KV自动化变电站设计.doc

摘 要 电力行业是国民经济的基础工业，它的发展直接关系到国家经济建设的兴衰成败，它为现代工业、农业、科学技术和国防提供必不可少的动力。本设计是以电气工程基础、继电保护、电力系统自动化等专业知识为理论依据，主要对无人值守变电站部分进行毕业设计训练。设计步骤主要包括：方案比较、供电方式确定、短路电流计算、电气设备选择与继电保护整定以及防雷接地等内容。 电能是现代工业生产的主要能源和动力，随着现代文明的发展与进步，社会生产和生活对电能供应的质量和管理提出了越来越高的要求。工厂供电系统的核心部分是变电所。因此，设计和建造一个安全、经济的变电所，是极为重要的。 关键词：无人值守变电站；短路电流计算；无穷大系统目 录1绪论 1.1、原始资料.1 1.2、我国的电力及变电站发展概述.1 1.3、变电站综合自动化系统的概念.1 1.4、变电站综合自动化系统的组成和主要功能.2 1.5、课题设计的意义及目的，国内外研究的现状.52变电站一次系统的设计 2.1、原始材料分析及主变压器的选择. .7 2.2、主接线方案的确定. .7 2.2.1常用的主接线形式介绍. 7 2.2.2导线和电缆的选型. 10 2.3、短路电流的计算.133变电站主要电气设备选择 3.1、高压电气设备选择的目的及原则.19 3.1.1电气设备选择的目的. 19 3.1.2电气设备选择的一般原则. 19 3.1.3按短路情况校验. 21 3.2、10KV侧电气设备的选择.22 3.2.1高压开关柜的选择. 233.2.2断路器的校验. 243.2.3电压互感器的校验. 253.2.4电流互感器的校验. 26 3.2.5一次接线方案. 28 3.2.6 10KV避雷器的选择. 28 3.2.710KV侧高压柜主母线的选择. 28 3.3、0.4KV侧电气设备的选择.29 3.3.1低压开关柜的选择. 294变电站二次系统的设计 4.1、二次回路的定义和分类.31 4.2、简要介绍继电保护的任务及基本要求.31 4.2.1继电保护的任务. 31 4.2.2继电保护的要求. 31 4.3、选用微机保护装置的技术特点及功能.32 4.3.1选用装置概述及应用范围. 32 4.3.2主要特点及功能. 32 4.3.3常用保护功能组合及原理说明. 33 4.4、保护的整定与校验.35 4.4.1线路（出线）电流速断保护的整定和校验. 35 4.4.2线路（出线）过电流保护的整定与校验. 35 4.4.3线路（进线）电流速断保护的整定与校验. 364.4.4线路（出线）过电流保护的整定与校验. 374.4.5变压器速断保护的整定说明. 38 4.4.6过电流过流保护的整定. 38 4.5、本设计选用装置型号.39 4.6、硬件原理框图.405微机备用电源互投装置设计 5.1概述.41 5.2设计说明.42 5.2.1DMP100BZT适用范围.425.2.2DMP100BZT的主要功能.425.2.3操作说明.425.2.4逻辑说明.435.2.5装置警告.44总结.45致谢.46参考文献.47附录.48外文原文.57外文翻译.621绪论1.1、原始资料本变电站为10kv，安装主变两台（2x4000KVA），变电所10kv母线上共有10回出线，其中630 KVA四回，400 KVA和500 KVA各2回，1250 KVA和1600KVA各一回。10kv系统采用双电源进线，单母线分段接线方式，一个主供，一个备供。主供运行时带全部负荷，备供不投，当主供跳闸时，备自投自动启动并确定主供和分段断路器均断开后自动合上备供电源，向II段母线继续供电。当主供电源故障排除后备自投自动切除备供并且合上主供及分段开关，恢复正常运行方式。系统按照无穷大考虑。1.2、我国的电力及变电站发展概述 电力是国民经济发展的动力，国民经济的持续、快速、稳定发展需要有足够的电力能源作保障。进入新世纪以来，我国经济进入新的高速增长时期，电力工业的发展面临着空前的机遇。随着电力体制改革的不断深化和多元投资主体的形成，从2011年到今年，投产装机容量都将达到5000万千瓦左右，继去年全国发电装机容量突破4亿千瓦和水电装机容量1亿千瓦之后，电力工业将很快实现新的跨越，预计到2015年全国发电装机将达到6.5亿千瓦，到2020年达到9.5亿到10亿千瓦。因而，越来越多变电站的新建及运行就迫在眉睫。 变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。这就要求变电站的一次部分经济合理，二次部分安全可靠，只有这样变电所才能正常的运行工作，为国民经济服务。随着国民经济的持续发展，近些年来中国地区的经济情况也得到了极大地提高，这当然得益于很多企业的蓬勃发展。