220kv变电站设计 毕业论文

'引言随着经济的腾飞，电力系统的发展和负荷的增长，电力网容量的增大，电压等级和综合自动化水平也不断提高，科学技术突飞猛进，新技术、新电力设备日新月异，该地原有变电所设备陈旧，占地较大，自动化程度不高，为满足该地区经济的持续发展和人民生活的需要，电网正在进行大规模的改造，对变电所的设计提出了更高、更新的要求。建设新的变电所，采用先进的设备，使其与世界先进变电所接轨，这对提高电力网的供电可靠性，降低线路损耗，改善电能质量，增加电力企业的经济效益有很大的现实意义。1、绪论由于经济社会和现代科学技术的发展，电力网容量的增大，电压等级的提高，综合自动化水平的需求，使变电所设计问题变得越来越复杂。除了常规变电所之外，还出现了微机变电所、综合自动化变电所和无人值班变电所等。目前，随着我国城乡电网建设与改革工作的开展，对变电所设计也提出了更高、更新的要求。1.1我国变电所发展现状变电技术的发展与电网的发展和设备的制造水平密切相关。近年来，为了满足经济快速增长对电力的需求，我国电力工业也在高速发展，电网规模不断扩大。目前我国建成的500kV变电所有近200座，220kV变电所有几千座；500kV电网已成为主要的输电网络，大经济区之间实现了联网，最终将实现全国联网。电气设备的制造水平也在不断提高，产品的性能和质量都有了较大的改进。除空气绝缘的高压电气设备外，GIS、组合化、智能化、数字化的高压配电装置也有了新的发展；计算机监控微机保护已经在电力系统中全面推广采用；代表现代输变电技术最高水平的750kV直流输电，500kV交流可控串联补偿也已经投入商业运行。我国电网供电的可靠性近年来也有了较大的提高，在发达国家连续发生严重的电网事故的同时，我国电网的运行比较稳定，保证了经济的高速发展。1.2变电所未来发展需要解决的问题第69页，共69页 在未来，随着经济的增长，变电技术还将有新的发展，同时也给电力工程技术人员提出了一些需要解决的问题，例如：高压、大容量变电所深入负荷中心进入市区所带来的如何减少变电所占地问题、环境兼容问题；电网联系越来越紧密，如何解决在事故时快速切除隔离故障点，保证电力系统安全稳定问题；系统短路电流水平不断提高，如何限制短路电流问题；在保证供电可靠性的前提下，如何恰当的选择主接线和电气设备、降低工程造价问题等。1.3地区变电所的未来发展变电所实现无人值班是一项涉及面广、技术含量高、要求技术和管理工作相互配套的系统工程。它包括：电网一、二次部分、变电所装备水平、通信通道建设、调度自动化系统的建立以及无人值班变电所的运行管理工作等。所以要实现变电所的无人值班，必须满足一定的条件，主要有以下几个方面：⑴变电所的基础设施要符合要求。如：主接线力求简单，运行方式改变易实现，变压器要具有调压能力（可以是有载调压变压器或由调压器与无载调压变压器相配合来实现调压），主开断设备要具有较高的健康水平，操作机构要能满足远方拉合要求等。另外，所内还要具备一定的基础自动化水平，用以完成对一些辅助性设备实现控制（如主变风扇的开停、电容器的投切等），以减轻调度端的工作量。⑵调度自动化系统在达到部颁发的《县级电网电力调度自动化规范》中所要求的功能的基础上，通过扩展“遥控”、“遥调”，实现“四遥”功能，达到实用化要求。同时还要满足RTU功能先进、通道畅通可靠等条件。⑶企业要有一支高素质的人才队伍。这既是变电所实现无人值班建设的需要，更是变电所无人值班建成后运行和管理的需要，也是变电所能否真正实现无人化运行，发挥出应有效益的要求。⑷对企业必须产生明显的效益。因为变电所要实现无人值班，无论是设备升级，还是上自动化系统，需要有大量的资金投入。对企业来说，要搞无人值班变电所，首先要作好投入产出评价。一般来说，当运行的无人值班变电所低于3～4座时，总体经济效益是不明显的。这主要是因为一方面县调自动化功能由于覆盖率低而得不到充分发挥；另一方面企业又要为无人值班变电所的运行、操作和管理工作配备一支队伍，而从变电所减下来的人员由于数量少，达不到减人增效的目的。所以说，要搞无人值班变电所，就必须要形成规模。实践证明：一个县级供电部门，在无人值班变电所数量达到50%以上时，才可能受到良好的经济效益。第69页，共69页 实现无人值班的几点意见：⑴坚持积极稳妥的建设原则，要统筹规划，作好可行性论证，因地制宜，量力而行，以点带面，逐步展开。目前国家在无人值班变电所设计、建设到管理等方面还没有制定出一个统一的技术导则或运行管理办法，各供电部门只能边干，边摸索，边总结，为国家形成相应的文件提供参考依据。⑵要防止“为无人而无人”的观念。在县级电网的规划建设时，建议在非枢纽所和用户所可先行实现无人值班，而对电网影响大的枢纽所可考虑上综合自动化系统。⑶要坚持新建与改造并重的原则。对于新建变电所，有条件、有实力的县局可以按照原电力部提出的小型化远景模式方案，一次到位实现变电所无人值班；对于条件尚不成熟的县局，可通过对变电所进行改造这条途径，先从设备改造入手，提高基础自动化水平，分步骤实施，最终达到无人值班的要求。2、电气主接线2.1电气主接线的设计原则和要求变电所电气主接线是指变电所的变压器、输电线路怎样与电力系统相连接，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中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⑴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事决定主接线的主要因素。变电所不管是枢纽变电所、地区变电所、终端变电所、企业变电所还是分支变电所，由于它们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。⑵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电源和出线回数。⑶考虑负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响。第69页，共69页 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。⑷考虑主变压器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，其对主接线的可靠性、灵活性的要求也高。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。⑸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。电气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我国原能源部关于《220～500kV变电所设计技术规程》SDJ2—88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。并应综合考虑供电可靠、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。主接线应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。⑴可靠性所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电。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经过优选，现今采用主接线的类型并不多。主接线的可靠性是它的各组成元件，包括一、二次部分在运行中可靠性的综合。因此，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。同时可靠性不是绝对的，而是相对的。一种主接线可靠性的标志：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。⑵灵活性主接线的灵活性有以下几方面要求：第69页，共69页 ①调度要求。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、检修方式下以及特殊运行方式下的调度要求。②检修要求。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扩建要求。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。⑶经济性经济性主要是投资省、占地面积小、能量损失小。2.2主接线方案比较及确定根据对原始资料的分析，现将各电压等级可能采用的较佳方案列出。进而，以优化组合的方式，组成最佳可比方案。表2.1方案拟定表电压等级方案Ⅰ方案Ⅱ220kV双母线接线双母带旁路接线110kV双母线接线双母带旁路接线10kV单母线接线单母分段接线2.2.1220kV和110kV主接线方案确定⑴方案Ⅰ：图2.1双母线接线①线路故障断路器拒动或母线故障只停一条母线及所连接的元件，将非永久性故障元件切换到无故障母线，可迅速恢复供电。②第69页，共69页 检修任一元件的母线隔离开关，只停该元件和一条母线，其他元件切换到另一母线，不影响其他元件供电。③可在任何元件不停电的情况下轮流检修母线，只需将要检修的母线上的全部元件切换到另一母线即可。④断路器检修可加临时跨条，将被检修断路器旁路，用母联断路器代替被检修断路器，减少停电时间。⑤运行和调度灵活，根据系统运行的需要，各元件可灵活地连接到任一母线上，实现系统的合理接线。⑥扩建方便，一般情况下，双母线接线配电装置在一期工程中就将母线构架一次建成，近期扩建间隔的母线也安装好，在扩建新元件施工时，对原有元件没有影响。⑵方案Ⅱ：图2.2双母带旁路接线加旁路母线虽然解决了断路器和保护装置检修不停电的问题，但是旁路母线也带来了如下的负面影响：①旁路母线、旁路断路器及在各回路的旁路隔离开关，增加了配电装置的设备，增加了土地，也增加了工程投资。②旁路断路器代替各回路断路器的倒闸操作复杂，容易产生误操作，酿成事故。③保护及二次回路接线复杂。④用旁路代替各回路断路器的倒闸操作，需要人来完成，因此带旁路母线的接线不利于实现变电所的无人值班。第69页，共69页 近年来，系统地发展，系统接线可靠性的提高，新技术、新设备的采用，使得采用旁路母线的环境发生了较大的变化，主要有以下几个方面：⑴由于设备制造水平的提高，高质量的断路器不断出现，例如现在广泛采用的SF6断路器、真空断路器，运行可靠性大幅度提高。连续不检修运行的时间不断增长，SF6断路器制造厂可保证20年不检修。即使有时因操作机构故障需要停电检修，检修的时间也很短。近年来弹簧机构、液压弹簧机构等高可靠性的断路器操作机构也不断涌现。因此，断路器本身需要检修的几率不断减少，而每次检修的时间又非常短，旁路母线使用的几率也在逐年下降。⑵由于继电保护装置的微机化，维护工作大量减少，需要停电维护的几率很小。特别是双重化配置的保护，可以一套保护运行，另一套保护停用更换插件，不需要旁路保护代替。⑶220kV及以下新设计的变电站，一般都按无人值班方式设计。旁路母线给无人值班带来不便。鉴于上述情况，旁路母线的作用已经逐年渐弱了。作为电气主接线的一个重要方案带旁路母线的接线已经完成了它的历史作用，现在已经成为了一种过时的接线方式。新建工程基本上不再采用带旁路母线的接线方式。故而220kV和110kV主接线均采用方案Ⅰ双母线接线。2.2.210kV主接线方案确定⑴方案Ⅰ单母线接线如图2.3。图2.3单母线接线⑵方案Ⅱ单母线分段接线如图2.4。第69页，共69页 图2.4单母线分段接线⑶10kV主接线两种接线方式比较见表2.2表2.210kV主接线方案比较表方案项目方案Ⅰ方案Ⅱ可靠性可靠性低，无论检修母线或设备故障、检修都将造成整个配电装置停电。可靠性相对较高，当一段母线发生故障或当任一连接元件故障，断路器拒动时，继电保护动作断开分段断路器，将故障限制在故障母线范围内，非故障母线继续运行，整个配电装置不会全停，也能保证对重要用户的供电。灵活性接线简单，清晰，操作方便，扩建容易。