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1、摘要本论文是110kV变电所电气一次部分设计，论证分析了永宁110kV变电所的电气主接线方式的各种优点，对设备的选型作了详细的说明和计算，短路电流的计算有严格的计算书。按照电网发展规律，提出了电气主接线方式应符合可靠性、灵活性、经济性的要求，设备的选择必须满足电网长远发展和各种事故条件下安全可靠运行的要求。针对该110kV变电所的要求，结合实际工作经验，本文提出了110kV母线采用单母线不分段母线接线、35kV母线采用单母线分段接线、10kV母线采用单母分段的接线方式，主变采用三相三绕组变压器， 110kV、35kV、10kV断路器选用SF6和真空开关，主变保护的配置按规程规定进行配置，以满足
2、电网发展及安全稳定经济运行的需要。关键词变电所；电气主接线；短路电流计算；电气设备选择目录摘要0关键词0Abstract1Keywords.1引言41 主变压器选型51.1 概述51.2 主变台数的选择51.3 主变压器容量的确定81.4 主变压器形式的选择102 电气主接线设计122.1. 电气主接线设计的基本要求122.2 各电压级主接线型式选择123 短路电流计算163.1 短路电流计算的意义163.2 短路电流计算的一般规定163.3 短路电流计算174 电气设备的选择264.1 导体和电气设备选择的一般条件264.2 断路器的选择284.3 隔离开关的选择314.4 高压熔断器的选择
3、334.5 互感器的选择344.6 所用变压器的选择394.7 母线的选择404.8 10KV高压开关柜的选择41结语46参考资料47附图48引言本次设计的课题是一个110KV变电站初步电气设计，该站建成后与110KV电网相连，具有110KV、35KV、10KV等三个电压等级，35KV、10KV线路以接受区域小水电电力为主，区域小水电电力大部分向110KV主网输送，小部分就地消化。本站位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染，站址工程地质良好。工程本期建设，110KV出线1回，预留1回110KV出线位置。35KV电源进线5回，分别为营盘圩线、兴水岭线、上湾线、利民线、河下线。预留2回35KV电
4、源进线位置，即：立新线、燕子崖线。10KV电源进线5回，分别为阡陌线、双山线、营盘圩线、滁洲线、营盘乡线。预留2回10KV电源进线位置，即：清秀线、川桃线。10KV负荷出线2回。35KV、10KV线路侧电源进线及负荷出线将大致均匀地分布于各分段母线上。10KV侧装设两台站用变压器，分别接于两分段母线上，平时两台站用变压器分列运行，当一台站用变出现故障，分段断路器由自投装置动作合闸，实现备用。由于本站35KV、10KV线路所接的机组大部分为同步电机，具有调相功能，故不考虑无功补偿问题。本变电站配电装置采用普通中型配电装置，110KV及35KV采用断路器单列布置，将隔离开关放置母线下，使其与另一组
5、隔离开关电器距离增大，缩短配电装置的纵向距离。主变中性点及出线均装设避雷器，中性点经隔离开关直接接地，并装设有两段零序保护及放电间隙保护。本变电站110KV配电装置（朝向），35KV配电装置（朝向），主变位于于二者之间，其间有行车大道，环形小道，电缆沟盖板作为巡视小道。110KV配电装置有间隔，35KV配电装置有间隔。本次设计论文是以我国现行的各有关规范、规程和技术标准为依据。此设计是一个初步设计，主要根据任务书提供的原始资料，参照有关资料及书籍，对各种方案进行比较而得出的。1 主变压器选型1.1 概述变压器是变电所中的主要电器设备之一，它的主要作用是变换电压以利于功率的传输，电压经升压变压器
6、升压后，可以减少线路损耗，提高经济效益，达到远距离送电的目的。而降压变压器则将高电压降低为用户所需的各级低电压，以满足用户的需要。主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。因此，主变的选择除依据基础资料外，还取决于输送功率的大小，与系统的紧密程度，同时兼顾负荷的增长速度等方面，并根据电力系统510年发展规划，综合分析，合理选择，否则，将造成经济技术上的不合理。所以在选择变压器时，要根据原始资料和所设计的变电站的自身特点，在满足变压器可靠性的前提下，充分考虑到经济性来选择主变压器。1.2 主变台数的选择表1-1 永宁区水电上网负荷预测表单位:kW(负荷) 万kWH(电量)上网负荷