能源是国家前进的灵魂与动力，其中电能又是企业与人们生活中不可或缺的一种能源，经济与人们物质生活水平的提高使得对电能的需要达到了前所未有的高度，这样一来为了保证各大企业及家庭生活的可靠，安全用电，地区近年来新建成了很多变电站，而地区建一所新型35kV变电站的需要也是刻不容缓。1.3、变电站综合自动化系统的概念变电站综合自动化系统具有功能综合化、设备、监控、操作集成化，结构形式多样化，通信网络光纤化及运行智能化的特点。它为监控范围和安全可靠、优质经济的运行提供现代化手段和基础保证，为变电站无人值班提供强有力的现场数据采集及监控支持，在其基础上可实现高水平的无人值班管理。采用综合自动化系统的变电站是一个全微机的变电站，通过二次优化设计，实现软、硬件资源的合理共享。它取代了常规测量系统如变送器、录波器、指针式仪表等；常规警告装置如中央信号系统、光字牌等；电磁式、械式防误闭锁设备。改变了常规的操动机构：操作盘、模拟盘、手动同期及手动无功补偿等，彻底改变了传统二次设备的模式和传统观念，把变电站自动化水平提高到了一个新的高度是变电站二次设备及二次系统的一次革命。对于变电站综合自动化系统这一概念，目前国内暂无统一的标准规范，故对其定义不尽相同，我们这里引用一个比较通用的解释：利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计、对变电站的全部设备的运行情况执行监视、测量、自动控制和保护及与调度间通信等综合性的自动化功能的自动化系统。变电站综合自动化的实质是以计算机技术为核心，通过对变电站原有的保护、仪表、中央信号、远动装置等二次系统及功能重新组合、互联和计算机化，集变电站保护、测量、监视和远方控制于一体，完全替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化就是通过微机保护、测控单元采集变电站的各种信息，同时对采集到的信息加以分析和处理，借助于计算机通信手段，将变电站的信息传送给调度中心以及需要相应信息的运行方式科和检修中心。实现变电站运行监视、控制、协调和管理。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，又通过计算机通信的形式，相互将换信息，实现数据共享，协调配合工作，并增加了新功能，如微机监测、监控、保护、小电流接地选线，故障录波、低频减灾、四遥远传等，改变了传统变电站主控室、保护室的主体结构和值守方式，减少了电缆和设备配置，降低了投资，减轻了劳动强度，实现了变电站的自动监视、保护，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。1.4变电站综合自动化系统的组成和主要功能变电站综合自动化涉及多个专业性的综合技术，它以计算机为基础，实现对变电站的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造。基本功能设置必须满足：很高的可靠性、安全性和可信赖性。基本功能的实现相对独立，不依赖通信网和主计算机系统。系统功能可以进行系统控制和集中控制；能够进行电网安全及事故分析；在系统故障时对继电保护和自动装置的行为进行监视、研究和分析提供数据。变电站综合自动化系统的子系统组成：（1）监控子系统：完全取代常规的测量系统、改变常规的操动机构和模拟盘，以计算机显示和处理取代常规的告警、报警、中央信号和光字牌等，取代常规的远动装置等。（2）微机保护子系统：是变电站综合自动化系统的最基本最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：变压器的主保护、后备保护、非电量保护；高压输电线路保护和后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变保护等。（3）后备控制与紧急控制子系统：包括实时对电压和无功进行合理调节、确保电能质量、提高电压合格率降低网损的电压无功综合控制子系统；实时对有功负荷进行调节的电力系统的低频减载、负荷控制子系统、保证电力系统连续可靠供电的备用电源自动投入控制子系统等。变电站综合自动化系统的硬件组成有：就地智能一体化装置、站内通信网、站内监控系统、微机保护与监控系统。变电站综合自动化系统的功能要求主要包括下面几个方面：（1）保护功能: 保护包括:线路保护、变压器保护、馈出线保护、母线保护、电容器保护、备用电源自投装置以及接地选线装置等，变压器及高压线路则包括主保护和后备保护。