110kV变电站的电气部分设计

西安工程大学毕业设计（论文）VI第1章概述1.1系统概述1.1.1工程建设的必要性兴和县南端没有110kV变电站，供电仅靠35kV变电站供电，受35kV变电站供电半径和变电容量限制，兴和县南端的大量采矿负荷无法接入，县里的资源优势转化不成经济优势，经济的发展受到了严重的制约。兴和110kV变电站的加成不但能明显提高该地区的供电可靠性。而且解决该供电区内供电能力不足的问题，有效地提高供电可靠性，从而使当地经济发展不再受供电能力限制，为该地区经济建设和继续招商引资提高条件。1.1.2工程概述新建大同夭110kV变电站离最近的220kV变电站为团结变电站，因此、本站本期接入团结220kV变电站。本方案由团结220kV变电站的110kV母线出线。(1)所址位置及地理条件根据由内蒙古电力集团农电部《兴和大同夭110kV输变电工程可行性研究报告》的审核意见，确定本站位于大同夭东，靠近兴和—石墨矿公路，公路距站400米左右，站址占地为平缓荒地，远离城建规划区，对环境无不良影响，变电站位置便于附近35kV配网的接入。海拔高度：1370米。(2)所区主要设计依据年平均气温：5℃极端最高气温：36℃极端最低气温：-34℃最大风速：25m/s冬季采暖室外计算温度：-11.7℃冬季室外风速：2.7m/s夏季室外风速：2.9m/s冬季大气压：9.05×104pa夏季大气压：8.93×104pa基本风压：0.48kN/基本雪压：0.35kN/1.1.3接入系统（1）接入系统说明团结220kV变电站110kV设备区110kV现在出现情况见附图《团结变110kV电气总平面布置图》，由附图1可知，占用团结110kV设备区西起第四个备用出线间隔。（2）团结220kV变电站概况1）主变：15万kVA两台；220kV/110kV/35kV；容量比：100/100/100。2）220kV部分：进线1回；单母线接线。3）110kV部分：出线4回；单母线接线。4）35kV部分：出线6回；带分支的单母线接线。5）2009年度变电站最大负荷17万千瓦，满足本期本站负荷接入的需求。（3）系统二次部分1）新增二次设备。包括：110kV线路保护屏1面（安装在49#屏位）；110kV线路测控装置1台（安装在6#屏上）；110kV电度表1块（安装在20#屏上）。2）其它说明：本期二次回路应接入原综自、五防、集控站、调度站、故障录波、110kV母线保护等回路。3）系统保护：110kV线路在团结变电站侧安装1套110kV线路保护，保护按三段式距离和四段零序配置。1.1.4变电所变电所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)根据变电站的性质可分为升压和降压变电站：1）升压变电站是将发电厂发出的电能进行升压处理，便于大功率和远距离输送。2）降压变电站是对电力系统的高电压进行降压处理，以便电气设备的使用。(2）变电所根据它在系统中的地位，可分为下列几类:1）枢纽变电所：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的变电所，称为枢纽变电所。全所停电后，将引起系统解列，甚至出现瘫痪。2）中间变电所：高压侧以交换潮流为主，起系统交换功率的作用，或使长距离输电线路分段，一般汇集2～3个电源，电压为220～330kV，同时又降压供当地用电，这样的变电所起中间环节的作用，所以叫中间变电所。全所停电后，将引起区域电网解列。3）地区变电所：高压侧一般为110～220kV，向地区用户供电为主的变电所，这是一个地区或城市的主要变电所。全所停电后，仅使该地区中供电停电。4）终端变电所：在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧电压为110kV，经降压后直接向用户供电的制造变电所，即为终端变电所。本次设计以实际工程技术水平为基础，以变电站实际资料为背景，从原始资料的分析做起，内容包括选择变电所的主变压器的容量、台数和形式，选择待设计变电所主要电气设备及其各项参数，并且通过计算，详细的校验了不同设备的热稳定和动稳定。同时经过变压器的选择和变电所所带负荷情况，确定本变电所电气主接线形式的确定及所选设备的型号并绘制变电所的电气平面布置图（见附录1）和电气主接线图（见附录2）。1.2负荷统计负荷统计表1-1:表1-1负荷统计表电压等级负荷名称最大负荷(kW)回线数35kV店子70001高庙子82001石墨矿27001店子矿区3000110kV农业生产5001前夭铁矿10001三道沟铜矿10001空心砖厂8001西沟掌铁矿10001兴隆庄喷灌劝8001其他300011.3主变压器的选择1.3.1主变压器选择的原则（1）主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等综合因素考虑确定。（2）主变压器容量一般按变电所、建成后5～10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期的负荷发展。（3）在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得跔容量的备用电源时，可装设一台主变压器。（4）装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于70%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。1.3.2主变容量和台数的选择本站装设两台主变压器。对于有两台变压器的变电站，通常采用等容量的变压器，每台主变压器的容量应满足：总计算负荷的80%（2）正常情况下两台变压器并列运行，各承担最大负荷的50%系统最大负荷为则变压器容量，因为选择变压器时要留有10%的裕量，所以最终选择的变压器容量为40MVA。所用选择原则:为满足整流操作电源、强迫油循环变压器、无人值班等的需要，装设两台所用变压器，所用容量的确定一般考虑站用负荷为变电站负荷的0.1%~0.5%计算，这里取0.25%,可得:经查设备手册，每台站用变压器容量为100kVA。1.3.3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。当不受运输条件限制时，330kV及以下的发电厂或变电所，均采用三相变压器。因此本变电站采用三相变压器。1.3.4主变绕组接线组别的选择本站具有三个电压等级，且通过主变各侧的绕组功率均达到该变压器容量的15%以上，故本变电站变压器采用三绕组变压器。变压器的绕组连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行，同时变压器绕组的连接方式还要考虑三次谐波的影响。考虑上述因素，本站主变压器绕组连接方式为YNyn0d11接线。1.3.5主变冷却方式的选择由于本站主变容量比较大，在运行过程中发热较大，为了保证变压器的安全、可靠运行，主变压器要采用正确的冷却方式。本站主变采用油浸自冷方式进行冷却。油浸自冷式冷却方式不需要辅助风扇的电源，没有风扇所产生的噪音，散热器可直接接在变压器油箱上，维护简单。1.3.6主变中性点接地方式的选择主变压器中性点接地方式可以分为以下三种：中性点不接地、经消弧线圈接地和直接接地。（1）变压器中性点接地系统优点：对变压器中性点接地系统，若发生某单相接地，另两相电压不升高，这样可使整个系统绝缘水平降低；另外，单相接地会产生较大的短路电流Is，从而使保护装置（继电器、熔断器等）迅速准确地动作，提高了保护的可靠性。缺点：对电源中性点接地系统，由于单相短路电流Is很大，开关及电气设备等要选择较大容量，并且还能造成系统不稳定和干扰通讯线路等。变压器中性点不接地系统优点：对变压器中性点不接地系统，由于限制了单相接地电流，对通讯的干扰较小；另外单相接地可以运行一段时间，提高了供电的可靠性。缺点：对变压器中性点不接地系统，当一相接地时，另两相对地电压升高倍，易使绝缘薄弱地方击穿，从而造成两相接地短路。我国110kV及以上电网一般采用中性点直接接地方式，因此本变电站主变中性点采用经接地刀闸直接接地方式。