KV变电站电气主接线设计方案(课程设计方案)

110KV变电站电气主接线设计

目 录

1.电气主接线设计

1.1 110KV变电站的技术背景…………………………………………………………………… 3 1.2 主接线的设计原则………………………………………………………………………… 3 1.3主接线设计的基本要求……………………………………………………………………… 3 1.4高压配电装置的接线方式…………………………………………………………………… 4 1.5主接线的选择与设计………………………………………………………………………… 8 1.6主变压器型式的选择………………………………………………………………………… 9

2.短路电流计算

2.1 短路电流计算的概述……………………………………………………………………… 11 2.2短路计算的一般规定…………………………………………………………………………11 2.3短路计算的方法………………………………………………………………………………12 2.4短路电流计算…………………………………………………………………………………12

3.电气设备选择与校验

3.1电气设备选择的一般条件……………………………………………………………………15 3.2高压断路器的选型……………………………………………………………………………16 3.3高压隔离开关的选型…………………………………………………………………………17 3.4互感器的选择…………………………………………………………………………………17 3.5短路稳定校验…………………………………………………………………………………18 3.6高压熔断器的选择……………………………………………………………………………18

4.屋内外配电装置设计

4.1设计原则………………………………………………………………………………………19 4.2设计的基本要求………………………………………………………………………………20 4.3布置及安装设计的具体要求…………………………………………………………………20 4.4配电装置选择…………………………………………………………………………………21

5.变电站防雷与接地设计

5.1雷电过电压的形成与危害……………………………………………………………………22 5.2电气设备的防雷保护…………………………………………………………………………22 5.3避雷针的配置原则……………………………………………………………………………23 5.4避雷器的配置原则……………………………………………………………………………23 5.5避雷针、避雷线保护范围计算………………………………………………………………23 5.6变电所接地装置………………………………………………………………………………24

6.无功补偿设计

6.1无功补偿的概念及重要性……………………………………………………………………24 6.2无功补偿的原则与基本要求…………………………………………………………………24

7.变电所总体布置

7.1总体规划………………………………………………………………………………………26 7.2总平面布置……………………………………………………………………………………26

0

结束语……………………………………………………………………………… 27 参考文献…………………………………………………………………………… 27

1.电气主接线设计

1.1 110KV变电站的技术背景

近年来，我国的电力工业在持续迅速的发展，而电力工业是我国国民经济的一个重要组成部分，其使命包括发电、输电及向用户的配电的全部过程。完成这些任务的实体是电力系统，电力系统相应的有发电厂、输电系统、配电系统及电力用户组成。110KV变电所一次部分的设计，是主要研究一个地方降压变电所是如何保证运行的可靠性、灵活性、经济性。而变电所是作为电力系统的一部分，在连接输电系统和配点系统中起着重要作用。我们这次选题的目的是将大学四年所学过的《电力工程》、《电力系统自动化》、《电机学》、《电路》等有关电力工业知识的课程，通过这次毕业设计将理论知识得以应用。

1.2 主接线的设计原则

在进行主接线方式设计时，应考虑以下几点： 变电所在系统中的地位和作用； 近期和远期的发展规模；

负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响； 主变压器台数对主接线的影响；

备用容量的有无和大小对主接线的影响。

1.3主接线设计的基本要求

根据有关规定：变电站电气主接线应根据变电站在电力系统的地位，变电站的规划容量，负荷性质线路变压器的连接、元件总数等条件确定。并应综合考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过度或扩建等要求。 a.可靠性

所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电，衡量可靠性的客观标准是运行实践。主接线的可靠性是由其组成元件（包括一次和二次设备）在运行中可靠性的综合。因此，主接线的设计，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。同时，可靠性并不是绝对的而是相对的，一种主接线对某些变电站是可靠的，而对另一些变电站则可能不是可靠的。评价主接线可靠性的标志如下：

(1)断路器检修时是否影响供电；

(2)线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和停运时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电；

(3)变电站全部停电的可能性。 b.灵活性

主接线的灵活性有以下几方面的要求：

(1)调度灵活，操作方便。可灵活的投入和切除变压器、线路，调配电源和负荷；能够满足系统在正常、事故、检修及特殊运行方式下的调度要求。

(2)检修安全。可方便的停运断路器、母线及其继电器保护设备，进行安全检修，且不影响对用户的供电。

1

(3)扩建方便。随着电力事业的发展，往往需要对已经投运的变电站进行扩建，从变压器直至馈线数均有扩建的可能。所以，在设计主接线时，应留有余地，应能容易地从初期过度到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。 c.经济性

可靠性和灵活性是主接线设计中在技术方面的要求，它与经济性之间往往发生矛盾，即欲使主接线可靠、灵活，将可能导致投资增加。所以，两者必须综合考虑，在满足技术要求前提下，做到经济合理。

(1)投资省。主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资；要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电器设备；在终端或分支变电站中，应推广采用直降式（110/6～10kV）变电站和以质量可靠的简易电器代替高压侧断路器。

(2)年运行费小。年运行费包括电能损耗费、折旧费以及大修费、日常小修维护费。其中电能损耗主要由变压器引起，因此，要合理地选择主变压器的型式、容量、台数以及避免两次变压而增加电能损失。

(3)占地面积小。电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。

(4)在可能的情况下，应采取一次设计，分期投资、投产，尽快发挥经济效益。

1.4高压配电装置的接线方式

a.单母线接线

图1 单母线接线方式

优点：接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。

缺点：不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。

适用范围：只有一台主变压器，10KV出线不超过5回，35KV出线不超过3回，110KV

2

出线不超过2回。

b.单母线分段接线

1

2

3

4

Ⅰ W

OQF

Ⅱ

图2 单母线分段接线

优点：

(1)用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两条回路，有两个电源供电； (2）当一段母线发生故障，分段断路器会自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。

缺点： (1）当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电； (2）当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越； (3）、扩建时需向两个方向均衡扩建。 适用范围：

(1） 6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上时； (2） 35～63KV配电装置出线回路数为4～8回时； (3） 110～220KV配电装置出线回路数为3～4回时。

c.双母线接线

3

图3双母线接线（TQF-母线联络断路器）

双母线接线，其中一组为工作母线，一组为备用母线，并通过母线联路断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，由于母线继电保护的要求，一般某一回路母线连接的方式运行。

在进行倒闸操作时应注意，隔离开关的操作原则是：在等电位下操作应先通后断。如检修工作母线时其操作步骤是：先合上母线断路器TQF两侧的隔离开关，再合上TQF，向备用线充电，这时两组母线等到电位。为保证不中断供电，应先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上隔离开关。完成母线转换后，再断开母联断路器TQF及其两侧的隔离开关，即可对原工作母线进行检修。

