110KV变电站毕业论文

摘要随着经济的发展和现代工业建设的迅速崛起，供电系统的设计越来越全面、系统，工厂用电量迅速增长，对电能质量、技术经济状况、供电的可靠性指标也日益提高，因此对供电设计也有了更高、更完善的要求。设计是否合理，不仅直接影响基建投资、运行费用和有色金属的消耗量，也会反映在供电的可靠性和安全生产方面，它和企业的经济效益、设备人身安全密切相关。变电站是电力系统的一个重要组成部分，由电器设备及配电网络按一定的接线方式所构成，他从电力系统取得电能，通过其变换、分配、输送与保护等功能，然后将电能安全、可靠、经济的输送到每一个用电设备的转设场所。作为电能传输与控制的枢纽，变电站必须改变传统的设计和控制模式，才能适应现代电力系统、现代化工业生产和社会生活的发展趋势。随着计算机技术、现代通讯和网络技术的发展，为目前变电站的监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。随着电力技术高新化、复杂化的迅速发展，电力系统在从发电到供电的所有领域中，通过新技术的使用，都在不断的发生变化。变电所作为电力系统中一个关键的环节也同样在新技术领域得到了充分的发展。 [关键词]变电站；输电系统；配电系统；高压网络；补偿装置AbstractAlongwiththeeconomicdevelopmentandthemodernindustrydevelopmentsofquickrising,thedesignofthepowersupplysystembecomemoreandmorecompletelyandsystem.Becausethequicklyincreaseelectricityoffactories,italsoincreasesseriouslytothedependableindexoftheeconomiccondition,powersupplyinquantity.Thereforetheyneedthehigherandmoreperfectrequesttothepowersupply.WhetherDesignreasonable,notonlyaffectdirectlythebaseinvestmentandcirculatetheexpenseswithhavethemetaldepletionincolourmetal,butalsowillreflectthedependableinpowersupplyandthesafeinmanyfacts.Inaword,itisclosewiththeeconomicperformanceandthesafetyofthepeople.Thesubstationisanimportancepartoftheelectricpowersystem,itisconsistedoftheelectricappliancesequipmentsandtheTransmissionandtheDistribution.Itobtainstheelectricpowerfromtheelectricpowersystem,throughitsfunctionoftransformationandassign,transportandsafety.Thentransportthepowertoeveryplacewithsafe,dependable,andeconomical.Asanimportantpartofpower’stransportandcontrol,thetransformersubstationmustchangethemodeofthetraditionaldesignandcontrol,thencanadapttothemodernelectricpowersystem,thedevelopmentofmodernindustryandtheoftrendofthesocietylife.Alongwiththehighandquickdevelopmentofelectricpowertechnique,electricpowersystemthencanchangefromthegenerateoftheelectricitytothesupplythepower.Keywords:substation；transmissionsystem；distribution；highvoltagenetwork；correctionequipment.目录第一章绪论1.1变电站的作用1.1.1变电站在电力系统中的地位电力系统是由变压器、输电线路、用电设备组成的网络，它包括通过电的或机械的方式连接在网络中的所有设备。电力系统中的这些互联元件可以分为两类，一类是电力元件，它们对电能进行生产（发电机）、变换（变压器、整流器、逆变器）、输送和分配（电力传输线、配电网），消费（负荷）；另一类是控制元件，它们改变系统的运行状态，如同步发电机的励磁调节器，调速器以及继电器等。变电站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。变电所根据它在系统中的地位，可分为下列几类：(1)枢纽变电站；位于电力系统的枢纽点，连接电力系统高压和中压的几个部分，汇集多个电源，电压为330—500kv的变电站，成为枢纽，全所停电后，将引起系统解列，甚至出项瘫痪。(2)中间变电站：高压侧以交换潮流为主，其系统变换功的作用。或使长距离输电线路分段，一般汇聚2—3个电源，电压为220—330kv，同时又降压供当地供电，这样的变电站起中间环节的作用，所以叫中间变电站。全所停电后，将引起区域电网解列。(3)地区变电站：高压侧一般为110—220kv，向地区用户供电为主的变电站，这是一个地区或城市的主要变电站。全所停电后，仅使该地区中断供电。(4)终端变电站：在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧的电压为110kv，经降压后直接向用户供电的变电站，即为终端变电站。全所停电后，只是用户受到损失。1.1.2电力系统供电要求保证可靠的持续供电：供电的中断将使生产停顿，生活混乱，甚至危及人身和设备的安全，形成十分严重的后果。停电给国民经济造成的损失远远超过电力系统本身的损失。因此，电力系统运行首先足可靠、持续供电的要求。保证良好的电能质量：电能质量包括电压质量，频率质量和波形质量这三个方面，电压质量和频率质量均以偏移是否超过给定的数来衡量，例如给定的允许电压偏移为额定电压的正负5%，给定的允许频率偏移为正负0.2—0.5%HZ等，波形质量则以畸变率是否超过给定值来衡量。所有这些质量指标，都必须采取一切手段来予以保证。保证系统运行的经济性：电能生产的规模很大，消耗的一次能源在国民经济一次能源总消耗占的比重约为1/3，而且在电能变换，输送，分配时的损耗绝对值也相当可观。因此，降低每生产一度电能损耗的能源和降低变换，输送，分配时的损耗，又极其重要的意义。