1.3.7变选择结果所用主变压器选择的参数如表1-2：所用变压器选择的参数如表1-3：表1-2主变压器的参数项目技术参数变压器型号SSZ11-40000/110额定容量40000kVA电压比110(8*1.5%)/38.5(2*2.5%)/10.5短路阻抗U1-3=17.5%,U1-2=10.5%,U2-3=6.5%联结组别YNyn0d11调压方式有载调压冷却方式自冷式表1-3所用变压器参数型号额定容量（kVA）额定电压（kV）联结组损耗（kW）空载电流（%）阻抗电压（%）高压低压空载负载SC11-10010010.50.4D,yn110.352.151.54其中1#站用变压器容量为100kVA的变压器，安装在10kV母线上；2#站用变压器容量为100kVA的变压器，采用施工电源变压器作为永临结合使用，安装在站外，由低压电缆引入本站站用电屏上。1.4无功功率的补偿10kV电压等级短路电流水平选择为31.5kA。无功功率的补偿可以保证电压质量、减少网络中的有功功率的损耗和电压损耗，同时对增强系统的稳定性有重要意义。1.4.1无功补偿装置的类型无功补偿装置可分为两大类：串联补偿装置和并联补偿装置。目前常用的补偿装置有：静止补偿器、同步调相机、并联电容器。1.4.2常用的三种补偿装置的比较及选择这三种无功补偿装置都是直接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变配电所的母线上。（1）同步调相机同步调相机相当于空载运行的同步电动机在过励磁时运行，它向系统提供无功功率而起到无功电源的作用，可提高系统电压。装有自动励磁调节装置的同步调相机，能根据装设地点电压的数值平滑地改变输出或汲取的无功功率，进行电压调节。特别是有强行励磁装置时，在系统故障情况下，还能调整系统的电压，有利于提高系统的稳定性。但是同步调相机是旋转机械，运行维护比较复杂。它的有功功率损耗较大。小容量的调相机每千伏安容量的投入费用也较大。故同步调相机宜于大容量集中使用，容量小于5MVA的一般不装设。在我国，同步调相机常安装在枢纽变电所，以便平滑调节电压和提高系统稳定性。（2）静止补偿器静止补偿器由电力电容器与可调电抗并联组成。电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，根据调压需要，通过可调电抗器吸收电容器组中的无功功率，来调节静止补偿其输出的无功功率的大小和方向。静止补偿器是一种技术先进、调节性能、使用方便、经纪性能良好的动态无功功率补偿装置。静止补偿器能快速平滑地调节无功功率，以满足无功补偿装置的要求。与同步调相机比较，静止补偿器运行维护简单，功率损耗小，能做到分相补偿以适应不平衡负荷的变化，对冲击负荷也有较强的适应性，因此在电力系统得到越来越广泛的应用。（但此设备造价太高，不在本设计中不宜采用）。（3）电力电容器电力电容器可按三角形和星形接法连接在变电所母线上。它所提供的无功功率值与所节点的电压成正比。电力电容器的装设容量可大可小。而且既可集中安装，又可分散装设来接地供应无功率，运行时功率损耗亦较小。此外，由于它没有旋转部件，维护也较方便。为了在运行中调节电容器的功率，也可将电容器连接成若干组，根据负荷的变化，分组投入和切除。综合比较以上三种无功补偿装置后，选择并联电容器作为无功补偿装置。1.4.3并联电容器装置的分组（1）分组原则1）并联电容器装置的分组主要有系统专业根据电压波动、负荷变化、谐波含量等因素确定。2）对于单独补偿的某台设备，例如电动机、小容量变压器等用的并联电容器装置，不必分组，可直接与设备相联接，并与该设备同时投切。对于110kV—220kV、主变代有载调压装置的变电所，应按有载调压分组，并按电压或功率的要求实行自动投切。3）终端变电所的并联电容器设备，主要是为了提高电压和补偿变压器的无功损耗。此时，各组应能随电压波动实行自动投切。投切任一组电容器时引起的电压波动不应超过2.5%。（2）分组方式1）并联电容器的分组方式有等容量分组、等差容量分组、带总断路器的等差容量分组、带总断路器的等差级数容量分组。2）各种分组方式比较等差容量分组方式：由于其分组容量之间成等差级数关系，从而使并联电容器装置可按不同投切方式得到多种容量组合。既可用比等容量分组方式少的分组数目，达到更多种容量组合的要求，从而节约了回路设备数量。但会在改变容量组合的操作过程中，会引起无功补偿功率较大的变化，并可能使分组容量较小的分组断路器频繁操作，断路器的检修间隔时间缩短，从而使电容器组退出运行的可能性增加。因而应用范围有限。等容量分作方式，是应用较多的分作方式。综上所述，在本设计中，无功补偿装置分组方式采用等差容量分组方式。1.4.4并联电容器装置的接线方式并联电容器装置的基本接线分为星形（Y）和三角形（△）两种。经常使用的还有由星形派生出来的双星形，在某种场合下，也采用有由三角形派生出来的双三角形。从《电气工程电气设计手册》（一次部分）可知，应采用双星形接线。因为双星形接线更简单，而且可靠性、灵敏性都高，对电网通讯不会造成干扰，适用于10kV及以上的大容量并联电容器组。中性点接地方式：对该变电所进行无功补偿，主要是补偿主变和负荷的无功功率，因此并联电容器装置装设在变电所低压侧，故35kV、10kV侧均采用中性点不接地方式。本期变压器无功功率补偿在10kV侧进行补偿，补偿容量按照每台主变容量的15%进行补偿（容量为6Mvar，分两组投切），电容器的限流及抗谐振功能由电抗器完成，串联电抗器容量按照电容器容量的6%考虑，分别接在10kV的两段母线上，本期装设1组，电容器组采用单星形接线。第2章电气主接线的设计2.1电气主接线的选择2.1.1电气主接线的基本要求电气主接线是指由规定的各种开关电器、电力变压器、母线、导线、避雷器等电气设备依一定的次序相连接的接受和分配电能的电路。而用规定的电气设备图形符号和文字符号并按照工作顺序排列，详细地表示电气设备或成套装置的全部基本组成和连接关系的单线接线图，称为主接线电路图。主接线可分为有母线接线和无母线接线两类。有母线接线分为单母线接线和双母线接线；无母线接线分为单元式接线、桥式接线和多角形接线。主接线的选择直接影响到电力系统运行的可靠性，灵活性，并对电器选择，配电装置布置，继电保护，自动装置和控制方式的拟定都有决定性的关系。因此，主接线的正确、合理设计，必须综合处理各方面因素，经技术、经济比较后方可确定。变电所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。其主接线形式直接影响整个电力系统能否良性运行，在设计时必须按照国家经济建设的方针政策和生产运行的实践经验，结合具体工程情况，尽可能地积极稳妥地采用新技术、新设备，经过全面的技术经济比较做到经济合理安全适用。为此，电气主接线必须满足下列要求：(1)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，避免变电所全部停电，以及能否保证对重要用户的供电。(2)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，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。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)操作应尽可能简单、方便(4)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，使其尽地发挥经济效益。(5)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，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能。2.1.2电气主接线的分类(1)单母线接线如图2-1:优点：简单清晰、设备少、投资少、运行操作方便，且有利于扩建等。缺点：可靠性和灵活性较差，当母线或母线隔离开关故障或检修时，必须断开它所接的电源；与之相接的所有电力装置，在整个检修期间的均需停止工作。一般只使用于一台发电机或一台主变压器的以下三种情况：1）6～10kV配电装置的出线回路数不超过5回。2）35～63kV配电装置的出线回路数不超过3回。