某市110kV中心变电所电气一次部分初步设计
电所35kV出线为2回，所以选择B方案单母线分段接线为35kV侧主接线方案。 2.2.3 10kV侧主接线方案
A方案：
单母线接线（见图2-3）。 B方案：
单母线分段接线（见图2-4）。 分析：
A方案的主要优缺点：
1.接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且利于扩建，但可靠性和灵活性较差。
2.当母线或母线隔离开关发生故障或检修时；各回路必须在检修或故障消除前的全部时间内停止工作。
3.出线开关检修时，该回路停止工作。 B方案的主要优缺点：
1.母线发生故障时，仅故障母线停止工作，另一母线仍继续工作。
2.对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电。
3.当一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电。 4.任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作。 5.当出线为双回线时，会使架空线出现交叉跨越。 结论：
B方案一般适用于10kV出线为6回及以上的装置中。综合比较A、B两方案，并考虑本变电所10kV出线为6回，所以选择B方案单母线分段接线为10kV侧主接线方案。 2.2.4 最优方案的确定
通过对原始资料的分析及根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求，选择了两种待选主接线方案进行了技术比较，淘汰较差的方案，确定了变电所电气主接线方案。即确定了本次设计主接线的最优方案（主接线图见附图）。
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第三章 主变压器的选择
3.1 变电所主变压器台数的确定
3.1.1 主变台数确定的要求
1.对大城市郊区的一次变电所，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台主变压器为宜。
2.对地区性孤立的一次变电所或大型专用变电所，在设计时应考虑装设两台以上主变压器的可能性。
考虑到该变电所为一重要中心、枢纽变电所，在系统中起着汇聚、分配和平衡电能的作用，与系统联系紧密，且在一次主接线中已考虑采用旁路带主变的方式。故选用两台主变压器，并列运行且容量相等。 3.1.2 变电所主变压器容量的确定
主变压器容量确定的要求：
1.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，并适当考到远期10～20年的负荷发展。
2.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，其余变压器容量在设计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般性变电所停运时，其余变压器容量就能保证全部负荷的60%～70%。由于变电所建成后第五年总负荷增加到30.6MW，建成十年后总负荷增加到49.3MW,故选两台40MVA的主变压器就可满足负荷需求。 3.1.3 变电所主变压器型式的选择
具有三种电压等级的变电所中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上或低压侧虽无负荷，但在变电所内需装设无功补偿设备时，主变压器采用三饶组。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及以下变电所采用一级有载调压变压器。故本站主变压器选用有载三圈变压器。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?型连接。
表3.1 主变参数表 电压组合及分接范围 型号 中压 高压 低压 阻抗电压 高-中 高-低 中-低 10.5 18 6.5 空载连接组 电流 YN， yn0,d11．3 1 SFSZ7-40000/110 110×1.25% ?10?637±5% 10.5 8
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3.2 站用变台数、容量和型式的确定
3.2.1站用变台数的确定
对大中型变电所，通常装设两台站用变压器。因站用负荷较重要，考虑到该变电所具有两台主变压器和两段10kV母线，为提高站用电的可靠性和灵活性，所以装设两台站用变压器，并采用暗备用的方式。 3.2.2 站用变容量的确定
站用变压器容量选择的要求：站用变压器的容量应满足经常的负荷需要和留有10%左右的裕度，以备加接临时负荷之用。考虑到两台站用变压器为采用暗备用方式，正常情况下为单台变压器运行。每台工作变压器在不满载状态下运行，当任意一台变压器因故障被断开后，其站用负荷则由完好的站用变压器承担。 3.2.3 站用变型式的选择
考虑到目前我国配电变压器生产厂家的情况和实现电力设备逐步向无油化过渡的目标，可选用干式变压器。
表3.2站用变参数表 电压组合 连接空载 负载空载阻抗电压型号 组标损耗 损耗电流高压分(%) 高压 低压 号 (kW) (kW) (%) 接范围 S9-100/10 10.5 ±5% 0.4 Y,yn0 0.29 1.50 1.6 4 因本站有许多无功负荷，且离发电厂较近，为了防止无功倒送也为了保证用户的电压，以及提高系统运行的稳定性、安全性和经济性，应进行合理的无功补偿。
根据设计要求，自然功率应未达到规定标准的变电所，应安装并联电容补偿装置，电容器装置应设置在主变压器的低压侧或主要负荷侧，电容器装置宜用中性点不接地的星型接线。
《电力工程电力设计手册》规定“对于35-110kV变电所，可按主变压器额定容量的10%-30%作为所有需要补偿的最大容量性无功量，地区无功或距离电源点接近的变电所，取较低者。地区无功缺额较多或距离电源点较远的变电所取较低者，地区无功缺额较多或距离电源点较远的变电所取较高者。
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第四章 短路电流计算
4.1 短路电流计算的目的及假设
4.1.1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。 4.1.2短路电流计算的一般规定
1.验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器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.选择导体和电器用的短路电流，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.选择导体和电器时，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.导体和电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流一般按三相短路验算。 4.1.3短路电流计算的基本假设
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。
4.2 短路电流计算的步骤
目前在电力变电所建设工程设计中，计算短路电流的方法通常是采用实用曲线法，其步骤如下：
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UB（一般取各级的平均电压）基准有四个，即基准容量（SB）、基准电流（IB）、基准电压（UB）和基准阻抗（ZB）。在此计算中，选取基准容量SB=1000MVA，基准电压UB为各电压级的平均额定电压（115kV、37kV、10.5kV）。选定基
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准量后，基准电流和基准阻抗便已确定：
2SBUBIB?ZB?3USB ； B 基准阻抗：基准电流：
(3)将各元件电抗换算为同一基准值的标么电抗（1）系统S或发电厂G的等效电抗标幺值：
或 （5.1）
式中 SS、SG—— 系统或发电厂的容量，MVA；
XS、XG—— 系统或发电厂以其本身容量为基准的等效电抗标幺值。 （4）线路电抗标幺值：
SXL*?X0LB2UB （5.2） 式中 X0—— 线路单位长度的电抗值，其中，单根导线为0.4Ω/km，二分裂导线为
0.31Ω/km；
L—— 线路的长度，km。 （5）变压器电抗标幺值：
U%本设计中主变为三绕组，已给出了各绕组两两之间的短路电压百分数，即K(1—2)、UK(1—3）%UK(2—3）%、。则可求出高、中、低压绕组的短路电压百分数，分别为
1UK1%?(UK(1—2）%?UK(1—3）%?UK(2—3）%)2 （5.3a） 1UK2%?(UK(1—2）%?UK(2—3）%?UK(1—3）%)2 （5.3b） 1UK3%?(UK(1—3）%?UK(2—3）%?UK(1—2）%)2 （5.3c）
再按与双绕组变压器相似的计算公式求变压器高、中、低压绕组的电抗标幺值，分别为
U%SXT1??K1?B100ST （5.4a）
XS??XSSBSSXG??XGSBSGXT2??
XT3?
（6）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，即转移电抗；
4.求其计算电抗；
5.由运算曲线查出短路电流的标么值； 6.计算有名值和短路容量； 7.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
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UK2%SB? 100ST （5.4b） U%S?K3?B100ST （5.4c）