高压配电网C变电所电气一次部分设计.doc

目录第1章 绪论. 11.1 变电站的背景和地址情况. 11.1.1 变电站的背景. 11.1.2 变电站地址概况. 11.2 变电站的意义. 11.3 本文研究内容. 2第2章 负荷分析计算. 32.1 电力负荷的概述. 32.1.1 电力负荷分类方法. 32.1.2 各主要电用户的用电特点. 32.1.3 电力系统负荷的确定. 32.2 无功功率补偿. 42.2.1 无功补偿的概念及重要性. 42.2.2 无功补偿装置类型的选择. 52.3 主变压器的选择. 82.3.1 负荷分析与计算. 82.3.2 主变压器选择. 10第3章 电气主接线设计. 123.1 变电站主接线的要求及设计原则. 123.1.1 变电站主接线基本要求. 123.1.2 变电站主接线设计原则. 133.2 110 kV侧主接线方案选取. 133.3 35kV侧主接线方案选取. 16第4章 短路计算. 184.1 短路计算的原因与目的. 184.2 短路计算的计算条件. 184.3 最大最小运行方式分析. 194.4 短路计算. 20第5章 开关设备的选择与校验. 235.1 电气设备选择的概述. 235.2 110kV侧断路器的选择. 255.3 35KV侧断路器的选择. 265.4 110kV隔离开关的选择. 275.5 35KV隔离开关的选择. 285.6 互感器的选择. 285.7 高压侧熔断器的选择. 305.8 母线选择及校验. 30第6章 变电站的继电保护. 336.1 继电保护的任务与要求. 336.2 继电保护的接线方式与操作方式. 336.3 主变压器保护规划与整定. 35第7章 防雷保护计算. 437.1 防雷保护. 437.2 防雷的装置与防雷计算. 44第8章 结论. 46参考文献. 47致谢. 48附 录. 49英文文献. 49附 录. 61 第1章 绪论1.1 变电站的背景和地址情况1.1.1 变电站的背景随着时代的进步，电力系统与人类的关系越来越密切，人们的生产，生活都离不开电的应用，如何控制电能，使它更好的为人们服务，就需要对电力进行控制，避免电能的损耗和浪费，需要对变电站的电能进行降压，从而满足人们对电的需求，控制电能的损耗。提高电能的应用效率。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。依据远期负荷发展，决定在兴建1中型110kV/35 kV变电站。该变电站建成后，主要对本区用户供电为主，尤其对本地区大用户进行供电。改善提高供电水平。同时和其他地区变电站联成环网，提高了本地供电质量和可靠性。1.1.2 变电站地址概况(1)当地年最高温度为40, 年最低温度为-5；(2)当海拔高度为800 米；当地雷暴日数为55 日/年；(3)本变电站处于“薄土层石灰岩”地区，土壤电阻率高达10001.2 变电站的意义 从我国电网实际运行的情况出发，根据现有电网的特点，结合地区电力负荷的发展，城市发展态势及负荷预测的分析对我国一些地区电网电压等级选择进行技术经济分析，有110KV和35KV电网的共同发展,现阶段降压变电站及其电网主要用在负荷密度较高的地区。就电网建设，造价分析，运行情况等方面进行，有针对性地研究了其负荷特性，高峰时期的避峰措施，注意到中高压配电网络的电压等级，网络规划的优化，与周边电网的协调配合等问题，从我国现状及发展趋势出发，对选择电网结构及配电电压进行了经济技术比较及可行性分析，提高城乡电压等级是必然趋势。1.3 本文研究内容本文主要完成“110kV/35kV降压变电站”电气部分设计。本文研究的具体内容：1）负荷分析、变压器的选择、功率补偿2）主接线设计3）短路计算4）各种开关设备的选择5）变压器继电保护设计6）防雷接地设计在设计的同时要求独立完成“110kV/35kV降压变电站”电气部分设计，绘制主接线图、继电保护图、防雷接地图。本设计要求参考各类相关资料，按照有关的技术规程和工程实例进行。 第2章 负荷分析计算2.1 电力负荷的概述2.1.1 电力负荷分类方法1) 按用电的部门属性的划分：工业用电，农业，交通2) 按使用电力目的划分：动力用电，照明用电，电热用电，各种电气设备仪器的操作控制用电及通信用电3) 按用电用户的重要性划分：一类负荷，二类负荷和三类负荷4) 按负荷的大小划分：最大负荷，平均负荷，最小负荷2.1.2 各主要电用户的用电特点1) 工业用电特点分析用电量大 ，占全社会用电量的75%左右。用电比较稳定。2) 商业用电特点分析比重不大，约为4.2%。并且季节性强。3) 交通运输业的用电约占1.5%左右。4) 城乡居民生活用电此类用电在总用电中的比重有较大提高，但比重不大，约占10%左右。5) 动力用电不仅与用电设备的容量有关，还与用电设备的负荷率和使用时间长短有关。