电气工程及自动化毕业设计论文(大专)

毕业设计（论文）

题 目： 无人值班变电站的初步设计

专 业： 电力系统及自动化管理 班 级： 04级 学 生： 马 超 指导老师： 何 跃 进

西安理工大学函授部

二00 七 年 十二 月

毕业设计（论文）任务书

一、设计、论文题目：

无人值班变电站的初步设计

二、参考资料：

1、《电力工程设计手册》

2、《供用电工程》

3、《微机保护》

4、《电力系统自动化及远动原理》

5、《电力系统分析》

三、设计、论文要求：

1、设计要求：

1）电厂电气主接线方案的确定

2）设备选型

3）系统继电保护

4）自动装置的简单配置

5）综合自动化

2、论文要求：

1）论述部分：

阐述设计者的设计思路，设计过程及设计结论，要求思维清晰，逻辑清楚，文笔流畅，详略得当，字迹工整，有效、全面的反映设计者的设计理念。

2）计算书及其他附件 ：

强调正确性及完整性。

3）附图：

要求严格遵照制图规范绘制和标注。

指导教师：

学生姓名：

原始资料简介：

该变电站为110kV／10kV电压等级的综合自动化无人值班终端降压变电站，主要承担城区供电任务。本期主变容量为2*50MVA，型号为SFZT- 50000/110 UK％=17．5％；·：10kV出线８回，且10kV侧短路电流不超过28kA，上一级电源为区域变电站，距本变电站6kM，双回路同杆架设，导线为LGJ--120。

前 言

随着我国电力事业的飞速发展，电网规模的不断扩大，电网结构日趋复杂，电网运行需要传送的实时信息成倍增多，对实时性要求越来越高，常规的有人值守变电站已不适应目前的现状。另外，随着电力市场化改革的不断深入，对新建和扩建的110KV变电站无可置疑地需要无人值守，必须采用综合自动化技术。

变电站自动化内容包括电气量的采集和电气设备（如断路器、变压器、刀闸）状态的监视、控制和调节，实现变电站的正常运行监视和操作，保证变电站的安全和经济运行。在发生事故时，瞬态电气量的采集、监视和控制，由继电保护、安全自动装置、故障录波等来完成，迅速切除故障，完成事故后变电站的快速恢复到正常运行的操作。从长远的观点来看，还应包括高压电气设备本身的监视信息（如断路器、变压器、避雷器等的绝缘状态监视等）。此外，变电站内的所有信息量，可通过通信网络传输到调度中心，运行方式科和继电保护工程师那里。

本次设计依据毕业设计任务书中提供的设计资料、技术

参数来对一次电气设备和二次电气设备进行设计。变电站是一座负荷末端的110KV降压变电站，一次设备采用了维护量少，占地面积小的GIS组合电气，二次设备采用了技术先进，运行成熟的CSC2000综合自动化系统，真正实现了无人值守。

本设计分为两部分，第一部分为设计说明书，共分九章；第二部分为短路电流计算书，是本次设计过程中所涉及到的一些计算内容。

目 录

前言

原始资料简介

毕业设计任务书

第一部分 设计说明书

第一章 无人值班变电站的基本知识

第二章 一次设备的选型原则

第三章 电气一次主接线的选择

第四章 主变压器的选择

第五章 电气设备的选择

第六章 继电保护

第七章 自动装置

第八章 保护设备的确定

第九章 综合自动化系统的设计

第二部分 短路电流计算书

第一章 短路电流的计算

第二章 导线选择

参考文献 一次电气设备布置图

第一部分 设计说明书

第一章．无人值班变电站的基本知识 引言

变电站自动化和无人值班是当今电网调度自动化领域的必然趋势，其发展势头正方兴未艾。无人值班是电力工业随着科学技术的发展而产生的新型的变电站运行方式，在这种运行方式里，先进技术成分含量大，它集中包含了工业自动化，人工智能分析，通讯等多学科先进技术的结晶，这是科学发展一般规律所直接导致的必然结果。对原有变电站有步骤地实施无人值守改造势在必行，其原因有两点：第一，它能更好地适应工业对电能质量的要求。现代工业，尤其是高新技术产业，对电能的电压水平、频率、纹波系数、供电连续性等指标都有较高的要求,我们电力企业就要适应这种要求，工业自动化以及与之相应的变电站自动化有着信息加工量大、信息反馈快等人力不能超越的优点。因此，在变电站中引入工业自动化，实现无人值班是科学的选择；第二，它是电力企业安全运行的要求，统计表明电力行业的事故中，由人为因素造成的占有一定的比重，实践证明人容易受环境、情绪、疾病等诸多因素影响，因此本身就是一个不可靠因素。确实有不少事故是由人为误操作引起的，无人值班却可以提高运行可靠性。例如郑州地调早在1959年就开始采用遥控技术，40多年从未发生过误操作，深圳供电局实现变电站无人值班后，误操作事故率降低了60%。因此，我们现在不应该再讨论无人值班该不该上，而应该讨论无人值班该怎样上；第三，从经济效益的角度看，当无人值班变电站达到一定数量时，就可以实现减人增效。

第一节 无人值班变电站的概念及基本条件

1.1概念

无人值班变电站又称无人值守变电站，是指没有经常性运行值班人员的变电站，该站的运行状态（包括必须的各种量值、潮流方向、开关电器的位置、变压器调压分接头位置、补偿电容器投切组数等）经本站的微机远动装置RTU处理后，再经远动通信转送至上一级电业主管部门的计算机系统，并在监视器CRT和系统模拟盘屏上显示出来，亦可打印制表，

