供配电降压变电站设计--毕业论文.doc

供配电设计
摘要
变电站作为电力系统中的重要组成部分，直接影响整个电力系统的安全与经济运行。本论文中待设计的变电站是一座降压变电站，在系统中起着汇聚和分配电能的作用，担负着向该地区工厂、农村供电的重要任务。该变电站的建成，不仅增强了当地电网的网络结构，而且为当地的工农业生产提供了足够的电能，从而达到使本地区电网安全、可靠、优质、经济地运行的目的。
首先通过对原始资料的分析及根据变电站的总负荷选择主变压器，同时根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求，选择了两种待选主接线方案进行了技术比较，淘汰较差的方案，确定了变电站电气主接线方案。
首先通过对原始资料的分析及根据变电站的总负荷选择主变压器，同时根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求，选择了两种待选主接线方案进行了技术比较，淘汰较差的方案，确定了变电站电气主接线方案。
最后，做了防雷保护、继电保护、并绘制了电气主接线图。

关键词：变电站，降压，电气设备

目 录

摘 要 I
第1章 设计内容和任务 1
1.1 原始资料分析 1
1.1.1.变电站的建设规模 1
1.1.2.电力系统与本所的连接情况 1
1.1.3.计算负荷的确定 2
1.2.设计原则和基本要求 2
1.3.设计内容 3
第二章 主变压器的选择 4
2.1.主变台数的确定 4
2.2.本变电站站用变压器的选择 7
第三章 电气主接线的选择 8
3.1.选择原则 8
3.1.1.主接线设计的基本要求及原则 8
3.1.2.主接线的基本形式和特点 9
3.2.变电站的各侧主接线方案的拟定 9
3.2.1.110KV侧主接线方案 10
3.2.2.35KV侧主接线方案 12
3.2.3.10KV侧主接线方案 13
第四章 短路电流计算 15
4.1.短路电流计算的主要目的 15
4.2.短路电流计算的假设 15
4.2.1.进行以下数据的计算 15
4.2.2.三相短路瞬态过程中某一时刻短路电流周期分量有效值的计算。 15
4.3.短路电流计算的一般规定 15
4.4.短路电流计算步骤 16
4.5.短路点的设置原则 17
4.6.网络参数标么值计算 17
4.6.1.网络参数及基准值计算 17
4.6.2.取基准值 17
4.6.3.各元件参数标么值计算（最大运行方式下） 17
4.6.4.短路点的选择和等值网络图 18
4.6.5.最大运行方式下三相短路电流计算 18
4.6.6.最小运行方式下三相短路电流计算 19
4.6.7.三相对称短路电流计算结果汇总表 21
第五章 导体和电气设备的选择 22
5.1.电气设备的选择原则 22
5.2.按短路情况校验 23
5.3.互感器的选择 28
5.4.母线的选择 30
5.5.高压熔断器的选择 32
第六章 变电站防雷保护 35
6.1.变电所的保护对象 35
6.2.电工装置的防雷措施 35
6.3.本设计的防雷保护方案 37
6.4.接地装置 39
第7章 继电保护 40
7.1.继电保护部分配置 40
7.1.1.主变压器的保护 40
参考文献 44
致 谢 45
附 录 46

43

第1章 设计内容和任务
1.1 原始资料分析
1.1.1电力系统与本所的连接情况
待设计的变电站是一座降压变电站，担负着向该地区农业排灌、全团居民及乡镇企业用电负荷的重要任务。
本变电站有两回平行线路与110kV电力系统连接，有一回35kV电力系统连接，有六回10kv电力系统相连。
本变电站在系统最大运行方式下的系统正、负阻抗的标么值示意图如图1-1（Sj=100MVA）,110kV及35kV电源容量为无穷大，阻抗值各包含平行线路阻抗在内。
图1-1 变电所连接示意图

