110KV变电所系统设计DOC

第1章 设计内容与任务

1.1 原始资料

1.1.1 课题名称：110KV变电所系统设计 1.1.2 建设性质及规模

待设计的变电所是按系统规划，为满足该地区工厂、农村供电的负荷需要而建设的终端变电所。电压等级：110/35/10KV；

进出线路回数：110KV，2回；35KV， 4回；10KV， 12回；

1.1.3 电力系统与本变电所的连接情况

本变电所距离110KV系统变电所（可视为大容量系统）60Km，正常运行时由110KV系统变电所向待设计变电所供电；本地区有一总装机容量12MW的35KV出线的火电厂一座，距本变电所12Km。

1.1.4 负荷资料

35KV侧负荷：近期负荷如下表，预计远期新增负荷6MW。

表1.1 35KV侧近期负荷资料

序号 1 2 用户名称 冶炼厂 河西边 用户类别 I II 最大负荷（MWA） 5.5 15.5 10KV侧负荷：近期负荷如下表，预计远期新增负荷5MW。

表1.2 10KV侧近期负荷资料

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 用户名称 机械厂 医院 河东变 铁路用电 化工厂 电机厂 水泥厂 印染厂 农用电 用户类别 III I III I II II III III III 最大负荷 1.3 0.5 2.5 0.9 2.0 1.0 1.0 1.2 0.5 备注 有备用电源 有备用电源 湖南工业大学本科毕业设计（论文）过程管理资料

1.35KV及10KV负荷功率因数均取0.85；

2.负荷同时率：35KV，Kt=0.9；10KV，Kt=0.85； 3.年最大负荷利用小时数均取3500h； 4.网损率取A%=5%～8%；

5.变电所站用电计算负荷50KW，功率因数取0.87；

1.1.5气象条件

本变电所选址在市区的近郊边缘，年最低温度零下5摄氏度，年最高温度40摄氏度，年最日平均温度32摄氏度，地震裂度6度以下；

1.2设计任务

1.负荷计算与主变压器的选择； 2.变电所电气主接线设计；

3.短路电流的计算与电气设备的选择； 4.厂区高压配电系统设计； 5.改善功率因数装置设计； 6.继电保护装置的设计；

1.3设计成果

1．设计说明书一份，其中包括设计的原始资料，完成设计内容时所依据的原则，计算步骤及举例。计算结果列表说明，以及插图等。说明书要求简明扼要，整洁美观；

2．变电所电气主接线单线图；

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第2章 电气主接线设计

2.1 电气主接线的设计

根据设计任务书的要求，在对原始资料进行详细分析的基础上，根据对电源和各电压侧出线回路数、电压等级以及母线结构等不同的考虑，对各电压等级拟定出若干个主接线方案（本期和远期）。依据对主接线的基本要求，从技术上论证并淘汰一些明显不合理的方案，最终确定出在技术上合理、经济上可行的最终方案。

2.1.1 110KV侧主接线的设计

110KV侧是本次待设计变电所的最高等级，直接与110KV系统供电电源相连接，一旦出现故障或检修而出现停电情况，将会影响下一级电压等级供电。供电可靠是变电所的首要任务，而在出现故障、检修时也不能影响变电所的连续供电。

110KV侧主接线最终确定为采用双母线带旁路母线的接线。

采用此接线形式的优点是：1.检修任一组母线时，可不中断供电；2.检修任一母线隔离开关时，只需停运该回路；3.母线发生故障后，能迅速恢复供电；4.运行方式灵活，扩建方便，且扩建施工时不需停电。缺点是：接线较复杂，容易发生误操作事故，占地面积大，投资大。

图2.1 双母线带旁路母线接线

2.1.2 35KV侧主接线的设计

根据原始资料，在35KV等级的中压侧有属于I类的重要用户，所以不能出现在母线检修或故障的停电现象，这将对重要用户造成极大的影响。又该地区有一总装机容量12MW的火电厂一座。

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35KV侧主接线最终确定为单母线分段带旁路母线的接线。

采用此接线形式的优点是：检修任一进出线断路器时，不中断对该回路的供电，和单母线分段接线方式相比，可靠性提高，灵活性增加。缺点是：增设旁路母线后，配电装置占地面积增大，增加了断路器和隔离开关的数目，接线复杂，投资增大。

图2.2 单母线分段带旁路母线接线

2.1.3 10KV侧主接线的设计

根据原始资料，10KV等级低压侧主要向该地区的工业企业、居民生活、医院、铁路、农业用电等供电。其中I类用户占13%，II类用户占28%，I类和II类用电占41%，所以最终确定10KV侧主接线方案时，保证供电的可靠性，即使在检修时也不能出现长时间的停电现象，和为以后远期负荷增加扩建提供方便。

10KV侧主接线最终确定为单母线分段带旁路母线的接线。

采用此接线的优点是：可靠性高，灵活性强，在检修或出现故障是也不会出现长时间的停电现象。缺点是：设置旁路母线的同时，也造成了设备投资增加，配电装置结构及运行操作复杂等问题。

