大学毕业论文-—60kv智能变电站设计.doc

'东北农业大学学士学位论文学号：A0710060660kV智能变电站设计学生姓名：张海燕指导教师：赵玉林教授所在院系：电气与信息学院电气工程系所学专业：农业电气化与自动化研究方向：地方电力系统及其自动化东北农业大学中国·哈尔滨2014年6月 NortheastAgricultureUniversityBachelorDegreeDissertationStudentNo.:A07100606Intelligent60kVSubstationDesignName：ZhangHaiyanTutor：Prof.ZhaoYulinDepartment：DepartmentofelectricalengineeringCollegeofelectricalandinformationMajor：AgriculturalElectrizationandAutomationDirection：RegionalPowerSystemandItsAutomationNortheastAgriculturalUniversityHarbin·ChinaJune,2014 摘要 Abstract 目录 1前言1.1智能变电站的发展和论文研究的背景智能变电站的概念是从数字化变电站发展而来的，数字化是智能变电站的基础，变电站的数字化是指变电站内一、二次电气和保护装置均应实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。变电站数字化的概念中全站统一的数据建模是基于ＩＥＣ６１８５０标准。ＩＥＣ６１８５０标准的技术优势在于（１）标准规范一致性，ＩＥＣ６１８５０标准在ＭＭＣ的基础之上建立一套适用于电力系统的通信接口ＡＣＳＩ，符合ＩＥＣ６１８５０标准的各个厂家产品可以非常方便的实现相互操作。（２）简单直观，ＩＥＣ６１８５０标准中每个数据均自带名字和数据类型，避免了传统规约中使用点号和数据包类型号带来的混淆。同时借鉴了面向对象编程思想，使用户可以更加简单直观的读懂装置所传递的信息。（３）规约调试的工作量减少。IEC61850强调了一致性测试，理想情况下各个不同厂家装置及后台系统可以无缝组网，实现互操作性。以数字化变电站为基础，结合智能电网的要求，发展出了智能变电站的概念，即采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本需求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量、和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。当前我国智能变电站建设已近进入了试点启动阶段，部分智能化变电站试点已建成投运，部分正在建设中，智能变电站的建设运行经验正在不断的积累，而智能变电站相关的关键技术和产品也在不断的发展和完善之中。1.2论文的研究意义进入21世纪以来，国内外电力行业、研究机构和企业占开了一系列研究与实践，对未来电网的发展模式进行了积极的思考和探索。智能电网的理念逐步萌发形成，成为全球电力工业应对未来挑战的共同选择。建设智能电网，对于保证能源安全、应对气候变化、促进节能减排、发展低碳经济、提高服务水平具有重大意义，是优化电源结构、开发利用清洁能源的迫切要求，是满足经济社会可持续发展要求的重大选择，是电力工业科学发展的具体实践。 作为电网发展的趋势和方向，智能电网今天已经上升到国家战略的高度上。根据国家电网智能化规划，智能电网重点是从发电、输电、变电、配电、用电、调度六个环节实现电网的智能化。对于变电环节，智能电网规划的目标一是实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用，二是实现变电设备信息和维护策略与电力调度全面互动，三是全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化。智能变电站是变电环节的关键技术，是坚强智能电网的重要基础和支撑。电网建设设计是龙头，智能变电站的设计直接决定了智能变电站的建设水准和技术水平。对智能变电站设计进行系统研究，形成技术先进经济合理的智能变电站的设计方案，对智能变电站的建设有着重大意义，也可为智能电网的发展积累宝贵的经验打下良好的基础。1.3论文的研究对象和主要内容1.3.1论文的研究对象本课题选择66kv智能变电站作为设计研究对象，选取具有普遍性和代表性的66kv变电站接线方式和建设规模为设计条件进行设计研究。1.3.2论文的主要内容1）通过分析几种典型主接线设计方案及特点，总结比较各种典型主接线方案的运行灵活性和供电可靠性，确定60kv智能变电站的主接线方式。