作为综合自动化重要环节的微机保护应具有以下功能： 故障记录报告(分辩率 2 ms)且掉电保持;时钟校时(中断或广播方式或其他方式)；实时显示保护主要状态(功能投入情况及输入量值等)；与监控系统通信,主动上传故障信息、动作信息、动作值及自诊断信息，接收监控系统命令上传整定值及历史事件，接收监控系统命令投退保护及修改整定值，与监控系统通信应采用标准规约。 （2)监测功能：变电站监测包括状态量、模拟量、脉冲量等的监测。状态量、状态量有：断路器状态，隔离开关状态，变电站一次设备状态及报警信号，变压器分接头位 置信号等。模拟量、变电站监测的典型模拟量有：各段母线电压，线路电压、电流和功率值，馈线电流、电压及 功率值，频率等。此外还有变压器油温，变电站室温，直流电源电压，所用电电压和功率等。脉冲量、脉冲量指电能表输出的电度量。（3）事件记录及故障录波测距功能：事件记录包括保护动作序列记录、开关跳合记录。分辩率可根据不同电压等级的要求确定，一般在 15 ms 之间，微机保护或监控采集环节必须有足够的内存，能存放多个事件顺序 记录，确保当后台监控系统或远方监控主站通信中断时不丢失事件信息。对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通信；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。对低压变电站可给出故障报告，包括故障类型，动作类型及开关遮断电流大小。（4）控制与操作闭锁功能：操作人员可通过CRT屏幕对断路器、隔离开关的开合进行操作，可以对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行投切。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应包括以下内容： 操作出口具有跳、合闭锁功能； 操作出口具有并发性操作闭锁功能； 根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能； CRT 屏幕操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。（5）同期检测和同期合闸功能；同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和滑差，并发 出同期合闸启动和停止信号。此分为：手动和自动两种方式实现，一般应具有两种方式供选择。同期装置可以是独立的设备。（6）电压和无功潮流就地控制功能： 为了将电压和无功潮流调整到预定值，通常通过调整变压器组的分接头以及投切电容器组、电抗器组及调整同步调相器实现。运行方式可手动可自动；人工操作可就地可远方。（7）远方整定保护定值功能：除当地外还可远方实现查询和整定保护定值。此功能应具有远方当地闭锁，操作权限闭锁措施。（8）数据处理与记录功能：历史数据的形成与存储是数据处理的主要内容，它包括上级调度中心、变电管理和保护专业要求的数据，这些数据主要有： 断路器动作次数； 断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数的累计数； 输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间；独立负荷有功、无功每天的峰值和最小值，并标以时间；指定测点上的趋势，平均值、积分值和其它计算值；控制操作及修改整定值的记录。（9）与远方调度中心通信功能：本功能即常规的远动功能或扩充的远动功能，在实现遥测、遥信、遥控、遥调的基础上还增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等。 通信规约应适应调度中心的要求，符合国家标准和 IEC 标准。 变电站综合自动化应具有统一时钟的功能。（10）人机联系功能:当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机(或称主机)上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管哪种方式，操作维护人员面对的都是 CRT 屏幕，操作的工具一般是键盘或鼠标器。 人机联系的主要内容是：显示画面与数据、时间、日期；单线图的状态、潮流信息、报警画面与提示信息、事件、顺序记录、事故记录、趋势记录、装置工况状态显示、保护整定值、控制系统的配置显示、包括退出运行的装置的显示以及信号流程图表、值班记录、控制系统的设定值显示等。输入数据和运行人员代码及密码、运行人员密码更改、保护定值的改设、控制范围及设定的变化、报警界限、告警设置与退出、手动自动设置、趋势控制等。