110kV变电站调研报告V2

张霖 2016.10.9

110kV变电站调研报告

目录

第1章 概述.................................................................................................................. 1

1.1 变电站概述..................................................................................................... 1 1.2 变电站分类..................................................................................................... 1 1.3 变电站选址..................................................................................................... 2 1.4 变电站设计发展趋势..................................................................................... 3 第2章 变电站的设计依据、范围、原则.................................................................. 4

2.1 设计依据......................................................................................................... 4 2.2 设计范围......................................................................................................... 5 2.3 主要设计原则................................................................................................. 5 第3章 主变压器.......................................................................................................... 7

3.1 负荷的计算..................................................................................................... 7 3.2 主变压器选择的原则..................................................................................... 7 3.3 主变台数的确定............................................................................................. 8 3.4 主变容量的选择............................................................................................. 8 3.5 主变参数的确定............................................................................................. 9 第4章 电气主接线.................................................................................................... 10

4.1 电气主接线设计的基本要求....................................................................... 10 4.2 主接线的一般接线形式............................................................................... 11 4.2.1 有汇流母线................................................................................................ 11 4.2.2 无汇流母线................................................................................................ 12 第5章 主要电气设备................................................................................................ 14

5.1 电气设备选择的原则................................................................................... 14 5.2 电气设备选择的技术条件........................................................................... 14 5.3 断路器........................................................................................................... 16 5.4 隔离开关....................................................................................................... 16 5.5 互感器........................................................................................................... 16 5.6 母线............................................................................................................... 17 第6章 主变压器的保护............................................................................................ 19

6.1 主变压器的故障........................................................................................... 19 6.2 主变保护的配置........................................................................................... 19

6.2.1 主变瓦斯保护.................................................................................... 19 6.2.2 差动保护............................................................................................ 19 6.2.3 主变压器的后备保护........................................................................ 20 6.2.4 过负荷保护........................................................................................ 20 6.2.5 变压器的零序过流保护.................................................................... 20

第7章 变电站常见故障和处理方法........................................................................ 21

7.1 故障处理原则............................................................................................... 21 7.2 常见故障及处理方法................................................................................... 21

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110kV变电站调研报告

第1章 概述

1.1 变电站概述

变电站是供电系统的重要组成部分，其功能是变换电压等级、汇集配送电能，是联系电力用户和发电厂的中间环节。从电气技术的角度来讲，变电站由一次设备和二次设备组成。从工程实践的角度来讲，变电站由以下几个部分组成：主控制楼、室外土建、一次设备（断路器、隔离开关、互感器、变压器、母线）、二次设备（微机保护、微机测控、操作箱、自动装置）、电源系统、通信系统（光端机、光纤配线架、音频配线架、PCM）以及环境系统（火灾自动报警、图像监视）等组成。

变电站的电压等级主要有500kV、220kV、110kV以及35kV。其中500kV和220kV变电站主要是作为电力系统的枢纽，35kV变电站主要用于一般10kV用户或负荷较轻的小区域供电，110kV变电站主要作为电网区域供电中心。110kV变电站作为高压电网网架的末端、配电网网架结构中的始端，是电网网架中“承上启下”的重要一环。110kV变电站的任务之一是将电能分配到35kV、10kV变压器，通过这些变压器将电压降低到用户能接受的低电压，另一个任务是将35kV电压直接供给工业用户。

目前，胶南境内拥有500kV变电站1座，220kV变电站2座，变电总容量960MVA，另有一所220kV变电站在建，地方电厂10座，装机总容量115.6MVA，年发电量约4亿千瓦时。根据胶南供电公司网上相关资料，新建的110kV变电站T接可来自220kV董家站的110kV董城线，220kV大庄变电站110kV庄城线和在建的220kV张家楼变电站。

1.2 变电站分类

按照在电力系统中的地位和作用，变电站可划分：

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（1）系统枢纽变电站。目前电压等级有220kV、330kV（仅西北电网）和500kV，枢纽变电站的可靠性要求较高，主变压器容量大，供电范围广。

（2）地区一次变电站。是与输电主网相连的地区受电端变电站，任务是直接从主网受电，向本供电区域供电，电压等级一般采用220kV或330kV，变压器容量较大，出线回路数较多，对供电的可靠性要求也比较高。

（3）地区二次变电站。地区二次变电站由地区一次变电站受电，直接向本地区负荷供电，供电范围小，主变压器容量与台数根据电力负荷而定。

（4）终端变电站。

按照作用，变电站分为升压变电站和降压变电站。电力系统中，大多数变电站为降压变电站。

按照安装位置，变电站可划分以下四个类别：

（1）室外变电站。室外变电站除控制、直流电源等设备放在室内外，变压器、断路器、隔离开关等主要设备均布置在室外。这种变电站建筑面积小，建设费用低，电压较高的变电站一般采用室外布置。