依据电力系统变电站建设要求，主变压器选择要求和变电站供电区域负荷现状、负荷预测、用户对供电可靠性的要求，确定主变压器台数、容量和型号。2）通过短路电流计算，对变电站主要电气设备进行选择，并校验其热稳定和动稳定，并了解智能变电站一次设备智能化要求，提出66kv智能变电站一次设备智能化设计方案。3）对60kv智能变电站防雷及接地进行设计和校验。4)对60kv智能变电站交直流站用和二次系统进行设计2负荷统计及计算 2.1负荷统计列表表2-1负荷统计表线路名称配电容量（kVA）需用系数负荷级别供电距离（kM）A33000.7310B32000.8312C31000.7528D32000.637E35000.8310F33000.65215G32000.7225H30000.75310I31000.6315J34000.82102.2负荷计算采用需用系数法求各用户的计算负荷(2-1)——各用户需用系数——各用户额定容量Sjs1=0.7*3300=2310kVASjs2=0.8*3200=2560kVASjs3=0.75*3100=2325kVASjs4=0.6*3200=1920kVASjs5=0.8*3500=2800kVASjs6=0.65*3300=2145kVASjs7=0.7*3200=2240kVASjs8=0.75*3000=2250kVASjs9=0.6*3100=1860kVASjs10=0.8*3400=2720kVASjs.i=Sjs1+Sjs2+Sjs3+Sjs4+Sjs5+Sjs6+Sjs7+Sjs8+Sjs9+Sjs10=23130（kVA）3主变压器的确定 3.1主变压器台数的确定根据本变电站负荷中有两类负荷的特点，为了保证供电的可靠性，变电站一般装设两台主变压器。3.2调压方式的确定据设计任务书中：系统60kV母线电压满足常调压要求，且为了保证供电质量，电压必须维持在允许范围内，保持电压的稳定，所以应选择有载调压变压器。3.3主变压器容量的确定主变压器容量一般按变电站建成后5-10年的规划负荷选择，亦要根据变电站所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。3.3.1计算负荷(3-1)------同时系数,0.9-----线损率，6%最大计算负荷(3-2)-----年均负荷增长率，8%-----年数(本设计取n=5)3.3.2主变容量的选择对装设两台主变压器的变电站，每台变压器容量应按下式选择：Sn=0.6Pm 。因对一般性变电站，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证70-80%负荷的供电，考虑变压器的事故过负荷能力40%。由于一般电网变电站大约有25%为非重要负荷，因此，采用Sn=0.6Pm确定主变是可行的。(3-3)故应取标准容量Se=20000kVA根据以上条件，查手册选择主变的类型为SZ9-20000/63型双绕组有载调压变压器。表3-1SZ9-20000/63型电力变压器参数型号额定容量(kVA)额定电压(kV)损耗(kW)空载电流(%)阻抗电压(%)SZ9-20000/6320000636.356.016.51.19.04电气主接线设计及方案的确定 变电站电气主接线是电力系统接线组成的一个重要部分。主接线的确定，对电力系统的安全、灵活、稳定、经济运行以及变电站电气设备的选择、配电装置的布置等将会产生直接的影响。4.1主接线的设计原则在进行主接线方式设计时，应考虑以下几点：(1)变电站在系统中的地位和作用。(2)近期和远期的发展规模。(3)负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响。(4)主变压器台数对主接线的影响。(5)备用容量的有无和大小对主接线的影响。4.2主接线的设计要求(1)可靠性：1)断路器检修时,能否不影响供电。2)线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。3)变电站全部停电的可能性。4)满足对用户的供电可靠性指标的要求。(2)灵活性：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，且不影响对用户的供电。3)扩建要求：应留有发展余地，便于扩建。(3)经济性：1)投资省；2)占地面积小；3)电能损失小。4.3拟定主接线方案主接线的基本形式，概括地可分为两大类：(1)有汇流母线的接线形式：单母线、单母线分段、双母线、双母线分段、增设旁路母线或旁路隔离开关。(2)无汇流母线的接线形式：变压器—线路单元接线、桥形接线、角形接线等。