110KV变电所电气一次部分设计电气工程专业毕业论文

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1、目 录第一章 绪论4第二章 电气主接线的方按及论证6第一节 6220KV主接线6第二节 主接线的选择与设计13第三节 变压器接地方式17第三章 变电所电力变压器的选择18第一节 电力变压器的选择18第二节 功率因数和无功功率补偿19第四章 短路电流计算23第一节 短路电流计算的概述23第二节 短路电流的计算25第五章 变电所一次设备的选择28第一节 电气一次设备的选择原则28第二节 一次设备的选择与检验34第三节 导体的设计44第四节 高压熔断器的选择50第六章 高压配电装置53第一节 设计原则与要求53第二节 6-110KV配电装置56第七章 变电所防雷与接地规划59第八章 继电保护64第一

2、节 概述64第二节 变压器的保护67第三节 母线的继电器保护69第九章 仪表规划70设计总结72参考文献73英文翻译74致谢88第一章 绪论一、110KV变电所的技术背景近年来，我国的电力工业在持续迅速的发展，而电力工业是我国国民经济的一个重要组成部分，其使命包括发电、输电及向用户的配电的全部过程。完成这些任务的实体是电力系统，电力系统相应的有发电厂、输电系统、配电系统及电力用户组成。110KV变电所一次部分的设计，是主要研究一个地方降压变电所是如何保证运行的可靠性、灵活性、经济性。而变电所是作为电力系统的一部分，在连接输电系统和配点系统中起着重要作用。我们这次选题的目的是将大学四年所学过的电

3、力工程、电力系统自动化、电机学、电路等有关电力工业知识的课程，通过这次毕业设计将理论知识得以应用。二、设计依据这次设计的基本原则是以设计任务书为依据，以所学知识为基础，以国家经济建设的方针政策，技术规范为标准，结合工程的实际情况，在保证供电可靠性、高度灵活，满足各项技术要求的前提下。兼顾运行、维护方便，尽可能的节约投资就近取材，力争设备和技术的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济的原则。由设计任务书给出变电所的容量、电压等级、出线回路，主要负荷对变电所的要求，以及该设计的内容和范围。这些原始资料是设计的依据，必须进行详细的分析和研究。从而获得主接线的框架结构图。依据电力系统设计手册、电力

4、工程电气设计手册等选择电气主接线图、主变压器及所用变压器、电气设备，完成设计任务书中的各项要求。三设计的主要内容：电气主接线的设计是变电所电气设计的主体。它与电力系统、变电所的动态参数、基本原始资料以及运行的可靠性、经济性的要求相关，并对设备的选择、电气设备的布置、继电保护和控制方式等都有教大的影响。因此主接线的设计也结合电力系统和变电所的具体情况，全面分析所有影响因素，正确合理的选择主接线方案以及主变压器、进行短路电流计算、设备选择已经继电保护配置等。最后完成电气主接线图、保护配置图各一张。 本设计110KV变电所电气一次部分设计，其原始资料如下：变电所类型：地方降压变电所；电压等级：110

5、KV/35KV/10KV；系统情况：（1）系统经双回线给变电所供电；（2）取Sj为100MW,系统归算为110KV母线的等值电抗为0.2;(3)系统110KV母线电压满足常调压要求. 出线回路：110KV侧两回（架空线）LGJ-400/10KM；35KV侧6回架空线；10KV侧8回电缆线负荷情况：主要为一、二级负荷35 KV侧：最大30MVA，最小18MVA，功率因数cos=0。85，Tmax=4800小时10 KV侧：最大16MVA，最小10MVA，功率因数cos=0。85，Tmax=4800小时变电所110KV侧的功率因数为0.9。四、国内外变电站发展及应用状况国际上对于变电站综合自动化的

6、研究,已经进行了多年,并取得了令人瞩目的进展。早在七十年代末,日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统SDCS-。此后,美国、英国、法国、德国等一些发达国家也相继在此领域内取得不同程度的进展。在八十年代初,美国一家电力公司研制了IMPac模块化保护和控制系统。美国西屋公司和EPRI联合研制出了SPCS变电站保护和控制综合自动化系统。到1984年,瑞士的BBC公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。1985年,德国的西门子公司又推出了他们研制的第一套变电站综合自动化系统LSA678。变电站综合自动化目前在国外已得到了较普遍的应用。例如美国、德国、法国、意大利等国家,在他们所属的某些电

7、力公司里,大多数的变电站都实现了综合自动化及无人值班方式。国内是从六十年代开始研制变电站自动化技术。到七十年代初,便先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制及信号为一体的四合一装置。在八十年代中期,由清华大学研制的35KV变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。与此同时,南京自动化研究院也开发出了220KV梅河口变电站综合自动化系统。此外,国内许多高等院校及科研单位也在这方面做了大量的工作推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。纵观我国七、八十年代的变电站自动化发展状况,可以看到,初期的变电站自动化,只是在常规二次设备配