控制操作断路器及隔离开关的操作排序、分接头位置控制、控制闭锁与允许、保护装置的投入或退出、设备运行检修的设置、当地远方控制的选择、信号复归等。无人值班站的人机联系功能，无人值班站应保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的需求，能显示站内各种数据和状态量，操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节手段。(11)自诊断功能:系统内应具有自诊断功能，自诊断信息也像采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。1.5课题设计的意义及目的，国内外研究的现状变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。我国电力系统的变电站大致分为四大类：升压变电站，主网变电站，二次变电站，配电站。我国电力工业的技术水平和管理水平正在逐步提高，对变电所的设计提出了更高的要求，更需要我们提高知识理解应用水平，认真对待。 现阶段：全面做好“十二五”发展规划，加快电网重点工程建设，进一步加强企业经营管理，推进“三集五大”体系建设，加大科技创新和管理创新力度，继续加强“三个建设”。 电力力布局由注重就地平衡向全国乃至更大范围优化统筹转变，电力结构由过度依赖煤电向提高非化石能源发电比重转变，推进集约化发展和标准化建设，充分发挥国家电网在电力市场化、能源清洁化、经济低碳化、生活方式现代化中的基础性作用；实现供配电输送无缝隙，无错误 随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对供电质量的要求日益提高。国家提出了加快城网和农网建设及改造、拉动内需的发展计划。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来，在电力系统中起着至关重要的作用。近年来110kV变电站的建设迅猛发展。科学的变电站设计方案能够提升配电网的供电能力和适应性，降低配电网损耗和供电成本，减少电力设施占地资源，体现“增容、升压、换代、优化通道”的技术改造思路2。同时可以增加系统的可靠性，节约占地面积，使变电站的配置达到最佳，不断提高经济效益和社会效益。 同西方发达国家相比，由于我国变电站自动化系统应用起步较晚，变电站运行管理的理念也有很大差异，使我们的变电站无人值守运行水平与之相比还有很大的差距。在我国，许多220KV及以下电压等级变电站已经开始由监控中心进行监控，基本上实现了变电站无人值守。但作为国内电网中最高电压等级的500 kV和330 kV变电站，即使采用了变电站自动化系统的，也都是实行有人值守的管理方式。而在欧美发达国家，各个电压等级变电站都能实现变电站无人值守。由此发现，在国内外无人值守变电站之间、国内外变电站自动化系统之间都还有很大的差异。全面实现变电站无人值守对我国电网建设有非常明显的技术经济效益: 1、提高了运行可靠性；2、加快了事故处理的速度；3、提高了劳动生产率；4、降低了建设成本。本次设计是在掌握变电站生产过程的基础上完成的。通过它可以复习巩固了专业课程的有关内容，拓宽了知识面，增强了工程观念，培养了变电站设计的能力。同时对供配电系统的电气部分有详细的了解，加深了熟练的运用短路计算的基本理论和方法、主接线的设计、导体电气设备的选择等这些知识的能力。2 变电站一次系统的设计2.1、原始材料分析及主变压器的选择本变电站为10kv，安装主变两台（2x4000KVA），变电所10kv母线上共有10回出线，其中630 KVA四回，400 KVA和500 KVA各2回，1250 KVA和1600KVA各一回。10kv系统采用双电源进线，单母线分段接线方式，一个主供，一个备供。主供运行时带全部负荷，备供不投，当主供跳闸时，备自投自动启动并确定主供和分段断路器均断开后自动合上备供电源，向II段母线继续供电。当主供电源故障排除后备自投自动切除备供并且合上主供及分段开关，恢复正常运行方式。系统按照无穷大考虑。根据已知原始资料，该变电站有两个电压等级：10KV和380V，10KV侧有十回出线，380V侧两回出线，由原始资料可知，两台主变的容量均为2000KVA，根据电力系统设备手册可知，应选两台同样型号的SC型环氧树脂浇筑干式变压器SC2000/10。