2.1.3 电力系统负荷的确定对于选择变电站主变压器容量，电源布点以及电力网的接线方案设计等，都是非常重要的，电力负荷应在调查和计算的基础上进行，对于近期负荷，应力求准确、具体、切实可行；对于远景负荷，应在电力系统及工农业生产发展远景规划的基础之上，进行负荷预测，负荷发展的水平往往需要多次测算，认真分析影响负荷发展水平的各种因素，反复测算与综合平衡，力求切合实际。电力系统在一定时段内（如一年、一天）的最大负荷值称为该时段的系统综合最大用电负荷。时段内其余负荷值称为系统综合用电负荷。系统各电力用户的最大负荷值不可能都出现在同一时刻。因此，系统综合最大用电负荷值一般小于全系统各用户最大负荷值的总和，即Pmax=K0Pimax 中Pmax-系统综合最大用电荷。K0-同时率，K01。Pimax-各用户最大负荷的总和。同时率的大小与用户多少、各用户特点有关，一般可根据实际统计资料或查设计手册确定。表2.1负荷情况电压负荷名称每回最大负荷（KW）功率因数回路数供电方式线路长度（km）35kv(备用两回)水泥厂60000.651架空6火电厂80000.731架空8中方变50000.751架空15水电站70000.72架空12造纸厂50000.71架空102.2 无功功率补偿2.2.1 无功补偿的概念及重要性无功补偿是指在交流电力系统中，就可看成为有功电源负荷和无功电源负荷两个并存且不可分割的电力系统，在运行、设计、监测、管理中，借助功率因数把有功系统和无功系统有机地联系起来，形同一个整体。如果说交流系统运行的目的是传输和消费能源，那么无功系统运行就是为此而不可缺少的手段。它的存在保持了交流电力系统的电压水平，保证了电力系统的稳定运行和用户的供电质量，并使电网传输电能的损失最小。无功电源不足，即无功并联补偿容量不能满足无功负荷的需要，无功电源和无功负荷处于低电压的平衡状态。由于电力系统运行电压水平低，给电力系统带来了一系列危害：1、设备出力不足；2、电力系统损耗增加；3、设备损坏；4、电力系统稳定度降低。无功补偿的必要性电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统安全经济运行，对保证用户的安全用电和产品的质量是非常重要的。用户消耗的无功功率是它有功功率的50%100%，同时电力系统本身消耗的无功功率可达用户的10%30% 。另外变压器中存在励磁支路损耗和绕组漏抗中损耗，两部分无功损耗，无功功率的不足将造成电压的下降，电能损耗增大，电力系统稳定遭到破坏，所以电力系统的无功电源和无功功率必须平衡，因此要进行无功补偿。无功补偿可以保证电压质量、减少网络中的有功功率的损耗和电压损耗，同时对增强系统的稳定性有重要意义。2.2.2 无功补偿装置类型的选择1、无功补偿装置的类型无功补偿装置可分为两大类：串联补偿装置和并联补偿装置。目前常用的补偿装置有：静止补偿器、同步调相机、并联电容器。2、常用的三种补偿装置的比较及选择这三种无功补偿装置都是直接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变配电所的母线上。同步调相机：同步调相机相当于空载运行的同步电动机在过励磁时运行，它向系统提供无功功率而起到无功电源的作用，可提高系统电压。装有自动励磁调节装置的同步调相机，能根据装设地点电压的数值平滑地改变输出或汲取的无功功率，进行电压调节。特别是有强行励磁装置时，在系统故障情况下，还能调整系统的电压，有利于提高系统的稳定性。但是同步调相机是旋转机械，运行维护比较复杂。它的有功功率损耗较大。小容量的调相机每千伏安容量的投入费用也较大。故同步调相机宜于大容量集中使用，容量小于5MVA的一般不装设。在我国，同步调相机常安装在枢纽变电所，以便平滑调节电压和提高系统稳定性。静止补偿器：静止补偿器由电力电容器与可调电抗并联组成。电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，根据调压需要，通过可调电抗器吸收电容器组中的无功功率，来调节静止补偿其输出的无功功率的大小和方向。静止补偿器是一种技术先进、调节性能、使用方便、经纪性能良好的动态无功功率补偿装置。静止补偿器能快速平滑地调节无功功率，以满足无功补偿装置的要求。这样就克服了电容器作为无功补偿装置只能做电源不能做负荷，且调节不能连续的缺点。与同步调相机比较，静止补偿器运行维护简单，功率损耗小，能做到分相补偿以适应不平衡负荷的变化，对冲击负荷也有较强的适应性，因此在电力系统得到越来越广泛的应用。（但此设备造价太高，不在本设计中不宜采用）。电力电容器：电力电容器可按三角形和星形接法连接在变电所母线上。它所提供的无功功率值与所节点的电压成正比。电力电容器的装设容量可大可小。