8、置的基础上增加了计算机管理功能。如CRT屏幕监视、数值计算、自动巡检打印及自动报表等。所增加的这些计算机功能并不能取代常规的操作监视设备,因而这种自动化方式只能称作计算机辅助管理。八十年代以后,由于微机技术的发展,使变电站自动化技术得到了进一步的提高,但是此时的自动化管理仍未涉及到继电保护、故障录波等功能。只是在原有PTV的基础上增加了以微机为控制中心的就地功能。这种初期的自动化管理方式,各专业在技术上相互独立,资源不能共享,设备设置重复,功能交叉覆盖,无论在技术上或是经济上都不尽合理。进入九十年代后,由于数字保护技术的发展,才使得变电站综合自动化技术产生了一个飞跃,使这项技术在我国进入了实质

9、性发展阶段。目前国内推出的较有代表性的装置应属南京自动化研究院生产的DSA和南京力导电子公司生产的DMP300变电站综合自动化系统。由此可见,我国在变电站综合自动化技术方面,发展和应用前景是非常可观的。第二章 电气主接线的方按及论证变电所的电气主接线是高压电器设备通过接线组成的汇集分配和输送电能的电路。主接线代表了变电所电气部分的主体结构是电力系统网络结构的重要组成部分。它对电气设备选择,配电装置的布置及运行的可靠性和经济性等都有重大的影响。本章将先介绍6220KV高压配电装置的接线分别作以介绍，再结合本次设计的要求选择合适的、经济的主接线。第一节 6220KV主接线6220KV高压配电装置的

10、接线分为：有汇流母线的接线、单母线、单母分段、双母线、双母分段、增设旁路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。6220KV高压配电装置的接线方式，决定于电压等级及出线回路数。按电压等级的高低和回路数的多少，有一个大致的适合范围。一、单母线接线(如图2-1)图2-1 单母线接线方式1、优点接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。2、缺点不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各部回路仍需短时停电，

11、在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。3、适用范围一般只适用于一台变压器的以下三种情况：1） 6220KV配电装置的出线回路数不超过5回；2） 3563KV配电装置的出线回路不超过3回；3） 110220KV配电装置的出线回路数不超过2回。二、单母线分段接线(如图2-2)1 优点：1、用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两条回路，有两个电源供电；2）当一段母线发生故障，分段断路器会自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。2、缺点：1）当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电；2）当出线为双回路时，常使架空线路

12、出现交叉跨越；3）、扩建时需向两个方向均衡扩建。3、 适用范围：1、 610KV配电装置出线回路数为6回及以上时；2） 3563KV配电装置出线回路数为48回时；3） 110220KV配电装置出线回路数为34回时。1234WOQF图2-2 单母线分段接线 三、双母线接线(如图23)TQF W1234图23双母线接线（TQF-母线联络断路器）双母线接线，其中一组为工作母线，一组为备用母线，并通过母线联络路断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，由于母线继电保护的要求，按一般回路母线连接的方式运行。注意：在进行倒闸操作时应注意，隔离开关的操作原则是：在等电位下操作应先通后断。如检修工作母线

13、时其操作步骤是：先合上母线断路器TQF两侧的隔离开关，再合上TQF，向备用线充电，这时两组母线等到电位。为保证不中断供电，应先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上隔离开关。完成母线转换后，再断开母联断路器TQF及其两侧的隔离开关，即可对原工作母线进行检修。1、优点1）供电可靠通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关,只停该回路。2) 调度灵活各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3) 扩建方便向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线单

14、位电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时，可以顺序布置，以至接线不同的母线段时不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。4) 便于实验 当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。2、缺点1) 增加一组母线和使每回路就需要加一组母线隔离开关。2) 当母线故障或检修是隔离开关作为倒换操作电器,容易误操作。为了避免隔离开关误操作,需要隔离开关和断路器之间装设连锁装置。3、适用范围当出线母线数或母线电源较多,输送和穿越功率较大，母线故障后要求迅速恢复供电，系统运行调度对接线的灵活性有一定要求时采用，各级电压采用的具体条件如下：1）6220KV配电装置,当短路

15、电流较大,出线需要带电抗器时；2）3563KV配电装置,当出线回路数超过8回路或连接的电源较多负荷较大时；3）110220KV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110220KV配电装置，在系统中居重要地位出线回路在4回路及以上时。四、双母线分段接线(如图2-4)图2-4 双母线分段接线220KV进出线回路数较多,双母线需要分段,其分段原则是：1、当进线回路数为1014时,在一组母线上用断路器分段；2、当进线回路数为15回及以上时，两组母线均用断路器分段；3、在双母线接线中,均装设两台母联兼旁断路器；4、为了限制220KV母线短路电流或系统解列运行的要求,可根据需要将母线分段。五、增设旁路母

