毕业论文 53kv箱式变电站设计.doc

'摘要箱式变电站又称户外成套变电站，也有称做组合式变电站，它是发展于20世纪60年代至70年代欧美等西方发达国家推出的一种户外成套变电所的新型变电设备，由于它具有组合灵活，便于运输、迁移、安装方便，施工周期短、运行费用低、无污染、免维护等优点，受到世界各国电力工作者的重视。进入20世纪90年代中期，国内开始出现简易箱式变电站，并得到了迅速发展。本课题的主要内容包括箱式变电站的发展应用，箱式变电站的结构分类，以及箱式变电站一次系统设计极其设备选型，二次系统设计，以及箱式变电站的智能监控系统。35kV箱式变电站的设计高压侧额定电压为35kV，低压侧额定电压为10kV，主变压器容量为3150kVA。主接线采用单母线分段接线。关键词：箱式变电站；结构；一次系统；二次系统 Designof35kVbox-typetransformersubstationABSTRACT：Box-typetransformersubstationcallsagainoutdooratransformersubstation,alsocalltodothesectionaltransformersubstation.Itisadevelopmenttowaitto70"sEuropeandAmericawesternprosperinthe60"sof20centuriesthenationreleaseakindofoutdoorthesetchangestogiveorgetanelectricshockofnewchangetogiveorgetanelectricshocktheequipments,becauseithavethecombinationvivid,easytoconveyance,move,installconvenience,startconstructionconstructiontheperiodisshortandcirculatetheexpenseslow,freefrompollution,donotneedmaintenanceetc.advantage,suffertheinternationalcommunityelectricpowertheworkervalues.Enterthemiddleof90"sof20centuries.Thedomesticstartsappearingthesimplebox-typetransformersubstation,andgotthequickdevelopment.Thearticleregardbox-typetransformersubstationasadevelopmentforrelatingbox-typetransformersubstationapplied,theconstructionofbox-typetransformersubstationdividesintose-section,emphasizingthetreatisebox-typetransformersubstationatheveryequipmentsindesigninsubsystemchoosesthetype,twosubsystemsdesign,andtheintelligenceofbox-typetransformersubstationsupervisesandcontrolthesystem.Thedesignhighpressuresidesumofbox-typetransformersubstationsettleselectricvoltageas35KVA,thelow-pressuresidesumsettleselectricvoltageas10KV,maintransformercapacityis3150KVA.Thelordconnectsthesinglemotherinadoptioninlinelinecentsegmentconnectstheline.Keywords：box-typetransformersubstation；construction；firstsystem；secondsystem 目录1绪论61.1供配电技术的发展61.2箱式变电站的类型、结构与技术特点61.2.1箱式变电站的类型61.2.2箱式变电站的结构71.2.3箱式变电站的技术特点71.2.4箱式变电站与常规变电站的对比分析9235kV箱式变电站的总体结构设计102.1电气主接线的确定102.1.1箱式变电站对主接线的基本要求102.1.2主接线的比较与选择112.1.3箱体结构的确定及合理配置122.3变压器132.3.1主变压器的选择及台数的确定132.3.2变压器的散热处理142.4箱式变电站总体布置153.1概述163.1.1短路的原因及后果163.1.2短路计算的目的173.2各系统短路电流的计算173.2.135kv短路电流的计算17435KV箱式变电站一次系统设计与设备选型224.135kV箱式变电站一次系统设计224.1.1概述224.1.2一次系统设计原则22 4.1.3一次系统设计224.2电气设备的选择与校验234.2.1选择电气一次设备的一般条件234.2.2按正常工作条件选择234.2.3按短路条件进行校验264.3电气设备的选择与校验274.3.1断路器及隔离开关的选择方法274.3.235KV电压等级的断路器及隔离开关的选择284.3.310KV电压等级的断路器及隔离开关的选择304.3.4电流互感器的选择334.3.535KV侧电流互感器的选择344.3.6电压互感器的选择354.3.735KV母线电压互感器的选择364.3.810KV母线电压互感器的选择374.3.9开关柜的选型384.4母线的选择394.4.1导体选择的一般要求394.4.2母线选择的方法39（1）选择母线的材料、截面形状：394.4.335KV母线选择404.4.410KV母线选择424.4.5母线选择结果444.5变电站防雷保护的设计444.5.1雷电过电压的形成与危害444.5.2发电厂和变电所的防雷保护444.5.3避雷针的配置原则及位置的确定454.5.4避雷器的选择和配置454.5.535KV侧避雷器的选择和校验474.5.610KV侧避雷器的选择和校验48 4.5.7避雷器选择结果485变压器的继电保护505.1概述505.1.1电力系统继电保护的基本任务505.1.2电力变压器的继电保护505.2变压器继电保护的整定计算515.2.1瓦斯保护的整定515.2.2纵联差动保护的整定计算515.2.3过电流保护的整定计算555.2.4变压器的过负荷保护整定计算565.2.5无功补偿容量的计算576基于组态王监控软件的监控设计586.1监控系统介绍586.3系统结构606.4系统功能616.5综合自动化系统的模块组成626.6组态王软件的硬件环境636.7监控界面63总结67致谢68参考文献69附录70 1绪论1.1供配电技术的发展随着市场经济的发展，国家在城乡电网建设和改造中，要求高压直接进入负荷中心，形成高压受电—变压器降压—低压配电的供电格局，所以供配电要向节地、节电、紧凑型、小型化、无人值守的方向发展，箱式变电站(简称箱变)正是具有这些特点的最佳产品，因而在城乡电网中得到广泛应用。其次随着社会发展和城市化进程的加快，负荷密度越来越高，城市用地越来越紧张，城市配电网逐步由架空向电缆过渡，架杆方式安装的配电变压器越来越不适应人们的要求。因此，预装式变电站成为主要的配电设备之一。再次人们对供电质量尤其是供电的可靠性要求越来越高，而采用高压环网或双电源供电、低压网自动投切等先进技术的预装式变电站成为首选的配电设备。与此同时，由于信息化、网络化和智能化住宅小区发展，因此不仅要求箱变安全可靠，同时要求具有“四遥”(遥测、遥讯、遥调、遥控)的智能化功能。这种智能箱式变电站(简称智能箱变)环网供电时，在特定自主软件配合下，能完成故障区段自动定位、故障切除、负荷转带、网络重构等功能，从而保证在一分钟左右恢复送电。1.2箱式变电站的类型、结构与技术特点1.2.1箱式变电站的类型箱式变电站有美式箱式变电站和欧式箱式变电站。美式预装式变电站在我国叫做“预装式变电站”或“美式箱变”，一区别欧式预装式变电站。它将变压器器身、高压负荷开关、熔断器及高低连线置于一个共同的封闭油箱内，构成一体式布置。用变压器油作为带电部分相间及对地的绝缘介质。同时，安装有齐全的运行检视仪器仪表，如压力计，压力释放阀，油位计，油温表等。欧式预装式变电站以前在我国习惯称为“组合式变电站”，它是将高压开关设备、配电变压器和低压配电装置布置在三个不同的隔室内，通过电缆或母线来实现电气连接。 1.2.2箱式变电站的结构美式预装式变电站的结构型式大致有三种：（1）变压器和负荷开关、熔断器共用一个油箱；（2）变压器和负荷开关、熔断器分别装在上下两个不同的油箱内；（3）变压器和负荷开关、熔断器分别装在左右两个不同的油箱内。其中（1）型为美式箱变的原结构，它的特点是结构紧缩、简洁、体积小、重量轻。（2）型和（3）型为（1）的变形。这种变型的理论根据是：开关操作和熔断器的动作造成的游离碳会影响整个箱变的寿命。由于采用普通油和难燃油作为绝燃介质，使之既可用于户外，又可用于户内，适用于住宅小区、共矿企业及各种公共场所，如机场、车站、码头、港口、高速公路、地铁等。欧式预装式变电站的总体结构包括三个主要部分：高压开关柜、变压器及低压配套装置，其总体结构主要有两种形式：一种为组合式；另一种为一体式。1.2.3箱式变电站的技术特点箱式变电站的高压室一般是由高压负荷开关、高压熔断器和避雷器等组成的，可以进行停送电操作并且有过负荷和短路保护。低压室由低压空气开关、电流互感器、电流表、电压表等组成的。变压器一般采用S9或干式的等。箱式变中的电器设备元件，均选用定型产品，元器件的技术性能均满足相应的标准要求。为了可靠实现五防要求，各电器元件之间采用了机械联锁，各电器元件都安装在有足够强度和刚度的结构上，以便于导线的连接。操作采用电动方式，不需另配电源，由TV引出即可。另外箱式变还都具有电能检测、显示、计量的功能，并能实现相应的保护功能，还设有专用的接地导件，并有明显的接地标志。此外为适应户外工作环境，箱式变电站的壳顶一般都采用隔层结构，内装有隔热材料，箱体底部和各室之间都有冷却进出风口，采用自然风冷和自动控制的强迫风冷等多种形式，以保证电气设备的正常散热，具有防雨、防尘、防止小动物进入等措施。目前，国内生产的箱式变的电压等级：高压侧为3～35kV、低压侧为0.4～10kV。变压器的容量：当额定电压比为35/10、6、0.4kV时可从几百kVA～上万kVA、当额定电压比为10、6/0.4kV时可从几十kVA～几千kVA。 箱式变电站有如下特点：①技术先进安全可靠箱体部分采用目前国内领先技术及工艺，外壳一般采用镀铝锌钢板，框架采用标准集装箱材料及制作工艺，有良好的防腐性能，保证20年不锈蚀，内封板采用铝合金扣板，夹层采用防火保温材料，箱体内安装空调及除湿装置，设备运行不受自然气候环境及外界污染影响，可保证在－40℃～＋40℃的恶劣环境下正常运行。箱体内一次设备采用单元真空开关柜、干式变压器、干式互感器、真空断路器(弹簧操作机构)等国内技术领先设备，产品无裸露带电部分，为全绝缘结构，完全能达到零触电事故，全站可实现无油化运行，安全性高，二次采用微机综合自动化系统，可实现无人值守。②自动化程度高全站智能化设计，保护系统采用变电所微机综合自动化装置，分散安装，可实现"四遥"，即遥测、遥信、遥控、遥调，每个单元均具有独立运行功能，继电保护功能齐全，可对运行参数进行远方设置，对箱体内湿度、温度进行控制，满足无人值班的要求。③工厂预制化设计时，只要设计人员根据变电站的实际要求，作出一次主接线图和箱外设备的设计，就可以选择由厂家提供的箱变规格和型号，所有设备在工厂一次安装、调试合格，真正实现变电所建设工厂化，缩短了设计制造周期；现场安装仅需箱体定位、箱体间电缆联络、出线电缆连接、保护定值校验、传动试验及其它需调试的工作，整个变电站从安装到投运大约只需5～8天的时间，大大缩短了建设工期。④组合方式灵活箱式变电站由于结构比较紧凑，每个箱体均构成一个独立系统，这就使得组合方式灵活多变，我们可以全部采用箱式，即35kV及10kV设备全部箱内安装，组成全箱式变电所；也可以采用35kV设备室外安装，10kV设备及控保系统箱内安装，这种组合方式，特别适用于农网改造中的旧所改造，即原有35kV设备不动，仅安装一个10kV开关箱即可达到无人值守的要求。⑤投资省、见效快箱式变电站(35kV设备户外布置，10kV设备箱内安装)较同规模综自变电站(35kV设备户外布置，10kV设备布置于户内高压开关室及中控室)减少投资40％～50％。 ⑥占地面积小。1.2.4箱式变电站与常规变电站的对比分析箱式变电站（在IEC及欧洲称为高压/低压预装式变电站）是一种集成化程度高，工厂预安装、节能、节地的发展中设备与常规变电站相比，占地为1/20，工期为1/7，投资为1/2。在国外应用极度为广泛，在西欧占变电站总数的70%以上，美国为90%。在我国应用为10%，是一种方兴未艾的装备。三种类型的箱式变电站的特点如下:（1）欧洲式：特点是防护性好，多了一个外壳，变压器散热不易，要降低容量运行；（2）美国式：特点是变压器保持户外设备本质，散热好，结构紧凑，但是在我国10kV电网系中性不接地系统，因此一相熔丝熔断时不能跳开三相负荷开关，造成非全相运行，危及变压器及用电设备，并且不易实现配电自动化；（3）中国式：从欧洲式派生而来，结合中国用户需要改进而成，但是符合中国电力部门各种法规标准要求，可铅封电能计量箱，无功补偿，一应俱全。预装式变电站是输变电设备发展方向，由前所述，我国应用仅10%左右，而国外已达到的70-90%，所以预装式变电站其社会效益显著，市场前景广阔。 