35KV总降压变电所继电保护毕业设计

1、 第1章 绪论1.1 继电保护的概述研究电力系统故障和危及安全运行的异常情况，以探讨其对策的反事故自动化措施。因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以称其继电保护。1.1.1 继电保护的任务 当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。1.1.2 继电保护的作用 由于电气设备内部绝缘的老化、损坏或工作人员的误操作、雷击、外力破坏等原因，可能使运行中的电力系统发生故障和不正常运行情况。常见的故障

2、是各种形式的短路，如三相短路、两相短路、两相对地短路、中性点直接接地系统中的一相对地短路、电气设备绕组层间和匝间短路等。各种短路均会产生很大的短路电流，同时使电力系统的电压水平下降，从而引发如下严重后果。（1）短路电流产生的电弧将短路点的电气设备烧坏；（2）短路电流通过非故障设备，由于发热和电动力的作用，很可能使非故障元件损坏或缩短其使用寿命；（3）电力系统电压水平下降，影响用电单位的生产，出现次品及废品，甚至烧毁电动机；（4）电力系统电压下降，可能破坏电力系统的稳定，使系统振荡而导致崩溃。故障和不正常运行状态，都可能在电力系统中引起事故。事故，就是指系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，并造成

3、对用户少送电或电能质量变坏到不能容许的地步，甚至造成人身伤亡和电气设备的损坏。系统事故的发生，除了由于自然条件的因素（如遭受雷击等）以外，一般都是由于设备制造上的缺陷、设计和安装的错误、检修质量不高或运行维护不当而引起的。因此，只要充分发挥人的主观能动性，正确地掌握客观规律，加强设备的维护和检修，就可以大大减少事故发生的几率，把事故消灭在发生之前。在电力系统中，除应采取各项积极措施消除或减少发生故障的可能性之外，故障一旦发生，必须迅速而有选择性地切除故障元件，这是保证电力系统安全运行的最有效方法之一。切除故障的时间常常要求小到十几分之几 甚至百分之几秒，实践证明只有装设在每个电气元件上的保护装

4、置才有可能满足这个要求。这种保护装置以前，大多是由单个继电器或继电器与其附属设备的组合构成的，故称为继电保护装置 。在电子式静态保护装置和数字式保护装置出现以后，虽然继电器已被电子元件或计算机所代替，但仍沿用此名称。在电业部门常用继电保护一次泛指继电保护技术或由各种继电保护装置组成的继电保护系统。继电保护装置一次则指各种具体的装置。电力系统中各种设备之间都有电或磁的现象,当某一设备发生故障,在很短的时间内就会影响到其他统的其他部分.因此,一旦电力系统出现故障,必须尽快将其切除,恢复正常运行,减少对用电单的影响;而当出现不正常运行情况时要及时处理,以免引起故障。继电保护装置是一种能反应电力系统电

5、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。 1.1.3继电保护装置具备的基本要求继电保护装置必须具备以下五项基本要求：（1）安全性；在不该动作时，不发生误动作。（2）可靠性；在该动作时，不发生拒动作。（3）快速性；能以最短时限将故障或异常消除。（4）选择性；在可能的最小区间切除故障，保证最大限度地向无故障部分继续供电。（5）灵敏性；反映故障的能力，通常以灵敏系数表示。选择继电保护方案时，除设置需满足以上五项基本性能外，还应注意其经济性，即不仅考虑保护装置的投资和运行维护费，还必须考虑因装置不完善而发生拒动或误动对国民经济和社会生活造成的损失。1.1.4继电保护基本原理

6、和保护装置的组成 继电保护装置要求能反应电气设备的故障和不正常工作状态并自动快速地，有选择性地动作于断路器，将故障设备从系统中切除，保证无故障设备继续正常运行，将事故限制在最小范围，提高系统运行的可靠性，最大限度地保证向用户安全连接供电。继电保护装置的作用是起到反事故的自动装置的作用，必须正确地区分“正常”与“不正常”运行状态,被保护元件的“外部故障”与“内部故障”，以实现继电保护的功能。因此，通过检测各种状态下被保护元件所反映的物理量的变化并对其鉴别。依据反映的物理量的不同，保护装置可以构成下述各种原理的保护： (1) 反映电气量的保护 电力系统发生故障时，通常伴有电流增大、电压降低以及电流