变电所不考虑装调相机、电容器等无功补偿设备，35kV因电网线路的电容电流较少，也不装设消弧线圈。110kV出线无电源。
电力负荷水平
110kV进出线共2回，两回进线为110kV的平行供电线路，正常送电容量各为35000KVA。
35kV进出线共2回，两回进线连接着35kV电源，输送容量各为35000KVA。
10kV出线共12回，全部为架空线路，其中3回每回输送容量按5000KVA设计；另外5回每回输送容量为4000KVA，再预留四个出线间隔，待以后扩建。
本变电站自用电主要负荷如表1-1。
表1-1 110kV变电站自用电负荷
序 号

设备名称
额定容量
（kW）
功率因数
（cosφ）
安装台数
工作台数
备 注
1
主充电机
20
0.85
1
1
周期性负荷
2
浮充电机
4.5
0.85
1
1
经常性负荷
3
主变通风
0.15
0.85
32
32
经常性负荷
4
蓄电池通风
2.7
0.85
1
1
经常性负荷
5
检修、试验用电
15
0.85

经常性负荷
6
载波通讯用电
1
0.85

经常性负荷
7
屋内照明
5.2

8
屋外照明
4.5

9
生活水泵
4.5
0.85
2
2
周期性负荷
10
福利区用电
1.5
0.85

周期性负荷
1.1.3.计算负荷的确定
当用电设备组计算负荷直接相加时，按需要系数法，取K∑p=0.8—0.9，总的有功负荷：P30=K∑p*∑30.i，取系数为0.85得：
S=5.2+4.5+（20+4.5+0.15*32+2.7+15+1+4.5*2+1.5）*0.85＝49.725KW
环境条件
当地年最高温度39.1℃，年最低温度－5.9℃，最热月平均最温度29℃；最热月平均地下0.8m土壤温度21.5℃。当地海拔高度1518.3m。当地雷电日T=25.1日/年。
系统负荷情况计算
1、35KV最终两回出线，负荷同时率按0.6考虑，负荷增长率为4%。
35KV总负荷为：（35／0.8）×2×0.6×（1+4%）5=63.87MVA
2、10KV最终十二回出线，负荷同时率按0.6考虑，负荷增长率为4%。
10K负荷为：3×（5／0.8）×0.6×(1+4%)5+5×（4／0.8）×0.6×(1+4%)5=31.94MVA
所以变电站考虑扩建后送出的总负荷为：S总= S35+S10=95.81MVA
1.2.设计原则和基本要求
设计按照国家标准要求和有关设计技术规程进行，要求对用户供电可靠、保证电能质量、接线简单清晰、操作方便、运行灵活、投资少、运行费用低，．并且具有可扩建的方便性。要求如下：
选择主变压器台数、容量和型式(一般按变电站建成5-10年的发展规划进行选择，并应考虑变压器正常运行和事故时的过负荷能力)；
设计变电所电气主接线；
短路电流计算；
主要电气设备的选择及各电压等级配电装置类型的确定。
1.3.设计内容
变压器的连接组别必须和系统电压相位一致，否则，不能并列运行，电力系统采用的绕组连接方式只有星形和三角形两种，因此对于三相双绕组变压器的高压侧，110KV及以上电压等级，三相绕组都采用“YN”连接，35KV及以下采用“Y”连接；对于三相双绕组变压器的低压侧，三相绕组采用“d”连接，若低电压侧电压等级为380/220V，则三相绕组采用“yn”连接，在变电所中，为了限制三次谐波，我们选用“Ynd11”常规连接的变压器连接组别。
本次设计的是一个降压变电站，有三个电压等级(110kV／35kV／10kV)，110kV主接线采用双母线接线方式，两路进线，35kV和10kV主接线均采用单母线分段接线方式。主变压器容量为2*31．5MVA，110kV与35kV之间采用Yo／Yo－12连接方式，110kV与10kV之间采用Yo／△—11连接方式。
本设计采用的主变压器有两个出线端子，一端接35kV的引出线，另一端接10kV的引出线。设计中主要涉及的是变电站内部电气部分的设计，并未涉及到出线线路具体应用到什么用户，所以负荷统计表相对比较简洁，也减少了电气主接线图的制作难度。
第2章 主变压器的选择

