某110KV区域变电所电气部分初步设计

毕业设计(论文)电气与电子工程系〔院〕函授吉安供电管理专业毕业设计〔论文〕题目某110KV区域变电所电气局部初步设计学生姓名班级学号指导教师毕业设计〔论文〕任务书一、毕业设计(论文)题目：某110kV区域变电所电气局部初步设计设计(论文)使用的原始资料(数据)及设计技术要求：1、根据电力系统规划需新建一座110kV区域变电所。该所建成后与110kV电网相连，并供给近区用户。该变电站主要用于丰水季节区域小水电电力外送主网。〔小局部就地消化外〕2、工程远期〔最终〕建设规模为：〔主接线远期局部为虚线〕1〕主变压器1×31.5MVA+1×31.5MVA。2〕电压等级采用110KV/35KV/10KV。3〕110kV出线2回。4〕35kV出线8回。5〕10kV出线14回。6〕不考虑无功补偿。3、工程本期建设规模为：〔主接线为实线〕1〕主变压器1×31.5MVA。2〕110kV出线1回；3〕35kV线路6回，其中3回专线由用户出资建设；4〕10kV线路7回，其中3回专线由用户出资建设；5〕110kV出线取最大负荷利用小时数为Tzd=4500h；6〕水电站上网负荷数据附表4、设计水平年设计水平年为2006年，现状为2007年，远景水平年为2021年。5、设计范围1〕所区总平面及所外150米以内的进所道路；2〕所内各级电压配电装置和主变压器的一、二次接线，继电保护和远动装置。6、系统阻抗：110kV侧电源容量为1000MVA，归算至本所110kV母线侧阻抗为0.32。{S1=100MVA}7、该地区历年最高温度为39.5℃，历年最低温度为-9.5℃，年平均气温16.2℃，最高内涝水位2.3米。8、该变电所位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染。设计(论文)工作内容及完成时间：1、主接线设计：(2.5周)分析原始资料，根据任务书的要求拟出各级电压母线的接线方式，选择变压器型式及接线方式，通过技术经济比拟选择主接线最优方案2、短路电流计算：〔1周〕根据所确定的主接线方案，选择适当的计算短路点计算短路电流并列表表示出短路电流的计算结果3、主要电气设备选择〔1.5周〕4、所用电设计〔0.5周〕1〕根据要求计算所用电负荷2〕选择所用变压器型式、台数及容量3〕设计所用电接线5、主变保护配置〔0.5周〕6、编制设计成果〔1周〕1〕编制设计说明书2〕编制设计计算书3〕绘制变电站主接线图纸1张〔A2图纸〕4〕绘制主变三侧交流〔电流、电压〕回路展开图3张〔A2图纸〕5〕绘制主变三侧保护、控制回路展开图1张〔A2图纸〕6〕绘制110kV、35kV、10kV出线保护、控制回路展开图3张〔A2图纸〕7〕绘制10kV配电装置配置图1张〔A2图纸〕要参考资料：1、?电力工程设计手册?第一册、第二册上海科技出版社2、?发电厂电气局部?华中工学院范锡普3、?短路电流实用计算?中国电力出版社李瑞荣4、?电气工程专业毕业设计指南电力系统分册?中国水利电力出版社陈跃5、?电气工程专业毕业设计指南继电保护分册?中国水利电力出版社韩笑电气与电子工程系函授吉安供电管理专业2006级供电班学生：日期：自2021年4月1日至2021年10月10日指导教师：助理指导教师(并指出所负责的局部)：教研室：电气工程教研室主任：

某区水电上网负荷预测表单位:kW(负荷)万kWH(电量)上网负荷/年份2005年2006年2007年2021年2021年2021年2021年2021年35kV营盘圩线0026002600260026002600260035kV兴水岭线6500650065006500650065006500650035kV上湾线2460246024602460246024602460246035kV利民线0034003400340034003400340035kV立新线0000002000200035kV燕子崖线0000040004000400010kV阡陌线1050105010501050105010501050105010kV双山线2900290029002900290029002900290010kV营盘圩线1700170017001700170017001700170010kV滁洲线0015901590159015901590159010kV清秀线0001000100010001000100010kV川桃线0000120012001200120010kV营盘乡线0030003000300030003000300035kV河下线00180001800018000180001800018000装机容量合计1461014610432004420045400494005140051400上网容量合计1168811688345603536036320395204112041120上网电量合计56625662166361701617454190861983819838某区水电上网负荷预测表单位:kW10kV上网容量5650565010240112401244012440124401244035kV上网容量89608960329603296032960369603896038960装机容量合计1461014610432004420045400494005140051400上网容量合计1168811688345603536036320395204112041120用电负荷151181.2217.4260.9313.1375.7450.9541.1变电容量合计1153711507343433509936007391444066940579计算容载比1.41.41.41.41.41.41.41.4需110kV变电容量(kVA)1615216110480804913950410548025693756811已有110kV变电容量(kVA)00400004000040000400008000080000应增110kV变电容量(kVA)1615216110808091391041014802－23063－23189实增110kV变电容量(kVA)0040000000400000实际容载比001.1651.141.1111.0221.9671.971目录TOC\o"1-4"\h\z\u摘要 9第一章主变压器选型 111.1概述 111.2主变台数的选择 111.3主变压器容量确实定 111.3.1110KV侧负荷 121.3.235KV侧负荷 121.3.310KV侧负荷 121.3.4上网容量计算 131.3.5主变压器容量确实定 132.4主变压器形式的选择 13主变相数的选择 13绕组的选择 14主变调压方式的选择 15连接组别的选择 15容量比的选择 15主变冷却方式的选择 15第二章电气主接线的选择 172.1概述 172.2各种主接线接线方式的特点 18单母线接线 182.2.2单母线分段接线 182.2.3单母分段带旁路母线 182.2.4桥型接线 182.2.5角形接线 192.2.6一台半断路器接线 192.2.7双母线接线 192.2.8双母线分段接线 202.3主接线接线方式选择 202.3.1110kV侧主接线方式选择 20第三章短路电流计算目的、条件及一般规定 223.1短路电流计算的目的和条件 223.1.1短路电流计算的目的 22短路电流计算条件 223.1一般规定 223.2短路电流计算 233.2.1线路阻抗计算 23变压器阻抗计算 243.2.3系统网络图 243.2.4110KV侧母线短路计算 253.2.535KV侧母线短路计算 283.2.610KV母线短路计算 30第四章电气设备的选择 324.1导体和电气设备选择的一般条件 33一般原那么 33技术条件 334.1.3环境条件 344.2断路器的选择 344.2.1110KV侧断路器 354.2.235KV侧断路器 