16、线或旁路隔离开关的接线为了保证采用单母线分段或双母线的配电装置,在进出断路器检修时(包括其保护装置的检修和调试),不中断对用户供电,可增设旁路母线或旁路隔离开关。（一）旁路母线的三种接线方式 1、有专用旁路断路器(如图2-5)进出线断路器检修时，由专用旁路断路器代替,通过旁路母线供电,对双母线的运行设有影响。123BQFQS1QFQS2BQSWBW4电源侧出线侧 图2-5 带旁路母线的单母线接线2、母线断路器兼作旁路断路器(如图2-6) TQF（BQF） 图2-6母线断路器兼作旁路断路器不设专用旁路断路器而以母联断路器兼作旁路断路器用。1）优点:节约专用旁路断路器和配电装置间隔。2）缺点:当进

17、出线断路器检修时，就要用母联断路器代替旁路断路器。双母线成单母线，破坏了双母线固定接线的运行方式，增加了进出线回路母线隔离开关的倒闸操作。3、 分段断路器兼作旁路断路器（如图2-7）BWBQS QS3OQFQS1WQS5QS4QS23412 如图2-7分段断路器兼作旁路断路器对于单母线分段接线,可采用如图2-7所示的以分段断路器兼作旁路断路器的常用接线方案。两段母线均可带旁路，正常时旁路母线不带电。（二）旁路母线或旁路隔离开关的设置原则1、110220KV配电装置110220KV线路输送功率较多，送电距离较远，停电影响较大，并且110KV及220KV少油断路器平均每台每年检修时间均需5天及7天

18、,停电时间较长。因此，一般需设置旁路母线或旁路隔离开关。2、 610KV配电装置一般不设旁路母线，也不设旁路隔离开关。当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。六、桥形接线(如图2-8) 当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。（一）内桥形接线1、优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。2、缺点： 1）变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运。2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。3）出线断路器检修时，线路需较长时期停运。为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，为了轮流停电检修任何一组隔

19、离开关，在跨条上须加装两组隔离开关。桥连断路器检修时，也可利用此跨条。3、适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高情况。（二）外桥形接线1、优点：同内桥形接线2、缺点：1）线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。3）变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停运。为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，桥连断路器检修时，也可利用此跨条。3、适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器切换或线路短时，故障率较少情况。此外，线路有穿越功率时，也宜采用外桥形接线。12QF1QF2TQF

20、BQS1BQS2T1T2外桥式内桥式桥形接线(如图2-8)七、角形接线（如图2-9）多角形接线的各断路器互相连接而成闭合的环形，是单环形接线。为减少因断路器检修而开环运行的时间，保证角形接线运行可靠性，以采用35角形接线为宜，并且变压器与出线回路宜对角对称分布，如图2-9所示。1、优点1） 投资少，平均每回只需装设一台断路器。2） 没有汇流母线，在接线的任意段上发生故障，只需切除这一段及与其相连接的元件，对系统运行的影响较小。3） 接线成闭合环形，在闭环运行时，可靠性灵活性较高。4） 每回路由两台断路器供电，任一台断路器检修，不需中断供电，也不需旁路设施。隔离开关只作为检修时隔离之用，以减少误

21、操作的可能性。5） 占地面积少。多角形接线占地面积约是普通中型双母线带旁路母线的40% ，对地形狭窄地区和地下洞内布置较合适。2、缺点：1） 任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。因此，断路器数量不能多，即进出线回路数受到限制。2） 每一进出线回路都江堰市连接着两台断路器，每一台断路器又连着两个回路，从而使继电保护和控制回路较单、双母线接线复杂。3） 对调峰电站，为提高运行可靠性，避免经常开环运行，一般开停机需由发电机出口断路器承担，由此需要增设发电机出口断路器，并增加了变压器空载损耗。3、适用范围适用于最终进出线为35回路的110KV及以上配电装置。不宜用于有再扩建可能的发

22、电厂，变电所中。三角形接线四角形接线角形接线如图2-9第二节 主接线的选择与设计本次设计题目为110KV变电所电气一次部分设计。其电压等级为110KV/35KV/10KV;系统情况为：系统经双回路给变电所供电；取 为100MW，系统归算为100KV母线的等值电抗0.2;系统110KV母线电压满足常调压要求。负荷主要为一、二级负，所以选用两台三绕组变压器并联运行。出线回路：110KV侧两回（架空线）LGJ-400/10KM；35KV侧6回架空线，负荷：最大30MVA，最小18MVA；10KV侧8回架空线，负荷：最大16MVA，最小10MVA。一 、110KV侧接线的方案选择方案一 ：单母线接线优

23、点：接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。缺点：不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。方案二：双母线接线双母线接线，其中一组为工作母线，一组为备用母线，并通过母线联路断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，由于母线继电保护的要求，一般某一回路母线连接的方式运行。在进行倒闸操作时应注意，隔离开关的操作原则是：在等电位下操作应先通后断。如检修工作母线时其操

24、作步骤是：先合上母线断路器TQF两侧的隔离开关，再合上TQF，向备用线充电，这时两组母线等到电位。为保证不中断供电，应先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上隔离开关。完成母线转换后，再断开母联断路器TQF及其两侧的隔离开关，即可对原工作母线进行检修。优点：1、供电可靠通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关,只停该回路。2、调度灵活各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3、扩建方便向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线单位电源和负荷