2.1主变台数的确定
待设计变电站在电力系统中的地位：
本变电站为一降压变电站，在系统中起着汇聚和分配电能的作用，担负着向该地区工厂、农村供电的重要任务，地位比较重要。该变电站的建成，不仅增强了当地电网的网络结构，而且为当地的工农业生产提供了足够的电能，从而达到使本地区电网安全、可靠、优质、经济地运行的目的。
1.待设计变电站的建设规模：
(1)电压等级
110Kv/35kV/10kV
(2)线路回路数量
110kV进出线共2回，两回进线为110kV的平行供电线路，正常送电容量各为35000KVA。
35kV进出线共1回，两回进线连接着35kV电源，输送容量各为3200KVA。
10kV进出线共6回，全部为架空线路，总输送容量按3000KVA设计。
2.主变选择
(1)变电站变压器台数和容量的选择原则：
对于只供给二类、三类负荷的变电站，原则上只装设一台变压器。
对于供电负荷较大的城市变电站或有一类负荷的重要变电站，应选用两台两台相同容量的主变压器，每台变压器的容量应满足一台变压器停运后，另一台变压器能供给全部一类负荷；在无法确定一类负荷所占比重时，每台变压器的容量可按计算负荷的70%～80%选择。
对大城市郊区的一次变电站，如果中、低压侧已构成环网的情况下，变电站以装设两台为宜；对地区性孤立的一次变电站，在设计时应考虑装设三台主变的可能性；对于规划只装两台主变的变电站，其变压器的基础宜按大于变压器容量的1～2级设计。
(2)变电站主变压器台数的确定:
由选择原则的第2点结合待设计变电站的实际情况，为提高对用户的供电可靠性，确定该变电站选用两台相同容量的主变压器。
(3)变电所主变压器容量的确定原则:
按变电所建成后5～10年的规划负荷选择，并适当考虑10～20年的负荷发展。
对重要变电所，应考虑一台主要变压器停运后，其余变压器在计算过负荷能力及允许时间内，满足Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电；对一般性变电所，一台主变压器停运后，其余变压器应能满足全部供电负荷的70%～80%。
(4)主变压器绕组数的确定:
国内电力系统中采用的变压器按其绕组数分有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等变压器，待设计变电所有110KV、35KV、10KV三个电压等级且是一座降压变电所，宜选用双绕组普通式变压器。
(5)主变压器相数的确定：
在330KV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对来说投资大、占地多、运行规模也较大，同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量，待设计变电所谓35KV降压变电所，在满足供电可靠性的前提下，为减少投资，故选用三项变压器。
(6)主变压器调压方式的确定：
为了确保变电所供电量，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，从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：不带电切换，称为无励磁调压，调整范围通常在22.5%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%，但其结构较复杂，价格较贵，由于待设计变电所的负荷合均为Ⅰ、Ⅱ类重要负荷，为确保供电质量，有较大的调整范围，我们选用有载调压方式。
(7)主变压器绕组连接组别的确定：
变压器的连接组别必须和系统电压相位一致，否则，不能并列运行，电力系统采用的绕组连接方式只有星形和三角形两种，因此对于三相双绕组变压器的高压侧，110KV及以上电压等级，三相绕组都采用“YN”连接，35KV及以下采用“Y”连接；对于三相双绕组变压器的低压侧，三相绕组采用“d”连接，若低电压侧电压等级为380/220V，则三相绕组采用“yn”连接，在变电所中，为了限制三次谐波，我们选用“Ynd11”常规连接的变压器连接组别。
(8)主变压器冷却方式的选择：
电力变压器的冷却方式，随其型号和容量不同而异，一般有以下几种类型：
自然风冷却：一般适用于7500KVR一下小容量变压器，为使热量散发到空气中，装有片状或管型辐射式冷却器，以增大油箱冷却面积。
强迫油循环水冷却：对于大容量变压器，单方面加强表面冷却还打不到预期的冷却效果。故采用潜油泵强迫油循环，让水对油管道进行冷却，把变压器中热量带走。在水源充足的条件下，采用这种冷却方式极为有利散热效率高、节省材料、减少变压器本体尺寸，但要一套水冷却系统和有关附件且对冷却器的密封性能要求较高。即使只有极微量的水渗入油中，也会严重地影响油的绝缘性能。故油压应高于水压0.1～0.15Mpa，以免水渗入油中。
强迫空气冷却：又简称风冷式。容量大于等于8000KVA的变压器，在绝缘允许的油箱尺寸下，即使有辐射器的散热装置仍达不到要求时，常采用人工风冷。在辐射器管间加装数台电动风扇，用风吹冷却器，使油迅速冷却，加速热量散出，风扇的启停可以自动控制，亦可人工操作。
强迫油循环导向风冷却：近年来大型变压器都采用这种冷却方式。它是利用潜油泵将冷油压入线圈之间、线饼之间和铁芯的油管中，使铁芯和绕组中的热量直接由具有一定流速的油带走，二变压器上层热油用潜油泵抽出，经过水冷却器冷却后，再由潜油泵注入变压器油箱底部，构成变压器的油循环。
强迫油循环风冷却：其原理与强迫油循环水冷相同。
水内冷变压器：变压器绕组用空心导体制成，在运行中将纯水注入空心绕组中，借助水的不断循环将变压器中热量带走，但水系统比较复杂且变压器价格比较高。
考虑到冷却系统的供电可靠性，要求及维护工作量，首选自然风冷冷却方式。
所以用两台SFSZ7—31500/110型有载调压变压器，采用暗备用方式，查变压器的参数如下：
表2-1 变压器技术数据
型 号
额定容量
（kVA）
额定电压
（kV）
损 耗（kW）
阻抗电压
（%）
空载电流
（%）
连接组别