364.3隔离开关的选择 374.3.1110KV隔离开关的选择 384.3.235KV侧隔离开关 394.4高压熔断器的选择 394.5互感器的选择 404.5.1互感器的作用 404.5.2电流互感器的特点 404.5.3电压互感器的特点 404.5.4电流互感器的选择 414.5.4.1110KV侧 424.5.4.235kV侧 434.5.5电压互感器的选择 434.5.5.1110KV侧电压互感器 444.5.5.235KV侧电压互感器 444.5.5.310KV侧电压互感器 444.6所用变压器的选择 444.7母线的选择 454.7.1110KV侧母线 454.7.235KV侧母线 464.7.310KV侧母线 464.810KV高压开关柜的选择 474.8.1进线回路开关柜的选择 474.8.1.1断路器的选择 47隔离开关的选择 48电流互感器的选择 494.8.1.410KV侧电压互感器 494.8.2出线回路开关柜的选择 49第五章主变压器的保护 505.1主变压器的主保护 515.1.1瓦斯保护 515.1.2差动保护 515.1.3主变压器的后备保护 525.1.4主变压器的过负荷保护 525.2主变压器主保护的整定计算 525.2.1差动保护计算 52第六章变电站的接地设计 556.1变电站接地装置的设计原那么 556.2接地设计一般程序 576.3变电站的接地装置 57附图 60结语 61参考资料 62致谢 63摘要本次设计的课题是一个110KV变电站初步电气设计，该站建成后与110KV电网相连，具有110KV、35KV、10KV等三个电压等级，35KV、10KV线路以接受区域小水电电力为主，区域小水电电力大局部向110KV主网输送，小局部就地消化。本站位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染，站址工程地质良好。由于该站主要用于丰水季节区域小水电电力外送主网，停电对小水电电力生产及整个电力系统的稳定运行造成重大影响，因此，本次设计的变电站主变采用一台SFSZ10-31500/110KV型三绕组有载调压变压器，容量比为100/100/100，两台互为备用，即使有一台主变停电后，也可由另一台主变带全部外送电力的70%以上，提高了供电的可靠性。远期设计的变电站主变采用两台SFSZ10-31500/110KV型三绕组有载调压变压器，容量比为100/100/100，两台互为备用。110KV侧主接线最后采用单母线接线，35KV侧采用单母线分段接线，10KV侧也采用单母线分段接线。工程本期建设，110KV出线1回，预留1回110KV出线位置。35KV电源进线5回，分别为营盘圩线、兴水岭线、上湾线、利民线、河下线。预留2回35KV电源进线位置，即：立新线、燕子崖线。10KV电源进线5回，分别为阡陌线、双山线、营盘圩线、滁洲线、营盘乡线。预留2回10KV电源进线位置，即：清秀线、川桃线。10KV负荷出线2回。35KV、10KV线路侧电源进线及负荷出线将大致均匀地分布于各分段母线上。10KV侧装设两台站用变压器，分别接于两分段母线上，平时两台站用变压器分列运行，当一台站用变出现故障，分段断路器由自投装置动作合闸，实现备用。由于本站35KV、10KV线路所接的机组大局部为同步电机，具有调相功能，故不考虑无功补偿问题。本变电站配电装置采用普通中型配电装置，110KV及35KV采用断路器单列布置，将隔离开关放置母线下，使其与另一组隔离开关电器距离增大，缩短配电装置的纵向距离。主变中性点及出线均装设避雷器，中性点经隔离开关直接接地，并装设有两段零序保护及放电间隙保护。本变电站110KV配电装置〔朝向〕，35KV配电装置〔朝向〕，主变位于于二者之间，其间有行车大道，环形小道，电缆沟盖板作为巡视小道。110KV配电装置有间隔，35KV配电装置有间隔。本次设计论文是以我国现行的各有关标准、规程和技术标准为依据。此设计是一个初步设计，主要根据任务书提供的原始资料，参照有关资料及书籍，对各种方案进行比拟而得出的。第一章主变压器选型1.1概述变压器是变电所中的主要电器设备之一，它的主要作用是变换电压以利于功率的传输，电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高经济效益，到达远距离送电的目的。而降压变压器那么将高电压降低为用户所需的各级低电压，以满足用户的需要。主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。因此，主变的选择除依据根底资料外，还取决于输送功率的大小，与系统的紧密程度，同时兼顾负荷的增长速度等方面，并根据电力系统5—10年开展规划，综合分析，合理选择，否那么，将造成经济技术上的不合理。如主变容量选择得过大，台数过多，不仅增加投资，扩大占地面积，而且会增加损耗，给运行和检修带来不便。设备亦未能充分发挥效益。假设容量选择得过小，可能使变压器长期在过负荷中运行，影响变压器的使用寿命,同时还限制了变电所负荷的需要，显然技术上是不合理的。在生产上电力变压器有制成单相，三相，双绕组，三绕组，自耦，分裂变压器等。在选择变压器时，要根据原始资料和所设计的变电站的自身特点，在满足变压器可靠性的前提下，充分考虑到经济性来选择主变压器。1.2主变台数的选择由原始资料可知，我们本次设计的变电站是一个位于镇郊区的110kV升压变电站，主要是接受35kV和10kV线路的电能，通过主变向110kV电网输送，是一个较为重要的区域性升压变电站。由于35KV、10KV进线回路多，会聚到变电站的容量大，停电后对小水电电力生产及整个电力系统的稳定运行造成重大影响。因此，选择主变台数时，要确保供电的可靠性。为了提高供电的可靠性，防止因一台主变故障或检修时影响整个变电站的供电，变电站中一般装设两台主变压器，互为备用，可以防止因主变检修或故障而造成对用户的停电。假设变电站装设三台主变，虽然供电可靠性有所提高，但是投资较大，接线网络较复杂，增大了占地面积和配电设备及继电保护的复杂性，并带来维护和倒闸操作的许多复杂化，并且会造成中压侧短路容量过大，不宜选用轻型设备。考虑到两台主变同时发生故障的几率较小，适合远期小水电电力供给的增长和扩建的需要，而当一台主变压器故障或检修时由另一台主变压器可输送全部小水电电力的65%以上〔远期为55%以上〕，能保证正常供电，故可选择两台主变压器。1.3主变压器容量确实定主变压器容量一般按变电所建成后5—10年规划负荷选择，该变电站近期和远期负荷都已给定，所以，应接近近期和远期总负荷来选择主变容量。根据变电站所带负荷的性质和电网的结构来确定主变压器的容量，对于有重要负荷的变电站应考虑当一台主变压器停用时，其余变压器容量在计及过负荷能力的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般性变电站当一台主变压器停用时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70—80%。该变电所的主变压器是按全部负荷的70%来选择，因此装设两台变压器后的总的容量Se=2×0.7×Pm=1.4Pm。当一台变压器停运时,可保证对70%负荷的供电。考虑到变压器的事故过负荷能力为40%，那么可保证98%负荷供电。该区域小水电电力经变电站35kV和10KV侧进线引进，经高压侧110kV母线外送至主网，因此，主变压器的容量为Se=0.7〔S35+S10-S近区负荷〕。〔S35+S10为考虑了上网同时率后３５kＶ、１０kＶ侧的总的上网变电容量，S近区负荷为近区用电负荷与计算容载比的积〕。