110KV变电站设计,110kv,35kv,10kv,三个电压等级

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第1章 原始资料及其分析

1.1 绪论

电力工业是国民经济的一项基础工业和国民经济发展的先行工业，它是一种将煤、石油、天然气、水能、核能、风能等一次能源转换成电能这个二次能源的工业，它为国民经济的其他各部门快速、稳定发展提供足够的动力，其发展水平是反映国家经济发展水平的重要标志。

由于电能在工业及国民经济的重要性，电能的输送和分配是电能应用于这些领域不可缺少的组成部分。所以输送和分配电能是十分重要的一环。变电站使电厂或上级电站经过调整后的电能输送给下级负荷，是电能输送的核心部分。其功能运行情况、容量大小直接影响下级负荷的供电，进而影响工业生产及生活用电。若变电站系统中某一环节发生故障，系统保护环节将动作。可能造成停电等事故，给生产生活带来很大不利。因此，变电站在整个电力系统中对于保护供电的可靠性、灵敏性等指标十分重要。

变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。这就要求变电所的一次部分经济合理，二次部分安全可靠，只有这样变电所才能正常的运行工作，为国民经济服务。

变电站是汇集电源、升降电压和分配电力场所，是联系发电厂和用户的中间环节。变电站有升压变电站和降压变电站两大类。升压变电站通常是发电厂升压站部分，紧靠发电厂，降压变电站通常远离发电厂而靠近负荷中心。这里所设计得就是110KV降压变电站。它通常有高压配电室、变压器室、低压配电室等组成。

变电站内的高压配电室、变压器室、低压配电室等都装设有各种保护装置，这些保护装置是根据下级负荷的短路、最大负荷等情况来整定配置的，因此，在发生类似故障是可根据具体情况由系统自动做出判断应跳闸保护，并且，现在的跳闸保护整定时间已经很短，在故障解除后，系统内的自动重合闸装置会迅速和闸恢复供电。这对于保护下级各负荷是十分有利的。这样不仅保护了各负荷设备的安全有利于延长使用寿命，降低设备投资，而且提高了供电的可靠性，这对于提高工农业生产效率是十分有效的。工业产品的效率提高也就意味着产品成本的降低，市场竞争力增大，进而可以使企业效益提高，为国民经济的发展做出更大的贡献。生活用电等领域的供电可靠性，可以提高人民生活质量，改善生活条件等。可见，变电站的设计是工业效率提高及国民经济发展的必然条件。

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1.2 原始资料

待建变电站是该地区农网改造的重要部分，预计使用3台变压器，初期一次性投产两台变压器，预留一台变压器的发展空间。 1.2.1 电压等级

变电站的电压等级分别为110kV、35kV、10kV。 110kV ：2回

35kV ：5回(其中一回备用) 10kV ：12回(其中四回备用) 1.2.2 变电站位置示意图：

图1-1 变电站位置示意图

1.2.3 待建变电站负荷数据(表1-1)：

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表1-1 待建成变电站各电压等级负荷数据

最大负荷(MW) 15 10 15 20 0.56 0.5 0.63 0.42 0.8 0.78 0.9 0.7 距离(km) 39 25 35 40 4 5 4 3 14 15 16 4 电压等级 用电单位 铝厂 钢铁厂 用电类别 回路数 供电方式 1 1，2 3 3 3 3 2 2 3 1 3 3 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 2 2 架空 架空 架空 架空 电缆 电缆 电缆 电缆 架空 架空 架空 电缆 35kV A变电站 B变电站 备用 无线电厂 仪表厂 手机厂 10kV 电机厂 电视机厂 配电变压器A 配电变压器B 其它 备用 注：

(1).35kV,10kV负荷功率因数均取cos¢=0.85 (2).负荷同时率：35kV kt=0.9

10kV kt=0.85

(3).年最大负荷利用小时数均为Tmax=3500小时/年 (4).网损率为 A%=8%

(5).站用负荷为 50kW cos¢=0.87

(6).35kV侧预计新增远期负荷20MV 10kV侧预计新增远期负荷6MV 1.2.4 地形 地质

站址选择在地势平坦地区，四周皆为农田，地质构造皆为稳定区，站址标高在50年一遇的洪水位以上，地震烈度为6度以下。

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1.2.5 水文 气象

年最低气温为5度，最高气温为40度，月最高平均气温为31度，年平均气温为22度，降水量为2000毫米，炎热潮湿。 1.2.6 环境

站区附近无污染源

1.3 原始资料分析

要设计的变电站由原始资料可知有110千伏，35千伏，10千伏三个电压等级。由于该变电站是在农网改造的大环境下设计的，所以一定要考虑到农村的实际情况。农忙期和农闲期需电量差距较大，而且考虑到城镇地区的经济发展速度很快，所以变压器的选择考虑大容量的，尽量满足未来几年的发展需要。为了彻底解决农网落后的情况，待建变电站的设计尽可能的超前，采用目前的高新技术和设备。待建变电站选择在地势平坦区为以后的扩建提供了方便。初期投入两台变压器，当一台故障或检修时，另一台主变压器的容量应能满足该站总负荷的60%，并且在规定时间内应满足一、二级负荷的需要。站址选择在地势平坦地区，四周皆为农田，地质构造皆为稳定区，站址标高在50年一遇的洪水位以上，地震烈度为6度以下。

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第2章 负荷分析

2.1 负荷分析的目的

负荷计算是供电设计计算的基本依据和方法，计算负荷确定得是否正确无误，直接影响到电器和导线电缆的选择是否经济合理。对供电的可靠性非常重要。如计算负荷确定过大，将使电器和导线选得过大，造成投资和有色金属的消耗浪费，如计算负荷确定过小又将使电器和导线电缆处过早老化甚至烧毁，造成重大损失，由此可见正确负荷计算的重要性。负荷计算不仅要考虑近期投入的负荷，更要考虑未来几年发展的远期负荷，如果只考虑近期负荷来选择各种电气设备和导线电缆，那随着经济的发展，负荷不断增加，不久我们选择的设备和线路就不能满足要求了。所以负荷计算是一个全面地分析计算过程，只有负荷分析正确无误，我们的变电站设计才有成功的希望。

2.2 待建变电站负荷计算

2.2.1 35kV 侧

近期负荷：P近35=15+10+15+20=60MW (2.1) 远期负荷：P远35=20MW (2.2)

nPii1=60+20=80MW (2.3) kˊ(1+k\")=80*0.9*(1+0.08)=77.76MW (2.4)

P35＝

nPii1Q35＝P·tgφ＝P·tg(cos－10.85)=48.20 MVar (2.5) 视在功率 Sg35＝

Pcos=

77.760.85=91.482 MVA (2.6)

IN35 =3U=335=1.509kA (2.7)

NS91.482

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2.2.2 10kV 侧

近期负荷：P近10=0.56+0.5+0.63+0.42+0.8+0.78+0.9+0.7=5.29MW (2.8) 远期负荷：P远10=6MW (2.9) n Pi=5.29+6=11.29MW (2.10)

i1nP10＝Pi kˊ(1+k\")=11.29*0.85*(1+0.08)=10.3MW (2.11)

i1 Q10＝P·tgφ＝P·tg(cos－10.85)=6.423 MVar (2.12) 视在功率

SP10.3g10＝cos=0.85=12.192 MVA (2.13) IS12.192N10 =3UN=310=0.7039kA (2.14)