7、/年份2008年2009年2010年2012年2015年35kV营盘圩线2600260026002600260035kV兴水岭线6500650065006500650035kV上湾线2460246024602460246035kV利民线3400340034003400340035kV立新线0002000200035kV燕子崖线0004000400010kV阡陌线1050105010501050105010kV双山线2900290029002900290010kV营盘圩线1700170017001700170010kV滁洲线1590159015901590159010kV清秀线000100010
8、0010kV川桃线0001200120010kV营盘乡线3000300030003000300035kV河下线1800018000180001800018000装机容量合计4420045400494005140051400上网容量合计3536036320395204112041120上网电量合计1701617454190861983819838永宁地区水电上网负荷预测表单位:kW10kV上网容量112401244012440124401244035kV上网容量3296032960369603896038960装机容量合计4420045400494005140051400上网容量合计353603
9、6320395204112041120用电负荷260.9313.1375.7450.9541.1变电容量合计3509936007391444066940579计算容载比1.41.41.41.41.4需110kV变电容量(kVA)4913950410548025693756811已有110kV变电容量(kVA)4000040000400008000080000应增110kV变电容量(kVA)913910410148022306323189实增110kV变电容量(kVA)000400000实际容载比1.141.1111.0221.9671.971原始资料技术要求：1、根据电力系统规划需新建一座11
10、0kV区域变电所。该所建成后与110kV电网相连，并供给近区用户。该变电站主要用于丰水季节区域小水电电力外送主网。（小部分就地消化外）2、工程远期（最终）建设规模为：（主接线远期部分为虚线）1）主变压器131.5MVA+131.5 MVA2）电压等级采用110KV/35KV/10KV。3）110kV出线2回。 4）35kV出线8回。5）10kV出线14回。 6）不考虑无功补偿。3、工程本期建设规模为：（主接线为实线）1）主变压器131.5MVA。2）110kV出线1回；3）35kV线路6回，其中3回专线由用户出资建设；4）10kV线路7回，其中3回专线由用户出资建设；5）110kV出线取最大负
11、荷利用小时数为Tzd=4500h；6）水电站上网负荷数据附表4、 设计水平年设计水平年为2009年，现状为2010年，远景水平年为2015年。5、设计范围1）所区总平面及所外150米以内的进所道路；2）所内各级电压配电装置和主变压器的一、二次接线，继电保护和远动装置。6、系统阻抗：110kV侧电源容量为1000MVA，归算至本所110kV母线侧阻抗为0.32。S1=100MVA7、该地区历年最高温度为39.5，历年最低温度为-9.5，年平均气温16.2，最高内涝水位2.3米。8、该变电所位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染。由原始资料可知，我们本次设计的变电站是一个位于镇郊区的110kV升
12、压变电站，主要是接受35kV和10kV线路的电能，通过主变向110kV电网输送，是一个较为重要的区域性升压变电站。由于35KV、10KV进线回路多，汇聚到变电站的容量大，停电后对小水电电力生产及整个电力系统的稳定运行造成重大影响。因此，选择主变台数时，要确保供电的可靠性。为了提高供电的可靠性，防止因一台主变故障或检修时影响整个变电站的供电，变电站中一般装设两台主变压器，互为备用，可以避免因主变检修或故障而造成对用户的停电。考虑到两台主变同时发生故障的几率较小，适合远期小水电电力供应的增长和扩建的需要，而当一台主变压器故障或检修时由另一台主变压器可输送全部小水电电力的65%以上（远期为55%以上