供调度人员随时监视查询，然后做出相应的处理

1.2 无人值班变电站应具有的基本条件

1.2.1 电力变压器应装设自动调整调压分接头的装置，并在它的周围和开关室内装设自动灭火报警装置。

1.2.2 各种受控电器应装设电动操作机构

1.2.3 各种电量和非电量变送器或传感器的测量精度和可靠性应在允许范围内，防止误差超限。

1.2.4 各种开关电器的位置信号和补偿电容器的投切数目等，均应准确采集出来。

1.2.5 变电站应装设功能足够的远动终端装置RTU，能够准确发送、转收的转换各种远动信号。

1.2.6 在变电站与调度中心之间架设具有抗干扰能力和质量优良的远动通道，确保远动通信系统安全可靠的运行。

1.2.7 上一级调度中心必须具有功能比较齐全的计算机自动监控系统，而且远动系统的质量优良。

1.2.8 具备一支精干的工程技术人员队伍，熟练掌握有关安装调试的运行管理技能无人值班变电站通常为位于城市内或近郊交通方便地点的35kv变电站及110kv终端变电站。

实现无人值班的目的：

（1）保证安全和防止事故

（2）减少人员过失操作事故，提高供电的可靠性。

（3）给调度人员提供电网的实时数据，提高压送负荷的速度，提高供电效率单就技术而言，凡有遥测、遥信、遥控、遥调功能的变电站，就是具备无人值班运行的条件。科学技术的进步，特别是计算机及通信技术的发展，使“四遥”变成现实。为实现无人值班奠定了坚定的物质基础。

第二节．无人值班变电站的设计原则及基本要求

1.2.1 设计原则：

无人值班变电站设计应以地区电网规划及调度自动化规划为基础，以电网的结构，变电站的性质、规模及调度管理模式为依据进行，并遵守以下原则：

1.2.1.1应结合本地电网规划、电网调度自动化规划和通信规划，依据电网的结构，变电站的地理、交通、消防条件、站地区域社会经济环境等情况，因地制宜的确定满足电网要求的设计方案。

1.2.1.2除按电网规划中所规定的变电站在电网中的地位和作用考虑其控制方案之外，其中电网的配合、继电保护及安全自动装置的配置等均应满足变电站设计投运方案的要求。

1.2.1.3变电站自动化技术装备上要求安全，可靠，经济，适用，正确处理近期建设与远期发展的关系。

1.2.1.4 坚持节约用地，节约投资，又能达到电网安全运行的目的。

1.2.2 设计要求：

1.2.2.1 二次设备及土建应进行必要的简化，取消必要的设施，简化变电站操作，以降低事故率和变电站造价。

1.2.2.2 选用可靠性高，维护工作量少的设备。

1.2.2.3 考虑在任意条件下的某些特殊要求，如防火，防盗，保安电源等。

1.2.2.4 应满足无人值班变电站的某些运行要求。如备用电源自动投入，无功功率和电压的调节等。在变电站设计中应尽量考虑由变电站的自动装置完成。

1.2.2.5 应考虑提高控制系统的可靠性，增强变电站自动化系统处理故障的能力和自动化系统自身管理的能力。

1.2.2.6 应考虑电气通信方面的特殊性，如远动通道的可靠性应 高于有人值班变电站，不专门装设调度电话，只设置用于维护、检修的电话通信。

第二章 一次设备选型原则

2.1接线和平面布置应节约占地面积，减少建筑面积：

在满足安全可靠运行的前提下，简化电气一次主接线。只有两条110KV线路和两台变压器时应采用桥式接线，10KV出线采用单母分段接线；在城市负荷中心时110KV电气设备采用屋内布置，10KV采用全户内布置。

一次设备选型应保证供电安全、可靠，并提高电压质量，同时安装、运行、抢修方便，选择技术先进，安全可靠，免维护或少维护设备，并满足以下要求：

2.1.1主变压器应装有具备遥信、遥控借口的有载调压开关，110KV断路器采用GIS组合电气设备，10KV开关采用真空断路器，弹簧储能结构。

2.1.2 隔离开关应配有能满足遥信、闭锁要求的辅助开关，主变中性点的刀闸应配有电动操作机构。

2.1.3 110KV电压互感器应采用电容式电压互感器，能很好的消除铁磁谐振，10KV电压互感器也应配有性能开靠的消谐装置。

2.1.4各电压等级的电流互感器应选用带0.2级的二次线圈，以满足计量准确需要。

2.1.5避雷器采用氧化锌避雷器，配有在线检测装置，计数器应装有通信借口。

2.1.6 站用电系统应具有两路电源，互为备用，自动切换。站用变应选用干式变或接地变，消弧线圈应配有自动补偿装置。

2.1.7 其他设备的选择

电容器应选用密集型电容器。

直流系统的接线方式要安全可靠，合闸母线和控制母线分开，要用二段供电方式，互为备用。采用免维护的铅酸蓄电池，配有直流电压自动调整装置和浮充电自动调整装置，一定要具有遥信借口。

第三章 电气一次主接线的选择

电气主接线是发电厂、变电站电气设计的首要部分，是构成电力系统的重要环节。主接线的确定对电力系统的整体及发电厂、变电站本身运行的可靠型、灵活型和经济型密切相关，并且对电气设备选择、配电装置布置、继电保护和远动的设计有很大影响。因此主接线的设计是一个综合性的问题，必须满足技术先进、经济合理、安全可靠：

3.1主接线设计依据：《电力电气工程设计手册》

3.1.1变电站在电力系统中的地位和作用

3.1.2负荷大小和重要性，对一级负荷必须有两个独立电源，当一个电源失去后，能保证对全部一级负荷的不间断供电。

3.1.3系统专业对电气主接线提供的资料。

3.1.4变电站应具有足够的备用容量。

3.2主接线的基本要求：

3.2.1保证供电的可靠性，要充分考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。

3.2.2具有调度灵活，操作方便，能满足系统在事故、检修及特殊方式下的调整要求。

3.2.3主接线应力求简单清晰，尽量节约一次设备的投资，节约占地面积，减少电能损失，即具有经济性。

3.2.4应能容易地从初期过渡到最终接线，并在扩建过渡时，一次和二次设备所需的改造最小，即具有发展和扩建的可能性。

3.3变电所主接线选择：

3.3.1 110KV主接线方式：依据《电力电气工程设计手册》的规定只有两条110kv线路和两台变压器时应采用桥式接线，桥形接线具有工作可靠、灵活、使用电器设备少，当采用GIS组合电器时．更显示了其优越性。桥式接线分为内桥接线和外桥接线两种。