接线简单，清晰，操作方便，扩建容易经济性相对投资少、设备数量少，年费用低。投资相对较高、设备数量稍多。通过对两种方案的综合分析，方案Ⅱ在可靠性及灵活性方面占优势，方案Ⅰ在经济性方面稍占优势。由于考虑到该电厂需要的可靠性，方案Ⅱ可以满足其供电需要，故最终方案选用方案Ⅱ单母线分段接线。2.2.2所用电主接线方案确定所用低压母线主要为所用电提供电源，其接线方式为单母分段接线，如图2.5所示。第69页，共69页 图2.5所用电接线方式2.3中性点运行方式2.3.1中性点非直接接地⑴中性点不接地中性点不接地方式最简单，单相接地时允许带故障运行两小时，供电连续性好，接地电流仅为线路及设备的电容电流。但由于过电压水平高，要求有较高的绝缘水平，不宜用于110kV及以上电网。在6-63kV电网中，则采用中性点不接地方式，但电容电流不能超过允许值，否则接地电弧不易自熄，易产生较高弧光间歇接地过电压，波及整个电网。⑵中性点经消弧线圈接地当接地电容电流超过允许值时，可采用消弧线圈补偿电容电流，保证接地电弧瞬间熄灭，以消除弧光间歇接地过电压。⑶中性点经高阻抗接地当接地电容电流超过允许值时，也可采用中性点经高阻抗接地方式。一般用于大型发电机中性点。2.3.2中性点直接接地直接接地方式的单相短路电流很大，线路或设备须立即切除，增加了断路器负担，降低供电连续性。但由于过电压较低，绝缘水平可下降，减少了设备造价，特别是在高压，超高压电网，经济效益显著。所以适用于110kV及以上电网中。此外，在雷电活动较强的山岳丘陵地区，结构简单的110kV电网，如采用直接接地方式不能满足安全供电要求和对联网影响不大时，可采用中性点经消弧线圈接地方式。第69页，共69页 2.3.3各级电压中性点运行方式⑴220kV及110kV均采用中性点直接接地。⑵10kV采用中性点不接地。3、变电所变压器的选择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，避免一台主变压器故障或检修时影响供电，变电所一般装设两台主变压器，但一般不超过两台变压器。当只有一个电源或变电所的一级负荷另有备用电源保证供电时，可装设一台主变压器。对于大型超高压枢纽变电所，装设两台大型变压器，当一台发生故障时，要切断大量负荷是很困难的。因此，对大型枢纽变电所，根据工程具体情况，应该安装2～4台主变压器。这种装设方法可以提高变电所的供电可靠性，变压器的单台容量以及安装的总容量皆可有所节约，且可根据负荷的实际增长的进程，分期逐台装设变压器，而不致积压资金。当变电所装设两台及以上的主变时，每台容量的选择应按照其中任一台停运时，其余变压器容量至少能保证所供的一级负荷或变电所全部负荷的60%～80%。通常一次变电所采用80%，二次变电所采用60%。3.1.2主变压器型式的选用⑴变电所的主变压器一般采用三相变压器，如因制造和运输条件限制，在220kV的枢纽变电所中，一般采用单相变压器组。当装设一组单相变压器时，应考虑装设备用相。当主变压器超过一组，且各组容量满足全所负荷的75%要求时，可不装设备用相。⑵变电所中的主变压器在系统有调压要求时，一般采用有载调压变压器。有载调压变压器可以带负荷调压，有利于变压器的经济运行。因此，在新设计的变电所中，大都采用这种型式的变压器。⑶与两个中性点直接接地系统连接的变压器，除低压负荷较大或高中压间潮流不定情况外，一般采用自耦变压器，但仍需技术经济比较。⑷三绕组变压器的选择第69页，共69页 具有三种电压的变电所，例如220、110、35/10kV，一般采用三绕组变压器。关于三绕组主变压器的阻抗和分接头的选择，现说明如下：1）三绕组变压器的最大阻抗放在高、中侧还是高、低侧以及中低侧，其短路容量对高压系统稳定、继电保护、供电的电压水平以及电压的调整都有很大的影响，必须全面综合的考虑这些因素。2）三绕组变压器在制造上有两种基本组合方式：①升压结构。这种结构绕组的排列为铁芯—中压—低压—高压绕组，故高、中压间阻抗最大。②降压结构。其绕组排列为铁芯—低压—中压—高压绕组，故高、中压间阻抗最大。3）双绕组和三绕组变压器的变比和分接头可按制造标准选择，即变压器低压侧的线间电压为受电设备额定电压的105%，高、中压侧则为110%，并带有±2×2.5%的分接头。若正常运行时，高、低压同时向中压供电，则高压绕组的端电压应为受电设备额定电压的100%，分接头可根据要求选用±2×2.5%、-1×2.5%、-3×2.5%或-4×2.5%。3.1.3主变压器容量的选择⑴为了正确的选出变压器额定容量，要绘制变电所的年及日负荷曲线，并从该曲线得出变电所的年及日最高负荷和平均负荷。⑵主变容量的确定应根据电力系统5～10年的发展规划进行选择，因此，为了确定合理的变压器容量，必须尽可能把5～10年负荷发展规划做得正确，这是最根本⑶变压器的最大负荷按下式确定为PM≥K0∑P式中PM——变电所最大负荷；K0——负荷同时系数；∑P——按负荷等级统计的综合用电负荷。⑷如果变压器容量按条件Se≥∑PM第69页，共69页 选出，那么，当曲线的尖峰负荷只占很短时间（0.5～1h）时，则变压器长时间工作在欠载状态下，从而增大了变压器的安装容量。在多数情况下，把变压器的额定容量选择到接近于较长运行时间的最大负荷较为有利，同时考虑充分利用变压器在正常情况下的过负荷能力。变压器的过负荷能力，取决于昼夜负荷曲线的负荷系数，以及昼夜和年温度变化特点，并取决于变压器的冷却方式。⑸从年度损失和投资方面来讲，变压器过负荷运行小时数越大则越经济。原苏联在选择单台变电所的额定容量时，计及变压器允许的经常性过负荷。根据对多数终端，分支和企业变电所的统计，表明变压器容量Se=（0.75～0.8）PM选择较为合理。此时，以变压器的正常过负荷能力来承担变压器所遭受的短时高峰负荷（连续运行时间不宜超过1h），过负荷以不缩短变压器的寿命为限。因为变压器为具有高可靠性和低事故的元件，可允许在网络故障状态下有较大的过负荷，其寿命并不怎么缩短。⑹对两台变压器的变电所，变压器的额定容量可按下式确定为Se=0.8PM即按80%的全部负荷选择，因此变电所的总安装容量为∑Se=2×0.8PM=1.6PM当一台变压器停运时，可保证对80%负荷的供电，考虑变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证98%负荷供电。若取Se=0.6PM，则当一台变压器停运时，可保证对60%的负荷供电，考虑变压器的过负荷能力为40%，则可保证84%负荷的供电。由于一般变电所中，大约有25%的非重要负荷，在事故状态下可以切除，因此，采用Se=0.6PM，对变电所保证重要负荷来说明是可行的。⑺提高供电可靠性，在1989年我国原能源部所颁发的SDJ2—88标准中，规定当一台主变停运时，其余主变容量应保证该所全部负荷的80%，这样，再将变压器的过负荷能力考虑进去，大致可以满足全部负荷的需要。3.1.4主变压器容量的计算110kV和10kV负荷的同时系数都为0.9；110kV与10kV负荷同时系数为0.9，故有：110KV电压等级侧全部负荷：Smax=（ΣPmax/COSθ）×0.9=[（40+27+23+14）/0.9+38/0.85]×0.9=160.262×0.9=144.236MV·A10KV电压等级侧全部负荷：第69页，共69页 Smax=（ΣPmax/COSθ）×0.9=[（3+3+2.5+3+2.5+5+2.5）/0.85+（3+3+3+3）/0.9]×0.9=（25.294+13.333）×0.9=38.627×0.9=34.764MV·A110kV和10kV的总共负荷为:S=(144.236+34.764)×0.9=161.1MV·A考虑负荷同时系数，主变压器承担总负荷：SΣ=（144.236+34.764）×0.9+0.11195=161.21MV·A一台主变停运（检修）时，主变要满足的容量：S=SΣ=161.21×0.8=128.968MV·A最大方式下运行且留裕10%后的容量：S=（SΣ/2）×（1+10%）=（161.21/2）×110%=86.67MV·A经过计算和分析可确定主变压器的容量要为最接近130MV·A，即选SFPS7-150000/220TH型变压器。3.2所用变压器的选择3.2.1所用变压器主要参数选择⑴绕组接线。常用的绕组接线有Yyn和Dyn接线两种。Yyn接线在低压侧单相接地时，因变压器零序阻抗大，而高压侧零序电流小，所以无法实现过电流保护。Dyn接线变压器，因三角形绕组有零序电流通路，零序阻抗较小，与正序阻抗接近。低压侧单相接线短路时，高压侧也有短路电流（正序、负序），容易实现过电流保护。三角形绕组也是三倍次谐波电路的通路，有利于改善负荷侧电压波形畸变。低压侧中性点浮动位移也小，低压侧电压也比较稳定。因此，无特殊要求的情况下，所用变压器应优先选用Dyn接线变压器。⑵变压器阻抗的选择。所用变压器的阻抗的大小直接影响低压侧短路电流的大小，母线电压波动和电动机的启动条件。220～500kV变电所，380/220V系统一般没有大型电动机，电压波动如超过5%可采用带负荷调压变压器，因此所用变压器阻抗的选择主要考虑限制低压侧短路电路的水平。⑶第69页，共69页 所用变压器的额定电压选择。在220kV变电所，当所用变压器接于10kV配电装置主母线时，主母线与10kV配电网相连，通过主变压器调压分接开关和投切电容器组来调整10kV母线电压，其波动范围在10kV配电网允许的范围内，一般不超过5％。因此，这类所用变压器的额定电压按主变压器低压侧的额定电压选择，其电压变化范围可按一般配电变压器的情况来考虑。3.2.2所用变压器容量的计算在选择所用变压器容量时，首先要进行所用变压器的负荷统计。所用变压器的负荷可按动力负荷，加热负荷，照明负荷换算法按下式计算所用变压器的负荷：式中——所用变压器的计算容量，kV·A；——动力负荷换算系数，一般取0.8～0.85；——总动力负荷，kW；——总加热负荷，kW；——总照明负荷，kW。对于变电所电动机的计算功率P，应根据负荷的运行方式及特点确定。⑴对经常、连续运行的设备和连续而不经常运行的设备，即连续运行的电动机均应全部计入，按下式计算式中的——电动机额定功率，kW。⑵对经常短时及经常断续运行的电动机应按下式计算⑶对不经常短时及不经常断续运行的设备，一般可不予计算故有S=Σs=（0.15×2×66+20×1+14×1+1.4×1+1.7×1+1.7×1+22×2×0.5+1.7×1）×0.85+（1×1+1×1）+（20×1+20×1）=82.3×0.85+2+40=111.955kV·A第69页，共69页 通过计算，本变电所所用变压器选用型号为59-125/10型变压器，其主要参数见表3.1。表3.1变压器参数表变压器型号额定容量联结组别短路阻抗#1主变SFPSZ7-150000/220TH150/150/75(MVA)YNyn0d11V3-1%23.94V1-2%13.83V2-3%7.74#2主变SFPSZ7-150000/220TH150/150/75(MVA)YNyn0d11V3-1%23.94V1-2%13.83V2-3%7.74所用变59-125/10125kVAYyn04、短路电流计算电力系统的电气设备在其运行中都必须考虑到可能发生的各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是发生各种型式的短路，因为它们会破坏用户的正常供电和电气设备的正常运行。短路是电力系统的严重故障，所谓短路，是指一切不正常的相与相之间或相与地（对于中性点接地系统）发生通路的情况。在三相系统中，可能发生的短路有：三相短路，两相短路，两相接地短路和单相接地短路。其中，三相短路是对称短路，系统各相与正常运行时一样仍处于对称状态，其他类型的短路都是不对称短路。电力系统的运行经验表明，在各种类型的短路中，单相短路占大多数，两相短路较少，三相短路的机会最少。但三相短路虽然很少发生，其情况较严重，应给以足够的重视。因此，我们都采用三相短路来计算短路电流，并检验电气设备的稳定性。