7、与电压的比值(阻抗)和它们之间的相位角改变等现象。因此，在被保护元件的一端装没的种种变换器可以检测、比较并鉴别出发生故障时这些基本参数与正常运行时的差别就可以构成各种不同原理的继电保护装置。例如: 反映电流增大构成过电流保护；反映电压降低(或升高)构成低电压(或过电压)保护；反映电流与电压间的相位角变化构成方向保护；反映电压与电流的比值的变化构成距离保护。除此以外还可根据在被保护元件内部和外部短路时，被保护元件两端电流相位或功率方向的差别，分别构成差动保护、高频保护等。同理，由于序分量保护灵敏度高，也得到广泛应用。新出现的反映故障分量、突变量以及自适应原理的保护也在应用中。(2) 反映非电气量

8、的保护 如反应温度、压力、流量等非电气量变化的可以构成电力变压器的瓦斯保护、温度保护等。 继电保护相当于一种在线的开环的自动控制装置，根据控制过程信号性质的不同，可以分模拟型(它又分为机电型和静态型)和数字型两大类。对于常规的模拟继电保护装置，一般包括测量部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，再与给定的整定值比较，以判断是否发生故障或不正常运行状态；逻辑部分依据测量部分输出量的性质、出现的顺序或其组合，进行逻辑判断，以确定保护是否应该动作；执行部分依据前面环节判断得出的结果子以执行：跳闸或发信号。继电保护原理结构框图：（1）测量部分测量部分是测量通过被保护的电气元件的物理

9、参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。 （2）逻辑部分逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是应该使断路器跳闸、发出信号或是不动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。 （3）执行部分执行输出部分根据逻辑传过来的指令，最后完成保护装置所承担的任务。如在故障时动作于跳闸，不正常运行时发出信号，而在正常运行时不动作等。1.2继电保护的发展随着电力系统容量日益增大，范围越来越广，仅设置系统各元件的继电保护装置，远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统全局出发，研究故障

10、元件被相应继电保护装置的动作切除后，系统将呈现何种工况，系统失去稳定时将出现何种特征，如何尽快恢复其正常运行等。系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时，尽可能将其影响范围限制到最小，负荷停电时间减到最短。此外，机、炉、电任一部分的故障均影响电能的安全生产，特别是大机组和大电力系统的相互影响和协调正成为电能安全生产的重大课题。因此，系统的继电保护和安全自动装置的配置方案应考虑机、炉等设备的承变能力，机、炉设备的设计制造也 应充分考虑电力系统安全经济运行的实际需要。为了巨型发电机组的安全，不仅应有完善的继电保护，还应研究、推广故障预测技术。1.3变电所基本情况介绍 某县有金河和青岭两座电站

11、，装机容量分别为12MW和8MW，各以单回35Kv输电线路向城关变电所供电。金河电站还以一回35KV联络线经110KV中心变电所与省电网连接。 35KV电网接线示意图如下 图1主要参数见下表：1. 发电机：额定容量Se(KW)额定电压Ue(KV) 功率因数暂态电抗X"d标么电抗X*F30006.30.80.20.3334000 6.30.80.24 2. 主变压器：额定容量Se(kVA) 接线组别短路电压Ud%标么电抗X*B7500Y，dll7.5110000Y，dll7.50.7510000Y，dll7.50.7520000Yn, yno, dllX*1=0.55X*2=0X*3=

12、0.353. 输电线路：名称导线型号长度(km)电抗标么值有名值()城中线LGJ-120401.16816金河线LGJ-120100.2924青岭线LGJ-120300.87612最大运行方式：两电站的六台机组全部投入运行，中心变电所在地110kV母线上的系统等值标么电抗为0.225。城关变电所总负荷为240A（35kV侧），由金河电站供给110A、青岭电站供给130A。剩余的110A经中心变电所送入系统。最小运行方式：两电站都只有一台机组投入运行，中心变电所110kV母线上的系统等值标么电抗为0.35，城关变电所总负荷为150A（35kV侧），由金河电站供给40A、青岭电站供给65A。剩余的

13、15A经中心变电所送入系统。第2章 短路电流计算2.1在最大运行方式下三相短路电流的计算将图1电网进行电抗转换，转换的各电抗标幺值如下图2所示。 图2将城关变电所排除，由其它电抗标幺值合并整理得到图3。图3将青岭发电站发电机电抗标幺值合并：X22=X20/X21=2金河发电站发电机的电抗标幺值合并：X23=X24=0.1665将青岭电站和金河电站线路上各电抗标幺值合并整理，如下图4所示。 图4将金河电站和青岭电站线路电抗标幺值合并得：X25=X9+X16+X19+X22=0.292+0.876+0.75+2=3.918金河电站线路电抗标幺值合并得：X26=(X10+X23)/(X11+X24)