13、），能保证正常供电，故可选择两台主变压器。1.3 主变压器容量的确定参照依据发电厂变电所电气部分2，电力工程电气设计手册3，35110变电站设计规范1。主变压器的容量，台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构，它的确定除根据传递容量基本原始资料外，还应根据电力系统5-10年的发展规划，输送功率大小，馈线回路数，电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。主变容量一般应按510年规划负荷来选择，根据城市规划，负荷性质电网结构等综合考虑确定其容量。对重要变电站，应考虑一台主变停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力允许时间内，应满足类和类负荷供电，并且考虑当一台主变停运时，其余变压
14、器容量应能满足全部负荷的70%-80%。与系统具有强联系的枢纽变电站，在一种电压等级下，主变应不少于两台。因此装设两台变压器后的总的容量Se=20.7Pm=1.4Pm。当一台变压器停运时,可保证对70%负荷的供电。考虑到变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证98%负荷供电。该区域小水电电力经变电站35kV和10KV侧进线引进，经高压侧110kV母线外送至主网，因此，主变压器的容量为Se=0.7（S35+S10-S近区负荷）。（S35+S10为考虑了上网同时率后35KV、10KV侧的总的上网变电容量，S近区负荷为近区用电负荷与计算容载比的积）。1.3.1 上网负荷110KV侧负荷：110KV侧
15、电源容量为1000MVA35KV侧负荷：2010年投入水电装机容量：营盘圩进线：P1=2600KW 兴水岭进线：P2=6500KW 上湾 进线：P3=2460KW 利民 进线：P4=3400KW 河下 进线：P5=18000KW 2012年投入水电装机容量：立新 进线：P6=2000KW 燕子崖进线：P7=4000KW 10KV侧负荷：2010年投入水电装机容量：阡陌 进线：P8=1050KW 双山 进线：P9=2900KW 营盘圩进线：P10=1700KW 滁洲 进线：P11=1590KW 营盘乡进线：P12=3000KW 2012年投入装机容量：清秀 进线：P13=1000KW 川桃 进线
16、：P14=1200KW 1.3.2 上网容量计算2010年用电负荷217.4KW,2012年用电负荷增至450.9KW（该部分用电负荷不经过主变）。上网同时率取值为0.8，则2010年水电上网总容量为：P2010= (P1 +P2 +P3 +P4 +P5 +P6 + P8 +P9 +P10 +P11 +P12)0.8-217.4=(2600+6500+2460+3400+18000+1050+2900+1700+1590+3000)0.8-217.4=34.3426(MW)2012年水电上网总容量为：P2012= (P1 +P2 +P3 +P4 +P5 +P6+P7 + P8 +P9 +P10
17、 +P11 +P12+P13+P14)0.8-450.9=(2600+6500+2460+3400+18000+2000+4000+1050+2900+1700+1590+3000+1000+1200)0.8-450.9=40.669 (MW)1.3.3 主变压器容量的确定主变容量按35KV、10KV侧总的上网容量的70%来选择,计算容载比取值为1.4:11）本期 S= P20101.40.7=34.34261.40.7=33.656(MVA)故本期主变容量为31500KVA。2）远期 S= P20121.40.7=40.6691.40.7=39.856(MVA)故远期主变容量为40000KV
18、A。考虑到远期两台主变同时投入运行的时间较多，仅在故障或检修时一台主变运行，可输送全部负荷的55%，而主变的故障率是很低的，主变检修时间可合理安排在平水或枯水季节，故侧重于经济上节省投资的原则，最后确定主变压器的容量为31500KVA。1.4 主变压器形式的选择1.4.1主变相数的选择依据电力工程电气设计手册3（电气一次部分）第5-2节“主变形式的选择”依据的原则：当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电所均应选用三相变压器。依据以上原则：该110kV变电站应选用三相变压器。1.4.2 绕组数量和连接方式的选择 绕组数量选择：本变电站有三个电压等级110KV、35KV与10KV，所以主变