接下来对以上几种接线方式的优、缺点及适用范围简单论述一下，看看是否符合原始资料的要求。(1)单母线接线。优点：接线简单清晰，设备少，投资省，运行操作方便，且便于扩建。 缺点：可靠性及灵活性差。适用范围：只有一台主变压器，10kV出线不超过5回，35kV出线不超过3回，110kV出线不超过2回。(2)单母线分段接线。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个回路，有两个电源供电。2)当一段母线故障时，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电。缺点：1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该母线的回路都要在检修期间停电。2)当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。3)扩建时需两个方面均衡扩建。适用范围：适用于6-10kV配电装置出线6回及以下，35-60kV配电装置出线4-8回，110-220kV配电装置少于4回时。(3)双母线分段接线。由于当进出线总数超过12回及以上时，方在一组母线上设分段断路器，根据原始资料提供的数据，此种接线方式过于复杂，故不作考虑。(4)双母线接线。优点：供电可靠，调度灵活，扩建方便，便于检修和试验。缺点：使用设备多，特别是隔离开关，配电装置复杂，投资较多，且操作复杂容易发生误操作。适用范围：出线带电抗器的6-10kV出线，35-60kV配电装置出线超过8回或连接电源较多，负荷较大时，110kV-220kV出线超过5回时。(5)增设旁路母线的接线。由于6-10kV配电装置供电负荷小，供电距离短，且一般可在网络中取得备用电源，故一般不设旁路母线；35-60kV配电装置，多为重要用户，为双回路供电，有机会停电检修断路器，所以一般也不设旁路母线；采用单母线分段式或双母线的110-220kV配电装置一般设置旁路母线，设置旁路母线后，每条出线或主变间隔均装设旁路隔离开关，这样一来，检修任何断路器都不会影响供电，将会大幅度提高供电可靠性。优点：可靠性和灵活性高，供电可靠。缺点：接线较为复杂，且操作复杂，投资较多。适用范围：1)出线回路多,断路器停电检修机会多；2)多数线路为向用户单供，不允许停电，及接线条件不允许断路器停电检修时。(6)变压器—线路单元接线。优点：接线简单，设备少，操作简单。缺点：线路故障或检修时，变压器必须停运；变压器故障或检修时，线路必须停运。适用范围：只有一台变压器和一回线路时。 (7)桥形接线：分为内桥和外桥两种。1)内桥接线：连接桥断路器接在线路断路器的内侧。优点：高压断路器数量少，四回路只需三台断路器，线路的投入和切除比较方便。缺点：①变压器的投入和切除较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路暂时停运；②出线断路器检修时，线路需长时间停运；③连接桥断路器检修时，两个回路需解列运行。适用范围：容量较小的变电站，并且变压器容量不经常切换或线路较长，故障率较高的情况。2)外桥接线：连接桥断路器接在线路断路器的外侧。优点：设备少，且变压器的投入和切除比较方便。缺点：①线路的投入和切除较复杂，需动作两台断路器，且影响一台变压器暂时停运；②变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停运；③连接桥断路器检修时，两个回路需解列运行。适用范围：容量较小的变电站，并且变压器的切换较频繁或线路较短，故障率较低的情况，当电网中有穿越功率经过变电站时，也可采用此种接线。(8)角形接线：由于保证接线运行的可靠性，以采用3-5角为宜。优点：①投资少，断路器数等于回路数；②在接线的任一段发生故障时，只需切除这一段及其相连接的元件，对系统影响较小；③接线成闭合环形，运行时可靠、灵活；④每回路都与两台断路器相连接，检修任一台断路器时都不致中断供电；⑤占地面积小。缺点：在开环、闭环两种运行状态时，各支流通过的电流差别很大，使电器选择困难，并使继电保护复杂化，且不便于扩建。适用范围：出线为3-5回且最终规模较明确的110kV以上的配电装置中。综上所述八种接线形式的优缺点，结合原始资料所给定的条件进行分析，拟定主接线方案。原始资料：变电站类型：降压变电站电压等级：60kV/10kV出线情况：60kV出线两回，10kV出线10回负荷性质：重要城镇及一般城镇（农村）生活用电结合原始资料所提供的数据，权衡各种接线方式的优缺点，将各电压等级适用的主接线方式列出： (1)60kV只有两回出线，且作为降压变电站，60kV侧无交换潮流，两回线路都可向变电站供电，亦可一回向变电站供电，另一回作为备用电源。