1.3.1110KV侧负荷110KV侧电源容量为1000MVA1.3.235KV侧负荷2007年投入水电装机容量：营盘圩进线：P1=2600KW兴水岭进线:P2=6500KW上湾进线:P3=2460KW利民进线:P4=3400KW河下进线:P5=18000KW2021年投入水电装机容量：立新进线:P6=2000KW燕子崖进线:P7=4000KW1.3.310KV侧负荷2007年投入水电装机容量：阡陌进线：P8=1050KW双山进线:P9=2900KW营盘圩进线:P10=1700KW滁洲进线:P11=1590KW营盘乡进线:P12=3000KW2021年投入装机容量：清秀进线:P13=1000KW川桃进线:P14=1200KW1.3.4上网容量计算2007年用电负荷217.4KW,2021年用电负荷增至450.9KW〔该局部用电负荷不经过主变〕。上网同时率取值为0.8，那么2007年水电上网总容量为：P2007∑=(P1+P2+P3+P4+P5+P6+P8+P9+P10+P11+P12)×=(2600+6500+2460+3400+18000+1050+2900+1700+1590+3000)×=34.3426(MW)2021年水电上网总容量为：P2021∑=(P1+P2+P3+P4+P5+P6+P7+P8+P9+P10+P11+P12+P13+P14)×=(2600+6500+2460+3400+18000+2000+4000+1050+2900+1700+1590+3000+1000+1200)×0.8-450.9=40.669(MW)1.3.5主变压器容量确实定主变容量按35KV、10KV侧总的上网容量的70%来选择,计算容载比取值为1.4:本期S=P2007∑×1.4×0.7=34.3426×1.4×0.7=33.656(MVA)故本期主变容量为31500KVA。2)远期S=P2021∑×1.4×0.7=40.669×1.4×0.7=39.856(MVA)故远期主变容量为40000KVA。考虑到远期两台主变同时投入运行的时间较多，仅在故障或检修时一台主变运行，可输送全部负荷的55%，而主变的故障率是很低的，主变检修时间可合理安排在平水或枯水季节，故侧重于经济上节省投资的原那么，最后确定主变压器的容量为31500KVA。2.4主变压器形式的选择2.4.1主变相数的选择主变压器采用三相或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素，尤其是大型变压器需要考虑其运输可能性，确保运输尺寸不超过隧洞、涵洞、桥洞的允许通过限额，运输重量不超过桥梁、车辆、船舶等运输工具的允许承载能力，当不受运输条件限制时，在330KV及以下的变电所均应选用三相变压器。本次设计变电站是一个110KV升压变电站，位于镇郊，交通便利，不受运输条件限制，故可选三相变压器。选三相变压器相对于单相变压器而言，不仅减少了土地占用面积，而且投资小，占地少，运行损耗小，同时配电装置以及继电保护和二次接线比拟简单，减少了维护及倒闸操作的工作量。综上所述，本次设计的主变压器相数确定为三相。2.4.2绕组的选择在具有三种电压等级的变电站中，如通过变压器各侧绕组的功率均到达该变压器容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器采用三绕组变压器，因为一台三绕组变压器的价格及所用的控制电器和辅助设备，比相对应的两台双绕组变压器的少。本次设计的变电站具有三种电压等级，中、低压侧上网容量均为主变压器的15%以上，考虑到运行维护和操作的工作量，及占地面积等因素，因此，选择三相三绕组变压器。在生产及制造中三绕组变压器有自耦变压器、分裂变压器以及普通三绕组变压器。自耦变压器与同容量的普通变压器相比具有很多优点，阻抗小，对改善系统稳定性有一定作用，但也存在一些缺点。由于自耦变压器公共绕组的容量最大只能等于电磁容量，因此在某此运行方式下，自耦变压器的传输容量不能充分利用，而在另外一些运行方式下，又会发现过负荷，由于自耦变压器高、中压绕组的自耦联系，其阻抗比普通变压器小，它的中性点要直接接地，所以使单相和三相短路电流急剧增加，有时单相短路电流会超过三相短路电流，造成选择高压电气设备的困难和对通讯线路的危险干扰。同时，自耦变压器零序保护的装设与普通变压器不同。自耦变压器的高、中压两侧的零序电流保护，应接于各侧套管电流互感器组成的零序电流过流器上，并根据选择性的要求装设方向元件。自耦变压器中的冲击过电压比普通变压器要严重得多，其原因是高、中压绕组有电的联系，高压侧出现的过电压波能直接传到中压侧。另一个原因是从高压侧绕组上进入的冲击波加在自耦变压器的串联绕组上，而串联绕组的匝数通常比公共绕组的匝数少得多，因此在公共绕组中感应出来的过电压大大超过侵入波幅值普通变压器，当一次电压波动时，为了得到稳定的二次电压，一次绕组匝数作相应调整，以维持每匝电势不变，以及维护铁芯磁通密度不变，如高压侧电压升高那么应增加高压绕组，而中性点调压的自耦变压器那么要减少匝数，亦维持二次电压不变，这就导致每匝电势增加，亦即导致铁芯更加饱和。当中、低压侧负荷都较大时，不宜采用自耦变压器。分裂变压器约比同容量的普通变压器贵20%。分裂变压器虽然它的短路阻抗较大，当低压侧绕组产生接地故障时，很大的电流向一侧绕组流去，铁芯中失去磁势平衡，在轴向上产生巨大的短路机械应力，在分裂变压器中对两端低压母线供电时，如果两端负荷不相等，两端母线上的电压也不相等，损耗也应增大。普通三绕组变压器价格在自耦变压器和分裂变压器之间，安装以及调试灵活，满足各种继电保护的要求，又能满足调度的灵活性，它还分为无激磁调压和有载调压两种，这样它能满足各个系统中的电压波动，它的供电可靠性也高。综上分析，本次设计的变电所选择普通三绕组变压器。2.4.3主变调压方式的选择主变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器变比来实现的。切换方式有两种：一是不带电切换，称为无激磁调压，调整范围常在±5%以内，二是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%。本次设计的变压器采用有载调压方式。2.4.4连接组别的选择变压器绕组的连接方式和系统电压相位一致，否那么不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y和Δ。我国110KV及以上电压，变压器绕组都采用Y连接，35KV电压采用Y连接，其中中性点多通过消弧线圈接地。10KV电压如采用Y连接，虽有利于并网时相位一致，而且零序阻抗较大，对限制单相短路电流有利，也便于接入消弧线圈，但是由于Y连接三次谐波无通路，因此将引起正弦波电压的畸变，并对通讯设备产生干扰，继电保护整定的准确度和灵敏度均受影响。如果影响较大，还必须综合考虑系统开展才能选用。采用Δ接线可以消除三次谐波的影响。故本次变电站设计的三个电压等级分别为：110KV、35KV和10KV，所以选用主变的接线组别为YN，yn0，d11。2.4.5容量比的选择根据原始资料计算可知，35KV和10KV侧上网容量都比拟大，所以容量比选择为100/100/100。2.4.6主变冷却方式的选择主变压器一般采用冷却方式有自然风冷却、油浸风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。小容量变压器一般采用自然风冷却。大容量变压器一般采用油浸风冷、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。在水源充足，且占地面积紧张的情况下，大容量变压器也有采用强迫油循环水冷却方式。强迫油循环水冷却方式散热效率高，节约材料，减少变压器本体尺寸，其缺点是这种冷却方式增加了一套水冷却系统和有关附件，冷却器的密封性能要求高，维护工作量大。本次设计的变电站位于镇郊，对占地要求不高，主变冷却方式采用油浸风冷却。