（2）室内变电站。室内变电站的主要设备均放在室内，减少了总占地面积，但建筑费用较高，适宜市区居民密集地区，或位于海岸、盐湖、化工厂及其他空气污秽等级较高的地区。

（3）地下变电站。在人口和工业高度集中的大城市，由于城市用电量大，建筑物密集，将变电站设置在城市大建筑物、道路、公园的地下，可以减少占地，尤其随着城市电网改造的发展，位于城区的变电站乃至大型枢纽变电站将更多的采取地下变电站。这种变电站多数为无人值班变电站。

（4）移动变电站。将变电设备安装在车辆上，以满足临时或短期电能调度的需要。

按照值班方式划分为：

（1）有人值班变电站。大容量、重要的变电站大都采用有人值班变电站。 （2）无人值班变电站。无人值班变电站的测量监视与控制操作都由调度中心进行遥测遥控，变电站内不设值班人员。

一般，新建110kV变电站均为无人值班变电站。

1.3 变电站选址

变电站的选址遵循以下基本原则

（1）电力网络结构、负荷分布、城乡规划、征地拆迁综合考虑； （2）合理使用土地；

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（3）考虑出线条件，避免或减少架空线路相互交叉跨越； （4）交通运输条件；

（5）站址应具有适宜的地质、地形条件； （6）防洪水位之上；

（7）生产和生活用水的可靠水源；

（8）与邻近设施、周围环境的相互影响和协调； （9）站址不宜设在大气严重污秽地区和严重盐雾地区； （10）站址的地震基本烈度按国家颁布的GB18306；

（11）选址时应注意充分利用就近城镇的各方面设施，为职工生活提供便利。

1.4 变电站设计发展趋势

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，变电站设计出现了一些新的趋势

（1）变电站电气接线方式将趋于简单

随着电气设备工艺质量的不断提高以及电网可靠性的增加，变电站接线简化趋于可能。

（2）大量采用新的电气一次设备

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，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。

（3）变电站综合自动化系统智能化

变电站综合自动化系统近几年一直是电力建设的一个热点。无论国内国外，还是从管理方、运行方及设计单位对于变电站实现综合自动化均取得了共识，但智能化总体技术还处于研究阶段。

（4）电网建设标准化

随着国内电站设计技术和设备的成熟，并且建设规模也随着经济的高速发展而迅速增长，国家电网要求各级电网工程建设统一技术标准，推广应用典型优化设计，以节省投资，提高效益。设计方式由“量体裁衣”式转变为“成衣定制”式的标准化设计。目前，500kV、220kV和110kV电压等级的变电站均有相应的典型设计手册。

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第2章 变电站的设计依据、范围、原则

2.1 设计依据

《中华人民共和国电力法》 《中华人民共和国城乡规划法》 《城市规划编制办法及其实施细则》

《电力发展规划编制原则》（电计［1997］730号文） 《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001） 《配电网规划技术导则》（Q/GDW1738-2012） 《电力系统设计技术规程》（DL/T29-2009） 《电力系统安全稳定导则》（DL/T723-2000） 《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-） 《城市电力网规划设计导则》（国家电网科(2006)1202号） 《城市电力规划规范》（GB50293-1999） 《供配电系统设计规范》（GB50052-2009） 《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2009）

《110kV~750kV架空送电线路设计规范》（DL505-2010） 《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326-2008） 《电能质量供电电压允许偏差》（GB/T12325-2008） 《电能质量公用电网谐波》（GB/T149-1993）

《变电站站址选择与总布置》（水利水电出版社、张玉市等） 《国家电网公司输变电工程典型设计（2011年版）》 《高压开关设备通用技术条件》（GB11022-） 《户内交流开关柜通用技术条件》（DL404-91） 《施工和验收规范》（GB50171-92） 《电压互感器》（GB1207） 《电流互感器》（GB12080）

《3~35kV户内高压真空断路器订货技术条件》（DL403） 《静态继电器和保护装置的电气干扰试验》（GB6162－1985）

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB50172－1992）

《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－1993）

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《电力系统实时数据通信应用层协议》（DL476－1992） 《继电保护信息接口配套标准》（DL/T667－1999） 《山东电力系统调度管理规程》山东电力集团（2009）471号

2.2 设计范围

变电站设计范围110kV电压等级以出线门型构架为界，35kV、10kV以电缆出线的电缆头为界。电缆沟道至围墙外１米；所外专用通信线、光纤系统通信、施工用电、用水等设施由建设单位负责。