而且既可集中安装，又可分散装设来接地供应无功率，运行时功率损耗亦较小。此外，由于它没有旋转部件，维护也较方便。为了在运行中调节电容器的功率，也可将电容器连接成若干组，根据负荷的变化，分组投入和切除。综合比较以上三种无功补偿装置后，选择并联电容器作为无功补偿装置。无功补偿装置容量的确定：现场经验一般按主变容量的10-30来确定无功补偿装置的容量。并联电容器装置的分组。1、分组原则1）、并联电容器装置的分组主要有系统专业根据电压波动、负荷变化、谐波含量等因素确定。2）、对于单独补偿的某台设备，例如电动机、小容量变压器等用的并联电容器装置，不必分组，可直接与设备相联接，并与该设备同时投切。对于110KV220KV、主变代有载调压装置的变电所，应按有载调压分组，并按电压或功率的要求实行自动投切。3）、终端变电所的并联电容器设备，主要是为了提高电压和补偿变压器的无功损耗。此时，各组应能随电压波动实行自动投切。投切任一组电容器时引起的电压波动不应超过2.5。2、分组方式1）、并联电容器的分组方式有等容量分组、等差容量分组、带总断路器的等差容量分组、带总断路器的等差级数容量分组。2）、各种分组方式比较a、等差容量分组方式：由于其分组容量之间成等差级数关系，从而使并联电容器装置可按不同投切方式得到多种容量组合。既可用比等容量分组方式少的分组数目，达到更多种容量组合的要求，从而节约了回路设备数。但会在改变容量组合的操作过程中，会引起无功补偿功率较大的变化，并可能使分组容量较小的分组断路器频繁操作，断路器的检修间隔时间缩短，从而使电容器组退出运行的可能性增加。因而应用范围有限。b、带总断路器的等差容量分组、带总断路器的等差级数容量分组，当某一并联电容器组因短路故障而切除时，将造成整个并联电容器装置退出运行。c、等容量分作方式，是应用较多的分作方式。综上所述，在本设计中，无功补偿装置分作方式采用等容量分组方式。并联电容器装置的接线：并联电容器装置的基本接线分为星形（Y）和三角形（）两种。经常使用的还有由星形派生出来的双星形，在某种场合下，也采用有由三角形派生出来的双三角形。从电气工程电气设计手册（一次部分）P502页表9-17中比较得，应采用双星形接线。因为双星形接线更简单，而且可靠性、灵敏性都高，对电网通讯不会造成干扰，适用于10KV及以上的大容量并联电容器组。中性点接地方式：对该变电所进行无功补偿，主要是补偿主变和负荷的无功功率，因此并联电容器装置装设在变电所低压侧，故采用中性点不接地方式。当功率因数不满足要求时，首先进行自然功率因数补偿，在进行人工补偿。自然补偿的方法有：（1） 合理选择电动机的规格、型号；（2） 防止电动机空载运行；（3） 合理选择变压器的容量；（4） 保证电动机的检修质量；（5） 交流接触器的节电运行。人工补偿的方法有：（1） 并联电容器人工补偿1) 有功损耗小，约为0.25%-0.5%，而同步调相机约为1.5%-3%；2) 无旋转部分，运行维护方便；3) 可按系统需要增加或减少安装容量和改变安装地点；4) 个别电容器损坏不影响整个装置运行；5) 短路时，同步调相机增加短路电流，增大了用户开关的断流容量，电器 无此缺点。（2） 同步电动机补偿（3） 动态无功功率补偿补偿前系统的平均功率因数为：有功负荷系数，一般为0.70.75 本设计取0.75无功负荷系数，一般为0.760.82 本设计取0.8将 由0.7提高到0.9所需的补偿容量为tg tg 装设大容量的电力电容器，平均分配在两条35KV的母线上，35kV出线回路数8回，本期采用电力电容两组，每组装设9000kvar电容器组。2.3 主变压器的选择2.3.1 负荷分析与计算若使供配电系统在正常条件下可靠的运行，必须正确的选择电力变压器，开关设备及导线，电缆等。就需要对电力负荷进行计算。计算负荷是供电设计计算的基本依据。计算负荷的正确是否合理，将直接影响到电气设备和导线电缆的选择是否经济合理。计算负荷不能定的太大，否则选择的电气设备和导线电缆将会过大而造成投资和有色金属的浪费，计算负荷也不能过小，否则选择的电气设备和导线电缆将会长期处于过负荷运行，增加电能损耗，产生过热，导致绝缘体过于老化甚至烧坏。因此，工程上依据不同的计算目的，针对不同类型的用户和不同类型的负荷，在实践中总结出了各种计算方法，有估算法，需用系数法，二项式法，单相负荷计算法等。此次设计用需用系数法。