1.2我国变电站及其设计的发展趋势1.2.1我国变电站的发展趋势近年来，在我国在经济技术领域中取得了快速发展，特别是计算机网络技术和通信技术的发展，为我国变电站的发展起到了强有力的推动作用，越来越多的新技术新产品应用到变电站方面，具体来说，使我国变电站设计呈现以下发展趋势：1.智能化智能化变电站的发展是随着高压高精度的智能仪器的出现而逐渐发展的，特别是计算机高速通信网络在实时系统中的开发和应用，使变电站的所有信息采集、传输实现的智能化处理提供的强大的物质和理论基础。智能化主要体现在以下几个方面：(1)紧密联结全网。(2)支撑智能电网。(3)高电压等级的智能化变电站满足特高压输电网架的要求。(4)中低压智能化变电站允许分布式电源的接入。(5)远程可视化。(6)装备与设施标准化设计，模块化安装。另外，为了加强对变电站及无人值守变电站在安全生产、防盗保安、火警监控等方面的综合管理水平，越来越多的电力企业正在考虑建设集中式远程图像监控系统，这促使了电力综合监控的网络化发展。以IP数字视频方式，能够对各变电站/所的有关数据、环境参量、图像进行监控和监视，实时、直接地了解和掌握各个变电站/所的情况，并及时对发生的情况做出反应，适应许多地区变电站的需要。不过我国目前还没用完全实现真正意义山的智能化一次设备，一次设备的智能化仍然需要通过一定的二次设备俩转化实现，一般采用智能终端的模式。目前在国内进行的数字化变电站项目，虽然大多数采用此种方式，但是普遍没有对开关内部的二次回路进行集成化改造，智能终端与开关整合度较低，还有很大的发展空间。2.数字化通过采用现代化的精密仪器仪表，以及实时性较高的通信网络，因此在此基础上出现了数字化变电站，数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。3.装配化装配式变电站采用全预制装配结构的建筑形式，大幅缩短了设计及建设周期，减少了变电站占地面积，节约了土地资源。随着国网公司“两型一化”的推广，装配式变电站在全国各地均成功试点，成为今后变电站建设的一种新型模式。1.2.2我国变电站设计的发展趋势依据我国的国情，以及我国多年来积累的关于变电站设计的实践和经验，可以看出我国变电站设计的发展趋势有以下几个方面。我国电力建设经过多年的发展，系统容量越来越大，短路电流不断增大，对电气设备、系统内大量信息的实时性等要求越来越高;而随着科学技术的高速发展，制造、材料行业，尤其是计算机及网络技术的迅速发展，电力系统的变电技术也有了新的飞跃，我国变电站设计出现了一些新的趋势。1、变电站接线方案趋于简单化随着制造厂生产的电气设备质量的提高以及电网可靠性的增加，变电站接线简化趋于可能。例如，断路器是变电站的主要电气设备，其制造技术近年来有了较大发展，可靠性大为提高，检修时间少。特别国外一些知名厂家生产的超高压断路器均可达到20年不大修，更换部件费时很短。为了进一步控制工程造价，提高经济效益，经过专家反复论证，我国少数变电站设计已逐渐采用一些新的更为简单的接线方案。2、大量采用电气一次设备近年来电气一次设备制造有了较大发展，大量高性能、新型设备不断出现，设备趋于无油化，采用SF6气体绝缘的设备价格不断下降，伴随着国产GIS向高电压、大容量、三相共箱体方面发展，性能不断完善，应用面不断扩大，许多城网建设工程、用户工程都考虑采用GIS配电装置。变电站设计的电气设备档次不断提高，配电装置也从传统的形式走向无油化、真空开关、SF6开关和机、电组合一体化的小型设备发展。这些户外高压和超高压组合电器共同特点是以SF6断路器为核心，与其它高压电气设备进行组合，形式繁多。这些设备运行可靠性高、节省占地面积和空间、施工安装简单、运行维护方便，价格介于常规电气设备与GIS之间，是电气设备今后发展的一个方向，符合我国目前的国情和技术发展方向。3、变电站占地及建筑面积减少随着经济和城市建设的发展，市区的用电负荷增长迅速，而城市土地十分宝贵，地价越来越昂贵。新建的城市变电站必须符合城市的形象及环保等要求，追求综合经济、社会效益，所以建设形式多采用地面全户内型或地下等布置形式，占地面积有效减少。另外，针对一些110kV及以下变电站实现无人值班，设计中取消了与运行人员有关的建筑和设施，建筑面积更是大为减少。4、变电站综合自动化技术变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障滤波、事件记录、运行监视和控制管理等功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。变电站综合自动化技术将会引起电力行业的重视，成为变电站设计核心技术之一。变电站综合自动化发展趋势主要表现在一下几个方面：=1\*GB2⑴全分散式变电站自动化系统.=2\*GB2⑵引入先进的网络技术。总之，变电站综合自动化向着使电力系统的运行和控制更方便、快捷、安全、灵活的方向发展。1.3变电站设计的主要原则和分类变电站设计的原则是：安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效、，努力做到统一性与可靠性、先进性、经济性、适应性、灵活性、时效性和和谐性的协调统一。1.统一性：建设标准统一，基建和生产标准统一，外部形象提醒公司企业的文化特征。2.可靠性：主接线方案安全可靠。3.经济性，按照利益最大化原则，综合考虑工程初期投资与长期运行费用，追求设备寿命期内最佳经济效益。4.先进性：设备选型先进合理，占地面积小，注重环保，各项技术经济可比指标先进。5.适应性：综合考虑不同地区的实际情况，要在系统中具有广泛的适应性，并能在一定时间内对不同规模，不同形式，不同外部条件均能适应。6.灵活性：规模划分合理，接口灵活，组合方案多样，规模增减方便，能够运行于不同的情况环境下。7.时效性：建立滚动修改机制，随着电网的发展和技术的进步，不断更新、补充和完善设计。8.和谐性：变电站的整体状况与变电站周边人文地理环境相协调变电站设计的分类按照变电站标准方式、配电装置型式和变电站规模3个层次进行划分。按照变电站布置方式分类。110kV变电站分为户外变电站、户内变电站和半地下变电站3类。在变电站设计中，户外变电站是指最高电压等级的配电装置、主变布置在户外的变电站；户内变电站是指配电装置布置在户内，主变布置在户内、户外或者户内的变电站。半地下变电站是指主变布置在地上，其它主要电气设备布置在地下建筑内的变电站；地下变电站是指主变及其他主要电气设备布置在地下建筑内的变电站。按配电装置型式分类。110kV配电装置可再分为常规敞开式开关设备和全封闭式组合电气2类进行设计。按变电站规模进行分类。例如户外AIS变电站，可按最高电压等级的出线回路数和主变台数、容量等不同规模分为终端变电站、中间变电站和枢纽变电站。负荷分析、功率补偿及变压器选择2.1负荷分析2.1.1负荷分析的目的负荷计算是供电设计计算的基本依据和方法，计算负荷确定得是否正确无误，直接影响到电器和导线电缆的选择是否经济合理。对供电的可靠性非常重要。如计算负荷确定过大，将使电器和导线选得过大，造成投资和有色金属的消耗浪费，如计算负荷确定过小又将使电器和导线电缆处子过早老化甚至烧毁，造成重大损失，由此可见正确负荷计算的重要性。负荷计算不仅要考虑近期投入的负荷，更要考虑未来几年发展的远期负荷，如果只考虑近期负荷来选择各种电气设备和导线电缆，那随着经济的发展，负荷不断增加，不久我们选择的设备和线路就不能满足要求了。