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致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关,只停该回路。

(2)调度灵活

各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。

(3)扩建方便

向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线单位电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时，可以顺序布置，以至接线不同的母线短时不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。

(4)便于实验

当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。 缺点：

(1)增加一组母线和使每回路就需要加一组母线隔离开关。

(2)当母线故障或检修是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,需要隔离开关和短路器之间装设连锁装置。

适用范围：出线带电抗器的6~10KV出线，35~60KV配电装置出线超过8回或连接电源较多，负荷较大时，110KV~220KV出线超过5回时。

d.双母线分段接线

4

图4 双母线分段接线

220KV进出线回路数较多,双母线需要分段,其分段原则是： (1)当进线回路数为10～14时,在一组母线上用断路器分段； (2)当进线回路数为15回及以上时，两组母线均用断路器分段； (3)在双母线接线中,均装设两台母联兼旁断路器；

(4)为了限制220KV母线短路电流或系统解列运行的要求,可根据需要将母线分段。

e.桥形接线

当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。 （一）内桥形接线

优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。 缺点：

(1）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。 (2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。

(3）出线断路器检修时，线路需较长时期停运。为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，为了轮流停电检修任何一组隔离开关，在跨条上须加装两组隔离开关。桥连断路器检修时，也可利用此跨条。

适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高情况。

（二）外桥形接线 优点：同内桥形接线 缺点：

(1）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运。 (2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。

(3）变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停运。为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，桥连断路器检修时，也可利用此跨条。

适用范围：适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器切换或线路短时，故障率较少情况。此外，线路有穿越功率时，也宜采用外桥形接线。

Ⅰ1 BQS1

BQS2

Ⅰ2 QF1

TQF

QF2

T1 内桥式

T2

外桥式

图5 桥形接线

5

f.角形接线

多角形接线的各断路器互相连接而成闭合的环形，是单环形接线。为减少因断路器检修而开环运行的时间，保证角形接线运行可靠性，以采用3～5角形接线为宜，并且变压器与出线回路宜对角对称分布。

优点

(1） 投资少，平均每回只需装设一台断路器。

(2） 没有汇流母线，在接线的任意段上发生故障，只需切除这一段及与其相连接的元件，对系统运行的影响较小。

(3） 接线成闭合环形，在闭环运行时，可靠性灵活性较高。

(4） 每回路由两台断路器供电，任一台断路器检修，不需中断供电，也不需旁路设施。隔离开关只作为检修时隔离之用，以减少误操作的可能性。

(5） 占地面积少。多角形接线占地面积约是普通中型双母线带旁路母线的40% ，对地形狭窄地区和地下洞内布置较合适。

缺点：

(1） 任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。因此，断路器数量不能多，即进出线回路数受到限制。

(2） 每一进出线回路都江堰市连接着两台断路器，每一台断路器又连着两个回路，从而使继电保护和控制回路较单、双母线接线复杂。

(3） 对调峰电站，为提高运行可靠性，避免经常开环运行，一般开停机需由发电机出口断路器承担，由此需要增设发电机出口断路器，并增加了变压器空载损耗。

适用范围

适用于最终进出线为3～5回路的110KV及以上配电装置。不宜用于有再扩建可能的发电厂，变电所中。

三角形接图6 角形接线

四角形接

1.5主接线的选择与设计

本设计中电压等级为110/35/10KV，出线情况为110KV出线两回，35KV出线4回（架空），10KV出线10回（电缆）。根据各种接线方式的优缺点拟定两种接线方案：

方案一：110KV侧采用内桥形接线，35KV侧采用单母分段接线，10KV侧采用单母分段接线。

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方案二：110KV侧采用单母分段接线，35KV侧采用双母线接线，10KV侧采用单母分段接线。

a.技术比较 对于110KV侧，由于负荷供电要求高，为了保证供电的可靠性和灵活性所以选择内桥形接线形式。对于35KV电压侧，供电可靠性要求很高，同时全部采用双回线供电，为满足供电的可靠性和灵活性，应选择单母分段接线形式。

b.经济比较

对整个方案的分析可知，在配电装置的综合投资，包括控制设备，电缆，母线及土建费用上，在运行灵活性上35KV、10KV侧单母线形接线比双母线接线有很大的灵活性。

由以上分析，最优方案可选择为方案一，其接线如图7所示。

KVKVKV

图7 方案一接线方式

1.6主变压器型式的选择

1.6.1选择原则

(1）为保证供电可靠性，在变电所中，一般装设两台主变压器； (2）为满足运行的灵敏性和可靠性，如有重要负荷的变电所，应选择两台三绕组变压器，选用三绕组变压器占的面积小，运行及维护工作量少，价格低于四台双绕组变压器，因此三绕组变压器的选择大大优于四台双绕组变压器；

7

(3）装有两台及以上主变压器的变电所，其中一台事故后其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的70%以上，并保证用户的一级和二级全部负荷的供电。 1.6.2台数的确定

为保证供电可靠性，变电站一般装设两台主变，当只有一个电源或变电站可由低压侧电网取得备用电源给重要负荷供电时，可装设一台。本设计变电站有两回电源进线，且低压侧电源只能由这两回进线取得，故选择两台主变压器。 1.6.3相数的确定

在330kv及以下的变电站中，一般都选用三相式变压器。因为一台三相式变压器较同容量的三台单相式变压器投资小、占地少、损耗小，同时配电装置结构较简单，运行维护较方便。如果受到制造、运输等条件限制时，可选用两台容量较小的三相变压器，在技术经济合理时，也可选用单相变压器。 1.6.4绕组数的确定

在有三种电压等级的变电站中，如果变压器各侧绕组的通过容量均达到变压器额定容量的15%及以上，或低压侧虽然无负荷，但需要在该侧装无功补偿设备时，宜采用三绕组变压器。

1.6.5绕组连接方式的确定

变压器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。电力系统采用的绕组连接方式只有星形接法和三角形接法，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。我国110KV及以上电压，变压器绕组都采用星形接法，35KV也采用星形接法，其中性点多通过消弧线圈接地。35KV及以下电压，变压器绕组都采用三角形接法。 结构型式的选择

1.6.6三绕组变压器在结构上的基本型式

(1)升压型。升压型的绕组排列为：铁芯—中压绕组—低压绕组—高压绕组，高、中压绕组间距较远、阻抗较大、传输功率时损耗较大。

(2)降压型。降压型的绕组排列为：铁芯—低压绕组—中压绕组—高压绕组，高、低压绕组间距较远、阻抗较大、传输功率时损耗较大。

应根据功率传输方向来选择其结构型式。变电站的三绕组变压器，如果以高压侧向中压侧供电为主、向低压侧供电为辅，则选用降压型；如果以高压侧向低压侧供电为主、向中压侧供电为辅，也可选用升压型。 1.6.7调压方式的确定