图2.3 单母线分段带旁路母线接线图

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第3章 主变压器的选择

3.1变电所的负荷计算

（1）10KV侧计算负荷：

P总=1.3+0.5+2.5+0.9+2.0+1.0+1.0+1.2+0.5=10.9MW

则10KV侧有功功率为：

P10=P总*Kt10*(1+A%)=10.9*0.85*(1+0.05)+5+0.06=14.7 MW

Kt10，为10KV侧负荷同时率； 故10KV侧视在功率为：

S10=P10/cosφ=9.7/0.85=11.517MVA

（2）35KV侧计算负荷：

P总=5.5+15.5=21MW

则35KV侧有功功率为：

P35=P总*Kt35*（1+A%）=21*0.9*（1+0.05）+6=25.845MW

注：Kt35,35KV侧负荷同时率；A%为网损率，取A%=5%； 故35KV侧视在功率为：

S35=P35/cosφ=19.845/0.85=23.347MVA

（3）110KV侧计算负荷：

P总=P10+P35=14.7+25.845=40.634MW P110=P总*（1+A%）=40.634*1.05=42.666MW S110=P110/ cosφ=42.666/0.85=50.195MVA

由以上计算得待设计变电所的视在功率为：

S总 =50.195MVA

总的有功功率为：

P总=42.666MW

3.2 变电所的无功补偿

无功补偿目的是由于系统功率因数低，降低了发电机和变压器的出力，增加的输电线路的损耗和电压的损失。电力系统要求用户的功率因数不能低于0.9，因此，必须采取措施提高系统的功率因数。目前，提高功率因数的的常用的办法是提高自然功率因数，采用无功补偿装置提高功率因数。

对10KV侧采用对变电所内集中补偿，取补偿后的COSφ=0.9，因此有： Q10=∑P10（tgarccos0.85-taarccos0.9）=2554.38kvar

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选用Y型接线，选择补偿电容器的型号为BGF11/3-100-1

表3.1 电容器技术参数

型号 BGF11/3-100-1 额定电压KV 11/3 额定容量Kvar 100 因为10KV母线采用单母线分段接线，Q10平均分两组，即每段母线每相并联5只电容器。

3.3 主变压器的选择

3.3.1 主变压器台数的确定

本次设计的变电所是终端变电所，电压等级110KV/35KV/10KV，在35KV侧和10KV侧均有属于I、II类的重要用户，为了防止在出现故障或检修时中断对重要用户的供电，提高对供电的可靠性，灵活以后远期负荷增加扩建。

因此，确定在本次设计中装设2台相同容量的主变压器。

3.3.2 主变压器容量的确定

变电所主变压器的容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷来进行选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。

根据该变电所所带负荷的性质和电力系统结构来确定变电所的主变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应按照其中一台停用时，另一台变压器能满足变电所最大综合计算负荷Smax的60%，以及满足全部I类负荷SI和II类负荷SII的供电要求，即

SN=Smax*60%=50.195*60%=30.117（MVA）

I、II类总负荷为：

5.5+15.5+0.5+0.9+2.0+1.0=25.4（MVA）

所以主变压器的容量至少为30.117MVA。

3.3.3 主变压器型号的确定

（1）主变压器相数的确定

主变压器有分单相变压器组和三相变压器组。在330kv及以下的发电厂和变电所中，一般选择三相变压器。由于单相变压器组由三个单相的变压器组成，占地多、造价高、运行维护费用高。只有受变压器的制造和运输条件的时，才考虑采用单相变压器组，因此在本次设计中采用三相变压器组。 （2）主变压器绕组数的确定

当有三种电压的变电所，可以采用双绕组变压器或三绕组变压器。因为2台双绕组变压器才能起到联系三种电压等级的作用，而1台三绕组变压器的价格、所用的控制电

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器及辅助设备比2台双绕组变压器少，运行维护也较方便。

由于待建变电所有三种电压等级，且是一座降压变电所，宜采用三绕组变压器。 （3）主变压器绕组接线组别的确定

主变压器的绕组连接方式必须使得变压器的线电压与系统线电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统主变压器采用的绕组连接方式有星形和三角形两种。

我国电力变压器的三相绕组所采用的连接方式为：110KV及以上电压侧均为“YN”，即有中性点不接地或经消弧线圈接地；35KV作为中压侧时采用“Y”，其中性点不接地或经消弧线圈接地；10KV电压侧一般为“D”，也有“Y”方式。

变压器绕组接线组别，一般考虑系统或机组同步并列要求，为了3次谐波对电源的影响，因此决定本变电所采用YNy0d11的变压器连接方式。 （4）主变压器调压方式的确定

为了确保变电所供电量的可靠性，供电电压必须维持在允许范围内，通过变压器的分接头开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数，从而改变主变压器的变比，实现电压调整。切换的方式有两种：无励磁调压变压器的分接头较少，调压范围只有10%（±2*2.5%），且分接头必须在停电的情况下才能调节；另一种是有载调压，变压器分接头较多，调压范围可达30%，且分接头可在带负荷的情况下调节。

考虑到待设计的变电所的负荷属于I、II类重要负荷占的比重较大，为了确保供电的可靠，有较大的调整范围，确定采用有载调压方式。 （5）主变压器冷却方式的确定

电力变压器的冷却方式，随其型式和容量不同而异，有以下几种类型：

①自然风冷却；②强迫空气冷却，简称风冷却；③强迫油循环风冷却；④强迫油循环水冷却；⑤强迫油循环导向冷却；⑥水内冷；

考虑到冷却系统的供电可靠性，及减少维护的工作量，确定自然风冷却为本变电所主变压器的冷却方式。 （6）主变压器中性点接地

电网的中性点接地方式，决定了主变压器的接地方式。110KV侧采用中性点直接接地或经小阻抗接地；35KV侧采用中性点不接地；10KV侧采用中性点不接地。 （7）普通型和自耦型的选择