14、=(1.1665)/(1.1665)=0.583因为X3=X6=0，所以20MVA变压器处电抗标幺值等值电路如图5所示。图5将20MVA变压器电抗标幺值X2和X5合并得：X27=X2/X5=0.275将20MVA变压器电抗标幺值X4和X7合并得：X28=X4/X7= =0.175系统电抗合并整理后如图6所示。图6以中心变电短路点K1为基准合并系统电抗值：X29=X1+X27=0.225+0.275=0.5X30=X8+X25+=1.168+3.918+=12.935X31=X8+X26+=1.168+0.583+=1.925将系统进行星型-三角形等值转换如图7所示。图7最后化简的电抗: = （

15、一）三相短路电流的计算取基准功率=1000MVA，基准电压=。由此可算出基准电流：对于系统：基准条件下的电流标幺值 系统三相短路电流 青岭电站：发电机的额定容量，选取发电机基准容量计算电抗标幺值由水轮机运算曲线数字表查得额定电流标幺值电站三相短路电流：(式中Up为电网线电压平均值)金河电站：发电机的额定容量计算电抗标幺值由水轮机运算曲线数字表查得额定电流标幺值电站三相短路电流 2.2在最小运行方式下短路电流的计算最小运行方式：两电站都只有一台机组投入运行，中心变电所110KV母线上的系统等值标么电抗为0.35城关变电所总负荷为105A（35KV侧），由金河电站供给40A、青岭电站供给65A。剩

16、余的15A经中心变电所送入系统。（1） 系统 （二）两相短路电流的计算取基准功率=1000MVA，基准电压=。由此可算出基准电流： 对于系统：基准条件下的电流标幺值 系统短路电流 青岭电站：发电机的额定容量，选取发电机基准容量计算电抗标幺值由水轮机运算曲线数字表查得额定电流标幺值电站三相短路电流 金河电站：发电机的额定容量计算电抗标幺值由水轮机运算曲线数字表查得额定电流标幺值电站三相短路电流 第3 章 变电所继电保护和自动装置规划3.1 系统分析本设计为35KV变电所的继电保护设计。继电保护部分是本次设计的重点。每个电气设备的保护都由主继电保护和后备继电保护（包括近后备保护和远后备保护）。3.

17、2 本系统故障分析本设计中的电力系统具有非直接接地的架空线路及中性点不接地的电力变压器等主要设备。就线路来讲，其主要故障为单相接地、两相接地和三相接地。电力变压器的故障，分为外部故障和内部故障两类。（1）变压器的外部故障常见的是高低压套管及引线故障，它可能引起变压器出线端的相间短路或引出线碰接外壳。（2）变压器的内部故障有相间短路、绕组的匝间短路和绝缘损坏。变压器的不正常运行过负荷、由于外部短路引起的过电流、油温上升及不允许的油面下降。 3.3 电气设备的选择 3.3.1概述正确的选择电气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，应根据工程的实际情况，在保证安

18、全、可靠的前提下，积极而准确的采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。应满足正常运行、维修。短路和过电压情况下的要求，并考虑长期的发展。按当地环境条件检验核对。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；同类设备应尽量减少品种。选用的新产品均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格，在特殊情况下，用未经正式鉴定的心产品时，应经上级批准。选择的高电压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压和过电流的情况下保持正常运行。 电气设备选择的一般要求：（1） 应满足正常运行、检修以及短路和过电压情况下的工作要求。即满足工作要求。（2） 应按当地环境进行校核。即适应环境条件。（3） 应力

19、求技术先进和经济合理。即先进合理。（4） 应与整个工程的建设标准协调一致。即整体协调。（5） 应适当考虑发展，留有一定裕量。即适应发展。 3.3.2高压断路器的选择 一.短路器选择的具体技术条件（1）电压：UmaxUg；（2）电流：INImax；（3）开断电流：I"Ikd，其中Ikd为断路器额定开断电流；（4）关合电流：ishIgh；（5）动稳定：ishies；（6）热稳定：QkIt2t，其中Qk=I2t 。二.35KV侧断路器的选择及校验型号额定电压UN(KV)额定电流IN(A)额定开断电流 Ikd（KA）额定关合电流Igh（KA）动稳定电流ies（KA）短路电流出口值I"

20、;(KA)固有分闸时间t（s）4s热稳定电流It（KA）LW835A35160020505010.680.0620 表3-1 35KV侧断路器的技术参数检验过程如下：（1）额定电压：UNUg； UN=35KV , Ug=35KV 所以UNUg ，满足要求。（2）额定电流：INImax ； Imax=其中P线路最大有功负荷，KW； UN线路额定电压，KV；cos线路最大负荷时的功率因数。 IN=1600A ，IMAX=64.95A所以， INImax 满足要求。（3）额定开断电流：I"Ikd ； I"=10.68KA ，Ikd=20KA 所以 I"<Ikd ,