所以，从可靠性和经济性来定，60kV部分适用的接线方式为内桥接线和单母线分段两种。(2)10kV部分定为单母线分段。这样，拟定两种主接线方案：方案I：60kV采用内桥接线，10kV为单母线分段接线。方案I方案II：60kV采用单母线分段接线，10kV为单母线分段接线。方案II4.4主接线方案的确定对方案I、方案II的综合比较列表，对应比较一下它们的可靠性、灵活性和经济性，如表4-1，从中选择一个最终方案（因10kV侧两方案相同，不做比较） 表4-1方案I、方案II的综合比较列表方案项目方案I方案II可靠性①简单清晰，设备少②任一主变或60kV线路停运时，均不影响其它回路停运③各电压等级有可能出现全部停电的概率不大④操作简便，误操作的机率小①简单清晰，设备多②任一主变或60kV线路停运时，均不影响其它回路停运③全部停电的概率很小④操作相对简便，误操作的机率大灵活性①运行方式简单，调度灵活性强②便于扩建和发展①运行方式复杂，操作烦琐②便于扩建和发展经济性高压断路器少，投资相对少设备投资比第I方案相对多通过以上比较，经济性上第I方案远优于第II方案，在可靠性上第II方案优于第I方案，灵活性上第II方案不如第I方案该变电站为降压变电站，60kV母线无穿越功率，选用内桥要优于单母线分段接线。又因为10kV负荷为工农业生产及城乡生活用电，在供电可靠性方面要求不是太高，即便是有要求高的，现在10kV全为SF6或真空断路器，停电检修的几率极小，再加上电网越来越完善，N+1方案的推行、双电源供电方案的实施，第I方案在可靠性上完全可以满足要求，第II方案增加的投资有些没必要。经综合分析，决定选第II方案为最终方案，即60kV系统采用单母线分段接线、10kV系统为单母线分段接线。5短路电流计算5.1短路电流计算的目的 （1）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，需要进行必要的短路电流计算。（2）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，需要全面的短路电流计算。（3）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。（4）设计接地装置时，需用短路电流。（5）在选择继电保护和整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。5.2短路电流计算的一般规定（1）计算的基本情况1）系统中所有电源均在额定负荷下运行。2）短路发生在短路电流为最大值的瞬间。3）所有电源的电动势相位角相同。4）应考虑对短路电流值有影响的所有元件。（2）接线方式计算短路电流时所用的接线方式，应是最大运行方式，不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。（3）计算容量按该设计规划容量计算。（4）短路种类均按三相短路计算。（5）短路计算点在正常运行方式时，通过电气设备的短路电流为最大接地点。5.3短路电流计算5.3.1短路点的确定短路点应选在电气主接线上，在最大运行方式下发生短路的短路电流。短路点的确定如图5-1所示（由于主接线两侧对称，故计算一侧短路电流）： 图5-1短路点确定5.3.2参数的计算（1）系统阻抗标幺值系统最大运行方式下：系统最小运行方式下：电源进线阻抗标幺值为：XL=0.4×40×100/632=0.403（5-1）变压器阻抗标幺值为（5-2）（5-3）（2）10kV出线阻抗标幺值的计算 5.3.3短路电流的计算（1）f1点短路（2）f2点短路 （3）f3点短路 同理，可计算出f4f5f6f7点的短路电流。计算结果如表5-1所示。表5-1短路计算统计表短路点最大运行方式最小运行方式Id3(kA)Id2(kA)Ich(kA)Id3(kA)Id2(kA)Ich(kA)f11.1410.9881.7230.9140.7911.380f21.5451.3382.0201.4631.2672.209f30.7640.6621.1540.7420.6431.120f40.6930.6001.1540.6790.5881.025f50.8520.7381.2870.8270.7161.249f60.9020.7821.3620.8740.7571.320f70.7660.6631.1570.7450.6451.125 6设备的选择与校验6.1设备选择的原则和规定导体和设备的选择设计，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。