本变电站负荷分析计算公式如下：= / 计算如下：1） 2）= 可知 = 可知 =6000kw =8000kw= tan(cos )可知 = tan(cos )可知=6000 tan(cos ) =8000 tan(cos ) =3900kvar =5840kvar= =7156kvA = =9904kvA/ =118A / =163A3） 4）= 可知 = 可知 =5000kw =7000kw= tan(cos )可知 = tan(cos )可知=5000 tan(cos )=3750kvar =7000 tan(cos )=3750kvar =4900kvar= =6250kvA = =8545kvA/ =103A / =140A5）= 可知 =5000kw = tan(cos )可知 =5000 tan(cos )=3500kvar = =6103kvA / =100A 表2.2负荷分配情况负荷名称P(kw) Q(kvar) S(kvA) I(A)水泥厂 6000 3900 7156 118火电厂 8000 5840 9904 163中方变 5000 3750 6250 103水电厂 7000 4900 8545 140造纸厂 5000 3500 6103 100同时系数的确定：确定配电所母线的最大负荷时，所采用的有功负荷同时系数：计算负荷小于5000 千瓦。 0.91.0 计算负荷为500010000 千瓦。 0.85计算负荷超过10000 千瓦 0.8。 此次设计K为0.85。由计算公式：=K 0.85（6000+8000+5000+7000+7000+5000）=32300(kw)0.85（3900+5840+3750+4900+4900+3500）=22516(kvar)=39373(kvA)/ =650(A)2.3.2 主变压器选择 在变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器。35110kV 变电所设计规范规定，主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。主变压器台数和容量直接影响主接线的形式和配电装置的结构。装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。为了担负更多的负荷取70%。则 70% =24522(kvA).。由负荷计算，装设两台主变压器，每台变压器额定容量按下式选择，故可选择两台型号为SZ931500/110 的变压器。当一台主变停运时，即使不考虑变压器的事故过负荷能力，也能保证对61.0%的负荷供电。表2.3主变压器参数技术参数型号额定容量(kVA)额定电压空载损耗(KW)负载损耗(KW)空载电流(%)短路阻抗(%)连接组标号一次(KV)分接范围(%)二次(KV)SZ9-31500/110315001102 2.56.3(6.6)10.5(11)0.030.1340.710.5YNd11括号里电压为降压变压器用电压 第3章 电气主接线设计 3.1 变电站主接线的要求及设计原则现代电力系统是一个巨大的、严密的整体。各类发电厂、变电站分工完成整个电力系统的发电、变电和配电的任务。其主接线的好坏不仅影响到发电厂、变电站和电力系统本身，同时也影响到工农业生产和人民日常生活。因此，发电厂、变电站主接线必须满足以下基本要求。电气主接线是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。主接线方案的确定对电力系统及变电所运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并对电器设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的设计必须正确处理好各方面的关系，全面分析论证，通过技术经济比较，确定变电站主接线的最佳方案。3.1.1 变电站主接线基本要求1、运行的可靠性断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。2、具有一定的灵活性主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。3、操作应尽可能简单、方便主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。4、经济上的合理性主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。5、应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。3.1.2 变电站主接线设计原则1、变电所的高压侧接线，应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线方式，在满足继电保护的要求下，也可以在地区线路上采用分支接线，但在系统主干网上不得采用分支界线。2、在35-60kV 配电装置中，当线路为3 回及以上时，一般采用单母线或单母线分段接线，若连接电源较多、出线较多、负荷较大或处于污秽地区，可采用双母线接线。