2.2.3 站用电容量

SP＝0.05g所＝cosφ0.87＝0.057MVA (2.15)

2.2.4 待建变电站供电总容量

S∑=Sg35+Sg10+Sg所= 91.482+12.192+0.057＝103.731(MVA) (2.16) P∑=P35+P10+P所=77.76+10.3+0.05＝88.174(MW) (2.17)

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第3章 变压器的选择

主变的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构，它的选择依据除了依据基础资料外，还取决于输送功率的大小，与系统联系的紧密程度。另外主变选择的好坏对供电可靠性和以后的扩建都有很大影响。总之主变的选择关系到待建变电站设计的成功与否，所以对主变的选择我们一定要全方面考虑。既要满足近期负荷的要求也要考虑到远期。

3.1 变电所主变压器的选择有以下几点原则：

(1).在变电所中，一般装设两台主变压器；终端或分支变电所，如只有一个电源进线，可只装设一台主变压器；对于330kV、550kV变电所，经技术经济为合理时，可装设3~4台主变压器。

(2).对于330kV及以下的变电所，在设备运输不受条件时，均采用三相变压器。500kV变电所，应经技术经济论证后，确定是采用三相变压器，还是单相变压器组，以及是否设立备用的单相变压器。

(3).装有两台及以上主变压器的变电所，其中一台是当停运后，其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的60%以上，并应保证用户的一级和全部二级负荷的供电。

(4).具有三种电压等级的变电所，如各侧的功率均达到主变压器额定容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但需装设无功补偿设备时，主变压器一般先用三绕组变压器。

(5).与两种110kV及以上中性点直接接地系统连接的变压器，一般优先选用自耦变压器，当自耦变压器的第三绕组接有无功补偿设备时，应根据无功功率的潮流情况，校验公共绕组容量，以免在某种运行方式下，自耦变压器输出功率。

(6).500kV变电所可选用自耦强迫油循环风冷式变压器。主变压器的阻抗电压(即短路电压)，应根据电网情况、断路器断流能力以及变压器结构选定。

(7).对于深入负荷中心的变电所，为简化电压等级和避免重复容量，可采用双绕组变压器。

3.2 主变台数的确定

由原始资料可知，待建变电站是在农网改造的大环境下建设的。负荷大，出线多，且农用电受季节影响大，所以考虑初期用两台大容量主变。两台主变压器，可保证供电的可靠性，避免一台变压器故障或检修时影响对用户的供电。随着未来经济的发展，可再投入一台变压器。

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3.3 主变压器容量的确定

主变压器容量一般按变电所建成后5～10年规划负荷选择，并适当考虑到远期10～20年的负荷发展，对于城市郊区变电所，主变压器应与城市规划相结合。此待建变电站坐落在郊区，10kV主要给某开发区供电，35kV主要给下面乡镇及几个大企业供电。考虑到开发区及其乡镇的发展速度非常快，所以我们选择大容量变压器以满足未来的经济发展要求。 确定变压器容量:

(1).变电所的一台变压器停止运行时，另一台变压器能保证全部负荷的60%，即:

/SB=S∑60%=103.731×60%＝62.241(MVA) (2).单台变压器运行要满足一级和二级负荷的供电需要 一，二级负荷为:15+10+0.63+0.42+0.78=26.83MVA 所以变压器的容量最少为62.241MVA

3.4 变压器类型的确定

3.4.1 相数的选择

变压器的相数形式有单相和三相，主变压器是采用三相还是单相，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。一台三相变压器比三台单相变压器组成的变压器组，其经济性要好得多。规程上规定，当不受运输条件时，在330kV及以下的发电厂用变电站，均选用三相变压器。同时，因为单相变压器组相对来讲投资大、占地多、运行损耗也较大，而不作考虑。因此待建变电站采用三相变压器。 3.4.2 绕组形式

绕组的形式主要有双绕组和三绕组。

规程上规定在选择绕组形式时，一般应优先考虑三绕组变压器，因为一台三绕组变压器的价格及所用的控制电器和辅助设备，比两台双绕组变压器都较少。对深入引进负荷中心，具有直接从高压变为低压供电条件的变电站，为简化电压等级或减少重复降压容量，可采用双绕组变压器。 三绕组变压器通常应用在下列场合：

(1).在发电厂内，除发电机电压外，有两种升高电压与系统连接或向用户供电。 (2).在具有三种电压等级的降压变电站中，需要由高压向中压和低压供电，或高压和中压向低压供电。

(3).在枢纽变电站中，两种不同的电压等级的系统需要相互连接。

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(4).在星形-星形接线的变压器中，需要一个三角形连接的第三绕组。 本待建变电站具有110kV,35kV,10kV三个电压等级所以拟采用三绕组变压器。 3.4.3 普通型和自耦型的选择

自耦变压器是一种多绕组变压器，其特点就是其中两个绕组除有电磁联系外，在电路上也有联系。因此，当自耦变压器用来联系两种电压的网络时，一部分传输功率可以利用电磁联系，另一部分可利用电的联系，电磁传输功率的大小决定变压器的尺寸、重量、铁芯截面积和损耗，所以与同容量、同电压等级的普通变压器比较，自耦变压器的经济效益非常显著。由于自耦变压器的结构简单、经济，在110kV级以上中性点直接接地系统中，应用非常广泛，自耦变压器代替普通变压器已经成为发展趋势。因此，综合考虑选用自耦变压器。 3.4.4 中性点的接地方式

电网的中性点的接地方式，决定了主变压器中性点的接地方式。

本变电站所选用的主变为自耦型三绕组变压器。规程上规定：凡是110kV-500kV侧其中性点必须要直接接地或经小阻抗接地(大电流接地系统)；主变压器6-63kV采用中性点不接地(小电流接地系统)。

中性点直接接地系统主要优点是发生三相短路时，未故障相对地电压不升高，因此，电网中设备各相对地绝缘水平取决于相电压，使电网的造价在绝缘方面的投资越低，当电压越高，其经济效益越明显，因此我国规定电压大于或等于110kV的系统采用中性点直接接地。

所以主变压器的110kV侧中性点采用直接接地方式，35kV，10kV侧中性点采用不接地方式。

3.4.5 变压器类型的确定

综上所述和查有关变压器型号手册所选主变压器的技术数据如下表：

表3-1 变压器型号 型号及容量(kVA) SFS7-63000/110 额定容比 高压/中压/低压(%) 100/100/50 额定电压 高压/中压/低压(kV) 121/38.5/10.5 空载损负载损空载电流% 0.8 高中 10.5 高低 18 中低 6.5 阻抗电压(% ) 耗(kW) 耗(kW) - 77 300

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表3-2 变压器型号 重量(T) 油重 运输重 总重 L B 外形尺寸(MM) H HL T 型号 额定容量(kVA) SSZ9-63000/110 63000 15.9 72.1 81.2 7880 40 6050 8720 2000

绕组排列方式:

由原始资料可知，变电所主要是从高压侧向中压侧供电为主，向低压侧供电为辅。因此选择降压结构，能够满足降压要求，主要根据的依据的《电力系统分析》，其绕组排列方式如下图所示