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，考虑远景发展的需要。（2）应力求技术先进和经济合理。（3）选择导体时应尽量减少品种。（4）应按当地环境条件校核。（5）扩建工程应尽量使新老电器型号一致。（6）选用的新产品，均应有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。6.1.2有关规定（1）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。1）长期工作条件①电压：选用的电器允许的最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压，即Umax＞Ug，当额定电压在220kV及以下时为1.15UN。表6-1额定电压与设备最高电压受电设备或系统额定电压供电设备额定电压设备最高电压1010.511.5606669②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。由于高压电器没有明显的过载能力，所以在选择其额定电流时，应满足各种方式下回路持续工作电流。③机械负荷：所选电器端子的允许负荷，应大于电器引下线在正常运行和短路时的最大作用力。2）短路稳定条件①校验的一般原则电器在选定后应按最大可能通过的短路电流进行动、热稳定检验，检验的短路电流，一般取三相短路时的短路电流。 ②短路的热稳定条件：—在计算时间tjs秒内，短路电流的热效应（kA2.S）—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）③短路的动稳定条件—短路冲击电流峰值（kA）—短路全电流有效值（kA）—电器允许的极限通过电流峰值（kA）—电器允许的极限通过电流有效值（kA）④绝缘水平在工作电压和过电压下，电气的内、外绝缘应保证必要的可靠性。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电压保护设备。（2）环境条件选择导体和电阻时，应按当地环境条件校核。原始资料提供环境条件如下：年最高温度+30℃，最低气温-5℃，当地雷暴日数30日/年。6.2导线的选择和检验载流导体一般采用铝质材料比较经济，60kV高压配电装置一般采用软导线，当负荷电流较大时，应根据负荷电流选用较大截面的导线。矩形导线一般只用于35kV及以下，电流在4000A及以下时；槽形导体一般用于4000-8000A的配电装置中；管形导体用于8000A以上的大电流母线。6.2.1导线的选择（1）按回路最大持续工作电流选择 其中—导体回路持续工作电流（A）—相应于导体在某一运行温度、环境条件下长期允许工作电流（A）若导体所处环境条件与规定载流量计算条件不同时，载流量应乘以相应的修正系数。（2）按经济电流密度选择其中—按经济电流密度计算得到体截面（）—经济电流密度（）以下分别对各电压等级的导线进行计算选择。60kV系统：由于连线与60kV进线所承受的电流相同，故60kV所有连线与进线选择型号相同的导线,即LGJ-300型（长期允许载流量770A>2×320A）。10kV系统：进线：由于按主变额定容量计算太大，故按10kV侧=25MW计算，cosφ=0.85查《电力工程电气设计手册》第337页表，按最高允许温度为+70℃，当地环境温度最高为+30℃，修正系数k=0.94所以导线的最大载流量查《电力工程电气设计手册》第333页表，得矩形导体100×10两条横放（长期允许载流量1946A）出线：10kV出线按主变额定容量选择(按经济电流密度选择)为LMY-10010型。架空线路：由于t=6000，查软导线经济电流密度表，得j=0.95（）所以 查表得LGJ-300型导线(长期允许最大载流量770A)因为按经济电流密度选择的导线载面，应尽量接近经济计算载面，当无合适规格导体时，允许小于。6.2.2电力电缆的选择要求：电缆截面应满足持续允许电流、短路热稳定、允许电压降等要求，当最大负荷利用小时Tm>5000h且长度超过20m时，还应按经济电流密度选取。（1）按持续允许电流选择计算公式敷设在空气中和土壤中的电缆允许载流量按下式计算：：计算工作电流：电缆在标准敷设条件下的额定载流量：不同敷设条件下综合校正系数，对于土壤中单根敷设的电缆查《电力工程电气设计手册》第1001页表，50℃时∴查《电力工程电气设计手册》第934页表,选用YJV-3×185电力电缆(额定载流量281×1.29=362.5(A)（2）按持续经济电流密度选择公式:：计算工作电流：经济电流密度（）查《电力工程电气设计手册》第942页表 截面积太大,故其工作电流按最大负荷计算故仍选用YJV-3×185电力电缆。