3、6-10kV 配电装置中，线路回路数不超过5 回时，一般采用单母线接线方式，线路在6 回及以上时，采用单母分段接线，当短路电流较大，出线回路较多，功率较大时，可采用双母线接线。4、110-220kV 配电装置中，线路在4 回以上时一般采用双母线接线。5、当采用SF6 等性能可靠、检修周期长的断路器以及更换迅速的手车式断路器时，均可不设旁路设施。总之，以设计原始材料及设计要求为依据，以有关技术规范、规程为标准，结合具体工作的特点，准确的基础资料，全面分析，做到既有先进技术，又要经济实用。3.2 110 kV侧主接线方案选取据任务书要求，每回最大负荷60000 kVA.本设计提出两种方案进行经济和技术比较。根据110 kV-35KV变电站设计规范规定：110 kV线路为六回及以上时，宜采用双母线接线，在采用单母线，分段单母线或双母线的110 kV-35KV主接线中，当不容许停电检修断路器时，可设置旁路母线和旁路隔离开关。 35110kV 线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。3563kV 线路为8 回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV 线路为6 回其以上时，宜采用双母线接线。在采用单母线、分段单母线或双母的35110kV 主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。故预选方案为：双母线接线和单母线分段接线。方案一、双母线接线1、优点：1）、供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组导线而不致使供电中断，一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路母线隔离开关，只停该回路。2）、调度灵活，各个电源和各个回路负荷可任意切换，分配到任意母线上工作，能够灵活地适应系统中各种运行方式调度和系统潮流变化的需要。3）、扩建方便，向双母线的左右任何一个方向扩建，均不影响,两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时，可以顺序布置，以致连接不同的母线时，不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。4）、便于实验，当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。2、缺点：1）、增加一组母线和每回路就需增加一组母线隔离开关。2）、当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。为了避免隔离开关误操作，需在隔离开关和断路器之间装设连锁装置。3、适用范围：1）、6-10KV,配电装置，当短路电流较大，需要加装电抗器。2）、35-63KV,回路总数超过8回，或连接电源较多，回路负荷较大时。3）、110-220KV,出线回路在5回及以上时；或当110-220 KV配电装置，在系统中居重要地位，出线回路数为4 回及以上时。图3.1 双母线接线方案二、单母线分段接线：1、优点：1）、用断路器把母线分段后，对重要负荷可以从不同段引出两个回路，提供双回路供电。2）、安全性，可靠性高。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常母线不间断供电和不致使重要用户停电。2、缺点：1）、当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间停电。2）、扩建时需要向两个方向均衡扩建，以保证负荷分配的均匀。3）、当出线回路为双回路时，常使母线出线交叉跨越。3、适用范围：1）、6-10KV配电装置出线回路数为6回及以上时。2）、35-63KV配电装置出线回路数为4-8回时。3）、110-220KV配电装置出线回路数为3-4回时。图3.2 单母线分段接线方案比较：方案一相对方案二调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，所以当该母线或母线隔离开关故障或检修时，该母线上的回路不需要停电，保证正常母线不间断供电和不致使重要用户停电。通过对以上两种方案比较，结合现代科学进步，新型断路器的停电检修周期延长，没有必要考虑停电检修断路器，结合经济建设的需要，在满足要求的前提下，尽可能节约设备的投资故待设计的变电站110 kV接线选取方案二，单母线接线，即能满足要求。在技术上和经济上第二种方案明显合理，鉴于此站为地区变电站应具有较高的可靠性和灵活性。