3）110～220kV配电装置的出线回路数不超过2回。图2-1单母线接线(2)单母线分段接线如图2-2:优点：可以保证重要用户的不间断供电，母线段或母线隔离开关检修时，只停该段，其他段可以继续供电。缺点：增加了投资和占地面积，扩建时须向两端均匀扩建。1）6～10kV配电装置的出线回路数为6回及以上时。2）35～63kV配电装置的出线回路数为4～8回时。3）110～220kV配电装置的出线回路数为3～4回时。图2-2单母线分段接线(3)双母线分段接线如图2-3:优点：可以轮回检修母线而不影响供电，在检修任一回路的母线隔离开关时，只需停该回路。运行灵活且扩建方面。缺点：一组检修，另一组母线若故障将造成全停电事故，任一台断路器检修时该回路停电。1）6～10kV配电装置，当短路电流较大、出线需要带电抗器时。2）5～63kV配电装置，出线回路数超过8回时，连接的电源较多、负荷较大时。3）10～220kV配电装置出线回路数为5回及以上时，或当110～220kV配电装置在系统中居于重要地位，出线回路数为4回及以上时。图2-3双母线接线(4)桥型接线桥型接线的特点：一般当只有两台变压器和两条输电线路时，采用桥型接线。高压断路器数量少，是比较经济的接线，四个元件只需要三台断路器，线路的投入和切除操作方便，线路故障是仅将故障线路断路器断开，其它线路和变压器不受影响。现将内桥接线和外桥接线作以比较。1）内桥优点：高压断路器数量少，四个元件只需要三台断路器。缺点：变压器器投切较复杂，需操作两台断路器并影响一回路暂时停电。连接桥断路器检修时两个回路需解列运行。出线断路器检修时，出线在此期间停运。适用范围：容量较小的发电厂或变电所，并且变压器不经常切换或线路较长、故障率较高。2）外桥优点：高压断路器数量少，四个元件只需要三台断路器。缺点：线路投切较复杂，需要操作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。连接桥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，变压器停运。适用范围：容量较小的发电厂或变电所，并且变压器切换较频繁或线路较短，故障率较小的情况，线路有穿越功率时采用此接线，因为穿越功率只流过一个断路器，断路器检修时对此功率影响小。根据实际情况，110kV有两回路进线，有穿越功率流过，110kV侧选用外桥型接线。2.1.3电气主接线设计的原则电气主接线设计的基本原则是以工程任务书为依据，以国家的经济建设方针政策、技术规定标准为准，在满足可靠性、灵敏性、经济性、扩建可能性，兼顾运行维护方便就近取材，节省投资，少占良田。根据《35~110kV变电所设计规程》规定：（1）变电站主接线应根据变电站在电网中的地位，出线回路数，设备特点及负荷性质等条件确定，并应满足供电可靠性，运行灵活，操作检修方便，节约投资和便于扩建等需要。（2）当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。（3）35—110kV线路超过两回时，宜采用扩大桥形，单母线或分段单母线的接线。35—63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。（4）在采用单母线、分段单母线或双母线的35—110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。（5）当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线，主变压器35—110kV回路中的断路器，采用断路器的主接线不宜设旁路设施。（6）当变电所装有两台主变压器时，6—10kV侧宜采用分段单母线，线路为12回及以上时，亦可采用双母线，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6—35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。（7）当需要限制变电所6—10kV线路的短路电流时，可采用以下措施：变压器分列运行，采用高阻抗变压器，在变压器回路中装电抗器.（8）接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关，对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。2.2主接线方案的选择按兴和电力公司提供的《兴和县大同夭及周边负荷情况说明》。本站主变压器采用三绕组有载调压变压器。主变压器参数按GB/T6451-1990《三相油侵式电力变压器技术参数和要求》和有关规程规范要求设计。变电站本期安装40兆伏安主变压器1台，远期2台。电压等级100/35/10kV，容比量100%/100%/100%（1)110kV进、出线本期1回进线，远期2回进出线。主接线远期采用内桥接法，本期采用线路变压器组接线方式，装设PT间隔1组，进线采用架空线路。（2)35kV进、出线35kV侧最终规模为单母线分段接线形式（架空出线6回），本期采用单母线接线。本期35kV架空出线3回（高庙子、店子、店子矿区），主变进线1回，装设1组母线设备，建设母线Ⅱ段（三跨），分段间隔本期不上设备，采用导线直接连接。（3)10kV进、出线10kV侧最终规模为单母线分段接线形式（架空出线6回）本期采用单母线接线。10kV出线7回(大同夭、前夭铁矿、三道沟铜矿、西沟长铁矿、新隆庄、备用2回)，1回主变进线，1回所回，装设1组母线设备，1回电容出线。（4)变压器无功补偿在10kV侧进行补偿，补偿容量按照每台主变容量的15%进线补偿（容量6Mvar，分两组投切），电容的限流及抗谐振功能由电抗器完成，串联电抗器容量按电容器容量的6%考虑，分别接在10kV的两段母线上，本期装设1组，电容器组采用单星型接线。（5)主变压器110kV侧中性点采取避雷器加保护间隙保护，经隔离开关接地。35kV侧中性点本期按不接地方式考虑，预留消弧线圈接线位置。本设计中待设变电站通过双回110kV架空线路向变电所供电，35kV出线回路数为6回，10kV出线回路数为14回。根据《35~110kV变电所设计规程》规定，初步确定两种主接线方案：方案一：110kV侧采用单母线分段接线，35kV侧采用双母线分段接线，10kV采用单母线分段接线见图2-4。方案二：110V侧采用单母线分段接线，35kV侧采用单母线分段接线，10kV采用单母线分段接线如图2-5。图2-4方案一图2-5方案二主接线方案比较见表2-1：表2-1主接线方案的比较比较项目技术比较方案一方案二技术110kV侧采用单母线分段接线的方式，供电可靠，调度灵活，扩建方面。35kV、10kV侧采用单母线分线接线，对重要用户可从不同段引出两个回路，当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常母线供电不间断，即保证对重要用户的供电。任一断路器检修时该回路必须停止工作。供电可靠调度灵活扩建方面母线故障或检修时隔离开关作为操作电器使用，容易误操作经济占地少、设备少设备多配电装置复杂、投资和占地面积大由《电力工程电气设计手册》第二章第二节中的规定可知：当35—63kV配电装置出线回路数为4—8回，采用单母分段连接，负荷能够符合要求，且单母线供电可靠，还能为远期建设做准备，故选方案二。第3章短路的计算3.1短路计算的目的及假设3.1.1短路电流计算的目的(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接线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情况下都能安全、可靠地工作，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)在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件检验软导线的相间和相对地的安全距离。(4)在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。