6.2.3导线的校验短路热稳定校验裸导线热稳定校验公式为其中：—根据热稳定决定的导体最小允许载面（）—热稳定系数，查表得=87—短路电流等值时间—集肤效应系数。软导线取1，矩形母线取1.2(双层)60kV侧：10kV侧：故热稳定校验合格。6.2.4电力电缆的校验热稳定校验：由于电缆芯线一般系多股胶线构成，截面在400以下时，kS≈1，满足电缆热稳定的最小截面可简化。式中—计及电缆芯线充填物热容量随温度变化以及绝缘散热影响的校正系数，对于3-6kV厂用回路，取0.93，35kV及以上回路可取1.0。 —短路热效应（kA2/S）—热稳定系数—电缆芯单位体积的热容量，铝芯取0.59J/(cm3℃),对铜芯取0.81J/(cm3℃)；—电缆芯在20℃时的电阻温度系数，铝芯为0.00403J/(cm3℃);铜芯为0.00393J/(cm3℃)；；—20℃时电缆芯线的集肤效应系数，S≤100mm2的三芯电缆k=1，对YJV-3×185电力电缆k=1.008—电缆芯在20℃时的电阻系数，铝芯取；对铜芯取—电缆芯线在短路时的最高允许温度（℃）—35kV及以下电缆芯在短路前的实际运行温度（℃）—电缆敷设地点的环境温度（℃）—电缆芯线在额定负荷下最高允许温度（℃）—电缆实际计算电流（A）—电缆长期允许工作电流（A）查《电力工程电气设计手册》第937页表，C=82Qt=32.92×0.1=108.2=126.8＜185故热稳定校验合格。 6.3断路器的选择和校验6.3.1断路器选择的技术条件（1）电压：（为电网工作电压）（2）电流：（3）开断电流（或开断容量）：（或）—断路器实际开断时间t秒的短路电流周期分量—断路器额定开断电流—断路器额定t秒的开断容量—断路器额定开断容量（4）短路关合电流选择：（5）动稳定校验：（6）热稳定校验：6.3.2断路器型式和种类的选择按照断路器采用的灭弧介质和灭弧方式，一般可分为：多油断路器、少油断路器、压缩空气断路器、真空断路器、SF6断路器等。断路器型式的选择，除应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，并以技术经济比较后确定。6.3.3断路器的选择和校验（1）电压选择60kV侧：10kV侧： （2）电流选择由于高压断路器没有连续过流的能力，在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。60kV侧：进线：桥开关：10kV侧：主变侧：出线：（3）开断电流（由短路电流计算得）60kV侧：10kV侧：（4）最大短路冲击电流（由短路电流计算得）60kV侧：10kV侧：通过以上所得数据，根据有关资料选择断路器，选择情况见下表：表6-2断路器列表安装位置型号电压（kV）额定最大额定电流(A)额定开断电流(kA)极限通过电流(kA)额定短时耐受电流(kA)固有分闸时间(s)合闸时间(s)进线桥LW6-60I606931501.14110040（3）0.030.09主变分段ZN28-101011.550001.545300120(5)0.050.1出线ZN28-101011.510001.545300120(5)0.050.1 （5）动稳定校验：60kV侧：则10kV侧：则所以动稳定校验全部合格。（6）热稳定校验：60kV侧：因，查表得，则所以10kV侧：因,查表得,则所以所以热稳定校验全部合格。6.4隔离开关的选择和校验（1）种类和型式的选择隔离开关按安装地点的不同，可分为屋内和屋外式，按绝缘支柱数目又可分为单柱式、双柱式和三柱式。其型式的选择应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素进行综合经济比较。 额定电压选择：额定电流选择：动稳定校验：热稳定校验：（2）隔离开关的选择及校验根据前面断路器计算数据，将选择的隔离开关列表如下：表6-3隔离开关列表安装位置型号额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)热稳定电流(kA)极限电流峰值(kA)60kV出线、桥及主变60kV侧GW4-606069125031.5(4)8060kVPTGW4-60606963020(4)50主变60kV侧中性点GW8-6060694004.2(10)15.5分段及主变10kV侧GN10-10T10115000100(5)20010kV出线及10kVPT站用变GN19-101011125040(4)100动稳定校验：60kV侧：则10kV侧：则所以动稳定校验全部合格。热稳定校验：60kV侧：因，由设计手册查表得， 则所以10kV侧：因,查表得，所以，热稳定校验全部合格。