235kV箱式变电站的总体结构设计2.1电气主接线的确定主接线的基本形式，就是主要电气设备常用的几种连接方式，概括为有母线的接线形式和无母线的接线形式两大类。（1）具有母线的电气主接线①单母线接线：单母线接线是一种最原、最简单的接线方式。②单母线分段接线③双母线及双母线分段接线③旁路母线接线方式（2）无母线的电气主接线①桥形接线：当具有两台变压器和两条线路时，在变压器线路接线的基础上，在其中间架一连接桥，则称为桥形接线②单元接线：发电机与变压器直接连接成一个单元，组成发电机2.1.1箱式变电站对主接线的基本要求概况地说，对主接线的基本要求包括安全、可靠、灵活、经济四个方面,安全包括设备安全及人身安全。要满足这一点，必须按照国家标准和规范的规定，正确选择电气设备及正常情况下的监视系统和故障情况下的保护系统，考虑各种人身安全的技术措施。可靠就是主接线应满足对不同负荷的不中断供电，且保护装置在正常运行时不误动、发生事故时不拒动，能尽可能的缩下停电范围。为了满足可靠性要求，主接线应力求简单清晰。电器是电力系统中最薄弱的元件，所以不应当不适当地增加电器的数目，以免发生事故。灵活是用最少的切换，能适应不同的运行方式，适应调度的要求，并能灵活、简便、迅速地倒换运行方式，使发生故障时停电时间最短，影响范围最小。因此，电气主接线必须满足调度灵活、操作方便的基本要求. 经济是指在满足了以上要求的条件下，保证需要的设计投资最少。在主接线设计时，主要矛盾往往发生在可靠性与经济性之间。欲使主接线灵活、可靠，必须要选用高质量的设备和现代化的自动装置，从而导致投资费用的增加。因此，主接线的设计应满足可靠性和灵活性的前提下，做到经济合理。主要应从投资声、占地面积少、电能损耗小等几个方面综合考虑。2.1.2主接线的比较与选择单母线接线是一种原始、最简单的接线，所有电源及出线均接在同一母线上，其优点是简单明显，采用设备少，操作简便，便于扩建，造价低。缺点是供电可靠性低。母线及母线隔离开关等任一元件发生故障或检修时，均需使整个配电装置停电。因此，单母线接线方式一般只在发电厂或变电所建设初期无重要用户或出线回路数不多的单电源小容量的厂中采用。在主接线中，断路器是电力系统的主开关；隔离开关的功能主要是隔离高压电源以保证其他设备和线路的安全检修。例如，固定式开关柜中的断路器工作一段时间需要检修时，在断路器断开电路的情况下，拉开隔离开关；恢复供电时，应先合隔离开关，然后和断路器。这就是隔离开关与断路器配合操作的原则。由于隔离开关无灭弧装置，断流能力差，所以不能带负荷操作。单母线分段接线是采用断路器（或隔离开关）将母线分段，通常是分成两段。母线分段后可进行分段检修，对于重要用户，可以从不同段引出两个回路，当一段母线发生故障时，由于分段断路器在继电保护作用下自动将故障段迅速切除，从而保证了正常母线不间断供电和不致使重要用户停电。两段母线自动同时故障的机遇很小，可以不予考虑。在供电可靠性要求不高时，亦可用隔离开关分段，任一段母线发生故障时，将造成两断母线同时停电，在判断故障后，拉开分段隔离开关，完好段即可恢复供电。单母线分段接线既具有单母线接线简单明显、方便经济的优点，又在一定程度上提高了供电可靠性。但它的缺点是当一段母线隔离开关发生故障或检修时，该段母线上的所有回路到要长时间停电。单母线分段接线连接的回路数一般可比单母线增加一倍。 双母线分段接线有如下优点：可轮换检修母线或母线隔离开关而不致供电中断；检修任一回路的母线隔离开关时，只停该回路；母线发生故障后，能迅速恢复供电；各电源和回路的负荷可任意分配到某一组母线上，可灵活调度以适应系统各种运行方式和潮流变化；便于向母线左右任意一个方向顺延扩建。但双母线也有如下的缺点：造价高；当母线发生故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误动作。但可加装断路器的连锁装置或防误操作装置加以克服。当进线回路数或母线上电源较多时，输送和穿越功率较大，母线发生事故后要求尽快恢复供电，母线和母线设备检修时不允许影响对用户的供电，系统运行调度对接线的灵活性有一定要求时采用双母线接线。综上可知，单母线接线造价低而供电稳定性低，双母线供电稳定性高但其造价高且接线线路复杂，而单母线分段接线一方面线路简单，造价低，另一方面其供电稳定性也能在一定程度上能够得以保证。所以35kV母线选用单母线接线方式，10kV采用单母线分段接线。2.1.3箱体结构的确定及合理配置箱式变电站按结构主要有美式箱变和欧式箱变。欧式箱变造价低而美式箱变体积小，约为同容量欧式箱变的1/3~1/5。常规土建变电站占地面积最大，欧式箱变次之，美式箱变常规土建变电站建造周期最长，欧式箱变次之。综合考虑一般35kV箱式变电站的箱体选择欧式箱变。根据实际情况可以采用不同的箱变配置方案，一般将主变压器和电容器等充油设备，放置在箱体外，设置两个箱体，一个35kV箱体，一个10kV箱体，其中一个箱体预留保护装置的位置。考虑节省资金，也可以将35kV断路器等设备放于户外，只设置10kV箱体。箱体的底座和骨架一般采用槽钢和角钢焊接而成，顶盖和四壁采用金属板内衬阻燃材料压制而成，能起到隔热的作用。根据当地实际情况，可在订货时对主体结构提出相应的要求。我县地处盐碱地带，对设备的抗腐蚀性能要求较高，因此除主体框架采取了防腐工艺加工外，箱体的整体外层衬板采用了0.5mm厚的不锈钢板。维护走廊是箱变正常运行和检修中的重要环节，箱变的一个缺陷就是空间狭小，厂家从成本和设备紧凑性考虑，维护走廊一般都尽量压缩。在选型时应该将维护走廊作为一项指标来考虑，不然会给将来的运行和维护，造成很大麻烦。箱体的密封和防尘是一个重要方面，特别是保护装置对防尘等指标要求较高，应引起重视。 箱体的底板下面，一般作为电缆室，在考虑箱体基础的设计时，应顾及到电缆的安装和维护方便，应考虑人员出入、通风以及照明等方面的要求。2.3变压器2.3.1主变压器的选择及台数的确定1主变容量和台数的选择，应根据《电力系统设计技术规程》SDJ161—85有关规定和审批的电力规划设计决定进行。凡有两台及以上主变的变电所，其中一台事故停运后，其余主变的容量应保证供应该所全部负荷的70%，在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷。若变电所所有其他能源可保证在主变停运后用户的一级负荷，则可装设一台主变压器。2与电力系统连接的220~330kV变压器，若不受运输条件限制，应选用三相变压器。3根据电力负荷的发展及潮流的变化，结合系统短路电流、系统稳定、系统继电保护、对通信线路的影响、调压和设备制造等条件允许时，应采用自耦变压器。4在220~330kV具有三种电压的变电所中，若通过主变各侧绕组的功率均达到该变压器额定容量的15%以上，或者第三绕组需要装设无功补偿设备时，均宜采用三绕组变压器。5主变调压方式的选择，应符合《电力系统设计技术规程》SDJ161的有关规定。为保证供电的可靠性，变电所一般应装设两台主变，但一般不超过两台主变。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。对大型枢纽变电所，根据工程的具体情况，应安装2~4台主变。本次设计的变电所没有一级负荷，所以采用一台主变。主变一般采用三相变压器，若因制造和运输条件限制，在220kV的变电所中，可采用单相变压器组。当今社会科技日新月异，制造运输以不成问题，因此采用三相变压器。在关于绕组上，只有220~330kV具有三种电压的变电所中，若通过主变各侧绕组的功率均达到该变压器额定容量的15%以上，或者第三绕组需要装设无功补偿设备时，均宜采用三绕组变压器。此次设计的变电所只有35kV和10kV两个电压等级，所以采用双绕组变压器。 我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用Y0连接；35kV亦采用Y连接，其中性点多通过消弧线圈接地。35kV及以下电压，变压器绕组都采用△连接。因此35kV侧采用Y连接，10kV侧采用△接线。根据上述的讨论选用35kV铝线双绕组电力变压器，该变压器的型号为S11—3150/35.具体技术数据如下表：表2-1变压器技术参数型号S11—315000/35额定容量(kVA)3150额定电压(kV)高压35低压10.5损耗(KW)空载9.6短路57短路电压(%)7.5空载电流(%)0.92.3.2变压器的散热处理变压器设置有二种方式：一种将变压器外露，另一种将就压器安装在封闭隔室内。35kV箱式变电站变压器采用第二种接线方式，将变压器安装在封闭的变压器隔室内。为防日照辐射使室温升高，采用四周壁添加隔热材料、双层夹板结构，顶盖设计成带空气垫或隔热材料的气楼结构，内设通风道，装有自动强迫排气通风装置(轴流风机或幅面风机)。装置的开启和停止，由变压器室的温度监控装置自控，其温度的整定值按允许温度的80%～90%设定；室内正常温度下，靠自然通风来散热。为了通风，变压器室的箱体上设置百叶窗。百叶窗结构，使气流能进去，而灰尘被分离。有为防止灰尘对绝缘的影响，在变压器连接处加上绝缘防护罩。室内温度不正常的情况下采用机械强迫通风，以变压器油温不超过95℃作为动作整定值。机械强迫通风用幅面风机，而不用轴流风机。因轴流风机对变压器散热片内外侧散热不均，往往外侧散热好，内侧散热差些；而幅面风机的排风口均匀吹拂内外侧，通风散热效果较好。 2.4箱式变电站总体布置35kV箱式变电站高压室额定电压35kV，低压室额定电压10kV。主变压器额定容量为3150kVA，站用变压器额定容量为50kVA，接在35kV母线上。采用电缆或架空进、出线。在结构设计上具有防压、防雨和防小动物等措施及占地面积小、操作方便，安全可靠、可以移动等特点。箱式变电站主要包括4部分，分别为框架、高压室、低压室、变压器室。（1）框架：基本结构是由槽钢、角钢和钢板焊接而成，外股、门和顶盖用新材料色彩钢板制作。（2）高压室：装备真空断路器。包括三工位负荷开关、熔断器、互感器、避雷器等。（3）低压室：装备全国统一设计的GGD型固定式低压配电屏、包括主开关柜、计量柜、多路出线柜、耦合电容器。（4）变压器室：配备3150kVA油浸式变压器。室顶装有温度监控仪启动的轴流风扇。 3短路电流计算3.1概述电力系统运行有三种状态：正常运行状态、非正常运行状态和短路故障。在供电系统的设计和运行中，还要考虑到可能发生的故障以及不正常运行情况。对供电系统危害最大的是短路故障。短路电流将引起电动力效应和发热效应以及电压的降低等。因此，短路电流计算是电气主接线的方案比较、电气设备及载流导体的选择、节点计算以及继电保护选择和整定的基础。短路就是指不同电位导电部分之间的不正常短接。如电力系统中，相与相之间的中性点直接节地系统中的相与地之间的短接都是短路。为了保证电力系统的安全、可靠运行，在电力系统设计和运行分析中，一定要考虑系统等不正常工作状态。3.1.1短路的原因及后果1.短路原因（1）电气设备及载流导体因绝缘老化、或遭受机械损伤，或因雷击、过电压引起的绝缘损坏。（2）架空线路因大风或导线覆冰引起的电杆倒塌等，或因鸟兽跨接裸露导体等都可能导致短路。（3）电气设备因设计、安装、维护不良和运行不当或设备本身不合格引发的短路。（4）运行人员违反安全操作规程而误操作，如运行人员带负荷拉隔离开关，线路或设备检修后未拆除接地线就加上电压等都会造成短路。根据国外资料显示，每个人都有违反规程操作的潜意识。（5）其他原因。如输电线断线、倒杆、碰线、或人为盗窃、破坏等原因都可能导致短路。2．短路后果短路故障发生后，由于网络总阻抗大为减小，将在系统中产生几倍甚至几十倍于正常工作电流的短路电流。强大的短路电流将造成严重的后果，主要有以下几方面：（1）强大的短路电流通过电气设备是发热急剧增加，短路持续时间较长时，足以使设备因过热而损坏甚至烧毁； （2）巨大的短路电流将在电气设备的导体间产生很大的电动力，可能使导体变形、扭曲或损坏；（3）短路将引起系统电压的突然大幅度下降，系统中主要负荷异步电动机将因转矩下降而减速或停转，造成产品报废甚至设备损坏；（4）短路将引起系统中功率分布的突然变化，可能导致并列运行的发电厂失去同步，破坏系统的稳定性，造成大面积停电。这是短路所导致的最严重后果；（5）巨大的短路电流将在周围空气产生很强大电磁厂，尤其是不对称短路时，不平衡电流所产生的不平衡交变磁场，对周围的通信网络、信号系统、晶闸管触发系统及自动控制系统产生干扰。3.1.2短路计算的目的因为短路故障对电力系统可能造成极其严重的后果，所以一方面应采取措施以限制短路电流，另一方面要正确选择电气设备、载流导体和继电保护装置。这一切都离不开对短路电流故障的分析和短路电流的计算。概括起来，计算短路的主要目的在于：(1）为选择和校验各种电气设备的机械稳定性和热稳定性提供依据，为此，计算短路冲击电流以校验设备的机械稳定性，计算短路电流的周期分量以校验设备的热稳定性；（2）为设计和选择发电厂和变电所的电气主接线提供必要的数据；（3）为合理配置电力系统中各种继电保护和自动装置并正确整定其参数提供可靠的依据。3.2各系统短路电流的计算3.2.135kv短路电流的计算1根据电气主接线画出系统的等值网络图 图3.12.计算各元件的电抗标幺值参考公式：变压器阻抗标幺值计算：线路阻抗标幺值计算： 3.短路点的选取①35KV侧（）②10KV母线（）③负荷点（10KV出线）4.各个短路点的短路电流的计算点的短路电流计算根据图3.1画出系统的简化等值电路：图3.2短路电流标幺值：有名值：冲击值：有效值：短路容量：（1）点短路电流的计算根据图3.1画出系统的简化等值电路图3.3点短路电流的标幺值：有名值：冲击值： 有效值：短路容量：点短路电流的计算根据图3.1画出系统的简化等值电路图3.4 点短路电流的标幺值：有名值：冲击值：有效值：短路容量：绘制短路电流计算结果表短路点372.686.834.07171.7510.51.874.762.843410.52.586.263.9246.92表3-5 435KV箱式变电站一次系统设计与设备选型4.135kV箱式变电站一次系统设计4.1.1概述电气主接线是由各种主要电气设备（如发电机、变压器、开关电器、互感器、电抗器及连接线路等设备），按一定顺序连接而成的一个接受和分配电能的总电路。