所以负荷计算是一个全面地分析计算过程，只有负荷分析正确无误，我们的变电站设计才有成功的希望。2.2.2新津110kV变电站负荷计算变电站的电压等级分别为110kV，35kV110kV：2回35kV：8回待建变电站负荷数据（表1）表1新津110kV变电站各电压等级负荷数据35kV侧荷MW35kV侧荷MW1#6.550.880.545#6.930.830.672#6.550.870.576#6.480.880.543#6.050.860.597#6.740.880.544#6.570.850.628#6.760.850.6负荷计算公式a)有功计算负荷（单位为kW）为需要系数b)无功计算负荷（单位为kvar）c)视在计算负荷（单位为kvA）d)计算电流（单位为A）e)需要系数计算的公式=多组用电设备计算负荷公式a)有功计算负荷（单位为kW）式中是所有设备组有功计算负荷之和，是有功负荷同时系数，对于变电站总计算负荷可取0.85~1b)无功计算负荷（单位为kvar）是所有设备无功之和；是无功负荷同时系数，对于变电站总计算负荷可取0.95~1c)视在计算负荷（单位为kVA）d)计算电流（单位为A）出线侧各组设备的计算负荷第一组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：=2\*GB2⑵第二组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：第三组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：(4)第四组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：=5\*GB2⑸第五组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：=6\*GB2⑹第六组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：=7\*GB2⑺第七组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：=8\*GB2⑻第八组的设备计算负荷：无功计算负荷：视在计算负荷：计算电流：总的计算负荷计算、总的计算负荷b)、总的无功计算负荷c)、总的视在计算负荷d)、总容量的计算e)、总的计算电流2.2功率补偿2.2.1无功补偿的主要作用无功补偿的主要作用就是提高功率因数以减少设备容量和功率耗损、稳定电压和提高供电质量，在长距离输电中提高系统输电稳定性和输电能力以及平衡三相负载的有功和无功功率。安装并联电容器进行无功补偿，可限制无功补偿在电网中传输，相应减小了线路的电压损耗，提高了配电网的电压质量。无功补偿应根据分级就地和便于调整电压的原则进行配置。集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降压相结合；并且与配电网建设改造工程同步规划、设计、施工、同步投运。无功补偿的主要作用具体体现在：①提高电压质量；②降低电能损耗；③提高发供电设备运行效率；④减少用户电费支出。2.2.2无功功率的人工补偿装置无功功率的人工补偿装置主要有同步补偿机和并联电容器两种。由于并联电容器具有安装简单、运行维护方便、有功损耗小以及组装灵活、扩容方便等优点，因此并联电容器在供电系统中应用最为普遍。并联电容器的补偿方式，有以下三种：高压集中补偿电容器集中装设在变配电所的高压电容器室内，与高压母线相连。低压集中补偿电容器集中装设在变电所的低压配电室或单独的低压电容器室内，与低高压母线相连。低压分散补偿电容器分散装设在低压配电箱旁或与用电设备并联。由变电站要求功率因数补偿到0.9以上，经计算补偿前功率因数为0.84采用BWF-10.5-120-1W型电容器（=120kvar），角形接法，需装设的电容器个数：个考虑三项均衡分配，应装设48个，每相16个故选BWF-10.5-120-1W型电容器,总共容量:120kvar×48=5760kvar补偿后的平均功率因数为:功率因数：结果满足要求2.3变电站主变压器的选择主变压器的选择：再各级电压等级的变电站中，变压器是主要的电气设备之一。其担负着变换网络电压进行电力传输的重要任务，确定合理的变压器台数、容量和型号是变电站可靠供电和网络经济运行的保证。特别是我国当前的能源政策是开发、利用、节约并重，近期以节约为主。因此，在确保安全可靠供电的基础上，确定变压器的台数、容量和型号，提高网络的经济运行将具有明显的经济效益。2.3.1主变压器台数的选择在变电站设计过程中，一般需要装设两台主变压器，防止其中一台出现故障或检修时中断对用户的供电。对110kv及以下的终端或分支变电站，如果只有一个电源，或变电所的重要负荷有中、低压侧电网取得备用电源时，可只装设一台主变压器，对大型超高压枢纽变电站，可根据具体情况装设2—4台主变压器，以便减小单台容量。因此，在本次设计中装设两台主变压器。2.3.2主变压器容量的选择主变容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷来进行选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。对于城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。2、根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余主变压器的容量一般应满足60%（220kV及以上电压等级的变电所应满足70%）的全部最大综合计算负荷，以及满足全部=1\*ROMANI类负荷和大部分=2\*ROMANII类负荷(220kV及以上电压等级的变电所，在计及过负荷能力后的允许时间内，应满足全部=1\*ROMANI类负荷和=2\*ROMANII类负荷)，即最大综合计算负荷的计算：式中，—各出线的远景最大负荷；m—出线回路数；—各出线的自然功率因数；—同时系数，其大小由出线回路数决定，出线回路数越多其值越小，一般在0.8～0.95之间；—线损率，取5%。因此，由原始材料可得：35kV侧：则总的负荷为：取=0.85，则：由于一般电网变电所大约有25%的非重要负荷，因此采用式来计算主变容量对变电所保证重要负荷来说是可行的。则，因此主变容量为：通过计算本变电站可选择额定容量为40MVA的主变压器。为了保证供电可靠性，避免一台主变压器故障或检修时影响供电，变电站一般装设两台主变压器。当装设三台及三台以上时，变电所的可靠性虽然有所提高，但接线网络较复杂，且投资增大，同时也增加了配电设备及用电保护的复杂性，以及带来维护和倒闸操作的复杂化。考虑到两台主变同时发生故障机率较小，且适用远期负荷的增长以及扩建，故本变电站选择两台主变压器完全满足要求。2.3.3变压器的冷却方式根据变压器型号的不同,其冷却方式有：自然风冷、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷、强迫导向油循环等。