图3-1 绕组排列方式

根据以上分析结果，最终选择型号如下：SFSZ7－63000/110，其型号意义及技术参数如下：

图3-2 型号意义及技术参数

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第4章 电气主接线

电气主接线是发电厂、变电站电气设计的首要部分，也是构成电气系统的主要部分。电气主接线是由电气设备通过连接线，按其功能要求组成接受和分配电能的电路，成为传输强电流、高电压的网络，故又称为一次接线。由于本设计的变电站有三个电压等级，所以在设计的过程中首先分开单独考虑各自的母线情况，考虑各自的出线方向。论证是否需要短路电流，并采取什么措施，拟出几个把三个电压等级和变压器连接的方案，对选出来的方案进行技术和经济综合比较，确定最佳主接线方案。

4.1 对电气主接线的基本要求

对电气主接线的基本要求，概括地说包括可靠性、灵活性和经济性三方面 4.1.1 可靠性

安全可靠是主接线的首要任务，保证供电可靠是电气主接线最基本的要求。电气主接线的可靠性不是绝对的。所以在分析电气主接线的可靠性时，要考虑发电厂和变电站的地位和作用、用户的负荷性质和类别、设备的制造水平及运行经验等诸多因素。 4.1.2 灵活性

电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活的进行运行方式的转换。灵活性包括以下几个方面：

(1).操作的灵活性 (2).调度的灵活性 (3).扩建的灵活性 4.1.3 经济性

在设计主接线时，主要矛盾往往发生在可靠性和经济性之间。通常设计应满足可靠性和灵活性的前提下做到经济合理。经济性主要通过以下几个方面考虑：

(1).节省一次投资。如尽量多采用轻型开关设备等。

(2).占地面积少。由于本变电站占用农田所以要尽量减少用地。

(3).电能损耗小。电能损耗主要来源变压器，所以一定要做好变压器的选择工作。 (4).另外主接线还应简明清晰、运行维护方便、使设备切换所需的操作步骤少，尽量避免用隔离开关操作电源。

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4.2 电气主接线的基本原则

电气主接线的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、、技术规定、标准为准则，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各种技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能的节省投资，就地取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。

4.3 待建变电站的主接线形式

4.3.1 110kV侧

方案(一) 单母线分段接线

段段图4-1 单母线分段接线示意图

分段的单母线的评价为: 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。

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

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装置也是严重缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。 方案(二) 不分段的双母线

图4-2 不分段的双母线接线示意图

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。 方案(三) 单母分段带旁路接线

图4-3 单母分段带旁路接线示意图

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单母分段带旁路接线的特点： 优点:

(1).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。

(2).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。

缺点

(1).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。 4.3.2 35kV侧

方案(一) 单母线分段接线

图4-4 单母线分段接线示意图

对用断路器分段的单母线的评价为: 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

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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。

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。 方案(二) 内桥接线

图4-5 内桥接线示意图

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，构成单元；而变压器支路只经过隔离开关与桥接点相连，是非单元。 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

图4-6 外桥接线示意示意图

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。

4.3.3 10kV侧

方案(一) 单母线接线

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图4-7 单母线接线示意图

优点：

(1).接线简单清晰、设备少、操作方便。 (2).便于扩建和采用成套配电装置 缺点：

(1)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。

(2)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。 方案(二) 单母线分段接线

图4-8 单母线分段接线示意图

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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。

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。 方案(三) 单母分段带旁路接线

图4-9 单母分段带旁路接线示意图

优点:

(1).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。

(2).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。

缺点:

(1).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、

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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。

综合以上三种主接线所选的接线方式，画出主接线图,见附图一。

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第5章 短路电流计算

5.1 短路电流计算的目的和条件

短路是电力系统中较常发生的故障。短路电流直接影响电器的安全，危害主接线的运行。为使电气设备能承受短路电流的冲击，往往需选用大容量的电气设备。这不仅增加了投资，甚至会因开断电流不能满足而选不到符合要求的电气设备。因此要求我们在设计变电站时一定要进行短路计算。 5.1.1 短路电流计算的目的

在发电厂和变电站的设计中，短路计算是其中的一个重要内容。其计算的目的主要有以下几个方面：

⑴.电气主接线的比较。 ⑵.选择导体和电器。

⑶.在设计屋外高型配电装置时，需要按短路条件校验软导线的相间和相对地的安全距离。

⑷.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。 ⑸.接地装置的设计，也需要用短路电流。 5.1.2 短路电流计算条件 5.1.2.1 基本假定:

⑴.正常工作时，三相系统对称运行； ⑵.所有电源的电动势相位、相角相同； ⑶.电力系统中的所有电源都在额定负荷下运行； ⑷.短路发生在短路电流为最大值的瞬间； ⑸.不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；

⑹.除去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；

⑺.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； ⑻.输电线路的电容忽略不计。 5.1.2.2 一般规定:

⑴.验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应本工程设计规划容量计算，并考虑远景的发展计划；

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⑵.选择导体和电器用的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流的影响；

⑶.导体和电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流，一般按三相短路验算。

5.2 短路电流的计算步骤和计算结果

5.2.1 计算步骤

在工程计算中，短路电流其计算步骤如下：

(1).选定基准电压和基准容量，把网络参数化为标么值； (2).画等值网络图； (3).选择短路点；

(4).按短路计算点化简等值网络图，求出组合阻抗； (5).利用实用曲线算出短路电流。

5.2.2计算各回路电抗(取基准功率Sd=100MVA Ud=UaV)

图5-1 阻抗分布示意图

根据上面所选的参数进行计算：

X1＝X2＝Xｘ

SdU2＝0.4×80×1002＝0.241 (5.1) av115X3＝X4＝1/200×(UK12%＋UK31%－UK23%)

SdS (5.2) N

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100＝1/200×(10.5＋18－6.5)×63

＝0.175

X5＝X6＝1/200×(UK12%＋UK23%－UK31%)

Sd (5.3) SN

100＝1/200×(10.5＋6.5－18)×63＝-0.008≈0

X7＝X8＝1/200×(UK23%＋UK31%－UK12%)

Sd (5.4) SN10063＝1/200×(6.5＋18－10.5)×＝0.111

由于两台变压器型号完全相同，其中性点电位相等，因此等值电路图可化简为:

图5-2 阻抗分布示意图

X13=X1/2=0.241/2=0.1205 X10=X3/2=0.175/2=0.0875

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X11=X5/2=-0.008/2=-0.0040 X12=X7/2=0.111/2=0.0555 计算各短路点的最大短路电流 (1).K１点短路时

XΣ*＝X13＝0.1205 (5.5) I\"\"*＝I*S∞＝1／X*Σ＝1／0.1205=8.299 (5.6)

短路次暂态电流：I\"＝I100SS∞＝I\"*SId＝8.299×3115＝4.166(kA) (5.7)

短路冲击电流：ish.S＝2.55I\"S＝2.55×4.166＝10.624(kA) (5.8) 全电流最大有效值：Ish.S ＝1.51*I\"S＝1.51×4.166=6.2816(kA) (5.9) 短路电流容量：Sd\"=3I\"S Un=829.78(MVA) (5.10)

(2).K2点短路时

X*Σ＝X13+X10+X11=0.1205+0.0875+0.0040=0.204 (5.11) I\"*＝I* S∞＝1／X*Σ＝1/0.204=4.902 (5.12)

短路次暂态电流：I\"＝I*

4.902×100SS∞＝I\"SId＝337=7.9(kA) (5.13) 短路冲击电流：ish.S＝2.55*I\"S＝2.55×7.9＝19.505(kA) (5.14) 全电流最大有效值：Ish.S＝1.51*I\"S＝1.51×7.9=11.550(kA) (5.15) 短路电流容量：Sd\"= 3I\"SUn=490.179(MVA) (5.16)