由于交流供电系统通常三相是对称的，故在主接线图中，一般用一根线来表示三相电路，仅在个别三相设备不对称或需要进一步说明的地方，部分地用三条线表示，这样就将三相电路图绘成了单线图。主接线代表了发电厂和变电站电气部分主结构，是电力系统网络结构的重要组成部分。4.1.2一次系统设计原则（1）变配电站采用计算机监测与控制后对一次系统接线没有影响,一次系统接线方式及供电方案仍按有关要求与规定进行设计。（2）变配电站采用计算机监测与控制后,应发挥计算机的图形显示功能,模拟盘可以简化或取消。（3）变配电站采用计算机监测与控制后,可以实现元人或少人值班,值班室面积可以减小,分散值班可以集中于一处值班。4.1.3一次系统设计 35kV母线采用单母线接线，10kV侧母线采用单母线分段接线。箱体采用了双层密封，双层铁板间充入高强度聚胺脂，具有隔温、防潮等特点。外层采用不锈钢体，底盘钢架采用金属喷锌技术,有良好的防腐性能。内层采用铝合金扣板箱体内安装空调及除湿装置，从而是设备运行不受自然环境及外界污染的影响。可保证设备在-40～+40℃之间运行。内部一次系统采用单元真空开关柜结构。开关柜内设有上下隔离刀闸，ZN23-35型真空断路器，选用干式高精度的电流互感器和电压互感器，电容器采用高质量并联电容器，并装有放电PT，站变选用SC9型干式站变，站内装有多组氧化锌避雷器。一次系统连接采用封闭母线结构，在每个单元柜装有"五防锁"，保证了人身与设备的安全。4.2电气设备的选择与校验4.2.1选择电气一次设备的一般条件电气设备的选择是变电所电气设计的主要内容之一，正确的选择电气设备的目的是为了使导体和电器无论在正常情况或故障情况下，均能安全、经济合理的运行。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，积极而稳妥的采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。在发电厂和变电所中，采用的电气设备种类很多，其作用和工作条件并不一样，具体选择的方法也不同，但对他们的基本要求都是相同的。电气设备的选择的一般要求是：（1）满足工作要求。应满足正常运行、检修以及短路过电压情况下的工作要求。（2）适应环境条件。阴干当地的环境条件进行校验。（3）先进合理。应力求技术先进和经济合理。（4）整体协调。应与整个工程的建设标准协调一致。（5）适应发展。应适当考虑发展，留有一定的裕量。电气设备能安全、可靠的工作，必须按正常工作条件进行选择，斌干短路条件来校验其动稳定和热稳定。4.2.2按正常工作条件选择1．额定电压 电气设备的额定电压是标示在其铭牌上的线电压。电器可以长期在其额定电压的110%-115%下安全运行，这一电压成为最高允许工作电压。当在220KV及以下时其为1.05，当为330-500KV是，其为1.1。另外，电气设备还有一个最高工作电压，即允许长期运行的最高电压，一般不得超过其额定电压的10%-15%。在选择时，电气设备的额定电压不应低于安装地点的电网额定电压，即式中，－电气设备铭牌上所标示的额定电压（KV）；－电网额定工作电压（KV）。110KV以下电压等级的电气设备绝缘裕度较大。因此，在非高海拔地区，按所在电网的额定电压选择电气设备的额定电压即可满足要求。2．额定电流满足此条件的目的在于使电气设备的储蓄温度不超过长期发热的最高允许温度值。在额定周围环境条件下，导体和电气设备的额定电压不应小于所在回路的最大工作电流，即式中，－电气设备铭牌上所标示的额定电流（A）－回路中的最大工作电流（A）在决定时，应以变压器和线路的负荷作为出发点，同时考虑这些设备的长期工作状态。在确定变压器回路的最大长期工作电流时，应考虑到变压器过负荷运行的可能性；母线分段电抗器的最大长期工作电流应为保证该母线负荷所需的电流；出线回路的最大长期工作电流处考虑线路正常过负荷电流外，还应考虑事故时由其他回路转移过来的负荷。表4-1各支路最大持续电流回路名称最大长期工作电流变压器回路1.3~2倍的变压器额定电流出线回路1.05倍的最大负荷电流 续表4-1母联回路母线上最大一台变压器的分段回路变电所应满足用户的一级负荷和二级负荷汇流回路按实际潮流分布计算3.环境条件选择电气设备时，还应考虑其安装地点的环境条件，当气温、风速、污秽、海拔高度、地震烈度、覆冰厚度等环境条件超过一般电气的基本使用条件时，应采取相应的措施。（1）空气温度。标准的电气周围空气温度为40℃。若安装地点日最高温度高于40℃，但不超过60℃，则因散热条件较差，最大连续工作电流应适当减少，则设备的额定电流应按下式修正：式中，Ial—电气设备的额定电流经实际的周围环境温度修正后的允许电流（A）Kt—温度修正系数al—电气设备的长期发热最高允许温度（℃）—实际的周围环境温度，取所在地方最热月平均最高温度（℃）—电气设备的额定环境温度（℃）设备的额定环境温度一般取40℃，如周围环境温度高于40℃，但小于或等于60℃时，其允许电流一般可按每增加1℃，其额定电流减少1.8%进行修正；当环境温度低于40℃，每降低1℃，额定电流可增加0.5%，但其最大负荷不得超过其额定电流的20%。裸导体的额定环境温度一般取25℃，如安装地点的环境温度在-5℃~50℃范围内变化时，其允许通过的电流可按上市进行修正。 （2）海拔高度。在电气设备使用条件中，制造厂规定的基准海拔高度为1000没。当海拔升高时，空气密度降低，散热条件变坏，是高压电器在运行中温升增加，但应空气温德随海拔高度升高而递减，其值足以补偿海拔升高对电气温升的影响，因而高压电在高海拔地区（不超过4000米）使用时，其额定电流可以保持不变。当海拔高度超过规定值时，由于大气压力空气密度和湿度相应减少，使空气间隙和外绝缘的放电特性下降，显然对内绝缘影响较小，但对外绝缘影响较大。在海拔高度为1000~3500米的范围内，海拔高度每升高100米，电器最高工作电压要下降1%，以此修正电器最高工作电压值。4.2.3按短路条件进行校验电气设备按短路故障情况进行校验，就是要按最大可能的短路故障（通常为三相短路故障）时的动、热稳定度进行校验。但有熔断器和有熔断器保护的电器和导体（如电压互感器等），以及架空线路，一般不必考虑动稳定度、热稳定度的校验，对电缆，也不必进行动稳定度的校验。在电力系统中尽管各种电气设备的作用不一样，但选择的要求和条件有诸多是相同的。为保证设备安全、可靠的运行，各种设备均按正常工作的条件下的额定电压和额定电流选择，并按短路故障条件校验其动稳定度和热稳定度。1、热稳定校验校验电气设备的热稳定性，就是校验设备的载流部分在短路电流的作用下，其金属导电部分的温度不应超过最高允许值。如果满足这一条件，则选出的电气设备符合热稳定的要求。作热稳定校验时，已通过电气设备的三项短路电流为依据，工程计算中常用下式校验所选的电气设备是否满足热稳定的要求，即：式中，——三相短路电流周期分量的稳定值（KA）；——等值时间（亦称假想时间s），可由图4-1查得；——制造厂规定的在ts内电器的热稳定电流（KA）；t为与Ith相对应的时间（s）。短路计算时间。校验短路热稳定的短路计算时间应为继电保护动作时间top和断路器全开断时间toc之和，即式中，—— 保护动作时间，主要有主保护动作时间和后备保护动作时间，当为主保护动作时间时一般取0.05s；当为后备保护时间时一般取2.5s；——断路器全开断时间（包括固有分闸时间和燃弧时间）。如果缺乏断路器分闸时间数据，对快速及中速动作的断路器，取toc=0.1-0.5s,对低速动作的断路器，取toc=0.2s。校验导体和110KV以下电缆的短路热稳定性时，所用的计算时间，一般采用主保护的动作时间加上相应地断路器的全分闸时间.如主保护有死区时，则应采用能对该死区起作用的后备保护的动作时间，并采用相应处的短路电流值。校验电器和110KV以上冲油电缆的短路电流计算时间，一般采用后备保护动作时间加相应的断路器全分闸时间。2、动稳定校验当电气设备中有短路电流通过时，将产生很大的电动力，可能对电气设备产生严重的破坏作用。因此，各制造厂所生产的电器，都用最大允许的电流的幅值imax或最大有效值Imax表示其电动力稳定的程度，它表明电器通过上述电流时，不至因电动力的作用而损害。满足动态稳定的条件为ish≤imax或Ish≤Imax式中ish及Ish——三相短路时的冲击电流及最大有效值电流。电气设备的选择除了要满足上述技术数据要求外，尚应根据工程的自然环境、位置（气候条件、厌恶、化学污染、海拔高度、地震等）、电气主接线极短路电流水平、配电装置的布置及工程建设标准等因素考虑。4.3电气设备的选择与校验4.3.1断路器及隔离开关的选择方法（1）选择形式电压等级在35kV及以下的可选用户内式少油断路器、真空断路器或SF断路器；35kV的也可选用户外式多油断路器、真空断路器或SF断路器；电压等级在110～330kV范围，可选用户外式少油断路器或SF断路器。（2）选择电压所选断路器的额定电压应大于或等于安装处电网的额定电压。（3）选择额定电流 按选择断路器的额定电流。（4）校验额定开断能力为使断路器安全可靠地切断短路电流，应满足下列条件：式中——断路器的额定开端电流，kA；——刚分电流，kA。（5）校验动稳定按进行校验。（6）校验热稳定按进行校验。隔离开关的选择与断路器选择相比，不用进行额定开断能力校验。其他与断路器均相同，且与其成为配套装置。4.3.235KV电压等级的断路器及隔离开关的选择（1）35kv侧断路器的选择流过断路器的最大持续工作电流：额定电压选择：额定电流的选择：开断电流选择：(点短路电流)选用ZN12-35型断路器，其技术参数如下表4-2所示：表4-2ZN12-35型断路器的技术参数断路器型号额定电压KV额定电流A最高工作电压KV额定断流容量KA极限通过电流KA热稳定电流KA固有分闸时间S峰值4S ZN12-3535300040.56.6176.60.06热稳定效验：电弧持续时间取0.04s，热稳定时间为：因此需要计入短路电流的非周期分量，查表得非周期分量的等效时间T=0.05S，所以，满足热稳定效验。动稳定效验：满足动稳定效验，因此所选断路器合适。（3）35kv侧隔离开关的选择额定电压选择：额定电流的选择：极限通过电流选择：(点短路电流)选用型，具体参数如下表4-3所示：表4-3型隔离开关的技术参数隔离开关型号额定电压KV额定电流A极限通过电流KA热稳定电流KA峰值4S35200010031.5热稳定效验：动稳定效验： 满足动稳定和热稳定要求，因此所选隔离开关合适。4.3.310KV电压等级的断路器及隔离开关的选择（1）10kv出线侧断路器的选择流过断路器的最大持续工作电流：额定电压选择：额定电流的选择：开断电流选择：(点短路电流)选用ZN12-10型断路器，其技术参数如下表4-4所示：表4-4ZN12-10型断路器的技术参数断路器型号额定电压KV额定电流A最高工作电压KV额定断流容量KA极限通过电流KA热稳定电流KA固有分闸时间S峰值1SZN12-1010300050028.97143.20.06热稳定效验：电弧持续时间取0.04s，热稳定时间为：因此需要计入短路电流的非周期分量，查表得非周期分量的等效时间T=0.05S，所以，满足热稳定效验。 动稳定效验：满足动稳定效验，因此所选断路器合适。（2）主变压器侧断路器的选择额定电压选择：额定电流的选择：开断电流选择：(点短路电流)由上表可知，ZN12-10同样满足主变压器侧断路器的选择。其动稳定，热稳定计算与母联相同。（3）10kv出线侧隔离开关的选择额定电压选择：额定电流的选择：极限通过电流选择：(点短路电流)选用型，具体参数如下表4-5所示：表4-5型隔离开关的技术参数隔离开关型号额定电压KV额定电流A极限通过电流KA热稳定电流KA峰值5S105000200105热稳定效验：动稳定效验：满足动稳定和热稳定要求，因此所选隔离开关合适 （4）主变压器侧隔离开关的选择额定电压选择：额定电流的选择：极限通过电流选择：(点短路电流)由上表可知同样满足主变压器侧隔离开关的选择。其动稳定，热稳定计算与母联侧相同依据上述原则，断路器选择结果如下表4-6所示：表4-6断路器选择的结果安装地点型号额定电压（KV）额定电流（A）额定开断电流（KA）极限通过电流（KA）热稳定电流（KA）固有分闸时间（S）35KV主变压器侧ZN12-353530006.6176.6(4S)0.0610KV出线侧ZN12-1010300028.97143.2(1S)0.06 隔离开关的选择结果如下表4-7所示：表4-7隔离开关的选择结果安装地点型号额定电压（KV）额定电流（A）极限通过电流（KA）热稳定电流（KA）35KV主变压器侧35200010031.5(4S)10KV出线侧105000200105(5S)4.3.4电流互感器的选择电流互感器的选择和配置应按下列条件：型式：电流互感器的型时应根据使用环境条件和产品情况选择。对于6～20KV屋内配电装置，可采用瓷绝缘结构和树脂浇注绝缘结构的电流互感器。对于35KV及以上配电装置，一般采用油浸式瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器。有条件时，应尽量采用套管式电流互感器。一次回路电压：一次回路电流：准确等级：要先知道电流互感器二次回路所接测量仪表的类型及对准确等级的要求，并按准确等级要求高的表计来选择。二次负荷：动稳定：式中，是电流互感器动稳定倍数。热稳定：为电流互感器的1s热稳定倍数。 4.3.535KV侧电流互感器的选择（1）主变压器侧电流互感器的选择一次回路电压：二次回路电流：根据以上两项，初选型电流互感器，其参数如下表4-8所示：表4-8型电流互感器的技术参数型号额定电压（KV）电流比准确级次组合热稳定电流（KA）动稳定电流（KA）353075动稳定效验：满足动稳定要求。