4.1短路计算的目的及假设4.1.1短路电流计算目的⑴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，均需进行必要的短路电流计算。⑵在选择电气设备时，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。第69页，共69页 ⑶在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件检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按接地装置的设计，也需用短路电流。4.1.2短路电流计算的一般规定⑴验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流，应按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（一般为本期工程建成后5～10年）。确定短路电流计算时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按只在切换过程中可能并列运行的接线方式。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选择导体和电器时，对不带电抗器回路的计算短路点时，应按选择在正常接线方式时短路电流为最大的地点。⑷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。4.1.3短路计算基本假设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角相同；⑶电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小而发生变化；⑷不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；⑸元件的电阻略去，输电线路的电容略去不计，及不计负荷的影响。4.1.4短路电流计算基准值高压短路电流计算一般只计算各元件的电抗，采用标幺值进行计算，为了计算方便选取如下基准值：基准容量：Sb=1000MV·A基准电压：Ub=Uav(kV)10.51152304.2短路电流计算的步骤⑴计算各元件电抗标幺值，并折算到同一基准容量下；第69页，共69页 ⑵给系统制订等值网络图；⑶选择短路点；⑷对网络进行化简，计算出计算电抗，通过查计算曲线来求出短路电流的标幺值，其中计算曲线只作到xjs=3.45为止，当xjs≥3.45时可以近似地认为短路周期电流的幅值已不随时间而变，直接按下式计算即可⑸列出短路电流计算并得出结果。4.2.1各元件电抗标幺值⑴各电厂电抗标幺值A厂：B厂：C厂：D厂：⑵主变各绕组的等值电抗标幺值⑶各线路等值电抗标幺值(取架空输电线路单位电抗为XL=0.4Ω/km)第69页，共69页 4.2.2总的短路等值电路图图4.1短路等值电路总图4.2.3220kV母线短路点d1的短路电流计算⑴220kV母线短路等值电路图如图4.2和4.3。第69页，共69页 图4.2220kV母线短路等值电路图1图4.3220kV母线短路等值电路图2⑵各电厂对短路点d1的转移电抗值⑶将A、B两厂合并，求其对短路点d1的转移电抗值第69页，共69页 ⑷将C、D两厂合并，求其对短路点d1的转移电抗值⑸将A、B、C、D四厂合并，求其对短路点d1的转移电抗值⑹四厂合并后对短路点d1的计算电抗为⑺通过查计算曲线得0～4s内不同时间短路电流标幺值，然后求其有名值表4.1短路点d1的短路电流表时间(s)00.511.5234标幺值0.4090.4090.4100.4100.4100.4100.410有名值（kA）6.7766.7766.7936.7936.7936.7936.7934.2.4110kV母线短路点d2的短路电流计算⑴等值电路图如图4.4和图4.5。图4.4110kV母线短路等值电路图1图4.5110kV母线短路等值电路图2⑵全部电厂对短路点d2的转移电抗值及计算电抗值第69页，共69页 转移电抗：计算电抗：⑶通过查计算曲线得到0～4s内不同时间短路电流标幺值，然后求其有名值表4.2短路点d2的短路电流表时间(s)00.511.5234标幺值0.180.180.180.180.180.180.18有名值（kA）5.9645.9645.9645.9645.9645.9645.9644.2.510kV母线短路点d3的短路电流计算（未装设电抗器之时）⑴等值电路图如图4.6和图4.7。图4.610kV母线短路等值电路图1图4.710kV母线短路等值电路图2⑵全部电厂对短路点d2的转移电抗值及计算电抗值转移电抗：计算电抗：⑶第69页，共69页 通过查计算曲线得到0～4s内不同时间短路电流标幺值，然后求其有名值短路电流标幺值计算公式：有名值计算公式：表4.3短路点d3的短路电流表时间(s)00.511.5234标幺值0.1030.1030.1030.1030.1030.1030.103有名值（kA）37.3837.3837.3837.3837.3837.3837.385、电气设备与母线的选择5.1概述导体和电气设备的选择是变电所设计的主要内容之一，正确地选择设备是使电气主接线和配电装置达到安全、经济的重要条件。在进行设备选择时，应根据工程的实际情况，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。电气设备的选择同时必须执行国家的有关技术经济政策，并应做到技术先进、经济合理、安全可靠、运行方便和适当的留有发展余地，以满足电力系统安全经济运行的需要。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热稳定和动稳定后选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下都能保持正常运行。5.1.1电气设备选择的一般规则⑴应能满足正常运行、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品种；⑹第69页，共69页 选用新产品均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。在特殊情况下，选用未经正式鉴定的新产品时，应经过上级批准。5.1.2电气选择的条件　　正确的选择电器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。在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全可靠的前提下，积极而稳妥的采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电器。尽管电力系统中各种电器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一致的。电器要能可靠的工作，必须按正常条件下进行选择，并按短路状态来校验热稳定和动稳定。⑴按正常工作条件选择电气设备①额定电压和最高工作电压所选用的电器允许最高工作电压不得低于所接电网的最高运行电压，即Ualm≥Usm一般电器允许的最高工作电压：当额定电压在220kV及以下时为1.15UN；额定电压是330～500kV时是1.1UN。而实际电网的最高运行电压Usm一般不会超过电网额定电压的1.1UNs，因此在选择电器时，一般可按电器额定电压UN不低于装置地点电网额定电压UNS的条件选择,即UN≥UNs②额定电流电器的额定电流IN是指在额定周围环境温度θ0下，电器的长期允许电流。IN不应该小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流Imax，即IN≥Imax由于发电机、调相机和变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故其相应回路的Imax为发电机、调相机或变压器的额定电流的1.05倍；若变压器有过负荷运行可能时，Imax应按过负荷确定；母联断路器回路一般可取母线上最大一台发电机或变压器的Imax；母线分段电抗器的Imax应为母线上最大一台发电机跳闸时，保证该段母线负荷所需的电流，或最大一台发电机额定电流的50%～80%；出线回路的Imax除考虑正常负荷电流外，还应考虑事故时由其他回路转移过来的负荷。此外，还与电器的装置地点、使用条件、检修和运行等要求，对电器进行种类和形式的选择。第69页，共69页 ③按当地环境条件校核在选择电器时，还应考虑电器安装地点的环境（尤须注意小环境）条件，当气温，风速，温度，污秽等级，海拔高度，地震列度和覆冰厚度等环境条件超过一般电器使用条件时，应采取措施。我国目前生产的电器使用的额定环境温度θ0＝＋40℃，如周围环境温度高于＋40℃（但≤＋60℃）时，其允许电流一般可按每增高1℃，额定电流减少1.8％进行修正，当环境温度低于＋40℃时，环境温度每降低1℃，额定电流可增加0.5％，但其最大电流不得超过额定电流的20%。⑵按短路状态校验①短路热稳定校验短路电流通过电器时，电器各部分的温度应不超过允许值。满足热稳定的条件为：It2t≥Qk；式中Qk—短路电流产生的热效应It、t—电器允许通过的热稳定电流和时间。②电动力稳定校验电动力稳定是电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定条件为：Ies≥Ish；式中Ish—短路冲击电流有效值；Ies—电器允许的动稳定电流的有效值；5.210kV电压等级电抗器的选择⑴额定电压和额定电流的选择⑵电抗百分数的选择①按将短路电流限制到一定数值的要求来选择。设要求将电抗器后的短路电流限制到。以额定参数下的百分电抗表示，则应选择电抗器的百分电抗为第69页，共69页 式中——基准电压；——基准电流；；——电源至电抗器前的系统电抗标幺值；。曾选用4%的电抗，但校验中不符合要求，现该选XKGKL—10—2000—6型电抗器，其中。图5.1加电抗器后10kV侧的等值电路图②正常运行时电压损失校验。普通电抗器在运行时，电抗器的≤5%，考虑到电抗器电阻很小，且主要是由电流的无功分量产生，故电压损失为:③母线残压校验。当线路电抗器后短路时，母线残压应不低于电网电压额定值的60%～70%，即～70%）第69页，共69页 其中装设电抗器后，系统对短路点d3的转移阻抗为：，从而计算电抗为，短路电流标幺值为：，短路电流有名值为：。5.3高压断路器和隔离开关的选择5.3.1断路器的选择变电所中，高压断路器是重要的电气设备之一，它具有完善的灭弧性能，正常运行时，用来接通和开断负荷电流，在变电所电气主接线中，还担任改变主接线的运行方式的任务，故障时，断路器通常以继电保护的方式配合使用，断开短路电流，切除故障线路，保证非故障线路的正常供电及系统的稳定性。高压断路器应根据断路器安装地点，环境和使用技术条件等要求选择其种类及型式，由于真空断路器、SF6断路器比少油断路器，可靠性更好，维护工作量更少，灭弧性能更高，目前得到普遍推广，故35kV～220kV一般采用SF6断路器。10kV采用少油断路器。⑴220kV电压等级断路器的选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=220kV；②额定电流IN=2kA；其中；故有：IN≥Imax。2）开断电流的选择高压断路器的额定开断电流INbr不应小于实际开断瞬间的短路电流周期分量IPt,为了简化计算可应用此暂态电流I"进行选择,即INbr≥I"。INbr=40kA≥I"=6.776kA3）短路关合电流的选择第69页，共69页 为了保证断路器在关合短路时的安全，断路器的额定关合电流INcl不应小于短路电流最大冲击值Ish，即INcl≥Ish；INcl=100kA≥Ish=kimI"=6.776KA××1.85=17.725kA4）热稳定校验It2t≥Qk；取Tk(短路切除时间)=4s；Qk=(+10I22+I42)×Tk/12=（6.7762+10×6.7932+6.7932）×4/12=184.503(kA)2·sIt2t=402×4=6400(kA)2·s5）动稳定校验ies=100kA≥ish=17.725kA⑵110kV电压等级断路器的选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=110kV；②额定电流IN=3kA；其中；故有：IN≥Imax。