自耦型变压器的特点是，其中两个绕组除有电磁联系外，在电路上也有联系。由于自耦型变压器的结构简单、经济，在110KV及以上中性点直接接地系统中，应用非常广泛。

因此，综合考虑选用自耦型变压器。

3.3.4主变压器的确定

根据以上计算和分析结果，选择的主变压器型号为：SFSZ7—31500/110。

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表3.2 主变压器技术参数

型 号 额 定 容 量 （KVA） SFSZ7-31500/110 31500 110 35 高压 额定电压 （KV） 中压 损耗 （KW） 短路 阻 抗 电 压 （%） 空 载 电 流（%） 1 连 接 组 别 低压 空载 81.25%41.25%10.5 8.2 41 UUUk(12)%10.5%17.5k(13)k(23)%6.5 YydNn011,,

3.4 变电所自用电变压器

本待设计变电所自用电电源的引线方式为由变电所低压母线上引接，在母线上引接1到2个自用电源，这样的用电引接方式，具有经济性和可靠性较高的特点。而如果在不同的电压等级的母线上分别引接两个自用电源，则更保证变电所自用电的不间断供电。因为有旁路母线，可将一台自用变压器通过旁路隔离开关接到旁路母线上，正常运行时，由工作母线供电。在工作母线检修或进行试验时，则倒换到旁路母线上供电。

变电所自用电的接线形式，低压侧多采用单母线接线形式，当有两台自用变压器时，采用单母线分段接线方式，平时分列运行，以故障范围，提高供电可靠性。

变电所自用电视在功率为：

S自=0.05/0.87=57（KVA）

考虑到远期负荷的增加，变电所自用电变压器10KV侧选择两台S9—80/10型号变压器。

额定容量：80KVA 连接组别号：Yyn0 调压范围为：高压±5% 阻抗电压：4%

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第4章 短路电流的计算

4.1 短路电流计算的目的

（1）选择变电所的导体和电气设备；

（2）电力系统接线和变电所电气主接线的比较及选择；

（3）选择主变压器、母线、各输电线路的继电保护装置及整定计算； （4）验算变电所接地装置的接触电压和跨步电压；

（5）为确定输送电力线路对附近通信线路的电磁危险影响提供计算资料；

4.2 短路电流的计算

4.2.1 基准值的选定

1.取基准容量Sb=100MV•A；

2.取各级电压的基准电压Ub=115KV，37KV，10.5KV；

3.短路点的选择：为了方便选择电气设备及校验，选择最大短路电流点在各级电压母线上。

4.2.2 网络参数标幺值的计算

图4.1 等值网络图

1.由原始资料可知，110KV无限大供电系统距离本变电所60Km；装机容量12MW的35KV出现的火电厂，距离本变电所12Km；

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X1=X2=X*（Sb/Uav）=0.4*60*(100/115)=0.182 X9=X10=X*（Sb/Uav）=0.4*12*(100/35)=0.392

由主变压器的技术数据，可计算出主变压器的电抗标幺值： 110KV侧

X3=X4=1/200*（Uk12%+Uk13%-Uk23%）*Sb/SN =1/200*（10.5+17.5-6.5）*100/31.5

=0.342

35KV侧

X5=X6=1/200（Uk12%+Uk23%-Uk13%）*Sb/SN =1/200*（10.5+6.5-17.5）*100/31.5

=-0.008

10KV侧

X7=X8=1/200*（Uk23%+Uk13%-Uk12%）*Sb/SN =1/200*（6.5+17.5-10.5）*100/31.5

=0.214

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**

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*

2

**22

2

4.2.3 最大运行方式下的三相短路电流计算

1.K1点短路时

根据图，得到K1点的总电抗为

X∑=1/2X1=0.182*1/2=0.091

短路电流标幺值

Ik=1/X∑=1/0.091=10.9KA

短路电流有名值

Ik=Ik*Sb/3Ub=10.9*100/3*115=5.517KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=5.517KA

短路电流冲击值

ish=2.55Ik=2.55*5.517=14.068KA

短路电流有效值

Ish=1.51Ik=1.51*5.517=8.331KA

110KV侧母线的短路容量

Sk=3UbIk=3*115*5.517=1098.876MVA

2.K2点短路时

根据图，得到K2点的总电抗为

X∑=1/2（X1+X3+X5*X9/X5+X9)=1/2*（0.182+0.342-0.008）=0.266

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*”

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短路电流标幺值

Ik=1/X∑=1/0.266=3.759KA

短路电流有名值

Ik=Ik*Sb/3Ub=3.759*100/3*37=5.866KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=5.866KA

短路电流冲击值

ish=2.55Ik=2.55*5.866=14.958KA

短路电流有效值

Ish=1.51Ik=1.51*5.866=8.858

35KV侧母线的短路容量

Sk=3UbIk=3*37*5.866=375.917MVA

3.K3点短路时

根据图得到K3点的总电抗为

X∑=1/2（X1+X3+X7）=1/2（0.182+0.342+0.214）=0.369

短路电流标幺值

Ik=1/X∑=1/0.369=2.71KA

短路电流有名值

Ik=Ik*Sb/3Ub=2.71*100/3*10.5=14.902KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=14.902KA

短路电流冲击值

ish=2.55Ik=2.55*14.902=38.000KA

短路电流有效值

Ish=1.51Ik=1.51*14.902=22.502KA

10KV侧母线的短路容量

Sk=3UbIk=3*10.5*14.902=271.008MVA

”

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4.2.4 最小运行方式下的三相短路电流计算

1.K1点短路时 总电抗

X∑=X1=0.182

短路电流标幺值

Ik=1/X∑ =1/0.182=5.495KA

短路电流有名值

*

**

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Ik=Ik*Sb/3Ub=5.495*100/3*115=2.759KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=2.759KA