综上所述，应选择主变型号SFSZ10-31500/110型三相三绕组有载调压变压器，其参数如下：额定电压：高压：110±8×1.25%KV中压:35KV低压:10.5KV阻抗电压:高-中:17.50%高-低:10.50%中-低:6.50%容量比为:100/100/100连接组别:YN，yn0，d11第二章电气主接线的选择2.1概述电气主接线是变电站电气设计的首要局部，也是构成电力系统的重要环节。主接线确实定对电力系统整体及变电站本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择，配电装置布置，继电保护和控制方式的拟订有较大影响。因此，必须正确处理好各方面的关系，全面分析有关影响，通过技术经济比拟，合理确定主接线。在选择电气主接线时，应以以下各点作为设计依据：变电所在电力系统中的地位和作用，负荷大小和重要性等条件确定，并且满足可靠性、灵活性和经济性三项根本要求。一、可靠性是电力生产和分配的首要要求。主接线首先应满足这个要求。主接线可靠性的具体要求：1、断路器检修时，不宜影响对系统的供电。2、断路器或母线故障以及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要保证对一级负荷及全部或局部二级负荷的供电。3、尽量防止发电厂，变电所全部停运。二、灵活性。主接线应满足在调度、检修及扩建时的灵活性。１、调度时，应可以灵活地投入和切除变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以及特殊运行方式下的系统调度要求。２、检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，进行平安检修而不致影响电力网的运行和对用户的供电。３、扩建时，可以容易地从初期接线过度到最终接线，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下投入新设备并且对一次和二次局部的改建工作量最少。三、经济性主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下，做到经济合理。１、投资省①主接线应力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备。②要能使继电保护和二次回路不过于复杂，以节省二次设备控制电缆。③要能限制短路电流、以便于选择价廉的电气设备或轻型电缆。④如能满足系统平安运行及继电保护要求，110KV及以下终端或分支变电所可采用简单电器。２、占地面积小，主接线设计要为配电装置布置创造条件，尽量使占地面积减少。３、电能损失少，经济合理地选择主变压器的种类〔比方绕组、三绕组、自耦变压器〕，容量、数量，要防止两次变压而增加电能损失。2.2各种主接线接线方式的特点电气主接线是根据电力系统和变电站具体条件确定的，它以电源和出线为主体，在进出线较多时〔一般超出4回〕，为便于电能的聚集和分配，常设置母线作为中间环节，使接线简单清晰，运行方便，有利于安装和扩建。本次所设计的变电所110kV出线有2回，35kV进出线有7回，10kV进出线有9回，所以采用有母线的连接。2.2.1单母线接线优点：接线简单清晰，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套配电装置。缺点：不够灵活可靠，任一元件〔母线或母线隔离开关等〕故障时检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障母线的供电。适用范围：６～１０kＶ配电装置的出线回路数不超过５回；３５～６３kＶ配电装置出线回路数不超过３回；１１０～２２０kＶ配电装置的出线回路数不超过２回。2.2.2单母线分段接线优点：用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，两段母线可看成是两个独立电源，提高了供电的可靠性，可对重要用户供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线继续工作。缺点：当一段母线故障或检修时，必须断开接在该段母线上的所有支路，使之停止工作。当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。扩建时需向两个方向均衡扩建。适用范围：１〕６～１０kＶ配电装置出线回路数为６回及以上时；2〕35kV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。2.2.3单母分段带旁路母线这种接线方式在进出线不多，容量不大的中小型电压等级为35~110kV的变电所较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。2.2.4桥型接线１、内桥形接线优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。缺点：变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；桥连断路器检修时，两个回路需解列运行；出线断路器检修时，线路需较长时期停运。适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高的情况。２、外桥形接线优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。缺点：线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。高压侧断路器检修时，变压器较长时期停运。适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器的切换较频繁或线路较短，故障率较少的情况。2.2.5角形接线优点：投资省，平均每回路只需装设一台断路器。设有汇流母线，在接线的任一段上发生故障，只需切除这一段及与其相连接的元件，对系统运行的影响小。接线成闭合环形，在闭环运行时，可靠性、灵活性较高，每回路由两台断路器供电，任一台断路器检修，不需中断供电，也不需旁路设施，隔离开关只作为检修时隔离之用，以减少误操作可能性。占地面积小。缺点：任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。因此，断路器数量不能多，即进出线回路数要受到限制。每一进出线回路都连接着两台断路器，每一台断路器又连接两个回路，从而使继电保护和控制回路较单、双母线接线复杂。适用范围：适用于最终进出线为3~5回的110kV及以上配电装置。不宜用于有再扩建可能的发电厂变电所中。2.2.6一台半断路器接线有高度可靠性，每一回路由两台断路器供电，发生母线故障时，只跳开与此母线相连的所有断路器，任何回路不停电。在事故与检修相重合情况下的停电回路不会多于两回；运行调度灵活，操作检修方便，隔离开关仅作检修时用，防止了将隔离开关作操作时的倒闸操作。检修任一断路器或母线时，回路不需要切换。由于一个回路连接着两台断路器，一台中间断路器连接着两个回路，使继电保护及二次回路复杂，投资较大。这种接线方式一般用于进出线数在6回及以上的超高压配电装置中。2.2.7双母线接线优点：1、供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒闸操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断：一组母线故障时，能迅速恢复供电：检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。