2）开断电流的选择高压断路器的额定开断电流INbr不应小于实际开断瞬间的短路电流周期分量IPt,为了简化计算可应用此暂态电流I"进行选择,即INbr≥I"。INbr=40kA≥I"=5.964kA3）短路关合电流的选择为了保证断路器在关合短路时的安全，断路器的额定关合电流INcl不应小于短路电流最大冲击值Ish，即INcl≥Ish；INcl=100kA≥Ish=kimI"=5.964kA××1.85=15.601kA4）热稳定校验It2t≥Qk；取tk(短路切除时间)=4s；Qk=(+10I22+I42)×Tk/12=(5.9642+10×5.9642+5.9642)×4/12=142.277(kA)2·sIt2t=402×4=6400(kA)2·s第69页，共69页 5）动稳定校验ies=100kA≥ish=15.601kA⑶10kV电压等级断路器的选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=10kV；②额定电流IN=3kA；其中；故有：IN≥Imax。2）开断电流的选择高压断路器的额定开断电流INbr不应小于实际开断瞬间的短路电流周期分量IPt,为了简化计算可应用此暂态电流I"进行选择,即INbr≥I"。INbr=31.5kA≥I"=24.315kA3）短路关合电流的选择为了保证断路器在关合短路时的安全，断路器的额定关合电流INcl不应小于短路电流最大冲击值Ish，即INcl≥Ish；INcl=80kA≥Ish=kimI"=24.315kA××1.85=63.606kA4）热稳定校验It2t≥Qk；取tk(短路切除时间)=4s；Qk=(+10I22+I42)×Tk/12=(24.3152+10×24.3152+24.3152)×4/12=2364.877(kA)2·sIt2t=31.52×4=3967(kA)2·s5）动稳定校验ies=80kA≥ish=63.606kA5.3.2隔离开关的选择隔离开关配制在主接线上时，保证了线路或设备检修时形成明显的断口，与带电部分隔离，由于隔离开关没有灭弧装置及开断能力低，所以操作隔离开关时，必须遵守倒闸操作顺序。送电时首先合上母线隔离开关，其次合上线路侧隔离开关，最后合上断路器，停电则与上述相反。隔离开关的配置：①断路器的两侧均应配置隔离开关，以便在断路器检修时形成明显的断口，与电源侧隔离；②第69页，共69页 中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；③接在母线上的避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关，为了保证电器和母线的检修安全，每段母线上宜装设1—2组接地刀闸或接地器。63kV及以上断路器两侧的隔离开关和线路的隔离开关，宜装设接地刀闸。应尽量选用一侧或两侧带接地刀闸的隔离开关；④按在变压器引出线或中性点上的避雷器可不装设隔离开关；⑤当馈电线的用户侧设有电源时，断路器通往用户的那一侧，可以不装设隔离开关，但如果费用不大，为了防止雷电产生的过电压，也可以装设。⑴220kV电压等隔离开关选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=220kV；②额定电流IN=1.6kA；其中；故有：IN≥Imax。2）热稳定校验It2t≥Qk，取tk(短路切除时间)=3sQk=(+10I1.52+I32)×Tk/12=(6.7762+10×6.7932+6.7932)×3/12=138.377(kA)2·sIt2t=402×3=4800(kA)2·s3）动稳定校验ies=100kA≥ish=kimI"=6.776kA××1.85=17.725kA⑵110kV电压等级隔离开关选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=110kV；②额定电流IN=1.6kA；其中；故有：IN≥Imax。2）热稳定校验It2t≥Qk，取tk(短路切除时间)=3s；Qk=(+10I1.52+I32)×Tk/12=(5.9642+10×5.9642+5.9642)×3/12=106.708(kA)2·sIt2t=402×3=4800(kA)2·s第69页，共69页 3）动稳定校验ies=100kA≥ish=kimI"=5.964kA××1.85=15.601kA⑶10kV电压等级隔离开关的选择1）额定电压和电流选择①额定电压UN=10kV；②额定电流IN=3.15kA；其中；故有：IN≥Imax。2）热稳定校验It2t≥Qk，取tk(短路切除时间)=4s；Qk=(+10I22+I42)×Tk/12=(24.3152+10×24.3152+24.3152)×4/12=2364.877(kA)2·sIt2t=502×4=10000(kA)2·s3）动稳定校验ies=125kA≥ish=kimI"=24.315kA××1.85=63.606kA表5.1断路器、隔离开关选择的结果表器件电压等级(kV)型号额定电压(kV)最高电压(kV)额定短路开断电流（kA）额定关合电流（kA）额定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)4S热稳定电流(kA)断路器220LW12-2202202524010031.510030110LW11-110(P)110126401001.61004010SN10-101011.531.58038031.5隔离开关220GW6-220G2202521.610040110GW6-110G1101261.61004010GN25-10/31501011.53.15125505.4互感器的选择互感器包括电压互感器和电流互感器，是一次系统和二次系统间的联络元件，用以分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，正确反映电气设备的正常运行和故障情况，其作用是：第69页，共69页 ⑴将一次回路的高电压和电流变为二次回路标准的低电压和小电流，使测量仪表和保护装置标准化、小型化，并使其结构轻巧、价格便宜，便于屏内安装。⑵使二次设备与高电压部分隔离，且互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身的安全。5.4.1电流互感器的选择⑴概论1）电流互感器的特点：①一次绕组串联在电路中，并且匝数很少，故一次绕组中的电流完全取决于被测量电路的负荷，而与二次电流大小无关；②电流互感器二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下，电流互感器在近于短路状态下运行。2）一次额定电流的选择①在现在电流互感器的一次额定电流应大于所在回路可能出现的最大的负荷电流。确定最大负荷电流时，应考虑回路可能出现的过负荷、近5年之内负荷的增长等情况。如果没有条件确定最大负荷电流时，也可以考虑与所在回路的其他电气设备，如断路器、隔离开关等设备的额定电流相谐调一致。②应满足短时热稳定、动稳定电流的要求。一般来说，电流互感器的一次额定电流越大，所能承受的短时热稳定和动稳定电流值也越大。有的电流互感器所在回路正常电流并不大，但短路电流很大，为了满足短时热稳定、动稳定电流的要求，不得不加大电流互感器的一次额定电流。③由同一母线引出的各回路，电流互感器的变比尽可能相同，以方便维护和实现母线差动保护。④选取的电流互感器一次额定电流值应与国际规定的一次电流标准值相一致，尽量不采用非标准值。3）二次额定电流的选择GB1208—1987规定标准的电流互感器二次电流为1A和5A。电流互感器的二次额定电流采用1A还是5A，需经技术经济比较确定。采用1A时，电流互感器本身的投资略有增加，而电流互感器回路的控制电缆投资减少；相反，采用5A时，电流互感器本身的投资降低，而二次电缆的投资会增加。第69页，共69页 一般来说，在220kV及以下电压等级小容量变电所，特别是户内变电所中，220kV回路数不多，而10～66kV回路数较多，电缆长度较短。按规定，电流回路电缆不得小于2.5mm2，采用数字式保护和测量表计，电路回路功耗很小，采用2.5mm2电缆就可满足要求，因此电流互感器二次额定电流采用5A是经济的。在220kV及以上电压等级大型变电所，220kV及以上回路数较多，电流回路电缆较长，采用5A导线截面要大于2.5mm2，电流互感器二次额定电流采用1A是经济的。⑵220kV电压等级电流互感器的选择1）一次回路额定电压和电流的选择①额定电压UN=220kV；②额定电流I1N≥Imax=444A。2）热稳定和动稳定校验①只对本身带有一次回路导体的电流互感器进行热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1s允许通过的热稳定电流It或一次额定电流I1N的倍数Kt来表示，热稳定校验式为It2≥Qk或（KtI1N）≥QkQk=(+10I0.5+I12)×T1/12=(6.7762+10×6.7762+6.7932)×1/12=45.933(kA)2·sIt2=31.52=992.25(kA)2·s②内部动稳定校验式为ies≥ish或I1NKes≥ish式中ies、Kes——电流互感器的动稳定电流及动稳定电流倍数，由制造厂家提供。ies=80kA≥ish=17.725kA；符合要求。⑶110kV电压等级电流互感器的选择1）一次回路额定电压和电流的选择①额定电压UN=110kV；②额定电流I1N≥Imax=794.92A。2）热稳定和动稳定校验①只对本身带有一次回路导体的电流互感器进行热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1s允许通过的热稳定电流It或一次额定电流I1N的倍数Kt来表示，热稳定校验式为It2≥Qk或（KtI1N）≥Qk第69页，共69页 Qk=(+10I0.5+I12)×T1/12=(5.9642+10×5.9642+5.9642)×1/12=35.369(kA)2·sIt2=31.52=992.25(kA)2·s②内部动稳定校验式为ies≥ish或I1NKes≥ish式中ies、Kes——电流互感器的动稳定电流及动稳定电流倍数，由制造厂家提供。ies=80kA≥ish=15.601kA；符合要求。⑷10kV电压等级电流互感器的选择1）一次回路额定电压和电流的选择①额定电压UN=10kV；②额定电流I1N≥Imax=2.014kA。2）热稳定和动稳定校验①只对本身带有一次回路导体的电流互感器进行热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1s允许通过的热稳定电流It或一次额定电流I1N的倍数Kt来表示，热稳定校验式为It2≥Qk或（KtI1N）≥QkQk=(+10I0.5+I12)×T1/12=(24.3152+10×24.3152+24.3152)×1/12=788.292(kA)2·sIt2=552=3025(kA)2·s②内部动稳定校验式为ies≥ish或I1NKes≥ish式中ies、Kes——电流互感器的动稳定电流及动稳定电流倍数，由制造厂家提供。ies=136kA≥ish=63.606kA；符合要求。5.4.2电压互感器的选择⑴压互感器的准确级和容量。电压互感器的准确级是指在规定的一次电压和二次负荷变化范围内，功率负荷因数为额定值时，电压误差的最大值。由于电压互感器本身有励磁电流和内阻抗，导致测量结果的大小和相位有误差，而电压互感器的误差与负荷有关，所以用一台电压互感器对于不同的准确级有不同的容量，通常额定容量是指对应于最高准确级的容量。