3.3.2内桥接线和外桥接线的优缺点比较。

内桥接线如图示： 进线1 进线2

3.3.3优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。

3.3.4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，线路需较长时间停运。

3.3.5适用范围：较小容量的发电厂、变电所。变压器不经常切换，线路较长，故障率较高的情况。

外桥接线如图示：进线1 进线2

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

一台变压器暂时停用；

桥连断路器检修时，两个回路需解列运行；

变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停运。适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器切换较频繁或线路较短，故障率较少的情况。

由于变压器不需要经常切除，110kv所以选择了内桥式接线。

3.3.6 l0KV主接线方式的选择：

根据设计任务书要求，l0kV侧进出线共计8回，且有一、二、三类用电负荷，据00kV-110kV变电所设于规范》第3.2.5条：当变电所装有两台主变压器时，6 -10 kV侧宜采用单母分段接线，线路为12回及以上时，也可采用双母线，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。故l0KV侧主接线选择为单母分段，出线8回，每段4回。另外，每段母线上各接一组电容器、接地变及消弧线圈和l0kv电压互感器。这样既可以满足一、二类负荷不停电的要求，还能保证其电压质量。

3.3.6.1单母分段的优点：

用l0kv母联断路器将l0kv母线分为两段后，对重要用户的供电可以从两段分别引出并互为备用，提高其供电的可靠性。

任一母线故障，保护装置动作切除母联断路器和主供变压器低压侧开关后，不影响另一段母线上月户的供电。

任一变压器因故障停运，依靠母联断路器使两段母线并列运行，不影响任何用户的用电中断。

缺点：

当任一母线或母线隔离开关故障或检修时，整段母线上的用户都将失去电源。 l0kv出线为双回路，会使架空线路出线交叉跨越。基于以上原因，所以l0kv母线选择了单母分段接线。

3.3.7一次主接线图的确定

根据以上原则，电气一次回路图如附图一

第四章 主变压器的选择

主变压器的变电站的重要设备，其容量，台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构，如选用适当不仅可减少投资，减少占地面积，同时也可以减少运行电能损耗，提高运行效率和可靠性

4.1为保证供电可靠性，变电站一般设两台主变压器。

4.2装有两台变压器的变电站，采用暗备用方式，当其中一台主变压器因事故断开另一台主变压器的容量满足所全部负荷70%~80%

4.3该变电站为110kV/10kV 的终端降压变电站，应选择双绕组变压器。

4.4连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行，110kV以上电压变压器绕组都采用Y0连接、10kV采用三角型连接。

4.5调压方式的选择：有载调压变压器，调压范围较大，一般在15%以上，而且即要向系统传送功率，又可能从系统倒送功率，因此首选有载调压变压器。

4.6冷却方式：考虑到冷却系统的供电可靠性，要求及维护工作量，首选自然风冷却方式。

所以，采用两台SFZT—50000/110型变压器，参数具体如下：

型号：SFZT—50000/110

额定容量（kva）：50000

额定电压（kV）：高压—110±8×1.25% 低压—6.3 6.6 10.5 11 空载电流（A）：1.0

空载损耗（kW）：59.7

负载损耗（kW）：216

阻抗电压（%）：10.5

连接标号：YN，d11

质量（t）:器身—— 38.5

上节油箱——4.8

油——10.85

运输——58.5

总质量——65

轨迹/纵向：2000/1435

外型尺寸（长×宽×高，mm）：7300×4800×5760

生产厂：沈阳变压器厂

第五章 电气设备的选择

电气的选择主要任务是：选择满足变电站及输、配电线路正常和故障状态下工作要求的合理的电气设备，以保证系统安全、可靠、经济的运行。电气设备选择的一般原则：

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。 应按当地环境条件校核。

应力求技术先进和经济合理。

与整个工程的建设标准应协调一致。

选用的新产品均应具有可靠的试验数据，并经鉴定合格。

5.1断路器的选择

原则：高压断路器是以电压、电流及开断电流来选择。按动稳定和

稳定来校验。

选择计算公式如下：

5.1.1电压：Ug≤Un

5.1.2电流：Ig.max≤In

由于高压开断电气没有连续过载的能力，在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求，即取最大持续工作电流工Ig.max