(3)..K3点短路时

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XΣ*＝X13+X10+X12=0.1205+0.0875+0.0555=0.2635 (5.17) I\"*＝I S∞*＝1／XΣ*＝1/0.2635=3.795 (5.18)

100短路次暂态电流：I\"S＝IS∞＝I\"SId＝3.795×310.5=20.868(kA) (5.19) 短路冲击电流：ish.S＝2.55*I\"S＝2.55×20.868＝53.213(kA) (5.20) 全电流最大有效值：Ish.S ＝1.51*I\"S ＝1.51×20.868=31.511(kA) (5.21) 短路电流容量：Sd\"= 3I\"SUn=379.505(MVA) (5.22)

从计算结果可知，三相短路较其它短路情况严重，它所对应的短路电流周期分量和短路冲击电流都较大，因此，在选择电气设备时，主要考虑三相短路的情况。

*

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第6章 配电装置及电气设备的配置与选择

6.1 导体和电气设备选择的一般条件

导体和电气设备选择是电气设计的主要内容之一。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确是一致的。电器设备要能可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来效验热稳定和动稳定。

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。 6.1.1 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核； (3).选择导体时应尽量减少品种； (4).应力求技术先进和经济合理；

(5).扩建工程应尽量使新老电器型号一致；

(6).选用的新产品，均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格； 6.1.2 技术条件

选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。

6.1.2.1长期工作条件

(1).电压

选用电器允许最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压Ug， 即:Umax≥Ug

(2).电流

选用的电器额定电流Ie不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流Ig，即:Ie≥Ig

由于变压器短时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。

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高压电器没有明确的过载能力，所以在选择额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。

所选用电器端子的允许荷载，应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。

6.1.2.2 短路稳定条件

校验的一般原则:

(1).电器在选定后按最大可能通过的短路电流进行动、热稳定校验，校验的短路电流一般取三相短路时的短路电流。

(2).用熔断器保护的电器可不验算热稳定。 (3).短路的热稳定条件

It*t≥Qdt

式中 Qdt—在计算时间tjs秒内，短路电流的热效应(kA •s)

It —t秒内设备允许通过的热稳定电流有效值(kA) t —设备允许通过的热稳定电流时间(s)

校验短路热稳定所用的计算时间tjs按下式计算：

tjs=tb+td

式中 tb—继电保护装置后备保护动作时间(s)

td—断路器全分闸时间(s) (4).短路动稳定条件

ich≤idf Ich≤Idf

式中 ich—短路冲击电流峰值(kA)

idf—短路全电流有效值(kA)

Ich—电器允许的极限通过电流峰值(kA) Idf—电器允许的极限通过电流有效值(kA) 6.1.2.3绝缘水平

在工作电压和过电压的作用下，电器的内、外绝缘保证必要的可靠性。 电器的绝缘水平，应按电网中出现的各种过电压和保护设备相应的保护水平来确定。当所选电器的绝缘水平低于国家规定的标准数值时，应通过绝缘配合计算，选用适当的过电压保护设备。 6.1.3 环境条件

环境条件主要有温度、日照、风速、冰雪、湿度、污秽、海拔、地震。按照规程上的规定，普通高压电器在环境最高温度为+40ºC时，允许按照额定电流长期工作。

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当电器安装点的环境温度高于+40ºC时，每增加1ºC建议额定电流减少1.8% ；当低于+40ºC时，每降低1ºC，建议额定电流增加0.5%，但总的增加值不得超过额定电流的20%。

6.2 设备的选择

6.2.1 断路器的选择

6.2.1.1 高压断路器是发电厂和变电站电气主系统的重要开关电器。高压断路器主要功能是：正常运行倒换运行方式，把设备或线路接入电网或退出运行，起控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切断故障回路，保证无故障部分正常运行，起保护作用。其最大特点就是断开电器中负荷电流和短路电流。 高压断路器全型号的表示和含义如下：

6.2.1.2 高压断路器按下列条件进行选择和校验

(1).选择高压断路器的类型，按目前我国能源部要求断路器的生产要逐步走向无油化，因此6—220kV要选用SF6断路器。

(2).根据安装地点选择户外式或户内式。

(3).断路器的额定电流不小于通过断路器的最大持续电流。 (4).断路器的额定电压不小于变电所所在电网的额定电压。

(5).校核断路器的断流能力，一般可按断路器的额定开断电流大于或等于断路器触头刚分开时实际开断的短路电流周期分量有效值来进行选择，当断路器的额定开断电流比系统的短路电流大得多的时，为了简化计算也可用次暂态短路电流进行选择。

(6).热稳定校验应满足的条件是：短路的热效应小于断路器在tk时间内的允许热效应。

(7).动稳定校验应满足的条件是：短路冲击电流应小于断路器的动稳定电流，一

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般在产品目录是给出的极限过电流峰值。

(8).按短路关合电流选择，应满足条件是：断路器额定关合电流不少于短路冲击电流ish一般断路器的额定关合电流等于动稳定电流。 6.2.1.3 110kV侧断路器的选择:

(1).该回路为110kV电压等级，故可选用六氟化硫断路器。 (2).断路器安装在户外，故选户外式断路器。

(3).回路额定电压Ue≥110kV的断路器，且断路器的额定电流不得小于通过断路

103.731器的最大持续电流ImaX=1.05×

3115=0.547(kA)

(4).为了维护和检修的方便，选择统一型号的SF6断路器。如下表：

表6-1 SF6技术参数 最高 工作 电压 kV 126 额定 额定峰值动稳 3S热稳 固有分合闸 开断 耐受电流 定电流 定电流 闸时间 时间 电流 kA kA kA S S kA 31.5 80 31.5 80 0.03 0.１２ 额定 型号 电压 kV OFPT-110 额定 电流 A 110 1600 (5).进行校验计算 ①开断电流能力校验

因为三相短路电流大于两相短路电流，所以选三相短路电流进行校验，断路器的额定开断电流比系统短路电流大得多，可用次暂态短。，故选I=4.166kA进行校验 所选断路器的额定开断电流I。=31.5kA＞I=4.166kA，则断流能力满足要求。

②短路关合电流的校验

在断路器合闸之前，若线路已存在断路故障，则在断路器合闸过程中，动、静触头间在未接触时及产生巨大的短路电流，更容易发生触头破坏和遭受电动力的损坏。而且不可避免接通后又自动跳闸。此时还要求能够切断电流。因此要进行短路关合电流的校验。所选断路器的额定关合电流，即动稳定电流为80kA，流过断路器的冲击电流为10.624kA，则短路关合电流满足要求，因为其动稳定的校验参数与关合电流参数一样，因而动稳定也满足要求。

③热稳定校验

设后备保护动作时间1.9s，所选断路器的固有分闸时间0.07，选择熄弧时间t=0.03S。则短路持续时间t=1.9+0.07+0.03=2s。

因为电源为无限大容量，非周期分量因短路持续时间大于1s而忽略不计 则 短路热效应 Qk=I\"2t=4.1662×2=534.711kA2.s 允许热效应 Ir2t=31.52×3=2976.75kA2.s