变压器主要参数如表21所示：额定容量/KVA额定电压/KV额定电流/A损耗/KW一次二次一次二次空载负荷2000100.4115.602890.173.5016.30阻抗电压(%）绕组电阻（/相)绕组电抗(/相）标幺值UdUrUx正序零序正序零序Z*X*R*60.815.940.650.324.7524.002.972.940.41表212.2、主接线方案的确定 2.2.1常用的电气主接线形式介绍 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。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，能尽可能的缩小停电范围。为了满足可靠性要求，主接线应力求简单清晰。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。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。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。10KV主接线有以下几种接线方式：（1）单母分段接线方式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。接线方式如图21所示：图21 单母线接线a）一路电源进线 b）两路电源接线 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。（2）单母分段接线方式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。接线方式如图22所示：图22（3）双母分段接线方式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。接线方式如图23所示： 图23 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，本设计10KV侧采用单母分段式接线方案，而0.4KV侧也采用单母线分段接线方式。2.2.2导线和电缆的选型 选择导线和电缆的截面应考虑以下因素： （1）发热问题：电流通过导线或电缆时将引起发热，从而使其温度升高。当通过的电流超过其允许电流时，将使绝缘线和电缆线的绝缘加速老化，严重时将烧导线或电缆，或引起其它事故，不能保证安全供电。另一方面为了避免浪费有色金属，应该充分利用导线或电缆的负荷能力。因此，必须按导线或电缆的允许截流量来选择其截面。 (2)电压损失问题：电流通过导线时，除产生电能损耗外，由于线路上有电阻和电抗，将产生电压损失。当电压损失超过一定的范围后，将使用电设备端子上的电压不足，严重地影响用电设备的正常运行。所以欲使电气设备正常运行，必须根据线路的允许电压损失选择导线和电缆的截面或根据已知的截面校验线路的电压损失是否超过允许范围。 (3)架空线路的机械强度：架空线路经受风、雪、覆冰和温度变化的影响，因此必须有足够的机械强度以保证其安全运行。(4) 经济条件。导线和电缆截面的大小，直接影响网络的初投资及其电能损耗的大小，截面选得小些，可节约有色金属和减小电网投资，但网络中的电能损耗增大。反之，截面选得大些，网络中的电能损耗虽然减少，但有色金属耗用量和电网投资都随之增大。因此，这里有一个经济运行的问题，即所谓经济电流密度选择导线和电缆的截面。导线截面的计算公式如下： = （式2.1）式中： S导线截面（mm2） P送电容量（KW） Ue线路额定电压（KV） J经济电流密度（A/mm2）导线材料最大负荷利用小时数3000以下300050005000以上铝线1.651.150.9铜线3.02.251.75 表22当输电线路输送电力一定时，导线截面越小则线路的电阻和电抗越大，从而使线路的电压损耗也越大。对于10KV及以下的电网而言，其负荷小而分散，在每个负荷点装设调压设备显然不合理。因此，往往用电压损耗作为控制条件选择配电网的导线截面。设计规程规定，对于135KV配电线路，自供电的变电站母线至线路末端最大电压损耗不得超过5%。10KV及以下输电线路长度不超过2公里，本次设计中，输电线路长度均取1.2KM。10KV侧输电线进线的选型：10KV进线是双回路进线。在计算时，我们是按照双回路分裂运行，每回承担一半负荷来考虑经济电流密度的。当初选后，再按一路停运一路运行来校验其允许电流、电压损失和机械强度。所以其最大利用小时数应看作是3000小时以下来查经济电流密度。10KV输电线路上允许的电压损耗为：V若取每KM电抗值为0.4/KM，则电压上的电抗损耗为:因此，在电阻上允许的电压损耗为:按恒定电流密度选择截面：铝导线的电导率为：=31.7m/(mm2),因此电流密度为：此电流密度大于经济电流密度1.65A/mm2，因此应按经济电流密度选择导线截面，根据公式，得： 10KV侧线路进线的截面积为：，应选型号为：LGJ240的导线。