高压
中压
低压
空载
短路

SFSZ7—31500/110
31500
110±8*1.25%
35±4*1.25%
10.5
8.2
41
U12=10.5%
U13=17.5%
U23=6.5%
1
YN、yno、dn

2.2.本变电站站用变压器的选择
变电站的站用电是变电站的重要负荷，因此，在站用电设计时应按照运行可靠、检修和维护方便的要求，考虑变电站发展规划，妥善解决分期建设引起的问题，积极慎重地采用经过鉴定的新技术和新设备，使设计达到经济合理，技术先进，保证变电站安全，经济的运行。
一般变电站装设一台站用变压器，对于枢纽变电站、装有两台以上主变压器的变电站中应装设两台容量相等的站用变压器，互为备用，如果能从变电站外引入一个可靠的低压备用电源时，也可装设一台站用变压器。根据如上规定，本变电站选用两台容量相等的站用变压器。
站用变压器的容量应按站用负荷选择：
S＝照明负荷+其余负荷*0.85(kVA)
站用变压器的容量：Se≥S＝0.85∑P十P照明(kVA)
根据任务书给出的站用负荷计算：
S＝5.2+4.5+（20+4.5+0.15*32+2.7+15+1+4.5*2+1.5）*0.85
＝49.725(kVA)
考虑一定的站用负荷增长裕度，站用变10KV侧选择两台S9—80／10型号配电变压器，互为备用。根据容量选择站用电变压器如下：
型号：S9—80／10；
容量为：80(kVA)
连接组别号：Yyn0
调压范围为：高压：±5％
阻抗电压为(%)：4
所用电接线方式：
一般有重要负荷的大型变电所，380／220V系统采用单母线分段接线，两台所用变压器各接一段母线，正常运行情况下可分列运行，分段开关设有自动投入装置。每台所用变压器应能担负本段负荷的正常供电，在另一台所用变压器故障或检修停电时，工作着的所用变压器还能担负另一段母线上的重要负荷，以保证变电所正常运行。
第3章 电气主接线的选择