系统110KV母线电压满足常调压要求，且为了保证供电质量，电压必须维持在允许范围内，保持电压的稳定，所以应选择有载调压变压器。 1.6.8主变压器容量的确定

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，亦要根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对装设两台主变压器的变电所，每台变压器容量应按下式选择：Sn=0.6PM。因对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证70～80%负荷的供电，考虑变压器的事故过负荷能力40%。由于一般电网变电所大约有25%为非重要负荷，因此，采用Sn=0.6 PM确定主变是可行的。 已知：35KV侧Pmax=54 MW，cosφ=0.80

10KV侧Pmax=20 MW，cosφ=0.80 所以，在其最大运行方式下：

Sn=0.6*(54/0.80+20/0.80)=55.5 MVA 选择变压器的主要参数为

额定电压：110±8×1.25%KV，38.5±2×2.5%KV，10.5KV

8

空载损耗：84.7KW 空载电流：1.2%

接线组别：Yn，yn，d11

阻抗电压：U（1-2）%=17.5% ，U（1-3）%=10.5% ，U（2-3）%=6.5%

2.短路电流计算

2.1 短路电流计算的概述

2.1.1概述

短路是电力系统中最常见和最严重的的一种故障，所谓短路，是指电力系统正常情况以外的一切相与相之间或相与地之间发生通路的情况。

引起短路的主要原因是电气设备载流部分绝缘损坏。引起绝缘顺坏的原因有：过电压、绝缘材料的自然老化、机械损伤及设备运行维护不良等。此外，运行人员的误操作、鸟兽跨接在裸露的载流部分以及风、雪、雨、雹等自然现象均会引起短路故障。

在三相系统中，可能发生的短路有：三相短路、两相短路、单相接地短路和两相接地短路。运行经验表明，在电力系统各种故障中，单相接地短路占大多数，两相短路较少，而三相短路的机会最少，但三相短路的短路电流最大，故障产生的后果也最为严重，必须给予足够的重视。因此采用三相短路来计算短路电流，并检验电气设备的稳定性。 2.1.2短路计算的意义

在供电系统中，危接地或相互接触并产生超出规定值的大电流。造成短路的主要原因是电气设害最大的故障就是短路。所谓短路就供电系统是一相或多相载流导体备载流部分的绝缘损坏、误操作、雷击或过电压击穿等。由于误操作产生的故障约占全部短路故障的70%在短路回路中短路电流要比额定电流大几倍甚至大几十倍，通可达数千安，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机正常，发生接地短路时所出现的不对称短路电流，将对通信工程线路产生干扰，并且短路点还可使整个系统运行解列。 2.1.3短路计算的目的

a.对所选电气设备进行动稳定和热稳定校验。 b.进行变压器和线路保护的整定值和灵敏度计算。

c.在选择继电保护和整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。

2.2短路计算的一般规定

2.2.1计算的基本情况

(1)电力系统中所有电源均在额定负载下运行。

(2)所有同步电机都具有自动调整励磁装置（包括强行励磁）。 (3)短路发生在短路电流为最大值时的瞬间。 (4)所有电源的电动势相位角相等。

(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。 2.2.2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正常接线方式（即最大运行方式），不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。 2.2.3基本假定

a.正常工作时，三相系统对称运行。

9

b.所有电源的电动势相位角相同。

c.短路发生在短路电流为最大值的瞬间。

d.不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。

2.3短路计算的方法

对应系统最大运行方式，按无限大容量系统，进行相关短路点的三相短路电流计算，求得I〞、ish、Ish值。

I〞──三相短路电流。

ish──三相短路冲击电流，用来校验电器和母线的动稳定。

Ish──三相短路全电流最大有效值，用来校验电器和载流导体的的热稳定。

Sd──三相短路容量，用来校验断路器和遮断容量和判断容量是否超过规定值，作为选择限流电抗的依据。

2.4短路电流计算

a.选择计算短路点

在下图中，d1，d2，d3分别为选中的三个短路点 b.画等值网络图

XS 110KV d1 X1 X1 X2 35KV

X2 X3 X3 d2 d3 10KV

图8 等值网络通

c.计算

已知：（1）系统电压等级为110KV、35KV、10KV，基准容量Sj=100MVA，系统110KV母线系统短路容量为3000MVA，110KV侧为双回LGJ-185/30KM架空线供电。

（2）视系统为无限大电流源，故暂态分量等于稳态分量，即I＂=I∞，S＂= S∞ （3）主变压器，基准容量Sj=100 MVA 基准电压Uj=1.05 Ue =115 KV

Ij 基准电流

Sj3Uj1000.502KA115*3

10

U2jUj1152Xj3I132基准电抗jSj100

所以：

Skt*SktS300030对侧110kv母线短路容量Skt的标幺值为b100

对侧110kv母线短路电流标幺值

Ikt*Skt*30

X1s*对侧110kv系统短路阻抗标幺值

I1300.0333kt*

对于LGJ-185线路X=0.382Ω/KM

则XS*=0.0333+(0.382×35)/132/2=0.084 d1，d2，d3点的等值电抗值计算公式：

X1=1/2×｛U（1-2）%+ U（1-3）%- U（2-3）%｝ X2=1/2×｛U（1-2）%+ U（2-3）%- U（1-3）%｝ X3=1/2×｛U（1-3）%+ U（2-3）%+ U（1-2）%｝ 由变压器参数表得知，绕组间短路电压值分别为：

U（1-2）%=17.5% U（1-3）%=10.5% U（2-3）%=6.5% 主变额定容量SN=63 MVA

所以X1=1/2×(17.5+10.5-6.5)=10.75

X2=1/2×(17.5+6.5-10.5)=6.75 X3=1/2×(10.5+6.5-17.5)= - 0.25

标么值: X1* = X1 /100×( Sj / SN)=10.75/100×(100/63)=0.17 X2* = X2 /100×( Sj / SN)=6.75/100×(100/63)=0.11 X3* = X3 /100×( Sj / SN)=-0.25/100×(100/63)=-0.004 已知 110KV系统折算到110KV母线上的等值电抗Xs* =0.084 （1）当d1点短路时

图9 d1点短路等值电路

I''1d*1

X111.905s*0.084

11

ISjj3U100502KAj31150.