热稳定效验：满足热稳定要求。总是所述，所选户外独立式电流互感器满足要求。10KV侧电流互感器的选择（1）主变压器侧电流互感器的选择一次回路电压：二次回路电流： 根据以上两项，初选型电流互感器，其参数如下表4-9所示：表4-9型电流互感器的技术参数型号额定电压（KV）电流比准确级次组合热稳定电流（KA）动稳定电流（KA）104090动稳定效验：满足动稳定要求。热稳定效验：满足热稳定要求。综上所述，所选电流互感器满足要求。电流互感器的选择结果如下表4-10所示表4-10电流互感器的选择结果型号额定电压（KV）电流比准确级次组合热稳定电流（KA）动稳定电流（KA）3530751040904.3.6电压互感器的选择1电压互感器的选择和配置条件型式：6-20KV屋内互感器的型式应根据使用条件可以采用树脂胶主绝缘结构的电压互感器；35KV-110KV配电装置一般采用油浸式结构的电压互感器220KV级以上的配电装置，当容量和准确等级满足要求：一般采用电容式电压互感器。在需要检查和监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有第三绕组的单相电压互感器。2一次电压：3．二次电压：按表4-11所示选用所需二次额定电压UN 表4-11电压互感器技术参数绕组主二次绕组附加二次绕组高压侧接入方式接于线电压上接于相电压上用于中性点直接接地系统用于中性点不接地或经消弧线圈接地二次额定电压1001004．准确等级：电压互感器应在哪一准确等级下工作，需根据接入的测量仪表，继电器和自动装置等设备对准确等级的要求确定，规定如下：用于发电机、变压器、调相机、厂用馈线、出线等回路中的电度表，所有计算的电度表，其准确等级要求为0.5级。供监视估算电能的电度表，功率表和电压继电器等，其准确等级，要求一般为１级。用于估计被测量数值的标记，如电压表等，其准确等级要求较低，要求一般为3级即可。在电压互感器二次回路，同一回路接有几种不同型式和用途的表计时，应按要求准确等级高的仪表，确定为电压互感器工作的最高准确度等级。5．二次负荷：4.3.735KV母线电压互感器的选择1．型式：采用油浸式，作电压、电能和功率测量及继电保护用。2．电压：额定一次电压：=35KV=KV3．准确等级：用于估计电压数值和周期，其准确等级为0.5级。查《电力系统电气设备手册》选定PT型号：JDJJ2-35，其参数如表4-12所示表4-12JDJ2-35的技术参数安装地点型号额定电压（KV）准确级次一次线圈二次线圈辅助线圈35KV母线JDJ2-350.1/30.5 4.3.810KV母线电压互感器的选择1．型式：采用串联绝缘油浸式式电压互感器，作电压、电能测量及继电保护用。2．电压：额定一次电压：=10KV=KV3．准确等级：用户保护，测量、计量用，其准确等级为0.5级。查《电力系统电气设备手册》，选定PT的型号为：，JDZJ-10其参数如表4-13所示表4-13JDZJ-10的技术参数安装地点型号额定电压（KV）准确级次一次线圈二次线圈辅助线圈10KV母线JDZJ-100.5电压互感器的种类和形式应根据装设地点和使用条件进行选择，例如：在6~35kV屋内配电装置中，一般采用油渍式或浇注式；110~220kV配电装置通常采用串级式电磁式电压互感器；当容量和准确级满足要求时，也可采用电容式电压互感器。电压互感器选择的主要项目是：①额定电压应于安装处电网的额定电压相一致；②类型户内型、户外型；③容量和准确度等级的选择：首先根据仪表和继电器接线要求选择电压互感器的接线方式，并尽可能将负荷均匀分布在各相上，然后计算各相负荷大小，按照所接仪表的准确级和容量选择互感器的准确级和额定容量。电压互感器的选择结果如下表4-14所示：表4-14电压互感器的选择结果安装地点型号额定电压（KV）准确级次一次线圈二次线圈辅助线圈35K母线JDJJ2-350.510K母线JDZJ-100.5 4.3.9开关柜的选型由《电力系统电力工程设计规范》可知，35KV及以下的系统应采用高压开关柜。高压开关柜由封闭式钢板柜体、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、熔断器、避雷器、接地刀等组成。根据5.2-5.6节所选的电气设备选择的高压开关柜有：35KV侧：GBC-35系列、JYN1-35系列、KYN1系列、GG1A（F2）系列等10KV侧：GFC-10A系列、GFC-10B系列、KYN3-10系列、GG1A（F2）系列。从开关柜体积的大小、封闭性、制造工艺、消耗钢材的多少、价格、检修费用等考虑结果如下：35KV侧：选用KYN-35系列高压开关柜。10KV侧：选用KYN3-10系列高压开关柜。KYN-35系列高压开关柜技术参数如下表4-15所示表4-15KYN-35系列高压开关柜技术参数额定电压（KV）最高工作电压（KV）最高工作电流（KA）额定开断电流（KA）额定开断容量（MVA）最大关合电流（KA）极限通过电流（42）热稳定电流（KA）3540.5100016.51000424216.5KYN3-10系列高压开关柜技术参数如下表4-16：表4-16KYN3-10系列高压开关柜技术参数额定电压（KV）最高工作电压（KV）额定电流（A）额定开断电流（KA）额定热稳定时间（s）3、6、103.6、6.9、11.5630、1000、1250、2000、300016、31.5、402 4.4母线的选择4.4.1导体选择的一般要求裸导体应根据具体情况，按下列技术条件分别进行选择和校验：工作电流；电晕（对110KV级以上电压的母线）；动稳定性和机械强度；热稳定性；同时也应注意环境条件，如温度、日照、海拔等。导体截面可以按长期发热允许电流或经济密度选择，除配电装置的汇流母线外，对于年负荷利用小时数大，传输容量大，长度在20M以上的导体，其截面一般按经济电流密度选择。一般来说，母线系统包括截面导体和支撑绝缘两部分，载流导体构成硬母线和软母线，软母线是钢芯铝绞线，有单根，双分和组合导体等形式，因其机械强度决定支撑悬挂的绝缘子，所以不必效验其机械强度。4.4.2母线选择的方法（1）选择母线的材料、截面形状：载流导体一般采用铝质材料，对于持续工作电流在4000A及以下时，一般采用矩形导体；在110KV及以上高压配电装置，一般采用软导体。软母线（钢芯铝绞线）适用于各个电压等级。（2）选择母线的截面积：对于汇流母线须按照其最大长期工作电流选择截面积。（3）校验母线的动稳定和热稳定：如果选用软母线，则此项校验可以省略。（4）电晕校验：对于110kV及以上的母线，还应校验能否发生电晕。但是如果截面积大于最小电晕校验截面积，则不需电晕校验。 4.4.335KV母线选择（1）按经济电流密度选择导体截面采用矩形导体，根据最大负荷利用小时数TM=5500h，由表可查得：J=0.7，经济截面为：查矩形铝导体长期允许载流量表，选用双条矩形铝导体，平放时允许电流，集肤系数。满足长期发热条件的要求（2）热稳定效验用插值法得：查表可知：所选截面，能满足热稳定要求。（3）共振效验 取3.56，L=1.2m，则当固有频率在30～160HZ以外时，有β≈1或p<1，在此情况下，可不考虑共振的影响，取β=1（4）动稳定效验相间电动力的数值为：相间应力的数值为：根据，可以查得形状系数条间电动力为：最大允许衬垫跨距：铝双条导体的取1003，则衬垫临界跨距为：由于和均大于1.2m，因此不需装设衬垫。可以满足动稳定要求，所选母线符合要求。 4.4.410KV母线选择（1）按经济电流密度选择导体截面采用槽形导体，根据最大负荷利用小时数TM=6000h，由表可查得：J=0.6，经济截面为：查槽型吕导体长期允许载流量表，选用的槽形铝导体，平放。满足长期发热条件的要求（2）热稳定效验用插值法得：查表可知：所选截面，能满足热稳定要求。（3）共振效验导体一阶固有频率 当固有频率在30～160HZ以外时，有β≈1或p<1，在此情况下，可不考虑共振的影响，取β=1（4）动稳定效验相间电动力的数值为：相间应力的数值为：对于双槽型导体，计算相间和条间电动力时，均取条间电动力为：最大允许衬垫跨距：铝双条导体的取1003，则衬垫临界跨距为：由于和均大于1.2m，因此不需装设衬垫。条间计算应力：所以可以满足动稳定要求所选母线符合要求 4.4.5母线选择结果按照上述过程，母线选择结果如下：35KV：选用63×10（mm×mm）双条矩形铝导体，平放，长期允许载流量,集肤效应系数。10KV：选用槽形铝导体，其中h=225mm,b=105mm,e=12.5mm,r=16mm,双槽导体截面S=9760,集肤效应系数，双槽导体长期允许载流量，平放，截面系数，惯性矩,惯性半径。4.5变电站防雷保护的设计在电力系统中除了内部过电压影响系统的供电可靠性,还有大气过电压,就是所说的雷击过电压。雷击过电压会使电气设备发生损坏，造成停电事故。为保证电力系统的正常安全可靠运行，必须做好电力系统的大气过电压保护。4.5.1雷电过电压的形成与危害1．直击雷雷电直接对电气设备或建筑物进行放电，称为直接雷击或直击雷。直击雷过电压又引起数万安的强大雷电流通过被击物体而入地，产生破坏性很大的热效应和机械效应，击坏设备，引起火灾，甚至造成人身伤亡。2．感应雷雷电落在电气设备附近或雷动在电气设备上方移动时，通过无暇感应或电磁感应在电气设备上呈现出数万乃至数千万伏的感应过电压，称作感应雷或间接雷击。3．入侵雷当输电线路上遭受直接雷或感应雷产生的雷电波侵入发电厂或变电所，产生过电压击坏电气设备，称为雷电波入侵或入侵雷，由于雷电波侵入造成的雷害事故占全部雷害事故的一半以上，因此需采取特别措施。4.5.2发电厂和变电所的防雷保护 发电厂和变电所电气设备对直击雷的防护主要采用避雷针；对入侵雷的防护采用进线保护和避雷保护的综合措施，即用进线保护限制雷电流的幅值和陡度，用避雷器限制雷电过电压的同值。电线路采用装设避雷线的方法防止线路遭受直击雷引起跳闸次数，可采用系统中性点经消弧线圈接地工作方式，为避免雷击跳闸造成供电中断，可采用自动重合闸装置。除了对配电变压器高低压侧以及柱上断路器必须装设避雷器或放电间隙保护外，对配电线路本身主要应适当提高其绝缘水平，应广泛采用重合闸，以减少断线和停电事故。4.5.3避雷针的配置原则及位置的确定独立式避雷针宜装设独立的接地装置。在非高土壤电阻率地区，其工频接地电阻。当有困难时，可将该接地装置与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点沿接地线的长度不得小于15m。独立式避雷针与变配电装置在空气中的间距；独立式避雷针的接地装置与变配电所主接地网在地中距离，且，式中为冲击接地电阻。首先应根据发电厂设备平面布置图的情况而确定，避雷针的初步选定安装位置与设备的电气距离应符合各种规程规范的要求。电压110KV及以上的配电装置，一般将避雷针装在配电装置的构架或房顶上，但在土壤电阻率大于1000n米的地区，宜装设独立的避雷针。独立避雷针（线）宜设独立的接地装置，其工频接地电阻不超过10Ω。35KV及以下高压配电装置架构或房顶不宜装避雷针，因其绝缘水平很低，雷击时易引起反击。在变压器的门型架构上，不应装设避雷针、避雷线，因为门形架距变压器较近，装设避雷针后，构架的集中接地装置，距变压器金属外壳接地点在址中距离很难达到不小于15m的要求。4.5.4避雷器的选择和配置阀式避雷器应按下列条件选择：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，按表4-17 选择：表4-17避雷器型式选择型号型式应用范围FS配电用普通阀型10KV以下配电系统、电缆终端盒FZ电站用普通阀型3~220KV发电厂、变电所配电装置FCZ电站用磁吹阀型330KV及需要限制操作的220KV以及以下配电某些变压器中性点FCD旋转电机用磁吹阀型用于旋转电机、屋内型号含义：F——阀型避雷器；S——配电所用；Z——发电厂、变电所用；C——磁吹；D——旋转电机用；J——中性点直接接地2．额定电压：避雷器的额定电压应与系统额定电压一致。3．校验项目：（1）灭弧电压：—接地系数。对于非直接接地，20KV及以下=1.1，35KV及以上=1.0；对直接接地=0.8。—最高工作允许电压，为电网额定电压的1.15倍。工频放电电压下限值：—内部过电压允许计算倍数，对非直接接地63KV及以下=4；110KV及以下=3.5；对直接接地110～220KV，=3。—设备最高运行相电压（KV）。上限值：避雷器的残压：指波形为8/20的一定幅值的冲击电流通过避雷器时，在阀片上产生的电压峰值。 我国标准规定：220KV及以下避雷器冲击电流幅值为5KA。—避雷器的保护比，FZ型=2.3～2.35，FCZ型=1.86～2。避雷器冲击放电电压上限值：根据避雷器配置原则，配电装置的每组母线上，一般应装设避雷器，变压器中性点接地必须装设避雷器，并接在变压器和断路器之间；110、35kv线路侧一般不装设避雷器。4.5.535KV侧避雷器的选择和校验（1）型式选择根据设计规定选用FZ系列电站用普通阀型避雷器。（2）额定电压的选择：因此选FZ-35避雷器，其参数如下表4-18所示表4-18避雷器参数型号额定电压（KV）灭弧电压有效值（KV）工频放电电压有效值（KV）冲击放电电峰值（1.5/20）不大于（KV）冲击残压不大于（KV）不小于不大于FZ-35354184104134142（3）灭弧电压校验：最高工作允许电压：KV直接接地：KV，满足要求。（4）工频放电电压校验：下限值：KV上限值：KV＜104KV；上、下限值均满足要求。（5）残压校验：KV＜142KV满足要求。（6）冲击放电电压校验：KV＜134KV，满足要求。所以，所选FZ-35型避雷器满足要求。 4.5.610KV侧避雷器的选择和校验（1）型式选择根据设计规定选用FZ系列电站用普通阀型避雷器。