的长度不小于15m。

变电站四周与人行道相邻处，设备与主网相连接的均压带。 主控室内采取防静电接地及保护接地措施。

第7章 补偿装置

7．1补偿装置的种类和作用

补偿装置可分并联补偿装置和串联补偿装置两类。

（1）对220 kV及以上电网中的串联电容补偿装置，利用其电容抵消部分线性电感，相当于缩短线路的长度，曾强系统的稳定性，提高输送能力。一般将串联补偿装置与线路中间的开关站或变电所合建在一起。当无中间开关站或变电所时，才将串补偿装置设在末端变电所中。 1、串联补偿装置

（2）对110 kV及以下电网中串联电容补偿装置，主要用于减少线路电压降，降低受端电压波动，提高供电水平和质量。而在闭合电网中，则主要用于改善潮流分布，减少有功损耗。用于110 kV及以下电网，当线路没有分支线时，装在线路末端的变电所；当线路上有多个负荷分支线时，将串联补偿装置设在线路总压降约一半的附近变电所内。

2、并联补偿装置

并联补偿装置分并联电容补偿装置、静补装置、并联电抗补偿装置和超高压并联电抗器和调相机等。

(1) 并联电容装置又可分断路器投切和晶闸管投切的并联补偿装置。它们向电网提供可阶梯调节的容性无功，以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电网电压。同时还设交流滤波装置，在向电网提供可阶梯调节的容性无功时，给电网的滤波电流提供一个阻抗近似为零的通路，以降低母线谐波电压正选波形畸变率，进一步提高电压质量和抗干扰能力。当装设电容补偿装置引起的高次谐波

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含量超过允许值时，应在回路中设置串联电抗器，也可兼做限制涌流电抗器，需要限制短路电流时，还可兼做限流电抗器。串联电抗器宜选用干式空心电抗器。

（2）并联电抗补偿装置。它向电网提供可阶梯调节的感性无功，补偿电网的剩余容性无功，保证电压稳定在允许范围内。它一般连接在大型发电厂或变电所的35 kV及以下的电压母线上，在发电厂中它常接在联络变压器的低压侧。在变电所中它常接在主变压器的低压侧。

(3) 静补偿是采用晶体管器件构成的高效静补装置，它向电网提供可快速无级连续调节的容性和感性无功，降低电压波动和波形畸变率，全面提高电压质量，并兼有减少有功损耗，提高系统稳定性和降低工频过电压的功能。调相机是以往用得较多的补偿装置向电网提供可无级连续调节的容性和感性无功，维持电网电压，并可以强励补偿容性无功，提高电网的稳定性。

调相机克为专用的也可由同容量的汽轮发电机改造为调相运行机组，因它是旋转机械，运行管理维护工作量大，建筑物也较大，故目前已经很少采用。 以上静补装置都是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变（配）电所、换流站的母线上。此外，在发电厂有时将发电机改作调相机；在变电所中，或可将并补偿装置连接在110 kV母线上。

（4）超高压并联电抗器，并联在330 kV及以上超高压线路上，补偿输电线路的充电功率，以降低系统的工频过压水平，并兼有减少潜供电流，便于系统并网，提高供电可靠性等功能。超高压并联电抗器一般并接在需要控制工频过电压幅值的线路中间或末端，常设置在线路中间开关站或变电所中，有时也和串补装置同时安装在变电所或开关站中。

在高压输电线路上串联电容器补偿装置，利用其电容抵消部分线性电感，相当于缩短线路的长度，曾强系统的稳定性，提高输送能力。该变电所为35 kV将压变，35 kV双回输电线路长6 KM，考虑成本投资方面，在此不考虑装设串联电容器补偿装置。。

7．2．并联电容器装置容量选择和主要要求。

（1）并联电容器的补偿容量，应安负荷或主变压器需补偿的满足功率因数要求的最大容性无功功率或满足某点符合电压变化范围要求的容量，容量宜分别为主变压器容量的30%以下。

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（2）电容器组的分组容量应满足以下要求：

1）分组装置在不同组合方式中投切时，不会引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。

2）投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的线电压变化值不超过额定电压的

2.5%。

3）与断路器投切电容器的能力相适应。

4）不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆容量。

7．3．并联电容器容量的计算

考虑在10 kV母线上利用并联电容器改善功率因数

??11?Qc?pfmax??1??1?pQfmaxcfo? 2?cos2?cos?21??式中

Qc— 负荷所需补偿的最大容性无功量，kvar

pfmax— 母线上的最大有功负荷，kW

?1— 补偿前的最大功率因数角

?2— 补偿后的最小功率因数角

Qcfo— 由cos?1补偿到cos?2时，每千瓦有功负荷所需补偿的容性无功值，kvar/ kW

查10 kV母线允许最低的功率因数不低于0.9，而cos?1?0.89不符合要求，在10 kV母线上的最大有功负荷pfmax?2400kw。因此为提高功率因数，在10 kV母线并联电容器装置。则当提高功率因数至0.95时所需的电容器容量为：

??11??698.4kvar Qc?2400???1??12?0.892?0.95??43

主要参考文献资料

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12.黄纯华 《发电厂电气部分课程设计参考资料》 1987年6月第2版 水利电力出版社

13.常美生.高电压技术.2版.北京：中国电力出版社，2007.

14.曾昭桂 《输配电线路运行和检修》第三版 中国电力出版社 2007 15.赵先德 《输电线路基础》 第二版 中国电力出版社 2009

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致 谢

我通过本次毕业设计，在学习中老师严谨的治学态度、丰富渊博的知识，思想深邃，视野雄阔、敏锐的学术思维、精益求精的工作态度以及侮人不倦的师者风范是我终生学习的楷模，导师们的高深精湛的造诣与严谨求实的治学精神，将永远激励着我。所以，经过这次设计，我在这些方面都有了很大的进步和为我创造了很多锻炼提高的机会。

在我做毕业设计的每个阶段，从查阅资料到设计草案的确定和修改，中期检查，后期详细设计，装配草图等整个过程中都给予了我悉心的指导。

在此我特别感谢学校给了我们这一次做毕业设计的机会和良好环境，感谢指导老师的精心辅导和学校给了我一个良好的教育，你们让我顺利的完成了这次对110kV变电站的初步设计任务也增强了我们实践操作和动手应用能力，提高了独立思考的能力。使我对110kV变电站的相关内容与实际中有了一定的认识和了解，并对其所需要用的设备的计算及选择、校验都有了掌握，为今后的工作打下了基础。

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附录变电站电气主接线图

（附录包括图纸、图表、程序、所有仪器设备型号及性能指标等）

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