短路电流冲击值

ish=2.55Ik=2.55*2.759=7.036KA

短路电流的有效值

Ish=1.51Ik=1.51*2.759=4.166KA

110KV侧母线的短路容量

Sk=3UbIk=3*115*2.759=549.538MVA

2.K2点短路时 总电抗

X∑= X1+X3+X5*X9/X5+X9=0.182+0.342-0.008=0.516

短路电流标幺值

Ik=1/X∑=1/0.516=1.938KA

短路电流有名值

Ik=Ik*Sb/3Ub =1.938*100/3*37=3.024KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=3.024KA

短路电流冲击值

ish=2.55Ik=2.55*3.024=7.711KA

短路电流有效值

Ish=1.51Ik=1.51*3.024=4.566KA

35KV侧短路容量

Sk=3UbIk=3*37*3.024=193.790MVA

3.K3短路时 总电抗

X∑= X1+X3+X7=0.182+0.342+0.214=0.738

短路电流标幺值

Ik=1/X∑=1/0.738=1.355KA

短路电流有名值

Ik=Ik*Sb/3Ub=1.355*100/3*10.5=7.451KA

稳态电流有效值

Is=Is=Ik=7.451KA

短路电流冲击值

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ish=2.55Ik=2.55*7.451=19.000KA

短路电流有效值

Ish=1.51Ik=1.51*7.451=11.251

10KV侧母线的短路容量

Sk=3UbIk=3*10.5*7.451=135.503MVA

表4.1 三相对称短路电流计算结果汇总

短路点 短路电流周期分量有效值（KA） 稳态短路电流有效值（KA） 短路电流冲短路电流最短路容量（MVA） 击值（KA） 大有效值（KA） K1 K2 K3 最大运行 最小运行 最大运行 最小运行 最大运行 最小运行 5.517 2.759 5.866 3.024 14.902 7.451 5.517 2.759 5.866 3.024 14.902 7.451 14.068 7.036 14.958 7.711 38.000 19.000 8.331 4.166 8.858 4.566 22.502 11.251 1098.876 549.538 375.917 193.790 271.008 135.503

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第5章 电气设备的选择

5.1 导体的选择和校验

5.1.1 110KV母线的选择及校验

根据设计要求及相关资料可知110KV及以上的配电装置在户外，所以不宜采用硬导体。因此110KV母线采用钢芯铝绞线LGJ软母线，按最大工作电流选择导线截面S：

Imax=1.05In=1.05*46.77/1.732*115=246（A）

由原始资料知该地区年最高温度40摄氏度，年最高日平均32摄氏度，即 K=

703270252

=0.84 则Iy=Imax/K=246/0.84=292.86（A）

2

110KV最大负荷利用小时为3500h，由相关资料查的钢芯铝绞线的经济电流密度为：J=1.38A/mm,则经济截面为： S=Imax/J=178.261mm；

21QkKs=51.9mm；满足要求。 C因此，110KV侧母线选择LGJ—120型钢芯铝绞线。

热校验：S>Smin5.1.2 35KV母线的选择及校验

根据设计要求及有关规定一般选矩形铝母线的连接线，按最大负荷利用小时数3500h，得经济电流密度J=1.38A/mm2；

按最大工作电流选择导线截面S： Imax=1.05*30.018/1.732*37=492（A) Ial=Imax/K=492/0.84=585.72（A） Imax21QkKs=32.6mm,满足热稳定要求。 C母线采取水平排列平放，取L=1M，a=0.7M，Ish=21.1A

S=492/1.38=356.52mm；热校验S>Smin2

σmax=1.73*Ish*β12/aw*10-8=57*10 pa

25

上式中，即震动系数β取1，W为截面系数，W=0.167bh b=5 h=50

查有关资料得硬铝线的最大应力σy=69*10 pa，即σmax<σy 故满足动稳定要求。 因此，35KV母线选用100*8单条矩形铝线平放。

6

2

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5.1.3 10KV侧母线的选择及校验

根据设计要求，本变电所10KV的最终回路较多，因此10KV母线应选硬导体为宜，其截面应按最大持续工作电流选择。

Imax=1.05*16.695/1.732*10.5=963.92（A） Ial=963.92/0.84=1147.52（A） Imax取L=1M，a=0.25M，ish=57.66KA， 则作用在母线上的最大计算应力按公式： Σmax=1.73*ish*β12/aw*10-8=9.202*10 pa

上式中β=1，即震动系数取1；W为截面系数，W=0.167bh b=10mm h=125mm 查有关资料得，硬铝线的最大应力σy=69*10 pa 即：σmax<σy 故满足动稳定要求。

2

21QkKs=78.99mm C因此，10KV母线选用100*8双条矩形铝母线平放。

6

2

2

6

截面S=Imax/J=698.49mm S>Smin5.2 断路器和隔离开关的选择

5.2.1 110KV侧

110KV侧断路器选择型号为：SW6-110，技术参数如表5.1所示。

表5.1 断路器技术参数

型号 额定电最高工作额定电额定短路额定关合4s热稳定合闸时分闸时压（KV） 电压（KV） 流（A） 开断电流（KA） SW6-110 110 126 1250 31.5 电流（KA） 电流（KA） 间（s） 间（s） 80 31.5 0.2 0.05 断流能力的校验：

流过断路器的短路电流Ik=5.517KA，所选断路器的额定开断电流I=31.5>Ik，即断路器的断流能力满足要求。 动稳定校验：

Imax=246AIsh=14.068KA设后备保护时间为1.9s，所选断路器的固有分闸时间为0.07s，选择熄弧时间为0.03s，则短路持续时间为1.9+0.07+0.03=2s；