（2）额定电压的选择：因此选FZ-10避雷器，其参数如下表4-19所示表4-19FZ-10避雷器参数型号额定电压（KV）灭弧电压有效值（KV）工频放电电压有效值（KV）冲击放电电峰值（1.5/20）不大于（KV）冲击残压不大于（KV）不小于不大于FZ-101012．726314548（3）灭弧电压校验：最高工作允许电压：KV直接接地：KV，满足要求。（4）工频放电电压校验：下限值：KV上限值：KV＜31KV上、下限值均满足要求。（5）残压校验：KV＜48KV满足要求。（6）冲击放电电压校验：KV＜45KV，满足要求。所以，所选FZ-10型避雷器满足要求。4.5.7避雷器选择结果根据以上原则及计算，避雷器选择结果如下表4-20所示： 表4-20避雷器的选择结果型号额定电压（KV）灭弧电压（KV）工频放电电压（KV）冲击放电电压幅值（KV）FZ-35354184～104134FZ-101012.726～3145 5变压器的继电保护5.1概述5.1.1电力系统继电保护的基本任务所谓继电保护装置，就是指能反映电力系统中电气设备所发生故障或不正常状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它的基本任务是：（1）自动的、迅速的、有选择性的将故障设备从电力系统中切除，以保证系统无故障部分能迅速恢复正常运行，并使故障设备免予继续遭受破坏；（2）反应电气设备的不正常工作状态，并根据维护运行的条件，而动作于信号、减负荷或跳闸，这时，保护动作可以带有一定的延时，以保证动作的选择性。由于电力系统发生故障时，总是伴随有电流的增大、电压的降低以及电流电压之间相位角的变化等物理现象，因此，利用这些物理量的变化，就能正确地区分系统是否出于正常运行状态、发生故障或出现不正常的运行状态，从而实现保护。5.1.2电力变压器的继电保护电力变压器是供电系统中的重要设备，他的故障对供电的可靠性和用户的生产、生活将产生严重的影响。因此，必须根据变压器的容量和重要程度装设适当的保护装置。现代生产的变压器，虽然结构可靠，故障机会较少，但在实际运行中，仍有可能发生各种类型的故障和异常运行。为了保证电力系统的正常运行，并将异常和故障运行对电力系统的影响限制到最小范围，必须根据变压器容量的大小、电压等级等因素，装设必要的、动作可靠性高的继电保护装置。变压器一般分为内部故障和外部故障两种。变压器的内部故障主要有绕组的相间短路、绕组匝间短路和单相接地短路。内部故障是很危险的，因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组绝缘、烧坏铁心，还可能使绝缘材料和变压器油受热而产生大量气体，引起变压器的油箱爆炸。 变压器常见的外部故障是引出线上绝缘套管的故障。该故障可能是引出线的相间短路和接地短路变压器的不正常工作状态有：由于外部短路和过负荷而引起的过电流，右面的过度降低和温度升高等。变压器的内部故障和外部故障均应动作于跳闸；对于外部相间短路引起的过电流，保护装置应带时限动作于跳闸；对过负荷、油面降低、温度升高等不正常状态的保护一般只作用于信号。5.2变压器继电保护的整定计算5.2.1瓦斯保护的整定（1）一般瓦斯继电器气体容积整定范围为250——300,变压器容量在10000KVA以上时，一般整定值为250，气体容积整定值是利用调节重锤的位置来该改变。（2）重瓦斯保护动作的油流速度整定范围为0.6——1.5，在整定流速时均以导油管中的流速为准，而不依据继电器处的流速。根据运行经验，管中的油流速度整定为0.6——1时，保护反映变压器内部故障是相当灵敏的。但是在电压器外部故障时，由于穿越型故障电流的影响，在导油管中油流速度约为0.4——0.5。因此，为了防止穿越型故障时瓦斯保护误动作，可将油流速度整定在1左右。5.2.2纵联差动保护的整定计算变压器的纵联差动保护在正常运行和外部故障时，理想情况下，流入差动继电器的电流为零。但由于实际上变压器的励磁电流、接线方式和电流互感器误差等因素的影响，继电器中有不平衡的电流流过。由于这些特殊因素影响，变压器差动保护的不平衡电流远比发电机差动保护的大。因此，变压器差动保护需要解决的重要问题之一是采取各种措施避免不平衡电流的影响。在满足选择性的条件下，还要保证在内部故障时有足够的灵敏系数和速动性。按照避越励磁涌流的不同，变压器差动继电器可按不同的工作原理来实现。目前，国内广泛应用的有以下几种类型继电器构成的差动保护： (1).带短路线匝的BCH—2型差动继电器(2).带磁制动特性的BCH—1型差动继电器(3).多侧磁制动特性的BCH—4型差动继电器(4).鉴别涌流间断角的型差动继电器(5).二次谐波制动的型差动继电器BCH—2型差动继电器是具有带短路线匝的速保和变流器，它能可靠的躲过变压器励磁涌流及保护区外的故障时的不平衡电流，可以用作双绕组和三绕组的变压器的差动保护。1、按平均电压及变压器最大容量计算被保护变压器各侧的归算至同一容量的一次额定电流，选择保护用的电流互感器变比，确定差动保护各臂中的二次额定电流。参考公式如下：①计算变压器各侧额定电流公式为式中——最大容量是绕组的额定容量；——该侧的额定相电压②计算互感器各侧二次回路额定电流式中——三相对称情况下电流互感器的接线系数，电流互感器为星型接线时，三角形接线时；——电流互感器变 表5.1二次额定电流的计算及结果名称各侧数值额定电压（KV）10KV35KV额定电流（KA）电流互感器的接线方式△Y电流互感器一次电流计算值3640AA选用电流互感器的变比2000/5=4002000/5=400电流互感器二次额定电流（A）3640/400=9.11800/400=4.5由上表可见，10KV电流互感器二次额定电流较大，取10KV侧为基本侧2确定制动线圈的接入方式：将制动线圈接在35KV侧电流互感器的循环电流回路臂内。3、差动保护基本侧一次侧动作电流①躲过变压器空载投入或外部故障切除后电压恢复时的励磁涌流式中：——可靠系数，采用1.3；——励磁涌流最大倍数 ——变压器额定电流：代入得=A②躲过外部短路时的最大不平衡电流利用实用计算式：式中：——可靠系数，采用1.3；——非同期分量引起的误差，采用1；——同型系数，CT型号相同且处于同一情况时取0.5，型号不同时取1，本设计取1。——变压器调压时所产生的相对误差，采用调压百分数的一半，本设计取0.05。——继电器整定匝书数与计算匝数不等而产生的相对误差，暂无法求出，先采用中间值0.05。0.1——电流互感器容许的最大稳态相对误差。代入上式得③躲过电流互感器二次回路断线的最大负荷电流式中：——可靠系数，采用1.3；——正常运行时变压器的最大负荷电流；采用变压器的额定电流。代入上式得=比较上述（1），（2），（3）式的动作电流，取最大值为计算值，即:保护基本侧的工作电流取4、确定差动继电器的动作电流和基本侧的差动线圈匝数值最大的一侧为基本侧，直接接差动线圈。其余两侧接平衡线圈差动继电器的基本动作电流 差动线圈匝数的确定式中——继电器的动作安匝，取——差动线圈计算匝数实际匝数整定选用5、确定非基本侧工作线圈和平衡线圈匝数选取非基本侧工作线圈匝数1选取非基本侧工作线圈匝数3计算匝数=1+3=46、计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差实际相对误差，所以不必重算动作电流。5.2.3过电流保护的整定计算保护装置的启动电流应按躲开变压器可能出现的最大负荷电流来整定。对并联运行的变压器，应考虑突然切除一台时所出现的过负荷，当各台变压器容量相同时，可按下式计算： 式中，——并列运行变压器的最少台数；——每台变压器的额定电流。此时，保护装置的启动电流应整定为：式中，——可靠系数，取为1.3.；——恢复系数，取为0.85。继电器的动作电流为：式中，——三相对称情况下电流互感器的接线系数，电流互感器为星型接线时，三角形接线时；——电流互感器变比（1）35KV侧过电流保护的整定计算：保护装置的启动电流应整定为：继电器的动作电流为：（2）10KV侧过电流保护的整定计算：保护装置的启动电流应整定为：继电器的动作电流为：5.2.4变压器的过负荷保护整定计算对称过负荷保护的动作电流，按避越额定电流整定： 式中，——可靠系数，取为1.05；——恢复系数，取为0.85；——保护安装侧的额定电流。35KV侧=1040A，10KV侧=3640A，5.2.5无功补偿容量的计算电容器补偿容量的计算。必须掌握补偿前的功率因数值和补偿后要达到的功率因数值，及补偿的负荷功率，故功率计算公式式中---补偿装置容量，kvar；---负荷功率，kw；---补偿前的功率因数；---补偿后的功率因数；本变电站设计中，35KV电压等级与无穷大系统连接，无需补偿。10KV电压等级：补偿前功率因数=0.85，补偿后功率因数达到0.95，P=2550*0.85=2167.5KW补偿容量==2167.5(0.6197-0.3287)=630.7425kvar根据补偿容量选择10KV并联电容器的型号为,其中额定电压为10KV,总标称容量为1500kvar，单标称容量为50kvar。 6基于组态王监控软件的监控设计6.1监控系统介绍电气监控管理系统（ECMS），是应用计算机、信号处理、现场总线及以太网通信、继电保护等技术，实现对发电厂内发电机、变压器、电动机、馈线等电气设备及电气自动装置（智能设备）的测量、控制、保护、计量、监视、故障分析、二次设备运行维护管理等功能。ECMS系统实现了发电厂电气系统监控、保护、管理、维护等功能，是电厂电气综合自动化系统。该系统可以部分或全部代替监视控制二次硬接线，通过通信或部分硬接线与DCS协调工作，并通过通信接口实现与电厂的MIS、SIS等自动化系统交换信息，实现优化系统结构、增强系统功能、减轻运行维护工作量的目标，从而大大提高火电厂的整体自动化水平和运行管理水平，进而提高电厂在发电市场的竞争能力。6.2优化的整体设计方案系统实现了全厂电气系统的数据采集、测量、继电保护、控制等基本功能，并可实现电度计量、远程抄表、自动报表管理、故障信息管理、发电机运行状态监视、小电流接地选线等功能。站控层及通信管理层组态一体化设计，保证组态功能一次完成，系统组态调试方便。同时在操作界面上符合电厂运行人员习惯；从整体上考虑的系统通信体系及通信机制，保证间隔层、通信层、站控层之间的通信高速可靠，同时提供了开放的与DCS及SIS、MIS等的接口。 统一系统时钟，保护测控装置支持IRIG-B等对时方式，对时精度为1ms。工业以太网与现场总线相结合的技术实现站控层和通信管理层的分层逻辑闭锁功能。系统具有高精度电能计量及自动抄表功能，可用于内部计量考核。系统具有厂用电保护信息系统子站功能，实现厂用电系统故障信息及故障波形的采集、分析功能，为保护人员进行事故处理提供帮助。还可接入其它保护设备如发变组保护、起备变保护等，完成全厂的保护信息子站功能。系统具有微机五防系统功能（一体化五防系统）；1强大灵活的通信方式站控层网络采用100M/1000M以太网，并配以适应工业控制场合应用的高可靠性交换机、网关等网络通信设备，构成系统强大的通信平台；通信层及间隔层支持工业以太网，并支持PROFIBUS现场总线、CAN总线、RS485等通信方式。支持经国际认证的PROFIBUSDP-V1规约，以及MODBUS规约等。站控层、间隔层支持双网热备运行方式。系统采用高效、新颖的算法同时收取双网数据并甄别数据的有效性，故障时不需切换网络，消除了由于网络切换而带来的数据丢失和重复问题，保证了数据传输的快速性和安全可靠性；自行开发的网络通信设备采用工业级芯片，交、直流供电，机架式安装结构，满足二次设备电磁兼容标准；2高实时性系统电气监控管理系统采用了多种方法和技术来保证了数据的实时性能，可完全满足全通信控制的实时性要求。·通信层采用以64位微处理器芯片自主开发的通信管理单元vz，硬件采用多CPU智能结构，软件采用世界先进的VxWorks嵌入式实时多任务操作系统，以及高速工业以太网和现场总线，构成强大的通信平台。·站控层网络采用100M/1000M以太网，通过实时数据库与商用数据库结合技术、专为发电厂公用段数据分发开发的快速智能网桥技术，提供了快速数据访问、负载自动均衡的高速网络。·站控层和通信管理层均采用了事件触发方式的数据处理机制，在第一时间快速实现数据的响应。事件包含了SOE事件、保护动作事件、自诊断事件等。·典型实时性参数：>>遥信变位到ECMS数据库（后台画面）：≤1秒>>模拟量变化到ECMS数据库（后台画面）：≤1.5秒 >>遥控命令（ECMS主站发命令到就地设备执行）：≤0.5秒>>装置4-20mA接口数据稳定时间(到ECMS数据库)：≤1.5秒>>DCS遥控命令到返回DCS画面时间：≤2秒>>模拟量（含4-20mA）变化至DCS数据稳定时间：≤2秒3高可靠性、安全性35kV/10kV保护测控装置，380V保护测控装置均有完善的屏蔽、隔离等措施，均通过了最高等级的电磁兼容试验，抗干扰能力强。系统采用了大量冗余与容错技术。包括了双现场总线网络、站控层双以太网、站控层设备冗余、双通信管理机设计、DCS通信通道冗余等多方面措施。自诊断与自恢复。间隔层设备、通信管理层设备及站控层设备均具有自诊断能力，包括了通信质量的诊断、数据错误诊断、硬件故障诊断等方面。同时在间隔层和通信管理层还采用了软件看门狗和硬件看门狗相结合的技术，提高了自恢复能力。通信管理层和站控层采用了双机模式，实现了数据差异备份和数据自恢复功能。除防火墙、杀毒软件等保护措施，系统使用了网络分段、专用通信端口、特殊数据包格式、加密的数据算法等方法提高网络传输的安全性。并通过权限管理、逻辑闭锁、防误等方法提高了运行操作的安全性。6.3系统结构ECMS采用了先进的分层分布式结构，一般分为站控层、通信管理层、间隔层三层，形成三层设备两层网络架构，组网方式灵活多样，满足用户的不同需求。 图6.1系统结构1站控层站控层是整个ECMS的控制管理中心，完成对整个系统数据的采集、显示、处理、监视等功能，可实现站控层的逻辑闭锁以及与DCS通信，同时实现对电气设备的控制功能（需授权）。