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Ir2t＞Qk 热稳定满足要求。

以上各参数经校验均满足要求，故选用OFPT(B)-110断路器。 6.2.1.4 35kV侧断路器的选择:

(1).该回路为35kV电压等级，故选用六氟化硫断路器。 (2).断路器安装在户内，故选用户内断路器。

(3).回路电压35 kV，因此选用额定电压Ue≥35kV的断路器，且其额定电流大于通过断路器的最大持续电流Imax=1.05×337＝1.49(kA)

(4).为方便运行管理及维护，选同一型号产品，初选LN8-35断路器其参数如下：

表6-2 LN8-35技术指标

额定 额定 最大工额定开断型号 电压 电流 作电压 电流 kV LN8-35 35 A kV kA 25 额定断极限通过电流 4S热稳固有分闸91.482极限开流容量定电流 时间 断电流 有效kVA 峰值 kA s 值 25 1600 36.6 63 25 0.06 1600 40.5 (5).对所选的断路器进行校验 ①断流能力的校验

流过断路器的短路电流IK=7.9。所选断路器的额定开断电流I=25kV＞IK，即断路器的断流能力满足要求。

②动稳定校验

所选断路器的动稳定电流等于极限通过电流峰值idw=63kA,流过断路器的冲击电流ish=19.505kA＜idw，则动稳定满足要求。

③热稳定校验

设后备保护动作时间1.9s，所选断路器的固有分闸时间0.06s，选择熄弧时间t=0.03s。则短路持续时间t=1.9+0.06+0.03 =1.99s。 以前述的方法算得Qz=7.92×1.99=116.429 kA2s

因为短路持续时间1s，非周期分量忽略不计，即Qk=Qz=116.429kA2s 允许热效应Ir2t=252×4=2500kA2s＞Qk 所以热稳定满足要求。 从以上校验可知断路器满足使用要求，故确定选用LW8-35A断路器。 6.2.1.5 10kV侧断路器的选择

(1).该回路为10kV电压等级，故可选用真空断路器。 (2).该断路器安装在户内，故选用户内式断路器。

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(3).回路额定电压为10kV，因此必须选择额定电压Ue≥10kV的断路器，且其额

12.192定电流不小于流过断路器的最大持续电流Imax=1.05×

(4).初选SN9-10真空断路器，主要数据如下：

表6-3 SN9-10技术参数 额定 型号 电压 kV 额定 电流 kA 310.5＝0.7039(kA)

额定开断动稳定 4S热稳固有分闸时流电 kA 电流 定电流间 kA kA s SN9-10 10 1.25 25 63 25 0.05 (5).对所选的断路器进行校验 ①断流能力的校验

流过断路器的短路电流IK =20.868 kA。所选断路器的额定开断电流I=25kV＞IK，即断路器的断流能力满足要求。

②动稳定校验

所选断路器的动稳定电流为63kA， 流过断路器的冲击电流ish = 53.213kA＜63KA则动稳定满足要求。

③热稳定校验

设后备保护动作时间1.9s，所选断路器的固有分闸时间0.05s，选择熄弧时间t=0.03s。则短路持续时间t=1.9+0.05+0.03=1.98s。 则Qd=Qz=20.8682×1.98=862.237kA2.s 允许热效应Ir2t=252×4=2500kA2.s

由于短路时间大于1s,非周期分量可忽略不计

则Qd=Qz=862.237kA2.s ，由于Ir2t＞QK，所以热稳定满足要求 从以上校验可知该断路器满足要求，所以确定选用SN9-10真空断路器。 6.2.2 隔离开关的选择

隔离开关也是发电厂变电站中常用的开关电器。它需要与断路器配合使用。但隔离开关无灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流和短路电流。

隔离开关的工作特点是在有电压、无负荷电流的情况下，分、合电路。其主要功

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能为：隔离电压、倒闸操作、分、合小电流。

高压隔离开关全型号的表示和含义如下：

6.2.2.1 隔离开关的配置

(1).接在母线上的避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关。 (2).断路器的两侧均应配置隔离开关，以便进出线不停电检修。 (3).中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地。

根据以上配置原则来配置隔离开关，变电所隔离开关的配置详见主接线图。 6.2.2.2 隔离开关按下列条件进行选择和校验

(1).根据配电装置布置的特点，选择隔离开关的类型。 (2).根据安装地点选用户外或户内式。

(3).隔离开关的额定电压应大于装设电路的电大持续工作电流。 (4).隔离开关的额定电压应大于装充电路的最大持续工作电流。 (5).动稳定校验应满足条件为：idw＞ish (6).热稳定校验应满足条件为：Ir2t＞Qk

(7).根据对隔离开关控制操作的要求，选择配用操作机构，隔离开关一般采用手动操作机构户内 8000A以上隔离开关，户外 220 kV高位布置的隔离开关和 330 kV隔离开关宜用电动操作机构，当有压缩空气系统时，也可采用手动操作机构。 6.2.2.3 110kV侧隔离开关的选择

(1).为保证电气设备和母线检修安全，选择隔离开关带接地刀闸。

(2).该隔离开关安装在户外，故选择户外式。

(3).该回路额定电压为110kV，因此所选的隔离开关额定电压Ue≥110kV，且隔离开关的额定电流大于流过断路器的最大持续电流ImaX=1.05×

103.7313115＝0.547(kA)

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(4).初GW4—110D型单接地高压隔离开关其主要技术参数如下：

表6-4 GW4-110D技术参数

额定 型 号 电压 kV GW4-110D 110 额定 最大工作电流 A 1250 电压 kV 126 接地 极限通过电流kA 4S热稳定刀闸 A 2000 有效值 32 峰值 55 电流 kA 10 备注 (5).校验所选的隔离开关 ①动稳定校验

动稳定电流等于极限通过电流峰值即idw=55kA 流过该隔离开关的短路冲击电流ish=10.624kA.s 即idw＞ish 55kA＞10.624kA 动稳定要求满足。 ②热稳定校验

隔离开关允许热效应Ir2t= 102×4=400kA2.s 短路热效应QK=Ir2t=4.1662×2＝34.711kA2.s Ir2t＞QK热稳定满足要求。

经以上校验可知，所选隔离开关满足要求，故确定选用GW4—110D型高压隔离开关。

6.2.2.4 35kV侧的隔离开关的选择

(1).为保证电气设备和母线检修安全，选择隔离开关带接地刀闸。 (2).该隔离开关安装在户内，帮选用户内式。

(3).该回额定电压为35kV，帮选择隔离开关的额定电压Ue≥35KV,且其额定电流必须大于流过隔离开关的最大持续电流Imax=1.05×

91.482337＝1.49(kA)

(4).初选GN—35T型高压隔离开关，其主要技术数据如下：

表6-5 GN-35T技术参数

型 号 单 位 GN-35(D) 额定电压 kV 35 极限通过电流4S热稳定 额定电流 最大工作电压 峰值 电流 A 2000 kV 40.5 kA 50 kA 20 (5).校验所选择的隔离开关 ①动稳定校验

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110kV变电站设计

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动稳定电流等于极限通过电流峰值，即idw=50kA， 短路冲击电流ish=19.505kA idw＞ish， 动稳定满足要求。 ②热稳定校验

隔离开关允许热效应I2rt=202×4=1600kA2s短路 热效应QK=Ir2t=7.92×1.99=116.429kA2s

即I2rt＞QK 热稳定满足要求。

从以上校验可知，所选该隔离开关满足要求，所以确定选用GW５—35D型高压隔离天关。

6.2.2.5 10kV侧隔离开关的选择

(1).为保证电气设备和母线检修安全，隔离开关选择不带接地刀闸。

(2).隔离开关安装在户内，故选用户内式。

(3).该回路的额定电压为10kV所选隔离开关的额定电压Ue≥10kV，额定电流大于流过隔离开关的最大持续电流Imax=1.05×

12.192310.5＝0.7039(kA)

(4).初选GN19—10型隔离开关，其主要技术数据如下：

表6-6 GN-10技术参数

型 号 单 位 GN19—10 额定电压 kV 10 额定电流 允许热效应Irt 动稳定电流 A 1250 kAs 3200 22kA 100 (5).校验所选的隔离开关。 ①动稳定校验

所选隔离开关的动稳定电流100kA 短路冲击电流ish=53.213kA idw＞ish,动稳定满足要求。 ②热稳定校验

隔离开关允许热效应 I2rt=3200KA2S 短路热效应 Qd =862.637KA2S I2rt＞Qd热稳定满足要求.