短路热效应：Qk=I*t=5.517*2=60.87（KA.S） 允许热效应：I*t=31.5*4=3969（KA.S）

2

2

2

*2

2

2

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由上得I*t> Qk,所以热稳定合格。

110KV侧隔离开关选择型号为GW5-110/630，其技术数据如表5.2所示。

表5.2 110KV隔离开关技术参数

型号 GW-110/630 额定电压（KV） 110 额定电流（A） 630 动稳态电流（KA） 50 4s热稳定电流（KA） 20 2

动稳定校验：

Imax=246A隔离开关允许热效应：I*4=1600（KA.S）

短路热效应：Qk=I*t=5.517*2.15=65.440（KA.S） 由上得I*t> Qk,所以热稳定合格

2

*2

2

2

2

2

5.2.2 35KV侧

35KV侧短路器选择的型号为SW2-35/2000，其技术参数如表5.3所示。

表5.3 35KV断路器技术参数

型号 额定电最高工额定电流额定短路开断流额定关动稳定合电流电流4s热稳定电流合闸时间分闸时间压（KV） 作电压（KV） （A） 电（KA） （KA） （KA） （s） （s） （KA） CW2-35/2000 35 40.5 2000 25 63 63 25 0.25 0.06 断流能力的校验：

流过短路器的短路电流Ik=5.866KA，所选断路器的额定短路开断电流I=25KA>Ik，所以所选断路器满足断流能力要求。 动稳定校验： Imax=492Ish=14.958KA动稳定合格。 热稳定校验：

设后备保护时间为1.9s，所选断路器的固有分闸时间为0.06s，选择熄弧时间为0.03s，则短路持续时间为1.9+0.06+0.03=1.99s；

短路热效应：Qk=I*t=5.866*1.99=68.48（KA.S） 允许热效应：I*t=25*4=2500（KA.S）

2

2

2

*2

2

2

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由上得I*t> Qk,所以热稳定合格。

35KV隔离开关选择的型号为GW12-35，其技术参数如表5.4所示。

表5.4 35KV隔离开关技术参数

型号 GW5-35 额定电压（KV） 35 额定电流（A） 1250 动稳定电流（KA） 50 4s热稳定电流（KA） 20 2

动稳定校验：

Imax=246A隔离开关允许热效应：I*4=20*4=1600（KA.S） 短路热效应：Qk=I*t=5.866*1.99=68.48（KA.S） 由上得I*t> Qk,所以热稳定合格

2

*2

2

2

2

2

2

5.2.3 10KV侧

10KV侧的断路器选择的型号是ZN-10/1600，其技术参数如表5.5所示。

表5.5 10KV断路器技术参数

型号 额定电最高工额定电流额定短路开断流额定关合电流（KA） 动稳定电流4s热稳定电流（KA） 合闸时间分闸时间压（KV） 作电压（KV） （A） 电（KA） （s） （s） （KA） ZN12-10 10 11.5 1600 40 100 100 40 0.06 0.06 断流能力的校验：

流过短路器的短路电流Ik=14.902KA，所选断路器的额定短路开断电流I=40KA>Ik，所以所选断路器满足断流能力要求。 动稳定校验： Imax=963.92动稳定合格。 热稳定校验：

设后备保护时间为1.9s，所选断路器的固有分闸时间为0.06s，选择熄弧时间为0.03s，则短路持续时间为1.9+0.06+0.03=1.99s；

短路热效应：Qk=I*t=14.902*1.99=441.92（KA.S） 允许热效应：I*t=40*3=4800（KA.S）

2

2

2

*2

2

2

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由上得I*t> Qk,所以热稳定合格。

10KV隔离开关的型号是GN19-10，其技术参数如表5.6所示。

表5.6 10KV隔离开关技术参数

型号 GN19-10 额定电压（KV） 10 额定电流（A） 1250 动稳态电流（KA） 50 4s热稳定电流（S） 20 2

动稳定校验：

Imax=246A隔离开关允许热效应：I*4=20*4=1600（KA.S） 短路热效应：Qk=I*t=14.902*1.99=68.48（KA.S） 由上得I*t> Qk,所以热稳定合格

2

*2

2

2

2

2

2

5.3 高压熔断器选择

5.3.1 按额定电压或额定电流选择

1.按额定的电压选择

熔断器的额定电压应不小于所在电网的额定电压。但对于限流式高压熔断器，则只能用在等于其额定电压的电力系统中。这是因为限流式熔断器熔断时有过电压发生。如果将其用在低于额定电压的电网中，过电压可能达到3.5～4倍的电网电压，超过电网的绝缘水平面而造成危险。

2.按额定的电流选择 要求熔断器必须符合

INFU≥I`NFU≥IWmax

式中 INFU—熔断器熔管的额定电流，KA； I`NFU—熔断器熔件的额定电流，KA； IWmax—流过熔断器的最大长期工作电流，KA。

熔件的额定电流还应按高压熔断器的保护熔断特性选择，即达到选择性熔断的要求。同还应考虑熔断器在运行中可能通过的冲击电流（如变压器的励磁涌流，保护范围以外的短路电流，电动机自起动电流及补偿电容器组的涌流电流等）作用下，不致误熔断。

根据以上要求，本变电所熔断器选择为表5.7所示。

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表5.7 高压熔断器技术参数

型号 额定电压（KV） RW5-35 I 35 最高电压（KV） 40.5 额定电流（KA） 100 额定断流容量（MVA） 300上，60下 熔丝额定电流（A） 10～100 用于变压器或线路短路保护 RN3-10 10 11.5 50 200 2～100 用于用于变压器或线路短路保护 备注 RW5-35 I的校验：