3.1选择原则
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。主接线方案的确定与电力系统及变电站运行的可靠性、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主接线设计的基本要求及原则
1.变电站主接线设计的基本要求：
(1)可靠性
供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，电气主接线的设计必须满足这个要求。因为电能的发送及使用必须在同一时间进行，所以电力系统中任何一个环节故障，都将影响到整体。供电可靠性的客观衡量标准是运行实践，评估某个主接线图的可靠性时，应充分考虑长期运行经验。我国现行设计规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结，设计时应该予以遵循。
(2)灵活性
电气主接线不但在正常运行情况下能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，能尽快的退出设备、切除故障，使停电时间最短、影响范围最小，并在检修设备时能保证检修人员的安全。
电气主接线应简单清晰、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。
(3)经济性
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最小，占地面积最少，使变电站尽快的发挥经济效益。
(4)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，应考虑到有扩建的可能性。
2.变电站主接线设计原则：
变电站的高压侧接线，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接线。
在6-10kV配电装置中，出线回路数不超过5回时，一般采用单母线接线方式，出线回路数在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，出线需要带电抗器时，可采用双母线接线。
在35-66kV配电装置中，当出线回路数不超过3回时，一般采用单母线接线，当出线回路数为4～8回时，一般采用单母线分段接线，若接电源较多、出线较多、负荷较大或处于污秽地区，可采用双母线接线。
在110-220kV配电装置中，出线回路数不超过2回时，采用单母线接线；出线回路数为3～4回时，采用单母线分段接线；出线回路数在5回及以上，或当“0—220KV配电装置在系统中居重要地位；出线回路数在4回及以上时，一般采用双母线接线。
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。

3.1.2主接线的基本形式和特点
主接线的基本形式可分两大类：有汇流母线的接线形式和无汇流母线的接线形式。在电厂或变电站的进出线较多时（一般超过4回），为便于电能的汇集和分配，采用母线作为中间环节，可使接线简单清晰、运行方便、有利于安装和扩建。缺点是有母线后配电装置占地面积较大，使断路器等设备增多。无汇流母线的接线使用开关电器少，占地面积少，但只适用于进出线回路少，不再扩建和发展的电厂和变电站。
有汇流母线的主接线形式包括单母线和双母线接线。单母线又分为单母线无分段、单母线有分段、单母线分段带旁路母线等形式；又母线又分为双母线无分段、双母线有分段、带旁路母线的双母线和二分之三接线等方式。
无汇流母线的主接线形式主要有单元接线、扩大单元接线、桥式接线和多角形接线等。

3.2.变电站的各侧主接线方案的拟定
在对原始资料分析的基础上，结合对电气主接线的可靠性、灵活性、及经济性等基本要求，综合考虑在满足技术、经济政策的前提下，力争使其为技术先进、供电可靠安全、经济合理的主接线方案。
供电可靠性是变电所的首要问题，主接线的设计，首先应保证变电所能满足负荷的需要，同时要保证供电的可靠性。变电所主接线可靠性拟从以下几个方面考虑：
断路器检修时，不影响连续供电；
线路、断路器或母线故障及在母线检修时，造成馈线停运的回数多少和停电时间长短，能否满足重要的I、II类负荷对供电的要求；
变电所有无全所停电的可能性；
主接线还应具有足够的灵活性，能适应多种运行方式的变化，且在检修、事故等特殊状态下操作方便，高度灵活，检修安全，扩建发展方便。
主接线的可靠性与经济性应综合考虑，辩证统一，在满足技术要求前提下，尽可能投资省、占地面积小、电能损耗少、年费用（投资与运行）为最小。