25、均匀分配，不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时，可以顺序布置，以至接线不同的母线短时不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。4、便于实验当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。缺点：1、增加一组母线和使每回路就需要加一组母线隔离开关。2、当母线故障或检修是隔离开关作为倒换操作电器,容易误操作。为了避免隔离开关误操作,需要隔离开关和短路器之间装设连锁装置。方案三：桥形接线当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。110KV侧双回路与系统相连，而变电所最常操作的是切换变压器，而与系统连接的线路不易发生故障或频繁切换因此可采用内桥接线，

26、这有利于电站以后的扩建。内桥形接线1、优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。2、缺点： 1）变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运。2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。3）出线断路器检修时，线路需较长时期停运。为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，为了轮流停电检修任何一组隔离开关，在跨条上须加装两组隔离开关。桥连断路器检修时，也可利用此跨条。3、适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高情况。对比以上三种方案，对于110KV来说，它要供给一类、二类负荷较多，需要较高的可靠性。方案（三）比较符合设计要求。二、

27、35KV侧接线的选择方案一： 单母线接线优点：接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。缺点：不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。方案二： 单母线分段接线(分段断路器兼作旁路断路器)优点：1、用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两条回路，有两个电源供电。2、当一段母线发生故障，分段断路器会自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。

28、缺点：1、当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停。2、当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。3、扩建时需向两个方向均衡扩建。方案三：分段断路器兼作旁路断路器不设专用旁路断路器而以母联断路器兼作旁路断路器用。优点:节约专用旁路断路器和配电装置间隔。缺点:当进出线断路器检修时，就要用母联断路器代替旁路断路器。双母线成单母线，破坏了双母线固定接线的运行方式，增加了进出线回路母线隔离开关的倒闸操作。对比以上三种方案，方案（二）比较符合设计要求。三、10KV侧接线的选择方案一： 单母线接线优点：接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担

29、任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。缺点：不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。方案二： 单母线分段带旁路母线(分段断路器兼作旁路断路器)优点：有单母线分段全部优点，检修断路器时不至于中断对用户供电。缺点：优于单母线分段。方案三：双母线接线双母线接线，其中一组为工作母线，一组为备用母线，并通过母线联路断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，由于母线继电保护的要求，一般某一回路母线连接的方式运行。注意：在进行倒闸操作时应注

30、意，隔离开关的操作原则是：在等电位下操作或先通后断。如检修工作母线时其操作步骤是：先合上母线断路器TQF两侧的隔离开关，再合上TQF，向备用线充电，这时两组母线等到电位。为保证不中断供电，应先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上隔离开关。完成母线转换后，再断开母联断路器TQF及其两侧的隔离开关，即可对原工作母线进行检修。优点：1、供电可靠通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关,只停该回路。2、调度灵活各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3

31、、扩建方便向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线单位电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时，可以顺序布置，以至接线不同的母线短时不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。4、便于实验当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。对比以上三种方案，方案（二）比较符合设计要求。由上述方案的比较可以确定变电所的电气主接线方案，如下图所示图2-10第三节 变压器接地方式一、电力网中性点接地方式选择电力网中性点接地方式是一个综合性问题。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，变压器的运

32、行安全以及对通信线路的干扰等。 电力网中性点接地方式有中性点直接接地和中性点非直接接地。中性点直接接地方式过电压较低，绝缘水平可下降，减少了设备造价，特别是在高压和超高压电网，经济效益显著。故适用于110KV及以上电网中。二、变压器中性点接地方式电力网中性点的接地方式，决定了主变压器中性点的接地方式。主变压器的110KV500KV侧采用中性点直接接地方式；663KV电网采用中性点不接地方式。但当单相接地故障电流大于30A(610KV电网)或10A(2063KV)时，中性点应经消弧线圈接地。第三章 变电所电力变压器的选择第一节 电力变压器的选择电力变压器是电力系统中配置电能的主要设备。电力变压器

33、利用电磁感应原理，可以把一种电压等级的交流电能方便的变换成同频率的另一种电压等级的交流电能，经输配电线路将电厂和变电所的变压器连接在一起，构成电网。一、变电所主变压器台数的选择 选择主变压器台数应考虑下列原则：1、应满足用电负荷对供电可靠性的要求，对供有大量一、二级负荷的变电所，宜采用两台变压器，以便当一台故障或检修时，另一台能对一、二级负荷供电。对只有二级负荷而无一级负荷的变电所，也可以只用一台变压器，但在低压侧应敷设与其他变电所相连的联络线作为备用电源。2、对季节负荷或昼夜负荷变动较大而宜于采用经济运行方式的变电所，也可考虑采用两台变压器。综上所述，选用两台变压器并联运行方式。 变电所主变