油浸自冷式就是以油的自然对流作用将热量带到油箱壁和散热管，然后依靠空气的对流传导将热量散发，它没有特制的冷却设备。而油浸风冷式是在油浸自冷式的基础上，在油箱壁或散热管上加装风扇，利用吹风机帮助冷却。加装风冷后可使变压器的容量增加30%～35%。强迫油循环冷却方式，又分强油风冷和强油水冷两种。它是把变压器中的油，利用油泵打入油冷却器后再复回油箱。油冷却器做成容易散热的特殊形状，利用风扇吹风或循环水作冷却介质，把热量带走。这种方式若把油的循环速度比自然对流时提高3倍，则变压器可增加容量30%。综上所述，110kV变电站冷却方式宜采用强迫油循环风冷。2.3.4主变压器型号的选择1.相数选择：主变压器采用三相或是单相，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。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的发电厂和变电所，均应采用三相变压器。社会日新月异，在今天科技已十分进步，变压器的制造、运输等等已不成问题，故有以上规程可知，此变电所的主变应采用三相变压器。2.绕组数选择：参考《电力工程电气设计手册》和相应规程指出：变压器绕组的连接方式必须和系统电压一致，否则不能并列运行。电力系统中变压器绕组采用的连接方式有Y和△型两种，而且为保证消除三次谐波的影响，必须有一个绕组是△型的，我国110kV及以上的电压等级均为大电流接地系统，为取得中性点，所以都需要选择的连接方式，而35kV侧采用△型的连接方式。故该110kV变电站主变应采用的绕组连接方式为：YN，。3.调压方式的确定变压器的电压调整是用分解开关切换变压器的分接头，从而改变变压器比来实现的。切换方式有两种：不带电切换，称为无励磁调压，调压范围通常在+5％以内，另一种是带负荷切换，称为有载调压，调压范围可达到+30％。对于110kV及以下的变压器，以考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压。由以上知，此变电所的主变压器采用有载调压方式。2.3.5主变压器选择结果根据以上计算和分析结果，查《发电厂电气主系统》可得，选择的主变压器的型号为：SFSZ11—40000/110两台三绕组主变压器SFSZ11—40000/110主要技术参数如下：额定容量：40000kVA额定电压：高压—110±8×1.25%（kv）；中压—35/37/38.5（kv）；低压—6.3/6.6/10.5/11（kv）连接组别：YN/yn0/d11空载损耗：38.6kw短路损耗：179.6kw空载电流：0.73%阻抗电压（%）：高-中:；中-低；高低电气主接线设计电气主接线是发电厂、变电站电气设计的首要部分，也是构成电气系统的主要部分。发电厂和变电所的电气主接线是指由发动机、变压器、断路器、隔离开关、互感器、母线和电缆等电气设备，按一定顺序连接的，用以表示生产、汇集和分配电能的电路，电气主接线又称为一次接线或电气主系统，代表了发电厂和变电站电气部分的主体结构，直接影响着配电装置的布置、继电保护装置、自动装置和控制方式的选择，对运行的可靠性、灵活性和经济性起决定性的作用。3.1对电气主接线的基本要求现代电力系统是一个巨大的、严密的整体，各个发电厂、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。运行的可靠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。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，能尽快的推出设备。切除故障停电时间短，影响范围就最小，并且再检修时可以保证检修人员的安全。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。复杂的接线不但不便于操作，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者不必要的停电。经济上合理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，使其尽可能的发挥经济效益。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，在选择主接线时还应考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要取决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。3.2变电站电气主接线的设计原则电气主接线的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行和维护的方便，尽可能地节省投资，就进取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。电气主接线的设计是发电厂或变电站电气设计的主体。他与电力系统、电厂动能参数、基本原始资料以及电厂运行可靠性、经济性的要求等密切相关，并对电气设备选择和布置、继电保护和控制方式等都有较大影响。因此，主接线设计，必须结合电力系统和发电厂或变电站的具体情况，全面分析有关影响因素，正确处理他们之间的关系，合理的选择主接线方案。在工程设计中，经上级主管部门批准的设计任务书或委托书是必不可少的，设计的主接线应满足供电可靠、灵活、经济、留有扩建和发展的余地。接线方式：对于变电站的电气接线，当能满足运行要求时，其高压侧应尽可能采用断路器较少的或不用断路器的接线，如线路—变压器组或桥型接线等。若能满足继电保护要求时，也可采用线路分支接线。在110—220kv配电装置中，当出线为2回时，一般采用桥型接线，当出线不超过4回时，一般采用单母线接线，在枢纽变电站中，当110—220kv出线在4回及以上时，一般采用双母线接线。在大容量变电站中，为了限制6—10kv出线上的短路电流，一般可采用下列措施：1.变压器分列运行2.在变压器回路中装置分裂电抗器。3.采用低压侧为分裂绕组的变压器。4.出线上装设电抗器。断路器的设置：根据电气接线方式，每回线路均应设有相应数量的断路器，用以完成切、合电路任务。为正确选择接线和设备，必须进行逐年各级电压最大最小有功和无功电力负荷的平衡。当缺乏足够的资料时，可采取下列数据：1.最小负荷为最大负荷的60—70%，如主要农业负荷时则取20—30%；2.负荷同时率取0.85—0.9，当馈线在三回以下且其中有特大负荷时，可取0.95—1；3.功率因数一般取0.8；４.线损平均取5%。3.3电气主接线的基本形式主接线的基本形式，就是主要电气设备常用的几种接线方式，它以电源和出线为主体。由于各个发电厂或变电站的出线回路数和电源回路数不同。且各回馈线中所传输的容量也不一样，因而为便于电能的汇集和分配，再进出线较多（一般超过4回），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。