21、满足要求。(4) 关合电流：ishIgh ； ish=1.9=28.70KA ，Igh=50KA所以 ish<Igh ，满足要求。（5）动稳定：ishies ； ish=28.70A ， ies=50KA 所以 ish<ies ，满足要求。（6）热稳定：QkIt2t 短路计算时间tk=4+0.06+0.06=4.12s Qk=I2t=10.682 4.12=469.94（KA）2. s It2t=2024=1600(KA)2. S所以 Qk<It2t ,满足要求。 计算数据LW835A型断路器合格与否Ug=35KV最高工作电压 40.5KV 合格Imax=650A额定电流 1

22、600A 合格I"=10.68KA额定开断电流 Ikd=20KA 合格ish=28.70KA额定关合电流 Igh =50KA 合格ish=28.70KA动稳定电流 ies=50KA 合格Qk=456（KA）2.s热效应允许值 It2t=1600（KA）2.s 合格 表3-2 35KV侧断路器校验表根据以上校验结果，此断路器满足各项要求。3.3.2 10KV侧断路器的选择及校验型号额定电压UN(KV)额定电流IN（A)额定开断电流Ikd(KA)额定关合电流Igh（KA)动稳定电流ies（KA）4s热稳定电流It（KA）固有分闸时间t（s）XGN28A1010.5160020505020

23、0.06 表3-3 10KV侧断路器技术数据检验过程如下：（1）额定电压: UNUg； UN=10.5KV ,Ug=10KV所以UN>Ug ，满足要求。（2）额定电流：INImax； 其中P线路最大有功负荷，KW； UN线路额定电压，KV；cos线路最大负荷时的功率因数。 IN= 1250A , Imax = 216A所以 IN >Imax ,满足要求。（3）额定开断电流：I"Ikd ; I"=5.07KA ,Ikd=20KA所以I"< Ikd ，满足要求。（4）关合电流：ishIgh ； ish=，Igh=50KA 所以ish<Igh，满

24、足要求。（5）动稳定：ishies； ish=13.62KA ,ies=50KA所以 ishies ，满足要求。（6）热稳定：QkIt2t；短路计算时间：tk=4+0.06+0.06=4.12s Qk=I2tk=10.6824.12=469.94（KA）2.s It2t=2024=1600（KA）2.s所以 Qk<It2t ，满足要求。计算数据VG1-12/1250-31.5型断路器合格与否=10KV额定电压 UN=10.5KV合格Imax=216A额定电流 IN=1600A 合格I"=10.68KA额定开断电流 Ikd=20KA合格ish=13.62KA额定关合电流 Igh=

25、50KA合格ish=13.61KA动稳定电流 ies=50KA合格Qk=469.94(KA).s热效应允许值 It2t=1600（KA）2.s合格 表3-4 10KV侧断路器校验表根据以上校验结果，此断路器满足各项要求。 3.3.3隔离开关的选择隔离开关配置在主线上，保证了线路及设备检修时形成的明显端口与带电部分隔离，由于隔离开关没有灭弧装置，所以操作隔离开关时必须按照正确的倒闸顺序操作，首先合母线侧隔离开关，再合线路侧隔离开关，最后合断路器，停电时与其相反操作。1 隔离开关选择的具体技术条件（1）电压：UNUg；（2）电流：INImax；（3）动稳定：ishies；（4）热稳定：QkIt2t

26、；二35KV侧隔离开关选择 型号额定电压UN（KV）额定电流IN（A)动稳定电流ies（KA)4s热稳定电流It（KA）GW435/600356005016 表3-5 35KV侧隔离开关技术数据校验过程如下：（1） 额定电压：UNUg ； UN=35KV ,Ug=35KV所以 UNUg ，满足要求。（2） 额定电流：INImax； 其中P线路最大有功负荷，KW； UN线路额定电压，KV； cos线路最大负荷时的功率因数。 IN=600A , Imax=561A所以 IN>Imax，满足要求。（3）动稳定：ishies； ish=28.70KA ，ies=50KA所以 ishies，满足要

27、求。（4）热稳定：QkIt2t；短路计算时间tk=4+0.06+0.06=4.12s 所以 Qk<It2t，满足要求。计算数据GN27-40.5/630型隔离开关合格与否Ug=35KV额定电压 UN=40.5KV合格Imax=561A额定电流 IN=600A合格Ish=28.70KA动稳态电流 ies=50KA合格Qk=469.94（KA)热效应允许值 It2t=1024(KA)合格 表3-6 35KV侧隔离开关校验表根据以上校验结果，此隔离开关满足各项要求。三10KV侧隔离开关选择型号额定电压UN（KV）额定电流IN（A）动稳定电流ies（KA）4s热稳定电流It（KA）GN19-10