(5)按接地装置的设计，也需用短路电流。3.1.2短路电流计算的一般规定(1)验算导体和电气设备动稳定、热稳定以及开断电流所用的短路电流，应按工程的设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划（一般为本期工程建成后5～10年）。确定短路电流计算时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应仅按在切换过程中可能并列运行的接线方式。(2)选择导体和电气设备的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的导步电机的影响和电容补偿装置放电电流的影响。(3)选择导体和电气设备时，对不带电抗器回路的计算短路点，应按选择在正常接线方式时短路电流为最大的地点。(4)导体和电气设备的动稳定、热稳定以及开断电流按最大短路电流验算，一般三相或者单相短路电流较大。3.1.3短路计算基本假设(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角相同。(3)电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化。(4)不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。(5)元件的电阻略去，输电线路的电容略去不计，及不计负荷的影响。(6)系统短路时是金属性短路。3.2短路电流计算的步骤目前在电力变电站建设工程设计中，计算短路电流的步骤如下：(1)选择要计算短路电流的短路点位置。(2)按选好的设计接线方式画出等值电路图网络图。1）在网络图中，首选去掉系统中所有负荷之路，线路电容，各元件电阻。2）选取基准容量和基准电压。3）将各元件电抗换算为同一基准值的标么电抗。4）由上面的推断绘出等值网络图。(3)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。(4)计算短路电流的冲击值。1）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。2）短路电流冲击值。3.3短路电流计算及计算结果等值网络制定及短路点选择：根据前述的步骤，针对本变电所的接线方式，把主接线图画成等值网络图如图3-1所示：~为选择的短路点，选取基准容量=100MVA，由于在电力工程中，工程上习惯性标准一般选取基准电压:3.4限流措施3.4.1电力系统可以采用的限流措施(1)提高电力系统的电压等级。图3-1等值网络图(2)直流输电。(3)在电力系统的主网加强联系后，将次级电网整环运行。(4)在允许的范围内，增大系统的零序阻抗。3.4.2发电厂和变电所可以采用的限流措施(1)发电厂中，在发电机电压母线分段回路中安装电抗器。(2)变压器分裂运行。(3)变电所中，在变压器回路中装设分裂电抗器或电抗器。(5)采用低压侧为分裂绕组的变压器。(6)出线上装设电抗器。第4章电气设备和导体的选择4.1电气设备的选择原则

电气设备的选择应遵循以下两个原则：按正常工作状态选择和按短路状态校验。（1）按正常工作状态选择电气设备1）额定电压：电气设备的最高允许工作电压不得低于装设回路的最高运行电压。导体和电器的最高工作电压一般为(1.1～1.15)额定电压,而实际电网的最高运行电压一般不超过额定电压，因此，一般可以按照电气设备的额定电压不低于装设地点的电网的额定电压。2）额定电流：所选电气设备的额定电流不得低于装设回路最大持续工作电流。计算回路的额定电流应该考虑回路中各种运行方式下的在持续工作电流。变压器回路考虑在电压降低5％时出力保持不变，所以，母联断路器回路一般可取变压器回路总的短路电流。出线回路应该考虑出线最大负荷情况下的。3）环境条件对设备选择的影响：当电气设备安装地点的环境条件如温度、风速、污秽等级、海拔高度、地震烈度和覆冰厚度等超过一般电气设备使用条件时应采取措施。电气设备的额定电流是指在基准环境温度下，能允许长期通过的最大工作电流。此时电气设备的长期发热温升不超过其允许温度。我国生产的电气设备一般使用的额定环境温度为，所以周围的环境温度应该在电气设备额定环境温度的范围之内。（2）按短路状态校验1）热稳定校验：当短路电流通过所选的电气设备时，其热效应不应该超过允许值： （式4-1）式中：—短路电流产生的热效应—电气设备允许通过的热效应2）动稳定校验：所选电气设备通过最大短路电流值时，不应因短路电流的电动力效应而造成变形或损坏： （式4-2）式中：—短路冲击电流—电气设备允许通过的动稳定电流4.1断路器和隔离开关的选择高压断路器和隔离开关是发电厂与变电站当中主系统的重要开关电器。4.1.1高压断路器的选择高压断路器主要功能是：正常运行时倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，起控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路、保证无故障回路正常运行，起保护作用。高压断路器最大特点是能断开电气设备及装置在检修工作时的安全，不能用于切除、投入负荷电流或开断短路电流。选择高压断路器应满足有以下几个方面的要求：（1）断路器在额定条件下（额定电压、额定电流）可以长期工作。（2）应有足够的开断能力，并保证有足够的热稳定和动稳定（开断电流、额定关合电流、极限通过电流、热稳定电流）。（3）具有尽可能短的开断时间，这对减少电网的故障时间、减轻故障设备的损害、提高系统稳定性都是有利的。（4）结构简单、价格低廉、体积小、重量轻、便于安装。4.1.2隔离开关的选择隔离开关作为发电厂和变电站中常用的开关电器，主要是用来隔离电源，进行倒闸操作的，还可以拉、合小电流电路。在检修高压电器时，将被修理的设备与其他带电的部分可靠地断开并构成明显的断开点，以保证检修时的安全。（1）隔离开关的作用隔离开关的工作特点是在有电压、无负荷电流情况下分、合电路。其主要功用为：1）隔离电压：在检修电气设备时，用隔离开关将被检修的设与电源电压隔离，以确保检修的安全。2）倒闸操作：投入备用母线或旁路母线以及改变运行方式时，常用隔离开关配合断路器，协同操作来完成。3）分、合小电流：因隔离开关具有一定的分、合小电流和电容电流的能力，故一般可用来进行以下操作：分、合避雷器、电压互感器和空载母线；分、合励磁电流不超过2A的空载变压器；关合电容电流不超过5A的空载线路。隔离开关与短路器相比，额定电压、额定电流的选择及短路动稳定、热稳定校验的项目相同。但由于隔离开关不用来接通和切除短路电流，故无需进行开断电流的校验。（2）隔离开关的选择原则选择隔离开关时应满足以下基本要求：1）隔离开关分开后应具有明显的断开点，易于鉴别设备是否与电网隔开。2）隔离开关断开点之间应有足够的绝缘距离，以保证过电压及相间闪络的情况下，不致引起击穿而危及工作人员的安全。3）隔离开关应具有足够的热稳定性、动稳定性、机械强度和绝缘强度。4）隔离开关在跳、合闸时的同期性要好，要有最佳的跳、合闸速度，以尽可能降低操作时的过电压。5）隔离开关的结构简单，动作要可靠。6）带有接地刀闸的隔离开关，必须装设连锁机构，保证隔离开关的正确操作。选取条件 （式4-3）其中：为所统计电压侧负荷容量，为额定电压，为最大持续电流隔离开关选择的计算方式与断路器相同，通过计算可得下表4-1：表4-1隔离开关的选择型式型号额定电压（kV）额定电流(A)110kV侧水平开启式GW4-110(W)/2000110200035kV侧水平开启式GW4-35(W)/160035160010kV侧水平开启式GW4-10(W)/12501012504.2互感器的选择4.2.1电流互感器的选择（1）参数选择电流互感器应按下表所列技术条件选择，并按表中使用环境条件校验。所选择的电流互感器应满足继电保护，自动装置和测量仪表的要求。电流互感器主要技术参数见表4-2所示：表4-2电流互感器主要技术参数表项目参数技术条件正常工作条件一次回路电压、一次回路电流、二次回路电流、二次侧负荷、准确度等级、暂态特性、二次级数量、机械荷载短路稳定性动稳定倍数、热稳定倍数承受过电压能力绝缘水平环境条件环境温度、最大风速、相对湿度、海拔高度、地震烈度1）电流互感器的二次侧电流有5A和1A两种。