从以上校验可知,所选隔离开关满足要求,故确定选用GN19—10型隔离开关。

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6.2.3 导线的选择

本设计的110kV为屋外配电装置，故母线采用钢芯铝绞线LGJ的软母线，而10kV、35kV采用屋内配电装置，故采用矩型硬母线。导体的正常最高允许温度，一般不超过+70℃；在计太阳辐射的影响时，钢芯铝绞线可按不超过+80℃来考虑。 6.2.3.1 110KV母线的选择与校验：

(1).按最大工作电流选择导线截面S Imax=1.05×3115＝0.547(kA)=547(A)

年最高平均温度为+31℃，而导线长期允许温度为+80℃，则温度修正系数： K0＝

103.731al8031==0.944 8025aloImax=K0Ial

则Ial＝Imax/K0＝547/0.944=579.45(A)

选择110KV母线型号为：LGJ—185，查表得IY=631A。 Imax=547A＜KθIY=0.944×631=3595.66A 满足要求

(2).热稳定校验： S=185mm2＞Smin=

IKCtdz=

4166832=70.99mm2

满足热稳定要求。

6.2.3.2 35KV母线的选择与校验

(1).按最大工作电流选择导线截面S

91.482Imax=1.05×337＝1.49(kA) Ial=Imax/k0=1498/0.944=1587A

选择35KV母线型号为：h100×b10(单条矩形)，查表得IY=1663A。 Imax=149A＜kθIY=0.944×1663=1569A 满足要求

(2).热稳定校验： S=1000mm＞Smin=

2

IKCtdz=

79871.99=124mm2

满足热稳定要求。

(3).动稳定校验:

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110kV变电站设计

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母线采取水平排列平放

则W=bh2/6=10×1002/6=16666(mm3)=1.6666×10-5m3 相邻支柱间跨距取 L=1.5m 相间母线中心距离取a=0.25m σmax=0.173×ish×

2

L210aW

1.526=0.173×19.5052×100.2516.66610=3.55×106(pa) σmax＜σy=70×106pa 满足动稳定要求。

6.2.3.3 10kV母线的选择与校验

由于安装在室内，选用硬母线

12.192Imax=1.05×310.5＝0.7039(kA)

(1).按最大持续工作电流选择母线截面:

IYj=Imax/k0=703.9/0.944=745.65A

选择10KV母线型号为h63×b10(单条矩形)，查表得IY=1129A。 Imax=703.9A＜KθIY=0.944×1129=1004.81A 满足要求

(2).热稳定校验： S=630mm＞Smin=

2

IKCtdz20868=871.98=337mm

2

满足热稳定要求。

(3).动稳定校验L: 母线采取水平排列平放

则W=bh2/6=10×632/6=6615(mm3) =6.615×10-6 m3 相邻支柱间跨距取 L=1.5m 相间母线中心距离取a=0.25m σmax=0.173×ish2×10aW

=0.173×53.2132×100.256.615106 =42.66×106(pa) σmax＜σy=70×106pa 满足动稳定要求。

1.22L2

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110kV变电站设计

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6.2.4 互感器的选择

互感器是电力系统中的测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路信息的传感器。互感器将大电流、高电压按比例变成小电流、低电压，其一次侧接在一次系统，二次测接测量仪表与继电保护等。 6.2.4.1 电压互感器的选择

变电所每组母线的三相上均安装电压互感器。详见电气主接线图。 电压互感器应按工作电压来选择：

(1).110kV电压互感器选择 3×JDX1—110 (2).35kV电压互感器选择 3×JDXN—35 (3).10kV电压互感器选择 3×JSW—10 6.2.4.2 电流互感器的选择

凡装有断路器的回路均应装设电流互感器，其数量符合测量仪表、保护和自动装置的要求。

电流互感器全型号的表示和含义如下：

(1).110KV电流互感器的选择

选择电流互感器型号:LCWD—110，变比如下：

线路侧：I=2×

630003110=661.2A 则取变比取：700/5

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110kV变电站设计

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63000联络断路器处：I=3110=330.6A 则取变比取：400/5

(2).35KV电流互感器的选择

选择电流互感器型号:LCWB—35，变比如下： 变压器至母线及母线分段断路器处： I=

63000338.5=944A 则取变比为：1000/5

线路处，取最大负荷的线路选取：

20000I=3385=300A 则取变比为：400/5

(3).10kV电流互感器的选择

选择10kV侧电流互感器型号:LB—10，变比如下： 变压器至母线及母线分段断路器处： I=311=3270A 则取变比为：4000/5 线路处，取最大负荷的线路选取： I=

900311=47.24A 则取变比为：60/5 630006.2.5 避雷器的选择 6.2.5.1 避雷器的配置

(1).配电均装置的每组母线上，装设避雷器。 (2).三绕组变压器的低压侧一相上设置一组避雷器。 (3).变压器高、低压侧中性点均装置避雷器。 变电所避雷器的配置详见电气接线图。 6.2.5.2 避雷器的选择

(1).110kV选择：Y5W84/197(变压器)

110kV选择：Y10W-100/260(母线侧) (2).35kV选择：Y5W-42/128 (3).10kV选择：Y5W2-12.7/50

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6.3 高压配电装置的配置

6.3.1 高压配电装置的设计原则与要求

配电装置是变电站的重要组成部分。它是按主接线的要求，由开关设备、保护和测量电器、母线装置和必要的辅助设备构成，用来接受和分配电能。形式有屋内和屋外配电装置，装配式配电装置和成套式配电装置。 6.3.1.1 总的原则

高压配电装置的设计必须认真贯彻国家技术经济，遵循上级颁布的有关规程、规范及技术规定，并根据电力系统条件，自然环境特点和运行检修，施工方面的要求，合理制定布置方案和使用设备，积极慎重地选用布置新设备、新材料、新结构，使配电装置设计不断创新做到技术先进，经济合理运行可靠、维护方便。

火力发电厂及变电所的配置型式选择，应考虑所在地区的地理情况及环境条件，因地制宜，节约用地并结合运行检修和安装要求通过技术经济比较予以确定，在确定配电装置形式时，必需满足下列四点要求。