28、/16001016005020 表3-7 10KV侧隔离开关技术数据校验过程如下：（1）额定电压：UNUg ； UN=10KV ，Ug=10KV所以UNUg，满足要求。（2）额定电流：INImax ； 其中P线路最大有功负荷，KW；UN线路额定电压，KV；cos线路最大负荷时的功率因数。 IN=1600A ，Imax=227.33A所以 IN>Imax ，满足要求。（3）动稳定：ishies ； ish= ，ies=50KA所以 ishies ，满足要求。（4）热稳定：QkIt2t ；短路计算时间：tk=4+0.06+0.06=4.12s 所以 Qk<It2t，满足要求。计算数据G

29、N19-10/1600型断路器合格与否Ug=10KV额定电压 UN=10KV合格Imax=227.33A额定电流 IN=1600A合格ish=3.149KA动稳态电流 ies=50KA合格Qk=105.90（KA）2.s热效应允许值It2t=1600（KA）2.s合格 表3-8 10KV侧隔离开关校验表根据以上校验结果，此隔离开关满足各项要求。3.3.4 电流互感器的选择 一.选择电流互感器的条件 选择电流互感器时，首先要根据装设地点、用途等具体条件确定互感器的结构类型、准确级、额定电流比；其次要根据互感器的额定容量和二次负荷，计算二次回路连接导线的截面积；最后校验其动稳态和热稳态。（1） 结

30、构类型和准确级的确定根据配电装置的类型，选择户内式或户外式电流互感器。35KV以下为户内式，35KV以上为户外式或装入式。电流互感器准确级的确定，取决于二次负荷的性质。0.2级用于实验室的精密测量、重要的发电机和变压器回路及500KV重要回路；二次负荷如果属于一般电能计量，则电流互感器采用0.5级；功率表和电流表可配用1.0级的电流互感器；一般测量则可用3.0级。一般用于继电保护装置的电流互感器，可选用5P或10P级。（2） 额定电压的选择 电流互感器的额定电压满足： UgUN Ug电流互感器安装处的工作电压； UN电流互感器额定电压。（3）额定电流的选择及额定电流比的确定电流互感器一次绕组的

31、额定电流I1N已标准化，应选择比一次回路最大长期电流Imax略大一点的标准值。当IN确定之后，电流互感器的额定电流比也随之确定，即为。（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I1n进行校验 I2tk（I1nKt）2（5） 动稳定校验 电流互感器以允许通过一次额定电流最大值2I1n的倍数Kd（动稳定系数），表示其内部动稳定能力，内部动稳定可用下式实验： ishI1nKdw I1n电流互感器的一次绕组额定电流，A;ish短路冲击电流的瞬时值，KA。短路电流不仅在电流互感器内部产生内部作用力而且由于其相邻之间相互作用使绝缘子帽上受到外界作用力，因此，对于瓷绝缘型电流互感器

32、应校验套管的机械强度，故外部动稳定满足： FyFy作用于电流互感器端部的允许力，N；L电流互感器出现端至最近一个母线支柱绝缘子之间的跨距，m；a相间距离，m。一35KV侧电流互感器的选择及校验 Ug=66KV 所以选择的电流互感器技术数据见表3-9：型号额定电流比（A)级次组合1s热稳定倍数动稳定倍数LCW-35400/50.5/10P352660 表3-9 35KV侧电流互感器技术数据 校验如下： （1）热稳定： 所以满足要求。 （2）动稳定： ， 所以，满足要求。 综上所述，此电流互感器满足各项校验要求。 二.10KV侧电流互感器的选择及校验 Ug=10KV 选择的电流互感器技术数据见表3

33、-10：型号额定电流比（A)级次组合1s热稳定倍数动稳定倍数50/50.2S/0.5/10P151836LZZBJ9-12100/50.2S/0.5/10P152040400/50.5/P/P31.560500/50.2S/0.5/10P1531.5602000/50.5/P/P80160校验过程如下：（1） 热稳定： 所以 满足要求。（2） 动稳定： 所以 满足要求。根据以上数据，此电流互感器各项校验满足要求。3.3.5电压互感器的选择1 选择电压互感器的条件（1）220KV屋内配电装置，宜采用油浸结构，也可采用树脂浇注绝缘结构的电磁式电压互感器。（2）35KV配电装置，宜采用电磁式电压互感