一般弱电系统用1A，强电系统用5A，当配电装置距离控制室较远时亦可考虑用1A。2）当一个二次绕组的容量不能满足要求是，可将两个二次绕组串联使用。3）二次绕组的数量决定于测量仪表、保护装置和自动装置的要求。一般情况下测量仪表与保护装置宜分别接于不同的二次绕组，否则应采取措施，避免互相影响。4）根据电流互感器装置处电压等级确定额定电压。（2）型式的选择1）3~20kV屋内配电装置的电流互感器，应根据安装使用条件及产品情况，采用瓷绝缘构成或树脂浇注绝缘结构。35kV及以上配电装置的电流互感器，宜采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立电流互感器，有条件时，应采用套管式电流互感器。2）当继电保护装置有特殊要求时，应采用专用的电流互感器，如系统继电保护中的快速保护应选用暂态特性好的互感器。3）选择母线式电流互感器时，尚应校验窗口允许穿过的母线尺寸。（3）电流互感器的校验1）动稳定性校验：电流互感器的动稳定性倍数是指电流互感器允许短时极限通过电流峰值与电流互感器一次侧额定电流峰值之比，即：（式4-4）电流互感器的动稳定性校验条件为：（式4-5）2）热稳定性校验：电流互感器的热稳定倍数是指在规定时间(通常取1s)内所允许通过电流互感器的热稳定电流与其一次侧额定电流之比，即： (式4-6)电流互感器的热稳定条件应为： (式4-7)4.2.2电压互感器的选择（1）参数选择电压互感器主要技术参数见表4-3:项目参数技术条件正常工作条件一次回路电压、一次回路电流、二次负荷、准确度等级、机械负荷承受过电压能力绝缘水平环境条件环境温度、最大风速、相对湿度、海拔高度、地震烈度表4-3电压互感器主要技术参数表（2）型式的选择电压互感器按下列使用条件选择：1）3-20kV屋内配电装置，宜采用油结构，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，当线路声装有载波通讯时，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器之间，不应有开断点。电压互感器的选择应满足继电保护、自动装置和测量仪表的要求，对于：3~20kV配电装置，宜采用油绝缘结构，也可采用树脂浇注绝缘结构的电磁式电压互感器。35kV配电装置，宜采用油浸绝缘结构的电磁式电压互感器。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。根据上述条件，选择如下：110kV：母线选单相、串级式、电容式电压互感器。35kV：母线选单相、户外式电压互感器。10kV：母线选单相、户外式电压互感器。4.3导体的选择110kV侧导线均采用软导线。110kV母线最大穿越功率为80~100MVA.35kV,10kV母线最大穿越功率按1.3倍主变压器容量计算。表4-4导体选择结果电压（kV）回路名称回路最大工作电流（A）选择导体导体截面选择的控制条件根数*型号载流量（A）110110kV进线440LGJ-240/30662由载流量控制主变进线220LGJ-240/30662经济电流密度其他设备引线LGJ-150/25487由电晕控制35母线9012*（LGJ-330/40）1375由载流量控制主变进线693LGJ-300/40754经济电流密度其他设备引线LGJ-150/25487由电晕控制10母线30022*(TMY-125*10)3816由载流量控制主变进线23092*(TMY-100*10)3249由载流量控制导线的选择原则：（1）母线的载流量按系统规划要求的最大流量考虑，按发热条件校验导线截面。（2）主变压器进线的导线截面积按经济电流密度选择。（3）各级电压设备引线按照回路最大电流选择导线截面，按发热条件校验。导体计算结果见表4-4：4.4绝缘水平（1）110kV电气设备的绝缘水平。110kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表4-4:表4-5110kV电气设备绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐受（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变高压侧480450200185其他电气550550230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间630265265（2）35kV电气设备的绝缘水平。35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表4-6:表4-635kV电气设备绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐受（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变高压侧2001858580其他电气1851859595断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118（3）10kV电气设备的绝缘水平。10kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表4-7:表4-710kV电气设备绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐受（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变高压侧75753535其他电气75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间85494.5避雷器的选择电气设备的绝缘配合基于避雷器的保护水平，设备承受的雷电过电压和操作过电压均由避雷器来限制，即选用设备的绝缘水平取决于避雷器保护性能。4.5.1避雷器型式选择（1）避雷器种类普通阀型避雷器由FS和FZ两种。FS型主要用于配电系统，FZ型主要用于发电厂和变电所，金属氧化锌避雷器比普通的阀型避雷器具有无序流，流通量大，结构简单，寿命长等优点。（2）避雷器选择条件1）额定电压：避雷器的额定电压必须与安装处的电力系统等级相同。2）灭弧电压：灭弧电压是保证避雷器能够在工频持续电流第一次经过零点零值时，根据灭弧条件与允许限制避雷器最高工频电压。3）放电电压：在工频放电电压要规定其上下限，如果太高意味着放电电压也高，将使其保护性能变坏；太低意味着灭弧电压降低，将会造成不能可靠地切断工频续流。4）残压：在防雷设计中以5kV以下的电压作为避雷器的最大残压。5）保护比：保护比等于残压与灭弧电压之比，它是说明避雷器保护性能的参数，越小表明保护性能高。综上所述，选择金属氧化锌避雷器：110kV侧采用Y10W-100/260W型避雷器35kV侧采用Y5WZ-51/134型避雷器10kV侧采用HY5WZ-17/45型避雷器4.5.2避雷器参数（1）110kV侧Y10W-100/260W型避雷器参数如表4-8:表4-8Y10W-100/260W型避雷器参数避雷器型号Y10W-100/260W避雷器额定电压（kV，有效值）100最大持续运行电压（kV,有效值）78操作冲击残压（kV，峰值）221雷击冲击（8/20us）10kA残压（kV,有效值）260雷击冲击（1/5us）10kA残压（kV,有效值）291(2)35kV侧Y5WZ-51/134型避雷器参数如表4-9:表4-9Y5WZ-51/134型避雷器参数避雷器型号Y5WZ-51/134避雷器额定电压（kV，有效值）51最大持续运行电压（kV,有效值）40.8操作冲击残压（kV，峰值）114雷击冲击（8/20us）5kA残压（kV,有效值）134雷击冲击（1/5us）5kA残压（kV,有效值）154(3)10kV侧HY5WZ-17/45型避雷器参数如表4-10:表4-10HY5WZ-17/45型避雷器参数避雷器型号HY5WZ-17/45避雷器额定电压（kV，有效值）17最大持续运行电压（kV,有效值）13.6操作冲击残压（kV，峰值）38.3雷击冲击（8/20us）5kA残压（kV,有效值）45雷击冲击（1/5us）5kA残压（kV,有效值）51.84.5.3避雷器配置原则(1)配电装置每组母线上，一般应装设避雷器；(2)220kV及以下的变压器到避雷器的电气距离超过允许值时，应在变压器附近增设一台避雷器；(3)以下情况中性点应装设避雷器：1)直接接地系统中，变压器中性点分级绝缘，且装设有隔离开关时；2)直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为单台变压器运行时；3)不接地或经过消弧线圈接地系统中，多雷区的单进线变压器中性点。