I''''

d1Id*1Ij11.9050.5025.976KA

I''d1I

I''ch1.82Id1.825.96715.239KA

Sk3UjI31155.9761190.3MVA

其中Id——短路电流周期分量有效值

Id″——起始次暂态电流 I——t=∞时稳态电流 S（2）当d2点短路时

0.084

0.17 0.17 0.084 0.224 0.14 d2 0.11 0.11 d2 d2 图10 d2点短路等值电路

I''1d*2X10.2244.46d*2

ISjj3U100j3371.56KA

I''I''d2Id*2Ij4.461.566.958KA

I.82I''ch1d21.826.95817.74KA

Sk3UjI3376.958445.9MVA

（3）当d3点短路时

k——短路容量 12

0.084 0.17 0.17 0.167 0.083 -0.004 -0.004 d3 d3 d3

图11 d3点短路等值电路

''Id*3115.998Xd*30.167

IjSj3Uj100310.55.5KA

''''Id3IId*3Ij5.9885.532.9KA''Ich1.82Id31.8232.984KA

Sk3UjI310.532.9598MVA

额定电流计算

因为IN=Ij×SN /Sj (SN =63MVA，Sj=100MVA，Ij1=0.502KA，Ij2=1.56KA，Ij3=5.5KA) 所以IN1=0.502×63/100=0.32 KA IN2=1.56×63/100=0.98 KA IN3=5.5×63/100=3.47 KA

3.电气设备选择与校验

3.1电气设备选择的一般条件

各种电气设备的功能尽管不同，但都在供电系统中工作所以在选择时必然有相同的基本要求。在正常工作时必需保证工作安全可靠，运行维护方便时，投资经济合理。在短路情况下，能满足动稳定和热稳定要求。

（一）按正常工作条件，选择时要根据以下几个方面

a.环境 产品制造上分户内型和户外型，户外型设备工作条件较差，选择时要注意。此外，还应考虑防腐蚀、防爆、防尘、防火等要求。

b.电压 选择设备时应使装设地点和电路额定电压UN小于或等于设备的额定电压UN.et，即：UN.et≥UN。

但设备可在高于其铭牌标明的额定电压10～15%情况下安全运行。

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c.电流 电气设备铭牌上给出的额定电流是指周围空气温度为时电气设备长期允许通过的电流，选择设备或载流导体时应满足以下条件：IN.et≥Ig.max 式中IN.et──该设备铭牌上标出的额定电流.

Ig.max──该设备或载流导体长期通过的最大工作电流。

目前我国规定电器产品的θ0=40℃，如果电气设备或载流导体所处的周围环境温度是θ1时，则设备或载流导体允许通过电流I’N.et可修为IN.eIN'N1

N0式中θN、θ1──分别为设备或载流导体的在长期工作时允许温度和实际环境温度。

d.按断流能力选择 设备的额定开断电流Ico或断流容量SOC不应小于设备分断瞬间的短路电流有效值Ik或短路容量SK，即：Ico≥Ik，Soc≥Sk。 (二)按短路情况下进行动稳定和热稳定的校验

a.按短路情况下的动稳定，即以制造厂的最大试验电流幅值与短路电流的冲击电流相比，且iet≥ish。

式中iet──额定动稳定电流，用来表征断路器和承受短路电流电动力的能力，用来选择断路器时的动稳定校验。

ish──冲击电流。 b.短路情况下的热稳定

热稳定应满足

2It2tItjx

It──短路电流瞬时值（kA）； t──短路电流热效应计算时间（s）；

I──时间为∞短路电流周期分量；tjx──短路电流的假想时间；

tjx＝tj＋tdl＋0.05（s）； tj──继电保护整定时间（s）；

tdl──断路器动作时间（s）； 0.05──考虑短路电流非周期分量热稳定的等效时间。

热稳定电流Ite是断路器能承受短路电流热效应的能力。按照国家标准规定，断路器通过热稳定电流在4s时间内,温度不超过允许发热温度,且无触头熔解和妨碍其正常工作的现象,则认为断路器是热稳定的。

2对电流互感器则满足下面的热稳定关系： (KtIN1TA)2I

或 KtIN1TAtjtI

式中Kt──由产品目录给定的热稳定倍数；

IN1·TA──电流互感器一次侧额定电流； t──由产品目录给定的热稳定时间； tj──短路电流的假想时间；

Qd── 热效应通常分为短路电流交流分量有关的热效应Qp，和与直流分量有关的

热效应Qnp两部分。

3.2高压断路器的选型

高压断路器是最重要的开关电器，对其基本要求是：具有足够的开断能力和尽可能短的动作时间，并且要有高度的工作可靠性。断路器最重要的任务是熄灭电弧。

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当用断路器开断有电流通过的电路时，在开关触头分离的瞬间，触头间会出现电弧，电弧的温度可达5000～7000℃，常常超过金属气化点，如不采取措施，则可能烧坏触头及电器部件绝缘，危害电力系统的运行。

按照灭弧介质的灭弧方式，高压断路器一般可分为：油断路器、压缩空气断路器、SF6断路器、真空断路器等。

断路器的选择考虑电压、电流、频率、机械荷载、动稳定电流、热稳定电流以及持续时间和开断电流等参数。在满足各项技术条件和环境条件外，还应考虑便于施工调试和运行维护，并经技术经济比较后确定。

3.3高压隔离开关的选型

隔离开关的主要用途是保证高压装置中检修工作的安全，在需要检修的部分和其它带电部分之间用隔离开关形成一个可靠且明显的断开点，还可用来进行短路的切换工作。

离开关没有灭弧装置，所以不能开断负荷电流和短路电流，否则将造成严重误操作，会在触头间形成电弧，这不仅会损坏隔离开关，而且能引起相间短路。因此，隔离开关一般只有在电路已被断路器断开的情况下才能接通或断开。

高压隔离开关的选择要考虑电压、电流、机械荷载等参数，及动稳定电流、热稳定电流和持续时间。隔离开关的型式，应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素，进行综合技术经济比较后确定。

3.4互感器的选择

互感器是变换电压、电流的电气设备，是发电厂、变电站内一次系统和二次系统间的联络元件。互感器的主要用途是：

①将测量仪表、保护电器与高压电路隔离，以保证二次设备和工作人员的安全。 ②将一次回路的高电压和大电流转换成二次回路的低电压和小电流，使测量仪表和保护装置标准化、小型化。电压互感器二次侧额定电压为100V，或100/3V；电流互感器二次侧额定电流为5A或1A，以便于监测设备。 a.电压互感器