34、器。（3）110KV及以上配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，宜采用电容式电压互感器。（4） SF6全封闭组合电器的电压互感器应采用电磁式。（5） 接在110KV及以上线路侧的电压互感器，当线路上装有载波通信时，应尽量与耦合电容器结合，统一选用电容式电压互感器。（6） 电磁式电压互感器可以兼作并联电容器组的泄能设备，但此电压互感器与电容互感器之间，不应有开断点。二35KV侧电压互感器的选择一次回路电压 U1g=66KV根据选择电压互感器技术数据见表3-11：型号额定电压（V）额定输出（VA）极限输出（VA）额定绝缘水平JDZ9-35350.20.56P100040.5/95/2007515

35、0 表3-11 35KV侧电压互感器技术数据三.10KV侧电压互感器的选择一次回路电压U1g=10KV根据选择电压互感器技术数据见表3-12：型号额定电压（V）额定输出（VA）极限输出（VA）一次线圈二次线圈0.20.51JSZF-10G10000100751503001000 表3-12 10KV侧电压互感器技术数据3.3.6母线的选择及校验一按最大持续工作电流选择母线截面 当=34°C时，综合修正系数K=二、35KV母线的选择1. 采用软母线2.，最热月平均最高温度：35°C3.选用单根LGJ-240型钢芯铝铰线，Ie420A(70)温度校验系数0.82三10KV母线的

36、选择1.，最热月平均最高温度：35°C2. 选用505单条铝母线平放，其中637A ， 2.2S温度校验系数0.82=264.03(A)1、热稳定校验： 2.2S，S=505250(mm2)，Ks1.01183.16（mm2）S 250mm2所以热稳定满足要求2.动稳定校验已知27.26KA，b50mm0.05m，h5mm0.005m，p69106帕；并且取相间距a0.5m，绝缘子跨距选择L1.5m则1.038iimp2107 1.038（27.26103）210727.77106(帕)即69106帕故动稳定满足要求通过以上的计算及校验可知10kV母线选择单条505铝母线平放是可以的

37、。3.4 主变压器继电保护装置配置变压器为变电所的核心设备，根据其故障和不正常运行的情况，从反应各种不同故障的可靠、快速、灵敏及提高系统的安全性出发，设置相应的主保护、异常运行保护和必要的辅助保护如下：1.主保护：瓦斯保护（以防御变压器内部故障和油面降低）、纵联差动保护（以防御变压器绕组、套管和引出线的相间短路）。2.后备保护：过电流保护（以反应变压器外部相间故障）、过负荷保护（反应由于过负荷而引起的过电流）。3.异常运行保护和必要的辅助保护：温度保护（以检测变压器的油温，防止变压器油劣化加速）和冷却风机自启动（用变压器一相电流的70%来启动冷却风机，防止变压器油温过高）。 3.5 变电所的自

38、动装置针对架空线路的故障多系雷击、鸟害、树枝或其它飞行物等引起的瞬时性短路，其特点是当线路断路器跳闸而电压消失后，随着电弧的熄灭，短路即自行消除。若运行人员试行强送，随可以恢复供电，但速度较慢，用户的大多设备（电动机）已停运，这样就干扰破坏了设备的正常工作，因此本设计在10KV各出线上设置三相自动重合闸装置（CHZ），即当线路断路器因事故跳闸后，立即使线路断路器自动再次重合闸，以减少因线路瞬时性短路故障停电所造成的损失。针对变电所负荷性质，缩短备用电源的切换时间，提高供电的不间断性，保证人身设备的安全等，本设计在35KV母联断路器（DL1）及10KV母联断路器（DL8）处装设备用电源自动投入装

39、置（BZT）。频率是电能质量的基本指标之一,正常情况下,系统的频率应保持在50Hz，运行频率和它的额定值见允许差值限制在0.5Hz内，频率降低会导致用电企业的机械生长率下降，产品质量降低，更为严重的是给电力系统工作带来危害，而有功功率的缺额会导致频率的降低，因此，为保证系统频率恒定和重要用户的生产稳定，本设计10KV出线设置自动频率减负荷装置（ZPJH），按用户负荷的重要性顺序切除。3.6各个保护的配置原则3.6.1变压器的保护原则 变压器常见故障及其处理方法：对电力变压器的下列故障及异常运行方式，应按本节的规定装设相应的保护装置。 （1）绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相短路