3.2.1 110KV侧主接线方案
A方案：单母线分段接线

图3-1单母线分段接线
B方案:双母线接线

图3-2双母线接线
(1)分析:
A方案的主要优缺点:
当母线发生故障时,仅故障母线停止工作,另一母线仍继续工作;
对双回路供电的重要用户,可将双回路分别接于不同母线分段上,以保证对重要用户的供电;
一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，这样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电；
任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作；
当出线为双回线路时，会使架空线出现交叉跨越；
110kV为高电压等级，一旦停电，影响下—级电压等级供电，其重要性较高,因此本变电站设计不宜采用单母线分段接线。
B方案的主要优缺点：
检修母线时，电源和出线可以继续工作，不会中断对用户的供电；检修任一母线隔离开关时，只需断开该回路；工作母线发生故障后，所有回路能迅速恢复供电；可利用母联开关代替出线开关；便于扩建；双母线接线设备较多，配电装置复杂，投资、占地面积较大,运行中需要隔离开关切断电路,容易引起误操作；经济性差。
(2)可知:
A方案一般适用于110KV出线为3、4回的装置中；B方案一般适用于110KV出线为5回及以上或者在系统中居重要位置、出线4回及以上的装置中。综合比较A、B两方案，并考虑本变电站110KV进出线共6回，且在系统中地位比较重要，所以选择B方案双母线接线为110KV侧主接线方案。

3.2.2 35KV侧主接线方案
A方案：单母线接线

图3-2单母线接线
B方案:单母线分段接线

图3-2单母线分段接线
(1)分析：
A方案的主要优缺点：
接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且利于扩建，但可靠性和灵活性较差;
当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，各回路必须在检修或故障消除前的全部时间内停止工作；
出线开关检修时，该回路停止工作。
B方案的主要优缺点：
当母线发生故障时，仅故障母线停止工作，另一母线仍继续工作；
对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电;
当一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，这样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电；
任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作；
当出线为双回线时，会使架空线出现交叉跨越。
(2)可知:
B方案一般速用于35KV出线为4-8回的装置中。综合比较A、B两方案，并考虑本变电站35KV出线为2回，所以选择B方案单母线分段接线为35KV侧主接线方案。
3.2.3 10KV侧主接线方案
A方案：单母线接线(见图3-3)
B方案：单母线分段接线(见图3-4)
分析：
A方案的主要优缺点：
接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且利于扩建，但可靠性和灵活性较差;
当母线或母线隔离开关发生故障或检修时；各回路必须在检修或故障消除前的全部时间内停止工作；．
出线开关检修时，该回路停止工作。
B方案的主要优缺点：
母线发生故障时，仅故障母线停止工作，另一母线仍继续工作；
对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电
当一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电；
任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作；
当出线为双回线时，会使架空线出现交叉跨越。
可知：B方案一般适用于10KV出线为6回及以上的装置中。综合比较A、B两方案,并考虑本变电站10KV出线为12回，所以选择B方案单母线分段接线为10KV侧主接线方案.
综上所述,可得如下主接线图:

图3-5主接线图
第4章 短路电流计算
4.1 短路电流计算的主要目的
1.电气主接线的比较与选择；
2.选择断路器等电气设备，或对这些设备提出技术要求；
3.为继电保护的设计以及调试提供依据；
4.评价并确定网络方案，研究限制短路电流的措施；
5.分析计算送电线路对通讯设施的影响。
4.2.短路电流计算的假设
4.2.1.进行以下数据的计算
1.起始次暂态电流
2.冲击电流
3.短路电流最大有效值
4.短路容量
5.主要用于校验断路器的开断电流和继电保护的整定计算，和
主要用于电气设备的动稳定校验。

4.2.2 三相短路瞬态过程中某一时刻短路电流周期分量有效值的计算
主要用于电气设备的热稳定校验。
4.3.短路电流计算的一般规定
1.一般规定
(1)电力系统中所有电源均在额定负荷下运行；
(2)所有同步电机都具有自动调节励磁装置；
(3)短路发生在短路电流为最大值的瞬间；
(4)所有电源的电动势相位角相同；
(5)应考虑对短路电流值有影响的所有元件，但不考虑短路点的电弧电阻。对异步电动机的作用，仅在确定短路电流冲击值和最大全电流有效值时才予以考虑。
2.接线方式
计算短路电流所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不能仅用在切换过程中可能并列运行的接线方式。
3.计算容量
应按工程设计的规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划，一般取工程建成后的5~10年。
4.短路种类
一般按三相短路计算。若发电机出口的两相短路，或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路情况严重时，则应按严重情况进行校验。
5.短路计算点
在正常接线方式时，通过设备的短路电流为最大的地点，称为短路计算点。
对于带电抗器的6~10kV出线与厂用分支线回路，在选择母线至母线隔离开关之间隔板前的引线、套管时，短路计算点应选在电抗器之前。选择其余的电气设备时，短路计算点一般取在电抗器之后。
6.短路计算方法
在工程设计中，短路电流计算均采用实用计算法。所谓实用计算法，是指在一定的假设条件下计算出短路电流的各个分量，而不是用微分方程去求解短路电流的完整表达式。