19、应选三绕组变压器。绕组连接方式：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“Y”和“”。高中低三侧绕组如何组合，要根据具体工程来定。我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用“Y”型连接。35kV以下电压变压器绕组都采用“”型连接，本变电站电压等级为110/35/10kV，连接方式采用YN,yn0,d11接线方式。1.4.3 主变调压方式的选择主变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器变比来实现的。切换方式有两种：一是不带电切换，称为无激磁依据电力工程电气设计规范3第2.2.4条，变压器绕组的连接方式必须和调压，调整范围常在5%以内，二是带负荷切换
20、，称为有载调压，调整范围可达30%。本次设计的变压器采用有载调压方式。1.4.4 容量比的选择根据原始资料计算可知，35KV和10KV侧上网容量都比较大，所以容量比选择为100/100/100。1.4.5 主变冷却方式的选择主变压器一般采用冷却方式有自然风冷却、油浸风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。本次设计的变电站位于镇郊，对占地要求不高，主变冷却方式采用油浸风冷却。综上所述，故选择主变型号SFSZ10-31500/110型三相三绕组有载调压变压器，其参数如下：额定电压：高压：11081.25%KV中压: 35KV低压:10.5KV阻抗电压:高-中:17.50%
21、高-低:10.50% 中-低:6.50%容量比为:100/100/100连接组别: YN，yn0，d112 电气主接线设计2.1. 电气主接线设计的基本要求电气主接线是变电站电气部分主体结构，是电力系统网络的主要组成部分，它直接影响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订，都有决定性的关系，对电气主接线的设计的基本要求，应包括可靠性，灵活性和经济性，以及扩建的可能性，保证供电可靠性是电气主接线最基本的要求，电气主接线应适应各种运行状态，并能灵活的进行运行方式的转换，主接线的设计应在满足可靠性和灵活性的前提下做到经济合理。2.2 各电压级主接线型式选择根
22、据35-110kV变电站设计规范1：第3.2.1条：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。第3.2.3条：35-110kV超过两回;宜采用扩大桥型单母线或分段单母线接线。第3.2.4条：在采用单母线，分段单母线和双母线的35-110kV主接线中，当不允许停电检修QF时，可以装设旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分断断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110KV线路为6回及以上，35-6KV线路为8回及以上时，可装设专用旁路断路器。主变中的35-110KV回路中的断路器，有条
23、件时亦接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。第3.2.5条：当变电站装有两台主变时，6-10kV侧宜采用分段单母线。线路12回及以上亦可采用双母线。当不允许停电检修QF时，可设置旁路设施，当6-35kV配电装置采用手推式高压开关柜时，不宜采用旁路设施。根据上述原则选择本变电站各级电压主接线方案比较如下：2.2.1 110KV母线主接线形式选择根据上述原则，本站110KV母线主接线形式选择桥式接线与单母线不分段两种方案进行比较，见表2-1。表2-1 110KV主接线方案比较一览表比较项目方案 桥式接线方案 单母线不分段可靠性两条线路上都装断路器，因此线路的投切比较方便，线路发生故
24、障时仅故障线路停电。但一台变压器故障时，分段和一条线路上的断路器都要断开，扩大了停电范围。可靠性不如单母线接线。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。灵活性操作灵活、方便,不易出操作事故。操作方便、简单，不易出操作故障。经济性所用断路器、隔离开关及母线等设备少，占地面积小，投资少，经济性好。接线简单清晰，设备少，投资少。 可扩展性不能扩展可扩展，可扩性好。综合上述比较项目并结合本站实际，对供电可靠性要求高。采用桥式接线虽然可靠性，但其经济性，可扩展性不如单母线不分段接线。为保证经济投资，选择方案比较合适。2.2.2 35KV母线主接线形式设计根据上述原则，本站35KV母线