⑵按一次回路电压选择。第69页，共69页 为了保证电压互感器安全和在规定的准确级下运行，电压互感器一次绕组所接电网电压应在（1.1～0.9）范围内变动，即应满足：1.1>>0.9⑶按二次回路电压选择。电压互感器的二次侧额定电压应满足保护和测量使用标准仪表的要求。各电压等级均采用电容式电压互感器。5.4.3互感器的选择结果表表5.2电流互感器选择的结果表电压等级（kV）型号额定电压比（kV）二次绕组准确级220kVLB1—220W1600/5测量0.2保护10P剩余10P110kVLCWB6—110W11500/5测量0.5保护10P剩余10P10kVLDZJ1—101500/5测量0.5保护10P剩余10P表5.3电压互感器选择的结果表电压等级（kV）型号额定电压比（kV）二次绕组准确级220kVTYD220/—0.005H测量0.5保护3P剩余3P110kVTYD110/—0.005H测量0.5保护3P剩余3P10kVJDZX—10（GY）测量0.5保护0.5剩余0.55.5母线的选择5.5.1裸导体的选择及校验原则⑴选型第69页，共69页 载流导体一般都采用铝质材料，工业上常用的硬母线为矩形、槽形和管形。矩形母线散热好，有一定的机械强度，便于固定连接，但集肤效应系数大，一般只用于35kV及以下，电流在4000A及以下的配电设备中;槽形母线机械强度较好，载流量大，集肤效应系数小，一般用于4000-8000A配电装置中；管形母线集肤效应系数小，机械强度高，管内可以通水和通风，可用于8000A以上的大电流母线，另外，由于圆管形表面光滑，电晕放电电压高，可用于110kV及以配电装置母线。 110kV及以上高压配电装置，一般采用软导线。当采用硬导体时，宜用铝锰合金管形导体。⑵截面选择   ①软母线的截面选择按照经济电流密度选择的母线都能满足导体长期发热条件，故按经济电流密度选择 式中——正常工作时的最大持续工作电流；——经济电流密度。对应不同种类的导体和不同的最大负荷利用小时数，将有不同取值。②硬母线的截面选择。硬母线一般用于电压较低的配电装置中，所以，可以按最大持续工作电流选择导线截面积式中——母线布置方式和环境温度为+25℃时的导体长期允许载流量。——温度修正系数。5.5.2220kV侧母线的选择⑴母线最大负荷持续工作电流。⑵按经济电流密度选择（取），。按以上计算选择和设计任务要求可选择2LGJ-400型钢芯铝绞线，其集肤系数=1，最高允许温度为70℃，长期允许载流量为1920A，基准温度为第69页，共69页 25℃，考虑到环境温度的修正系数，＞⑶运行时导体的最高温度查表得C=95，满足短路时发热的最小导体截面（取），满足要求。⑷按电晕电压校验=234.848kV,满足要求。⑸动稳态校验（N5取2.86,L取单位长度1米，a取4米）5.5.3110kV侧母线的选择⑴母线最大负荷持续工作电流。⑵按经济电流密度选择（取），。按以上计算选择和设计任务要求也可选择2LGJ-400型钢芯铝绞线，其集肤系数=1，最高允许温度为70℃，长期允许载流量为1920A，基准温度为第69页，共69页 25℃，考虑到环境温度的修正系数，＞⑶运行时导体的最高温度（热稳态校验）查表得C=95，满足短路时发热的最小导体截面（取），满足要求。⑷按电晕电压校验=234.848kV,满足要求。⑸动稳态校验（N5取2.86,L取单位长度1米，a取2.2米）5.5.410kV硬母线选择⑴母线截面选择1）按导体长期发热允许电流或允许载流量选择，查资料，选用2条100mm10mm矩形铝导体，竖放允许电流为2840A，集肤效应系数=1.5，当最高环境温度为38℃时，可查得温度修正系数为=0.83，则A＞，符合要求。2）按经济电流密度选择＜，符合要求。第69页，共69页 ⑵热稳定校验。正常运行导体温度为：℃，查得C=91，满足热稳定的导体的最小截面为⑶动稳定校验1）导体自由频率＞2）母线应力计算①母线相间应力计算单位长度上的电动力为：；导体截面系数为：；相间应力为：。②同相条间应力计算单位长度条间电动力为：；临界跨距：；母线衬垫间的距离必须小于临界跨距。第69页，共69页 6、自动重合闸6.1自动重合闸的作用及要求⑴自动重合闸在电力系统中的作用电力系统的运行经验表明，架空线路故障大都是“瞬时性”的故障，例如，由雷电引起的绝缘子表面闪络、大风引起的短时碰线、通过鸟类或树枝等物掉落在导线上引起的短路等，在线路被继电保护迅速动作控制断路器断开后，故障点的绝缘水平可自行恢复，故障随即消失。此时，如果把断开的线路断路器重新合上，就能够恢复正常的供电。为此，称这类故障为“瞬时性故障”。除此之外，也有“永久性故障”，“永久性故障”在线路被断开之后，它们仍然是存在的，即使合上电源，也不能恢复正常供电。对于架空输电线路上的“瞬时性故障”，在线路断开后再进行一次合闸，就有可能恢复供电，从而大大提高供电的可能性。由运行人员手动进行合闸，当然也能够实现上述作用，但是由于停电时间过长，用户电动机多数已经停转，因此其效果就不显著。为此在电力系统中采用了自动重合闸装置，即是当断路器由继电保护动作或其他非人员操作而跳闸后，能够自动控制断路器重新合上的一种装置。在线路上装设重合闸以后，由于它并不能够判断是瞬时性故障还是永久性故障，因此在重合以后可能成功（指恢复供电不再断开），也可能不成功。用重合成功的次数与总动作次数之比来表示重合闸的成功率，根据运行资料的统计，成功率一般在60%～90%之间。重合闸在电力系统中的作用主要有如下几个方面：①大大提高供电的可靠性，减少线路停电的次数；②在高压输电线路上采用重合闸，可以提高电力系统并列运行的稳定性；③在架空线路上采用重合闸，可以暂缓架设双回线路，以节约投资；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，也能起纠正的作用。采用重合闸以后，当重合于永久性故障上时，它也将带来一些不利的影响，如：①使电力系统又一次受到故障的冲击；②由于断路器在很短的时间内，连续切断两次短路电流，而使其工作条件变得更加恶劣。⑵对自动重合闸装置的基本要求第69页，共69页 1）正常运行时，当断路器由继电保护动作或其它原因而跳闸后，自动重合闸装置均应动作，使断路器重新合上。自动重合闸动作以后，一般应能自动复归，准备好下一次再动作。2）由运行人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时，自动重合闸不应起动，不能将断路器重新合上。3）继电保护动作切除故障后，在满足故障点绝缘恢复及断路器消弧室和传动机构准备好再次动作所必需时间的条件下，自动重合闸装置应尽快发出重合闸脉冲以缩短停电时间，减少因停电而造成的损失。在断路器跳开后，自动重合闸一般延时0.5～1s后发出重合闸脉冲。4）自动重合闸装置动作次数应符合预先的规定。如一次式重合闸就应该只动作一次，当重合于永久性故障而再次跳闸以后，就不应该再动作；对二次式重合闸就应该能够动作两次，当第二次重合于永久性故障而跳闸以后，它不应该再动作。重合闸装置损坏时，不应将断路器多次重合于永久性故障线路上，以避免系统多次遭受电流的冲击，使断路器损坏，扩大事故。5）自动重合闸装置应有可能在重合闸以前或重合闸以后加速继电保护的动作，以便更好地和继电保护相配合，加速故障的切除。6）在双侧电源的线路上实现重合闸时，重合闸应满足同期合闸条件。7）当断路器处于不正常状态（例如操作机构中使用的气压、液压降低等）而不允许实现重合闸时，应将自动重合闸装置闭锁。6.2单侧电源线路的三相一次自动重合闸本220kV地区变电所涉及的所有出线均为单侧电源线路，均装设三相一次自动重合闸。三相一次自动重合闸就是在输电线路上发生任何故障，继电保护装置将三相断路器断开时，自动重合闸起动，经0.5～1s的延时，发出重合脉冲，将三相断路器一起合上。若为瞬时性故障，则重合成功，线路继续运行；若为永久性故障，则继电保护再次动作将三相断路器断开，不再重合。本变电所装设的为电磁式三相一次自动重合闸。⑴接线原理图见图6.1。⑵工作情况如下：第69页，共69页 图6.1电磁式三相一次自动重合闸的原理接线图1）正常情况。断路器处于合闸状态，在跳闸回路断路器的辅助常开触点QF2闭合，合闸回路常闭触点QF1断开，故跳闸位置继电器2KM失电，其在起动重合闸的常开触点2KM1断开。而控制开关SA的手柄处在合后位置上，其触点SA21-23接通，触点SA2-4断开，重合闸投入，指示灯HL亮。重合闸继电器的电容C经4R充电，经10～15s后，电容器C两端电压等于电源电压，此电压可使中间继电器KM起动。2）线路发生故障时。当线路发生故障时，继电保护动作断路器跳开后，断路器的辅助常闭触点QF1闭合，跳闸位置继电器2KM得电，其常开触点2KM1闭合，起动自动重合闸继电器中的时间继电器KT，KT经过约0.5～1s的延时，其常开触点KT1闭合。电容器C通过KT1及中间继电器KM的电压线圈放电，中间继电器KM起动，闭合其常开触点KM1、KM2、KM3。电源经中间继电器的三个常开触点、中间继电器的自保护电流线圈、重合闸动作信号继电器KS、防跳闭锁继电器1KPJL的常闭触点1KM2、断路器辅助常闭触点QF1及合闸接触器4KM的线圈构成通路→发出合闸脉冲。第69页，共69页 在合闸回路中，中间继电器的自保护线圈可以保证断路器可靠地合闸，为防止触点被焊住，该回路中串接中间继电器KM的三个常开触点。3）若线路发生瞬时性故障。断路器合闸后，KM因电流自保持线圈失去电流而返回。同时，2KM失电，其常开触点2KM1断开，重合闸继电器中的时间继电器KT失电，触点KT1断开，电容器C经4R重新充电，经10～15s又使电容C两端建立电压。整个回路复归，准备再次动作。4）若线路发生永久性故障。断路器合闸后，继电保护动作再次将断路器断开，其辅助常闭触点QF1闭合，跳闸位置继电器2KM得电，其常开触点2KM1闭合，时间继电器KT起动，其常开触点KT1经过约0.5～1s的延时闭合。电容器C通过中间继电器KM的电压线圈放电，因电容C充电时间短，只有1s，其两端电压不足以使中间继电器KM起动，故断路器不能再次重合。一般充电电阻4R的数值很大（约20kΩ）,与中间继电器电压线圈的电阻约20kΩ相近，所以加于中间继电器电压线圈的电压不足以使中间继电器起动，故保证自动重合闸只动作一次。5）手动跳闸。当用控制开关SA发出预跳命令时，其触点SA2-4接通，将储能电容器C上的电荷瞬时放掉。当SA开关发出跳闸命令时，其触点SA6-7接通，断路器跳闸，2KM常开触点2KM1闭合，使重合闸的时间继电器KT起动，经过约0.5～1s的延时，其常开触点KT1闭合。这时，储能电容器C两端早已没有电压，KM不能起动，重合闸不能重合。6）手动合闸。合闸时，接通控制开关SA5-8、SA25-28两队触电。SA5-8接通合闸回路，发出合闸脉冲。SA25-28起动加速继电器3KM。当合于故障线路时，保护动作，经加速继电器3KM的常开触点使断路器加速跳闸。这时，因重合闸继电器中的电容C尚未充满电，不能使中间继电器KM起动，所以断路器不能自动重合。7）为了防止断路器多次重合于故障线路，装设了防跳继电器1KPJL，在手动合闸及自动重合闸过程中都能防止断路器跳跃。例如，当KM1、KM2、KM3接点卡住或粘住时，可以由1KPJL来防止将断路器多次重合到永久性故障上。因为发生永久性故障时，重合闸进行第一次合闸以后，保护将再次动作使断路器跳闸，在跳闸时使1KPJL起动，于是1KPJL的电压保持线圈卡住了的KM1、KM2、KM3接点和本身的常开接点1KPJL1而自保持，使断路器跳闸后1KPJL不返回，故其常闭接点1KPJL2的打开，切断合闸回路，使断路器不能再次合闸。同样，当手动合闸到永久性故障时，由于操作时SA5-8总要闭合一些时间，在保护动作使断路器跳开时，1KPJL起动，并经SA5-8和1KPJL1接通其电压自保持回路，使SA5-8第69页，共69页 断路器之前1KPJL不能返回。借助于其常闭触点1KPJL2的大开，切断合闸回路，使断路器不能重合。