2、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，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3、扩建方便。向双母线的左右任何的一个方向扩建，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。4、便于试验。当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。缺点：1、增加一组母线和使每回线路需要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。为了防止隔离开关误操作，需要隔离开关和断路器之间装设连锁装置。适用范围：6~10kV配电装置，当短路电流较大，出线需要带电抗器；35KV配电装电装置，当出线回路超过8回时，或连接的电源较多、负荷较大时；110~220kV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110~220kV配电装置在系统中占重要地位，出线回路数为4回及以上时。2.2.8双母线分段接线双母线分段可以分段运行，系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且相互联系的系统是有利的。由于这种母线接线方式是常用传统技术的一种延伸，因此在继电保护方式和操作运行方面都不会发生问题，而较容易实现分阶段的扩建优点，但容易受到母线故障的影响，断路器检修时需要停运线路。占地面积较大。一般当连接的进出线回路数在11回及以下时，母线不分段。2.3主接线接线方式选择2.3.1110kV侧主接线方式选择一、110KV侧。110kV侧出线2回，选用单母线不分段接线。二、35kV侧。35kV侧进出线7回〔进线7回〕，选用以下几种接线方案：１、单母线分段接线。这种接线方式接线简单、清晰，投资少，但当任一段母线故障、检修时，该母线上的进出线均要停电；任一出线断路器故障、检修，该回路也需停电。这种接线方式经济性好，可靠性高，灵活性较差。２、单母线分段带旁路母线，分段断路器兼旁路断路器接线。此接线方式比单项母线分段接线可靠性强，任一出线断路器故障、检修时，该回路不需要停电。３、单母线分段带旁路母线，旁路断路器兼作分段断路器。这种接线方式在进出线不多，容量不大的中小型电压等级为35~110kV的变电所较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。由于两段母线同时发生故障的几率很低，母线侧、线路侧断路器均采用六氟化硫断路器，故障的几率也很低，因此采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求，且节约了投资。因此，35kV侧选用单母线分段接线。三、10kV侧。10kV侧进出线9回〔进线7回，出线2回〕，选用以下几种接线方案：１、单母线分段接线，它投资少，在10kV配电装置中它根本可以满足可靠性要求。２、单母线分段带旁路母线，这种接线方式虽然提高了供电可靠性，但增大了投资。由于进出线回路大致均匀地接于两段母线上，而两段母线同时发生故障的几率很低，因此，采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求，且节约了投资，因此，10kV侧采用单母线分段接线。第三章短路电流计算目的、条件及一般规定在电力系统中运行的电气设备，在其运行中都必须考虑到发生的各种故障和不正常运行状态，最常见也是最危险的故障是各种形式的短路。短路是电力系统的严重故障，所谓短路是指一切不属于正常运行的相与相之间或相与地之间〔对于大接地系统〕发生金属性连接的情况。在三相系统中，可能发生的有对称的三相短路和不对称的两相短路、两相接地短路和单相接地短路。在各种类型的短路中，单相短路占多数，三相短路几率最小，但其后果最严重。因此，我们采取三相短路〔对称短路〕来计算短路电流，并检验电气设备的稳定性。3.1短路电流计算的目的和条件3.1.1短路电流计算的目的在发电厂和变电站的设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节，其计算的目的有以下几个方面：①电气主接线的比拟。②选择导体和电器。③在设计户外高压配电装置时，需要按短路条件校验软导线的相间和相对地的平安距离。④在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路电流为依据。⑤接地装置的设计，也需要用短路电流。3.1.2短路电流计算条件根本假定：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相角相同。③电力系统中的所有电源都在额定负荷下运行。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激磁电流。⑥除去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输电线路的电容忽略不计。3.1一般规定1、验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流沿用的短路电流，应按本工程设计规划容量计算，并考虑远景的开展方案。2、选择导体和电器用的短路电流，在电气连接网络中，应考虑具有反响作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流的影响。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地点。4、导体和电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流，一般按三相短路验算。3.2短路电流计算3.2.1线路阻抗计算由原始资料可知：①110KV侧电源容量为1000MVA，归算至本所110KV母线侧阻抗为0.32，Sj=100MVA。②35KV侧电源进线有7回(其中本期5回,远期2回)，归算至本所110KV母线侧的转移电抗分别为6.54、2.62、6.91、5.00、8.50、4.25、0.94。〔见附表1〕③10KV侧电源进线有7回(其中本期5回，远期2回)，归算至本站110KV母线侧阻抗分别为16.19、5.86、10、10.69、17.00、14.17、5.67。〔见附表2〕35KV侧各进线同步发电机阻抗计算表〔附表1〕线路名称次暂态电抗额定标么值X"d*e装机容量Pe(MW)假定功率因素COSφ基准功率Sj(MVA)转移电抗X*j营盘圩线0.22.60.851006.54兴水岭线0.26.50.851002.62上湾线0.22.460.851006.91利民线0.23.40.851005.00立新线0.220.851008.50燕子崖线0.240.851004.25河下线0.2180.851000.9410KV侧各进线同步电机阻抗计算表〔附表2〕线路名称次暂态电抗额定标么值X"d*e装机容量Pe(MW)假定功率因素COSφ基准功率Sj(MVA)转移电抗X*j阡陌线0.21.050.8510016.19双山线0.22.90.851005.86营盘圩线0.21.70.8510010.00滁洲线0.21.590.8510010.69清秀线0.210.8510017.00川桃线0.21.20.8510014.17营盘乡线0.230.851005.67说明:1、所有电源进线的同步电机的次暂态电抗标么值取0.2。