（1）站区总平面、站内道路以及进所道路的设计；

（2）站内各级电压等级配电装置的选型、主变压器的一、二次线及继电保护测控装置；

（3）系统通信及远动；

（4）站内主控制室、开关室和辅助设施； （5）站区内给排水设施及污水排放设施； （6）站区釆暖通风设施、消防设施； （7）站区内的规划；

（8）编制主要设备及装置性材料清册； （9）编制工程概算书。

2.3 主要设计原则

变电站设计遵循的原则是：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。

统一性：建设标准统一，基建和生产运行的标准统一，外部形象风格要体现国家电网公司企业文化特征。

可靠性：主接线方案安全可靠，设计模块组合后的方案仍能保证安全可靠。 经济性：按照企业利益最大化原则，综合考虑工程初期投资和长期运行费用，追求设备寿命期内最优的企业经济效益。

先进性：设备选型先进、合理、占地面积小、任重环保，各项技术经济可比指标先进。

适应性：综合考虑不同地区的实际情况．要在国家电网公司系统中具有广泛的适用性，并能在一定的时间内，对不同规模、不同形式、不同外部条件均能适用。

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灵活性：模块划分合理，接口灵活，组合方案多样，规模增减方便；编制基本模块和子模块的概算，便于在实际工程中根据需要调整概算。

时效性：建立设计滚动修订机制，随着电网发展和技术进步不断更新、补充和完善设计。

和谐性：变电站整体状况与变电站周边人文地理环境协调统一。

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第3章 主变压器

3.1 负荷的计算

要选择主变压器和站用变压器的容量，确定变压器各出线侧的最大持续工作电流。首先必须要计算各侧的负荷，包括站用电负荷（动力负荷和照明负荷）、负荷、负荷和侧负荷，然后根据负荷大小选择变压器容量。

所用公式为：

𝑛

𝑆𝑐=𝑘𝑓∑

𝑖=1

𝑃

(1+𝛼%) 𝑐𝑜𝑠𝜑式中：𝑆𝑐某电压等级的计算负荷 𝑘𝑓同时系数

𝛼%该电压等级电网的线损率，一般取 P、𝑐𝑜𝑠𝜑各用户的负荷和功率因数

3.2 主变压器选择的原则

（1）相数

容量为300MW及以下机组单元接线的变压器和300kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对投资大，占地多，运行损耗也较大。同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。

（2）绕组数与结构

电力变压器按每相的绕组数为双绕组、三绕组或更多绕组等型式；按电磁结构分为普通双绕组、三绕组、自稱式及低压绕组式等型式。在发电厂或变电站屮采用三绕组变压器一般不多于台，以免由于增加了屮压侧引线的构架，造成布置的复來和困难。

（3）绕组接线组别

变压器三绕组的接线组别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有星形“Y”和三角形“D”。在发电厂和变电站中，一般考虑系统或机组的同步并列以要求次谐波对电源等因素。根据以上原则，主变一般是常规接线。

（4）调压方式

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为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内，通过主变的分接幵关切换，改变变压器高压侧绕组数。从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：一种是不带电切换，称为无激磁调压。另一种是带负荷切换，称为有载调压。通常，发电厂主变压器中很少釆用有载调压。囚为可以通过调节发电机励磁来实现调节电压，对于及以上的降压变压器也仅在电网电压有较大变化的情况时使用，一般均采用无激磁调压，分接头的选择依据具体情况定。

（5）冷却方式

电力变压器的冷却方式随变压器型式和容量不同而异，一般有自然风冷却、强迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。

3.3 主变台数的确定

变压器台数要依据以下原则选择：

（1）为满足负荷对供电可靠性的要求，根据负荷等级确定变压器台数，对具有大量一、二级负荷或只布大量二级负荷，宜采用两台及以上变压器，当一台故障或检修时，另一台仍能正常工作。

（2）负荷容最大而集中时，虽然负荷只为三级负荷，也可采用两台及以上变压器。

（3）对于季节负荷或昼夜负荷变化比较大时，从供电的经济性角度考虑；为了方便、灵活地投切变压器，也可以选择两台变压器。

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，变电站中一般装设两台主变压器。当装设三台及三台以上时，变电站的可靠性里然有所提高，但接线网络较复杂，且投资增大，同时增大了占用面积和配电设备及用电保护的复杂性，以及带来维护和倒闹操作等许多复杂化。而且还会造成中压侧短路容量过大，不宜选择轻型设备。考虑到两台主变压器同时发生故障机率较小。适用远期负荷的增长以及扩建，而当一台主变压器故障或者检修时，另一台主变压器可承担的负荷保证全变电站的正常供电。考虑到该变电站为一重要中间变电站，与系统联系紧密，故选用两台主变压器，并列运行且容量相等。

3.4 主变容量的选择

主变容量的确定遵循以下原则

（1）主变容量的选择一般根据该变电站供电区域5-10年的负荷预测来确定，并适当考虑该地区10-20年的经济发展。对于城郊或重点区域（如经济开发区、工

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业园区、新行政中心等）的变电站，主变容量同时还应与城市行政、经济、交通发展规划相结合。