6.3自动重合闸与继电保护的配合利用自动重合闸提供的条件加速继电保护的动作，一般采用两种配合方式。⑴自动重合闸前加速自动重合闸前加速简称前加速，就是当线路发生故障时，继电保护加速电流保护的第III段，造成无选择性瞬时切除故障，然后重合闸进行一次重合。若重合于瞬时性故障，则线路就恢复了供电。若重合于永久性故障，则保护带时限有选择性地切除故障，如图6.2所示。图6.2自动重合闸前加速保护网络接线图系统的每条线路都装设过电流保护，1QF处装设自动重合闸装置，变电所B和C没有装自动重合闸装置。1QF的过电流保护范围很大。当d1点或d2点短路时，1QF的过电流保护动作，通过加速继电器3KM的常闭触点瞬时跳闸。1QF跳开后，起动重合闸继电器进行重新合闸，与此同时，起动加速继电器3KM，加速继电器3KM的常闭触点断开，如图6.3所示。若重合不成功，过电流保护再次动作，这时通过KT的延时接点有选择性切除故障。图6.3前加速保护跳闸回路原理图1）采用前加速保护的优点：①快速地切除瞬时性故障。第69页，共69页 ②使瞬时性故障不至于发展成永久性故障．从而提高重合闸的成功率。③设备少，只需装设一套重合闸装置，简单、经济。2）采用前加速保护的缺点：①断路器1QF的工作条件恶劣，动作次数增多。②对永久性故障，故障切除时间可能很长。③重合闸或断路器1QF拒绝合闸，将扩大停电范围。本变电所所有10kV出线线路均采用前加速，以便快速切除瞬时性故障，保证母线电压质量。由于快速切除故障，可以使瞬时性故障来不及发展成永久性故障，从而提高了重合闸的成功率。⑵自动重合闸后加速自动重合闸后加速一般简称为后加速，就是当线路发生故障时，首先保护有选择性动作切除故障，重合闸进行一次重合。若重合于瞬时性故障，则线路恢复供电：如果重合于永久性故障上，则保护装置加速动作，瞬时切除故障。其原理接线如图6.4所示。图6.4后加速原理接线图当输电线路上发生故障时，电流继电器KA动作后，通过时间继电器KT延时起动保护出口继电器KOM，即继电保护有选择性地动作，然后重合闸进行重新合闸，与此同时，将加速继电器3KM起动，其常开触点瞬时闭合而延时返回。若发生的是永久性故障，则过电流保护再次起动，这时通过3KM的常开触点瞬时起动KOM，切除故障。1）后加速保护的的优点：①第一次有选择性的切除故障，不会扩大停电范围。②保证永久性故障能瞬时切除，并仍然是有选择性的。第69页，共69页 ③和前加速保护相比，使用中不受网络结构和负荷条件的限制。2）后加速保护的的缺点：①每台断路器上都需要装设一套重合闸，与前加速相比较为复杂。②第一次切除故障可能带有延时。本变电所所有110kV出线线路均采用后加速保护。6.4自动重合闸装置的参数整定⑴自动重合闸的动作时限。如图6.1所示。自动重合闸的动作时限即是时间继电器KT的整定时限。一般来讲，整定时限越短越好，以免电源断电时间过长，电动机自动困难；但是也不能太短，因为此时还要考虑下面两方面的因素：1）在线路发生暂时故障时，要使故障点的绝缘强度得以恢复，故自动重合闸的动作时限应大于故障点和周围介质的去游离时间。即自动重合闸的动作时限为：式中——故障点去游离时间（s）；——断路器合闸时间（s）；——时间余量，一般为0.3～0.4（s）。2）自动重合闸的动作时限还应大于断路器及操作机构的准备合闸时间。通常操作机构的合闸准备时间较长，故有：式中——断路器操作机构准备好重合闸的时间（s）。对于10KV的线路，当自动重合闸的动作时限计算值小于0.8s时，一般取为0.8～1s。⑵自动重合闸的复归时间。自动重合闸装置的复归时间即为电容C充电至中间继电器KM的动作电压的时间。对其进行整定时应考虑如下因素：首先应保证断路器合闸到永久性故障时，由时间最长的断电保护（后备保护时限）切除故障时断路器不会被重合，即复归时间应满足：第69页，共69页 式中——继电保护的最大动作时限(s)；——断路器的跳闸时间(s)；——断路器的合闸时间(s)；——自动重合闸的动作时间(s)。其次，还应考虑短路器切断能力的恢复，重合闸成功后，断路器需要一段时间才能进行一次跳-合闸，这段时间一般为8～10s，自动重合闸装置的返回时限应大于这段时间。通常应大于15～25s。由图6.1可知，即为电容C经电阻4R由0充电至中间继电器KM的起动电压所需的时间，即：；式中——直流操作电源的电压（V）。当～25s，应可满足上述要求。⑶加速继电器KPJL的复归时间。加速继电器KPJL的返回时间，应按自动重合或手动合闸于永久性故障时，加速的继电器保护装置能够动作切除故障进行整定。其复归时间应大于所加速的保护装置的动作时间和断路器跳闸时间之和，即：式中——加速的保护装置动作时间（s）；——加速继电器KPJL的返回时间（s）；——断路器的跳闸时间（s）；一般整定为0.3～0.4s。7、配电装置配电装置是发电厂和变电所的重要组成部分，在电力系统中起着接受和分配电能的作用。它是根据电气主接线的连接方式，由开关电器，保护和测量电器，母线和必要的辅助设备组建而成的总体装置。其作用是再正常运行情况下，用来接受和分配电能，而在系统发生故障时，迅速切断故障部分，维持系统正常运行。7.1概述第69页，共69页 7.1.1配电装置特点配电装置按电气设备装置地点不同，可分为屋内和屋外配电装置。⑴屋内配电装置的特点：①由于允许安全净距小可以分层布置，故占地面积较小；②维修、巡视和操作在室内进行，不受气侯影响；③外界污秽空气对电气设备影响较小，可减少维护工作量；④房屋建筑投资大。⑵屋外配电装置的特点：①土建工程量和费用较少，建设周期短；②扩建比较方便；③相邻设备之间距离较大，便于带电作业；④占地面积大；⑤受外界空气影响，设备露天运行条件较差，须加强绝缘；⑥外界天气变化对设备维修和操作有较大影响。7.1.2配电装置的基本要求⑴保证运行可靠配电装置中引起事故的主要原因是，绝缘子因污秽而闪络，隔离开关因误操作而发生相间短路，断路器因开断能力不足而发生爆炸等。因此，要按照系统和自然条件以及有关规程要求合理选择电气设备，使选用电气设备具有正确的技术参数，保证具有足够的安全净距；还应采取防火、防爆、蓄油、和排污措施，考虑设备防冰、防冻、防风、抗震、耐污等性能。⑵便于检修、巡视和操作配电装置的结构使操作集中，尽可能避免运行人员在操作一个回路时需要走几层楼或几条走廊。配电装置的结构和布置应力求整齐，清晰，便于操作巡视和检修；还应装设防误操作的闭锁装置及连锁装置，以防带负荷拉隔离开关、带接地线合闸、带电挂接地线、误拉合断路器、误入屋内有电间隔。⑶保证工作人员的安全为了保证工作人员的安全，对配电装置应采取一系列措施，例如用隔墙把相邻电路的设备隔开，以保证电气设备检修时的安全；装设遮拦，留出安全距离，以防触及带电部分；设置适当的安全出口；设备外壳和底座都采用保护接地等；在建筑结构等方面还应考虑防火等安全措施。⑷力求提高经济性第69页，共69页 在满足上述要求的前提下，电气设备的布置应紧凑，节省占地面积，节约钢材、水泥和有色金属等原材料，并降低造价。⑸具有扩建的可能性要根据变电所的具体情况，分析是否有发展和扩建的可能。如有，在配电装置结构和占地面积等方面要留有余地。7.1.3配电装置的最小安全净距表7.1屋外配电装置的安全净距（单位:mm）符号适用范围额定电压（kV）3-1015-203563110J110220J330J500JA11、带电部分至接地部分之间2、网状遮栏向上延伸线距地2.5m处与遮栏上方带电部分之间200300400650900101080025003800A21、不同相的带电部分之间2、断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间20030040065010001100200028004300B11、设备运输时，其外部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95010501150140016501750255032504550B21、网状遮栏至带电部分之间30040050075010001100190026003900C1、无遮栏裸导体至地面之间2、无遮栏裸体至建筑物、构筑物之间270028002900310034003500430050007500D1、平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间2、带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间220023002400260029003000380045005800注：110J、220J、330J、500J系指中性点直接接地网第69页，共69页 为了满足配电装置运行和检修的需要，各带电设备之间应相隔一定的距离。配电装置的整个结构尺寸、检修、维护和运输的安全电气距离等因素而决定的。对于敞露在空气中的配电装置，在各种间隔距离中，最基本的是带电部分对接地部分之间和不同相的带电部分之间的空间最小安全净距。工程上采用的相间距离和对地距离，通常大于表7.1和表7.2所列的数值。表7.2屋内配电装置的安全净距(单位:mm)符号适用范围额定电压（kV）361015203560110J110220JA11、带电部分至接地部分之间2、网状和极状遮栏向上延伸线距地2.3m处当遮栏上方带电部分之间751001251501803005508509501800A21、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7510012515018030055090010002000B11、栅状遮栏至带电部分之间2、交叉的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间82585087590093010501300160017002550B2网状遮栏至带电部分之间17520022525028040065095010501900C无遮栏裸导体至地（楼）面之间2375240024252450248026002850315032504100D平行的不同时停电检修的无遮栏裸导体之间1875190019251950198021002350265027503600E通向屋外的出线套管至屋外通道的路面4000400040004000400040004500500050005500注：110J、220J系指中性点直接接地网7.1.3配电装置的设计原则及步骤⑴配电装置的设计原则第69页，共69页 配电装置的设计必须认真贯彻国家的技术经济政策，遵循有关规程、规范及技术规定，并根据电力系统、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选用设备，积极慎重地采用新布置、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、运行可靠和维护方便。变电所的配电装置型式选择，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。在确定配电装置型式时必须满足下述要求：①节约用地；②运行安全和操作巡视方便；③方便检修和安装；④保证导体和电器在污秽、地震和高海拔地区的安全运行；⑤节约三材，降低造价。⑵配电装置设计的基本步骤1）选择配电装置的型式。选择时应考虑配电装置的电压等级、电气设备的型式、出线多少和方式、有无电抗器、地形、环境条件等因素。2）配电装置的型式确定后，接着拟定配电装置的配电图。3）按照所选电气设备的外形尺寸、运输方法、检修及巡视的安全和方便等要求，遵照配电装置设计有关技术规程的规定，并参考各种配电装置的典型设计和手册，设计绘制配电装置平面图和断面图。7.2屋内配电装置本变电所中有三个电压等级：即220kV、110kV、10kV，根据《电力工程电气设计手册》规定，110kV及以上多为屋外配电装置，35kV及以下的配电装置多采用屋内配电装置，故本所220kV及110kV采用屋外配电装置，10kV采用屋内配电装置。