电压互感器的配置原则是：应满足测量、保护、同期和自动装置的要求；在运行方式改变时，保证装置不失压、同期点两侧都能满方便地取压。通常如下配置：

① 6～220KV电压级的每组主母线的三相应装设电压互感器，旁路母线则视各回路出线外侧装设电压互感器的需要而确定。

② 需要监视和检测线路断路器外侧有无电压，供同期和自动重合闸使用，该侧装一台单相电压互感器，用与100%定子接地保护。

③ 电机 一般在出口处装两组，一组（△/Y接线）用于自动调整励磁装置，一组供测量仪表、同期和继电保护保护使用。

正常工作条件，应考虑参数一次回路电压、二次电压、二次负荷、准确度等级、机械荷载等；承受过电压能力，应考虑绝缘水平与泄露比距。

由于电压互感器是与电路并联联接的，当系统发生短路时，互感器本身两侧装有断路器，并不受短路电流的作用，因此不需校验动稳定与热稳定。

b.电流互感器

凡装有断路器的回路均应装设电流互感器。电流互感器应按下列原则配置。

① 每条支路的电源均应装设足够数量的电流互感器，供该支路测量、保护使用。 ②变压器出线配置一组电流互感器供变压器差动使用，相数、变比、接线方式与变压器

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的要求相符合。

③ 动保护的元件，应在元件各端口配置电流互感器，各端口属于同一电压级时，互感器变比应相同，接线方式相同。

一般应将保护与测量用的电流互感器分开，尽可能将电能计量仪表互感器与一般测量用互感器分开，前者必须使用0.5级互感器，并应使正常工作电流在电流互感器额定电流的左右。保护用互感器的安装位置应尽量扩大保护范围，尽量消除主保护的不保护区。

正常工作条件，应考虑参数一次回路电压、一次回路电流、二次回路电流、二次侧负荷、暂态特性、准确度等级、机械荷载等；短路稳定性应考虑动稳定倍数及热稳定倍数；承受过电压能力应考虑绝缘水平及泄露比距。

3.5短路稳定校验

动稳定校验是对产品本身带有一次回路导体的电流互感器进行校验，对于母线从窗口穿过且无固定板的电流互感器可不校验动稳定。热稳定校验则是验算电流互感器承受短路电流发热的能力。

a.动稳定校验

电流互感器的内部稳定性通常以额定动稳定电流或动稳定倍数Kd表示。Kd等于极限通过电流峰值与一次绕组额定电流峰值之比。校验按下式计算：Kdwish2Ie

式中 Kdw——动稳定倍数，由制造部门提供； Ie——电流互感器的一次绕组额定电流。 b.热稳定校验

制造部门在产品型录中一般给出t=1s或3s的额定短路时热稳定电流或热稳定电流倍数Kr，校验按下式进行：KrQd/tIN

式中t——制造部门提供的热稳定计算采用的时间(一般取1s)。

3.6高压熔断器的选择

a.选择原则 （一）限流式高压熔断器一般不宜使用在电网工作电压低于熔断器额定电压的电网以避免熔断器熔断截流时产生的电网过电压超过电网允许的2.5倍工作相电压。

当经过演算，电器的绝缘强度允许使用高一级电压的熔断器时，则应该按电压比折算，降低其额定断流容量。

（二）高压熔断器熔管的额定电流应大于或小于熔体的额定电流。

（三）跌落式熔断器在灭弧时，会喷出大量游离气体，并发出很大响声，故一般只在屋内使用。

b.熔体的选择

（一）熔体的额定电流应该按高压熔断器的保护熔断特性选择，应满足保护的可靠性、选择性和灵敏度的要求。非自爆式熔断器具有反时限的电流时间特性。熔体额定电流选择的过大，将延长熔断时间，降低灵敏度；选得过小，则不能保证保护的可靠性和选择性。

选择熔体时应保证前后两级熔断器之间、熔断器于电源侧继电保护之间、以及熔断器与负荷侧继电保护之间的动作选择性。在此前提下，当在本段保护范围内发生短路时，应能在最短的时间内切断故障，。当电网装有其它接地装置时，回路中最大接地电流与负荷电流之

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和应不超过最小熔断电流。

（二）保护35KV及以下电力电压器的高压熔断器熔体，在下列正常工作情况下不应误熔断：

①当熔体内通过电力变压器回路最大工作电流时。 ②当熔体内通过电力变压器的励磁涌流时（一般按熔体通过该电流时的熔体时间不小于0.5S校验）。

③当熔体内通过保护范围以外的短路电流及电动机自启动等引起的冲击电流时。 保护35KV及以下电力变压器的高压熔断器，其熔体的额定电流可按下式选择：

InRKIbgm

式中K——系数，当不考虑电动机自启动时，可取1.1—1.3；当考虑电动机自启动时，可取1.5—2.0；

Ibgm---电力变压器回路最大工作电流（A）。

（三）保护电力电容器的高压熔断器熔体，在下列正常工作情况下不应误熔断：

①由于电网电压升高、波形畸变等原因引起电力电容器回路的电流增大时。 ②电力电容器运行过程中的涌流。

保护电力电容器高压熔断器熔体的额定电流可按下式选择：

InRKInc

式中K——系数，对于跌落式高压熔断器，取1.2—1.3；对于限流式高压熔断器，当为一台时，系数取1.5—2.0,当为一组电力电容器时，系数取1.3—1.8；

Inc---电力电容器回路的额定电流（A）。

（四）保护电压互感器的熔断器，只需按额定电流和断流容量选择，不必校验额定电流。

（五）除保护防雷用电容器的熔断器外，当高压熔断器的熔断电流不能满足被保护回路中装设限流电阻等措施限制短路电流。

（六）对没有限流作用的跌落式熔断器，应考虑短路电流的非周期分量，用全电流进行断流容量的校验。同时，尚需用系统最小运行放式下的短路电流检验三相断流的下限值，以保证熔断器有足够的熔断电流。

4.屋内外配电装置设计

4.1设计原则

高压配电装置的设计必须认真贯彻国家的技术经济政策，遵循上级颁发的有关规程、规范及技术规定，并根据电力系统条件、自然环境特点和运行、检修、施工方面的要求，合理制定布置方案和选用设备，积极慎重地采用新布置、新设备、新材料、新结构，使配电装置不断创新，做到技术先进、经济合理、运行可靠、维护方便。

火电厂及变电所的配电装置型式选择，应考虑所在地区的地理情况及环境条件，因地制宜，节约用地，并结合运行、检修和安装要求，通过技术经济比较予以确定。在确定配电装置型式时，必须满足下列四点要求。

（一）节约用地

我国人口众多，但耕地不多。因此节约用地是我国现代化建设的一项战略性方针。配电装置少占地，不占良田和避免大量开挖土石方，是一项必须认真贯彻得重要政策。

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（二）运行安全和操作巡视方便 配电装置布置要整齐清晰，并能在运行中满足对人身和设备的安全要求，如保证各种电气安全净距，装设防误操作的闭锁装置，采取防火、防暴和储油、排油措施，考虑设备防冻、防阵风、抗震、耐污等性能。使配电装置一旦发生事故时，能将事故限制到最小范围和最低程度，并使运行人员在正常操作和处理事故的过程中不致发生意外情况，以及在检修过程中不致损害设备。此外，还应重视运行维护时的方便条件，如合理确定电气设备的操作位置，设置操作巡视通道，便利于主控制室联系等。