（2）主变压器的容量同时按照该变电站建成后供电区域内负荷的性质以及地方电网结构来确定。对于有Ⅰ、Ⅱ类负荷性质用户的的变电站，设计吋应考虑当一台主变停运时，其余主变在设计及过负荷能力后的允许进间内，应保证Ⅰ、Ⅱ类负荷性质的用户正常供电；对负荷性质一般的农村变电站，当一台主变停运时，其余主变应能保证70%-80%负荷的用户正常供电。

（3）同电压等级的单台降压主变容量的级别不宜太多，一个地区从整个电网布局考虑，应逐步推行标准化、系列化。

主变容量的选择一般根据该变电站供电区域5-10年的负荷预测来确定，并同时考虑主变事故时和正常运行的过负荷能力；如果变电站设计时只考虑装设两台主变，每台变压器额定容量一般按下式选择：

Sn＝0.6PM

式中PM为变电所最大负荷

根据变电站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站，应考虑当一台主变停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般变电站，当一主变停运时，其他变电器容量应能保证全部负荷的70%-80%。由于变电站的Ⅲ类负荷一般占四分之一。因此，釆用Sn＝0.6PM，能满足Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电保障。

（3-1）

3.5 主变参数的确定

具有三种电压等级的变电站中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的以上或低压侧无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器采用三绕组。而有载调压较容易稳定电压，减少电压波动所以选择有载调压方式，且规程上规定对电力系统一般要求10kV及以下变电站采用一级存载调压变压器。我国110kV及以上电压变压器绕组都采用Y0连接；35kV采用Y连接，其中性点多通过消弧线圈接地。35kV以下电压变压器绕组都采用Δ连接。

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第4章 电气主接线

4.1 电气主接线设计的基本要求

电气主接线应满足经济、灵活、可靠、简便和可持续发展等多方面的要求。 （1）经济性。方案的经济性主要表现在以下三个方面。

①投资省。主接线要力求简单，尽量节省一次设备的使用数量；继电保护和二次回路在满足要求前提下，简化配置、优化控制电缆的走向，节省二次设备和控制电缆的长度；采取相应的技术措施，系统短路电流，通过选用价廉的轻型设备来节省幵支，从而达到减少投资的目的。

②占地面积小。主接线方案的确定和布置方式，直接影响到整个配电装置的占地面积。

③电能损耗小。经济合理地选择变压器的类型（双绕组、三绕组、自稱变、有载调压等）、容量、数量和电压等级。

（2）可靠性。主接线的可靠性不仅包括母线、开关、刀闹等，而且还包括相对的继电保护及自动化装置等等。为了对用户优质、持续地供电，首先主接线必须要满足供电可靠性的这一要求。评价电气主接线方式可靠性的标志是：

①断路器检修时，不应该影响对系统的供电；

②线路或者母线发生故障时，应该尽量减少线路的停运回路数机主变的停运台数，尽量保证对重要用户的供电；

③尽量避免变电站全停的可能性。

（3）灵活性。在运行、检修、热冷备用等各种方式下，电气主接线均应满足要求。主接线方式的灵活性要求有以下三个方面：

①调度灵活，操作简便。应该能够灵活的投入（或切除）某些变压器或线某些路，调能够配电源及负荷，能够满足电力系统在事故、检修及其它特殊运行方式下的调度要求，实现变电站的无人值班；

②检修时，可以方便的停运断路器、继电保护设备及母线等，在保证检修安全的情况下，而不致于影响电力系统的运行及对用户的供电。

③适应性和可扩展性能适应一定时期内没有预计到的负荷水平的变化，满足供电需求。扩建时，可以适应从初期的接线方式过渡到最终的接线方式。在影响连续供电或停电时间最少的情况下，投入变压器或线路而不互相干扰，并且使一次、二次部分的改建工作量最少。

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（4）简便性。电气主接线的设计应达到简单清晰、操作方便的效果，在倒闹操作过程中尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线方式不但不利于操作，还极易发生人为误操作事故。但是接线方式如果过于简单，可能既不能满足日常运行的需要，而且在周期性检修或故障时会造成不便或大面积停电。

（5）发展性。电气主接线的设计要考虑到从初期到最终接线的可行性、便利性。在短时停电或不影响连续供电的情况下，完成电气主接线的扩建，且对一次和二次部分的改动工作量最少。

4.2 主接线的一般接线形式 4.2.1 有汇流母线

（1）单母线接线

单母线接线里然接线简单清晰、设备少、操作方便，便于扩建和采用成套配电装置等优点，但是不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关）等故障或检修时，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，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后，才能恢复非故障段的供电，并且电压等级越高，所接的回路数越少，一般只适用于一台主变压器。

适用范围：110kV~220kV配电装置的出线回路数不超过2回；35kV~63kV配电装置的出线回路数不超过3回；6kV~10kV配电装置的出线回路数不超过5回时选用。