10KV线路出线侧最大负荷利用小时数取3000h以上，则此电流密度大于经济电流密度1.15A/mm2，因此应按经济电流密度选择导线截面，根据公式得：1250KVA导线截面为：，故1250KVA导线应选型号为：LGJ70的导线。1600KVA导线截面为：，故1600KVA导线应选型号为：LGJ95的导线。630KVA导线截面为：，故630KVA导线应选型号为：LGJ50的导线。400KVA导线截面为：，故400KVA导线应选型号为：LGJ35的导线。500KVA导线截面为：，故500KVA导线应选型号为：LGJ35的导线。2000KVA导线截面为：，故2000KVA导线应选型号为：LGJ120的导线。2.2.3导线的校验（1）按照导线长期容许电流校验导线截面，选定的架空输电线路的导线截面，必须根据各种不同运行方式以及事故情况下的传输容量进行发热校验，即在设计中不应使用预期的输送容量超过导线发热所能容许的数值。 按照容许发热条件的持续极限输送容量的计算公式： （式22）式中：极限输送容量（KVA） 线路额定电压（KV）（如果已知线路的实际电压U不等于额定电压Ue时，式中应采用U 最大可持续工作电流（KA） 由电力系统设计手册查得：LGJ240的长期允许载流量为610A，大于最大可持续工作电流577.35A，故满足要求。（2）按机械强度校验。对于635kV架空线路在居民区截面不小于即合格，所以机械强度校验合格。2.3、短路电流的计算2.3.1短路的原因、类型及后果1、 短路的原因、类型： 1、短路：是指一切不正常的相与相之间或相与地（对于中性点接地的系统）发生通路的情况。 2、短路的原因：（1）元件损坏：如绝缘材料的自然老化，设计、安装及维护不良等所造成的设备缺陷发展成短路。（2）气象条件恶化：如雷击造成的闪络放电或避雷器动作；大风造成架空线断线或导线覆冰引起电杆倒塌等。（3）违规操作：如运行人员带负荷拉刀闸；线路或设备检修后未拆除接地线就加电压。（4）其他原因：如挖沟损伤电缆,鸟兽跨接在裸露的载流部分等。 3、三相系统中短路的类型：（1）基本形式:三相短路；两相短路；单相接地短路；两相接地短路；(2)对称短路：短路后，各相电流、电压仍对称,如三相短路;不对称短路：短路后，各相电流、电压不对称; 如两相短路、单相短路和两相接地短路。注:单相短路占绝大多数；三相短路的机会较少,但后果较严重。二、短路的后果：1、短路的危害后果：随着短路类型、发生地点和持续时间的不同，短路的后果可能只破坏局部地区的正常供电，也可能威胁整个系统的安全运行。短路的危险后果一般有以下几个方面：（1） 电动力效应 短路点附近支路中出现比正常值大许多倍的电流，在导体间产生很大的机械应力，可能使导体和它们的支架遭到破坏。（2）发热：短路电流使设备发热增加，短路持续时间较长时，设备 可能过热以致损坏。（3）故障点往往有电弧产生，可能烧坏故障元件，也可能殃 及周围设备. （4）电压大幅下降，对用户影响很大。（5）如果短路发生地点离电源不远而又持续时间较长，则可能使并列运行的发电厂失去同步，破坏系统的稳定，造成大片停电。这是短路故障的最严重后果。（6） 不对称短路会对附近的通讯系统产生影响。2.3.2短路电流电流计算的目的及一般规定一、短路电流计算目的： 1、选择电气主接线时，为了比较各种接线方案，确定某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。 2、在选择电气设备时，为了保证各种电器设备和导体在正常运行和故障情况下都能保证安全、可靠地工作同时又力求节约资金这就需要用短路电流进行校验。 3、在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线的相间和相对地安全距离。 4、在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时短路电流为依据。 二、短路电流计算的一般规定：1、验算导体和电器的动、热稳定及电器开断电流所用的短路电流、应按工程的设计手册规划的容量计算、并考虑电力系统510年的发展。 2、接线方式应按可能发生最大短路电流和正常接线方式而不能按切换中可能出现的运行方式。 3、选择导体和电器中的短路电流在电气连接的电网中应考虑电容补偿装置的充放电电流的影响。 4、选择导体和电器时，对不带电抗器回路的计算短路点应选择在正常接线方式时Id最大的点对带电抗器的610kV出线应计算两点：电抗器前和电抗器后的Id。 短路时，导体和电器的动稳定、热稳定及电器开断电流一般按三相电流验算若有更严重的按更严重的条件计算。