(1).节约用地。

(2).运行安全和操作巡视方便。 (3).便于检修和安装。 (4).节约材料、降低造价。 6.3.1.2 设计要求

(1).满足安全净距要求。 (2).施工、运行和检修要求。 (3).噪声的允许标准及措施。 (4).静电感应的场强水平和措施。 (6).电晕条件无线电干扰的特性和控制。 6.3.2 高压配电装置的配置

6.3.2.1 110kV配电装置采用屋外普通中型配电装置，屋外型的配电装置有中型、半高型和高型三种形式。中型布置的特点是：布置比较清晰，不易误操作，运行可靠，施工和维修都比较方便，构架高度较低，抗震性能较好，所用钢材较少，造价低，但占地面积较大。因本变电站建在山坡上，不存在面积问题，所以采用普通中型配电装置的布置方式。

6.3.2.2 35kV、10kV配电装置，采用双，单层屋内成套配电装置，即用制造厂成套供应的高压开关柜，高压开关柜为单列式布置、电气主接线为单母线分段接线。

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6.3.2.3 屋内配电装置的布置原则

(1).尽量将电源布置在每段母线的中部，使母线截面通过较小的电流，但有时为了连接方便，根据主厂房或变电站的布置而将发电机或变压器间隔设在每段母线的端部。

(2).同一回路的电器和导体应布置在一个间隔内，以保证检修和故障范围。 (3).较重的设备布置在下层，以减轻楼板的荷重并便于安装。 (4).充分利用间隔的位置。 (5).设备对应布置，便于操作。 (6.)有利于扩建。

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第7章 二次回路部分

二次设备是对一次设备进行监测、控制、调节和保护的电气设备，包括测量仪表、控制及信号器具、继电保护和自动装置等。二次设备是通过电压互感器和电流互感器与一次设备取得联系的。二次回路是电力系统安全生产、经济运行、可靠供电的重要保障，是发电厂和变电站不可缺少的重要组成部分。

7.1 测量仪表的配置

在变电站中，电气仪表的配置要符合《电气测量仪表装置设计技术规程》的规定，以满足电力系统和电气设备安全运行的需要。 7.1.1 基本原则

(1).应能正确反映电气设备及系统的运行状态。 (2).能监视绝缘状态。

(3).在事故时能使运行人员迅速判别事故的设备性质及原因 7.1.2 根据测量仪表的配置原则变电所的测量仪表配置 7.1.2.1 变压器

低压侧：装设电流表、有功功率表、无功功率表、有功电度表、无功电度表各1只。

中压侧：装设仪表与低压侧相同。 高压侧：装设电流表1只。 7.1.2.2 线路

10kV线路引出线：装设电流表、有功电度表和无功电度表各1只。

35kV线路引出线：装设电流表、有功电度表、有功功率表和无功电度表各1只。 110kV线路引出线：装设电压表1只，监视110kV线路电压。 7.1.2.3 母线

10kV母线：各分段装设1只电压表。 35kV母线：各分段装设1只电压表。

110kV母线：装设1只切换测量三个线电压的电压表。 7.1.2.4 其他回路

10kV母线和35 kV母线分段断路器各装设电流表1只。

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7.2 继电保护的配置

7.2.1 保护原则

7.2.1.1 变压器保护的配置原则 变压器一般装设下列继电保护装置

(1).相间短路保护

反应变压器绕组和引出线的相同短路的纵差动保护或电流速断保护，对其中性点直接接地侧绕组和引出线的接地短路以及绕组闸短路也能起到保护作用。

(2).反应变压器油箱内部故障和油面降低的瓦斯保护。 (3).后备保护

对于由外部相间短路引起的变压器过电流可采用下列保护作为后备保护： (1).过电流保护。

(2).复合电压(包括负序电压及线电压)起动的过电流保护。

(3).中性点直接接地电网中的变压器外部接地短路时的零序电流保护。 (4).过负荷保护

对于400kVA及以上的变压器，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，对自耦变压器和多绕组变压器，保护装置，应能反应公共绕组及各侧过负荷的情况。 7.2.1.2 三绕组变压器后备保护的配置:

(1).对于多侧电源的三绕组变压器，应在三侧都装设后备保护，对动作时间最小的保护应加方向元件，动作功率方向取为变压器指向母线，在装人有方向性保护的一侧，加装一套不带方向的生备保护，其时限应比三侧保护的最大的时限大一个阶梯时限T，保护动作后，跳开三侧断路器，作为内部故障时的后备保护。

(2).对单侧电源的三绕组变压器，应设置两套后备保护，分别装于电源侧和负荷侧。

7.2.1.3 6～10kV母线保护的配置原则:

(1).对于变电所 6～10kV分段或不分段的单母线，如果接在母线上的出线不带电抗器或对中小容量变电所接在母线上的出线带电抗器并允许带时限切除母线故障，不装设专用的母线保护，母线故障可利用装设在变压器断路器的后备保护和分段断路器的保护来切除，当分段断路器的保护需要带低压起动元件时，分段断路器上可不装设保护可利用变压器的后备保护以第一段时间动作于分段断路器跳闸。

(2).对大容量变电所6～10kV 单母线分段或双母线经常并列运行且出线带电抗器时，采用接于每一段母线供电元件和电流上的两相、两段式不完全母线差动保护，

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保护动作于变压器低压侧断路器、分段断路器和同步调相机断路器跳闸对于分列运行的变电所则采取与第一项相同的措施。

(3).分段断路器保护：出线断路器如不能按切除电抗器前的短路条件选择时，分段断路器上通常装设两相或瞬时电流速断装置和过电流保护。 7.2.1.4 6～10kV线路的配置原则:

(1).相间短路保护

对于不带电抗器的单侧电源线路，应装设电流速断保护和过流保护。

(2).单相接地保护

根据人身和设备的安全要求，必要时应装设动作于跳闸的单相接地保护。 7.2.1.5 35kV及以上中性点非直接接地电网中的线路保护配置原则：

(1).相间短路保护

对简单电网一般采用一段式或两段式电流电压速断保护和过电流保护，例如单侧电的终端回路上，通常仅需装设主保护的瞬时段及后备电流保护。

(2).单相接地保护

对线路单相接地故障现从优应装设下列电流构成的有选择性的电流保护或功率方向保护：

(1).网络的自然电容电流。 (2).消弧线圈补偿后的残余电流。

(3).人工接地电流，一般比电流不宜大于10—20A。 (4).单相接地的暂态电流。

7.2.1.6 110～220kV中性点直接接地电网的线路保护应装设防御单相及多相短路保护，多段式相间短路保护、相电流速断保护距离保护，纵差动保护。 7.2.2 变电所继电保护配置 7.2.2.1 10kV线路

配置：(1).电流速断保护和过电流保护；

(2).零序电流保护。

7.2.2.2 35kV线路

配置：(1).电流速断保护和过电流保护；

(2).零序电流保护。

7.2.2.3 110kV线路

配置：由变压器保护作为保护 7.2.2.4 10kV、35kV母线分段断路器

配置：(1).电流速断保护；

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(2).过电流保护。

7.2.2.5 变压器

配置：(1).瓦期保护；

(2).纵差动保护； (3).过电流保护； (4).零序电流电压保护； (5).过负荷保护。

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第8章 变电所用电的设计

所用电接线方式，因变电所在电力系统中所处的地位、变电站主接线和主设备的复杂程度、以及电网的特性而定。而所用变压器和所用配电装置的布置，则常结合变电所主要电工构、建筑物的布置来确定。