(4)110kV，220kV线路侧一般不装设避雷器。第5章变电所系统5.1电气设备布置及配电装置按国网公司110kV变电站典型设计原则，本站在实地考擦的基础上，对站区进行了优化布置。110kV配电装置布置于变电站北侧，35kV配电装置布置于变电站南侧，10kV配电装置布置于变电站东侧。主变压器布置在110kV配电装置与配电综合室之间。10kV无功补偿装置布置在站区东北角，110kV配电装置东侧，电容组与10KV开关柜之间以电缆相连接，电缆截面考虑短路热稳定电流要求选择2*（3*240)。110kV、35kV配电装置及主变压器采用户外布置，10kV配电装置室，二次设备室，附属房间采用“—”型配电综合室布置。5.1.1配电装置型式选择（1）110kV配电装置1）110kV配电装置型式：110kV采用户外软母线普通中型布置，进出线采用架空。2）110kV配电装置母线构架高度及主变压器进线门型架高度母线高度：引线高度取决于母线隔离开关的外形尺寸，静电感应以及对安全距离要求，据此，经计算进出线架构及主变压器架构高度为7.3米。进出线门型架高度：进线门型架高度取决于进线跨线弧垂以及与架构下电气设备的安全距离要求，据此，经计算进出线架构以及主变压器架构高度为10米。（2）35kV配电装置1)35kV配电装置型式：35kV采用户外软母线普通中型布置，进出线采用架空。2）35kV配单装置母线构架高度及主变压器进线门型架母线高度：引线高度取决于母线隔离开关的外形尺寸，静电感应以及对安全距离要求，据此，经计算进出线架构及主变压器架构高度为6米。进出线门型架高度：进线门型架高度取决于进线跨线弧垂以及与架构下电气设备的安全距离要求，据此，经计算进出线架构以及主变压器架构高度为7.3米。（3）10kV配电装置10kV配电装置采用户内高压开关柜双列布置，采用架空进线，电缆出线，主变压器10kV侧进线以矩形铜排经穿墙套管通过封闭母线引入10kV配电装置开关柜。10kV电容组与10kV开关柜之间以电缆连接。5.1.2变电屋外配电装置（1）土建设备支架及架构均采用钢筋混凝土环形杆及钢横梁，基础采用钢筋混凝土独立杯型基础；主变及断路器采用素混凝土立方体基础，主变基础上方使用槽钢轨道与设备连接，断路器采用地脚螺栓二次浇注。(2)材料选用钢筋混凝土杆：混凝土环形杆，直径Φ300等径杆。采用C30混凝土，I级钢筋浇筑。独立基础：C20混凝土，二次灌浆采用C25细石混凝土。垫层采用C15素混凝土。钢筋：Φ—HPB235级钢筋型钢：型钢应优先采用Q235—B必须保证抗拉强度，伸长率，屈服强度三项力学性能，合格的碳、硫、磷的极限含量，还应具有冷弯实验的合格保证书。(3)钢构件的架构要求1)型钢：圆钢的单肢刚度较差，加工前必须平直，校正后的杆件，挠曲矢高不大于长度的1/1000.每一米内不得超过1mm。2)放样：三角形断面的尺寸，必须区别三角形的边（实长）或投影长，然后才可放样，当横梁的斜材与角钢主材连接时，斜材轴线与角钢，外皮边沿线相交。(4)钢构件的防腐处理1)构件均采用整体热镀锌前应将焊渣除尽，酸洗铁锈安装焊接后除尽焊渣，采用刷锌（喷锌）防腐。2)所有地下埋贴必须热镀锌。3)本设备及架构混凝土杆均做防腐处理，喷涂银灰色防腐漆。5.2电气设备防震（1）概述电气设备的防震应按《电力设施抗震设计设计规范》GB50227进行电力设施的抗震设防烈度采用乌兰擦布地震管理的行政部门提供的乌兰擦布地震震级分布和华北活断层图，该地区的基本烈度均未超过6度。考虑到电力设施对社火的保障功能，电力设施中的电气设施可按设防烈度提高1度。变电站的主建筑物按防震2类建筑物设计。电气设施安装的抗震设计1)本设计按7度以下的电气设施的安装设计。2)设备引线和设备间连线宜采用软导线，其长度应留有余量。10kV硬母线应采用伸缩接头过度。3)通信设备和电气设备的安装必须牢固可靠。设备和装置的安装螺丝和焊接强度必须满足抗震强度要求。4)变压器类安装设计应符合以下要求:变压器固定在基础上。变压器类本体上的油枕、冷却器及其连接管道等附件以及集中布置的冷却器本体间连接管道，应符合抗震要求。变压器类的基础台面适当加宽。5)断路器、隔离开关的操作电源的安装设计应符合抗震要求。6)蓄电池、电力电容器的安装设计。蓄电池安装应装设抗震架。蓄电池间连线宜采用软导线或者电缆连接，端电池采用电缆为引出线。电容器应牢固地固定在支架上，电容器引线应采用软导线，当采用硬导线时，应装设伸缩接头装置。7)开关柜、二次屏、通信设备等，采用螺栓或者焊接的固定方法。8)电缆、接地线等，应采用防止地震切断的措施。5.3所用电及直流系统5.3.1所用电为了提高所用电的可靠性，变电站最终规模装设2台站用变压器，本期装设1台（施工电源永临结合），两路输入自动切换。所用用电压为380/220V，低压接线采用380V三相四线制中性点直接接地系统，接线型式为单母线接线，最终规模正常运行情况下，一台所用变带母线运行，另一台所变作为备用，设备进线自投。本期工程上一段母线。站用变压器按全站计算负荷选择，站用变安装于10kV母线上的高压开关柜内，交流屏布置在二次设备室内。变电站正常工作照明由站用变380/220V三相四线制系统供电，事故照明正常工作是采用所用电交流供电，事故时由蓄电池逆变供给。(1)站用变压器负荷计算及变压器选择变电站负荷包括经常性负荷，临时性负荷和短时负荷三大类。经常性负荷包括：直流系统的所用电供电电源、遥视、微机后台、消防报警电源、晚间照明负荷、主变风冷负荷、冬季取暖负荷等。临时性负荷包括：检修负荷、施工负荷等。短时负荷包括：变压器有载调压负荷、做饭、洗、泵等用电。因此，本站在变压器的选择上必须满足变电站最大负荷的要求，按负荷统计结果，本站站变容量选择为120kVA。(2)所用用配电装置的布置及设备布置所用变压器布置在10kV高压配电柜中，所用电屏布置在主控制室中。变压器采用干式变压器，电压比为10.55%/0.4kV，接线组别为Dyn11。低压站用电屏采用低压两路输入自动切换方式。接线方式为单母线接线，进线安装短路保护总开关。5.3.2直流系统（1）直流系统电压、接线方式直流系统电压采用直流220V；接线方式为单母线（2）直流系统选择全站综合自动化系统设一组阀控式铅酸蓄电池，容量150AH(2V/节;共104只不设尾电池），直流220V。供操作、监控、微机保护、自动装置及事故照明等用电。同时设置一组微机高频开关电源（3*20A），直流充电装置，做电池的充电盒浮充电用。蓄电池按浮充电方式运行。直流系统设微机型绝缘监测装置。5.4继电保护及微机系统5.4.1继电保护(1）变压器主保护1)二次谐波原理差动保护跳主变三侧。2)差流速断保护跳主变三侧。3)本体重瓦斯、压力释放、有载调压开关重瓦斯跳主变三侧。4)冷却器全停，主变温度超温运行径延时跳三侧，可发信号或跳闸。5)本体轻瓦斯、有载调压开关轻瓦斯发信号。(2）110kV侧后备保护1)复合电压过流：t1跳主变35kV、10kV主开关，t2跳110kV本侧进线开关，复合电压取自三侧。2)零序过电流保护零序过流：t1跳主变35kV、10kV主开关，t2跳110kV本侧进线开关。3)间隙零序：t1跳110kV进线开关。4)过负荷：发信号。5)过流启动风扇并发信号。6)温度大于70度发超温信号启动风扇。(3）35kV、10kV侧主变后备保护1套复合电压过流：t1跳分段,t2跳本侧开关，保护采用独立的CPU.过负荷：发信号。(4）10kV线路保护（可通过硬压板退出）：1)主保护：装设电流速断保护。2)后备保护：装设三相二段式过电流保护。