7.2.1屋内配电装置的总体布置原则⑴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，但有时为了连接的方便，根据变电所的布置而将变压器间隔设在每段母线的端部。⑵同一回路的电器和导体应布置在一个间隔内，保证检修和限制故障范围。⑶较重的设备（如电抗器）布置在下层，以减轻楼板的荷重并便于安装。⑷充分利用间隔的位置。⑸设备对应布置，便于操作。⑹有利于扩建。第69页，共69页 间隔内设备的布置尺寸除了满足表7.1最小安全净距外，还应考虑设备的安装和检修条件，进而确定间隔的宽度和高度。设计时，布置尺寸可参照一些典型方案进行。7.2.2屋内配电装置的布置⑴母线及隔离开关1）10kV母线采用单母分段的接线方式，装设在配电装置的上部，才用水平布置，如图7.1，其中的a=350mm。图7.1母线水平布置方式2）母线隔离开关设在母线的下方。⑵断路器及其操作机构断路器设在单独的小室内，断路器的操作机构设在操作通道内。⑶所用变压器所用变压器安装在有防爆墙的小室内。为了防火安全，还设置了贮油和挡油设施。⑷互感器和避雷器1）电流互感器和断路器放在同一小室内，电压互感器都经熔断器和隔离开关接到母线上，占有专用的间隔，但同一间隔内，可装设几台不同用途的电压互感器。2）避雷器与电压互感器占用一个间隔，并共一组隔离开关。⑸电抗器第69页，共69页 图7.2电抗器水平布置方式电抗器采用三相水平布置，如图7.2，且布置在封闭小室的第一层。⑹10kV屋内配电装置配置图见附录4。7.3屋外配电装置本变电所中有三个电压等级：即220kV、110kV、10kV，根据《电力工程电气设计手册》规定，110kV及以上多为屋外配电装置，35kV及以下的配电装置多采用屋内配电装置，故本所220kV及110kV采用屋外配电装置，10kV采用屋内配电装置。根据电气设备和母线布置的高度，屋外配电装置可以分为中型、半高型和高型等。⑴中型配电装置：中型配电装置的所有电器都安装在同一水平面内，并装在一定高度的基础上，使带电部分对地保持必要的高度，以便工作人员能在地面安全地活动，中型配电装置母线所在的水平面稍高于电器所在的水平面。这种布置特点是：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，但占地面积大，此种配电装置用在非高产农田地区及不占良田和土石方工程量不大的地方，并宜在地震强度较高地区建用。这种布置是我国屋外配电装置普遍采用的一种方式，而且运行方面和安装抢修方面积累了比较丰富的经验。⑵半高型配电装置，它是将母线及母线隔离开关抬高，将断路器、电压互感器等电气设备布置在母线下面，具有布置紧凑、清晰、占地少等特点，其钢材消耗与普通中型相近，优点有：①占地面积约在中型布置减少30%；②节省了用地，减少高层检修工作量；③旁路母线与主母线采用不等高布置实现进出线均带旁路很方便。缺点：上层隔离开关下方未设置检修平台，检修不够方便。⑶高型配电装置，它是将母线和隔离开关上下重叠布置，母线下面没有电气设备。该型配电装置的断路器为双列布置，两个回路合用一个间隔，因此可大大缩小占地面积，约为普通中型的50%，但其耗钢量较多，安装检修及运行纵条件均较差，一般适用下列情况：①配电装置设在高产农田或地少人多的地区；②原有配电装置需要扩充，而场地受到限制；③场地狭窄或需要大量开挖。第69页，共69页 本次所设计的变电站位于市郊区，地质条件良好，所用土地工程量不大，且不占良田，所以该变电所220kV及110kV电压等级均采用普通中型配电装置，采用普通中型布置，具有运行维护、检修方便且造价低、抗震性能好、耗钢量少而且布置清晰，运行可靠，不易误操作，各级电业部门无论在运行维护还是安装检修方面都积累了比较丰富的经验。若采用半高型配电装置，虽占地面积较少，但检修不方便，操作条件差，耗钢量多。所以，本次设计的变电所，应用普通中型屋外配电装置。8、变电所的无功补偿装置及其保护8.1概述电力负荷的特点之一就是在其运行过程中除了消耗有功之外，还需要一定数量的无功。另外，电力系统本身如输电线路、变压器、换流设备等在运行过程中也会产生和吸收相当数量的无功。因此，电力系统除了生产、传输有功之外，还必须生产和传输一定数量的无功。电能质量好坏的主要指标是频率和电压是否稳定。维持电力系统的频率和电压在允许的范围之内变动，对保障电力负荷的正常运行和电力系统自身的安全至关重要，电力系统得电压水平则是与无功功率的平衡密切相关，可在负荷侧装有无功功率补偿装置使电力系统的无功功率处于平衡状态。8.2无功补偿装置的选择图8.1220kV变电所无功补偿装置的配置第69页，共69页 为了减少输送无功功率造成的电能损失，提高电网运行的经济性，对电力系统的无功功率尽可能做到就地平衡。有功功率必须由发电厂送至负荷点，而无功功率则不宜由输电线路远距离输送，这有下述原因：①电压降增加而使电压控制复杂化；②由于加大电流而增加损失，使输电费用增加；③由于加大电流而使变压器、架空线路和电缆等电气设备和导体的热容量不能充分利用。所以，现代电力系统中的无功电源和无功负荷都在各级电压电网中的变电所和用户处逐级补偿，就地平衡，我国现行规程规定，以35kV及以上电压等级直接供电的工业负荷，功率因数不得低于0.9。在电力系统中，可按述下方式配置无功补偿设备：①在降压变压器低压侧装设可投切的并联电抗器或并联电容器；②直接接在输电线路两端的并联电抗器；③可连续调节的晶闸管静止补偿装置；④在输电线路中间串联电容补偿装置；⑤在大容量电力负荷处装设就地无功补偿装置；⑥发电机和同步调相机。在降压变电所中设置的无功功率补偿装置，是实现无功功率的就地平衡和保障电压质量的主要手段。无功功率补偿装置一般都接在降压变压器的低压侧。在新设计的220kV变电所中，由于经济、维护和安装上的优点，多采用电力电容器、电抗器或静止补偿装置作为无功功率补偿。并联电容器是无功负荷的主要电源之一。它具有投资省，装设地点不受自然条件限制，运行简单可靠等优点，故一般首先考虑装设并联电容器。由于它没有旋转部件，维护也较方便，为了在运行中调节电容器的功率，可将电容器连接成若干组，根据负荷的变化，分组投入或切除。由于本次设计的变电站为220kV降压变电站，以补偿的角度来选择，以上四种均能满足要求，但是在经济和检修方面来考虑，首先选择并联和串联补偿装置。而由原始资料可知，补偿装置主要补偿负荷的无功容量及平衡主变压器损耗。所以选择并联电容器作为无功补偿装置。本变电所10kV为非直接接地系统，采用星形接线的电容器组中性点不接地方式。在电容器组内部接线，应采用先并联后串联的连接方式。此种接线，当一台电容器出现击穿故障，故障电流由来自系统的工频第69页，共69页 故障电流和健全电容器的放电电流组成。流过故障电容器的保护熔断器故障电流较大，熔断器能快速熔断，切除故障电容器，健全电容器可继续运行。如果用先串联后并联的接线方式，当一台电容器出现击穿故障时，故障电流因受与故障电容器串联的健全电容器容抗限制，流过故障电容器的保护熔断器故障电流较小，熔断器不能快速熔断切除故障电容器，故障持续时间长，健全电容器可能因长时间过电压而损坏，扩大事故。图8.2并联电容器组的典型接线8.3补偿装置容量的选择⑴负荷所需补偿的最大容性无功容量计算：=/-/式中—负荷所需补偿的最大容性无功容量（kvar）；—母线上的最大有功负荷（kW）；—补偿前的功率因数；—补偿后的功率因数；,—阻抗功率角。⑵主变压器所需补偿的最大容性无功容量计算：=（）式中—主变压器需要补偿的最大容性无功容量（kvar）；(%)—需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压的分值；—母线装设补偿后，通过变压器需要补偿一侧的最大负荷电流值（A）；—变压器需要补偿一侧的额定电流值（A）；第69页，共69页 I%—变压器容截电流百分值（%）；—变压器需要补偿一侧的额定容量（kV·A）；所以本变电站所需要补偿的无功容量为：Q总=+把总无功容量分为两组，这样才能更灵活地适应系统负荷以及电压变化，更有效地改善系统电压稳定，以及负荷大小所需的无功容量。8.4并联电容器保护方法在电容器的运行过程中，可能会发生故障而引起电容器爆破和火灾事故，其主要的故障形式有：电容器组和断路器之间连接线短路；电容器的内部故障及其引出线上短路及个别电容器的切除引起电压升高等。为了防止电容器爆破及火灾事故，保证安全运行，必须装设相应的保护。电容器的保护包括内部保护和外部保护两个方面，内部保护作为单台电容器内部击穿时的保护，使电容器内部串联元件未全部击穿之前将其从电源上断开；外部保护用以保护电容器回路中的短路故障，并作为内部故障的后备保护。目前对电容器的保护，主要有熔断器保护、电流保护、电压保护等。8.4.1并联电容器组的熔断器保护采用熔断器保护的电力电容器最基本的保护方式。熔断器的作用就是识别出故障的电容器，并将其从运行的电容器组中切除，使故障限制在最小的范围之内，而无故障的电容器继续运行。熔断器在熔断时，不应产生强烈的喷射，防止引起母线故障。要使熔断器能恰当地切除故障电容器，除了正确的选择熔断器的参数外，还与电容器组的接线有关。在一组大容量电容器中，每一相可能由多个串联部分组成，而每一串联部分又由若干台电容器并联而成。其中一台电容器故障时，其他串联部分的阻抗限制了故障电容器中的电路，而与故障电容器并联的非故障电容器中储存的能量，将通过故障电容器释放。故障电容器及其熔断器应能耐受住这一放电电流。因此，对并联电容器的台数就应有一个最大值的限制。电力电容器的熔断器保护可分为两种方式：一种是由一个熔断器保护几台电容器的分组保护；另一种是每台电容器装一个熔断器保护。⑴单台保护的熔断器第69页，共69页 当装设的电容器数量不多时，可在每台电容器的外部装设一个熔断器。当某台电容器内部的串联元件击穿到一定程度时，熔件熔断，将电源断开，使其他与之并联的完好的电容器仍能继续运行。⑵分组保护的熔断器当装设的电容器数量较多时，可按电容器的容量大小和熔断器的断流容量将每相中的电容器分成若干组，而每个熔断器保护其中一组电容器。当其中有一台电容器击穿损坏时，熔件熔断，将该组电容器全部从电源断开，以防止故障的发展。⑶整组保护的熔断器对于分散装于高压配电线路上的10kV移相电容器，其容量在150kVar以下时，可只装熔断器作为整组电容器的主要保护方式。发生电容器的内部故障和相间短路时，将整组电容器从电源切除。8.4.2并联电容器组的过电流保护装于变电所的10kV高压移相电容器，除了装设单台或分组熔断器作为内部故障的保护外，还应装设外部故障的过电流保护，装设过电流保护的目的主要是作为电容器组的引线、套管的短路故障保护，也可作为电容器内部故障的后备保护。过电流保护接在电容器组断路器回路的电流互感器二次侧，通常分为速断和过电流两段。速断段的动作电流按在最小方式下引出相间短路、保护灵敏度大于2来整定。动作时带有0.1～0.2秒的延时，躲过电容器的充电涌流。过流段按大于电容器组的最大长期允许电流整定。可采用二相二继电器差接线，也可采用三相三继电器式接线。建议两段电流保护均采用三相式接线，以求获得较高的灵敏度。过电流保护动作于电容器的断路器跳闸。8.4.3并联电容器组的失压保护失压保护由低电压继电器构成，可接入母线电压互感器二次侧，也可以接在放电线圈或放电电压互感器二次侧。失压保护的整定值既要保证在失压后电容器尚有残压时能可靠动作，又要防止在系统瞬时电压下降时误动作。一般电压继电器的动作值可整定为0.5～0.6倍额定电压。动作时间应大于重合闸时间，可取0.5～1秒。第69页，共69页 为防止因电压回路断线保护误动作，失压保护可采用三相三继电器接线方式，三个低压继电器的接点串联去启动时间继电器。在一段母线上接有几组电容器的情况下，可共用一套失压保护，当母线失压时，将各组电容器同时切除。8.4.4并联电容器组的工频过电压保护⑴外过电压保护外过电压保护是通过电压继电器来反映外部工频点压升高的。电压继电器可接在放电线圈或放电用电压互感器的二次侧。在同一母线上接有几组电容器的情况下，电压继电器也可以接在母线电压互感器二次侧，几组电容器共用一套过电压保护。对系统产生的过电压，只考虑对称过电压，因此，可以只用一个电压继电器。但为了防止电压回路断线，过电压保护拒动，还是建议采用三相三继电器接线。