（三)便于检修和安装

对于各种型式的配电装置，都要妥善考虑检修和安装条件。如高型及半高型布置时，要对上层母线和上层隔离开关的检修、试验采取适当的措施；目前不少地区已经开发带电检修作业，在布置于架构荷载方面需为此创造条件；要考虑构件的标准化和工厂化，减少架构类型；设置设备搬运道路、起吊设施和良好的照明条件等。此外，配电装置的设计还必须考虑分期建设和扩建过渡的便利。

（四）节约三材，降低造价

配电装置的设计还应采取有效措施，减少三材消耗，努力降低造价。

4.2设计的基本要求

a.其设计必须贯彻执行国家基本建设方针和技术经济政策，节约土地。

b.保证运行可靠合理选择设备，布置上力求整齐、清晰，保证具有足够的安全距离。 c.便于安装、检修，操作巡视方便。

d.在保证安全的前提下，布置紧凑，力求节约材料和降低造价。

4.3布置及安装设计的具体要求

（一）屋内配电装置部分 a.6--35KV两层配电装置中，为了便于运行人员在底层操作时能够观察到楼层母线隔离开关的开合情况，以往的设计考虑隔离开关间内的楼板上开设孔洞。但是开设孔洞曾发生事故伤亡，现行设计采取了改进措施。

b.相邻间隔均为架空出线时，必须考虑当一回路带电、另一回检修时的安全措施，如将出线悬挂点偏移，两回出线间加隔离板凳。

c.双母线系统的隔离开关操动机构在间隔正面的布置一般按做工作母线右备用母线的原则考虑。

d.对于间隔内带油位指示器的电器设备，在布置时要考虑观察油位的便利，如设备窥视窗；当设备正反面均带油位指示器时，尽可能在其两侧分别设置巡视通道，若无条件时，可装设反光镜或采取其它措施。

e.充油套管的储油器应装设在便于监视油位和运行中加油的地方。

f.充油套管应有取油样的设施，取样阀门一般装设在地层1.2m处，并应防止漏油。 g.隔离开关操动机构的安装高度，摇式一般为0.9m,上下板式一般为1.05m。

h.隔离开关转动系统的设计，必须防止出现操作死点。同时，设计中应留有余度，以适应施工误差所引起的变化。

i.安装带放油阀的油浸式电压互感器的基础，要求高出地面不小于0.1 m,以便于放油取样。

j.电抗器垂直布置时，B相必须放在中间；品字形布置时，不得将A、C两相叠在一起。 k.电抗器垂直布置时，应考率吊装高度。若高度不够时，其上方应设吊装孔。 l.矩形母线的不线应尽量减少母线的弯曲，尤其是多片母线的立弯。建议采取以下一些

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措施：

①同一回路内相间距离的变化尽量减少；

②回路内设备、绝缘子的中心线错开次数尽量减少； ③当前后两中心线错开很多，中间又必须加一个绝缘子时，则中间绝缘子设在两个立弯的直线段上，此时其固定金具与母线呈一个夹角。

④母线穿过母线式套管时，在其前后应只有一个大弯曲时，如在布置中不能避免出现两个大弯曲，则应采取措施以免母线配好后穿不进套管。

m.矩形母线弯曲处至最近绝缘子的母线固定金具边缘的距离应不小于50mm，但至最近的绝缘子中心线的距离应不大于该档母线跨距的四分之一。

n.母线与母线、引下线或设备端子连接时，一般按通过电流及所连接的金属材料的电流密度计算所需的接触面积，以免接头过热。

（二）屋外配电装置部分

a.当电厂具有二级升高电压配电装置时，一般要预留安装第二台三卷变压器的位置和引线走廊。

b.当发电厂、地区降压变电所具有中性店非直接接地系统的电压级时，设计中要考虑预留消弧线圈的安装位置及其引线方式。

c.断路器和避雷器等设备采用低位布置时，围栏内宜作成高100mm的水泥地平，以便于排水和防止长草。

d.35KV--110KV隔离开关的操作机构宜布置在边相。操作机构的安装高度一般为1m。 e.隔离开关引线的对地的安全净距C值得校验，应考虑电缆沟凸出地面的尺寸。 f.为了便于上人便于检修，对钢筋混凝土架构要设置脚钉或爬梯，其位置对于单独构架可在一个支柱上设置，对于连续排架可在两相邻间隔的中间支柱上设置，同时，必须对上人时检修人员与周围导体及设备的安全净距进行校验。

g.对于物外的母线桥，为了防止从厂房顶上掉落金属物体或因鸟害等导致母线短路，应根据具体情况采取防护措施，如在母线桥上部假设钢板护罩等，至于其它各侧是否需要加设护网，可根据工程具体情况确定。

h.建设在林区的屋外的配电装置，应在电气设备的周围留有20M宽度的空地。 i.在带旁路母线的配电装置的设计中，一般将旁路母线布置在出线门型架的外侧。此时，为了保持送电线路与旁路母线之间的安全距离，线路的终端杆塔必须有一定的高度。因此，可以考虑将旁路母线布置在出线架的内侧。这样，可以缩小出线门型架到线路终端塔的距离，使架构简化并节省钢材。

4.4配电装置选择

（一）6---10KV配电装置

6—10KV配电装置一般均为屋内布置。当出线不带电抗器时，一般采用成套开关柜单层布置，由于受国产开关柜的限制，这种布置仅用于中小型变电所及单机容量为12MW及以下的小型发电厂。当出线带电抗器时，一般采用三层或两层装配式布置，近年来还有采用两层装配与成套混合式布置，这些布置使用于大中型配电装置。成套开关柜布置，只要合理选用制造厂生产的各种标准单元的开关柜按照明电气主接线的要求进行配置组合即可。则10KV侧采用单层屋内布置。

（二）35KV配电装置

屋外配电装置，在现有的35KV屋外配点装置中，其布置型式多为中型，虽有采用高型、半高型及低型的胆为数不多，35KV侧采用中型布置。

（三）110KV配电装置

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a.普通中型配电装置

普通中型配电装置是将所有电气设备都安装在地面设计支架上，母线下不布置任何电气设备。采用软母线的该型配电装置在我国已有三十多年的历史，都积累了比较丰富的经验。但因其占地面积多所以在目前的设计中一般不采用。

b.半高型配电装置

半高型配电装置是将母线及母线隔离开关抬高，将断路器、电流互感器等电气设备布置在母线的下面。该配电装置具有布置紧凑清晰、占地少、钢材消耗与普通中型接近等特点，且除设备上方有带电母线外，其余的布置情况与中型布置相似，能适应运行检修人员的习惯与需要。因此，自六十年代开始出现以来，各地区采用较多，并在工程中提出了多种布置方式，使半高型配电装置日趋完善，且具备了一定的运行检修经验。