站控层设备一般包括数据库服务器、工程师站、操作员站、通信网关等，每类功能的设备均支持冗余配置（主备关系），用户根据需要自由组合。2通信管理层通信管理层是整个ECMS系统的核心，完成站控层和间隔层数据信息的上传下发，并可通过相应接口接入DCS，在通信管理层实现逻辑闭锁并可以与DCS通信，实现厂用电电气部分的控制功能。通信管理层由多个通信管理单元组成，通信管理单元可以同时支持多种类型的通信口，包括工业以太网接口、Profibus接口、CAN接口、RS-485、RS-232等串行通信口等。3间隔层间隔层由众多的保护测控装置和自动装置构成，这些装置具有保护、测量、控制、计量、通信等基本功能，并完成各自的特殊功能。间隔层设备包含：厂用中压保护测控装置（110/35/10kV）；厂用低压保护测控装置（380V）；发变组、起备变保护；励磁、快切、UPS、绝缘监测、同期、柴油机、直流等智能设备。 6.4系统功能        ·实时数据采集与处理        ·配合DCS分层实现控制逻辑闭锁        ·通过标准通信协议与DCS、SIS、MIS通信        ·支持ProfibusDPV1协议的开放式现场总线        ·间隔层装置软件可编程        ·数据库组态与画面生成        ·图形化的人机界面         ·一体化五防        ·图形顺控        ·逻辑图闭锁        ·SCADA        ·事件告警    ·报表        ·操作票        ·历史数据管理        ·实时曲线和历史曲线        ·光字牌        ·小电流接地选线        ·WEB服务6.5综合自动化系统的模块组成综合自动化计算机系统可采用研华科技生产的工业控制计算机IPC－610为硬件平台，辅以外围模块（智能传感器、继电器板、开入开出板以及电源等），就构成了完整的硬件体系，可完成数据采集，实时控制等工作。具体模块如图6.2所示： 图6.2硬件结构图6.6组态王软件的硬件环境组态王把每一台与之通讯的设备看作是外部设备，为实现组态王和外部设备的通讯，组态王内置了大量设备的驱动程序作为组态王和外部设备的通讯接口，在开发过程中只需根据工程浏览器（TouchExplorer）提供的“设备配置向导”一步步完成连接过程即可实现组态王和相应外部设备驱动的连接。在运行期间，组态王就可通过驱动接口和外部设备交换数据，包括采集数据和发送数据指令。每一个驱动都是一个COM对象，这种方式使驱动和组态王构成一个完整的系统，既保证了运行系统的高效率，也使系统有很强的扩展性。6.7监控界面图6.3工程设计界面 图6.4监控主界面图6.5主变压器信息 图6.610KV电容报表图6.7测量量 图6.8系统通讯图 总结毕业设计是在完成了理论课程和毕业实习的基础上对所学知识一次综合性的总结，是工科学生完成基础课程之后，将理论与实践有机联系起来的一个重要环节，是为以后走向工作岗位能更好的服务社会打下基础的重要环节。通过本次毕业设计，我树立了工程观点，能初步联系实际，计算和解决实际工程能力等方面得到训练，进一步巩固了电力生产的专业知识，掌握了CAD绘图方面的知识、方法，掌握了科技论文写作的一般知识及科技文献资料的查找技巧，为以后从事设计、运行和科研工作，奠定必需的知识基础。变电站的设计，是对所学知识进行的一次检验和实践，从而使电力专业知识得到巩固和加深，逐步提高了分析问题和解决问题的能力。在设计的过程中，我查阅了大量的文献资料，积累了丰富的第一手材料，在主接线设计、电气设备选择、平面布置等具体设计任务中进行了大量的比较、计算、优化有效的培养了自己分析问题、解决问题的能力，并使专业知识得到巩固和升华。在设计过程中，因为时间近、任务重，特别是CAD制图难度比较大，经常是通宵达旦的计算、绘图，十分辛苦。这使我深深感受到了奋战在我国电力系统设计第一线的专家、工程师和技术人员的辛劳，对他们为我国电力事业所付出的汗水所做出的贡献表示深深的敬意。在以后的学习和工作中，我将继续发扬这种能吃苦的精神，为我国电力事业发展做出应有的贡献。但在本次设计中仍有不足与疏漏。在设计过程中，虽然有老师的耐心讲解，有大量的文献资料可供查阅，但对于一些具体问题，比如PT、CT二次侧的选择条件、复杂网络的短路电流计算、监控系统的设计等，仍感觉吃不透，我将在以后的工作、学习中扬长避短，发扬严谨的科学态度，使所到的知识不断升华。 致谢值此论文完成之际，我衷心地感谢张明光教授。在我的设计过程中张教授给予了悉心地指导和精辟的建议，使得本课题的设计任务得以顺利完成，特别是在设计的最初阶段，张教授耐心细致地给我讲解，指导我查阅资料，为我排除困扰，使我走出困境。在我的设计过程中张教授倾注了大量的心血和汗水，他严谨的治学态度、渊博的知识水平和踏实的工作作风给我留下了深刻的印象，在此，我向张老师致以最诚挚的谢意。同时，我感谢兰州理工大学技术工程学院图书馆全体老师给我提供的帮助和指导，感谢各位同学在学习、生活中给我的鼓励和帮助。感谢所有在设计过程中同我一起探讨问题的同学，使我能够顺利完成设计。衷心感谢其他所有关心我，帮助我的老师、同学和朋友们。 参考文献[1]、傅知兰.电力系统电气设备选择与实用计算[M].中国电力出版社2004[2]、电力工业部，电力规划设计院.电力系统设计手册[M].中国电力出版社[3]、西北电力设计院.电力工程设计手册[M].中国电力出版社[4]、王锡凡.电力工程基础[M].西安交通大学出版社1998[5]、吴希再.电力工程[M].华中科技大学出版社2004[6]、牟道槐.发电厂变电站电气部分[M].重庆大学出版社2003[7]、陈生贵.电力系统继电保护[M].重庆大学出版社2003[8]、西北电力设计院.电力工程电气设备手册[M].中国电力出版社[9]、陆安定.发电厂变电所及电力系统的无功功率[M].中国电力出版社[10]、AKIRAONUKI，PhaseTransitionDynamics[M].CAMBRIDGEUNIVERSITYPRESS2005[11]、G.Orelind,“OptimalPIDgainscheduleforhydrogeneratorsdesignandapplication”,IEEETrans[J].onEnergyConversion,Vol.4,No.3,Sept,1989[12]、www.cambridge.org 附录LINEPROTECTIONWITHDISTANCERELAYSDistancerelayingshouldbeconsideredwhenovercurrentrelayingistoosloworisnotselective.Distancerelaysaregenerallyusedforphase-faultprimaryandback-upprotectiononsubtransmissionlines,andontransmissionlineswherehigh-speedautomaticreclosingisnotnecessarytomaintainstabilityandwheretheshorttimedelayforend-zonefaultscanbetolerated.Overcurrentrelayshavebeenusedgenerallyforground-faultprimaryandback-upprotection,butthereisagrowingtrendtowarddistancerelaysforgroundfaultsalso.Single-stepdistancerelaysareusedforphase-faultback-upprotectionattheterminalsofgenerators.Also,single-stepdistancerelaysmightbeusedwithadvantageforback-upprotectionatpower-transformertanks,butatthepresentsuchprotectionisgenerallyprovidedbyinverse-timeovercurrentrelays.Distancerelaysarepreferredtoovercurrentrelaysbecausetheyarenotnearlysomuchaffectedbychangesinshort-circuit-currentmagnitudeasovercurrentrelaysare,and,hence,aremuchlessaffectedbychangesingeneratingcapacityandinsystemconfiguration.Thisisbecause,distancerelaysachieveselectivityonthebasisofimpedanceratherthancurrent..THECHOICEBFTWEENIMPFDANCE,RFACTANCE,ORMHOBecausegroundresistancecanbesovariable,agrounddistancerelaymustbepracticallyunaffectedbylargevariationsinfaultresistance.Consequently,reactancerelaysaregenerallypreferredforgroundrelaying.Forphase-faultrelaying,eachtypehascertainadvantagesanddisadvantages.Forveryshortlinesections,thereactancetypeispreferredforthereasonthatmoreofthelinecanbeprotectedathighspeed.Thisisbecausethereactancerelayispracticallyunaffectedbyarcresistancewhichmaybelargecomparedwiththelineimpedance,asdescribedelsewhereinthischapter.Ontheotherhand,reactance-typedistancerelaysatcertainlocationsinasystemarethemostlikelytooperateundesirablyonseveresynchronizing-powersurgesunless additionalrelayequipmentisprovidedtopreventsuchoperation.Themhotypeisbestsuitedforphase-faultrelayingforlongerlines,andparticularlywhereseveresynchronizing-powersurgesmayoccur.Itistheleastlikelytorequireadditionalequipmenttopreventtrippingonsynchronizing-powersurges.Whenmhorelayingisadjustedtoprotectanygivenlinesection,itsoperatingcharacteristicenclosestheleastspaceontheR-Xdiagram,whichmeansthatitwillbeleastaffectedbyabnormalsystemconditionsotherthanlinefaults;inotherwords,itisthemostselectiveofalldistancerelays.Becausethemhorelayisaffectedbyarcresistancemorethananyothertype,itisappliedtolongerlines.Thefactthatitcombinesboththedirectionalandthedistance-measuringfunctionsinoneunitwithonecontactmakesitveryreliable.Theimpedancerelayisbettersuitedforphase-faultrelayingforlinesofmoderatelengththanforeitherveryshortorverylonglines.Arcsaffectanimpedancerelaymorethanareactancerelaybutlessthanamhorelay.Synchronizing-powersurgesaffectanimpedancerelaylessthanareactancerelaybutmorethanamhorelay.Ifanimpedance-relaycharacteristicisoffset,soastomakeitamodifiedrelay,itcanbemadetoresembleeitherareactancerelayoramhorelaybutitwillalwaysrequireaseparatedirectionalunit.Thereisnosharpdividinglinebetweenareasofapplicationwhereoneoranothertypeofdistancerelayisbestsuited.Actually,thereismuchoverlappingoftheseareas.Also,changesthataremadeinsystems,suchastheadditionofterminalstoaline,canchangethetypeofrelaybestsuitedtoaparticularlocation.Consequently,torealizethefullestcapabilitiesofdistancerelaying,oneshouldusethetypebestsuitedforeachapplication.Insomecasesmuchbetterselectivitycanbeobtainedbetweenrelaysofthesametype,but,ifrelaysareusedthatarebestsuitedtoeachline,differenttypesonadjacentlineshavenoappreciableadverseeffectonselectivity.THEADJUSTMENTOFDISTANCERELAYSPhasedistancerelaysareadjustedonthebasisofthepositive-phase-sequenceimpedancebetweentherelaylocationandthefaultlocationbeyondwhichoperationofagivenrelayunitshouldstop.Grounddistancerelaysareadjustedinthesameway,althoughsometypesmay