34、压器容量的选择变压器的最大负荷按下式确定：变电所的最大负荷负荷同时系数按负荷等级系统的综合用电负荷根据对多数的终端分支和变电所的统计表明，变电所的容量按下式计算ST（0.750.8）因本变电所装有两台主变压器，每台变压器的容量ST应该同时满足以下条件：任一台变压器单独运行时，宜满足计算负荷的大约70%的需要，即：ST0.7其负荷为：35kV侧：最大30MVA，最小18MVA，10kV侧：最大16MVA，最小10MVA，则SC=0.7(30MVA+16MVA)=32.2MVA根据设计要求变压器要满足常调压要求，所以选择110KV三绕组有载调压电力变压器（参数=100MVA）故选择主变压器的型号为

35、：SFSZL740000/110其主要参数如下：两台三绕组主变压器SFSZL740000/110表（3-1）型号SFSZL740000/110额定容量（KVA）40000主接头额定电压（KV）高110中38.5低6.3，6.6，10.5，11阻抗电压（%）高-中10.75高-中17.5中-低6.5绕组连接方式YN，yn0,d11第二节 功率因数和无功功率补偿绝大多数用电设备，它们都要从电网吸收大量无功电流来产生交变磁场，其功率因数均小于1。而功率因数是衡量供配电系统是否经济用行的一个重要指标。功率因数对供配电系统的影响及提高功率因数的方法 一、功率因数对供配电系统的影响所有具有电感特性的用电设

36、备都需要从供配电系统中吸收无功功率，从而降低功率因数。功率因数太低将会给供配电系统带来电能损耗增加、电压损失增大和供电设备利用率降低等不良影响。正是由于功率因数在供配电系统中影响很大，所以要求电力用户功率因数达到一定的值，低于某一定值时就必须进行功率补偿。国家标准GB/T34851998评价企业和利用电机疏导则中规定：“在企业最大负荷时的功率因数不低于0.9，凡功率因数未达到上述规定的，应在负荷侧合理装置集中与就地无功补偿设备”。二、提高功率因数的方法 当功率因数不满足要求时，首先应提高自然功率因数，然后再进行人工功率补偿。自然功率因数是指未装设任何补偿装置的实际功率因数。提高自然功率因数，就

37、是不添加任何补偿设备，采用科学措施减少用电设备送往无功功率的需要量，使供配电系统总功率因数提高。对于变电所应该合理选择变压器的用量。人工补偿功率因数是在自然功率因数不能满足要求时，采用并联电力电容器的方法来提高功率因数。因它具有下列优点，所以这是目前广泛采用的一种补偿装置。有功损耗小，约为0.25%0.5%,而同步调相机约为1.5%3%；无旋转部分，运行维护方便；可按系统需要，增加或减少安装容量和改变安装地点；个别电容器损坏不影响整个装置运行；短路时，同步调相机增加短路电流，增大了用户开关的断流容量，电容器无此缺点。三、补偿容量和电容器台数的确定用电容器改善功率因数，可以获得经济效益。但如果电

38、容性负荷过大，将会引起电压过高，从而带来不良影响。所以在电容器进行无功补偿时，应该适当选择电容器的安装容量。采用固定补偿：在变电所10KV侧的母线上进行人工补偿，一般采用固定补偿，即补偿电容器不随负荷变化投入或切除，其补偿容量按下式计算： Qcc=Pav(tanav1- tanav2)式中, Qcc为补偿容量；Pav为平均有功负荷；Pav= KAl Pc，Pc为有功计算负荷，KAl 为有功负荷系数，tanav1为补偿前平均功率因数角的正切值，tanav2为补偿前平均功率因数角的正切值，tanav1- tanav2称为补偿率。根据设计要求变电所110KV侧的功率因数为0.9。无功补偿应根据就地平

39、衡和便于调整电压的原则进行配置，采用集中补偿的方式，集中安装在变电所内有利于控制电压水平。向电网提供可调节的容性无功。以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电压。为了提高电网的经济运行水平，根据无功补偿的基本原则，在10kV每段母线上各接一组由开关投切的分档投切并联电容器成套装置，供调节系统的无功负荷。 四、补偿电力电容器容量的计算补偿前的计算负荷和功率因数低压侧的有功计算负荷为 Pc1= Sc10.85=160.85=13.6MW低压侧无功计算负荷为Qc1= = =8.428Mvar变压器的功率损耗为 PT =0.0216=0.32MWQT=0.116=1.6 Mvar中压侧的有功计算

40、负荷为 Pc2= Sc20.85=300.85=25.5MW中压侧无功计算负荷为 Qc2= =15.8 Mvar变电所高压侧总的计算负荷为Pc3= Pc1 +Pc2+PT = 13.6 +25.5+0.32 =39.42MWQc3= Qc1 + Qc2+QT =8.428+15.8+1.6=25.828 MvarSc3= =47.127MVA变电所高压侧的功率因数为 cos= Pc3/ Sc3=39.42/47.127=0.836确定补偿容量 现在要求在高压侧不低于0.9,二补偿在低压侧进行，所以我们考虑到变压器损耗，可设低压侧的功率因数为o.99来计算补偿的容量：Qcc= Pc1(tanav