2、X*j=X"d*eSjCOSφ/Pe3.2.2变压器阻抗计算由变压器参数可知：Us〔Ⅰ-Ⅱ〕%=17.50Us〔Ⅰ-Ⅲ〕%=10.50Us〔Ⅱ-Ⅲ〕%=6.5UsⅠ%=(Us〔Ⅰ-Ⅱ〕%+Us〔Ⅰ-Ⅲ〕%-Us〔Ⅱ-Ⅲ〕%)/200=(17.5+10.5-6.5)/200=10.75UsⅡ%=(Us〔Ⅰ-Ⅱ〕%+Us〔Ⅱ-Ⅲ〕%-Us〔Ⅰ-Ⅲ〕%)/200=(17.5+6.5-10.5)/200=6.75UsⅢ%=(Us〔Ⅱ-Ⅲ〕%+Us〔Ⅰ-Ⅲ〕%-Us〔Ⅰ-Ⅱ〕%)/200=(6.5+10.5-17.5)/200=-0.25各绕组电抗的标么值为:XⅠ=X2=X3=(UsⅠ%/100)×(Sj/Sn)=(10.75/100)×(100/31.5)=0.341XⅡ=X4=X5=(UsⅡ%/100)×(Sj/Sn)=(6.75/100)×(100/31.5)=0.214XⅢ=X6=X7=(UsⅢ%/100)×(Sj/Sn)=(-0.25/100)×(100/31.5)≈03.2.3系统网络图做系统网络图如下：图13.2.4110KV侧母线短路计算当在110KV母线上发生三相短路时，既d1点短路时，网络简化如下：1)X22=1/(1/X2+1/X3)=0.1705X23=1/(1/X4+1/X5)=0.107简化后见图22)X24=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X8·X23=8.142X25=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X9·X23=3.257X26=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X10·X23=8.605X27=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X11·X23=6.226X28=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X12·X23=10.584X29=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X13·X23=5.292X30=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)·X14·X23=1.176简化后见图3图2图33)∑Y1=1/X15+1/X16+1/X17+1/X18+1/X19+1/X20+1/X21+1/X22+1/X24+1/X25+1/X26+1/X27+1/X28+1/X29+1/X30X31=∑Y1X22X24=11.71X32=∑Y1X22X25=4.69X33=∑Y1X22X26=12.38X34=∑Y1X22X27=8.96X35=∑Y1X22X28=15.23X36=∑Y1X22X29=7.61X37=∑Y1X22X30=1.69X38=∑Y1X22X15=23.3X39=∑Y1X22X16=8.4X40=∑Y1X22X17=14.4X41=∑Y1X22X18=15.4X42=∑Y1X22X19=24.5X43=∑Y1X22X20=20.4X44=∑Y1X22X21=8.2简化后见图4图44)X45=1/(1/X31+1/X32+1/X33+1/X34+1/X35+1/X36+1/X37)=0.782X46=1/(1/X38+1/X39+1/X40+1/X41+1/X42+1/X43+1/X44)=1.966简化见图5图5短路电流标么值：Id1*=1/X1+1/X45+1/X46=1/0.32+1/0.782+1/1.966=4.913在d1点三相短路时，短路电流有名值：Id1=Id1*×Sj/〔Uj〕=4.913×100/(×115)=2.47(KA)因短路发生在变电站110KV侧母线上，故取Kch=1.8,那么短路冲击电流有效值：Ich1=Id1×(1+2(Kch-1)2)1/2=1.51Id1=1.52×2.47=3.725(KA)短路电流冲击值:ih1=KchId1=×1.8×2.47=6.278(KA)短路容量:Sd1=×Uj×Id1=×115×2.47=491.30(MVA)3.2.535KV侧母线短路计算当在35KV母线上发生三相短路时，即d2点短路，网络简化如下：1〕X47=X1+X22=0.4905X48=1/〔1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14〕=0.436∑Y2=1/X15+1/X16+1/X17+1/X18+1/X19+1/X20+1/X21+1/X23+1/X47X49=∑Y2X23X47=0.64X50=∑Y2X23X15=20.99X51=∑Y2X23X16=7.60X52=∑Y2X23X17=12.96X53=∑Y2X23X18=13.86X54=∑Y2X23X19=22.04X55=∑Y2X23X19=18.37X56=∑Y2X23X19=7.35见附图6、图7图6图7X57=1/〔1/X50+1/X51+1/X52+1/X53+1/X54+1/X55+1/X56〕=1.77见附图8图8短路电流标么值：I*d2=1/X48+1/X49+1/X57=1/0.436+1/0.64+1/1.77=4.429在d2点三相短路时，短路电流有名值：Id2=I*d2×Sj/〔Uj〕=4.429×100/(×37)=6.91(KA)取Kch=1.8，短路冲击电流有效值Ich2：Ich2=Id2×(1+2(Kch-1)2)0.5=1.51Id2=1.52×6.91=10.435(KA)短路电流冲击值ich2:ich2=KchId2=×1.8×6.91=17.59(KA)短路容量:Sd2=×Uj×Id2=×37×6.91=442.88(MVA)3.2.610KV母线短路计算当在10KV母线上发生三相短路时，即d3点短路，网络简化如下：图91)∑Y3=1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23X24=∑Y3X23X8=8.124X25=∑Y3X23X9=3.257X26=∑Y3X23X10=8.605X27=∑Y3X23X11=6.226X28=∑Y3X23X12=10.584X29=∑Y3X23X13=5.292X30=∑Y3X23X14=1.176见附图10图10X59=1/〔1/X24+1/X25+1/X26+1/X27+1/X28+1/X29+1/X30〕=0.54见附图11图11短路电流标么值：Id3*=1/X47+1/X58+1/X59=1/0.4905+1/1.37+1/0.54=4.6在d3点三相短路时，短路电流有名值：Id3=Id3*×Sj/〔Uj〕=4.6×100/(×10.5)=25.35(KA)取Kch=1.8，短路冲击电流有效值Ich3：Ich3=Id3×(1+2(Kch-1)2)0.5=1.51Id3=1.52×25.35=38.285(KA)短路电流冲击值ich3ich3=KchId3=×1.8×25.35=64.532(KA)短路容量:Sd3=×Uj×Id3=×10.5×25.35=461.10(MVA)短路点Uav〔kV〕短路电流I*Id〔kA〕短路冲击电流有效值Ich〔kA〕短路电流冲击值ich〔kA〕短路容量Sd〔MVA〕d11154.92.473.7256.278491.30d2374.4296.9110.43517.590442.88d310.54.625.3538.28564.532461.10短路计算成果表如下表3.2所示。表3.2短路计算成果表第四章电气设备的选择4.1导体和电气设备选择的一般条件正确地选择设备是使电气主接线和配电装置到达平安、经济运行的重要条件。在进行设备选择时，应根据工程实际情况，在保证平安、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节约投资，选择适宜的电气设备。