（2）单母线分段接线

用断路器，把单母线接线的母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路；有两个电源供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。但是，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，而出线为双回时，常使架空线路出现交叉跨越，扩建时需向两个方向均衡扩建。

适用范围：110kV~220kV配电装置的出线回路数为3~4回；35kV~63kV配电装置的出线回路数为4~8回；6kV~10kV配电装置出线为6回及以上时选用。

（3）单母分段带旁路母线

这种接线方式：适用于进出线不多、容量不大的中小型电压等级为35kV~110kV的变电站较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。

（4）双母线接线

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它具有供电可靠、调度灵活、扩建方便等优点，而且，检修另一母线时，不会停止对用户连续供电。如果需要检修某线路的断路器时，不装设“跨条”，则该回路在检修期需要停电。对于110kV~220kV输送功率较多，送电距离较远，其断路器或母线检修时，需要停电，而断路器检修时间较长，停电影响较大，一般规程规定，110kV~220kV双母线接线的配电装置中，当出线回路数达7回（110kV）或5回（220kV）时，一般应装设专用旁路母线。

适用范围：110kV~220kV配电装置出线回路数为5回及以上时，或当110kV~220kV配电装置在系统中处于重要地位，出线回路为4回及以上时。35kV~63kV配电装置，当出线回路数超过8回时，或连接的电源较多、负荷较大时；6kV~10kV配电装置，当短路电流较大、出线需要带电抗器时选用。

（5）双母线分段接线

双母线分段，可以分段运行，系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且在需相互联系的系统是有利的，由于这种母线接线方式是常用传统技术的一种延伸，因此在继电保护方式和操作运行方面都不会发生问题。而较容易实现分阶段的扩建等优点，但是易受到母线故障的影响，断路器检修时要停运线路，占地面积较大，一般当连接的进出线回路数在回及以下时，母线不分段。为了保证双母线的配电装置，在进出线断路器检修时（包括其保护装置和检修及调试），不中断对用户的供电，可增设旁路母线，或旁路断路器。当110kV出线为7回及以上，220kV出线在4回以下时，可用母联断路器兼旁路断路器用，这样节省了断路器及配电装置间隔。

4.2.2 无汇流母线

（1）桥形接线

当只符两台变压器和两条输电线路时，采用桥式接线，所用断路器数目最少，它可分为内桥和外桥接线。

内桥接线：适合于输电线路较长，故障机率较多而变压器又不需经常切换时，采用内桥式接线。当变压器故障时，需停相应的线路。

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

外桥接线：适合于出线较短，且变压器随经济运行的要求需经常切换，或系统有穿越功率，较为适宜。为检修断路器LD，不致引起系统开环，有时增设并联旁路隔离开关以供检修LD时使用。当线路故障时需停相应的变压器。所以，桥式

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接线，可靠性较差，迅然它有：使用断路器少、布置简单、造价低等优点，但是一般系统把具有良好的可靠性放在首位，故不选用桥式接线。

适用范围：较小容量的发电厂或变电站，并且变压器的切换较为繁或线路较短，故障率较少的情况。此外，线路存穿越功率时，也宜采用外桥形接线。

（2）3~5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，保证角形接线运行的可靠性，以采用角形为宜。并且变压器与出线回路一对角对称布置。此外，当进出回路数较多时，我国个别水电厂采用了双连四角形接线，形成多环形，从而保证了供电的可靠性。但断路器数量增多，有的回路连着三个断路器，布置和继电保护复杂，没冇推广使用。

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第5章 主要电气设备

5.1 电气设备选择的原则

电气设备选择的一般原则是：

（1）应满足导体和电器正常运行、检修、短路和过电压情况下的耍求，并考虑远景发展的需要；

（2）应按当地环境条件校验； （3）应力求技术先进和经济合理； （4）选择导体时应尽量减少品种；

（5）扩建工程应尽量使新老电器的型号一致；

（6）选用的新品，均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格

5.2 电气设备选择的技术条件 5.2.1 按正常工作条件选择导体和电器

（1）电压：所选电器和电缆允许最高工作电压Uymax不得低于回路所接电网的最高运行电压Ugmax。

一般电缆和电器允许的最高工作电压，当额定电压在220kV及以下时为1.15Ue，

而实际电网运行的般不超过1.1Ug。

（2）电流：导体和电器的额定电流是指在额定周围环境温度下，导体和电器的长期允

电流Iy应不小于该回路的最大持续工作电流Igmax。

由于变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故其相应回路的Igmax=1.05I（eIe为电器额定电流）。

（3）按当地环境条件校核：

当周围环境温度Q和导体额定环境温度Q0不等时，其长期允许电流IyQ可按下 式修正：

𝑄𝑦−𝑄

𝐼𝑦𝑄=𝐾𝑖𝑦√

𝑄𝑦−𝑄0

其中，𝐾𝑖𝑦修正系数

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𝑄𝑦导体或电气设备正常发热允许最高温度

我国目前生产的电气设备的额定环境温度Q0=40℃，裸导体的额定环境温度为25℃。

5.2.2 按短路情况校验

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，一般校验取三相短路时的短路电流，如用溶断器保护的电器可不验算热稳定。当溶断器有限流作用时，可不验算动稳定，用馆断器保护的电压互感器回路，可不验算动、热稳定。