6.5互感器的选择及校验6.5.1电压互感器的选择（1）一次电压：Un电压互感器额定一次线电压，1.1和0.9是允许的一次电压的波动范围，即为±10%。（2）二次电压：电压互感器在高压侧接入方式接入相电压。因此，所选电压互感器副绕组二次额定电压为，60kV电压互感器辅助绕组二次额定电压为100V，10kV电压互感器辅助绕组二次额定电压为100/3V依据以上条件，所选各电压等级电压互感器如下表： 表6-4电压互感器型号额定电压（kV）原绕组副绕组辅助绕组JCC2-6060/0.1/0.1JDZJ-1010/0.1/0.1/36.5.2电流互感器的选择（1）电流互感器选择的技术条件：1）按一次回路额定电压和电流选择其中为电流互感器原边额定电流；为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流；为电流互感器额定电压；为电流互感器安装处的一次回路工作电压。2）二次额定电流选择：一般弱电系统1A，强电系统5A。3）准确等级：电流互感器准确级不得小于所供仪表的类型要求。4）二次负荷：其中根据前面的数据，选择电流互感器如下表： 表6-5电流互感器型号额定电流（A）级次组合准确等级二次负荷（Ω）0.51310%倍数二次负荷倍数热稳定倍数动稳定倍数LCWB6-602×400/5P/P/P/0.5PPP0.51.221531.580LAJ-104000/50.5/D0.5D2.4105090LA-10400/50.5/30.530.40.610751356.5.3电流互感器的校验（1）热稳定校验其中为电流互感器在t=1s时允许通过一定额定电流的倍数60kV侧：10kV侧：则，故热稳定校验全部合格。（2）动稳定校验1）内部动稳定检验：其中为动稳定倍数60kV侧： 10kV侧：2)外部动稳定校验：其中a取40cm，L取50cm60kV侧：所以10kV侧：所以故外部动稳定合格。 7变电站一次设备智能化设计7.1智能一次设备的概念智能一次设备：指变电站高压电器设备(主要包括断路器、隔离开关、变压器)具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。(1)结构方面：一次设备+智能组件的灵活方案；(2)功能方面：监视、控制和管理设备的状态；(3)智能方面：使电网元件可观测、可控制。7.2设备智能化演变图7-1显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能组件集成合并单元和智能终端包括操作插件功能于一体，过程层设备和间隔层设备不但可以一体化设计安装，也可以是外置安装。就是说，考虑到现有的一次设备状况，设备层设备采用“传统一次设备本身＋智能综合组件”的模式，智能综合组件可以集成，可以分散，可以内嵌，可以外挂等任意组合灵活架构。智能综合组件构成，包含了传统间隔层的设备，符合现状与未来的发展。设备层的概念并没有排斥间隔的概念，也没有取消测控装置、保护装置。图7-1设备智能化演变 7.3设备智能化演变智能一次设备的结构中：智能组件为外置(维护、升级、扩展)，传感器可以内置或外置，通过光纤与外系统相连，智能组件采集来自传感器的信息，智能组件复制PMS的设备指纹信息(生产管理系统(PMS)自动复制主设备其它状态信息的能力，包括指纹信息、家族缺陷信息、现场试验信息等)，由智能组件对设备状态就地做出判断，通过光纤使电网设备状态可视化。图7-2智能一次设备的结构7.4智能一次设备的现况为适应智能变电站及智能电网发展的需要，必须将一次设备监测的相关数据信息整合到以IEC61850通讯为基础的智能化变电站体系中来，完善一次设备的通信、测量、控制、保护、计量和监测等多个单元组成的智能综合组件。目前采用全新原理的电子式互感器技术上已经日趋成熟，但开关设备和变压器、电抗器的智能化还处于初级阶段，智能化变电站中只是通过智能终端和GOOSE网的构建实现了开关 和间隔层设备之间的数字化传输，而对包括开关设备在内的一次设备本身没有做太多数字化和智能化的改造，远未达到一次设备智能化的目标。同时目前针对断路器、变压器等一次设备的状态监测信息的应用尚不是很理想，也抑制了一次设备制造商在智能化技术方面的技术进步。因此，应推进这方面工作的进展，实现智能变电站相关技术的协调发展。开关和变压器是数量最多、应用面最广的重要电力设备，如果能够灵活可控，会给电网带来重大效益。例如，开关如能在指定的相位开断，就可以基本上消除电力系统操作过电压，大幅度降低设备的绝缘水平，带来重大效益；电力变压器如果能够实现智能化，无疑会使电网发生重大变化。但是，传统的一次电气设备要实现“智能化”仍有许多技术问题亟待解决。变压器由铁芯和初/次级绕组构成，变比固定，无法灵活控制；断路器的操作机构至今仍是机械式的，动作速度与电子开关相差2-3个数量级，不具备灵活控制的条件。