经综合分析，决定选第二种方案为设计的最终方案。结论：110 kV侧采用单母线分段接线3.3 35kV侧主接线方案选取本变电站35kV 线路有8 回，可选择双母线接线或单母线分段带旁路母线接线两种方案，根据本地区电网特点，本变电站电源主要集中在35kV 侧，不允许停电检修断路器，需设置旁路设施。方案一供电可靠、调度灵活，但是倒闸操作复杂，容易误操作，占地面积大，设备多，配电装置复杂，投资大。方案二具有良好的经济性，供电可靠性也能满足要求，故35kV 侧接线采用方案二。单母线分段带旁路母线接线。 图3.3 双母线接线方案二简单清晰，操作方便，不易误操作，设备少，投资小，占地面积小，旁路断路器可以代替出线断路器，进行不停电检修出线断路器，保证重要回路特别是电源回路不停电。图3.4 单母线分段带旁路母线接线 第4章 短路计算4.1 短路计算的原因与目的电力系统由于设备绝缘破坏，架空线路的线间或对地面导电物短接，或雷击大气过电压以及工作人员的误操作，都可能造成相与相、相与地之间导电部分短接，短路电流高达几万安、几十万安培。这样大的电流所产生的热效应及机械效应，会使电气设备损坏，人身安全受到威胁，由于短路时系统电压骤降，设备不能运行。单相接地在中性点直接接地系统中，对邻近通信设备将产生严重的干扰和危险影响，所以电力系统必须进行短路故障计算。另外，对于电气设备的规格选择，继电保护的调整整定，对载流导体发热和电动力的核算，都需要对系统短路故障进行计算。短路计算选择有足够机械稳定度和热稳定度的电气设备。为了合理地配置各种继电保护和自动装置并正确整定其参数，必须对电力网中发生的各种短路进行计算和分析。在设计和选择发电厂 电力系统电气主接线时，为了比较各种不同方案的接线时，确定是否需要采用限制短路电流的措施等，都需要进行必要的短路电流计算。计算电力系统暂态稳定计算，研究短路对用户工作的影响等，也包含有短路计算的内容。在确定输电线路对通讯的干扰，对已经发生的故障进行分析，都必须进行短路计算。4.2 短路计算的计算条件一、基本条件：短路计算中采用以下假设条件和原则：1、正常工作时，三相系统对称运行。2、所有电源的电动势相位角相同。3、电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化。4、短路发生在短路电流为最大值的瞬间。5、不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。6、除计算短路电流的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计。7、元件的计算参数均取其额定值，不考虑参数的误差和调整范围。8、输电线路的电容略去不计。二、一般规定：1、验算导体和电器的动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工程设计规划容量计算，并考虑电力系统5l0 年的远景发展规划。确定短路电流时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按仅在切换过程中可能并列运行的按线方式。2、选择导体和电器用的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿放电电流的影响。3、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短路电流为最大的点；对带电抗器6l0kV 出线，选择母线到母线隔离开之间的引线、套管时，短路计算点应取在电抗器之前、其余导体和电器的计算短路点一般选择在电抗器后。4、电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流，一般按三相短路电流计算。若中性点直接接地系统及自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短严重时，则应按严重的计算。4.3 最大最小运行方式分析在选择保护方式分析时，对大多数保护都必须认真分析与考虑哪种运行方式来作为计算的依据，一般而言所选用的保护方式，应在系统的各种故障参数增加而动作的保护，如电流保护，通常应根据系统最大运行方式来确定保护的定值，以保证选择性，因为只要在最大运行方式下能保证选择性。那么，在其他运行方式下，必然能保证选择性；而对灵敏性校验，则应根据最小运行方式来进行，因为只要在最小运行方式下，灵敏性合格，那么在其他运行方式下的灵敏性就会更好，对反映鼓掌参数减小而动作的欠量保护。如低压保护，刚刚好相反，此时应根据最小运行方式来整定，而根据最大运行方式来校验灵敏性。