（1）短路热稳定校验 满足热稳定条件为

Qol短路电流产生的热效应 Qr短路时导体和电器允许的热效应 Ir为t秒内允许通过的短时热电流

验算热稳定所用的计算时间：tdz=tb+tol。丨 tb断电保护动作时间

tol相应断路器的全幵断时间。 （2）短路的动稳定校验 满足动稳定条件为：

ich短路冲击直流峰值（kA） Ich短路冲击电流冇效值（kA）

idf、Idf电器允许的极限通过电流峰值及有效值（kA）

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5.3 断路器

高压断路器应根据断路器安装地点，环境和使用技术条件等要求选择其种类及型式，由于真空断路器、SF6断路器比少油断路器，可靠性更好，维护工作量更少，灭弧性能更高，目前得到普遍推广，故35kV~220kV—般采用SF6断路器。真空断路器只适应于10kV电压等级，10kV以下采用真空断路器。

5.4 隔离开关

隔离开关配制在主接线上时，保证了线路或设备检修时形成明显的断口，与带电部分隔离，由于隔离幵关没有灭弧装置及开断能力低，所以操作隔离开关时，必须遵守倒闹操作顺序。

送电：首先合上母线隔离开关，其次合上线路侧隔离开关，最后合上断路器， 停电则与上述相反。 隔离开关的配置：

（1）断路器的两侧均应配置隔离开关，以便在断路器检修时形成明显的断口，与电源侧隔离；

（2）中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；

（3）接在母线上的避雷器和电压互感器宜合用一组隔离幵关，为了保证电器和母线的检修安全，每段母上宜装设一组接地刀闸或接地器。及以上断路器两侧的隔离开关和线路的隔离开关，宜装设接地刀闹。应尽量选用一侧或两侧带接地刀闹的隔尚开关；

（4）按在变压器引出线或中性点上的避雷器可不装设隔离开关； （5）当馈电线的用户侧设有电源时，断路器通往用户的那一侧，可以不装设隔离开关，但如果费用不大，为了防止雷电产生的过电压，也可以装设。

5.5 互感器

互感器包括电压互感器和电流互感器，是一次系统和二次系统间的联络元件，用以分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，正确反映电气设备的正常运行和故障情况，其作用是：将一次回路的高电压和电流变为二次冋路标准的低电压和小电流，使测量仪表和保护装置标准化、小型化，并使其结构轻巧、价格便宜，便于屏内安装；使二次设备与高电压部分隔离，且互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身的安全。

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（1）电流互感器的特点：一次绕组串联在电路中，并且阻数很少，故一次绕组中的电流完全取决于被测量电路的负荷，而与二次电流大小无关；电流互感器二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下，电流互感器在近于短路状态下运行。

（2）电压互感器的特点：容量很小，类似于一台小容量变压器，但结构上需要有较高的安全系数；二次侧所接测量仪表和继电器电压线圈阻抗很大，互感器近似于空载状态下运行，即开路状态。

（3）互感器的配置：为满足测量和保护装置的需要，在变压器出线、母线分段及所有断路器回路中均装设电流互感器；在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器，如：发电机和变压器的中性点；对直接接地系统，一般按三相配制。对三相直接接地系统，依其要求按两相或三相配制；60kV~220kV电压等级的每组主母线的三相上应装设电压互感器；当需要监视和检测线路有关电压时，出线侧的一相上应装设电压互感器。

5.6 母线

母线在电力系统中主要担任传输功率的重要任务，电力系统的主接线也需要用母线来汇集和分散电功率，在发电厂、变电站及输电线路中，所用导体有裸导体，硬锅母线及电力电缆等，由于电压等级及要求不同，所使用导体的类型也不相同。

敞露母线一般按导体材料、类型和敷设方式、导体截面、电晕、短路稳定、共振频率等各项进行选择和校验

5.6.1 裸导体的选择和校验。

（1）型式：载流导体一般采用铝质材料，对于持续工作电流较大且位置特别狭窄的发电机，变压器出线端部，以及对招有较严重的腐烛场所，可选用铜质材料的硬裸导体。回路正常工作电流在400A及以下时，一般选用矩形导体。在400A~8000A时，一般选用槽形导体。