① 品字型布置

该布置将一组主母线及母线隔离开关抬高，另一组主母线与旁路母线分别设在升高主母线的两侧，两者高度有等高及不等高两种。由于品字型架构的结构比较简单，可以节省钢材；且有一组母线的隔离开关全部为中型布置，所以安装检修和运行巡视都比较方便。但因一组母线降低后，设备搬运道路要移出架构，占地面积略有增加。

② 形母线布置

管形母线布置半高型除有半高型配电装置和普通中型管形母线配电装置的主要特点以外，且布置紧凑，巡视路线短，能更进一步节省占地；土建结构简单，便于施工。但不能带电作业，抗震性能较差。

5.变电站防雷与接地设计

在电力系统中除了内部过电压影响系统的供电可靠性,还有大气过电压,就是所说的雷击过电压。雷电过电压会使电气设备发生损坏，造成停电事故。为保证电力系统的正常安全可靠运行，必须做好电力系统的大气过电压保护。

5.1雷电过电压的形成与危害

a.直击雷 雷电直接对电气设备或建筑物进行放电，称为直接雷击或直击雷。直击雷过电压右引起数万安培的强大雷电流通过被击物体而入地，产生破坏性很大的热效应和机械效应，击坏设备，引起火灾，甚至造成人身伤亡。

b.感应雷 雷电落在电气设备附近或雷动在电气设备上方移动时，通过无暇感应或电磁感应在电气设备上呈现出数万乃至数千万伏的感应过电压，称作感应雷或间接雷击。

c.入侵雷 当输电线路上遭受直接雷或感应雷产生的雷电波侵入发电厂或变电所，产生过电压击坏电气设备，称为雷电波入侵或入侵雷，由于雷电波侵入造成的雷害事故占全部雷害事故的一半以上，因此需采取特别措施。

5.2电气设备的防雷保护

因为电气设备的结构和工作性质的不同，所采取的措施也不同。

a.发电厂和变电所的防雷保护 发电厂和变电所电气设备对直击雷的防护主要采用避雷针；对入侵雷的防护采用进线保护和避雷保护的综合措施，即用进线保护限制雷电流的幅值和陡度，用避雷器限制雷电过电压的同值。

b.架空输电线路的防雷保护 输电线路采用装设避雷线的方法防止线路遭受直击雷引起跳闸次数，可采用系统中性点经消弧线圈接地工作方式，为避免雷击跳闸造成供电中断。可采用自动重合闸装置。

c.直配旋转电机的防雷保护 在完善进线保护的同时，还应采用性能良好的阀型避雷器

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或金属氧化物避雷器，来保护电机的主绝缘，同时还应考虑装设电容器和中性点避避雷器，以保护匝间绝缘和中性点绝缘。

d.配电网的防雷保护 除了对配电变压器高低压侧以及柱上断路器必须装设避雷器或放电间隙保护外，对配电线路本身主要应适当提高其绝缘水平，应广泛采用重合闸，以减少断线和停电事故。

发电厂是电力系统的心脏，万一发生损坏设备的事故，往往会带来严重的后果，造成重大的损失。设计中重点对发电机、变压器组、线路的防雷保护进行配置。

5.3避雷针的配置原则

（1）电压110KV及以上的配电装置，一般将避雷针装在配电装置的架构或房顶上，但在土壤电阻率大于1000Ω/m的地区，宜装设独立的避雷针。

（2）独立避雷针宜装设独立接地装置，其工频接地电阻不超过10Ω。

（3）35KV及以下高压配电装置架构或房顶不宜装设避雷针，因其绝缘水平很低雷击时宜引起反击。

（4）在变压器的门型架构上，不应装设避雷针、避雷线，因为门型架距变压器较近，装设避雷针后，架构的集中接地装置，距变压器金属外壳接地点在址中距离很难达到不小于15m的要求。

5.4避雷器的配置原则

（1）配电装置的每组母线上，应装设避雷器。

（2）旁路母线上是否装设避雷器，应在旁路母线投入运行时，避雷器到被保护设备的电气距离是否满足而定。

（3）220KV以下变压器和并联电抗器处必须装设避雷器，并尽可能靠近设备本体。 （4）220KV及以下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组避雷器。

（5）三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。 （6）110KV-220KV线路侧一般不装设避雷器。

5.5避雷针、避雷线保护范围计算

a.避雷针的保护范围

避雷针的组成要素：接闪器、引下线、接地体。

避雷针的保护范围以它对直击雷所保护的空间来表示。单支避雷针的保护范围如图所示。

避雷针的有效保护半径rx的计算方法：

当hx≥h/2时， 当hx＜h/2时，

rx(hhx)phprx(1.5h2hx)p(m)(m)

式中h──避雷针高度；

hα──避雷针的有效高度, hα＝h－hx；

p──高度影响系数，h≤30m时为1，30＜h≤120m时为5.5/h。 b.避雷线的保护范围

单根避雷线的保护范围rx为：

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当hx≥h/2时， 当hx＜h/2时，

rx0.47(hhx)prx(h1.53hx)p(m)(m)

5.6变电所接地装置

变电所内需要良好的接地装置，以满足工作、安全和防雷保护的接地要求，一般的做法是根据安全和工作接地的要求，敷设一个统一接地网，然后再在避雷针和避雷器下面增加接第一满足防雷接地的要求。

接地网的水平接地体由扁钢水平连接构成网孔形，两水平接地带间距离一般取3～10m，埋入地下0.8m处，其面积大体与变电所面积相同，接地网外沿应闭合，将各角做成圆弧状，圆弧半径小于均压带半径的一半。垂直角接地体一般用角钢或钢管，长度2.5m，间距大于5m。避雷器应以最短的接地线与主接地网连接，且应装设集中接地装置，避雷针与主变压器接地距离应大于15米，与设备接地距离大于3米，避雷针与架构间距离大于5米。

6.无功补偿设计

6.1无功补偿的概念及重要性

无功补偿是指在交流电力系统中，就可看成为有功电源负荷和无功电源负荷两个并存且不可分割的电力系统，在运行、设计、监测、管理中，借助功率因数把有功系统和无功系统有机地联系起来，形同一个整体。如果说交流系统运行的目的是传输和消费能源，那么无功系统运行就是为此而不可缺少的手段。它的存在保持了交流电力系统的电压水平，保证了电力系统的稳定运行和用户的供电质量，并使电网传输电能的损失最小。