熔断器额定电压：35KV，电网线路额定电压：35KV，满足要求。 熔断器的额定开断电流：100KA，回路开断电流：14.958KA，满足要求。 RN3-10的校验：

熔断器额定电压：10KV，电网线路额定电压：10KV，满足要求。 熔断器的额定开断电流：50KA，回路开断电流：38.00KA，满足要求。

5.4 互感器的选择

5.4.1 电流互感器的选择

根据电流互感器在本变电所的作用，各电压等级侧选择的电流互感器为表5.8所示。

表5.8 电流互感器

安装地点 110KV 35KV 10KV 型号 LVQB-110 LZZBJ-35 LZZBJ-10 5.4.2 电压互感器的选择

本变电所电压互感器的技术参数如表5.9所示。

表5.9 电压互感器

安装地点 型号 额定电压（KV） 原线圈 110/3 35/3 10/3 各级次额定容量（KV） 0.5级 500 150 50 地点 110KV 35KV 10KV JCC2-110 JDJJ-35 JDZJ-10 副线圈 0.1/3 0.1/3 0.1/3 辅助线圈 0.1/3 0.1/3 0.1/3 1级 1000 250 80 3级 600 200 湖南工业大学本科毕业设计（论文）过程管理资料

第6章 变电所的继电保护

6.1 二次回路的定义和分类

二次回路是由变电所的二次设备相互连接而成的电路，二次设备包括监视与测量仪表、控制及信号器件、继电保护装置、自动装置、远动装置等。

按二次回路的用途分，有断路器控制回路、信号回路、测量和监视回路、继电保护和自动装置回路等。

6.2 继电保护装置的选择

6.2.1 主变压器的继电保护装置选择

主变压器的故障可分为油箱内部故障和油箱外部故障，油箱内部故障包括相间短路，绕组的匝数短路和单相接地短路，外部故障包括引线及套管处会产生各相间短路和接地故障。变压器的不正常工作状态主要是由外部短路或过负荷引起的过电流油面降低和过励磁等。

对于上述故障和不正当工作状态，根据DL400--91《继电器保护和安全起动装置技术规程》的规定，变压器应装设以下保护：

（1）瓦斯保护；防止变压器内部故障和油面降低，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于瞬时跳三侧开关。因主变有载调压，故还应装设有载调压开关瓦斯保护。

（2）纵差动保护；用于防止变压器绕组，套磁及引线上的相间短路，中性点接地侧即110KV侧单相接地短路，采用三相接线方式，瞬时动作跳三侧开关。

（3）复合电压的过电流保护；防御外部相间短路所引起的过电流并作为瓦斯保护、纵差动保护的后备保护。

（4）零序保护；保护110KV侧的外部单相接地及变压器绕组的单相接地。 （5）过负荷保护；防御变压器对称过负荷，延时动作于信号，采用单相接地。 （6）变压器温度升高保护；反应冷却系统故障的保护，动作于信号并延时跳闸。

6.2.2 主变压器短路故障继电保护的整定

变压器绕组、引出线上的短路故障，纵联差动保护是变压器的主保护之一。变压器的纵差动保护的工作原理与线路纵差保护的工作原理相同，都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小，即比较相量。

要实现变压器的纵差动保护，必须适当选择两侧电流互感器的变比，使其比值等于变压器的变比。

引起变压器纵联差动保护准确工作的因素主要流过差动回路中的不平衡电流。这些

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不平衡电路主要有：由变压器两侧接线不同产生的不平衡电流；由变压器调节分接头产生的不平衡电流；变压器两侧电流互感器型号不同产生的不平衡电流；变压器的励磁涌流。

（1）纵差动保护的整定计算：

a) 躲过外部短路时的最大不平衡电流，即 IopKrelIunb.max

式中，Krel——可靠系数，取1.3

Iunb.max——变压器外部短路时差动回路中最大的不平衡电流，其值为：

Iunb.maxfmU0.1KnpKstIk.max

式中，fm——由于采用的电流互感器变比或平衡线圈的匝数与计算值不同，所引起的相对误差；单相变压器fm1nTA1nT/nTA2，Yd11接线的三相变压器

fm1nTA1nT/3nTA2

U——有变压器带负荷调压所引起的相对误差，去电压调整范围的一半；

0.1电流互感器允许的最大相对误差；

Kop——考虑短路电流非周期分量影响系数，取1.5～2； Kst——电流互感器同型系数，取值为1 Ik.max——保护范围外最大电流

IopKrelIunb.max1.30.4220.050.11.5110.9268820A

b） 躲过变压器最大的励磁涌流，即 IopKrelKIN 式中，Krel——可靠系数，取1.3 IN——变压器的额定电流

—励磁涌流的最大倍数（即励磁涌流与变压器的额定电流的比值），取4—8.由于变压器的励磁涌流很大，实际的纵差保护通常采用其他措施来减少它的影响：一种是采用具有速饱和变流器的差动继电器（BCH2型），可以减少励磁涌流产生的不平衡电流，此时取=1；另一种通过鉴别短路电流和励磁涌流波形的差别，在励磁涌流时将差动保护闭锁，此时在整定时可以不考虑励磁涌流的影响，此时取K=0 IopKrelKIN1.300，不考虑

C）躲过电流互感器二次回路断线时的最大负荷电流，即

IopKrelIl.max 式中， Krel——可靠系数，取1.3；

Il.max——变压正常运行时的最大负荷电流。在最大负荷电流不确定时，可取变压器额定电流。

变压器某侧电流互感器二次回路断线时，另一侧电流互感器的二次电流全部流入差动继电器中，要引起保护的误动作。有的差动保护采用断线的措施，在电流互感器二

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次回路断线时将其差动保护闭锁，此时可以不考虑这个条件。取上述整定值大的作为保护动作电流的整定值。所有电流指的都是二次侧的值。