respondtothezero-phase-sequenceimpedance.Thisimpedance,orthecorrespondingdistance,iscalledthe"reach"oftherelayorunit.Forpurposesofroughapproximation,itiscustomarytoassumeanaveragepositive-phase-sequence-reactancevalueofabout0.80hmpermileforopentransmission-lineconstruction,andtoneglectresistance.Accuratedataareavailableintextbooksdevotedtopower-systemanalysis.Toconvertprimaryimpedancetoasecondaryvalueforuseinadjustingaphaseorgrounddistancerelay,thefollowingformulaisused:wheretheCTratioistheratioofthehigh-voltagephasecurrenttotherelayphasecurrent,andtheVTratioistheratioofthehigh-voltagephase-to-phasevoltagetotherelayphase-to-phasevoltage-allunderbalancedthree-phaseconditions.Thus,fora50-mile,138-kvlinewith600/5wye-connectedCT"s,thesecondarypositive-phase-sequencereactanceisaboutItisthepracticetoadjustthefirst,orhigh-speed,zoneofdistancerelaystoreachto380%t090%ofthelengthofatwo-endedlineort080%t090%ofthedistancetothenearestterminalofamultiterminal.Thereisnotime-delayadjustmentforthisunit.Theprincipalpurposeofthesecond-zoneunitofadistancerelayistoprovideprotectionfortherestofthelinebeyondthereachofthefirst-zoneunit.Itshouldbeadjustedsothatitwillbeabletooperateevenforarcingfaultsattheendoftheline.Todothis,theunitmustreachbeyondtheendoftheline.Evenifarcingfaultsdidnothavetobeconsidered,onewouldhavetotakeintoaccountanunderreachingtendencybecauseoftheeffectofintermediatecurrentsources,andoferrorsin:(1)thedataonwhichadjustmentsarebased,(2)thecurrentandvoltagetransformers,and(3)therelays.Itiscustomarytotrytohavethesecond-zoneunitreachtoatleast20%ofanadjoininglinesection;thefartherthiscanbeextendedintotheadjoininglinesection,themoreleewayisallowedinthereachofthethird-zoneunitofthenextline-sectionbackthatmustbeselectivewiththissecond-zoneunit. Themaximumvalueofthesecond-zonereachalsohasalimit.Underconditionsofmaximumoverreach,thesecond-zonereachshouldbeshortenoughtobeselectivewiththesecond-zoneunitsofdistancerelaysontheshortestadjoininglinesections,asillustratedinFig.l.Transientoverreachneednotbeconsideredwithrelayshavingahighratioofresettopickupbecausethetransientthatcausesoverreachwillhaveexpiredbeforethesecond-zonetrippingtime.However,iftheratioofresettopickupislow,thesecond-zoneunitmustbeseteither(l)withareachshortenoughsothatitsoverreachwillnotextendbeyondthereachofthefirst-zoneunitoftheadjoiningline4sectionunderthesameconditions,or(2)withatimedelaylongenoughtobeselectivewiththesecond-zonetimeoftheadjoiningsection,asshowninFig.2.Inthisconnection,anyunderreachingtendenciesoftherelaysontheadjoininglinesectionsmustbetakenintoaccount.Whenanadjoininglineissoshortthatitisimpossibletogettherequiredselectivityonthebasisofreact,itbecomesnecessarytoincreasethetimedelay,asillustratedinFig.2.Otherwise,thetimedelayofthesecond-zoneunitshouldbelongenoughtoprovideselectivitywiththeslowestof(l)bus-differentialrelaysofthebusattheotherendoftheline(2)transformer-differentialrelaysoftransformersonthebusattheotherendofthe or(3)linerelaysofadjoininglinesections.Theinterruptingtimeofthecircuitbreakersofthesevariouselementswillalsoaffectthesecond-zonetime.Thissecond-zonetimeisnormallyabout0.2secondto0.5second.Thethird-zoneunitprovidesback-upprotectionforfaultsinadjoininglinesections.Sofaraspossible,itsreachshouldextendbeyondtheendofthelongestadjoininglinesectionundertheconditionsthatcausethemaximumamountofunderreach,namely,arcsand intermediatecurrentsources.Figure3showsanormalback-upcharacteristic.Thethird-zonetimedelayisusuallyabout0.4secondtol.Osecond.Toreachbeyondtheendofalongadjoininglineandstillbeselectivewiththerelaysofashortline,itmaybenecessarytogetthisselectivitywithadditionaltimedelay,asinFig.4THEEFFECTOFARCSONDISTANCE-RELAYOPERATIONThecriticalarclocationisjustshortofthepointonalineatwhichadistancerelay"soperationchangesfromhigh-speedtointermediatetimeorfromintermediatetimetoback-uptime.Weareconcernedwiththepossibilitythatanarcwithinthehigh-speedzonewillmaketherelayoperateinintermediatetime,thatanarcwithintheintermediatezonewillmaketherelayoperateinback-uptime,orthatanarcwithintheback-upzonewillpreventrelayoperationcompletely.Inotherwords,theeffectofanarcmaybetocauseadistancerelaytounderreach.Foranarcjustshortoftheendofthefirst-orhigh-speedzone,itistheinitialcharacteristicofthearcthatconcernsus.Adistancerelay"sfirst-zoneunitissofastthat,iftheimpedanceissuchthattheunitcanoperateimmediatelywhenthearcisstruck,itwilldosobeforethearccanstretchappreciablyandtherebyincreaseitsresistance.Therefore,wecancalculatethearccharacteristicforalengthequaltothedistancebetweenconductorsforphase-to-phasefaults,oracrossaninsulatorstringforphase-to-groundfaults.Ontheotherhand,forarcsintheintermediate-timeorback-upzones,theeffectofwindstretchingthearc