无功电源不足，即无功并联补偿容量不能满足无功负荷的需要，无功电源和无功负荷处于低电压的平衡状态。由于电力系统运行电压水平低，给电力系统带来了一系列危害：(1)设备出力不足；(2)电力系统损耗增加；(3)设备损坏；(4)电力系统稳定度降低。

电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统安全经济运行，对保证用户的安全用电和产品的质量是非常重要的。用户消耗的无功功率是它有功功率的50%～100%，同时电力系统本身消耗的无功功率可达用户的10%～30% 。另外变压器中存在励磁支路损耗和绕组漏抗中损耗，两部分无功损耗，无功功率的不足将造成电压的下降，电能损耗增大，电力系统稳定遭到破坏，所以电力系统的无功电源和无功功率必须平衡，因此要进行无功补偿。无功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。

6.2无功补偿的原则与基本要求

6.2.1无功补偿的原则

(1)根据技术规程规定按主变容量的10%～20%进行无功补偿。

(2)分级补偿原则，按主变无功损耗减去电缆充电功率确定无功补偿的容量，且10KV和110KV侧电压不能低于标称电压。

(3)在轻负荷（2%～30%主变容量计）时由于电缆充电功率的影响，其充电功率与补偿功率近似抵消。

6.2.2无功补偿的基本要求

(1)电力系统的无功电源与无功负荷，在各种正常及事故运行时，都应实行分层分区、就地平衡的原则，并且无功电源应具有灵活的调节能力和一定的检修备用、事故备用。

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(2)在正常运行方式时，突然失去一回线路，或一台最大容量的无功补偿设备，或一台最大容量的发电机（包括失磁）之后，系统无功电源事故备用的容量方式及配电方式，应能保持电压稳定和正常供电，避免出现电压崩溃；在正常检修运行方式时，若发生上述事故，应允许采取切除部分负荷或并联电抗器等必要措施，以维持电压稳定。

(3)对于110KV及以上系统的无功补偿，应考虑提高电力系统稳定性的作用。 6.2.3补偿装置的确定

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。

补偿装置有：同步调相机、串联电容补偿装置、静电补偿器补偿装置、并联电容器补偿装置。

(1)同步调相机：同步调相机在额定电压±5%的范围内，可发额定容量，在过励磁运行时，它向系统供给感性的无功功率起无功电源作用，能提高系统电压，在欠励磁运行时，它从系统吸收感性的无功功率起无功负荷作用，可降低系统电压。

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改变输出（或吸收）无功功率，进行电压调节，但是调相机的造价高，损耗大，维修麻烦，施工期长。

(2)串联电容补偿装置：在长距离超高压输电线路中，电容器组串入输电线路，利用电容器的容抗抵消输电线的一部分感抗，可以缩短输电线的电气距离，提高静稳定和动稳定度。但对负荷功率因数高y0.95或导线截面小的线路，由于PR/V分量的比重大，串联补偿的调压效果就很小。

(3)静电补偿器补偿装置：它由静电电容器与电抗器并联组成电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，两者结合起来，再配以适当的调节装置，就能够平滑地改变输出（或吸收）无功功率的静止补偿器，与同步调机相相比较，运行维护简单，功率 损耗小，但相对串联电容及并联电容补偿装置，其造价高维护较复杂，一般适用以较高的电压等级500KV变电所中。

(4)并联电容器补偿装置：并联电容器是无功负荷的主要电源之一。它具有投资省，装设地点不受自然条件限制，运行简便可靠等优点，故一般首先考虑装设并联电容器。

由于本设计的变电站为110KV降压变电站，以补偿的角度来选择，以上四种均能满足要求，但是在经济和检修方面来考虑，首先选择并联和串联补偿装置。由于补偿装置主要补偿负荷的无功容量及平衡主变损耗，所以选择并联补偿装置。 6.2.4补偿装置容量的选择

利用电容器改善功率因数需要补偿的无功量为：

QfmPfm(|tg1||tg2|)11Pfm112cos2cos21PfmQcfo式中：

QfmPfm

——负荷所需补偿的最大容性无功量 Kvar ——母线上的最大有功负荷 KW

1 ——补偿前的最大功率因数角 2 ——补偿后的最小功率因数角

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Kvar/KW

Qcf0——由cosθ1补偿到cosθ2时，每千瓦有功负荷所需补偿的容性无功值

7.变电所总体布置

7.1总体规划

变电所总体规划可协调所区与各级电压进出线的关系，所区的方向、朝向与进出线相配合，同时合理地安排所区、生活区、水源地、排出口等位置，合理选择所道路，解决变电所与城镇发展的矛盾。

变电所的总体规划一般采用一次性规划，结合外部条件合理确定各级电压的出线方向，并有足够的出线走廓，尽量减少交叉跨越，当必须跨越时，电压等级高的出线在上侧。就近解决水源，为运输创造良好条件。

7.2总平面布置

7.2.1总平面布置的主要内容

解决和协调全所建筑物、道路在平面布置上的相互关系和相对位置，主要有方向布置，管沟布置、道路、绿化及美化。 7.2.2总平面布置的基本原则 （1）重视外部条件，发挥优势。 （2）满足功能要求，布局合理。 （3）布置紧凑合理，节约用地。 （4）结合地形地势，因地制宜。 （5）符合防为规定，确保安全。 （6）注意风向朝向，有利环境。 （7）便于巡视运输，路径短捷。 （8）树立整体观念，协调美观。 （9）适当留有余地，考虑发展。 （10）方便检修和生活，安全运行。

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结束语

本次110KV变电站电气主接线设计，是一个偏强电的项目。通过本次设计，我对变电站的电气主接线有了大概的认识，既巩固了自己学过的专业知识，又学到了许多新知识，将在校期间所学到的各方面知识融会贯通。设计中，既要全面掌握理论知识，又要结合于实际。通过查阅资料和请教老师，丰富了自己的理论知识，对实际问题也有了全面的了解和掌握。在设计的过程中，在此，对各老师的悉心帮助和耐心指导表示衷心的感谢。

通过这次设计，我深刻的领会到基础的重要性，这次设计不仅帮助我复习了大学四年的知识，更重要的是可以帮助我们更加清楚的认识自我，磨练意志，这会为我日后的工作和生活带来很大的帮助。

参考文献

【1】《发电厂电气部分》 中国电力出版社 熊信银 编著 2004年10月 【2】《电力系统分析》 高等教育出版社 孟祥萍 编著 2004年2月 【3】《工厂供电》 天津大学出版社 黄纯华 编著 2001年1月 【4】《发电厂变电站电气部分》 重庆大学出版社 牟道槐 编著 2009年8月 【5】《短路电流实用计算》 西安交通大学 中国水利电力出版社 1995年 【6】《电力系统》 郑州电力出版社 李薇薇 李芳 编著 1994年

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