3)35kV和10kV线路装设两相一次重合闸。4)低压减载。5)小电流接地检测。6)过负荷保护。(5）10kV电容器保护。1)主保护：装设电流速断保护。2)后备保护：装设三相二段式过电流保护。3）装设低电压及过电压保护，保护具有远传接口，同时具备与变电站监控系统联网功能。(6）谐波在线检测装置：满足在线测量20回线路（含4回35kV线路），两段电压，在线检测设备具有谐波越线，报警等功能。其中：线路跳闸功能通过硬压板退出；谐波测量次数必须满足要求。5.4.2微机系统(1)监控系统配置方案变电站采用微机监控的综合自动化系统，分为站控层和间隔层，站控层操作员工作站，远动工作站，间隔层测控单元按电气单元配置。计算监控系统采用分层分步式结构，具有远方控制功能，远动功能和当地监控功能统一考虑，采用交流采样方式。(2)监控系统的主要功能1）数据处理系统对所采集的实时数据进行处理及监测，具体要求如下：根据电压量、点浏览计算有功和无功功率；变电站实时频率计算；变电站功率因数计算；电压合格率计算；开关跳闸次数统计；电度数累加，电度量峰、平、谷计算；各采集量的最大值、最小值计算、限值比较计算。2）事件顺序记录及故障处理事件记录包括：各保护装置动作，断路器跳、合闸信号，无功的控制操作等。所有事件记录信号的时钟采用GPS，当事件顺序记录数据变位时，系统应将事件发生的时刻、性质、名称记录在实时数据库，并按事件的发生顺序输出带打印机上，并可远传至调度端。3）异常警报：系统对采集到的各实时数据进行检测，所检测数据与定义的正常参数状态不符合时予以报警。报警信号分为事故和预告两种，事故和预告两种音响警报，事故音响要求自动、手动复位；瞬时、延时预告音响手动、自动复位。异常警报应具有声，光闪烁CRT报警条文显示等功能，当报警状态返回正常时，声、光闪烁自动消失，而报警条文转入历史数据库中。4）历史数据记录历史数据按重要情况，存入历史数据库;历史数据库分日、月、年存入，并按时更新数据库。部分数据存储周期分为5分、15分、30分。数据库设故障存储，系统在不退出运行的情况下，用户可根据需要将历史数据存入软盘，以便长期保存。历史存储时间为13个月，备份工程可以恢复数据。5）运行监视和运行管理人机联系运行人员具有能在当地监控主机实现下述人机联系的功能；设备控制的闭锁与投运。生成，修改各种报表及画面。生成，修改实时数据库参数。在线画面拷贝。设备的就地控制与遥控的选择。设备的控制操作。站内所以保护定值的修改和软压板投退（包括远方）。站内所有保护装置具有远方录波功能。屏幕显示内容的选择。在线显示收发缓存的原码。交接班的闭锁、人员登录。屏幕显示各种运行工况图；包括重要测量值的趋势曲线图，日负荷曲线图，各电压等级线路电流，功率的曲线图及棒图。各种实时数据的当前状态值。变电站实时数据表格（由用户定义）。全站事故及警报信息。控制操作过程记录，包括操作人员姓名、操作时间、内容等。各类汉字日报表。月报表及运行日志等。保护运行状态、整定值和参数等。综合自动化系统各设备运行工况图。制表及打印系统可根据要求形成各种形式的文字报表，通过报表处理软件进行修改，生成和编辑报表的简历可以在线进行。打印机的打印包括报表召唤打印和随机打印。报表打印包括：日常报表打印：包括电度量累加、日负荷曲线、电压曲线、日报表打印、保护、重合闸动作次数及成功率，月电压及负荷统计分析等。上述召唤打印页可以设置为定时打印。随机打印：断路器变位及动作时间；系统检测到的所有故障信号，各种典型的操作票，应能输入操作票及打印操作票。本站所有35kV及以上断路器、隔离开关、接地刀闸防误操作采用本站选用的一套微机型防误操作系统，该防误系统设有一套模拟屏，在其上可对所有的断路器、刀闸实现模拟操作，该系统与监控系统应能接口。模拟操作功能也可由微机屏幕上实现，全站刀闸信号经监控系统接入五防系统。（3）监控对象及采集量1）监控对象在人机工作站可用鼠标或键盘选择各种屏幕显示功能，屏幕显示采用多窗口方式，画面在局部可缩放，屏幕实时显示的内容包括（但不限于）：监视显示内容变压器：主油温度、有载开关位置、风冷装置、滤油装置的运行工况。断路器、隔离开关：位状态。互感器：电流、母线电压。计算机软件计算合成后的有功功率、无功功率、频率电压合格率。二次部分：所有点电压、所有电电流、站内时钟、直流电压、直流电流、空气开关位置、火灾报警信号等。控制内容变压器：遥控控制调整变压器分接开关位置。断路器：遥控控制断路器分、和。隔离开关：遥控控制35kV及以上隔离开关分、和。2）采集量采集量采集实时采集方式。实时数据的采集分为二部分：一部分来自现场的数据，另一部分为微机采集装置和自动装置的有关数字信息。实时数据的额采集包括交流模拟量、电度量及开关量。模拟量信号为来自现场PT/CT二次侧和站用变的交流模拟量，来自直流系统的直流电压及主变温度量。所有模拟量尽量采用无专用变送器的直接采集方式。所有开关量输入回路的信号电源采用强电220V引入采集装置，在隔离转换的输入方式，以提高开关量输入回路的抗干扰能力，并应在硬件与软件上设置防止因信号源接点抖动而误发信号的措施。（4）监控系统接口要求1）变配电所自动化系统与调度所（包括疾控中心系统）间通信的基本要求。应选择可靠地通道与上级计算机联系，本期采用光纤设备。通信的接口应满足调度要求的下列通信方式异步串行半双工异步串行全双工同步串行半双工同步串行全双工应按照区调度（或控制中心）的要求设置于调度端通信的硬、软件模块，其功能和技术指标应满足于调度之间的信息传递的要求，并选用调度通信的标准规约或计算机通信的标准规约。包括：新颁布CDT规约，Polling规约，ST1801规约，101规约，104规约，DNP3.0规约。应能正确接受上级站计算机下达的各项命令，并向上级站上送变配电所的实时工况、运行参数及调度、管理必须的有关信息。2）变电站主控级计算机与单元控制级、微机型保护或其他自动装置间通信的基本要求：当采用分布式系统结构时，其相互间的通信接口按本地现场总线考虑（也可采用局域网连接），选择符合国际标准或工业标准的电气接口特性。这些接口的通信规约、信息格式。数据传输速率、传输媒介和传输距离等，在国际标准为正式颁布前，可符合IEC870-5-103或101规约《保护通信配套标准》的相关条款要求。当采用点对点串行通信星形链路结构时，其相互间的通信接口应符合异步或同步串行数据传输通信方式的要求，目前接口标准可符合美国电子工业协会的下述标准：RS=232-C（采用串行二进制数据交换的数据终端与数据通信设备之间的接口）；RS-423-C（非平衡电压数字接口电路的电气特性）RS-423-A（平衡电压数字接口电路的电气特性）RS-485（差分20mA电流环）本站采用RS-232-C和RS-235-C接口标准本站二次设备接口监控系统与（站内）其他自动化系统接口如下：与MIS系统接口：专用工控机接口。智能电度表接口：连接成RS-485网络，采用规约转换器进行接口。电压无功装置消谐装置接地选线装置调度接口（包括集控站）保护接口火灾报警器接口：硬节点接入遥信装置。微机高频开关电源接口及交流、直流接地检测装置接口：连接成RS-485网络，采用CDT92规约进行接口。微机五防系统接口：从远动主站用RS-485接口连接五防接口。微机故障录波器接口：由GPS装置提供2个RS-232口，故障录波器有关信息以硬接点采集。主变风冷远方测温有载调压控制器，主变风冷接口，主变远方测温接口等。所有与健康设备通过接口与其它设备实现数据交换时应满足无缝连接要求。同时对于在网络或串口、并口上交换的数字信息必须在软件上考虑相应的抗干扰措施。自动化系统应具备接收卫星、无线电台或电网调度自动化系统校正同步时钟精度的设备。（5）硬件、软件的配置及性能说明1）硬件的配置及性能说明计算机监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成：站控层设备：包括主机、操作员站、远动通信设备、与电能管理系统的接口以及工艺接口等。网络设备：包括网络连接装置、光/电转换器、接口设备和网络连线、电缆。光纤等。间隔层设备：包括I/O单元、控制单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和继电器保护通信接口装置等。