2.3.3短路电流计算的内容及方法1、 短路电流计算的内容： （1） 短路点的选取：各级电压母线、各级线路末端。 （2） 短路时间的确定：根据电气设备选择和继电保护整定的需要，确定计算短路电流的时间。 （3） 短路电流的计算：最大运行方式下最大短路电流；最小运行方式下最小短路电流；各级电压中性点不接地系统的单相短路电流。计算的具体项目及其计算条件，取决于计算短路电流的目的 。2、 短路电流计算方法：供配电系统某处发生短路时，要算出短路电流必须首先计算出短路点到电源的回路总阻抗值。电路元件电气参数的计算有两种方法：有名值法和标幺值法。（1） 有名值法有名值法就是以实际有名单位给出电路元件参数。这种方法通常用于1kV以下低压供电系统短路电流的计算。在企业供电系统中发生三相短路时，如短路回路的阻抗为Rk、Xk，则三相短路电流周期分量的有效值为 （式23）式中，Uav 短路点所在线路的平均额定电压(kV)。 Rk、Xk 短路点以前的总电阻和总电抗，均已归算到短路点所在处电压等级。 对于高压供电系统，因回路中各元件的电抗占主要成分，短路回路的电阻可忽略不计，则上式变为： （2）标幺值法 标幺制是一种相对单位制，标幺值是一个无单位的量，为任一参数对其基准值的比值。标幺值法，就是将电路元件各参数均用标幺值表示。由于电力系统有多个电压等级的网络组成，采用标幺值法，可以省去不同电压等级间电气参量的折算。在电压系统中宜采用标幺值法进行短路电流计算。 计算具有许多个电压等级供电系统的短路电流是，若采用有名制法计算，必须将所有元件的阻抗都归算到同一电压下才能求出短路回路的总阻抗，从而计算出短路电流，计算过程繁琐并容易出错，这种情况采用标么制法较为简便。用相对值表示元件的物理量，称为标么制。标么值是指任意一个物理量的有名值与基准值的比值，即 标么值=物理量的有名值物理量的基准值标么值是一个相对值，没有单位。在标么制中，容量、电压、电流阻抗（电抗）的标么值分别为 基准容量（Sd）、基准电压（Ud）、基准电流（Id）和基准阻抗（Xd）亦符合功率方程和电压方程。因此，4个基准值中只有两个是独立的，通常选定基准容量和基准电压为给定值，再按计算式求出基准电流和基准电抗，即 基准值的选取时任意的，但是为了计算方便，通常取100MVA为基准容量，取线路平均额定电压为基准电压为给定值，即Sd=100MVA，Ud=Uav=1.05UN。线路的额定电压和基准电压对照值如书上表中所示。在标么制计算中，取各级基准电压都等于对应电压等级下的平均额定电压，所以各级电压的标么值等于1。即U=Uav和Ud=Uav，U*=1。因此，多电压等级供电系统中不同电压级的标么电压都等于1，多有变压器的变比的标么值为1，所以短路回路总标么电抗可直接由各元件标么电抗相加求出，避免了多级电压系统中电抗的换算。这就是标么制法计算简单、结果清晰的特点。本变电所的短路电流计算采取简单的方法，全部只按照其正常运行情况（也就是全分裂运行，10kV和0.4kV母线的联络开关断开。）计算短路电流，不考虑故障时的并列运行情况下的短路。 系统短路电流计算先要画出系统的等效简图，以确定电抗的大小，和确定短路点，其简图如图21所示。图212.3.4各主要元件的标幺值计算取基准容量为：线路基准电压为：最大运行方式系统阻抗： =0.12最小运行方式系统阻抗： =0.22变压器阻抗：线路单位长度电抗取值：架空线:各输电线路支路标幺值（线长均取1.2）：查表得：线路：，线路：,线路：，线路：,线路，：,线路：,本设计短路电流计算为三相短路，三相短路是对称短路。是在最大运行方式下的短路。为求各段电路电流标幺值，先要求出电流的基准值：已知基准容量为：，基准电压为：，则基准电流为：（1）点短路： 计算点三相短路电流周期分量有效值为：计算短路容量为：取短路冲击系数为：，则计算短路全电流冲击值为： 短路全电流最大有效值为：（2）点短路：查表21得：该变压器的阻抗标幺值为：当两台变压器并列运行时，计算在该系统最大运行方式下点的短路电流为：当两台变压器分列运行时，计算在该系统最小运行方式下点的短路电流为（3）点短路： 计算点三相短路电流周期分量有效值为： 计算短路容量为：取短路冲击系数为：，则计算短路全电流冲击值为：短 路 点三 相 短 路 电 流（KA）三 相 短 路 冲 击 电 流(KA)三 相 短 路 容 量(MVA)6.0515.4110.036.2415.88113.46.0415.38109.855.9515.15108.21以下计算过程同上，计算结果如表23所示：表23 3 变电站主要电气设备选择3.1、高压电气设备选择的目的及原则：3.1.1电气设备选择的目的电气设备选择是供电系统设计的主