5.1.3开断电流：Idt≤Ikd

式中：Idt--断路器实际开断的时间t秒的周期分量

Ikd--断路器的额定开断电流

5.1.4动稳定：ich≤imax

式中：ich--三相短路冲击电流

imax--断路器极限通过电流峰值

225.1.5热稳定：I∞tdz≤Itt

式中：I∞--稳态三相短路电流

tdz--短路电流发热等值时间

It--断路器T秒热稳定电流

5.2 110KV开关的确定

选用GIS全封闭组合电器，包括：110KV进线间隔2回、110KVYH间隔2回、110KV分段间隔1回。

5.2.1断路器（CB）技术参数如下：

额定电压：110kV 额定电流：1250A

最高工作电压：126kV

额定热稳定电流(4S)：31. 5kA

额定断路开断电流：31. 5kA

额定动稳定电流：80kA

额定断路关合短路电流：（峰值）80kA

额定开断时间：3周波

校验A. Ug（110kv）=Un（110kv）

B. Ig.max（173 ．597）＜In（1250A）

C. If1（4. 78KA）≤Ikd(31.5KA)

D.动稳定校验：ich（12. 191KA）≤imax（80KA）

E.热稳定校验；

22 I∞tdz（4. 78KA. 2. 5S）≤Itt（31.5KA. 4S）

路器经校验合格。

5.3隔离开关参数的效验

5.3.1隔离开关（DS）技术参数如下：

额定电压：110kV

额定电流：1250A

最高工作电压：126kV

额定热稳定电流(4S)：31. 5kA

额定短路开断电流：31. 5kA

额定动稳定电流：80kA

额定短路关合短路电流：（峰值）80kA

额定开断时间：3周波

校验A. Ug（110kv）=Un（110kv）

B. Ig.max（173 ．597）＜In（1250A）

C.动稳定电流80KA>冲击电流12. 191KVA

D.热稳定校验；

22I∞tdz (4.78KA. 2.5S)≤Itt（31.5KA. 3S） 隔离开关经校验合格。

5.3故障关合接地开关（FES）和检修用接地开关（ES）技术参数：

额定电压：110kV 额定电流：1250A

最高工作电压：126kV

额定热稳定电流(4S)：31.5KA额定短路开断电流：31. 5kA

额定动稳定电流：80kA额定短路关和短路电流：（峰值）80kA

5.3.1 110KV母线、10KV母线的选择：

5.3.1.1最大长期工作电流选择母线截面

Ixu≥Ig 式中Ixu--母线在相应的环境温度下布置方式下的长期允许电流值

Ig--母线长期工作电流

5.3.1.2经济电流密度选择导线截面

Ｓ＝Ig.max/J 式中工Ig.max/J--母线最大工作电流A

2Ｊ--经济电流密度A/mm.

5.3.3.3动稳定校验

δjs≤δr 式中δjs--作用于母线上的计算应力

δr--母线最大允许应力 硬铝为70MPA

2δjs：＝１.76·lc/aw·Lch ×10MPA

5.3.3.4热稳定校验：

3 铝母线：Smin=I∞／95·√TjKif ×10

2Kif--为集肤效应系数．当矩形母线截面在1000MM以下时，取1，在

1000-1200 MM'时取1.2。 因此，110kv进线，我们按经济电流密度选择，GIS组合电气封闭母线技术参数与开关相同，经热稳定校验合格。 l0kv母线我们按持续工作电流选择，型号为125×8的单片矩形硬母线且竖放，经动稳定校验，热稳定经验合格。

5.4电压互感器的选择 根据电压互感器正常工作条件（一、二次回路电压、二次负荷、

确度等级）来选择。

按动稳定及使用环境条件进行校验。

GIS组合电气内电压互感器为电磁式，

变比为：110/√3 0. 1／√ 3 0. 1

准确度等级为：0.2／3

效验：A. Ug（110kv）=Un（110kv）

B. Ich（51 .556KA）＜I max（80KA）

GIS组合电气内电压互感器经校验合格

5.5电流互感器的选择

根据电流互感器正常工作时的电压（一、二次回路电压），电流（

次回路的电流、二次的负荷、准确度等级）来选择，并进行动、热稳定度校验。 GIS组合电气内电流互感器的变比为：2×300A/5

准确度等级为：0.2/0.5/3P/3P

效验：A. Ug（110kv）=Un（110kv）

B. In（600A）>Lg（347. 2A）

C. ich（12 .19KA）≤imax（80KA）

D. Ir（31. 5KA）> If(4. 78KA) Ir--热稳定电流

GIS组合电气内电流互感器经校验合格

5.6 10KV开关的选择门

由于lOkV选用为户内成套设备，所以选取户内型高压真空断路器。

根括银河产品说明书，10kv配电装置为户内布置。选用CP800（B)型手车

式开关柜。

10kv侧二关柜内设备选择如下：

5.6.1断路器：

选用LN21一10／630-25（4S）

校验：A.Ug（10kv）＝Ｕn（10kv）

B. In（630KA）＞Ig（212. 8KA）

C．ich(51 .556KA)＜imax（63KA）

D.Ir（25KA）＞If（20. 22KA）

5.6.2手车或开关柜无需隔离开关

5.6.3电流互感器：

选用LZZBJ12-10型。准确度等级：0. 2/0. 5/10P20变比：300/5

校验：A.Ug（10kv）＝Ｕn（10kv）

B. In（400KA）＞Ig（381.92KA）

C．ich(51 .556KA)＜imax（59KA）

D.Ir（33KA）＞If（20. 22KA）

5.6.4电压互感器：

选择：JDZXF-10型

变比： 1000/√3 100/√3 100/3

校验： A.Ug（10kv）＝Ｕn（10kv）

5.6.5避雷器：

选择：HY5WS-16.5/50根据手册“国产避雷器电器绝缘完全可以配合，不必校验。”

5.7变压器低压侧开关、l0kv母联开关柜选择

5.7.1断路器：

选用LN21一10/2000-25型

校验：Ug（l0kv）=Un（l0kv）

In（200KA）＞Ig（1909KA）

i ch（51 .556KA）＜imax（59KA）

Ikd（25KA）>If（20．22KA）

5.7.2电流互感器的选择：

选用LZZB12-10型 2000/5A D级热稳定倍数50,动稳定倍数90

校验：Ug（10kv）=Un（10kv）

In（2000A）＞Ig（190．90A）

ich（51 .556KA）＜imax（180KA）

Ir（100KA）＞If（20．22KA）

5.7.3电压互感器、避雷器与馈线开关柜所选型号一致。

第六章．继电保护

第一节 继电保护的作用和原理

6.1.1 继电保护的作用

继电保护装置是一种能反应电力系统电气设备发生故障或不正常工作状态而作用于开关跳闸或发出信号的自动装置。为了保证对用电单位的连续供电，故障切除以后，应尽快的使电气设备再次投入运行或其他电源和设备代替工作。因此，电力系统中除了安装继电保护装置以外，还需装设各种装置，如自动重合闸，备用电源自动投入装置以及自动低周减载装置等。