41、1- tanav2) =13.6tan(arccos0.85)- tan (arccos0.99)=6.528Mvar补偿后计算负荷和功率因数变电所低压侧的视在计算负荷为=13.73MVA此时变压器的功率损耗为 =0.02=0.274MW=0.1=1.373 Mvar变电所高压侧总的计算负荷为= Pc1 +Pc2+= 13.6 +25.5+0.274=39.374MW= Qc1 + Qc2+=1.9+15.8+1.373=19.1 Mvar=43.7MVAcos= Pc3/ Sc3=39.374 /43.7=0.901故选择主变压器的型号为：SHSZL731500/110其主要参数如下：两台三

42、绕组主变压器SHSZL731500/110表（3-2）型号SFSZL731500/110额定容量（KVA）31500主接头额定电压（KV）高110中38.5低6.3，6.6，10.5，11阻抗电压（%）高-中10.75高-中17.5中-低6.5绕组连接方式YN，yn0,d11所用变压器的选择一般所用变压器容量的选择是根据主变压器的容量来选择的，其容量小于主变压器容量的3%，主变压器的容量是31.5MVA，所以所用变压器的容量为： 31.53%=945KVA则选用SL7800/10型双绕组电力变压器其主要参数如下：两台双绕组所用变压器SL7800/10额定容量(KVA)额定电压(KV)连接组标号

43、损耗(KW)空载电流%阻抗电压%高压低压空载短路800106.30.4Y,yn01.549.92.54.5第四章 短路电流计算第一节 短路电流计算的概述一、短路计算的意义在供电系统中，危害最大的故障就是短路。所谓短路就供电系统是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。造成短路的主要原因是电气设备载流部分的绝缘损坏、误操作、雷击或过电压击穿等。由于误操作产生的故障约占全部短路故障的70%在短路回路中短路电流要比额定电流大几倍甚至大几十倍，通可达数千安，短路电流通过电气设备和导线必然要产生很大的电动力，并且使设备温度急剧上升有可能损坏设备和电缆。在短路点附近电压显著下降，造成这些

44、地方供电中断或影响电机正常，发生接地短路时所出现的不对称短路电流，将对通信工程线路产生干扰，并且短路点还可使整个系统运行解列。二、短路计算的目的1、对所选电气设备进行动稳定和热稳定校验；2、进行变压器和线路保护的整定值和灵敏度计算。三、短路计算的内容计算变电所相关节点的三相短路电流。四、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、短路发生在短路电流为最大值的瞬间。4、不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。五、短路计算的方法对应系统最大运行方式，按无限大容量系统，进行相关短路点的三相短路电流计算，求得I、ish、Ish值。I三相短路电流； ish三相短路冲击

45、电流，用来校验电器和母线的动稳定。Ish三相短路全电流最大有效值，用来校验电器和载流导体的的热稳定。Sd三相短路容量，用来校验断路器和遮断容量和判断容量是否超过规定值，作为选择限流电抗的依据。六、图及电抗计算由110KV变电所电气主接线图和设计任务书中给出的相关参数,可画出系统电抗图如图4-1所示图（4-1）选取基准容量为Sj=100MVA；Uj= Uav =1.05UeSj基准容量（MVA）；Uav所在线路的平均电压（kV）。以下均采用标幺值计算方法，省去“*”。1、 SZL731500/110三绕组变压器高压、中压、低压的电抗值：X3 =X6 =0.314X4=X7=-0.008X5=X8

46、=0.2142、系统等值电抗为X1=0.23 、线路阻抗为（查电气设备手册架空线LGJ400/10KM的电阻率为0.0778/KM）X2=10=100.04=0.003第二节 短路电流的计算为了选择配电装置的电器和导体，需要计算在最大运行方式下流过电气设计的短路电流，连同所用电回路共选四个短路点，即：、如图。系统为无限大容量，选=100MVA。一、当点发生三相短路时的短路电流和容量的计算图（4-2）计算短路回路总阻抗标幺值=0.2+0.003=0.203计算点所在电压级的基准电流=0.502KA计算=0.502点短路电流各值=4.92=0.5024.92=2.41KA=2.55=2.552.4

47、1=6.15KA=1.52=1.522.41=3.66KA=492.6MVA二、当点发生三相短路时的短路电流和容量的计算图（4-3）计算短路回路总阻抗标幺值=+=0.2+0.003+0.341-0.008=0.533计算点所在电压级的基准电流=1.56KA计算点短路电流各值=1.876=1.561.876=2.926KA=2.55=2.552.926=7.463KA=1.52=1.522.926=4.45KA=187.6MVA三、当点发生三相短路时的短路电流和容量的计算图（4-4）计算短路回路总阻抗标幺值=+=0.2+0.003+0.341+0.214=0.758计算点所在电压级的基准电流=5