而与有母线的接线相比，无汇流母线的接线使用电气设备较少，配电装置占地面积较小，通常用于进出线回路少，不再扩建和发展的发电厂和变电站。有汇流母线的接线方式可概括为单母线接线和双母线接线两大类，无汇流母线的接线形式主要有桥形接线、角形接线和单元接线。3.4电气主接线选择1、110kV侧方案（一）:采用单母线接线考虑到110kV侧有两条进线，因而可以选用单母线接线。其优点：接线简单清晰、设备少、投资少、运行操作方便、且有利于扩建。缺点是：（1）当母线或母线隔离开关检修或发生故障时，各回路必须在检修和短路时事故来消除之前的全部时间内停止工作，造成经济损失很大。（2）引出线电路中断路器检修时，该回路停止供电。（3）调度不方便，电源只能并列运行，不能分裂运行，并且线路侧发生故障时，有较大的短路电流。方案（二）：采用单母线分段带旁路接线断路器经过长期运行和切断数次短路电流后都需要检修。为了能使采用单母线分段的配电装置检修断路器时，不中断供电，可增设旁路母线。单母线分段带有专用的旁路断路器的旁路母线接线极大的提高了可靠性，但是这也增加了一台断路器和一条母线的投资。方案（三）：双母线接线优点：（1）供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不至于供电中断，一组母线故障后能迅速恢复供电，检修任一组的母线隔离开关时只停该回路。（2）扩建方便，可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的平均分配，不会引起原有回路的停电，以致连接不同的母线段，不会如单母线分段那样导致交叉跨越。（3）便于试验，当个别回路需要时单独进行试验时可将该架路分开，单独接至一组母线上。缺点：（1）增加一组母线和每回路需增加一组母线隔离开关，投次大。（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之间装设连锁装置。对于110kV侧来说，因为它要供给较多的一类、二类负荷、因此其要求有较高的可靠性。对比以上三种方案，单母线接线供电可靠性、灵活性最差，不符合变电所的供电可靠性的要求；双母线接线供电可靠性高，但无旁路母线检修断路器时需要停电而且双母线接线复杂，使用设备多、投资较大；采用单母线分段带旁路的电气接线可将I、II类负荷的双回电源线不同的分段母线上，当其中一段母线故障时，由另一段母线提供电源，从而可保证供电可靠性；而且带旁路可以在检修断路器时对用户进行供电。故经过综合考虑采用方案（二）。单母线分段带旁路接线图如图3.1所示：图3.1单母线分段分段断路兼作旁路断路器的接线2、35kV侧35kV侧出线为8回。电压等级为35kV～60kV，出线为4～8回，可采用单母线分段接线，也可采用双母线接线。所以根据电压等级及出线回数，初步确定，双母线不分段接线和单母线分段带旁路母线接线。为保证线路检修时不中断对用户的供电，采用单母线分段接线和双母线接线时，可增设旁路母线。但由于设置旁路母线的条件所限（35kV～60kV出线多为双回路，有可能停电检修断路器，且检修时间短，约为2～3天。）所以，35kV～60kV采用双母线接线时，不宜设置旁路母线，有条件时可设置旁路隔离开关。1.双母线接线优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作2.单母线分段带旁母：优点：供电可靠性高，运行灵活，但是主要用于出线回路数不多。据上述分析、组合，筛选出以下两种方案。如图3.2及图3.3所示。图3.2单母线分段带旁母接线图3.3双母线接线以上述为基础且由于出线为8回，出线数较多。两个方案比较，双母线不分段接线更加适用，所以选择双母线不分段接线。第四章短路电流计算在电力供电系统中，对电力系统危害最大的就是短路。短路的形式可以分为三相短路、两相短路、两相短路接地、单相短路接地。在短路电流计算过程中，一般都以最严重的短路形式为依据。因此，本文的短路电流计算都以三相短路为例。在供电系统中发生短路故障时，在短路回路中短路电流要比额定电流大几倍至几十倍，通常可达数千安，短路电流通过电气设备和导线必然要产生很大的电动力，并且使设备温度急剧上升有可能损坏设备和电缆；在短路点附近电压显著下降，造成这些地方供电中断或影响电动机正常工作；发生接地短路时所出现的不对称短路电流，将对通信线路产生干扰；当短路点离发电厂很近时，将造成发电机失去同步，而使整个电力系统的运行解列。4.1短路电流计算的目的计算短路电流的目的是为了正确选择和校验电器设备，避免在短路电流作用下损坏电气设备，如果短路电流太大，必须采用限流措施，以及进行继电保护装置的整定计算。为了达到上述目的，须计算出下列各短路参数I″—次暂态短路电流，用来作为继电保护的整定计算和校验断路器额定断流容量。应采用（电力系统在最大运行方式下）继电保护安装处发生短路时的次暂态短路电流来计算保护装置的整定值。isk—三相短路冲击电流，用来检验电器和母线的动稳定。I—三相短路电流有效值，用来检验电器和母线的热稳定。S″—次暂态三相短路容量，用来检验断路器的遮断容量和判断母线短路容量是否超过规定值，作为选择限流电抗器的依据。4.2短路电流计算的规定为了简化短路电流的计算方法，在保证计算精度的情况下，忽略次要因素的影响，做出以下规定：（1）所有的电源电动势相位角均相等，电流的频率相同，短路前，电力系统的电势和电流是对称的。（2）认为变压器是理想变压器，变压器的铁心始终处于不饱和状态，即电抗值不随电流的变化而变化。（3）输电线路的分布电容略去不计。（4）每一个电压级采用平均电压，这个规定在计算短路电流时，所造成的误差很小。唯一例外的是电抗器，应该采用加于电抗器端点的实际额定电压，因为电抗器的阻抗通常比其他元件阻抗大的多，否则，误差偏大。（5）计算高压系统短路电流时，一般只计及发电机、变压器、电抗器、线路等元件的电抗，因为这些元件X/3>R时，可以略去电阻的影响。只有在短路点总电阻大于总电阻的1/3时才加以考虑，此时采用阻抗等于电抗计算。（6）短路点离同步调相机和同步电动机较近时，应该考虑对短路电流值的影响。有关感应电动机对电力系统三相短路冲击电流的影响：在母线附近的大容量电动机正在运行时，在母线上发生三相短路，短路点的电压立即降低。此时，电动机将变为发电机运行状态，母线上电压低于电动机的反电势。（7）在简化系统阻抗时，距短路点远的电源与近的电源不能合并。（8）以供电电源为基准的电抗标幺值>3,可以认为电源容量为无限大容量的系统,短路电流的周期分量在短路全过程中保持不变。4.3短路电流计算的步骤在工程设计中，短路电流的计算通常采用实用计算曲线法。其具体计算步骤如下：（1）计算各元件电抗标幺值，并折算到同一基准容量下；（2）绘制等值网络，进行网络变换；（3）选择短路点；（4）对网络进行化简，把供电系统看为无限大系统，不考虑短路电流周期分量的衰减求出电流对短路点的电抗标幺值，并计算短路电流标幺值、有名值；（5）计算短路容量，短路电流冲击值：短路容量：（4.1）短路电流冲击值:（4.2）（6）列出短路电流计算结果。