4.1.1一般原那么1、应满足正常运行机制、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景开展的需要。2、应按当地环境条件校核。3、选择导体时应尽量减少品种。4、扩建工程应尽量使新老电器型号一致。5、选用的新产品，均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格。4.1.2技术条件选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。各种高压电器的一般技术条件如表4-1所示。一、长期工作条件1、电压选用电器允许最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压Ug，即Umax≥Ug式4-12、电流选用的电器额定电流Ie不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流Ig，即Ie≥Ig式4-2由于变压器短时过载能力很大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。高压电器没有明确的过载能力，所以在选择额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。二、短路稳定条件1、校验的一般原那么电器在选定后按最大可能通过的短路电流进行动、热稳定校验，校验的短路电流一般取三相短路时的短路电流。用熔断器保护的电器可不验算热稳定。短路的热稳定条件I2tjs≥Qdt式4-3式中：Qdt——在计算时间tjs秒内，短路电流的热效应(kA2•S)I——tjs秒内设备允许通过的热稳定电流有效值〔KA〕tjs——设备允许通过的热稳定电流时间〔s〕校验短路热稳定所用的计时间按下式计算：tjs=tb+td式4-4式中：tb——继电保护装置后备保护动作时间〔s〕td——断路器全分闸时间〔s〕④短路动稳定条件ich≤idf式4-5Ich≤Idf式4-6式中：ich、Ich——短路冲击电流幅值、有效值〔KA〕idf、Idf——允许通过稳定电流的幅值、有效值〔KA〕绝缘水平在工作电压和过电压的作用下，电器内、外绝缘保证必要的可靠性。电器的绝缘水平，应按电网中出现的各种过电压和保护设备相应的保护水平来确定。当所选电器的绝缘水平低于国家规定的标准数值时，应通过绝缘配合计算，选用适当的过电压保护设备。4.1.3环境条件环境条件主要有温度、日照、风速、冰雪、温度、污秽、海拔、地震。由于设计时间仓促，所以在设计中主要考虑温度条件。按照规程上的规定，普通高压电器在环境最高温度为+40℃时，允许按照额定电流长期工作。当电器安装点的环境温度高于+40℃时，每增加1℃建议额定电流减少1.8%；当低于+40℃时，每降低1℃，建议额定电流增加0.5%，但总的增加值不得超过额定电流的20%。4.2断路器的选择电力系统中，高压断路器具有完善的灭弧性能，正常情况下，用来接通和开断负荷电流，在某些电器主接线中，还担任改变主接线的运行方式的任务，故障时，断路器还常在继电保护的配合使用下，断开短路电流，切断故障局部，保证非故障局部的正常运行。由于SF6断路器灭弧性能好，维护工作量小，故110kV一般采用SF6短路器。１、按开断电流选择。高压断路器的额定开断电流Iekd≥Iz〔高压断路器触头实际开断瞬间的短路电流周期分量有效值〕。２、短路关合电流的选择。断路器的额定关合电流ieg应不小于短路电流最大冲击值icj。即ieg≥icj３、关合时间的选择。关合分闸时间，对于110kV以上的电网，当电力系统稳定要求快速切除故障，分闸时间不宜大于0.040.06s。4.2.1110KV侧断路器1〕额定电压选择：Uymax≥Ugmax=1.15Un=1.15×110=126.5(KV)Uymax——为最高允许工作电压Ugmax——为电网最高允许运行电压2〕额定电流的选择：Ie≥Igmax=1.05InIe——断路器的额定电流Igmax——最大工作电流考虑到变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故相应回路的，Igmax=1.05In，根椐给定的某区水电上网负荷预测表可知,2021年最大的上网容量为51400KW〔不考虑近区用电负荷〕，设额定功率因素为0.85，那么：Ie=3500A≥Igmax=1.05In=1.05×51400/〔×110×0.85〕=333.3(A)3)按开断电流选择Iedk≥Id1=2.47KAIedk——断路器的额定开断电流4〕按断路器的短路关合电流选择ieg≥ich1=6.278KAieg——断路器额定短路关合电流ich1——d1点短路时短路电流冲击值据以上数据,可以初步选择LW35-126型六氟化硫断路器，参数如下：额定电压：126KV最高工作电压：126KV额定电流：3150A额定开断电流：40KA动稳定电流：100KA热稳定电流〔4s〕：40KA额定开合电流〔峰值〕：100KA全开断时间：≤50ms5〕校验热稳定Td=tkd+tbTd——计算时间tkd——断路器的断开时间tb——继电保护动作时间，取后备保护时间为5s故：tb=0.05+5=5.05(s)因Td＞1s导体的发热主要由周期分量来决定，那么： Qd=I∞2t=2.472×5.05=30.81(KA2.s)Qr=Ir2t=402×4=4800(KA2.s)即:Qr＜Qd满足热稳定要求动稳定校验ich=6.278KA＜100KA满足动稳定要求应选择LW35-126型六氟化硫断路器能满足要求,由上述设计可以列表:设备项目LW35—126产品数据计算数据Uymax126kV126.5KVUe126kV110kVIe≥Igmax3150A333.3AIdw≥icj100kA6.278kAIedk≥Idi40kA2.47kAieg≥icj100kA6.278kAQr＞Qd4800kA2S30.81kA2S4.2.235KV侧断路器1〕额定电压选择：Uymax≥Ugmax=1.15Un=1.15×35=40.25(KV)Uymax——为最高允许工作电压Ugmax——为电网最高允许运行电压2〕额定电流的选择：Ie≥Igmax=1.05InIe——断路器的额定电流Igmax——最大工作电流考虑到变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故相应回路的Igmax=1.05In，根椐给定的某区域小水电上网容量预测表可知,2021年最大的上网容量为38960KW，设额定功率因素为0.85，那么：Ie≥Igmax=1.05In=1.05×38960/〔×35×0.85〕=794(A)3)按开断电流选择Iedk≥Id2=6.91KAIedk——断路器的额定开断电流4〕按断路器的短路关合电流选择ieg≥ich2=10.435KAieg——断路器额定短路关合电流ich2——d2点短路时短路电流冲击值据以上数据,可以初步选择LW8-35型户外式六氟化硫断路器，参数如下：额定电压：35KV最高工作电压：40.5KV额定电流：2000A额定开断电流：25KA动稳定电流(峰值)：63KA热稳定电流〔4s〕：25KA额定开合电流〔峰值〕：63KA全开断时间：≤60ms5〕校验热稳定Td=tkd+tbTd——计算时间tkd——断路器的断开时间tb——继电保护动作时间，取后备保护时间为5s故：tb=0.06+5=5.06(s)因Td＞1s导体的发热主要由周期分量来决定，那么： Qd=I∞2t=6.912×5.06=241.06(KA2.s)Qr=Ir2t=252×4=2500(KA2.s)即:Qr＜Qd满足热稳定要求动稳定校验ich=17.59KA＜63KA满足动稳定要求应选择LW8-35型六氟化硫断路器能满足要求,由上述设计可以列表:设备项目LW8—35产品数据计算数据Uymax40.5kV40.25KVUe35kV35kVIe≥Igmax2000A794AIdw≥icj63kA10.435kAIedk≥Idi25kA6.91kAieg≥icj63kA10.435kAQr＞Qd2500kA2S241.06kA2S4.3隔离开关的选择隔离开关配置在主接线上，保证了线路及设备检修时形成明显的断口与带电局部隔离，由于隔离开关没有灭弧装置及开断能力低，所以操作隔离开关时，必须遵守倒闸操作顺序，即送电时，首先合上母线侧隔离开关，其次合上线路侧隔离开关，最后合上断路器，停电那么于上述相反。