8.1 所用电接线的一般原则

(1).一般采用一台工作变压器接一段母线。

(2).母线段之间设联络刀开关，不设自动空气开关和自投装置。 (3).调相机负荷集中，可设专用线供电。

(4).当有柴油发电机时，一般设柴油发电机母线段。

(5).为了便于经济核算，当有备用母线短时，检修负荷接在该母线段上；也可设检修专用母线段，与正常负荷分开供电。

8.2 所用变压器的选择

据所用电要求，为保证对所用电可靠供电，选用两台型号不相同的双绕组变压器对所用电负荷供电，根据所用电负荷，进行所用变压器容量和型号选择。

从上面的所用电负荷分析，可知所用电的供电容量S所=0.050MVA，所以在10kV则选用S9—80/10型电力变压器，其有关技术数据如下表：

表8-1变压器型号

额定容量kVA 80 额定电压 kV 高压 低压 Y/yn-0 连接组别 损耗W 负载 空载 1250 250 阻抗电压% 4 空载电流% 2.4 型 号 S9-80/10 10±5% 0.4 在35kV则选用S9—100/35型电力变压器，其有关技术数据如下表：

表8-2变压器型号

额定容量kVA 100 额定电压 kV 高压 低压 Y，yn0 连接组别 损耗W 负载 空载 2100 350 阻抗电压% 6.5 空载电流% 1.9 型 号 S9-100/35 35±5% 0.4

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8.3 所用电的主接线形式

所用电分别采用10kV、35kV母线分段供电方式。当10kV母线侧检修时，可从３５kV母侧侧供电，平时运行，保证所用电。以提高供电可靠性。

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第9章 防雷保护

防雷保护装置是指能使被保护物体避免雷击，而引雷于自身，并顺利地泄入大地的装置。

9.1 避雷针保护

避雷针与避雷线是防止直击雷过电压的有效措施，本次设计采用三支等高避雷针做为变电所防雷措施。由于雷电放电路径受多种偶然因素的影响，要保证被避雷保护的电气设备约对不受雷击是不现实的，本次设计避雷针的保护范围是指具有0.1%左右雷击概率的空间范围。

避雷针的保护范围如下：

被保护物高度hx为10m,避雷的高度h为10m,避雷针的高度h为30m,h≤30m时p=1则h/2为30/2=15m即hx避雷针在被保护物高度hx水平面上的保护半径为

Rx=(1.5h-2hx)p （9.1） =(1.5×30-2×10)×1 =15m

通常两针之间距离与针高之比D/h不宜大于5,变电所的面积为75×46平方米故选取D/h=2即D=60m

60D12h012=h-7P=30-71=21.4m （9.2）

1#2#两支避雷针之间hx水平面上，保护范围上部边缘最低点高度为bx12=1.5(ho12-hx) （9.3）

=1.5(h0-10) =1.5(21.4-10) =17.1m 同理： ho23=h-D237P （9.4）

=21.4m

bx23=1.5(ho23-hx) （9.5）

=17.1m ho31=h-D317P （9.6）

60=30-71

=21.4m

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bx31=1.5(ho31-hx) （9.7）

=1.5(21.4-10) =17.1m

在三支避雷针形成的三角形内被保护物最大高度10m水平面上，各相邻避雷针的保护范围的外侧最小宽度bx>0时，则全部面各受到避雷针的保护,由此可见，本次设计彩三支等高(均为30m)避雷针两针之间距离为60m的方案使变电所受到避雷针的保护。

9.2 避雷器保护

变电站雷电侵入波的主要措施是装设避雷器，避雷器动作后，可将侵入波幅值加以，使变压器受到保护。 避雷器的基本要求：

(1).在一切波形下，它的伏秒特性均在保护绝缘的伏秒特性之下。 (2).它的伏安特性应保证其残压低于被保护的冲击绝缘强度。

9.3 变电站进线段保护

为了侵入波的陡度和幅值，是避雷器可靠动作，变电站必须有一段进线段保护，以减少反击和绕击的概率。归纳起来进线段的保护作用是把雷击点推向远处，即雷击过电压波从进线段以外传来，当流入进线段时，将因冲击电晕而发生衰减和变形，降低了波前陡度和幅值，同时也了流过避雷器的冲击电流幅值。

9.4 其他保护

变电站防雷保护还包括:自偶变压器和三绕组变压器的保护，变压器中性点保护，配电变压器的保护

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结 束 语

这次的毕业设计,时间长、内容多，几乎涵盖了大学中所学的知识。我经过了从收集资料、设计、绘图、审核的整个过程。三个月的时间既充实又紧张。设计过程中，我获得了综合运用过去所学过的大部分课程进行设计的基本能力。

变电站设计是一个思维创造与运用的过程，在这个过程中，我做到了学以致用，使设计思维在设计中得到锻炼和发展。在相关资料的帮助下，能结合自己的思路去设计。有许多地方是不懂的，但在老师的指导与帮助下得以解决。

在设计期间，自己动手查阅了大量的资料，一方面，充分地检验自己的设计能力，丰富了自己在电气设计特别是变电站设计方面的知识，为自己将来从事该专业工作打下了坚实的基础；另一方面，使我体会到搞设计或科研需要具备严谨求实、一丝不苟和勇于献身的精神。这次的设计，我最大的收获就是学到了变电站的设计步骤与方法，还有学会了如何使用资料。

“路漫漫其修远兮，吾将上下而求索”，设计虽然完成了，但我只是掌握了变电站设计中很少的一部分知识，还有很多深奥的专业知识等着我们去挖掘、去探索、去学习。我也将会在今后的工作学习中不断充实自己，不断完善自己的专业知识，为自身的发展打下坚实的基础。由于所学知识和时间有限，加上缺乏实践经验，在设计过程中难免出现错误，敬请各位专家和老师批评指正。在设计期间，指导老师给了我悉心指导，帮我解决了很多技术困难，使我能顺利完成设计任务，结束四年的大学学习生活，在此表示衷心的感谢！

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致谢

本次毕业设计得到了范教授的大力支持。他不仅给我们提供了优雅的学习环境和先进的工作设备，而且他在百忙当中抽出大量时间和精力给我细心的指导和帮助，毕业设计能按期完成范老师付出很多。范老师工作很忙，为了我的毕业设计他经常放弃周末休息时间来为我解答问题，对此我对范老师表示深深的谢意和无限的感激。

同时感谢四年来学院老师对我的培养和教育，谢谢学校给了我这样好的学习环境，让我在学习大学度过了美好的大学生活。在即将离校之际我向你们表示感谢和美好的祝福。

更要感谢我的父母二十几年来的养育之恩，使能完成学业。我将努力工作来报答他们的恩情。

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参考文献

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[3].西北电力设计院.发电厂变电所电气接线和布置(上册). 水利电力出版社，1992 [4].西北电力设计院.发电厂变电所电气接线和布置(下册). 水利电力出版社，1992 [5].张丽英.发电厂并网运行安全性评价. 中国电力出版社,2003 [6].姚春球.发电厂电气部分. 中国电力出版社，2004 [7].熊信银.发电厂电气部分. 中国电力出版社，2004 [8].刘永俭[等].发电厂电气部分. 华中理工大学出版社，1993 [9].张玉诸.发电厂及变电所的二次接线. 上海教育出版社，1980 [10].何永华.发电厂及变电站的二次回路. 中国电力出版社，2004

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