48、.5KA计算点短路电流各值=1.32=5.51.32=7.26KA =2.55=2.557.26=18.51KA =1.52=1.527.26=11.03KA=131.9MVA11010KA 系统短路电流小结短路点/电流值110KV母线上发生短路（K1点）35KV母线上发生短路（K2点）10KV母线上发生短路（K3点）0s时刻短路电流2.41KA2.926KA7.26KA短路冲击电流6.15KA7.463KA18.51KA短路全电流的最大有效值3.66KA4.45KA11.03KA第五章 变电所一次设备的选择第一节 电气一次设备的选择原则一、电气设备选择的一般条件 各种电气设备的功能尽管不同，

49、但都在供电系统中工作所以在选择时必然有相同的基本要求。在正常工作时必需保证工作安全可靠，运行维护方便时，投资经济合理。在短路情况下，能满足动稳定和热稳定要求。（一）、按正常工作条件，选择时要根据以下几个方面1、环境 产品制造上分户内型和户外型，户外型设备工作条件较差，选择时要注意。此外，还应考虑防腐蚀、防爆、防尘、防火等要求。2、电压 选择设备时应使装设地点和电路额定电压UN小于或等于设备的额定电压UN。et，即：UN。etUN但设备可在高于其铭牌标明的额定电压1015%情况下安全运行；3、电流 电气设备铭牌上给出的额定电流是指周围空气温度为时电气设备长期允许通过的电流.选择设备或载流导体时应

50、满足以下条件：IN。etIg。max式中 IN。et该设备铭牌上标出的额定电流；Igmax该设备或载流导体长期通过的最大工作电流。目前我国规定电器产品的0=40，如果电气设备或载流导体所处的周围环境温度是1时，则设备或载流导体允许通过电流IN。et可修正如下：IN。eIN式中， N、1分别为设备或载流导体的在长期工作时允许温度和实际环境温度。4、按断流能力选择 设备的额定开断电流Ico或断流容量SOC不应小于设备分断瞬间的短路电流有效值Ik或短路容量SK，即：IcoIkSocSk(二)按短路情况下进行动稳定和热稳定的校验1、按短路情况下的动稳定 即以制造厂的最大试验电流幅值与短路电流的冲击电流

51、相比， 且 ietish(3)式中， iet额定动稳定电流，用来表征断路器和承受短路电流电动力的能力，用来选择断路器时的动稳定校验。ish(3) 冲击电流。2、短路情况下的热稳定热稳定应满足 I2ttI2tjxIt短路电流瞬时值（kA）； t短路电流热效应计算时间（s）；I时间为短路电流周期分量；tjx短路电流的假想时间；tjxtjtdl0.05（s）； tj继电保护整定时间（s）； tdl断路器动作时间（s）； 0.05考虑短路电流非周期分量热稳定的等效时间。或按下式进行校验： I2ttQd式中，Qd=Qp+Qnp=（I2+10I2ft/2+ I2ft）tf/12+ I2TIft为短路切除时

52、（时刻）短路电流的交流分量；Ift/2为tf/2时刻的短路电流交流分量；T为直流分量等效时间。附件表5-1非周期分量等效时间(s)短 路 点TT0.1变电所各级电压母线及出线0.05热稳定电流Ite是断路器能承受短路电流热效应的能力。按照国家标准规定，断路器通过热稳定电流在4s时间内,温度不超过允许发热温度,且无触头熔解和妨碍其正常工作的现象,则认为断路器是热稳定的。通常Ite=Ibre。对于ts内的热稳定电流Itet=Ite对电流互感器则满足下面的热稳定关系： （KtIN1TA）2I2或 KtIN1TA式中，Kt由产品目录给定的热稳定倍数；IN1TA电流互感器一次侧额定电流；t由产品目录给定

53、的热稳定时间；tj短路电流的假想时间；Qd 热效应通常分为短路电流交流分量有关的热效应Qp，和与直流分量有关的热效应Qnp两部分。（三）绝缘水平 在工作电压和过电压的作用下，电器的内、外绝缘应保证必要的可行性。它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。本设计不重点考虑。二、选择原则（一）高压断路器的选型高压断路器是最重要的开关电器，对其基本要求是：具有足够的开断能力和尽可能短的动作时间，并且要有高度的工作可靠性。断路器最重要的任务是熄灭电弧。电弧的产生过程见电力工程基础。当用断路器开断有电流通过的电路时，在开关触头分离的瞬间，触头间会出现电弧，电弧的温度可达50007000，

54、常常超过金属气化点，如不采取措施，则可能烧坏触头及电器部件绝缘，危害电力系统的运行。按照灭弧介质的灭弧方式，高压断路器一般可分为：油断路器、压缩空气断路器、SF6断路器、真空断路器等。下面来说断路器的选择方式：参数的选择：电压、电流、频率、机械荷载、动稳定电流、热稳定电流以及持续时间和开断电流。型式的选择：在满足各项技术条件和环境条件外，还应考虑便于施工调试和运行维护，并经技术经济比较后确定。一般按下表所列原则选型。附件表5-2安装使用场所可选择的主要型式需注意的技术特点配电装置35KV及以下少油断路器真空断路器多油断路器用量大，注意经济实用性，多用于屋内或成套高压开关柜内。35KV220KV