6.1.2 继电保护的原理

继电保护原理结构由三大部分组成，分别是：测量部分，用来测量被保护设备的有关信号（电流，电压等），并和以给定的整定值进行比较判断是否应该启动；逻辑部分，根据测量部分各输出量的大小或性质及其组合或输出顺序，是保护按照一定的逻辑顺序工作，并将信号传输给执行部分；执行部分，根据逻辑部分传输的信号，最后去完成保护装置所负担的任务，给出跳闸或信号脉冲。

第二节 继电保护的设计原则

继电保护和安全自动装置的设计应能满足电网结构和厂站主接线的要求，适应电网和厂站运行灵活性的需要。

在主设备的保护设计中，应要求保护在配置，原理接线和设备选型等方面，根据主设备的运行工况及结构特点，达到可靠、灵敏、快速且有选择性的要求。

第三节 主变压器保护

6.3变压器保护的配置原则：

6.3.1反映变压器又像内部故障和油面降低的瓦斯保护

容量为800KVA以上的油浸式变压器，均应装设瓦斯保护，当产生大量的瓦斯气体时，瓦斯保护应动作，断开变压器各电源侧断路器。

6.3.2相间短路保护

反映变压器绕组和引线的相间短路的纵联差动保护或电流速断保护，对其中性点直接接地侧绕组和引线的接地短路以及绕组匝间短路也能起保护。

6.3.3后备保护

对于由外部相间短路引起的变压器过电流，可采用下列保护作为后备保护。

6.3.3.1过电流保护宜用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑事故时可能出现的过负荷。

6.3.3.2 复合电压（包括负序电压及线电压）起动的过电流保护、宜用于

升压变压器和系统联络变压器及过流保护不符合灵敏性要求的降压变压器。

6.3.4中性点零序过电流保护

110kV以上中性点直接接地电网中，如果变压器中性点可能接地运行，对

于两侧或三侧电源的升压变压器或降压变压器上应装设零序电流保护，作为变

压器保护的后备保护，并作为相邻元件的后备保护。

6.3.5过负荷保护应接于一相电源上，带时限动作于信号，无人值班变电

所必要时过负荷保护动作于跳闸或断开部分负荷。

本次变电站设计是无人值班变电站，因而保护应与自动化设备一并考虑。

第四节 110KV线路保护

本次设计采用三段式电流保护，所谓三段式电流保护，就是将无时限电流

速断保护，限时电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成一套完整的三段

式电流保护。

无时限电流速断保护作为第Ⅰ段保护，它只能保护线路的一部分。限时电

流速断保护作为第Ⅱ段保护，它虽然能保护线路的全长，但不能作为下一段线

路的后备保护。因此，采用定时限过电流保护作为本线路和下一段线路的后备

保护，成为第Ⅲ段保护。

三段式电流保护的优点：

在电力网所有各段上的短路都能较快的切除，接线简单可靠。

三段式电流保护的缺点：

在许多情况下，第Ⅰ段和第Ⅱ段保护的灵敏度不够，保护范围的大小与系

统运行方式和短路类型有关，而且只有用于单电源辐射形电力网中才能保证动

作的选择性。

第五节 防雷保护

变电所的雷害来自两方面：一是雷直击变电所；二是雷击输电线路后产生

的雷电波沿线路向变电所入侵。

6.5.1 直击雷保护

对直击雷的保护，一般采用避雷线和避雷针。本设计用避雷针。

避雷针的配置：

避雷针的装设可分为独立针和架构针两种。据规定，在110kV架构上装设

两支架构针；10kV装设一支架构针。这样就足以将变电所全部设备都处于避

雷针的保护范围之内。

双支等高避雷针联合的保护范围比两针各自的范围大。

6.5.2 入侵波防雷保护

6.5.2.1入侵波防雷保护的主要措施：

在变电所内装设氧化锌避雷器，以限制入侵雷电波的幅值。同时在变电所

的进线上设置进线保护段以限制流经氧化锌避雷器的雷电流和降低入侵雷电

波的陡度。

6.5.2.2 避雷器的配置：

变电所内必须装设氧化锌避雷器，以限制雷电波入侵时的过电压。在

110 KV靠近变电所1—2KM的线上架设避雷线以保护大多数雷电波只在此线段

外出现。即设置进线段保护，对于双绕组变压器，应在低压侧任一相绕组对地

加装一个避雷器。

第七章．自动装置

7.1备用电源自动投入装置的作用

在工矿企业供电系统中，为了提高供电的可靠性，对于具有一类负荷或二

类负荷的变电所（或用电设备），通常采用备用电源自动投入装置。

在具有两个独立电源的变电所或电气设备上，当工作电源不论任何原因失

电而断开时，能自动将备用电源自动投入装置或备用设备投入工作，使用户不

致停电的一种自动装置，简称为BZT装置。

在实际应用中，BZT装置形式多样，但根据备用方式（即备用电源或备用

设备的存在方式）划分，可分为明备用和暗备用两种。

明备用的BZT装置，在正常工作情况下，供电母线由工作变压器或工作线

路供电，备用变压器或线路处于明显的备用状态。只有在工作电源发生故障，

使供电母线失去电源之后，备用变压器或线路才投入工作。明备用电源通常只

有一个，而且，一个明备用电源可以同时作为二段工作母线或几段工作母线的

备用。

暗备用指正常情况下没有断开的备用电源或备用设备，而是分段母线间利

用分段断路器取得相互备用，正常运行时分断路器QF3处断开状态，工作母线

Ⅰ、Ⅱ段分别通过各自的供电设备或线路供电，当任一母线由于供电设备或线

路故障停电时，QF3自动合闸，从而实现供电设备和线路的互为备用。

BZT装置用在不同场合，其接线可能有所不同，但均应满足对BZT装置的

基本要求。应当指出，BZT装置动作使断路器合闸，投入备用电源或备用设备，

该断路器上应装设相应的继电保护装置，以保证安全运行。

7.1.1 对BZT装置的基本要求归纳如下：

7.1.1.1应保证在工作电源或工作设备断开后，BZT装置才能动作

只有当QF2断开后，BZT装置才能动作，使QF3合闸。这一要求的目的是

防止将备用电源或备用设备投入到故障元件上，造成BZT装置动作失败，甚至

扩大事故，加重设备损坏程度。

满足这一要求的主要措施是：BZT装置的合闸部分应由供电元件受电侧断

路器（图中的QF2）的辅助动断触点起动。

7.1.1.2工作母线电压无论任何原因消失，BZT装置均应动作。

工作母线Ⅰ（或Ⅱ）段失压的原因有：工作变压器T1（或T2）故障；母

线Ⅰ（或Ⅱ）段故障；母线Ⅰ（或Ⅱ）段出线故障没被该出线断路器断开；断

路器QF1、QF2误跳闸；电力系统内部故障，使工作电源失压等。所有这些情

况，BZT装置都应动作。但是若电力系统内部故障，使工作电源和备用电源同

时消失时，BZT装置不动作，以免系统故障消失恢复供电时，所有工作母线段

上的负荷均由备用电源或设备供电，引起备用电源或设备过负荷，降低工作可

靠性。

满足这一要求的措施是：BZT装置应设置独立的低电压起动部分，并设有

备用电源电压监视继电器。

7.1.1.3 BZT装置只能动作一次。

当工作母线或出线上发生未被出线断路器断开的永久性故障时，BZT装置

动作一次，断开工作电源（或设备）投入备用电源（或设备），因为故障仍然

存在，备用电源（或设备）上的继电保护动作、断开备用电源（或设备）后，

就不允许AAT装置再次动作，以免备用电源多次投入元件上，对系统造成再次

冲击而扩大事故。

满足这一要求的措施是：控制BZT装置发出合闸脉冲的时间，以保证备用

电源断路器只能合闸一次。

7.1.1.4 BZT装置的动作时间应使负荷停电时间尽可能短。

从工作母线失去电压到备用电源投入为止，中间工作母线上的用户有一段

停电时间，无疑停电时间短，有利用户电动机的自起动，但停电时间太短，电

动机残压可能较高，备用电源投入时将产生冲击电流造成电动机的损坏。运行

经验表明，AAT装置的动作时间以1～1.5s为宜，低压场合可减小到0.5s。

7.1.1.5 一个备用电源同时作为几个工作电源的备用。 备用电源应能在其已代替某工作电源后，其他工作电源又被断开，必要时

备用电装置仍应能动作而自动投入。

第八章 保护及自动装置设备的选型

在这里我选用了在西安电网中成功使用了二十多套的四方公司CSC2000型

自动化系统。在内桥接线方式时，两条进线开关不配置线路保护，只配置备用

电源自投装置。二次设备配置方案如下：

8.1 110KV母联保护柜一面，柜内包括：

微机母联充电保护 CSL-206B型 1台

母联开关操作箱 SCX-11J型 1台

测控单元 CSI--200E

110KV I、II段YH并列装置：YQX-12B型1台

110KV线路备自投： CSB-21A型 1台

8.2 110KV主变保护柜二面，柜内包括：

主变差动保护 CST-31A型 1台

主变后备保护 CST-220A型 1台

主变非电量保护 CSR-22A型 1台

断控单元 CSI-301A型 1台

综合测量装置 CSD-21A型 1台

高压侧开关操作箱SCX-11J型 1台

低压侧开关操作箱SCX-11J型 1台

8.3 10KV线路保护 CSL-216E型（配置于10KV开关柜内）8台

8.4 10KV站用变保护 CST-302A型（配置于10KV开关柜内）2台

8.5 10KV电容器保护 CSP-215A型（配置于10KV开关柜内）2台

8.6 10KV备自投CSB-21A型（配置于l OKV开关柜内）1台

8.7 10KVYH并列装置YQX-12B型（配置于10KV开关柜内）1台

8.8 10KV母联保护CSL-216B型（配置于10KV开关柜内）1台

8.9 公用柜一面

8.10 远动柜一面，柜内包括：

远动主站CSM300C型1台，逆变电源1台

第九章 变电站综合自动化系统

9.1引言

近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及

时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用

远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳

动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算

机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为

简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变

电站运行的面貌。基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用

化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于

电力系统运行中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发

项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满

足电力系统中的要求

9.2 变电站自动化的基本概念

变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬

软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平

的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自

动化是指将二次设备(包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置)利

用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、

控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变

电站领域的综合应用。其具有以下特征：

9.2.1 功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功

能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调

一致的继电保护及监控系统。综合’(INTEGRATED)并非指将变电站所要求的功

能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性

能指标的最优化。表现在 ：

· 简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微

机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。

· 简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少ＰＴ、ＣＴ

的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不

仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。

· 保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工

作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量

系统分开设置；而对于11以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用

角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运

行管理及工程组合，而且降低投资成本。

· 减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费

用。

· 提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。

· 有利于全系统的安全、稳定控制。

9.2.2系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化(即采用

微机实现，并具有数字化通信能力)，利于把各功能模块通过通信网络连接起来，

便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外方便模块的组态，适应工程的集

中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。

9.2.3操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统

的后台机(或主机)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，不管那种方式，操作维护人员面

对的都是ＣＲＴ屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。

9.2.4 运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、

打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及

防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。

90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应

地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世

界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统

的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使

用过程中大致有两方面的原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好

地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站(220kV及以上)的

建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成

系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要

问题：

(1) 功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，

加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和

微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，

增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性

(2) 缺乏系统化设计 而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使 整个

系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。

(3) 对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的

各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各

系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变

电站自动化系统的投入率。

9.3 变电站综合自动化系统的基本特点

9.3.1综合自动化系统的信息流是数字量，它取代了传统二次系统地模拟信

息。而各种功能的实现是在微机硬件的支持下，由软件和人机联系设备，输入

和输出电路等协调完成的。

9.3.2当地信息资源（模拟量，开关量，脉冲量等）综合利用。

9.3.3设备操作，故障状态采用屏幕监视，值班人员面对大屏幕显示器进行

变电站所有设备的全面监视与操作。

9.3.4运行管理智能化、自动化。智能化、自动化功能一方面便于现场事件

顺序记录、自动报表、自动卢波、事故判别与处理等诸多方面的工作，进一步

的智能化则可构造各种专家系统，执行故障诊断、防误操作、报警信号处理等

专门任务。这些为无人值班创造良好条件。

9.3.5综合自动化系统工作的可靠性、精确性大大提高。

9.3.6经济上合理，能节约重复性硬件设备，节约大量控制电缆（数量少、

截面减小），缩小控制室建筑面积。

9.4 变电站综合自动化系统应能实现的功能

9.4.1 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压

器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保

护应具有下列功能：

· 故障记录

· 存储多套定值

· 显示和当地修改定值

· 与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整

定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应

采用标准规约。

9.4.2数据采集

包括状态数据，模拟数据和脉冲数据。

9.4.2.1 状态量采集

状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次

设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过

通信方式获得。

保护动作信号则采用串行口(RS-232或RS485)或计算机局域网通过通信方式

获得。

9.4.2.2 模拟量采集