（2）配电装中软导线的选择，应根据环境条件和回路负荷电流、电晕、无线

电干扰等条件，确定导体的载面和导体的结构型式。

（3）当负荷电流较大时，应根据负荷电流选择导线的截面积，对220kV及以下配电装置，电晕对选择导体一般不起决定作用，故可采用负荷电流选择导体截面。

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5.6.2 母线及电缆截面的选择

除配电装置的汇流母线及较短导体按导体长期发热允许电流选择外，其余导体截面，一般按经济电流密度选择。

（1）按导体长期发热允许电流选择，导体能在电路中最大持续工作电流Igmax应不大于导体长期发热的允许电流Iy。

（2）按经济电流密度选择，按经济电流密度选择导体截面可使年计算费用最低，对应不同种类的导体和不同的最大负荷年利用小时数Tmax有一个年计算费用最低的电流密度——经济电流密度（J），导体的经济截面可由下式计算得到：

𝐼𝑔𝑚𝑎𝑥𝑆𝑗=

𝐽（3）热稳定校验：按上述情况选择的导体截面S，还应校验其在短路条件下的

热稳定。 S≥𝑆𝑚𝑖𝑛=

𝐼∞𝐶

√𝑡𝑑𝑧（mm2）

𝑆𝑚𝑖𝑛导体最小导体截面（mm2） C热稳定系数

𝐼∞稳态短路电流（kA） 𝑡𝑑𝑧短路等值时间（s）

（4）动稳定校验：动稳定必须满足下列条件：

𝛿𝑚𝑎𝑥≤𝛿𝑦

𝛿𝑦母线材料的允许应力（硬铅为69×106Pa硬铜为137×106Pa，铜为157×106Pa）。

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第6章 主变压器的保护

6.1 主变压器的故障

变压器的故障可分为内部和外部两种故障。内部故障是指变压器油箱里面的各种故障，主要故障类型有：

（1）各绕组之间发生的相间短路；

（2）单相绕组部分线区之间发生的匝间短路； （3）单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地短路； （4）铁芯烧损。

变压器的外部故障类型有：

（1）绝缘管网络或破碎而发生的取相接地（通过外壳）短路； （2）引出线之间发生的相间故障。 变压器的不正常运行情况主要有：

（1）由于外部短路或过负荷而引起的过电流； （2）油箱漏油而造成的油面降低；

（3）变压器中性点电压升高或由于外加电压过高而引起的过励磁。 为了防止变压器发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失，保证系统安全连续运行，故变压器应装设一系列的保护装置。

6.2 主变保护的配置 6.2.1 主变瓦斯保护

对变压器油箱内的各种故障以及油面的降低，应装设瓦斯保护，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。

6.2.2 差动保护

对变压器绕组和引出线上发生故障，以及发生阻间短路时，其保护瞬时动作，跳开各侧电源断路器。

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6.2.3 主变压器的后备保护

为了反应变压器外部故障而引起的变压器绕组过电流，以及在变压器内部故障时，作为差动保护和瓦斯保护的后备，所以需装设过电流保护。

6.2.4 过负荷保护

变压器的过负荷电流，大多数情况下都是三相对称的，因此只需装设单相式过负荷保护，过负荷保护一般经追时动作于信号，而且三绕组变压器各侧过负荷保护均经同一个时间继电器。

6.2.5 变压器的零序过流保护

对于大接地电流的电力变压器，一般应装设零序电流保护，用作变压器主保护的后备保护和相邻元件接地短路的后备保护，一般变电站内只有部分变压器中性点接地运行，因此，每台变压器上需要装设两套零序电流保护，一套用于中性点接地运行方式，另一套用于中性点不接地运行方式。

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第7章 变电站常见故障和处理方法

7.1 故障处理原则

（1）故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则；

（2）有备用设备，首先考虑投入备用，以最快的速度设法先行送电； （3）事故、故障的发展，消除事故、故障根源对人身设备的威胁； （4）在危及人身安全或设备安全的紧急情况下，必要时值班人员可以先行断开有关的断路器和隔离开关，然后再报告电力调度；

（5）事故抢修时，情况紧急是可以不开工作票，但是要向供电调度报告概况并做好值班记录。

7.2 常见故障及处理方法

7.2.1 电压互感器断线时的现象及处理方法

当电压互感器断线时，发出预告音响及光示牌低电压动作，周波监视灯灭，表计指示不正常。

处理方法：先考虑电压互感器所带保护与自动装置停用，防止误动作。检查一次与二次保险是否熔断，如一次保险熔断，应立即更换。若二次熔断，应查明原因，切不可将保险容量增大。如保险完好时，可检查电压互感器回路接点有无松动与断头现象，切换回路有无接触不良的现象，在检查时应做好安全措施，保证人身安全，同时防止保护误动作。

7.2.2 小电流接地系统发生单相接地时的现象及处理时的注意事项

现象：（1）接地光示牌亮，警铃响。（2）发生充气接地故障时，接地相电压为零或接近零，非故障相电压升高3倍，且持久不变。（3）发生间歇接地故障时，接地相电压时增时减，非故障电压时增时减，或有时正常。（4）发生弧光接地故障时，非故障相电压有可能升到额定电压的2.5~3倍。