55、少油断路器 器真空断路器开断220KV空载长线时，过电压水平不应超过允许值。330KV及以上六氟化硫断路器空气断路器少油断路器单相或重合闸时，断路器应能分项操作。（二）高压隔离开关的选型 隔离开关的主要用途是保证高压装置中检修工作的安全，在需要检修的部分和其它带电部分之间用隔离开关形成一个可靠且明显的断开点，还可用来进行短路的切换工作。 离开关没有灭弧装置，所以不能开断负荷电流和短路电流，否则将造成严重误操作，会在触头间形成电弧，这不仅会损坏隔离开关，而且能引起相间短路。因此，隔离开关一般只有在电路已被断路器断开的情况下才能接通或断开。这就是通常所说的“先通后断”的原则。参数的选择：电压、电流

56、、机械荷载短路稳定性：动稳定电流、热稳定电流和持续时间。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，进行综合技术经济比较后确定。（三）互感器的选择互感器是变换电压、电流的电气设备，是发电厂、变电站内一次系统和二次系统间的联络元件。互感器的主要用途是：将测量仪表、保护电器与高压电路隔离，以保证二次设备和工作人员的安全。将一次回路的高电压和大电流转换成二次回路的低电压和小电流，使测量仪表和保护装置标准化、小型化。电压互感器二次侧额定电压为100V，或100/ V；电流互感器二次侧额定电流为5A或1A，以便于监测设备。 现在分别讨论选择电压互感器和电流互感器。1、电压互感器电压互感器的

57、配置原则是：应满足测量、保护、同期和自动装置的要求；保证在运行方式改变时，保证装置不失压、同期点两侧都能满方便地取压。通常如下配置：1） 6220KV电压级的每组主母线的三相应装设电压互感器，旁路母线则视各回路出线外侧装设电压互感器的需要而确定。2） 需要监视和检测线路断路器外侧有无电压，供同期和自动重合闸使用，该侧装一台单相电压互感器，用与100%定子接地保护。3） 电机 一般在出口处装两组。一组（/Y接线）用于自动调整励磁装置。一组供测量仪表、同期和继电保护保护使用。参数选择：电压互感器应按下表所列技术条件选择附件表5-3项目参数技术条件正常工作条件一次回路电压、二次电压、二次负荷、准确度

58、等级、机械荷载承受过电压能力绝缘水平、泄露比距型式选择：620KV配电装置一般采用油浸绝缘结构。当需要零序电压时，一般采用三相五柱电压互感器。35100KV配电装置一般采用油浸绝缘结构电磁式电压互感器。由于本设计只涉及10110KV，故110KV以上的选择不在这里赘述。由于电压互感器是与电路并联联接的，当系统发生短路时，互感器本身两侧装有断路器,并不受短路电流的作用，因此不需校验动稳定与热稳定。电流、电压互感器选择与校验附件表5-4设备名选择校验电压电流热稳定动稳定电流互感器U1网UNI1网IgmaxW2N/25Z2（krI1N）2tIZ2tjx电压互感器1.1UNU1网0.9UNW2NW2-

59、式中, kr电流互感器热稳定倍数；kdw电流互感器动稳定倍数；W2N、W2分别为互感器二次侧每相额定容量和每相负荷（仪器、仪表）容量；Z2互感器二次侧每相负荷（仪器、仪表）阻抗；UN工作点线路额定电压。2、电流互感器凡装有断路器的回路均应装设电流互感器。电流互感器应按下列原则配置。1） 每条支路的电源均应装设足够数量的电流互感器，供该支路测量、保护使用。2） 变压器出线配置一组电流互感器供变压器差动使用，相数、变比、接线方式与变压器的要求相符合。3） 动保护的元件，应在元件各端口配置电流互感器，各端口属于同一电压级时，互感器变比应相同，接线方式相同。补充：配置的电流互感器应满足下列要求：一般应

60、将保护与测量用的电流互感器分开；尽可能将电能计量仪表互感器与一般测量用互感器分开，前者必须使用0.5级互感器，并应使正常工作电流在电流互感器额定电流的左右；保护用互感器的安装位置应尽量扩大保护范围，尽量消除主保护的不保护区；大接地电流系统一般三相配置以反映单相接地故。3、参数选择电流互感器一般按下表所列技术条件选择附件表5-5项目参数技术条件正常工作条件一次回路电压、一次回路电流、二次回路电流、二次侧负荷、暂态特性、准确度等级、机械荷载等短路稳定性动稳定倍数、热稳定倍数承受过电压能力绝缘水平、泄露比距4、型式选择：35KV以下屋内配电装置的电流互感器，一般采用瓷绝缘结构或树脂浇注绝缘结构。一般常用型式为： 低压配电屏和配电设备中