4.4短路类型及其计算方法电力系统中可能发生的几种形式的短路类型及其计算方法是如下：（1）三相短路电流的计算：（4.3）其有名值为：（4.4）—系统中发生三相短路时，短路点的短路电流标幺值—系统中发生三相短路时，短路点的短路电流有名值—归算到短路点的综合正序等值电抗。以下为简便起见，省略下标*。（2）两相短路电流的计算:（4.5）—归算到短路点的负序综合电抗—两相短路时短路点的全电流其各序分量电流值为：(4.6)—分别为两相短路时，短路点短路电流的正负序分量（3）两相接地短路电流计算：（4.7）—两相短路接地时，短路点故障相全电流—两相短路接地时，短路点的正序电流分量(4.8)(4.9)（4.10）—分别为两相接地短路时的负序和零序电流分量。（4）单相接地短路电流的计算：短路点各序分量电流为：(4.11)4.5短路计算过程说明：在变电站的电气设计中，短路电流计算是其中一个重要环节，在选择和校验电器设备时，需要用到短路电流。其中一定要注意以下几点：（1）接线方式：计算短路电流时式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式，即最大运行方式。（2）短路种类：一般按三相短路计算，在三绕组变压器回路中单相或两相接地短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况进行校验。（3）短路计算点的选择：短路计算点是指在正常接线方式时，通过电气设备的短路电流为最大的地点。用平均电压作为基准值的近似计算方法，在这种方法中，不仅近似认为变压器的标幺值电压比为1，还近似认为变压器、电抗器等的额定电压等于平均电压，这样一来，变压器、电抗器阻抗标幺值在不同基准值下转换时，就可以只考虑的不同。如：变压器在基准值下的阻抗标幺值为，式中取为电网等平均电压，其值不一定等于但计算时近似认为相等，则标幺值近似值为。经过大量的计算验证，这种近似所产生的误差在工程上是可以容忍的。由有名值法得到的结果可知，短路回路中电阻相对很小，可以忽略。因此各元件电抗的计算公式如下：架空线路：变压器：因此，选电压基准值为，容量基准值仍为,各元件电抗标幺值如下：变压器T1：架空线L1：变压器T2：架空线L2;(1)d1点短路时短路阻抗(无限大容量电源电压标幺值),故各电压等级电流有名值如下：d2点短路时短路阻抗(无限大容量电源电压标幺值),故各电压等级电流有名值如下：d3点短路时：短路阻抗为：(无限大容量电源电压标幺值),故各电压等级电流有名值如下：第五章电气设备的选择与校验由于电气设备和载流导体得用途及工作条件各异,因此它们的选择校验项目和方法也都完全不相同。但是，电气设备和载留导体在正常运行和短路时都必须可靠地工作，为此，它们的选择都有一个共同的原则。电气设备选择的一般原则为：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.应满足安装地点和当地环境条件校核。3.应力求技术先进和经济合理。4.同类设备应尽量减少品种。5.与整个工程的建设标准协调一致。6.选用的新产品均应具有可靠的试验数据并经正式签订合格的特殊情况下选用未经正式鉴定的新产品应经上级批准。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。1.电压选用的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>Ug2.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校验的一般原则：1.电器在选定后应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最严重情况的短路电流。2.用熔断器保护的电器可不校验热稳定。3.短路的热稳定条件Qdt——在计算时间ts内，短路电流的热效应（KA2S）It——t秒内设备允许通过的热稳定电流有效值（KA2S）T——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算时间Ts按下式计算t=td+tkd式中td——继电保护装置动作时间内（S）tkd——断路的全分闸时间（s）4.动稳定校验电动力稳定是导体和电器承受短时电流机械效应的能力，称动稳定。满足动稳定的条件是： 上式中——短路冲击电流幅值及其有效值——允许通过动稳定电流的幅值和有效值5.绝缘水平：在工作电压的作用下，电器的内外绝缘应保证必要的可靠性。接口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。由于变压器短时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，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，所以在选择其额定电流时，应满足各种可能方式下回路持续工作电流的要求。5.1导体的选择和校验裸导体应根据具体情况，按导体截面，电晕（对110kV及以上电压的母线），动稳定性和机械强度，热稳定性来选择和校验，同时也应注意环境条件，如温度、日照、海拔等。一般来说，母线系统包括截面导体和支撑绝缘两部分，载流导体构成硬母线和软母线，软母线是钢芯铝绞线，有单根、双分和组合导体等形式，因其机械强度决定支撑悬挂的绝缘子，所以不必校验其机械强度。导体的选择校验条件如下：一、导体截面的选择：1、按导体的长期发热允许电流选择(5-1)当实际环境温度不同于导体的额定环境温度时，其长期允许电流应该用下式修正(5-2)式中—综合修正系数。不计日照时，裸导体和电缆的综合修正系数为(5-3)式中,—导体的长期发热最高允许温度，裸导体一般为；—导体的额定环境温度，裸导体一般为。由载流量可得，正常运行时导体温度为（5-4）必须小于导体的长期发热最高允许温度2、按经济电流密度选择按经济电流密度选择导体截面可以使年计算费用最小。除配电装置的汇流母线外，对于年负荷利用小时数大，传输容量大，长度在20米以上的导体，其截面一般按经济电流密度选择。经济截面积用下式计算：式中，—正常运行方式下导体的最大持续工作电流，计算式不考虑过负荷和事故时转移过来的负荷；—经济电流密度，常用导体的值，可根据最大负荷利用时数，由经济电流密度曲线中查出来。按经济电流密度选择的导体截面应尽量接近上式计算出的经济截面积。二、导体的校验：电晕电压校验220kV采用了不小于LGJ-300或110kV采用了不小于LGJ-70钢芯铝绞线，或220kV采用了外径不小于30型或110kV采用了外径不小于20型的管形导体时，可不进行电晕电压校验。热稳定校验按最小截面积进行校验（5-5）当所选导体截面积时，即满足热稳定性要求。5.1.1110kv母线选择及校验按导体的长期发热允许电流选择：查矩形导体长期允许载流量表，每相选用单条254mm矩形铝导体，平放时允许电流，集肤系数为，环境温度为34度时的允许电流为：，满足长期发热条件要求。热稳定校验：短路电流热效应：短路前导体的工作温度为：由插值法得：所选截面S，能满足热稳定性要求5.1.235kv母线选择及校验按导体的长期发热允许电流选择：查矩形导体长期允许载流量表，每相选用单条255mm矩形铝导体，平放时允许电流，集肤系数为，环境温度为34度时的允许电流为：，满足长期发热条件要求。