40、；（2）绕组的匝间短路；（3）外部相间短路引起的过电流；（4）中性点直接接地电力网中，外部接地点引起的过电流及中性点过电压；（5）过负荷；（6）过励磁；（7）油面降低；（8）变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障。上述第一，二条的保护装置应瞬时动作于跳闸，第三，四条的保护装置应带时限动作于跳闸，第五，六条的保护装置一般作用于信号。对变压器温度升高和冷却系统故障，应按现行变压器标准规定，装设信号装置。 一 变压器常见的保护配置 变压器的主要保护有以下几种（1） 瓦斯保护800千伏安及以下的油浸式变压器，应装设瓦斯保护。当壳内故障产生轻微瓦斯或油面降低时应瞬时作用于信号；当产生大量瓦斯时，宜动作于

41、断开变压器各电源侧的断路器，如降压变压器高压侧无断路器且未采用措施时，则可作用于信号。400千伏安及以下的车间内油浸式变压器，也应装瓦斯保护。对于变压器引出线，套管及内部的故障，应采用下列保护方式。 工作原理：1是瓦斯继电器；2是信号继电器；3是出口继电器；4是连片。当变压器内部发生轻微故障时，有轻瓦斯产生,瓦斯继电器的上触点闭合，作用于延时信号；发生严重故障时，重瓦斯冲出，瓦斯继电器的下触点闭合，经信号继电器，发出报警信号，同时通过连片使出口继电器动作使短路器跳闸，瓦斯继电器的下触点闭合，也可以利用切换片XB切换位置，只给出报警信号。为了消除复合式瓦斯继电器的下触点在发生重瓦斯时可能有跳动(

42、接触不稳定)现象，出口继电器有自保持触点，只要瓦斯继电器的下触点一闭和,KCO就动作并自保持。当短路器跳闸后，短路器的辅助触点断开自保持回路，使KCO恢复起始位置。 变压器瓦斯保护的优点和缺点瓦斯保护的优点是不仅能反映变压器油箱内部的各种故障，而且还能反映差动保护所不能反映的不严重的匝间短路和铁心故障。此外，当变压器内部进入空气时也有所反映。因此，是灵敏度高、结构简单、动作迅速的一种保护。 其缺点是不能反映变压器外部故障（套管和引出线），因此瓦斯保护不能作为变压器各种故障的唯一保护。瓦斯保护抵抗外界干扰的性能较差，例如剧烈的震动就容易误动作。如果在安装瓦斯继电器时未能很好地解决防油问题或瓦斯继

43、电器不能很好地防水，就有可能漏油腐蚀电缆绝缘或继电器进水而造成误动作。 变压器瓦斯保护的动作过程（1）轻瓦斯动作过程，当变压器内部发生匝间短路时，产生少量的瓦斯气体，轻瓦斯继电器WST2动作，接点WST2接通给信号继电器KS3励磁，接通信号回路，进行报警。（2）重瓦斯动作过程，当变压器内部发生相间短路时，产生大量的瓦斯气体，重瓦斯继电器WST1动作，接点WST1接通给信号继电器KS2励磁，接通信号回路，进行报警；并给中间继电器KM1励磁接通断路器的出口跳闸回路，使断路器跳闸，切除故障变压器。二 纵联差动保护.用于6300千伏安及以上并列运行的变压器；.用于10000千伏安及以上单独运行的变压器

44、；.用于6300千伏安及以上的厂用工作变压器，对厂用备用变压器可装设电流速断保护代替差动保护。如变压器的纵差保护对单相接地短路灵敏性不符合要求，可增设零序差动保护。纵联差动保护的整定值可小于额定电流。纵联差动保护应符合以下要求：（1）应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流；（2）应在变压器过励磁时不误动。 差动保护范围一般包括变压器套管以其引出线，但在某种情况下，如母线上进，出线回路较少的发电厂和变电所，差动保护可利用变压器套管内部的电流互感器。 变压器纵联差动保护的原理：变压器纵联差动保护通常采用环流法接线，如上图所示，为双绕组变压器纵联差动保护的单相原理接线图。它是将被保护元件两侧的电

45、流互感器一次侧，靠近被保护元件端连在一起。然后，将差动继电器并联到两电流互感器上。三 电流速断保护用于10000千伏安以下的变压器，且其过电流保护时限大于0.5秒时。2000千伏安及以下的变压器，如电流速断保护灵敏性不符合要求，则装设纵差动保护。以上各种保护装置动作后，应断开变压器各电源侧的断路器。对由外部相间短路引起的变压器过电流，一般采用下列保护方式： 四 过电流保护一般用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑事故时可能出现的过负荷。五 复合电压（包括负序电压及线电压）起动的过电流保护一般用于升压变压器和过电流保护不符合灵敏性要求的降压变压器。六负序电流和单相式低压起动的过电流保护一般用于大