25、主接线形式选择单母线分段接线与单母线分段带专用旁路断路器接线两种方案进行比较，见表2-2。表2-2 35KV主接线方案比较一览表比较项目方案 单母线分段方案 单母线分段带专用旁路断路器可靠性用分段断路器将母线分成两段，某一分段母线上发生故障时，在保护的作用下断路器自动跳开，保证非故障段母线正常运行，减少故障停电范围。对重要用户可以从不同分段上引接双回路向该用户供电。但任一回路断路器检修时，该回路必须停止工作。与方案相同的优点，因加装了旁路母线并设置一个专用旁路断路器，检修任一出线断路器时，该回路可不停电，可靠性高于方案。但接线形式复杂，容易出现操作错误。灵活性操作方便、简单，不易出操作故障，但
26、出线断路器检修时，该回路供电停止，运行方式不够灵活。检修断路器时需要用隔离开关频繁倒闸操作，易出操作事故。经济性所用断路器、隔离开关及母线等设备少，占地面积小，投资少，经济性好。与方案相比投资大大增加，经济性不如方案。可扩展性可向两个方向扩展，可扩性好。同方案由于两段母线同时发生故障的几率很低，母线侧、线路侧断路器均采用六氟化硫断路器，故障的几率也很低，因此采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求，且节约了投资。因此，35kV侧选用单母线分段接线。2.2.3 10KV母线主接线形式设计根据上述原则，本站10KV母线主接线形式选择单母线分段接线与单母线分段带专用旁路断路器接线两种方案进行比较，
27、见表2-3。表2-3 10KV主接线方案比较一览表比较项目方案 单母线分段方案 单母线分段带专用旁路断路器可靠性用分段断路器将母线分成两段，某一分段母线上发生故障时，在保护作用下首先自动跳开，保证非故障分段母线正常运行，减少故障停电范围。同时当一段母线或母线隔离开关故障或检修时接在该段母线上的电源和出线必须全部停电。与方案相同的优点，因加装了旁路母线并设置一个专用旁路断路器，检修任一出线断路器时，该回路可不停电，可靠性高于方案。但接线形式复杂，容易出现操作错误。灵活性操作方便、简单，不易出操作故障，但出线断路器检修时，该回路供电停止，运行方式不够灵活。检修断路器时需要用隔离开关频繁倒闸操作，易
28、出操作事故。经济性所用断路器、隔离开关及母线等设备少，占地面积小，投资少，经济性好。与方案相比投资大大增加，经济性不如方案。可扩展性可向两个方向扩展，可扩性好。同方案由于进出线回路大致均匀地接于两段母线上，而两段母线同时发生故障的几率很低，因此，采用单母线分段接线亦可满足供电可靠性的要求，且节约了投资，因此，10kV侧采用单母线分段接线。3 短路电流计算在电力系统中运行的电气设备，在其运行中都必须考虑到发生的各种故障和不正常运行状态，最常见也是最危险的故障是各种形式的短路。短路是电力系统的严重故障，所谓短路是指一切不属于正常运行的相与相之间或相与地之间（对于大接地系统）发生金属性连接的情况。在
29、三相系统中，可能发生的有对称的三相短路和不对称的两相短路、两相接地短路和单相接地短路。在各种类型的短路中，单相短路占多数，三相短路几率最小，但其后果最严重。因此，我们采取三相短路（对称短路）来计算短路电流，并检验电气设备的稳定性。3.1 短路电流计算的意义短路是电力系统中常发生的故障，短路电流直接影响设备的安全。假如短路电流较大，为了使电器能承受短路电流的冲击，往往需要选择重型电器。这不仅会增加投资，甚至会因开断电流不满足而选择不到合适的高压电器，为了能合理选择轻型电器，在主接线设计时，应考虑限制的措施，既而需要计算。3.2 短路电流计算的一般规定1验算导体的稳定性和电器的动稳定热稳定以及电器
30、开断电流的能力，应按本次设计的设计规划容量来计算，并考虑到电力系统的5-10年发展规划（一般应按本工程的建成之后的5-10年）。在确定短路电流时应按可能发生的短路电流的正常接线方式，而不应按照仅在切换时过程中的可能的并列运行方式的接线方式。2选择导体和电器时，对不带电抗器的回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流最大的地点，对带电抗器6-10kV出线与厂用分支回路，除母线与隔离开关之间隔板前的引线和套管的计算短路点应选择在电抗器之前外，其余导体和电器的计算短路点一般选择在电抗器后。3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。若发电机的出口的两相短路或中性点直接接
31、地系统及自耦变压器等回路中的单相，两相接地短路较三相短路严重时，则应按严重情况计算。3.3 短路电流计算短路电流计算步骤：1选择短路点2绘制等值网络图3选择基准容量和基准电压 S=100MVA U=U 4求每个元件对S 和U为基准的电抗标幺值5化简网络，求出对短路点等值电抗（转移电抗）6转移电抗计算电抗，查运算曲线图7求短路电流有名值8绘制短路电流计算表3.3.1 线路阻抗计算由原始资料可知：110KV侧电源容量为1000MVA，归算至本所110KV母线侧阻抗为0.32，Sj=100MVA。35KV侧电源进线有7回(其中本期5回,远期2回)，归算至本所110KV母线侧的转移电抗分别为6.54、