IopKrelIl.max1.3125.51163.16A

（2）灵敏系数校验

纵差动保护灵敏系数按下式校验，即

KsenIk.min.r Iop式中，Ik.min.r为各种运行方式下变压器保护范围内部故障时，流经差动继电器的最小差动电流；灵敏系数Ksen一般不应低于2

I5.5827Ksenk.min.r0.632

Iop8.820不满足灵敏度要求时，需要采用具有制动特性的差动继电器。

6.2.3 变电所各级电压母线的继电保护

（1）母线保护的要求

母线是电力系统汇集和分配电能的重要元件，母线发生故障，将使连接在母线上的所有元件停电。若在枢纽变电所母线上发生故障，甚至会破坏整个系统的稳定，使事故进一步扩大，后果极为严重。变电所的母线保护继电器必须快速有选择性地切除故障母线，使故障母线免于继续遭到破坏并保证非故障母线能迅速恢复正常运行。且能可靠、方便地适应母线运行方式的变化，母线的接线尽量简单清晰，方便日后负荷增加的需要。对发电厂和主要变电所的3～10 kV 分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。对母线进行保护的方式有两种：一种是利用供电元件的后备保护延时切除故障；另一种是装专门的母线保护。下列情况下，应装设专用母线保护：①必须快速且有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证对变电所及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时；②当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。

（2）母线完全电流差动保护及整定计算

母线完全电流差动保护常用作单母线或只有一组母线经常运行的双母线的保护。母线上连接的元件都装设有相同变比、相同特性的电流互感器，所有电流互感器的二次绕组的同极性端连接在一起，差动继电器KD的绕组和电流互感器的二次绕组并联。母线差动保护范围是各电流互感器之间的一次电力设备。

正常运行或外部故障时，流入母线的电流等于流出母线的电流，即

IkI1I2I30。流入差动继电器的电流只是由于电流互感器特性不同而引起的不平

'''衡电流，差动继电器不会动作。

发生内部故障时，所有带电源的连接元件都会向短路点供给短路电流，这时流入继电器的电流为IkI1I2I3，即故障点的全部短路电流，差动继电器KD动作，时连接

'''湖南工业大学本科毕业设计（论文）过程管理资料

在母线上断路器全部跳闸。

差动继电器的动作电流按一下两个条件考虑，并选择其中较大的一个进行整定：

1、按躲过外部故障时的最大不平衡电流整定

母线所有连接元件的电流互感器应满足10%误差曲线的要求，差动继电器的动作电流按下式计算

Iop.rKrel0.1Ik.max/KTA

其中 ，Krel——可靠系数，一般取1.3

Ik.max——保护范围外部故障时，流过母线完全差动电流保护用电流互感器的最大短路电流；

KTA——母线保护用电流互感器变比。 Iop.rKrel0.1Ik.max/KTA1.30.110.9261420A

2、按躲过电流互感器二次回路断线整定

连接元件较多，接线复杂，出现电流互感器二次回路断线的几率较大，差动继电器的动作电流大于任一元件中最大的负荷电流Il.max，即

Iop.rKrelIl.max/KTA

1.3212.14/60

4.597A3、灵敏系数校验

保护元件的灵敏系数要求在最小运行方式下，母线保护范围内部短路时，最小灵敏系数应大于2。保护装置的灵敏系数用下式校验

Ik,min4230Ks.min2.9792，满足要求

Iop.rKTA1420式中 Ik.min——母线上连接元件最少时，母线故障的最小短路电流。

6.2.4 各级电压进出线的继电保护装置

1.110KV进出线的保护装置

单回线：装设三段式距离保护来保护相间短路，装设带方向的三段式零序电流保护来保护单相接地短路及两相接地短路；

双回路：装设带方向的横联差动保护作主保护，阶段式电流保护作后备保护来保护相间短路，装设三段式零序电流保护来保护接地短路。 2.35KV进出线的保护装置

装设带方向的横联差动保护作主保护，以接于两回线电流之和的阶段式电流保护或距离保护作为两回线同时运行的后备保护；装设绝缘监视装置，针对于单相接地。 3.10KV进出线的保护装置：

所以架空线路，装设三段式电流保护的II段加III段；双回路装设不带方向的横联差动保护，单回路装设不带方向的纵差动保护作主保护，均装设三段式电流保护的II段加III段作后备保护。所有线路装设过负荷保护。

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第7章 变电所的防雷保护

7.1 变电所所址的确定

变电所所址的选择，首先应根据下列要求并按照原始资料提供的地区环境和负荷资料分析比较后确定。（1）尽量接近负荷中心；（2）进出线方便，接近电源侧；（3）不应设在地势低洼，有爆炸危险环境附近，不宜设在多尘或有腐蚀性气体的场所。

综合上述因素并经技术经济比较后得出，变电所的地址选在该地区地势平坦的市区边缘，接近于35KV侧的负荷中心，变电所附近不能建设工厂或居民区，交通运输要方便，有隔热和防尘措施，根据当地风向变电所不能在化工厂风企业的下风侧。

变电所建设面积拟定100*100M2 。

7.2 变电所的防雷保护

7.2.1变电所的直击雷防护

直击雷过电压：雷电直接击中电气线路、设备或建筑物而引起的过电压，又称直击雷。在雷电的主放电过程中，其传播速度极快（约为光速的50%-10%），雷电压幅值达10-100MV，雷电流幅值达数百千安，伴以强烈的光、热、机械效应和危险的电磁效应以及强烈的闪络放电，具有强烈的破坏性和对人员的杀伤性。