处理时注意事项：（1）发生接地故障时，应严密监视电压互感器，以防其发热严重。（2）当发生不稳定性接地并危及系统设备的安全时，可将故障相的

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断路器人工接地，然后再进行寻找处理。（3）不得用隔离开关断开接地点，如必须用隔离开关断开接地点，可给故障相经断路器人工接地，然后用隔离开关断开接地点。（4）值班人员在短时选切联络线或环状线路时，两侧断路器均应切除，在切除之前应注意防止其它线路过负荷。（5）处理接点故障时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套。

7.2.3 小电流接地系统寻找接地故障点的方法

（1）分割电网法。把电网分成电气上不再连接的几个部分，分网时应注意分网后各部分的功率平衡、保护配合、电网能质量和消弧线圈的调谐等情况。

（2）电网分开后，可利用重合闸进行线路断路器的短时分、合试验。若在断开断路器时，绝缘监察与仪表恢复正常，即证明断开的这条线路发生了接地故障。

（3）拉合试验的顺序：①双回路或其它电源的线路；②分支最多、最长、负荷轻或次要用户的线路；③分支较少、较短、负荷较重要的线路；④双母线时，可用倒备用母线的方法，检查母线系统，双台变压器及其配电装置；⑤单母线、单台变压器及其配电装置。

上述顺序应结合当时的具体情况灵活应用。

7.2.4 电容器爆破的原因及运行中应采取的措施

爆破的原因：（1）电容器内部元件击穿，起因是内部电压分布不均或在制造中卷绕及压叠时受到损坏。（2）电容器内部对外壳绝缘损坏，起因是制造厂在封盖时由于转角处不好焊接，烧焊时间太长，将内部绝缘烧伤所致。（3）密封不良引起渗漏油、油位下降、散热条件恶化，同时潮气和水分进入，内部绝缘进一步变坏。（4）外壳膨胀和内部游离。（5）运行环境温度过高、过电压等。

采取措施：（1）加强对电容器温度、膨胀的巡视工作，及时发现处理。（2）采取过电压的措施。（3）定期对设备进行预防性试验。

7.2.5 主变压器轻瓦斯保护动作的几种常见的原因

（1）因进行滤油、加油和启动强油循环装置而使空气进入主变压器内。 （2）因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。 （3）因变压器轻微故障而产生少量气体。 （4）由于外部穿越性故障而产生少量气体。

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（5）因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作。

7.2.6 某一断路器的位置信号红灯不亮时，应做的检查和处理

（1）检查灯泡是否良好。

（2）检查灯具各接触部位接触情况是否良好，灯具连接线是否松动或断头，如有，应用螺丝刀慢慢拧紧，若不便处理时应通知有关人员处理。

（3）检查附加电阻是否良好，如有电阻损坏应通知有关人员进行更换。 （4）检查控制保险是否正常，若有熔断现象应更换。

（5）检查跳闸线圈、开关辅助接点、KK把手有关接点及TBJ继电器。 7.2.7当运行中的断路器灭弧室看不见油位时，应采取的措施

（1）如果是由于轻微渗油或是天气变化而看不见油位时，可以申请退出进行补油。

（2）如果是严重漏油且发现及时，油位还在下限时可立即退出。如果是完全看不到油位，灭弧室严重少油时，则应将断路器的保护退出，用其它开关将其切断，或者是其它开关带上后用此开关拉环路电源，退出后检修，避免在无油的情况下进行带负荷拉合，以防爆炸。

7.2.8 运行中的刀闸可能出现的异常现象及处理方法

（1）异常现象：①接触部分过热。②瓷瓶外伤。③瓷瓶胶合部断裂。④瓷瓶闪络放电击穿接地而引起烧伤和爆炸。

（2）处理方法。根据具体情况采取转移或减少负荷，停电或带电作业处理。

7.2.9 设备在运行中断路器突然跳闸应如何处理

检查操作机构，检查继电保护，查明断路器跳闸的原因后，设法立即排除恢复运行。如果是因电力系统停电引起失压脱扣和动作跳闸，只要恢复供电，即可考虑恢复与运行。

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7.2.10 变压器的油箱内有强烈而不均的噪声和放电的声音的原因及处理方法

（1）原因。这可能是由于变压器铁芯的穿心螺栓夹得不紧，造成硅片间的振动，或是变压器线圈引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线造成铁芯外壳感应而产生电压放电等。

（2）处理方法。当出现上述现象时，如有条件，应把变压器停下来进行检查和处理，因为局部放电电弧会损坏变压器的绝缘，使变压器内部故障进一步扩大。如果负荷很重要，又没有备用的变压器投入，则应加强检查和巡视，及时向电力调度报告变压器的异常情况，作好把变压器断路器跳闸的准备，以防万一情况进一步恶化时能立即切除变压器。

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