为了防止瞬时出现过电压时，电压继电器动作不返回，应选用高返回系数的电压继电器作为电容器的过电压保护。⑵内过电压保护在一组电容器中，故障切除或短路一部分电容器后，剩余电容器承受的电压大小与电容器组的接线方式、每组并联的台数、串联的段数等因素有关。在设计中可采用的接线方式有三角接线、中性点不接地的单星形接线、中性点接地的单星形接线、中性点接地的双星性接线、中性点不接地的双星性接线等。每相串并联的方式与电容器组的工作电压以及电容器的总量有关，因此，内过电压的接线方式也很多。装设内过电压保护的目的是防止电容器组中因个别电容器故障切除后，健全电容器上的电压超过额定电压的1.10倍。在一组电容器的各串联段上装设电压互感器，可以监视电容器两端出现的工频点压。但这就需要许多台电压互感器和电压继电器，使过电压保护复杂化，在工程中应用得很少。在实际工程中应用最到的是不平衡保护。这种保护的原理是检测一组电容器中，健全部分与故障部分之间的差异，将这种差异作为保护的动作量，其数值大于整定值时，保护动作切除故障电容器组。9、主变压器保护9.1概述电力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严重的影响，而本次变电所设计的变电所是220k第69页，共69页 V降压变电所，如果不保证变压器的正常运行，将会导致全所停电，甚至影响到下一级降压变电所的供电可靠性。变压器的故障可分为内部和外部两种故障。⑴内部故障是指变压器油箱里面的各种故障，主要故障类型有：①各绕组之间发生的相间短路；②单相绕组部分线圈之间发生的匝间短路；③单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地短路；④铁芯烧损。⑵变压器的外部故障类型有：①绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接地（通过外壳）短路；②引出线之间发生的相间故障。⑶变压器的不正常运行情况主要有：①由于外部短路或过负荷而引起的过电流；②油箱漏油而造成的油面降低；③变压器中性点电压升高或由于外加电压过高而引起的过励磁。为了防止变压器发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失，保证系统安全连续运行，故变压器应装设一系列的保护装置。9.2变压器保护的的装设原则⑴变压器的主保护回路1）当变压器绕组和引出线发生相间短路以及变压器发生匝间短路时，其保护应瞬时动作。这种保护由差动保护来完成，因此，差动保护为变压器的主保护。在110kV和220kV侧因断路器检修切换至旁路断路器时，差动保护经屏正面的电源试验端子切换至变压器套管电流互感器。切换期间保护范围缩小，但由于变压器故障少，断路器检修期不长，这样做是允许的。2）当变压器油箱内部短路时，短路点电弧使变压器油分解，形成瓦斯气体。重瓦斯保护作用于断路器跳闸，为变压器的主保护；轻瓦斯作用于信号。在保护线路中通常设有切换片QP，也可将重瓦斯保护投入信号。瓦斯继电器与变压器成套供应。⑵三绕组变压器的后备保护第69页，共69页 1）对单侧电源的三绕组变压器，高压侧装设复合电压启动的三相式过流保护，电压元件由中压侧电压互感器取得。保护有三段时限：第一段跳开中压侧分段断路器或母连断路器；第二段跳开中压侧断路器；第三段跳开变压器三侧断路器。低压侧装两相式过流保护，第一段时限跳开低压侧分段断路器，第二段时限跳开低压侧断路器。2）高、中压侧均有电源的三绕组变压器可以按高压侧为主电源侧设计，除主电源侧外，其他各侧只要求作相邻元件的后备保护。可采用两侧装后备保护和三侧装备保护两种方案来进行设计。两侧装后备保护方案：将后备保护装于主电源侧（高压侧）和低压侧。①220kV三绕组变压器。高压侧装设负序方向过电流保护及防止三相短路的单相式低压过流保护。方向指向220kV侧（假定220kV侧后备保护时限较短）。方向元件由中压侧电压互感器取得电压，带方向的保护以较短时限跳开变压器220kV侧断路器，不带方向的负序过电流保护有二段时限：第一段时限跳开变压器110kV侧断路器，第二段时限跳开变压器三侧断路器。单相式的低压过流保护，由分别装于高压及中压侧的两个电压继电器和一个装于高压侧的电流继电器构成，此保护应对变压器各侧母线的三相短路有足够的灵敏度，抱护动作后，带时限无选择的断开变压器各侧。由于母线三相短路加上主保护拒动（有母线保护时）的机会的极少的，因而这种无选择是允许的。②110kV三绕组变压器。高压侧装设复合电压启动的方向过电流保护，方向指向35kV侧（假定35kV侧的后备保护时限较短），方向元件由110kV侧电压互感器取得电压，带方向的保护有二段时限，第一段时限跳开35kV侧母线分段（或母连）断路器，第二段时限跳开变压器35kV侧断路器，不带方向的保护以最长的时限断开各侧。③低压侧均装设两相式过电流保护。三侧保护方案：高、中压侧均装设复合电压启动的过电流保护，接线中将高、中压侧复合电压并联后启动二套过电流保护，以提高保护装置的灵敏度。①110～220/35/6～10kV三绕组变压器。中压侧装设两相式复合电压启动的方向过电流保护，方向指向35kV侧，方向元件由高压侧电压互感器取得电压（高、中压侧均为星形接线）保护以第一段时限跳开中压侧母线分段（或母连）断路器，第二段时限跳开变压器中压侧断路器。高压侧装设三相式复合电压启动的电流保护，保护以最长的时限跳开变压器三侧断路器。②第69页，共69页 220/110/10kV三绕组变压器。方向装于高压侧，高压侧保护由带方向与不带方向两段组成，方向指向220kV侧，方向元件由110kV侧电压互感器取得电压，带方向的保护以较短时限跳开变压器高压侧断路器，不带方向的保护以最长的时限跳开变压器三侧断路器。③低压侧均装设两相式过电流保护。⑶零序过电流保护1）降压变电所一般只装设两台变压器（变压器为分段绝缘），其中一台中性点直接接地，一台不接地，为了防止在单相接地故障时中性点不接地的变压器遭受过电压的危害，保护装置以第一段时限断开中性点不接地的变压器的各侧，以第二段时限断开本变压器。2）为了提高保护装置的可靠性，在零序过电流前加了零序电压闭锁。零序电压元件的电压由本侧电压互感器的开口三角取得，动作电压值按躲过正常运行情况下的不平衡电压稳定。3）220/110/10kV三绕组变压器。220kV侧和110kV侧的中性点有可能同时接地，为了保证保护装置的选择性，在220kV侧和110kV侧均装设零序方向元件，方向元件的电压分别取自本侧电压互感器的开口三角。4）单侧电源的双绕组及三绕组变压器。保护以第一段时限跳开各侧母线的分段断路器，“分段”断开后，如故障在中性点不接地的变压器侧，由线路对高压侧切除故障。这各方案的优点是故障情况下可以保留一台变压器。但电源侧穿越功率比较大的情况下，先跳开“分段”就显得不合理。先跳“分段”有利还是先跳中性点不接地的变压器有利，请在具体工程中加以考虑。9.3主变压器保护的配置⑴瓦斯保护对变压器油箱内的各种故障以及油面的降低，应装设瓦斯保护，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。如图9.1所示为瓦斯保护的原理接线图。第69页，共69页 图9.1瓦斯保护的原理接线图⑵差动保护对变压器绕组和引出线上发生故障，以及发生匝间短路时，其保护瞬时动作，跳开各侧电源断路器。如图9.2所示为变压器差动保护线路原理接线图。图9.2变压器差动保护线路原理接线图首先采用BCH——2型差动继电器1）确定基本侧。由表9.1，通过计算得到电流互感器二次额定电流Iez(A)10kV最大，故选择10kV为基准侧。2）计算差动保护的动作电流。①按避开变压器的励磁涌流第69页，共69页 式中——可靠系数，取1.5。②避越110kV侧外部短路时的最大不平衡电流：；式中——可靠系数，取1.3。③躲过TA二次回路断线产生的最大不平衡电流保护基本侧动作计算电流为表9.1变压器差动保护参数计算结果名称各侧数值变压器额定电压(kV)22012111变压器额定电流(A)电流互感器接线方式Ddy电流互感器一次电流计算值=680=12383936选用电流互感器变比600/5=1201500/5=3001500/5=300电流互感器二次额定电流Iez(A)680/120=5.671238/300=4.133936/300=13.123）差动继电器的动作电流及基本侧差动线圈的计算匝数基本侧继电器的动作电流：差动线圈匝数：实际整定匝数选匝，继电器实际动作电流为：保护装置实际动作电流为：4）确定非基本侧工作线圈和平衡线圈匝数第69页，共69页 选取，实际工作线圈数：5）平衡线圈的误差6）校验保护灵敏系数，符合要求。⑶过电流保护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。如图9.3所示为变压器过电流保护原理接线图。图9.3变压器过电流保护原理接线图而本次所设计的变电所，电源侧为220kV，主要负荷在110kV侧，即可装设两套过电流保护，一套装在中压侧110kV侧并装设方向元件，电源侧220kV侧装设一套，并设有两个时限和，时限设定原侧为≥＋△t第69页，共69页 ，用一台变压器切除三侧全部断路器。变压器相间短路的过电流保护整定：1）对并列运行的变压器，应考虑切除一台变压器时所出现的过负荷。当各台变压器容量相同时，可按下式计算式中n——并列运行的变压器台数。2）对降压变压器应考虑电动机的自起动电流。过电流保护的动作电流为式中——可靠系数，一般取1.2～1.3；——返回系数，取0.85；——自起动系数，取1.5～2.5。3）保护装置的灵敏度校验＞1.5过电流保护作为变压器的近后备保护，灵敏度系数要求大于1.5，远后备保护的灵敏度系数大于1.2。⑷过负荷保护图9.4变压器过负荷保护原理接线图第69页，共69页 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。如图9.4所示为变压器过负荷保护原理接线图。变压器过负荷电流三相对称，过负荷保护装置只采用一个电流继电器接于一相电流回路中，经过较长的延时后发出信号。对于三绕组变压器，三侧都装有过负荷起动元件。过负荷电流保护的动作电流按躲过变压器的额定电流进行整定：式中——可靠系数，取1.05；——继电器的返回系数，取0.85；——保护安装侧变压器的额定电流。过负荷保护的延时应比变压器过电流保护时限长一个时间阶段，一般取10s。⑸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。如图9.5所示为变压器零序电流保护原理接线图。图9.5变压器零序电流保护原理接线图第69页，共69页 结束语由于经济社会和现代科学技术的发展，电力网容量的增大，电压等级的提高，综合自动化水平的需求，使变电所设计问题变得越来越复杂。除了常规变电所之外，还出现了微机变电所、综合自动化变电所和无人值班变电所等。目前，随着我国城乡电网建设与改革工作的开展，对变电所设计也提出了更高、更新的要求。本篇毕业设计是按照无人值班变电所的理念来计的，设计的主要内容有：①变电所电气主接线及所用电方案的确定，其中从实现变电所无人值班及现代电气设备高制造水平的角度来分析，220kV和110kV电压等级母线均采用双母线接线，而不采用传统的双母带旁路接线方式；②主变压器的选择，从变压器经济运行的角度来看，两台主变均采用有载调压变压器；③各级电压中性点运行方式的确定；④电气设备及母线的选择；⑤配电装置的设计；⑥自动重合闸的设计；⑦无功补偿装置及其保护设计；⑧变压器继电保护设计等。在未来，随着电力工业的不断发展，变电技术还需不断的提升，这也给电力工程技术人员提出了一些需要解决的问题，例如：高压、大容量变电所深入负荷中心进入市区所带来的如何减少变电所占地降低工程造价问题、与当地环境兼容问题；电网联系越来越紧密，如何解决在事故时快速切除隔离故障点，保证电力系统安全稳定问题等。第69页，共69页 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