因为本变电所拟定的建设面积为100*100M2，被保护的高度为6M，为了在布置中力求既合理有经济，所以采用四针等高避雷针来防止直击雷，同时为了电气设备布置方便，避雷针的装置位置，尽可能放在该变电所的边角，因此选择每针从它所相靠的两侧围墙分别往里挪2米的等距离避雷针来防护。 避雷针的高度确定： D1=D12=D23=D34=D41=96m

D2=962962=962m hx=6m

（1）因为规定一般两避雷针间的距离与针高之比D/h不宜大于5,即D/h≤5，则h

962≥D/5，避雷针的高度应取最小值，所以h≥=27.152m。

5（2）取避雷针高度h=35m，D1/h=96/35=2.74〈5,D2/h=962/35=3.87〈5，符合两避雷针间距离之比不宜大于5，满足要求。因为h=35m〉30m，所以P=5.5/h=5.5/35=0.93，hx=6m〈h/2。

rx=（1.5h-2hx）P=（1.5*35-2*6）*0.93=37.67m rx为一支避雷针在hx水平面上的保护半径； h01=h-D1/7P=35-96/7*0.93=35-14.75=20.25m

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h01为针1与针2两针间保护范围也是针2与针3间，针3与针4间，针4与针1间保护范围上部边缘最低点的高度。

h02=h-D2/7P=35-962/7*0.93=14.15m

h02是针1与针3，也是针2与针4间两针保护范围上部边缘最低点的高度。 bx1=1.5（h01-hx）=1.5（20.25-6）=21.375m

bx1为针1与针2两针间，针2与针3间，针3与针4间，针4与针1间距地面高度hx水平上保护范围一侧的最小宽度。

bx2=1.5（h02-hx）=1.5（14.15-6）=12.225m

bx2为针1与针3两针间，针2与针4两针间距地面高度hx水平上保护范围一侧的最小宽度。

避雷针高度h=35m，上部接闪器选用直径10～12mm、长1～2m的钢棒，中部接地引下线用截面16mm2的镀锌钢绞线，接地体采用电阻不大于10Ω的金属电极。

7.2.2 变电所雷击侵入波的防护

因为雷击输电线路的机会比雷击变电所为多，所以，沿线路侵入变电所的雷电过电压行波是很常见的，又因为线路绝缘水平（U50%）要比变电站内的电气设备的冲击击穿电压高得多。所以，变电所内对侵入雷电过电压行波的防护十分重要。

雷电波入侵(高电位侵入):架空线路遭受雷击或感应累的影响,在线路上形成沿线路传播的高电压行波.此种电压波入侵到建筑物内或进入电气设备造成过电压。据统计城市中雷击事故的50%-70%是由于这种雷电波侵入造成的。因此，在工厂中应予以重视，对其危害给予足够的防护。为防止线路侵入雷电波的过电压，在110KV进线，35KV母线及10KV每段母线上分别安装氧化锌避雷器。为保护主变压器中性点绝缘，在主变110KV侧中性点装设氧化锌避雷器。

三相变压器的防雷保护；三相变压器在正常运行时，可能存在只有高、中压绕组工作而低压绕组开路的情况，此时，在高压或中压测有雷电波作用时，由于低压绕组对地电容C20较小，开路的低压绕组的静电感应分量可达很高的数值，将危及绝缘。所以，为了这种过电压，只要在任一相低压绕组直接出口处对地加装一个避雷器。

7.2.3 输电线路的防雷保护

110KV输电导线，一般沿全线装设避雷线，在雷电活动特别强烈的地区，宜装设双避雷线，其保护角一般为20°～30°。在少雷区或运行经验证明雷电活动轻微的地区，可不沿全线装设避雷线，但应装设自动重合闸装置。

35KV书输电导线，不装设避雷线，一般采用中性点不接地的运行方式，另外三相导线作三角形排列架设。

10KV输电导线，不装设避雷线，可利用钢筋混凝土杆的自然接地，并采用中性点不

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接地的方式。为提高供电的可靠性，可投入自动重合闸装置。对于特殊重要用电户，采用环形供电或不同杆的双回路供电，必要时可改为电缆公供电。

7.3 变电所的保护接地

本变电站主接地网以水平接地体加垂直地极构成，水平接地体采用Ф16热镀锌圆钢，垂直接地极用∠50×50×2500和∠50×50×3000两种长度的热镀锌角钢，布置尽量利用配电室以外的空地。变电站主接地网的接地电阻应满足R≤10Ω要求。

如实测接地电阻值不能满足要求，则需扩大接地网面积或采取其他降阻措施。 所有设备的底座或基础槽钢均采用Φ16的热镀锌圆钢焊接并接入主接电网，与主接地网可靠焊接。带有二次绕组的设备底座应采用两根接地引下线，与电网两个不同点可靠焊接。施工中应保证避雷针（网）引下线与主接地网的地下连接点至变压器和10KV及以下设备的接地线与接地网的地下连接点沿接地体的长度不小于15m。变电站四周与人行道相邻处，设备与主网相连接的均压带。主控室内采取防静电接地及保护接地措施。

表7.1 避雷器本变电所的避雷器选择

安装地点 110KV母线 35KV母线 10KV母线 主变中性点 主变35KV侧 主变10KV侧 10KV出线 型号 YH10WZ-102/266 YH5WZ-51/134 YH5WZ-17/45 YH1W-72/186 YH5WZ-51/134 YH5WZ-17/45 YH5WZ-17/45 台数 2台 2台 2台 2台 2台 2台 2台