4.4.短路电流计算步骤
1.设基准容量，基准电压。
2.计算各元件电抗标么值，并画出等值电路。
3.网路化简，求出电源至短路点之间的总电抗标么值。
4.计算短路电流周期分量有效值的标么值：

5.将短路电流周期分量有效值的标么值换算成有名值：

6.计算短路冲击电流:

7.计算短路容量：

4.5.短路点的设置原则
1.最大短路电流值设在母线上
2.避开稀有故障点

4.6.网络参数标么值计算

4.6.1.网络参数及基准值计算
网络参数
1.110kV线路容量：
2.主变型号：SFSZ7-31500/110
4.6.2.取基准值
表4- 1 本所选取基准值
基准容量SB（MVA）
100
基准电压UB（kV）
115
37
10.5
4.6.3.各元件参数标么值计算（最大运行方式下）
主变电抗：
110kV侧：

35kV侧：

10kV侧：

4.6.4短路点的选择和等值网络图

根据短路点的选择原则，选择k1为110kV桥上的短路，k2为35kV木线上的短路，k3为10kV母线上的短路，即：

4.6.5 最大运行方式下三相短路电流计算

k2、k3点（35kV母线）
1.总电抗

2.短路电流标么值

3.短路电流有名值

4.稳态电流有效值

5.短路电流冲击值

6.短路电流有效值

7.短路容量

k4、k5（10kV母线）
1.总电抗

2.短路电流标么值

3.短路电流有名值

4.稳态电流有效值

5.短路电流冲击值

6.短路电流有效值

7.短路容量

4.6.6 最小运行方式下三相短路电流计算

k2、k3点（35kV母线）
1.总电抗

2.短路电流标么值

3.短路电流有名值

4.稳态电流有效值

5.短路电流冲击值

6.短路电流有效值

7.短路容量

k4、k5（10kV母线）
1.总电抗

2.短路电流标么值

3.短路电流有名值

4.稳态电流有效值

5.短路电流冲击值

6.短路电流有效值

7.短路容量

4.6.7 三相对称短路电流计算结果汇总表

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）
短路电流冲击值（kA）
短路全电流最大有效值（kA）
短路容量（MVA）
K2、k3
最大运行
5.8
5.8
14.79
8.758
371.698
最小运行
3.587
3.587
9.147
5.416
146.838
K4、k5
最大运行
14.027
14.027
35.768
21.181
255.103
最小运行
8.047
8.047
20.589
12.191
146.838

第5章 导体和电气设备的选择

5.1 电气设备的选择原则
正确地选择设备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，积极而稳妥地采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。尽管电力系统中各种电气设备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相同的。电气设备要能可靠的工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验其热稳定和动稳定。
电气设备选择的一般要求包括：
1、应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；
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、选择导体时应尽量减少品种；
5、扩建工程应尽量使新老电器型号一致；
6、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。
7、按短路条件来校验热稳定和动稳定。
8、验算导体和110kV以下电缆短路热稳定时，所有的计算时间，一般采用主保护的动作时间加相应的断路器全分闸时间；而电器的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；断路器全分闸时间包括断路器固有分闸时间和电弧燃烧时间。
按正常工作条件选择导体和电器
额定电流
导体和电器的额定电流是指在额定周围环境温度下，导体和电器的长期允许电流（或额定电流）应不小于该回路的最大持续工作电流，即：（或）由于发电机、调相机和变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故其相应回路的=1.05（为电机的额定电流）；母联断路器回路一般可取母线上最大一台发电机或变压器的；母线分段电抗器的应为母线上最大一台发电机跳闸时，保证该段母线负荷所需的电流；出线回路的除考虑线路正常负荷电流（包括线路损耗）外，还应考虑事故时 由其他回路转移过来的负荷。
此外，还应按电器的装置地点、使用条件、检修和运行等要求，对导体和电器进行种类（屋内或屋外）和型式的选择。
额定电压和最高工作电压
导体和电器所在电网的运行电压因调压或负荷的变化，常高于电网的额定电压，故所选电器和电缆允许最高工作电压不得低于所接电网的最高运行电压，即：