隔离开关的配置：１、断路器的两侧均应配置隔离开关，以便在断路器检修时形成明显的断口与电源隔离。２、中性点直接接地的普通变压器，均应通过隔离开关接地。３、在母线上的避雷器和电压互感器，宜合用一组隔离开关，保证电器和母线的检修平安，每段母线上宜装设1-2组接地刀闸。４、接在变压器引出线或中性点的避雷器可不装设隔离开关。５、当馈电线路的用户侧没有电源时，断路器通往用户的那一侧可以不装设隔离开关。但为了防止雷电过电压，也可以装设。4.3.1110KV隔离开关的选择1〕额定电流Ue≥Uew=110KV2〕额定电流Ie≥Igmax=1.05IN=1.05×〔∑P35+∑P10〕/〔×110×COSφ〕=1.05×〔38.96+12.44〕/〔×110×0.85〕=0.3333(KA)据上述数据,可初步选择GW4-110型户外隔离开关,其技术参数如下：额定电压：110KV动稳定电流峰值：50KA额定电流：630A热稳定电流〔4s〕：20KA3〕热稳定校验td=5.05sQd=30.73(KA2.S)Qr=Ir2t=202×4=1600(KA2.S)即：Qr>Qd满足热稳定要求。4〕动稳定校验ich1=6.278KA<idw=50KA满足动稳定要求。应选择GW4—110型户外独立式隔离开关能满足要求，由上述设计可列表：设备项目GW4110产品数据计算数据Ue≥Uew110KV110KVIe≥Igmax630A333AIdw≥icj50KA6.278KAQr>Qd1600KA2S30.73KA2S4.3.235KV侧隔离开关1〕额定电压Ue≥uew=35KV2〕额定电流Ie≥Igmax=1.05IN==0.2526〔KA〕根据以上数据，可以初步选择GW4-35型户外隔离开关，其技术参数如下：额定电压：35KV动稳定电流峰值：80KA额定电流：1250A热稳定电流〔4s〕：31.5KA3〕热稳定校验td=5.06sQd=241.6(KA2.S)Qr=Ir2t=31.52×4=3969(KA2.S)即：Qr>Qd满足热稳定要求。4〕动稳定校验icj=17.59KA<idw=80KA满足动稳定要求应选择GW4—35型户外独立式隔离开关能满足要求，由上述设计可列表：设备项目GW4—35产品数据计算数据Ue≥Uew35kV35kVIe≥Igmax1250A252.6AIdw≥icj80kA17.59kAQr>Qd3969kA2S241.6kA2S4.4高压熔断器的选择熔断器是最简单的保护电器。它用来保护电器免受过载和短路电流的损害。户内型高压熔断器在变电所中常用于保护电力电器、配电线路和配电变压器，而在电厂中多用于保护电压互感器。１、额定电压选择。对于一般高压熔断器，其额定电压必须大于或等于电网的额定电压，另外，对于填充石英砂有限流作用的熔断器，那么只能用于等于其额定电压的电网中，因为这种类型的熔断器能在电流到达最大值之前将电流截断，致使熔断器熔断时产生过电压。２、额定电流选择。熔断器的额定电流选择，包括熔断器熔管的额定电流和熔体的额定电流的选择。①熔管额定电流的选择。为了保证熔断器壳体不致损坏，高压熔断器的熔管额定电流，应大于或等于熔体的额定电流：Ierg≥Iert式4-7②熔体额定电流选择。为了防止熔体在通过变压器励磁涌流和保护范围以外的短路及电动机自起动等冲击电流时误动作，保护35KV以下电力变压器的高压熔断器，其熔体的额定电流可按式〔9-54〕选择：Iert≥KIgmax式4-8式中K——可靠系数，不计电动机自起动时，K=1.1～1.3，考虑电动机自起动时，K=1.5～2.0；Igmax——电力变压器回路最大工作电流。３、熔断器开断电流检验。Iekd≥Icj式4-9对于保护电压互感器的高压熔断器只需按规定电压及断流量来选择。4.5互感器的选择互感器是变换电压、电流的电气设备。它包括电压互感器和电流互感器，是一次系统和二次系统间的联络元件，分别向二次回路提供电压、电流信号以反映一次系统中电气设备的正常运行和故障情况。4.5.1互感器的作用1、一次回路的高电压和大电流变为二次回路的标准的低电压和小电流。2、二次设备和高压局部隔离，且互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身平安。4.5.2电流互感器的特点1、电流绕组串联在电路中，匝数少，故一次绕组中的电流完全取决于被测电路的负荷电流，而与二次电流大小无关。2、二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以在正常情况下，电流互感器在近于短路的状态下运行。4.5.3电压互感器的特点1、电压互感器容量很小，结构上要求有较高的平安系数。2、二次侧所接仪表和继电器的电压线圈阻抗很大，互感器在近于空载状态下运行。电压互感器的配置原那么：应满足测量、保护、同期和自动装置的要求；保证在运行方式改变时，保护装置不失压，同期两侧都能方便的取压。电压互感器的配置原那么：每条支路的电源都应装设足够数量的电压互感器，供支路测量、保护使用。4.5.4电流互感器的选择1、电流互感器由于本身存在励磁损耗和磁饱和等影响，使一次电流I1与二次电流I2在数值和相位上都有差异，即测量结果有误差，所以选择电流互感器，应根据测量时误差的大小和标准度来选择。2、额定容量。保证互感器的准确级，互感器二次侧所接负荷S2应不大于该准确级所规定的额定容量Se2，即Se2≥S2=I2e2Z2f式4-10Z2f=rg+rj+rd+re(Ω)式4-11式中：—测量仪表电流线圈电阻、rj——继电器电阻、rd——连接导线电阻、re——接触电阻，一般取0.1Ω3、按一次回路额定电压和电流选择当电流互感器用于测量时，其一次额定电流应尽量选择比回路中正常工作电流大1/3左右，以保证测量仪表得到最正确工作，并在过负荷时使仪表有适当的指示。电流互感器的一次额定电流和电压必须满足：Ue≥Uew式4-11Iel≥Igmax式4-12式中：Uew——电流互感器的一次所在的电网额定电压Ue、Ie1——分别电流互感器的一次回路额定电压和额定电流Igmax——电流互感器一次回路最大工作电流为了确保所供仪表的准确度，互感器的工作电流应尽量接近此额定电流。4、热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1S允许通过一次额定电流Iel倍数Kr来表示，故热稳定应按下式校验〔IelKr〕2≥I2∞tdz〔或Qd〕式4-135、动稳定校验。电流互感器常以允许通过一次额定电流最大值的倍数Kd〔称为动稳定电流倍数〕，表示其内部稳定能力，故内部稳定可用下式校验：IelKd≥ich式4-14短路电流不仅在电流互感器内部产生作用力，而且由于其相邻之间电流的相互作用使绝缘瓷帽受到力的作用，因此对于瓷绝缘型电流互感器应校验瓷套管的机械强度。瓷套上的作用力可由一般电动力公式计算，故外部动稳定应满足Fy≥0.5×1.73ich2×l/a×10-7(N)式4-15式中Fy——作用于电流互感器器帽端部的允许力；l——电流互感器出线端至最近一个母线支柱绝缘子之间的跨距；系数0.5表示互感器瓷套端部承受该跨上电动力的一半。4.5.4.1110KV侧=1\*GB3①额定电压Ue≥Uew=110KV=2\*GB3②额定电流Ie≥1.05I