常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率

值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站

室温等非电量的采集。

模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

9.4.2.3脉冲量

脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内

部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

9.4.3 事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在

1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录

波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及

测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

9.4.4 控制和操作闭锁

操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投

切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保

留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：

9.4.4.1 电脑五防及闭锁系统 。

9.4.4.2 根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。

9.4.4.3操作出口应具有同时操作闭锁功能。

9.4.4.4 操作出口应具有跳合闭锁功能。

9.4.5 同期检测和同期合闸

该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也

可以由微机保护软件模块实现。

9.4.6 电压和无功的就地控制

无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，

同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方

控制。

无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量

的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

9.4.7 数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变

电管理和保护专业要求的数据，主要有

9.4.7.1 断路器动作次数

9.4.7.2 断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数

9.4.7.3 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，最小值及其时间。

9.4.7.4 独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间

9.4.7.5 控制操作及修改整定值的记录

根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中

心实现。

9.4.8人机联系

9.4.9系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也

象被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。

9.4.10与远方控制中心的通信

本功能在常规远动‘四遥’的基础上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，其信息量远大于传统的远动系统。

根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。

变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。

9.4.11 防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

9.5.变电站综合自动化的结构及模式

9.5.1 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：

1) 分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布(未强调地理分布)，强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。

2) 集中式系统结构

系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标降以及出现许多无法解决的工程问题。

9.5.2 基本模式

9.5.2.1 对于新建变电站的自动化系统的设计方式：

A. 对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方RTU的功能。

B. 对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方RTU的功能。

9.5.2.2 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：

A. 改造项目可采用新配置的具有四遥功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或RTU增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。

B. 当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统。

9.6 变电站综合自动化站内通信网络的建立

变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：

1) 电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位.一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。

2) 站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过1kM.。 3) 站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。

4) 通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰. 5) 站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准.

6) 站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大(分布式集中布置)，故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣(分布式分散布置)，因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网(如现场总线或485通信方式)的环境。

结 束 语

变电站自动化时一个有机的、综合的设备系统．它要求注重系统的整体设计，保证保护设备相对独立和一定冗余：在硬件上应采用高性能的单片机和DSP芯片，并采用表面贴装和多层印制线路板技术。

本变电站的设计有如下优点：

1.采用了分布式设计，确保了各控制保护功能的可靠性及可升级型。 2.简单可靠，大大减小了一次设备的占地面积，大大简化了二次电 缆的接线．

3.可扩展型强，采用了网络结构方式，充分考虑了变电站的功能扩充。 ４．经济型高，减少了一二次设备费用和土地费用，真正做到了无人值班，因而可显著降低变电站的综合造价和人工成本开支．

第二部分

短路电流计算书

一、短路电流计算的目的

在变电站的电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。其计算的目的主要有以下几方面：

1、在选择电气主接线时为了比较各种接线方案，或确定某一界限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．为了保证设备在正常运行和故障的情况下都能安全可靠的工作，同时又力求节约资金，这就需要进行全面的短路电流计算。

３、在设计屋外高压配毛装置时，需按短路条件校验软导体的相间和相对地的安全距离。

４、在选择继电器保护的方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路毛流为依据。

５、接地装置的设计，也需要用到短路，电流。 二、短路电流计算的一般规定 1、计算的基本情况

ａ、电力系统中所有的电源均在额定负荷下运行； ｂ、多又同步电机都具有自动调整励磁装置； Ｃ、短路发生在短路电流为最大值的瞬间； ｄ、所有电源的电动势相位角相同；

e、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，仅在该点短路电流冲击和最大全电流有效值时才予以考虑。

2、接线方式

计算短路电流时所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的接线方式（即最大运行方式），而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。