变压器和断路器这种重要设备如果不能灵活控制，“智能电网”的功能就要大打折扣。所以，“智能断路器”和“智能变压器”将成为研究重点。7.560kv智能变电站一次设备的智能化方案根据目前智能设备技术现状及发展趋势，结合《智能变电站技术导则》中的相关要求，60kV变电站高压设备与智能组件的结合方式采用以下方案：一次设备加上内嵌的包含状态检测单元的智能组件，再加上外置的一个或多个智能组件。传感器的嵌入，可以有效实时的反映高压设备在线诊断信息，其余组件可根据智能一次设备技术发展情况，可部分并入高压设备，也可安装于就地智能组件柜或保护小室中。虽不能实现真正意义上的智能设备，但此方案仍体现了智能设备紧凑化、集成化的发展趋势。(1)开关设备(断路器及隔离开关)：开关设备融合了在线检测元件，如图7-3所示。设备的状态检测信息由一次设备直接提供，可记录每次断路器及隔离开关开断情况等信息，实现对设备状态实时检测，保证设备可靠性。部分智能组件可安装于 就地智能终端，也可安装于保护小室。(2)互感器：采用常规互感器+就地合并单元，实现互感器部分的数字化。(3)就地智能终端采用网络GOOSE方式与过程层设备相连。图7-3开关设备智能化方案 8变电站防雷接地设计及配电装置布置变电站是电力系统的中心环节，是电能供应的来源，一旦发生雷击事故，将造成大面积的停电，而且电气设备的内绝缘会受到损坏，绝大多数不能自行恢复会严重影响国民经济和人民生活，因此，要采取有效的防雷措施，保证电气设备的安全运行。变电站防雷保护对象分为两类，一类是电工装置，一类是需要采取防雷措施的建筑物和构筑物。变电站的雷害来自两个方面，一是雷直击变电站，二是雷击输电线路后产生的雷电波沿线路向变电所侵入，对直击雷的保护，一般采用避雷针、避雷带和避雷线，使所有设备都处于保护范围之内，此外还应采取措施，防止雷击避雷针、避雷带时不致发生反击。对侵入波防护的主要措施是变电站内装设避雷器，以限制侵入变电所的雷电波的幅值，防止设备上的过电压不超过其耐压值。8.160kv智能变电站防雷保护措施为使变电站建筑在受到直击雷和感应雷危害时有可靠的保护，在变电站内装设2只30米高独立避雷针作为变电站防雷保护。为防止沿线路侵入的雷电波对站内设备的危害，在两条60kV进线入口处、10kV两段母线上分别安装了氧化锌避雷器。在主变压器中性点分别安装单支避雷器。8.2避雷针保护范围的计算依据(1)单只避雷针保护范围计算:当时，当时，其中：为避雷针高度为被保护物的高度为高度影响系数。当时，该设计中：,,所以 所以即该避雷针在11m水平面上的保护半径为23m。如图8-1：图8-1单只避雷针保护范围图（2)两只等高避雷针的保护范围两针外侧的保护范围按单只避雷针的计算方法确定；两只避雷针中间的保护范围由通过两避雷针的顶点以及保护范围上部边缘的一最低点0作一圆弧来确定。这个最低点O离地面的高度可表示为：式中为两避雷针之间保护范围上部边缘最低点的高度（m）；为避雷针的高度（m）；为两避雷针之间的距离（m）；两针间水平面上保护范围的一侧最小宽度按下式计算：当时，，当时，，若时，。 8.3避雷器的选择8.3.1型式选择避雷器型式时，应考虑被保护电器的绝缘水平和使用特点。8.3.2灭弧电压避雷器的额定电压（灭弧电压）应按设备上可能出现的允许最大工频过电压选择。即灭弧电压为。—避雷器灭弧电压有效值—避雷器额定电压有效值—接地系数，对非直接接地10kV取1.1—最高运行线电压8.3.3工频放电电压Ugf对于不保护内部过电压的普通阀形避雷器，它的工频放电电压下限值不应低于允许的内部过电压计算值，保证在内部过电压作用下不动作。即其中为内部过电压允许计算倍数。对非直接接地，60kV时，=4为设备最高运行相电压。8.3.4避雷器冲击残压：保护比，FZ型=2.3～2.3560kV侧： 10kV侧：根据以上计算结果选择避雷器如下表：表8-1避雷器的参数型号额定电压（有效值）（kV）灭弧电压（有效值）（kV）工频放电电压（有效值）（kV）不小于不大于5kA时冲击残压（kV）不大于Y5W2-606085120144332HY5WS2-16.5/501012.72631458.2接地装置的设计8.2.1接地装置布置接地就是指将地面上的金属物体或电气回路中的某一节点通过导体与大地相连，使该物体或节点与大地保持等电位，埋入地中的金属接地体称为接地装置。考虑该站的地理位置，土质多为松砂石等组成，故考虑采用普通接地方式，主接地网以水平接地带为主，采用-5*50接地扁钢，并设集中接地极，集中接地极采用5*50镀锌钢管，长度为2.5m，埋设在地下0.8m以下。保证主接地网的接地电阻值小于4欧姆。接地网敷设详见本站接地装置布置图。 '