最大运行方式 根据系统最大负荷的要求，电力系统中的所有可以投入的发电设备都投入运行（全部或绝大部分投入运行），以及所有线路和规定的中性点全部投入运行的方式称为系统最大运行方式即QF1、QF2都在闭合的状态。对继电保护而言，则是指在系统最大运行方式下短路时，通过该保护的短路电流为最大时的系统连接方式。本设计题目中，本变电站的最大运行方式为两台31500KVA的变压器并联运行，以及所有负荷投入时的运行方式。但由于纵联差动保护，由于其保护范围外故障时，保护不应动作。为了方便变压器纵联差动的整定计算，在变压器高压侧和低压侧的短路点的电流应为支路电流。所以变压器高压侧的短路点电流为变电站高压侧投入的，断路器闭合时，流过变压器高压侧的短路电流。变压器低压侧的短路电流为系统并联运行桥短路器连接，变压器单台投入时流入变压器低压侧的短路电流。最小运行方式根据系统负荷为最小，投入与之相适应的系统连接且系统中性点只有少部分接地的运行方式称为系统的最小运行方式。本设计题目中，变电站的最小运行方式为，变压器单台投入时的运行方式即QF1、QF2都在打开状态。4.4 短路计算图4.1电力系统短路图及其简化图（1）确定基准值取 而 （2）各主要元件电抗标幺值取 架空线电抗标幺值电力变压器的电抗标幺值（3）求 点短路总电抗标幺值及三相短路电流和短路容量。总电抗标幺值= 三相短路电流周期分量的有效值其他三相短路电流为 短路冲击电流与短路冲击电流的有效值为三相短路容量（4）求 点短路电流的总电抗标幺值及三相短路电流和短路容量。总电抗在不同的运行方式标幺值= = 三相短路电流周期分量的有效值在不同运行方式下的其他三相短路电流为 短路冲击电流与短路冲击电流的有效值为三相短路容量110KV侧主变进线 35KV侧主变进线 对于35KV侧出线，有8回出线，并且每回出线上的负载都相同，只对其中一点做出了短路计算即可。 第5章 开关设备的选择与校验5.1 电气设备选择的概述电器选择是发电厂和变电站电气设计的主要内容之一。正确的选择电器是使电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电器。尽管电力系统中各种电器的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求却是一致的。电器要能可靠的工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验热稳定和动稳定。1、选择的原则1）、应满足正常运行、检修、短路、和过电压情况下的要求，并考虑远景发展。2）、应按当地环境条件校核。3）、应力求技术先进和经济合理4）、与整个工程的建设标准应协调一致。5）、同类设备应尽量减少种类。6）、选用的新产品均应具有可靠的实验数据。2、设备的选择和校验。(1)按正常工作条件选择电器额定电压在选择电器时，一般可按照电器的额定电压 不低于装置地点电网额定电压 的条件选择，即额定电流电器的额定电流 是指在额定周围环境温度 下，电器的长期允许电流。 应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流 ，即(2)按当地环境条件较验在选择电器时，还应考虑电器安装地点的环境（尤其是小环境）条件当气温、风速、污秽等级、海拔高度、地震烈度和覆冰厚度等环境条件超过一般电器使用条件是，应采取措施。(3) 按短路情况校验短路热稳定校验短路电流通过电器时，电器各部件温度应不超过允许值。满足热稳定的条件为 式中 短路电流产生的热效应；、t 电器允许通过的热稳定电流和时间。电动力稳定校验电动力稳定是电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定的条件为或 式中 短路冲击电流幅值及其有效值；电器允许通过的动稳定电流的幅值及其有效值。下列几种情况可不校验热稳定或动稳定：1)熔断器保护的电器，其热稳定由熔断时间保证，故可不验算热稳定。2)采用有限流电阻的熔断器保护的设备，可不校验动稳定。3)装设在电压互感器回路中的裸导体和电器可不验算动、热稳定。短路计算时间校验电器的热稳定和开断能力时，还必须合理的确定短路计算时间。验算热稳定的计算时间 为继电保护动作时间 和相应断路器的全开断时间 之和，即= + 而 = 式中 断路器全开断时间；后备保护动作时间；断路器固有分闸时间；断路器开断时电弧持续时间。开断电器应能在最严重的情况下开断短路电流，故电器的开断计算时间应为主保护时间和断路器固有分闸时间之和。（4）短路校验时短路电流的计算条件所用短路电流其容量应按具体工程的设计规划容量计算，并应考虑电力系统的远景发展规划；计算电路应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按仅在切换过程中可能并列的接线方式；短路的种类一般按三相短路校验；对于发电机出口的两相短路或中性点直接接地系统、自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路更严重时，应按严重情况校验。