32、2.62、6.91、5.00、8.50、4.25、0.94。（见表3-1）10KV侧电源进线有7回(其中本期5回，远期2回)，归算至本站110KV母线侧阻抗分别为16.19、5.86、10、10.69、17.00、14.17、5.67。（见表3-2）表3-1 35KV侧各进线同步发电机阻抗计算表线路名称次暂态电抗额定标么值Xd*e装机容量Pe(MW)假定功率因素COS基准功率Sj(MVA)等值电抗X*j营盘圩线0.22.60.851006.54 兴水岭线0.26.50.851002.62 上湾线0.22.460.851006.91 利民线0.23.40.851005.00 立新线0.220.8
33、51008.50 燕子崖线0.240.851004.25 河下线0.2180.851000.94 表3-2 10KV侧各进线同步电机阻抗计算表线路名称次暂态电抗额定标么值Xd*e装机容量Pe(MW)假定功率因素COS基准功率Sj(MVA)等值电抗X*j阡陌线0.21.050.8510016.19 双山线0.22.90.851005.86 营盘圩线0.21.70.8510010.00 滁洲线0.21.590.8510010.69 清秀线0.210.8510017.00 川桃线0.21.20.8510014.17 营盘乡线0.230.851005.67 说明：1、所有电源进线的同步电机的次暂态电抗
34、标么值取0.2。2、X*j=Xd*eSjCOS/Pe3.3.2 变压器阻抗计算由变压器参数可知：Us（-）%=17.50 Us（-）%=10.50 Us（-）%=6.5Us%=(Us（-）%+Us（-）%-Us（-）%)/200=(17.5+10.5-6.5)/200=10.75Us%=(Us（-）%+Us（-）%-Us（-）%)/200=(17.5+6.5-10.5)/200=6.75Us%=(Us（-）%+Us（-）%-Us（-）%)/200=(6.5+10.5-17.5)/200=-0.25各绕组电抗的标么值为:X=X2=X3=( Us%/100)(Sj/Sn)=(10.75/100)
35、(100/31.5)=0.341X=X4=X5=( Us%/100)(Sj/Sn)=(6.75/100) (100/31.5)=0.214X=X6=X7=( Us%/100)(Sj/Sn)=(-0.25/100) (100/31.5)03.3.3 系统网络图做系统网络图如下：图3-1 系统网络图3.3.4 110KV侧母线短路计算当在110KV母线上发生三相短路时，既d1点短路时，网络简化如下：1) X22=1/(1/X2+1/X3)=0.1705 X23=1/(1/X4+1/X5)=0.107 简化后见图3-22) X24=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13
36、+1/X14+1/X23)X8X23=8.142X25=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X9X23=3.257X26=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X10X23=8.605X27=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X11X23=6.226X28=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X12X23=10.584X29=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X
37、11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X13X23=5.292X30=(1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23)X14X23=1.176简化后见图3-3图3-2 系统网络图化简图图3-3系统网络图化简图3)Y1=1/X15+1/X16+1/X17+1/X18+1/X19+1/X20+1/X21+1/X22+1/X24+1/X25+1/X26+1/X27+1/X28+1/X29+1/X30X31=Y1X22X24=11.71 X32=Y1X22X25=4.69X33=Y1X22X26=12.38X34=Y1X22X27=8.96