shouldbeconsidered,andthentheoperatingtimeforwhichtherelayisadjustedhasanimportantbearingontheoutcome.Tendingtooffsetthelongertimeanarchastostretchinthewindwhenitisintheintermediateorback-upzonesisthefactthat,thefartheranarcingfaultisfromarelay,thelesswillitseffectbeontherelay"soperation.Inotherwords,themorelineimpedancethereisbetweentherelayandthefault,thelesschangetherewillbeinthetotalimpedancewhenthearcresistanceisadded.Ontheotherhand,thefartherawayanarcis,thehigheritsapparentresistancewillbebecausethecurrentcontributionfromtherelayendofthelinewillbesmaller,asconsideredlater.Asmallreductioninthehigh-speed-zonereachbecauseofanarcisobjectionable,butitcanbetoleratedifnecessary.Onecanalwaysuseareactance-typeormodified-impendancetypedistancerelaytominimizesuchreduction.Theintermediate-zonereachmustnotbereducedbyanarctothepointatwhichrelaysofthenextlinebackwillnotbeselective;ofcourse,theytoowillbeaffectedbythearc,butnotsomuch.Reactance-typeormodified-impendance-typedistancerelaysareusefulherealsoforassuringtheminimumreductioninsecond-zonereach.Figure5showshowanimpedanceormhocharacteristiccanbeoffsettominimizeitssusceptibilitytoanarc.Onecanalsohelpthesituationbymakingthesecond-zonereachaslongaspossiblesothatacertainamountofreachreductionbyanarcispermissible.Conventionalrelaysdonotusethereactanceunitfortheback-upzone;instead,theyuseeitheranimpedanceunit,amodified-impendanceunit,oramhounit.Iffailureoftheback-upunittooperatebecauseofanarcextendedbythewindisaproblem,themodified-impendanceunitcanbeusedorthemho-or"starting"-unitcharacteristiccanalsobeshiftedtomakeitsoperationlessaffectedbyarcresistance.Thelow-resetcharacteristicofsometypesofdistancerelayisadvantageousinpreventingresetasthewindstretchesoutanarc. Althoughanarcitselfispracticallyallresistance,itmayhaveacapacitive-reactanceoraninductive-reactancecomponentwhenviewedfromtheendofalinewheretherelaysare.Theimpedanceofanarc(ZA)hastheappearance:whereI1=thecomplexexpressionforthecurrentflowingintothearcfromtheendofthelinewheretherelaysunderconsiderationare.I2=thecomplexexpressionforthecurrentflowingintothearcfromtheotherendoftheline.RA=thearcresistancewithcurrent(I1+I2)flowingintoitOfmorepracticalsignificanceisthefactthat,asshownbytheequation,thearcresistancewillappeartobehigherthanitactuallyis,anditmaybeverymuchhigher.Aftertheotherendofthelinetrips,thearcresistancewillbehigherbecausethearccurrentwillbelower.However,itsappearancetotherelayswillnolongerbemagnified,because12willbezero.Ⅵmetheritsresistancewillappeartotherelaystobehigherorlowerthanbeforewilldependontherelativeandactualmagnitudesofthecurrentsbeforeandafterthedistantbreakeropens.currentwillbelower.However,itsappearancetotherelayswillnolongerbemagnified,because12willbezero.Ⅵmetheritsresistancewillappeartotherelaystobe higherorlowerthanbeforewilldependontherelativeandactualmagnitudesofthecurrentsbeforeandafter. 输电线路的距离保护在过电流保护灵敏度低或选择性差时，应当考虑采用距离保护。距离保护通常用于输电线路相间短路的主保护和后备保护，装有快速自动重合闸的线路不需要保持稳定性，而且在线路末端区域短路时容许短时间延时。过电流保护通常用于接地短路的主保护和后备保护，但接地故障也逐渐有运用距离保护的趋势。单段式距离保护被用于发电机出线端相间短路的后备保护，同时，单段距离保护也可方便的用于电力变压器故障的后备保护。但在目前，还是用反时限过电流保护作为电力变压器故障的后备保护。距离保护比电流保护更好，因为距离保护受短路电流大小变化的影响比电流保护小的多，因此，距离保护受电力系统运行方式的影响非常小。这是冈为，距离保护的继电器动作是依据阻抗而不是电流。一、全阻抗继电器、电抗继电器和电阻继电器的选择因为接地电阻是可变的，而接地距离继电器必须几乎不受短路电阻大的变化的影响。因此，电抗保护更适用于接地保护。对于相间保护，每一种类型都有它的优点和缺点。在非常短的线路段，使用电抗型继电器更好的原因在于它可以迅速的保护更长的线路。这是因为电抗继电器实际上不受过渡电阻的影响，这或许是与线路全阻抗继电器最大的区别。另一方面，在系统中产生严重的同步振荡时，电抗型距离保护在系统中的某个区域很可能发生误动作，除非提供额外的保护装置防止这种情况发生。电阻型继电器最适合用于可能发生严重的同步震荡的长线路的相间短路保护。它可以不需要装设额外的保护设备防止线路发生同步振荡时发生误动作。当电阻型保护适合保护任何给定的线路段时，它的动作特性曲线在R—X图表中的区域最小，这意味着它受其他异常系统情况的影响比受线路故障的影响小；换句话说，在所有的距离保护中它最具有选择性。因为电阻继电器受过渡电阻的影响比其他类型的大，所以它适用于长线路。实际上它与方向继电器和测量阻抗继电器联合使用时将使它可靠性更好。 全阻抗继电器能较好的实用于中等长度线路的相间短路保护，而不实用于太长或太短线路的保护。过渡电阻对全阻抗继电器的影响比对电抗继电器的影响大，而比对电阻继电器的影响小：系统同步振荡对全阻抗继电器的影响比对电抗继电器的影响小，而比对电阻继电器的影响大。如果一个阻抗继电器的特性被补偿，可以使它成为一个改良的继电器，既可以类似于电抗继电器的特性也可以类似于电阻继电器的特性，但它总是需要一个独立的方向元件。各种类型的距离继电器在它们最适用的线路长度范围上没有严格的划分，实际上，这些区域存在着许多重叠。同样，系统中发生的变化，比如线路接线端的增加，可能要改换一种更实用于这种特殊区域的继电器类型。因此，应该了解距离保护所有的性能，选用最适合各自需要的继电器类型。在某些情况下在同类型的保护中能获得更好的选择，除此之外，如果保护被用在最适合的各条线路上，相邻线路上的不同类型的保护在选择上没有明显的不利的影响。二、距离保护的整定相间距离保护依据保护安装位置到短路位置之间线路的正序阻抗对给定的继电器进行阻抗整定，发生在这个范闱外的短路继电器不动作。接地距离保护用同样的方法进行整定，尽管某些保护可以对零序阻抗作出反应。整定的这个阻抗，或者是它相应的距离，称为继电器或元件的保护范围。为了近似接近目的，习惯上取定一个正序阻抗平均值为每英里0.8欧姆的值作为户外输电线路架设的保护范同，并且可以忽略电抗。精确的数据在电力系统分析书中是可以找到的。在整定相间或接地阻抗继电器使初级阻抗转化为使用的二次阻抗时，可以使用下面公式：式中CTratio是高压相电流与继电器相电流的比值，VTratio是高压相电压与继电器总相电压在三相平衡条件下的比值。例如，对于一条50英里长、输电电压为138KV的线路配置变比为600/5、Y连接的CT时，二次的正序阻抗值为：在实际中常整定距离保护第I段的保护范围为双端线路长度的80%— 90%，或为多端网络中最近两端距离的80%—90%。这一段保护区内没有时间延迟。距离保护第II段保护的主要任务是保护第I段保护元件保护范围外的线路。它的整定值应该可以使继电器在线路末端甚至发生经过渡电阻短路时能动作。为了实现这个目的，第段II保护的保护范围应延伸到线路末端以外。即使过渡电阻的影响没有被考虑，也应该把由于分支电流源的影响和由于(1)整定依据的数据，(2)电流和电压互感器和(3)继电器产生误差的可能趋势考虑在内。通常第II段的保护区应至少达到相邻线路段的20%：延伸到相邻线路的范围越大，用这个Ⅱ段保护元件选择的在下一级线路III段保护区内能被允许的误差越多。第II段保护范围的最大值也有一个限制，在第II段保护范围延伸的过远的情况下，最短的相邻线段上的距离保护的第二段保护元件选择的第II段保护范同足够小，如插图一所示的那样。瞬时过保护现象不需要考虑继电器有较高的复位率，因为造成过保护的瞬时现象将在第二段保护跳闸之前终止。然而，如果复位的比率低，第二段保护区必须设置(1)足够短的保护范围，这样其过保护将不超出相同的条件下的相邻线段的第一段保护区的范围外，或者(2)有足够长的时间延迟作为相邻线路段的第二段保护区动作时间的选择，正如图2所示的那样。在这种情况下，相邻线路上的继电器的任何欠保护的趋势必须被考虑。如果一条 相邻线非常短，以至于不可能得到继电器作出反应的需要的时间的选择，这时增加时间延迟是必要的，正如插图2中所示那样。另外，第二保护区时间延迟应足够的长以保证(1)在线路的另一端的母线上的母线横差保护，(2)在线路的另一端的母线上的变压器的变压器横差保护，或(3)相邻线路的线路保护最低的选择性。这些各种各样原理的断路器切断电路的时间也将影响第二段的动作时间。这个第二段的动作时间通常大约为0.2秒到0.5秒。第Ⅲ段保护作为相邻线路的后备保护，它应尽可能的保护到最长相邻线路的末端外，在最大的保护范围内，图3是一个标准的后备保护特性图。第三段的动作延时通常大约为0.4秒到1.0秒。为了保护到长的相邻线路的末端仍然用短线路的保护来选择动作时间，它可能需要用额外的延时来达到选择性，如图4所示那样。 三、过渡电阻对距离继电器动作的影响过渡电阻的区域在线路上是很小的一点，但在这个区域上距离继电器的动作将会从无时限延迟为第二段动作时间，在从第二段动作时间延迟为后备保护时间。我们考虑在无时限区内的电弧使继电器在第二时间内动作，在第二段动作区的电弧使继电器在后备保护时间内动作，或在后备保护区的电弧阻止继电器彻底动作。换句话说，电弧的影响可能造成距离继电器的拒动。对于恰好在第一段保护区末的电弧，我们关心的是它的初始特性。距离继电器第一段区动作是那样快速，以至于，如果在这种情况阻抗遭电弧袭击时，保护区将会在电弧略微伸展进而增加其阻抗之前动作。因此，我们可以计算弧的初始特性以确定相间短路．导线间的最长等效距离，或相地短路绝缘子串的距离。另一方面，对于在第二动作时间或后备保护区的电弧，应该考虑电弧辐射的影响，再者，继电器整定的动作时间在结果上也是一个重要的方面。当它在第二段或后备保护区时，在较长的时间内电弧不得不在空气中辐射，实际上.也是这样的，电弧故障离继电器越远，继电器的动作受的影响越小，也就是说，和继电器与故障点的线路阻抗越大，电弧阻抗增大时总的阻抗变化越小。另一方面，电弧离继电器越远，它表现出的阻抗越大，因为来自线路末端继电器的电流将变的更小，在下文将予以讨论。 由于电弧的影响，无时限保护区的保护范围将略有减小，如果是不可避免的，它可以被容许。我们可以用电抗型或改良阻抗型距离继电器将这个缩小减到最小程度。第二段保护区的保护范围不是一定由于电弧而减小，但在电弧点下一级线路后的保护将不能被选择；当然，它们也受电弧的影响，但影响小是很大。电抗型或改良阻抗型距离继电器在使第二段保护区保护范围的缩小程度最小方面也是非常有用的。插图5显示了阻抗或电阻特性如何被补偿使它对电弧的反应最小化。它也能通过使第二段保护区尽可能延伸来促进这种情况，以便在电弧的影响下容许一个特定的保护范闱。一般的保护不在后备保护区使用电抗元件，而是使用全阻抗元件或电阻元件。如果电弧幅射太长，后备保护元件动作失败，可以使用改进的阻抗元件，电阻元件或起动元件的特性可以被改进使它的动作受过渡电阻的影响减小。一些类型的距离继电器稍微的重新设定它的特性在防止电弧辐射太长方面是很有利的。尽管电弧本身实际上都是电阻，但从装设保护的线路末端看它可以有一个容抗或感抗。电弧的电抗用下式来计算：式中：I1为从被保护线路末端流入电弧的电流，I2为从线路另一端流入电弧的电流，RA为电流(I1+I2)流过的电弧电阻。 大量重要的实践表明，正如上面的公式所示那样，电弧阻抗的表现值比它实际的大，而且它的值可能非常高。当到达线路的另一端后，电弧阻抗值将非常的高，因为电弧电流将降低。然而，它的出现对于保护的影响不会再扩人，因为电流I2将变为零。电弧的电阻对保护的影响是否比原来高还是低依赖于距离断路器断开前和后电流的相对变化关系利实际值。'