为使电器具有足够的可靠性、经济性和合理性，并在一定时期内适应电力系统发展的需要，作验算用的短路电流应按下列条件确定：1)容量和接线 按本工程设计最终容量计算，并考虑电力系统远景发展规划（一般为本工程建成后510 年）；其接线应采用可能发生最大短路电流的正常接线方式，但不考虑在切换过程中可能短时并列的接线方式。2)短路种类 一般按三相短路验算，若其它种类短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况验算。3)计算短路点 选择通过电器的短路电流为最大的那些点为短路计算点。5.2 110kV侧断路器的选择在本设计中110KV侧断路器采用SF6高压断路器，因为与传统的断路器相比SF6高压断路器具有安全可靠，开断性能好，结构简单，尺寸小，质量轻，操作噪音小，检修维护方便等优点，已在电力系统的各电压等级得到广泛的应用。110KV的配电装置是户外式，所以断路器也采用户外式。从电气工程电器设备手册（上册）中比较各种110KVSF6高压断路器的应采用LW11-110型号的断路器。高压断路器的主要功能是：正常运行时，用它来倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，起着控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路、保证无故障部分正常运行，能起保护作用。高压断路器是开关电器中最为完善的一种设备。其最大特点是能断开电路中负荷电流和短路电流。额定电压： = 110KV ，合格；额定电流： ，合格；额定开断电流： ，合格；短路关合电流： ，合格；动稳定校验： 2.6(KA) ,合格；热稳定校验： ，合格；本变电站高压断路器选择如下：110kV 线路侧及变压器侧：选择LW11-110 型SF6 户外断路器。表5.1 110KV侧断路器的选择计算数据LW11-110 110(KV)110(kV)173(A)1600(A)1.569(KA)31.5(kA)2.37(KA)80(kA)2.6(KA) 3969(KA) 4(KA)80(kA)5.3 35KV侧断路器的选择35KV侧断路器的主要功能是：正常运行时，用它来倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，起着控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路、保证无故障部分正常运行，能起保护作用。35KV侧断路器是开关电器中最为完善的一种设备。其最大特点是能断开电路中负荷电流和短路电流。35kV 线路侧及变压器侧选用ZW7-40.5 型户外真空断路器。额定电压： ，合格；额定电流： ，合格；额定开断电流： ，合格；短路关合电流： ，合格；动稳定校验： 11(KA) ,合格；热稳定校验： ，合格；35kV 线路侧及变压器侧：选择ZW7-40.5 型真空户外断路器。表5.2 35KV侧断路器的选计算数据ZW7-40.535(KV)40.5(kV)546(A)1600(A)3.22(KA)31.5(kA)4.86(KA)80(kA)11(KA) 3969(KA) 8.21(KA)80(kA)隔离开关的选择隔离开关也是变电站中常用的电器，它需与断路器配套使用。但隔离开关无灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流和短路电流。隔离开关的主要用途：(1)隔离电压 在检修电气设备时，用隔离开关将被检修的设备与电源电压隔离，以确保检修的安全。(2)倒闸操作 投入备用母线或旁路母线以及改变运行方式时，常用隔离开关配合断路器，协同操作来完成。(3)分、合小电流 因隔离开关具有一定的分、合小电感电流和电容电流的能力，故一般可用来进行以下操作：分、合避雷器、电压互感器和空载母线；分、合励磁电流不超过2A 的空载变压器；关合电容电流不超过5A 的空载线路；5.4 110kV隔离开关的选择110kV 隔离开关选用GW5-110/1000-80 型隔离开关。额定电压： = 110KV，合格；额定电流： 合格；动稳定校验： 合格；2.6 (KA) ,合格；110kV 隔离开关选用GW5-110/1000-80 型隔离开关表5.3 110KV侧隔离开关的选择计算数据GW5-110/1000-80110(KV)110(kV)173(A)1000(A)2.6(KA) , 2311(KA) 4(KA)80(kA)5.5 35