热稳定校验：短路电流热效应：短路前导体的工作温度为：由插值法得：所选截面S，能满足热稳定性要求5.2断路器和隔离开关的选择及校验高压断路器的选择，除满足各项技术条件和环境条件外，还应考虑到要便于安装调试和运行维护，并且经过经济技术方面都比较厚才能确定。根据目前我国高压断路器的生产情况，电压等级在10Kv～220kV的电网一般选用少油断路器，而当少油断路器不能满足要求时，可以选用断路器。高压断路器选择的技术条件如下：额定电压选择：（5-6）额定电流选择：（5-7）额定开断电流选择：（5-8）额定关合电流选择：（5-9）热稳定校验：（5-10）6、动稳定校验：（5-11）隔离开关的选择，由于隔离开关没有灭弧装置，不能用来开断和接通负荷电流及短路电流，故没有开断电流和关合电流的校验，隔离开关的额定电压、额定电流选择和热稳定、动稳定校验项目与断路器相同。5.2.1110kv侧断路器及隔离开关的选择及校验1.断路器的选择和校验流过断路器的最大持续工作电流：选择及校验过程如下：（1）额定电压选择：（2）额定电流选择：（3）额定开断电流选择：由上述短路计算得，所以，（4）额定关合电流选择：根据以上条件查手册，选择的满足要求的高压断路器的型号为SW6—110Ⅰ/1200，技术参数如下表：表5-1SW6—110Ⅰ/1200技术参数表型号额定电压/kV额定电流/A额定开断电流/kA动稳定电流/kA热稳定电流/kA固有分闸时间/S4sSW6—110Ⅰ/1200110120031.58031.50.04（5）热稳定校验：根据110kV侧短路计算结果，查短路电流周期分量计算曲线数字表，计算短路电流，从而：根据表6-1数据，得所以，即满足热稳定校验。（6）动稳定校验：根据表6-1数据，由110kV短路计算结果得，所以，即满足动稳定校验。2隔离开关的选择与校验隔离开关的选择，没有开断电流和关合电流的校验，隔离开关的额定电压、额定电流选择和热稳定、动稳定校验项目与断路器相同。选择及校验过程如下：（1）额定电压选择：（2）额定电流选择：根据以上条件查手册，选择的满足要求的隔离开关的型号为GW5—110Ⅱ/630，其技术参数如下表：表5-2GW5—110Ⅱ/630技术参数表型号额定电压/kV额定电流/A动稳定电流/kA热稳定电流/kA4sGW5—110Ⅱ/6301106305020（3）热稳定校验：所以即满足热稳定校验。（4）动稳定校验：根据表6-2数据，由110kV短路计算结果得，所以，即满足动稳定校验。5.2.235kv侧断路器及隔离开关的选择及校验1.断路器的选择和校验流过断路器的最大持续工作电流：选择及校验过程如下：（1）额定电压选择：（2）额定电流选择：（3）额定开断电流选择：由上述短路计算得，所以，（4）额定关合电流选择：根据以上条件查手册，选择的满足要求的高压断路器的型号为SN10—35/1000，技术参数如下表：表5-3SN10—35/1000技术参数表型号额定电压/kV额定电流/A额定开断电流/kA动稳定电流/kA热稳定电流/kA固有分闸时间/S4sSN10—35/100035100016.54116.50.04（5）热稳定校验：根据35kV侧短路计算结果，查短路电流周期分量计算曲线数字表，计算短路电流，从而：根据表6-3数据，得所以，即满足热稳定校验。（6）动稳定校验：根据表6-3数据，由35kV短路计算结果得，所以，即满足动稳定校验。2隔离开关的选择与校验隔离开关的选择，没有开断电流和关合电流的校验，隔离开关的额定电压、额定电流选择和热稳定、动稳定校验项目与断路器相同。选择及校验过程如下：（1）额定电压选择：（2）额定电流选择：根据以上条件查手册，选择的满足要求的隔离开关的型号为GN2—35T/400，其技术参数如下表：表5-4GN2—35T/400技术参数表型号额定电压/kV额定电流/A动稳定电流/kA热稳定电流/kA5sGN2—35T/400354005214（3）热稳定校验：所以，即满足热稳定校验。（4）动稳定校验：根据表6-4数据，由35kV短路计算结果得，所以，即满足动稳定校验。由于按按该母线最大工作电流选定的断路器和隔离开关是该电压级别的最小型号，那么如果按各个负荷算计出来的工作电流选择的设备至少也应是这个型号。5.3电压互感器和电流互感器的选择5.3.1电流互感器的选择（1）额定电压的选择：电流互感器的额定电压不得低于其安装回路的电网额定电压，即（5-12）（2）额定电流的选择：电流互感器的额定电流不得低于其所在回路的最大持续工作电流，即（5-13）为了保证电流互感器的准确级，应尽可能接近110kv侧电流互感器的选择额定电压：额定电流：查表，选用选LCWD－110－(50~100)～(300~600)/5型，如下表所示：表5-5LCWD－110－(50~100)～(300~600)/5技术参数型号额定电流比(A)级次组合准确级次二次负荷(Ω)10%倍数1s热稳定倍数动稳定倍数1级3级二次负荷(Ω)倍数LCWD-110(50-100)～(300-600)/5D1.220.8307515011.241.215因为 ，，所以35kv侧电流互感器的选择额定电压：额定电流：查表，选用型，如下表所示：表5-6LCWDL－35－2×20～2×300/5技术参数型号额定电流比(A)级次组合准确级次二次负荷(Ω)10%倍数1s热稳定倍数动稳定倍数0.5级1级二次负荷（Ω)倍数LCWDL-352×20～2×300/50.5275135D215因为 ，，所以5.3.2电压互感器的选择（一）110kv侧电压互感器的选择1．一次电压： 2．二次电压：3．准确等级：1级查表，选择JCC－110型，如下表所示：表5-7JCC－110技术参数型式额定变比在下列准确等级下额定容量(VA)最大容量(VA)1级3级单相JCC-11050010002000（二）35kv侧电压互感器的选择1．一次电压： 2．二次电压：3．准确等级：1级由以上查表，选择JDJ－35型，如下表所示：表5-8JDJ－35技术参数型式额定变比在下列准确等级下额定容量(VA)最大容量(VA)0.5级1级3级单相JDJ-3535000/10015025060012005.4配电装置配电装置是发电厂和变电所的重要组成部分。它是按主接线的要求，由开关设备、保护和测量电器、母线装置和必要的辅助设备构成，用来接受和分配电能的装置。5.4.1配电装置的基本要求(1)保证运行安全可靠；(2)便于操作、巡视和检修；(3)保证工作人员的安全；(4)力求提高经济性；(5)具有扩建的可能性。5.4.2配电装置的种类及应用(1)普通中型配电装置，施工、检修和运行都比较方便，抗震能力好，造价比较低，缺点是占地面积较大。(2)半高型配电装置，占地面积为普通中型的47%而总投资为普通中型的98.2%，同时，该型布置在运行检修方面除设备上方有带电母线外，其余布置情形与中型布置相似。(3)高型配电装置，一般适用于220kV及以上电压等级。综上所述本变电站配电装置设计如下：本变电站有二个电压等级，110kV侧单母分段带旁路母线接线，采用屋外中型单列布置,架空进出线；35kV侧单母线分段母线接线，采用屋内成套高压开关柜布置，电缆出线。