3、计算容量应按本工程计划规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划。

4、短路种类一般按三相短路计算。

５、短路计算点在正常接线方式时，通过电器设备的短路电流为最大的地点，成为短路计算点。

第一章 短路电流的计算

解：首先选择基准值SB=100MVA , UB=1.05UN=

115kV

进行网络变换

，如图：1-2所示

X7*=X3*//X4*//X5*=

X8*=X2*//X7*

0.0465

=0.0155 3

0.04337⨯0.0155==0.01142

0.04337+0.0155

X9*=X8*+X6*=0.01142+0.0097=0.02112

X10*=X9*//X1*=

0.02112⨯0.0825

=0.01682

0.02112+0.0825

X1*=X10*=0.01682

∑

如图1-3 所示

图

1-3

2.计算该变电站110KV母线的短路电抗 查资料可得，线路阻抗为每公里0.404所以单回输电线路的电抗为：

Ω

图

1-4

XL1*=RL

SB100

=6⨯0.404⨯=0.01832 2UB1152

XL2*=XL1*=0.01832

双回输电线路的阻抗为：

图

1-5

110kV侧系统短路阻抗为：

XC

∑*

=X

∑1*

+XL*=0.01682+0.00916=0.02599

图

1-6

3.计算该变电站10kV母线的短路阻抗

双绕组变压器SFZ-500000/110的阻抗电压百分比

∆Uk%=17.5

图

1-7

变压器的阻抗值为：

Xb1*=

∆Ud%SB17.5100

⨯=⨯=0.35

100SN10050

Xb2*=Xb1*=0.35

Xb*=

Xb1*0.35==0.175

22

图

1-8

Xb

∑*

=XC

∑*

+Xb*=0.02599+0.175=0.20099

4.计算该变电站110kV 、10kV母线处的短路电流 如图1-9所示

图1-9

当d1短路时 短路电流为 Id1*=

1XC

∑*

=

1

=38.47634KA

0.02599

Id1=Id1*

SBUB

=38.47634⨯

100⨯115

=19.3168KA

冲击短路电流为 Ish1=

2⨯1.8⨯Id1=2.55⨯19.3168=49.25784KA

短路容量为 S=19.3168⨯100=1931.68MVA

当d2短路时

短路电流为 Id2*=

1Xb

∑*

=

1

=4.9754(KA)

0.20099

Id2=Id2*

SB3UB

=27.3576KA

短路冲击电流为 ISh2=2⨯1.8⨯Id2=2.55⨯27.3576=69.762KA

短路容量为 S=27.3576⨯100=2735.76(MVA) 综合以上的计算过程，可以列表如下：

第二章、导线选择

1、100KV侧进线选择

据《发电厂电气部分课程涉设计参考资料》在20m以上的导体，其S一般按经济电流密度选择。

(1)按经济电流密度选择：

2

Sj=Ig·max/j=173.597/1.16=149.65mm Ig·max—导体回路持续工作电流 J—导体的经济电流密度

J的确定：取最大年负荷利用小时数Tmax=4500h，查《电力工程电气设计手

2

册》得J=1.16A/mm，据《工厂供电》知“电能 没有预想的大，Ig比实际值也大故Sj的选择可偏小”。

2

可选择LGJ—120导线，S=120mm (2)校验：

110KV及以上电压的母按电晕电压校验，故此处不做电晕校验。按热稳定校验：

S≥√QD/C

2322

Qd=I∞tdz=(4.78×10)×2.5=5712100AS

2

√QD/C=√5712100/87=86.87 mm因为√QD/C

C—与导体材料及发热温度有关的系数，C=87 I∞--稳态短路电流

tdz—短路电流等值时间

tdz的确定：由《发电厂电气部分课程设计参考资料》

“2””

得tdz=tz+0.05β β=I/I∞=1，由原始资料知t=3s 由β“和t查表得tz=2.45S所以tdz=2.45+0.05=2.5S 2、10KV侧母线选择： （1）按持续工作电流选择 Ixu≥Ig

Ig·max=1909.58A，可选S=125×8竖放单片矩形导体。 Ixu=1955A

Ixu—相当于导体在某一运行温度环境条件及安装方式下长期允许的载流量（A）

Ig—导体回路持续工作电流 (2)按短路热稳定校验 ≥√QD/C

√QD/C=√I∞tdz/c=√20.22×10×2.5/87=367.48mm √QD/C

2-8

δmax=1.73ih·BL/αω×10（Pa） δmax—作用在母线上的最大计算应力

66

δmax—母线材料的允许应力（硬铝为69×10Pa，硬铜为137×10Pa，钢为

6

157×10Pa）

L—支柱绝缘子间的跨距（m），根据《工厂供电》“为了布置方便，跨距不得超过1.5—2m”，取L=1.2m

ω—导体截面系数，据《发电厂电气课程设计参考资料》

2-3-32-6m

ω=0.167hb=0.167×125×10×(8×10)=1.336×10 α—母线相间距离（m），据《电气标准规范汇编》“10KV硬母线相间距离

-3

室内大于125mm，室外大于300mm，故α取200mm，α=200×10=0.2m

--振动系数，据《发电厂部分课程设计参考资料》确定

β：对于三相母线布置在同一片面时，母线自振频率fm按下试：

2

fm=112·ri/l·ε（HZ）

其中，ri—惯性系数，据《发电厂电气部分课程设计资料》

-1

知：ri=0.2889b=0.289×8×10=0.2312cm

444

ε—材料系数（铜为1.44X10,铝为1.55X10,钢为1.64X10）

24

fm=112×0.2312/120×1.55×10=27.872HZ

为避免导体发生危险的共振，fm不应在下列范围内运行， 即：单条母线fm≠35～135HZ 故可使β≈1

2-8

δmax=1.73·ih·βL/αω×10

2-6-8

=1.73×51.556×1×1.2/0.2×1.336×10×10=247.817Pa

∵δmax

232

参考文献：

1、《电力工程电气设备手册》 西北电力设计院

电气一次部分 上册 戈东方 主编

下册 中国电力出版社

2、《电力工程电气设计手册》 电气一次部分 3、《电力系统故障分析和计算》 4、《供用电工程》 5、《电力系统分析》 6、《电力系统运动及调度自动化设计》 7、《供配电设计手册》

西北电力设计院

戈东方 主编 钟大文 副主编 中国电力出版社 沈阳电力专科学校 蔡元宇 编 中国电力出版社

蓝之达 主编

西安交通大学出版社李建华 主编

中国电力出版社 华胜春 主编 中国计划出版社 焦留成 主编