站控层主机配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，主机容量应与变配电所的规划容量相适应。应选用性能优良、符合工业标准的产品。操作员站应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。应设置双套远动通信设备，远动信息应直接来自间隔层采集的实时数据。远动接口满足DL5002、DL5003的要求，其容量及性能指标应能满足变配电所远动功能及规约转换要求。应设置GPS对时设备，其同步脉冲输出接口及数字接口数量应满足系统配置要求，I/O单元的对时精度应满足时间顺序记录分辨率的要求。打印机的配置数量和性能应能满足定时制表、召唤打印、事故打印等功能要求。网络媒介可采用屏蔽双绞线、同轴光缆、光缆或以上几种方式的组合，通过户外的长距离通信营采用光缆。间隔层设备包括中央处理器、存储器、通信及I/O控制等模块。I/O测控单元用哪个按电气单元配置，应模块化、标准化、容易维护、更换，允许带点插拔。当采用前置层设备连接方式是，前置机宜冗余设置。保护通信接口装置可分散设置，保护通信接口装置应能实现与间隔层各种保护装置通信。2）软件系统的配置及性能说明变电站计算机系统监控系统的软件应由系统软件、支持软件和应用软件软件系统的可靠性、兼容性。可移植性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均应满足系统本期及远景规划的要求。软件系统应为模块化结构，以方便修改和维护。系统软件应为成熟的实时多任务操作系统并具有完整的自诊断程序。数据库的结构应适应分散分布式控制方式的要求，并应具有良好的可维护性，并提供用户访问数据库的标准接口。网络软件应满足计算机网络各结点之间的传输、数据共享和分布式处理等要求，通信速率应满足系统实时性要求。应配置各种必要的工具软件。应用软件必须满足系统功能，成熟、可靠，具有良好的实时响应速度和可扩充性。远动要信设备应配置远传数据库和各级相关调度通信规约，以实现与调度端的远程通信，两套设备应能实现通道故障时，备用通道的自动切换。当设有前置机时，前置机宜配置数据库和远动规约处理软件，完成实时数据的处理和与区调度的数据通信。站控层网络应按照TCP/IP协议通信；间隔层网络宜采用有关国标或IEC标准协议通信。与调度实时通信的应用层协议宜采用相关的电力国家标准、行业标准及国际标准。在该接口配置时，应能适应区调度电力数据网建成后的各种远程访问需要。5.5变电所计量系统5.5.1计量表的接线系统计量准确等级的设计按照《电能计量装置技术管理规程》DL-448-2000规定，变电站计量用电流及电压回路均采用专用回路，计量用电压回路线径不小于2.5，计量用电流回路线径不小于4。为提高计量准确性接线方式均采用三相四线制计量方式。为方便电能表实验和检修，电能表的电压、电流回路需装设专用的试验接线盒。所有电能表均集中安装于主控制室的计量屏上。5.5.2计量表及计量终端服务器的配置计量准确等级的设计按《电能计量装置技术管理规程》DL-448-2000及全国供电规则的要求进行。并与用电处计量管理部门共同协商，对所有计量点（包括考核计量点）装设多功能数字式电能表，准确等级不低于0.5级（大用户出线按0.5级配置），计量用电流互感器准确等级不低于0.2S级，计量用电压互感器准确等级不低于0.2级。计量用表均采用多功能数字式电度表，电度表具有双向、双口功能。电度表的接口通信规约满足计算机和电流采集器遥测的而不同需求。因本局计量中心计量总站设备的更换，更换后的主战为北京新宏基产品，相应的电缆采集器正在逐步更换。因此，本期讲变电站的电缆采集器选择仍然采用北京新宏基产品，满足系统的配套要求。5.6过电压保护、接地及照明5.6.1过电压保护主变压器的绝缘配合为防止内部过电压及雷电波入侵采用交流无间隙金属氧化物避雷器进行保护。在主变压器110kV侧由母线避雷器进行保护，35kV、10kV侧出口处装设交流无间隙金属氧化物避雷器。（2）110kV、35kV、10kV配电装置过电压保护在110kV、35kV、10kV配电装置每段母线上居民设置金属氧化物避雷器，所有避雷器加装在线检测仪。防止击雷对主变变压器和各级配电装置防止雷击产生的外部过电压采用4只独立避雷针保护。4只独立避雷器分布于站内四个角上，高度均为30m。变电站内主建筑应在避雷器保护范围内。5.6.2接地接地装置根据《电力设备接地设计技术规程》设计。本站接地按大接地电流系统考虑，要求接地电阻值满足<0.5。人工接地体系采用以水平接地为主，垂直接地为辅的复合接地装置。接地装置内部敷设水平接地带，以减少接触电压和跨步电压。本设计中变电站土质为含砂粘土，电阻率近似值为1000（），适当增加石墨集中接地极来改善接地电阻值，在避雷器处设集中接地装置，接地体寿命按30年，年腐蚀率取0.1mm，接地装置水平材料选用-60*6热镀锌扁钢，垂直接地采用石墨接地体和D50热镀锌钢管的复合接地体（地网按现场勘探估列）。当实际达不到设计要求时，采用站区引出站外新增敷设带的方法处理。详细设计过程见《站区防雷接地布置图》。在操作的设备周围采用水平网络的均压带及敷设高电阻率的绝缘操作地坪。按综合自动化装置反事故措施要求：二次设备内的电子设备接地系统应与变电站主接地网一点可靠连接；计算机系统内的逻辑地、信号地、屏蔽地均采用绝缘铜导线或电缆接至总接地铜排，以达到“一点接地”的要求。计算机应装设有截面不小于100的零电位接地铜排，以构成零电位母线。零电位母线应仅由一点焊接引出两根并联的绝缘铜绞线或电缆，并于一点与最近的交流接地网的接地干线焊接。5.6.3照明变电站站内照明设置应按照《建筑照明设计标准》GB500034进行设计。同时，按照《中国绿色照明工程实施计划》在设计灯具时采用照明的节能技术措施。变电站照明扥为正常照明和事故照明两种，正常照明采用交流220V，由所用电屏供电。事故照明为直流220V逆变交流220V，交流系统故障时自动投入直流供电系统。（1）正常户内照明室内正常照明中，二次设备室宜采用日光灯或日光灯带混光照明。10kV配电室采用壁灯和混关灯照明，其他房间均为日光灯，走廊为节能灯。其中：卫生间应采用防水灯头的开敞式灯具，并满足IPX5防水等级要求。采用直管荧光灯的场所，应无条件选用细管径（即T8型或T5型），稀土三基色直管荧光灯（节能、光效高）事故照明事故照明设置地点为10kV配电室、二次设备室。监控室。变电站交流失电后，自动投入事故照明电源，电源电压采用交流220V，灯具采用节能型。室外站区照明：室外站区照明分为站区道路照明和设备区照明两种照明功能。站区道路照明采用防眩通路灯（或太阳能路灯），防眩通路灯采用矮灯布置，灯座为水泥座，上面为不锈钢管；设备区照明采用防震定向灯照明，防震定向灯安装在主建筑屋顶和需要照明的设备区，照明范围亮度满足室外主设备的照明要求。户外设备区照明控制应能实现手动投入、晚间遥视控制（远方）投入和有人越界自动投入照明等三种方式。厂区大门门垛顶左右，各自安装白炽灯及灯罩1套，站内厕所安装白炽灯1套。（4）交流不停电电源交流不停电电源是通过后台逆变器来完成的，是将直流屏的蓄电池作为逆变电源点。不停电设备（事故照明、后台微机系统），正常情况下由站用电供电，事故情况下由逆变器，直变交供电。供电设备包括后台和事故照明，容量按最大负荷的1.25倍配置。5.7电缆敷设及消防5.7.1电缆敷设（1）站区电缆沟道的布置在110kV、35kV户外配电装置、变压器、户外电容器均设电缆沟至二次设备室，10kV配电室设二次沟至二次设备室，设一次沟至站外。变电站站区主要采用电缆沟安装支架敷设电缆，采用热镀锌角支架。电缆沟至设备采用电缆水煤气直埋电缆。电缆沟宽度和深度按典型设计要求设计。热镀锌角支架一边布置，层数为3层。（2）电缆及其构筑物擦去的防火和阻燃措施为防止发生电缆火灾恶性事故，对电缆及其构筑物采取以下防火和阻燃措施：封堵电缆孔洞，所有屏、柜、箱下部电缆均应用耐火无机材料封堵。设置防火墙及阻火段，在室内、外交接处，室外电缆沟分支处设置防火墙。在电缆接头两侧紧靠2~3m长的区段，以及延该电缆并行敷设的其他电缆同意长度范围采用防火涂料、包带作阻止延长燃烧处理。交流电流回路（CT二次回路，防止CT二次开路出现的过电压造成电缆的燃烧）、