变压器继电保护设计6.1变压器保护的配置原则变压器一般装设下列继电保护装置（一）相间短路保护反应变压器绕组和引出线的相同短路的纵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出线的接地短路以及绕组闸短路也能起到保护作用。（二）反应变压器油箱内部故障和油面降低的瓦斯保护。（三）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：（1）过电流保护。（2）复合电压（包括负序电压及线电压）起动的过电流保护。（四）中性点直接接地电网中的变压器外部接地短路时的零序电流保护。（五）过负荷保护对于400kVA及以上的变压器，当数台并列运行或单独运行并作为其他负荷的备用电源时，应根据可能过负荷的情况装设过负荷，对自耦变压器和多绕组变压器，保护装置，应能反应公共绕组及各侧过负荷的情况。6.2变压器的继电保护变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来研总的影响。同时大容量的电力变压器也是十分贵重的元件，因此，必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好，工作可靠的继电保护装置。变压器的故障可分为油箱内部故障和油箱外部故障，油箱内部故障包括相间短路，绕组的匝数短路和单相接地短路，外部故障包括引线及套管处会产生各相间短路和接地故障。变压器的不正常工作状态主要是由外部短路或过负荷引起的过电流油面降低和过励磁等。对于上述故障和不正当工作状态，根据DL400--91《继电器保护和安全起动装置技术规程》的规定，变压器应装设以下保护：1、瓦斯保护为了反应变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的保护。它反应于油箱内部所产生的气体或油流而动作。其中轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于跳开变压器各侧电源断路器。2、纵差动保护为了反应变压器绕组和引出线的相间短路以及中性点直接接地电网侧绕组和引线的接地短路及绕组匝间短路，应装设纵差保护或电流速动保护。纵差动保护适用于并列运行的变压器，容量为6300KVA以上时；单独运行的变压器，容量为10000KVA以上时；发电厂常用工作变压器和工业企业中的重要变压器，容量为6300KVA以上时。3、复合电压启动的过电流保护为了反映外部短路引起的变压器过电流和作为变压器主保护的后备保护，根据变压器容量的不同和系统短路电流的不同，须装设不同的过电流保护。三绕组变压器在外部故障时，应尽量减小停电范围，因此在外部发生短路时，要求仅断开故障侧的断路器，而使另外两侧继续运行。而当内部发生故障时，保护应起到后备作用。复合电压启动的过电流保护，既能反应不对称短路的故障，也能反应对称短路的故障；并且其灵敏度也较高。6.3变压器的继电保护及整定计算1、瓦斯保护轻瓦斯保护的动作值采用气体体积表示。通常气体体积的整定范围为250-350.对于容量在10MVA以上的变压器，整定值多采用250，气体体积的调整可通过改变重锤的位置来实现。重瓦斯保护的动作值采用油流流速表示。一般整定范围在0.6-1.5m/s，在整定流速时均以导油管中油速为准，而不依据继电器处的流速。根据运行经验，管中油流速度整定为0.6-1.5m/s时，保护反映变压器内部故障是相当灵敏的。但是，在变压器外部故障时，由于穿越性故障电流的影响，在导油管中油流速度为0.4-0.5m/s。因此，为了防止穿越性故障时瓦斯保护误动作，可将油流速度整定为1m/s左右。瓦斯保护的主要优点是能反映变压器油箱内各种故障，灵敏度高，结构简单，动作迅速。但它的缺点是不能反映变压器油箱外故障如变压器引出端上的故障或变压器与断路器之间连接导线的故障。因此，瓦斯保护不能作为变压器唯一的主保护，须与差动保护配合共同作为变压器的主保护。2、纵联差动保护变压器的纵联差动保护用来反映变压器绕组、引出线上的各种短路故障，是变压器的主保护之一。变压器的纵差动保护的工作原理与线路纵差保护的工作原理相同，都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小，即比较相量。要实现变压器的纵差动保护，必须适当选择两侧电流互感器的变比，使其比值等于变压器的变比。引起变压器纵联差动保护准确工作的因素主要流过差动回路中的不平衡电流。这些不平衡电路主要有：由变压器两侧接线不同产生的不平衡电流；由变压器调节分接头产生的不平衡电流；变压器两侧电流互感器型号不同产生的不平衡电流；变压器的励磁涌流。（1）纵差动保护的整定计算：躲过外部短路时的最大不平衡电流，即（6-1）式中，——可靠系数，取1.3——变压器外部短路时差动回路中最大的不平衡电流，其值为：式中，——由于采用的电流互感器变比或平衡线圈的匝数与计算值不同，所引起的相对误差；单相变压器，Yd11接线的三相变压器——有变压器带负荷调压所引起的相对误差，去电压调整范围的一半；0.1电流互感器允许的最大相对误差；——考虑短路电流非周期分量影响系数，去1.5—2；——电流互感器同型系数，取值为1——保护范围外最大电流b）躲过变压器最大的励磁涌流，即（6-2）式中，——可靠系数，取1.3——变压器的额定电流——励磁涌流的最大倍数（即励磁涌流与变压器的额定电流的比值），取4—8.由于变压器的励磁涌流很大，实际的纵差保护通常采用其他措施来减少它的影响：一种是采用具有速饱和变流器的差动继电器（BCH2型），可以减少励磁涌流产生的不平衡电流，此时取=1；另一种通过鉴别短路电流和励磁涌流波形的差别，在励磁涌流时将差动保护闭锁，此时在整定时可以不考虑励磁涌流的影响，此时取=0，不考虑C）躲过电流互感器二次回路断线时的最大负荷电流，即（6-3）式中，——可靠系数，取1.3；——变压正常运行时的最大负荷电流。在最大负荷电流不确定时，可取变压器额定电流。变压器某侧电流互感器二次回路断线时，另一侧电流互感器的二次电流全部流入差动继电器中，要引起保护的误动作。有的差动保护采用断线的措施，在电流互感器二次回路断线时将其差动保护闭锁，此时可以不考虑这个条件。取上述整定值大的作为保护动作电流的整定值。所有电流指的都是二次侧的值。（2）灵敏系数校验纵差动保护灵敏系数按下式校验，即（6-4）式中，为各种运行方式下变压器保护范围内部故障时，流经差动继电器的最小差动电流；灵敏系数一般不应低于2不满足灵敏度要求时，需要采用具有制动特性的差动继电器。第七章防雷与接地方案的设计7.1防雷保护在自然界的雷击中，会使设备产生过电压、损坏绝缘等，给电力用户带来严重危害。因此，必须对变电站采取防雷措施。7.1.1防雷保护的特点(1)变电站属于“集中型”设计，直接雷击防护以避雷针为主；(2)变电站设备与架空输电线相联接，输电线上的过电压波会运动至变电站，对电气设备过程威胁。因此变电站要对侵入波过电压进行防护，主要手段是避雷器；(3)变电站内都安装有贵重的电气设备，如变压器等，这些电气设备一旦受损，一方面会对人民的生活和生产带来巨大损失，造成严重后果；另一方面，这些设备的修复困难