一般电缆和电器允许的最高工作电压：当额定电压在220KV及以下时为1.15；额定电压为330~500KV时为1.1。而实际电网运行的一般不超过1.1，因此在选择设备时，一般可按照电器和电缆的额定电压，不低于装置地点电网额定电压的条件选择，即：
按当地环境条件校核
在选择电器时，还应考虑电器安装地点的环境条件，当温度、风速、湿度、污秽等级、海拔高度、地震强度和覆冰厚度等条件超过一般电器使用条件时，应向制造部门提出要求或采取相应的措施。例如，当地海拔高度超过制造部门规定之值时，由于大气压力、空气密度和湿度相应减小，是空气间隙和外绝缘的放电特性下降，一般当海拔在1000~3500m范围内，若海拔比厂家规定值每升高100m，则最大工作电压要下降1%。当最高工作电压不能满足要求时，应采用高原型电气设备，或采用外绝缘提高一级的产品。对于110KV以下电气设备，由于外绝缘裕度较大，可在海拔2000m以下使用。
5.2 按短路情况校验
1.短路热稳定校验
短路电流通过时，导体和电器各部件温度（或发热效应）应不超过允许值，既满足热稳定的条件为：
或
式中 ——短路电流产生的热效应；
——短路时导体和电器设备允许的热效应；
——时间t内允许通过的短时热稳定电流（或短时耐受电流）。
2.电动力稳定校验
电动力稳定是导体和电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定的条件是：
或
式中 、——短路冲击电流幅值及其有效值；
、——允许通过稳定电流的幅值和有效值。
下列几种情况可不校验热稳定或动稳定：
用熔断器保护的电器，其热稳定由熔断时间保证，故可不验算热稳定。
采用有限流电阻的熔断器保护的设备可不校验动稳定；电缆印有足够的强度，亦可不校动稳定。
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。
3.高压断路器的选择及校验
断路器在电路中担负特别重要的任务，必须满足一下基本要求：
工作可靠。断路器应能在规定的运行条件下长期可靠地工作，并能在正常和故障情况下准确无误的完成关合和开断电路的指令，其拒动或误动都将造成严重的后果。
具有足够的开断能力。断路器的开断能力是指能够安全切断最大短路电流的能力，它主要决定于断路器的灭弧性能，并保证具有足够的热稳定和动稳定。开断能力的不足可能发生触头跳开后电弧长期的续燃，导致断路器本身爆炸飞狐，引起事故扩大的严重后果。
动作快速。在电路发生故障时，快速的切除故障电路，不仅能缩短电力网的故障时间和减轻巨大短路电流对电气设备的损害，而且能增加电力系统的稳定性，提高系统的供电可靠性。
具有自动重合闸性能、输电线路的短路故障大多都是临时性的。为了提高电力系统运行的稳定性和供电可靠性，线路保护多采用自动重合闸方式，即在发生短路故障时，继电保护动作使断路器跳闸，切除故障点的短路电流，经很短时间后断路器又自动重合闸，恢复正常供电。若故障仍存在，则断路器必须立即跳闸，再次切断短路电流，这要求断路器在第一次大电流灭弧后很快恢复灭弧能力，完成后续次的灭弧。
结构简单，经济合理。在满足安全、可靠的同时，还应考虑到经济性，故要求断路器的结构力求简单、尺寸小、重量轻、价格合理。
4.电流互感器的选择
电流互感器的选择除应满足一次回路的额定电压、额定电流、最大负荷电流计短路电流的动热稳定性外，还要满足