46、容量升压变压器和系统联络变压器。上述各种保护装置的接线宜考虑保护电流互感器与断路器之间的故障。七 过负荷保护400千伏安及以上变压器，当台数并列运行或单独运行并作为其他复合的备用电源时，应根据可能过负荷的情况下装设过负荷保护。过负荷保护应接于一相电流上，带时限作用于信号。在经常无值班人员的变电所，必要时，过负荷保护可动作于跳闸或断开部分负荷。八 零序保护中性点直接接地电力网中，如变压器中性点可能接地运行时，对外部接地引起的过电流，应装设零序保护。九 温度保护 当变压器的冷却系统发生故障或发生外部短路和过负荷时，变压器的油温将升高。变压器油的温度越高，油的劣化速度越快，实用年限减少。当油温达11

47、5-120时，油开始劣化，而到140-150时劣化更明显，以致不能使用。油温高将促使变压器绕组绝缘加速老化影响寿命。因此变压器运行规程（DLT572-1995）规定：上层油温要进行监视。凡是容量在1000kVA及以上的油浸式变压器均要装设温度保护，监视上层油温的情况；对于车间内变电所，凡是容量在315kVA及以上的变压器，通常都要装设温度保护；对于少数用户变电所，凡是容量在800kVA左右的变压器，都应装设温度保护，但温度保护只动作于信号。3.6.1.1 变压器后备保护设计原则（1）变压器后备保护应作为相邻元件及变压器本身主保护的后备，但满足远后备而使接线大为复杂时，允许缩短对临线路的后备保护

48、范围；（2）变压器后备保护对各侧母线上的三相短路应具有必要的灵敏系数；（3）变压器后备保护应尽可能独立，而不由发电机的后备保护代替；（4）变压器后备保护应能保护电流互感器与断路器之间的故障。3.6.1.2 外部相间短路保护安装位置 （1）双绕组变压器，应装于主电源侧；（2）三绕组变压器及自耦变压器，一般装设于主电源侧及另一侧，主电源侧的保护应带两段时限，以较小的时限断开未装保护侧的断路器。当上述方式不符合灵敏度时则可在所有各侧均装设保护装置。各侧保护装置应根据选择性的要求装设方向元件；（3）供电分开运行母线段的降压变压器，除在电源侧装设保护外，还应在每个供电支路装设保护装置。（4）双绕组及三绕

49、组变压器的保护装置应接于中性点引出线上的电流互感器。3.6.1.3 其他原则变压器高压侧未装设断路器的线路变压器组，为了使变压器的差动或瓦斯保护能切除变压器内部故障，可采用下列措施：（1）在变压器高压侧未装设带副管及操动机构的高压熔断器；（2）利用远方跳闸装置断开线路对侧断路器，或采用包括整个线路变压器的共用纵联差动保护；（3）在变压器高压侧装设接地开关或短路开关，即在中性点直接接地电网中，可装设单相接地开关，在中性点非直接接地电力网中，可装设两相短路开关。3.6.2 输电线路的保护原则 输电线路是长期暴露在户外的，且它的分布范围也很广泛，所以其故障几率也远比其他设备要高。又因为输电线路的功能

50、各不相同，其电压等级需求也不相同，所以有不同的线路保护方式。在设计时应考虑线路的特性、结构、长度、线路阻抗、系统接地、故障电流、后备电源的情况以及相对的重要因素来决定所需要用到的保护方式。一 35kV及以上中性点不直接接地的输电线路继电保护配置要求 下列情况应快速切除故障 （1）如线路短路，使发电厂厂用母线电压低于额定电压的60%时； （2）如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时； （3）城市配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时； （4）与高压电网邻近的线路，如切除故障时间长，可能导致高压电网产生稳定问题时。35kV及以上中性点非直接接地电网在我国主要是35-66kV电网，其中性点

51、为经消弧线圈接地或不接地。35kV及以上中性点非直接接地电网中的线路，对相间短路和单相接地短路，均应按继电保护和安全自动装置技术规程SDJ6-83的规定，装设相应的保护。对并列运行的平行双回线，可装设横联差动保护（横联方向差动保护或电流平衡保护）作为主保护。照例，当采用电流平衡保护时，它仅用于平行线路的主电源侧。以接于两回线电流之和的阶段式电流保护或距离保护作为两回线同时运行的后备保护，及一回线断开后的主保护及后备保护。 二 多段式接地短路保护对中场线路一般可装设经方向元件控制的多段式另需电流保护，其方向元件可根据运行需要决定接入或不接入。在终端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段