38、X35=Y1X22X28=15.23X36=Y1X22X29=7.61X37=Y1X22X30=1.69X38=Y1X22X15=23.3X39=Y1X22X16=8.4X40=Y1X22X17=14.4X41=Y1X22X18=15.4X42=Y1X22X19=24.5X43=Y1X22X20=20.4X44=Y1X22X21=8.2简化后见图3-4图3-4系统网络图化简图4) X45=1/(1/X31+1/X32+1/X33+1/X34+1/X35+1/X36+1/X37)=0.782X46=1/(1/X38+1/X39+1/X40+1/X41+1/X42+1/X43+1/X44)=1.9
39、66简化见图3-5图3-5系统网络图化简图短路电流标么值：Id1*=1/X1+1/X45+1/X46=1/0.32+1/0.782+1/1.966=4.913在d1点三相短路时，短路电流有名值：Id1= Id1*Sj/（Uj）=4.913100/(115)=2.47(KA)因短路发生在变电站110KV侧母线上，故取Kch=1.8,则短路电流冲击值：ih1=Kch Id1=1.82.47=6.278(KA)短路容量:Sd1=UjId1=1152.47=491.30(MVA)3.3.5 35KV侧母线短路计算当在35KV母线上发生三相短路时，即d2点短路，网络简化如下：1） X47=X1+X22=
40、0.4905X48=1/（1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14）=0.436Y2=1/X15+1/X16+1/X17+1/X18+1/X19+1/X20+1/X21+1/X23+1/X47X49=Y2X23X47=0.64X50=Y2X23X15=20.99X51=Y2X23X16=7.60X52=Y2X23X17=12.96X53=Y2X23X18=13.86X54=Y2X23X19=22.04X55=Y2X23X19=18.37X56=Y2X23X19=7.35见图3-6，3-7图3-6系统网络图化简图图3-7系统网络图化简图X57=1/（1/X5
41、0+1/X51+1/X52+1/X53+1/X54+1/X55+1/X56）=1.77见图3-8图3-8系统网络图化简图短路电流标么值：I*d2=1/X48+1/X49+1/X57=1/0.436+1/0.64+1/1.77=4.429在d2点三相短路时，短路电流有名值：Id2= I*d2Sj/（Uj）=4.429100/(37)=6.91(KA)取Kch=1.8，短路电流冲击值ich2:ich2=Kch Id2=1.86.91=17.59(KA)短路容量:Sd2=UjId2=376.91=442.88(MVA)3.3.6 10KV母线短路计算当在10KV母线上发生三相短路时，即d3点短路，网
42、络简化如下：图3-9系统网络图化简图1) Y3=1/X8+1/X9+1/X10+1/X11+1/X12+1/X13+1/X14+1/X23X24=Y3X23X8=8.124X25=Y3X23X9=3.257X26=Y3X23X10=8.605X27=Y3X23X11=6.226X28=Y3X23X12=10.584X29=Y3X23X13=5.292X30=Y3X23X14=1.176见图3-10图3-10系统网络图化简图X59=1/（1/X24+1/X25+1/X26+1/X27+1/X28+1/X29+1/X30）=0.54见图3-11图3-11系统网络图化简图短路电流标么值：Id3*=1
43、/X47+1/X58+1/X59=1/0.4905+1/1.37+1/0.54=4.6在d3点三相短路时，短路电流有名值：Id3= Id3*Sj/（Uj）=4.6100/(10.5)=25.35(KA)取Kch=1.8，短路电流冲击值ich3ich3= Kch Id3=1.825.35=64.532(KA)短路容量:Sd3=UjId3=10.525.35=461.10(MVA)短路计算成果表如下表3-3所示。表3-3 短路计算成果表相 关 参 数短路点基准电压Uav（kV）短路电流I*短路电流有名值Id（kA）短路电流冲击值ich（kA）短路容量Sd（MVA）d11154.92.476.278491.30d2374.4296.9117.590442.88d310.54.625.35
